机组启动试运行方案
第一章总则
一、机组起动试运行的目的
水电站是个综合性工程，一般包括水工建筑物、机械设备和电气系统三大部分。它们各有设计要求，而又要协调一致，最终目的是保证电站正常和安全地发电。
1、通过机组试运行，考验机组设计、制造和安装质量的好坏，可以发现并处理机组在制造和安装中难以发现的问题，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试验的正确性，以及自动化元件的可靠性，并对相关参数进行测定，具体掌握机组的实际性能，为今后繁荣长期运行提供技术准备。二、起动试运行的基本内容
试运行是在水库、引水隧洞、压力钢管和水工设备全部检查验收合格之后，水轮发电机组所做的工作。其基本内容有以下各项：
1、充水试验
与压力钢管充水同步进行，充水时间7－10h，充水完成保压48h。从取水枢纽到尾水渠的全部水工建筑物，以及水轮机的压力管、进水阀、蜗壳等，依次逐步充水到设计情况，在充水过程中及充水以后进行全面检查。
2、机组起动试运转
起动机组直到额定转速运行，对机械部分进行检查及调试。
(1)空载试验
使机组达到额定转速、额定电压，在空载状态下进行相关的试验、检查以及调整工作。
(2)带负荷试验
使机组带负荷运行，进行同期并列，增、减负荷运行等的试验检查（水库蓄水及引水隧洞、压力钢管充排水过程中无法进行，待水轮发电机组再次试运行中进行）。
带满负荷后做碟阀动水关闭试验。
(3)甩负荷试验
模拟事故，让机组突然甩掉负荷，进行水、机、电方面过渡过程的检查。
(4) 72h试运行
最后，让机组满负荷连续运行72h，检查机组的实际运行情况。
三、适用范围：本启动运行大纲仅适用于熊家沟电站1#机组的启动试运行。
第二章启动运行组织措施
一、组织机构：
机组启动试运行是水电站建设后所进行的总体检验，涉及电站的各个部分。而且不少试验是首次进行，存在一定的风险，再加上技术要求十分严格，因此我机电安装工程部成立启动运行组织机构：
二、必要条件
1、经水库蓄水及引水隧洞、压力钢管充排水过程正常结束，并得到启动委员会可以启动的通知安排。
2、机组在启动、试运行过程中出现的问题和缺陷，应及时报告启动委员会，决定处理措施后、立即执行，并记录备案。
3、机组的微机程序继电保护、微机监控控制、测量仪表等装置的设置、整定、调试及与机组运行有关的电气回路、电气设备、机组辅助设备等，根据继电保护及自动装置检验规程、仪表校验规程和交接验收规程、微机自动控制检验规程以及辅助设备调试相关规程试验合格。
第三章机组启动前的检查
一、引水系统检查
1、设备安装情况检查
A、两机蝶阀油压装置及控制柜调试完毕，蝶阀经无水调试符合要求。
B、1#、2#蝶阀处于关闭状态。
C、1#、2#蝶阀操作油路关闭，并采取防误动安全措施。
2、蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净。
A、压力钢管道、蝶阀、土建施工结束，施工垃圾清除、灌浆孔封堵完毕，钢筋
头割除，除锈防腐工程结束，进人孔全面封堵完成，大坝、压力钢管观测设备投入使用。
B、蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。
3、上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵尾水、蜗壳进人门，进人门封水应处理严密。
二、水轮机部分检查
1、蜗壳内转轮、导水机构等设备安装验收合格，导叶处于全关闭状态。
2、测压表计、流量计、传感器，各种变送器安装验收合格，管路、线路连接良好，各整定值符合设计要求。
3、蝶阀控制机构本体及控制机构各联接部件的安装、调试通过验收合格。
4、蝶阀的安装、调试工作结束，并验收合格。蝶阀处于关闭位置，蝶阀开关时间整定合格。
5、蝶阀旁通阀、电动操作阀均已关闭，旁通阀开关时间符合设计要求。
三、调速系统及其设备的检查
1、调速系统及其设备已安装完工，并调试合格，油压装置压力及油位正常，透平油化验合格，各部位表计及阀门均已整定符合要求。
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、异常声音。
3、由手动操作将压力油输向调速系统，检查各油压管路，阀门、接头及各部件等均无渗漏现象。
4、调速器电调柜、机械柜已安装完工并调试合格。
5、事故配压阀和锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。
6、进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、调速器接力器及其回复机构协联动作的灵活性、可靠性及全行程内动作平稳。检查导叶开度、行程、导叶开度指示器三者之间的一致性。
7、用紧急关闭办法调整导叶由全开至全关所需时间，并进行相应导叶关闭时间应根据压力上升及速率上升情况，满足调保计算要求。
8、录制导叶行程与控制机构接力器行程关系曲线，录制调速器开度与导叶行程的关系曲线。
9、操作系统模拟试验和操作的水机自动化动作情况，以及通过机组监控屏信号检查返回的正确性由计算机监控，各回路和各部件动作准确可靠，信号显示正确。
四、发电机部分检查
1、发电机整体已全部完工，检验合格，记录完整。发电机机坑内无杂物，发电机内部已进行彻底清扫，定子、转子间无异物。
2、导轴承及推力轴承油位正常，液位传感器、温度传感器整定值符合设计要求。检查各阀门、表计、行程开关、安装调试合格。
3、发电机消防水管通压缩空气无堵塞，水压符合设计要求。
4、制动系统手动、自动调试合格，动作正常，风闸位置指示正确无误，充水前风闸投入。
5、机坑内所有辅助接线、检查正确无误，螺丝紧固。
6、所有螺栓已按设计要求拧紧或点焊和锁定紧固。
7、转动部件与固定部分间的缝隙，包括风扇与挡风圈，轴承盖与主轴、密封环与主轴间隙应均匀一致，确保运行时不会碰撞。
8、磁极接头对风扇、拉杆及磁极等处的绝缘及安全距离满足要求。
9、发电机空气间隙内用白布穿过两端，沿圆周拉一遍，确保无遗留杂物。
10、转动部件及定子铁芯、线圈附近无遗物、无尘土、金属微粒。
11、测量轴承总体绝缘电阻不小于1MΩ。
12、轴承油位满足要求。
13、滑环碳刷应拔出，并绑扎牢固。
14、测温装置，信号装置完好，并投入使用。
15、机组供油、气、水系统阀门开、关位置正确，手柄己标明开、关方向。
五、辅助设备检查
1、油、气、水系统辅助设备及管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
