张掖大孤山电站1水轮发电机组起动试运行方案Word格式文档下载.docx
《张掖大孤山电站1水轮发电机组起动试运行方案Word格式文档下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《张掖大孤山电站1水轮发电机组起动试运行方案Word格式文档下载.docx（18页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
11.10水轮发电机升压试验.................................................................18
11.11水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验、主变压器冲击合闸试验......................19
11.12水轮发电机组并列及负荷试验.........................................................20
张掖大孤山水电站1号水轮发电机组启动试运行方案
第一章工程概况及组织机构
1、工程概况
张掖大孤山水电站于年月破土动工建设，在建设单位和各项目承包单位的共同努力下，经过个月紧张有序的施工建设，目前土建工程已完成
95％，机电安装工程完成95％，一、二、三号水轮发电电机组设备安装已全部完成，计划于年月日正式并网发电，现二、三号机也已具备发电条件。
根据国家有关规定和建设、监理单位的要求，现将机组试运行工作制定如下方案：
（后附地调，省调并网方案）
2、组织机构
试运行组织机构是试运行工作顺利进行的根本保障，所以，根据大孤山电站1号水轮发电机组试运行工作的实际需要，成立试运行指挥部，并下设试验组、运行组、检修组等不同的职能组，各职能组在试运行指挥部的直接领导下工作，并对其负责。
2.1、主持、参加及配合单位
2.1.1、主持单位：
张掖市机电安装公司大孤山水电站工程项目部；
2.1.2、参加及配合单位：
张掖大孤山水电有限责任公司；
中水一局大孤山厂房项目部：
张掖市金水水利水电有限责任公司大孤山水电站建设监理部；
2.2、试运行指挥部
总指挥：
王军林
副总指挥：
霍吉才、张建广
现场监理工程师：
土建：
机械：
吴兴勤
电气：
惠学雁
成员：
杨兴民、李建民、宋书文、薛小军
试验班：
冲军年、周军、本组在进入现场后应将电工工具、常用仪表和相关测量、仪器准备齐全，以备急用。
运行班：
第一班：
谷英慧、刘敬波
第二班：
师寅生、朱映社
第三班：
、冲军年、刘泽
机械：
第一班：
李永基、康永忠、刘琦
第二班：
杨雪林、杨学福、许秉海
第三班：
毛志斌、李建忠、罗辉
检修班：
电气：
谷英慧、靳文东、王培茂、吴喜鹏
机械：
薛小军、周兴民、朱兴高、薛建东、李军
注：
每组的第一人为本组责任人，负责本组运行管理和指挥。
3、试运行岗位人员分工
3.1、渠首操作运行
监护人：
靳文东操作人：
罗凯配合人：
3.2、调速器操作运行
康永忠操作人员刘琦配合人员：
3.3、发电机操作运行：
谷英慧操作人员：
刘泽配合人员：
3.4、主控室监控操作运行：
刘敬波配合人员：
3.5、水系统操作运行
康永忠 操作人员：
刘琦配合人员：
3.6、高压开关柜室操作运行
3.7、升压站操作运行
冲军年操作人员：
王培茂配合人员：
3.8、渠首水工设施及建筑物
操作人员：
配合人员：
所有各点监护人、操作人和配合人在起动试运行时必须坚守岗位，统一听从调度，不得离开操作现场或是无令操作。
第二章水轮发电机组启动试运行前检查
4、引水系统的检查
4.1、进水闸门已开启，进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。
在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好。
检修闸门和泄洪闸门在关闭状态，动作可靠。
4.2、进水口拦污栅已安装完工并清理干净检验合格。
4.3、压力隧道、压力钢管、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。
灌浆孔已封堵。
测压装置已装好并调试合格。
4.4、伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。
非本期发电部分分叉管闷头已封堵。
一号机所有进人孔（门）的盖板均已封闭合格。
4.5、主阀及旁通阀已安装完工调试合格，启闭情况良好。
油压装置及操作系统已安装完工检验合格，油泵电动机运转正常。
4.6、蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板或转轮上的悬挂吊具及其他临时支座等均已拆除。
4.7、蜗壳及尾水管排水阀启闭情况良好并处于关闭位置，集水井层深井泵起、停操作情况良好，排水阀门开启。
4.8、尾水闸门门槽及其周围已清理干净。
尾水闸门已安装完工，检验合格，尾水启闭机及液压抓梁均调试完毕，动作良好。
尾水闸门处于关闭状态。
4.9、机组各导轴承冷却供水管路无堵、漏现象，阀门开关位置正确。
4.10、电站上下游水位系统测量调试合格，各部位通讯、联络信号检验合格，准确可靠，回路畅通。
5、水轮机部分的检查
