第一篇：1#機組啟動發言稿

瀘定水電站1#機組啟動發言稿

尊敬的各位領導、各位專家、各位來賓：

我們是中國水利水電建設工程咨詢中南公司，受建設單位中國華電瀘定公司的委托，對工程進行施工階段全過程監理。在與華電瀘定公司、中水七局瀘定項目部的共同努力下，瀘定水電站的最后一臺機組（#1）完成安裝作業，具備啟動條件。

1#機組機電安裝工程于2010年3月底開始機組尾水管安裝——2012年5月底完成機組靜態調試，包括與1#機組有關的電氣一次、二次設備的安裝及試驗、調試。在整個施工過程中，我部監理抓好事前控制，嚴把質量關。堅持以事前控制和主動控制為主，依據合同和設計文件編制了監理規劃，制訂了具體的監理工作程序，明確了工作內容，行為主體，驗收標準及工作要求。在1#機機電安裝開工前，我部審查了施工單位的資質，現場質量管理、技術管理組織機構、人員、制度及特殊工種人員的資格、上崗證等。依照承包單位報送的施工組織設計方案報審表，對施工單位進行了審查，并對工程的測量、定位放線，包托軸線尺寸、水平標高進行了現場復核。

工程面貌：截至目前1#機組主機設備及其附件、附屬設備、輔機設備等均安裝調試完成；相關的孔洞做好了安全防護，各部位照明和交通通道均能滿足機組安全試運行要求；主變及GIS 2B進線間隔、發電機電壓設備（封閉母線、廠高變、勵磁變、PT柜、GCB等）已安裝調試完成；與1#機組發電相關的10KV、400V廠用電系統、計算機監控及保護、通信等系統已完工，并調試、試驗、整定驗收合格，滿足機組啟動試運行要求；附屬設備（例如：油、水、氣系統）等已安裝完畢；調速系統靜態調試完成；勵磁系統調試完成；相關部位的消防及消防預警設施通過政府消防部門的專項驗收，滿足機組啟動試運行消防要求；通風空調已安裝調試完成并投入使用。

質量情況：涉及1#機組啟動的水輪機及其附屬設備安裝、發電機及其附屬設備安裝、電氣一次設備、二次設備安裝、油、水、氣等輔機設備已完成，對重大部件的安裝值班監守（例：定子安裝及鐵損試驗、下線前的線棒耐壓試驗、下線完成后的繞組整體試驗。轉子機架組裝及磁軛疊裝、熱打鍵，耐壓試驗。機組盤車進行線軸的調整。以及上導、下導、水導間隙控制等。）機組各項質量檢測數據請詳見1#機組質量巡查報告與啟動驗收報告。

本次與1#機組機電安裝相關的單元工程共計42個，驗收完成單元個數39個，合格個數39個，合格率100%。優良個數38個，優良率97.4%。符合《水輪發電機組安裝技術規范》GB/T8564-2003及相關設計的要求，升壓變電設備、電氣一次設備、控制保護設備、消防設備符合相關規范要求。涉及1#機組啟動試運行的項目已安裝完成，并通過了全面檢查和質量驗收，滿足設計和規范要求，1#機具備啟動試運行條件。

第二篇：機組啟動試運行方案

機組啟動試運行方案

批準：

審核：

編寫：

2009年6月9日

機組啟動試運行方案

1充水試驗 1.1充水條件

1.1.1確認壩前水位已蓄至最低發電水位。

1.1.2確認進水口閘門、尾水閘門處于關閉狀態。確認機組各進人門已關閉牢靠，各臺機組檢修排水閥門已處于關閉狀態，檢修排水廊道進人門處于關閉狀態。確認調速器、導水機構處于關閉狀態，接力器鎖定已投入。確認空氣圍帶、制動器處于投入狀態。1.1.3確認全廠檢修、滲漏排水系統運行正常。

1.2尾水流道充水

1.2.1利用尾水倒灌入檢修排水廊道，然后打開機組尾水檢修排水閥向尾水流道充水，在充水過程中隨時檢查水輪機導水機構、轉輪室、各進人門、伸縮節、主軸密封及空氣圍帶、測壓系統管路、發電機定子、燈泡頭、流道蓋板等的漏水情況，記錄測壓表計的讀數。1.2.2充水過程中必須密切監視各部位的滲漏水情況，確保廠房及機組的安全，一旦發現漏水等異常現象時，應立即停止充水并進行處理。充水過程中應檢查排氣情況。1.2.3待充水至與尾水位平壓后，將尾水閘門提起。

1.3進水流道充水

1.3.1提起進水閘門，以閘門節間充水方式緩緩向進水流道充水，監視進水流道壓力表讀數，檢查燈泡體、管形座、框架蓋板、導水機構及各排水閥等各部位在充水過程中的工作狀態及密封情況。

1.3.2觀察各測壓表計及儀表管接頭漏水情況，并監視水力量測系統各壓力表計的讀數。1.3.3充水過程中檢查流道排氣是否暢通。

1.3.4待充水至與上游水位平壓后，將進水口閘門提起。

1.3.5觀察廠房內滲漏水情況及滲漏水排水泵排水能力和運轉可靠性。

1.3.6將機組技術供水管路系統的閥門打開，啟動供水泵，使壓力水通過各冷卻水管路，檢查管路閥門、各接頭法蘭通水后的工作情況。機組啟動和空轉試驗

2.1啟動前的準備

2.1.1 主機周圍各層場地已清掃干凈，施工人員撤離工作現場，吊物孔蓋板已蓋好，通道暢通，照明充足，指揮通信系統布置就緒，各部位運行人員已到位，各測量儀器、儀表已調整就位。

2.1.2確認充水試驗中出現的問題已處理合格。

2.1.3機組潤滑油、冷卻水、潤滑水系統均已投入，各油泵、水泵按自動控制方式運行正常，壓力、流量符合設計要求。油壓裝置和漏油裝置油泵處于自動控制位置運行正常。2.1.4高壓油頂起系統、機組制動系統處于手動控制狀態。

2.1.5檢修排水系統、滲漏排水系統和高、低壓壓縮空氣系統按自動控制方式運行正常。2.1.6上下游水位、各部原始溫度等已做記錄。

2.1.7水輪機主軸密封水投入，空氣圍帶排除氣壓、制動器復歸（確認風閘已全部復位），轉動部件鎖定已拔出。

2.1.8啟動高壓油頂起裝置油泵，檢查確認機組大軸能正常頂起。2.1.9調速器處于準備工作狀態，并符合下列要求：

油壓裝置至調速器的主閥已開啟，調速器柜壓力油已接通，油壓指示正常。調速器的濾油器位于工作位置。調速器處于“手動”位置。

油壓裝置處于自動運行狀態，導葉開度限制機構處于全關位置。2.1.10與機組有關的設備應符合下列要求：

發電機出口斷路器QF905、發電機勵磁系統滅磁開關在斷開位置。轉子集電環碳刷已磨好并安裝完畢，碳刷拔出。發電機出口PT處于工作位置，一次、二次保險投入。

水力機械保護、電氣過速保護和測溫保護投入；機組的振動、擺度監測裝置等投入監測狀態，但不作用于停機。

現地控制單元LCU5已處于監視狀態，具備檢測、報警的功能，可對機組各部位主要的運行參數進行監視和記錄。

拆除所有試驗用的短接線及接地線。

外接頻率表接于發電機出口PT柜一次側，監視發電機轉速。大軸接地碳刷已投入。

2.1.11手動投入機組各部冷卻水（空冷器暫不投，轉機時對發電機定子、轉子進行干燥）。2.2首次啟動試驗

2.2.1拔出接力器鎖定，啟動高壓油頂起裝置。2.2.2手動打開調速器的導葉開度限制機構，待機組開始轉動后將導葉關回，由各部觀察人員檢查和確認機組轉動與靜止部件之間有無摩擦、碰撞及其它異常情況。記錄機組啟動開度。2.2.3確認各部正常后再次打開導葉啟動機組。當機組轉速升至接近50%額定轉速時可暫停升速，觀察各部無異常后繼續升速，使機組在額定轉速下運行。

2.2.4當機組轉速升至95%額定轉速時可手動切除高壓油頂起裝置，并校驗電氣轉速繼電器相應的觸點。當機組轉速達到額定值時校驗機組各部轉速表指示應正確。記錄當時水頭下機組額定轉速下的導葉開度。

2.2.5在機組升速過程中派專人嚴密監視推力瓦和各導軸瓦的溫度，不應有急劇升高或下降現象。機組達到額定轉速后，在半小時內每隔5分鐘記錄瓦溫，之后可適當延長時間間隔，并繪制推力瓦和各導軸瓦的溫升曲線。機組空轉4-6小時以使瓦溫穩定，記錄穩定的軸瓦溫度，此值不應超過設計值。記錄各軸承的油流量、油壓和油溫。

