机组启动试运行方案
2020-03-02 12:05:12 来源：范文大全收藏下载本文
马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
马边烟峰电力有限公司烟峰电站
机组启动试运行方案
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核准：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿
审核：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿
编写：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿
马边烟峰电力有限公司 二OO九年十一月十六日
- 1马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
（六）机组自动开、停机试验.........................................14
（七）发电机定、转子绝缘检查.......................................15
（八）发电机短路升流试验 ..........................................15
（九）发电机零起升压试验...........................................16
（十）发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验.......................17
七、主变及高压配电装置试验.........................................18
（一）主变及高压配电装置短路升流试验...............................18
（二）发电机带主变零起升压试验.....................................18
八、110kV烟马线线路冲击试验、#1主变冲击试验.......................19
（一）组织领导............................................19
（二）试验前应具备的条件..................................19
（三）110kV烟马线线路全电压冲击试验程序...................20
（四）1号主变全压冲击试验..........................................21
九、10.5kV母线、#1厂变冲击试验............................21
十、发电机同期并列及带负荷试验......................................22
（一）发电机同期并列试验............................................22
（二）线路准同期并列试验............................................22
（三）测保护极性..........................................23
（四）带负荷试验....................................................23 十
一、甩负荷试验....................................................24
（一）机组甩负荷应具备的条件........................................24
（二）机组甩负荷试验内容............................................24 十
二、调速器低油压停机试验..........................................25 十
三、动水关蝶阀试验................................................26 十
四、机组七十二小时试运行..........................................27
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充水条件。
4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。
5、机组启动委员会已成立，组织机构健全。
6、通信系统施工完成，通信系统畅通，满足试运行要求。
四、机组启动试运行前的检查
（一）引水系统检查
（1）进水口拦污栅、事故闸门、起闭装置安装完工，手动、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。
（2）引水隧洞、压力管道已施工完毕，灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，各支洞进人孔已封闭，洞内施工垃圾已全面清理干净，无杂物。
（3）两台机蝶阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求；两台机蝶阀均处于全关位置，操作油路关闭，并采取防误动安全措施。
（4）蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净，蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。
（5）尾水闸门及启闭设备安装完工，调试合格，起闭情况良好，尾水闸门已打开。
（6）尾水出水畅通，出水口及河道临时防护墙已拆除。
上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵支洞进人门，蜗壳进人门，尾水管进人门，进人门密封应处理严密。
（二）水轮机部分检查
（1）水轮机转轮、水导轴承、主轴密封等设备安装完毕，并经验收合格，水轮机内无遗留物，导叶处于全关闭状态。
（2）水轮机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、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验合格，符合设计要求。
（3）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。
