怒江州听命河电站启动试运行方案Word文档下载推荐.docx
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2.5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。
2.6在规程允许范围内，部份项目需推迟至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,并经启动委员会批准后进行。
2.7本方案须经听命河水电站机组启动验收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。
2.8本程序适用于听命河水电站机组试运行试验。
3.编制依据
3.1根据电力行业标准DL/T507-2002《水轮发电机组启动试验规程》、GB8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》相关要求编制。
3.2依据相关国家标准和部颁标准，并结合听命河水电站机电设备安装工程及、《水利水电工程设计防火规范（SDJ278-1990）编制而成。
3.3本《试运行大纲》经启委会批准后，将作为听命河水电站机组启动试运行依据。
4.起动试运行范围
1#机组及技术供水系统、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、主变压器及中性点设备、10kV配电装置、400V厂用电系统、控制保护及计算机监控系统、通信系统等。
5.倒送电方案
（1、编制依据
1.1电力部DL408—91《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）；
1.2设计图。
1.3《电气装置安装工程施工及验收规范》2000年版，中国建筑工业出版社；
1.4电力部DL/T57—95《电力变压器运行规程》
1.5电力部—91《高压断路器运行规程》
（2、带电的目的
检验怒江州听命河水电站110kV升压站变电设备。
（3、受电范围
受电工作由110kV六库开关站听六线出线间隔隔离开关，经110kV听六线送至听命河水电站110kV升压站进线铁塔，经101断路器、110KV主变降压后经共相母线送电到10kV高压开关柜母线。
（4、组织措施
4.1领导小组：
4.1.1审定和批准带电试运行方案。
4.1.2检查受电条件。
4.1.3调整施工运行调试工作。
4.1.4解决送电过程中发生的问题。
4.1.5协调供电部门和他相关部门有关事宜。
4.1.6对试运行各步骤结果签字认可。
4.2现场指挥：
根据领导小组决定，结合现场情况安排受电过程，指挥各职能组现场工作。
4.3运行操作组：
负责试送电过程中的设备操作并监视设备运行状态。
4.4调试组：
负责受电前的调试准备和分析倒送电试验工作中调试的技术问题。
负责检查受电设备，保证设备具备送电条件，抢修送电期间可能发生的设备故障和缺陷处理。
4.5安全组：
负责受电范围的安全、消防工作。
（5、试运行应具备的条件
5.1与本次试运行的有关一、二次设备均已安装调试结束，报告齐全。
5.2与本次试运行有关的操作，信号、表计及保护回路均应正确，保护整定正确、齐全，有关的保护联动试验已试操正确，并经验收合格。
5.3站内场地已清理、场地清洁、道路畅通、照明充足。
5.4现场的通讯设施畅通、齐备。
5.5临时交流电源保证可靠。
5.6试运行设备已按系统命名编号并对每台设备标示。
5.7消防设施齐全，各设备处配有灭火器材。
5.8参加受电的相关人员应认真学习本措施，并严格进行技术交流。
5.9操作人员应服从统一指挥，并熟悉受电系统和设备运行规程。
（6、新投运的设备
6.1110kV进线避雷器、电压互感器。
6.2110kV进线1016隔离开关。
6.3110kV听六线PT1901隔离开关、避雷器、电压互感器。
6.4110kV主变高压侧101断路器。
6.5110kV主变
6.6主变10.5kV侧0011手车、10.5kV母线、10.5kV母线电压互感器。
（7、受电前的检查
7.1准备好相关图纸和调试检修工具。
7.1核实110kV配电设备、主变压器、10kV配电装置、母线、高压电缆等设备试验合格，通过验收，具备投运条件。
