水轮发电机组调试大纲.docx

1、水轮发电机组调试大纲 水轮发电机组调试大纲HLF218a0-LJ-7650000201 SG项 目 名 称： 阿 海项 目 代 号： 28011XD校 对C誊写B日 期签 字A2009-05-25服务处索 引 Index日 期 Date编 制 部 门 Dept编 撰 Prepared by审 核 Checked by批 准 Approved by备 注 Observation1. 概述 22. 机组试运行应具备的条件 33. 机组充水试验 34. 机组空载试运行 45. 机组并列及负荷试验 8 1.一、概述1.1 编制目的本大纲主要介绍云南阿海电站水轮发电机组试运行应具备的条件、主要步骤和应注

2、意的事项。电站根据现场实际制定具体试运行方案时，应遵循本大纲、相关厂家说明书和相关技术规范要求。1.2 适用范围本说明书适用于合同项目云南金沙江阿海电站水轮机及其附属设备合同合同编号：AH2007/E05。1.3 编制依据云南金沙江阿海电站水轮机及其附属设备合同合同编号：AH2007/E05云南金沙江阿海电站水轮机及其附属设备设计图纸GB8564 2003水轮发电机组安装技术规范DL/T 507-2002水轮发电机组启动试验规程1.4 水轮机基本参数型号: HLF218a0-LJ-765 最大水头： 88 m额定水头： 77 m最小水头： 63 m额定转速： 88.2 r/min飞逸转速： 1

3、70 r/min 额定出力： 408.2 MW额定流量： 569.37 m3/s旋转方向： 俯视顺时针二、机组试运行应具备的条件2.1电站蓄水验收合格并已经蓄水到试验水位。引水系统检查调试合格。2.2水轮发电机组已经按照设计图纸和相关规范安装完成并验收合格。水轮机、发电机、励磁系统、油水气系统检查具备充水条件。2.3水轮发电机组辅助设备已经按照设计图纸和相关规范安装、试运转完成并验收合格，处于随时可以起动状态。空压机、排水泵处于正常状态。2.4水轮发电机组继电保护、自动控制、测量仪表及有关电气设备均已经按照设计图纸和相关规范要求试验并验收合格。电气一次设备、电气二次系统及回路、消防系统及设备处

4、于正常状态。2.5厂房消防系统安装完成并通过当地政府主管部门验收。机组消防监测、报警和保护装置安装调试完成并验收合格。2.6有关机组起动的各项安全技术措施已经准备就绪。2.7机组试运行并网申请已得到当地政府主管部门批准。三、机组充水试验3.1 机组充水前检查和准备进水口拦污栅和工作门或检修门之间的水下部分应确保无施工杂物。上下游流道内已经清理干净，流道光滑平顺。上下游流道通气孔畅通。主轴密封投入。封堵各流道进人门。机组制动闸和接力器锁锭投入。应确保水轮机坑、水轮机进人门、进口充水阀、出口充水阀和控制室间工作人员的电话通讯。必须随时准备紧急关闭充水阀。3.2机组充水和检查打开尾水门旁通阀，如果没

5、有旁通阀小开度提升尾水门，充水时首先检查有无空气和水泄漏。若有任何泄漏发生立即关闭旁通阀或尾水门。在水轮机室充水过程中应仔细检查主轴密封有无泄漏。平压后完全开启尾水门。小开度提升工作门或打开旁通阀对压力钢管和蜗壳进行充水。检查压力钢管压力上升情况。记录压力钢管和蜗壳充水时间。检查蜗壳进人门漏水情况及弹性层排水情况。检查各仪表动作是否正确。3.3机组充水后的工作及试验对充水后发现的异常现象应处理合格。进行尾水门、工作门或检修门静水手动/自动启闭试验，记录闸门启闭时间。进行尾水门、工作门或检修门静水远动启闭试验。四、机组空载试运行4.1机组手动开、停机试验4.1.1 开、停机准备和检查试验前再次检

