机组启动试运行调试大纲精编.docx
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机组启动试运行调试大纲精编
Documentnumber：
WTT-LKK-GBB-08921-EIGG-22986
机组启动试运行调试大纲精编
8号机组启动试运行调试大纲
批准：
审核：
编制：
大唐衡阳发电股份有限公司
2013年2月3日
8#机组启动试运行调试大纲目录
第一章总则
第二章编写依据及说明
第三章工程概况
概述
8号机组主要设备参数
第四章启动试运行应具备的条件
第五章启动试运技术要点及措施
机组起动试运行前的检查
5.1.1引水系统的检查
5.1.2水轮机部分的检查
5.1.3调速系统及其设备的检查
5.1.4发电机部分的检查
5.1.5励磁系统的检查
5.1.6油、水、气系统的检查
5.1.7电气一次设备的检查
5.1.8电气二次系统及回路的检查
5.1.9消防系统及设备的检查
水轮发电机组充水试验
5.2.1充水条件
5.2.2尾水充水
5.2.3蜗壳充水
、机组启动和空转试验
5.3.1启动前的准备
5.3.2首次手动启动试验
5.3.3调速器空载试验
5.3.4手动停机过程及停机后检查
5.3.5机组过速试验及检查
机组自动开停机试验
5.4.1自动开机需具备的条件
5.4.2机组LCU8自动开机至空载
5.4.3机组LCU8自动停机
、水轮发电机组空载试验
5.5.1发电机短路升流试验
5.5.2发电机升压试验
5.5.3空载下励磁装置的调试
机组并列及负荷试验
5.6.1水轮发电机组空载并列试验
280的自动假同期试验
280的自动准同期试验
5.6.4计算机监控系统自动开机并网试验
5.6.5机组带负荷试验
5.6.6机组甩负荷试验
5.6.7低油压事故停机试验
机组72小时带负荷试运行
第六章安全措施及注意事项
注意事项
安全措施
第七章整套启动试运行的组织机构与职责分工
组织机构
职责分工
整套启动试运行的指挥系统
第一章总则
轴流转浆式机组及相关设备的安装应达到《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-2003规定的要求，且施工记录完整。
机组安装完工、检验合格后应进行启动试运行试验，试验合格并交接验收后方可投入电力系统并网运行。
机组的辅助设备、继电保护、自动控制、监控、测量系统以及与机组运行有关的各机械设备、电气设备、电气回路等，均应根据相应的专业标准进行试验和验收。
对机组启动试运行试验过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，使机组交接后可长期、安全、稳定运行。
机组启动试运行过程中应充分考虑进水口、尾水出口水位变动对边坡稳定及库区河道周围环境和植被生态的影响，以保证试运行工作的正常进行。
本程序仅列出主要的试验项目与试验步骤。
各项试验的具体方法，还须遵从制造商的技术文件及相应的设备规程。
视试验难易程度或条件限制，个别试验项目的顺序允许据现场实际进行适当的调整。
在规程允许范围内，部分项目需推迟至72小时试运行试验后进行的,由试运行指挥部与有关各方现场共同确定,并经8号机组启动委员会批准后进行。
本大纲须经大唐衡阳发电股份有限公司8号机组启动委员会审查批准后执行。
涉及系统设备的操作，经调度批准后执行。
本大纲为调试工作的指导性文件，是机组调试工作的准则，任何参与调试工作或试运行工作的部门和个人都必须严格执行。
本大纲适用于白渔潭水电站8#机组启动试运行试验。
第二章编写依据及说明
《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）。
《电力工程“达标投产”管理办法（2006年版）》电建企协［2006］6号。
《水轮发电机组安装技术规范》（GB/8564—2003）
《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB-50150—2006）。
《水轮发电机基本技术条件》（GB/T7894-2001）
《水电厂计算机监控系统基本技术条件》DL/T578－1995
《水电厂计算机监控系统试验验收规程》DL/T822-2002
《水轮机基本技术条件》（GB/T15468—2006）
设计及制造厂家技术标准和要求
本大纲的适用范围：
8#水轮发电机组及其附属设备、调速器系统、励磁系统、发电机主回路中的一、二次电气设备及其继电保护装置、控制保护及计算机监控系统、通信系统等。
第三章工程概况
概述
大唐衡阳发电股份有限公司白渔潭水电站，位于衡阳市东北部耒水河口15.7km，离衡阳市中心15km，坝址控制流域面积11170km2，是一座以发电为开发目标的低水头泾流水电站。
枢纽建筑物包括拦河坝（溢流坝和非溢流坝）、主副厂房、船闸、溢洪道等四个部分。
