锦屏二级水电站7#机组启动试运行报告1
雅砻江锦屏二级水电站7#机组启动试运行工作报告
葛洲坝锦屏二级机电安装项目部7#机组启动试运行指挥部
二〇一四年十一月
目录
1前言 (3)
2 7#机组发电时投入运行的设备及试运行准备 ..................... - 3 -2.1投入运行的主要设备和系统.. (3)
2.27#机组充水启动前的检查 (4)
2.37#机组试运行准备工作 (4)
3 7#机组启动试运行试验项目完成情况 ........................... -
4 -
4 7#机组启动试运行试验....................................... - 6 -4.1机组启动充水试验 (6)
4.2机组首次启动及动平衡试验 (7)
4.3调速器空载试验 (9)
4.4机组过速试验 (13)
4.5发电机升流及短路特性试验 (14)
4.6机组无励磁自动开/停机试验 (15)
4.7发电机升压试验 (15)
4.8发电机带厂高变、主变升流试验 (18)
4.9发电机带主变、厂高变升压试验 (18)
4.10励磁装置空载试验 (19)
4.117B主变压器冲击合闸试验 (29)
4.12机组同期并网试验 (29)
4.13机组带负荷试验 (31)
4.14机组甩负荷试验 (31)
4.15调速器低油压关闭导叶试验 (34)
4.16雅砻江集控开停机试验（带负荷） (34)
4.17系统专项试验 (34)
4.18筒阀动水关闭试验 (34)
根据前6台机组相关试验结果，经业主、监理、设计、厂家同意，带负荷下筒阀动水关闭试验在7#机组筒阀改造后进行。 (34)
4.197#机组带负荷72小时连续试运行 (35)
5 7#机组及相关设备在试运行过程中出现的问题及处理措施......... - 35 -
6 结论...................................................... - 35 -
1 前言
雅砻江锦屏二级水电站7#水轮发电机组及其附属设备在完成无水联合调试及机组启动前检查验收签证后，经锦屏二级水电站机组启动验收委员会批准，于2014年9月16日开始进入机组启动试运行阶段。在试运行指挥部的组织下，经过建设、设计、监理、制造、施工、运行等单位的共同努力，7#机组已完成试运行程序大纲要求的全部试验项目，于2014年10月31日08时54分完成72小时连续运行试验，移交锦东电厂运行管理、投入商业运行。
27#机组发电时投入运行的设备及试运行准备
2.1 投入运行的主要设备和系统
拦河闸坝检修闸门、工作闸门及启闭机设备，生态流量泄放洞事故闸门、工作闸门及启闭机设备。
进水口拦污栅、启闭门机，4#进水口事故闸门、启闭机及相关设备，4#引水隧洞、4#上游调压室7#、8#事故闸门及启闭设备，7#机尾水检修闸门、事故闸门及其启闭机设备，上、下游水位测量系统。
与7#机启动试运行供、排油相关的厂内透平油系统管路、设备，与7#机试运行供、排气相关的厂内中、低压气系统管路、设备，厂内检修、渗漏排水系统，厂外渗漏排水系统，7#机组及与7#机组启动试运行相关的公用技术供排水系统，7#机组及公用水力量测系统。
7#水轮发电机组及附属设备，7#发电机封闭母线、分支母线及热风系统，7#发电机出口断路器、高压厂用变及发电电压相关设备、中性点接地变等，7#主变压器及其附属设备，与7#机组试运行相关的550kV GIS 设备，与7#机组发电相关的厂用电10 kV及400V配电设备及系统；进水口、闸坝、上游调压室、尾闸室等配电系统设备，与7#机组发电相关的防雷及接地系统，7#机组及相关运行部位的照明及事故照明系统。
7#机组220V直流电源系统，7#机组相关的继电保护、自动装置、故障录波和测量设备，与7#机组发电有关的机组状态在线监测设备，7#主变、550kV GIS 相关设备及线路相关的继电保护、自动装置、故障录波和测量设备，与7#机组发电相关的电站计算机监控系统：主控站、机组7LCU、副厂房公用9LCU、主变洞公用10LCU、GIS 11～14LCU、上游调压井15LCU、进水口16LCU、溢洪道17LCU。，
与7#机组发电相关的通讯工程（含闸坝、进水口、4#调压室、7#机组段、中控室、计算机室、开关站GIS室、尾水等区域的生产调度通讯）。
