广源南沙水电站1号机启动试运行方案
1、工程概况
红河南沙水电站位于云南省红河干流元阳县境内，处于红河干流元江的中、下游段。本工程是以发电为主，远期兼顾有防洪、供水、航运等综合利用效益。电站装机3台，单机容量50000kW，总容量15万kW。多年平均发电量7.1亿kW·h，年平均利用小时数4756h。
电站采用110kV电压接入云南电力系统，其出线回路数和各回出线的负荷、输电距离等情况详见表1。
表1 电站接入系统出线情况表
水轮发电机组参数
单位：MVA MW r/min
2、机组启动试运行主要阶段划分
1号机组启动试运行主要包括充水试验、空载试验、机组并网发电试验、七十二小时试运行等四个主要试验阶段。
2.1 充水试验主要试验项目
2.1.1 机组流道充水，检查各部位密封情况。
2.1.2 检查机组水力测量仪表指示值的正确性。
2.1.3 技术供水系统充水试验。
2.2 空载试验主要试验项目
2.2.1 首次手动开机试验，调速系统手自动切换试验。
2.2.2 机组过速试验，机组各转速信号动作情况检查。
2.2.3 LCU自动开、停机试验。
2.2.4 发电机升流、升压试验，断路器间隔升流、升压试验，包括同期、单相接地、励磁系统闭环试验等电气设备动态试验。
2.2.5 主变冲击试验。
2.3 机组并网发电试验
2.3.1 机组并网带负荷试验。
2.3.2 机组甩负荷试验。
2.3.3 带负荷动水落进水口快速闸门。
2.3.4 机组72小时试运行。
主要检查机组及相关设备长期稳定运行的能力，记录瓦温、油温、水力测量、有功
功率、无功功率、电流、电压等机组、主变、101断路器间隔等运行参数，检查监控、励磁、保护、电气测量系统、自动化元件、水力机械辅助设备的运行情况。
3、启动试运行前检查
3.1 流道检查
3.1.1 进水口拦污栅已安装、验收合格。进水口检修闸门、快速事故门门顶杂物已清理干净，进水口拦污栅、检修门、快速门、通气孔盖板已安装完毕并验收合格，盖板上方无杂物。进水闸门、充水阀、启闭装置已安装完备，并验收合格。
3.1.2 进水流道、尾水管、水轮机室、尾水渠已清理干净、检验合格。流道测压等测量表计等均已安装。所有进人孔（门）盖板已严密封闭。
3.1.3 与流道相接的所有阀门工作情况良好，并处于关闭位置。尾水闸门门槽周围已清理干净。尾水闸门已安装完工并验收合格。启闭情况良好。
3.1.4 上游水位监测和发送装置已调试完毕，运行正常，在中控室可以监测和记录上游水位。
3.2 水轮机部分检查
3.2.1 水轮机设备全部安装完毕，静态调试完毕，启动前验收完毕。
3.2.2 水轮机内各设备油漆完整，内部清理干净，符合运行要求。
3.2.3 导叶处于关闭状态。
3.2.4 筒阀装置安装完毕，静态调试完毕，模拟动作正确，油压装置和回油箱和压力油罐油位正常，筒阀处于关闭位置。
3.3 调速系统检查
3.3.1 调速系统机械、电气设备全部安装完毕，静态调试完毕，模拟动作正确，启动前验收完毕。
3.3.2 机组油压装置和回油箱和压力油罐油位正常。漏油箱调试完毕，工作正常。
3.3.3 调速系统在手动位置，接力器处于关闭位置。
3.4 发电机部分检查
3.4.1 发电机设备全部安装、调试完毕，启动前验收完毕。
3.4.2 发电机内部已全部彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。
3.4.3 顶转子部件油泵已安装完毕，经过实际使用工作正常。
3.4.4 发电机制动器置于手动控制方式，制动器处于制动位置。
3.4.5 发电机转子集电环、碳刷架已调整合格，碳刷已全部拔出。
3.4.6各表计、阀门均已整定调整符合要求。
3.5 励磁系统检查
3.5.1 调节柜各通道已调试合格，工作及备用通道切换正常。
3.5.2 灭磁开关操作可靠，信号指示正确。
3.5.3 整套系统设备检查，运行情况良好。
3.5.4 操作及保护回路均经检查及整定，报警及事故信号均正确。
3.5.5 励磁系统已完成静态调试。
3.6 电站公用系统的检查
3.6.1 中、低压压缩空气系统安装、调试完毕，经全面检查验收合格，已正常投运。3.6.2 厂房消防水源已接通，运行机组及公用设施部位消防水已投入。
3.6.3 全厂透平油已验收并投入运行，能满足机组用油和排油的需要。
3.6.4 各表计、阀门均已整定调整符合要求。
3.6.5 机组各系统管路和设备安装、调试完毕。
3.6.6 各管路、附属设备已涂漆，标明方向，各阀门已挂牌并标明方向。
3.6.7 技术供水系统已安装完毕，技术供水及滤水器等设备安装及验收合格。机组冷却水系统安装及验收合格。
3.7 电气一次设备检查
3.7.1发电机电压配电装置设备安装、调试完毕，已检查验收合格。
3.7.2 主变压器已安装调试完成，分接开关置于系统要求的位置，具备带电试验条件。
3.7.3 101断路器间隔已安装完毕，耐压试验合格，各设备调整试验完毕。断路器现地、远方动作可靠，分/合闸时间及速度满足设计要求。继电保护与刀闸联动试验动作正确，信号准确。
3.7.4 101断路器间隔出线设备已安装完毕，调试与测试符合标准要求。
3.7.5 厂用电系统已经形成，外来电源已接入系统，厂用变保护已按设计要求整定好，备用电源自动投入装置经模拟操作正常。与机组有关的自用电及公用系统已带电正常运行。
3.8 下列电气操作回路已检查并做模拟试验，已验证机组LCU与其动作的准确性。
3.8.1 机组LCU和水力机械自动操作回路。
3.8.2 发电机励磁操作回路。
3.8.3 发电机断路器操作回路。
3.8.4 直流及中央音响信号回路。
3.8.5 全厂公用设备操作回路。
3.8.6 发电机同期操作回路。
3.8.7 水轮发电机组火灾报警信号及操作回路。
3.8.8 备用电源自动投入回路、厂用电设备操作回路。
3.8.9 各高压断路器、隔离开关的自动操作与安全闭锁回路。
3.9 继电保护系统的检查
3.9.1 线路保护已调试完毕，保护整定值已按要求整定好，站内整组动作试验正确，与输电线路对侧通信联调试验已完成。故障录波可投入运行。
3.9.2 相关的母线保护、断路器失灵保护已调试合格，与刀闸联动试验正确，定值已按要求整定正确。
3.9.3 发变组保护已调试完毕，与刀闸联动试验正确，定值已按要求整定正确。
3.9.4 厂用电继电保护已调试完毕，与刀闸联动试验正确，定值已按要求整定正确。3.9.5 仪表测量回路已检查。
3.10 计算机监控系统的检查
3.10.1 UPS电源已安装调试完毕，供电可靠。
3.10.2 机组LCU硬件已经检查，软件已经调试，模拟量/数字量的输入/输出已经逐一检查，反应正确，按开/停机、事故停机控制流程在无水状态下进行整体模拟，动作正常。
3.10.3 计算机监控系统已完成对现地模拟量/数字量的对点检查，并按操作逻辑进行模拟操作，动作正确，闭锁良好。
3.10.4同期操作回路动作正常，同期装置已调试完毕，参数设定满足实际要求。
3.10.5 光纤以太网已经组建，电站主控级和现地控制级的通信通道已建立，通信状态良好，主控级对各现地LCU的流程控制与调节控制工作可靠。
3.11 其它设备的检查
3.11.1 厂内程控交换机、程控调度电话已开通，中央控制室、机旁、机组进水口闸门、GIS室及保护盘室等各运行部位通信畅通。载波、光纤通信已联调开通。保护通道已投用。
3.11.2 电站消防报警系统已经调试投入运行，报警信号已经模拟到消防报警控制台，
发电机消防柜已模拟动作；主变已进行喷淋试验。
3.11.3 电站通风空调系统已按设计要求部分投入运行。
3.11.4 运行部位的照明已能正常工作，事故照明已具备投入条件。
3.11.5 电站接地网已形成，接地电阻经测试满足设计要求。
4、机组充水试验
4.1 统一指挥
充水试验在1号机启动试运行领导小组的统一指挥下进行，保证充水时电站安全，及已完工过水部分不出现结构及设备损坏。
4.2 现场清理
所有部位检查清洁无杂物，各部位通道畅通，各孔洞盖板安装完毕。
4.3 各部位人员到位
按照启动验收委员会人员安排计划，运行组人员全部到位，各重要部位安排现场监测人员，金属结构专业、电气专业人员在指定部位待命。检修组人员在后方营地待命。
4.4 联络、通信设备到位
4.5 各部位照明设施完备
4.6 尾水管充水
4.6.1 尾水管过流面检查完毕
4.6.2 锥管进人门封闭。
4.6.3 与尾水管相连的所有阀门工作正常且在关闭位置。
4.6.4 尾水管测量用仪表工作正常。
4.6.5 尾水启闭机带电,辅助控制设备运行良好。
4.6.6 打开1号机尾水管充水阀，向尾水管内充水,检查尾水管压力上升情况。
4.6.7 充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，确保厂房及机组的安全，一旦发现漏水等异常现象时，应立即停止充水并进行处理，充水过程中应检查排气情况。
