三峡左岸电站VGS机组启动试运行陈.docx

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三峡左岸电站VGS机组启动试运行陈

三峡左岸电站VGS水轮发电机组启动试运行

陈正新

水电八局机电安装分局（湖南长沙410007）

摘要三峡左岸电站的2#和3#机组（VGS机组）分别于2003年7月和8月上旬完成机组启动试运行工作，并移交电厂正式投产发电。

本文对VGS机组启动试运行的实施过程及具体情况作一介绍，供同行参考、学习。

关键词三峡VGS机组启动试运行方案投产发电

水轮发电机组及相关设备的联合启动试运行是水电站发电机组基本建设工程启动试运行和交接验收的重要部分，是检查设备设计、制造、安装质量的重要环节。

它是以水轮发电机启动试运行为中心，对机组引水、输水、尾水建筑物和金结、机电设备进行全面的综合性考验，主要是检查水工建筑物和金结、机电设备设计、制造、安装质量，并对机电设备进行调整和整定，使其最终达到安全、经济生产电能的目的，保障电站最终稳定、可靠投入商业运行。

1.工程概述

1.1基本概况

三峡工程位于湖北省宜昌市境内，电站建成后将是世界上最大的电站，三峡电站厂房为坝后式，设左、右岸两座电站，共安装26台单机容量为700MW的水轮发电机组，总装机容量18200MW，其中左岸电站14台，右岸电站12台。

左岸电站14台混流式水轮发电机组分别由ALSTOM和VGS集团供货，其中6台由VGS（VOITH-GE-SIEMENS）集团设计制作。

6台VGS机组的安装调试工程为单独一个标段（I标），I标内每台机组发电单元的主要设备包括：

水轮机及其附属设备、调速系统、发电机及其附属设备、发电机励磁系统、发电机制动开关、500KVGIS相关设备、500kV升压变压器及中性点设备、离相封闭母线（IPB）及相关设备、机组自用电400KV系统及机组直流设备、机组保护系统及故障录波装置、机组监控系统LCU、机组技术供水系统及机组测量设备等。

其中水轮机部分主要由转动部分、导水机构、主轴工作及检修密封、水导轴承及油外循环冷却设备、大轴自然及强制补气、机组量测、水机监测元件以及接力器等几大系统组成。

发电机部分主要由定子、转子、发电机大轴、上端轴、下机架及推导组合轴承、轴承油外冷却及油雾吸收系统、高压油顶起系统、机械制动系统及粉尘收集装置、上机架及上导、顶罩、集电环与碳刷架、发电机空气冷却系统、发电机自动化元件及监测系统等几大部分组成。

辅助设备主要由发电机纯水装置、技术供水系统以及水力量测系统等组成。

三峡左岸电站机组安装工程（I标）于2001年11月12日正式开工，2002年11月7日首台（2#）发电机转子吊装成功，2003年7月10日首台（2#）机组启动试运行顺利完成，并移交电厂。

