泵站机组运行方案范文第1篇
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流道部分的检查。 具体工作有：
1).封闭进人孔和密封门。
2).在静水压力下，检查调整检修闸门的启闭;对快速闸门、工作闸门、阀门的手动、自动作启闭试验，检查其密封性和可靠性。
3).大型轴流泵应着重流道的密封性检查，其次是流道表面的光滑性。清除流道内模板和钢筋头，必要时可作表面铲刮处理，以求平滑。流道充水，检查进人孔、阀门、砼结合面和转轮外壳有无渗漏。
2.1.2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。 2.1.3电动机部分的检查。
1).检查电动机空气间隙，用白布条或薄竹片拉扫，防止杂物掉入气隙内，造成卡阻或电动机短路。
2).检查电动机线槽有无杂物，特别是金属导电物，防止电动机短路。 3).检查转动部分螺母是否紧固，以防运行时受振松动，造成事故。
4).检查制动系统手动、自动的灵活性及可靠性;复归是否符合要求;视不同机组而定顶起转子0.003～0.005，机组转动部分与固定部分不相接触。
5).检查转子上、下风扇角度，以保证电动机本身提供最大冷却风量。 6).检查推力轴承及导轴承润滑油位是否符合规定。
7).通冷却水，检查冷却器的密封件和示流信号器动作的可靠性。
8).检查轴承和电动机定子温度是否均为室温，否则应予以调整;同时检查温度信号计整定位是否符合设计要求。
9).检查核对电气接线，吹扫灰尘，对一次和二次回路作模拟操作，并整定好各项参数。 10).检查电动机的相序。
11).检查电动机一次设备的绝缘电阻，做好记录，并记下测量时的环境温度。
12).同步电机检查碳刷与刷环接触的紧密性、刷环的清洁程度及碳刷在刷盒内动作的灵活性。 2.1.4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，待吸入管内水充满后，启动排水泵。 ⑶低压气系统操作
①真空破坏阀操作柜的手动供气阀、放气阀在关闭位置，空气电磁阀前后阀门应在开启位置。 ②关闭刹车操作柜的手动操作阀和排气阀，使低压气不能进入制动闸，然后开启刹车操作柜电磁阀的前后阀门并检查制动闸是否确实落下。 ③开启压缩机向储气罐充气，同时观察压力表是否一致，待压力升到额定值时开启储气罐主供气阀向全站供气，送气后储气罐的压力应与各操作柜的压力一致。 ⑷主机启动
①落下顶转子制动闸，并开闭制动闸放油阀。 ②合上主机组隔离开关，使断路器合闸，随之机组转动投励，牵入同步正常运转。 2.2.2负载试车
⑴检查水位是否在设计运行范围内并观测流道各部位渗漏情况。
⑵抽真空，开启真空泵的供水阀和抽气阀及启动机组抽真空管上的阀门，然后启动真空泵。检查流道、真空破坏、填料密封、伸缩缝、进人孔、管道等是否漏气。 ⑶机组启动
顶转子后，制动闸应全落下复位，然后关闭放油阀，顶转子到位和制动闸全部复位的信号应准确。
调节转轮叶片角度至较小角度，减小启动负荷。
合上主机隔离开关使断路器合闸，机组转动，待机组投励完成，达到同步转速后调节叶片角度使机组处于合适的工况下运行。 2.3机组空载试运行
⑴.机组的第一次启动。经上述准备和检查合格后，即可进行第一次启动。第一次启动应用手动方式进行。一般都是空载启动，这样既符合试运行程序，也符合安全要求。空载启动是检查转动部件与固定部件是否有碰磨，轴承温度是否稳定，摆度、振动是否合格，各种表计是否正常，油、气、水管路及接头、阀门等处是否渗漏，测定电动机启动特性等有关参数，对运行中发现的问题要及时处理。
⑵.机组停机试验。机组运行4～6后，上述各项测试工作均已完成，即可停机。机组停机仍采用手动方式，停机时主要记录从停机开始到机组完全停止转动的时间。
⑶.机组自动开、停机试验。开机前将机组的自动控制、保护、励磁回路等调试合格，并模拟操作准确，即可在操作盘上发出开机脉冲，机组即自动启动。停机也以自动方式进行。 2.3机组负荷试运行
机组负载试运行的前提条件是空载试运行合格，气、水系统工作正常，叶片角度调节灵活(指全调节水泵)，各处温升符合规定。振动、摆度在允许范围内，无异常响声和碰擦声，经试运行小组同意，即可进行带负荷运行。 2.3.1负荷试运行前的检查
1).检查上、下游渠道内及拦污栅前后有无漂浮，并应妥善处理。 2).打开平衡闸，平衡闸门前后的静水压力。 3).吊起进出水侧工作闸门。 4).关闭检修闸阀。
5).气、水系统投入运行。
6).操作试验真空破坏阀，要求动作准确，密封严密。 7).将叶片调至开机角度。 8).人员就位，抄表。 2.3.2负载启动
上述工作结束即可负载启动。负载启动用手动或自动均可，由试运行小组视具体情况而定。负载启动时的检查、监视工作，仍按空载启动各项内容进行。如无抽水必要，运行6～8后，若一切运行正常，可按正常情况停机，停机前抄表一次。 2.4机组连续试运行
在条件许可的情况下，经试运行小组同意，可进行机组连续试运行。其要求是：
⑴.单台机组运行一般应在7时累计运行48或连续运行24 (均含全站机组联合运行小时数)。 ⑵.连续试运行期间，开机、停机不少于3次。 ⑶.全站机组联合运行的时间不少于6。
机组试运行以后，并经工程验收委员会验收合格，交付管理单位。管理单位接管后，应组织管理人员熟悉安装单位移交的文件、图纸、安装记录、技术资料，学习操作规程，然后进行分工，按专业对设备进行全面检查，电气作模拟试验。一切正常即可投入运行、管理、维护工作。
3、试运行方式
水泵机组的试运行方式是决定水系统管理方式的重要因素。而水系统的总体管理方式又反过来对水泵的试运行方式给予一定的制约。在任何情况下，决定试运行操作方式以及操作方法，都必须根据水泵机组的规模、使用目的、使用条件及使用的频繁程度等确定，并使水泵机组安全可靠地运行。
水泵试运行发生故障时，应查明原因及时排除。泵故障及其故障原因繁多，处理方法各不相同。机组运行中常见的故障及排除方法列于下表 轴流泵的故障原因和处理方法
故障
原因
处理方法
动力机超负荷
扬程过高，出水管路部分堵塞或拍门卫全部开启 水泵转速过高
橡胶轴承磨损，泵轴弯曲，叶片外缘与泵壳有摩擦 水泵叶片绕有杂物 叶片安装角度太大
动力机选配不当，泵大机小
水源含沙量太大，增加了水泵的轴功率
1.增加动力，清理出水管路或拍门后设置平衡锤 2.降低水泵的转速
3.调换橡胶轴承，校正泵轴，检查叶片磨损程度，重新调整安装 4.清除杂物，进水口加做拦污栅 5.调整叶片安装角度 6.重新选配动力机
7.含沙量超过12%，则不宜抽水
运转时有噪音和振动
叶片外缘与泵壳有摩擦
泵轴弯曲或泵轴与传动轴不同心 水泵或传动装置地脚螺丝松动 部分叶片击碎或脱落 水泵叶片绕有杂物 水泵叶片安装角度不一 水泵层大梁振动很大
进水流态不稳定，产生旋涡 推力轴承损坏或缺油
叶轮拼紧螺母松动或联轴器销钉螺帽松动 泵轴的轴颈或橡胶轴承磨损 产生汽蚀
检查并调整转子部件的垂直度 校正泵轴，调整同心度 加固基础，旋紧螺丝 调换叶片
清除杂物，进水口加做拦污栅 校正叶片安装角使其一致
检查机泵安装位置正确后如仍振动，用顶斜撑加固大梁 降低水泵安装高程，后墙加隔板，各泵之间加隔板 修理轴承或加油
检查并拼紧所有螺帽和销钉 修理轴颈或更换橡胶轴承
查明原因后在处理，如改善进水条件、调节工况点
水泵不出水或出水量减少
叶轮旋转方向不对，叶片装反或水泵转速太低 叶片从根部断裂，或叶片固定螺母松动，叶片走动 叶片绕有大量杂物 叶轮淹没深度不够 水泵进口被淤泥堵塞 出水管道堵塞
叶片外缘磨损或叶片部分击碎 扬程过高
叶片安装角度太小
1.调整水泵的旋转方向，调正叶片的安装位置或增加水泵转速 2.更换叶片或紧固螺帽 3.清除杂物
4.降低水泵安装高程或抬高进水池水位 5.排水清淤 6.清理出水管道 7.修补或更换叶片 8.更换水泵 9.调整叶片安装角
附件：泵站机组试运行期间值班表 阜阳水建阚疃泵站更新改造工程项目部
2010年1月27日 泵站机组试运行值班表
合同名称：安徽省亳州市阚疃泵站更新改造工程土建及安装工程合同编号：BZ-KT-02 序号
岗位
姓名
联系电话
备注
1 巡视
侯钱超刘万辉
13063386239 13967781572
2 主机
余火生刘学强
13409705899 13083399259
3 辅机
安东亚刘广伟
13865892367 13966550225
4
机旁屏
彭洪玲任江坡
13515679648 15855284829
5
高低压配电室
陈保南张晨
18956045532 13705585545
6
监控室
吕旺霞谭明明
15156795772 15055802267
泵站机组试运行值班表
合同名称：安徽省亳州市阚疃泵站更新改造工程土建及安装工程合同编号：BZ-KT-02 序号
岗位
姓名
联系电话 备注
1 巡视
侯培轩齐联营
13805580033 13965560107
2
主机
潘成汉侯培志
13598688242 13675675356
3 辅机
张红亮崔光明
13955891639 13966540671
4
机旁屏
余本银崔猛
18755105259 15055880910
5
高低压配电室
刘红军沈尚彬
13053069112 13805581588
6 监控室
刘莉沈永明
13505587661 18905588118
泵站机组运行方案范文第2篇
1#机组启动试运行大纲
中水一局三角滩项目经理部
2011年2月6日
目
录
1. 启动试运行大纲的编制依据………………………………3 2. 充水试验前应具备的条件…………………………………4 3. 充水试验……………………………………………………7 4. 机组首次开停机试验………………………………………8 5. 机组过速试验………………………………………………10 6. 自动开停机试验……………………………………………12 7. 发电机升流试验……………………………………………13 8. 发电机升压试验……………………………………………15 9. 主变与开关站升流试验……………………………………17 10. 主变与开关站升压试验……………………………………18 11. 线路受电与开关站受电试验………………………………19 12. 主变冲击试验………………………………………………21 13. 机组并网及带负荷、甩负荷试验…………………………22 14. 机组72小时试运行试验…………………………………..2
4 1.起动试运行大纲的编制依据
1.1 《水轮发电机组起动试验规程》(DL507-2002) 1.2 《水轮发电机组安装技术规范》(GB8564-88) 1.3 《电气设备交接试验规程》(GB50150-91) 1.4
三角滩电站工程设计技术文件 1.5
三角滩电站工程设备生产厂家技术文件 1.6
施工现场的具体情况
1.7
我单位近年来的机组启动试运行的经验 1.8
三角滩电站工程的有关合同文件
2. 充水试验前应具备的条件
2.1
引水系统
2.1.1 1号机进水口工作门系统具备投入条件。 2.1.2 流道内杂物已清理干净，并经检查合格。 2.1.3 流道内各部位测压测流管路畅通完好。 2.1.4
蜗壳排水阀操作灵活可靠，并处于关闭状态。 2.1.5 蜗壳进人门、尾水管进人门充水前封盖完毕。 2.1.6 尾水闸门已安装调试完毕并处于关闭状态。 2.1.7 进水口拦污栅落下。
2.2
水轮机部分
2.2.1 导水叶处于全关位置，锁锭投入。 2.2.2 空气围带投入。
2.2.3 顶盖排水临时排水泵已备好。 2.2.4 压油装置安装调整完毕。 2.2.5 调速器静态调试已结束。 2.3
发电机
2.3.1 发电机内部清理干净。 2.3.
