××水电站机组启动试运行方案

××水电站机组启动试运行方案

1、机组启动试运行作业流程图

●机组启动试运行前的检查

●压力钢管及蜗壳充水

●机组首次起动

●调速器空载扰动试验

●过速试验

●自动开停机试验

●发电机定子绕组的直流耐压试验

●发电机升压试验

●升压站升压试验

●励磁装置试验

●主变冲击试验

●解并列试验

●带负荷试验

●甩负荷试验

●低油压关机试验

●事故配压阀动作关机试验

●动水关闭电动蝶阀试验

●72小时试运行

●检修、开机移交

2、作业方法及要求

2.1机组起动试运行前的检查

2.1.1作业方法

在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组成的验收检查组对以下项目进行验收检查。

2.1.1.1水轮机部分的验收检查；

2.1.1.2调速系统的验收检查；

2.1.1.3发电机部分的验收检查；

2.1.1.4励磁系统的验收检查；

2.1.1.5油、气、水系统的验收检查；

2.1.1.6电气一次设备的验收检查；

2.1.1.7电气二次设备的验收检查；

2.1.2质量检验

2.1.2.1检验依据

有关厂家技术说明书和设计图纸

《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91 《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92

《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90

2.1.2.2检验方法和器具：目测及检查记录

2.2压力钢管及蜗壳充水

2.2.1作业方法

2.2.1.1检查压力钢管、电动蝶阀、伸缩节、蜗壳等各连接螺栓应紧固，人孔门应关闭严密，并全关技术供水总阀。

2.2.1.2 全开全关电动蝶阀，应动作灵活，无卡堵现象；试验完毕后全关电动蝶阀主阀及旁通阀并投入锁定。

2.2.1.3检查调速器油压装置处于正常工作状态，压力油罐压力及油位正常。手动操作调速器，使导叶全行程开、关数次无异常情况。检查完成后将导叶全关，并投入接力器锁锭和调速器锁锭，漏油装置处于自动运行状态。

2.2.1.4 投入发电机制动、使机组处于制动状态。

2.2.1.5 缓慢关闭前池冲沙闸门，使前池水流缓慢向压力钢管充水。注意监视电动蝶阀前压力表读数，检查压力钢管充水情况。

2.2.1.6检查压力管道、电动蝶阀的漏水情况，无异后打开蝶阀旁通阀，向蜗壳充水，记录蜗壳充水时间。

2.2.1.7蜗壳平压后，打开电动蝶阀，进行静水下的开关试验，检查阀体启闭动作，记录阀体开启和关闭时间，在手动操作合格后，进行自动操作的启闭动作试验，分别进行现地和远方操作试验。试验完后，全开电动蝶阀，关闭旁通阀。

2.2.2质量检验

2.2.2.1检验依据

《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第3.1条、第3.2条

2.2.2.2检验方法和器具

1).记录上游水位，检查压力钢管及蜗壳压力表，直至压力钢管充水平压，充水过程中监视压力钢管及蜗壳有无异常情况。

2).从电动蝶阀、伸缩节等处，检查蝶阀的漏水情况。

3).目测检查蜗壳底座、蜗壳放空阀等处的漏水情况。

4).检查前后墙板、导水机构和主轴密封漏水情况。

5).检查各压力表及测压管的漏水情况，并记录其指示值。

6).在机旁仪表盘上，监视并记录水位计的毛水头及水力测量系统表计的读数。

7).监视厂房渗漏集水井内的水位变化情况。

2.3技术供水调试

2.3.1作业方法

2.3.1.1关闭各支路供水阀门，打开蝶阀前供水总阀，向技术供水系统总管充水。注意监视进出口水压力。

2.3.1.2打开技术供水总管排污阀，排出管道内污物，待水质变清且无杂质流出后关闭排污阀。

2.3.1.3机组技术供水总管充水运行稳定后，打开冷却水进水总阀和冷却水出水阀，然后缓缓开启冷却水进水总阀后的手动闸阀，使冷却水压力保持在0.25MPa左右。

2.3.1.4充水过程中，应检查以下项目：

1）.整个技术供水系统中各管道、阀门、接头不应有漏水现象。

2）.整个技术供水系统中各压力表、温度计、示流信号器指示正确，压力开关、压

差变送器、电磁阀、电磁流量计等自动化元件的运行情况应正常。

3）.各支路水压应符合制造厂和设计要求。

2.3.2质量检验

2.3.2.1检验依据

《水利水电基本建设工程单元工程质量等级评定标准水力机械辅助设备安装工程》SDJ249.4-88

2.3.2.2检验方法和器具

现场各部位目测检查。

2.4首次起动

2.4.1作业方法

2.4.1.1确认机组充水过程中发现的问题已处理完毕。

2.4.1.2发电机定转子空气间隙已用白布带拉过，并确认间隙中及其周围无杂物。

2.4.1.3测量机组振动及摆度的表计已架设完毕。

2.4.1.4发电机转子滑环上的碳刷已全部从刷握中拔出。

2.4.1.5检查发电机出口断路器及刀闸已断开。

2.4.1.6投入机组测温装置及瓦温保护。

2.4.1.7将调速器油压装置及机组漏油装置切至自动运行位置。

2.4.1.8将厂房渗漏排水泵控制切至自动运行位置。

2.4.1.9将调速器电气开度限制置于零位后，打开油压装置至调速器机械柜的主供油阀。

2.4.1.10在调速器柜旁严密监视频率表，监视机组启动及运行转速。

2.4.1.11投入机组冷却水系统，并检查各部位水压正常。

2.4.1.12拆除机组启动前各项试验用接地线和短接线。

2.4.1.13手动退出刹车装置，确认发电机刹车装置已全部退出。

2.4.1.14手动操作拔出调速器接力器锁锭。

2.4.1.15手动开机操作：手动操作调速器，缓慢打开导叶，将机组转速升至25%nN 左右，经检查无异常情况后，再将机组转速逐级升至50%、75%直至100%nN。每级作适当停留10分钟左右，检查有无异常情况。

2.4.1.16机组起动升速过程中，如遇下列情况应立即停机：

1）.机组内部出现异常响声（如金属撞击声等）；

2）.机组推力轴承温度突然急剧上升；

3）.推力轴承或导轴承油槽大量甩油；

4）.机组振动、摆度值过大（或严重超标）；

5）.危及机组安全运行的其它异常情况。

2.4.1.17机组首次起动及空载运行中的监测与记录：

1）.记录电站上、下游水位及导水叶的启动开度和空载开度。

2）.记录机组各部轴承的运行温度：最初5min一次，半小时后每10min一次，1小时后每30min一次。

3）.测量并记录机组各测点的振动与摆度值，校验振动摆度记录仪的接线正确性。

4）.记录机组额定转速下的耗水量及水力测量系统各表计数值。

5）.在机组额定转速下，测量发电机一次残压及相序。

6）.用细砂布打磨转子滑环表面，清除表面污秽。

8）.记录各轴承瓦温稳定后的油槽油位变化情况。

2.4.1.18待瓦温稳定后，进行机组空转运行下调速系统的调整试验。

2.4.1.19调速器的空载扰动试验：

1）.将调速器切至自动运行状态，分别选择几组PID参数，做扰动量为±8%（即±4HZ）的扰动试验。

2）.空载扰动试验中，录取扰动调节波形，使其调节最大超调量，摆动次数及调节时间符合调速器运行规范要求，从中选择最佳PID参数。

3）.在选定PID参数下，机组空载运行转速相对变化率不应超过额定转速±0.25%。

2.4.1.20在机组额定转速下，做调速器手、自动切换试验，接力器应无明显摆动。

2.4.1.21调速器频率调节范围试验：在选定的PID参数下，人为改变调速器频率给定，验证调速器的频率调节范围应符合设计要求。

2.4.1.22在油压装置自动方式运行过程中，记录油压装置油泵向压力油罐的送油时间及油泵工作周期。

2.4.1.23在调速器调整试验做完后，手动停机，手动停机程序如下：

1）.手动操作调速器，将导水叶逐步关至全关位置。

2）.当机组转速降至15%nN-20%nN时，手动投入刹车装置。

3）.机组全停后，检查轴封漏水情况。

4）.投入接力器锁锭。

5）.机组全停后手动操作退出刹车装置。

6）. 如机组停机时间较长，应手动操作关闭蝶阀。

2.4.1.24机组首次停机后的检查与调整：

1）.机组停机降速过程中，校核转速装置各定值的准确性，必要时应重新整定。

2）.记录机组自额定转速降至15%nN及刹车投入至全停的时间。

3）.停机后，监视各部轴承的油位变化。

4）.检查机组各部位螺栓、销钉、锁片及键有否松动、脱落。

5）.检查机组转动部分的焊缝有否开裂。

6）.检查发电机挡风板、风圈、导风叶有否松动、断裂。

7）.检查机组导叶的漏水量。

8）.根据机组首次启动运行试验中振动与摆度情况，决定转子是否应进行动平衡试验。

2.4.3质量检验

2.4.

