龙滩水电站一号机组启动试运行
试验情况综述
徐刚，谌德清
（龙滩水力发电厂，广西天峨 547300）
关键词：一号机组启动试运行
摘要：龙滩水电站一号水轮发电机组为世界首台700MW全空冷式机组，发电机额定容量达778MVA，首台机组启动试运行试验，是在电站上下游水位及水轮机试验水头均相对偏低的特殊工况下进行的。在启委会的统一领导下，经过启动试运行指挥部的精心组织工作和业主、监理、厂家设计及各参建单位的通力合作，历时17天，开停机21次。本文对试运行的情况和出现的问题作简要介绍，供同行参考。
0 前言
龙滩水电站一号水轮发电机组的安装，于2007年3月19日通过联合检查验收，并具备充水条件。2007年3月25日尾水管充水，2007年3月29日进水口充水，2007年4月1日首次开机到4月10日4时19分停机，成功地完成首台机组启动试运行大纲所确定的系统倒送电以前的水轮发电机组、主变、500kV挤包绝缘电缆、500kV GIS、出线场、公用设备等所有站内调试和试验工作。
首台机组充水启动试运行第一阶段试验任务为：流道充水、首次启动、空转试验、自动开停机、发电机升流升压、主变带开关站GIS升流升压等6个子项，按照试运行指挥部的统一布署，逐项进行了检查和验证试验。
1 充水试验
首台机组充水试验分为三个阶段进行即：尾水洞充水、尾水管充水及蜗壳充水。
1.1 充水试验前的准备及检查
首以台机组充水试验前，启动试运行指挥部组织龙滩公司、龙滩发电厂、各参建单位，按照启动试运行大纲的要求，对大坝进水口、尾水调压井、1#机组过流系统、水轮机、调速系统、发电机、励磁系统、电气一次、二次设备、油、气、水系统、厂房照明、暖通、空调、消防系统进行了认真检查，根据检查结果，满
足机组启动试运行的要求。
1.2 充水试验
1.2.1 1号尾水洞于2007年3月25日充水完成，经检查水工建筑物均正常。
1.2.2 1号机组尾水管于2007年3月25日16时36分进行充水，此时下游水位为216.5m，充水后检查，锥管进人门、测量表计、尾水管盘形阀等部位无渗漏，水工建筑物无渗漏，水工结构监测无异常情况。3月26日下午提起尾水管闸门并可靠锁定。
1.2.3 检修集水井深井泵排水试验，6台检修排水泵排水正常，满足排水要求，在排水过程中发现了三个检修集水井上部未连通导致另两个集水井不能正常排气、集水井水位浮子不能正确反应集水井水位、泵控阀操作几次后隔膜损坏等问题，通过在各井之间加设连通管、厂家调换泵控阀安装方向解决了排水试验中的问题，重新进行排水试验，各泵工作正常。
1.2.4 蜗壳充水时间为2007年3月29日，上游水位为319.34m，下午3点30分，提起进水口工作闸门充水阀对蜗壳进行充水，因上游水位较低，至晚7点半，压力钢管内压力充水至250m高程，因底孔弧门向下游泄水，上游水位降至充水阀以下，压力钢管内水位不见上升，关闭充水阀，停止向压力钢管内充水。至第二天早晨8点30分，压力钢管内水位下降17米，计算导叶漏水量为37升/秒。观察蜗壳进人门、蜗壳取水管、量测管路、顶盖及蜗壳进人门等无渗漏。3月30日上游水位上升后，下午再次对压力钢管进行充水，在前日充水的基础上一次性充水至压力钢管与上游平压，至晚上10点，压力钢管充水平压，检查蜗壳进人门、蜗壳盘形阀、顶盖、量测管路、伸缩节及水工建筑物无渗漏，水工结构变形观测未见异常。压力钢管充水成功。提起工作闸门至全开。在压力钢管充水完成后，进行了工作闸门静水中启闭试验，启门时间为18分钟，落门时间为3分36秒，满足设计要求。并进行了闸门的远方提升和落门试验，动作可靠。
2 机组技术供水系统调试
机组技术供水主水源取自蜗壳，对技术供水系统进行调试、检查，处理完成
了管路局部漏点，并对技术供水各自动化元件进行了调试和操作，流程运行正常。减压阀后压力调整为0.7MPa，流量调节至各示流信号器动作正常。
3. 机组首次启动试验
