水电站2号机组B修启动试运行大纲电站修改终版资料.docx

1、水电站2号机组B修启动试运行大纲电站修改终版资料 银盘水电站2号机组B级检修启动试运行大纲 批 准： 审 核： 编 写： 武隆水电公司设备部二一二年十一月第 1 章 机组启动前检查 11.1 引水及尾水系统检查 11.2 水轮机检查 11.3 调速系统检查 21.4 发电机检查 31.5 油、气、水系统检查 41.6 电气一次设备检查 41.7 电气二次设备检查 4第 2 章 机组充水试验 42.1 充水条件 42.2 尾水充水 52.3 调速系统无水试验 52.4 进水口流道及蜗壳充水 52.5 技术供水系统调整 5第 3 章 首次手动开机、瓦温稳定试验及停机检查 63.1 开机应具备的条件

2、 63.2 手动开机 63.3 瓦温温升试验及运行检查 73.4 停机检查 7第 4 章 发电机升压试验及空载下调速器试验 74.1 检查项目 74.2 发电机升压应具备的条件 84.3 发电机升压 84.4 发电机空载特性 94.5 模拟水机事故停机 94.6 空载下调速器试验 9第 5 章 机组自动开、停机试验 10第 6 章 空载下励磁试验 11第 7 章 机组并网及负荷试验 117.1 同期试验 117.2 机组带负荷试验 117.3 机组甩负荷试验 127.4负荷下调速器试验 127.5负荷下励磁试验 12第 8 章 2号机组集控开机、带负荷及自动停机试验 13第 9 章 机组72h

3、带负荷连续试运行 13第 10 章 2号机组启动试运行试验计划 13第 1 章机组启动前检查第 2 章1.1 引水及尾水系统检查 1.21)进水口拦污栅已清理干净，无堵塞。检修门、工作门检查验收合格，各部位清扫干净、无杂物。 2)3)进水口流道、蜗壳、尾水管消缺处理工作完成，检查验收合格（内部清扫干净，无杂物）。 4)5)坝顶门机检查验收合格，坝顶门机行走机构及主起升机构试验正常，门顶经检查确认无妨碍抓梁工作的杂物，门机抓梁穿脱销正常；事故闸门锁锭梁改造完成并验收合格。 6)7)进水口流道通气孔畅通。 8)9)机组水力测量系统的测压头、阀门、表计已装复，表计已校验合格，并与监控系统联调，信号正

4、确。 10)11)蜗壳、尾水管检修排水盘型阀关闭严密。12)13)蜗壳、尾水锥管及肘管人孔门关闭严密，转轮检修平台孔关闭严密。14)15)尾水门机检查验收合格。尾水门槽清扫干净，门顶经检查确认无妨碍抓梁工作的杂物，确认充水阀已检查无异常。 16)17)上、下游水位计已调试完成，监控系统上、下游水位信号显示正确。 18)1.3 水轮机检查 1.41)水轮机所有部件已装复完成，各测量数据均符合技术规范且记录完整，经检查验收合格（转轮室与转轮间经检查无杂物、间隙值合格）。 2)3)顶盖清扫干净、无杂物；排水泵坑清扫干净，顶盖排水泵调试完毕，可以投入手/自动运行。 4)5)水轮机室设备油漆完成，水车室

5、内及走道清扫干净。 6)7)主轴工作密封、检修密封检修已完成。检修围带充、排气正常，不漏气。 8)9)导水机构检修完成，各测量数据均符合技术规范且记录完整，经检查验收合格（导叶端面间隙、立面间隙，压紧行程已测量记录。剪断销信号检验合格，各种记录完整。导叶处于全关状态，锁定投入） 。 10)11)水导轴承检修完毕，轴瓦、轴领检修验收合格，轴承间隙满足要求。（油槽油位、冷却水压力、流量经初步调整正常。油质化验合格。） 12)13)水轮机自动化元件及测量仪表校验合格，监控系统信号指示正确。14)15) 受油器检修完毕，各测量数据符合技术规范且记录完整，经检查验收合格（浮动瓦间隙、浆叶开关时间合格，浆

