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1、。 启动试运行程序大纲。机组A级检修启动试运行程序大纲12批准： 审核： 审查： 编写： 。目 录一、总则3二、组织机构4三、机组启动试运行前的检查53.1引水系统检查53.2水轮发电机组设备及附属设备部分的检查5四、机组充水试验6五、水轮发电机组空载试运行85.1首次电手动开机前的准备85.2首次电手动开机85.3电手动停机及停机后检查95.4机组自动开、停机试验95.4.1机组LCU自动开机95.4.2机组LCU自动停机105.5发电机短路升流试验105.6发电机零起升压试验115.7励磁装置调整和试验11六、机组并列试验11七、机组带负荷试验12八、甩负荷试验12九、7小时带负荷试验12
2、一、总则1.1 本试验程序是根据水轮发电机组安装技术规范（GB8564-2003）、电气装置安装工程及验收规范（GB5025450259）、发电企业设备检修导则（DL/T838）、水轮发电机组启动试验规程（DL827）和厂家提供的图纸及相关技术文件的规定，并根据电站的实际情况,编制而成。1.2 本试验程序仅适用于三星水电站2号机组及相关设备的调试试运行。1.3 本试验程序经启动委员会批准后，水轮发电机组启动试验应严格按程序进行。二、组织机构 现场总指挥：。 现场负责人：。 成 员：。三、机组启动试运行前的检查3.1引水系统检查3.1.1进水口、尾水等闸门处经清污及检查，符合闸门运行要求。3.1
3、.2 机组充水前，确认进水闸门与拦污栅间无可能影响到机组安全运行的杂物。所有杂物经检查确认已清理干净。焊疤和突出流道部分的金属应割除，并打磨平滑。3.1.3 流道的排水设施，包括管道、阀门、排水泵等处于正常工作状态（位置）。3.1.4 本机组水力测量系统全部调试完毕，符合规程规范和设计要求，测量表计指示正确，处于工作状态。3.2水轮发电机组设备及附属设备部分的检查3.2.1油压装置已完成充水前应做的调试且符合设计要求，其油位及压力正常。3.2.2 调速器调试完毕，按设计要求完成手动、自动及联动调试，开度指示正确，桨叶、导叶开关时间及协联关系符合设计要求。两段关闭装置等均已调试合格，导叶处于关闭
4、状态，并投入锁定。3.2.3 机组所有部件安装完毕，所有销钉、螺母、螺栓等已安装齐全，并全部紧固、牢靠。3.2.4 机组各转动部件间隙已检查符合厂家的设计要求，机组内部已清扫干净，并经检查无遗物。3.2.5 机组所有的油、水、气系统全部调试完毕，符合规程规范和设计要求，测量系统表计指示正确。3.2.6 轴承润滑油系统等调试完毕，各整定值符合设计要求。3.2.7 水轮机主轴密封润滑水应有可靠水源，其水压值已调整，符合设计要求。3.2.8 主轴检修围带应有可靠气源，无漏气。充水前处于充气状态。3.2.9 刹车制动闸动作灵活可靠。3.2.10 高、低压空气压缩机运转正常，贮气罐及管路无漏气，各压力表
5、计、减压阀、安全阀工作正常，整定值符合设计要求。3.2.11 发电机冷却系统调试完毕，无渗漏，压力值达到设计要求。3.2.12 与试运行有关的各种电气设备均已按要求试验合格。3.2.13 所有二次回路绝缘合格，各保护回路均已调试完毕，回路经总模拟试验，动作正确。电流、电压回路均经检查接线正确；所有电气保护及水力机械的有关整定值均按要求整定。3.2.14 厂内外及电力调度的通信电话应畅通（中控室与各操作层等）。3.2.15 非本台机组运行需要的电气设备已做好防误送电隔离措施。3.2.16 有关机组启动的各项安全措施准备就绪。以上各项确认全部已达到具备充水条件即可进行机组充水试验。四、机组充水试验
6、4.1 经过施工单位、监理、甲方相关人员共同对蜗壳进行检查，确认流道内符合运行要求。进行蜗壳进入孔封堵；检查排水系统的水泵及油、水、气系统运行正常。4.2 调速器处于工作状态，导叶置于全关位置。4.3 关闭尾水管排水阀，提升尾水检修门对尾水流道进行充水，检查水轮机部分无异常情况。4.4 确认尾水流道已充满水，全部提起尾水闸门。4.5 空气围带充气。4.6 投调速器锁定装置。4.7 微起进水闸门充水阀约20cm，对蜗壳进行充水试验。充水过程中，检查水机部位的渗漏情况，各组合面应无渗漏。4.8 确认蜗壳已充满水，保持30分钟，再次检查各部位渗漏情况。确认无异常后全部提起进水口闸门。4.9 再次检查
7、水机部位，应无渗漏现象。五、水轮发电机组空载试运行5.1首次电手动开机前的准备5.1.1 确认充水试验中出现的问题已处理合格。5.1.2 主机周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，通迅指挥系统可随时使用，各部位运行人员已进入岗位，各测量仪器、仪表已调整就位。5.1.3 上、下游水位已记录，各部原始温度已记录。5.1.4 尾水闸门、进水闸门确认在全开位置。5.1.5 调速器处于准备开机状态，并切换于“电手动”位置；漏油装置处于自动位置。5.1.6 测速系统各设备投入。5.1.7 机组的水机操作保护，以及测量系统、音响、信号回路投入。5.1.8 发电机出口断路器断开。5.1.9 拆除
