国民经济的快速发展下，越来越多的行业，开始通过报告的方式，用于记录工作内容。怎么样才能写出优质的报告呢？以下是小编收集整理的《机组运行工作报告》的相关内容，希望能给你带来帮助!
电厂30万机组运行可靠性分析
摘 要 目前我国相关地区已经开展30万千瓦机组生产与安装项目，并且后期运作成果颇丰。本文具体针对机组布置与运行环节中的可靠结果进行系统归纳、分划，试图从中挖掘更多改良经验，为特定生产事业可持续发展广开方便之门。
关键词 电厂架构;30万机组;运行实况;记录结果;细化分析
联合过往机组运行资料进行细致分析，技术人员可以清晰辨析出内机组与等效系数的萎靡现象，产生此类原因具体由于机组发电潜质不足引起的，加上投产前期一系列制造、安装工序的紊乱反应，造成阶段检修频率过高，养护动作难以同步衔接，相对于设备整体可靠程度的修缮工作来讲可说是迫在眉睫。
1 现下我国电厂30万机组运行状况研究
1)阶段检修期限过度增长。
因为生产、制造流程存在纰漏迹象，一时间令得设备可靠运作指标下降结果，在停机检验过程中，极易引发给水管爆裂甚至乙侧炉膛负压过户过激动作，发电机线圈因为抵受不住压力而向局部位置集聚热量，经常会令现场直接采取强迫停运措施，并且累计时常将扩展至500小时以上。另一方面，机组动力供给本就不足，后续机组实际可用系数不过徘徊在54%上下。由此可以清晰断定，在技术人员安排大修环节中，包括辅机在内的一切设备都不可避免地存在一些技术性隐患，而检修管理又缺乏统筹图高度指示，现场调试人员常常因为职业素质等级不足而遗留较差工艺处理痕迹，经常在验收体制不够健全环境下，令升炉、开机并网工序反复交叉，最终难以贯彻一次性启动能效。如某机组开始投入生产流程之后，不久便开展大修工程，目的是全面遏制锅炉水壁管焊接不良造成的焊瘤现象，同时汽轮机结构难以承受超限振动，令自动主气门与热工保护系统错误动作百出，检修项目一时之间全面堆积，对应工期也将超出既定指标200个小时左右。具体来讲，就是因为检修期限全面扩展，尤其随着设备不可用系数结果的暴增，使得后期经济能效严重堵塞，阻碍相关事业的顺畅衔接节奏。
2)设备频繁故障现象难以彻底遏制。
自从某电厂投入30万机组后期，包括一切非计划停运现象提升至200次，不管是在故障发生频率或者临时检修时间安排层面上，锅炉设备基本被视为罪魁祸首。因为其间紧急停运现象过于频繁，不可用系数会随着检修时间拖延而暴增，设备可用率自然不太可观。透过机械设备故障滋生关口角度观察，存在衰减、频发与偶然特性，异质化部件实际分布位置与调试状况难以估计，都会同步滋生损伤效应。例如：锅炉过热、再热器联箱必然承受内部蠕变与腐蚀作用牵制，如若技术人员不能精准设计基础调试方案，部件布局混乱，或者是制作工艺欠佳、材料质量等级过低甚至安装质量极差等，会令焊口稳固质量溃散，设备故障便成为早晚之事，到时一切被迫停止运行造成的经济损失也将不计其数。综合来讲，电厂内部新增设备自投入一年过后，必然会滋生一系列技术问题，技术人员须在合理安置缺陷消除任务期间，牢固树立应修必修原则，尽量将设备缺陷扼杀完毕，后期运行成果也将焕然一新。
2 电厂30万机组可靠性运行改造过程中的疏导策略分析
透过基础设备运行环境与内部部件损伤特征观察，部分技术隐患难以在一时之间彻查，面对此类现象，有关电厂核心研究单位开始主动开辟设备运行质量鉴定与现场在线监督技术，运用各类调试途径将故障现象与分布细节清晰呈现，加上科学调试处理，真正将一切不安定因素扼杀在摇篮之中，进而维持机组架构的稳定运行成果。目前已经针对此类目标做出以下细节调整。
首先，充分完善基础建设经济投入规模，尤其在方案改良设计初期，需要针对单位器具型号以及质量加以验证，严格维持验收制度成效，杜绝一切不合格产品的纳入迹象，确实将设备完好效率提升至最高标准。
其次，充分加强现场技术工作人员的素质与业务识别能力培训效率，同时结合异质化专业项目特征开展各类劳动竞赛项目，经过系统技术经验交流，充分提升人员检修工艺与设备运行水准，针对锅炉爆破以及制粉系统拥堵结果加以有效改造，提高后期检修质量，尽量推迟设备报废时间，进而遏制一切非计划强迫停运结果，为后期产业结构可持续调整灌注充分适应活力。
再次，联合设备运行流程中的损伤特征与稳定运行环境，进行最佳诊断技术方案的推广，同时应用超声波、射线、着色、金相以及光谱预测手段，针对发电设备进行在线监控，尽量快速挖掘消除设备危机事故遏制经验，提高现场系统架构的可靠能度与可用效率，为相关企业经济基础稳固贡献合理辅助力量。
