080724凤台电厂二号机组启动委员会汇报材料

第一篇：080724凤台电厂二号机组启动委员会汇报材料

淮浙煤电凤台电厂 二号机组整套启委会

汇报材料

浙江省火电建设公司淮南项目部

2008-07-24 淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料

尊敬的各位领导、各位专家委员：

凤台电厂二号机组在各级领导的重视和关心下，在业主淮浙煤电有限公司凤台发电分公司的科学管理下，在管理公司、监理单位的指导、监督和兄弟参建单位的大力协作下，通过项目全体员工的共同努力，现已完成主体设备安装、分步调试工作，即将进入整套启动阶段。下面，请允许我代表浙江省火电建设公司淮南项目部，向大会汇报二号机组施工及分部试运情况。

一、工程概况

淮浙煤电基地凤台电厂一期工程为新建2×600MW国产超临界凝汽式燃煤发电机组并配套建设烟气脱硫设施，规划装机容量为4×600MW燃煤发电机组。浙江火电主要承建的工作范围为本工程安装二标段，主要为＃2机组热力系统，2#机组燃料供应系统中的燃油系统及全厂输煤系统，2#机组除灰系统、电气系统、热工控制系统（不包括公共部分）以及相关其他管道等。其锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司设计制造的DG1900/25.4-II型超临界变压直流本生型锅炉，锅炉为前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣煤粉炉。同时配臵了除尘效率达99.5%以上的静电除尘器以及烟气脱硫装臵。汽轮机为东方汽轮机厂生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，型号为N600-24.2/566/566。汽轮发电机为东方电机股份有限公司生产的水-氢-氢冷却汽轮发电机，静态励磁方式，型号为：QFSN-600-2-22C。淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料

本工程为单元制机组，采用机、炉、电集中控制方式。其热工自动化水平将以保证机组的安全和经济运行为目标，以分散控制系统（DCS）作为机组监视和控制的核心，由DCS实现机组的数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）等功能。配以汽机电液控制系统（DEH）、汽机紧急跳闸系统（ETS）和汽机本体监测仪表（TSI）等自动化系统构成一套完整的自动化控制系统。

在焊接施工方面，本工程合计焊口总数45630只，一次合格率为99.61%（按RT、UT结果计）。该机组现场涉及的焊口钢种、焊口规格等，我公司在以往工地均有所接触，焊接工艺评定能够全部覆盖，现场焊接工艺相对比较成熟。部分焊口焊接位臵较差，主要是水冷壁、低再进出口、高再进口、省煤器进出口、低过进口，管排间隙较小，焊接有一定难度。根据现场施工特点，对锅炉管排间隙较小的部位，采用了全氩弧焊接工艺，较好地解决了外观成形的问题。

二、工程进度控制

项目部坚持以公司倡导的“顾客为先的服务准则，诚信专业的员工素养，系统全面的项目计划，准确及时的信息沟通，预控为主的管理手段，持续改进的管理绩效”为管理基调，从主要影响施工进度的人、机、料、法、环等要素中去分析，进度计划细化至施工班组。以“抓关键路径，均衡施工”为原则，全面策划，精心组织协调，实现工程进度控制。

首先明确锅炉水压试验、厂用受电、汽机扣缸、锅炉冲管、电缆淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料

敷设等为关键路径节点，根据重要节点目标的关门时间倒排施工计划，针对工程设备到货信息变动频繁的情况，采用每周滚动更新的方式，密切跟踪设备到货进程，按照设备的实际到现场时间调整施工方案、调配施工资源，使进度计划与最新的设备、图纸信息同步协调，不等不靠抢进度，见缝插针打开作业面，确保工程各作业面的协调有序推进。在关键路径、重点项目施工上，及时加大资源投入，保障进度目标顺利完成。

其次，充分发挥人力资源和大型机具资源优势，确保进度计划准点实现。项目部在公司的支持下，抽调了一批责任心强、技能优秀的骨干力量充实到项目各岗位，以确保工程建设的快速有序推进。此外，各类大型机具在公司的统一调配下均能保证凤台电厂二号机组工程建设需要。三、二号机组工程主要里程碑进度 #2机组锅炉钢结构吊装开始 2006年12月28日 2 #2机组大板梁吊装完成 2007年05月26日 3 #2机组锅炉受热面吊装完成 2007年09月30日 4 #2机组DCS受电完成 2007年10月26日 5 #2机组汽机台板就位 2008年01月15日 6 #2机组电气倒送电完成 2008年01月21日 7 #2机组锅炉水压试验完成 2008年02月21日 8 #2机组发电机定子就位 2008年03月30日 9 #2机组电除尘空负荷升压试验完成 2008年04月04日 淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料 #2机组汽轮机扣盖完成 2008年04月16日 11 #2机组锅炉动力场试验完 2008年05月01日 12 #2机组锅炉酸洗结束 2008年05月14日 13 #2机组发电机转子就位 2008年05月23日 14 #2机组冲管结束 2008年06月26日

