第13章 机组启动验收和工程竣工验收1.docx

1、第13章 机组启动验收和工程竣工验收1第十三章 机组启动验收和工程竣工验收13.1 概述黄河炳灵水电站机电安装工程在水轮机、发电机、励磁调速系统，电气一次、电气二次、水力机械辅助设备、金属结构等各项工程安装完毕并验收合格、无水调试结束后，按国家规程规定要进行机组的充水试验、空载试运行试验、主变与高压配电装置试验、并列及负荷试验。72h带负荷连续运行试验。在机组动态情况下全面检查电站设备的设计、制造与安装质量，全面考核水工建筑物、水轮发电机组、辅助设备、电气设备的安全性与可靠性，为机组及相关设备投入商业运行做出结论。机组调试及试运行是水轮发电机组最重要的综合性的机电联合调试工程，必须组织技术能力

2、强、经验丰富的试验人员与运行人员组成运行机构，并且和各单位密切配合、精心调试，严格按试运行程序认真实施，优质高效地完成试运行任务。13.2 工作程序(1) 所有需要进行无水调试、启动试运行、接入系统调试的设备，其安装、调试工作全部完成，并经发包人组织有关单位进行验收，达到合同的要求。(2) 调试大纲编制完成并审定。(3) 完成无水调试、启动试运行、系统调试前的全面自检。(4) 在调试领导构的组织下，完成无水联合调试、启动试运行、系统调试前的全面检查。(5) 无水联合调试、启动试运行、系统调试前的全面检查合格后，按调试大纲规定的程序和内容进行无水联合调试、启动试运行、系统调试。(6) 启动试运行

3、和系统调试完毕，负荷试验完成，并处理发现的所有缺陷，且达到设计和规范要求后，方能进行72小时试运行。(7) 72h试运行完成后，对试运行中发现的缺陷，按设计和规范要求进行处理，且达到要求后，向发包人办理交接手续。 (8) 对调试和试运行期间发现的各种缺陷，进行处理。由于设备的原因造成的缺陷由相应的制造厂负责处理，我们将积极配合，提供便利条件，并尽量解决能在现场处理的各种问题；所有缺陷的处理应满足设计和规范的要求。(9) 调试和试运行工作程序见图13-2-1图13-2-1 调试和试运行工作程序框图13.3 充水试验13.3.1 起动调试(充水试验及试验准备)前水轮发电机组的各项检查工作 13.3

4、.1.1 流道部分(1) 进水口拦污栅已安装调试完成并清理干净检验合格，拦污栅差压测头与仪表已安装完工并检验合格。(2) 进尾水闸门启闭机工作状态良好，具备启闭条件。进水口拦污栅安装完毕，并验收合格。进水的充水阀工作正常，并处于关闭为止，所有闸门槽清扫干净，能保证闸门的顺利启闭。拦污栅至闸门之间无遗留钢筋、模板、架管等杂物。(3) 过水流道清理干净，经检查具备充水条件。(4) 进水段、尾水段流道的放空阀工作正常，并处于关闭状态，并挂警示牌。(5) 所有测压嘴安装完毕，流道通气孔已清理，并保持畅通。(6) 水电站上下游水位测量系统已安装调试合格，水位信号正确。13.3.1.2 水轮机部分检查(1

5、) 水轮机所有设备均安装完成，并经检查验收合格。(2) 各过流部件之间的密封检验合格，无渗漏。所有分瓣部件的各分瓣法兰已把合严密，符合规定。(3) 各重要部件连接处的螺栓、螺母以紧固，预紧力符合设计要求，各连接件的定位销已按设计要求及规范要求施工完成并检验合格。(4) 尾水管进人门已关闭，并检验合格。(5) 充水前检修密封的空气围带处于充气状态。13.3.1.3 调速系统的检查(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，各表计、阀门、自动化元件均已整定符合要求。(2) 压力油罐安全阀按规定调整合格，动作可靠。油压装置油泵在工作压力下运行正常，调速系统所有管路阀门接头