最后，充分完善设备可靠运行管理方案，需要透过由上到下管理方向进行正确解析，其中领导人员作为关键支撑要素，必须针对组织成员职业道德素质与技术应用能力加以深度落实;并且督促其在定性管理层面及时转移到定量结构之中，包括部分大机组工作指标加以和谐调试，这一切任务都将被视为生产管理的核心内容加以推进。需要额外注意的是，统计数字必须保留科学指导功效，相应地带动工程师积极配合意识，能够定期分析、评价统计数据结果的可靠性地位，在此提出相应地维系措施，为后期标准产业领域的更新拓展提供丰富的生产支持条件。例如：锅炉参与调峰的经济运行，需要技术人员尽量通过调整机组负荷、改变制粉系统运行方式等措施，减少投用油枪数和投油枪时间，降低耗油量;适当健全配煤掺烧快速反映机制，确保煤种正确更换或掺配，并 保持良好的空气预热器工况，将其作为影响锅炉经济性的重点来考虑，使锅炉排烟热损失和厂用电率保持在较低水平。在磨煤机满足煤粉细度要求的前提下，应尽量使系统的通风流量和进入磨煤机的原煤流量达到最大值，若煤粉仓粉位过高，可以使一台磨煤机间断运行。
3 结束语
按照上述内容阐述，由于电厂长期应用大机组与深度调峰运行手段，相应地遏制过往大范围设备停机隐患，为企业长期经济性发展创造适应条件。因此，技术人员必须透过各类调试途径加以改造优化，希望藉此为30万机组和谐运行与电力科学供应前景开拓保驾护航，避免阶段瓶颈限制危机的重复滋生
结果。
参考文献
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[2]孙鑫.基于FTA法的宁夏电网运行元件故障率分析[J].电力系统保护与控制，2009，20(18)：44-49.
[3]陈庆前.基于多因素分析的复杂电力系统安全风险评估体系[J].电网技术，2011，16(01)：105-107.
作者简介
牟志强(1981-)，男，江苏沛县人，助理工程师，学士
学位。
作者：牟志强
摘 要：在水力发电站进行发电的过程之中，水轮发电机组是水力发电站进行发电的最核心设备，如果水轮发电机组在运行的过程之中产生了问题，就会直接影响到水力发电站发电的正常运行，在严重的情况下，水轮发电机组运行问题甚至会导致整个水力发电站停运，带来巨大的经济损失。
关键词：水轮发电机组;运行;维护;要点分析
水轮发电机组的正常运行对于整个发电站来说影响重大，其关系到我国水电站的经济效益。因此，做好设备的运行管理与维护非常重要，其不仅仅关系到水电站的长久发展，更关系到我国社会主义的实现。发电站应当对此引起高度重视，结合实践对设备进行管理与维护，让水轮发电机组更好的为水电站服务，更好的为祖国社会现代化建设服务。
1 水轮发电机组运行中经常出现的问题
定子绕组绝缘老化。定子绕组绝缘在具体运行过程中，一方面要承受着机械老化、电老化以及热老化等影响捉进了定子烧组绝缘老化现象。(1)定子绕组绝缘老化。定子绕组绝缘在具体运行过程中，一方面要承受着机械老化、电老化以及热老化等影响捉进了定子烧组绝缘老化现象。(2)定子绕组的温度。定子绕组在运行过程中要控制好温度，在进行安装的过程中通过槽内的电阻型测温计实现温度监测的。如果是定子通风不均、端部漏磁等都会造成定子绕组运行温度的升高。(3)定子绕组绝缘污秽。现阶段我国现在大部分水电站水轮发电机内部存在严重的油污、积灰问题，一方面影响铁芯与绕组的散热，另一方面还会引起过热、爬电湛至有可能着火。(4)激磁回路的绝缘及灭磁开关问题。发电机在运行过程中，由于一些特殊原因，导致振动摩卡，从而导致线圈内部积灰、集电环脏污以及接头变形位移等情况，会造成激磁回路绝缘下降。
2 水轮发电机组的基本运行方式
2.1 水轮发电机机组带负荷运行方式
目前，在我国的大部分水力发电站之中，采用的最多的方式是水轮发电机机组的并网运行方式，通过对该方式的应用，并网运行的水轮发电机机组可以根据水轮发电机机组的工作状态的改变，进行对水轮发电机机组控制方法的改变。
例如，在某小型水力发电厂之中，为了方便运行对水轮发电机机组的控制作用，设计了自动控制和手动控制两种控制方式来进行对水轮发电机组的控制，在日常的运行过程之中，采用的是自动控制的运行方式，这样就可以有效的降低人工操作的情况，也可以对出现的紧急情况进行及时的反映;当出现了紧急情况的时候，采用的是手动的控制方式，根据自动控制系统制定的故障位置进行检修，有利于故障问题的快速解决，进而有效的完成水轮发电机机组的运行过程。这两种控制方式通过有效的切换，有效的保证了水轮发电机机组的正常工作运行。
2.2 水轮发电机机组试运行机组带负荷试验
为了保证水轮发电机组的正常运行，需要在第一次使用水轮发电机组之前或机组大修之后，进行对水轮发电机组的带负荷实验(该实验要将水力发电站之中的水轮发电机组分别经受较低强度的负荷，中等强度的负荷，较高强度的负荷，最高强度的负荷)，并充分的考察在各个负荷的运行状态之下水轮发电机组的运行状态(包括水轮发电机组的机械性能、水力性能、電气性能等各个方面)。