4.6.8 待尾水室与下游平压后，将尾水闸门提起。
4.6.9 以手动或自动方式做尾水闸门在静水中的启闭试验，调整、记录闸门启闭时间及表计读数，闸门应启闭可靠，位置指示准确。
4.7 蜗壳与进水流道充水
4.7.1蜗壳过流面检查完毕
4.7.2 蜗壳放空阀应关闭。
4.7.3 1号机技术供水取水阀应全关。
4.7.4 1号机真空破坏阀工作正常。
4.7.5 导叶处于全关闭状态,接力器锁定投入,调速器主供油阀1Y301.1应关闭,调速器机械柜控制电源切除。
4.7.6 蜗壳进人门关闭。
4.7.7缓慢打开1号机进水口闸门至充水开度（充水开度不大于250mm），向进水压力钢管及蜗壳充水，监视进水流道压力表读数，检查水车室、导水机构、排水阀等各部位在充水过程中的工作状态。如在充水过程中出现有大量渗漏情况，应立即停止充水，关闭进水口闸门，排空积水检查
4.7.8 观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力测量系统各压力表计的读数。
4.7.9充水过程中，检查流道排气是否畅通。
4.7.10待充水与上游水位平压后，将进水口闸门提起。
4.7.11观察厂房内渗漏水情况及渗漏排水泵排水能力和运转可靠性。
4.7.12记录充水时间及上、下游水位。
4.7.13 进水口事故门静水启闭试验：蜗壳充水平压后，启闭事故门，检查启闭机运行情况，测定闸门正常启闭速度。
4.7.14 事故落门试验：通过远方、现地模拟事故落门信号，记录事故门在静水状态下关闭时间，确认其是否满足设计要求。
4.8 技术供水系统充水
4.8.1 技术供水组成包括发电机空冷器、推力和导轴承，水轮机水导轴承油冷却器等。供水系统采用自流供水方式，充水前检查技术供水系统各阀门应处于关闭位置,各压力表阀处于开启位置。
4.8.2 进水口压力钢管充水完成时，对技术供水系统进行充水。
4.8.3 打开阀门1S101.1，1S101.2, 1S103.1, 1S104.1投入1号机1#滤水器（或打开阀门1S101.1，1S101.2, 1S103.2, 1S104.2投入1号机2#滤水器），打开1S106开始充水。注意各表阀情况，当压力稳定后通过仪表阀排放气。
4.8.4 分别开启阀门1S110，1S111, 1S120, 1S121, 1S130, 1S131, 1S140, 1S141等通过表阀排气，并检查渗漏。压力水通过各冷却水管路，检查管路阀门、各接头法兰通
水后的工作情况。首次开机空冷器相应阀门不投入。
4.8.5 排气完毕后，开启阀门1S106，检查管路是否通畅，各压力表指示是否正确。4.8.6 关闭1S101.1与1S106，充水完毕。
4.8.7 对技术供水系统充水调试过程中发现的问题应及时处理，确保系统以完好的状态投入运行。
5、手动开机及机组过速试验
5.1 试验目的
5.1.1 检查机组空转时的运行情况
5.1.2 测量机组各部位的振动和摆度(正常运转及机组过速时)，水力测量系统动态检查。
5.1.3 检查推力、上导、下导、水导各部轴承的瓦温、油温和测温回路。
5.1.4 检查转速信号装置、测频装置，并校准转速表及各接点动作值。
5.1.5 测定发电机的残压和相序。
5.1.6 进行空载扰动试验，检查调速器调节特性，整定运行参数。
5.1.7 检查机组过速时的运行情况。
5.2 试验准备及开机应具备的条件
5.2.1 机组充水试验已结束，引水系统各部位工作正常。
5.2.2 进水口闸门处于开启位置。水轮机室内、蜗壳、操作廊道、控制室等处联络信号正确可靠。
5.2.3 试运行机构已先后完成1#机组的启动试验准备检查工作。各种记录表格、操作票已准备就绪，运行人员已明确分工、定岗。运行设备命名、编号、挂牌工作已完成。测试设备、仪器仪表已安装就绪，接线完毕，测试人员定岗就位。
5.2.4 将调速器手自动切换阀置“手动”位置，油压装置油泵和自动补气装置处于自动状态。
5.2.5 各操作手柄、阀门、刀闸等在手动开机准备状态或工作位置。
5.2.6 投入水轮机主轴密封润滑水，退出检修密封供气。
5.2.7 投入机组水力机械保护及非电量监测系统。10KV厂用电刀闸012、411刀闸在合闸位置。
5.2.8 高、低压气系统运行可靠，排水系统工作正常。
5.2.9 投入轴承油系统冷却水，投入发电机空气冷却器冷却水。
5.2.10 机组无事故，启动条件满足，具备开机条件。
5.3 手动开机试验
5.3.1 将制动柜置手动位置，复归制动器。手动启动轴承高压油泵顶起转子，停留3～5分钟后落下。确认风闸已落下。
5.3.2 记录开机前坝前及尾水水位，记录各部位温度、压力、油位等原始数据。
5.3.3 投入技术供水系统。
5.3.4 调速器操作人员将手动紧急停机阀切至运行位置，退出接力器机械锁锭和液压锁锭。将1号调速器切至机手动，手动开导叶启动机组，机组开始启动后（并记录机组启动导叶开度），立即全关导叶停机，机组靠惯性转动，检查转动部分与固定部分是否有碰撞声，确认机组转动部分无异常。
5.3.5 给定开度限制（小于30％），在机组开始转动后，使机组缓慢升速到25%额定转速，经检查无异常现象后，手动将机组缓慢升速至50%、75%和100%Ne。
5.3.6 开机过程中监视和测量项目
a 测量机组各导轴承及水导处摆度值。
b 测量机组各部振动值。
c 监听机组转动时有无异常的声音。
d 监视各部位有无漏油、漏水现象。
e 严密监视各部导轴承和推力轴承瓦温变化情况。
5.3.7 如升速过程中发现机组摆度过大或振动过大、有金属碰撞声、轴承瓦温突然过高、轴承油槽甩油等异常现象，应立即停机。
5.3.8 记录机组启动开度和空转开度。
5.3.9 机组启动和空转过程中，观察记录各部位轴承瓦温、油温变化情况，机组启动达到额定转速后的半小时内，每隔5min记录一次瓦温，以后每10min记录一次。
5.3.10 观察记录各部位压力、油位及漏水等变化情况。
5.3.11 记录压油装置油泵供油时间及周期，观察漏油泵工作情况。
5.3.12 额定转速时，测定发电机的一次残压及相序。
5.3.13 机组各部位摆度、振动符合规定、且各部瓦温稳定后，进行调速系统有关试验。
a “手动”、“自动”切换试验，检查调速器在“自动”工况下的工作性能，观察切换后机组运行的稳定性。分别记录切换过程中机组转速，导叶接力器和导叶开度变化量。
b 自动状态下，记录接力器活塞摆动值及摆动周期。
c 进行空载扰动试验，选择调速器空载下的最佳运行参数，上扰为48～52HZ，下扰为52～48HZ，记录超调量，调节次数及调节时间应符合规范要求。必要时进行录波。
5.3.14 调速器自动运行，记录油压装置油泵启动周期及每次运行持续时间。
5.3.15 机组运行约4小时，各处瓦温基本稳定后，用调速器开度限制机构手动停机，停机过程中核对额定转速以下的转速继电器整定值。机组转速下降到要求刹车转速时，手动投机械制动装置，机组停稳后，关闭调速器油路，手动停止各部冷却水。记录机组从额定转速降至5%和5%转速到机组停止时间。
5.3.16 停机后做好安全措施，对机组转动部分进行详细检查。
a 检查各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动、脱落。
b 检查转动部分的焊缝有无开裂，重点检查磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等。
c 检查发电机挡风板、挡风圈等有无松动开裂。
d 检查风闸的磨损情况。
e 检查各部位基础的状态。
5.4 机组过速试验
5.4.1 将1号机组LCU置调试态，校验转速信号大于额定转速的转速接点。
5.4.2 手动操作调速器升速至额定转速、115%n
分别稳定运行后，平稳迅速升至设计过
e
规定值，再平稳的降至额定转速并停机。
速150%n
e
5.4.3 过速过程中，监视记录各部位的振动和摆度值，记录各部轴承瓦温、油槽油位变化情况。
5.4.4 过速过程中检查大于额定转速的各转速信号接点动作值，必要时进行重新整定，并再次升速校准。
5.4.5 机组停稳后，关闭调速器油路，停止各部冷却水。
5.4.6 停机后做好安全措施，对机组进行全面检查。
5.5 无励磁自动开机和自动停机试验
5.5.1 无励磁自动开停机试验，分别在机旁与中控室进行。
5.5.2 自动开机前应确认：
a 调速器处于“自动”位置，功率给定处于“空载”位置，频率给定置于额定频率，调速器参数在空载最佳位置，机组各附属设备均处于自动状态。
b 确认水力机械保护回路均已投人，自动开机条件已具备。
c 首次自动启动前应确认制动器实际位置与自动回路信号相符。
5.5.3 自动开机，记录和检查下列各项：
a 检查机组LCU自动开机流程是否正确。
b 检查技术供水等辅助设备的投人情况。
c 检查调速器的动作情况。
d 记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。
