水电站#3机试运行程序.docx

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水电站#3机试运行程序

汉江某厂水电站

#3机组启动试运行程序

中国水利水电第十工程局某厂水电站项目部

2006年5月30日

批准：

审核：

编写：

目录

1.前言………………………………………………………………………2

2.#3机组启动试运行的范围………………………………………………2

3.检查试验项目……………………………………………………………2

4.机组充水前的检查………………………………………………………3

5.机组充水试验……………………………………………………………4

6.机组空载试运行…………………………………………………………5

7.3#发电机带#3主变与高压配电装置试验………………………………12

8.机组并列及负荷试验……………………………………………………13

9.机组带负荷试运行………………………………………………………14

10.交接验收…………………………………………………………………14

汉江某厂水电站#3机组启动试运行程序

1前言

本启动试运行程序依据以下国家和行业技术标准，并结合该电站电气主接线、水工建筑、金属结构图编制而成，经启动验收委员会批准后执行。

1）DL507—2002《水轮发电机组启动试验规程》；

2）GB50150—91《电气装置安装工程电气交接试验标准》；

3）GB8564－2003《水轮发电机安装技术规范》；

4）各机电设备、仪表厂家的技术文件。

2#3机组启动试运行的范围：

#3水轮发电机组及其附属设备、#3机组励磁、调速系统、#3机发电回路中的一、二次设备和继电保护装置、电站公用系统、直流系统、监控系统、#3主变、330kV开关站。

3检查试验项目

1）引水系统检查；

2）水轮机检查；

3）调速系统检查；

4）发电机检查；

5）励磁系统检查；

6）油、气、水系统检查；

7）电气一次设备检查；

8）电气二次系统及回路检查；

9）消防系统及设备的检查；

10）#3机组充水试验；

11）#3机组空载试运行；

12）#3机组带#3主变与高压配电装置试验；

13）#3机组并列及负荷试验；

14）#3机组72h带负荷连续试运行。

4机组充水前的检查

4.1引水系统的检查

4.1.1大坝进水口拦污栅已施工完毕验收合格，拦污栅周围已清理干净验收合格。

4.1.2大坝事故闸门、双向门机已安装完工，在无水情况下调试合格。

事故闸门在关闭状态。

闸门门槽及周围已清理干净验收合格。

4.1.3蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净，蜗壳、尾水管排水阀关闭严密，蜗壳、尾水管进人孔已封闭严密。

测量表计、压力开关均已安装完工调试合格，整定值符合设计要求。

4.1.4#3机尾水闸门门槽及周围已清理干净，尾水闸门已安装完工检验合格，尾水闸门处于关闭状态。

4.1.5上、下游水位测量装置已安装完工,调试合格。

4.1.6非本期发电的#1、#2机事故闸门、尾水闸门、技术排水阀处于关闭状态，并已采取安全措施防止误动。

4.2水轮机部分的检查

4.2.1水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格、记录完整；转轮叶片与转轮室间隙已检查无遗留物。

4.2.2真空破坏阀已安装完工，经严密性渗漏试验及设计压力下动作试验合格。

4.2.3顶盖排水泵已安装完工，检验合格，手动/自动操作回路正常。

同时准备备用水泵一台。

4.2.4主轴密封与检修密封已安装完工，经检验检修密封无渗漏。

检修密封已投入。

4.2.5水导轴承润滑冷却系统已检查合格，油位、温度传感器冷却水水压已调试合格，整定值符合设计要求。

4.2.6导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，接力器锁定投入，导水叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。