2.2.6機組啟動過程中，應密切監視各部運轉情況，如發現金屬摩擦或碰撞、推力瓦和導軸瓦溫度突然升高、機組擺度過大等不正常現象應立即停機。

2.2.7監視水輪機主軸密封及各部水溫、水壓，有條件時可觀察、記錄水封漏水情況。2.2.8記錄全部水力量測系統表計讀數和機組監測裝置的表計讀數。

2.2.9有條件時，應測量并記錄機組水輪機導軸承、發電機軸承等部位的運行擺度（雙振幅），不應超過導軸承的總間隙。

2.2.10測量發電機一次殘壓及相序，相序應正確。2.3停機過程及停機后檢查

2.3.1手動啟動高壓油頂起裝置，操作開度限制機構進行手動停機，當機組轉速降至額定轉速的20%時手動投入制動器，機組停機后手動切除高壓油頂起裝置，制動器則處于投入狀態。2.3.2停機過程中應檢查下列各項： 監視各軸承溫度的變化情況。檢查轉速繼電器的動作情況。錄制轉速和時間關系曲線。

2.3.3 停機后投入接力器鎖定和檢修密封，關閉主軸密封潤滑水。2.3.4 停機后的檢查和調整：

1）各部位螺栓、螺母、銷釘、鎖片及鍵是否松動或脫落。2）檢查轉動部分的焊縫是否有開裂現象。3）檢查擋風板、擋風圈是否有松動或斷裂。4）檢查風閘的摩擦情況及動作的靈活性。

5）在相應水頭下，調整開度限制機構及相應的空載開度觸點。2.4調速器空載試驗

2.4.1根據機組殘壓測頻信號是否滿足調速器自動運行的情況，確定調速器空載擾動試驗時間，若不能滿足要求，則調速器空載試驗安排在機組空載試驗完成之后進行。

2.4.2手動開機，機組在額定轉速下穩定運行后。調整電氣柜的相關參數。將手/自動切換電磁閥切換為自動位置，并在調速器電氣柜上也作同樣的切換，此時調速器處于自動運行工況，檢查調速器工作情況。調整PID參數，使其能在額定轉速下自動調節，穩定運行。2.4.3分別進行調速器各通道的空載擾動試驗，擾動試驗滿足下列要求：

調速器自動運行穩定后，加入擾動量分別為±1%、±2%、±4%、±8%的階躍信號，調速器電氣裝置應能可靠的進行自動調節，調節過程正常，最終能夠穩定在額定轉速下正常運轉。否則調整PID參數，通過擾動試驗來選取一組最優運行的參數。2.4.4轉速最大超調量不應超過擾動量的30%。2.4.5超調次數不超過2次。

2.4.6從擾動開始到不超過機組轉速擺動規定值為止的調節時間應符合設計規定。2.4.7進行機組空載下的通道切換試驗，各通道切換應平穩。2.4.8進行調速器自動模式下的開度調節試驗，檢查調節穩定性。2.4.9進行調速器自動模式下的頻率調節，檢查調節穩定性。

2.4.10進行調速器故障模擬試驗，應能按設計要求動作,在大故障模擬試驗時,切除停機出口,以免不必要的停機。

2.4.11記錄油壓裝置油泵向壓力油罐送油的時間及工作周期。在調速器自動運行時記錄導葉接力器擺動值及擺動周期。

2.4.12進行油泵電源切換試驗，切換應靈活可靠。2.5 機組過速試驗及檢查

2.5.1過速試驗前機組擺度和振動值應滿足規程和設計要求。2.5.2臨時拆除電氣過速保護停機回路，監視其動作時的轉速。

2.5.3手動開機，待機組運轉正常后，手動逐漸打開導葉，機組升速至115%，記錄115%時轉速繼電器實際動作值，機組轉速繼續升速到155%額定轉速以上時，記錄電氣過速155%轉速繼電器實際動作值，機械過速保護裝置在電氣過速保護動作之后且應在機組轉速達到160%之前立即動作關機。如果升速至160%額定轉速時，機械過速裝置仍未動作，亦應立即停機。需校正機械過速裝置，重新進行該試驗。

2.5.4試驗過程中記錄機組各部的擺度、振動最大值。若機組過速保護未動作停機，則按手動停機方式，在95%額定轉速時投入高壓油頂起裝置，降至20%轉速后投機械制動。2.5.5過速試驗過程中專人監視并記錄各部位推力瓦和導軸瓦溫度；監視轉輪室的振動情況；測量、記錄機組運行中的振動、擺度值，此值不應超過設計規定值； 監視水輪機主軸密封的工作情況以及漏水量；監聽轉動部分與固定部分是否有磨擦現象。

2.5.6過速試驗停機后，投入接力器鎖定，落進水口閘門，頂起制動器，全面檢查轉子轉動部分，如轉子磁軛鍵、引線支撐、磁極鍵及磁極引線、阻尼環、磁軛壓緊螺桿、轉動部分的焊縫等。并按首次停機后的檢查項目逐項檢查。3機組自動開停機試驗 3.1 自動開機需具備的條件

3.1.1各單元系統的現地調試工作已完成，驗收合格。3.1.2計算機與各單元系統對點完成，通訊正常。3.1.3在無水階段由計算機操作的全廠模擬已完成。3.1.4LCU5交直流電源正常，處于自動工作狀態。3.1.5水力機械保護回路均已投入。

3.1.6接力器鎖錠及制動器實際位置與自動回路信號相符。3.1.7技術供水回路各閥門、設備已切換至自動運行狀態。3.1.8高壓油頂起裝置已切換至自動運行狀態。3.1.9制動系統已切換至自動運行狀態。3.1.10 潤滑油系統已切換至自動運行狀態。3.1.11 勵磁系統滅磁開關斷開。

3.1.12 齒盤測速裝置及殘壓測頻裝置工作正常。

3.1.13調速器處于自動位置，功率給定處于“空載”位置，頻率給定置于額定頻率，調速器參數在空載最佳位置。

修密封、主用密封切換至自動運行狀態。3.2機組LCU5自動開機 啟動機組LCU5空轉開機。

按照機組自動開機流程，檢查各自動化元件動作情況和信號反饋。檢查調速器工作情況。記錄自發出開機脈沖至機組開始轉動所需的時間。記錄自發出開機脈沖至機組達到額定轉速的時間。檢查測速裝置的轉速觸點動作是否正確。3.3機組LCU5自動停機

3.3.1由機組LCU5發停機指令，機組自動停機。

3.3.2監視高壓油頂起系統在機組轉速降至95%額定轉速時應能正常投入，否則應立即采用手動控制方式啟動。

3.3.3檢查測速裝置及轉速接點的動作情況，記錄自發出停機令到機械制動投入的時間，記錄機械制動投入到機組全停的時間。

3.3.4檢查機組停機過程中各停機流程與設計順序應一致，各自動化元件動作應可靠。3.3.5分別在現地、機旁、中控室等部位，檢查緊急事故停機按鈕動作的可靠性。3.3.6模擬機組各種機械事故及故障信號，進行事故停機流程試驗。檢查事故和故障信號響應正確，檢查事故停機信號的動作流程正確可靠。

3.3.7其它各種開停機及電氣保護停機試驗將結合后續的各項電氣試驗進行。4 橋鞏水電站

發電機及

發電機帶3#主變升流試驗； 4.1、試驗準備

4.1.1根據

機組發電投運的一次設備情況，本次升流試驗范圍為3#主變、發電機，短路點的設置部位如下：

短路點1（D1）：設置在3#離相封閉母線副廠房84.50m層與電抗器連接處，利用軟連接作為短路裝置。

短路點2（D2）：設置在開關站3#主變進線間隔接地開關200317處，利用接地開關200317作為短路裝置。

4.1.2發電機出口斷路器905斷開、滅磁開關斷開。

4.1.3勵磁系統用它勵電源從10KV系統備用開關柜取，用3X70mm2的高壓電纜引入。4.1.4發電機保護出口壓板在斷開位置，保護僅作用于信號，投入所有水力機械保護。4.1.5技術供水系統、潤滑油系統已投入運行，檢修密封退出，主軸密封水壓、流量滿足要求。發電機定子空氣冷卻器根據絕緣情況確定是否投入。4.1.6恢復發電機集電環碳刷并投用。

4.1.7復查各接線端子應無松動，檢查升流范圍內所有CT二次側無開路。4.1.8測量發電機轉子絕緣電阻，符合要求。4.1.9測量發電機定子絕緣電阻，確定是否進行干燥。如需干燥，則在發電機升流試驗完成后進行短路干燥。4.2發電機升流試驗