溢流坝位于河床中部，长182.35m，为无闸门控制的自由溢流式坝，坝顶高程为58m（吴淞高程，以下文中与电站有关的高程数据同此），高于58m正常蓄水位时溢流坝开始溢流。
全站共装有8台水轮发电机组，总容量。
正常蓄水位58.00m，死水位57.00m，调节性能为日调节。
8号机组主要设备参数
3.2.1、水轮机技术参数
型号：
ZZ（K400）-LH-335
最高水头：
7.5米
额定水头：
5.3米
最小水头：
3.5米
转轮直径：
3.35米
额定功率：
额定转速：
min
飞逸转速：
250r/min（协联）
厂家：
浙江中水发电设备有限公司
3.2.2、发电机技术参数
型号：
SF2500-52/4950
额定容量：
/MW
额定电压：
6300V
额定电流：
286.4A
额定功率因数：
额定频率：
50HZ
额定转速：
min
飞逸转速：
250r/min
励磁电压：
励磁电流：
363.1A
磁极个数：
52个
厂家：
浙江中水发电设备有限公司
3.2.3、调速器技术参数
型号:
DKST-100（A）
压力:
最大工作油压:
主配压阀直径:
Φ100mm
输入电压：
DC110V
永态转差系数:
0～10％
静特性线性度误差:
ε＜5％
厂家:
长江控制设备研究所
3.2.4、励磁装置技术参数
型号:
2EDI-PADB1A
操作控制电压：
AC380V；DC110V
额定输出电压：
额定输出电流：
363.1A
出厂日期：
生产厂家:
广州擎天实业有限公司
3.2.5保护装置——北京四方公司生产的CSC-306型数字式保护装置。
发电机保护
整定参数
整定值
动作对象
备注
（1）发电机比率制动纵差动保护
比差门槛Ⅰq
0.36A
跳发电机280开关（灭磁）
发电机额定电流Ⅰe=3.58A
拐点电流Ⅰ
3.58A
制动斜率Ks
TA断线闭锁Ⅰct
4.48A
差速倍数Ⅰsd
10.7A
（2）发电机复压闭锁过流保护
电流元件整定I0P
5.17A
tdz1=5s跳440；tdz2=6s跳280
低电压、负序电压值均为线电压
低电压元件UOP
V
负序电压U2OP=
V
（3）发电机对称过负荷保护
过负荷电流I0P
4.18A
发信号
过负荷延时tDZ
9S
（4）发电机负序过负荷保护
负序过负Ⅰ
0.38A
发信号
负序时间tDZ
（5）发电机过电压保护
过电压整定UOP
V
跳280（灭磁）
TV变比6/
整定值为线电压
过电压延时tDZ
（6）发电机综合式3U0定子接地保护
零序电压
5V
发信号
中性点零序TV变比6/
动作时间tDZ
（7）发电机转子一点接地保护
过渡电阻Rg1
20Kω/10S
投信号
过渡电阻Rg2
5kΩ/5S
（8）发电机失磁保护
转子低电压
V
①t1=发告警信号；
②t2=减机组有功；
③t3=，解列（跳280）
按静态圆整定
35kV侧低电压
80V
阻抗圆心—Xc
Ω
Xa值整定
Ω
Xb值整定
Ω
阻抗圆半径Xr
Ω
（9）励磁变过流（速断）保护
速断电流ISD
11.4A
跳发电机开关（280），并灭磁
速断时间tDZ
0S
过流整定IDZ
1.62A
发信号
过流时间tDZ
9s
3.2.6计算机监控系统
计算机监控系统由北京四方公司生产，共分集控中心层和现地控制单元层两层。
第四章启动试运行应具备的条件
启动试运前，机组及相关机电设备已完成单元工程设备调试、分系统设备调试，且已按各设备制造厂技术条款的规定，与各设备制造厂一道对发电单元设备及其附属设备（含调速系统）进行了无水调试，对各辅助设备、计算机监控系统及自动化元件进行了连接、联动性能的试验、调整和整定。
机组保护整定值正确，保护装置调试完毕。
试运行环境要求：
4.3.1机组各层地面已清扫干净，无障碍物。
4.3.2机组各层吊物孔、临时孔洞已封堵。
4.3.3机组各部位和通道的照明良好。
4.3.4机组各部位及指挥机构的通信、联络信号检验合格，通信畅通。
4.3.5机组各部位的设备的临时或永久标识已经安装完成。
4.3.6机组各部位的水源和电源供应正常。
4.3.7机组各运行设备已可靠接地。
试运行的人员配备和技术资料的准备
4.4.1生产单位已根据整套启动方案、调试措施和运行规程的要求配齐各值各岗位的运行人员，并有明确的岗位责任制或岗位规范。
运行人员已经培训，并熟悉现场设备的位置，能胜任本岗位的运行操作和事故处理。
4.4.2安装单位已根据整套启动方案、调试措施，配齐足够的设备维护检修人员，并有明确的岗位责任制。
检修人员应熟悉所在岗位设备（系统）的结构及性能，在统一指挥下，能胜任检修工作，做到不发生设备及人身事故和中断试运行的事故。
4.4.3调试单位已编写调试大纲、各专业的调试方案、调试措施、应急预案。
组织措施
启动试运行组织机构已成立，相关单位及人员职责明确、到位。
第五章启动试运技术要点及措施