5.1、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。
5.2、真空破环阀已安装完工，经严密性渗漏试验及设计压力下动作试验合格。
5.3、顶盖排水泵已安装完工，检验合格，自动操作回路处于投入状态。
自流排水孔畅通无阻。
5.4、主轴密封已安装完工。
经检验密封无渗漏。
调整密封水压至设计规定值。
5.5、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。
5.6、导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，接力器锁锭投入。
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。
5.7、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。
5.8、尾水补气装置已安装，自然补气阀处于开启状态。
6、调速系统及其设备的检查
6.1、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。
各部压力表计、供、排阀门和安全阀均已整定符合要求。
6.2、油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。
集油槽油位浮子继电器动作正常。
高压补气装置手动、自动动作正确。
漏油装置手动、自动调试合格。
6.3、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、接力器及部件等均无渗油现象。
6.4、调速器电调柜已安装完工并调试合格，电液转换器工作正常。
6.5、事故配压阀和事故紧急关闭装置等均已调试合格。
锁锭装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。
6.6、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动作的灵活可靠和全行程内动作平稳性。
检查导水叶开度、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。
6.7、检测紧急关闭导水叶全开到全关所需时间是否与设计值相同。
并录制导水叶开度与接力器行程的关系曲线。
6.8、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准确性和可靠性。
7、发电机部分的检查
7.1、发电机整体已全部安装完工检验合格记录完整。
发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。
7.2、导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水压已调试，整定值符合设计要求。
7.3发电机风罩以内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器等均已检验合格，处于正常工作状态。
7.4发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验并调试合格。
7.5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。
7.6发电机制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常，充水前风闸处于手动制动状态。
7.7发电机的空气冷却器已检验合格，水路畅通无阻。
阀门无渗水、漏水现象。
7.8测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器等监测仪器均已安装完工，调试、整定合格。
7.9推力轴承高压油顶起装置已调试合格，压力继电器工作正常，行程开关信号正常，单向阀及管路无渗漏现象。
7.10发电机内的灭火管路、火灾探测器已校验合格，手动动作准确，压缩空气通入试验完成，并畅通无阻。
8、油、水、气系统的检查
8.1、冷却水供水系统供水管路、阀门及备用水系统等均已分别调试合格，工作正常。
8.2、机组冷却水过滤器及供水环管，进入机组冷却器的冷却水进出水管路阀门，接头均已检验合格无渗漏现象。
8.3、厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格。
各深井泵、排水泵手、自动启动工作正常，水位传感器调试合格，其输出信号和整定值符合设计要求。
8.4、全厂透平油、绝缘油供应系统已部分投入运行，能满足一号机组供油、用油和排油的需要。
且油质经化验合格。
8.5、高、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。
8.6、所有高、低压空气系统管路已分别分段通过漏气试验，检查合格，无漏气现象。
8.7、各管路、附属设备已按要求刷漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，并挂牌编号。
9、电气设备的检查
9.1、电气一次设备的检查
9.1.1、发电机主引出线及其设备已安装完工检验合格，机端引出口处的电压、电流互感器已检验合格。
中性点电流互感器、避雷器及接地均已安装并调试合格。
