机组启动试运行

2024-05-17

机组启动试运行（精选6篇）

篇1：机组启动试运行

机组启动试运行方案

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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

篇2：机组启动试运行

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

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

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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。

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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

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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。

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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。

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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

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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。

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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。

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、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、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

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091、092断路器，拉开#

1、#2发电机091、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。

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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；

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（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091、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

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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。

篇3：机组启动试运行

黑启动是指电力系统大面积停电后, 在无外界电源支持的情况下, 由具备自启动能力机组启动并恢复系统的供电。孤网[孤立][孤岛]运行是指电网中只有一台或本台机组容量占当前电网容量比重相当大的运行方式[1]。

水力发电厂 (包括抽水蓄能电厂) 的水轮发电机组是黑启动的首选电源。水电机组一般具有自启动能力, 结构简单, 辅机少, 厂用电少, 启动快, 无功吸收能力强, 是理想的黑启动电源, 所以区域电力系统往往选择水电机组作为黑启动电源, 但电网黑启动及孤网运行过程中的网架结构薄弱, 频率、电压都处于极不稳定的快速变化过程中, 稳定性存在着很大的复杂性和不确定性[2]。水电厂的黑启动及孤网运行作为特殊情况下的特殊运行方式, 要满足一定的条件。如果事先没有一套行之有效的黑启动预案、操作程序及控制策略, 很难在短时间内恢复发电。

目前, 国内外很多电网及研究机构都开展了黑启动及恢复的试验和仿真研究[3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13], 为进一步深入探讨积累了丰富的经验。从相关的研究论文来看, 多是针对电网侧黑启动策略的研究, 以及电厂侧黑启动带厂用电, 尚缺乏电厂侧孤网运行策略的深入研究, 尚未发现有相关文章对黑启动及孤网运行调节系统的控制策略进行详细的报道。且各调节系统生产厂家的孤网模式设置各不相同, 很多运行中的调节系统中没有孤网模式或即使有孤网模式, 也尚不能实际运行。水电厂一般以带厂用电为目的, 即开机空载带厂用电, 加之孤网模式在大网常规运行中, 很少用到, 很少有条件进行实际孤网试验及调试, 致使对孤网运行模式重视不够, 目前对电厂侧调节系统孤网运行的管理及研究尚处于薄弱环节, 必须加以研究, 值得重视, 对电网的安全稳定有着重要的意义。所以有必要对孤网运行模式的控制策略进行详细的研究, 以确保电网事故时, 能够发挥作用。在最大可能情况下起到抑制电网全黑的发生, 即使解裂为孤网, 也能够迅速恢复负荷。本文以东风和乌江渡电厂带线路黑启动试验及贵州电网公司黑启动及孤网运行稳定性研究与优化研究项目为基础, 针对试验过程中和黑启动孤网运行中可能出现的频率扰动、并网控制等问题结合现场实际进行了分析研究, 提出了水电机组调节系统考虑黑启动及孤网运行控制策略, 为减少事故损失、合理配置黑启动中的控制, 快速恢复系统供电, 提供一些理论及实践依据。

1 调节系统运行方式

考虑黑启动及孤网运行的机组应具备手动和自动两种运行方式, 在开机和带负荷调节过程中, 两种方式可以无扰动切换, 且调节曲线连续、光滑。机组黑启动时具体采用何种方式主要是看运行人员的要求以及黑启动时电厂的实际情况。如果计算机监控系统或自动回路失灵时可用手动方式开机, 优势是可靠, 缺点是步骤较为繁琐, 速度慢。自动方式开机机组升速控制稳定, 操作简单。由于黑启动或孤网运行时, 与机组正常开机及运行时环境有所不同, 如黑启动时, 没有网频等。为满足黑启动要求, 调速系统可以从监控系统接收一个“孤网运行”命令, 此时监控系统和调速系统等可以安装预先设定好的黑启动开机条件进行开机, 以保证机组能够在特殊条件下, 顺利自动开机。例如:某电厂黑启动试验中, 由于LCU设置问题, 在没有网频的情况下, LCU自动闭锁, 不能自动开机, 只能手动, 延长了黑启动时间, 此种情况应在在LCU设备检修期间增加考虑机组黑启动的特殊情况, 以提高黑启动速度。

