水牛家电站1#机组启动试运行操作规程Word文件下载.docx

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本试验项目及程序不包括水工建筑物的起动试运行，不包括压力钢管充水试验。

2.操作规程编写依据

水牛家电站1#机组启动试运行操作规程（机械部分）根据国家和部颁相关规程规范进行编写：

GB2003《水轮发电机安装技术规范》；

DL507—93《水轮发电机组起动试验规程》；

3.机组充水前的检查

3.1引水系统的检查

3.1.1确认：

大坝、引水隧洞、蓄水、引水工作状况正常，能满足1#机组启动试运行条件。

3.1.21#球阀、旁通阀及油压装置已安装完工调试合格，现地控制单元工作情况良好。

球阀处于关闭状态，进人孔已封闭严密，球阀已具备静水启闭调试。

3．1．3蜗壳、尾水管等机组过水通流系统均已检验合格清理干净，检查完毕关闭蜗壳进人门,蜗壳排水阀关闭严密，尾水管进人孔已封闭严密,验水阀已经安装。

测量表计、压力开关均已安装完工调试合格，整定值符合设计要求。

3.1.41#机尾水闸门门槽及周围已清理干净，尾水闸门已安装完工检验合格，2＃尾水闸门处于关闭状态。

3.2水轮机部分的检查

3.2.1水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格、记录完整，止漏环间已检查无遗留物。

3.2.2水导轴承润滑系统已经充油，油槽油位开关、温度传感器调试合格，整定值符合设计要求。

3.2.3导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，接力器锁定投入，导水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。

3.2.4机组各测压表计、压力开关、流量计均已安装完工调试合格，整定值已调整至设计值。

振动和摆度测量系统已安装完工，调试合格处于正常运行状态。

3.3调速系统及其设备的检查

3.3.1调速器机柜、控制柜及油压装置已安装完工检验合格、油位正常，透平油化验合格。

表计、压力开关、传感器、安全阀门均已整定符合设计要求。

3.3.2油压装置油泵在工作压力下运行正常，集油槽油位浮子继电器动作正常。

3.3.3调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等经充压力油检查无渗油现象。

3.3.4调速器机柜、电柜静态调试已完成，接力器行程、导叶开度指示正确。

3.3.5紧急关机时间符合调节保证计算值。

3.3.6调速器现地开、停机试验，LCU开、停机试验，事故停机试验均正确可靠。

3.4发电机部分的检查

3.4.1发电机整体已全部安装完工检验合格记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内部无任何杂物。

3.4.2上、下导油槽、推力油槽已充油，油位开关已调整至设计值。

3.4.3发电机制动系统的手动、自动操作已检验调试合格动作正确，压力开关已整定符合设计要求。

3.4.5测量发电机工作状态的各种表计，振动和摆度传感器等均已安装完工调试合格。

3.5油、水、气系统的检查

3.5.1全厂透平油系统已能满足1#机组供油、排油的需要。

油质经化验合格，供油管路与2#机隔离措施已完成。

由于油系统供排油为滤油机通过快速接头对机组供排油，各部阀门均应处于关闭状态，其操作程序为：

供排油干管与2＃机组联络阀门（）处于关闭，调速器油压装置阀门（）处于关闭，球阀油压装置阀门（）处于关闭，推力、上导、下导总阀（）处于关闭，推力、上导供排油阀（）处于关闭，下导供排油阀（）处于关闭。

3.5.2技术供水系统调试，首先配合厂家进行技术供水泵调试合格，启动水泵向系统供水，检查系统管路漏水情况并处理，各压力表计，传感器等显示、动作是否正常。

检查机坑内管路、阀门漏水情况并处理完成，通过油位指示或油混水信号器检测各部轴承是否漏水。

1#机组技术供水系统、公用技术供水系统及滤水器已安装完工，测量表计、流量传感器、减压阀已调试合格整定值符合设计要求，各管路、阀门、接头、冷却器均经加压试验合格，无渗漏现象，与2#机的隔离措施已完成。

