机组启动试运行大纲

说 明1、本运行大纲由安装施工单位水电五局龙马机电安装工程部3#机组启动验收委员会审查通过后执行。相运行工况。52250％、75％、100％额定负荷进展。特申请3＃机组按当前最大负荷进展甩负荷试验后进入72 龙马水电站3机组启动试运行程序 10龙马水电站3#机组启动试运行程序第一条总则1、3#机组启动及试运行工作主要是对水工建筑物、制造厂设计、设备安装质量等方面进展综合性考验；2、机组试运行指挥部负责机组启动试运行过程中设备的调试、监护、操作、运行及维护工作；合同条款等编制而成；4、试运行过程做好调试记录，准时整理、签字，为完成竣工资料做好预备。3#机组启动试运行前的检查一、3#机组引水系统的检查1、3#机组进水口、拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格。2、3#机组进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。检修闸门、工作闸门、充水阀、闭时间符合设计要求。检修闸门、工作闸门在关闭状态。3、3#机组压力管道、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。灌浆已严密封闭。4、3#机组蜗壳及尾水管盘形排水阀启闭状况良好并处于关闭位置。5、3#机组尾水闸门门槽及其四周已清理干净。尾水闸门启闭机及抓梁可随时投入工作。1＃、2＃、3＃机组蝶阀全部调试完毕，且全部处于关闭状态。二、3#机组水轮机检查1、3#机组水轮机转轮及全部部件已安装完工检验合格，施工记录完整，止漏环间隙已检查无遗留杂物。2、3#机组顶盖排水泵已安装完工，检验合格，手动自动操作回路正常。自流排水孔畅通无阻。3、3#机组工作密封和检修密封已安装合格，经检验检修密封无渗漏。调整工作密封水压至设计规定值。4、3#机组水导轴承润滑冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试，各整定值符合设计要求。5、3#机组导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，接力器锁锭投入。导叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。6、3#机组各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种变送器均已安装完工，管路线路连接良好，通流通畅，管路中杂物已清理干净。机组水轮机大轴自然补气阀应处于开启状态。三、3#机组调速系统的检查透平油化验合格。各部表计、阀门、自动化元件均已整定符合要求。2、3#机组油压装置油泵在工作压力下运行正常，无特别振动和发热。集油槽油位合格。3#机组调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等均无渗油现象。接力器锁定装置调试合格，信号指示正确，并处于锁定状态。停机各部件动作的准确性和牢靠性。四、3#机组水轮发电机的检查1、3#机组发电机整体已安装完工，试验和检验合格，记录完整。发电机风洞内已进展彻底清扫，定子、转子及空气间隙内无任何杂物。2、3#机组导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水压已调试，整定值符合设计要求；充水、充油等无渗漏现象。3、3#机组发电机风洞以内全部阀门、管路、接头等均已检查合格，处于正常工作状态。转子集电环、碳刷、碳刷架已检验，碳刷与集电环接触良好并调试合格。4、3#机组发电机风洞以内全部电缆、导线、关心线等均已检查正确无误，固定牢手动制动状态。制动器吸尘装置动作准确。5、3#机组发电机空气冷却器已检验合格，风路、水路畅通无阻。阀门及管路无渗装完工，调试、整定合格。五、3#机组励磁系统的检查1、3#机组励磁电源变压器已安装完工试验合格，高、低压端连接线与电缆已检验合格。励磁系统盘柜已安装完工检查合格，主回路连接牢靠，绝缘良好。2、3#机组励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。交直流灭磁开关主触头接触良好，开距符合要求，动作敏捷牢靠。3、3#机组励磁调整器开环特性符合设计要求，通道切换牢靠。励磁操作、保护及信号回路接线正确动作牢靠，表计校验合格。六、3#机组油、水、气系统的检查1、3#机组冷却水供水的钢管取水、蜗壳取水、消防供水电动阀和管路均已分别调试合格，工作正常。