某电站2#发电机试运行大纲5篇范文

第一篇：某电站2#发电机试运行大纲

***电站

02#机组A级检修启动试运行大纲

编

制：

电站生技部审核：

检 修单位审核：

批

准：

***********************工程有限公司

**************电站大修项目部

二○一二年一月十六日

二号发电机检修启动试运行大纲 二号发电机启动试运行大纲 概述

根据国家电力行业标准DL/T838-2003《发电设备检修导则》中关于新机组的检修规定，以及发电机组存在缺陷的实际情况，#2发电机计划于2011年11月18日开始A级进行检修，为了全面检查机组及相关设备的检修质量，以及验证各单元设备的继电保护、自动控制、测量仪表及有关电气回路、电气设备的正确性，特制定本试运行大纲。组织措施

2.1 启动试运行指挥领导小组

2.1.1 组

长： 2.1.2 副组长：

成员：

2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 启动试运行总指挥： 现场协助指挥： 安全负责人： 水机专业配合负责人： 电气专业配合负责人： 试验内容

3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 机组充水试验 机组空载试验 机组过速试验 自动开停机试验 发电机升压试验 机组带负荷、甩负荷试验

试运行前的检查

在发电机组进行试运行前，除检查各检修项目已完成验收，并签注工程质量验收单，试运行试验方案已移交电站生技部外，对现场还必须进行如下检查核实：

4.1 引水系统及尾水系统

4.1.1进水口工作门在关闭状态，液压泵站动作准确可靠，起闭情况良好，就地和自动控制联动试验合格。

4.1.2蜗壳排水阀、尾水管排水阀密封良好，关闭严密。

4.1.3尾水管检查工作全部完成，检查合格，内部清扫干净，无杂物。

二号发电机检修启动试运行大纲 4.1.4量测系统的各测量表计已校验合格，并已安装，且与LCU联调信号正确。4.1.5蜗壳、尾水管进人孔门关闭严密。

4.2水轮机部分

4.2.1水轮机所有部件检修恢复完成，验收合格，记录完整。锁锭恢复，投退试验正常。

4.2.2顶盖排水畅通，顶盖排水泵可投入运行。4.2.3水轮机室机坑内及顶盖已清扫干净，无杂物。

4.2.4主轴工作密封、检修密封调试正常，工作密封润滑水投入，水压、流量已经初步调整正常，漏水量正常。检修围带充气正常。

4.2.5导叶最大开度，立面、端面间隙合格，接力器压紧行程符合设计值。剪断销信号检验合格。

4.2.6导叶处于全关状态，紧急停机电磁阀投入，锁锭投入。4.2.7水导轴承油槽油位、冷却水压力、流量初步调整正常。

4.2.8水轮机自动化元件及测量仪表校验合格，管路连接良好，已与监控联动试验正确。

4.3调速系统

4.3.1事故配压阀安装调试完成，调速系统检修及试验完成，具备建压条件。4.3.2压油系统PLC已调试合格，整定正常，油化验合格。安全阀、卸载阀按要求整定合格，已正常投入。

4.3.3压力油罐补气装置手动和自动运行正常，并投入自动运行。

4.3.4各油压管路常闭阀门已关闭，手动将油压装置的压力油通向调速系统，阀门接头及元件无渗漏。油压装置可以投入自动运行。

4.3.5主令调整合格，导叶位移传感器已调试正常，调速器系统全行程开、关调试符合要求。

4.3.6调速器静特性试验合格，各参数定值已经核对正确。

4.3.7导叶开度应与接力器行程一致，导叶开度与接力器关系曲线已录制，紧急停机电磁阀动作全行程关闭时间、事故配压阀动作导叶关闭时间已测量，符合调保计算要求。

4.3.8调速器手动/自动开、停机（包括事故紧急停机）模拟试验正常。

二号发电机检修启动试运行大纲 4.3.9已模拟在机频断线、导叶反馈断线、电源切换、电源消失等故障情况下调速器反应正常。

4.3.10锁锭装置信号指示正确，锁锭处于投入状态。4.3.11调速器与监控系统联动试验正常。4.3.12漏油泵运行正常，置“自动”位置。

4.4发电机部分

4.4.1发电机整体检修完成，试验、检验合格，定子、转子各部检查无杂物，转子上旋转挡风板已安装。已拉过空气间隙。发电机风洞内已清扫干净，无杂物。4.4.2集电环，碳刷架已安装调试完成，碳刷已拔出。4.4.3发电机大轴接地碳刷与大轴接触良好。

4.4.4发电机空气冷却器风路、水路畅通。水管道、阀门无渗漏。压力表、温度计、示流器检验合格，空冷供水压力、流量已调整正常。

4.4.5制动系统供气正常，手、自动操作正常，制动器位置信号正确。制动系统处于“手动”制动状态。

4.4.6推力轴承油槽油位、油色正常，无渗漏。油化验合格，推力外循环油、水管道、阀门无渗漏，滤网已清洗装复，监视和控制正常，冷却系统启动试验正常。4.4.7上导轴承油槽油位、油色正常，冷却水压正常，无渗漏，油化验合格。4.4.8机组测温系统投入运行，显示正确。

4.4.9发电机试验用各种表计，振动、摆度传感器等均已安装牢固，调试正常。

4.5励磁系统

4.5.1励磁系统设备检验调试合格，接线正确。

4.5.2励磁系统与监控、机组保护联动试验正常，信号正确。4.5.3灭磁开关试验合格，手、自动操作正常。

4.5.4励磁调节器小电流、精度、主、从切换等试验正常。4.5.5励磁系统主回路及控制回路绝缘正常。

4.6油、水、气系统

4.6.1透平油系统管道、阀门无渗漏，各阀门状态正确。

4.6.2机组技术供水系统管道、阀门无渗漏，各阀门状态正确，减压阀调试正常。4.6.3气系统管道、阀门无渗漏，各阀门状态正确。

二号发电机检修启动试运行大纲 4.7电气一次设备检查

4.7.1检查发电机主引出线出口处连接已装复。4.7.2检查发电机中性点引出线出口处连接已装复。

4.7.3检查发电机封闭母线已检查清扫，各CT内等电位连接线已可靠连接，连接线对地电气距离满足要求，母线本体电气试验合格。

4.7.4检查中性点消弧线圈已清扫干净，电气试验合格，接线已恢复，柜门关闭良好。4.7.5检查发电机出口开关试验合格，操作机构正常。4.7.6检查开关及开关柜电气试验合格。

4.7.7检查机端电压互感器已清扫干净，试验合格。

4.7.8检查励磁变压器已清扫干净，试验合格，分接开关在规定位置，高低压引线已恢复，各螺栓防松措施完备，铁芯接地可靠，变压器箱内无遗留物。4.7.9发电机灭磁开关已试验合格，各连接线已恢复。

4.8电气二次设备检查

4.8.1监控系统自动开、停机模拟试验正确，PLC各事故停机流程模拟正确，常规水机事故回路模拟正确，开关量、模拟量实时数据采集正确，上下位机联调正常，转速信号装置检验合格，主令控制器调试正常，系统工作正常。

4.8.2发电机保护通道精度校验正确，保护逻辑模拟正确，传动试验正常，CT、PT回路检查正常，保护定值校核正确，信号模拟正确，装置上电运行正常。4.8.3同期系统回路检查正确，模拟试验正确，装置运行正常。4.8.4转速信号装置检查、校验正确

4.8.5电测、仪表、热工、自动化元件的检查 4.8.5.1交流采样装置检验合格。

4.8.5.2各电度表、电能量系统回路检查正常。4.8.5.3各压力表计校验合格。

4.8.5.4各温度元件校验合格，回路检查正常。

4.8.5.5各压力开关、行程开关，各压力、液位变送器校验合格。

4.8.6压油装置调试正常，定值检查正常，PLC程序检查正常，控制逻辑符合运行要求，回路检查正确，模拟试验正确。机组充水试验

5.1尾水充水平压

二号发电机检修启动试运行大纲 5.1.1投入机组制动。5.1.2投入检修密封。

5.1.3拔出接力器锁锭，复归紧急停机电磁阀。5.1.4调速器置“机手动”，将导叶开度打开2～3%。

5.1.5打开尾水平压阀向尾水管充水，充水时阀门开启不宜过大，在顶盖测压表处监视尾水管水位，记录充水时间。

5.1.6检查尾水盘型阀应无渗漏；检查尾水位以下水工建筑及各进人门、测压管路、阀门等，应无渗漏；检查检修密封、顶盖、伸缩节漏水情况，检查顶盖自流排水应正常。

5.1.7充水过程中必须密切监视各部位渗漏水情况，确保厂房及其它机组设备安全，发现漏水等异常现象时，应立即停止充水进行缺陷处理，必要时将尾水管内水排空，处理完毕再次充水。

5.1.8尾水平压且各部分正常后，关闭阀门，提起尾水门。

5.1.9调速器置“机手动”，关闭导水叶。手动投入紧急停机电磁阀，投入接力器锁锭。

5.2进水流道及蜗壳充水

5.2.1检查进水口工作门在关闭状态，提检修门。

5.2.2检查导叶处于关闭位置，调速器置“机手动”，紧急停机电磁阀投入，接力器锁锭投入。

5.2.3手动投入发电机风闸。5.2.4投入水轮机主轴检修密封。

5.2.5充水前安排专人监视蜗壳压力上升情况；安排专人检查蜗壳进人门漏水情况。5.2.6开启进水口工作门平压阀向钢管内充水，监视蜗壳水压变化，充水过程中压力钢管通气孔应畅通。

5.2.7充水过程中，检查蜗壳进人门、盘形阀、顶盖、导叶密封、各测压表计及管路漏水情况，顶盖排水应畅通，应注意监视水力机械测量系统中各压力表计读数。5.2.8记录充水时间及上下游水位。

5.2.9充水平压后，投入机组密封润滑水，检查水压正常。5.2.10退出机组检修密封，检查水轮机顶盖漏水、排水情况。5.2.11上述检查无异常，再次确认已平压后提工作门。