2上下导、推力轴承安装完毕。 2.3.
3机械制动调试完毕。 2.4
公用系统
2.4.1 压缩空气系统投入。
2.4.2 检修排水、渗漏排水系统投入。 2.4.3 技术供水系统已安装调试完毕。 2.4.4 水力量测系统安装完毕。 2.5
消防系统
1#发电机的消防设备具备投入条件。 2.6
电气一次设备
2.6.1 发电机电压配电装置已安装完毕。 2.6.2 主变压器已安装完毕。 2.6.3 高压柜设备安装结束。 2.7
厂用电及直流系统
2.7.1 厂用电0.4KV系统安装调试完毕，有关设备已投入运行。 2.7.2 220V直流系统投入运行。
2.8
电气二次与电气调试 2.8.1 机组自动化元件已整定完毕。
2.8.2 机组与辅助设备的常规测量信号系统已经形成。 2.9
照明与接地系统
2.9.1 主机间、中控室等重要部位的照明形成，满足运行条件。 2.9.2 全厂主接地系统已形成，接地电阻测试值满足设计要求。 2.10
试运行组织机构
2.10.1 试运行指挥机构已组建完毕，全体工作人员已挂牌上岗。 2.10.2 安装间及1#机各层场地，楼梯已清理干净，电话等指挥联络设施布置完毕。 3. 充水试验
3.1
试验内容与试验目的
3.1.1 进行压力钢管、蜗壳充水及尾水管充水。 3.1.2 检查流道与测流测压管路的密封情况。 3.2
试验条件
3.2.1 进水口检修门、尾水检修门处于关闭状态。 3.2.2 机组锁锭投入、风闸投入。
3.3
主要试验步骤
3.3.1 提进水口检修门向压力钢管充水。
3.3.2 充水至进水口检修门平压后，将其提起升至全开位置。 3.3.3 提尾水闸门向尾水管充水直至平压。 3.3.4 充水试验结束。
4. 机组首次开停机试验
4.1
试验内容与试验目的
4.1.1 以机械手动方式进行机组首次开停机，检查机组及辅属设备手动操作的灵活性与可靠性。
4.1.2 在动态情况下检查机组及辅属设备的制造与安装质量。特别是调速器的调节执行情况，检查转动部分的紧固程度，各部轴瓦的温升情况，以及机组各部的振动、摆度值。 4.1.3 进行调速器的手自动切换试验。 4.2
试验条件
4.2.1 尾水门、进口工作门已提至全开位置。 4.2.2 拔出接力器锁锭。 4.2.3 风闸已全部落下。 4.2.4 冷却水已投入。 4.2.5 交、直流电源可靠投入。
4.2.6 发电机电压配电装置已安装试验完毕。 4.2.7 主变压器设备已安装完毕。
4.2.8 发电机、主变、线路等微机继电保护装置调试结束，保护定值已整定。
4.2.9 励磁系统静态调试结束。 4.2.10 同期系统模拟试验结束。 4.2.11 有关设备操作完成。 4.3
主要试验步骤
4.3.1 现场手动打开导水叶，机组开始转动。
4.3.2 在低转速(20--30%ne)情况下，维持2-3分钟，检查机组有无异常。
4.3.3 无异常后，将机组稳定在额定转速运行。 4.3.4 检查转速测量装置的工作情况。 4.3.5 测量机组各部位振动、摆度值。
4.3.6 记录各部瓦温、油温、水温及冷却水压力值。 4.3.7 观察各油槽油位变化及甩油情况。 4.3.8 测量发电机残压、相序及频率。 4.3.9 进行调速器的手、自动切换试验。 4.3.10 机组正常运行，待各部瓦温稳定后，手动停机。 4.3.11 当转速降至30%ne时，手动投入机械制动。 4.3.12 停机后，全面检查转动部分有无异常。 4.3.13 首次开停机试验结束。 5.机组过速试验 5.1 试验内容与试验目的
5.1.1 进行调速器的空载扰动试验。
5.1.2 机组进行115%ne和145ne%的过速试验。 5.1.3 考验机组转动部分在过速状态下的机械强度。 5.1.4 检查测速装置的动作情况。 5.1.5 测量机组过速时各部的振动与摆度。 5.1.6 测量机组过速时的各部瓦温的上升情况。 5.2
试验条件
5.2.1 机组具备手动开机条件。
5.2.2 将机组过速接点自水机保护回路临时断开。 5.2.3 检测及试验人员准备完毕。 5.3
主要试验步骤
5.3.1 机组以手动运行方式启动并稳定运行。
5.3.2 将调速器切至自动方式运行，人工加入转速扰动量，进行空载扰动试验。
5.3.3 手动增大导叶开度，使机组转速上升至115%ne，测量各部振动与摆度，检查测速装置工作情况，监视各部瓦温。 5.3.4 升速至145% ne额定转速，检查过速接点的动作情况 ，测量机组振动与摆度。 5.3.5 手动将导叶全关。 5.3.6 手动加风闸，机组全停。 5.3.7 对各部进行全面彻底检查。 5.3.8 机组过速试验结束。 6. 自动开停机试验 6.1
试验内容与试验目的
6.1.1 进行调速器电气柜自动开停机试验。 6.1.2 进行机组现地LCU开停机试验。 6.1.3 进行计算机监控系统上位机开停机试验。 6.1.4 进行模拟事故停机试验。
6.1.5 检查计算机监控系统开停机流程的正确性与自动化元件的工作性能。 6.2
试验条件
6.2.1 调速器空载参数设定完毕。 6.2.2 有关设备操作完毕。 6.3
主要试验步骤
6.3.1 在调速器电气柜操作开机按钮、机组自动开机。 6.3.2 在调速器电气柜操作停机按钮，机组自动停机。
6.3.3 在现地LCU发出开机指令，机组以顺控开机方式完成开机流程。 6.3.4 测量机组各部位振动与摆度，记录各部温度。
6.3.5 在现地LCU发出停机指令，机组按顺控停机方式完成停机流程。
6.3.6 在中控室上位机发出开机令，机组以顺控方式开机。 6.3.7 在中控室上位机发出停机令，机组以顺控方式停机。 6.3.8 自动开机，模拟水机事故，机组按事故停机流程停机。 6.3.9 自动开停机试验结束。
7. 发电机升流试验
7.1
试验内容与试验目的
7.1.1 进行发电机升流试验，检查CT二次回路。 7.1.2 录制发电机三相短路特性曲线。 7.1.3 测量发电机额定电流时的轴电压。 7.1.4 检查灭磁开关的消弧情况。 7.1.5 录制发电机额定电流时的灭磁曲线。 7.1.6 检查机组厂用变、励磁变电流回路。 7.1.7 进行发电机短路干燥。 7.2
试验条件
7.2.1 有关运行设备操作完成。
7.2.2 发电机短路试验的短路线安装完毕。 7.2.3 有关保护投入。
7.2.4 发电机定子、转子对地绝缘电阻合格。 7.2.5 励磁系统他励电源已准备完毕，具备投入条件。 7.3
主要试验步骤
7.3.1 手动开机，机组升速至额定转速，并稳定运行。
7.3.2 采用他励电源供电，手动调节励磁电流，对发电机进行升流，使定子电流升至约25%额定电流，检查各组CT二次回路的工作情况。 7.3.3 升流至50%、75%、100%额定定子电流，检查CT回路的工作情况并绘制电流矢量图。
7.3.4 测量发电机额定电流时的轴电压。 7.3.5 测量发电机额定电流时的机组振动与摆度。 7.3.6 在各电流控制点跳灭磁开关，录制灭磁特性曲线。 7.3.7 零起升流，录制发电机短路特性曲线。
7.3.8 测量发电机定子对地绝缘电阻值，根据定子绝缘情况确定是否进行发电机短路干燥。
7.3.9 在主厂变低压侧设短路点，检查机端厂用变高低压侧CT回路的工作情况。
7.3.10 检查励磁变高低压侧CT二次回路的工作情况。 7.3.11 机组停机，拆除短路线。 7.3.12 发电机升流试验结束。 8. 发电机升压试验 8.1
试验内容与试验目的
8.1.1 进行发电机零起升压试验，检查一次设备的工作情况。 8.1.2 检查机端PT二次回路。 8.1.3 录制发电机空载特性曲线。 8.1.4 测量发电机额定电压下的轴电压。 8.1.5 观察灭磁开关的消弧情况并录制波形图。
8.1.6 测量额定励磁电流下的定子电压最大值(以1.3Ue为限)。 8.2
试验条件
8.2.1 机组具备自动开机条件,主变低压侧断路器断开. 8.2.2 发电机定转子、中性点、高压电缆及配电装置经检查无异常，对地绝缘合格，具备投运条件。 8.2.3 有关设备倒闸操作完成。 8.2.4 有关保护投入。
8.2.5 励磁他励电源准备完毕，励磁系统具备投运条件。 8.3
主要试验步骤 8.3.1 机组稳定运行。
