72小时运行报告.docx
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72小时运行报告
中国水利水电第十一工程局
冲江河（扩容）水电站
水轮发电机组试运行报告
编制：
杨方银
审核：
批准：
中国水电十一局机电安装分局冲江河项目部
2006年5月3日
冲江河（扩容）电站试运行报告
冲江河（扩容）电站启动委员会：
冲江河（扩容）电站4#机，5#机于5月2日下午4点完成72小时试运行，现将试运行情况向启委会作详细汇报：
一、概述
冲江河（扩容）电站于2006年4月22日中午12：
35分4#机首次启动，经过2小时运行发现上导，下导，推力瓦瓦温均正常，水导瓦瓦温偏高（63度）下午3：
18分停机。
下午6：
00点5#机首次启动，20:
34停机。
上导，下导，推力瓦瓦温均正常，水导瓦瓦温偏高（61度），水导转动油盆甩油。
22日晚上业主，监理，厂家，施工单位四方通过讨论分析，机组的振动摆度均在规范内，可能是由于油冷却器热量交换不够，决定在转动油盆的底部加装DN15的冷却水管加强冷却效果。
对于5#机甩油问题决定在转动油盆加装隔油板，在油盆盖迷宫环内嵌入羊毛毡。
4月23日对4#机进行加装冷却水管处理，13:
57分4#机开机，17:
50水导瓦瓦温稳定在63度，18:
22分做完4#机过速试验。
4月24至4月26日12：
36分完成启动委员会批准的试运行大纲上的所有试验，13:
00进入72小时运行，4月29日13：
00点72小时4#机试运行结束，72小时试运行中，机械设备，电气设备，辅助设备运行情况良好。
4月24日5#机处理完甩油问题后，加装冷却水管后4月25日开机，水导轴承稳定在61度。
下午15：
17分过速试验。
4月27日完成启动委员会批准的试运行大纲上的所有试验。
4月29日16：
00点进入72小时运行，5月2日5#机试运行结束，72小时试运行中，机械设备，电气设备，辅助设备运行情况良好。
下面是冲江河（扩容）水电站试运行详细报告：
二、充水前检查
2006年4月20日下午14：
00，按机组启动试运行大纲的要求检查引水系统，机组是否具备充水条件。
2006年4月20日下午18:
00，检查完成，符合充水条件，启委会通知20:
00点充水。
三、充水试验
2006年4月20日晚20:
00按设计院充水要求开始压力钢管充水，4月22日中午8：
00点充水完成。
尾水充水（2006年4月5日）
1、用移动式启闭机缓缓提起尾水闸门10cm—20cm，向尾水充水，充水过程中随时查尾水管进人门、蜗壳进人门、主轴密封装置、顶盖及检修调修水泵系统、真空吸力阀等各部漏水情况及测压表计读数，发现问题及时处理。
2、待尾水平压后，提起尾闸门，并作静水起闭试验，然后锁于井口，打开检修调相水泵阀门，起动水泵，检查水泵运行情况应符合要求。
3、在充水过程中未发现异常情况，充水正常。
4.2006年4月5日下午3点尾水充水结束。
压力钢管充水（2006.4.20—4.22）
1、充水前检查进水口工作门、检修门的密封状态，应能良好封水，水封无变形，缝隙和撕裂状况出现。
2、检查进水口闸门门机起落操作正确可靠，进水口闸门系统供电可靠，确认无异常情况后开始充水。
3、开启检修门2%开度，开始向压力钢管道充水，压力钢管道压力分4个时段达到全压，即0.14MPa水压为第一时段，0.5MPa水压为第二时段，1.6MPa水压为第三时段，全压为第四时段。
每个时段保压2个小时，分别检查1#、2#蝶阀封水状态应良好，蝶阀前压力钢管取水设备和相关阀门法兰面连接处，各个时段无渗水状况，减压阀工作正常，滤水器调试工作正常。
4、四个时段充水和压力钢管道各法兰面的渗漏情况封水良好，充水各时段未发现问题和异常情况。
5.4月22日上午8：
00点充水完成。
蜗壳充水
1、钢管道充水结束后，蝶阀封水情况良好，蝶阀动作程序正确，投入水轮机检修密封，手动现地开启蝶阀旁通阀操作，使蝶阀系统执行旁通阀开启操作，给蜗壳充水。
2、在旁通阀开启充水过程中，水轮机顶盖。
