最新5机组启动试运行计划方案.docx

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最新5机组启动试运行计划方案

5机组启动试运行计划方案

惠州市联和水电站增效扩容改造工程

机组启动试运行计划及方案

惠州市弘基水利工程有限公司

2016年2月

一、工程概况

增博联和水库位于东经113.9度，北纬13.3度，地处博罗县福田镇石巷村东北约1.5公里，罗浮山主峰西麓，属东江二级支流上游，联和水中游。

联和水库（中）型枢纽工程于1964年建成，水库库容为8160万m3，集雨面积为110.8km2，水库是一宗以灌溉为主，兼有发电、防洪和水产养殖等综合效益的水利枢纽工程。

联和水电站为联和水库坝后电站，电站于1981年建成投产，电站装机容量为4×500千瓦，总装机容量为2000千瓦，发电设计流量为12m3/s。

尾水流入灌渠灌溉农田11.74万亩。

在1989年，对联和水库（中）型枢纽工程进行除险加固。

联和水库首要任务是保证灌溉供水，因此根据供水需求，进行发电运行。

联和水电站机组经过31年运行发电，水轮机转轮气蚀严重，效率下降，耗水率增加，出力减少；发电机绝缘老化、温升高、损耗大及噪声大，最近2年已经接连发生两次线圈击穿烧毁事故；严重影响电站安全生产和发电效益。

为了充分发挥水能，增效扩容改造选择机组改造方案充分考虑原机型和布置形式，尽可能利用原机组埋入部件和厂房建筑，节省改造成本，根据引水系统和流道情况，选择更换水轮机转轮，更换原水轮机转轮后，水轮机型号为HLS3633-LH-60。

根据更换水轮机转轮后出力增加，选配SFＷ630-8/990发电机。

每台机扩大容量为130千瓦，共扩容520千瓦。

二、机组启动试运行计划安排

1、设立试运行组织机构

联和水库电站增效扩容改造工程1#和2#机组于2016年2月1日改造完成，为检测安装质量及检验设备质量，需要对经过改造后的2台机组进行启动试运行。

为确保试运行过程中能安全及有条有序地进行，按相关规定，决定成立联和水库电站机组试运行小组。

试运行小组由项目法人组织电站管理单位、设计单位、施工单位、监理单位、生产运行和设备制造厂总代表等组成。

1.1、试运行小组由施工单位负责人担任组长，生产单位的负责人担任副组长，负责编制机组设备启动试运行试验文件，组织进行机组设备的启动试运行工作。

1.2、试运行小组下设：

（1）试运行办公室：

由各承包生产单位负责人组成，在组长统一指挥下工作。

（2）运行组（分机械、电气）

（3）现场安全监督组

1.3、组织机构名单

组长：

黄祖波

副组长：

罗钦如张震洲黄敬森

试运行办公室成员：

袁伟新骆雄文李忠良袁东标

运行组：

张益超、陈志明、李滋源

运行一班班长：

钟绍辉

运行二班班长：

朱冠华

运行三班班长：

郭水生

运行四班班长：

袁伟坤

现场安全监督组：

洪南辉古振业李章荣

1.4、各组织机构职责

1）试运行办公室：

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

2）运行组：

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

3）试验组：

主要负责完成机电设备的所有试验、水轮发电机启动试验及试运行、配合系统调试，并解决试验过程中出现的一般问题。

协助运行人员掌握设备性能。

4）现场安全监督组：

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

2、试运行工作程序

工作程序如下：

启动试运行小组及相应组织机构成立→调试及试运行大纲的编制、报批→设备投运前检查、签证→公用设备分部试运行→机组启动前的检查→机组与站内设备试验→系统试验→机组及机电设备并入系统后的试验→机组72小时带负荷连续运行。

3、启动试运行工作时间安排

经过联和水库电站机组试运行小组会议决定，各设备启动试运行时间安排如下：

设备

安排天数（天）

计划完成时间

备注

1#机组

3

2016.2.5

单机运行

2#机组

3

2016.2.8

单机运行

1#和2#机组

3

2016.2.12

联合运行

4#机组

3

2016.3.20

单机运行

1#、2#和4#机组

3

2016.3.23

联和运行

3#机组

3

2.16.4.20

单机运行

1#、2#、3#和4#机组

3

2016.4.23

联和运行

三、机组启动试运行方案

1、充水试验

1.1充水条件 

1.3进水流道充水 

2、机组启动和空转试验

2.1启动前的准备 

 主机周围各层场地已清扫干净，施工人员撤离工作现场，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，各部位运行人员已到位，各测量仪器、仪表已调整就位。