与此同时，还需要对水轮发电机机组进行甩负荷试验，并且要在运行的过程之中，经过严密的核算和组织，按照一定的顺序依次的增加负荷的数值，并保证在低负荷的情况下、水轮发电机机组可以正常运行的前提下才可以开始下一部分的实验工作，充分的对水轮发电机机组的钢管水压上升情况、频率电压、机组的转速的提升速度进行考核，只有在这些数据都符合规定的前提下，才能够开展水轮发电机机组的正常投运工作，与此同时，只有水轮发电机机组试运行机组带负荷试验结束之后，经过72小时的额定带负荷试验之后，才能够将该水轮发电机机组投入正常使用。
3 水轮发电机组的维护要点
3.1 水轮发电机组的基本维护工作
为了保证水轮发电机组的正常运行，最重要的就是做好水轮发电机组的基本维护工作：
首先，要求水轮发电机组的管理维护工作人员对水轮发电机组进行定期的巡查，并对水轮发电机组容易出现故障的地方进行重点检查，检查完毕之后还要做好相应的检查记录工作(该检查记录工作主要包括的是水轮发电机组的工作运行状态、水轮发电机组的工作运行参数)，并保证所记录的各项数据都符合相关的标准规定。
其次，要对水轮发电机组的一次、二次回路之中进行连接的区域进行重点的检查工作，并密切的观察水轮发电机组的各部轴承工作温度以及水轮发电机组各部轴承的油温是否正常，油质是否发生改变，并做好对相关内容的记录工作。与此同时，还要对水轮发电机组的各辅助设备进行严格的质量检测，确保水轮发电机组的各辅助设备处于正常的工作状态(主要是观察水轮发电机组的各个设备是否存在噪音增大以及是否存在过热等)，并做好相应的记录工作。
最后，要对构成水轮发电机组的电刷进行仔细的巡回检查工作，如果发现在水轮发电机组的电刷的运行过程之中产生了过多数量的电火花，就要求水轮发电机组先停机，进行发电机组的电刷部分的检测工作。与此同时，还要对水轮发电机组是否存在轴承油质劣化问题以及水轮发电机组油冷却系统进行检查，保证水轮发电机组处于正常的工作状态，并做好相应的记录。
3.2 做好材料、规程设备、零部件的质量检验工作
材料、工程设备及零部件是水轮发电机组安装过程中不可或缺的物资，而且其质量的优劣对机组安装的质量有直接影响。因此，对材料、工程设备及零部件进行质量检验是确保安装后能稳定、安全运行的重要举措。对这些物资的质量检验主要是检查其规格、型号、品种等是否符合设计要求。检验工作由专职质检人员负责组织进行，在具体的检查工作中，可先由施工人员进行自检，然后再由各班组的质检人员进行复核，最后由专职检验员进行终审，最大程度保证检验的真实可靠。
4 结语
综上所述，为了保证水轮发电机组的正常工作运行，就需要在进行水轮发电机组运行维护的过程之中，根据水轮发电机组类型的不同，制定出相应的运行管理体系。与此同时，在进行水轮发电机组运行维护的过程中，还需要重视对水轮发电机组内部设备的检查管理，保证水轮发电机组的正常运行。
参考文献
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作者：钟伟强 刘智
摘要：随着我国柴油发电机的应用不断广泛，柴油发电机在人们的日常生活中有着越来越重要的作用。但日常生活中使用柴油发电机，一般都是作为应急备用的发电机来使用，虽然柴油发电机在日常生活中的应用较多，但是柴油发电机的运行维护管理工作仍然存在着一些问题，对于柴油发电机组的运行维护管理工作不够重视，其在运行管理方面都有很大的缺点。本文通过对应急柴油发电机组的运行维护管理要点进行分析，总结应急柴油发电机运行维护管理的现状，并提出相应的运行维护管理措施，为相关技术人员提供参考。
关键词：应急柴油发电机;运行维护管理
随着我国建筑工程的迅速发展，电力资源逐渐丰富，柴油发电机作为日常生活中使用次数较多的发电机，一般用来做备用电源。但部分地区对柴油发电机的应用不是很频繁，便疏忽了对应急柴油发电机的运行维护管理。缺乏专业的运行维护管理人员，同时部分管理人员的专业技能较差，无法对出现的问题进行及时的维修，降低了柴油发电机的整体运行效率，增加了柴油发电机在使用过程中的故障发生频率，影响柴油发电机的整体运行情况，因此，相关人员必须严格对应急柴油发电机进行运行维护管理，提升柴油发电机的整体工作效率，保证人们日常生活中的用电正常。
一、应急柴油发电机组的运行维护管理要点
1、启动电瓶的维护保养
柴油发电机常用作备用电源，日常电量稳定的情况下使用次数较少，因此对发电机电池的日常维护是非常重要的。若相关技术人员忽视了对柴油发电机电池的维护和管理，便会造成柴油发电机的电池消耗速度增大，无法保证柴油发电机的顺利运行，需要使用应急柴油发电机时无法及时启动，极意出现安全隐患及事故。例如，当出现高楼层的火灾事故时，二次高压供水时的加压系统无法进行正常的运转，导致高层的水压电流不足、楼层无水源，出现楼层电源快速消耗而无法运转，柴油发电机的电池组一旦出现相级电流电压不足时，无法进行正常运行[1]。因此，必须根据柴油发电机的相关标准，及时配备好与电压等相级电流相匹配的启动浮充器和充电器启动设备，保证启动充电器设备正常运行，定期对电池组的液面进行补充与检查，保证柴油发电机电池组的液面随时达到启动标准，并对发电机的电池组定期进行清理维护，一旦发现任何电池问题或其他相关问题导致柴油发电机无法进行正常运行时，必须及时停止作业更换发电机的电池组，避免任何安全事故的发生。
