开建桥电站启动试运行大纲及程序

开建桥电站启动试运行大纲

目 录

一、工程概述

二、编制依据

三、系统接线及主要技术参数

四、1＃机组启动试运行范围

五、启动试运行前的准备

六、机组充水前的检查

七、机组充水试验

八、机组空载及发电机试验

九、电力系统对变压器冲击合闸试验

十、水轮发电机组并列运行及负荷试验

十一、72小时带负荷试运行及交接与投入商业运行

一、工程概述

开建桥电站位于凉山州甘洛县境内，大渡河右岸支流尼日河下游干流河段上。闸址上距甘洛县城20km，下距苏雄6km，是尼日河梯级开发的倒数第一个梯级，厂址下游0.9km即进入瀑布沟电站。引水建筑电站为低闸坝取水的引水式电站，发电装机容量为3×1.6MW，是以发电为单一开发目标的小水电工程。一回110KV出线并入国家电网，一回35KV进线作为莫色电站上网的通道，同时也作为本电站厂用电的备用电源。

二、编制依据

1) GB8564‐88（水轮发电机安装技术规范）

2) GB50150（电气装置安装工程电气设备交接试验标准）

3) GB/T9652.2（水轮机调速器与油压装置试验验收规范）

4)DL489(大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验程）

5)DL507‐2002（水轮发电机组启动试验规程）

6)工程安装合同

7)本工程设计图纸

8)本工程厂家产品说明书

注：本试运行方案不包括水工建筑物充水（请详参见水工建筑物水启动试运方案）。

三、系统接线及主要技术参数

1、系统接线形式：

电站1#、2#两台发电机构成扩大单元接线并入10KV一段母线，一段母线与1#主变10KV侧连接，3#发电机和35KV系统则通过降压后的10KV并入10KV二段母线，二段母线与2#主变10KV侧连接，1#、2#主变均升压至110KV并入系统。

2、水轮发电机组生产厂家，设备型号，名牌参数

设备名称 设备型号 主要技术参数

水轮机 HLA551 ‐ LJ ‐ 185 额定出力：16.67MW；额定流量：32.9m 3/S；

额定转速：333r/min；额定水头：56m

发电机 SF 16 ‐ 18/4250

额定容量：16MW；额定功率：18.8MVA；额定电压：10.5kV；额定电流：1035A；额定频率：50Hz；相数：3相；额定转速333r/min

水轮发电机组系哈尔滨新哈水电设备厂制造。

3、主变压器生产厂家，设备型号，名牌参数等

设备名称 设备型号 主要技术参数 生产厂家

1#主变 SF9‐40000/110 Se=40MVA，Y N,d11

121±2×2.5%/10.5kV，

Ud%=10.5 山东达驰变压器厂

2#主变 SF9‐25000/110 Se=25MVA，Y N,d11

121±2×2.5%/10.5kV，

Ud%=10.5

3#主变 S9‐6300/35 Se=6300KVA，Y N,d11

37±2×2.5%/10.5kV，

Ud%=10.5

重庆变压器厂

4、水轮机调速器系统及发电机励磁系统

设备名称 规格型号 主要技术参数 生产厂家

调速器 YWT‐10000‐16 长沙华能中电控

制设备公司

发电机励磁系统 PWL‐3A 励磁电流：789A

励磁电压：155V

四、1#机组启动试运行范围

根据开建桥电站电气一次主接线图，本次投运1#机组额定电压10.5kv，通过1＃机组出口断路器和10KVⅠ段母线至1 ＃主变，并升压至110kV母线，经110KV六氟化硫断路器与系统并网。此方案包括以下设备投入工作。

