鄂州市南迹湖泵站更新改造工程

首（末）台机组启动运行

技术预验收工作报告

鄂州市南迹湖泵站更新改造工程

首（末）台机组启动运行技术预验收

20##年*月*日

首（末）台机组启动技术预验收工作报告

根据省水利厅《关于切实做好大型排涝泵站更新改造工程阶段验收相关工作的通知》（鄂水利水函2008）445号）、省水利厅《关于做好大型排涝泵站更新改造工程首（末）台机组启动验收的通知》（鄂水利水函2010）196号）和《水利水电建设工程验收规程》（SL223-2008）的要求，水利部30号令等。湖北省水利厅水库处于20##年9月25日成立鄂州市南迹湖泵站机组首（末）台机组启动技术预验收专家组，在鄂州市南迹湖泵站主持召开鄂州市南迹湖泵站更新改造工程首（末）台机组启动技术预验收会议，对首（末）台机组启动进行技术预验收。

一、工程概况：

鄂州市南迹湖泵站位于湖北省鄂州市东部平原湖区的南迹湖，由****站、***站、****站和****站*座站组成，共装机36台、装机功率8160kW、设计排涝流量80 m³/s；更新改造后，*座站共装机**台、装机功率8510kW、设计排涝流量80 m³/s，排涝标准为十年一遇，3日暴雨*日排至农作物耐淹水深的排涝标准。该泵站属大（2）型一级联合泵站工程。

二、批复情况：

20##年4月，经项目部委托，设计单位编制了《湖北省鄂州市南迹湖泵站更新改造工程可行性研究报告》，经鄂州市发展和改革局以（松发改农[2007]31号）文，省水利厅以（鄂水利计函[2007]304号）文报省发展和改革委员会（以下简称省发改委）。省发改委以《省发展改革委员会关于鄂州市南迹湖泵站更新改造工程可行性报告的批复》（鄂发改农经[2007]860号），批复工程估算总投资7058.86万元。20##年9月，设计单位编制了《湖北省鄂州市南迹湖泵站更新改造工程初步设计报告》，省发改委以《省发展改革委关于鄂州市南迹湖泵站更新改造工程初步设计的批复》（鄂发改重点[2008]1183号），批复工程规模，同意泵站设计排涝标准按十年一遇三日暴雨五日排至作物耐淹深度。本期泵站设计排涝流量仍按80m³/s进行更新改造，其中：****站32m³/s，***站18m³/s，****站15m³/s，***站15m³/s。基本同意施工进度计划安排，施工总工期为2年，核定工程初步设计概算总投资为6489万元。

三、主要技术指标

四、建设情况：

工程分两期实施。第一期施工的**泵站于20##年1月18日开工，同年6月10日进行机组试运行；**泵站于20##年1月17日开工，同年7月12日进行机组试运行；两处泵站均在20##年12月完工。第二期实施的***站于20##年 10月19日动工 ，于20##年4月29日试车投运；***站于20##年10月1日动工 ，已于20##年5月12日试车投运；两站均在20##年12月完工。投运后四站均运行正常并于20##年7月21日完成了四个单位工程验收。

五、机组启动试运行具备的条件：

1、  与机组启动运行有关的建筑物基本完成。进口八字墙重建加高加固；新建拦污栅桥；进、出口渠道整治；出口厂房维修已完成并已通过分部验收。

2、  与机组启动试运行有关的金属结构及启闭设备安装完成，并通过调试合格，可满足机组启动运行要求。站前和进口渠道拦污栅制安；清污机制安都已完成；出口防洪闸门等断流装置已更新安装完成并通过验收。

3、  过水建筑物已具备过水条件，满足机组启动试运行条件。

4、  压力容器、压力管道以及消防系统等已通过有关主管部门的检测或验收。泵站消防系统已能满足运行要求。

5、  机组、附属设备以及油、汽、水等辅助设备安装完成，经调试合格并经分部试运转，满足机组启动试运行条件。泵站主机组及辅助设备已经全部安装完毕，并经分部试运转合格。

