机组启动运行计划DOC.docx

机组启动运行计划DOC.docx

《机组启动运行计划DOC.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《机组启动运行计划DOC.docx（10页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

机组启动运行计划DOC

西云江电站增效扩容改造工程

机组启动试运行计划

广西昊大建筑工程有限公司

2015年11月10日

批准：

韦征科

审核：

覃宝龙

编制：

邓文雄

一、总则

1、成立机组启动试运行工作组。

业主、监理、设计和施工单位及主要设备生产厂家等相关人员组成了启动试运行工作组，具体负责机组启动试运行的组织和领导工作。

2、机组启动的前提条件：

机组设备，机组辅助设备、主变压器、高压电气设备和控制保护设备等各单项设备安装完毕，并按要求进行各种试验检验合格。

3、向启动试运行工作组提交从机组充水到机组72小时连续运行完成期间的整个操作及试验工作大纲，实施细则及安全措施和试运行规程，经批准后作为试运行的依据

二、机组启动试运行前的检查

在每台机组启动试运行前对水轮发电机组及其附属设备以及油、气、水等辅助设备进行检查。

1、引水系统检查

水机蜗壳、尾水管及水机进水阐门等过水通流系统均已检验合格清理干净，测量表计均已安装，所有进入孔的盖板均已严密封闭。

蜗壳、转轮及尾水管等流道已清扫干净。

水轮机进水阀门及阀门电动装置已安装调试完毕，并处于关闭位置，各部位通讯、联络信号检验合格，准确可靠，回路畅通。

2、水轮机部分的检查

水轮机转轮及所有部件均已安装完工并检验合格，施工记录完整，轴瓦冷却水，主轴清洁压力水，自流排水孔及排水管路畅通无阻，主轴水压密封已安装完工。

经检验密封无渗漏冷却水系统已检查合格、轴瓦油位、温度传感器及冷却水压力已调试，各整定值符合设计要求。

导水机构已安装完工检验合格处于关闭状态，调速器的接力器锁定投入导叶最大开度和关闭后的严密性已检验符合设计要求，各测压表计、示流计、温度计各种变速器均已安装完工，管路线路连接良好、供电、照明控制系统检验合格。

3、发电机及其设备的检查

发电机整体已全部安装完工检验合格记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定子转子气隙内无任何杂物。

导轴承油们、温度传感器及冷却水压已调试、整定值符合设计要求，发电机转子集电环、碳刷架已检验并调试合格。

发电机出线首尾端电流互感器已安装完毕检验合格测温接线指示正确。

测量发电机工作状态的各种表计已安装完工，调试整定合格。

4、调速系统及其设备的检查

调速系统及其设备已安装完毕，无水调试合格，油压装置压力油们正常，透平油化验合格。

各部表计，阀门均已整定符合要求。

油压装置油泵在工作压力下运行，切换正常，无异常振动和发热。

压缩空气补气装置动作正确，油压装置、管路、阀门、接头及部件等均无渗油现象。

调速器电气柜已安装完工并调试合格，锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前处于锁定状态。

进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器，接力器及导水机构联动动作的灵活可靠和全行程内动作的平衡性，检查导叶开度，接力器行程和导叶开度指示器及反馈装置的一致性。

