水轮发电机组A修后启运程序.docx
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水轮发电机组A修后启运程序
**水电开发有限责任公司**电厂
1F水轮发电机组A修后启动试验程序
批准:
审核:
编写:
二О一八年一月十五日
一、1F机组启动的组织措施
(一)成立1F机组A修启动领导小组
1、组长:
**
2、成员:
**、**、**、**
分工及职责
1、组长全面负责启运工作。
2、成员负责组织、协调、指导启运工作
(二)成立1F机组A修启动指挥小组
1、组长:
**
2、副组长:
**、**、**
3、组员:
**、运行当班值长、**、**、**、**、**
分工及职责
1、机组启动前,启动小组成员全部到位,检修项目部、电厂运行组织好本部门相关人员到位。
2、检修监项目部做好设备的验收、单元试验工作,电厂运行清理并收回所有工作票、核实检修作业交代情况,负责机组启动前安全措施的拆除、机组全面检查,配合检修项目部完成机组相关设备的试验以及机组启运过程中的操作。
3、检修项目部在启运前结束检修工作,做好检修作业交代,配合运行人员完成设备的验收、单元试验,安排各分专业对机组设备进行详细检查,作好记录,负责落实各自所辖设备的试验项目并提供机组启运过程中的技术支持。
4、启动领导小组组织技术人员分专业对机组设备全面检查,并对检查结果汇总,对发现的问题现场督促处理。
二、1F机组启动的技术措施
(一)机组启动前的验收项目
1、水力机械部分
1.1机组各部回装完毕,水车室及机组转动部分无异物,压力钢管、蜗壳内清洁无杂物。
1.2导叶传动机构各部连接牢固,导叶端面、立面间隙调整合格,导叶转动灵活。
1.3水车室顶盖清理干净;顶盖水位传感器信号正确;控制环与拐臂各部无异物。
1.4水车室油、水、气管道及其阀门回装完毕,管道阀门的操作方向、色标、介质流向清晰正确,标示牌、编号齐全、清楚,符合规程图纸要求,水导冷却器作耐压试验合格。
1.5机械过速保护装置回装符合设计要求,管路无渗漏现象;
1.6油、水、气系统测温、测压仪表、信号经检验合格,检验标签齐全,回装后模拟正确;
1.7各轴承油槽无渗漏,油质、油位符合设计要求,油位标示准确、清晰、完好,低油位报警信号按规定整定,报警信号准确可靠;各轴承测温装置接线正确,无开路、短路、接地现象。
1.8调速器和压油装置有关整定数据、自动化元件整定调试合格,模拟动作准确可靠;
1.91F蝶阀工作正常。
1.10水机保护装置模拟动作及声、光信号正常;
1.11机组盘车数据在合格范围内。
1.12规程规定的其它检查项目。
2、发电机及一次部分
2.1定子绕组的绝缘电阻、吸收比、泄漏电流、直流电阻、交直流耐压试验均符合要求;
2.2定子汇流引出线及中性点引出线检查正常;
2.3转子风扇完好;
2.4制动器各连接管路正确,各部动作正常;闸块表面平整无裂纹,夹持挡块无松动,。
2.5空冷器及连接管路无异常,无渗漏现象;
2.6发电机定子端部、转子上面、发电机气隙间无杂物,空气间隙合格;
励磁变试验数据合格,接线良好,清洁无杂物,转子集电环、碳刷、碳刷架已检验、更换并调试合格,接线正确,试验合格,
2.7励磁引线及电缆绝缘完好无损伤,接头连接牢固;
2.8集电环表面光滑无麻点,刷架、刷握及绝缘支柱完好,固定牢靠,刷握垂直对正集电环,弹性良好;
2.9齿盘测速装置接线正确。
2.10封闭母线密封严密,绝缘合格。
2.11机组PT完好,投入正常。
2.12FMK接线正确、完好,在断开位置,储能正常。
2.13规程规定的其它检查项目。
3、机组电气二次部分
3.1各电流互感器、电压互感器回路正确,前者无开路,后者无短路;二次回路绝缘良好,需接地的地方可靠接地,控制盘柜清洁无杂物端子排紧固,接线正确;各继电器、压力表、传感器、变送器、示流器整定指示正确。
3.2所有二次设备的开关、刀闸、压板、电压互感器、电流互感器、保险、按扭、表计、端子、指示灯等标示齐全、清楚、准确;
3.3电气各保护、仪表测量回路,经检验合格,模拟声、光信号及动作后果正确;
3.4机组出口开关1DL操作机构正常。
3.5所有水机保护、电气保护动作回路及信号正确。