2、起动电磁阀的维护保养
定期检查柴油发电机电磁阀工作起动时的各个电磁阀触点阀体，以及电磁阀表面外壳涂层有无油污或其他瑕疵，表壳有无受到任何的损坏与烧损，保证电磁阀能够长时间的正常运转。必须对电磁阀工作起动时的各种起动声音和电信号声响来判断其是否是正常运行的状态。电磁阀在正常运行状态时，按下电磁阀工作起动时的声音按钮几秒之后便可进入工作状态。电磁阀启动后通常情况下会出现两声敲打声，若只听到一声或没有声音，说明电磁阀出现故障问题，发电机也就无法继续正常运行，在此情况下，更换电磁阀之后发电机便可以继续正常运行。
3、注意对柴油和机油的检查
应急柴油发电机作为备用电源，长期处于停机状态，机组本身具备各种有机金属材料，可能会与柴油泵的发电机油、冷却水、柴油、空气等各种物质之间产生繁杂的物理、化学反应，长时间的材料反应更加容易造成应急泵柴油泵的机组进气管和柱塞外壳发生严重腐蚀，机组内部的柴油长时间处于静止状态，无法进行柴油起动静止供电用油试机运转，便会逐渐“放坏，日常情况下对柴油和机油机组进行维护与检查，柴油油泵发电机组技术人员们还应定期对其用油试机进行日常供电维护和保养，并对机组的性能进行检查和正常进行起动静止供电用油试机，保证柴油发电机组的良好正常工作运行状态。
二、应急柴油发电机组运行维护现状
现阶段对于我国的每台备用大型柴油火力发电机组的日常维护与运行管理过程中，都主要是由相关专业的技术人员负责进行维护看管以及进行管理，其主要由智能控制系统、柴油机、发电机、基注组成。因为我国的电力资源比较丰富，因此应急柴油发电机组在大部分状态下都应该是可能出于正常闲置的工作状态，这也就容易导致了各发电企业对于应急柴油风力发电机的正常维护不够重视，很少对应急柴油风力发电机组的正常运行维护状态情况进行定期的正常检测。对于应急柴油风力发电机组在正常运行维护过程中，所可能存在的各种问题也未曾有人采取任何专业的分析与改善[2]。在此背景下，也就容易导致了一些应急柴油发电机组可能无法定期获得良好的正常运行检修维护管理，一旦在正常运行维护过程中可能出现各种问题，还可能会对柴油发电机组的正常使用寿命以及正常应用维护质量都会造成非常严重的经济影响。此外在现阶段的应急柴油发电机组管理运行过程中，大部分采取的是简单型检测维修，导致应急柴油发电机组可能出现非常比较严重的正常运行维护问题，无法及时发挥出应急柴油发电机的积极作用。应急柴油风力发电机组正常运行检修维护管理过程中，还可能存在着运行使用维护效率低下，以及运行维修维护费用较高等各种问题，对于柴油发电机组的正常工作运行也可能会对其造成非常比较严重的日常影响。
三、应急柴油发电机组运行维护管理措施
1、提升相关维护管理人员的专业技能
依据国家相关行业规范，应急柴油发电机组正常运行期间，相关机的维护保养管理工作必须同时配备一名专业工作人员进行负责，要求企业工作人员必须具有相关专业知识和实用技术，且严格执行持证培训上岗。企业工作人员自身专业技能素养水平的专业程度，会直接影响机组运维维护管理工作效果，一方面要求企业员工应该严格落实专业技能水平培训，例如，邀请企业专家技术讲座、技能培训测试等多种形式，为相关技术人员提供一个外出学习进修的好机会，从专业知识、技能、素质等多个不同方面不断提升自我。另一方面，注重对实践工作以及学习的总结和反思，分析各类故障隐患形成主要原因，提高安全隐患生产保障意识，及时发现故障隐患、解除安全隐患，减少各类事故的发生频率。
2、指定完善的应急方案
为确保柴油发电机的正常运行以及维护应急管理水平，必须制定一套完整的应急管理方案，并在制定的整个过程中不断地对其进行完善，要能够让应急柴油电力发电机组在面对应急的实际情况条件下有一个非常及时的应急反应，能够完全具备如何保障正常电力供应的管理能力。一旦各地区的电网系统出现了短路断电的紧急情况，相关技术人员必须保障运行维护管理人员能够第一时间对电源进行连接与补充，按照有关规定，备用应急柴油电力发电机组的正常应急电源反应时间一般应该在30s之內[3]。。
综上所述，应急柴油发电机作为日常生活中使用次数最多的备用电源，是保证人们日常用电正常的基础，相关技术人员必须明确应急柴油发电机的运行维护管理要点，对出现的问题进行及时的解决，并结合实际情况，制定相应的处理方法。同时在应急柴油发电机的运行维护管理过程中，相关技术人员必须提升自身的专业技能，及时制定完善的应急方案，保证柴油发电机的正常运行，延长应急柴油发电机的使用时长，为人们的日常生活及工作提供稳定的电源。
参考文献
[1]谢尚标.应急柴油发电机组的运行维护管理[J].数字通信世界，2019：117+276.
