中小型水电站试运行管理与技术要点

2021-04-02何东

小水电 2021年5期

何东

(陕西省汉中市南郑区红寺坝水库灌溉管理局，陕西汉中 723112)

1 概述

水电站试运行范围包括：水电站动力渠道、压力前池、溢洪道、进水管、进水阀、水轮发电机组、调速器、低压母线、控制屏、升压站、交直流电源系统、计算机综合自动化系统、风水电辅助系统等所有水电站工程范围内的建筑物、机电设备、金属结构、功能系统等的试验、调试和消缺工作。

陕西省汉中市南郑区青龙崖水电站增效扩容改造工程为引水式水电站，改造装机2×800=1 600 kW。采用混流式水轮机、微机液压调速器，机组卧式布置，发电机采用无刷励磁，出口电压400 V，经变压器升压为10 kV后并入大网。水电站机组控制采用计算机综合自动化系统。

2020年1月，该工程水工建筑物完工，主要设备安装完成。

2020年3月进入试运行阶段。

本文以青龙崖水电站为例，探讨中小型水电站建设过程中机组启动验收前进行的试运行工作。

2 试运行前的准备工作

2.1 试运行组织机构

水电站试运行前，成立试运行指挥部，下设各专业工作组，组织机构成员包括施工总承包单位、设备安装单位、主要设备供应单位、设计单位、监理单位、运行管理单位和建设单位的工程管理与技术人员。各单位成员按照试运行方案所规定的职责分工开展试运行工作。运行管理单位应安排运行班组开始值班，在机组运行时，应有运行人员值班并记录机组运行情况。

2.2 试运行技术与物质准备

由施工总承包单位组织编制《水电站试运行方案》并经审核批准，方案应包括：工程概况，参照的相关规范标准，参与试运行的建筑物和设备的主要性能、技术参数，试运行工作组成员及权责分工，试运行程序，试运行进度计划，各阶段试运行和调试项目，应遵循的规范标准、资料表格，机组试运行操作规程，事故应急预案，物资准备等。还应准备必要的试验测量仪器设备、安全操作工具、消防器材和事故应急物资，确保试运行安全，并可以应对可能的突发情况。

2.3 试运行及调试依据的相关规范

水电站机电设备，尤其是计算机自动化系统技术更新较快，试运行工作在参照相关规范、设备技术说明书的基础上，应根据该工程本身的特点，由有经验的工程技术人员组织实施；具体到某设备、系统，应由该设备、系统相关专业的技术人员实施。

水电站试运行和验收程序参照《水利水电建设工程验收规程》(SL 223—2008)、《水利水电工程施工质量检验与评定规程》( SL 176—2007)、《小型水电站安全监测与评价规范》(GB/T 50876—2013)等进行，用以检验其工程整体质量。

主要机电设备试运行及调试参照《中小型水轮发电机组启动试验规程》(SL 746—2016)、《水轮发电机组启动试验规程》(DL/T 507—2014)、《水轮发电机运行规程》(DL/T 751—2014)、《中小型水轮机调节系统技术规程》(SL 755—2017)、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB 50150—2006)等进行，用以检验其设备质量，调试整定相关参数。

具体到某一设备、装置或系统的单独调试，应根据实际情况，参照该设备、装置或系统的相关规范标准和厂家技术说明书进行。

3 动力渠道通水、压力管道充水试验

闸门、电动拦污栅、压力管道安装完成后，渠道通水前，先对其进行无水情况下的启闭、转动试验；且有关分部工程经验收评定合格后再进行渠道通水试验。

3.1 试验项目

动力渠道、压力前池、溢流建筑等的通水试验和压力管道的充水试验。

3.2 试验前检查、准备和注意事项(简称试验准备)

渠道通水前应先检查确认水轮机进水阀处于关闭状态，渠道、前池和管道中的设备、工具、杂物均已撤除干净，人员已撤离至安全地点。准备好通讯工具，渠首闸门、渠道沿线、压力前池、溢洪道、压力管道附近均应有人值守观察，保持联系，随时处理突发情况；如遇险情，立即关闭闸门，停止通水。

