水利枢纽工程机组启动试运行工作报告

XXXX水利枢纽工程六号机组启动试运行工作报告批准：审核：校核：编写：编写单位：中国水利水电第X工程局XX水利枢纽机电安装项目部日期：XXXX年X月XX日第１４页共14页 目录1概述………………………………………………………………………………..31．1试运行指挥部成立……………………………………………………………31．2工作的开展情况………………………………………………………………31．3启动试运行程序大纲的编写…………………………………………………42启动试运行试验的完成情况……………………………………………………..42．1充水试验………………………………………………………………………42．2机组首次手动启动试验………………………………………………………52．3机组过速试验…………………………………………………………………72．4机组自动开停机试验…………………………………………………………72．5发电机短路升流试验…………………………………………………………82．6发电机单相接地试验…………………………………………………………92．7发电机过压保护试验…………………………………………………………92．8发电机零起升压试验…………………………………………………………92．9发电机空载特性试验…………………………………………………………92．10发电机带厂高变、主变及开关站短路升流试验…………………………102．11发电机带厂高变、主变及开关站零起升压及主变单相接地试验………102．12发电机空载下的励磁调整试验……………………………………………102．13计算机监控系统自动开机到空载试验……………………………………112．14开关站220kV设备及主变冲击受电试验…………………………….......112．15机组同期并网试验…………………………………………………………132．16机组带负荷状态下试验……………………………………………………132．17甩负荷试验…………………………………………………………………142．18机组事故停机试验…………………………………………………………152．19机组带负荷72小时连续试运行…………………………………………..163移交试生产………………………………………………………………………174需完善的工作……………………………………………………………………174．1主轴密封水供水……………………………………………………………..175电气试验过程中所录制的波形…………………………………………………19第１４页共14页 1、概述1.1试运行指挥部的成立试运行指挥部由XX水电公司、中国水利水电第X工程局、XXXXXX检修公司XX项目部、水电X局机电安装项目部（以下简称XX局机电项目部）、XX省电力建设监理有限公司、XX电力工业勘察设计院、XX电网公司、XXXX所计量中心、XXXXXX电机厂有限责任公司的相关人员组成。1.2工作的开展情况XX厂房6#机组安装调试后，XX局机电项目部自检合格后，运行指挥部审议通过了XX局项目部编制的《6号机组起动试运行程序大纲》（下简称大纲）和试运行计划，并提出修改修正意见，要求修改后待试运行指挥部报启委会审批。相关单位有条不紊地组织实施启动试运行工作，监督、检查各成员单位启动试运行准备工作包括试运行组织机构的准备、试运行程序大纲和运行规程的修正以及安全设施的配置、设备挂牌编号等工作的完成情况，“抓质量”，“促进度”，使得6号机组的起动试运行准备工作得以在XXXX年X月XX日基本完成。1.3起动试运行程序大纲的编写2008年9月13日，X局机电项目部根据《水轮发电机组起动试运行规程》（DL507-93）以及业主、监理、设计和设备厂家的具体要求，结合6号机组及其辅属设备实际配置情况，编写了《6#机组启动试运行程序大纲》。第１４页共14页 2、启动试运行试验的完成情况2.1充水试验2.1.1流道平压管充水试验在准备工作就绪，各方面条件具备的情况下，XXXX年X月XX日下午16：00，利用尾水平压管道开始进行6#机组流道充水静压试验。同日23:50平压充水完成。经检查和处理，各部位无漏水现象，充水情况正常，充水平压后，上下游流道压力均为0.25兆帕，满足设计要求。充水及静压试验的开始，标志着6#机组启动试运行试验的正式开始。2.1.2尾水事故闸门试验及进口检修闸门XXXX年X月XX日进水口检修闸门提到全开位置。XXXX年X月XX日，尾水事故闸门试验完成并提到全开位置。全面检查尾水事故闸门及其启闭系统，均已满足机组启动试运行要求。