剪断销剪断信号检查试验合格。

4.2.7机组各测压表计、示流计、压力开关均已安装完工调试合格，整定值已调整至设计值。

4.3调速系统及其设备的检查

4.3.1调速器机柜及油压装置已安装完工检验合格、油位正常，透平油化验合格。

表计、压力开关、传感器、安全阀门均已整定符合设计要求。

4.3.2油压装置油泵在工作压力下运行正常，集油槽油位浮子继电器动作正常。

自动补气装置、漏油装置安装完工，调试合格。

4.3.3调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等经充压力油检查无渗油现象。

4.3.4调速器机柜、电柜静态调试已完成，接力器行程、导叶开度、浆叶开度指示正确，协联曲线正确。

4.3.5调速器锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前处于关闭状态。

4.3.6事故配压阀和分段关闭装置均已调试合格，导叶全开到全关时间符合调节保证计算值。

4.3.7调速器现地开、停机试验，LCU开、停机试验，事故停机试验均正确可靠。

4.3.8备用油压装置安装完工，调试合格，处于备用状态。

4.3.9测速装置安装完毕检验合格，输出接点已按要求初步整定。

4.4发电机部分的检查

4.4.1发电机整体已全部安装完工，试验和检验合格，记录完整。

发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内部无任何杂物。

4.4.2导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水压已调试合格，整定值符合设计要求。

4.4.3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。

4.4.4发电机机械制动系统的手动、自动操作已调试合格动作正确，压力开关已整定符合设计要求。

4.4.5发电机空气冷却器已检验合格。

阀门及管路无渗漏水现象。

4.4.6测量发电机工作状态的各种表计，振动和摆度传感器等均已安装完工调试合格。

4.5励磁系统检查

4.5.1励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连线与电缆已检验合格。

4.5.2励磁系统屏柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好。

4.5.3灭磁开关接触良好，动作灵活。

4.5.4励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。

4.5.5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。

4.6油、气、水系统的检查

4.6.1全厂透平油系统已能满足#3机组供油、排油的需要。

油质经化验合格，供油管路与#1、#2机隔离。

4.6.2机组技术供水系统经调试合格，测量表计、流量传感器、减压阀整定值符合设计要求。

各管路、阀门、接头、冷却器均经加压试验合格，无渗漏现象，供水管路与#1、#2机隔离。

4.6.3中、低压空气压缩机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，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。

供气管路与#1、#2机隔离。

4.6.4厂内渗漏及检修排水系统经全面检查验收合格，渗漏及检修排水泵手、自动启动工作正常，排水量满足运行和检修的要求。

4.6.5各管路、附属设备已按规定颜色刷漆并标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。

4.7电气一次设备的检查

4.7.1发电机出口断路器、母线、中性点一次设备已安装完工试验合格，机端出口电流互感器、电压互感器、中性点电流互感器已试验合格。

4.7.2#3主变压器已安装完工试验合格，分接开关置于系统要求的位置，绝缘油化验合格，冷却系统调试合格，事故排油系统、灭火消防系统及安全保护措施符合设计要求，具备带电条件。

4.7.3厂用电系统设备已经全部安装完工，并经试验合格。

#2厂用变已接通电源投入正常工作。

BZT装置调试合格，动作正确可靠。

4.7.4与#3机组发电及送出有关的高压配电装置已安装完工并检验合格。

4.7.5厂房、继保楼、开关站接地网已完成，全厂总接地网接地电阻已测试，符合设计要求。

4.7.6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。

临时照明充足，能满足试运行要求。

4.8电气二次系统及回路检查

4.8.1励磁系统盘柜、励磁变压器安装完工并试验合格，励磁装置已完成了小电流开环调试。

4.8.2励磁系统与LCU的接口正确，二次回路模拟试验正确可靠。

4.8.3监控系统设备均已安装完工。

4.8.4上位机系统已建立，整个网络通讯已形成。

4.8.5现地LCU柜各个单独装置的检查已完成。

4.8.6现地LCU与上位机的通讯已形成。

4.8.7LCU的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性已全面完成且正确。

4.8.8LCU开出点逐一动作至现场设备，动作正确可靠，信号准确。

4.8.9#3发电机保护、#3主变保护、330kV线路保护、330kV母线保护、厂用电保护设备已安装完工试验合格，保护装置已按定值单进行整定，继电保护回路模拟传动试验动作正确可靠。