2、低压空压机自动启、停正常，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
3、1#、2#、3#技术供水泵启、停正常，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
4、消防水泵自动启、停正常，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正
常，满足消防供水要求。
5、油处理室备有足够的、合格的透平油。
六、电气设备检查
1、电气一次设备检查
A 发电机主引出线及其设备已安装完工检验合格，机端出口的电压、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调试合格。
B 所有6.3KV电器设备已安装检验合格。
C 从发电机出口断路器至发电机共箱母线已安装调试合格。
D 主变安装试验合格。
E外来电源（指施工用电）供电安全、可靠。
G厂用变41B、外接电源备用电源自动投入装置调试完毕。
H 110KV高压设备、开关站设备调试合格，耐压和相关试验合格。
I 厂房内各设备接地良好，接地网接地电阻达到设计要求。
J 厂房各主要工作场所，交通口照明安装已检查合格，投入使用，事故照明已检查合格。
2、励磁系统检查
励磁变高、低压端各连接线试验合格，回路已做耐压试验合格。励磁调节功率柜经初步检查调试合格。
3、电气控制及保护回路检查
3.1电气控制和保护设备及计算机监控系统安装调试合格。
3.2下列电气操作与信号回路检查并作模拟试验，验证其动作的正确性。
A 进水口闸门操作回路。
B 调压井快速闸门操作回路。
C 水机手动操作及监控系统回路。
D 调速系统手动操作回路。
E 励磁系统操作回路。
F 发电机断路器操作回路。
G 直流及中央音响信号操作回路。
H 全厂公用设备操作回路（包括供、排水系统，低压气系统，厂用电设备自投等）。
I 机组同期操作回路。
G 火灾报警信号及操作回路。
K 主变操作回路，110KV线路操作回路，厂变操作回路。
4、检查下列微机保护回路
4.1发电机微机保护回路整定与模拟。
4.2主变压器微机保护回路整定与模拟。
4.3 110KV线路微机保护回路整定与模拟。
4.4厂用变微机保护回路整定与模拟。
4.5辅助设备其它PLC操作保护回路模拟整定。
4.6电压、电流回路检查其接线正确可靠。
4.7厂用系统0.4KV等级的的互锁备投逻辑，在公用辅屏上的操作正确可靠。
第四章充水试验
一、压力钢管充水
1、检查进水口工作闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，进水闸门系统供电可靠，过流系统均已检验合格，确认无异常情况后开始向引水隧洞充水。
2、确认1＃、2＃蝶阀处于关闭位置。
3、四个时段充水和压力钢管道任何截面部位的工作状态符合设计、规范要求，充水各时段若发现问题和异常应立即停止充水，并及时处理和报告启动委员会。
4、充水过程中通过百分表，压力表等仪器及专人观测蝶阀位移情况。若有异常立即报告启动委员会。
三、充水平衡后的检查
1、恢复蝶阀开启接点接线，在静水下进行蝶阀开启关闭试验，并按照设计要求调整蝶阀开关时间，作好记录。
2、进行蝶阀动作试验、蝶阀充水动作试验，使之满足设计要求并做记录。
3、检查水管路系统各部位渗漏水情况，若有异常立即报告启委会，若无异常，即可进行下步工作。
第五章机组首次启动
正常开机程序流程图（仅供参考）
是
机组停机流程图（仅作参考）
一、转动前检查下列各项
检查确认发电机空气间隙内无杂物，轴承挡油筒与大轴间隙应均匀一致，轴承盖板与大轴间隙符合设计要求，风扇与上挡风板和下挡风板间隙应均匀一致确保转动部份与固定部份运行时不产生碰擦。
1、主机周围各层场地已清理干净，孔洞盖板封好，道路畅通，运行区域与施工区域进行适当和必须的隔离。
2、各部运行人员，试验监视人员已就位，观测记录的仪器的仪表已装好，运行记录表格已准备好。
3、机组启动电源投入，油、气、水辅助设备工作正常。
4、启动高压油泵顶起发电机转子5—10mm，以确保镜板和推力瓦之间形成有效油膜，以减小起动时的静摩擦系数，油压拆除后检查制动闸下落情况，确认制动闸已
全部落下。
5、机组漏油装置工作正常并处于自动运行状态。
6、调速器处于“手动”位置，油压、油位正常（压油装置）。
7、发电机出口断路器及转子励磁电流开关处于断开位置，合上测量PT刀闸。
8、水力机械保护和机组温度测量装置投入运行，冷却水投入运行，调整好水压（空冷器可暂不投入冷却水，以便空运转对发电机升温干燥）。制动柜气压正常。
9、接入临时测量转速设备。
二、第一次手动启动机组
1、启动前向水轮机轴承注入适量合格透平油供启动润滑。
2、手动开启蝶阀。
3、手动开启调速器启动机组开机，待机组转速达到10-15%额定转速时，在发电机下风洞、定子四周、机壳进人门、转轮室、尾水处设置专人，监听起始转动过程机内有无不正常声音，摩擦和碰撞、杂声等。如无异常手动将机组逐步升速达到额定转速的50%、75%、100%，在每级转速下检查记录轴承温度和机组摆度及振动值。
4、升速过程中设专人测量上机架、下机架、水导轴承x、y方向的垂直和水平振动，记录轴瓦温度并监视温度上升情况。在开始启动的一小时内每10分钟记录一次，以后每半小时记录一次。
5、从机组启动至额定转速阶段，如机组振动超过GB8546—2003规定，则应在该转速下进行动平衡配重试验，直至振动合格后方可继续运转。
6、机组轴承温度应稳定，（机组运行8小时至12小时各部位瓦温才会开始稳定），空载瓦温超过60℃，就应提请有关人员研究原因；超过65℃时，则应停机处理。
7、监视各轴承油位变化情况，各轴承应无甩油现象。
8、油、水、气管路接头及阀门、法兰应无渗漏。
9、配磨碳刷与集电环接触面。保证碳刷与集电环的接触面积不小于80%，碳刷在刷握中无卡塞及偏斜，大轴接地碳刷接触良好。
10、校验测速装置。记录100%额定转速时空载开度及机组的启动开度。
11、测量发电机定子残压值和相序。
12、在启动和空运转中如发现异常现象，如碰撞、磨擦、推力瓦或导轴瓦温度突然升高等异常现象，应立即停机，并报告启委会。
13、启动过程中检查测频回路。
三、机组“手动”停机及停机后检查。
1、手动操作调速器停机。机组转速由额定速率降至20%额定转速时，手动加闸机组停止转动，解除制动闸。
2、停机过程中监视各轴承温度变化情况，油槽油位变化情况。
3、检查转速继电器动作情况。
5、检查各部螺丝、销钉、锁片、磁极键是否有松动，转动部件焊缝情况，风扇、挡风板、挡风圈及阻尼环有无松动或断裂。
6、风闸磨损和自动下落情况。
7、调整各油槽油位信号及油槽油位，调整反馈位移传感器空载位置。