5.2.12在现地、机旁和中控室分别做落进水口工作门试验，动作行为、信号正常。5.2.13静水中用140%Ne过速回路模拟动作落门试验正常。

二号发电机检修启动试运行大纲 5.2.14各项检查正常后，将进水口工作闸门置开启状态。

6、机组空载试验

6.1机组空转试验（第一次开机，开、停机方式：手动开、停机）6.1.1试验目的

6.1.1.1机组转动部分检查，确认机组转动部分与静止部件之间无摩擦或碰撞。6.1.1.2检查机组振动、摆度是否符合要求。6.1.1.3检查记录机组各轴承温升情况。6.1.1.4检查机组各部运行情况。6.1.1.5发电机出口一次侧残压测量。

6.1.1.6检查水力测量系统表计及电气转速表运行情况。6.1.1.7机组制动系统试验（检查电磁阀、位置开关动作情况）。6.1.1.8检查核对监控系统数据采集情况。6.1.1.9调速器试验。

6.1.1.9.1扰动试验，复核参数。

6.1.1.9.2调速器“手动”、“自动”工况下空载摆度试验。6.1.1.9.3双电源切换试验。6.1.1.9.4掉电试验。

6.1.2试验前准备

6.1.2.1机组压油装置调试正常。

6.1.2.2转速装置已安装完毕，试验正常。

6.1.2.3机端电压互感器投入，检查二次插把接触良好。

6.1.2.4监控系统投入使用，LCU盘柜监控系统现地/远方控制切换把手放“现地”位置，同期装置在退出位置。

6.1.2.5发电机出口刀闸、断路器、#2机励磁开关FMK在断开位置。6.1.2.6投入各水机保护。

6.1.2.7导叶主令控制器检查调整正常。6.1.2.8制动系统气压正常。

6.1.2.9检查各电流回路、电压回路恢复正常，电流回路无开路、电压回路无短路现象。

6.1.2.10核实已顶过转子，建立起推力轴承油膜，发电机拉过空气间隙，转动部件内无异物。

二号发电机检修启动试运行大纲 6.1.2.11水轮机主轴密封水投入，退出机组检修密封。6.1.2.12关闭发电机空气冷却器技术供水阀。

6.1.2.13开启机组技术总供水，调整水压正常，检查供排水系统各部水压正常，无渗漏。

6.1.3机组首次启动与监视、记录

6.1.3.1记录各轴承起始瓦温、油温，各冷却水压。6.1.3.2检查各部正常后，解除机组制动。

6.1.3.3检查主轴密封水已投入，检修密封已退出。6.1.3.4退出接力器锁锭，复归紧急停机电磁阀。

6.1.3.5打开浆叶在启动开度，手动开机到开始滑行状态。机组滑行后，立即关闭导水叶，监视、监听机组机械转动情况。

6.1.3.6确认无异常后，关闭浆叶，缓慢开启导叶，记录机组起始开度，使机组逐渐升速，当转速至50%Ne时稍停，检查各轴承温度及摆度有无急剧升高，监听转动部件与固定部件有无异常，再逐渐升至额定转速。测量各转速下机组的振动和摆度值。6.1.3.7检查顶盖漏水、排水情况。6.1.3.8测量发电机出口残压。

6.1.3.9检查记录机组各轴承温升情况直至瓦温稳定（在前半小时内，应每隔5min测量一次推力轴瓦及导轴瓦的温度，以后可适当延长记录时间间隔，1小时内每10min记录一次，以后每半小时记录一次）；检查机组各部运行情况；检查核对监控系统数据采集情况。

6.1.3.10检查转速装置齿盘测频和残压测频情况。6.1.3.11测量机组PT各二次电压回路电压值。

6.1.3.12在机组空转状态下进行调速器试验：检查调速器测频信号应正常；手、自动切换试验；空摆试验；空载扰动试验。

6.1.3.13试验完毕后，手动停机，检查机组制动系统工作情况。

6.2机组过速试验（第二次开机，开、停机方式：机旁手动开机到空转、115%Ne过速动作停机）6.2.1试验前准备

在现场用频率计加量校验测速装置的115％、140% Ne过速保护出口接点动作值应合格。

二号发电机检修启动试运行大纲 6.2.2机组启动与监视、记录

6.2.2.1手动开机使机组达额定转速。

6.2.2.2检查机组在额定转速下空载摆度及振动值满足规程要求。

6.2.2.3手动逐步增大导叶开度，将机组升速至115%Ne，使其动作停机，记录机组振动和摆度。

6.2.2.4过速试验过程中设专人密切监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承温升情况，监听是否有异常响声。

6.2.2.5停机后全面检查发电机转动部分（如转子磁轭键、磁极键、阻尼环及其连接线、磁极引线连接和焊接情况等），检查发电机定子基础及上机架千斤顶的状态。6.2.2.6对定子、转子上各部检查无杂物，再次拉过空气间隙。检查发电机风洞内已清扫干净，无杂物。

6.2.8全面检查正常后，复归紧急停机信号。

6.3自动开停机试验（第三次开机，开、停机方式：自动开、停机）

6.3.1试验目的

6.3.1.1检查开、停机程序执行情况。6.3.1.2检查调速器动作情况。

6.3.2试验前检查与准备

6.3.2.1按正常运行方式对机组主辅设备进行试验前的检查、操作。

6.3.3机组启动与监视、记录

6.3.3.1上位机自动开机到空转。检查机组转速上升情况。6.3.3.2检查开机程序执行情况是否正确。

6.3.3.3检查技术供水等辅助设备的投入情况是否正确。6.3.3.4检查调速器动作情况。录制调速器自动开机过程曲线。6.3.3.5检查转速装置接点动作情况。

6.3.3.6机组运行稳定后，自动停机。检查停机程序执行情况和再次检查第3、4、5项内容。

6.4发电机升压试验（第四次开机，开、停机方式：自动开机，模拟差动保护动作停机）6.4.1试验目的

6.4.1.1PT回路接线正确性检查。6.4.1.2录制发电机空载特性曲线。

6.4.1.3测量在升压过程中的机组振动与摆度。

二号发电机检修启动试运行大纲 6.4.1.4励磁系统试验。6.4.1.5模拟差动保护停机。

6.4.2试验前检查与准备

6.4.2.1按正常运行方式对机组主辅设备进行试验前的检查、操作。6.4.2.2检查发电机灭磁开关在断开位置。

6.4.2.3检查发电机出口断路器在断开位置, 出口刀闸在断开位置，并切除控制电源。6.4.2.4投入发电机所有水力机械保护、电气保护及自动控制回路。6.4.2.5调速器置“自动”位置。

6.4.3机组启动与监视、记录

6.4.3.1自动开机到空转。

6.4.3.2合灭磁开关，手动按10%Ue、40%Ue、60%Ue、80%Ue、100%Ue分级升压，并在升压过程中检查下列各项：

6.4.3.2.1升压范围内各组PT二次侧电压应平衡，电压值及相序正确，并测量其开口三角输出电压值。

6.4.3.2.2发电机及带电范围内一次设备运行情况是否正常。6.4.3.2.3升压过程中记录各部振动及摆度是否正常。6.4.3.2.4在额定电压下测量发电机轴电压。

6.4.3.3录制发电机空载特性曲线：将发电机电压降到最低值，录制发电机空载特性曲线，以不超过1.3Ue或额定励磁电流为限，读取各点励磁电流和定子三相电压值。6.4.3.4励磁系统试验：

6.4.3.4.1检查手、自动启励及逆变工作情况；灭磁试验； 6.4.3.4.2发电机过压动作灭磁试验； 6.4.3.4.3励磁调节器10％阶跃试验；

6.4.3.4.4励磁电压调节器主从控制单元切换试验； 6.4.3.4.5双电源切换试验； 6.4.3.4.6模拟PT断线试验；

6.4.3.5模拟差动保护动作停机，检查动作情况。机组带负荷、甩负荷试验（第五次开机，开机方式：中控自动开机到空载）

7.1 试验目的

7.1.1励磁调节器带负荷调整情况检查。

二号发电机检修启动试运行大纲 7.1.2同期装置动作情况检查。

7.1.3励磁、录波、保护、监控、计量等各处电流采集情况检查。7.1.4调速器在发电方式下的稳定性检查。7.1.5调速器快速增减负荷试验。

7.1.6分别在每隔10MW各负荷下测量机组的振动和摆度，在接近机组振动区域，每隔2MW测量一次。

7.1.7甩25%、50%、75%、100%Pe负荷试验，并在甩负荷时测量机组的振动和摆度。

7.2 试验前检查准备

7.2.1检查发电机出口断路器确在分闸位置，合发电机出口隔离开关。7.2.3按正常运行方式恢复发电机组至热备用状态。

7.3 机组启动与监视、记录

7.3.1由中控远方自动开机到空载，检查励磁调节器动作情况，注意防止过压。7.3.2由中控发并网令，检查同期装置动作情况。

7.3.3逐步增加负荷到5MW，检查励磁、录波、保护、监控、测量等数据采集情况。7.3.4调速器在发电方式下的稳定性检查。

7.3.5甩负荷量及甩负荷次数为25%、50%、75%、100%Pe各一次。记录各阶段机组振动和摆度情况。

7.3.6在机组甩25%Pe时，记录接力器不动时间，应不大于0.2s，检查记录转速、水压上升情况；甩负荷时检查记录励磁调节器的稳定性和超调量。

7.3.7在各次甩负荷时，检查记录调速器的动态调节性能，记录校核接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升最大值、转速上升、电压上升最大值等，应符合设计规定。机组试验完毕，全面检查消缺正常后，交付系统运行。

第二篇：光伏电站启动试运行大纲 - 副本

1、总则

1.1 为确保并网发电启动试运行工作顺利、有序地进行，特制订本方案； 1.2 本方案仅适用于项目并网发电启动试运行；

1.3 本方案仅列出主要试验项目与试验步骤，相应试验的具体方法参见相应厂家技术文件；

1.4 本方案上报启动委员会批准后执行。

2、编制依据

2.1《电气装置安装施工及验收规范》 2.2 有关设备合同、厂家资料、设计资料

3、本次启动试运行的范围

本次启动试运行的设备主要包括：太阳能光伏板01#-20#方阵、01#-20#逆变器、01#-20#直流柜、01#-20#箱式变压器、电站35KV系统、监控系统、电能计量系统、厂用电系统、通讯系统等。