6、查，尤其注意定转子空气间隙内应无异物。试验前将油、气、水系统投入自动运行。再次确认接力器锁锭已拔出、转子制动闸已松开。4.1.2 手动开机手动开机，待机组开始转动后，将导叶关闭，由各部视察人员检查和确认机组转动与静止部件之间无磨擦或碰撞情况。确认各部正常后，手动操作调速器，缓缓打开导叶使机组转速逐步上升，当机组转速达到50%额定转速时，维持23min无异常现象后继续升速到额定转速。当机组转速达到额定转速时，记录稳定转速下的导叶开度（空载开度）。在开机和运转过程中, 监视各部位轴承温度，不应有急剧升高现象。稳定后的运行温度值不应超过设计规定。测量机组的振动摆度值应符合规定值。若机组振动超标，需对

7、转子进行配重并进行动平衡试验，直至各部振动值符合要求。测量发电机一次残压及相序，相序应正确。观察波型应完好。在开机和运转过程中，应密切监视各部位运转情况，若发现异常现象应立即停机。4.1.3 手动停机及停机后的检查机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。手动操作调速器，全关闭导叶。当机组转速降至图纸规定的额定转速时，手动投入风闸制动停机。同时检查转速继电器的整定值。停机后对机组进行全面检查。4.2机组空载运行下调速器系统的试验检查电液转换器或电液伺服阀活塞的振动应正常。检查调速器测频信号，波形应正确，幅值应符合要求。手动自动切换试验，接力器应无明显摆动。空载扰动试验，找出空载运行的最优一组调

8、节参数，提供空载运行使用。记录油压装置油泵向油槽送油的时间及工作周期。在调速自动运行时记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。4.3机组过速试验将测速装置各过速保护触点从水机保护回路中断开，用临时方法监视其动作情况。以手动方式使机组达到额定转速，待机组转速正常后，继续加大导叶开度限制机构，使机组转速上升到设计规定过速值，调整转速信号装置的相应接点，同时监视和记录机组的温度、振动和摆度值，将转速降至额定转速。恢复水机保护回路的转速信号装置接线，然后手动升速至设计规定过速值，过速保护动作，手动紧急关闭导叶停机。停机后对机组转动部分进行全面检查。4.4机组自动开、停机试验4.4.1 自动开机检查机组具备

9、开机条件后，将调速器置“自动”位置，功率给定处于“空载”位置，频率 给定置于额定频率，机组各附属设备均处于自动状态。分别以现场LCU及上位机方式操作自动开机，按机组“静止空载”的监控程序检查各部执行情况，直到机组运行至额定转速。检查机组自动开机顺序是否正确；技术供水等辅助设备的投入情况。检查推力轴承高压油顶起装置的工作情况。检查电气液压调速器的动作情况。记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。检查测速装置的转速触点动作是否正确。4.4.2 自动停机发出停机脉冲，检查自动停机程序是否正确，各自动化元件动作是否可靠，导叶自空载开度开始关闭至全关。记录

10、自发出停机脉冲至机组转速降至零运行时间。检查投入制动的转速整定值。记录加闸制动至机组停止转动的时间。各自动化元件动作情况应正常。4.5发电机短路升流试验发电机逐级升流，各电流二次回路不应开路，各继电保护装置接线及工作情况和电气测量仪表指示应正确。在额定电流下，测量机组的振动与摆度，检查集电环及碳刷的工作情况。录制发电机短路特性曲线。在发电机额定电流下，跳开灭磁开关，其灭磁情况应正常。录制灭磁示波图，求取时间常数。进行励磁装置CT的调差极性检查及手动单元转子电流部分的调整试验。测量定子绕组对地绝缘电阻、吸收比或极化指数应满足国标要求。升流试验合格后模拟水机事故停机，并拆除发电机短路点的短路线。4

