机组启动调试报告

机组启动调试报告（精选7篇）

机组启动调试报告 篇1

ddd发电厂300MW机组锅炉整套启动调试大纲 设备概况

ddd发电厂1×300MW机组配套的HG-1025/18.2-YM6型锅炉系哈尔滨锅炉有限责任公司引进美国ABB-CE公司技术设计制造的亚临界压力、一次中间再热，Ⅱ型布置、控制循环汽包炉，锅炉设计燃用烟煤，采用钢球磨中间储仓式热风送粉系统、部分摆式喷嘴、平衡通风、固态间断排渣，锅炉本体为全钢架悬吊结构。

锅炉采用直流式燃烧器、四角布置、切园燃烧；每角燃烧器共有14只喷嘴，其中一次风喷嘴4只、二次风喷嘴8只，三次风喷嘴2只。

一、二次喷嘴采取间隔布置，三次风位于最顶层。本炉设有两层简单机械雾化油枪和一层侧点火空气雾化油枪，它们分别装于第三、五层（自下向上数）和最上层一次风喷口边的前后墙上，各油枪均配有高能点火装置，设计的主油枪入口额定工作压力为3.43MPa，油枪最大总出力为21.6吨／时，可满足锅炉30%BMCR的要求。

与本省已投运的电站锅炉相比，本锅炉燃烧器设计上有以下几个新特点：从型式上讲，采用了多种燃烧器，最底层的一次风喷口采用蒸汽引射的双通道自稳式煤粉燃烧器，其余三层一次风采用水平浓淡煤粉燃烧器，顶部两层三次风组合形成双通道引射式燃烧器，为提高低负荷时投用燃烧器的灵活性，在最上层一次风喷口边设置了侧点火油枪装置。从喷嘴摆动方式上讲，采用了部分喷嘴摆动和手动、自动摆动等多种摆动方式，不同喷嘴摆角差异较大，其中除下层二次风喷嘴、下油枪层喷嘴、底层一次风喷嘴、顶层三次风喷嘴固定外，顶部三只0FA喷嘴可手动调整上摆30º、下摆5º，其余喷嘴由气缸带动作分组整体摆动，上三层风下摆动27和20º，二次风可上下摆动30º，通过喷嘴的摆动实现了对再热汽温的粗调，各角燃烧器自下而上的排列顺序为二、一、二、一、二、一、二、一、二、二、二、三、二、三。

锅炉采用二级减温对过热汽温进行控制，第一级设于低过到分隔屏前的管道上，第二级设在末过前的连接管上。在墙再入口管上设置了事故喷水装置。为加快锅炉冷、热态启动速度，本炉还装有5%MCR的启动旁路系统。为了控制锅炉启停时炉膛出口烟温不超过538℃，保护再热器不超温，在炉膛出口装设了烟气温度探针。

根据燃烧特性，锅炉在炉膛、对流受热面、空预器等区域布置了墙式、长伸缩式吹灰器，吹灰采用微机程序控制。

锅炉热控设备采用机、电、炉单元集中方式分散控制系统(DCS)，为上海代表工业公司的MAX1000型系统，具有自动化程度高技术密集的特点，DCS系统所含功能性系统有：机炉协调控制系统(CCS)，数据采集系统(DAS)，锅炉安全监控系统(FSSS)，机组辅机顺序控制系统（SCS），汽轮机配置数字电液控制DEH-Ⅲ系统等。

锅炉主要特性参数如下： 1.1 锅炉主要设计性能参数

机组功率 过热蒸汽流量 过热蒸汽出口压力 过热蒸汽出口温度 再热蒸汽流量 再热蒸汽进口压力 再热蒸汽出口压力 再热蒸汽进口温度 再热蒸汽出口温度 给水温度

1.2 煤质资料（工业分析）

应用基水份 应用基灰份 可燃基挥发份 应用基低位发热量

设计煤种 7.74 32.78 23.2 18920

校核煤种 9.8 36.43 22.46 17070

单位 ％ ％ ％ kJ/kg

MCR 333 1025 18.3 541 822.1 3.81 3.64 319.4 541 279.4

ECR 300 908.5 17.27 541 744.1 3.40 3.25 317.9 541 273

单位 MW t/h MPa ℃ t/h MPa MPa ℃ ℃ ℃

1.3 锅炉配备主要辅机型号及台数 名称 送风机 一次风机 引风机 炉水循环泵

台数 2 2 2 3

型 号

FAF19-10.6-1 1688B/1025 AN30e

LUVC250×2-410/2

备 注

轴流、动叶可调 冷一次风机 轴流、静叶可调 筒式铜球磨 排粉风机 空预器 电除尘 4 2 2

MTZ3570 M5-29-11NO.21D 29-VI(T)-1880

三分仓、容克式

RWD/TL-1-230×2×32 三电场 锅炉整套启动前应具备的条件

2.1 锅炉冷态空气动力场试验已结束，并已提供有关数据。

2.2 锅炉已完成主蒸汽和再热蒸汽管的冲管，各管道系统已全部恢复正常。在冲管阶段发现的有关缺陷已全部消除，结尾项目和必要的修改项目均已处理完毕。

2.3 炉循泵对低压注水水质的要求比调试阶段锅炉对给水水质的要求高得多，为了缩短调试工期、节约除盐水，有必要安装两台炉循泵专用低压注水泵，注水泵间设置满足炉循泵运行中安全要求的联锁保护，并做到在机组的任何运行工况下，注水泵都不会丧失电源。机组启动前，上述工作应完成并检验合格。

2.4 锅炉工作压力下的水压试验合格。汽包、过热器、再热器安全门均在投用状态。PVC阀已整定好，一次门开启，电源送上，并投入自动状态。

2.5 电除尘气流均布试验、空升试验、振打试验等已结束，可投入使用。2.6 锅炉机组的安装及消缺工作（包括炉本体、烟道、一二次汽系统）均已结束，燃烧室、烟风道、空预器、电除尘内部确已无人工作，脚手架已全部拆除，内部杂物清理干净；各看火孔、打焦孔、人孔门、检查门均已关闭。

2.7 锅炉给水系统以及一、二次汽系统减温水管道已经冲洗干净，具备进水条件。

2.8 准备好足够的轻柴油和符合设计要求的原煤及合格的化学除盐水，制水能力能够满足启动阶段的要求。

2.9 锅炉辅机冷却水、冲灰水、出灰、出渣系统均已具备通水、通气条件，灰渣系统可以投用。

2.10 锅炉各辅机均已试转结束，具备投用条件。

2.11 热控气源已具备使用条件，空压机的自动联锁功能正常。2.12 锅炉燃油系统已充油备用，各调节阀、快关阀已经调试正常。2.13 各风门、挡板、电动阀门均已送气、送电。所有软、硬手操动作正常。2.14 制粉系统各设备均已试转合格，给粉机转速校验合格并空转48小时以上；粉仓内部清理干净，密封性符合要求，机械粉标指示正确。

2.15 锅炉各电气大联锁、热工保护、辅机自身联锁保护、光字牌信号等均已校验合格。

2.16 锅炉安全监控系统（FSSS）调试结束。CRT画面显示的系统状态、参数等应正确。

2.17 协调控制系统、辅机顺控系统均已调试合格，打印设备已具备随时打印数据条件。

2.18 所有热工仪表校好，指示正确，限位报警已整定好，正确可用。2.19 原煤仓加入合格的原煤，并是供工业分析数据，输煤系统可靠投入。2.20 检查制粉系统（蒸汽）灭火装置可用，防爆门应符合规程要求。2.21 分别启动各制粉系统排粉机进行通风试验，检查各风门是否灵活、方便，动态校验磨入口负压、差压、制粉系统各点负压是否正确。

2.22 调整各组火嘴暂处于水平状态。

2.23 炉膛火焰、汽包就地水位等工业电视系统监视及炉膛出口烟温探针具备投用条件，火检冷却风机调试结束并处于备用。

2.24 检查本体各吊件无松动，弹簧吊架临时固定应解除，各部位膨胀间隙合格，膨胀指示器指针处于零位。

2.25 设备和系统的保温工作已全部结束，仪表管，变送器的加热防冻装置可用，系统应标明介质流向，管道涂色符合要求。

2.26 锅炉定期排污，连续排污扩容器设备完整，阀门位置正确，事故放水系统正常。

2.27 炉本体及预热器吹灰器已调整试验完毕，程控功能正常。蒸汽吹灰系统完整可用。

2.28 现场消防设施齐全可用。特别加强对燃烧器区域的油枪及预热器部位的消防巡视与检查值班。增加临时照明，及时清理漏油。空预器的清洗水箱充足水备用，清洗水系统试验合格。

2.29 现场环境清洁，道路畅通。临时设施和脚手架尽量拆除。各平台栏杆安全可靠。下水道畅通，阴沟盖板齐全。各处照明充足，生活设施已投用。

2.30 设备及系统所有阀门，风门等各部件均已统一命名，挂牌齐全。运行规程、系统图、运行日志表等齐全，工具、劳保用品齐全。各岗位备有正式通讯装置，信号可靠。

2.31 集控室、计算机等重要场所空调装置已能投用。2.32 汽机高、低压旁路系统已调试结束，具备使用条件。2.33 锅炉化学加药系统调试完毕，备好药品。2.34 老厂来汽已具备供汽条件。

2.35 厂用电源可靠，自投功能正常。柴油发电机处于备用状态。2.36 工作照明良好，事故照明可随时投用。

2.37 调试、安装、运行三方人员配备齐全，名单张榜公布，分工明确。2.38 电梯经电厂验收合格，可以投运。2.39 备足Φ6.3、5.1、4.2mm油枪雾化片。3 锅炉整套启动方案 3.1 锅炉进水

3.1.1 锅炉进水前汽机高、低压给水系统已经清洗结束，水质合格。联系化学制备足够的除盐水。

3.1.2 进水前应检查锅炉各疏、放水门，空气门在点火位置。3.1.3 炉循泵注水排气工作完成，低压冷却水已投入。

3.1.4 联系汽机投入除氧器加热，水温70～110℃，检查电动给水泵使其处于备用状态。

3.1.5 检查关闭锅炉给水总门，开启旁路隔绝门。3.1.6 锅炉进水方式有两种： 3.1.6.1 通过锅炉上水泵上水；

3.1.6.2 通过给水泵上水。启动电动给水泵，向锅炉缓慢进水。上水时间：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。