4.8.10故障录波装置安装完工试验合格，已按系统定值通知单进行整定，处于投运状态。

4.8.11直流系统已安装完工，试验合格并已投入运行。

4.8.12厂内通讯及对外通讯畅通，能满足试运行要求。

4.8.13各电气设备均已清扫干净，开关已挂牌编号。

4.9#3机组启动范围内的消防设施已安装完成，检验合格，符合消防设计要求，通过消防主管部门验收

5机组充水试验

5.1充水条件

5.1.1坝前水位已蓄至最低发电水位，前池已清理干净。

5.1.2确认#3机事故闸门处于关闭状态。

确认#3机蜗壳、尾水管排水阀处于关闭状态。

确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定投入。

确认水机主轴检修密封在投入状态。

确认尾水闸门处于关闭状态。

5.1.3确认检修排水、渗漏排水系统运行正常。

5.1.4与充水有关的通道和各层楼梯照明充足，备用照明可靠，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。

5.2尾水管充水

5.2.1确认前述条件具备后，打开尾水闸门充水阀，向尾水管道充水。

充水过程中随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、尾水管进人门等处的漏水情况，记录测压表计的读数。

5.2.2充水过程中密切监视各部渗、漏水情况，确保厂房及其他机组的安全，发现漏水等异常现象时立即停止充水进行处理。

5.2.3充水至与尾水平压后，记录尾水水位和充水时间，提起尾水闸门，并锁定在门槽上。

5.3蜗壳充水

5.3.1打开事故闸门充水阀向蜗壳充水。

检查蜗壳进人门的漏水情况，监测蜗壳的压力上升情况。

5.3.2检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封的漏水情况及顶盖排水情况。

5.3.3观察各测压表计及仪表接头漏水情况，并监测水力量测系统各压力表计的读数。

5.3.4充水过程中，检查压力管道通气孔的排气是否畅通，同时注意蜗壳中的积气是否完全排出。

5.3.5蜗壳平压后，记录前池水位和蜗壳充水时间。

将事故闸门全开。

5.3.6打开#3机组技术供水系统管路各阀门，并调整水压至工作压力，检查滤水器、各部位管路、阀门、接头的漏水情况。

5.3.7观察厂房内渗漏水情况，渗漏排水泵排水能力和运转可靠性。

6机组空载试运行

6.1启动前的准备

6.1.1主机周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，无关人员退出#3机工作现场，通讯指挥系统可随时待命，各部位工作人员已进入岗位。

各测量仪器、仪表准备齐全。

6.1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格。

6.1.3渗漏排水系统、中低压气系统已投入自动，运行正常。

6.1.4#3机组各部冷却水已投入，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。

6.1.5记录上下游水位、各部位原始温度、水压等。

6.1.6调速器油压装置处于自动运行状态。

6.1.7释放机组检修密封，顶转子一次。

6.1.8调速器处于“机手动”准备工作状态，导叶开度限制位于全关位置。

6.1.9发电机转子集电环碳刷已拔除并捆扎牢固，励磁开关已断开。

6.1.10发电机出口断路器已断开。

6.1.11机组各部位处于随时可启动状态。

6.2机组首次手动启动试验

6.2.1拔接力器锁定，投机组冷却水，释放检修密封，释放机械制动。

6.2.2手动缓慢开导叶开度，当机组开始转动时记录所对应的导叶开度，同时立即关闭导叶，观察有无机械磨擦及碰撞声，如有则立即停机。

确认机组无异常后再次打开导叶，逐渐升高机组转速至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。

在机组达到额定转速后记录稳定转速下的导叶开度（空载开度）。

6.2.3在机组达到额定转速后，在半小时内，每隔5min测量一次各部轴承的温度，以后可延长记录时间间隔。

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位油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。

6.2.4机组启动过程中，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，则立即停机检查。

6.2.5监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，记录水轮机顶排水泵盖的排水情况和排水工作周期。