油压装置至调速器的主阀已开启，调速器柜压力油已接通，油压指示正常。

 调速器的滤油器位于工作位置。

 调速器处于“手动”位置。

油压装置处于自动运行状态，导叶开度限制机构处于全关位置。

发电机出口断路器、发电机励磁系统灭磁开关在断开位置。

 转子集电环碳刷已磨好并安装完毕，碳刷拔出。

发电机出口PT处于工作位置，一次、二次保险投入。

水力机械保护、电气过速保护和测温保护投入；机组的振动、摆度监测装置等投入监测状态，但不作用于停机。

现地控制单元LCU已处于监视状态，具备检测、报警的功能，可对机组各部位主要的运行参数进行监视和记录。

拆除所有试验用的短接线及接地线。

外接频率表接于发电机出口PT柜一次侧，监视发电机转速。

大轴接地碳刷已投入。

2.2首次启动试验 

2.3停机过程及停机后检查 

 监视各轴承温度的变化情况。

检查转速继电器的动作情况。

录制转速和时间关系曲线。

 停机后投入接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封润滑水。

 停机后的检查和调整：

1）各部位螺栓、螺母、销钉、锁片及键是否松动或脱落。

 2）检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。

 3）检查挡风板、挡风圈是否有松动或断裂。

4） 检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。

 5）在相应水头下，调整开度限制机构及相应的空载开度触点。

2.4调速器空载试验 

调速器自动运行稳定后，加入扰动量分别为±1%、±2%、±4%、±8%的阶跃信号，调速器电气装置应能可靠的进行自动调节，调节过程正常，最终能够稳定在额定转速下正常运转。

否则调整PID参数，通过扰动试验来选取一组最优运行的参数。

2.5 机组过速试验及检查 

3、机组自动开停机试验 

3.1 自动开机需具备的条件 

 润滑油系统已切换至自动运行状态。

 励磁系统灭磁开关断开。

 齿盘测速装置及残压测频装置工作正常。

“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。

修密封、主用密封切换至自动运行状态。

3.2机组LCU自动开机 启动机组LCU空转开机。

按照机组自动开机流程，检查各自动化元件动作情况和信号反馈。

检查调速器工作情况。

记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。

记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。

检查测速装置的转速触点动作是否正确。

3.3机组LCU自动停机 

4、发电机及发电机带主变升流试验 

4.1、试验准备 

短路点1（D1）：

设置在相封闭母线副厂房与电抗器连接处，利用软连接作为短路装置。

短路点2（D2）：

设置在开关站主变进线间隔接地开关处，利用接地开关作为短路装置。

4.2发电机升流试验 

（1）手动开机至额定转速，机组各部运行正常。

（2）励磁变自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常。

（3）将励磁调节器电流给定降至最小，投入它励电源。

由于励磁变低压侧电压约为780V，所以监测时需注意测量方法及安全距离。

（4）检查短路范围内的CT二次残余电流，不能有开路现象。

（5）合灭磁开关，缓慢升流至（3～4）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT二次三相电流平衡情况及其相位；检查测量表计接线及指示的正确性；检查发电机保护、励磁变压器保护、主变保护、发变组故障录波及测量回路的电流幅值和相位。

（6）解开保护停机回路，投入保护跳灭磁开关回路，模拟检查发电机差动的动作情况。

（7）逐级升流检测并录制发电机50%额定电流下跳灭磁开关的灭磁曲线。

（8）手动启动录波装置，录制发电机短路特性曲线，测量发电机轴电压。

（9）在发电机额定电流下，跳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。

（10）测量额定电流下的机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。

（11）试验过程中检查发电机主回路、励磁变、共箱母线等各部位运行情况。

（12）记录升流过程中定子绕组及空冷各部温度。

（13）根据定子绕组绝缘情况，若需进行定子短路干燥时，确认空气冷却器冷却水切除，升流至50%定子额定电流对定子进行短路干燥。

（14）试验完毕后模拟发动机差动保护停机，跳灭磁开关。

断开它励电源。

（15）拆除短路试验铜母线。

（1）本次试验短路点设置在开关站主变进线接地开关处。

（2）根据本次短路试验范围，依次合上相关断路器、隔离开关、断路器，切除相关断路器的操作电源，防其误分闸。

（3）合灭磁开关。

（4）缓慢升流至（2～3）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT二次三相电流平衡情况及其相位；检查测量表计接线及指示的正确性；检查主变保护、母线保护、断路器保护、故障录波及测量回路的电流幅值和相位。

