海外水电工程调试试运行问题分析

李 郑

（中国水利水电第十四工程局有限公司，云南 昆明 650032）

1 概述

Coca Codo Sinclair科卡科多辛克雷（简称CCS）水电工程位于南美洲厄瓜多尔国东北部Napo省与Sucumbios省交界处，首部枢纽位于Quijos和Salado两河交汇处下游，距首都基多公路里程约130 km。CCS工程属EPC项目，业主方为科卡科多辛克雷水电股份有限公司；承包方为CCS联营体（由中国水利水电建设集团国际公司与中水第十四工程局有限公司组成），总投资约20亿美元，其中，进出口银行贷款95%，科卡科多辛克雷水电股份有限公司出资5%，通过厄瓜多尔国政府担保，并提供相关的土地及水力资源；工程由CCS联营体承揽电站设计、进口成套设备及材料供应，中水第十四工程局有限公司全面负责电站土建工程施工、金结及机电设备安装调试试运行与代运行培训，最终移交业主商业运行整个过程的服务等一系列具体实施工作，联营体对承包工程的质量、安全、工期、造价全面负责。

水电站工程由首部枢纽、输水隧洞、调蓄水库、压力管道、地下厂房、进厂交通洞及500 kV电缆洞、地面控制楼、地面出线场等组成。

地下厂房安装8台单机容量为205 MVA的水斗式水轮发电机组及其附属设备（包括调速器、励磁系统、进水球阀等），总装机为1 640 MVA/1 500 MW。CCS水电站系目前世界单机容量第3大的六喷六折冲击式水轮机组。主变洞内安装有25台单相变压器(69 MVA)（1台为备用）及500 kVGIS等设备。电气主接线发电机侧的接线为发电机-主变压器单元接线，发电机回路均设置有发电机断路器，发电机出线电压13.8 kV；8台发电机通过13.8 kV离相封闭母线连接8组升压主变压器。主变高压侧通过500 kVGIS管道母线引至主变室上方的SF6开关站。500 kVGIS设备采用双母线接线，包括8个进线间隔，2个出线间隔。2条500kV电缆出线回路由电缆洞引至500kV地面出线场。其主接线简如图1所示。

2 调试试运行中所遇到几个问题及工程措施

CCS电站机电安装工程建设过程中，具体安装、调试试运行期间，遇到的一些技术问题，原因分析及相应的工程措施如下：

2.1 施工工艺不当或环境不佳造成有效工期减少

问题之1：转子引线至滑环转弯处，引线绝缘未包扎垫衬好，干燥后不起作用，用250 V绝缘表，测得80 kΩ的电阻电压上不来，只有重新进行引线绝缘包扎处理。

问题之2：因绝缘低，经过处理后的转子引线至集电环固定转弯处---余留部分过长（图2），存在安全隐患。在首次手动启动机组，转速在95%～100%额定转速之间，离心力引起过长的引线铜板拉长而碰到碳刷架冒烟，造成停机。重新处理，耽误了有效工期，处理后见图3。

图2 引线整改前

图3 引线整改后

问题之3：机组转子碳刷架挡板(玻璃缸材料)绝缘受潮处理，一旦停机1周（因洞内平均温度22℃，平均湿度90%），此玻璃缸挡板就受潮，绝缘较低，用250 V绝缘表，测得130 kΩ的电阻电压上不来。采取除湿措施，用330 W110 V/60 Hz的除湿剂2个各放在罩子里两侧，罩子上用篷布覆盖保温，加热12 h，检测转子碳刷架挡板绝缘电阻由0.13 MΩ上升至2 MΩ。绝缘电阻明显提高，可以开机进行后续相关电气试验工作，如图4。

2.2 咨询批准的保护整定值，合理性不妥

（1）4号机组励磁变残余过电流保护误动

4号发电机在做零起升压中，升至110%U时，残余过电流保护Ⅰ段动作跳灭磁开关。一般情况，变压器残余过流保护Ⅰ段启动值设定(10～25)%额定电流，后经观察，此电流飘移。

表1 原定值表

说明：原保护定值报经咨询业主批复过，后经多次开机至空载态时，多次观察，残余电流飘移，变化范围0.16～13.8 A。原因：①励磁整流产生高次谐波致使三相电流不平衡所致；②多根电流并联后分流系数不一致所致；③同期并网后，此电流波幅较小，仅最大0.2 A。

最后给出处理措施,把原定值15%IB改至25%IB，时限由原来的0.1 s改为0.5 s，试验升至120%U时，没有动作，试验顺利完成。

（2）经咨询批准的保护定值清单中，保护逻辑由跳闸改为报警信号

表2 低电压保护定值表

经与咨询商讨后，将原来的低电压保护（95%Ue,延时2.5）改为（低电压保护95%Ue,延时2.5+判电流50%Ie）跳闸，最后确定修改为只发送报警信号至监控和故障录波，不跳闸，同时低电压定值由95%修改为90%。

