机组启动试运行调试大纲

***水电站工程1#~2#机组启动试运行调试程序大纲（报审稿）8号机组启动试运行调试大纲批准：审核：编制：大唐衡阳发电股份有限公司2013年2月3日3***机电设备安装有限责任公司 8#机组启动试运行调试大纲目录第一章总则第二章编写依据及说明第三章工程概况3.1概述3.28号机组主要设备参数第四章启动试运行应具备的条件第五章启动试运技术要点及措施5.1机组起动试运行前的检查5.1.1引水系统的检查5.1.2水轮机部分的检查5.1.3调速系统及其设备的检查5.1.4发电机部分的检查5.1.5励磁系统的检查5.1.6油、水、气系统的检查5.1.7电气一次设备的检查5.1.8电气二次系统及回路的检查5.1.9消防系统及设备的检查5.2水轮发电机组充水试验5.2.1充水条件5.2.2尾水充水5.2.3蜗壳充水5.3、机组启动和空转试验5.3.1启动前的准备5.3.2首次手动启动试验5.3.3调速器空载试验5.3.4手动停机过程及停机后检查5.3.5机组过速试验及检查5.4机组自动开停机试验26 5.4.1自动开机需具备的条件5.4.2机组LCU8自动开机至空载5.4.3机组LCU8自动停机5.5、水轮发电机组空载试验5.5.1发电机短路升流试验5.5.2发电机升压试验5.5.3空载下励磁装置的调试5.6机组并列及负荷试验5.6.1水轮发电机组空载并列试验5.6.2280的自动假同期试验5.6.3280的自动准同期试验5.6.4计算机监控系统自动开机并网试验5.6.5机组带负荷试验5.6.6机组甩负荷试验5.6.7低油压事故停机试验5.7机组72小时带负荷试运行第六章安全措施及注意事项6.1注意事项6.2安全措施第七章整套启动试运行的组织机构与职责分工7.1组织机构7.2职责分工7.3整套启动试运行的指挥系统26 第一章总则1.1轴流转浆式机组及相关设备的安装应达到《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-2003规定的要求，且施工记录完整。机组安装完工、检验合格后应进行启动试运行试验，试验合格并交接验收后方可投入电力系统并网运行。1.2机组的辅助设备、继电保护、自动控制、监控、测量系统以及与机组运行有关的各机械设备、电气设备、电气回路等，均应根据相应的专业标准进行试验和验收。1.3对机组启动试运行试验过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，使机组交接后可长期、安全、稳定运行。1.4机组启动试运行过程中应充分考虑进水口、尾水出口水位变动对边坡稳定及库区河道周围环境和植被生态的影响，以保证试运行工作的正常进行。1.5本程序仅列出主要的试验项目与试验步骤。各项试验的具体方法，还须遵从制造商的技术文件及相应的设备规程。1.6视试验难易程度或条件限制，个别试验项目的顺序允许据现场实际进行适当的调整。1.7在规程允许范围内，部分项目需推迟至72小时试运行试验后进行的,由试运行指挥部与有关各方现场共同确定,并经8号机组启动委员会批准后进行。1.8本大纲须经大唐衡阳发电股份有限公司8号机组启动委员会审查批准后执行。涉及系统设备的操作，经调度批准后执行。1.9本大纲为调试工作的指导性文件，是机组调试工作的准则，任何参与调试工作或试运行工作的部门和个人都必须严格执行。1.10本大纲适用于白渔潭水电站8#机组启动试运行试验。26 第二章编写依据及说明2.1《水轮发电机组启动试验规程》（DL/T507—2002）。2.2《水电站基本建设工程验收规程》（DL/T5123—2000）。2.3《电力工程“达标投产”管理办法（2006年版）》电建企协［2006］6号。2.4《水轮发电机组安装技术规范》（GB/8564—2003）2.5《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB-50150—2006）。2.6《水轮发电机基本技术条件》（GB/T7894-2001）2.7《水电厂计算机监控系统基本技术条件》DL/T578－19952.8《水电厂计算机监控系统试验验收规程》DL/T822-20022.9《水轮机基本技术条件》（GB/T15468—2006）2.10设计及制造厂家技术标准和要求2.11本大纲的适用范围：8#水轮发电机组及其附属设备、调速器系统、励磁系统、发电机主回路中的一、二次电气设备及其继电保护装置、控制保护及计算机监控系统、通信系统等。26 第三章工程概况3.1概述大唐衡阳发电股份有限公司白渔潭水电站，位于衡阳市东北部耒水河口15.7km，离衡阳市中心15km，坝址控制流域面积11170km2，是一座以发电为开发目标的低水头泾流水电站。枢纽建筑物包括拦河坝(溢流坝和非溢流坝)、主副厂房、船闸、溢洪道等四个部分。溢流坝位于河床中部，长182.35m，为无闸门控制的自由溢流式坝，坝顶高程为58m(吴淞高程，以下文中与电站有关的高程数据同此)，高于58m正常蓄水位时溢流坝开始溢流。全站共装有8台水轮发电机组，总容量21.9MW。正常蓄水位58.00m，死水位57.00m，调节性能为日调节。