d 记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。
f 检查测速装置的转速触点动作是否正确。
5.5.4 自动停机，记录并检查下列各项：
a 检查LCU自动停机流程是否正确，各自动化元件动作是否正确可靠。
b 记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速所需时间。
c 检查机械制动装置自动投人是否正确，记录制动器加闸至机组停止的时间。
d 检查测速装置转速触点动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。
e 当机组停机后应能自动并解除制动器制动。
5.5.5 事故停机模拟试验
自动开机，模拟各种机械与电气事故，检查事故停机回路、流程的正确性与可靠性。
6、升流、升压试验
6.1 发电机升流试验
6.1.1 试验目的
a 用一次电流检查发电机电流回路，绘制差动保护回路矢量图。
b 录制发电机三相短路特性曲线。
c 检查发电机测温回路。
d 检查发电机灭磁刀闸灭磁情况。
e 测In时的轴电压。
6.1.2 试验准备
a 第一次短路点设在1号发电机出口母线预留的短路板安装位置（d1）。第二次短路点设在1号机出口10KV母线上(d2），并采取防止1号发电机出口断路器011跳闸的措施，断开1号发电机出口断路器011操作电源。
b 断开1号机励磁变高压侧与主母线的连接线，励磁变采用他励电源(400v)，接好临时他励电源。
c 测发电机定子绝缘电阻和吸收比，测发电机转子绝缘电阻，确定发电机是否需要干燥。
d 退出1号发变组所有电流保护压板，投入电压保护压板，检查升流回路范围内所有CT 二次接线不应有开路。
e 发电机集电环已清理干净，碳刷已装上。
f 利用齿盘测速或在一组CT回路串联电阻转换成电压，监视机组频率。
6.1.3 试验步骤
a 手动开机至空转，利用齿盘测速或在一组CT回路串联电阻转换成电压，监视机组频率，使机组在额定转速正常运行。
b 手动合1号发电机灭磁刀闸，用励磁装置手动升流，按10%额定定子电流递升升流，平稳升流至20%—50%额定电流，检查保护CT二次接线表计及指示的正确性和对称性；
c 正常后再升至额定电流，记录励磁输出电压、转子电流、定子电流值。
d 绘制保护回路、测量回路矢量图，检查电流回路的正确性。
e 检查碳刷及集电环工作情况。
f 逐渐升流至110%Ie，然后按10%逐渐递减降低电流，读取定子电流及对应的转子电流，录制发电机三相短路特性曲线。
g 在额定电流下测量轴电压。
h 额定电流下跳发电机灭磁刀闸检查灭磁情况，并录制发电机额定电流下短路灭磁特性，求取灭磁时间常数。
i 必要时进行短路干燥(由开机前测得的发电机绝缘情况确定)。
j 停机后拆除短路板，封好封闭母线处的盖板。
发电机升流试验各刀闸位置：
第一次短路点各刀闸位置：
01117分、011分、0111分、
第二次短路点各刀闸位置：
01117分、012分、101分、10167分、011合、0111合、0116合、0901合
6.2 1号主变及GIS升流
6.2.1 试验目的
a 用一次电流检查主变及110KV开关站GIS各间隔电流回路。
b 利用升流检查各CT二次极性的正确性。
c 检查测量及录波、主变保护等电流回路接线的正确性。
6.2.2 试验前准备
a 发电机出口断路器及发电机电压配电装置已试验合格。
b 主变已试验合格，油位正常，分接开关在给定的档位。
c GIS耐压试验已经通过，具备投运条件。
d 利用10117地刀作为三相短路点(d3)。将1号发电机、1号变压器高压侧电流回路全部检查。
e 投1号发变组电压保护、主变冷却器等非电量保护，投各自动装置及信号回路，退发变组及母线所有电流保护，并且退101、011等断路器操作电源。
6.2.3 试验步骤
a 利用倒闸操作满足1号主变高压侧升流试验条件，发电机断路器采取防跳措施。合1号主变中性点接地开关1010。
b 手动开机至额定转速，正常后合发电机灭磁刀闸，手动递升升流，先升10%发电机额定电流，检查各电流回路通流情况和表计指示情况。正常后升至50%和100%Ie，继续检查并绘制主变差动矢量图。回路正确后投入相关保护装置。
c 将电流降回，跳发电机灭磁刀闸，恢复正常运行状态。
1号主变和GIS升流试验各刀闸相应位置：
合位：011、0111、0116、1010、1016、101、0901
分位: 01117、012、10167、10160、1011、
利用并网带负荷（25%）试验校验母线差动保护回路极性正确性，并绘制母线差动矢量图。
6.3 发电机升压试验
6.3.1 试验目的
a 用一次电压检查发电机电压回路。
b 录制发电机空载特性曲线。
c 测定额定电压下的轴电压。
d 检查灭磁刀闸灭磁情况。
e 测定额定励磁电流时的最高定子电压。
f 停机至空转自动开机试验。
6.3.2 试验准备
a 必要时进行定子线圈绝缘试验。
b 断开发电机出口断路器，切除发电机出口断路器操作电源。
c 投发电机电流保护，投励磁、调速器、辅助设备、非电量监测及信号回路电源，退相应电压保护。
d 接入有关测试仪表。
e 调速器切换至自动位置，频率给定在50Hz，功率给定置空载位置，调速器参数在空转时选定的最佳位置，各阀门、操作把手在自动位置。
6.3.3 试验步骤
a 机旁LCU自动开机。
b 机组运转正常后，在PT二次侧测量发电机残压，检查正常后，手动按10%递升升压至50%Ue，进行以下检查：发电机出口、中性点等带电设备、母线运行情况；机组各部位的振动及摆度及各轴瓦温度变化情况；检查发电机出口PT二次侧三相电压应对称，相位、相序正确，测量PT开口三角形电压输出值，各表计指示正确。正常后继续升到额定电压进行检查。
c 测额定电压(Ue)时的轴电压。
d 将发电机电压降至最低值，然后递升升压录制发电机空载特性曲线。
e 将励磁电流升到额定值，测量最高定子电压。
f 升、降压过程中检查过电压和低电压继电器动作情况。
g 分别在50%Ue和100%Ue情况下跳发电机灭磁刀闸，检查灭磁情况，并录制示波图，求取灭磁时间常数。
h 试验完成后，模拟水机事故停机。
发电机升压试验各刀闸位置：
合位：
分位：011、0111、01117
6.4 1号主变及101断路器间隔升压试验
6.4.1 试验目的
a 用一次电压检查1号主变及101断路器间隔工作情况。
b 检查相应的同期回路。
c 进行主变等一次设备和保护、测量、录波等电压回路检查。以及计算机监控系统采集
数据的正确性检查。
d 进行主变压器及高压配电装置单相接地试验。
e 进行励磁装置闭环升压试验。
6.4.2 试验前准备
a 投1号发电机保护、1号主变保护、1号主变冷却器等一次设备保护、投各自动装置及信号回路。
b 保护整定值已按网调要求整定完成。
c 主变冷却装置投入。
d 利用倒闸操作满足1号主变、101断路器间隔升压条件。
e 对101断路器间隔进行加压，与其它未投主变采用隔离开关和母线及主变间隔分开；保证升压试验方案的实施。并注意二次PT带电回路的范围。
6.4.3 1号主变及101断路器间隔升压过程
a 合发电机灭磁刀闸,用励磁装置手动递升加压分别在发电机额定电压20%、50%及100%情况下检查加压设备的工作情况。
b 检查电压回路的相序、相位、电压值，进行主变、母线、线路等设备和保护，测量、录波等电压回路检查。
c 检查同期回路。
d 试验完成后模拟LCU电气事故停机。
主变及101断路器间隔升压试验各刀闸位置：
合位：011、0111、0901、0116、1010、1016、101
分为：1011、10117、10160、10167、01117
6.5 励磁系统闭环升压试验
a 拆除励磁装置临时电源，恢复励磁变永久接线。
b 断开发电机出口断路器。
c 励磁装置、调速系统均置自动位置，使机组具备自动开机条件。
d 在计算机监控上自动开机至空转。
e 进行空载下的励磁调节器试验
起励升压试验；
励磁电压调节范围检查；
频率特性录制；
阶跃响应试验；
制造厂规定的其它试验。
7、1号主变冲击试验
7.1 试验目的
7.1.1 检查主变在全压冲击下的绝缘强度和机械强度。
7.1.2 检查同期回路，核对系统相序。
7.1.3 检查变压器差动保护躲过激磁涌流的能力。
7.1.4 检查线路保护。
7.2 试验准备
7.2.1 110KV 母线已正常带电，选1号主变高压侧断路器101冲击主变。申请并实施经110KV 至主变的断路器进行冲击，并允许对主变进行冲击。
7.2.2 投主变冷却装置。主变中性点接地开关投运，主变无载调压刀闸在充电时放置系统要求档位。
7.2.3 投线路保护(必要时部分定值需按网调要求重新整定)，投主变保护及冷却系统的控制、保护和信号。
