l、水轮发电机组起动试运行前的检查
1.1 引水系统的检查
1.1.1 进水口栏污栅已安装完工并清理干净检验合格。
1.1.2 蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。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。所有进入门的盖板均已严密封闭。
1.1.3 蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板或临时支柱等均已拆除。
1.1.4 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，尾水闸门已安装完工，情况良好。
1.1.5 各部位通讯，联络信号检验合格，准确可靠，回路畅通。
1.2 水轮机部分的检查
1.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格，上下止漏环与转轮之间间隙已检查无遗留杂物。
l.2.2 水导轴承润滑，冷却系统已检查合格，油位，温度传感器，水压已显示正常。
1.2.3 导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，调速器接力器锁锭投入。
1.2.4 各测压表，档板流量开关，各压力变送器均已安装完工管路线路连接良好。
1.3 调速系统及其设备的检查
1.3.1 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，各表计阀门均已整定符合要求。
1.3.2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。
1.3.3 微机调速器电调柜已安装完工并调试合格。
1.3.4 事故电磁阀动作正常，锁锭装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁锭状态。
1.3.5 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动作的灵活可靠和全行程内动作平稳性。
1.3.6 用频率信号发生器加入信号，变化频率信号检查接力器行程的线性度，死区范围及全开，全关应符合设计要求。
1.3.7 用紧急关闭办法整定调速器关机时间。
1.3.8 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。
1.4 发电机部分的检查
1.4.1 发电机整体已全部安装完工检验合格记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。
1.4.2 导轴承及推力轴承油位、温度传感器安装完工并显示正常，整定值符合设计要求。
1.4.3 推力轴承的高压油泵顶转子装置已调试合格，切换阀及管路阀门均无渗油。
1.4.4 发电机风罩以内所有阀门、管路、接头、电阀、变送器等均已检验合格，处于正常工作状态。
1.4.5 发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验合格。
1.4.6 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线均已检查正确无误。
1.4.7 发电机制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常。
1.4.8 测量发电机工作状态的轴承温度，定子温度表计已调试合格并显示正常。
1.5 油、气、水系统的检查
1.5.1 冷却水供水包括加压泵供水均已分别调试合格，工作正常。
1.5.2 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、接头均已检验合格。
1.5.3 排水泵手自动启动工作正常，水位变送器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求。
1.5.4 透平油能满足机组供油，用油和排油的需要。
1.5.5 高、低压气机均已调试合格，投入运行，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、安全阀工作正常，整定值符合设计要求。
1.5.6 主厂房、发电机母线层，中控室，主变压器，电缆层高压开关室、低压室，厂用变房，励磁交房等消防设施已安装完工检验合格，符合消防设计要求。
1.6 电气设备的检查
1.6.1 发电机主引出线及其设备已安装完工检验合格，机端引出线出口处的电压，电流互感器、中性点电流互感器已检验合格。
1.6.2 6KV高压开关柜已安装检验合格。
1.6.3 发电机引出线至主变低压侧的电缆及其设备已全部安装完工检验，试验合格，具备带电试验条件。
1.6.4 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，灭火消防设施以及周围安全保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。
1.6.5 厂用电设备已安装完工、检验试验合格，备用电源检验合格，能投入正常运行。
1.6.6 110KV高压开关站设备与本机组发电有关回路设备及母线，连接线等均已完工，110KV高压六氟化硫断路器已调试合格。