三、工程安全管理

工程的安全、文明施工管理立足于“安全第一，预防为主，综合治理”的国家安全生产方针，以《中华人民共和国安全生产法》、《电力建设安全工作规程》为准绳，严格执行业主、监理方等上级相关管理程序和制度。坚持“以人为本”的管理理念，深化职业健康安全管理体系和环境管理体系的思想，全面推行预测预控机制，努力营造安全良好的“绿色”作业环境。

我们始终以实现安全零事故作为目标，严格执行安全的一票否决制。项目部完善职业安全健康与环境管理组织机构，制定安全文明施工管理制度，明确安全、环境管理目标。将年度安全目标逐级分解，层层下达到一线班组，并与下属专业工区、专业工区与施工班组互签安全责任书，明确各级人员的安全职责，严肃安全纪律，实行重奖重罚；在安全管理上注重前期策划，在施工作业指导书中明确交叉作业、夜间作业的安全技术措施，开工报告必须要有完善安全、文明施工策划，加强对重大的危险因素进行识别与控制。对炉膛内焊接、夜间大件吊装等风险系数较高的作业面，安全管理部门提前策划布臵安全设施的完善，对重大作业项目实行全过程、全方位监督。成立安全文明淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料

督查小组,每天对施工现场进行安全文明施工检查，及时整改检查中发现的各类安全文明施工问题，同时得到了业主和监理单位的指导、帮助与大力支持。

机组进入调试阶段后，我们将触电、转动机械伤害作为控制的重点。及时成立送电小组，严格工作票制度，明确工作票签发人，在带电区域设臵完善的安全设施和安全标识，在消缺工作中，严格执行工作票制度，严禁无工作票施工，杜绝完工不消除工作票现象。

到目前为止，我项目部重伤及以上人身伤害事故为零，永久性职业伤害事故为零，重大机械设备事故为零，重大火灾事故为零、爆炸等治安事件为零，安全形势全面受控。施工现场照明充足，消防器材、设施齐备有效，通道畅通，孔洞和沟道盖板、围栏齐全牢靠，平台、扶梯、栏杆满足安全要求，安全标识齐全，满足机组整套启动的要求。

四、工程质量控制

为积极响应业主关于凤台发电厂一期工程争创工程质量最高奖“鲁班奖”的质量目标，根据业主《淮浙煤电凤台发电厂创优质工程高效规划》文件精神，结合本工程及项目部的实际情况，项目部制订了相关的程序及管理制度来确保业主：确保省优,争创国优“鲁班奖”的质量要求；同时达到安装工程分项工程合格率100%，优良率≥95％；单位工程优良率100％；受监焊口无损探伤检验率100％，受监焊口一次合格率不小于98％，水压、厂用电受电一次成功；不发生由于安装的问题，影响一次实现制粉系统投入、汽轮机冲转、发电机并网等主要节点目标。淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料

为保证业主提出的质量目标，将“优化管理体系，创建优质工程，保证顾客满意”作为项目质量目标，执行公司“科学管理、规范施工、精益求精、提供顾客满意的产品”的质量方针。同时按标准、合同、顾客的要求建立二级质量管理网络。为有效运行各管理网络，项目从多方面多角度进行内部培训，提高员工对程序、管理制度、图纸等熟知程度；对各职能部门加强监督力度，增加考核检查的频度和深度；注重与业主、工程管理方、监理等相关部门的沟通，及时了解顾客的意见和建议，使得管理活动能持续高效。工程施工活动，除了加强员工的质量意识和施工工艺培训外，还强调完善手段、过程控制、强化验收，并严格执行《火电施工质量检验及评定标准》，《电力建设施工及验收技术规范》，使施工全过程的工序质量控制、质量检验和监督活动有序进行。

本着对顾客负责的态度，在自检过程中，对每个环节特别是重要节点，做到认真细致的检查，对存在的问题进行跟踪整改并及时做好封闭工作。合金钢管材在安装前严格进行材质复核，对到货设备进行光谱复核，如有材质不符及时联系业主、管理公司、监理及厂家，进行意见确认。在受热面地面组合过程中，我们特别重视对设备外观检查以及设备的保护，严格要求施工人员对临时铁件切割、打磨等工艺检查，对业主、管理公司、监理、特检中心等单位提出的整改项及时进行了整改。

特别是在焊接质量的保证上，我们加强了技术准备、过程监督和焊后验收检验的力度：在施工作业前，进行焊接工艺评定，编制了焊淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料

接工艺卡及施工方案及作业指导书10份，对特殊作业人员持卡上岗，将焊接工艺卡制作成卡片形式带在每个焊工身上，对焊工实行焊前考核的方法把住上岗人员技术关。在施工过程中，技术人员和质检人员加强过程监控，及时处理施工过程中出现的问题，分析原因，避免重复出现。焊口结束后严格执行焊工自检，二级专检，三级抽检的制度。

