桥巩水电站1#机组启动试运行工作报告
桥巩水电站1＃水轮发电机组启动试运行指挥部
2008年7月27日
目录
一、工程概况
二、试运行工作内容
三、工作计划
四、启动前的调试及验收
五、充水试验
六、机组首次开机
七、机组空转运行下调速系统试验
八、过速试验
九、无励磁自动开机和自动停机试验
十、发电机升流试验
十一、机组空载试验
十二、发电机带主变及开关站一次设备零起升压试验。十三、220kV设备及主变冲击受电试验
十四、机组同期并网试验
十五、机组带负荷试验
十六、机组甩负荷试验
十七、1#机组主要试验项目报告（中试院做的部份）十八、机组72小时试运行
十九、结论及存在的问题
一、工程概况
桥巩水电站工程是红水河规划开发的第九个梯级水电站，是一座以发电为主，兼有航运等综合利用效益的大型水电站，枢纽布置从左到右分别布置有左岸接头土坝、左岸混凝土重力坝、船闸、发电厂房、开关站、泄水闸、右岸混凝土重力坝和右岸接头土坝。电站装设8台单机容量为57MW的灯泡贯流式水轮发电机组，总装机容量456MW 。电站以220kV一级电压接入广西电网，220kV 出线3回。电站采用计算机监控，按无人值班（少人值守）设计。
二、试运行工作内容
1、充水试验
2、机组首次开机
3、机组空转运行下调速系统试验
4、过速试验
5、无励磁自动开机和自动停机试验
6、发电机升流试验
7、发电机带主变及开关站一次设备零起升压试验
8、220kV设备及主变冲击受电试验
9、机组空载试验
10、机组同期并网试验
11、机组带负荷试验
12、机组甩负荷试验
13、1#机组主要试验项目报告（中试院做的部份）
14、机组72小时试运行
三、1#机组试运行大事记
1、充水试验7月1日~7月3日
2、机组首次开机7月3日~7月4日
3、机组空转运行下调速系统试验7月13日
4、发电机升流试验7月14日
5、发电机带主变及开关站一次设备零起升压试验7月15日
6、机组空载试验7月15日
7、220kV设备及主变冲击受电试验7月18日
8、无励磁自动开机和自动停机试验7月19日
9、机组过速试验7月19日
10、机组同期并网试验7月22日~7月23日
11、机组带负荷试验7月24日
12、机组甩负荷试验7月24日
13、机组稳定性试验、一次调频试验等7月24日
14、1#机组主要试验项目报告（中试院做的部份）7月22日~23日
15、机组72小时试运行7月25日~ 7月27日
四、充水试验
流道冲水分两步进行，第一步，利用尾水平压冲水阀（DN350）经厂房检修排水廊道，再由上下游流道放空阀往流道冲水。第二步，1#机组流道水位与厂房尾水水位平压后，再根据尾水、进口闸门开启程序进行闸门开启操作，利用闸门向流道冲水。整个冲水过程中，密切关注检修泵房、主轴密封、尾水管伸缩节、转轮室组合面、导水机构组合面、定子、灯泡头、锥体组合面的渗漏情况，以及水工建筑物的渗漏情况。1#机流道冲水过程中，机组各组合面无任何渗漏水的现象，检修密封、主轴密封工作正常，满足设计要求。尾水、进口闸门提出水面，流道冲水充满后，根据百分表测量，转轮室下沉0.17mm，灯泡头上浮0.75mm。
五、机组首次开机
按照起动试运行规程、《1#机组启动试运行方案》中机组首次启动和空转试验的要求，对1#机组各部位、各系统进行检查，使其处于手动开机状态，满足手动开机要求后，正式开始首次启动和空转试验：
1 手动投入主轴密封水，退出空气围带、风闸，投入高压油顶起装置及机
组润滑油，确保高顶建压，润滑油、密封水流量显示正常。
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有无摩擦、碰撞及其它异常情况。此时的机组导叶启动开度为4.7%。
3 确认各部正常后再次打开导叶启动机组。当机组转速升至接近50%额定转速时暂停升速，观察各部无异常后继续升速，机组在额定转速下运行。7.8m 水头下，机组额定转速下的导叶开度24.79%。
4 在机组升速过程中派专人严密监视推力瓦和各导轴瓦的温度，无急剧升高或下降现象。机组达到额定转速后，在半小时内每隔10分钟记录瓦温，之后可适当延长时间间隔，（见7月4日的运行日志）。机组空转4小时后瓦温稳定，此时的最高发电机径向瓦温为51度，最高水轮机径向瓦温为46度，最高正推力瓦温为38度，最高反推力瓦温为52度，润滑油温为36度。此值不应超过设计值。
5 机组启动过程中，未发现推力瓦和导轴瓦温度突然升高、机组摆度过大等不正常现象。
6 机组启动过程中，主轴密封漏水较小，完全满足设计要求。
7 机组启动过程中，机组各部位振动值见下表：.
