白市有水调试大纲1151.docx

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白市有水调试大纲1151

清水江白市水电站

机电设备及金属结构设备安装工程

（合同编号：

BS/0602040）

水轮发电机组启动试运行大纲

审批：

校核：

编写：

中国水电八局机电制造安装分局白市项目部

2012年10月25日

目录

1概况1

1.1概述1

1.2编制依据1

1.2.1行业标准1

1.2.2国家标准2

1.2.3制造厂图纸、安装和使用说明书、质保书和出厂证明书;设计文件、图纸、说明书，调试有关文件及会议纪要等.3

1.3低水位发电措施3

2机组充水前检查及相关工作3

2.1引水系统检查3

2.2泄洪系统检查4

2.3水轮机安装检查4

2.4调速系统检查4

2.5发电机检查5

2.6励磁系统检查6

2.7油气水系统检查6

2.8电气一次设备检查6

2.9电气二次设备的检查7

3机组充水试验8

3.1充水前检查8

3.2尾水充水8

3.3压力钢管及蜗壳充水9

3.4机组启动及瓦温稳定试验10

3.4.1启动前准备10

3.4.2机组首次手动启动及瓦温稳定试验10

3.4.3手动停机及停机后的检查12

3.5机组空载试验13

3.5.1空载运行下调速器系统试验13

3.5.2机组过速试验及检查13

3.5.3机组自动开机和自动停机试验14

3.5.4模拟事故机组紧急停机试验15

3.5.5紧急停机按钮动作试验15

3.5.6发电机短路升流试验15

3.5.7发电机升压试验16

3.5.8空载下励磁装置的调试17

3.6机组并列及负荷试验17

3.6.1水轮发电机组空载并列试验17

3.6.2机组带负荷试验18

3.6.3机组甩负荷试验18

3.7机组72小时试运行20

3.8验收移交20

3.9确保调试及试运行一次成功的保障措施20

4机组启动试运行时间和人员安排21

4.1白市电站机组启动试运行时间安排22

4.2启动试运行人员安排23

4.3启动试运行工期安排24

5投入设备和材料26

6安全措施26

6.1一般要求27

6.2事故处理小组27

7机组全面检查27

8方案补充27

8.1充水方案27

8.2开机28

8.3人员28

8.4建议28

1概况

1.1概述

白市水电站枢纽主要由右岸坝后式厂房、河中溢流坝、左岸垂直升船机、两岸非溢流坝及消力池等建筑物组成。

坝顶高程304.50m，最大坝高68.00m，坝顶长512.00m。

左右岸坝头采用混凝土重力坝与岸坡衔接。

电站正常蓄水位300.0m，相应库容6.14亿m3，死水位294.0m，调节库容为1.74亿m3，汛限水位296.0m，装机3台，单机容量140MW，总装机容量420MW，保证出力89.7MW，多年平均年电量12.36亿kw.h。

电站进水口为坝式进水口，采用一机一管的坝前引水方式，引水发电系统金属结构共有9孔进水口拦污栅、1扇进水口检修门、3扇进水口快速事故门、6扇尾水检修门及其相应启闭机。

