机组启动试运行方案改
方案在我们工作与学习过程中起着重要的作用，对于我们进一步开展工作与学习，有着非常积极的意义。那么一份科学的方案是什么样的呢？以下是小编整理的《机组启动试运行方案改》，欢迎大家借鉴与参考，希望对大家有所帮助！
第一篇：机组启动试运行方案改
机组启动试运行方案
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
第二篇：1#机组启动试运行大纲
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。
第三篇：机组启动试运行 组 织 措 施
能投147集中供热1×50MW工程项目部
二〇一一年八月编制
能投147集中供热1×50MW工程项目部
前 言
机组启动试运是全面检验新建电源工程的设备制造、设计、施工、调试和生产准备工作的重要环节，是保证机组安全、可靠、经济、文明地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的关键性程序。
机组启动试运分为“分部试运、整套启动试运、试生产”三个阶段。 分部试运阶段：从高压厂用母线受电开始至整套启动试运开始为止，包括单机试运和分系统试运两部分。
整套启动试运阶段：从机、电、炉第一次整套启动时锅炉点火开始，到完成满负荷试运行移交试生产为止，包括空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段。
试生产阶段：自试运总指挥宣布满负荷试运结束开始，时间为6个月。
编制依据
《火力发电厂基本建设启动及竣工验收规程(1996年版)》(原电力工业部颁)。 《火电工程启动调试工作规定(1996年版)》(原电力工业部建设协调司颁)。 《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》(原电力工业部颁)。 《电力工程达标投产管理办法》(2006版)
1
能投147集中供热1×50MW工程项目部
机组试运行组织措施
1 组织机构设置
1.1启动验收委员会(简称启委会)
启委会是机组整套启动试运的决策机构。启委会应在机组整套启动前组成并开始工作，直到办完移交试生产手续为止。 1.1.1 组织机构
主
任： 师市领导 副主任：
委
员： 师市发改委
师市国资委
师市安监局
师市消防局
技术监督局
师市环保局
师市水利局
开发区管委会
集团公司领导
股份公司领导
石河子国能投资有限公司
石河子质量监督站
自治区电力公司质监站站长
147团领导
筹建处主任
调试单位领导
设计方设总
监理方领导
施工方领导
设备厂家代表
2
能投147集中供热1×50MW工程项目部
1.1.2 启委会职责
1.1.2.1在机组整套启动试运前：审议试运指挥部有关机组整套启动准备情况的汇报，协调整套启动的外部条件，决定机组整套启动的时间和必须具备的启动条件及其他有关事宜。
1.1.2.2在整套启动试运中：听取试运指挥部有关机组整套启动试运情况的汇报，研究决策试运指挥部提交的重大问题。
1.1.2.3在整套启动试运后：审议试运指挥部有关整套启动试运和交接验收情况的汇报，协调整套启动试运后的未完成事项，支持移交试生产的签字仪式，办理交接手续。
1.2 试运指挥部
试运指挥部从分部试运开始的一个月前组成并开始工作，直到办完移交生产手续为止。由总指挥和副总指挥组成。 1.2.1 组织机构
总指挥：
副总指挥：
1.2.2 试运指挥部职责
1.2.2.1 全面组织、领导和协调机组启动试运工作。 1.2.2.2 对试运中的安全、质量、进度、和效益全面负责。 1.2.2.3 负责审批启动调试大纲、调试方案及措施。
1.2.2.4启动验收委员会成立后，在主任委员的领导下，筹备启动验收委员会全体会议;启动验收委员会闭会期间，代表启动验收委员会主持整套启动试运的常务指挥工作。
1.2.2.5 协调解决启动试运中的重大问题。
1.2.2.6 组织、领导、检查和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。
1.3 试运指挥部下设分部试运组、整套试运组、验收检查组、生产准备组、综合组、试生产组等共6个专业组，每个专业组可下设若干个专业小组。 1.3.1 分部试运组
3
能投147集中供热1×50MW工程项目部
组
长：
副组长：
成
员：
1.3.1.1 职责
1.3.1.1.1负责分部试运阶段的组织协调、统筹安排和指挥领导工作。 1.3.1.1.2 组织和输分部试运后的验收签证及资料的交接等。 1.3.2 整套试运组
组
长：
副组长：
成
员：
1.3.2.1 职责
1.3.2.1.1 负责核查机组整套启动试运应具备的条件，提出整套启动试运计划。 1.3.2.1.2 负责组织实施启动调试方案和措施。
1.3.2.1.3 全面负责整套启动调试的现场指挥和具体协调工作。 1.3.2.1.4 审查启动试运有关记录和调试报告。 1.3.3 验收检查组
组
长：
副组长：
成
员：
1.3.3.1 职责
1.3.3.1.1 负责建筑与安装工程施工和调整试运质量验收，及评定结果、安装调试记录、图纸资料和技术文件的核查和交接工作。
1.3.3.1.2 组织对厂区外与市政、公交有关工程的验收或核查其验收评定结果。 1.3.3.1.3协调设备材料、备品备件、专用仪器和专用工具的清点和移交工作。 1.3.3.1.4打印调整试运质量验收及评定结果、安装调试记录、启动试运记录及图纸资料、技术文件的核查和交接工作。
1.3.3.1.5负责试运设备及系统代保管手续和签证资料核查，验收和交接工作。 1.3.4 生产准备组
组
长：
4
能投147集中供热1×50MW工程项目部
副组长：
成
员：
1.3.4.1 职责
1.3.4.1.1负责核查生产准备工作，包括运行和检修人员的配备 、培训情况，所需的规程、制度、系统图表、记录表格、安全用具等配备情况。 1.3.4.1.2核查运行和检修人员的配备、培训和持证上岗情况。
1.3.4.1.3核查设备挂牌、阀门及开关编号牌、管道流向指示、阀门开关转向标志、安全警示标志等表示和悬挂情况。
1.3.4.1.4核查生产维护器材配备及煤、油、水等动力能源准备和储备情况。 1.3.4.1.5核查生产操作用安全工器具的配备情况。 1.3.4.1.6核查与生产相关的其他各项准备工作情况。
1.3.5 综合组
组
长： 副组长：
1.3.5.1 职责
1.3.5.1.1负责试运指挥部的文秘、资料和后勤服务等综合管理工作。 1.3.5.1.2发布试运信息。
1.3.5.1.3 核查协调试运现场的安全、消防和治安保卫工作。
1.3.6 试生产组
组
长：
副组长：
成
员：
1.3.6.1职责
1.3.6.1.1负责组织协调试生产阶段的运行、调整试验、调试、性能试验和消缺等各项工作。
1.3.6.1.2负责实施基建未完项目，协调组织与工程有关各方按合同和《《启规(1996年版)》》要求继续履行职责。
5
能投147集中供热1×50MW工程项目部
1.3.6.1.3负责组织协调试生产和达标投产工作计划的全面实施。 附录1 参与机组启动试运的有关单位的主要职责
参与机组启动试运的有关单位主要有建设单位、施工单位、调试单位、生产单位、设计单位、设备制造单位、质量监理部门、电网调度部门等。这些单位与工程的建设单位都有相应的合同关系，他们对机组的启动试运应负的责任都应该按照合同规定办理。同时，还要遵照《《启规(1996年版)》》确定的主要职责范围执行。
1 建设单位的主要职责