8.3.2 对发电机零起升压至25%额定电压，测量机端PT二次回路电压与相位。
8.3.3 上述无异常后，分别升压至50%、75%、100%额定电压，观察发电机等一次设备工作情况。 8.3.4 测量发电机额定电压下的轴电压。 8.3.5 测量额定电压时的机组振动与摆度。 8.3.6 跳灭磁开关，录制各电压下的示波图。 8.3.7 零起升压，录制发电机空载特性曲线。
8.3.8 零起升压至额定励磁电流，测量最高定子电压(以1.3Ue为限)。 8.3.9 停机，对相关设备进行检查。 8.3.10 发电机升压试验结束。 9. 主变升流试验
9.1
试验内容与试验目的
9.1.1 用发电机作电源，升流至主变与开关站，观察主变工作情况。 9.1.2 检查各组CT二次回路的工作情况。 9.2
试验条件 9.2.1 有关保护投入。
9.2.2 他励电源及励磁系统具备投入条件。 9.3
主要试验步骤 9.3.1 机组手动方式运行。
9.3.2 在主变高压侧短路条件下对主变升流，升流至25%额定电流时，检查各组CT二次回路，确认无开路存在。
9.3.3 升流至50%额定电流，检查各组CT二次电流与相位，绘制电流失量图,检查主变保护装置的工作情况。
9.3.4 升流至100%额定电流，观察主变的运行情况。 9.3.5 主变升流试验结束，拆除短接线。
10. 主变升压试验
10.1
试验内容与试验目的
10.1.1 用发电机作电源，进行主变的零起升压试验。 10.1.2 观察主变的升压情况。
10.1.3 检查有关PT回路的电压与相位。 10.1.4 检查有关开关的同期回路。 10.2
试验条件
10.2.1 机组自动稳定运行。 10.2.2 有关设备的倒闸操作完成。 10.2.3 发电机、主变等有关保护投入。 10.2.4 他励电源具备投运条件。 10.3
主要试验步骤
10.3.1 利用发电机作电源，对主变等设备进行零起升压。 10.3.2 升压至25%额定电压时，检查各PT二次回路的工作情况。 10.3.3 继续升压至50%、75%、100%额定电压，观察主变的工作情况。
10.3.4 检查有关开关的同期回路。 10.3.5 主变升压试验结束。 11.主变冲击试验 11.1
试验内容及试验目的
11.1.1 利用系统电压进行主变冲击试验。
11.1.2 检查主变在冲击合闸情况下的机械强度与绝缘性能。 11.1.3 检查主变保护对励磁涌流的闭锁情况并录制主变激磁涌流波形。
11.2
试验条件
11.2.1 系统同意对主变进行冲击。 11.2.2主变保护投入。 11.2.3 主变低压侧断开。 11.3
主要试验步骤
11.3.1 利用主变高压侧断路器进行主变五次全电压冲击合闸，观察主变的工作情况。
11.3.2检查主变保护有无误动，合闸时录制激磁电流波形。 11.3.3 断开主变高压侧断路器。
11.3.4 按上述过程，在主变无异常情况下再冲击4次。 11.3.5 主变冲击试验结束，恢复接线。
12. 机组并网及带负荷、甩负荷试验
12.1
试验内容与实验目的
12.1.1 进行1#机组的模拟并网与正式并网。
12.1.2 机组带甩25%、50%、75%、100%额定负荷试验。
12.1.3 考验引水系统、1#机组在带、甩负荷时各部位的机械强度和工作情况。
12.1.4 测定甩负荷时机组转速升高率、蜗壳水压上升率,求取机组实际调差率，检查机组调速系统与励磁系统的自动调节质量，选择确定机组运行调节最佳参数。
12.1.5 进行调速系统、励磁系统的负载特性试验。 12.2
试验条件
12.2.1 有关设备的倒闸操作完毕。 12.2.2 发电机、主变等保护投运。 12.2.3 系统同意1#机组并网及带甩负荷。 12.2.4 机组与主变分别空载运行。 12.3
主要试验步骤
12.3.1 在主变高压侧刀闸和线路侧刀闸断开的条件下分别同期投入主变高压侧断路器和线路侧断路器，机组模拟并网。
12.3.2 分别合主变高压侧刀闸和线路侧刀闸，投入主变高压侧断路器和线路侧断路器，1#机组以自动准同期方式正式并网。 12.3.3 1#机组带一定的有功和无功负荷运行。
12.3.4 进行调速器和励磁装置负载特性试验，选择运行调节参数。 12.3.5 机组甩25%额定负荷，测量甩负荷前后各有关参数，并进行计算和调整。
12.3.6 机组继续带负荷，分别进行50%、75%、100%负荷情况下的带甩试验，若届时水头或系统因素不能满足带甩100%负荷要求，则在当时最大可能负荷条件下进行此项试验。
12.3.7 进行励磁系统特性试验。 12.3.8 机组并网与带甩负荷试验结束。 13. 机组72小时试运行试验 13.1
试验内容与试验目的
13.1.1 进行机组72小时带负荷连续运行，考验引水系统及有关水工建筑、水轮发电机组、辅助设备、电气设备的安全性与可靠性，考验电站设备的制造与安装质量，为机组能否投入电网正式运行得出结论。
13.1.2 进行低油压关机试验。 13.2
试验条件 13.2.1 机电设备均按正常方式投入运行。 13.2.2 1#机组空载稳定运行。
13.2.3 系统已安排好1#机组72小时试运行负荷。 13.3
主要试验步骤
13.3.1 1#机组自动准同期并网，开始进行72小时试运行。 13.3.2 根据系统命令，1#机组带一定的有功和无功负荷运行。 13.3.3 试运行人员定时记录机组运行有关参数及表计指示，定时巡检各机械、电气设备的运行情况。
134.3.4 72小时运行完成后，进行低油压关机试验，机组应紧急事故停机，同时解列，关闭进口闸门。
泵站机组运行方案范文第3篇
泵站是有效解决当前干旱缺水、洪涝灾害和水环境恶化等生态资源问题的措施之一, 与此同时, 泵站不仅承担着一定区域内的供水和灌溉的重要责任, 比如城市给排水、农田灌溉等, 也在一定程度上统辖着水资源的管理和调度。泵站与其他水利建筑物的不同之处在于其自身不会对环境造成影响, 也不需要修建挡水建筑物, 且不易受到地形、地质的影响, 同时还具备工期短、见效快、成本低等其他水利建筑物不可比拟的优势。但是, 泵站由于能耗较高, 维护保养费不低, 因此, 必须做好泵站的安全管理工作, 充分发挥泵站的优势, 以此造福一方百姓。
1. 泵站运行管理中存在的问题
当前, 泵站安全运行管理中存在的问题主要表现为以下几个方面:一是泵站所使用的的机电设备陈旧, 日趋老化, 难以担任目前泵站的运行需求。陈旧的机电设备封闭性较差, 一旦损坏难以购置维修配件, 再加上部件锈蚀, 这给泵站的安全运行管理买下了很大的隐患。此外, 在泵站所使用的的机电设备中, 电动机、水泵、主变压器温度指示、输电线路、泵站油开关和安全保护装置等较易出现故障。二是管理手段落后, “重建轻管”是水利工程长期存有的不良问题, 泵站工作也不例外, 尤其是对于一些运行不频繁的泵站而言。现如今, 泵站大多数的管理人员都是通过招工的形式进站的, 技术人员很少, 因此, 由于泵站自身的管理人员总体素质不高, 经费有限, 导致泵站管理手段比较落后, 跟不上时代发展的潮流, 也难以满足泵站自身的发展需求。三是泵站安全运行管理技术力量薄弱, 前面说过, 总体来说, 目前泵站管理人员的总体素质不高, 再加上经费等现实问题的限制, 导致泵站安全运行管理技术力量薄弱, 而且很多泵站地处偏僻, 交通不便, 不仅难以留住高级水利工程技术人员, 而且也缺乏高水平的技术工人, 这种情况之下, 泵站很难顺应社会发展潮流得以发展。
2. 泵站安全运行管理的有效策略
2.1 加强泵站工作人员的管理, 提高管理人员素质
人是管理工作的主体, 在泵站安全运行管理中亦是如此。提高管理人员的专业素质是做好泵站安全运行管理工作的重中之重。首先, 需加强泵站管理人员的思想政治道德素质, 通过报纸、杂志、讲座等多种形式帮助管理人员树立爱岗敬业、遵纪守法等意识。其次, 需提高泵站管理人员的专业素质, 包括专业知识和专业技能。单位应定期组织相关培训, 安排管理人员的职前和在岗学习, 务必掌握相关法律法规, 并要求管理人员必须熟悉工程结构, 掌握检查、观测、养护、维修等专业技能, 不断提高管理人员的专业素质。最后, 应提高管理人员的生活水平和薪资待遇, 解决工作人员的实际问题。我国很多泵站都是建立在比较偏远之地, 交通不便, 生活不易, 之所以泵站留不住优秀的技术人员往往都是因为如此。因此单位应当提高工作人员的生活水平, 提高他们的薪资待遇, 继而提高他们的工作积极性。
