一项工作不能盲目的开展，在开展前必须要进行详细的准备，这就是方案存在的意义，那么要如何书写方案，才能达到预期的效果呢？以下是小编整理的关于《机组试运行方案范文》，供大家参考借鉴，希望可以帮助到有需要的朋友。
第一篇：机组试运行方案范文
机组启动试运行方案
马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
马边烟峰电力有限公司烟峰电站
机组启动试运行方案
批准：__________
核准：__________
审核：__________
编写：__________
马边烟峰电力有限公司 二OO九年十一月十六日
- 1马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
(六)机组自动开、停机试验.........................................14
(七)发电机定、转子绝缘检查.......................................15
(八)发电机短路升流试验 ..........................................15
(九)发电机零起升压试验...........................................16
(十)发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验.......................17
七、主变及高压配电装置试验.........................................18
(一)主变及高压配电装置短路升流试验...............................18
(二)发电机带主变零起升压试验.....................................18
八、110kV烟马线线路冲击试验、#1主变冲击试验.......................19
(一)组织领导............................................19
(二)试验前应具备的条件..................................19
(三)110kV烟马线线路全电压冲击试验程序...................20
(四)1号主变全压冲击试验..........................................21
九、10.5kV母线、#1厂变冲击试验............................21
十、发电机同期并列及带负荷试验......................................22
(一)发电机同期并列试验............................................22
(二)线路准同期并列试验............................................22
(三)测保护极性..........................................23
(四)带负荷试验....................................................23 十
一、甩负荷试验....................................................24
(一)机组甩负荷应具备的条件........................................24
(二)机组甩负荷试验内容............................................24 十
二、调速器低油压停机试验..........................................25 十
三、动水关蝶阀试验................................................26 十
四、机组七十二小时试运行..........................................27
- 3马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
充水条件。
4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。
5、机组启动委员会已成立，组织机构健全。
6、通信系统施工完成，通信系统畅通，满足试运行要求。
四、机组启动试运行前的检查
(一)引水系统检查
(1)进水口拦污栅、事故闸门、起闭装置安装完工，手动、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。
(2)引水隧洞、压力管道已施工完毕，灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，各支洞进人孔已封闭，洞内施工垃圾已全面清理干净，无杂物。
(3)两台机蝶阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求;两台机蝶阀均处于全关位置，操作油路关闭，并采取防误动安全措施。
(4)蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净，蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。
(5)尾水闸门及启闭设备安装完工，调试合格，起闭情况良好，尾水闸门已打开。
(6)尾水出水畅通，出水口及河道临时防护墙已拆除。
上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵支洞进人门，蜗壳进人门，尾水管进人门，进人门密封应处理严密。
(二)水轮机部分检查
(1)水轮机转轮、水导轴承、主轴密封等设备安装完毕，并经验收合格，水轮机内无遗留物，导叶处于全关闭状态。
(2)水轮机导水机构已安装完工，检验合格，并处于关闭状态，接力器锁锭投入，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验合格，符合设计要求。
(3)测压表计、流量计、传感器，各种变送器安装验收合格，管路、线路连接良好，各整定值符合设计要求。
- 5马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
风闸投入。
6、机坑内所有辅助接线完成，检查正确无误，螺丝紧固。
7、所有螺栓已按设计要求拧紧或点焊和锁定紧固。
8、转动部件与固定部分间的缝隙，包括风扇与挡风圈，轴承盖与主轴、密封环与主轴间隙应均匀一致，确保运行时不会碰撞。
9、磁极接头对风扇、拉杆及磁极等处的绝缘及安全距离满足要求。
10、发电机空气间隙内用白布穿过两端，沿圆周拉一遍，确保无遗留杂物。
11、转动部件及定子铁芯、线圈附近无遗物、无尘土、金属微粒。
12、测量轴承总体绝缘电阻不小于1MΩ。
13、滑环碳刷应拔出，并绑扎牢固。
14、机组油、气、水系统阀门安装完毕，阀门开、关位置正确，手柄己标明开、关方向。
(五)辅助设备检查
1、全厂透平油系统辅助设备安装完毕，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
2、低压空压机自动启、停正常;储气罐安全阀调试合格，整定正确;压力传感器接线完成、调试合格;管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
3、技术供水系统电动阀启、停正常，滤水器自动、手动工作正常，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
4、油处理室备有足够的、合格的透平油。
5、高压顶转子油泵已调试合格，控制系统正常。
6、渗漏排水泵安装完成，手自动控制系统、液位传感器调试合格，投入使用。
7、检修排水泵安装完成，调试合格，可以投运。
8、主轴密封系统管路安装完成，充气试验合格，回路电磁阀工作正常。
9、各管路、辅助设备已按规定涂漆，标明流向，各阀门已表明开关方向。生产
- 7马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
3.3.7全厂公用设备操作回路(包括供、排水系统，低压气系统，厂用电设备自投等)。
3.3.8 机组同期操作回路。 3.3.9 火灾报警信号及操作回路。
3.3.10 主变操作回路，110KV线路操作回路，厂变操作回路。
4、检查下列微机保护装置
4.1发电机及励磁变微机保护装置整定与回路模拟。 4.2主变及厂变微机保护装置整定与回路模拟。 4.3 110KV线路微机保护装置整定与回路模拟。 4.4辅助设备其它PLC操作保护回路模拟整定。 4.5电压、电流回路检查其接线正确可靠。
