1、广西红水河桥巩水电站5#机组启动验收监理工作报告定稿广西红水河桥巩水电站5#机组启动验收监理工作报告武汉长科监理公司桥巩水电站监理部2009年6月审 定 ：赵交灵审 查 ：王 然编 辑 ：王 然 黄新明 李从华 陈新和 钱林甫 第一章 工程概况1.1 工程综述桥巩水电站工程是一座以发电为主，兼有航运等综合利用效益的大型水电站，枢纽布置从左到右分别布置有左岸接头土坝、左岸混凝土重力坝、船闸、发电厂房、泄水闸、右岸混凝土重力坝和右岸接头土坝。电站发电厂房全长229.7m，其中主机间长168.2m，安装间长61.5m。厂内安装8台单机容量为57MW的灯泡贯流式水轮发电机组。电站以220KV一级电压接
2、入广西电网，220KV出线3回。电站采用计算机监控，按无人值班（少人值守）设计。2008年7月27日桥巩水电站1#机组顺利通过72小时后并网发电后，3机组、2机组及4机组相继于2009年4月30日前投入电网正式运行。目前桥巩水电站5#水轮发电机组已安装完成，进入机组调试、试验及启动试运行阶段。桥巩水电站5#机组为东方电气集团东方电机有限公司生产的水轮发电机组灯泡贯流式机组,主轴支撑采用两支点双悬臂结构。1.2 水电站及水轮发电机组基本参数、数据、组成结构1.2.1 水电站数据 电站水位： 上游校核洪水位（P=0.1%） 97.90m 上游设计洪水位（P=1%） 93.15m 上游正常蓄水位 8
3、4.00 m 上游死水位(最低发电水位) 82.00 m 上游初期最低运行水位(约一年时间) 73.00 m 下游校核洪水位（P=0.1%） 97.17m 下游设计洪水位（P=1%） 92.58m 下游最低尾水位(最小通航流量Q=400 m3S) 11.40 m 电站水头最大毛水头 24.5 m最小毛水头 0.75 m加权平均水头 17.80 m枯水期加权平均水头(11月次年4月) 12.87 m汛期加权平均水头(5月10月) 16.35 m 水轮机水头最大水头 24.3 m最小水头 5.5m额定水头 13.8m 装机容量及机组台数单机容量 57MW装机台数 8台电站总装机 456MW 水轮机
4、安装高程机组转轮中心线高程 52.60 m1.2.2 水轮机基本参数 水轮机型号 GZ(758)-WP-740 水轮机转轮直径 7.4 m 转轮叶片数 5 水轮机额定出力 58.5MW 水轮机最大出力 63.555MW 最大水头 24.3 m 加权平均水头 17.8 m 额定水头 13.8 m最小水头 5.5 m 额定转速 83.3rmin 额定流量 466.96m3S 飞逸转速： 协联工况 200rmin 非协联工况 265rmin 吸出高度 - 13.24 m 最大轴向水推力不大于(正反向) 10400KN 机组旋转方向： 从上游向下游方向看 顺时针旋转1.2.3 发电机基本参数额定电压
5、Un = 10.5 kV 额定电流 ln = 3407 A额定容量 Sn = 61.956 MVA额定功率 Pn = 57 MW额定功率因数 cosn =0.92(滞后)额定频率 fn = 50Hz额定励磁电压 Ufn = 390 V 额定励磁电流 Ifn = 980 A空载励磁电压 Ufo = 151V 空载励磁电流 Ifo = 541A 纵轴同步电抗Xd 1.006%纵轴瞬变电抗Xd 0.2808%纵轴超瞬变电抗Xd” 0.25%横轴同步电抗(Xq)(不饱和) 0.6112 %横轴超瞬变电抗(Xq”)(不饱和) 0.288 %纵轴暂态开路时间常数Td0 3.733s纵轴暂态短路时间常数Td