其操作程序为：

首先开启技术供水泵前后端手动阀门（），开启滤水器及干管手动阀门（），关闭2＃机技术供水总阀（）；

然后开启各套轴承冷却水供排水管手动阀门（）和发电机空冷器前后手动阀门（）

3.5.3中、低压空气压缩机均已调试合格，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，管路与2#机组隔离措施已完成。

系统处于投运状态，其操作程序为：

1、低压气系统

空压机及气罐手动阀门（）处于常开，气罐手动排污阀（）处于常闭，检修供气总管阀门（）根据实际需要可以处于常开，支管手动阀门（）在不用气时处于常闭。

制动系统管路阀门与2＃机联络阀门（）常闭，1＃机制动系统操作分手动和自动，供气总阀（）及表计阀门（）常开。

手动制动，供气阀门（）和排气阀门（）开启，（）关闭；

手动复归，供气阀门（）和排气阀门（）开启，（）关闭。

自动制动，手动阀门（）常开。

机组检修密封手动供气开启阀门（），关闭阀门（），复归关闭阀门（），开启阀门（）；

自动供、排气阀门（）常闭，阀门（）常开。

2、中压气系统

空压机及气罐手动阀门（）处于常开，气罐手动排污阀（）处于常闭，与2＃机联络阀门（）常闭。

3.5.4厂内渗漏及检修排水系统经全面检查，渗漏及检修排水泵工作正常，排水量满足1#机组运行和检修的要求。

调试动作正常后进行如下操作：

渗漏排水系统阀门（）常开。

自流排水阀门（）常开，（）常闭。

检修排水系统阀门（）常闭，阀门（）常开。

3.6电气设备的检查

3.6.1发电机出口母线、中性点一次设备已安装完工试验合格，机端出口电流互感器、电压互感器、中性点电流互感器已试验合格。

3.6.2主变压器已安装完工试验合格，局放、感应耐压试验合格，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，事故排油系统、灭火消防系统及安全保护措施符合设计要求，具备带电条件。

3.6.3开关站系统设备已安装完工试验合格。

3.6.4中控室、开关站接地网已完成，全厂总接地网接地电阻已测试，符合设计要求。

3.6.5厂用电系统设备已经全部安装完工，并经试验合格。

已接通电源投入正常工作。

BZT装置调试合格，动作正确可靠。

3.6.6备用厂用电系统已经全部安装完工，并经试验合格，电源可靠，保证容量能满足机组起动试运行的要求。

3.6.7励磁系统盘柜、励磁变压器安装完工并试验合格，励磁装置已完成了小电流开环调试。

3.6.8励磁系统与LCU的接口正确，二次回路模拟试验正确可靠。

3.6.9监控系统设备均已安装完工。

3.6.10上位机系统已建立，整个网络通讯已形成。

3.6.11现地LCU柜各个单独装置的检查已完成。

3.6.12现地LCU与上位机的通讯已形成。

3.6.13LCU的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性检查完毕且正确。

3.6.14LCU开出点逐一动作至现场设备，动作正确可靠，信号准确。

3.6.151#发变组保护、220kV母差保护、厂用电保护设备已安装完工试验合格，保护装置已按定值单进行整定，继电保护回路模拟传动试验动作正确可靠。

3.6.161#机组相关直流系统、UPS电源已安装完工，试验合格并已投入运行。

3.6.17厂房照明已安装，事故照明已检查合格。

3.6.18厂内通讯及对外通讯畅通，能满足试运行要求。

3．71#机消防管路、消防设施已安装完成，符合消防设计要求。

由于消防主管被损坏，发电机消防在试运行期间还无法投入运行，但不影响机组试运行。

为了安全起见，在机组试运行期间配备足够多的灭火器，以应对突发事件。

4机组充水试验

4.1尾水充水试验

确认前述检查项目完成后，手动投入机组机械制动，按照低压气系统手动制动操作程序进行，利用尾水平压管向尾水管充水。

检查尾水管进人孔、水轮机顶盖、导水机构及主轴密封、球阀，测压系统管路等的漏水情况应无异常，充水过程中通过尾水验水阀排气及监视尾水水位。

4.2蜗壳充水试验

4.2.1手动打开球阀旁通阀手动阀门，手动操作液压阀向蜗壳充水，充水前打开差压变送器阀门监测球阀前后压差，记录蜗壳充水平压时间，检查球阀至蜗壳段渗漏水情况。

4.2.2充水平压后，进行球阀及旁通阀的静水启闭试验，先以现地，后以远方方式启闭球阀和旁通阀，检查球阀及旁通阀控制系统的功能及工作状况，并记录启闭时间，试验合格后关闭并锁定。