7.2变压器管路阀门位置正确，变压器已排气。
7.3全部临时接地、短路线已撤除。
7.4照明、通信设备已能完好运用。
7.5确认带电部分对其他设施和地之间安全距离符合要求。
7.8相关人员就位，无关人员已全部撤离现场。
7.9确认110kV各隔离开关、地刀、断路器在断开位置。
7.10将主变110KV侧中性点接地刀闸合上。
7.11确认主变分接开关档位在3档。
7.12确认高压室10KV高压开关柜所有断路器、隔离开关、地刀均为断开位置。
7.13合上110kV线路和主变保护测控装置电源开关，合上110kV线路侧101断路器操作电源开关。
7.14核对继电保护定值与给定值相符，保护硬压板、软压板均处于正确状态，装置内的参数设置正确，将110kV断路器、10KV各开关柜、控制室屏柜上的就地/远方切换开关置于远方位置。
7.18确认微机监控系统通讯正常，后台遥信与各开关、刀闸实际位置相符。
7.19投运前110kV升压站电气设备经发电机短路升流试验、单相接地试验、发电机带主变及110kV配电设备零起升压试验，所有电气一次、二次设备工作正常。
（8、送电步骤
8.1110kV进线间隔、母线间隔设备冲击试验
8.1.1六库开关站试送110kV听六线；
8.1.2110kV听六线试送成功后，进行110kV进线带电部位的外部观察，现场监听有无异常声响；
8.1.3合上1901隔离开关，对110kV线路PT充电；
8.1.4测量110kV线路PT二次电压正常，合上PT二次侧空气开关，检查主控室内110KV1#进线测控装置和监控系统后台上显示的相应电压是否正常；
8.1.5在端子箱核对PT二次侧电压正常、相序正确；
8.1.6对110kV出线间隔电气设备充电完毕。
（8.2110kV主变及10kV母线设备冲击试验
8.2.1检查主变低压侧隔离手车在“试验”位置，主变无遗留物；
8.2.2合上110KV线路侧101断路器，第一次向主变充电15分钟；
8.2.3检查110KV线路侧101断路器确已合上，并检查主变运行正常；
8.2.4断开110KV线路侧101断路器5分钟；
8.2.5检查110KV线路侧101断路器确已断开；
8.2.6合上110KV线路侧101断路器，第二次向主变充电10分钟；
8.2.7检查110KV线路侧101断路器确已合上，并检查主变运行正常；
8.2.8断开110KV线路侧101断路器5分钟；
8.2.9检查110KV线路侧101断路器确已断开
8.2.10合上110KV线路侧101断路器,第三次向主变充电5分钟；
8.2.11检查110KV线路侧101断路器确已合上，并检查主变运行正常；
8.2.12断开110KV线路侧101断路器5分钟；
8.2.13检查110KV线路侧101断路器确已断开；
8.2.14合上110KV线路侧101断路器,第四次向主变充电5分钟；
8.2.15检查110KV线路侧101断路器确已合上，并检查主变运行正常；
8.2.16断开110KV线路侧101断路器5分钟；
8.2.17检查110KV线路侧101断路器确已断开；
8.2.18合上110KV线路侧101断路器,第五次向主变充电5分钟；
8.2.19检查110KV线路侧101断路器确已合上，并检查主变运行正常；
8.2.20检查主变低压侧0011隔离手车在“分”位置；
8.2.21推入主变低压侧0011隔离手车到“合”位置，向10.5KV母线充电；
8.2.22检查10.5kV母线及所送电范围无异常；
8.2.23向10.5kV母线第一次充电5分钟后；
拉开主变低压侧0011隔离手车在“分”位置
8.2.24检查主变低压侧0011隔离手车在“分”位置，第一次向母线充电完毕；
8.2.25推入10.5KV母线PT手车0901在“开”位置；
8.2.26推入主变低压侧0011隔离手车到“合”位置，对10.5KV母线充电。
8.2.27检查10.5kV母线TV运行正常
8.2.28核对10.5kV母线TV二次电压正常、相序正确；
8.2.29合上10.5kV母线TV低压侧空开，检查主变保护柜及后台监控系统电压指示正常；
全部送电检测完毕汇报现场指挥，确认系统运行方式，并汇报调度部门，全部试送电完成。
（9、安全措施