6、  必要的输配电设备安装调试完成，送电准备工作已就绪，通信系统已完成调试满足机组启动试运行要求。用电计划已落实。

7、  机组启动试运行的测量、监测、控制和保护等电气设备已安装完成并调试，能满足机组启动试运行要求。

8、  有关机组启动运行的安全防护措施已落实，并准备就绪。

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

10、  机组启动试运行操作规程已编制，并得到批准。泵站运行的各项启动试运行安全操作规程都已制订。

11、  运行管理人员的配备可满足机组启动运行的要求。启动试运行值班人员也都按照正式运行配齐，各岗位责任均严格按照正式运行确定。

12、  水位和引水量满足机组启动试运行最低要求。进、出口水位满足机组试运行要求。

13、  机组按要求完成带负荷连续运行。

六、机组试运行情况：

鄂州市南迹湖泵站机组启动试运行工作组检查了机组及其辅助设备安装资料，有关工程施工安装质量并进行了充分讨论，一致同意鄂州市南迹湖泵站机组可以进行机组启动试运行。

鄂州市南迹湖泵站机组启动试运行工作组首先察看了工程现场；审查了施工管理单位的机组启动试运行方案；听取了项目有关建设、设计、监理、施工、运行管理等单位对机组启动试运行准备的情况汇报；检查了机组及相应附属设备安装、调试、试验以及分部试运行、充水试验情况；施工单位根据批准的机组启动试运行方案按照机组的开、停机程序对机组进行检查、操作及启动试运行。在机组运行过程中，对机组运行情况进行检查、巡查，记录机组运行时的各种参数。经过48小时运行，各台机组无故障开停机次数达三次，机组累计运行时间符合规范要求，控制、保护、测量参数均满足运行要求，进出水水工建筑物及金属结构设备运行正常，符合规范要求。机组的启动试运行完成后，施工单位向机组启动试运行工作组提交鄂州市南迹湖泵站机组带负荷连续运行情况报告。

鄂州市南迹湖泵站更新改造工程建设项目部委托***农电测试中心站于20##年6月25日对已安装的主水泵进行了效率测试，根据SL316-2004《泵站安全鉴定规则》中的规定对新安装机组进行了现场检测，主要是各水泵的流量、特征水位、压力、电动机的输入功率、水泵机组的转速的参量。绘制了通用运行特性曲线，并提交了测试报告（见被查资料）。

经测试，鄂州市南迹湖泵站28台主电机、主水泵经过改造后整体水力性能良好，流态均匀，流道水力损失较小。水泵装置效率达65%，符合《泵站现场测试规程SL254-2000》的要求；所得结果误差均符合《泵站现场测试规程SL140-85》C级标准；噪声和振动的幅值均在《317-2004泵站安装及验收规范》的要求范围内。

七、技术预验收情况：

20##年9月25日，项目法人组织召开了技术预验收会议验收组听取了项目有关建设、设计、监理、施工、运行管理和试运行情况报告；审查了施工管理单位的首（末）台机组启动试运行方案，检查了机组及相应附属设备安装、调试、试验的资料以及分部试运行、充水试验情况；并对机组的带负荷试运行资料进行了检查。专家组一致同意通过《鄂州市南迹湖泵站更新改造工程首（末）台机组启动试运行技术预验收的工作报告》。

八、工程尾工

九、评价意见

鄂州市南迹湖泵站更新改造工程建设管理规范、资料较齐全，质量合格，试运行符合规程、规范要求，已进行消缺处理，同意鄂州市南迹湖泵站首（末）台机组通过技术预验收。

附件：鄂州市南迹湖泵站首（末）台机组启动运行技术预验收专家组人员名单、签字

                  20##年9月25日

第二篇：2#机组启动试运行工作报告

龙门滩一级水电站工程

2#机组启动试运行工作报告

批准：

审核：

编写：

福建省水利水电工程局有限公司

泉州市龙门滩引水工程管理处项目部

二〇一五年八月三日

一、工程概况

（一）工程主要建设内容

一级电站主要改造内容包括：更换一级大坝启闭闸门控制柜及动力柜、工业视频监控系统和大坝安全自动化监测系统；更换两台水轮发电机组及配套设备（包括两台调速器、主阀接力器、励磁系统、励磁变及部分控制柜）；更换两台主变；更换全厂电缆；更换35kV配电装置；更换直流系统、电度表屏等公用系统；全面更换改造计算机监控系统（含工业视频监控系统和生产管理系统）；两回至二级电站35kV联络线的避雷线和绝缘子进行更换；两回10kV大坝电源线进行全面改造；增加火灾自动报警系统；更换两台厂用电变压器、低压配电系统和动力柜。