在孤网运行时, 在电网负荷出现大幅波动的情况下, 很有可能导致机组的出力、频率及导水机构产生小幅快速振荡的情况, 如机组导水机构不能快速摆脱振荡, 就会面临低油压紧急停机事故的发生。此时应立即将调速系统切为手动运行, 通过人工调节负荷, 消除振荡, 对电网的快速恢复至关重要。2008年年初由于冰灾引起贵州电网多次出现大面积停电事故, 大花水水电站孤网运行, 带福泉、贵定、麻江、瓮安等县市生活用电时, 曾多次出现振荡问题, 通过切手动运行, 人工调节负荷, 消除振荡后投入自动[14], 保证了电网的迅速恢复。

2 调节系统运行模式

水轮机调节系统应能对空载运行频率调节模式、并网运行开度调节模式、功率调节模式、孤立运行频率调节模式以及一次调频模式分别设置相应的调节参数, 调节模式切换时调节参数能自动切换。要求具备孤网运行能力的机组要具备完整的空载频率模式, 一次调频模式、开度模式及孤网频率模式。

水轮机调节系统应具有孤网自动识别能力, 带孤立负荷能稳定运行。当机组与大电网解列或部分线路跳开 (但发电机出口断路器依然闭合) 或带孤立负荷运行时, 水轮机调节系统应能自行判断并切至孤立运行模式。即当频差超过设置门槛值时应自动切入孤网频率模式。电网出现问题后, 往往是先由大网解裂为小网, 此时如调节系统能够自动识别孤网, 将会有效抑制电网的瘫痪, 快速恢复供电范围, 对减少电网事故的扩大及迅速恢复电网的供电有着极其重要的意义。

门槛值的设置要根据当地可能会出现的孤网负荷情况及其机组的特点进行设置, 关于门槛值的设置, 目前没有统一的规定, 水电厂一般设置为0.2 Hz至0.5 Hz。在GB/15945—2008电能质量.电力系统频率偏差中规定:电力系统正常运行条件下, 频率偏差限值为±0.2 Hz, 当系统容量较小时, 偏差限值可以放宽到±0.5 Hz。根据DL/T1040—2007电网运行准则要求, 汽轮机应在48.5 Hz~50.5 Hz范围内能够连续运行, 所以在±0.5 Hz内带动汽轮发电机组启动并网是没有问题的。另外根据IEEE446—1995<工业和商业用的应急和备用电力系统>和BS EN50160:1999《公共配电系统的电压特性》, 0.5 Hz是许多最终用户设备频率波动的最大容限[15]。所以, 在系统容量较小的孤网运行模式下, 门槛值设置为0.5 Hz以下是能够基本能够满足要求的, 但一般不宜大于0.5 Hz, 极端情况下除外。另外, 门槛值应能在人机界面上直接设定或更改, 以便于黑启动或孤网运行时根据实际情况及调度命令灵活调整。

水轮机调节系统孤立运行模式的投入和退出, 应允许人工切换, 其状态宜在人机界面上有明显标识。

水轮发电机组在并入大网运行中, 一次调频基本处于投入状态, 但由于一次调频的调节参数一般较快, 所以, 水轮机调节系统在孤立调节过程中应闭锁一次调频控制参数, 以避免频率调节过程不稳定或出现垮网事故。闭锁后, 孤网运行状态下, 为开度模式和孤网频率模式, 此时一次调频运行要通过运行人员手动方可投入。

3 孤网运行参数

3.1 孤网运行参数的特点

孤网频率的稳定性与水轮机调速器参数关系密切。由于空载时水流不稳定造成压力脉动、功率摆动等现象, 故我国一般将空载作为稳定性最不利的工况, 然而, 实际上水轮机还存在一种更为恶劣的工况, 即单机带负荷或并入小电网的情况。因为无负荷时, 机组的机械惯性时间和自调节系统完全取决于机组本身;而当机组带负荷孤网运行, 负荷容量较小, 又有较大比例的纯电阻性负荷时, 负荷的自调节系数较小, 引水系统水流惯性时间常数较大, 水锤效应影响大, 因而调速器速度与机组惯性、水流惯性不同步, 就会导致系统稳定性很差。需要针对孤网的实际情况, 整定适合孤网运行的调速器参数, 以保证系统的稳定运行[16]。