11、.6发电机升压试验发电机保护装置投入，辅助设备及信号回路电源投入。发电机振动、摆度及空气间隙监测装置投入。发电机断路器在断开位置，或与主变低压侧的连接端应断开。分阶段升压至额定，发电机及发电机电压设备带电情况均应正常。电压互感器二次回路的电压、相序及仪表指示应正确。继电保护装置工作应正常。在50%和100%额定电压下，跳开灭磁开关，其灭磁情况应正常，录制灭磁示波图。零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的上升曲线。相反录制发电机空载特性的下降曲线。在额定电压下测量发电机轴电压。检查机组的振动和摆度值应符合规定。发电机带主变及高压配电装置的递升加压：手动

12、零起升压，分别在额定电压的30%、50%、100%下检查主变及二次设备的运行情况，检查电压回路和同期回路的电压、相序及相位的正确性。4.7水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验水轮发电机组带主变压器与高压配电装置短路升流试验。主变压器与高压配电装置单项接地实验。水轮发电机组带主变压器与高压配电装置短路升压试验。线路零起升压试验。高压配电装置母线受电试验。电力系统对主变压器冲击合闸试验。以电网电压对主变冲击3-5次，每次间隔5分钟，检查主变有无异常，并检查主变差动保护及瓦斯保护的动作情况。4.8发电机空载下励磁装置的调整试验励磁装置起励试验应正常。检查励磁装置电压调整范围应符合设计要求。发电机

13、空载时10%跃变扰动试验，测量电压超调量、振荡次数、调节时间应符合设计要求。按生产厂家技术要求作保护整定试验及其他试验。五、机组并列及负荷试验机组并网及负载下试验应在上述试验合格后进行。5.1水轮发电机组并列试验选择同期点及同期断路器，检查同期回路的正确性。断开同期点隔离开关，分别以手动与自动准同期方式进行机组的模拟并列实验，检查同期装置的工作情况，同时录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图。进行机组的手动与自动准同期正式并列试验，录制示波图。按设计规定，分别进行各同期点的模拟并列与正式并列试验。5.2机组带负荷试验机组并网后，用手动方式逐渐增加负荷，在25%、50%、75%、100%

14、额定负荷下，分别检查机组运行在各种工况下的振动范围及其量值，测量尾水管压力脉动值，观察机组运行的稳定性及水轮机补气装置的工作情况，然后降至空载。以自动方式进行机组增减负荷试验，并记录增减负荷所需的时间。在机组带负荷情况下，按生产厂家技术要求进行调速器调整试验及励磁系统调节试验，应满足设计要求。5.3 机组甩负荷试验在机组带25%、50%、75%、100%负荷情况下，分别作甩负荷试验，调速器和励磁装置的调节性能应满足规范GB8564-2003的要求，同时记录相关数据。5.4 低油压关闭导叶试验机组在额定负荷下，用人为的方式降低调速器的工作油压，至设计规定值时，自动进行事故停机，观察各过程动作情况

15、。事故配压阀动作关闭导叶试验。停机后，对机组进行全面检查。5.5 根据设计要求和电站的具体情况，进行动水关闭工作闸门试验。5.6 机组带负荷72小时试运行及30天考核试运行完成上述全部试验并验证合格后，机组可并入系统带额定负荷连续72小时试运行。如果电站运行水头不足或电力系统条件限制等原因，使机组不能达到额定出力时，可根据当时具体情况确定应带的最大负荷，在负荷下进行连续72小时试运行。在72小时连续试运行中，由于机组及相关机电设备的制造、安装质量或其他原因引起的运行中断，经检查处理合格后应重新开始72小时的连续运行，中断后的运行时间不得累加计算。72小时连续试运行后,应停机进行机电设备的全面检查。除需对机组、辅助设备、电气设备进行检查外，必要时还需将蜗壳、压力管道及引水系统的水排空，检查机组过流部分及水工建筑物和排水系统工作的情况。消除并处理72小时试运行中所发现的所有缺陷。处理72小时试运行中所发现的所有缺陷后立即进行30天考核试运行，其间由于机组及其附属设备故障或因设备制造安装质量原因引起中断，应及时加以处理，合格后继续进行30天运行。若中断运行时间少于24小时，且中断次数不超过三次，则中断前后运行时间可以累加；否则，中断前后的运行时间不得累加计算，应重新开始30天考核试运行。