[2]罗亮，鲁昕.关于应急柴油发电机组的维护管理[J].石油石化物资采购，2019：113-113.
[3]李金国.应急柴油发电机组及其辅助系统的运行[J].产业与科技论坛，2019：39-40.
作者：程小松
安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程三级泵站
机组启动试运行
工 作 报 告
安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程机组启动试运行工作组
二〇一六年十二月八日 三级泵站机组启动试运行工作报告
1试运行工作概况
根据《水利水电建设工程验收规程》(SL223-2008)和《泵站安装和验收规范》(SL317-2015)的有关规定，经请示平坝区水务局同意，2016年12月5日至7日，安顺市平坝区水利工程管理处主持进行了安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程三级泵站工程试运行工作。安顺市平坝区水利工程管理处组织有关参建单位成立安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程三级泵站机组启动试运行工作组，全权负责机组试运行工作。机组启动验收工作组委派部分专家指导机组试运行工作;机组试运行工作组设立机组试运行小组，负责试运行的具体操作。试运行现场工作结束后，工作组审查了施工单位关于机组运行情况的报告，并形成试运行工作报告。 2.泵站试运行的要求、启动程序和步骤 2.1 泵站试运行的要求
(一)设备安装单位认真做好试运行前一切准备工作;试运行人员需熟悉相应设备状况，严格执行操作规程、安全规程及操作程序。
(二)试运行中要服从统一指挥，统一调度，发扬协同作战精神，任何单位或个人不得自行其事。
(三)试运行中要做好各种数据的检测、记录工作，记录要准确真实，应尽可能的将试运行过程中的各种数据记录完整保存下来。各安装单位在试运行前要将需检测记录的项目、内容等制成表格，试运行记录每半小时记录一次，待运行基本稳定后，每小时记录1次。 2.2 启动程序和步骤
机组启动试运行由机组启动试运行工作组下达中间机组启动试运行开、停机命令。
(一)机组试运行程序
(1)机组试运行小组按《操作规程》对设备进行全面检查; (2)机组试运行小组向试运行工作组汇报设备检查情况及人员准备情况;
(3)机组试运行人员全部到位;
(4)试运行工作组组长向机组试运行小组签发开机令;总值班长按运行方案组织人员开机;
(5)机组试运行小组对开机过程中的设备运行工况进行观测，运行数据进行记录;
(6)若运行过程中设备出现一般异常情况，及时向工作组汇报，由工作组确定采取相应措施;若情况较严重应立刻采取措施、停机检修;
(7)按有关要求机组运行满足时间要求后，由机组试运行小组向工作组汇报，由组长向机组试运行小组发出停机令;
(8)机组试运行工作组组织机组试运行验收并形成试运行工作报告。
(二)运行方案
(1)运行方式：根据《泵站安装及验收规范》(SL 317—2015)“机组验收要求单台机组带负荷连续运行24小时(含无故障开停机三次)或7天内累计负载试运行时间48小时，在此期间开、停机不少于三次”的要求，结合三级泵站的情况，采用单机连续运行24小时的方式进行机组试运行。
(2)泵站试运行开机顺序为1#水泵组、2#水泵组，试运行时间安排见试运行记录表，临时调整根据现场情况，由泵站试运行现场工作组技术负责人决定。泵站试运行具体要求如下：
(1) 机组启动阶段：1#机组启动时间为2016年12月5日10时，第一台机组试运行结束后，进行2#机组试运行。
(2) 无故障停机阶段：机组进入正常运行后，即可进入无故障停机阶段。无故障停机和重新启动的间隔时间应不少于15分钟，但最大间隔时间应不大于1小时。
(3) 扫尾阶段：12月6日10点以后，连续运行时间满24小时的机组即可停机，遂进行2#机组运行。
(四)试运行操作
详见《机组启动运行操作规程》。 (五)事故停机
下列各种情况发生，必须紧急停机 当发生以下情况之一者，应紧急停机：
(1)电气设备发生火灾或严重设备事故、人身事故; (2)主机组运转声音异常;
(3)主机组突然发生强烈震动或主泵内有清脆的金属撞击声; (4)主机组温度急剧上升并超过规定值; (5)液压系统有故障，危及安全运行; (6)上、下游河道发生人身事故或险情。 3本次验收范围及设备情况
主机泵：一用一备，共二台。型号：D46-50×4，额定流量：46m3/h，额定扬程：200m。
变压器：主变1台，型号S11-80-10/0.4kV，额定容量80KVA干式变压器,。
开关柜1台，型号：GGD1; 配电箱1台，型号：PZ30;
水泵软启动控制柜1台，型号：K-45-2B-R;
水处理设备(二氧化氯发生器)1台，型号：YYZ-200; 远程控制系统1套。 4泵站试运行
4.1试运行工作组会议