用紧急关闭法初步检查导叶全开到导叶全关所需时间，并记录导叶开度与接力器行程的关系曲线。

对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机，停机和事故停机各部件动作的准确性。

调速器供货厂及有关规范要求的其它检查项目。

5、辅助设备系统的检查。

排水廊道清扫干净，机组检修及厂访参漏排水系统检查，调试合格，并能正常可靠工作，检修集水井进入孔盖板已封闭。

机组技术供水系统安装完毕，并调试合格，正常工作。

压缩空气系统安装完毕，并调试合格，正常工作。

电站消防系统安装调试完毕。

6、电气一次设备的检查。

6.1发电机主引出线及其设备已安装完工检查合格，机端引出口及中性点电流互感器均已安装并试验合格。

6.2成套高压开关柜的检查

6.2.110KV及35KV高压开关柜安装完工，经检验合格，对柜内设备（电流、电压互感器、避雷器）进行试验，试验合格后方可投入运行。

6.2.2真空开关应进行绝缘耐压试验，其绝缘应符合规范要求，对真空开关的分、合阐进行测定，应达厂家技术要求规定。

6.2.3在自动准同期条件下，真空开关能准确合阐；事故时能准确分阐。

6.3从发电机端至高压开关柜，机端至励磁变压器，主变高低压侧至高压开关柜的交联电缆全部安装完毕并检测试验合格，具备带电试验条件。

6.4主变压器已安装完工，调试合格，分接开关系统要求给定位置，安全保护措施符合设计要求，具备带电试验条件

6.5厂房照明已安装完毕，检查验收合格。

7、励磁系统及设备与回路检查

7.1励磁系统及设备与回路的检查

7.1.1励磁盘柜与安装完工检查合格，回路做耐压试验合格。

7.1.2励磁变压器已安装完工检查合格，高低压端连接线已检查，电缆已检查合格耐压试验通过。

7.1.3励磁系统调试合格。

7.2电气控制和保护系统及回路的检查

7.2.1机组微机综合自动化装置屏台均已安装完工，检查合格，交流及直流系统计算机等设备均已安装完工检查合格。

7.2.1下列操作回路已检查并作整组试验，已验证其动作的准确性：

A、机组水力机械操作回路；

B、机组调速系统操作回路；

C、发电机励磁操作回路；

D、发电机、主变及线路断路器操作回路；

E、音响信号回路；

F、机组同期操作回路；

G、通讯及其它必要的专门装置。

7,2.3电气二次回路接线完整检查验收合格下列继电保护回路进行了调试实验；

A、发电机继电保护

B、主变压器继电保护

C、35KV线路继电保护

D、水机保护

E、厂用交流及直流系统保护

三、水轮发电机组充水试验

机组充水前应确认水机进水阐门处于关闭状态，确认调速器，导水机构处于关闭状态，接力器锁锭已投入。

1、充水操作及检查

1.1缓慢开启水机进水阐门，在充水过程中随时检查水轮机导叶及主轴密封漏水情况

1.2上述检查发现异常情况时，则立即停止充水。

1.3当蜗壳充满水后，将进水阐门全开，更进一步观测，此时水压表计应指在电站设计最高水位压力。

1.4检查导水机构和主轴密封是否漏水。

自排水是否畅通。

1.5机组充满水后，将机组供水管路系统的阀门打开，使冷却水通过各冷却器供排水管路，并调整好相应压力，检查管路阀门，接头法兰漏水情况。

四、水轮发电机首次空运转

1、启动前准备

1.1主机周围现场已清理干净，通讯指挥系统可随时待命，各部位运行人员已进入岗位，各测量仪器、仪表已调整就位

1.2确认充水过程中出现的问题已处理合格。

1.3各部位冷却水已投入、水压正常、润滑油系统、操作系统、气系统工作正常。

1.4水压、各部轴承原始温度已记录

1.5打开调速器接力器锁锭，打开调速器油阀，调速器油泵正常工作，油压表计正常。

1.6水轮机主轴密封水投入。

1.7调速器处于准备工作状态，相应下列机构应为：

A、油压装置至调速器主油阀已开启，调速器油压操作已接通压力油，油压指示正常；

B、调速器的滤油器处于工作位置；

C、调速器导叶开度限制位于全关位置；

D、调速器处于手动位置。

1.8与机组有关的设备应符合下列状态：

A、发电机出口断路器断开。

B、发电机转子集电环碳刷拨出。

C、机械保护与测量装置已投入。

D、拆除所有试验用的短接线与接地线。

E、转速信号器投入，监视发电机转速。

2、机组首次启动试验

2.1退出接力器锁锭，制动阐复位。

2.2手动开启调速器，待机组启动后，开至空载开度位置。

2.3记录机组的启动开度和空载开度。

当达到额定转速时，检查电气转速表应位于100%的位置。

2.4在机组升速过程中加强对机组各部轴承温度的监视，不应有急剧升高和下降现象，机组启动达到额定转速后，在半小时内，应每隔1—10min记录一次推力瓦和导轴瓦温度，以后可适当延长记录时间，观察轴承油面的变化，油位应处于正常位置。

