风电机组运行优化范文

风电机组运行优化范文第1篇

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2009年6月9日

机组启动试运行方案

1充水试验 1.1充水条件

1.1.1确认坝前水位已蓄至最低发电水位。

1.1.2确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。确认机组各进人门已关闭牢靠，各台机组检修排水阀门已处于关闭状态，检修排水廊道进人门处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。确认空气围带、制动器处于投入状态。 1.1.3确认全厂检修、渗漏排水系统运行正常。

1.2尾水流道充水

1.2.1利用尾水倒灌入检修排水廊道，然后打开机组尾水检修排水阀向尾水流道充水，在充水过程中随时检查水轮机导水机构、转轮室、各进人门、伸缩节、主轴密封及空气围带、测压系统管路、发电机定子、灯泡头、流道盖板等的漏水情况，记录测压表计的读数。 1.2.2充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，确保厂房及机组的安全，一旦发现漏水等异常现象时，应立即停止充水并进行处理。充水过程中应检查排气情况。 1.2.3待充水至与尾水位平压后，将尾水闸门提起。

1.3进水流道充水

1.3.1提起进水闸门，以闸门节间充水方式缓缓向进水流道充水，监视进水流道压力表读数，检查灯泡体、管形座、框架盖板、导水机构及各排水阀等各部位在充水过程中的工作状态及密封情况。

1.3.2观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。 1.3.3充水过程中检查流道排气是否畅通。

1.3.4待充水至与上游水位平压后，将进水口闸门提起。

1.3.5观察厂房内渗漏水情况及渗漏水排水泵排水能力和运转可靠性。

1.3.6将机组技术供水管路系统的阀门打开，启动供水泵，使压力水通过各冷却水管路，检查管路阀门、各接头法兰通水后的工作情况。

2 机组启动和空转试验

2.1启动前的准备

2.1.1 主机周围各层场地已清扫干净，施工人员撤离工作现场，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，指挥通信系统布置就绪，各部位运行人员已到位，各测量仪器、仪表已调整就位。

2.1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格。

2.1.3机组润滑油、冷却水、润滑水系统均已投入，各油泵、水泵按自动控制方式运行正常，压力、流量符合设计要求。油压装置和漏油装置油泵处于自动控制位置运行正常。 2.1.4高压油顶起系统、机组制动系统处于手动控制状态。

2.1.5检修排水系统、渗漏排水系统和高、低压压缩空气系统按自动控制方式运行正常。 2.1.6上下游水位、各部原始温度等已做记录。

2.1.7水轮机主轴密封水投入，空气围带排除气压、制动器复归(确认风闸已全部复位)，转动部件锁定已拔出。

2.1.8启动高压油顶起装置油泵，检查确认机组大轴能正常顶起。 2.1.9调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：

油压装置至调速器的主阀已开启，调速器柜压力油已接通，油压指示正常。 调速器的滤油器位于工作位置。 调速器处于“手动”位置。

油压装置处于自动运行状态，导叶开度限制机构处于全关位置。 2.1.10与机组有关的设备应符合下列要求：

发电机出口断路器QF90

5、发电机励磁系统灭磁开关在断开位置。 转子集电环碳刷已磨好并安装完毕，碳刷拔出。 发电机出口PT处于工作位置，一次、二次保险投入。

水力机械保护、电气过速保护和测温保护投入;机组的振动、摆度监测装置等投入监测状态，但不作用于停机。

现地控制单元LCU5已处于监视状态，具备检测、报警的功能，可对机组各部位主要的运行参数进行监视和记录。

拆除所有试验用的短接线及接地线。

外接频率表接于发电机出口PT柜一次侧，监视发电机转速。 大轴接地碳刷已投入。

2.1.11手动投入机组各部冷却水(空冷器暂不投，转机时对发电机定子、转子进行干燥)。 2.2首次启动试验

2.2.1拔出接力器锁定，启动高压油顶起装置。 2.2.2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有无摩擦、碰撞及其它异常情况。记录机组启动开度。 2.2.3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%额定转速时可暂停升速，观察各部无异常后继续升速，使机组在额定转速下运行。

2.2.4当机组转速升至95%额定转速时可手动切除高压油顶起装置，并校验电气转速继电器相应的触点。当机组转速达到额定值时校验机组各部转速表指示应正确。记录当时水头下机组额定转速下的导叶开度。

2.2.5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，不应有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5分钟记录瓦温，之后可适当延长时间间隔，并绘制推力瓦和各导轴瓦的温升曲线。机组空转4-6小时以使瓦温稳定，记录稳定的轴瓦温度，此值不应超过设计值。记录各轴承的油流量、油压和油温。

2.2.6机组启动过程中，应密切监视各部运转情况，如发现金属摩擦或碰撞、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应立即停机。

2.2.7监视水轮机主轴密封及各部水温、水压，有条件时可观察、记录水封漏水情况。 2.2.8记录全部水力量测系统表计读数和机组监测装置的表计读数。

2.2.9有条件时，应测量并记录机组水轮机导轴承、发电机轴承等部位的运行摆度(双振幅)，不应超过导轴承的总间隙。

2.2.10测量发电机一次残压及相序，相序应正确。 2.3停机过程及停机后检查

2.3.1手动启动高压油顶起装置，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%时手动投入制动器，机组停机后手动切除高压油顶起装置，制动器则处于投入状态。 2.3.2停机过程中应检查下列各项： 监视各轴承温度的变化情况。 检查转速继电器的动作情况。 录制转速和时间关系曲线。

2.3.3 停机后投入接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封润滑水。 2.3.4 停机后的检查和调整：

1) 各部位螺栓、螺母、销钉、锁片及键是否松动或脱落。 2) 检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。 3) 检查挡风板、挡风圈是否有松动或断裂。 4) 检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。

5) 在相应水头下，调整开度限制机构及相应的空载开度触点。 2.4调速器空载试验

2.4.1根据机组残压测频信号是否满足调速器自动运行的情况，确定调速器空载扰动试验时间，若不能满足要求，则调速器空载试验安排在机组空载试验完成之后进行。

2.4.2手动开机，机组在额定转速下稳定运行后。调整电气柜的相关参数。将手/自动切换电磁阀切换为自动位置，并在调速器电气柜上也作同样的切换，此时调速器处于自动运行工况，检查调速器工作情况。调整PID参数，使其能在额定转速下自动调节，稳定运行。 2.4.3分别进行调速器各通道的空载扰动试验，扰动试验满足下列要求：

调速器自动运行稳定后，加入扰动量分别为±1%、±2%、±4%、±8%的阶跃信号，调速器电气装置应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。否则调整PID参数，通过扰动试验来选取一组最优运行的参数。 2.4.4转速最大超调量不应超过扰动量的30%。 2.4.5超调次数不超过2次。

2.4.6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。 2.4.7进行机组空载下的通道切换试验，各通道切换应平稳。 2.4.8进行调速器自动模式下的开度调节试验，检查调节稳定性。 2.4.9进行调速器自动模式下的频率调节，检查调节稳定性。

2.4.10进行调速器故障模拟试验，应能按设计要求动作,在大故障模拟试验时,切除停机出口,以免不必要的停机。

2.4.11记录油压装置油泵向压力油罐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摆动值及摆动周期。

2.4.12进行油泵电源切换试验，切换应灵活可靠。 2.5 机组过速试验及检查

2.5.1过速试验前机组摆度和振动值应满足规程和设计要求。 2.5.2临时拆除电气过速保护停机回路，监视其动作时的转速。

2.5.3手动开机，待机组运转正常后，手动逐渐打开导叶，机组升速至115%，记录115%时转速继电器实际动作值，机组转速继续升速到155%额定转速以上时，记录电气过速155%转速继电器实际动作值，机械过速保护装置在电气过速保护动作之后且应在机组转速达到160%之前立即动作关机。如果升速至160%额定转速时，机械过速装置仍未动作，亦应立即停机。需校正机械过速装置，重新进行该试验。

2.5.4试验过程中记录机组各部的摆度、振动最大值。若机组过速保护未动作停机，则按手动停机方式，在95%额定转速时投入高压油顶起装置，降至20%转速后投机械制动。 2.5.5过速试验过程中专人监视并记录各部位推力瓦和导轴瓦温度;监视转轮室的振动情况;测量、记录机组运行中的振动、摆度值，此值不应超过设计规定值; 监视水轮机主轴密封的工作情况以及漏水量;监听转动部分与固定部分是否有磨擦现象。

2.5.6过速试验停机后，投入接力器锁定，落进水口闸门，顶起制动器，全面检查转子转动部分，如转子磁轭键、引线支撑、磁极键及磁极引线、阻尼环、磁轭压紧螺杆、转动部分的焊缝等。并按首次停机后的检查项目逐项检查。 3机组自动开停机试验 3.1 自动开机需具备的条件

3.1.1各单元系统的现地调试工作已完成，验收合格。 3.1.2计算机与各单元系统对点完成，通讯正常。 3.1.3在无水阶段由计算机操作的全厂模拟已完成。 3.1.4LCU5交直流电源正常，处于自动工作状态。 3.1.5水力机械保护回路均已投入。

3.1.6接力器锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。 3.1.7技术供水回路各阀门、设备已切换至自动运行状态。 3.1.8高压油顶起装置已切换至自动运行状态。 3.1.9制动系统已切换至自动运行状态。 3.1.10 润滑油系统已切换至自动运行状态。 3.1.11 励磁系统灭磁开关断开。

3.1.12 齿盘测速装置及残压测频装置工作正常。

3.1.13调速器处于自动位置，功率给定处于“空载”位置，频率给定置于额定频率，调速器参数在空载最佳位置。

修密封、主用密封切换至自动运行状态。 3.2机组LCU5自动开机 启动机组LCU5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。 检查调速器工作情况。 记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。 记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。 检查测速装置的转速触点动作是否正确。 3.3机组LCU5自动停机

3.3.1由机组LCU5发停机指令，机组自动停机。

3.3.2监视高压油顶起系统在机组转速降至95%额定转速时应能正常投入，否则应立即采用手动控制方式启动。

3.3.3检查测速装置及转速接点的动作情况，记录自发出停机令到机械制动投入的时间，记录机械制动投入到机组全停的时间。

3.3.4检查机组停机过程中各停机流程与设计顺序应一致，各自动化元件动作应可靠。 3.3.5分别在现地、机旁、中控室等部位，检查紧急事故停机按钮动作的可靠性。 3.3.6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。检查事故和故障信号响应正确，检查事故停机信号的动作流程正确可靠。

3.3.7其它各种开停机及电气保护停机试验将结合后续的各项电气试验进行。 4 桥巩水电站

发电机及

发电机带3#主变升流试验; 4.1、试验准备

4.1.1根据

机组发电投运的一次设备情况，本次升流试验范围为3#主变、

发电机，短路点的设置部位如下：

短路点1(D1)：设置在3#离相封闭母线副厂房84.50m层与电抗器连接处，利用软连接作为短路装置。

短路点2(D2)：设置在开关站3#主变进线间隔接地开关200317处，利用接地开关200317作为短路装置。

4.1.2发电机出口断路器905断开、灭磁开关断开。

4.1.3励磁系统用它励电源从10KV系统备用开关柜取，用3X70mm2的高压电缆引入。 4.1.4发电机保护出口压板在断开位置，保护仅作用于信号，投入所有水力机械保护。 4.1.5技术供水系统、润滑油系统已投入运行，检修密封退出，主轴密封水压、流量满足要求。发电机定子空气冷却器根据绝缘情况确定是否投入。 4.1.6恢复发电机集电环碳刷并投用。

4.1.7复查各接线端子应无松动，检查升流范围内所有CT二次侧无开路。 4.1.8测量发电机转子绝缘电阻，符合要求。 4.1.9测量发电机定子绝缘电阻，确定是否进行干燥。如需干燥，则在发电机升流试验完成后进行短路干燥。 4.2发电机升流试验

4.2.1短路点1(D1)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。由于励磁变低压侧电压约为780V，所以监测时需注意测量方法及安全距离。

(4)检查短路范围内的CT二次残余电流，不能有开路现象。

(5)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二次三相电流平衡情况及其相位;检查测量表计接线及指示的正确性;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和相位。

(6)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。 (7)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。 (8)手动启动录波装置，录制发电机短路特性曲线，测量发电机轴电压。

(9)在发电机额定电流下，跳灭磁开关检验灭磁情况是否正常，录制发电机在额定电流时灭磁过程的示波图

(10)测量额定电流下的机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。 (11)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情况。 (12)记录升流过程中定子绕组及空冷各部温度。