6.2.6记录全部水力测量系统表计读数，记录机组的振动、摆度值应符合国家标准。

若振动值超过国家标准允许值，则进行动平衡试验。

6.2.7测量发电机一次残压及相序，相序应正确。

6.2.8机组稳定运行至各部瓦温稳定。

6.3机组空转运行下调速器系统的调整试验

6.3.1检查比例伺服电机工作情况。

6.3.2频率给定的调整范围应符合设计要求。

6.3.3手—自动切换试验。

6.3.4空载扰动试验。

6.3.5按厂家技术要求作各项调整试验,记录空载运行参数。

6.4手动停机及停机后的检查

6.4.1机组稳定运行至各部瓦温稳定，空载运行各种试验完成后，可手动停机。

6.4.2手动关闭导叶开度，当机组转速降至35%nN时，手动投入机械制动至机组停止转动，记录机组制动时间和转速小于5%nN至机组停止转动的时间。

6.4.3停机过程中观察转速信号装置35%nN接点的动作情况应正确。

6.4.4停机后投入导叶接力器锁锭和检修密封；根据具体情况确定是否关闭事故闸门。

6.4.5停机后的检查和调整：

a）检查各部位螺栓、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、导风叶是否有松动或断裂。

d）检查制动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接点。

f）检查各油位开关接点。

6.5机组过速试验及检查

6.5.1将转速信号装置115%nN和140%nN的接点从水机保护回路中断开。

6.5.2以手动方式开机，待机组达到额定转速运转正常后，将导叶开度限制的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%nN，调整转速信号装置相应的转速接点后，继续将转速升至140%nN，调整转速信号装置相应的接点，同时记录机组振动、摆度及各部轴承温度值。

6.5.3恢复转速信号装置的接线，手动升速至140%nN，过速保护动作事故配压阀停机。

6.5.4机械过速保护装置试验。

手动升速至机械过速保护整定值，动作停机。

6.5.5过速停机后对机组转动部分进行全面检查。

检查项目同6.4.5a）～d）。

6.6机组无励磁自动开停机试验

6.6.1机组自动开机试验

检查机组完全具备开机条件后，将调速器投入“自动”，分别以现地LCU及远方上位机方式操作自动开机，按机组“静止→空转”的监控程序检查各部执行情况，直到机组升速至额定转速，检查导叶开度限制机构工作是否可靠，记录发出开机脉冲到达额定转速的时间，转速信号装置和自动化元件动作应正常。

6.6.2机组自动停机试验

检查机组具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，发出停机脉冲后，导叶自空载开度开始关闭，直至全关，检查转速信号装置动作整定值（35%nN），记录加闸制动至机组停止转动的时间。

6.7事故及紧急停机试验

6.7.1自动开机，模拟发电机保护事故、励磁事故、水机事故，作用于事故停机，检查事故停机回路与LCU事故停机流程的正确性与可靠性。

6.7.2手动操作紧急停机按钮，作用于紧急停机，检查LCU紧急事故停机流程的正确性与可靠性。

6.8发电机短路升流试验

6.8.1在机组出口设置D1短路点，采用它励方式进行零起升流试验，在25%定子额定电流下检查机组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。

录制发电机短路特性曲线。

（在升流前切除发电机差动和电流保护,投入过压保护，投入机组水机保护）

6.8.2在发电机额定电流下，测量机组各部位振动、摆度值，检查碳刷及集电环的工作情况。

6.9发电机短路干燥

6.9.1测量定子绕组绝缘电阻、吸收比，如不满足标准GB8564—2003的要求则利用D1短路点进行干燥。

机组短路干燥时短路电流的大小，按每小时温升不超过5～8℃的上升速率控制，绕组的最高温度不超过80℃，每8h测量一次绕组的绝缘和吸收比。

6.9.2停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机，并拆除短路线。

6.10发电机升压试验

6.10.1发电机保护装置投入。

6.10.2自动开机后机组各部运行正常，用它励方式手动零起升至额定电压的25%，检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。