2016年12月5日8时，试运行工作组联合专家组召开了会议，听取了安顺市平坝区水利工程管理处关于试运行开机准备的情况汇报，并按《水利水电建设工程验收规程》(SL223-2008)和《泵站安装和验收规范》(SL317-2015)的要求，对机组启动试运行条件进行了严格审查，部署了开机的相关内容和要求，审查了有关资料，会议认为：
(1)与机组启动运行有关的建筑物已全部完成，并已通过分部工程验收;
(2)与机组启动运行有关的金属结构安装完成，并经过试运行; (3)机组和附属设备安装完成，经调整试验分部试运行，满足机组启动运行要求 ;
(4)必须的输配电设备安装完成，送(供)电准备工作已就绪，通信系统满足机组启动运行要求;
(5)机组启动运行的测量、监视、控制和保护等电气设备及自动化控制系统已安装完成并调试合格;
(6)有关机组启动运行的安全防护和厂房消防措施已落实，并准备就绪;
(7)按设计要求配备的仪器、仪表、工具及其它机电设备已能满足机组启动运行的需要;
(8)运行操作规程已经编制;
(9)运行人员的组织配备可满足启动运行要求; (10)水位和引水量满足机组运行要求。
试运行工作组一致认为三级泵站已具备试运行条件，同意安顺市平坝区水利工程管理处上报的泵站试运行方案，并确定12月5日10时，机组可正式启动。
4.2 试运行过程
4.2.1本次试运行进行了单机运行，按正常开机和无故障停机的规范要求，结合本工程特点，机组启动运行全过程为手动操作。
4.2.2 主机泵开停机过程 本次启动工作于2016年12月5日正式开始，由机组启动试运行工作组发布启动命令，开机次序为31#、2#。机组试运行具体开、停机情况分述如下：
1#主机泵于2016年12月5日10：00开机至12月6日10：30试运行结束停机，期间主动开、停机3次，1#机连续运行时间为24小时30分;
2#主机泵于2016年12月6日10：40开机至12月7日10：50试运行结束停机，期间主动开、停机3次，2#机连续运行时间为24小时10分;
2台机组泵单机连续运行时间均满足规范要求，试运行期间水泵组运行平稳，设备主要技术参数均符合规范要求，现场测试水泵机组单机流量均大于设计流量46m3/h，并达到按装置模型试验成果换算的原型机组相应的扬程下的流量和装置效率值，达到了招投标文件的要求。
机组试运行过程及运行时间见附件。 5系统运行情况
5.1电气设备运行情况
试运行期间，变压器、10KV高压输电线路、低压开关柜、配电箱、水处理设备(二氧化氯发生器)、水泵软启动柜运行正常。
5.2 建筑物工程观测
试运行期间通过对泵房、调节前池、输配水管道进行观测，未发现异常情况。 6试运行结论 6.1 本次泵站机组启动试运行严格按照有关规程、规范进行。组织机构健全，人员分工明确，责任到位。开停机严格执行操作票制度，发令、受令、操作、监护均明确到人，保证了试运行规范、有序进行。
6.2 试运行过程中，二台主机泵均一次启动成功，启动平稳，运行期间设备运转稳定、正常，各仪表指示基本正确，机组各部位运行正常，运转过程中振动值、噪音均满足规范和标书要求;泵房内噪音较大。单机运行时间满足规范规程要求;泵站远程控制系统界面清晰，操作简便、可靠，数据显示正确。主要设备技术性能指标及主要技术参数达到合同的要求;土建部分能满足设计要求，运行过程中未发现异常情况。
6.3 根据试运行情况及对参建各方提供资料的审查，试运行工作组认为抽水站机组已具备运行使用条件。 7存在的问题
无 8附件
8.1机组试运行工作组名单 8.2机组试运行小组人员名单 8.3机组试运行记录表
东莞市常平镇新桥排涝站改建扩容工程
机组启动试运行技术报告
批准：东莞市机电排灌管理站审核：周志光校核：叶淦芬编制：尹明新
编制日期：2010年10月
一、工程概况
本排站有3台1600SLQ10-55.5型上海凯泉水泵厂生产的轴流泵，每台水泵配置710kw电机，总装容量2130千瓦;电机选用兰州电机厂TL710-20/2150型三相高压同步电动机3台;高压金属铠装移开式开关柜7块、高压计量柜1块,高压辅助计量柜1块，干式变压器(SCB9-315/10 10±2.5%0.4KV Dyn11) 1台、干式变压器(SC9-125/10 10±2.5%0.4KV Dyn11) 1台、低压抽出式开关柜8块、自动电液变阻启动补偿控制柜3台、动力配电箱及电源箱、照明配电箱、控制箱11个、微机综合自动化装置2套、检修排水泵2台、技术供水泵2台、真空泵1台以及管路系统。
二、机组启动试运行目的
机组启动试运行目的是调试好机组各部位设备是否能达到运行使用要求。确保大暴雨到来，各机组能正常使用，水泵能进行排水，确保工厂和人民财产安全。
三、机组启动试运行已具备的条件
1、供电线路已通电(高低压电已通电)。
2、与机组启动试运行有关的水工部分建筑物已验收。
3、金属结构及启闭设备的安装完成并已验收(检测部门已验收，达到合格标准)。
4、各种电气设备(高低压配电柜、变压器、主电动机、配电箱等)
5、油、气、水等辅助设备已调试。
6、消防设备的安装布置已到位。
7、绝缘工具已配置齐全。
8、试运行指挥、操作、监护人员已安排。
9、开机操作票、试运行记录表已编制。