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风闸投入。
6、机坑内所有辅助接线完成，检查正确无误，螺丝紧固。
7、所有螺栓已按设计要求拧紧或点焊和锁定紧固。
8、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。
9、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。
10、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。
11、转动部件及定子铁芯、线圈附近无遗物、无尘土、金属微粒。
12、测量轴承总体绝缘电阻不小于1MΩ。
13、滑环碳刷应拔出，并绑扎牢固。
14、机组油、气、水系统阀门安装完毕，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、全厂透平油系统辅助设备安装完毕，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；储气罐安全阀调试合格，整定正确；压力传感器接线完成、调试合格；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、技术供水系统电动阀启、停正常，滤水器自动、手动工作正常，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、油处理室备有足够的、合格的透平油。
5、高压顶转子油泵已调试合格，控制系统正常。
6、渗漏排水泵安装完成，手自动控制系统、液位传感器调试合格，投入使用。
7、检修排水泵安装完成，调试合格，可以投运。
8、主轴密封系统管路安装完成，充气试验合格，回路电磁阀工作正常。
9、各管路、辅助设备已按规定涂漆，标明流向，各阀门已表明开关方向。生产
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3.3.7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）。
3.3.8 机组同期操作回路。 3.3.9 火灾报警信号及操作回路。
3.3.10 主变操作回路，110KV线路操作回路，厂变操作回路。
4、检查下列微机保护装置
4.1发电机及励磁变微机保护装置整定与回路模拟。 4.2主变及厂变微机保护装置整定与回路模拟。 4.3 110KV线路微机保护装置整定与回路模拟。 4.4辅助设备其它PLC操作保护回路模拟整定。 4.5电压、电流回路检查其接线正确可靠。
（七）消防系统的检查：
1、主、副厂房、升压站各部位的消防系统管路及消火栓已安装完工并检验合格，符合设计要求。
2、全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。
3、全厂火灾自动报警与联动控制系统已安装完工并调试合格。
4、灭火器已按设计要求配置。
5、消防系统通过公安消防部门验收合格。 五
充水试验
（一）水库蓄水
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。
2、检查弧形闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，弧形闸门系统供电可靠。
3、确认进水口闸门已关闭严密。
4、全关1＃、2＃、3＃弧形闸门，用4#弧形闸门进行调节，使水位以1-1.5m/h速度上涨进行水库蓄水。
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2、开启旁通阀向蜗壳充水，通过蜗壳压力表监视蜗壳压力。充水过程中监视蜗壳补气阀工作情况，排气正常。
3、蝶阀前后压力一致，证明蜗壳已充满水，可开启蝶阀至全开。
4、检查蜗壳进人孔、蝶阀伸缩节、蜗壳排水阀无渗漏。
（四）技术供水系统充水试验
开启技术供水总阀，依次向滤水器、发电机空冷器、上导冷却器、下导冷却器、水导冷却器充水，检查各阀门、管路无渗漏，管路畅通。
（五）蝶阀静水动作检查
1、在静水下进行蝶阀开启、关闭动作试验，检查蝶阀静水动作特性。
2、按设计要求调整蝶阀开关时间，作好记录。
六、机组空载试运行
（一）启动前的准备
1、确认充水试验中出现的问题已处理合格。
2、主机周围各层场地已清理干净，孔洞盖板封好，道路畅通。
3、各部运行人员，试验监视人员已就位，观测记录的仪器、仪表已装好，运行记录表格已准备好。
4、机组启动交直流电源投入。
5、油、气、水辅助设备工作正常，技术供水系统投入，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）；低压气系统投入，制动柜气压正常。
6、启动高压油泵顶起发电机转子6—8mm，以确保镜板和推力瓦之间形成有效油膜，复归后检查制动闸下落情况，确认制动闸已全部落下。
7、调速器处于“手动”位置，油压、油位正常。
8、发电机出口断路器及灭磁开关处于断开位置。
9、水力机械保护和机组测温装置投入运行，原始温度已记录。
10、集电环碳刷拔出，机械过速开关取下。
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3、检查转速继电器动作情况。
4、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。
5、检查风闸磨损和自动下落情况。
6、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。
7、检查油、水、气管路接头及阀门、法兰应无渗漏。
（四）调速器空载试验
1、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。
2、进行调速器手、自动运行切换试验，接力器应无明显摆动。在自动调节状态下，机组转速相对摆动值不应超过额定转速的±0.25%。
3、调速器频率给定的调整范围应符合设计要求。
4、调速器空载扰动试验应符合下列要求： （1）扰动量不超过±8%；
（2）转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%； （3）超调次数不超过两次。
（4）调节时间应符合规程或设计规定。 通过扰动试验，找出空载运行的最佳参数并记录。
5、在调速器自动运行时，记录接力器活塞摆动值和摆动周期。
6、通过调整调速阀上的调节螺杆来整定机组开、关时间。
（五）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值达标。