第六章机组动态调试
一、机组空运转下调速器试验
1、第二次手动开机。
2、手动开启调速器开机，待机组空转稳定后，检查可编程调速器柜内回路、CPU、A/D模块等电气元件。在调速器电气柜各环节检查正确后进行手动、自动调节试验。
3、调速器空载扰动试验，扰动量不超过±8%各做几次，其动态指标应符合规定。
4、调整开、关机时间，通过调整调速阀上的调节螺杆来整定机组开、关时间。
5、调速器进行手、自动运行切换试验。
6、进行手动停机。操作和检查内容与第一次启停相同。
二、机组过速试验及检查
1、过速试验前机组平衡已达到要求，机组在额定转速下的各部振动符合GB8564—2003规定。
2、将转速继电器115%和140%（机械过速接点），从水机保护回路中断开。
3、根据设计规定的过速保护定值进行机组过速试验。
4、调速器以手动开机方式使机组转速升至额定转速。待机组运转正常后，将喷针开度限制继续加大，使机组转速上升到115%额定转速，检查转速继电器相应接点，继续将转速升至140%，检查机械过速保护接点。
5、过速过程中应监视并记录各部位摆动和振动值，记录各轴承温度上升情况。
6、过速试验停机和停机后检查：
6.1调整转速继电器115%和140%过速接点（如在过速时来不及调整，则停机后应做此项检查）。
6.2记录风闸自动加闸时的机组转速，加闸至停止转动的时间，制动闸下落情况。
6.3全面检查发电机转动部分，转子磁轭键，磁极键，阻尼环及磁极引线接头，磁轭压紧螺杆、风扇等。
6.4检查发电机定子、下机架基础及上机架千斤顶的情况。
三、机组自动开、停机试验
1、启动前检查调速器应处于“自动”位置，功率给定于“空载”位置，频率给定于额定频率，调速器参数在空载最佳位置。水力机械保护投入。自动开机条件已具备。
2、在机旁或中控室操作台上操作开、停机开关。检查下列各项：
2.1检查自动化元件能否正确操作，可编程自动化执行是否正确。
2.2记录自发出开机脉冲至机组转速到达额定转速的时间。观察接力器动作情况、记录行程值、摆动值和摆动次数。
2.3推力瓦及各轴瓦升温情况和温度。
2.4检查可编程调速器动作情况。
3、机组自动停机试验。
3 .1按停机按钮使机组自动停机。
3.2记录自停机脉冲发出至转速降至制动加闸转速的时间。
3.3记录自动加闸至转速降为零的时间。
3.4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。
3.5检查自动闸解除及下落情况。
四、发电机定、转子及其绝缘检查
1、关闭空冷器冷却水，让发电机的机械部分在空转中升温，并注意记录热风的温度（测温制动屏上不大于65℃）
2、在短路试验前的停机状态测量发电机定、转子绝缘电阻和吸收比。
五、发电机短路试验
1、准备励磁控制调节的测量设备，投入励磁操作电源。
2、励磁设置在手动调节位置。
3、在6.3KV发电机进线柜上端设置短路点（自制短路板），解除发电机差动保护出口连接片，投于信号位置。
4、投入临时的发电机转速测量装置，监视发电机转速。
5、手动开机（见第五章第二部份）使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定运转正常。微机调速系统处于自动调节状态。
，检查发电机各电流
6、手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流至0.2—0.25I
e
回路的准确性和对称性，电流回路应无开路。
7、录制发电机三相短路特性曲线，在额定电压下测量发电机轴电压，检查碳刷及集电环工作情况。
8、在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检查灭磁情况应正常，测量发电机灭磁时间常数。
9、检查发电机出口、中性点电流互感器二次回路电流值应符合设计要求。
10、试验合格后做模拟紧急事故停机，并拆除发电机短路点的短路线。
六、水轮发电机组升压试验
1、发电机保护系统投入，励磁系统投入，辅助设备及信号回路电源投入，机组监控系统投入。
2、自动开机，使机组处于空载状态，各轴瓦瓦温正常，运行正常。
3、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机PT二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。
时检查下列内容：
4、手动升压至50%U
e
4.1发电机及引出母线、发电机出口6.3KV断路器、励磁变压器等设备的带电情况。
4.2机组运行中各部分振动及摆度的变化情况。
4.3电压回路二次侧相序、相位和电压值的正确性，二次回路应无短路。
时，重复检查以上内容。
5、继续升压至100%U
e
下
6、在机组升压过程中，检查低压和过电压保护动作的正确性情况，在100%U
e
测量发电机轴电压。
7、将发电机电压降至最低，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和下降的关系曲线）。
8、将发电机励磁电流升至额定励磁电流，记录定子激磁对应的最大电压值，然
，持续3分钟作定子线圈匝间耐压试验。
后将定子电压调至1.3U
e
9、分别在50%和100%U
下跳开灭磁开关，检查灭磁装置灭磁情况。
e
七、发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验
1、对励磁调节系统手动和自动状态下的起励进行检查，对手动起励时当电压升
到100%U
e 时，起励磁装置工作应正常，自动起励定子电压升至70%U
e
励磁装置工作正
常。
2、检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。用示波器检查功率柜内整流桥可控硅输出波形；检查控制脉冲在时间轴上分布应均匀，大小变化一致，可控硅开通角一致，移相脉冲工作可靠、不掉相，调节过程中不突变。
3、自动励磁调节装置，应能在发电机空载额定电压U
e
的70%—110%范围内可连续平滑地调节。
4、发电机空载额定转速下励磁调节装置手动控制单元的调节范围应在发电机额
定电压U
e
下的10%—110%内可连续平滑地调节。
5、录取带自动励磁调节系统的发电机电压一频率特性曲线，步骤如下：
5.1手动开机至空载额定转速。
5.2励磁在自动状态下起励、母线建压至U
e
，可编程调速器转为手动运行。
5.3手动调节喷针开限调节发电机转速。
5.4记录频率在45HZ—55HZ内的机端电压变化值（频率变0.5HZ机端电压变化
值≦±0.25%U
e ）绘制U
e
—HZ特性曲线。
