鸡冠石某尾水电站投运大纲

xx排水有限公司xx污水处理厂xx电站投运大纲编制：审核：批准：xx编制单位：xx水电设备工程有限公司

目录一、工程概述 3二、编制依据 3三、系统接线及主要技术参数 3四、机组启动试运行范围 4五、启动试运行前的准备 5六、机组充水前的检查 6（一）金属结构及机组过流系统 6（二）水轮发电机组及其附属设备 7（三）高低压电气设备及控制系统 10七、机组充水试验 111、充水条件 122、蜗壳充水试验 12八、机组空载及发电机试验 121、起动前的准备 132、机组首次手动起动试验 133、机组空转运行下调速系统的调整试验 154、手动停机及停机后的检查 155、机组过速试验及检查 166、机组自动开停机试验 167、发电机短路升流试验 188、发电机短路干燥 199、发电机升压试验 19九、水轮发电机组并列运行及负荷试验 211、机组并列运行试验 212、水轮发电机组带负荷甩负荷试验主要应注意 213、发电机负荷下的试验 23十、72小时带负荷试运行及交接与投入商业运行 24一、工程概述xx污水处理厂xx电站位于xx市主城区长江南岸。是城市污水处理厂xx电站。引水建筑电站为低闸坝取水的坝后式电站，发电装机容量为1×1600KW。电站直接以10KV并入污水处理厂变电站作为上网的通道，同时也作为污水处理厂的补充电源。二、编制依据1)GB8564-2003（水轮发电机安装技术规范）2)GB50150（电气装置安装工程电气设备交接试验标准）3)GB/T9652.2（水轮机调速器与油压装置试验验收规范）4)DL489(大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验程）5)DL/T507-2002（水轮发电机组启动试验规程）6)工程安装合同7)本工程设计图纸8)本工程厂家产品说明书三、系统接线及主要技术参数1、系统接线形式：电站采用单元接线并入10KV系统。2、水轮发电机组生产厂家，设备型号，名牌参数设备名称设备型号主要技术参数水轮机HL820-LJ-155额定出力：1600KW；额定流量：12.23m3/S；额定转速：230.8r/min；额定水头：15.5m发电机SF1600-26/2860额定容量：1600KW；额定电压：10.5kV；额定电流：110A；额定频率：50Hz；相数：3相；额定转速230.8r/min水轮发电机组系xx隆生鑫安水电设备制造有限公司制造。3、水轮机调速器系统及发电机励磁系统设备名称规格型号主要技术参数生产厂家调速器GYT-1800-16xx速达水电控制设备有限公司发电机励磁系统XGLF-1A1P励磁电流：261A励磁电压：118V四、机组启动试运行范围根据xx污水处理厂xx电站电气一次主接线图，投运机组额定电压10.5kv，通过机组出口断路器和10KV母线并入变电站10KV系统。此方案包括以下设备投入工作。序号设备名称设备标号备注1发电机机组范围机组现地控制单元必须投入机组励磁系统必须投入调速器系统必须投入机组测温制动屏必须投入2辅助设备屏、箱低压空压机控制箱必须投入厂内集水井控制箱必须投入3继电保护和自动装置发电机保护屏必须投入4220V直流系统充电馈电一体屏必须投入免维护蓄电池屏必须投入5监控系统综合屏必须投入通信服务器必须投入网络设备必须投入打印设备必须投入610．5KV系统41T站变柜必须投入10．5KV出线柜必须投入10．5KV母线避雷器及TV柜必须投入1G发电机出线柜必须投入1G发电机出口TV柜必须投入1G励磁变柜必须投入7进水闸门现地控制系统必须投入全厂继电保护根据需要投入的设备按保护整定值进行调试，所有调试结果必须与调度给定值相符。各辅机设备的现地控制箱根据辅机的厂家说明书及控制要求调试。五、启动试运行前的准备1)电站土建工程经检查验收合格，取水坝已经蓄水验收，xx已经经过验收，金属结构工程已具备发电的条件。2)机组的引水、机组过流和xx系统已符合机组发电的要求。3)水轮发电机组及其附属设备、全站电气设备等机电安装工程已全部完工，并经检查验收合格。