3.6调速器机电合柜二次回路接线正确,在蝶阀关闭状态下联动模拟机电部分动作正确可靠。
3.7微机监控装置与现地控制单元LCU联机切换试验正常。
3.81FLCU、励磁装置之间的通迅或控制联络正常,各控制对象正确,显示及声光信号准确可靠;
3.9励磁装置及各功率柜、灭磁及过电压保护柜各部接线正确、动作可靠;
3.10中控室对现地各装置的控制、操作准确可靠;
3.11各电缆孔洞封堵可靠;
三、机组单元试验
1、发电机保护装置整组试验。
2、技术充水试验。
3、接力器充油排气试验。
4、手动/自动加闸/复归试验。
5、励磁系统开环试验。
6、机组静止状态下的瓦温保护模拟试验。
7、发电机保护联动试验
8、水机保护联动试验
9、发电机定子、转子相关大修试验。
10、调速器静特性试验。
11、无水开机试验
四、1F机组启动前应具备的条件
1、机组推力/上导、下导、水导油槽油位、油色正常;漏油装置处于自动状态。
2、转子滑环和碳刷接触良好。
3、大轴接地碳刷接触良好。
4、1F机组机交、直流供电正常。
5、剪断销剪断报警装置工作正常、制动气源压力正常。
6、机组压油装置控制屏上电正常,油罐油压、油位正常,油泵在“自动”位置。
调速器已充油;电调在“机手动”位置,接力器锁锭投入,调速器机调柜、电调柜上电正常。
7、由检修人员用顶转子油泵对机组顶转子一次。
8、水力机械保护和测温装置投入。
9、机组出口隔离开关11G、FMK在分闸位置,励磁系统恢复正常。
10、蜗壳人孔门、尾水人孔门关闭严密。
11、1F蜗壳排水阀241阀、尾水排水阀242阀关闭严密。
12、尾水闸门全关。
13、蝶阀及手动旁通阀全关。
14、空气围带电磁阀在手动操作状态、空气围带已排气。
15、机旁测温制动屏上电测试正常。
16、机组保护盘上电正常、各保护功能按规程要求正确投入。
17、1F现地控制单元1LCU屏上电指示正常。
18、办理机组本次大修相关工作票的结束手续。
19、1F大修后的相关检修、技改资料图纸已交运行单位。
20、1F经检修单位、检修监理和运行单位全面验收合格,由检修监理负责对所属大修设备进行一次详细检查,符合规程规定和无泄漏质量要求,现场清洁达到文明生产要求。
21、各工作面的工作负责人必须认真做好现场《检修交待记录》并经运行值班负责人签字认可。
22、由运行单位将机组恢复备用到手动开机前的状态。
五、接力器充油排气
1、接力器充油排气前应具备的条件
1.1进水蝶阀及旁通阀全关。
1.2机组尾水门全关。
1.3顶盖取水管进水阀237全关。
1.4蜗壳压力为0。
1.5调速器压油装置油位、油压正常,总出油阀104全开,压油泵和自动补气阀控制方式为“自动”。
1.6水车室所有人员已撤离、无影响转动部位转动的杂物。
1.7接力器锁锭退出。
1.8调速器上电正常,无故障信号,控制方式为现地/手动。
2、接力器充油排气操作。
2.1按照0—25%-50%-75%-100%导叶开度的顺序依次开、关机组导叶。
2.2查调速器主配无跳动、接力器无抽动现象,空气已全部排出。
2.3最后将机组导叶全关。
六、技术充水试验
1、技术充水前应具备的条件
1.1所有冷却器、空冷器及其阀门、管路已全部回装完毕。
1.2所有工作已结束、人员已经撤离。
1.3所有冷却器进、出水小阀已全开,空冷器进水阀开度25°、出水阀全开,运行人员记录各轴承油位数据。
1.5全关顶盖取水阀238。
1.6全关2F、3F机组的技术供水进水阀205,并调整其冷却水水压在0.3MPa左右,保证运行机组各部温度在额定范围内。
2、技术充水操作
2.7依次启动#2、#3技术供水泵并调整排污阀开度和空冷器进水阀开度,控制1F机组冷却水总水压0.4MPa,空冷器水压0.20MPa,并维持该水压30min。
2.8查1F机组各冷却器、空冷器及管路、阀门无漏水现象,记录、对比各轴承油位数据有无变化。
2.9恢复1F、2F、3F机组冷却水至标准运行方式。
七、手动/自动加闸/复归
1、手动/自动加闸/复归前应具备的条件
1.1所有工作已结束,人员已撤离
2、手动/自动加闸/复归操作
2.1全关313、315、319、318,全开316。
2.2现地检查制动闸已顶起、制动闸顶起信号正常。