本次启动试运行的太阳能01#-20#方阵系统额定发电容量为1MWp。

4、试运行人员配备

试运行总指挥由项目经理担任，副总指挥由担任，由做技术负责、电工作业人员2人组成。对试运行人员要求以技工和有经验的青工为骨干，必须能够从事电气作业，试运行必须是专职的并持有有效证件，必须服从技术负责统一指挥。

试运行由技术员组织安全、技术交底，使试运行人员熟悉图纸、明确方法及安全文明施工要求，按试运行大纲和各归口部门要求进行。未接受交底人员不得进行启动试运行。

5、启动试运行前的检查

5.1 太阳能光伏板检查

5.1.1 太阳能光伏板已按设计及厂家要求安装完毕，设备完好；

5.1.2 太阳能光伏板与支架之间可靠固定，连接线已正确连接，接地可靠； 5.1.3 太阳能光伏板组串开路电压、短路电流均已测试完成，具备发电条件。5.2 汇流箱（01~20-HLX01~14）检查

5.2.1 汇流箱（01~20-HLX01~14）已按设计要求安装完毕，接线完成，接地良好； 5.2.2 各太阳能电池方阵的正、负极保险均已投入； 5.2.3 汇流箱（01~20-HLX01~14）输出开关在合位；

5.2.4各太阳能电池组串的开路电压满足并网要求（不超过最大输入电压：DC1000V）。

5.3 逆变器（01~20-NBQ01、02）、直流柜（01~20-ZLG01、02）检查

5.3.1 01#-20#逆变器（01~20-NBQ01、02）系统的所有设备已安装完毕并检验合格，接地系统良好；

54.3.2 01#-20#逆变器（01~20-NBQ01、02）系统的单体调试已完成，设备状态良好，具备启动试运行调试条件；

5.3.3 检查01#-20#低压直流柜（01~20-ZLG01、02）的各直流开关均在断开位置，测量各直流开关进线侧的开路电压满足并网要求（不超过最大输入电压：DC1000V）；

5.3.4 检查01#-20#低压直流柜（01~20-ZLG01、02）至逆变柜（01~20-NBQ01、02）之间的直流空开在断开位置；

5.3.5 检查逆变器（01~20-NBQ01、02）电网侧空开在断开位置。5.4 01#-20#箱式变压器（01~20-XB）检查

5.4.1 检查所有设备已安装完毕并试验合格，接地系统良好；

5.4.2检查35KV箱变（01~20-XB）高压侧负荷开关、低压侧断路器均在分闸位置。5.5 35KV系统检查

5.5.1 35KV开关柜（GY02、GY03）已安装完毕并试验合格，具备带电条件；

5.5.2 检查35KV各断路器在试验位，并在分闸状态，35KV母线PT（GY04）在投入位置； 5.5.3 35KV高压电缆已敷设安装完毕并试验合格，具备带电条件； 5.5.4 设备接地系统施工完成，接地良好。5.6 厂用电系统检查

厂用电设备已全部安装完工检验并试验合格，已接通电源投入正常工作；备用电源自动投入装置已检验合格，工作正常。5.7 照明系统检查

各主要工作场所（中控室、35KV开关室、逆变器室等）的照明系统已安装完毕并已投运正常运行。

5.8 电气二次系统检查

5.8.1 下列电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证其动作的准确性。（1）35KV操作回路；（2）厂用电系统操作回路；

（3）35KV箱变（01~20-XB）操作回路；

（4）逆变器（01~20-NBQ01、02）系统操作回路；（5）直流（01~20-ZLG01、02）系统操作回路；

5.8.2 35KV保护系统已安装调试完毕，电流、电压回路检查完毕，保护装置模拟试验动作均正常，保护定值已按设计定值整定。

5.8.3 监控系统已安装调试完毕，具备启动试运行条件。5.8.4 电能计量系统已安装调试完毕。5.9 其他

5.9.1 启动试验需使用的表计、试验设备等准备完毕并校验合格；

5.9.2 中控室、35KV开关室（GY02、GY03）、逆变器室（01#-20#）等重要部位配备必要的临时消防设备；

5.9.3 配备必要的电话、对讲机等通讯设施。

6、启动试验程序

6.1 35KV系统送电

6.1.1 合35KV光伏出线柜（GY06）开关，35KV站用变及消弧线圈室、出线高压电缆带电，检查变压器及高压电缆带电工作正常；

6.1.2 检查35KV出线断路器开关柜（GY06）高压带电显示正常；

6.1.3 将35KV出线断路器至工作位，现地合断路器，对35KV母线充电，检查断路器及35KV母线带电工作正常；

6.1.4 检查35KV母线PT（GY04）二次侧各支路电压幅值、频率、相位、相序均正常； 6.1.5 检查35KV各开关柜（GY02、GY03）上安装的各测控装置显示正确，各表计显示正确。

6.2 01#-20#箱式变压器送电

6.2.1 合箱变高压侧负荷开关，低压侧断路器在分闸位置；

6.2.2 将35KVⅠ、Ⅱ号进线柜（GY02、GY03）断路器小车摇至工作位，现地合断路器对箱变进行冲击试验，共冲击3次，每次间隔5分钟，冲击过程中注意观察箱变应工作正常，并记录冲击前、后变压器的温度；

6.2.3 最后一次冲击完成后，如无异常则断路器不分开，变压器带电运行，检查变压器测控装置显示正确，各表计显示正确。6.3 逆变器电网侧送电

依次合01#-20#箱式变压器低压侧断路器、逆变器电网侧空开，检查各设备带电正常，检查各测控装置及表计显示正确。6.4 逆变器并网调试

6.4.1 检查逆变器电网侧的线电压和频率是否满足逆变器并网要求（电网工作电压范围（V）：315/270, 电网工作频率范围：47HZ～52HZ），并检查测得数值是否与逆变器控制器显示的数值一致；

6.4.2 测量每一个汇流箱输（01~20-HLX01~14）出到1#-20#低压直流柜之间直流电压，检查直流电压是否符合并网要求（不超过最大输入电压：DC1000V）；

6.4.3先任意合上01#-20#低压直流柜到逆变柜之间的一个直流输出空开，再合上并网逆变器直流侧空开，在小功率情况下进行并网调试；

6.4.4 小功率并网成功后，检查35KV各相关电流互感器二次侧各支路的电流幅值、相位、相序并记录；

6.4.5 电流回路检查完毕后，再依次合上剩余的01#-20#低压直流柜到逆变柜之间的所有直流输出空开，进行大功率并网调试； 6.4.6 记录设备运行的各种数据；

6.4.7 进行逆变器正常开停机、事故停机及紧急停机等各项试验，验证各项控制功能的正确性。7、240h试运行

7.1 完成上述全部试验内容并经验证合格后，系统即具备并网240h试运行条件； 7.2 试运行根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数； 7.3 240h试运行结束后，检查处理试运行中发现的所有缺陷。

8、启动试运行安全措施

8.1 各主要部位应清洁无杂物，各部位通道畅通，各孔洞盖板封堵完毕。无关人员不得进入现场；

8.2 启动前应对参加启动试运行的工作人员进行安全及技术交底。做到分工明确，责任到位。各监测人员应集中精力，根据要求进行测量并加强巡视。启动或运行时发现异常情况要及时报告。值班人员和监测人员不得擅离岗位；

8.3 为保证启动试运行过程通讯畅通，配备4部无线电对讲机；

8.4 所有试验项目进行前必须获得总指挥批准，完成后应及时报告总指挥； 8.5并网试验须经调度批准后进行；

8.6 加强现场保卫工作，闲杂人员不得在试验场所逗留，严禁乱动光伏板、开关等设备； 8.7 电站内对各系统有影响的其他工作必须停止，待系统停止工作时后方进行。

第三篇：电站试运行程序

***公司

—***水电站

水轮发电机组启试运行程序

批准：

审核：

编制：

***公司

二O一二年十一月

动

目

录

一、总则...............................................................................................................3

二、机组启动试运行前的检查...........................................................................3

（一）引水系统的检查........................................................................................................3

（二）水轮机的检查............................................................................................................4

（三）调速系统检查............................................................................................................4

（四）发电机的检查............................................................................................................4

（五）励磁系统的检查........................................................................................................5

（六）油、气、水的检查....................................................................................................5

（七）电气一次设备的检查................................................................................................5

（八）电气二次设备的检查................................................................................................6

三、机组充水试验...............................................................................................7

（一）尾水管充水................................................................................................................7

（二）压力管和蜗壳充水....................................................................................................8

（三）充水平压后的观测检查和试验................................................................................8

四、水轮发电机组空载试运行...........................................................................8

（一）、开机前的准备........................................................................................................8

（二）、首次手动开机........................................................................................................9

（三）、机组空载运行下调速系统的试验........................................................................9

（四）、手动停机及停机后的检查..................................................................................10

（五）、过速试验..............................................................................................................10

（六）、自动开机试验......................................................................................................10

（七）、自动停机试验......................................................................................................10

（八）、发电机升流试验..................................................................................................11

（九）、发电机升压试验..................................................................................................11

（十）、水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验..................................................11

（十一）、电力系统对主变压器冲击合闸试验..............................................................11

五、机组并列及负荷试验.................................................................................12

（一）机组并列试验..........................................................................................................12

（二）机组甩负荷试验......................................................................................................12

（三）机组带负荷试验......................................................................................................12

六、72小时带负荷连续试运行........................................................................12

七、机组移交.....................................................................................................12

八、附件.............................................................................................................13

一、总则

1、***水电站水轮发电机组启动试运行程序内容包括与机组有关的电气设备的起动、调整试验等项目。

2、机组试验项目是根据《水轮发电机组安装技术规范》（GB/T8564-2003）、《水轮发电机组启动试验规程》（DL/T507-2002）所规定的试验及设备生产厂家技术要求制订；如有临时增加试验项目需取得机组启动委员会同意，才能进行试验。