9.1参加试验的工作人员必须熟悉设备规范，试验项目及要求各自职责明确，避免发生人身及设备的安全事故。
9.2检查站内受电区所有通道，应畅通，并设专人守护。
9.3检查站内受电区所有消防设施，应全部到位。
9.4检查站内受电区警示区，应悬挂警示牌。
9.5在CT二次回路上带电工作时严防开路，在PT二次回路上带电工作时严防短路。
9.6试验引线的绝缘必须良好，严防短路。
9.7现场通讯畅通。
（10、主要工器具
2500V绝缘电阻表一块
500V绝缘电阻表一块
万用表二块
相序表一块
电压表一块
电工常用工具两套
各设备厂家提供的专用工具。
另附主接线图和《听命河水电站升压站带电试运行签证单》
怒江州听命河电站110kV升压站带电试运行签证表
试运步骤
起始
时间
结束
试运情况或结果
各方
签字
1
试送110kV听六线
2
投110kV线路1901，测TV二次电压
Ua：
Ub：
Uc：
Uab：
Ubc：
Uca：
Uln：
相序：
3
检查110kV母线运行情况
4
投1016
5
投101
6
主变第一次冲击
7
主变第二次冲击
8
主变第三次冲击
9
主变第四次冲击
10
主变第五次冲击
11
10.5KV母线带电
12
10.5KVPT带电
13
10.5KV母线TV二次核相、侧二次电压
14
15
16
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6.充水试验前的检查及应具备的条件
6.1引水系统
（1）进水球阀已安装调试完毕并经验收合格，在无水情况下进水闸门各项启闭操作已调试整定完毕，现地与远方操作正确可靠，并处于关闭状态。
（2）球阀油压装置及操作系统已安装检验合格，运行工作正常，油泵电动机自动运转正常。
（3）转轮室及及尾水道周围已清理干净。
（4）转轮室进人门已严密关闭。
6.2水轮机
（1）水轮机转轮已安装完工并检验合格。
各间隙已检查合格，且无遗留杂物。
（2）导水机构已安装完工、检验合格、喷针处于关闭状态。
（3）轴承系统已安装完工、检验合格，冷却水系统已检查合格；
油位、温度传感器及冷却水压已调试，各整定值符合设计要求。
（4）各重要部件连接处的螺栓、螺母已紧固，预紧力符合设计要求，各连接件的定位销已按规定全部点焊牢固。
（5）各测压表计、示流计、各种信号器、变送器等均已安装完工，管路、线路连接良好，并已清理干净。
（6）水轮机其它部件也已安装完工、检验合格。
6.3调速系统
（1）调速器油压装置已安装完工、清扫干净。
透平油化验合格，压力表、传感器、压力开关调整合格。
机组压油装置手动、自动动作可靠。
安全阀、旁通泄载阀调试合格。
压力油罐和回油箱油位正常，油位指示和变送器显示相符。
（2）压油罐补气装置及漏油装置手动、自动动作正确可靠。
（3）调速器已安装、调整完毕，各管路已充油。
管路、阀门、接头及各部件无渗漏。
（4）调速器静态调试已结束，接力器行程与喷针开度关系曲线已录制。
机组充水前调速器开限全关，调速器主供油阀处于关闭状态。
（5）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、事故停机动作准确性和可靠性，用紧急关闭办法检查喷针、折向器全开到全关所需时间。
6.4发电机
（1）发电机整体已安装完工，检验试验合格，记录完整。
发电机内部已进行彻底清扫，机坑内无任何杂物。
（2）机组转动部分与固定部分之间的各部间隙检查无异物，间隙值符合设计要求。
空气间隙检查无任何杂物。
（3）前、后轴承瓦间隙调整完毕，前、后轴承注油结束，油位符合设计要求，油位计、测温电阻以及冷却水压已调试结束，整定值符合设计规定。
（4）发电机风罩内的电缆、导线、端子板、辅助线、测温装置均已检验合格，处于正常工作状态。
（5）发电机内灭火管路、水喷雾灭火喷嘴已检验合格。
（6）发电机转子集电环、碳刷架、碳刷已调试检验合格。
（7）制动系统已调试检验合格，反喷电磁阀手自动可靠动作。
（8）空冷器检验合格，经充水试验，阀门、接头无渗漏，各冷却器畅通。
6.5励磁系统
（1）励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连接线与电缆已检验合格。
（2）励磁系统盘柜已安装完工，调试合格，主回路连接可靠，绝缘良好。
