三里坪水电站1#机组启动试运行试验

时间：2024-07-28

(葛洲坝集团第二工程有限公司，成都，610091)

三里坪水电站位于湖北省房县境内，距房县县城近50km，是南河流域干流梯级开发中的骨干工程，也是以防洪、发电为主，兼有灌溉、水库养殖、库区航运等综合效益的水利枢纽工程。地下电站厂房装有2台混流式水轮发电机组，额定单机容量35MW，额定总装机容量70MW；最大单机容量40MW，最大总装机容量80MW。本文对该电站1#机组试运行试验情况简要介绍如下。

1 引水系统充水试验

压力钢管保压结束后对蝶阀层、尾水闸门、排水系统均进行了检查，提尾水闸门进行蜗壳充水及蝶阀静水启闭试验，打开蝶阀旁通阀和蜗壳放空阀，对尾水管进行充水，充水完成后，再进行1#蜗壳充水，蜗壳压力达0.50MPa时全关充水阀，对技术供水管道进行冲洗，对技术供水系统、滤水器、电动阀、减压阀等设备进行全面检查，无异常后充水至0.99MPa，保压6h，对压力隧洞进行变形观测和渗流渗压观测，一切正常。

2 机组首次启动试验

第一次手动开机，当机组被冲动后立即关调速器停机，开机过程中各部位人员对推力轴承、发电机风洞、水车室等部位进行监视、监听，无异常。第二次手动开机，转速逐级升速至25%、50%、75%时，各监视部位均未发现异常现象。提升转速至100%额定转速，测量无残压。导叶空载开度为22%，频率保持在49.2Hz～49.9Hz，持续运转2h20min后，机组各部位温度与摆度振动值均保持稳定，机组下导摆度偏大，达0.32mm，下导轴承最高瓦温达58.2℃，水导轴承最高瓦温达56.4℃，停机检查。根据现场各测量数据及动平衡计算，决定对机组转子进行配重。详细数据见表1。

表1 机组额定稳定运行时各部数据记录

机组转速100%推力轴承瓦温2(IT66)(℃)33 0上机架水平振动0 001mmX向11Y向11推力轴承瓦温4(IT68)(℃)33 2上机架垂直振动0 001mm18推力轴承瓦温6(IT70)(℃)32 0定子机架水平振动0 001mmX向1推力轴承瓦温8(IT72)(℃)32 8Y向1上导轴承瓦温4(IT76)(℃)38 9上导轴承瓦温8(IT80)(℃)40 5下导轴承瓦温4(IT20)(℃)55 4定子铁芯水平振动0 001mm112138下导轴承瓦温10(IT26)(℃)58 6水导轴承瓦温2(IT8)(℃)55 5水导轴承瓦温6(IT12)(℃)56 4定子铁芯垂直振动0 001mm112130上导油槽温2(IT64)(℃)28 0下导油槽温2(IT28)(℃)30 9顶盖水平振动0 001mmX向0Y向3水导油槽温2(IT16)(℃)46 7顶盖垂直振动0 001mm8空气冷却器冷风(IT32)(℃)42 0空气冷却器冷风(IT36)(℃)41 6上导摆度0 001mmX向44Y向46空气冷却器冷风(IT30)(℃)43 1剪断销信号0下导摆度0 001mmX向310Y向295轴电流监测量(A)0 10机组频率(Hz)49 3下机架水平振动0 001mmX向55Y向51压力钢管水压(MPa)1 0下机架垂直振动0 001mm1蜗壳末端水压(MPa)0 94尾水管出口水压(MPa)0 02水导摆度0 001mmX向116Y向122蜗壳进口水压(MPa)0 93尾水管进口水压(MPa)0 1尾水压力脉动kPa115 5213顶盖水压(MPa)0 06