1.1建设单位是代表建设项目法人和投资方对工程负有全面协调管理责任，全面协助试运指挥部做好机组启动试运全过程的组织管理工作。
1.2协助试运指挥部建立、健全机组启动试运期间的各项工作制度，明确参加试运各有关单位之间的工作关系。
1.3参加试运各阶段的工作检查和交接验收、签证等日常工作。
1.4协调解决合同执行中的问题个外部关系。组织协调解决非施工、调试原因造成的，影响机组正常启动试运、无法达到合同规定的考核指标和设计水平，所必须进行的消缺、完善化工作。
1.5组织对非主体调试单位进行的局部调试项目的检查验收工作。 1.6组织协调设备及系统代保管有关问题。
1.7协助试运指挥部做好对整套启动试运应具备的建筑、设备及系统安装等现场条件的巡视核查工作。
1.8组织协调试运现场的安全、消防和保卫工作。
1.9协助试运指挥部组织研究处理启动试运过程中发生的重大问题，并提出解决方案。
1.10落实启动试运期间机组性能试验、考核性试验项目的承担单位，签订合同，落实费用，组织协调，做好测点、测试装置的预安装等准备工作。
1.11按原电力工业部机组达标考评要求，组织协调落实机组达标投产有关事宜。 1.12试生产期满后，对无条件解决的试验项目和未能达到设计要求，合同标准的考核指标、向有关主管单位提出专题报告。
6
能投147集中供热1×50MW工程项目部
1.13组织编写机组性能评价报告。
1.14组织有关单位按国家电力公司要求，向生产单位移交工程档案资料。 1.15负责向参加机组移交签字的单位发送机组启动验收交接书、机组移交生产交接书、整套试运工作总结、试生产工作总结等。
1.16不是电网主管单位的建设项目法人承建的机组，应与电网主管单位事先签订机组并网协议。
2 施工单位的主要职责
施工单位除应完成合同规定的建筑和安装工程外，还应按规定要求履行以下职责：
2.1优先完成启动试运需要的建筑、安装工程及试运中临时设施的施工。 2.2做好试运设备与运行或施工中设备的安全隔离措施和临时连接设施。 2.3在试运指挥部领导下，在调试等单位配合下，牵头并全面负责完成分部试运，协调各有关单位之间的配合与协作。
2.4组织编审并实施分部试运阶段的计划、方案和措施。 2.5全面完成分部试运中的设备单体调试和单机试运工作。
2.6负责召集有关单位和有关人员研究解决分部试运过程中出现的有关问题。 2.7在试运指挥部领导下，负责分部试运工作完成后的交接、验收签证工作。 2.8组织编写分部试运工作总结。
2.9提交分部试运阶段的记录、总结、报告和有关文件、资料。 2.10负责向生产单位办理设备及系统代保管手续。
2.11参与并配合机组整套启动试运工作。负责整套启动试运范围内设备和系统的维护、检修、消缺工作。
2.12接受建设单位委托，负责消除非施工原因造成的影响启动试运的设备缺陷。 2.13按照委托合同要求，做好机组性能试验所需测点和测试装置的安装工作。 2.14在机组试生产阶段，仍应负责施工缺陷的消除工作，并继续完成施工未完成项目。
2.15在机组移交试生产前，负责试运现场的安全、消防、治安保卫和文明启动工作。
7
能投147集中供热1×50MW工程项目部
2.16机组试生产阶段结束后，尽快提出试生产期的施工总结。
2.17在建设单位组织下，在试运指挥部协调下，按照规定向生产单位移交与机组配套的文件资料、备品配件和专用工具等。
3 调试单位的主要职责
3.1按合同要求负责编制调试大纲，分系统及机组整套启动试运的调试方案和措施。
3.2按合同要求提供或复审非主体调试单位编制的分部试运阶段的调试方案和措施。
3.3按合同要求完成所承担的分系统调整试运工作。确认非主体调试单位承担的调试项目是否具备进入分系统试运和整套启动试运条件。 3.4参与分部试运后的验收签证工作。
3.5全面检查启动机组所有系统的完整性和合理性。
3.6按合同要求组织协调并完成启动试运全过程中的调试工作。 3.7负责提出解决启动试运中重大技术问题的方案和建议。
3.8组织并填写调整试运质量验评表格。整理所承担分系统试运和整套启动试运阶段的调试记录。
3.9机组整套启动试运阶段完成并移交试生产后，一个半月内向建设单位提交整套启动试运调试报告及工作总结。
3.10在机组试生产阶段，应按计划继续完成未完成的调试项目，并积极处理试生产过程中出现的调试问题。
3.11按合同要求完成机组的性能考核和性能试验项目，并提交相应的技术报告。 3.12配合建设单位做好机组“达标投产”的相关工作。
4 生产单位的主要职责
4.1在机组整套启动试运前，负责完成各项生产准备工作，包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物资的供应。
4.2配合调试进度和电网调度部门的要求，及时提供电气、热控等设备的运行整定值。
8
能投147集中供热1×50MW工程项目部
4.3参加分部试运及分部试运后的验收签证。
4.4做好运行设备与试运设备的安全隔离措施和试运所需临时系统的连接措施。 4.5在启动试运中，负责设备代保管和单机试运后的启停操作、运行调整、事故处理和文明生产。对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议。 4.6认真编写设备的运行操作措施、事故处理措施和事故预防措施。 4.7组织运行人员配合调试单位做好各项调试工作和性能实验工作。
4.8机组移交试生产后，即全面负责机组的安全运行和维护管理工作。应认真调整运行参数，达到设计和规定指标。
4.9按《新建发电机组启动试运阶段可靠性评价办法》规定，对试运机组在启动试运阶段的启、停和运行情况进行可靠性统计和评价。
4.10机组试生产阶段结束后，在建设单位组织下，在试运指挥部协调下，对基建施工单位移交的工程档案和文件、图纸、资料等进行接收，并按档案管理要求归档管理。
4.11参加机组启动验收交接、移交生产交接和工程竣工验收的签证工作。
5 设计单位的主要职责
5.1负责必要的设计修改和必要的设计交底工作。
5.2配合处理机组启动试运阶段发生的涉及设计方面的问题和缺陷，及时提出设计修改和处理意见，作好现场服务工作。
5.3机组试生产阶段结束后，及时提出试生产期设计修改和设计完善化工作报告。 5.4按照《启规(1996年版)》《火力发电厂工程竣工图文件编制规定》以及与建设单位签订的合同，按期完成竣工图及其文件的编制。向建设单位提交完整的、符合现场实际的竣工图(既包括那些能覆盖该工程的施工图，也包括给制竣工图之前被设计单位同意认可的设计变更及变更设计)。对竣工图的技术要求、套数和费用标准等，按电力部和电力规划总院的要求执行。
6 制造单位的主要职责
6.1完成合同规定的，由制造厂家承担的调试项目，并及时提供相应的调试资料和技术报告。
9
能投147集中供热1×50MW工程项目部
6.2按合同规定对机组启动试运进行技术服务和技术指导。
6.3及时解决影响机组启动试运的设备制造缺陷，协助处理非制造厂家责任的设备问题。
6.4协助试运现场及有关单位完成有关设备的性能试验项目。
6.5试运设备未能达合同规定性能指标的制造厂家，应与建设单位及有关单位研究处理意见，提出改进措施、或作出相应结论，并提出专题报告。
7 电网调度部门的职责
7.1积极配合机组启动试运，按电网主管部门指示或与工程建设项目法人签订的合同要求，及时提供归其管辖范围的线路、设备运行参数及其继电保护装置的整定值。
7.2核查并网机组的通信、远动、保护、自动化和运行方式等的实施情况。 7.3审批机组的并网申请和可能影响电网安全运行的调整、试验方案。 7.4实施对并网试运机组的全面调度管理。