7.2.4 1号发电机出口断路器011置于检修状态，断路器012在试验位置。厂用电采用外来电源。
7.2.5 准备好录波设备。
7.3 试验步骤
7.3.1 经省调同意，将101断路器间隔转热备用；
7.3.2 经省调同意，记录系统电压，合1号主变高压侧断路器101对1号主变进行第一次冲击，注意以下各项：
a 观察主变冲击时的工作情况，测量噪声；
b 利用刀闸站故障录波装置录制激磁涌流示波图；
c 观察主变差动继电器及瓦斯继电器动作情况；
d 记录有关表计冲击时的读数。
7.3.3 正常后跳开1号主变高压侧断路器101，间隔10min，重复以上操作进行第二次冲击，共进行五次。
7.3.4 在冲击试验前、后对变压器油作色谱分析。
7.3.5 冲击试验结束后恢复保护设置。
8、机组并列及带负荷、甩负荷试验
8.1 试验目的
8.1.1 考验过水系统在机组带负荷及甩负荷时各部位的强度。
8.1.2 进行机组并列试验。
8.1.3 判定机组励磁系统、调速系统的自动调节质量。
8.2 试验准备
8.2.1 申请并网做带负荷及甩负荷试验，并得到省调允许。
8.2.2 并网录波、测量振动、摆度的测试仪器、及电量测试仪表已准备完毕。
8.2.3 甩负荷方案已定(分别为额定负荷的25%、50%、75%和100%)。
8.2.4 联系省调送电至110KV 母线，利用101、011刀闸进行假同期及自动准同期试验。a同期断路器合闸回路断开情况下的同期模拟试验
先断开相应隔离开关及操作电源；
联系省调送电至110KV 母线；
中控室自动开1号机至空载；
根据同期装置自动调频、调压使同期装置符合合闸条件，合断路器并检测合闸时波形。
b自动准同期试验
联系省调送电至110KV 母线；
合相应隔离开关；
根据同期装置自动调频、调压使自动同期装置符合合闸条件，合断路器。
8.2.5联系省调送电至110KV 母线。1号主变已带电，厂用电正常。根据设计规定分别进行同期点的模拟和正式并列。
8.2.6 使机组满足自动开机的条件。投入所有保护及自动装置。
8.3 试验步骤
8.3.1 手、自动假同期的模拟并列试验
a 同期断路器合闸回路断开情况下的同期模拟试验。
先断开相应的隔离开关，同期断路器合闸回路断开。
中控室自动开机至空载。
检查同期装置自动投入运行时的机组转速与整定值一致，检查同期装置的调压和调频功能。
进行手动、自动准同期的模拟并列试验。
b 同期断路器合闸回路接入情况下的同期模拟试验。
同期断路器相应的隔离开关在“分闸”位置，将隔离开关闭锁同期回路接通，同期断路器合闸回路接入。
中控室自动开机至空载。
进行同期模拟试验，优化频率调节参数和电压调节参数。
用示波器监视同期断路器两侧电压相位，以检查断路器合闸时两侧相位的准确性。
做自动准同期的模拟并列试验。有条件情况下录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图，合闸时间、相位及频差符合标准要求。
将隔离开关闭锁接点同期回路接通，同期断路器合闸回路接入。进行自动准同期的模拟并列试验。
8.3.2 手、自动准同期并网试验
在恢复所有正常接线，进行手、自动准同期并网。
分别从中控室和现地LCU调节负荷，观察各仪表指示情况及各部位运转情况，检查机组增加负荷时有无振动区及其范围。
8.3.3 励磁调节器有关试验
a 在有功功率分别为50%、100%的额定负荷，进行发电机无功功率从零到额定值的调整，调节应平稳、无跳动。
b 调差特性应有较好的线性，并符合设计要求。
c 水轮发电机调压静差率应符合设计要求。
d 进行各种限制器及保护的试验和整定。
8.3.4 调速器有关试验
检查在速度和功率控制方式下，机组调节运行的稳定性和相互切换过程的稳定性检查。
8.3.5 机组有功负荷和无功负荷调整
分别在现地调速器与励磁装置上进行，再通过计算机监控系统控制调节。
8.3.6 保护装置及测量回路检查、调整。
8.3.7 检查在当时水头下，机组产生振动的负荷区域，
8.3.8 在一定负荷情况下，进行定、转子一点接地校核试验。
8.3.9 机组突变负荷试验
使机组突变负荷(变化量不大于额定负荷的25%)，记录机组转速、接力器行程和功率变化等的过渡过程。并选择各负荷工况的最优调节参数。
8.3.10 机组甩负荷试验
a 甩负荷试验
水轮发电机组甩负荷时水轮机调速系统的动态调节性能符合设计要求，机组分别带25%、50%、75%、100%额定负荷进行甩负荷试验。
b 甩负荷数据记录
甩负荷时按规定测录有关数据。检查调速系统动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，使流道水压上升率和机组转速上升率符合有关技术要求。并检查调速系统关闭的正确性；以及励磁调节器的稳定性和超调量等。
c 数据分析
根据甩负荷试验记录的有关参数，计算并分析有关数据，验证调速系统和励磁系统调节特性的正确性。
8.3.11 在机组带25%、50%、75%、100%额定负荷下测定流量和水头损失。
8.3.12 进行事故低油压停机试验。
8.3.13 带负荷动水落快速闸门
a 机组自动运行100%额定转速，短接LCU盘内闸门全开节点信号，发变组保护盘接刀闸1作为011断路器跳闸节点。
b 在LCU开出落快速闸门处接刀闸2，控制落快速闸门。
c 机组带100%负荷，合刀闸2使快速门落下。负荷减少至零时，合刀闸1跳011断路器解列，同时励磁手动灭磁，LCU发停机令正常停机，记录闸门下落时间。
9、72小时试运行
9.1 试验目的
9.1.1 较长时间的进一步考验机组的各种性能。
9.1.2 进一步连续考验引水系统、有关水工建筑、辅助设备、电气一、二次设备的可靠性和安全性。
9.1.3 进一步连续观测各部位的振动、摆度、温度、压力及油、气、水系统的运行情况。
9.1.4 通过以上考验、观测，对机组能否正式并网试生产做出结论。
9.2 试运行准备
9.2.1 组织试运行人员，熟悉设备和操作规程。
9.2.2 准备好各种记录表格和工作票。
9.2.3 申请并网进行72小时试运行，得到允许。
9.2.4 按正常运行方式投入所有操作、保护、信号回路及厂用变。
9.2.5 使机组具备自动并网条件。
9.3 72小时试运行
9.3.1 当班值长向网调申请并网，获准后中控室操作计算机监控系统进行机组停机至发电操作，自动准同期并网。
9.3.2 按网调命令带负荷。
9.3.3 根据运行规程各司其职，按时全面记录有关数据。
9.3.4 运行人员按时出巡副厂房及机旁屏，水泵房，母线及高、低压配电室，电缆层，水轮机层，主变室，GIS室及出线平台，进水口、尾水平台等有关部位。
调试方案 日期 xxxx-5-8 XTS/F30（1）TG-TS-01 项目名称 xxxx 省电力建设调整试验所 xxxx 电厂#1机组 总体调试大纲
发电有限公司#1机组 总体调试大纲 第一章编写依据及说明 1.1 总则 xxxx省电力建设调整试验所于1999年12月，通过电力基建工程调试GB/T19001质量管理体系认证；于2000年初进行质量管理体系2000版标准转换工作，并于2000年07月通过中国船级社质量管理体系认证中心的审核。 新建机组的调试是全面检验主要设备及其配套系统的制造、设计、施工、调试和运行的重要环节，是保证机组能安全、可靠、文明地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的关健性程序，调试工作的质量受到工程建设过程中各环节工作质量制约。 调试单位对机组调试工作的质量负责。为保证调试工作质量，将根据国家、行业颁布的法律、法规、标准、规程等的有关规定，按照设计、设备的技术文件要求，依靠自身的技术实力，科学合理地组织机组的调试工作，进行认真地检查、调整、试验，使机组顺利完成分部试运、整套启动试运，通过试生产投入商业运行。 xxxx发电有限公司2×300MW工程厂址位于桃源县中东部的盘塘镇，位于创元铝厂东南部，利用创元铝厂东南部原规划预留场地布置主厂房。#1机组要求于xxxx年9月投产，#2机组要求于2008年3月投产。 1.2 编写依据 1.2.1 xxxx省电力建设调整试验所与xxxx发电有限公司于2005年10月