6、及部件经检查无渗漏现象。(3) 进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、接力器、接力器及导水机构联动的灵活可靠性和全行程内动作平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器三者的一致性。录制导叶开度与接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。(4) 有调速器操作检查调速器柜和受油器上的浆叶转角指示器的开度和实际的一致性。模拟各种水头下导叶和浆叶的协联关系曲线。(5) 调速系统静特性已测定，空载调节参数经初步整定，调速系统开停机时间、紧急关机时间及关闭曲线已调整并满足设计要求。(6) 在无水情况下已模拟调速器手/自动开、停机及事故紧急停机操作。13.3.1.4 发电机检查(1) 发

7、电机整体安装完成并检验合格。发电机内部已进行彻底清扫，空气间隙内无杂物。(2) 各过流部件之间的密封检验合格，无渗漏。所有分瓣部件的各分瓣法兰已把合严密，符合规定。(3) 各重要部件连接处的螺栓、螺母以紧固，预紧力符合设计要求，各连接件的定位销已按设计要求及规范要求施工完成并检验合格。(4) 风闸与制动环之间的间隙合格，充水前风闸与机械锁定处于投入状态。(5) 发电机水平、垂直支撑安装完成并检验合格。13.3.1.5 励磁系统的检查(1) 励磁盘柜已安装完成并检验合格，系统回路已做乃亚市眼病试验合格。(2) 励磁变压器已完成安装并肩检验合格，高、低压端连接线已检查，电缆以检验合格，耐压试验合格

8、。(3) 励磁调节器及功率柜经开环调试，有关的整定工作已初步完成。(4) 励磁功率柜通风系统已安装完成，运转正常。13.3.1.6 油、气、水系统的检查(1) 各油箱上的液位信号器已调整合格，油位与触电整定值符合设计要求。各油泵电动机已做带电动作试验，并运转正常。(2) 油、气、水系统的管路安装完工并检验合格无渗漏。各管路、附属设备已按规定涂漆，标示流向，各阀门已标明流向、挂牌编号。(3) 检修排水、渗漏排水系统均已形成，并经检验合格。技术供水系统、消防系统均已形成，并经检验合格，水泵运转正常。(4) 空气压缩系统设备安装完工，并检验合格。高压气机、储气罐、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设

9、计要求。13.3.1.7 电气一次设备的检查(1) 发电机引出电缆、共箱封闭母线已安装调试合格，各项试验指标达到要求。中性点设备已安装并调试合格。发电机出口断路器已调试完毕，操作回路接线准确无误，动作正常。接地完善，具备带电条件。(2) 1#、2#、3#机机组发电前330KVGIS已安装完毕，4#、5#机发电前110KVGIS已安装完毕，耐压试验合格，各断路器现地、远方动作可靠，分合闸时间及速度满足设计要求。继电保护与开关联动试验动作正确，信号准确。(3) 户外出线设备安装及调试完毕。试验合格具备带电条件。(4) 主变本体及附件安装结束，试验合格。高压套管已与GIS设备连接完毕。补油静置已结束

10、，主变本体油化验合格，瓦斯继电器已放气，分接开关置长期运行档，灭火系统以及周围的安全保护措施符合设合设计要求，具备带电试验条件。(5) 厂用电系统、机组自用电系统安装调试完毕，已经形成，外部10kV备用电源系统已接入系统，厂用变保护已按设计要求整定好，开关已经联动操作，备用电源自动投入经模拟操作正常。与机组有关的自用电及公用系统已带电正常运行。临时从施工电源0.4kV配电主盘通过电缆接至1#机自用电进线开关柜进线端，用于试运行备用电源，正常时开关断开。(6) 厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、事故照明、油库及蓄电池室等防爆灯已检查合格。(6) 全厂接地网和设备接地已检查验收

11、合格，总接地网电阻值符合设计要求，各设备接地电阻值符合设计要求。13.3.1.8 电气二次设备(1) 计算机监控系统A 计算机监控系统设备安装调试完毕；厂站层与现地控制单元UPS电源已安装调试完毕，供电可靠。B 机组LCU硬件已经检查，软件已经调试，机组自动化设备与元件包括蠕动测速和振动探测器、气隙测量系统、局部放电检测系统、加热器、中性点接地装置、热继电器、温度计、速度开关、电阻式温度检测计和流量开关等的动作试验以及机组LCU装置信号采集试验进行完毕。模拟量/数字量的输入/输出已经逐一检查，反应正确，按开/停机、事故停机控制流程在无水状态下进行整体模拟，动作正常。C 机组同期操作回路动作正常