至此，宣告三峡工程首台机组正式投产发电。

紧接着3#机组（VGS机组）也于2003年8月上旬完成机组启动试运行，并移交电厂正式投产发电。

1.2主要设备参数

1）水轮机主要参数

蜗壳型式金属蜗壳

尾水管型式弯肘型

水轮机型式竖轴，单转轮混流式

转轮名义直径9528.9mm（出口直径）

转轮叶片数13片

装机高程▽57m

额定水头80.6m

额定流量995.6m3/s

额定转速75r/min

额定出力710MW

吸出高度-5m

调速器型号DIGIPID1500

主配压阀直径DN250mm

2）发电机主要参数

额定容量777.8（MVA）

额定功率700（MW）

额定电压20（kV）

额定电流22453（A）

功率因数0.9

频率50Hz

飞逸转速150（rpm）

绝缘等级F级，环氧树脂云母

发电机冷却方式定子绕组水冷、定子铁芯及转子绕组空冷

空载励磁电压211V

空载励磁电流2190A

3）主要电气设备参数

●离相封闭母线：

额定/最高电压20/24kV，50Hz

额定/三相短路电流26/300kA

外壳尺寸1510（mm）

冷却方式自然冷却

●500kV升压变压器：

额定容量840MVA，三相

额定电压550-2×2.5%/20kV，50Hz

联接组别YNd11

中性点经小电抗器接地

冷却方式强迫油循环水冷却

●500KV开关站：

开关类型GIS户内

母线数量4条

出线回数8回

接线方式两台机组联合单元接入一倍半接线回路

额定电压550kV

额定电流4000A

1.3电站电气主接线

机组发电机与主变压器的连接采用单元接线，变压器高压侧设置断路器，发电机电压侧不装设断路器，将两个单元组成联合单元的接线。

左岸电厂高压侧采用3/2接线方案，500kV母线均设分段断路器，将母线分为两段，左一段装机8台，左二段装机6台；500kV高压电气设备采用GIS，进出线采用交叉引接的方式。

左一段共出有五回500kV线路，两回出线至重庆万县，线路长度约320km；三回出线至龙泉换流站，线路长度约65km（换流站至华东为1回直流线路，长度约1000km）。

左二段三回出线至华中，其中2回至荆门，线路长度约140km；1回至荆州，线路长度约135km。

500kV至川东2回线、荆门2回线均装设线路高压并联电抗器，容量均为350MVAR。

2.机组启动试运行准备

2.1主要依据

水轮发电机组在安装及调试完成后，在机组正式投产发电前需要进行机组启动试运行。

VGS机组启动试运行工作主要依据《水轮发电机组启动试验规程》DL/T507-2002、《三峡水轮发电机组安装规程》TGPS-JZ01～07-2002、《长江三峡水利枢纽左岸电站首批机组启动试运行联合调试大纲》、《三峡左岸电站机电设备安装与调试工程合同文件》、VGS设备厂家的技术文件以及长江委设计文件等的要求进行，并进一步编制了《长江三峡水利枢纽左岸电站首批机组（2#）启动试运行程序》、《长江三峡水利枢纽左岸电站首批机组（2#）启动试运行技术措施》、《长江三峡水利枢纽左岸电站首批机组（2#）启动试运行试验计划》等措施和计划，作为具体实施的依据。

机组的一次设备、继电保护、自动控制、测量仪表等装置和设备、及与机组运行有关的电气回路和电器设备等，均应根据相应的专用规程进行试验。

2.2工作流程

机组启动试运行主要试验项目及实施流程见下图：

机组尾水充水

机组压力钢管及蜗壳充水

过速试验试验

机组首次开机，瓦温试验

技术供水系统各部位调整

发电机升压试验

发电机升流试验

机组扰动试验

发变组及GIS升流试验

发变组及GIS升压试验

负荷下调速器试验，低油压事故停机试验

机组带、甩负荷试验

空载下调速器试验、励磁试验

机组并、解列试验

负荷下励磁系统试验

机组带最大负荷下热稳定试验

动水关进口闸门试验

机组停机、检修、消缺

机组72小时试运行

机组交接、投产、发电

三峡首台机组（2#）启动试运行工作原来计划50天完成，实际只用30天完成。

3#机组仅15天完成。

2.3准备工作

为确保机组启动试运行工作正常有序的进行，需要进行大量的前期准备工作，主要包括组织机构建立及人员的调配，技术方案和工作计划的编制、讨论及确定，验收及检查的组织，工程图纸及试运行资料准备，试运行人员的业务学习及上岗培训，试运行仪器、仪表及物资准备和布置等等。

3.机组启动前检查

3.1机组安装验收检查

机组启动试运行前,由业主、监理、厂家及施工单位组成联合检查小组，对各分项系统的各个项目的安装完成情况进行全面检查和确认，主要包括：

机组过流系统11项，水轮机11项，发电机16项，调速系统11项，励磁系统7项，油、水、气系统7项，电气一次系统9项，电气二次系统8项，消防及消防报警系统10项，厂房照明、暖通及空调系统等3项。

根据检查情况，确认上述各项目已满足机组启动试运行的要求。

3.2机组充水前检查

机组充水是启动试运行工作的正式开始，充水前，确认坝前水位已达135米，下游水位在74米以下，水头满足机组发电要求。

确认充水前尾水、进水口的检修门和工作门均处于关闭状态，蜗壳进人门、尾水管进人门、肘管进人门处于关闭状态；蜗壳、尾水管排水阀处于关闭状态；确认调速器，导水机构处于关闭状态，接力器锁定投入；水轮机主轴检修密封投入，发电机机械制动投入；厂房机组检修排水系统及渗漏排水系统已投入正常运行。

