水电站机组检修启动方案.doc

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除 彭水水电站3号机组C级检修启动试运行大纲 批 准： 审 核： 编 写： 彭水水电公司设备部二一三年三月此文档仅供学习与交流目 录 第 1 章机组启动前检查11.1引水及尾水系统检查11.2水轮机检查11.3调速系统检查21.4发电机检查31.5油、气、水系统检查31.6电气一次设备检查31.7电气二次设备检查4第 2 章机组充水试验42.1充水条件42.2尾水充水42.3调速系统无水试验52.4压力钢管及蜗壳充水52.5静水中快速门启闭试验52.6技术供水系统调整5第 3 章首次手动开机、瓦温稳定试验64.1开机应具备的条件64.2手动开机64.3瓦温温升试验及运行检查7第 4 章发电机升压试验、空载下调速器试验、自动开停机试验77.1发电机升压应具备的条件77.2发电机升压87.3空载下调速器试验87.4自动开停机试验87.5发电机带主变压器升压及核相试验9第 5 章空载下励磁试验10第 6 章主变冲击试验10第 7 章机组同期并网试验及负荷试验107.1同期试验107.2负荷下励磁试验11第 8 章 带负荷试验及试运行11第 1 章 机组启动前检查1.1 引水及尾水系统检查 1) 进水口拦污栅无堵塞。检修门、工作门检查验收合格，各部位清扫干净、无杂物。 2) 压力钢管、蜗壳、尾水管消缺处理工作完成，检查验收合格（内部清扫干净，无杂物）。 3) 快速工作门、门槽、门体、清扫干净、密封良好，工作门在关闭状态，液压泵站、各种试验符合要求，动作准确可靠；阀门开闭时间合格；现地和自动控制联动试验合格。 4) 钢管通气孔畅通。 5) 机组水力测量系统的测压头、阀门、表计已装复，表计已校验合格，并与监控系统联调，信号正确。 6) 蜗壳、尾水管检修排水盘型阀关闭严密。7) 蜗壳、尾水锥管及肘管人孔门关闭严密。8) 尾水廊道桥机检查验收合格。尾水门槽清扫干净，门顶经检查确认无妨碍抓梁工作的杂物，确认充水阀已检查无异常。 9) 上、下游水位计已调试完成，监控系统上上、下游水位信号显示正确。 1.2 水轮机检查 1) 水轮机所有部件已装复完成，各测量数据均符合技术规范且记录完整，经检查验收合格（上、下止漏环间隙经检查无杂物、间隙值合格）。 2) 顶盖清扫干净、无杂物，排水畅通；顶盖排水泵调试完毕，可以投入手/自动运行。 3) 水轮机室设备油漆完成，水车室内及走道清扫干净。4) 主轴工作密封、检修密封检修已完成。检修围带充、排气正常，不漏气。 5) 导水机构检修完成，各测量数据均符合技术规范且记录完整，经检查验收合格（导叶端面间隙、立面间隙，压紧行程已测量记录。拉断销信号检验合格，各种记录完整。导叶处于全关状态）。 6) 水导轴承外循环系统可投入自动运行。（油槽油位、冷却水压力、流量经初步调整正常。油质化验合格。） 7) 大轴中心补气阀检修完毕，经验收合格。 8) 水轮机自动化元件及测量仪表校验合格，监控系统信号指示正确。 1.3 调速系统检查 1) 调速系统检修、清扫工作结束。（各表计、压力开关、变送器及安全阀均已按要求整定校验合格；油质化验合格，压油罐和回油箱油位正常） 2) 油压装置手动/自动运行正常，油泵及电机在工作过程中无异常振动和发热现象；油位指示准确。补气装置手动/自动动作正确；漏油装置手动/自动调试合格。 3) 检查各油压管路、阀门、法兰及部件等均无渗油现象，压油装置可以投入自动运行。 4) 接力器全行程往复动作，无抽动现象发生，试验正常，调速器控制系统符合要求，并投入运行。 5) 接力器行程电气反馈传感器调整试验符合要求，导叶开度与接力器行程一致， 导叶开度与接力器关系曲线已录制。 6) 调速器模拟操作试验（开限增减试验、紧急停机与复归试验、手自动切换试验等）符合要求；调速器模拟动作试验符合要求。模拟负载状态下，手动进行调节模式切换试验、手动进行机频故障切换试验、手动进行功率故障切换试验，符合要求。 7) 模拟在网频故障、功率反馈故障、导叶反馈故障等情况下的保护功能和事故报警功能，装置能正确动作。