水轮发电机组启动试验规程DL T 507-2002 中华人民共和国电力行业标准
DL/T 507—2002
代替DL/ 507--1993
水轮发电机组启动试验规程
2002－04－27发布 2002－09－01实施
中华人民共和国国家经济贸易委员会发布
目次
1．范围―――――――――――――――――――――――――――――――1 2．规范性引用文件――――――――――――――――――――――――――1 3．总则―――――――――――――――――――――――――――――――1 4．水轮发电机组启动试运行前的检查――――――――――――――――――1 5．水力发电机组充水试验―――――――――――――――――――――――5 6．水力发电机组空载试运行――――――――――――――――――――――6 7．水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验―――――――――――――11 8．水轮发电机组并列及负荷试验――――――――――――――――――――12 9．水轮发电机组72h带负荷试运行及30d考核试运行―――――――――――14 10．交接与投入商业运行―――――――――――――――――――――――15 附录A （资料性附录）水轮发电机组甩负荷试验记录表格式――――――――16 参考文献――――――――――――――――――――――――――――――17 水轮发电机组启动试验规程
1 范围
本标准规定了单机容量为15MW及以上的水轮发电机组启动试运行试验程序和要求，适用
与水电站水轮发电机组及相关机电设备的启动试运行试验和交接验收，单机容量小于15MW的机组可参照执行。
本标准同时适用于可逆式抽水蓄能机组发电工况的启动试验。可逆式抽水蓄能机组水泵
工况的启动试验要求按GB/T 18284—2001《可逆式抽水蓄能机组启动试验规程》的规定执行。
有关灯泡贯流式机组的启动试验，参见《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其
随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准。然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究
是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
SDJ 278—1990 水利水电工程设计防火规范
3 总则
3．0．1 水轮发电机组及相关机电设备安装完工检验合格后，应进行启动试运行试验，试验
合格及交接验收后方可投入系统并网运行.
3．0．2 除本标准规定的启动试运行试验项目以外，允许根据电站条件和设备制造特点适当
增加试验项目，增加方案由项目法人提出，并应符合设备采购和安装合同的规定。 3．0．3 对机组启动过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，使水轮发电
机组交接验收后可长期、安全稳定运行。
3．0．4 水轮发电机组的继电保护，自动控制，测量仪表等设备，以及于机组运行有关的电
气回路、电器设备等，均应根据相应的专用规程试验合格。
3．0．5 机组启动试运行过程中应充分考虑上、下游水位变动对边坡稳定及库区河道周围环
境和植被生态的影响，以保证试运行工作的正常进行。
4 水轮发电机组启动试运行前的检查
4．1 引水系统的检查
4．1．1 进水口拦污栅已安装调试完工并清理干净检查合格，拦污栅差压测压传感器于测量
仪表已安装完工检查调试合格。
4．1．2 进水口闸门门槽已清扫干净检查合格，检查闸门、工作闸门、充水阀、启闭装置已
安装完工，在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好，启闭时间应符合设
计要求。检查闸门、工作闸门在关闭状态。
4．1．3 压力管道、调压井及通气孔、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检查合格清理干净。
灌浆孔已封堵。测压头已装好、测压管阀门、测量表计均已安装。压力管道上如有测流量装
置，无水调试应合格。伸缩节间隙应均匀，盘根有足够的紧量。非本期发电部分分叉管闷头
已可靠封堵。所有进人孔（门）的盖板均已严密封闭。 4．1．4 蝴蝶阀（或球阀）及其旁通阀已安装完工调试合格，启闭情况良好，处于关闭状态。
油压装
置及操作系统已安装完工检验合格，油泵运转正常。 4．1．5 蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板、轴流式转轮的悬挂吊具或临时支座等均已拆除。
4．1．6 蜗壳及尾水管排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。 4．1．7 尾水闸门门槽及其周围已清理干净。尾水闸门及其启闭装置已安装完工，检验合格，启闭情况良好。尾水闸门处于关闭状态，尾水闸门启闭机机抓梁可随时投入工作。尾水闸门
室或尾水调压井、尾水洞已清理干净，尾水闸门室闸门及启闭装置已安装完工检验合格，启
闭情况良好，闸门处于关闭状态。
4．1．8 电站上下游水位测量系统安装调试合格，水位信号远传正确。
4．2 水轮机的检查
4．2．1 水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格，施工记录完整，上下止漏环间隙或轴
流式水轮机转轮叶片于转轮室间隙已检查无遗留杂物。 4．2．2 真空破坏阀已安装完工，经严密性渗漏试验及设计压力下试验合格。
4．2．3 顶盖排水泵已暗转完工，检验合格，手、自动操作回路正常。自流排水孔畅通无阻。
4．2．4 主轴工作密封于检修密封已安装完工，经检验检修密封无渗漏。调整工作密封水压
至设计规定值。
4．2．5 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，各整
定值符合设计要求。
4．2．6 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。剪断销简短信号及其它导叶保护装置检查
试验合格。
4．2．7 水轮机筒型阀及操作系统应具备如下条件：
a) 筒型阀及操作系统设备已安装完工、检验合格。操作系统油压和油位正常，透
平油化验合格。电气操作柜各表计指示与实际相符，各传感器及阀门均已整定符合要求。
b) 在无水情况下手动操作筒型阀，其启闭工作应正常，各接力器上、下腔油压差
在设计允许范围内，调整关闭和开启时间应符合设计要求。
c）进行现地和远方操作试验，操作回路正确，筒型阀动作灵活可靠。
4．2．8 各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器计各种变送器均已安装完工，管
路线路连接良好，通流通畅，管路中无杂物已清除干净。
4．2．9 尾水射流补气装置已安装完工并处于关闭状态。在确认尾水不会倒灌的前提下，水
轮机大轴自然补气阀应处于开启状态。
4．3 调速系统的检查
4．3．1 调速系统及其设备已安装完工，并调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化
验合格。各部表计、阀门、自动化元件均已整定符合要求。
4．3．2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。集油槽油位继电器动作
正常。高压补气装置手动、自动操作正确。漏油装置手动、自动调试合格。4．3．3 由手动操作将油压装置的压力油通向调速系统，检查各油压管路、阀门、接头及部
件等均应无渗漏现象。
4．3．4 调速器电调柜已安装完工并调试合格，电气－机械/液压转换器工作正常。 4．3．5 调速器锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。 4．3．6 进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、接力器及导水机构联动操作的
灵活可靠和全行程内动作平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器
等三者的一致性，并录制导叶开度与接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。 4．3．7 事故配压阀和分段关闭装置等均已调试合格。用紧急关闭方法初步检查导叶全开到
导叶全关所需时间,应符合设计要求。
4．3．8 对于转浆式水轮机，应由调节器操作检查桨叶转动指示器和实际开度的一致性，模
拟各种水头下导叶和桨叶协联关系曲线。
4．3．9 对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机、停机和事故停机各部件
动作的准确性和可靠性。