3.2 孤网运行参数的基本要求

孤立运行模式下, 水轮机调节系统宜采用PID调节, PID调节参数、人工频率/转速死区、永态转差系数等参数应结合电网实际情况通过试验优化选择, 且投入微分参数, 微分对大波动的作用不大, 但是对系统的稳定将起到较大作用。

水轮机调节系统应能保证机组在单机带负荷、孤立运行工况下的稳定运行, 不出现大范围的波动, 频率变化衰减度 (与起始偏差符号相同的第二个转速偏差峰值与起始偏差峰值之比) 应不大于25%。

3.3 孤网运行参数的初步整定方法

孤网带负荷是水轮机调节系统最恶劣的工况, 特别是对于水锤效应较大的引水系统。此时为了保证调节系统的稳定性, 需要整定稳定性较大的调速器参数。针对这种外送通道故障而形成水电机组带地区负荷的情况, 国内专家根据仿真及水电站试验经验, 推荐值如下[16]:

但是以上整定原则都是根据特定的数学模型、特定的水轮机传递函数和特定的品质指标提出的参数整定推荐值, 因而具有一定的局限性, 可以作为初始参数的参考值, 也可将空载参数作为孤网运行的初始参数, 一般情况下, 孤立电网运行工况下调速器的比例增益和积分增益要显著大于机组空载运行工况[17], 而实际上的运行参数要通过现场试验来确定。

3.4 孤网运行参数的试验方法

调速器处于真实发电运行状态或模拟的孤立运行状态, 调整孤立发电的相关调节参数, 通过较大幅度的负荷/频率扰动, 记录频率、开度/有功等信号的变化过程, 选择一组稳定性好、频率变化衰减度小的调节参数, 以供孤立调节使用。

也可以进行实际孤立调节试验, 即机组并网运行, 带不少于25%的额定负荷, 待负荷稳定后, 通过线路开关的操作, 使机组突然切入孤网, 观测并记录频率、接力器位移/有功等信号在大网转孤网过程中的变化, 及其随后的孤立运行中的调节过程, 验证调节过程是否正常稳定, 并进一步调整、优化调节参数。

在孤网运行过程中, 也可以通过突然开启大功率用电器, 如深井泵等, 进行负荷扰动, 一般负荷量不宜超过发电机组额定容量的5%, 调整和优化孤网参数。

3.5 孤网运行中的永态差值系数

永态差值系数是水轮机控制系统和调节系统静S态特性的重要参数。与频率永态差值系数bp相类似的是功率永态差值系数ep, 在实际孤网运行程序中一般只引入bp概念, 对于水轮机微机调速器的频率调节模式和开度调节模式, 其静态特性是机组频率与接力器行程之间的特性。实际上bp的大小, 决定了机组孤网调频能力, 其值越小, 调节速度越快, 值为0时为无差调节, 大于零时为有差调节。孤网模式下, 一般情况下bp值取0%。

4 孤网运行频率控制

机组在黑启动和孤网运行过程中, 机组处在一个很小的系统运行, 机组出力和负荷的微小变化会引起频率大幅波动。调速器要具备完善的孤网运行模式功能, 合适的控制参数, 较高的测频精度, 以保证机组调速器具有良好的响应来保证频率稳定。测频精度是调速器的调节品质的基础, 一般要求测频分辨率不大于0.002 Hz。同时也要考虑恢复负荷的能力及速度。通常首先恢复小的直配负荷, 而后逐步带较大的直配负荷和电网负荷。应当按照负荷的重要等级, 并考虑电网的稳定及恢复速度有序恢复, 每次投入的负荷应控制在机组发电容量的2%~5%。站内有多台机组时可根据所带负荷情况将其他机组开启与黑启动机组并列运行。当站内有两台以上机组并入孤网时, 可根据实际情况对调节系统进行分别设置, 以防止机组间相互抢负荷出现振荡, 如采取其中一台手动运行, 另一台自动运行进行频率调节的方式。多台机组自动运行时, 可采取以下方式避免大的波动, 一是设置不同的频率调节门槛值, 二是通过对调节参数进行微调, 使得各机组间的频率调节速率存在差别。必要时, 通过手动运行的方式消除大范围波动。增加负荷的速度必须兼顾考虑加快恢复时间和保证机组频率稳定。允许接入的最大负荷量, 不应使系统频率较接入前下降0.5Hz[18], 国外的经验为每一次增加的负荷不应超过发电容量的5%, 以保证运行频率在合理的允许范围内, 维持有功平衡。