溢流坝共设6孔开敞式溢流堰，孔口宽度为17.0m。

溢流坝上设有工作闸门和检修闸门，共设置2扇检修闸门,每扇分为6节，其中1扇临时挡水，另1扇永久检修闸门平常分6节分别锁定在检修门槽上方。

泄洪坝段坝顶设有1台双向门机，用于起吊溢洪道检修闸门和溢洪道工作门及启闭机的安装和检修。

本电站拟在蓄水前先进行尾水充水，在蓄水过程中当水位超过进水口工作门后用充水阀进行3#机组钢管充水。

1.2编制依据

1.2.1行业标准

《水轮发电机组启动试验规程》DL/T507-2002

《水电站基本建设工程验收规程》DL/T5123-2000

《静态距离保护装置技术条件》DL/T479-1992

《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》DL/T478-2001

《继电保护专用电力线载波收发信机技术条件》DL/T524--2002

《220-750kV电网继电保护装置运行整定规程》DL/T559-2007

《3-110kV电网继电保护装置运行整定规程》DL/T584-2007

《继电保护及电网安全自动装置检验规程》DL/T995-2006

《水电厂机组自动化元件及其系统运行维护与检验》DL/T619-1997

《微机继电保护装置运行管理规程》DL/T587-2007

《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》DL/T623-1997

《微机保护微机型试验装置技术条件》DL/T624-1997

《电力系统继电保护柜、屏通用技术条件》DL/T720-2000

《电力系统微机继电保护技术导则》DL/T769-2001

《微机母线保护装置通用技术条件》DL/T670-1999

《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》DL/T684-1999

《微机变压器保护装置通用技术条》DL/T770-2001

《电工测量变送器运行管理规程》DL/T410-1991

《测量用互感器检验装置》DL/T668-1999

《电测量变送器检定规程》JJG（电力）01-1994

《电能计量装置技术管理规程》DL/T448-2000

1.2.2国家标准

《水轮机控制系统技术条件》GB/T9652~1-2007

《水轮机控制系统试验》GB/T9652~2-2007

《水轮发电机组安装技术规范》GB/T8564-2003

《水轮机基本技术条件》GB/T15468-2006

《水轮发电机基本技术条件》GB/T7894-2009

《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-1992

《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-2008

《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006

《微机线路保护装置通用技术条件》GB/T15145-2008

《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GB/T50063-2008

《电磁兼容试验和测量技术抗扰度试验总论》GB/T17626.1-2006

《三相同步电机试验方法》GB/T1029-2005

《旋转电机噪声测定方法及限值》GB/T100069.2-2006

《电能质量公用电网谐波》GB/T14549-93

1.2.3制造厂图纸、安装和使用说明书、质保书和出厂证明书;设计文件、图纸、说明书，调试有关文件及会议纪要等.

说明：

以上法规、标准、规程、规范和技术文件均以现行有效版本为准。

在机组调试工作过程中，如遇到国际、国家、部、局的有关标准和技术规范与供货合同或联络会纪要中规定的标准不一致时，应由业主主持、有关单位参加协商解决，原则上按照供货合同或会议纪要中规定的标准执行。

1.3低水位发电措施

根据下闸蓄水质量监督专家意见和机组厂家浙富公司的要求，发电水位为291～294m。

1）根据白市电站设计相关资料，电站额定水头44米，最大水头53.2米，最小水头39米，正常蓄水位300米，死水位294米，若低于死水位，不满足备用水源（消防供水）坝前取水要求，经与中南设计院研究，确定采取主备用水源连通解决。

