1#机组启动72小时试运行报告正式稿.docx
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1#机组启动72小时试运行报告正式稿
桥巩水电站1#机组启动试运行
工作报告
桥巩水电站1＃水轮发电机组启动试运行指挥部
2008年7月27日
一、工程概况
二、试运行工作内容
三、工作计划
四、启动前的调试及验收
五、充水试验
六、机组首次开机
七、机组空转运行下调速系统试验
八、过速试验
九、无励磁自动开机和自动停机试验
十、发电机升流试验
十一、机组空载试验
十二、发电机带主变及开关站一次设备零起升压试验。
十三、220kV设备及主变冲击受电试验
十四、机组同期并网试验
十五、机组带负荷试验
十六、机组甩负荷试验
十七、1#机组主要试验项目报告（中试院做的部份）
十八、机组72小时试运行
十九、结论及存在的问题
一、工程概况
桥巩水电站工程是红水河规划开发的第九个梯级水电站，是一座以发电为主，兼有航运等综合利用效益的大型水电站，枢纽布置从左到右分别布置有左岸接头土坝、左岸混凝土重力坝、船闸、发电厂房、开关站、泄水闸、右岸混凝土重力坝和右岸接头土坝。
电站装设8台单机容量为57MW的灯泡贯流式水轮发电机组，总装机容量456MW。
电站以220kV一级电压接入广西电网，220kV出线3回。
电站采用计算机监控，按无人值班（少人值守）设计。
二、试运行工作内容
1、充水试验
2、机组首次开机
3、机组空转运行下调速系统试验
4、过速试验
5、无励磁自动开机和自动停机试验
6、发电机升流试验
7、发电机带主变及开关站一次设备零起升压试验
8、220kV设备及主变冲击受电试验
9、机组空载试验
10、机组同期并网试验
11、机组带负荷试验
12、机组甩负荷试验
13、1#机组主要试验项目报告（中试院做的部份）
14、机组72小时试运行
三、1#机组试运行大事记
1、充水试验7月1日~7月3日
2、机组首次开机7月3日~7月4日
3、机组空转运行下调速系统试验7月13日
4、发电机升流试验7月14日
5、发电机带主变及开关站一次设备零起升压试验7月15日
6、机组空载试验7月15日
7、220kV设备及主变冲击受电试验7月18日
8、无励磁自动开机和自动停机试验7月19日
9、机组过速试验7月19日
10、机组同期并网试验7月22日~7月23日
11、机组带负荷试验7月24日
12、机组甩负荷试验7月24日
13、机组稳定性试验、一次调频试验等7月24日
14、1#机组主要试验项目报告（中试院做的部份）7月22日~23日
15、机组72小时试运行7月25日~7月27日
四、充水试验
流道冲水分两步进行，第一步，利用尾水平压冲水阀（DN350）经厂房检修排水廊道，再由上下游流道放空阀往流道冲水。
第二步，1#机组流道水位与厂房尾水水位平压后，再根据尾水、进口闸门开启程序进行闸门开启操作，利用闸门向流道冲水。
整个冲水过程中，密切关注检修泵房、主轴密封、尾水管伸缩节、转轮室组合面、导水机构组合面、定子、灯泡头、锥体组合面的渗漏情况，以及水工建筑物的渗漏情况。
1#机流道冲水过程中，机组各组合面无任何渗漏水的现象，检修密封、主轴密封工作正常，满足设计要求。
尾水、进口闸门提出水面，流道冲水充满后，根据百分表测量，转轮室下沉0.17mm，灯泡头上浮0.75mm。
五、机组首次开机
按照起动试运行规程、《1#机组启动试运行方案》中机组首次启动和空转试验的要求，对1#机组各部位、各系统进行检查，使其处于手动开机状态，满足手动开机要求后，正式开始首次启动和空转试验：
1手动投入主轴密封水，退出空气围带、风闸，投入高压油顶起装置及机组润滑油，确保高顶建压，润滑油、密封水流量显示正常。
2手动打开调速器的导叶开度限制机构，待机组开始转动后将导叶关回，由各部观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间有无摩擦、碰撞及其它异常情况。
