光照发电厂
2011年02#机组B级检修启动试验大纲
编 制： 项目经理审核： 电厂生计部审核： 检修总指挥批准：
乌江电厂机电安装检修工程公司
二○一一年二月二十六日
二号发变组检修启动试运行大纲 二号发变组启动试运行大纲
1 概述
根据国家电力行业标准DL/T838-2003《发电设备检修导则》中关于新机组的检修规定，以及发电机导水机构、事故配压阀、尾水锥管等存在缺陷的实际情况，#2发变组计划于2011年2月22日开始进行检修，本次检修包括常规项目和2#机组水导冷却器更换、机组尾水管进人门加固、机组制动器闸板位置开关改造、主变夹件接地电流异常故障处理（配合厂家处理）等4个特殊项目。为了全面检查机组及相关设备的检修质量，以及验证各单元设备的继电保护、自动控制、测量仪表及有关电气回路、电气设备的正确性，特制定本试运行大纲。2 组织措施
2.1 启动试运行指挥领导小组
2.1.1 组 长： 詹 飞 2.1.2 副组长：潘剑
成 员：
2.2 启动试运行总指挥： 2.3 现场协助指挥： 2.4 安全负责人： 2.5 操作配合负责人： 2.6 检修负责人： 2.7 水工操作协调负责人： 2.8 一次专业配合负责人： 2.9
二次专业配合负责人：
2.10 试验专业配合负责人： 2.11 水机专业配合负责人： 2.12 电机专业配合负责人：
3 试验内容
3.1 机组充水试验 3.2 机组空载试验 3.3 机组过速试验 3.4 自动开停机试验 3.5 发电机短路升流试验 3.6 发电机升压试验 3.7
机组带负荷、甩负荷试验
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二号发变组检修启动试运行大纲 4 试运行前的检查
在发变组进行试运行前，除检查各检修项目已完成验收，并签注工程质量验收单，各设备变异通知书及相关资料、专项试验方案已移交生技部和发电部外，对现场还必须进行如下检查核实：
4.1 引水系统及尾水系统
4.1.1进水口工作门在无水状态下手、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。 4.1.2进水口工作门在关闭状态。液压泵站各种试验符合设计要求，动作准确可靠。工作闸门旋转编码器改造完成，就地和自动控制联动试验合格。 4.1.3蜗壳排水阀、尾水管排水阀密封良好，关闭严密。
4.1.4尾水管检查工作全部完成，检查合格，内部清扫干净，无杂物。
4.1.5量测系统的各测量表计已校验合格，并已安装，且与LCU联调信号正确。 4.1.6蜗壳、尾水管进人孔门关闭严密。
4.2水轮机部分
4.2.1水轮机所有部件检修恢复完成，验收合格，记录完整。上下止漏环间隙经检查合格，无杂物。锁锭恢复，投退试验正常。 4.2.2顶盖排水畅通，顶盖排水射流泵可投入运行。 4.2.3水轮机室机坑内及顶盖已清扫干净，无杂物。
4.2.4主轴工作密封、检修密封调试正常，工作密封润滑水投入，水压、流量已经初步调整正常，漏水量正常。检修围带充气正常。
4.2.5导叶最大开度，立面、端面间隙合格，接力器压紧行程符合设计值。剪断销信号检验合格。
4.2.6导叶处于全关状态，紧急停机电磁阀投入，锁锭投入。 4.2.7水导轴承油槽油位、冷却水压力、流量初步调整正常。
4.2.8水轮机自动化元件及测量仪表校验合格，管路连接良好，已与监控联动试验正确。
4.2.9大轴补气排水阀处于开启状态。
4.2.10水车室准备2台备用潜水泵，试验正常。
4.3调速系统
4.3.1事故配压阀安装调试完成，调速系统检修及试验完成，具备建压条件。
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二号发变组检修启动试运行大纲 4.3.2压油系统PLC已调试合格，整定正常，油化验合格。安全阀、卸载阀按要求整定合格，已正常投入。
4.3.3压力油罐补气装置手动和自动运行正常，并投入自动运行。