1.6.7 厂房内各设备接地已检验，接地连接良好，厂外接地网已检查，接地电阻已测试，符合规程规定值的要求。
1.6.8 厂房照明已安装，主要工作场所、通道照明已检验合格，事故照明已检查合格，能投入使用。
1.6.9 励磁系统，励磁盘柜安装完工检查合格。
1.6.10 励磁变压器已安装完工检验合格，高低压端连接线已检查，电缆已试验合格。
1.6.11 机组微机监控和微机保护设备及盘柜已安装完工，静态调试合格，中央控制室返回屏，计算机等设备已安装完工、静态调试合格。
1.6.12 直流屏已安装完工并调试合格，能正常投入运行。
1.6.13 电气操作回路已检查并作摸拟试验，已验证动作的准确性。
a、机组水力机械操作回路。
b、机组调速系统操作回路。
c、发电机励磁操作回路。
d、发电机真空断路器操作回路。
e、直流及中央音响信号回路。
f、全厂公用设备操作回路。
g、机组同期操作回路。
1.6.14 继电保护回路应进行模拟试验，验证动作的准确性。
a、发电机微机保护回路。
b、主变压器微机保护回路。
c、线路微机保护回路。
2．水轮发电机组充水试验
2.l 水轮发电机组充水试验的开始，就认为是电站机组起动试运行的正式开始，应确认前项的检查试验已全部完成。
2.1.1 水库水位应蓄至最低发电水位。
2.1.2 充水前应确认调速器导水机构处于关闭状态，调速器接力器锁定已锁好。
2.2 充水操作及其检查
2.2.1 察看水库水位超过发电最低水位后，向水机蜗壳充水。
2.2.2 检查蜗壳进入门漏水情况，观察蜗壳压力上升情况，并记录蜗壳充水至平压的时间。
2.2.3 检查水轮机顶盖，导水机构和主轴密封的漏水情况。
2.2.4 观察各测压表计及仪表管接头漏水情况。
2.3 充水平压后的观测检查和试验
2.3.1 操作检查阀门启闭动作情况，并记录开启和关闭时间，分别进行现地和远方微机操作试验。
2.3.2 观察厂房内渗漏水情况，及排水泵排水能力。
3、水轮发电机组空载试运行
3.1 启动前准备
3.1.1 主机周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，通讯指挥系统可随时待命，各部位运行人员已进入岗位，各测量仪器，仪表已整定并显示正确。
3.1.2 确认充水试验过程中出现的问题已处理合格。
3.1.3 各部冷却水压正常，轴承油位在运行规定的范围内。
3.1.4 观察并记录上游水位，轴承原始温度已记录。
3.1.5 起动高压油泵顶起发电机转子至规定值，让上导油槽油进入推力瓦后，切换顶转子切换阀泄油压。检查制动闸，确认制动闸已全部落下。
3.1.6 水轮机主轴密封水投入，围带排除气压。
3.1.7 微机调速器处于准备状态，相应下列机构为：
a、微机调速器主油阀阀门已开启，油压指示正常。
b、微机调速器的双滤油器位于工作位置。
c、微机调速器处于“手动”位置。
d、微机调速器的导叶限制开度于全关位置。
e、微机调速器频率整定应为50HZ。
3.1.8 与机组有关的设备应符合下列状态：
a、发电机出口断路器断开。
b、发电机PT柜处于运行状态。
c、轴承温度过高保护和温度显示装置已投入。
d、拆除所有试验用的短接线及接地线。
e、外接标准频率计监视发电机转速。
3.2 首次手动起动试验
3.2.1 拔出接力器锁定。
3.2.2 手动打开调速器的导叶限制机构，待机组起动后，可按机组额定转速
的50％、75％、100％分阶段逐渐升速。
3.2.3 记录机组的起动开度和空载开度。
3.2.4 在机组升速过程中应加强对各部位轴承温度的监视不应有急剧升高及下降现象，机组起动达到额定转速后，在半个小时内，应每间隔2分钟记录一次推力瓦和导轴瓦的温度，以后可10分钟记录一次，并有专人负责监视，机组在运转过程中应观察轴承油位的变化，油位应处于正常位置。
3.2.5 监视水轮机主轴密封
3.2.6 记录蜗壳压力表，冷却水压力，转轮上下腔真空压力表读数。
3.2.7 测量记录机组各部位振动。
3.2.8 测量发电机一次残压及相序，相序应正确，否则调整接线。
3.3 机组空转调速系统的调整试验
3.3.1 微机调速器的振动应正常。
3.3.2 频率给定的调整范围应符合设计要求。
3.3.3 进行手动和自动切换试验时，接力器应无明显摆动，机组转速相对摆动值应在设计范围内。
3.3.4 调速器空载扰动试验。
a、扰动量一般为土 8％。
b、转速最大超调量应符合设计要求。
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规
定。
3.3.5 调速器自动运行时记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。
3.4 停机过程及停机后的检查
3.4.1 操作开度限制机构进行手动停机，当转速下降至额定转速的35%时，手动操作开刹车阀门至机组停止转动，关手动刹车阀，开手动刹车复归阀，待制动器全部落下后，关手动刹车复归阀。
3.4.2 停机过程中应监视各部位轴承温度变化情况，35％额定转速时转速信
号装置按点动作情况，检查各部油槽油位的变化情况。
3.4.3 停机后投入接力器锁定。
3.5 过速试验及检查
3.5.1 按出厂整定140％额定转速整定值，进行机组过速试验。
3.5.2 将转速信号装置140％的接点从水机保护回路中断开。
3.5.3 以手动开机方式使机组达到额定转速，待机组运转正常后，加大导叶开度限制机构，使转速达到140％时，检查转速信号装置接点动作情况以及指示灯的亮的正确性。