在强制性条文的执行上,项目部在工程开始就制订了强制性条文执行计划。强制性条文是确保工程质量的重要技术准则，保证强制性条文切实执行是实现高标准达标投产的必要条件。为了更好地落实强制性条文，结合工程现状，对二标段安装工程相关强制性条文进行了筛选，将施工过程中可能造成疏忽的部分精心筛选，使其更加切合工程施工状况，作为日常宣贯和检查的重点，保证强制性条文的落实执行。

为有效控制各专业的施工，项目部编写了一系列技术性文件来指导整个安装过程的质量要求，共编制施工方案58本、施工作业指导书78本、施工组织设计7本、单位工程质量检验计划36本，以此来指导并控制实物的质量，使整个安装过程的质量始终处于受控状态。

五、分部试运情况

凤台电厂二号机组的分部试运主要以安徽电科院为主，我项目部主要承担电气、仪控的单体调试部分以及分系统及整套启动的调试配合工作。在进入分部试运阶段之前，我们就专门成立了调试配合的组织机构，并和电厂运行部、电科院、管理公司、监理等单位一起，制定了调试计划，并根据计划进行实施。2008年1月21日二号机厂用淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料

电气设备完成受电，标志着二号机组分部试运的开始，在分部试运指挥部的统一计划安排下，我们相继完成了各系统的单体分部试运、空气动力场试验、锅炉酸洗、锅炉点火冲管及各分系统的分部调试配合工作，确保了各系统和分部试运的顺利完成，满足了工程的总体目标。

尊敬的各位领导、各位专家委员，凤台电厂二号机组即将进入整套启动。在此，谨向一直关心、支持我们工作的各级领导、专家、业主、管理公司、监理公司、兄弟参建单位表示衷心的感谢！

在接下来的整套启动调试阶段，浙江火电全体参建员工仍将一如既往保持旺盛的斗志、以饱满的精神状态投入机组整套启动调试工作之中，与业主、管理公司、监理、调试单位密切协作、团结一致，力争圆满完成二号机组168满负荷试运行目标！

浙江省火电建设公司淮南项目部 二OO八年二十四日

第二篇：电厂300MW机组启动操作步骤

机组启动操作步骤

1.锅炉点火升压后，主汽压力0.5MPa时开启高、低旁，并控制高、低旁开度调整主、再热汽压力、温度，控制好主汽门前温度、中主门前温度。

2.锅炉烧参数阶段，控制给水流量700t/h左右，给煤量30～40t/h，控制主汽压力2.5～4MPa，再热汽压力0.5～1.2MPa。3.按大机启动程控进行检查：

1)检查机侧相关疏水门是否全部开启且开到位信号正常； 2)检查机侧各抽汽电动门、逆止门均关闭且关到位信号正常；

3)检查主机润滑油系统运行正常，排烟风机、油泵联锁投入正常； 4)检查DEH上各阀限均设置正常，调门（105%）、补汽阀（20%）；

5)检查投入#

1、#2主汽门阀门组，#

1、#2中主门阀门组，补汽阀ATT模块； 4.锅炉点火2小时左右，联系热控将大机启动程控第12步：#

1、#2主汽门前温度＞360℃条件强制，当大机DEH上Z3（主蒸汽过热度—主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、Z4（再热蒸汽过热度—中主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、X2（主汽压力下的饱和温度-高调阀温度，即主蒸汽过热度满足条件防止产生凝结换热）满足条件后，大机开始进行暖阀。5.暖阀期间注意监视大机转速，步序第15步时，检查TAB指令升至42.5%，主汽门开启，如大机转速升高至300rpm时应立即打闸。6.暖阀期间压力控制3～4MPa，暖阀时间控制：

1)主汽压力＞2MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀30分钟； 2)主汽压力＞3MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀15分钟； 3)主汽压力＞4MPa时SGC直接走步不进行暖阀；

7.暖阀时间到，步序至第20步，联系热控继续进行暖阀操作，暖阀结束条件为高调门50%处温度达到210℃。

8.暖阀结束后，锅炉继续升压至冲转参数：主汽/再热汽压力：8.5/1.2MPa，主汽/再热汽温度：390/390℃（尽量按DEH热力监控画面上推荐温度）。9.大机冲转前检查，X2、X4、X5、X6准则均已满足。

10.大机开始冲转做超速通道试验，联系热控将通道1由3300rpm改为300rpm，大机启动程控SGC走步至第11步或第20步手动释放蒸汽品质，大机转速升至300rpm时大机跳闸，检查汽机跳闸首出正常。

11.汽机复位后继续做超速通道试验，通道2由3300rpm改为360rpm，大机启动程控SGC走步至第11步或第20步手动释放蒸汽品质，大机转速升至360rpm时大机跳闸，检查汽机跳闸首出正常。12.检查大机超速通道试验完毕，大机冲转至360rpm进行暖机，暖机期间注意主汽温度控制，主汽控制400℃左右，为快速满足X7A、X7B准则在后期可适当降低主汽温度，当X7A、X7B且高压缸裕度＞30K继续升速至3000rpm。