2）甩负荷试验及试运行按照机组厂家参数进行最大负荷试验。

3）低水头大流量条件下发电，可能引起机组振动和摆度偏大。

2机组充水前检查及相关工作

2.1引水系统检查

1）进水口拦污栅、检修门、工作门的安装及调试合格，拦污栅水压测头与测量仪表安装及测试合格，各部位清扫干净、无杂物。

门槽吹扫管道通气检查。

2）进水口快速事故闸门锁定梁按照设计固定检查。

3）坝上进水口门机安装测试、负荷试验合格，抓梁工作准确可靠，并提交安装负荷试验报告。

4）进水口工作门、门槽、门体、清扫干净、密封良好、工作门在关闭状态，液压泵站（启闭机）、各种试验负荷设计要求，动作准确可靠。

就地和自动控制（与LCU通讯正确）联动试验合格，并提出各种安装、调试、验收报告。

5）压力钢管、蜗壳、尾水管施工全部完成，检查合格，内部清扫干净，无任何杂物，焊点已打平，灌浆孔已封堵。

6）测压头、测压管、阀门、表计已校验，信号已通LCU，并做联动试验合格。

测量系统安装试验完成，并与LCU联调，信号正确。

7）充水前检查蜗壳、尾水管排水阀关闭严密，蜗壳、尾水管进人孔门关闭严密，并验收完成。

8）尾水门机安装调试、负荷试验合格、抓梁动作准确，现场验收符合要求，并提交安装负荷试验报告。

9）尾水门门槽清扫干净，充水阀起落自如，尾水门机通道畅通。

2.2泄洪系统检查

1）溢流坝门机安装测试、负荷试验合格，抓梁工作准确可靠，并提交安装负荷试验报告。

2）溢洪道检修闸门，工作闸门安装及调试合格，液压启闭机安装调试合格。

2.3水轮机安装检查

1）3台机组所有水轮机埋件部份安装验收完成。

2）水轮机转轮及所有部件已安装完成，验收合格，各种记录完整，上下止漏环间隙检查无杂物。

3）顶盖排水畅通无阻，顶盖排水泵已安装、调试完成，可以投入运行；

4）水轮机室已装修完成，设备及油漆完整，机坑内清扫干净。

5）主轴工作密封、检修密封安装调试已完成，检修围带充排气正常，不漏气。

6）导水机构安装完成，经验收合格，导叶处于全关状态，锁锭投入，导叶最大开度，立面间隙，压紧行程符合设计值，剪断销信号检验合格，各种记录完整。

7）水导轴承内循环系统已安装完成，油槽油位、冷却水压合格，油化验合格。

8）大轴中心补气阀安装完毕，验收合格。

9）水轮机自动化元件及测量仪表安装、校验合格，管路连接良好，管路清扫干净，已与LCU作过联动试验，信号正确。

2.4调速系统检查

1）调速系统设备已安装完成，调速系统接线检查和性能检查，符合合同要求。

2）油压装置油泵、压力、油位正常，油化验合格，自动补气阀、继电器、安全阀、泄压阀等都能正常工作，按要求整定合格。

3）调速系统全行程开、关，调试功能符合要求，控制系统符合要求，并投入运行。

4）手动将油压装置的压力油通向调速系统，阀门接头及元件无渗漏，各油压管路常闭阀门已关闭。

5）油压装置自动补气手动、自动操作正常，并投入运行。

6）调速器静特性和空载调节参数已经测定及整定，调节阀、功率传感器、位移传感器，行程开关等设备已整定。

7）导叶开度与接力器行程一致，导叶开度与接力器关系曲线已录制，导叶开闭时间（包括分段关闭）符合设计要求。

8）调速器手动、自动、开、停机（包括事故紧急停机）模拟试验结果良好。

9）锁锭装置已经调试，信号指示正确，充水前处于锁锭状态。

10）各种保护报警，事故信号及调速系统的工况与LCU作过联动试验，在LCU上能正确反映调速系统操作情况和出现的问题。

11）测速装置和过速保护装置已经调试，转速继电器已整定好。

2.5发电机检查

1）发电机整体安装完成，各种试验和检验合格，记录完整，机坑内已清扫干净，定子空气间隙无杂物，发电机上下盖板无杂物，风洞内地面，盖板油漆全部涂刷验收合格。

2）集电环，碳刷架已安装完毕，碳刷和集电环接触良好，验收合格。

3）发电机空气冷却器已安装、检验合格，风路、水路畅通，压力表、温度计、示流信号器均已安装，阀门管路无渗漏水现象。

4）机械制动系统已安装完毕，制动系统供气正常，手、自动操作正常，制动器在落下位置时，位置信号正确，充水前制动系统处于手动制动状态，吸尘装置工作正常。

5）机组消防设备已安装完成，经检验无渗漏，火灾传感器，电磁阀已安装、调试完毕，系统模拟试验手动和自动均能可靠动作，装置处于手动位置。

6）下导轴承和推力轴承的安装已完成，油水管路无渗漏，监视控制可靠，可以投入运行，推力轴承负荷已调试，下导轴承、推力轴承油槽油位正确，油化验合格，推力外循环油冷却器系统工作正常，其冷却水已按设计流量设置，冷却器监视保护和控制回路调试已完成。