3.5.4 过速过程应监视并记录机组的振动各部轴承的温度。过速试验停机后应进行如下检查：
a、全面检查发电机转动部分。
b、检查发电机定子基础。
c、检查紧固部分有无松动现象。
3.6 自动启动和自动停机试验
3.6.1 自动启动和自动停机试验的目的在于开机回路动作的正确性并检查计算机监控系统顺序动作的正确性。
3.6.2 自动启动前应确认
a、调速器处于“自动”位置，频率给定置于50HZ位置，调速器P、I、D
参数在空载最佳位置。
b、确认过速保护，轴承温度过高保护，调速器低油压保护均已投入，且
自动开机条件已具备。
c、确认各信号监视回路已投入。
3.6.3 微机监控自动开机，并检查下列各项
a、自动化元件能否正确动作。
b、记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。
c、检查电液调速器动作情况。
3.6.4 机组自动停机过程及停机后的检查项目
a、记录自发出停机脉冲至机组转速下降至35％制动转速所需时间。
b、记录自动刹车开始至机组全停的时间。
c、检查转速信号装置动作是否正确，冷却水电磁阀动作是否可靠。
3.6.5 应能在中控室或现场操作实现机组开停机
3.7 水轮发电机三相稳态短路试验
3.7.1 用2500V兆欧表测定子绕组对地的绝缘电阻和吸收比。
3.7.2 发电机三相稳态短路试验应具备的条件。
a、发电机出口断路器，隔离开关处于断开位置并挂上“禁止合闸”牌。
b、在发电机出口断路器下侧用铝排连接三相短路线。
c、用一台直流电焊机提供转子励磁电流。
3.7.3 手动开机，发电机各部温度应稳定，运转应正常。
3.7.4 把直流电焊机输出电流调至最小，合交流电源检查发电机各电流回路的准确性和对称性。
3.7.5 升流检查微机，模拟屏表计的正确性，并检查发电机差动保护的正确性。
3.7.6 录制发电机三相短路特性曲线（定子电流和转子电流关系曲线），在额定电流下测量发电机轴电压
3.7.7 发电机短路干燥
a、根据3.7.1测试的数据，确定发电机是否进行短路干燥。
b、发电机短路干燥时控制短路电流的大小，定子绕组温度不应超过100℃。
c、4小时测量一次定子绕组对地的绝缘电阻和吸收比。
d、停止干燥降温以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机。
3.7.8 模拟轴承温度过高停机，并拆除发电机短路点的短路线。
3.8 水轮发电机升压试验
3.8.1 发电机升压试验应具备的条件：
a、发电机保护系统投入，励磁回路电源投入，风机及信号回路，电源投入。
b、自动开机后机组各部运行应正常，测量发电机电压互感器二次侧残压，
并检查其对称性，利用电焊机他励电源，手动调节电压至50％额定电压
值，检查下列各项。
c、检查发电机PT、励磁PT二次侧电压，微机显示与模拟屏显示电压值应与
PT二次电压值乘变比后值相符。
d、检查PT二次侧回路相序，励磁变压器二次侧相序及电压值。
e、合闸发电机出线隔离开关，合发电机断路器，在同一组母线互感器二次
侧测量相序的正确性。
3.8.2 减小励磁电流，关电焊机电源，拆除电焊机接线。
3.8.3 励磁系统各开关处于运行状态，调节各电位器至最小位置，手自动切换开关至自动位置，接起励按钮，发电机电压稳定在下限电压值，升压至发电机额定电压，在额定电压下测量发电机轴电压。
3.8.4 将发电机电压降至最低值，录制发电机空载特性曲线（发电机定子电压与励磁电流上升，下降特性曲线）
3.8.5 把发电机线电压上升至130％额定电压做匝间绝缘试验，测量发电机线电压并持续时间5分钟。
3.9 水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验
3.9.1 可控硅励磁调节器的起励工作应正常且可靠
3.9.2 励磁调节系统的电压调整范围已符合设计要求，自动励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70％～110％范围内运行稳定且能平滑调节。
3.9.3 发电机在空载额定转速下，手动控制单元调节范围应能满足运行要求。
3.9.4 检查发电机在空载状态下，手、自动切换应正常
3.9.5 带自动励磁调节器的发电机电压一频率特性试验，频率每变化1％，自动励磁调节系统应保证发电机端电压的变化值不大于额定值的土0.25％。
3.9.6 可控硅励磁系统应进行欠励，过励，过电压等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。
4、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
4.1 水轮发电机组对主变压器高压侧及高压配电装置短路升流试验
a、发电机断路器，隔离开关，发电机电压、电流互感器及有关高压设备均
已试验合格，具备投入运行条件。
b、主变压器经试验验收合格，油位正常，分接开关正常。
c、高压配电装置经试验验收合格。
d、主变压器高压侧及高压配电装置的适当位置，已设置可靠的三相短路
点。
e、投入发电机继电保护、自动装置和主变压器冷却器以及控制信号回路。
f、开机后用他励升流检查各电流回路的通流情况以及微机和仪表显示是
否正确，并检查主变压器差动保护是否正确。
g、前项检查正确后投入主变压器微机保护，正常后去掉他励电源，拆除短
接线。
4.2 水轮发电机组对主变压器零起升压试验
4.2.l 他励手动递升加压，分别在发电机额定电压值的25％，50％，75％，100％等情况下检查一次设备的工作情况。