6、叶排气完成，各种记录完整）。16)1.5调速系统检查 1.61)调速系统检修、改造（调速器测速装置“三取二”技术改造、调速器进油阀方向调整）、清扫工作结束。（各表计、压力开关、变送器及安全阀均已按要求整定校验合格；油质化验合格，压油罐和回油箱油位正常） 2)3)油压装置手动/自动运行正常，油泵及电机在工作过程中无异常振动和发热现象；油位指示准确。补气装置手动/自动动作正确；漏油装置手动/自动调试合格。 4)5)检查各油压管路、阀门、法兰及部件等均无渗油现象，压油装置可以投入自动运行。 6)7)导叶接力器全行程往复动作，无抽动现象发生，试验正常，调速器控制系统符合要求，并投入运行。 8)9)浆叶

7、接力器全行程往复动作，无抽动现象发生，试验正常，调速器控制系统符合要求，并投入运行。10)11)导叶接力器行程电气反馈传感器调整试验符合要求，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。 12)13)浆叶接力器行程电气反馈传感器调整试验符合要求，浆叶开度与接力器行程一致， 浆叶开度与接力器关系曲线已录制。14)15)调速器模拟操作试验（开限增减试验、紧急停机与复归试验、手自动切换试验等）符合要求；调速器模拟动作试验符合要求。模拟负载状态下，手动进行调节模式切换试验、手动进行机频故障切换试验、手动进行功率故障切换试验，符合要求。 16)17)模拟在网频故障、功率反馈故障、导叶（浆

8、叶）反馈故障等情况下的保护功能和事故报警功能，装置能正确动作。18)19)锁锭装置调试工作结束，信号指示正确，充水前处于锁锭状态。 20)21)调速器静特性试验符合要求，初步参数已设定，检验调速器转速死区和非线性度符合要求。22)23)各种保护报警，事故信号及调速系统的工况，与监控系统作过联动试验，与监控系统之间通讯上行、下行量正确、可靠。 24)25)测速装置和机械过速保护装置检查正常。26)27)导叶开关时间、浆叶开关时间符合要求，分段关闭时间满足设计要求。 28)1.7 发电机检查 1.81)发电机整体检修完成，各种试验和检验合格，记录完整，机坑内及转动部件已清扫干净，定子空气间隙无杂物

9、，发电机上下盖板无杂物，发电机集电环罩进人门已关闭。 2)3)集电环、碳刷架清扫干净，碳刷动作灵活不发卡，碳刷和集电环接触良好，验收合格。4)5)发电机空气冷却器风路、水路畅通，阀门管路水压试验符合要求，无渗漏水现象。 6)7)制动系统供气正常，无漏气现象。制动风闸手/自动操作动作可靠、位置信号反馈正确，充水前制动系统处于制动状态。风闸粉尘吸收装置已经调节完毕，工作正常。加热器、除湿器自动投入及退出试验正常。 8)9)推力轴承的检修已完成，推力瓦弹性油箱压缩量测量数据符合规范且记录完整，油水管路无渗漏，油槽油位标定正确，油化验合格，推力外循环油冷却器系统水压试验合格，冷却器可以投入正常运行，推

10、力油槽油雾收集装置检修完毕，并投入运行；轴承测温元件技改完成，瓦温显示正常。 10)11)下导轴承及其油冷器已检修完成，导瓦间隙测量数据符合规范且记录完整，油冷器水压试验合格，油位标定正常，油化验合格，冷却器可以投入正常运行；轴承测温元件技改完成，瓦温显示正常。12)13)上导轴承及其油冷器已检修完成，导瓦间隙测量数据符合规范且记录完整，油冷器水压试验合格，油位标定正常，油化验合格，冷却器可以投入正常运行；轴承测温元件技改完成，瓦温显示正常。 14)15)检查机组测温系统检修完成，并可正常投入运行。 16)17)检查机组状态监测系统上电正常，各测点传感器已恢复。 18)19)发电机所有自动化元