四、机组启动试运行开、停机操作方式
机组启动试运行开、停机操作方式：
1、手动操作步骤(1)合上高压屏开关(高压开关)、检查变压器输电达正常状态。(2)合上总屏闸刀开关，合上空气开关。(3)合上启动屏闸刀开关，再合上空气开关，扭动电压相序按钮，检查三相电压达正常，按启动钮启动电动机，启动开始至当电流表指针开始下降及电动机声音接近正常时按运行钮使机组投入正式运行。停机操作方式：(a)先按启动屏“停止”按钮，其次断开空气开关。断开闸刀开关。(b)断开总屏空气开关、断开闸刀开关。
2、中控室自动控制步骤：
五、机组启动试运行的外围条件
机组启动试运行的外围条件是所有活动拦污栅已调试好，达到使用功能。外围垃圾已清理干净。已满足机组试运行条件。
六、机组启动试运行的步骤
(1)提升防洪闸闸门、关闭自排闸;
(2)开启循环冷却水电源，启动水泵，对水泵供水; (3)启动室内降温设备; (4)开启主变电源; (5)低压侧主变合闸;
(6)打开1号(或2号、3号)启动柜电源，按下启动开关。
七、机组启动试运行中的紧急停机情况
若发生电机电流异常，水泵、电机声音异常，应立即采取紧急停机措施。
八、机组启动试运行的时间安排
2010年10月22日
九、附
1、机组启动试运行人员安排
2、机组启动试运行主机开(停)机操作规程
3、机组试运行记录表
4、东莞市中小型电力排灌站运行操作规程
5、东莞市中小型电力排灌站运行管理制度
4 机组启动试运行各岗位人员安排
机组启动试运行各岗位人员安排
一、 机组启动试运行领导小组人员： 主管单位：东莞市水利局
东莞市机电排灌管理站
项目法人： 常平镇城乡水利防灾减灾工程建设领导小组办公室 监理公司： 东莞市东水工程监理有限公司 安装单位： 青州市水利建筑总公司
二、 机组启动试运行监护、操作人员： 机电监理：徐智勋 计算机监控：叶淦芬 启动试运行发令人：叶淦芬 启动试运行安全监护： 叶祐华 操作人：谭玉仕
监护人：叶祐华
三、 各岗位监视、巡检人员： 抄表、运行情况纪录： 谭国干 控制室：尹明新 水泵层：张志容 水位监测：张志容 水工建筑物监测：吴华劲
各设备供应厂家代表，在相应设备旁监控，业主安排的管理人员巡视设备运行情况。
铜罐驿区域供水项目TIWS.CP1-2标段
(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，3×1800KW(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，3×2240KW(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，2×315KW，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。
(3)陶家加压泵站因未接通10Kv电源，机组试运行无法进行。陶家加压泵站因目前尚不需要投入运行，业主为节省昂贵的供电规费，10Kv电源暂未供电。
关于百万机组运行管理工作的汇报
从华电国际邹县发电厂两台百万机组开始试运至投产，运行部充分发挥了主人翁的精神，全力投入到了百万机组的建设之中去，利用在百万机组培训以及收资中所学到的各种业务知识，大力优化各种运行方式，精心操作、精心调整，摸索了很多有借鉴经验的试运方案。四期两台一百万机组的投产，创造了全国百万千瓦火电机组安全状况最好、建设速度最快、试运时间最短、工程质量最优、试运指标最佳、环保节能最好的纪录，#8机组更是创下了从机组总启动至机组满负荷168小时试运行结束只利用9天零19个小时，特别是在#7机组投产后的半年试生产期间，在节能降耗方面做了大量的细致而卓有成效的工作，经过半年的考核生产期，现#7机组的各项性能指标均达到或超过了设计值。#7机组也创下了投产后连续运行53天的纪录(春节备用停机)。这成绩的取得是运行人员各方面细致工作的结果，也是运行人员高超操作水平的体现。
一、探索新方法，利用新技术。
1.在#8机组的酸洗过程中，提出BCP参加酸洗，并制定了详细的酸洗措施。BCP参加酸洗存在一定的危险性，如果BCP隔热套不严密，有可能使酸漏到电机中去，这样在酸洗期间，运行人员严密监视BCP的各项参数，就地专人监视BCP的运行情况，时刻保证冷却水畅通，结果证明，BCP参加酸洗，不仅使酸洗时间大大缩短，而且使的酸洗的效果得到了有力的保证。
2.在#8炉吹管过程中，投入磨煤机运行。在#7炉吹管过程中，未投入制粉系统，全部为燃油，燃油量超过了5000t，耗油量特别大。在#8炉吹管过程中，试投了全部的磨煤机，不仅节约了大量的燃油，而且也为总启动节省了调试磨煤机的时间。在试投磨煤机的过程中，运行人员充分考虑到投运磨煤机对锅炉燃烧的影响，特别是受热面壁温的情况，严格控制炉膛出口温度，以保证再热器在干烧状态下不超温，从初投磨煤机的最低煤量开始，逐步摸索经验，煤量逐步增加，为保证燃烧的稳定及煤细浓度在规定范围内，采取了关闭部分BSOD的方法，实践证明，这样不仅使的燃烧稳定，而且也使的压力的控制更加自如。在整个吹管期间，一般情况下为单层油枪投运8只 ，与#7炉相比，投油的数量大大减少。#7炉吹管期间，投油枪的数量为15～20只，而且当时#7炉油枪的出力为1.375t/h，现#8炉油枪的出力为0.8t/h，燃油量为#7炉的1/3。