（二）机组主要技术特征指标

1、水轮机的主要参数如下：

型 号 HLA788-LJ-129

额定出力 10.363MW

额定水头 79.35m

转轮直径 1.29m

额定流量 14.38m3/s

额定效率 92.6%

额定转速 500r/min

飞逸转速 1060r/min

2、发电机主要参数如下：

型号 SF10-12/2600

额定容量 12.5MVA

额定功率 10MW

额定电压 6.3 kV

额定电流 1145.6 A

额定功率因数 0.8（滞后）

额定转速 500 r/min

1

额定频率 50 Hz

相数 三相

绝缘等级 F

转动惯量 ≥75t.m2

励磁方式 可控硅静止励磁

（三）机组及辅助设备设计、制造和安装情况

机组及辅助设备的设计、制造和安装均已完成，并已调试完毕，满足机组启动要求。

（四）与机组启动有关工程形象面貌

截至目前，与机组具备发电条件配套的油、气、水系统、电气设备安装调试完成，动作正确；全厂公用LCU、开关站LCU、现地LCU及计算机监控系统已调试完毕，满足机组运行监控、测量和保护的需要；主变压器、10KV开关站、35KV开关站及10KV、35KV送出工程完工，试验合格，满足升压、送电和测量、控制、保护等要求；厂用电系统已具备；电站运行单位组织就绪，运行操作规程已编制完成，运行人员已进行过培训且满足运行和试生产的需要。机组安装调试及72小时运行均按规范顺利完成，机组具备发电条件。

二、试运行组织机构

1.机组启动试运行组织机构及计划

1.1组织机构

2

启动试运行工作组

负责研究、解决在施工和启动试运行中出现的重大问题，检查启动试运行的启动条件及启动日期。审查和批准启动试运行大纲和运行规程，对电站的设计、制造和安装质量进行鉴定并办理交接手续，下设三个部门，分别如下：

（1）验收工作组

负责全部工程的质量检查。对竣工设备作全面的质量鉴定。审查施工单位的安装检测记录和试验记录，筹备启动验收工作。

（2）试运行指挥部

直接负责机组启动、停机、试验和检查工作。 （3）综合办公室

负责会议筹备、后勤保障、安全保卫工作。

3

1.2机构组成

启动试运行工作组：组 长：

副 组 长：

其下设部门人员组成：

（1）试运行指挥部：指挥长：

副指挥长：

其中设：

运行组：运行人员

技安组：设备厂家调试人员 线路组：

监理组：

（2）验收工作组：组 长：

副 组 长：

组 员：

（3）综合办公室：主任：

副主任：

1.2运行人员安排

1.2.1一值值长：

成员：

1.2.2二值值长：

成员：

1.2.3三值值长：

4

成员：

注：在试运行期间，各班组未参加运行人员除正常上班完成班组未完项目施工外，还应积极配合运行人员搞好调试运行工作。如遇需停机处理的问题，相关专业运行人员应参加处理工作，项目部各班组人员应随时听从调遣，每位人员不得以任何理由缺勤，不听从安排者将按项目部和分局有关制度进行处理。

1.4 试运行值班时间安排（本细则从机组充水之日起执行，直至试运行结束） 一值值班时间：早上8:00—下午16:00

二值值班时间：下午16:00—晚上24:00

三值值班时间：晚上24:00—早上8:00:

交接班时间为：早上8:00—8:30，下午16:00—16:30

晚上24:00—24：30

试运行期间，参加试运行人员一律在工地就餐（含早餐）。

1.5龙门滩一级电站2#机组试运行计划安排

1.5.1 充水前检查；各项试验进一步完善： 2015.

球阀进人门、转轮室进人门封堵：2015..

1.5.2 充水试验： 2015..～5.13

1.5.3 机组首次启动轴承温升试验（考验瓦温）： 2015.. 8:00～2015.5.16 08:00

1.5.4 调速器空载试验、过速试验及自动开、停机试验：2015.. 9:00～14:00

1.5.5 发电机短路特性试验及相关电流回路检查试验、升压试验：2015.. 15：00～19:00

5

1.5.6 发电机励磁系统调整、试验：

机组自动开机至空载试验、同期并网试验：

1.5.7 机组并网带负荷试验及甩负荷试验：

1.5.8 机组正式并网进入72小时试运行：

2. 基本运行制度

2.1 交接班制度

2.1.1 交班工作必须严肃、认真地进行。交班人员要发扬风格，为接班人员创造有利的工作条件。交接班制度的具体内容和要求如下：

1）交班前，提前检查各项记录是否及时登记，并将交接班事项填写在运行日志上。

2）值班人员应提前30分钟到场做好交接班的工作。若接班人员因故未到，交班人员应坚守岗位，并立即报告上级领导做出安排，个别因特殊情况而迟到的接班人员，应向当班负责人了解接班情况后再接班。

3）交班时，应尽量避免倒闸操作和许可工作，在交接班过程中发生事故或异常情况时，原则上应由交班人员负责处理，但接班人员应主动协助处理，当事故处理告一段落时，可再继续进行交接班。