7）水系统已安装完成，管路、阀门无渗漏，二次供水正常，控制保护已按设计整定，能自动投入运行。

8）机组测温电阻和系统已安装调试，可投入运行。

9）机组振动摆度检测系统已安装调试，率定符合要求。

10）顶转子设备与风闸系统已安装调试完成，管路阀门已关闭，风闸应全部落下。

11）发电机所有自动化元件传感器、表计、阀门、电磁阀和管路均已调试并处于正常状态。

其电缆、导线、端子排已检查无误，固定牢靠，机组供电、照明已可使用，机组与设备已可靠接地。

2.6励磁系统检查

1）励磁系统设备经检验符合要求，电气接线正确，变压器设备已安装完成，并投入运行。

2）已进行励磁设备性能检查，符合要求。

3）工作调节器与备用调节器切换，现地、远方操作切换符合要求。

4）交流灭磁开关、直流灭磁开关操作正常，性能良好。

5）励磁系统静特性正常。

通过短接制动变低压和高压侧回路提供他励电源。

6）各种保护报警及事故信号正确，已与LCU作过联动试验，能正确反映励磁系统操作情况和出现的问题。

2.7油气水系统检查

1）透平油系统供排油管路安装完毕，清扫干净，并已注入合格的油源，各机组段管路与供油干管可以活接头连接，以便机组各用油对象可以进行充油与换油。

2）高、低压气系统已安装、调试完毕，验收合格，可以向调速器及机组正常供气，LCU已与气系统进行联动试验，状态量反映信号正常，试验结果符合要求，可以投入运行。

3）封闭母线微正压装置用气系统已安装、调试完毕，验收合格，可以向封闭母线正常供气，LCU已与气系统进行联动试验，状态量反映信号正常，试验结果符合要求，可以投入运行。

4）机组技术供水系统已安装、调试完毕，验收合格，并与LCU联动试验，状态量反映信号正常，试验结果符合要求，可以投入运行。

5）机组主轴密封的水系统已安装、调试完毕，验收合格，可以投入运行。

6）上述系统的管路、设备已按要求涂漆，管道、阀门标明流向，设备编号标牌已挂。

7）厂区、渗漏排水、检修排水系统已移交电厂，由电厂负责。

2.8电气一次设备检查

1）发电机电压设备，包括发电机主引出线的所有CT、PT回路检查，封闭母线、励磁变和发电机制动开关，机端避雷器及附属设备，发电机中性点及中性点设备已安装、调试完成，各发电机电压设备的接地良好，经验收合格。

2）制动开关已安装、调试完成，电制动用变压器和整流器安装调试完毕已接入转子，确定转子电流的整定值，操作回路动作正确可靠，与LCU联动试验，动作正确可靠，经验收合格。

3）500KVGIS设备、主变、厂用电系统已移交电厂。

4）机组自用电、公用电、检修用电、照明用电已安装调试完毕，验收合格。

5）发电机组及相关电气设备的外壳、支架、电缆桥架、电缆屏蔽层、电气设备等按要求均已接地。

2.9电气二次设备的检查

1）继电保护、自动装置和故障录波设备

1发电机——变压器继电保护（含励磁系统的继电保护和厂用变压器的保护）的安装、调试已完成，电气接线及保护定值经检查和校验结果正确。

保护设备经联动试验，结果正确，验收合格。

2GIS继电保护及故障录波装置已移交电厂。

3机组自动操作与水力机械保护回路、水轮机调速系统自动操作回路、发电机操作回路、GIS各断路器、各隔离开关、接地开关及电制动开关操作与安全闭锁回路，机组辅助设备和全厂公用设备操作回路，GIS断路器的同期回路、厂用电、机组用电设备操作回路、备用电源自动投入回路已检查并通过模拟试验，已验证动作的正确性、可靠性和准确性。