3.1.7 当水上至汽包可见水位时，减慢进水速度。当水进至汽包水位计+200mm处时，停止锅炉进水，关闭省煤器出口排气阀。

3.1.8 充分检查三台炉水循环水泵，将炉循泵所有仪表及联锅保护都投运。3.1.9 严格按锅炉运行规程、炉水循环泵调试大纲仔细、全面检查炉水循环泵，确认已经具备启动条件，逐一启动锅炉循环水泵（三台泵运行）。在泵启动过程中及启动后应密切监视泵的运行，详细记录各有关参数。

3.1.10 联系汽机维持辅汽联箱压力稳定（0.8～0.9MPa）。锅炉具体点火时间可视现场情况由试运指挥组决定。3.2 锅炉点火

3.2.1 点火前2小时，可联系汽机全开高、低旁路，对过热器、再热器抽真空。抽真空时应关闭过、再热器系统疏水门与空气门。抽真空完毕后，关闭高、低压旁路，并恢复上述疏水门、空气门在点火位置。

3.2.2 点火前8小时通知电除尘投入瓷瓶加热，点火前2小时，投入电除尘斗加热与振打装置。

3.2.3 点火前1小时，投入冲灰水及除渣系统。

3.2.4 点火前通知热工，投入炉膛出口烟温探针监测系统，炉膛火焰监视，汽包水位监视工业电视系统投用正常。

3.2.5 启动火焰监视冷却风机，检查火检及炉膛火焰监视器冷却风系统。3.2.6 通知燃油泵房启动燃油泵，打油循环。

3.2.7 根据锅炉安全监控系统FSSS的吹扫条件进行逐项检查与操作，按预热器、引送风机的启动条件，依次启动两组预热器及引、送风机，控制入炉总风量＞30%，对油系统进行轻油泄漏试验和炉膛的吹扫工作，投入锅炉总联锁。

3.2.8 检查油枪点火条件许可后，对角投入下层两只油枪，检查油枪雾化良好，待着火正常后，调整炉膛负压-49～-98Pa，30分钟后切换到下层另两只对角油枪运行。点火1小时后投入下层四只油枪。

3.2.9 锅炉点火后即通知化学人员，根据要求开启连排至定排扩容器排污阀。

3.2.10 当汽包压力达0.172MPa时，投入汽机高、低压旁路，关闭各空气门（应事先对Ⅰ、Ⅱ级旁路暖管）。

3.2.11 锅炉点火后即开启5%启动旁路。

3.2.12 锅炉点火后应投入空预器吹灰程控，定期对预热器吹灰。3.2.13 在锅炉没有建立起连续给水流量之前，省煤器再循环门应处于开启位置。

3.3 锅炉升温、升压

3.3.1 严格按锅炉冷态启动曲线（见附图）控制升温升压速度，通过投、停油枪，调整油压等方式控制燃烧率。

3.3.2 在油枪投运初期，应加强对燃烧情况的检查与监视，避免油枪缺角运行。

3.3.3 当锅炉建立起连续给水流量后，即可关闭省煤器再循环门。3.3.4 升压过程中应定期检查记录锅炉各部位膨胀情况，并作好记录。3.3.5 汽包压力升至0.2～0.3MPa时，冲洗汽包就地水位计。

3.3.6 汽包压力升至0.3～0.5MPa时，通知安装人员热紧螺丝，并通知热工对仪表管路进行排污与冲洗。投入给水流量表等。

3.3.7 锅炉升温、升压过程中应严格控制燃烧率使炉膛出口烟温在538℃以下，直到汽机达到同步转速。

3.3.8 锅炉第一次整组启动，其间各专业试验由现场指挥决定。3.4 锅炉蒸汽严密性试验及安全门校验（见大纲）。3.5 配合汽机冲转、暖机、并网。

3.5.1 当汽机侧过热蒸汽压力升至3.9～4.0MPa时，过热汽温350℃，再热汽温300℃，汇报值长，联系汽机冲转（热态、半热态开机参数由汽机决定）。

3.5.2 在汽机升速中，应满足汽机参数的要求。可通过调整高、低压旁路，启动旁路或改变燃烧率来维持主汽压及一、二次汽温在规定范围内。汽机冲转期间，尽量避免使用减温水，防止汽温大幅度波动。

3.5.3 在汽机冲转至3000r/min时，锅炉应对燃烧、油枪、冷灰斗、主要辅机，包括制粉系统及设备作全面检查（此时汽机、电气作试验），退出烟温探针。

3.5.4 当确认机组已并网后，关闭锅炉有关疏水门，视机组带初负荷的情况增投第二层油枪，逐步升负荷。

3.6 锅炉制粉、投粉、升负荷、洗硅。

3.6.1 按启动曲线进行升温、升压，配合汽机做好低负荷暖机。3.6.2 启动制粉系统。

3.6.2.1 当汽包压力5.0MPa，电负荷达50MW以上，二次风温达177℃以上即可启动一组制粉系统进行冷炉制粉。

3.6.2.2 启动制粉系统，当磨出口风温达60℃以上时，即刻给煤，调节热风门，使磨出口温度≯80℃。

3.6.2.3 制粉系统运行正常后，通知化学取样测定煤粉细度，调整折向门开度，控制煤粉细度合适。

3.6.2.4 制粉系统启动正常后，应及时调整燃烧，加强汽温水位的调整。同时应加强对制粉系统设备的巡回检查，特别是磨煤机大瓦温度，各段压差，磨后温度、锁气器、粉标动作是否正常等监视。3.6.2.5 根据燃烧情况及粉仓位适时启动第二套制粉系统。3.6.3 锅炉投粉

3.6.3.1 当粉仓粉位达2～3m，高温对流过热器后烟温达450℃，二次风温达177℃以上，即可投粉。

3.6.3.2 投粉前炉内燃烧稳定，油枪雾化良好，汽温、汽压、水位稳定。3.6.3.3 投粉时应按自下而上的原则对角逐只投入（应最先投用B层），单只着火稳定后，再投下一只。如投粉不着火应立即停止相应给粉机，进行充分吹扫后再重新投入。投粉时，给粉机应从低速逐渐升至所需要转速，投用D层给粉机时，可相应投入侧点火油枪运行。

3.6.3.4 投粉过程中要严密监视分隔屏、后屏、高过、高再壁温，适当调整减温水量，禁止超温运行。

3.6.3.5 当汽包压力达10.0MPa时，按化学要求开始洗硅。

3.6.3.6 当负荷达100～150MW时，要求汽机启动一台汽泵与电泵并列运行。适时进行给水方式切换。

3.6.3.7 当负荷达150MW以上时，要求汽机启动第二台汽泵，当第二台汽泵并列运行后，可将电动给水泵退出运行，投自动备用。投入给水自动（三冲量），加强监视，若给水自动失灵，立即切换手动控制。

3.6.3.8 负荷大于150MW，且总燃油量≤6吨／时，即可投用电除尘器，配合汽机投用高加。

3.6.4 锅炉断油全烧煤

3.6.4.1 锅炉第一次断油可机组负荷达80%MCR以上情况下进行，并具备下列条件方可断油：

a.炉膛温度在1400℃以上，给粉机运行12只以上；

b.机、炉、电设备运行工况稳定，燃烧工况良好，汽压、汽温正常，制粉系统运行正常，给粉机下粉均匀，运行稳定，双侧粉仓粉位≥3m。

c.煤粉细度符合规程要求。

d.由上至下逐层停用主油枪，相应增加燃煤量，保持负荷、汽压、汽温、水位正常。加强锅炉风量与燃烧情况的调整与监视，在主油枪全部停用后，可视燃烧情况逐只停用侧点火油枪。

3.6.4.2 锅炉全部断油后，仍应维持油系统循环保持油压稳定及吹扫蒸汽正常可用。若断油后发现燃烧不稳并判明锅炉未熄火后，应立即投主油枪助燃，查明原因并消除，为再次断油创造条件。

3.7 锅炉满负荷连续试运行

3.7.1 锅炉断油全烧煤后，逐渐机组负荷升至300MW运行，并根据锅炉运行规程的有关规定，进行调整和维持。

3.7.2 何时进入168小时连续运行计时，由试运指挥组决定。

3.7.3 在锅炉试运行期间，应加强定期工作（如测量粉仓位，清理木屑分离器等）并做好运行数据、设备缺陷及其处理情况的记录。启动过程中的安全注意事项： 4.1 人身安全

4.1.1 机组启动试运应按启动验收委员会批准的整套启动措施进行，试运行中进行的各项试验应有专门的试验措施，试验人员应服从指挥的统一安排。

4.1.2 现场一切安全事项按《电业工作安全规程》执行。4.2 设备安全

4.2.1 防止锅炉灭火放炮

4.2.1.1 严格执行有关防止锅炉灭火放炮的规定。

4.2.1.2 要求燃用煤种尽量接近设计煤种，原煤工业分析每班一次，并将结果通知运行人员。

4.2.1.3 试运行期间每班分析一次煤粉细度，及时调整粗粉分离器折向门和制粉出力，保证煤粉细度合适。

4.2.1.4 加强煤中“三块”的处理，减少煤中杂物，定期清理木块及木屑分离器。

4.2.1.5 粉仓吸潮阀开度合适，保持粉仓内煤粉适当干度，按规定进行定期降粉工作。

4.2.1.6 加强对运行火嘴的检查，发现给粉机卡涩及下粉不均时应及时处理。

4.2.1.7 调整每台给粉机出力，保持给粉均衡，控制一次风出口风速25～28m/s。一次风管堵塞，疏通应缓慢谨慎，不可将大量煤粉突然送入炉膛，以防爆燃，禁止使用氧气等可燃气体吹扫、疏通堵粉管道。