4)在启动验收委员会的组织下，试运行机构均开展工作。5)凡试运行所需的措施、大纲、程序、规范及规章制度均已编完，并己组织参试人员学习和技术交底且形成记录。有关验收的文件、资料齐全。6)试运行场地内的通讯联络、标志牌、警戒线、警告牌等均己形成。7)试运行电源可靠。8)试运场地畅通，照明良好，制定了完善的安全措施，电站相关的消防设施满足要求。9)各方试运人员挂牌上岗，人员各就各位。六、机组充水前的检查目的：确认机组是否具备充水启动试运行条件。（一）金属结构及机组过流系统(1)进水口闸门门槽已清扫、检验合格，检修闸门、工作闸门、启闭装置已安装完工，调试合格，闸门启闭情况良好，工作闸门在关闭状态。(2)进水口闸门及启闭装置安装完工，具备正常工作条件。(3)压力钢管、通气孔、机组蜗壳、xx管（等过水通流系统已清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计已安装。伸缩节间隙均匀，盘根有足够的的压缩余量。所有进人孔（门）的盖板已严密封闭。(4）蜗壳（流道）、转轮室及xx管已清扫干净，固定转轮的楔子板均已拆除。(5）蜗壳及xx管排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。(6)xx闸门门槽及其周围已清理干净，xx闸门在关闭状态。(7)xx启闭设备已安装完工，具备正常工作条件。(8）压力钢管测压、xx水位传感器等测量系统安装调试合格，远传信号正确。（二）水轮发电机组及其附属设备1、水轮机部分(1)转轮及所有部件已安装完工，施工记录完整，上下止漏环间隙已检查，无遗留杂物。(2）真空破坏阀或均压管已安装完工，经严密性渗漏试验及设计压力下动作试验合格。(3)顶盖自流排水孔畅通。厂内集水井排水泵已安装完工，手／自动操作回路动作正确，相互备用启动正常，设备处于自动工作状态。(4)主轴检修密封已安装完工。经通气检验密封无渗漏、排气正常。调整工作密封水压至设计规定值，漏水量正常。(5)水导轴承润滑冷却系统已检查，轴承油位、温度传感器及冷却水水压已调好，各整定值符合设计要求。(6)导水机构已安装完工，接力器锁锭投切正常，导叶最大开度和关闭后的严密性及接力器的压紧行程符合设计要求。(7)各测压表计、自动化元件及各种变送器均已经过校验并安装完工、指示正确。2、调速系统及其设备(1)调速系统及其设备调试合格。油压装置自动运行，压力、油位正常，自动切换良好，透平油化验合格。各部自动化元件、表计、阀门均已整定至符合要求。(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。所有空载启动阀、压力释放阀、安全阀、自动化元件等均按要求整定好。(3)油压装置向调速系统充压力油，检查各油压管路、阀门、接头及部件等均应无渗油现象。接力器总供油阀处于关闭位置。(4)调速器电调柜已安装完工并调试合格。(5)紧急停机阀已调试合格。(6）进行调速系统联动调试。手动操作检查调速器、接力器及导水机构全行程内动作平稳性。检查导叶开度、接力器行程和导叶开度指示器等三者的一致性。(7)调速器自动操作。检查自动开机、停机和事故停机等各种运行程序的准确性和可靠性。(9)测速装置安装检验应合格，过速保护装置已按要求初步整定。3、发电机部分(1)发电机整体已安装完工，内部已进行彻底清扫，定、转子气隙间无杂物，按图纸完成设备部件的接地。(2)导轴承及推力轴承油位、温度传感器调试，整定值符合要求。(3)发电机风罩以内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器等已检查合格。(4)发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已调整。主轴接地碳刷已安装好，与轴接触可靠。(5)发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线、端子板已检查，正确无误。(6)发电机机械制动系统的手动、自动操作回路已检查调试合格，动作正确，工作可靠。