机组启动试运行方案

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1、机组启动试运行方案批 准：审 核：编 写： 2009 年 6 月 9 日机组启动试运行方案1 充水试验1.1 充水条件1.1.1 确认坝前水位已蓄至最低发电水位。1.1.2 确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。确认 5#机组各进人门已关闭牢靠，各台机组检修排水阀门已处于关闭状态，检修排水廊道进人门处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。确认空气围带、制动器处于投入状态。1.1.3 确认全厂检修、渗漏排水系统运行正常。1.2 尾水流道充水1.2.1 利用尾水倒灌入检修排水廊道，然后打开 5#机组尾水检修排水阀向尾水流道充水，在充水过程中随时检查水轮机导水机构、转轮室、

2、各进人门、伸缩节、主轴密封及空气围带、测压系统管路、发电机定子、灯泡头、流道盖板等的漏水情况，记录测压表计的读数。1.2.2 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。1.2.3 待充水至与尾水位平压后，将尾水闸门提起。1.3 进水流道充水1.3.1 提起进水闸门，以闸门节间充水方式缓缓向进水流道充水，监视进水流道压力表读数，检查灯泡体、管形座、框架盖板、导水机构及各排水阀等各部位在充水过程中的工作状态及密封情况。1.3.2 观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数

3、。1.3.3 充水过程中检查流道排气是否畅通。1.3.4 待充水至与上游水位平压后，将进水口闸门提起。1.3.5 观察厂房内渗漏水情况及渗漏水排水泵排水能力和运转可靠性。1.3.6 将机组技术供水管路系统的阀门打开，启动供水泵，使压力水通过各冷却水管路，检查管路阀门、各接头法兰通水后的工作情况。2 机组启动和空转试验2.1 启动前的准备2.1.1 主机周围各层场地已清扫干净，施工人员撤离工作现场，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。2.1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。2.1.3 机组润滑油、冷却水、润滑水系统

4、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。2.1.4 高压油顶起系统、机组制动系统处于手动控制状态。2.1.5 检修排水系统、渗漏排水系统和高、低压压缩空气系统按自动控制方式运行正常。2.1.6 上下游水位、各部原始温度等已做记录。2.1.7 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） ，转动部件锁定已拔出。2.1.8 启动高压油顶起装置油泵，检查确认机组大轴能正常顶起。2.1.9 调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：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。调

5、速器的滤油器位于工作位置。调速器处于“手动”位置。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。2.1.10 与机组有关的设备应符合下列要求：5 号发电机出口断路器 QF905、5 号发电机励磁系统灭磁开关在断开位置。转子集电环碳刷已磨好并安装完毕，碳刷拔出。发电机出口 PT 处于工作位置，一次、二次保险投入。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，但不作用于停机。现地控制单元 LCU5 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。拆除所有试验用的短接线及接地线。外接频率表接于发电机出口 PT 柜一次侧，

6、监视发电机转速。大轴接地碳刷已投入。2.1.11 手动投入机组各部冷却水（空冷器暂不投，转机时对发电机定子、转子进行干燥） 。2.2 首次启动试验2.2.1 拔出接力器锁定，启动高压油顶起装置。2.2.2 手动打开调速器的导叶开度限制机构，待机组开始转动后将导叶关回，由各部观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间有无摩擦、碰撞及其它异常情况。记录机组启动开度。2.2.3 确认各部正常后再次打开导叶启动机组。当机组转速升至接近 50%额定转速时可暂停升速，观察各部无异常后继续升速，使机组在额定转速下运行。2.2.4 当机组转速升至 95%额定转速时可手动切除高压油顶起装置，并校验电气转速继电器相

7、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。2.2.5 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。机组空转 4-6 小时以使瓦温稳定，记录稳定的轴瓦温度，此值不应超过设计值。记录各轴承的油流量、油压和油温。2.2.6 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。2.2.7 监视水轮机主轴密封及各部水温、水压，