(七)消防系统的检查：
1、主、副厂房、升压站各部位的消防系统管路及消火栓已安装完工并检验合格，符合设计要求。
2、全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。
3、全厂火灾自动报警与联动控制系统已安装完工并调试合格。
4、灭火器已按设计要求配置。
5、消防系统通过公安消防部门验收合格。 五
充水试验
(一)水库蓄水
1、检查进水口工作闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，进水闸门系统供电可靠。
2、检查弧形闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，弧形闸门系统供电可靠。
3、确认进水口闸门已关闭严密。
4、全关1#、2#、3#弧形闸门，用4#弧形闸门进行调节，使水位以1-1.5m/h速度上涨进行水库蓄水。
- 9马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
2、开启旁通阀向蜗壳充水，通过蜗壳压力表监视蜗壳压力。充水过程中监视蜗壳补气阀工作情况，排气正常。
3、蝶阀前后压力一致，证明蜗壳已充满水，可开启蝶阀至全开。
4、检查蜗壳进人孔、蝶阀伸缩节、蜗壳排水阀无渗漏。
(四)技术供水系统充水试验
开启技术供水总阀，依次向滤水器、发电机空冷器、上导冷却器、下导冷却器、水导冷却器充水，检查各阀门、管路无渗漏，管路畅通。
(五)蝶阀静水动作检查
1、在静水下进行蝶阀开启、关闭动作试验，检查蝶阀静水动作特性。
2、按设计要求调整蝶阀开关时间，作好记录。
六、机组空载试运行
(一)启动前的准备
1、确认充水试验中出现的问题已处理合格。
2、主机周围各层场地已清理干净，孔洞盖板封好，道路畅通。
3、各部运行人员，试验监视人员已就位，观测记录的仪器、仪表已装好，运行记录表格已准备好。
4、机组启动交直流电源投入。
5、油、气、水辅助设备工作正常，技术供水系统投入，冷却水投入运行，调整好水压(空冷器可暂不投入冷却水，以便空运转对发电机升温干燥);低压气系统投入，制动柜气压正常。
6、启动高压油泵顶起发电机转子6—8mm，以确保镜板和推力瓦之间形成有效油膜，复归后检查制动闸下落情况，确认制动闸已全部落下。
7、调速器处于“手动”位置，油压、油位正常。
8、发电机出口断路器及灭磁开关处于断开位置。
9、水力机械保护和机组测温装置投入运行，原始温度已记录。
10、集电环碳刷拔出，机械过速开关取下。
- 11马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
3、检查转速继电器动作情况。
4、检查各部螺丝、销钉、锁片、磁极键是否有松动，转动部件焊缝情况，风扇、挡风板、挡风圈及阻尼环有无松动或断裂。
5、检查风闸磨损和自动下落情况。
6、调整各油槽油位信号及油槽油位，调整反馈位移传感器空载位置。
7、检查油、水、气管路接头及阀门、法兰应无渗漏。
(四)调速器空载试验
1、手动开启调速器开机，待机组空转稳定后，检查可编程调速器柜内回路、CPU、A/D模块等电气元件。在调速器电气柜各环节检查正确后进行手动、自动调节试验。
2、进行调速器手、自动运行切换试验，接力器应无明显摆动。在自动调节状态下，机组转速相对摆动值不应超过额定转速的±0.25%。
3、调速器频率给定的调整范围应符合设计要求。
4、调速器空载扰动试验应符合下列要求： (1)扰动量不超过±8%;
(2)转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%; (3)超调次数不超过两次。
(4)调节时间应符合规程或设计规定。 通过扰动试验，找出空载运行的最佳参数并记录。
5、在调速器自动运行时，记录接力器活塞摆动值和摆动周期。
6、通过调整调速阀上的调节螺杆来整定机组开、关时间。
(五)机组过速试验及检查
1、过速试验前机组平衡已达到要求，机组在额定转速下的各部振动值达标。
2、根据设计规定的过速保护定值进行机组过速试验。
3、将转速继电器115%和140%的接点从水机保护回路中断开。
4、调速器以手动开机方式使机组转速升至额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制继续加大，使机组转速上升到115%额定转速，检查转速继电器相应接点
- 13马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
3.4检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。 3.5检查制动闸复归情况。
4、模拟机械或电气事故，检查事故停机回路及监控事故停机流程的正确性和可 靠性。
(八)发电机定、转子绝缘检查
1、关闭空冷器冷却水，让发电机的机械部分在空转中升温，并注意记录热风的温度(测温制动屏上不大于65℃)。
2、在短路试验前的停机状态测量发电机定、转子绝缘电阻和吸收比合格。
(九)发电机短路升流试验
1、外接380V厂用交流电源利用励磁装置对发电机进行短路升流试验。
2、在10.5KV发电机断路器下端设置可靠的三相短路点(自制短路线)。
3、拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V厂用交流电源。
4、投入水机各保护装置。
5、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定，运转正常转速稳定。
6、拆除断路器合闸位置信号接点，短接开机令接点，手动合灭磁开关，手动增励升流至0.2—0.5Ie，检查发电机各电流回路的准确性和对称性，电流回路应无开路。检查保护装置电流极性正确。
7、录制发电机三相短路特性曲线，在额定电流下测量发电机的振动和摆度和轴电流，检查碳刷及集电环工作情况。
8、在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检查灭磁情况应正常，测量发电机灭磁时间常数，录制灭磁过程示波图。
9、检查发电机出口、中性点电流互感器二次回路电流值应符合设计要求。
10、试验合格后自动或手动停机，恢复拆除和短接的接点，并拆除发电机短路点的短路线。
- 15马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
10、分别在50%和100%Ue下跳开灭磁开关，检查灭磁装置灭磁情况，录制示波图。
(十一)发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验
1、检验励磁装置起励功能正常，对励磁调节系统手动和自动状态下的起励进行检查，对手动起励时当电压升到10%Ue时，起励磁装置应能正常工作，自动起励时定子电压升至70%Ue时，励磁装置应能正常工作。
2、检查励磁调节系统的调节范围应符合设计要求：
(1)自动励磁调节器，应能在发电机空载额定电压Ue的70%—110%范围内可连续平滑地调节。
(2)发电机空载额定转速下励磁调节装置手动控制单元的调节范围应在发电机额定电压Ue下的10%—110%内可连续平滑地调节。
3、用示波器检查功率柜内整流桥可控硅输出波形;检查控制脉冲在时间轴上分布应均匀，大小变化一致，可控硅开通角一致，移相脉冲工作可靠、不掉相，调节过程中不突变。
5、在发电机空载状态下，改变发电机转速，测定发电机机端电压变化值，录制 发电机电压一频率特性曲线，步骤如下：
5.1手动开机至空载额定转速。
5.2励磁在自动状态下起励、母线建压至Ue，调速器转为手动运行。 5.3手动调节导叶开度调节发电机转速。
5.4记录频率在45HZ—55HZ内的机端电压变化值绘制Ue—HZ特性曲线。频率值每变化1%，励磁系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值±0.25%Ue。
6、进行逆变灭磁试验，检查逆变灭磁工作情况。
7、进行励磁调节器低励、过励、PT断线、过电压等保护的调整和模拟动作试验，模拟快熔熔断，检验励磁装置应能可靠工作。
- 17马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
3、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机TV二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。
4、手动零起升压，至25%Ue时检查下列内容：
4.1主变10kV出线、主变10.5KV断路器、主变10.5KV共箱母线、主变、线路隔离开关等设备的带电情况。