有关各通道和各层楼梯照明充足，道路与安全通道畅通，并且有明显的路向标志。

梯调、电站和机组内外部通信设施完善、畅通。

各运行设备监视点已安装厂内通讯电话，保证与现场指挥台的通讯联系。

机组运行区域已进行隔离，各部值班人员已到位。

消防设备已布置就绪，相关部位的消防和火灾报警系统已投入运行。

4.充水试验

4.1机组充水

充水时，上游水位:

133.40m，下游水位:

65.70m，将水轮机导叶打开8%左右，利用尾水门机提尾水门充水阀，在尾水管进人门排水阀和顶盖测压表处监视尾水位变化。

充水过程中及充水平压后,检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管道、尾水管进人门及厂房水工建筑物各部情况，无渗水、漏水现象，并记录充水后各部位的压力。

各部正常后，用尾水门机将尾水门提起，锁定在门槽顶部，并关闭导水叶。

接着便进行调速器在静水状态下的导叶全开、关试验，动作正常。

实际充水平压时间为4小时15分，充水后各部位的压力，尾水管压力0.14Mpa，蜗壳进口压力0.14Mpa，锥管进人门压力0.14Mpa，尾水肘管压力0.14Mpa，转轮室压力0.06Mpa，顶盖压力0.08Mpa，顶盖上抬量0.08mm。

4.2压力钢管及蜗壳充水

尾水充水完成后，进行压力钢管及蜗壳充水试验。

钢管充水前确认导叶全关，接力器锁定投入，手动投入发电机风闸，进水口检修门已提出。

利用进水口闸门液压启闭机提进口门充水阀对钢管及蜗壳充水，充水过程中，检查蜗壳进人门、盘形阀、顶盖、主轴密封、各测压表计及管路应不漏水，顶盖排水系统正常工作，监视水力机械测量系统中各表计读数变化，无异常现象。

实际充水平压时间为1小时53分，各部工况无异常，各压力表计管道通畅、指示准确，钢管通气孔畅通。

充水平压后，检查平压继电器动作，无异常后提工作门。

进水口闸门静水启闭试验，分别进行现地手、自动及远方操作（单元控制室/中控室）的进口工作闸门静水中启闭试验，慢速关闭闸门时间为25分钟，慢速开启闸门时间为20分钟，快速关闭闸门时间为3分23秒，试验过程及结果正常。

4.3机组及主变技术供水系统充水试验

充水前机组调试用水取自临时水源，蜗壳充水后恢复蜗壳取水，对技术供水系统管路进行冲洗和系统循环通水，检查、处理渗漏点。

并按设计整定值调整主供管及其分支管路的压力、流量，调校各类传感器的输出量，使各部工况符合设计要求。

5.机组空载试运行

机组空载试运行试验目的是检查机组转动部分，确认机组转动部分与静止部件之间无摩擦或碰撞；检查机组振动、摆度符合标准要求；检查机组各部位瓦温正常，符合合同要求；机组过速考验；进行调速器调节参数调整及扰动试验。

期间主要完成如下试验项目：

机组首次（手动）启动，各部温度和稳定性试验，过速试验，调速器扰动试验及参数调整，机组自动开、停机试验。

5.1机组首次启动

机组充水完成并正常后，检查确认过流通道、发电机、水轮机、调速器、电器设备及辅助设备等几大系统满足开机条件。

操作制动风闸，确认所有制动闸全部在落下位置，将高压油顶起置“手动”位置，起动高压油顶起系统，油压应正常，利用调速器手动模式，第一次现地点动开机，随即滑行停止，检查机组转动部分与固定部分之间是否有磨擦。

确认首次启动试验正常后进行第二次开机，按25%、50%、75%、100%额定转速逐级升速，在逐级升速过程中检查电气转速继电器相应触点动作情况，同时再次检查确认机组转动部分是否有磨擦或异常，然后升至额定转速运行，进行瓦温稳定试验。