一号机组于4月1日下午16时首次进行启动试验，第一次机组开机滑行，经检查各部位无异常，再次启动机组至10%额定转速，发现碳刷架固定螺栓与补气管法兰有刮擦现象，将固定螺栓换向后增大螺栓与补气管法兰间的间隙，再次启动机组至10%额定转速，机组运转正常。
第二次启动机组，升速至50%额定转速，观察各部位无异常现象，继续升速至75%额定转速，机组运转正常。22时02分升速至额定转速，机组运转平稳。机组在额定转速运行时，上导摆度0.30mm，下导摆度0.40mm，水导摆度0.15mm，上机架水平振动0.07mm，顶盖水平振动0.03mm。机组首次启动成功。
4. 机组空转试验
4.1 第一次轴承温升试验
机组运行1h46min，推力瓦温稳定在59.5～63.3℃(13号瓦最低，14号瓦最高)，上导瓦温为33.5～37.9℃(11号瓦最低，14号瓦最高)，下导瓦温为28.8～34.5℃(6号瓦最低，8号瓦最高)，水导瓦温为52.8～65.2℃(7号瓦最低10号瓦最高)，水导瓦达到设计报警温度65℃，且温度一直有上升的趋势，汇报试运行指挥部后，于23时50分停机。
4.2 第二次轴承温升试验
在第一次轴承温升试验的结果上，根据厂家意见，将水导瓦总间隙由原来的0.70mm调整为0.80mm，上导瓦总间隙由原来的0.80mm缩小至0.60mm。4月4日下午14点35分再次启动机组进行瓦温检查，运行1小时50分后，水导瓦温仍继续上升，此时全部投入三组水导冷却器，但水导瓦温仍在升高，运行2h25min 后达到报警温度而停机。
4.3 第三次轴承温升试验
停机后将水导瓦总间隙调整至1.00mm，其余瓦间隙不变，同时，调整水导外
循环油泵油流量，从每台泵约190L/min，调整至约240L/min。4月6日9时25分再次开机，机组运行1h时23min，水导瓦温达到49℃后，投入水导外循环备用油泵，水导外循环油流量达到454 L/min，水导瓦温开始降低，运行3h35min，水导瓦温稳定在45.5℃，其余瓦温也基本稳定，轴承温升试验成功。
5 过速试验
5.1 试验时上游水位为318.5m，下游水位为223m，为保证试验水头且不影响向下游供水，冲砂底孔弧门只开启半孔。机组转速达100％n e时，导叶开度为23%；17时24分57秒开始升速，17时25分19秒升速至115% n e额定转速，电气115% n e转速接点动作，此时导叶开度为48.2%，继续将导叶开度达到100%，机组转速最高达到150.5% n e，电气150%过速接点动作，由于没有达到二级过速保护动作值，因此机械保护动作没有试验成功。
在过速试验过程中，蜗壳最大水压上升率为18%，尾水管进口最大真空度为-0.277MPa，机组上抬量为0.07mm。上机架水平振动0.21mm，下机架垂直振动0.09mm，顶盖水平振动0.45mm，定子机座水平振动0.07mm,上导摆度0.90mm，下导摆度1.30mm，水导摆度1.40mm。各轴承温度无异常升高。
5.2 过速试验后停机检查发现
5.2.1 转子上下转动挡风板与定子上下固定挡风板在过速时存在不同程度的磨擦现象。其中-Y方向固定挡风板磨损较为严重，个别挡风板被磨穿。
5.2.2 个别磁极键有松动现象。用12磅大锤对磁极键进行打紧，磁极键最大打紧量为1mm。打紧后，磁极与磁轭表面间隙靠右侧基本无间隙，靠左侧一般为0.3～0.5mm，少数磁极为0.8～1.0mm。
5.2.3 发现有20个主立筋与上磁轭挡风板径向焊缝存在一侧裂纹。
5.2.4 部分转子下压板移位，未复位。
5.2.5 1个转子磁极上转动挡风板有撕裂。
5.2.6 17个磁轭副键存在外移现象。
经分析：厂家设计计算认为，磁轭分离转速为140%，在150%转速时，转子