7.5在电网安全许可的前提下，提供条件满足试运机组的消缺、调试、试验需要，讲行积极、能动性的调度配合。
8 监理部门的主要职责
8.1按合同要求代表建设单位对机组启动试运阶段的全过程进行监理工作。 8.2参与审查调度计划、方案、措施和调试报告。
8.3协助试运机组的分部试运工作，参与机组的整套启动试运工作，协调调试进度，参与试运验收。
8.4对试运机组在试生产阶段出现的设计问题、设备质量问题、施工问题等，提出监理意见。
8.5按合同要求，监督工程建设中各有关单位工程档案资料的搜集、整理和归档工作，确保建设单位向生产单位移交档案工作的顺利实施。
8.6机组试生产阶段结束后，尽快向工程建设单位提交包括机组启动试运阶段监理文件在内的、合同规定监理项目的有关监理文件、资料和总结报告。 8.7参与工程竣工预验收工作。
10
能投147集中供热1×50MW工程项目部
附录2 机组启动试运前专业调试人员应做的前期准备工作
一、锅炉专业
1熟悉下列标准、规范和规程：
1.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》。 1.2《电力建设施工及验收技术规范》 1.3《火电工程启动调试工作规定》
1.4《电力工业锅炉监察规程》
1.5《火电工程调整试运质量检验及评定标准》
1.6《火电机组移交生产达标考核评定办法(1998年版)》 1.7《火电机组启动蒸汽吹管导则》
1.8设备制造厂家有关的技术标准、规范和技术要求 1.9《火电机组启动验收性能试验导则》 1.10《电业安全工作规程》
2 收集有关技术资料，例如设备系统、图纸、说明书，制造厂家的设计、运行和维护手册，有关文件、相关标准、调试新技术，同型机组调试总结、启动调试经验介绍等。
3了解锅炉设备系统安装情况，现场核查、查看安装记录等。
4通过了解，对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议。 5准备和核验测试需要的仪器仪表。 6 编写锅炉设备系统启动调试方案和措施。
7 配合相关专业制定启动调试有关措施，例如炉前系统水冲洗或化学清洗措施、锅炉本体化学清洗措施、锅炉范围的自动装置投入措施、汽轮机甩负荷试验措施、汽轮机旁路系统调试投入及负荷变动试验措施等。
二、汽轮机专业
1 熟悉下列标准、规范和规程：
1.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》
11
能投147集中供热1×50MW工程项目部
1.2 《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机篇) 1.3《火电工程启动调试工作规定》
1.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》
1.5《火电机组移交生产达标考核评定办法(1998年版)》 1.6《电力基本建设工程质量监督规定》 1.7《汽轮机甩负荷试验导则》 1.8《火电机组启动蒸汽吹管导则》 1.9《火电机组启动验收性能试验导则》 1.10《电业安全工作规程》
2 收集有关技术资料，例如设备系统图纸、说明书，制造厂家的设计、运行和维护手册、有关文件、相关标准、调试新技术，同型机组调试总结、调试经验介绍等。
3 了解锅炉设备系统安装情况，现场核查、查看安装记录等。 4对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议。 5准备和核验测试需要的仪器仪表。
6 编写汽轮机设备系统启动调试方案和措施。 7配合化学专业制定炉前给水系统酸洗或碱洗方案。
三、电气专业
1熟悉下列标准、规范和规程。
1.1《电气设备交接试验标准》 1.2《继电器校验规程》 1.3《电气指示仪表检验规程》 1.4《电力系统自动装置检验条例》
1.5《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》 1.6《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1.7设备制造厂家有关的技术标准、规范和技术要求 1.8电气专业相关行业的技术标准、规范 1.9《火电工程启动调试工作规定》
12
能投147集中供热1×50MW工程项目部
1.10《电业安全工作规定》
2收集有关技术资料，例如设备系统图纸、说明书，制造厂家的设计、运行和维护手册、有关文件、相关标准、调试新技术，同型机组调试总结、调试经验介绍等。
3 参加施工图纸的会审
4 了解电气设备系统安装情况，现场核查、查看安装记录等 5 对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议
6 熟悉电气一次主接线，对机组和升压站的继电保护自动装置进行全面了解 7 熟悉全厂电气设备系统的性能特点及有关
一、二次回路图纸和接线 8 根据施工计划结合施工进度及质量情况，编制、调试进度计划 9 编制电气设备系统调试大纲及整套启动电气试验方案和措施 10 准备和校验调试用的试验设备和仪器、仪表 11 升压站和厂用受电方案 11.1编制升压站受电方案
11.2 编制厂用高、低压系统受电方案
11.3 检查了解电气设备的试验记录是否满足《电气设备交接试验标准》规定的要求
11.4 检查了解直流系统、中央信号系统是否正常
11.5检查了解各系统电气设备的控制、测量、音响和灯光信号是否正确。 11.6检查了解各保护装置的保护定值整定是否正确。
11.7检查了解各保护装置应该投入的跳闸压板及安全设施是否投入，自动和连锁回路是否正常. 11.8参加升压站和厂用电受电。
11.9与电力系统调度配合进行升压站母线受电，电源定相或并列，启动变压器(或备用变压器)五次冲击及励磁涌流录波等各项试验。
11.10检查各级母线电压数值、相序、相位、仪表提示是否正确。 11.11协助整理试验记录和调试报告。
四、热控专业
13
能投147集中供热1×50MW工程项目部
1熟悉下列标准、规范和规程：
1.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》 1.2《电力建设施工及验收技术规范》
1.3《火力发电厂热工仪表及控制装置监督条例》 1.4《火力工程调整试运质量检验及评定标准》 1.5《热工仪表及控制装置检修运行规程》 1.6《火电机组热工自动投入率统计方法》 1.7《模拟量控制系统负荷变动试验导则》
1.8设备制造厂家有关的技术标准、规范和技术要求 1.9热工控制专业相关行业技术标准、规范。 1.10《电业安全工作规程》
2收集有关技术资料，例如设备系统图纸、说明书、制造厂家的设计、运行和维护手册，相关标准，调试技术，同型机组热控系统调试总结、调试经验介绍等。 3熟悉机组热力系统及主、辅机的性能好特点。
4掌握所采用的热控设备的技术性能，对新型设备的技术难题进行调查研究，提出解决办法。
5审查热控系统原理图和组态图。
6了解热控设备安装情况，现场核查、查看安装记录等。 7对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议。 8按照合同规定，参加大型和主要的热控设备出厂的调试验收工作。 9受建设单位委托或邀请，参加设备选型和统计联络会议。 10准备和校验调试用的试验设备及仪器、仪表。 11编制机组启动试运热控专业调试方案、措施。
12、配合汽轮机、锅炉等相关专业制订有关调试方案。
五、化学专业
1熟悉领会下列标准、规范和规程：