5.2瓦温稳定试验，各部位运转参数检测

机组在额定转速下运行，测定各部瓦温达到稳定值的时间，并记录机组运行期间各部参数。

在最初运行半小时内，每隔5分钟记录一次各部温度，半小时后每隔10分钟测量记录一次各部温度、油位、流量、水压、振动、摆度等参数。

观测水轮机顶盖排水泵运行情况和排水周期，测量发电机残压及相序，相序应正确。

机组运行4小时瓦温稳定，机组主要参数如下：

。

上导轴承最高瓦温：

40.0℃，下导轴承最高瓦温：

58.2℃，推力轴承最高瓦温:

78.8℃，水导最高瓦温：

69.3℃。

5.3机组过速试验及检查

机组在额定转速下正常运行，将调速器测速装置的115%、120%、140%、160%（145%）电气过速出口退出控制，仅对接点动作情况进行监视。

调速器切手动位置，打开导叶开度限制，调节开度给定将转速上升到115%额定转速，校核转速接点动作应符合要求，然后返回到额定转速，检查各部位摆度、振动无异常，各部轴承瓦温无异常。

再继续将转速升高，分别检查120%和140%转速接点动作应符合要求。

继续升高转速至150%额定转速，机械过速动作停机。

记录电气转速和机械转速可靠动作值。

过速试验时记录过速前、后及最高转速时机组各部位振动摆度值、瓦温及各轴承油槽油面变化值、定转子气隙变化情况及机组是否有异常响声。

机组过速试验停机后，投入手动锁定，作好安全措施，然后对机组转动部分作全面检查；检查转子磁轭键、磁极键、阻尼环、磁极接头、磁极引线、磁轭压紧螺杆等无松动或位移；检查发电机定子基础及发电机上机架基础状态。

5.4机组扰动试验

机组在额定转速运行下，检查调速器残压测频和齿盘测频信号符合设计要求，进行手、自动切换试验和主、备用调节器切换试验，进行调节器主、备用的模拟故障下的相互切换试验，接力器无明显摆动，符合设计值。

机组空载额定转速运行，空载条件下分别对1500N主用、1500S备用、1000E电手动等3套调节器进行扰动试验。

选择几组参数，以±8%扰动量对调速器进行上、下扰动，检测转速最大超调量，超调次数，并记录油压装置向油槽送油的时间及工作周期，导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。

最终选择的调速器设置参数：

比例增益Kp

永态转差bp

微分时间Td

积分时间Ti

2.1%

5%

0.57

7.2

机组扰动试验完成后，进行励磁系统的起励、逆变、灭磁、调节器切换、扰动、故障模拟试验，试验结果符合要求，为机组下一部带励磁装置进行试验作好准备。

5.5自动开、停机试验

根据试验的实际情况，自动开、停机试验穿插在其它试验时进行。

自动开机、停试验主要检查：

机组各部位的输入/输出信号、LCU与其它系统接口、各系统之间的通讯是否正常，开、机停条件是否满足且合理，开机控制程序、逻辑关系是否正确，各辅助设备投入顺序及工况是否正常，开机模式、操作方式及开、停机总时间是否满足设计要求，通过上述试验对机组自动开、停机设置及控制程序进行参数优化。

事故停机试验通过模拟事故，检查事故停停机程序启动的及时性及准确性，判断启动条件的正确性和合理性。

6.机组带主变压器及高压配电装置试验

机组空载试运行结束后，并网发电前，机组应带励磁完成下列试验：

励磁装置试验、发电机升流、升压、发变组升流、升压、空载调速器试验、主变压器冲击合闸、GIS及线路相关试验。

由于发电机出口未设置断路器，左岸电站运行无主变压器冲击合闸工况，因而主变压器冲击合闸试验被取消。

6.1发电机升流试验

发电机升流试验其目的是检查发电机、母线、制动开关、发电机中性点等一次回路过流情况；检查发电机CT回路的正确性；检查发电机保护动作的正确性。

主要包括：

发电机升流、电流回路检查及发电机保护调整、短路特性试验、灭磁特性试验。

6.2发电机升压试验

发电机升压试验其目的是检查发电机、封闭母线、发电机出口电压互感器、短路开关等一次设备升压带电情况；检查发电机PT回路；检查录制发电机空载特性；检查相关保护的正确性。

主要包括：

定子中心性点接地试验、发电机出口单相接地试验、发电机升压，电压回路检查及保护调整、空载特性试验及灭磁特性试验等项目。

6.3空载下调速器试验

空载下调速器试验包括：

选择最佳空载参数，开机特性调整；通道切换试验；故障模拟试验等。

模拟故障试验:

