下载文档第一篇：水电站A套安稳调试总结
倮马河电站A套安稳装置调试总结
我站从202_年4月9日开始进行调试工作，于202_年4月19日前完成了A套安稳装置调试全部工作。期间进行了A套安稳装置的电流、电压回路接线检查，A套安稳装置单体调试及配合云南电网进行联合调试工作。
通过检查A套安稳装置的电流、电压回路接线情况以及实际采样值与实际发电有功值进行了对照，我站电流、电压回路正常。由于我站A套安稳装置机组电流采样互感器设置在主变高压侧，因而不管我站机组有没有在发电，A套安稳装置都有实际采样值，因而为了防止安稳装置出现误动的情况，我站A套安稳装置进行了相应的程序修改，即在负荷从系统倒送至站内的时候，我站实际采样值不进入装置计算。程序修改后对A套安稳装置进行了单体调试，各模拟量及开入开出量正常，本地高周切记功能正常。我站在与大理站进行联合调试过程中，成功接收大理站发送至倮马河电站的切机令，并且装置收到切机令后成功动作出口（出口压板退出）；并且进行了远方切机和本地高周策略配合进行了联调，联调动作情况正常。在调试过程中，其他方面检查未发现有异常现象。
倮马河电站
日期：202_年4月21日
第二篇：水电站启动调试
水电站启动调试
第一章1#机组试运行大纲目录
1.工程概况...............................................................1 2.总则...................................................................1 3.编制依据...............................................................2 4.起动试运行范围.........................................................2 5.充水试验前的检查及应具备的条件.........................................2 6.充水试验...............................................................7 7.机组启动试验...........................................................8 8.机组过速试验及检查....................................................11 9.无励磁自动开机和停机试验..............................................12 10.机组短路升流试验.....................................................13 11.机组升压试验.........................................................14 12.发电机空载下励磁调节器的调整和试验...................................15 13.发电机带1#主变压器升流试验..........................................16 14.220kV 母线受电试验...................................................18 15.1#主变压器冲击合闸试验...............................................18 16.1#机组并列及负荷试验.................................................19 17.机组开停机流程及监控装置负荷调整试...................................20 18.1#机组72h带负荷连续试运行...........................................20 第二章2#机组试运行大纲目录
1.工程概况..............................................................21 2.总则..................................................................22 3.编制依据..............................................................22 4.起动试运行范围........................................................23 5.充水试验前的检查及应具备的条件........................................23 6.充水试验..............................................................26 7.机组启动试验..........................................................27 8.机组过速试验及检查....................................................30 9.无励磁自动开机和停机试验..............................................31 10.机组短路升流试验.....................................................32 11.机组升压试验.........................................................33 12.发电机空载下励磁调节器的调整和试验...................................34 13.2#机组并列及负荷试验.................................................36 14.机组开停机流程及监控装置负荷调整试...................................37 15.2#机组72h带负荷连续试运行...........................................37 第一章1#水轮发电机组启动试运行调试程序大纲 1.工程概况
**电站工程建于***县建设乡境内，为河床式电站，厂址距**县城约4.9km，交通方便，电站装机2×7MW，发电机出口电压6.3kV，采用两机一变扩大单元接线，经一台 20MVA主变升压至110kV，通过一回110kV出线接入系统，110kV侧采用单母线接线，6.3kV设备采用户内开关柜，全站采用微机监控和微机保护装置进行控制。
本工程为单一的发电工程。电站设计水头10.89m，设计引用流量158.62 m/s，装
设2台7MW轴流转浆式水轮发电机组，由***水电设备有限公司制造。多年平均年发电量为6200kW.h，保证出力为4.06MW，年利用小时数为4430h。发电机与变压器组合采用两台机组连接一台20MVA双卷变压器组成扩大单元接线升压至110kV，主变型号为：SF9-20000/110由***变压器股份有限公司制造。110kV侧为单母线接线，出线二回(含一回备用)，110kV采用户外式配电装置，主要电气设备由***电气有限公司制造。3 2.总则
2.1 轴流转浆式机组及相关设备的安装应达到《水轮发电机组安装技术规范》 GB8564-202_规定的要求，且施工记录完整。机组安装完工、检验合格后应进行启动试运行试验，试验合格并交接验收后方可投入电力系统并网运行。其它机组进水蝶阀已关闭，各取水阀门已处于关闭状态。
2.2 机组的辅助设备、继电保护、自动控制、监控、测量系统以及与机组运行有关 的各机械设备、电气设备、电气回路等，均应根据相应的专业标准进行试验和验收。
2.3 对机组启动试运行试验过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消
除，使机组交接后可长期、安全、稳定运行。
2.4 机组启动试运行过程中应充分考虑进水口、尾水出口水位变动对边坡稳定及库
区河道周围环境和植被生态的影响，以保证试运行工作的正常进行。2.5本程序仅列出主要的试验项目与试验步骤。各项试验的具体方法，还须遵从制
造商的技术文件及相应的设备规程。2.6视试验难易程度或条件限制，个别试验项目的顺序允许据现场实际进行适当的
调整。
2.7在规程允许范围内，部份项目需推迟至72小时试运行试验后进行的,由试运行
指挥部与有关各方现场共同确定,并经启动委员会批准后进行 4.起动试运行范围
1#机组及公用消防系统、技术供水系统、检修渗漏排水系统、压缩空气系统、上下游水力量测系统、水轮发电机组及其附属设备、调速器系统、励磁系统、发电机主回路中的一、二次电气设备及其继电保护装置、主变压器及中性点设备、110kV配电装置、400V厂用电系统、控制保护及计算机监控系统、照明系统、通信系统等。