1.1《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1.2《火力发电厂锅炉化学清洗导则》
14
能投147集中供热1×50MW工程项目部
1.3《化学监督制度》
1.4《电力基本建设热力设备化学监督导则》 1.5《火力发电厂听(备)用热力设备防锈蚀导则》 1.6《污水综合排放标准》 1.7《电力环境监测技术规范》
1.8《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》 1.9设备制造厂家有关的技术标准、规范和技术要求。 1.10化学专业相关行业的技术标准、规范。
2收集有关技术资料，例如设备系统图纸、说明书、制造厂家的设计、运行和维护手册，相关标准，调试技新术，同型设备启动调试总结、调试经验介绍等。 3掌握所采用的化学设备的技术性能、特点，对新型设备的技术难题进行调查研究，提出解决办法。
4对设计、安装和制造方面存在的问题和缺陷提出改进建议。 5了解化学设备安装情况，现场核查、查看安装记录等。 6准备和校验调试用的试验设备及仪器、仪表。 7编制机组启动试运化学专业调试方案、措施。 8配合汽轮机、锅炉等相关专业制订有关调试方案。 9进行必要的小型试验：
9.1各种药品纯度、浓度等指标的鉴定。 9.2凝聚剂浓度和添加量小型试验。 9.3水处理设备垫层的质量鉴定。 9.4离子交换树脂特殊性能的鉴定。 9.5循环水处理加药最佳剂量的选择。 9.6化学清洗小型试验。
15
能投147集中供热1×50MW工程项目部
附录4
试运管理制度目录
1 试运期间工作票管理制度。 2 试运期间交接班及值班管理规定。
3 关于强化机组试运期间指挥调度纪律的规定。 4 分部及整套试运后四方验收制度。
5 试运期间指挥部例会及专题会议管理制度。 6 试运专用证使用规定。 7 试运现场安全管理制度。 8 试运期间缺陷管理办法。
16
能投147集中供热1×50MW工程项目部
试运期间工作票管理制度
1 目的
设备调试、试运和机组总启动是新建机组投产前检验设备性能的关键阶段，是机组投产后安全、稳定、连续、高效运行的保证。为了对机组调试期间发现的设备、系统缺陷进行规范化管理，保证能投147项目部1×50MW工程机组调试试运工作有计划、有组织地进行，确保机组试运及总启动期间的人身、设备安全，特制定本规定，望各参建单位严格执行。 2 适用范围
本规定适用于机组分步试运及总启动期间所有与机组施工、调试、消缺等有关的相关工作。所有参建单位，调试单位，筹建处各部室必须严格遵守本制度。 3 使用要求
3.1 设备和系统代管前的缺陷消除工作，执行施工单位缺陷消除的有关规定和相关工作票制度，由施工单位自行负责。
3.2 设备和系统代管后，所有的缺陷消除工作必须执行本工作票管理制度。 3.3 代管设备系统范围外以及有关的临时系统的所有安全措施由施工单位负责办理。
3.4 代管设备系统范围内的所有安全措施由筹建处运行人员负责办理。 3.5 由于事故抢修或夜间必须进行的临时性工作，经值长同意后可不用工作票，但需明确工作负责人和工作许可人，做好安全措施，并将各项安全措施详细记录在运行值班记录中。
3.6 在重点防火区、试运区内有动火工作的项目，必须按相关动火管理制度的规定办理动火工作票，动火工作票必须与热机工作票同时使用。
3.7 工作终结后，应按照规定输工作终结手续，填写临时检修交待表并签字。 3.8 需要设备停送电的，应使用设备停送电联系单，随工作票一起一式两份并编号。
3.9下列情况下必须在工程部办理工作许可手续：
3.9.1 对试运设备进行消压、放水、吹扫等任何一项安全措施的检修工作; 需要运行值班人员在运行方式、操作调整上采取保障人身、设备安全措施的检修工作;
17
能投147集中供热1×50MW工程项目部
3.9.2 在热工保护、安全自动装置、热工控制系统上进行的工作; 3.9.3 在高压设备上工作，需要全部停电或部分停电者;
3.9.4 高压室内的二次接线和照明等回路上的工作，需要将高压设备停电或做安全措施者;
3.9.5 带电作业和在带电调和外壳上工作;
3.9.6 在控制盘和低压配电盘、配电箱、电源干线上工作; 3.9.7 二次接线回路上的工作，无需将高压设备停电者;
3.9.8转动中的发电机、同期调相机的励磁回路或高压电动机转子电阻回路早的工作;
3.9.10 非当值值班人员用绝缘棒和电压互感器定相或用钳形电流表测量高压回路和电流。 4 工作票编号
4.1 工作票编号要求以专业为单位统一编号，编号原则为 各专业取第一个汉字+年号(4位)+月号(2位)+编号(4位)。 如：汽机2011年11月第1份“临时”工作票编号为：机2011-11-0001。 各专业取汉字为：机、炉、电、控、燃(含脱硫、除灰)、化。 4.2 动火工作票编号要求以专业为单位统一编号，编号原则为： H+各专业取第一个汉字+年号(4位)+月号(2位)+编号(4位)。 H——代表动火;×——代表
1、2级。
如汽机2011年11月份第1份“临时”一级动火工作票编号为：H1机2011-11-0001。 5 管理制度
5.1 机组试运及总启动期间的所有工作，相关施工单位必须严格执行《电业安全工作规程(动力部分)》、《电业安全工作规程(变电部分)》规定的工作票制度和保证安全的组织措施以及新疆天富热电股份有限公司《工作票管理规定》等相关规程、规定。
5.2 机组试运开始，施工单位人员进入运行设备区域工作，实行工作票双负责人监护制，即工作票负责人由施工单位和筹建处各一名具有该资质的人员担任，且工作期间两名工作负责人不得离开工作现场。
5.3 施工单位在机组试运前应将工作票签发人、工作负责人的名单书面(盖单位
18
能投147集中供热1×50MW工程项目部
公章)上报筹建处安监部审查，经考试合格，由筹建处安监部公布后执行。筹建处工作票签发人、负责人、工作许可人应以审批公布下发的人员名单为准。 5.4 办理工作票时使用筹建处统一印刷的工作票，由相关施工单位具备签发资格的人员签发。
5.5 工作票执行程序严格按照《电业安全工作规程》、新疆天富热电股份有限公司《工作票管理规定》执行。 6 监督与考核
筹建处安监部负责对机组试运和总启动期间的工作票使用情况进行检查，发现违章使用的情况将进行通报批评并按照规定考核。
19
能投147集中供热1×50MW工程项目部
试运期间交接班及值班管理规定
为规范机组试运期间的交接班管理，提高工作效率，确保锅炉吹管和整组启动工作的顺利进行，经启动试运指挥部研究决定，特制定下发机组启动试运期间交接班管理规定，希望各参建单位认真执行。
1 试运期间采用12小时两班工作制，交接班会议时间为早8：30及晚20：30。 2 参加交接班会议人员： 2.1 公司试运指导工作组。
2.2 试运指挥部总指挥及各副总指挥。 2.3 整套试运组组长、副组长。 2.4 验收检查组组长。 2.5 综合组组长。 2.6 监理公司代表。 2.7 设计院代表。 2.8 值班指挥及有关人员。
3 交接班会议由整套试运组组长或第一副组长主持。会议应准时召开，时间一般不超过20分钟。 4 交接班会议程序。
4.1 主持会议者宣布会议开始。
4.2 试运组汇报本班试运情况及存在的问题，交代下班注意事项。 4.3 施工单位汇报本班安装消缺情况及存在的问题。 4.4 调试单位汇报当班调试情况 4.5 监理单位汇报监理意见
4.6 设计单位汇报代表汇报有关设计设计的工作。 4.7 总指挥或副总指挥做指示，并安排工作目标。 4.8 整套指挥组组长安排下班工作。 4.9 上级领导讲话。
