冲江河（扩容）水电站工程
冲江河电站水轮发电机组起动试验大纲
目录
1总则 (2)
2水轮发电机组起动试运行前的检查 (2)
3水轮发电机组充水试验 (7)
4水轮发电机组空载试运行 (9)
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16 6水轮发电机组并列及负荷试验 (17)
7水轮发电机组72h带负荷连续试运行 (19)
1 总则
1. 0. 1 本大纲适用于冲江河（扩容）电站水轮发电机组起动试运行试验。
1. 0. 2 水轮发电机组安装完工检验合格后应进行启动试运行试验，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 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。
1. 0. 4 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，以及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。
1. 0. 5 发电机技术参数：
型号:SF24-10/3300 额定容量:28235 KVA (24000KW) 额定电压:10.5 KV
额定电流:1553 A 额定转速:600 r/min
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并清理干净,检验合格。
2．1．2 进水口闸门门槽已清扫干净并检验合格；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并清理干净；灌浆孔已封堵；测压头已装完，测压管阀门、测量表计均已安装完。伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。
所有进人孔(门)的盖板均已严密封闭。
2．1．4 蝴蝶阀及旁通阀已安装完并调试合格，启闭情况良好；油压装置及操作系统已安装完并检验合格，
油泵电动机运转正常。3
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安装完并清理干净，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
2．2．1 水轮机转轮及所有附属部件已安装完并检查无遗留杂物,通过检验，施工记录完整。
2．2．2 真空破环阀已安装完工，经严密性渗漏试验及设计压力下动作试验合格。
2．2．3 顶盖排水泵已安装完工，检验合格，自动操作回路处于投入状态。自流排水孔畅通无阻。2．2．4 主轴密封已安装完工。经检验密封无渗漏并调整密封水压到设计规定值。
2．2．5 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。
2．2．6 导水机构已安装完并检验合格，处于关闭状态，接力器锁锭投入。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。
2．2．7 各测压表、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种变送器均已安装完工，管路线路连接良好。2．2．8 尾水补气装置已安装完并处于关闭状态；自然补气阀处于开启状态。
2．3 调速系统及其设备的检查
2．3．1 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。各部测压表、阀门均已整定符合要求。
2．3．2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热；集油槽油位浮子继电器动作正常；高压补气装置手动、自动动作正确；漏油装置手动、自动调试合格。
2．3．3 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、接头及部件等均无渗油现象。
2．3．4 调速器柜已安装完并调试合格，装置工作正常。
2．3．5 事故配压阀和分段关闭装置等均已调试合格。锁锭装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁锭状态。
2．3．6 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。2．3．7 用紧急关闭办法初步检查导叶全开到全关所需时间，并录制导叶开度与接力器行程的关系曲线。2．3．8 对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机、停机和事故停机的动作准确性和可靠性。
2．4 发电机部分的检查
2．4．1 发电机整体已全部安装完并检验合格记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙间无任何杂物。
2．4．2 导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水压已调试完，整定值符合设计要求。
2．4．3 发电机风罩以内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器等均已检验合格，处于正常工作状态。2．4．4 发电机内灭火管路、火灾探测器、水喷雾灭火喷嘴已检验合格。管路及喷嘴手动动作正确。通压缩空气试验畅通无阻。
2．4．5 发电机转子集电环、碳刷、碳刷支杆架已检验完并调试合格。
2．4．6 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助接线、端子板均已检查正确无误。
2. 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，充水前风闸处于投入制动状态。2．4．8 发电机的空气冷却器已检验合格，水路畅通无阻，阀门无渗漏水现象。
2．4．9 测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器等均已安装完工，调试、整定合格。
2．5 油、水、风系统的检查
2．5．1 冷却水供水包括稳压水池供水、加压泵供水、蜗壳取水口减压阀供水及备用水系统等均已分别调试合格，工作正常。
2．5．2 机组供水、过滤器、供水环管、冷却器的冷却水、进出水阀门及接头均已检验合格。
2．5．3 厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格；各深井泵、排水泵手动、自动启动工作正常，水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求；各排水系统的排水量满足机组正常运行和检修的需要。
2．5．4 高、低压空气压缩机均已调试合格；贮气罐及其管路畅通无漏气；各压力表、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。
2．5．5 所有高、低压空气系统管路已分别分段通入压缩空气进行漏气检查合格，无漏气现象。