蜗壳进人门，蝶阀伸缩节及轴端的封水情况良好，无渗漏情况。
3、充水过程中，记录水压读数和充水平衡时间。
充水平衡后的检查
1、蜗壳充水平压后，保压4个小时，检查蜗壳排水阀，进人门、水轮机顶盖、蝶阀伸缩节及轴端无漏水情况。
2、在静水下进行蝶阀开启关闭试验，调整蝶阀开关时间为90秒。
3、在静水状态下检查和调试进水口工作门和检修，做静水起落试验满足设计要求。
4、检查厂房内各部位渗漏水情况，无异常，进口闸门开启。
四、机组首次启动
完成时间：
2006.4.22日12:
35分4#机首次启动，18:
00点5#机首次启动。
机组转动前检查下列各项
1、主机周围各层场地已清理干净,孔洞盖板封好,道路畅通,运行区与施工区域进行适当和必须的隔离。
2、各部运行人员，试验监视人员已就位，观测记录的仪器、仪表已安装好，运行记录表格已准备好。
3、机组启动电源投入油、气、水辅助设备工作正常。
4、起动高压油泵顶起发电机转子5mm，油压拆除后，检查自动闸下落情况，确认自动闸已全部落下。
5、机组漏油装置工作正常并处于自动状态。
6、调速器处于“手动”位置，油压油位正常（压油装置）。
7、导叶开限机构处于全开位置。
8、接力器锁定处于锁定状态。
9、发电机出口油开关及转子励磁灭磁开关处于断开位置,推入测量PT小车。
10、水力机械保护和机组温度测量装置投入运行。
冷却水投运，调整好水压（空冷器可暂不投入冷却水，以便空运转对发电机升温干燥）。
制动柜气压正常。
11、发电机集电环碳刷拨出并用绳固定。
12、接入临时测量转速设备。
第一次手动启动机组
按手动开机操作票开机。
2006.4.22日12:
35分4#机首次启动，18:
00点5#机首次启动。
手动打开调速器导叶开度限制机构，待机组开始转动时，将导叶开限手轮关回，并记录启动动开度，在发电机下风洞、定子四周，尾水锥管及水车室设置专人，监听起始转动过程中机内无不正常声音。
机组无异常，再次打开导时开度，待机组继续升速，继续监听起动过程。
水轮机轴承上油情况良好
导叶开度4#机在12%机组达到额定转速，5#机在8％机组达到额定转速
6、升速过程中设专人测量上机架、下机架、水导轴承x、y方向的垂直和水平振动和水导摆度，记录轴瓦温度并监视温度上升情况。
在开始启动的一小时内每10分钟记录一次，以后每半小时记录一次。
7、监视各轴承油位变化情况，4#机各轴承无甩油现象，5#机水导转动油盆甩油。
4#,5#机上机架电缆孔渗油。
经过2小时运行发现4#机上导瓦温45度，下导瓦温46度，推力瓦瓦温37度均正常，水导瓦瓦温偏高（63度）下午3：
18分停机。
5#机上导瓦温54度，下导瓦温46度，推力瓦瓦温38度均正常，水导瓦瓦温偏高（61度）下午20：
34分停机。
10、测量、记录机组各部位振动值、摆度值（双福值）应符合规
定。
4#机振动摆度值
部位
振动
摆度值
上机架
0.01
/
下机架
0
0.02
水导轴承
0.01
0.04
5#机振动摆度值
部位
振动
摆度值
上机架
0.01
/
下机架
0
0.04
水导轴承
0.01
0.06
水轮机主轴密封压力4#机0.1MPa，5#机0.2MPa，顶盖排水情况良好。
启动过程中检查电调测频回路正常。
机组“手动”停机及停机后检查。
1、操作导叶开限机构使导叶完全关闭。
机组转速由额定速降至30%额定转速时手动加闸使机组停止转动，解除制动闸。
记录加闸至停转时间90秒。
3、检查转速继电器动作情况正常。
4、停转后投入接力器锁定，投入检修密封（围带充气），关闭主轴密封润滑水。
5、经检查各部螺丝、销钉、锁片及转子磁轭键、磁极键无松动，转动部件焊缝情况，风扇有松动，挡风板、挡风圈及阻尼环无松动或断裂。
五、机组空运转下调速器试验
完成时间：
4#机4月22日，5#机4月23日
1、第二次手动开机。
2、机组空转稳定后，检查可编程调速器柜内测频回路，频率给定变化范围综合变压器输出，力矩伺服电机工作情况。
在调速器电气柜各环节检查正确后进行手动切自动调节试验。
接力器应无明显摆动，超调量小于正负0.25%.