2、3#机组冷却水供水及供水环管，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，各压力表、流量计、温度计等自动化元件已检验合格。3、厂内渗漏排水系统和检修排水系统经全面检查合格。各深井泵手、自开工作正常，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。3#机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。5、凹凸压空气压缩机均已调试合格，储气罐及管路系统无漏气，管路畅通。各压处于正常状态。七、3#机组电气一次设备的检查1、3#机组发电机主引出线、机端引出口处的电流互感器等设备已安装完工检验合格。中性点消弧线圈柜均已安装并调试合格。2、3#机组发电机断路器、隔离开关已安装检验合格。3、3#机组发电机封闭母线及其设备已全部安装完工检验并试验合格，具备带电试验条件。4、3#机组主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于电网调度系统要求的给定位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，具备带电试验条件。3#机厂高变供电。63#220KVGIS格。7、全厂接地网和设备接地已检验，接地连接良好，接地测试已检查。8、与3#机组有关的厂房相照顾明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、八、3#机组电气二次系统及回路的检查1、3#机组电气掌握和保护设备及盘柜均已安装完工，检查合格，电缆接线正确无误，连接牢靠。3#机组现地掌握单元、进水口工作闸门掌握单元、公用设备掌握台、计算机监控系统及不连续电源等设备均已安装完工检验合格。3、直流电源设备已安装完工检验合格，并投入正常工作；逆变装置及其回路已检验合格。4、3#机组以下电气操作回路已检查并通过模拟试验，以验证其动作的正确性、牢靠性与准确性：A、进水口闸门现地操作回路。C、发电机励磁操作回路。E、直流及信号信号回路。G、同期操作回路。H、备用电源自动投入回路。J、厂用电设备操作回路。5、3#机组电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查之后，以下继电保护回路应进展模拟试验，验证动作的准确性：A、发电机继电保护与故障录波回路。C、高压配电装置继电保护回路。E、厂用电继电保护回路。G、仪表测量回路。6、厂内通信、系统通信及对外通信等设施均已安装调试完毕，检查合格，回路通九、消防系统及设备的检查1、与3#机组启动试验有关的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并通过消防部门验收。2、3#机组发电机内灭火管路、灭火喷嘴、火灾探测器等已安装并检验合格。消火栓经手自动操作动作准确，通压缩空气试验畅通无阻。33#4、全厂火灾报警与联动掌握系统安装调试合格，火灾探头动作准确，联动掌握动作正确，并通过消防部门验收。5、全厂消防供水水源牢靠，管道畅通，压力满足设计要求。6、电缆防火堵料、涂料、防火隔板等安装完工，电缆穿越楼板、墙壁、竖井、盘柜的孔洞及电缆管口已牢靠封堵。3#机组启动试验大纲要求的临时灭火器具已完成。3#水轮发电机组充水试验一、试验目的查快速闸门启闭状况，测定快速闸门关闭时间，为启动机组做预备。二、试验内容1、尾水管充水。三、2#机组充水条件6053#机工作闸门处于关闭状态。蜗壳取水阀、蜗壳排水阀、尾水确认水轮机主轴检修密封在投入状态。3、尾水进人孔门、蜗壳进人孔门关闭严密。4、确认厂房内检修排水系统、渗漏排水系统运行正常。5、与充水有关的各通道和各层楼梯照明充分，照明备用电源牢靠，通信联络设施完备，事故安全通道畅通，并设有明显的路向标志。四、3#机组尾水管充水3#3#3％。五、3#机组压力钢管充水1、导叶全关，投入接力器锁锭，电调在手动位置。3#机组尾水管充水完毕，检查合格以后，可向压力钢管充水；2、翻开工作闸门充水阀，向压力钢管充水，监视压力管道水压表读数，检查压力管道充水状况。3、3#机组压力钢管充水至平压以后，检查尾水管进人门、蜗壳进人门、钢管排水阀、蜗壳取水口系统等各部位应无特别现象。4、上述各部位检查合格以后，在静水下进展工作闸门的手动、自动启闭试验及快速关闭试验，启闭时间应符合设计要求；压力钢管充水完毕。第四条3#一、3#机组启动前的预备1、主机四周各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充分，指挥通信系统正常，各部位运行人员已到位，振动、摆度等测量仪器、仪表预备齐全。