3.28号机组主要设备参数3.2.1、水轮机技术参数型号：ZZ(K400)-LH-335最高水头：7.5米额定水头：5.3米最小水头：3.5米转轮直径：3.35米额定功率：2.421MW额定转速：115.4r/min飞逸转速：250r/min（协联）厂家：浙江中水发电设备有限公司3.2.2、发电机技术参数型号：SF2500-52/4950额定容量：3.125MVA/2.5MW额定电压：6300V额定电流：286.4A额定功率因数：0.8额定频率：50HZ额定转速：115.4r/min飞逸转速：250r/min励磁电压：116.4V励磁电流：363.1A磁极个数：52个厂家：浙江中水发电设备有限公司3.2.3、调速器技术参数型号:DKST-100（A）压力:2.0MPa最大工作油压:2.5MPa主配压阀直径:Φ100mm输入电压：DC110V永态转差系数:0～10％静特性线性度误差:ε＜5％厂家:长江控制设备研究所3.2.4、励磁装置技术参数型号:2EDI-PADB1A操作控制电压：AC380V；DC110V额定输出电压：116.4V额定输出电流：363.1A出厂日期：2012.12生产厂家:广州擎天实业有限公司3.2.5保护装置——北京四方公司生产的CSC-306型数字式保护装置。发电机保护整定参数整定值动作对象备注(1)发电机比率制动纵差动保护比差门槛Ⅰq0.36A跳发电机280开关(灭磁)发电机额定电流Ⅰe=3.58A拐点电流Ⅰres.03.58A制动斜率Ks0.3TA断线闭锁Ⅰct4.48A差速倍数Ⅰsd10.7A26 (2)发电机复压闭锁过流保护电流元件整定I0P5.17Atdz1=5s跳440；tdz2=6s跳280低电压、负序电压值均为线电压低电压元件UOP73.5V负序电压U2OP=6.3V(3)发电机对称过负荷保护过负荷电流I0P4.18A发信号过负荷延时tDZ9S(4)发电机负序过负荷保护负序过负Ⅰ2.ms.dz0.38A发信号负序时间tDZ6.5S(5)发电机过电压保护过电压整定UOP136.5V跳280(灭磁)TV变比6/0.1整定值为线电压过电压延时tDZ0.5S(6)发电机综合式3U0定子接地保护零序电压3Uo.dz5V发信号中性点零序TV变比6/0.1动作时间tDZ6.5S(7)发电机转子一点接地保护过渡电阻Rg120Kω/10S投信号过渡电阻Rg25kΩ/5S(8)发电机失磁保护转子低电压Vf1.dz40.7V①t1=0.5S发告警信号；②t2=2.5S减机组有功；③t3=5.0S，解列(跳280)按静态圆整定35kV侧低电压Uh1.dz80V阻抗圆心—Xc-8.26ΩXa值整定0.804ΩXb值整定-17.32Ω阻抗圆半径Xr9.06Ω(9)励磁变过流(速断)保护速断电流ISD11.4A跳发电机开关(280)，并灭磁速断时间tDZ0S过流整定IDZ1.62A发信号过流时间tDZ9s3.2.6计算机监控系统计算机监控系统由北京四方公司生产，共分集控中心层和现地控制单元层两层。第四章启动试运行应具备的条件26 4.1启动试运前，机组及相关机电设备已完成单元工程设备调试、分系统设备调试，且已按各设备制造厂技术条款的规定，与各设备制造厂一道对发电单元设备及其附属设备(含调速系统)进行了无水调试，对各辅助设备、计算机监控系统及自动化元件进行了连接、联动性能的试验、调整和整定。4.2机组保护整定值正确，保护装置调试完毕。4.3试运行环境要求：4.3.1机组各层地面已清扫干净，无障碍物。4.3.2机组各层吊物孔、临时孔洞已封堵。4.3.3机组各部位和通道的照明良好。4.3.4机组各部位及指挥机构的通信、联络信号检验合格，通信畅通。4.3.5机组各部位的设备的临时或永久标识已经安装完成。4.3.6机组各部位的水源和电源供应正常。4.3.7机组各运行设备已可靠接地。4.4试运行的人员配备和技术资料的准备4.4.1生产单位已根据整套启动方案、调试措施和运行规程的要求配齐各值各岗位的运行人员，并有明确的岗位责任制或岗位规范。运行人员已经培训，并熟悉现场设备的位置，能胜任本岗位的运行操作和事故处理。4.4.2安装单位已根据整套启动方案、调试措施，配齐足够的设备维护检修人员，并有明确的岗位责任制。检修人员应熟悉所在岗位设备（系统）的结构及性能，在统一指挥下，能胜任检修工作，做到不发生设备及人身事故和中断试运行的事故。4.4.3调试单位已编写调试大纲、各专业的调试方案、调试措施、应急预案。4.5组织措施启动试运行组织机构已成立，相关单位及人员职责明确、到位。26 第五章启动试运技术要点及措施5.1机组起动试运行前的检查5.1.1引水系统的检查5.1.1.1进水口拦污栅已清理干净检验合格。5.1.1.2进水口闸门门槽已清理干净检验合格。工作闸门、启闭装置已安装完工。5.1.1.3蜗壳、尾水锥管等流道均已检验合格清理干净，取样孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门、表计均已安装，进入孔（门）的盖板均已严密封堵。5.1.1.4蜗壳、转轮室、尾水锥管确认已清扫干净。5.1.1.5蜗壳排水阀启闭情况良好并处于关闭状态。5.1.1.6尾水闸门门槽及其周围已清理干净。尾水闸门及其启闭装置检验合格，启闭情况良好。尾水闸门处于关闭状态。5.1.1.7各部位通讯、联络信号检验合格、准确可靠、回路通畅。5.1.2水轮机部分的检查5.1.2.1水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格，安装质量记录可靠、完整，确认无遗留杂物。5.1.2.2真空破坏阀（补气阀）已安装完毕并确认在设计压力下动作合格。5.1.2.3顶盖排水管确认畅通无阻，水车室配备临时排水泵。5.1.2.4主轴密封已安装检验合格，间隙符合规程要求。5.1.2.5水导轴承润滑系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试，各整定值符合设计要求。导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，调速环锁锭投入。导叶最大开度和关闭严密性及压紧行程已检验符合要求。5.1.2.6各测压表、流量计、变送器、摆度、振动测量仪表已安装并验收合格。5.1.2.7水轮机与调速器的联调工作已完成并检查合格。