签订的《xxxx发电有限公司2×300MW机组调试工程委托合同》。 1.2.2 原电力工业部颁发的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）电建〔1996〕159号。 1.2.3 原电力工业部颁发的《火电工程启动调试工作规定》建质〔1996〕40号。 1.2.4 原电力部颁发的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）建质〔1996〕111号。 1.2.5 中国电力建设企业协会颁发的《火电机组达标投产考核标准（2004年版）》电建企协〔2004〕25号。 1.2.6 原电力工业部颁发的《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇DL/T5047—95）、（汽轮机机组篇DL5011—96）、（火力发电厂化学篇DLJ58—81）、中国电力建设企业协会颁发的《电力建设施工及验收技术规范》（热工自动化篇DL/T5190.5-2004）。 1.2.7 国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150—91）。 1.2.8 原水电部颁发的《电力基本建设热力设备化学监督导则》（SDJJS03—88）。 1.2.9 原能源部颁发的《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）（DL5009·1—92）。 1.2.10 国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发〔2000〕589号。 1.2.11 中国电力建设企业协会颁发的《锅炉启动调试导则》DL/T852-2004
××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。
泵站机组试运行方 案
泵站机组试运行方案 1、试运行的目的和内容 1.1试运行的目的 ⑴.参照设计、施工、安装及验收等有关规程、规范及其技术文件的规定，结合泵站的具体情况，对整个泵站的土建工程,机、电设备及金属结构的安装进行全面系统的质量检查和鉴定，以作为评定工程质量的依据。 ⑵.经过试运行安装工程质量符合规程、规范要求，便可进行全面交接验收工作，施工、安装单位将泵站移交给生产管理单位正式投人运行。 1.2试运行的内容 机组试运行工作范围包括检验、试验和监视运行，它们相互联系密切。由于水泵机组为首次启动，而又以试验为主，对运行性能均不了解，因此必须经过一系列的试验才能掌握。其内容主要有： ⑴.机组充水试验。 ⑵.机组空载试运行 ⑶.机组负载试运行 ⑷.机组自动开停机试验。 试运行过程中、必须按规定进行全面详细的记录，要整理成技术资料，在试运行结束后，交鉴定、验收、交接组织，进行正确评估并建立档案保存。 2、试运行的程序
为保证机组试运行的安全、可靠，并得到完善可靠的技术资料，启动调整必须逐步深入，稳步进行。 2.1试运行前的准备工作 试运行前要成立试运行小组，拟定试运行程序及注意事项，组织运行操作人员和值班人员学习操作规程、安全知识，然后由试运行人员进行全面认真的检查。 试运行现场必须进行彻底清扫，使运行现场有条不紊，并适当悬挂一些标牌、图表，为机组试运行提供良好的环境条件和协调的气氛。2.1.1水泵部分的检查。 1).检查转轮间隙，并做好记录。转轮间隙力求相等，否则易造成机组径向振动和汽蚀。 2).叶片轴处渗漏检查。 3).全调节水泵要作叶片角度调节试验。 4).技术供水充水试验，检查水封渗漏是否符合规定或橡胶轴承通水冷却或润滑情况。 5).检查轴承转动油盆油位及轴承的密封性。 2.1.2辅助设备的检查与单机试运行。 1).检查油压槽、回油箱及贮油槽油位，同时试验液位计动作的正确性。 2).检查和调整油、气、水系统的信号元件及执行元件动作的可靠性。 3).检查所有压力表计、真空表计、液位计、温度计等反应的正确
麻风电场一期工程风电机组整体启动调试大纲风力发电有限责任公司 二零一零年八月 麻风电场一期 风机整套启动调试大纲会签单
目录 1调试试运组单位及组织机构 2整套启动调试的目的 3编制依据 4整套启动调试围、机构设置、要求及职责分工5整套启动调试的原则安排 6启动调试试运应具备的条件 7单台机组启动调试试运项目 8工程整套启动调试试运
1调试试运单位及组织机构 根据银星能源股份［20１０］号《关于麻风电场一期4９．５MW工程整体调试安排的通知》 1.1调试试运单位 1.2组织机构 组长： 组员： 2 整套启动调试的目的 启动调试是对设备、设计和施工等环节的全面考核和检验，是衔接基建和生产的一个重要阶段，起着承上启下的作用。只有经过整套设备的调试实验，才能使整套机组形成生产能力。机组调整试运阶段也是对设计,设备和安装质量的动态检验,启动调试的质量状况将直接影响机组的移交水平和投产后的经济效益. 本期调试为４８台机组、３条３５kV线路及一座110kV升压站。启动调试的目的在于对麻风电场一期工程进行全面动态调试考核,以检验机组是否能满足电厂安全稳定发电的要求,是否达到设计和设备的技术保证数据的要求。 3编制依据 3.1《中华人民国合同法》 3.2《风力发电场项目建设工程验收规程》 3.3《电力建设安全工作规程》 3.4《电力建设安全健康与环境管理工作规定》 3.5《电力生产安全规定》3.6《电业生产安全工作规定》 3.7《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 3.8《电力工业技术管理法规》 3.9制造厂图纸、安装和使用说明书、质保书和出厂证明书 3.10设计文件、图纸、说明书、调试有关文件和会议纪要等上述标准、规程、规均应是现行有效版本。在调试过程中，如遇到国家、部、局的有关标准和技术规与供货合同或会议纪要中规定的标准不一致时，由业主主持有关单位协商解决。原则上按照供货合同、会议纪要规定中的较高标准执行。 4整套启动调试围、机构设置、要求及职责分工 4.1麻风电场一期４９．５MW工程调试工作围将按照《风力发电场项目建设工程验收规程》。不免除制造厂、施工单位等其他单位应该承担的调试责任。 4.2机组整套联合启动的时间围，是指由风力发电机组、３５kV箱式变、３５kV架空线路、110kV升压站第一次联合启动开始，直至机组完成２４０小时带负荷试运为止。 4.3整套启动调试的职责分工按照《风力发电场项目建设工程验收规程（2004年版）》麻风电场建设工程试运指挥部的决定和有关合同协议执行。其原则是： 4.3.1整套启动试运工作由麻风电场建设工程试运指挥部统一领导指挥。其主要职责是全面组织、领导和协调机组启动调试试运工作；对调试试运中的安全、质量进度全面负责；审批重要的启动调试方案和措施；协调解决调试试运中出现的重大问题。建设工程试运指挥部下设整套调试试运组，组长由主体调试单位负责，其主要职责是负责检查机组整套调试试运应具备的条件，提出整套调试试运计划和顺序安排，负责组织实施启动调试方案和措施，全面负责整套启动调试试运的现场指挥和具体协调工作。 4.3.2建设单位全面协助调试试运指挥部做好整套启动调试试运中的组织管理工作，参加试运各阶段的检查、协调、交接验收和竣工验收的日常工作；协调解决参建各单位合同执行中出现的问题和外部联系。为工程整套启动调试试运提供工程建设总结。
山东泉兴水泥有限公司余热发电项目 1 × 10MW 汽 轮 机 启 动 调 试 方 案 及 措 施 洛阳中重建筑安装工程有限责任公司 2010-7-6
编制审核批准监理
目录 1 、汽轮机组启动调试目的 2、编制依据 3、润滑油及调节保安系统调试 4 、凝结水系统调试 5 、循环水系统调试 6、射水泵及真空系统调试 7、汽机保护、联锁、检查试验项目 8 、试运组织
汽轮机组启动调试方案 1 、目的 为加强山东泉兴水泥有限公司余热发电工程汽轮机组调试工作管理 , 明确启动调试工作的任务和各方职责 , 规范调试工作的项目和程序 , 使调试工作有组织、有秩序地进行 , 全面提高调试质量 , 确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产 , 根据火电厂机组的实际情况和同类型机组启动调试的经验 , 特制订本方案。 机组启动调试是安装工程的最后一道工序 , 通过启动调试使机组达到验标规定的技术指标。本方案仅作为机组启动的试运导则 , 提供机组调整试运指导性意见。 本方案在实施过程中的修改、调整 , 届时由启动验收领导小组决定。 2、编制依据： 2.l 《火力发电基本建设工程启动及验收规程及相关规程》 (1998 〉 : 2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 ; 2.3 《火电工程启动调试工作规定》 ; 2.4 《火电机组达标投产考核标准及相关规定》 (1998 年版 ); 2.5 《电力建设施工及验收技术规范》 ( 汽机篇 ): 2.6 《电力基本建设工程质量监督规定》 ; 2.7 《安装使用说明书》 ( 设备厂 ) 3 、设备系统简介 3.1 、主机设备规范 本机组为洛阳中重发电设备有限公司生产的 BN10-1.6/0.35 型补汽凝汽式汽轮机。为纯低温、低压余热发电单缸、冲动、补汽式汽轮机。 3.1.1 、主要技术参数 主汽门前蒸汽压力 1.6Mpa ± 0.2Mpa 主汽门前蒸汽温度320℃ +50 ℃ ,-20 ℃ 补汽压力0.35Mpa +0.2Mpa,-OMpa 补汽温度155℃ +15 ℃ ,-15℃ 设计发电功率：进汽48.41t／h、补汽4t／h 10MW 冷却水温度：正常25℃最高33℃ 转速 300Or/mⅰn 汽轮机转子临界转速 1580~1630r/min
