新能源丨特大型水电机组启动调试安全要点

关于组织征订2017年度《电力科技通讯》的通知

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特大型水轮发电机组启动试运行开始前，由建设单位项目法人负责组成启动验收委员会，组织启动验收工作，验收规程和依据是《水电站基本建设工程验收规程》SDJ275、《水轮发电机组安装技术规范》GB/T8564、《水轮发电机组启动试运行规程》DL507、制造厂技术文件和设计资料，施工方负责编写《机组启动试运行方案》，上报启动验收委员会审查、批准。

安全要点

充水前，按系统分若干大项，每个大项分若干小项，施工方、监理、厂家完成检查后签字，目的在于落实责任，口说无凭，防止漏项；

机组监控屏旁边设置临时计算机工作站，方便现场指挥，了解机组情况；工作站设置操作权限，仅能操作调试机组的设备，能查看公用设备其他机组状况，但不能操作；

从充水前开始，严格执行电业安全操作规程，检修工作凭工作票，操作有监护人。风洞口、水车室、发电机上盖板进人孔设专人值班，登记停机检修期间进出人员及工具，防止遗漏，以防开机时造成人身和设备事故；

尾水充水前，对需要关闭的进人门、排水阀、排水设施、可能漏水的部位再次检查确认，并签字，这是防止水淹厂房的重要事项。尾水充水过程中，不得进行导水叶开、关试验，以防尾水管内空气压缩后，经导水叶、钢管，从坝上排气孔冲出，影响排气孔处人员和设备安全；

对外开式的蜗壳进人门，如周边密封件渗漏，不得试图用加大紧固力矩的方法减小密封渗漏，高强度螺栓超力矩紧固易断裂；

若技术供水取自钢管，当钢管充水时，不应进行技术供水充水。因为充水阀口径有限，只能满足钢管充水和导叶漏水要求，同时开技术供水调试，将使钢管长时间不能平压，以免影响工作进度或错误判断；

机组启动前，宜进行定子检查性交流耐压或直流耐压，防止定子绕组在总装中有损坏或某些设备离发电机带电回路太近放电，在升流、升压过程中造成进一步损害；

首次开机前，宜在风洞口和水车室布置临时按钮，接至紧急停机回路（能启动停机流程），开、停机监视人员在发现重大事故时，可不经过试验指挥，直接停机，停机后汇报；

宜从发电机端一次侧引电压至调速器操作柜旁，以防首次开机测速探头未调整好，监测不到转速。第一次开机验证测速探头测量正常后，拆除该临时线；

信号约定开机、停机、甩负荷、过速等状态变化铃声信号，使监视人员明白其含义，集中注意力监视；

每次开机前，根据试验内容投入相应的水机、电气保护压板。机组全停后，退出保护压板；

取消传统意义上的手动开机操作。即便第一次开机，各辅助设备均在远方/自动控制，用分步流程手动开机，到开启高压油顶起设备阶段，调速器切电手动开机，按要求控制转速。避免纯粹的手动开机可能出现漏项，造成对机组的损害。例如未落制动闸开机、未开启润滑油系统、未切除空气围带、未拔出锁锭等；

首次开机及每次发电机上部检修后再开机，采用分步升速的办法，风洞内和水车室均派监视人员到位，监听机组有无异常声响，观察有无冒烟现象，监视人员汇报正常后才能进行下一阶段升速，将可能有异物造成的危害降低至最小。当推力轴承无高压油顶起装置时，该条不适用；

过速试验前，机组振动、摆度值应符合规程要求，同时要准备调速器失控后的备用关机手段，例如，关进水口快速门或进水阀。试验过程数据记录尽量采用自动记录仪器，保证观测人员的安全；

发电机、主变和高压配电装置的升流、升压过程中励磁采用它励电源。它励电源的电压应低于或等于励磁变高压电压。它励电源的速断保护，按接它励电源，励磁变低压发生三相对称短路整定，时限0.0s；限时过流按励磁变额定电流的1.05倍整定，时限0.5s；

发电机、主变、厂变、开关站等设备的升流试验应在升压前做，因为这些设备的主要保护是电流保护，升流过程中可验证电流保护，并投入电流保护；

发电机、主变、开关站升流过程遵循的顺序：残压下短路电流检查有无开路→升流5%电流检查有无开路→升流30%电流检查向量关系和幅值、差动保护极性→升流50%电流，改定值实际校验电流保护动作，恢复定值、复归动作信号后加用电流保护。再按75%、100%额定电流升流，检查升流范围内一次设备有无异常；

发电机升流的短路装置如果设在封闭母线上，该处的封母外壳应该做三相短接，短接线或短接板截面足够；

对主变、高压配电装置升流前，应切除升流路径中断路器的操作电源，防止升流过程中断路器断开，将升流变成了升压；

发电机升压前的停机状态下，先安装好临时测轴电压碳刷，引线至大轴接地碳刷在保护盘上的端子附近，以方便测试，提高测试安全性。没有临时碳刷时，可用碳棒代替，一端包绝缘，另一端顺转向切向搭在上端轴上，固定牢靠，有一定的弹性压紧。升压试验完成、停机后拆除；