六、机组空转运行下调速系统试验
（1）检查调速器测频信号，波形正确，幅值符合要求。
（2）机组瓦温基本稳定后，调速器测频装置工作正常，进行调速器手动和自动切换，接力器无明显摆动。
（3）频率给定的调整范围符合设计要求。
（4）调速器空载扰动试验符合设计要求，调速器自动运行稳定时，加入扰动量分别为±1%、±2%、±4%、±8%的阶跃信号，调速器电气装置能可靠的进行自动调节，调节过程正常，最终能够稳定在额定转速下正常运转。
（5）试验完成后，手动停机。
七、过速试验
1#机组进行过速试验，试验水头7.5m。在桨叶开度25%，导叶开度61%时，机组频率达到68.3Hz，机组转速达到113.79 r/min （额定转速83.3r/min，过速136.6%）时，机组机械过速保护装置动作，机组事故停机。按设计要求，机械过速保护应在转速上升至160%（机组转速达到133.28r/min）时动作，机械过速保护装置需厂内重新整定。根据机组过速试验情况，业主、设计、监理、厂家协商后，为了保证1#机组安全运行，决定将电气过速保护160%临时改为130%过速动作，并重新做过速试验检验电气过速保护130%动作可靠，此项工作于7月23日21：30分完成。
过速试验停机后，全面检查机组各部分，如转子联轴螺栓、磁极连接、磁极引线、阻尼环、组合轴承、水导轴承、主轴密封等转动部分，未发现螺栓松动和焊缝裂开等异常现象。
八、无励磁自动开机和自动停机试验
1、启动机组LCU1空转开机。
按照机组自动开机流程，检查各自动化元件动作情况和信号反馈正常。调速器工作情况正常。开机程序满足设计要求。
2、机组LCU1自动停机
由机组LCU1发停机指令，机组自动停机。高压油顶起系统在机组转速降至95%额定转速时正常投入。机组停机过程中各停机流程与设计顺序一致，各自动化元件动作应可靠。现地、机旁、中控室等部位，检查紧急事故停机按钮动作可靠。模拟机组各种机械事故及故障信号，进行事故停机流程试验。事故
和故障信号响应正确，事故停机信号的动作流程正确可靠。
3、远方开停机命令正确、动作正常。
九、发电机升流试验
1、手动开机至额定转速，机组各部运行正常。
2、励磁变自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常。
3、将励磁调节器电流给定降至最小，投入它励电源。检查短路范围内的CT二次残余电流，无开路现象。
4、合灭磁开关，缓慢升流至（3～4）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT二次三相电流平衡相位正确；检查测量表计接线及指示正确；检查发电机保护、励磁变压器保护、主变保护、发变组故障录波及测量回路的电流幅值相位显示正确。（见试验报告）。
5、解开保护停机回路，投入保护跳灭磁开关回路，模拟检查发电机差动的动作情况动作正常。
6、逐级升流检测并录制发电机50%额定电流下跳灭磁开关的灭磁曲线。（见试验报告）。
7、手动启动录波装置正常，发电机短路特性曲线录制正确，测量发电机轴电压满足设计要求。（见试验报告）。
8、在发电机额定电流下，跳灭磁开关检验灭磁情况正常。
9、额定电流下的机组振动与摆度满足设计要求，碳刷与集电环工作情况正常。
10、试验过程中检查发电机主回路、励磁变、共箱母线等各部位运行正常，无异常声响或温升。
11、试验完毕后模拟发动机差动保护停机，跳灭磁开关-。
十、机组空载试验
1、发电机过压保护试验
1.1测量发电机升流试验后的残压值，并检查三相电压的对称性满足试验要求。
1.2手动升压至25%额定电压，检查：发电机及引出母线、分支回路等设备带电正常。机组各部振动及摆度正常。测量发电机PT二次侧三相电压相序、幅值正常，测量PT二次开口三角电压值满足设计要求（见试验报告）。
1.3逐级升压至发电机额定电压，检查带电范围内一次设备的运行情况正常。1.4检查发电机PT回路相序、电压应正确，测量PT开口三角电压值满足设计要求（见试验报告）。
1.5测量额定电压下机组的振动与摆度，测量额定电压下发电机轴电压满足设计要求（见试验报告）。
1.6定子铁芯各部温度正常。
1.7分别在50%、100%发电机额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况正常，空载灭磁特性曲线（见试验报告）。
2、发电机空载特性试验
2.1零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流、励磁电压，发电机空载特性的上升曲线平稳，满足设计要求（见试验报告）。
