网络设备试运行方案

一份优秀的方案要对活动的各个环节进行详尽的安排，包括实施细节、步骤等，也许你已经写过不少方案，但你真的懂得方案撰写的精髓吗？今天小编给大家找来了《网络设备试运行方案》仅供参考，希望能够帮助到大家。

第一篇：网络设备试运行方案

中央空调设备运行管理方案

设备运行管理方案

管理制度

(一) 机房设备操作制度

1、 机电操作员工必须熟悉和牢记设备的结构，以及注意事项严格按照设备特性进行运行和保养。

2、 特殊工程必须凭有关特殊操作证方能操作，确保设备及人身安全。

3、 运行操作人员应做到“四会”等。 “ 四 会”

4、 会使用

(1) 对所使用的设备，首先熟悉设备性能 及操作程序，方可开动设备。

(2) 在使用设备过程中，严格按照安全操作技术规程，防止设备事故发生及设备使用寿命缩短。

5、 会保养

(1) 经常保持设备整洁。

(2) 认真做好每班日保养。

(3) 按照设备润滑要求做到定质、定量、定时、定点，保证滑动面和传动部位运动正常。

(4) 定期认真执行月检、年检及一级保养工作。

6、 会检查

(1) 设备开动前必须检查各操纵控制系统，安全装置及油镜等一切正常后再起动设备运转，如发现问题及时处理排除故障。

(2) 设备运行过程中，应该常观察各部位运转情况，如有异常应立即停止运转，检查、分析原因。

7、 会排除故障

(1) 凡属设备故障，维修人员应及时排除，如有严重问题向上级汇报，共同排除。

(2) 维修人员要熟悉设备电器机构、楼层照明系统，如遇电器故障应配合电工排除故障。

(3) 凡属人为所造成的设备损坏或故障应保持现场，立即向有关人员报告，逐级上报，根据事故大小进行分析和处理。

(4) 检修员工在上班前对设备、楼层供电、生活水箱及消防系统进行一次检查，下班要做好交接班工作。

(5) 维修员工必须熟悉设备的各个润滑点，按要求进行润滑。

(6) 对设备根据各自不同特点制定维修保养制度方式(巡回检查制、日检制、周检制、月检制、季度制及年检制等)。

(7) 对设备无法实施的维修保养项目及对需委托外协保养的设备，维修员工必须熟悉设备性能及设备使用情况、故障位置等，以便配合外协修理人员一起搞好维修工作。

(8) 做好季度、年保养准备工作，为维护设备正常运转可推行专项修理。

(二)机房设备维修保养制度

1、 机电工作维修员工必须熟悉和牢记设备的结构，以及注意事项严格按照设备特性进行维护保养。

2、 特殊工程必须凭有关特殊操作证方能操作，确保设备及人身安全。

3、 维修操作人员应做到“三好”、“四会”。 “ 三好”

4、 管好

(1)对物业设备负保管责任，未经上级负责人同意，不准无关人员动用物业的设备。

(2)对设备及附件、仪器、仪表、防护罩等应保持完整无损。

5、 用好

(1)严格执行设备安全操作规程，合理使用设备，对重点设备要在专业技术人员在场调试，不得超负荷使用设备。

(2)不准在设备及机房重地乱堆放杂物，不准用不正确的方法开启电器开关及控制操纵系统。

6、 修好

(1)设备在修理或保养进行过程中，维修人员熟悉设备结构，掌握设备性能。

(2)维修人员要熟悉设备的技术参数，调整设备，保证设备良好的使用性能。

(三)交接班制度

1、 交班人员须认真填写交班记录，内容包括：设备运行状况、本班中发现的故障处理情况、工具、卫生、遗留的工作及上级领导布置的工作;

2、 交班前检查所要完成的工作，清点工具;

3、 遇有紧急事故，交班人员应交接清楚，如需共同处理交班人员应作为主要人员进行处理;

4、 如接班人员因故未到岗，交班人员不得离开工作岗位;

5、 接班人员提前15分钟到岗进行接班，首先对交班记录进行查看，有问题进行询问;

6、 检查运行设备状态，听取上一班的口头交代;

7、 交接班记录经确认无误后，由双方共同签字;

8、 主管审查双方的交接班记录并签字认可;

9、 交接班记录总工及经理随时调出查阅。

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维修工作管理办法

一、设备的维修：

设备的维修方法分为两类，一类是预防维修，另一类是故障维修。

1、预防维修

预防维修的主要形式是维护保养和计划检修，具体实施是根据维护保养和检修制度按一定周期间隔进行。制度中的周期、项目、范围应参考设备生产厂商的维修指导资料，结合所管理设备具体情况制订。执行中根据不同的设备运行环境条件、负荷情况、设备和部件的质量情况及设备现实技术状况做相应的调整。 在故障预防上不可能总是恰当及时，有可能过于提前形成不必要的过多停车检查，也有可能过于延后起不到预防故障的作用。

因此预防维修计划应不断在总结经验分析研究基础上加以修订，执行中也切不可过于机械。之外，应有预知维修概念，即根据运行技术参数对运转中的设备进行监测、诊断，据此确定设备的异常部位和劣化程度，对设备故障做出预报，从而采取相应维修措施。这种方法也协助到预防维修计划。

对某台(套)设备地预防维修实施前要根据维修计划规定的项目、范围对该设备进行修前检查，作好正式停机分解检修的准备，其主要内容如下：

(1) 确定停机检修的起、止时间;

(2) 组织检修队伍及必要时的后备支援人员;

(3) 备齐拆卸、分解、检查、安装、调试所需的机械、仪器、量具、工具;

(4) 备齐需更换或可能需更换的零件;

(5) 备齐临时加工件所需原材料及加工手段;

(6) 备齐检修中所需的清洗、擦拭、润滑、填充等材料。

预防维修完成后由设备管理单位验收，检查各预定项目完成情况及设备技术状况是否达到完好标准。设备预防维修的实施计划、修前检查和修理中发现的主要零部件维修及更换情况记录、验收试验报告等文件都要归档。

2、故障维修

故障维修是指在设备发生故障后，对失效、损坏的部分进行针对性修理。故障维修一般只用于非重点设备，否则会影响系统运行功能，应尽量减少主要设备故障维修次数，缩短故障维修时间。可采取故障维修方法的设备有：

(1) 个别房间或影响区域很小的末端设备;

(2) 有备份的小型设备;

(3) 停机损失小、维修简便、修理费低廉的设备;

即使是确定采用故障维修方法的设备，也必须进行日常保养和检查，减少故障诱发因素，提高设备使用效率，延长设备寿命。另外，采用预防维修方法管理的设备发生意外故障时，其处理方法与故障维修的实施方法相同。