(13)根据定子绕组绝缘情况，若需进行定子短路干燥时，确认空气冷却器冷却水切除，升流至50%定子额定电流对定子进行短路干燥。

(14)试验完毕后模拟发动机差动保护停机，跳灭磁开关。断开它励电源。 (15)拆除短路试验铜母线。 4.2.2短路点2(D2)升流试验：

(1)本次试验短路点设置在开关站3#主变进线接地开关200317处。

(2)根据本次短路试验范围，依次合上相关断路器90

5、隔离开关200

36、断路器2003，切除相关断路器的操作电源，防其误分闸。 (3)合灭磁开关。 (4)缓慢升流至(2～3)%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二次三相电流平衡情况及其相位;检查测量表计接线及指示的正确性;检查3#主变保护、母线保护、断路器保护、故障录波及测量回路的电流幅值和相位。

(5)升流结束，分灭磁开关，分发电机出口断路器905。 (6)分开关站断路器2003，分本次短路试验的接地开关200317。 5发电机单相接地试验及升压试验 5.1升压前准备工作

5.1.1 测量发电机转子绝缘电阻，测量发电机定子绝缘电阻，均符合要求。 5.1.2 投发电机差动保护、电流后备保护和励磁变保护。 5.1.3 投入所有水机保护及自动控制回路。 5.1.4 发电机出口断路器905断开。 5.2发电机定子单相接地试验

5.2.1 拉开中性点隔离开关，将接地变压器与发电机中性点断开，在出口电压互感器处做单相临时接地点，退出发电机定子接地保护跳闸出口。 自动开机到空转，监视定子接地保护动作情况。

投入它励电源，合灭磁开关，升压至50%定子额定电压，记录电容电流值。

5.2.4试验完毕降压至零，跳开灭磁开关，拆除临时接地线，将发电机中性点隔离开关合上，投入发电机定子接地保护。 5.3 发电机过压保护试验

临时设定发电机过压保护定值为10V，监视发电机过压保护动作情况。 合灭磁开关，逐步升压直至发电机过压保护动作，记录保护动作值。 试验完成后恢复原定值，投入过压保护。 5.4 发电机零起升压

5.4.1机组在空转下运行，调速器自动。

5.4.2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。 5.4.3手动升压至25%额定电压，检查下列各项： 发电机及引出母线、分支回路等设备带电是否正常。 机组各部振动及摆度是否正常。

测量发电机PT二次侧三相电压相序、幅值是否正常，测量PT二次开口三角电压值。 5.4.4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。 5.4.5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。 5.4.6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。 5.4.7记录定子铁芯各部温度。

5.4.8分别在50%、100%发电机额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况，录制空载灭磁特性曲线。

5.5发电机空载特性试验

5.5.1零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流、励磁电压，录制发电机空载特性的上升曲线。

5.5.2继续升压，当发电机励磁电流达到额定值980A时，测量发电机定子最高电压，并在最高电压下持续运行5min。最高定子电压以不超过1.3倍额定电压值13.65kV为限。 5.5.3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，录制发电机空载特性的下降曲线。

5.5.4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。 将转子回路经过电阻接地，进行转子一点接地保护试验。 6 发电机空载下的励磁调整和试验 6.1试验前的准备

6.1.1 3#主变的升流、升压已完成。

6.1.2 机组励磁变已恢复正常接线，机组采用自励方式。 6.1.3 发电机保护已按定值整定并投入，水机保护已投入。 6.1.4 自动开机到空转，稳定运行。 6.2 励磁的调整和试验

6.2.1在发电机额定转速下，检查励磁调节器A套、B套的调节范围，在调整范围内平滑稳定的调节。

6.2.2在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流系数，均流系数不应低于0.85。 6.2.3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%，超调次数不超过2次，调节时间不大于5S。

6.2.4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、调节时间应满足设计要求。

6.2.5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%，AVR应保证发电机电压的变化值不大于±0.25%。

6.2.6进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在A、B套“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。 6.2.7进行机组LCU5和中控室对励磁系统的调节试验。 6.3 计算机监控系统自动开机到空载试验

6.3.1相关水力机械保护、继电保护回路均已投入，机组附属设备处于自动运行状态，具备自动开机条件。

6.3.2发电机出口断路器905断开，灭磁开关断开。

6.3.3调速器设置为自动，机组LCU5设置为现地控制，在LCU5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。

6.3.4在LCU5发“停机”令，机组自动停机。观察机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关等过程中的设备运行情况。

7220kV系统对3#主变冲击受电试验(可提前进行) 7.1 试验前的准备

7.1.1 计划接受冲击受电的一次设备为：3#主变。

7.1.2投运范围内相关设备保护按调度要求整定完毕并投入，各个保护出口已进行了传动试验，各个保护都已投入运行。 7.1.3主变散热器系统投入。

7.1.4开关站LCU

9、机组LCU5均已调试完成，本次投运的断路器、隔离开关均已完成LCU远动试验。

7.1.5发电机出口断路器90

5、接地开关断开。

7.1.6开关站3#主变间隔断路器、隔离开关、接地开关处于断开位置。 7.2 主变冲击受电试验

7.2.1向中调申请对3#主变进行冲击受电试验。

7.2.2按调度令进行开关站倒闸操作，220kV电压通过断路器2003对3#主变进行全电压冲击试验，冲击试验应为5次，每次间隔约10分钟。

7.2.3每次冲击合闸后，均需检查主变压器冲击运行情况，检查差动保护及瓦斯保护的工作情况，检查主变高、低压侧避雷器动作情况，检查保护装置有无误动，记录主变压器高压侧合闸冲击电流。

7.2.4主变压器在冲击试验前、后对变压器油作色谱分析，试验结束后恢复设备的正常接线。 8机组同期并网试验 8.1并网前准备

8.1.1 已对自动同期装置的电压、频率、导前角进行了测试，已完成自动同期装置的模拟并列试验。

8.1.2 发电机、变压器等相关保护已按调度要求整定完成并正确投入。

8.1.3 在主变零起升压时同期电压回路已检测无误，系统倒送电后，机组与系统的相位已核对。

系统已同意进行同期试验并允许带最低限额负荷。 8.2发电机出口断路器905准同期试验 (1)905自动假准同期试验。

(2)系统电源已送到发电机主变低压侧。 (3)出口断路器905处于试验位置。

(3)机组自动开机至空载运行。励磁调节器、调速器切至远方自动操作模式。 (4)启动同期装置，对断路器905的合闸过程进行录波。

(5)合闸后立即断开断路器905，分析录波图，检查合闸的压差、频差、导前时间是否合适。

(6)试验完成后，解除模拟断路器905合闸信号。 2) 905自动准同期试验

(1)执行空载至发电令，由机组LCU5投入自动同期装置，断路器905自动准同期合闸，同时录制同期合闸波形。

(2)机组并网后，带最低负荷，检查各功率、电度计量装置工作状况，检查各个保护的采样、差流。

8.3开关站3#主变进线断路器2003QF同期试验 1)2003自动假准同期试验

(1)机组通过断路器905并网发电后，手动降负荷，分断路器2003，机组与系统解列。分隔离开关20036。

(2)模拟隔离开关20036合闸信号至开关站LCU9，启动同期装置，对断路器20036的合闸过程进行录波。

(3)合闸后分断路器2003。分析波型图，检查合闸的压差、频差、导前时间是否合适。 (4)试验完成后，解除模拟隔离开关20036合闸信号。 2)2003自动准同期试验 (1)合隔离开关20036。

(2)执行断路器2003自动准同期合闸令，由开关站LCU9投入自动同期装置，自动进行准同期合闸。

(3)试验完成后，分发电机出口断路器905，机组与系统解列。 (4)跳灭磁开关，停机，准备自动开机并网试验。 8.4 计算机监控系统自动开机并网试验

8.4.1发电机出口断路器905断开，系统电源已送到出口断路器905上端。

8.4.2调速器设置为自动，机组LCU5设置为现地控制。在LCU5上发“开机到发电”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、自动同期装置调节机组电压和转速、自动合出口断路器905，机组带设定负荷进入发电状态等过程中设备运行情况。

8.4.3在LCU5上发“停机”令，机组自动解列停机。观察LCU5自动减负荷至3MW、分发电机出口断路器90

5、机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关的过程，记录自发出停机令到机械制动投入的时间。

8.4.4在中控室进行自动开机和停机操作，并进行相应的检查和记录。 9机组负荷试验

9.1机组带负荷试验前的准备。 9.1.1 机组带负荷前的试验已全部完成。

9.1.2 申请机组进行负荷试验已获得调度批准，允许甩负荷的容量和时间段已确认。 9.2 机组带负荷试验

9.2.1机组逐级增加负荷运行，不在振动区过长的停留，记录机组状况：各部的振动、摆度;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;主变油温等变化情况。

9.2.2在小负荷时，测量发电机、主变压器、开关站断路器等保护装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。测量安稳装置、计量系统和故障录波等装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。 9.2.3记录在当时水头下，机组产生振动的负荷区。 9.2.4测量并记录在不同负荷下机组各部位的噪声。 9.2.5在各负荷下，测量发电机轴电压。 9.3 机组带负荷下调速系统试验

在不同负荷下进行调节参数的选择及功率调节速率的选择。

9.3.2在50%负荷以下检查调速器频率和功率控制方式下机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性。

9.3.3远方、现地有功调节响应检查。

9.3.4模拟故障试验(模拟功率给定、功率反馈信号故障)。 9.3.5调速器通道切换试验。 9.3.6模拟机械事故停机试验。 9.4 机组带负荷下励磁系统试验

9.4.1过励试验、欠励试验、无功调差率按系统要求进行。 9.4.2现地/远方无功功率控制调节检查。 9.4.3自动和手动切换、通道切换试验。 9.4.4可控硅桥路电流平衡检查。 9.5 机组甩负荷试验

9.5.1机组甩负荷按额定出力的15%、50%、75%、100%、100%无功进行，并记录甩负荷过程中的各种参数或变化曲线，记录各部瓦温的变化情况。 甩负荷通过发电机出口断路器905进行。

机组甩25%额定负荷时，记录接力器不动时间，应不大于0.2秒，该时间按转速开始上升起计算。观察大轴补气情况。

甩负荷时，检查水轮机调速器系统的动态调节性能，校核导叶接力器两段关闭规律、转速上升率等，均应符合设计要求。

在额定功率因数条件下，水轮发电机突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突甩100%额定负荷时，发电机电压的超调量不应大于额定电压的15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5秒。 9.6 机组事故停机试验

9.6.1模拟机组电气事故停机试验：模拟电气事故动作，机组解列、灭磁，记录负荷下灭磁特性。 9.6.2事故低油压关机试验 机组带100%额定负荷运行。

现地与紧急事故停机按钮旁设专人守护。

断开压油罐补气回路;切除压油泵，通过卸油阀门排油与排气阀排气结合方式，降低压力油罐压力直至事故低油压整定值，应注意压油罐内油位不低于油位信号计可见位置。事故低油压接点动作后，调速器事故低油压紧急停机流程启动。若低油压接点在整定值以下仍未动作，立即按紧急事故停机按钮进行停机，重新整定压力开关接点后重做此试验。 9.6.3重锤动作关机试验

机组并网带额定负荷稳定运行后，进行机组的重锤关机试验。 检查重锤关机是否正常，关闭时间是否符合设计要求。

试验前对监测人员进行周密的安排，在调速器机调柜操作重锤关机命令，如果重锤关机失败，应按下紧急事故停机按钮。 9.7 特殊试验 9.7.1 PSS试验。 9.7.2 一次调频试验。 9.7.3 无功进相试验。 9.7.4 其它试验。 9.8 机组检查消缺

机组在停机并做好安全措施的情况下，对运行中出现的问题全面检查消缺，达到稳定试运行的要求。

10机组带负荷72h连续试运行

10.1完成上述试验内容经验证合格后，具备带负荷连续运行的条件，开始进入72h试运行。 10.2根据运行值班制度，全面记录运行有关参数。

10.3 72h连续运行后，停机全面检查机组、辅助设备、电气设备、流道部分、水工建筑物和排水系统工作后情况，消除并处理72h试运行中发现的所有缺陷。

10.4完成上述工作后，即可签署机电设备验收移交证书，移交电厂，投入商业运行。

项目经理部

风电机组运行优化范文第2篇

(铜罐驿长江提水工程)

机组试运行工作报告

河南水利建筑工程有限公司

2010年7月

机组试运行报告目录

1 工程概况3 1.1 各泵站概况 3 1.2 主要机电设备 4 2 试运行依据4. 3 试运行过程5 3.1 试运行前的统一检查 5 3.2 机组试运行持续时间安排 6 3.3 试运行实施过程 7 3.3.1 单台机组运行 7 3.3.2 全站机组联合运行 7 3.4 试运行中的检查和测试 10. 3.4.1 试运行中的主要检查项目 10 3.4.2 机组运行中各种参数的测试 11 4 试运行前的抽水作业情况 16 5 试运行结论 17 6 存在的问题 17 附件1：《汤家沱一级泵站试运行情况表(手控阶段)》 附件2：《汤家沱一级泵站试运行情况表(自控阶段)》 附件3：《马家沟二级泵站(单机)试运行情况表》 附件4：《马家沟二级泵站试运行情况表(自控阶段)》