2.2当发电机励磁电流达到额定值1600A时，测量发电机定子最高电压，并在最高电压下持续运行5min，运行正常。（最高定子电压低于1
3.65kV，见试验报告）。
2.3由最高电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子电压、励磁电流、励磁电压，发电机空载特性的下降曲线满足设计要求（见试验报告）。
2.4试验完毕后将励磁电流降为零，跳灭磁开关，断开它励电源，停机。
2.5将转子回路经过电阻接地，进行转子一点接地保护试验正常。
十一、发电机带主变及开关站一次设备零起升压试验。
该试验原计划进行零起升压试验带开关站及主变一起进行，后应电网公司要求，只进行1#主变压器及发电机零起升压试验。220kV开关站不进行零起升压试验，直接由系统电压进行冲击。
1、发电机带主变升流升压试验
1.1、将10kV第1段母线上的负荷切到其他段上，使母线停电，将断路器910置工作位置，并处于合闸位置，断开所有的接地开关和其它分支的断路器，母线PT处于工作位置。
1.2、合发电机中性点刀闸，分开关站隔离开关20016，检查升压范围以外的断路器、隔离开关、接地开关在分闸位置。
1.3、开机至空转，合灭磁开关，合发电机出口断路器901。
1.4、零起升压至10%的发电机额定电压，检查主变工作情况，检测相关电压互感器二次及开口三角的幅值、相序，检测电压互感器送至保护、测量、同期、故障录波、调速器、励磁的电压幅值、相序，确定10kV第1段母线的相序与外来电源一致。
1.5、逐步升压，分别在25%、50%、75%、100%发电机额定电压下检查带电一次设备及主变工作情况无异响、温度突然升高等问题。
1.6、在额定电压时，检测电压互感器送至保护、测量、同期、故障录波、调速器、励磁的电压幅值、相序、相位满足设计要求（见试验报告）。
1.7检测发电机出口断路器901同期电压幅值、相位。
1.8升压完毕，降低励磁电流至零，分灭磁开关，分发电机出口断路器901。
2、发电机空载下的励磁调整和试验
2.2、机组励磁变已恢复正常接线，机组采用自励方式。
2.3、按定值整定并投入发电机保护，水机保护。
2.4、自动开机到空转，稳定运行。
2.5在发电机额定转速下，检查励磁A、B、C通道下的调节范围，在调整范围内平滑稳定的调节。
2.6、在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流系数，均流系数大于0.85。（见试验报告）。
2.7、在发电机空载状态下，分别录波检查起励、逆变、手动和自动切换、
通道切换等情况下的稳定性和超调量。在发电机空转且转速在95%～100%额定值范围内，自动起励，机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，超调次数、调节时间满足设计要求。（见试验报告）。
2.8、在发电机空载状态下，人工加入±10%阶跃量干扰，检查各通道的调
节情况，超调量、超调次数、调节时间满足设计要求。（见试验报告）。
2.9、发电机转速在90%～110%内变化，测定发电机端电压，录制发电机电
压/频率特性曲线。频率每变化1%，发电机电压的变化值不大于±0.25%。（见试验报告）。
2.10、进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在A、B、C通道
“正常”位置，手动和自动分别进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。试验结果满足设计要求，波形正常（见试验报告）
2.11调速器设置为自动，机组LCU1设置为现地控制，在LCU1上发“开
机到空载”令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90％额定电压等过程中的设备运行情况正常。
十二、220kV设备及主变冲击受电试验
1、开关站220kV设备全电压受电冲击正常
2、1#主变压器全电压受电冲击正常
试验中发现的问题：1#主变压器试验前检查时发现套管内存在积水，对其低压侧套管与封闭母线连接处橡胶伸缩节由于存在设计缺陷，在雨后容易渗水，施工单位采取对封口处涂抹硅胶方式对其进行了密封。72小时运行过程中，无异常现象发生。
十三、机组同期并网试验
1、选择发电机出口断路器作为机组并列同期点，同期回路接线正确。
2、假同期试验正常。
3、发电机出口断路器同期正常，机组并列。
4、水轮发电机组带负荷试验，有功负荷应逐级增加，观察并记录机组各部位运转情况和各仪表指示，详见记录；调速系统的协联关系正确