（5）升流结束，分灭磁开关，分发电机出口断路器。

（6）分开关站断路器，分本次短路试验的接地开关。

5、发电机单相接地试验及升压试验 

5.1升压前准备工作 

 测量发电机转子绝缘电阻，测量发电机定子绝缘电阻，均符合要求。

 投发电机差动保护、电流后备保护和励磁变保护。

 投入所有水机保护及自动控制回路。

 发电机出口断路器断开。

5.2发电机定子单相接地试验 

 拉开中性点隔离开关，将接地变压器与发电机中性点断开，在出口电压互感器处做单相临时接地点，退出发电机定子接地保护跳闸出口。

自动开机到空转，监视定子接地保护动作情况。

投入它励电源，合灭磁开关，升压至50%定子额定电压，记录电容电流值。

5.3 发电机过压保护试验 

临时设定发电机过压保护定值为10V，监视发电机过压保护动作情况。

 合灭磁开关，逐步升压直至发电机过压保护动作，记录保护动作值。

试验完成后恢复原定值，投入过压保护。

5.4 发电机零起升压 

 机组各部振动及摆度是否正常。

测量发电机PT二次侧三相电压相序、幅值是否正常，测量PT二次开口三角电压值。

5.5发电机空载特性试验 

 将转子回路经过电阻接地，进行转子一点接地保护试验。

6、发电机空载下的励磁调整和试验 

6.1试验前的准备 

 3#主变的升流、升压已完成。

 机组励磁变已恢复正常接线，机组采用自励方式。

 发电机保护已按定值整定并投入，水机保护已投入。

 自动开机到空转，稳定运行。

6.2 励磁的调整和试验 

±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。

±0.25%。

“正常”位置，手动和自动分别进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。

6.3 计算机监控系统自动开机到空载试验 

LCU设置为现地控制，在LCU上发“开机到空载”令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90％额定电压等过程中的设备运行情况。

LCU发“停机”令，机组自动停机。

观察机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关等过程中的设备运行情况。

7、机组同期并网试验 

7.1并网前准备 

7.1.1 已对自动同期装置的电压、频率、导前角进行了测试，已完成自动同期装置的模拟并列试验。

7.1.2 发电机、变压器等相关保护已按调度要求整定完成并正确投入。

7.1.3 在主变零起升压时同期电压回路已检测无误，系统倒送电后，机组与系统的相位已核对。

系统已同意进行同期试验并允许带最低限额负荷。

7.2发电机出口断路器准同期试验 

自动假准同期试验。

（1）系统电源已送到发电机主变低压侧。

（2）出口断路器处于试验位置。

（3）机组自动开机至空载运行。

励磁调节器、调速器切至远方自动操作模式。

（4）启动同期装置，对断路器的合闸过程进行录波。

（5）合闸后立即断开断路器，分析录波图，检查合闸的压差、频差、导前时间是否合适。

（6）试验完成后，解除模拟断路器合闸信号。

自动准同期试验 

（1）执行空载至发电令，由机组LCU投入自动同期装置，断路器自动准同期合闸，同时录制同期合闸波形。

（2）机组并网后，带最低负荷，检查各功率、电度计量装置工作状况，检查各个保护的采样、差流。

7.3开关站主变进线断路器F同期试验

自动假准同期试验 

（1）机组通过断路器并网发电后，手动降负荷，分断路器，机组与系统解列。

分隔离开关。

（2）模拟隔离开关合闸信号至开关站LCU，启动同期装置，对断路器的合闸过程进行录波。

（3）合闸后分断路器。

分析波型图，检查合闸的压差、频差、导前时间是否合适。

（4）试验完成后，解除模拟隔离开关合闸信号。

自动准同期试验 

（1）合隔离开关。

（2）执行断路器自动准同期合闸令，由开关站LCU投入自动同期装置，自动进行准同期合闸。

（3）试验完成后，分发电机出口断路器，机组与系统解列。

（4）跳灭磁开关，停机，准备自动开机并网试验。

7.4 计算机监控系统自动开机并网试验 

7.4.1发电机出口断路器断开，系统电源已送到出口断路器上端。

7.4.2调速器设置为自动，机组LCU设置为现地控制。

在LCU上发“开机到发电”令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90％额定电压、自动同期装置调节机组电压和转速、自动合出口断路器，机组带设定负荷进入发电状态等过程中设备运行情况。