4.2.1短路點1（D1）升流試驗：

（1）手動開機至額定轉速，機組各部運行正常。（2）勵磁變自然通風良好，勵磁功率柜風冷回路正常。

（3）將勵磁調節器電流給定降至最小，投入它勵電源。由于勵磁變低壓側電壓約為780V，所以監測時需注意測量方法及安全距離。

（4）檢查短路范圍內的CT二次殘余電流，不能有開路現象。

（5）合滅磁開關，緩慢升流至（3～4）%發電機額定電流，檢查升流范圍內各CT二次無開路，繼續升流至10%額定電流，檢查各CT二次三相電流平衡情況及其相位；檢查測量表計接線及指示的正確性；檢查發電機保護、勵磁變壓器保護、主變保護、發變組故障錄波及測量回路的電流幅值和相位。

（6）解開保護停機回路，投入保護跳滅磁開關回路，模擬檢查發電機差動的動作情況。（7）逐級升流檢測并錄制發電機50%額定電流下跳滅磁開關的滅磁曲線。（8）手動啟動錄波裝置，錄制發電機短路特性曲線，測量發電機軸電壓。

（9）在發電機額定電流下，跳滅磁開關檢驗滅磁情況是否正常，錄制發電機在額定電流時滅磁過程的示波圖

（10）測量額定電流下的機組振動與擺度，檢查碳刷與集電環工作情況。（11）試驗過程中檢查發電機主回路、勵磁變、共箱母線等各部位運行情況。（12）記錄升流過程中定子繞組及空冷各部溫度。

（13）根據定子繞組絕緣情況，若需進行定子短路干燥時，確認空氣冷卻器冷卻水切除，升流至50%定子額定電流對定子進行短路干燥。

（14）試驗完畢后模擬發動機差動保護停機，跳滅磁開關。斷開它勵電源。（15）拆除短路試驗銅母線。4.2.2短路點2（D2）升流試驗：

（1）本次試驗短路點設置在開關站3#主變進線接地開關200317處。

（2）根據本次短路試驗范圍，依次合上相關斷路器905、隔離開關20036、斷路器2003，切除相關斷路器的操作電源，防其誤分閘。（3）合滅磁開關。（4）緩慢升流至（2～3）%發電機額定電流，檢查升流范圍內各CT二次無開路，繼續升流至10%額定電流，檢查各CT二次三相電流平衡情況及其相位；檢查測量表計接線及指示的正確性；檢查3#主變保護、母線保護、斷路器保護、故障錄波及測量回路的電流幅值和相位。

（5）升流結束，分滅磁開關，分發電機出口斷路器905。（6）分開關站斷路器2003，分本次短路試驗的接地開關200317。5發電機單相接地試驗及升壓試驗 5.1升壓前準備工作

5.1.1 測量發電機轉子絕緣電阻，測量發電機定子絕緣電阻，均符合要求。5.1.2 投發電機差動保護、電流后備保護和勵磁變保護。5.1.3 投入所有水機保護及自動控制回路。5.1.4 發電機出口斷路器905斷開。5.2發電機定子單相接地試驗

5.2.1 拉開中性點隔離開關，將接地變壓器與發電機中性點斷開，在出口電壓互感器處做單相臨時接地點，退出發電機定子接地保護跳閘出口。自動開機到空轉，監視定子接地保護動作情況。

投入它勵電源，合滅磁開關，升壓至50%定子額定電壓，記錄電容電流值。

5.2.4試驗完畢降壓至零，跳開滅磁開關，拆除臨時接地線，將發電機中性點隔離開關合上，投入發電機定子接地保護。5.3 發電機過壓保護試驗

臨時設定發電機過壓保護定值為10V，監視發電機過壓保護動作情況。合滅磁開關，逐步升壓直至發電機過壓保護動作，記錄保護動作值。試驗完成后恢復原定值，投入過壓保護。5.4 發電機零起升壓

5.4.1機組在空轉下運行，調速器自動。

5.4.2測量發電機升流試驗后的殘壓值，并檢查三相電壓的對稱性。5.4.3手動升壓至25%額定電壓，檢查下列各項： 發電機及引出母線、分支回路等設備帶電是否正常。機組各部振動及擺度是否正常。

測量發電機PT二次側三相電壓相序、幅值是否正常，測量PT二次開口三角電壓值。5.4.4逐級升壓至發電機額定電壓，檢查帶電范圍內一次設備的運行情況。5.4.5檢查發電機PT回路相序、電壓應正確，測量PT開口三角電壓值。5.4.6測量額定電壓下機組的振動與擺度，測量額定電壓下發電機軸電壓。5.4.7記錄定子鐵芯各部溫度。

5.4.8分別在50%、100%發電機額定電壓下跳滅磁開關，檢查滅弧情況，錄制空載滅磁特性曲線。

5.5發電機空載特性試驗

5.5.1零起升壓，每隔10%額定電壓記錄定子電壓、轉子電流、勵磁電壓，錄制發電機空載特性的上升曲線。

5.5.2繼續升壓，當發電機勵磁電流達到額定值980A時，測量發電機定子最高電壓，并在最高電壓下持續運行5min。最高定子電壓以不超過1.3倍額定電壓值13.65kV為限。5.5.3由最高電壓開始降壓，每隔10%額定電壓記錄定子電壓、勵磁電流、勵磁電壓，錄制發電機空載特性的下降曲線。

5.5.4試驗完畢后將勵磁電流降為零，跳滅磁開關，斷開它勵電源，停機。將轉子回路經過電阻接地，進行轉子一點接地保護試驗。6 發電機空載下的勵磁調整和試驗 6.1試驗前的準備

6.1.1 3#主變的升流、升壓已完成。

6.1.2 機組勵磁變已恢復正常接線，機組采用自勵方式。6.1.3 發電機保護已按定值整定并投入，水機保護已投入。6.1.4 自動開機到空轉，穩定運行。6.2 勵磁的調整和試驗

6.2.1在發電機額定轉速下，檢查勵磁調節器A套、B套的調節范圍，在調整范圍內平滑穩定的調節。

6.2.2在額定空載勵磁電流情況下，檢查功率整流橋的均流系數，均流系數不應低于0.85。6.2.3在發電機空載狀態下，分別錄波檢查起勵、逆變、手動和自動切換、通道切換等情況下的穩定性和超調量。在發電機空轉且轉速在95%～100%額定值范圍內，自動起勵，機端電壓從零上升到額定值時，電壓超調量不大于額定值的10%，超調次數不超過2次，調節時間不大于5S。

6.2.4在發電機空載狀態下，人工加入±10%階躍量干擾，檢查各通道的調節情況，超調量、超調次數、調節時間應滿足設計要求。

6.2.5發電機轉速在90%～110%內變化，測定發電機端電壓，錄制發電機電壓/頻率特性曲線。頻率每變化1%，AVR應保證發電機電壓的變化值不大于±0.25%。

6.2.6進行額定電壓的起勵、逆變滅磁試驗并錄波，分別在A、B套“正常”位置，手動和自動分別進行額定電壓下的起勵、逆變滅磁試驗。6.2.7進行機組LCU5和中控室對勵磁系統的調節試驗。6.3 計算機監控系統自動開機到空載試驗

6.3.1相關水力機械保護、繼電保護回路均已投入，機組附屬設備處于自動運行狀態，具備自動開機條件。

6.3.2發電機出口斷路器905斷開，滅磁開關斷開。

6.3.3調速器設置為自動，機組LCU5設置為現地控制，在LCU5上發“開機到空載”令，觀察機組自動開機至95%額定轉速、自動合滅磁開關、自動起勵升壓到90％額定電壓等過程中的設備運行情況。

6.3.4在LCU5發“停機”令，機組自動停機。觀察機組自動逆變滅磁、調速器自動關閉至全關等過程中的設備運行情況。

7220kV系統對3#主變沖擊受電試驗（可提前進行）7.1 試驗前的準備

7.1.1 計劃接受沖擊受電的一次設備為：3#主變。

7.1.2投運范圍內相關設備保護按調度要求整定完畢并投入，各個保護出口已進行了傳動試驗，各個保護都已投入運行。7.1.3主變散熱器系統投入。

7.1.4開關站LCU9、機組LCU5均已調試完成，本次投運的斷路器、隔離開關均已完成LCU遠動試驗。

7.1.5發電機出口斷路器905、接地開關斷開。

7.1.6開關站3#主變間隔斷路器、隔離開關、接地開關處于斷開位置。7.2 主變沖擊受電試驗

7.2.1向中調申請對3#主變進行沖擊受電試驗。

7.2.2按調度令進行開關站倒閘操作，220kV電壓通過斷路器2003對3#主變進行全電壓沖擊試驗，沖擊試驗應為5次，每次間隔約10分鐘。

7.2.3每次沖擊合閘后，均需檢查主變壓器沖擊運行情況，檢查差動保護及瓦斯保護的工作情況，檢查主變高、低壓側避雷器動作情況，檢查保護裝置有無誤動，記錄主變壓器高壓側合閘沖擊電流。