5、水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验符合设计要求。
十四、机组带负荷试验
由于水头的限制，带负荷试验最高带42MW负荷进行试验，试验结果满足设计要求，机组各部的振动、摆度满足设计要求；定子绕组温度；推力瓦和导轴瓦、定子铁心、空气冷却器等部位温度值，主变油温等温升稳定，无明显变化，（详见试验资料及运行记录），停机检查没有发现异常。
十五、机组甩负荷试验
甩负荷试验进行3次，分别为10MW、20MW、36MW，由于受水头限制，1#机组未按照100%的要求进行甩负荷试验，试验过程中机组记录接力器不动时间小于0.2秒，水轮机调速器系统的动态调节性能满足设计要求，导叶接力器两段关闭规律、转速上升率、水压上升率等，符合设计要求。（见试验报告）试验过程中对瓦温进行观测，瓦温稳定，无异常变化，转轮室径向振动满足设计要求，试验结束后对机组内部转动部分进行检查，未发现异常情况。
记录表格：
注：机组在进行36MW甩负荷过程中，由于电气过速保护动作,机组事故停机；
最大水压上升率：10.6%。
十六、1#机组主要试验项目报告（中试院做的部份）：
（一）调速系统试验报告：
1 试验时间
2008年7月10日~24日
2 试验项目完成情况
3 主要试验结果
3.1 调速系统静态调整试验
实测永态转差率bp=6.043%，静态性死区ix=0.003%，非线性度ε= 0.356%，满足国标GB9652.1-2007要求。
3.2 空载扰动与3分钟转速摆动试验
在额定电压工况下，调速器手动控制状态，机组的空载转速摆动为±0.720%，调速器自动工况主用通道转速摆动为±0.189%，满足国标GB9652.1-2007要求。
3.3 过速试验
进行机组130%过速试验，导叶开度为43.55%，机组最大转速65.12Hz，过速保护动作正确，正确响应设计流程。
3.4 甩负荷20 MW、最大负荷（36MW）试验
甩负荷20.0 MW最大频率Fmax=62.04Hz，甩负荷36.0 MW最大频率Fmax=68.08Hz；其中后者达136%机械过速停机。
3.5 调速器控制流程正确有效
调速系统手动开机试验、调速系统自动现地、远程开、停机试验、负
荷扰动与增减试验等流程控制合理，符合设计要求。
4 结论
1＃机组调速器的静态特性满足规范要求，但动态控制参数有待进一步优化，在试验水头仅为9m左右的机组带最大有功36.0MW情况下，进行甩负荷试验达136%机械过速停机，显然导叶关闭规律整定并不合适，导致机组转速上升过快，不利于安全稳定运行。
另受电站施工进度等的固有影响，目前运行水头无法使机组带至额定出力，因此甩100％满负荷试验暂不能进行，无法全部验证调速器的动态控制性能，有待条件合适后再补充完善，以便进一步验证机组调节保证计算的可靠性，以满足机组运行的安全需要。
（二）#1机组 PSS试验报告：
#1发电机采用自并励励磁方式，使用南瑞的SAVR-2000微机励磁调节器。广西桂能科技发展有限公司在桥巩电厂及南瑞的配合下，于2008年7月23日完成了桥巩 #1机组PSS试验工作。
本次试验进行了以下项目试验：
1.空载特性试验
2.小阶跃空载5%和10%阶跃试验
3.大阶跃试验
4.转子时间常数试验
5.调差极性试验
6.无补偿频率特性试验
7.临界增益试验
8.负载阶跃试验
9.反调试验
试验结果表明， #1机组PSS对于0.1Hz－2Hz的低频振荡均具有抑制作用，可以正常投入运行。
Vt U A
A
图1 SAVR-2000型调节器PID 模型框图
图2 SAVR-2000型调节器PSS-2A 模型框图
#1 机组的励磁PID 参数： T R =0.05， K P =25，K I =5，K D =0。 #1机组的PSS 参数（Tj=2.8s ）：
T w1= T w2= T w3= T 7=5s 、T 1=0.18s 、 T 2=0.02s 、 T 3=0.2s 、 T 4 =0.02s 、 T 8 =0.2s 、T 9 =0.1s 、M=5、N=1、K S1＝4、K S2＝1.78、K S3＝1、T5=T6=0。
#1机组PSS 自动投入值：10MW 。 #1机组 PSS 自动退出值：10MW 。 #1机组PSS 输出限幅值：±5%。
另外，由于本次试验由于水头限制，有功功率最大只能带到32MW ，故仅进行了该状态下的无补偿频率特性试验和负载阶跃试验，上述试验结果只适用于P=32MW 的情况下，等到水头达到负荷能带到90%额定有功功率时，必须再补做PSS 试验。
（三）1#发电机进相试验报告：