2.2机组首次手动启动试验2.2.1首次手动启动试验在完成对各部位全面、仔细的检查确认无任何遗留物件和异常现象，并完成现场试运行人员的组织工作和相关测量、检查用的工器具，确认开机条件具备后，XXXX年X月XX日19：00，拔出锁锭，机组首次手动起动。首次开机完成后对各部位进行检查，无异常声响、振动，机组空转情况良好。此时机组转速达到100%，导叶开度为26.5%，浆叶开度0%。第１４页共14页 XXXX年X月XX日19：11手动停机检查，固定部件和转动部件均无异常情况，经过研究和讨论机组运行状况良好，可进行瓦温考验。XXXX年X月XX日17：58，机组手动开机进行瓦温考验。经过近4小时40分钟的瓦温考验，机组各部轴承温度趋于稳定，发电机导轴承瓦温设计报警值为60℃，实测最高瓦温49.06℃；发电机正推瓦温设计报警值为65℃，实测最高瓦温48.79℃；发电机反推瓦温设计报警值为65℃，实测最高瓦温31.33℃；，水轮机导轴承瓦温设计报警值为60℃，实测最高瓦温45.41℃。各部位轴承温度值符合设计及规范要求。在机组启动过程中，校验机组转速测控装置95%的接点动作准确可靠；高压油顶起、制动、润滑油系统、主轴密封水系统运行正常。校验计算机监控系统上位机的模拟量、温度量、开关量、中断量等，经过处理修正后，均符合设计要求。2.2.2手动停机及停机后的检查完成上述试验后，进行手动停机，在机组转速降到95%额定转速时高压油顶起手动投入，压力显示正常；在机组转速降到20%额定转速时，手动加闸制动停机，情况良好。停机后检查机组各部位固定及转动部分，均无任何松动、脱落以及焊缝开裂等异常情况和现象。完成手动启动试验后，试验结果和机组各部的实际安装质量满足规范、设计和厂家要求。第１４页共14页 2.2.3机组空转下调速系统的调整试验XXXX年X月XX日10：55，进行机组空转下调速系统的调整试验，各项试验数据均符合设计及规范要求。进行调速器自动、电手动、机手动之间的切换试验，调速器接力器无明显摆动。2.3机组过速试验为防止过速试验过程中，机组转速未达到160%额定转速而电气过速提前动作。由试验人员将115%、165%额定转速对应的电气过速接点从水机保护回路脱开。XXXX年X月XX日，过速试验开始。当转速上升到设计的电气过速值（115%额定转速）时，经校验，转速测控装置的信号、接点出口均可靠动作、准确无误；当转速上升到165%额定转速时，经校验，转速测控装置的信号、接点出口均可靠动作；当导叶开度为70%，机组转速达170%额定转速时，机械过速保护装置准确动作，机组事故停机。机组瞬间转速最高上升值为178%额定转速。机械过速170%额定转速的过速试验成功。过速试验停机后，检查机组各部位固定和转动部分，均无任何松动、脱落以及转动部分的结构焊缝开裂等异常情况和现象，各部轴承油槽无甩油现象，油箱油位正常。机组转动部分的强度及安装质量均满足正常运行的要求。2.4机组自动开停机试验（X月X日）1）在现地和远方分别启动机组LCU停机至空转流程，流程启动正常，检查各自动化元件动作和信号反馈均正常，符合设计和厂家要求。第１４页共14页 2）在现地和远方分别启动机组LCU空转至停机流程，流程启动正常，高压油顶起系统在机组转速降至95%额定转速时正常投入，制动闸在转速降至20%额定转速时能正常投入，机组停机流程与设计顺序一致，各自动化元件动作可靠。3）分别实际或模拟机组各部瓦温过高、高位油箱油位过低（停机液位1299mm)、润滑油中断、主轴密封水中断、发电机风机停止2台、115%+主配拒动等各种机械事故及故障信号，进行事故停机流程试验。经检查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。4）分别在机旁LCU、调速器机调柜等部位，检查紧急事故停机按钮动作，事故停机流程能正常启动。5）机组自动停机时模拟机组高压油顶压力信号不正常，停机失败，30秒后机组重新开机至空转状态。6）模拟调速器机柜和电柜失电后，调速器动作试验。7）机组开机过程中进行油压装置和辅机动力柜双电源切换、励磁双电源、调速器双电源、交直流柜双电源切换，机组运转正常，无异常现象。2.5发电机短路升流试验（X月X日）1）经检查发电机保护、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和相位正确。在额定定子电流时，测量轴电压为37mV。2）发电机短路特性试验数据:上升曲线:Ig(A)19138257376495511461337152817191910Idf(A)45.291.45125.3168.62212.12255.52298.66341.88386.29428.71下降曲线:Ig(A)19101719152813371146955764573382191Idf(A)428.7380.74336.42294.11250.43208.11165.43122.3980.836.76录制的短路特性曲线符合要求。