机组启动方案

机组启动试运行方案第一章总则一、机组起动试运行的目的水电站是个综合性工程，一般包括水工建筑物、机械设备和电气系统三大部分。它们各有设计要求，而又要协调一致，最终目的是保证电站正常和安全地发电。1、通过机组试运行，考验机组设计、制造和安装质量的好坏，可以发现并处理机组在制造和安装中难以发现的问题，从而达到确保机组长期安全可靠、稳定运行的要求。2、验证机组与有关电气及机械设备协联动作试验的正确性，以及自动化元件的可靠性，并对相关参数进行测定，具体掌握机组的实际性能，为今后繁荣长期运行提供技术准备。二、起动试运行的基本内容试运行是在水库、引水隧洞、压力钢管和水工设备全部检查验收合格之后，水轮发电机组所做的工作。其基本内容有以下各项：1、充水试验与压力钢管充水同步进行，充水时间7-10h,充水完成保压48h。从取水枢纽到尾水渠的全部水工建筑物，以及水轮机的压力管、进水阀、蜗壳等，依次逐步充水到设计情况，在充水过程中及充水以后进行全面检查。2、机组起动试运转起动机组直到额定转速运行，对机械部分进行检查及调试。空载试验使机组达到额定转速、额定电压，在空载状态下进行相关的试验、检查以及调整工作。空载试验后应进行机组过速试验(过速值应按调保计算)；带负荷试验使机组带负荷运行，进行同期并列，增、减负荷运行等的试验检查(水库蓄水及引水隧洞、压力钢管充排水过程中无法进行，待水轮发电机组再次试运行中进行)。带满负荷后做碟阀动水关闭试验。甩负荷试验模拟事故，让机组突然甩掉负荷，进行水、机、电方面过渡过程的检查。⑷72h试运行最后，让机组满负荷连续运行72h，检查机组的实际运行情况。三、适用范围：本启动运行大纲仅适用于熊家沟电站1#机组的启动试运行第二章启动运行组织措施一、组织机构：机组启动试运行是水电站建设后所进行的总体检验，涉及电站的各个部分。而且不少试验是首次进行，存在一定的风险，再加上技术要求十分严格，因此我机电安装工程部成立启动运行组织机构：序号职务姓名1组长2副组长3技术负责4试验主管5电气一次主管6机械主管7金结主管、必要条件1、经水库蓄水及引水隧洞、压力钢管充排水过程正常结束，并得到启动委员会可以启动的通知安排。2、机组在启动、试运行过程中出现的问题和缺陷，应及时报告启动委员会，决定处理措施后、立即执行，并记录备案。3、机组的微机程序继电保护、微机监控控制、测量仪表等装置的设置、整定、调试及与机组运行有关的电气回路、电气设备、机组辅助设备等，根据继电保护及自动装置检验规程、仪表校验规程和交接验收规程、微机自动控制检验规程以及辅助设备调试相关规程试验合格。第三章机组启动前的检查一、引水系统检查1、设备安装情况检查A、两机蝶阀油压装置及控制柜调试完毕，蝶阀经无水调试符合要求。B、1#、2#蝶阀处于关闭状态。C、1#、2#蝶阀操作油路关闭，并采取防误动安全措施。2、蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净。A、压力钢管道、蝶阀、土建施工结束，施工垃圾清除、灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，进人孔全面封堵完成，大坝、压力钢管观测设备投入使用。B、蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。3、上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵尾水、蜗壳进人门，进人门封水应处理严密。二、水轮机部分检查1、蜗壳内转轮、导水机构等设备安装验收合格，导叶处于全关闭状态。2、测压表计、流量计、传感器，各种变送器安装验收合格，管路、线路连接良好，各整定值符合设计要求。3、蝶阀控制机构本体及控制机构各联接部件的安装、调试通过验收合格。4、蝶阀的安装、调试工作结束，并验收合格。蝶阀处于关闭位置，蝶阀开关时间整定合格。