8、所有试验用的短路接线及接地线。5.1.10 冷却水系统投入运行状态，并确认轴承油位正常。5.1.11 调速器锁锭退出。5.1.12水轮机检修密封空气围带排气。5.1.13 投入主轴密封润滑供水，水压正常。5.1.14 手动顶起转子一次。5.2首次电手动开机5.2.1 确认转动前的检查已完成，并符合要求，具备手动开机条件。5.2.2 调速器控制柜在“电手动、现地”位置，逐渐开启导水叶使机组启动，待机组转速升至50%Ne时作短暂停留，无异常后升至额定转速，记录机组在此水头（上、下游水位）下的启动开度和空载开度。校验电转速表应位于100%位置。5.2.3 由专人负责监视轴承温度、摆度、振动、转速和水
9、压等。5.2.4 观察机组各部位有无异常现象。如发现金属碰撞声、瓦温突然升高、机组摆度、振动过大等不正常现象应立即停机。5.2.5 测量、记录机组运行各部位振动、摆动，其值应满足厂家设计规定值。5.2.6 观察、测量、记录机组油、水、气各系统运行工作情况。5.3电手动停机及停机后检查机组开机运行约4小时，待瓦温稳定后停机检查。5.3.1电手动关导水叶停机。5.3.2当机组转速降至30%Ne时手动投入机械制动。5.3.3停机后，投入空气围带，切除主轴密封润滑供水。5.3.4停机过程中检查各部位轴承温度变化情况、各部位油槽油面的变化情况。5.4机组自动开、停机试验5.4.1机组LCU自动开机5.4
10、.1.1调速器处于“自动”位置，功率给定置于空载位置，频率给定置于额定频率位置，调速器参数空载最佳位置。5.4.1.2空气围带供气装置、主轴密封润滑供水、刹车装置、冷却水系统等均处于“自动”位置，具备自动开机条件。5.4.1.3机组LCUB柜操作机组自动启动，检查监视以下项目：5.4.1.3.1检查监视开机过程各自动化元件的动作情况。5.4.1.3.2检查轴承高压顶起装置的动作情况。5.4.1.3.3检查调速器动作情况。5.4.2机组LCU自动停机在机组LCU操作机组自动停机，检查监视以下项目：5.4.2.1机组自动化元件的自动情况。5.4.2.2检查轴承高压顶起装置及刹车装置的动作情况。5.
11、4.2.3检查调速器动作情况。5.4.2.4检查调速器动作情况。5.4.2.5检查机组自动化元件的动作情况。5.5发电机短路升流试验5.5.1检查发电机定子、转子绝缘电阻。5.5.2退出发电机差动保护。5.5.3再次自动开机，发电机各部位温度应稳定，转速正常。5.5.4在发电机出口断路器前端（发电机端）设置三相短路线。5.5.5调速器置电手动位置。5.5.6合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，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；跳灭磁开关，检验灭磁情况是否正常。5.5.7检查发电机各电流回路的准确性，检查测量表计指示是否正常。5.5.8检查发电机定子绝缘电阻，如不合格，则进行
12、短路干燥。5.5.9试验完成后拆除发电机短路的短路线。5.6发电机零起升压试验5.6.1检查发电机保护系统在投入状态。5.6.2手动升压至额定电压的50%60%，检查发电机及电气设备的带电情况应正常，电压回路二次侧相序和电压值应正确，保护装置工作正常。5.6.3发电机升至额定电压时，测量轴电压。5.6.4当发电机的励磁电流升至额定值（539A），测量发电机定子最高电压值。5.6.5在50%、100%额定电压下跳灭磁开关，其灭磁情况应正常，测量灭磁时间常数。5.7励磁装置调整和试验对励装置进行闭环调试六、机组并列试验6.1检查同期回路的正确性拉开发电机断路器10KV母线侧隔离开关，手动、自动模拟
13、准同期并列试验。6.2进行机组并列同期回路经检查正确无误后，合发电机断路器母线侧隔离开关，#2F同期断路器在试验位置时投同期开关进行假并列。正常后，将#2F同期断路器置工作位置，投同期开关进行正式并列。检查各电流回路的电流情况和表计指示。七、机组带负荷试验7.1机组带负荷试验，逐步增加有功、无功负荷，观察并检查机组带负荷时有无振动区。7.2机组负荷的递增分别以5%的增幅增至100%额定负荷，并在各负荷下稳定运行15分钟。7.3机组带负荷下调速系统试验，检查桨叶、导叶协联曲线是否正确。八、甩负荷试验8.1机组分别在25%、50%、75%、100%额定负荷下甩负荷试验，并按表格各项目作好记录。8.2最大负荷下（不大于额定值）进行低油压事故停机试验，并按表格各项目作好记录及监测。九、7小时带负荷试验9.1自动开机，并入系统，并升至最大负荷（不得大于额定值），连续运行72小时，全面记录运行所有有关参数。9.2检查各保护工作应正常。9.3机组无中断连续运行72小时后，停机检查，处理存在的缺陷。
