最新水力发电厂6号机组C级检修启动方案系统部分站内部分.docx
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最新水力发电厂6号机组C级检修启动方案系统部分站内部分
编号：
Q/CDT-***20401-2014.JL08
方案编号：
***水力发电厂
2016年6号机组C级检修启动方案
（系统部分）（站内部分）
批准：
审核：
编制：
编制单位：
设备管理部
2016年11月17日
（本件共10页）
第一部分：
系统部分
一、工作目的
为了确保6号机组C级检修后启动各项试验顺利、安全、有序进行，确保机组启动成功，根据6号机组C级检修项目、相关技术改造方案、相关规程规范及有关安全管理制度，特制定本方案。
二、工作内容
1、6号机组机组带主变零起升压试验。
2、6号发电机出口806开关同期试验。
3、6号机组励磁调节器改造后PSS试验。
4、6号机组励磁系统改造后进相试验。
5、6号机组励磁系统改造后交接试验。
三、试验计划工期
计划时间：
2016年11月26日-11月29日。
四、组织措施
（一）、组织机构
总指挥：
副总指挥：
安全监督：
技术指导：
专业副总工程师、设备管理部专业主管及设备管理师
工作人员：
设备维护部专业班组人员检修单位人员
操作人员：
运行值班人员
后勤保障：
（二）、组织措施
1、总指挥负责开机、试验的组织指挥及协调工作，机组的开机、停机，各项试验（包括主要试验步骤）的开始、结束，都必须经总指挥同意，所有人员要听从指挥，并不得远离现场。
2、每项试验工作都必须执行两票制度，经运行人员许可。
3、运行人员负责启动试验的倒闸操作、安全措施及措施恢复等，所有设备操作必须经过当班值长批准。
4、试验过程中，如有异常情况，及时向总指挥汇报，遇紧急情况，运行当值人员立即按有关规程进行处理。
5、各生产部门派专人配合总指挥做好协调工作。
6、安全监察人员做好现场的安全监督工作。
7、设备维护部以及检修公司负责安排好各项试验的记录人员，试验结束后将记录结果汇总给现场总指挥处，各项试验记录表格详见《机组C级检修启动试验报告》。
8、严格按照检修启动方案执行，试验过程发现方案与实际情况不符时，需根据实际情况修订方案并重新履行审批手续后方可继续开展工作。
五、启动前应具备的条件及准备工作
1.6号机组6F、6号主变6B、6号主变高压侧500kV高压电缆等相关检修工作已完成。
2.确认***电厂6号主变6B，6号发电机6F，500kV第三串六号主变开关5031，500kV第三串联络甲开关5032预防性试验工作结束。
3.6号主变6B分接开关按调度要求投入对应档位，主变控制系统、冷却系统检修工作已完成并投入自动运行。
4.6号发变组保护，5031、5032开关保护，6号主变电缆纵联差动保护及6号主变短引线保护的传动试验已完成。
六、启动前设备状态
（一）一次设备状态
1.6号发电机6F出口隔离开关8066在分闸位置；6号主变6B在冷备用状态；6号发电机出口806开关、500kV第三串六号主变开关5031、500kV第三串联络甲开关5032在冷备用状态。
2.6号发电机出口开关发电机侧接地刀闸80617在分闸位置；
3.500kV6号主变压器高压侧接地刀闸503167、5031617；6号主变低压侧接地刀闸806617在分闸位置；
4.500kV第三串联络甲5032开关两侧接地刀闸503217、503227在分闸位置；500kV第三串六号主变5031开关两侧接地刀闸503117、503127在分闸位置。