4．3．10 测速装置安装完毕检验合格，继电器接点已按要求初步整定。 4．4 水力发电机的检查
4．4．1 发电机整体已安装完工，试验和检验合格，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。
4．4．2 导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水压(或流量)已调试，整定值符合设计要求。推力外循环油冷却系统工作正常。
4．4．3 推理轴承的高压油顶起装置已调试合格，压力继电器工作正常，单向阀及管路阀门
均已无渗油现象。
4．4．4 发电机风罩以内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器等均已检查合格，处于正
常工作状态。
4．4．5 发电机转子集电环、炭刷、炭刷架已检查，炭刷与集电环接触良好并调试合格。 4．4．6 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线、端子板均已检查正确无误，牢固牢靠。 4．4．7 发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常，充水前制动系
统处于手动制动状态。制动器吸尘装置动作准确。
4．4．8 发电机的空气冷却器已检查合格，风路、水路畅通无阻。阀门及管路无渗漏水现象。 4．4．9 测量发动机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器、气隙监测装置、局部发电监
测仪等均已安装完工，调试、正定合格。
4．4.10 对于定子绕组水内冷或蒸发冷却器的发电机，定子绕组的水内冷却系统或蒸发冷
却系统已检查、调试合格，冷却介质检验合格，进出口管路和二次冷却水管路、接头、阀门
均已检查合格无渗漏。
4．5 励磁系统的检查
4．5．1 磁电源变压器已安装完工试验合格，高、低压端连接线与电缆已检验合格。 4．5．2 励磁系统盘柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好。
4．5．3 励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。
4．5．4 交直流灭磁开关主触头接触良好，开距符合要求，动作灵活可靠。4．5．5 励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。 4．5．6 励磁操作、保护及信号回路接线正确动作可靠，表计检验合格。 4．6 油、气、水系统的检查
4．6．1 冷却水供水包括稳压水池供水、射流泵供水、加压泵供水、蜗壳取水口减压阀供
水、前池取水口供水以及备用水及清洁水系统等，均已分别调试合格，工作正常。 4．6．2 机组冷却水供水过滤器及供水环管，进入机组冷却器的冷却水进出水管路阀门、
接头均已检查合格，压力表(或压力信号器)、示流信号器(流量计)、温度计等自动化元件已检验合格。
4．6．3 厂内渗漏排水和检修排水系统已经全面检查合格。各深井泵、排水泵手、自动工
作正常，水位传感器经调试，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需要。 4．6．4 全厂透平油、绝缘油系统已投入运行部分能满足该台机组供油、用油和排油的需
要。油质经化验合格。用于全厂液压操作的公用油压装置已调试检验合格，并投入运行。 4．6．5 高低压空气压缩机均已调试合格，储气罐及管路系统无漏气，管路畅通。各压力
表计、温度计、流量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。
4．6．6 机组调相运行供气、自动化元件及系统均已检查合格，动作正确无误。补气量及
压力均能满足压水和调相运行的要求。
4．6．7 各管路、附属设备已涂漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。 4．7 电气一次设备的检查
4．7．1 发动机主引出线、机端引出口处的电流互感器等设备已安装完工检查合格中性点
引出线及电流互感器、中心点消弧线圈(或中性点接地变压器、电阻)均已检查合格。 4．7．2 发动机断路器、隔离开关、电制动开关等已安装检查合格。 4．
7．3 发动机电压母线及其设备已全部安装完工检验并试验合格，具备带电试验条件。 4．7．4 主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油化验
合格，油冷却系统调试合格，具备带电试验条件。
4．7．5 相关厂用电设备已安装完工检验并试验合格，已投入正常工作，并至少有两路独
立电源供电。备用电源自动投入装置已检验合格，工作正常。
4．7．6 与本机组发电及送出有关的高压配电装置已安装完工并检验调试合格。 4．7．7 全厂接地网和设备接地已检验，接地连接良好，接地测试并已检查。总接地网接
地电阻和升压站的接触电位差、跨步电位差已测试，符合规定值的要求。 4．7．8 厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检查
合格。事故照明已检查合格，油库、蓄电池室等防爆灯已检查合格。 4．8 电器二次系统及回路检查
4．8．1 机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，检查合格，电缆连接正确无误，
连接可靠。
4．8．2 计算机监控系统的机组现地控制单元、全厂开关站控制单元、进水口工作闸门控
制单元、公用设备控制单元等已安装完工，并与被控设备调试合格。中央控制室的全厂集中
监控设备如返回屏、控制台、计算机监控系统及不间断电源等设备均已安装完工试验合格。 4．8．3 直流电源设备已安装完工检验合格，并投入工作正常，逆变装置及其回路已检验
合格。
4．8．4 下列电气操作回路已检查并通过模拟试验，已验证其动作的正确性、可靠性与准
确性;
a) 进水口闸门自动操作回路。
b) 蝴蝶阀(球阀或筒型阀)自动操作回路。
c) 机组自动操作与水力机械保护回路。
d) 发动机励磁操作回路。
e) 发动机断路器、电制动开关操作回路。
f) 直流及中央音响信号回路。
g) 全厂公用设备操作回路。
h) 同期操作回路。
i) 备用电源自动投入回路。
j) 各高压断路器、隔离开关的自动操作与安全闭锁回路。
k) 厂用电设备操作回路。
4．8．5 电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查之后，下列继电保护回路应进行模
拟试验，验证动作的准确性;
a) 发动机继电保护与故障滤波回路。
b) 主变压器继电保护与故障滤波回路。
c) 高压配电装置继电保护回路。
d) 送电线路继电保护与故障滤波回路。
e) 厂用电继电保护回路。
f) 其它继电保护回路。
g) 仪表测量回路。
4．8．6 厂内通信、系统通信及对外通信等设施均已安装调试完毕，检查合格，回路畅通，
准确可靠、能够满足电网调度、远动、继电保护、厂内生产调度和行政管理的需要。
4．9 消防系统及设备的检查
4．9．1 与启闭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，并用过消防部门验收。
4．9．2 发动机内灭火管路、灭火喷嘴、火灾探测器等已检验合格。消火栓或雨淋阀经手
自动操作动作准确，通压缩空气试验畅通无阻。 4．9．3 主变压器水喷雾系统安装调试合格，并经实际喷射试验，符合SDJ 278—1990的
要求。主变压器油池雨事故排油系统符合设计要求，排油畅通。 4．9．4 全厂火灾报警雨联动控制系统安装调试合格。火灾探头动作准确，联动控制动作正确，并通过消防部门验收。
4．9．5 全厂消防供水水源可靠、管路畅，压力满足设计要求。 4．9．6 电缆防火堵料、涂料、防火隔板等安装完工，电缆穿越楼板、墙壁、盘柜的孔洞及电缆管口已可靠封堵。
4．9．7 按机组启动试运行大纲要求的临时性灭火器具配置已完成。
5 水轮发电机组充水试验
5．1 充水条件
5．1．1 对于饮水式水电站，引水隧洞至调压井段已充水。对于坝后式或河床式水电站，
坝前水位已蓄至最低发电水位。
5．1．2 充水前应确认进水口检修闸门和工作闸门处于关闭状态。确认蝴蝶阀(球阀或筒型
阀)处于关闭状态。蜗壳取排水阀、尾水管排水阀处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于
关闭状态，接力器锁定投入。确认水轮机主轴检修密封在投入状态。确认尾水闸门处于关闭
状态。确认尾水洞（尾水渠）已充水，尾水洞（尾水渠）检修闸门已开启。5．1．3 充水前必须确认电站厂房检修排水系统、渗漏排水系统运行正常。 5．1．4 与充水有关的各通道和各层楼梯照明充足，照明备用电源可靠，通信联络设施完
备，事故安全通道畅通，并设有明显的路向标志。
5．2 尾水管充水