7.2.4主變壓器在沖擊試驗前、后對變壓器油作色譜分析，試驗結束后恢復設備的正常接線。8機組同期并網試驗 8.1并網前準備

8.1.1 已對自動同期裝置的電壓、頻率、導前角進行了測試，已完成自動同期裝置的模擬并列試驗。

8.1.2 發電機、變壓器等相關保護已按調度要求整定完成并正確投入。

8.1.3 在主變零起升壓時同期電壓回路已檢測無誤，系統倒送電后，機組與系統的相位已核對。

系統已同意進行同期試驗并允許帶最低限額負荷。8.2發電機出口斷路器905準同期試驗（1）905自動假準同期試驗。

（2）系統電源已送到發電機主變低壓側。（3）出口斷路器905處于試驗位置。

（3）機組自動開機至空載運行。勵磁調節器、調速器切至遠方自動操作模式。（4）啟動同期裝置，對斷路器905的合閘過程進行錄波。

（5）合閘后立即斷開斷路器905，分析錄波圖，檢查合閘的壓差、頻差、導前時間是否合適。

（6）試驗完成后，解除模擬斷路器905合閘信號。2）905自動準同期試驗

（1）執行空載至發電令，由機組LCU5投入自動同期裝置，斷路器905自動準同期合閘，同時錄制同期合閘波形。

（2）機組并網后，帶最低負荷，檢查各功率、電度計量裝置工作狀況，檢查各個保護的采樣、差流。

8.3開關站3#主變進線斷路器2003QF同期試驗 1）2003自動假準同期試驗

（1）機組通過斷路器905并網發電后，手動降負荷，分斷路器2003，機組與系統解列。分隔離開關20036。

（2）模擬隔離開關20036合閘信號至開關站LCU9，啟動同期裝置，對斷路器20036的合閘過程進行錄波。

（3）合閘后分斷路器2003。分析波型圖，檢查合閘的壓差、頻差、導前時間是否合適。（4）試驗完成后，解除模擬隔離開關20036合閘信號。2）2003自動準同期試驗（1）合隔離開關20036。

（2）執行斷路器2003自動準同期合閘令，由開關站LCU9投入自動同期裝置，自動進行準同期合閘。

（3）試驗完成后，分發電機出口斷路器905，機組與系統解列。（4）跳滅磁開關，停機，準備自動開機并網試驗。8.4 計算機監控系統自動開機并網試驗

8.4.1發電機出口斷路器905斷開，系統電源已送到出口斷路器905上端。

8.4.2調速器設置為自動，機組LCU5設置為現地控制。在LCU5上發“開機到發電”令，觀察機組自動開機至95%額定轉速、自動合滅磁開關、自動起勵升壓到90％額定電壓、自動同期裝置調節機組電壓和轉速、自動合出口斷路器905，機組帶設定負荷進入發電狀態等過程中設備運行情況。

8.4.3在LCU5上發“停機”令，機組自動解列停機。觀察LCU5自動減負荷至3MW、分發電機出口斷路器905、機組自動逆變滅磁、調速器自動關閉至全關的過程，記錄自發出停機令到機械制動投入的時間。

8.4.4在中控室進行自動開機和停機操作，并進行相應的檢查和記錄。9機組負荷試驗

9.1機組帶負荷試驗前的準備。9.1.1 機組帶負荷前的試驗已全部完成。

9.1.2 申請機組進行負荷試驗已獲得調度批準，允許甩負荷的容量和時間段已確認。9.2 機組帶負荷試驗

9.2.1機組逐級增加負荷運行，不在振動區過長的停留，記錄機組狀況：各部的振動、擺度；定子繞組溫度；推力瓦和導軸瓦、定子鐵心、空氣冷卻器等部位溫度值；主變油溫等變化情況。

9.2.2在小負荷時，測量發電機、主變壓器、開關站斷路器等保護裝置的CT二次電流相量圖，全面核查電壓電流相位關系。測量安穩裝置、計量系統和故障錄波等裝置的CT二次電流相量圖，全面核查電壓電流相位關系。9.2.3記錄在當時水頭下，機組產生振動的負荷區。9.2.4測量并記錄在不同負荷下機組各部位的噪聲。9.2.5在各負荷下，測量發電機軸電壓。9.3 機組帶負荷下調速系統試驗

在不同負荷下進行調節參數的選擇及功率調節速率的選擇。

9.3.2在50%負荷以下檢查調速器頻率和功率控制方式下機組調節的穩定性及相互切換過程的穩定性。

9.3.3遠方、現地有功調節響應檢查。

9.3.4模擬故障試驗（模擬功率給定、功率反饋信號故障）。9.3.5調速器通道切換試驗。9.3.6模擬機械事故停機試驗。9.4 機組帶負荷下勵磁系統試驗

9.4.1過勵試驗、欠勵試驗、無功調差率按系統要求進行。9.4.2現地/遠方無功功率控制調節檢查。9.4.3自動和手動切換、通道切換試驗。9.4.4可控硅橋路電流平衡檢查。9.5 機組甩負荷試驗

9.5.1機組甩負荷按額定出力的15%、50%、75%、100%、100%無功進行，并記錄甩負荷過程中的各種參數或變化曲線，記錄各部瓦溫的變化情況。甩負荷通過發電機出口斷路器905進行。

機組甩25%額定負荷時，記錄接力器不動時間，應不大于0.2秒，該時間按轉速開始上升起計算。觀察大軸補氣情況。

甩負荷時，檢查水輪機調速器系統的動態調節性能，校核導葉接力器兩段關閉規律、轉速上升率等，均應符合設計要求。

在額定功率因數條件下，水輪發電機突甩負荷時，檢查自動勵磁調節器的穩定性和超調量。當發電機突甩100%額定負荷時，發電機電壓的超調量不應大于額定電壓的15%，振蕩次數不超過3次，調節時間不大于5秒。9.6 機組事故停機試驗

9.6.1模擬機組電氣事故停機試驗：模擬電氣事故動作，機組解列、滅磁，記錄負荷下滅磁特性。9.6.2事故低油壓關機試驗 機組帶100%額定負荷運行。

現地與緊急事故停機按鈕旁設專人守護。

斷開壓油罐補氣回路；切除壓油泵，通過卸油閥門排油與排氣閥排氣結合方式，降低壓力油罐壓力直至事故低油壓整定值，應注意壓油罐內油位不低于油位信號計可見位置。事故低油壓接點動作后，調速器事故低油壓緊急停機流程啟動。若低油壓接點在整定值以下仍未動作，立即按緊急事故停機按鈕進行停機，重新整定壓力開關接點后重做此試驗。9.6.3重錘動作關機試驗

機組并網帶額定負荷穩定運行后，進行機組的重錘關機試驗。檢查重錘關機是否正常，關閉時間是否符合設計要求。

試驗前對監測人員進行周密的安排，在調速器機調柜操作重錘關機命令，如果重錘關機失敗，應按下緊急事故停機按鈕。9.7 特殊試驗 9.7.1 PSS試驗。9.7.2 一次調頻試驗。9.7.3 無功進相試驗。9.7.4 其它試驗。9.8 機組檢查消缺