2.2 完善泵站的安全运行管理制度, 做到科学规范式管理
制定完善的安全运行管理制度是泵站顺利开展工作的重要保障。一方面, 泵站需要根于本站的设备、技术等实际情况制定出适宜当前泵站发展的管理制度, 另一方面, 泵站制定安全运行管理制度的时候, 必须要以《泵站安全鉴定规程》为基点, 掌握工程现状, 排查问题, 建立详细的技术档案, 并制定排除故障的操作手册和应急办法, 做到科学规范式的管理。
2.3 做好泵站设备的维修、管理工作, 保证其安全有效得运行
俗话说, “养兵千日, 用兵一时”, 虽然泵站设备运行使用时间不多, 但是仍然需要经常养护, 随时维修, 保证设备能够有效、安全地运行。启动设备之前要做好对设备的卡阻、转子、电压、保险丝等的检查工作, 一旦发现问题应当及时采取整改措施。设备运行以后, 如若听到异常声音应立即切断电源, 检查异常情况。平时也需要经常打扫战区, 保持设备启闭正常, 并定期检查建筑物有无列横、位移现状, 作好记录, 防患于未然。
2.4 加大泵站的技改投入, 及时更新泵站设备
随着社会的进步和科学技术的不断发展, 泵站的设备和技术的更新速度也是比较快的, 这就给泵站提供了良好的发展契机, 也是泵站不断向前发展的平台。与此同时, 泵站还需要加大技改投入, 以改善泵站的安全状况。比如农田灌溉系统改造、排水系统改造、降温改造、消防改造、技术供水改造以及降噪改造等等, 这都是做好泵站安全运行管理工作的有效前提。
2.5 做好泵站的防火措施
防火工作是保障泵站安全运行的基础, 泵站绝不可轻视防火工作, 应当在泵站的内外放置数量充足的灭火器, 尤其是电缆室、变压器室和控制室, 并安装火灾报警系统。除此之外, 还需要安排专门的工作人员定期检查防火器材是否完好可用, 消除隐患。
3. 结束语
泵站安全运行管理关于泵站乃至泵站所在地区的安全, 做好泵站安全运行管理工作需从管理人员、设备等多方入手, 切实保证泵站的安全。
摘要：泵站安全运行管理是泵站管理中的重中之重, 本文主要从泵站安全运行管理中现存的问题出发, 探讨泵站安全运行管理的有效策略。
关键词：泵站,安全运行,管理策略
参考文献
[1] 刘海军, 霍春荣.浅谈泵站安全运行管理[J].水利发展研究, 2009, 9 (12)
[2] 张海东.浅谈泵站电气设备安全运行管理和养护[J].建筑·建材·装饰, 2013 (12) .
泵站机组运行方案范文第4篇
(一) 设计方面的缺陷
我国的水利泵站修建较早, 部分泵站在建设过程中采用的技术较为落后, 加上缺乏必要的资金支持, 其建设标准低于国家标准工程, 泵站投入使用后, 在长期的运行过程中, 其机电部件出现严重的老化问题, 泵站中电气设备的安全性及稳定性下降, 多数设备的绝缘性能及可靠性能不足, 不利于整个泵站系统的安全运行。在水利泵站设计过程中, 由于设计人员过分考虑泵站建设成本, 造成设计不合理的问题较为突出, 影响了水利泵站系统的安全性能及稳定性能。
(二) 缺乏完善的管理体系
我国的水利工程建设普遍存在重建设、轻管理的现象, 在水利泵站管理过程中, 部分管理人员的专业水平及综合素质较低, 其缺乏必要的管理经验, 多数泵站未建立完善的管理体系, 泵站系统运行的效率低下。我国多数泵站运行缺乏必要的资金投入, 无法有效的吸引高素质的管理人才, 水利泵站运行管理的水平普遍较低。
(三) 操作技术方面存在不足
我国多数泵站运行过程中缺乏科学的理论支持, 泵站安全管理缺乏自动化、智能化的管理措施及手段。部分水利泵站的电气设备及信息处理水平与现代化标准间的差距较大, 泵站机组整体的运行效果较差。水利泵站运行的技术化及高速化水平较低。多数泵站运行管理中缺乏先进的泵站管理技术, 泵站运行缺乏必要的资金支持, 部分站点的设备及机组较为落后, 影响了系统的稳定性及安全性。
(四) 其他因素造成的泵站运行不稳定
我国的泵站大多建设较早, 泵站建设主要以传统的钢窗结构为主, 在长期的运行过程中, 泵站设备经空气、雨水等腐蚀, 出现了严重的损坏, 泵站系统的灵敏度无法保障。泵站基础设备的损害程度较高, 其无法有效的满足现代化的生产目标, 随着使用年限的增加, 泵站系统抵御自然灾害的能力普遍下降, 在恶劣的环境下, 水利泵站无法正常的运行。
二、水利泵站安全运行与管理措施
(一) 依据相关规定, 加强水利泵站安全运行与管理
在水利泵站安全运行与管理工程中, 各部门应严格按照相关规定, 遵循岗位责任制保证泵站安全管理工作有序开展。当班的工作人员应严格的控制泵房中人员的进出, 维护好泵房的纪律。工作人员应定期的检查泵房中的机械设备、启重工具、维修器械及一切建筑物, 保证工作场地的安全符合工作要求。管理人员应加强检查工作的实施, 监督工作人员的工作程序, 避免出现人为因素的违规操作, 保证泵站安全运作。水利泵站工作人员应对机电设备、保险装置安全设施、工具及信号装置等定期进行检查, 保证设备具有良好的稳定性及安全性。工作人员要科学的使用防护用品及安全措施, 严格按照安全操作章程进行工作, 在工作人员交接班时应注意做好全面的检查, 发现部分设备异常时应及时的进行处理。
(二) 建立科学的水利泵站安全管理制度
我国水利泵站建设过程中, 遵循传统的重建设轻管理的原则, 给水利泵站安全管理造成了严重的安全隐患。水利泵站安全运行管理中应实施全面规划、统筹兼顾的原则, 实施水利泵站运行全过程管理的措施, 保证水利泵站机组、附属设备及变配电设备等正常运行。管理人员应加强设备的维修管理, 延长设备运行的年限, 依据泵站机电设备维修运行的规程对机电设备进行维修与保养, 防止设备故障造成的安全事故发生。管理部门应制定完善的机电设备生产运行管理巡回检查制度, 操作人员应严格按照规范要求开展工作。泵站运行系统应在满足用户需求的基础上保证系统经济运行, 通过建立完善的调度中心, 科学选择及配置水泵, 工作人员应全面的了解水泵的性能, 依据其实际排水能力, 科学的配置水泵, 保证泵站设备运行模式处于最佳状态。
(三) 各部门应协调发展, 共同做好水利泵站运行与管理工作
在水利泵站安全运行管理中, 各部门应协调一致, 提高水资源统一调配的效率, 管理人员应依据市场需求及当地取水许可实行水资源的分级管理, 制定完善的用水计划。管理部门应积极的推广节水措施, 合理控制并利用污水, 在保证科学化建设的同时, 强化水利泵站的管理, 提高泵站系统整体的管理水平。管理人员应积极的引进现代先进技术, 促进泵站运行的自动化及智能化水平, 建立完善的管理制度及规范。水利泵站管理部门应积极的引进新技术, 促进泵站管理的正规化发展。工作人员在启动设备前应清除机电设备上的灰尘, 检查设备是否可以正常的启动与关闭, 工作人员应及时的检查水中建筑物是否出现了位移及裂缝, 做好设备的止水及加油措施等, 在汛期时做好设备的保养及管理。工作人员应禁止非操作人员进入工作场所, 在泵机房中应避免堆放与设备运行无关的杂物, 对部分工作人员的违规行为应进行惩处。管理部门应组织设备操作人员进行培训, 提高运行人员的安全意识及责任意识, 保证泵站机电设备安全运行。
三、总结
科学的水利泵站安全运行与管理措施是保障整个泵站工程安全运行的基础, 泵站安全管理人员应详细的分析泵站管理中存在的问题, 从不同的角度制定科学的泵站管理与运行措施, 加强泵站系统操作人员的技术培训, 建立完善的泵站安全运行与管理制度, 提高泵站管理的现代化水平, 促进水利泵站的正常运行。
摘要：本文分析了水利泵站工程安全运行管理中存在的主要问题, 分析了泵站设计、管理及操作技术等方面的不足, 提出了加强水利泵站安全运行管理的主要措施, 旨在通过建立完善的管理制度, 进行操作人员的技术培训, 以保证水利泵站设备安全、稳定运行, 实现泵站运行效益的最大化。
关键词：水利工程,泵站,安全运行管理
参考文献
[1] 沈红卫, 马华明.水利工程中如何规范化管理泵站的安全运行[J].黑龙江科技信息, 2015, (35) :85.