此时的机组导叶启动开度为4.7%。
3确认各部正常后再次打开导叶启动机组。
当机组转速升至接近50%额定转速时暂停升速，观察各部无异常后继续升速，机组在额定转速下运行。
7.8m水头下，机组额定转速下的导叶开度24.79%。
4在机组升速过程中派专人严密监视推力瓦和各导轴瓦的温度，无急剧升高或下降现象。
机组达到额定转速后，在半小时内每隔10分钟记录瓦温，之后可适当延长时间间隔，（见7月4日的运行日志）。
机组空转4小时后瓦温稳定，此时的最高发电机径向瓦温为51度，最高水轮机径向瓦温为46度，最高正推力瓦温为38度，最高反推力瓦温为52度，润滑油温为36度。
此值不应超过设计值。
5机组启动过程中，未发现推力瓦和导轴瓦温度突然升高、机组摆度过大等不正常现象。
6机组启动过程中，主轴密封漏水较小，完全满足设计要求。
7机组启动过程中，机组各部位振动值见下表：
.
序号
项目
振动允许值（mm）
1
转轮室径向振动
0.14
2
推力轴承支架的轴向振动
0.05
3
灯泡头径向振动
0.04
六、机组空转运行下调速系统试验
（1）检查调速器测频信号，波形正确，幅值符合要求。
（2）机组瓦温基本稳定后，调速器测频装置工作正常，进行调速器手动和自动切换，接力器无明显摆动。
（3）频率给定的调整范围符合设计要求。
（4）调速器空载扰动试验符合设计要求，调速器自动运行稳定时，加入扰动量分别为±1%、±2%、±4%、±8%的阶跃信号，调速器电气装置能可靠的进行自动调节，调节过程正常，最终能够稳定在额定转速下正常运转。
（5）试验完成后，手动停机。
七、过速试验
1#机组进行过速试验，试验水头7.5m。
在桨叶开度25%，导叶开度61%时，机组频率达到68.3Hz，机组转速达到113.79r/min（额定转速83.3r/min，过速136.6%）时，机组机械过速保护装置动作，机组事故停机。
按设计要求，机械过速保护应在转速上升至160%（机组转速达到133.28r/min）时动作，机械过速保护装置需厂内重新整定。
根据机组过速试验情况，业主、设计、监理、厂家协商后，为了保证1#机组安全运行，决定将电气过速保护160%临时改为130%过速动作，并重新做过速试验检验电气过速保护130%动作可靠，此项工作于7月23日21：
30分完成。
过速试验停机后，全面检查机组各部分，如转子联轴螺栓、磁极连接、磁极引线、阻尼环、组合轴承、水导轴承、主轴密封等转动部分，未发现螺栓松动和焊缝裂开等异常现象。
八、无励磁自动开机和自动停机试验
1、启动机组LCU1空转开机。
按照机组自动开机流程，检查各自动化元件动作情况和信号反馈正常。
调速器工作情况正常。
开机程序满足设计要求。
2、机组LCU1自动停机
由机组LCU1发停机指令，机组自动停机。
高压油顶起系统在机组转速降至95%额定转速时正常投入。
机组停机过程中各停机流程与设计顺序一致，各自动化元件动作应可靠。
现地、机旁、中控室等部位，检查紧急事故停机按钮动作可靠。
模拟机组各种机械事故及故障信号，进行事故停机流程试验。
事故和故障信号响应正确，事故停机信号的动作流程正确可靠。
3、远方开停机命令正确、动作正常。
九、发电机升流试验
1、手动开机至额定转速，机组各部运行正常。
2、励磁变自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常。
3、将励磁调节器电流给定降至最小，投入它励电源。
检查短路范围内的CT二次残余电流，无开路现象。
4、合灭磁开关，缓慢升流至（3～4）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT二次三相电流平衡相位正确；检查测量表计接线及指示正确；检查发电机保护、励磁变压器保护、主变保护、发变组故障录波及测量回路的电流幅值相位显示正确。
