1机组启动保养工作总结-四值[五篇材料]

第一篇：1机组启动保养工作总结-四值

#1机组启动保养工作总结

一本值主要操作的情况介绍

2011年11月21日本值白班，主要操作如下： 1.给化学精处理再生用水供水；

2.押票#1炉密封风机1A、1B电机试转； 3.投主机、1A小机油净化； 4.对1A、1B除尘PC段送电；

5.配合传动主机ETS及两台小机METS保护； 6.联系热控强制逻辑闭锁的阀门，进行阀门传动。重点工作票情况

1.终结热机票，1A、1B循环泵出口液动蝶阀模块清洗，拆除安措。

2.押票#1炉磨煤机密封风系统增容改造、#1炉密封风机1A、1B电机更换、电缆敷设，拆除安措，对两台密封风机电机测绝缘送电试运，1A密封风机电机反转；试运结束，恢复安措，许可两张工作票。

2011年11月22日本值白班，主要操作如下：

1.联系热控强制除氧器放水允许开，除氧器、凝结水管路冲洗； 2.联系热控投入空预器火灾及停转报警，启动1A、1B空预器； 3.投EH油滤油机；

4.联系机务、热控处理循环水B流道出口电动门打不开缺陷，联系热控处理电泵再循环及1B凝泵出口电动门、再循环气动门漏气缺陷；

5.空预器冲洗水泵测绝缘送电，传动冲洗水电动门，两个电动门故障，联系机务及热控人员处理； 6.启动1A磨，1A、1B引送风机油站，1A、1B引风机轴冷风机；1A引风机轴冷风机出口换向挡板部严；

7.配合机务主油箱加临时滤油机； 8.主机油箱加热器测绝缘并投入；

9.联系热控强制逻辑闭锁的阀门，进行传动。重点工作票情况

1.布置安措，许可热机票5 01 更换#1机6瓦顶轴油管。2.延期热机票#1炉磨密封风系统增容改造。2011年11月22日本值中班，主要操作如下：

1.1A给煤机煤走空，停炉、停电泵、除氧器加热、空预器吹灰、引送风机、炉循泵，闷炉；

2.重新冲1A小机；

3.押回热机票#1机1B汽泵入口滤网放水管道法兰漏水，注水确认缺陷处理完毕，终结该票，准备1B汽泵冲转，投入盘车失败，联系处理完，充至800rpm暖机，45min冲至3050rpm； 4.停炉侧辅机油站；

5.1A、1B小机手动打闸，投入盘车，停运前置泵；

6.破坏真空，停主机、1A、1B小机轴封，隔离轴封供汽手动门； 7.停辅汽、启动炉、燃油泵。

二 影响工作进展的主要缺陷

1.1A小机油净化装置输入泵振动大，联系后，点检到场，重新投入1A小机油净化装置； 2.1A送风机油站油压异常，1B送风机油站蓄能器渗油，联系机务处理； 3.主机润滑油油质不合格； 4.主机油箱油加热器投入后，状态不对，填缺陷； 5.启动1A空预器，检查发现下轴承温度计坏。

6.循环水B流道出口电动门打不开，电泵再循环及1B凝泵出口电动门、再循环气动门漏气缺陷；

7.空预器冲洗水两个电动门故障，联系机务及热控人员处理； 8.冲1A小机调门全开，热控检查原因，后重新冲转正常； 9.投运1B小机盘车失败。

三 本值遇到的主要问题、处理情况、建议

1.润滑油油质不合格，投入加热器、滤油机，并增加滤油机进行滤油。建议在确定机组启动前，对所有油质进行化验，避免影响系统恢复进程；

2.1B小机盘车失败，这不是首次问题，在执行定期工作的时候也发生过，检修一直未处理好，若要开机带负荷遇到此类情况就被动了。

3.启机过程中人员操作多，闭式水及主机取样需运行人员陪同，建议生技部明确各个取样点，安排专人负责取样。

四本次启动的收获与经验借鉴

1.油枪油角阀不严，油漏进炉膛会炉膛外爆，锅炉MFT后，进行吹扫，隔离炉前油系统总门及各油枪、吹扫空气手门，防止油漏进炉膛； 2.发电机未充氢进行冲转，不妥。

五 其他需说明的问题

此次机组启动，没有发生异常，说明经过前期的调试，每个人的水平都上了一个新的台阶，另一方面也是因为有条不紊的操作。凡是遇到系统恢复、机组启动，一定要按部就班的进行，把握好方向和重点，在具体某项操作时做好危险点分析，大家齐出力，一定能保证机组的安全。

总结人：黄卫军

2011年11月25日星期五

第二篇：水冷离心机组保养工作总结

*****水冷离心机组 保养工作总结

***********：

我公司有幸承担贵单位三台麦克维尔水冷离心式冷水机组（机组型号：WDC100MA2E4216/C4216 Q=1600Toms N=1036KW）维护保养工作，十分感谢贵方领导给予这次的机会，也十分感谢各方在这次维保工作中的给予配合和支持。根据《******空调机组维保合同》和我公司制定保养及检修计划，我公司于今年三月开始进场针对贵方三台机组多次检查维护，至今年10月基本结束，共完成以下工作内容：

一、检查清理三台冷水机组蒸发器：

1、打开机组蒸发器前端盖仔细检查蒸发器内部情况；

2、在发现没有明显结垢且无需其他方法处理情况后采用高压水枪对内部进行了冲洗清理；

3、清理完毕恢复了组蒸发器前端盖和密封垫；

4、对生锈螺栓进行了除锈处理；

5、恢复了因拆除蒸发器前端盖而破坏的保温层；

二、检查清理三台冷水机组冷凝器：

1、打开机组冷凝器前端盖仔细检查蒸发器内部情况；

2、在发现结垢明显情况后加入冷凝器专用清洗剂和缓释剂，采用自备小型耐腐泵连结冷凝器前后盖处，通过冷凝器前后盖小循环的方式对冷凝器内部进行化学除垢处理；

3、化学除垢处理后采用高压水枪和冷凝器铜管专用清理小刷子对冷凝器内部铜管进行了仔细的物理处理；

4、为了进一步检查清洗冷凝器内部，又打开冷凝器前端盖，清理冷凝器前端盖里的大量的焊渣、铁硝；

5、清理完毕恢复冷凝器前端盖和密封垫；

6、对冷凝器生锈螺栓进行了除锈处理。

三、更换三台机组电脑主板：在维护保养过程中，发现三台机组的电脑主板无法正常开启，经诊断确认三台机组电脑主板损坏，经和贵方协商后由我方代购原厂主板三套，安装后恢复软件系统部分后多次调试直到三台机组控制系统正常。

