1、 第 1 页刘河坝电站 1#机组启动试运行程序、工程概况刘河坝水电站位于四川省宝兴县境内，在宝兴河西河最大支流赶洋沟上。电站共装机 2 台，单机容量 6MW，总装机容量为 12MW。本次大修后投运 1#机组升压至额定电压6.3kV,升压至 35kV 系统并网。本机组启动试运行程序大纲不包括水工建筑的启动试运行。本试运行程序大纲依据以下国家和部颁技术标准，并结合该电站水工建筑、金属结构、电气主接线图和设备制造商相关技术文件编制而成，经启动委员会批准后作为刘河坝水电站机组启动试运行的技术依据。1） 电气装置安装工程电气设备交接试验标准2） 水轮发电机组安装技术规范3） 水轮发电机组起动试验规程4）
2、水轮机调速器与油压装置试验验收规程5）大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程2 机组充水前的检查目的：确认机组是否具备充水启动试运行条件。2.1 引水系统的检查2.1.1 蜗壳、尾水流道等过水通流系统均已检验合格清理干净，压力管道测量表计、水位控制仪均已安装完工，调试合格整定值符合设计要求。伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。所有进人孔的盖板均已严密封闭。2.1.2 机组蝶阀、旁通阀、及其控制操作系统已检修完工调试合格，具备充水调试条件。油压装置及其控制操作系统已安装完工调试合格，油泵电机运行正常。现以处于关闭状态。2.1.3 蜗壳及尾水管已清理干净。2.1.4 蜗壳排水阀启闭情况良好并
3、处于关闭位置。2.1.5 尾水检修门已在打开位置。2.2 水轮机部分的检查第 2 页2.2.1 水轮机转轮及所有部件已检修完工检验合格，施工记录完整。2.2.2 各排水系统已检修完工，自流管道畅通无阻。2.2.3 水导轴承润滑系统已经充油检查合格，油槽油位开关、油位变送器、温度传感器调试合格，各整定值符合设计要求。2.2.4 导叶已检修完工检验合格并处于关闭状态，导叶关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。2.2.5 机组各测压表计、压力开关、流量计均已安装完工调试合格，整定值已调整至设计参考值，管道管路连接良好。2.2.6 振动和摆度测量系统已安装完工，调试合格处于正常运行状态。2.3
4、调速系统及其设备的检查2.3.1 调速系统及其设备已安装完工，已调试合格，施工记录完整。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、压力开关、安全阀门均已整定符合设计要求,管道检查和压力试验完毕。2.3.2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。2.3.3 调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等均经充压力油检查无渗油现象。2.3.4 调速器电气部分已安装完工并调试合格。事故电磁阀已安装完毕调试合格，模拟动作试验正确。2.3.5 模拟调速器动作试验正确，检查调速器、接力器及导叶操作的灵活性、可靠性和全行程内动作平稳性及三者的一致性。2.3.6 在无水时，其动作准确，特性参数已
5、按设计和机组厂家技术要求整定调试完毕，符合要求。紧急关闭时间已调整，时间符合要求并准确。2.3.7 进行调速器手动模拟开、停机试验，检查自动 LCU 开、停机试验，事故停机试验均正确可靠。2.3.8 测速装置安装完毕，检查合格，装置输出各接点已按设计要求校验整定。2.4 发电机部分的检查2.4.1 发电机整体已全部检修完工，检验合格，记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。第 3 页2.4.2 上、下导油槽、推力油槽已充油，油位开关及油位变送器已调整至设计值。2.4.3 发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已安装完毕，检查并调试合格。2.4.4 发电机风罩内所有电缆、导线、端子
6、均已检查正确无误。2.4.5 发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正确压力开关已整定符合设计要求，充水前风闸处于投入制动状态。2.4.5 各种表计，振动和摆度传感器等均已安装完工，调试整定合格。2.4.6 发电机内灭火管路已安装完工，检验合格。2.5 油、水、气系统的检查2.5.1 机组冷却水供水系统已安装完工调试合格记录完整，各管路阀门、接头、冷却器均经加压试验合格，无渗漏现象。并已做好各种保护措施。2.5.2 全厂透平油、绝缘油系统已能满足机组和主变及其他零星用油设备的供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。2.5.3 中、低压空压机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路
7、畅通，各测压表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工作正常,整定值符合设计要求，随时可供机组使用。2.5.4 机组运行供气的自动化元件及系统均已检查合格，动作正确无误。供气压力能满足运行的要求。2.5.5 各管路、附属设备已刷漆，阀门已挂牌编号。2.6 电气设备的检查2.6.1 发电机主引出线及其一次设备已检修安装完工检验合格，机端出口处的电流、电压互感器、1#机组母线、发电机断路器、成套高压开关柜已检修完工并试验合格，已具备带电试验条件。2.6.2 厂用电系统 400V 与 1#机投运相关设备已全部完工并试验合格。2.6.3 励磁系统盘柜、励磁变清扫完工，接线端子已紧固，具备投运条件。2.6.