5、蝶阀旁通阀、电动操作阀均已关闭，旁通阀开关时间符合设计要求。三、调速系统及其设备的检查1、调速系统及其设备已安装完工，并调试合格，油压装置压力及油位正常，透平油化验合格，各部位表计及阀门均已整定符合要求。2、油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热、异常声音。3、由手动操作将压力油输向调速系统，检查各油压管路，阀门、接头及各部件等均无渗漏现象。4、调速器电调柜、机械柜已安装完工并调试合格。5、事故配压阀和锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。6、进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、调速器接力器及其回复机构协联动作的灵活性、可靠性及全行程内动作平稳。检查导叶开度、行程、导叶开度指示器三者之间的一致性。7、用紧急关闭办法调整导叶由全开至全关所需时间，并进行相应导叶关闭时间应根据压力上升及速率上升情况，满足调保计算要求。&录制导叶行程与控制机构接力器行程关系曲线，录制调速器开度与导叶行程的关系曲线。9、操作系统模拟试验和操作的水机自动化动作情况，以及通过机组监控屏信号检查返回的正确性由计算机监控，各回路和各部件动作准确可靠，信号显示正确。四、发电机部分检查1、发电机整体已全部完工，检验合格，记录完整。发电机机坑内无杂物，发电机内部已进行彻底清扫，定子、转子间无异物。2、导轴承及推力轴承油位正常，液位传感器、温度传感器整定值符合设计要求。检查各阀门、表计、行程开关、安装调试合格。3、发电机消防水管通压缩空气无堵塞，水压符合设计要求。4、制动系统手动、自动调试合格，动作正常，风闸位置指示正确无误，充水前风闸投入。5、机坑内所有辅助接线、检查正确无误，螺丝紧固。6、所有螺栓已按设计要求拧紧或点焊和锁定紧固。7、转动部件与固定部分间的缝隙，包括风扇与挡风圈，轴承盖与主轴、密封环与主轴间隙应均匀一致，确保运行时不会碰撞。8、磁极接头对风扇、拉杆及磁极等处的绝缘及安全距离满足要求。9、发电机空气间隙内用白布穿过两端，沿圆周拉一遍，确保无遗留杂物。10、转动部件及定子铁芯、线圈附近无遗物、无尘土、金属微粒。11、测量轴承总体绝缘电阻不小于1MQ。12、轴承油位满足要求。13、滑环碳刷应拔出，并绑扎牢固。14、测温装置，信号装置完好，并投入使用。15、机组供油、气、水系统阀门开、关位置正确，手柄己标明开、关方向。五、辅助设备检查1、油、气、水系统辅助设备及管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。2、低压空压机自动启、停正常，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。3、1#、2#、3#技术供水泵启、停正常，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。4、消防水泵自动启、停正常，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足消防供水要求。5、油处理室备有足够的、合格的透平油。六、电气设备检查1、电气一次设备检查A发电机主引出线及其设备已安装完工检验合格，机端出口的电压、电流互感器已检验合格，中性点母线及电流互感器均已安装调试合格。B所有6.3KV电器设备已安装检验合格。C从发电机出口断路器至发电机共箱母线已安装调试合格。D主变安装试验合格。E外来电源（指施工用电）供电安全、可靠。G厂用变41B、外接电源备用电源自动投入装置调试完毕。H110KV高压设备、开关站设备调试合格，耐压和相关试验合格。I厂房内各设备接地良好，接地网接地电阻达到设计要求。J厂房各主要工作场所，交通口照明安装已检查合格，投入使用，事故照明已检查合格。2、励磁系统检查励磁变高、低压端各连接线试验合格，回路已做耐压试验合格。