3.1检验依据：

《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第4.2条、第4.4条、第4.5条

《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88

《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB9652-88

《水轮机电液调节系统及装置技术规程》SD-295-88

《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》DL496-92

2.4.

3.2检验方法及器具

瓦温：查看机组测温制动盘

振动、摆度：察看机组测振、测摆盘和人工架百分表。

调速器：调速器电调盘、专用调试软件、笔记本电脑。

漏水量：超声波测流量屏

转速：频率表

残压：PT柜、万用表

2.5过速试验

2.5.1作业方法

2.5.1.1机组过速试验应在机组振动、摆度符合制造厂设计规定后进行，否则，应先进行动平衡试验。

2.5.1.2将转速继电器115%和140%（或按设计值）接点从水机保护回路中断开，只作用于信号。

2.5.1.3做好测量过速前、过速时、过速后机组振动与摆度的准备。

2.5.1.4设专人监视机械与电气过速装置动作情况。

2.5.1.5手动开机至额定转速，使机组在额定转速下运行至瓦温稳定。

2.5.1.6做115%额定转速试验：手动方式操作调速器，使机组转速升至115% nN，然后迅速降回至额定转速。

2.5.1.7记录过速115% nN时及机组瓦温稳定后的机组振动摆度值，并与过速前的测量值进行比较。

2.5.1.8做140%（或设计规定值）额定转速试验：

1）记录过速前机组瓦温及振动与摆度值。

2）改变相关参数设定，手动操作调速器开度限制，较快使机组转速升至140% nN （或设计规定值）。当机组转速达140% nN（或设计规定值）时，立即反向操作将机组转速降至额定值。

3）当机组转速达140% nN（或设计规定值）时，检查机械及电气过速装置的动作情况。如过速装置未按整定值动作，则应手动方式停机。

4）重做140% nN（或设计规定值）过速试验；如过速装置未能按整定值动作，应在停机后重调过速装置，然后重做该项试验。

2.5.1.9机组过速试验中的监测与记录：

1）手动开机升速过程中，监测机组转速信号装置，校核其整定值。

2）记录过速115% n N和140% nN（或设计规定值）时的导叶开度。

3）记录过速115% n N和140% nN（或设计规定值）时的机组流量。

4）记录过速前后及过速时的机组振动与摆度值。

5）记录过速前后各部轴承的瓦温及油位变化。

6）将以上各记录填写入机组过速记录表中。

2.5.1.10机组过速试验停机后的检查：

a.检查发电机定子基础板状态有无变化。

b.重点全面检查发电机转动部分的转子磁极键、磁轭键、阻尼环、磁极引线及磁极压紧螺杆等有无异常情况。

c.按机组首次启动停机后的检查项目（2.4.2.9）对机组做全面检查。

2.5.2质量检验

2.5.2.1检验依据：

《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第4.5条

《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88

2.5.2.2检验方法及器具

瓦温：机组测温制动盘

振动、摆度：机组测振、测摆盘和人工架百分表。

转速：调速器电调柜、机调柜和LCU上的转速表或频率计，测速装置

2.7.1发电机定子绕组的直流耐压试验：

1）停机后，拆除设在机端的三相短路点（K1）。

2）拆开发电机出口及中性点的连接，并使三相绕组间保持足够电气距离。

3）耐压前分相测量三相定子绕组的绝缘电阻及吸收比（或极化指数）。

4）接好耐压试验设备，按A、B、C三相分别进行耐压。耐压标准为3.0UN

5）进行一相绕组耐压时，非被试两相绕组应短接并可靠接地。

6）升压试验按0.5、1.0、1.5、2.0、2.5、3.0U N逐级加压，每级停留1min，测量

每级泄漏电流。

7）每相绕组耐压后，应充分放电，然后测量其绝缘电阻及吸收比（或极化指数）。

8）发电机直流耐压试验完成后，恢复发电机接线。

2.7.2质量检验

2.7.2.1检验依据

《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第4.7条

《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88

《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91

《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程》DL490-92

《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92

《大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件》GB7409-87

《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》SD299-88

2.7.

3.2检验方法及器具

测温：机旁测温制动盘

电流：CT、励磁盘、电流表

电压：励磁盘、电压表

绝缘电阻：2500V兆欧表

直流耐压：直流耐压仪

2.8水轮发电机升压试验

2.8.1作业方法

2.8.1.1断开发电机出口断路器及其隔离刀闸。

2.8.1.2投用发电机保护及水力机械保护。将发电机过压保护暂改为1.3UN，0.5秒。

2.8.1.3投入机组振动摆度测量装置。

2.8.1.4将调速器和其它辅机控制装置切至自动控制方式。

2.8.1.5将励磁装置切手动位置，励磁调节器给定置于最低位置。

2.8.1.6机组升压操作：

1）开机并使机组运行至瓦温稳定。

2）合发电机灭磁开关，手动操作电压给定缓慢升压。按25%、50%、75%、100%Un 分级。各级做相应检查。

2.8.1.7机组升压试验中的检测：

1）检查各带电设备的运行情况。

2）检查机端各电压互感器二次回路三相电压应平衡及相序正确。测量PT 开口三角形电压输出值，在各PT间定相。

3）测量PT二次回路各端子电压及电压表计指示的正确性。

4）在100%UN时，测发电机轴电压及机组的振动、摆度值。

2.9水轮发电机空载下励磁装置的调整和试验

2.9.1作业方法

2.9.1.1断开电机出口断路器及隔离刀闸。

2.9.1.2投用机组水力机械保护。

2.9.1.3投用发电机保护，并将过电压保护暂整定为1.3UN、0.5秒。投用励磁系统保护。

2.9.1.4在励磁装置旁架设好试验录波仪及相应接线。

2.9.1.5将发电机励磁装置恢复为永久自并励系统。

2.9.1.6开机合发电机灭磁开关，投入励磁装置。

2.9.1.7手动启励试验：

预先置电压整定点，手动方式启励、分别录制各通道启励波形、记取启励超调量、摆动次数及启励时间。

2.9.1.8手动逆变灭磁试验：

启励至额定电压后，投逆变灭磁并录波，记取逆变灭磁时间。

2.9.1.9测定手动调节的电压调整范围：操作电压给定，发电机端电压应能在（20-110%U N）范围内平滑调整。

2.9.1.10检查励磁调节系统的电压调节范围，应符合设计要求。自动励磁装置应能在发电机空载额定电压的70%-110%范围内进行稳定且平滑地调节。

2.9.1.11励磁装置手、自动通道切换试验：手动与自动，A、B两组调节器相互切换，机端电压波动应≤5% UN。

2.9.1.12 励磁装置的空载扰动试验：将励磁装置切至自动方式，对调节器电压给定突加10%额定励磁电压的扰动（阶跃量），检查调节过程中的超调量、摆动次数及调节时间。扰动试验应对A、B调节器分别进行。

2.9.1.13励磁装置频率特性试验：将励磁装置切至自动方式，手动操作调速器使机组转速在±3HZ范围内变化，检查发电机机端电压变化值。录制发电机电压-频率特性曲线。

2.9.1.14励磁系统的空载灭磁试验：分别在50%、100%额定电压下，跳开灭磁开关，检查消弧情况，录制示波图，并求取灭磁时间常数。

2.9.2质量检验

2.9.2.1检验依据

《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第4.9条

《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88

《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91

《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程》DL490-92

《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92

《大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件》GB7409-87

《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》SD299-88

2.9.2.2检验方法和器具

录波：电量记录分析仪、分析软件、笔记本电脑

测电压：发电机出口PT柜、励磁盘、电压表

测电流：励磁盘、电流表

测频率：万用表

2.10水轮发电机组带主变及高压配电装置升压试验

2.10.1作业方法

2.10.1.1水轮发电机组对主变压器及高压配电装置升压试验前的检查：

1）发电机断路器、隔离开关、发电机电压设备及有关高压设备均已试验合格，具备投入运行条件。

2）主变压器经试验验收合格，油位正常，分接开关正常。

3）高压配电装置经试验验收合格。

4）投入发变组保护和开关站设备保护

5）根据主接线方式，确定升压路径并进行倒闸操作。

2.10.1.2机组自动开机正常后，合灭磁开关。

2.10.1.3手动操作励磁装置，按25%、50%、75%、100%UN逐级升压，每级停留30分钟，监视厂变、主变运行状态。

2.10.1.4检查主变、厂变、高压配电装置等带电设备的运行情况。

2.10.1.5检查电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确，测量表记指示正确。

2.10.1.6检查完毕后，减磁降压。

2.10.1.7模拟水机事故停机。

2.10.2质量检验

2.10.2.1检验依据

《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第5.2条

《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-93

《静态继电保护和安全自动装置通用技术条件》DL478-92

《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92

《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90

制造厂保护装置安装调试使用说明书

2.10.2.2检验方法和器具

相序、相位、电压：用数字式相位表、PT二次侧和各保护盘上的微机保护装置校核、测量

主变、厂用变、高压配电装置带电情况检查：现场观察、监听。

2.11主变压器冲击试验

2.11.1作业方法

2.11.1.1发电机侧的隔离开关均已断开。

2.11.1.2根据主接线方式确定主变高压侧的冲击路径和断路器。

2.11.1.3投入发变组的继电保护及信号。

2.11.1.4线路保护按系统调度要求进行投入或退出或临时整定

2.11.1.5投入故障录波装置。

2.11.1.6由系统送电至开关站冲击试验用断路器一端上。

2.11.1.7合断路器，使电力系统对主变压器冲击合闸5次，每次间隔约10分钟。

2.11.1.8检查主变压器冲击时有无异常情况，并检查主变压器差动保护及瓦斯保护的动作情况。

2.11.2质量检验

2.11.2.1检验依据

《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93 第5.3条

《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-93

《静态继电保护和安全自动装置通用技术条件》DL478-92

《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GBJ148-90 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91