6、 1.042s纵轴次暂态短路时间常数Td” 0.0555s横轴次暂态短路时间常数Tq” 0.0641s定子电阻ra(75) 0.0086转子电阻Rf(75) 0.346 _转子电感Lf(75) 1.288H1.2.3.1 发电机基本规格 型号 SFWG57-729000 额定功率 5761.96MWMVA 额定电压 10.5KV 额定电流 3407A 额定功率因素 0.92 额定频率 50HZ 相数 3 额定转速 83.33 rmin 飞逸转速 265 rmin 励磁方式 静止可控硅自并励 绝缘等级 F级 旋转方向 从上游向下游侧看为顺时针1.2.3.2 主要技术参数短路比 fk01.1纵轴瞬
7、变电抗 Xd1 PU纵轴瞬变电抗 X，d1 PU纵轴超瞬变电抗 X，d1 PU在空载额定电压和额定频率时，发电机七电压波形畸变率不超过5%；在空载额定电压和额定转速时，线电压的电话谐波因素不超过1.5%。发电机效率 98.22%转动惯量GD2 8145t- m21.2.4水轮发电机组结构概述1.2.4.1水轮机结构概述本电站水轮机主要由以下主要部分组成：预埋件部分、埋入部分装配、导水机构装配、转轮装配、轴承装配、主轴密封装配、主轴装、受油器装配、按力器安装、重力油箱系统、机组内油水气管路布置、测量仪表管路系统、地板扶梯装配、安装工具、集油装置等。a: 预埋件部分 预埋件部分包括尾水管、拉锚及垫
8、板等，尾水管沿流道方向分为4段，每段分成4瓣，厂内焊接成瓣并对尾水管进行预装，其中仅尾水管前段带有环形法兰和分半法兰，工地安装时组圆并焊接。尾水管前段正下方设有尾水管进人门。b: 埋入部分装配埋入部分装配包括座环（管型座）、流道钢衬及其拉锚等。座环分为内环、外环、上支柱、下支柱。其中座环内环分为两瓣，座环外环分为4瓣，在座环的下支柱上设有一个进人门。c: 导水机构装配导水机构装配包括导叶内环、外环、导叶、控制环、连杆机构、转轮室及伸缩节等。在导叶上轴颈处和导叶连杆机构中均设有可自动调心的自润滑向心关节轴承，在导叶下轴颈处设有复合材料轴套，导水机构的导叶保护装置采用间隔布置的弹簧安全连杆结构。导
9、水机构设有重锤装置，当接力器的操作油压过低时，重锤装置产生的力矩可使导叶自动关闭以保证机组的安全；另外还设有液压锁锭装置，当机组停机检修时可自动、手动投入锁锭，以确保安全。在转轮室与尾水管之间设有补偿节。d: 主轴装配主轴装配包括主轴及操作油管等。水轮机与电机共用一根轴，主轴带有电机的正反推力镜板面，主轴为整锻结构，主轴两端的法兰分别与电机的转子和水轮机转轮采用螺栓联接。e: 转轮装配转轮装配包括转轮体、叶片、叶片轴、转臂、接力器缸、接力器缸盖、活塞轴、连接体、泄水锥等。转轮为缸动结构，接力器缸布置在转轮中心线的下游侧。转轮有5个叶片，转轮叶片由奥地利VA公司制造，叶片材料为铸钢ZG06Cr1
10、3Ni4M0，转轮体整铸而成，材料为铸钢20MnSi。f: 主轴密封主轴密封由检修密封和工作密封组成。工作密封采用间隙密封加径向密封的组合形式，检修密封为空气围带式密封。g: 轴承装配水轮机导轴承采用径向分半卧式的筒式轴承结构,该轴承为重载静压启动轴承,机组在起动及停机过程中由高压油系统将机组的转动部分顶起。机组正常运行时，轴承供油循环方式为：高位油箱水导轴承油冷却器低位油箱油冷却器高位油箱。h: 受油器受油器采用浮动瓦结构。i: 重力油箱系统重力油箱系统由高位油箱、低位油箱、轮毂高位油箱及管路组成。重力油从高位油箱流下对水导轴承进行润滑，润滑油从轴承中自动排出流入低位油箱，安装于管路中的冷却
11、器对热油进行冷却，低位油箱向高位油箱供油。j: 导叶接力器导叶接力器为直缸摇摆式，竖直布置在导水机构下方。接力器的直径为480mm，接力器行程为1840 mm，在接力器的关闭段设有慢关闭装置。k: 扶梯栏杆机组水轮机侧除在机组内设有扶梯和平台外,还在机组外的转轮室处设有可供检修、巡视导水机构和接力器的扶梯栏杆和平台。1.2.4.2发电机结构概述a: 发电机采用水平灯泡式布置方式正、反推力轴承位于转子的下游侧，整个机组设两个卧式径向轴承，其中发电机径向轴承位于转子与正向推力轴承之间。发电机采用带鼓风机的强迫空冷冷却方式。b: 定子机座采用钢板焊接结构，厂内叠片下线，整体运输 定子铁芯采用0.5m