4.3.4各油压管路常闭阀门已关闭，手动将油压装置的压力油通向调速系统，阀门接头及元件无渗漏。油压装置可以投入自动运行。
4.3.5主令调整合格，导叶位移传感器已调试正常，调速器系统全行程开、关调试符合要求。
4.3.6调速器静特性试验合格，各参数定值已经核对正确。
4.3.7导叶开度应与接力器行程一致，导叶开度与接力器关系曲线已录制，紧急停机电磁阀动作全行程关闭时间、事故配压阀动作导叶关闭时间已测量，符合调保计算要求。
4.3.8调速器手动/自动开、停机（包括事故紧急停机）模拟试验正常。
4.3.9已模拟在机频断线、导叶反馈断线、电源切换、电源消失等故障情况下调速器反应正常。
4.3.10锁锭装置信号指示正确，锁锭处于投入状态。 4.3.11调速器与监控系统联动试验正常。 4.3.12漏油泵运行正常，放“自动”位置。
4.4发电机部分
4.4.1发电机整体检修完成，试验、检验合格，定子、转子各部检查无杂物，转子上旋转挡风板已安装。已拉过空气间隙。发电机风洞内已清扫干净，无杂物。 4.4.2集电环，碳刷架已安装调试完成，碳刷已拔出。 4.4.3发电机大轴接地碳刷与大轴接触良好。
4.4.4发电机空气冷却器风路、水路畅通。水管道、阀门无渗漏。压力表、温度计、示流器检验合格，空冷供水压力、流量已调整正常。
4.4.5制动系统供气正常，手、自动操作正常，制动器位置信号正确。制动系统处于“手动”制动状态。
4.4.6推力轴承油槽油位、油色正常，无渗漏。油化验合格，推力外循环油、水管道、阀门无渗漏，滤网已清洗装复，监视和控制正常，冷却系统启动试验正常。 4.4.7上导轴承油槽油位、油色正常，冷却水压正常，无渗漏，油化验合格。 4.4.8机组测温系统投入运行，显示正确。
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二号发变组检修启动试运行大纲 4.4.9发电机试验用各种表计，振动、摆度传感器等均已安装牢固，调试正常。
4.5励磁系统
4.5.1励磁系统设备检验调试合格，接线正确。
4.5.2励磁系统与监控、机组保护联动试验正常，信号正确。 4.5.3灭磁开关试验合格，手、自动操作正常。
4.5.4励磁调节器小电流、精度、主、从切换等试验正常。 4.5.5励磁系统主回路及控制回路绝缘正常。
4.6油、水、气系统
4.6.1透平油系统管道、阀门无渗漏，各阀门状态正确。
4.6.2机组技术供水系统管道、阀门无渗漏，各阀门状态正确，减压阀调试正常。 4.6.3气系统管道、阀门无渗漏，各阀门状态正确。
4.7电气一次设备检查
4.7.1检查发电机主引出线出口处软连接已装复，验收合格。 4.7.2检查发电机中性点引出线出口处软连接已装复，验收合格。
4.7.3检查发电机离相母线已检查清扫，各CT内等电位连接线已可靠连接，连接线对地电气距离满足要求，母线本体电气试验合格。
4.7.4检查中性点消弧线圈已清扫干净，电气试验合格，接线已恢复，柜门关闭良好。 4.7.5检查发电机出口开关试验合格，操作机构油位正常，SF6气压正常，开关内电容器、PT已恢复接线，外罩已装复。
4.7.6检查#2主变压器各项试验合格，各套管高压尾已可靠接地，油色、油位正常，高低压引线、中性点已回复连接，连接螺栓防松措施良好，铁芯和夹件接地可靠，分接开关位置在3档位置，变压器本体上各阀门状态满足运行条件，外循环启动试验正常。
4.7.7检查厂高变电气试验合格，分接开关在规定位置，高低压引线已连接，各螺栓防松措施完备，铁芯接地可靠，变压器箱内无遗留物，现场卫生清洁干净。 4.7.8检查开关及开关柜电气试验合格，SF6气压正常。 4.7.9检查机端电压互感器已清扫干净，试验合格。
4.7.10检查励磁变压器已清扫干净，试验合格，分接开关在规定位置，高低压引线已恢复，各螺栓防松措施完备，铁芯接地可靠，变压器箱内无遗留物。
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二号发变组检修启动试运行大纲 4.7.11发电机灭磁开关已试验合格，各连接线已恢复，各螺栓防松措施完备。