4厂用电、机组自用电、公用电继电保护调试完毕，电气接线及保护定值经检查和校验结果正确，与LCU传送信息，经联动试验，结果正确，验收合格。

5电气仪表测量回路，接线正确，仪表校验合格，验收合格。

2）电站计算机监控系统的初步检验

1电站的计算机监控系统的主站设备已安装完成，硬件（包括全部计算机、网络设备、UPS电源、控制台等）已经过验收，并经过初步调试，电站与梯调数据通信已经开通。

上位机已能与电站计算机监控系统LCU进行数据通信。

2电站关口电能计量表及通信接口已安装完成，数据通信已经开通。

3主站设备的功能（除AGC、AVC外）测试已经完成，并可以投入运行。

4泄洪系统现地控制装置已经验收，硬、软件功能满足要求。

在控制系统故障时可用常规设备启闭闸门。

泄洪系统集控系统与电站计算机监控系统通信正确，已与现地设备进行了联动调试，在电站计算机监控系统可对各闸门进行启闭操作，并对泄洪系统的运行状态进行监视和调整。

3）220V、48V直流电源系统

机组直流系统，公用直流系统，500KVGIS直流系统，坝顶变电所直流系统，电站监控系统UPS已安装、调试完成，机组控制、保护及自动化设备的直流供应正常，电站计算机监控设备电源供应可靠，通信设备的48V直流系统已安装、调试完成，各通信站点的光纤、微波、载波、交换等通信设备直流电源工作正常，与现地设备进行了联动调试，对直流设备的运行状态反映正常。

3机组充水试验

3.1充水前检查

1检查上、下游水位符合充水条件。

2充水前确认进水口工作门处于关闭状态，确认蜗壳、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，确认水轮机主轴检修密封投入状态，确认尾水门处于关闭状态，发电机机械制动投入。

3充水前确认电站机组检修排水系统，厂房渗漏排水系统已投入正常运行。

4与充水有关各通道和各层楼梯照明充足，照明备用电源可靠，梯调、电站和启动机组内外部通信设施完善、畅通。

道路与安全通道畅通。

3.2尾水充水

1因机组有水调试时间有限，尾水充水在大坝蓄水前进行。

2确认尾水管和蜗壳进人门，尾水盘形阀及蜗壳排水阀已关闭严密（并进入廊道检查盘形阀渗漏）。

3水轮机主轴检修密封充气。

4拔出接力器锁定，打开导叶开度2%~3%。

5开启尾水充水阀充水，并在尾水管进人门放水阀和顶盖测压表处监视尾水位和记录充水时间及尾水位。

6检查尾水位以下土建部位及各进人门、顶盖、导叶密封、测头管路等，上述部位应不漏水，厂内检修排水井和渗漏排水井水位应无明显增加。

7充水过程中必须密切监视各部位渗漏水情况，确保厂房及其它机组设备安全，发现漏水等异常现象时，应立即停止充水进行缺陷处理，必要时将尾水管内水排空，漏水处理完毕再次充水。

8尾水平压且各部分正常后，用尾水门机将尾水门提起，在静水中做尾水门的落下和提起试验，试验正常后尾水门锁定在门槽顶部，关闭导叶并投入接力器锁定。

9充水过程中，用目测方法，监视检查尾水锥管进人门及蜗壳进人门的密闭性及漏水情况。

在水机室，检查检修密封、顶盖密封及导叶轴密封的漏水情况。

顶盖自流排水应通畅。

3.3压力钢管及蜗壳充水

1机组已作全面检查，机组试运行措施完备，试运行大纲经相关部门审批允许进行机组充水调试及开机。

2调速系统供压力油，并处于手动关机位置，（导叶全关，接力器锁定投入）。

3手动投入发电机风闸。

4投入主轴检修密封。

5开启进口工作门平压阀向钢管内充水，监视蜗壳水压变化，排水管是否漏水，充水过程中压力钢管通气应畅通，同时注意应使蜗壳中积气全部排除。

6充水过程中，检查蜗壳进人门，蜗壳排水阀，顶盖，导叶密封，各测压表计及管路应不漏水，顶盖排水应畅通，应监视水力机械测量系统中各压力表计读数。

7充水平压无异常后提工作门，进行工作门在静水中启闭试验3次，在静水中工作门的关闭时间应调整与设计时间大致相当。

8记录钢管充水时间，工作门启闭时间及上下游水位。

9现地、机旁和中控室部位检查使用紧急停机按纽（经计算机监控系统和不经计算机监控系统方式）关闭进口工作门，动作应可靠。

10操作正常后，全提进水口工作门，并记录工作门在48小时内下滑距离。

11压力钢管充水后，应对进水口钢管的混凝土水工建筑物全面检查，观察是否有渗漏，裂纹和变形。

12观察厂内渗漏水情况，检查渗漏排水泵的排水能力和运行可靠性。

2）技术供水系统充水

1操作机组技术供水系统管路各阀门，通过蜗壳取水口使机组技术供水系统充水，并调整水量达到供水流量和水压达到工作压力，减压阀、滤水器、各部位管路、阀门及接头表计应无漏水，工作正常可靠。