2．5．6 各管路及其附属设备已涂漆，标明流向；各阀门已标明开关方向，挂牌编号。
2．5．7 主厂房、发电机母线层、中控室、主变压器、电缆层、电缆井、电缆道、母线室、母线道、开关室、油库等部位的消防系统管路及其消防设施已安装完并检验合格，符合设计要求。
2．6 电气设备的检查
电气一次设备的检查
2．6．1 发电机主引出线及其设备已安装完并检验合格；机端引出口处的电压、电流互感器已检验合格；
中性点母线及电流互感器均已安装完并调试合格。
2．6．2 发电机断路器、隔离开关（或成套开关柜）已安装完并检验合格。
2．6．3 从发电机引出端直至主变压器低压侧段的共箱母线及其设备已全部安装完并检验、试验合格，具备带电试验条件。
2．6．4 主变压器已安装完并调试合格；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；事故排油系统、灭火消防系统以及周围安全保护措施符合设计要求，具备带电试验
条件。
2．6．5 厂用电设备已全部安装完并检验、试验合格，已接通电源投入正常工作；备用电源已检验合格，工作正常。
2．6．6 110kv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，高压断路器已调试合格。
2．6．7 厂房内各设备接地已检验，接地连接良好。厂外接地网、接地网测试井、总接地网、接地电阻值等已测试完成，符合规范的要求。
2．6．8 厂房照明已安装完,其主要工作场所、交通道和楼梯间照明已检查合格；事故照明已检查合格；油库、蓄电池室等防爆灯已检查合格；事故交通安全疏散指示牌已检查合格。
励磁系统及设备与回路的检查
2．6．9 励磁系统、励磁盘柜已安装完并检查合格，回路已做耐压试验并通过检验。
2．6．10 励磁电源变压器已安装完并检验合格；高、低压端连接线已检查并通过检验；耐压试验已通过。电气控制和保护系统及回路的检查
2．6．11 机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工检查合格。中央控制室控制台、计算机监控等设备均已安装完工检验合格。
2．6．12 蓄电池及直流设备已安装完并检验合格；逆变装置及其回路已检验合格。
2．6．13 下列电气操作回路已检查并做模拟试验，已验证其动作的准确性。
a．蝴蝶阀自动操作回路；
b．机组水力机械自动操作回路；
c．机组调速系统自动操作回路；
d．发电机励磁操作回路；
e．发电机断路器操作回路；
f．直流系统及信号回路；
g．全厂公用设备操作回路；
h．机组同期操作回路；
i. 火警警报信号及操作回路；
2．6．14 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．发电机保护回路；
b．主变压器保护回路；
c．110kV母线保护回路；
d．送电线路保护回路；
e．厂用电保护回路；
3 水轮发电机组充水试验
3. 0. 1 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，水轮发电机组起动试
运行前的检查已全部完成。
3. 0. 2 引水式水电站引水隧洞至调压井段应充水。
3. 0. 3 充水前确认蝴蝶阀、调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁锭已锁好。
3．1 充水操作及检查
充水前投入水轮机空气围带
尾水管充水
3．1．1 利用尾水倒灌或机组技术供水排水管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、空气围带、测压系统管路，尾水管进人门的漏水情况及测压表的读数。
3．1．2 上述检查发现异常情况时，则立即停止充水并将尾水管排空进行处理。
3．1．3 待充水压与尾水位平压后，提起尾水闸门，并锁锭在门槽口上。
压力钢管充水
3．1．4 充水前应在进水口闸门下游侧检查闸门的渗漏情况。确认无问题后开始充水。
3. 1. 5 打开检修闸门充水阀，观察检修闸门与工作闸门间的水位上升情况，平压后提起检修闸门，置于
闸门库中。观察工作闸门下游侧的漏水情况。
3．1．6 缓慢地打开工作闸门充水阀，向压力钢管充水，监视压力钢管水压表读数，检查压力钢管充水情况。
蜗壳充水
3．1．7 检查蝴蝶阀漏水情况，然后打开旁通阀向蜗壳充水，记录蜗壳充水时间。
3．1．8 检查钢管伸缩节、蜗壳进人门、蜗壳盘形阀的漏水情况；监测蜗壳取水口管路阀门前的压力上升。3．1．9 检查水轮机顶盖、导水机构和主轴密封的漏水情况及顶盖排水情况。
3．1．10 观察各测压表、仪表的管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表的读数。
3．1．11 充水过程中，检查压力钢管通气孔是否畅通。
3．2充水平压后的观测检查和试验
3. 2. 1 以手动或自动方式使工作闸门在静水中启闭试验3次，并调整、记录闸门启闭的时间及各表读数。
在机旁盘做远方启闭操作试验，闸门应启闭可靠。
3．2．2 当蜗壳充满水后，操作蝴蝶阀检查阀体启闭动作情况，并记录开启和关闭的时间。在手动操作试验合格后，再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，验证蝴蝶阀在静水
中启闭是否正常。
3. 2. 3 观察机组渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。
3．2．4压力钢管充满水后，将机组技术供水管路系统的阀门打开，并调整水压，使压力水通过各管路，检
查管路、阀门、接头法兰漏水情况。
4 水轮发电机组空载试运行
4. 1 起动前准备
4. 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、仪表已调整就位。
4. 1. 2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。
4．1．3 各部冷却水、润滑水投入，水压正常，润滑油系统、操作油系统工作正常。
4. 1. 4 上、下游水位已记录；各部原始温度已记录。
4. 1. 5 启动高压油泵顶起转子，油压拆除后，检查制动闸，确认制动闸已全部落下。
4. 1. 6 漏油装置处于自动位置。
4．1．7 水轮机主轴密封水投入，并把检修围带气压排除。
4. 1. 8 调速器处于准备工作状态，相应下列机构应为：
a．油压装置至调速器的主油阀阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常； b．调速器的滤油器位于工作位置；
c．调速器处于“手动”位置；
d．调速器的导叶开度限制位于全关位置；
4. 1. 9 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．发电机转子集电环碳刷拔出；
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电机转速；
4. 2 首次手动启动试验
4．2．1 开启进水蝶阀，关闭旁通阀；拔出接力器锁定装置，手动顶起转子一次。