3、机组启动试运行试验的目的在于验证机组制造与安装质量，为正常并网运行创造条件；对机组启动过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除。

二、机组启动试运行前的检查

（一）引水系统的检查

1、流道、集水井、各廊道等水工建筑物应符合设计要求，所有杂物应清理干净。

2、引水系统的排水设施，包括管道、阀门、排水泵等必须处于能正常工作状态。

3、机组所有的油、水、气系统全部安装调试完毕，符合规程和设计要求，测量表计指示正确。

4、厂内的消防设施满足要求。

5、油压装置安装完毕，已完成充水前应做的调整和试验，且符合设计要求。

6、调速器安装调试完毕，导叶开关时间及协联关系符合设计要求。

7、机组所有部件全部安装完毕，所有销钉、螺栓、螺母等已装齐全并全部紧固，牢固、可靠。

8、各转动部分间隙符合厂家的设计要求，机组内部 已清扫干净，并经检查无遗物。

9、各油箱、油槽油位正常；油泵已调试，工作正常。

10、高压油泵，油压调整完毕，工作正常。

11、刹车制动闸灵活可靠。

12、低压空气压缩机已调试合格，贮气罐及管路无漏气，各压力表计、减压阀、安全阀工作正常，整定值符合设计要求。

13、发电机冷却水供水调试完毕，要求无渗漏，压力值达到设计要求。

14、与试运行有关的各种电气设备均安装完毕，按要求试验合格。

15、所有二次回路绝缘合格，各保护回路均已调试完毕，回路经总模拟试验，动作正确。电流、电压回路均经检查接线正确。

16、全厂接地工程施工完毕，接地电阻经测量符合设计要求。

17、全厂临时电源安全可靠，临时照明布置合理，光线充足。

18、厂内外及中调、地调的通信电话应畅通（中控室与操作层等）。

19、非本台机组运行需要的电气设备已做好防误送电隔离措施。

（二）水轮机的检查

1、水轮机转轮及所有部件已安装完工检查合格，施工记录完整，上下止漏环间隙、转轮与转轮室间隙已检查无遗留物。

2、真空破坏阀已安装完工，经严密性渗漏试验及设计压力下动作试验合格。

3、主轴工作密封与检修密封已安装完工，经检验检修密封无渗漏。已调整工作密封水压至设计规定值。

4、水导轴承冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试，各整定值符合设计要求。

5、导水机构以安装完工检验合格并处于关闭状态，接力器锁定。导叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。剪断销剪断信号及其他导叶保护装置检查试验合格。

6、各测压表计，示流计、流量计、摆度、振动传感器计各种变送器均已安装完工，管路线路连接良好，通流通畅，管路中杂物已清除干净。

7、尾水射流补气装置已安装完工并处于关闭状态，确认尾水不会倒灌，水轮机大轴自然补气处于开启状态。

（三）调速系统检查

1、调速系统及其设备已安装完工，并调试合格。油压、油位正常，各部表计、阀门、自动化元件均已整定符合要求。

2、油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。

3、由手动操作将油压装置的压力油通向调速系统，检查各油压管路、阀门、接头及部件等均无渗漏现象。

4、调速器电调柜已安装完工并调试合格，电气—机械/液压转换器工作正常。

5、调速器锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。

6、进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、接力器及导水机构联动操作的灵活可靠和全行程内动作平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示等三者的一致，导叶开度与接力器行程的关系曲线，符合设计要求。

7、事故停机阀等均已调试合格，紧急关闭时间初步检查导叶全开到全关所需时间，符合设计要求。

（四）发电机的检查

1、发电机整体已安装完工，试验和检验合格，记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无杂物。

2、导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水压已调试，整定值符合设计要求，推力外循环油冷却系统工作正常。

3、发电机转子集电环、碳刷等已检验，碳刷与集电环接触良好并调试合格。

4、发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常，充水前制动系统处于手动制动状态。

5、发电机的空气冷却器已检验合格，风路、水路畅通无阻。阀门集管路无渗漏水现象。

6、测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器、气隙监测装置、局部发电监测仪等均仪安装完工，调试、整定合格。

（五）励磁系统的检查

1、励磁电源、变压器、仪表安装完工，试验合格，高、低压端连接线与电缆检验合格。

2、励磁系统盘柜、仪表安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好。

3、励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。

4、灭磁开关主触头接触良好，开距符合要求，动作灵活可靠。

5、励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。

6、励磁操作、保护及信号回路接线正确动作可靠，表计校验合格。

（六）油、气、水的检查

1、冷却水系统已调试合格，工作正常。

2、机组冷却水供水过滤器及供水管路，进入机组冷却器的冷却水进出水管路阀门、接头均已检查合格，压力表(或压力信号器)、示流信号器(流量计)、温度计等自动化元件已检验合格。

3、厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格。水泵手、自动工作正常，水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。各排水系统的排水量应满足机组正常运行和检修的需要。

4、全厂透平油、绝缘油系统已投入运行部分能满足该台机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。

5、空气压缩机均已调试合格，储气罐及管路系统无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求。压气系统已经投运，处于正常状态。

6、各管路、附属设备已涂漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。

7、各管道系统已安装，调试、检查完毕，管道及阀门无渗漏现象。

（七）电气一次设备的检查

1、发电机主引出线、机端引出口处的电流互感器等设备已安装完工检验合格。中性点引出线及电流互感器、中性点消弧线圈(或中性点接地变压器、电阻)均已安装并调试合格。

2、发电机断路器、隔离开关、电制动开关等已安装检验合格。

3、发电机电压母线及其设备已全部安装完工检验并试验合格，具备带电试验条件。

4、主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，具备带电试验条件。

5、相关厂用电设备已安装完工检验并试验合格，已投入正常工作。备用电源自动投入装置已检验合格，工作正常。

6、与本机组发电及送出有关的高压配电装置已安装完工并检验调试合格。

7、全厂接地网和设备接地已检验，接地连接良好，接地测试井已检查。总接地网接地电阻和升压站的接触电位差、跨步电位差已测试，符合规定值的要求。

8、厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检查合格。事故照明已检查合格，油库、变压器室等防爆灯已检查合格。

（八）电气二次设备的检查

1、机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，检查合格，电缆接线正确无误，连接可靠。

2、计算机监控系统的机组现地控制单元、全厂开关站控制单元、进水口工作闸门控制单元、公用设备控制单元等已安装完工，并与被控设备调试合格。中央控制室的全厂集中监控设备如返回屏、控制台、计算机监控系统及不间断电源等设备均已安装完工检验合格。

3、直流电源设备已安装完工检验合格，并投入工作正常；逆变装置及其回路已检验合格。

4、下列电气操作回路已检查并通过模拟试验，已验证其动作的正确性、可靠性与准确性： a)进水口闸门自动操作回路。b)厂用电设备操作回路。

c)机组自动操作与水力机械保护回路。d)发电机励磁操作回路。

e)发电机断路器、电制动开关操作回路。f)直流及中央音响信号回路。g)全厂公用设备操作回路。h)同期操作回路。i)备用电源自动投入回路。

j)各高压断路器、隔离开关的自动操作与安全闭锁回路。

5、电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查之后，下列继电保护回路应进行模拟试验，验证动作的准确性：

a)发电机继电保护与故障录波回路。

b)主变压器继电保护与故障录波回路。c)高压配电装置继电保护回路。d)送电线路继电保护与故障录波回路。e)厂用电继电保护回路。f)其他继电保护回路。g)仪表测量回路。

6、厂内通信、系统通信及对外通信等设施均已安装调试完毕，检查合格，回路畅通，准确可靠，能够满足电网调度、远动、继电保护、厂内生产调度和行政管理的需要。

（九）消防系统及设备的检查

1、与启动试验机组有关的主副厂房等部位的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并通过消防部门验收。

2、全厂消防供水水源可靠，管道畅通，压力满足设计要求。

3、电缆防火堵料、涂料、防火隔板等安装完工，电缆穿越楼板、墙壁、竖井、盘柜的孔洞及电缆管口已可靠封堵。

4、按机组启动试验大纲要求的临时性灭火器具配置已完成。

以上各项确认全部已达到具备充水条件即可进行机组充水试验。

三、机组充水试验

（一）充水条件

1、充水前应确认进水口工作闸门处于关闭状态。确认蝴蝶阀处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定投入。

2、充水前必须确认电站厂房检修排水系统、渗漏排水系统运行正常。

3、与充水有关的各通道和各层楼梯照明充足，照明备用电源可靠，通信联络设施完备，事故安全通道畅通，并设有明显的路向标志。

（二）尾水管充水

1、利用尾水倒灌方式向尾水管充水，在充水过程中随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封测压系统管路。

2、记录测压表计的读数。待充水至与尾水平压后，提起尾水闸门。

（三）压力管和蜗壳充水

1、打开进水口闸门充水阀，向压力管道充水，监视压力管道水压表读数，检查管道充水情况，检查钢管伸缩节的漏水情况。小开度打开工作闸门，向压力管道充水，监视压力管道水压表读数，检查压力管道充水情况，待压力管道充满水后，再将工作闸门全开。

2、检查钢管伸缩节、蜗壳进人门、水轮机顶盖、导水机构、主轴密封的漏水情况及顶盖排水情况。观察各测压表计及管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。