6、进行逆变灭磁试验，检查逆变灭磁工作情况。
八、发电机组带主变零起升
1、水轮发电机组带主变零起升压试验。
1.1主变压器及高压配电装置的分项试验完成，6.3KV发电机出口开关和110KV 侧主变开关操作正常；相关的计算机监控保护装置调试完成，投入使用；相关的母线和高压设备耐压合格。
1.2检查主变高、低压侧与母线连接情况，按设计要求和安装规范施工完成（或相关实验后恢复接线）。主变、开关及相关母线清扫干净，无滞留遗物。
1.3投入水力机械自动和监控屏，可编程调速器系统，发电机运行在空载状态，机械部分正常。投入励磁及励磁调节器电源；投入信号监控系统，投入发电机保护及主变保护装置。（灭磁开关处于断开位置）
1.4投入发电机出口开关及相关的高压监视测量装置及仪表，断开主变110KV侧断路器、隔离开关，投入 6.3KV侧断路器及隔离开关。切除使用外接施工用电进入2P厂用屏或投入42B厂用变压器供厂用。
1.5手动合灭磁开关，励磁置于手动位置。
1.6手动递升加压，分别在发电机额定电压值的25%、50%、75%、100%等情况下检查发电机出口 6.3KV高压装置，主变本体工作情况。41B厂用变带电情况及400V 侧电压测量和相序检查。
1.7 41B厂用变二次电压相序相位工作正确后，将41B厂变投于400V厂用电系统。
1.8断开110KV 母线131开关，使110KV配电装置母线失电，然后将主变110KV 开关投入，使母线带电，用110KV母线PT检查主变高压侧电压的相序。
1.9分别检查主变110KV开关和发电机出口开关的同期回路应正确，并核相。
1.10将厂用电倒于外来供电变压器42B。
1.11降低发电机电压至零，跳开发电机出口断路器。
2、主变全压冲击试验。
2.1 110KV系统反送电对主变进行冲击试验。操作如下：
2.1.1断开发电机10KV断路器。
2.1.2投入主变压器的继电保护装置，投入公用主辅屏音响信号系统。
2.1.3合上主变高压侧（110KV侧）开关，使电力系统对主变压器进行冲击试验，观察有无异常。然后断开主变110KV断路器。
2.1.4无异常，再次合上主变110KV侧断路器，间隔一定时间，观察其运行情况，再跳开。共冲击5次，每次间隔时间10min。
2.1.5检查主变压器有无异常。
2.1.6主变在系统充电的状态下，检查110KV线路开关，主变110KV开关的同期回路，核对相序相关回路是否正确。
九、发电机组空载并列试验
1、确认同期回路的正确性（包括待并系统和系统的电压表、频率表及同步表，同步检查断路器的正确性）。
2、手动模拟并列：
2.1将110KV系统电压，经主变高压侧开关，主变压器引到10KV母线（发电机出口断路器处于断开状态，手车柜置于试验位置）。
2.2确认发电机断路器分合正常，重复检查发电机出口断路器手车柜在试验位置。
。
2.3机组空运转正常，投入励磁装置，使发电机母线建压至U
e
2.4手动模拟同期操作：
在开关合闸瞬间，同时检查接入的电压表显示回零、同步检查继电器接点闭合、同步表同时过同步点、断路器合闸正常。
2.5同期装置的工作正确后，跳开发电机出口断路器，将出口断路器手车柜置于试验位置。
3、自动模拟并列
在手动准同期试验结束后再进行自动准同期并列试验。
十、发电机组带负荷试验
水轮发电机组带负荷试验。
1、在本章前九节完成后，同期回路工作正确，可做正式并列试验、带负荷试验。
2、调节机端电压和频率使与系统一致，投入1#发电机出口开关的同期回路，投入同期系统，精确调整电压和频率使一致，合上发电机出口开关，使本机并入系统。
3、并网正常后，逐步增加有功和无功，观察机组各检测点温度、振动、摆度，机组带负荷后的调速器运行稳定性，励磁系统的调节性能满足要求。
十一、甩负荷试验
1、在本章第十节机组带负荷，各项设备和装置工作正常后，有功和无功负荷连续平滑调整，并带负荷运行稳定后，可进入甩负荷试验。
2、甩负荷试验分四次进行，分别为25%，50%，75%，100%的额定有功负荷和按照0.8功率因素配置的无功负荷进行甩负荷试验。
3、每次甩负荷试验，分别记录调速器、励磁系统，主机各动态参数，主要参数为甩负荷时蜗壳水压上升值和机组升速率，是否满足设计要求。
4、记录调速器和励磁系统甩负荷时的调节参数。
十二、水轮发电机组72h带负荷试运行
1、在所有试验结束后，机组进入72小时连续试运行，所带负载为额定负载（当前水头下的最大负荷）。
2、根据正式运行值班制度，全面记录试运行所有有关参数。记录运行中设备出现的问题和缺陷。
3、72小时结束后，彻底检查机组并进行消缺。
4、机组检查、消缺后，进行机组移交验收，完成后，机组投入商业运行。
检修项目部
2008-10-1
机组整套启动方案
目录 1.整套启动方案编写说明 2.#1机组整套启动原则方案 3.#1机组整套启动必备条件 3.1总体 3.2锅炉 3.3汽机 3.4电气 3.5热控 3.6化学 3.7输煤、制粉、除灰系统 4.#1机组整套启动准备工作 5.#1机组整套启动调试内容及时间安排5.1空负荷调试阶段 5.2带负荷调试阶段 5.3 满负荷168h试运阶段 6.#1机组整套启动调试质量目标
河北国华定洲发电厂#1机组整套启动方案 1.整套启动方案编写说明 1.1按国家电力公司2001年版《火电机组达标投产考核标准》300MW以上机组从首 次点火吹管至机组完成168h满负荷试运的工期≤90天为标准，因此，计划从点火冲管至机组完成168h满负荷试运共计90天的时间分配如下：冲管5天； 整套启动条件具备时间15天；整套启动准备时间5天；空负荷启动时间5天；汽轮机翻瓦及消缺15天；带负荷调试30天；168试运行15天；共计90天。 1.2整套启动方案所提出的调试项目、内容及质量目标，是按电力工业部96版 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》,电力工业部建设协调司96版《火电工程启动调试工作规定》, , 《建设国际一流电厂工作规划及实施大纲》的规定所决定。 1.3本整套启动方案主要说明#1机组在整套启动的原则方案及整套启动时的必备条 件、调试项目、调试时间安排，以便现场各方人员对机组整套启动的情况心中有底，做好各自责任范围内的工作，顺利完成整套启动任务。 1.4 与本整套启动方案相配套的措施有“#1机组锅炉整套启动调试措施” ,“#1机组 汽机整套启动调试措施” ,“#1机组电气整套启动调试措施” ,“#1机组整套启动期间水汽质量监督措施”,“机、电、炉横向大联锁试验措施”。相关专业调试内容可见这些措施。 2.#1机组整套启动原则方案 按1996年版《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》，整套启动试运分空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。并按排在满负荷调试168小时前完成甩负荷试验。 2.1空负荷调试 2.1.1机组空负荷调试是在机组分系统经分部试转转合格后进行，空负荷调试主要包括：按启动曲线开机；机组轴系振动监测；调节保安系统有关参数的调试和整