8) 锁锭装置信号指示正确。 9) 调速器静特性试验符合要求，初步参数已设定，检验调速器转速死区和非线性度符合要求。10) 各种保护报警，事故信号及调速系统的工况，与监控系统作过联动试验合格。 11) 测速装置和机械过速保护装置检查正常。 1.4 发电机检查 1) 发电机整体检修完成，各种试验和检验合格，记录完整，机坑内及转动部件已清扫干净，定子空气间隙无杂物，发电机上下盖板无杂物，发电机集电环罩进人门已关闭。 2) 集电环、碳刷架清扫干净，碳刷动作灵活不发卡，碳刷和集电环接触良好，验收合格。3) 发电机空气冷却器风路、水路畅通，阀门管路水压试验符合要求，无渗漏水现象。 4) 制动系统供气正常，无漏气现象。制动风闸手/自动操作动作可靠、位置信号反馈正确，充水前制动系统处于制动状态。 5) 机组高压油顶起装置检修完成，管路及阀门无漏油，油泵出口压力调整合适，压力表计指示准确。 6) 下导轴承检修已完成，导瓦间隙测量数据符合规范且记录完整， 油水管路无渗漏，油槽油位标定正确，油化验合格。 7) 上导轴承及其油冷器已检修完成，油位标定正常，油化验合格，冷却器可以投入正常运行。 8) 检查机组测温系统正常可投入运行。 9) 检查机组状态监测系统上电正常，各测点传感器已恢复。 10) 发电机所有自动化元件均已调试完毕并处于正常状态，其电缆、导线、端子排已检查无误，固定牢靠，并应与监控系统进行联动调试结果正常。 1.5 油、气、水系统检查 1) 机组技术供水系统检修调试完毕，验收合格，并与监控系统进行联动试验， 状态量信号正常，可以投入运行。 2) 检查机组主轴密封的清洁水系统正常。 3) 机组用油的油质已化验合格。 4) 上述系统的管路、设备已按要求涂漆，管道、阀门已正确标明流向无误。 1.6 电气一次设备检查 1) 发电机主引出线的CT、机端PT、励磁变、出口断路器、主变低压侧PT及附属设备，发电机中性点接地设备均已检修、试验、调试完成，经验收合格，具备带电条件。 2) 封闭母线与定子出线软连接已连接，中性点已连接，试验工作已完成。3) 检查主轴接地装置已检修完成。 4) 3号主变检修完毕，各项预试完成，检查变压器分接头已按系统要求位置给定（II档位）。 5) 机组段的工作照明和事故照明正常。 1.7 电气二次设备检查 1) 机组、主变压器电气控制和保护设备及盘柜检查正常。 2) 机组故障录波设备检查正常。 3) 检查机组保护及自动化设备电源正常。 4) 励磁系统检查无异常。 5) 计算机监控系统各项模拟试验已完成。6) 水轮发电机辅机系统无水调试已完成。第 2 章 机组充水试验 2.1 充水条件 1) 机组各项检修工作已完成，分项验收工作已完成，检修工作票已办结。 2) 确认蜗壳进人门、尾水锥管进人门、肘管进人门处于关闭状态；蜗壳、尾水管盘型阀处于关闭状态。 3) 确认导叶处于关闭状态，手动急停阀投入。 4) 确认水轮机主轴检修密封投入状态，发电机制动风闸投入。 5) 确认机组技术供水3201阀关闭。 2.2 尾水充水 1) 检查控制环锁锭和机组手动急停阀退出，打开导叶开度至8%10%；2) 准备工作完成后，报检修总指挥批准，提起尾水隧洞检修门向尾水隧洞及尾水管充水，并记录充水时间； 3) 检查尾水位以下土建部位、各进人门、蜗壳排水盘型阀、顶盖、导叶、主轴密封及各测压管路等部位不漏水； 4) 充水过程中必须密切监视各部位渗漏水情况，确保厂房及其它机组设备安全，发现漏水等异常现象时，应立即停止充水进行缺陷处理，必要时将尾水管内水排空，漏水处理完毕再次充水； 5) 尾水平压且各部分检查正常后，将尾水隧洞检修门全部提起，并关闭导叶。 2.3 调速系统无水试验调速器无水试验和模拟开停机联调结果正常。2.4 压力钢管及蜗壳充水 1) 机组已作全面检查，具备钢管充水条件，报检修总指挥批准； 2) 调速系统压油装置正常运行，处于手动关机位置（导叶全关，机组手动急停阀投入）； 3) 手动投入制动风闸，投入水轮机主轴密封、检修密封；4) 开启进水口检修充水阀、启动进水塔补水泵向蜗壳充水，并记录充水时间。