3、充水过程中，检查压力管道通气孔的排气是否畅通，同时注意使蜗壳中的积气排出。

4、蜗壳平压后，记录压力钢管与蜗壳的充水时间。

（四）充水平压后的观测检查和试验

1、进水口闸门进行启闭试验，闸门启闭应可靠。

2、蜗壳充满水后，记录开启和关闭时间。

3、压力管充满水后对水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏、支墩变形、裂缝等情况。

4、操作机组技术供水系统管路各阀门设备，检查技术供水系统各设备的工作情况。

四、水轮发电机组空载试运行

（一）、开机启动前的准备

1、主机周围各层场地已清理干净，通道畅通，照明充足，指挥通信系统布置就绪，各部位运行人员已到位，振动摆度等测量仪器仪表准备齐全。

2、确认充水试验中出现的问题已处理合格。

3、各部冷却水、润滑水投入，水压、流量正常，润滑油系统、操作油系统工作正常，各油槽油位正常。

4、渗漏排水系统、压缩空气系统按自动方式运行正常。

5、上下游水位、各部原始温度等已记录。

6、调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：

a)油压装置至调速器主油阀阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常；油压装置处于自动运行状态。

b)调速器的滤油器位于工作位置。

c)调速器处于机械“手动”或电气“手动”位置。d)调速器的导叶开度限制位于全关位置。e)调速器的速度调整机构位于额定转速位置。

7、与机组有关的设备应符合下列要求：

a)发电机出口断路器断开，或与主变压器低压侧的连接端应断开。b)发电机转子集电环碳刷已研磨好安装完毕，碳刷拔出。c)水力机械保护和测温装置已投入。d)拆除所有试验用的短接线及接地线。e)外接标准频率表监视发电机转速。f)电制动停机装置短路开关处于断开位置。g)发电机灭磁开关断开。

h)机组现地控制单元已处于工作状态，已接入外部调试检测终端，并具备安全监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。

（二）、首次手动开机

1、退出接力器锁定，手动开启机组导水叶，使机组启动，待机组开始转动后，将导叶关回，由各部观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间无摩檫或碰撞情况。

2、确认各部正常后，手动打开导叶，当机组转速升至50％ne时，暂停升速观察各部运行情况，无异常后升至额定转速，记录机组在此水头（上、下游水位）下的启动开度和空载开度。校验电气转速表应位于100％位置。

3、由专人负责监视轴承温度、摆度、振动、转速和水压等。记录各部分轴瓦的温度，观察轴承油面的变化，油位应处于正常位置。

4、观察机组各部位有无异常现象。如发现金属碰撞声、水轮机室窜水、瓦温突然升高、机组摆度、振动过大等不正常现象应立即停机。

5、测量发电机残压及相序，相序应正确。

6、测量、记录机组运行摆度（双幅值），其值应满足厂家设计规定值。

7、测量、记录机组各部位振动。

8、打磨发电机转子集电环表面。

（三）、机组空载运行下调速系统的试验

1、检查调速器测频信号应正常。进行调速器手动和自动切换试验，接力器应无明显摆动。

2、空载扰动试验应选择适当的调节参数，使之满足以下要求： a、扰动量一般为± 8％。

b、转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30％。

c、超调次数不超过两次。

d、从扰动开始到不超过机组转速摆动规定值为止的调节时间应符合设计规定。

（四）、手动停机及停机后的检查

1、机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。

2、手动操作停机，当机组转速降至15％ne时手动投入机械制动直至机组停止转动，解除制动装置使制动复位。监视机组不应有蠕动。

3、停机过程中检查各部位轴承温度变化情况、各部位油槽油面的变化情况。录制停机转速和时间关系曲线。

4、停机后投入接力器锁定和检修密封，关闭密封润滑水。根据情况确定是否关闭闸门。

5、停机后检查各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。检查发电机上下挡风板、挡风圈是否有松动或脱落。检查风闸的磨擦情况及动作的情况。

（五）、过速试验

1、将测速装置各过速保护触点从水机保护回路中断开，用临时方法监视其动作情况。

2、手动开机，待机组运行至轴瓦瓦温稳定后进行过速试验。手动操作开度限制机构，开大导叶使转速上升到额定转速的115%，观察测速装置的动作情况。如机组无异常，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值（即140％ne）。检验过速保护动作值，过速过程应监视各部位的摆度、振动、温度在过速前后的情况。手动停机后对机组进行全面检查。

（六）、自动开机试验

1、调速器处于“自动”位置。机组各附属设备均处于自动状态。首次自动启动前应确认接力器锁定及制动器实际位置与自动回路信号是否相符。

2、对于无高压油顶起装置的巴氏合金推力轴瓦机组，则应通过油泵顶起发电机转子，使推力轴瓦充油。顶起发电机转子，使推力瓦充油。

3、投入水机保护回路，检查自动开机条件已具备。

4、在机组现地控制屏操作机组自动启动，检查监视以下项目： a、检查自动化元件的动作情况；检查技术供水等辅助设备的投入情况。b、记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间 c、记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。d、检查调速器动作情况。

e、检查测速装置的转速触点动作是否正确。

（七）、自动停机试验

1、机组现地控制屏操作停机。

2、检查监视停机过程各自动化元件的动作情况。

3、记录机组停机脉冲发出至机组机组转速降至制动转速所需时间。

4、记录机组停机脉冲发出至机组全停机时间。

5、检查调速器动作情况。

6、检查测速装置的转速触点动作是否正确。

7、检查转速降至设计转速时制动应能自动投入，当机组停机后应能解除制动器。

（八）、发电机升流试验

1、在发电机出口端设置三相短路线。

2、用厂用电提供励磁装置电源。投入水机保护回路。

3、手动开机至额定转速，机组各部分运转正常。

4、合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，检查发电机各电流回路的准确性和对称性，绘制继电保护和测量表计向量图。

5、录制发电机三相短路特性曲线，检查碳刷及集电环工作情况；跳灭磁开关，检验灭磁情况是否正常。

6、测量发电机定子对地绝缘电阻、吸收比，应满足： 绝缘电阻值（换算100℃）：R≥9.5MΩ； 吸收比（40℃以下）：不小于1.6。如不合格，则进行短路干燥。

7、升流试验合格后模拟水机事故停机，拆除发电机短路点的短路线。

（九）、发电机升压试验

1、发电机保护装置投入。发电机断路器处于断开位置。

2、自动开机至额定转速，机组各部分运转正常后测量发电机升流后的残压，并检查三相电压的对称性。

3、手动升压至额定电压，检查发电、带电范围内一次设备运行情况，测量二次电压回路侧相序相位和电压值应正确，保护装置工作正常，测量发电机轴电压。

4、在50％、100％额定电压下跳灭磁开关其灭磁情况应正常，测量灭磁时间常数。录制发电机空载特性曲线。

5、当发电机的励磁电流升至额定值时测量发电机定子最高电压。对于有匝间绝缘的发电机，在最高电压下应持续5min。进行此项试验时，定子电压以不超过1.3倍额定电压为限。

（十）、水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验

1、在发电机额定转速下，励磁处于手动位置，检查手动控制单元调节范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20％，上限不得低于发电机空载励磁电压的110％。

2、检查励磁调节系统的电压调整范围，符合设计要求。测量励磁调节器的开环放大倍数。检查功率整流桥的均流和均压系数。

3、在发电机空载状态下，分别检查励磁调节器投入、手动和自动切换、通道切换、带励磁调节器开停机等情况下的稳定性和超调量，进行逆变灭磁试验。

（十一）、电力系统对主变压器冲击合闸试验

1、投入主变保护装置和冷却系统的控制、保护及信号。

2、投主变中性点接地开关。

3、合主变高压侧断路器，使电力系统对主变冲击合闸5次，每次间隔约10min，检查主变及其差动保护和瓦斯保护的动作情况。

4、模拟主变保护动作跳主变高压侧开关。

五、机组并列及负荷试验

（一）机组并列试验

1、水轮发电机组的同期点为发电机出口断路器。

2、断开同期点隔离开关，分别以手动与自动准同期方式进行机组的模拟并列试验；

3、检查同期装置的工作情况，同时录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图。

（二）机组甩负荷试验

机组分别在25％、50％、75％、100％额定负荷下分别进行甩负荷试验，按《水轮发电机组启动试验规程》（DL/T507－2002）附表A的格式记录有关数据。观察机组各部情况。（由于目前水位限制，可按当前水头下最大出力进行试验。）

机组甩负荷时，检查调速系统的动态调节性能。

最大负荷下（不大于额定值）进行低油压事故停机试验。

（三）机组带负荷试验

1、机组带负荷试验与甩负荷试验应相互进行，机组带上负荷，检查机组及相关机电设备各部运行情况。观察并检查机组带负荷时有无振动区，观察水轮机补气装置工作情况。

2、机组带负荷下调速系统试验，检查导叶协联曲线是否正确。

3机组负载情况下励磁调节器的调节范围应满足运行需要，观察调节过程中负荷分配的稳定性，测定计算电压调差率。

六、72小时带负荷连续试运行

1、完成各项试验内容并经验证合格后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连续72h试运行的条件。

2、如果由于电站运行水头不足或电力系统条件限制等原因，使机组不能达到额定出力时，可根据当时的具体条件确定机组应带的最大负荷，在此负荷下进行连续72h试运行。

3、机组并入系统，升至最大负荷（但不得大于额定值），连续运行72小时，全面记录运行所有有关参数。

4、检查各保护工作应正常。5、72h连续试运行后，应停机进行机电设备的全面检查。除需对机组、辅助设备、电气设备进行检查外，必要时还需将蜗壳、压力管道及引水系统内的水排空，检查机组过流部分及水工建筑物和排水系统工作后的情况。消除并处理72小时试运行中所发现的缺陷。

七、机组移交

72小时完成后，移交相关运行记录，消除并处理完72小时试运行发现的缺陷，建设单位、监理单位验收，办理移交手续。

八、附件

试运行组织机构（业主定）。

第四篇：刘河坝电站1F试运行方案

刘河坝电站1#机组启动试运行程序

１、工程概况

刘河坝水电站位于四川省宝兴县境内，在宝兴河西河最大支流赶洋沟上。电站共装机2台，单机容量6MW，总装机容量为12MW。本次大修后投运1#机组升压至额定电压6.3kV,升压至35kV系统并网。本机组启动试运行程序大纲不包括水工建筑的启动试运行。

本试运行程序大纲依据以下国家和部颁技术标准，并结合该电站水工建筑、金属结构、电气主接线图和设备制造商相关技术文件编制而成，经启动委员会批准后作为刘河坝水电站机组启动试运行的技术依据。

1）ＧＢ ５０１５０－９１《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 2）ＧＢ ８５６４－８８《水轮发电机组安装技术规范》 3）ＤＬ ５０７—２００２《水轮发电机组起动试验规程》