5．2．1 利用尾水倒灌或机组技术供水排水管供水等方式向尾水管充水，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、尾水管进人门等处的漏水情况，
记录测压表计的读数。
5．2．2 充水过程中必须密切监视各部渗、漏水情况，确保厂房及其它机组安全，发现漏
水等异常现象时，应立即停止充水进行处理，必要时浆尾水管排空。 5．2．3 待充水至与尾水平压后，提起尾水闸门，并锁定在门槽口上。 5．3 压力管道和蜗壳充水
5．3．1 打开检修闸门充水阀，观察检修闸门与工作闸门间水位上升情况，平压后提起检
修闸门。观察工作闸门下游侧的漏水情况。
5．3．2 打开工作闸门充水阀，向压力管道充水，监视压力管道水压表读数，检查压力管
道充水情况。对饮水式水电站，则可开启调压井工作闸门的旁通阀或蝴蝶阀（或球阀）的旁
通阀向压力管道及蜗壳充水。
5．3．3 检查钢管伸缩节、蜗壳进人门的漏水情况。监测蜗壳的压力上升情况。 5．3．4检查水轮机顶盖、导水机构、筒型阀和主轴密封的漏水情况及顶盖的排水情况。有
条件时，可测量记录筒型阀及导水叶的漏水量。
5．3．5 检查蜗壳弹性垫层排水情况。
5．3．6 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。
5．3．7 安装有蝴蝶阀（或球阀）的引水系统，在压力管道充水时，应先检查蝴蝶阀（或
球阀）关闭状态下的渗漏情况，然后打开旁通阀向蜗壳充水。有条件时，测量蝴蝶阀（或球
阀）的漏水量。
5．3．8 充水过程中，检查压力管道通气孔的排气是否畅通，同时注意应使蜗壳中的积气
完全排除。
5．3．9 蜗壳平压后，记录压力管道与蜗壳充水时间。 5．4 充水平压后的观察和试验
5．4．1 以手动或自动方式进行工作闸门静水启闭试验，调整、记录闸门启闭时间积压力
表计读数。进行远方启闭操作试验，闸门应启闭可靠，位置指示正确。 5．4．2 设有事故紧急关闭闸门的操作回路时，则应在闸门控制室、机旁和电站中央控制
室分别进行静水紧急关闭闸门的试验，检查油压启闭机或卷扬启闭机离心制动的工作情况，
并测定关闭时间。
5．4．3 若装有蝴蝶阀(或球阀)，当蜗壳充满水后，操作蝴蝶阀（或球阀），检查阀体启闭
动作情况，记录开启和关闭时间。在手动操作试验合格后，进行自动操作的启闭动作试验。
分别进行现地和远方操作试验，蝴蝶阀（或球阀）在静水中启闭应正常。 5．4．4 装有水轮机筒型阀的机组，蜗壳充水后按5。4。3条要求对筒型阀进行现地和远方操作试验。
5．4．5 压力管道充满水后应对进水口、明敷钢管的混凝土支墩等水工建筑物进行全面的
检查，观察是否有渗漏、支墩变形、裂缝等情况。
5．4．6 观察厂房内渗漏水情况，积渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。5．4．7 操作机组技术供水系统管路各阀门设备，通过蜗壳取水口使机组技术供水系统充
水，并调整水压至工作压力（或流量符合要求），检查减压阀、滤水器、各部位管路、阀门及
接头的工作情况。
6 水轮发电机组空载试运行
6．1 启动前的准备
6．1．1 主机周围各层场地以清理干静吊物孔盖板已盖好，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，振动摆度等测量仪器仪表准备齐全。 6．1．2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。
6．1．3 各部冷却水、润滑水投入，水压、流量正常，润滑油系统、操作油系统工作正常，
各油槽油位正常
6．1．4 渗漏排水系统、高低压压缩空气系统按自动方式运行正常。 6．1．5 上下游水位、各部原始温度等已记录。
6．1．6 动高压油顶起装置顶起发动机转子。对于无高压油顶起装置的机组，在机组启动
前应用高压油泵顶起转子，油压解除后，检查发动机制动器，确认制动器活塞已全部落下。
装有弹性金属塑料推力轴瓦的机组，首次启动时，也应顶一次转子。 6．1．7 漏油装置处于自动位置。
6．1．8水轮机主轴密封水投入，检修密封排除气压，水轮机筒型阀在全开位置。 6．1．9 调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：
a) 油压装置至调速器主油阀阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指
示正常。油压装置处于自动运行状态。
b）调速器的滤油器位于工作位置。
c）调速器处于机械“手动”或电气“手动”位置。
d) 调速器的导叶开度限制位于全开位置。
e) 调速器的速度调整机构位于额定转速位置。
f）永态转差系数bp暂调整到2%－4%之间。
6．1．10 与机组有关的设备应符合下列要求：
a）发电机出口断路器断开，或与主变压器低压侧的连接端应断开。
b）发电机转子集电环炭刷已研磨好安装完毕，炭刷拔出。
c）水力机械保护和测温装置已投入。
d）拆除所有试验用的短接线及接地线。
e）外接标准频率表监视发动机转速。
f）电制动停机装置短路开关处于断开位置。
g）发动机灭磁开关断开。
h）机组现地控制单元已处于工作状态，已接入外部调试检测终端，并具备安全
监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。
6．2 首次手动启动试验
6．2．1 拔出接力器锁定，对装有高压油顶起装置的机组，手动投入高压油顶起装置。
6．2．2 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无摩擦或碰撞情况。 6．2．3 确认各部正常后，手动打开导叶开度限制机构，当机组转速接近50%额定值时，暂停调速，观察各部运行情况。检查无异常后继续增大导叶开度，使转速升至额定值，机组
空载运行。当机组升至80%额定转速（或规定值）后，可手动切除高压油顶起装置，并效验
电气转速继电器相应的触点。
6．2．4 当达到额定转速时，效验电气转速表应指示正确。记录当时水头下机组的空载开
度。
6．2．5 在机组升速过程中，应加强对各部轴承温度的监视，不应有急剧升高或下降现象。
机组启动达到额定转速后，在半小时内，应每隔5min测量一次推力轴瓦及导轴瓦的温度，以
后可适当延长记录时间间隔，并绘制推力轴瓦及各部导轴瓦的温升曲线，观察轴承油面的变
化，油位应处于正常位置。待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，
此值不应超过设计规定值。
6．2．6 机组启动过程中，应密切监视各部位运行情况。如发现金属碰撞或摩擦、水车室
窜水、推理瓦温度突然升高、推力油槽或其它油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，应立
即停机检查。
6．2．7 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。
6．2．8 记录各部水力量测系统表计读数和机组监测装置的表计读数（如发电机气隙、蜗
壳差压、机组流量等）。
6．2．9 测量记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于轴承间隙或符合机组合同的有关规
定。
6．2．10 测量、记录机组各部位振动，其值应小于表1的规定。当振动值超过表1时，应
进行动平衡试验。
表1 水轮发电机组各部位振动允许值（双幅值）
序号
项目额定转速 r/min
＜100 100－250 ＞250－375 ＞375－750
振动允许值 mm
1 水轮机顶盖水平振动 0．09 0．07 0．05 0．03
2 顶盖垂直振动 0．11 0．09 0．06 0．0
3 3 水力发电机带推力轴承支架的垂直振动 0．08 0．07 0．05 0．0
4 4 带导轴承支架的水平振动 0．11 0．09 0．07 0．0
5 5 定子铁芯部位机座水平振动 0．04 0．03 0．02 0．02
6 定子铁芯振动(100Hz双幅振动值)
0．03 0．03 0．03 0．03 6．2．11 若机组振动值超标，需进行动平衡试验并符合下列要求：
a）当发电机转子长径比小于1/3时，可只做单面动平衡试验，当长径比大于1/3
时，应进行双
面动平衡试验。
b）动平衡试验应以装有导轴承的发电机上下机架的水平振动双幅值为计算和评
判的依据，推荐采用专门的振动分析装置和相应的计算机软件。
c）转速超过300r/min的机组，一般应做动平衡试验。
6．2．12 测量发电机残压及相序，观察其波形，相序应正确，波形应完好。
6．3 机组空载运行下调速系统的试验
6．3．1 电液转换器或电液伺服阀活塞的振动正常。
6．3．2 检查调速器测频信号，应波形正确，幅值符合要求。
6．3．3 进行手动和自动切换试验，接力器应无明显摆动。
6．3．4 频率给定的调整范围应符合设计要求。
6．3．5 调速器空载扰动试验应符合下列要求：
a）扰动量一般为?8%.