励磁调节功率柜经初步检查调试合格。3、电气控制及保护回路检查电气控制和保护设备及计算机监控系统安装调试合格。下列电气操作与信号回路检查并作模拟试验，验证其动作的正确性。A进水口闸门操作回路。B调压井快速闸门操作回路。C水机手动操作及监控系统回路。D调速系统手动操作回路。E励磁系统操作回路。F发电机断路器操作回路。G直流及中央音响信号操作回路。H全厂公用设备操作回路（包括供、排水系统，低压气系统，厂用电设备自投等）I机组同期操作回路。G火灾报警信号及操作回路。K主变操作回路，110KV线路操作回路，厂变操作回路。4、检查下列微机保护回路4.1发电机微机保护回路整定与模拟。4.2主变压器微机保护回路整定与模拟。110KV线路微机保护回路整定与模拟。4.4厂用变微机保护回路整定与模拟。4.5辅助设备其它PLC操作保护回路模拟整定。4.6电压、电流回路检查其接线正确可靠。4.7厂用系统0.4KV等级的的互锁备投逻辑，在公用辅屏上的操作正确可靠。第四章充水试验一、压力钢管充水1、检查进水口工作闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，进水闸门系统供电可靠，过流系统均已检验合格，确认无异常情况后开始向引水隧洞充水。2、确认1#、2#蝶阀处于关闭位置。3、四个时段充水和压力钢管道任何截面部位的工作状态符合设计、规范要求，充水各时段若发现问题和异常应立即停止充水，并及时处理和报告启动委员会。4、充水过程中通过百分表，压力表等仪器及专人观测蝶阀位移情况。若有异常立即报告启动委员会。三、充水平衡后的检查1、恢复蝶阀开启接点接线，在静水下进行蝶阀开启关闭试验，并按照设计要求调整蝶阀开关时间，作好记录。2、进行蝶阀动作试验、蝶阀充水动作试验，使之满足设计要求并做记录。3、检查水管路系统各部位渗漏水情况，若有异常立即报告启委会，若无异常，即可进行下步工作。第五章机组首次启动投自动准同期调节有功正常开机程序流程图（仅供参考）是分断路器是机组停机流程图（仅作参考）一、转动前检查下列各项检查确认发电机空气间隙内无杂物，轴承挡油筒与大轴间隙应均匀一致，轴承盖板与大轴间隙符合设计要求，风扇与上挡风板和下挡风板间隙应均匀一致确保转动部份与固定部份运行时不产生碰擦。1、主机周围各层场地已清理干净，孔洞盖板封好，道路畅通，运行区域与施工区域进行适当和必须的隔离。2、各部运行人员，试验监视人员已就位，观测记录的仪器的仪表已装好，运行记录表格已准备好。3、机组启动电源投入，油、气、水辅助设备工作正常。4、启动高压油泵顶起发电机转子5—10mm以确保镜板和推力瓦之间形成有效油膜，以减小起动时的静摩擦系数，油压拆除后检查制动闸下落情况，确认制动闸已全部落下。5、机组漏油装置工作正常并处于自动运行状态。6、调速器处于“手动”位置，油压、油位正常（压油装置）。7、发电机出口断路器及转子励磁电流开关处于断开位置，合上测量PT刀闸。8、水力机械保护和机组温度测量装置投入运行，冷却水投入运行，调整好水压（空冷器可暂不投入冷却水，以便空运转对发电机升温干燥）。制动柜气压正常。9、接入临时测量转速设备。二、第一次手动启动机组1、启动前向水轮机轴承注入适量合格透平油供启动润滑。2、手动开启蝶阀。3、手动开启调速器启动机组开机，待机组转速达到10-15%额定转速时，在发电机下风洞、定子四周、机壳进人门、转轮室、尾水处设置专人，监听起始转动过程机内有无不正常声音，摩擦和碰撞、杂声等。如无异常手动将机组逐步升速达到额定转速的50%、75%、100%，在每级转速下检查记录轴承温度和机组摆度及振动值。4、升速过程中设专人测量上机架、下机架、水导轴承x、y方向的垂直和水平振动，记录轴瓦温度并监视温度上升情况。在开始启动的一小时内每10分钟记录一次，以后每半小时记录一次。5、从机组启动至额定转速阶段，如机组振动超过GB8546—2003规定，则应在该转速下进行动平衡配重试验，直至振动合格后方可继续运转。