机组启动试运行计划方案

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1、惠州市联和水电站增效扩容改造工程惠州市联和水电站增效扩容改造工程机组启动试运行计划及方案机组启动试运行计划及方案惠州市弘基水利工程有限公司2016 年 2 月1目录目录 一、工程概况.1二、机组启动试运行计划安排.11、设立试运行组织机构12、试运行工作程序33、启动试运行工作时间安排3三、机组启动试运行方案.41、充水试验42、机组启动和空转试验53、机组自动开停机试验94、发电机及发电机带主变升流试验115、发电机单相接地试验及升压试验136、发电机空载下的励磁调整和试验157、机组同期并网试验168、机组负荷试验189、机组带负荷 72h 连续试运行201一、工程概况一、工程概况 增博联

2、和水库位于东经 113.9 度，北纬 13.3 度，地处博罗县福田镇石巷村东北约 1.5 公里，罗浮山主峰西麓，属东江二级支流上游，联和水中游。联和水库（中）型枢纽工程于 1964 年建成，水库库容为 8160 万 m3，集雨面积为 110.8 km2，水库是一宗以灌溉为主，兼有发电、防洪和水产养殖等综合效益的水利枢纽工程。联和水电站为联和水库坝后电站，电站于 1981 年建成投产，电站装机容量为 4500 千瓦，总装机容量为 2000 千瓦，发电设计流量为 12m3/s。尾水流入灌渠灌溉农田 11.74 万亩。在 1989 年，对联和水库（中）型枢纽工程进行除险加固。联和水库首要任务是保证灌

3、溉供水，因此根据供水需求，进行发电运行。联和水电站机组经过 31 年运行发电，水轮机转轮气蚀严重，效率下降，耗水率增加，出力减少；发电机绝缘老化、温升高、损耗大及噪声大，最近 2 年已经接连发生两次线圈击穿烧毁事故；严重影响电站安全生产和发电效益。为了充分发挥水能，增效扩容改造选择机组改造方案充分考虑原机型和布置形式，尽可能利用原机组埋入部件和厂房建筑，节省改造成本，根据引水系统和流道情况，选择更换水轮机转轮，更换原水轮机转轮后，水轮机型号为 HLS3633-LH-60。根据更换水轮机转轮后出力增加，选配 SF630-8/990 发电机。每台机扩大容量为 130 千瓦，共扩容 520 千瓦。二

4、、二、机组启动试运行计划安排机组启动试运行计划安排1 1、设立试运行组织机构设立试运行组织机构联和水库电站增效扩容改造工程 1#和 2#机组于 2016 年 2 月 1 日改造完成，为检测安装质量及检验设备质量，需要对经过改造后的 2 台机组进行启动试运行。为确保试运行过程中能安全及有条有序地进行，按相关规定，决定成立联和水库电站机组试运行小组。试运行小组由项目法人组织电站管理单位、设计单位、施工单位、监理单位、生产运行和设备制造厂总代表等组2成。1.1、试运行小组由施工单位负责人担任组长，生产单位的负责人担任副组长，负责编制机组设备启动试运行试验文件，组织进行机组设备的启动试运行工作。 1.

5、2、试运行小组下设：（1）试运行办公室：由各承包生产单位负责人组成，在组长统一指挥下工作。（2）运行组（分机械、电气）（3）现场安全监督组 1.3、组织机构名单 组长：黄祖波副组长： 罗钦如 张震洲 黄敬森试运行办公室成员：袁伟新 骆雄文 李忠良 袁东标 运行组：张益超、陈志明、李滋源运行一班班长：钟绍辉 运行二班班长：朱冠华运行三班班长：郭水生运行四班班长：袁伟坤现场安全监督组：洪南辉 古振业 李章荣1.4、各组织机构职责1）试运行办公室：主要负责完成试运行过程中各项试验措施的编制、文件的发送、技术资料的整理、试运行简报的编辑等工作；监督各单位执行安全工作规定，并准备必要的安全操作工器具，维

6、护试运行安全秩序，对参加试运行工作的人员进行安全教育。2）运行组：采用四班倒工作制，负责机组启动试运行期间的值班、设备运行操作、运行数据的记录、设备的安全运行和维护并事先做好保证安全3试运行的有效措施。3）试验组：主要负责完成机电设备的所有试验、水轮发电机启动试验及试运行、配合系统调试，并解决试验过程中出现的一般问题。协助运行人员掌握设备性能。4）现场安全监督组：负责试运行设备的安全保障和消防工作、编制和检查执行试运行现场安全及消防规定、印发参加试运行人员的特殊证件、维护工作现场的正常工作秩序。2 2、试运行工作程序、试运行工作程序工作程序如下：启动试运行小组及相应组织机构成立调试及试运行大纲

7、的编制、报批设备投运前检查、签证公用设备分部试运行机组启动前的检查机组与站内设备试验系统试验机组及机电设备并入系统后的试验机组 72小时带负荷连续运行。3 3、启动试运行工作时间安排、启动试运行工作时间安排经过联和水库电站机组试运行小组会议决定，各设备启动试运行时间安排如下：设备安排天数（天）计划完成时间备注1#机组32016.2.5单机运行2#机组32016.2.8单机运行1#和 2#机组32016.2.12联合运行4#机组32016.3.20单机运行1#、2#和 4#机32016.3.23联和运行4组3#机组32.16.4.20单机运行1#、2#、3#和4#机组32016.4.23联和运行

8、三、机组启动试运行方案三、机组启动试运行方案1 1、充水试验、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。1.2.3 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

9、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。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。 51.3.6 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 2、机组启动和空转试验、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

10、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

11、。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： 发电机出口断路器、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。 6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。

12、现地控制单元 LCU 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，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

13、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

14、。 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7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，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

15、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

16、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，并在调速器电气柜上也作同样8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。 2.4.7 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