(7)发电机技术供水已按设计调试，冷却水过滤器系统调试完成处于工作状态。各部供水压力正常。(8)发电机的空气冷却器水路畅通。阀门管路无渗漏。(9)测量发电机的各种表计等均已调试、整定。4、励磁系统及其设备(1)励磁盘柜及励磁变压器已安装完工，设备经检查合格，主回路和控制回路已通过工频耐压试验。(2)调节器手动／自动工作及切换情况良好，风冷装置和灭磁装置动作正常，信号指示正确，操作及保护回路均经检查及整定，动作可靠。(3)励磁装置已完成小电流闭环试验。5、发电机用油、水、气系统(1)机组技术供水及备用水系统等均已分别调试合格，各种表计、自动化元件等已检查合格，工作正常。(2)机组冷却水过滤器及供水环管、进入机组冷却器的冷却水进出水管路、阀门、接头均已检查合格。(3)水源可靠，压力正常。(4）厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格。各厂内外集水井水泵手／自动启动工作正常，水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合要求。各排水系统的排水量满足机组正常运行和检修的需要。渗漏排水系统处于正常投运状态。(5)全厂透平油、绝缘油系统已部分（或全部）投入运行，能满足1#机组及设备的供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。(6)低压压缩空气系统已安装完毕，调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求，压缩机自动运行正常。（三）高低压电气设备及控制系统1、电气一次设备(1)发电机主引出线及其设备已安装完毕，机端的电压、电流互感器已检验合格。中性点母线及电流互感器等已安装完工，调试合格。(2)发电机断路器、隔离开关（或成套开关柜）已安装完工、检验合格，发电机出口断路器等已安装调试合格，投／切正常。(3)厂用变压器已安装完工试验合格，分接开关置于系统要求的位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格。(4)厂用电设备已全部安装完工，带电运行正常工作。备用电源自动投人装置动作正确可靠，继电保护按设计值整定完成。(5)各油泵、水泵自动切换可靠，系统失电恢复后能自动启动运行。(6)与本机组发电有关的高压配电装置中的一次设备、断路器、隔离开关、母线、连接线、出线等均已施工完成并试验合格。(7)厂房内各设备接地已检验，接地连接良好。电站接地网已形成，总接地网的接地电阻符合设计要求。2、计算机监控系统(1)相关监控系统设备均已安装完工。(2)网络通信已形成。(3)机组现地控制的硬件检查已完成，软件已装载，与监控系统通信已建立。(4)现地控制数据库已查对，开关量模拟量符合设计要求，与监控通信畅通。(5)现地控制与各被控设备的数据采集和监控试验已完成，动作正确可靠。(6)现地控制与励磁系统、调速系统、机组自动化系统间的每个工况转换控制流程的模拟试验已完成，动作正确可靠。3、电气二次系统及回路(1)发电机、高压配电装置电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，中央控制室控制保护屏、控制台等设备已安装完成，电气操作回路已检查并经模拟试验，动作准确，保护装置已按下达定值通知单整定完毕。(2)电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查，各电气设备的继电保护回路已进行模拟试验，动作准确。(3)所有通信正常。(4)有关直流电源设备已安装完工；逆变装置及其回路已检验合格，并投入运行，工作正常。(5)各电气操作回路经模拟试验，动作正确可靠。七、机组充水试验目的：检查机组过水通流部件的渗漏情况，并根据现场实际整定各变送量。1、充水条件1)充水前应确认蜗壳内全部工作结束，蜗壳进人门已关闭。确认水轮机主轴检修密封处于投入状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态、进油阀处于关闭状态。