13.大机升速至3000rpm过程中注意监视各轴瓦振动、回油温度、轴承金属温度等相关参数，并注意监视主机润滑油压力变化，如润滑油压力低润滑油泵联启，保持两台交流润滑油泵运行，将直流油泵停运备用，待油温稳定后再试停一台润滑油泵，如仍无法停运时，则采用关闭出口手动门方法进行试停。14.大机升速至3000rpm后主要控制X8及高压转子、中压转子裕度，暖机过程适当将主再热汽温升至430℃左右，当X8＜0℃且高压转子、中压转子裕度＞30K后则进行并网操作。X准则在汽机启动的以下过程中起作用：

打开主蒸汽管道上的主汽门并对阀体预热，顺控第13步（X2）打开汽轮机调门，汽机冲转。顺控第20步（X4、X5、X6）汽轮机升速到额定转速，顺控第23步（X7A、X7B）发电机并网带负荷，顺控第29步（X8）X温度准则的意义：

X1准则：防止高压缸进汽阀冷却：主蒸汽温度＞TmCV＋X1、高旁前主蒸汽和再热蒸汽过热度＞30℃ 或高压主汽门壳体温度（50%）＜150℃

X2准则：避免高压控制阀有过大的温度变化：主蒸汽饱和温度＜TmCV＋X2或 汽机全部主汽门开启

X4准则：防止湿蒸汽进入汽机：HP ESV前汽温＞主汽压对应饱和温度+X4 X5准则：防止高缸冷却：HP ESV前汽温＞高压轴平均温度HPSTm+X5 X6准则：防止中缸冷却：汽机侧热再母管温度＞中压轴平均温度IPSTm+X6 X7A准则：暖高压转子：汽机侧主汽温度＜THPS Tm+X7A X7B准则：暖高压缸：汽机侧主汽温度＜THPC Tm+X7B X7A、X7B 准则: 确保在启动到额定转速之前和并网带负荷, 保证高压缸充分暖机

X8 准则:确保在启动到额定转速之前和并网带负荷, 保证中压轴充分暖机。中旁前主蒸汽温度与中压主汽门前主蒸汽温度的较大值小于经过修正的中压转子平均转轴温

控制参数调整：X2、X7A、X7B、X8均为负值

X2要求高调阀50%处温度不能过低，调整时可通过降低压力方法 X4、X5要求主汽温度不能过低 X6要求再热汽温度不能过低 X7A要求高压转子温度不能过低 X7B要求高压缸温度不能过低 X8要求中压转子温度不能过低 根据功能划分：

Z3、Z4、X2准则：开主汽门前用到，即暖阀前要满足

X4、X5、X6准则：汽机冲转前用到，即升速至360rpm前需满足 X7A、X7B准则：汽机360rpm暖机结束后释放正常转速时用到 X8准则：机组并网前需满足 机组启动时间安排：

锅炉点火至暖阀：2.5小时；暖阀1个小时；冲转至360rpm暖机90分钟；冲转至3000rpm暖机至并网60分钟；

第三篇：电厂机组整组启动前质量监督检查情况报告

电厂机组整组启动前质量监督检查情况报告

1．工程质量监督情况说明

现有在建工程为电厂2×600MW油改煤工程，按属地管理原则，本工程的质量监督机构应是属地质量监督中心站。我司曾专门就该改造工程的质量监督事宜与中心站协商，但因该工程属改造工程，且与电网连接部分不改动，属地质量监督中心站明确表示不再对本工程进行质量监督。因此，公司于2010年3月成立了专门的工程质量监督小组，在工程期间依据国家有关法规对整个工程质量进行监督，其工作重点是《电力建设工程质量监督检查典型大纲》与港口、码头建设相关规范中有工程质量监督的内容。2．整组启动前质量监督检查的内容及安排

为加强工程质量管理，保证工程质量，确保电网及机组设备的安全，结合#1机组的工程进展情况，为了实现#1机组整组启动安全、顺利完成，业主方XX有限公司组织火电安装公司、电力设计院、监理公司、电科完等各参建单位依照《火电工程机组整套启动试运前质量监督检查典型大纲》（以下简称“《大纲》”）的要求进行了本次机组整组启动前的质量监督检查。

根据《大纲》的要求，本次检查设了质量行为、技术文件和资料、土建工程和试运环境、锅炉专业、汽机及化学专业、电气专业、热控专业、燃料专业等8个专业组对机组整组启动应具备的技术条

件、工程建设各责任主体的质量行为、技术文件和的准备情况和工程实体的质量等方面进行了详细的检查。3．检查情况

3.1 整组启动应具备条件和工程建设各责任主体质量行为的检查情况

经查，油改煤工程建设、设计、施工、监理、调试单位在本工程中，均能规范地执行项目法人制、合同管理制、招标投标制、工程监理制和资本金制等工程建设五项制度； 建设单位对设计、施工、调试、监理和设备监造各单位以及设备定货等方面工作均实施了招标投标制度。各类招标、投标文件和合同齐全；质量体系健全并运转有效，工程质量处于有效控制状态；各项工程管理、质量管理制度齐全，实施有效；各单位质量管理体系健全，运行有效。按规定组织设计交底和图纸会检。