分别模拟PT信号、齿盘测速装置信号、电源、传感器返馈信号、水头信号等故障及调速器故障，检查调速器继续正常工作情况。

6.4空载下励磁试验

空载下励磁装置试验包括：

ECR模式检查；ECR模式阶跃试验；ECR模式下励磁启动，灭磁及跳闸试验；100%定子电压下，ECR模式首次切换至AVR模式；AVR模式阶跃试验，AVR切换为ECR；AVR模式首次起励，逆变和灭磁试验；励磁系统通道切换试验；过励试验；V/f限制器试验；励磁电流限制器及过励限制器功能试验；CSCS远方控制试验模式；电制动试验等

发变组及GIS升流、升压试验

发变组及GIS升流试验其目的是检查主变压器、厂用变、GIST区升流等一次回路过流情况；检查发电机、主变压器及厂用变CT回路的正确性；检查发变组保护动作的正确性。

主要包括：

厂用变升流、主变压器高压侧一点接地试验、发变组升流及保护检查，带变压器录短路特性，额定电流下发电机及主变压器热稳定运行，纯水系统及装置试验、检查。

发变组及GIS升压试验主要完成发电机、封闭母线、厂用变压器、主变压器、GIS相关设备等一次回路升压带电检查；发变组PT回路检查；录制发变机空载特性；机组发电机与GIS核相等项目。

7.机组并列及带负荷试验

此阶段试验主要目的是：

检查机组并网带负荷情况；检查水轮发电机组调节保证值；检查调速器及励磁装置在现有水头带负荷下的调节参数；考验机组甩负荷时，调速器及励磁装置的调节性能等。

试验主要包括：

机组假同期检查，机组并解、列试验，机组带负荷试验，负荷下调速器系统，负荷下励磁装置试验，机组甩负荷试验，机组带最大可能负荷（550MW）瓦温稳定试验，低油压事故停机试验，及动水关闭进水口闸门试验。

7.1机组并列

确认机组主变高压侧断路器隔离开关在分断位置，解除闭锁条件，以机组高压侧断路器作为同期点，通过GIS与系统假并。

假同期试验成功后，恢复永久接线，以机组高压侧断路器作为同期点，进行机组并、解列试验。

7.2机组带负荷试验

机组带50MW、150MW、250MW、350MW、550MW不同有功正常运行，记录有功、无功、电压、电流等参数，监测机组各部运行情况，记录各部温度、流量、压力、油位、振动、摆度、转速等参数。

监测主变、调速器及励磁装置等设备的运行情况。

7.3负荷下调速器试验

负荷下调速器进行了：

功率闭环、调节器切换试验和故障模拟等项目的试验。

7.4负荷下励磁试验

负荷下励磁装置进行了：

AVR模式阶跃试验，及过励情况下试验；励磁电流限制器试验；测最大励磁电流下均流系数；过励情况下，AVR模式定子电流限制器检查；低励情况下试验的P-Q限止试验，定子电流限止器试验，失磁整定等；COSφ=1情况下励磁试验；无功调节检查；通道切换试验；CSCS远方控制试验；负荷下励磁PSS试验。

7.5机组甩负荷试验

机组分别带150MW、350MW、550MW不同负荷正常运行，利用跳机组主变高压侧断路器进行甩负荷试验，甩负荷试验过程中监测各部变化情况，记录各部温度、流量、压力、油位、振动、摆度、转速等参数的最大值。

7.6带550MW负荷条件下事故低油压试验

通过打开调速器排油阀，人为降低压油罐压力至5.25Mpa，低油压事故信号动作，紧急停机程序启动，由于调速器油压装置切“手动”，故调速器未动作，手动启动“紧急停机”按钮，调速器在实际低油压下可靠关闭，机组停机。