2、确认充水试验中消灭的问题已处理合格。3、系统冷却水、润滑水投入，水压、流量正常；润滑油系统、操作油系统工作正常，各油槽油位正常。4、渗漏排水系统、凹凸压气系统按自动方式运行正常。5、上下游水位、各部位原始温度已记录。确认制动器活塞已全部落下。7、漏油装置处于自动运行状态。8、水轮机主轴密封水投入，检修密封排解气压。9、调速器处于预备工作状态。10、机组有关设备必需符合以下要求：发电机出口断路器断开，与主变压器低压侧的连接端应断开。发电机转子集电环碳刷研磨好安装完毕，碳刷拔出。水力机械保护和测温装置已投入。撤除全部试验用的短接线及接地线。外接标准频率表监视发电机转速。发电机灭磁开关断开。测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。二、3#机组启动试运行程序流程图机组起动前应具备的条件机组起动前应具备的条件机组起动前各部位检查合格机组手动开停机及空转试验机组停机检查机组过速试验及停机全面检查监控系统自动开、停机试验发电机短路试验发变组短路试验发电机升压试验发变组升压试验及核相励磁装置调整试验系统对主变冲击试验同期并列带负荷、甩负荷试验带负荷事故低油压停机带负荷动水落快速闸门72h带负荷连续试运行三、首次手动启动试验〔一〕试验目的检查机组机械部份的设计、制造、安装质量状况，各部轴承的瓦温稳定状况。〔二〕试验内容。瓦温稳定后手动停机。〔三〕试验步骤1、拔出接力器锁定，确定锁定拔出信号正常。2、调速器电气柜“电手动”开启导叶，待机组开头转动后，将导叶关回，由各部位观看人员检查和确认机组转动与静止部件之间的摩擦和碰撞状况。50%额定转速时，80%额定转速后校验电气转速装置接点动作状况。4、当机组到达额定转速时，校验电气转速表应指示正确，记录空载开度。5、在机组升速过程中，应加强对各部位轴承温度的监视，不应有急剧变化现象，机组启动到达额定转速后，在半小时内应每隔5分钟测量一次推力轴瓦及各部位导瓦的好各部位油槽运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。6、机组启动过程中，应亲热监视各部位运转状况，如发生金属碰撞或摩擦，水车室窜水、瓦温骤升等不正常现象时应停机检查。7、监视水轮机主轴密封及各部位的水温、水压，记录水轮机顶盖排水泵运行状况和排水工作周期。8、记录各水力测量系统表计读数和机组监测装置的表计读数。9、测量记录机组运转摆度。衡试验。水轮机顶盖水平振动小于0.07mm。水轮机顶盖垂直振动小于0.09mm。0.07mm。0.09mm。0.03mm。水轮机发电机铁芯振动小于0.03mm。11、测量发电机残压及相序，观看其波形，波形应完好。12、各部位监视、测量工作已预备就绪。监测部位如下：调速器操作、监护轴承温度监测上导摆度测量集电环摆度测量水导摆度测量上机架振动测量〔水平〕定子振动测量〔水平〕下机架振动测量〔垂直〕顶盖振动测量水车室监视接力器启动行程、空载行程测量油压装置监视风洞监视中控室监视计算机室监视调速器紧急关闭阀监视操作四、机组空载运行下调速系统的试验〔一〕试验目的选择调速器最正确调整参数。〔二〕试验内容调速器空载扰动试验。〔三〕试验步骤1、电液伺服阀活塞的振动应正常。2、调速器测频信号应准确。3、进展电手动和自动切换试验。、频率给定的调整范围符合设计要求。、调速器空载扰动试验符合以下要求：扰动量一般为±8%。转速最大超调量，不应当超过转速扰动量的30%。超调次数不应当超过两次。从扰动开头到不超过机组转速摇摆的规定值为止调整时间应符合设计规定值。不应当超过额定转速的±0.15%。6、记录油压装置油泵向油罐送油的时间及工作周期。在调速器自动运行时记录导叶接力器活塞摇摆值及摇摆周期。五、手动停机及停机后的检查1、机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。15%停顿转动，解除制动装置使制动器复位，监视机组不应有蠕动。3、停机过程中应检查以下各项监视停机过程中各局部轴承温度变化状况。检查转速继电器的动作状况。录制停机转速和时间的关系曲线。检查各部位油槽油面的变化状况。4、停机后投入接力器的锁锭和检修密封，关闭主轴密封润滑水。5、停机后的检查和调整：各局部螺栓、销钉、锁片及键是否有松动或断裂。检查转动局部的焊缝是否有开裂的现象。检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。检查风闸的摩擦状况及动作的敏捷性。