（见试验报告）。
5、解开保护停机回路，投入保护跳灭磁开关回路，模拟检查发电机差动的动作情况动作正常。
6、逐级升流检测并录制发电机50%额定电流下跳灭磁开关的灭磁曲线。
（见试验报告）。
7、手动启动录波装置正常，发电机短路特性曲线录制正确，测量发电机轴电压满足设计要求。
（见试验报告）。
8、在发电机额定电流下，跳灭磁开关检验灭磁情况正常。
9、额定电流下的机组振动与摆度满足设计要求，碳刷与集电环工作情况正常。
10、试验过程中检查发电机主回路、励磁变、共箱母线等各部位运行正常，无异常声响或温升。
11、试验完毕后模拟发动机差动保护停机，跳灭磁开关-。
十、机组空载试验
1、发电机过压保护试验
1.1测量发电机升流试验后的残压值，并检查三相电压的对称性满足试验要求。
1.2手动升压至25%额定电压，检查：
发电机及引出母线、分支回路等设备带电正常。
机组各部振动及摆度正常。
测量发电机PT二次侧三相电压相序、幅值正常，测量PT二次开口三角电压值满足设计要求（见试验报告）。
1.3逐级升压至发电机额定电压，检查带电范围内一次设备的运行情况正常。
1.4检查发电机PT回路相序、电压应正确，测量PT开口三角电压值满足设计要求（见试验报告）。
1.5测量额定电压下机组的振动与摆度，测量额定电压下发电机轴电压满足设计要求（见试验报告）。
1.6定子铁芯各部温度正常。
1.7分别在50%、100%发电机额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况正常，空载灭磁特性曲线（见试验报告）。
2、发电机空载特性试验
2.1零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流、励磁电压，发电机空载特性的上升曲线平稳，满足设计要求（见试验报告）。
2.2当发电机励磁电流达到额定值1600A时，测量发电机定子最高电压，并在最高电压下持续运行5min，运行正常。
（最高定子电压低于13.65kV，见试验报告）。
2.3由最高电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子电压、励磁电流、励磁电压，发电机空载特性的下降曲线满足设计要求（见试验报告）。
2.4试验完毕后将励磁电流降为零，跳灭磁开关，断开它励电源，停机。
2.5将转子回路经过电阻接地，进行转子一点接地保护试验正常。
十一、发电机带主变及开关站一次设备零起升压试验。
该试验原计划进行零起升压试验带开关站及主变一起进行，后应电网公司要求，只进行1#主变压器及发电机零起升压试验。
220kV开关站不进行零起升压试验，直接由系统电压进行冲击。
1、发电机带主变升流升压试验
1.1、将10kV第1段母线上的负荷切到其他段上，使母线停电，将断路器910置工作位置，并处于合闸位置，断开所有的接地开关和其它分支的断路器，母线PT处于工作位置。
1.2、合发电机中性点刀闸，分开关站隔离开关20016，检查升压范围以外的断路器、隔离开关、接地开关在分闸位置。
1.3、开机至空转，合灭磁开关，合发电机出口断路器901。
1.4、零起升压至10%的发电机额定电压，检查主变工作情况，检测相关电压互感器二次及开口三角的幅值、相序，检测电压互感器送至保护、测量、同期、故障录波、调速器、励磁的电压幅值、相序，确定10kV第1段母线的相序与外来电源一致。
1.5、逐步升压，分别在25%、50%、75%、100%发电机额定电压下检查带电一次设备及主变工作情况无异响、温度突然升高等问题。
1.6、在额定电压时，检测电压互感器送至保护、测量、同期、故障录波、调速器、励磁的电压幅值、相序、相位满足设计要求（见试验报告）。
1.7检测发电机出口断路器901同期电压幅值、相位。
1.8升压完毕，降低励磁电流至零，分灭磁开关，分发电机出口断路器901。
2、发电机空载下的励磁调整和试验