12、，同期装置已调试完毕，导前时间设定满足实际要求。D 计算机监控系统已完成对500KV GIS设备模拟量/数字量的对点检查，并按操作逻辑进行模拟操作，动作正确，闭锁良好。全厂公用设备LCU与现地辅助设备之间联网调试结束。E 光纤以太网已经组建，电站厂站级和现地控制级的通信通道已建立，通信状态良好，厂站级对各现地LCU的流程控制与调节控制工作可靠。(2) 直流电源设备、交流控制电源系统安装完工检验合格，并投入正常工作。(3) 继电保护系统的检查A 线路保护已调试完毕，保护整定值已按网局要求整定好，站内整组动作试验正确，与输电线路对侧联动试验已完成。500KVGIS录波已调试可投入运行。B 相关的线

13、路保护、母差保护、断路器及失灵保护已调试合格，与开关联动试验正确，定值已按要求整定正确。C 发电单元发变保护及故障录波、励磁变保护、厂用变保护、厂备变保护已调试完毕，各装置动作值已按系统保护定值进行整定，并模拟动作至各出口设备。D 安全自动装置、同期装置调试结束。E 主变冷却控制柜、开关站设备控制柜安装调试结束。F 机组LCU控制与水机保护回路正确，自动开停机、事故与紧急停机联动事故门等试验已模拟完毕，并实际动作至导水叶，流程正确，动作可靠。G 测量、信号、综合在线监测等系统已形成。H 机组及线路故障录波系统调试结束。I 工业电视系统主要部位监测形成。(4) 其它设备的检查A 厂内通信系统统已

14、形成,中央控制室、机旁、机组进水口闸门、GIS室及保护盘室等各运行部位通信畅通。保护通道已投用。B 电站消防报警系统已经调试投入运行，报警信号已经模拟到消防报警控制台，发电机消防柜已模拟动作；主变已进行喷淋试验。C 电站通风空调系统已按设计要求部分投入运行。D 运行部位的照明已能正常工作，事故照明已具备投入条件。13.3.2 机组充水试验检查项目(1) 检测测压表计读数，进水段、尾水段放空阀的密封情况，监视外配法兰、导水机构、转轮室法兰、伸缩节的密封情况。(2) 管型壳：监视内配法兰、水轮机轴承座、主轴密封、定子法兰的密封情况。(3) 抗压盖板：监视抗压盖板、竖井上法兰的密封情况，进水压力。(

15、4) 灯泡头内：监视泡头法兰、冷却套法兰、定子排水管、竖井下法兰的密封情况。(5) 各监视检查点如发现异常情况，应立即报告时运行指挥部。(6) 在转轮室下部装设百分表，测量其下沉值。在转子与定子之间装设百分表，检查空气间隙的变化情况。在抗压盖板上游墙上焊一支架，装设百分表，检查灯泡头的上浮量。13.3.3 尾水流道充水(1) 提尾水闸门充水阀进行充水(如果没有充水阀,将尾水闸门提起50100mm进行)尾水充水，充水过程中,检查各部的密封情况，若漏水量过大，应立即报告时运行指挥部停止充水，并将尾水放空阀打开，开启检修泵排水，排空后进行处理。(2) 充水过程中,由专人监视尾水压力测量表计，确认尾水

16、平压后，提起尾水闸门。(3) 记录充水时间和尾水水位。13.3.4 进水流道充水(1) 分两段打开进水闸门充水阀，第一段停留在二分之一充水阀全程位置，检查各部无异常后打开充水阀至全开位置，打开抗压盖板上的排气阀排起，排完气后马上关闭。各监视点加强巡视，若发现异常情况，应立即报告时运行指挥部停止充水，并将进水放空阀打开，开启检修泵排水，排空后进行处理。(2) 检查抗压盖板上的进水压力测量表计，确认进水平压后，提起进水闸门。(3) 记录充水时间和进水水位。13.3.5 发电机冷却水系统试验(1) 开启膨胀水箱上的进水阀，将清洁水注入水箱。(2) 开启膨胀水箱上至发电机冷却套的阀门，向冷却套内充水，