3、调速器空载扰动试验，扰动量正负8%各做几次，其动态指标应符合规定。
4、记录调速器在自动运行时导叶接力器的摆动选程及摆动周期。
调速器由自动运行切于手动运行，进行手动停机。
5、调速器试验报告见厂家报告。
六、机组过速试验及检查
完成时间：
4#机4月22日，5#机4月24日
1、过速试验前机组平衡已达要求，机组在额定转速下的各部振动符合GB8564—2003规定。
2、将转速继电器115%和140%（150%机械过速接点）接点从水机保护回路中断开。
3、根据设计规定的过速保护定值进行机组过速试验。
4、调速器以手动开机（转动开限机构手轮）方式使机组转速升至额定转速。
待机组运转正常后，将导叶开度限制继续加大，使机组转速上升到115%和140%额定转速，检查转速继电器相应接点，继续将转速升至140%，检查机械过速保护接点。
5、过速过程中应监视并记录各部位摆动和振动值，记录各轴承温度上升情况。
6、过速试验停机和停机后检查：
6.1调整转速继电器115%和140%过速接点
6.2全面检查发电机传动部分，转子磁轭键，磁极键，阻尼环及
磁极引线接头，磁轭压紧螺杆、风扇等。
6.3检查发电机定子、下机架基础及上机架千斤顶的状态。
7、过速试验记录见试运行调试报告。
七、机组自动开停机试验
完成时间：
4#机4月22日，5#机4月24日
自动开机试验
1、启动前检查调速器应处于“自动”位置，功率给定于“空载”位，频率给定于额定频率，调速器参数在空载最佳位置。
水力机械保护投入。
自动开机条件已具备。
2、在机旁或中控室操作台上操作开停机开关。
并检查下列各项：
2.1检查自动化元件能否正确操作，可编程自动化执行是否正确。
2.2记录自发出开机脉冲至机组转速到达额定转速的时间。
观察接力器动作情况、记录行程值、摆动值和摆动次数。
2.3检查调速器动作情况正常。
3、机组自动开机流程正确，自动化元件执行正确，符合机组控制要求。
机组自动停机试验。
1、按停机按钮使机组自动停机。
2、记录自停机脉冲发出至转速降至制动加闸转速的时间（2min）
3、记录自动加闸至转速降为零的时间（1.5min）
4、检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。
5、检查自动闸解除及下落情况。
6、自动停机流程正确，自动化元件执行正确，符合机组控制要求。
八、发电机定转子的风干处理及其绝缘
完成时间：
4#机4月23日，5#机4月25日
短路试验前的停机状态测量4#，5#机发电机定、转子绝缘电阻合格，4#，5#机不用进行短路干燥处理。
九、发电机短路试验
完成时间：
4#机4月23日，5#机4月25日
1、机组启动前敷设2根YJV3χ95+1χ50的临时电缆，从厂用屏取400V电源至励磁功率柜的整流桥，临时解除励磁变压器至励磁功率柜的永久励磁电缆。
2、准备励磁控制调节的量测设备，投入励磁操作电源。
3、励磁设置在手动调节位置。
4、在10.5KV发电机进线柜设置短路点（用铝板母线自制短路板）解除发电机差动保护出口连接片，投于信号位置。
5、投入临时的发电机转速测量装置，监视发电机转速（机械转速装置）
6、手动开机使机组运行在空载状态发电机各部位温度正常，运转正常。
调速器处于自动调节状态，在额定转速下测量发电机转子绝缘电阻。
7、手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流至（0.2—0.25Ie），检查发电机各电流回路的准确性和对称性，电流回路应无开路。
8、录制发电机三相短路特性曲线，检查碳刷及集电环工作情况。
9、在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检验灭磁情况应正常，测量发电机灭磁时间常数。
10、短路试验报告见机组试运行调试报告。