新疆博湖苇业有限责任公司汽轮发电机组整组启动调试大纲（1×15MW汽轮发电机组） 编写： 审核： 批准； 新疆博湖苇业有限责任公司 2012年11月9日
目录 1、概况 2、编制设备的依据 3、主要设备的概况 4、机组联合启动试运的组织及职责 5、启动调试阶段分工 6、调试项目 7、调试程序 8、调试组织措施
1、概况 新疆博湖苇业有限责任公司迁建工程一机一炉设计，锅炉设备是四川锅炉厂生产的高压、高温循环流化床锅炉，汽轮发电机是由武汉汽轮电机厂生产的CC15-8.83/1.2/0.6型高压、单缸、双抽汽、冲动式 汽轮机。 工程设计由武汉轻工设计研究院负责设计，由华川安装有限公司负责设备安装，新疆博湖苇业有限责任公司负责调试 2、编制的依据 2.1火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程。 2.2火电工程启动调试工作规定。 2.3电力建设施工及验收。 2.4火电工程调整试运质量检验及评定标准。 2.5电力生产安全工作规定。 2.6设备及制造厂资料。 3、主要设备概况 1汽轮机主要技术参数 1.1型号 CC15-8.83/1.2/0.6 1.2型式高压单缸、冲动、双抽汽凝汽式 1.3调节方式喷嘴调节 1.4功率 额定抽泣工况 15642.2KW 最大抽汽工况 18074.2KW 纯凝汽工况 15098.9KW 1.5工作转速 3000r/min 1.6转子旋转方向从汽机头往发电机方向看为顺时针 1.7工作电网频率 50HZ
1.8蒸汽初压 8.83Mpa 1.9蒸汽初温 535℃ 1.10额定抽汽压力 中压抽汽压力 1.2Mpa 低压抽汽压力 0.6Mpa 1.11抽汽流量 中压额定/最大抽汽量50/63t/h 低压额定/最大抽气量17/35t/h 1.12进汽流量 额定抽汽工况 112t/h 纯凝汽工况 59t/h 1.13排汽压力 额定抽汽工况 0.0040Mpa 纯凝汽工况 0.0055Mpa 1.14冷却水温 20℃ 1.15给水温度 额定抽汽工况 215℃ 纯凝汽工况 192.9℃ 1.16汽轮机转子临界转速 ~1723r/min 1.17汽缸数 1 1.18级数共18级 1.19回热抽汽级数：5级，分别在4、8、11、13、16后抽汽。 1.20加热器数 高压加热器 2台 除氧器 1台 低压加热器 3台 4.
XXXXXXX机组试运行方案 第一章总则 一、本程序依据《泵站技术规范》（SL317－2004）、《电气装置安装工程施工及验收规范合编》、XX省水利勘测设计研究院有关技施设计图纸及厂家资料，结合本站的实际情况而编写； 二、本程序必须经启动委员会批准后方可实施，实施过程中如需更改程序必须经启动委员会同意。 第二章高低压设备带电试验 高低压设备带电试运行有如下几个步骤组成：（1）35kv开关站母线带电；（2）主变压器冲击合闸试验；（3）10kV高压柜带电和厂用变压器冲击合闸试验；（4）0.4kV厂用低压柜带电。 一、带电试验应具备条件 1、开关站道路必须畅通，场地无杂物，围墙已装饰完毕，开关站进出门锁已装好； 2、开关站接地网、厂房接地网接地电阻符合设计要求； 3、所有带电设备的接地套管及外壳应可靠接地； 4、消防系统应满足设备带电条件； 5、带电警示牌已悬挂完整； 6、运行值班人员已就位；
7、通讯设备已开通，运行正常，照明符合要求； 8、隔离开关及断路器手自动操作正常，回路模拟正确，设备标签和设备编号应清晰、准确无误； 9、主变压器试验合格，主变压器保护装置应整定正确； 10、开关站其它所有待投入使用的设备必须经过试验； 11、检查电流互感器二次回路不得开路，电压互感器二次回路不得短路； 12、变压器冲击合闸前，应将气体继电器的轻瓦斯信号触点接到变压器保护的跳闸回路，过流保护时限整定为瞬时动作； 13、高压开关柜内所有设备调试合格； 14、厂用进线、馈线柜调试完毕。 二、35KV母线带电操作 1、35KV母线冲击带电操作前，检查确认母线PT接地刀闸处于分闸位置，母线PT隔离开关处于合闸位置，1#或2#35KV线路已处于带电状态。 2、合1#或2#35KV线路线路侧隔离开关。 3、合1#或2#35KV线路母线侧隔离开关。 4、中控室合1#或2#线路断路器，第一次冲击母线。 5、等待15分钟远方跳开1#或2#线路断路器。 6、确认母线带电正常的情况下，远方合1#或2#线路断路器，第二次冲击母线。
大型排涝泵站首（末）台机组 启动验收实施细则 第一节验收程序 泵站首（末）台机组启动验收依照下列程序进行： 1、更新改造泵站具备试运行条件后，项目法人首先组织机组启动试运行。 2、项目法人在完成机组启动试运行后，再组织机组启动技术预验收。 3、项目法人在技术预验收通过后提出阶段验收申请报告报法人验收监督管理机关审查。项目法人与法人验收监督管理机关为同一主体的，报上一级水行政主管部门审查（下同）。 4、阶段验收申请报告审查通过后法人验收监督管理机关将阶段验收申请报告转报省水利厅，由省水利厅决定是否同意进行阶段验收。 5、省水利厅同意进行阶段验收后协商有关单位，拟定验收时间、地点、委员会等有关事宜，组织首（末）台机组启动验收。
第二节机组启动试运行 1、机组启动试运行前，施工单位向项目法人提出机组启动试运行申请报告。 2、机组启动试运行由项目法人主持，设计单位、土建工程施工单位、安装单位、监理单位（包括监造）、设备生产单位、质量监督单位以及运行管理单位参加。 3、机组启动试运行前，项目法人首先将试运行工作安排报法人验收监督管理机关审查，批准后方可实施。 4、项目法人再将试运行工作安排及法人验收监督管理机关审查意见报省水行政主管部门备案。 5、省水利厅可在必要时派专家到现场收集有关资料，指导项目法人进行机组启动试运行工作。 6、机组启动试运行应具备的条件： （1）泵站土建工程已基本完成，必须动用的部分水工建筑物和输水管道已通过分部工程验收，进水、出水池水位及来水量均满足试运行要求。 （2）主机组及辅助设备已安装完毕，有关工作闸门、检修闸门等断流装置及启闭机设备已安装完成，并已通过分部工程验收，能满足泵站试运行要求。 （3）泵站供电确有保证，供电线路、变电站等均已验收合格，试运行用电计划已落实。 （4）泵站消防系统已通过检查验收，消防设备齐全、到位。
水利枢纽工程机组启动试运行工作报告
XXXX 水利枢纽工程 六号机组启动试运行工作报告 批准： 审核： 校核： 编写：
编写单位：中国水利水电第X工程局XX水利枢纽机电安装项目部 日期：XXXX年X月XX日 目录 1概述 (3) 1．1试运行指挥部成立 (3) 1．2工作的开展情况 (3) 1．3启动试运行程序大纲的编写 (4) 2启动试运行试验的完成情况 (4) 2．1充水试验 (4) 2．2机组首次手动启动试验 (5) 2．3机组过速试验 (7) 2．4机组自动开停机试验 (7) 2．5发电机短路升流试验 (8) 2．6发电机单相接地试验 (9) 2．7发电机过压保护试验 (9) 2．8发电机零起升压试验 (9) 2．9发电机空载特性试验 (9) 2．10发电机带厂高变、主变及开关站短路升流试验 (10) 2．11发电机带厂高变、主变及开关站零起升压及主变单相接地试验 (10) 2．12发电机空载下的励磁调整试验 (10) 2．13计算机监控系统自动开机到空载试验 (11) 2．14开关站220kV设备及主变冲击受电试验 (11) 2．15机组同期并网试验 (13)
2．16机组带负荷状态下试验 (13) 2．17甩负荷试验 (14) 2．18机组事故停机试验 (15) 2．19机组带负荷72小时连续试运行 (16) 3移交试生产 (17) 4需完善的工作 (17) 4．1主轴密封水供水 (17) 5电气试验过程中所录制的波形 (19) 1、概述 1.1试运行指挥部的成立 试运行指挥部由XX水电公司、中国水利水电第X工程局、XXXXXX检修公司XX项目部、水电X局机电安装项目部（以下简称XX局机电项目部）、XX省电力建设监理有限公司、XX电力工业勘察设计院、XX电网公司、XXXX所计量中心、XXXXXX电机厂有限责任公司的相关人员组成。 1.2工作的开展情况 XX厂房6#机组安装调试后，XX局机电项目部自检合格后，运行指挥部审议通过了XX局项目部编制的《6号机组起动试运行程序大纲》（下简称大纲）和试运行计划，并提出修改修正意见，要求修改后待试运行指挥部报启委会审批。 相关单位有条不紊地组织实施启动试运行工作，监督、检查各成员单位启动试运行准备工作包括试运行组织机构的准备、试运行程序大纲和运行规程的
大孤山电站 首台机组启动试运行方案 张掖市机电安装公司大孤山工程项目部 2009年6月