故障维修要注意下列问题：

 建立严格的日常保养和巡视检查制度。通过保养，提高运行可靠性，减少故障发生，改善服务质量;通过巡视检查，及时发现问题，以便解决。

 建立有效的信息传递体。管理单位设有总值班室及热线电话，实行24小时值班，随时接受业主的维修申请和故障报告，及时将信息通报给维修人员及主管领导，争取在尽可能短的时间内使有关人员到位。

 备有一支常备的精干的维修人员队伍。为适应维修工作需要，必须有一批能应付各种复杂情况的维修技术员工常驻在物业区域内。他们应当是技术熟练、经验丰富、一专多能，熟悉本物业设备分布情况和运行技术情况，应具有可靠有效的通讯手段，须做到能在任何时候召之即来。

 建立必要的维修物资储备。为应付可能出现的设备故障维修的需 要，必须事先准备一定数量的备品备件。故障的发生有着一定的偶然性又具有突发性，备品备件的品种数量的确定要适度。储备不足必然影响维修及时性，不利于迅速排除故障，恢复设备正常运转;储备过多则造成资金积压即物资久存变质，形成浪费，也影响维修质量。要根据设备本身技术现状和运行负荷情况来制定备品备件计划，及时采购，妥善保管，经常检查鉴定库存物资。

 作好维修检验和记录。维修完成后向总值班室报告完成情况，重要设备或较大范围的故障处理完后，维修人员要作好维修记录，其内容应包括：故障现象、发生原因、修理方法、更换零部件、维修后状况等。设备管理单位要对维修后的设备进行验收。

预防维修是事先防范、未雨绸缪、防患于未然，故障维修是时候处理，亡羊补牢、去病于既起，二者各有特点，适用场合不同。要因时因地制宜，采取适当方式，以最好的维修质量、合理的费用支出，达到设备安全、经济可靠地运转，发挥正常功能，为电厂生产服务。

二、 材料应用及报废管理

1、 基本库存的零配件、材料由甲方统一负责采购。

2、 主管须了解甲方材料库的库存情况，做到库存合理。

3、 每月底前由专业主管根据库存情况及工程维修用料、备料计划提交下月物料计划由工程部统一报给甲方采购备料。

4、 如甲方要求乙方进行紧急采购，其所采用的易损件、零配件等的厂家及价格需获得甲方审批及书面认可，乙方方可采购使用。在紧急采购时，乙方需垫付采购费用，甲方于次月支付管理费时向乙方支付垫付的采购费用。

5、 材料及零配件报废管理程序按下图程序执行,已报废的零配件应交回废品库收存。

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工作人员技术培训管理

(一) 新员工的技术培训

1、 新员工到位后一个月内必须经过技术培训，培训考核合格方能上岗，新员工的培训应于1个月内完成，并于完成后通知培训主任更新员工的培训记录。

2、 对于个别情况，各部门主管可向培训主任提出书面的要求延长有关培训的期限。

3、 特殊岗位职工如锅炉工、焊工应取得国家劳动技术部门承认的证书，定期复检。

(二) 定期技术培训

1、 人事主任发出通知书要求各部门主管提交各部门的培训要求。

2、 各部门主管可根据员工的表现评估及部门的发展等资料，作出每年的部门培训要求。

3、 部门培训要求制订后，由各部门主管签署后交人事主任。

4、 部门内部培训可按照各部门之培训要求进行定期培训，作好培训记录存放于部门档案中，并将培训内容以书面形式通知人事主任。

(三) 技术培训内容

(四) 培训记录

人事主任根据有关人员、员工所提交的资料更新有关员工的培训记录并存档，对于员工的培训会保存其培训记录。

保养计划列表

一、水泵

二、冷媒水系统

三、中央空调低压控制柜

四、补水箱

五、风冷分体空调机

六、风冷螺杆式热泵机组

七、空气处理机和新风机组

八、风机盘管

九、排风通风系统

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第二篇：变电站设备运行状态信息管理系统实施方案

**省电力公司

变电站设备运行状态信息管理系统

项目实施内容及方案

一、目的和意义

目前，在变电所内除保护装置及测控装置的信息通过调度的SCADA系统采集上传外，还有大量的设备运行状态信息未能采集利用，如直流系统运行状况、蓄电池容量状况、消弧线圈补偿状况、小电流接地装置动作情况等，这些设备的运行状态监控人员掌握不到，对这些设备运行状况好坏情况的掌握主要还是依靠运行人员定期到变电所现场进行检查、检测，对无人值班变电所设备的监控，既不能做到实时监控，又要花费大量的人力物力到现场检查。

随着科学技术的不断发展，电力系统内各类电网在线监测设备及电气设备的在线监测设备越来越多，变电所内各种智能型监视、智能型检测设备不断增多，如SF6气体检测装置、油色普在线检测装置、高压设备绝缘监测装置、开关柜发热状况检测装置、避雷器泄漏检测装置、电能质量在线检测装置、母线电压检测装置、电量采集系统等，这些设备已在电力系统中普遍得到了应用，而各系统在数据的采集、上传、数据的存储、数据的应用、信息的发布等缺乏一个统一的平台，信息的采集各自独立，信息管理分散，信息利用率低，不能充分发挥监测装置的作用，不能为设备运行监视提供有力的技术手段，不能为技术管理提供应有的数据支撑。

随着变电所无人值班工作的全面开展，还有许多辅助设备也实现了远程监控功能，如环境温度监控系统、变电所门禁系统等等，如单独为各系统都配置通道、配置服务器等，既浪费了大量的物力资源，又不利于运行管理。因此，对这类简单的小型管理系统也有必要考虑集中管理。

但目前的状况是，各智能型监视、检测设备的运行各自为政，设备通道、服务器单独配置，网络通道及计算机资源设备运行管理的系统无统一的运行管理单位，造成资源的大量浪费，管理比较混乱，运行效率不能充分发挥。

为此，针对电力系统中许多在线监测设备分散管理的状态、某些智能型设备信息采集不全、设备的监测数据不能得到充分利用的现状。如将如此众多的设备能够方便地接入一个统一的数据采集设备，并将所采集数据信息送入开放实时数据库，使设备运行状态信息能及时得到集中分析处理，该系统将成为整个电力系统的设备运行状态信息管理系统的一个重要组成部分，反过来又能促进智能型设备的推广应用。