与7#机组发电相关部位的各个消防系统，主厂房7#机组段、主变洞7#主变段消防水系统，与7#机组发电相关部位的电缆防火材料封堵，与7#机组发电相关部位的火灾报警及联动控制系统，与7#机组发电相关部位投入运行的通风空调系统中的防火阀、防火风口、排烟阀等设备，主厂房7#机组段及与发电相关部位的通风空调及除湿设备。
2.2 7#机组充水启动前的检查
7#机组及相关公用设备在进入启动试运行前，按照工程分部、分项和单元工程的划分，经业主、监理、制造、运行、安装单位共同检查，对涉及7#机组启动试运行的过流系统、水轮机、调速器、发电机、励磁系统、电气一次系统、电气二次系统、油气水系统、消防和消防报警系统及厂房照明暖通空调系统等逐一进行了检查、验收和签证。各方共同确认：所有已完成的项目检查结果满足要求，不存在影响7#机组安全稳定运行的未完项目，7#机组具备启动试运行条件。2.3 7#机组试运行准备工作
7#机组及相关设备安装调试完成后，按照相关规程规范和试运行程序大纲，结合锦屏二级水电站有关设备操作运行规程，对参与7#机组启动试运行试验的运行、检修等人员进行了机械、电气设备的运行培训工作，并对参加7#机组试验和启动试运行的各专业人员进行了全面的技术交底。7#机组试运行相关设备的挂牌标识、隔离工作，试运行区域照明、各部位的通讯（调度电话）、试运行区域的隔离防护工作等已完成。从9月16日起试运行实行两班倒值班，7#机组启动前的各项试运行准备工作已基本就绪。
3 7#机组启动试运行试验项目完成情况
4 7#机组启动试运行试验
4.1 机组启动充水试验
4.1.1尾水充水试验
2014年9月16日09时45分，提7#机组尾水事故闸门充水阀，对7#机组尾水管及蜗壳充水；在充水至与尾水水位平压后，检查机组及土建各部位无异常情况后全提7#机组尾水事故闸门，并可靠锁定。
4.1.2 技术供水系统充水调试
在完成7#机组尾水充水试验后，分别先后逐步打开技术供水系统排水阀和
供水阀，将尾水管水引向各冷却系统排水、供水管路，启动技术供水水泵，检查管路及设备密封情况，调整机组各部冷却水及主变冷却水流量、压力满足设计运行参数要求。
4.1.3 7#主变冷却供水系统充水调试
分别开启7#主变空载冷却泵取水阀，对7#主变空载冷却供水水泵进行调试检查，水泵运转正常，出水量、水压满足设计要求。启动7#主变空载冷却供水泵，对7#主变冷却供水管路进行通水检查，调整水压、流量符合设计要求。
4.1.4压力钢管充水试验
9月24日21时20分，开启4#上游调压室7#事故闸门充水阀，按设计院《4#引水发电系统充排水试验计划安排报告》要求，对7#机压力钢管进行充水。9月25日9时40分，充水至与上游调压室闸前水位平压（水轮机层水轮机仪表盘上蜗壳进口压力表读数约31.00Bar），检查机组及水工建筑物无异常。
4.1.5压力钢管平压状态下筒阀启闭试验
9月25日上午，进行压力钢管充水平压后的静水状态下的筒阀启闭试验，筒阀启闭正常，满足设计要求。试验结束后，恢复筒阀全关状态。
4.1.6静水状态下的4#上游调压井7#事故闸门试验
9月25日下午，提4#上游调压室7#事故闸门，进行现地、7#机旁、中控室启闭闸门试验,闸门启闭时间满足设计要求。试验完成后将7#事故闸门全关。4.2 机组首次启动及动平衡试验
4.2.1 机组首次启动试验
2014年9月26日，4#调压室闸前水位1641m。
下午14点21分，根据7#机组启动试运行指挥部工作指令，7#机组进行首次启动试验，电手动打开导叶至机组滑行，检查各部无异常；
4.2.2 转子动平衡试验
9月26日14时25分，7#机组第二次手动开机，按25%、50%、75%、100%转速逐级升速检查；17时17分，机组手动关导叶停机。7#机组振动及摆度良好，未进行配重。
10月13日10时51分，7#机组再次手动开机，逐级升速，进行瓦温温升试验；14时12分，机组各部轴承瓦温达到稳定，进行调速器空载试验。各部轴承瓦温如下：
上导轴瓦温（℃）（14:10）
推力瓦调整完毕，带600MW负荷后推力瓦温（℃）（10月30日09:10）
表4-17#机组动平衡试验机组振动、摆度监测数据表
（四川电力工业调整试验所现场数据）
2014年10月13日12时40分，调速器切A套，开始进行调速器空载试验。
4.3.1空载摆动试验
将Bp、Kp、Ki、Kd置摆动试验运行参数，fG=50.00HZ，机组在空载自动状况下运行。