5.待启动范围内所有地刀及临时安全措施拆除。
（二）二次设备状态
1.待启动范围内所有设备保护均已按正式定值单投入，6号发变组发电机保护、变压器保护、主变电缆纵联差动保护和5031、5032开关保护投入正常。
电厂调管范围内的一、二次设备的相关操作，由电厂根据运行规程自行负责。
七、机组带主变零起升压试验
（一）升压范围
6号发电机6F、6号主变6B、6号主变高压侧500kV高压电缆。
（二）升压前倒闸操作
1.检查确认升压范围内所有接地线（接地刀闸）已经拆除（断开）。
2.检查6号发变组发电机保护、变压器保护、主变电缆纵联差动保护已正常投入。
3.6号主变冷却系统恢复正常运行方式。
4.检查500kV6号主变高压侧接地刀闸503167、5031617在分闸位置，检查500kV第三串联络甲开关靠I母侧刀闸50321、500kV第三串六号主变开关靠II母侧刀闸50312在分闸位置。
5.合上500kV6号主变高压侧刀闸50316。
6.检查6号主变压器低压侧接地刀闸806617、6号发电机出口开关发电机侧接地刀闸80617在分闸位置。
7.合上6号发电机中性点接地刀闸0060。
8.合上6号发电机出口刀闸8066。
9.合上6号发电机出口开关806。
10.合上6号机组励磁交流隔离开关Q07，合上6号机组励磁直流灭磁开关Q02。
（三）零起升压试验步骤
1.6号机组自动开机至额定转速。
2.励磁控制在FCR方式，零起升压至20%发电机额定电压，检查6号主变6B运行情况。
3.逐步升压，分别在50%、75%、100%发电机额定电压情况下检查6号主变6B、6号主变高压侧500kV高压电缆运行情况。
4.在额定电压时，检测发电机机端、主变低压侧电压互感器送至保护、测量、同期、故障录波、调速器、励磁的电压幅值、相序、相位正确。
5.500kV第三串六号主变5031开关转运行，对6号主变充电，检查6号主变充电运行正常。
6.500kV第三串联络甲5032开关转运行。
7.机组自动停机，同期试验接线，为发电机出口806开关的同期试验做准备。
（四）试验安全措施
1.在停机条件下做好相关试验接线，检查接线正确，并且牢固可靠，试验完成后在停机条件下拆除相关试验接线。
2.试验前检查确认励磁调节器参数设定正确、相关保护定值正确，保护投入正确。
3.在励磁灭磁柜及调节柜安排专人守候，在事故时立即跳灭磁开关。
4.试验过程应派专人监护，试验人员在试验过程中注意力应高度集中，防止异常情况的发生，当出现异常情况时，应立即停止试验，查明原因后，方可继续试验。
八、发电机出口806开关同期试验
（一）安全措施
1、在停机条件下做好同期试验装置试验接线，检查接线正确，并且牢固可靠。
2、试验前检查确认同期装置检验合格并通过验收、参数设定正确，防止非同期合闸的同步检查继电器工作正常。
3、假同期试验前将6号发电机出口隔离开关8066拉开，拔除监控系统LCU至调速器增负荷继电器12KA5、减负荷继电器12KA6、励磁系统增励磁继电器12KA7、减励磁继电器12KA8。
4、在假同期试验正常后方可进行真同期试验。
5、试验过程应派专人监护，专人监视发电机频率、电压，发现超调情况，立即跳开出口开关或停机，同时汇报南网总调值班调度员。
6、发生异常情况后要查明原因并处理好后，及时汇报调度，在征得到调度同意方可继续试验。
（二）试验前同期装置（SJ-12C）参数检查
序号
参数名称
设定值
序号
参数名称
设定值
1
开关类型TYPE
Gen
10
机组电压补偿因子KUg
1
2
系统频率fs
50Hz
11
调速周期Tf
15s