附件5：《铜罐驿区域供水项目TIWS.CP1-2标段自动化仪器仪表参数现场调试检测记录》

附件6：《铜罐驿长江提水工程主要设备一览表》 附件7：《泵站试运行方案》

1 工程概况

铜罐驿长江提水工程为大型II等水利工程，重庆市西部供水规划确定的4个骨干工程之一，是有效解决西部地区水供需矛盾、优化资源配臵、推动城市化进程的重要水利基础设施。该工程建设任务是为重庆市西部九龙坡区、沙坪坝区和璧山县的城镇生活和工业用水提供补充水，规划从长江干流取水，经两级提水后，通过管道输送至各供水城镇。 1.1 泵站及管线概况

(1)汤家沱一级泵站

汤家沱一级泵站位于九龙坡区铜罐驿镇黄金堡村汤家沱，自长江左岸取水，通过DN1600、 DN1400钢管和PCCP钢筒混凝土管输送至石板镇马家沟水库。泵站装机3台，31800KW(二用一备)，配套XS500-860型水泵，最大提水净扬程94.048m，最小提水净扬程74.718m，设计单机提水流量4488m3/h, 设计总提水流量2.49m3/s(近期)，经陶家一巴福支线分水后，进入马家沟水库的流量规模为2.40m3/s。。泵站扬水管道为DN1400钢管，总长358m。

泵站主电机额定电压10KV, 采用电抗器降压方式起动。35KV变电站主变容量6300KVA, 站变容量200KVA。

(2)马家沟二级泵站

马家沟二级泵站位于九龙坡区石板镇青龙村，自马家沟水库右岸取水，通过DN1400、 DN1600钢管输送至坡顶高位蓄水池，再经高位水池自流至大学城水处理厂。泵站装机3台，32240KW(二用一备)，配套XS600-860型水泵，最大提水净扬程100.0m，最小提水净扬程87.2m，设计单机提水流量5532m3/h, 设计总提水流量3.068m3/s(近期)。扬水管道为DN1400、DN1600钢管，总长

420m。

泵站主电机额定电压10KV,采用电抗器降压方式起动。35KV变电站主变容量6300KVA, 站变容量250KVA。

(3)陶家加压泵站

该泵站系汤家沱-马家沟输水主管线中的支管线的加压泵站，位于九龙坡区陶家镇治安村，通过汤家沱-马家沟输水主管线桩号K4+058叉管取水，加压后输送至巴福镇水厂。泵站装机2台，2315KW，配套XS200-670B型水泵，提水净扬程69m，设计单机提水流量630m3/h, 设计总提水流量0.35m3/s(近期)。扬水管道为DN600钢管，总长约6330m。

泵站主电机额定电压10KV, 采用直接起动方式起动，电源由附近10KV架空线路提供;厂区用电由泵站内10KV所用变柜(容量50KVA)提供。

(4)汤家沱-马家沟输水主管线:总长9646m，其中PCCP管(DN1400、DN1600)6846m，钢管(DN1400、DN1600)2800m。

(5)陶家-巴福支管线：DN600钢管总长约8200m。 1.2 主要机电设备

本工程机电设备按使用类别分为电气设备、水机设备、辅助设备三大类，详见“附件6”《铜罐驿长江提水工程主要设备一览表》。

2 试运行依据

(1)《水利水电工程验收规程》(SL223-2008); (2)《泵站安装及验收规范》(SL317-2004);

(3)重庆市小城市基础设施改善项目铜罐驿区域供水工程项目TIWS〃CP1-2标段设计文件及设计变更文件;

(4)《重庆市小城市基础设施改善项目铜罐驿区域供水工程项目TIWS〃CP1-2标段施工合同》;

(5)《泵站试运行方案》

为使本工程泵站试运行工作有序进行,施工单位编制了《泵站试运行大纲》, 多次在工程监理例会上进行了审查、讨论、修改、补充，最后形成了可操作性较强的《泵站试运行方案》。整个试运行的组织实施按照该方案进行。详见“附件7”。

3 试运行过程

3.1 试运行前的统一检查

试运行前，业主委托工程监理部组织参建各方(设计、监理、建设、施工单位)对泵站设施、设备及其资料进行了检查。检查的主要内容包括：

(1)土建工程质量，各建筑物、构筑物控制高程;

(2)输水管道和各种工艺管道的控制高程，管道的防腐处理; (3)各种工艺设备的安装质量，润滑油和润滑脂的加注情况; (4)电气线路和设备的外观; (5)安装单位所提供的资料： 1)竣工图及资料 a.机组安装竣工图; b.辅助设备系统安装竣工图; c.所有单机调试资料; 2)主机组安装及试验记录; a.主水泵机组基础安装记录;

b.同轴度测量记录; c.摆度测量记录; d.水平测量记录; e.机组轴线中心测量记录; f.主电动机试验记录;

3)电气线路和设备安装验收记录、模拟试验资料; 4)辅机设备系统安装验收记录; (6)管道水压试验报告资料。 3.2 机组试运行持续时间安排

《泵站安装及验收规范》(SL317-2004)规定：单台机组运行应在7d内运行48h或连续运行24h。全站机组联合运行时间宜为6h，且机组无故障停机次数不少于3次。根据本工程实际情况，《泵站试运行方案》对机组试运行持续时间具体安排如下：

(1) 单台机组运行

1)汤家沱一级泵站单台机组连续运行24h。每台机组运行总小时数：24h，其中单台运行18h，参于联合运行6h。在单台机组运行中，包含手动控制方式启停机组和自动控制方式启停机组。

2) 马家沟二级泵站单台机组连续运行0.7h。

3)陶家加压泵站单台机组连续运行24h。每台机组运行总小时数：24h，其中单台运行18h，参于联合运行6h。在单台机组运行中，包含手动控制方式启停机组和自动控制方式启停机组。 (2) 全站机组联合运行

1)汤家沱一级泵站全站机组连续运行6h。全站机组启动后，每运行2h左

右停机一次，联合运行中，每台机组共启停3次。

2) 马家沟二级泵站全站机组连续运行0.3h。

3)陶家加压泵站全站机组连续运行6h。全站机组启动后，每运行2h左右停机一次，联合运行中，每台机组共启停3次。

3.3 试运行实施过程 3.3.1 单台机组运行 3.3.1.1 手动启停机组

(1)汤家沱一级泵站

2009年2月24日～2009年2月27日，我们对汤家沱一级泵站进行了单台机组试运行。通过手动起停机组，1#机组单机连续运行了24.5h;2#机组单机连续运行了24.8h;3#机组单机连续运行了24.3h。

(2) 马家沟二级泵站

2009年3月23日，我们对马家沟二级泵站进行了单台机组试运行。通过手动起停机组，1#、2#、3#机组单机分别连续运行了43min、39min、41min。 3.3.1.2 自动起停机组

2010年3月13日，我们对汤家沱一级泵站通过计算机监控系统起停机组，进行了单台机组试运行。1#、2#、3#机组单机分别连续运行了1h、1.2h、1.1h，计算机监控系统和所有机电设备工作正常。 3.3.2 全站机组联合运行 3.3.2.1 手动启停机组

(1)汤家沱一级泵站

2009年3月13日，我们对汤家沱一级泵站进行了2台机组联合运行。通

过手动控制方式起停机组，1#、2#机组联合运行了1.0h;1#、3#机组联合运行了3.0h;2#、3#机组联合运行了1.0h。

2009年12月，我们再次对汤家沱一级泵站进行了2台机组联合运行。 2009年12月23日,1#、2#机组在联合运行中，共同运行了6.4h，每台机组分别起动了3次、停止了3次。其中，1#机组起动后1.9h停止，5min后重新起动，运行2.3h后停止，5min后再次起动，运行2.2h后停车;2#机组起动后运行1.8h停止，5min后重新起动，运行2.1h后停止，5min后再次起动，运行2.6h后停车。

2009年12月24日,2#、3#机组在联合运行中，共同运行了6.8h，每台机组分别起动了3次、停止了3次。其中，2#机组起动后运行1.7h停止，5min后重新起动，运行2.4h后停止，5min后再次起动，运行2.7h后停车;3#机组起动后运行1.8h停止，5min后重新起动，运行2.3h后停止，5min后再次起动，运行2.7h后停车。

2009年12月25日,1#、3#机组在联合运行中，共同运行了7.1h，每台机组分别起动了3次、停止了3次。其中，1#机组起动后2.0h停止，5min后重新起动，运行2.5h后停止，5min后再次起动，运行2.6h后停车;3#机组起动后2.0h停止，5min后重新起动，运行2.5h后停止，5min后再次起动，运行2.7h后停车。

(2) 马家沟二级泵站

2009年6月21日，我们对马家沟二级泵站进行了2台机组联合运行。将1#、2#机组联合运行了17min，1#、3#机组联合运行了18min，2#、3#机组联合运行了16min。 3.3.2.2 自动启停机组

(1)汤家沱一级泵站

2010年6月19日～2010年6月22日，我们通过计算机监控系统启停机组，对汤家沱一级泵站进行了2台机组联合运行。其中1#、2#机组联合运行了6.2h;1#、3#机组联合运行了6.5h;2#、3#机组联合运行了6.4h。

1#、2#机组在联合运行时，每台机组分别起动、停止了3次。其中，1#机组起动后运行1.9h停止，5min后重新起动，运行2.1h后停止，3min后再次起动，运行2.2h后停车;2#机组起动后运行2.0h停止，5min后重新起动，运行2.2h后停止，3min后再次起动，运行2.1h后停车。

1#、3#机组在联合运行时，每台机组分别起动、停止了3次。其中，1#机组起动后运行2.0h停止，5min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.5h后停车;3#机组起动后运行2.0h停止，3min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.5h后停车。

2#、3#机组在联合运行时，每台机组分别起动、停止了3次。其中，2#机组起动后2.0h停止，4min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.5h后停车;3#机组起动后2.0h停止，3min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.4h后停车。

(2) 马家沟二级泵站

2010年2月3日，我们通过计算机监控系统起停机组，对马家沟二级泵站进行了2台机组联合运行。1#、2#机组联合运行了18min，1#、3#机组联合运行了17min，2#、3#机组联合运行了17min。水泵机组和计算机监控系统工作正常。

3.4 试运行中的检查和测试 3.4.1 试运行中的主要检查项目

(1)水泵

1)填料室滴水40～60滴/min, 符合CJJ58-1994规定值(30～60滴/min)。 2)振幅0.07～0.9mm，符合SL317-2004规定值(0.1mm)。

3)轴承、填料函温度32～43℃，符合设备制造厂家的规定值(55℃)。 4)没有发生汽蚀现象,符合SL255-2000规定(汽蚀应在允许范围内)。 5) 水泵的各种监测仪表指示正常。 (2) 电动机

1)轴承温度为50～70℃，符合设备制造厂家规定值(75℃)。 2)定子绕组温升为58～72℃，符合设备制造厂家规定值(80℃)。 3)冷却水温度25～45℃，符合设计要求(60℃)。 (3) 配电设备

1)各种开关柜操动机构动作灵活，主、辅触头通断可靠，断路器机械特性正常。

2)开关柜仪表指示正常。 3) 保护电路工作有效。

4)母线温度70℃，各导体联接点温度80℃，符合SL317-2004规定。 (4)其它工艺设备

1) 进、出水管路中各种阀门开启和关闭灵活，液控蝶阀开、关阀时间符合设计要求：开阀时间15～25S;两阶段关阀，其中快关时间9～10S，慢关时间13～22S，满足机组和管路运行要求。

2) 电机冷却水系统循环水量24～27m3/h(设计值25m3/h);电机冷却水管水温25～50℃(设计值60℃)，符合设计要求。

3) 泵房通风系统启、停可靠，运行正常。

4) 泵房排水系统启、停可靠，运行正常。 (5)土建工程 1) 进水建筑物

①汤家沱一级泵站进水间(进水池)水位173.3～175.5m，符合设计要求(173.2～192.53m);水泵运行时，池内无漩涡，流态满足水泵进水要求。

②马家沟二级泵站进水间(进水池)水位238.3～243.5.0m，符合设计要求(238.0～250.8m);水泵运行时，池内无漩涡，流态满足水泵进水要求。

2) 出水建筑物

汤家沱一级泵站沉砂池和马家沟二级泵站高位水池，各部位尺寸、标高合设计要求，水池满水后墙体和底板没有渗漏现象。

3) 流量计井、水锤消除器井

井内无积水，尺寸和标高符合设计要求。

4) 停机后检查管路和泵房内镇墩、支墩，没有移位、裂缝现象，所有土建工程均能满足机组和管路运行要求。 3.4.2 机组运行中各种参数的测试

试运行中，我们对电气参数、水力参数和机组振动值进行了测试，全部符合设计指标。

(1)电气参数 1)电源电压和频率

①汤家沱一级泵站 10.1～10.4Kv 50HZ，符合CJJ58-1994规定值(10.0Kv±10% 50HZ±1%)。

②马家沟二级泵站 10.3～10.6Kv 50HZ，符合CJJ58-1994规定值(10.0Kv±10% 50HZ±1%)。

2)电机工作电流 ①汤家沱一级泵站

1#电机：IA =95～101A IB = 96～101A IC=97～102A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值(123A)，不平衡电流不超过10%;