3.3 试验内容

开启动力渠道进水闸，观察渠道流量、水位、有无渗漏、是否能达到设计流量；对闸门、拦污栅、起重机等设备进行开关、运转、控制试验；对限位开关、水位计等信号装置的位置进行精确整定；检查溢流堰、溢洪道、排沙洞通水运行情况；检查压力管道有无渗漏、失稳。对于试验中发现的问题，进行消缺完善。

4 进水阀启闭及水轮机蜗壳充水试验

进水阀安装完成后，在无水情况下，已经进行了启闭试验；对限位开关位置进行了初步整定，对控制系统进行了试验，且有关单元工程经验收评定合格。然后，在有水压情况下进行进水阀启闭和蜗壳充水试验。

4.1 试验项目

进水阀主阀、旁通阀启闭、就地及远方控制，水轮机蜗壳充水、冷却水系统。

4.2 试验准备

进水阀开启前应先检查确认调速器导叶处于完全关闭状态，防止机组转动飞车。进水阀开启过程中，如发现机组在导叶全关的情况下转动，应立即关闭进水阀，检查导叶。

4.3 试验内容

先开启旁通阀，向水轮机蜗壳充水，观察蜗壳压力表压力和进水阀前的压力表压力，以及蜗壳自动排气阀动作排气情况(如没有自动排气阀，则应手动打开排气阀，排气完毕后关闭)。当进水阀前后压力平衡时，平压阀应发出平压信号，此时可以开启进水阀主阀。通过主阀启闭试验，对主阀限位开关位置进行精确整定；然后进行进水阀就地/远方控制试验，冷却水系统检查，流量、压力传感器、阀门开关位置信号检查整定等。

5 升压站电气设备检测试验

5.1 试验项目

接地系统检测、高压断路器试验、电力变压器试验、电流互感器测试、升压站继电保护试验、高压计量装置测试。

5.2 试验准备

(1)准备好电气设计图纸、电气设备技术说明书和出厂试验报告，供测试人员参阅；瓦斯继电器已经出场前试验合格并出具试验报告；再次复核电气设备铭牌参数，是否与设计和技术说明书一致。计算机综合自动化系统投入，将计算好的系统定值和保护定值输入升压站测控保护装置。

(2)检查确认变压器绝缘油已注入，油位符合要求，呼吸器中的干燥剂、密封油已备好。

(3)准备好符合要求的高压绝缘操作棒、高压验电器、接地线、绝缘手套、绝缘靴、万用表、欧姆表、秒表、耐压试验仪等检测试验仪器。

(4)当地电力部门通常对水电站升压站电气系统试验有专门要求，应先联系供电部门，按照其要求，委托电力部门或其认可的有资质的检测单位进行检测试验，以便得到电力部门的认可，顺利并网售电。升压站的大部分试验均需要委托当地电力部门进行。对于电力部门没有做的试验项目，施工单位应进行补充试验。

5.3 试验内容

5.3.1 接地系统检测

接地按其功能分为防雷接地、保护接地、工作接地。不同接地系统对接地电阻要求不同，当系统共用接地体时，接地应同时满足所有接地系统要求；接地电阻取各系统要求的最小值。

5.3.2 高压断路器试验

包括:高压断路器手动分合闸试验、电动分合闸试验、远方控制分合闸试验。应检测记录断路器分合闸时间、弹跳时间、同期性、导电回路电阻。

5.3.3 电力变压器试验

包括：变压器耐压试验、瓦斯继电器复验、绕组直流电阻测量、绕组绝缘电阻测量、绕组电压比误差及接线组别复核。

5.3.4 电流互感器

主要测试电流互感器变比和同极性端，为继电保护试验做好基础。

5.3.5 升压站继电保护试验

变压器保护装置测试主要包括：保护装置交流对地绝缘电阻、直流对地绝缘电阻、交流回路对直流回路绝缘电阻。

变压器主要保护功能试验包括：差动保护、过电流保护、过电压保护、过负荷保护、瓦斯保护、油温高保护试验。每类保护试验主要包括保护定值整定、实际动作值和动作时间测试。其中，作为主保护的差动保护，还要测试比率制动、二次谐波制动特性。

5.3.6 高压计量装置测试

测试高压组合互感器(电流互感器与电压互感器)、电度计量表。

6 交直流电源系统试验

交流电源系统在升压站调试前所用电源为施工临时电源，升压站调试完成投入运行后，应将交流系统正式接入升压站低压端。电源系统试验主要包括：双电源切换试验、断电报警、过压报警、低压报警等异常报警值调试整定。