2.1.2 交接班应清查下列内容，并陪同接班人员到现场进行检查：

1）设备的运行方式、设备变更和异常情况及处理情况（包括运行中特别注意的事项）；

2）设备检修、试验后新投运的情况；

3）巡视过程发现的缺陷和处理情况以及本值完成的维护工作；

4）业务学习和规程制度的执行情况；

5）工具、仪表、备品、备件、材料、钥匙等的使用情况；

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6）当值内已完成的工作和未完成的工作及其有关措施；

7）上级指示、各种记录和技术资料的收管情况；

8）设备整洁、环境卫生、通信、照明、通风、消防等设备注意的有关情况。

2.1.3 接班人员应会同交班人员认真核对上班填写的各种记录及审核上班执行操作的正确性。

2.1.4 接班人员应认真听取交班人员的介绍，接班负责人将本值人员分工，然后会同交班人员分别到现场检查以下工作：

1）核对运行方式是否与设备的实际位置相符，对上值操作过的设备要进行重点检查。

2）对存在缺陷的设备，要检查其缺陷是否有进一步发展的趋势。

3）检查装置是否正常，位置是否正确。

4）了解设备检修工作情况，检查设备上临时安全措施是否完整。

5）检查图纸资料以及工具、仪表、备品、备件、钥匙是否齐全。

6）通讯、照明、通风、消防设备等完好情况。

7）检查设备、环境卫生（主要是中控室、发电机层以及屏前后的清洁卫生）及其它有关事项。

2.1.5 接班人员检查设备后，各自汇报检查情况。检查中发现的问题需详细向交班人员询问清楚。

2.1.6 双方一致认为交、接清楚，无问题后在运行日志上分别签名，交接班工作即告完成。

2.1.7 接班负责人接班后首先向值长汇报本值人员，准备接受值长的运行安排。

7

2.1.8 接班后，值班负责人应根据系统设备运行、检查及天气变化的情况，提出本值运行中应注意的事项，布置本班工作，内容如下：

1）对班内操作进行分工。

2）布置对存在的薄弱环节、重要缺陷及重要负荷设备加强监视。

3）落实领导布置的工作及其它管理工作。

2.2 巡回检查制度

2.2.1 要求

1）值班人员必须认真地巡视设备，对设备异常状况要做到及时发现、认真分析、及时处理、做好记录，并向有关领导汇报。

2）在规定的路线、时间内进行巡视。

3）值班人员进行巡视后应将记录检查情况及巡视时间。

4）遇有特殊情况应增加巡视次数和检查的内容。

5）单人巡视时必须遵守部颁《电业安全工作规程》中的有关规定进行。

2.2.2 在巡视检查中应遵守的规定

1）巡视高压设备一般应两人一起巡视。

2）巡视高压设备时，人体与带电导体的安全距离不得小于表1中的规定。

3）必须按设备巡视路线进行巡视，以防漏巡设备。巡视时，不得移开或越过遮栏进行任何工作。

4）对高压室内巡视时，应随手将门关好，以防小动物入内。

表1：人体与带电导体最小安全距离

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2.2.3 巡视周期 1）每班值班期内，对全部设备检查应不少于10次，即间隔一小时一次。

2）对有关设备进行操作前、后分别检查一次。

3）在试运行期间应按现场规定适当增加次数，以后按正常周期进行检查。

4）需增加巡视次数或组织特巡的情况如下：

a.设备满负荷，并显著增加时；

b.设备缺陷近期有发展时；

c.气候恶劣时；

d.事故跳闸，或设备运行中有可疑现象时；

e.大雨时，漏雨漏水检查和排水系统检查；

2.2.4 巡视检查设备的基本要求

1）值班人员在运行巡视检查设备过程中，要集中精力、认真、仔细，充分发挥眼、鼻、耳、手的作用，做到“三到”，即“看到、闻到、听到”。看到异常现象、闻到异常气味、听到异常声响等不正常现象时，根据现象和特征分析设备运行是否正常，并及时报告值长，由值长安排设法尽快消除。如果情况比较严重，将会发展到事故状态，而现场不能处理的，应立即与总值长取得联系，由总值长明确具体办法并安排相关专业维护检修人员到现场进行处理。如果出现危及设备、人身安全的，值长有权先行采取应急处理再向总值长汇报。

2）在高温、高负荷时，检查设备是否过热。

3）设备操作后要作重点检查。

4）气候突然变化时，要检查注油设备的油位情况。

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2.2.5 启动试运行过程中巡视、检查的设备及范围见后附录（一）。