2)必须确认厂内集水井排水系统运行正常。3)机组xx闸门已经提起。2、蜗壳充水试验1)提升进水口闸门向蜗壳充水，同时检查通气孔工作情况，记录蜗壳充水平压时间。2)检查蜗壳进人门、导水机构、水轮机顶盖、检修密封等各部位应无渗漏和异常。3）蜗壳充水平压无异常后，进行进水口闸门的静水开关试验，检查闸门开关动作情况和控制系统的功能及工作状况，并记录开关时间。4）观察厂房内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转可靠性。3、压力钢管充满水后，起动机组技术供水系统，并检查滤水器工作情况及各冷却水管路阀门、接头法兰漏水情况，并调整各部水压，满足机组运行要求。八、机组空载及发电机试验目的：对机组空载运行进行机械和发电机电气部分的调试，检查机组空载运行情况。1、起动前的准备1)各部位运行人员已进入岗位，各测量仪表、仪器己调整完毕。振动、摆度等测量仪器仪表已安装调试完毕，投入运行。2)确认充水试验中出现的问题已处理合格。3)各轴承油位正常，技术供水、冷却水、主轴密封水压正常，操作油系统处于自动运行位置。4)渗漏排水系统已投入自动运行，气系统已投入自动运行。5)测温系统已投入，并记录好机组各部位原始温度。转速信号装置各转速信号己按设计要求整定完毕，投入运行。6)发电机转子已顶落一次，制动闸己落下。7)励磁装置退出备用，转子碳刷拔出，发电机出口断路器断开。8)调速器装置处于机械“手动”或电气“手动”工作状态，接力器位于全关位置，有关控制开启腔管路阀门关闭。9)发电机、水力机械保护装置按要求投入。10)机组现地控制，LCU监控系统已投入运行，各盘之间通信正常，各量值巡检正常，符合机组运行要求。2、机组首次手动起动试验目的：检查在不同转速下机组的转动情况，各部位轴承的温度及机组的振动、摆度有无异常。1)投入技术供水、投入主轴密封水、投入机组各部冷却水、跳开灭磁开关、打开接力器管路开启、关闭腔阀门。2)将调速器切到手动位置，缓慢打开导叶开度并记录对应的导叶开度，起动开度检查在转速上升和下降过程中机组转动部件有无机械磨擦声及碰撞声。3)确认机组各部位正常后，手动打开开度限制。记录导叶起动开度，然后继续打开导叶，使机组升速至50%额定转速左右并记录相应开度，检查噪声，测量机组的振动、摆度、轴承温度，无异常后使机组升至额定转速，并记录相应开度，检查机组噪音，测量机组的振动、摆度、轴承温度，在前30分钟内，每隔5分钟测量一次各轴承瓦的温度，30分钟后，每10分钟记录一次，1小时后各30分钟记录一次。4)监视机组在额定转速时主轴密封及各部位水温、水压应正常。并记录各部水力量测系表计读数和机组监测装置的表计读数。5)记录额定转速下的导叶空载开度，检查转速的稳定性，观察轴承油面的变化，油位应处于正常位置。待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。6)机组稳定时间视轴承温度稳定而定，如有异常情况应立即关闭导叶停机。停机时，当转速降至25%ne时手动投入机械制动装置，以检查其动作的可靠性。7)记录全部水力测量系统表计读数，记录机组的振动、摆度值应特合设计规定值，如超标应进行机组的动平衡试验。8)测量发电机一次残压及相序，相序应正确。3、机组空转运行下调速系统的调整试验目的：按制造商的设计数据整定特性参数选择调速器自动运行的参数组合。1)检查电气和机械的工作情况。2)调速器特性参数己按设计和制造商要求整定完毕。3)频率给定的调整范围应符合要求。4)手--自动切换试验将调速器由手动切换到自动位置，逐渐打开开度限制，接力器应保持切换前位置，机组转速摆动值应不大于规程规范要求，否则应另选择其它动态组合参数。机组频率波动值不应超过额定频率的±0.25%。5)空载扰动试验按额定频率的转速±2%进行调速器空载扰动试验，记录转速最大超调量不应超过扰动量的30%，超调次数不超过两次，调节时间应符合设计规定。6)试验完毕将微机调速器置于“自动”运行调节方式运行，应能稳定运行。