4）ＧＢ／Ｔ９６５２．２－１９９７《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》 5）ＤＬ４８９－９２《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》 2 机组充水前的检查

目的：确认机组是否具备充水启动试运行条件。2.1 引水系统的检查

2.1.1 蜗壳、尾水流道等过水通流系统均已检验合格清理干净，压力管道测量表计、水位控制仪均已安装完工，调试合格整定值符合设计要求。伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。所有进人孔的盖板均已严密封闭。

2.1.2 机组蝶阀、旁通阀、及其控制操作系统已检修完工调试合格，具备充水调试条件。油压装置及其控制操作系统已安装完工调试合格，油泵电机运行正常。现以处于关闭状态。

2.1.3 蜗壳及尾水管已清理干净。

2.1.4 蜗壳排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。2.1.5 尾水检修门已在打开位置。2.2 水轮机部分的检查

2.2.1 水轮机转轮及所有部件已检修完工检验合格，施工记录完整。

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2.2.2 各排水系统已检修完工，自流管道畅通无阻。

2.2.3 水导轴承润滑系统已经充油检查合格，油槽油位开关、油位变送器、温度传感器调试合格，各整定值符合设计要求。

2.2.4 导叶已检修完工检验合格并处于关闭状态，导叶关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。

2.2.5 机组各测压表计、压力开关、流量计均已安装完工调试合格，整定值已调整至设计参考值，管道管路连接良好。

2.2.6 振动和摆度测量系统已安装完工，调试合格处于正常运行状态。2.3 调速系统及其设备的检查

2.3.1 调速系统及其设备已安装完工，已调试合格，施工记录完整。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、压力开关、安全阀门均已整定符合设计要求,管道检查和压力试验完毕。

2.3.2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。

2.3.3 调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等均经充压力油检查无渗油现象。2.3.4 调速器电气部分已安装完工并调试合格。事故电磁阀已安装完毕调试合格，模拟动作试验正确。

2.3.5 模拟调速器动作试验正确，检查调速器、接力器及导叶操作的灵活性、可靠性和全行程内动作平稳性及三者的一致性。

2.3.6 在无水时，其动作准确，特性参数已按设计和机组厂家技术要求整定调试完毕，符合要求。紧急关闭时间已调整，时间符合要求并准确。

2.3.7 进行调速器手动模拟开、停机试验，检查自动LCU开、停机试验，事故停机试验均正确可靠。

2.3.8 测速装置安装完毕，检查合格，装置输出各接点已按设计要求校验整定。2.4 发电机部分的检查

2.4.1 发电机整体已全部检修完工，检验合格，记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。

2.4.2 上、下导油槽、推力油槽已充油，油位开关及油位变送器已调整至设计值。

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2.4.3 发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已安装完毕，检查并调试合格。2.4.4 发电机风罩内所有电缆、导线、端子均已检查正确无误。

2.4.5 发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正确压力开关已整定符合设计要求，充水前风闸处于投入制动状态。

2.4.5 各种表计，振动和摆度传感器等均已安装完工，调试整定合格。2.4.6 发电机内灭火管路已安装完工，检验合格。2.5 油、水、气系统的检查

2.5.1 机组冷却水供水系统已安装完工调试合格记录完整，各管路阀门、接头、冷却器均经加压试验合格，无渗漏现象。并已做好各种保护措施。

2.5.2 全厂透平油、绝缘油系统已能满足机组和主变及其他零星用油设备的供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。

2.5.3 中、低压空压机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通，各测压表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工作正常,整定值符合设计要求，随时可供机组使用。

2.5.4 机组运行供气的自动化元件及系统均已检查合格，动作正确无误。供气压力能满足运行的要求。

2.5.5 各管路、附属设备已刷漆，阀门已挂牌编号。2.6 电气设备的检查

2.6.1 发电机主引出线及其一次设备已检修安装完工检验合格，机端出口处的电流、电压互感器、1#机组母线、发电机断路器、成套高压开关柜已检修完工并试验合格，已具备带电试验条件。

2.6.2 厂用电系统400V与1#机投运相关设备已全部完工并试验合格。2.6.3 励磁系统盘柜、励磁变清扫完工，接线端子已紧固，具备投运条件。2.6.4 1#机组LCU监控系统设备均已检修完毕。

2.6.5 现地1#机组LCU、中控室公用LCU监控系统各个单独装置的检查调试已完成。2.6.6 现地1#机组LCU、中控室公用LCU监控系统与上位机的通讯完好。

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2.6.7 各LCU的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性已全面完成且正确。

2.6.8 各LCU开出点逐一动作至现场设备，检查动作的正确性已完成，结果正确。2.6.9 LCU与各被控设备、技术供水泵、断路器、隔离开关的模拟传动试验已完成，动作正确可靠。

2.6.10 LCU与励磁、调速系统间的控制流程的模拟传动试验已完成。

2.6.11 机组电气控制和所属设备相关的保护系统和安全自动装置设备已安装完工检验合格，电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证动作正确性，电气保护装置已按定值单进行整定,具备投运条件。

2.6.12 下列电气操作回路已检查并模拟试验，已验证其动作的正确性、可靠性及准确性。

1）蝶阀自动操作回路；

2）机组水力机械自动操作回路； 3）机组调速器系统自动操作回路； 4）发电机励磁系统自动操作回路； 5）发电机断路器操作回路； 6）全厂公用设备操作回路； 7）机组同期操作回路； 8）通讯装置。3 机组充水试验

目的：检查机组过水通流部件的渗漏情况，并根据现场情况确定各密封部位实际值。3.1 充水条件

3.1.2 充水前应确认尾水检修门处于打开状态。确认1#机导叶处于关闭状态。3.2 蜗壳充水试验

3.3.1 打开蝶阀旁通阀向蜗壳充水，同时检查蜗壳补气装置工作情况，记录蜗壳充水平压时间。

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3.3.2 检查蜗壳进人门、水轮机顶盖等各部位应无渗漏和异常。

3.3.3 蜗壳充水平压无异常后，进行蝶阀及旁通阀的静水启闭试验，检查蝶阀及旁通阀启闭动作情况和控制系统的功能及工作状况，并记录启闭时间。4 机组空转启动试验

目的：对1号机组空转运行进行机械和电气部分的调试，检查机组空载运行情况。4.1 起动前的准备

4.1.1 各部位运行人员已进入岗位，各测量仪表、仪器已调整完毕，确认充水试验发现的问题已处理完毕。振动、摆度等测量仪器仪表已安装调试完毕，投入运行。

4.1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。

4.1.3 各轴承油位正常，技术供水、冷却水压正常，操作油系统处于自动运行位置。4.1.4 技术供水系统已投入自动运行，中低压气系统已投入自动运行。

4.1.5 机组测温系统已投入，并记录好机组各部位原始温度。转速信号装置各转速信号已按设计要求整定完毕，投入运行。

4.1.6 发电机转子已顶落一次，制动闸已落下，制动装置处于自动方式。4.1.7 励磁装置退出备用，发电机出口断路器断开。

4.1.8 调速器装置处于机械“手动”或电气“手动”工作状态，接力器位于全关位置，锁锭投入。

4.1.9 发电机保护装置按要求已正常启用。

4.1.10 机组LCU和公用LCU监控系统已加电投入运行，各盘之间通信正常，各量值迅检正常，各路开关量输入、输出已符合机组运行要求。4.2 机组首次手动起动试验

目的：检查在不同转速下机组的转动情况，各部位轴承的温度及机组的振动、摆度有无异常。

4.2.1 机组按“手动”方式投入技术供水、投入机组各冷却水、跳开灭磁开关。4.2.2 将调速器切到手动位置，手动缓慢打开导叶开度，当机组开始转动时立刻关闭导叶停机，以防转速继续上升，并记录对应的导叶开度（起动开度），检查在转速上升和下降过程中机组转动部件的噪声和有无机械磨擦声及碰撞声。

4.2.3 确认机组各部位正常后，手动打开开度限制到上述记录的导叶起动开度，然

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后打开导叶，使机组升速至50%额定转速左右并记录相应开度，检查噪声，测量机组的振动、摆度、轴承温度，无异常后使机组升至额定转速，并记录相应开度，检查机组噪音，测量机组的振动、摆度、轴承温度，在前30分钟内，每隔5分钟测量一次各轴承的温度，30分钟后，每10分钟记录一次，1小时后各30分钟记录一次。

4.2.4 监视机组在额定转速时各部位瓦温、水压应正常，记录各部水力量测系表计读数和机组监测装置的表计读数。

4.2.5 记录稳定转速下的导叶空载开度，检查转速的稳定性，观察轴承油面的变化，油位应处于正常位置。待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。

4.2.6 机组稳定时间视轴承温度稳定而定，如遇异常情况应立即关闭导叶停机。停机时，当转速降至25%额定转速时手动投入机械制动装置,以检查其动作的可靠性。

4.2.7 记录全部水力测量系统表计读数，记录机组的振动、摆度值应符合设计规定值。

4.3 机组空转运行下调速系统的调整试验

目的：按制造商的设计数据整定特性参数选择调速器自动运行的参数组合。4.3.1 检查电气和机械的工作情况。

4.3.2 调速器特性参数已按设计和制造商的数据要求整定完毕。4.3.3 频率给定的调整范围应符合要求。4.3.4 手－自动切换试验

4.3.5 试验完毕将微机调速器置于“自动”运行调节方式运行，应能稳定运行。4.3.6 根据微机监控系统的要求作监控系统和调速器之间的通讯联动试验。4.4 手动停机及停机后的检查

目的：手动操作开限进行停机，在转速下降时检查转速信号装置在额定转速以下各接点的工作情况。停机后对机组各部位的检查。

4.4.1 待机组各部位轴承瓦温稳定后，手动操作开限停机。

4.4.2 在机组转速降低过程中整定校核转速信号装置输出各接点均能动作正确。4.4.3 当转速降至额定转速25%n时手动投入制动装置。

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4.4.4 当转速降至零转速后，手动解除制动闸。4.4.5 停机后投入接力器锁定，对机组各部进行检查。4.5 机组过速试验及检查