2.2、机组励磁变已恢复正常接线，机组采用自励方式。
2.3、按定值整定并投入发电机保护，水机保护。
2.4、自动开机到空转，稳定运行。
2.5在发电机额定转速下，检查励磁A、B、C通道下的调节范围，在调整范围内平滑稳定的调节。
2.6、在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流系数，均流系数大于0.85。
（见试验报告）。
2.7、在发电机空载状态下，分别录波检查起励、逆变、手动和自动切换、通道切换等情况下的稳定性和超调量。
在发电机空转且转速在95%～100%额定值范围内，自动起励，机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，超调次数、调节时间满足设计要求。
（见试验报告）。
2.8、在发电机空载状态下，人工加入±10%阶跃量干扰，检查各通道的调节情况，超调量、超调次数、调节时间满足设计要求。
（见试验报告）。
2.9、发电机转速在90%～110%内变化，测定发电机端电压，录制发电机电压/频率特性曲线。
频率每变化1%，发电机电压的变化值不大于±0.25%。
（见试验报告）。
2.10、进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在A、B、C通道“正常”位置，手动和自动分别进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。
试验结果满足设计要求，波形正常（见试验报告）
2.11调速器设置为自动，机组LCU1设置为现地控制，在LCU1上发“开机到空载”令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90％额定电压等过程中的设备运行情况正常。
十二、220kV设备及主变冲击受电试验
1、开关站220kV设备全电压受电冲击正常
2、1#主变压器全电压受电冲击正常
试验中发现的问题：
1#主变压器试验前检查时发现套管内存在积水，对其低压侧套管与封闭母线连接处橡胶伸缩节由于存在设计缺陷，在雨后容易渗水，施工单位采取对封口处涂抹硅胶方式对其进行了密封。
72小时运行过程中，无异常现象发生。
十三、机组同期并网试验
1、选择发电机出口断路器作为机组并列同期点，同期回路接线正确。
2、假同期试验正常。
3、发电机出口断路器同期正常，机组并列。
4、水轮发电机组带负荷试验，有功负荷应逐级增加，观察并记录机组各部位运转情况和各仪表指示，详见记录；调速系统的协联关系正确
5、水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验符合设计要求。
十四、机组带负荷试验
由于水头的限制，带负荷试验最高带42MW负荷进行试验，试验结果满足设计要求，机组各部的振动、摆度满足设计要求；定子绕组温度；推力瓦和导轴瓦、定子铁心、空气冷却器等部位温度值，主变油温等温升稳定，无明显变化，（详见试验资料及运行记录），停机检查没有发现异常。
十五、机组甩负荷试验
甩负荷试验进行3次，分别为10MW、20MW、36MW，由于受水头限制，1#机组未按照100%的要求进行甩负荷试验，试验过程中机组记录接力器不动时间小于0.2秒，水轮机调速器系统的动态调节性能满足设计要求，导叶接力器两段关闭规律、转速上升率、水压上升率等，符合设计要求。
（见试验报告）试验过程中对瓦温进行观测，瓦温稳定，无异常变化，转轮室径向振动满足设计要求，试验结束后对机组内部转动部分进行检查，未发现异常情况。
记录表格：
项目
负荷
（MW）
导叶开度
（%）
桨叶开度（%）
最高
转速
（转/S）
进口流道水压
（Mpa）
转轮室径向振动（mm）
正推最高瓦温
（℃）
反推最高瓦温
（℃）
径向最高瓦温（℃）
水导最高瓦温（℃）
1
10
44.37
2.65