12、m厚的优质低损耗硅钢片迭压而成，铁芯全长1470mm，全圆由41片迭成，内径8520 mm，外径9000 mm。c: 转子转子支架为圆盘式钢板焊接结构。磁轭分5段由优质厚钢板焊接而成。支架中心体直接与水轮机主轴法兰相接，利用8-105195销套传递扭矩。转子支架整体运输到工地，现场挂装磁极，磁极采用螺栓把合的方式固定在转子支架上。d: 组合轴承发电机设组合式正、反向推力轴承和分块瓦卧式径向轴承。轴承推力负荷和径向负荷由轴承支架传递到水轮机座环上。轴承支架为整体焊接结构。正、反向推力瓦和径向瓦由同一轴承支架支撑。正、反向推力瓦各16块，采用支柱螺丝支承的可调瓦结构。径向轴承采用分块瓦线支撑结构，
13、轴颈直径2340 mm，上部设6块工作瓦，下部设两块辅助瓦。主轴本体作正、反推力轴承镜板和卧式轴承轴颈。e: 通风及冷却系统 发电机采用密闭强迫自循环混合式通风系统。冷却系统为一次水循环方式。f: 锥体锥体上部设有进人筒，上游侧与 灯泡头把合，下游侧与定子机座把合，锥体内部放置空气冷却器等部件，下部设有排水孔。 g: 支撑 在发电机灯泡体下部靠定子机座上游侧设有两个垂直支撑，两个垂直支撑相距12o，轴线指向灯泡体圆心。在锥体上游侧左右两边各设一个水平支撑。h: 制动装置在转子上游侧之定子内支撑支架上装设有10个 160的气压复位式制动器，制动瓦采用非金属无石棉无粉尘材料。i: 封水盖板和进人筒
14、 封水盖板和进人筒均由钢板焊接而成。盖板与基础之间用橡胶板密封，盖板与进人筒之间采用两道橡胶圆条密封。j: 灭火 在发电机定子线圈上、下游侧端部设有水灭火环管，并采用水雾灭火方式。k: 加热装置 在定子上游侧设有6个容量为2KW的电加热装置。l: 测温装置在发电机定子线圈层间及槽底埋设有电阻测温线圈48个，在发电机正、反向推力轴承、径向轴承及空气冷却器处均设有测温元件或温度信号装置。m: 锁锭装置在发电机转子靠上游侧处设有机械锁锭装置。n: 防油雾装置在发电机组合轴承系统中设有吸排油雾机，以完成油气分离。1.2.6 电气设备采用计算机监控，按无人值班（少人值守）设计。发电机机端电压为10.5k
15、V，发电机出口装设发电机专用真空断路器柜，主接线采用两机一变扩大单元接线方式。发电机母线采用共箱母线、离相母线与3#主变压器连接，由开关站220kV出线并网。1.3 工程合同项目及工作内容工程合同项目：机电设备的安装、调试、现场试验、验收、维护保修、移交和进行联合试运行。1.3.1. 5#机组主要安装工程项目(1) 水轮发电机组安装；(2) 水力机械辅助设备安装；(3) 消防水系统安装；(4) 共箱母线及发电机电压配电设备安装；(5) 电缆及电缆支（桥）架；(6) 过电压防护及接地装置；(7) 电气试验；(8) 计算机监控、保护、故障录波、表计测量；(9) 3#主变压器、3#离相封闭母线发电机
16、电压配电设备安装。1.3.2 工作内容(1) 进行上述项目的安装、调试、维护、保修、交接验收，水轮发电机组的72h试运行；进行竣工验收；(2) 3#主变压器及机电安装过程中所有的机电设备根据规范必须要做的各种试验；(3) 火灾报警系统和电气消防的安装工作；(4) 主要机电设备的出厂验收。1.3.3 水轮发电机组安装检查及试验项目水轮机尾水管安装及尺寸检查、埋件安装等；(1) 管型座安装及尺寸检查；(2) 主轴及水导轴承安装及尺寸检查；(3) 导水机构安装及尺寸检查；(4) 转轮安装及尺寸检查；(5) 主轴安装、主轴密封及间隙检查；(6) 接力器安装检查；(7) 浆叶接力器行程与导叶接力器行程关