4．2．2 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。
4．2．3 确认各部位正常后，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。4．2．4 当达到额定转速时，校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。
4．2．5 在机组升速过程中，应加强对各部轴承温度的监视，不应有急剧升高或降低现象。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，且此值不应超过设计规定值。4．2．6 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、推力瓦温度突然升高、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。4．2．7 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。4．2．8 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
4．2．9 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。
4．2．10 测量、记录机组各部位振动，其值应小于表1的规定。
表1 水轮发电机组各部位振动允许值（双幅值）
4．2．11 测量发电机残压及相序，相序应正确，波形应完好。
4.3 机组空载运行下调速系统的试验
4．3．1 进行手动和自动切换试验，接力器应无明显摆动。
4．3．2 频率给定的调整范围应符合设计要求。
4．3．3 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，机组转动相对摆动值，对于大
型调速器不应超过额定转速的±0.15%。
4．3．4 记录油压装置油泵向油槽送油的时间及工作周期。在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。
4．4停机过程及停机后的检查
4. 4. 1 操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的20％～30％时，手动合闸使机械制
动停机装置作用，直至机组停止转动，解除制动闸。
4. 4. 2 停机过程中应检查下列各项：
a．监视各部位轴承温度变化情况；
b．检查转速继电器的动作情况；
c．录制停机转速和时间关系曲线；
d．检查各部位油槽油面的变化情况；
4．4．3 停机后投入接力器锁锭和检修密封，关闭主轴密封润滑水。
4. 4. 4 停机后的检查和调整：
a．各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落；
b．检查转动部分的焊缝是否有开裂现象；
c．检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂；
d．检查风闸的磨擦情况及动作的灵活性；
e．在相应水头之下，调整开度限制机构、主令控制器的空载开度接点；
f．调整各油槽浮子继电器的油位接点。
4. 5过速试验及检查
4．5．1 根据设计规定的过速保护装置整定值，进行机组过速试验。
4. 5. 2 将转速继电器115％和14O％的接点从水机保护回路中断开。
4．5．3 以手动开机方式使机组达到额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制机构的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115％，调整转速继申器相应的转速接点后，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值，并调整过速保护装置相应的转速接点。
4．5．4 过速试验过程中应监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承的温升情况。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，如转子磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等； b．检查发电机定子基础及上机架千斤顶的状态；
c．同前节4.4.4条规定的检查项目。
4. 6 自动起动和自动停机试验
4. 6. 1 自动起动和自动停机试验的主要目的是检查自动开停机回路动作是否正确。具有计算机监控系统
或以计算机监控系统为主要控制方式的水电站，自动开、停机应由计算机监控系统来完成。
4. 6. 2 自动起动前应确认：
a．调速器处于“自动”位置，功率给定置于“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；
b．对于无高压油顶起装置的机组，则应通过油泵顶起发电机转子，使推力轴瓦充油；
c．确认所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。
4. 6. 3 自动开机可在中控室，也可在机旁进行，并应检查下列各项：
a．检查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．检查推力轴承高压油顶起装置的动作和油压等工作情况；
d．检查电气液压调速器动作情况。
4．6．4 机组自动停机过程中及停机后的检查项目：
a．记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速所需时间；
b．记录自制动闸加闸至机组全停的时间；
c．检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确；
4. 6. 5 应能在中控室或现地的机组自动盘上操作实现自动停机。
4.7 水轮发电机短路试验
4.7. 1 发电机短路试验应具备的条件：
a．在发电机出口端设置三相短路线；
b．投入备用励磁装置或用厂用电源代替并联励磁变压器，提供主励磁装置电源；
c．如果三相短路点设在发电机断路器外侧，则应采取措施防止断路器跳闸。
4. 7. 2 发电机短路试验：
a．手动开机，发电机各部位温度应稳定，运转应正常；
b．手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，检查发电机各电流回路的准确性和对称性；
c．绘制继电保护和测量表计的向量图，升流检查各继电保护和测量表计动作的正确性；
d．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，检查碳刷及集电环的工作情况；
e．在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检验灭磁情况是否正常。
4. 7. 3 发电机短路干燥：
a．干燥前应有2500V兆欧表测定定于绕组对地、转子绕组对地绝缘电阻和吸收比；