2、根据设计规定的过速保护定值进行机组过速试验。
3、将转速继电器115%和140%的接点从水机保护回路中断开。
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，将导叶开度限制继续加大，使机组转速上升到115%额定转速，检查转速继电器相应接点
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3.4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。 3.5检查制动闸复归情况。
4、模拟机械或电气事故，检查事故停机回路及监控事故停机流程的正确性和可 靠性。
（八）发电机定、转子绝缘检查
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65℃）。
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合格。
（九）发电机短路升流试验
1、外接380V厂用交流电源利用励磁装置对发电机进行短路升流试验。
2、在10.5KV发电机断路器下端设置可靠的三相短路点（自制短路线）。
3、拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V厂用交流电源。
4、投入水机各保护装置。
5、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定，运转正常转速稳定。
6、拆除断路器合闸位置信号接点，短接开机令接点，手动合灭磁开关，手动增励升流至0.2—0.5Ie，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。检查保护装置电流极性正确。
7、录制发电机三相短路特性曲线，在额定电流下测量发电机的振动和摆度和轴电流，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，录制灭磁过程示波图。
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、试验合格后自动或手动停机，恢复拆除和短接的接点，并拆除发电机短路点的短路线。
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10、分别在50%和100%Ue下跳开灭磁开关，检查灭磁装置灭磁情况，录制示波图。
（十一）发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验
1、检验励磁装置起励功能正常，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10%Ue时，起励磁装置应能正常工作，自动起励时定子电压升至70%Ue时，励磁装置应能正常工作。
2、检查励磁调节系统的调节范围应符合设计要求：
（1）自动励磁调节器，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。
（2）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。
3、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。
5、在发电机空载状态下，改变发电机转速，测定发电机机端电压变化值，录制 发电机电压一频率特性曲线，步骤如下：
5.1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，调速器转为手动运行。 5.3手动调节导叶开度调节发电机转速。
5.4记录频率在45HZ—55HZ内的机端电压变化值绘制Ue—HZ特性曲线。频率值每变化1%，励磁系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值±0.25%Ue。
6、进行逆变灭磁试验，检查逆变灭磁工作情况。
7、进行励磁调节器低励、过励、PT断线、过电压等保护的调整和模拟动作试验，模拟快熔熔断，检验励磁装置应能可靠工作。
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3、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机TV二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。
4、手动零起升压，至25%Ue时检查下列内容：
4.1主变10kV出线、主变10.5KV断路器、主变10.5KV共箱母线、主变、线路隔离开关等设备的带电情况。
4.2校核10KV母线TV二次电压回路相序、相位和电压幅值正确、一致。
5、继续升压至50%、75%、100%Ue时，重复检查以上内容。
6、降低发电机电压至零，断开发电机出口断路器，断开001断路器。
八、110kV烟马线线路冲击试验、#1主变冲击试验
（一）组织领导
110kV烟马线线路冲击试验和#1主变冲击试验由乐山供电局、乐山供电局调度所（以下简称地调）、110kV马边变电站、马边烟峰电力有限责任公司四家单位配合完成。配合关系为：
1、本次启动试验由乐山供电局组织领导，由乐山地调负责统一指挥调度，各有关单位配合。
2、烟峰电站的工作由马边烟峰电力有限公司负责。
3、110kV马边变电站的工作由110kV马边变电站负责。
（二）试验前应具备的条件：
1、烟峰水电站主变、线路及其高压配电装置均已安装完毕，并符合各项验收标准的要求，新设备的试验符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定，并验收合格。
2、所有继电保护、安全自动装置均已按部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条列》调试完毕，并验收合格。继电保护定值核对正确，各互感器二次均已接线，TA二次侧不得开路，TV二次侧不得短路。
3、烟峰水电站微机监控系统安装调试完毕，并验收合格。
4、安装单位已将设备安装记录、各种图纸、技术资料、试验记录、
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检查线路TV工作正常，核对二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。
（四）1号主变全压冲击试验
1号主变全压冲击试验是在完成线路全电压冲击试验后进行的， 试验的操作程序如下：
1、断开#
1、#2发电机09