5.1.3调速系统及其设备的检查5.1.3.1调速系统及其设备已安装完毕并调试合格，油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、阀门均已整定符合要求。5.1.3.2油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。高压补气装置手动、自动动作正确。5.1.3.3手动操作将油压装置压力油通向调速系统，检查各油压管路、阀门、接头及部件等均无漏油现象。26 5.1.3.4调速器电调柜调试合格，工作正常。5.1.3.5事故配压阀调试合格，锁锭装置充水前处于锁锭状态。5.1.3.6进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、接力器及导水机构联动的灵活可靠和全行程内动作的平稳性。检查导叶开度、接力器行程和导叶开度指示器三者的一致性。5.1.3.7用紧急关闭导叶来检查导叶全开至全关所需时间并记录，此时间需符合机组调节保证计算的结果。5.1.3.8对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机、停机、事故停机各部件动作的准确性、可靠性。5.1.3.9机组过速保护安装完毕检查合格，手动检查各接点回路工作正常。5.1.3.10分段关闭装置调试合格，拐点动作值正常。5.1.4发电机部分的检查5.1.4.1发电机整体已安装完工、检验合格、记录完整。发电机内部已彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。5.1.4.2导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水已调试，整定值符合设计要求。5.1.4.3油泵顶转子装置已调试合格符合设计要求，各管路阀门均无渗油现象。5.1.4.4发电机灭火管路检验合格，通压缩空气试验畅通无阻。5.1.4.5发电机转子集电环、碳刷、刷架已检验调试合格。5.1.4.6发电机坑内所有电缆、导线、端子板、辅助线均已检查正确无误。5.1.4.7发电机制动系统的手动、自动操作均已检验调试合格，动作正常。5.1.4.8发电机空冷器已检验合格，水路通畅。阀门无渗漏。5.1.4.9测量发电机工作状态的各种表计、振动、摆度传感器、温度监测仪、测振测摆监测仪已安装完工，调试、整定合格。5.1.5励磁系统的检查5.1.5.1励磁系统、励磁柜已安装完工检验合格，回路已做耐压试验合格。5.1.5.2励磁变压器已安装完工检验合格，高、低压端连接线已检查，电缆已检验合格，耐压试验已通过。5.1.5.3交直流灭磁开关主触头接触头良好，开路符合要求，动作灵活可靠；励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。5.1.5.4励磁操作、保护及信号回路接线正确动作可靠。5.1.5.5励磁装置静态测试（包括通道测试、保护和限制测试）。5.1.5.6励磁装置开环小电流试验，励磁调节器开环特性符合设计要求。5.1.6油、水、气系统的检查26 5.1.6.1机组油系统已调试合格，能满足机组供、排用油的需要，油管路阀门等无渗油，油质化验合格。5.1.6.2技术供水系统已调试合格，工作正常，供排水量满足机组正常运行的需要。主轴密封供水水质合格，水压正常。5.1.6.3顶盖排水系统检查合格，工作正常。5.1.6.4压缩空气系统已调试合格。压油槽供气系统、刹车系统等管路阀门无漏气，管路通畅。5.1.6.5油、水、气管路系统中的压力表、温度计、示流计、安全阀、阀门工作正常。整定值符合设计要求。5.1.6.6油、水、气管路、附属设备已刷油漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。5.1.7电气一次设备的检查5.1.7.1发电机主引出线及其设备已安装完工检验合格，机端引出口处的电压、电流互感器已检验合格，中性点母线及电流互感器已安装调试合格。5.1.7.2厂房内各设备接地已检验，接地良好。5.1.8电气二次系统及回路的检查5.1.8.1机组电气控制和保护设备及屏柜均已安装完工检验合格，中控室集控台、计算机等设备均已安装完工检验合格。5.1.8.2计算机房（中控室对面）不间断电源及其回路已检验合格。5.1.8.3下列电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证其动作的准确性：a．机组水力机械自动操作回路；b．机组调速系统自动操作回路；c．发电机励磁操作回路；d．发电机断路器操作回路；e．直流及中央音响信号回路；f．机组同期操作回路；g．通讯及其他必要的装置。5.1.8.4电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查后，发电机继电保护回路（联合监控系统一起）进行模拟试验，验证动作的正确性。5.1.9消防系统及设备的检查5.1.9.1发电机内灭火管路、灭火喷嘴等已检验合格。5.1.9.2电缆防火堵料、涂料、防火隔板等安装完工，电缆穿越楼板、墙壁、竖井、盘柜的孔洞及电缆管口已可靠封堵。26 5.2水轮发电机组充水试验5.2.1充水条件（1）坝前水位已蓄至最低发电水位。（2）充水前应确认进水口工作闸门处于关闭状态。确认蜗壳排水阀、尾水管排水阀处于关闭状态。确认蜗壳和尾水进人门已关闭并密封。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定投入。确认水轮机主轴检修密封在投入状态。确认尾水闸门处于关闭状态。确认顶盖排水泵手、自动运行正常，水车室备用排水泵已配备。（3）充水前必须确认电站厂房检修排水系统、渗漏排水系统手、自动运行正常。