水轮发电机组启动验收报告

1、小石峡水电站导流兼深孔泄洪洞、引水发电洞及地面厂房工程（ 合同编号： XSX2009018/C1）1#机启动试运行报告批 准： 李 刚审 查： 苗长盛编 写： 李梅康中国葛洲坝集团股份有限公司新疆小石峡水电站工程施工项目部目录1、试验依据 试验依据水轮发电机组启动试验规程 (DL/T 507 2002) ，水轮发电机组安装技 术规范 (GB 8564-2003) ，试运行指挥部批准的 小时峡水电站 1#机组启动试运行方案 ， 厂家技术资料和设计院图纸。2、试验目的在机组动态情况下全面检查电站设备的设计、 制造与安装质量， 全面考核水工建筑物、 水轮发电机组、辅助设备、电气设备的安全性与可靠性，

2、为机组及相关设备能否投入商业 运行做出结论。3、试验设备录波仪，低频信号发生器，继电保护测试仪、相位表等。4、试验条件（1）试运行组织机构已建立，并开始在启动验收委员会的领导下开展工作。（ 2） 试运行规章制度已建立。（3）分系统无水分部试验已完成，试验结果符合设计要求。（4）上、下游水位满足设计要求。5、试验项目试验项目主要包括：机组充水试验，机组空载试运行试验，水轮发电机组带主变压器 与高压配电装置试验，水轮发电机组并列及负荷试验，电网要求的试验，机组72h 带负荷连续试运行试验，交接与投入商业运行等。6、试验时间机组启动试运行调试实际完成时间见下表：序号试验项目试验时间备注1机组充水试验

3、8 月 18 日 09:18 至 18:102静水中开主阀8 月 19 日 16:20 至 16:353机组首次启动试验8 月 19 日 17:25 至 21:304机组过速试验8 月 19 日 22:00 至 23:505过速后的检查8 月 20 日 00:05 至 00:306调速器空载扰动试验8 月 19 日 20:10 至 20:257发电机升流试验8 月 20 日 14:50 至 20:108发电机升压试验8 月 20 日 22:00 至 22:559空载特性及短路特性8 月 20 日 23:00 至 23:1410厂变升流试验8 月 20 日 23:20 至 23:5011发电机带

4、主变升流试验8 月 21 日 20:27 至 21:3012发电机带主变升压试验8月 21 日 22:17 至 23:0013励磁空载试验8 月 22 日 16 ：20 至 18:2615自动开停机试验8月 23 日20:3016峡白线及 220KV GIS 送电试验9月 25 日 10:30 至 12:13申请调度171#.主变冲击试验9月 26 日 15:10 至 17:00申请调度181#机组并网及甩负荷试验9 月 26 日 20:06 至 27 日 04:20申请调度19机组 72 h试运行10 月 15 日 13：30 至 18 日 13: 30申请调度7、启动试验情况机组充水试验尾

5、水充水（ 1） 充水前，蝶阀关闭，将导叶打开 5%开度，通过蝶阀下游侧排气阀排除尾水管和蜗 壳内的空气。（ 2） 根据试运行指挥部指挥长令，打开尾水平压阀，向 1#机组尾水管和蜗壳进行充水。（ 3） 尾水平压后，对 1机组水车室、蜗壳进人门、尾水进人门、尾水盘形阀、蜗壳放 空阀以及各测量表计、管路进行了检查，均无异常情况。（ 4） 提尾水门，并进行起落试验，试验完成后尾水门提至全开位置并锁定。（5）8月17日 16：20分，进行导叶静水试验，导叶开关机时间为开机时间 12S、关机 时间。压力钢管充水试验（1）8 月 18 日，根据试运行指挥部指挥长令，提前池闸门，对压力钢管充水，充水速度 严格