b．按《水轮发电机组安装技术规范》（GB8564－88）要求，确定发电机定于绕组是否需要干燥； c．发电机短路干燥时控制短路电流的大小，应按每小时温升不超过5～8℃的速率逐步升高。绕组最高温度以埋入式电阻温度计测量值为依据，不应超过80℃，干燥时定子电流控制在额定
值的25％～50％为宜。热风温度一般不超过70℃；
d．每8h测量一次定子绕组对地和转子绕组对地绝缘电阻和吸收比；
e．停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机。
4.7. 4 短路试验合格后一般作模拟水机事故停机，并拆除发电机短路点的短路线。
4．7．5 按《水轮发电机组安装技术规范》（GB8564—88）规定，在必要时应进行检查性的直流耐压试验。
4. 8 水轮发电机升压试验
4. 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，励磁及调节器回路电源投入，辅助设备及信号回路电源投入；
b．发电机振动、摆度监测装置投入。
4．8．2 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，如无异常，可手动升压至50％额定电压值，并检查下列各项：
a．发电机及引出母线，与母线相连的断路器，分支回路设备等带电设备是否正常；
b．机组运行中各部振动及摆度是否正常；
c．电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。
d. 继续升压至发电机额定电压值，并检查如上述诸部位情况。
4．8．3 在发电机额定转速下的升压过程中，检查低电压继电器和过电压继电器工作情况，在额定电压下测量发电机轴电压。
4．8．4 将发电机电压降至最低值，录制发电机空载特性曲线（发电机定于电压与励磁电流的上升、下降关系曲线）。
对于有匝间绝缘的电机，在最高电压下应持续5min。
4．8．5 分别在50％、100％额定电压下，跳开灭磁开关检查消弧情况。
4．9 水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验
4．9．1 具有起励装置的可控硅励磁调节器的起励工作应正常且可靠。
4．9．2 检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。自动励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70％～110％范围内进行稳定且平滑地调节。
4．9．3 在发电机空载额定转速下，手动控制单元调节范围：下限不得高于发电机空载励磁电压的20％，上限不得低于发电机额定励磁电压的110％。
4．9．4 在等值负载情况下，录制和观察励磁调节器各部特性。
4．9．5 应检查在发电机空载状态下，励磁调节器投入，上下限调节，手动和自动切换（以额定励磁电压的10％为阶跃量作为干扰）。
4．9．6 带自动励磁调节器的发电机电压--频率特性试验.
4．9．7 可控硅励磁调节器应进行低励磁、过励磁、断线、过电压、均流等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。
4．9．8 对于采用三相全控整流桥的静止励磁装置，还应进行逆变灭磁试验。
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
5．1 水轮发电机组对主变压器及高压配电装置短路升流试验
5．1．1 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前的检查：
a．发电机断路器、隔离开关、发电机电压设备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。
5．1．2 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：
（1）开机后递升加电流，检查各电流回路的通流情况和表计指示，并绘制主变压器、母线差动保护和线路保护的电流向量图；
（2）前项检查正确后投入主变压器继电保护装置。
5．2 水轮发电机组对主变压器及高压配电装置递升加压试验
5．2．1 拆除主变压器高压侧及高压配电装置各短路点的短路线。
5．2．2 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。
5．2．3 检查电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确。
5．3 电力系统对主变压器冲击合闸试验
5．3．1 发电机侧的断路器及隔离开关均已断开。必要时可拆除主变压器低压侧母线连接端子的接头。5．3．2 投入主变压器的保护装置及冷却系统的控制、保护及信号。
5．3．3 投入主变压器中性点接地开关。
5．3．4 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10min，检查主变压器有无异状，并检查主变压器差动保护及瓦斯保护的动作情况。
6 水轮发电机组并列及负荷试验
6．1 水轮发电机组空载并列试验
6．1．1 检查同期回路的正确性。
6．1．2 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，以确定自动同期装置工作的准确性。
6．1．3 正式进行手动和自动准同期并列试验。
6．1．4 根据设计和电力系统的要求进行自同期并列试验。
6．2 水轮发电机组带负荷试验
6. 2. 1 水轮发电机组带负荷试验，有功负荷应逐步增加，并观察各仪表指示及各部位运转情况和各种负
荷下尾水管补气装置工作情况。观察并检查机组在加负荷时有无振动区，测量振动范围及其量值，必要时进行补气试验。
6．2．2 机组带负荷下调速系统试验。
6．2．3 水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：
a．发电机有功功率分别为0％、50％和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。调节应平稳，无跳动；
b．在有条件时，可测定并计算水轮发电机端电压调差率，调差特性应有较好的线性并符合设计要求；
c．对于可控硅励磁调节器，应分别进行各种限制器及保护的试验和整定。
6．2．4 机组突变负荷试验。根据现场情况使机组突变负荷，其变化量不应大于额定负荷的25％，并应自动记录机组转速、蜗壳水压、尾水管压力脉动、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。
6．3 水轮发电机组甩负荷试验
6．3．1 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（频率）、接力器行程发电机气隙等电量和非电量的监测仪表；
c．所有继电保护及自动装置均已投入；
d．自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。
6．3．2 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.