4.2.2 检查6KV母线电压回路和同期回路的电压相序和相位的正确。
4.2.3 上述两项检查正常后，合主变高压侧断路器，对35KV母线进行冲击（隔离开关均在运行位置，线路侧除外）
4.2.4 检查110KV母线电压和同期回路电压相序和相位。
4.3 电力系统对主变压器冲击合闸试验
4.3.1 发电机侧的断路器，隔离开关均已断开。
4.3.2 投入主变压器保护装置
4.3.3 合主变压器高压侧断路器，使电力系统对主变压器冲击，合闸共5次，每次间隔约l0分钟，检查变压器有无异常响声，并检查主变压器差动保护和瓦斯保护的动作情况。
5、水轮发电机组并列及负荷试验
5.1 检查同期回路的正确性
5.1.1 以手动和自动准同期方式进行并列试验，在正式并列试验前，应先断开相应的隔离开关进行模拟并列试验，并在发电机PT二次侧与6KV母线PT二次侧同相接一台电压表，监视同相电压变化情况，以确定同期装置工作的正确性。
5.1.2 分别进行手动，自动准同期并列试验。
5.2 水轮发电机带负荷试验
5.2.1 水轮发电机组带负荷试验，有功无功负荷应逐步增加，并观察各仪表及各部运转情况，并测量振动。
5.2.2 水轮发电机带负荷下励磁调节器试验
a、发电机有功功率分别为0％，25％，50％，75％，100％额定值下，按
设计要求调整发电机无功功率从零到额定值，调节平滑无跳动。
b、投入调差，调差特性应有较好的线性并符合设计要求。
5.3 水轮发电机组甩负荷试验
5.3.1 甩负荷试验前应具备下列条件：
a、将调速器的稳定参数选择在空载扰动所确定的最佳值。
b、调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速等电量和非电量的监
测仪表。
c、自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。
5.3.2 机组甩负荷试验应在额定有功负荷的25％，50％，75％和100％下分别进行，无功负荷按比例分配。
5.3.3 水轮发电机突甩负荷时，检查可控硅励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突甩负荷额定有功负荷时，发电机电压超调量不应大于额定电压的15～20％，振荡次数不超过二次，调节时间不大于5S。
5.3.4 水轮发电机组突甩负荷试验，检查水轮机调速器系统动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，蜗壳水压上升率和机组转速上升率等应符合设计要求。
5.3.5 机组突甩负荷后，电液调速器的动态品质应达到如下要求：
a、甩100％额定负荷后，在转速变化中超过稳态转速3％以上的波峰不应
超过2次。
b、甩100％额定负荷后，从接力器第一次向关闭方向移动起到机组转速摆
动值不超过土 0.5％为止所经历的总时间不应大于40秒。
c、转速按规定变化，接力器不动时间不大于0.4s。
5.3.6 机组带额定负荷下，调速器低油压关闭导水叶试验。
6、水轮发电机组72小时带负荷连续试运行
6.0.1 完成上述全部试验内容验证合格后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连续72h试运行的条件。
6.0.2 根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。（值班人员安排另行编制）
6.0.3 如果72h连续运行，由于机组及附属设备的制造及安装质量原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始72h的连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。
6.0.4 72h连续试运行后，应停机检查，消除并处理发现的所有缺陷。
6.0.5 机组通过72h试运行并经停机处理发现的所有缺陷后，即可移交建设单位投产发电。
（注：试运行过程操作由安装单位负责）
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。
无锡天顺环境技术有限公司 试 运 方 案 无锡天顺环境技术有限公司
2014年4月 目录 一、概述 (1) 二、设计发电情况 (1) 三、工艺简介 (1) 四、工艺流程 (2) 五、试运行期间运行人员安排 (2) 六、操作流程 (3)
一、概述 无锡天顺环境技术有限公司成立于2003年9月，是一家专业从事环保事业的民营企业，公司本着“绿色环保，服务社会”的理念不断的成长。它通过收集、利用填埋场在垃圾填埋过程中产生的填埋气体（以甲烷为住的温室气体）将垃圾转化为再生能源。为我国自主开发建设的首个气体发电厂。无锡填埋气体发电项目，占地2400平方米，建筑面积460平方米，总投资2000万元，装机970×2千瓦，年发电量15.3×106千瓦时，填埋气体每小时耗气量1300立方米。 二、设计发电情况 三、工艺简介 项目设计采用国际先进技术、一流设备和清洁生产工艺，不排放“三废”。项目的生产流程包括：填埋气体收集系统、气体预处理（净化、浓缩）系统、燃气机发电机组系统、送变电上网系统以及操作系统五大部分组成。发电机输出电压400伏，经变压器升压到10千伏并入国家电网。操作控制为一套可编逻辑程序计算机系统，实现自动化控制，一旦设备出现故障以及火光、烟雾、甲烷泄露等险情时，计算机会在几秒内切断电源和气源，保障安全运行。 利用垃圾填埋气体发电，是我国新兴环保高科技产业之一，可使城市垃圾化害为利，变废为宝，实现再生资源化，具有广阔的发展空间和多重效益。其主要社会效益： 1、保护环境 2、节约能源 3、减少填埋气体对地球变暖的温室效应（一年可减少二氧化碳排放量6—7 万） 4、年发电1530万千瓦，制造绿色能源 5、减轻填埋气体燃烧、爆炸的安全隐患 6、改善填埋场的作业环境，实现可替代能源和再生能源