4.8电气二次设备检查
4.8.1监控系统自动开、停机模拟试验正确，PLC各事故停机流程模拟正确，常规水机事故回路模拟正确，开关量、模拟量实时数据采集正确，上下位机联调正常，转速信号装置检验合格，主令控制器调试正常，系统工作正常。
4.8.2发变组保护通道精度校验正确，保护逻辑模拟正确，传动试验正常，CT、PT回路检查正常，保护定值、时钟校核正确，信号模拟正确，装置上电运行正常。 4.8.3厂变保护，通道精度校验正确，保护逻辑模拟正确，传动试验正常，CT、PT回路检查正常，保护定值、时钟校核正确，信号模拟正确，装置上电运行正常。 4.8.4同期系统回路检查正确，模拟试验正确，装置运行正常。 4.8.5电测、仪表、热工、自动化元件的检查 4.8.5.1交流采样装置检验合格。
4.8.5.2各电度表、电能量系统回路检查正常。 4.8.5.3各压力表计校验合格。
4.8.5.4各温度元件校验合格，回路检查正常。
4.8.5.5各压力开关、行程开关，各压力、液位变送器校验合格。
4.8.6压油装置调试正常，定值检查正常，PLC程序检查正常，控制逻辑符合运行要求，回路检查正确，模拟试验正确。
5 机组充水试验
5.1尾水充水平压
5.1.1投入机组制动。 5.1.2投入检修密封。
5.1.3拔出接力器锁锭，复归紧急停机电磁阀。 5.1.4调速器置“机手动”，将导叶开度打开2～3%。
5.1.5由技术供水系统向尾水管充水，充水时阀门开启不宜过大，注意监视技术供水压力，并在尾水管进人门验水阀和顶盖测压表处监视尾水管水位，记录充水时间。 5.1.6检查尾水盘型阀应无渗漏；检查尾水位以下水工建筑及各进人门、测压管路、阀门等，应无渗漏；检查检修密封、顶盖、伸缩节漏水情况，检查顶盖自流排水应正常。
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二号发变组检修启动试运行大纲 5.1.7充水过程中必须密切监视各部位渗漏水情况，确保厂房及其它机组设备安全，发现漏水等异常现象时，应立即停止充水进行缺陷处理，必要时将尾水管内水排空，处理完毕再次充水。
5.1.8尾水平压且各部分正常后，关闭阀门，提起尾水门。
5.1.9调速器置“机手动”，关闭导水叶。手动投入紧急停机电磁阀，投入接力器锁锭。
5.2压力钢管充水
5.2.1检查进水口工作门在关闭状态，提检修门。
5.2.2检查导叶处于关闭位置，调速器置“机手动”，紧急停机电磁阀投入，接力器锁锭投入。
5.2.3手动投入发电机风闸。 5.2.4投入水轮机主轴检修密封。
5.2.5充水前安排专人监视蜗壳压力上升情况；安排专人检查蜗壳进人门漏水情况。 5.2.6开启进水口工作门平压阀向钢管内充水，监视蜗壳水压变化，充水过程中压力钢管通气孔应畅通。
5.2.7充水过程中，检查伸缩节、蜗壳进人门、盘形阀、顶盖、导叶密封、各测压表计及管路漏水情况，顶盖排水应畅通，应注意监视水力机械测量系统中各压力表计读数。
5.2.8记录钢管充水时间及上下游水位。
5.2.9充水平压后，投入机组密封润滑水，检查水压正常。 5.2.10退出机组检修密封，检查水轮机顶盖漏水、排水情况。
5.2.11上述检查无异常，再次确认已平压后提工作门，进行工作门静水中启闭试验，记录在静水中工作门的启闭时间，应调整与设计时间基本一致。
5.2.12在现地、机旁和中控室分别做落进水口工作门试验，动作行为、信号正常。 5.2.13静水中用140%Ne过速回路模拟动作落门试验正常。 5.2.14各项检查正常后，将进水口工作闸门置开启状态。
6、机组空载试验
6.1机组空转试验（第一次开机，开、停机方式：不带主变手动开、停机） 6.1.1试验目的
6.1.1.1机组转动部分检查，确认机组转动部分与静止部件之间无摩擦或碰撞。 6.1.1.2检查机组振动、摆度是否符合要求。 6.1.1.3检查记录机组各轴承温升情况。