3
合闸导前时间TDL
60ms
12
调速比例因子Kpf
30
4
允许压差高限ΔUh
3V
13
调速积分因子Kif
0
5
允许压差低限ΔUl
-3V
14
调速微分因子Kdf
0
6
允许频差高限Δfh
0.15Hz
15
调压周期Tv
2s
7
允许频差低限Δfl
-0.15Hz
16
调压比例因子Kpv
20
8
相角差补偿δφ
0
17
调压积分因子Kiv
0
9
系统电压补偿因子KUl
1
18
调压微分因子Kdv
0
（三）发电机出口806开关假同期试验
1.检查确认6号发电机出口隔离开关8066在断开位置。
2.模拟6号发电机出口8066刀闸合闸信号至机组LCU，短接6号发电机出口806开关合闸回路中8066接点。
3.拔除监控系统LCU至调速器增减负荷增负荷继电器12KA5、减负荷继电器12KA6、励磁系统增励磁继电器12KA7、减励磁继电器12KA8。
4.将机组开至空载运行正常，执行“合上806开关发电”令，进行同期合闸操作，检查微机准同期装置工作正常，检查自动同期装置发调频、调压令情况，用电量记录分析仪TK101记录发电机侧和系统侧的电压、合闸脉冲信号及发电机出口断路器辅助接点动作波形并录波，核查合闸时刻压差、频差、导前时间是否符合要求并记录数据。
5.断开6号发电机出口806开关，保持机组空载态。
6.假同期试验结束，解除模拟6号发电机出口8066刀闸合闸信号，拆除806开关合闸回路临时短接线，恢复拔除的监控系统LCU至调速器增减负荷（12KA5、12KA6）、励磁系统增减励磁继电器（12KA7、12KA8）。
（四）发电机出口806开关同期并网试验
1.检查确认同期装置参数设定正确，防止非同期合闸的同步检查继电器工作正常；
2.合上6号发电机出口8066刀闸，检查确认6号发电机出口隔离开关8066在合闸位置。
3.检查机组空载运行正常，执行“合上806开关发电”令，执行同期并列操作，用实验仪器记录发电机侧和系统侧的电压、合闸脉冲信号及发电机出口断路器辅助接点动作波形并录波，核查合闸时刻压差、频差、导前时间是否符合要求并记录数据。
4.6号机组有功调节到零，拆除除同期试验仪器的试验线。
5.向调度申请6号机组带600MW负荷，进行各种控制采样值、保护差流核对、PMU装置内电势测量正常，对保护用的端子进行测温，各端子温度正常，打印发变组、主变电缆纵联差动、主变短引线、5031、5032开关保护装置的当前采样数据。
九、6号机组励磁系统参数测试试验、PSS试验、进相试验
励磁调节器改造后与系统相关试验主要有励磁系统参数测试试验、PSS试验、进相试验等项目，具体试验项目及试验方法详见《***电厂＃6发电机励磁系统参数测试试验方案》中“8.5.2试验方法”；《***电厂＃6发电机PSS参数整定试验方案》中“8试验方法”；《***电厂＃6发电机进相试验方案》中“8试验方法”。
一十、停机检查消缺
试验正常后，向总调申请6号机组停机进行检查、消缺，正常后6号机组正式归总调调度。
第二部分：
站内部分
一、工作目的
为了确保6号机组C级检修后启动各项试验顺利、安全、有序进行，确保机组启动成功，根据6号机组C级检修项目、相关技术改造方案、相关规程规范及有关安全管理制度，特制定本方案。
二、工作内容
2015年6号机组C级检修后启动试验。
三、工期安排
以下所列为计划工期安排，各项工作具体时间视工作完成情况而定。
1、11月23日前油压系统建压完成，具备调速器无水试验条件。
2、11月24日开始充水。
3、11月25日开始进行技术供水通水试验、进水口工作闸门启闭试验等站内试验。