二、大力进行燃烧优化调整。
#7机组高质量投产后，虽然指标优良，但还存在着许多潜力可挖。#7机组的煤耗偏高，主要的原因是煤粉细度达不到锅炉要求，煤粉中存在大颗粒，灰渣含碳量偏高。运行分析主要的原因磨煤机、风机、
一、二次风配比不合理。为此成立了专门组织机构，主要进行了分离器异物检查清理、回粉管道检查清理和分离器内锥体挡板检查，发现和处理了回粉管道堵塞、分离器内锥体挡板卡涩、脱落等重大缺陷;到潍坊电厂和嘉祥电厂收资和查看，了解解决此类问题的主要进行的工作为：控制煤质、采取措施清除煤中异物，改造分离器挡板检查窗使易于检查，定期清除分离器异物，在落煤斗进口加篦子，改造分离器内锥体挡板，改造回粉管挡板，调整分离器挡板的开度等。从改造后的台磨煤机的运行情况看，煤粉颗粒大的现象已基本消除。
三、重视节能管理，加强运行调整，严格控制各项经济指标。
做到精细化管理，重视每一项指标，加强对运行调整的监督，确保机组的各项参数运行在最佳值。针对机组补水率过大的问题，全面查找机组系统，查找存在内漏、外漏的阀门，使机组的补水率符合标准。
1. 开展指标竞赛，提高运行人员节能降耗的积极性。针对#7机组的实际运行情况，在保证安全生产的基础上，制定了机组指标竞赛办法，充分调动职工的积极性，激励职工的能动性，发挥每一位职工的聪明才智，以开展节能降耗。
2.充分利用运行经验、节约每一度厂用电。
(1)关于锅炉上水。厂家建议采用电泵上水，因我厂四期电泵功率大，为12400MW，如果采用电泵上水，因上水量需要进行控制，因此电泵的空载电流大(200A)。运行人员充分发挥聪明才智，大胆提出了采用前臵泵上水，前臵泵电流在30A，按锅炉上水2个小时计算，每次上水可以节约厂用电6000kWh，大大节约了厂用电。
(2)为了减少电泵的运行时间，运行人员根据百万机组的实际运行情况，提前做好抽真空的工作，真空正常后立即冲转小机，让小机带负荷，电泵备用。大大减少了电泵的运行时间，如果工作做的提前，电泵完全可以在机组启动过程中不运行，厂用电率可大大降低。
(3)随着运行经验的积累，运行人员的运行操作水平逐步提高，在节能降耗工作的开展上投入了更大的精力。特别是在燃油方面，因四期的助燃用油量较大，运行人员根据锅炉燃烧情况，在保证安全的前提下已实现了不投油停磨，因四期每台机组每天的开停磨一般情况下各为2次，这样，以每次燃油3吨计，每天可节油6吨，经济效益效果明显。
四、注意总结经验，进行经验交流
根据运行经验，逐步摸索出了钢球磨煤机配直流炉的一套成熟的控制方法。因直吹式钢球磨煤机的本身特性，磨煤机的给煤量与出粉量不成正比，因此直流炉的水煤比在我们百万机组上很验以数值的方式体现出来。这样一方面要求机组的自动调节要有很高的精度，在另一方面要求运行人员要有着丰富的经验，能够及时判断磨煤机的运行情况，磨煤机的出力任何小小的变化要及时发现并做出相应的措施，以保证水煤比稳定。在其它厂中速磨配直流中，水煤比以数值的方式显示出来，控制水煤比在7～8即可，数值比较直观，这样汽温及负荷控制就比较平稳。而我厂的机组中，水煤比是以屏过出口汽温来表征，因汽温在一定程度上有很大的迟延性，如果等汽温反映出来后，可能会造成过调。因此，运行人员收集了大量的运行实时数据进行归纳汇总分析，在每一负荷下，所对应的给煤量、给水量都进行了比较，能够熟练掌握并做到心中有数，给事故处理提供有力的理论支持和操作指导。
运行部积极组织参加过百万机组建设的人员进行总结，进行经验交流。百万机组、直流锅炉对于我们来说都是陌生的，如何将我们在试运过程中所取得的经验进行总结、提高、升华，集大家所学之精华，共同提高。运行部在每台机组的试运后都及时进行了总结，每个人都写出心得体会，不管是业务还是管理心得，大家面面俱到，总结非常全面。而且还不失时机地出台相应的操作指导，现已下发了大量的操作指导。“直流炉干湿态转换操作指导”“磨煤机启停操作指导”“#
7、8机停机并串操作指导”“RB处理操作指导”“厂用电失去操作指导”等。事实证明，这些操作指导的下发，大力地指导了运行人员的操作，运行人员的操作水平有了更进一步的提高，正确地处理了机组运行中的诸多事故，有力地保证了机组的长周期运行。
运行部 2007-8-3
批准：
审核：
编写：
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
2007年10月8日
三角滩水电站扩容工程
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。
13.3.5 1#机组充水试运行试验全部结束，机组转检修状态，进行全面检查与消缺工作，待一切处理合格后，正式并网，移交电厂转入试生产。
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