负荷恢复过程中, 系统应留有一定的旋转备用容量, 旋转备用容量一般不低于系统发电负荷的30%, 黑启动的同时可恢复的负荷要根据机组的容量及运行要求, 密切配合调度人员和电厂运行人员逐步恢复, 不能操之过急。每一步操作都要监控频率和重要节点电压水平, 否则容易导致黑启动失败。

5 结束语

本文针对水电机组调节系统, 提出考虑黑启动及孤网运行的控制策略, 从调节系统运行方式、运行参数、运行模式、频率控制等方面进行了详细论述, 为水电厂黑启动机组调节系统的设置及快速恢复系统供电, 提供了理论依据。

摘要：对电厂侧调节系统黑启动及孤网运行的控制策略进行详细研究有着重大的意义, 以确保电网事故时, 发挥作用, 在最大可能情况下起到抑制电网全黑的发生, 即使解裂为孤网, 也能够迅速恢复负荷。针对试验过程中和黑启动、孤网运行中可能出现一系列问题结合现场实际进行了分析研究, 提出了水电机组调节系统考虑黑启动及孤网运行控制策略, 从调节系统的运行方式、运行模式、运行参数、频率控制等方面进行详细分析及论述, 为减少事故损失, 合理配置黑启动中的控制, 快速恢复系统供电, 提供一些理论及实践依据。

篇4：330 MW机组无电泵启动实践

大唐宝鸡热电厂2×330MW机组，采用上海锅炉有限公司生产的1065t/h亚临界自然循环锅炉、锅炉型号SG-1065/18.4-M746。汽轮机为北京北重汽轮电机有限公司采用法国ALSTOM公司技术制造，型号为NC330-17.75/0.4/540/540，型式为亚临界、单轴、三缸、两排汽、一次中间再热、采暖抽汽凝汽式汽轮机。额定功率为330MW，额定采暖抽汽量为550t/h。机组给水系统设计有两台各50%容量的汽动调速给水泵和一台30%容量的电动调速给水泵。小机正常汽源为三段抽汽，辅汽作为备用汽源。小机排汽排至主机凝汽器。

2、存在的问题

机组启动设计是先启动电动给水泵给锅炉上水，当机组负荷达30%额定负荷时，并入一台汽动给水泵，当机组负荷大于150MW，另一台汽泵加入运行，此时电动给水泵退出运行，如此启动存在以下问题：

①机组冷态启动时，从启动电动泵至机组带150MW负荷，需要15 h 甚至更长时间。而我厂电动给水泵额定功率3400KW，这段时间电动给水泵要消耗大量的厂用电。

②汽动泵启动时，需要进行暖机。在机组负荷30%之前，若电动泵发生故障，汽动泵不能立即投运，则势必要造成锅炉给水中断，从而造成机组启动失败。

为了降低机组启动用电量，提高设备的可靠性，使锅炉给水泵运行方式更加安全、经济、合理，因此考虑在机组启动时先启动汽动给水泵，而电动给水泵备用。

3、可行性分析

小机启动汽源。我厂小机汽源有两路，一路辅助蒸汽，另一路本机三段抽汽。厂辅助蒸汽系统实际运行压力0.5～0.9Mpa之间，正常情况下辅汽由机三段抽汽供汽，机组负荷低于170MW时由冷再供辅汽，机组启动期间采用临机供辅汽，双机全停期间采用启动锅炉供辅。在机组启动期间，辅汽用户有轴封用汽、锅炉暖风器用汽、除氧器加热用汽、等离子暖风器。通过计算机组辅汽系统需要汽量约30t/h，一台小机冲转至3000rpm所需汽量7t/h。临机三段抽汽设计抽汽量60t/h。临机负荷250MW以上，完全可以满足辅汽供给。

给水流量控制。锅炉上水期间，采用汽动前置泵给锅炉上水，前置泵出口压力1.3Mpa，汽包标高54米，在汽包起压前，完全可以满足正常上水要求。

锅炉点火后，主汽压力上升至一定时，前置泵无法维持上水，可以在锅炉点火后，凝汽器真空建立后，冲动一台小机，根据主汽压力上升情况逐渐提高小机转速，从而维持汽包水位。

4.方案的实施。

首先进行了汽泵前置泵密封水改造，前置泵密封水原来采用凝结水密封，另外增加了另一路闭式水密封，这样在机组启动锅炉上水期间，不启动凝结水泵，尽量推迟凝结水泵启动时间。