5.充水试验前的检查及应具备的条件 5.1 引水系统
（1）进水口拦污栅前后无大块漂浮物与堆积物。电站上下游水位量测系统安装调试合格，水位信号远传正确。首部闸门及启闭机调试合格。
（2）进水闸门设备安装调试完毕并经验收合格，在无水情况下进水闸门各项启闭操作已调试整定完毕，现地与远方操作正确可靠，并处于关闭状态。（3）流道上各部测压管路畅通完好，灌浆孔已封堵，测压头已安装完毕。（4）尾水闸门门槽、底坎及周围已清理干净。尾水门已安装完工，检验合格，处于关闭状态，密封情况良好，可随时投入闸门启闭工作。
（5）蜗壳进人门、尾水管进人门已严密关闭。
（6）尾水管、蜗壳排水阀门已关闭。技术供水闸阀已处于关闭状态。5.2 水轮机
（1）水轮机转轮已安装完工并检验合格。各间隙已检查合格，且无遗留杂物。（2）导水机构已安装完工、检验合格、导叶处于关闭状态，接力器锁定投入。导
叶最大开度和导叶立面、端面间隙及接力器压紧行程已检验合格，并符合设计要求。
（3）主轴及其保护罩、水导轴承系统已安装完工、检验合格，轴线调整符合设计要求。
（4）主轴工作密封与检修密封已安装完工、检验合格、密封自流排水管路畅通。检修密封经漏气试验合格。充水前检修密封的空气围带处于充气状态。
（5）各过流部件之间的密封均已检验合格，无渗漏情况。所有分瓣部件的各分瓣法兰均已把合严密，符合规定要求。
（6）导叶套筒的间隙均匀，密封有足够的紧量。（7）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规定全部点焊牢固。
（8）各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器各种信号器、变送器、机械过速等均已安装完工，管路、线路连接良好，并已清理干净。
（9）水轮机其它部件也已安装完工、检验合格。5.3 调速系统
（1）调速器油压装置已安装完工、清扫干净。透平油化验合格，压力表、传感器、压力开关调整合格。机组压油装置手动、自动动作可靠。安全阀、旁通泄载阀调试合格。压力油罐和回油箱油位正常，油位指示和变送器显示相符。
（2）压油罐补气装置及漏油装置手动、自动动作正确可靠。
（3）调速器已安装、调整完毕，各管路已充油。管路、阀门、接头及各部件无渗漏。
（4）调速器静态调试已结束，两段关闭阀动作曲线、接力器行程与导叶开度关系曲线已录制。机组充水前调速器开限全关，控制环投入锁定，调速器主供油阀处于关闭状态。
（5）事故配压阀、分段关闭阀已调试合格。调整紧急关闭时间和两段关闭拐点与设计相符。
5.4 发电机（1）发电机整体已安装完工，检验试验合格，记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，机坑内无任何杂物。
（2）机组转动部分与固定部分之间的各部间隙检查无异物，间隙值符合设计要求。机组轴线调整合格。空气间隙检查无任何杂物。
（3）上导、下导轴承瓦间隙调整完毕，上导、下导和推力油槽注油结束，油位符合设计要求，油位计、传感器、测温电阻以及冷却水压已调试结束，整定值符合设计规定。
（4）发电机风罩内的所有管路、阀门、接头、测温、测压元件等均已检验合格，处于正常工作状态。
（5）发电机内灭火管路、水喷雾灭火喷嘴已检验合格。阀门动作可靠。通压缩空气试验，各喷嘴畅通。
（6）发电机转子集电环、碳刷架、碳刷已调试检验合格。
（7）发电机风罩内所有电缆、辅助接线正确，接线端子箱封闭良好。（8）发电机制动系统已调试检验合格，手、自动灵活可靠，各接头、阀门无漏气。制动、复位信号指示正确。充水前，制动闸在顶起制动位置。
（9）空冷器检验合格，经充水试验，阀门、接头无渗漏，各冷却器畅通。（10）转子已经顶过，镜板与瓦面间油膜已形成。
（11）发电机加热除湿装置已安装调试完毕，风罩进人门已经关闭。5.5 励磁系统
（1）励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连接线与电缆已检验合格。（2）励磁系统盘柜已安装完工，调试合格，主回路连接可靠，绝缘良好。（3）励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。（4）灭磁开关主触头良好，动作灵活可靠。
（5）励磁系统交直流回路已经形成，励磁装置静态调试已结束，并满足设计要求。
（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。5.6水力机械辅助设备
（1）机组密闭循环冷却技术供水系统安装调试结束，对系统进行充水检查完毕，各部密封完好无泄漏；技术供水系统的现地与远方操作灵活可靠，各部冷却水已具备投入条件，控制系统与计算机监控系统通信正常，信号传输正确。
（2）排水系统
a.机组检修排水系统安装调试结束，两台机组蜗壳至尾水排水管路安装完毕，机组检修排水泵经调试已正常运行，可满足机组运行中的检修排水要求。
b.厂内渗漏排水系统安装调试结束，两台排水泵手自动控制回路正确可靠，可根据集水井水位高低自动启停，已正常投入运行，可满足机组运行中的渗漏排水要求。两 台泵中一台置工作，一台置备用。（3）气系统
a.中压气系统安装调试结束，高低压报警及手自动控制回路试验正确，贮气罐压力值正常，中压气已通至水轮机油压装置气罐，中压空压机已按自动方式投入运行；控制系统与公用LCU通信畅通，信号传输正确；一台气机主用，一台备用。
b.低压气系统安装调试结束，高低压报警及手自动控制回路试验正确，贮气罐压力值正常，低压气已通至发电机机械制动柜和机组检修供气管，低压空压机已按自动方式投入运行；控制系统与公用LCU通信畅通，信号传输正确；一台气机主用，一台备用。
（4）透平油系统工作正常，储有足够的合格油作为备用。净油设备安装调试完成，已投入正常工作。系统管路已通至1#-2#机组各部用户，各阀门处于正常工作状态。
（5）1#-2#机组的水力量测系统安装完毕，经检验符合要求。
（6）全厂油、气、水管路和设备已按要求涂装，流向标识正确，阀门标明开关方向，各设备已编号挂牌。
5.7消防、通风、照明系统
5.7消防、通风、照明系统
（1）消防供水管路阀门及其它消防自动化元件安装调试完成并合格。设备、管路已按要求涂装完毕，流向标识正确，阀门标明开关方向，编号挂牌。
（2）主、副厂房、升压站及首部等相关运行部位的照明已投入。（3）事故交通安全疏散指示牌、事故照明装置已安装完毕并检验合格。（4）各层各部位消防器材按要求配置齐全。
（5）相关部位的通风系统设备、管路已安装并调试合格。5.8电气一次
（1）1#-2#发电机主引出线、中性点设备已安装完工，检验合格。110kV配电设备试验完成，具备系统送电条件。
（2）主回路共箱母线、发电机出口断路器、厂用变、各电压互感器柜、各电流互感器等设备已安装完毕试验合格，导体连接良好。10kV外来备用电源作为供电电源点，接至低压配电柜1P。
（3）主变本体及附件安装结束，高低压套管已与及母线连接完毕；主变本体油质合格，补油静置满足要求，主变各试验合格，分接开关切换至正常运行档位；出线设备及架空线安装调试合格。
（4）主变风冷控制系统手、自动工作可靠。事故排油坑及管路已形成并满足设计 要求。
（5）全厂接地网电阻已测试，符合设计要求。全厂所有设备接地良好。5.9厂用电及直流系统
（1）厂内0.4kV厂用系统安装完毕调试合格并投入运行。（2）各现地有关动力盘及动力配电箱投入运行。
（3）主变室、中控室、机旁机组控制电源屏投入运行，各路交直流负荷送出。（4）直流220V系统已投入正常运行，各路直流负荷送出。
（5）UPS不间断电源设备安装调试完毕并投入运行，各路交流控制电源负荷送出。
5.10电气二次
（1）计算机监控系统安装结束调试合格，机组LCU、公用LCU等设备具备投运条件，同期系统模拟试验结束。
（2）公用油气水系统及全厂其它辅助系统现地柜、机组进水蝶阀控制系统现地柜已安装调试完毕并投入运行，各PLC与计算机监控系统的通信已建立，对各设备的逻辑控制符合设计要求，模拟/开关量输入输出正确。
（3）发电机、主变压器、厂用变、线路等微机保护装置已调试合格，各装置动作值已按系统保护定值进行整定，并模拟动作至各出口设备。（4）监控系统与继电保护、励磁、发电机出口断路器等全系统联动试验合格。（5）机组各部的温度、压力、流量、液位、转速等自动化元件已整定完毕并投入工作。
（6）机组自动控制与水机保护回路正确，监控自动开停机流程、事故停机流程、紧急停机流程正确，试验模拟完毕并实际动作正确。
（7）系统通信装置安装调试满足要求，通信畅通；本站运行数据能准确传至网调。电能表已校验、安装，接线正确。
（8）厂房生产调度、生产管理的通信设备安装调试完成，并投入使用，能够满足机组启动运行联络需要。
5.11试运行组织机构
（1）试运行组织机构已组建完毕，各部人员已挂牌上岗，分工明确。（2）运行人员已经过培训，已熟悉电站电气主接线图、监控系统图、辅属设备的油气水系统图、厂用电系统图等各项系统图，已熟悉现场设备的安装部位、系统构成及操作程序