2.2.6 重要设备的检查、巡视要点见后附录（二）。

2.2.7 重见后附录（三）。

3.安全管理

3.1 基本要求

3.1.1安全用具要合格、齐全，符合安全标准，如验电器、接地线等，安全工具都应登记，每次检查后都应记录，并有专人负责。

3.1.2消防设备应良好、会使用，遇有电气设备着火时，应立即将有关设备电源切断，然后灭火，对电气设备应使用干冰灭火器，对充油设备着火应使用干燥砂子灭火。

3.1.3设备安全装置、防护设备要完整，符合要求。

3.1.4工作地点应有充足的照明。

3.1.5临时工作场所的安全措施要可靠，如设置遮栏、警告牌，使之与运行设备明显分开。工作现场应有存放零部件地点，不得乱放，高空作业应符合安全规定。

3.1.6开展反违章，重点反习惯性“三违”：

违章操作:不认真执行监护制或不核对设备编号、误入带电间隔；操作时监护人不监护，与操作人一起操作或脱离岗位去从事其它活动；操作人在无监护情况下，擅自操作；命令错误。

违章作业：没有履行工作许可手续，误入带电间隔；组织措施或技术措施不完善；工作负责人（监护人）不监护，直接参加工作，或离开检修现场，未指定代理人；检修人员擅自扩大检修工作范围到邻近的设备上去工作；检修工作中途换人，不熟悉检修内容和工作范围；违反操作规程引起触电事故。

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违章指挥：领导瞎指挥、下令蛮干；值班人员未经许可擅自进行工作，工作负责人不及时制止，听之任之。

3.2事故分析

发生事故必须进行事故调查、统计，事故分析必须实事求是、尊重科学、严肃认真，反对草率从事，更不能大事化小，小事化了；严禁虚报、伪造、隐瞒事故真相。发生事故后要做到“三不放过”，即事故原因不清楚不放过，事故责任者和应受教育者没有受到教育不放过，没有采取防范措施不放过。运行人员和安全工作人员必须认真开好事故现场会，以便更好地受到教育，从中吸取教训。

3.3防止误操作的主要经验和措施

严格执行安全操作规章制度是防止误操作的重要组织措施之一，把好监督关和现场关，必须做到以下几点：

1）接受任务要明确操作目的、操作方法和操作顺序。

2）布置任务要明确清楚，安全措施要具体到位，并交待人身安全设备安全注意事项。

3）操作结束要“三查”，即查操作应无漏项，查设备应无异常，查标示牌应符合要求。

3.4电气设备运行的“五防”措施

1）防止带接地线合闸。

2）防止带电挂接地线。

3）防止误入带电间隔；

4）防止误拉、合断路器

5）防止带负荷拉、合隔离开关。

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4.试运行结束后的工作项目

1）设备全面检查一次。

2）备品、备件、仪表等全面检查一次。

3）安全工具、用具检查一次。

4）全厂大扫除一次。

5）缺陷统计，汇总上报。

6）试运行记录结果汇总装订，审核、统计。

5.试运行期间劳动纪律管理规定

5.1 按时上、下班，严禁迟到、早退。

5.2 严禁未经项目部同意私下进行岗位、人员、倒班时间的替换。

5.3 按项目部规定，每个运行部位值守人员轮流到安装间指定的场地就餐，严禁在设备运行区间就餐或运行部位出现无人值守的情况。

5.4 严禁擅自离开厂区回项目部就餐。

5.5 严禁在厂区内吸烟、嬉戏或打闹。

5.6 严格交接班制度，交班时必须将设备运行工况，存在的问题或缺陷，用品及用具使用情况等进行仔细、全面的交代；接班时，接班人员应根据上一值的交代情况进行详细全面的检查核实，如有与交代不符的，必须让交班人员澄清并及时记录。否则，将追究接班人员责任。

5.7 交班时，应将值守区域打扫干净，保持场地的卫生。接班时应对卫生状况进行检查，场地不干净，接班人员有权不接班。

5.8 在交接班时，如有设备发生不正常运行情况或已发生的问题在处理中，当值（交班）人员应负责将问题处理结束后方可交班。

5.9 值班人员在班前和值班时间内严禁饮酒。

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5.10值长应按时到各运行部位进行全面的巡视和监督检查，不允许值班人员在岗时间睡觉、看报刊杂志或擅自离岗。