机组起动试运行前的检查
5.1.1引水系统的检查
5.1.1.1进水口拦污栅已清理干净检验合格。
5.1.1.2进水口闸门门槽已清理干净检验合格。
工作闸门、启闭装置已安装完工。
5.1.1.3蜗壳、尾水锥管等流道均已检验合格清理干净，取样孔已封堵。
测压头已装好，测压管阀门、表计均已安装，进入孔（门）的盖板均已严密封堵。
5.1.1.4蜗壳、转轮室、尾水锥管确认已清扫干净。
5.1.1.5蜗壳排水阀启闭情况良好并处于关闭状态。
5.1.1.6尾水闸门门槽及其周围已清理干净。
尾水闸门及其启闭装置检验合格，启闭情况良好。
尾水闸门处于关闭状态。
5.1.1.7各部位通讯、联络信号检验合格、准确可靠、回路通畅。
5.1.2水轮机部分的检查
5.1.2.1水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格，安装质量记录可靠、完整，确认无遗留杂物。
5.1.2.2真空破坏阀（补气阀）已安装完毕并确认在设计压力下动作合格。
5.1.2.3顶盖排水管确认畅通无阻，水车室配备临时排水泵。
5.1.2.4主轴密封已安装检验合格，间隙符合规程要求。
5.1.2.5水导轴承润滑系统已检查合格，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。
导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，调速环锁锭投入。
导叶最大开度和关闭严密性及压紧行程已检验符合要求。
5.1.2.6各测压表、流量计、变送器、摆度、振动测量仪表已安装并验收合格。
5.1.2.7水轮机与调速器的联调工作已完成并检查合格。
5.1.3调速系统及其设备的检查
5.1.3.1调速系统及其设备已安装完毕并调试合格，油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。
各部表计、阀门均已整定符合要求。
5.1.3.2油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。
高压补气装置手动、自动动作正确。
5.1.3.3手动操作将油压装置压力油通向调速系统，检查各油压管路、阀门、接头及部件等均无漏油现象。
5.1.3.4调速器电调柜调试合格，工作正常。
5.1.3.5事故配压阀调试合格，锁锭装置充水前处于锁锭状态。
5.1.3.6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的灵活可靠和全行程内动作的平稳性。
检查导叶开度、接力器行程和导叶开度指示器三者的一致性。
5.1.3.7用紧急关闭导叶来检查导叶全开至全关所需时间并记录，此时间需符合机组调节保证计算的结果。
5.1.3.8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、事故停机各部件动作的准确性、可靠性。
5.1.3.9机组过速保护安装完毕检查合格，手动检查各接点回路工作正常。
5.1.3.10分段关闭装置调试合格，拐点动作值正常。
5.1.4发电机部分的检查
5.1.4.1发电机整体已安装完工、检验合格、记录完整。
发电机内部已彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。
5.1.4.2导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水已调试，整定值符合设计要求。
5.1.4.3油泵顶转子装置已调试合格符合设计要求，各管路阀门均无渗油现象。
5.1.4.4发电机灭火管路检验合格，通压缩空气试验畅通无阻。
5.1.4.5发电机转子集电环、碳刷、刷架已检验调试合格。
5.1.4.6发电机坑内所有电缆、导线、端子板、辅助线均已检查正确无误。
5.1.4.7发电机制动系统的手动、自动操作均已检验调试合格，动作正常。
5.1.4.8发电机空冷器已检验合格，水路通畅。
阀门无渗漏。
5.1.4.9测量发电机工作状态的各种表计、振动、摆度传感器、温度监测仪、测振测摆监测仪已安装完工，调试、整定合格。
5.1.5励磁系统的检查
5.1.5.1励磁系统、励磁柜已安装完工检验合格，回路已做耐压试验合格。
5.1.5.2励磁变压器已安装完工检验合格，高、低压端连接线已检查，电缆已检验合格，耐压试验已通过。
5.1.5.3交直流灭磁开关主触头接触头良好，开路符合要求，动作灵活可靠；励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。
5.1.5.4励磁操作、保护及信号回路接线正确动作可靠。
5.1.5.5励磁装置静态测试（包括通道测试、保护和限制测试）。
