1号机组A级检修方案

1号机组A级检修方案

广东粤电青溪发电有限责任公司

1号机组A级检修启动试验方案(2024.12)

1启动试验组织措施：

1.1参加启动试验单位：

青溪发电公司

新丰江发电公司检修分公司（检修单位）

深圳国立智能电力科技有限公司（机组同期装置厂家）

1.2启动试验组织机构：

启动试验总指挥：杨暹群

启动试验副总指挥：钟安庸林峰何国声

启动试验组织部门：技术安监部

启动小组成员:青溪公司技术安监部，生产部及各班组主要生产管理人员，

检修公司工作面负责人以上人员

1.3机组启动专业工作小组:

a、电气组组长：余振海

b、机械组组长：王德厚

c、运行组组长：毛龙波

d、水工组组长：高国荣

e、平安组组长：许力

以上各组组员由电厂及检修公司工作负责人以上生产管理人员组成。

1.4职责及主要工作内容

a、总指挥：

总体组织、协调、部署和指挥；打算重要事项；负责召集及向值长下达启动指令。

b、技术安监部：

启动试验组织部门，帮助总指挥，协调、部署、组织机组启动各项目预备工作。

c、机械组：

负责引水系统、水轮机、发电机机械部分、调速系统机械部分及油、气、水系统开机前的检查预备工作；负责开机试验过程水力机械设备检查；帮助其它专业试验工作；收集、整理本专业试验结果；组长应负责组织分工协调工作，向总指挥报告试验结果并依据状况提出调整改进试验程序、方法等。

d、电气组：

负责发电机（电气）及其一次附属设备、主变及其一次附属设备等启动前的检查预备工作；负责爱护、励磁、调速器、监控及其它自动装置、元件等启动前的检查预备工作；负责安装试验仪器、同期装置试验、监控流程试验、CT、PT相关试验工作，以及试验过程定值调整、二次回路临时改接线等；帮助其它专业试验工作；组长负责组织分工协调工作，向总指挥报告试验结果并依据状况提出调整改进试验程序、方法等。

e、运行组：

负责启动前现场设备的最终检查；负责每项试验操作前对设备状态及操作条件的检查；负责设置试验警示牌；负责试验过程设备的操作、监视及事故处理，当设备消失特别时应设法使其转移到平安状态；由值长负责分工及指挥操作人员进行操作和事故处理。

f、水工组：

负责机组水工部分技改、检修项目的启动前检查预备工作，帮助协作其它专业的试验工作；组长负责组织分工协调工作，向总指挥报告试验水工专业面工作状况。

g、平安组：

负责机组启动前、后及过程中的平安监督。

2方案时间支配：

2.12024年1月3日：调速器静特性试验、励磁装置试验、监控系统测点/流程试验、机组传动试验、主用冷却水管充水试验；

2.22024年1月4日：上午9:00在厂房三楼培训室召开1号机组启动前会议，机组A级检修工作总结汇报和布置启动试验支配；

2.32024年1月4日：机组启动前检修现场检查，并填写各专业检查表。条件具备后进行蜗壳充水，转子充磁（需要时进行），顶转子，电手动开/停机、空转、自动开/停机、机组空载试验、负载试验、进水口事故闸门动水关闭试验等。

2.42024年1月5日：连续4日试验，完成后带负荷试运行。

2.52024年1月6日17:00前：依据试运行状况，处理缺陷后机组交系统运行。

3启动前应检查完成的工作：

3.1进水口事故闸门及其启闭装置调整完毕，电气回路检查合格，无水上升、下降操作试验合格，启闭状况良好，事故闸门充水阀经检查无卡阻，确认关闭严密；（3日，检修公司/运行）

3.2检查蜗壳、尾水人孔关闭，旁通阀、盘形阀关闭，其中盘形阀必需下排水廊道检查，确保关闭严密无漏水；（3日，运行/检修公司）

3.3提尾水闸门，检查各人孔门、各阀门等处无漏水，顶盖排水正常；（3日，检修公司，运行、电气二次）

3.4油压装置平安阀、压力掌握器、液位信号器按要求整定并经试验动作正常；（3日运行、电气二次、机械）

3.5油压装置已充油建压正常；机组已充油合格；（3日运行、机械）

3.6压油泵、漏油泵等自动、手动试验工作正常；

3.7各部油槽油位正常，油温、瓦温等仪表检验合格；

3.8接力器最短关闭时间、行程、压紧行程、锁锭低油压动作值、导叶最低操作油压调整试验完毕；

3.9调速器按《调速器试验大纲》要求完成无水试验项目，静特性试验合格（3日，检修公司/电气二次）；

3.10

发电机定、转子绕组、出口开关、PT、消弧线圈、励磁变、母线等预试合格；3.11发电机风闸手动、自动加闸及复归风闸试验完成，制动器经气动试验动作敏捷，位置指示正常；（3日运行）