2LCU与技术供水系统联动，检查联动情况，动作应正确可靠。

3）压力钢管充水与技术供水系统管路充水在坝前水位超过277m时进行充水调试。

3.4机组启动及瓦温稳定试验

3.4.1启动前准备

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,通讯指挥系统工作正常,各部位运行人员已进入岗位。

测量仪器、仪表接线完成。

2）确认发电机定转子空气间隙中及其周围无杂物。

3）油冷却水、润滑水投入，水压、流量正常，润滑油系统、操作油系统工作正常。

4）断开发电机出口断路器。

5）发电机转子集电环上的碳刷全部从刷握中拔出。

6）所有试验用的短接线及接地线已拆除。

7）检查确认制动闸已全部落下。

8）漏油装置处于自动位置。

9）水轮机主轴密封水投入，检修密封退出。

10）调速器处于准备工作状态。

11）机械制动气压正常。

12）接入标准频率表，用于监视机组启动及运行转速。

13）发电机灭磁开关断开。

14）机组现地控制单元已处于工作状态。

15）水力机械保护和测温装置已投入，仪表屏上电，各测量装置投入，记录上下游水位、各部原始温度及各油槽油位。

16）渗漏排水系统切至自动运行位置。

17）中、低压压缩空气系统切至自动运行位置。

18）用高压顶转子油泵将转子顶起一次，使推力瓦建立油膜。

3.4.2机组首次手动启动及瓦温稳定试验

首次手动启动试运行分下列阶段进行：

首次启动及检查、调速系统试验、手动停机及检查。

1）手动操作，投入机组冷却水系统，并检查各部位水压正常，临时关闭发电机空冷器进水总阀。

2）确认发电机制动闸已全部下落到位。

3）手动撤除检修密封气压，主轴密封水投入。

4）拔出接力器锁锭。

5）手动打开调速器的开度限制机构,当机组刚开始转动后将导叶关回，由各位置观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间无摩擦或碰撞情况。

6）在机组无异常情况下继续手动开机，待机组转速达到50%nr（额定93.75r/min）时，停留5分钟。

监听机组运行情况不应有异常声响，观察各部分运行情况，机组轴承温度不应有突变。

同时测量机组轴承摆度、机架、顶盖及尾水管振动。

7）经确认无异常后，机组缓慢升速到额定转速（93.75r/min），监视此过程机组转动部分，若有异常响声应马上停机检查，机组空载运行5h进行瓦温稳定试验。

8）如升速过程中发现机组摆度超过轴承间隙或各部振动超过标准时，做好摆度及振动记录，进行机组动平衡配重试验，直至在额定转速下机组的摆度和振动合格为止。

（在以后的升压、带负荷试验中，可能还要继续进行动平衡配重调整）

9）记录机组的启动开度和空载开度。

在额定转速时电气转速表应位于100%位置。

10）在开机过程中对转速装置进行监视校核，所有转速接点动作准确。

11）机组起动升速过程中，如遇下列情况应立即停机：

机组内部出现异常响声（如金属撞击声等）；

机组推力轴承温度突然急剧上升；

推力轴承或导轴承油槽大量甩油；

机组振动、摆度值过大（或严重超标）；

危及机组安全运行的其它异常情况。

12）监视水轮机主轴密封的水流量及水压差，监视机组油冷却水流量值。

13）记录水力量测系统表计读数。

14）测量发电机一次残压及相序，相序应正确。

15）当瓦温稳定后手动停机。

16）机组首次起动及空载运行中的监测与记录：

∙记录导叶的启动