二、项目小组及人员分工

三、项目实施时间安排：

本项目实施主要分为以下几个阶段。

第一阶段：由局方负责，厂方协助，提供详细的站点名称、需接入设备的型号及规格、数量、通讯接口、通讯协议，以及提供服务器及相关信息、网络物理连接正常和相关设备的IP地址等等信息。预计安排时间2008年7月24日和7月25日。

第二阶段：由厂方方负责，局方协助现场勘查。主要包括工况采集器、智能蓄电池组监测系统、放电模块、放电空开等设备的具体安装位置，以及现场如何布线等。预计安排时间2008年7月28日、29日、30日。

第三阶段：由局方协助向各设备厂家联系，提供各接入系统的智能设备的通讯协议，并将协议提供厂方。预计安排时间2008年7月30日、31日。

第四阶段：由厂方负责根据现场调查结果，编写现场的施工方案、设备安装图纸和相关软件开发、通讯协议进行调试，以及安排相关硬件设备的采购和生产。预计安排时间2008年8月1日至30日。

第五阶段：由局方负责，厂方协助，现场施工，包括布线、硬件设备安装、调试，以及网络调试等。每一个站点预计工作时间为7个工作日，根据站点的多少决定施工时间。

第六阶段：由厂方负责，局方协助，现场软件安装调试。预计工作时间6个工作日。

第七个阶段：系统试运行阶段，同时准备个相关验收文档和使用手册等。预计安排时间2008年**月。

第八阶段：由局方负责，厂方协助，对项目进行验收。

四、项目相关负责人

第三篇：关于新考勤设备试运行的通知

公司各有关部门：

为进一步加强公司考勤管理，有效落实企业考勤管理制度，即日起，公司新考勤设备进入试运行，3月25日将正式运行。现将新设备使用的注意事项通知如下：

一、新考勤机的识别模式为面部或指纹混合识别，选择其中一项即可。面部识别模式比指纹识别模式更为快捷，建议每天对着考勤机，给自己一个微笑。

二、党政楼一层或三层考勤机的使用范围：综合办公室、监察审计部、工会、全面质量管理办公室、武装保卫部、人力资源部、管理规划部、重大项目办公室、资产财务部以及设备动力部的员工。

三、技术楼一层或三层考勤机的使用范围：物流中心、安全监察部、国际贸易部、煤机装备研究院、工艺技术研究院以及信息管理部的员工。

四、需要考勤但未进行面部以及指纹数据采集录取的员工、面部或指纹无法识别或识别速度慢的员工，请到党政楼3019室重新进行采集录取。 因出差、事病假等原因不能进行采集录取的员工，请出具单位相关证明，说明情况。

五、新的考勤设备进入正式运行后，人力资源部将对各部门员工考勤信息进行汇总，并定期公示。

特此通知。

人力资源部

2013年3月20日

第四篇：网络运行监管情况

泽普县第三中学网络运行监管情况

计算机网络所面临的安全威胁有3种：硬件安全、软件安全和数据安全。硬件包括网络中的各种设备及其元配件、接插件及电缆;软件包括网络操作系统、各种驱动程序、通信软件及其他配件;数据包括系统的配置文件、日志文件、用户资料、各种重要的敏感数据库及其网络上两台机器之间的通信内容等机密信息。

一、校园网网络安全的解决方法

1.网络病毒的防范。在网络中，病毒已从存储介质(U盘、硬盘、光盘)的感染发展为网络通信和电子邮件的感染。所以，防止计算机病毒是计算机网络安全工作的重要环节。

2.网络安全隔离。网络和网络之间互联，同时给有意、无意的黑客或破坏者带来了充分的施展空间。所以，网络之间进行有效的安全隔离是必须的。

3.网络监控措施。在不影响网络正常运行的情况下，增加内部网络监控机制可以做到最大限度的网络资源保护。

4.借助软件解决网络安全漏洞。对于非专业人员来说，无法确切了解和解决服务器系统和整个网络的安全缺陷及安全漏洞，因此需要借助第三方软件来解决此安全隐患，并提出相应的安全解决方案。第三方软件要包含以下功能：过滤不当内容网页;IM即时通信使用管理;流媒体下载管理;阻挡P2P点对点档案分享;阻挡Spyware间谍软件封包;防范诈骗网站与恶意程序代码攻击;提供完整的在线的网络活动分析报告;完整记录学生上网行为;提供各种详细的网络应用与潜在网络威胁风险分析报告等。

5.有害信息过滤。对于大中型校园网络，必须采用一套完整的网络管理和信息过滤相结合的系统，实现对整个校园内电脑访问互联网进行有害信息过滤处理。

6.网络安全服务。为确保整个网络的安全有效运行，有必要对整个网络进行全面的安全性分析和研究，制定出一套满足网络实际安全需要的、切实可行的安全管理和设备配备方案。

二、网络安全保护 1.网络访问控制

访问控制是网络安全防范和保护的主要策略，它的主要任务是保证网络资源不被非法使用和访问。它也是维护网络系统安全、保护网络资源的重要手段。

目前进行网络访问控制的方法主要有：MAC地址过滤、VLAN隔离、IEEE802.1Q身份验证、基于IP地址的访问控制列表和防火墙控制等等。

2.防火墙技术概述

为了使网络的机密性、完整性、可用性、真实性、实用性和占有性等方面得到保障，计算机系统的安全，尤其在Internet 环境中，网络安全体系结构的考虑和选择尤为重要。采用传统的防火墙网络安全体系结构不失为一种简单有效的选择方案。随着安全问题上的失误和缺陷越来越普遍，对网络的入侵不仅来自高超的攻击手段，也有可能来自配置上的低级错误或不合适的口令选择。而防火墙的作用就是防止不希望的、未授权的信息进出被保护的网络。因此，防火墙正在成为控制对网络系统访问的非常流行的方法。

三、网络防止病毒的措施 1.基于网络安全体系的防病毒策略

只有建立一个有层次的、立体的防病毒系统，才能有效地制止病毒在网络上蔓延。下面提供一些网络防病毒的措施。 (1)增加安全意识。 (2)小心邮件

(3)挑选网络版杀毒软件。

(4)在计算机网络中，尽量多用无盘工作站，不用或少用有软驱的工作站。

(5)在计算机网络中，要保证系统管理员有最高的访问权限，避免过多地出现超级用户。

(6)为工作站上用户帐号设置复杂的密码。

(7)工作站采用的防病毒芯片，这样可防止引导型病毒。 (8)正确设置文件属性，合理地规范用户的访问权限。

(9)建立健全网络系统安全管理制度，严格操作规程和规章制度，定期作文件备份和病毒检测。即使有了杀毒软件，也不可掉以轻心，因为没有一个杀毒软件可以完全杀掉所有病毒，所以，仍要定期备份，一旦真的遭到病毒的破坏，只要将受损的数据恢复即可。

