第一篇：機組啟動運行工作報告

安順市平壩區樂平鎮抗旱應急提水工程三級泵站

機組啟動試運行

工 作 報 告

安順市平壩區樂平鎮抗旱應急提水工程機組啟動試運行工作組

二〇一六年十二月八日 三級泵站機組啟動試運行工作報告

1試運行工作概況

根據《水利水電建設工程驗收規程》（SL223-2008）和《泵站安裝和驗收規范》（SL317-2015）的有關規定，經請示平壩區水務局同意，2016年12月5日至7日，安順市平壩區水利工程管理處主持進行了安順市平壩區樂平鎮抗旱應急提水工程三級泵站工程試運行工作。安順市平壩區水利工程管理處組織有關參建單位成立安順市平壩區樂平鎮抗旱應急提水工程三級泵站機組啟動試運行工作組，全權負責機組試運行工作。機組啟動驗收工作組委派部分專家指導機組試運行工作；機組試運行工作組設立機組試運行小組，負責試運行的具體操作。試運行現場工作結束后，工作組審查了施工單位關于機組運行情況的報告，并形成試運行工作報告。2．泵站試運行的要求、啟動程序和步驟 2.1 泵站試運行的要求

(一)設備安裝單位認真做好試運行前一切準備工作；試運行人員需熟悉相應設備狀況，嚴格執行操作規程、安全規程及操作程序。

(二)試運行中要服從統一指揮，統一調度，發揚協同作戰精神，任何單位或個人不得自行其事。

(三)試運行中要做好各種數據的檢測、記錄工作，記錄要準確真實，應盡可能的將試運行過程中的各種數據記錄完整保存下來。各安裝單位在試運行前要將需檢測記錄的項目、內容等制成表格，試運行記錄每半小時記錄一次，待運行基本穩定后，每小時記錄1次。2.2 啟動程序和步驟

機組啟動試運行由機組啟動試運行工作組下達中間機組啟動試運行開、停機命令。

(一)機組試運行程序

（1）機組試運行小組按《操作規程》對設備進行全面檢查；（2）機組試運行小組向試運行工作組匯報設備檢查情況及人員準備情況；

（3）機組試運行人員全部到位；

（4）試運行工作組組長向機組試運行小組簽發開機令；總值班長按運行方案組織人員開機；

（5）機組試運行小組對開機過程中的設備運行工況進行觀測，運行數據進行記錄；

（6）若運行過程中設備出現一般異常情況，及時向工作組匯報，由工作組確定采取相應措施；若情況較嚴重應立刻采取措施、停機檢修；

（7）按有關要求機組運行滿足時間要求后，由機組試運行小組向工作組匯報，由組長向機組試運行小組發出停機令；

（8）機組試運行工作組組織機組試運行驗收并形成試運行工作報告。

(二)運行方案

（1）運行方式：根據《泵站安裝及驗收規范》（SL 317—2015）“機組驗收要求單臺機組帶負荷連續運行24小時(含無故障開停機三次)或7天內累計負載試運行時間48小時，在此期間開、停機不少于三次”的要求，結合三級泵站的情況，采用單機連續運行24小時的方式進行機組試運行。

（2）泵站試運行開機順序為1#水泵組、2#水泵組，試運行時間安排見試運行記錄表，臨時調整根據現場情況，由泵站試運行現場工作組技術負責人決定。泵站試運行具體要求如下：

(1)機組啟動階段：1#機組啟動時間為2016年12月5日10時，第一臺機組試運行結束后，進行2#機組試運行。

(2)無故障停機階段：機組進入正常運行后，即可進入無故障停機階段。無故障停機和重新啟動的間隔時間應不少于15分鐘，但最大間隔時間應不大于1小時。

(3)掃尾階段：12月6日10點以后，連續運行時間滿24小時的機組即可停機，遂進行2#機組運行。

(四)試運行操作

詳見《機組啟動運行操作規程》。(五)事故停機

下列各種情況發生，必須緊急停機 當發生以下情況之一者，應緊急停機：

（1）電氣設備發生火災或嚴重設備事故、人身事故；（2）主機組運轉聲音異常；

（3）主機組突然發生強烈震動或主泵內有清脆的金屬撞擊聲；（4）主機組溫度急劇上升并超過規定值；（5）液壓系統有故障，危及安全運行；（6）上、下游河道發生人身事故或險情。3本次驗收范圍及設備情況