7)根据微机监控系统的要求作监控系统和调速器之间的通讯联动试验。4、手动停机及停机后的检查目的：手动操作调速器，当转速下降时检查转速信号装置在额定转速以下各接点的工作情况．停机后对机组各部位的检查。1)待机组各部位轴承瓦温稳定后，手动操作调速器停机。2)在机组转速降低过程中整定校核转速信号装置输出各接点均能动作正确。3)当转速降至20%时，手动投入机械制动装置。4)当转速降至零转速后，手动解除制动闸。5)停机后关闭接力器管路阀门和投入检修密封，对机组各部进行检查。5、机组过速试验及检查目的：检查机组过速保护装置动作的可靠性，及机组超转速运转情况。1)以手动开机方式使机组达到额定转速，待机组运转正常后，将导叶开度限制的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%，观察测速装置触点的动作情况，如机组运行无异常，继续将转速升至设计规定值的过速保护整定值，监视过速保护装置的动作情况，机组过速保护动作，作紧急事故停机，联动关闸门。同时记录机组振动、摆度值。2)过速停机后检查机组各部位情况，特别是发电机转子阻尼环及磁极引线、磁扼压紧螺杆等有无松动或移位，并复查气隙值。检查发电机定子基础。6、机组自动开停机试验目的：检查机组现地控制自动开停机程序及监控系统的动作是否正确。1)机组自动开机试验a将调速器切至“自动”运行位置，发电机出口断路器断开。b机组技术供水、主轴密封水、机组各冷却水的投入均为“自动”运行方式。c励磁系统退出备用，其余机组保护、操作、信号按机组正常方式投运。d机组现地控制和监控系统应投入正常运行2)机组自动停机试验a检查机组完全具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，在现地机组现地控制监控屏操作“自动停机”命令，检查自动停机流程是否符合要求，各执行元件动作是否正确，并记录自动停机时间。b机组转速在降低过程中，检查电脑转速装置各接点动作应正确可靠。20%时投机械制动，转速降至5％后经300秒自动退出机械制动，关闭技术供水等，并记录整个停机过程所用时间。e在机组停止过程中应监视机组各瓦温、振动、摆动情况应符合要求。3)自动开机，模拟各种机械和电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性与可靠性。4)上微机方式自动开停机试验用上微机方式操作自动开停机试验，其开停机流程应与机组现地控制各动作相同，并符合设计要求。7、发电机短路升流试验目的：判定每组电流互感器的极性和相位是否正确，回路连线是否可靠。判定各组电流回路的相对极性关系及变比是否正确。要求：机组转速为额定转速，采用厂用电为励磁电源方式进行零起升流试验。注意事项：在短路升流时，发电机出口端已设置可靠的三相短路线，三相短路点设置在发电机断路器内侧，退出有关电气保护，投入机组水机保护，转子一点接地保护，短路点应连接可靠。1）检查继电保护各电流回路的正确性和对称性，检查测量表计接线及指示的正确性，必要时绘制向量图。利用D1短路点录制发电机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流记录定子电流与转子电流。2)在发电机额定电流下，测量机组振动与摆度，检查碳刷及集电环工作情况。3)在发电机额定电流下，跳开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过程的示波图。4)发电机短路试验做完后，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，测量发电机定子绕组和转子绕组绝缘、吸收比。如测得值不符合GB8564一2003的要求，则进行发电机短路干燥，如测得值符合GB8564一2003的要求，将不再进行发电机短路干燥。8、发电机短路干燥1）如需要进行干燥，则利用D1短路点进行，机组短路干燥短路电流的大小，按每小时递升不超过5-8℃的上升速率控制。绕组的最高温度不超过制造厂的设计要求。