11、件均已调试完毕并处于正常状态，其电缆、导线、端子排已检查无误，固定牢靠，并应与监控系统进行联动调试结果正常。 20)1.9 油、气、水系统检查 1.101)机组技术供水系统检修调试完毕，验收合格，并与监控系统进行联动试验， 状态量信号正常，可以投入运行。 2)3)检查机组主轴密封的清洁水系统正常。 4)5)机组用油的油质已化验合格。 6)7)上述系统的管路、设备已按要求涂漆，管道、阀门已正确标明流向无误。 8)1.11 电气一次设备检查 1.121)发电机主引出线的CT、机端PT、励磁变、出口断路器、主变低压侧PT及附属设备，发电机中性点接地设备均已检修、试验、调试完成，经验收合格，具备带电条

12、件。 2)3)封闭母线与定子出线软连接已连接，中性点已连接，试验工作已完成。 4)5)检查主轴接地装置已检修完成。 6)7)机组段的工作照明和事故照明正常。 8)1.13 电气二次设备检查 1.141)机组、主变压器电气控制和保护设备及盘柜检查正常。 2)3)机组故障录波设备检查正常。 4)5)检查机组保护及自动化设备电源正常。 6)7)励磁系统检查无异常。 8)9)计算机监控系统各项模拟试验已完成。10)11)相关保护传动试验正常。12)第 3 章机组充水试验 第 4 章2.1 充水条件 2.21)机组各项检修工作已完成，分项验收工作已完成，工作票已办结。 2)3)确认蜗壳进人门、尾水锥管进

13、人门、肘管进人门、转轮检修平台孔处于关闭状态；蜗壳、尾水管盘型阀处于关闭状态。 4)5)确认导叶处于关闭状态，手动急停阀投入。 6)7)确认水轮机主轴检修密封投入状态，发电机制动风闸投入。 8)9)顶盖排水泵有水试验已完成，顶盖排水泵手、自动启停正常，顶盖排水泵至自动。10)2.3尾水充水 2.41)检查控制环锁锭和机组手动急停阀退出，打开导叶开度至8%10%； 2)3)准备工作完成后，报检修总指挥批准，提起中孔尾水检修门充水向尾水管及蜗壳充水，并记录充水时间； 4)5)检查尾水位以下土建部位、各进人门、尾水排水盘型阀、顶盖、导叶、主轴密封及各测压管路等部位不漏水； 6)7)充水过程中必须密切

14、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)9)尾水平压且各部分检查正常后，将尾水检修门依次全部提起，并关闭导叶。 10)2.5 调速系统无水试验2.6调速器静特性试验（详见调速器静特性试验方案）2.7 进水口流道及蜗壳充水 2.81)机组已作全面检查，具备充水条件，报检修总指挥批准； 2)3)调速系统压油装置正常运行，处于手动关机位置（导叶全关，机组急停阀投入、锁定投入、技术供水蜗壳取水阀2201阀关闭），浆叶处于手动位置，浆叶置全关； 4)5)手动退出制动风闸，投入水轮机主轴密封，退

15、出水轮机检修密封；6)7)用进水口门机提起中孔事故闸门200mm,利用闸门节间向蜗壳充水，并记录充水时间。8)9)充水过程中，检查蜗壳进人门及盘形阀，顶盖、导叶、主轴密封、各测压表计及管路均无漏水，顶盖排水畅通，监视水力机械测量系统中各压力表计读数正常， 检查检修、渗漏集水井水位无异常变化。10)11)平压后提起进水口事故闸门，后逐个提起另外两扇事故闸门。12)13)充水完毕后，对水力量测管路进行排气，检查上位机水头显示值是否正常。14)2.9 技术供水系统调整 2.101)从2200阀至排水管顺序逐步小开度打开阀门（考虑到管路排气问题，可考虑小开度打开排水阀），对技术供水系统充水、滤水器排气