6、按照设计院制定的压力钢管充水方案进行 .8 月 18日 18时 10分压力钢管平压。（ 2） 充水过程中，蝶阀密封严密，无渗漏。技术供水试验8月 16日 10:00 至 12:15 进行技术供水有水调试， 各部位压力表计现地显示与机组监 控屏显示一致，各流量计显示正确，反馈监控信号一致。蝶阀静水试验8月 19日 16:20 至 16:35 进行蝶阀有水试验，分别进行了现地分步、现地自动、远方 自动启闭试验和现地紧急关闭试验开启旁通阀： 16 秒 开启主阀： 118 秒关闭旁通阀： 16 秒关闭主阀： 123 秒流程开启： 120 秒 流程关闭： 125 秒机组首次启动试验（1）8 月 19 日

7、 16：40 尾水闸门提至全开位置，并可靠锁定。（2）8 月 19 日进行 1#机组开机前检查，确认机组满足首次启动条件后，手动打开1#机组蝶阀。（ 3） 17 ：25 手动开启导叶，机组开始转动即关闭导叶，机组慢速滑行至全停，无异常情 况。（4）17:30 再次手动开机，转速升至 100% 额定转速，导叶开度 %。开机过程中分别在 30% 、50% 、75% 额定转速时各停留 1min ，监听机组无异常情况。 100%额定转速时，测 量机组残压和相序。残压值为，正相序。（5）从 17： 30 分额定转速运行后至 21 时 50 分各导瓦温基本稳定。推力瓦温最高， 最低；上导瓦温最高为，最低；

8、水导瓦温最高为，最低。（6）21 时 30 分机组瓦温达到稳定， 模拟推力瓦温度过高， 机组停机， 做好安全措施后， 对机组进行全面检查，未见异常现象。调速器空载扰动试验8月19日，开始进行调速器空载扰动试验。 20时 25分试验完成。结果符合规范要求。机组过速试验（1） 8月19日22:00至23:50 进行机组过速试验。机组过速试验前上导轴瓦最高温度， 推力瓦最高温度，水导瓦最高温度。机组过速试验后上导轴瓦最高温度，上升， 推力瓦最高温度，上升，水导瓦最高温度，上升。 115% 机组过速试验时，机组频 率，导叶开度 28% ；140% 机组过速试验时，机组频率，导叶开度 48%。（ 2）

9、过速试验完成后再次对机组各部位进行检查，尤其对转子本体焊缝、螺栓及磁极撑 块锁定，水轮机顶盖和水导瓦架把合螺栓，检查结果：转子本体焊缝未发现裂纹、螺栓未 发现松动现象、螺栓锁定正常、水轮机顶盖和瓦架等部位联接螺栓未发现松动，其他部位 也未发现异常情况。（ 3） 机组过速试验前上导摆度为（ x：305 m，y:：283 m），下导摆度为（ x：241 m， y ：295 m），水导摆度为（ x：45m，y：53 m），上机架平振（ x：20 m，y:：17m）， 上机架垂振（ 12m），定子水平振动（ 6m），下机架平振（ x：24 m，y:：18 m），顶盖 平振： 14 m，顶盖垂振： 12

10、m；机组过速试验时上导摆度为（ x：322 m，y:：291 m）， 下导摆度为（ x：289m，y：362 m），水导摆度为（ x：64m，y：57m），上机架平振x：21m，y:：17 m），上机架垂振（ 18m），定子水平振动（ 7m），下机架平振（ x： 19 m，y:：15m），顶盖平振： 25 m，顶盖垂振： 12m。发电机升流试验升流试验采用它励电源，励磁和调速器控制方式为手动模式。（1） 8 月 20 日 14：50 至 20：10 进行发电机升流试验。（2）发电机升流试验前测量转子绝缘电阻为 100 M ，符合国标要求。（3）依照 1# 机试运行启动方案要求设置发电机升流试验

11、用短路点。（ 4） 手动开机至机组额定转速稳定运行。（ 5） 它励电源投入，合灭磁开关，先用电气保护检查灭磁开关跳闸回路正常。发电机定 子电流升至 3%额定电流，检查 CT 回路无开路。升流至 25% 额定电流检查发电机差动、 励磁变差动保护电流极性正确。（6）按照 25% 、50% 、75% 、100% 额定电流进行升流试验，试验过程中检查一次设备 无异常现象，二次电流回路正确。（7）发电机电流由 10% 升至 110%额定电流，再从 110%额定值下降，录发电机短路特 性。记录点励磁电流 If（A）定子电流 Ig（A）10% In5017020% In6037530% In10060040