3.12

LCU、监控上位机系统数据库、流程、监控画面及自动报警功能测试无误（3日，电气二次）；3.13

微机同期装置、测速装置等检查合格（3日，电气二次）；3.14

机组测温系统改造已全部完成，相关试验验收工作已完成。3.15

机组主令掌握装置改造已全部完成，相关试验验收工作已完成。3.16机组全部爱护与定值单核对无误，爱护回路接线恢复，全部压板已按要求投退；各项爱护试验完成，试验合格，机组爱护装置通电调试正常，开关分合闸操作正常，模拟各爱护动作跳闸出口正常；爱护传动试验正确；（3日，电气二次）

注：出口开关只在中控室手动操作分、合闸及传动试验时各动作一次。

3.17

1号机组爱护、水车、LCU、励磁、调速器、监控系统联合试验正常；3.18新增或改动的设备运行规程、竣工图纸、技术说明、试验报告、整定通知单等技术资料根据规定分发到有关部门，运行值班员现场培训交待完成，各类器件标识指示、编号、介质流向指示清楚。

3.19

1号机组A级检修非标准项目完成状况。见附件1。

4启动前预备：

4.1全部水、机、电主设备及其附属设备检修、安装、试验工作完成，阅历收符合有关标准及规程要求，检修、安装、试验记录及验收记录完整；

4.2检修公司会同本厂的总体验收检查人员，对机组及检修场所进行全面检查，包括引水系统、水轮机、发电机、电气一次、二次设备、油、水、风系统等，确保发电机风洞及转动部分无遗留工具、杂物；各阀门开关状态正确，电气部分各联片、操作把手、开关或按钮位置正确，并填写检查状况表，准时处理发觉的问题，并准时向启动小组汇报处理状况；

4.3机组A级检修的全部水、机、电各工作面工作票已交回运行当值，除保留出口开关801、出口刀闸8011在“分”位，发电机爱护出口跳1BEDL连片5XB、跳PEDL连片9XB在解开位、进水口事故门全关并保留防止误提闸门的平安措施外，机组A级检修其它平安措施已全部解除；

1号机组A级检修非标准项目完成状况

4.4召开启动会议，检修公司的水轮机、发电机、调速器、电气一次工作面负责人以及本厂电气二次、水工工作面负责人向启动小组汇报机组的检修状况，重点汇报特别项目及技改、修理项目，可能存在的风险等；

4.5预备好机组启动试验所需仪器、材料,如测摆度用百分表,充磁用直流焊机等。

5启动试验步骤：

5.1试验项目：

5.1.1充水试验：

检查各部分管路无渗漏。

5.1.2模拟转速140%试验：

检查事故配压阀及落事故闸门正确动作。

5.1.3空转试验：

a检查调速器电手动开、停机正常，手动、自动切换正常。

b机组各部运行正常。

5.1.4空载试验：

a.自动开机正常。机组监控系统、调速系统、励磁系统工作正常。

b.调速器常规试验，重点检查“机频消逝”试验正常。

c.机组自动停机正常。

5.1.5机组负载试验：

a.机组并网正常。

b.调速器常规试验，重点检查“机频消逝”试验正常。

c.机组甩负荷试验。

注：只甩10MW负荷一次。

5.1.6调速器低油压关闭导水叶试验：

检查调速器紧急停机电磁阀动作正常，机组事故停机流程应正确。

注：拔出事故配压阀出口继电器。

5.1.7机组进水口事故闸门动水关闭试验：

检查事故闸门能正常关闭，设备无特别状况。

5.2预备工作：

a.各部门、各工作面现场检查、落实、汇报机组启动前各项预备工作；

b.由水检公司人员顶转子至规定的高度（6-8MM），再落下转子；

c.由电气人员对发电机充磁（需要时）。

5.3充水试验:

a.蜗壳充水：由运行人员提事故门充水阀对蜗壳充水，充水过程中检修公司及电厂相关人员分别监视蜗壳人孔、尾水管人孔、阀门无漏水现象，导水机构漏水量应小于7L/min；

b.记录机组各部分水压，检查各部分管路全部无渗漏；

c.确认无特别，蜗壳充水平压后，在中控室操作快速闸门启闭各一次。闸门启闭过程应平稳、牢靠、无特别响声。闸门各位置接点应正确，位置指示灯指示正常。并记录闸门启闭时间，假如闸门静水关闭时间超过4分钟，应查明缘由并作调整；(4日，运行/电气二次)

d.检查闸门下滑自提接点是否良好牢靠。(4日，电气二次/运行)

5.4模拟转速140%试验：

机组LCU在检修态或不定态下，短接机组监控J1和J26，模拟转速140%试验（短接回路），检查事故配压阀及落事故闸门正确动作。试验完成后由运行人员操作开启机组进水口事故闸门。