[2] 李雪松.水利泵站设计及其安全运行探析[J].河南水利与南水北调, 2016, (10) :72-73.[2017-08-31].
[3] 余建顺.试论大型水利泵站机电设备安装和检修的技术措施[J].智能城市, 2016, 2 (12) :254.
泵站机组运行方案范文第5篇
中国 温州600/1000 MW超超临界机组技术交流2010年会
超超临界机组节能改造及运行优化方案探讨
徐宝福
华电国际电力股份有限公司邹县发电厂山东邹城273522;
摘要：本文介绍了邹县发电厂超超临界机组节能改造及运行优化方案，并对实施效果进行分析。 关键词：真空提高系统;分离器改造;运行优化;效果分析
一 前言
华电国际电力股份有限公司邹县发电厂位于山东省邹城市唐村镇，是华电集团公司所属最大的电厂。
一、二期工程安装4台300MW机组(改造后出力为335MW)，分别于1985年～1989年投产。三期工程建设2台600MW机组，分别于1997年1月和11月投产。四期工程建设2台1000MW超超临界燃煤发电机组，分别于2006年12月和2007年7月投产。
两台超超临界燃煤发电机组三大主机由中国东方电气集团公司的三大主机制造公司东方锅炉(集团)股份有限公司、东方汽轮机有限公司和东方电机有限公司引进日立技术国内生产。电动给水泵、汽泵由日立公司制造，小汽轮机、高压旁路装置由德国西门子公司制造，励磁系统由瑞士ABB公司制造。机组投运后，针对实际运行过程中出现的问题，并围绕节能挖潜进行了部分设备技术改造，并从运行方式方面进行优化，提高机组的整体经济效益。
二 进行的主要节能技改项目介绍
2.1加装凝汽器真空提高系统
凝汽器真空提高系统属于热力发电厂节能技术领域，针对热力发电厂水环式真空泵抽气系统而设计的节能装置。它是通过外加智能制冷冷源系统，给真空泵提供远低于环境温度的工作水，大幅提高真空泵抽气能力，进而降低凝汽器不凝气体分压力这种方式来提高凝汽器换热效果，从而降低凝汽器水蒸汽凝结压力，也就是降低汽轮机背压，获得节能效果。
2.2凝汽器真空提高系统关键技术及创新成果包括：
2.2.1通过降低真空泵工作水温度的方式来提高凝汽器真空，获得节能效果。
不凝气体(主要是空气)是凝汽器主要传热热阻。减小凝汽器不凝气体分压力，是提高凝汽器真空的有效措施之一。减小不凝气体分压力目前来讲只有两种措施，一是提高汽轮机热力系统的严密性，减少不凝气体泄露;再是提高抽气系统真空泵的工作能力，及时将凝汽器内不凝气体抽除。
从水环式真空泵工作原理及性能可知，其抽气能力，和抽气压力所对应的饱和温度与工作水温度之间的差值，也就是工作水的温度有很大关系，工作水温度越低，抽气能力越大。凝汽器真空提高系统，通过供给真空泵7~15℃的工作水，使得真空泵抽气压力所对应的饱和温度与工作水之间的温差大大增加，极大地提升了真空泵工作能力和工作环境。
2.2.2建立冷端系统的统一冷源及协调控制系统
对于600MW及以上机组，抽气系统通常有多台水环式真空泵运转，因此存在真空泵启、停切换过程。因各种因素，不同真空泵之间的负荷、所需工作水量也有所区别。凝汽器真空提高系统，通过添加电控阀门，统一管理制冷机制出的冷水，做到根据真空泵实际运转情况，合理配比每台真空泵需冷水量。
2.2.3利用低品位热水、废蒸汽作为冷源制冷的动力源
凝汽器真空提高系统，可以根据热力发电厂实际情况，来选择电能驱动、低品位热水驱动等多种能源利用方式。尤其是低品位热水驱动方式，既提高凝汽器真空度，又降低了能源消耗，使节能效果获得最大化。
2.2.4使用基于三通电动阀的安全补偿系统，既不影响原开式水冷却系统切入，也不影响真空泵正常运转，使真空泵安全稳定运行得到最大保障。
凝汽器真空提高系统通过三通电动阀等安全补偿系统，能够做到在其投运期间，原开式水冷却系统处于随时切入的备用状态。一旦凝汽器真空提高系统不能满足真空泵工作要求，系统能够立刻切换到原开式水冷却系统中，真空泵运转丝毫不受影响。
2.3改造后的效果
从投运情况来看，针对抽气系统为水环式真空泵抽气系统的发电机组，凝汽器真空提高系统节能效果显著，凝汽器真空提高0.414~1.017kPa，节能收益在3000吨标煤/年以上，推广潜力巨大。
2.4凝结水泵加装变频装置
在#7机B、C凝泵、#8机B、C凝泵加装型号为SH-HVF-Y10K/1500的变频器。改造后， #
7、#8机凝泵变频器每台每天节电约8000kWh。
2.5磨煤机分离器改造
机组投产以来，磨煤机分离器堵塞问题一直是严重影响机组安全经济运行的关键问题，目前每天都要停磨煤机清理分离器。 为了解决分离器的堵塞问题，采用 SJSC - 3250 型二次携带轴向型双挡板煤粉分离器技术，对#7炉E、F磨煤机分离器进行了改造。 改造后各项技术指标均达到保证值， 具有较好的细度调节特性，出力优于改造前。同时，分离器堵塞的频率明显降低，减轻了清理的劳动强度。
三 在运行优化方面采取的措施
3.1正压直吹式低速磨煤机启停不投油
正压直吹式低速制粉系统磨煤机启动过程中，由其对应的燃烧器喷出的煤粉气流浓度是一个由低到高的过程;磨煤机停运过程中，由其对应的燃烧器喷出的煤粉气流浓度是一个由高到低的过程，为保证煤粉的可靠着火燃烧，按照设计要求，邹县电厂#
7、8锅炉每次启、停磨煤机，都必须将该磨煤机所对应的油枪全部投入运行，否则磨煤机启、停程序将无法执行。
为适应电网需求、满足电力用户的需要， #
7、8机组负荷几乎每天都在500～1000MW之间变化，这就需要频繁的启停磨煤机，导致启停磨煤机的助燃耗油量较高。考虑到#
7、8炉燃煤煤种挥发分较高(Vdaf =40%～30%)，煤粉的着火点温度为650℃～750℃，在机组负荷大于50%时，炉膛温度大于1000℃，能满足煤粉着火的需要。为了节约燃油，提出了机组正常运行时启停制粉系统不投油的节能思路。
#
7、8炉首先进行了停运、启动第六台磨煤机不投油试验，磨煤机停运、启动过程中，锅炉燃烧稳定。在此基础上，#
7、8炉又进行了停运、启动第五台、第四台磨煤机不投油试验，磨煤机停运、启动过程中，炉膛负压正常，试验效果良好。从而实现了机组正常运行中启停磨煤机不投油。根据试验摸索，取得以下运行经验。
1)机组负荷必须大于50%额定负荷且锅炉各联锁保护投入正常，强制“油枪运行”信号。
2)启停磨煤机期间停止炉膛吹灰。
3)要求燃烧稳定，若出现给煤机频繁断煤、磨煤机料位不稳定、负压波动等情况时，启停磨煤机需投油。
4)启动磨煤机时，磨煤机出口温度大于60℃时方可启动给煤机。
5)给煤量增加要缓慢，防止磨煤机出口温度突降。
6)启停下层喷燃器所对应的磨煤机时，必须保证其对侧及上层喷燃器所对应的磨煤机运行正常。
7)启停磨煤机过程中，运行人员应对该磨煤机所对应的喷燃器燃烧情况连续监视，发现异常及时处理。
8)启停第四台磨煤机时，优先启停中上层喷燃器所对应的磨煤机。
9)不投油启停磨煤机，运行人员应通过“燃煤掺配掺烧管理网站”了解煤质情况，应保证燃煤的干燥无灰基挥发份大于30%。
10)由于“油枪运行”信号强制过程中，会出现“全燃料失去MFT”拒动，当出现全燃料失去工况时，此时“临界火焰”与“全火焰”失去MFT保护会动作，否则应“手动MFT”。
华电邹县发电公司两台百万千瓦机组正常运行中启停制粉系统不投油，说明了旋流燃烧器在燃用高挥发份煤种时，不投油启停制粉系统是安全可靠的，对于火力发电厂启停制粉系统不投油有很好的借鉴推广意义。
3.2冬季单循泵运行
循环水泵电机功率为3650kW，是最大的耗电设备之一。如何在不具备设备改造条件和调整手段的前提下降低循泵电耗，是一个急需解决的重要课题。经调研，目前新投产的机组，循环水系统大部分设计为 “一运一备”或两台机组“两运一备”的方式，循泵的电耗相对较低。邹县电厂1000MW机组冬季循环水温度低、凝汽器真空达到-99.5kPa，若在保证机组真空的情况下停运一台循泵，将循泵的运行方式由“两运一备”优化为“一运两备”，将大大降低机组的厂用电率。
通过安全性评价、可行性论证以及试验实施了单循泵运行方式。执行单循泵运行措施以来，未发生循泵跳闸事件。
1)为保证机组的安全，防止凝汽器发生水锤，目前保持辅泵和一台循泵并联运行。
2)为保证铜管的清洁程度，每3天启动第二台循泵投入胶球清洗装置，在#7机组首次大修期间，检查凝汽器不锈钢管清洁、无堵塞，证明了每3天投入一次胶球清洗装置的做法是可行的。
3.低负荷实行单凝泵节能运行方式
1000MW机组各设置一套独立的凝结水系统，每套系统采用三台定速中压凝结水泵，每台凝结水泵为50%额定凝结水流量。每台机组的凝结水泵设计运行方式为两台运行、一台备用，并且系统设计有凝结水母管压力低于2.7MPa联启备用凝泵逻辑。凝泵电机功率1500 kW、耗电较多，夜间#
7、8机组低负荷时间长，随着负荷的降低，凝结水流量减小，需要随时调整凝结水再循环调门开度来保证精除盐入口压力不致过高(精除盐入口压力控制不超过3.5MPa，设计最大承受压力为4.0MPa)，在50%负荷时再循环流量达到700t/h，两台凝泵运行的经济性和安全性均较差。运行部对#
7、8机组低负荷实施单台凝泵运行方式的安全性和经济行进性了充分的分析、论证，并对机组实施单凝泵运行后可能存在的安全风险，制定了有针对性的防范措施。
经试验单凝泵时各用户工作正常。凝结水系统用户较多，以受影响最大的汽动给水泵密封水温为例：选取夏季真空低、凝结水温度高的数据，停运第二台凝泵后#7机A汽动给水泵密封水调门开度由54%增加至60%，密封水回水温度基本稳定在52℃。