第１４页共14页 2.6发电机单相接地试验（X月X日）经测试发电机50%额定定子电压时，电容电流为3.42安培。2.7发电机过压保护试验（X月X日）临时设定发电机过压保护定值为40V，当电压升至40V时，保护动作跳闸正确。试验完成后恢复过压保护整定值。2.8发电机零起升压试验（X月X日）1）发电机零起升压时，检查发电机PT回路相序、电压均正确，测量PT开口三角电压值正常。在额定定子电压下，测量轴电压为29mV。2）分别在50%、100%发电机额定电压下跳灭磁开关，录制空载灭磁特性曲线，灭磁效果符合厂家要求。（详见附图一、二）3）在升压过程中检查带电范围内一次设备的运行情况，没发现放电现象，设备运行良好。2.9发电机空载特性试验（X月X日）1）当发电机励磁电流达到额定值920A时，测量发电机定子最高电压为13.738kV，并持续运行5min，定子绕组绝缘良好。2）在额定励磁电流下，测量轴电压为48mV。3）在升压过程中进行转子一点接地保护试验，保护动作正常。4）发电机空载特性试验数据：上升曲线：Ug(v)138027604140552069008280966011040124201380015180Idf(A)38.5886.17128.31171.44213.94256.52301.57350.16404.95477.2574.93Ug(v)1656017940　　　　　　　　　Idf(A)700.15782.2　　　　　　　　　第１４页共14页 下降曲线：Ug(v)17940165601518013800124201104096608280690055204140Idf(A)782.2697.3564.65465.92397.67342.34293.83249.24206.2164.34121.84Ug(v)27601380　　　　　　　　　Idf(A)79.3535.49　　　　　　　　　录制的空载特性曲线符合要求。2.10发电机带主变及开关站短路升流试验（X月X日）分别对开关站各短路点进行升流试验时，检查结果为：1）检查各CT二次三相电流平衡及其相位正确；2）检查测量表计接线及指示正确；3）检查发电机保护、主变保护、母线保护、线路保护、断路器保护、故障录波及测量回路的电流幅值和相位正确，发电机差动保护、主变差动保护、母线差动保护在保护装置上显示差流为零。2.11发电机空载下的励磁调整试验（X月X日）发电机空载下的励磁调整试验结果为：1）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。（详见厂家报告）2）在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流系数，均流系数不低于0.85。3）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%，超调次数不超过2次，调节时间不大于5S。（详见厂家报告）4）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。（详见厂家报告）第１４页共14页 5）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%，AVR应保证发电机电压的变化值不大于±0.25%。6）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。2.12计算机监控系统自动开机到空载试验（X月X日）试验结果结论为：机组LCU分别从现地、远方进行启动空转—空载流程、空载—空转流程、空载—停机流程、停机—空载流程，流程动作正确，符合设计要求。2.13机组同期并网试验（X月X日）2.13.1发电机出口断路器同期并网试验（X月X日）发电机能在自动准同期装置同期参数整定为：压差：+2.5V；频差：±0.15Hz；角差：±20°范围内准确、可靠地同期合闸成功。（详见录制的波形附图八、九）2.13.2机组计算机监控系统自动开机并网试验（X月X日）分别在机组LCU现地和远方状态时进行空载—发电、发电—空载、发电—停机、停机—发电流程试验，并网后机组LCU自动将负荷带至初始负荷值：有功功率2MW；无功功率2Mvar，动作正确、可靠，符合设计要求。2.14机组带负荷状态下试验（X月X日）2.14.1机组带负荷试验第１４页共14页 励磁系统切至远方自动位置，调速器切至自动位置，在机组LCU现地和远方分别进行负荷设置调试，有功功率、无功功率调节正常，可以投入运行。