#1机组为东方公司生产的57MW水轮发电机组，采用自并励励磁系统，使用南瑞电气控制公司的SAVR-2000型微机励磁调节器。广西桂能科技发展有限公司在桥巩电厂和励磁厂家的配合下，于2008年7月23日完成了桥巩#1发电机组的进相试验工作。
本次试验由于水头原因，进行了P=10MW和P=25MW两个有功状态的试验，等到水头条件允许情况下，将补做P=40MW和P=57MW的两个有功状态试验。
试验结果表明，桥巩1#发电机可以在一定的进相深度安全运行，待中调下达低励限制定值后，由电厂技术人员按定值进行修改后， 1#机组可以正常投入进相运行。
由于该励磁调节器的低励限制只设两个点，故设置有功功率P=0和P=57MW，具体设置如下：
（四）#1 机组稳定性报告：
【8.5m水头】
1．试验时间
2008年7月21日至7月23日
2．试验测点数据
试验水头：7.8 ～ 8.9m，平均水头：8.5m。
水导瓦总间隙：0.35mm。
参见附表：桥巩#1 机组8.5m水头稳定性数据汇总。
3．结果分析
3.1 变转速试验
变转速试验中，随机组转速从52Hz、50Hz、48Hz、46Hz逐步降低，机组水导摆度基本保持不变，所有振动测点随转速降低而明显下降。但从频谱上看，在机组转速下降过程中，转频分量振动也随转速下降而降低；但机组振动的转频分量所占比例很小，约为混频的1/5～1/6；机组振动频
谱中大量存在的是低于1Hz以下的低频水力振动。可见，机组存在一定的质量不平衡；但机组的质量不平衡量对机组的转动部分影响较小，在机组转速变化过程中的振动变化主要由机组的水力原因引起。
3.2 变励磁试验
变励磁试验中，机端电压由10％Ue上升到110％Ue，从试验结果的数据汇总可以看出，随机组机端电压的逐步升高，除灯泡头水平振动和水导＋Y轴向振动随机端电压的升高呈起伏变化外，其他的摆度和振动测点基本保持不变。说明机组的电磁不平衡力较小，对机组的振动和摆度影响较小。
3.3 变负荷试验
从机组带不同负荷的情况看，随着负荷的增加，除机组水导摆度基本保持不变，推力轴承＋X径向振动略有上升外；其他测点振动都有大幅度升高，最大负荷下的振动基本为不带负荷时的二倍。在最大负荷时，水导摆度110μm，推力轴承+X径向水平振动60μm，满足相关标准的要求；而灯泡头水平振动、水导+Y轴向水平振动和组合轴承+Y轴向水平振动分别达到了280μm、343μm、183μm；水导+Y径向垂直振动和推力轴承+Y 径向垂直振动分别达到223μm 和172μm；水导+X径向水平振动达到368μm，已经超出相关标准很多。
（五）1#机组一次调频试验报告：
1 试验项目完成情况
2 主要试验结果
2.1 调速系统测频回路修正校准试验
通过试验仿真系统对调速系统测频回路进行校准，实测测频最大误差为0.01Hz（测频回路只精确到0.01Hz），未达到在给定50±0.1Hz频率范围内的测频误差在0.005Hz以内的要求；由于调速器厂家现场无法实现对测频回路的修正，此参数有待NARI总厂修正。
2.2 调速系统综合固有死区测量试验
经测试桥巩＃1机组调速系统综合固有死区为：向上小于0.005Hz，向下为0.010Hz；相应机组调速器转速死区为：向上小于0.01%，向下-0.02%，满足转速迟缓率小于0.04%的要求。
2.3 一次调频的频率死区的设定
根据上面调速系统综合固有死区的实测值，桥巩＃1机组一次调频人工死区设置为：±0.030Hz，使机组一次调频死区为：向上为小于0.035Hz，向下0.040Hz，符合电网一次调频的频率死区不大于±0.05Hz的指标要求。
2.4 经过校核，调速系统永态转差系数为4%，满足不大于4%的要求。
2.5 调速系统一次调频负荷响应时间试验
在仿真阶跃给定±0.10Hz、±0.15Hz、±0.20Hz的情况下，桥巩＃1机组调速系统一次调频负荷响应时间均小于1秒，符合水头9米以上机组一次调频负荷响应时间均小于4秒的要求。
2.6 调速器负载PID参数优化试验
经桂能科技与调速器厂家共同对桥巩＃1机组的一次调频PID参数进行优化，即一次调频响应动态特性符合一次调频负荷响应稳定时间（负荷调整幅度达90%）小于15s的要求，且机组一次调频负荷完全响应时间小于45s的要求。
2.7 调速系统一次调频负荷限制试验
此次试验中实测最大负荷调节量发生在＋0.20Hz阶跃扰动工况，当时最大负荷调节量为4.2MW左右（详见最终报告）；由于本次试验水头为9m 左右，整个试验进程较短，导致试验工况相对单一；但是，调速器部分没有加设负荷限制选项，希望在调速器人机交互面板增设运行人员可改动的
限负荷选项。
2.8 跟踪电网频率下调速系统一次调频响应试验