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。
××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。
2×350MW机组整套启动方案 1. 机组启动原则 1.1 汽轮机启动状态的规定 汽轮机的启动状态划分是以高压内缸上半调节级处内壁金属温度为依据的，具体可分为： a) 冷态启动：金属温度≤121℃； b) 温态启动：金属温度在121～250℃； c) 金属温度在250～450℃之间； d) 极热态启动：金属温度≥450℃。 1.2 汽轮机启动规定 1.2.1 汽轮机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽过热度符合规定要求，即高压主汽阀入口处的蒸汽温度应具有56℃的过热度，但最高汽温不得超过427℃，主汽阀入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数曲线”所示区域内，同时，根据哈尔滨汽轮机厂的“汽轮机转速保持推荐值表”将转子升速到允许的加热转速范围内的一个转速进行暖机，在任何情况下不得减少中速暖机时间，以防转子发生脆性断裂； 1.2.2 汽轮机在热态启动时，蒸汽进入汽轮机至少有56℃的过热度，并满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”的要求，根据哈尔滨汽轮机厂的“热态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间。 1.3 机组首次冷态启动程序 整套启动前的条件确认→辅机分系统投入→机组冲动→盘车脱扣检查→摩擦及低速检查(400r/min)→中速暖机(1000r/min)→高速暖机(2040r/min)→阀切换→定速(3000r/min)→打闸试验→安全装置在线试验→机械飞锤压出试验→油泵切换试验→DEH参数点调整→电气试验。 机组并网→带18～35MW运行3～4小时→机组解列→做汽门严密性试验→做超速试验。 机组并网→负荷70MW、投高加→负荷175MW、洗硅运行、启动汽泵，
机组甩50%负荷试验。 机组并网→负荷210MW，做进汽阀门试验→负荷265MW、锅炉洗硅、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统→负荷350MW、RB试验、做机组甩100%负荷试验。 冷态、温态、热态和极热态启动试验→机组带负荷350MW连续168小时运行→进入试生产阶段。 2. 整套启动前应具备的条件 2.1 汽轮发电机组安装工作全部完毕，辅机单体和分系统试运工作已完成，热工调节控 制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完； 2.2 厂房内地面平整，道路畅通，照明充足，通讯联络可靠； 2.3 主要系统管道的吊架和支架完整、牢固，弹簧吊架的固定销钉应拆除； 2.4 调整试验用的临时堵板，手脚架，接地线，短路线，工作牌等临时安全设施已拆除， 恢复常设的警告牌和护栏； 2.5 设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确； 2.6 消防设施齐全，消防水系统压力充足处于备用状态； 2.7 不停电电源切换试验做完，投入备用； 2.8 机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常； 2.9 确认厂用计算机工作正常，供电电源可靠并完成电源切换工作，DCS 显示与设备实 际状态相符； 2.10 启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好； 2.11 整套启动电气试验方案已经报调度审批完毕； 2.12 建立整套启动电气试验检查确认单，并确认完成； 2.13 编制试验程序，绘制系统图； 2.14 准备好设计、设备图纸及定值单，以备查看； 2.15 按照组织机构，通知有关人员到岗；
中电投江西电力有限公司峡山水电厂 机电安装工程 合同编号：SHDLXS2011-4)0 1#机组启动试验方案 批准： 审核： 编制： 江西水电检修安装工程有限公司 峡山水电站检修安装项目部 二O—三年三月二十二日
1.总则 1.1、为确保峡山水电厂1#水轮发电机组启动试运行试验工作顺利、有序地进行，特制订本方案； 1.2、本方案适用于峡山水电站1#机组试运行，2#、3#机组参照执行； 1.3、本方案仅列出主要试验项目与试验步骤，相应试验的具体方法参见相应厂家技术文件； 1.5、本方案上报启动委员会批准后执行。 2.编制依据 2.1《电气装置安装施工及验收规范》 2.2《水轮发电机组启动试验规程》(DL/T507-2002) 2.3《水轮发电机组安装技术规范》(GB8564-2003) 2.4《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》(DL/T827-2002) 2.5有关设备合同、厂家资料、设计资料 3.组织机构 试运行总指挥
4.技术参数
5.1.2水电站上下游水位测量系统已安装调试合格，水位信号正确。 5.1.3进水口及尾水门机、闸门工作状态良好，具备启闭条件。流道充水阀工作正常，并都处于关闭位置，挂牌警示。所有闸门槽清扫干净，能保证闸