（3）励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。
（4）灭磁开关主触头良好，动作灵活可靠。
（5）励磁系统交直流回路已经形成，励磁装置静态调试已结束，并满足设计要求。
（6）励磁操作、保护及信号回路接线正确动作可靠，表计校验合格。
6.6水力机械辅助设备
（1）机组冷却技术供水系统安装调试结束，对系统进行充水检查完毕，各部密封完好无泄漏；
技术供水系统的现地与远方操作灵活可靠，各部冷却水已具备投入条件，控制系统与计算机监控系统通信正常，信号传输正确。
（2）1#-2#机组的水力量测系统安装完毕，经检验符合要求。
（3）全厂油、气、水管路和设备已按要求涂装，流向标识正确，阀门标明开关方向，各设备已编号挂牌。
6.7消防、通风、照明系统
（1）消防供水管路阀门及其它消防自动化元件安装调试完成并合格。
设备、管路已按要求涂装完毕，流向标识正确，阀门标明开关方向，编号挂牌。
（2）主、副厂房、升压站等相关运行部位的照明已投入。
（3）事故交通安全疏散指示牌、事故照明装置已安装完毕并检验合格。
（4）各层各部位消防器材按要求配置齐全。
（5）相关部位的通风系统设备、管路已安装并调试合格。
6.8电气一次
（1）1#、2#发电机主引出线、中性点设备已安装完工，检验合格。
110kV配电设备试验完成，具备系统送电条件。
（2）主回路电缆、发电机出口断路器、厂用变、各电压互感器柜、各电流互感器等设备已安装完毕试验合格，导体连接良好。
10kV外来备用电源作为供电电源点，接至低压配电柜1P。
（3）主变本体及附件安装结束，高低压套管已与及母线连接完毕；
主变本体油质合格，补油静置满足要求，主变各试验合格，分接开关切换至正常运行档位；
出线设备及架空线安装调试合格。
（4）主变事故排油坑及管路已形成并满足设计要求。
（5）全厂接地网电阻已测试，符合设计要求。
全厂所有设备接地良好。
6.9厂用电及直流系统
（1）厂内0.4kV厂用系统安装完毕调试合格并投入运行。
（2）各现地有关动力配电箱投入运行。
（3）主变室、中控室、机旁机组控制电源屏投入运行，各路交直流负荷送出。
（4）直流220V系统已投入正常运行，各路直流负荷送出。
（5）UPS不间断电源设备安装调试完毕并投入运行，各路交流控制电源负荷送出。
6.10电气二次
（1）计算机监控系统安装结束调试合格，机组LCU、公用LCU等设备具备投运条件，同期系统模拟试验结束。
（2）公用油气水系统及全厂其它辅助系统现地柜、机组进水球阀控制系统现地柜已安装调试完毕并投入运行，各PLC与计算机监控系统的通信已建立，对各设备的逻辑控制符合设计要求，模拟/开关量输入输出正确。
（3）发电机、主变压器、厂用变、线路等微机保护装置已调试合格，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。
（4）监控系统与继电保护、励磁、发电机出口断路器等全系统联动试验合格。
（5）机组各部的温度、压力、流量、液位、转速等自动化元件已整定完毕并投入工作。
（6）机组自动控制与水机保护回路正确，监控自动开停机流程、事故停机流程、紧急停机流程正确，试验模拟完毕并实际动作正确。
（7）系统通信装置安装调试满足要求，通信畅通。
电能表已校验、安装，接线正确。
（8）厂房生产调度、生产管理的通信设备安装调试完成，并投入使用，能够满足机组启动运行联络需要。
6.11试运行组织机构
（1）试运行组织机构已组建完毕，各部人员分工明确。
（2）运行人员已经过培训，已熟悉电站电气主接线图、监控系统图、辅属设备的油气水系统图、厂用电系统图等各项系统图，已熟悉现场设备的安装部位、系统构成及操作程序。
（3）试验及测量表计、运行操作工器具、工作票、记录表格等已准备齐全。
（4）安装间、副厂房各层、主厂房各层场地楼梯已清理干净，道路畅通，照明充足，电话等指挥联络设施布置完毕。
（5）机组油气水系统各部阀门、电气一次设备已按系统编号统一挂牌，各设备操作把手的名称、操作方向已做好明确标志。
7.充水试验
7.1试验内容与试验目的
（1）进行压力钢管及裤叉管的充水；
（2）检查水轮机喷针的漏水情况；
（3）进行机组进水球阀静水启闭试验。