对凝结水泵本身的影响。凝结水泵采用立式筒袋型双层壳体结构，首轮为单吸或双吸形式，次级叶轮与末级叶轮通用，为单吸形式。首级壳为螺旋壳，次级、末级壳为碗形壳;泵轴设有多处径向支承，泵转子轴向负荷可由泵本身推力轴承承受，也可由电机承受。凝泵各部受力相对较小。凝泵运行中泵产生的轴向力主要由平衡鼓平衡，约占95%的轴向推力，泵和电机分别设有推力轴承，剩余的轴向力由泵和电机的推力轴承承受，泵和电机的推力轴承承受的力较小。泵内设有多处水润滑导轴承，用以承受泵转子径向力，每一导轴承承受的力较小。凝泵和出口电动门设有联锁，出口电动门的全开、全关时间约为7min，正常启动凝泵运行后联开出口电动门、出口电动门关闭后自动停运凝泵，单位时间内凝泵出口流量、压力变化较小，减少了凝泵所受的力。从以上设计可以看出，凝泵启、停次数增多，并不会对凝泵及其电机造成大的影响。
机组运行中清理滤网极易造成凝结水入口管道漏空，使运行中的凝结水泵不出力和真空下降。实施单凝泵后，如何安全的清理滤网是一个需要解决的问题。为此我们专门召开会议进行研究、探讨，决定采用以下方案：保持凝泵机械密封水门常开;稍开凝泵入口滤网底部放水门，检查是否正压，若为正压，然后关闭，保持凝泵入口滤网充满水且稍微溢流，才允许检修人员清理凝泵入口滤网。若凝泵入口滤网放水门往里吸空气，说明为真空状态，则开启凝泵出口电动门5～10%，对凝泵入口滤网进行注水直至正压，保持凝泵入口滤网充满水，才允许检修人员清理凝泵入口滤网。经过多次凝泵入口滤网清理结果表明，采用上述措施可以安全的清理滤网。
通过以上各方面的论证、分析，我们认为，将1000MW机组凝泵的运行方式由“两运一备”优化为“一运两备”在理论上、安全性及经济性方面是可行的。
1)将凝结水母管压力低于2.7MPa联启备用凝泵的保护定值修改为2.0MPa，并相应修改报警值。
2)在凝泵允许启动条件中增加“负荷大于400MW”判断条件，以保证在单凝泵运行时，备用泵联启正常。
3)关闭未投联锁的备用凝泵出口电动门，缩短备用凝泵达出力的时间。
4)制定#
7、8机组单凝泵运行期间注意事项。
5)制定凝结水泵入口滤网清理的操作及注意事项.
6)优化负荷调度，尽量延长单凝泵运行时间，节约凝泵电耗。
4.冬季停运开式泵。
1000MW机组开式水用户只有闭式水冷却器和机械真空泵冷却器。冬季循环水温度低，经过试验，停用开式泵后闭式水温升高4℃，机械真空泵工作水温上升约6℃，凝汽器真空略有下降，循环水温越低，停运开式泵后的影响越小，在寒冷季节实现了开式泵停运。
1)增加闭式水冷却器的反冲洗次数，保持闭式水冷却器的清洁，使其始终处于良好换热状况，达到早停开式泵的目的。
2)定期清理机械真空泵冷却器。原来仅根据机械真空泵的工作水温来确定是否清理冷却器，为配合冬季停运开式泵方案的实施，定期清理机械真空泵冷却器，使其始终处于良好换热状况，避免停运停开式泵对凝汽器真空的影响。
通过以上运行方式的优化，2009年两台机组综合厂用电率比2008年下降了0.19%，共节约锅炉燃油845吨，从而减少了燃油燃烧后对大气环境的污染;全年共节约厂用电1300多万度，相当于减少6900吨煤炭燃烧后产生烟气等污染物的排放，节约用水约39000吨，对改善当地的环境和生态条件做出了贡献。2009年共节约企业发电成本1100多万元。实际应用表明，该成果简单实用、节能效果明显，大大降低了机组的发电成本，有很好的经济效益。采用运行方式优化的手段开展节能降耗工作，无设备改造成本，投入费用少，通过逻辑修改和完善技术措施，即保证了机组的安全稳定又创造了可观的经济效益。该成果证明了旋流燃烧器在燃用高挥发份煤种时，不投油启停制粉系统是安全可靠的，对于其他火力发电厂启停制粉系统有很好的推广意义。
该项目所采用的机组运行方式优化，突破了设计理念，思路创新，对发电厂的节能降耗工作有很好的借鉴意义。
作者简介：
徐宝福，1966年7月出生，男，山东曹县，高级工程师，华电国际邹县发电厂总工程师。
联系方式：
地址：华电国际邹县发电厂273522
泵站机组运行方案范文第6篇
(铜罐驿长江提水工程)
机组试运行工作报告
河南水利建筑工程有限公司
2010年7月
机组试运行报告目录
1 工程概况…………………………………………………………………3 1.1 各泵站概况 ……………………………………………………………3 1.2 主要机电设备 …………………………………………………………4 2 试运行依据………………………………………………………………4. 3 试运行过程………………………………………………………………5 3.1 试运行前的统一检查 …………………………………………………5 3.2 机组试运行持续时间安排 …………………………………………6 3.3 试运行实施过程 ……………………………………………………7 3.3.1 单台机组运行 ……………………………………………………7 3.3.2 全站机组联合运行 ………………………………………………7 3.4 试运行中的检查和测试 ……………………………………………10. 3.4.1 试运行中的主要检查项目 ………………………………………10 3.4.2 机组运行中各种参数的测试 ……………………………………11 4 试运行前的抽水作业情况 ……………………………………………16 5 试运行结论 ……………………………………………………………17 6 存在的问题 ……………………………………………………………17 附件1：《汤家沱一级泵站试运行情况表(手控阶段)》 附件2：《汤家沱一级泵站试运行情况表(自控阶段)》 附件3：《马家沟二级泵站(单机)试运行情况表》 附件4：《马家沟二级泵站试运行情况表(自控阶段)》
附件5：《铜罐驿区域供水项目TIWS.CP1-2标段自动化仪器仪表参数现场调试检测记录》
附件6：《铜罐驿长江提水工程主要设备一览表》 附件7：《泵站试运行方案》
1 工程概况
铜罐驿长江提水工程为大型II等水利工程，重庆市西部供水规划确定的4个骨干工程之一，是有效解决西部地区水供需矛盾、优化资源配臵、推动城市化进程的重要水利基础设施。该工程建设任务是为重庆市西部九龙坡区、沙坪坝区和璧山县的城镇生活和工业用水提供补充水，规划从长江干流取水，经两级提水后，通过管道输送至各供水城镇。 1.1 泵站及管线概况
(1)汤家沱一级泵站
汤家沱一级泵站位于九龙坡区铜罐驿镇黄金堡村汤家沱，自长江左岸取水，通过DN1600、 DN1400钢管和PCCP钢筒混凝土管输送至石板镇马家沟水库。泵站装机3台，3×1800KW(二用一备)，配套XS500-860型水泵，最大提水净扬程94.048m，最小提水净扬程74.718m，设计单机提水流量4488m3/h, 设计总提水流量2.49m3/s(近期)，经陶家一巴福支线分水后，进入马家沟水库的流量规模为2.40m3/s。。泵站扬水管道为DN1400钢管，总长358m。
泵站主电机额定电压10KV, 采用电抗器降压方式起动。35KV变电站主变容量6300KVA, 站变容量200KVA。
(2)马家沟二级泵站
马家沟二级泵站位于九龙坡区石板镇青龙村，自马家沟水库右岸取水，通过DN1400、 DN1600钢管输送至坡顶高位蓄水池，再经高位水池自流至大学城水处理厂。泵站装机3台，3×2240KW(二用一备)，配套XS600-860型水泵，最大提水净扬程100.0m，最小提水净扬程87.2m，设计单机提水流量5532m3/h, 设计总提水流量3.068m3/s(近期)。扬水管道为DN1400、DN1600钢管，总长
420m。
泵站主电机额定电压10KV,采用电抗器降压方式起动。35KV变电站主变容量6300KVA, 站变容量250KVA。
(3)陶家加压泵站
该泵站系汤家沱-马家沟输水主管线中的支管线的加压泵站，位于九龙坡区陶家镇治安村，通过汤家沱-马家沟输水主管线桩号K4+058叉管取水，加压后输送至巴福镇水厂。泵站装机2台，2×315KW，配套XS200-670B型水泵，提水净扬程69m，设计单机提水流量630m3/h, 设计总提水流量0.35m3/s(近期)。扬水管道为DN600钢管，总长约6330m。
泵站主电机额定电压10KV, 采用直接起动方式起动，电源由附近10KV架空线路提供;厂区用电由泵站内10KV所用变柜(容量50KVA)提供。
(4)汤家沱-马家沟输水主管线:总长9646m，其中PCCP管(DN1400、DN1600)6846m，钢管(DN1400、DN1600)2800m。
(5)陶家-巴福支管线：DN600钢管总长约8200m。 1.2 主要机电设备
本工程机电设备按使用类别分为电气设备、水机设备、辅助设备三大类，详见“附件6”《铜罐驿长江提水工程主要设备一览表》。
2 试运行依据
(1)《水利水电工程验收规程》(SL223-2008); (2)《泵站安装及验收规范》(SL317-2004);
(3)重庆市小城市基础设施改善项目铜罐驿区域供水工程项目TIWS〃CP1-2标段设计文件及设计变更文件;
(4)《重庆市小城市基础设施改善项目铜罐驿区域供水工程项目TIWS〃CP1-2标段施工合同》;
(5)《泵站试运行方案》
为使本工程泵站试运行工作有序进行,施工单位编制了《泵站试运行大纲》, 多次在工程监理例会上进行了审查、讨论、修改、补充，最后形成了可操作性较强的《泵站试运行方案》。整个试运行的组织实施按照该方案进行。详见“附件7”。
3 试运行过程
3.1 试运行前的统一检查
试运行前，业主委托工程监理部组织参建各方(设计、监理、建设、施工单位)对泵站设施、设备及其资料进行了检查。检查的主要内容包括：
(1)土建工程质量，各建筑物、构筑物控制高程;