4.2.3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。

5机组空载试运行

5.1起动前的准备

5.1.1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，无关人员退出1#机工作现场,通讯指挥系统可随时待命，各部位运行人员已进入岗位，中试所动平衡试验设备已安装完毕。

各测量仪器、仪表已调整就位。

5.1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格，1#机组已具备起动条件。

5.1.3手动顶转子一次。

操作为关闭（）阀门，开启（）阀门，启动电动泵顶起转子不大于8mm。

复归关闭（）阀门，开启（）阀门，并利用制动系统复归气进行制动器复归。

5.1.4调速系统调试合格并检查阀门（）应开启，阀门（）关闭。

5.1.5各部轴承油位阀门全部开启。

5.2机组首次手动起动试验

5.2.1首先按照3.5.2操作步骤投入技术供水系统，打到自动状态，投机组各轴承冷却水，跳开灭磁开关，关闭定子空冷器冷却水。

开球阀旁通阀，平压后退出检修密封和工作密封，待密封行程开关指示灯亮起后再开球阀。

5.2.2将调速器切到手动位置，手动缓慢开导叶开度，当机组开始转动时记录所对应的导叶开度（起动开度），同时立即关闭导叶，观察有无机械磨擦及碰撞声，如有则立即停机。

确认机组无异常后再次打开导叶，逐渐升高机组转速至40%、70%、100%额定值，在升速过程中，监视各部位应无异常现象，有无机械磨擦及碰撞声，如有则立即停机。

在机组达到额定转速后记录稳定转速下的导叶开度—空（转）载开度。

5.2.3在机组达到额定转速后，在半小时内，每隔5min测量一次各部轴承的温度，以后可延长记录时间间隔。

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位油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。

5.2.4首次开机，记录全部水力测量系统表计读数，记录机组的振动、摆度值应符合厂家设计规定值，如超标，应进行动平衡试验。

5.3机组空转运行下调速器系统的调整试验

5.3.1检查步进电机电液转换器工作情况。

5.3.2频率给定的调整范围应符合设计要求。

5.3.3手--自动切换试验。

5.3.4配合厂家进行空载扰动试验。

5.3.5按厂家技术要求作各项调整试验,记录空载运行参数。

5.4手动停机试验

停机过程中观察转速信号装置接点的动作情况应正确。

5.5机组过速试验

5.5.1将转速信号装置115%nN和140nN的接点从水机保护回路中断开。

5.5.2以手动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%nN，调整转速信号装置相应的转速接点后，继续将转速升至140%nN，调整转速信号装置相应的接点，同时记录机组振动、摆度值。

5.5.2恢复转速信号的接线，手动操作增大导叶开度升速至过速保护动作紧急停机电磁阀停机，关球阀。

5.5.3过速停机后，自动投入检修围带，然后对机组转动部分进行全面检查。

检查发电机转子零部件是否松动，复查空气间隙，检查发电机定子基础、上机架千斤顶及螺栓有无松动。

5.5.4根据记录振动、摆度分析是否进行各轴承检查。

5.6机组自动开停机试验

5.6.1机组自动开机试验

检查机组完全具备开机条件后，将技术供水、主轴密封、机组制动、调速器投入“自动”，分别以现地LCU及远方上位机方式操作自动开机，按机组“静止→空载”的监控程序检查各部执行情况，直到机组升速至额定转速，检查导叶开度限制机构工作是否可靠，记录发出开机脉冲到达额定转速的时间，转速信号装置和自动化元件动作应正常。

5.6.2机组自动停机试验

检查机组具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，发出停机脉冲后，导叶自空载开度开始关闭，直至全关，检查转速信号装置动作整定值（25%nN），记录加闸制动至机组停止转速的时间。