5) 充水过程中，检查蜗壳进人门及盘形阀，顶盖、导叶、主轴密封、各测压表计及管路均无漏水，顶盖排水畅通，监视水力机械测量系统中各压力表计读数正常， 检查检修、渗漏集水井水位无异常变化。6) 平压后落下进水口快速门，提起进水口检修闸门。2.5 静水中快速门启闭试验1) 进水口快速门静水启落及下滑试验，检验关闭时间应与设计时间一致； 2) 现地、中控室提落进水口快速门、紧急落进水口快速门，记录数据试验正常； 3) 试验完成后，进水口快速门置全开位。 2.6 技术供水系统调整 1) 蜗壳充水后，从3201阀至排水管顺序逐步小开度打开阀门（考虑到管路排气问题，可考虑小开度打开排水阀），对技术供水系统充水、滤水器排气，同时检查设备、管路、阀门各部位渗漏情况，必要时关闭3201阀门进行处理。 2) 按设计整定值调整主供水管及其分支管路的压力、流量，调校各类传感器的输出量，使各部工况符合设计要求。 3) 按设计整定值调整各空冷器供水支管、油冷器供水管压力、流量，满足要求。 第 3 章 首次手动开机、瓦温稳定试验4.1 开机应具备的条件1) 接总指挥令：3号机组检修后首次手动开机；2) 机组检修密封退出；3) 检查主轴密封系统正常；4) 控制环锁锭退出；5) 制动风闸已退出；6) 手动紧急停机阀退出；7) 水机保护已按规定整定校验完毕；8) 机组调速系统检查正常；9) 手动投入机组冷却水；10) 手动投入水导外循环系统；11) 手动投入推力外循环系统；12) 手动投入高顶泵。4.2 手动开机1) 试验人员就位，调速器置独立电手动，将开度限制机构限制在10%开度，手动打开导叶，待机组开始转动后，关闭导叶，使机组滑行，检查并确认机组转动部分与静止部件无碰撞、摩擦和异常声响；如有异常，投入制动风闸。2) 确认各部正常后，重新启动机组，逐步增加机组转速，在机组升速过程中，应密切监视各轴承温度，不应有急剧升高或下降现象。全过程密切监视各瓦温上升趋势和机组各部运行情况；检查齿盘测速装置工作正常。在50%、75%、100%额定转速运行时测量各部摆度、振动值应符合要求。严密监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，记录水轮机顶盖排水泵运行情况和排水工作周期。3) 当转速达到95%额定转速时退出高压油顶起系统。 4) 检查机组各摆度在正常范围内。4.3 瓦温温升试验及运行检查 1) 机组在额定转速下运行，进行瓦温温升试验，在初期运行半小时内，每隔5min记录一次各部瓦温的温度，半小时后每隔10 min测量记录一次各部瓦温及油槽油温。瓦温达到稳定值，记录稳定的温度值（开机前应记录冷态时各轴承温度显示值），瓦温稳定时间要求；2) 转速在100%Ne时，测量发电机残压，记录水头和接力器行程；3) 当发电机轴承温度稳定时，即可结束第一次启动运行，在停机过程中注意监视各轴承温度变化情况，检查各油槽油面变化情况。4) 汇总情况，汇报检修总指挥。第 4 章 发电机升压试验、空载下调速器试验、自动开停机试验 7.1 发电机升压应具备的条件1) 发电机出口断路器3及出口刀闸36在断开位置； 2) 发电机出口317、367地刀在断开位置； 3）发电机定子、转子绝缘正常，励磁变绝缘正常； 4) 投入发电机中性点接地装置； 5) 发电机失磁保护退出，发电机注入式定子接地保护退出，其它保护按运行规程规定投入； 6) 发电机振动与摆度监测设备、测温装置等已投入； 7) 调速器置A或B套主用位置； 8) 检查励磁系统恢复备用，励磁调节器置A或B套主用，电压闭环方式，给定10%。 7.2 发电机升压 1) 合上灭磁开关，手动起励，升压至25%额定电压时，检查发电机PT 引入至各系统电压量的正确性，二次回路无短路、三相平衡，相序、相位正确； 2) 各系统正常的情况下，继续升压至50%、75%、100%，检查发电机、IPB、PT 等带电一次设备运行情况，测量机组各部振动、摆度、温升等值。 