勘察设计、施工单位、监理、调试单位资质与承担本工程项目相符合。各单位均任命了设总、项目经理、总监等，其执业资格与承担的工作相符，并经法人代表授权。监理人员资格证书齐全、有效，并与其承担任务相符。责权明确、落实。对各类试验室和试验人员、特殊工种其资质、资格符合规定,均持证上岗

调试工作的组织健全，各专业的工作内容、分工界限明确，人员配备能满足机组调试工作的需要。

生产单位运行管理的组织机构健全，符合上级主管单位的规定；满足生产运行管理工作的需要；各级运行人员依据本单位和电网调

度部门的规定，按其岗位分别培训、考试合格，取得上岗资格；生产管理、运行操作、检修维护等项管理制度编制完毕，并正式出版；运行规程、事故处理规程和系统图册等编绘完成，并正式出版；运行操作和检修维护所用的各种日志、记录、台帐和表单均已齐备；具备整套启动的基本条件。与电网管理部门有关机组上网、调度的合同和协议等已在会签当中。3.2技术文件和资料的检查情况

工程的各类技术图纸和其它有关的会议纪要、施工记录、审批文件等资料基本按要求进行管理和归档；原材料、零部件、半成品和加工配件有出厂检验合格证及调试报告；特种设备操作人员做到持证上岗；压力容器和金属检测按要求进行了检测，质量良好，资料齐全；建筑、安装各项施工、隐蔽工程、分部试运等均按要求记录并进行签证；对主要建(构)筑物进行了沉降观测，数据齐全；主要设备出厂进行了监造，相关资料、记录齐全。机组分部试运和整组启动都制定了计划、方案，相关资料齐全、制度完善；各级监理人员证书齐全、监理制度完善。

总体来说各类工程技术文件资料和质量保证资料等基本齐全，有对计量器具建台帐管理并能在检定有效期内使用，工程施工质量处于受控状态。

3.3工程实体质量的检查情况

工程实体质量的检查分土建工程和试运环境、锅炉专业、汽机及化学专业、电气专业、热控专业、燃料专业等6个专业小组进行

检查。检查组查阅了#1锅炉本体、附属机械及辅助系统设备、燃料系统设备和电气、热控设备等的安装施工记录和质量验收记录等项目基本齐全，检验批、分项和分部工程的报验单基本齐全；辅机分部试运记录和签证齐全，已完成分部试运的设备状态良好，施工单位分部试运后验收签证记录基本齐全。

工程实体质量的主要问题是现场还是存有部分项工程末完工，如含煤废水处理系统、脱硫废水处理系统、消防系统等还没有完全完工，部分设备缺陷还末有处理好，需加紧处理。4．存在问题

本工程各责任主体质量行为、技术文件、资料和实体质量等方面基本情况较好，但还存在部分问题需处理。如项目审批文件未批准；并网协议未正式签署；缺陷通知单、监理工作联系单等有部分未实现闭环管理；现场还有部分项工程未完工，如含煤废水处理系统、脱硫废水处理系统、消防系统等还没有完全完工；部分设备缺陷还末有处理好，需加紧处理。

各检查组检查发现的需整改问题具体见附表一《#1机组整组启动前质量监督检查需整改问题汇总表》。

第四篇：兴义电厂#2机组B修后整套启动方案

贵州兴义电力发展有限公司

#2机组B修后电气整套启动方案

批准：

审核：

编写：

2013年8月19日

1.前言

兴义电厂2号机组于2011年7月15日至8月30日进行了投产后的第一次B级检修，为了保证机组在B级检修修后联合启动的顺利进行，特编写该试验启动措施。目的是使参加机组整套启动的工作人员对试验内容心中有数，保证质量和安全，对试验过程清楚，分工职责明确，顺利完成#2机组B修后的有关发电机组设备的检查、试运工作。

2.启动调试范围

2.1 如附图电气主接线图所示，本次启动试验范围内的一次设备包括: 2.1.1 ＃2发电机及其离相封闭母线；

2.1.2 ＃2发电机的机端PT柜、励磁变压器和中性点接地变压器柜； 2.3.3 ＃2主变压器（三相）；

2.4.4 ＃2机高压厂用变压器、#2脱硫及公用变以及各自的6kV封闭母线和中性点电阻柜、#2机励磁变；

2.5.5 ＃2主变500kV侧避雷器、电流互感器以及至500kV开关站的引线、5021断路器、50216隔离开关、502117接地刀闸。2.2电气主设备主要技术参数: 2.2.1发电机主要技术参数

型 号：QFSN－600－2YHG 额定容量：667MVA 额定功率：600MW 额定无功：510.8Mvar 额定频率：50Hz 额定转速：3000ｒ／ｍｉｎ

额定功率因素：0.9 额定定子电压：20000V 额定定子电流： 19245A 额定励磁电压：421.8V 额定励磁电流：4128 A 绝缘等级：F级（按B级温升使用）冷却方式：水-氢-氢 励磁方式：机端变静止励磁