在相应的水头下，整定开度限制机构及相应的空载开度触点。六、过速试验及检查〔一〕试验目的械部份的构造强度和制造、安装质量。〔二〕试验内容额定转速，检查各部份振动、摆度等，停机后全面检查。〔三〕试验步骤1、检查〔1〕将测速装置各过速保护触点〔电气115%、140%150%〕从监控系统中断开，用临时的方法监视其动作状况。2、以手动方式使机组到达额定转速，待机组运行正常后，将导叶开度连续加大，115%，观看测速装置触点的动作状况。140%的过速保护整定值，监视电气和机速，最终停机。4、过速试验过程中应亲热监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承的温升状况及发电机空气间隙的变化，监视是否有特别的响声。5、过速试验停机后进展如下检查：磁轭压紧镙杆等有无松动或移位。各局部螺栓、销钉、锁片及键是否有松动或断裂。检查转动局部的焊缝是否有开裂的现象。检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。检查风闸的摩擦状况及动作的敏捷性。必要时调整过速保护装置。七、无励磁的自动开机和停机试验〔一〕试验目的检查机组自动开停机流程的正确性。检查自动开停机回路动作是否牢靠。〔二〕试验内容LCU2、自动开机前应确认：定频率，调速器参数在空载最正确位置，机组各附属设备都处于自动状态。水力机械保护回路都已投入，且自动开机条件已经具备。首次启动前应确认接力器锁锭及制动器实际位置与自动回路信号是否相符。3、自动开机，并记录以下各项：检查自动开机挨次是否正确；检查技术供水等关心设备的投入状况。检查电气液压调速器的动作状况。记录自发出开机脉冲至机组开头转动所需的时间。记录自发出开机脉冲至额定转速的时间。检查测速装置的转速触点动作是否正确。4、自动停机、记录检查以下各项：检查自动停机程序是否正确，各自动化元件动作是否正确。检查自发出停机脉冲至机组转速降至15%所需的时间。检查机械制动自动投入是否正确，记录自制动器加闸至机组全停的时间。检查测速装置触点动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。5、自动开机，模拟各种机械与电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性和可靠性。模拟事故低油压〔短接端子〕。模拟瓦温过高〔程序定值修改〕。模拟发电机差动电气事故〔发保屏短接端子〕。八、水轮发电机的升流试验〔一〕试验目的1、检查发电机电流互感器二次回路。2、额定电流下轴电压〔或轴电流〕测量。3、保护回路检查。4、检查表记的指示正确性。5、绘制保护回路，测量回路矢量图；6、录制发电机三相短路特性曲线；7、录制发电机在额定电流时灭磁过程示波图，并求取灭磁时间常数；〔二〕试验内容1、发电机升流试验应具备的条件〔碳刷已安装好〕〔防止跳闸。励磁装置为电站励磁系统。投入机组水机保护。2、手动开机至额定转速，机组各部位运转正常。25%回路的正确性和对称性。4、检查各继电保护回路的极性和相位。5、在发电机的额定电流下，测量机组振动与摆度，检查碳刷及集电环工作状况。6、录制发电机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流与转子电流。7、升流试验合格后模拟水机事故停机，测量定子绕组对地绝缘电阻、吸取或极化指数，假设不满足要求则实行短路枯燥，否则撤除发电机短路点的短接线。九、水轮发电机的升压试验〔一〕试验目的、发电机电压部份检查。、电压回路二次侧检查。3、灭磁开关灭磁状况检查。、录制发电机空载特性曲线。、测定额定电压下的轴电压；6、测量额定励磁电流时的最高定子电压；〔二〕试验内容1、发电机升压试验应具备的条件：发电机保护装置投入，关心设备及信号回路电源投入。发电机振动、摆度监测装置投入。发电机断路器在断开位置〔切掉电源以防合闸〕。励磁系统具备升压条件。并检查三相电压的对称性〔相序、相位、幅值〕。25%额定电压值，并检查以下各项：发电机及引出母线、发电机断路器、分支回路等带电设备是否正常。机组运行中各部振动及摆度是否正常。电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。4、连续升压至发电机额定电压值，检查带电范围内一次设备运行状况，测量二次置。5、零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流和机组频率，录制发电机空载特性的上升曲线。