7.3 空载下调速器试验 1) 检查调速器测频信号，应波形正确，幅值符合要求； 2) 频率给定的调整应符合设计要求范围； 3) 机组分步开机后空载额定转速运行，进行三机切换试验（A 机、B 机、C 机电气手动）：自动通道调节器A 和B 之间的切换、自动通道与电气手动通道之间的切换，接力器应无明显摆动，符合要求； 4) 记录油压装置向油槽送油的时间及工作周期，调速器自动运行时记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期； 5) 调速器空载扰动试验应满足下列要求： a) 扰动量一般不大于8%； b) 转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%； c) 超周次数不超过两次； d) 从扰动开始到不超过机组转速摆动规定值为止的调节时间应符合要求； e) 选取最优一组调节参数，提供空载运行使用，在该参数下，机组转速相对摆动值，不应超过个定转速的0.15%。 6) 结合机组停机，分别做调速器A机、B机、C机电手动电源消失试验。 7.4 自动开停机试验 分别执行停机空转空载空转停机指令，检查监视流程执行正确。 1) 自动开机应记录和检查下列各项：a) 检查机组自动开机流程是否正确，检查技术供水等辅助设备的投入情况；b) 检查推力轴承高压油顶起装置的工作情况；c) 检查调速器系统的动作情况；d) 记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间；e) 记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间；f) 检查测速装置的转速触点动作是否正确。2）自动停机应记录和检查下列各项：a) 根据停机顺控程序，检查停机过程正确性，各自动化原件动作是否正确可靠； b) 记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速所需的时间；c) 记录导叶全关到零转速的时间、停机命令发出到停机程序完成时间；d) 检查机械制动装置自动投入是否正确，记录自制动器加闸至机组全停的时间；e) 检查测速装置的转速触点动作是否正确，调速器及自动化原件动作是否正确。 7.5 发电机带主变压器升压及核相试验1) 接地刀5003617在“分断”位置，发电机出口317、367地刀在断开位置；2) 投入断路器3和隔离刀36的操作电源，发电机出口断路器3及出口刀闸36在合闸位置；3) 手动增励磁至10%额定发电机电压，监视主变、封闭母线、发电机电压设备等的带电运行情况； 4) 继续增大转子电流，在定子额定电压的25%、50%、75%各停留1min，如无异常，继续升压直至额定定子电压； 5) 在额定定子电压下停留5min，监视主变带电运行情况； 6) 检查机组同期回路，进行核相检查。7) 手动调节励磁，逐步减小转子电流，直至转子电流为零。 8) 拆除#3主变高压侧接入母线保护的电流互感器二次短接线，母线保护柜#3主变高压侧电流端子连接压板接通。第 5 章 空载下励磁试验 1) 恢复励磁系统永久接线后中控室自动开机至空转状态。 2) 首次自励起励；FCR 模式，启动值为10%Ifn。 3) 100%定子电压下，AVR-FCR-AVR 切换试验。 4) FCR 模式下逆变灭磁试验 ；5) FCR 模式下跳开关灭磁试验 ；6) AVR 模式起励试验、逆变灭磁试验，启励值为100%Ug ；7) AVR 模式下跳开关灭磁试验 ；8) 励磁系统故障模拟试验； 9) 限制器功能试验 10) 监控远方控制励磁。 11) 模拟调节器电源故障，调节器切换试验。详见励磁系统试验方案。第 6 章 主变冲击试验 1) 按照运行规程投入3号主变压器相关保护；2) 主变冲击合闸时安排一次检修人员到现场观察主变带电运行情况，安排继保人员检查主变冲击送电时相关保护装置的采样情况及录波器动作波形，有异常立即汇报；3) 断开断路器3，拉开刀闸36，合上刀闸50032，合上刀闸50036，合断路器5003向主变冲击送电；4) 检查主变无异常。5) 检查5003同期回路，进行核相检查。第 7 章 机组同期并网试验及负荷试验 7.1 同期试验 1) 断路器3假同期： 断开断路器3，拉开刀闸36。监控模拟36刀闸合闸、解除断路器3合闸回路中3