目的：检查机组过速保护装置动作的可靠性，及机组超转速运转情况。

4.5.1 以手动开机方式使机组达到额定转速，待机组运转正常后，将导叶开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%，转速继电器115%转速接点接通，机组过速保护动作，作紧急事故停机，联动关蝶阀。同时记录机组振动、摆度值。

4.5.2 过速停机后检查机组各部位情况，特别是发电机转子上零部件有否松动情况，并复查气隙值。检查发电机定子基础及上机架千斤顶的状态。

4.5.3 机械过速保护动作试验，在未充水的条件下，将调速器开到50%左右，人为扳动过速开关，调速器动作到全关位置。4.6 机组自动开停机试验

目的：检查机组LCU自动开停机程序及监控系统的动作是否正确。4.6.1 机组自动开机试验

4.6.1.1 将调速器切至“自动”运行位置，发电机出口断路器断开。4.6.1.2 机组技术供水、机组各冷却水的投入均为“自动”运行方式。

4.6.1.3 励磁系统退出备用，其余机组保护、操作、信号按机组正常方式投运。4.6.1.4 机组LCU和公用LCU监控系统应投入正常运行。

4.6.1.5 在现地机组LCU监控屏操作“开机”命令，机组按正常“自动开机”流程开机，检查自动开机工作程序应符合要求，各执行元件动作正确，并记录自动开机时间。

4.6.2 机组自动停机试验

4.6.2.1 检查机组完全具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，在现地机组LCU监控屏操作“自动停机”命令，机组按正常“自动停机”流程停机，检查自动停机 工作程序符合要求，各执行元件动作正确，并记录自动停机时间。

4.6.2.2 机组转速在降低过程中，检查转速继电器各接点95%、60%、20%、5%动作应正确可靠。25%nN时投入制动装置，转速降至零后经延时自动退出机械制动，并记录整个停机过程所用时间。

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4.6.2.2 在机组停止过程中应监视机组各瓦温、振动、摆动情况应符合要求。4.6.3 自动开机，模拟各种机械和电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性与可靠性。

4.6.4 上微机方式自动开停机试验

用上微机方式操作自动开停机试验，其开停机流程应与现地LCU各动作相同，并符合设计要求。

4.7 发电机升压试验

目的：检查一、二次设备在加压过程中的动作情况，确保新的电气设备能在最高电压下安全运行，并对电压回路和同期回路的接线进行检查。

4.7.1 有关发电机保护装置均已投入运行，辅助设备及信号回路电源投入。4.7.2 自动开机后机组各部运行正常，手动零起升压至额定电压的25%，检查一次带电设备是否正常，检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。

4.7.3 上述检查正确后继续升压至发电机额定电压值，重复上述检查，并检查同期回路是否正确，测量机组各部位振动、摆度是否正常，测量发电机轴电压。4.8 机组紧急停机试验

目的：检查紧急停机回路的动作是否正确。

机组自动开机待机组稳定后，手动操作紧急停机按钮，作用于紧急停机，机组作紧急事故停机，关蝶阀。机组并列及负荷试验

5.1 机组并列试验

目的：检查同期回路的正确性

5.1.1 机组机械、电气保护全部启用投运，励磁系统和调速器系统均投入“自动”运行方式。

5.1.2 采用发电机出口断路器并网。在正式并列试验前，断开发电机出口隔离开关，模拟并列试验以调整同期装置参数，确定自动同期装置工作的准确性。

5.1.3 合上发电机出口隔离开关，利用发电机出口断路器进行自动准同期并列试验。

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5.2 机组甩负荷试验

目的：检查自动励磁调节器的稳定性和超调量，检查水轮机调速系统动态调节性能，校核接力器紧急关闭时间，机组转速上升率等均应符合设计规定。

5.2.1 机组在额定有功负荷的25％、50％下分别进行。5.2.2 分别检查甩负荷后励磁系统的工作运行情况及稳定性。5.2.3 分别检查调速器在甩负荷时及甩后的运行情况及其稳定性。5.2.4 机组带额定负荷下调速器低油压试验。

缓慢打开调速器油压装置排油阀，逐渐降低油压装置压力至事故低油压整定值，立即关闭排油阀，作事故低油压停机试验，记录油压装置动作油位高度。

5.2.5 低油压事故停机后，对机组各部位进行全面检查，应无异常。5.2.6 轴承温度过高试验。7 机组带负荷24h试运行

7.1 根据电站现场实际情况确定，机组带最大负荷进行24h试运行，并作好试运行期间的有关数据资料。8 交接验收

以上试验全部完毕后，经启动验收决定是否停机消缺或直接投入运行，如要消缺，应停机进行消缺完善工作后，进行机组设备及相关机电设备的移交，办理移交手续，机组投入商业运行。

四川省顺天通送变电工程有限公司

刘河坝检修项目部

2014年3月15日

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第五篇：光伏电站并网试运行方案

光 伏 发 电 项 目

并 网 试 运 行 方 案

xxxxxxxx工程有限公司 第 1 页

目

录

一、工程目标...................................................................................................................................3 1.1.质量目标..........................................................................................................................3 1.2.工期目标..........................................................................................................................3

二、启动试行前准备.....................................................................................................................3

四、启动试运行应具备的条件.......................................................................................................4

五、启动试运行前系统运行方式要求、调试操作配合...............................................................4

六、启动试运行内容及步骤...........................................................................................................4 6.1 启动前现场准备和设备检查............................................................................................4 6.1.1 一次设备检查.........................................................................................................4 6.1.2二次设备检查和保护投退......................................................................................5 6.2 启动试运行步骤................................................................................................................5 6.2.1 35KV母线充电.......................................................................................................5 6.2.2 #1接地变充电.........................................................................................................5 6.2.3 无功补偿装置充电.................................................................................................6 6.2.4 35KV光伏进线一充电

.......................................................................................6 6.2.5箱变充电..................................................................................................................6 6.2.6 逆变器并网调试.....................................................................................................6

七、质量管理体系与保证措施.......................................................................................................6 7.1 质量方针、目标................................................................................................................6 7.2质量保证措施.....................................................................................................................7 7.3工序质量检验和质量控制.................................................................................................8 7.4 施工现场安全生产交底....................................................................................................9 7.5安全生产管理岗位及职责...............................................................................................10 7.6 安全生产管理措施..........................................................................................................11

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一、工程目标

1.1.质量目标

工程质量验收标准：满足规范及施工图纸文件要求，验收合格，争创优良工程。1.2.工期目标

开工日期：以土建工程满足施工作业的要求开始，在合同约定的施工期限内完成施工安装任务。具体开工日期以工程开工令或合同中的约定为准。

二、启动试行前准备

1.运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。

2.所有启动试行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会交验收结果报告，启动委员会认可已具备试行条件。

3.与地调、省调的通信开通，启动设备的运动信息能正确传送到地调及省调。

4.启动试行范围内的设备图纸及厂家资料齐全。

5.启动试行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报相关部分备案。6.施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报地调、省调备案。

7.与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。

8.施工单位、厂家代表及运行单位协商安排完成投运设备的绝缘测量检查工作。

三、启动试运行范围

35KV母线、35KV母线PT、35KV光伏进线、35KV1#接地变，35KV动态无功补偿装置，35KV1-7#箱变、1-200#逆变器、汇流箱、厂用400V系统的一、二次设备，光伏组件。

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四、启动试运行应具备的条件

1.新启动电站与地调、省调之间的通信能满足调试运行要求，启动设备相关的运动信息能正常传送到地调、省调。

2.所有启动范围的继电保护装置调试完毕并已按调试机构下达的定值单整定正确并经运行值班人员签字验收。

3.所有现场有关本次启动设备的基建工作完工，已验收合格，临时安全措施已经拆除，所有施工人员全部撤离现场，现场具备送电条件。4.35KV线路完好。

5.已向地调、省调报送启动申请。

6.参加启动运行有关人员应熟悉厂站设备、启动方案及相关运行规程规定。启动运行有关的维护单位应根据启委会批准的启动运行方案，提前准备操作票。

五、启动试运行前系统运行方式要求、调试操作配合1.35KV进线开关柜处于冷备用状态。

2.35KV母线PT柜开关柜在运行状态。3.其余35KV高压开关柜处于冷备用状态。

4.光伏区7台箱变负荷开关在分位，低压侧断路器在分位。

六、启动试运行内容及步骤

6.1 启动前现场准备和设备检查

由启动试运指挥组长下令，现场值班人员接令操作，施工方人员监护，按试运行方案操作，并采取措施保证进行了检查和做了准备工作的设备不再人为改变，启动前完成。

6.1.1 一次设备检查

1.检查确认35KV进线开关柜处于冷备用状态。

2.检查确认35KV母线PT开关柜在运行状态。

第 4 页 3.检查确认其余35KV高压开关柜处于冷备用状态。

4.检查确认7台箱变负荷开关在分位，低压侧断路器在分位，1-7#箱变档位在“关”位置。

5.检查确认有关接地线全部拆除。

6.检查1-200#逆变器交直流侧开关在断开位置。6.1.2二次设备检查和保护投退

1.按定值单投入35KV母线及35KV各开关保护定值，投入35KV控制、保护、信号、电机等电源，投入35KV线路PT二次空开。

2.投入所有与试运行有关的电机电源。

6.2 启动试运行步骤

6.2.1 35KV母线充电

1.合上35KV母线PT小车刀闸35189。

2.合上35KV海勘线3511断路器对35KV母线进行充电。

3.检查35KV母线进行充电正常。

4.测量35KV母线PT的二次电压和开口三角电压、相序，正常后投入35KV母线PT二次空开，检查主控室和35KV高压室内的保护装置、测控装置、电度表、后台监控的35KV母线PT二次电压正确，并对35KV母线PT二次电压和35KV母线PT二次电压进行核相。

