启动试运行程序大纲.docx
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启动试运行程序大纲.docx
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启动试运行程序大纲
。
机组A级检修
启动试运行程序大纲
批准:
审核:
审查:
编写:
。
一、总则3
二、组织机构4
三、机组启动试运行前的检查5
3.1引水系统检查5
3.2水轮发电机组设备及附属设备部分的检查5
四、机组充水试验6
五、水轮发电机组空载试运行8
5.1首次电手动开机前的准备8
5.2首次电手动开机8
5.3电手动停机及停机后检查9
5.4机组自动开、停机试验9
9
10
5.5发电机短路升流试验10
5.6发电机零起升压试验11
5.7励磁装置调整和试验11
六、机组并列试验11
七、机组带负荷试验12
八、甩负荷试验12
九、72小时带负荷试验12
一、总则
1.1本试验程序是根据《水轮发电机组安装技术规范》(GB8564-2003)、《电气装置安装工程及验收规范》(GB50254~50259)、《发电企业设备检修导则》(DL/T838)、《水轮发电机组启动试验规程》(DL827)和厂家提供的图纸及相关技术文件的规定,并根据电站的实际情况,编制而成。
1.2本试验程序仅适用于三星水电站2号机组及相关设备的调试试运行。
1.3本试验程序经启动委员会批准后,水轮发电机组启动试验应严格按程序进行。
二、组织机构
现场总指挥:
。
现场负责人:
。
成员:
。
三、机组启动试运行前的检查
3.1引水系统检查
,符合闸门运行要求。
3.1.2机组充水前,确认进水闸门与拦污栅间无可能影响到机组安全运行的杂物。
所有杂物经检查确认已清理干净。
焊疤和突出流道部分的金属应割除,并打磨平滑。
3.1.3流道的排水设施,包括管道、阀门、排水泵等处于正常工作状态(位置)。
3.1.4本机组水力测量系统全部调试完毕,符合规程规范和设计要求,测量表计指示正确,处于工作状态。
3.2水轮发电机组设备及附属设备部分的检查
,其油位及压力正常。
3.2.2调速器调试完毕,按设计要求完成手动、自动及联动调试,开度指示正确,桨叶、导叶开关时间及协联关系符合设计要求。
两段关闭装置等均已调试合格,导叶处于关闭状态,并投入锁定。
3.2.3机组所有部件安装完毕,所有销钉、螺母、螺栓等已安装齐全,并全部紧固、牢靠。
3.2.4机组各转动部件间隙已检查符合厂家的设计要求,机组内部已清扫干净,并经检查无遗物。
3.2.5机组所有的油、水、气系统全部调试完毕,符合规程规范和设计要求,测量系统表计指示正确。
3.2.6轴承润滑油系统等调试完毕,各整定值符合设计要求。
3.2.7水轮机主轴密封润滑水应有可靠水源,其水压值已调整,符合设计要求。
3.2.8主轴检修围带应有可靠气源,无漏气。
充水前处于充气状态。
3.2.9刹车制动闸动作灵活可靠。
高、低压空气压缩机运转正常,贮气罐及管路无漏气,各压力表计、减压阀、安全阀工作正常,整定值符合设计要求。
发电机冷却系统调试完毕,无渗漏,压力值达到设计要求。
与试运行有关的各种电气设备均已按要求试验合格。
所有二次回路绝缘合格,各保护回路均已调试完毕,回路经总模拟试验,动作正确。
电流、电压回路均经检查接线正确;所有电气保护及水力机械的有关整定值均按要求整定。
厂内外及电力调度的通信电话应畅通(中控室与各操作层等)。
非本台机组运行需要的电气设备已做好防误送电隔离措施。
有关机组启动的各项安全措施准备就绪。
以上各项确认全部已达到具备充水条件即可进行机组充水试验。
四、机组充水试验
4.1经过施工单位、监理、甲方相关人员共同对蜗壳进行检查,确认流道内符合运行要求。
进行蜗壳进入孔封堵;检查排水系统的水泵及油、水、气系统运行正常。
4.2调速器处于工作状态,导叶置于全关位置。
4.3关闭尾水管排水阀,提升尾水检修门对尾水流道进行充水,检查水轮机部分无异常情况。
4.4确认尾水流道已充满水,全部提起尾水闸门。
4.5空气围带充气。
4.6投调速器锁定装置。