2.3全关316、322,全开320。
2.4现地检查制动闸已复位,制动闸落下信号正常。
2.5将各阀门恢复至标准运行方式。
2.6上位机单点开出“制定闸顶起”。
2.7现地、上位机检查制动闸顶起信号正常。
2.8上位机单点开出“制定闸复位”。
2.9现地、上位机检查制动闸复位信号正常。
八、检同期试验(待定)
1、检同期试验前应具备的条件
1.1定子出线侧至机组出口隔离刀闸11G上所有工作已结束、工作票已终结或押回、人员已撤、设备现场清理完毕。
1.2定子与定子出口母线接引线已经拆除且保持足够的安全距离。
1.3定子及接引线上其他安全措施已恢复。
2、检同期试验操作
2.1给上#1机组PT一、二次保险。
2.2合上#1机组PT高压侧刀闸。
2.3依次合上#1机组出口隔离刀闸11G、出口开关1DL。
2.4由检修人员在机组同期装置上核查发电机PT二次侧电压正确(相序、相位、电压)。
2.5试验完成后做好安全措施,恢复定子与定子出口母线接引线。
2.6恢复检同期试验所做的安全措施。
九、无水开机试验
1.无水开机前应具备的条件
1.1机组进水蝶阀及手动旁通阀全关,控制方式为“现地/手动”,动力电源空开已拉开。
1.2机组尾水门落下。
1.3蜗壳压力为0。
1.4调速器及压油装置标准运行方式。
1.5机组LCU上电正常,控制方式为“远方”。
1.6全关技术供水系统阀门206、238,技术供水控制方式为“远方/自动”
2、无水开机操作
2.1由检修人员在现地短接或上位机监控系统强置1F机组开机条件满足。
2.2上位机发1F机组“停机”—“空转”令。
2.3由检修人员根据开机流程逐步短接对应信号。
2.4上位机检查1F机组进入“空转”态,无水开机试验正常。
2.5恢复所有短接信号、上位机监控系统强置的信号。
2.6全开机组冷却水系统阀门206、238。
十、1F蜗壳充水
1、蜗壳充水前应具备的条件
1.1进水蝶阀及旁通阀处于全关位置。
1.2蜗壳和锥管全部人员已撤离、杂物已清理、进人孔封堵严密。
1.3调速器水轮机检修工作完毕,调速器试验合格,动作灵活可靠,机组已恢复备用。
1.4导叶全关。
2、蜗壳充水操作及充水中的检查和充水后的试验。
2.1关闭1F蜗壳排水阀241。
2.2开启运行机组尾水排水阀242(暂定2F),开启1F尾水排水阀242,对锥管充水平压并检查锥管、蜗壳、顶盖的各部位无渗漏水,主轴密封漏水在允许范围内。
2.3尾水平压各部检查正常后,提起尾水闸门并安放牢固,关闭运行机组尾水排水阀242(暂定2F)、1F机组水位排水阀242。
2.4手动开启蝶阀旁通阀向蜗壳充水平压,并记录蝶阀平压后的蜗壳压力值,检查有关部位应无渗漏水;
2.5静水状态下进行上位机蝶阀全开和保护全关试验,并记录蝶阀全开和全关过程时间,试验完毕后蝶阀置全开位置;
十一、手动启动机组和自动停机试验
1、手动开机前应具备的条件
1.1机组各部在备用状态,检查机组制动闸已落下、气压正常。
1.2发电机转子制动方式应符合手动制动方式。
1.31DL、FMK、各整流桥交、直流刀闸在断开位置,起励电源断开,励磁装置退出备用。
1.4调速器置“现地/手动”控制方式。
1.5机组油、水、气系统各阀门分别置于开机准备位置,油、水、气压力值符合规定,启用全部水机保护,机组各轴承润滑油油位在额定范围以内。
1.6机组冷却水手动调整为“顶盖供水”。
1.7查LCU监控装置投入运行正常,各路开出及模拟量应符合运行机组要求。
1.8各测试仪表、器具在测试准备工作状态,各部监视人员已分别就位。
1.9水机保护、发电机保护投入正常。
2、手动开机及其试验(机组升速过程稳定性试验及调速器相关试验)
2.1机组稳定性试验仪器、设备接线完好、正确,试验人员到位。
2.2查电调在手动(电手动)。
2.3现地全开1F机组进水蝶阀。
2.4手动调整机组转速在额定转速;检查机组振动、摆度值是否正常,试验数据收集完整、分析正常;机组升速过程中,检查测速装置输出信号是否正确。
并记录机组启动开度、空载开度、接力器行程,机组升速过程中转速达额定后须对机组进行下列监视和试验。
(1)对机组转速表转速进行对比、检查。