b）转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%。
c）超调次数不超过两次。
d）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要求。
e）选取最优一组调节参数，提供空载运行使用。在该组参数下，机组转动相对
机组整套启动方案
目录 1.整套启动方案编写说明 2.#1机组整套启动原则方案 3.#1机组整套启动必备条件 3.1总体 3.2锅炉 3.3汽机 3.4电气 3.5热控 3.6化学 3.7输煤、制粉、除灰系统 4.#1机组整套启动准备工作 5.#1机组整套启动调试内容及时间安排5.1空负荷调试阶段 5.2带负荷调试阶段 5.3 满负荷168h试运阶段 6.#1机组整套启动调试质量目标
河北国华定洲发电厂#1机组整套启动方案 1.整套启动方案编写说明 1.1按国家电力公司2001年版《火电机组达标投产考核标准》300MW以上机组从首 次点火吹管至机组完成168h满负荷试运的工期≤90天为标准，因此，计划从点火冲管至机组完成168h满负荷试运共计90天的时间分配如下：冲管5天； 整套启动条件具备时间15天；整套启动准备时间5天；空负荷启动时间5天；汽轮机翻瓦及消缺15天；带负荷调试30天；168试运行15天；共计90天。 1.2整套启动方案所提出的调试项目、内容及质量目标，是按电力工业部96版 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》,电力工业部建设协调司96版《火电工程启动调试工作规定》, , 《建设国际一流电厂工作规划及实施大纲》的规定所决定。 1.3本整套启动方案主要说明#1机组在整套启动的原则方案及整套启动时的必备条 件、调试项目、调试时间安排，以便现场各方人员对机组整套启动的情况心中有底，做好各自责任范围内的工作，顺利完成整套启动任务。 1.4 与本整套启动方案相配套的措施有“#1机组锅炉整套启动调试措施” ,“#1机组 汽机整套启动调试措施” ,“#1机组电气整套启动调试措施” ,“#1机组整套启动期间水汽质量监督措施”,“机、电、炉横向大联锁试验措施”。相关专业调试内容可见这些措施。 2.#1机组整套启动原则方案 按1996年版《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》，整套启动试运分空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。并按排在满负荷调试168小时前完成甩负荷试验。 2.1空负荷调试 2.1.1机组空负荷调试是在机组分系统经分部试转转合格后进行，空负荷调试主要包括：按启动曲线开机；机组轴系振动监测；调节保安系统有关参数的调试和整
××水电站机组启动试运行方案 1、机组启动试运行作业流程图 机组启动试运行前的检查 压力钢管及蜗壳充水 机组首次起动 调速器空载扰动试验 过速试验 自动开停机试验 发电机定子绕组的直流耐压试验 发电机升压试验 升压站升压试验 励磁装置试验 主变冲击试验 解并列试验 带负荷试验 甩负荷试验 低油压关机试验 事故配压阀动作关机试验 动水关闭电动蝶阀试验 72小时试运行 检修、开机移交 2、作业方法及要求 2.1 机组起动试运行前的检查 2.1.1 作业方法 在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组 成的验收检查组对以下项目进行验收检查。 2.1.1.1 水轮机部分的验收检查； 2.1.1.2 调速系统的验收检查； 2.1.1.3 发电机部分的验收检查； 2.1.1.4 励磁系统的验收检查； 2.1.1.5 油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.6 电气一次设备的验收检查； 2.1.1.7 电气二次设备的验收检查； 2.1.2 质量检验 2.1.2.1 检验依据 有关厂家技术说明书和设计图纸 《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91
《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90 2.1.2.2 检验方法和器具：目测及检查记录 2.2 压力钢管及蜗壳充水 2.2.1 作业方法 2.2.1.1 检查压力钢管、电动蝶阀、伸缩节、蜗壳等各连接螺栓应紧固，人孔门应 关闭严密，并全关技术供水总阀。 2.2.1.2 全开全关电动蝶阀，应动作灵活，无卡堵现象；试验完毕后全关电动蝶阀 主阀及旁通阀并投入锁定。 2.2.1.3 检查调速器油压装置处于正常工作状态，压力油罐压力及油位正常。手动 操作调速器，使导叶全行程开、关数次无异常情况。检查完成后将导叶全关，并投入接 力器锁锭和调速器锁锭，漏油装置处于自动运行状态。 2.2.1.4 投入发电机制动、使机组处于制动状态。 2.2.1.5 缓慢关闭前池冲沙闸门，使前池水流缓慢向压力钢管充水。注意监视电动 蝶阀前压力表读数，检查压力钢管充水情况。 2.2.1.6 检查压力管道、电动蝶阀的漏水情况，无异后打开蝶阀旁通阀，向蜗壳充 水，记录蜗壳充水时间。 2.2.1.7 蜗壳平压后，打开电动蝶阀，进行静水下的开关试验，检查阀体启闭动 作，记录阀体开启和关闭时间，在手动操作合格后，进行自动操作的启闭动作试验，分 别进行现地和远方操作试验。试验完后，全开电动蝶阀，关闭旁通阀。 2.2.2 质量检验 2.2.2.1 检验依据 《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第 3.1 条、第 3.2 条 2.2.2.2 检验方法和器具 1).记录上游水位，检查压力钢管及蜗壳压力表，直至压力钢管充水平压，充水过 程中监视压力钢管及蜗壳有无异常情况。 2).从电动蝶阀、伸缩节等处，检查蝶阀的漏水情况。 3).目测检查蜗壳底座、蜗壳放空阀等处的漏水情况。 4).检查前后墙板、导水机构和主轴密封漏水情况。 5).检查各压力表及测压管的漏水情况，并记录其指示值。 6).在机旁仪表盘上，监视并记录水位计的毛水头及水力测量系统表计的读数。 7).监视厂房渗漏集水井内的水位变化情况。 2.3 技术供水调试 2.3.1 作业方法 2.3.1.1 关闭各支路供水阀门，打开蝶阀前供水总阀，向技术供水系统总管充水。 注意监视进出口水压力。 2.3.1.2 打开技术供水总管排污阀，排出管道内污物，待水质变清且无杂质流出后 关闭排污阀。 2.3.1.3 机组技术供水总管充水运行稳定后，打开冷却水进水总阀和冷却水出水阀， 然后缓缓开启冷却水进水总阀后的手动闸阀，使冷却水压力保持在0.25MPa 左右。 2.3.1.4 充水过程中，应检查以下项目： 1） .整个技术供水系统中各管道、阀门、接头不应有漏水现象。
机组启动试运行作业指导书1、机组启动试运行作业流程图
2、作业方法及要求 2.1机组起动试运行前的检查 2.1.1作业方法 在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组成的验收检查组对以下项目进行验收检查。 2.1.1.1引水系统的验收检查； 2.1.1.2水轮机部分的验收检查； 2.1.1.3调速系统的验收检查； 2.1.1.4发电机部分的验收检查； 2.1.1.5励磁系统的验收检查； 2.1.1.6油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.7电气一次设备的验收检查； 2.1.1.8电气二次设备的验收检查； 2.1.2质量检验 2.1.2.1检验依据 有关厂家技术说明书和设计图纸 《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91 《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92 《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92
《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90
《进口水轮发电机（发电/电动机）设备技术规范》DL/T730-2000 2.1.2.2检验方法和器具：目测及检查记录 2.2尾水充水 2.2.1作业方法 2.2.1.1全关机组蜗壳进人门及尾水进人门。 2.2.1.2全关机组蜗壳放空阀，锁锭投入。 2.2.1.3投入空气围带 2.2.1.4关闭蜗壳取水阀 2.2.1.5关闭尾水盘形阀，且关闭严密，锁锭装置已投入。 2.2.1.6顶盖排水泵及其电源处于完好状态。 2.2.1.7水机室用于顶盖紧急备用排水的潜水泵已准备就绪。 2.2.1.8手动操作调速器将机组导叶打开3%-5%开度。 2.2.1.9打开尾水充水阀，向尾水充水。 2.2.1.10充水过程中，观察尾水管进口测压表、顶盖及蜗壳测压表。 2.2.1.11充水过程中，观察顶盖自流排水情况。 2.2.1.12待平压后，用尾水门机提起尾水门，并进行静水下的起落试验。试验完后，将尾水门全开并锁定在门槽上。 2.2.1.13进行顶盖排水泵排水调试。 2.2.1.14充水结束后关闭导叶，投入接力器锁锭。 2.2.1.15关闭尾水充水阀。 2.2.2质量检验 2.2.2.1检验依据 《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第3.1条、第3.2条 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 2.1.2.2检验方法和器具 1）.充水过程中，用目测方法，监视检查尾水盘形阀、尾水锥管进人门及蜗壳进人门的密闭性及漏水情况。