5.6.3开停机过程中记录开机、停机时间，并记录各部轴承温度与摆度与手动相比较。

5.7发电机短路升载试验

5.7.1提前与系统联系，申请220KV线路及220KV母线系统停电并退出运行。

在机组出口设置D1短路点，采用它励方式进行零起升流试验，绘制机组继电保护和测量回路的向量图，制发电机短路特性曲线。

（在升流前切除发变组差动和电流保护,投入过压保护）

5.7.2在1B主变220KV侧设置D2短路点，在1B主变110KV侧设置D3短路点，绘制发变差动保护、母线差动保护向量图。

5.7.3短路试验结束后，拆除短路线，拆开发电机中性点及出口接线，测量发电机定子绕组和转子绕组绝缘、吸收比。

测得值不符合GB8564--88的要求，则进行发电机短路干燥。

5.8发电机短路干燥

5.8.1如需要进行干燥，则利用D1短路点进行。

机组短路干燥时短路电位的大小，按每小时温升不超过5~8℃的上升速率控制，绕组的最高温度不超过80℃，每8h测量一次绕组的绝缘和吸收值。

5.8.2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。

投入发变组保护。

5.9紧急停机试验

手动操作紧急停机按钮，作用于紧急停机，检查LCU事故停机流程。

5．10发电机升压试验

5.10.1自动开机后机组各部运行正常，用它励方式手动零起升至额定电压的30%，检查二次侧三相电压是否平衡，升压至额定电压的50%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。

5.10.2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。

5.10.3录制发电机空载特性曲线。

5.11发电机带主变及高压配电装置的递升加压试验

5.11.1手动零起升后，分别在30%、50%、100%额定电压下检查主变及一次投运设备的工作情况。

5.11.2检查电压回路和同期回路的电压、相序和相位应正确。

5.12电力系统对1#主变冲击合闸试验

5.12.1主变冲击5次，每次时间间隔5min，检查主变有无异常，并检查主变差动保护及瓦斯保护的动作情况。

5.12.2用系统电压检查电压回路和同期回路的电压、相序和相位应正确。

5.13发电机空载下励磁调节器的调整试验。

5.13.1励磁调解器起励试验；

5.13.2自动电压调整范围检查；

5.13.3手动电压调整范围检查；

5.13.4频率特性试验；

5.13.5发电机空载时10%跃变反映试验，测量电压超调量、振荡次数、调节时间；

5.13.6.空载电压下进行灭磁试验；

5.13.7按厂家技术要求作保护整定试验。

5.14机组并列及负荷试验

5.14.1机组空载并列试验

在正式并列试验前，拉开主变高压侧隔离刀闸，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。

试验正确后，合上主变高压侧隔离刀闸，正式进行自动准同期并列试验。

5.14.2机组带负荷试验

并网后手动方式逐渐增加负荷到25%、50%、75%、100%负荷运行，检查机组运行情况，观察并检查机组加负荷时有无振动区。

然后手动降压至空载。

最后进行自动增减负荷试验，并记录增减负荷所需要的时间。

5.14.3机组带负荷情况下调速系统调整试验。

5.14.4机组带负荷下励磁系统调节试验。

机组带无功负荷情况下，励磁系统调节试验。

5.14.5机组甩负荷试验

机组在额定有功负荷的25%、50%、75%、100%下分别进行，按GB8564--88的表格记录有关数据。

试验时由调试专职人员进行指挥，各部位人员按照记录表格分别记录不同甩负荷情况下的参数值。

检查调速系统动态调节品质，蜗壳水压上升率，机组转速上升率应满足设计要求。

检查励磁系统稳定性及超调量。

5.14.6机组带额定负荷下调速器低油压事故停机试验。

手动开启压力油槽排油阀，油泵处于手动状态。

记录动作压力。

5.14.7机组甩负荷后，对机组发电机基础进行检查，各轴承进行检查。

6机组带负荷试运行

6.1机组带满荷进行72h试运行,记录72小时运行参数。

6.2测量最大负荷下机组的轴电压。

7交接验收

以上试验全部完毕，停机消缺后，办理移交手续。