7.4.3在LCU上发“停机”令，机组自动解列停机。

观察LCU自动减负荷至3MW、分发电机出口断路器、机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关的过程，记录自发出停机令到机械制动投入的时间。

7.4.4在中控室进行自动开机和停机操作，并进行相应的检查和记录。

8、机组负荷试验 

8.1机组带负荷试验前的准备。

8.1.1 机组带负荷前的试验已全部完成。

8.1.2 申请机组进行负荷试验已获得调度批准，允许甩负荷的容量和时间段已确认。

8.2 机组带负荷试验 

8.2.1机组逐级增加负荷运行，不在振动区过长的停留，记录机组状况：

各部的振动、摆度；定子绕组温度；推力瓦和导轴瓦、定子铁心、空气冷却器等部位温度值；主变油温等变化情况。

8.2.2在小负荷时，测量发电机、主变压器、开关站断路器等保护装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。

测量安稳装置、计量系统和故障录波等装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。

8.2.3记录在当时水头下，机组产生振动的负荷区。

8.2.4测量并记录在不同负荷下机组各部位的噪声。

8.2.5在各负荷下，测量发电机轴电压。

8.3 机组带负荷下调速系统试验 

在不同负荷下进行调节参数的选择及功率调节速率的选择。

8.3.2在50%负荷以下检查调速器频率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。

8.3.3远方、现地有功调节响应检查。

8.3.4模拟故障试验（模拟功率给定、功率反馈信号故障）。

8.3.5调速器通道切换试验。

8.3.6模拟机械事故停机试验。

8.4 机组带负荷下励磁系统试验 

8.4.1过励试验、欠励试验、无功调差率按系统要求进行。

8.4.2现地/远方无功功率控制调节检查。

8.4.3自动和手动切换、通道切换试验。

8.4.4可控硅桥路电流平衡检查。

8.5 机组甩负荷试验 

8.5.1机组甩负荷按额定出力的15%、50%、75%、100%、100%无功进行，并记录甩负荷过程中的各种参数或变化曲线，记录各部瓦温的变化情况。

 甩负荷通过发电机出口断路器进行。

机组甩25%额定负荷时，记录接力器不动时间，应不大于0.2秒，该时间按转速开始上升起计算。

观察大轴补气情况。

甩负荷时，检查水轮机调速器系统的动态调节性能，校核导叶接力器两段关闭规律、转速上升率等，均应符合设计要求。

在额定功率因数条件下，水轮发电机突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。

当发电机突甩100%额定负荷时，发电机电压的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5秒。

8.6 机组事故停机试验 

8.6.1模拟机组电气事故停机试验：

模拟电气事故动作，机组解列、灭磁，记录负荷下灭磁特性。

8.6.2事故低油压关机试验 机组带100%额定负荷运行。

现地与紧急事故停机按钮旁设专人守护。

断开压油罐补气回路；切除压油泵，通过卸油阀门排油与排气阀排气结合方式，降低压力油罐压力直至事故低油压整定值，应注意压油罐内油位不低于油位信号计可见位置。

事故低油压接点动作后，调速器事故低油压紧急停机流程启动。

若低油压接点在整定值以下仍未动作，立即按紧急事故停机按钮进行停机，重新整定压力开关接点后重做此试验。

8.6.3重锤动作关机试验 

机组并网带额定负荷稳定运行后，进行机组的重锤关机试验。

 检查重锤关机是否正常，关闭时间是否符合设计要求。

试验前对监测人员进行周密的安排，在调速器机调柜操作重锤关机命令，如果重锤关机失败，应按下紧急事故停机按钮。

8.7 特殊试验 

8.7.1 PSS试验。

8.7.2 一次调频试验。

8.7.3 无功进相试验。

8.7.4 其它试验。

8.8 机组检查消缺 

机组在停机并做好安全措施的情况下，对运行中出现的问题全面检查消缺，达到稳定试运行的要求。

9、机组带负荷72h连续试运行 

9.1完成上述试验内容经验证合格后，具备带负荷连续运行的条件，开始进入72h试运行。

9.2根据运行值班制度，全面记录运行有关参数。

9.3 72h连续运行后，停机全面检查机组、辅助设备、电气设备、流道部分、水工建筑物和排水系统工作后情况，消除并处理72h试运行中发现的所有缺陷。

9.4完成上述工作后，即可签署机电设备验收移交证书，移交电厂，投入商业运行。