4、11月26日开始进行主变充电、同期并网试验等系统试验。
5、11月29日各项试验及消缺工作结束，机组归总调调度。
四、组织措施：
（一）、组织机构
总指挥：
副总指挥：
安全监督：
技术指导：
专业副总工程师、设备管理部专业主管及设备管理师
工作人员：
设备维护部专业班组人员检修单位人员
操作人员：
运行值班人员
后勤保障：
（二）、组织措施
9、总指挥负责开机、试验的组织指挥及协调工作，机组的开机、停机，各项试验（包括主要试验步骤）的开始、结束，都必须经总指挥同意，所有人员要听从指挥，并不得远离现场。
10、每项试验工作都必须执行两票制度，经运行人员许可。
11、运行人员负责启动试验的倒闸操作、安全措施及措施恢复等，所有设备操作必须经过当班值长批准。
12、试验过程中，如有异常情况，及时向总指挥汇报，遇紧急情况，运行当值人员立即按有关规程进行处理。
13、各生产部门派专人配合总指挥做好协调工作。
14、安全监察人员做好现场的安全监督工作。
15、设备维护部以及检修公司负责安排好各项试验的记录人员，试验结束后将记录结果汇总给现场总指挥处，各项试验记录表格详见《机组C级检修启动试验报告》。
16、严格按照检修启动方案执行，试验过程发现方案与实际情况不符时，需根据实际情况修订方案并重新履行审批手续后方可继续开展工作。
五、安全措施
1、机组启动过程中要严格执行试运行各项规章制度，倒闸操作严格执行操作票制度。
2、机组启动前恢复常设安全遮栏，试验及运行人员要与带电设备保持足够的安全距离。
3、机组启动前检查重要区域内的消防器材是否完好。
4、机组启动前检查快速闸门的操作试验已经完成并且正常。
5、组织检查蜗壳、尾水管进人门封闭正常，无渗水现象。
6、组织检查风洞内已无遗留物品，风洞门已经关闭。
7、检查所有工作面的工作票已经终结或已经中止交回运行值班室。
六、机组启动前应具备的条件
1、蜗壳、尾水管内相关工作结束，工作场地已清理干净，蜗壳进人门、尾水管进人门已封闭。
2、蜗壳及尾水管排水盘形阀、压力钢管放空阀启闭情况良好并处于关闭位置。
3、机组检修闸门已提起并运至检修门库。
4、进水口工作闸门及相应启闭装置等经检查试验合格，工作正常，进水口工作闸门处于关闭状态。
5、水力机械检修工作全部结束，各检修项目经验收合格，现场清扫干净。
6、电气一次部分检修工作全部结束，各检修项目经验收合格，现场清扫干净。
7、保护检修工作全部结束，保护联动正常，各检修项目经验收合格，现场清扫干净。
8、励磁系统、调速器系统静态试验结束，试验数据各项指标合格，现场清扫干净。
9、监控系统相关检修工作结束，投入正常工作状态，水机保护屏工作正常，水机保护按规定投入正常。
10、机组辅助系统现地控制正常，与监控系统联动试验正确，相关信号正确。
11、机组各部轴承充至正常油位，油质合格。
12、机组气系统正常。
13、各系统监测表计、自动化元件（包括温度、振动、摆度、测速、压力、流量、行程开关、液位开关等）经检验、调试合格，均已正常投入使用。
14、风洞经验收合格，风洞门已关闭。
15、各工作面的检修工作票已全部终结。
16、检查确认6号发电机出口806开关、8066刀闸在分闸位置，拉开6号发电机出口开关发电机侧接地刀闸80617。
17、合上6号机组中性点接地刀闸0060。
18、合励磁系统交流侧进线隔离开关Q07。
19、各测试部位或交通通道所需的照明良好。
20、检修单位、设备管理部、设备维护部、安全监察部对设备进行联合全面检查，无异常。
21、所有安全措施拆除，人员撤至安全区域。