（3）试验及测量表计、运行操作工器具、工作票、记录表格等已准备齐全。（4）安装间、副厂房各层、主厂房各层场地楼梯已清理干净，吊物孔盖板齐全，道路畅通，照明充足，电话等指挥联络设施布置完毕。（5）机组油气水系统各部阀门、电气一次设备已按系统编号统一挂牌，各设备操作把手的名称、操作方向已做好明确标志。
6.充水试验
6.1试验内容与试验目的
（1）进行流道、蜗壳、尾水管的充水；
（2）检查各进人门、技术供水管路与量测管路的工作情况；（3）检查水轮机顶盖、导叶、主轴密封的漏水情况；（4）进行机组进水工作门动水启闭试验； 6.2试验准备
（1）确认机组进水闸门、尾水启闭机工作正常，具备开启闸门条件。（2）确认机组进水闸门、蜗壳排水阀、调速器及导水机构、蜗壳及尾水管进人门在关闭状态。
（3）各部位监测人员到位。6.3尾水管充水（1）记录尾水水位。
（2）将尾水闸门提起100mm，向尾水管缓慢充水。（3）充水过程中随时检查尾水管和蜗壳进人门、顶盖、空气围带、测压管路等处的漏水情况，密切监视压力表变化并做详细记录。如发现有大量漏水等异常情况，立即停止充水，排空尾水管内水进行处理。
（4）记录测压表读数，确认与尾水水位相平，停止充水。（5）提起尾水门至全开位置并锁定。（6）尾水平压充水结束，记录充水时间。6.4蜗壳充水
（1）记录坝前水位，根据设计提供的蜗壳充满水后的压力值进行监控；（2）确认机组导叶处于关闭状态，控制环锁定投入。提起进水闸门100mm向蜗壳充水；
（3）充水过程中随时检查蜗壳进人门、主轴密封、顶盖、测压管路、仪表等漏水情况，密切监视蜗壳压力变化并记录。如发现有大量漏水等异常情况，立即关闭进水闸门，停止充水，排空蜗壳流道内水进行处理。
（4）充水过程中在水车室监听导水叶漏水声音。（5）充水过程中检查流道通气孔排气情况。（6）检查各部位表计的显示情况。6.5充水平压后检查（1）检查主轴密封的工作情况及各部位漏水情况。（2）检查顶盖自流排水情况。7.机组启动试验 7.1启动前的准备
（1）机组周围各层场地已清理干净，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，各部位运行人员已经到位，振动摆度等测量仪器仪表准备齐全。
（2）确认充水试验中出现的问题已处理合格。（3）检查机组各部冷却水已投入，水压正常。
（4）检查机组润滑油系统、操作油系统工作正常，各轴承油槽油位正常。（5）检查厂房渗漏排水系统、中低压气系统按自动方式运行正常。（6）记录上、下游水位，机组各轴承和空冷器等设备的原始温度已记录。（7）推力油槽注油后，在启动前24h已对机组进行过顶转子，并确认制动闸已经全部落下，制动方式为手动方式。
（8）检查机组漏油装置处于自动状态。
（9）退出机组检修密封，保持检修密封为手动方式。（10）调速器处于准备工作状态，并符合下列要求： a.调速器总给油阀已开启，调速器机柜已接通压力油，油压装置油泵及补气装置处于自动
运行状态。
b.调速器油压工作正常。
c.调速器处于手动运行方式，接力器处于全关位置，控制环锁定投入。d.永态转差系数bp暂调整为6％。（11）与机组有关的设备应符合下列要求：
a.发电机机组出口开关1DL，出口隔离刀闸11G确认在分闸状态。b.发电机转子集电环碳刷已安装检验完毕，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.发电机灭磁开关、起励电源开关和励磁功率柜交、直流刀闸确在分闸状态。f.机组监控系统LCU已处于工作状态，通信正常，各开关量输入、输出正常，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。
（12）在机组水车室、风洞、发电机上机架、发电机风罩等部位安排相应的监测人员。
7.2首次手动启动试验（1）拔出机组控制环锁锭，检查机组技术供水系统水压正常。
（2）在调速器机柜上手动打开机组导叶，待机组开始转动后，将导叶关回，由各部监测人员检查和确认机组转动与固定部件之间无摩擦或碰撞现象。
（3）确认各部正常后，手动打开导叶启动机组，当转速接近50％Ne时，暂停升速，观察各部运行情况，检查噪声、轴承温度，测量摆度、振动。检查无异常后继续增大导叶开度，使转速升至额定值，机组空转运行。
（4）当达到额定转速时，校验电气转速表应指示正确。记录当时水头下的空载开度。
（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30min内，应每隔5min测量一次各轴承温度，30min后每10min记录一次，1h后每30min记录一次，并绘制各轴承的温升曲线，观察轴承油面变化，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。
（6）机组在启动过程中，应密切监视各部位运转情况。如发现金属碰撞或摩擦、水车室窜水、各轴承温度突然升高、各轴承油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，应立即停机检查。停机时，当转速降至20％Ne时手动制动，机组停稳后手动复位制动闸，恢复制动方式为手动方式，并检查风闸全落，然后做好相应的安全措施进行相关检查，检查完毕后拆除安全措施。（7）监视机组各部位水温、水压和顶盖排水。
（8）记录机组各部水力量测系统表计或信号器等监测参数。
（9）测量记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于轴承间隙或设计规定值。（10）测量记录机组各部位振动（双幅值），其值不应超过表1的规定。当振动值超过表1时，应进行平衡试验。
表1 水轮发电机组各部位振动值允许值（双幅值）序号 1 水轮机 2 3 4 5 水轮发电机顶盖垂直振动带推力轴承支架的垂直振动带导轴承支架的水平振动定子铁芯部位机座水平振动 0.10 0.07 0.08 0.03 项目顶盖水平振动振动允许值 mm 0.10（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。
7.3机组空转运行下调速系统的试验（1）调速器油压波动应处于正常范围。（2）检查调速器测频信号，波形应正确，幅值符合要求。（3）进行手动和自动切换试验，接力器应无明显摆动。（4）频率给定的调整范围应符合设计要求。
（5）进行调速器的空摆试验，选取PID参数。调速器空摆试验应符合下列要求： a.转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30％。
b.超调次数不应超过2次。
c.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。d.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不应超过±0.25％。
（6）记录油压装置油泵向压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活塞摆动值及摆动周期。
7.4 机组手动停机和停机后的检查
（1）机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。
（2）手动关闭机组导叶，当转速下降至20％Ne时关闭手动制动排气阀，开启手动
制动进气阀直至机组停止转动，然后关闭制动进气阀、开启手动制动排气阀，关闭手动复位排气阀，开启手动复位进气阀。检查风闸全落、机组没有蠕动现象后恢复制动系统 为手动运行方式。
（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.检查测速装置的动作情况，整定校核输出95％、25％、5％各接点动作正确。c.录制停机转速和时间的关系曲线。
d.检查各部位油槽油面的变化情况。
（4）停机后手动投入控制环锁定和机组检修密封。（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，整定相应的空载开度触点。f.调整各油槽油位信号器、传感器的整定值。8.机组过速试验及检查（1）将机组测速装置过速保护接点115％Ne、145％Ne从水机保护回路中断开，并派专人严密监视机组转速。
（2）拔出机组控制环锁锭，手动退出检修密封：关闭自动进气阀、排气阀，关闭手动进气阀，开启手动排气阀。
（3）将机组手动开机，待机组在额定转速且运行稳定后，继续手动打开导叶使机组转速上升至115％Ne，检查测速装置相应触点的信号情况。
（4）若机组运行无异常，继续将转速升至145％Ne，检查测速装置相应触点的信号情况。
（5）机组转速升至145％Ne，检查信号并立即手动将导叶关至零并停机。当转速降至20％Ne进行手动制动。
（6）停机后投入控制环锁锭，手动投入检修密封。
（7）停机后恢复机组测速装置过速保护接点115％Ne、140％Ne接线回路。（8）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。
（9）过速试验停机后做好安全措施进行如下检查
a.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。