四、更换机组润滑油：采购原厂润滑油3桶，更换了三台机组油泵里的润滑油。

五、更换1#机组和3#机组冷冻水系统压差控制器：在维护保养过程中，发现1#机组和3#机组冷冻水系统的压差控制器失灵，采购原厂压差控制器2套予以更换。

六、更换2#冷媒高压传感器：在维护保养过程中，发现2#高压传感器折断，传感器参数偏差较大，采购原厂高压传感器1套予以更换。

七、更换机组控制柜相序保护器：在测试中发现机组控制柜相序保护器损坏，已无法起到保护作用，我方购买3套原厂相序保护器予以更换。

八、补充冷媒：在开机前测试中发现1#、3#三台机组不同程度缺少冷媒，和贵方协商后我方先于采购了：中国近代化工（西安）集团生产的“金冷”牌R134a冷媒予以补充，三台机组共补充327Kg,用于1#机组和3#机组冷媒充注（其中：1#机组充注80Kg, 3#机组充注247Kg）。

九、处理2#、3#机组冷媒漏点：在机组运行中发现2#、3#机组有部分冷冻油和冷媒漏出痕迹和迹象，请示贵方后采用以下方式：

1、采用冷媒回收机回收机组内部的全部冷媒，把机组内部冷媒全部抽出（约需要24小时）；

2、处理漏点；

3、氮气密封压力测试（约需要48小时）；

4、抽取真空（约需要48小时）；

5、加注冷媒（约需要24小时），由于在回收冷媒过程中冷媒无法全部回收，故在本次操作中2台机组有部分冷媒损失，为了使机组高效运行，本次操作中我方为2#、3#机组再次购买R134a冷媒120Kg补充。

十、更换2#机组2个观察镜：在处理2#、3#机组冷媒漏点时发现2#机组观察镜有缺陷，为保安全和防止损失，在冷媒回收完时对2#机组观察镜进行更换（因如需更换必须进行冷媒回收—配件更换—压力测试—抽取真空—加注，其中必有冷媒损失环节），所更换的2套观察镜均为麦克维尔原装观察镜。

十一、更换1#、2#、3#机组油泵控制柜里变压接触器3套：在使用过程中班组人员反映1#、2#、3#机组组均发生过油泵控制柜里的变压接触器跳开或保护，为保证机组安全，我方采购麦克维尔原厂变压接触器3套予以更换。

十二、净化机组冷媒：在使用过程中发现3台机组均有不同程度的效率不高或高压现象，经仔细分析确认为冷媒里的冷冻油和不凝性气体成分较大，需要净化，采取步骤：

1、冷媒回收，在回收过程中让冷媒多次通过冷媒干燥剂和冷媒过滤器，以达到处理冷媒中残留的水分和冷冻油目的（约需要2天）；

2、氮气冲扫，多次不断地加入干净的氮气冲扫机组内部，以达到冲扫机组内部的残留物质（约需要3天）；

3、不间断地采用大功率真空泵抽取真空，以使内部残留物质沸腾蒸发以获得洁净的真空（（约需要4天）；

4、加注冷媒，在加注冷媒时让冷媒气化后经过燥剂和冷媒过滤器，以尽可能多的处理冷媒中的冷冻油和不凝性气体。经上述方法处理了3台机组测试后：1#机组效果非常明显，达到了机组额定工况，2#、3#机组虽有明显效果，但仍不能达标。

十三、2#、3#机组更换新冷媒: 鉴于上述方法处理后2#、3#机组虽有明显效果，但仍不能达标的现象经请示贵方后更换了2#、3#机组内部冷媒，故此我公司新购冷媒中国近代化工（西安）集团生产的“金冷”牌R134a冷媒800Kg(单台机组额定充注量：397Kg)。经测试2#、3#机组达到了最佳设计工况，故证明更换冷媒是最好方案，在这次更换冷媒和处理漏点过程中，我方先行采购R134a冷媒920Kg,贵方领导予以确认。

十四、更换1#、2#、3#机组的冷媒干湿显示镜：在净化冷媒和更换冷媒的过程中发现1#、2#、3#机组的冷媒干湿显示镜失效，随利用净化冷媒和更换冷媒的间隙更换了1#、2#、3#机组的冷媒干湿显示镜。

十五、1#、2#、3#机组除锈喷漆：

1、在测试三台机组运行正常后对三台机组表面仔细除锈处理并修复了部分破损保温层，部分机组铁质表面先刷防锈漆2遍；

2、采取机组原漆标本送多乐士调漆配色中心分析成分和颜色；

3、由乐士调漆配色中心调配出和原机组颜色和成分一致的水性磁性漆；

4、采用空压机喷涂第一次；

5、采用空压机喷涂第二次和第三次；

6、局部表面不均匀处修补喷涂。

十六、冬季停机前全面检查机组：进入冬季冷冷水机组不使时，为保证机组来年可靠、安全和高效运行必须对机组全面检查，主要检查：

1、关闭有所机组阀门关闭状态和密封状态，仔细检漏，不放过任何一个可能泄露的死角；

2、检查机组水系统密封件；

十七、处理因喷漆污染的机房地面。

十八、出具冷冷水机组检查和注意事项书，供物业参考。

从三月我方进场到十月的断断续续展开到工作结束，经过各方通力合作，虽有不足之处和许多无用功，但最终保证了机组完好，圆满完成了领导交给机组保养任务。这次保养工作，我们有许多不足之处需要思考和完善，这也是我们受益良多的“财富”，展望未来，我们将认真分析和总结这以前工作的所有点点滴滴，不断地完善自身，我们相信，经过这段时间的磨合和磨砺后我们会做的更好。