(10)目前预防病毒入侵的最好办法，就是在计算机中安装具有实时监控功能的防病毒软件，并及时升级。

(11)为解决网络防病毒的要求，在网络中使用网络版防病毒软件和网关型防病毒系统。

2.服务器的防病毒技术 3.终端用户防病毒

四、网络防病毒产品的选择 常用的网络防病毒产品简介

网络防病产品实际上就是反病毒软件产品。具体的常用的反病毒软件产品有：金山毒霸、瑞星、KILL、KV3000、VRV。

第五篇：小三峡水电站 机组设备试运行操作规程

蓄水及首台机组启动验收

四川米易县小三峡水电站

机组设备试运行

操作规程

水电五局小三峡机电安装项目部

二OO六年十二月

审定：赵书春

审查：李 俊

校核：范长江

编写：王甲荣 尹志强 牟学芬 何祖红

水电五局小三峡机电安装项目部

二OO六年十二月

目

录

一 机组充水试验操作 ......................................................... 4 二 机组空载试运行操作 ................................................... 16 三 发电机短路升流试验操作 ........................................... 24 四 发电机升压试验操作 ................................................... 26 五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作 ...... 28 六 机组并网及负荷试验操作 ........................................... 32

小三峡电站机组试运行操作规程

一 机组充水试验操作 1充水前的检查

目的：确认机组是否具备充水条件。 1.1 流道的检查

1.1.1 坝前进水口1#机组拦污栅已施工完毕验收合格，拦污栅周围已清理干净验收合格。

1.1.2 进水口1#机组用工作闸门、启闭装置已安装完工，门槽已清理干净并验收合格。工作闸门在无水情况下调试合格，启闭时间符合设计要求并处于关闭状态。

1.1.3 1#机组进水流道、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已安装完工，清理干净并检验合格。灌浆孔已封堵，测压头已装好，测压管阀门、测量表计、压力开关均已安装完工，调试合格整定值符合设计要求。所有过水流道进入孔的盖板均已严密封闭，封水盖板已安装完工，且所有螺栓均已紧固。

1.1.4 蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板、临时支座、转轮检测平台均已拆除。

1.1.5 蜗壳排水阀及尾水排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。全厂渗漏检修排水系统已安装完工，调试完毕，其手动、自动均能可靠运行。

1.1.6 尾水闸门槽极其周围已清理干净，尾水闸门已安装完工检验合格，启闭情况良好，尾水闸门处于关闭状态。 1.1.7 上、下游水位测量装置已安装完工，调试合格。 1.1.8 非本期试运行的2#、3#机工作闸门及尾水闸门处于关闭状态，并已采取安全措施防止误动。 1.2 水轮机部分检查

1.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工，检验合格，记录完整，转轮叶片与转轮室之间的间隙已检查合格，已无遗留物。 1.2.2 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。导叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求，轮叶全关。

1.2.3 真空破坏阀已安装完工，经严密性试验及设计压力下的动作试验合格。

1.2.4 主轴工作密封与空气围带已安装完工、检验合格，密封自流排水管道畅通。密封水压力开关和空气围带压力开关已调整至设计值。

充水前投入检修密封：关130

1、130

2、1305阀，开130

7、1309阀，空气围带充气。

1.2.5 顶盖排水泵已安装完工，检验合格，手动、自动工作均正常，投入运行，并切至“自动”，12

28、1232阀全开。 1.2.6 受油器已安装完毕，符合规范规定要求。

1.2.7 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压已调试合格，各整定值符合设计要求。 1.2.8 水轮机各测压表计、示流器、均已安装完工调试合格，整定值已调整至设计参考值。振动和摆度传感器均已安装完工调试合格。

1.3 调速系统的检查

1.3.1 调速系统及其设备已安装完工，调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、压力开关、安全阀、自动化元件均已整定符合设计要求，管道检查和压力试验完毕。 1.3.2 压力油罐安全阀按规范要求已调整合格，且动作可靠。油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。回油箱油位继电器动作正常，高压补气装置手、自动操作动作均正确。漏油装置调试合格，手动、自动工作均正常。

1.3.3 调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等经充油检查，额定压力下无渗漏现象。

1.3.4 调速器机电柜已安装完工并调试合格，各电磁阀、电气/液压转换装置工作正常。

1.3.5 手动操作进行调速系统的联动调试，检查调速器、接力器、及导水机构操作的灵活性、可靠性和全行程内动作的平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器三者的一致性，并录制导叶和接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。 1.3.6 手动操作检查浆叶动作的平稳性，浆叶开度和调速器柜的浆叶开度指示器的一致性，调整好导叶和桨叶的协联关系。 1.3.7 事故配压阀、两段关闭和机械过速保护装置均已安装完毕调试合格，动作试验正确，特性参数已按制造商的设计数据整定完毕。紧急关闭时导叶全开到全关所需的时间符合设计要求。 1.3.8 锁定装置调试合格，信号指示正确并处于投入位置。 1.3.9 调速器静态调试已完成，手动模拟开、停机试验合格，由计算机监控系统进行自动操作模拟开、停机试验和电气、机械事故停机试验，各部位动作准确可靠，关机时间调整完毕，符合设计要求。

1.3.10 机组测速装置已安装完毕并调试合格，动作接点已按要求整定完毕。 1.4 发电机的检查

1.4.1 发电机整体已全部安装完工，试验检验合格，记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无任何杂物。 1.4.2 推力轴承及轴承油位、温度传感器、冷却水压已调试，整定值符合设计要求。

1.4.3 推力轴承高压油顶起装置已安装完毕，检验合格，阀门及管路均无渗油现象。

1.4.4 机组用空气冷却器已安装完工检验合格，水路风路畅通，阀门、管路无渗漏，冷却水压力已调整至设计值。风罩内其它所有阀门、管路、接头、变送器、电磁阀等均已检查合格，处于正常工作状态。

1.4.5 发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正确，制动系统压力符合设计要求。 充水前制动系统置“手动”复归位置：关1

319、1

327、1

321、1

329、1304阀，开1

315、1

317、13

33、1331阀。

1.4.6 测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器，测温系统均已安装完工，调试合格，整定值符合设计要求。 1.4.7 发电机转子集电环、碳刷、碳架已安装完毕，检验合格。 1.4.8 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助接线端子板均已检查正确无误，牢固可靠。

1.4.9 发电机内灭火管路已安装完工，检验合格。 1.5 励磁系统检验

1.5.1 励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连线与电缆已检验合格。

1.5.2 励磁系统屏柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好，功率柜风冷却系统安装完工，检验合格。阳极开关断开。 1.5.3 灭磁开关接触良好，试验合格，动作灵活可靠。灭磁开关断开。