第一章设备基本参数
第四节冷却水 冷却器压力(Mpa)用水量(L/min)
第五节顶转子时间规定 第七节转速限额 第1条水轮发电机组是全厂最重要的机电设备，为确保机组的全安经济运行和人身安全，运行和有关人员必须严格遵守本规程。发现有人违反本规程，运行人员有权加以制止。 第2条机组开机、停机、蝶阀开启与关闭操作，必须经值长许可。 第3条蜗壳充水前，机组必须处于下列状态： 1、蜗壳、尾水管进人孔关闭； 2、蜗壳排水阀关闭； 3、调速系统正常、油压正常；
4、导叶全关、接力器锁锭投入。 第4条事故停机后，必须查明事故原因，消除故障，并手动复归事故停机回路，否则不允许开机，必须开机应经生产厂长批准。 第5条机组主要保护和自动装置必须投入，整定值不得任意变动，必须解除或变更定值时，须经生产厂长批准。 第6条调速器接力器排油或关闭调速器总供油阀1136的时间超过4小时，恢复前需做接力器全行程试验，试验应严格按典型操作票进行。 第7条一次。 第8条机组因故发生低转速加闸或惰性停机，开机前需顶转子在机组操作或试验过程中，如发生异常情况，应立即停 止操作或试验，并及时向值长汇报。 第9条机组转动部分或蜗壳、尾水管内有人工作，应做好防蝶阀开启及导叶动作的防转动安全措施。 第10条须向发令人汇报。 第11条操作、巡回检查、定期工作、事故处理等工作完毕后必油、水、气系统检修后，应做相应的充油、充水、充气 试验，检查油、水、气系统完好。 第12条机组发生严重冲击或全甩负荷等异常工况时，应检查发电机有无异常，并测量一次水导摆度。 第13条水轮机一般应调整到最佳工作状况运行，避免在振动区运行，以免发生严重汽蚀和振动。 第14条 全面检查。 当机组发生高转速加闸停机后，应对风闸、制动块进行第15条机组不允许在额定转速50%以下长时间运行。第 16条调速器遇下列情况之一者应切“手动控制”运行：1、 自动控制回路发生故障时； 2、测频电压互感器及回路发生故障时；
高压柴油发电机组技术方案 一、概述 伴随着机房的扩容，作为备用电源的柴油发电机组容量要求越来越大，需多台大功率柴油发电机组并网才能满足负荷的要求，而且机房与实际使用负载间距离也越来越远，采用传统的多台低压柴油发电机组并联运行暴露出多项运行和传输的缺陷，为了能够更加安全、可靠地运行，采用高压机组是一种更好的选择。 高压机组应用于冶金企业、机场、数据中心等应急备用电源系统，因机组的输出电压10kV与原供电系统电压一致，可直接接入供电系统，省去了大笔供配电系统的设备投资。同时由于机组的输出电压高，输出电流小，在动力传输过程功率损失最小，适合远距离输送。高压输电电流相当于低压输电电流的1/26。 50Hz高压柴油发电机组主要电压等级有：6kV、6.3kV、6.6kV、10kV、10.5kV、11kV等，单台机组功率一般在1000kW以上，多台机组并联使用。 高压柴油发电机组与低压柴油发电机组分析比较 二、高压柴油发电机组应用 根据上述高低压柴油发电机组的应用特点，在容量要求较大和送电距离较远的应用场合，高压柴油发电机组具有大容量、远距离供电，机房集中建设、可靠性强、配套配电系统简单等明显优点，是大容量机组选型应用的必然趋势，高压柴油发电机组已经在银行、数据中心、冶金、民航等领域进行了大量的应用。
三、高压柴油发电机组的结构特点 高压柴油发电机组的结构分为：柴油发动机、交流发电机、高压开关柜、接地电阻柜、PT柜、并机柜及出线柜和集中控制台等部分。 3.1交流发电机 1、无刷自励式，H级绝缘，可耐温180℃，为发电机在恶劣环境中运行提供保障； 2、机座为钢制焊接结构，端盖为铸件，安装结构型式有单轴承和双轴承两种； 3、定子是2/3节距绕制，能有效抑制输出电压的波形畸变，及减少磁场发热； 4、转子装配前经过动平衡，完善的阻尼绕组帮助减少非恒定负荷下的电压偏差和热量； 5、励磁机转子的输出功率通过三相全波式整流器输给主机转子，该整流器由一浪涌抑制器保护，以免由诸如短路或者并联时相位失步而引起的冲击造成损坏； 3.2高压开关柜 高压并机开关柜由一组高压开关柜组成，主要组成部分为发电机进线柜及PT柜、出线柜。并机柜及出线柜装设综合保护装置及差动保护装置有效的保护机组及设备安装稳定运行。安装于高压柜上的综合保护器带有通用RS232、MODBUS通讯协议接口，用户可以根据需要对整个并机系统的电能实时参数进行采集，进行集中监控、归档管理。 高压开关柜断路器：ABB高压断路器、三菱高压断路器 3.3接地电阻柜 接地电阻柜系列中性点接地电阻采用的是电阻专用的原装进口不锈钢合金材料，其材料具有接地电阻要求的热力及电气性能，做到耐受高温、电阻率高及
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
××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。
发电机调试方案标准化管理处编码[BBX968T-XBB8968-NNJ668-MM9N]