再次感谢贵方领导给予我们这次的机会，再次感谢各方在这次维保工作中的给予配合和支持！

********工程有限公司

2011-12-08

第三篇：中央空调机组保养合同（2021）

编号：__________

中央空调机组

保

养

合同

委托方：某办公大楼

维护方：八闽空调网

委托方：××（以下称甲方）

维护方:

××（以下称乙方）

甲乙双方根据《中华人民共和国合同法》及其他有关法律、行政法规，结合本项目具体情况，明确双方在施工过程中的权利和义务，遵循平等、自愿、公平和诚实信用的原则,友好协商一致，现就中央空调系统清洗和设备的维修及保养服务工作特签订如下合同条款，以资共同遵守。

一、工程名称：××中央空调维护工程。

二、工程地点：××××××××。

三、工程价款：

项

目

价

款

主机冷凝器清洗

××

通风系统的检查与保养

××

系统维修维护

××

主机联动

××

控制部分的检查保养

××

氟系统的检查保养

××

税金

××

合计：（小写）××元

（大写）××元整

备注：此费用不包含更换零部件的费用，维修所需的零配件出厂价格在××元以下的由乙方自行承担，超过××元的由乙方代购，甲方以出厂价支付给乙方。

四、保养内容：

(一)、维护范围

甲方××台××空调[型号：××]主机以及××台末端风机盘管。

（二）、维护内容

项

目

内

容

主机冷凝器清洗

逢冷热季节交换时（每年夏季××月至××月、冬季××月初），对维护范围内的空调主机、冷凝管、蒸发器、管道末端通风设备实行检查维护，每年不少于××次。每次检查维护完毕，须提交当次设备维护清单。

通风系统的检查与保养

系统维修维护

（包括过滤器清洗，回风口清洗等）

不定时维护，但在约定的维护期内（夏季：××月至××月、冬季：××月至××月）每月维护不少于××次，该维护期内维护不少于××次，全年不少于××次。每次检查维护完毕，须提交当次设备维护清单。

主机联动

控制部分的检查保养

氟系统的检查保养

检查机组是否有异常噪音及震动

检查机组的密闭性

应急处理机组出现的突发故障

在接到甲方通知以后的××小时内

五、服务期

1、本合同服务期自××年××月××日起至××年××月××日止。

2、在服务期届满前××个月，双方可就是否续签合同进行商议，若没有商议或商议没有形成最终意见的，合同到期自行终止。

六、付款方式：

①乙方完成第一次主机冷凝器清洗及通风系统检查保养的维护，并取得甲方（或甲方物业）对其维护结果的书面认可后，甲方向乙方支付合同总价的50%[即（小写）××元整（大写）××元整]。

②剩余价款，在确定乙方没有违约事项后，甲方于维保期结束后10个工作日内一次性支付给乙方。

七、双方权利、义务

（一）、甲方权利和义务：

1.按约定支付服务费给乙方。

2.机组若存在任何不正常及时通知乙方。

3.根据维修需要，甲方安排有关人员配合工作。

（二）、乙方权利和义务：

1.指导甲方操作人员正确的操作方法，并进行基本的操作培训，以使各设备保持在最佳运行状态。

2.对突发性的机组故障，提供紧急检查服务，该服务除更换配件的费用外其余费用全免。

3.在接到甲方要求紧急检查和维修通知后，乙方维修人员应在4小时内赶到现场进行检查。

4.乙方维修人员在接到甲方紧急检查、维修通知赶到现场后，于8小时内修复故障。重大故障3个日历天内修复，此期间不包括所需更换的零配件的物流时间。

5.乙方在施工期间不得损坏甲方财产，否则按损坏情况照价赔偿。

6.乙方对甲方包干维保设备承担保全责任，确保相关设备正常安全运行，未经甲方设备处许可，不得更换空调器控制主板、压缩机、热交换器等主要部件。经甲方许可后更换下的原机配件，未经许可不得自行处理。

7.服务期内无论何种原因，乙方令第三方介入本合同设备的修理、维护的，应在实施前书面通知甲方，否则由此造成的损失由乙方承担。

8.每个工作日的12：00至13:30

为甲方工作人员午休时间，在此时间段内乙方应避免噪音施工；除此以外的时间，如甲方有需要，乙方应配合甲方工作。

9.无论任何原因，乙方不得使用甲方载人电梯搬运施工材料。

八、安全施工

1.维护保养或维修时，场地清洁工作由乙方负责。

2.乙方在施工期间应严格遵守各项法律法规和规范，安全施工。

3.由于乙方在施工生产过程中违反有关安全操作规程、消防条例，导致发生安全或火灾事故，乙方应承担由此引发的一切经济损失。

4.乙方应加强安全管理，并自行承担安全责任，与甲方无关。

九、违约责任：

1、乙方在接到甲方报修通知后，不能在规定时间内到达现场，或虽能到达现场，但不能在规定时间内修复故障空调或提供备机的，每推迟1小时，甲方在乙方维保费中扣减50元。

若发生需要更换零配件的故障，因所需零配件的物流因素导致不能在约定时间内修复的，乙方不承担违约责任。但物流时间明显超出合理范围的除外。

2、上述情形造成推迟服务24小时以上，每发生一次甲方在乙方维保包干费中扣减500元/（每推迟一天），同时甲方可以直接寻求其他途径解决问题，所需费用按实际发生金额（以票据为准）在乙方维保费中扣减。

