***电站
02#机组A级检修启动试运行大纲
编
制：
电站生技部审核：
检 修单位审核：
批
准：
***********************工程有限公司
**************电站大修项目部
二○一二年一月十六日
二号发电机检修启动试运行大纲 二号发电机启动试运行大纲
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，以及发电机组存在缺陷的实际情况，#2发电机计划于2011年11月18日开始A级进行检修，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： 2.1.2 副组长：
成
员：
2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 启动试运行总指挥： 现场协助指挥： 安全负责人： 水机专业配合负责人： 电气专业配合负责人：
3 试验内容
3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6
4 机组充水试验 机组空载试验 机组过速试验 自动开停机试验 发电机升压试验 机组带负荷、甩负荷试验
试运行前的检查
在发电机组进行试运行前，除检查各检修项目已完成验收，并签注工程质量验收单，试运行试验方案已移交电站生技部外，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进水口工作门在关闭状态，液压泵站动作准确可靠，起闭情况良好，就地和自动控制联动试验合格。
4.1.2蜗壳排水阀、尾水管排水阀密封良好，关闭严密。
4.1.3尾水管检查工作全部完成，检查合格，内部清扫干净，无杂物。
二号发电机检修启动试运行大纲 4.1.4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。 4.1.5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。锁锭恢复，投退试验正常。
4.2.2顶盖排水畅通，顶盖排水泵可投入运行。 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。
4.3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。 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。
二号发电机检修启动试运行大纲 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，置“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。
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。
二号发电机检修启动试运行大纲 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连接已装复。 4.7.2检查发电机中性点引出线出口处连接已装复。
4.7.3检查发电机封闭母线已检查清扫，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，操作机构正常。 4.7.6检查开关及开关柜电气试验合格。
4.7.7检查机端电压互感器已清扫干净，试验合格。
4.7.8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。 4.7.9发电机灭磁开关已试验合格，各连接线已恢复。
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发电机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，保护定值校核正确，信号模拟正确，装置上电运行正常。 4.8.3同期系统回路检查正确，模拟试验正确，装置运行正常。 4.8.4转速信号装置检查、校验正确
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
二号发电机检修启动试运行大纲 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打开尾水平压阀向尾水管充水，充水时阀门开启不宜过大，在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。
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进水流道及蜗壳充水
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。
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。
二号发电机检修启动试运行大纲 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：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。 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、位置开关动作情况）。 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。
6.1.2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、断路器、#2机励磁开关FMK在断开位置。 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。
二号发电机检修启动试运行大纲 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。
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。 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打开浆叶在启动开度，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确认无异常后，关闭浆叶，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。 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（在前半小时内，应每隔5min测量一次推力轴瓦及导轴瓦的温度，以后可适当延长记录时间间隔，1小时内每10min记录一次，以后每半小时记录一次）；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：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。
二号发电机检修启动试运行大纲 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。
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：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发电机升压试验（第四次开机，开、停机方式：自动开机，模拟差动保护动作停机） 6.4.1试验目的
6.4.1.1PT回路接线正确性检查。 6.4.1.2录制发电机空载特性曲线。
6.4.1.3测量在升压过程中的机组振动与摆度。
二号发电机检修启动试运行大纲 6.4.1.4励磁系统试验。 6.4.1.5模拟差动保护停机。
6.4.2试验前检查与准备
6.4.2.1按正常运行方式对机组主辅设备进行试验前的检查、操作。 6.4.2.2检查发电机灭磁开关在断开位置。
6.4.2.3检查发电机出口断路器在断开位置, 出口刀闸在断开位置，并切除控制电源。 6.4.2.4投入发电机所有水力机械保护、电气保护及自动控制回路。 6.4.2.5调速器置“自动”位置。
6.4.3机组启动与监视、记录
6.4.3.1自动开机到空转。
6.4.3.2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：
6.4.3.2.1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。
6.4.3.2.2发电机及带电范围内一次设备运行情况是否正常。 6.4.3.2.3升压过程中记录各部振动及摆度是否正常。 6.4.3.2.4在额定电压下测量发电机轴电压。
6.4.3.3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。 6.4.3.4励磁系统试验：
6.4.3.4.1检查手、自动启励及逆变工作情况；灭磁试验； 6.4.3.4.2发电机过压动作灭磁试验； 6.4.3.4.3励磁调节器10％阶跃试验；
6.4.3.4.4励磁电压调节器主从控制单元切换试验； 6.4.3.4.5双电源切换试验； 6.4.3.4.6模拟PT断线试验；
6.4.3.5模拟差动保护动作停机，检查动作情况。
7 机组带负荷、甩负荷试验（第五次开机，开机方式：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。
二号发电机检修启动试运行大纲 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10MW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2MW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检查发电机出口断路器确在分闸位置，合发电机出口隔离开关。 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5MW，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。
7.3.6在机组甩25%Pe时，记录接力器不动时间，应不大于0.2s，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。
7.3.7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。