2.11.2.2检验方法及器具

主变压器有无异常：现场观察、监听

主变压器差动保护及瓦斯保护的动作情况：在保护盘和瓦斯继电器上观察。

2.12水轮发电机组并列试验

2.12.1作业方法

2.12.1.1检查同期回路的正确性

2.12.1.2模拟并列试验：

1）断开同期点断路器和相应的隔离开关。

2）系统将电压送到同期点断路器的线路侧。

3）机组自动开机至空载状态，并将电压送到同期点断路器的机组侧

4）在机组LCU、开关站LCU的同期装置上进行手、自动并网试验。

5）在自动方式下检查断路器合闸信号的导前时间应符合要求，检查同期指示表的

正确性。

2.12.1.3正式并列试验

1）在模拟并列试验完成后，断开同期点断路器，机组降压灭磁。

2）合上做模拟并列试验时断开的隔离开关。

3）机组重新升压后，在机组LCU、开关站LCU的同期装置上进行手、自动正式并网试验。

2.12.2质量检验

2.12.2.1检验依据

《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93 第6.1条

2.12.2.1检验方法和器具

录制电压、频率和同期时间的示波图：电量记录分析仪、笔记本电脑、调试软件、LCU盘同期装置

2.13水轮发电机组带负荷试验

2.1

3.1作业方法

2.1

3.1.1 投入发电机、变压器、高压配电装置及线路各种继电保护和自动装置（按调度通知执行），升压站运行方式按调度要求执行。

2.1

3.1.2用上位机或机组LCU自动启动机组。

2.1

3.1.3投入自动准同期装置，用发电机出口断路器实现机组并网。

2.1

3.1.4手动操作使机组按25%、50%、75%、100%PN逐级带上负荷，应避开机组振动区。

2.1

3.1.5机组带负荷试验中的检查：

1）检查机组在各种负荷下的振动与摆度值。如负载情况下振动摆度值过大，则应做负载下的动平衡。

2）检查机组各部轴承的瓦温及油温。

3）在机组负荷逐级上升时，检查当时水头下机组负荷振动区。

4）检查负荷下机组尾水补气区。

5）测量机组在各种负荷下的耗水流量、记录上下游水位。

2.1

3.1.6发电机负载工况下的调速器试验：

1）用调整试验方法，选择调速器在发电机负载情况下的运行参数。

2）检查发电机负载工况下调速器有功给定的响应能力及运行稳定性。

3）发电机负载工况下，检查机组现地控制单元（LCU）与调速器配合实现的AGC 功能的正确性。

2.1

3.1.7发电机负载工况下的励磁试验：

1）发电机负载工况下，检查励磁调节器调差系数的极性。

2）在有功功率分别为0%、50%、100%额定值下，调整发电机无功负荷到额定值，调节应均匀，没有跳变。

3）检查励磁系统无功给定的响应能力。

4）检查励磁系统最大及最小励磁电流限制的整定值。

5）检查电力系统稳定器（PSS）的运行能力。

6）发电机负载工况下，检查机组现地控制单元（LCU）与励磁装置配合实现的AVC 功能的正确性。

2.1

3.2质量检验

2.1

3.2.1检验依据

《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93 第6.2条

《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程》DL490-92

《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92

《大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件》GB7409-87

《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》SD299-88

《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB9652-88

《水轮机电液调节系统及装置技术规程》SD-295-88

《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》DL496-92

2.1

3.2.2检验方法和器具

调速器和励磁装置特性调试：制造厂专用调试软件，笔记本电脑，电量记录分析仪。

2.14水轮发电机组甩负荷试验

2.14.1作业方法

2.14.1.1将调速器的PID参数选择在空载扰动所确定的最佳值。

2.14.1.2 调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速（频率）接力器行程等电量和非电量的监测仪表。

2.14.1.3所有继电保护及自动装置均已投入。

2.14.1.4自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。

2.14.1.5机组甩负荷试验按甩额定有功负荷的25%、50%、75%及100%（或当时水头下的最大负荷）下分4次完成。

2.14.1.6 按甩负荷试验记录表记录有关数值，同时录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。

2.14.1.7 水轮发电机组突然甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突甩额定有功负荷时，发电机电压超调量不应大于额定电压的15%-20%，振荡次数不超过3-5次，调节时间不大于5s。

2.14.1.8机组突然甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：

1）甩25%额定负荷时，检查接力器不动时间应不超过0.2s。

2）甩100%额定有功负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3%以上的波峰不应超过2次。

3）甩100%额定有功负荷后，从接力器第一次向关闭方向移动起到机组转速摆动值不超过±0.5%为止所经历的总时间不应大于40s。

2.14.2质量检验

2.14.2.1检验依据

《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93 第6.3条

《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88

《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程》DL490-92

《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92

《大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件》GB7409-87

《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》SD299-88

《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB9652-88

《水轮机电液调节系统及装置技术规程》SD-295-88

《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》DL496-92

2.14.2.2检验方法和器具

调速器和励磁装置特性测试：制造厂专用调试软件，笔记本电脑，电量记录分析仪。

瓦温：机组测温盘

振动、摆度：机组测振、测摆盘和人工架百分表。

压力、真空：压力表

2.15调速器低油压关机试验

2.15.1作业方法

2.15.1.1事故低油压关机试验前的准备：

1）检查机组事故低油压停机回路动作的正确性。

2）将调速器油压装置切手动控制位置，并将压力油罐的压力及油位调至正常值。

3）设专人监视压力油罐油压及油位的变化，并准备进行有关操作。

2.15.1.2事故低油压关机操作程序：

1）临时解除低油压关机接点。

2）机组启动并网后，带上当时水头下最大负荷，并将油压装置切手动控制位置。

3）在压力油罐上，缓慢打开放油阀，人为将油压降至低油压关机值。然后，关闭放油阀，停止放油，人为启动低油压关机信号作用于事故紧急关机。

4）紧急停机电磁阀启动后，应立即手动启动油泵向压力油罐供油，使其恢复到正常油位。

5）如机组已卸荷至空载，机组尚未解列，应立即手动跳发电机出口断路器解列机组。

2.15.2质量检验

2.15.2.1检验依据

《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93 第6.3条

《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88

《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB9652-88

《水轮机电液调节系统及装置技术规程》SD-295-88

《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》DL496-92

2.15.2.2检验方法和器具

在油压装置及控制柜、调速器控制柜、机组LCU装置上手动操作。

2.16事故配压阀动作关闭导水叶试验

2.16.1作业方法

2.16.1.1检查机组事故停机回路动作的正确性。

2.16.1.2压力油罐的压力及油位应常。

2.16.1.3机组启动并网后，带上当时水头下最大负荷。

2.16.1.4手动启动事故配压阀，关闭导水叶，同时监视机组LCU启动机组事故停机流程。

2.16.1.5如机组已卸荷至空载，机组尚未解列，应立即手动跳发电机出口断路器解列机组。

2.16.2质量检验

2.16.2.1检验依据

《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93 第6.3条

《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88

2.16.2.2检验方法和器具

在事故配压阀上手动操作，并在机组LCU上监视停机状况。

2.17动水关闭蝶阀

2.17.1作业方法

2.17.1.1机组启动并网后，带上当时水头下最大负荷。

2.17.1.2在现地手动操作关闭蝶阀。

2.17.1.3 在负荷减到接近空载时，手动跳开发电机出口断路器，同时启动机组事

故停机流程

2.17.1.4电动蝶阀关闭过程中，应密切监视蝶阀的工作情况和阀体运行的稳定性。

2.17.1.5记录蝶阀的关闭时间

2.17.2质量检验

2.17.2.1检验依据

《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93 第6.3条

《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88

《大中型水轮机进水阀门基本技术条件》GB/T14478-93

2.17.2.2检验方法和器具

在现地进行观察、监听。

2.18水轮发电机组72h带负荷连续试运行

2.18.1作业方法

2.18.1.1 在完成前述全部试验内容经验收合格后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连续72h试运行的条件。