2.14.2机组负荷下励磁调节器的调整试验机组在并网状态时，进行励磁系统的低励限制、过励限制的动作试验，动作正确，详见厂家试验报告。2.15甩负荷试验（X月X日）按照规程要求，需要进行25%、50%、75%、100%额定负荷共进行四次甩负荷试验。负荷均由上位机设定。甩负荷试验机械记录数据：检测部位25%（10.5MW）50%（21MW）75%（31.5MW）100%（42MW）前中后前中后前中后前中后导叶开度（%）38.3511.2913.3251.4415.113.4363.8221.0713.5975.7222.7113.90桨叶开度（%）50.6/073.26/062.85/097.41/0上游流道压力（MPa）0.3050.3080.3050.3050.3090.3050.3050.310.3040.3050.310.305尾水出口压力（MPa）0.1850.1830.1840.1850.1830.1850.1850.180.1850.1850.180.185机组转速(%)1001091019912299100132.8101100138.24100推力支架径向振动0.010.020.010.010.020.010.010.030.020.010.050.02径向振动（um）水导支架0.010.020.010.010.030.0150.010.050.020.010.070.02发导支架0.010.020.010.010.0250.010.0150.060.020.010.090.02灯泡头0.0150.80.020.010.10.020.010.140.020.020.300.02导叶关闭时间(S)67810接力器往返次数1111转速最大上升率(%)92232.838.24上游流道压力最大上升率(%)0.91.31.61.6甩负荷试验电气记录数据：第１４页共14页 负荷（%）定子电压(V)定子电流(A)转子电压(V)转子电流(A)有功功率(MW)无功功率(Mar)机组频率(Hz）25%试前132484611656509.764.4549.99试中0000000试后000000050%试前13620794180.78534.219.44.8149.98试中0000000试后000000075%试前136301280203.759529.865.150.01试中0000000试后0000000100%试前136301698226.23664.5425.2350.00试中0000O00试后0000O00备注：由于机组水头过低，在20%和30%甩负荷过程中由于机组115%过速主配拒动，机组停机.根据甩负荷试验测量结果分析，上游的最高压力值,机组转速上升率均满足设计要求。故6#机组性能及安装质量满足设计及厂家的要求.2.16机组事故停机试验1）在机组带负荷状态时，改变发电机差动保护CT极性进行电气事故停机，动作正确、可靠，符合设计要求。第１４页共14页 2）在机组带负荷状态时，将调速器油压装置电机切除，将排气阀手动打开排气，降低压力油罐压力，当油罐压力降至5.20MPa时事故低油压信号动作，起动事故停机流程，动作正确、可靠，符合设计要求。2.17机组带负荷72小时连续试运行在72小时连续试运行过程中，检测以及各部位的巡视情况，均符合设计和规范要求，所有设备均运行良好，无任何异常现象和事故发生，反映出6号机组及其附属设备、相关电气设备、主变等在带负荷72小时连续试运行过程中，运行正常，工况稳定，设计、制造、安装的质量优良。72小时连续试运行各部位检测数据如下：冷却水压力始终保持正常值总冷却水压通风冷却水压润滑油冷却水压主轴密封水压0.15MPa0.18～0.20.19～0.210.17～0.18各部轴承温度发导瓦温正推瓦温反推瓦温水导瓦温最大温度最小温度最大温度最小温度最大温度最小温度最大温度最小温度49.0645.5549.2343.9445.5830.6645.4145.19其他部位温度空冷器热风温度润滑油温润滑油冷却水冷水温度润滑油冷却水热水温度发电机定子铁心最大温度发电机定子绕组最大温度主变运行最高油温主变线圈最高温度36.09～47.0437.425.8927.6873.1389.09各部位振动受油器振动灯泡头振动组合轴承振动水导振动组合轴承摆度水导轴承摆度X:172Y:35X:39Y:1X:14Y:7X:56Y:45X:175Y:32X:25Y:46其他数据轴电流转速进口压力尾水脉动压力74.8～75.3r/min3.04~3.09bar1.69~1.78bar第１４页共14页 3、移交试生产XX厂房6#水轮发电机组及其附属设备、相关公用设备经过72小时的试运行，各项监测数据均达到设计、厂家和相关规范要求，可以移交运营单位进入商业运行。第１４页共14页