2×350MW机组整套启动方案 1. 机组启动原则 1.1 汽轮机启动状态的规定 汽轮机的启动状态划分是以高压内缸上半调节级处内壁金属温度为依据的，具体可分为： a) 冷态启动：金属温度≤121℃； b) 温态启动：金属温度在121～250℃； c) 金属温度在250～450℃之间； d) 极热态启动：金属温度≥450℃。 1.2 汽轮机启动规定 1.2.1 汽轮机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽过热度符合规定要求，即高压主汽阀入口处的蒸汽温度应具有56℃的过热度，但最高汽温不得超过427℃，主汽阀入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数曲线”所示区域内，同时，根据哈尔滨汽轮机厂的“汽轮机转速保持推荐值表”将转子升速到允许的加热转速范围内的一个转速进行暖机，在任何情况下不得减少中速暖机时间，以防转子发生脆性断裂； 1.2.2 汽轮机在热态启动时，蒸汽进入汽轮机至少有56℃的过热度，并满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”的要求，根据哈尔滨汽轮机厂的“热态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间。 1.3 机组首次冷态启动程序 整套启动前的条件确认→辅机分系统投入→机组冲动→盘车脱扣检查→摩擦及低速检查(400r/min)→中速暖机(1000r/min)→高速暖机(2040r/min)→阀切换→定速(3000r/min)→打闸试验→安全装置在线试验→机械飞锤压出试验→油泵切换试验→DEH参数点调整→电气试验。 机组并网→带18～35MW运行3～4小时→机组解列→做汽门严密性试验→做超速试验。 机组并网→负荷70MW、投高加→负荷175MW、洗硅运行、启动汽泵，
机组甩50%负荷试验。 机组并网→负荷210MW，做进汽阀门试验→负荷265MW、锅炉洗硅、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统→负荷350MW、RB试验、做机组甩100%负荷试验。 冷态、温态、热态和极热态启动试验→机组带负荷350MW连续168小时运行→进入试生产阶段。 2. 整套启动前应具备的条件 2.1 汽轮发电机组安装工作全部完毕，辅机单体和分系统试运工作已完成，热工调节控 制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完； 2.2 厂房内地面平整，道路畅通，照明充足，通讯联络可靠； 2.3 主要系统管道的吊架和支架完整、牢固，弹簧吊架的固定销钉应拆除； 2.4 调整试验用的临时堵板，手脚架，接地线，短路线，工作牌等临时安全设施已拆除， 恢复常设的警告牌和护栏； 2.5 设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确； 2.6 消防设施齐全，消防水系统压力充足处于备用状态； 2.7 不停电电源切换试验做完，投入备用； 2.8 机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常； 2.9 确认厂用计算机工作正常，供电电源可靠并完成电源切换工作，DCS 显示与设备实 际状态相符； 2.10 启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好； 2.11 整套启动电气试验方案已经报调度审批完毕； 2.12 建立整套启动电气试验检查确认单，并确认完成； 2.13 编制试验程序，绘制系统图； 2.14 准备好设计、设备图纸及定值单，以备查看； 2.15 按照组织机构，通知有关人员到岗；
D L水轮发电机组起动 试验规程 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
水轮发电机组起动试验规程 DL507-93 目录 1总则 2水轮发电机组起动试运行前的检查 3水轮发电机组充水试验 4水轮发电机组空载试运行 5水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验、主变压器 冲击合闸试验 6水轮发电机组并列及负荷试验 7水轮发电机组72h带负荷连续试运行 附录A水轮发电机组甩负荷试验记录表格式（参考件） 附加说明
1总则 1.0.1本规程适用于单机容量为3000kW及以上的水轮发电机组起动试运行试验与交接验收。小于3000kW的机组可参照执行。本规程不适用于可逆式抽水蓄能机组的起动试验与交接验收，有关试验项目及要求将另行规定。 1.0.2水轮发电机组安装完工检验合格后应进行起动试运行试验，试验合格交接验收后方可投入系统并网运行。起动试运行试验的目的在于验证机组制造与安装质量，为正式并网运行创造条件。 1.0.3除本规程规定的起动试运行试验项目以外，如需增加试验项目应由生产建设部门根据实际情况会同有关单位拟定试验方案报上级主管部门批准，并抄报电力工业部水电站水轮发电机标准化技术委员会。 1.0.4对机组起动过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，使水轮发电 机组交接验收后可长期、安全、稳定运行。 1.0.5水轮发电机组的继电保护，自动控制，测量仪表等装置和设备，及与机组运行有关 的电气回路、电器设备等，均应根据相应的专用规程进行试验。 2水轮发电机组起动试运行前的检查 2.1引水系统的检查 2.1.1进水口拦污栅已安装完工并清理干净检验合格。 2.1.2进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。工作闸门，充水阀，启闭装置已安装完工。 在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好。检修闸门在关闭状态。2.1.3压力钢管、调压井及通气孔、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计均已安装。伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。非本期发电部分分叉管闷头已封堵。所有进人孔(门)的盖板均已严密 封闭。 2.1.4蝴蝶阀（或球阀）及旁通阀已安装完工调试合格，启闭情况良好。油压装置及操作
In the schedule of the activity, the time and the progress of the completion of the project content are described in detail to make the progress consistent with the plan.汽轮机电气整套启动方案 正式版
汽轮机电气整套启动方案正式版 下载提示：此解决方案资料适用于工作或活动的进度安排中，详细说明各阶段的时间和项目内容完成的进度，而完成上述需要实施方案的人员对整体有全方位的认识和评估能力，尽力让实施的时间进度与方案所计划的时间吻合。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 1 编制目的 启动试验是全面检验主机及其配套系统的设备制造、设计、施工、调试和生产准备的重要环节，在启动试验过程中检验一、二次回路（控制、励磁、测量、保护）的可靠性，是保证机组安全、经济、文明地投入生产，形成生产能力，发挥经济效益的关键性程序。为了明确整套启动调试工作的任务和各方职责，规范整套调试项目和程序，使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地进行，特编制本措施用于指导发电机组整套启动试验过程。
2 编制依据 2.1. 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996版）》； 2.2. 《火电工程启动调试工作规定》； 2.3. 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006； 2.4. 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》； 2.5. 《电力系统自动装置检验条例》； 2.6. 有关行业和厂家的技术标准； 2.7. 设计图纸和制造厂家安装、调试说明书； 3 主要设备参数
珠江水泥有限公司余热发电工程 7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案 1简要概述 1.1工程简要概述 珠江水泥余热电厂，设备简介 2整套启动调试的目的和任务 2.1调试目的 整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。 2.2启动调试的任务