2.18.1.2上位机开机并网，带当时水头下的最大负荷进行连续72h试运行。

2.18.1.3根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。

2.18.1.4如果72h连续试运行中，由于机组及附属设备的制造及安装质量原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始72h的连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。

2.18.1.5 72h 连续试运行后，应停机检查并将蜗壳及压力钢管内的水排空，检查机组过流部分及水工建筑物和排水系统情况，消除并处理72h试运行中所发现的所有缺陷。

2.18.1.6机组经过72h连续试运行并经停机处理发现的所有缺陷后，开机移交给运行单位。

2.18.2质量检验

2.18.2.1检验依据

《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93 第7条

《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88

各专业施工及验收规范

各制造厂的设备安装使用说明书

2.18.2.2检验方法和器具

在各部位、机旁和中控室计算机上监控、记录。

3附表：根据各工程项目的情况，对附表（选自《水利工程质量管理文件选编》）予增减修改，提交监理审批后实施。

机组并列及负荷试验单元工程质量评定表

××水电站机组启动试运行方案DOC.doc

××水电站机组启动试运行方案 1、机组启动试运行作业流程图 机组启动试运行前的检查 压力钢管及蜗壳充水 机组首次起动 调速器空载扰动试验 过速试验 自动开停机试验 发电机定子绕组的直流耐压试验 发电机升压试验 升压站升压试验 励磁装置试验 主变冲击试验 解并列试验 带负荷试验 甩负荷试验 低油压关机试验 事故配压阀动作关机试验 动水关闭电动蝶阀试验 72小时试运行 检修、开机移交 2、作业方法及要求 2.1 机组起动试运行前的检查 2.1.1 作业方法 在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组 成的验收检查组对以下项目进行验收检查。 2.1.1.1 水轮机部分的验收检查； 2.1.1.2 调速系统的验收检查； 2.1.1.3 发电机部分的验收检查； 2.1.1.4 励磁系统的验收检查； 2.1.1.5 油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.6 电气一次设备的验收检查； 2.1.1.7 电气二次设备的验收检查； 2.1.2 质量检验 2.1.2.1 检验依据 有关厂家技术说明书和设计图纸 《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91

《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90 2.1.2.2 检验方法和器具：目测及检查记录 2.2 压力钢管及蜗壳充水 2.2.1 作业方法 2.2.1.1 检查压力钢管、电动蝶阀、伸缩节、蜗壳等各连接螺栓应紧固，人孔门应 关闭严密，并全关技术供水总阀。 2.2.1.2 全开全关电动蝶阀，应动作灵活，无卡堵现象；试验完毕后全关电动蝶阀 主阀及旁通阀并投入锁定。 2.2.1.3 检查调速器油压装置处于正常工作状态，压力油罐压力及油位正常。手动 操作调速器，使导叶全行程开、关数次无异常情况。检查完成后将导叶全关，并投入接 力器锁锭和调速器锁锭，漏油装置处于自动运行状态。 2.2.1.4 投入发电机制动、使机组处于制动状态。 2.2.1.5 缓慢关闭前池冲沙闸门，使前池水流缓慢向压力钢管充水。注意监视电动 蝶阀前压力表读数，检查压力钢管充水情况。 2.2.1.6 检查压力管道、电动蝶阀的漏水情况，无异后打开蝶阀旁通阀，向蜗壳充 水，记录蜗壳充水时间。 2.2.1.7 蜗壳平压后，打开电动蝶阀，进行静水下的开关试验，检查阀体启闭动 作，记录阀体开启和关闭时间，在手动操作合格后，进行自动操作的启闭动作试验，分 别进行现地和远方操作试验。试验完后，全开电动蝶阀，关闭旁通阀。 2.2.2 质量检验 2.2.2.1 检验依据 《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第 3.1 条、第 3.2 条 2.2.2.2 检验方法和器具 1).记录上游水位，检查压力钢管及蜗壳压力表，直至压力钢管充水平压，充水过 程中监视压力钢管及蜗壳有无异常情况。 2).从电动蝶阀、伸缩节等处，检查蝶阀的漏水情况。 3).目测检查蜗壳底座、蜗壳放空阀等处的漏水情况。 4).检查前后墙板、导水机构和主轴密封漏水情况。 5).检查各压力表及测压管的漏水情况，并记录其指示值。 6).在机旁仪表盘上，监视并记录水位计的毛水头及水力测量系统表计的读数。 7).监视厂房渗漏集水井内的水位变化情况。 2.3 技术供水调试 2.3.1 作业方法 2.3.1.1 关闭各支路供水阀门，打开蝶阀前供水总阀，向技术供水系统总管充水。 注意监视进出口水压力。 2.3.1.2 打开技术供水总管排污阀，排出管道内污物，待水质变清且无杂质流出后 关闭排污阀。 2.3.1.3 机组技术供水总管充水运行稳定后，打开冷却水进水总阀和冷却水出水阀， 然后缓缓开启冷却水进水总阀后的手动闸阀，使冷却水压力保持在0.25MPa 左右。 2.3.1.4 充水过程中，应检查以下项目： 1） .整个技术供水系统中各管道、阀门、接头不应有漏水现象。

泵站机组试运行方案

泵站机组试运行方 案

泵站机组试运行方案 1、试运行的目的和内容 1.1试运行的目的 ⑴.参照设计、施工、安装及验收等有关规程、规范及其技术文件的规定，结合泵站的具体情况，对整个泵站的土建工程,机、电设备及金属结构的安装进行全面系统的质量检查和鉴定，以作为评定工程质量的依据。 ⑵.经过试运行安装工程质量符合规程、规范要求，便可进行全面交接验收工作，施工、安装单位将泵站移交给生产管理单位正式投人运行。 1.2试运行的内容 机组试运行工作范围包括检验、试验和监视运行，它们相互联系密切。由于水泵机组为首次启动，而又以试验为主，对运行性能均不了解，因此必须经过一系列的试验才能掌握。其内容主要有： ⑴.机组充水试验。 ⑵.机组空载试运行 ⑶.机组负载试运行 ⑷.机组自动开停机试验。 试运行过程中、必须按规定进行全面详细的记录，要整理成技术资料，在试运行结束后，交鉴定、验收、交接组织，进行正确评估并建立档案保存。 2、试运行的程序

为保证机组试运行的安全、可靠，并得到完善可靠的技术资料，启动调整必须逐步深入，稳步进行。 2.1试运行前的准备工作 试运行前要成立试运行小组，拟定试运行程序及注意事项，组织运行操作人员和值班人员学习操作规程、安全知识，然后由试运行人员进行全面认真的检查。 试运行现场必须进行彻底清扫，使运行现场有条不紊，并适当悬挂一些标牌、图表，为机组试运行提供良好的环境条件和协调的气氛。2.1.1水泵部分的检查。 1).检查转轮间隙，并做好记录。转轮间隙力求相等，否则易造成机组径向振动和汽蚀。 2).叶片轴处渗漏检查。 3).全调节水泵要作叶片角度调节试验。 4).技术供水充水试验，检查水封渗漏是否符合规定或橡胶轴承通水冷却或润滑情况。 5).检查轴承转动油盆油位及轴承的密封性。 2.1.2辅助设备的检查与单机试运行。 1).检查油压槽、回油箱及贮油槽油位，同时试验液位计动作的正确性。 2).检查和调整油、气、水系统的信号元件及执行元件动作的可靠性。 3).检查所有压力表计、真空表计、液位计、温度计等反应的正确

泵站机组启动验收实施细则

大型排涝泵站首（末）台机组 启动验收实施细则 第一节验收程序 泵站首（末）台机组启动验收依照下列程序进行： 1、更新改造泵站具备试运行条件后，项目法人首先组织机组启动试运行。 2、项目法人在完成机组启动试运行后，再组织机组启动技术预验收。 3、项目法人在技术预验收通过后提出阶段验收申请报告报法人验收监督管理机关审查。项目法人与法人验收监督管理机关为同一主体的，报上一级水行政主管部门审查（下同）。 4、阶段验收申请报告审查通过后法人验收监督管理机关将阶段验收申请报告转报省水利厅，由省水利厅决定是否同意进行阶段验收。 5、省水利厅同意进行阶段验收后协商有关单位，拟定验收时间、地点、委员会等有关事宜，组织首（末）台机组启动验收。