機組在停機并做好安全措施的情況下，對運行中出現的問題全面檢查消缺，達到穩定試運行的要求。

10機組帶負荷72h連續試運行

10.1完成上述試驗內容經驗證合格后，具備帶負荷連續運行的條件，開始進入72h試運行。10.2根據運行值班制度，全面記錄運行有關參數。

10.3 72h連續運行后，停機全面檢查機組、輔助設備、電氣設備、流道部分、水工建筑物和排水系統工作后情況，消除并處理72h試運行中發現的所有缺陷。

10.4完成上述工作后，即可簽署機電設備驗收移交證書，移交電廠，投入商業運行。

項目經理部

2007年10月8日

第三篇：機組啟動試運行方案

馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

馬邊煙峰電力有限公司煙峰電站

機組啟動試運行方案

批準：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

核準：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

審核：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

編寫：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

馬邊煙峰電力有限公司 二OO九年十一月十六日

馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

（六）機組自動開、停機試驗.........................................14

（七）發電機定、轉子絕緣檢查.......................................15

（八）發電機短路升流試驗..........................................15

（九）發電機零起升壓試驗...........................................16

（十）發電機組空載下勵磁調節系統的調整和試驗.......................17

七、主變及高壓配電裝置試驗.........................................18

（一）主變及高壓配電裝置短路升流試驗...............................18

（二）發電機帶主變零起升壓試驗.....................................18

八、110kV煙馬線線路沖擊試驗、#1主變沖擊試驗.......................19

（一）組織領導............................................19

（二）試驗前應具備的條件..................................19

（三）110kV煙馬線線路全電壓沖擊試驗程序...................20

（四）1號主變全壓沖擊試驗..........................................21

九、10.5kV母線、#1廠變沖擊試驗............................21

十、發電機同期并列及帶負荷試驗......................................22

（一）發電機同期并列試驗............................................22

（二）線路準同期并列試驗............................................22

（三）測保護極性..........................................23

（四）帶負荷試驗....................................................23

十一、甩負荷試驗....................................................24

（一）機組甩負荷應具備的條件........................................24

（二）機組甩負荷試驗內容............................................24

十二、調速器低油壓停機試驗..........................................25

十三、動水關蝶閥試驗................................................26

十四、機組七十二小時試運行..........................................27

馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

充水條件。

4、水庫蓄水正常，水位滿足試運行要求。

5、機組啟動委員會已成立，組織機構健全。

6、通信系統施工完成，通信系統暢通，滿足試運行要求。

四、機組啟動試運行前的檢查

（一）引水系統檢查

（1）進水口攔污柵、事故閘門、起閉裝置安裝完工，手動、自動操作均已調試合格，起閉情況良好。

（2）引水隧洞、壓力管道已施工完畢，灌漿孔封堵完畢，鋼筋頭割除，除銹防腐工程結束，各支洞進人孔已封閉，洞內施工垃圾已全面清理干凈，無雜物。

（3）兩臺機蝶閥已安裝調試完畢，經無水調試符合要求；兩臺機蝶閥均處于全關位置，操作油路關閉，并采取防誤動安全措施。

（4）蝸殼內過流通道雜物及施工垃圾清除干凈，蝸殼內清掃干凈，尾水管內臨時支撐平臺己拆除。

（5）尾水閘門及啟閉設備安裝完工，調試合格，起閉情況良好，尾水閘門已打開。

（6）尾水出水暢通，出水口及河道臨時防護墻已拆除。

上述工作結束后經有關各方會同檢查完畢，方可封堵支洞進人門，蝸殼進人門，尾水管進人門，進人門密封應處理嚴密。

（二）水輪機部分檢查

（1）水輪機轉輪、水導軸承、主軸密封等設備安裝完畢，并經驗收合格，水輪機內無遺留物，導葉處于全關閉狀態。

（2）水輪機導水機構已安裝完工，檢驗合格，并處于關閉狀態，接力器鎖錠投入，導葉最大開度、立面間隙、端面間隙及壓緊行程檢驗合格，符合設計要求。

（3）測壓表計、流量計、傳感器，各種變送器安裝驗收合格，管路、線路連接良好，各整定值符合設計要求。

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風閘投入。

6、機坑內所有輔助接線完成，檢查正確無誤，螺絲緊固。

7、所有螺栓已按設計要求擰緊或點焊和鎖定緊固。

8、轉動部件與固定部分間的縫隙，包括風扇與擋風圈，軸承蓋與主軸、密封環與主軸間隙應均勻一致，確保運行時不會碰撞。

9、磁極接頭對風扇、拉桿及磁極等處的絕緣及安全距離滿足要求。

10、發電機空氣間隙內用白布穿過兩端，沿圓周拉一遍，確保無遺留雜物。

11、轉動部件及定子鐵芯、線圈附近無遺物、無塵土、金屬微粒。

12、測量軸承總體絕緣電阻不小于1MΩ。

13、滑環碳刷應拔出，并綁扎牢固。

14、機組油、氣、水系統閥門安裝完畢，閥門開、關位置正確，手柄己標明開、關方向。

（五）輔助設備檢查

1、全廠透平油系統輔助設備安裝完畢，管路、法蘭、閥門、接頭均已試驗合格，工作正常，滿足機組啟動要求。

2、低壓空壓機自動啟、停正常；儲氣罐安全閥調試合格，整定正確；壓力傳感器接線完成、調試合格；管路、法蘭、閥門、接頭均已試驗合格，工作正常，滿足機組啟動要求。

3、技術供水系統電動閥啟、停正常，濾水器自動、手動工作正常，管路、法蘭、閥門、接頭均已試驗合格，工作正常，滿足機組啟動要求。

4、油處理室備有足夠的、合格的透平油。

5、高壓頂轉子油泵已調試合格，控制系統正常。

6、滲漏排水泵安裝完成，手自動控制系統、液位傳感器調試合格，投入使用。

7、檢修排水泵安裝完成，調試合格，可以投運。

8、主軸密封系統管路安裝完成，充氣試驗合格，回路電磁閥工作正常。

9、各管路、輔助設備已按規定涂漆，標明流向，各閥門已表明開關方向。生產

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3.3.7全廠公用設備操作回路（包括供、排水系統，低壓氣系統，廠用電設備自投等）。

3.3.8 機組同期操作回路。3.3.9 火災報警信號及操作回路。

3.3.10 主變操作回路，110KV線路操作回路，廠變操作回路。

4、檢查下列微機保護裝置

4.1發電機及勵磁變微機保護裝置整定與回路模擬。4.2主變及廠變微機保護裝置整定與回路模擬。4.3 110KV線路微機保護裝置整定與回路模擬。4.4輔助設備其它PLC操作保護回路模擬整定。4.5電壓、電流回路檢查其接線正確可靠。

（七）消防系統的檢查：

1、主、副廠房、升壓站各部位的消防系統管路及消火栓已安裝完工并檢驗合格，符合設計要求。

2、全廠消防供水水源可靠，管道暢通，水量、水壓滿足設計要求。

3、全廠火災自動報警與聯動控制系統已安裝完工并調試合格。

4、滅火器已按設計要求配置。

5、消防系統通過公安消防部門驗收合格。五

充水試驗

（一）水庫蓄水

1、檢查進水口工作閘門、閘門啟閉機起落操作正確可靠，進水閘門系統供電可靠。

2、檢查弧形閘門、閘門啟閉機起落操作正確可靠，弧形閘門系統供電可靠。

3、確認進水口閘門已關閉嚴密。

4、全關1＃、2＃、3＃弧形閘門，用4#弧形閘門進行調節，使水位以1-1.5m/h速度上漲進行水庫蓄水。

馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

2、開啟旁通閥向蝸殼充水，通過蝸殼壓力表監視蝸殼壓力。充水過程中監視蝸殼補氣閥工作情況，排氣正常。

3、蝶閥前后壓力一致，證明蝸殼已充滿水，可開啟蝶閥至全開。

4、檢查蝸殼進人孔、蝶閥伸縮節、蝸殼排水閥無滲漏。

（四）技術供水系統充水試驗

開啟技術供水總閥，依次向濾水器、發電機空冷器、上導冷卻器、下導冷卻器、水導冷卻器充水，檢查各閥門、管路無滲漏，管路暢通。

（五）蝶閥靜水動作檢查

1、在靜水下進行蝶閥開啟、關閉動作試驗，檢查蝶閥靜水動作特性。

2、按設計要求調整蝶閥開關時間，作好記錄。

六、機組空載試運行

（一）啟動前的準備

1、確認充水試驗中出現的問題已處理合格。

2、主機周圍各層場地已清理干凈，孔洞蓋板封好，道路暢通。

3、各部運行人員，試驗監視人員已就位，觀測記錄的儀器、儀表已裝好，運行記錄表格已準備好。

4、機組啟動交直流電源投入。

5、油、氣、水輔助設備工作正常，技術供水系統投入，冷卻水投入運行，調整好水壓（空冷器可暫不投入冷卻水，以便空運轉對發電機升溫干燥）；低壓氣系統投入，制動柜氣壓正常。