机组投入一次调频功能，记录电网频率越过一次调频频率死区时调速器动作情况。但当时系统频率很稳定，很难超过一次调频的频率死区，于是将调速器的人工死区设定值设定为±0.01Hz。实测证明桥巩＃1机组调速系统电网频率越过一次调频频率死区时动作响应正常。
2.9 一次调频、二次调频联合响应试验
调速器与监控间通讯已建立完备，机组已具备一、二次联调能力。具体控制策略如下：一次调频动作期间，监控跟踪机组实发功率值，不响应AGC 变负荷指令，直到一次调频动作复归，AGC才能有效投入；其次，AGC 下达负荷调整指令期间，如条件满足一次调频动作要求，则优先响应一次调频，监控跟踪机组实发功率值，直到一次调频动作复归。现场因调度未安排，暂无法进行验证，但程序、流程与＃1机组相同。
（六）1#机组出力试验报告：
1 试验时间：2008年7月23日
2 水轮机出力试验记录
电厂名称：桥巩机组号: 1 试验时间: 2008.7.23
3 结论：
机组在一定水头下带负荷运行时，使机组出力由小到大渐增，每个负荷下测试其导叶开度、导叶接力器行程、工作水头、机组出力等参数，进而换算出机组在额定水头下的出力。经初步换算，桥巩#1机组在额定水头13.8m的条件下，机组可以达到57MW的出力，满足设计要求。
1＃机组调速器部分已具备一次调频负荷响应速动性的指标要求，机组一次调频功能可投入运行；调速器与监控系统间通讯已建立完善，一次调频、二次调频联合响应的功能具备。AGC及AVC试验待3台机组及以上正常运行后，才具备条件进一步调试，待条件成熟补做此两项试验，目前不影响1#机组的正常运行。
十八、72小时试运行
水轮发电机组72h带负荷连续试运行正常
（1）各部记录如下：
1、水头和机组运行工况：
2、机组运行各部温度
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
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
中国水利水电第十一工程局 冲江河（扩容）水电站 水轮发电机组试运行报告 编制：杨方银 审核： 批准： 中国水电十一局机电安装分局冲江河项目部 2006年5月3日
冲江河（扩容）电站试运行报告 冲江河（扩容）电站启动委员会： 冲江河（扩容）电站4#机，5#机于5月2日下午4点完成72小时试运行，现将试运行情况向启委会作详细汇报： 一、概述 冲江河（扩容）电站于2006年4月22日中午12：35分4#机首次启动，经过2小时运行发现上导，下导，推力瓦瓦温均正常，水导瓦瓦温偏高（63度）下午3：18分停机。下午6：00点5#机首次启动，20:34停机。上导，下导，推力瓦瓦温均正常，水导瓦瓦温偏高（61度），水导转动油盆甩油。22日晚上业主，监理，厂家，施工单位四方通过讨论分析，机组的振动摆度均在规范内，可能是由于油冷却器热量交换不够，决定在转动油盆的底部加装DN15的冷却水管加强冷却效果。对于5#机甩油问题决定在转动油盆加装隔油板，在油盆盖迷宫环内嵌入羊毛毡。 4月23日对4#机进行加装冷却水管处理，13:57分4#机开机，17:50水导瓦瓦温稳定在63度，18:22分做完4#机过速试验。4月24至4月26日12：36分完成启动委员会批准的试运行大纲上的所有试验，13:00进入72小时运行，4月29日13：00点72小时4#机试运行结束，72小时试运行中，机械设备，电气设备，辅助设备运行情况良好。 4月24日5#机处理完甩油问题后，加装冷却水管后4月25日开机，水导轴承稳定在61度。下午15：17分过速试验。4月27日完成启动委员会批准的试运行大纲上的所有试验。4月29日16：00点进入72小时运行，5月2日5#机试运行结束，72小时试运行中，机械设备，电气设备，辅助设
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。
××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。