发电机试验是检查发电机投运前检验其在制造、运输、安装过程中是否受损的重要手段。根据《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-91）的规定，发电机容量在6MW以上的同步发电机应进行以下项目试验，为安全、正确地将各项试验工作顺利完成，特制定本试验方案要求试验人员认真负责地遵守各项试验程序。 发电机部分 一、测量定子线圈的绝缘电阻和吸收比 l、试验接线：被试相短接后与兆欧表端子相连，其绝缘良好，非被试相短路后接发电机外壳。 2、测量方法：兆欧表校正无误后，接通被试相进行绝缘测定，并分别记录15"和60"的兆欧值，R60与R15之比值即为吸收比，1min后停止测量，并对被试相放电后，改接线测量另两相的绝缘电阻。 3、试验标准 各绝缘电阻的不平衡系数应不大于2，吸收比应不小于。 二、测量定子绕阻的直流电阻 l、测量方法 用双臂电桥分别测定发电机定子线圈和转子线圈直流电阻，并同时记录线圈表面温度，直流电阻应在冷状态下测量，测量时线圈表面温度与周围室内空气温度之差应在土3℃范围内。
2、试验标准 各相的流电阻，相互间差别不得大于最小值的2%，与产品出厂时测量得的数值换算至同温度下的数值比较，其相对变化也不应大于2%。 三、定子线圈直流耐压试验和泄漏电流测量。 定子绕阻的绝缘电阻和吸收比合格后，即可进行直流耐压试验。 1、试验所需设备，JGF—80型直流高压发生器1套。 2、直流试验电压确定(V）：V=3*VH=3*6300V=18900（V）。 3、试验接线如附图(1)：非被试相短路接地于电机外壳上，转子绕阻短路接外壳。 4、试验步骤 试验电路接好后，首先检查各仪表指针是否在零位，量程是否合适，调压器是否在零位。一切无误后，在不接被试品的状态下，先将试验电路进行空试，试验电压按每级倍额定电压分阶段升高，每阶段停留一分钟，读微安表的指示值，然后将电压降至0，断开电流。 试验电路经空试正常后，将电机被试相首尾短接后，接入试验电路，为两相短接后接入电机外壳上。对被试设备加压时，试验电压按每级分阶段升高，每阶段停留1分钟，观察泄漏电流的变化。如无异常，当升到最高试验电压后停留1分钟，读取泄漏电流，一相试完后，降下试验电压断开电源，对被试设备及电容器放电并接地，改试其余两相。若有异常，立即降压查明原因，并消除之，后再试验。
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。
火谷电站1号机组启动试验方案编写： 审核： 批准： 火谷电站生产技术部 二0一五年一月十八日
火谷电站1号机组启动试验方案为使火谷电站设备1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》，大修后启动试验分为：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，调速器给出紧急停机令，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，接入模拟机频信号、网频信号。 中控室分别给出开机、合出口开关、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、网频读数是否正确。 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。将出口开关信号端子短接，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：过励保护、欠励保护、过压保护、保护联动等。 1.7.3.信号回路模拟：开入、开出及模拟量检查。 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，蜗壳流道、尾水管内应清理完毕，尾水盘形阀、平压阀均已关闭，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。
1、编制依据 1.1、施工图纸 1.2、施工组织设计 1.3、建设工程施工现场供用电安全规范GB50104-93 1.4、建筑机械使用安全技术规程JGJ33-2001 1.5、施工现场临时用电安全技术规范JGJ46-2005 1.6、建筑施工安全检查标准JGJ59-2011 2、发电机管理措施及电工岗位责任制 2．1 发电机管理措施 2.1.1发电机启动前必须认真检查各部分接线是否正确，各连结部分是否牢靠，电刷是否正常、压力是否符合要求，接地线是否良好。 2.1.2启动前将励磁变阻器的阻值放在最大位置上，断开输出开关，有离合器的发电机组应脱开离合器。先将柴油机空载启动，运转平稳后再启动发电机。 2.1.3发电机开始运转后，应随时注意有无机械杂音，异常振动等情况。确认情况正常后，调整发电机至额定转速，电压调到额定值，然后合上输出开关，向外供电。负荷应逐步增大，力求三相平衡。 2.1.4运行中的发电机应密切注意发动机声音，观察各种仪表指示是否在正常范围之内。检查运转部分是否正常，发电机温升是否过高。并做好运行记录。 2.1.5停车时，先减负荷，将励磁变阻器回复，使电压降到最小值，然后按顺序切断开关，最后停止柴油机运转。 2.1.6移动式发电机，使用前必须将底架停放在平稳的基础上，运转时不准移动。 2.1.7发电机在运转时，即使未加励磁，亦应认为带有电压。禁止在旋转着的发电机引出线上工作及用手触及转子或进行清扫。运转中的发电机不得使用帆布等物遮盖。 2.1.8发电机经检修后必须仔细检查转子及定子槽间有无工具、材料及其它杂物，以免运转时损坏发电机。 2.1.9一切电器设备必须可靠接地。 2.1.10发电机周围禁止堆放杂物和易燃、易爆物品，除值班人员外，未经许可禁