12、% In14073050% In15093060% In200113070% In225130080% In250143090% In3001600100% In3101800110% In3602055100% In308178390 % In296159580% In244142070% In222129560% In194111050% In14291540% In13272230% In9459020% In6437010% In50166（ 8） 升流试验结束，机组停机。停机后拆除短路装置。 发电机升压试验（1） 发电机零起升压 25% ，检查测量、保护、励磁、调速、录波等的电压回路

13、正常。升 压 75% 、100% ，发电机定子正常。（ 2） 监测各个电压阶段的机组振动、摆度无明显变化，证明振动和摆度受励磁影响小， 磁拉力均衡。（ 3） 录制发电机空载特性试验。空载特性试验记录如下：记录点励磁电流（ A ）定子电压（ KV ）10% Un5017 %Un5026 %Un10030%Un10140%Un12550%Un15060%Un17570%Un20080%Un25090%Un275100%Un325110%Un360100%Un30090%Un25078%Un22570%Un19060%Un17550%Un13540%Un11030%Un10020%Un5010%Un

14、25发电机带主变及 220kVGIS 升流试验（ 1） 在白水出线地刀设置一个短路点。（ 2） 手动开机至机组额定转速稳定运行。（ 3） 它励电源投入，合灭磁开关，先用电气保护检查灭磁开关跳闸回路正常。升至3%额定电流，检查升流范围内三相电流均衡，相位正确， CT 回路无开路。（4）按照 25% 、50% 、75% 、100% 额定电流进行升流试验，试验过程中检查一次设备 无异常现象，二次电流回路正确。发电机带主变及 220kVGIS 升压试验（1） 8月21日22：17至23:00 进行发电机带主变和 GIS220kV升压试验。（ 2） 升压试验采用它励电源，励磁和调速器控制方式为手动模式。

15、（3）发电机带主变升压至母线，分别在 25%、 50%、75%、100%额定电压下停顿，检查一 次设备正常。（4）在额定电压下检查 10F1及 2201断路器同期装置电压回路正确。（ 5） 试验完成恢复励磁变高压侧永久接线。励磁空载试验（1） 8月22日16：20至18:26 进行励磁空载试验。（2）装置/ 单元检查试验合格。（ 3） 电源回路检查合格 。（ 4） 操作回路及信号回路检查正确。（5）开环试验： 断开功率柜交、 直流刀开关及灭磁开关 （由于灭磁开关分闸会切除脉冲， 需要把开关量板上的 QFG端子线打开），拆除 PT 接线，确保一次设备不会带电。（ 6） 用三相调压器，原边经开关接

16、厂用电，副边并接两组线，一组给整流桥另一组给PT端子，用电阻（电炉）做整流桥负载。将调压器调至零位， 按调压器输出最大不要大于 130V 标记调压器允许位置。a、模拟量板 R631 信号动作值检查： R631信号动作值（ PT 电压）： R631信号返回值（ PT 电压）：b、R632信号（ 40%电压）电压对应的实际值：R632信号动作值（ PT 电压）：R632信号返回值（ PT 电压）：c、自动调节特性检查不改变给定， A、B 通道控制信号应能随 PT 电压的上升而上升，随 PT电压的下降而 下降； C通道反馈信号为励磁电流，其控制信号不随 PT 电压变化。不改变 PT 电压，增磁时，控

17、制信号下降，角下降；减磁时，控制信号上升，角 上升。交流侧电压AB相： ACBC相： ACCA相： AC直 流 侧 电 压A通道控制信号最大时电压：控制信号最小时电压：B通道控制信号最大时电压：控制信号最小时电压：C通道控制信号最大时电压：控制信号最小时电压：d、整流桥输出波形检查分别置于 A、B、C通道，检查各个整流桥输出波形正常 （每周期 6 个波头，基本一致）， 増减调节变化连续，无突变现象。试验时， C 通道采用恒控制角模式（用跳线码短接模拟 量板上 JP1）。试验完成，取出模拟量板 JP1 上的跳线码。e、逆变灭磁失败试验模拟逆变不成功，自接受逆变命令起 10 秒后发电机电压未小于