8、4 1#机组 LCU 监控系统设备均已检修完毕。2.6.5 现地 1#机组 LCU、中控室公用 LCU 监控系统各个单独装置的检查调试已完成。第 4 页2.6.6 现地 1#机组 LCU、中控室公用 LCU 监控系统与上位机的通讯完好。2.6.7 各 LCU 的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性已全面完成且正确。2.6.8 各 LCU 开出点逐一动作至现场设备，检查动作的正确性已完成，结果正确。2.6.9 LCU 与各被控设备、技术供水泵、断路器、隔离开关的模拟传动试验已完成，动作正确可靠。2.6.10 LCU 与励磁、调速系统间的控制流程的模拟传动试验已完成。2.6.11 机
9、组电气控制和所属设备相关的保护系统和安全自动装置设备已安装完工检验合格，电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证动作正确性，电气保护装置已按定值单进行整定,具备投运条件。2.6.12 下列电气操作回路已检查并模拟试验，已验证其动作的正确性、可靠性及准确性。1） 蝶阀自动操作回路；2） 机组水力机械自动操作回路；3） 机组调速器系统自动操作回路；4） 发电机励磁系统自动操作回路；5） 发电机断路器操作回路；6） 全厂公用设备操作回路；7） 机组同期操作回路；8） 通讯装置。3 机组充水试验目的：检查机组过水通流部件的渗漏情况，并根据现场情况确定各密封部位实际值。3.1 充水条件第 5 页3.1.2
10、 充水前应确认尾水检修门处于打开状态。确认 1#机导叶处于关闭状态。3.2 蜗壳充水试验3.3.1 打开蝶阀旁通阀向蜗壳充水，同时检查蜗壳补气装置工作情况，记录蜗壳充水平压时间。3.3.2 检查蜗壳进人门、水轮机顶盖等各部位应无渗漏和异常。3.3.3 蜗壳充水平压无异常后，进行蝶阀及旁通阀的静水启闭试验，检查蝶阀及旁通阀启闭动作情况和控制系统的功能及工作状况，并记录启闭时间。4 机组空转启动试验目的：对 1 号机组空转运行进行机械和电气部分的调试，检查机组空载运行情况。4.1 起动前的准备4.1.1 各部位运行人员已进入岗位，各测量仪表、仪器已调整完毕，确认充水试验发现的问题已处理完毕。振动、
11、摆度等测量仪器仪表已安装调试完毕，投入运行。4.1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。4.1.3 各轴承油位正常，技术供水、冷却水压正常，操作油系统处于自动运行位置。4.1.4 技术供水系统已投入自动运行，中低压气系统已投入自动运行。4.1.5 机组测温系统已投入，并记录好机组各部位原始温度。转速信号装置各转速信号已按设计要求整定完毕，投入运行。4.1.6 发电机转子已顶落一次，制动闸已落下，制动装置处于自动方式。4.1.7 励磁装置退出备用，发电机出口断路器断开。4.1.8 调速器装置处于机械“手动”或电气“手动”工作状态，接力器位于全关位置，锁锭投入。4.1.9 发电机保护装置按要求
12、已正常启用。4.1.10 机组 LCU 和公用 LCU 监控系统已加电投入运行，各盘之间通信正常，各量值迅检正常，各路开关量输入、输出已符合机组运行要求。4.2 机组首次手动起动试验目的：检查在不同转速下机组的转动情况，各部位轴承的温度及机组的振动、摆度有无异常。4.2.1 机组按“手动”方式投入技术供水、投入机组各冷却水、跳开灭磁开关。第 6 页4.2.2 将调速器切到手动位置，手动缓慢打开导叶开度，当机组开始转动时立刻关闭导叶停机，以防转速继续上升， 并记录对应的导叶开度（起动开度） ，检查在转速上升和下降过程中机组转动部件的噪声和有无机械磨擦声及碰撞声。4.2.3 确认机组各部位正常后，