半径会增大约7mm，并且有1.5mm不可恢复，导致空气间隙变小1.5mm，实际变小值可能会更大，另外，磁极与磁轭之间单侧也有一部分间隙，造成了间隙再次减小，从而导致转动和固定挡风板磨擦。调整旋转转动挡风板，并更换有裂纹的挡风板，使静止间隙达到12mm，对定子挡风板磨擦部分进行修磨，去除炭化层，将碳粉清理干净后补刷9103漆，打紧磁极键，检查空气间隙值，检查后满足厂家要求。
对于主立筋与上磁轭挡风板径向存在一侧裂纹部位，因挡风板为三面焊接，不需要对其进行处理。
启动验收委员会现场研究认为，机组过速试验中出现的问题属设计范围内的正常情况，根据厂家意见对转动部件进行处理，并对机组进行全面联合检查后可以进行后续试验。
6 水导瓦温异常升高原因分析
机组第一次试运行未达到额定转速前，各部导轴承摆度正常，均在0.10mm 以内，随着机组转速逐渐趋于额定值，上、下导轴承摆度迅速递增，上升为0.40～0.50mm。从机组安装盘车测试的数据可以发现，上导轴承和发电机法兰盘车摆度均在0.10mm以下，水导轴承盘车摆度在0.35mm以下，也就是说机组轴线的自然姿态是旋转后，摆度应该是呈上小下大的规律，但额定转速运行时，当上、下导轴承瓦的温度稳定时(32℃左右)，水导摆度反而很小(0.07～0.08mm)，而上下导轴承摆度反而很大，这说明机组在额定转速下运行时，除了轴系与旋转中心有偏差而引起摆度增加外，还存在着某种干扰力，正是由于这个干扰力的存在，才导致了轴线不是按照自然姿态旋转。机组空转不加励磁时，干扰力只有水力、机械力和旋转部件与旋转中心的偏心，没有其他的力。从机组的安装记录分析，水轮机迷宫环间隙分配还是很均匀的，同时运行中水导的摆度不大，因此可以排除水力不平衡的影响。轴承间隙分配时，也是严格保证轴承中心与旋转中心同心，偏心值很小。因此干扰力主要还是来自机械方面。由于上、下导轴承离转子最近，转子的质量不平衡对导轴承摆度的影响最为直接，而转子的质量不平衡，在机组
安装中或多或少是客观存在的，由于现场没有做动平衡试验，因此还不知道转子质量不平衡的量到底有多大，只有通过做动平衡试验的方法，其不平衡的大小和方位才能加以确认，并通过加配重的方法加以修正。从出现的现象来看，轴系运行时出现上大下小的姿态，主要还是由于转子质量不平衡造成的，这一点，已在龙滩二号机组投入商业运行前动平衡试验得到验证，一号机和二号机试运行出现的缺陷现象是一致的，反过来已经证明一号机当初出现故障原因的判断是正确的。
第一次水导瓦温度过高时，上下导轴承瓦的温度稳定在32℃左右，按照一般规律，机组稳定运行时，导瓦温度大都在40～55℃之间，特别是上、下导轴承，润滑油的循环和冷却采用的又是内循环结构，其冷却和油循环效果，肯定不如外循环方式好，因此上、下导轴承瓦的温度较低这种现象是不正常的，说明机组运行中，瓦基本上受力很小，反过来又说明上、下导轴承间隙分配得过大，现场也证明了这一点，上下导轴承的总间隙实际按0.80mm分配，的确有些偏大。
按上面的分析，可以得到这样的推论：由于转子质量不平衡的影响，同时上、下导轴承总间隙过大，使得上、下导轴承摆度加大，超过允许值，由于水导轴承存在，限制了上、下导轴承摆度的进一步增大，所以机组运行时，主轴在水导部位将形成蹩劲，随着时间的延长，水导轴领与轴瓦由原来的油膜润滑变成半干摩擦状态，造成瓦温逐渐升高。从现象上说，瓦温升高也是不均匀的，最高最低相差14℃，说明主轴旋转的时候，总在水导的一个方向上蹩劲，这个方向可能就是转子质量不平衡的反方向。因此水导瓦温度过高的真正原因并不是因为水导瓦间隙过小和各瓦间隙分配不合理造成的，也不是由于水导轴承的油循环和冷却效果不佳造成的（经过与设计部门沟通，水导外循环油泵的单台输油量只要达到194L/min就能满足要求，实际上现场配置的油泵输油量为233L/min，超过设计值，因此冷却效果和循环动力是足够的），而是存在其他的干扰力。实际上，原设计的水导瓦总间隙（0.70mm）是合理的，只要没有其他的干扰力，从理论上说不会引起水导瓦温度过高，现场处理时，一直把矛盾的焦点放在增大水导瓦间隙