（4）与充水有关的各通道和各层楼梯照明充足，照明备用电源可靠，通信联络设施完备，事故安全通道畅通，并设有明显的路向标志。5.2.2尾水充水（1）将尾水闸门提起至平压位置，向尾水流道充水，在充水过程中随时检查水轮机导水机构、转轮室、各进入门、主轴密封及空气围带、测压系统管路的漏水情况，记录测压表计的读数。（2）充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，确保厂房及机组的安全，一旦发现漏水等异常现象时，应立即停止充水并进行处理。充水过程中应检查排气情况。（3）待充水至与尾水平压后，将尾水闸门提起。（4）以手动或自动方式做尾水闸门在静水中的启闭试验，调整、记录闸门启闭时间及表计读数。闸门应启闭可靠，位置指示准确。5.2.3蜗壳充水（1）提起进水口快速门至充水平压位置，向蜗壳充水，观察蜗壳内水位及压力情况，并记录充水平压时间。（2）检查蜗壳进人门的漏水情况。监测蜗壳的压力上升情况。（3）检查水轮机顶盖、导水机构和检修密封的漏水情况及顶盖排水情况,若顶盖排水不畅应立即投入备用排水泵。（4）观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视各压力表计的读数。（5）充水试验中若出现问题，落下快速门停止充水，进行处理后再进行充水试验。（6）充水过程中，检查通气孔的排气是否畅通，同时注意应使蜗壳中的积气完全排出。（726 ）充水平压后，分别进行现地和远方操作快速门静水启闭及紧急关闭的试验，以验证快速门及其启闭系统在静水中启闭是否正常，并记录启闭时间，在机组LCU上应能反映快速门的位置指示及有关数据。5.3、机组启动和空转试验5.3.1启动前的准备5.3.1.1主机周围各层场地已清扫干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，指挥通信系统布置就绪，各部位运行人员已到位，各测量仪器、仪表已调整就位。5.3.1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格。5.3.1.3机组润滑油、冷却水、润滑水系统均已投入，各油泵、水泵按自动控制方式运行正常，压力、流量符合设计要求。油压装置和漏油装置油泵处于自动控制位置运行正常。5.3.1.4油顶起系统、机组制动系统处于手动控制状态。5.3.1.5检修排水系统、渗漏排水系统和压缩空气系统按自动控制方式运行正常。5.3.1.6上下游水位、各部原始温度等已做记录。5.3.1.7水轮机主轴密封水投入，空气围带排除气压、制动器复归（确认风闸已全部复位）。5.3.1.8启动油顶起装置油泵，确认机组大轴能正常顶起。制动器复归后，用压缩空气吹尽管内余油，拔出转动部件锁锭。5.3.1.9调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：1)油压装置至调速器的主阀已开启，调速器柜压力油已接通，油压指示正常。2)调速器的滤油器位于工作位置。3)调速器导叶操作处于“手动”位置。4)油压装置处于自动运行状态，导叶开度限制机构处于全关位置。5.3.1.10与机组有关的设备应符合下列要求：1）8#发电机出口断路器断开，隔离开关断开、8#机相关的接地线拆除、灭磁开关断开。2）8#转子集电环碳刷已磨好并安装完毕。3）8#发电机出口TV处于工作位置，一次、二次保险投入。4）水力机械保护、电气过速保护和测温保护投入；机组的振动、摆度监测装置等投入监测状态，但不作为用于停机。5）现地控制单元LCU8已处于监视状态，具备检测、报警的功能，可对机组各部位主要的运行参数进行监视和记录。6）拆除所有试验用的短接线及接地线。7）外接频率表接于发电机出口TV柜一次侧，监视发电机转速。8）大轴接地碳刷已投入。5.3.1.11手动投入机组各部冷却水。26 5.3.2首次手动启动试验5.3.2.1启动油顶起装置，顶起2～4mm，在推力瓦与镜板之间形成油膜，关闭油顶起装置。5.3.2.2向风闸复归腔管道内充气，并检查风闸应复位。拔出接力器锁定，手动打开导叶启动机组，机组转速控制10%额定转速，观察各部运行情况。检查无异常继续增大导叶开度，使转速升至额定转速20%，30%，…，100%额定转速，记录轴瓦温度和机组摆度及振动值。5.3.2.3当机组转速升至95%额定转速时，并校验电气转速继电器相应的触点。当机组转速达到额定值时校验机组各部转速表指示应正确。记录当时水头下机组额定转速下的导叶开度。5.3.2.4在机组升速过程中派专人严密监视推力瓦和各导轴瓦的温度，不应有急剧升高或下降现象。机组达到额定转速后，在半小时内每隔5分钟记录瓦温，之后可适当延长时间间隔，并绘制推力瓦和各导轴瓦的温升曲线，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油槽的运行油位线，记录稳定的轴瓦温度，此值不应超过设计值。记录各轴承的油位和油温。5.3.2.5机组启动过程中，应密切监视各部运转情况，如发现金属摩擦或碰撞、推力瓦和导轴瓦温度突然升高、机组摆度过大等不正常现象应立即停机。5.3.2.6监视水轮机主轴密封及各部水温、水压，有条件时可观察、记录水封漏水情况，顶盖水泵的启停时间。5.3.2.7记录水压表计读数和机组监测装置的表计读数。5.3.2.8应测量并记录机组水轮机导轴承、发电机轴承等部位的运行摆度（双振幅），不应超过导轴承的总间隙。5.3.2.9测量并记录机组各部位振动、摆度其值应符合规范要求，若机组存在动不平衡引起机组振动值超标，需进行动平衡试验。