13、手动打开开度限制到上述记录的导叶起动开度，然后打开导叶，使机组升速至 50%额定转速左右并记录相应开度，检查噪声，测量机组的振动、摆度、轴承温度，无异常后使机组升至额定转速，并记录相应开度，检查机组噪音，测量机组的振动、摆度、轴承温度，在前 30 分钟内，每隔 5 分钟测量一次各轴承的温度，30 分钟后，每 10 分钟记录一次，1 小时后各 30 分钟记录一次。4.2.4 监视机组在额定转速时各部位瓦温、水压应正常，记录各部水力量测系表计读数和机组监测装置的表计读数。4.2.5 记录稳定转速下的导叶空载开度，检查转速的稳定性，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
14、行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。4.2.6 机组稳定时间视轴承温度稳定而定，如遇异常情况应立即关闭导叶停机。停机时，当转速降至 25%额定转速时手动投入机械制动装置,以检查其动作的可靠性。4.2.7 记录全部水力测量系统表计读数，记录机组的振动、摆度值应符合设计规定值。4.3 机组空转运行下调速系统的调整试验目的：按制造商的设计数据整定特性参数选择调速器自动运行的参数组合。4.3.1 检查电气和机械的工作情况。4.3.2 调速器特性参数已按设计和制造商的数据要求整定完毕。4.3.3 频率给定的调整范围应符合要求。4.3.4 手自动切换试验4.3.5 试验完毕将微机调速器置于
15、“自动”运行调节方式运行，应能稳定运行。4.3.6 根据微机监控系统的要求作监控系统和调速器之间的通讯联动试验。4.4 手动停机及停机后的检查目的：手动操作开限进行停机，在转速下降时检查转速信号装置在额定转速以下各接点的工作情况。停机后对机组各部位的检查。第 7 页4.4.1 待机组各部位轴承瓦温稳定后，手动操作开限停机。4.4.2 在机组转速降低过程中整定校核转速信号装置输出各接点均能动作正确。4.4.3 当转速降至额定转速 25%n 时手动投入制动装置。4.4.4 当转速降至零转速后，手动解除制动闸。4.4.5 停机后投入接力器锁定，对机组各部进行检查。4.5 机组过速试验及检查目的：检查
16、机组过速保护装置动作的可靠性，及机组超转速运转情况。4.5.1 以手动开机方式使机组达到额定转速，待机组运转正常后，将导叶开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的 115%，转速继电器 115%转速接点接通，机组过速保护动作，作紧急事故停机，联动关蝶阀。同时记录机组振动、摆度值。4.5.2 过速停机后检查机组各部位情况，特别是发电机转子上零部件有否松动情况，并复查气隙值。检查发电机定子基础及上机架千斤顶的状态。4.5.3 机械过速保护动作试验，在未充水的条件下，将调速器开到 50%左右，人为扳动过速开关，调速器动作到全关位置。4.6 机组自动开停机试验目的：检查机组 LCU 自动开停机程序及监
17、控系统的动作是否正确。4.6.1 机组自动开机试验4.6.1.1 将调速器切至“自动”运行位置，发电机出口断路器断开。4.6.1.2 机组技术供水、机组各冷却水的投入均为“自动”运行方式。4.6.1.3 励磁系统退出备用，其余机组保护、操作、信号按机组正常方式投运。4.6.1.4 机组 LCU 和公用 LCU 监控系统应投入正常运行。4.6.1.5 在现地机组 LCU 监控屏操作“开机”命令，机组按正常“自动开机”流程开机，检查自动开机工作程序应符合要求，各执行元件动作正确，并记录自动开机时间。4.6.2 机组自动停机试验4.6.2.1 检查机组完全具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，