4.2.1.8 投粉时应对角投入，不允许层给粉机单角运行或层给粉机非对角运行。

4.2.1.9 投粉时应有专人监视着火情况，保证燃烧良好，若投粉不着火应立即停止送粉，详细查明原因后方可再投。

4.2.1.10 做好锅炉安全监控系统FSSS的调试和投入工作，保证其动作及时、可靠。

4.2.1.11 判断锅炉发生灭火时，应立即紧急停炉，切除所有进入炉膛的燃料，加强吹扫，严禁强制炉膛吹扫条件，不利用爆燃法点火。

4.2.2 防止锅炉缺满水

4.2.2.1 要求两只就地水位计指示清晰可辨。

4.2.2.2 所有二次水位指示正确，并经常与就地水位进行校对，事故放水系统处于良好备用状态。

4.2.2.3 给水调节“自动”好用，发现失灵，立即切至“手动”。4.2.2.4 注意给水压力的变化及给水泵运行是否正常，发现异常应及时查明原因。

4.2.2.5 汽压、负荷大幅度波动时，应判明虚假水位的影响，避免由虚假水位造成给水调节失衡。

4.2.3 防止过热器、再热器超温爆管。

4.2.3.1 锅炉启动及运行过程中，在高、低旁未开，汽机未冲转前，应投入炉膛出口烟温探针，严格控制炉膛出口烟温不超过538℃。

4.2.3.2 调整、保持燃烧工况稳定，注意避免三次风大量携带煤粉，控制高过的两侧温差不超过50℃。

4.2.3.3 尽量使用过热器Ⅰ级减温，合理使用Ⅱ级减温。

4.2.3.4 严密监视各段汽温、壁温、合理调整各级减温水，避免受热面局部超温。

4.2.3.5 在任何运行工况，过热器、再热器壁温都不得超过相应的最高允许温度。

4.2.4 防止空预器发生二次燃烧。4.2.4.1 空预器二次燃烧的原因判断：

a.由于锅炉不完全燃烧给预热器蓄热元件带来的可燃性沉积物，在有氧气存在和一定温度的情况下会发生自燃，并导致金属融化和烧蚀，这就是空预器着火，即二次燃烧。

b.当锅炉频繁启停和设备热备用时，由于燃烧不良及锅炉余热的影响，是空预器最易发生二次燃烧的时期。c.调试期间，应采取相应措施防止燃油倒入低压蒸汽吹扫系统，由预热器蒸气吹扫将燃油喷在空预器受热面上。

d.如果正常运行的预热器烟气和空气出口温度异常升高，或是停运中的预热器烟气入口和空气出口温度异常升高，而且无法用当时的运行情况解释时，应予以极大关注，则很可能是预热器内部着火了。

4.2.4.2 预热器着火时应急措施： a.切断锅炉燃料供应，紧急停炉。

b.解列风机，关闭预热器烟气进口及空气出口挡板，严禁打开人孔门。c.打开预热器冷、热端冲洗管路上的阀门，投入冲洗水，同时检查疏水斗是否畅通，所有疏水管应全部开启。

d.维持预热器转动，以保证全部受热面得到消防水流。

e.只有确认二次燃烧已被彻底熄灭时，才能关闭清洗水阀门，当进入预热器内部检查时，可以手持水龙，扑灭任何残存的火源。

f.二次燃烧扑灭后，短期内应留人看守，以防复燃。

g.若不是燃油倒入蒸汽系统所引起的预热器二次燃烧，应先用蒸汽灭火，视具体情况再决定是否进行预热器水冲洗。

4.2.4.3 防止预热器二次燃烧的措施：

a.周密计划，认真消缺，尽量减少锅炉的启停次数。

b.经常检查燃油系统的运行状况，对雾化不良，冒黑烟或漏油的油枪及时处理。保证油枪对角投入，保持炉内良好的燃烧方式。

c.坚持预热器吹灰，并做好燃油系统与蒸汽吹扫母管的隔绝工作。d.停炉较长时间，应对预热器受热面进行检查，是否保持清洁（必要时可水冲洗受热面）。

e.加强监视烟、风温度指示，尤其在热备用状态和预热器突然故障停转的情况下，更应密切监视预热器上部烟风温度的变化。

4.2.5 防止锅炉煤粉管堵管的措施：

a.认真校对给粉机转速，DAS所显示的给粉机转速应与就地实际转速保持一致。

b.在168试运初期，手动操作使各台给粉机出力均匀，条件满足时投燃烧自动。

c.保持一次风速不低于22m/s（煤粉管内流速），锅炉投粉后密切监视一次风静压，若发现静压测点堵则应及时联系处理。经常检查一次风动压是否正常。发现管内动压明显降低，应及时降低给粉机转速，正常后方可升至需要转速。

4.2.6 遇有其它异常事故应按照锅炉运行规程处理。

机组启动调试报告 篇2

某电厂1#汽机390 MW机组整组启动调试, 依据当前颁布的《国力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程 (1996年版) 》与《火电工程启动调试工作规定》基本要求, 对1#汽机390 MW机组进行调试, 进而分析其运行过程中存在的问题及对策制定[1]。

1 调试项目及内容

具体调试项目为某电厂390 MW机组整组启动调试优化, 调试项目依据空负荷、带负荷以及满负荷等三种方式, 在三个不同方式下对该机组进行整组启动调试, 满足168 h连续运行要求及标准。调试项目包括以下内容:1#汽机机组不同工况条件下所表现出的启动参数调整;危机保安器注油试验;主机运行参数调整;汽机带负荷以及满负荷状态, 168 h连续运行试验;甩负荷试验等。通过上述设计到的各项内容能够全面衡量调试项目完整性以及相关内容, 为调试优化提供基础。

2 机组整组启动调试过程

2.1 空负荷阶段

390 MW机组整组启动条件被满足之后, 2015年5月10日22∶00汽机首次转速达到3 000 r/min, 满速之后停机, 由于系统并未接入, 造成无法并网。在5月15日电厂再次点火, 进入空负荷阶段, 于5月18日18∶00分汽机实现冲转, 达到3 000 r/min, 并于5月20日11∶30分实现首次并网, 当日18∶30分完成超速实验, 汽机空负荷阶段的调试完成。

2.2 带负荷阶段

该机组在运行的过程中, 于2015年5月20日11∶30首次并网带负荷运行, 并于5月20日18∶00完成超速试验, 并于18∶30分再次启动并网, 390 MW机组正式进入到带负荷运行阶段。5月22日00∶12分机组正式带满电负荷运行, 在该阶段中, 机组的运行实现了整体性能方面测试与涉网实验的基本要求, 使得整个机组带负荷阶段顺利完成。

2.3 满负荷168 h连续运行阶段

在完成与负荷相关的各项实验之后, 机组在2015年5月23日23∶58分带负荷至390 MW开始实现满负荷168 h连续试运行计时, 于5月31日09∶58分完成满负荷168 h连续试运行, 在动态作用与方式下移交到电厂[2]。通过一周的连续运行可以发现, 机组的运行状况相对稳定, 各项参数能够符合电厂各项要求标准, 具体如表1所示。

3 调试存在的问题及解决对策

3.1 启动调试高旁阀反馈与传动机制故障

在390 MW机组运行的过程中, 整套启动调试期间, 造成高旁阀在反馈、传送结构出现故障。这种情况的产生, 使得温水隔离阀无法关闭, 机组安全结构受到影响, 不利于机组的稳定运行。针对这一调试阶段出现的问题, 需要积极采取应对措施, 增加开关优先功能, 满足高旁阀具体的调试要求, 使得该问题得以解决。

3.2 凝泵自启动问题及解决对策

对机组整套调试进行分析, 凝泵容易出现自启, 这种状况的产生, 涉及到的根本原因在于用户用水量、除氧器水量变化状态不稳定, 导致凝泵出口母管压力骤降。并且对现有的泵启动装置的压力定制限定为2.0 MPa, 容易造成凝泵不断自动重启的问题出现。想要对这一问题进行调试优化, 需要将定值控制在1.8 MPa, 增加5 s延时, 在得到该调整之后, 观察凝泵是否还会出现频繁的自动启动状况[3]。

3.3 真空泵汽水分离器设计不合理及对策

电厂390 MW机组整机启动调试功能存在真空泵汽水分离器设计不合理的状况, 并且自取水属于凝结水状态。不合理主要表现在两个方面:一是由于受到压力方面的影响, 造成管路上并未设计减压阀与安全阀;二是由于水源取自凝结水, 造成母管运行受到影响。在整组启动调试中, 电磁阀漏水以及减压不到位的状况时有发生。基于此, 建议对凝补水母管增加一路补水, 这种方式能够确保水质可靠性基本要求, 不需要通过减压措施进行调整。

3.4 原轴承震动大跳机保护逻辑误动及措施

原轴承当中的震动大跳机保护逻辑为任一个轴振高于跳机值保护动作, 依据逻辑顺序进行分析可以发现, 当任何一个轴承X向震动高于跳机时, 能够满足动作条件与动作标准, 但传统的组态方式容易产生误动的可能性。基于此, 在进行具体调试的过程中需要修改大跳机逻辑, 确保任一轴承的轴振能够高于报警具体数值。

在电厂390 MW机组整组启动调试过程中, 通过不同负载状况的功能调试, 1#汽机机组整体启动调试过程顺利完成。对机组在启动运行期间存在的问题进行具体阐述, 得出高旁阀、凝泵、真空泵以及元轴承震动等多方面的问题, 并针对问题的具体解决办法有效的环节影响因素, 为调试流程的具体优化提供基础保障。

4 结语

在390 MW机组整组启动调试完成之后, 整个机组在试运行168 h之后表现出的研究结果:主体与辅助设备在具体运行的过程中, 运行效果良好;对系统的各项功能进行具体调节与完善, 调节之后的性能良好, 工作正常;机组运行可靠, 符合商业运作的基本需求, 证明此次研究的实效性。

摘要：机组整组启动调试, 能够最大限度保证机组安全、可靠地投入生产, 发挥出投资效益。研究介绍某电厂390 MW机组整组启动调试状况, 将机组工程1#汽机启动调试过程存在的问题及解决对策作为研究重点, 充分明确调试项目与调试过程的同时, 提出整组启动调试优化处理方法, 最终对调试结果进行分析与评价。

关键词：390 MW机组,整组启动调试,负荷

参考文献

[1]彭天波, 杨洪涛.抽水蓄能电站首台机组整组启动的安全与技术问题[J].水电站机电技术, 2010, 4 (5) :5-12.