17、并加入防腐剂，启动冷却水泵，同时打开空气冷却器循环供水阀、排水阀及供排旋塞阀，并打开排气阀，若发现漏水量过大时，应立即停止冷却水泵并关闭供水阀，若正常，则进行下一步试验。(3) 打开冷却套排污阀，调整水箱水位继电器。(4) 打开全部空气冷却器排水阀，调整流量继电器。(5) 利用各自供水阀分别调整轴承冷却器、主轴密封供水的水压和流量，使其符合设计要求。13.4 手、自动开机13.4.1 试验目的手动方式启动机组至额定转速，检查各部摆度、振动情况、瓦温情况，测量发电残压和校核发电机相序（若能测出），手动停机实验（手动加闸），记录停机时间及启动开度、空载开度。调速器空载扰动试验，机组自动开停机，过速

18、试验。13.4.2 启动前应具备的条件(1) 灯泡体内、管型壳、调速器、等处的联络信号应可靠。(2) 将调速器手自动切换阀置于手动位置，油压装置油泵和自动补气装置处于自动为止。(3) 水机保护已投入，发电机出口开关断开，各试验用短接线及接地线已拆除，启动试验的测量准备工作已就绪。(4) 集电环碳刷与滑环接触良好，励磁系统已可靠退出。(5) 投入水轮机密封润滑水，退出检修密封供气。(6) 确认转动部分与固定部分无异物，制动闸和转子锁定已全部在退出位置。(7) 各部位温度、压力、油位正常，并作原始记录。(8) 各部位监视、测量工作已准备就绪。(9) 投入轴承油系统冷却水，关闭发电机空气冷却器冷却水

19、。(10) 启动轴承油系统，运行可靠。启动轴承高压油泵，顶起转动部分。(11) 高、低压气系统运行可靠，排水系统工作正常。(12) 机组所有阀门处于正常工作位置。(13) 打开压力油罐手动关闭阀， 打开调速器最小压力阀。13.4.3 手动开机(1) 将制动柜置手动位置，复归制动器。手动启动高压油泵，将转子顶起，停留35分钟后落下，使推力瓦面形成油膜。(2) 记录开机前坝前及尾水水位，记录各部位温度、压力、油位等原始数据。(3) 投主轴密封水、各部位冷却水，空气围带排气，拔接力器锁锭。(4) 现地手动开机机组首次开机,机组启动后立即停机，靠惯性转动，检查转动部分与固定部分是否有碰撞声，确认各部位

20、无异常情况后，方可进行下一步工作。检查无异常后,再次手动开机。将调速器开度限制调整到20%位置，手动缓慢打开导叶开度在5%以内，在机组开始转动后，如果各部位无异常情况，则调节导叶开度，使机组逐渐升速到25%额定转速，各部位经检查无异常现象后，手动将机组逐渐升速至50%、75%和100%额定转速。开机过程中监视和测量以下项目： 测量机组上、下导及水导处摆度值 测量定子、顶盖及上、下机架振动值 监听机组转动时有无异常的声音 监视各部位有无漏油、漏水现象 严密监视各部导轴承和推力轴承瓦温变化情况，检查推力外循环冷却系统工作情况 监视主轴工作密封工作情况，检查漏水和顶盖排水情况(5) 如升速过程中发现

21、机组摆度过大或振动过大，发现金属碰撞声，轴承瓦温突然升高，轴承油槽甩油异常现象，应立即停机。(6) 记录导叶的起动开度和空载开度。(7) 机组起动和空转过程中，观察记录各部位轴承瓦温、油温变化情况，机组起动达到额定转速后的半小时内，每隔5min记录一次瓦温，以后每10min记录一次。试验完毕绘制温升曲线。(8) 观察记录各部位压力、油位等变化情况。(9) 监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，记录顶盖排水泵运行情况和排水工作周期，记录压油装置油泵供油时间及周期，观察漏油泵工作情况。(10) 额定转速时，记录各部位的振动和摆度。(11) 额定转速时，测定发电机的一次残压及相序。(12) 机组各部