3、乙方一个付费期内连续三次推迟服务24小时以上，甲方有权止付剩余部分的服务费并终止服务合同。

十、免责条款

1、因自然灾害、战争、特别恶劣天气等原因造成乙方维修人员不能按承诺时限到达现场，甲方对乙方不予处罚。

2、因雷击、火灾、供电事故、人为破坏造成的空调损坏，甲方按实支付乙方的维修费用。

十一、解决合同纠纷的方式：本合同在履行过程中发生争议，由当事人双方协商解决。

十二、本协议一式伍份，甲方叁份，乙方贰份。

（本页无正文）

甲方：

电话：

传真：

通讯地址：

邮政编码：

开户银行：

帐号：

税务登记号：

经办人：

单位盖章：

2021年

月

日

乙方：

电话：

传真：

通讯地址：

邮政编码：

开户银行：

帐号：

税务登记号：

经办人：

单位盖章：

2021年

月

日

第四篇：机组启动试运行方案

机组启动试运行方案

批准：

审核：

编写：

2009年6月9日

机组启动试运行方案

1充水试验 1.1充水条件

1.1.1确认坝前水位已蓄至最低发电水位。

1.1.2确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。确认机组各进人门已关闭牢靠，各台机组检修排水阀门已处于关闭状态，检修排水廊道进人门处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。确认空气围带、制动器处于投入状态。1.1.3确认全厂检修、渗漏排水系统运行正常。

1.2尾水流道充水

1.2.1利用尾水倒灌入检修排水廊道，然后打开机组尾水检修排水阀向尾水流道充水，在充水过程中随时检查水轮机导水机构、转轮室、各进人门、伸缩节、主轴密封及空气围带、测压系统管路、发电机定子、灯泡头、流道盖板等的漏水情况，记录测压表计的读数。1.2.2充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，确保厂房及机组的安全，一旦发现漏水等异常现象时，应立即停止充水并进行处理。充水过程中应检查排气情况。1.2.3待充水至与尾水位平压后，将尾水闸门提起。

1.3进水流道充水

1.3.1提起进水闸门，以闸门节间充水方式缓缓向进水流道充水，监视进水流道压力表读数，检查灯泡体、管形座、框架盖板、导水机构及各排水阀等各部位在充水过程中的工作状态及密封情况。

1.3.2观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。1.3.3充水过程中检查流道排气是否畅通。

1.3.4待充水至与上游水位平压后，将进水口闸门提起。

1.3.5观察厂房内渗漏水情况及渗漏水排水泵排水能力和运转可靠性。

1.3.6将机组技术供水管路系统的阀门打开，启动供水泵，使压力水通过各冷却水管路，检查管路阀门、各接头法兰通水后的工作情况。机组启动和空转试验

2.1启动前的准备

2.1.1 主机周围各层场地已清扫干净，施工人员撤离工作现场，吊物孔盖板已盖好，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，各测量仪器、仪表已调整就位。

2.1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格。

2.1.3机组润滑油、冷却水、润滑水系统均已投入，各油泵、水泵按自动控制方式运行正常，压力、流量符合设计要求。油压装置和漏油装置油泵处于自动控制位置运行正常。2.1.4高压油顶起系统、机组制动系统处于手动控制状态。

2.1.5检修排水系统、渗漏排水系统和高、低压压缩空气系统按自动控制方式运行正常。2.1.6上下游水位、各部原始温度等已做记录。

2.1.7水轮机主轴密封水投入，空气围带排除气压、制动器复归（确认风闸已全部复位），转动部件锁定已拔出。

2.1.8启动高压油顶起装置油泵，检查确认机组大轴能正常顶起。2.1.9调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：

油压装置至调速器的主阀已开启，调速器柜压力油已接通，油压指示正常。调速器的滤油器位于工作位置。调速器处于“手动”位置。

油压装置处于自动运行状态，导叶开度限制机构处于全关位置。2.1.10与机组有关的设备应符合下列要求：

发电机出口断路器QF905、发电机励磁系统灭磁开关在断开位置。转子集电环碳刷已磨好并安装完毕，碳刷拔出。发电机出口PT处于工作位置，一次、二次保险投入。

水力机械保护、电气过速保护和测温保护投入；机组的振动、摆度监测装置等投入监测状态，但不作用于停机。

现地控制单元LCU5已处于监视状态，具备检测、报警的功能，可对机组各部位主要的运行参数进行监视和记录。

拆除所有试验用的短接线及接地线。

外接频率表接于发电机出口PT柜一次侧，监视发电机转速。大轴接地碳刷已投入。

2.1.11手动投入机组各部冷却水（空冷器暂不投，转机时对发电机定子、转子进行干燥）。2.2首次启动试验

2.2.1拔出接力器锁定，启动高压油顶起装置。2.2.2手动打开调速器的导叶开度限制机构，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有无摩擦、碰撞及其它异常情况。记录机组启动开度。2.2.3确认各部正常后再次打开导叶启动机组。当机组转速升至接近50%额定转速时可暂停升速，观察各部无异常后继续升速，使机组在额定转速下运行。

2.2.4当机组转速升至95%额定转速时可手动切除高压油顶起装置，并校验电气转速继电器相应的触点。当机组转速达到额定值时校验机组各部转速表指示应正确。记录当时水头下机组额定转速下的导叶开度。

2.2.5在机组升速过程中派专人严密监视推力瓦和各导轴瓦的温度，不应有急剧升高或下降现象。机组达到额定转速后，在半小时内每隔5分钟记录瓦温，之后可适当延长时间间隔，并绘制推力瓦和各导轴瓦的温升曲线。机组空转4-6小时以使瓦温稳定，记录稳定的轴瓦温度，此值不应超过设计值。记录各轴承的油流量、油压和油温。

2.2.6机组启动过程中，应密切监视各部运转情况，如发现金属摩擦或碰撞、推力瓦和导轴瓦温度突然升高、机组摆度过大等不正常现象应立即停机。

2.2.7监视水轮机主轴密封及各部水温、水压，有条件时可观察、记录水封漏水情况。2.2.8记录全部水力量测系统表计读数和机组监测装置的表计读数。

2.2.9有条件时，应测量并记录机组水轮机导轴承、发电机轴承等部位的运行摆度（双振幅），不应超过导轴承的总间隙。

2.2.10测量发电机一次残压及相序，相序应正确。2.3停机过程及停机后检查

2.3.1手动启动高压油顶起装置，操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的20%时手动投入制动器，机组停机后手动切除高压油顶起装置，制动器则处于投入状态。2.3.2停机过程中应检查下列各项： 监视各轴承温度的变化情况。检查转速继电器的动作情况。录制转速和时间关系曲线。