表1电轮发电机各部位振动允许值（双幅值）序号项目额定转速r/min100～250振动允许值（mm）1水轮机顶盖水平振动0.072顶盖垂直震动0.093水轮发电机带推力轴承支架的垂直震动0.074带导轴承支架的水平振动0.095定子铁芯部位机座水平震动0.036定子铁芯振动(100Hz双幅振动值)0.0326 摆度允许值：小于75%导轴承双边间隙值。5.3.2.11测量发电机一次残压及校对相序，相序应正确。5.3.2.12检查机组各部振动、摆度及温度变化情况，必要时进行动平衡试验，转子重新配重。5.3.3调速器空载试验5.3.3.1根据机组残压测频信号是否满足调速器自动运行的情况，确定调速器空载扰动试验时机，若不能满足要求，则调速器空载试验安排在机组空载试验完成之后进行。5.3.3.2手动开机，机组在额定转速下稳定运行后。调整电气柜的相关参数。在调速器机柜上进行手/自动切换，并在调速器电气柜上也作同样的切换，此时调速器处于自动运行工况，检查调速器工作正常。调整PID参数，使其能在额定转速下自动调节，稳定运行。5.3.3.3分别进行调速器各通道的空载扰动试验，扰动试验满足下列要求：调速器自动运行稳定时，加入扰动量分别为±1%、±2%、±4%、±8%的阶跃信号，调速器电气装置应能可靠的进行自动调节，调节过程正常，最终能够稳定在额定转速下正常运转。否则调整PID参数，通过扰动试验来选取一组最优运行的参数。5.3.3.4转速最大超调量不应超过扰动量的30%。5.3.3.5超调次数不超过2次。5.3.3.6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设计规定。5.3.3.7进行机组空载下的通道切换试验，各通道切换应平稳。5.3.3.8进行调速器自动模式下的开度调节试验，检查调节稳定性。5.3.3.9进行调速器自动模式下的频率调节，检查调节稳定性。5.3.3.10进行调速器故障模拟试验，应能按设计要求动作,在大故障模拟试验时,切除停机出口,以免不必要的停机。5.3.3.11记录油压装置油泵向压力油罐送油的时间及工作周期。在调速器自动运行时记录导叶接力器摆动值及摆动周期。5.3.4手动停机过程及停机后检查5.3.4.1操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的30%时手动投入制动器，机组停机后手动退出制动器。5.3.4.2停机过程中应检查下列各项：1）监视各轴承温度的变化情况。2）检查转速继电器的动作情况。3）录制停机转速和时间关系曲线。4）检查各部位油槽面的变化情况。5.3.4.3停机后投入接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封润滑水。5.3.4.4停机后的检查和调整：26 1）各部位螺栓、螺母、销钉、锁片及键是否松动或脱落。2）检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。3）检查挡风板是否有松动或断裂。4）检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。5）在相应水头下，调整开度限制机构及相应的空载开度触点。6）调整各油槽油位继电器的位置触点。7）检查真空破坏阀的漏水情况。5.3.5机组过速试验及检查5.3.5.1过速试验前机组摆度和振动值应满足规程和设计要求。5.3.5.2临时退出电气过速保护停机回路，监视其动作时的转速。5.3.5.3手动开机，待机组运转正常后，手动逐渐打开导叶，机组升速至115%，记录115%时转速继电器实际动作值，机组转速继续升速到140%额定转速以上时，记录电气过速140%转速继电器实际动作值，机械过速保护装置在电气过速保护动作之后且应在机组转速达到150%时立即动作关机。如果升速至150%额定转速时，机械过速装置仍未动作，亦应立即停机。需校正机械过速装置，重新进行该试验。5.3.5.4试验过程中记录机组各部的摆度、振动最大值。若机组过速保护未动作停机，则按手动停机方式，额定转速降至30%转速后投机械制动。5.3.5.5过速试验过程中专人监视并记录各部位推力瓦和导轴瓦温度；监视水轮机室的振动情况；测量、记录机组运行中的振动、摆度值，此值不应超过设计规定值；监视水轮机主轴密封的工作情况以及漏水量；监听转动部分与固定部分是否有磨擦现象。5.3.5.6过速试验停机后，投入接力器锁定，落进水口闸门，顶起制动器，全面检查转子转动部分，如转子磁轭键、引线支撑、磁极键及磁极引线、阻尼环、磁轭压紧螺杆、转动部分的焊缝等。并按首次停机后的检查项目逐项检查。5.4机组自动开停机试验5.4.1自动开机需具备的条件5.4.1.1各单元系统的现地调试工作已完成，验收合格。5.4.1.2计算机与各单元系统对点完成，通讯正常。5.4.1.3在无水阶段由计算机操作的全厂模拟已完成。5.4.1.4LCU8交直流电源正常，处于自动工作状态。5.4.1.5水力机械保护均已投入。5.4.1.6制动器实际位置与自动回路信号相符。5.4.1.7技术供水回路各阀门、设备已切换至自动运行状态。26 5.4.1.8制动系统已切换至自动运行状态。5.4.1.9润滑油系统已切换至自动运行状态。5.4.1.10发电机出口断路器280、隔离开关2801断开，励磁系统灭磁开关断开。5.4.1.11残压测频装置工作正常。5.4.1.12调速器处于自动位置，功率给定处于“空载”位置，频率给定置于额定频率，调速器参数在空载最佳位置。5.4.1.13主轴工作密封切换至自动运行状态。5.4.2机组LCU8自动开机至空载5.4.2.1调速器设置为自动，机组LCU8设置为现地控制，在LCU上发“开机到空载”令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90％额定电压等过程中的设备运行情况。