若电站运行水头和电力系统条件限制，机组不可能带额定负荷或甩额定负荷时，则可按当时条件在尽可能大负荷下进行甩负荷试验。
6．3．3 水轮发电机组突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突甩额定有功负荷时，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3～5次，调节时间不大于5s。
6．3．4 水轮发电机突然甩负荷时，检查水轮机调速系统动态调节性能，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均应符合设计规定。
6．3．5 机组突甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：
a．甩100％额定负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3％以上的波峰不应超过2次；
b．机组甩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±0.5％为止所经历的总时间不应大于40s;
c．转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间，对于电液调速器不大于0.4s，对于机械型调速器不大于0.5s。
6．3．6 机组带额定负荷下，应进行下列各项试验：
a．调速器低油压关闭导水叶试验；
b．事故配压阀动作关闭导水叶试验；
c．根据设计要求和电站具体情况，进行动水关闭工作闸门或关闭主阀的试验。
7 水轮发电机组72h带负荷连续试运行
7. 0. 1 完成上述全部试验内容经验证合格后，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。
如由于所带负荷不足或水库水位不够等外部的特殊原因，使机组不能达到额定出力时，可根据当
时的具体条件确定机组应带的最大负荷。
7. 0. 2 根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。
7. 0. 3 如果72h连续运行中，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。
7. 0. 4 72h连续试运行后，应停机检查并将锅壳及压力钢管内的水排空，检查机组过流部分及水工建筑
物和排水系统情况，消除并处理72h试运行中所发现的所有缺陷。
7. 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。
水电十一局机电安装分局冲江河项目部
2005-12-1
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
浅谈某水电站机组调试管理 摘要:介本文主要论述水电站启动调试管理，分析了其管理方法和成功经验,并提出了在水电站引入独立调试单位的创新思路。 关键词:水电站调试管理 0引言 随着时代的变化，社会的发展，许多大小型水电站不断崛起，然而，在水电站管理系统中，机组调试管理普遍存在着一定问题，所以，笔者以某水电站工程为例，对水电站机组调试管理存在问题进行探索分析，希望能给相关专业认识给予借鉴。 1工程简介 某水电站由某水电开发有限公司投资建设。工程为大(II)型工程,总装机容量为395MW。电站高压侧电压为220kV,发电机侧电压为13.8kV。电气主接线低压侧为三组发电机-变压器单元接线,主变压器型号为SSP10-H-120000 220,采用不完全有效接地方式。三台发电机出口均装设ABB公司HGC3型断路器,并设有避雷器以及供测量和保护用的电压互感器。励磁变压器由机组出口引接,厂用高压变、厂用低压变、励磁变均为分相干式变。发电机至主变压器低压侧的连线及各分支引线采用离相封闭母线,220kV配电装置采用SF6全封闭组合电器(GIS)设备。 2机组调试管理 2.1引进专业调试队伍进行机组独立调试 水电站机组调试工作是电站建设的核心阶段,是对机组制造质量验证和安装质量最终检验的重要环节。其基本任务是使新安装机组安全、顺利地完成整套联合启动并移交生产,是电站安全运行和电厂产生效益的重要保证。 目前在我国大中型水电站的安装都是经过公开招标由具有安装资质的水电专业安装单位完成,机组的启动调试也由安装单位完成,绝大部分水电站安装和调试都由同一家单位完成。这样在调试过程中便于协调安装与调试的关系,调试中出现的问题得以快速解决。随着科技不断进步,用户对电能质量要求不断提高以及专业化分工的进一步细化,安装和调试为同一家单位也暴露了一些弊端,一是安装中存在的一些问题未能充分反应；二是电站并网时的机网协调试验安装单位无法完成,需要单独引进专业调试队伍。基于上述原因,大唐国际借鉴火电调试的成功经验,在李仙江流域某、戈兰滩电站尝试引进专业的调试队伍对电站进行独立调试。经公开招标,确定某电站机组启动调试单位为华北电力科学研究院有限责任公司。
项目名称：陕西汇能化工发电工程机组启动调试 装机容量：1×150t/h 锅炉 +1×30MW 凝汽机组 项目性质：基建调试 调试大纲 SMHN-TS-QI-01 江苏华能建设集团有限公司 名 称 单 位 签 名 日 期 批准 试运指挥部 审 核 建设单位 监理单位 施工单位 调试单位 编写 调试单位