（3）增加发电机出口断路器失灵保护50BF功能限时0.3 s，一段(0.15 s)动作于重跳出口GCB，二段(0.25 s)动作于跳主变高压侧断路器TCB、厂高变低压侧断路器。

（4）500 kV设备受电时，同期无压合闸闭锁

500 kV系统由电网倒送电过来时，由线路经500 kV出线场-500 kV高压电缆-500 kV GISⅠ-500 kV GISⅡ母-变压器高压侧，感应悬浮电压逐渐抬高。

同期无压合闸闭锁原整定值5%，在500 kV线路Ⅰ，合闸时能合上（实测值为2.8%），但在500 kV GISⅠ母带电后，用母联开关对500 kV GISⅡ母充电时，无压合闸不能合闸，经检测感应悬浮电压为8.7%～10.0%，经指挥部讨论后，将同期无压合闸闭锁定值改为10%，监控合母联开关对500 kV GISⅡ母充电，合闸成功，电压幅值、相角、相位正确。再利用1号主变高压侧开关对主变充击受电前，检查同期无压合闸闭锁电压高达13%，后将定值改为15%后，才能合闸成功。

随着带电设备的增加，感应悬浮电压逐渐抬高，对开关无压合闸的闭锁电压设定值也要随之提高。在我国的某些水电站，也都有类似的情况，随着受电支路数的增加，感应悬浮电势也逐渐增加，当然各电站不完全相同，有的感应悬浮电势最高达额定电压30%，只有把无压合闸的闭锁电压设定值改为大于感应悬浮电势，所受电的高压配电设备才能进行无压合闸受电试验。

2.3 设计制造存在的缺陷

在技术供水系统调试时，软启动器 (参数ATS22C21S6)启动后仅150 s过热保护动作跳闸，不能持续进行试验。水泵配套的电机容量：132 kW480 V60 Hz190 A，经过指挥部同意，采取切实可行有效的应对措施，将电机进线开关改为旁路开关（因软启容量偏小，启动30 s后延时手动投入旁路开关）可保证电机正常连续运行，进行后续机组启动调试试验。详见原来的接线图5（空开为电源开关）和电源空开改为旁路开关图6。

图5 原来的接线

图6 电源空开改为旁路开关

改为旁路开关仅仅是满足调试期间的试验，不耽误试验进度，保证了下一步试验的有序进行。后要求厂家把软启动器的容量增大，由原来的ATS22C21S6210A，280V-600V， 更 换 为ATS22C21S6 320 A，280 V-600 V。再把旁路开关改为电源开关，即恢复原来的接线。经过试验，满足现地启动及远方自动启停水泵，即机组正常自动启、停机联动技术供水泵启停的要求。

2.4 设备带电运行后异常声的监听与判断

3号主变投运几天后，A相上方有“吱吱-嗡嗡”的持续声，响声与BC相不同，在主变冲击受电时，没有此声音，运行一段时间后，才有此声音，用螺丝刀碰到下部侧面外壳倾听主变内部本体无放电声（运行声正常）。待试验完成后，将主变退出运行，转检修态，爬上主变检查，发现主变上方储油箱上名牌固定螺丝有3颗未上紧而引起颤抖声音，把固定螺丝都上紧，由检修转运行后，无“吱吱-嗡嗡”的持续异常声。

3 结语

总之，对于任何一个水电工程，在实施安装、调试试运行的各个环节中，都会遇到各式各样的技术问题，有的是施工方的，有的是设备制造供货方的，有的是设计方，有的是业主咨询方的等等；有的是罕见的，有的是意外的，特别是在CCS，处在厄瓜多尔国的政治任务和电站特殊恶劣环境条件下，工期紧，任务重，我们在具体实施的过程中，一定要克服施工中的各种困难或恶劣环境，严把质量关，采取切实可行有效的调试试验方法及精良的试验程序与应急措施，认真思考，大胆探索与实践，调试试验中要认真巡查、监视、监听设备带电情况，遇到的技术问题在关键时候才会尽快有效解决的，并能从中得到极大的收益和经验。

按照业主合同要求，CCS电站首批机组（1～4号）于2016年6月底前，必须移交业主进入商业运行，这些问题的及时解决，保证了1～4号机组于2016年5月上旬提前顺利投产发电进入商业运行期，5～8号机组于当地时间2016年11月18日投产发电，水电工程各系统设备至今运行良好，给CCS国家电网输送出大量电能，得到了CCS国家领导人的好评。

[1]DL/T 507-2014水轮发电机组启动试验规程[S].

[2]黄河勘测规划设计有限公司.厄瓜多尔CCS水电站项目基础设计阶段水力机械及电气设备报告[R].

[3]CCS水电站发变组保护设定计算书[Z].