序

设备名称 设备标号 备注

号

1 发电机机组范围 1号机组

机组LCU现地控制单元 必须投入

发电机保护屏 必须投入

机组励磁系统 必须投入

调速器系统 必须投入

机组测温制动屏 必须投入

导叶开度测控装置 必须投入

调速器油压装置控制箱 1#～3# 必须投入

蝶阀控制箱 1#～3# 必须投入

滤水器控制箱/ 必须投入

2 公用设备屏、箱

公用LCU屏 必须投入

低压空压机控制箱 必须投入

厂内集水井控制箱 必须投入

厂外集水井控制箱 必须投入

厂用电微机备自投装置 必须投入

事故照明切换箱 必须投入

3 继电保护和自动装置

主变压器保护屏 必须投入

110KV线路保护屏 必须投入

远动及能量计费系统 必须投入

故障录波屏 必须投入

4 220V直流系统

整流屏 必须投入

馈电屏 必须投入

免维护蓄电池屏 必须投入

逆变电源 必须投入

5 中控室上位机系统

两台操作员工作站 必须投入

通信服务器 必须投入

网络设备 必须投入

打印设备 必须投入

6 闸首现地控制系统PLC

泄洪闸门现地控制柜 必须投入

冲沙闸门现地控制柜 必须投入

进水闸门现地控制箱 必须投入

全厂继电保护根据需要投入的设备按保护整定值进行调试，所有调试结果必须与调度给定值相符。各辅机设备的现地控制箱根据辅机的厂家说明书及控制要求调试。主变温度控制器和瓦斯继电器根据厂家说明书整定温度定值，具体设定时参考设计。

五、启动试运行前的准备

1)电站土建工程经检查验收合格，大坝已经蓄水验收，引水隧洞、尾水已经经过验收，金属结构工程已具备发电的条件。

2)机组的引水、1#机组过流和尾水系统已符合机组发电的要求。

3)1#水轮发电机组及其附属设备、全站电气设备等机电安装工程已全部完工，并经检查验收合格。

4) 在启动验收委员会的组织下，试运行机构均开展工作。

5)凡试运行所需的措施、大纲、程序、规范及规章制度均已编完，并己组织参试人员学习和技术交底且形成记录。有关验收的文件、资料齐全。

6)试运行场地内的通讯联络、标志牌、警戒线、警告牌等均己形成。

7)试运行电源可靠。

8)试运场地畅通，照明良好，制定了完善的安全措施，电站相关的消防设施满足要求。

9)各方试运人员挂牌上岗，人员各就各位。

六、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。

（一）金属结构及机组过流系统

(1)进水口拦污栅已安装完工并清理干净、验收合格，处于工作状态。

(2)进水口闸门门槽已清扫、检验合格，检修闸门、工作闸门、启闭装置已安装完工，调试合格，闸门启闭情况良好，工作闸门在关闭状态。

(3)进水口闸门及启闭装置安装完工，具备正常工作条件。

(4)压力钢管、调压井及通气孔、1#机组蜗壳、尾水管（等过水通流系统已清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计已安装。伸缩节间隙均匀，盘根有足够的的压缩余量。非本期发电的蝴蝶阀、旁通阀可靠关闭，并有可靠的安全措施（关闭蝶阀接力器开启腔阀门，悬挂警示标志）。所有进人孔（门）的盖板已严密封闭。

(5) 1#～3#机组蝴蝶阀及旁通阀已安装完工。蝶阀液压控制系统调试合格，开闭情况良好，油压装置及油泵电动机运行正常。蝴蝶阀及旁通阀处于关闭状态。进油阀处于关闭状态。

(6）蜗壳（流道）、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板均已拆除。

(7）蜗壳及尾水管排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。

(8)尾水闸门门槽及其周围已清理干净，1#～3#尾水闸门在关闭状态。

(9)尾水门机已安装完工，具备正常工作条件，门机行走通道畅通。 (10）大坝拦污栅压差、压力钢管测压、尾水水位传感器等测量系统安装调试合格，远传信号正确。

（二）、水轮发电机组及其附属设备

1、水轮机部分

(1)转轮及所有部件已安装完工，施工记录完整，上下止漏环间隙已检查，无遗留杂物。

(2）真空破坏阀或均压管已安装完工，经严密性渗漏试验及设计压力下动作试验合格。

(3)顶盖自流排水孔畅通。厂内、厂外集水井排水泵已安装完工，手／自动操作回路动作正确，相互备用启动正常，设备处于自动工作状态。

(4)主轴检修密封已安装完工。经通气检验密封无渗漏、排气正常。调整工作密封水压至设计规定值，漏水量正常。

(5)水导轴承润滑冷却系统已检查，轴承油位、温度传感器及冷却水水压已调好，各整定值符合设计要求。

(6)导水机构已安装完工，导叶开度接力器行程已录关系曲线，接力器锁锭投切正常，导叶最大开度和关闭后的严密性及接力器的压紧行程、导叶分段关闭曲线符合设计要求。

(7)各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器与自动化元件及各种变送器均已经过校验并安装完工、指示正确。