b.检查发电机定子基础及上机架剪切销、千斤顶的状态。c.各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。d.检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。
e.检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。f.检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。g.必要时调整过速保护装置。9.无励磁自动开机和停机试验
（1）无励磁自动开机和停机试验，应分别在上位机和机组监控系统LCU上进行，并分别执行“停机转空转”和“空转转停机”流程。
（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，频率给定切至额定频率，已选取最优一组调节参数，供空载运行使用，机组各附属设备均处于自动状态。
b.确认机组所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。c.首次自动启动前应确认控制环锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。d.将机组制动系统改为自动运行方式，即关闭手动进气阀、手动排气阀、手动复位进气阀、手动复位排气阀，开启自动进气阀、自动进排气阀、自动复位进气阀及自动复位进排气阀、制动进排气阀、复位进排气阀。
e.将机组检修密封改为自动运行方式，即：开启自动进气阀、进排气阀，关闭手动进气阀和手动排气阀。f.确认机组油压装置油泵、调速器油压装置油泵和技术供水系统均在自动状态。（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.检查调速器柜的动作情况。
c.记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。d.记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。e.检查测速装置的转速触点动作是否正确。（4）自动停机，并应记录和检查下列各项：
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.记录自发出停机脉冲至机组转速降至20％Ne制动转速所需时间。
c.检查制动装置和检修围带自动投入是否正确，记录制动装置自动投入加闸至机组全停的时间。
d.检查机组停机后制动装置能自动复位。
（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。
（6）现地试验机组监控系统LCU柜紧急事故停机按钮的可靠性。10.机组短路升流试验
（1）机组出口开关升流试验应具备的条件：
a.在机组出口开关1DL与出口隔离刀闸11G之间已装设一组三相短路排，短路点名称命名为D1。
b.确认机组水机保护已经投入，并投入转子一点接地保护、定子过电压保护。c.它励电源的准备：准备一台630A三相硅整流焊机作为励磁它励电源。d.发电机转子碳刷已装回刷框，碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常，刷框和刷架上无灰尘积垢，碳刷不宜过短。
e.已测试机组定子和转子绝缘电阻，其合格标准为定子吸收比（40℃以下时）不小于1.6，且绝缘电阻值换算到100℃时，不应低于8MΩ；转子绝缘不小于0.5 MΩ。否则，应进行短路干燥。
（2）在机组LCU上执行“停机转空转”流程，检查机组自动开启正常，转速达到额定值后，将调速器切至手动运行方式（调速器齿盘测频装置正常时，可保持在自动运行方式），合上机组出口开关，拉开其操作电源开关。
（3）通过直流焊机手动升流至25％定子额定电流(额定电流=200.2A)，检查发电机各电流回路的正确性和对称性。
（4）检查机组中性点至出口开关间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，绘制电流向量图作发电机差动六角（5）继续升流至发电机额定电流，测量机组振动与摆度，检查碳刷及集电环工作情况。
（6）录制发电机三相短路特性曲线。
（7）机组升流试验后，降电流为0，断开励磁电源。
（8）投入发电机出口开关操作电源，断开出口开关，将调速器切至自动运行方式。
（9）模拟水机事故停机。停机后作好安全措施，拆除出口开关与出口隔离刀闸之间三相短路排D1。
11.机组升压试验
（1）机组升压试验应具备的条件：
a.发电机出口开关、出口隔离刀闸在分闸状态。b.发电机保护装置投入，辅助设备及各电源投入。c.发电机振动、摆度装置投入。d.确认机组水机保护已经投入。
e.除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电流运行方式。f.发电机转子碳刷已装回刷框，碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常。g.机组定子和转子绝缘电阻合格。
（2）在机组LCU上执行“停机转空转”流程，转速达到额定值后，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）合上发电机灭磁开关。通过励磁装置手动零起升压至25％UE（UE=1575V），并检查下列各项：
a.发电机及引出母线、电压互感器、出口开关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。
（4）继续升压至50％UE，跳开灭磁开关并检查灭弧情况，录制示波图。（5）检查无异常后，合上灭磁开关，重新升压至100％UE，检查带电范围内一次设备运行情况，测量二次电压的相序和相位，测量机组的振动和摆度，测量发电机轴电压、轴电流。
（6）在100％UE下跳开灭磁开关并检查灭弧情况，录制示波图。
（7）检查无异常后，合上灭磁开关，进行零起升压，每隔10％UE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。
（8）继续升压，使发电机励磁电流升至额定值，即510 A时，测量发电机定子最高电压。注意：进行此项试验时，定子电压不应超过1.3Ue，即8.19kV。（9）升压结束后，每隔10％UE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。
（10）将机组自动停机，做好安全措施。
12.发电机空载下励磁调节器的调整和试验（配合厂家进行）（1）发电机空载下励磁调节器的调整和试验应具备的条件： a.发电机出口开关1DL、出口隔离刀闸11G确在分闸状态。b.发电机保护装置投入，所有保护启用，各信号电源投入。c.发电机振动、摆度装置投入。d.确认机组水机保护已经投入。
e.合上励磁装置起励电源开关，除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电流运行，励磁变投入。
（2）发电机空载下励磁调节器的调整和试验程序：
a.在发电机额定转速下，检查励磁各通道处于FCR控制下的调节范围，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%，在调整范围内平滑稳定的调节。
b.在发电机额定转速下，检查励磁各通道处于AVR控制下的调节范围，下限不得高于发电机额定电压的50%，上限不能低于发电机额定电压的110%。在调整范围内平滑稳定的调节。c.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。
d.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。
e.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。
f.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%。
g.进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在各通道AVR、FCR控制方式下，进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。
h.行机组LCU1和中控室对励磁系统的调节试验。
(3)在机组LCU上执行“停机转空转”流程，转速达到额定值后，检查机组各部位
运转正常。
(4)合上发电机灭磁开关。
(5)在励磁调节器采用恒电流运行方式下起励检查手动控制单元调节范围，励磁电压下限不应高于空载励磁电压的20％，上限不得低于额定励磁电压的110％。(6)退出恒电流运行方式，将励磁调节器切至恒电压运行方式，进行自动起励试验。
(7)检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。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。