6、机组轴承温度应稳定，（机组运行8小时至12小时各部位瓦温才会开始稳定）空载瓦温超过60C，就应提请有关人员研究原因；超过65C时，则应停机处理。7、监视各轴承油位变化情况，各轴承应无甩油现象。8、油、水、气管路接头及阀门、法兰应无渗漏。9、配磨碳刷与集电环接触面。保证碳刷与集电环的接触面积不小于80%，碳刷在刷握中无卡塞及偏斜，大轴接地碳刷接触良好。10、校验测速装置。记录100%额定转速时空载开度及机组的启动开度。11、测量发电机定子残压值和相序。12、在启动和空运转中如发现异常现象，如碰撞、磨擦、推力瓦或导轴瓦温度突然升高等异常现象，应立即停机，并报告启委会。13、启动过程中检查测频回路。三、机组“手动”停机及停机后检查。1、手动操作调速器停机。机组转速由额定速率降至20%额定转速时，手动加闸机组停止转动，解除制动闸。2、停机过程中监视各轴承温度变化情况，油槽油位变化情况。3、检查转速继电器动作情况。5、检查各部螺丝、销钉、锁片、磁极键是否有松动，转动部件焊缝情况，风扇、挡风板、挡风圈及阻尼环有无松动或断裂。6、风闸磨损和自动下落情况。7、调整各油槽油位信号及油槽油位，调整反馈位移传感器空载位置。第六章机组动态调试一、机组空运转下调速器试验1、第二次手动开机。2、手动开启调速器开机，待机组空转稳定后，检查可编程调速器柜内回路、CPU、A/D模块等电气元件。在调速器电气柜各环节检查正确后进行手动、自动调节试验。3、调速器空载扰动试验，扰动量不超过±8%各做几次，其动态指标应符合规定。4、调整开、关机时间，通过调整调速阀上的调节螺杆来整定机组开、关时间。5、调速器进行手、自动运行切换试验。6、进行手动停机。操作和检查内容与第一次启停相同。二、机组过速试验及检查1、过速试验前机组平衡已达到要求，机组在额定转速下的各部振动符合GB8564—2003规定。2、将转速继电器115%和140%（机械过速接点），从水机保护回路中断开。3、根据设计规定的过速保护定值进行机组过速试验。4、调速器以手动开机方式使机组转速升至额定转速。待机组运转正常后，将喷针开度限制继续加大，使机组转速上升到115%额定转速，检查转速继电器相应接点，继续将转速升至140%，检查机械过速保护接点。5、过速过程中应监视并记录各部位摆动和振动值，记录各轴承温度上升情况。6、过速试验停机和停机后检查：调整转速继电器115%和140%过速接点（如在过速时来不及调整，则停机后应做此项检查）记录风闸自动加闸时的机组转速，加闸至停止转动的时间，制动闸下落情况。全面检查发电机转动部分，转子磁轭键，磁极键，阻尼环及磁极引线接头，磁轭压紧螺杆、风扇等。检查发电机定子、下机架基础及上机架千斤顶的情况。三、机组自动开、停机试验1、启动前检查调速器应处于“自动”位置，功率给定于“空载”位置，频率给定于额定频率，调速器参数在空载最佳位置。水力机械保护投入。自动开机条件已具备。2、在机旁或中控室操作台上操作开、停机开关。检查下列各项：检查自动化元件能否正确操作，可编程自动化执行是否正确。记录自发出开机脉冲至机组转速到达额定转速的时间。观察接力器动作情况、记录行程值、摆动值和摆动次数。推力瓦及各轴瓦升温情况和温度。检查可编程调速器动作情况。3、机组自动停机试验。3.1按停机按钮使机组自动停机。记录自停机脉冲发出至转速降至制动加闸转速的时间。记录自动加闸至转速降为零的时间。检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。检查自动闸解除及下落情况。四、发电机定、转子及其绝缘检查1、关闭空冷器冷却水，让发电机的机械部分在空转中升温，并注意记录热风的温度（测温制动屏上不大于65C）2、在短路试验前的停机状态测量发电机定、转子绝缘电阻和吸收比。五、发电机短路试验1、准备励磁控制调节的测量设备，投入励磁操作电源。2、励磁设置在手动调节位置。3、在6.3KV发电机进线柜上端设置短路点（自制短路板），解除发电机差动保护出口连接片，投于信号位置。