2#电机: IA =98～101A IB = 97～100A IC=98～100A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值(123A)，不平衡电流不超过10%;

3#电机: IA =98～101A IB = 97～100A IC=98～100A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值(123A)，不平衡电流不超过10%。

②马家沟二级泵站

1#电机：IA =116～122A IB = 118～122A IC=115～122A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值(155A)，不平衡电流不超过10%;

2#电机: IA =115～120A IB = 114～120A IC=116～121A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值(155A)，不平衡电流不超过10%;

3#电机: IA =116～121A IB = 117～122A IC=117～122A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值(155A)，不平衡电流不超过10%。

3)有功功率 ①汤家沱一级泵站

1#电机：有功功率1620～1660Kw<额定功率1800Kw，满足设计要求; 2#电机：有功功率1650～1680Kw<额定功率1800Kw，满足设计要求; 3#电机：有功功率1660～1670Kw<额定功率1800Kw，满足设计要求。 ②马家沟二级泵站

1#电机：有功功率1980～2050Kw<额定功率2240Kw，满足设计要求; 2#电机：有功功率2010～2060Kw<额定功率2240Kw，满足设计要求;

3#电机：有功功率2020～2070Kw<额定功率2240Kw，满足设计要求。 4)电容补偿柜投入后的功率因数 ①汤家沱一级泵站

1#电机：功率因数0.948～0.952>0.90，符合GB/T50265-97规定; 2#电机：功率因数0.944～0.953>0.90，符合GB/T50265-97规定; 3#电机：功率因数0.945～0.946>0.90，符合GB/T50265-97规定。 ②马家沟二级泵站

1#电机：功率因数0.938～0.942>0.90，符合GB/T50265-97规定; 2#电机：功率因数0.932～0.941>0.90，符合GB/T50265-97规定; 3#电机：功率因数0.931～0.947>0.90，符合GB/T50265-97规定。 (2)水力参数 1)提水净扬程 ①汤家沱一级泵站

1#、2#、3#水泵:92.62～93.62m，符合设计要求(74.718～94.048m); ②马家沟二级泵站

1#、2#、3#水泵:98.5～99.0m，符合设计要求(87.2～100.0m); 1)水泵出口压力 ①汤家沱一级泵站

1#水泵：0.96～0.97MPa 符合设计要求; 2#水泵：0.96～0.97MPa 符合设计要求; 3#水泵：0.96～0.97MPa 符合设计要求。 ②马家沟二级泵站

1#水泵：1.01～1.02MPa 符合设计要求;

2#水泵：1.01～1.02MPa 符合设计要求; 3#水泵：1.01～1.02MPa 符合设计要求。 2)流量

①汤家沱一级泵站

1#水泵：4320～4500m3/h ,符合设计要求(4488m3/h); 2#水泵：4300～4490m3/h,符合设计要求(4488m3/h); 3#水泵：4350～4510m3/h,符合设计要求(4488m3/h)。 ②马家沟二级泵站

1#水泵： 5380～5560m3/h ,符合设计要求(5532m3/h); 2#水泵： 5350～5540m3/h ,符合设计要求(5532m3/h); 3#水泵：5340～5530m3/h ,符合设计要求(5532m3/h)。 3)泵站进水水位和出水水位 ①汤家沱一级泵站: 进水水位173.3～175.5m，出水水位267.248m, 符合设计要求。 ②马家沟二级泵站: 进水水位238.3～243.5.0m，出水水位338.0m, 符合设计要求。 4)提水净扬程 ①汤家沱一级泵站

1#、2#、3#水泵:92.62～93.62m，符合设计要求(74.718～94.048m)。 ②马家沟二级泵站

1#、2#、3#水泵:98.5～99.0m，符合设计要求(87.2～100.0m)。 (3)机组振动值

①汤家沱一级泵站机组振动值

1#机组：0.06允许值0.08mm，符合SL317-2004规定; 2#机组：0.07允许值0.08mm，符合SL317-2004规定; 3#机组：0.07允许值0.08mm，符合SL317-2004规定。 ②马家沟二级泵站机组振动值

1#机组：0.07允许值0.08mm，符合SL317-2004规定; 2#机组：0.075允许值0.08mm，符合SL317-2004规定; 3#机组：0.08允许值0.08mm，符合SL317-2004规定。

(上述参数测试情况详见“附件1”、“附件2”、“附件3”、“附件4”) (4)自控设备性能的测试情况

在试运行中，通过计算机监控系统的操作，对自控设备的各项性能进行了检验，具体情况如下：

1) 计算机监控系统，能可靠、安全、实时、灵活地实现泵站主控级控制和现地控制。

2) 通过观察显示器显示的电压、频率、电流、功率、功率功率因数等电气参数和压力、液位、流速、流量等水力参数与现场显示的数据完全一致，即计算机系统遥测、遥信可靠、实时。

3) 自控设备的检查项目如下：

①数据采集：能接收事件数据，存入实时数据库，用于画面更新、控制调节、趋势分析、记录打印、操作指导及事故记录和分析。

②数据处理：能对所采集数据或信息进行有效检查、报警判断或跳闸控制，对一些重要数据作为历史数据予以整理、记录、归档。如温度、泵组流量等重要监视量。

③监视：能对水泵机组运行工况进行监视，监视画面包括：水泵运行情况

的动态显示及主要电气参数、事件/事故报警表、监视数据表格等。

④控制：能通过键盘、鼠标对被控制对象进行调节和控制。控制的主要内容包括泵站控制方式的选择、泵组的启/停、开关的分/合，操作常用整定值和限值的设定。主水泵、液控蝶阀、循环水泵、潜水泵、电动蝶阀、风机、冷却塔的监测控制等。

⑤记录和打印：能对所有监控对象的操作、报警事件及实时参数报表都可记录下来，并送存贮设备作为历史数据，并能在打印机实现打印。

⑥运行管理：能积累泵站运行数据，为提高泵站运行维护水平提供依据。包括：根据运行工况计算全站消耗总功率、用电量总和;累计泵组开、停次数、累计开机运行时数、停机时数、检查退出时数;累计断路器等主要设备运行时间、动作次数，检修次数和时间等。

4)自动化仪器仪表指示正确(详见“附件5”)

4 试运行前的抽水作业情况

在试运行以前，汤家沱一级泵站和马家沟二级泵站已进行了较长时间的抽水作业。

(1)汤家沱一级泵站

汤家沱一级泵站于2008年10月12日～2008年10月30日第一次投入抽水作业，3台机组轮流运行，1#、2#、3#机组分别运行了33小时、71.5小时、28.5小时。

2009年2月28日～2009年3月29日汤家沱一级泵站第二次投入运行，1#、2#、3#机组轮流运行，分别运行了89.3小时、78.6小时、69.7小时。

2009年12月21日～2010年1月18日汤家沱一级泵站第三次投入抽水作

业，机组两两联合运行，1#、2#、3#机组分别运行了478小时、374小时、336小时。

2010年6月19日～2010年6月25日汤家沱一级泵站第三次投入抽水作业，机组两两联合运行，1#、2#、3#机组分别运行了168小时、76小时、168小时。

1#、2#、3#机组运行总小时数分别为768.3小时、521.5小时、602.2小时，分别提水345.7万立方米、234.7万立方米、271万立方米。汤家沱一级泵站累计提水已达851.4万立方米。

(2) 马家沟二级泵站

马家沟二级泵站于2008年9月6日投入抽水作业，3套机组轮流运行至2009年2月15日。在此期间，由于重庆大学城需水量较小，机组起动后，连续运行时间一般为45～50分钟，每天抽水2～3次。1#机组运行147次106小时，提水58.3 万m3;2#机组运行117次87小时，提水47.85万m3;3#机组运行136次96.8小时，提水53.24万m3。3台机组共提水159.39万m3。

5 试运行结论

试运行中，通过检查和测试，汤家沱一级泵站和马家沟二级泵站机电设备电气参数、水力参数符合设计指标;主、辅设备动作协调可靠，性能达到设计要求;自控设备各项性能稳定可靠，满足泵站运行管理要求;进、出水水工建筑物、管路构筑物、泵房等土建工程满足机组和管路运行要求。

6 存在的问题

(1)马家沟二级泵站因受出水池容积和后级水厂需水量限制，机组持续

运行时间没有达到有关规定要求。由于马家沟二级泵站出水池(高位水池)容积仅为3000 m3，高位水池至大学城供水管道近期的输水量约仅为1500m3/h左右,而泵站单台机组提水流量达5500 m3/h。根据该站目前的实际情况，机组试运行中，单台机组连续运行时间只能控制在0.7小时之内，两台机组联合运行时间只能控制在0.3小时之内。

(2)

一、二泵站试运行中都未进行事故停泵试验。

风电机组运行优化范文第3篇

1#机组启动试运行大纲

中水一局三角滩项目经理部

2011年2月6日

目

录

1. 启动试运行大纲的编制依据3 2. 充水试验前应具备的条件4 3. 充水试验7 4. 机组首次开停机试验8 5. 机组过速试验10 6. 自动开停机试验12 7. 发电机升流试验13 8. 发电机升压试验15 9. 主变与开关站升流试验17 10. 主变与开关站升压试验18 11. 线路受电与开关站受电试验19 12. 主变冲击试验21 13. 机组并网及带负荷、甩负荷试验22 14. 机组72小时试运行试验..2

4 1.起动试运行大纲的编制依据

1.1 《水轮发电机组起动试验规程》(DL507-2002) 1.2 《水轮发电机组安装技术规范》(GB8564-88) 1.3 《电气设备交接试验规程》(GB50150-91) 1.4

三角滩电站工程设计技术文件 1.5

三角滩电站工程设备生产厂家技术文件 1.6

施工现场的具体情况

1.7

我单位近年来的机组启动试运行的经验 1.8

三角滩电站工程的有关合同文件

2. 充水试验前应具备的条件

2.1

引水系统

2.1.1 1号机进水口工作门系统具备投入条件。 2.1.2 流道内杂物已清理干净，并经检查合格。 2.1.3 流道内各部位测压测流管路畅通完好。 2.1.4

蜗壳排水阀操作灵活可靠，并处于关闭状态。 2.1.5 蜗壳进人门、尾水管进人门充水前封盖完毕。 2.1.6 尾水闸门已安装调试完毕并处于关闭状态。 2.1.7 进水口拦污栅落下。

2.2

水轮机部分

2.2.1 导水叶处于全关位置，锁锭投入。 2.2.2 空气围带投入。

2.2.3 顶盖排水临时排水泵已备好。 2.2.4 压油装置安装调整完毕。 2.2.5 调速器静态调试已结束。 2.3

发电机

2.3.1 发电机内部清理干净。 2.3.

2上下导、推力轴承安装完毕。 2.3.