火电工程启动调试工作规定 1 总则 1.1为加强火电工程调试工作的管理，明确启动调试工作部门的任务和职责范围，提高调试工作水平，根据《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》的精神，制定本规定。 1.2本规定适用于新(改、扩)建火电工程的启动调试工作。凡承担火力发电机组启动调试工作及与机组启动调试工作有关的单位均应执行本规定。 1.3火电工程的启动调试工作应由具有相当资质等级的调试单位承担。 1.4工程建设单位在确定工程施工单位的同时，应明确具体承担调试的单位，签订委托合同。调试单位宜及早参与设备选型、初步设计审查等与工程建设有关工作，确保调试工作的顺利进行。 2 启动调试的工作任务与职责 2.1启动调试工作是火电基本建设工程的一个关键阶段，基本任务是使新安装机组安全顺利地完成整套启动并移交生产。投产后能安全稳定运行，形成生产能力，发挥投资效益。 2.2启动调试工作要按国家标准和部颁规程、规范及设备文件的要求进行。调试单位要在启动试运总指挥的领导下，根据设计和设备的特点，合理组织、协调、实施启动试运工作，确保启动调试工作的安全和质量。 2.3启动调试工作分为分部试运调试与整套启动试运调试。其中分部试运中的分系统试运与整套启动试运的调试工作应由调试单位承担。分系统试运必须在单体调试和单机试运合格签证后进行。分系统启动调试工作与单体调试和单机试运工作有一定的覆盖，但覆盖部分各自的目的要求不同。 2.4启动调试阶段各有关单位的职责 2.4.1 安装单位负责分部试运工作中的单体调试和单机试运以及整个启动调试阶段的设备与系统的维护、检修和消缺以及调试临时设施的制作安装和系统恢复等工作。 2.4.2调试单位负责制定整套启动与所承担的分系统试运调试方案措施并组织实施。 2.4.3生产单位在整个试运期间，根据调整试运方案措施及运行规程的规定，在调试单位的指导下负责运行操作。 2.4.4建设单位应明确各有关单位的工作关系，建立各项工作制度，协助试运指挥部做好启动调试的全面组织协调工作。 3.调试单位在工程建设各阶段的工作 3.1在工程设计和施工阶段的工作 3.1.1 参加工程设计审查及施工图会审，对系统设计布置、设备选型、启动调试设施是否合理等提出意见和建议。 3.1.2收集和熟悉图纸资料，制定调试计划。 3.1.3准备好调试使用仪器、仪表、工具及材料。 3.1.4在安装过程中，经常深入现场，熟悉设备和系统，发现问题及时提出修改意见。 3.1.5负责编写机组整套启动调试大纲和试运行方案以及汽机、锅炉、电气、热控和化学等专业分系统试运调试方案或措施。提出启动调试物质准备清单及临时设施和测点安装图，交建设或施工单位实施。 3.2在分系统试运和整套启动试运阶段的工作 3.2.1参加各主要辅机的分系统试运工作，确认各辅机具备参加整套启动试运的条件。
目录 第一章工程概况 --------------------------------------------------------------------------------------- 1 1.1工程概况 ------------------------------------------------------------------------------------------- 1第二章工作时间段计划及用电设备统计--------------------------------------------------------- 1 2.1工作时间段计划---------------------------------------------------------------------------------- 1 2.2施工现场用电设备统计------------------------------------------------------------------------- 2 第三章发电机平面布置图 --------------------------------------------------------------------------- 2第四章采用发电机的质量保证措施--------------------------------------------------------------- 3第五章采用发电机的安全保证措施及应急措施------------------------------------------------ 3 5.1防雷保护措施------------------------------------------------------------------------------------- 3 5.2安全保护措施------------------------------------------------------------------------------------- 3 5.3电工及用电人员规章制度---------------------------------------------------------------------- 3 5.4安全文明管理措施------------------------------------------------------------------------------- 