第二节机组启动试运行 1、机组启动试运行前，施工单位向项目法人提出机组启动试运行申请报告。 2、机组启动试运行由项目法人主持，设计单位、土建工程施工单位、安装单位、监理单位（包括监造）、设备生产单位、质量监督单位以及运行管理单位参加。 3、机组启动试运行前，项目法人首先将试运行工作安排报法人验收监督管理机关审查，批准后方可实施。 4、项目法人再将试运行工作安排及法人验收监督管理机关审查意见报省水行政主管部门备案。 5、省水利厅可在必要时派专家到现场收集有关资料，指导项目法人进行机组启动试运行工作。 6、机组启动试运行应具备的条件： （1）泵站土建工程已基本完成，必须动用的部分水工建筑物和输水管道已通过分部工程验收，进水、出水池水位及来水量均满足试运行要求。 （2）主机组及辅助设备已安装完毕，有关工作闸门、检修闸门等断流装置及启闭机设备已安装完成，并已通过分部工程验收，能满足泵站试运行要求。 （3）泵站供电确有保证，供电线路、变电站等均已验收合格，试运行用电计划已落实。 （4）泵站消防系统已通过检查验收，消防设备齐全、到位。

水电厂1#机组启动方案

中电投江西电力有限公司峡山水电厂 机电安装工程 合同编号：SHDLXS2011-4)0 1#机组启动试验方案 批准： 审核： 编制： 江西水电检修安装工程有限公司 峡山水电站检修安装项目部 二O—三年三月二十二日

1.总则 1.1、为确保峡山水电厂1#水轮发电机组启动试运行试验工作顺利、有序地进行，特制订本方案； 1.2、本方案适用于峡山水电站1#机组试运行，2#、3#机组参照执行； 1.3、本方案仅列出主要试验项目与试验步骤，相应试验的具体方法参见相应厂家技术文件； 1.5、本方案上报启动委员会批准后执行。 2.编制依据 2.1《电气装置安装施工及验收规范》 2.2《水轮发电机组启动试验规程》(DL/T507-2002) 2.3《水轮发电机组安装技术规范》(GB8564-2003) 2.4《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》(DL/T827-2002) 2.5有关设备合同、厂家资料、设计资料 3.组织机构 试运行总指挥

4.技术参数

5.1.2水电站上下游水位测量系统已安装调试合格，水位信号正确。 5.1.3进水口及尾水门机、闸门工作状态良好，具备启闭条件。流道充水阀工作正常，并都处于关闭位置，挂牌警示。所有闸门槽清扫干净，能保证闸

门的顺利启闭。拦污栅至闸门之间无遗留钢筋、模板、架管等杂物。 5.1.4过水流道清理干净，经检查具备充水条件。 5.1.5进水段、尾水段流道的检修排水放空阀工作正常，处于关闭状态，并挂警示牌。 5.1.6所有测压嘴安装完毕，流道通气孔已清理，并保持畅通。 5.2 水轮机部分检查 5.2.1水轮机所有设备安装完成，经检查验收合格，且清理干净无遗留杂物。 5.2.2各过流部件之间的密封检验合格，无渗漏。所有分瓣部件的各分瓣法兰已把合严密，符合规定要求。 5.2.3各重要部件连接处的螺栓、螺母已紧固，预紧力符合设计要求，各连接件的定位销已按设计要求及规范要求施工完成并检验合格。 5.2.4转轮室的流道进人门已关闭，并检验合格。 5.2.5伸缩节间隙符合图纸要求，密封具有足够的压紧量。 5.2.6转轮已安装完成并检验合格，叶片和转轮室间隙符合图纸要求。 5.2.7 重锤挂装完成。 5.2.8检查空气围带密封漏气试验合格，充水前空气围带处于充气状态。 5.2.9导水机构安装已经完成，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验 合格，并符合设计要求。接力器锁锭动作正常，处于锁定状态。 5.2.10受油器已经安装完毕，经盘车检查摆度合格。 5.2.11轴承润滑油系统安装调试合格，且无渗漏现象。 5.2.12水轮机其它部件检查验收合格。 5.2.13各部位水流及油流示流信号计、传感器、信号控制器均已安装完成，调试合格，管路、电缆及电线安装完毕，固定牢靠。 5.3 调速系统的检查 5.3.1调速系统及其设备已安装完毕，并调试合格。油压装置压力、油位正常，各表计、阀门、自动化元件均已整定，符合相关技术要求。透平油化验合格。 5.3.2压力油罐安全阀、阀组安全阀按规定调整合格，动作可靠。油压装置油泵在工 作压力下运行正常，主、备用泵切换及手动、自动工作正常，且均已投入自动。油位信号器动作正常，调速系统所有管路阀门接头及部件经检查无渗漏现象。高压补气装置手动、自动切换动作正确，漏油箱装置手动、自动调试合格。 5.3.3控制环锁定装置调试合格，信号指示正确。

机组试运行方案

XXXXXXX机组试运行方案 第一章总则 一、本程序依据《泵站技术规范》（SL317－2004）、《电气装置安装工程施工及验收规范合编》、XX省水利勘测设计研究院有关技施设计图纸及厂家资料，结合本站的实际情况而编写； 二、本程序必须经启动委员会批准后方可实施，实施过程中如需更改程序必须经启动委员会同意。 第二章高低压设备带电试验 高低压设备带电试运行有如下几个步骤组成：（1）35kv开关站母线带电；（2）主变压器冲击合闸试验；（3）10kV高压柜带电和厂用变压器冲击合闸试验；（4）0.4kV厂用低压柜带电。 一、带电试验应具备条件 1、开关站道路必须畅通，场地无杂物，围墙已装饰完毕，开关站进出门锁已装好； 2、开关站接地网、厂房接地网接地电阻符合设计要求； 3、所有带电设备的接地套管及外壳应可靠接地； 4、消防系统应满足设备带电条件； 5、带电警示牌已悬挂完整； 6、运行值班人员已就位；

7、通讯设备已开通，运行正常，照明符合要求； 8、隔离开关及断路器手自动操作正常，回路模拟正确，设备标签和设备编号应清晰、准确无误； 9、主变压器试验合格，主变压器保护装置应整定正确； 10、开关站其它所有待投入使用的设备必须经过试验； 11、检查电流互感器二次回路不得开路，电压互感器二次回路不得短路； 12、变压器冲击合闸前，应将气体继电器的轻瓦斯信号触点接到变压器保护的跳闸回路，过流保护时限整定为瞬时动作； 13、高压开关柜内所有设备调试合格； 14、厂用进线、馈线柜调试完毕。 二、35KV母线带电操作 1、35KV母线冲击带电操作前，检查确认母线PT接地刀闸处于分闸位置，母线PT隔离开关处于合闸位置，1#或2#35KV线路已处于带电状态。 2、合1#或2#35KV线路线路侧隔离开关。 3、合1#或2#35KV线路母线侧隔离开关。 4、中控室合1#或2#线路断路器，第一次冲击母线。 5、等待15分钟远方跳开1#或2#线路断路器。 6、确认母线带电正常的情况下，远方合1#或2#线路断路器，第二次冲击母线。

第六章 水电站机组和成套设备启动及试运行

目录 第六章水电站机组和成套设备启动及试运行 (1) 第一节概述 (1) 第二节启动试运行组织 (1) 1.组织形式 (1) 2.职责及分工 (1) 2.1机组启动验收委员会 (1) 2.2验收交接组 (2) 2.3启委会办公室 (2) 2.4试运行指挥部 (3) 2.5系统调试及水情组 (3) 2.6技术顾问组 (3) 3.工作程序 (3) 第三节机组启动试运行前应具备的基本条件 (3) 1.简述 (3) 2.水工结构（水工建筑物） (4) 3.金属结构及机组过流系统 (4) 4.水轮发电机组及其附属设备 (4) 4.1水轮机部分 (4) 4.2调速系统及其设备 (5) 4.3水轮机筒型阀及操作系统 (5) 4.4发电机部分 (5) 4.5励磁系统及其设备 (6) 4.6变频启动系统 (6) 4.7发电/电动机用油、水、风系统 (6) 5.高低压电气设备及控制系统 (7) 5.1电气一次设备 (7) 5.2计算机监控系统 (7) 5.3电气二次系统及回路 (7) 5.4机组消防、暖通、通讯、照明系统 (8) 第四节启动试运行试验 (8) 1.简述 (8) 2.启动试运行大纲 (8) 3.混流、轴流、贯流式机组及成套设备启动试运行大纲内容 (9)

3.1机组充水试验 (9) 3.2机组启动及空载试验 (10) 4.抽水蓄能电站发电/电动机组启动试运行程序 (20) 4.1抽水蓄能机组启动运行程序 (21) 4.2过水系统充水试验 (21) 4.3发电/电动机组的运行特点 (21) 1.水轮发电机组及机电设备72小时带负荷连续运行 (22) 2.水轮发电机组30d考核运行 (22) 3.交接与投入商业运行 (22) 第六节启动试运行进度 (23) 第七节机组及成套设备的验收和交接 (24) 1.简述 (24) 2.设备启动前的验收签证 (24) 3.主要验收项目 (24) 4.验收组织 (24) 5.验收程序 (24) 6.验收技术文件 (25) 7.设备移交 (25) 8.竣工移交报告书的编制 (25)