18、10%额定值，则由逆变 灭磁失败保护跳灭磁开关，并检查相应的报警信号输出正确。f、脉冲投切回路试验功率柜退柜开关“ ON”位切除本柜，“OFF”本柜投入。观察 LCD 显示、功率柜脉冲板 脉冲指示灯及整流桥输出波形，确认本开关功能正确。g、分灭磁开关切脉冲检查分灭磁开确认关无脉冲输出。h、过压保护动作后， BOD 关断功能检查 用电容器放电方法模拟过压保护动作，观察直流输出电压波形应有过零点产生，并检 查相应的报警信号输出正确。i、自动切换试验调节器运行于 A 通道，分别模拟以下故障，应能自动切换到 B通道或 C通道。（1）1PT 断相：（ 2）电源故障：指微机通道 5V 电源（3）调节器故障

19、：调节器运行于 B 通道时，分别模拟以上故障，应能自动切换到 C通道。j、系统电压校准k、检查 90%Ug 投风机电源动作正常l、阻容保护回路检查 检查阻容保护回路接线正确； 测量电阻阻值正确。（ 7） 空载闭环试验 a、残压测量及励磁变副边电压相序检查 （a）记录残压数据：1PT AB相 （V）1PT BC相 （V）1PTCA相（V）2PT AB相 （V）2PT BC相 （V）2PT CA相 （V）励磁 变AB相（V）励磁变BC相（V）励磁 变CA相（V）（b）电压及相序检查正确。b、零起升压 选择“零起升压”功能投入，建压后通过增减磁按钮调节机端电压至额定。记录空载特 性数据。序号PT电压

20、（V）励磁电流（A）励磁电压（V）控制信号（%）1#功率柜电流（A）2#功率柜电流（ A）11478371717202212656212036331508330305344185112405062552611415275706631017162907577357202801001078843423690120125994512721011301401010514314120151161c、同步变压器回路检查在空载额定附近， 检查同步变压器副边 （30V档位和 220V档位）电压的正确性。检查 QF01 操作开关输入侧整流电压的大小和极性的正确性， 整流电压应为同步变副边 220V 档位电压 的

21、倍左右。检查交流供电的 DC24V电源输出的正确性并记录 24V 电压数据。（为了安全起见， 切记：不可用常规的数字万用表直接测量同步变压器的原边电压。 ）d、PT 电压及励磁电流校准在空载额定附近， 调试电脑显示的机端电压百分数应与实测的 PT电压相符， 否则修改 参数 Kug；同理励磁电流显示值应与分流器的测量值为相同的标么值，否则修改参数Kil ；调整完成后记录机端电压系数及励磁电流系数：A套电压系数A套励磁电流系 数B套电压系数B套励磁电流系 数e、同步电压校准先将同步电压系数设为 1，同时修改参数 Kuab，使 TSD1显示同步电压值。 在空载额定 附近，记下 PT电压与同步电压，以

22、 PT TSD值修改同步电压系数，最终使同步电压与 PT 电压显示一致。完成后记录同步电压系数：A套同步电压系数B套同步电压系数同步电压校准完成后，才可用跳线码短接开关量板上 JP1。f、调节范围测试AB通道上限分别升压至 VF 动作，下限调至低于 70；C通道上限调至 110，如 果允许可调至 120电压限制起作用，下限调至最小值。记录的数据填入下表：通道调节范围标准值试验结果A机端电压 上限： %下限： %上限： 110%额定电压下限： 70%额定电压B机端电压 上限： %下限： %上限： 110%额定电压下限： 70%额定电压C机端电压 上限： %下限： %上限： 110%额定励磁电压