22、位摆度、振动符合规定、且各部瓦温稳定后，进行调速系统有关试验。A “手动”、“自动”切换试验，检查调速器在“自动”工况下的工作性能，观察切换后机组运行的稳定性。分别记录切换过程中机组转速，导叶开度变化量。B 自动状态下，记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。C 进行空载扰动试验，选择调速器空载下的最佳运行参数，上扰为4852HZ，下扰为5248HZ，记录超调量，调节次数及调节时间应符合规范要求。必要时进行录波。 (13) 调速器自动运行，记录油压装置油泵起动周期及每次运行持续时间。(14) 机组运行约34小时，各处瓦温基本稳定后，用调速器开度限制手动停机，停机过程中核对额定转速以下的转速继电器整

23、定值。机组转速下降到20%Ne时，手动投机械制动装置，机组停稳后，手动投入接力器锁锭，投空气围带，关闭主轴密封及各部冷却水。(15) 停机后做好安全措施，对机组各部位进行全面和详细检查。A 检查各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动、脱落；B 检查转动部分的焊缝有无开裂，重点检查磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等；C 检查发电机上、下挡风板、挡风圈等有无松动开裂；D 检查风闸的磨损情况；E 检查发电机定子基础和上机架支撑件的状态。13.4.4 机组过速(1) 将监控系统置调试态，校验转速信号大于额定转速的转速接点。(2) 手动操作导叶限制机构升速，平稳迅速升至设计规定值，再平稳的降至

24、额定转速并停机。(3) 过速过程中，监视记录各部位的振动和摆度值，记录各部轴承瓦温、油槽油位和发电机气隙变化情况。(4) 过速过程中检查大于额定转速的各转速信号接点动作值，必要时进行重新整定，并再次升速校准。(5) 机组停稳后，投接力器锁锭、空气围带，关闭主轴密封及各部冷却水。(6) 停机后做好安全措施，对机组进行全面检查。检查内容同前面。13.5 发电机升流13.5.1 试验目的 用一次电流检查发电机电流回路，绘制差动保护回路矢量图。 录制发电机三相短路特性曲线。 检查发电机测温回路。 检查发电机灭磁开关灭磁情况。 测Ie时的轴电压。13.5.2 试验准备(1) 在封闭母线预留的短路板安装位

25、置将短路板安装连接好，应在发电机出口断路器靠变压器侧。(2) 断开励磁变高压侧与主母线的连接线，励磁变采用他励电源，为了励磁系统能顺利进行调试，在开始起动调试时，系统未倒送电前试验励磁电源采用外接他励方式。(3) 测发电机定子绝缘电阻和吸收比，测发电机转子绝缘电阻，确定发电机是否需要干燥。(4) 合发电机出口断路器切除其操作回路电源，采取防跳措施。解除断路器至调速器的信号接点，防止机组开度增大。(5) 退出发变组所有继电保护压板、保护装置投入，检查升流回路范围内所有CT二次接线不应有开路。(6) 发电机集电环已清理干净，碳刷已装上。13.5.3 试验步骤(1) 手动开机至空转，使机组在额定转速

26、正常运行。(2) 手动合发电机灭磁开关，用励磁装置手动升流，按10%额定定子电流递升升流，平稳升流至30%50%额定电流，检查保护、测量变送器CT二次接线表计及指示的正确性和三相对称性；(3) 正常后再升至额定电流，记录励磁输出电压、转子电流、定子电流值。(4) 绘制保护回路、测量回路矢量图（含差动保护六角图），检查电流回路的正确性。(5) 检查碳刷及集电环工作情况。(6) 逐渐升流至110%Ie，然后按10%逐渐递减降低电流，读取定子电流及对应的转子电流，录制发电机三相短路特性曲线。(7) 在额定电流下测量轴电压。(8)额定电流下跳发电机灭磁开关检查灭磁情况，并录制发电机额定电流下短路灭磁特