用直流焊机对转子充磁，在对机组配重完毕后开机，下导摆度为0.18mm，较之前的0.35mm明显减小，上导、水导摆度正常，机组各部位振动正常。测量定子无残压。

3 机组过速试验

手动开调速器，当机组转速达115%ne时，测量各部振动摆度，校核转速继电器115%接点动作情况，经检查机组各部无异常。手动升至140%ne时，机械过速装置正确动作并联动关闭蝶阀，机组停机；在对机组转动部分进行检查时，发现转子上部部分磁极连接线移位、变形扭曲，经分析为机组过速时产生，天津天发主机厂家人员现场察看后决定，为保证1#机组按期投产发电采取临时处理方案，2#机组采取永久处理方案(永久处理方案由厂家研究提出并报业主、设计、监理认可)。1#机组永久固定方式待2#机组投产发电后，按2#机组的固定方案进行整改。

1#机组临时处理方案如下：

(1)将固定每组极间连接线的四个线夹及转子引线的线夹全部拆除，并在极间连接线及转子引线上加“适形毡”后重新固定；

(2)磁极线圈上与极间连接线连接的第一匝线圈已甩出部分，原则上不做复位调整，但离阻尼环固定螺杆较近的第一匝线圈需适当调整，调整过程中及调整后注意防止匝间短路。为了保证转子不会发生接地现象，阻尼环固定螺杆上包扎一层“适形毡”、四层云母带，最外层包扎玻璃带一层，并固化成型；

(3)考虑到此次处理过程中，长极间连接线与磁极线圈连接的直线部位不好固定，为保证其不再扭转变形，在长极间连接线直线部位上、下两侧加装夹板并绑扎、固化成型。

对处理后的转子进行交流阻抗和交流耐压试验，试验合格。厂家再一次检查定子接线，现场分析在转子充磁后定子不能建立残压问题时，发现定子引线接线错误，会议确定由厂家对引线进行加班处理。

4 调速器空扰试验

调速器的运行参数选择(扰动试验)，选择的最优参数为：Bp=4%，Bt=110%，Td=8s，Tn=0.2s，导叶开度=19.5%。调速器自动运行方式，频率稳定在49.96Hz～50.04Hz。

扰动试验显示调速器调节性能良好，动态稳定性优于国标要求。

5 发电机零起升流试验

中控室自动开机，做短路升流试验。发电机升流试验用接地小车在里21处设短路点，将厂房施工外来电源用负荷开关接入励磁变作为他励电源。

在检查里01断路器时发现，合闸线圈烧毁，经检查为防跳控制回路接线时出错，造成未储能时合闸烧毁合闸线圈。经同意现场采用手动合断路器的方式继续升流试验，待厂家到场后再更换合闸线圈。发电机升流试验，加励磁后，分别升流到25%、50%、75%、100%，检查短路范围内CT二次电流回路正确。测量发电机轴电压为1.7V，检查机组各部位摆度相对空载工况无变化，瓦温稳定，发电机定子绕组温升正常。

6 发电机短路干燥

试验按照厂家要求，定子电流控制在额定值的60%以内，预备升温8h，每小时以5℃～8℃的升温速率进行，保温24h，降温10h，定子绕组最高温度控制在75℃左右后进行保温。分相做1#发电机定子2.5Ue直流耐压试验，拆开定子绕组出口引线及中性点引线，分相测量绝缘，分级进行2.5Ue直流耐压与泄漏电流测量。定子绕组直流耐压及泄漏电流值合格。

7 发电机升压试验

7.1 发电机零起升压

手动开机，合灭磁开关，零起升压至25%UN，检查升压范围内PT二次侧至发变保护、故障录波、励磁、调速器、机组测量及中控室测量显示等各系统电压量的幅值，相位正确，三相平衡。测量发电机出口PT二次侧电压、相序、开口三角形电压，正常。按50%，75%，100%UN分级继续升压至额定电压，检查升压范围内一次设备带电运行情况，良好。在100%Ue检测上导轴承处摆度及水导轴承处摆度，无异常。