1.5.4 励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。 1.5.5 励磁操作、保护及信号回路接线正确，动作可靠，表计校验合格。

1.6 油、风、水系统的检查

1.6.1 全厂透平、绝缘油系统已能满足1#机单元及其他零星用油设备的供油、用油和排油的需要。油质经化验合格，且与2#、3#机可靠隔离。 1.6.2 机组推力轴承及各导轴承润油有温度、压力、油位检测装置已安装调试合格，整定值符合设计要求。

1.6.3 油压装置回油箱、漏油箱及所有管路、阀门、接头、单向阀、油压装置油泵、漏油泵及所属自动化元件、各液位信号器及压力变送器等已安装完工，试验合格且已投入运行。油压装置油泵、漏油泵已投入运行，并置“自动”。

1.6.4 全厂技术供水系统包括蜗壳取水口、滤水器、供水泵、供水环管等已安装完工，调试合格，记录完整。供水泵手、自动状态均可正常工作，各管路、阀门、滤水器、接头等已试压合格、清洗干净，无渗漏现象。并做好与2#、3#机的隔离保护措施。 1.6.5 厂内渗漏检修排水系统已安装完毕，并经全面检查合格。排水泵、排水阀手动、自动工作正常，已投入运行，并置“自动”。水位传感器已调试，其输出信号和整定值符合设计要求，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。各排水系统的排水量应满足机组正常运行和检修的需要。

1.6.6 全厂两台高压空压机、两台低压空压机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各测压表计、温度计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求。高低压气系统已经投运，处于正常状态。

1.6.7 1#机组单元所用的高、低压空气管路已分别通入压缩空气进行漏气检查合格，能随时可供1#机组使用，并且与2#、3#机可靠隔离。 1.6.8 各管路、附属设备已按规定刷漆，阀门已挂牌编号。 1.6.9 1#机组段和副厂房、主变等部位的消防供水系统安装调试完毕，并与其他部位有效隔离。 1.7 电气一次设备的检查

1.7.1 发电机主引出线、中性点引出线处的电流互感器已安装完工试验合格。

1.7.2 发电机断路器、隔离开关、高压开关柜、避雷器已全部安装完工，试验合格，具备带电试验条件。发电机断路器DL

1、隔离开关G

11、G9

11、G912处于断开位置。

1.7.3 发电机电压母线及其设备已全部安装完工检验试验合格，具备带电条件。

1.7.4 1#主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，事故排油系统以及保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。

1.7.5 110KV系统已安装完工，所有试验合格，具备投运条件。110KV出线已安装完工，已具备投运条件。

1.7.6 厂房、开关站接地网已完成，全厂总接地网接地电阻值已测试，符合设计要求。

1.7.7 厂用电10KV系统包括1#、3#厂变等电气设备已安装完工，调试合格。备用电源已经形成且为3#厂用变送电，作为机组试验时期的电源。机组试验完毕投入运行后，由1#厂变为全厂提供电源，3#厂变的外来电源作为备用电源。 1.7.8 厂用400V系统电气设备已安装完毕，调试合格。1#机组调试及试运行期间400V系统Ⅰ段、Ⅱ段母线并列运行，由1#、3#厂变互为备用提供电源。

1.7.9 做好与未投运2#厂变的安全隔离措施，将2#厂变低压侧断路器402ZKK断开并悬挂“禁止合闸”标识牌。 1.7.10 备自投装置已检验合格，工作正常。

1.7.11 厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检验合格。 1.8 电气二次系统及回路的检查

1.8.1 机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，通电调试工作完成，机组现地LCU监控系统和回路、机组辅助控制系统及回路均已安装完工，并调试合格。所有电缆接线正确、可靠。 1.8.2 1#机组LCU、公用LCU、进水口工作闸门控制系统已安装完毕，与被控设备联调完成，各控制流程满足设计要求。全厂集中监控设备、UPS等已安装完工，检验合格。

1.8.3 计算机监控上位机系统已建立，整个网络通讯已形成。现地1#机组LCU、公用LCU监控系统与上位机已能正常实现通讯。 1.8.4 各LCU的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性已全面完成且正确。

1.8.5 各LCU开出点逐一动作至现场设备，检查动作的正确性已完成，结果正确。

1.8.6 LCU与各被控设备、厂用电及油压装置、高低压气系统、渗漏检修排水泵、断路器、隔离开关的模拟传动试验已完成，动作正确可靠。

1.8.7 LCU与励磁、调速系统间的控制流程的模拟传动试验已完成。

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

1.8.9 下列电气操作回路已检查并模拟试验，其动作正确、可靠、准确：

1) 进水口工作闸门自动操作回路。

2) 机组自动操作与水力机械保护回路。 3) 机组调速器系统操作回路; 4) 发电机励磁系统操作回路; 5) 发电机断路器操作回路; 6) 直流系统及信号回路; 7) 全厂公用设备操作回路;

8) 1#机组、主变及110KV线路的同期操作回路; 9) 厂用400V系统备用电源自动投入回路;

10) 110KV断路器、隔离开关和接地开关的操作回路和安全闭锁回路;

11) 火灾报警信号及操作回路。 1.8.10 以下电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查，继电保护回路已进行模拟试验，动作正确、灵敏、可靠。

1) 1#发电机继电保护与故障录波回路。 2) 主变压器继电保护与故障录波回路。 3) 110KV线路继电保护与故障录波回路。

4) 10KV系统继电保护回路，400V系统继电保护回路。 5) 仪表测量回路。

1.8.11 厂内通讯、系统通讯及对外通讯等设施已安装调试完毕，检验合格，回路畅通，准确可靠能够满足电网调度、厂内生产调度的需要。

1.9 消防系统的检查

1.9.1 与启动试验机组有关的主副厂房等部位的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并通过消防部门的验收。 1.9.2发电机内灭火管路、灭火喷嘴、感温感烟探测器已安装完毕，检验合格。

1.9.3 全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。

2机组充水试验

目的：检查机组过水通流部件的渗漏情况，并根据现场情况确定各密封部位压力开关的实际整定值。 2.1 充水条件

2.1.1 确认坝前水位已蓄水至最低发电水位。 2.1.2 确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。