23、下限： 10%20%空载励磁电压g、C套跟踪 B 套的精度调整调整模拟量板 C套调节器 W3电位器，使 B套切换到 C套时无扰动。 如果切换到 C套后 电压降低，则逆时针方向调整，否则顺时针调整。反复几次直至切换无扰动。记录下表。 试验过程，录波 。原运行通道： B切换至备用通 道：C原运行通道： A切换至备用通 道：CPT 电压值（ V）h、B 套跟踪 C套的精度调整在 B 套运行，C 套跟踪完成（ LDD 、LDI 灯交替闪烁），记录 B 套控制信号 UKB 及 C 套控制信号 UKC 。修改 B 套参数使 Kc=Kc*UKB/UKC 调整完成后， C 套切换到 B 套应无 扰动，否则重新

24、修正 Kc 。记录下表。试验过程，录波。原运行通道： C切换至 B 通道PT 电压值（ V）i、A 套跟踪 C 套的精度调整在 A 套运行，C 套跟踪完成（ LDD、LDI 灯交替闪烁），记录 A 套控制信号 UKA 及 C 套控制信号 UKC 。修改 A 套参数使 Kc=Kc* UKA/UKC 调整完成后， C 套切换到 A 套应无 扰动，否则重新修正 Kc 。记录下表。试验过程，录波。原运行通道： C切换至 A 通道PT 电压值（V ）j、B 套跟踪 A 套的精度调整将 B 套参数 Kab 设为 0，跟踪完成后由 A 切到 B。切换后电压升高， B 套参数 Kab在 之间调整。切换后电压降

25、低， B 套参数 Kab 在之间调整。调整完成后， A 套切换到 B 套 应无扰动，否则重新修正 Kab。记录下表。试验过程，录波。原运行通道： A切换至备用通道： BPT 电压值（ V）k、A 套跟踪 B 套的精度调整将 A 套参数 Kab 设为 0，跟踪完成后由 B 切到 A 。切换后电压升高， A 套参数 Kab 在 之间调整；切换后电压降低， A 套参数 Kab 在之间调整。调整完成后， B 套切换到 A 套 应无扰动，否则重新修正 Kab。记录下表。试验过程，录波。原运行通道： B切换至 A 通道PT 电压值（ V）l、预置值起励A、B、C 通道 “正常”位置分别起励一次，均能按“预

26、置值”建立机端电压。试验 过程，录波。采用软起励技术，应无明显超调。A 通道PT 电压：%B 通道PT电压：%C 通道PT电压：%m、逆变试验分别在三个通道运行，检查手动逆变和自动逆变是否正常。试验过程，录波A通道B通道C通道手动自动停机手动自动停机手动自动停机n、模拟远控操作 检查中控室起励、增磁、减磁、逆变是否正常，各种状态信号指示正常。o、V/f 限制特性自动通道的 V/f 限制值整定在额定值； 当频率低于 45Hz时，调节器自动逆变， 逆变频 率不能修改。调节通道ABCV/f 限制值逆变频率p、频率特性试验改变机组转速，记录机端电压及频率值，标准要求：频率每变化额定值的1，电压变化不大

27、于额定值的 1频率 (Hz)4546474849505152PT电压值（ V）逆变q、电源消失试验励磁系统在单路电源供电情况下，应能正常工作。之前要检查交流供电 24V 电源的正确性。AC开关断， DC开关通DC开关断， AC开关通试验结果： 试验结果： r、过励限制试验在空载额定附近，记下励磁电流值作为限制值，降低机端电压并修改过励限制值，重 新增磁模拟过励限制，检查过励限制动作后的稳定性。s、阶跃试验检验励磁系统的动态性能， DLT6501998 标准规定：发电机空载阶跃响应：阶跃 量为发电机额定电压的 5，超调量不大于阶跃量的 30，振荡次数不大于 3 次，上升时 间不大于，调节时间不大

28、于 5S。GB1997 标准规定：在空载额定情况下，当发电机给定阶跃为 10时，发电机 电压超调量应不大于阶跃量的 50，摆动次数不超过 3 次，调节时间应不超过 10S。触摸屏上有 5阶跃及 10阶跃按扭供选择，均为先上跃后下跃。试验过程录波。阶跃的性能指标可通过录波曲线数据计算。阶跃量跃前机端电压超调量振荡次数调节时间A 5%3%1A 10%1B 5%7%1B 10%1如果测试指标不理想，可对 PID 参数进行修改。最终确定的参数要填入投运参数表。 t、系统电压校准及跟踪试验 u、空载分灭磁开关试验在空载额定情况下分灭磁开关灭磁。试验过程录波。自动开停机试验（1）8 月 23 日 10:3