4、投入临时的发电机转速测量装置，监视发电机转速。5、手动开机（见第五章第二部份）使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定运转正常。微机调速系统处于自动调节状态。6、手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流至0.2—0.251e，检查发电机各电流回路的准确性和对称性，电流回路应无开路。7、录制发电机三相短路特性曲线，在额定电压下测量发电机轴电压，检查碳刷及集电环工作情况。8、在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检查灭磁情况应正常，测量发电机灭磁时间常数。9、检查发电机出口、中性点电流互感器二次回路电流值应符合设计要求。10、试验合格后做模拟紧急事故停机，并拆除发电机短路点的短路线。六、水轮发电机组升压试验1、发电机保护系统投入，励磁系统投入，辅助设备及信号回路电源投入，机组监控系统投入。2、自动开机，使机组处于空载状态，各轴瓦瓦温正常，运行正常。3、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机PT二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。4、手动升压至50%Ue时检查下列内容：发电机及引出母线、发电机出口6.3KV断路器、励磁变压器等设备的带电情况。机组运行中各部分振动及摆度的变化情况。电压回路二次侧相序、相位和电压值的正确性，二次回路应无短路。5、继续升压至100%U时，重复检查以上内容。6、在机组升压过程中，检查低压和过电压保护动作的正确性情况，在100%U下测量发电机轴电压。7、将发电机电压降至最低，录制发电机空载特性曲线，（发电机定子电压与励磁电流上升和下降的关系曲线）。8、将发电机励磁电流升至额定励磁电流，记录定子激磁对应的最大电压值，然后将定子电压调至1.3Ue，持续3分钟作定子线圈匝间耐压试验。9、分别在50%和100%U下跳开灭磁开关，检查灭磁装置灭磁情况。七、发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验1、对励磁调节系统手动和自动状态下的起励进行检查，对手动起励时当电压升到100%Ue时，起励磁装置工作应正常，自动起励定子电压升至70%Ue励磁装置工作正常。2、检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。用示波器检查功率柜内整流桥可控硅输出波形；检查控制脉冲在时间轴上分布应均匀，大小变化一致，可控硅开通角一致，移相脉冲工作可靠、不掉相，调节过程中不突变。3、自动励磁调节装置，应能在发电机空载额定电压Ue的70%—110%范围内可连续平滑地调节。4、发电机空载额定转速下励磁调节装置手动控制单元的调节范围应在发电机额定电压Ue下的10%—110%内可连续平滑地调节。5、录取带自动励磁调节系统的发电机电压一频率特性曲线，步骤如下：手动开机至空载额定转速。5.2励磁在自动状态下起励、母线建压至Ue，可编程调速器转为手动运行。手动调节喷针开限调节发电机转速。5.4记录频率在45HZ—55HZ内的机端电压变化值（频率变0.5HZ机端电压变化值三土0.25%ue）绘制ue—hz特性曲线。6、进行逆变灭磁试验，检查逆变灭磁工作情况。八、发电机组带主变零起升1、水轮发电机组带主变零起升压试验。主变压器及高压配电装置的分项试验完成，6.3KV发电机出口开关和110KV侧主变开关操作正常；相关的计算机监控保护装置调试完成，投入使用；相关的母线和高压设备耐压合格。检查主变高、低压侧与母线连接情况，按设计要求和安装规范施工完成（或相关实验后恢复接线）。主变、开关及相关母线清扫干净，无滞留遗物。