泵站机组试运行方案

CB01 施工技术方案申报表 （清远[2016]技案 08号） 说明：本表一式四份，由承包人填写，监理机构、建设单位审核后，承包人、监理机构各1份，返回发包人2份。

泵站机组试运行方案 1、试运行的目的和内容 1.1试运行的目的 ⑴.参照设计、施工、安装及验收等有关规程、规范及其技术文件的规定，结合泵站的具体情况，对整个泵站的土建工程,机、电设备及金属结构的安装进行全面系统的质量检查和鉴定，以作为评定工程质量的依据。 ⑵.通过试运行安装工程质量符合规程、规范要求，便可进行全面交接验收工作，施工、安装单位将泵站移交给生产管理单位正式投人运行。 1.2试运行的内容 机组试运行工作范围很广，包括检验、试验和监视运行，它们相互联系密切。由于水泵机组为首次启动，而又以试验为主，对运行性能均不了解，所以必须通过一系列的试验才能掌握。其内容主要有： ⑴.机组充水试验。 ⑵.机组空载试运行 ⑶.机组负载试运行 ⑷.机组自动开停机试验。 试运行过程中、必须按规定进行全面详细的记录，要整理成技术资料，在试运行结束后，交鉴定、验收、交接组织，进行正确评估并建立档案保存。 2、试运行的程序 为保证机组试运行的安全、可靠，并得到完善可靠的技术资料，启动调整必须逐步深入，稳步进行。 2.1试运行前的准备工作 试运行前要成立试运行小组，拟定试运行程序及注意事项，组织运行操作人员和值班人员学习操作规程、安全知识，然后由试运行人员进行全面认真的检查。 试运行现场必须进行彻底清扫，使运行现场有条不紊，并适当悬挂一些标牌、图表，为机组试运行提供良好的环境条件和协调的气氛。 2.1.1管道部分的检查。 具体工作有： 1).封闭泵站防盗门。 2).在静水压力下，检查调整检修闸门的启闭；对快速阀门、工作阀门的手动、自动作启闭试验，检查其密封性和可靠性。 3).离心泵应着重管道的密封性检查，其次是管道表面的光滑性。清除管道内杂物，

张掖大孤山电站1#水轮发电机组起动试运行方案

大孤山电站 首台机组启动试运行方案 张掖市机电安装公司大孤山工程项目部 2009年6月

目录 第一章：工程概况及组织机构............................. . (3) 1、工程概况............................. ............................... ........ .. (3) 2、组织机构............................. ............................... ........ .. (3) 3、试运行岗位人员分工............................. ............................... (4) 第二章：水轮发电机组启动试运行前检查............................. .. (5) 4、引水系统的检查............................. ............................... ........ ..5 5、水轮机部分的检查............................. ............................... .. (6) 6、调速系统及其设备的检查............................. ............................... (6) 7、发电机部分的检查............................. ............................... .. (7) 8、油、水、气系统的检查............................. .. (8) 9、电气设备的检查............................. ............................... ........ ..9 10、消防系统及设备检查................................. . (10) 第三章：水轮发电机组动试运行启动及检查流程............................. (10) 11、水轮发电机组充水试验 11.1应具备条件............................. (11) 11.2 尾水管充水操作及检查................................. . (11) 11.3起动前准备................................. (12) 11.4首次手动起动试验操作及检查................................. . (13) 11.5停机操作及停机后的检查................................. (14) 11.6水轮发电机短路试验................................. . (15) 11.7水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验................................. . (16) 11.8过速试验操作及检查................................. (17) 11.9自动起动和自动停机试验................................. .. (17) 11.10水轮发电机升压试验................................. .. (18) 11.11水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验、主变压器冲击合闸试验 (19) 11.12水轮发电机组并列及负荷试验................................. (20)

机组启动试运行方案改

机组启动试运行方案 一、编制依据： 1、水轮发电机组安装技术规范（GB/T-8564-2003）； 2、水轮发电机组启动试验规程（DL/T507-2002）； 3、杭州大路发电设备有限公司有关技术文件和设计图纸； （1）水轮机安装、使用、维护说明书及技术条件； （2），10.5KV水轮发电机安装、使用、维护说明书及技术条件； 4、水利部农村电气化研究所施工图。 二、机组起动试运行目的 1、通过机组试运行，考验机组设计、制造和安装的质量，可以发现机组在制造和安装中出现的问题和存在的缺陷，并及时予以消除，从而达到确保机组长期安全可靠、稳定运行的要求。 2、验证机组与有关电气及机械设备协联动作的正确性，以及自动化元件的可靠性，并对相关参数进行测定，掌握机组和电气设备的实际最优工况和性能，为今后长期稳定运行提供技术保障。 三、机组试运行应具备的条件 1、厂房机电设备安装已完成，并经静态调试合格： （1）水轮发电机组、球阀、调速器已安装完成，并完成静态调试； （2）油气水等辅助设备已安装完成，经调试合格，可以投运； （3）电气设备已安装完成，并经试验合格； （4）升压变电工程安装完成、试验合格，经电网公司验收合格； （5）机组及公用设备自动化系统已安装完成，完成静态调试，满足机组试运行要求。

2、厂用电系统已投入运行，满足试运行要求。 3、引水系统土建、金属结构、机电设备施工完成，机电设备经调试合格，具备充水条件。 4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。 5、机组启动小组已成立，组织机构健全。 6、通信系统施工完成，通信系统畅通，满足试运行要求。 四、机组启动试运行前的检查 （一）引水系统检查 （1）进水口拦污栅、事故闸门、充水阀、起闭装置安装完工，手动、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。 （2）引水隧洞、压力管道已施工完毕，灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，各支洞进人孔已封闭，洞内施工垃圾已全面清理干净，无杂物。 （3）两台机球阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求；两台机球阀均处于全关位置，操作油路关闭，并采取防误动安全措施。 （4）蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净，蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。 （5）尾水闸门及起闭设备安装完工，调试合格，起闭情况良好，尾水闸门已打开。 （6）尾水出水畅通，出水口及河道临时防护墙已拆除。 上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵尾水、支洞进人门，进人门密封应处理严密。 （二）水轮机部分检查 （1）水轮机转轮、水导轴承、主轴密封等设备安装完毕，并经验收合格，水轮机内无遗留物，导叶处于全关闭状态。 （2）水轮机导水机构已安装完工，检验合格，并处于关闭状态，接力器锁锭投入，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验合格，符合设计要求。

水轮发电机组启动验收报告

小石峡水电站导流兼深孔泄洪洞、引水发电洞及地面厂房工程 (合同编号：XSX2009018/C1) 1#机启动试运行报告 批准：李刚 审查：苗长盛 编写：李梅康 中国葛洲坝集团股份有限公司 新疆小石峡水电站工程施工项目部 目录

1、试验依据 试验依据《水轮发电机组启动试验规程》 (DL/T 507—2002)，《水轮发电机组安装技术规范》 (GB 8564-2003)，试运行指挥部批准的《小时峡水电站1#机组启动试运行方案》，厂家技术资料和设计院图纸。 2、试验目的 在机组动态情况下全面检查电站设备的设计、制造与安装质量，全面考核水工建筑物、水轮发电机组、辅助设备、电气设备的安全性与可靠性，为机组及相关设备能否投入商业运行做出结论。 3、试验设备 录波仪，低频信号发生器，继电保护测试仪、相位表等。 4、试验条件 （1）试运行组织机构已建立，并开始在启动验收委员会的领导下开展工作。 （2）试运行规章制度已建立。 （3）分系统无水分部试验已完成，试验结果符合设计要求。 （4）上、下游水位满足设计要求。 5、试验项目 试验项目主要包括：机组充水试验，机组空载试运行试验，水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验，水轮发电机组并列及负荷试验，电网要求的试验，机组72h带负荷连续试运行试验，交接与投入商业运行等。 6、试验时间 机组启动试运行调试实际完成时间见下表：

7、启动试验情况 机组充水试验 7.1.1尾水充水 （1）充水前，蝶阀关闭，将导叶打开5%开度，通过蝶阀下游侧排气阀排除尾水管和蜗壳内的空气。 （2）根据试运行指挥部指挥长令，打开尾水平压阀，向1#机组尾水管和蜗壳进行充水。 （3）尾水平压后，对1＃机组水车室、蜗壳进人门、尾水进人门、尾水盘形阀、蜗壳放空阀以及各测量表计、管路进行了检查，均无异常情况。 （4）提尾水门，并进行起落试验，试验完成后尾水门提至全开位置并锁定。（5）8月17日16：20分，进行导叶静水试验，导叶开关机时间为开机时间12S、关机时间。 7.1.2压力钢管充水试验 （1） 8月18日，根据试运行指挥部指挥长令，提前池闸门，对压力钢管充水，充水速度严格按照设计院制定的压力钢管充水方案进行.8月18日18时10分压力钢管平压。 （2）充水过程中，蝶阀密封严密，无渗漏。 7.1.3技术供水试验