(2)输水管道和各种工艺管道的控制高程，管道的防腐处理; (3)各种工艺设备的安装质量，润滑油和润滑脂的加注情况; (4)电气线路和设备的外观; (5)安装单位所提供的资料： 1)竣工图及资料 a.机组安装竣工图; b.辅助设备系统安装竣工图; c.所有单机调试资料; 2)主机组安装及试验记录; a.主水泵机组基础安装记录;
b.同轴度测量记录; c.摆度测量记录; d.水平测量记录; e.机组轴线中心测量记录; f.主电动机试验记录;
3)电气线路和设备安装验收记录、模拟试验资料; 4)辅机设备系统安装验收记录; (6)管道水压试验报告资料。 3.2 机组试运行持续时间安排
《泵站安装及验收规范》(SL317-2004)规定：单台机组运行应在7d内运行48h或连续运行24h。全站机组联合运行时间宜为6h，且机组无故障停机次数不少于3次。根据本工程实际情况，《泵站试运行方案》对机组试运行持续时间具体安排如下：
(1) 单台机组运行
1)汤家沱一级泵站单台机组连续运行24h。每台机组运行总小时数：24h，其中单台运行18h，参于联合运行6h。在单台机组运行中，包含手动控制方式启停机组和自动控制方式启停机组。
2) 马家沟二级泵站单台机组连续运行0.7h。
3)陶家加压泵站单台机组连续运行24h。每台机组运行总小时数：24h，其中单台运行18h，参于联合运行6h。在单台机组运行中，包含手动控制方式启停机组和自动控制方式启停机组。 (2) 全站机组联合运行
1)汤家沱一级泵站全站机组连续运行6h。全站机组启动后，每运行2h左
右停机一次，联合运行中，每台机组共启停3次。
2) 马家沟二级泵站全站机组连续运行0.3h。
3)陶家加压泵站全站机组连续运行6h。全站机组启动后，每运行2h左右停机一次，联合运行中，每台机组共启停3次。
3.3 试运行实施过程 3.3.1 单台机组运行 3.3.1.1 手动启停机组
(1)汤家沱一级泵站
2009年2月24日～2009年2月27日，我们对汤家沱一级泵站进行了单台机组试运行。通过手动起停机组，1#机组单机连续运行了24.5h;2#机组单机连续运行了24.8h;3#机组单机连续运行了24.3h。
(2) 马家沟二级泵站
2009年3月23日，我们对马家沟二级泵站进行了单台机组试运行。通过手动起停机组，1#、2#、3#机组单机分别连续运行了43min、39min、41min。 3.3.1.2 自动起停机组
2010年3月13日，我们对汤家沱一级泵站通过计算机监控系统起停机组，进行了单台机组试运行。1#、2#、3#机组单机分别连续运行了1h、1.2h、1.1h，计算机监控系统和所有机电设备工作正常。 3.3.2 全站机组联合运行 3.3.2.1 手动启停机组
(1)汤家沱一级泵站
2009年3月13日，我们对汤家沱一级泵站进行了2台机组联合运行。通
过手动控制方式起停机组，1#、2#机组联合运行了1.0h;1#、3#机组联合运行了3.0h;2#、3#机组联合运行了1.0h。
2009年12月，我们再次对汤家沱一级泵站进行了2台机组联合运行。 2009年12月23日,1#、2#机组在联合运行中，共同运行了6.4h，每台机组分别起动了3次、停止了3次。其中，1#机组起动后1.9h停止，5min后重新起动，运行2.3h后停止，5min后再次起动，运行2.2h后停车;2#机组起动后运行1.8h停止，5min后重新起动，运行2.1h后停止，5min后再次起动，运行2.6h后停车。
2009年12月24日,2#、3#机组在联合运行中，共同运行了6.8h，每台机组分别起动了3次、停止了3次。其中，2#机组起动后运行1.7h停止，5min后重新起动，运行2.4h后停止，5min后再次起动，运行2.7h后停车;3#机组起动后运行1.8h停止，5min后重新起动，运行2.3h后停止，5min后再次起动，运行2.7h后停车。
2009年12月25日,1#、3#机组在联合运行中，共同运行了7.1h，每台机组分别起动了3次、停止了3次。其中，1#机组起动后2.0h停止，5min后重新起动，运行2.5h后停止，5min后再次起动，运行2.6h后停车;3#机组起动后2.0h停止，5min后重新起动，运行2.5h后停止，5min后再次起动，运行2.7h后停车。
(2) 马家沟二级泵站
2009年6月21日，我们对马家沟二级泵站进行了2台机组联合运行。将1#、2#机组联合运行了17min，1#、3#机组联合运行了18min，2#、3#机组联合运行了16min。 3.3.2.2 自动启停机组
(1)汤家沱一级泵站
2010年6月19日～2010年6月22日，我们通过计算机监控系统启停机组，对汤家沱一级泵站进行了2台机组联合运行。其中1#、2#机组联合运行了6.2h;1#、3#机组联合运行了6.5h;2#、3#机组联合运行了6.4h。
1#、2#机组在联合运行时，每台机组分别起动、停止了3次。其中，1#机组起动后运行1.9h停止，5min后重新起动，运行2.1h后停止，3min后再次起动，运行2.2h后停车;2#机组起动后运行2.0h停止，5min后重新起动，运行2.2h后停止，3min后再次起动，运行2.1h后停车。
1#、3#机组在联合运行时，每台机组分别起动、停止了3次。其中，1#机组起动后运行2.0h停止，5min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.5h后停车;3#机组起动后运行2.0h停止，3min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.5h后停车。
2#、3#机组在联合运行时，每台机组分别起动、停止了3次。其中，2#机组起动后2.0h停止，4min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.5h后停车;3#机组起动后2.0h停止，3min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.4h后停车。
(2) 马家沟二级泵站
2010年2月3日，我们通过计算机监控系统起停机组，对马家沟二级泵站进行了2台机组联合运行。1#、2#机组联合运行了18min，1#、3#机组联合运行了17min，2#、3#机组联合运行了17min。水泵机组和计算机监控系统工作正常。
3.4 试运行中的检查和测试 3.4.1 试运行中的主要检查项目
(1)水泵
1)填料室滴水40～60滴/min, 符合CJJ58-1994规定值(30～60滴/min)。 2)振幅0.07～0.9mm，符合SL317-2004规定值(≤0.1mm)。
3)轴承、填料函温度32～43℃，符合设备制造厂家的规定值(≤55℃)。 4)没有发生汽蚀现象,符合SL255-2000规定(汽蚀应在允许范围内)。 5) 水泵的各种监测仪表指示正常。 (2) 电动机
1)轴承温度为50～70℃，符合设备制造厂家规定值(≤75℃)。 2)定子绕组温升为58～72℃，符合设备制造厂家规定值(≤80℃)。 3)冷却水温度25～45℃，符合设计要求(≤60℃)。 (3) 配电设备
1)各种开关柜操动机构动作灵活，主、辅触头通断可靠，断路器机械特性正常。
2)开关柜仪表指示正常。 3) 保护电路工作有效。
4)母线温度≤70℃，各导体联接点温度≤80℃，符合SL317-2004规定。 (4)其它工艺设备
1) 进、出水管路中各种阀门开启和关闭灵活，液控蝶阀开、关阀时间符合设计要求：开阀时间15～25S;两阶段关阀，其中快关时间9～10S，慢关时间13～22S，满足机组和管路运行要求。
2) 电机冷却水系统循环水量24～27m3/h(设计值25m3/h);电机冷却水管水温25～50℃(设计值≤60℃)，符合设计要求。
3) 泵房通风系统启、停可靠，运行正常。
4) 泵房排水系统启、停可靠，运行正常。 (5)土建工程 1) 进水建筑物
①汤家沱一级泵站进水间(进水池)水位173.3～175.5m，符合设计要求(173.2～192.53m);水泵运行时，池内无漩涡，流态满足水泵进水要求。
②马家沟二级泵站进水间(进水池)水位238.3～243.5.0m，符合设计要求(238.0～250.8m);水泵运行时，池内无漩涡，流态满足水泵进水要求。
2) 出水建筑物
汤家沱一级泵站沉砂池和马家沟二级泵站高位水池，各部位尺寸、标高合设计要求，水池满水后墙体和底板没有渗漏现象。
3) 流量计井、水锤消除器井
井内无积水，尺寸和标高符合设计要求。
4) 停机后检查管路和泵房内镇墩、支墩，没有移位、裂缝现象，所有土建工程均能满足机组和管路运行要求。 3.4.2 机组运行中各种参数的测试
试运行中，我们对电气参数、水力参数和机组振动值进行了测试，全部符合设计指标。
(1)电气参数 1)电源电压和频率
①汤家沱一级泵站 10.1～10.4Kv 50HZ，符合CJJ58-1994规定值(10.0Kv±10% 50HZ±1%)。
②马家沟二级泵站 10.3～10.6Kv 50HZ，符合CJJ58-1994规定值(10.0Kv±10% 50HZ±1%)。
2)电机工作电流 ①汤家沱一级泵站
1#电机：IA =95～101A IB = 96～101A IC=97～102A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值(123A)，不平衡电流不超过10%;
2#电机: IA =98～101A IB = 97～100A IC=98～100A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值(123A)，不平衡电流不超过10%;