5.1.5.6励磁装置开环小电流试验，励磁调节器开环特性符合设计要求。
5.1.6油、水、气系统的检查
5.1.6.1机组油系统已调试合格，能满足机组供、排用油的需要，油管路阀门等无渗油，油质化验合格。
5.1.6.2技术供水系统已调试合格，工作正常，供排水量满足机组正常运行的需要。
主轴密封供水水质合格，水压正常。
5.1.6.3顶盖排水系统检查合格，工作正常。
5.1.6.4压缩空气系统已调试合格。
压油槽供气系统、刹车系统等管路阀门无漏气，管路通畅。
5.1.6.5油、水、气管路系统中的压力表、温度计、示流计、安全阀、阀门工作正常。
整定值符合设计要求。
5.1.6.6油、水、气管路、附属设备已刷油漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。
5.1.7电气一次设备的检查
5.1.7.1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，中性点母线及电流互感器已安装调试合格。
5.1.7.2厂房内各设备接地已检验，接地良好。
5.1.8电气二次系统及回路的检查
5.1.8.1机组电气控制和保护设备及屏柜均已安装完工检验合格，中控室集控台、计算机等设备均已安装完工检验合格。
5.1.8.2计算机房（中控室对面）不间断电源及其回路已检验合格。
5.1.8.3下列电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证其动作的准确性：
a．机组水力机械自动操作回路；
b．机组调速系统自动操作回路；
c．发电机励磁操作回路；
d．发电机断路器操作回路；
e．直流及中央音响信号回路；
f．机组同期操作回路；
g．通讯及其他必要的装置。
5.1.8.4电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查后，发电机继电保护回路（联合监控系统一起）进行模拟试验，验证动作的正确性。
5.1.9消防系统及设备的检查
5.1.9.1发电机内灭火管路、灭火喷嘴等已检验合格。
5.1.9.2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、盘柜的孔洞及电缆管口已可靠封堵。
水轮发电机组充水试验
5.2.1充水条件
（1）坝前水位已蓄至最低发电水位。
（2）充水前应确认进水口工作闸门处于关闭状态。
确认蜗壳排水阀、尾水管排水阀处于关闭状态。
确认蜗壳和尾水进人门已关闭并密封。
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在投入状态。
确认尾水闸门处于关闭状态。
确认顶盖排水泵手、自动运行正常，水车室备用排水泵已配备。
（3）充水前必须确认电站厂房检修排水系统、渗漏排水系统手、自动运行正常。
（4）与充水有关的各通道和各层楼梯照明充足，照明备用电源可靠，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。
5.2.2尾水充水
（1）将尾水闸门提起至平压位置，向尾水流道充水，在充水过程中随时检查水轮机导水机构、转轮室、各进入门、主轴密封及空气围带、测压系统管路的漏水情况，记录测压表计的读数。
（2）充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，确保厂房及机组的安全，一旦发现漏水等异常现象时，应立即停止充水并进行处理。
充水过程中应检查排气情况。
（3）待充水至与尾水平压后，将尾水闸门提起。
（4）以手动或自动方式做尾水闸门在静水中的启闭试验，调整、记录闸门启闭时间及表计读数。
闸门应启闭可靠，位置指示准确。
5.2.3蜗壳充水
（1）提起进水口快速门至充水平压位置，向蜗壳充水，观察蜗壳内水位及压力情况，并记录充水平压时间。
（2）检查蜗壳进人门的漏水情况。
监测蜗壳的压力上升情况。
（3）检查水轮机顶盖、导水机构和检修密封的漏水情况及顶盖排水情况,若顶盖排水不畅应立即投入备用排水泵。
（4）观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视各压力表计的读数。
（5）充水试验中若出现问题，落下快速门停止充水，进行处理后再进行充水试验。
（6）充水过程中，检查通气孔的排气是否畅通，同时注意应使蜗壳中的积气完全排出。
（7）充水平压后，分别进行现地和远方操作快速门静水启闭及紧急关闭的试验，以验证快速门及其启闭系统在静水中启闭是否正常，并记录启闭时间，在机组LCU上应能反映快速门的位置指示及有关数据。
、机组启动和空转试验
5.3.1启动前的准备
5.3.1.1主机周围各层场地已清扫干净，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。