4.2校核10KV母线TV二次电压回路相序、相位和电压幅值正确、一致。
5、继续升压至50%、75%、100%Ue时，重复检查以上内容。
6、降低发电机电压至零，断开发电机出口断路器，断开001断路器。
八、110kV烟马线线路冲击试验、#1主变冲击试验
(一)组织领导
110kV烟马线线路冲击试验和#1主变冲击试验由乐山供电局、乐山供电局调度所(以下简称地调)、110kV马边变电站、马边烟峰电力有限责任公司四家单位配合完成。配合关系为：
1、本次启动试验由乐山供电局组织领导，由乐山地调负责统一指挥调度，各有关单位配合。
2、烟峰电站的工作由马边烟峰电力有限公司负责。
3、110kV马边变电站的工作由110kV马边变电站负责。
(二)试验前应具备的条件：
1、烟峰水电站主变、线路及其高压配电装置均已安装完毕，并符合各项验收标准的要求，新设备的试验符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定，并验收合格。
2、所有继电保护、安全自动装置均已按部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条列》调试完毕，并验收合格。继电保护定值核对正确，各互感器二次均已接线，TA二次侧不得开路，TV二次侧不得短路。
3、烟峰水电站微机监控系统安装调试完毕，并验收合格。
4、安装单位已将设备安装记录、各种图纸、技术资料、试验记录、
- 19马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
检查线路TV工作正常，核对二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。
(四)1号主变全压冲击试验
1号主变全压冲击试验是在完成线路全电压冲击试验后进行的， 试验的操作程序如下：
1、断开#
1、#2发电机09
1、092断路器，拉开#
1、#2发电机09
1、092断路器手车至试验位置。
2、拉开#1主变低压侧9011隔离手车，断开#1厂变高压侧961断路器。
3、合上110kV烟马线101断路器对#1主变进行5次全电压冲击试验，第一次10分钟，以后每次5分钟，每次间隔3分钟，检查主变运行正常。
九、10kV母线、#1厂变冲击试验
主变冲击试验完成后，进行10kV母线、#1厂变冲击试验。
(一)10kV母线冲击试验
断开101断路器，合上10kV母线TV手车至工作位置，合上主变低压侧9011隔离手车，合上101断路器，对10kV母线全电压冲击试验一次。核对10kV母线二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。
(二)#1厂变冲击试验
(1)拉开#1厂变低压侧断路器。
(2)合上#1厂变高压侧961断路器对#1厂变进行全电压冲击试验，检查厂变运行正常，测量厂变低压侧电压、相序正确。
(3)#1厂变冲击试验完成后投入厂用电自动切换装置，将厂用电切换到#1厂变供电，检查厂用电运行正常。
冲击试验完成后，1号主变、10kV母线、#1厂变运行。
- 21马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
4、利用线路准同期装置进行模拟并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角差符合规定，断路器合闸正常。
5、断开线路101断路器，合上1012隔离开关。
6、利用线路准同期装置并网，监视并网成功，断路器合闸正常，机组无冲击。
7、试验完成后断开机组断路器，使发电机与系统解列。
(三)测保护极性
1、确认烟峰电站发电机组(1号、2号)与系统侧核相正确;
2、根据调度指令，退出110kV烟马线两侧距离保护;
3、退出烟峰电站1号主变差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入;
4、退出烟峰电站1号主变高压侧复压过流保护，进行保护极性测试并确认正确后投入;
5、根据调度指令，烟峰电站2号发电机组带25%以上的额定负荷(如果情况不允许，最少安排2MW的出力，配合保护极性测试);
6、根据调度指令，进行110kV烟马线两侧距离保护保护极性测试、线路保护方向测试并确认正确;
7、投入110kV烟马线两侧距离保护保护。
8、退出烟峰电站2号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入;
9、向调度申请开1号机进行保护极性测试，退出烟峰电站1号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入。
(四)带负荷试验
在完成发电机、线路同期并列试验正常后，可进行机组带负荷试验。
1、操作机组自动准同期装置使发电机与系统并网，逐渐增加有功、无功负荷，按25%、50%、75%、100%额定负荷逐级增加，各负荷值稳定5～10分钟，检查下列各项：
(1)检查机组各部位运转情况，测量机组振动、摆度值，记录机组轴承温度、导叶开度;
- 23马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
(二)机组甩负荷试验内容
1、甩负荷试验按机组额定有功负荷的25%、50%、75%、100%(或当前水头下可能的最大负荷)进行;录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。
2、并网及甩负荷用发电机出口断路器09
1、092进行。
3、各级带、甩负荷应在机组运行稳定、调压井压力稳定后进行。
4、甩负荷应进行以下记录及检查，在各项数据符合设计要求后方可进行下一步的试验：
(1)记录甩负荷时：机组负荷、机组转速、接力器位置(导叶位置)、蜗壳压力、尾水管压力，发电机电压、励磁电压、励磁电流等参数。
(2)记录甩负荷前、后以及甩负荷时机组各部振动和摆度值。
(3)在额定功率因数下，机组甩负荷时，应检查励磁调节器的稳定性和超调量，当发电机甩额定有功负荷时，其电压超调量不大于额定电压的15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5秒。
(4)机组甩负荷时，应检查水轮机调速系统的调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，机组转速上升率和蜗壳压力上升率应符合设计要求。
(5)机组甩负荷后，调速器的动态品质应达到下列要求：
A、机组甩100%额定负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3%以上的波峰不应超过两次。
B、机组甩100%额定负荷后，从接力器第一次向开启方向移动起到机组转速相对摆动值不超过±5%为止，所经历的总时间不应大于40S。
C、转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间不大于0.2S。 (6)机组甩负荷过程中、监视并记录调压井涌浪及水位波动情况。
5、机组甩负荷试验完成后，应对机组内部进行全面检查，重新拧紧推力支架与轴承座连接螺栓，并进行与过速试验后相同项目的各项检查。 十
二、调速器低油压停机试验
调速器低油压停机试验的目的是检查机组事故低油压停机回路动作的正确性和
- 25马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
移。
十四、水轮发电机组72h带负荷试运行
1、在上述所有试验结束后，机组具备进入72小时满负荷(或当前水头下的最大负荷)连续试运行条件。
2、根据正式运行值班制度，安装单位安排人员值班，全面记录试运行所有有关参数。记录运行中设备出现的问题和缺陷。
3、在72h连续试运行中，若由于机组及相关机电设备的制造或安装质量等原因引起机组运行中断，经检查处理合格后应重新开始在72h连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。
4、在72h连续试运行结束后，应停机对机电设备做全面检查，必要时可将引水隧洞放空，检查机组蜗壳和引水隧洞工作情况。
5、72h连续试运行结束后，应对发现的设备或安装缺陷进行消缺。
4、机组通过72h连续试运行，并经过消缺处理后，由业主组织启动验收，设备 移交，即可投入试生产。
马边烟峰电力有限责任公司 二OO九年十一月十六日
- 27 -
第二篇：三望坡、围子坪机组投运试运行方案
[方案编号：20110002] [存档编号：20110002]
[投运方案书] [围子坪电站发电机组]
编
写：滕
鹏 批
准： 安装单位： 运行安监：
[2011-12-15]
一、送电前的有关事项
(一)设备命名