(2)机组一经启动,各监测人员应密切注视机组各部工况是否正常,有无异音、异味,轴承翻油是否良好,各部振动、摆度、油温、瓦温、冷却水压变化有无异常,同时做好记录。
(3)记录空转额定转速时的蜗壳、钢管、顶盖、底环、尾水管压力值,检查主轴密封漏水情况。
(4)测量发电机定子线圈残压值。
(5)测量和记录各轴承摆度、振动、油、瓦温的稳态值和各部水压值。
2.5记录机组空转开度和空载电气开限,根据上下游水位,调整电调空转电气开限。
2.6检查水轮机顶盖漏水和排水情况。
2.7校验核对齿盘测速及残压测速。
2.8检查滑环碳刷工作正常。
2.9电调“机手动/电手动/自动”切换试验,检修人员记录、分析数据。
2.10电调“A/B”机切换试验检修人员记录、分析数据。
2.11紧急停机电磁阀动作试验:
机旁手动按“紧急停机”按钮,事故停机,监视事故停机流程,当转速下降到25%Ne时手动加闸,检修人员记录加闸时间、校对加闸转速、检查闸块行程开关动作情况。
2.12恢复机组冷却水系统、制动系统为标准运行方式
2.13复归相关报警、动作信号。
十二、自动开机、事故低油压试验、一级过速试验
1、试验条件
1.1机组处于冷备用状态。
1.2机组各辅助系统、保护屏处于标准运行方式。
2、试验步骤
2.1上位机发1F机组“停机”—“空转”令。
2.2查1F机组空转运行正常,各辅助系统运行正常。
2.3将1F机组压油装置补气阀、压油泵控制方式切至“手动”;
2.4打开压油装置手动排气阀排气;
2.5检修人员记录事故低油压动作时油压数据(机械压力表和数字压力表);
2.6运行人员检查事故低油压保护动作正常;
2.7复归各保护信号,压油装置手动调油补气,恢复油压、油位至额定值,将自动补气阀、压油泵控制方式切至“自动”,将1F机组恢复至冷备用状态。
2.8上位机发1F机组“停机”—“空转”令。
2.9查1F机组空转运行正常,各辅助系统运行正常。
2.10由检修人员在测温制动屏模拟115%ne转速信号,检查一级过速保护是否动作正常。
2.11复归各保护信号,将1F机组恢复至冷备用状态。
十三、递升加压试验(励磁系统动态特性试验、发电机空载特性试验、差动保护动作试验)
1、试验条件
1.1检查1DL、11G在断开位置;
1.2所有短路点的短路线已全部拆除。
1.31F1#、2#整流柜交、直流开关在合闸位置。
1F机组FMK在合闸位置,起励电源正常;
1.4调速器置“远方”“自动”位置;
1.5机组LCU监控装置正常。
1.6其余机、电设备与备用机组相同;
1.7励磁装置恢复备用,控制方式切换置“现地”,运行方式切为“递升加压”。
1.8打开1F机组“调主变高压侧”保护出口压板。
1.9进水蝶阀控制方式为“远方/自动”。
1.10其余机组保护定值已按照定值单整定并投入,
2、递升加压试验步骤
2.11上位机发1F“停机”至“空转”令,自动开机联动开蝶阀,检修人员并记录蜗壳水压和机组启动开度,空载开度。
2.12检验自动开机流程符合要求,各执行元件动作正常。
2.13起励逆变灭磁试验及升压过程机组稳定性试验。
2.14机组稳定性试验仪器、设备接线完好、正确,试验人员到位,励磁系统切至“A”通道。
2.15手动起励至额定电压的15%Ue,通知检修检查测量回路,各部振动及摆度是否正常。
收集稳定性试验数据,运行人员检查一次设备有无异常、三相电压平衡、定子三相电流为零、励磁功率柜风机运行正常。
2.16手动起励至额定电压的25%Ue,通知检修检查测量回路、各部振动及摆度是否正常;收集稳定性试验数据,定子三相电流为零。
2.17手动升压至额定电压的50%Ue,检查一次设备有无异常,三相电压平衡,电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。
2.18手动升压至额定电压的75%Ue,检查一次设备有无异常,三相电压平衡,收集稳定性试验数据,定子三相电流为零。
2.19手动升压至额定电压的100%Ue,检查一次设备有无异常,三相电压平衡,收集稳定性试验数据,然后进行手动逆变灭磁试验。
2.20将励磁系统切至“B”通道重复“2.15”—“2.19”步骤
2.21将励磁系统恢复至标准运行方式。
3、自动起励试验及励磁系统动态特性试验。