5.11每隔一小时进行一次设备的巡视，遇有特殊情况的，须缩短间隔时间，增加巡视次数，对重点部位加强巡视。

5.12每次巡视时，须两人一起进行巡视工作。

5.13在机组进行充水试运转期间，运行人员必须积极协助进行启动试运行的试验工作。

附录一 巡视、检查的设备及范围

中控室

中控室运行人员必须熟悉系统运行方式，负责在上位机的操作员站进行机组充水试运转，包括72小时连续试运行期间各部位运行工况的监视，以及远方操作、主变压器及相关设备以及主阀的检查、巡视，并认真作好试运行记录。

在中控室值守期间，严密地全方位地监视各部位运行工况，如果投入试运行的机组及附属设备、电气设备出现故障报警、事故动作（或停机）信号时，应及时与值长取得联系，保证能及时地针对出现的具体问题、具体情况进行观察、分析、判断和及时的处理，保证72小时连续试运行的顺利、安全。同时，应及时将上述故障报警、事故动作信号、动作结果作详细的记录。 发电机层及各开关站

主要由发电机、电气一次、电气二次运行人员负责：发电机、机旁屏、继保室、监控系统、励磁系统、厂用电、调速器、油压装置、接力器、6KV（10KV）、35KV开关室、（35KV）110KV开关站、励磁变、厂用变等带电设备运行工况的检查和巡视，必要时按运行指令进行操作。

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各班负责相应设备运行工况的检查、巡视和运行操作，并认真作好运行记录。机旁各屏柜主要参数的记录由值长记录。发电机运行人员同时负责对进出发电机机坑人员随身携带物品的清点检查、收管、登记。

水轮机层

由水轮机、运行人员负责：接力器、顶盖、水导等范围、设备的检查和巡视，并认真作好运行记录。运行人员主要负责各动力柜、辅助系统管道、空压机、技术供水、漏油箱、水力量测仪表等范围设备的检查、巡视，并按运行指令进行操作，同时应认真作好运行记录。

附录二 重要设备检查、巡视要点

1、发电机

1.1 温度监视：发电机线圈、铁芯、轴承、冷却水等处的温度，最高温度不得超过规定值，当发生局部过热或温度突然升高时，应停机检查和处理。

1.2 振动和噪声监视：如发生强烈振动、异常声响和摆度明显增大等现象时，应停机检查。

1.3 轴承监视：如发现轴承温度升高，个别轴瓦温度明显偏高，油面或升高或降低，甩油，转子标高显著变化等现象应停机检查和处理。

1.4 绝缘监视：如有显著臭氧味和火花，转子一点接地等情况出现，应立即停机检查处理。

1.5 集电环、碳刷装置监视：经常监视集电环表面状况，有无烧伤、磨出沟槽等，电刷与集电环的接触情况、电刷在刷握内能否灵活移动等，如发现异常，应及时处理。电刷磨损超过10mm时，应及时更换。

1.6 冷却水监视：如发现冷却水流量显著减小或堵塞，冷风温度显著升高时应及时处理。当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，在额定负载下允

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许5min。

2、主变压器

2.1 温度巡视：观察并记录变压器线圈、绝缘油温度，最高温度不得超过规定值。

2.2 异常现象观察：定期检查有无异常声响、异常气味等现象，外壳及箱沿应无异常发热。

2.3油位检查：观察储油柜油位指示应与温度相对应，符合油位指示标志牌的温度-油位曲线，否则应加注合格的变压器油。各部位无渗油、漏油。当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。补油时应遵守下列规定：

变压器运行中的添加油：加添油管路接至储油柜集气盒引伸下的端部装有蝶阀的加油管，先打开蝶阀上的排气塞子，待所加油从塞子溢出后，关闭塞子打开蝶阀加油，油加至正常油面后，关闭蝶阀，封好盖板。变压器在运行中补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将其重瓦斯改接信号，此时其它保护装置仍应接跳闸。 禁止从变压器下部补油。

2.4 气体排放：如通过储油柜集气盒上的视察窗能看到油面，说明已存在气体，应打开排气联管端头的活门排出气体（排气管中存储的油流净后才会排出气体），待视察窗中的油面上升直至看不见时关闭活门。当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯改接信号。

2.6 吸湿器检查：观察吸湿器玻璃碗中的滤油，如果滤油已变浑，应取下玻璃碗更换新油。观察透明吸湿器中的硅胶颜色，兰色为正常色，如果硅胶颜色为粉红色，说明硅胶水分已饱和，需进行更换或对已饱和变色的硅胶

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进行烘干处理，烘干温度为150℃～160℃。

2.7 有下列情况之一者，值班人员应立即将变压器停运：

a.变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声；

b.变压器严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；

c.套管有严重的破损和放电现象；

d.变压器冒烟着火；

e.当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时； f.当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时；

g.若温度升高原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；

h.在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障时；

2.8 在变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油；

2.9 瓦斯保护装置动作的处理

①.瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。

若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷；若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。