3机械制动调试完毕。 2.4

公用系统

2.4.1 压缩空气系统投入。

2.4.2 检修排水、渗漏排水系统投入。 2.4.3 技术供水系统已安装调试完毕。 2.4.4 水力量测系统安装完毕。 2.5

消防系统

1#发电机的消防设备具备投入条件。 2.6

电气一次设备

2.6.1 发电机电压配电装置已安装完毕。 2.6.2 主变压器已安装完毕。 2.6.3 高压柜设备安装结束。 2.7

厂用电及直流系统

2.7.1 厂用电0.4KV系统安装调试完毕，有关设备已投入运行。 2.7.2 220V直流系统投入运行。

2.8

电气二次与电气调试 2.8.1 机组自动化元件已整定完毕。

2.8.2 机组与辅助设备的常规测量信号系统已经形成。 2.9

照明与接地系统

2.9.1 主机间、中控室等重要部位的照明形成，满足运行条件。 2.9.2 全厂主接地系统已形成，接地电阻测试值满足设计要求。 2.10

试运行组织机构

2.10.1 试运行指挥机构已组建完毕，全体工作人员已挂牌上岗。 2.10.2 安装间及1#机各层场地，楼梯已清理干净，电话等指挥联络设施布置完毕。 3. 充水试验

3.1

试验内容与试验目的

3.1.1 进行压力钢管、蜗壳充水及尾水管充水。 3.1.2 检查流道与测流测压管路的密封情况。 3.2

试验条件

3.2.1 进水口检修门、尾水检修门处于关闭状态。 3.2.2 机组锁锭投入、风闸投入。

3.3

主要试验步骤

3.3.1 提进水口检修门向压力钢管充水。

3.3.2 充水至进水口检修门平压后，将其提起升至全开位置。 3.3.3 提尾水闸门向尾水管充水直至平压。 3.3.4 充水试验结束。

4. 机组首次开停机试验

4.1

试验内容与试验目的

4.1.1 以机械手动方式进行机组首次开停机，检查机组及辅属设备手动操作的灵活性与可靠性。

4.1.2 在动态情况下检查机组及辅属设备的制造与安装质量。特别是调速器的调节执行情况，检查转动部分的紧固程度，各部轴瓦的温升情况，以及机组各部的振动、摆度值。 4.1.3 进行调速器的手自动切换试验。 4.2

试验条件

4.2.1 尾水门、进口工作门已提至全开位置。 4.2.2 拔出接力器锁锭。 4.2.3 风闸已全部落下。 4.2.4 冷却水已投入。 4.2.5 交、直流电源可靠投入。

4.2.6 发电机电压配电装置已安装试验完毕。 4.2.7 主变压器设备已安装完毕。

4.2.8 发电机、主变、线路等微机继电保护装置调试结束，保护定值已整定。

4.2.9 励磁系统静态调试结束。 4.2.10 同期系统模拟试验结束。 4.2.11 有关设备操作完成。 4.3

主要试验步骤

4.3.1 现场手动打开导水叶，机组开始转动。

4.3.2 在低转速(20--30%ne)情况下，维持2-3分钟，检查机组有无异常。

4.3.3 无异常后，将机组稳定在额定转速运行。 4.3.4 检查转速测量装置的工作情况。 4.3.5 测量机组各部位振动、摆度值。

4.3.6 记录各部瓦温、油温、水温及冷却水压力值。 4.3.7 观察各油槽油位变化及甩油情况。 4.3.8 测量发电机残压、相序及频率。 4.3.9 进行调速器的手、自动切换试验。 4.3.10 机组正常运行，待各部瓦温稳定后，手动停机。 4.3.11 当转速降至30%ne时，手动投入机械制动。 4.3.12 停机后，全面检查转动部分有无异常。 4.3.13 首次开停机试验结束。 5.机组过速试验 5.1 试验内容与试验目的

5.1.1 进行调速器的空载扰动试验。

5.1.2 机组进行115%ne和145ne%的过速试验。 5.1.3 考验机组转动部分在过速状态下的机械强度。 5.1.4 检查测速装置的动作情况。 5.1.5 测量机组过速时各部的振动与摆度。 5.1.6 测量机组过速时的各部瓦温的上升情况。 5.2

试验条件

5.2.1 机组具备手动开机条件。

5.2.2 将机组过速接点自水机保护回路临时断开。 5.2.3 检测及试验人员准备完毕。 5.3

主要试验步骤

5.3.1 机组以手动运行方式启动并稳定运行。

5.3.2 将调速器切至自动方式运行，人工加入转速扰动量，进行空载扰动试验。

5.3.3 手动增大导叶开度，使机组转速上升至115%ne，测量各部振动与摆度，检查测速装置工作情况，监视各部瓦温。 5.3.4 升速至145% ne额定转速，检查过速接点的动作情况 ，测量机组振动与摆度。 5.3.5 手动将导叶全关。 5.3.6 手动加风闸，机组全停。 5.3.7 对各部进行全面彻底检查。 5.3.8 机组过速试验结束。 6. 自动开停机试验 6.1

试验内容与试验目的

6.1.1 进行调速器电气柜自动开停机试验。 6.1.2 进行机组现地LCU开停机试验。 6.1.3 进行计算机监控系统上位机开停机试验。 6.1.4 进行模拟事故停机试验。

6.1.5 检查计算机监控系统开停机流程的正确性与自动化元件的工作性能。 6.2

试验条件

6.2.1 调速器空载参数设定完毕。 6.2.2 有关设备操作完毕。 6.3

主要试验步骤

6.3.1 在调速器电气柜操作开机按钮、机组自动开机。 6.3.2 在调速器电气柜操作停机按钮，机组自动停机。

6.3.3 在现地LCU发出开机指令，机组以顺控开机方式完成开机流程。 6.3.4 测量机组各部位振动与摆度，记录各部温度。

6.3.5 在现地LCU发出停机指令，机组按顺控停机方式完成停机流程。

6.3.6 在中控室上位机发出开机令，机组以顺控方式开机。 6.3.7 在中控室上位机发出停机令，机组以顺控方式停机。 6.3.8 自动开机，模拟水机事故，机组按事故停机流程停机。 6.3.9 自动开停机试验结束。

7. 发电机升流试验

7.1

试验内容与试验目的

7.1.1 进行发电机升流试验，检查CT二次回路。 7.1.2 录制发电机三相短路特性曲线。 7.1.3 测量发电机额定电流时的轴电压。 7.1.4 检查灭磁开关的消弧情况。 7.1.5 录制发电机额定电流时的灭磁曲线。 7.1.6 检查机组厂用变、励磁变电流回路。 7.1.7 进行发电机短路干燥。 7.2

试验条件

7.2.1 有关运行设备操作完成。

7.2.2 发电机短路试验的短路线安装完毕。 7.2.3 有关保护投入。

7.2.4 发电机定子、转子对地绝缘电阻合格。 7.2.5 励磁系统他励电源已准备完毕，具备投入条件。 7.3

主要试验步骤

7.3.1 手动开机，机组升速至额定转速，并稳定运行。

7.3.2 采用他励电源供电，手动调节励磁电流，对发电机进行升流，使定子电流升至约25%额定电流，检查各组CT二次回路的工作情况。 7.3.3 升流至50%、75%、100%额定定子电流，检查CT回路的工作情况并绘制电流矢量图。

7.3.4 测量发电机额定电流时的轴电压。 7.3.5 测量发电机额定电流时的机组振动与摆度。 7.3.6 在各电流控制点跳灭磁开关，录制灭磁特性曲线。 7.3.7 零起升流，录制发电机短路特性曲线。

7.3.8 测量发电机定子对地绝缘电阻值，根据定子绝缘情况确定是否进行发电机短路干燥。

7.3.9 在主厂变低压侧设短路点，检查机端厂用变高低压侧CT回路的工作情况。

7.3.10 检查励磁变高低压侧CT二次回路的工作情况。 7.3.11 机组停机，拆除短路线。 7.3.12 发电机升流试验结束。 8. 发电机升压试验 8.1

试验内容与试验目的

8.1.1 进行发电机零起升压试验，检查一次设备的工作情况。 8.1.2 检查机端PT二次回路。 8.1.3 录制发电机空载特性曲线。 8.1.4 测量发电机额定电压下的轴电压。 8.1.5 观察灭磁开关的消弧情况并录制波形图。

8.1.6 测量额定励磁电流下的定子电压最大值(以1.3Ue为限)。 8.2

试验条件

8.2.1 机组具备自动开机条件,主变低压侧断路器断开. 8.2.2 发电机定转子、中性点、高压电缆及配电装置经检查无异常，对地绝缘合格，具备投运条件。 8.2.3 有关设备倒闸操作完成。 8.2.4 有关保护投入。

8.2.5 励磁他励电源准备完毕，励磁系统具备投运条件。 8.3

主要试验步骤 8.3.1 机组稳定运行。

8.3.2 对发电机零起升压至25%额定电压，测量机端PT二次回路电压与相位。

8.3.3 上述无异常后，分别升压至50%、75%、100%额定电压，观察发电机等一次设备工作情况。 8.3.4 测量发电机额定电压下的轴电压。 8.3.5 测量额定电压时的机组振动与摆度。 8.3.6 跳灭磁开关，录制各电压下的示波图。 8.3.7 零起升压，录制发电机空载特性曲线。

8.3.8 零起升压至额定励磁电流，测量最高定子电压(以1.3Ue为限)。 8.3.9 停机，对相关设备进行检查。 8.3.10 发电机升压试验结束。 9. 主变升流试验

9.1

试验内容与试验目的

9.1.1 用发电机作电源，升流至主变与开关站，观察主变工作情况。 9.1.2 检查各组CT二次回路的工作情况。 9.2

试验条件 9.2.1 有关保护投入。

9.2.2 他励电源及励磁系统具备投入条件。 9.3

主要试验步骤 9.3.1 机组手动方式运行。

9.3.2 在主变高压侧短路条件下对主变升流，升流至25%额定电流时，检查各组CT二次回路，确认无开路存在。

9.3.3 升流至50%额定电流，检查各组CT二次电流与相位，绘制电流失量图,检查主变保护装置的工作情况。

9.3.4 升流至100%额定电流，观察主变的运行情况。 9.3.5 主变升流试验结束，拆除短接线。

10. 主变升压试验

10.1

试验内容与试验目的

10.1.1 用发电机作电源，进行主变的零起升压试验。 10.1.2 观察主变的升压情况。

10.1.3 检查有关PT回路的电压与相位。 10.1.4 检查有关开关的同期回路。 10.2

试验条件

10.2.1 机组自动稳定运行。 10.2.2 有关设备的倒闸操作完成。 10.2.3 发电机、主变等有关保护投入。 10.2.4 他励电源具备投运条件。 10.3

主要试验步骤

10.3.1 利用发电机作电源，对主变等设备进行零起升压。 10.3.2 升压至25%额定电压时，检查各PT二次回路的工作情况。 10.3.3 继续升压至50%、75%、100%额定电压，观察主变的工作情况。

10.3.4 检查有关开关的同期回路。 10.3.5 主变升压试验结束。 11.主变冲击试验 11.1

试验内容及试验目的

11.1.1 利用系统电压进行主变冲击试验。

11.1.2 检查主变在冲击合闸情况下的机械强度与绝缘性能。 11.1.3 检查主变保护对励磁涌流的闭锁情况并录制主变激磁涌流波形。

11.2

试验条件

11.2.1 系统同意对主变进行冲击。 11.2.2主变保护投入。 11.2.3 主变低压侧断开。 11.3

主要试验步骤

11.3.1 利用主变高压侧断路器进行主变五次全电压冲击合闸，观察主变的工作情况。

11.3.2检查主变保护有无误动，合闸时录制激磁电流波形。 11.3.3 断开主变高压侧断路器。

11.3.4 按上述过程，在主变无异常情况下再冲击4次。 11.3.5 主变冲击试验结束，恢复接线。

12. 机组并网及带负荷、甩负荷试验

12.1

试验内容与实验目的

12.1.1 进行1#机组的模拟并网与正式并网。

12.1.2 机组带甩25%、50%、75%、100%额定负荷试验。

12.1.3 考验引水系统、1#机组在带、甩负荷时各部位的机械强度和工作情况。

12.1.4 测定甩负荷时机组转速升高率、蜗壳水压上升率,求取机组实际调差率，检查机组调速系统与励磁系统的自动调节质量，选择确定机组运行调节最佳参数。

12.1.5 进行调速系统、励磁系统的负载特性试验。 12.2

试验条件

12.2.1 有关设备的倒闸操作完毕。 12.2.2 发电机、主变等保护投运。 12.2.3 系统同意1#机组并网及带甩负荷。 12.2.4 机组与主变分别空载运行。 12.3

主要试验步骤

12.3.1 在主变高压侧刀闸和线路侧刀闸断开的条件下分别同期投入主变高压侧断路器和线路侧断路器，机组模拟并网。

12.3.2 分别合主变高压侧刀闸和线路侧刀闸，投入主变高压侧断路器和线路侧断路器，1#机组以自动准同期方式正式并网。 12.3.3 1#机组带一定的有功和无功负荷运行。

12.3.4 进行调速器和励磁装置负载特性试验，选择运行调节参数。 12.3.5 机组甩25%额定负荷，测量甩负荷前后各有关参数，并进行计算和调整。

12.3.6 机组继续带负荷，分别进行50%、75%、100%负荷情况下的带甩试验，若届时水头或系统因素不能满足带甩100%负荷要求，则在当时最大可能负荷条件下进行此项试验。

12.3.7 进行励磁系统特性试验。 12.3.8 机组并网与带甩负荷试验结束。 13. 机组72小时试运行试验 13.1

试验内容与试验目的

13.1.1 进行机组72小时带负荷连续运行，考验引水系统及有关水工建筑、水轮发电机组、辅助设备、电气设备的安全性与可靠性，考验电站设备的制造与安装质量，为机组能否投入电网正式运行得出结论。

13.1.2 进行低油压关机试验。 13.2

试验条件 13.2.1 机电设备均按正常方式投入运行。 13.2.2 1#机组空载稳定运行。

13.2.3 系统已安排好1#机组72小时试运行负荷。 13.3

主要试验步骤

13.3.1 1#机组自动准同期并网，开始进行72小时试运行。 13.3.2 根据系统命令，1#机组带一定的有功和无功负荷运行。 13.3.3 试运行人员定时记录机组运行有关参数及表计指示，定时巡检各机械、电气设备的运行情况。

