72小时运行报告

中国水利水电第十一工程局冲江河（扩容）水电站水轮发电机组试运行报告编制：杨方银审核：批准：中国水电十一局机电安装分局冲江河项目部2006年5月3日冲江河（扩容）电站试运行报告冲江河（扩容）电站启动委员会：冲江河（扩容）电站4#机，5#机于5月2日下午4点完成72小时试运行，现将试运行情况向启委会作详细汇报：一、概述冲江河（扩容）电站于2006年4月22日中午12：35分4#机首次启动，经过2小时运行发现上导，下导，推力瓦瓦温均正常，水导瓦瓦温偏高（63度）下午3：18分停机。

下午6：00点5#机首次启动，20:34停机。

上导，下导，推力瓦瓦温均正常，水导瓦瓦温偏高（61度），水导转动油盆甩油。

22日晚上业主，监理，厂家，施工单位四方通过讨论分析，机组的振动摆度均在规范内，可能是由于油冷却器热量交换不够，决定在转动油盆的底部加装DN15的冷却水管加强冷却效果。

对于5#机甩油问题决定在转动油盆加装隔油板，在油盆盖迷宫环内嵌入羊毛毡。

4月23日对4#机进行加装冷却水管处理，13:57分4#机开机，17:50水导瓦瓦温稳定在63度，18:22分做完4#机过速试验。

4月24至4月26日12：36分完成启动委员会批准的试运行大纲上的所有试验，13:00进入72小时运行，4月29日13：00点72小时4#机试运行结束，72小时试运行中，机械设备，电气设备，辅助设备运行情况良好。

4月24日5#机处理完甩油问题后，加装冷却水管后4月25日开机，水导轴承稳定在61度。

下午15：17分过速试验。

4月27日完成启动委员会批准的试运行大纲上的所有试验。

4月29日16：00点进入72小时运行，5月2日5#机试运行结束，72小时试运行中，机械设备，电气设备，辅助设备运行情况良好。

下面是冲江河（扩容）水电站试运行详细报告：二、充水前检查2006年4月20日下午14：00，按机组启动试运行大纲的要求检查引水系统，机组是否具备充水条件。

2006年4月20日下午18:00，检查完成，符合充水条件，启委会通知20:00点充水。

三、充水试验2006年4月20日晚20:00按设计院充水要求开始压力钢管充水，4月22日中午8：00点充水完成。

尾水充水（2006年4月5日）1、用移动式启闭机缓缓提起尾水闸门10cm—20cm，向尾水充水，充水过程中随时查尾水管进人门、蜗壳进人门、主轴密封装置、顶盖及检修调修水泵系统、真空吸力阀等各部漏水情况及测压表计读数，发现问题及时处理。

2、待尾水平压后，提起尾闸门，并作静水起闭试验，然后锁于井口，打开检修调相水泵阀门，起动水泵，检查水泵运行情况应符合要求。

3、在充水过程中未发现异常情况，充水正常。

4.2006年4月5日下午3点尾水充水结束。

压力钢管充水（2006.4.20—4.22）1、充水前检查进水口工作门、检修门的密封状态，应能良好封水，水封无变形，缝隙和撕裂状况出现。

2、检查进水口闸门门机起落操作正确可靠，进水口闸门系统供电可靠，确认无异常情况后开始充水。

3、开启检修门2%开度，开始向压力钢管道充水，压力钢管道压力分4个时段达到全压，即0.14MPa水压为第一时段，0.5MPa水压为第二时段，1.6MPa水压为第三时段，全压为第四时段。

每个时段保压2个小时，分别检查1#、2#蝶阀封水状态应良好，蝶阀前压力钢管取水设备和相关阀门法兰面连接处，各个时段无渗水状况，减压阀工作正常，滤水器调试工作正常。