5.5空转试验:

5.5.1确认机组出口开关801、出口刀闸8011在“分”位，短接机组监控J1与出口刀闸合位信号（J93），励磁调整器在“零升”位，发电机各部地线已拆除；

5.5.2调速系统具备正常操作状态，水力机械爱护及测温装置投入；

5.5.3检查风闸全部在落下位置；

5.5.4记录启动前上、下游水位和机组各部轴承温度、油槽温度以及环境温度；

5.5.5全部试验人员运行操作人员已进入岗位，并处于平安位置；

5.5.6各专业组向总指挥确认可开机后，由总指挥下开机指令；

5.5.7电手动开机：

由运行人员按电手动开机操作票（不启励建压）执行，在调速器盘面电手动开机，机组升速试验过程应监视各部有无特别，同时留意检查测速装置动作指示及调速器机频测量是否正常，如发觉机械部分有撞击声或其它异音，振动、摆度过大，轴承密封严峻磨损或油位特别上升、下降，顶盖排水不正常，油压装置工作不正常，受油器和轴承油槽严峻甩油等特别应马上报告总指挥；如发觉下列事故应马上按紧急停机按钮停机：

a.轴承温度急剧上升，发生烧瓦事故；

b.机组过速（转速≥140%）；

c.其它严峻危及机组及人身平安的状况。

5.5.8机组保持空转，对转子滑环碳刷检查调整；由于1号机组滑环进行了加工，此次机组空转的时间需大于1小时，进行碳刷与滑环的磨合。

5.5.9空转试验过程由检修公司公司监视推力、上导、水导轴承的温度及油位变化状况，对于检修后机组的首次启动，在启动半小时内，要求每隔5分钟记录一次轴承温度，此后可适当延长记录间隔时间；

5.5.10在额定转速下，用百分表测量记录机组振动和摆度，机组振动摆度

允许值见附件2；附件2：机组振摆允

许值

5.5.11调速器电手动停机，检查调速器手动关闭状况，记录停机时间，检查风闸动作，锁锭、冷却水、主轴密封、空气围带投退正常与否；

5.5.12停机后检查各部位螺丝、销钉、锁片是否松动或断裂，转动部分检查焊缝、挡风板；检查风闸状况等。

5.6空载运行试验：

5.6.1由上位机自动方式开机到空转；

5.6.2机组升压。

机组保持额定转速，励磁调整器在“零升”位，按“增磁”手动起励并缓慢升压至额定电压值，爱护及机组监控系统显示的发电机三相电压正常，励磁调整器在“零升”位切回“预置”位；

留意：第一次起励升压时，须采纳零起升压的方式，若起励后发电机电压快速上升超过设定值，应马上关闭调整器24V工作电源续流灭磁或马上跳开灭磁开关灭磁，然后停机检查发电机的PT、励磁变压器副边到功率柜电缆、发电机的相序等，确认正确后方可以连续试验。

5.6.3机组空载频率给定试验：

a.调速器设置为跟踪频给，操作调速器机柜面板增、减按钮，转变频给值，观看频率变化方向

是否正确，速度是否适当；

b.从LCU现地掌握单元发出增、减信号，观看内容同上；

c.严格遵守操作手册中的留意事项，每次操作增、减信号不宜过大；

d.试验后机组保持额定转速。

5.6.4机组空载频率跟踪试验：

a.条件：机组在空转状态，电网频率信号正常，自动准同期装置不带电；

b.观看调速器自动跟踪电网频率的功能是否正常。

5.6.5调速器空载扰动试验：

a.把调速器切至“自动”工况；

b.转变频率给定FG=48.00HZ~52.00HZ的阶跃信号，进行上、下扰动（扰动量为+8%），其结

果应符合下列要求：转速最大超调量应不超过扰动量的30%；超调次数不超过两次；调整时间不超过30秒。

c.若空载扰动试验结果不符要求，应转变bt、Td、Tn的数值，选取调速器最优参数，使之符

合要求。

5.6.4组保持空载运行。进行调速器“机手动”“电手动”“自动”方式切换试验。调速器电源切换、消逝试验，接力器应无明显抽动，机组转速相对摆度值应不超过额定转速的+0.25%。调速器故障信号模拟试验：机频消逝、导叶反馈消逝试验，检查机频测量回路工作是否已正常（进行该项试验时亲密留意导叶

变化状况）。

5.6.5进行手动逆变灭磁。能牢靠逆变，没有颠覆现象；

5.6.6进行自动建压试验,能正常建立发电机定子额定电压值；

5.6.7机组定子电压保持100%Ue,进行A/B套跟踪及切换试验正常；

5.6.8频率特性和V/F限制试验正常。

5.6.9在额定转速下，用百分表测量记录机组振动和摆度，机组振动摆度允许值见附件2.