4.10 主持会议者宣布会议结束。
5 若遇重大技术问题，由专业组讨论，提出处理意见，交试运指挥部。 6 遇到有重大操作和试验项目时，可适当推迟交接班时间。
20
能投147集中供热1×50MW工程项目部
7 交接班要求精练、高效、做到交班明白，接班清楚。
8 凡属于设备及系统的启停命令，由试运行当班指挥向运行值班人员下达。 9 凡属于设备及系统的消缺命令由施工单位当班指挥向施工单位值班人员下达。
10 凡属于设备及系统调试中存在的问题，由调试单位当班指挥通知调试工程师。 11 设计、制造问题由综合组归口管理。
21
能投147集中供热1×50MW工程项目部
关于强化机组试运期间指挥调度纪律的规定
为进一步强化机组吹管及整套启动试运期间生产调度纪律，保证政令畅通，确保吹管及整套启动试运期间的人身及设备安全和各项试运工作的顺利进行，经试运指挥部研究，现明确机组吹管及整套启动试运期间生产调度纪律。特此通知，望各单位认真执行。 具体要求如下：
1、当班值长在试运指挥部总指挥、副总指挥、值班指挥领导下，负责机组当值运行调度和生产指挥。
2、当班值长负责执行调度中心下达的各项试运命令，参与试运的各级运行人员只有接到运行值长的命令后，方能执行。
3、强化调度纪律，统一指挥，值长对地区调度负责，设备启动前各运行班组主操必须将检查情况向运行值长汇报，在影响启动的设备缺陷未消除前，不允许启动设备。
4、严格两票三制，严格运行规程，设备已属筹建处代管的由运行人员操作，施工单位配合。未代管的设备和系统的操作，以施工单位为主。设备试运期间的缺陷处理，必须按规定办理工作票。
5、试运期间，施工单位申请设备停送电必须由施工单位申请部门使用停送电申请单。申请人应对设备名称的正确性负责，且对该设备是否具备停送电条件负责。 试运期间的事故处理以运行人员为主，各级运行人员在值长的统一指挥协调下，迅速按规程规定处理，未代管的设备和系统的事故应及时联系施工单位处理。
6、机组吹管及整套启动期间，值长协调处理好公用系统的运行方式，确保试运机组的安全运行。
7、其他未尽事宜按指挥部措施和规程处理。
22
能投147集中供热1×50MW工程项目部
分部及整套试运后四方验收制度
为贯彻执行原电力工业部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》(1996年版)，保证设备及其系统在整套启动过程中安全可靠，提高机组的投产移交水平面，特制定本制度。
1 本制度适用于机组分部试运后，整套启动前的验收签证。
2 四方验收签证项目范围，由施工单位提出，监理组织建设、生产、施工、调试等有关单位结合本工程的特点，经过充分讨论而确定，报试运指挥部批准。
四方验收签证，是指由生产(建设)单位、调试单位、施工单位、监理单位四方代表共同对系统分部试运结果检查认定并签字验收。 3 四方验收签证卡的制定原则：
3.1 四方验收签证是对机组单机试运和分系统试运工程质量的考核，确定其是否具备参加整套试运的条件。 3.2 四方验收签证的接口划分：
3.2.1四方验收签证的接口界限，即是从机组单机试运和分系统试运开始至结束的动态过程或静态模拟试验过程的检验，以达到能够参加整套试运的条件为标准。
3.2.2 在四方签证卡项中，当某些设备及其系统性能考核要延伸到整套试运过程中才能得以验证时，此卡项应取消，不作为本次验收签证的范围。 3.3 四方验收签证卡的内容：
3.3.1 属单机试运后的验收签证卡只检查试运的技术记录和验收签证，及存在缺陷的处理情况。单机试运主要是辅机，包括电动机及其电气部分试运，带动机械部分试运和带负荷单系统试运等。
3.3.2 单机试运合格后,对辅机分系统进行空载和带负荷的调整试运.此阶段的验收卡项作为四方签证的重点。此卡项的编写要尽量详细(包括每一个开关、阀门及控制设备等要动作正常)，通过验收签证工作，检查各系统试运是否按规定程序进行，检查技术文件、技术记录符合厂家及设计要求，确定其是否具备参加整套试运的条件。
3.4 四方验收签证卡的专业划分：
3.4.1 凡电气、热工专业自成系统的项目可独立设验收签证卡。
23
能投147集中供热1×50MW工程项目部
3.4.2 凡电气和热工配合机务、化学专业的项目，一律列入机务、化学专业的验收签证卡。
3.5 验收中遇到下列情况之一，可填入签证卡《主要问题》栏后进行签证。 3.5.1 因设备缺件，短时难以解决，而又不影响人身设备安全运行者。 3.5.2因设备缺陷，难以达到设计的要求，短时难以处理。但采取措施后可避免者。
3.5.3 因设备或设计问题变更，拖延工期较长，但不影响人身设备安全者。 3.5.4 因设计变更，拖延工期较长，但不影响人身设备安全者。
3.5.5对于总启动前尚未完成的个别验收签证项目，采取措施后，不影响整套启动，经总指挥批准，可推迟在总启动中进行。
4 四方验收签证工作应由分部试运组负责组织，施工单位牵头，生产(建设)、调试、监理单位各配一位专人负责配合工作。参加四方签证的人员必须熟悉签证项目的业务，一般应具有工程师的技术职称，签证人员要全过程参加分系统试运工作，并认真签证，要为工程质量负责。
5 为保证验收签证工作顺利进行，签证人员要积极参加单机试运工作，施工单位要提前将要进行的单机试运项目通知有关单位，使签证人员及时到位，以便在现场根据《火电工程调整试运质量检验及评定标准》完成单机试运签证，为分系统试运创造条件。
6 单机试运签证项目未经生产(建设)、施工、监理单位的工程技术人员验收签证者，不准参加分系统试运。
7 分系统验收签证项目未经调试单位调试工程师，生产(建设)、施工、监理单位的工程技术人员验收签证者，不准参加整套启动。
8 四方验收签证工作结束后，根据原电力工业部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》的要求，质监中心站在机组整套启动前对已完成并验收签证的分部试运项目和与整套启动有关的建筑安装工程进行质量监督检查，认定、评价合格后转入整套启动试运阶段。
24
能投147集中供热1×50MW工程项目部
试运期间指挥部例会及专题会议管理制度
为规范各种分部试运会议的管理，提高工作效率，更好地协调能投147项目部1×50MW新建工程分部试运中各有关单位之间的关系，及时解决工程建设出现的各种问题，确保机组分部试运工作的顺利进行，特制定如下会议管理制度。 1 参加人员
1.1 副总指挥：原则上每周至少参加一次会议，特殊情况可派代表。 1.2 分部试运领导小组成员、各专业小组组长必须参加。 2 会议时间
2.1 时常会议：分部试运阶段从单机调试开始每日16：30时召开。 2.2 专业协调会：由分部试运领导小组成员根据工作实际需要确定。 3 会议主持
分部试运日常会议由分部试运领导小组组长主持，组长不在时由常务副组长主持。 4 会议纪要
综合组负责会议纪要的起草、发送，会议主持人签发。 5 其他要求
5.1 如遇特殊情况需要更改会议时间、地点或取消会议，召集单位应提前通知各有关单位。
5.2 如有特殊情况不能参加会议，必须向分部试运领导小组组长请假。 5.3 对会议形成的决议，各单位必须严格执行。
25
能投147集中供热1×50MW工程项目部
试运专用证使用规定
为做好机组试运及总启动工作，保证重点部位和现场的安全，使试运工作有序，便于管理，经能投147项目部热电联产工程整套启动试运指挥部同意，特制定整套启动“试运专用证”使用规定，望参加试运的各单位认真遵照执行。 1 机组“试运专用证”按颜色区分，不同颜色证件使用人员及范围如下： 1.1 红色证：可在各施工试运现场通行，为整套启动试运正、副总指挥，指挥组专用证。