4.7微起进水闸门充水阀约20cm,对蜗壳进行充水试验。
充水过程中,检查水机部位的渗漏情况,各组合面应无渗漏。
4.8确认蜗壳已充满水,保持30分钟,再次检查各部位渗漏情况。
确认无异常后全部提起进水口闸门。
4.9再次检查水机部位,应无渗漏现象。
五、水轮发电机组空载试运行
5.1首次电手动开机前的准备
5.1.1确认充水试验中出现的问题已处理合格。
5.1.2主机周围各层场地已清理干净,吊物孔盖板已盖好,通道畅通,通迅指挥系统可随时使用,各部位运行人员已进入岗位,各测量仪器、仪表已调整就位。
5.1.3上、下游水位已记录,各部原始温度已记录。
5.1.4尾水闸门、进水闸门确认在全开位置。
5.1.5调速器处于准备开机状态,并切换于“电手动”位置;漏油装置处于自动位置。
5.1.6测速系统各设备投入。
5.1.7机组的水机操作保护,以及测量系统、音响、信号回路投入。
5.1.8发电机出口断路器断开。
5.1.9拆除所有试验用的短路接线及接地线。
冷却水系统投入运行状态,并确认轴承油位正常。
调速器锁锭退出。
投入主轴密封润滑供水,水压正常。
手动顶起转子一次。
5.2首次电手动开机
5.2.1确认转动前的检查已完成,并符合要求,具备手动开机条件。
5.2.2调速器控制柜在“电手动、现地”位置,逐渐开启导水叶使机组启动,待机组转速升至50%Ne时作短暂停留,无异常后升至额定转速,记录机组在此水头(上、下游水位)下的启动开度和空载开度。
校验电转速表应位于100%位置。
5.2.3由专人负责监视轴承温度、摆度、振动、转速和水压等。
5.2.4观察机组各部位有无异常现象。
如发现金属碰撞声、瓦温突然升高、机组摆度、振动过大等不正常现象应立即停机。
5.2.5测量、记录机组运行各部位振动、摆动,其值应满足厂家设计规定值。
5.2.6观察、测量、记录机组油、水、气各系统运行工作情况。
5.3电手动停机及停机后检查
机组开机运行约4小时,待瓦温稳定后停机检查。
,投入空气围带,切除主轴密封润滑供水。
5.4机组自动开、停机试验
,功率给定置于空载位置,频率给定置于额定频率位置,调速器参数空载最佳位置。
,具备自动开机条件。
,检查监视以下项目:
在机组LCU操作机组自动停机,检查监视以下项目:
5.5发电机短路升流试验
,发电机各部位温度应稳定,转速正常。
,通过励磁装置手动升流,在额定电流下测量发电机轴电压,检查碳刷及集电环工作情况;跳灭磁开关,检验灭磁情况是否正常。
,检查测量表计指示是否正常。
,如不合格,则进行短路干燥。
5.6发电机零起升压试验
,检查发电机及电气设备的带电情况应正常,电压回路二次侧相序和电压值应正确,保护装置工作正常。
,测量轴电压。
,测量发电机定子最高电压值。
,其灭磁情况应正常,测量灭磁时间常数。
5.7励磁装置调整和试验
对励装置进行闭环调试
六、机组并列试验
6.1检查同期回路的正确性
拉开发电机断路器10KV母线侧隔离开关,手动、自动模拟准同期并列试验。
6.2进行机组并列
同期回路经检查正确无误后,合发电机断路器母线侧隔离开关,#2F同期断路器在试验位置时投同期开关进行假并列。
正常后,将#2F同期断路器置工作位置,投同期开关进行正式并列。
检查各电流回路的电流情况和表计指示。
七、机组带负荷试验
7.1机组带负荷试验,逐步增加有功、无功负荷,观察并检查机组带负荷时有无振动区。
7.2机组负荷的递增分别以5%的增幅增至100%额定负荷,并在各负荷下稳定运行15分钟。
7.3机组带负荷下调速系统试验,检查桨叶、导叶协联曲线是否正确。
八、甩负荷试验
8.1机组分别在25%、50%、75%、100%额定负荷下甩负荷试验,并按表格各项目作好记录。
8.2最大负荷下(不大于额定值)进行低油压事故停机试验,并按表格各项目作好记录及监测。
九、72小时带负荷试验
9.1自动开机,并入系统,并升至最大负荷(不得大于额定值),连续运行72小时,全面记录运行所有有关参数。
9.2检查各保护工作应正常。
9.3机组无中断连续运行72小时后,停机检查,处理存在的缺陷。
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