（1）A套：试验曲线见图4-1、4-2、4-3所示。
图4-1 A套空摆1试验曲线
图4-2 A套空摆2试验曲线
图4-3 A套空摆3试验曲线
（2）B套：试验曲线见图4-4、4-5、4-6所示。
图4-5 B套空摆2试验曲线
图4-6 B套空摆3试验曲线
4.3.2 A\B套切换试验
分别进行A-B、B-A切换，各通道切换平稳，切换过程中接力器无明显摆动。
4.3.3故障模拟试验
分别进行断电模拟、模拟A套残压故障、模拟B套残压故障、模拟单套导叶位置传感器故障，调速器按设计要求动作正常。
4.3.4 空载扰动试验
改变频率给定，使机组频率在48～52HZ之间扰动，频率给定改变过程为：50HZ→52HZ→48HZ→52HZ→50HZ。
（1）A套：当前最优参数：Kp：6.50；Ki：0.30；Kd：2.0。
上扰48HZ-52HZ：超调量：2.4%；调节时间：7.65s。试验曲线见图4-7所示。
图4-7 A套上扰试验曲线
下扰52HZ-48HZ：超调量：1.4%；调节时间：8.19s。试验曲线见图4-8所示。
图4-8 A套下扰试验曲线
（2）B套：当前最优参数：Kp：6.00；Ki：0.30；Kd：3.0。
上扰48HZ-52HZ：超调量：1.6%；调节时间：6.44s。试验曲线见图4-9所示。
图4-9B套上扰试验曲线
（4）B套下扰52HZ-48HZ：超调量：4.2%；调节时间：9.62s。试验曲线见图4-10所示。
图4-10B套下扰试验曲线
4.4 机组过速试验
10月13日15时40分，机组各部轴承瓦温达到稳定。15时45分，根据现场各方代表确认，7#机组具备过速试验条件，开始进行机组过速试验。
15时54分，现地手动操作调速器进行115%电气一级过速试验，机旁盘手动逐步打开导叶开度，使机组升速至115%额定转速后即返回额定转速运行，115%电气过速接点动作正常。115%过速时机组最大转速115.4%，最大导叶开度14.60%。试验过程中，机组各部运行正常。7#机组115%Ne过速试验曲线见图4-11所示。
图4-11 7#机组115%Ne过速试验曲线
16时02分，再次手动操作调速器使机组升速进行148%过速试验；16时04
分21秒，115%电气一级过速接点动作正常；16时04分52秒，129%电气二级过速接点动作正常；16时05分30秒，在转速升至150.03%时，机组机械过速保护接点动作，事故配压阀动作关导叶、落筒阀停机。过速时机组最大导叶开度54.37%，最大转速150.03%。试验过程中，机组各部运行正常。7#机组148%Ne过速试验
曲线见图4-12所示。
图4-127#机组148%Ne过速试验曲线
机组过速停机后,对机组进行全面检查和消缺，对出现的转子挡风板裂纹进行补焊处理，机械过速装置复归及测速齿盘检查。
4.5 发电机升流及短路特性试验
10月15日10时19分，7#机组第四次手动开机，10时27分，机组额定转速运行，检查瓦温及机组振动摆度变化情况；10时56分，机组运行情况正常，开始进行发电机升流及短路特性试验。
，升流过程中检查各11时25分,合灭磁开关，手动缓慢逐级升流至1.0 I
N
CT二次回路正确，无开路，并录制发电机短路特性曲线（发电机短路特性试验数据见表4-2）。11时57分，跳灭磁开关，录取100%额定电流灭磁波形（见图4-13所示）。灭磁后转子反向电压最大值407.1V；灭磁时间2.4s。
图4-13 100％I N跳灭磁开关录波图
14时20分，手动关导叶停机，断开他励电源开关，拆除短路试验装置。
表4-2发电机短路特性试验数据
升流过程数据：
10月16日09时20分04秒，7#机组LCU发“空转令”，启动自动开机流程进行自动开机试验；09时20分07秒，投入推力外循环油系统；09时20分16秒，投技术供水和高压油润滑；09时20分22秒，拔接力器锁定；09时20分26秒，开筒阀；09时22分14秒，开机令至调速器，开导叶；09时24分18秒，机组空转运行。
09时55分，机组LCU发“空转-停机”令，启动自动停机流程进行停机。09时56分，导叶全关；09时57分，筒阀全关；10时06分，机组全停。
4.7发电机升压试验
4.7.1 发电机单相接地试验