主機泵：一用一備，共二臺。型號：D46-50×4，額定流量：46m3/h，額定揚程：200m。

變壓器：主變1臺，型號S11-80-10/0.4kV，額定容量80KVA干式變壓器,。

開關柜1臺，型號：GGD1； 配電箱1臺，型號：PZ30；

水泵軟啟動控制柜1臺，型號：K-45-2B-R；

水處理設備（二氧化氯發生器）1臺，型號：YYZ-200； 遠程控制系統1套。4泵站試運行

4.1試運行工作組會議

2016年12月5日8時，試運行工作組聯合專家組召開了會議，聽取了安順市平壩區水利工程管理處關于試運行開機準備的情況匯報，并按《水利水電建設工程驗收規程》（SL223-2008）和《泵站安裝和驗收規范》（SL317-2015）的要求，對機組啟動試運行條件進行了嚴格審查，部署了開機的相關內容和要求，審查了有關資料，會議認為：

（1）與機組啟動運行有關的建筑物已全部完成，并已通過分部工程驗收；

（2）與機組啟動運行有關的金屬結構安裝完成，并經過試運行；（3）機組和附屬設備安裝完成，經調整試驗分部試運行，滿足機組啟動運行要求 ；

（4）必須的輸配電設備安裝完成，送（供）電準備工作已就緒，通信系統滿足機組啟動運行要求；

（5）機組啟動運行的測量、監視、控制和保護等電氣設備及自動化控制系統已安裝完成并調試合格；

（6）有關機組啟動運行的安全防護和廠房消防措施已落實，并準備就緒；

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

（8）運行操作規程已經編制；

（9）運行人員的組織配備可滿足啟動運行要求；（10）水位和引水量滿足機組運行要求。

試運行工作組一致認為三級泵站已具備試運行條件，同意安順市平壩區水利工程管理處上報的泵站試運行方案，并確定12月5日10時，機組可正式啟動。

4.2 試運行過程

4．2．1本次試運行進行了單機運行，按正常開機和無故障停機的規范要求，結合本工程特點，機組啟動運行全過程為手動操作。

4．2．2 主機泵開停機過程 本次啟動工作于2016年12月5日正式開始，由機組啟動試運行工作組發布啟動命令，開機次序為31#、2#。機組試運行具體開、停機情況分述如下：

1#主機泵于2016年12月5日10：00開機至12月6日10：30試運行結束停機，期間主動開、停機3次，1#機連續運行時間為24小時30分；

2#主機泵于2016年12月6日10：40開機至12月7日10：50試運行結束停機，期間主動開、停機3次，2#機連續運行時間為24小時10分；

2臺機組泵單機連續運行時間均滿足規范要求，試運行期間水泵組運行平穩，設備主要技術參數均符合規范要求，現場測試水泵機組單機流量均大于設計流量46m3/h，并達到按裝置模型試驗成果換算的原型機組相應的揚程下的流量和裝置效率值，達到了招投標文件的要求。

機組試運行過程及運行時間見附件。5系統運行情況

5．1電氣設備運行情況

試運行期間，變壓器、10KV高壓輸電線路、低壓開關柜、配電箱、水處理設備（二氧化氯發生器）、水泵軟啟動柜運行正常。

5．2 建筑物工程觀測

試運行期間通過對泵房、調節前池、輸配水管道進行觀測，未發現異常情況。6試運行結論 6.1 本次泵站機組啟動試運行嚴格按照有關規程、規范進行。組織機構健全，人員分工明確，責任到位。開停機嚴格執行操作票制度，發令、受令、操作、監護均明確到人，保證了試運行規范、有序進行。

6.2 試運行過程中，二臺主機泵均一次啟動成功，啟動平穩，運行期間設備運轉穩定、正常，各儀表指示基本正確，機組各部位運行正常，運轉過程中振動值、噪音均滿足規范和標書要求；泵房內噪音較大。單機運行時間滿足規范規程要求；泵站遠程控制系統界面清晰，操作簡便、可靠，數據顯示正確。主要設備技術性能指標及主要技術參數達到合同的要求；土建部分能滿足設計要求，運行過程中未發現異常情況。