6、连续升压，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〔此项1.35min降至额定电压。7、由额定电压开头降压，每隔10%频率，录制发电机空载特性的下降曲线。十、水轮发电机空载下励磁调整器的调整和试验1、应具备的条件：恢复系统接线。断开发电机出口断路器〔切断电源防合闸〕。励磁处于手动位置。保护全投。2、自动开机至额定转速，起励检查手动掌握单元调整范围，下限不高于发电机空25%，110%。3、在额定电压下跳开灭磁开关，检查灭弧状况并记录灭磁示波图。4、进展晶闸管励磁调整器的自动起励试验。5、检查励磁调整器系统的电压调整范围，应符合设计要求，自动励磁调整器应能70—110%范围内进展稳定平滑调整。6、测量励磁调整器的开环放大倍数，录制和观看励磁调整器各部特性。在额定空0.850.90。7、在发电机空载状态下，分别检查励磁调整器的投入，手动和自动的切换，通道95%—100%额定范围内，突然投入励磁系统，使发电机机端电压从010%，2510%况。超调量、超调系数、调整时间应满足设计要求。PT作试验，其动作应正确。10、进展逆变灭磁试验，并应符合设计要求。十一、水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验〔一〕试验目的1、发电机变压器组带电检查；2、电压二次回路检查；3、同期装置检查；4、高厂变检查。〔二〕试验步骤1、水轮发电机组对主变压器及高压配电装置短路升流试验〔1〕短路升流前的条件：a、主变压器高压侧及高压配电装置的适当位置，已设置牢靠的三相短路点，并实行切实的措施确保升流过程中回路不致开路。b、投入发电机继电保护、水力机械保护装置和主变冷却器及其掌握信号回路。2、开机至额定转速后递升电流检查各电流回路的通流状况和表针指示，检查主变压器、母线和线路保护的电流极性和相位。3、检查正确后，投入主变压器、高压引出线、母线的保护装置。100%发电机额定电流，观看主变和高压配电装置的工作状况。5、升流完毕后，模拟主变压器保护动作，检查跳闸回路是否正确，相关断路器是否牢靠动作。十二、变压器及高压配电装置单相接地试验1、在主变压器侧设单相接地点。2、将主变压器中性点直接接地。开机后递升单相接地电流至保护动作，检查保护回路动作是否正确牢靠，校正动作值是否与整定值全都。3、试验完成后撤除单相接地线，投入单相接地保护。十三、水轮发电机组对主变及高压配电装置的升压试验设备的工作状况。十四、电力系统对主电压器冲击合闸试验〔带厂高变〕1、主变压器冲击合闸试验应从高压侧进展，试验前使主变压器与发电机牢靠断开。2、投入主变压器的继电保护装置及冷却系统的掌握、保护和信号装置。3510min。检查主变压器有无特别。4、检查主变压器差动保护和瓦斯保护的工作状况。注：冲击前后对主变压器油作色谱分析试验。十五、水轮发电机组并列试验1、选择同期点和同期断路器〔031〕，检查同期回路的正确性。20310313，自动准同期方式进展机组并列模拟试验；检查同期回路装置工作状况。3、机组自动准同期回路试验。十六、水轮发电机带负荷试验〔以下额定负荷指当前水头下的最大负荷〕〔一〕试验目的1、检查调速器及励磁装置负荷下的调整参数。2、检查水轮发电机组调整保证值；〔二〕试验内容1、水轮发电机带、甩负荷试验穿插进展。机组初带负荷后应检查机组及相关机电设备各部位的运行状况，无特别后可依据系统状况进展甩负荷试验。2、水轮发电机组带负荷试验，有功负荷应逐级增加，观看并记录机组各部位运行管压力脉动值，观看水轮机补气装置工作状况。3、进展机组带负荷下调速器系统试验。检查在速度和功率掌握方式下，机组调整的稳定性和相互切换过程的稳定性。4、进展机组快速增减负荷试验。依据现场状况使机组突变负荷，其变化量不应大25%，并应自动记录机组转速、蜗壳压力、尾水管压力脉动、接力器行程荷和机组水头参数。5、进展水轮发电机带负荷下励磁调整器试验。额定值下，按设计要求调整发电机无功功率从零到额定值，调整应平滑无跳动。调整发电机机端电压调差率，调差特性应符合设计要求。测定水轮发电机调压静差率。进展各种限制器及保护的试验和整定。6、调整机组的有功负荷和无功负荷时，应分别在现地的调速器上与励磁装置上进展，再通过计算机监控系统掌握调整。十七、水轮发电机甩负荷试验〔以下额定负荷指当前水头下的最大负荷〕〔一〕试验目的1、考验机组甩负荷时，调速器及励磁装置的调整参数。2、考验事故低油压导叶关闭牢靠性；〔二〕试验内容50%、75%、100%下分别进展，记录有关数据，25%的额定负荷时，记录接力器不动时间。检查并记录真空破坏阀的动作状况与大轴补气状况。2、在额定功率因数条件下，水轮发电机突然甩负荷时检查自