门的顺利启闭。拦污栅至闸门之间无遗留钢筋、模板、架管等杂物。 5.1.4过水流道清理干净，经检查具备充水条件。 5.1.5进水段、尾水段流道的检修排水放空阀工作正常，处于关闭状态，并挂警示牌。 5.1.6所有测压嘴安装完毕，流道通气孔已清理，并保持畅通。 5.2 水轮机部分检查 5.2.1水轮机所有设备安装完成，经检查验收合格，且清理干净无遗留杂物。 5.2.2各过流部件之间的密封检验合格，无渗漏。所有分瓣部件的各分瓣法兰已把合严密，符合规定要求。 5.2.3各重要部件连接处的螺栓、螺母已紧固，预紧力符合设计要求，各连接件的定位销已按设计要求及规范要求施工完成并检验合格。 5.2.4转轮室的流道进人门已关闭，并检验合格。 5.2.5伸缩节间隙符合图纸要求，密封具有足够的压紧量。 5.2.6转轮已安装完成并检验合格，叶片和转轮室间隙符合图纸要求。 5.2.7 重锤挂装完成。 5.2.8检查空气围带密封漏气试验合格，充水前空气围带处于充气状态。 5.2.9导水机构安装已经完成，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验 合格，并符合设计要求。接力器锁锭动作正常，处于锁定状态。 5.2.10受油器已经安装完毕，经盘车检查摆度合格。 5.2.11轴承润滑油系统安装调试合格，且无渗漏现象。 5.2.12水轮机其它部件检查验收合格。 5.2.13各部位水流及油流示流信号计、传感器、信号控制器均已安装完成，调试合格，管路、电缆及电线安装完毕，固定牢靠。 5.3 调速系统的检查 5.3.1调速系统及其设备已安装完毕，并调试合格。油压装置压力、油位正常，各表计、阀门、自动化元件均已整定，符合相关技术要求。透平油化验合格。 5.3.2压力油罐安全阀、阀组安全阀按规定调整合格，动作可靠。油压装置油泵在工 作压力下运行正常，主、备用泵切换及手动、自动工作正常，且均已投入自动。油位信号器动作正常，调速系统所有管路阀门接头及部件经检查无渗漏现象。高压补气装置手动、自动切换动作正确，漏油箱装置手动、自动调试合格。 5.3.3控制环锁定装置调试合格，信号指示正确。
In the schedule of the activity, the time and the progress of the completion of the project content are described in detail to make the progress consistent with the plan.汽轮机电气整套启动方案 正式版
汽轮机电气整套启动方案正式版 下载提示：此解决方案资料适用于工作或活动的进度安排中，详细说明各阶段的时间和项目内容完成的进度，而完成上述需要实施方案的人员对整体有全方位的认识和评估能力，尽力让实施的时间进度与方案所计划的时间吻合。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 1 编制目的 启动试验是全面检验主机及其配套系统的设备制造、设计、施工、调试和生产准备的重要环节，在启动试验过程中检验一、二次回路（控制、励磁、测量、保护）的可靠性，是保证机组安全、经济、文明地投入生产，形成生产能力，发挥经济效益的关键性程序。为了明确整套启动调试工作的任务和各方职责，规范整套调试项目和程序，使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地进行，特编制本措施用于指导发电机组整套启动试验过程。
2 编制依据 2.1. 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996版）》； 2.2. 《火电工程启动调试工作规定》； 2.3. 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006； 2.4. 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》； 2.5. 《电力系统自动装置检验条例》； 2.6. 有关行业和厂家的技术标准； 2.7. 设计图纸和制造厂家安装、调试说明书； 3 主要设备参数
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。
珠江水泥有限公司余热发电工程 7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案 1简要概述 1.1工程简要概述 珠江水泥余热电厂，设备简介 2整套启动调试的目的和任务 2.1调试目的 整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。 2.2启动调试的任务
2.2.1进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。 222检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。2.2.3监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。2.2.4考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。 2.2.5记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。 2.2.6试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。 2.2.7投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。 2.2.8进行50 %及100 % B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性； 3主要设备技术范围 3.1汽轮机 型号：NZ7.5-1.05/0.2 型式：双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。 额定出力：7.5 MW 调节方式DEH控制系统 主蒸汽压力：1.05 MPa 主蒸汽温度：320 C
电厂机组整套启动作业指导书 1 目的 确保机组整套启动过程中各项操作控制有序、操作规范，保证整台机组安全、顺利地启动。 2 适用范围 适用于本公司# 机组整套启动。 3 术语 本作业指导书无特殊术语。 4 人员责任 4.1 项目运行部：负责全过程中的监督、协调工作。 4.2 值长：负责当值期间的指挥、调度、协调工作。 4.3 主控制员：负责当值期间的指挥、主要操作、记录工作。 4.4 副控制员：负责集控室内CRT上的各项具体操作。 4.6 值班员：负责所辖范围内系统的检查、就地操作。 5 工作流程 5.1启动前应具备条件 5.1.1接到市调准备启动# 机组的命令。 5.1.2设备的检修工作全部结束，现场整洁，设备保温完好，影响启动工作票全部注销，机组具备启动条件： a）检查确认在机组启动前的所有试验清单完整。 b）检查确认所有单体、分系统静态试验已完成并验收合格。 c）检查确认无影响机组启动的重大设备缺陷。 d）各种启动过程中的技术方案齐全并已获得批准。 5.1.3检查确认6KV，380V，UPS系统，直流系统，各MCC柜已为正常运行方式。