目录 第一章：工程概况及组织机构............................. . (3) 1、工程概况............................. ............................... ........ .. (3) 2、组织机构............................. ............................... ........ .. (3) 3、试运行岗位人员分工............................. ............................... (4) 第二章：水轮发电机组启动试运行前检查............................. .. (5) 4、引水系统的检查............................. ............................... ........ ..5 5、水轮机部分的检查............................. ............................... .. (6) 6、调速系统及其设备的检查............................. ............................... (6) 7、发电机部分的检查............................. ............................... .. (7) 8、油、水、气系统的检查............................. .. (8) 9、电气设备的检查............................. ............................... ........ ..9 10、消防系统及设备检查................................. . (10) 第三章：水轮发电机组动试运行启动及检查流程............................. (10) 11、水轮发电机组充水试验 11.1应具备条件............................. (11) 11.2 尾水管充水操作及检查................................. . (11) 11.3起动前准备................................. (12) 11.4首次手动起动试验操作及检查................................. . (13) 11.5停机操作及停机后的检查................................. (14) 11.6水轮发电机短路试验................................. . (15) 11.7水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验................................. . (16) 11.8过速试验操作及检查................................. (17) 11.9自动起动和自动停机试验................................. .. (17) 11.10水轮发电机升压试验................................. .. (18) 11.11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 (19) 11.12水轮发电机组并列及负荷试验................................. (20)
机组启动试运行调试大 纲精编 Document number：WTT-LKK-GBB-08921-EIGG-22986
8号机组启动试运行调试大纲批准： 审核： 编制： 大唐衡阳发电股份有限公司 2013年2月3日
8#机组启动试运行调试大纲目录 第一章总则 第二章编写依据及说明 第三章工程概况 概述 8号机组主要设备参数 第四章启动试运行应具备的条件 第五章启动试运技术要点及措施 机组起动试运行前的检查 5.1.1引水系统的检查 5.1.2水轮机部分的检查 5.1.3调速系统及其设备的检查 5.1.4发电机部分的检查 5.1.5励磁系统的检查 5.1.6油、水、气系统的检查 5.1.7电气一次设备的检查 5.1.8电气二次系统及回路的检查 5.1.9消防系统及设备的检查 水轮发电机组充水试验 5.2.1 充水条件 5.2.2 尾水充水 5.2.3 蜗壳充水
、机组启动和空转试验 5.3.1启动前的准备 5.3.2首次手动启动试验 5.3.3 调速器空载试验 5.3.4手动停机过程及停机后检查 5.3.5 机组过速试验及检查 机组自动开停机试验 5.4.1 自动开机需具备的条件 5.4.2机组LCU8自动开机至空载 5.4.3 机组LCU8自动停机 、水轮发电机组空载试验 5.5.1 发电机短路升流试验 5.5.2 发电机升压试验 5.5.3 空载下励磁装置的调试 机组并列及负荷试验 5.6.1 水轮发电机组空载并列试验 280的自动假同期试验 280的自动准同期试验 5.6.4 计算机监控系统自动开机并网试验 5.6.5 机组带负荷试验 5.6.6 机组甩负荷试验 5.6.7 低油压事故停机试验
机组启动试运行方案 一、编制依据： 1、水轮发电机组安装技术规范（GB/T-8564-2003）； 2、水轮发电机组启动试验规程（DL/T507-2002）； 3、杭州大路发电设备有限公司有关技术文件和设计图纸； （1）水轮机安装、使用、维护说明书及技术条件； （2），10.5KV水轮发电机安装、使用、维护说明书及技术条件； 4、水利部农村电气化研究所施工图。 二、机组起动试运行目的 1、通过机组试运行，考验机组设计、制造和安装的质量，可以发现机组在制造和安装中出现的问题和存在的缺陷，并及时予以消除，从而达到确保机组长期安全可靠、稳定运行的要求。 2、验证机组与有关电气及机械设备协联动作的正确性，以及自动化元件的可靠性，并对相关参数进行测定，掌握机组和电气设备的实际最优工况和性能，为今后长期稳定运行提供技术保障。 三、机组试运行应具备的条件 1、厂房机电设备安装已完成，并经静态调试合格： （1）水轮发电机组、球阀、调速器已安装完成，并完成静态调试； （2）油气水等辅助设备已安装完成，经调试合格，可以投运； （3）电气设备已安装完成，并经试验合格； （4）升压变电工程安装完成、试验合格，经电网公司验收合格； （5）机组及公用设备自动化系统已安装完成，完成静态调试，满足机组试运行要求。
2、厂用电系统已投入运行，满足试运行要求。 3、引水系统土建、金属结构、机电设备施工完成，机电设备经调试合格，具备充水条件。 4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。 5、机组启动小组已成立，组织机构健全。 6、通信系统施工完成，通信系统畅通，满足试运行要求。 四、机组启动试运行前的检查 （一）引水系统检查 （1）进水口拦污栅、事故闸门、充水阀、起闭装置安装完工，手动、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。 （2）引水隧洞、压力管道已施工完毕，灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，各支洞进人孔已封闭，洞内施工垃圾已全面清理干净，无杂物。 （3）两台机球阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求；两台机球阀均处于全关位置，操作油路关闭，并采取防误动安全措施。 （4）蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净，蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。 （5）尾水闸门及起闭设备安装完工，调试合格，起闭情况良好，尾水闸门已打开。 （6）尾水出水畅通，出水口及河道临时防护墙已拆除。 上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵尾水、支洞进人门，进人门密封应处理严密。 （二）水轮机部分检查 （1）水轮机转轮、水导轴承、主轴密封等设备安装完毕，并经验收合格，水轮机内无遗留物，导叶处于全关闭状态。 （2）水轮机导水机构已安装完工，检验合格，并处于关闭状态，接力器锁锭投入，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验合格，符合设计要求。