7.2 发电机空载特性试验

机组在额定转速下，作励磁装置起励升压试验、合灭磁和跳灭磁开关灭磁试验，检查励磁调节系统的自动电压调节器和自动励磁电流调节器的调节范围，符合设计要求，并能在20%～120%额定发电机电压范围内稳定及平滑调节。双调节器之间和每个调节通道AVR和AER之间的切换，在额定电压下测量轴电压，过励、断线、过压、均流等保护的调整及模拟动作试验，都符合设计要求。

8 1#发电机带1B主变及110kVGIS升流试验

试验短路点设在里1038地刀，处三相对地稳态短路缓慢升流至发电机额定电流IN的25%，检查母线保护、线路保护、主变及高压配电装置，工作正常；继续升流50%、75%、100%IN，分别检查发电机、封闭母线、主变压器温升发热、外壳接地发热情况，均正常。

9 并网带负荷试验

9.1 110kV母线冲击试验

里101、里1011、里1016、里104、里1041、里1046开关在分位置，里1036在合位置，里1049、里1019在合闸位置，其他地刀均在拉开位置，联系地调对110kV线路倒送电，10∶15开始，合/分房121开关对110kV母线进行了三次冲击，试验中检查线路PT(YH2)与母线PT(YH1)相序定相正确。

9.2 主变冲击试验

110kV母线用里101断路器对主变及厂用变进行了5次冲击试验，每次冲击间隔10min，结果正常。

9.3 机组假同期试验

机组假同期并网试验，断路器里01拉至试验位置，模拟其隔离开关为合，线路持续倒送电状态，机组开机至空载状态，启动自动准同期装置合断路器。第一次试验，同期点两侧取电压相位不一致，录波合闸信号给出后，不能达到同期标准。经检查，机组的电压信号取至机端Uab，而系统电压信号则取自主变高压侧PT Uab相，两个电压信号相位相差30°。经更改系统电压信号，取主变高压侧互01PT开口三角形绕组B相(相位相同)后，同期导前时间符合要求。试验结束后拆除临时措施，恢复正常接线。

9.4 机组并网带负荷、甩负荷试验

选用里01断路器作为同期点，断路器里01自动准同期合闸并网，由于调速器检测不到并网断路器合闸信号，无法跟踪系统电压而打开增负荷，立即进行了解列。经检查，调速器合闸信号接线有误、CT出线接反。更改接线并调整励磁空载参数后，重新进行并网试验，成功完成了带负荷与甩负荷试验。

机组分别带25%、50%、75%、100%的额定负荷进行甩负荷，其各参数见表2。

表2 机组甩负荷试验各参数记录

机组负荷(MW)8 7(25%)17 5(50%)27(75%)35(100%)记录时间甩前甩中最大值甩前甩中最大值甩前甩中最大值甩前甩中最大值测量参数转速(Ne)(%)100104 2100107 3100122 6100141 1导叶开度(%)35 611 146 111 157 5511 180 211 1上导+X摆度465249524511747124上导+Y摆度475347534812046128下导+X摆度240226247226236140188141下导+Y摆度251234251235241139196148水导+X摆度10985108102921068369水导+Y摆度14710514912913610513088蜗壳压力(MPa)0 940 990 941 120 941 090 941 01上游水位(m)396 59下游水位(m)305 76试验时间20∶1821∶0521∶1922∶00

注：机组甩100%负荷时用百分表实测下导摆度为0.15mm～0.20mm。

甩负荷试验结束后，重新带100%负荷，模拟发电机差动保护动作(传动方式)进行硬关机试验。试验中机组同时跳发电机出口断路器和紧急停机，甩负荷时机组最高转速达138%Ne。试验完成后进行了机组的全面检查。

9.5 低油压关导叶试验

中控室自动开机并网，进行低油压关导叶试验。退出低油压保护接点，切断压力油泵交流电源，通过排卸油阀门，人为降低调速器压力油罐的油压直到低油压关机整定值3.0MPa时启动自动停机流程，停机全过程无异常。机组在完成甩负荷试验后，由中试所及励磁和调速器设备厂家进行了励磁系统空载特性及PSS试验、调速器一次调频试验及水轮机调节系统建模试验，试验合格。