等温度稳定后标号各部轴承运行油位线，记录稳定温度值，此值不应超过设计规定值。

2.5机组启动过程中，监视各部位无异常现象，如发现金属碰撞声、水轮机漏水、推力瓦温度突然升高，机组摆度过大等不正常现象则应立即停机。

2.6监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压。

2.7记录全部水力测量系统表计读数和机组附加监测装置的表计读数。

2.8测量、记录机组的振动与摆度，其值应符合规范要求。

2.9测量发电机一次残压及相序。

3、机组空转稳定运行后，调速系统的调整试验。

3.1调速器工作应正常。

3.2频率给定的调整范围应符合设计要求。

3.3进行手动和自动切换试验时，接力器无明显摆动。

3.4机组稳定运行后调速器空载扰动试验应符合规范要求。

4、机组手动停机及停机检查。

4.1操作调速器开限机构手动停机，当机组转速降至额定转速的35%时，手动制动阐投入直至机组停止转动，解除制动。

4.2停机过程中应检查下列各项：

A、监视各部位轴承温度的变化情况；

B、检查转速信号器的动作情况；

C、录制停机转速和时间关系曲线；

D、检查各轴承油面的变化情况；

4.3停机后投入接力器锁锭。

4.4停机后的检查与调整：

A、检查各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落；

B、检查转动部分的焊缝是否有开裂现象；

C、检查发电机上、下挡风板、导风叶是否有松动或断裂。

D、检查电机转子与定子气隙，及出线是否松动。

五、机组自动启动，调速器扰动及自动停机试验。

1、启动前确认；

1.1调速器处于自动位置；

1.2水机进水阀门处于全开状态。

1.3确认所有水力机械保护回路及操作电源均已投入，具备自动开机条件。

2、自动开机在机旁进行，并检查下列各项：

A、检查自动化元件能否正确动作；

B、记录自发开机令至机组到额定转速成的时间；

C、检查调速器的动作情况；

3、调速器扰动试验

机组自动开机正常后进行空载扰动试验，选择调速器的永态转差系数，暂态转差系数，缓冲时间常数等相关参数。

3.1上扰动试验：

机组在额定转速，调速器在自动运行工况下，给调速器施加52Hz的频率扰动信号，记录转速量大超调量，不应超过转速扰动量的30%，超调次数不应超过2次，调节时间应符合要求。

3.2下扰动试验：

机组在额定转速，调速器在自动运行工况下，给调速器施加48Hz的频率扰动信号。

记录转速量大超调量不应超过转速扰动量的30%，超调次数不超过2次，调节时间应符合要求。

4、机组自动停机试验

4.1将调速器置于“自动”位置

4.2在机旁发停机令

A、记录自发出停机令至机组转速下降至制动所需时间；

B、记录制动阐投入至机组停止转动时间；

C、停机过程中，检查转速信号器动作是否正确，调速器自动化元件是否正确。

D、当机组转速下降至35%转速时，制动阐应自动投入，等机组停止转动后制动阐能自动复位。

5、停机后检查项目

5.1全面检查发电机转动部分，如阻尼环及磁极引线等。

5.2检查水轮发电机组基础状态。

5.3同前节4、4条规定的检查项目。

六、水轮发电机、变压器短路及水机事故停机试验

1、发电机短路试验应具备的条件；

1.1在发电机出口断路器处设置三相短路线；

1.2外引6.3KV电源至励磁变压器高压侧，提供励磁装置电源。

2、短路升流试验；

2.1手动开机，机组各部温度稳定，运转正常。

2.2手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，升流时以定子电流额定值的15%缓慢升流至发电机定子电流的额定值，并记录相应定子电流与励磁电流值，升流过程中检查发电机各电流回路的准确性和对称性。