1.2 粉红色证：可进入集控室、电子间及现场各处。使用人员：筹建处各职能部室需进入集控室工作的管理人员，需要进入集控室联系工作的人员，参加试运的全部运行人员，电建公司领导及各施工专业需要进入集控室联系工作的人员，各施工专业需要进入集控室联系工作的人员。监理单位领导、各专业人员，调试所领导及工作人员。
1.3 蓝色证：不得进入集控室、电子间、配电室工作，只允许在一般现场进行工作。
1.4 黄色证：为试运参观证。参观人员需在接洽单位工作人员的陪同下进入试运现场，参观结束后，请将参观证交回接洽单位工作人员。
2 筹建处安保部是“试运专用证”的归口管理部门。负责试运证的制作、办理登记和管理工作。
3 在机组总启动期间，根据启动试运工作的需要了给参加试运人员，参加试运人员进入现场必须佩戴“试运专用证”。
4 “试运专用证”只允许本人使用，应妥善保管，不得转借，如有丢失，向办理部门报告并登记。
5 现场保卫人员应严格按规定检查进入现场的人员，禁止无证人员进入试运现场，佩戴不符合进入该区域要求证件的，禁止进入该区域。
6 来访、参观人员进入试运现场必须佩戴“试运参观证”，同时必须在接洽单位有关人员陪同下进入现场。
7 已办理的“临时工作证”、“特别通行证”等证件不能替代“试运专用证”使用，进入试运现场必须佩戴筹建处发放的“试运专用证”。
26
能投147集中供热1×50MW工程项目部
试运期间缺陷管理办法
1 总则
为了及时发现和消除机组试运期间的各种缺陷，保证试运工作顺利进行，提高工程质量，特制定本管理办法。 2 适用范围
本管理办法适用于能投147项目部1×50MW热电联产工程机组试运期间的缺陷管理。 3 职责分工 3.1 试运指挥部
3.1.1 试运指挥部是机组试运缺陷的最高管理部门，负责制定有关缺陷管理制度。 3.1.2 对工程试运缺陷管理进行检查和监督。 3.2 试运指挥部综合组
3.2.1 试运指挥部综合组是机组试运缺陷的综合管理部门。 3.2.2 主要负责缺陷处理单接收、登记、发放等事务管理。 3.3 设计、施工、设备供应单位
3.3.1 成立试运缺陷管理机构，指定专人负责试运缺陷综合管理工作。 3.3.2 负责机组试运期间的缺陷处理和配合验收工作。 4 过程管理
4.1 机组试运期间，建设单位、生产准备、监理公司等单位工程技术人员发现缺陷后，按要求填写《试运缺陷处理单》(一式两份)，经部门负责人审核确认后，提交试运指挥部综合组。
4.2 综合组收到《试运缺陷处理单》后，进行统一编号、登记、建立台账，并下发相关缺陷责任单位。
4.3 缺陷责任单位接到《试运缺陷处理单》后，应尽快按要求组织整改。 4.4 缺陷处理结束后，责任单位将缺陷处理情况填入《试运缺陷处理单》，通知缺陷提出单位进行现场验收。经双方验收合格后，验收人将验收情况填入《试运缺陷处理单》，由缺陷责任单位返回试运综合组。
4.5 试运综合组收到缺陷责任单位反馈的《试运缺陷处理单》后，进行登记，本《试运缺陷处理单》关闭。若经过验收，缺陷尚未处理或未达到要求，责任单位
27
能投147集中供热1×50MW工程项目部
应继续整改，直至合格为止。 5 工作重点
5.1 试运指挥部综合组，工程部，设计、施工、设备供应等单位必须指定试运缺陷管理专责人，保证单位之间信息传递的顺畅和唯一性，专责人易人后要及时通报各相关单位。
5.2 试运缺陷的提出要有理有据，要有利于机组安全、稳定、经济运行。 5.3 试运缺陷单要一事一提，原则上谁提出缺陷由谁负责验收。 5.4 试运缺陷处理单一式两，试运综合组和缺陷提出单位各保留一份。 5.5 当缺陷提出单位与缺陷处理单位发生争执时，由试运指挥部做出最后裁定。 5.6 《试运缺陷处理单》编号(SY×-×-××××)，由三部分组成。第一部分“SY”表示机组试运，“×”表示机组号;第二部分“×”表示专业代码，用一个汉字表示;第三部分“××××”表示缺陷单流水号。如SY3-炉-0010，表示1号机组锅炉专业第10号缺陷处理单。 各专业代码：机、炉、电、控、燃、化。 6 附则
6.1 本管理办法由试运指挥部负责解释。 6.2 本管理办法自机组分部试运开始之日起执行。
28
第四篇：6、机组启动运行技术报告
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。
第五篇：水牛家电站1#机组启动试运行操作规程
华能涪江水电开发有限责任公司
水牛家水电站
1#机组启动试运行操作规程
(机械部分)
中国水利水电第十工程局 水牛家水电站机电安装项目部 2OO7年2月12日
目
录
1、 前言————————————————2
2、 操作规程编写依据——————————2
3、 机组充水前的检查——————————2
4、 机组充水试验————————————7
5、 机组空载试运行———————————8
6、 机组带负荷试运行——————————13
7、 交接验收——————————————13
1 华能水牛家水电站1#机启动试运行操作规程
1. 前言
1#机组启动试运行的范围：
1#水轮发电机组及其附属设备、调速系统、1#机发电回路中的
一、二次设备和继电保护装置、1#、2#机球阀、1#机组励磁、公用系统、直流系统、监控系统、1#主变、1#机组及厂用变系统。
本试验项目及程序不包括水工建筑物的起动试运行，不包括压力钢管充水试验。
2.操作规程编写依据
水牛家电站1#机组启动试运行操作规程(机械部分)根据国家和部颁相关规程规范进行编写：
GB2003《水轮发电机安装技术规范》; DL507—93《水轮发电机组起动试验规程》; 3.机组充水前的检查 3.1 引水系统的检查
3.1.1 确认：大坝、引水隧洞、蓄水、引水工作状况正常，能满足1#机组启动试运行条件。
3.1.2 1#球阀、旁通阀及油压装置已安装完工调试合格，现地控制单元工作情况良好。球阀处于关闭状态，进人孔已封闭严密，球阀已具备静水启闭调试。
3.1.3 蜗壳、尾水管等机组过水通流系统均已检验合格清理干净，检查完毕关闭蜗壳进人门,蜗壳排水阀关闭严密，尾水管进人孔已封闭严密,验水阀已经安装。测量表计、压力开关均已安装完工调试合格，整定值符合设计要求。
3.1.4 1#机尾水闸门门槽及周围已清理干净，尾水闸门已安装完工检验合格，2#尾水闸门处于关闭状态。
2 3.2 水轮机部分的检查
3.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格、记录完整，止漏环间已检查无遗留物。
3.2.2 水导轴承润滑系统已经充油，油槽油位开关、温度传感器调试合格，整定值符合设计要求。
3.2.3 导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，接力器锁定投入，导水叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。
3.2.4 机组各测压表计、压力开关、流量计均已安装完工调试合格，整定值已调整至设计值。振动和摆度测量系统已安装完工，调试合格处于正常运行状态。
3.3 调速系统及其设备的检查
3.3.1 调速器机柜、控制柜及油压装置已安装完工检验合格、油位正常，透平油化验合格。表计、压力开关、传感器、安全阀门均已整定符合设计要求。
3.3.2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，集油槽油位浮子继电器动作正常。
3.3.3 调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等经充压力油检查无渗油现象。