制造厂：哈尔滨电机厂有限责任公司 2.2.2主变压器主要参数

型号：DFP-240000/500（三台）额定容量：720MVA 额定电压：550√3－2×2.5%/20 kV 额定电流：755.8＋2×2.5%/12000 A 连接组别：I1（Yn/Δ－11）短路阻抗：14.66％ 负载损耗：451.274kW 空载电流：0.08% 空载损耗：116.736kW 冷却方式：ODAF 制造厂：南通晓星变压器有限公司 2.2.3高压厂用变压器主要参数

型号：SFF10-CY-50000/20 额定容量：50000/27000-27000KVA 额定电压：20±2×2.5%/6.3-6.3kV 额定电流：1443.4/2744-2744A 联接组别：Dyn1-yn1 短路阻抗：11.26% 负载损耗：217.65kW 空载电流: 0.06% 空载损耗：22.37kW 冷却方式；ONAN/ONAF 60/100％ 制造厂：特变衡阳变压器有限公司 2.2.4 #2脱硫及公用变主要参数

型号：SF10-CY-27000/20 额定容量：27000KVA 额定电压：20±2×2.5%/6.3kV 额定电流：779.4/2474.4A 联接组别：Dyn1 短路阻抗：12.07% 负载损耗：114.2kW 空载电流: 0.10% 空载损耗：17.52kW 冷却方式；ONAN/ONAF 60/100％ 制造厂：特变衡阳变压器有限公司 2.2.5 #2机励磁变

型号：2SCB9-6600/20 额定容量：6600KVA 额定电压：20±2×2.5%/0.89kV 额定电流：191/4281A 联接组别：Yd11 短路阻抗：7.89% 冷却方式；AN/AF 60/100％ 制造厂：广东顺特变压器有限公司

3.启动试验的项目、目的

3.1通过发变组空载条件下的励磁系统动态特性试验，检验励磁系统的动态调节性能指标，测录相关试验数据，为今后该机组的运行、检修提供原始数据。

4.启动组织指挥关系

4.1 由兴义电厂安全生产和技术管理部、检修维护部、运行一部、运行二部等组成联合启动小组，由其协调和决定与整套启动有关的事宜。

4.2由于机组整套启动时已具备并网条件，所以厂站内的设备操作要经调度命令执行。4.3 当值值长负责电气整套启动试验中的指挥工作，并负责必要的监护工作。4.4 当值运行人员负责运行的操作工作，以及按运行规程及事故处理规程处理事故、障碍等。

4.5启动试验开始后，启动范围内设备属调度部门调度的设备必须经值班调度员许可后方可进行操作。

4.6 启动试验完毕后，启动范围内的设备均视为运行设备，运行设备正常操作由运行部门负责。

4.7 凡是已运行系统内施工、调试、检修的人员均应办理工作票，才能进行工作。

5.启动试验前应具备的条件

5.1启动前有关发电机、主变、高厂变、机端PT、励磁变、脱硫变、封闭母线等一次设备检修结束，高压试验工作结束，且全部合格，主变、高厂变套管末屏接地正常，铁心接地正常。经过相关部门验收，具备整组启动条件。

5.2 带电设备油、气化验合格，油位正常，相色正确，绝缘良好，报告齐全。5.3发变组保护、励磁系统等二次设备试验工作完毕，且全部合格。发变组保护、厂用快切装置、同期装置、发变组故障录波装置等已按电厂整定值正确整定并已经做了开关传动试验。

5.4 测量发电机定子及转子绕组、励磁变压器高低压侧绕组、发电机出口母线及电压互感器的绝缘电阻均应合格。发电机交、各PT一次回路熔断器检查正常。5.5 发电机交、直流耐压试验通过并合格。

5.6 在发电机升速试验前将发电机转子正负滑环与励磁一次回路的连接处拆除，在拆除时要注意异物不能掉入励磁封闭母线内。

5.7 发电机定子水内冷系统、主变及高厂变风冷系统均已运转正常,可以投入运行。内冷水导电率要满足规程要求。5.8 机、炉、电大联锁试验合格。

5.9 照明设施完善、通讯畅通（集控室与发电机小室，网控的通讯畅通）、场地整洁。5.10防雷、接地设施完善，且符合要求。消防设施齐全。

5.11启动试验中的各临时接线连接完成。高压专业测量发电机转子交流阻抗的试验工作准备就绪。二次专业需测录的发电机各电气量具体要求如下：发电机定子电压、发电机定子电流、发电机励磁电流、发电机励磁电压，励磁变压器交流侧电流。（该数据直接从DCS发变组画面获取）