4、四个时段充水和压力钢管道各法兰面的渗漏情况封水良好，充水各时段未发现问题和异常情况。

5.4月22日上午8：00点充水完成。

蜗壳充水1、钢管道充水结束后，蝶阀封水情况良好，蝶阀动作程序正确，投入水轮机检修密封，手动现地开启蝶阀旁通阀操作，使蝶阀系统执行旁通阀开启操作，给蜗壳充水。

2、在旁通阀开启充水过程中，水轮机顶盖。

蜗壳进人门，蝶阀伸缩节及轴端的封水情况良好，无渗漏情况。

3、充水过程中，记录水压读数和充水平衡时间。

充水平衡后的检查1、蜗壳充水平压后，保压4个小时，检查蜗壳排水阀，进人门、水轮机顶盖、蝶阀伸缩节及轴端无漏水情况。

2、在静水下进行蝶阀开启关闭试验，调整蝶阀开关时间为90秒。

3、在静水状态下检查和调试进水口工作门和检修，做静水起落试验满足设计要求。

4、检查厂房内各部位渗漏水情况，无异常，进口闸门开启。

四、机组首次启动完成时间：2006.4.22日12:35分4#机首次启动，18:00点5#机首次启动。

机组转动前检查下列各项1、主机周围各层场地已清理干净,孔洞盖板封好,道路畅通,运行区与施工区域进行适当和必须的隔离。

2、各部运行人员，试验监视人员已就位，观测记录的仪器、仪表已安装好，运行记录表格已准备好。

3、机组启动电源投入油、气、水辅助设备工作正常。

4、起动高压油泵顶起发电机转子5mm，油压拆除后，检查自动闸下落情况，确认自动闸已全部落下。

5、机组漏油装置工作正常并处于自动状态。

6、调速器处于“手动”位置，油压油位正常(压油装置)。

7、导叶开限机构处于全开位置。

8、接力器锁定处于锁定状态。

9、发电机出口油开关及转子励磁灭磁开关处于断开位置,推入测量PT小车。

10、水力机械保护和机组温度测量装置投入运行。

冷却水投运，调整好水压(空冷器可暂不投入冷却水，以便空运转对发电机升温干燥)。

制动柜气压正常。

11、发电机集电环碳刷拨出并用绳固定。

12、接入临时测量转速设备。

第一次手动启动机组按手动开机操作票开机。

2006.4.22日12:35分4#机首次启动，18:00点5#机首次启动。

手动打开调速器导叶开度限制机构，待机组开始转动时，将导叶开限手轮关回，并记录启动动开度，在发电机下风洞、定子四周，尾水锥管及水车室设置专人，监听起始转动过程中机内无不正常声音。

机组无异常，再次打开导时开度，待机组继续升速，继续监听起动过程。

水轮机轴承上油情况良好导叶开度4#机在12%机组达到额定转速，5#机在8％机组达到额定转速6、升速过程中设专人测量上机架、下机架、水导轴承x、y方向的垂直和水平振动和水导摆度，记录轴瓦温度并监视温度上升情况。