5机组启动试运行计划方案之欧阳光明创编

惠州市联和水电站增效扩容改造工 程 欧阳光明（2021.03.07） 机组启动试运行计划及方案 惠州市弘基水利工程有限公司 2016年2月

目录 一、工程概况1 二、机组启动试运行计划安排1 1、设立试运行组织机构1 2、试运行工作程序3 3、启动试运行工作时间安排3 三、机组启动试运行方案4 1、充水试验4 2、机组启动和空转试验5 3、机组自动开停机试验9 4、发电机及发电机带主变升流试验11 5、发电机单相接地试验及升压试验13 6、发电机空载下的励磁调整和试验15 7、机组同期并网试验16 8、机组负荷试验18 9、机组带负荷72h连续试运行20

一、工程概况 增博联和水库位于东经113.9度，北纬13.3度，地处博罗县福田镇石巷村东北约1.5公里，罗浮山主峰西麓，属东江二级支流上游，联和水中游。联和水库（中）型枢纽工程于1964年建成，水库库容为8160万m3，集雨面积为110.8 km2，水库是一宗以灌溉为主，兼有发电、防洪和水产养殖等综合效益的水利枢纽工程。联和水电站为联和水库坝后电站，电站于1981年建成投产，电站装机容量为4×500千瓦，总装机容量为2000千瓦，发电设计流量为12m3/s。尾水流入灌渠灌溉农田11.74万亩。 在1989年，对联和水库（中）型枢纽工程进行除险加固。联和水库首要任务是保证灌溉供水，因此根据供水需求，进行发电运行。联和水电站机组经过31年运行发电，水轮机转轮气蚀严重，效率下降，耗水率增加，出力减少；发电机绝缘老化、温升高、损耗大及噪声大，最近2年已经接连发生两次线圈击穿烧毁事故；严重影响电站安全生产和发电效益。为了充分发挥水能，增效扩容改造选择机组改造方案充分考虑原机型和布置形式，尽可能利用原机组埋入部件和厂房建筑，节省改造成本，根据引水系统和流道情况，选择更换水轮机转轮，更换原水轮机转轮后，水轮机型号为HLS3633-LH-60。根据更换水轮机转轮后出力增加，选配SFＷ630-8/990发电机。每台机扩大容量为130千瓦，共扩容520千瓦。 二、机组启动试运行计划安排 1、设立试运行组织机构 联和水库电站增效扩容改造工程1#和2#机组于2016年2月1日改造完成，为检测安装质量及检验设备质量，需要对经过改造后的2台机组进行启动试运行。为确保试运行过程中能安全及有条有序地进行，按相关规定，决定成立联和水库电站机组试运行小组。试运行小

水电站启动试运行方案精品

【关键字】情况、条件、质量、监控、监测、运行、问题、系统、机制、继续、整体、平稳、合理、良好、持续、加大、保持、统一、建设、发现、措施、位置、支撑、安全、稳定、力量、基础、需要、工程、项目、制度、方式、作用、水平、关系、设置、检验、联动、调节、逐步、保护、满足、监督、保证、确保、指导、调整、分工、方向、加强、提高、中心 ****水利枢纽工程河床电站 一、起动试运行前应具备的条件 1、引水系统 1.1 河床1、2#机组进水口和尾水的拦污栅已安装完工并清理干净检验合格。河床1、2#机组进水口和尾水的闸门门槽已清扫干净检验合格，闸门启闭装置已安装完工并调试合格，闸门处于关闭状态。 1.2河床3、4#进水口和尾水已进行可靠封堵，北干进口、尾水闸门可靠落下，各排沙孔闸门安全落下，南干机组进口、尾水闸门可靠落下。 1.3进口流道、尾水管等过水通流系统均已检验合格并清理干净。灌浆孔已封堵，测压管阀门、测量表计均已安装完毕。所有进人门（孔）的盖板均已严密封闭。 1.4进口及尾水排水阀启闭情况良好并处于关闭位置，操作油泵操作情况良好。 1.5尾水闸门门槽及其周围已清理干净，尾水闸门经检验合格并处于关闭状态。 1.6与1#机有关的通讯系统安装并调试完毕，联络畅通。 2、水轮机部分 2.1水轮机所有部件已安装完工检验合格，施工记录完整。 2.2主轴密封已安装完工，经检验密封无渗漏。调整密封水压至设计

规定值。 2.3水导轴承润滑，冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试，各整定值符合设计要求。 2.4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。 2.5各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种变送器均已安装完毕，管路线路连接良好。 2.6 转轮室内部清扫干净，转轮叶片与转轮室之间、导叶与配水环之间的间隙无任何杂物。 2.7转轮室进人门封闭完毕，并检查密封面无间隙。 2.8水轮机室主轴密封排水系统安装完毕，管路畅通。 3、调速系统 3.1调速系统及其设备已安装完毕并调试合格。油压装置压力、油位正常，各自动化元件、阀门均已整定符合设计要求。 3.2油压装置油泵在工作压力下运行正常，高压补气装置动作正确，漏油装置调试合格。 3.3调速系统的各油压管路、阀门，接头及部件经检查均无渗油现象。 3.4调速器电调柜已安装完毕并调试合格。 3.5事故配压阀和分段关闭装置等均已调试合格。锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。 4、发电机部分 4.1发电机整体已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、转子气隙内无任何杂物。

机组启动试运行作业指导书(水利发电机组)

机组启动试运行作业指导书1、机组启动试运行作业流程图

2、作业方法及要求 2.1机组起动试运行前的检查 2.1.1作业方法 在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组成的验收检查组对以下项目进行验收检查。 2.1.1.1引水系统的验收检查； 2.1.1.2水轮机部分的验收检查； 2.1.1.3调速系统的验收检查； 2.1.1.4发电机部分的验收检查； 2.1.1.5励磁系统的验收检查； 2.1.1.6油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.7电气一次设备的验收检查； 2.1.1.8电气二次设备的验收检查； 2.1.2质量检验 2.1.2.1检验依据 有关厂家技术说明书和设计图纸 《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91 《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92 《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90

《进口水轮发电机（发电/电动机）设备技术规范》DL/T730-2000 2.1.2.2检验方法和器具：目测及检查记录 2.2尾水充水 2.2.1作业方法 2.2.1.1全关机组蜗壳进人门及尾水进人门。 2.2.1.2全关机组蜗壳放空阀，锁锭投入。 2.2.1.3投入空气围带 2.2.1.4关闭蜗壳取水阀 2.2.1.5关闭尾水盘形阀，且关闭严密，锁锭装置已投入。 2.2.1.6顶盖排水泵及其电源处于完好状态。 2.2.1.7水机室用于顶盖紧急备用排水的潜水泵已准备就绪。 2.2.1.8手动操作调速器将机组导叶打开3%-5%开度。 2.2.1.9打开尾水充水阀，向尾水充水。 2.2.1.10充水过程中，观察尾水管进口测压表、顶盖及蜗壳测压表。 2.2.1.11充水过程中，观察顶盖自流排水情况。 2.2.1.12待平压后，用尾水门机提起尾水门，并进行静水下的起落试验。试验完后，将尾水门全开并锁定在门槽上。 2.2.1.13进行顶盖排水泵排水调试。 2.2.1.14充水结束后关闭导叶，投入接力器锁锭。 2.2.1.15关闭尾水充水阀。 2.2.2质量检验 2.2.2.1检验依据 《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第3.1条、第3.2条 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 2.1.2.2检验方法和器具 1）.充水过程中，用目测方法，监视检查尾水盘形阀、尾水锥管进人门及蜗壳进人门的密闭性及漏水情况。