6.2.2 #1接地变充电

1.将35KV#1接地变开关柜小车摇至工作位置。

2.合上35KV#1接地变开关柜，对#1接地变充电。

3.检查#1接地变充电正常。

4.检查主控室和35KV高压室内的保护装置、测控装置、电度表、后台监控的数据正常。

第 5 页 6.2.3 无功补偿装置充电

1.将35KV无功补充装置开关小车摇至工作位置。2.合上35KV无功补偿装置开关，对无功补偿装置充电。

3.检查无功补偿装置充电正常。

4.检查主控室和35KV高压室内的保护装置、测控装置、电度表、后台监控的数据正常。

6.2.4 35KV光伏进线一充电

1.检查光伏进线至箱变高压侧负荷开关在断开位置。

2.检查光伏进线开关小车摇到工作位置。

3.检查光伏进线一开关，对1#光伏进线充电。

4.检查光伏进线一充电正常。

5.检查主控室和35KV高压室内的保护装置、测控装置、电度表、后台监控的数据正常。

6.2.5箱变充电

1.检查1#箱变低压侧开关在断开位置。

2.合上1#箱变高压侧负荷开关，对1#箱变充电。

3.检查1#箱变充电正常。

4.检查主控室和1#箱变的保护装置、测控装置、后台监控的数据正常。

其他箱变同上

6.2.6 逆变器并网调试

逆变器并网调试由逆变器厂家负责调试并网

七、质量管理体系与保证措施

7.1 质量方针、目标

质量方针和质量目标

第 6 页 1）质量方针——以完善有效的质量体系运行于工程实施过程中的每一个环节，以优异的工程质量和服务让客户满意。

2）质量目标——按照GB/T19001-IS09001质量体系要求及工程相关要求使施工管理达到建筑部“示范工程建筑”管理。保质、按时、全面地完成工程安装，竣工验收达到国家验收标准规定和招标文件的技术规范要求。7.2质量保证措施

1）按照质保工作程序落实各级管理人员和操作者的质量职能。施工管理人员和操作者要掌握负责的工种项目概况。施工机具、检测设备、测量仪器、计量器具的保证，质量保证措施的落实，为施工现场创造良好的施工条件。

2）在工程实施过程中，实行质量责任制和质量否决权，从对供货商的选择到对材料和设备的质量把关、设计文件的控制和实施过程质量的监督管理，对出现的质量总是要坚持“四不放过”原则，不放松任一环节的质量控制，坚决制止对工程质量有不良影响的作业。

3）制定详细而周密的工程实施总体质量实施计划，明确规定每一实施过程的质量控制内容、控制方式、质量要求和负责人，便于在整个工程实施中真正实现质量监督和管理。

4）按方案设计和合同要求以及有关设计规范和标准监督系统的设计质量，并做好设计的组织、协调和沟通工作。对施工图进行细化，并报请进行评审。

5）指定专人做好施工质量的现场检查，详细记录检查的有关情况，及时反馈发现的问题并立即组织进行纠正。检查人员要熟悉设计文件和施工规范及标准，并认真执行。

6）加强技术管理，贯彻技术管理制度。施工前认真做好技术交底，分部工程按工种进行交底，施工中认真检查执行情况，做好隐蔽工程记录，全面开展质量管理活动，认真组织工程质量检查和评定，做好工程技术资料收集整理工作。质检员及时做好检查监督，并及时与监理和业主代表联系，经确认符合要求即进入下道工序的施工，凡不合格的坚决不准进行下一道工序，确保将工程的质量隐患消灭在萌芽状态。严格要求检验人员、生产人员按照 第 7 页 IS09001标准要求做好质量记录，如实记录产品质量形成过程中的客观状态和产品的最终状态。7.3工序质量检验和质量控制

1）施工过程中，通过对工序质量的监督检验，防止由于偶然性和异常性原因，特别是异常性原因产生的质量文图的积累和延续，减少人力物力损失，借助检验资料分析，及时发现操作者、施工机具、材料、施工方法、操作环境及管理上的问题，及时采取措施纠正或改进，保持工序施工良好的工作环境。

2）质量管理工作要正确处理好三个关系： 1.正确处理质量与进度的关系

工程质量是通过数量形式来表现的。但是数量是在质量基础上产生的。因此必须以质量为中心。当质量与进度产生矛盾时，应优先考虑质量，在保证质量的前提下，从好中求快。

2.处理好技术工作和业务管理的关系

技术工作和其它业务工作都是企业经营的重要支柱，不能单纯认为工种质量管理主要是依靠技术工作，忽视业务管理，必须技术工作和其它业务工作一起抓，才能使企业获得全面的经济效益。

3.正确处理质量和成本的关系

任何产品没有质量都是无效的劳动。降低成本是提高经济效益的主要途径，但必须从保证质量、加强管理、提高工效、降低消耗入手，在好中求省。

4.施工中严把四关：

一、是严把图纸关，首先对图纸进行会审，了解设计意图，其次严格按图纸和规范要求组织实施。

二、是严把测量放线关，对工程的控制点、位置、断面进行复核，根据复核测量成果进行测量控制，负责施工测量放线。

三、是严把材料质量及试验关，对施工中所需的原材料按招标文件要求进行采购，并按程序文件中的有关程序进行检验和控制，选择合格供方把好材料关，杜绝不合格的材料及半成品使用到工程中。

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四、是严把过程工序质量关，施工中严格把好土方开挖、基础施工、支架安装、电池板安装、线缆敷设、控制器逆变器安装，避雷装置及接地、电气施工、系统调试质量关。实行施工全过程的自控检查，做到施工前有技术交底，施工中有检查指导，施工后有总结。开展自检、互检、交接检，自检合格后，请监理工程师复验，任何一项工程的施工做到监理工程师和业主满意。

3）施工过程质量控制措施：

1.施工过程的质量控制主要通过质量体系的正常运行，按照设计及规范与招标文件《技术条款》要求，对各分项工程进行延续性检验和评价。

2.加强技术管理的基础工作，施工中队隐蔽工程和每道工序严格执行施工质量“三检制”和“联检制”，坚持施工班组自检，互检和专职质检员终检制度。在三检合格的基础上，由质检员向监理工程师报验，质检员同监理工程师对申请验收部位进行联合检查，联检合格后，由监理工程师在保荐资料上签字后，方可进行下道工序的施工作业。

3.为了达到过程的有效控制，必须做到质量、成本、工期三位一体。施工过程中，明确项目部成员的控制任务，进行密切协作，做好技术交底和样板示范工作，建立关键工序的管理点和控制点，做好对设计变更，工艺改和所有施工文件的控制工作。

4.加强与业主、监理、设计单位的联系，在施工技术方面取得广泛的合作与支持，并及时解决施工中遇到的技术难题和问题。7.4 施工现场安全生产交底

1）贯彻执行劳动保护、安全生产、消防工作的各类法规、条例、规定，遵守工地的安全生产制度和规定。

2）施工负责人必须对职工进行安全生产教育，增强法制观念和提高职工和安全生产思想意识及自我保护能力，自觉遵守安全纪律、安全生产制度，服从安全生产管理。

3）所有的施工及管理人员必须严格遵守安全生产纪律，正确穿、戴和使用好劳动防护用品。

第 9 页 4）认真贯彻执行工地分部分项、工种及施工技术交底要求。施工负责人必须检查具体施工人员的落实情况，并经常性督促、指导，确保施工安全。

5）施工负责人应对所属施工及生活区域的施工安全质量、防火、治安、生活各方面全面负责。

6）按规定做好“三上岗”、“一讲评”活动。即做好上岗交底、上岗检查、上岗记录及周安全评比活动，定期检查工地安全活动、安全防火、生活卫生，做好检查活动的有关记录。

7）对施工区域、作业环境、操作设施设备、工具用具等必须认真检查。发现问题和隐患，立即停止施工并落实整改，确认安全后方准施工。

8）机械设备、脚手架等设施，使用前需经有关单位按规定验收，并做好验收交付使用的局面手续。租赁的大型机械设备现场组装后，经验收、负荷试验及有关单位颁发准用证方可使用，严禁在未经验收或验收不合格的情况下投入使用。

9）对于施工现场的脚手架、设施、设备的各种安全设施、安全标志和警告牌等不得擅自拆除、变动，必须经指定负责人及安全管理员同意，并采取必要可靠的安全措施后方能拆除。

10）特殊工种的操作人员必须按规定经有关部门培训，考核合格够持有效证件上岗作业。起重吊装人员遵守十不吊规定，严禁不懂电气、机械的人员擅自操作使用电器、机械设备。7.5安全生产管理岗位及职责

1）项目经理为安全生第一责任人，对安全生产负总得领导责任。2）各劳动分包项目经理作为安全生产分管负责人，协助安全生产第一责任人对安全生产负具体的领导责任。

3）专职安全员负责制定并检查、督促实施安全措施，组织开展安全教育、培训及群众安全管理活动，传达和实施工程指挥部安全指标，并负责对特种作业人员的培训、考核和管理。

4）项目部兼职安全员负责协助专职安全员，在检查施工质量的同时，对现场及时发现的安全问题及时提出整改意见。

第 10 页 5）各作业队安全员对本队的安全生产负有直接责任，负责组织本队职工的安全思想教育，安全规章和操作方法的学习与实施，组织领导全队以及各班组的安全活动。在每天开工前对工人的防护情况，机电设备，生产工具以及工作地点和工作环境的安全设施进行详细的检查，发现问题及时纠正或上报，以便迅速处理，并负责具体组织安全活动，将活动情况向领导汇报。

6）各工序作业施工人员严格执行各项安全生产操作规程，并积极参加各种学习和培训，增强自己的安全意识。7.6 安全生产管理措施

1）建立健全安全管理制度。主要包括安全教育和考核制度，安全月活动制度，安全检查评比制度，班组安全活动制度等。同时，根据工程特点和不同施工阶段，提出不同的安全重点和要求。若发生事故严格按照“三步放过”原则进行处理，即事故原因分析不清不放过，事故责任者和群众没有受到教育不放过，没有防范措施不放过。

2）认真贯彻“安全第一，预防为主”的方针。

3）按照招标文件要求编印安全防护手册发给全体职工，工人上岗前进行安全操作的考试和考核，合格者才准上岗。

4）实施安全检查和安全会议制度，每周一召开安全生产例会，由质安部主持，各部门、作业队负责人参加，对上周的安全工作进行总结，对本周的安全工作进行布置。

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