[2]阮蓉.330 MW机组整套启动调试报告[J].淮北职业技术学院学报, 2013, 12 (1) :143-144

美丽人生在机组调试中绽放 篇3

从2007年三峡电站创造年投产500万千瓦装机，到2013年溪洛渡、向家坝两电站创造年投产1 164万千瓦装机，三峡人不断在刷新着世界巨型水电机组的纪录。更为难得的是，在实现机组高强度投产发电目标的同时，机组安装的质量得到了同步提升。机组的摆度、振动和温度，是反映机组安装和运行水平的重要数据。据抽样检测，溪洛渡电站机组的上导摆度为0.08毫米，水导摆度为0.03毫米，而一根头发丝的直径约0.06毫米。也就是说，高达五层楼、重达2 000多吨的水轮发电机，以每分钟125转的速度高速运转时，摆动幅度只有一根头发丝！令三峡机电人引以为豪的是：向家坝、溪洛渡电站机组全部通过“首稳百日”运行考核，没有留下任何遗憾。机组的高质量、高速度投产，为社会提供了更多的清洁能源，为集团创造了巨大的经济效益。

成绩是三峡机电人参建各方团结奋斗的结果，是机组安装人追求“态度精心、过程精细、结果精品”的写照，是机电安装团队能力素质和精神品质的体现。张润时是这个团队的优秀代表。谈到他，大家都会钦佩地伸出大拇指。

他是“拼命三郎”，始终与时间和任务赛跑，与困难和问题较劲。

无论是在三峡，还是在溪洛渡、向家坝，十几年来，他对工作总是充满激情，保持着“拼命三郎”的本色。

水电站监控系统是整个电站的大脑。三峡左岸电站监控系统有近5万个控制点，如此规模的监控系统在国内、国际都没有先例，由谁牵头负责和德国公司联合开发呢？重任落到了有过联合开发经验的张润时的肩上。

2002年下半年，张润时带领他的团队奔赴德国。联合开发初期，德方要求必须照搬他们以前的项目进行编程。喜欢钻研的张润时发现德国的工程范例并不完全适合中国的技术及运行管理实际，而且德方提供的范例程序中存在一些问题，在一定条件下甚至会导致机组失控。德方似乎很看不起我方人员的水平，对他指出的问题也不屑一顾。张润时一边跟外方摆事实，一边给出解决问题的方案，并向德方详细介绍中国电站的运行环境。张润时过硬的技术水平取得了德方技术项目经理的信任，机组软件开发由外方为主变为由我方为主。张润时带领团队夜以继日地工作，多数时候从早晨8点半一直工作到凌晨1点多，仅用5个月时间就顺利完成了通常至少需要8个月才能完成的任务。在此期间，张润时的母亲不幸去世，为了让他安心工作，家里人没有告诉他，直到几个月回国后，他才知道生他养他的母亲已经与世长辞。张润时来不及为母亲守孝，又强忍悲痛投入到系统现场调试工作之中。2003年5月，在现场调试检验的高峰期，不巧赶上了“非典”肆虐。由梅耶博士领衔的德国专家不愿到人员密集的厂房，可张润时坚持每天必到，并主动承担起外方专家的责任。看到三峡人高昂的斗志，德国专家感到有点惭愧，开始从消极、逃避变成了理解、钦佩，他们克服了对“非典”的恐惧感，也积极参与到现场调试工作中。调试最高峰的那段日子里，在与张润时每天高达20多个小时并肩作战后，梅耶博士累倒了，不得不回国调养。临行前，他不断地向人夸赞张润时的身板像钢铁一样。由此，张润时得到了“铁人”的美誉。

2012年8月，他出任机电局副局长，负责溪洛渡、向家坝电站的机组调试工作。2013年，是溪洛渡、向家坝电站机组投产的高峰年。张润时和他的调试团队成功完成了3个开关站和15台机组的调试，实现了集团公司全年投产1 000万千瓦的目标。向家坝右岸电站全部80万千瓦机组取得了投产后一年内零非停的骄人成绩。成绩背后是机组安装调试人员的艰辛付出。

溪洛渡、向家坝电站机组中，有7台四个厂家制造的四种新型机组，机型越陌生，张润时的劲儿就铆得越足。为了确保新机组能够按期投产、长久稳定可靠运行，他提议强化机组无水调试工作，用200%的努力去发现解决可能存在的0.1%的隐患和问题。他的这一提议得到了领导的支持和安装单位的理解。在工作最紧张的下半年，张润时始终坚守调试现场，每天和相关单位人员起早贪黑，对每个信号点逐一核对、每个画面逐字检查、每个子系统逐一反复试验、每个流程逐条测试核实，及时解决发现的隐患和问题，经常是上午还在溪洛渡工地，下午就在向家坝工地，在几乎无间隙的高强度调试工作中，调试就是他生活的全部。

有人说张润时是一个热恋机组的人，因为他心中最惦记的永远是机组。有时从国外出差回来，下了飞机不是回家，而是直奔现场。为了机组调试，他有时候十几天都想不起来给家里打一个电话，经常废寝忘食，甚至连续几天几夜不着床，累了趴在现场指挥部的桌子上打个盹，醒来接着协调指挥机组调试。周围的人感到他对工作总是有着无限的精力和激情，似乎永远不知道什么是疲倦。

他是“调试专家”，经常在机组调试中披荆斩棘、化险为夷

长期和机组“热恋”的张润时，对机组的性情了如指掌，经常在波澜不惊中化解调试过程中出现的各种难题。

在向家坝首台80万千瓦机组调试中，出现了机组空载电压无法建立的情况。电压无法建立，就好比汽车点不着火。在场的所有人都一筹莫展。张润时赶到现场，果断下令“终止试验，立刻对录波数据进行整理”！在查找录波曲线时，张润时指着一段看似平常的录波图形说：“励磁脉冲释放条件是机端电压大于10%，而实际录波曲线中为什么只达到9%？”这一句话，就指出了故障的根源，让在场的调试人员为之一振。很快故障原因找到了：是励磁系统的一个变压器输出电压偏低，需要更换配件。但是，变压器属于进口设备，从国外采购肯定影响机组投产。怎么办？张润时思考着替代解决方案。他想到了三峡电厂的备品备件。令大家惊喜的是，通过计算参数，从三峡电厂的备品备件库中找到了满足条件的配件。张润时立刻向三峡电厂请求支援，配件连夜从宜昌送往向家坝。第二天清晨七点，当配件换上再次启动机组时，运转完全正常。类似问题的处理只是张润时无数次力挽狂澜的一个缩影。他就像一名高明的医生，很多疑难杂症在他面前都能医到病除；他像一名足智多谋的统帅，能在谈笑之间决胜于千里之外。

他是“革新能手”，始终孜孜不倦地追求超越，创新提升

在传承三峡经验的基础上改进机组调试方法和理念，超越三峡标准，是张润时的信念。他在调试工作中一贯坚持精心、精细、精准的原则，实行“解决问题”与“创新提高”两手抓，不断提高机组安装的质量和水平。

2011年年底，溪洛渡左岸首台机组开始定子线棒安装。首台机组安装一般都会出现较多的问题，张润时对此早有准备，并制定了相应的预案。在下层线棒整体耐压试验时，576根已经安装到位的下层线棒多处出现原因不明的放电现象。在查看了放电故障点后，张润时为了保护设备，提出不能盲目通过加压闪络的方式查找故障。试验次数限制了，如何查找问题变得更加困难。张润时另辟蹊径，大胆假设，会不会是制造厂设计方案出了问题？然而，业主对厂家专业设计提出质疑，是厂家很难接受的事情。为消除厂家的抵触情绪，张润时拿着图纸，带着手电，和厂家代表一起爬进线棒安装部位，发现是线棒与定子拉紧螺杆间绝缘距离不够。厂家根据张润时的建议，在定子拉紧螺杆端部加装了绝缘套。当再次试验时，线棒端部放电的问题解决了。该改进措施被推广到该厂生产的其他机组。

解决问题的经验教训异常宝贵，张润时善于把正确的做法变成标准或规范，先后牵头编制了《溪洛渡电站尾水管里衬安装质量检测标准（试行）》等7个标准或规范，组织制定了《溪洛渡电站水轮发电机安装标准》等6个标准。这些规范和标准成为创精品机组的技术指南。

张润时喜欢和大家探讨技术问题，善于在“巅峰对话”中激发创新思维。溪洛渡交通洞风机改向运行及增设风机降尘方案、“两环一蝶”蜗壳蝶形边焊接工艺、转子磁轭热加垫半自动控制的创新工艺等，类似的革新还有很多。

他永不满足现有的成就，总在不断地寻求超越和提高

张润时有着一身承受压力和劳累的铮铮铁骨，更有着钢铁般的意志和坚毅！经常有人问他：对机组调试为什么会有如此的执着与激情，他说：“但凡自己愿意并且喜欢干的事情，往往就不觉得苦与累，就不会去斤斤计较、攀比与抱怨。”“拼命三郎”“调试专家”“革新能手”，诠释了张润时的乐业情怀、敬业精神、精业品质。

机组启动调试报告 篇4

吉林省白山市水利水电勘测设计院

2011年10月25日

目 录 水轮发电机组启动试运行前的检查 水轮发电机组充水试验 水轮发电机组空载试运行 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 水轮发电机组72h带负荷连续试运行及30d考核试运行 交接与投入商业运行 2 1 水轮发电机组启动试运行前的检查 1.1 引水系统的检查

1.1.1 进水口拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格，拦污栅差压测压传感器与测量仪表已安装完工检验调试合格。

1.1.2 进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。工作闸门、启闭装置已安装完工，在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好，启闭时间应符合设计要求。工作闸门在关闭状态。