3.3.4 调速器机柜、电柜静态调试已完成，接力器行程、导叶开度指示正确。
3.3.5 紧急关机时间符合调节保证计算值。
3.3.6 调速器现地开、停机试验，LCU开、停机试验，事故停机试验均正确可靠。
3.4 发电机部分的检查
3.4.1 发电机整体已全部安装完工检验合格记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内部无任何杂物。
3.4.2 上、下导油槽、推力油槽已充油，油位开关已调整
3 至设计值。
3.4.3 发电机制动系统的手动、自动操作已检验调试合格动作正确，压力开关已整定符合设计要求。
3.4.5 测量发电机工作状态的各种表计，振动和摆度传感器等均已安装完工调试合格。
3.5 油、水、气系统的检查
3.5.1全厂透平油系统已能满足1#机组供油、排油的需要。油质经化验合格，供油管路与2#机隔离措施已完成。由于油系统供排油为滤油机通过快速接头对机组供排油，各部阀门均应处于关闭状态，其操作程序为：
供排油干管与2#机组联络阀门( )处于关闭，调速器油压装置阀门( )处于关闭，球阀油压装置阀门(
)处于关闭，推力、上导、下导总阀( )处于关闭，推力、上导供排油阀( )处于关闭，下导供排油阀( )处于关闭。 3.5.2技术供水系统调试，首先配合厂家进行技术供水泵调试合格，启动水泵向系统供水，检查系统管路漏水情况并处理，各压力表计，传感器等显示、动作是否正常。检查机坑内管路、阀门漏水情况并处理完成，通过油位指示或油混水信号器检测各部轴承是否漏水。
1#机组技术供水系统、公用技术供水系统及滤水器已安装完工，测量表计、流量传感器、减压阀已调试合格整定值符合设计要求，各管路、阀门、接头、冷却器均经加压试验合格，无渗漏现象，与2#机的隔离措施已完成。其操作程序为：
首先开启技术供水泵前后端手动阀门( )，开启滤水器及干管手动阀门( )，关闭2#机技术供水总阀( );然后开启各套轴承冷却水供排水管手
4 动阀门(
)和发电机空冷器前后手动阀门( )
3.5.3中、低压空气压缩机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工作正常。整定值符合设计要求，管路与2#机组隔离措施已完成。系统处于投运状态，其操作程序为：
1、 低压气系统
空压机及气罐手动阀门( )处于常开，气罐手动排污阀( )处于常闭，检修供气总管阀门(
)根据实际需要可以处于常开，支管手动阀门( )在不用气时处于常闭。制动系统管路阀门与2#机联络阀门( )常闭，1#机制动系统操作分手动和自动，供气总阀(
)及表计阀门( )常开。手动制动，供气阀门( )和排气阀门( )开启，( )关闭;手动复归，供气阀门( )和排气阀门( )开启，( )关闭。自动制动，手动阀门( )常开。机组检修密封手动供气开启阀门( )，关闭阀门( )，复归关闭阀门( )，开启阀门( );自动供、排气阀门( )常闭，阀门( )常开。
2、 中压气系统
空压机及气罐手动阀门( )处于常开，气罐手动排污阀(
)处于常闭，与2#机联络阀门( )常闭。
3.5.4 厂内渗漏及检修排水系统经全面检查，渗漏及检修排水泵工作正常，排水量满足1#机组运行和检修的要求。调试动作正常后进行如下操作：
5 渗漏排水系统阀门(
)常开。自流排水阀门( )常开，( )常闭。
检修排水系统阀门( )常闭，阀门( )常开。
3.6 电气设备的检查
3.6.1 发电机出口母线、中性点一次设备已安装完工试验合格，机端出口电流互感器、电压互感器、中性点电流互感器已试验合格。
3.6.2 主变压器已安装完工试验合格，局放、感应耐压试验合格，分接开关置于系统要求的位置， 绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，事故排油系统、灭火消防系统及安全保护措施符合设计要求，具备带电条件。
3.6.3 开关站系统设备 已安装完工试验合格。 3.6.4中控室、开关站接地网已完成，全厂总接地网接地电阻已测试，符合设计要求。
3.6.5 厂用电系统设备已经全部安装完工，并经试验合格。已接通电源投入正常工作。BZT装置调试合格，动作正确可靠。
3.6.6 备用厂用电系统已经全部安装完工，并经试验合格，电源可靠，保证容量能满足机组起动试运行的要求。
3.6.7励磁系统盘柜、励磁变压器安装完工并试验合格，励磁装置已完成了小电流开环调试。
3.6.8励磁系统与LCU的接口正确， 二次回路模拟试验正确可靠。
3.6.9 监控系统设备均已安装完工。
3.6.10 上位机系统已建立，整个网络通讯已形成。 3.6.11 现地LCU柜各个单独装置的检查已完成。 3.6.12 现地LCU与上位机的通讯已形成。
6 3.6.13 LCU的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性检查完毕且正确。
3.6.14 LCU开出点逐一动作至现场设备，动作正确可靠，信号准确。
3.6.15 1#发变组保护、220kV母差保护、厂用电保护设备已安装完工试验合格，保护装置已按定值单进行整定，继电保护回路模拟传动试验动作正确可靠。
3.6.16 1#机组相关直流系统、UPS电源已安装完工，试验合格并已投入运行。
3.6.17 厂房照明已安装，事故照明已检查合格。 3.6.18 厂内通讯及对外通讯畅通，能满足试运行要求。 3.7 1#机消防管路、消防设施已安装完成，符合消防设计要求。由于消防主管被损坏，发电机消防在试运行期间还无法投入运行，但不影响机组试运行。为了安全起见，在机组试运行期间配备足够多的灭火器，以应对突发事件。 4 机组充水试验
4.1 尾水充水试验
确认前述检查项目完成后，手动投入机组机械制动，按照低压气系统手动制动操作程序进行，利用尾水平压管向尾水管充水。检查尾水管进人孔、水轮机顶盖、导水机构及主轴密封、球阀，测压系统管路等的漏水情况应无异常，充水过程中通过尾水验水阀排气及监视尾水水位。 4.2 蜗壳充水试验
4.2.1 手动打开球阀旁通阀手动阀门，手动操作液压阀向蜗壳充水，充水前打开差压变送器阀门监测球阀前后压差，记录蜗壳充水平压时间，检查球阀至蜗壳段渗漏水情况。 4.2.2 充水平压后，进行球阀及旁通阀的静水启闭试验，先以现地，后以远方方式启闭球阀和旁通阀，检查球阀及旁通
7 阀控制系统的功能及工作状况，并记录启闭时间，试验合格后关闭并锁定。
4.2.3 观察厂房内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转可靠性。
5 机组空载试运行 5.1 起动前的准备
5.1.1主机周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，无关人员退出1#机工作现场,通讯指 挥系统可随时待命，各部位运行人员已进入岗位，中试所动平衡试验设备 已安装完毕。各测量仪器、仪表已调整就位。
5.1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格，1#机组已具备起动条件。
5.1.3手动顶转子一次。操作为关闭( )阀门，开启( )阀门，启动电动泵顶起转子不大于8mm。复归关闭( )阀门，开启( )阀门，并利用制动系统复归气进行制动器复归。
5.1.4调速系统调试合格并检查阀门( )应开启，阀门( )关闭。
5.1.5各部轴承油位阀门全部开启。 5.2 机组首次手动起动试验