17、系曲线检查、调速器回复机构及行程传感器检查；调速器及操作系统(8) 压油罐耐压试验；(9) 油压装置动作试验；(10) 调速系统模拟动作试验；(11) 调速系统最低油压动作试验。水轮发电机(12) 定子安装总体试验及检查；(13) 定子耐压试验；(14) 转子总体检查；(15) 转子耐压试验；(16) 组合轴承安装检查；(17) 制动系统动作试验；(18) 各部空气间隙检查；(19) 轴承绝缘电阻检查；(20) 冷却系统检查；励磁装置检查项目(21) 盘柜安装情况的检查；(22) 绝缘电阻检查；(23) 系统或分部耐压试验；(24) 各基本单元及辅助单元的静态特性试验及总体静态特性试验。1.3
18、.4 电气设备试验项目电气试验项目主要按国家、部颁标准及业主与厂家签订的技术规范进行，拟投入的主要电气试验设备见主要施工设备配置；主要电气试验项目如下：（1）3主变压器及3#离相封闭母线；5#机励磁变压器、发电机出口断路器柜及发电机配电装置、共箱封闭母线等绝缘及交直流泄漏及耐压试验。（2）3#主变压器的局部放电试验；测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻；测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比；测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tg。（3）绝缘油试验。（4）电力变压器、高压电力电缆的直流泄漏试验。（5）电力变压器套管的介质损失角试验。（6）电力变压架空线路的冲击试验。（7）断
19、路器、隔离开关、接地开关、控制装置的操作试验。（8）变压器无载分接头开关及变比试验。（9）避雷器电导电流及工频放电电压试验。（10）各项设备的接线相位。（11）其它附属设备试验。（12）控制保护设备、励磁系统设备连同所连接电缆及二次回路的绝缘电阻测量。（13）控制保护设备动作正确性检查试验。（14）励磁系统各基本单元的静态特性及总体性试验。（15）定子、转子耐压试验。(16) 定子直流电阻测试、电容测试、电晕测试。（17）转子磁极绝缘电阻测试、直流电阻测试、电容测试。（18）转子引线与集电环绝缘电阻测试、交流耐压试验。（19）调速器系统静特性试验及参数整定。（20）测量1000V以上电压互感器
20、的空载电流和励磁特性。（21）检查互感器变比。（22）检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性。（23）测量断路器的分、合闸时间。（24）测量断路器主、辅触头分、合闸的同期性及配合时间。（25）测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻。（26）断路器操动机构的试验。（27）机组起动调试试验项目。（28）机组并网甩负荷试验。第二章 3主变压器及其5#机电设备安装及质量情况 2.1 3主变压器安装、调试、试验及试运行3#主变压器于2009年1月91月12日完成安装，由于厂家无油变压器抽真空于1月13日注氮气。2月25日来油送检合格后，26日开始抽真空于28日注油。5月5日七局对主变压器做常
21、规试验合格，15日广西中试院对主变压器做局部放电和感应耐压试验，19日对主变做绕组变形试验，均合格。6月911日主变压器保护装置校验及调试工作完成，13日保护联动试验（分QF2003、QF923、QF905、QF906）工作完成，保护动作正常，19日按中调下发的3#主变压器保护定值通知单完成保护定值整定，20日13点20分对主变压器进行5次冲击试验，14点15分结束，3主变并网运行，6月21日14：45分主变及其相关设备带电通过24小时试运行。2.2 水轮发电机组安装2.2.1 概况5#机组由东方电机股份有限公司生产，是桥巩水电站计划的第三台投产发电机组，单机容量为57MW，机组主轴支撑采用两