5.1.4机组启动前，热工所有表计应投入；各种控制、保护信号的电源已送上，DCS系统(DEH、DAS、MEH、ETS、TSI)试验检查正常，系统已投入运行，烤机不少于2小时。 5.1.5检查确认柴油发电机启、停及加载试验正常，并投“自动”。 5.1.6电气设备接地线完好，绝缘合格，设备已送电，操作按钮灯光显示正常，各转机试转正常。 5.1.7化学已准备充足合格的除盐水、氢气，100立方米启动补水箱水位正常，水质化验合格。 5.1.8各转机设备油箱、轴承加足合格的润滑油或润滑脂，能盘动的设备盘动转子灵活，安全罩齐全，牢固可靠。 5.1.9机组A、B、C、D修后的冷态启动前，应严格按照运行规程要求进行各项联锁保护试验以及各电（气）动门、调节门开关试验正常，执行专项操作指导书。 a.事故按钮试验。 b火检冷却风机，空预器主、辅驱联锁试验。 c.机、炉、电大联锁试验。 d.水泵及油泵联锁试验。 e.转机静态联锁试验。 f.程控装置试验。 g.汽轮机TSI、ETS保护试验。 h.小机各项保护试验。 i.电气双电源联动试验。 J.发电机断水联合试验。 5.1.10机组启动时，确认相应保护正常投入（特殊情况下，确实不能投入的保护项目，须经总工程师批准，并制定相应的安全技术措施）。 5.1.12燃煤、燃油充足，且质量合格。各类消防设施齐全，照明电源可靠。 5.1.13检查确认汽轮机静态试验已全部完成，仪表、保护校验正确并按规定投入正常。 5.2炉点火前的准备 5.2.1通知补水泵房启动补水泵向化学补水
汽轮机中压缸启动方式下的高低压旁路控制方案分析 殷建华李民 （内蒙古电力科学研究院热控技术研究所） 摘要：本文主要针对汽轮机的中压缸启动方式下的旁路系统的控制方案做了详尽的分析与阐述，并对其控制方案中的优缺点做了分析。 关键词：中压缸启动高低旁 Analysis Of HP-LP Bypass Control Mode Of IP Cylinders Sart-Up Mode YIN-Jian hua LI-Min (The Thermal Automation Institute of Inner Mongolia Electric Power Research Institute) Abstract: The article elebrate the HP-LP Bypass control mode of ip cylinders start –up mode and analyze advantage&disadvantage of the control mode Keywords: IP Cylinders Sart-Up ; HP-LP Bypass (The Thermal Automation Institute of Inner Mongolia Electric Power Research Institute) 概述 高低压旁路系统作为电厂热力系统的重要组成部分，不但起到了配合机组启动，协调机炉控制，将多余的蒸汽回收至凝汽器的作用，而且当机组发生甩负荷时，能够通过快速开启高压旁路系统，起到防止锅炉超压的作用。 高低压旁路系统在中压缸启动的汽轮机启动过程中起到的至关重要的作用，其不仅能很好的配合锅炉和汽轮机的整个启动过程，同时其具备的快开功能也能起到防止锅炉超压，汽轮机超速等功能。 1 中压缸启动方式下的高低压旁路系统设置 中压缸启动方式的汽轮机与其配套的高低压系统旁路为高、低压两级串联旁路系统。高低压旁路由减压阀，减温阀及其油站系统组成。较为常见的是由瑞士SULZER公司设计制造的高低压旁路系统。本文着重以瑞士SULZER公司设计制造的高低压旁路系统为例，分析中压缸启动方式的高低压旁路控制方案的特点及优缺点。 中压缸启动过程简介 冷态启动时，主蒸汽经高压旁路进入再热器，冷段再热蒸汽经高压缸排汽逆止门旁路阀（倒暖阀）进入高压缸加热，高压缸处于暖缸阶段；低压旁路开启，调节再热器压力。由于设置有高低压旁路，汽轮机在盘车阶段(高速盘车，盘车转速为54r／min)即可预暖，当达到冲转参数时，由中压调门控制汽轮机进汽冲转升速，至1020转／分转速闭锁升速，进行低速暖机；当加热到一定程度时(高压缸外下缸法兰温度≥185℃)，高压缸排汽逆止门旁路阀关闭，高压缸抽真空阀开启，高压缸处于抽真空状态；当带到一定负荷(约15％额定负荷)，切缸条件满足后，抽真空阀关闭，高压缸主汽门、调速汽门打开，高压缸排汽逆止门打开，机组切换为高压缸运行，高低压旁路为维持设定压力而逐渐关闭。 高旁在机组冷态启动过程中的自动控制 高低压旁路系统包括一个高旁压力控制阀，一个高旁温度调节阀，一个高旁喷水隔离阀，两个低旁压力控制阀和两个低旁温度调节阀。 高压旁路控制系统包括：高旁压力控制，高旁温度控制，快开和紧急关以及喷水隔离阀的控制 低压旁路控制系统包括：低旁压力控制，温度控制，快开、紧急关控制。 锅炉冷态启动时，高压旁路系统即可投入自动控制。随着机组的启动，高旁压力控制器经历
新乡豫新发电有限责任公司 热电项目#7机组 调试作业指导书 XTF—DQ101 电气整套启动方案 河南电力检修工程有限公司新乡分公司电气二次班 2007年1月16日
目次 1 目的 (04) 2 依据 (04) 3 系统及设备简介 (04) 4 调试内容及验评标准 (07) 5 组织分工 (08) 6 使用仪器设备 (09) 7 调试应具备的条件 (09) 8 调试步骤 (11) 9 安全技术措施 (16) 10调试记录 (17) 11 附图（表） (17)
1目的 为了明确电气专业整套启动调试工作的任务和参建各方职责,规范整套调试项目和程序,使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地顺利进行，提高调试质量，确保机组安全、稳定、经济地投入试生产运行，特制定本方案。 机组的电气专业整套启动调整试验是移交生产的最后一道工序，处于十分重要的地位，担负着很重要的作用。通过整套启动调试工作保证整个机组的性能指标满足设计要求。本方案仅作为电气整套启动调试原则步骤，各参与单位在会签、批准后应遵照执行。本方案在实施过程中的修改、变更，届时由启动验收委员会任命的启动试运总指挥决定。 2依据 2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程》。2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》。 2.3 《火电机组达标投产考核标准（2000年版）及其相关规定》。 