2)当发电机定子绕组和转子绕组绝缘、吸收比符合要求后，应停止干燥，停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机。并拆除短路线。9、发电机升压试验目的：检查一、二次设备在加压过程中的动作情况，确保新的电气设备能在最高电压下安全运行，并对电压回路和同期回路的接线进行检查。1)发电机保护装置均已投入运行。2)自动开机后机组各部运行正常，用手动零起升压至额定电压的25%，检查一次带电设备是否正常，检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。3)升压至50％额定电压和100%额定电压，跳开灭磁开关检查灭弧情况，录制示波图。4)上述检查正确后继续升压至发电机额定电压值，重复上述检查，并检查机组同期回路是否正确，测量机组各部位振动、摆度是否正常，测量发电机轴电压。5）在机组额定转速下录制发电机上升和下降的空载特性曲线。6)发电机在1.3倍额定电压下的匝间耐压，持续时间2分钟。10、发电机空载励磁调节器的调整和试验目的：检查调整励磁调节器的调节能力和各项控制功能应符合设计要求。1)在发电机额定转速下，励磁处于手动位置，起励检查手动控制单元调节范围，下限不得低于发电机空载值的20%，上限不得高于发电机额定励磁电压的110%。2)励磁调节器的自动起励试验。3）检查励磁调节系统的电压调整范围，励磁调节器应能在额定电压的70%-110%范围内进行稳定平滑的调节。4)测量励磁调节器的开环放大倍数。录制励磁调节器各部特性，在额定空载励磁电流情况下，测量功率整流桥的均流和均压系数，均压系数不应低于0.9，均流系数不应低于0.85。5)在发电机空载状态下，分别检查励磁调节器投入、手动和自动切换、通道切换、带励磁调节器开停机等情况下的稳定性和超调量。在发电机空载且转速在95％一100%额定值范围内，突然投入励磁系统，使发电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次，调节时间不大于5s.6)在发电机空载状态下，人工加入10%阶跃干扰试验，检查励磁调节器的超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。7）自动励磁调节器的发电机电压一频率特性试验，调节发电机转速在90%～110%额定值范围内改变，录制发电机电压一频率特性曲线。自动励磁调节系统电压的变化值不大于额定值的士0.25%。8)励磁调节器应进行欠励磁、过励磁、电压互感器断线、过电压等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。9）在额定电压下进行励磁装置逆变灭磁试验，并符合设计要求。九、水轮发电机组并列运行及负荷试验1、机组并列运行试验目的：检查同期回路的正确性1)机组所有空载试验均已按规范要求做完并合格，机械、电气保护全部启用，励磁系统和调速器系统均投入。自动运行方式。2)采用发电机出口断路器并网。在正式并列试验前，断开发电机出口隔离开关，模拟并列试验以调整同期装置参数，确定自动同期装置工作的准确性。3)合上发电机出口隔离开关，利用发电机出口断路器进行自动准同期并列试验。2、水轮发电机组带负荷甩负荷试验主要应注意1)水轮发电机组带负荷后，应检查机组及相关机电设备各部分运行情况，无异常后可根据系统情况进行甩负荷试验。2)水轮发电机组带负荷试验，有功负荷应逐级增加，观察并记录机组各部位运转情况和各仪表指示。观察和测量机组在各种负荷工况下的振动摆度，测量xx管压力脉动值，观察水轮机自然补气装置工作情况。从安全考虑，应先甩负荷，再做带负荷下的各种检查试验。3)机组甩负荷试验应在额定负荷的25%、50%、75%和100%下分次进行，同时录制机组转速、蜗壳压力、导叶开度、xx压力等过渡过程的曲线，记录各轴承机架、顶盖、定子的摆度和振动值，记录各部瓦温的变化情况。机组甩25%额定负荷时，记录接力器不动时间。检查并记录真空破坏阀的动作情况。根据机组制造合同和电