在开始启动的一小时内每10分钟记录一次，以后每半小时记录一次。

7、监视各轴承油位变化情况，4#机各轴承无甩油现象，5#机水导转动油盆甩油。

4#,5#机上机架电缆孔渗油。

经过2小时运行发现4#机上导瓦温45度，下导瓦温46度，推力瓦瓦温37度均正常，水导瓦瓦温偏高（63度）下午3：18分停机。

5#机上导瓦温54度，下导瓦温46度，推力瓦瓦温38度均正常，水导瓦瓦温偏高（61度）下午20：34分停机。

10、测量、记录机组各部位振动值、摆度值(双福值)应符合规定。

4#机振动摆度值5#机振动摆度值水轮机主轴密封压力4#机0.1MPa，5#机0.2MPa，顶盖排水情况良好。

启动过程中检查电调测频回路正常。

机组“手动”停机及停机后检查。

1、操作导叶开限机构使导叶完全关闭。

机组转速由额定速降至30%额定转速时手动加闸使机组停止转动，解除制动闸。

记录加闸至停转时间90秒。

3、检查转速继电器动作情况正常。

4、停转后投入接力器锁定，投入检修密封(围带充气)，关闭主轴密封润滑水。

5、经检查各部螺丝、销钉、锁片及转子磁轭键、磁极键无松动，转动部件焊缝情况，风扇有松动，挡风板、挡风圈及阻尼环无松动或断裂。

五、机组空运转下调速器试验完成时间：4#机4月22日，5#机4月23日1、第二次手动开机。

2、机组空转稳定后，检查可编程调速器柜内测频回路，频率给定变化范围综合变压器输出，力矩伺服电机工作情况。

在调速器电气柜各环节检查正确后进行手动切自动调节试验。

接力器应无明显摆动，超调量小于正负0.25%.3、调速器空载扰动试验，扰动量正负8%各做几次，其动态指标应符合规定。

4、记录调速器在自动运行时导叶接力器的摆动选程及摆动周期。

调速器由自动运行切于手动运行，进行手动停机。

5、调速器试验报告见厂家报告。

六、机组过速试验及检查完成时间：4#机4月22日，5#机4月24日1、过速试验前机组平衡已达要求，机组在额定转速下的各部振动符合GB8564—2003规定。

2、将转速继电器115%和140%(150%机械过速接点)接点从水机保护回路中断开。

3、根据设计规定的过速保护定值进行机组过速试验。

4、调速器以手动开机(转动开限机构手轮)方式使机组转速升至额定转速。

待机组运转正常后，将导叶开度限制继续加大，使机组转速上升到115%和140%额定转速，检查转速继电器相应接点，继续将转速升至140%，检查机械过速保护接点。

5、过速过程中应监视并记录各部位摆动和振动值，记录各轴承温度上升情况。

6、过速试验停机和停机后检查：6.1调整转速继电器115%和140%过速接点6.2全面检查发电机传动部分，转子磁轭键，磁极键，阻尼环及磁极引线接头，磁轭压紧螺杆、风扇等。

6.3检查发电机定子、下机架基础及上机架千斤顶的状态。

7、过速试验记录见试运行调试报告。

七、机组自动开停机试验完成时间：4#机4月22日，5#机4月24日自动开机试验1、启动前检查调速器应处于“自动”位置，功率给定于“空载”位，频率给定于额定频率，调速器参数在空载最佳位置。

水力机械保护投入。

自动开机条件已具备。

2、在机旁或中控室操作台上操作开停机开关。

并检查下列各项：2.1检查自动化元件能否正确操作，可编程自动化执行是否正确。

2.2记录自发出开机脉冲至机组转速到达额定转速的时间。

观察接力器动作情况、记录行程值、摆动值和摆动次数。

2.3检查调速器动作情况正常。

3、机组自动开机流程正确，自动化元件执行正确，符合机组控制要求。

机组自动停机试验。

1、按停机按钮使机组自动停机。

2、记录自停机脉冲发出至转速降至制动加闸转速的时间（2min）3、记录自动加闸至转速降为零的时间（1.5min）4、检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。

5、检查自动闸解除及下落情况。

6、自动停机流程正确，自动化元件执行正确，符合机组控制要求。

八、发电机定转子的风干处理及其绝缘完成时间：4#机4月23日，5#机4月25日短路试验前的停机状态测量4#，5#机发电机定、转子绝缘电阻合格，4#，5#机不用进行短路干燥处理。

九、发电机短路试验完成时间：4#机4月23日，5#机4月25日1、机组启动前敷设2根YJV3χ95+1χ50的临时电缆，从厂用屏取400V 电源至励磁功率柜的整流桥，临时解除励磁变压器至励磁功率柜的永久励磁电缆。

2、准备励磁控制调节的量测设备，投入励磁操作电源。

3、励磁设置在手动调节位置。

4、在10.5KV发电机进线柜设置短路点(用铝板母线自制短路板)解除发电机差动保护出口连接片，投于信号位置。

5、投入临时的发电机转速测量装置，监视发电机转速(机械转速装置)6、手动开机使机组运行在空载状态发电机各部位温度正常，运转正常。