2、调速系统及其设备

(1)1#机调速系统及其设备调试合格。1#～3#油压装置自动运行压力、油位正常，自动切换良好，透平油化验合格。各部自动化元件、表计、阀门均已整定至符合要求。

(2) 1#～3#油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。所有空载启动阀、压力释放阀、安全阀、自动化元件等均按要求整定好。

(3)油压装置向调速系统、蝶阀系统充压力油，检查各油压管路、阀门、接头及部件等均应无渗油现象。接力器总供油阀处于关闭位置。

(4)调速器电调柜已安装完工并调试合格。

(5)紧急停机阀已调试合格。

(6）进行调速系统联动调试。手动操作检查调速器、接力器及导水机构全行程内动作平稳性。检查导叶开度、接力器行程和导叶开度指示器等三者的一致性。

(7)调速器自动操作。检查自动开机、停机和事故停机等各种运行程序的准确性和可靠性。

(9)测速装置安装检验应合格，过速保护装置已按要求初步整定。

3、发电机部分

(1)1#发电机整体已安装完工，内部已进行彻底清扫，定、转子气隙间无杂物，按图纸完成设备部件的接地。

(2)导轴承及推力轴承油位、温度传感器调试，整定值符合要求。

(3)发电机风罩以内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器等已检查合格。

(4)发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已调整。主轴接地碳刷已安装好，与轴接触可靠。

(5)发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线、端子板已检查，正确无误。

(6)发电机机械制动系统的手动、自动操作回路已检查调试合格，动作正确，工作可靠。

(7)发电机技术供水已按设计调试，冷却水过滤器系统调试完成处于工作状态。各部供水压力正常。

(8)发电机的空气冷却器水路畅通。阀门管路无渗漏。

(9)测量发电机的各种表计等均已调试、整定。

4、励磁系统及其设备

(1)1#励磁盘柜及励磁变压器已安装完工，设备经检查合格，主回路和控制回路已通过工频耐压试验。

(2)调节器手动／自动工作及切换情况良好，风冷装置和灭磁装置动作正常，信号指示正确，操作及保护回路均经检查及整定，动作可靠。

(3)励磁装置已完成小电流闭环试验。

5、发电机用油、水、气系统

(1)1#机组技术供水及备用水系统等均已分别调试合格，各种表计、自动化元件等已检查合格，工作正常。

(2)机组冷却水过滤器及供水环管、进入机组冷却器的冷却水进出水管路、阀门、接头均已检查合格。

(3)水源可靠，压力正常。

(4）厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格。各厂内外集水井水泵手／自动启动工作正常，水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合要求。各排水系统的排水量满足机组正常运行和检修的需要。渗漏排水系统处于正常投运状态。

(5)全厂透平油、绝缘油系统已部分（或全部）投入运行，能满足1#机组及设备的供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。用于全厂液压操作系统的公用油压装置已调试检验合格，并投人运行。

(6)低压压缩空气系统已安装完毕，调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各压力表计、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，压缩机自动运行正常。

(7)与未投产的机组相连的气、油、水管路应采取隔离措施。 （三）、高低压电气设备及控制系统

1、电气一次设备

(1)1#发电机主引出线及其设备已安装完毕，机端的电压、电流互感器已检验合格。中性点母线及电流互感器等已安装完工，调试合格。

(2)发电机断路器、隔离开关（或成套开关柜）已安装完工、检验合格，发电机出口断路器等已安装调试合格，投／切正常。

(3)1#主变压器、厂用变压器已安装完工试验合格，分接开关置于系统要求的位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，气体继电器、压力释放阀及温度信号计等按厂家要求整定好。事故排油系统、灭火系统及周围安全保护措施符合设计要求一，消防水喷淋试验合格。

(4)公用厂用电设备已全部安装完工，带电运行正常工作。备用电源自动投人装置动作正确可靠，继电保护按设计值整定完成。

(5)各油泵、水泵自动切换可靠，系统失电恢复后能自动启动运行。

(6)与本机组发电有关的高压配电装置中的一次设备、断路器、隔离开关、母线、连接线、出线等均已施工完成并试验合格。

(7)厂房内各设备接地已检验，接地连接良好。电站接地网已形成，总接地网的接地电阻符合设计要求。

2、计算机监控系统

(1)相关监控系统设备均已安装完工。

(2)上位机系统已投用，网络通信已形成。

(3)1#机组及公用设备现地LCU的硬件检查已完成，软件已装载，与上位机通信已建立。

(4)各现地LCU数据库已查对，开关量模拟量符合设计要求，与上位机通信畅通。

(5)现地LCU与各被控设备，包括厂用电备用自动投人(BZT),蝴蝶阀及油压装置、低压压缩空气系统、渗漏及检修排水系统、断路器、隔离开关、主变压器、高压配电装置等的数据采集和监控试验已完成，动作正确可靠。