1.1.3 压力管道、调压井及通气孔、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。伸缩节间隙应均匀，盘根有足够的紧量。1.1.4 蝴蝶阀及其旁通阀已安装完工调试合格，启闭情况良好，处于关闭状态。

1.1.5 蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净。1.2 水轮机的检查

1.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格，施工记录完整，上下止漏环间隙已检查无遗留杂物。

1.2.2 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。

1.2.3 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。导叶最大开度和关闭后的严密性已检验符合设计要求。剪断销剪断信号及其他导叶保护装置检查试验合格。

1.2.4 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工，管路线路连接良好，通流通畅，管路中杂物已清除 干净。

1.3 调速系统的检查

1.3.1 调速系统及其设备已安装完工，并调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、阀门、自动化元件均已整定符合要求。

1.3.2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。1.3.3 由手动操作将油压装置的压力油通向调速系统，检查各油压管路、阀门、接头及部件等均无渗油现象。1.3.4 调速器电调柜已安装完工并调试合格。

1.3.5 调速器锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。

1.3.6 进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、接力器及导水机构联动操作的灵活可靠和全行程内动作平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器等三者的一致性，并录制导叶开度与接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。

1.3.7 紧急关闭方法初步检查导叶全开到全关所需时间，应符合设计要求。

1.3.8 对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机、停机和事故停机各部件动作的准确性和可靠性。

1.3.9 测速装置安装完毕检验合格，继电器接点已按要求初步整定。1.4 水轮发电机的检查

1.4.1 发电机整体已安装完工，试验和检验合格，记录完整。发电 机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无任何杂物。

1.4.2 导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水压(或流量)已调试，整定值符合设计要求。

1.4.3 发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验，碳刷与集电环接触良好并调试合格。

1.4.4 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线、端子板均已检查正确无误，固定牢靠。1.5 励磁系统的检查

1.5.1 励磁电源变压器已安装完工试验合格，高、低压端连接线与电缆已检验合格。

1.5.2 励磁系统盘柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好。

1.5.3 励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。

1.5.4 交直流灭磁开关主触头接触良好，开距符合要求，动作灵活可靠。

1.5.5 励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。1.5.6 励磁操作、保护及信号回路接线正确动作可靠，表计校验合格。

1.6 油、气、水系统的检查

1.6.1 冷却水系统已调试合格，工作正常。

1.6.2 机组冷却水供水过滤器及供水管路，进入机组冷却器的冷却水进出水管路阀门、接头均已检查合格，压力表(或压力信号器)、示 流信号器(流量计)、温度计等自动化元件已检验合格。

1.6.3 厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格。水泵手、自动工作正常，水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。各排水系统的排水量应满足机组正常运行和检修的需要。

1.6.4 全厂透平油、绝缘油系统已投入运行部分能满足该台机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。

1.6.5 空气压缩机均已调试合格，储气罐及管路系统无漏气，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。压气系统已经投运，处于正常状态。

1.6.6 各管路、附属设备已涂漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。

1.7 电气一次设备的检查

1.7.1 发电机主引出线、机端引出口处的电流互感器等设备已安装完工检验合格。中性点引出线及电流互感器、中性点消弧线圈(或中性点接地变压器、电阻)均已安装并调试合格。

1.7.2 发电机断路器、隔离开关、电制动开关等已安装检验合格。1.7.3 发电机电压母线及其设备已全部安装完工检验并试验合格，具备带电试验条件。

1.7.4 主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，具备带电试验条件。1.7.5 相关厂用电设备已安装完工检验并试验合格，已投入正常工 作，并至少有两路独立电源供电。备用电源自动投入装置已检验合格，工作正常。

1.7.6 与本机组发电及送出有关的高压配电装置已安装完工并检验调试合格。

1.7.7 全厂接地网和设备接地已检验，接地连接良好，接地测试井已检查。总接地网接地电阻和升压站的接触电位差、跨步电位差已测试，符合规定值的要求。

1.7.8 厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检查合格。事故照明已检查合格，油库、蓄电池室等防爆灯已检查合格。

1.8 电气二次系统及回路的检查

1.8.1 机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，检查合格，电缆接线正确无误，连接可靠。

1.8.2 计算机监控系统的机组现地控制单元、全厂开关站控制单元、进水口工作闸门控制单元、公用设备控制单元等已安装完工，并与被控设备调试合格。中央控制室的全厂集中监控设备如返回屏、控制台、计算机监控系统及不间断电源等设备均已安装完工检验合格。1.8.3 直流电源设备已安装完工检验合格，并投入工作正常；逆变装置及其回路已检验合格。

1.8.4 下列电气操作回路已检查并通过模拟试验，已验证其动作的正确性、可靠性与准确性：

a)进水口闸门自动操作回路。b)蝴蝶阀自动操作回路。

c)机组自动操作与水力机械保护回路。d)发电机励磁操作回路。

e)发电机断路器、电制动开关操作回路。f)直流及中央音响信号回路。g)全厂公用设备操作回路。h)同期操作回路。i)备用电源自动投入回路。

j)各高压断路器、隔离开关的自动操作与安全闭锁回路。k)厂用电设备操作回路。

1.8.5 电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查之后，下列继电保护回路应进行模拟试验，验证动作的准确性： a)发电机继电保护与故障录波回路。b)主变压器继电保护与故障录波回路。c)高压配电装置继电保护回路。d)送电线路继电保护与故障录波回路。e)厂用电继电保护回路。f)其他继电保护回路。g)仪表测量回路。

1.8.6 厂内通信、系统通信及对外通信等设施均已安装调试完毕，检查合格，回路畅通，准确可靠，能够满足电网调度、远动、继电保护、厂内生产调度和行政管理的需要。1.9 消防系统及设备的检查

1.9.1 与启动试验机组有关的主副厂房等部位的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并通过消防部门验收。

1.9.2 全厂消防供水水源可靠，管道畅通，压力满足设计要求。1.9.3 电缆防火堵料、涂料、防火隔板等安装完工，电缆穿越楼板、墙壁、竖井、盘柜的孔洞及电缆管口已可靠封堵。

1.9.4 按机组启动试验大纲要求的临时性灭火器具配置已完成。2 水轮发电机组充水试验 2.1 充水条件

2.1.1 充水前应确认进水口工作闸门处于关闭状态。确认蝴蝶阀处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定投入。2.1.2 充水前必须确认电站厂房检修排水系统、渗漏排水系统运行正常。

2.1.3 与充水有关的各通道和各层楼梯照明充足，照明备用电源可靠，通信联络设施完备，事故安全通道畅通，并设有明显的路向标志。2.2 压力管道和蜗壳充水

2.2.1 小开度打开工作闸门，向压力管道充水，监视压力管道水压表读数，检查压力管道充水情况，待压力管道充满水后，再将工作闸门全开。

2.2.2 检查钢管伸缩节、蜗壳进人门的漏水情况。监测蜗壳的压力上升情况。

2.2.3 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。

2.2.4 安装有蝴蝶阀的引水系统，在压力管道充水时，应先检查蝴蝶阀关闭状态下的渗漏情况，然后打开旁通阀向蜗壳充水。有条件时，测量蝴蝶阀的漏水量。

2.2.5 充水过程中，检查压力管道通气孔的排气是否畅通，同时注意应使蜗壳中的积气完全排出。

2.2.6 蜗壳平压后，记录压力管道与蜗壳充水时间。2.3 充水平压后的观测检查和试验

2.3.1 以手动或自动方式进行工作闸门静水启闭试验，调整、记录闸门启闭时间及压力表计读数。进行远方启闭操作试验，闸门应启闭可靠，位置指示准确。

2.3.2 蝴蝶阀，当蜗壳充满水后，操作蝴蝶阀，检查阀体启闭动作情况，记录开启和关闭时间。在手动操作试验合格后，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，蝴蝶阀在静水中启闭应正常。

2.3.3 压力管道充满水后应对进水口、明敷钢管的混凝土支墩等水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏、支墩变形、裂缝等情况。2.3.4 观察厂房内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。

2.3.5 操作机组技术供水系统管路各阀门设备，通过蜗壳取水口使机组技术供水系统充水，并调整水压至工作压力(或流量符合要求)，检查减压阀、滤水器、各部位管路、阀门及接头的工作情况。3 水轮发电机组空载试运行 3.1 启动前的准备

3.1.1 主机周围各层场地已清理干净，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，振动摆度等测量仪器仪表准备齐全。

3.1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。

3.1.3 各部冷却水、润滑水投入，水压、流量正常，润滑油系统、操作油系统工作正常，各油槽油位正常。

3.1.4 渗漏排水系统、压缩空气系统按自动方式运行正常。3.1.5 上下游水位、各部原始温度等已记录。3.1.6 调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：

a)油压装置至调速器主油阀阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常；油压装置处于自动运行状态。b)调速器的滤油器位于工作位置。

c)调速器处于机械“手动”或电气“手动”位置。d)调速器的导叶开度限制位于全关位置。e)调速器的速度调整机构位于额定转速位置。f)永态转差系数bp暂调整到2%～4%之间。3.1.7 与机组有关的设备应符合下列要求：

a)发电机出口断路器断开，或与主变压器低压侧的连接端应断开。

b)发电机转子集电环碳刷已研磨好安装完毕，碳刷拔出。c)水力机械保护和测温装置已投入。d)拆除所有试验用的短接线及接地线。e)外接标准频率表监视发电机转速。f)电制动停机装置短路开关处于断开位置。g)发电机灭磁开关断开。

h)机组现地控制单元已处于工作状态，已接入外部调试检测终端，并具备安全监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。

3.2 首次手动启动试验 3.2.1 拔出接力器锁定。

3.2.2 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无摩擦或碰撞情况。

3.2.3 确认各部正常后，手动打开导叶启动机组，当机组转速接近50%额定值时，暂停升速，观察各部运行情况。检查无异常后继续增大导叶开度，使转速升至额定值，机组空载运行。