目录 1 工程概况--------------------------------------------------------------------1-3 2 调试目的--------------------------------------------------------------------1-4 3 调试依据--------------------------------------------------------------------1-6 4 试运组织机构--------------------------------------------------------------1-7 5 分部试运阶段--------------------------------------------------------------1-9 6 安全技术措施--------------------------------------------------------------1-18 7 调试资料的移交-----------------------------------------------------------1-19
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；
作业指导书 Operation Guidance Book 文件名称：《风电机组现场调试作业指导书（试行）》 文件编号：GP/WI-003-010 编 制： 审 核： 批 准： 生效日期：2009年8月1日 受控编号： 国电联合动力技术有限公司 国电风电设备调试所
目录 1．目的 (1) 2．适用范围 (1) 3．职责 (1) 4．调试工作原则 (2) 5．调试准备工作 (3) 5.1 接线检查 (3) 5.2 上电顺序 (4) 5.3 其他要求 (5) 6．静态调试 (5) 6.1 通讯测试 (6) 6.1.1通讯状态指示 (7) 6.1.2通讯故障的处理 (8) 6.2 风机静止条件下安全链各环节的动作测试 (13) 6.2.1 安全链端子状态检查 (13) 6.2.2 塔底柜复位按钮测试 (15) 6.2.3 塔底柜急停测试 (15) 6.2.4 机舱柜急停测试 (16) 6.2.5 PLC急停测试 (16) 6.3 液压站静态测试 (16) 6.3.1 液压泵的启动 (16)
6.3.2 系统压力的检测 (17) 6.3.3 转子刹车压力的检测 (17) 6.3.4 转子刹车的检测 (18) 6.3.5 偏航压力的测试 (18) 6.3.6 转子自动刹车测试 (19) 6.3.7液压油加热器测试 (19) 6.4 齿轮箱系统的静态检测 (20) 6.4.1 温度检测 (21) 6.4.2 油泵的调试 (21) 6.5 偏航系统单独测试 (23) 6.5.1 偏航旋转方向测试 (24) 6.5.2 偏航编码器及扭缆开关调试 (25) 6.5.3 偏航液压系统刹车测试 (26) 6.5.4 偏航扭缆开关和自动解缆测试 (26) 6.5.5 自动对风测试 (28) 6.6 变桨系统单独测试 (31) 6.6.1 变桨调试准备 (32) 6.6.2 轮毂内紧急顺桨和手动变桨 (32) 6.6.3 叶片编码器读数校零 (33) 6.6.4 机舱手动变桨测试 (34) 6.6.5 自动变桨测试 (35) 6.7 发电机系统的静态检测 (38)
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.
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
四川省XXXXX水电站机电设备安装工程电气设备试验、调试项目 批准： 校核： 编制： 中国葛洲坝集团XXX项目部
二0 一一年十一月
.总则 1.1、为确保XXX水电站试验工作顺利、有序地进行，特制订本方案; 1.2、本方案仅适用于XXX水电站; 1.3、本方案仅列出调试主要试验项目，相应试验的具体方法参见相应 厂家技术文件 二.编制依据 2. 1 《电气装置安装工程电气交接试验标准》GB5O150- 2006 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 水轮机电液调节系统及装置调整试验导则(DL496-92) 2. 5 《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) 2.6《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》(GB/T9652.2-1897) 2.7有关设备合同、厂家资料、设计资料 三.组织机构 调试负责人：陈肖平 调试班主要成员：何宇、易刚辉、夏黎东、张家有、李晓冬 四、电站主要设备参数
五.本次调试主要投入设备
刷架绝缘电阻及交流耐压试验; 埋入式测温计的检查； 1.10测量转子绕组的交流阻抗; 1.11测录三相短路特性曲线； 六、主要试验项目 1、发电机试验项目: 1.1 1.2 测量定子绕组的绝缘电阻和吸收比; 测量定子绕组的直流电阻； 1.3 1.4 定子绕组直流耐压试验和泄漏电流测量; 定子绕组交流耐压试验； 1.5 1.6 测量转子绕组的绝缘电阻; 测量转子绕组的直流电阻; 1.7 转子绕组的交流耐压试验; 1.8 1.9
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。
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
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。
文件编号：RHD-QB-K9416 （管理制度范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 机组调试及整体工程验收规定标准版本
机组调试及整体工程验收规定标准 版本 操作指导：该管理制度文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时必须遵循的程序或步骤。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 1、机组的启动试运是全面检验主机及其配套系统的设备制造、设计、施工、调试和生产的重要环节，是保证机组能安全可靠、经济文明的投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的关键性程序，必须严格执行原电力部颁发的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规范》（1996版）和国家环境保护部颁发的“火电厂烟气脱硝工程技术规范（选择性催化还原法）”[HJ 562-2010]。 2、监理工程师按启动验收规程中的要求进行如下工作：