5.4.2.2按照机组自动开机流程，检查各自动化元件动作情况和信号反馈。5.4.2.3检查调速器工作情况。5.4.2.4记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。5.4.2.5记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。5.4.2.6检查测速装置的转速触点动作是否正确。5.4.3机组LCU8自动停机5.4.3.1由机组LCU8发停机指令，机组自动停机。观察机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关等过程中的设备运行情况。5.4.3.2监视投入制动器系统在机组转速降至35%额定转速时应能正常投入，否则应立即采用手动控制方式启动。5.4.3.3检查测速装置及转速接点的动作情况，记录自发出停机令到机械制动投入的时间，记录机械制动投入到机组全停的时间。5.4.3.4检查机组停机过程中各停机流程与设计顺序应一致，各自动化元件动作应可靠。5.4.3.5分别在现地、机旁、中控室等部位，检查紧急事故停机按钮动作的可靠性。5.4.3.6模拟机组各种机械事故及故障信号，进行事故停机流程试验。检查事故和故障信号响应正确，检查事故停机信号的动作流程正确可靠。5.4.3.7其它各种开停机及电气保护停机试验将结合后续的各项电气试验进行。5.5、水轮发电机组空载试验5.5.1发电机短路升流试验5.5.1.1准备工作26 （1）发电机出口断路器断开，并切除断路器操作电源，在发电机出口处将三相可靠短接（短接位置应在出口处电流互感器外侧）。（2）准备好他励电源。（3）投入水机保护、转子一点接地保护。（4）检查升流回路范围内所有CT二次接线不应开路。（5）发电机集电环已清擦，碳刷已装上。（6）灭磁开关跳闸保护投入。（7）标准测量表计已准备好。5.5.1.2发电机零起升流（1）自动开机，机组空转稳定运行。（2）手动分合灭磁开关正常后，手动合上灭磁开关，分级缓慢升发电机电流，当电流升到10%检查升流范围内各电流回路的极性和相位准确性及对称性；检查发电机差动保护电流回路接线的正确性，并对发电机差动保护进行整定；检测各组CT二次电流相位及各测量表计动作的正确性。并录制不同短路电流下中性点不平衡电流的幅值及波形。（3）录制发电机短路特性及短路灭磁特性：1）机组逐渐升至110%IN（IN为发电机额定电流值），然后按10%IN逐级降下电流，读取定子电流及对应的转子电流，绘制发电机短路特性曲线。发电机电流升到额定时，断开灭磁开关，检查灭磁情况，录制灭磁示波图。2）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。3）升流过程中监测发电机引出线及短路附近构架，有无火花或过热现象。4）录制发电机额定电流下短路灭磁特性曲线。（4）发电机短路干燥：1）发电机短路干燥时控制短路电流的大小，应按每小时温升不超过5～8℃的速率逐步升高。绕组最高温度以埋入式电阻温度计测量值为依据，不应超过80℃，干燥时定子电流控制在额定值的25%～50%为宜。热风温度一般不超过70℃。2）测量定子绕组对地和转子绕组对地绝缘电阻和吸收比。3）停止干燥降温是以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机。（5）模拟水机事故停机。（6）拆除发电机三相短路线。（7）定子绕组绝缘检查（必要时进行）。1）绝缘电阻Rm（40℃）大于2Un+1（ΜΩ）。2）极化指数R10/R1（40℃）大于2。26 3）2.5Un直流耐压通过且各泄漏电流值电流值符合要求（必要时进行）。5.5.2发电机升压试验5.5.2.1升压前准备工作（1）发电机出口短路器断开并切除其控制电源。（2）发电机保护系统投入，保护整定值已按系统及设计要求整定。（3）发电机振动、摆度及温度监测装置投入。（4）投入机组所有水力机械保护及自动控制回路。（5）升压仍用它励电源。（6）其他准备工作与升流一样。5.5.2.2发电机零起升压（1）自动开机，机组空载下稳定运行。（2）测量发电机电压互感器二次侧残压，并检查应对称。（3）合灭磁开关，调节励磁电流对机组进行零起升压。按10%Un、40%Un、60%Un、80%Un、100%Un分级升压，并在升压过程中检查下列各项：1）升压范围内各组PT二次侧电压应平衡，电压值及相序正确，并测量其开口三角输出电压值。2）发电机及带电范围内一次设备进行情况是否正常。3）机组运行中各部振动及摆度是否正常。4）在额定电压下测量发电机轴电压。5）检查欠电压保护动作情况。5.5.2.3录制发电机空载特性（1）将发电机电压降到最低值，录制发电机空载特性曲线（发电机定子电压与励磁电流的上升、下降关系曲线），以不超过1.3Un或额定励磁电流为限，读取各点励磁电流和定子三相电压值。当发电机励磁电流升至额定值时，测量发电机最高电压。（2）分别在50%、100%额定电压下，跳灭磁开关，检查消弧情况及触头损伤，并录制空载灭磁特性曲线。5.5.3空载下励磁装置的调试（1）分别调试励磁电压调节器及自动励磁电流调节器。（2）检查手、自动启励及逆变工作情况应正常。（3）检查励磁电压调节器的电压调整范围，应符合设计要求。（4）励磁手动空载制单元调节范围测定。（5）26 在发电机空载状态下，手、自动及励磁调节器的相互切换试验（以额定励磁电压的10%为价跃量作为干扰），检查其稳定性。（6）在发电机空载状态下，改变发电机转速，测定发电机端电压变化值，录制发电机电压—频率特性曲线。（7）带励磁调节器自动开停机试验，检测励磁装置的稳定性和超调量。（8）控制、保护、信号及检测设施动作正确性试验。（9）模拟电气事故停机。5.6机组并列及负荷试验下列各项试验发电机空气冷却器冷却水、主变外循环按要求均投入运行。