七、充水试验
1、尾水充水及机组技术供水系统通水试验
1.1确认蜗壳及尾水管排水盘形阀、压力钢管放空阀已关闭，蜗壳、尾水管进人门全关。
1.2检查技术供水系统具备充水条件，各阀门恢复正常运行状态，开启62F01阀至20%～30%开度，将62F15～62F18阀放“open”位，打开6号机空气冷却器正、反向供水空气隔离阀62F94-1、62F95-1。
1.3记录机组各部轴承油箱油位（油箱本体及监控值）。
1.4机组制动闸投入。
1.5手动打开水轮机导叶开度约5%～10%。
1.6通知检修单位人员提尾水门进行充水，具体操作步骤如下：
1.6.1第一次发出提门信号后，进行提门操作，将钢缆拉紧，起重量控制在30T以内；
1.6.2检查各部位显示正常，钢缆绳已受力拉紧，卷线正常；
1.6.3第二次发出提门信号，起重量控制在50-55T；
1.6.4静止5-10分钟，仔细辨识尾水管处是否有水流射流声，钢缆绳是否有剧烈晃动，检查尾水管排气孔是否有气排出；如有气排出，说明尾水管已经开始进行充水，停止操作，等待平压；
1.6.5如果观察未见明显变化，没有气排出或排气量微弱，且继续提门过程中承重信号器显示起重量有上升趋势，则可以发出第三次提门信号，起重量控制在65—70T以内；
1.6.6同步骤1.6.4；
1.6.7如果仍然未见明显变化，没有气排出，可以继续提门，每次发出提门信号要求递增起重量不超过15T，停留观察时间为5—10分钟；
1.6.8起重量达100T时，静止10分钟观察是否有水射流声，以及尾水试水阀打开后是否有气排出，起重量达140T时，停止操作30分钟进行观察；
1.6.9在提门过程中，一旦发现钢缆绳在提升过程中有剧烈晃动且承重显示下降，则立即停止操作；
1.6.10静止15分钟，仔细辨识尾水管处是否有水流射流声，钢缆绳是否有剧烈晃动，检查尾水管排气孔是否有气排出；如有气排出，说明尾水管已经开始进行充水，通知总指挥；如果承重达到150T仍没有气排出或排气量微弱，应请示下一步工作；
1.6.11时刻监视尾水管压力表读数；待检查并确认尾水门试水阀及蜗壳门试水阀有水排出后，检查压力钢管压力表指示10分钟无上升趋势，可确认尾水平压。
1.7充水过程中，开启备用技术供水泵泵控阀62F10，打开技术供水系统各压力表排气阀排气至有水流出，同时监视技术供水系统各部无渗漏，各部轴承油位无异常变化。
1.8开启主、备用滤水器排气阀进行排气，打开62F05、62F07、62F15、62F16、62F17、62F18、62F89、62F90控制腔阀杆处排气阀排气（当无气体时，关闭排气阀）。
1.9机组技术供水系统充水、排气结束后，关闭备用技术供水泵泵控阀62F10。
1.10尾水充水过程中，应密切监视尾水位以下各部位进人门、顶盖、导叶轴密封，测压管路、阀门、表计接头等不应有漏水，检查备用水源取水管、蜗壳取水管第一个阀门前有无渗漏，检查尾水盘形阀、蜗壳放空阀及压力钢管放空阀有无渗漏现象。
1.11尾水平压后，记录平压时间及尾水水位，通知检修公司人员提起尾水门并锁定于门槽顶部，关闭水轮机导叶，投入接力器自动锁锭。
1.12检查确认尾水位以下各部无漏水，状态正常。
2、压力钢管、蜗壳充水及技术供水系统充水试验
2.1全面检查6号机组具备压力钢管、蜗壳和技术供水系统充水条件。
2.2
2.39.函数INT（数值表达式）的功能是________。
关闭水轮机导叶，投入调速器接力器锁锭和制动风闸。
2.4
2.5【答案】UNION检查确认6号机组进水口事故快速闸门在全关位置，进水口检修门已提至全开。
2.6
2.7?