2.1.3 指定专人确认蜗壳进入门、尾水进入门已关闭牢靠，蜗壳取水阀、蜗壳排水阀、尾水排水阀处于关闭状态。 2.1.4 确认尾水已充水。

2.1.5 指定专人确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。

2.1.6 指定专人确认空气围带、处于投入状态。

2.1.7 确认厂内渗漏排水现处于自动控制位置：020

5、020

1、020

7、0

213、020

9、0215阀全关，020

8、0204阀全开。 2.1.8 确认厂内检修排水现处于自动控制位置：02

25、02

29、02

31、0

217、02

21、0223阀全关，0

216、0212阀全开。 2.2 尾水流道充水试验

2.2.1 打开有关排气阀，限度开启尾水检修门(开度100㎜)向尾水流道充水，在充水过程随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、尾水管进人门等处的漏水情况，记录测压表记读数。

2.2.2 如在充水过程中一旦发现渗水异常现象，应立即停止充水并及时进行处理。

2.2.3 待充水与尾水平压后，提起尾水闸门，并锁定在门槽口上。 2.3 进水流道充水试验

2.3.1 限度开启工作闸门(开度100㎜)向进水流道及蜗壳充水，监视蜗壳压力上升情况。在充水过程中随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、蜗壳进人门等处的漏水情况，发现异常应立即停止充水，并及时进行处理。

2.3.2 在充水过程中需指派专人观察各测压仪表及仪表接头有无漏水情况，并监视水力测量系统各压力表计的读数。 2.3.3 充水过程中，检查流道排气是否畅通。

2.3.4 充水过程中，观察厂内渗漏水情况及渗漏排水水泵排水能力和运转可靠性。

2.3.5 进水口工作门充水平压后记录充水时间，并将工作门提至全开位置。

2.4 充水后的检查和试验

2.4.1 进行工作闸门静水启闭试验，调整闸门启闭时间符合设计要求。进行远方闸门启闭操作试验，闸门启闭应可靠，位置指示准确。

2.4.2 观察厂内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。

2.4.3 打开技术供水阀门启动技术供水设备向机组技术供水系统充水，并调整水压至工作压力，检查滤水器、各部位管路、阀门、接头工作情况，有无渗漏。

二 机组空载试运行操作

1 起动前的检查及操作

1.1 主机周围场地已清扫干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，无关人员退出1#机工作现场，通讯系统布置就绪，各部位运行人员已进入岗位。振动、摆度测量装置调试完毕，检验合格，已投入运行。

1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。

1.3 起动机组冷却水泵，调节各冷却用水流量和水压至设计值。 1.4 厂房渗漏排水系统、高低压气系统已投入自动运行。 1.5 记录上下游水位、各部位原始温度、水压等已记录。 1.6 油压装置处于自动运行状态。 1.7 漏油装置处于自动运行状态。

1.8 机组启动前用高压油泵顶起转子一次：检查并操作：13

33、1

319、1

327、1

312、1

321、1

329、130

4、1130阀全关，1

314、1131全开，检查顶转子情况。油压解除后检查发电机制动器，确认已全部复归。

1.9 水轮机主轴密封水投入：关12

51、12

47、12

59、12

55、1261阀，开126

3、1253阀，并控制1253阀开度，调整主轴密封水水压至规定值。

检修密封排气：关130

1、130

5、1307阀，开1302阀。检查围带排气情况。 1.10 调速器处于以下状态：

1)油压装置主供油阀1111阀门开启，调速器油压指示正常。 2)调速器滤油器位于工作位置。 3)调速器处于手动工作位置。 4)调速器控制导叶、轮叶于全关位置。 1.11 与机组有关的设备：

1)断开发电机出口断路器DL1，断开G

11、G9

11、G912隔离开关。

2)拔出发电机转子集电环碳刷，断开励磁阳极开关，断开灭磁开关。

3)投入水力机械保护和测温装置。 4)拆除所有试验用的短接线和接地线。

5)从发电机出口母线A、B、C三相引线，接标准频率表监视发电机转速。

6)机组现LCU已处于工作状态，并具有安全监测、记录、打印报警机组各部位主要运行参数的功能。 2 机组首次手动启动试验

2.1 机组轴承油位正常，符合设计要求。 2.2 拔除锁定。

2.3 制动闸处于复归位置。

2.4 水轮发电机组的第一次启动采用手动开机。将调速器切换到手动位置，手动缓慢打开导叶开度，当机组开始转动时再将导叶关回闭，记录导叶启动开度，在转速上升和下降过程中由各部观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间无摩擦或碰撞情况。

2.5 确定各部位无异常后，再次采用手动开机，机组转速升至额定转速的50%时暂停升速，观察各部运行情况。检查无异后继续增大导叶开度，使转速升至额定值。转速稳定后，测量机组转动部分的摆度和固定部分的振动。记录当时水头下机组空载的开度。

2.6 在机组升速过程中，检查电气转速信号装置相应接点的正确性。

2.7 根据机组空转的振动情况，确定发电机转子是否需做动平衡试验。

2.8 在机组升速过程中应指派专人监视并记录推力瓦的各导轴瓦的温度，不应有剧烈突变现象。机组达到额定转速后，在1小时内，每隔10min测量一次各部轴承的温度，1小时后，每隔30分钟记录一次。观察并记录各轴承的油位、油温的变化，应符合设计要求，待温度稳定后，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。

2.9 机组启动过程中，密切监视各部位的运转情况，如发现金属碰撞或摩擦、推力瓦温度突然升高、推力油槽或其他油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，则立即停机检查。

2.10 监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，记录水轮机顶盖排水泵运行情况和排水工作周期。

2.11 记录全部水力测量系统计表读数，记录机组的振动、摆度值应符合厂家设计规定值。

2.12 测量发电机一次残压及相序，相序应正确。 3 机组空载运行下调速系统的调整试验

3.1 检查调速器测频信号，其波形正确，幅值符合要求。 3.2 检查调速器机械部分的工作应正常。 3.3 频率给定的调整范围应符合要求。

3.4 手、自动切换试验，接力器应无明显摆动，机组转速摆动值应不大于规程规范要求。

3.5 进行调速器的空载试验及扰动试验，

1)找出空载运行调节参数，在该组参数下机组转速相对摆动值不超过+0.25%。

2)扰动量为±8%额定转速，转速最大超调量小于扰动量的30%、3)超调次数不超过2次、调节时间均符合规程规定。 3.6 记录油压装置油泵的运转时间及工作周期。

3.7 调速器自动运行时记录接力器活塞摆动值及摆动周期。 4 手动停机及停机后的检查

4.1 机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。

4.2 手动关闭导叶开度，当机组转速降至30%ne时，手动投入机械制动至机组停止转动，解除制动装置使机组制动器复归，此时注意监视机组不应有蠕动。同时记录机组投入制动到到转速小于5%ne需要的时间。