6、啟動高壓油泵頂起發電機轉子6—8mm，以確保鏡板和推力瓦之間形成有效油膜，復歸后檢查制動閘下落情況，確認制動閘已全部落下。

7、調速器處于“手動”位置，油壓、油位正常。

8、發電機出口斷路器及滅磁開關處于斷開位置。

9、水力機械保護和機組測溫裝置投入運行，原始溫度已記錄。

10、集電環碳刷拔出，機械過速開關取下。

1馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

3、檢查轉速繼電器動作情況。

4、檢查各部螺絲、銷釘、鎖片、磁極鍵是否有松動，轉動部件焊縫情況，風扇、擋風板、擋風圈及阻尼環有無松動或斷裂。

5、檢查風閘磨損和自動下落情況。

6、調整各油槽油位信號及油槽油位，調整反饋位移傳感器空載位置。

7、檢查油、水、氣管路接頭及閥門、法蘭應無滲漏。

（四）調速器空載試驗

1、手動開啟調速器開機，待機組空轉穩定后，檢查可編程調速器柜內回路、CPU、A/D模塊等電氣元件。在調速器電氣柜各環節檢查正確后進行手動、自動調節試驗。

2、進行調速器手、自動運行切換試驗，接力器應無明顯擺動。在自動調節狀態下，機組轉速相對擺動值不應超過額定轉速的±0.25%。

3、調速器頻率給定的調整范圍應符合設計要求。

4、調速器空載擾動試驗應符合下列要求：（1）擾動量不超過±8%；

（2）轉速最大超調量，不應超過轉速擾動量的30%；（3）超調次數不超過兩次。

（4）調節時間應符合規程或設計規定。通過擾動試驗，找出空載運行的最佳參數并記錄。

5、在調速器自動運行時，記錄接力器活塞擺動值和擺動周期。

6、通過調整調速閥上的調節螺桿來整定機組開、關時間。

（五）機組過速試驗及檢查

1、過速試驗前機組平衡已達到要求，機組在額定轉速下的各部振動值達標。

2、根據設計規定的過速保護定值進行機組過速試驗。

3、將轉速繼電器115%和140%的接點從水機保護回路中斷開。

4、調速器以手動開機方式使機組轉速升至額定轉速。待機組運轉正常后，將導葉開度限制繼續加大，使機組轉速上升到115%額定轉速，檢查轉速繼電器相應接點

3馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

3.4檢查轉速繼電器動作是否正確，調速器及自動化元件動作是否正確。3.5檢查制動閘復歸情況。

4、模擬機械或電氣事故，檢查事故停機回路及監控事故停機流程的正確性和可 靠性。

（八）發電機定、轉子絕緣檢查

1、關閉空冷器冷卻水，讓發電機的機械部分在空轉中升溫，并注意記錄熱風的溫度（測溫制動屏上不大于65℃）。

2、在短路試驗前的停機狀態測量發電機定、轉子絕緣電阻和吸收比合格。

（九）發電機短路升流試驗

1、外接380V廠用交流電源利用勵磁裝置對發電機進行短路升流試驗。

2、在10.5KV發電機斷路器下端設置可靠的三相短路點（自制短路線）。

3、拉開勵磁變高壓側隔離開關，斷開勵磁變低壓側電纜，從勵磁變低壓側電纜接入380V廠用交流電源。

4、投入水機各保護裝置。

5、手動開機使機組運行在空載狀態，發電機各部位溫度穩定，運轉正常轉速穩定。

6、拆除斷路器合閘位置信號接點，短接開機令接點，手動合滅磁開關，手動增勵升流至0.2—0.5Ie，檢查發電機各電流回路的準確性和對稱性，電流回路應無開路。檢查保護裝置電流極性正確。

7、錄制發電機三相短路特性曲線，在額定電流下測量發電機的振動和擺度和軸電流，檢查碳刷及集電環工作情況。

8、在發電機額定電流下，跳開滅磁開關檢查滅磁情況應正常，測量發電機滅磁時間常數，錄制滅磁過程示波圖。

9、檢查發電機出口、中性點電流互感器二次回路電流值應符合設計要求。

10、試驗合格后自動或手動停機，恢復拆除和短接的接點，并拆除發電機短路點的短路線。

5馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

10、分別在50%和100%Ue下跳開滅磁開關，檢查滅磁裝置滅磁情況，錄制示波圖。

（十一）發電機組空載下勵磁調節系統的調整和試驗

1、檢驗勵磁裝置起勵功能正常，對勵磁調節系統手動和自動狀態下的起勵進行檢查，對手動起勵時當電壓升到10%Ue時，起勵磁裝置應能正常工作，自動起勵時定子電壓升至70%Ue時，勵磁裝置應能正常工作。

2、檢查勵磁調節系統的調節范圍應符合設計要求：

（1）自動勵磁調節器，應能在發電機空載額定電壓Ue的70%—110%范圍內可連續平滑地調節。

（2）發電機空載額定轉速下勵磁調節裝置手動控制單元的調節范圍應在發電機額定電壓Ue下的10%—110%內可連續平滑地調節。

3、用示波器檢查功率柜內整流橋可控硅輸出波形；檢查控制脈沖在時間軸上分布應均勻，大小變化一致，可控硅開通角一致，移相脈沖工作可靠、不掉相，調節過程中不突變。

5、在發電機空載狀態下，改變發電機轉速，測定發電機機端電壓變化值，錄制 發電機電壓一頻率特性曲線，步驟如下：

5.1手動開機至空載額定轉速。

5.2勵磁在自動狀態下起勵、母線建壓至Ue，調速器轉為手動運行。5.3手動調節導葉開度調節發電機轉速。

5.4記錄頻率在45HZ—55HZ內的機端電壓變化值繪制Ue—HZ特性曲線。頻率值每變化1%，勵磁系統應保證發電機電壓的變化值不大于額定值±0.25%Ue。

6、進行逆變滅磁試驗，檢查逆變滅磁工作情況。

7、進行勵磁調節器低勵、過勵、PT斷線、過電壓等保護的調整和模擬動作試驗，模擬快熔熔斷，檢驗勵磁裝置應能可靠工作。

7馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

3、監視發電機振動及擺度正常，測量發電機TV二次側殘壓及其相間電壓的對稱性應正常，相序正確。

4、手動零起升壓，至25%Ue時檢查下列內容：

4.1主變10kV出線、主變10.5KV斷路器、主變10.5KV共箱母線、主變、線路隔離開關等設備的帶電情況。

4.2校核10KV母線TV二次電壓回路相序、相位和電壓幅值正確、一致。

5、繼續升壓至50%、75%、100%Ue時，重復檢查以上內容。

6、降低發電機電壓至零，斷開發電機出口斷路器，斷開001斷路器。

八、110kV煙馬線線路沖擊試驗、#1主變沖擊試驗

（一）組織領導

110kV煙馬線線路沖擊試驗和#1主變沖擊試驗由樂山供電局、樂山供電局調度所（以下簡稱地調）、110kV馬邊變電站、馬邊煙峰電力有限責任公司四家單位配合完成。配合關系為：

1、本次啟動試驗由樂山供電局組織領導，由樂山地調負責統一指揮調度，各有關單位配合。

2、煙峰電站的工作由馬邊煙峰電力有限公司負責。3、110kV馬邊變電站的工作由110kV馬邊變電站負責。

（二）試驗前應具備的條件：

1、煙峰水電站主變、線路及其高壓配電裝置均已安裝完畢，并符合各項驗收標準的要求，新設備的試驗符合《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》的規定，并驗收合格。

2、所有繼電保護、安全自動裝置均已按部頒《繼電保護及電網安全自動裝置檢驗條列》調試完畢，并驗收合格。繼電保護定值核對正確，各互感器二次均已接線，TA二次側不得開路，TV二次側不得短路。

3、煙峰水電站微機監控系統安裝調試完畢，并驗收合格。

4、安裝單位已將設備安裝記錄、各種圖紙、技術資料、試驗記錄、9馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

檢查線路TV工作正常，核對二次電壓相序、相位正確，監控系統電壓指示正確，三相平衡。

（四）1號主變全壓沖擊試驗

1號主變全壓沖擊試驗是在完成線路全電壓沖擊試驗后進行的，試驗的操作程序如下：

1、斷開#

1、#2發電機091、092斷路器，拉開#

1、#2發電機091、092斷路器手車至試驗位置。

2、拉開#1主變低壓側9011隔離手車，斷開#1廠變高壓側961斷路器。

3、合上110kV煙馬線101斷路器對#1主變進行5次全電壓沖擊試驗，第一次10分鐘，以后每次5分鐘，每次間隔3分鐘，檢查主變運行正常。

九、10kV母線、#1廠變沖擊試驗

主變沖擊試驗完成后，進行10kV母線、#1廠變沖擊試驗。

（一）10kV母線沖擊試驗

斷開101斷路器，合上10kV母線TV手車至工作位置，合上主變低壓側9011隔離手車，合上101斷路器，對10kV母線全電壓沖擊試驗一次。核對10kV母線二次電壓相序、相位正確，監控系統電壓指示正確，三相平衡。