检查一次带电设备是否正常。

6.10.3升压至额定电压的50%跳开灭磁开关，检查灭弧情况。

6.10.4升压至发电机额定电压值，检查一次带电设备是否正常，检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。

并检查同期回路是否正确，测量发电机轴电压。

6.10.5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。

6.10.6录制发电机空载特性曲线。

6.10.7定子1.3倍匝间耐压，持续时间5min。

6.10.8发电机单相接地试验。

6.11发电机空载下励磁调节器的调整试验。

6.11.1励磁调节器起励试验；

6.11.2自动电压调整范围检查；

6.11.3手动电压调整范围检查；

6.11.4频率特性试验；

6.11.5发电机空载时10%跃变反映试验，测量电压超调量、振荡次数、调节时间；

6.11.6空载电压下进行逆变灭磁试验；

6.11.7按厂家技术要求作保护整定试验。

7发电机带#3主变与高压配电装置试验

7.1发电机对#3主变及高压配电装置的递升加压试验

7.1.1合上#3机出口断路器（103），#3厂用变高压侧断路器（113），断开#3主变高压隔离开关（33036）。

手动零起升压，分别在25%、50%、100%额定电压下检查10kV系统一次投运设备、#3主变及#3厂变的工作情况。

7.1.2检查10kVPT二次电压回路的电压、相序和相位应正确性。

测量#3厂用变低压侧电压、相序。

7.1.3在#3发电机机端PT与10kVPT间定相。

检查#3机同期回路应正确。

7.1.4合上#3主变高压隔离开关（33036），断开3311、33111、33112、3312、33121、33122开关。

手动零起升压，分别在25%、50%、100%额定电压下检查330kV母线一次投运设备的工作情况。

7.1.5检查330kV母线PT二次电压回路的电压、相序和相位应正确。

7.2电力系统对330kV线路充电

7.2.1用系统电压检查检查线路PT电压、相序和相位应正确。

7.3电力系统对330kV母线充电

7.3.1用系统电压检查检查330kV母线PT电压、相序、相位应正确。

7.3.2在330kV线路PT与330kV母线PT间定相正确。

检查线路同期回路应正确

7.4系统对#3主变冲击合闸试验

7.4.1主变冲击5次，每次时间间隔10min，检查主变有无异常，并检查主变差动保护及瓦斯保护的动作情况。

7.4.2用系统电压检查检查10kVPT电压、相序、相位和同期回路应正确。

8机组并列及负荷试验

8.1机组空载并列试验

在正式并列试验前，将机组出口断路器（103）拉开，模拟并列试验以调整同期装置参数，确定自动准同期装置工作的准确性。

试验正确后，将机组出口断路器推上，正式进行手动与自动准同期并列试验。

按设计规定，分别进行各同期点的模拟并列于正式并列试验。

8.2机组带负荷试验

并网后手动方式逐渐增加负荷到现有水位下的最大负荷运行，检查机组运行情况，观察并检查机组加负荷时有无振动区。

然后手动降至空载。

最后进行自动增减负荷试验，并记录增减负荷所需要的时间。

8.3机组带负荷情况下调速系统调整试验。

8.4机组带负荷下励磁系统调节试验。

机组带无功负荷情况下，励磁系统调节试验。

8.5机组甩负荷试验

机组在额定有功负荷的25%、50%、75%、100%（或现有水位下的最大负荷）下分别进行，按GB8564--2003的表格记录有关数据。

a）检查调速系统动态调节品质，蜗壳水压上升率，机组转速上升率应满足设计要求。

b）检查励磁系统稳定性及超调量。

8.6调速器低油压事故停机试验。

9机组带负荷试运行

9.1机组带满负荷进行72h连续试运行。

9.2测量最大负荷下机组的轴电压。

10交接验收

以上试验全部完毕，经启动验收委员会决定是否停机消缺或继续运行，消缺工作完善后，办理移交手续。