1、按照四川省电力公司西昌电业局文件(西电调【2011】81号文件关于下达围子坪等水电站调度命名编号及调度管辖范围的通知)三望坡、围子坪电站统一调度命名为 “围子坪水电站”。
2、围子坪水电站设机组设备命名：原三望坡电站为1#、2#机组(2×5500KW)，原围子坪电站为3#、4#机组(2×9000KW)。
(二)设备编号
根据电力系统部分设备统一编号准则(SD240-87)及三望坡、围子坪电站实际安装及有关图纸，由四川省电力公司西昌电业局按电网调度管理规程的编号原则对110KV围子坪变电站相关设备进行统一编号，其编号见三望坡、围子坪电站一次设备正式运行命名编号图。(附件)
(三)开关站试运行组织机构
由业主单位北京泰业嘉成有限公司组织及协调，设备安装单位四川安和公司协助，各主要设备供货单位参加，西昌电力局各级调度管理组成临时送电试运行领导小组，同时由业主方确定运行人员。具体启动领导小组成员如下：
启动领导小组指挥长： 苟 总 联系电话：1398153xxxx 启动领导小组副指挥长：祝林茂 联系电话：1518110xxxx
叶树明 联系电话：1380813xxxx 启动小组线路 负责人：余俊辉 联系电话：1338826xxxx 西昌电力公司 负责人：陈庆芳 联系电话：1388148xxxx(2217) 参加成员：杜 刚、陈从良、滕 鹏
围子坪电站 运行管理员：赵雪屏、严富英、
围子坪电站值班室值班员：肖心莲、张友伦、李芳秀等共12人 雷波220KV变电站值班员： 电话：
西昌电力公司调度值班室： 电话：0834-383xxxx 0834-383xxxx 0834-322xxxx 传真：0834-383xxxx 雷波220KV变电站值班室 电话：
围子坪电站中控室值班室 电话：0834-885xxxx(4268) 后勤及交通保障负责人：杨 庆 电话：1303652xxxx 备注：
1、括号内为电业局内部短号
2、值班员名单见附件(机组启动值班人员表)
二、运行前应具备的条件
1、围子坪电站设备已经按照规定进行了统一调度命名和编号;安装及验收启动小组同意启动投产;地调值班员同意启动操作。
2、围子坪电站设备已经安装完善，试验、验收合格，核相正确，地线及其它措施全部拆除，具备试运行条件。
3、新安装的围子坪电站的变电站线路及GIS单元、主变、高压开关柜已经送电试验通过。并在6KV、10KV母线TV二次侧校核相序正常及记录。
4、新安装的围子坪电站的附属设备装臵安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。
5、1-4#机组继电保护及自动装臵调试完毕，远近控正常及微机控制正常，整组模拟正确。
6、通信设施符合安全启动和试投运要求，后台控制系统试投运正常，致西昌电业局遥测、遥信数据正常。
7、直流系统安装调试完毕，保护及采集装臵工作正常，保护整定已经审查通过。
8、所有送电系统主试验全部完成并合格，保护整定已经审查通过。
9、准备好送电时需要的工器具和测量用仪器仪表并做好意外事故发生的应急措施、器具设备和预案。
三、送电前的接线状况
1、1#、2#机组间隔所属断路器(编号：
1、2)、机组隔离刀闸(编号：
11、21)、机组机端TV隔离刀闸(9
11、921)均应在断开位臵;断路器接地刀闸(130、230)、机组机端TV接地刀闸(9
110、9210)应在合闸位臵。
2、围子坪3#、4#机组间隔所属断路器(编号：
3、4)、机组隔离刀闸(编号：
31、41)、机组机端TV隔离刀闸(9
31、941)、机组励磁变压器隔离刀闸(9
32、942)均应在断开位臵;断路器接地刀闸(330、430)、机组机端TV接地刀闸(9
310、9410)、机组励磁变压器接地刀闸(9320、9420)应在合闸位臵。
四、送电原则及程序
启动(送电)的一次系统图，检查发电机、主变保护的投入情况并确认投入后，分别用主变送电至6KV、10KV母线TV进线相序检查及记录以及用发电机送电到6KV、10KV母线TV进线相序检查及记录，然后对试验结果比较确认无误后同期并例运行试验及负荷试验，每次试验时必须采取预防故障发生的保护措施，并试验后应对所属单元保护进行检查。在操作前确定每次的操作步骤，操作人员及组织以及调度联系，并有防止冲击时故障发生越级跳闸的措施。
送电程序
1、1#2#机组试运行
(1)、将1#(2#)机组保护定值按通知单整定投入使用。 (2)、1#(2#)机组核相正确，绝缘符合要求，机端断路器(编号： )储能及充电、控制正常，遥信、遥测、遥控正常。
(3)、拉开机端断路器接地刀闸(130、230)以及机端互感器接地刀闸(9
110、9210)
(4)、启动整个电站枢纽联动发电调试，调试过程：开机-起励-发电-并网带厂用电。具体过程如下：分步从停机状态到空转、空转到空载、空载到发电，在6KV母线互感器二次侧核相正确。再从发电到空载、空载到空转、空转到停机状态、全面测试发电机组及调速器以及励磁、辅机系统，联动控制可靠，遥信、遥测、遥控正常，然后从停机状态在控制室一键遥控开机，所有三遥状态正常。
(5)、退出1#(2#)机组后，检查1#主变低压侧隔离刀闸(编号：6011)并合上。
(6)、将1#B保护定值按通知单整定投入使用。 (7)、合上101断路器，在6KV母线互感器二次侧核相。 (8)6KV母线互感器二次侧核相正确，启动机组并网试运行。
2、3#4#机组试运行 (1)、将3#(4#)机组保护定值按通知单整定投入使用。 (2)、3#(4#)机组核相正确，绝缘符合要求，机端断路器(编号： )储能及充电、控制正常，遥信、遥测、遥控正常。
(3)、拉开机端断路器接地刀闸(330、430)以及机端互感器接地刀闸(9
310、9410)、励磁变压器接地刀闸(9320、9420)
(4)、启动整个电站枢纽联动发电调试，调试过程：开机-起励-发电-并网带厂用电。具体过程如下：分步从停机状态到空转、空转到空载、空载到发电，在6KV母线互感器二次侧核相正确。再从发电到空载、空载到空转、空转到停机状态、全面测试发电机组及调速器以及励磁、辅机系统，联动控制可靠，遥信、遥测、遥控正常，然后从停机状态在控制室一键遥控开机，所有三遥状态正常。
(5)、退出3#(4#)机组后，检查2#主变低压侧隔离刀闸(编号：9021)并合上。
(6)、将2#B保护定值按通知单整定投入使用。
(7)、合上102断路器，在10KV母线互感器二次侧核相。 (8)10KV母线互感器二次侧核相正确，启动机组并网试运行。
2012年3月15日
第三篇：华电邹县电厂总工程师徐宝福——超超临界机组节能改造及运行优化方案探讨
2010.11
中国 温州600/1000 MW超超临界机组技术交流2010年会
超超临界机组节能改造及运行优化方案探讨
徐宝福
华电国际电力股份有限公司邹县发电厂山东邹城273522;
摘要：本文介绍了邹县发电厂超超临界机组节能改造及运行优化方案，并对实施效果进行分析。 关键词：真空提高系统;分离器改造;运行优化;效果分析
一 前言
华电国际电力股份有限公司邹县发电厂位于山东省邹城市唐村镇，是华电集团公司所属最大的电厂。
一、二期工程安装4台300MW机组(改造后出力为335MW)，分别于1985年～1989年投产。三期工程建设2台600MW机组，分别于1997年1月和11月投产。四期工程建设2台1000MW超超临界燃煤发电机组，分别于2006年12月和2007年7月投产。
两台超超临界燃煤发电机组三大主机由中国东方电气集团公司的三大主机制造公司东方锅炉(集团)股份有限公司、东方汽轮机有限公司和东方电机有限公司引进日立技术国内生产。电动给水泵、汽泵由日立公司制造，小汽轮机、高压旁路装置由德国西门子公司制造，励磁系统由瑞士ABB公司制造。机组投运后，针对实际运行过程中出现的问题，并围绕节能挖潜进行了部分设备技术改造，并从运行方式方面进行优化，提高机组的整体经济效益。
二 进行的主要节能技改项目介绍
2.1加装凝汽器真空提高系统
凝汽器真空提高系统属于热力发电厂节能技术领域，针对热力发电厂水环式真空泵抽气系统而设计的节能装置。它是通过外加智能制冷冷源系统，给真空泵提供远低于环境温度的工作水，大幅提高真空泵抽气能力，进而降低凝汽器不凝气体分压力这种方式来提高凝汽器换热效果，从而降低凝汽器水蒸汽凝结压力，也就是降低汽轮机背压，获得节能效果。
2.2凝汽器真空提高系统关键技术及创新成果包括：
2.2.1通过降低真空泵工作水温度的方式来提高凝汽器真空，获得节能效果。
不凝气体(主要是空气)是凝汽器主要传热热阻。减小凝汽器不凝气体分压力，是提高凝汽器真空的有效措施之一。减小不凝气体分压力目前来讲只有两种措施，一是提高汽轮机热力系统的严密性，减少不凝气体泄露;再是提高抽气系统真空泵的工作能力，及时将凝汽器内不凝气体抽除。
从水环式真空泵工作原理及性能可知，其抽气能力，和抽气压力所对应的饱和温度与工作水温度之间的差值，也就是工作水的温度有很大关系，工作水温度越低，抽气能力越大。凝汽器真空提高系统，通过供给真空泵7~15℃的工作水，使得真空泵抽气压力所对应的饱和温度与工作水之间的温差大大增加，极大地提升了真空泵工作能力和工作环境。