5.6.1水轮发电机组空载并列试验（1）目的是检查同期回路的正确性；各计量装置的精度。（2）35KV系统带电运行情况正常。（3）机组带主变压器自动开机带电，稳定运行。（4）用发电机出口断路器（断路器在试验位置）进行手动、自动准同期模拟和并列试验。（5）进行6KV段母线PT与发电机出口PT的核相试验应正确，复查同期回路电压正确。（6）在正式并列试验前，先断开相应同期点隔离开关。（7）正式进行手动和自动准同期并列试验。录制电压、频率和同期时间的示波图，开关合闸脉冲导前时间应符合要求。（8）录制开关合闸冲击情况。5.6.2280断路器的自动假同期试验（1）试验前的准备:断开2801。（2）机组开出空载至发电令,启动同期装置,观察调速器的调频和励磁系统的调压情况。（3）合闸后，检查同期装置的各项参数。（4）断开280断路器。5.6.3280断路器的自动准同期试验（1）试验前的准备:合上2801。（2）机组开出空载至发电令,启动同期装置,断路器280自动准同期合闸。（3）机组并网后，带额定负荷，检查各功率、电度计量装置工作状况，检查各个保护的参数。5.6.4计算机监控系统自动开机并网试验（1）发电机出口断路器280断开，系统电源已送到隔离开关2801断路器侧。（2）调速器设置为自动，机组LCU设置为现地控制。在LCU上发“开机到发电”26 令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90％额定电压、自动同期装置调节机组电压和转速、自动合出口断路器280，机组带设定负荷进入发电状态等过程中设备运行情况。（3）在LCU上发“停机”令，机组自动解列停机。观察LCU自动减负荷、分发电机出口断路器280、机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关的过程，记录自发出停机令到机械制动投入的时间，记录机械制动投入到机组全停的时间。（4）在中控室进行自动开机和停机操作，并进行相应的检查和记录。5.6.5机组带负荷试验（1）在带负荷试验中使用的水力和电气测量仪表已安装调试好，并且机组保护投入（机组差动除外），退出#4主变差动保护。（2）机组逐级带负荷试验：1）机组有功负荷逐步增加，检查机组各部振动、摆度及温度变化情况，必要时进行动平衡试验，转子重新配重。2）检查在当时允许水头下，机组产生振动的负荷区域。（3）机组带负荷下的检查试验项目：1）检查发变组保护的CT二次电流的向量图。2）调速系统试验。调速器在转速功率控制模式下运行稳定性检查、调节参数的选择及现地远方有功功率调节响应的检查。3）励磁调节器试验。4）定、转子一点接地保护试验。5）机组突变负荷试验。使机组突变负荷（变化量不大于额定负荷25%），记录机组转速、蜗壳水压、接力器行程和功率变化等的过度过程，并选择各负荷工况的最优调节参数。6）发电机输出功率试验。用以检验机组按规范要求，在额定功率因数条件下的运行下的运行能力。5.6.6机组甩负荷试验5.6.6.1准备工作（1）调速器及励磁装置的参数已选择在最佳值。（2）所有继电保护、自动装置均已投入。（3）测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速（频率）、接力器行程、发电机气隙等电量和非电量的检测仪器已安装调试好。（4）各部位通讯联络畅通。（5）各部位运行监测人员已到位。26 （6）机组甩负荷以发电机出口断路器作为解、并列开关。5.6.6.2机组正常甩负荷（1）机组分别带25%、50%、75%、100%额定负荷甩负荷试验（若电站水头或电力系统限制，机组不能甩额定负荷时，按当时条件在尽可能大负荷进行甩负荷试验）。（2）甩负荷时按规定测录各有关数据。检查调速系统动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，蜗壳水压上升率和机组转速上升率，励磁调节器的稳定性和超调量等。（3）甩25%额定负荷时，测定接力器不动时间。（4）机组带一定负荷，模拟水力机械事故停机试验。5.6.7低油压事故停机试验（1）机组开机并网带额定负荷（最大可能负荷）稳定运行。人为降低调速器压油槽油压到事故停机油压值，低油压保护动作事故停机卸负荷解列，监视停机全过程。记录接力器行程、试验前后压油槽油压、油位，检查接力器全关及关闭时间是否正常。低油压压力信号同时作用下进水口闸门，检查闸门在动水下的动作情况。（2）在导叶全关闭后立即恢复压力油槽的油位和油压。5.7机组72小时带负荷试运行机组带额定负荷连续72小时稳定运行，保护、自动等按照正常投入。通过72h连续试运行后，应停机进行机电设备的全面检查。处理发现的所有缺陷后，报启动委员会验收合格后，与运行单位办理设备交接。如果水位限制，机组不能带额定负荷时，按当时条件在尽可能大负荷进行试运。根据运行管理制度，全面记录运行所有参数。72小时完成后，停机检查机电部分、水工部分的设备情况，进行消缺工作。26 26 第六章安全措施及注意事项在机组启动调试和试运行中，要求做到不发生人身事故，设备损坏事故和误操作引起的事故。为此，要求全体参加启动调试和试运行的人员，一定要在启动验收委员会和试运指挥部的统一领导下，按其各自的专业分工，认真学习，努力工作，遵守纪律，尽责尽心，团结协作，圆满完成调试和试运行工作。6.1注意事项为确保启动调试和试运行工作的顺利进行，特制定如下制度：6.1.1全体参加启动调试和试运行的工作人员（包括调试单位、安装单位和生产单位），都必须服从整套试运指挥部的统一指挥。6.1.2所有有关系统的操作（切换、隔离、中断、连通等），都必须按两票制度执行。6.1.3在机组运行期间，检修人员需进行检修，必须按工作票制度执行。