十、水轮发电机升压试验
完成时间：
4#机4月24日，5#机4月25日
1、停机检查并测量定子绝缘电阻，拆除发电机短路试验时的2根VV3Χ95+1Χ50临时电缆和短路连接板，恢复励磁变压器至励磁功率柜的永久接线电缆，断开发电机出口开关。
2、自动开机，使机组处于空载状态，各轴瓦瓦温正常，运行正常。
3、投入发电机保护系统；励磁及励磁调节系统；机组自动系统和监控系统。
4、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机PT二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。
5、手动升压至10%Ue。
检查下列内容：
5.1发电机及引出母线、发电机出口10.5KV断路器、10.5KV分支回路、励磁变压器等设备的带电情况。
5.2机组运行中各部分振动及摆度的变化情况。
5.3电压回路二次侧相序、相位和电压值的正确性，二次回路应无短路。
6、继续升压至100%Ue时，重复检查以上内容。
7、在机组升压过程中，检查低压和过电压保护动作的正确性情况，在100%Ue下测量发电机轴电压。
8、录制发电机空载特性曲线，（发电机定子电压与励磁电流上升和下降的关系曲线）。
9、将发电机励磁电流升至额定励磁电流，记录定子激磁对应的最大电压值，然后将定子电压调至1.3Ue，持续3分钟作定子线圈匝间耐压试验。
10、分别在50%和100%Ue下跳开灭磁开关，检查灭磁装置灭磁情况。
测量100%Ue下灭磁时间常数。
11、试验报告见机组试运行调试报告。
十一、发电机空载下励磁调节系统的调整和试验
完成时间：
4#机4月24日，5#机4月25日
1、对励磁调节系统手动和自动状态下的起励进行检查。
对手动起励时当电压升到10%Ue时，起励磁装置工作应正常，自动起励定子电压升至70%Ue励磁装置工作正常。
2、检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。
检查控制脉冲在时间轴上分布应均匀，大小变化一致，可控硅导通角一致，移相脉冲工作可靠、不掉相，调节过程中不突变。
3、自动励磁调节装置，应能在发电机空载额定电压Ue的70%—110%范围内可连续平滑地调节。
4、发电机空载额定转速下励磁调节装置手动控制单元的调节范围应在发电机额定电压Ue下的10%—130%内可连续平滑地调节。
5、检查发电机在空载状态下手、自动切换，以及以额定励磁电压的10%为阶跃量作干扰，在不同调节参数下进行若干次，最终选取一组最佳空载调节参数。
6、录取带自动励磁调节系统的发电机电压一频率特性曲线，步骤如下：
6.1手动开机至空载额定转速。
6.2励磁在自动状态下起励、母线建压至Ue，调速器转为手动运行。
6.3手动调节导叶开限调节发电机转速。
6.4记录频率在45Hz—55Hz内的机端电压变化值（频率变0.5Hz机端电压变化值≤±0.25%Ue）绘制Ue—Hz特性曲线。
7、进行逆变灭磁试验，检查逆变灭磁工作情况。
8、试验报告见厂家励磁试验报告。
十二、水轮发电机组带主变零起升和主变全压冲击试验
完成时间：
4#机4月24日，5#机4月25日
水轮发电机组带主变零起升压试验
1、主变压器及高压配电装置的分项试验完成,10.5kV发电机出口开关和110kV侧主变开关操作正常;相关的计算机监控保护装置调试完成,投入使用;相关的母线和高压设备耐压合格。
2、检查主变高低压侧与母线连接情况,按设计要求和安装规范施工完成（或相关试验后恢复接线）。
主变、开关及相关母线清扫干净，无滞留余物异物。
主变分接开关置于Ⅰ挡位。
高压侧母线达127.05kV（110kV）。
3、投入水力机械自动和监控屏,可编程调速器系统,发电机运行在空载状态，机械部分正常。