水电站启动试运行方案

****水利枢纽工程河床电站

一、起动试运行前应具备的条件 1、引水系统 1.1 河床1、2#机组进水口和尾水的拦污栅已安装完工并清理干净检验合格。河床1、2#机组进水口和尾水的闸门门槽已清扫干净检验合格，闸门启闭装置已安装完工并调试合格，闸门处于关闭状态。 1.2河床3、4#进水口和尾水已进行可靠封堵，北干进口、尾水闸门可靠落下，各排沙孔闸门安全落下，南干机组进口、尾水闸门可靠落下。 1.3进口流道、尾水管等过水通流系统均已检验合格并清理干净。灌浆孔已封堵，测压管阀门、测量表计均已安装完毕。所有进人门（孔）的盖板均已严密封闭。 1.4进口及尾水排水阀启闭情况良好并处于关闭位置，操作油泵操作情况良好。 1.5尾水闸门门槽及其周围已清理干净，尾水闸门经检验合格并处于关闭状态。 1.6与1#机有关的通讯系统安装并调试完毕，联络畅通。 2、水轮机部分 2.1水轮机所有部件已安装完工检验合格，施工记录完整。 2.2主轴密封已安装完工，经检验密封无渗漏。调整密封水压至设计规定值。 2.3水导轴承润滑，冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试，各整定值符合设计要求。 2.4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。 2.5各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种变送器均已安装完毕，管路线路连接良好。 2.6 转轮室内部清扫干净，转轮叶片与转轮室之间、导叶与配水环之间的间隙无任何杂物。 2.7转轮室进人门封闭完毕，并检查密封面无间隙。 2.8水轮机室主轴密封排水系统安装完毕，管路畅通。 3、调速系统 3.1调速系统及其设备已安装完毕并调试合格。油压装置压力、油位正常，各自动化元件、阀门均已整定符合设计要求。 3.2油压装置油泵在工作压力下运行正常，高压补气装置动作正确，漏油装置调试合格。 3.3调速系统的各油压管路、阀门，接头及部件经检查均无渗油现象。 3.4调速器电调柜已安装完毕并调试合格。 3.5事故配压阀和分段关闭装置等均已调试合格。锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。 4、发电机部分 4.1发电机整体已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、转子气隙内无任何杂物。 4.2导轴承及推力轴承油位、温度传感器已调试，整定值符合设计要求。 4.3机组高压油顶起装置已调试合格，压力继电器工作正常，单向阀及管路阀门均无渗油现象。

水电站2号机组B修启动试运行大纲(电站修改终版)

银盘水电站2号机组B级检修启动试运行大纲 批准： 审核： 编写： 武隆水电公司设备部 二〇一二年十一月

目录 第 1 章机组启动前检查 (1) 1.1引水及尾水系统检查 (1) 1.2水轮机检查 (1) 1.3调速系统检查 (2) 1.4发电机检查 (3) 1.5油、气、水系统检查 (4) 1.6电气一次设备检查 (4) 1.7电气二次设备检查 (4) 第 2 章机组充水试验 (4) 2.1充水条件 (5) 2.2尾水充水 (5) 2.3调速系统无水试验 (5) 2.4进水口流道及蜗壳充水 (5) 2.5技术供水系统调整 (6) 第 3 章首次手动开机、瓦温稳定试验及停机检查 (6) 3.1开机应具备的条件 (6) 3.2手动开机 (7) 3.3瓦温温升试验及运行检查 (7) 3.4停机检查 (7) 第 4 章发电机升压试验及空载下调速器试验 (8) 4.1检查项目 (8) 4.2发电机升压应具备的条件 (8) 4.3发电机升压 (9) 4.4发电机空载特性 (9) 4.5模拟水机事故停机 (9) 4.6空载下调速器试验 (9) 第 5 章机组自动开、停机试验 (10) 第 6 章空载下励磁试验 (11) 第 7 章机组并网及负荷试验 (12) 7.1 同期试验 (12) 7.2 机组带负荷试验 (13) 7.3 机组甩负荷试验 (13) 7.4负荷下调速器试验 (14) 7.5负荷下励磁试验 (14) 第 8 章2号机组集控开机、带负荷及自动停机试验 (14) 第 9 章机组72h带负荷连续试运行 (14) 第 10 章2号机组启动试运行试验计划 (15)

泵站机组试运行方案

泵站机组试运行方案 1、试运行的目的和容 1.1试运行的目的 ⑴.参照设计、施工、安装及验收等有关规程、规及其技术文件的规定，结合泵站的具体情况，对整个泵站的土建工程,机、电设备及金属结构的安装进行全面系统的质量检查和鉴定，以作为评定工程质量的依据。 ⑵.通过试运行安装工程质量符合规程、规要求，便可进行全面交接验收工作，施工、安装单位将泵站移交给生产管理单位正式投人运行。 1.2试运行的容 机组试运行工作围包括检验、试验和监视运行，它们相互联系密切。由于水泵机组为首次启动，而又以试验为主，对运行性能均不了解，所以必须通过一系列的试验才能掌握。其容主要有： ⑴.机组充水试验。 ⑵.机组空载试运行 ⑶.机组负载试运行 ⑷.机组自动开停机试验。 试运行过程中、必须按规定进行全面详细的记录，要整理成技术资料，在试运行结束后，交鉴定、验收、交接组织，进行正确评估并建立档案保存。 2、试运行的程序 为保证机组试运行的安全、可靠，并得到完善可靠的技术资料，启动调整必须逐步深入，稳步进行。 2.1试运行前的准备工作 试运行前要成立试运行小组，拟定试运行程序及注意事项，组织运行操作人员和值班人员学习操作规程、安全知识，然后由试运行人员进行全面认真的检查。 试运行现场必须进行彻底清扫，使运行现场有条不紊，并适当悬挂一些标牌、图表，为机组试运行提供良好的环境条件和协调的气氛。 2.1.1水泵部分的检查。 1).检查转轮间隙，并做好记录。转轮间隙力求相等，否则易造成机组径向振动和汽蚀。

2).叶片轴处渗漏检查。 3).全调节水泵要作叶片角度调节试验。 4).技术供水充水试验，检查水封渗漏是否符合规定或橡胶轴承通水冷却或润滑情况。 5).检查轴承转动油盆油位及轴承的密封性。 2.1.2辅助设备的检查与单机试运行。 1).检查油压槽、回油箱及贮油槽油位，同时试验液位计动作的正确性。 2).检查和调整油、气、水系统的信号元件及执行元件动作的可靠性。 3).检查所有压力表计、真空表计、液位计、温度计等反应的正确性。 4).逐一对辅助设备进行单机运行操作，再进行联合运行操作，检查全系统的协联关系和各自的运行特点。 2.2机组试运行操作 2.2.1空载试车 ⑴受电与供电 ①首先合变电所高压进电隔离开关，使母线床带电，然后合电压互感器的隔离开关，接着合35kv真空断路器，使主变受电，最后合6kv进线屏断路器，使高压母排带电。 ②6kv母线带电后，投上电压互感器柜的隔离开关，切换测量开关，检查母线电压，应三相平衡。 ③合上站用变压器断路器同时检查站用变压器有无异常现象，如正常再合站用双电源开关，使低压柜转换到站用变压器，测量低压侧三相电压后。分别将各电源投入。 ④送直流电源供给各需的配电屏。 ⑵供、排水系统操作 ①开启供水泵进口、出口阀门，上下油槽冷却水进出口阀门，水导润滑水阀门，填料密封冷却水阀门同时检查其他不启动机组相应阀门应在关闭状态。 ②启动供水泵观察供水压力是否正常，机组供水进口压力应在0.15～ 0.2Mpa。各供水管道应水流畅通，无漏水现象。示流器信号指示正确。 ③开启排水泵出口阀及吸入引水阀门，向吸入管充水，待吸入管水充满后，启动排水泵。

机组启动试运行工作报告

1工程概况1.1 泵站概况 ******工程是***市“五水共治”重点工程，工程主要由***闸站、***泵站、***整治、***防洪墙5部分组成，工程总投资2.26亿元。 量9.0 m3/s。 18.0m3/s流量泵，最大净扬程7.53m，最小扬程2.16m，设计扬程4.8m，设计点效率84.5%，水泵型号2000ZLB18－4.8，叶轮直径2.0m，额定转速214.3r/min，水泵配套采用TL1500－28/2600型电动机，额定功率为1500kW，额定电压10KV，额定电流102.4Ａ，电动机额定转速为214.3r/min，功率因数0.9（超前）。 9.0 m3/s 流量泵，最大净扬程7.46m，最小扬程2.18m，设计扬程4.8m，设计点效率

88.0%，水泵型号1540ZLB9－4.8，叶轮直径1.54m，额定转速300r/min，水泵配套采用TL800－20/2150型电动机，额定功率为800kW，额定电压10KV，额定电流54.6Ａ，电动机额定转速为300r/min，功率因数0.9（超前）。 泵房内选用一台20/5t电动桥式起重机。起重机跨度12m，主钩起升高度16m，副钩起升高度18m。在泵房外江每台水泵出水钢管末端配备一台侧向式拍门，型式为矩形双门，两台大泵管道出口拍门尺寸为3000mm×3000mm, 一台小泵管道出口拍门尺寸为2200mm×

水力机械主要设备清单表2（***泵站） 2）***泵站 泵站的供电电源由附近10KV配电线路提供双路电源，双路10KV电源互为备用、互为闭锁。泵站设置SCB11-2000/10型干式变压器一台(#1主变)和SC11-200/10型干式变压器一台(#2主变)。配电方式10KV侧、0.69KV、低压侧和0.4KV低压侧均采用单母线接线。其中，#1主变用于泵组电动机供电，#2主变用于全站辅机和照明用电等。