(6) LCU与励磁系统、调速系统、机组自动化系统间的每个工况转换控制流程的模拟试验已完成，动作正确可靠。

3、电气二次系统及回路

(1)发电机变压器组、高压配电装置电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，中央控制室控制保护屏、控制台等设备已安装完成，电气操作回路已检查并经模拟试验，动作准确，保护装置已按下达定值通知单整定完毕。

(2)电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查，各电气设备的继电保护回路已进行模拟试验，动作准确。

(3)所有光缆已敷设，光端接口符合要求，通信正常。

(4)有关直流电源设备已安装完工；逆变装置及其回路已检验合格，并投入运行，工作正常。

(5)各电气操作回路经模拟试验，动作正确可靠。

4、机组消防、暖通、通信、照明系统

(1)全厂相关部位消防设施齐备，孔洞防火封堵完成，火灾报警控制系统经检查验收合格，系统已投人运行。

(2)厂内运行部位通风系统已安装完毕，经调试合格，已向厂房有关部位送风，风量和温度符合设计要求。

(3)站内行政和调度程控交换机已安装并开通，光纤通信设备已安装，系统经调试并开通，与各运行部位和上级调度指挥系统已建立通信联系。

(4)厂内运行部位照明已安装，主要工作场所，交通通道和楼梯间照明已检查合格。事故照明可投人运行，机坑、油库、蓄电池室等防爆灯已检查合格。事故交通安全疏散指示灯齐全。

七、机组充水试验

目的：检查机组过水通流部件的渗漏情况，并根据现场实际整定各变送量。

1、充水条件

1)大坝引水隧洞至蝶阀前端压力钢管已充水。

2)充水前应确认3台蝶阀处于关闭锁定状态。充水前应确认蜗壳内全部工作结束，蜗壳进人门已关闭。确认水轮机主轴检修密封处于投入状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态、进油阀处于关闭状态。

3)必须确认厂内、外集水井排水系统运行正常。

4)1#机组尾水闸门已经提起、2#、3#尾水闸门处于关闭状态。

5)1#～3#蝶阀应无渗漏和异常。

2、蜗壳充水试验

1)压力钢管充满水后，手动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。

2)检查蜗壳进人门、导水机构、水轮机顶盖、检修密封等各部位应无渗漏和异常。’

3）蜗壳充水平压无异常后，进行蝶阀及旁通阀的静水开关试验，检查蝶阀及旁通阀开关动作情况和控制系统的功能及工作状况，并记录开关时间。

4）观察厂房内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转可靠性。

3、压力钢管充满水后，起动机组技术供水系统，并检查滤水器工作情况及各冷却水管路阀门、接头法兰漏水情况，并调整各部水压，满足机组运行要求。

八、机组空载及发电机试验

目的：对1号机组空载运行进行机械和发电机电气部分的调试，检查机组空载运行情况。

1、起动前的准备

1)各部位运行人员已进入岗位，各测量仪表、仪器己调整完毕。振动、摆度等测量仪器仪表已安装调试完毕，投入运行。

2)确认充水试验中出现的问题已处理合格。

3)各轴承油位正常，技术供水、冷却水、主轴密封水压正常，操作油系统处于自动运行位置。

4)渗漏排水系统已投入自动运行，气系统已投入自动运行。

5)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己按设计要求整定完毕，投入运行。

6)发电机转子已顶落一次，制动闸己落下。

7)励磁装置退出备用，转子碳刷拔出，发电机出口断路器断开。

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，有关控制开启腔管路阀门关闭。

9)发电机保护装置按要求己正常启用。

10)1#机组LCU，升压站LCU和公用LCU监控系统已投入运行，各盘之间通信正常，各量值巡检正常，符合机组运行要求。

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。

1)投入技术供水、投入主轴密封水、投入机组各部冷却水、跳开灭磁开关、打开接力器管路开启、关闭腔阀门。

2)将调速器切到手动位置，缓慢打开导叶开度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有无机械磨擦声及碰撞声。