29、0 12:13 分，进行自动开停机试验。（2）分别在上位机和 LCU上进行自动开停机试验（停机 - 空载），试验结果，符合设计要 求。（ 3） 模拟轴瓦温度过高、机械过速、事故低油压、发电机保护动作等事故分别启动事故 停机流程、紧急停机流程，动作正确，符合设计要求。峡白线及 220 KV母送电（1） 9 月25日 20:30 白水变对峡白线及 220 KV GIS 段母线充电（2）检测确认 220 KV母带电正常， 220 KV母 PT侧二次电压相序、相位正确。（3）投入 220 KV 、母分段（ 2250）开关， 220 KV GIS 母充电，检测确认 220KV 母 PT 侧二次电压相序、

30、相位正确。1# 主变冲击试验（1） 9 月 26 日 15:10 检查主变在运行档，中性点接地开关合闸，冷却器投自动。 （ 2） 检查主变低压侧，避雷器、电压互感器投入；发电机断路器分闸、厂用高压开关断 开。（ 3） 主变各保护投入，检查发变组录波装置工作正常 .（ 4） 冲击试验前主变油样的色谱分析已做（5） 用 2201 断路器对 1#主变进行 5 次冲击合闸试验， 1# 主变分接开关置挡，冲击共 五次，冲击试验正常。第五次冲击主变带 10 KV 段母线，在 10 KV 段 PT测得相序、 相位正确。（6） 1# 主变冲击试验通过，主变低压侧电压互感器工作正常。发变组升压时发电机断路 器的

31、同期装置检查正常。1# 机组并网及甩负荷试验（1）9月26日17:05 上列试验完成后，对 1#机组在 10F1进行假同期试验发电机断路器 10F1 在试验断开位主变带电正常。1# 机组在空载自动运行。在出口断路器 10F1 分别进行自动准同期及手动准同期的假准同期试验，试验正常。 （2）9月26日20:06 机组带负荷试验机组按 3MW逐步增加负荷运行，不在振动区过长的停留，记录机组运行状况。机组带小负荷下的检查与试验：在小负荷下测量发变组、保护、测量和故障录波等所 有 CT 二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系机组带小负荷下的检查与试验： 在小负荷下测量发变组、 保护、测量和故障录波等

32、所有 CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。在小负荷下分别进行调速器试验及励磁试验；机组带20MW负荷，测保护相量正确、差流正确。分别进行 2201、2250、2986 开关同期并网试验。（3）、9月 26日 23:20 分别进行 25%、50%、75%、100%甩负荷试验甩负荷时通过发电机出口断路器 10F1进行。在额定功率因数条件下，水轮发电机突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超 调量。甩负荷时，检查水轮机调速器系统的动态调节性能，校核转速上升率、蜗壳水压上 升率等。甩负荷试验调速录波及甩负荷前、时、后振摆度（见表）。机组带负荷 72 小时连续试运行试运行时间： 10月 15

33、日 13：30至 18日 13：30。机组带额定负荷进入 72 小时试运行阶段。 连续试运行过程中，机组和辅机及自动化元件未见异常现象。8、遗留问题（1）涉电科院试验，待机组 72 小时运行结束后由电科院进行。 （2）机组遗留缺陷不影响安全运行的择时消除。9、结论机组启动试验符合国标要求，机组可以进入商业运行。10、附件：甩负荷甩前、甩时、甩后振摆度统计表甩负荷甩前、甩时、甩后振摆度统计表机组负荷25%50%75%100%甩前甩时甩后甩前 甩时 甩后甩前 甩时 甩后甩前 甩时 甩后时间00:20（9 月 27 日）00:33（9 月 27 日）02:15（9 月 27 日）03:22（9 月 27 日）导叶开度 %480转速1001001001001001001000上导 X