2.1监理工程师在机组调试前必须仔细查对调试大纲及有关调试措施。参加审查调试大纲及各专业调试措施。 2.2参加各单机分部试运前静态检查，提出监理意见。 2.3参加检查整套启动前应具备的条件，提出监理意见。 2.4参加整套启动，了解试运情况，参加分析、讨论试运中出现的问题。 2.5监理工程师督促做好工程整套启动验收有关工作，参加整体工程验收。 3、调试承包商应向监理工程师提交以下重要项目调试方案及措施，调试方案报审表，经监理单位审核后实施： 3.1汽机专业
3.1.1汽轮机组及周围蒸汽管道吹洗措施。 3.1.2汽动给水泵、电动给水泵启动调试方案。 3.1.3高压加热器试运措施。 3.1.4除氧器试运措施。 3.1.5循环水系统试运措施。 3.1.6工业水系统试运措施。 3.1.7开式冷却水系统试运措施。 3.1.8闭式冷却水试运措施。 3.1.9凝结水系统试运措施（300MW及以上机组）。 3.1.10真空泵及其系统试运措施（300MW及以上机组）。 3.1.11汽轮机润滑油及调节保安系统调整试验措施。 3.1.12发电机密封油系统调试措施。
大通河流域电站防汛检查大纲 黄河中型水电开发有限责任公司 二〇一五年三月八日
大通河流域电站防汛检查大纲 1 检查防汛组织与岗位责任制落实情况 1.1 防汛组织健全。管理部建立健全以安全第一责任人为组长的防汛现场工作组，下设防汛现场工作组办公室（以下简称防汛办公室）和抗洪抢险队。 1.2 防汛任务明确，制定年度防汛工作目标、计划和应急预案。 1.3 防汛责任落实，各级防汛工作岗位责任制明确。 2 检查防汛规章制度是否健全 2.1上级有关部门的防汛文件齐备。 2.2 防汛现场工作组及其防汛办公室工作制度、汛期值班制度、汛期灾情报告制度、防汛物资储备管理制度、汛后防汛工作总结报告制度等各项制度齐备，并及时修订完善。 3 检查度汛方案和防汛措施制订情况 3.1 设计防洪标准内的洪水调度方案(包括汛限水位、下泄流量、闸门开启顺序规定等)。 3.2 超标准洪水的防洪预案。 3.3 流域水电站水库联合调度方案，水电站汛期经济运行方案，水文气象预报方案。 3.4 防御局部暴雨、支沟洪水、泥石流、滑坡等灾害的预防措施。 3.5 防御水淹厂房的措施，防御泄洪雾化影响的措施。 4 检查水库上下游巡查工作 4.1 汛前对各水电站库区进行巡查，掌握坍塌、滑坡及其它不利于水库安全运行的情况，并采取相应措施，有重大问题的应及时报上
级主管单位和公司防汛办。 4.2 汛前应全面了解水库下游主河道行洪能力的变化情况，并报上级主管单位和公司防汛办。 5 检查汛前大坝监测情况 5.1 汛前运行水电站大坝详细检查情况(混凝土表面裂缝、渗漏、冻融、坝基坝肩及边坡稳定、下游冲刷变化情况等)。 5.2 运行水电站大坝监测资料整编分析情况(变形及扬压力、渗漏量等)。 5.3 运行水电站大坝安全定期检查情况。 6 检查泄洪设施检修维护与运行工作 6.1 泄洪设备、设施检查情况 利用汛前大通河流域枯水季节，分别利用生产厂用电和备用柴油发电机对各水电站泄洪闸工作闸门进行提落试验。详细检查机械部分动作正常、并作必要的保养。电气部分各测量仪表完好无损，指示正确，信号灯及人机对话屏显示状态与现场电气设备运行的状况相对应，闸门开度仪显示情况与闸门状况相符合， PLC运行正常。 6.2 厂内起重机、坝顶门机、尾水门机检查 厂内起重机检查各部件行走机构、起升机构，制动限位机构运转情况，各油箱油位正常，动力盘和控制回路进行全面清扫检查，检查动力电源供电正常，控制电源。 坝顶、尾水门机进行联动试验，检查液压抓梁穿脱销动作、穿脱销及抓梁就位信号、各部行走机构、起升机构、制动限位机构运转、
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
1. 7 数字式并列装置 1.7.1概述用大规模集成电路微处理器（CPU）等器件构成的数字式并列装置，由于硬件简单，编程方便灵活，运行可靠，且技术上已日趋成熟，成为当前自动并列装置发展的主流。模拟式并列装置为简化电路，在一个滑差周期T s时间内，把S 假设为恒定。数字式并列装 置可以克服这一假设的局限性，采用较为精确的公式，按照 e 当时的变化规律，选择最佳的越前时间发出合闸信号，可以缩短并列操作的过程，提高了自动并列装置的技术性能和运行可靠性。数字式并列装置由硬件和软件组成，以下分别进行介绍。 图1.17 数字式并列装置控制逻辑图 1.主机。 微处理器（CPU）是装置的核心。 2.输入、输出接口通道。在计算机控制系统中，输入、输出过程通道的信息不能直接与主机总线相连，它必须由接口电路来完成信息传递的任务。 3.输入、输出过程通道。 为了实现发电机自动并列操作，需要将电网和带并发电机的电压和频率等状态按照要求送到接口电路进入主机。 （1）输入通道。按发电机并列条件，分别从发电机和母线电压互感器二次侧交流电压信号中提取电压幅值、频率和相角差等三种信息，作为并列操作的依据。 1）交流电压幅值测量。采用变送器，把交流电压转换成直流电压，然后由A ／D 接 口电路进入主机。对交流电压信号直接采样，通过计算求得它的有效值。如图 1.18 所示。 2）频率测量。测量交流信号波形的周期T。把交流电压正弦信号转化为方波，经二 分频后，它的半波时间即为交流电压的周期T。 3）相角差e测量。如图1.19 所示，把电压互感器电压信号转换成同频、同相的方波信号。 （2）输出通道。自动并列装置的输出控制信号有： 1）发电机转速调节的增速、减速信号。