8、有条件时可观察、记录水封漏水情况。2.2.8 记录全部水力量测系统表计读数和机组监测装置的表计读数。2.2.9 有条件时，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。2.2.10 测量发电机一次残压及相序，相序应正确。2.3 停机过程及停机后检查2.3.1 手动启动高压油顶起装置，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 20%时手动投入制动器，机组停机后手动切除高压油顶起装置，制动器则处于投入状态。2.3.2 停机过程中应检查下列各项：监视各轴承温度的变化情况。检查转速继电器的动作情况。录制转速和时间关系曲线。2.3.3 停机后

9、投入接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封润滑水。2.3.4 停机后的检查和调整：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、挡风圈是否有松动或断裂。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。2.4 调速器空载试验2.4.1 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间，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。2.4.2 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。将手/自动切换电磁阀切换为自动位置，并在

10、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，检查调速器工作情况。调整 PID 参数，使其能在额定转速下自动调节，稳定运行。2.4.3 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后，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。2.4.4 转速最大超调量不应超过扰动量的 30%。2.4.5 超调次数不超过 2 次。2.4.6 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。2.4.

11、7 进行机组空载下的通道切换试验，各通道切换应平稳。2.4.8 进行调速器自动模式下的开度调节试验，检查调节稳定性。2.4.9 进行调速器自动模式下的频率调节，检查调节稳定性。2.4.10 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。2.4.11 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。2.4.12 进行油泵电源切换试验，切换应灵活可靠。2.5 机组过速试验及检查2.5.1 过速试验前机组摆度和振动值应满足规程和设计要求。2.5.2 临时拆除电气过速保护停机回路，监视其动作时的转速。2

12、.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 155%额定转速以上时，记录电气过速 155%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160%之前立即动作关机。如果升速至 160%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。2.5.4 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，在 95%额定转速时投入高压油顶起装置，降至 20%转速后投机械制动。2.5.5 过速试验过程中专人监视并记录

13、各部位推力瓦和导轴瓦温度；监视转轮室的振动情况；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。2.5.6 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。3 机组自动开停机试验3.1 自动开机需具备的条件3.1.1 各单元系统的现地调试工作已完成，验收合格。3.1.2 计算机与各单元系统对点完成，通讯正常。3.1.3 在无水阶段由计算机操作的全厂模拟已完成

14、。3.1.4 LCU5 交直流电源正常，处于自动工作状态。3.1.5 水力机械保护回路均已投入。3.1.6 接力器锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。3.1.7 技术供水回路各阀门、设备已切换至自动运行状态。3.1.8 高压油顶起装置已切换至自动运行状态。3.1.9 制动系统已切换至自动运行状态。3.1.10 润滑油系统已切换至自动运行状态。3.1.11 励磁系统灭磁开关断开。3.1.12 齿盘测速装置及残压测频装置工作正常。3.1.13 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。修密封、主用密封切换至自动运行状态。3.2 机组 LCU5

15、 自动开机启动机组 LCU5 空转开机。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。检查调速器工作情况。记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。检查测速装置的转速触点动作是否正确。3.3 机组 LCU5 自动停机3.3.1 由机组 LCU5 发停机指令，机组自动停机。3.3.2 监视高压油顶起系统在机组转速降至 95%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。3.3.3 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。3.3.4 检查机组停机过程中各停机流程与设

16、计顺序应一致，各自动化元件动作应可靠。3.3.5 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。3.3.6 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。3.3.7 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。4 桥巩水电站 5# 发电机及 5# 发电机带 3#主变升流试验；4.1、试验准备4.1.1 根据 5# 机组发电投运的一次设备情况，本次升流试验范围为 3#主变、5# 发电机，短路点的设置部位如下：短路点 1（D1）：设置在 3#离相封闭母线副厂房 84.50m 层与电抗器连接处，利用软连接作为短路装置。短路点 2（D2）：设置在开关站 3#主变进线间隔接地开关 200317 处，利用接地开关200317 作为短路装置。4.1.2 发电机出口断路器 905 断开、灭磁开关断开。4.1.3 励磁系统用它励电源从 10KV 系统备用开关柜取，用 3X70mm2