2.2.1进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。 222检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。2.2.3监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。2.2.4考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。 2.2.5记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。 2.2.6试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。 2.2.7投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。 2.2.8进行50 %及100 % B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性； 3主要设备技术范围 3.1汽轮机 型号：NZ7.5-1.05/0.2 型式：双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。 额定出力：7.5 MW 调节方式DEH控制系统 主蒸汽压力：1.05 MPa 主蒸汽温度：320 C
电厂机组整套启动作业指导书 1 目的 确保机组整套启动过程中各项操作控制有序、操作规范，保证整台机组安全、顺利地启动。 2 适用范围 适用于本公司# 机组整套启动。 3 术语 本作业指导书无特殊术语。 4 人员责任 4.1 项目运行部：负责全过程中的监督、协调工作。 4.2 值长：负责当值期间的指挥、调度、协调工作。 4.3 主控制员：负责当值期间的指挥、主要操作、记录工作。 4.4 副控制员：负责集控室内CRT上的各项具体操作。 4.6 值班员：负责所辖范围内系统的检查、就地操作。 5 工作流程 5.1启动前应具备条件 5.1.1接到市调准备启动# 机组的命令。 5.1.2设备的检修工作全部结束，现场整洁，设备保温完好，影响启动工作票全部注销，机组具备启动条件： a）检查确认在机组启动前的所有试验清单完整。 b）检查确认所有单体、分系统静态试验已完成并验收合格。 c）检查确认无影响机组启动的重大设备缺陷。 d）各种启动过程中的技术方案齐全并已获得批准。 5.1.3检查确认6KV，380V，UPS系统，直流系统，各MCC柜已为正常运行方式。
5.1.4机组启动前，热工所有表计应投入；各种控制、保护信号的电源已送上，DCS系统(DEH、DAS、MEH、ETS、TSI)试验检查正常，系统已投入运行，烤机不少于2小时。 5.1.5检查确认柴油发电机启、停及加载试验正常，并投“自动”。 5.1.6电气设备接地线完好，绝缘合格，设备已送电，操作按钮灯光显示正常，各转机试转正常。 5.1.7化学已准备充足合格的除盐水、氢气，100立方米启动补水箱水位正常，水质化验合格。 5.1.8各转机设备油箱、轴承加足合格的润滑油或润滑脂，能盘动的设备盘动转子灵活，安全罩齐全，牢固可靠。 5.1.9机组A、B、C、D修后的冷态启动前，应严格按照运行规程要求进行各项联锁保护试验以及各电（气）动门、调节门开关试验正常，执行专项操作指导书。 a.事故按钮试验。 b火检冷却风机，空预器主、辅驱联锁试验。 c.机、炉、电大联锁试验。 d.水泵及油泵联锁试验。 e.转机静态联锁试验。 f.程控装置试验。 g.汽轮机TSI、ETS保护试验。 h.小机各项保护试验。 i.电气双电源联动试验。 J.发电机断水联合试验。 5.1.10机组启动时，确认相应保护正常投入（特殊情况下，确实不能投入的保护项目，须经总工程师批准，并制定相应的安全技术措施）。 5.1.12燃煤、燃油充足，且质量合格。各类消防设施齐全，照明电源可靠。 5.1.13检查确认汽轮机静态试验已全部完成，仪表、保护校验正确并按规定投入正常。 5.2炉点火前的准备 5.2.1通知补水泵房启动补水泵向化学补水
某某某电站2号机组启动试验方案 编写： 审核： 批准： 某某某电站机组设备检修项目部 二0一一年三月十八日
某某某电站2号机组启动试验方案为使某某某电站设备2号机组在大修后能准确迅速投入系统运行，预防弃水，根据招标文件中的相关内容，结合《立式水轮发电机检修技术规程》，修后启动试验分为：充水启动试验、空载扰动试验、机组过速试验、发电机零起升压试验、同期并网带负荷试验、甩负荷试验、事故低油压停机试验、24小时试运行试验。为保证试验工作安全有序进行，特编制以下试验方案，试验时要求把试验的数据完整的记录下来，所有试验项目合格后方可正式投入运行。 一、试验组织措施 现场负责人： 技术监督： 试验人员： 二、启动试验前的验收 1.检修完工要严格执行验收制度，加强质量管理； 2.检修质量验收要求实行检修工作人员自检与验收人员检验相结合； 3.各级验收人员应由工作认真负责、熟悉检修技术业务者担任； 4.机组检修完工，三级验收完成，各项检验数据合格，启动前的全面检查通过后，方可进 行启动试验。 三、本机试验 1.充水前的调整与试验 1.1.机械零位调整试验：要求5分钟零位漂移不超过1mm。 1.2.调速器接力器开启和关闭时间测试： 实测接力器开启时间为： 实测接力器关闭时间为： 1.3.紧急停机时间测定及调整： 将接力器开到全开位置，中控室或机旁给出紧急停机令，观察接力器是否快速全关到零，并记录接力器从全开到全关所用的时间。 实测紧急停机时间为：
1.4.调速器操作回路模拟试验 1.4.1.调速器处于自动、停机备用工况，各表头输出为零，停机联锁动作指示灯亮，接入 模拟机频信号、网频信号。中控室分别给出开机、合油开关、增减负荷、停机等操作指令。观察各种操作指令下表头的输出值是否符合其操作实际要求，必要时可进行调整，同时观察机、网频指示是否正确。 1.4. 2.压紧行程： 1.4.3.调速器油压装置压力整定值测试 1.5.机组PLC可编程控制器I/O测点核对，机组I/O所有测点均需核对，并观察显示是否 正确。 1.6.调速器静特性试验： 调速器处于自动工况，按实验要求设置Bp、Bt、Td、Tn值，开度限制100%，功率给定置零。将油开关信号端子短接，机、网频输入端接入50.00Hz的信号。用增减按纽调节，使接力器单调上升或下降。记录频给和相应的接力器行程值。 1.7.励磁操作回路模拟试验 1.7.1.控制回路模拟：FMK控制、增减励磁控制、调节器联动、远方、现地控制。 1.7. 2.保护回路模拟：低速保护、过压保护、保护联动。 1.7.3.信号回路模拟。 2.机组充水试验: 2.1.充水启动应具备以下条件 2.1.1.机组检修工作已经全部结束，工作票已全部收回，机组充水前的各项调整试验均已 完成。 2.1.2.由检修项目经理负责，组织本次大修的机械、电气一次、电气二次等有关专职人员 进行一次最后的机组全面检查，压力钢管、尾水管内应清理完毕，尾水管、钢管排水阀均已关闭，水机转轮室、发电机空气间隙及发电机风洞内均无异物，进人孔均已可靠封堵。 2.1. 3.调速系统处于手动运行状态，渗漏水泵、低压气机等处于正常工作状态。
新乡豫新发电有限责任公司 热电项目#7机组 调试作业指导书 XTF—DQ101 电气整套启动方案 河南电力检修工程有限公司新乡分公司电气二次班 2007年1月16日
目次 1 目的 (04) 2 依据 (04) 3 系统及设备简介 (04) 4 调试内容及验评标准 (07) 5 组织分工 (08) 6 使用仪器设备 (09) 7 调试应具备的条件 (09) 8 调试步骤 (11) 9 安全技术措施 (16) 10调试记录 (17) 11 附图（表） (17)
1目的 为了明确电气专业整套启动调试工作的任务和参建各方职责,规范整套调试项目和程序,使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地顺利进行，提高调试质量，确保机组安全、稳定、经济地投入试生产运行，特制定本方案。 机组的电气专业整套启动调整试验是移交生产的最后一道工序，处于十分重要的地位，担负着很重要的作用。通过整套启动调试工作保证整个机组的性能指标满足设计要求。本方案仅作为电气整套启动调试原则步骤，各参与单位在会签、批准后应遵照执行。本方案在实施过程中的修改、变更，届时由启动验收委员会任命的启动试运总指挥决定。 2依据 2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程》。2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》。 2.3 《火电机组达标投产考核标准（2000年版）及其相关规定》。 2.4 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-91）。 2.5 《继电保护及电网安全自动装置检验条例》。 2.6 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》。 2.7 国家及行业有关技术规范、标准。 2.8 设计、制造技术文件、资料。 2.9 相关的合同文件。 2.10 调试大纲。 3设备及系统简介 3.1 系统及设备介绍 新乡电厂扩建工程热电项目安装两台300MW机组，分别为#6、#7机。本工程新建220kV开关站一座，采用双母线接线方式。两台机组均采用发电机—变压器组接线方式，通过双母线经Ⅰ腾鲲线、Ⅱ腾鲲线与对侧220kV变电站连接。 新建220kV开关站内设置网络继电器室，配置220kV配电设备的计量、测量、监控、保护及自动装置等二次系统设备。220kV线路保护采用双重化配置，以光纤作为线路两侧保护装置信息交换通道。另在网络继电器室内设置母线保护屏双重化配置、母联保护屏、线路保护屏、PT并列屏、电能表屏、测控屏、220kV故障录波屏、保护故障信息屏等装置。