5.6.10机组模拟并列试验：

a.查发电机出口刀闸8011在“分”位。

b.上位机发“发电”令，同期装置工作正常，条件满意后发出801开关合闸信号，801开关合上后，运行值班员手动切开发电机出口801开关，保持机组空载稳定运行，以防止机组过压、过速；

5.6.11机组自动停机试验：

a.用上位机发停机令；

b.检查导叶和浆叶的关闭动作应协调、正确；

c.检查制动闸在额定转速20%时是否投入，记录从制动闸投入至机组完全静止的时间；

d.检查锁锭、空气围带和工作密封以及技术供水的投退状况应正常；

e.检查真空破坏阀动作应正常，顶盖水位正常。

5.7机组负载试验：

5.7.1合上发电机出口刀闸8011；拆除机组监控J1与出口刀闸合位信号（J93）。

5.7.2由运行当值向中调申请机组并列试验；

5.7.3在中调同意并列试验后，用上位机发“发电”令。发电机开关合闸时，对机组应无较大冲击；

5.7.4机组并列后的检查和测量：

a.检查机组各部轴承温度及定子冷风器温度变化应正常；

b.用上位机分别设定机组的有功负荷和无功负荷，检查调速器和励磁调整器的响应速度和响应时间

以及执行结果应正常；

c.检查机组各部轴承温度及定子冷风器温度变化应正常；

d.检查机组在各种不同负荷下应无特别响声；

e.记录机组在10MW、20MW、30MW、36MW负荷下的振动、摆度值。每个阶段停留5分钟。

5.7.5调速器试验:

a.负载扰动试验：

开度限制置于80%位置，机组带15MW有功负荷，做负载上扰、下扰试验（由中控室设定，上扰、下扰5MW负荷）。

b.机组带15MW有功负荷，做调速器测频信号消逝试验，记录信号消逝前后机组负荷的变化；

c.机组带15MW有功负荷，做调速器电源切换及电源消逝试验，记录电源切换和消逝过程中机组负荷的变化。

进行上述两项试验时亲密留意导叶变化状况。

5.7.6机组爱护装置的检查项目：

a.检查差动爱护的和流、差流是否正常；

b.检查各模拟量通道输入信号的相序、极性是否正确；

c.负序、零序量是否正常。

5.7.7机组带额定负荷，运行15分钟，检查各部位瓦温、油温、振动、摆度。

5.7.8经过以上试验，假如机组并列运行状况良好（振动、摆度、温度均不超标，调速器与励磁调整器的调整性能良好），即可进行甩负荷试验。

5.7.9甩负荷试验

a.机组甩负荷一般分四次进行，每次甩负荷值分别为额定负荷的25%、50%、75%、100%。考虑801开关的工况，此次只做甩10MW负荷试验。

b.机组甩负荷已经中调批准；

c.机组甩负荷时，应按附表一《水轮发电机组甩负荷试验记录表格》格式逐项测量记录；

d.机组甩负荷时，检查励磁调整器的稳定性和超调量正常；

e.机组甩负荷时，检查调速系统动态调整性能，蜗壳水压上升率和机组转速上升率以及转动部分轴向位移等数值均应符合设计规定，并校核导叶接力器紧急关闭时间；

f.机组甩25%额定负荷时，导叶接力器不动时间应不大于0.4秒；

5.7.10调速器低油压关闭导水叶试验：

a机组带额定负荷，切除油压装置两台油泵，关闭自动补气装置；拔出事故配压阀出口继电器。

b打开压油罐排气阀排气降压。如需打开排油阀降压时，应留意掌握压油罐油标油位大于25厘米。

c当压油罐压力下降至2.92MPa时，应留意记录压力开关实际动作值，低油压爱护动作后，跳发电机出口开关、停机，调速器紧急停机电磁阀动作，LCU事故配压阀输出启动（事故配压阀不动作），机组事故停机流程应正确。记录油压下降值。

5.9机组进水口事故闸门动水关闭试验：

执行《青溪发电公司机组进水口事故闸门动水关闭试验方案》。见附件3.

6机组带负荷连续运行24小时试验：

6.1机组完成上述各项试验证合格后，作带负荷连续运行24小时试验；

6.2机组带负荷连续运行试验时，一般应带额定负荷。如因水库水位不足或其它外部因素使机组不能达到额定负荷时，可依据当时的详细状况，确定机组应带的最大负荷；

6.3根据正规运行值班制度，全面记录机组运行的全部有关参数；

附件3：进水口事故闸门动水关闭试验方案

6.4假如在连续运行试验中，由于设备的检修质量缘由引起运行中断，经处理合格后应重做24小时连续运行试验，中断前后的时间不能累加计算；

6.5机组经过24小时连续运行试验，阅历证合格后，即可办理交接验收。假如试