3.2.4 当达到额定转速时，校验电气转速表应指示正确。记录当时水头下机组的空载开度。

3.2.5 在机组升速过程中，应加强对各部位轴承温度的监视，不应有急剧升高及下降现象。机组启动达到额定转速后，在半小时内，应每隔5min测量一次推力轴瓦及导轴瓦的温度，以后可适当延长记录时间间隔，并绘制推力轴瓦及各部导轴瓦的温升曲线，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。

3.2.6 机组启动过程中，应密切监视各部位运转情况。如发现金属碰撞或磨擦、水车室窜水、推力瓦温度突然升高、推力油槽或其他油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，应立即停机检查。3.2.7 监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压。

3.2.8 记录各部水力量测系统表计读数和机组监测装置的表计读数。

3.2.9 测量记录机组运行摆度(双幅值)，其值应小于轴承间隙或符合机组合同的有关规定。

3.2.10 测量、记录机组各部位振动，其值应不超过规范要求 3.2.11 测量发电机残压及相序，观察其波形，相序应正确，波形应完好。

3.3 机组空载运行下调速系统的试验

3.3.1 检查调速器测频信号，应波形正确，幅值符合要求。3.3.2 进行手动和自动切换试验，接力器应无明显摆动。3.3.3 频率给定的调整范围应符合设计要求。3.3.4 调速器空载扰动试验应符合下列要求： a)扰动量一般为±8%。

b)转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%。c)超调次数不超过两次。

d)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。

e)选取最优一组调节参数，提供空载运行使用。在该组参数下，机组转速相对摆动值，对于中小型调速器，不超过±0.25%。3.3.5 在调速器自动运行时记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。

3.4 手动停机及停机后的检查

3.4.1 机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。

3.4.2 操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至15%～20%额定转速(或合同规定值)时，手动投入机械制动装置直至机组停止转动，解除制动装置使制动器复位。3.4.3 停机过程中应检查下列各项： a)监视各部位轴承温度变化情况。b)检查转速继电器的动作情况。c)录制停机转速和时间关系曲线。d)检查各部位油槽油面的变化情况。

3.4.4 停机后投入接力器锁锭，根据具体情况确定是否需要关闭蝶阀。

3.4.5 停机后的检查和调整：

a)各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。b)检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。

c)检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。d)检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。e)在相应水头下，整定开度限制机构及相应空载开度触点。f)调整各油槽油位继电器的位置触点。3.5 过速试验及检查

3.5.1 将测速装置各过速保护触点从水机保护回路中断开，用临时方法监视其动作情况。

3.5.2 以手动方式使机组达到额定转速；待机组运转正常后，将导叶开度限制机构的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%，观察测速装置触点的动作情况。

3.5.3 如机组运行无异常，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值，监视电气与机械过速保护装置的动作情况。

3.5.4 过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承的温升情况及发电机空气间隙的变化，监视是否有异常响声。

3.5.5 过速试验停机后应进行如下检查：

全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位。3.6 无励磁自动开机和自动停机试验

3.6.1 无励磁自动开停机试验，应分别在机旁与中控室进行，并对具有分步操作、常规控制、可编程控制、计算机监控系统等控制方式的装置分别进行。

3.6.2 自动开机前应确认：

a)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，机组各附属设备均处于自动状态。

b)对于无高压油顶起装置的巴氏合金推力轴瓦机组，则应通过油泵顶起发电机转子，使推力轴瓦充油。

c)确认所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。

d)首次自动启动前应确认接力器锁定及制动器实际位置与自动回路信号是否相符。

3.6.3 自动开机，并应记录和检查下列各项：

a)检查机组自动开机顺序是否正确；检查技术供水等辅助设备的投入情况。

b)检查测速装置的转速触点动作是否正确。3.6.4 自动停机，记录并检查下列各项：

a)检查自动停机程序是否正确，各自动化元件动作是否正确可靠。

b)检查测速装置转速触点动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。

3.6.5 自动开机，模拟各种机械与电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性与可靠性。

3.6.6 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。

3.7 水轮发电机升流试验 3.7.1 发电机升流试验应具备的条件：

a)发电机出口端已设置可靠的三相短路线，如果三相短路点设在发电机断路器外侧，则应采取措施防止断路器跳闸。b)用厂用电提供主励磁装置电源。c)投入机组水机保护。

3.7.2 手动开机至额定转速，机组各部位运转应正常。

3.7.3 手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流至25%定子额定电流，检查发电机各电流回路的正确性和对称性。

3.7.4 检查各继电保护电流回路的极性和相位，检查测量表计接线及指示的正确性，必要时绘制向量图。

3.7.5 在发电机额定电流下，测量机组振动与摆度，检查碳刷及集电环工作情况。

3.7.6 在发电机额定电流下，跳开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。

3.7.7 录制发电机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流记录定子电流与转子电流。

3.7.8 测量定子绕组对地绝缘电阻、吸收比或极化指数，应满足要求，如不能满足，应采取措施进行干燥。

3.7.9 升流试验合格后模拟水机事故停机，并拆除发电机短路点的短路线。

3.8 水轮发电机升压试验

3.8.1 发电机升压试验应具备的条件： a)发电机保护装置投入，辅助设备及信号回路电源投入。b)发电机振动、摆度及空气间隙监测装置投入，若有定子绕组局部放电监测系统，应投入并开始记录局部放电数据。

c)发电机断路器在断开位置，或与主变低压侧的连接端应断开。

d)以厂用电为电源的主励磁装置具备升压条件。

3.8.2 自动开机至空载后机组各部运行应正常。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。

3.8.3 对于高阻接地方式的机组，应在发电机中性点设置单相接地点，递升接地电流，直至保护装置动作。检查动作正确后投入接地保护装置。

3.8.4 手动升压至25%额定电压值，并检查下列各项：

a)发电机及引出母线、发电机断路器、分支回路等设备带电是否正常。

b)机组运行中各部振动及摆度是否正常。c)电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。

3.8.5 升压至50%额定电压，跳开灭磁开关检查灭弧情况，录制示波图。

3.8.6 继续升压至发电机额定电压值，检查带电范围内一次设备运行情况，测量二次电压的相序与相位，测量机组振动与摆度；测量发电机轴电压，检查轴电流保护装置。

3.8.7 在额定电压下跳开灭磁开关，检查灭弧情况并录制灭磁过程 示波图。

3.8.8 零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的上升曲线。

3.8.9 继续升压，当发电机励磁电流升至额定值时，测量发电机定子最高电压。对于有匝间绝缘的电机，在最高电压下应持续5min。进行此项试验时，定子电压以不超过1.3倍额定电压为限。

3.8.10 由额定电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。

3.8.11 对于装有消弧线圈的机组，进行发电机单相接地试验，在机端设置单相接地点，断开消弧线圈，升压至50%定子额定电压，测量定子绕组单相接地时的电容电流。根据保护要求选择中性点消弧线圈的分接头位置；投入消弧线圈，升压至100%定子额定电压，测量补偿电流与残余电流，并检查单相接地保护信号。

3.8.12 发电机升压试验之后，根据设计要求进行机组电制动试验，投入电制动的转速、投入混合制动的转速、总制动时间应符合设计要求。

3.9 水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验

3.9.1 在发电机额定转速下，励磁处于手动位置，起励检查手动控制单元调节范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20%，上限不得低于发电机额定励磁电压的110%。

3.9.2 进行晶闸管励磁调节器的自动起励试验。

3.9.3 检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。自动 励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70%～110%范围内进行稳定平滑的调节。

3.9.4 测量励磁调节器的开环放大倍数。录制和观察励磁调节器各部特性，对于晶闸管励磁系统，还应在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流和均压系数，均压系数不应低于0.9，均流系数不应低于0.85。

3.9.5 在发电机空载状态下，分别检查励磁调节器投入、手动和自动切换、通道切换、带励磁调节器开停机等情况下的稳定性和超调量。在发电机空载且转速在95%～100%额定值范围内，突然投入励磁系统，使发电机端电压从零上升至额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数不超过2次，调节时间不大于5s。

3.9.6 在发电机空载状态下，人工加入10%阶跃量干扰，检查自动励磁调节器的调节情况，超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。3.9.7 带自动励磁调节器的发电机电压—频率特性试验，应在发电机空载状态下，使发电机转速在90%～110%额定值范围内改变，测定发电机端电压变化值，录制发电机电压—频率特性曲线。频率每变化1%额定值，自动励磁调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的±0.25%。

3.9.8 晶闸管励磁调节器应进行低励磁、过励磁、电压互感器断线、过电压、均流等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。3.9.9 对于采用三相全控整流桥的静止励磁装置，应进行逆变灭磁试验，并符合设计要求。4 水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验

4.1 水轮发电机组对主变压器及高压配电装置短路升流试验 4.1.1 短路升流试验前的条件：

a)主变压器高压侧及高压配电装置的适当位置，已设置可靠的三相短路点，并采取切实措施确保升流过程中回路不致开路。b)投入发电机继电保护、水力机械保护装置和主变压器冷却器及其控制信号回路。

4.1.2 短路点的数量、升流次数应根据电站本期拟投入的回路数确定，升流范围一般应尽可能将新投入的回路全部包括。

4.1.3 开机后递升加电流，检查各电流回路的通流情况和表计指示，检查主变压器、母线和线路保护的电流极性和相位，必要时绘制电流向量图。

4.1.4 4.1.3项检查正确后投入主变压器、高压引出线(或高压电缆)、母线的保护装置。

4.1.5 继续分别升流至50%、75%、100%发电机额定电流，观察主变与高压配电装置的工作情况。

4.1.6 升流结束后模拟主变压器保护动作，检查跳闸回路是否正确，相关断路器是否可靠动作。

4.1.7 拆除主变压器高压侧及高压配电装置各短路点的短路线。4.2 主变压器及高压配电装置单相接地试验

4.2.1 根据单相接地保护方式，在主变压器高压侧设置单相接地点。4.2.2 将主变压器中性点直接接地。开机后递升单相接地电流至保 护动作，检查保护回路动作是否正确可靠，校核动作值是否与整定值一致。