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②.瓦斯保护动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断：

a.是否呼吸不畅或排气未尽；

b.保护及直流等二次回路是否正常；

c.变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；

d.气体继电器中积集气体量，是否可燃；

e.气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；

f.必要的电气试验结果；

g.变压器其它继电保护装置动作情况。

3．监控系统

3.1 SUN工作站主机冷却风扇运转正常，冷却风扇防尘网没有堵塞；

3.2 SUN工作站各应用软件运行正常；

3.3变量能实时刷新；

3.4 UPS电源报警指示灯不亮；

3.5调制解调器各指示灯是否在正常状态，正常为PWR、DCD、RTS常亮，TD、RD闪亮，LOS、ERR、TEST不亮；

3.6计算机系统配置图中网络线为紫色，没有变红；

3.7上位机各设备应保持清洁，没有灰尘；

3.8中控室室内温度不应超过35℃；

3.9 SUN工作站主机、电话及语音报警服务器主机运行中不允许震动；

3.10开关、刀闸合闸时显示为红色，分闸时显示为绿色，检修时显示为灰色；机组运行时显示为红色，停机时显示为草绿色，检修时显示为粉红色。

4、配电装置

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4.1瓷质设备：表面是否清洁，有否裂纹，有无放电迹象及电晕现象。

4.2带电设备有无异常的放电声音和振动声。

4.3开关、刀闸位置是否指示正确，开关与闭锁机构完好，是否与实际工况相符，触头接触良好无发热、发红现象。

4.4电缆室、电缆廊道无积水、无异物、无异音、异味，照明正常，电缆外皮无破损，电缆头无放电现象。

4.5各设备连接部分的接触良好，无氧化、过热或发红现象，外壳接地牢固、无锈蚀现象。

4.6隔离刀闸和接地刀闸设备位置正确。

4.7运行中的电压互感器和电流互感器油位与声音正常。

4.8继电保护装置及二次回路：

a、 指示灯情况，连接片及开关位置、二次熔丝及二次线的腐蚀、破损、弯曲、

变色、松动、断股等情况；

b、屏内端子排是否清洁、松动；

c、 定期检查微机保护装置面板各指示灯是否正确，打印纸是否充足、字迹是

否清楚；

4.9安全设施及标志齐全，消防设备完好，照明正常，门锁良好。

4.10开关

4.10.1开关的分、合闸位置指示是否正确，并应与当时实际工况相符；

4.10.2开关触头及连接线接触良好无过热，变色漆无变色，内部无异常声响；

4.10.3套管、瓷瓶无裂痕、无放电迹象和电晕；

4.10.4支持绝缘子无裂痕和放电声；

4.10.5每班至少一次夜间闭灯巡视检查；

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5、气机室

5.1动力柜电源刀闸，熔丝及各接头不发热。

5.2自动装置正常。

5.3压力表指示正常，压力表无异常变化，压力传感器无明显异常。

5.4润滑油油质、油面及油温正常，无渗漏油现象。

5.5传动三角皮带无跳动打滑。

5.6气机无异声及剧烈振动。

5.7法兰、阀门及逆止阀无明显漏气。

5.8保护盘无故障信号出现。

附录三 运行记录的主要参数及相关参考整定值

1、水轮发电机组

1.1 运行记录的主要参数：定子线圈温度、定子铁心温度、空冷器热风温度、空冷器冷风温度、上导轴瓦、上导油槽、下导轴瓦、下导油槽、推力轴瓦、水导轴瓦、励磁变温度、主变温度、机组总冷却水压、压力钢管水压、下导冷却水压、推力冷却水压、水导冷却水压、上导冷却水压、高压气压力、低压气压力、调速器油压装置压力、主阀油压装置压力、调速器油压装置油槽油位、主阀油压装置油槽油位。

1.2 相关参考整定值

1.2.1各轴承温度及油位

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1.2.2机组各部的油位

1.2.3水压、油压 、气压 a、机组各冷却水压（单位MPa）

b、调速器压油罐各工作压力应符合下表规定：

c、蝴蝶阀及油压装置

d、高低压气机（一级）

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三、职责及分工

1、试运行指挥部

负责编制机组设备启动试运行试验文件，组织进行机组设备的启动试运行和检修等工作。

2、技术顾问

技术顾问主要负责解决设备试运行过程中的重大技术问题和对重大试验方案的审查。

3、机组启动试运行指挥部主要负责人工作：

（1）负责研究并解决启动试运行中的重大技术问题。

（2）听取监理单位对工程质量的检查报告，设计、施工、生产单位报告，以及安装单位的设备安装情况的汇报。检查机组、附属设备、电气设备和水工建筑物的工程形象和质量是否符合合同文件规定的标准，是否满足机组启动要求。