7.7动水快速落进口门试验

机组带现有水头下最大负荷（550MW），手动关闭进口快速门，机组负荷逐渐下减，当负荷降至300MW以下时，手动按“紧急停机按钮”，机组停机。

7.8机组带最大可能负荷（550MW）瓦温稳定试验

机组带负荷550MW，导叶开度89.6%；稳定运行4-8个小时，记录各部温度及摆度，瓦温稳定试验的结果满足设计要求。

8.机组72小时带负荷试运行

机组72小时带负荷试运行其主要目的是考验机组在现有水头下带最大负荷连续运行的可靠性、稳定性。

机组在现有水头下带最大负荷连续运行，以暴露机组设备由于设计、制造及安装调试等方面引起的缺陷和不足，在机组停机检修进行处理。

机组带最大负荷试运行，72h期间，负荷稳定，机组工况良好。

各部位（系统）中的温度、摆度、振动、流量、压力、油位等参数显示正常，投入运行的各系统及设备运行状况正常。

72h试运行完成后，机组过流部位经排空检查，未见异常现象，其它小缺陷在移交电厂管理前处理完成。

9.主要问题及处理

9.1水导轴承间隙的调整

2#机组水轮机导轴承为巴氏合金分块瓦结构，整圆周共布置24块导轴瓦。

按厂家规定安装轴瓦单侧间隙为0.2mm。

首次开机在额定转速下瓦温已达73.2℃（高于报警温度70℃）。

考虑到水导摆度值较小，与外方专家共同研究，决定将间隙从0.2mm增至0.3mm，运行后瓦温略有改善。

最后将单侧间隙进一步增大至0.4mm，在带550MW负荷下的最高瓦温为56.6℃＜70℃，水导瓦运行温度偏高问题得以解决。

9.2发电机推力及下导轴承

发电机推力、下导轴承是整个机组运行中最薄弱的环节。

推力头处的下导轴颈，直径为φ5415mm，运行中热膨胀对下导瓦间隙的影响很大。

安装时轴瓦单侧间隙按厂商规定为0.5mm，2#机组首次开机瓦温随运行时间的延长不断上升，已超过70℃，推力轴瓦温度也普遍在78～79℃左右，决定停机。

经与VGS代表多次讨论调整导轴瓦间隙至0.8mm，但抽瓦检查发现全部42块下导轴瓦瓦面沿圆周方向出现密集的、深浅不一的唱片纹，最深达0.15～0.18mm，瓦面以抗重螺栓为中心偏出油边处出现连片半干磨擦痕迹，决定更换全部磨损的下导瓦，并将单侧间隙调至0.8mm。

开机后导瓦的温度从调整前的77℃下降至66.1℃，下导油温及推力瓦温也有一定改善。

但中方专家一直认为此间隙调整还没有完全到位，仍然不合理。

之后打开推导油槽安装推力冷热油隔板时再次发现下导轴瓦出现与前次相同的唱片纹磨损。

决定打磨瓦面、滤油、完全开通下导瓦架的12个通油孔，按中方专家意见将下导瓦单侧间隙从0.8mm进一步增调至1.0mm，以改善推力与下导瓦温和减轻下导瓦磨损。

同时经中外双方认真研究，为保证推力轴承在带负荷及72h工况下的运行可靠性、权且先在推力油槽内加装三块冷热油隔离导油板，避免冷热油短路，并提高油槽油位40mm，以改善下导瓦的润滑。

此措施取得较明显效果，在空载运行工况下，下导瓦温明显下降（61.9℃），推力瓦温也维持在77℃左右，推导油槽油温降至44℃，轴系各部摆度未见增加。

9.3发电机下档风板间隙调整

2#机组第2次开机后发现发电机下挡风板与环形带有10mm一段相磨擦，停机后进行了处理，将发电机下部挡风板间隙由2.5mm调整为4～5mm，问题得到解决。

9.4主轴密封加压泵电机温度过高的处理

由于主轴密封加压泵电机温度过高事故自动停机,停机后进行检修更换1#加压泵，试运行后期改为自流供水，水压及流量均满足运行要求。

9.5纯水系统导电率传感器误动报警及监控系统跳闸停机

在机组72小时试运行过程中，由于纯水系统导电率传感器误动报警引起监控系统跳闸停机。

对纯水系统导电率传感器进行了更换，调整监控系统控制回路，分为报警与停机两个控制标准，72小时试运行重新开始后，未发生误动。

9.6未安排的试验项目的说明

启委会根据实际情况决定局部放电测量试验、水轮机出力和指数试验、水轮机效率试验、尾水管压力脉动试验放在后续机组进行。

2#机组启动试运行中出现的问题，在3#机组安装调试过程中得以