投入励磁及励磁调节器电源；投入监控系统，投入发电机保护及主变保护装置。
（灭磁开关处于断开位）
4、投入发电机出口开关及相关的高压监视测量装置及仪表,断开4#（5#）主变110kV侧开关,投入22B（21B）厂用变压器10kV侧开关及隔离开关。
5、手动合灭磁开关,励磁置于手动位置。
6、手动递升加压,分别在发电机额定电压值的25%、50%、75%、100%等情况下检查发电机出口10.5kV高压装置,主变本体的工作情况。
21B（22B）厂用变带电情况及400V侧电压测量和相序检查。
7、21B（22B）厂用变二次电压相序相位工作正确后,将21B（22B）厂变投于400v厂用主盘Ⅰ（Ⅱ）段。
（注意此操作应先确认跳开母联开关，做好安全措施，才可投入400V主盘的进线开关，防止非同期合闸）
8、断开110kV进线开关,使110Kv配电装置母线失电,然后将4＃（5＃）主变110kV开关投入,使母线带电,用110kV母线PT检查主变高压侧电压的对称性平衡性、相序。
9、分别检查主变110kV开关和发电机出口开关的同期回路应正确,并核相,整步表应指示12点。
10、手动升压至110kV配电装置母线电压达143kV，维持1分钟对4#主变压器进行匝间耐压试验和中压互感，同时记录发电机电压和发电机电流。
11、降低110Kv配电装置母线电压,使发电机电压达额定值.断开5#（4＃）主变110Kv开关,发电机带21B（22B）厂变和4#（5＃）主变运行。
12、降低发电机电压至零,跳开发电机出口断路器。
13、将主变分接开关调回至Ⅲ挡（应先验明无电压，并作短路接地线）。
主变全压冲击试验。
1、110kV系统反送电对主变进行合闸冲击。
操作如下：
1.1断开4F、5F发电机10.5kV开关及隔离开关。
1.2投入4＃、5＃主变压器的断电保护装置,投入音响信号系统。
1.3全上4＃（5＃）主变高压侧（110kV侧）开关，使电力系统对主变压器进行冲击合闸，观察有无异常。
然后断开4＃（5＃）主变110kV开关。
1.4无异常,再次合上4＃（5＃）主变110kV侧油开关,间隔一定时间,观察其运行情况,再跳开.共冲击3次,每次间隔时间约10min。
1.5检查4＃（5＃）主变压器有无异常,4＃（5＃）主变差动、瓦斯保护的工作情况。
1.6同时，在4＃（5＃）主变带电的状态下,检查4＃（5＃）主变110kV开关的同期回路,经核对相序相关回路正确。
十三、水轮发电机组空载并列试验
完成时间：
4#机4月24日，5#机4月26日
1、确认同期回路的正确性（包括待并系统和系统的电压表、频率表及同步表、同步检查断电器的正确性）。
2、手动模拟并列：
2.1将110kV系统电压,经4＃（5＃）主变高压侧开关、4＃（5＃）主变压器引到10.5kV母线（发电机出口开关处于断开状态,手车柜置于试验位置）。
2.2确认发电机开关分合正常,重复检查发电机出口开关手车柜在试验位置。
2.3机组空运转正常,投入励磁装置,使发电机母线建压至Ue。
2.4接入0.5级的监测电压表。
2.5手动模拟同期操作，在开关合闸瞬间,同时检查接入的电压表指示回零,同步检查继电器接点闭合,同步表过同步点,开关合闸正常。
2.6同期装置的工作正确后,跳开发机出口开关,将出口开关手车柜置于运行位置。
十四水轮发电机带负荷、甩负荷试验
完成时间：
4#机4月24日，5#机4月29日
水轮发电机带负荷试验
1、在前十三章完成后,同期回路工作正确,可做正式并列试验、带负荷试验。
2、调节本机电压和频率使与系统一致,投入4#（5＃）发电机出口开关的同期回路,投入整步及双周波双电压表,精确调整电压和频率使之一致,当整步表转至接近12点红线时合发电机出口开关,使本机并入系统。
3、并网正常后,逐步增加有功和无功，带50%和100%负荷,观察员机组各检测点温度,振动摆度机组带负荷后的调速运行稳定性,励磁系统的调节性能满足要求。