7.2试验准备
（1）确认前池进水闸门、闸门启闭机工作正常，具备开启闸门条件。
（2）确认机组球阀、喷针、机壳进人门在关闭状态。
（3）各部位监测人员到位。
7.3压力钢管充水
（1）前池储水至正常水位，钢管充水前检查取水口闸门的密封状态，应能良好封水，水封无变形、缝隙和撕裂状况出现。
（2）检查取水口闸门启闭装置起落操作正确可靠，取水口闸门系统供电可靠，过流系统均已检验合格。
（3）充水前应确认机组主阀处于关闭状态，钢管取水阀、蜗壳排水阀处于关闭状态。
确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定投入。
（4）以上确认无异常情况后开始充水：
开启取水口闸门（30～50mm）分时段向压力钢管充水：
第一时段：
钢管压力为（）kg/cm2
第二时段：
第三时段：
第四时段：
钢管压力为（）kg/cm2（额定压力）
每个时段保压1小时，同时分别检查1#、2#机进水球阀封水状况应良好，主阀前压力钢管取水设备和相关阀门、法兰面连接处，应在各个时段无渗漏现象。
充水各时段若发现问题和异常应立即停止充水，并及时报告启动委员会安排处理。
7.4裤叉管充水
（1）钢管道充水结束后，确认球阀封水情况良好，主阀动作程序正确，各参数符合设计要求后，打开待试机组（1#或2#机）旁通阀向蜗壳充水。
（2）检查钢管伸缩节、裤叉管、导水机构的漏水情况。
（3）观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。
（4）记录旁通阀开启至蜗壳平压后充水时间。
7.5充水平压后检查
（1）裤叉管充满水后，操作进水球阀，检查阀体启闭情况。
在手动操作试验合格后，进行自动操作的启闭动作试验，并记录开启和关闭时间。
分别进行现地和远方操作试验，进水球阀在静水中启闭应正常。
（2）压力钢管充满水后应对进水口、明敷钢管的混凝土支墩等水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏、支墩变形、裂缝等情况。
（3）观察厂房内渗漏水情况。
（4）操作机组技术供水系统管路各阀门设备，通过钢管取水口使机组技术供水系统充水，并调整水压至工作压力（或流量符合要求），检查滤水器、减压阀、安全泄压阀等各部位管路、阀门及接头的工作、密封情况。
8.机组启动试验
8.1启动前的准备
（1）机组周围各层场地已清理干净，通道畅通，照明充足，指挥通信系统布置就绪，各部位运行人员已经到位，振动摆度等测量仪器仪表准备齐全。
（2）确认充水试验中出现的问题已处理合格。
（3）检查机组各部冷却水已投入，水压正常。
（4）检查机组润滑油系统、操作油系统工作正常，各轴承油槽油位正常。
（5）记录机组各轴承和空冷器等设备的原始温度已记录。
（6）调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：
a.调速器总供油阀已开启，调速器机柜已接通压力油，油压装置油泵处于自动运行状态。
b.调速器油压工作正常。
c.调速器处于手动运行方式，喷针处于全关位置。
（7）与机组有关的设备应符合下列要求：
a.发电机机组出口开关DL，出口隔离刀闸确认在分闸状态。
b.发电机转子集电环碳刷已安装检验完毕，碳刷拔出。
c.水力机械保护和测温装置已投入。
d.拆除所有试验用的短接线及接地线。
e.发电机灭磁开关、起励电源开关和励磁功率柜交、直流刀闸确在分闸状态。
f.机组监控系统LCU已处于工作状态，通信正常，各开关量输入、输出正常，具备安全监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。
8.2首次手动启动试验
（1）检查机组技术供水系统水压正常。
（2）在调速器机柜上手动打开机组喷针，待机组开始转动后，将喷针关闭，由各部监测人员检查和确认机组转动与固定部件之间无摩擦或碰撞现象。
（3）确认各部正常后，手动打开喷针启动机组，当转速接近50％Ne时，暂停升速，观察各部运行情况，检查噪声、轴承温度，测量摆度、振动。
检查无异常后继续增大喷针开度
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