投入水力机械自动和监控屏，可编程调速器系统，发电机运行在空载状态，机械部分正常。投入励磁及励磁调节器电源；投入信号监控系统，投入发电机保护及主变保护装置。（灭磁开关处于断开位置）1.4投入发电机出口开关及相关的高压监视测量装置及仪表，断开主变110KV侧断路器、隔离开关，投入6.3KV侧断路器及隔离开关。切除使用外接施工用电进入2P厂用屏或投入42B厂用变压器供厂用。手动合灭磁开关，励磁置于手动位置。25%、50%、75%、100%等情况下41B厂用变带电情况及400V41B厂变投于400V厂用电系手动递升加压，分别在发电机额定电压值的检查发电机出口6.3KV高压装置，主变本体工作情况侧电压测量和相序检查。41B厂用变二次电压相序相位工作正确后，将统。断开110KV母线131开关，使110KV配电装置母线失电，然后将主变110KV开关投入，使母线带电，用110KV母线PT检查主变高压侧电压的相序。1.9分别检查主变110KV开关和发电机出口开关的同期回路应正确，并核相。将厂用电倒于外来供电变压器42B。降低发电机电压至零，跳开发电机出口断路器。2、主变全压冲击试验。110KV系统反送电对主变进行冲击试验。操作如下2.1.1断开发电机10KV断路器。投入主变压器的继电保护装置，投入公用主辅屏音响信号系统。2.1.3合上主变高压侧（110KV侧）开关，使电力系统对主变压器进行冲击试验，观察有无异常。然后断开主变110KV断路器。2.1.4无异常，再次合上主变110KV侧断路器，间隔一定时间，观察其运行情况，再跳开。共冲击5次，每次间隔时间10min。2.1.5检查主变压器有无异常。2.1.6主变在系统充电的状态下，检查110KV线路开关，主变110KV开关的同期回路，核对相序相关回路是否正确。九、发电机组空载并列试验1、确认同期回路的正确性（包括待并系统和系统的电压表、频率表及同步表，同步检查断路器的正确性）。2、手动模拟并列：2.1将110KV系统电压，经主变高压侧开关，主变压器引到10KV母线（发电机出口断路器处于断开状态，手车柜置于试验位置）。确认发电机断路器分合正常，重复检查发电机出口断路器手车柜在试验位置。机组空运转正常，投入励磁装置，使发电机母线建压至Ue。手动模拟同期操作：在开关合闸瞬间，同时检查接入的电压表显示回零、同步检查继电器接点闭合、同步表同时过同步点、断路器合闸正常。同期装置的工作正确后，跳开发电机出口断路器，将出口断路器手车柜置于试验位置。3、自动模拟并列在手动准同期试验结束后再进行自动准同期并列试验。十、发电机组带负荷试验水轮发电机组带负荷试验。1、在本章前九节完成后，同期回路工作正确，可做正式并列试验、带负荷试验。2、调节机端电压和频率使与系统一致，投入1#发电机出口开关的同期回路，投入同期系统，精确调整电压和频率使一致，合上发电机出口开关，使本机并入系统。3、并网正常后，逐步增加有功和无功，观察机组各检测点温度、振动、摆度，机组带负荷后的调速器运行稳定性，励磁系统的调节性能满足要求。十一、甩负荷试验1、在本章第十节机组带负荷，各项设备和装置工作正常后，有功和无功负荷连续平滑调整，并带负荷运行稳定后，可进入甩负荷试验。2、甩负荷试验分四次进行，分别为25%，50%，75%，100%的额定有功负荷和按照0.8功率因素配置的无功负荷进行甩负荷试验。3、每次甩负荷试验，分别记录调速器、励磁系统，主机各动态参数，主要参数为甩负荷时蜗壳水压上升值和机组升速率，是否满足设计要求。4、记录调速器和励磁系统甩负荷时的调节参数。十二、水轮发电机组72h带负荷试运行1、在所有试验结束后，机组进入72小时连续试运行，所带负载为额定负载（当前水头下的最大负荷）。2、根据正式运行值班制度，全面记录试运行所有有关参数。记录运行中设备出现的问题和缺陷。3、72小时结束后，彻底检查机组并进行消缺。4、机组检查、消缺后，进行机组移交验收，完成后，机组投入商业运行。检修项目部2008-10-1