'求得的总和为:
',SUM开启进水口事故快速闸门充水阀100～150mm，向压力钢管充水，监视蜗壳水压变化。
2.8充水过程中，应注意监视蜗壳进人门、水轮机顶盖、导叶轴密封、各测压表计、技术供水各管路、阀门应无漏水，机组各部轴承油箱油位无异常变化，主变冷却水系统管路、阀门无渗漏。
2.9
2.10INPUT"请输入n的值：
"TON充水过程中，打开机组技术供水正反向切换管路上各压力表排气阀，以及62F05、62F06、62F07、62F08-A、62F15、62F16、62F17、62F18、62F89、62F90控制腔阀杆处排气阀排气（当无气体时，关闭排气螺母）。
2.11当6号机蜗壳水压达到0.6MPa时，依次将62F15、62F16、62F18阀放“close”位,关闭62F05减压阀控制系统出口隔离阀62F05-3，关闭62F07减压阀控制系统出口隔离阀62F07-3，全开62F01阀。
2.12
2.13A.CREATESQLVIEWB.MODIFYVIEW充水平压后，提起进水口事故快速闸门，记录充水时间、闸门开启时间和上下游水位。
3、
4、A、广播地址B、回环地址C、本地链路地址D、网络地址充水后相关试验
3.1现地进行工作门静水中的启门试验，记录静水中工作门的启门时间，应符合技术要求。
3.2
3.38.查询设计器中包括的选项卡有________。
静水紧急落门试验：
选择6模拟事故落门试验（1事故低油压、2中控室落门按钮、3水机保护柜紧急停机落门按钮、4电气150%过速、5机械飞摆动作、6机组机械事故同时剪断销剪断时），检查进水口工作门可靠动作关闭，记录闸门关闭时间，同时检查事故和故障信号响应正确，检查紧急停机信号的动作流程正确可靠。
3.4在中控室进行远方启门操作试验，闸门应开启可靠，位置指示准确。
5、水系统调试
4.1机组主用技术供水调试
4.1.1
4.1.2A.SELECT学号,姓名,性别FROMsWHEREEXISTS检查机组技术供水系统各阀门在正常工作状态，将62F15、62F17、62F18阀放“open”位，62F16阀放“close”位。
4.1.3开启6号机蜗壳取水减压阀控制系统出口隔离阀62F05-3、62F07-3，监视62F05、62F07、62F15、62F17、62F18阀开启正常，机组各部轴承冷却水压在0.35MPa以内。
4.1.4依次将62F15、62F18阀放“close”位，监视62F15、62F18阀关闭正常。
4.1.5将62F15阀放“open”位，监视62F15、62F17阀开启正常，机组各部轴承冷却水压在0.35MPa以内。
4.1.6调节蜗壳取水减压阀62F05及水力控制阀62F07开度，使蜗壳取水安全阀62F06动作正确，安全阀62F06定值调整为（1.10±0.05）MPa，监视机组各部轴承冷却水压在0.4MPa以内。
4.1.7关闭水导进、排水阀，调节蜗壳取水水力控制阀62F07，使安全阀62F08-A阀定值调整为（0.65±0.02）MPa，监视机组各部轴承冷却水压在0.6MPa以内。
4.1.8
4.1.9A、100MpbsB、200MbpsC、400MpbsD、800Mpbs调节蜗壳取水水力控制阀62F07，使阀后压力为（0.95±0.05）MPa，同时应密切监视机组各部轴承冷却水压不超过0.35MPa（必要时可调节蜗壳取水水力控制阀62F07）。
4.1.10
4.1.11习题集调节蜗壳取水水力控制阀62F07，使各部技术供水支管压力为0.3～0.35MPa。
4.1.12正、反向供水安全阀62F89、62F90定值调整（0.50±0.02）MPa，安全阀调整期间，监视机组各部轴承冷却水压不超过0.6MPa（水导不超过0.4MPa）。
4.1.13依次将62F15、62F16、62F17、62F18阀放“close”位，监视62F15、62F16、62F17、62F18阀关闭正常。
4.1.14试验完成后，开启水导进、排水阀，依次开启62F17、62F15阀，核查机组主用技术供水压力在0.3MPa～0.35MPa范围内，检查技术供水系统各阀门、管路通水情况；核查技术供水各部冷却水示流信号、流量、压力等数值正常，并记录。
4.1.15关闭6号机空气冷却器正、反向供水空气隔离阀62F94-1、62F95-1。
4.1.16调整主轴密封入口水压（顶盖处压力表）在0.15MPa～0.22MPa，检查主轴密封流量计现地显示流量、监控显示流量、压力正确，并记录。
4.1.17工作结束后，工作人员撤离现场。
相关数据记录表格详见《机组启动报告》。
4.2备用技
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