16、，同时检查设备、管路、阀门各部位渗漏情况，必要时关闭2200阀门进行处理。 2)3)按设计整定值调整主供水管及其分支管路的压力、流量，调校各类传感器的输出量，使各部工况符合设计要求。 4)5)按设计整定值调整各空冷器供水支管、油冷器供水管压力、流量，满足要求。 6)7)对发电机空冷器进行逐个排气，直至排完为止。8)第 5 章首次手动开机、瓦温稳定试验及停机检查 第 6 章3.1 开机应具备的条件3.21)接总指挥令：2号机组检修后首次手动开机；2)3)主轴接地碳刷已投入；4)5)机组检修密封退出；6)7)检查主轴密封系统正常，并投入；8)9)制动风闸已退出；10)11)水机保护已按规定整定校验

17、完毕、并按规程投入；12)13)机组调速系统检查正常；14)15)手动投入机组冷却水（发电机空冷不投）；16)17)顶转子；18)19)拉定转子气隙；20)21)紧急停机阀退出；22)23)控制环锁锭退出。24)3.3 手动开机3.41)试验、监视人员就位，调速器置电手动，将开度限制机构限制在10%开度，手动打开导叶，待机组开始转动后，关闭导叶，使机组滑行，检查并确认机组转动部分与静止部件无碰撞、摩擦和异常声响；如有异常，投入制动风闸，停机处理。2)3)确认各部正常后，重新启动机组，逐步增加机组转速，在机组升速过程中，应密切监视各轴承温度，不应有急剧升高或下降现象。全过程密切监视各瓦温上升趋势

18、和机组各部运行情况；检查齿盘测速装置工作正常。在50%、75%、100%额定转速运行时测量各部摆度、振动值应符合要求。严密监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，记录水轮机顶盖排水泵运行情况和排水工作周期。4)5)检查机组各摆度在正常范围内。6)3.5 瓦温温升试验及运行检查 3.61)机组在额定转速下运行，进行瓦温温升试验，在初期运行半小时内，每隔5min记录一次各部瓦温的温度，半小时后每隔10 min测量记录一次各部瓦温及油槽油温。瓦温达到稳定值，记录稳定的温度值（开机前应记录冷态时各轴承温度显示值）。 瓦温稳定试验时间要求不小于4小时。2)3)转速在100%Ne时，测量发电机残压，记录水头

19、、导叶开度和接力器行程；4)5)当发电机轴承温度稳定时，即可结束第一次启动运行，在停机过程中注意监视各轴承温度变化情况，检查各油槽油面变化情况。6)7)汇总情况，汇报检修总指挥。8)3.7 停机检查 3.81)停机过程中应检查下列各项：2)a)监视各部位轴承温度变化情况。b)c)检查转速继电器的动作情况。d)e)录制停机转速和时间关系曲线。f)g)检查各部位油槽油面的变化情况。h)第 7 章发电机升压试验及空载下调速器试验 第 8 章4.1 检查项目 4.21)确认发电机及出口、发电机中性点、封闭母线、主变等设备检修及试验工作已完成，且验收合格。 2)3)开机前测量定子绕组对地绝缘电阻、吸收比

20、、极化指数，应满足如下要求，如不满足，则进行短路干燥。 4)5)机组水机保护投入，退出发电机保护停机压板。 6)7)机组正常运行，定子铁芯绕组、各部位轴承温度均已稳定，升压时，检查记录各监测部位振动和温度。 8)4.3 发电机升压应具备的条件 4.41)发电机出口断路器2及出口刀闸21在断开位置； 2)3)发电机出口240地刀在断开位置；4)5)发电机出口各电压回路无短路； 6)7)投入发电机中性点接地装置； 8)9)发电机定子、转子绝缘正常，励磁变绝缘正常；10)11)发电机电气保护装置和机组水力机械保护装置已按设计要求整定好并可靠投入，退出发电机保护失灵保护功能压板，退出发电机保护跳1号发