3)确认机组各部位正常后，手动打开开度限制。记录导叶起动开度，然后继续打开导叶，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瓦的温度，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)监视机组在额定转速时主轴密封及各部位水温、水压应正常。

并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。

5)记录额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

运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。

6)机组稳定时间视轴承温度稳定而定，如有异常情况应立即关闭

导叶停机。停机时，当转速降至25%n e时手动投入机械制动装置，以

检查其动作的可靠性。

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 应特合设计规定值，如超标应进行机组的动平衡试验。

8)测量发电机一次残压及相序，相序应正确。

3、机组空转运行下调速系统的调整试脸

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。

1)检查电气和机械的工作情况。

2)调速器特性参数己按设计和制造商要求整定完毕。

3)频率给定的调整范围应符合要求。

4)手一自动切换试验将调速器由手动切换到自动位置，逐渐打开

开度限制，接力器应保持切换前位置，机组转速摆动值应不大于规程

规范要求，否则应另选择其它动态组合参数。机组频率波动值不应超

过额定频率的±0.25%。

5)空载扰动试验

按额定频率的转速±2%进行调速器空载扰动试验，记录转速最大超调量不应超过扰动量的30%，超调次数不超过两次，调节时间应符合设计规定。

6)试验完毕将微机调速器置于“自动”运行调节方式运行，应能稳定运行。

7)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、手动停机及停机后的检查

目的：手动操作调速器，当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。

1)待机组各部位轴承瓦温稳定后，手动操作调速器停机。

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。

3)当转速降至25%时，手动投入机械制动装置。

4)当转速降至零转速后，手动解除制动闸。

5)停机后关闭接力器管路阀门和投入检修密封，对机组各部进行检查。

5、机组过速试验及检查

目的：检查机组过速保护装置动作的可靠性，及机组超转速运转情况。

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，将导叶开度限制的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%，

观察测速装置触点的动作情况，如机组运行无异常，继续将转速升至设计规定值的过速保护整定值，监视过速保护装置的动作情况，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。

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。

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控系统的动作是否正确。

1)机组自动开机试验

a将调速器切至“自动”运行位置，1＃发电机出口断路器断开。

b机组技术供水、主轴密封水、机组各冷却水的投入均为“自动”运行方式。

c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。

d 1#机组LCU和公用LCU监控系统应投入正常运行

2)机组自动停机试验

a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，在现地机组LCU监控屏操作“自动停机”命令，检查自动停机流程是否符合要求，各执行元件动作是否正确，并记录自动停机时间。

b机组转速在降低过程中，检查电脑转速装置各接点动作应正确可靠。25%时投机械制动，转速降至5％后经300秒自动退出机械制动，关闭技术供水等，并记录整个停机过程所用时间。

e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。

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)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，其开停机流程应与现地Lcu 各动作相同，并符合设计要求。

7、发电机短路升流试验

目的：判定每组电流互感器的接线是否正确，回路连线是否可靠。判定各组电流回路的相对极性关系及变比是否正确。

要求：机组转速为额定转速，采用厂用电为励磁电源方式进行零起升流试验。注意事项：在短路升流时，发电机出口端已设置可靠的三相短路线，如果三相短路点设在发电机断路器外侧，应防止断路器跳闸，退出有关电气保护，投入机组水机保护，短路点应连接可靠。

1）检查继电保护各电流回路的正确性和对称性，检查测量表计接线及指示的正确性，必要时绘制向量图。利用D1短路点录制发电机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流记录定子电流与转子电流。

2) 发电机短路试验做完后，升流试验合格后模拟水机事故停机，并拆除发电机短路点的短路线，测量发电机定子绕组和转子绕组绝缘、吸收比。如测得值不符合GB8564一8 8的要求，则进行发电机短路干燥，如测得值符合G B 8 5 6 4一8 8的要求，将不再进行发电机短路干燥。

8、发电机短路干燥

1）如需要进行干燥，则利用D1短路点进行，机组短路干燥短路电流的大小，按每小时递升不超过5‐8℃的上升速率控制。绕组的最高温度不超过制造厂的设计要求。

2)当发电机定子绕组和转子绕组绝缘、吸收比符合要求后，应停止干燥，停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机。并拆除短路线。

9、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。

1)发电机保护装置均已投入运行。

2)自动开机后机组各部运行正常，用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。