4 5.5应急预案 ------------------------------------------------------------------------------------------- 4 第六章安全用电组织措施 --------------------------------------------------------------------------- 6第七章安全用电防火措施 --------------------------------------------------------------------------- 7 7.1施工现场发生火灾的主要原因---------------------------------------------------------------- 7 7.2预防电气火灾的措施---------------------------------------------------------------------------- 8 第八章采用发电机期间预计产生的费用--------------------------------------------------------- 8第九章类似工程案列 --------------------------------------------------------------------------------- 8第十章发电机供电范围 ------------------------------------------------------------------------------ 9
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。
耀华鲁信节能投资有限公司 转炉12MW发电工程各系统试运行方案(草案) 批准： 审查： 编制： 耀华鲁信节能投资有限公司 转炉发电车间 2013年3月日
目录 一、试运行组织机构………………3-4 二、20t锅炉试运行方案………………5-22 三、12MW汽轮发电机组试运行方案………………23-43 四、12MW发电工程10kV变电站和12MW汽轮发电机组试运行及试运行方案……………………44-69 五、循环水站试运行方案……70-79
一、试运行组织机构 为了加强对转炉12MW发电项目的组织领导，确保转炉12MW 发电项目各系统试运过程的安全、顺利，特成立试运行组织机构：（一）领导小组 组长： 副组长： 职责： （1）组织和领导整套机组、锅炉试运行及试生产工作； （2）确认已具备试运行及试生产条件； （3）决定整套机组、锅炉试运行及试生产时间； （4）决定现场重大问题。 （二）试运行现场指挥组 组长： 副组长： 成员： 职责： （1）对启动验收委员会负责； （2）决定整套试运行及试生产过程中出现的问题； （3）领导各参加试运行及试生产单位，进行试运行和试生产；（4）决定在突发状态下停止或重新进行试运； （5）宣布整套试运行开始、结束时间。 （三）支持保障小组
组长： 副组长： 成员： 职责： （1）对现场指挥组负责，对机组试运行和试生产，提供技术保障；（2）对机组存在的问题，制定解决措施方案； （3）组织人员消除设备设计、安装、施工过程中的缺陷。（四）综合组 组长： 成员： 职责： （1）对现场指挥组负责。 （2）负责机组技术资料的移交工作； （3）负责现场的治安保卫、安全、消防工作； （4）负责现场工作人员的生活保障工作； （5）负责机组试运行和试生产的宣传报道等工作。 二、20t锅炉试运行方案
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
柴油发电机专项方案 Company Document number：WTUT-WT88Y-W8BBGB-BWYTT-19998
目录 一、编制依据 (1) 二、编制目的 (1) 三、工程概况 (1) 四、发电机使用情况 (2) 五、柴油发电机使用安全措施 (2) 六、安全用电技术管理措施和电气防护措施 (3) 七、触电应急准备与响应预案 (4) 附：发电机合格证一张 附图：售房部临时用电平面布置图 一、编制依据 1、工程施工合同、工程施工设计图纸及现场实际施工条件 2、《施工现场临时用电安全技术规范》JGJ46-2012
3、《低压配电设计规范》GB50054-2011 4、《建筑工程施工现场供电安全规范》GB50194-2014 5、《通用用电设备配电设计规范》GB50055-2011 6、《供配电系统设计规范》GB50052-2009 7、《建筑施工安全检查标准》JGJ59-2011 8、《建筑机械使用安全技术规程》JGJ33—2012 及临时用电技术交底 二、编制目的 因工期紧张、经甲方协商由我司采取租赁柴油发电机进行发电作业为本工程各施工阶段主要用电机械的施工电源，并按机型台班定额计取台班费用作为计算费用的依据。 三、工程概况 1、地理概况 本工程位于重庆市巴南区天鹿大道，建筑面积为m2 2、基础概况 本工程基础设计为部分人工挖孔桩、条形基础、独立基础，设计要求桩基础堪入中风化基岩3d或5m，根据地勘资料设计中风化泥岩，中等风化泥岩天然单轴抗压强度标准值为,承载力特征值为。 四、柴油发电机租赁情况 1、根据工程规模及特点、工期要求，现场勘察，为了满足现场施工用电，同甲方沟通，售房部基础、结构、土建施工等采用柴油发电机，计划使用2-3月。我单位在售房部施工阶段准备采取租赁一台