5.12运行部门做好保证厂用电正常供电的措施，避免因＃2机组的启动调试影响其它设备的正常运行。

5.13本次检修所涉及回路改接的相关回路接线已经检查。并保证从开关本体电流互感器端子到保护装置整个二次回路接线的正确性，防止出现保护死区。

5.14所有待启动（复电）设备的继电保护定值按正式定值通知单要求整定好并核对正确，压板投退符合要求。

5.15所有待启动（复电）设备的所有保护投入正常运行。5.16.断开励磁变高压侧与发电机的连接线，从6kV工作ⅡB段6号柜临时电源开关上接6kV电缆至励磁变压器高压侧，电缆载面大于ZR-YJV22-6（3X120）以上。电缆高压试验合格，6号柜内的保护装置投入运行，定值按照整定书要求输入。5.17.检查6kVⅡA、6kVⅡB段上的工作电源进线开关621、623应在试验位置，#2脱硫及公用变低压转接开关605、6kV脱硫及公用B段工作电源进线开关606在试验位置。

6.启动前系统运行方式与设备状态

6.1 500kV兴金甲线在运行状态； 6.2 兴义电厂侧5201开关在冷备用状态；

6.3厂用电运行方式：6kVⅡA段、6kVⅡB段、6kV脱硫及公用B段由#01启备变供电；622、624、607、608在合闸状态，621、623、605、606在试验位置。

7.继电保护临时措施：

7.1 确认兴义电厂已按正式定值单投入所有待启动设备所有保护，投退好压板； 7.2 各项试验过程中＃2发变组设备的其他保护措施由指挥组确定，保证故障时可靠跳闸，确保＃2发变组设备以及系统的安全。

8.并网的运行方式

8.1 并网方式选择

#2发电机组用5021开关与500kV系统并网。

9.安全措施

9.1 参加试验的工作人员必须熟悉设备规范，试验项目及要求各自职责明确，避免发生人身及设备的安全事故。

9.2 试验时若发生异常情况，应立即停止试验，待分析处理完毕后方可继续进行试验。9.3 启动范围内的设备，均应悬挂警示牌，在发电机、6kV小室、发电机小室设专人看守，非试验人员不得入内。

9.4 试验前必须对所有参加试运的设备逐一检查。

9.5 试验前必须仔细检查CT、PT一次末屏接地情况，发电机中性点地刀、主变中性点地刀、PT、CT二次回路。

9.6 在CT二次回路上带电工作时严防开路，在PT二次回路上带电工作时严防短路。9.7 试验引线的绝缘必须良好，严防短路。9.8整个试验中机组水冷系统必须投入。

9.9空载试验时发变组保护投退情况见附件保护压板投退表，高压厂变、脱硫及公用变保护按正常方式投入。

9.10发电机组空载试验过程中，必须解除发变组保护关主汽门出口压板。

9.11运行人员对此次试验进行技术交底完毕。试运过程中要加强设备的巡视、检查工作。试运中要作好事故预想（特别是关于启动电源），以保证设备安全。

10.启动调试内容及步骤

10.1测量发电机转子绕组的绝缘电阻及交流阻抗。10.1.1试验目的

检查发电机在升速过程中有无不稳定的匝间短路现象，并将转子绕组交流阻抗的测试数据与机组初次投运时测试原始数据进行比较。10.1.2试验前系统运行方式

试验前确认5021开关、50216刀闸在分位，并断开其控制电源。确认502117地刀在合位，并断开其控制电源。10.1.3试验注意事项

1)试验电压的峰值不应超过额定励磁电压。2)试验时励磁回路中的灭磁开关应断开。

3)试验时如发现转速升高后，交流阻抗突然减小很多，要查明原因，及时汇报。10.1.4试验要求

试验时应在汽机启动曲线上要求稳定停留的转速下进行交流阻抗膛内试验，其中额定转速下交流阻抗的测取，应在超速试验前、后各作一次。超速试验结束后，发电机停下，恢复发电机转子正负滑环与励磁一次回路的连接板，准备进行下一步试验。10.2发电机—变压器组空载试验 10.2.1 试验目的

检查一次设备的绝缘情况；检查电压回路，录制发变组空载特性。10.2.2试验前系统运行方式

试验前确认5021开关、50216刀闸在分位，并断开其控制电源，所有临时接地线全部拆除。确认502117地刀在分位并断开其控制电源。10.2.3 注意事项

1)发电机转速保持在（3000±5）r/min 2)试验采用发电机、主变压器和高压厂用变、脱硫变同时升压的方法进行，试验中要对发电机、主变压器、高压厂用变、脱硫变以及500kV开关站设专人监视。一旦有异常立即停止升压。3)发变组保护按空载方式投入。检查并投入发电机端PT的一、二次保险或空开；高厂变、脱硫及公用变低压侧进线PT的一、二次保险或空开；500kV线路PT电压端子箱中的PT二次保险或空开。

4)升压前将发电机过压保护的整定值设为110V、0秒，升压过程中发电机机端电压不能超过22000V（1.1倍额定电压）、主变高压侧电压不能超过550kV。

5)在整个试验过程中，监盘人员必须严密监视盘表的变化，若有紧急情况，应立即灭磁，同时报告指挥人员。10.2.4 试验前准备工作

1)保护人员和励磁调节器厂家人员设置好励磁调节器做空载试验的参数。2)将发电机出口PT：TV1、TV2、TV3送至工作位置，合上发电机PT端子箱内的所有电压空开。