6.3 根據試運行情況及對參建各方提供資料的審查，試運行工作組認為抽水站機組已具備運行使用條件。7存在的問題

無 8附件

8.1機組試運行工作組名單 8.2機組試運行小組人員名單 8.3機組試運行記錄表

第二篇：6、機組啟動運行技術報告

東莞市常平鎮新橋排澇站改建擴容工程

機組啟動試運行技術報告

批準：東莞市機電排灌管理站審核：周志光校核：葉淦芬編制：尹明新

編制日期：2010年10月

一、工程概況

本排站有3臺1600SLQ10-55.5型上海凱泉水泵廠生產的軸流泵，每臺水泵配置710kw電機，總裝容量2130千瓦；電機選用蘭州電機廠TL710-20/2150型三相高壓同步電動機3臺；高壓金屬鎧裝移開式開關柜7塊、高壓計量柜1塊,高壓輔助計量柜1塊，干式變壓器(SCB9-315/10 10±2.5%0.4KV Dyn11)1臺、干式變壓器(SC9-125/10 10±2.5%0.4KV Dyn11)1臺、低壓抽出式開關柜8塊、自動電液變阻啟動補償控制柜3臺、動力配電箱及電源箱、照明配電箱、控制箱11個、微機綜合自動化裝置2套、檢修排水泵2臺、技術供水泵2臺、真空泵1臺以及管路系統。

二、機組啟動試運行目的

機組啟動試運行目的是調試好機組各部位設備是否能達到運行使用要求。確保大暴雨到來，各機組能正常使用，水泵能進行排水，確保工廠和人民財產安全。

三、機組啟動試運行已具備的條件

1、供電線路已通電（高低壓電已通電）。

2、與機組啟動試運行有關的水工部分建筑物已驗收。

3、金屬結構及啟閉設備的安裝完成并已驗收（檢測部門已驗收，達到合格標準）。

4、各種電氣設備（高低壓配電柜、變壓器、主電動機、配電箱等）

5、油、氣、水等輔助設備已調試。

6、消防設備的安裝布置已到位。

7、絕緣工具已配置齊全。

8、試運行指揮、操作、監護人員已安排。

9、開機操作票、試運行記錄表已編制。

四、機組啟動試運行開、停機操作方式

機組啟動試運行開、停機操作方式：

1、手動操作步驟（1）合上高壓屏開關（高壓開關）、檢查變壓器輸電達正常狀態。（2）合上總屏閘刀開關，合上空氣開關。（3）合上啟動屏閘刀開關，再合上空氣開關，扭動電壓相序按鈕，檢查三相電壓達正常，按啟動鈕啟動電動機，啟動開始至當電流表指針開始下降及電動機聲音接近正常時按運行鈕使機組投入正式運行。停機操作方式：（a）先按啟動屏“停止”按鈕，其次斷開空氣開關。斷開閘刀開關。（b）斷開總屏空氣開關、斷開閘刀開關。