(8)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，在额定空载励磁电流的情况下，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。
(9)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％Ne～100％Ne范围内，突然投入励磁系统，使发电机机端电压从零上升至额定值时，电压超调量不应大于额定值的10％，振荡次数不超过2次，调节时间不大于5s。
(10)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。
(11)在发电机空载状态下，进行发电机电压－频率特性试验，使发电机转速在90％Ne～110％Ne范围内改变，测定发电机机端电压变化值，录制发电机电压－频率特性曲线。频率每变化1％额定值，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％。
(12)进行低励磁、过励磁、PT断线、过电压等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。(13)在发电机空载状态下，进行逆变灭磁试验，应符合设计要求。13.1#发电机带主变压器升流试验
13.1 1#发电机带主变压器及110kV配电装置短路升流试验 短路升流试验应具备的条件：
a.在110KV出线侧设置一短路点（合上接地刀闸），短路点名称命名为D3。b.确认机组水机保护、转子一点接地保护、定子过电压保护和主变瓦斯保护已经投入。
c.合上发电机出口至短路点之间的所有断路器和刀闸 1）手动开机至空转。
（2）通过直流电焊机手动递升加电流，缓慢升流至20%发电机额定电流，检查电流回路的通流情况和表计指示，检查各电流回路的正确性和对称性。
（3）检查主变压器、测量主变压器并测量继电保护电流回路的极性和相位的正确性，检查电流回路的极性和相位，绘制电流向量图，作主变差动六角图。
（4）观察主变压器，母线及其高压配电装置的工作情况。
（5）升流试验结束后将发电机电流降为零，断开发电机出口至短路点范围内所有断路器、刀闸，拆除三相短路点D3（拉开接地刀闸）。
13.2 主变压器及高压配电装置单相接地试（1）主变压器及高压配电装置单相接地试验应具备的条件：
a.在主变压器A相高压套管上设置单相接地点，接地点名称命名为J2。分开主变中性点隔离开关，将放电间隙短接。
b.主变压器保护装置投入，水机保护、发电机保护投入，辅助设备电源投入。c.除发电机灭磁开关和励磁装置起励电源开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电压运行方式。
d.试验开始前，沿接地点周围8m设置围栏，并悬挂“止步高压危险”标示牌，人员不能进入其间；需要进入时，则必须穿绝缘靴，戴绝缘手套。
（2）确认机组空转运行正常，合上机组出口开关1DL。
（3）合上发电机灭磁开关，通过励磁装置递升直至保护发出信号。（4）检查保护回路是否正确可靠，校核动作值是否与整定值一致。（5）通过励磁装置递减机端电压为零，拉开发电机出口开关1DL、11G隔离刀闸。
（6）做好安全措施，拆除1#主变压器A相高压套管上设置的单相接地点J2。完成后，拆除安全措施。
13.3 1#发电机带主变压器及高压配电装置升压试验
（1）发电机对主变压器及110kV配电装置升压试验应具备的条件： a.发电机、1#主变压器所有保护和水机保护启用，投入。
b.除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电压运行方式。
（2）确认机组空转运行正常，依次合上1#发电机出口至主变高压侧断路器和刀闸，用发电机对6kV段母线、主变压器及110kV配电装置递升加压，分别在25％Ue、50％Ue、75％Ue、100％Ue情况下检查一次设备的工作情况。（3）检查机组、6.3kV母线、110kV母线电压测量正常。
（4）检查机组、6.3kV母线、110kV母线二次电压回路及同期回路的电压相序和相位正确。
（5）升压结束后将发电机电压递减为零，依次拉开1DL、11G。14.110kV 母线受电试验
（1）110kV 段母线受电试验应具备的条件： a.110kV出线已经带电。
b.110kV出线断路器及110kV母线处于热备用。c.110kV线路及110kV母线所有保护均已启用。（2）联系调度同意，合上110kV出线断路器对110kV母线进行冲击，检查无异常。
（3）检查110kV母线电压互感器二次侧电压相序正确。15.主变压器冲击合闸试验
（1）主变压器冲击合闸试验应具备的条件： a.向系统申请对主变进行冲击，系统已同意。b.将主变高压侧断路器转为热备用。
c.按正常方式投入主变各保护，投入主变中性点地刀。d.主变压器冷却系统投入正常运行。(2)主变压器冲击合闸试验：
a.合上主变高压侧断路器，对主变进行第一次冲击合闸，合闸后持续10分钟，观察主变有无异常，检查主变差动保护有无误动；合闸时启动录波仪，录制激磁电流波形；断开主变高压侧断路器5分钟；
b.合上主变高压侧断路器，对主变进行第二次冲击，观察主变有无异常，检查主变保护有无误动，合闸时录制励磁涌流波形；
c.断开主变高压侧断路器，间隔5分钟后，在LCU上继续进行第三次至第五次冲击试验，每次间隔时间5分钟； d.第五次合闸后主变高压侧断路器不再断开，1＃主变正式空载运行；1＃主变有关保护正式投入
16.1#机组并列及负荷试验 16.1机组并列假同期试验
(1)检查机组出口隔离刀闸确在分闸状态，以自动准同期方式模拟机组并列试验。
(2)正常后，断开机组出口断路器，合上机组出口隔离刀闸，进行自动准同期的正式并列试验。
16.2 机组带负荷试
(1)调整机组有功负荷和无功负荷时，应先分别在现地调速器与励磁装置上进行，再通过LCU1和上位机控制调节。
(2)机组带负荷和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。
(3)机组带负荷试验时，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。
(4)进行机组带负荷下的调速系统试验。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)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，应注意监视机组振动情况，记录相应负荷与机组水头等参数，若在当时水头下机组有明显振动，应快速通过。
(6)进行机组带负荷下励磁调节器试验：
a.调整发电机无功功率从零到额定值，调节应平稳、无跳动。b.分别进行各种限制器和保护的试验和整定。(7)机组带额定负荷下，进行下列各项试验： a.调速器事故低油压试验。b.事故配压阀动作试验。16.3 机组甩负荷试验
（1）机组甩负荷试验应具备的条件： a.调速器已选取一组最优调节参数。
b.调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速（频率）、接力器行程等监测
仪表（装置）。
c.所有保护和自动装置均已投入。d.励磁调节器的参数已选择在最佳值。e.各部位观察人员已经就位。
（2）机组甩负荷试验应在额定功率的25%、50%、75%、100%下分别进行，记录相关摆度、振动值，计算转速上升率、蜗壳水压上升率和实际调差率，同时录制过渡过程中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%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。
（3）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。
（4）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，接力器不动时间不大于0.2s。17.机组开停机流程及监控装置负荷调整试验
（1）在机组监控系统LCU上分别进行空载转停机、停机转空载、空载转发电、发电转空载、空载转空转、空转转停机，停机转空转，空转转发电、发电转停机、停机转发电试验。各流程动作应正确可靠。（2）在上位机上分别进行机组的空载转停机、停机转空载、空载转发电、发电转空载、空载转空转、空转转停机，停机转空转，空转转发电、发电转停机、停机转发电试验。各流程动作应正确可靠。
（3）在机组监控系统LCU上分别进行有功功率和无功功率的设定调整，调整应准确可靠。
（4）在上位机上分别进行机组有功功率和无功功率的设定调整，调整应准确可靠。
18.1#机组72h带负荷连续试运行 2#机组试验方式相同。
（1）完成机组并列及负荷试验各项内容并经验证合格后，机组具备并入电力系统带额定负荷连续72h试运行的条件。
（2）若受电力系统等条件限制，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。