5.3.1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格。
5.3.1.3机组润滑油、冷却水、润滑水系统均已投入，各油泵、水泵按自动控制方式运行正常，压力、流量符合设计要求。
油压装置和漏油装置油泵处于自动控制位置运行正常。
5.3.1.4油顶起系统、机组制动系统处于手动控制状态。
5.3.1.5检修排水系统、渗漏排水系统和压缩空气系统按自动控制方式运行正常。
5.3.1.6上下游水位、各部原始温度等已做记录。
5.3.1.7水轮机主轴密封水投入，空气围带排除气压、制动器复归（确认风闸已全部复位）。
5.3.1.8启动油顶起装置油泵，确认机组大轴能正常顶起。
制动器复归后，用压缩空气吹尽管内余油，拔出转动部件锁锭。
5.3.1.9调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：
1）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。
2）调速器的滤油器位于工作位置。
3）调速器导叶操作处于“手动”位置。
4）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。
5.3.1.10与机组有关的设备应符合下列要求：
1）8#发电机出口断路器断开，隔离开关断开、8#机相关的接地线拆除、灭磁开关断开。
2）8#转子集电环碳刷已磨好并安装完毕。
3）8#发电机出口TV处于工作位置，一次、二次保险投入。
4）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，但不作为用于停机。
5）现地控制单元LCU8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。
6）拆除所有试验用的短接线及接地线。
7）外接频率表接于发电机出口TV柜一次侧，监视发电机转速。
8）大轴接地碳刷已投入。
5.3.1.11手动投入机组各部冷却水。
5.3.2首次手动启动试验
5.3.2.1启动油顶起装置，顶起2～4mm，在推力瓦与镜板之间形成油膜，关闭油顶起装置。
5.3.2.2向风闸复归腔管道内充气，并检查风闸应复位。
拔出接力器锁定，手动打开导叶启动机组，机组转速控制10%额定转速，观察各部运行情况。
检查无异常继续增大导叶开度，使转速升至额定转速20%，30%，…，100%额定转速，记录轴瓦温度和机组摆度及振动值。
5.3.2.3当机组转速升至95%额定转速时，并校验电气转速继电器相应的触点。
当机组转速达到额定值时校验机组各部转速表指示应正确。
记录当时水头下机组额定转速下的导叶开度。
5.3.2.4在机组升速过程中派专人严密监视推力瓦和各导轴瓦的温度，不应有急剧升高或下降现象。
机组达到额定转速后，在半小时内每隔5分钟记录瓦温，之后可适当延长时间间隔，并绘制推力瓦和各导轴瓦的温升曲线，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油槽的运行油位线，记录稳定的轴瓦温度，此值不应超过设计值。
记录各轴承的油位和油温。
5.3.2.5机组启动过程中，应密切监视各部运转情况，如发现金属摩擦或碰撞、推力瓦和导轴瓦温度突然升高、机组摆度过大等不正常现象应立即停机。
5.3.2.6监视水轮机主轴密封及各部水温、水压，有条件时可观察、记录水封漏水情况，顶盖水泵的启停时间。
5.3.2.7记录水压表计读数和机组监测装置的表计读数。
5.3.2.8应测量并记录机组水轮机导轴承、发电机轴承等部位的运行摆度（双振幅），不应超过导轴承的总间隙。
5.3.2.9测量并记录机组各部位振动、摆度其值应符合规范要求，若机组存在动不平衡引起机组振动值超标，需进行动平衡试验。
表1电轮发电机各部位振动允许值（双幅值）
序号
项目
额定转速r/min
100～250
振动允许值（mm）
1
水轮机
顶盖水平振动
2
顶盖垂直震动
3
水轮发电机
带推力轴承支架的垂直震动
4
带导轴承支架的水平振动
5
定子铁芯部位机座水平震动
6
定子铁芯振动（100Hz双幅振动值）
摆度允许值：
小于75%导轴承双边间隙值。
5.3.2.11测量发电机一次残压及校对相序，相序应正确。
5.3.2.12检查机组各部振动、摆度及温度变化情况，必要时进行动平衡试验，转子重新配重。
5.3.3调速器空载试验
5.3.3.1根据机组残压测频信号是否满足调速器自动运行的情况，确定调速器空载扰动试验时机，若不能满足要求，则调速器空载试验安排在机组空载试验完成之后进行。
5.3.3.2手动开机，机组在额定转速下稳定运行后。
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