7 计算机综合自动化系统初步调试

计算机综合自动化系统(简称自动化系统)作为整个水电站自动化设备的控制中心，与参与调试的机电设备均有控制关系和信息交流；因此，自动化的调试贯穿于这些设备的调试过程中。在机电设备调试前，自动化系统应进行初步调试，输入必要的初始信息和参数，以便投入运行状态参与机电设备的进一步调试。对于一些可以脱机运行的辅助系统或仅向自动化系统反馈信息而不接收控制信息的设备，也可以先进行单独调试，然后再投入自动化系统进行调试。

8 水轮发电机组试运行

水轮发电机组试运行是整座水电站试运行的核心部分，其试验、调试项目较多，对水电站以后的运行稳定至关重要。

8.1 试验项目

机组试运行试验包括：调速器调试、机组空转试验、空载试运行、过速保护试验、并网试验、带负荷试验、甩负荷试验、72 h带负荷连续试运行。其中：调速器、控制屏、升压站受控设备、计算机综合自动化系统紧密围绕水轮发电机组运行试验，应按顺序穿插进行，此处也纳入机组试运行一并探讨。

调试中涉及到控制屏和计算机综合自动化系统的每一项操作，均应分别在控制屏上进行手动操作、自动化装置上进行按键操作、操作员工作站计算机上进行操作；有手动和自动操作功能的设备均应分别进行手动和自动操作及切换；有远方控制和就地控制要求的设备均应分别进行远方和就地操作及切换。

8.2 试验准备

(1)准备好电气设计图纸、电气设备技术说明书和设备出厂试验报告，供调试人员查阅。再次复核电气设备铭牌参数、出厂试验报告，是否与设计和技术说明书一致。投入计算机综合自动化系统，将计算好的系统定值和保护定值输入水轮发电机组测控保护装置和系统计算机。将调速器初步定值、参数输入调速器控制装置，使调速器进入伺应状态。

(2)检查确认冷却水、轴承油位、调速器油压等符合要求；再次检查确认机组转动部分没有工具、杂物等。

8.3 试验内容

8.3.1 调速器调试

机组的开停机、并网、增减负荷、甩负荷均需通过调速器控制导叶，因此，调速器的调试贯穿于机组整个调试过程中；包括：调速器初始调试、机组空转时的调速器试验、机组并网时的调速器试验、机组增减负荷时的调速器试验、机组开停机时的调速器试验、机组甩负荷时的调速器试验。

在机组空转前，对调速器主要参数进行初始设置，如油泵压力、比例系数、积分时间、微分时间、永态转差系数、空载开限、并网开限、开关机时间、紧急停机时间等。

在进水阀关闭、水轮机蜗壳无水的情况下，对调速器进行空载特性试验和模拟甩负荷试验，以初步调试整定接力器行程、导叶传感器、导叶最大开度、开停机时间、紧急停机时间。试验完毕后，将导叶全部关闭。

在机组后续的试验中，对以上参数再进行精确整定。例如，在空载试验时进行空载开限整定，在带负荷试验时进行并网开限、开停机时间整定，在甩负荷试验时进行紧急停机时间整定等。

8.3.2 空转试验

机组空转试验可以在检查机组转动部件与静止部件的间隙、有无卡组，在额定转速下的转动情况；同时对轴瓦进行磨合，对发电机进行通风干燥。

水轮发电机组安装过程中及安装完毕后，已多次进行了机组转动部分盘车试验。在空转前，再次进行盘车试验，确认转动部件无杂物卡阻；然后松开水轮机制动器，将进水阀全开，操作调速器，逐步开启导叶，机组开始低速转动；观察记录机组转动是否正常，冷却水流量情况、轴承温度、润滑油循环情况、机组振动、位移、晃动、声音等参数和运行工况。各项参数正常后，逐步开启导叶，升高转速至50%额定转速，继续观察记录。一切正常后，继续开启导叶直至额定转速。

在额定转速下继续观察记录各项参数，尤其是各部位振动值，同时对轴瓦进行磨合；待其温度逐步下降直至稳定，并在规定范围内，其他各项参数正常，则机组空转试验合格。如发现异常，消缺后重新进行空转试验。如机组振动值超标，则应进行动平衡试验。轴瓦的磨合可分别在空转、空载试验阶段同时进行，在并网后逐步增加负荷，继续磨合轴瓦。