134.3.4 72小时运行完成后，进行低油压关机试验，机组应紧急事故停机，同时解列，关闭进口闸门。

风电机组运行优化范文第4篇

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。

2 （5）试运行工作安排已经批准，各项安全操作规程已制定，试运行值班人员已配齐，岗位责任明确。

（6）尚未完成的其他工程已采取必要安全隔离措施，并能保证试运行与其他工程安全施工互不干扰。暂不运行的压力管道等已进行了必要处理。

（7）机组启动试运行的测量、监视、控制和保护等设备已安装调试合格。通信系统能满足机组启动运行要求。

7、机组启动试运行工作组进行以下主要工作： （1）审查批准施工单位编制的机组启动试运行方案（格式见附件1）、机组启动试运行检测内容及标准（格式见附件2）、机组启动试运行操作规程。试运行操作规程参照《湖北省大中型电力排灌站运行规程》和《湖北省大中型电力排灌站安全工作规程》，结合泵站具体实际编制；

（2）检查机组及相应附属设备安装、调试、试验以及分部试运行情况，决定是否进行充水试验和空载试运行；

（3）检查机组充水试验和空载试运行情况； （4）检查机组带主变与高压配电装置试验和并列及负荷试验情况，决定是否进行机组带负荷连续运行；

（5）检查机组带负荷连续运行情况；

（6）检查带负荷连续运行结束后消缺处理情况； （7）审查施工单位编写的机组带负荷连续运行情况报告。

8、机组带负荷连续运行应符合以下要求：

3 （1）机组带额定负荷连续运行时间为24小时或7天内累计运行时间为48小时，包括机组无故障停机次数不少于3次；

（2）受水位或水量限制无法满足上述要求的，经过项目法人组织论证并提出专门报告报验收主持单位批准后，可适当降低机组启动运行负荷以及减少连续运行时间。

9、机组启动试运行成果性文件为机组启动试运行情况报告（范本见附件3）。

第三节 机组启动技术预验收

1、申请阶段验收前，项目法人应组织机组启动技术预验收。

2、机组启动技术预验收应组建技术预验收专家组负责首（末）台机组启动验收前技术预验收工作。专家组成员应有2/3以上具有高级技术职称或相应执业资格，成员的2/3以上应来自工程非参建单位。

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应派员参加。

3、技术预验收应具备以下条件：

（1）与机组启动运行有关的建筑物基本完成，满足机组启动运行要求；

（2）与机组启动运行有关的金属结构及启闭设备安装

4 完成，并经过调试合格，可满足机组启动运行要求；

（3）过水建筑物已具备过水条件，满足机组启动运行要求；

（4）压力容器、压力管道以及消防系统等已通过有关主管部门的检测或验收；

（5）机组、附属设备以及油、水、气等辅助设备安装完成，经调试合格并经分部试运转，满足机组启动运行要求；

（6）必要的输配电设备安装调试完成，送（供）电准备工作已就绪，用电负荷已落实，通信系统满足机组启动运行要求；

（7）机组启动运行的测量、监测、控制和保护等电气设备已安装完成并调试合格；

（8）有关机组启动运行的安全防护措施已落实，并准备就绪；

（9）按设计要求配备的仪器、仪表、工具及其他机电设备已能满足机组启动运行的需要；

（10）机组启动运行操作规程已编制，并得到批准； （11）运行管理人员的配备可满足机组启动运行的要求；

（12）水位和引水量满足机组启动运行最低要求； （13）机组按要求完成了带负荷连续运行。

4、技术预验收包括以下内容：

（1）听取有关建设、设计、监理、施工和试运行情况

5 报告；

（2）检查评价机组及其辅助设备质量、有关工程施工安装质量；检查试运行情况和消缺处理情况；

（3）对验收中发现的问题提出处理意见；

（4）讨论形成机组启动技术预验收工作报告（范本见附件4）。

第四节 首（末）台机组启动验收

1、首（末）台机组启动验收由省水利厅主持。

2、省水利厅组建首（末）台机组启动验收委员会，成员包括：省水利厅相关处室人员、质量监督机构人员、安全监督机构人员、运行管理单位代表、专家、所在地区电力部门代表；必要时，可邀请地方人民政府以及有关部门参加。

工程参建单位应派代表参加，并作为被验收单位在验收鉴定书上签字。

3、项目法人应草拟机组启动验收鉴定书（格式见附件5）。

4、首（末）台机组启动验收应具备的条件： （1）首（末）台机组启动试运行情况报告、技术预验收工作报告已提交；

（2）技术预验收工作报告中提出的遗留问题已处理。

5、首（末）台机组启动验收应包括以下主要内容： （1）听取工程建设管理报告和首（末）台机组启动试

6 运行情况报告、技术预验收工作报告；

（2）检查机组、有关工程施工和设备安装以及运行情况；

（3）鉴定工程施工质量；

（4）讨论并通过机组启动验收鉴定书。

6、首（末）台机组启动验收成果性文件为机组启动验收鉴定书。机组启动验收鉴定书数量按参加验收单位、法人验收监督管理机关、质量和安全监督机构各1份以及归档所需要的份数确定，会后由省水利厅印发。

附件：

1、首（末）台机组启动试运行方案

2、首（末）台机组启动试运行检测内容及标准

3、首（末）台机组机组启动试运行情况报告

4、首（末）台机组启动技术预验收工作报告

风电机组运行优化范文第5篇

1#机组启动试运行大纲

中水一局三角滩项目经理部

2011年2月6日

目

录

1. 启动试运行大纲的编制依据3 2. 充水试验前应具备的条件4 3. 充水试验7 4. 机组首次开停机试验8 5. 机组过速试验10 6. 自动开停机试验12 7. 发电机升流试验13 8. 发电机升压试验15 9. 主变与开关站升流试验17 10. 主变与开关站升压试验18 11. 线路受电与开关站受电试验19 12. 主变冲击试验21 13. 机组并网及带负荷、甩负荷试验22 14. 机组72小时试运行试验..2

4 1.起动试运行大纲的编制依据

1.1 《水轮发电机组起动试验规程》(DL507-2002) 1.2 《水轮发电机组安装技术规范》(GB8564-88) 1.3 《电气设备交接试验规程》(GB50150-91) 1.4

三角滩电站工程设计技术文件 1.5

三角滩电站工程设备生产厂家技术文件 1.6

施工现场的具体情况

1.7

我单位近年来的机组启动试运行的经验 1.8

三角滩电站工程的有关合同文件

2. 充水试验前应具备的条件

2.1

引水系统

2.1.1 1号机进水口工作门系统具备投入条件。 2.1.2 流道内杂物已清理干净，并经检查合格。 2.1.3 流道内各部位测压测流管路畅通完好。 2.1.4

蜗壳排水阀操作灵活可靠，并处于关闭状态。 2.1.5 蜗壳进人门、尾水管进人门充水前封盖完毕。 2.1.6 尾水闸门已安装调试完毕并处于关闭状态。 2.1.7 进水口拦污栅落下。

2.2

水轮机部分

2.2.1 导水叶处于全关位置，锁锭投入。 2.2.2 空气围带投入。

2.2.3 顶盖排水临时排水泵已备好。 2.2.4 压油装置安装调整完毕。 2.2.5 调速器静态调试已结束。 2.3

发电机

2.3.1 发电机内部清理干净。 2.3.

2上下导、推力轴承安装完毕。 2.3.

3机械制动调试完毕。 2.4

公用系统

2.4.1 压缩空气系统投入。

2.4.2 检修排水、渗漏排水系统投入。 2.4.3 技术供水系统已安装调试完毕。 2.4.4 水力量测系统安装完毕。 2.5

消防系统

1#发电机的消防设备具备投入条件。 2.6

电气一次设备

2.6.1 发电机电压配电装置已安装完毕。 2.6.2 主变压器已安装完毕。 2.6.3 高压柜设备安装结束。 2.7

厂用电及直流系统

2.7.1 厂用电0.4KV系统安装调试完毕，有关设备已投入运行。 2.7.2 220V直流系统投入运行。

2.8

电气二次与电气调试 2.8.1 机组自动化元件已整定完毕。

2.8.2 机组与辅助设备的常规测量信号系统已经形成。 2.9

照明与接地系统

2.9.1 主机间、中控室等重要部位的照明形成，满足运行条件。 2.9.2 全厂主接地系统已形成，接地电阻测试值满足设计要求。 2.10

试运行组织机构

2.10.1 试运行指挥机构已组建完毕，全体工作人员已挂牌上岗。 2.10.2 安装间及1#机各层场地，楼梯已清理干净，电话等指挥联络设施布置完毕。 3. 充水试验

3.1

试验内容与试验目的

3.1.1 进行压力钢管、蜗壳充水及尾水管充水。 3.1.2 检查流道与测流测压管路的密封情况。 3.2

试验条件

3.2.1 进水口检修门、尾水检修门处于关闭状态。 3.2.2 机组锁锭投入、风闸投入。

3.3

主要试验步骤

3.3.1 提进水口检修门向压力钢管充水。

3.3.2 充水至进水口检修门平压后，将其提起升至全开位置。 3.3.3 提尾水闸门向尾水管充水直至平压。 3.3.4 充水试验结束。

4. 机组首次开停机试验

4.1

试验内容与试验目的

4.1.1 以机械手动方式进行机组首次开停机，检查机组及辅属设备手动操作的灵活性与可靠性。

4.1.2 在动态情况下检查机组及辅属设备的制造与安装质量。特别是调速器的调节执行情况，检查转动部分的紧固程度，各部轴瓦的温升情况，以及机组各部的振动、摆度值。 4.1.3 进行调速器的手自动切换试验。 4.2

试验条件

4.2.1 尾水门、进口工作门已提至全开位置。 4.2.2 拔出接力器锁锭。 4.2.3 风闸已全部落下。 4.2.4 冷却水已投入。 4.2.5 交、直流电源可靠投入。

4.2.6 发电机电压配电装置已安装试验完毕。 4.2.7 主变压器设备已安装完毕。

4.2.8 发电机、主变、线路等微机继电保护装置调试结束，保护定值已整定。

4.2.9 励磁系统静态调试结束。 4.2.10 同期系统模拟试验结束。 4.2.11 有关设备操作完成。 4.3

主要试验步骤

4.3.1 现场手动打开导水叶，机组开始转动。

4.3.2 在低转速(20--30%ne)情况下，维持2-3分钟，检查机组有无异常。

4.3.3 无异常后，将机组稳定在额定转速运行。 4.3.4 检查转速测量装置的工作情况。 4.3.5 测量机组各部位振动、摆度值。

4.3.6 记录各部瓦温、油温、水温及冷却水压力值。 4.3.7 观察各油槽油位变化及甩油情况。 4.3.8 测量发电机残压、相序及频率。 4.3.9 进行调速器的手、自动切换试验。 4.3.10 机组正常运行，待各部瓦温稳定后，手动停机。 4.3.11 当转速降至30%ne时，手动投入机械制动。 4.3.12 停机后，全面检查转动部分有无异常。 4.3.13 首次开停机试验结束。 5.机组过速试验 5.1 试验内容与试验目的

5.1.1 进行调速器的空载扰动试验。

5.1.2 机组进行115%ne和145ne%的过速试验。 5.1.3 考验机组转动部分在过速状态下的机械强度。 5.1.4 检查测速装置的动作情况。 5.1.5 测量机组过速时各部的振动与摆度。 5.1.6 测量机组过速时的各部瓦温的上升情况。 5.2

试验条件

5.2.1 机组具备手动开机条件。

5.2.2 将机组过速接点自水机保护回路临时断开。 5.2.3 检测及试验人员准备完毕。 5.3

主要试验步骤

5.3.1 机组以手动运行方式启动并稳定运行。

5.3.2 将调速器切至自动方式运行，人工加入转速扰动量，进行空载扰动试验。

5.3.3 手动增大导叶开度，使机组转速上升至115%ne，测量各部振动与摆度，检查测速装置工作情况，监视各部瓦温。 5.3.4 升速至145% ne额定转速，检查过速接点的动作情况 ，测量机组振动与摆度。 5.3.5 手动将导叶全关。 5.3.6 手动加风闸，机组全停。 5.3.7 对各部进行全面彻底检查。 5.3.8 机组过速试验结束。 6. 自动开停机试验 6.1

试验内容与试验目的

6.1.1 进行调速器电气柜自动开停机试验。 6.1.2 进行机组现地LCU开停机试验。 6.1.3 进行计算机监控系统上位机开停机试验。 6.1.4 进行模拟事故停机试验。