机组启动试运行调试大 纲
用心整理的精品word文档，下载即可编辑！！ 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 3.1 概述 3.2 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 5.1 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 5.2 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
5.3、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 5.4 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 5.5、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 5.6 机组并列及负荷试验 5.6.1 水轮发电机组空载并列试验 5.6.2 280的自动假同期试验 5.6.3 280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
机组开机并网流程 自动开机并网（停运----空转，空转----机组（或机变）空载，空载-----Ⅰ（或Ⅱ）母发电）动作步骤： 1、停运----空转：①置开机标志并检查开机条件：查机组转速小于5%Ne，查所有保护出口未动作，查机组出口开关80（X）DL或0（X）DL在断开位置，查风闸全部落下，查压油槽压力大于3.6Mpa，查导叶、轮叶在自动；②查锁锭已拨出，否则拨出锁锭并延时120S检查锁锭已拨出； ③启动技术供水，延时180S检查技术供水压力大于0.1Mpa，否则检查正或反向供水是否开启、5/7DF或6/8DF是否开启、加压泵/9DF是否开启； ④查密封水压大于0.08Mpa；⑤查空气围带已撤除；⑥投开机DP，撤除紧急停机电磁铁；⑦给电调发开机令，打开机组导叶；⑧延时判断机组转速大于95%Ne；⑨清除开机标志，流程结束。 2、空转----机组空载：①置开机标志，查机端电压小于12.5KV （90%Ue），查机组出口开关80（X）DL在分闸位置；②启动励磁风机，限时60S检查风机运行正常；③查FMK在分闸位置，否则断开FMK，限时20S查FMK分闸正常；④查BZK在分闸位置，否则断开BZK，限时20S查BZK分闸正常；⑤查ZK在合闸位置，否则合上ZK，限时20S查ZK合闸正常；⑥合上FMK，限时20S查FMK合闸正常；⑦查机组转速大于95%Ne；⑧发起励磁机令；⑨限时120S查机端电压Vab、Vbc、Vca 大于90%Ue；⑩清开机标志，流程结束。 3、空转----机变空载：①置开机标志，查机端电压小于12.5KV （90%Ue）；②查80（X）1刀闸在合闸位置；③查80（X）DL在合闸位
灯泡贯流式水轮发电机组大修监理实施细则 总则 1、本细则编制依据： (GB8564-88) <<水轮发电机组安装技术规范>>。 (DL/T5038-1994) <<灯泡贯流式水轮发电机组安装工艺导则>>。 (SD263-1988) <<焊接技术考核规程>>下福电厂水轮发电机组技术资料及图纸。 (GB/T 9652.2-1997) <<水轮发电机组调速器与油压装置试验验收规程>>。 2、本细则适用于大、中型灯泡贯流式水轮发电机组大修。 大修准备工作监理 1、承修单位应在机组大开始前，对机组有关部件进行修前测量，并将测量数据上报3F大监督领导小组。 2、承修单位应根据设计图纸，合同技术要求和有关的灯泡贯流式水轮发电机组安装、检修规范，并结合现场条件，编制大修组织设计，报3F大修监督领导小组审核批准。 大修组织设计包括下列内容： 大修项概况； 大修进度计划； 劳动力配置计划； 重点机构检修的技术方案及措施； 施工用电安全措施； 安全及文明施工； 管理层组织机构及人员安排。 3、大修分项项目验收要求承修单位按有关设计图纸、合同技术要求和相关的技术规程、规范自检合格后，填写《报验收申请表》并附有关资料、数据呈报3F大修监督领导小组，小组在接到承修单位通知后在合同规定的时间内组织有关单位、部门进行检查、验收。 大修过程监理 承修单位应按照监督领导小组批准的大修组织设计按章作业、文明施工，同时加强质量和技术管理，作好作业过程中资料的记录、收集与整理，并定期向监督领导小组报送。 承修单位应对工序质量进行自检，在三检合格基础上填报单元工程验收评定表，并经监督人员验收合格后，方可进行下一道工序检修。 重要部位的检修，承修单位应有技术人员、质检人员等在检修现场进行技术指导、质量检查，同时监督人员必须现场旁站监督。 大修期间，承修单位必须每十天向监督小组报送详细的检修记录或原始检修记录复印件。对于检修过程中发生的质量事故，承修单位应立即填报事故报告单，分析产生质量事故的原因，提出处理措施，及时各监督机构报告，经监督小组批准后，方可进行处理。 为了确保检修质量，承修单位必须按照有关检修规范和设计资料、图纸、合同要求进行检修，对发生的违规作业行为，监督人员可发出违规警告、返工处理、直至停工整顿。 大修质量控制 一、导水机构检修 1、导水机构检修拆卸前，要对各导叶的端面间隙及立面间隙进行测量，并作好记录。 2、要求导叶内、外轴(孔)每个孔同轴，以保证导叶转动灵活。 3、导水机构的部件拆卸后，应进行清扫、清洗、检查和测量。 4、检查导叶内枢轴轴套(FZ-1)，磨损过大，要求更换。
d l水轮发电机组起动试 验规程 TPMK standardization office【 TPMK5AB- TPMK08- TPMK2C- TPMK18】
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 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