设备安装试运行报告 目录 一、试运行目的.................... 错误!未定义书签。 1．系统功能、性能与稳定性考核............................ 错误!未定义书签。 2．系统在各种环境和工况条件下的工作稳定性和可靠性 ........ 错误!未定义书签。 3．健全系统运行管理体制，完善运行操作、系统维护规范 ...... 错误!未定义书签。 二、试运行的准备.................. 错误!未定义书签。 1．完成系统操作、维护人员的培训.......................... 错误!未定义书签。 2．建立子系统运行所需的各项规章制度...................... 错误!未定义书签。 三、试运行时间.................... 错误!未定义书签。 四、试运行制度.................... 错误!未定义书签。 1．职责划分.............................................. 错误!未定义书签。 2．规章制度.............................................. 错误!未定义书签。 3．内容记录.............................................. 错误!未定义书签。 4．问题处理方式.......................................... 错误!未定义书签。 五、试运行过程.................... 错误!未定义书签。 1．子系统功能与性能的考核................................ 错误!未定义书签。 2．子系统长期稳定性...................................... 错误!未定义书签。 3．子系统在恶劣环境的工作性能............................ 错误!未定义书签。 4．系统在特殊工况下的工作性能............................ 错误!未定义书签。 六、试运行总结.................... 错误!未定义书签。
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.
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。
试运行报告样本 Revised by BLUE on the afternoon of December 12,2020.
云南保山槟榔江三岔河水电站 1#水轮发电机组72小时连续试运行报告 一、概况： ×××电站工程位于四川省平武县境内,系涪江上游木瓜墩-铁笼堡河段水电规划的第三级电站，距平武县城29km。工程主要任务是发电，采用引水开发。本电站由引水枢纽、引水发电系统及发电厂区三部分建筑物组成。电站总装机容量76MW，单机容量2×38MW，年发电量亿kWh，属中型三等工程，水库为小（1）型水库，电站为中型电站。 升压变电工程设主变两台型号为：F10-50000/110；六氟化硫断路器3套；一回110KV出线接入仙任线主网。 二、试运行依据： SDJ257-88水电站基本建设工程验收规程 DL/T507-2002水轮发电机组启动试验规程 GB50150-1991电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB8564-1988水轮发电机组安装技术规程 GB/水轮机调速器与油压装置试验验收规程 DL408-91电业安全工作规程 三、试运行目的： 1．全面检验机组制造和安装质量，考核机组振动、摆度、瓦温、油温、定子温度等是否能够稳定且不超标。 2．检验机组固定部件紧固是否可靠，转动部件各连接是否牢固，机组连续运行时声音是否正常。 3．机组各轴承是否渗油、溢甩油，机组各管路是否渗水漏气等。 4．辅助水系统和气系统自动运行是否可靠，是否会出现渗水漏气现象。 5．全厂电气一次设备运行是否稳定，主要为带电部分运行要可靠，不能出现烧焦发黑或变形等现象。 6．全厂电气二次部分的监控、保护、测量显示等是否稳定运行。
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
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。
玉屏滑石电站工程竣工验收 生产试运行管理工作报告玉屏渝玉水电开发有限公司 二〇一六年十月
目录 一、工程概况 (1) 二、运行管理 (1) 三、工程初期运行情况 (2) 四、对工程建设的建议 (4) 五、运行管理 (4) 六、附件 (5)