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二号发变组检修启动试运行大纲 6.1.1.4检查机组各部运行情况。 6.1.1.5发电机出口一次侧残压测量。
6.1.1.6检查水力测量系统表计及电气转速表运行情况。 6.1.1.7机组制动系统试验（检查电磁阀、压力开关动作情况）。 6.1.1.8检查核对监控系统数据采集情况。 6.1.1.9调速器试验。
6.1.1.9.1扰动试验，复核参数。
6.1.1.9.2调速器“手动”、“自动”工况下空载摆度试验。 6.1.1.9.3双电源切换试验。 6.1.1.9.4掉电试验。 6.1.1.9.5导叶反馈断线试验。 6.1.1.9.6测频回路断线试验。
6.1.2试验前准备
6.1.2.1机组压油装置调试正常。
6.1.2.2转速装置已安装完毕，试验正常。
6.1.2.3机端电压互感器投入，检查二次插把接触良好。
6.1.2.4监控系统投入使用，LCU盘柜监控系统现地/远方控制切换把手放“现地”位置，同期装置在退出位置。
6.1.2.5发电机出口刀闸、机组主开关、#2机励磁开关FMK在断开位置，解除“失磁”、“全失磁”保护。 6.1.2.6投入各水机保护。
6.1.2.7导叶主令控制器检查调整正常。 6.1.2.8制动系统气压正常。
6.1.2.9检查各电流回路、电压回路恢复正常，电流回路无开路、电压回路无短路现象。
6.1.2.10核实已顶过转子，建立起推力轴承油膜，发电机拉过空气间隙，转动部件内无异物。
6.1.2.11水轮机主轴密封水投入，退出机组检修密封。 6.1.2.12关闭发电机空气冷却器技术供水阀。
6.1.2.13开启机组技术总供水，调整水压正常，检查供排水系统各部水压正常，无渗漏。
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二号发变组检修启动试运行大纲 6.1.2.14手动投入推力外循环冷却器。
6.1.3机组首次启动与监视、记录
6.1.3.1记录各轴承起始瓦温、油温，各冷却水压及水温。 6.1.3.2检查各部正常后，解除机组制动。
6.1.3.3检查主轴密封水已投入，检修密封已退出。 6.1.3.4退出接力器锁锭，复归紧急停机电磁阀。
6.1.3.5手动开机到开始滑行状态。机组滑行后，立即关闭导水叶，监视、监听机组机械转动情况。
6.1.3.6无异常后，缓慢开启导叶，记录机组起始开度，使机组逐渐升速，当转速至50%Ne时稍停，检查各轴承温度及摆度有无急剧升高，监听转动部件与固定部件有无异常，再逐渐升至额定转速。测量各转速下机组的振动和摆度值（根据情况进行机组配重）。
6.1.3.7检查顶盖漏水、排水情况。 6.1.3.8测量发电机出口残压。
6.1.3.9检查记录机组各轴承温升情况直至瓦温稳定（每10分钟记录一次）；检查机组各部运行情况；检查核对监控系统数据采集情况。 6.1.3.10检查转速装置齿盘测频和残压测频情况。 6.1.3.11测量机组PT各二次电压回路电压值。
6.1.3.12在机组空转状态下进行调速器试验：检查调速器测频信号应正常；手、自动切换试验；空摆试验；空载扰动试验。
6.1.3.13试验完毕后，手动停机，检查机组制动系统工作情况。
6.2机组过速试验（第二次开机，开、停机方式：不带主变机旁手动开机到空转、115%Ne过速动作停机） 6.2.1试验前准备
在现场用频率计加量校验测速装置的115％、140% Ne过速保护出口接点动作值应合格。
6.2.2机组启动与监视、记录
6.2.2.1手动开机使机组达额定转速。
6.2.2.2检查机组在额定转速下空载摆度及振动值满足规程要求。
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二号发变组检修启动试运行大纲 6.2.2.3手动逐步增大导叶开度，将机组升速至115%Ne，使其动作停机，记录机组振动和摆度。