21、电机出口开关1、跳242开关、跳243开关、跳10kV II母进线111开关、启动消防保护出口压板，其它保护按运行规程规定投入； 12)13)发电机振动与摆度监测设备、测温装置等已投入； 14)15)调速器置自动位置，计算机监控系统投入； 16)17)空冷器投入； 18)19)励磁调节器置手动位置，初始时将其输出调至最小。 20)4.5 发电机升压 4.61)开机至空转，测量发电机的残压值，并检查三相电压的对称性； 2)3)合上灭磁开关，增励磁，升压至10%额定电压时，检查发电机PT 引入至各系统的机组电压量的正确性，应三相平衡；检查电气一次带电设备运行是否正常。 4)5)继续升压至机端电压的

22、50%时，检查相序、相位正确，跳开灭磁开关检查灭磁情况，录制灭磁波形。 6)7)各系统正常的情况下再次启动励磁系统，递升励磁电流，逐步升压至75%、100%发电机额定电压，检查发电机、IPB、PT 等带电一次设备运行情况，复核二次电压相序及相位，测量机组各部振动、摆度、温升等值。 8)9)记录额定机端电压下的轴电流。 10)11)在发电机额定电压下，跳开灭磁开关检查灭磁情况，录制灭磁波形。 12)4.7 发电机空载特性 4.81)手动控制调节励磁，逐步增大转子励磁电流，每隔10%定子额定电压记录发电机三相定子电压、转子电流和机组频率，一直升压至额定电压，录制发电机空载特性的上升曲线； 2)3)

23、继续增大转子电流至额定值，记录额定励磁电流时定子电压值。 4)5)逐步减小转子励磁电流，按10%额定电压的间隔，逐步降低定子电压，直至励磁电流为零，记录发电机三相定子电压、转子电流和机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。 6)4.9模拟水机事故停机 4.101)模拟水机事故停机（瓦温过高停机）。 2)4.11 空载下调速器试验 4.121)检查调速器测频信号，波形正确，幅值符合要求。2)3)频率给定的调整符合设计要求范围4)5)机组分步开机后空载额定转速运行，进行A、B套比例阀切换试验及手、自动及远方切换试验，接力器应无明显摆动，符合要求。6)7)手动空载转速摆动值测定：8)手动方式空载工况

24、下，用自动记录仪记录机组 3 min（为观察到有大致固定周期的摆动，可延长至5min）的转速摆动情况，量取有大致固定周期的转速摆动幅值；重复三次，取其平均值。9)调速器系统手动切换到A 套运行，初选A 套空载运行参数。10)11)记录油压装置工作周期，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。12)13)在A套自动模式下机组自动开机，切换到B 套运行，进行B 套空载运行参数初选，然后切回A套运行。14)15)空载扰动试验及自动空载转速摆动值测定：16)自动方式空载工况下，对调速系统施加频率阶跃扰动，记录机组转速、接力器行程等的过渡过程，选取转速摆动值和超调量较小、波动次数少、稳定快的

25、一组调节参数，提供空载运行使用。在该组调节参数下，用自动记录仪记录机组 3 min（为观察到有大致固定周期的摆动，可延长至5min）的转速摆动情况，量取有大致固定周期的转速摆动幅值；重复三次，取其平均值。17)调速器空载扰动试验应满足下列要求：18)a)扰动量一般不大于8%。b)c)转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%。d)e)超周次数不超过两次。f)g)从扰动开始到不超过机组转速摆动规定值为止的调节时间应符合设计要求。h)i)选取最优一组调节参数，提供空载运行使用，在该参数下，机组转速相对摆动值，不应超过额定转速的0.15%。j)19)结合机组停机进行分段关闭、事故停机试验20)21)