（3）根据运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。
（4）在72h连续试运行中，由于机组及相关机电设备的制造、安装质量或其它原因引起运行中断，经检查处理合格后重新开始72h的连续试运行，中断前后的运行时间不累加计算。
（5）72h连续试运行后，停机进行机电设备的全面检查，必要时将蜗壳和尾水管的水排空，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）消除并处理72h试运行中发现的所有缺陷 第二章 2#水轮发电机组启动试运行大纲 1.工程概况
见1#水轮发电机组启动试运行调试程
第三篇：毛尔盖水电站调试试运行阶段总结
毛尔盖调试试运行阶段总结
经过运管部所有同事共同努力了几个月后，毛尔盖水电站终于进入调试试运行阶段，在此阶段我学到了很多理论专业知识和一些现场的实际操作。领导的运筹帷幄，将具体的工作落实到人，同时领导们也亲自到现场给我们的工作提出了宝贵的意见，进行了严格的监督和指导工作，同事们工作起来就更加有动力和信心了。我们对水轮机部分、调速系统、发电机部分、励磁系统、油、水、气系统、电气一次设备、电气二次设备、厂用电及直流系统、消防、通风系统作了全面的了解和检查，并做了缺陷统计。202_年10月18日19时50分完成1F首次开机，19日完成对线路充电，20日完成对主变冲击合闸，21日00：12并网成功，21日02：11省调袁贵川下令对500KV线路开始24小时试运行，于22日02：11结束。21日12：27并网发电，21日20：43省调陈颖同意机组进入72小时试运行阶段，于24日20：43成功结束72小时试运行。24日20：43正式发电。
此阶段我取得了长足的进步和巨大的收获，我将对这阶段的工作作出如下总结：
1、冲水试验
机组充水试验的开始，即是机组启动试运行的正式开始，应确认按照启动试运行规程要求的有关各项的检查试验已全部完成。坝前水位已蓄至最低发电水位,并记录坝前水位。冲水步骤为：尾水管充水、引水系统充水、蜗壳充水。
2、首次开机
202_年10月18日19时50分1F首次开机，之后马上关闭，一切正常后进行了第二次开机。每个人都安排了各自的任务，运行人员负责配合维护，我配合机械班的张代云，我负责记录导叶的启动开度和空载开度，启动开度为4.2%，空载开度为10.7%；开机后每隔10分钟在现场记录一次水导轴瓦、水导油槽、技术供、排水总管的温度。技术供、排水总管的温度波动范围不大，供水温度保持在12℃左右，排水温度保持在14℃左右。而水导轴瓦、水导油槽温度变化范围较大，前面20分钟就出现了峰值，之后波动也相对比较小，在2个半小时之后温度趋于稳定，水导轴瓦1为42℃，水导轴瓦47℃，水导油槽为36℃。
3、扰动试验
18日21：48扰动试验开始，实验的主要目的是以±8％的扰动量来选取最佳的PID参数。机组空载工况自动运行，施加额定转速 8％阶跃扰动信号，录制机组转速、接力器行程等的过渡过程，转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30％；超调次数不超过2次；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；选取一组调节参数，供机组空载运行使用。在选取的参数下，机组空载工况自动运行时，转速相对摆动值不应超过额定转速值的 0.15％。4、19日主要任务 1)发电机短路特性试验
19日01：48开始做短路升流试验。主要目的是：测定1F定子绕组对地绝缘和吸收比以及转子绕组对地绝缘，根据记录的定子电流、励磁电流、励磁电压参数，绘制发电机三相短路特性曲线。短路点确定：发电机短路点设置在发电机出口断路器内侧104处设为K1点。本试验采用他励电源： 35kV外接电源接入352DL开关柜经变压器4B降压后，从变压器4B低压侧引出20kV高压电缆至励磁变压器高压侧352处于断开位置。35kV、20kV电缆敷设完成后制作电缆头，进行电缆绝缘检测和耐压试验，试验合格后安装就位。水机保护投入，转子接地保护投入，励磁变保护投入。通道切换功能都应切除，只能用手动，机组除空冷不投入其他冷却水都应投入。第一条短路回路：5001DL→500367G；第二条短路回路：5001DL→5002DL→5003DL→500367G。
2)升压试验
19日04：15开始做升压试验。主要目的是：测量定子绕组对地绝缘电阻、吸收比；录制发电机空载特性上升曲线和下降曲线。在测量上升和下降曲线时，励磁电流大小只能沿着一个方向调节，严禁中途返回。否则由于磁滞作用，将影响测量结果。强励装置退出机组振动、摆度监测装置投入、投入发电机空冷器冷却水、水机保护、发电机保护投入、励磁变保护退出、辅助设备及信号回路电源投入。
3)主变高压侧单相接地
19日07：24开始做主变高压侧单相接地试验。试验的目的是：检验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。首先确认发电机继电保护、励磁变保护，水力机械保护装置及主变压器保护及其控制信号回路投入正确。完成操作步骤并检查确认后，应手动降励磁电流，跳灭磁开关。
4)机械过速试验
19日10：02开始做过速试验。过速试验的目的是：验证机组转动部分的强度及安装的质量情况。在过速试验过程中应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，观察油槽有无甩油现象，监视是否有异常声响。加强对机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速、顶盖水位上升和自动排水情况等的监测，发现金属碰撞声、水轮机室窜水、推力瓦温度突然或一直升高不能稳定、推力油槽甩油、机组振动、摆度过大等不正常现象时应立即报告并停止试验。升速操作应平稳，不得过快或过慢，若遇关机失灵，指挥应立即下令操作紧急事故按钮，或手动启动事故配压阀，强迫停机。在现场观察到采取25%Ne制动冒烟较大，建议采用20%Ne时制动。
5)安装挡风板、短路牌 6)自动开停机试验
自动开、停机试验的主要目的是：检查计算机监控系统自动开停机回路动作是否正确。试验过程中应密切监视水导瓦、推力瓦、上导瓦等各处温度上升情况，加强对机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速、顶盖水位的上升和自动排水的情况等的监测，发现异常时应立即报告并停止试验。
7)对线路充电
19日20：17电站已具备充电条件，毛尔盖公司曾礼主任向省调申请对毛色线充电。20：59省调王亦下令可对毛色线充电。值长负责与省调联系，主值负责监护操作，我负责上位机操作、并用对讲机对现场配合工作的人员下令。我们按照省调下令一条一条的执行，投上线路A、B套保护、线路T区保护，退出5001DL、5003DL重合闸装置。第一次合上50036G，几分钟后发现线路上没有电压，经过我们查看和联系，原因是色尔古变电站没有接到省调的命令对我站送电。这一细节告诉了我在对设备操作完毕之后要仔细检查相关设备的状态和数据，随时保持清醒的头脑，冷静的分析、处理问题。刚开始用对讲机下令还比较紧张，下令的术语也不够专业和准确，我对前几次的操作进行了简单的总结，之后下令都比较顺利。值长向省调打电话回报情况，15分钟之后省调下令第二次合上50036G，这次给毛色线充电成功。在合环操作中进展得很顺利，核相位、相序的时间相对比较久，对于这方面以前从来没有接触过，其实就是一个相序表，分别插入ABC相的触头，表针正转说明相序正确。在合上断路器之前一定要投入相应充电保护，1#、2#主变的T区保护，合闸成功之后必须核相、退出其充电保护。上位机操作步骤：无压合上5001DL→无压合上5003DL→拉开5003DL（防止5002DL侧有故障）→无压合上5002DL→同期合上5003DL（合环）→拉开5002DL（解环）→拉开5001DL→拉开5003DL。
在此次充电操作中，以安全第一为主，人员的工作分配合理，落实到位，省调下令记录了时间、事件、发令人，向省调汇报前明白全厂设备的状态，汇报灵活变通，记录清楚后再复颂，操作时头脑清晰，监护人同意之后才执行。5、20日主要任务
1)04：17机组短路升流实验完毕，07：08短路升压实验完毕，08：10开始励磁调节器调节实验，09：09完成1F带1B的继保措施，09：53集控实现对毛尔盖电站的远程操作，厂家完成事故停机、电气事故停机实验，厂用电倒为地方35KV供电。厂家告知技术供水的水泵每隔12小时相互切换一次；渗漏排水泵一台泵运行时，轮流切换主泵运行。
2)1#主变冲击合闸
20日15：38对主变冲击合闸，此相操作也正好是我们三值当班，比起前次对三角形充电的操作时我更加熟练，进步了许多。我们分工明确，值长负责与省调联系、记录省调下令时间和下令人、对操作人下令，主值负责监护操作人操作和到现场验收检查，我负责上位机操作、用对讲机确认安全是否到位并对现场各部下令、记录值班日志。我在上位机上合上5001DL进行第一次合闸时，合闸不成功。上位机报“毛色线500KV保护B屏分相差动保护动作”，敬怀文负责组织人员查看并打印保护动作情况，之后进行分析动作原因，值长负责向省调汇报情况，主值负责打电话询问色尔古变电站动作情况。最后判断为色尔古变电站或本站差动保护极性接反，经过大家的团结协作，很快将极性改正确。一切恢复正常之后，得省调令按原调令进行冲击合闸，进行得非常顺利，5次冲击合闸成功。6、21日主要任务