6.1.5 检查计算机监控系统开停机流程的正确性与自动化元件的工作性能。 6.2

试验条件

6.2.1 调速器空载参数设定完毕。 6.2.2 有关设备操作完毕。 6.3

主要试验步骤

6.3.1 在调速器电气柜操作开机按钮、机组自动开机。 6.3.2 在调速器电气柜操作停机按钮，机组自动停机。

6.3.3 在现地LCU发出开机指令，机组以顺控开机方式完成开机流程。 6.3.4 测量机组各部位振动与摆度，记录各部温度。

6.3.5 在现地LCU发出停机指令，机组按顺控停机方式完成停机流程。

6.3.6 在中控室上位机发出开机令，机组以顺控方式开机。 6.3.7 在中控室上位机发出停机令，机组以顺控方式停机。 6.3.8 自动开机，模拟水机事故，机组按事故停机流程停机。 6.3.9 自动开停机试验结束。

7. 发电机升流试验

7.1

试验内容与试验目的

7.1.1 进行发电机升流试验，检查CT二次回路。 7.1.2 录制发电机三相短路特性曲线。 7.1.3 测量发电机额定电流时的轴电压。 7.1.4 检查灭磁开关的消弧情况。 7.1.5 录制发电机额定电流时的灭磁曲线。 7.1.6 检查机组厂用变、励磁变电流回路。 7.1.7 进行发电机短路干燥。 7.2

试验条件

7.2.1 有关运行设备操作完成。

7.2.2 发电机短路试验的短路线安装完毕。 7.2.3 有关保护投入。

7.2.4 发电机定子、转子对地绝缘电阻合格。 7.2.5 励磁系统他励电源已准备完毕，具备投入条件。 7.3

主要试验步骤

7.3.1 手动开机，机组升速至额定转速，并稳定运行。

7.3.2 采用他励电源供电，手动调节励磁电流，对发电机进行升流，使定子电流升至约25%额定电流，检查各组CT二次回路的工作情况。 7.3.3 升流至50%、75%、100%额定定子电流，检查CT回路的工作情况并绘制电流矢量图。

7.3.4 测量发电机额定电流时的轴电压。 7.3.5 测量发电机额定电流时的机组振动与摆度。 7.3.6 在各电流控制点跳灭磁开关，录制灭磁特性曲线。 7.3.7 零起升流，录制发电机短路特性曲线。

7.3.8 测量发电机定子对地绝缘电阻值，根据定子绝缘情况确定是否进行发电机短路干燥。

7.3.9 在主厂变低压侧设短路点，检查机端厂用变高低压侧CT回路的工作情况。

7.3.10 检查励磁变高低压侧CT二次回路的工作情况。 7.3.11 机组停机，拆除短路线。 7.3.12 发电机升流试验结束。 8. 发电机升压试验 8.1

试验内容与试验目的

8.1.1 进行发电机零起升压试验，检查一次设备的工作情况。 8.1.2 检查机端PT二次回路。 8.1.3 录制发电机空载特性曲线。 8.1.4 测量发电机额定电压下的轴电压。 8.1.5 观察灭磁开关的消弧情况并录制波形图。

8.1.6 测量额定励磁电流下的定子电压最大值(以1.3Ue为限)。 8.2

试验条件

8.2.1 机组具备自动开机条件,主变低压侧断路器断开. 8.2.2 发电机定转子、中性点、高压电缆及配电装置经检查无异常，对地绝缘合格，具备投运条件。 8.2.3 有关设备倒闸操作完成。 8.2.4 有关保护投入。

8.2.5 励磁他励电源准备完毕，励磁系统具备投运条件。 8.3

主要试验步骤 8.3.1 机组稳定运行。

8.3.2 对发电机零起升压至25%额定电压，测量机端PT二次回路电压与相位。

8.3.3 上述无异常后，分别升压至50%、75%、100%额定电压，观察发电机等一次设备工作情况。 8.3.4 测量发电机额定电压下的轴电压。 8.3.5 测量额定电压时的机组振动与摆度。 8.3.6 跳灭磁开关，录制各电压下的示波图。 8.3.7 零起升压，录制发电机空载特性曲线。

8.3.8 零起升压至额定励磁电流，测量最高定子电压(以1.3Ue为限)。 8.3.9 停机，对相关设备进行检查。 8.3.10 发电机升压试验结束。 9. 主变升流试验

9.1

试验内容与试验目的

9.1.1 用发电机作电源，升流至主变与开关站，观察主变工作情况。 9.1.2 检查各组CT二次回路的工作情况。 9.2

试验条件 9.2.1 有关保护投入。

9.2.2 他励电源及励磁系统具备投入条件。 9.3

主要试验步骤 9.3.1 机组手动方式运行。

9.3.2 在主变高压侧短路条件下对主变升流，升流至25%额定电流时，检查各组CT二次回路，确认无开路存在。

9.3.3 升流至50%额定电流，检查各组CT二次电流与相位，绘制电流失量图,检查主变保护装置的工作情况。

9.3.4 升流至100%额定电流，观察主变的运行情况。 9.3.5 主变升流试验结束，拆除短接线。

10. 主变升压试验

10.1

试验内容与试验目的

10.1.1 用发电机作电源，进行主变的零起升压试验。 10.1.2 观察主变的升压情况。

10.1.3 检查有关PT回路的电压与相位。 10.1.4 检查有关开关的同期回路。 10.2

试验条件

10.2.1 机组自动稳定运行。 10.2.2 有关设备的倒闸操作完成。 10.2.3 发电机、主变等有关保护投入。 10.2.4 他励电源具备投运条件。 10.3

主要试验步骤

10.3.1 利用发电机作电源，对主变等设备进行零起升压。 10.3.2 升压至25%额定电压时，检查各PT二次回路的工作情况。 10.3.3 继续升压至50%、75%、100%额定电压，观察主变的工作情况。

10.3.4 检查有关开关的同期回路。 10.3.5 主变升压试验结束。 11.主变冲击试验 11.1

试验内容及试验目的

11.1.1 利用系统电压进行主变冲击试验。

11.1.2 检查主变在冲击合闸情况下的机械强度与绝缘性能。 11.1.3 检查主变保护对励磁涌流的闭锁情况并录制主变激磁涌流波形。

11.2

试验条件

11.2.1 系统同意对主变进行冲击。 11.2.2主变保护投入。 11.2.3 主变低压侧断开。 11.3

主要试验步骤

11.3.1 利用主变高压侧断路器进行主变五次全电压冲击合闸，观察主变的工作情况。

11.3.2检查主变保护有无误动，合闸时录制激磁电流波形。 11.3.3 断开主变高压侧断路器。

11.3.4 按上述过程，在主变无异常情况下再冲击4次。 11.3.5 主变冲击试验结束，恢复接线。

12. 机组并网及带负荷、甩负荷试验

12.1

试验内容与实验目的

12.1.1 进行1#机组的模拟并网与正式并网。

12.1.2 机组带甩25%、50%、75%、100%额定负荷试验。

12.1.3 考验引水系统、1#机组在带、甩负荷时各部位的机械强度和工作情况。

12.1.4 测定甩负荷时机组转速升高率、蜗壳水压上升率,求取机组实际调差率，检查机组调速系统与励磁系统的自动调节质量，选择确定机组运行调节最佳参数。

12.1.5 进行调速系统、励磁系统的负载特性试验。 12.2

试验条件

12.2.1 有关设备的倒闸操作完毕。 12.2.2 发电机、主变等保护投运。 12.2.3 系统同意1#机组并网及带甩负荷。 12.2.4 机组与主变分别空载运行。 12.3

主要试验步骤

12.3.1 在主变高压侧刀闸和线路侧刀闸断开的条件下分别同期投入主变高压侧断路器和线路侧断路器，机组模拟并网。

12.3.2 分别合主变高压侧刀闸和线路侧刀闸，投入主变高压侧断路器和线路侧断路器，1#机组以自动准同期方式正式并网。 12.3.3 1#机组带一定的有功和无功负荷运行。

12.3.4 进行调速器和励磁装置负载特性试验，选择运行调节参数。 12.3.5 机组甩25%额定负荷，测量甩负荷前后各有关参数，并进行计算和调整。

12.3.6 机组继续带负荷，分别进行50%、75%、100%负荷情况下的带甩试验，若届时水头或系统因素不能满足带甩100%负荷要求，则在当时最大可能负荷条件下进行此项试验。

12.3.7 进行励磁系统特性试验。 12.3.8 机组并网与带甩负荷试验结束。 13. 机组72小时试运行试验 13.1

试验内容与试验目的

13.1.1 进行机组72小时带负荷连续运行，考验引水系统及有关水工建筑、水轮发电机组、辅助设备、电气设备的安全性与可靠性，考验电站设备的制造与安装质量，为机组能否投入电网正式运行得出结论。

13.1.2 进行低油压关机试验。 13.2

试验条件 13.2.1 机电设备均按正常方式投入运行。 13.2.2 1#机组空载稳定运行。

13.2.3 系统已安排好1#机组72小时试运行负荷。 13.3

主要试验步骤

13.3.1 1#机组自动准同期并网，开始进行72小时试运行。 13.3.2 根据系统命令，1#机组带一定的有功和无功负荷运行。 13.3.3 试运行人员定时记录机组运行有关参数及表计指示，定时巡检各机械、电气设备的运行情况。

134.3.4 72小时运行完成后，进行低油压关机试验，机组应紧急事故停机，同时解列，关闭进口闸门。

风电机组运行优化范文第6篇

1#机组启动试运行大纲

中水一局三角滩项目经理部

2011年2月6日

目

录

1. 启动试运行大纲的编制依据3 2. 充水试验前应具备的条件4 3. 充水试验7 4. 机组首次开停机试验8 5. 机组过速试验10 6. 自动开停机试验12 7. 发电机升流试验13 8. 发电机升压试验15 9. 主变与开关站升流试验17 10. 主变与开关站升压试验18 11. 线路受电与开关站受电试验19 12. 主变冲击试验21 13. 机组并网及带负荷、甩负荷试验22 14. 机组72小时试运行试验..2

4 1.起动试运行大纲的编制依据

1.1 《水轮发电机组起动试验规程》(DL507-2002) 1.2 《水轮发电机组安装技术规范》(GB8564-88) 1.3 《电气设备交接试验规程》(GB50150-91) 1.4

三角滩电站工程设计技术文件 1.5

三角滩电站工程设备生产厂家技术文件 1.6

施工现场的具体情况

1.7

我单位近年来的机组启动试运行的经验 1.8

三角滩电站工程的有关合同文件

2. 充水试验前应具备的条件

2.1

引水系统

2.1.1 1号机进水口工作门系统具备投入条件。 2.1.2 流道内杂物已清理干净，并经检查合格。 2.1.3 流道内各部位测压测流管路畅通完好。 2.1.4

蜗壳排水阀操作灵活可靠，并处于关闭状态。 2.1.5 蜗壳进人门、尾水管进人门充水前封盖完毕。 2.1.6 尾水闸门已安装调试完毕并处于关闭状态。 2.1.7 进水口拦污栅落下。

2.2

水轮机部分

2.2.1 导水叶处于全关位置，锁锭投入。 2.2.2 空气围带投入。

2.2.3 顶盖排水临时排水泵已备好。 2.2.4 压油装置安装调整完毕。 2.2.5 调速器静态调试已结束。 2.3

发电机

2.3.1 发电机内部清理干净。 2.3.

2上下导、推力轴承安装完毕。 2.3.