2.2.2建立冷端系统的统一冷源及协调控制系统
对于600MW及以上机组，抽气系统通常有多台水环式真空泵运转，因此存在真空泵启、停切换过程。因各种因素，不同真空泵之间的负荷、所需工作水量也有所区别。凝汽器真空提高系统，通过添加电控阀门，统一管理制冷机制出的冷水，做到根据真空泵实际运转情况，合理配比每台真空泵需冷水量。
2.2.3利用低品位热水、废蒸汽作为冷源制冷的动力源
凝汽器真空提高系统，可以根据热力发电厂实际情况，来选择电能驱动、低品位热水驱动等多种能源利用方式。尤其是低品位热水驱动方式，既提高凝汽器真空度，又降低了能源消耗，使节能效果获得最大化。
2.2.4使用基于三通电动阀的安全补偿系统，既不影响原开式水冷却系统切入，也不影响真空泵正常运转，使真空泵安全稳定运行得到最大保障。
凝汽器真空提高系统通过三通电动阀等安全补偿系统，能够做到在其投运期间，原开式水冷却系统处于随时切入的备用状态。一旦凝汽器真空提高系统不能满足真空泵工作要求，系统能够立刻切换到原开式水冷却系统中，真空泵运转丝毫不受影响。
2.3改造后的效果
从投运情况来看，针对抽气系统为水环式真空泵抽气系统的发电机组，凝汽器真空提高系统节能效果显著，凝汽器真空提高0.414~1.017kPa，节能收益在3000吨标煤/年以上，推广潜力巨大。
2.4凝结水泵加装变频装置
在#7机B、C凝泵、#8机B、C凝泵加装型号为SH-HVF-Y10K/1500的变频器。改造后， #
7、#8机凝泵变频器每台每天节电约8000kWh。
2.5磨煤机分离器改造
机组投产以来，磨煤机分离器堵塞问题一直是严重影响机组安全经济运行的关键问题，目前每天都要停磨煤机清理分离器。 为了解决分离器的堵塞问题，采用 SJSC - 3250 型二次携带轴向型双挡板煤粉分离器技术，对#7炉E、F磨煤机分离器进行了改造。 改造后各项技术指标均达到保证值， 具有较好的细度调节特性，出力优于改造前。同时，分离器堵塞的频率明显降低，减轻了清理的劳动强度。
三 在运行优化方面采取的措施
3.1正压直吹式低速磨煤机启停不投油
正压直吹式低速制粉系统磨煤机启动过程中，由其对应的燃烧器喷出的煤粉气流浓度是一个由低到高的过程;磨煤机停运过程中，由其对应的燃烧器喷出的煤粉气流浓度是一个由高到低的过程，为保证煤粉的可靠着火燃烧，按照设计要求，邹县电厂#
7、8锅炉每次启、停磨煤机，都必须将该磨煤机所对应的油枪全部投入运行，否则磨煤机启、停程序将无法执行。
为适应电网需求、满足电力用户的需要， #
7、8机组负荷几乎每天都在500～1000MW之间变化，这就需要频繁的启停磨煤机，导致启停磨煤机的助燃耗油量较高。考虑到#
7、8炉燃煤煤种挥发分较高(Vdaf =40%～30%)，煤粉的着火点温度为650℃～750℃，在机组负荷大于50%时，炉膛温度大于1000℃，能满足煤粉着火的需要。为了节约燃油，提出了机组正常运行时启停制粉系统不投油的节能思路。
#
7、8炉首先进行了停运、启动第六台磨煤机不投油试验，磨煤机停运、启动过程中，锅炉燃烧稳定。在此基础上，#
7、8炉又进行了停运、启动第五台、第四台磨煤机不投油试验，磨煤机停运、启动过程中，炉膛负压正常，试验效果良好。从而实现了机组正常运行中启停磨煤机不投油。根据试验摸索，取得以下运行经验。
1)机组负荷必须大于50%额定负荷且锅炉各联锁保护投入正常，强制“油枪运行”信号。
2)启停磨煤机期间停止炉膛吹灰。
3)要求燃烧稳定，若出现给煤机频繁断煤、磨煤机料位不稳定、负压波动等情况时，启停磨煤机需投油。
4)启动磨煤机时，磨煤机出口温度大于60℃时方可启动给煤机。
5)给煤量增加要缓慢，防止磨煤机出口温度突降。
6)启停下层喷燃器所对应的磨煤机时，必须保证其对侧及上层喷燃器所对应的磨煤机运行正常。
7)启停磨煤机过程中，运行人员应对该磨煤机所对应的喷燃器燃烧情况连续监视，发现异常及时处理。
8)启停第四台磨煤机时，优先启停中上层喷燃器所对应的磨煤机。
9)不投油启停磨煤机，运行人员应通过“燃煤掺配掺烧管理网站”了解煤质情况，应保证燃煤的干燥无灰基挥发份大于30%。
10)由于“油枪运行”信号强制过程中，会出现“全燃料失去MFT”拒动，当出现全燃料失去工况时，此时“临界火焰”与“全火焰”失去MFT保护会动作，否则应“手动MFT”。
华电邹县发电公司两台百万千瓦机组正常运行中启停制粉系统不投油，说明了旋流燃烧器在燃用高挥发份煤种时，不投油启停制粉系统是安全可靠的，对于火力发电厂启停制粉系统不投油有很好的借鉴推广意义。
3.2冬季单循泵运行
循环水泵电机功率为3650kW，是最大的耗电设备之一。如何在不具备设备改造条件和调整手段的前提下降低循泵电耗，是一个急需解决的重要课题。经调研，目前新投产的机组，循环水系统大部分设计为 “一运一备”或两台机组“两运一备”的方式，循泵的电耗相对较低。邹县电厂1000MW机组冬季循环水温度低、凝汽器真空达到-99.5kPa，若在保证机组真空的情况下停运一台循泵，将循泵的运行方式由“两运一备”优化为“一运两备”，将大大降低机组的厂用电率。
通过安全性评价、可行性论证以及试验实施了单循泵运行方式。执行单循泵运行措施以来，未发生循泵跳闸事件。
1)为保证机组的安全，防止凝汽器发生水锤，目前保持辅泵和一台循泵并联运行。
2)为保证铜管的清洁程度，每3天启动第二台循泵投入胶球清洗装置，在#7机组首次大修期间，检查凝汽器不锈钢管清洁、无堵塞，证明了每3天投入一次胶球清洗装置的做法是可行的。
3.低负荷实行单凝泵节能运行方式
1000MW机组各设置一套独立的凝结水系统，每套系统采用三台定速中压凝结水泵，每台凝结水泵为50%额定凝结水流量。每台机组的凝结水泵设计运行方式为两台运行、一台备用，并且系统设计有凝结水母管压力低于2.7MPa联启备用凝泵逻辑。凝泵电机功率1500 kW、耗电较多，夜间#
7、8机组低负荷时间长，随着负荷的降低，凝结水流量减小，需要随时调整凝结水再循环调门开度来保证精除盐入口压力不致过高(精除盐入口压力控制不超过3.5MPa，设计最大承受压力为4.0MPa)，在50%负荷时再循环流量达到700t/h，两台凝泵运行的经济性和安全性均较差。运行部对#
7、8机组低负荷实施单台凝泵运行方式的安全性和经济行进性了充分的分析、论证，并对机组实施单凝泵运行后可能存在的安全风险，制定了有针对性的防范措施。
经试验单凝泵时各用户工作正常。凝结水系统用户较多，以受影响最大的汽动给水泵密封水温为例：选取夏季真空低、凝结水温度高的数据，停运第二台凝泵后#7机A汽动给水泵密封水调门开度由54%增加至60%，密封水回水温度基本稳定在52℃。
对凝结水泵本身的影响。凝结水泵采用立式筒袋型双层壳体结构，首轮为单吸或双吸形式，次级叶轮与末级叶轮通用，为单吸形式。首级壳为螺旋壳，次级、末级壳为碗形壳;泵轴设有多处径向支承，泵转子轴向负荷可由泵本身推力轴承承受，也可由电机承受。凝泵各部受力相对较小。凝泵运行中泵产生的轴向力主要由平衡鼓平衡，约占95%的轴向推力，泵和电机分别设有推力轴承，剩余的轴向力由泵和电机的推力轴承承受，泵和电机的推力轴承承受的力较小。泵内设有多处水润滑导轴承，用以承受泵转子径向力，每一导轴承承受的力较小。凝泵和出口电动门设有联锁，出口电动门的全开、全关时间约为7min，正常启动凝泵运行后联开出口电动门、出口电动门关闭后自动停运凝泵，单位时间内凝泵出口流量、压力变化较小，减少了凝泵所受的力。从以上设计可以看出，凝泵启、停次数增多，并不会对凝泵及其电机造成大的影响。
机组运行中清理滤网极易造成凝结水入口管道漏空，使运行中的凝结水泵不出力和真空下降。实施单凝泵后，如何安全的清理滤网是一个需要解决的问题。为此我们专门召开会议进行研究、探讨，决定采用以下方案：保持凝泵机械密封水门常开;稍开凝泵入口滤网底部放水门，检查是否正压，若为正压，然后关闭，保持凝泵入口滤网充满水且稍微溢流，才允许检修人员清理凝泵入口滤网。若凝泵入口滤网放水门往里吸空气，说明为真空状态，则开启凝泵出口电动门5～10%，对凝泵入口滤网进行注水直至正压，保持凝泵入口滤网充满水，才允许检修人员清理凝泵入口滤网。经过多次凝泵入口滤网清理结果表明，采用上述措施可以安全的清理滤网。
通过以上各方面的论证、分析，我们认为，将1000MW机组凝泵的运行方式由“两运一备”优化为“一运两备”在理论上、安全性及经济性方面是可行的。
1)将凝结水母管压力低于2.7MPa联启备用凝泵的保护定值修改为2.0MPa，并相应修改报警值。
2)在凝泵允许启动条件中增加“负荷大于400MW”判断条件，以保证在单凝泵运行时，备用泵联启正常。
3)关闭未投联锁的备用凝泵出口电动门，缩短备用凝泵达出力的时间。
4)制定#
7、8机组单凝泵运行期间注意事项。
5)制定凝结水泵入口滤网清理的操作及注意事项.