CB01 施工技术方案申报表 （清远[2016]技案 08号） 说明：本表一式四份，由承包人填写，监理机构、建设单位审核后，承包人、监理机构各1份，返回发包人2份。
泵站机组试运行方案 1、试运行的目的和内容 1.1试运行的目的 ⑴.参照设计、施工、安装及验收等有关规程、规范及其技术文件的规定，结合泵站的具体情况，对整个泵站的土建工程,机、电设备及金属结构的安装进行全面系统的质量检查和鉴定，以作为评定工程质量的依据。 ⑵.通过试运行安装工程质量符合规程、规范要求，便可进行全面交接验收工作，施工、安装单位将泵站移交给生产管理单位正式投人运行。 1.2试运行的内容 机组试运行工作范围很广，包括检验、试验和监视运行，它们相互联系密切。由于水泵机组为首次启动，而又以试验为主，对运行性能均不了解，所以必须通过一系列的试验才能掌握。其内容主要有： ⑴.机组充水试验。 ⑵.机组空载试运行 ⑶.机组负载试运行 ⑷.机组自动开停机试验。 试运行过程中、必须按规定进行全面详细的记录，要整理成技术资料，在试运行结束后，交鉴定、验收、交接组织，进行正确评估并建立档案保存。 2、试运行的程序 为保证机组试运行的安全、可靠，并得到完善可靠的技术资料，启动调整必须逐步深入，稳步进行。 2.1试运行前的准备工作 试运行前要成立试运行小组，拟定试运行程序及注意事项，组织运行操作人员和值班人员学习操作规程、安全知识，然后由试运行人员进行全面认真的检查。 试运行现场必须进行彻底清扫，使运行现场有条不紊，并适当悬挂一些标牌、图表，为机组试运行提供良好的环境条件和协调的气氛。 2.1.1管道部分的检查。 具体工作有： 1).封闭泵站防盗门。 2).在静水压力下，检查调整检修闸门的启闭；对快速阀门、工作阀门的手动、自动作启闭试验，检查其密封性和可靠性。 3).离心泵应着重管道的密封性检查，其次是管道表面的光滑性。清除管道内杂物，
说明 1 、本运行大纲由安装施工单位水电五局龙马机电安装项目部 编制，经3# 机组启动验收委员会审查通过后执行。 2、龙马水电站在系统中担任发电、调峰、调频和事故备用，无调相运行工况。 3、根据龙马电站目前运行库水位及主机厂家提供的机组运行特性曲线，机组试验时，库区最低水位605 米高程，一台机组满发尾水水位522 米高程。 4、甩负荷试验按当时最大水头下的25 ％、50 ％、75 ％、 100 ％ 额定负荷进行。特申请3＃机组按当前最大负荷进行甩负荷试验后进入72 小时试运行。
龙马水电站3#机组启动试运行程序 第一条总则 1、3#机组启动及试运行工作主要是对水工建筑物、制造厂设计、设备安装质量等方面进行综合性考验； 2、机组试运行指挥部负责机组启动试运行过程中设备的调试、监护、操作、运行及维护工作； 3、本程序是根据国家现行的规程规范，结合本电站的实际情况及有关的技术协议、合同条款等编制而成； 4、试运行过程做好调试记录，及时整理、签字，为完成竣工资料做好准备。 第二条3#机组启动试运行前的检查 一、3#机组引水系统的检查 1、3#机组进水口、拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格。 2、3#机组进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。检修闸门、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，启闭时间符合设计要求。检修闸门、工作闸门在关闭状态。 3、3#机组压力管道、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、测量表计已安装。尾水管进人门、蜗壳进人门已严密封闭。 4、3#机组蜗壳及尾水管盘形排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。 5、3#机组尾水闸门门槽及其周围已清理干净。尾水闸门启闭机及抓梁可随时投入工作。 6、1#、2#、3#机组蝶阀全部调试完毕，且全部处于关闭状态。
1工程概况泵站概况 ******工程是***市“五水共治”重点工程，工程主要由***闸站、***泵站、***整治、***防洪墙 5部分组成，工程总投资亿元。 ***闸站位于***、五一溪及大溪交汇处，***泵站位于**东岸防洪堤上***闸右侧。 工程的建设任务是防洪、治涝为主，兼顾改善水环境等综合利用，以完善***市城市防洪排涝工程布局，提高***市城区防洪排涝能力。 ***闸站设计流量45m3/s，共设3台立式轴流泵，1台设计流量9m3/s，2台设计流量18m3/s，总装机功率3800kW。***泵站设计排涝流量10m3/s，共设3台钢井桶式潜水轴流泵，总装机功率1065kW。******工程为Ⅲ等工程，***闸站、***泵站主要建筑物等别为3级，次要建筑物级别为4级，临时建筑物级别为5级，设计防洪标准为50年一遇。***闸站建成区排涝标准按10年一遇3小时暴雨3小时排出。主要建筑物：泵站厂房、前池、出水池为3级建筑物；次要建筑物：***等为4级建 筑物。 主要机电及金结设备 1）***闸站 ***闸站设3台立式轴流泵组，其中两台单机设计流量s，另一台单机设计流量s。 s流量泵，最大净扬程，最小扬程，设计扬程，设计点效率%，水泵型号2000ZLB18－，叶轮直径，额定转速min，水泵配套采用TL1500－28/2600型电动机，额定功率为1500kW，额定电压10KV，额定电流Ａ，电动机额定转速为min，功率因数（超前）。 s流量泵，最大净扬程，最小扬程，设计扬程，设计点效率%，水泵型号1540ZLB9－，叶轮直径，额定转速300r/min，水泵配套采用TL800－20/2150型电动机，额定功率为800kW，额定电压10KV，额定电流Ａ，电动机额定转速为300r/min，功率因数（超前）。 泵房内选用一台20/5t电动桥式起重机。起重机跨度12m，主钩起升高度16m，副钩起升高度18m。在泵房外江每台水泵出水钢管末端配备一台侧向式拍门，型式为矩形双门，两台大泵管道出口拍门
电力建设工程质量监督检查典型大纲（火电、送变电部分）火电工程机组整套启动试运后质量监督检查典型大纲 1 总则 1.0.1依据《建设工程质量管理条例》、《工程质量监督工作导则》和《电力建设工程质量监督规定》，为统一电力建设工程质量监督工作的程序、方法和内容，规范工程建设各责任主体①和有关机构②的质量行为，加强电力建设工程质量管理，保证工程质量，确保电网安全、保障人民生命、财产安全，保护环境，维护社会公共利益，充分发挥工程项目的经济利益和社会效益，制定火电、送变电工程11个阶段性质量监督检查典型大纲。 凡接入公用电网的电力建设工程项目，包括各类投资方式的新建、扩建或改建的火电建设工程，均应按上述相关典型大纲的规定进行质量监督检查。 1.0.2《火电工程机组整套启动试运后质量监督检查典型大纲》(以下简称本《大纲》)适用于各电力建设工程质量监督中心站(以下简称中心站)对火电建设工程机组整套启动试运后的工程质量进行监督检查。 1.0.3机组整套启动试运是机组按《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》(以下简称《启规》)和《火电工程调整试运质量检验及评定标准》(以下简称《调试验标》)规定的启动试运条件、调试工作内容和质量标准，完成空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运等三个阶段全部调试工作的全过程；是对机组相关的建筑、安装工程的设计、设备和施工质量的动态考核；也是对机组调整试验工作质量的考核。机组整套启动试运后的质量监督检查，是判定工程质量是否符合设计规定，符合国家和行业的相关标准，能否保证机组安全、可靠、稳定地移交生产的重要环节和手段。 1.0.4质量监督检查以重点抽查的方法进行。检查工程建设各责任主体质量行为时，对火电工程各《大纲》中内容相同的条款一般只抽查一次。凡经检查符合规定、在后续工程中又未发生情况变化者，一般不再重复检查。 1.0.5根据工程设计中采用新设备和新技术的具体情况，电力建设质量监督中心站(以下简称中心站)可结合工程的实际特点，补充编制其具体的监督检查细则，也可编制对本工程监督检查的《实施大纲》，保证监督检查的针对性和全面性。 1.0.6对国外引进设备工程质量监检的技术标准，按供货技术合同约定执行；在合同中未作规定或规定不明确或国内、外技术标准有较大差异时，按由建设单位组织相关单位协商确定，并报主管部门批准的标准执行。 1.0.7受社会监督的工程项目(4.3.1)由相关专业小组分别检查。 2 质量监督检查的依据 下列文件中的条款通过本《大纲》的引用而成为本《大纲》的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本《大纲》，然而，鼓励根据本《大纲》