2.4 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-91）。 2.5 《继电保护及电网安全自动装置检验条例》。 2.6 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》。 2.7 国家及行业有关技术规范、标准。 2.8 设计、制造技术文件、资料。 2.9 相关的合同文件。 2.10 调试大纲。 3设备及系统简介 3.1 系统及设备介绍 新乡电厂扩建工程热电项目安装两台300MW机组，分别为#6、#7机。本工程新建220kV开关站一座，采用双母线接线方式。两台机组均采用发电机—变压器组接线方式，通过双母线经Ⅰ腾鲲线、Ⅱ腾鲲线与对侧220kV变电站连接。 新建220kV开关站内设置网络继电器室，配置220kV配电设备的计量、测量、监控、保护及自动装置等二次系统设备。220kV线路保护采用双重化配置，以光纤作为线路两侧保护装置信息交换通道。另在网络继电器室内设置母线保护屏双重化配置、母联保护屏、线路保护屏、PT并列屏、电能表屏、测控屏、220kV故障录波屏、保护故障信息屏等装置。
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。
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
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。 二、3#机组水轮机检查
目录 一、编制目的 二、编制依据 三、设备系统简介 四、调试内容及验评标准 五、组织分工 六、使用仪器设备 七、锅炉整套启动应具备的条件 八、调试步骤 九、注意事项 十、附件
一、编制目的 锅炉安装结束，经过分部调试之后，进行整套启动试运行，整套启动试运行是锅炉进入正常运行前的必须步骤；通过整套启动试运行，对锅炉所有系统、设备进行全面考核、检验其性能或质量是否达到设计标准；同时，对锅炉及附属设备和系统在设计、制造、安装中存在的问题进行改进或处理，使机组安全、经济、优质地移交生产运行。 二、编制依据 2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（2009年版）；DL/T 5437－2009。 2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）； 2.3《火电工程启动调试工作规定》；（1996年版） 2.4《电力建设施工及验收技术规范》（1996年版）； 2.5《二十五项反事故措施》； 2.6《锅炉安装、使用说明书》及随机技术文件； 三、设备系统简介 3.1 锅炉总体概述： 锅炉为自然循环、循环流化床锅炉、室内布置。 锅炉有一个膜式水冷壁炉膛;两个蜗壳式气冷旋风分离器和一个尾部竖井烟道组成。其中尾部竖井烟道上部由汽包墙包覆,下部有护板烟道组成。 在炉膛上部,沿炉膛的宽度方向均匀布置两片屏式过热器。 在尾部竖井里布置有高、低温过热器和省煤器。 在低温过热器和屏式过热器之间;屏式过热器和高温过热器之间布置两级喷水减温器以控制过热器出口额定蒸汽温度。 用来生产蒸汽的热量来自流化床系统。燃烧产生的高温烟气夹带热量通过炉膛向上,通过位于炉膛上部后水冷壁两侧的出口切向进入蜗壳式旋风分离器,粗的物料在旋风分离器内被分离下来后经过与其相连的回料器返回位于布风板之上的密相区,实现循环燃烧。烟气经位于分离器上部的出口烟道,通过尾部包墙过热器前包墙进入尾部竖井烟道,在竖井烟道内,烟气向下冲刷并向四壁及其尾部布置的受热面放热,最后流经烟道下部的空预器后离开锅炉本体。 3.2 炉膛
防止机组非计划停运控制措施为防止机组非计划停运，保证机组长期安全、稳定、经济运行，特制定本措施。 一、强化运行管理，提高设备健康水平 1、加强值班管理，部门值班人员必须经常深入现场，了解机组及设备运行状况，了解设备缺陷消除情况，加强运行人员劳动纪律管理，以身作则，切实将安全生产工作落到实处。 2、运行人员必须按规定定期进行设备巡检，及时发现缺陷，及时填报缺陷单，并为检修消缺创造条件，及时消缺，检修结束后运行人员要严格按要求验收。以提高设备的健康水平。 3、机组各项保护必须按规定投入，未经总工批注严禁随意退出。有机组启动或发生汽机跳闸时，必须保证汽机保护装置可靠投入，以防止汽轮机保护未投造成设备损坏。 4、严格执行重大操作监护制度，尤其是重大操作，运行管理人员执行好重大操作到位制度. 5、值班人员认真监盘，精心调整，机组各项参数控制在规定范围内，发现运行参数异常变化，要认真分析，采取针对性的措施，控制好异常参数的变化。 6、加强生产现场巡回检查力度，确保巡回检查质量，能够及时发现设备缺陷和隐患并及时联系消除。 7、在执行节能措施时，坚决杜绝采取拼设备的方法，要确保设备健康运行。 8、做好设备的消缺工作，对具备消缺条件的工作，要立即安排消缺工作，不拖不推，对于不具备立即消缺条件的工作，要提前做好消缺准备工作，采取必要的安全措施，避免缺陷范围扩大，对带有联
锁、保护的热工测点消缺，必须在采取可靠准确无误的安全措施后方可进行，避免由于消缺工作而导致机组发生非停。 9、利用机组检修或调停机会，积极配合检修或消缺工作，恢复设备的健康状况，严格按照试验要求，做好设备的试验工作，确保试验不丢项，保证机组正常启动。 10、对于发生过的非停等不安全事件，要认真分析，坚持“四不放过”的原则，彻底查清原因，并制定针对性的安全技术防范措施，立即进行整改，防止类似不安全事件的再次发生。 11、冬夏两季，要严格执行防冻及迎峰度夏防汛措施，避免发生由于执行措施不到位，而造成机组的非计划停运。 12、完善应急预案和自然灾害引发生产安全事故预报、预警、预防机制，做到迅速反应、超前预防、果断决策、有效应对，避免发生由于外因或自然灾害造成机组的非计划停运。 二、严格执行设备的定期轮换和试验制度 1、备用的辅助设备均应轮流切换使用，严格执行设备的定期切换工作。 2、严格按规定进行设备定期轮换和试验，并严格按照各种保护、联锁试验操作票和重要辅助设备切换操作票执行。 3、备用中的设备启动前测量绝缘良好，绝缘不合格的禁止启动。 4、在设备的试验或切换中，发现设备异常和缺陷，应填写设备缺陷单，立即通知检修处理；当在设备的试验和切换过程中，如发生事故，立即停止试验和切换，并将设备恢复原状态，待事故处理完毕查清原因后方可继续进行试验和切换工作。 5、重要辅助设备进行切换工作，?必须使用操作票，并严格执行操作监护制度。
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