6.2.2.4过速试验过程中设专人密切监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承温升情况，监听是否有异常响声。
6.2.2.5停机后全面检查发电机转动部分（如转子磁轭键、磁极键、阻尼环及其连接线、磁极引线连接和焊接情况等），检查发电机定子基础及上机架千斤顶的状态。 6.2.2.6对定子、转子上各部检查无杂物，再次拉过空气间隙。检查发电机风洞内已清扫干净，无杂物。
6.2.8全面检查正常后，复归紧急停机信号。
6.3自动开停机试验（第三次开机，开、停机方式：不带主变和励磁自动开、停机）
6.3.1试验目的
6.3.1.1检查开、停机程序执行情况。 6.3.1.2检查调速器动作情况。
6.3.2试验前检查与准备
6.3.2.1按正常运行方式对机组主辅设备进行试验前的检查、操作。
6.3.3机组启动与监视、记录
6.3.3.1上位机自动开机到空转。检查机组转速上升情况。 6.3.3.2检查开机程序执行情况是否正确。
6.3.3.3检查技术供水等辅助设备的投入情况是否正确。 6.3.3.4检查调速器动作情况。录制调速器自动开机过程曲线。 6.3.3.5检查转速装置接点动作情况。
6.3.3.6机组运行稳定后，自动停机。检查停机程序执行情况和再次检查第3、4、5项内容。
6.4发电机短路升流试验（第四次开机，开、停机方式：不带主变和励磁手动开机，模拟过电压保护动作灭磁，模拟低油压事故停机） 6.4.1试验目的
6.4.1.1CT回路接线正确性检查。 6.4.1.2录制发电机短路特性曲线。
6.4.1.3测量机组在20％、40％、60％、80％、100％Ie下的振动与摆度，检查集电环工作情况。
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二号发变组检修启动试运行大纲 6.4.1.4检查水机保护。
6.4.2试验前检查与准备
6.4.2.1检查发电机转子绝缘应合格。
6.4.2.2连接好它励电源（另见方案），并进行远方跳闸试验正常。 6.4.2.3在发电机出口离相母线的设计位置连接三相短路板。 6.4.2.4按正常运行方式对机组主辅设备进行试验前的检查、操作。 6.4.2.5拔出励磁装置初励继电器。 6.4.2.6开启发电机空气冷却器技术供水。 6.4.2.7投入机组集电环上各碳刷。 6.4.2.8检查发电机灭磁开关在断开位置。
6.4.2.9检查发电机出口开关在断开位置, 出口刀闸在断开位置。 6.4.2.10投入所有水机保护。
6.4.2.11投入发电机电气保护（差动、失磁、全失磁和断路器失灵保护不投）。 6.4.2.12调速器置“机手动”位置。
6.4.3机组启动与监视、记录
6.4.3.1手动开机到空转。
6.4.3.2励磁调节器置“定角度”控制方式，手动合灭磁开关，缓慢升发电机电流，到5％Ie时，检查各CT接线的正确性。无异常后逐步升流至额定电流，检查各电流回路的准确性及对称性。
6.4.3.3在升流过程中，记录各电流下机组振动和摆度值（必要时进行配重）。 6.4.3.4录制发电机短路特性曲线。
6.4.3.5在额定电流下检查碳刷及集电环工作情况。 6.4.3.6模拟过电压保护动作灭磁。
6.4.3.7模拟低油压事故动作停机（将压油罐油排至下限油位，再通过排气将压油罐压力降至3.2MPa，使其动作停机）。
6.5发电机升压试验（第五次开机，开、停机方式：不带主变和励磁自动开机，模拟差动保护动作停机） 6.5.1试验目的
6.5.1.1PT回路接线正确性检查。 6.5.1.2录制发电机空载特性曲线。
6.5.1.3测量在升压过程中的机组振动与摆度。
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二号发变组检修启动试运行大纲 6.5.1.4励磁系统试验。 6.5.1.5模拟差动保护停机。
6.5.2试验前检查与准备