6)优化负荷调度，尽量延长单凝泵运行时间，节约凝泵电耗。
4.冬季停运开式泵。
1000MW机组开式水用户只有闭式水冷却器和机械真空泵冷却器。冬季循环水温度低，经过试验，停用开式泵后闭式水温升高4℃，机械真空泵工作水温上升约6℃，凝汽器真空略有下降，循环水温越低，停运开式泵后的影响越小，在寒冷季节实现了开式泵停运。
1)增加闭式水冷却器的反冲洗次数，保持闭式水冷却器的清洁，使其始终处于良好换热状况，达到早停开式泵的目的。
2)定期清理机械真空泵冷却器。原来仅根据机械真空泵的工作水温来确定是否清理冷却器，为配合冬季停运开式泵方案的实施，定期清理机械真空泵冷却器，使其始终处于良好换热状况，避免停运停开式泵对凝汽器真空的影响。
通过以上运行方式的优化，2009年两台机组综合厂用电率比2008年下降了0.19%，共节约锅炉燃油845吨，从而减少了燃油燃烧后对大气环境的污染;全年共节约厂用电1300多万度，相当于减少6900吨煤炭燃烧后产生烟气等污染物的排放，节约用水约39000吨，对改善当地的环境和生态条件做出了贡献。2009年共节约企业发电成本1100多万元。实际应用表明，该成果简单实用、节能效果明显，大大降低了机组的发电成本，有很好的经济效益。采用运行方式优化的手段开展节能降耗工作，无设备改造成本，投入费用少，通过逻辑修改和完善技术措施，即保证了机组的安全稳定又创造了可观的经济效益。该成果证明了旋流燃烧器在燃用高挥发份煤种时，不投油启停制粉系统是安全可靠的，对于其他火力发电厂启停制粉系统有很好的推广意义。
该项目所采用的机组运行方式优化，突破了设计理念，思路创新，对发电厂的节能降耗工作有很好的借鉴意义。
作者简介：
徐宝福，1966年7月出生，男，山东曹县，高级工程师，华电国际邹县发电厂总工程师。
联系方式：
地址：华电国际邹县发电厂273522
电话：0537—5482017
第四篇：5、机组启动试运行的请示
关于汉南区新沟补源泵站工程举行机组启动试运行的
请
示
武汉市汉南区新沟补源泵站工程项目部：
经过我公司近6个月的施工现已完成新沟补源泵站工程任务的绝大部分，为检验我公司机电设备安装水平与运行状况，保证新沟补源泵站工程汛期顺利排涝，拟进行新沟补源泵站工程主机组及辅助设备的试运行工作，并已合格完成以下工作：
1、机电设备安装已完成，并经静态调试合格。
2、水泵、电动机已安装完成，并完成静态调试，满足机组试运行要求;
3、油、气、水辅助设备已安装完成，经调试合格可以投运;
4、其它电气设备(如高、低压柜)已安装完成，并经验收合格;
5、用电系统安装已完成，满足试运行要求;
6、进出水流道土建、金属结构、机电设备施工完成经调试合格;
7、水位满足试运行要求;
8、供电系统满足试运行要求。
机组试运行电气操作人员已通过培训，各运行班组人员与各项预案已制定，未完工设备已隔离，贵部机电设备已具备机组试运行条件。
特此向贵单位申请机组启动试运行，具体时间由贵单位最终讨论决定。 妥否，请指示。
湖北和诚建设发展有限公司
2013年2月28日
第五篇：机组启动试运行试验大纲(电气修改)
云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部
罗松场河一级水电站1#发电机组启动试运行试验大纲
1. 总纲
1.1 本大纲根据设计与厂家的技术文件、部颁相关规程，结合机组安装具体情况, 严格按照《水轮发电机组启动试运行规程》编制。适用于罗松场河一级水电站1#机组(以下简称1#机)及其附属设备的启动试运行试验。
1.2 1#机启动试运行应在启动委员会领导下，由项目部组织专门机构负责进行。
1.3 1#机启动试运行应在引水系统的水工建筑及金属结构经检查，设计、施工、安装、检测等原始资料及竣工图纸经审查批准后进行。
1.4 1#机启动试运行应在二台球阀、1#机及附属设备、主变及高压配电装置、二次控制、保护设备经安装、调试竣工，质量经鉴定验收，安装和试验记录经审查批准后进行。
1.5 35KV设备经安装验收合格，通讯畅通。相应二次测量、控制、保护设备调试合格，整定值按电网要求整定，质量经鉴定验收，安装、试验经审查批准后进行。
1.6 试运行中的试验项目须详细记录，作出结论。通过试运行，启动委员会应编制1#机及相关设备的验收合格证书，作为机组并网投产的依据。
1.7 试运行期间，大坝水位应保持蓄水状态，试运行前关闭冲砂孔闸门蓄水。 1.8 试运行组织机构、工作人员名单经启动委员会批准后上岗。
2. 水轮发电机组启动试运行前的检查
2.1 充水前应作下列检查，并作好相应记录。 2.1.1.引水系统的检查
2.1.1.1.进水口拦污栅应安装调试完工并清理干净检验合格。
2.1.1.2.进水口及闸门门槽已已清扫干净检验合格。全部闸门及启闭装置已安装完工,在无水情况下手动、自动操作均已调试合格,启闭情况良好,启闭时间应符合设计要求。检修及工作闸门处于关闭状态。
2.1.1.3.压力管道、蜗壳及尾水管等过水通流均已检验合格清理干净。测压头已安装好,测压管阀门、测量表计均已安装。伸缩节间隙应均匀,盘根有足够的紧量。所有进人孔的盖板均已严密封闭。
2.1.1.4.球阀及旁通阀已安装完工调试合格,启闭情况良好,处于关闭状态。油压装置及操作系统已安装完工检验合格,油泵运转正常。
2.1.1.5.支管上下弯管至球阀段、转轮室及尾水管已清扫干净。 2.1.1.6.上下喷针启闭情况良好并处于关闭位置。
云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部
2.1.1.7.电站前池、技术水池水位测量系统安装调试合格,水位信号远传正确。 2.1.2.水轮机检查
2.1.2.1.水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格,喷嘴上下弯管与转轮室已检查无遗留物。
2.1.2.2.水导轴承润滑冷却系统已检查合格,油位、温度传感器及冷却水水位已调试,各整定值符合设计要求。
2.1.2.3.导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态,接力器锁定投入。喷针最大开度和关闭后的严密及压紧行程已检验符合设计要求。折向器信号及其他喷针保护装置检查试验合格。
2.1.2.4.各测压表、示流计、流量计、摆度、振动传感器及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。
2.1.2.5.尾水射流补气装置已安装完工并处于关闭状态。 2.1.2.6.水轮机操作系统应具备如下条件:
①.操作系统设备已安装完工、检验合格。操作系统油压和油位正常,透平油化验合格。电气操作柜各表计指示与实际相符,各传感器及阀门均已整定符合要求。
②.进行现地和远主操作试验,操作回路正确,喷针阀动作灵活可靠。 2.1.3.发电机检查 2.1.3.1. 2.1.4.调整系统的检查 2.1.5励磁系统的检查 2.1.6.油、水、气系统的检查 2.1.7电气一次设备的检查 2.1.8.电气二次回路的检查 2.2 充水前应满足充水条件
2.2.1 前池、压力钢管、蜗壳、尾水管等进水通道全部工作结束，进人孔(门)已封堵，尾水渠清淤完毕。
2.2.2 进水口、压力前池闸门及启闭设备经安装、调试，现场及远方启闭操作试验符合要求，均处于正常关闭位置。
2.2.3
1、2 # 机球阀、旁通阀及油压装置安装调试结束，经验收合格，处于全关位置，保持正常油压，投入锁锭。
2.2.4
1、2 # 机钢管、喷针放空阀安装完毕，处于关闭位置。 2.2.5 压力钢管及球阀测压表计安装完毕，测计准确。 2.2.6 压力钢管排气孔及尾水补气管应畅通无阻塞。
云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部
2.2.7 由于条件所限，先断开41B和42B厂用变低压侧断路器，并断开联络断路器，悬挂41B断路器、42B断路器、联络断路器禁止合闸标志牌，由原临时施工电源继续供电至厂用电屏，并增加一路临时备用电源至厂用屏的接线，在试运行期间应严格限制其它非厂用负荷，保证临时电源的可靠性，保证厂用电的电源。
2.2.8 1#机处于正常停机状态。
2.3.大坝水位在蓄水状态，开启进水口闸门充水。
2.3.1 确认前池快速闸门处于全关位置，打开大坝取水口闸门0.15~0.2米，缓慢向沉砂池充水。
2.3.2 充水过程中进水口设专人监视，并巡回检查隧洞等水工建筑承压情况及渗漏情况。
2.3.3 引水渠道、前池平压后，在静水中进行工作门的启闭操作试验，记录开启和关闭时间，试验完，闸门提至全开。
3. 压力钢管充水试验
3.1 压力钢管充水分十(一级为10m,二级为110m,三级为200m,四级为270m,五级为340m，六级为400m，七级为500m，八级为660m，九级为充水平压)级进行，每级稳压观察不少于30min。