发电机、主变、高压配电装置升压过程遵行的顺序：残压电压检查→单相接地试验→25%电压检查幅值和相位→50%电压检查幅值和相序→75%电压检查相位、幅值→100%电压检查幅值、相序、检查各组PT同名相电压差。50%以上电压后，各阶段要同时检查升压范围内一次设备状态，有异常不能进行下一步升压。升至100%电压、检查一次设备正常后，改定值实际校验过电压保护，恢复定值和复归动作信号后加用电压保护。发电机做空载特性试验时，过电压临时整定为1.3倍，时限为0.0s，同时励磁变电流整定过流不超过额定；

升压过程中，不能进入发电机内部检查，应在电压稳定停留的阶段检查；

注入式接地保护宜在发电机空转、发电机带主变空转、发电机25%电压下校核，接地点设在发电机中性点接地变上端。理由：一是如果此时发电机在高电压下出现对地放电接地，单相接地变成单相短路，高电压下使事故扩大；二是由于升压采用的是它励电源，励磁变交流侧电压是不变的，25%定子电压下，转子电压谐波百分比较100%定子电压下更大，对其他装置的影响更大，在25%电压下校验注入式接地保护更有意义。

发电机定子单相接地试验，传统的做法是用绝缘棒在发电机一次回路搭地线，操作人员耐力不够或手晃动，会造成电弧，影响操作人员视力或造成其他安全事故。改进办法是：不投励磁时，在发电机PT柜，用绝缘测试导线一端接地，拉出PT小车，在高压保险前将测试导线的另一端夹上，推入PT小车，进行少量升压，检查接地信号。试验后退励磁，拉出试验小车，取下测试线，恢复PT小车。发电机单相接地试验点位置见图1。

图1 发电机单相接地试验点位置示意图

厂高变容量小，约占发电机容量的1%左右，用残压升流，电流值可能不够；发电机给励磁，容易造成厂高变过载。新采用的办法是：主变升流后，其高压侧短路点不分开，将厂高变低压侧三相短路，主变和厂高变同时升流。如果主变的短路阻抗百分比是厂高变的2倍，发电机额定电流与主变额定电流近似，则控制主变短路电流在50%以内，厂高变短路电流达到额定。这种做法满足了保护、测量的精度，电流也容易控制。主变、厂高变同时短路升流见示图2。

图2 主变、厂高变同时短路升流示意图

对特大型水轮发电机组，宜在高压配电装置升流、升压试验后，进行发变组额定电流短路热稳定试验，以提前检查从发电机中性点到高压侧短接点的路径上，有无接头、屏蔽板、支撑钢结构、消防管、主变低套等过热现象，避免将这些问题留到负荷阶段发现、处理。这些问题除接头外，在不同的特大型机组上均出现过；

任何时候，不要试图直接测量励磁变低压侧电压和转子电压，这会烧伤测试人员。700MW机组励磁变低压侧电压约1100~1240V，即便采用它励接10kV电源，低压侧电压也有600V，接近一般万用表的上限，高于一般相序表测量上限，只可在降压的部位测量。大型机组的额定转子电压300~500V，这只是直流分量，加上谐波，可达1000V以上，宜经过分压衰减后测量，接入录波器时，录波器的电源应隔离；

当上库水位、电站下泄流量控制要求严格时，每次开、停机应通知中控室，这样一是可控制水情，二是可增加监视岗位人员。并网后，涉及负荷的较大变动，均需向中控室或网调请示；

运行值长与现场指挥的分工合作，与电厂运行值长有所不同。试运行值长负责签发、登记工作票，管理抄表、值班监护、巡视人员，记录主要试验和操作过程，通知检修事项，负责启停机打铃；现场指挥负责与中控室及上级调管部门的联系，安排试验计划，汇报试验结果，下达操作指令，准许进行检修工作；每次开机前，向值长确认检修工作是否完成，机组内是否有无关人员，监护远方操作，听取各监视部位的汇报，决定一般问题的处理等；

空载和小负载情况下，宜进行机组自用电分段切除、恢复试验，可发现机组、主变的附属设备自动控制装置在失电、恢复后，自动和备用功能是否能维持连续运行，不误发信号导致停机；

进相试验，只需做到系统要求的调节范围即可，交接试验毕竟不是型式试验。如果该发变组带有厂用电，注意观察电压下降应不超过5%为限；

带负荷的水机稳定性试验，从0负荷到额定负荷设30~40个负荷阶段，每步增加/减少值相同，在振动区停留时间尽量要短；

AGC/AVC试验，先在相近的两台机上小步长给定增/减调试，正常后再增加步长，确认各方面无异常，在逐步扩大到多台机组试验；

72小时试运行前，拆除风洞口、水车室临时紧急停机按钮，防止误动，造成试运行中断；

电厂、监理、施工运行等多方应参与监视、巡视机组运行状况，发现问题，及时通知试验现场指挥；

定期的会议制度：每天上午通报昨天的试验结果，安排当天的计划。重要的试验前落实试验准备的要点，试验后及时汇报结果。重大疑点及时提交会议商讨决定，避免个人的判断和决策出现失误。

结语

特大型水轮发电机组的启动调试安全，是各细节决定的。只有将各步骤的安全切实做好，才能实现机组整体的安全、快速投运。

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