500KV毛色线24小时开始试运行，完成的实验：甩25%、50%、75%、100%甩负荷实验、一次调频实验、发电机参数实验、温升效率实验、与省调自动化核对监控测点、PSS实验。
甩25%，甩前调压井水位为2081m，甩后为2096m；甩50%，甩前调压井水位为2075m，甩后为2108m；甩75%，甩前调压井水位为2071m，甩后为2109m；甩100%，甩前调压井水位为2084m，甩后为2106m。7、22日主要任务
得省调李金龙令投入5001DL、5003DL重合闸，500KV毛色线24小时试运行结束，出口电表左边为主用表，右边为备用表，发电量的计算公式为：所抄电度X倍率，倍率=800X550/100。8、23日主要任务
我做了值长、监盘、党员示范岗、团员示范岗、青年文明号的座牌。巡屏时，发现4B C相温度过高，去现场检查发现风机停机了，此事告诫了我们要不断的巡屏。每天早上申报负荷时及时与集控商量，下达的负荷及时通知集控。
24日的主要任务则是进入商业运行。
9、工作不足
1）设备管理、基础等方面存在一定问题，须要进一步加强学习和对设备的巡视检查。
2）各种记录以及操作票、工作票填写还需学习标办的规范。3）现场实际操作能力和专业理论知识还有待进一步提高。
4）在实际工作中，还需要加大力度，抓好安全生产上存在的薄弱环节，为今后的各项工作奠定基础。
10、今后工作目标
1）在班组运行期间，主动承担运行人员应尽的义务和责任，并一直致力于为建设优秀班组而努力，而且注意协调班组成员的关系，以利于平时工作的开展。
2）努力学习电站各台账、分析记录等相关报表并进行分析，以便提高个人业务技能水平；在作风上，遵章守纪、团结同事、务真求实、乐观上进，始终保持严谨认真的工作态度和一丝不苟的工作作风。在生活中发扬艰苦朴素、勤俭耐劳、乐于助人的优良传统，始终做到老老实实做人，勤勤恳恳做事，勤劳简朴的生活，时刻牢记自己的责任和义务，严格要求自己。3）在巡回检查中，加强对设备的巡视检查，对重要设备要重点检查，例如避雷器、呼吸器、母线、线夹等，彻底检查记录设备上的安全隐患。
4）加强反习惯性违章工作，有效控制了习惯性违章的发生。
5）积极参加标准化组织的各种考试和活动，争取获得较好的成绩；做好6S，争取获得最佳团队，努力做好6S工作。
6）做到“心中有全局、手中有重点”，工作中要有“预见性、计划性、系统性”，“分工协作、统筹安排”，上级安排的工作“不打折扣、坚决执行、事后汇报”。
第四篇：调试总结
调试总结
来到海南昌江项目部电气队已经有50多天了，我有幸加入到调试队。听师傅们说：“调试现在改新模式了，我们是第一批加入进来的，机会真是千载难逢，要我们务必抓住这次机会！”听后我激动异常，暗暗下决心机会是留给有准备的人的，现在机会就放在我面前，我若不抓住，岂不是白白浪费？所以，努力与学习以及实践与理论都将为此而进行。
调试是一门技术活，彭师傅说过：“干调试要多问，多看，少动手。”说实话，刚听到这我就想“不是应该多动手吗？这样才能更加的熟练技能。”后来，我明白了“少动手”的意思是不要乱动、乱摸，调试不仅危险高压电，而且一旦产生事故十分严重，那些仪器仪表十分昂贵。一定要熟悉弄懂后才按规定操作，这也就要坐到前面说的“多问、多看。”
最近我们干的活主要是环吊、门吊、半门吊，具体就是一些接线，打磨，放电缆、装网架等等。在此过程中我深深明白四个字：眼高手低。这也是在学校时，实习老师常常教导我们的“干活最容易犯的是眼高手低，一个很简单的活看起来很容易，一旦动手，你就发现不是那么回事。”现在回想起来，才明白老师的淳淳教导。就在前几天，郭师傅跟牛师傅交给我一个任务，让我协助焊工把角钢焊上，再把网架固定在上面，结果我没把角钢扶正，导致角钢向两边偏了整整5cm。事后，牛师傅严厉的批评了我，我无言以对，默默的思索自己错在了什么地方。最后，我用磨光机把角钢切下来，重新再安装上去。就是这一次，我真正懂得了“眼高手低。”当然了，这段时间，我也发生了许多别的失误。例如：常常忘记一些该办的要紧事、有些方面操作不当以及把螺丝弄丢等等。这些都不一一列举了。总之，干这些活，我明白了许多，也成熟了许多，我会尽自己的努力做好自己的工作。
这两个星期也感觉挺忙的，周一周三延点、周二周四培训、周六加班。彭师傅曾问我：“晚上培训精力上没问题吧？对这个培训有什么看法？”我说：“精力上当然没问题，就是培训的有点快，有很多不是太懂，希望能讲的慢一些，细一些。”彭师傅对此跟我详细的说：“培训其实并不是都全部教懂，因为有些东西是需要接触，进行具体的操作时才能真正的懂，培训的主要目的是把调试的主要内容，具体方向，大多方面讲一些，让我们在业余有个学习的方向，这个主要靠的就是自己本身的努力。”听后，我豁然开朗，明白了自己的努力方向。对调试的其他建议，说实话，还真不知道说什么，因为我们才接触这个调试，还处于懵懵懂懂之中，只有在遇到实际的问题时，我们才会具体的提出来，所以建议问题还是留到现学现问吧。
最后，想起了李师傅给我们的寄语：书山有路勤为径、学海无涯苦作舟。是啊，学习如逆水推舟，不进则退，获得成功的途径只有努力与付出。在此，在调试队我要践行我的誓言：人生难得一回闯，且看失败与成长。
赵直202_年08月26日
第五篇：水电站总结
1.2.3.4.5.6.7.8.9.水电站类型：坝式、引水道式、混合式。（抽水蓄能电站和潮汐电站也是重要型式）抽水蓄能电站的2个过程：抽水蓄能、放水发电。进水口按水流条件分为有压进水口、无压进水口。无压进水口有表面式和底部拦污栅两类。
有压进水口有坝式、岸墙式、塔式、洞式四种。沉沙池常布置在无压进水口之后、引水道之前。
圆筒式机墩特点：刚度大、抗扭抗震性能好，便于施工。装配厂设有进厂大门，一般门向外开。
压力管道的主要荷载是内水压力。管道内径D和水压H及乘积HD值是标志压力管道规模及其技术难度的重要特征值。（在装机容量相同时，电站水头越高，HD值越大。）10.混凝土坝身压力管道按布置方式分为：坝内管道、坝上游面管道、坝下游面管道 11.伸缩节位置：上镇墩的下游侧。
12.镇墩位置：布置在水管转弯处，或不超过150m的直线段。13.压力管道供水方式：单元供水、联合供水、分组供水。14.明钢管引进厂房的方式：正向引近、纵向引近、斜向引近。15.明钢管敷设布置方式：分段式敷设、连续式敷设。16.镇墩的形式：封闭式、开敞式
17.装配场的楼板高程取决于对外交通道路高程和发电机层楼板高程岔管布置形式：卜形布置、对称Y形布置、三岔形布置。18.明钢岔管的结构形式：三梁岔管、内加强月牙肋岔管、贴边岔管、无梁岔管、球形岔管、隔壁岔管。
19.厂房的防潮除湿方法：供热降湿法、通风降湿法、供热通风除湿法、空调除湿法。20.防潮除湿措施：防渗防漏，加强排水，加强通风，局部烘烤
21.副厂房按性质分三类：直接生产副厂房、检修试验副厂房、间接辅助生产副厂房。22.水位波动的稳定计算时，应按水电站在正常运行中可能出现的最小水头计算。引水道应选用可能的最小糙率，而压力管道应选用可能的最大糙率。
23.最高永波水位计算时，上游水库水位应按正常发电可能出现的最高水位，一般按设计洪水位计算。引水道的糙率应取可能的最小值。
24.最低涌波水位时，上有水库水位应取可能的最低水位，引水道糙率取可能的最大值。25.开度变化规律对水锤的影响规律：第一相水锤，采取先慢后快的非直线关闭规律；末相水锤，采取先快后慢的非直线关闭规律。
26.极限水锤分布规律：无论是正、负水锤，沿管线的水锤压力均依直线规律分布。
27.第一相水锤压力的分布规律：沿管线不依直线规律分布，正水锤压力分布曲线时向上凸的，负水锤压力分布曲线时往下凹的。28.尾水调压室的工作特点与上游调压室相反。
29.调压室的四种基本布置形式：上游调压室，下游调压室，上、下游双调压室系统，上游双调压室系统。
30.厂房的主要机电设备：主机组、电气设备和机械设备。31.起重设备形式：桥式起重机和门式起重机。32.水轮发电机的类型：按其轴线位置分为卧室布置和立式布置。按其支承方式分为：悬式、伞式。
33.四大件：发电机转子、发电机上机架、水轮机转轮、水轮机机盖。34.机墩的形式：圆筒式机墩、块式机墩、环梁立柱式及刚架式机墩。
35.调节保证计算是过渡过程计算的一种，其主要任务是检验调节过程中最大压力上升值ξm和最大转速上升值βm是否超过其允许值〔ξm〕和〔βm〕。36.管道特性系数2gH0av0，gH0TsLvmax
37.第一相末水锤压力值：
A1210常发生在管道较长的高水头水电站上。
38.末相水锤压力值：Am2常发生在管道较短的低水头水电站上。239.主厂房的上部结构部分有主机室和装配场。
主机室：1.机组段长度的确定。2.端机组段长度的确定。装配场：门向外开
40.水轮机安装高程是一个控制性的高程，它取决于水轮机的机型、允许吸出高度和电站建成后厂房的下游最低水位。