和增强冷却系统的效果上，还需要做进一步的探讨和研究。
7 变转速试验
由于试运行中水导瓦温异常升高，经分析认为主要原因是转子存在质量不平衡引起，因此安排了一次机组变转速试验，以此验证转子是否存在不平衡，试验工况是在机组空转不加励磁电流的情况下，机组在对应频率45HZ、47.5HZ、50HZ、52.5HZ、55HZ等5个转速下停留5分钟，分别测量上导摆度、下导摆度、上机架水平振动、下机架水平振动等参数，经试验发现，变转速试验中，随机组转速的逐步升高，上导、下导摆度及上机架水平振动均逐步增大。在45Hz时，上导摆度325 μm，上机架水平振动46μm。转速升高至55Hz，上导摆度426μm，上机架水平振动79μm。根据监测数据及上导摆度、下导摆度、上机架水平振动、下机架水平振动变化趋势图分析，除下机架水平振动随机组转数平方的关系不明显外，其余参数均随转数平方的变化有明显的上升趋势，机组存在着较大的不平衡量。下机架振动随机组转速平方变化不明显，原因是由于轴承间隙分配不是很合理，下导总间隙过大，造成主轴与轴承接触轻微，这一点还可从下导瓦温度较低看出来，因此下机架随转速平方变化，振动几乎不变是正常的。
8 变励磁试验
变励磁试验中，机组摆度变化很小，在100%Ue时上导摆度仅比空转时增加了50μm左右，增幅15%，下导摆度增加100μm，增幅20%。机架的水平振动增加也不大。但定子外壳水平振动则增加明显，无论是＋X方向还是－Y方向，其振幅均随励磁电压的增加而迅速增大，在励磁电压30%Ue以下，振动值不超过20μm，但励磁电压加到100%Ue后，振动值最大达到110μm，是空转时的5倍以上，已超出GB/T8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》中不大于30μm 的要求。可见机组存在着明显的磁力不平衡现象。根据现场考察，定子外壳的刚度较低，除下齿压板厚度为40mm外，其余各层水平环板和筋板厚度均为15mm，因此作者认为，由于机组运行中磁拉力不平衡的原因，造成定子铁心的振动，由于定子刚度太低，定子铁心的振动传给定子机座，进而引起机座振动过大。这是
一个带有普遍性的问题。龙滩二号机投入商业运行前亦做了机组变励磁试验，同样也发现存在类似现象，定子机座和定子铁心的水平振动均超过国家标准规定值。
9 变负荷试验
试验时，上游水位319.4m，下游水位222.3m。
从机组摆度来看，上导摆度在210MW～290MW之间有小幅度的升高，最大摆度490μm，其他负荷区间上导摆度在400～420μm。水导摆度有同样的趋势，在210MW～280MW负荷之间摆度较大，最大有350μm,在非振动区间水导摆度在150～200μm，但水导摆度在10MW～70MW的小负荷区间也较大，摆度值在300～320μm。而下导摆度在整个负荷区间保持在600～650μm，达到了下导间隙的75%以上。
振动方面，机架振动与负荷关系并不大，上机架水平振动在70～80μm，顶盖垂直振动整体也处于较小水平，100MW以下的小负荷区在60～70μm，随负荷升高而有所减少，到300MW以上的负荷时，振动值是25～35μm。定子外壳水平振动始终保持在100～110μm，不随负荷变化而变化，已超出国标不大于30μm的要求。
尾水压力脉动方面，测试时，机组运行水头为97m，在10～70MW小负荷运行时，尾水脉动在80～100kPa，超出运行水头的8%。随负荷升高，脉动值逐步降低，到300MW以上负荷时，水压脉动在30kPa以下。
作者简介：徐刚（1964－），男，山东高密人，高级工程师，主要从事水电建设和水电站的技术管理工作。
单位地址：广西壮族自治区，天峨县，塘英区
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