2.3.3 停机后投入接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封润滑水。2.3.4 停机后的检查和调整：

1）各部位螺栓、螺母、销钉、锁片及键是否松动或脱落。2）检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。3）检查挡风板、挡风圈是否有松动或断裂。4）检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。

5）在相应水头下，调整开度限制机构及相应的空载开度触点。2.4调速器空载试验

2.4.1根据机组残压测频信号是否满足调速器自动运行的情况，确定调速器空载扰动试验时间，若不能满足要求，则调速器空载试验安排在机组空载试验完成之后进行。

2.4.2手动开机，机组在额定转速下稳定运行后。调整电气柜的相关参数。将手/自动切换电磁阀切换为自动位置，并在调速器电气柜上也作同样的切换，此时调速器处于自动运行工况，检查调速器工作情况。调整PID参数，使其能在额定转速下自动调节，稳定运行。2.4.3分别进行调速器各通道的空载扰动试验，扰动试验满足下列要求：

调速器自动运行稳定后，加入扰动量分别为±1%、±2%、±4%、±8%的阶跃信号，调速器电气装置应能可靠的进行自动调节，调节过程正常，最终能够稳定在额定转速下正常运转。否则调整PID参数，通过扰动试验来选取一组最优运行的参数。2.4.4转速最大超调量不应超过扰动量的30%。2.4.5超调次数不超过2次。

2.4.6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。2.4.7进行机组空载下的通道切换试验，各通道切换应平稳。2.4.8进行调速器自动模式下的开度调节试验，检查调节稳定性。2.4.9进行调速器自动模式下的频率调节，检查调节稳定性。

2.4.10进行调速器故障模拟试验，应能按设计要求动作,在大故障模拟试验时,切除停机出口,以免不必要的停机。

2.4.11记录油压装置油泵向压力油罐送油的时间及工作周期。在调速器自动运行时记录导叶接力器摆动值及摆动周期。

2.4.12进行油泵电源切换试验，切换应灵活可靠。2.5 机组过速试验及检查

2.5.1过速试验前机组摆度和振动值应满足规程和设计要求。2.5.2临时拆除电气过速保护停机回路，监视其动作时的转速。

2.5.3手动开机，待机组运转正常后，手动逐渐打开导叶，机组升速至115%，记录115%时转速继电器实际动作值，机组转速继续升速到155%额定转速以上时，记录电气过速155%转速继电器实际动作值，机械过速保护装置在电气过速保护动作之后且应在机组转速达到160%之前立即动作关机。如果升速至160%额定转速时，机械过速装置仍未动作，亦应立即停机。需校正机械过速装置，重新进行该试验。

2.5.4试验过程中记录机组各部的摆度、振动最大值。若机组过速保护未动作停机，则按手动停机方式，在95%额定转速时投入高压油顶起装置，降至20%转速后投机械制动。2.5.5过速试验过程中专人监视并记录各部位推力瓦和导轴瓦温度；监视转轮室的振动情况；测量、记录机组运行中的振动、摆度值，此值不应超过设计规定值； 监视水轮机主轴密封的工作情况以及漏水量；监听转动部分与固定部分是否有磨擦现象。

2.5.6过速试验停机后，投入接力器锁定，落进水口闸门，顶起制动器，全面检查转子转动部分，如转子磁轭键、引线支撑、磁极键及磁极引线、阻尼环、磁轭压紧螺杆、转动部分的焊缝等。并按首次停机后的检查项目逐项检查。3机组自动开停机试验 3.1 自动开机需具备的条件

3.1.1各单元系统的现地调试工作已完成，验收合格。3.1.2计算机与各单元系统对点完成，通讯正常。3.1.3在无水阶段由计算机操作的全厂模拟已完成。3.1.4LCU5交直流电源正常，处于自动工作状态。3.1.5水力机械保护回路均已投入。

3.1.6接力器锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。3.1.7技术供水回路各阀门、设备已切换至自动运行状态。3.1.8高压油顶起装置已切换至自动运行状态。3.1.9制动系统已切换至自动运行状态。3.1.10 润滑油系统已切换至自动运行状态。3.1.11 励磁系统灭磁开关断开。

3.1.12 齿盘测速装置及残压测频装置工作正常。

3.1.13调速器处于自动位置，功率给定处于“空载”位置，频率给定置于额定频率，调速器参数在空载最佳位置。

修密封、主用密封切换至自动运行状态。3.2机组LCU5自动开机 启动机组LCU5空转开机。

按照机组自动开机流程，检查各自动化元件动作情况和信号反馈。检查调速器工作情况。记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。检查测速装置的转速触点动作是否正确。3.3机组LCU5自动停机

3.3.1由机组LCU5发停机指令，机组自动停机。

3.3.2监视高压油顶起系统在机组转速降至95%额定转速时应能正常投入，否则应立即采用手动控制方式启动。

3.3.3检查测速装置及转速接点的动作情况，记录自发出停机令到机械制动投入的时间，记录机械制动投入到机组全停的时间。

3.3.4检查机组停机过程中各停机流程与设计顺序应一致，各自动化元件动作应可靠。3.3.5分别在现地、机旁、中控室等部位，检查紧急事故停机按钮动作的可靠性。3.3.6模拟机组各种机械事故及故障信号，进行事故停机流程试验。检查事故和故障信号响应正确，检查事故停机信号的动作流程正确可靠。

3.3.7其它各种开停机及电气保护停机试验将结合后续的各项电气试验进行。4 桥巩水电站

发电机及

发电机带3#主变升流试验； 4.1、试验准备

4.1.1根据

机组发电投运的一次设备情况，本次升流试验范围为3#主变、发电机，短路点的设置部位如下：

短路点1（D1）：设置在3#离相封闭母线副厂房84.50m层与电抗器连接处，利用软连接作为短路装置。

短路点2（D2）：设置在开关站3#主变进线间隔接地开关200317处，利用接地开关200317作为短路装置。

4.1.2发电机出口断路器905断开、灭磁开关断开。

4.1.3励磁系统用它励电源从10KV系统备用开关柜取，用3X70mm2的高压电缆引入。4.1.4发电机保护出口压板在断开位置，保护仅作用于信号，投入所有水力机械保护。4.1.5技术供水系统、润滑油系统已投入运行，检修密封退出，主轴密封水压、流量满足要求。发电机定子空气冷却器根据绝缘情况确定是否投入。4.1.6恢复发电机集电环碳刷并投用。