91.3
0.375
0.33
35
53
51
46
2
20
69.99
34.25
103.27
0.375
0.37
35.5
53
51
46
3
36
86.97
67
112.6
0.415
0.40
35.5
54
51
46
注：
机组在进行36MW甩负荷过程中，由于电气过速保护动作,机组事故停机；最大水压上升率：
10.6%。
十六、1#机组主要试验项目报告（中试院做的部份）：
（一）调速系统试验报告：
1试验时间
2008年7月10日~24日
2试验项目完成情况
序号
试验项目
完成情况
是否合格
合格
不合格
1
调速系统静态调整试验
已完成
√
2
调速系统手动开机试验
已完成
√
3
调速系统自动现地、远程开、停机试验
已完成
√
4
空载扰动与3分钟转速摆动试验
已完成
√
5
过速130%停机试验
已完成
√
6
负荷扰动与增减试验
已完成
√
7
甩负荷20MW、最大负荷（36MW）试验
已完成
√
3主要试验结果
3.1调速系统静态调整试验
实测永态转差率bp=6.043%，静态性死区ix=0.003%，非线性度ε=0.356%，满足国标GB9652.1-2007要求。
3.2空载扰动与3分钟转速摆动试验
在额定电压工况下，调速器手动控制状态，机组的空载转速摆动为±0.720%，调速器自动工况主用通道转速摆动为±0.189%，满足国标GB9652.1-2007要求。
3.3过速试验
进行机组130%过速试验，导叶开度为43.55%，机组最大转速65.12Hz，过速保护动作正确，正确响应设计流程。
3.4甩负荷20MW、最大负荷（36MW）试验
甩负荷20.0MW最大频率Fmax=62.04Hz，甩负荷36.0MW最大频率Fmax=68.08Hz；其中后者达136%机械过速停机。
3.5调速器控制流程正确有效
调速系统手动开机试验、调速系统自动现地、远程开、停机试验、负荷扰动与增减试验等流程控制合理，符合设计要求。
4结论
1＃机组调速器的静态特性满足规范要求，但动态控制参数有待进一步优化，在试验水头仅为9m左右的机组带最大有功36.0MW情况下，进行甩负荷试验达136%机械过速停机，显然导叶关闭规律整定并不合适，导致机组转速上升过快，不利于安全稳定运行。
另受电站施工进度等的固有影响，目前运行水头无法使机组带至额定出力，因此甩100％满负荷试验暂不能进行，无法全部验证调速器的动态控制性能，有待条件合适后再补充完善，以便进一步验证机组调节保证计算的可靠性，以满足机组运行的安全需要。
（二）#1机组PSS试验报告：
#1发电机采用自并励励磁方式，使用南瑞的SAVR-2000微机励磁调节器。
广西桂能科技发展有限公司在桥巩电厂及南瑞的配合下，于2008年7月23日完成了桥巩#1机组PSS试验工作。
本次试验进行了以下项目试验：
1.空载特性试验
2.小阶跃空载5%和10%阶跃试验
3.大阶跃试验
4.转子时间常数试验
5.调差极性试验
6.无补偿频率特性试验
7.临界增益试验
8.负载阶跃试验
9.反调试验
试验结果表明，#1机组PSS对于0.1Hz－2Hz的低频振荡均具有抑制作用，可以正常投入运行。
Ur
UAmax
Vt
UA
PSS
UAmin
图1SAVR-2000型调节器PID模型框图
图2SAVR-2000型调节器PSS-2A模型框图
#1机组的励磁PID参数：
TR=0.05，KP=25，KI=5，KD=0。
#1机组的PSS参数（Tj=2.8s）：
Tw1=Tw2=Tw3=T7=5s、T1=0.18s、T2=0.02s、T3=0.2s、T4=0.02s、T8=0.2s、T9=0.1s、M=5、N=1、KS1＝4、KS2＝1.78、KS3＝1、T5=T6=0。
#1机组PSS自动投入值：
10MW。
#1机组PSS自动退出值：
10MW。
#1机组PSS输出限幅值：
±5%。