（二）#1廠變沖擊試驗

（1）拉開#1廠變低壓側斷路器。

（2）合上#1廠變高壓側961斷路器對#1廠變進行全電壓沖擊試驗，檢查廠變運行正常，測量廠變低壓側電壓、相序正確。

（3）#1廠變沖擊試驗完成后投入廠用電自動切換裝置，將廠用電切換到#1廠變供電，檢查廠用電運行正常。

沖擊試驗完成后，1號主變、10kV母線、#1廠變運行。

1馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

4、利用線路準同期裝置進行模擬并列，檢查自動準同期裝置工作正常，合閘時相角差符合規定，斷路器合閘正常。

5、斷開線路101斷路器，合上1012隔離開關。

6、利用線路準同期裝置并網，監視并網成功，斷路器合閘正常，機組無沖擊。

7、試驗完成后斷開機組斷路器，使發電機與系統解列。

（三）測保護極性

1、確認煙峰電站發電機組（1號、2號）與系統側核相正確；

2、根據調度指令，退出110kV煙馬線兩側距離保護；

3、退出煙峰電站1號主變差動保護，進行保護極性測試并確認正確后投入；

4、退出煙峰電站1號主變高壓側復壓過流保護，進行保護極性測試并確認正確后投入；

5、根據調度指令，煙峰電站2號發電機組帶25％以上的額定負荷（如果情況不允許，最少安排2MW的出力，配合保護極性測試）；

6、根據調度指令，進行110kV煙馬線兩側距離保護保護極性測試、線路保護方向測試并確認正確；

7、投入110kV煙馬線兩側距離保護保護。

8、退出煙峰電站2號發電機差動保護，進行保護極性測試并確認正確后投入；

9、向調度申請開1號機進行保護極性測試，退出煙峰電站1號發電機差動保護，進行保護極性測試并確認正確后投入。

（四）帶負荷試驗

在完成發電機、線路同期并列試驗正常后，可進行機組帶負荷試驗。

1、操作機組自動準同期裝置使發電機與系統并網，逐漸增加有功、無功負荷，按25%、50%、75%、100%額定負荷逐級增加，各負荷值穩定5～10分鐘，檢查下列各項：

（1）檢查機組各部位運轉情況，測量機組振動、擺度值，記錄機組軸承溫度、導葉開度；

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（二）機組甩負荷試驗內容

1、甩負荷試驗按機組額定有功負荷的25%、50%、75%、100％（或當前水頭下可能的最大負荷）進行；錄制過渡過程的各種參數變化曲線及過程曲線。

2、并網及甩負荷用發電機出口斷路器091、092進行。

3、各級帶、甩負荷應在機組運行穩定、調壓井壓力穩定后進行。

4、甩負荷應進行以下記錄及檢查，在各項數據符合設計要求后方可進行下一步的試驗：

（1）記錄甩負荷時：機組負荷、機組轉速、接力器位置（導葉位置）、蝸殼壓力、尾水管壓力，發電機電壓、勵磁電壓、勵磁電流等參數。

（2）記錄甩負荷前、后以及甩負荷時機組各部振動和擺度值。

（3）在額定功率因數下，機組甩負荷時，應檢查勵磁調節器的穩定性和超調量，當發電機甩額定有功負荷時，其電壓超調量不大于額定電壓的15%，振蕩次數不超過3次，調節時間不大于5秒。

（4）機組甩負荷時，應檢查水輪機調速系統的調節性能，校核導葉接力器緊急關閉時間，機組轉速上升率和蝸殼壓力上升率應符合設計要求。

（5）機組甩負荷后，調速器的動態品質應達到下列要求：

A、機組甩100%額定負荷后，在轉速變化過程中超過穩態轉速3%以上的波峰不應超過兩次。

B、機組甩100%額定負荷后，從接力器第一次向開啟方向移動起到機組轉速相對擺動值不超過±5%為止，所經歷的總時間不應大于40S。

C、轉速或指令信號按規定形式變化，接力器不動時間不大于0.2S。（6）機組甩負荷過程中、監視并記錄調壓井涌浪及水位波動情況。

5、機組甩負荷試驗完成后，應對機組內部進行全面檢查，重新擰緊推力支架與軸承座連接螺栓，并進行與過速試驗后相同項目的各項檢查。

十二、調速器低油壓停機試驗

調速器低油壓停機試驗的目的是檢查機組事故低油壓停機回路動作的正確性和

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移。

十四、水輪發電機組72h帶負荷試運行

1、在上述所有試驗結束后，機組具備進入72小時滿負荷（或當前水頭下的最大負荷）連續試運行條件。

2、根據正式運行值班制度，安裝單位安排人員值班，全面記錄試運行所有有關參數。記錄運行中設備出現的問題和缺陷。

3、在72h連續試運行中，若由于機組及相關機電設備的制造或安裝質量等原因引起機組運行中斷，經檢查處理合格后應重新開始在72h連續試運行，中斷前后的運行時間不得累加計算。

4、在72h連續試運行結束后，應停機對機電設備做全面檢查，必要時可將引水隧洞放空，檢查機組蝸殼和引水隧洞工作情況。5、72h連續試運行結束后，應對發現的設備或安裝缺陷進行消缺。

4、機組通過72h連續試運行，并經過消缺處理后，由業主組織啟動驗收，設備 移交，即可投入試生產。

馬邊煙峰電力有限責任公司 二OO九年十一月十六日

第四篇：泵站機組啟動驗收實施細則

大型排澇泵站首（末）臺機組

啟動驗收實施細則

第一節 驗收程序

泵站首（末）臺機組啟動驗收依照下列程序進行：

1、更新改造泵站具備試運行條件后，項目法人首先組織機組啟動試運行。

2、項目法人在完成機組啟動試運行后，再組織機組啟動技術預驗收。

3、項目法人在技術預驗收通過后提出階段驗收申請報告報法人驗收監督管理機關審查。項目法人與法人驗收監督管理機關為同一主體的，報上一級水行政主管部門審查（下同）。

4、階段驗收申請報告審查通過后法人驗收監督管理機關將階段驗收申請報告轉報省水利廳，由省水利廳決定是否同意進行階段驗收。

5、省水利廳同意進行階段驗收后協商有關單位，擬定驗收時間、地點、委員會等有關事宜，組織首（末）臺機組啟動驗收。

第二節 機組啟動試運行

1、機組啟動試運行前，施工單位向項目法人提出機組啟動試運行申請報告。

2、機組啟動試運行由項目法人主持，設計單位、土建工程施工單位、安裝單位、監理單位（包括監造）、設備生產單位、質量監督單位以及運行管理單位參加。

3、機組啟動試運行前，項目法人首先將試運行工作安排報法人驗收監督管理機關審查，批準后方可實施。

4、項目法人再將試運行工作安排及法人驗收監督管理機關審查意見報省水行政主管部門備案。

5、省水利廳可在必要時派專家到現場收集有關資料，指導項目法人進行機組啟動試運行工作。

6、機組啟動試運行應具備的條件：

（1）泵站土建工程已基本完成，必須動用的部分水工建筑物和輸水管道已通過分部工程驗收，進水、出水池水位及來水量均滿足試運行要求。

（2）主機組及輔助設備已安裝完畢，有關工作閘門、檢修閘門等斷流裝置及啟閉機設備已安裝完成，并已通過分部工程驗收，能滿足泵站試運行要求。

（3）泵站供電確有保證，供電線路、變電站等均已驗收合格，試運行用電計劃已落實。

（4）泵站消防系統已通過檢查驗收，消防設備齊全、到位。（5）試運行工作安排已經批準，各項安全操作規程已制定，試運行值班人員已配齊，崗位責任明確。

（6）尚未完成的其他工程已采取必要安全隔離措施，并能保證試運行與其他工程安全施工互不干擾。暫不運行的壓力管道等已進行了必要處理。

（7）機組啟動試運行的測量、監視、控制和保護等設備已安裝調試合格。通信系統能滿足機組啟動運行要求。

7、機組啟動試運行工作組進行以下主要工作：（1）審查批準施工單位編制的機組啟動試運行方案（格式見附件1）、機組啟動試運行檢測內容及標準（格式見附件2）、機組啟動試運行操作規程。試運行操作規程參照《湖北省大中型電力排灌站運行規程》和《湖北省大中型電力排灌站安全工作規程》，結合泵站具體實際編制；

（2）檢查機組及相應附屬設備安裝、調試、試驗以及分部試運行情況，決定是否進行充水試驗和空載試運行；

（3）檢查機組充水試驗和空載試運行情況；（4）檢查機組帶主變與高壓配電裝置試驗和并列及負荷試驗情況，決定是否進行機組帶負荷連續運行；

（5）檢查機組帶負荷連續運行情況；

（6）檢查帶負荷連續運行結束后消缺處理情況；（7）審查施工單位編寫的機組帶負荷連續運行情況報告。

8、機組帶負荷連續運行應符合以下要求：（1）機組帶額定負荷連續運行時間為24小時或7天內累計運行時間為48小時，包括機組無故障停機次數不少于3次；

（2）受水位或水量限制無法滿足上述要求的，經過項目法人組織論證并提出專門報告報驗收主持單位批準后，可適當降低機組啟動運行負荷以及減少連續運行時間。

9、機組啟動試運行成果性文件為機組啟動試運行情況報告（范本見附件3）。

第三節 機組啟動技術預驗收

1、申請階段驗收前，項目法人應組織機組啟動技術預驗收。

2、機組啟動技術預驗收應組建技術預驗收專家組負責首（末）臺機組啟動驗收前技術預驗收工作。專家組成員應有2/3以上具有高級技術職稱或相應執業資格，成員的2/3以上應來自工程非參建單位。