10月16日12时47分7#机组启动自动开机流程开机，13时05分7#机组额定转速运行，进行发电机定子单相接地试验。在发电机出口A相PT一次侧挂单相接地线，利用发电机残压测得升压范围内PT二次侧电压幅值、相位正确，三相对称。13时14分，合灭磁开关，手动逐级升压至10v（机端零序电压）时，发电机B套定子接地保护动作跳灭磁开关，拆除单相接地线。
拉开发电机中性点接地开关2079，在接地开关处接临时接地线。13时15
分，合灭磁开关，逐级升压至8.03v（中性点零序电压）时，发电机A套定子接地保护动作跳灭磁开关，试验完成后拆除接地线，投入发电机接地保护。
4.7.2 发电机零起升压及空载灭磁特性试验
13时45分，合灭磁开关起励，按10%、25%、50%、75%、100% U
N
,逐级升压，
检查升压范围内PT回路相序、电压正确；14时06分，升压至100% U
N （100% U
N
下机组振动摆度情况见图4-14所示）。14时20分，在100% U
N
（发电机额定电压）下跳灭磁开关，录制灭磁特性曲线（见图4-15）。
图4-14华科同安机组在线监测100%U N时振动摆度
图4-15发电机空载灭磁特性曲线
4.7.3 发电机空载特性试验
14时25分, 合灭磁开关，起励零起升压，按10% U
N ,逐级升至1.2 U
N
,录制
发电机空载特性曲线；14时45分试验完毕后降励磁电流为零，跳开灭磁开关。发电机空载特性试验数据及曲线见表4-3。
表4-3发电机空载特性试验数据
升压过程数据：
4.8.1 发电机带厂高变升流试验
10月16日17时30分，合发电机出口隔离开关2071及断路器207，并采取防跳措施；合灭磁开关，利用发电机残流检查短路范围内CT二次回路以及厂高变各电流回路的幅值、相位正确，保护装置差流正确。17时40分，试验结束，分开发电机出口断路器207及隔离开关2071，合上厂高变低压侧接地开关，拆除短路线，完成后拉开接地开关。
4.8.2 发电机带主变升流试验
10月17日09时25分，7#机组LCU发空转令自动开机。升流短路点K3设7#主变高压侧500717接地开关，合发电机出口隔离开关2071和断路器207并切断其操作电源防跳。09时45分，机组空转运行，检查短路范围内的CT二次电流回路的完整性，无开路现象。
10时15分，合灭磁开关，手动逐级升流，检查发电机差动保护、主变压器保护、断路器保护、安稳装置、故障录波装置等以及测量回路的电流幅值和相位正确，一次设备工作情况正常。
14时15分，降电流至零，跳灭磁开关，分开发电机出口断路器207。
4.9 发电机带主变、厂高变升压试验
4.9.1 7#主变高压侧单相接地试验
以GIS第四串联合单元7#主变高压侧接地开关500717 A相作为7#主变高
压侧单相接地点，合上发电机出口断路器207；14时40分，合灭磁开关，手动
，主变A套高压侧接地后备保护动作跳灭磁开关；14时50分，逐级升压至10%U
N,
试验完成分开发电机出口断路器207和隔离开关2071，拉开接地开关500717。
4.9.2 发电机带主变、厂高变升压试验
16时20分，合灭磁开关，起励升压，发电机按5%、10%、25%、50%、75%、
100%U
分级递升加压，升压过程中检查主变、厂高变设备带电运行情况正常；16 N
额定电压，核对发电机出口断路器207同期装置两侧电时50分，升压至100%U
N
压相序、相位和幅值，投入同期装置，检查自动/手动准同期装置测量频差、压
差和角差正确。17时10分，降压至零，17时14分，分发电机出口断路器207，
17时15分，分灭磁开关。
4.9.3 机组紧急事故停机模拟试验
17时30分，机旁手动按调速器电调柜紧急停机按钮，进行机组机械事故停
机模拟试验。
17时30分21秒，调速器电调柜紧急停机按钮动作，启动机组机械事故停
机流程，关导叶，紧急关闭筒阀；17时38分41秒，机组制动投入；17时41分
05秒，机组全停。事故停机回路动作流程正确可靠。
4.10励磁装置空载试验
10月17日20时01分，7#机组由上位机发空转令，启动机组自动开机流程
进行自动开机；20时05分，机组空转运行。20时10分, 合灭磁开关,进行励磁
装置空载试验。
4.10.1 起励试验
I、II套“正常”位置分别起励一次，均能按“预置值”建立机端电压。I
套、II套装置处于正常起励曲线见图4-16、4-17所示。
图4-16 CH1自动方式预设值1.0起励曲线