3)拆除#2机励磁变高压侧线缆，从 6kV备用开关柜放一颗临时电缆至#2机励磁变高压侧并接好线缆；

4)按照新整定励磁变临时定值输入6kV备用开关综合保护装置，传动试验正常。二次班将该备用开关分合闸按钮接至6kVII段进门处。10.2.5试验步骤

1）运行人员合上6kV临时电源开关，在励磁小室就地合上FMK灭磁开关。2）试验人员就地手动缓慢升压，录制发电机空载特性试验数据。

3）进行发变组空载特性上升和下降过程的测试，录取发电机端电压、励磁电流和励磁电压，监视标准表及其它监控系统上的读数。发电机机端电压最高点为1.0倍额定电压，坚持5分钟。

4）空载特性试验完成后，进行发电机灭磁时间常数测试试验。在空载额定电压下测录励磁回路的灭磁时间常数、以及自动灭磁开关分闸后发电机定子残压。

5）试验完毕后减磁至最低位置，断开FMK开关，断开6kV临时电源开关及其操作电源，作好相应的安全措施，恢复#2机励磁变高压侧连接电缆。10.3发电机在空载时励磁调节器试验 10.3.1试验目的

由于自动励磁调节器为闭环控制系统，而其静态试验只能模拟开环情况，对于各项动态性能指标则无法确定，为此需要在发电机空载情况下，通过各种闭环方式下的试验判定装置全面性能的好坏，调整装置的各项设置参数，使其各项动态调节品质达到国标的要求；测录发电机定子开路的灭磁时间常数和自动灭磁开关分闸后发电机定子残压。

10.3.2试验前系统运行方式

试验前确认5021开关、50216刀闸在分位，并断开其控制电源，所有临时接地线全部拆除。确认502117地刀在分位，并断开其控制电源。10.3.3试验注意事项

① 试验中励磁系统各部分(调节器、整流装置及集控室仪表盘)都必须有人密切监视，如有异常应立即汇报试验负责人并及时处理，必要时应立即中止试验，待查明原因后再进行。

② 试验结束后拆除测量仪表及仪器应小心，不得造成误碰带电部位，二次线恢复必须正确无误。

③ 试验中严禁PT短路、CT开路，同时ＰＴ回路也不得开路，以免“断线检测”单元失灵导至发电机空载强励击穿绝缘。④ 发电机过压保护定值已改为110V、0s跳闸。10.3.4试验步骤

1)现场按照规程要求，由励磁厂家人员进行空载时励磁系统相关参数校核试验。2)试验结束后，恢复发电机过电压保护定值。10.4 5021开关假同期试验。10.4.1试验前系统运行方式

试验前确认5021开关、50216刀闸、502117地刀在分位。10.4.2 试验时的注意事项

1)必须解除电气至DEH的并网信号，或在DEH中强置脱网信号，防止汽机超速。10.4.3 试验前的准备工作

1)热工专业工作人员在DCS上强置50216刀闸的合位信号。

2)运行人员在#2发变组测控装置上将“NCS控制/DCS控制”转换开关扭至“DCS控制”。10.4.4试验内容

1)运行人员在DCS上用“单步”并网程序进行5021假并列合闸试验。检查同期装置及同期合闸回路的正确性，试验结束汇报调度。2)运行人员在DCS手动拉开5021开关。

3)试验结束热工专业工作人员解除DEH中强置的脱网信号，解除在DCS上强置的50216刀闸的合位信号。10.5 ＃2发电机同期并网及带负荷检查主变高压侧CT极性。10.5.1 试验时的注意事项

1)发电机转速保持在（3000±5）r/min。2)检查电气至DEH的并网信号已恢复。

3)发电机并网前控制发电机机端电压比系统电压略高、发电机频率比系统频率略高，保证机组并网后略带有功和无功。10.5.2 试验前的准备工作

1)检查除发变组保护C柜的“5021联跳发变组”保护之外的所有保护已投入，投入2发变组保护A、B、C柜上所有出口压板。“5021联跳发变组”保护在机组并网后再投入。

2）检查确认5021开关、50216刀闸、502117地刀在分位，621、623、605、606开关在试验位置，并在分位状态。10.5.3 试验内容 1)合上50216刀闸。

2)用同期装置将5021开关将#2机按照正常并网步骤并网。

3)根据现场发电机带负荷情况，缓慢升负荷，当主变高压侧负荷达到220MW时，稳定负荷，电气二次班人员对#2主变高压侧A相套管CT二次电流进行核相。（此时二次电流约0.21A左右）

4)#2主变A相套管CT二次电流核相正常后，再往上升负荷。

#

附图1：#2机电气主接线

注：本次不做短路试验，附图中D1-D5短路点设置取消

第五篇：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