4.3 停机过程中同时检测转速信号装置95%ne、30%ne、5%ne各接点的动作情况应正确。

4.4 停机后投入导叶接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封水，根据具体情况确定是否关闭工作闸门。 4.5 停机后的检查和调整：

(1)检查各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。 (2)检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。

(3)检查发电机上下挡风板、风叶是否有松动或断裂。 (4)检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。 (5)在相应水头下，整定调速器空载开度。 (6)调整油槽油位继电器的位置接点。 5 机组过速试验及检查

5.1 将测速装置115%ne和140%ne的接点从水机保护回路中断开，用临时方法监视并检验其动作情况。将机械换向阀等机械过速保护装置切除。

5.2 投入导叶与浆叶的自动协联装置。

5.3 以手动方式开机，待机组达到额定转速运转正常后，将导叶开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%ne，观察测速装置的动作情况。

5.4 如果机组运行无异常，继续将机组转速升至设计规定的过速保护整定。同时监视电气与机械过速保护装置的动作情况。 5.5 过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆渡和振动值，记录各部位轴承的温升情况，并注意是否有异常响声。 5.6 过速试验停机后进行如下检查：

(1)全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极健、阻尼环磁极引线、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位。 (2)检查发电机定子基础及上机架千斤顶状态。 (3)检查各部位螺栓、销钉、锁片是否松动或脱落。 (4)检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。

(5)检查发电机上下挡风板、导风叶是否有松动或断裂。 (6)检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。 6 机组无励磁自动开停机试验 6.1 自动开停机前检查与操作

(1)调速器切至“自动”，油压装置和漏压泵切至“自动”; (2)制动闸系统切自动运行：关1

319、1

321、1

312、1

314、11

31、1130阀，开13

33、1

327、1329阀。

(3)空气围带投自动：关130

2、1307阀，130

1、1305阀。 (4)主轴密封水投自动：关1253阀，开12

51、1247阀。 (5)确认所有水力机械保护回路已投入，且自动开机条件已具备。

(6)首次自动启动前应确认接力器锁定及制动器实际位置与自动回路信号是相符的。

6.2 检查具备自动开机的条件后，按试验确定的空载运行参数，分别在现地LCU及中控室上位机部位操作自动开机。机组由“静止”—“空转”，检查计算机监控程序各部位的执行情况，直到机组升至额定转速。

6.3 自动开机，做好以下各项试验记录：

(1)检查机组自动开机顺序是否正确，检查技术供水等辅助设备的自动投入情况。

(2)检查调速器的动作情况。

(3)记录自发出开机脉冲至机组开始转动的时间。 (4)记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。 (5)检查测速装置的工作是否正常。 6.4 机组自动停机试验

检查机组完全具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，分别现地LCU及远方上位机方式操作自动停机，机组由“空转”—“停止”

6.5自动停机做好以下各项的检查记录：

(1)检查自动停机顺序是否正确，各自动化元件的动作是否正确可靠。

(2)记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动所需的时间。 (3)检查制动器自动投入与复位是否正确，记录制动后机组停机的时间。

(4)检查测速装置，调速器及自动化元件的动作是否正确。 7 事故停机与紧急事故停机试验 7.1 自动开机，模拟发电机保护事故、励磁事故、水机事故，作用于事故停机，检查事故停机回路与LCU事故停机流程的正确性与可靠性，检查事故配压的动作情况应正确。

7.2 手动操作紧急停机按钮，作用与紧急停机，检查LCU紧急事故停机流程的正确性与可靠性，检查紧急事故电磁阀的动作情况正确。

三 发电机短路升流试验操作

1 发电机升流试验前做好以下准备：

(1)在发电机出口断路器内侧设置可靠的三相短路接线。 (2)用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。 (3)投入水机保护。

(4)切除发电机事故引出联动水机保护的(软、硬)压板。 (5)从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器一机频信号以维持机组的稳定。

(6)励磁调节器切换至“手动”(电流反馈控制)。

(7)测量定子绕组绝缘电阻、吸收比，如不满足GB8564-2003标准的要求则进行短路干燥。

2 手动开机至额定转速，检查各部位运行正常。手动合灭磁开关，手动启动，并操作励磁装置，使定子电流升至25%额定值。检查发电机各电流回路的正确性和对称性。

3 检查发电机差动保护回路的极性和相位，检查发电机后备保护电流回路的极性和相位，各表计的电流回路是否正确。 4 在发电机额定电流下，测量机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。

5 在发电机额定电流下跳开灭磁开关，检验灭磁情况是否正常。 6 每隔10%额定定子电流，记录定子电流与转子电流，做出发电机上升段和下降段的短路特性曲线。 7 发电机短路干燥

7.1 机组短路干燥时短路电流的大小，按每小时升温不超过5～8℃的上升速率控制，绕组的最高温度不超过80℃，每8h测量一次绕组的绝缘和吸收比。

7.2 停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机，并拆除短路线。

四 发电机升压试验操作

1 投入发电机保护装置，水机械保护及自动控制装置;投入发电机振动、摆度测量装置;断开1#发电机出口断路器DL1，断开G11隔离开关，合G9

11、G912隔离开关。解除10KV励磁临时用电源电缆(包括厂变侧)，恢复励磁变高压侧接线。解出“从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器”的导线。机组励磁采用自并励手动递升加压。

2 自动开机至额定转速，机组各部运行正常后，手动启励，并升至25%额定电压值，进行以下项目的检查：

1) 发电机及引出母线、发电机断路器、各分支回路带电是否正常;

2) 振动、摆度是否正常;

3) 电压回路二次测相序、相位和电压值是否正确。 3 以上检查无问题后，继续升压至50%额定电压，检查无问题后跳开灭磁开关，检查灭弧情况。

4 继续升压至发电机额定电压值，检查一次带电设备运行是否正常;检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确;测量机组振动与摆度值，测量轴电压。

5 额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况。

6 进行零起升压，每隔10%额定电压记录一次定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性上升曲线。 7 续续升压，当发电机空载励磁电流升到额定值时，测量定子最高电压，注意此时定子电压不应超过1.3倍额定电压，并在该电压下持续5分钟。

8 手动操作由额定电压开始降压，每隔10%额定电压记录一次定子电压，转子电流和机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。

9 发电机空载下励磁装置的调整试验

9.1 额定转速下，检查励磁调节器手动单元的调节范围检查; 9.2 励磁调节器自动起励试验;

9.3 自动电压调整范围检查应符合设计要求;