4.2.3 试验完毕后拆除单相接地线，投入单相接地保护。4.3 水轮发电机组对主变压器及高压配电装置升压试验 4.3.1 投入发电机、主变压器、母线差动等继电保护装置。4.3.2 升压范围应包括本期拟投运的所有高压一次设备。首台机组试运行时因高压配电装置投运范围较大，升压可分几次进行。4.3.3 手动递升加压，分别在发电机额定电压值的25%、50%、75%、100%等情况下检查一次设备的工作情况。

4.3.4 检查二次电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确。4.3.5 升压结束后，必要时，根据设计要求，断开主变高压侧断路器，进行发电机带主变压器及封闭母线的单相接地与消弧线圈补偿试验。

4.4 线路零起升压试验

4.4.1 当系统有要求时，进行发电机带空载线路零起升压试验或投切空载线路试验，该验中应防止自励磁现象的发生。

4.4.2 测量线路电压互感器三相电压相序和电压对称性，检查出线断路器同期回路接线，检查线路电抗器保护接线和电抗器运行情况，测量电抗器伏安特性。

4.5 高压配电装置母线受电试验

4.5.1 在系统电源对送出线路送电后，利用系统电源对高压配电装置母线进行冲击，检查无异常后高压母线受电。4.5.2 检查系统电压的相序应与电站高压母线相同。4.6 电力系统对主变压器冲击合闸试验

4.6.1 主变压器冲击合闸试验应从高压侧进行，试验前应使主变压器与发电机可靠断开；如主变压器为三圈变压器，或机端设有厂用变压器，一般将主变压器中压侧或机端厂用变同时断开；发电机与主变压器采用直接连接方式时，一般可不进行变压器冲击合闸试验，合同有规定者除外。

4.6.2 投入主变压器的继电保护装置及冷却系统的控制、保护及信号装置。

4.6.3 投入主变压器中性点接地开关。

4.6.4 合主变压器高压侧断路器，利用系统电源对主变压器冲击，冲击合闸共进行5次，每次间隔约10min，检查主变压器有无异常。4.6.5 检查主变压器差动保护及瓦斯保护的工作情况，录制主变压器冲击时的激磁涌流示波图。

4.6.6 进行机端厂用变压器的3次冲击合闸试验，测量厂 用变压器低压侧二次电压相序。

4.6.7 利用系统电源带厂用电，进行厂用电源切换试验。4.6.8 额定电压为110kV及以上、容量为15MVA及以上的变压器，在冲击试验前、后应对变压器油作色谱分析。5 水轮发电机组并列及负荷试验 5.1 水轮发电机组并列试验

5.1.1 选择同期点及同期断路器，检查同期回路的正确性。5.1.2 断开同期点隔离开关，分别以手动与自动准同期方式进行机组的模拟并列试验；检查同期装置的工作情况，同时录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图。

5.1.3 进行机组的手动与自动准同期正式并列试验，录制示波图。5.1.4 按设计规定，分别进行各同期点的模拟并列与正式并列试验。5.2 水轮发电机组带负荷试验

5.2.1 水轮发电机组带、甩负荷试验应相互穿插进行。机组初带负荷后，应检查机组及相关机电设备各部运行情况，无异常后可根据系统情况进行甩负荷试验。

5.2.2 水轮发电机组带负荷试验，有功负荷应逐级增加，观察并记录机组各部位运转情况和各仪表指示。观察和测量机组在各种负荷工况下的振动范围及其量值，测量尾水管压力脉动值，观察水轮机补气装置工作情况，必要时进行补气试验。

5.2.3 进行机组带负荷下调速系统试验。检查在速度和功率控制方式下，机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性。

5.2.4 进行机组快速增减负荷试验。根据现场情况使机组突变负荷，其变化量不应大于额定负荷的25%，并应自动记录机组转速、蜗壳水压、尾水管压力脉动、接力器行程和功率变化等的过渡过程。负荷增加过程中，应注意观察监视机组振动情况，记录相应负荷与机组水头等参数，如在当时水头下机组有明显振动，应快速越过。5.2.5 进行水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：

a)有条件时，在发电机有功功率分别为0、50%和100%额定值 下，按设计要求调整发电机无功功率从零到额定值，调节应平稳、无跳动。

b)有条件时，测定并计算水轮发电机端电压调差率，调差特性应有较好的线性并符合设计要求。

c)有条件时，测定并计算水轮发电机调压静差率，其值应符合设计要求。当无设计规定时，对电子型不应大于0.2%～1%，对电磁型不应大于1.0%～3.0%。

d)对于晶闸管励磁调节器，应分别进行各种限制器及保护的试验和整定。

e)对于装有电力系统稳定装置(PSS)的机组，应突然变更10%～15%额定负荷，检验其功能。

5.2.6 调整机组有功负荷与无功负荷时，应先分别在现地调速器与励磁装置上进行，再通过计算机监控系统控制调节。5.3 水轮发电机组甩负荷试验

5.3.1 机组甩负荷试验应在额定负荷的25%、50%、75%和100%下分别进行，按附录A的格式记录有关数值，同时应录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线，记录各部瓦温的变化情况。机组甩25%额定负荷时，记录接力器不动时间。检查并记录真空破坏阀的动作情况与大轴补气情况。根据机组制造合同和电站具体情况，在机组带25%、50%、75%和100%额定负荷下测定流量和水头损失。

5.3.2 若受电站运行水头或电力系统条件限制，机组不能按上述要求带、甩额定负荷时，可根据当时条件对甩负荷试验次数与数值进行 适当调整，最后一次甩负荷试验应在所允许的最大负荷下进行。而因故未能进行的带、甩额定负荷试验项目，应在以后条件具备时完成。5.3.3 在额定功率因数条件下，水轮发电机组突甩负荷时，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%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5s。

5.3.4 水轮发电机组甩负荷时，检查水轮机调速系统的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率、机组转速上升率等，均应符合设计规定。

5.3.5 机组甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求： a)甩100%额定负荷后，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。

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

c)转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间，对于电液调速器不大于0.2s，对于机械型调速器不大于0.3s。5.3.6 机组带额定负荷下，一般应进行下列各项试验： a)调速器低油压关闭导叶试验。b)事故停机阀动作关闭导叶试验。

c)根据设计要求和电站具体情况，进行动水关闭工作闸门或关闭主阀的试验。5.4 水轮发电机组进相运行试验

5.4.1 如机组设计要求，水轮发电机组应进行进相运行试验。5.4.2 进相试验应分阶段进行，试验判据为定子端部铁芯温度限值与发电机静态稳定极限，任一项指标达到，该阶段试验即结束。5.4.3 进行进相试验前，应退出励磁欠励限制单元与发电机失磁保护，根据需要埋设附加测温元件，接入专用试验表计。电力系统的无功平衡应满足试验要求。

5.4.4 按照50%、80%、100%额定功率分阶段进行试验，在不同的功率下逐步降低励磁电流，使功率因数由滞相转入进相，待定子铁芯端部温度稳定后，继续加大进相深度，试验中应密切监视定子铁芯端部温度不超过限值。进相深度以设计对发电机的要求为准，在此状态下发电机不应失步。

5.4.5 记录各阶段发电机有功功率、无功功率、定子电流、定子电压、转子电流、转子电压、功率因数、定子铁芯端部温度、开关站母线电压等有关参数，校核相关电气保护。根据试验结果，校对发电机设计功率圆图及“V”型曲线。5.5 水轮发电机组最大出力试验

5.5.1 根据机组采购制造合同，在现场有条件时，进行机组最大出力试验。

5.5.2 机组最大出力试验在合同规定的功率因数和发电机最大视在功率下进行，最大出力下运行时间不小于4h，自动记录机组各部温升、振动、摆度、有功和无功功率值，记录接力器行程和导叶开度，校对 水轮机运转特性曲线和发电机厂家保证值。水轮发电机组72h带负荷连续试运行及30d考核试运行 6.1.1 完成各项试验内容并经验证合格后，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。

6.1.2 如果由于电站运行水头不足或电力系统条件限制等原因，使机组不能达到额定出力时，可根据当时的具体条件确定机组应带的最大负荷，在此负荷下进行连续72h试运行。

6.1.3 根据运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。6.1.4 在72h连续试运行中，由于机组及相关机电设备的制造、安装质量或其他原因引起运行中断，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。

6.1.5 72h连续试运行后，应停机进行机电设备的全面检查。除需对机组、辅助设备、电气设备进行检查外，必要时还需将蜗壳、压力管道及引水系统内的水排空，检查机组过流部分及水工建筑物和排水系统工作后的情况。

6.1.6 消除并处理72h试运行中所发现的所有缺陷。

6.1.7 按合同规定有30d考核试运行要求的机组，应在通过72h连续试运行并经停机检查处理发现的所有缺陷后，立即进行30d考核试运行。机组30d考核试运行期间，由于机组及其附属设备故障或因设备制造安装质量原因引起中断，应及时加以处理，合格后继续进行30d运行。若中断运行时间少于24h，且中断次数不超过三次，则中断前后运行时间可以累加；否则，中断前后的运行时间不得累加计算，应重 新开始30d考核试运行。

6.1.8 30d考核试运行中发现的问题，按机组设备合同或安装合同文件的规定处理。7 交接与投入商业运行

7.1.1 机组通过72h试运行并经停机处理所有缺陷后，即具备了向生产管理部门移交的条件，应按合同规定及时进行机组设备及相关机电设备的移交，并签署机组设备的初步验收证书，开始商业运行，同时计算机组设备的保证期。

机组启动调试报告 篇5

由于盾构机体积庞大、重量重，且一般工作井内空间狭窄，因此，盾构机的组装、调试、解体与吊装是盾构施工安全控制重点之一，要制订专项施工方案，这项工作的安全控制重点是人员安全与设备安全，

(一)使用轮式起重机向工作井内吊放或从工作井内吊出盾构机前，要仔细确认起重机支腿处支撑点的承载能力满足最大起重量要求，并确认起重机吊装时工作井的维护结构安全。

(二)起重机吊装过程中，要随时监测工作井围护结构的变形情况，若超过预测值，立即停止吊装作业，采取可靠措施。

(三)采取措施严防重物、操作人员坠落。

1#机组启动试运行大纲 篇6

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 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。