4.1.7复查各接线端子应无松动，检查升流范围内所有CT二次侧无开路。4.1.8测量发电机转子绝缘电阻，符合要求。4.1.9测量发电机定子绝缘电阻，确定是否进行干燥。如需干燥，则在发电机升流试验完成后进行短路干燥。4.2发电机升流试验

4.2.1短路点1（D1）升流试验：

（1）手动开机至额定转速，机组各部运行正常。（2）励磁变自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常。

（3）将励磁调节器电流给定降至最小，投入它励电源。由于励磁变低压侧电压约为780V，所以监测时需注意测量方法及安全距离。

（4）检查短路范围内的CT二次残余电流，不能有开路现象。

（5）合灭磁开关，缓慢升流至（3～4）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT二次三相电流平衡情况及其相位；检查测量表计接线及指示的正确性；检查发电机保护、励磁变压器保护、主变保护、发变组故障录波及测量回路的电流幅值和相位。

（6）解开保护停机回路，投入保护跳灭磁开关回路，模拟检查发电机差动的动作情况。（7）逐级升流检测并录制发电机50%额定电流下跳灭磁开关的灭磁曲线。（8）手动启动录波装置，录制发电机短路特性曲线，测量发电机轴电压。

（9）在发电机额定电流下，跳灭磁开关检验灭磁情况是否正常，录制发电机在额定电流时灭磁过程的示波图

（10）测量额定电流下的机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。（11）试验过程中检查发电机主回路、励磁变、共箱母线等各部位运行情况。（12）记录升流过程中定子绕组及空冷各部温度。

（13）根据定子绕组绝缘情况，若需进行定子短路干燥时，确认空气冷却器冷却水切除，升流至50%定子额定电流对定子进行短路干燥。

（14）试验完毕后模拟发动机差动保护停机，跳灭磁开关。断开它励电源。（15）拆除短路试验铜母线。4.2.2短路点2（D2）升流试验：

（1）本次试验短路点设置在开关站3#主变进线接地开关200317处。

（2）根据本次短路试验范围，依次合上相关断路器905、隔离开关20036、断路器2003，切除相关断路器的操作电源，防其误分闸。（3）合灭磁开关。（4）缓慢升流至（2～3）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT二次三相电流平衡情况及其相位；检查测量表计接线及指示的正确性；检查3#主变保护、母线保护、断路器保护、故障录波及测量回路的电流幅值和相位。

（5）升流结束，分灭磁开关，分发电机出口断路器905。（6）分开关站断路器2003，分本次短路试验的接地开关200317。5发电机单相接地试验及升压试验 5.1升压前准备工作

5.1.1 测量发电机转子绝缘电阻，测量发电机定子绝缘电阻，均符合要求。5.1.2 投发电机差动保护、电流后备保护和励磁变保护。5.1.3 投入所有水机保护及自动控制回路。5.1.4 发电机出口断路器905断开。5.2发电机定子单相接地试验

5.2.1 拉开中性点隔离开关，将接地变压器与发电机中性点断开，在出口电压互感器处做单相临时接地点，退出发电机定子接地保护跳闸出口。自动开机到空转，监视定子接地保护动作情况。

投入它励电源，合灭磁开关，升压至50%定子额定电压，记录电容电流值。

5.2.4试验完毕降压至零，跳开灭磁开关，拆除临时接地线，将发电机中性点隔离开关合上，投入发电机定子接地保护。5.3 发电机过压保护试验

临时设定发电机过压保护定值为10V，监视发电机过压保护动作情况。合灭磁开关，逐步升压直至发电机过压保护动作，记录保护动作值。试验完成后恢复原定值，投入过压保护。5.4 发电机零起升压

5.4.1机组在空转下运行，调速器自动。

5.4.2测量发电机升流试验后的残压值，并检查三相电压的对称性。5.4.3手动升压至25%额定电压，检查下列各项： 发电机及引出母线、分支回路等设备带电是否正常。机组各部振动及摆度是否正常。

测量发电机PT二次侧三相电压相序、幅值是否正常，测量PT二次开口三角电压值。5.4.4逐级升压至发电机额定电压，检查带电范围内一次设备的运行情况。5.4.5检查发电机PT回路相序、电压应正确，测量PT开口三角电压值。5.4.6测量额定电压下机组的振动与摆度，测量额定电压下发电机轴电压。5.4.7记录定子铁芯各部温度。

5.4.8分别在50%、100%发电机额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况，录制空载灭磁特性曲线。

5.5发电机空载特性试验

5.5.1零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流、励磁电压，录制发电机空载特性的上升曲线。

5.5.2继续升压，当发电机励磁电流达到额定值980A时，测量发电机定子最高电压，并在最高电压下持续运行5min。最高定子电压以不超过1.3倍额定电压值13.65kV为限。5.5.3由最高电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子电压、励磁电流、励磁电压，录制发电机空载特性的下降曲线。

5.5.4试验完毕后将励磁电流降为零，跳灭磁开关，断开它励电源，停机。将转子回路经过电阻接地，进行转子一点接地保护试验。6 发电机空载下的励磁调整和试验 6.1试验前的准备

6.1.1 3#主变的升流、升压已完成。

6.1.2 机组励磁变已恢复正常接线，机组采用自励方式。6.1.3 发电机保护已按定值整定并投入，水机保护已投入。6.1.4 自动开机到空转，稳定运行。6.2 励磁的调整和试验

6.2.1在发电机额定转速下，检查励磁调节器A套、B套的调节范围，在调整范围内平滑稳定的调节。

6.2.2在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流系数，均流系数不应低于0.85。6.2.3在发电机空载状态下，分别录波检查起励、逆变、手动和自动切换、通道切换等情况下的稳定性和超调量。在发电机空转且转速在95%～100%额定值范围内，自动起励，机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，超调次数不超过2次，调节时间不大于5S。