9.1.2、发电机断路器、隔离开关已安装检验合格，动作可靠。
9.1.3、从发电机引出端直至主变压器低压侧段的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。
9.1.4、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，事故排油系统、灭火消防系统以及周围安全保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。
9.1.5、厂用电设备已全部安装完工检验并试验合格，已接通电源投入正常工作。
备用电源自动投入装置已检验合格，工作正常。
9.1.6、高压110KV升压站设备与一号机组发电有关的回路、设备及母线、连接线等均已完工并检查合格，高压断路器已调试合格，可靠动作。
9.1.7、厂房内各设备接地已检验，接地连接良好。
厂外接地网已检查，接地网测试井已检查。
总接地网接地电阻值已测试，符合规程规定值的要求。
9.1.8、厂房照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明已检查合格。
事故照明已检查合格。
事故交通安全疏散指示牌已检查合格。
9.2、励磁系统及设备与回路的检查
9.2.1、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。
9.2.2、励磁变压器已安装完工检验合格，高、低压端连接线已检查，电缆检验合格，耐压试验已通过。
9.2.3、励磁控制和保护盘柜已调试合格，具备试验要求。
9.2.4、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。
9.2.5、励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。
9.3、电气控制和保护系统及回路的检查
9.3.1、机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工检查合格。
中央控制室保护屏、控制台、计算机等设备均已安装完工检验合格。
9.3.2、蓄电池及直流设备已安装完工检验合格。
逆变装置及其回路已检验合格，直流电源供应正常。
9.3.3、以下电气操作回路已检查并作完模拟试验，确定其动作的准确性。
a．进水口闸门自动操作回路；
b．蝴蝶阀自动操作回路；
c．机组水力机械自动操作回路；
d．机组调速系统自动操作回路；
e．发电机励磁操作回路；
f．发电机断路器操作回路；
g．直流及中央音响信号回路；
h.全厂公用设备操作回路；
i．机组同期操作回路；
j．火警警报信号及操作回路；
k.通讯及其他必要专用装置。
9.3.4、检查电气二次的电流回路和电压回路接线和通电情况，并确保下列继电保护回路完成模拟试验，确定动作的准确性。
a．发电机继电保护回路；
b．主变压器继电保护回路；
C．高压母线继电保护回路；
d．送电线路继电保护回路；
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。
10、消防系统及设备检查
10.1、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，通过消防部门验收。
10.2发电机内灭火管路、灭火喷嘴、火灾探测器等已检验合格。
消火栓经手自动操作动作准确，通压缩空气试验畅通无阻。
10.3主变器油池与事故排油系统符合设计要求，排油通畅。
10.4全厂火灾报警与联动控制系统安装调试合格，火灾探头动作准确，联动控制动作正确，并通消防部门验收。
10.5全厂消防供水水源可靠，管道畅通，压力满足设计要求。
10.6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、盘柜的孔洞及电管口已可靠封堵。
10.7按机组启动试验大纲要求的临时性灭火器具配置已完成。
第三章水轮发电机组试运行启动及检查流程
11、水轮发电机组充水试验
11.1、应具备条件
11.1.1、水轮发电机组充水试验的开始，代表机组起动试运行正式开始，应确认第二章所列的检查项目和试验已全部完成。
.1.2、充水前确认进水口工作闸门处于关闭状态。
确认进水蝶阀处于关闭状态。
确认调速器，导水机构处于关闭状态，主轴密封处于投入状态，接力器锁锭已锁好。
11.1.3、电站渠首坝前水位已蓄至最低发电水位以上。
11.1.3、充水前必须确认电站检修排水和渗漏排水系统工作正常。
11.2、尾水管充水操作及检查
11.2.1、利用尾水倒灌或机组技术供水排水管等方式向尾水管充水，在充水过程中随时检查水轮机顶盖的漏水情况，导水机构及空气围带，测压系统管路，尾水管进人门的漏水情况及测压表计的读数，并做好记录。
如检查时发现异常情况，则应立即停止充水并将尾水管排空进行处理。
11.2.2、充水前检查进水闸下游渗漏情况，确认无问题后开启进水闸，引水隧洞、调压井段、压力钢管段开始充水。
11.2.3、先检查蝶阀漏水情况，后打开机组旁通阀向蜗壳充水，记录蜗壳充水时间。
待两侧平压后检查蜗壳进人孔、蜗壳的漏水情况。
监测蜗壳取水口管路阀门的压力上升情况并做好记录。
11.2.4、待蜗壳充水至与尾水位平压，各处均符合设计要求后，提起尾水闸门，并锁锭在门槽口上。