9.4 在发电机额定转速下，分别检查励磁调节器投入、手/自动切换、通道切换、带励磁装置自动开停机等情况下的稳定性。发电机在95%—100%额定转速范围内，投入励磁系统，使发电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%，振荡次数小于2次，调节时间小于5秒。 9.5 进行励磁装置10%阶跃试验。

9.6 空载电压下进行逆变灭磁试验和跳灭磁开关灭磁力试验。 9.7 测定发电机电压频率曲线。

9.8 进行低励、过励、PT断线、过电压等保护调整及模拟动作试验。

9.9 励磁装置本体的试验由制造单位完成并提供试验报告。

五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作

1 发电机对主变及110KV高压配电装置短路升流试验 1.1 投入发电机继电保护、水力机械保护装置，主变瓦斯保护，中性点接地开关主变冷却器系统及其控制信号回路。

1.2 在110KV出线隔离开关内侧侧设置三相短路点，升流前断开发电机及主变高压侧断路器所有的跳闸回路; 1.3 用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。1.4 断开2#主变高压侧隔离开关G1021及断路器DL102，并采取防止误合的安全措施。

1.5 断开线路隔离开关G1

516、接地开关G1120，断开母线PT接地隔离开关G1

110、G1180，断开1#主变高压侧接地开关G10130。

1.6 合1#主变高压侧断路器DL10

1、隔离开关G10

11、中性点接地隔离开关G1019。

1.7 合1#机出口断路器DL

1、隔离开关G11，合1#机出口母线隔离开关G9

12、G911，合10KV母线I段隔离开关G918，断开41T 高压侧断路器DL90

1、隔离开关G9011。

1.8 开机后递升加流，检查各电流回路是否正确，检查主变、线路保护的电流极性和相位是否正确。

1.9 继续升流至发电机50%、75%、100%的额定电流观察主变与高压配电装置的工作情况。 1.10 升流结束电流降回零后模拟主变保护动作，检查跳闸回路是否正确。拆除主变高压侧及高压配电装置的各短路点的短路线。

2 发电机对主变及110KV高压配电装置的递升加压试验 2.1 投入发电机主变继电保护、110KV线路保护等继电保护装置自动装置控制回路。 2.2 发电机对主变的递升加压

(1)断开1#主变高压侧断路器DL10

1、隔离开关G1011，确认2#主变高压侧高压隔离开关G1021和断路器DL102处于断开位置。机组励磁采用自并励手动递升加压。

(2)手动递升加压，分别升至发电机额定电压的25%，50%，75%，100%。

(3)1#机出口与10KV母线间的定相检查。 2.3 发电机对开关站投运设备的递升加压

(1)合上1#主变高压侧断路器DL101与隔离开关G1011，检查确认2#主变高压侧隔离开关G10

21、线路隔离开关G1516处于断开位置。

(2)分别在25%，50%，75%，100%的额定电压下检查开关站一次设备的工作情况。

(3)检查110KV母线电压回路的正确性。

(4)检查10KV母线PT与110KV母线PT间定相正确，检查主变高压侧断路器同期回路的正确性。 2.4 手动零起升压后，分别在50%、100%额定电压下检查主变和110KV系统一次投运设备的工作情况。

2.5 检查110KV母线二次电压回路的电压、相序和相位应正确。 3 电力系统对110KV母线充电

3.1 充电前：检查并断开主变高压侧断路器DL10

1、DL10

2、隔离开关G10

11、G1021，检查并断开线路接地开关G15160、母线接地开关G1120，检查并断开母线接地开关G1

110、PT接地开关G1180，检查并合PT隔离开关G118。合线路隔离开关G1516，对110KV母线充电。

3.2 用系统电压检查母线PT电压、相序、相位应正确。 3.3 系统电源送至110KV母线后，在110KV线路PT与110KV母线PT间定相正确。检查线路DL同期回路应正确。 3.4 检查系统相序于电站高压母线相序相同。 4 系统对主变冲击合闸试验

4.1 对1#主变进行冲击试验前，检查并断开1#发电机出口断路器DL

1、隔离开关G11，检查并断开厂变41T高压侧断路器DL90

1、隔离开关G9011。检查并断开1#主变高压侧断路器DL10

1、接地开关G10130，合1#主变高压侧隔离开关G10

11、中性点接地刀闸G1019.

4.2 投入主变继电保护和冷却系统、110KV线路保护、自动装置控制回路。

4.3 合1#主变高压侧断路器DL101，对主变进行冲击5次，每次时间间隔10min，检查主变有无异常，并检查主变差动保护及瓦斯保护的工作情况。

4.4 用系统电压检查10KV母线PT电压、相序和同期回路应正确。

4.5 再次检查6KV母线PT与110KV母线PT间的相序应正确。

六 机组并网及负荷试验操作

1 机组并网试验

1.1 对每个同期点先做假同期并网试验。

1.2 在正式并网试验前，断开发电机出口隔离开关G11，模拟手动和自动准同期装置进行机组并网试验并由厂家调整自动准同期装置参数，确定自动准同期装置工作的准确性。 1.3 正式进行机组的手动与自动准同期并网试验。 1.4 进行其它同期点的手动与自动准同期并网试验。 2 机组带负荷试验

2.1 并网后手动方式逐渐增加负荷，检查机组各部位运行情况，观察并记录机组在各种负荷下的振动值。记录不同负荷时导叶开度、轮叶开度、有功功率、励磁电流、机组定子电压、功率因数、轴承温度等，然后手动降至空载。最后进行自动增减负荷试验。应快速越过机组振动区。

2.2 在带负荷情况下，观察1#发电机机组、主变、110KV系统一次设备的工作情况。

2.3 进行带负荷下调速器系统试验。检查调速器系统得协联关系是否正确。

2.4 进行带负荷下励磁装置试验。

2.5 分别在调速器、励磁装置以及计算机监控上进行发电机有功、无功功率从零到额定值的调节实验，调节应平稳无跳动。 3机组甩负荷试验

3.1 机组甩负荷试验应在额定有功负荷的25%、50%、75%和100%下分别进行，根据要求记录有关数据。

3.2 在额定功率因数下，突甩负荷时及甩负荷后励磁系统的工作运行情况及稳定性。

3.3 检查调速器在甩负荷时及甩后的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率、机组转速上升率等，均应符合设计规定。

3.4 机组甩负荷后，进行全面检查。

3.5 机组带额定负荷下调速器低油压关闭导水叶试验。 3.6 事故配压阀动作关闭导叶试验。

3.7 根据设计要求和电厂具体情况进行动水关闭工作闸门试验。

3.8 倒换厂用电：断开厂用变41T低压侧空气断路器401ZKK，合隔离开关G9011，合DL901对41T充电正常，然后倒换厂用电。