3机械制动调试完毕。 2.4

公用系统

2.4.1 压缩空气系统投入。

2.4.2 检修排水、渗漏排水系统投入。 2.4.3 技术供水系统已安装调试完毕。 2.4.4 水力量测系统安装完毕。 2.5

消防系统

1#发电机的消防设备具备投入条件。 2.6

电气一次设备

2.6.1 发电机电压配电装置已安装完毕。 2.6.2 主变压器已安装完毕。 2.6.3 高压柜设备安装结束。 2.7

厂用电及直流系统

2.7.1 厂用电0.4KV系统安装调试完毕，有关设备已投入运行。 2.7.2 220V直流系统投入运行。

2.8

电气二次与电气调试 2.8.1 机组自动化元件已整定完毕。

2.8.2 机组与辅助设备的常规测量信号系统已经形成。 2.9

照明与接地系统

2.9.1 主机间、中控室等重要部位的照明形成，满足运行条件。 2.9.2 全厂主接地系统已形成，接地电阻测试值满足设计要求。 2.10

试运行组织机构

2.10.1 试运行指挥机构已组建完毕，全体工作人员已挂牌上岗。 2.10.2 安装间及1#机各层场地，楼梯已清理干净，电话等指挥联络设施布置完毕。 3. 充水试验

3.1

试验内容与试验目的

3.1.1 进行压力钢管、蜗壳充水及尾水管充水。 3.1.2 检查流道与测流测压管路的密封情况。 3.2

试验条件

3.2.1 进水口检修门、尾水检修门处于关闭状态。 3.2.2 机组锁锭投入、风闸投入。

3.3

主要试验步骤

3.3.1 提进水口检修门向压力钢管充水。

3.3.2 充水至进水口检修门平压后，将其提起升至全开位置。 3.3.3 提尾水闸门向尾水管充水直至平压。 3.3.4 充水试验结束。

4. 机组首次开停机试验

4.1

试验内容与试验目的

4.1.1 以机械手动方式进行机组首次开停机，检查机组及辅属设备手动操作的灵活性与可靠性。

4.1.2 在动态情况下检查机组及辅属设备的制造与安装质量。特别是调速器的调节执行情况，检查转动部分的紧固程度，各部轴瓦的温升情况，以及机组各部的振动、摆度值。 4.1.3 进行调速器的手自动切换试验。 4.2

试验条件

4.2.1 尾水门、进口工作门已提至全开位置。 4.2.2 拔出接力器锁锭。 4.2.3 风闸已全部落下。 4.2.4 冷却水已投入。 4.2.5 交、直流电源可靠投入。

4.2.6 发电机电压配电装置已安装试验完毕。 4.2.7 主变压器设备已安装完毕。

4.2.8 发电机、主变、线路等微机继电保护装置调试结束，保护定值已整定。

4.2.9 励磁系统静态调试结束。 4.2.10 同期系统模拟试验结束。 4.2.11 有关设备操作完成。 4.3

主要试验步骤

4.3.1 现场手动打开导水叶，机组开始转动。

4.3.2 在低转速(20--30%ne)情况下，维持2-3分钟，检查机组有无异常。

4.3.3 无异常后，将机组稳定在额定转速运行。 4.3.4 检查转速测量装置的工作情况。 4.3.5 测量机组各部位振动、摆度值。

4.3.6 记录各部瓦温、油温、水温及冷却水压力值。 4.3.7 观察各油槽油位变化及甩油情况。 4.3.8 测量发电机残压、相序及频率。 4.3.9 进行调速器的手、自动切换试验。 4.3.10 机组正常运行，待各部瓦温稳定后，手动停机。 4.3.11 当转速降至30%ne时，手动投入机械制动。 4.3.12 停机后，全面检查转动部分有无异常。 4.3.13 首次开停机试验结束。 5.机组过速试验 5.1 试验内容与试验目的

5.1.1 进行调速器的空载扰动试验。

5.1.2 机组进行115%ne和145ne%的过速试验。 5.1.3 考验机组转动部分在过速状态下的机械强度。 5.1.4 检查测速装置的动作情况。 5.1.5 测量机组过速时各部的振动与摆度。 5.1.6 测量机组过速时的各部瓦温的上升情况。 5.2

试验条件

5.2.1 机组具备手动开机条件。

5.2.2 将机组过速接点自水机保护回路临时断开。 5.2.3 检测及试验人员准备完毕。 5.3

主要试验步骤

5.3.1 机组以手动运行方式启动并稳定运行。

5.3.2 将调速器切至自动方式运行，人工加入转速扰动量，进行空载扰动试验。

5.3.3 手动增大导叶开度，使机组转速上升至115%ne，测量各部振动与摆度，检查测速装置工作情况，监视各部瓦温。 5.3.4 升速至145% ne额定转速，检查过速接点的动作情况 ，测量机组振动与摆度。 5.3.5 手动将导叶全关。 5.3.6 手动加风闸，机组全停。 5.3.7 对各部进行全面彻底检查。 5.3.8 机组过速试验结束。 6. 自动开停机试验 6.1

试验内容与试验目的

6.1.1 进行调速器电气柜自动开停机试验。 6.1.2 进行机组现地LCU开停机试验。 6.1.3 进行计算机监控系统上位机开停机试验。 6.1.4 进行模拟事故停机试验。

6.1.5 检查计算机监控系统开停机流程的正确性与自动化元件的工作性能。 6.2

试验条件

6.2.1 调速器空载参数设定完毕。 6.2.2 有关设备操作完毕。 6.3

主要试验步骤

6.3.1 在调速器电气柜操作开机按钮、机组自动开机。 6.3.2 在调速器电气柜操作停机按钮，机组自动停机。

6.3.3 在现地LCU发出开机指令，机组以顺控开机方式完成开机流程。 6.3.4 测量机组各部位振动与摆度，记录各部温度。

6.3.5 在现地LCU发出停机指令，机组按顺控停机方式完成停机流程。

6.3.6 在中控室上位机发出开机令，机组以顺控方式开机。 6.3.7 在中控室上位机发出停机令，机组以顺控方式停机。 6.3.8 自动开机，模拟水机事故，机组按事故停机流程停机。 6.3.9 自动开停机试验结束。

7. 发电机升流试验

7.1

试验内容与试验目的

7.1.1 进行发电机升流试验，检查CT二次回路。 7.1.2 录制发电机三相短路特性曲线。 7.1.3 测量发电机额定电流时的轴电压。 7.1.4 检查灭磁开关的消弧情况。 7.1.5 录制发电机额定电流时的灭磁曲线。 7.1.6 检查机组厂用变、励磁变电流回路。 7.1.7 进行发电机短路干燥。 7.2

试验条件

7.2.1 有关运行设备操作完成。

7.2.2 发电机短路试验的短路线安装完毕。 7.2.3 有关保护投入。

7.2.4 发电机定子、转子对地绝缘电阻合格。 7.2.5 励磁系统他励电源已准备完毕，具备投入条件。 7.3

主要试验步骤

7.3.1 手动开机，机组升速至额定转速，并稳定运行。

7.3.2 采用他励电源供电，手动调节励磁电流，对发电机进行升流，使定子电流升至约25%额定电流，检查各组CT二次回路的工作情况。 7.3.3 升流至50%、75%、100%额定定子电流，检查CT回路的工作情况并绘制电流矢量图。

7.3.4 测量发电机额定电流时的轴电压。 7.3.5 测量发电机额定电流时的机组振动与摆度。 7.3.6 在各电流控制点跳灭磁开关，录制灭磁特性曲线。 7.3.7 零起升流，录制发电机短路特性曲线。

7.3.8 测量发电机定子对地绝缘电阻值，根据定子绝缘情况确定是否进行发电机短路干燥。

7.3.9 在主厂变低压侧设短路点，检查机端厂用变高低压侧CT回路的工作情况。

7.3.10 检查励磁变高低压侧CT二次回路的工作情况。 7.3.11 机组停机，拆除短路线。 7.3.12 发电机升流试验结束。 8. 发电机升压试验 8.1

试验内容与试验目的

8.1.1 进行发电机零起升压试验，检查一次设备的工作情况。 8.1.2 检查机端PT二次回路。 8.1.3 录制发电机空载特性曲线。 8.1.4 测量发电机额定电压下的轴电压。 8.1.5 观察灭磁开关的消弧情况并录制波形图。

8.1.6 测量额定励磁电流下的定子电压最大值(以1.3Ue为限)。 8.2

试验条件

8.2.1 机组具备自动开机条件,主变低压侧断路器断开. 8.2.2 发电机定转子、中性点、高压电缆及配电装置经检查无异常，对地绝缘合格，具备投运条件。 8.2.3 有关设备倒闸操作完成。 8.2.4 有关保护投入。

8.2.5 励磁他励电源准备完毕，励磁系统具备投运条件。 8.3

主要试验步骤 8.3.1 机组稳定运行。

8.3.2 对发电机零起升压至25%额定电压，测量机端PT二次回路电压与相位。

8.3.3 上述无异常后，分别升压至50%、75%、100%额定电压，观察发电机等一次设备工作情况。 8.3.4 测量发电机额定电压下的轴电压。 8.3.5 测量额定电压时的机组振动与摆度。 8.3.6 跳灭磁开关，录制各电压下的示波图。 8.3.7 零起升压，录制发电机空载特性曲线。

8.3.8 零起升压至额定励磁电流，测量最高定子电压(以1.3Ue为限)。 8.3.9 停机，对相关设备进行检查。 8.3.10 发电机升压试验结束。 9. 主变升流试验

9.1

试验内容与试验目的

9.1.1 用发电机作电源，升流至主变与开关站，观察主变工作情况。 9.1.2 检查各组CT二次回路的工作情况。 9.2

试验条件 9.2.1 有关保护投入。

9.2.2 他励电源及励磁系统具备投入条件。 9.3

主要试验步骤 9.3.1 机组手动方式运行。

9.3.2 在主变高压侧短路条件下对主变升流，升流至25%额定电流时，检查各组CT二次回路，确认无开路存在。

9.3.3 升流至50%额定电流，检查各组CT二次电流与相位，绘制电流失量图,检查主变保护装置的工作情况。

9.3.4 升流至100%额定电流，观察主变的运行情况。 9.3.5 主变升流试验结束，拆除短接线。

10. 主变升压试验

10.1

试验内容与试验目的

10.1.1 用发电机作电源，进行主变的零起升压试验。 10.1.2 观察主变的升压情况。

10.1.3 检查有关PT回路的电压与相位。 10.1.4 检查有关开关的同期回路。 10.2

试验条件

10.2.1 机组自动稳定运行。 10.2.2 有关设备的倒闸操作完成。 10.2.3 发电机、主变等有关保护投入。 10.2.4 他励电源具备投运条件。 10.3

主要试验步骤

10.3.1 利用发电机作电源，对主变等设备进行零起升压。 10.3.2 升压至25%额定电压时，检查各PT二次回路的工作情况。 10.3.3 继续升压至50%、75%、100%额定电压，观察主变的工作情况。

10.3.4 检查有关开关的同期回路。 10.3.5 主变升压试验结束。 11.主变冲击试验 11.1

试验内容及试验目的

11.1.1 利用系统电压进行主变冲击试验。

11.1.2 检查主变在冲击合闸情况下的机械强度与绝缘性能。 11.1.3 检查主变保护对励磁涌流的闭锁情况并录制主变激磁涌流波形。

11.2

试验条件

11.2.1 系统同意对主变进行冲击。 11.2.2主变保护投入。 11.2.3 主变低压侧断开。 11.3

主要试验步骤

11.3.1 利用主变高压侧断路器进行主变五次全电压冲击合闸，观察主变的工作情况。

11.3.2检查主变保护有无误动，合闸时录制激磁电流波形。 11.3.3 断开主变高压侧断路器。

11.3.4 按上述过程，在主变无异常情况下再冲击4次。 11.3.5 主变冲击试验结束，恢复接线。

12. 机组并网及带负荷、甩负荷试验

12.1

试验内容与实验目的

12.1.1 进行1#机组的模拟并网与正式并网。

12.1.2 机组带甩25%、50%、75%、100%额定负荷试验。

12.1.3 考验引水系统、1#机组在带、甩负荷时各部位的机械强度和工作情况。

12.1.4 测定甩负荷时机组转速升高率、蜗壳水压上升率,求取机组实际调差率，检查机组调速系统与励磁系统的自动调节质量，选择确定机组运行调节最佳参数。

12.1.5 进行调速系统、励磁系统的负载特性试验。 12.2

试验条件

12.2.1 有关设备的倒闸操作完毕。 12.2.2 发电机、主变等保护投运。 12.2.3 系统同意1#机组并网及带甩负荷。 12.2.4 机组与主变分别空载运行。 12.3

主要试验步骤

12.3.1 在主变高压侧刀闸和线路侧刀闸断开的条件下分别同期投入主变高压侧断路器和线路侧断路器，机组模拟并网。

12.3.2 分别合主变高压侧刀闸和线路侧刀闸，投入主变高压侧断路器和线路侧断路器，1#机组以自动准同期方式正式并网。 12.3.3 1#机组带一定的有功和无功负荷运行。

12.3.4 进行调速器和励磁装置负载特性试验，选择运行调节参数。 12.3.5 机组甩25%额定负荷，测量甩负荷前后各有关参数，并进行计算和调整。

12.3.6 机组继续带负荷，分别进行50%、75%、100%负荷情况下的带甩试验，若届时水头或系统因素不能满足带甩100%负荷要求，则在当时最大可能负荷条件下进行此项试验。

12.3.7 进行励磁系统特性试验。 12.3.8 机组并网与带甩负荷试验结束。 13. 机组72小时试运行试验 13.1

试验内容与试验目的

13.1.1 进行机组72小时带负荷连续运行，考验引水系统及有关水工建筑、水轮发电机组、辅助设备、电气设备的安全性与可靠性，考验电站设备的制造与安装质量，为机组能否投入电网正式运行得出结论。

13.1.2 进行低油压关机试验。 13.2

试验条件 13.2.1 机电设备均按正常方式投入运行。 13.2.2 1#机组空载稳定运行。

13.2.3 系统已安排好1#机组72小时试运行负荷。 13.3

主要试验步骤

13.3.1 1#机组自动准同期并网，开始进行72小时试运行。 13.3.2 根据系统命令，1#机组带一定的有功和无功负荷运行。 13.3.3 试运行人员定时记录机组运行有关参数及表计指示，定时巡检各机械、电气设备的运行情况。

134.3.4 72小时运行完成后，进行低油压关机试验，机组应紧急事故停机，同时解列，关闭进口闸门。