6.1.4在机组运行期间，调试人员需进行调整，必须报告本专业调试负责人，取得同意后方可进行，并通知试运值长。6.1.5全体在现场值班人员，均应按照交接班制度的规定进行交接班，在未办完交接班手续前，不得擅离职守。6.1.6全体在现场值班人员，均应定期巡视、检查各设备和系统的运行情况，并详细记录，遇有异常，立即报告。6.1.7发生事故时，应按事故处理规程或整套试运指挥部的命令处理。6.2安全措施6.2.1总的原则6.2.1.1机组的调试和整套启动试运行工作，必须在保证参加试运行的全体工作人员的人身安全和设备安全的基础上进行。因此，若发生威胁人身安全和设备安全的情况，应立即中断试运行工作。确保不发生人身伤亡和设备损坏事故。6.2.2措施6.2.2.1参加机组启动试运行的运行人员，应熟悉机组的结构、特性和系统，认真学习设备运行规程和事故处理规程，掌握机组启动试运行措施。6.2.2.2运行值长在各专业整套启动方案的基础上，对运行系统预先做好运行方式的确定与安排，有事故预想的方案和对策。6.2.2.3坚持“两票三制”，启动试运行过程中每个试验必须有符合审批程序的安全措施、技术措施和组织措施，操作过程必须有操作票。6.2.2.326 参加机组调试的人员，应熟悉机组的结构、特性和系统，必须结合现场实际，制定切实可行的启动试运行方案（措施）及反事故措施。启动试运行方案（措施）一经审核批准应组织参加试运行人员学习和交底，做到大家心中有数。6.2.2.4安装人员首先应按设计要求装好设备和系统，搞好设备的分部试运行，这是整套启动试运行成功的基本保证。在试运行中做到跟班工作，积极配合调试，若遇设备问题，及时消除，使机组顺利通过试运行。6.2.2.5机组调试及试运行期间，优先保证人员、设备的安全，若出现异常事故，要坚决果断按“事故处理规程”处理，采取减负荷或停机以保证人员、设备安全。6.2.2.6机组启动前应对设备、系统、建筑进行联合大检查，对试运机组与施工范围的分界点的隔离阀门、开关等，需经安装单位、生产单位、调试单位检查确认，上锁加封，挂警告牌，并在控制室张挂的系统图上予以标注。6.2.2.7各项检查性工作必须明确专人负责，履行签字确认手续。26 第七章整套启动试运行的组织机构与职责分工7.1组织机构7.1.1根据《水电站基本建设工程验收规程》和《水轮发电机组启动试验规程》的规定，成立工程启动验收委员会和试运指挥部。结合工程特点，试运指挥部下设分部试运组，整组试运组，验收检查组，生产运行组，综合管理组。7.1.2启动验收委员会和试运指挥部的组成人员见有关文件。7.2职责分工7.2.1试运行指挥部主要职责1）、在启委会的领导下，全面组织、指挥和协调机组启动试运行工作。2）、对启动试运行过程中的安全、质量、进度等全面负责。3）、审批重要项目的调试方案或措施、分系统试运计划、整套启动试运计划。4）、启委会成立后，在主任的领导下，筹备启委会会议。启委会闭会期间，代表启委会主持启动试运行的常务指挥工作。5）、协调解决启动试运行中的重大问题。6）、组织、领导、检查和协调试运行指挥部各组及各阶段的交接验收工作。7.2.2分部试运组主要职责1）、负责提出单体试运计划和分系统试运计划，上报总指挥批准。2）、负责分部试运阶段试运工作的组织协调、统筹安排和指挥领导工作。按照试运计划合理组织安装、单体调试工作，为单体试运和分系统试运创造条件。3）、在单体和系统首次试运前，组织核查单体试运和系统试运应具备的条件，具体按大唐集团关于分部试运控制点应具备的条件进行。4）、组织研究和解决分部试运中发现的问题。5）、组织办理单体试运验收签证和分系统试运验收签证工作。7.2.3整组试运组主要职责1）、负责提出整套启动试运计划，上报总指挥批准。2）、组织核查机组整套启动试运前和进入满负荷试运的条件，核查按大唐集团关于分部试运控制点应具备的条件进行。3）、组织实施启动调试方案和措施，负责整套启动试运的现场指挥和具体协调工作。4）、组织分析和解决整套启动试运中发现的问题。5）、严格控制整套启动试运的各项技术经济指标，组织办理整套启动试运后的调试质量验收签证工作和各项试运指标统计汇总工作。26 7.2.4、验收检查组主要职责1）、负责组织对安装有关工程的验收。2）、负责组织验收由设备供货商或其他承包商负责的调试项目。3）、负责组织机组全部归档资料和技术文件的核查、归档交接工作。4）、负责协调设备材料、备品配件、专用仪器和专用工具的清点移交工作。7.2.5、生产运行组主要职责1）、负责与电网公司的协调联系，负责涉网调试、试验项目的协调联系。2）、在机组启动并网前，组织参与工程建设、调试、运行的单位和人员，尤其是现场指挥及值长，学习电网调度条例规程，牢固树立尊重调度、遵守调令、稳妥谨慎、安全第一的观念，为机组顺利启动和并网做好思想准备。3）、机组实现并网后，按照批准的试验方案和调试计划，协调联系电网调度部门，向电网调试部门申请试运负荷，配合进行各项试验工作，直至完成72小时试运后移交生产。4）、负责核查生产准备工作，包括：运行和检修人员的配备、培训和持证上岗情况，所需的规程、制度、系统图表、记录表格、各类工作票和操作票、设备挂牌、阀门及开关编号牌、管道流向标志、安全用具和化验检测用具、生产维护器材等配备及完成情况。5）、负责机组试运中的运行操作、系统检查和事故处理等生产运行工作。6）、机组完成满负荷试运移交生产、进入考核期后，负责协调考核期阶段的生产、调试、性能试验、消缺和实施未完项目等工作。7.2.5、安全监督及综合管理组主要职责1）、负责核查、协调试运现场各个环节的安全、消防和治安保卫工作等。2）、负责试运指挥部的文秘、资料和后勤服务等综合管理工作；3）、发布试运信息；7.3整套启动试运行的指挥系统启动验收委员会试运指挥部分部试运组整组试运组验收检查组生产运行组26 安全监督及综合管理组26