三门1#机组燃料抓取机调试总结 篇7

燃料抓取机位于辅助厂房内, 基本结构是一台横跨乏燃料水池、冲洗井、装载井、燃料运输通道、新燃料储存格架和新燃料接收检查区域的桥式起重机。除在机组停堆换料期间执行燃料装卸功能之外, 燃料抓取机也用于执行新燃料组件接收及运出乏燃料组件的功能, 它既用于将新燃料运输容器中的新燃料组件运送到新燃料储存格架中, 也用于将新燃料组件从新燃料储存格架运送到新燃料升降机中, 然后运至乏池储存格架;将乏燃料组件从乏燃料水池存储格架运至乏燃料容器装载井中的运输容器中。另外, 燃料抓取机还可用于提升乏燃料水池与燃料转运舱之间的水闸门、乏燃料水池与乏燃料容器装载井之间的水闸门的操作。

2 调试试验程序

试验程序清单如表1所示。

燃料抓取机试验逻辑顺序如图1所示。

试验程序内容:

(1) 绝缘试验/设备接地。

利用两种程序对设备的接线连续性、绝缘与接地进行检查。设备接线可分为厂家接线和现场的建安接线。厂家接线包括控制柜和操作台内部件之间的接线。由于控制柜与控制台整体发运, 厂家发运前进行过厂方初始试验 (FIT) 与厂方功能试验 (FAT) 。对于厂家接线部分, 使用接线图对线号进行核对, 并检查接线端子是否紧固。建安接线指建安方对设备现场组装后各个就地设备至控制柜间的接线, 如就地端子箱、限位开关、按钮盒、指示灯、电机、控制台与控制柜之间的接线。对于建安接线, 需逐根进行连续性、绝缘、接地检查。

(2) 燃料抓取机现场初始试验/燃料抓取机载荷称重系统校准试验。

初始化试验程序主要是对燃料抓取机控制部分的参数进行逐项设置, 包括:上电检查、PLC输入/输出验证、提升机构载荷标定、桥架/小车/提升机构编码器参数设定、各个操作区域保护设定、电机驱动控制器设置、新燃料储存格架/乏池格架/转运系统倾翻机/新燃料接收间倾翻机/乏燃料容器装载井坐标定位、程序备份等。

(3) 燃料抓取机现场验收试验。

现场验收试验是对初始化试验结果及联锁逻辑的验证, 包括:上电检查、访问等级检查、桥架/小车/提升机构编码器检查、载荷确认、各类操作模式检查、用户设定检查、载荷测试、数据库检查及维修梁拆卸试验等。

(4) 1号机辅助厂房燃料操作区域预运行试验。

预运行试验主要用于验证燃料抓取机及新燃料升降机仪表、报警、控制和联锁的正常运行, 能够在辅助厂房新燃料操作区域、新燃料储存格架、乏燃料水池、燃料转运仓和乏燃料容器装载井间移动和储存燃料组件, 同时能够操作控制棒组件, 并执行边界确认与格架的抽擦力试验。

3 试验准备

3.1 人员准备

调试人员按部门分为调试技术部门和调试执行部门。调试技术部门人员配置为外方STE与系统工程师共3人。调试执行由维修处负责, 包括机械、电气、仪控3个专业科室, 以维修仪控科主导, 机械、电气提供配合人员。调试仪控主力人员共6人 (业主3人, 105所3人) , 调试辅助人员6~10人 (科室临时抽调补充) 。

3.2 文件准备

(1) 调试程序本地化。

设备调试程序由厂家英文程序翻译而来, 厂方程序在现场调试时是不能直接使用的, 需要进行程序本地化转化为三门发布的程序。调试程序本地化工作由技术部门负责, 调试执行部门也参与进来, 从可执行性的角度为程序审查修改提供建议。

(2) 调试工作包准备。

装换料系统的调试工作包准备与其他工艺系统不同, 厂家并未提供可用的工作包文件, 如接线清册、设备清单等。厂方将图纸、试验程序、设备说明书等统一打包传递, 特别是设备说明书, 传递的是某个供货商的全系列产品说明书, 需要花费较多时间整理现场设备型号再在厂供文件中找出相应的说明书。而使用接线清单于现场对照图纸进行插线, 可以节省一半的校线时间。

文件准备对后期调试的顺利开展, 起到了重要的作用。文件准备工作量较大, 需要多部门跨专业进行配合, 技术部门配置的人力难以独立、正确地完事此项工作, 需要调试执行部门提前介入准备期间的工作。

3.3 调试方案

按年度三级计划, 燃料抓取机调试工期为3个月, 按照白班两班两倒的方式可以完成所有调试工作。由于设计、系统移交滞后, 且此次燃料抓取机调试作为实现燃料厂房可用节点及后续的新燃料临时接收工作的先决条件, 原计划工期被压缩为33天, 任务重、时间紧。所以现场的调试需采用24h三班组倒班连续作业。

3.4 其他准备

除上述准备工作外, 还有调试工具准备、调试备件准备、脚手架搭设方案准备、防异物方案与控制措施准备、倒班交接班方案准备、现场防暑降温物品准备, 以及倒班班车与加班餐夜宵的准备。涉及配合部门有车队、后勤处、服务支持科、物资管理处等。

4 先决条件与风险分析

4.1 先决条件

(1) 绝缘试验/设备接地:要求燃料抓取机机械、电气安装已完成;厂房380V配电盘可用;通风照明可用;脚手架搭设已完成。

(2) 燃料抓取机现场初始化试验:要求绝缘/接地检查完成, 且结果符合要求;新燃料接收间倾翻机、新燃料储存格架、乏池格架、乏燃料容器装载井位置可用;模拟组件可用。

(3) 燃料抓取机现场验收试验:要求初始化试验全部完成, 且结果符合要求。

(4) 辅助厂房燃料操作区域预运行试验:要求燃料抓取机、新燃料升降机、燃料转运系统可用。

4.2 主要风险及预防措施

试验过程中主要可预见的风险有高空、邻边作业风险, 设备运行时碰撞风险、异物掉落风险。具体预防措施:

(1) 高处、邻边作业风险:要求桥架之外区域, 所有人员工作时必须系挂安全带;人员登高时禁止操作燃料抓取机移动。

(2) 异物掉落风险:按照防异物管理程序, 设置一级、二级异物区与异物缓冲区与专职异物管理员;所有异物管理区人员必须穿戴连体服, 携带工器具、物品均需采用了防坠落措施;所有进出异物管理区域的人员与携带工器具、物品需登记。

(3) 碰撞风险:燃料抓取机移动是需派专人监护各运动方向是否有障碍物。

5 调试期间发现的问题与处理措施

(1) 接线问题:设备接线接错、电缆标号与图纸不一致、控制柜内部分接线未使用O型线鼻子或其他防脱落措施、控制柜内直流电源线串接。

主要原因:建安方未完全按图纸施工接线, 接线检查工作存在疏忽。直流电源线图纸上是一根电缆一个编号, 在控制柜端子排上实际需要分接若干根线供电至不同设备, 仅凭端子排上线号, 无法分辨分别接至哪些设备, 不利于日后的故障分析处理。

处理措施:按照图纸逐项更改, 采用第三方独立验证检查;将控制柜内的174根U型线鼻子全部更换为O型线鼻子;对24VDC电源线逐段标记。

(2) 设备干涉问题:燃料抓取机与辅助厂房行车供电导轨运行干涉、南北提升机构与辅助厂房吊车止挡块运行干涉、南小车限位开关与扶手栏杆干涉、提升机构滑缆设置不当导致电缆与小车编码器的拉线干涉。

主要原因:燃料抓取机与辅助厂房行车的干涉属于设计问题, 设计方只考虑防碰撞设计 (燃料抓取机侧使用拉线编码器与辅助厂房行车侧使用红外光开关) , 并未考虑燃料抓取机运行时悬挂抓具工况与小车的停靠位置, 对于位置临近而分属不同系统的设备, 此类问题很容易发生;限位开关和拉线式编码器的干涉问题属于安装问题, 设备未运行时很难发现, 需要针对此类问题进行经验反馈。

处理措施:修改小车停靠位置值;拆除辅助厂房行车过长的供电导轨;调整限位开关安装位置;调整提升机构滑缆各段的长度。

(3) 轨道安装不规范问题:桥架轨道螺栓过长导致编码器直接撞歪、桥架轨道接缝处不平整导致燃料抓取机运行时异响、小车轨道连接处高低不平导致小车打滑。

主要原因:桥架编码器的齿轮与安装在桥架一侧的齿轨啮合, 桥架轨道固定螺栓过长仅几毫米, 设备移交时无法目视检查出来, 而轨道的机械安装检查程序中未对轨道固定螺栓长度进行要求, 轨道接缝处不平整也属于类似问题, 机械安装检查程序只对轨道安装水平度进行要求, 忽略了轨道接缝处高度差的问题, 3mm的高度差即造成燃料抓取机正常速度运行时晃动;小车轨道连接处属于同一问题, 不同的是由于小车运行速度慢在该处发生打滑。

处理措施:切削过长轨道固定螺栓, 并对其他地面螺栓进行检查;对轨道安装进行调整, 无法调整的位置进行局部打磨处理;升版机械安装检查程序, 增加对螺栓和轨道的检查项目。

(4) 设备储存问题:电机绝缘低、电机驱动器低电压故障。

主要原因:设备未安装时长期储放, 安装后成品保护措施不到位导致设备受潮。

处理措施:更换备件;对于后续机组的设备拼装好后要求尽量减少室外存放时间, 对于成品保护需采取防潮措施。

(5) 设计问题:软轴在满载荷试验时损坏

主要原因:软轴设计承载能力约300kg, 而南提升机构最大允许载荷为2000kg, 北提升机构最大允许载荷为1500kg。

处理措施:更换符合承载力要求的软轴。

6 结语

燃料抓取机调试在工期压缩的情况下顺利完成, 与多部门联合协作, 调试人员在建安期间的提前介入, 定期跟踪设备安装进度, 将许多问题在系统移交前发现并解决, 有着重要的关系。后续的首炉燃料接收工作中, 燃料抓取机保持着良好的运行记录。

参考文献