6.2.4在发电机空载状态下，人工加入±10%阶跃量干扰，检查各通道的调节情况，超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。

6.2.5发电机转速在90%～110%内变化，测定发电机端电压，录制发电机电压/频率特性曲线。频率每变化1%，AVR应保证发电机电压的变化值不大于±0.25%。

6.2.6进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在A、B套“正常”位置，手动和自动分别进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。6.2.7进行机组LCU5和中控室对励磁系统的调节试验。6.3 计算机监控系统自动开机到空载试验

6.3.1相关水力机械保护、继电保护回路均已投入，机组附属设备处于自动运行状态，具备自动开机条件。

6.3.2发电机出口断路器905断开，灭磁开关断开。

6.3.3调速器设置为自动，机组LCU5设置为现地控制，在LCU5上发“开机到空载”令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90％额定电压等过程中的设备运行情况。

6.3.4在LCU5发“停机”令，机组自动停机。观察机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关等过程中的设备运行情况。

7220kV系统对3#主变冲击受电试验（可提前进行）7.1 试验前的准备

7.1.1 计划接受冲击受电的一次设备为：3#主变。

7.1.2投运范围内相关设备保护按调度要求整定完毕并投入，各个保护出口已进行了传动试验，各个保护都已投入运行。7.1.3主变散热器系统投入。

7.1.4开关站LCU9、机组LCU5均已调试完成，本次投运的断路器、隔离开关均已完成LCU远动试验。

7.1.5发电机出口断路器905、接地开关断开。

7.1.6开关站3#主变间隔断路器、隔离开关、接地开关处于断开位置。7.2 主变冲击受电试验

7.2.1向中调申请对3#主变进行冲击受电试验。

7.2.2按调度令进行开关站倒闸操作，220kV电压通过断路器2003对3#主变进行全电压冲击试验，冲击试验应为5次，每次间隔约10分钟。

7.2.3每次冲击合闸后，均需检查主变压器冲击运行情况，检查差动保护及瓦斯保护的工作情况，检查主变高、低压侧避雷器动作情况，检查保护装置有无误动，记录主变压器高压侧合闸冲击电流。

7.2.4主变压器在冲击试验前、后对变压器油作色谱分析，试验结束后恢复设备的正常接线。8机组同期并网试验 8.1并网前准备

8.1.1 已对自动同期装置的电压、频率、导前角进行了测试，已完成自动同期装置的模拟并列试验。

8.1.2 发电机、变压器等相关保护已按调度要求整定完成并正确投入。

8.1.3 在主变零起升压时同期电压回路已检测无误，系统倒送电后，机组与系统的相位已核对。

系统已同意进行同期试验并允许带最低限额负荷。8.2发电机出口断路器905准同期试验（1）905自动假准同期试验。

（2）系统电源已送到发电机主变低压侧。（3）出口断路器905处于试验位置。

（3）机组自动开机至空载运行。励磁调节器、调速器切至远方自动操作模式。（4）启动同期装置，对断路器905的合闸过程进行录波。

（5）合闸后立即断开断路器905，分析录波图，检查合闸的压差、频差、导前时间是否合适。

（6）试验完成后，解除模拟断路器905合闸信号。2）905自动准同期试验

（1）执行空载至发电令，由机组LCU5投入自动同期装置，断路器905自动准同期合闸，同时录制同期合闸波形。

（2）机组并网后，带最低负荷，检查各功率、电度计量装置工作状况，检查各个保护的采样、差流。

8.3开关站3#主变进线断路器2003QF同期试验 1）2003自动假准同期试验

（1）机组通过断路器905并网发电后，手动降负荷，分断路器2003，机组与系统解列。分隔离开关20036。

（2）模拟隔离开关20036合闸信号至开关站LCU9，启动同期装置，对断路器20036的合闸过程进行录波。

（3）合闸后分断路器2003。分析波型图，检查合闸的压差、频差、导前时间是否合适。（4）试验完成后，解除模拟隔离开关20036合闸信号。2）2003自动准同期试验（1）合隔离开关20036。

（2）执行断路器2003自动准同期合闸令，由开关站LCU9投入自动同期装置，自动进行准同期合闸。

（3）试验完成后，分发电机出口断路器905，机组与系统解列。（4）跳灭磁开关，停机，准备自动开机并网试验。8.4 计算机监控系统自动开机并网试验

8.4.1发电机出口断路器905断开，系统电源已送到出口断路器905上端。

8.4.2调速器设置为自动，机组LCU5设置为现地控制。在LCU5上发“开机到发电”令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90％额定电压、自动同期装置调节机组电压和转速、自动合出口断路器905，机组带设定负荷进入发电状态等过程中设备运行情况。

8.4.3在LCU5上发“停机”令，机组自动解列停机。观察LCU5自动减负荷至3MW、分发电机出口断路器905、机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关的过程，记录自发出停机令到机械制动投入的时间。

8.4.4在中控室进行自动开机和停机操作，并进行相应的检查和记录。9机组负荷试验

9.1机组带负荷试验前的准备。9.1.1 机组带负荷前的试验已全部完成。

9.1.2 申请机组进行负荷试验已获得调度批准，允许甩负荷的容量和时间段已确认。9.2 机组带负荷试验

9.2.1机组逐级增加负荷运行，不在振动区过长的停留，记录机组状况：各部的振动、摆度；定子绕组温度；推力瓦和导轴瓦、定子铁心、空气冷却器等部位温度值；主变油温等变化情况。

9.2.2在小负荷时，测量发电机、主变压器、开关站断路器等保护装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。测量安稳装置、计量系统和故障录波等装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。9.2.3记录在当时水头下，机组产生振动的负荷区。9.2.4测量并记录在不同负荷下机组各部位的噪声。9.2.5在各负荷下，测量发电机轴电压。9.3 机组带负荷下调速系统试验