（3）确定试运行的工程项目。

通过现场检查和审查文件资料，确认机组启动试运行要求的各项条件是否具备，对尚未达到要求的项目和存在的问题进行处理，按照机组设备启动试运行程序大纲和试运行计划执行。

（4）根据检查结果，作出机组能否启动的结论，提出机组启动前必须完成的工作和注意事项。

4．试运行组的工作职责如下：

（1）协助试运行指挥部掌握启动试运行具体事宜，领导和监督各专业组

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进行工作，研究解决试运行中所发生的问题。

（2）机械、电气、金属结构及水工建筑组在试运行前分别负责本专业范围内全部工程的质量检查，并提出试运行中可能出现的问题。

（3）试运行办公室：主要负责完成试运行过程中各项试验措施的编制、文件的发送、技术资料的整理、试运行简报的编辑等工作；监督各单位执行安全工作规定，并准备必要的安全操作工器具，维护试运行安全秩序，对参加试运行工作的人员进行安全教育。

（4）运行组：采用四班三倒工作制，负责机组启动试运行期间的值班、设备运行操作、运行数据的记录、设备的安全运行和维护并事先做好保证安全试运行的有效措施。

（5）试验组：主要负责完成机电设备的所有试验、水轮发电机启动试验及试运行、配合系统调试，并解决试验过程中出现的一般问题。协助运行人员掌握设备性能。

（6）现场保卫组：负责试运行设备的安全保障和消防工作、编制和检查执行试运行现场保卫及消防规定、印发参加试运行人员的特殊证件、维护工作现场的正常工作秩序。

（7）系统调试及水情组

系统调试及水情组的工作主要有：

a、负责系统调试方案的编制及有关的系统试验工作。

b、负责机组联合试运行中所需的水情预报，水工建筑物闸门运行的调度指挥工作。

六、机组试运行及试验情况记录

（一）机组试运行概况

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本次对2#机组进行了试运行：

（1）2#机组：于 20xx年7月 28 日进行充水试验、空载试验、同时进行升压试验、并网试验、机组带负荷试验、机组甩负荷试验。

到20xx年7月29日开始2#机组连续满负荷运行，完成了机组72小时带负荷连续运行，在运行期间，各项指标正常。 1、机组充水试验

在机组充水试验过程中，检查水轮机、尾水管充水过程无渗漏，水导主轴密封无渗漏。水轮机涡壳充水试验过程检查导叶轴套无渗漏。 2、机组空载试验

机组升速过程中各部轴承温度正常，不存在急剧升高或下降现象，机组达到额定转速后各部位无异常现象，没发现金属碰撞声，轴承部位无冒油、无渗漏等现象。机组运转3小时后轴承温度稳定，符合设计要求。各机组温度值分别见下表。

2＃机 各部位温度值

3、水轮发电机升压实验

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发电机升压过程中发电机振动、摆度符合设计要求，电压回路二次侧相序、相位正确，励磁系统电压调整范围符合设计要求，并能在空载额定电压70%～110%范围内进行稳定平滑调节，并进行低励磁、过励磁、过电压等保护的调整及模拟动作试验，以及灭磁试验等，结果均正常，动作正确。

4、水轮发电机空载并网试验

机组进行手动并列和自动并列试验，相序、相位正确，电压正常，机组无振荡现象，机组各部振动值和摆度值符合要求。各仪表指示正确，未发现异常情况。

5、水轮发电机带负荷运行

空载升压正常后，按额定负荷的25%、50%、75%、100％分别带上负荷，试验过程中机组运行平稳，各相电压平衡，仪表指示正常，各部摆度符合要求。机组各部位温度值符合要求。

七、存在问题及处理意见：

机组启动投入运行，在做各项运行试验过程中没有出现什么问题，没有遗留问题。

八、机组甩负荷试验

甩负荷试验按额定负荷的25%、50%、75%、100％进行，机组转速上升率及导叶关闭时在允许范围内。

九、试运行结论

在20xx年7月29日开始至20xx年7月31日三台机组同时连续满负荷运行，完成了机组72小时带负荷连续运行，在运行期间，各项指标正常。经过机组投入系统运行72h没有发现异常，机组振动、摆度、电压、电流均符合要求。证明2#发电机组施工和安装工艺符合规范、规程要求，达到机组验收

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条件。

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