机组事故低油压试验：
并网成功后，模拟事故低油压（3.4MPa）信号，机组自动解列停机，动作信号准确，无异常现象。
甩负荷试验
1、在机组带负荷试验及各项设备和装置工作正常后，有功和无功负荷连续平滑调整，并带负荷运行稳定后，可进入甩负荷试验。
2、甩负荷试验分四次进行，分别为25%，75%，100%的额定有功负荷和按照0.8功率因素配置的无功负荷进行甩负荷试验。
3、每次甩负荷试验，分别记录调速器、励磁系统、主机各动态参数，主要参数为甩负荷时，蜗壳的水压上升值和机组升速率、调速器和励磁系统和调节性能参数是否满足设计要求。
4、甩负荷开关选在4#（5＃）发电机出口开关进行，厂用电系统由22B（21B）外来变提供。
5、甩负荷中记录甩前、甩时、甩后各项参数（按DL507—2002附录A进行）。
6、根据甩负荷情况调整调速器和励磁系统的带负荷运行参数。
7、甩负荷试验报告见机组试运行调试报告。
十五水轮发电机组72H带负荷试运行
4#机72小时运行时间：
2006.4.26日13:
00－4.29日13:
00
5#机72小时运行时间：
2006.4.29日16:
00－5.2日16:
00
1、上述各项试验完成后，经检查无异常，机组进入72小时连续试运行。
2、根据正式运行的值班制度，全面记录试运行所有有关参数。
记录运行中设备出现的问题和缺陷。
3、72小时带负荷试运行后，进行停机检查和消缺处理，竣工移交，4＃，5＃机进入试生产阶段。
附件：
1.试运行调试报告
2.水导瓦瓦温高处理方案
3.调速器试验报告
4．励磁试验报告
5.72小时运行记录
6.保护定值
中国水电十一局机电安装分局冲江河项目部
二〇〇六年五月三日
调试报告
中国水利水电第十一工程局
机电安装分局
工程名称：
云南冲江河（扩容）水电站
调试项目：
机组试运行试验报告
调试人员：
李金龙廖前利
校核：
高树辉
监理：
2006年5月3日
4#机过速实验：
试验器具：
电脑信号发生器，多功能万用表，百分表
部位
振动
摆度值
上机架
0.01
/
下机架
0
0.04
水导轴承
0.01
0.07
过速过程中机组部位摆度，振动值符合规程要求，过速接点准确动作，各部位瓦温没有明显突变。
过速实验通过。
4#机组零起升压试验：
在机组零起升压过程中，当电压升到10%和100％额定电压时，用万用表及相位表检查所有的电压回路，相序正确，幅值相等。
确认发电机出口断路器在实验位置，将发电机升至额定电压，合上主变高压侧断路器，检查机组的同期电压的相序、相位一致，启动同期装置，模拟发电机并网成功。
发电机逆变灭磁后将发电机出口断路器推入工作位置，在将电压升至额定，启动同期装置，自动并网成功。
4#机组事故抵油压试验：
并网成功后，模拟事故低油压（3.4MPa）信号，机组自动解列停机，动作信号准确，无异常现象。
4#发电机短路试验In=F（If）
试验器具：
多触头直流母机多功能万用表电脑信号发生器
励磁电流（A）
定子电流（A）
转子电压（V）
92
400
16.4
180
760
28.4
232
980
35.6
260
1100
39.3
278
1180
41.4
294
1250
43.9
312
1320
46.6
318
1340
47.2
328
1400
48.6
317
1340
47.2
312
1320
46.6
294
1250
43.9
276
1180
41.3
258
1100
39.0
232
1000
35.2
180
780
28.0
94
420
15.3
达到额定电流时转子轴电压为:
0.021V
4#发电机空载特性Un=F（If）
励磁电流（A）
定子电压（V）
机组频率（Hz）
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