水轮发电机组起动试验规程 DL 507-93 目录 1 总则 2 水轮发电机组起动试运行前的检查 3 水轮发电机组充水试验 4 水轮发电机组空载试运行 5 水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验、主变压器 冲击合闸试验 6 水轮发电机组并列及负荷试验 7 水轮发电机组72h带负荷连续试运行 附录A 水轮发电机组甩负荷试验记录表格式（参考件） 附加说明 1 总则 本规程适用于单机容量为3000kW及以上的水轮发电机组起动试运行试验与交接验收。小于3000kW的机组可参照执行。本规程不适用于可逆式抽水蓄能机组的起动试验与交接验收，有关试验项目及要求将另行规定。 水轮发电机组安装完工检验合格后应进行起动试运行试验，试验合格交接验收后方可投入系统并网运行。起动试运行试验的目的在于验证机组制造与安装质量，为正式并网运行创造条件。 除本规程规定的起动试运行试验项目以外，如需增加试验项目应由生产建设部门根据实际情况会同有关单位拟定试验方案报上级主管部门批准，并抄报电力工业部水电站水轮发电机标准化技术委员会。 对机组起动过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，使水轮发电机组交接验收后可长期、安全、稳定运行。 水轮发电机组的继电保护，自动控制，测量仪表等装置和设备，及与机组运行有关的电气回路、电器设备等，均应根据相应的专用规程进行试验。 2 水轮发电机组起动试运行前的检查 引水系统的检查 进水口拦污栅已安装完工并清理干净检验合格。 进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。工作闸门，充水阀，启闭装置已安装完工。在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好。检修闸门在关闭状态。 压力钢管、调压井及通气孔、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计均已安装。伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。非本期发电部分分叉管闷头已封堵。所有进人孔(门)的盖板均已严密封闭。 蝴蝶阀（或球阀）及旁通阀已安装完工调试合格，启闭情况良好。油压装置及操作系统已安装完工检验合格，油泵电动机运转正常。
水轮发电机组启动试验规程 1. 总则 水轮发电机组充水试验的开始，即是电站机组起动试运行的正式开始。首先应确认充水试运行前的各项检查试验已全部完成。 充水前再次确认四台机进水蝴蝶阀及其旁通阀处于关闭状态，四台蝶阀重锺的锁定销已穿入，其操作电源已切除。超声波流量计的穿线孔已可靠地封堵。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁锭已锁好。 2. 水轮发电机组启动试运行前的检查 2.1 引水系统的检查 2.1.1进水口拦污栅已安装调试完工。 2.1.2进水口闸门门槽已清扫干净检查合格。检修闸门、工作闸门、充水阀和启闭装置已安装完工，在无水情况下手动、自动操作均已调试合格。检修闸门和工作闸门处于关闭状态。 2.1.3调压井、压力钢管、蜗壳和尾水管等过水通流系统已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门和测量表计已安装。超声波流量计无水调试已合格。 2.1.4四台机的蝶阀及旁通阀已安装完工且能可靠封堵，启闭情况良好，处于关闭状态。油压装置及操作系统已安装完工检验合格，油泵运转正常。 2.1.5蜗壳及尾水管已清理干净，固定转轮的楔子板和临时支撑已拆除。 2.1.6蜗壳及尾水管放空阀已关闭。锥管进人孔已严密封闭。 2.1.7尾水闸门门槽及其周围已清理干净，闸门处于关闭状态。尾水门机及抓梁可随时投入工作。2.1.8调压井和尾水渠水位测量系统安装调试合格，水位信号远传正确。 2.2 水轮机的检查 2.2.1水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格，施工记录完整，上下止漏环间隙已检查无遗留杂物。 2.2.2主轴中心补气装置已安装调试合格。 2.2.3顶盖射流泵已安装完工，检验合格。 2.2.4检修密封空气围带已安装完工，经检验无渗漏。 2.2.5水导轴承油位正常，冷却系统检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试符合设计要求。 2.2.6导水机构处于关闭状态，接力器锁锭投入。导水叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验。剪断销信号装置已检验合格。 2.2.7各测压表计、示流计、流量计、振动摆度传感器及各种变送器均已安装完工。管线连接良好。 2.3 调速系统的检查 2.3.1调速系统及其设备安装完工，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、自动化元件整定符合要求。 2.3.2油压装置油泵运行正常，无异常振动和发热。高压补气阀手动、自动动作正常。集油装置手动、自动调试合格。 2.3.3调速器电调柜已安装完工并调试合格，电液转换器工作正常。 2.3.4调速器锁锭装置调试合格，信号指示正确，充水前处于锁锭状态。机械过速保护装置和转速信号装置已安装完毕检验合格。 2.3.5进行调速系统联动调试的手动操作，检查调速器、接力器及导水机构联动动作的灵活可靠和全行程内动作平稳性。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。并录制导叶开度和接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。 2.3.6事故配压阀和分段关闭阀等均已调试合格。用紧急关闭方法检查导叶全开到全关所需时间，应符合设计要求。 2.3.7对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机、停机和事故停机各部件动作准确性和可靠性。 2.4 水轮发电机的检查
水轮发电机组起动试验 规程 GE GROUP system office room 【GEIHUA16H-GEIHUA GEIHUA8Q8-
水轮发电机组起动试验规程 DL 507—93 1993-03-13发布 1993-08-01实施 中华人民共和国能源部发布 1总则 1.0.1本规程适用于单机容量为3000kW及以上的水轮发电机组起动试运行试验与交接验收。小于3000kW的机组可参照执行。 1.0.2水轮发电机组安装完工检验合格后应进行起动试运行试验，试验合格交接验收后方可投入系统并网运行。起动试运行试验的目的在于验证机组制造与安装质量，为正式并网运行创造条件。 1.0.3除本规程规定的起动试运行试验项目以外，如需增加试验项目应由生产建设部门根据实际情况会同有关单位拟定试验方案报上级主管部门批准，并抄报电力工业部水电站水轮发电机标准化技术委员会。 1.0.4对机组起动过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，使水轮发电机组交接验收后可长期、安全、稳定运行。 1.0.5水轮发电机组的继电保护，自动控制，测量仪表等装置和设备，及与机组运行有关的电气回路、电器设备等，均应根据相应的专用规程进行试验。 2水轮发电机组起动试运行前的检查 2.1引水系统的检查
2.1.1进水口拦污栅已安装完工并清理干净检验合格。 2.1.2进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。工作闸门，充水阀，启闭装置已安装完工。在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好。检修闸门在关闭状态。 2.1.3压力钢管、调压井及通气孔、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计均已安装。伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。非本期发电部分分叉管闷头已封堵。所有进人孔(门)的盖板均已严密封闭。 2.1.4蝴蝶阀(或球阀)及旁通阀已安装完工调试合格，启闭情况良好。油压装置及操作系统已安装完工检验合格，油泵电动机运转正常。 2.1.5蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板或轴流式转轮的悬挂吊具或临时支座等均已拆除。 2.1.6蜗壳及尾水管排水阀启闭情况良好并处于关闭位置，手压泵或电动油泵起、停操作情况良好。 2.1.7尾水闸门门槽及其周围已清理干净。尾水闸门已安装完工，检验合格，情况良好。尾水闸门处于关闭状态。 2.1.8各部位通讯、联络信号检验合格，准确可靠，回路畅通。 2.2水轮机部分的检查
中电投江西电力有限公司峡山水电厂 机电安装工程 合同编号：SHDLXS2011-4)0 1#机组启动试验方案 批准： 审核： 编制： 江西水电检修安装工程有限公司 峡山水电站检修安装项目部 二O—三年三月二十二日
1.总则 1.1、为确保峡山水电厂1#水轮发电机组启动试运行试验工作顺利、有序地进行，特制订本方案； 1.2、本方案适用于峡山水电站1#机组试运行，2#、3#机组参照执行； 1.3、本方案仅列出主要试验项目与试验步骤，相应试验的具体方法参见相应厂家技术文件； 1.5、本方案上报启动委员会批准后执行。 2.编制依据 2.1《电气装置安装施工及验收规范》 2.2《水轮发电机组启动试验规程》(DL/T507-2002) 2.3《水轮发电机组安装技术规范》(GB8564-2003) 2.4《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》(DL/T827-2002) 2.5有关设备合同、厂家资料、设计资料 3.组织机构 试运行总指挥