2012年6月15日1号机组运行，2号机组启动，确定采用无电泵启动，编制了具体启动方案，并付诸实施。

启动除盐水系统，启动闭式水系统，投入各辅机冷却水，启动空压机，投入压缩空气系统。

化学除盐水压力0.5Mpa，采用化学除盐水向除氧器补水500mm 冲洗，水质合格，投入辅汽系统，辅汽压力维持0.5Mpa以上，辅汽系统疏水先排地沟，当循环水泵启动后，将疏水回收至凝汽器。然后投入除氧器加热，除氧器边进水边加热，将除氧器上水至正常水位2100～2200mm。

启动小机油泵，启动汽泵前置泵给锅炉上水，前置泵出口压力1.7Mpa，就地缓慢开启汽泵出口电动门，防止汽泵被冲动，汽泵厂家不允许汽泵在低速下连续运行。同时启动电动泵试转正常后停运，作为备用。

利用锅炉30%上水旁路调整门控制上水速度，锅炉上水换水，水质合格后，投入暖风器，锅炉点火，确认锅炉点火正常后，启动循环水泵，启动凝结水泵，送轴封抽真空。

凝汽器真空建立后，进行小机暖管冲转，维持运行前置泵小机900转暖机，给水压力1.9Mpa。

汽包起压后，投入旁路系统，此时汽包水位下降时，采用锅炉30%旁路调整门控制汽包水位正常，同时汽泵升速至1800转暖机。

我厂机组为中压缸启动机组，冲转时再热压力1.5Mpa，当再热蒸汽压力1MPa以上时，投入冷再供辅汽，从而保证了辅汽汽源充足，同时也避免了本机凝汽器水位高问题。

当机组负荷30～40MW，机组切高缸控制后，投入三段抽汽供除氧器，提高除氧器压力，防止由于除氧器压力低造成汽泵入口压力低汽泵跳闸，同时关闭辅汽至除氧器调整门减少辅汽用量，小机升速至3000转，此时给水压力10Mpa。同时开始进行第二台小机冲转

机组加负荷至70MW时，逐步提高主汽压力至9.5mpa以上，负荷至90MW时，给水切主路运行，汽包水位靠小机转速控制。

机组负荷120MW时，并入第二台汽泵，机组负荷180MW以上时，切换小机汽源至三段抽汽，节流临机辅汽供汽门，再逐渐节流本机冷再供辅汽调整门，降低辅汽压力与三段抽汽压力接近，缓慢投入三段供辅汽。

优越性分析。①从锅炉上水至锅炉点火升压至汽包压力0.5MPa 这个阶段，与传统方法相比，利用一台小泵（前置泵）代替一台大泵（电动给水泵）完成了锅炉供水任务，节省了厂用电，对节省给水泵的耗电量有利。采用除氧器加压向锅炉上水法可充分利用现有设备，不需要任何改动和投资。330MW机组给水泵低负荷下功率范围为3600kW ，开机一次，从锅炉进水至锅炉点火给水泵需运行4～5 h ，耗电约为17 500～27 500 kW·h ，因此采用除氧器加压向锅炉上水的方法机组一次冷态启动可节约厂用电20 MW·h ，并且避免频繁启停给水泵对厂用电系统造成的冲击，避免给水泵长期处于低负荷运行，延长了给水泵寿命。

②从锅炉点火至机组带上150 MW 负荷再到电汽泵切换完毕阶段，约需715 h 。传统启动方式采用调速电动泵向锅炉上水，由于液力偶合器的效率在低负荷时比小汽轮机的效率低得多，并且还有机电损失和输变电损失。采用电泵组做工作泵，要耗厂用电38～42 MW·h ，改进启动方式后，由于小汽机在负荷变化时效率变化较小，又是直接驱动给水泵，中间能量转换的环节少，辅助汽量计算只有15 t左右，按热值折合成约26 MW·h ，降低厂用电不说，单从能源消耗上比较，采用汽泵组比采用电泵组，每次要少耗能量12～16 MW·h ，因而热经济性好。