8.3.3 空载试运行

空转试验合格后，在额定转速下测定发电机残压，通过三相残压可初步判断发电机是否具备启动励磁条件；然后停机，测量复核发电机定子、转子绝缘正常后，开启导叶使机组达到额定转速，启动励磁，让发电机在额定电压下运行。第一次启励时，如无法建立电压，则需要进行充磁。启励后，观察记录发电机出口电压、轴瓦温度、发电机定子温度等参数是否正常。在发电机额定电压、额定转速下进行空载运行，观察记录各项参数，同时对发电机进行电流烘干、对轴瓦继续磨合。

发电机过电压保护试验应在空载阶段进行，调节励磁，使发电机升压至过电压报警值、动作值，观察保护动作情况；包括动作时的电压实际值、动作时间，声、光信号，计算机显示的报警内容等。

过速保护试验应在空载试运行阶段进行，开机到额定转速后，继续加大导叶开度；升速至额定转速的115%时，机组运行应无异常；转速继续升高至额定转速的120%时，过速保护动作应正确。过速试验过程中应监视并记录各部位摆度和振动值，监视主机各部轴承温升情况及发电机空气间隙的变化，监视有无异常声响。

过速试验后，将速度降至额定转速，机组稳定运行至各部轴承瓦温正常稳定且其他参数正常后，可进行停机试验操作，并检查灭磁、调速器关闭导叶、飞轮制动功能。机组停止转动后，对各部位再次进行检查，检查转动部件螺栓、销钉、锁片和键有无松动或脱落，进行紧固。

8.3.4 并网试验

并网前应先复核确认断路器上下端相序一致，然后断开同期点隔离开关；或者将抽出式断路器置于“试验”位置，在控制屏上分别以手动和自动准同期方式进行模拟并网试验，检查同期装置的动作应准确。最后，合上隔离开关或将抽出式断路器置于“工作”位置，分别在准同期装置上以手动和自动准同期方式，在计算机上以“开机”指令方式进行开机并网试验，记录系统相关参数值。

8.3.5 带负荷试验

机组带负荷、甩负荷试验应穿插进行。机组带负荷后，应检查机组、变压器等相关机电设备运行情况，根据情况逐步增加有功负荷，检验调速器性能，水轮发电机摆度、振动、声响、轴承温度和机组运行的稳定性。同时，手动和自动增加无功负荷，切换功率因素调节方式，对励磁调节系统进行试验，观察记录无功功率、功率因素及发电机无功调节的稳定性。

机组带额定负荷下，应进行调速器低油压关闭导叶试验。

带负荷试验时应进行增减负荷试验，变化量不大于额定负荷的25%，观察记录有关数据和机组振动情况，无异常后，可进行甩负荷试验。

本电站采用二级一变接线方式，因此还应观察在2台机组同时带负荷时，机组有功功率、无功功率的稳定性，是否发生相互干扰现象。2台机组同时带负荷时，检查记录升压站运行情况，变压器油温、油位，高低压侧电压、电流等参数，各高低压设备及母线运行是否正常。

8.3.6 甩负荷试验

机组甩负荷试验应在自动运行工况下进行，宜分别在额定负荷的25%、50%、75%、100%下进行，按事先设计的表格记录导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压及其上升率、转速及其上升率、摆度、振动、声响、电压等，应符合设计要求。甩负荷时还应记录励磁调节器的稳定性和超调量。

甩负荷试验后，应停机对机组进行全面检查，重点检查转动部件、振动部位的螺栓、销钉、锁片和键有无松动或脱落，并进行紧固。

8.3.7 72 h带负荷连续试运行

机组并网及甩负荷试验合格后，可进行72 h带额定负荷连续试运行。在水量不足，机组不能达到额定出力时，可根据条件确定机组应带的最大负荷，在此负荷下进行72 h连续试运行。根据值班制度，全面观察记录机组、升压站有关参数。试运行因故中断，经检查出力合格后，应重新开始72 h连续试运行，中断前后的运行时间不应累加计算。72 h连续试运行后宜停机，对机电设备进行全面检查。