6.5.2.1拆除它励电源，恢复励磁系统正常接线方式。 6.5.2.2拆除发电机出口的三相短路板。
6.5.2.3按正常运行方式对机组主辅设备进行试验前的检查、操作。 6.5.2.4检查发电机灭磁开关在断开位置。
6.5.2.5检查发电机出口开关在断开位置, 出口刀闸在断开位置，并切除控制电源。 6.5.2.6合上发电机中性点刀闸。
6.5.2.7投入发电机所有水力机械保护、电气保护及自动控制回路。 6.5.2.8调速器置“自动”位置。
6.5.3机组启动与监视、记录
6.5.3.1自动开机到空转。
6.5.3.2合灭磁开关，手动按10%Ue、40%Ue、60%Ue、80%Ue、100%Ue分级升压，并在升压过程中检查下列各项：
6.5.3.2.1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。
6.5.3.2.2发电机及带电范围内一次设备运行情况是否正常。
6.5.3.2.3升压过程中记录各部振动及摆度是否正常（必要时进行配重）。 6.5.3.2.4在额定电压下测量发电机轴电压、轴电流。
6.5.3.3录制发电机空载特性曲线：将发电机电压降到最低值，录制发电机空载特性曲线，以不超过1.3Ue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。 6.5.3.4励磁系统试验：
6.5.3.4.1检查手、自动启励及逆变工作情况；灭磁试验； 6.5.3.4.2发电机过压动作灭磁试验； 6.5.3.4.3励磁调节器10％阶跃试验；
6.5.3.4.4励磁电压调节器主从控制单元切换试验； 6.5.3.4.5双电源切换试验； 6.5.3.4.6模拟PT断线试验；
6.5.3.5模拟差动保护动作停机，检查动作情况。
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二号发变组检修启动试运行大纲 7 机组带负荷、甩负荷试验（第六次开机，开机方式：带主变中控自动开机到空载）
7.1 试验目的
7.1.1励磁调节器带负荷调整情况检查。 7.1.2同期装置动作情况检查。
7.1.3励磁、录波、保护、监控、计量等各处电流采集情况检查。 7.1.4调速器在发电方式下的稳定性检查。 7.1.5调速器快速增减负荷试验。
7.1.6分别在每隔20MW各负荷下测量机组的振动和摆度，在接近机组振动区域，每隔10MW测量一次。
7.1.7甩25%、50%、75%、100%Pe负荷试验，并在甩负荷时测量机组的振动和摆度。
7.2 试验前检查准备
7.2.1检查地刀在断开位置，检查开关、刀闸在分闸位置，检查开关拉出至试验位置。 7.2.2合开关和刀闸，合中性点接地地刀，投入主变外循环。 7.2.3按正常运行方式恢复发电机组至热备用状态。
7.3 机组启动与监视、记录
7.3.1由中控远方自动开机到空载，检查励磁调节器动作情况，注意防止过压。 7.3.2由中控发并网令，检查同期装置动作情况。
7.3.3逐步增加负荷到10MW，检查励磁、录波、保护、监控、测量等数据采集情况。 7.3.4调速器在发电方式下的稳定性检查。
7.3.5快速增减负荷试验：快速增、减50MW负荷，查看调速器动作情况。
7.3.6甩负荷量及甩负荷次数为25%、50%、75%、100%Pe各一次。记录各阶段机组振动和摆度情况。
7.3.7在机组甩25%Pe时，记录接力器不动时间，应不大于0.2s，检查并记录大轴补气情况；检查记录转速、水压上升情况；甩负荷时检查记录励磁调节器的稳定性和超调量。
7.3.8在各次甩负荷时，检查记录调速器的动态调节性能，记录校核接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升最大值、转速上升、电压上升最大值等，应符合设计规定。
8 机组试验完毕，全面检查消缺正常后，交付系统运行。
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