41.厂房混凝土浇筑分期原因：机组安装的要求。分块原因：为便于施工和保证工程质量。
42.引水道：其功用是集中落差，形成水头，并将水流输送到压力管道引入机组，然后将发电后的水流排到下游。
43.涌波：电站丢去负荷时，水轮机引用流量突然减小，但渠道的来流量还来不及减小，多余水量蓄积起来，渠道水位由下游向上游依次逐渐升高，这种水位升高现象是由渠末向渠首逐步传递的，称为涌波。
44.消落波：电站增加负荷时，水轮机引用流量突然增加，但渠道来流量还来不及增加，渠道末的水量被引走，水位逐渐降低，这种水位降低现象也是由渠末向渠首逐渐传递的，称为消落波。
45.压力前池：把无压引水道的无压流变为压力管道的有压流的连接建筑物。
46.压力管道：是从水库或引水道末端的前池或调压室，将水在有压的状态下引入水轮机的输水管。
47.临界压力：根据弹性稳定理论，无刚性的薄壁圆管在保持稳定时的最大外压力。
48.拟定镇墩尺寸：镇墩的尺寸应能够将钢管的转弯段完全包住。镇墩的上游面为使钢管受力均匀而垂直管轴，管道的外包混凝土厚度不宜小于管径的0.4-0.8倍。为维护、检修方便管道底距地面不宜小于0.6m。在土基上的镇墩，底面常做成水平，镇墩地基应坚实、稳定、可靠。在严寒地区镇墩埋深应在冰冻线以下1m，对岩基不小于0.5m。地震区应将镇墩较深的埋入地基中并适当加大基础面，同时减小镇墩间距。根据结构上的要求拟定尺寸后，求出镇墩的重心位置及其重量。
49.伸缩节：在温度升高或降低时使钢管沿轴线方向可以伸缩，从而消除或减少温度应力。50.进人孔：为了进入管道内进行检查、修理或涂装。设置在镇墩的上游侧。51.排水孔：设置在钢管的最低处供检修放空时排除管内积水及泥沙。52.地下埋管宜用单管多机供水方式。
53.围岩抗力：已开裂的混凝土衬圈与围岩之间的径向接触应力。
54.围岩抗力系数：与围岩压力不同，不是地层岩石主动产生的，而是钢衬和混凝土衬圈受内水压力后，产生径向变位压迫围岩产生的被动抗力。
55.抗力系数：围岩中某给定半径的圆形孔口受均匀内压作用下，孔周发生1cm径向位移时所需均匀内压值。
56.单位抗力系数：围岩中以半径为100cm的孔口受均匀内压时，孔周发生1cm径向位移时的均匀内压值。
57.垫层包角：钢管上部垫层材料设置的范围所对应的中心角。58.相贯线：主、支管管壁的交线。（相贯线是平面曲线的必要和充分条件是主支管有一公切球。
59.主厂房剖面设计：根据水电站生产电能的需要，合理确定主、副厂房上、下结构各部分的高程，满足通风、采光需要及发电、配电的合理安排，全面综合分析研究做出经济合理、技术可能的方案，为运行人员的操作运行管理创造优良的工作环境。
60.厂区枢纽：指水电站主厂房、副厂房、引水道、尾水道、主变压器场、高压开关站、交通道路和行政及生活区建筑等组成的综合体。
61.水锤的性质有两种：1.直接水锤（由水库处异号反射回来的水锤波尚未到达阀门之前，阀门已经关闭终止，这种水锤称为直接水锤）。2.间接水锤。（当阀门关闭过程结束前，水库异号反射回来的降压波已经到达阀门处，降压波对该处产生的升压波起着抵消作用，使阀门处的水锤升压值小于直接水锤值，这种水锤称为间接水锤）62.等价水管法：由于串联管各管段的v0和a不同，因此表示水管特性的系数和各异。在实用中把串联管转化为等价的简单管来计算的方法。63.（1）丢弃全部负荷时→Q变化→压力管道中发生水锤→水流继续流入调压室→调压室水位升高→引水道继续流速逐渐降为0，此时水位最高→反向流动，水位下降→水位与水库持平，水流惯性使得流向水库，直到→再次向下游流动，循环往复。（2）增荷时，与上相反。
（3）经常性的负荷变动→水位相应变动→流量相应变化→调压室水位波动。64..引水道-调压室系统不稳定流的特点：大量水体的往复运动，周期较长，伴随水体运动，引水道内有不大和较缓慢的压力变化调压室最高水位和水锤压力最大值不会同时出现。65.调压室基本尺寸水力计算内容：1.由调压室水位波动的稳定条件，确定调压室的断面积。2.计算调压室最高涌波水位，确定调压室的顶部高程。3.计算调压室最低涌波水位，确定调压室底部和压力管道进口的高程。
66.水电站厂房的组成：
一、从设备布置、运行要求的空间划分。（主厂房、副厂房、主变压器场、开关站）
二、从设备组成的系统划分（水流系统、主机组及其附属设备系统、电气设备系统）
三、从水电站厂房的结构组成划分（水平面上可分为主机室和装配场、垂直面上主厂房以发电机层楼板面为界，分为上部结构和下部结构）
67.进水阀在每台机组蜗壳进口处，其作用：1.检修水轮机或停机检查时，在静水中关闭阀门，截断水流。2.机组较长时间停机时截断水流作用。3.事故时，在动水中紧急关闭阀门截断水流，防止事故扩大。
68.厂房的水机辅助设备：
一、油系统。分为透平油系统（润滑、散热、传递能量）、绝缘油系统（绝缘、散热）
二、压缩空气系统。分为高压压缩空气系统和低压压缩空气系统。
三、供水系统。分为技术用水、生活用水、消费用水。
四、排水系统。分为机组检修排水和厂内渗漏排水。
69.水电站厂房设计程序：1.预可行性研究。2.可行性研究：（1）研究基础：预可行性研究成果（2）研究内容：通过方案比较选定枢纽的总体布置参数，决定建筑物形式，控制尺寸。（3）根据选定机组机型，电气主接线图及主要机电设备，而决定厂房型式、布置，绘出厂房厂区布置图，进行厂房稳定计算。3.招投标设计。研究内容：（1）对可行性研究中遗留问题进行修改和补充。（2）提出较详的工程图纸、分项工程量、各项购置清单。（3）编制招标文件。
70.发电机层楼板高程满足以下条件：1.保证以下各层高度和设备布置及运行商的需要。2.保证下游设计洪水不淹厂房。
71.发电机层楼板与圆筒式机墩式风罩的连接方式：1.整体式：其抗扭、抗水平推力刚度较高，受力情况较好，应用较多，但会因混凝土收缩及机墩的振动使楼板发生裂缝。2.简支式：有利于采用预制构件，并在机墩处设弹性防振垫层，以减轻楼板受机墩振动的影响，连接构造复杂，又不能加强机墩的强度，应用不广。3.分离式：楼板与机墩自成独立的受力系统互不影响，楼板上的荷载通过梁柱系统直接供给基础，楼板不受机墩振动影响。楼板施工与上面设备安装在机墩施工之前进行，可加快施工进度广泛应用于中小型水电站中
72.进水口的任务是引进发电用水，应满足以下要求：1.要有必需的进水能力。2.水质符合发电要求。3.水头损失要小。4.流量可按要求控制。5.施工、安装、运行和检修方便。73.引水道要求：1.有足够输水能力。2.按水电站的Qmax设计。3.水质要符合要求。4.渠道进口要设防沙、拦污栅。
74.压力前池作用：1.平稳水压，平衡水量。2.宣泄多余水量。3.均匀分配流量。4.搅阻污物、泥沙。
75.压力管道特点：1.坡度陡。2.承受电站的最大水头，受水锤动水压力。3.靠近厂房。76.压力管道类型：1.明管：暴露在空气中。2.地下埋管：埋入岩体中。3.混凝土坝身管道：依附于坝身。
77.地下埋管的优点：1.布置灵活方便。2.利用围岩承担内水压力。3.运行安全。钢衬的外压荷载：1.地下水压力。2.钢衬与混凝土之间接缝灌浆压力。3.回填混凝土时流态混凝土的压力。
78.坝内埋管三种典型布置方式：1.倾斜式布置。特点：进水口位置较高，承受水压小，有利于进水口的各种设施；坝体施工干扰小；管道较长，弯段多。2.平式和平斜式布置。特点：与上相反。3.竖直式布置。特点：基本上不干扰大坝的施工，弯道弯曲大，水头损失大，管道空腔对坝体应力不利。
79.由于导水叶的快速关闭或开启，出现的2种现象：1.引起机组转速的较大变化。2.在有压引水管道中将出现水锤现象。
80.水锤计算的目的：决定管道内的最大内水压力，作为设计或校核压力管道、蜗壳和水轮机强度的依据；决定管道内最小内水压力，作为管线布置，防止压力管道中产生负压和校核尾水管内真空度的依据；研究水锤与机组运行的关系。
81.调节保证计算你的目的：通过调节保证计算和分析，正确合理的解决导叶启闭时间、水锤压力和机组转速上升值三者之间的关系，最后选择合适的导叶启闭时间和方式，使水锤压力和转速上升值均在经济合理的允许范围内。
82.减小水锤压力的措施：1.缩短压力管道长度。2.延长有效的关闭时间。3.减小压力管道中的流速。4.改变调速器调节程序。83.调压室的基本类型：
1.简单圆筒式调压室。特点：结构简单，自上而下具有相同的断面，反射水锤波好，波动振幅大，衰减慢。多用于低水头小容量电站。
2.阻抗式调压室。特点：减小调压室水位升高值和降低值，从而减小调压室的容积。适用于中水头和引水道长度不大的电站。
3.水室式调压室。特点：由一个断面较小的竖井和上、下两个断面扩大的储水室组成。在稳定流时，上室是空的，下室经常大部分充满水，竖井断面较小，井中水位升降快。适用于高水头、要求稳定断面较小、而水库的工作深度较大的水电站。
4.溢流式调压室。特点：顶部设有溢流堰，调压室水位下降的波动无法限制。5.差动式调压室。特点：结构复杂，造价高。适用于地形、地质条件不允许大断面及距离地面较深的调压室时的中高水头水电站。
6.气垫式或半气垫式调压室。特点：可靠近厂房布置，大大减小水锤压力，压力变化较缓慢，对水轮机调节较容易。适用于深埋地下的引水道式地下水电站。