另外，由于本次试验由于水头限制，有功功率最大只能带到32MW，故仅进行了该状态下的无补偿频率特性试验和负载阶跃试验，上述试验结果只适用于P=32MW的情况下，等到水头达到负荷能带到90%额定有功功率时，必须再补做PSS试验。
（三）1#发电机进相试验报告：
#1机组为东方公司生产的57MW水轮发电机组，采用自并励励磁系统，使用南瑞电气控制公司的SAVR-2000型微机励磁调节器。
广西桂能科技发展有限公司在桥巩电厂和励磁厂家的配合下，于2008年7月23日完成了桥巩#1发电机组的进相试验工作。
本次试验由于水头原因，进行了P=10MW和P=25MW两个有功状态的试验，等到水头条件允许情况下，将补做P=40MW和P=57MW的两个有功状态试验。
试验结果表明，桥巩1#发电机可以在一定的进相深度安全运行，待中调下达低励限制定值后，由电厂技术人员按定值进行修改后，1#机组可以正常投入进相运行。
由于该励磁调节器的低励限制只设两个点，故设置有功功率P=0和P=57MW，具体设置如下：
有功（MW）
无功（Mvar）
0
-44
57
-10
（四）#1机组稳定性报告：
【8.5m水头】
1．试验时间
2008年7月21日至7月23日
2．试验测点数据
试验水头：
7.8～8.9m，平均水头：
8.5m。
水导瓦总间隙：
0.35mm。
参见附表：
桥巩#1机组8.5m水头稳定性数据汇总。
3．结果分析
3.1变转速试验
变转速试验中，随机组转速从52Hz、50Hz、48Hz、46Hz逐步降低，机组水导摆度基本保持不变，所有振动测点随转速降低而明显下降。
但从频谱上看，在机组转速下降过程中，转频分量振动也随转速下降而降低；但机组振动的转频分量所占比例很小，约为混频的1/5～1/6；机组振动频谱中大量存在的是低于1Hz以下的低频水力振动。
可见，机组存在一定的质量不平衡；但机组的质量不平衡量对机组的转动部分影响较小，在机组转速变化过程中的振动变化主要由机组的水力原因引起。
3.2变励磁试验
变励磁试验中，机端电压由10％Ue上升到110％Ue，从试验结果的数据汇总可以看出，随机组机端电压的逐步升高，除灯泡头水平振动和水导＋Y轴向振动随机端电压的升高呈起伏变化外，其他的摆度和振动测点基本保持不变。
说明机组的电磁不平衡力较小，对机组的振动和摆度影响较小。
3.3变负荷试验
从机组带不同负荷的情况看，随着负荷的增加，除机组水导摆度基本保持不变，推力轴承＋X径向振动略有上升外；其他测点振动都有大幅度升高，最大负荷下的振动基本为不带负荷时的二倍。
在最大负荷时，水导摆度110µm，推力轴承+X径向水平振动60µm，满足相关标准的要求；而灯泡头水平振动、水导+Y轴向水平振动和组合轴承+Y轴向水平振动分别达到了280µm、343µm、183µm；水导+Y径向垂直振动和推力轴承+Y径向垂直振动分别达到223µm和172µm；水导+X径向水平振动达到368µm，已经超出相关标准很多。
（五）1#机组一次调频试验报告：
1试验项目完成情况
序号
试验项目
完成情况
是否合格
合格
不合格
1
调速系统“PT断线”保护功能试验
已完成
√
2
有功功率、导叶开度输入信号率定试验
已完成
√
3
调速系统测频回路修正校准试验
已完成
√
4
调速系统综合固有死区测量试验
已完成
√
5
一次调频投切参数切换检查试验
已完成
√
6
调速系统一次调频负荷响应时间试验
已完成
√
7
调速器负载PID参数优化试验
已完成
√
8
调速系统一次调频负荷限制试验
已完成
√
9
跟踪电网频率下调速系统一次调频响应试验
已完成
√
10
一次调频、二次调频联合响应试验
已完成
√
2主要试验结果
2.1调速系统测频回路修正校准试验
通过试验仿真系统对调速系统测频回路进行校准，实测测频最大误差为0.01Hz（测频回路只精确到0.01Hz），
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