一、工程概况 玉屏县滑石水电站水库位于玉屏县新店乡沙水坪村境内，座落在龙江河下游河段，坝址位于龙江河与舞阳河交汇上游处，距玉屏县城。工程以发电为主，电站装机3×1600kw，设计水头，设计引用流量s。水库总容量万m3，属Ⅳ等小（1）型工程，工程等别为Ⅳ等。坝址枢纽主要建筑物布置从左至右依次为：非溢流坝段、溢流坝段、取水口及厂房坝段。坝轴线为直线。左坝肩长，溢流坝段总长，取水口级厂房坝段长，右坝肩长，坝顶总长度。大坝顶高程，最大坝高。其中溢流坝坝段坝高，坝顶宽度，大坝上、下游面铅直。 溢洪道位于河床坝段，布置为8个泄洪孔，孔口宽为，中墩厚，左边墩厚2m，右边墩厚，总长。溢流堰为折线型实用堰，堰顶高程。溢流坝每孔均设平板工作门，闸门尺寸为（长x高），闸门采用QPQ2x400KN卷扬式启闭机启动。取水口形式采用坝式，布置为3孔，顶部设胸墙，单宽宽度，底板高程，胸墙底缘高程为。进水口前端至进水口检修闸门段分别设有浮筒式烂渣网、拦污栅和进水口拦污栅，其中进水口拦污栅槽孔尺寸为（宽x高）共分三段连接；事故闸门孔尺寸，闸门采用QPk2x160KN卷扬式启闭机启动，三个流道各设1个800x800mm通气孔。 二、运行管理 1、水轮机发电机组启动试运行由项目法人组织电网经营管理单位、设计单位、施工单位、监理单位、生产运行和设备制造厂总代表等组成试运行指挥部。 2、试运行指挥部由安装机组的施工单位负责人担任总指挥，各生产单位的负责人担任副总指挥，负责编制机组设备启动试运行试验文件，组织进行机组设备的启动试运行和检修等工作。 3、指挥部下设： （1）运行组（分机械、电气、金结、水工建筑）并由各承包生产单位负责人任组长，在指挥部统一指挥下工作。 （2）试验组 （3）安全保卫组 （4）系统调试及水情组 4 、职责及分工 （1）试运行指挥部 负责编制机组设备启动试运行试验文件，组织进行机组设备的启动试运行和检修等工作。 （2）技术顾问 技术顾问主要负责解决设备试运行过程中的重大技术问题和对重大试验方案的审查。 （3）机组启动试运行指挥部主要负责人工作： 1）负责研究并解决启动试运行中的重大技术问题。 2）听取监理单位对工程质量的检查报告，设计、施工、生产单位报告，以及安装单位的设备安装情况的汇报。检查机组、附属设备、电气设备和水工建筑物的工程形象和质量是否符合合同文件规定的标准，是否满足机组启动要求。 3）确定试运行的工程项目。
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，
虹桥商务核心区 区域供能能源中心 发电机组并网上网调试报告 （草稿）
目录 一、计划调试设备范围及调试项目 (4) 1.1 调试设备范围 (4) 1.2 发电机组调试项目 (4) 1.3溴化锂机组调试项目 (7) 二、本次调试项目与计划调试项目的调整 (7) 2.1发电机组调试中对辅助系统的调整 (7) 2.2发电机组调试项目中调整的项目 (7) 三、实际调试日程 (8) 四、调试数据 (10) 4.1试运行发电量统计 (10) 4.2发电机绕组绝缘电阻和直流电阻测试报告 (11) 4.3主变与母线核相测试报告 (19) 4.4发电机核相测试报告 (23) 4.5发电机总调试报告 (31) 五、调试小结 (39) 六、调试中存在缺陷 (39) 七、部分截图 (40)
一、计划调试设备范围及调试项目 联合调试是以满足发电机组并网上网要求、实现72小时试运行为目的，以发电机组符合规程、规范及上网要求为标准，对南、北二站的发电机组进行调试。 1.1 调试设备范围 1.1.1发电机系统：发电机本体至10kV三联供发电机开关（详见发电机电气系统一次图虚线框内），包括该系统内的电气一、二次系统，遥信、遥测、遥控系统及发电机整体机组。 1.1.2天然气系统：发电机组燃气进气总阀至发电机侧以内。 1.1.3与发电机相关的制冷、供热系统，包括板式交换器及溴化锂制冷机组等系统（详见制冷、供热系统图的范围）。 1.2 发电机组调试项目 1.2.1 发电机组埋入式测温计检查，定子绕组的绝缘电阻、吸收比及定子绕组直流电阻的测量；（本次只对测温计温度值进行校对，温度计的绝缘电阻及电阻值由厂家提供） 1.2.2 发电机组的孤岛模式运行试验；（由上安公司提供报告） 1.2.3 发电机超速模拟（1480转/分）试验； 1.2.4 发电机出口压变二次侧核相试验； 1.2.5 发电机组自动、手动启、停机试验； 1.2.6 发电机并列试验和负荷转移试验； 1.2.7 发电机组黑启动运行试验； 1.2.8 发电机组并网上网运行试验； 1.2.9 市电失电发电机组联动跳闸试验； 1.2.10 发电机组分别带50%、100%电负荷进行甩负荷试验； 1.2.11 发电机组并网上网后带板式交换器运行试验； 1.2.12 发电机组并网上网后带溴化锂机组运行试验； 1.2.13 发电机组进行72小时试运行。
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。