3.2 开启前池进水闸门50~80mm，缓慢向钢管充水，充至第1级10m，关闭进水闸，稳定后再开进水闸门进入第2级，记录每级充水时间。
3.3 各级监视钢管伸缩节、
1、2号机球阀密封、旁通阀的承压渗漏情况，监视厂内测量表计指示应正常。
3.4 钢管充水平压后，静水中进行现地及远方对进水闸门的启闭操作试验，记录开启和关闭的时间，动作正常后，进水闸门提至全开。
3.5 埋管充水过程中，对每个级段充水均测记压力及渗漏情况，检查焊缝及紧固伸缩节压紧螺栓。
3.6 充水中应巡回检查、各伸缩节、支、镇墩、厂内、后边坡均正常无渗漏。 第一次充水后,引水明渠、压力前池及压力钢管均应放空检查清理,然后方可进行第二次充水。
4. 机组充水试验
4.1 机组充水是1#机启动试运行正式开始，必须检查确认具备下列条件： 4.1.1 确认1# ，2# 机球阀、旁通阀全关无渗漏，锁锭投入;操作油压正常，油质化验合格;电源正常投入，表计、信号指示正确。
4.1.2喷针开关操作正常，处全关位置，进人门(孔)关闭。 4.1.3 确认尾水渠清淤完毕。
云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部
4.1.4 确认水轮机导水机构全关，接力器锁锭投入。导油槽油位正常，油质合格。冷却器经充水试验无渗漏，前盖、主轴密封自流排水畅通。
4.1.5 水机各测压管道畅通，测量表计指示正确，安全可靠。
4.1.6 确认调速系统手、自动开停机，事故停机操作正确、可靠，调速器、接力器、导水机构三者联动动作灵活平稳，满足机组启动运行要求，处正常停机状态。
4.1.7 调速器油压装置油泵手、自动运行正常，压力、油位正常，油质合格。表计、阀门按要求整定，漏油装置使用正常。油系统管路、阀门各处无渗漏，交直流电源正常投入。
4.1.8 发电机机坑内部清洁，无任何遗留工具和杂物。油槽油位正常，油质合格。制动闸投入，机组正常停机待令。
4.1.9 高低压气机投入正常使用，1#机气系统充气压力正常，无渗漏，与2#机连通气管已关闭。
4.1.10 技术供水池已充水，供水泵投入正常，机组冷却水系统经试验满足机组运行要求，闸阀、管路无渗漏。
4.1.11 厂内外排水管路畅通，排水能力满足要求。
4.1.12 确认1#机电气一次设备，升压站经安装、试验完工，满足机组运行要求。
4.1.13 确认升压站电气设备、1#机及公用部分电气二次设备、水机保护、自动操作及信号回路均联动模拟试验动作正确可靠。
4.1.14 试运行正常后，可经主变倒送电，通过35KV母线带42B供厂用电，在400伏侧，由运行人员手动切换。应确保安全可靠。
4.1.15 设计的消防水系统取发电尾水水源所供技术供水池，应具备水源可靠，所有消防管路、器具均已具备安全使用条件，对现有灭火器进行检查，确保厂内消防设施完善。
4.1.16 完善厂内工作照明，通讯设施投入正常使用，试运行指挥、联络信号完善。
4.1.17 厂内场地已清理，交通道路畅通，清洁卫生满足运行要求。 4.1.18 试运行组织机构健全，人员分工明确，全额到岗。 4.2 蜗壳充水
4.2.1 打开球阀的旁通阀向蜗壳充水，记录蜗壳进水至平压的时间，监视蜗壳压力的上升。
4.2.2 检查球阀、旁通阀组合面及伸缩节的渗漏情况。 4.2.3 观察主轴密封、前盖自流排水有无变化。
云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部
4.2.4 蜗壳充水到平压后，静水现地操作开关球阀试验，检查活门动作灵活与平稳，记录开关时间。再作机旁自动操作启闭试验，确认试验满足要求，球阀置全开位置，投入锁锭，旁通阀关闭。
5. 机组空载运行试验
5.1 确认机组充水试验中出现的问题已经处理完结，充水处于正常状态，作好了机组启动的准备。
5.1.1 主机周围及各层场地清理干净，吊物孔封堵，通道畅通。通讯指挥信号投入使用，运行试验人员已进入岗位。
5.1.2 外接测量仪器仪表已接线正确，调整就位，确认指示正确。 5.1.3 各部轴承冷却水投入，水压正常，润滑油位正常。调速器油泵投入自动，压力正常。
5.1.4 发电机出口断路器手车处于试验断开位置，断路器外侧三相短路接地。
5.1.5 发电机电气保护退出，球阀、水机控制保护信号回路、测温系统投入。 5.1.6前池水位、球阀水压值、各部轴承温度值均记录无误。
5.1.8 发电机空气间隙无遗留杂物，转子滑环碳刷已拔出，并绑扎牢固。 5.1.9手动加入轴承润滑油使瓦面形成油膜，制动闸全部落下。 5.2 首次手动启动试验
5.2.1 手动拔出导叶接力器锁锭。
5.2.2 确认各部位正常后,手动开启导叶,机组启动，缓慢升速至50%，停留约1分钟，如无异常，则升速至额定值，记录机组启动和空载开度。
5.2.3 维持机组额定转速下稳定运行，监测和记录下列数据。 a. 测记水导、发导、滑环摆度，轴承、定子的轴向、径向振动。 b. 监视发导、水导、轴承瓦温、每5分钟记录一次温度。监视各油槽油位应正常，无甩油、渗油。
c. 检查记录球阀、喷针、水机密封渗漏情况。 d. 测记发电机残压、相序。
e.测量轴承，定子机座的振动值。如果振动值超标,应考虑做转子动平衡试验。
f. 用外测频仪精确测定机组转速，校验调速器频率显示及转速信号装置。 5.2.4 机组空转条件下，调速系统的初步检查。
a. 检查电磁阀、主接力器活塞的振动应正常，频率给定调整范围应符合要求。
b. 进行手动和自动切换时，接力器应无明显摆动。自动调节时，机组转速
云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部
相对摆动值不应超过额定转速的±0.15%。
c. 记录油压装置手动和自动状态油泵打油时间及工作周期。
d.进行调速器空载扰动试验(并要明确应符合的要求 ),手动停机及停机后的检查。
5.2.5. 机组空转运行状态下，各项试验与检查结束，轴瓦温度稳定，机组运行正常的条件下，进行机组过速度试验。
a. 将转速信号装置115%和140%的接点从水机保护回路解除。
b. 机组手动升速至115%额定值，调校接点接通后，继续升速至140%额定值，在设计保护整定值下调整接点接通，迅速手动降速至额定值。
c. 试验中监视记录各部摆度、振动、温升、转速的最高值，密切监视机组各部、调速器、油压装置应无异常。
5.2.6 机组手动停机试验
a. 以手动方式均匀关闭导叶，记录导叶关至0位到转速降至35%额定值的时间，校准转速继电器35%接点，手动投入制动。
b. 记录制动开始到机组完全停稳的时间，解除制动，检查风闸落下情况，投入接力器锁锭。
5.2.7 停机后的检查和处理
a. 全面检查机组转动部分螺丝、销钉、锁片、键、磁极引线等有无松动异常，焊缝有无开裂、脱落异状。
b. 检查发电机前、后挡风板、挡风环、转子风扇有无松动、螺钉脱落异状。 c. 检查制动闸板磨损情况及动作的灵活性。 d. 检查各油槽油位及浮子继电器接点是否正常。
6. 自动开机及发电机短路升流试验
6.1 试验前应具备的条件
6.1.1 在1#发电机出口断路器内侧装设三相短路线，跳开发电机出口断路器，并使手车处于试验断开位置;2#发电机出口断路器手车处于试验断开位置;。
6.1.2 调速器手、自动切换置“自动”位，功给置“空载”位，频给置“额定”位，调速器的参数选定空转最佳位置。
6.1.3 转速信号装置115%、140%接点联线已恢复。调速器主令开关“空载”接点已根据手动运行的开度校准，根据手动停机，机组制动投入到机组停稳的时间，整定时间继电器。
6.1.4由外接直流电源提供主励磁电源。
6.1.6 确认发电机电流二次回路接线正确，接点接触良好，CT备用二次线圈短接良好。
云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部
6.1.7 装入转子集电环的碳刷，并检查每个碳刷的接触面不得少于75%。 6.1.8发电机保护退出，水机各保护投入，励磁控制及信号回路、FMK合闸电源投入。
6.1.9 测量并记录定子线圈及铁芯的原始温度。 6.2 自动拔出接力器锁锭，上位机操作自动开机。
6.2.1 记录中控室发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。 6.2.2 监视自动化元件及电液调速器的动作情况。
6.2.3 监视冷却水、轴瓦温升、机组油槽油位等运行工况。 6.2.4 机组空转运行，待轴瓦温度稳定后，进行发电机短路升流。 6.3 发电机短路升流试验 6.3.1 发电机短路升流
a. 手动合灭磁开关。手动升流至25%IH，检查发电机各电流回路的准确性和对称性。
b. 继续升流至50%IH，绘制发电机继电器保护及测量表计电流向量图，检查各测量表计指示的一致性，测差动继电器差电势、差电流。
c. 升流至100% IH，测量发电机轴电压，检查碳刷、集电环的接触工作情况。 e. 发电机IH下跳灭磁开关，检查灭磁情况，求取灭磁时间常数。
6.3.2 发电机短路干燥