1、092断路器，拉开#
1、#2发电机09
1、092断路器手车至试验位置。
2、拉开#1主变低压侧9011隔离手车，断开#1厂变高压侧961断路器。
3、合上110kV烟马线101断路器对#1主变进行5次全电压冲击试验，第一次10分钟，以后每次5分钟，每次间隔3分钟，检查主变运行正常。
九、10kV母线、#1厂变冲击试验
主变冲击试验完成后，进行10kV母线、#1厂变冲击试验。
（一）10kV母线冲击试验
断开101断路器，合上10kV母线TV手车至工作位置，合上主变低压侧9011隔离手车，合上101断路器，对10kV母线全电压冲击试验一次。核对10kV母线二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。
（二）#1厂变冲击试验
（1）拉开#1厂变低压侧断路器。
（2）合上#1厂变高压侧961断路器对#1厂变进行全电压冲击试验，检查厂变运行正常，测量厂变低压侧电压、相序正确。
（3）#1厂变冲击试验完成后投入厂用电自动切换装置，将厂用电切换到#1厂变供电，检查厂用电运行正常。
冲击试验完成后，1号主变、10kV母线、#1厂变运行。
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4、利用线路准同期装置进行模拟并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角差符合规定，断路器合闸正常。
5、断开线路101断路器，合上1012隔离开关。
6、利用线路准同期装置并网，监视并网成功，断路器合闸正常，机组无冲击。
7、试验完成后断开机组断路器，使发电机与系统解列。
（三）测保护极性
1、确认烟峰电站发电机组（1号、2号）与系统侧核相正确；
2、根据调度指令，退出110kV烟马线两侧距离保护；
3、退出烟峰电站1号主变差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
4、退出烟峰电站1号主变高压侧复压过流保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
5、根据调度指令，烟峰电站2号发电机组带25％以上的额定负荷（如果情况不允许，最少安排2MW的出力，配合保护极性测试）；
6、根据调度指令，进行110kV烟马线两侧距离保护保护极性测试、线路保护方向测试并确认正确；
7、投入110kV烟马线两侧距离保护保护。
8、退出烟峰电站2号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
9、向调度申请开1号机进行保护极性测试，退出烟峰电站1号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入。
（四）带负荷试验
在完成发电机、线路同期并列试验正常后，可进行机组带负荷试验。
1、操作机组自动准同期装置使发电机与系统并网，逐渐增加有功、无功负荷，按25%、50%、75%、100%额定负荷逐级增加，各负荷值稳定5～10分钟，检查下列各项：
（1）检查机组各部位运转情况，测量机组振动、摆度值，记录机组轴承温度、导叶开度；
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（二）机组甩负荷试验内容
1、甩负荷试验按机组额定有功负荷的25%、50%、75%、100％（或当前水头下可能的最大负荷）进行；录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。
2、并网及甩负荷用发电机出口断路器09
1、092进行。
3、各级带、甩负荷应在机组运行稳定、调压井压力稳定后进行。
4、甩负荷应进行以下记录及检查，在各项数据符合设计要求后方可进行下一步的试验：
（1）记录甩负荷时：机组负荷、机组转速、接力器位置（导叶位置）、蜗壳压力、尾水管压力，发电机电压、励磁电压、励磁电流等参数。
（2）记录甩负荷前、后以及甩负荷时机组各部振动和摆度值。
（3）在额定功率因数下，机组甩负荷时，应检查励磁调节器的稳定性和超调量，当发电机甩额定有功负荷时，其电压超调量不大于额定电压的15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5秒。
（4）机组甩负荷时，应检查水轮机调速系统的调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，机组转速上升率和蜗壳压力上升率应符合设计要求。
（5）机组甩负荷后，调速器的动态品质应达到下列要求：
A、机组甩100%额定负荷后，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%额定负荷后，从接力器第一次向开启方向移动起到机组转速相对摆动值不超过±5%为止，所经历的总时间不应大于40S。
C、转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间不大于0.2S。 （6）机组甩负荷过程中、监视并记录调压井涌浪及水位波动情况。
5、机组甩负荷试验完成后，应对机组内部进行全面检查，重新拧紧推力支架与轴承座连接螺栓，并进行与过速试验后相同项目的各项检查。 十
二、调速器低油压停机试验
调速器低油压停机试验的目的是检查机组事故低油压停机回路动作的正确性和
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移。
十四、水轮发电机组72h带负荷试运行
1、在上述所有试验结束后，机组具备进入72小时满负荷（或当前水头下的最大负荷）连续试运行条件。
2、根据正式运行值班制度，安装单位安排人员值班，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、在72h连续试运行中，若由于机组及相关机电设备的制造或安装质量等原因引起机组运行中断，经检查处理合格后应重新开始在72h连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。
4、在72h连续试运行结束后，应停机对机电设备做全面检查，必要时可将引水隧洞放空，检查机组蜗壳和引水隧洞工作情况。
5、72h连续试运行结束后，应对发现的设备或安装缺陷进行消缺。
4、机组通过72h连续试运行，并经过消缺处理后，由业主组织启动验收，设备 移交，即可投入试生产。
马边烟峰电力有限责任公司 二OO九年十一月十六日
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