2、中控室自動控制步驟：

五、機組啟動試運行的外圍條件

機組啟動試運行的外圍條件是所有活動攔污柵已調試好，達到使用功能。外圍垃圾已清理干凈。已滿足機組試運行條件。

六、機組啟動試運行的步驟

（1）提升防洪閘閘門、關閉自排閘；

（2）開啟循環冷卻水電源，啟動水泵，對水泵供水；（3）啟動室內降溫設備；（4）開啟主變電源；（5）低壓側主變合閘；

（6）打開1號（或2號、3號）啟動柜電源，按下啟動開關。

七、機組啟動試運行中的緊急停機情況

若發生電機電流異常，水泵、電機聲音異常，應立即采取緊急停機措施。

八、機組啟動試運行的時間安排

2010年10月22日

九、附

1、機組啟動試運行人員安排

2、機組啟動試運行主機開（停）機操作規程

3、機組試運行記錄表

4、東莞市中小型電力排灌站運行操作規程

5、東莞市中小型電力排灌站運行管理制度機組啟動試運行各崗位人員安排

機組啟動試運行各崗位人員安排

一、機組啟動試運行領導小組人員： 主管單位：東莞市水利局

東莞市機電排灌管理站

項目法人： 常平鎮城鄉水利防災減災工程建設領導小組辦公室 監理公司： 東莞市東水工程監理有限公司 安裝單位： 青州市水利建筑總公司

二、機組啟動試運行監護、操作人員： 機電監理：徐智勛 計算機監控：葉淦芬 啟動試運行發令人：葉淦芬 啟動試運行安全監護： 葉祐華 操作人：譚玉仕

監護人：葉祐華

三、各崗位監視、巡檢人員： 抄表、運行情況紀錄： 譚國干 控制室：尹明新 水泵層：張志容 水位監測：張志容 水工建筑物監測：吳華勁

各設備供應廠家代表，在相應設備旁監控，業主安排的管理人員巡視設備運行情況。

第三篇：3號機組啟動運行情況匯報

3號機組啟動運行情況匯報

創冠環保（晉江）有限公司運行部

尊敬的各位領導、各位專家：

晉江市垃圾發電廠擴建工程3號機組在全體參建單位和生產部門的共同努力下，于2010年12月10日順利通過72+24小時試運行，并實現了機組投產后安全、穩定、經濟運行。現運行情況匯報如下：

1、3號機組試運時發現汽機低加和5#、6#爐的空氣蒸汽預熱器疏水有問題，經過停機消缺，于2010年12月10日進行72+24小時滿負荷試運。4天總發電量萬度，平均功率MW。全廠各系統運行正常，基本達到設計能力，運行參數詳見附表。

2、做好生產準備工作，使試運過程井然有序。公司領導重視生產準備工作，生產人員全部在晉江一期跟班生產進行培訓，還組織上課進行理論學習。各種運行操作規程、運行記錄、操作票等通過學習培訓，運行人員操作正確有序，在整個試運期間未發生因運行操作原因造成的設備或人身安全問題。保證滿負荷順利運行。

3、3號機組通過72+24小時走運行后，為了保證機組安全穏定連續運行，運行部認真總結、評估設備狀況。做好缺陷的班跟蹤，日跟蹤，及時了解設備動態，加強機組參數分析，加強現場巡檢，及時發現和處理設備缺陷。

4、試運投產后各運行專用儀器、工器具的配置齊全，能滿足生產需要。

5、各類設備、閥門的命名、編號、掛牌正確、齊全、統一、規范。管道色環和介質流向等標識完善，基本符合有關規定。現場部分不夠完善的正安排補全。到目前為止3#機組運行情況正常具備移交生產條件。

創冠環保（晉江）有限公司運行部

2011年5月1日

第四篇：4機組啟動驗收階段主要工作報告內容格式

啟動驗收主要工作報告內容格式電排站機組啟動驗收階段建設管理工作報告

1.1工程概況

1.2機電項目建設簡況

1機電項目施工準備

2機電項目分標情況及設備制造（供應）商 3機電項目的開工、完工日期

4主要機電項目施工過程

5主要機電項目設計變更

6機電項目重大技術問題處理

1.3機電項目管理

1機電項目管理的人員安排及工作情況

2主要機電項目采購過程

3機電項目合同管理

4機電項目施工的管理情況

1.4機電項目質量

1機電項目質量管理體系和質量監督

2機電項目質量控制和檢測

3機電項目質量事故處理情況

4機電項目質量評定情況

1.5機電項目遺留問題處理

1.6機電項目的經驗與建議

1.7電排站規章制度落實和機組運行管理人員安排情況

1.8附件：機組運行人員情況表

2電排站規章制度電排站機組啟動驗收階段施工管理工作報告

2.1 工程概況

2.2 主要機電設備到貨情況

2.3 機電項目施工總體布置、進度管理

2.4 主要機電設備的施工方法（安裝流程）

2.5 機電項目的施工質量管理

2.6 機電項目的文明施工與安全生產

2.7 機電項目的合同管理

2.8 機電項目經驗與建議

2.9 附件：施工管理機構設置及主要工作人員情況表 2機電項目施工管理大事記技術標準電排站機組啟動驗收階段監理工作報告

3.1 工程概況

3.2 機電項目監理規劃

3.3 機電項目監理過程

3.4 機電項目監理效果

3.5 機電項目評價

3.6 附件：監理機構的設置與主要工作人員情況表 2 機電項目監理大事記

第五篇：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