3.12励磁调节器“自动/手动”切换及在额定电压下做双通道切换试验(分正常切换和故障切换)。
3.13上位机发1F机组“空转”—“空载”令,使发电机电压从零值升至额定值并进行下列试验:
(1)空载状态下测量和记录各部轴承摆度、振动值并分析该值正常。
(2)测量轴电压符合要求。
(3)现地切换励磁装置“A/B”通道。
(4)检修人员收集并分析切换“A/B”通道前后机端电压数据。
3.14分别现地切换调速器“A/B”机、检修人员模拟导叶故障信号、调速器掉电,收集并分析“空载”状态下的调速器空载扰动、摆度试验前后的导叶开度、机组转速数据、机组振摆数据。
3.15上位机发1F机组“空载”至“空转”令。
3.16将励磁系统切至“A”通道重复第步骤“3.13”。
3.17由检修人员在保护屏模拟差动保护动作信号。
3.18运行人员现地检查差动保护动作结果正常,机组事故停机正常。
3.19复归保护事故信号,将机组恢复至冷备用状态(出口隔离刀闸11G除外)。
3.20给上1F机组“跳主变高压侧”保护出口压板。
十四、机组手动同期、假同期试验
1、试验条件
1.1机组冷备用状态。
1.2拉开1DL、11G。
1.3检修人员短接11G合闸信号(由组长根据现场情况决定是否联系省调,11G实际处于“分闸”状态)。
1.4机组保护装置标准运行方式。
2、试验步骤
2.1上位机发1F“停机”—空载”令。
2.2将1F机组同期装置控制方式切至“现地/手动”。
2.3由运行操作班人员在1F机组LCU柜上手动增/减转速,加/减励磁同期合闸。
2.4由检修人员检查1F机组手动同期正常。
2.5上位机发1F机组“发电”—“空载”令。
2.6现地检查1DL分闸正常,储能正常。
2.7将1F机组同期装置控制方式切至“远方/自动”。
2.8上位机发1F机组“空载”—“发电”令。
2.9由检修人员检查1F机组自动同期合闸正常。
2.10上位机发1F机组“发电”—“空载”令。
2.11查1DL分闸。
2.12检修人员恢复所短接11G的合闸开关量信号。
十五、机组甩负荷试验(稳定性试验)
1、试验条件
1.1机组处于“空载”状态,机组保护全部启用。
1.21F机组所有安全措施已恢复,机组及其相关设备处于标准运行方式(出口隔离刀闸11G处于“分闸”状态除外)。
1.3进水蝶阀、调速等现地控制人员已就位,稳定性试验人员已就位。
2、进行机组甩负荷试验。
2.1联系调度同意做甩负荷试验。
2.2合上机组出口隔离刀闸11G。
2.3上位机发1F机组“空载”—“发电”令。
2.4运行人员现地检查并网运行正常。
2.5由0开始每加3MW负荷,由稳定性试验人员收集数据并分析数据合格后方可继续加负荷。
2.6加负荷至25%额定负荷,上位机发1DL分闸令,检修人员检查测量、分析机组最高转速时最大振动、转速、蜗壳水压等数据、在机组保护装置上检查CT极性是否正确(50%、75%、100%负荷时可不再检查CT极性)。
2.7全面检查机组各部无异常。
2.8按照步骤“2.3”—“2.6”分别做50%、75%、100%甩负荷试验(稳定性试验)。
2.9拉开机组出口断路器11G
十六、消缺后、结束检修申请,机组移交系统。
注:
所有试验,相关班组应作好录波和数据记录
1FA修启运试验表
试验项目
试验结果
备注
试验人员
监理人员
运行人员
机组启动前单元试验
手动开机-空转
过速145Ne%试验(关蝶阀)
自动开机-递升加压
1号机组检同期试验
1号机组假同期试验
1号机组带负荷试验
1号机组甩负荷试验
**电厂3F机组甩负荷试验记录表
参数抄录
机组负荷(MW)
栅后水位1(m)
尾水位(m)
记录时间
甩前
甩时
甩后
甩前
甩时
甩后
甩前
甩时
甩后
甩前
甩时
甩后
机组转速(n%)
导叶开度(%)
调速器调节时间(s)
蜗壳压力(Mpa)
调压井水位(m)
齿盘测速(n%)
上导摆度
X
Y
下导摆度
X
Y
水导摆度
X
Y
上机架振动
水平
垂直
下机架振动
水平
垂直
顶盖垂振
直振
上升率
转速上升率(%)
水压上升率(%)
水位上升率(%)
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