設計單位、土建工程施工單位、安裝單位、監理單位（包括監造）、設備生產單位、質量監督單位以及運行管理單位應派員參加。

3、技術預驗收應具備以下條件：

（1）與機組啟動運行有關的建筑物基本完成，滿足機組啟動運行要求；

（2）與機組啟動運行有關的金屬結構及啟閉設備安裝 完成，并經過調試合格，可滿足機組啟動運行要求；

（3）過水建筑物已具備過水條件，滿足機組啟動運行要求；

（4）壓力容器、壓力管道以及消防系統等已通過有關主管部門的檢測或驗收；

（5）機組、附屬設備以及油、水、氣等輔助設備安裝完成，經調試合格并經分部試運轉，滿足機組啟動運行要求；

（6）必要的輸配電設備安裝調試完成，送（供）電準備工作已就緒，用電負荷已落實，通信系統滿足機組啟動運行要求；

（7）機組啟動運行的測量、監測、控制和保護等電氣設備已安裝完成并調試合格；

（8）有關機組啟動運行的安全防護措施已落實，并準備就緒；

（9）按設計要求配備的儀器、儀表、工具及其他機電設備已能滿足機組啟動運行的需要；

（10）機組啟動運行操作規程已編制，并得到批準；（11）運行管理人員的配備可滿足機組啟動運行的要求；

（12）水位和引水量滿足機組啟動運行最低要求；（13）機組按要求完成了帶負荷連續運行。

4、技術預驗收包括以下內容：

（1）聽取有關建設、設計、監理、施工和試運行情況 報告；

（2）檢查評價機組及其輔助設備質量、有關工程施工安裝質量；檢查試運行情況和消缺處理情況；

（3）對驗收中發現的問題提出處理意見；

（4）討論形成機組啟動技術預驗收工作報告（范本見附件4）。

第四節 首（末）臺機組啟動驗收

1、首（末）臺機組啟動驗收由省水利廳主持。

2、省水利廳組建首（末）臺機組啟動驗收委員會，成員包括：省水利廳相關處室人員、質量監督機構人員、安全監督機構人員、運行管理單位代表、專家、所在地區電力部門代表；必要時，可邀請地方人民政府以及有關部門參加。

工程參建單位應派代表參加，并作為被驗收單位在驗收鑒定書上簽字。

3、項目法人應草擬機組啟動驗收鑒定書（格式見附件5）。

4、首（末）臺機組啟動驗收應具備的條件：（1）首（末）臺機組啟動試運行情況報告、技術預驗收工作報告已提交；

（2）技術預驗收工作報告中提出的遺留問題已處理。

5、首（末）臺機組啟動驗收應包括以下主要內容：（1）聽取工程建設管理報告和首（末）臺機組啟動試 運行情況報告、技術預驗收工作報告；

（2）檢查機組、有關工程施工和設備安裝以及運行情況；

（3）鑒定工程施工質量；

（4）討論并通過機組啟動驗收鑒定書。

6、首（末）臺機組啟動驗收成果性文件為機組啟動驗收鑒定書。機組啟動驗收鑒定書數量按參加驗收單位、法人驗收監督管理機關、質量和安全監督機構各1份以及歸檔所需要的份數確定，會后由省水利廳印發。

附件：

1、首（末）臺機組啟動試運行方案

2、首（末）臺機組啟動試運行檢測內容及標準

3、首（末）臺機組機組啟動試運行情況報告

4、首（末）臺機組啟動技術預驗收工作報告

5、首（末）臺機組啟動驗收鑒定書

第五篇：水電廠機組啟動驗收大綱

水電廠機組啟動 驗 收 工 作 大 綱

一、機組啟動驗收主要依據

1、《國家發展和改革委辦公廳關于水電站基本建設工程驗收管理有關事項的通知》（發改辦能源［2003］1311號）。

2、水利部《水利水電建設工程驗收規程》（DL223-2008）等相關規程、規范。

3、待驗水電站機組啟動驗收委員會及相關批復文件。

4、國家及行業現行有關的設計、施工及驗收規范和規程。

5、新疆維吾爾自治區政府部門、自治區電力公司入網相關文件及要求。

二、驗收工作范圍

（一）機組啟動驗收工作范圍：

1、首部樞紐：擋（泄）水建筑物、工作與檢修閘門及啟閉機、供電、照明、控制、通信、監測系統。

2、引水系統：進水口（含攔污柵、閘門及啟閉設備）、引水隧洞、調壓井及壓力管道的土建工程（包括支洞封堵）、壓力鋼管制安、監測及機電設備工程。

3、廠房工程：發電主副廠房、尾水系統的土建工程、閘門及啟閉機（含啟閉機）、監測工程。

4、機電安裝工程：主機（含蝶閥）及其輔助設備（含橋機）安裝、電氣設備（包括電氣一次、二次和通信）安裝調試。

5、階段驗收：已完成機組啟動階段質量監督、消防驗收等相關

驗收工作等。

三、機組啟動驗收檢查的主要內容：

（一）機組啟動驗收檢查的主要內容

1、擋、泄水建筑物和引水、尾水系統工程已按設計圖紙基本建成，其工程形象面貌滿足發電的要求，工程質量符合規程、規范要求和合同文件規定的標準。進水口攔污柵、工作與檢修閘門及其啟閉設備安裝調試完成，滿足啟閉要求；首部樞紐的永久供電系統（包括備用）及通信工程已完建。

2、尾水閘門及其啟閉設備安裝調試完畢，滿足啟閉要求；其他未安裝機組的尾水已用閘門可靠封堵；尾水圍堰和下游集渣已按設計要求清除干凈。

3、廠房內土建工程已按設計圖紙基本建成，待驗機組已做好安全圍欄隔離，各層交通通道和廠內照明滿足在建工程安全施工和待驗機組的安全試運行；廠內排水系統安裝調試完畢，并能可靠、正常運行；廠區防洪排水設施已完工，并能保證汛期運行安全。

4、待驗機組及相應附屬設備，包括油、水、風系統已全部安裝調試完畢，并分部試運轉，質量符合規定標準；全廠共用系統和自動化系統已完工并能滿足待驗機組試運行的需要。

5、待驗機組相應的電氣一次、二次設備安裝調試完畢，試驗合格、動作準確、可靠并能滿足升壓、變電、送電和測量、控制、保護等要求，全廠接地系統接地電阻符合設計規定。機組計算機現地控制單元LCU安裝調試完畢，具備投入及與全廠計算機監控系統通信的條

件。

6、升壓站（或開關站）、出線站等（臨時）工程能滿足高壓電氣設備的安全送電；對外必需的輸電線路架設完成，并經系統調試合格。

7、廠區通信系統和對外通信系統已按設計建成，通信可靠。

8、負責電站運行的生產單位已組織就緒，生產運行人員的配備能適應機組初期商業運行的需要，運行操作規程已制定，配備的有關儀器、設備能滿足機組試運行和初期商業運行的需要。

9、消防設施已按設計施工完畢并經消防部門驗收合格。

10、送出工程已完建并通過質量監督和驗收。

11、與電網經營單位應簽訂的購（售）電合同、并網調度協議及新設備投運等并網發電的相關手續已辦理完畢。

四、機組啟動驗收工作需提供的主要資料

（一）第一類資料

機組啟動驗收的基本資料，由項目法人、設計、施工、監理等單位編制的報告和資料：

1、電站的初步設計、技施設計及其立項審批文件。

2、工程建設情況報告。

3、工程設計報告。

4、土建、金結及機電工程監理報告。

5、土建、金結及機電工程施工報告。

6、工程安全監測報告。

7、機組啟動質量監督報告、征地與移民驗收文件、消防驗收文

件。

8、生產準備運行報告。

9、待驗機組《機組設備試運行程序大綱》。

10、本防洪度汛方案及超標洪水應急預案、引水系統充水方案及應急預案等。

（二）第二類資料（啟委會查閱）

1、設計單位編制的“設計運行說明書”和“本電站防洪度汛技術要求”。

2、電站重大設計變更及相應批文。

3、電站施工期有關工程試驗研究報告、機組啟動質量監督報告原件或掃描件。

4、機組啟動驗收相關的工程分部工程及單位工程質量評定資料與驗收鑒定書。

（三）第三類資料（啟委會查閱）

1、主要工程部位或項目設計修改通知。

2、重大工程缺陷處理問題的會議紀要及驗收簽證資料。

3、重要工程項目試驗報告（如固結灌漿試驗、高壓旋噴灌漿試驗報告等）。

4、機電設備安裝試驗記錄及相關試驗數據、單元工程質量評定資料、設計的施工技術要求或參數等。