2.3在发电机定子电流达到额定值后，缓慢减少励磁电流，仍然以定子电流额定值的15%缓慢下降，记录相应的定子电流与励磁电流值。

2.4升流过程中检查各继电保护的正确性和测量表计的正确性。

2.5在额定电流下测量发电机的轴电压，检查碳刷及集电环的工作情况。

2.6调节励磁电流，使发电机定子电流达到额定电流，跳灭磁开关检验灭磁情况是否正常，录制发电机在额定电流时灭磁时间常数。

3、发电机短路干燥；

根据发电机定子绕组绝缘情况，确定发电机定子绕组是否需要干燥。

4、模拟调速器事故低油压水机事故停机。

4.1断开调速器油压装置电机电源，缓慢打开调速器油压装置排油阀，使油压装置油压下降至12Mpa，机组应事故停机，并发调速器事故低油压信号。

4.2机组停机后拆除发电机短路点的短路线。

5、变压器短路升流试验

5.1变压器短路升流试验条件；

A、合上接地刀阐作为主变高低压侧三相短路线；

B、外引6.3KV电源至励磁变压器高压侧，提供励磁电源。

C、合上主变压器高低压侧开关，退出发电机差动、过流保护，防止升流过程中保护跳阐。

5.2升流试验

A、机组开机至额定转速，合上励磁开关，缓慢增加励磁电流，使变压器高压侧电流互感器二次电流为0.5A。

检查各电流回路的正确性和对称性。

B、将励磁电流降至为零，断开灭磁开关。

C、拉开主变高压侧接地刀阐，断开主变高低压侧开关。

D、拆除励磁变压器的临时电源线。

E、停机检查。

七、水轮发电机升压试验

1、发电机升压试验应具备条件；

发电机保护系统投入，励磁及调速器电源投入，辅助设备及信号回路电源投入。

2、在中控室发自动开机令，机组各部运行正常后，测量发电机电压互感器二次残压并检查其对称性，如无异常，手动起励，按额定电压的10%缓慢升至40V。

记录定子电压与励磁电流值，并检查下列各项：

A、发电机引出线，电缆与断路器的连接，分支回路与带电设备是否正常。

B、机组运行中各部振动及摆度是否正常。

C、电压回路二次侧的相序，相位和电压值是否正确。

D、机组运行正常后，继续升至400V，记录定子电压与励磁电流值，并检查上述各部位运行情况。

3、在额定电压情况下测量发电机轴电压。

4、将发电机电压降至最低值，绘至发电机空载特性曲线，当发电机励磁电流升至额定值时，测量发电机定子最高电压，在最高电压下应持续5min。

5、分别在50%、100%额定电压下，跳灭磁开关检查消弧情况。

6、水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验。

6.1水轮发电机空载下励磁调节器的起励工作应正常且可靠。

6.2检查励磁调节器系统的电压调整范围。

励磁调节器在发电机空载额定电压的70%—110%范围内进行稳定且平滑调节。

6.3在发电机空载额定转速下，手动控制单元调节范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20%，上限不得低于发电机额定励磁电压的110%。

6.4测量励磁调节器的有关参数，计算开环放大倍数值。

6.5发电机在空载状态下，励磁调节器稳定性和超调量试验。

发电机在空载转速状态下，在0.95—1.0额定值范围内时，突然投入励磁系统，使发电机机端电压从零上升至额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数不超过2—3次调节时间不大于5秒。

6.6调节器发电机电压——频率特性试验

发电机在空载状态下，改变发电机的转速，测定机端电压的变化值，频率变化1%时励磁调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的±0.25%。

6.7可控硅励磁调节器进行低励磁、过励磁、断线、过电压、过流等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。

6.7.1逆变灭磁试验，空载时投入逆变灭磁开关，励磁装置应可靠灭磁。

6.7.2在中控室发停机令，机组应可靠停机，监视停机过程。

八、水轮发电机组带主变压器及高压配电装置升压和变压器冲击合阐试验

1、水轮发电机组对主变压器及高压配电装置试验前的检查。

A、发电机断路器、隔离开关、发电机电压设备及有关高压设备均已试验合格，具备投入运行条件；

B、主变压器经试验验收合格，油位正常分接开关位位置正确；

C、高压配电装置试验合格，具备带电条件。

D、投入发电机保护，自动装置。

2、电力系统对主变压器冲击全阐试验前的检查。

3、按操作票完成机组带主变及高压配电装置冲击全阐试验。

九、水轮发电机组并列及负荷试验

1、水轮发电机并列试验

1.1检查同期回路的正确性。

1.2以手动和自动准同期方式进行并列试验，在正式并列试验前，应先断开相应的出口开关并至实验位置，进行模拟并列实验，以确定自动同期装置的准确性。

1.3正式进行手动和自动准同期试验。

2、水轮发电机组带负荷实验。

2.1水轮发电机组带负荷实验，按额定负荷的25%逐步增加有功负荷，并观察仪表指示及各部转动情况，观察并检查机组在加负荷时有无振动，测量振动范围及其量值。

并记录相关参数如：

水关、负荷、开度等必要时进行补气试验。

2.2机组带负荷下调速系统试验。

2.3水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：

A、发电机有功功率分别为0%、25%、50%和100%额定值下，按设计要求调整发电机无功功率从零到额定值，调节平稳，无跳动。

B、励磁调节器分别进行低励、过励等保护的试验和整定。

3、水轮发电机组甩负荷试验。

3.1甩负荷实验应具备下列条件：

A、将调速器的稳定参数选择在空载扰动所确定的最佳值，并记录相关参数。

B、调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速（频率）接力器行程等电量和非电量监测仪表。

C、所有继电保护及自动装置均已投入。

D、自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。

3.2机组甩负荷试验应在额定有功负荷的25%、50%、75%、100%下分别进行。

3.3水轮发电机组突然负荷，检查励磁调节器的稳定性和超调量，当发电机突然甩额定有功负荷时发电机电压超调量不应大于额定电压的15—20%，振荡次数不超过3—5次，调节时间不大于5秒。

3.4水轮发电机突然甩负荷时，检查水轮调速系统动态调节性能，校核导叶紧急关闭时间，记录蜗壳水压上升率和机组转速上升率等有关参数。

3.5机组突然甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：

A、在转速变化过程中超过稳态转速3%以上的波峰不应超过两次。

B、机组甩100%负荷后，从接力器第一次向关闭方向移动起至机组转速摆动值不超过±0.5%为止所经历时间不应大于4秒。

C、转速或指令信号按规定形成变化，接力器的不动时间不大于0.4秒。

十、水轮发电机组72h带负荷连续试运行

1、完成上述全部试验内容经验证合格后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连续72小时试运条件。

2、合理安排值班人员。

3、根据正式运行值班制度，全面记录所有有关参数。

4、72小时连续试运后，应停机检查，检查机组过流部分及水工建筑物和排水系统情况，消除并处理72小时试运行中所发现的所有缺陷。

十一、机组启动试运行工作计划

试运行计划安排6天，每台机组3天，计划时间为2015年11月16日2015年11月31日。