27、性，求取灭磁时间常数。(9) 必要时进行短路干燥(由开机前测得的发电机绝缘情况确定)。(10) 停机后拆除短路板，封好封闭母线处的盖板。(11) 此时厂变在用于励磁回路试验、厂变电流回路采用低压电0.4KV方法升流。13.6 发电机升压13.6.1 试验目的(1) 用一次电压检查发电机电压回路。(2) 录制发电机空载特性曲线。(3) 测定额定电压下的轴电压。(4) 检查灭磁开关灭磁情况。(5) 测定额定励磁电流时的最高定子电压。(6) 停机至空转自动开机试验。(7) 进行机组电制动试验13.6.2 试验准备(1) 必要时定子线圈分相进行2.5Ue直流耐压试验。(2) 断开发电机出口断路器，切除

28、发电机出口断路器操作电源。(3) 投入机端PT，投发电机、厂用变、励磁变相关保护，投励磁、调速器、辅助设备、非电量监测及信号回路电源。(4) 接入有关测试仪表。(5) 调速器切换至自动位置，频率给定在50HZ，功率给定置空载位置，调速器参数在空转时选定的最佳位置，(6) 各阀门、操作把手在自动位置。(7) 水轮发电机振动，摆度及空气间隙监测装置投入。(8) 以厂用电为电源的主励磁装置具备升压条件，可以按照规程规定进行升压各项试验。13.6.3 试验步骤(1) 机旁自动开机，观察各自动化元件工作情况，记录发出开机指令至机组开始转动和机组开始转动至机组达到额定转速时的时间。(2) 机组运转正常后，

29、在PT二次侧测量发电机残压，检查正常后，手动调节励磁系统按10%递升升压至25%Ue，进行以下检查:A 发电机出口、中性点等带电设备、母线运行情况；B 机组各部位的振动及摆度及各轴瓦温度变化情况；C 检查发电机出口PT二次侧三相电压应对称，相位、相序正确，测量PT开口三角形电压输出值，各表计指示正确。正常后继续升到额定电压进行检查。(3) 手动调节励磁系统按10%递升升压至50%Ue，在升至额定电压(Ue)时测轴电压。(4) 上升与下降曲线的平均值，即为实际空载特性曲线，录制空载特性曲线时，升压、降压过程只可单相调节，禁止中途反向调节。(5) 将励磁电流升到额定值，测量最高定子电压。在最高电压

30、下应持续5min。进行此项试验时，定子电压以不超过1.3倍额定电压为限。(6) 升、降压过程中检查过电压和低电压继电器动作情况。(7) 分别在50%Ue和100%Ue情况下跳发电机灭磁开关，检查灭磁情况，并录制示波图，求取灭磁时间常数。(8) 试验完成后，模拟水机事故停机。(9) 发电机升压完毕，进行机组制动试验，投入制动的转速、总制动时间应符合要求。13.7 主变压器与GIS升流试验(1) 在GIS开关站回路线路里侧设置可靠的三相短路点。(2) 根据出线侧升流要求进行电气一次设备的倒闸操作。切除隔离开关、断路器的操作电源，确保主回路不会断开。(3) 投入发电机与变压器组继电保护、水力机械保护

31、。主变压器冷却系统投入自动运行状态。(4) 机组稳定运行，合灭磁开关，手动增磁对主变、GIS进线间隔、GIS及相关断路器间隔升流，发电机电流至25%额定电流时，在机旁发变组保护柜上、中控室、继电保护室、开关站室检查各组CT的二次回路，确认无开路存在。(5) CT检查正确后，投入主变压器、母线保护装置。(6) 升至50%额定电流，检查各组CT的二次电流值及相位是否正确，检查主变保护、线路保护、母线保护、故障录波及测量的工作情况，观察主变、GIS设备等高压配电装置的工作情况。(7) 继续升至75%、100%额定电流，观察各设备运行情况，检查各装置工作状况，检查各表计显示的正确性，绘制主变的电流向量图。(8) 手动降流至零，跳灭磁开关。拆除回路短路点。 (9) 升流结束后，恢复断路器操作电源，模拟发变组差动保护，检查变压器高压侧断路器是否可靠动作，信号显示是否正确。(10) GIS其它进线间隔随后续机组进行升流试验。(11) 通过短路升流试验，检查发电单元CT二次极性，绘制主变的电流向量图。在前项检查正确的情况下，投入主变继电保护。检查母线保护、短引线保护、T区保护、电抗器保护、变压器保护、断路器保护的电流回路接线