3#电机: IA =98～101A IB = 97～100A IC=98～100A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值(123A)，不平衡电流不超过10%。
②马家沟二级泵站
1#电机：IA =116～122A IB = 118～122A IC=115～122A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值(155A)，不平衡电流不超过10%;
2#电机: IA =115～120A IB = 114～120A IC=116～121A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值(155A)，不平衡电流不超过10%;
3#电机: IA =116～121A IB = 117～122A IC=117～122A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值(155A)，不平衡电流不超过10%。
3)有功功率 ①汤家沱一级泵站
1#电机：有功功率1620～1660Kw<额定功率1800Kw，满足设计要求; 2#电机：有功功率1650～1680Kw<额定功率1800Kw，满足设计要求; 3#电机：有功功率1660～1670Kw<额定功率1800Kw，满足设计要求。 ②马家沟二级泵站
1#电机：有功功率1980～2050Kw<额定功率2240Kw，满足设计要求; 2#电机：有功功率2010～2060Kw<额定功率2240Kw，满足设计要求;
3#电机：有功功率2020～2070Kw<额定功率2240Kw，满足设计要求。 4)电容补偿柜投入后的功率因数 ①汤家沱一级泵站
1#电机：功率因数0.948～0.952>0.90，符合GB/T50265-97规定; 2#电机：功率因数0.944～0.953>0.90，符合GB/T50265-97规定; 3#电机：功率因数0.945～0.946>0.90，符合GB/T50265-97规定。 ②马家沟二级泵站
1#电机：功率因数0.938～0.942>0.90，符合GB/T50265-97规定; 2#电机：功率因数0.932～0.941>0.90，符合GB/T50265-97规定; 3#电机：功率因数0.931～0.947>0.90，符合GB/T50265-97规定。 (2)水力参数 1)提水净扬程 ①汤家沱一级泵站
1#、2#、3#水泵:92.62～93.62m，符合设计要求(74.718～94.048m); ②马家沟二级泵站
1#、2#、3#水泵:98.5～99.0m，符合设计要求(87.2～100.0m); 1)水泵出口压力 ①汤家沱一级泵站
1#水泵：0.96～0.97MPa 符合设计要求; 2#水泵：0.96～0.97MPa 符合设计要求; 3#水泵：0.96～0.97MPa 符合设计要求。 ②马家沟二级泵站
1#水泵：1.01～1.02MPa 符合设计要求;
2#水泵：1.01～1.02MPa 符合设计要求; 3#水泵：1.01～1.02MPa 符合设计要求。 2)流量
①汤家沱一级泵站
1#水泵：4320～4500m3/h ,符合设计要求(4488m3/h); 2#水泵：4300～4490m3/h,符合设计要求(4488m3/h); 3#水泵：4350～4510m3/h,符合设计要求(4488m3/h)。 ②马家沟二级泵站
1#水泵： 5380～5560m3/h ,符合设计要求(5532m3/h); 2#水泵： 5350～5540m3/h ,符合设计要求(5532m3/h); 3#水泵：5340～5530m3/h ,符合设计要求(5532m3/h)。 3)泵站进水水位和出水水位 ①汤家沱一级泵站: 进水水位173.3～175.5m，出水水位267.248m, 符合设计要求。 ②马家沟二级泵站: 进水水位238.3～243.5.0m，出水水位338.0m, 符合设计要求。 4)提水净扬程 ①汤家沱一级泵站
1#、2#、3#水泵:92.62～93.62m，符合设计要求(74.718～94.048m)。 ②马家沟二级泵站
1#、2#、3#水泵:98.5～99.0m，符合设计要求(87.2～100.0m)。 (3)机组振动值
①汤家沱一级泵站机组振动值
1#机组：0.06≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定; 2#机组：0.07≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定; 3#机组：0.07≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定。 ②马家沟二级泵站机组振动值
1#机组：0.07≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定; 2#机组：0.075≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定; 3#机组：0.08≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定。
(上述参数测试情况详见“附件1”、“附件2”、“附件3”、“附件4”) (4)自控设备性能的测试情况
在试运行中，通过计算机监控系统的操作，对自控设备的各项性能进行了检验，具体情况如下：
1) 计算机监控系统，能可靠、安全、实时、灵活地实现泵站主控级控制和现地控制。
2) 通过观察显示器显示的电压、频率、电流、功率、功率功率因数等电气参数和压力、液位、流速、流量等水力参数与现场显示的数据完全一致，即计算机系统遥测、遥信可靠、实时。
3) 自控设备的检查项目如下：
①数据采集：能接收事件数据，存入实时数据库，用于画面更新、控制调节、趋势分析、记录打印、操作指导及事故记录和分析。
②数据处理：能对所采集数据或信息进行有效检查、报警判断或跳闸控制，对一些重要数据作为历史数据予以整理、记录、归档。如温度、泵组流量等重要监视量。
③监视：能对水泵机组运行工况进行监视，监视画面包括：水泵运行情况
的动态显示及主要电气参数、事件/事故报警表、监视数据表格等。
④控制：能通过键盘、鼠标对被控制对象进行调节和控制。控制的主要内容包括泵站控制方式的选择、泵组的启/停、开关的分/合，操作常用整定值和限值的设定。主水泵、液控蝶阀、循环水泵、潜水泵、电动蝶阀、风机、冷却塔的监测控制等。
⑤记录和打印：能对所有监控对象的操作、报警事件及实时参数报表都可记录下来，并送存贮设备作为历史数据，并能在打印机实现打印。
⑥运行管理：能积累泵站运行数据，为提高泵站运行维护水平提供依据。包括：根据运行工况计算全站消耗总功率、用电量总和;累计泵组开、停次数、累计开机运行时数、停机时数、检查退出时数;累计断路器等主要设备运行时间、动作次数，检修次数和时间等。
4)自动化仪器仪表指示正确(详见“附件5”)
4 试运行前的抽水作业情况
在试运行以前，汤家沱一级泵站和马家沟二级泵站已进行了较长时间的抽水作业。
(1)汤家沱一级泵站
汤家沱一级泵站于2008年10月12日～2008年10月30日第一次投入抽水作业，3台机组轮流运行，1#、2#、3#机组分别运行了33小时、71.5小时、28.5小时。
2009年2月28日～2009年3月29日汤家沱一级泵站第二次投入运行，1#、2#、3#机组轮流运行，分别运行了89.3小时、78.6小时、69.7小时。
2009年12月21日～2010年1月18日汤家沱一级泵站第三次投入抽水作
业，机组两两联合运行，1#、2#、3#机组分别运行了478小时、374小时、336小时。
2010年6月19日～2010年6月25日汤家沱一级泵站第三次投入抽水作业，机组两两联合运行，1#、2#、3#机组分别运行了168小时、76小时、168小时。
1#、2#、3#机组运行总小时数分别为768.3小时、521.5小时、602.2小时，分别提水345.7万立方米、234.7万立方米、271万立方米。汤家沱一级泵站累计提水已达851.4万立方米。
(2) 马家沟二级泵站
马家沟二级泵站于2008年9月6日投入抽水作业，3套机组轮流运行至2009年2月15日。在此期间，由于重庆大学城需水量较小，机组起动后，连续运行时间一般为45～50分钟，每天抽水2～3次。1#机组运行147次106小时，提水58.3 万m3;2#机组运行117次87小时，提水47.85万m3;3#机组运行136次96.8小时，提水53.24万m3。3台机组共提水159.39万m3。
5 试运行结论
试运行中，通过检查和测试，汤家沱一级泵站和马家沟二级泵站机电设备电气参数、水力参数符合设计指标;主、辅设备动作协调可靠，性能达到设计要求;自控设备各项性能稳定可靠，满足泵站运行管理要求;进、出水水工建筑物、管路构筑物、泵房等土建工程满足机组和管路运行要求。
6 存在的问题
(1)马家沟二级泵站因受出水池容积和后级水厂需水量限制，机组持续
运行时间没有达到有关规定要求。由于马家沟二级泵站出水池(高位水池)容积仅为3000 m3，高位水池至大学城供水管道近期的输水量约仅为1500m3/h左右,而泵站单台机组提水流量达5500 m3/h。根据该站目前的实际情况，机组试运行中，单台机组连续运行时间只能控制在0.7小时之内，两台机组联合运行时间只能控制在0.3小时之内。
(2)
一、二泵站试运行中都未进行事故停泵试验。