18、在现地机第 8 页组 LCU 监控屏操作“自动停机”命令，机组按正常“自动停机”流程停机，检查自动停机 工作程序符合要求，各执行元件动作正确，并记录自动停机时间。4.6.2.2 机组转速在降低过程中，检查转速继电器各接点 95%、60%、20%、5%动作应正确可靠。25%n N时投入制动装置，转速降至零后经延时自动退出机械制动，并记录整个停机过程所用时间。4.6.2.2 在机组停止过程中应监视机组各瓦温、振动、摆动情况应符合要求。4.6.3 自动开机，模拟各种机械和电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性与可靠性。4.6.4 上微机方式自动开停机试验用上微机方式操作自动开停机试验，其开停机流程
19、应与现地 LCU 各动作相同，并符合设计要求。4.7 发电机升压试验目的：检查一、二次设备在加压过程中的动作情况，确保新的电气设备能在最高电压下安全运行，并对电压回路和同期回路的接线进行检查。4.7.1 有关发电机保护装置均已投入运行，辅助设备及信号回路电源投入。4.7.2 自动开机后机组各部运行正常，手动零起升压至额定电压的 25%，检查一次带电设备是否正常，检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。4.7.3 上述检查正确后继续升压至发电机额定电压值，重复上述检查，并检查同期回路是否正确，测量机组各部位振动、摆度是否正常，测量发电机轴电压。4.8 机组紧急停机试验目的：检查紧急停机回路
20、的动作是否正确。机组自动开机待机组稳定后，手动操作紧急停机按钮，作用于紧急停机，机组作紧急事故停机，关蝶阀。5 机组并列及负荷试验5.1 机组并列试验目的：检查同期回路的正确性5.1.1 机组机械、电气保护全部启用投运，励磁系统和调速器系统均投入“自动”第 9 页运行方式。5.1.2 采用发电机出口断路器并网。在正式并列试验前，断开发电机出口隔离开关，模拟并列试验以调整同期装置参数，确定自动同期装置工作的准确性。5.1.3 合上发电机出口隔离开关，利用发电机出口断路器进行自动准同期并列试验。5.2 机组甩负荷试验目的：检查自动励磁调节器的稳定性和超调量，检查水轮机调速系统动态调节性能，校核接力
21、器紧急关闭时间，机组转速上升率等均应符合设计规定。5.2.1 机组在额定有功负荷的 25、50下分别进行。5.2.2 分别检查甩负荷后励磁系统的工作运行情况及稳定性。5.2.3 分别检查调速器在甩负荷时及甩后的运行情况及其稳定性。5.2.4 机组带额定负荷下调速器低油压试验。缓慢打开调速器油压装置排油阀，逐渐降低油压装置压力至事故低油压整定值，立即关闭排油阀，作事故低油压停机试验，记录油压装置动作油位高度。5.2.5 低油压事故停机后，对机组各部位进行全面检查，应无异常。5.2.6 轴承温度过高试验。7 机组带负荷 24h 试运行7.1 根据电站现场实际情况确定，机组带最大负荷进行 24h 试运行，并作好试运行期间的有关数据资料。8 交接验收以上试验全部完毕后，经启动验收决定是否停机消缺或直接投入运行，如要消缺，应停机进行消缺完善工作后，进行机组设备及相关机电设备的移交，办理移交手续，机组投入商业运行。四川省顺天通送变电工程有限公司第 10 页刘河坝检修项目部2014 年 3 月 15 日