5.2.1首先按照3.5.2操作步骤投入技术供水系统，打到自动状态，投机组各轴承冷却水，跳开灭磁开关，关闭定子空冷器冷却水。开球阀旁通阀，平压后退出检修密封和工作密封，待密封行程开关指示灯亮起后再开球阀。
5.2.2 将调速器切到手动位置，手动缓慢开导叶开度，当机组开始转动时记录所对应的导叶开度(起动开度)，同时立即关闭导叶，观察有无机械磨擦及碰撞声，如有则立即停机。确认机组无异常后再次打开导叶，逐渐升高机组转速至40%、
8 70%、100%额定值，在升速过程中，监视各部位应无异常现象，有无机械磨擦及碰撞声，如有则立即停机。在机组达到额定转速后记录稳定转速下的导叶开度—空(转)载开度。
5.2.3 在机组达到额定转速后，在半小时内，每隔5min测量一次各部轴承的温度，以后可延长记录时间间隔。观察轴承油面的变化，油位应处于正常位置，待温度稳定后标好各部位油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。
5.2.4 首次开机，记录全部水力测量系统表计读数，记录机组的振动、摆度值应符合厂家设计规定值，如超标，应进行动平衡试验。
5.3 机组空转运行下调速器系统的调整试验 5.3.1 检查步进电机电液转换器工作情况。
5.3.2 频率给定的调整范围应符合设计要求。
5.3.3 手--自动切 换试验。
5.3.4 配合厂家进行空载扰动试验。
5.3.5 按厂家技术要求作各项调整试验,记录空载运行参数。
5.4 手动停机试验
停机过程中观察转速信号装置接点的动作情况应正确。 5.5 机组过速试验
5.5.1 将转速信号装置115%nN和140nN的接点从水机保护回路中断开。
5.5.2 以手动方式使机组达到额定转速，待机组运转正常后，将导叶开度限制的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%nN，调整转速信号装置相应的转速接点后，继续将转速升至140%nN，调整转速信号装置相应的接点，同时记录机组振动、摆度值。
9 5.5.2 恢复转速信号的接线，手动操作增大导叶开度升速至过速保护动作紧急停机电磁阀停机，关球阀。
5.5.3 过速停机后，自动投入检修围带，然后对机组转动部分进行全面检查。检查发电机转子零部件是否松动，复查空气间隙，检查发电机定子基础、上机架千斤顶及螺栓有无松动。
5.5.4根据记录振动、摆度分析是否进行各轴承检查。 5.6 机组自动开停机试验 5.6.1 机组自动开机试验
检查机组完全具备开机条件后，将技术供水、主轴密封、机组制动、调速器投入“自动”，分别以现地LCU及远方上位机方式操作自动开机，按机组“静止→空载”的监控程序检查各部执行情况，直到机组升速至额定转速，检查导叶开度限制机构工作是否可靠，记录发出开机脉冲到达额定转速的时间，转速信号装置和自动化元件动作应正常。
5.6.2 机组自动停机试验
检查机组具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，发出停机脉冲后，导叶自空载开度开始关闭，直至全关，检查转速信号装置动作整定值(25%nN)，记录加闸制动至机组停止转速的时间。
5.6.3开停机过程中记录开机、停机时间，并记录各部轴承温度与摆度与手动相比较。 5.7 发电机短路升载试验
5.7.1 提前与系统联系，申请220KV线路及220KV母线系统停电并退出运行。在机组出口设置D1短路点，采用它励方式进行零起升流试验，绘制机组继电保护和测量回路的向量图，制发电机短路特性曲线。(在升流前切除发变组差动和电流保护,投入过压保护 )
10 5.7.2 在1B主变220KV侧设置D2 短路点，在1B主变110KV侧设置D3 短路点，绘制发变差动保护、母线差动保护向量图。
5.7.3 短路试验结束后，拆除短路线，拆开发电机中性点及出口接线，测量发电机定子绕组和转子绕组绝缘、吸收比。测得值不符合GB8564--88的要求，则进行发电机短路干燥。 5.8 发电机短路干燥
5.8.1 如需要进行干燥，则利用D1短路点进行。机组短路干燥时短路电位的大小，按每小时温升不超过5~8℃的上升速率控制，绕组的最高温度不超过80℃，每8h测量一次绕组的绝缘和吸收值。
5.8.2 停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机，并拆除短路线。投入发变组保护。 5.9 紧急停机试验
手动操作紧急停机按钮，作用于紧急停机，检查LCU事故停机流程。
5.10 发电机升压试验
5.10.1 自动开机后机组各部运行正常，用它励方式手动零起升至额定电压的30%，检查二次侧三相电压是否平衡，升压至额定电压的50%检查一次带电设备是否正常，检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。
5.10.2 上述检查正确后继续升压至发电机额定电压值，重复上述检查，并检查同期回路是否正确，测量机组各部位振动、摆度是否正常，测量发电机轴电压。 5.10.3 录制发电机空载特性曲线。
5.11 发电机带主变及高压配电装置的递升加压试验 5.11.1 手动零起升后，分别在30%、50%、100%额定电压下检查主变及一次投运设备的工作情况。
11 5.11.2 检查电压回路和同期回路的电压、相序和相位应正确。
5.12 电力系统对1#主变冲击合闸试验
5.12.1 主变冲击5次，每次时间间隔5min，检查主变有无异常，并检查主变差动保护及瓦斯保护的动作情况。 5.12.2 用系统电压检查电压回路和同期回路的电压、相序和相位应正确。
5.13 发电机空载下励磁调节器的调整试验。 5.13.1 励磁调解器起励试验; 5.13.2 自动电压调整范围检查; 5.13.3 手动电压调整范围检查; 5.13.4 频率特性试验;
5.13.5 发电机空载时10%跃变反映试验，测量电压超调量、振荡次数、调节时间;
5.13.6. 空载电压下进行灭磁试验; 5.13.7 按厂家技术要求作保护整定试验。 5.14 机组并列及负荷试验 5.14.1 机组空载并列试验
在正式并列试验前，拉开主变高压侧隔离刀闸，模拟并列试验以调整同期装置参数，确定自动同期装置工作的准确性。试验正确后，合上主变高压侧隔离刀闸，正式进行自动准同期并列试验。
5.14.2 机组带负荷试验
并网后手动方式逐渐增加负荷到25%、50%、75%、100%负荷运行，检查机组运行情况，观察并检查机组加负荷时有无振动区。然后手动降压至空载。最后进行自动增减负荷试验，并记录增减负荷所需要的时间。
5.14.3 机组带负荷情况下调速系统调整试验。
12 5.14.4 机组带负荷下励磁系统调节试验。
机组带无功负荷情况下， 励磁系统调节试验。
5.14.5 机组甩负荷试验
机组在额定有功负荷的25%、50%、75%、100%下分别进行，按GB8564--88的表格记录有关数据。试验时由调试专职人员进行指挥，各部位人员按照记录表格分别记录不同甩负荷情况下的参数值。
检查调速系统动态调节品质，蜗壳水压上升率，机组转速上升率应满足设计要求。
检查励磁系统稳定性及超调量。
5.14.6 机组带额定负荷下调速器低油压事故停机试验。手动开启压力油槽排油阀，油泵处于手动状态。记录动作压力。
5.14.7机组甩负荷后，对机组发电机基础进行检查，各轴承进行检查。
6 机组带负荷试运行
6.1机组带满荷进行72h试运行,记录72小时运行参数。 6.2测量最大负荷下机组的轴电压。 7 交接验收
以上试验全部完毕，停机消缺后，办理移交手续。