a. 干燥前测量定子及转子绕组对地绝缘电阻和吸收比，若不满足(GB8564-88)规范要求，须进行干燥。
b. 短路干燥用控制定子电流的办法控制温升的速率5~8℃/h，最高不超过75℃，定子电流不大于50%IH。
c. 干燥过程每8小时测量一次绝缘电阻和吸收比，绝缘电阻稳定8小时可停止干燥，以速率8~10℃/h降温，降温到40℃时停机。
6.3.3 短路干燥期间进行调速器空载扰动试验，扰动量±8%周波，测定转速最大超调量、超调次数、转速摆动次数、调节时间等。接力器活塞摆动周期，选取调速器调整最佳参数。
6.3.4 短路干燥完毕，中控室操作自动停机联动关闭球阀试验。人员明确分工，监视各部自动化元件动作及停机全过程。
7. 发电机升压和发电机带主变及高压配电装置升压试验
7.1 试验前应准备的条件
7.1.1 短路试验停机后，对机组及附属设备、高压配电装置一次设备、二次控制保护设备全面检查，发现的问题处理正常。
7.1.2 拆除短路试验所装设三相短路线，110KV及35KV断路器、隔离刀闸、
云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部
接地刀闸投切位置符合该项试验措施要求。
7.1.4 发电机、主变、母线、线路保护、控制、信号回路均投入，励磁调节器二次控制、信号回路投入，6KV、35KV、110KV电压互感器二次回路投入，检查二次保险完好，接触可靠。
7.2 自动开机，机组运行正常后，测量各互感器二次残压，检查对称性正常，进行发电机升压试验。升压分30%UH、60%UH、100%UH三档进行。
7.2.1投入励磁主电源，机旁手动合FMK，手动起励，发电机升压至30%UH，检查以下各项：
a. 发电机一次母线、断路器、励磁变、电压互感器等一次设备带电运行正常。 b. 机组运行摆度、振动、温升应正常，滑环碳刷接触良好。
c. 测量电压互感器二次侧相序、相位、电压值及测量继电器电压端子电压值应正常，电压测量表计指示一致。
7.2.2 继续升压至60%UH，检查项目同8.2.1条。
7.2.3 在发电机额定转速下，升压至额定。检查低电压继电器的工作情况，各测量表计的指示应一致，测量机组各部的摆度和振动，测量记录发电机轴电压。
7.2.4 将发电机电压降至最低值，录制发电机空载特性曲线。当发电机励磁电流升至空载额定值，测量定子最高电压。
8.2.5 分别于定子50%UH、100%UH下，跳开灭磁开关检查灭弧情况，录制示波图，求取灭磁时间常数。
7.2.6 发电机空载下励磁调节器的调整试验。 a. 励磁调节器起励，现地和远方操作均正常可靠。
b. 发电机空载下应在70%~110%UH范围内调节，平滑稳定。手动单元调节下限不高于20%UH，上限不低于110%UH。
c. 测量励磁调节器开环放大倍数值。
d. 检查励磁调节器投入，上、下限调节、手自动切换、带调节器开停机等工况下的稳定性和超调量。在阶段性干扰信号±8%时，发电机电压超调量不大于10%UH，振荡次数不超过2~3次，调节时间不大于5秒。
e. 带调节器发电机电压与频率特性测定，频率变化±1%，电压不大于±0.25%UH。
f. 调节器应进行低励限制、空励限制、断线、过电压、均流等保护的调整试验。模拟保护动作应正常。
7.2.7 发电机升压试验结束，降电压至最小值，跳开灭磁开关，退出励磁主电源，模拟机组过速事故停机。
7.3 发电机带主变及高压配电装置升压试验。
云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部
7.3.1 全面检查6KV发电机电压设备、主变、110KV、35KV高压配电装置带电部分相间及对地之安全距离符合规范要求。
7.3.2 确认110KV及35KV各断路器、隔离刀闸、接地刀闸投切位置符合试验措施要求;主变低压侧断路器手车在断开位置;主变高压侧开关在断开位置，主变中压侧开关在断开位置，检查6KV母线PT、35KV母线PT、110KV母线PT二次保险完好，接触可靠;检查6KV、35KV、110KV各侧CT二次电流端子连接牢固，短接良好。
7.3.3 机组不带励磁自动开机正常后，合发电机出口开关、主变低压侧开关。投励磁主电源，合灭磁开关手动起励，升压分40%、75%、100%UH三档进行，在每一档下检查主变等一次设备的工作情况。
7.3.4 每一档下检查二次电压回路及表计指示、同期回路的电压值及相序相位。额定电压下进行同期回路各同期点的手准模拟试验。试验完毕，跳开主变低压侧断路器。
7.4.2 确认主变中性点接地刀闸投入，确认主变保护、控制、信号回路投入。 7.4.3 合主变低压侧断路器，对主变冲击3次，间隔10~15分钟，检查主变压器应无异状，主变差动保护及瓦斯保护应不动作。
7.4.5 试验结束，模拟主变保护动作事故停机。
8. 1#机与系统并列及带、甩负荷试验
8.1 1#机组空载并列试验。
8.1.1 检查同期回路，确认接线正确无误。
8.1.2 自动开机，运行工况正常，调速器、励磁调节器处于自动位置。自动合FMK，自动起励，发电机带主变升压至额定。
8.1.3 选择主变高压侧开关为同期点，以手准方式并列。进行模拟并列试验，确定手准同期工作的可靠性。
8.1.4 与电网联系，申请并网，正式进行并列，并列成功，让机组带轻负荷。 8.2 1#机带负荷运行试验
8.2.1 机组有功负荷按20%、40%、60%、80%、100%逐步增加。避开振动区，每阶段停留1-2小时。
a. 观察检查各仪表指示及机组各部位运转情况，尤其注意定子温升及冷却水投入的情况。
b. 密切与大坝管理所联系，注意坝前水位、蜗壳压力变化，保证机组运行于设计水头。
c. 检查各种负荷下，尾水补气装置的工作情况。
d. 观察在加负荷时有无振动区，记录振动范围，测量轴承、定子等振动量
云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部
值，必要时进行人为补气试验。
8.2.2 机组带负荷下，励磁调节器试验。
a. 发电机有功功率分别为10%、50%、90%PH下，按要求调整无功功率从零至额定值，调节应平稳，无跳动。
b. 有功功率为10%、50%、90%PH下，检查自动励磁调节器各限制器及保护整定的正确性。
8.2.3 机组突变负荷试验
根据系统许可，使机组突变负荷，其变化量不大于15%PH，记录机组转速、蜗壳水压、尾水压力脉动、接力器行程和功率变化的数值，检验调速器负荷工况的最优调节参数。
8.3 1#机甩负荷试验
8.3.1 甩负荷试验前应具备的条件
a. 调速器参数选择在空载扰动试验所确定的最佳值。
b. 准备并调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速、接力器行程等监视仪表。
c. 确认所有继电保护及自动装置、控制、信号均已投入。 d. 自动励磁调节器的参数选择最佳值。
e. 试验指挥通讯系统完善，信号明确，并模拟试验，让所有工作人员清晰明白。
8.3.2 机组甩负荷试验在25%、50%、75%、100%PH下进行，录制甩负荷过度过程各参数变化曲线。
8.3.3 在每档突甩负荷情况下，监视励磁调节器的稳定性和超调量，最后一次甩100%额定满负荷时，电压超调量不能大于20%UH，震荡次数不超过3~5次，调节时间不大于5秒。
8.3.4 机组突甩负荷时，监视调速系统调节性能。校核导叶接力器紧急关闭时间，蜗壳水压上升率、机组转速上升率均应符合设计要求。
8.3.5 突甩100%负荷，调速器的动态品质应达到下列要求： a. 转速变化过程中超过稳态转速3%以上的波峰不应超过2次。
b. 从接力器第一次向关闭方向移动起至机组转速摆动值不超过±0.5%为止，所经历的时间不超过40s。
c. 转速或指令变化，接力器不动时间不大于400ms。
9. 额定负荷下，进行调速系统、机组下列试验：
9.1 调速器低油压关闭导叶试验。
a. 将油压装置接点压力表事故下降接点调至12Mpa，切除油泵主电源，用
云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部
排油降低油压至12Mpa，启动事故停机关闭导叶。
b. 监视事故下降接点接通、集油箱油位及蜗壳水压上升、尾水压力脉动等情况。
10. 以上项目试验结束，机组停机检查，进行72h带负荷连续试运行。
10.1 检查处理试运行中所发现的设备缺陷及存在的所有问题。
10.2 是否排空隧道、压力钢管、蜗壳内积水，检查水工建筑、压力钢管、机组过流部分和排水系统的情况，由启动委员会根据具体情况决定。
11. 停机检查处理工作结束，根据电厂正式运行值班制度，开机、并网，开始72小时带负荷连续试运行。
72小时试运行结束后,应进行机电设备的停机全面,消除并处理72小时试运行中所发现的所有问题,等全部处理完善后,方可开机进行交接验收。
云南明通建设监理罗松场河一级水电站项目监理部
二○○八年六月二十日
(备注：2#机单机同理)