③从安全性上分析，由于整个启动过程中，电动给水泵组始终处于备用状态，并且其启动速度非常快，故开机过程中对给水系统来说，用汽泵组也比用电泵组其可靠性更高，因而提高了启动的可靠性。

④运行操作上，二者比较，用汽泵组开机增加的操作量为辅汽联箱至小汽轮机调试汽源系统的操作，减少了开停电泵组的操作，所以二者没有太大的差别。从时间上来看，锅炉点火时，就开出一套汽泵组，比等主机负荷到90 MW 以上再接着连投两套汽泵组，这样对减少运行人员集中在一段时间内完成过多的操作比较有利。

经过几年多次启动经验和上述分析计算表明，机组启动过程中对锅炉给水泵系统操作方法的改进，一方面减少了电动给水泵的运行时间，节约了厂用电；更重要的是，可以使整个启动过程始终有一台电动泵作备用，提高了机组启动过程中的可靠性。因此，采用此优化上水方案后，使锅炉给水系统运行的安全性和经济性都有了较大的提高。

篇5：5、机组启动试运行的请示

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

篇6：6、机组启动运行技术报告

机组启动试运行技术报告

批准：东莞市机电排灌管理站审核：周志光校核：叶淦芬编制：尹明新

编制日期：2010年10月

一、工程概况

本排站有3台1600SLQ10-55.5型上海凯泉水泵厂生产的轴流泵，每台水泵配置710kw电机，总装容量2130千瓦；电机选用兰州电机厂TL710-20/2150型三相高压同步电动机3台；高压金属铠装移开式开关柜7块、高压计量柜1块,高压辅助计量柜1块，干式变压器(SCB9-315/10 10±2.5%0.4KV Dyn11)1台、干式变压器(SC9-125/10 10±2.5%0.4KV Dyn11)1台、低压抽出式开关柜8块、自动电液变阻启动补偿控制柜3台、动力配电箱及电源箱、照明配电箱、控制箱11个、微机综合自动化装置2套、检修排水泵2台、技术供水泵2台、真空泵1台以及管路系统。

二、机组启动试运行目的

机组启动试运行目的是调试好机组各部位设备是否能达到运行使用要求。确保大暴雨到来，各机组能正常使用，水泵能进行排水，确保工厂和人民财产安全。

三、机组启动试运行已具备的条件

1、供电线路已通电（高低压电已通电）。

2、与机组启动试运行有关的水工部分建筑物已验收。

3、金属结构及启闭设备的安装完成并已验收（检测部门已验收，达到合格标准）。

4、各种电气设备（高低压配电柜、变压器、主电动机、配电箱等）

5、油、气、水等辅助设备已调试。

6、消防设备的安装布置已到位。

7、绝缘工具已配置齐全。

8、试运行指挥、操作、监护人员已安排。

9、开机操作票、试运行记录表已编制。

四、机组启动试运行开、停机操作方式

机组启动试运行开、停机操作方式：

1、手动操作步骤（1）合上高压屏开关（高压开关）、检查变压器输电达正常状态。（2）合上总屏闸刀开关，合上空气开关。（3）合上启动屏闸刀开关，再合上空气开关，扭动电压相序按钮，检查三相电压达正常，按启动钮启动电动机，启动开始至当电流表指针开始下降及电动机声音接近正常时按运行钮使机组投入正式运行。停机操作方式：（a）先按启动屏“停止”按钮，其次断开空气开关。断开闸刀开关。（b）断开总屏空气开关、断开闸刀开关。

2、中控室自动控制步骤：

五、机组启动试运行的外围条件

机组启动试运行的外围条件是所有活动拦污栅已调试好，达到使用功能。外围垃圾已清理干净。已满足机组试运行条件。

六、机组启动试运行的步骤

（1）提升防洪闸闸门、关闭自排闸；

（2）开启循环冷却水电源，启动水泵，对水泵供水；（3）启动室内降温设备；（4）开启主变电源；（5）低压侧主变合闸；

（6）打开1号（或2号、3号）启动柜电源，按下启动开关。

七、机组启动试运行中的紧急停机情况

若发生电机电流异常，水泵、电机声音异常，应立即采取紧急停机措施。

八、机组启动试运行的时间安排

2010年10月22日

九、附