在不同负荷下进行调节参数的选择及功率调节速率的选择。

9.3.2在50%负荷以下检查调速器频率和功率控制方式下机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性。

9.3.3远方、现地有功调节响应检查。

9.3.4模拟故障试验（模拟功率给定、功率反馈信号故障）。9.3.5调速器通道切换试验。9.3.6模拟机械事故停机试验。9.4 机组带负荷下励磁系统试验

9.4.1过励试验、欠励试验、无功调差率按系统要求进行。9.4.2现地/远方无功功率控制调节检查。9.4.3自动和手动切换、通道切换试验。9.4.4可控硅桥路电流平衡检查。9.5 机组甩负荷试验

9.5.1机组甩负荷按额定出力的15%、50%、75%、100%、100%无功进行，并记录甩负荷过程中的各种参数或变化曲线，记录各部瓦温的变化情况。甩负荷通过发电机出口断路器905进行。

机组甩25%额定负荷时，记录接力器不动时间，应不大于0.2秒，该时间按转速开始上升起计算。观察大轴补气情况。

甩负荷时，检查水轮机调速器系统的动态调节性能，校核导叶接力器两段关闭规律、转速上升率等，均应符合设计要求。

在额定功率因数条件下，水轮发电机突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突甩100%额定负荷时，发电机电压的超调量不应大于额定电压的15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5秒。9.6 机组事故停机试验

9.6.1模拟机组电气事故停机试验：模拟电气事故动作，机组解列、灭磁，记录负荷下灭磁特性。9.6.2事故低油压关机试验 机组带100%额定负荷运行。

现地与紧急事故停机按钮旁设专人守护。

断开压油罐补气回路；切除压油泵，通过卸油阀门排油与排气阀排气结合方式，降低压力油罐压力直至事故低油压整定值，应注意压油罐内油位不低于油位信号计可见位置。事故低油压接点动作后，调速器事故低油压紧急停机流程启动。若低油压接点在整定值以下仍未动作，立即按紧急事故停机按钮进行停机，重新整定压力开关接点后重做此试验。9.6.3重锤动作关机试验

机组并网带额定负荷稳定运行后，进行机组的重锤关机试验。检查重锤关机是否正常，关闭时间是否符合设计要求。

试验前对监测人员进行周密的安排，在调速器机调柜操作重锤关机命令，如果重锤关机失败，应按下紧急事故停机按钮。9.7 特殊试验 9.7.1 PSS试验。9.7.2 一次调频试验。9.7.3 无功进相试验。9.7.4 其它试验。9.8 机组检查消缺

机组在停机并做好安全措施的情况下，对运行中出现的问题全面检查消缺，达到稳定试运行的要求。

10机组带负荷72h连续试运行

10.1完成上述试验内容经验证合格后，具备带负荷连续运行的条件，开始进入72h试运行。10.2根据运行值班制度，全面记录运行有关参数。

10.3 72h连续运行后，停机全面检查机组、辅助设备、电气设备、流道部分、水工建筑物和排水系统工作后情况，消除并处理72h试运行中发现的所有缺陷。

10.4完成上述工作后，即可签署机电设备验收移交证书，移交电厂，投入商业运行。

项目经理部

2007年10月8日

第五篇：1#机组启动发言稿

泸定水电站1#机组启动发言稿

尊敬的各位领导、各位专家、各位来宾：

我们是中国水利水电建设工程咨询中南公司，受建设单位中国华电泸定公司的委托，对工程进行施工阶段全过程监理。在与华电泸定公司、中水七局泸定项目部的共同努力下，泸定水电站的最后一台机组（#1）完成安装作业，具备启动条件。

1#机组机电安装工程于2010年3月底开始机组尾水管安装——2012年5月底完成机组静态调试，包括与1#机组有关的电气一次、二次设备的安装及试验、调试。在整个施工过程中，我部监理抓好事前控制，严把质量关。坚持以事前控制和主动控制为主，依据合同和设计文件编制了监理规划，制订了具体的监理工作程序，明确了工作内容，行为主体，验收标准及工作要求。在1#机机电安装开工前，我部审查了施工单位的资质，现场质量管理、技术管理组织机构、人员、制度及特殊工种人员的资格、上岗证等。依照承包单位报送的施工组织设计方案报审表，对施工单位进行了审查，并对工程的测量、定位放线，包托轴线尺寸、水平标高进行了现场复核。

工程面貌：截至目前1#机组主机设备及其附件、附属设备、辅机设备等均安装调试完成；相关的孔洞做好了安全防护，各部位照明和交通通道均能满足机组安全试运行要求；主变及GIS 2B进线间隔、发电机电压设备（封闭母线、厂高变、励磁变、PT柜、GCB等）已安装调试完成；与1#机组发电相关的10KV、400V厂用电系统、计算机监控及保护、通信等系统已完工，并调试、试验、整定验收合格，满足机组启动试运行要求；附属设备（例如：油、水、气系统）等已安装完毕；调速系统静态调试完成；励磁系统调试完成；相关部位的消防及消防预警设施通过政府消防部门的专项验收，满足机组启动试运行消防要求；通风空调已安装调试完成并投入使用。

质量情况：涉及1#机组启动的水轮机及其附属设备安装、发电机及其附属设备安装、电气一次设备、二次设备安装、油、水、气等辅机设备已完成，对重大部件的安装值班监守（例：定子安装及铁损试验、下线前的线棒耐压试验、下线完成后的绕组整体试验。转子机架组装及磁轭叠装、热打键，耐压试验。机组盘车进行线轴的调整。以及上导、下导、水导间隙控制等。）机组各项质量检测数据请详见1#机组质量巡查报告与启动验收报告。

本次与1#机组机电安装相关的单元工程共计42个，验收完成单元个数39个，合格个数39个，合格率100%。优良个数38个，优良率97.4%。符合《水轮发电机组安装技术规范》GB/T8564-2003及相关设计的要求，升压变电设备、电气一次设备、控制保护设备、消防设备符合相关规范要求。涉及1#机组启动试运行的项目已安装完成，并通过了全面检查和质量验收，满足设计和规范要求，1#机具备启动试运行条件。