11.2.5、检查水轮机顶盖、导水机构和主轴密封的漏水情况及顶盖排水情况。
11.2.6、观察各测压表计及仪表管接头涌水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。
11.2.7、充水过程中，检查机组锥管通气孔是否畅通。
11.2.8、以手动或自动方式让旁通阀在静水中启闭试验3次，调整、记录阀门启闭时间及表计读数。
在机旁盘作远方启闭操作试验，阀门应启闭可靠。
11.2.9、对于事故紧急关闭操作回路，则应在机旁的操作柜和中央控制室分别进行静水紧急关闭试验，检查阀门油压装置的工作情况，并测定关闭时间。
11.2.10、压力钢管充满水后应对进水口等水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏等情况。
11.2.11、检查厂房内渗漏水情况，及渗漏水排水泵排水能力和运转可靠性。
11.2.12、压力钢管充满水后，将机组供水管路系统的阀门打开，并调整水压，使压力水通过各冷却水管路，检查管路阀门、接头法兰漏水情况。
11.3、起动前准备
11.3.1、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，通讯指挥系统可随时待命，各部位运行人员已进入岗位。
各测量仪器、仪表已调整就位。
11.3.2、确认充水试验中出现的问题已处理合格。
11.3.3、各部冷却水、润滑水投入，水压正常，润滑油系统、操作油系统工作正常。
11.3.4、上、下游水位已记录。
各部原始温度已记录。
11.3.5、起动高压油泵顶起发电机转子5～8分钟，油压泄除后，检查制动闸，确认制动块已全部落下，漏油装置处于自动位置。
11.3.6、打开密封充水阀，主轴密封水投入，检修围带排除气压。
11.3.7、调速器处于准备工作状态，相应机构的正确状态为：
a．调速器处于“手动”位置，油压装置至调速器的主油阀阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常；
b．调速器的滤油器位于工作位置；
c．调速器的导叶开度限制位于全关位置；
d．调速器的速度调整机构位于额定转速位置；
e．永态转差系数调整到2％～4％之间。
11.3.8、与机组有关的设备应具备的正确状态为：
a．发电机出口断路器断开；
b．发电机转子集电环碳刷拔出；
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．停机制动装置开关处于断开位置。
g.升压站母线处于带电状态，对应高压开关已合闸，主变压器充电正常；
11.4、首次手动起动试验操作及检查
11.4.1、拔出接力器锁锭，起动高压油推动装置。
11.4.2、手动打开调速器的导叶开度限制机构，待机组起动后，分阶段逐渐升速，当机组转速接近额定值时，再将开度限制机构调到最小，稳定在空载开度位置。
11.4.3、当机组转速稳定在额定值时，应做以下检查和记录：
a.记录机组的起动和空载开度，达到额定转速时，校验转速表应位于100％的位置。
b.在机组升速过程中，应加强各部轴承温度的监视，不应有急剧的上升及下降现象。
机组起动后达到额定转速后，在半小时内每隔5分钟测量一次推力瓦和导轴瓦的瓦温，以后可适当延长记录间隔时间，并绘制推力瓦的温升曲线。
待温度稳定后，标定好各部油槽运行油位线，记录稳定温度。
c.机组起动过程中，应监视机组各部位是否正常，若发现异常现象，金属撞击声，水轮机室窜水，轴瓦温度突然升高，推力油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象应立即停机。
d.监视主轴密封水温、水压和顶盖排水情况。
e.测量、记录机组运行摆度（双振幅），其值应不超过轴瓦间隙或符合厂家设计规定
f.记录全部水力测量系统表计读数。
g.测量、记录各部振动，其值不应超过规定。
当振动超过标准值时，应进行静平衡试验。
h.测量永磁机电压与频率关系曲线。
在额定转速下测量，绕组电压值。
i.测量发电机一次残压、相序；
相序应正确。
11.4.4、机组空转运行时调速系统的检查和调整试验：
a.各比例阀活塞振动应正常。
b.频率给定范围应符合设计要求。
c.进行手、自动切换时，接力器应无明显摆动。
在自动调节状态下，机组转速相对摆动值，对于大型调速器不超过±
0.15％的额定转速，对中小型调速器不超过±
0.25％；
特小型速器不超过±
0.3％。
d.记录油压装置油泵向油槽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。
11.5、停机操作及停机后的检查
11.5.1、操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的20％～30％时，手动合闸使机械制动停机装置动作直至机组停止转动，解除制动闸。
11.5.2、停机过程中应检查下列各项：
a．注意机组转速降至规定转速时，制动闸顶起装置的自动投入情况；
b．监视各部位轴承温度变化情况；
C．检查转速继电器的动作情况；
d．录制停机转速和时间关系曲线；
e．检查各部位油槽油面的变化情况；
f．机组完全停止后，制动闸顶起装置应自动切除。
11.5.3、停机后投入接力器锁锭和检修密封，关闭主轴密封润滑水。
11.5.4、停机后的检查和调整：
a．各
升级会员 