4.技术参数
5.1.2水电站上下游水位测量系统已安装调试合格，水位信号正确。 5.1.3进水口及尾水门机、闸门工作状态良好，具备启闭条件。流道充水阀工作正常，并都处于关闭位置，挂牌警示。所有闸门槽清扫干净，能保证闸
门的顺利启闭。拦污栅至闸门之间无遗留钢筋、模板、架管等杂物。 5.1.4过水流道清理干净，经检查具备充水条件。 5.1.5进水段、尾水段流道的检修排水放空阀工作正常，处于关闭状态，并挂警示牌。 5.1.6所有测压嘴安装完毕，流道通气孔已清理，并保持畅通。 5.2 水轮机部分检查 5.2.1水轮机所有设备安装完成，经检查验收合格，且清理干净无遗留杂物。 5.2.2各过流部件之间的密封检验合格，无渗漏。所有分瓣部件的各分瓣法兰已把合严密，符合规定要求。 5.2.3各重要部件连接处的螺栓、螺母已紧固，预紧力符合设计要求，各连接件的定位销已按设计要求及规范要求施工完成并检验合格。 5.2.4转轮室的流道进人门已关闭，并检验合格。 5.2.5伸缩节间隙符合图纸要求，密封具有足够的压紧量。 5.2.6转轮已安装完成并检验合格，叶片和转轮室间隙符合图纸要求。 5.2.7 重锤挂装完成。 5.2.8检查空气围带密封漏气试验合格，充水前空气围带处于充气状态。 5.2.9导水机构安装已经完成，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验 合格，并符合设计要求。接力器锁锭动作正常，处于锁定状态。 5.2.10受油器已经安装完毕，经盘车检查摆度合格。 5.2.11轴承润滑油系统安装调试合格，且无渗漏现象。 5.2.12水轮机其它部件检查验收合格。 5.2.13各部位水流及油流示流信号计、传感器、信号控制器均已安装完成，调试合格，管路、电缆及电线安装完毕，固定牢靠。 5.3 调速系统的检查 5.3.1调速系统及其设备已安装完毕，并调试合格。油压装置压力、油位正常，各表计、阀门、自动化元件均已整定，符合相关技术要求。透平油化验合格。 5.3.2压力油罐安全阀、阀组安全阀按规定调整合格，动作可靠。油压装置油泵在工 作压力下运行正常，主、备用泵切换及手动、自动工作正常，且均已投入自动。油位信号器动作正常，调速系统所有管路阀门接头及部件经检查无渗漏现象。高压补气装置手动、自动切换动作正确，漏油箱装置手动、自动调试合格。 5.3.3控制环锁定装置调试合格，信号指示正确。
目录 一、编制目的 二、编制依据 三、设备系统简介 四、调试内容及验评标准 五、组织分工 六、使用仪器设备 七、锅炉整套启动应具备的条件 八、调试步骤 九、注意事项 十、附件
一、编制目的 锅炉安装结束，经过分部调试之后，进行整套启动试运行，整套启动试运行是锅炉进入正常运行前的必须步骤；通过整套启动试运行，对锅炉所有系统、设备进行全面考核、检验其性能或质量是否达到设计标准；同时，对锅炉及附属设备和系统在设计、制造、安装中存在的问题进行改进或处理，使机组安全、经济、优质地移交生产运行。 二、编制依据 2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（2009年版）；DL/T 5437－2009。 2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）； 2.3《火电工程启动调试工作规定》；（1996年版） 2.4《电力建设施工及验收技术规范》（1996年版）； 2.5《二十五项反事故措施》； 2.6《锅炉安装、使用说明书》及随机技术文件； 三、设备系统简介 3.1 锅炉总体概述： 锅炉为自然循环、循环流化床锅炉、室内布置。 锅炉有一个膜式水冷壁炉膛;两个蜗壳式气冷旋风分离器和一个尾部竖井烟道组成。其中尾部竖井烟道上部由汽包墙包覆,下部有护板烟道组成。 在炉膛上部,沿炉膛的宽度方向均匀布置两片屏式过热器。 在尾部竖井里布置有高、低温过热器和省煤器。 在低温过热器和屏式过热器之间;屏式过热器和高温过热器之间布置两级喷水减温器以控制过热器出口额定蒸汽温度。 用来生产蒸汽的热量来自流化床系统。燃烧产生的高温烟气夹带热量通过炉膛向上,通过位于炉膛上部后水冷壁两侧的出口切向进入蜗壳式旋风分离器,粗的物料在旋风分离器内被分离下来后经过与其相连的回料器返回位于布风板之上的密相区,实现循环燃烧。烟气经位于分离器上部的出口烟道,通过尾部包墙过热器前包墙进入尾部竖井烟道,在竖井烟道内,烟气向下冲刷并向四壁及其尾部布置的受热面放热,最后流经烟道下部的空预器后离开锅炉本体。 3.2 炉膛
平武县南坝水电站灾后恢复重建工程南坝水电站土建及设备安装调试工程施工 机组启动前充水试验方案 批准：展昭夏 审核：李元坤 编写：陈广生 中国水利水电第五工程局有限公司 平武南坝水电站灾后重建项目经理部 二O一三年六月
一.总则 平武南坝水电站装机容量为2×12MW机组，按照“分步启动，双机投产”的原则进行启动试运行。首先启动2F水轮发电机组及其附属设备、10.5kV母线及相关一次电气设备、主变压器、全厂公用辅助系统、厂用交直流电源系统、公用自动控制系统、2F 机组励磁系统和调速器系统，保护、测量、信号系统。 二.机组充水试验编写依据 本方案编写依据 1.南坝水电站机组启动验收委员会审核通过的机组启动试运行程序大纲 2.相关设备厂家机组启动前技术说明 3.设计图纸及相关规程规范 4.GB8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》 5.GB50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 6.DL/T507—2002《水轮发电机组启动试验规程》 7.DL/T 827-2002《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》 三.组织机构 ●现场负责：陈广生 ●现场安全：钱冠鹏 ●信号指挥：刘应春 ●试验组：卓越 ●班组负责：谢良校 ●操作人员：王子濠曾海详周濠然 ●巡视人员：曾少钦王志锋陈泽波 四. 2F机组充水前检查 1. 2F机组引水系统检查 1.1.进水口拦污栅已安装调试完工并清理干净，检验合格。压差测量仪表已安装完工， 调试合格。 1.2.进水口闸门门槽已清扫干净，检验合格。进水口闸门及启闭装置安装完工，检验 合格并处于可靠关闭位置。 1.3.2F机组段的闸门处于关闭状态，并已采取安全措施防止误动。 1.4.机组充水前，进水闸门与拦污栅间，已检查及清除完水中可能危及机组安全运行 的杂物，并确认无可能影响到机组安全运行的杂物。
动力厂300MW运行车间 2#开机方案 编制： 专工审核： 车间主任审核： 主管厂长审核： 二〇一四年一月十五日
锅炉专业 一、组织措施 现场指挥：仲昭峰 安全负责：闫旺 现场监护人：卢景林 操作人：何兆蛟 2#炉启动点火时间：2014年1月15日12时00分 2#机冲转时间：2014年1月15日19时00分 二、准备工作 1、点火前由值长联系调度。 2、由操作人何兆蛟填写点火操作票，主值祝晓霞审核无误后签字，值长仲昭峰审核无误后签字。 3、由1月14日中班主值组织，联系电气各辅机测绝缘合格并送电，将各辅机送电至试验位置，做锅炉静态试验；系统阀门送电、送气，做阀门活动试验；全面检查设备系统正常。 4、15日夜班，单元长联系汽机启动电动给水泵前置泵给锅炉上水。上水完毕送锅炉底部加热装置。 启动操作 1、1月15日11时40分开1.02米插板阀，调整合格后打开煤气蝶阀引煤气到炉前。 2、1月15日11时50分爆发试验合格，投入备用状态。 3、1月15日11时30分启动风机，调整风压、风量并炉内吹扫5分钟。 4、1月15日12时00分锅炉点火，启动等离子点火，然后再投入煤气。 4、1月15日19时00分汽温320-360℃，汽压3.5-4MPa时，通知汽机冲转。 三、注意事项： 1、锅炉点火时，严格安装锅炉启动曲线进行。冬季温度较低，必须加强巡检力度，发现缺陷立即联系检修处理。 2、锅炉点火后引煤气到炉前，加强联系，注意炉膛负压变化情况，发现异常及
时停止送煤气。#2炉投用转炉煤气时，注意#1炉转炉煤气压力，压力低时可退出#1炉转炉煤气。 汽机专业 一、组织措施： 1、现场指挥：田杰 2、安全负责：闫旺 3、现场监护：杨光磊 4、现场操作：乙值运行人员 1#机组启动：14年1月15日19时0分额定转速：1月15日22时0分 二、准备工作： 公用系统： 1.厂用电系统：检查本机厂用电由#03高备变带且运行正常； 2.投运辅助蒸汽系统； 3.投运辅机冷却水系统； 4.投运压缩空气系统，检查仪用气压力正常； 5.除盐水系统投运； 机侧设备系统： 1.汽轮机辅助设备及系统具备投运条件； 2.启动辅机循环泵，投运辅机冷却水系统及空冷水系统； 3.启动一台排烟风机，风机工作时，油箱内负压应维持在196～245Pa，轴 承箱内负压应维持在98～196Pa。检查启动主机交流润滑油泵，投入润 滑油系统，检查油压正常，系统不漏油； 4.启动顶轴油泵，油压8.0～12MPa，确证转子顶起后投入汽轮机盘车，检 查汽轮机动静无摩擦，盘车电流正常；无特殊情况不得中断连续盘车， 如发生短暂中断时，要保证在机组启动前至少连续盘车不少于3～4小 时，热态启动不少于4小时； 5.启动一台EH油泵，油压正常，检查系统无漏油； 6.启动一台除盐泵，排汽装置补水至800mm，启动凝结泵打再循环，检查