26、结合机组停机，分别做调速器电手动电源消失试验。22)第 9 章机组自动开、停机试验第 10 章分别执行停机空转空载空转停机指令，检查监视流程执行正确。1)自动开机应记录和检查下列各项：2)a)检查机组自动开机流程是否正确，检查技术供水等辅助设备的投入情况。b)c)检查调速器系统的动作情况。d)e)记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。f)g)记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。h)i)检查测速装置的转速触点动作是否正确。j)3)自动停机应记录和检查下列各项：4)a)根据停机顺控程序，检查停机过程正确性，各自动化元件动作是否正确可靠。 b)c)记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转

27、速所需的时间。d)e)记录导叶全关到零转速的时间、停机命令发出到停机程序完成时间。f)g)检查制动风闸装置自动投入是否正确，记录自制动器加闸至机组全停的时间。h)i)检查测速装置的转速触点动作是否正确，调速器及自动化原件动作是否正确。 j)第 11 章空载下励磁试验 第 12 章1)中控室自动开机至空转状态。 2)3)首次自励起励；FCR 模式，启动值为10%Ifn。 4)5)100%定子电压下，AVR-FCR-AVR 切换试验。 6)7)FCR 模式下逆变灭磁试验 ；8)9)FCR 模式下跳开关灭磁试验 ；10)11)AVR 模式起励试验、逆变灭磁试验，启励值为100%Ug ；12)13)A

28、VR 模式下跳开关灭磁试验 ；14)15)励磁系统故障模拟试验； 16)17)限制器功能试验 18)19)监控远方控制励磁。 20)21)模拟调节器电源故障，调节器切换试验。22)详见励磁系统试验方案第 13 章机组并网及负荷试验 第 14 章7.1 同期试验 1)假同期试验应具备的条件2)（1）2号发电机出口刀闸21刀闸已分开并置死刀闸（2）2号发电机出口开关2开关在分闸位，开关储能电源和两路控制电源均已投入；（3）2号发电机出口刀闸21刀闸闭锁2开关控制回路已解除；（4）（4）监控已强制2号发电机出口刀闸21刀闸在合位。3)假同期试验4)（1）接入系统电压、发电机电压、2开关辅助接点、同期

29、合闸脉冲接点，准备录波；（2）将机组电压升至额定，上位机启动自动准同期流程，检查2开关是否合闸成功，检查导前时间是否正确、同期合闸点是否正常。（3）在上位机断开2号发电机出口开关2开关5)同期并网试验应具备的条件6)（1）假同期试验已完成，2号发电机出口开关2开关在分闸位；2号发电机出口刀闸21刀闸闭锁2开关控制回路已恢复；监控强制2号发电机出口刀闸21刀闸位置信号已解除（2）2号发电机出口刀闸21刀闸已合上。（3）（3）退出发电机保护完全差动保护、不完全差动保护、裂相横差保护功能压板，其余保护按运行规程规定投入。（4）将发电机复压过流保护定值延时由1.7S更改为0S，跳闸控制字由066F更改

30、为048F。7)同期并网8)（1）将发电机升至额定电压，在上位机启动自动准同期流程，检查发电机并网是否正常，发电机带基荷是否正常。（2）发电机带基荷后，检查发电机差动保护各差流是否正确、检查主变保护差流是否正确。（4）发电机差流检查正确无误后，将发电机解列灭磁。（5）（6）恢复发电机复压过流保护定值。（7）（8）发电机保护所有保护按运行规程要求投入。（9）7.2 机组带负荷试验 1)机组带负荷试验和甩负荷试验穿插进行。 2)3)在躲开振动区的条件下，逐步增大导叶开度以增加有功负荷。使机组按25%、50%、75%、100%逐级带有功负荷运行。 4)5)观察和记录机组各部位的运转情况。 6)7)所有保护相位检查。 8)9)