22、支点双悬臂结构。2.2.2 水轮发电机组安装及质量情况2.2.2.1 尾水管安装尾水管安装工作自2006年11月7日开始至2006年12月20日完成。安装检测了6项指标，全部合格，其中主要检查项目达到优良标准。2.2.2.2 管型座安装管型座于2009年2月12日通过验收，管型座安装共检测了6个项目，全部合格，其中主要检查项目达到优良标准，且多项指标优于质量标准。2.2.2.3 导水机构安装导水机构内环和外环分别在安装间组合成整体后，插入导叶、初步调整测量导叶端面间隙。导水机构吊入机坑后与管型座连接，然后调整导叶立面间隙，局部最大间隙0.2mm，其长度小于导叶高度的25%，符合设计要求。导水机
23、构的全部验收工作于2009年5月22日完成，共检测5项指标，各部尺寸、中心及方位、法兰垂直及平面度等均符合验收规范要求，但根据监理抽查结果显示：Y方向（8#、9#导叶）与外环密封面的端面间隙偏小，8#导叶的端面间隙最小为0.25mm，9#导叶的端面间隙最小为0.35mm，均小于设计值0.71.5 mm，且大部分叶片的总间隙均小于设计总间隙。由于发电工期紧张，处理导叶端面间隙已没有过多时间，故8#、9#导叶端面间隙偏小是否会影响导叶关闭，有待机组开停机时加强观察。2.2.2.4 水轮机轴承安装转子吊装完成后，在安装推力轴承前对主轴水平进行测量，主轴水平度为0.02mm/m，下游侧高于上游侧。水导
24、轴承为筒式结构，制造厂研括后到货。现场实测值为0.65mm，符合设计要求。水轮机轴承安装共检测了6项指标，全部达到优良标准。2.2.2.5 水轮机主轴及转轮安装水轮机主轴吊入管型座内，调整主轴水平、中心，其水平中心满足厂家图纸要求。转轮叶片按厂家安装要求在机坑内进行组装。转轮安装完成后，测量转轮与转轮室间隙。转轮与转轮室设计间隙为4.9255.625mm。实测最小间隙在-Y方向，间隙为2.5 mm，最大间隙在+Y方向为5.3 mm，满足贯流机组间隙分布要求。但小于设计值，有待机组运行后观测。水轮机主轴及转轮安装共检测了6项指标，全部达到优良标准。2.2.2.6 发电机轴瓦及轴承安装发电机正向推
25、力瓦与镜板间隙为0，反向推力瓦与镜板间隙为1mm，符合要求。2.2.2.7 发电机转子组装与安装发电机转子支架为圆盘式钢焊接结构，磁轭分5段由优质厚钢板焊接而成，现场挂装磁极。磁极挂装完成后，对转子圆度和磁极中心高差进行了测量，检查结果：转子圆度满足规范要求，磁极中心高差最大相差。转子与主轴把合后，测量了主轴正反推力镜板垂直度，上游镜板垂直度为0.01mm，下游镜板垂直度为00.02mm。符合厂家设计要求。2.2.2.8 灯泡头组装与锥体安装灯泡头为两瓣到货，现场组装。锥体为厂内组装整体到货。2.2.2.9 定子安装定子为整体到货，吊入安装间后于09年5月14日测试三相绝缘，结果如下：表1 定
26、子到货后定子绝缘电阻测试值5月14日 (2500V电动摇表，M) 温度：20 0C 湿度：70%相别15秒60秒吸收比A14499762.17A243911252.56B14269792.30B247310892.30C146310872.35C246610722.30绝缘电阻和吸收比符合规程要求后对定子进行交接试验，定子交接试验于5月18日上午进行。表2 定子到货交接试验前定子绝缘电阻测试值5月18日 (2500V电动摇表，M) 温度：24 0C 湿度：75%相别15秒60秒10分钟吸收比极化指A相1633485972.131.66B相159.73175702.171.63C相161.535
27、76132.171.67定子直流电阻和绝缘电阻测试合格后，定子进行直流耐压及泄漏试验，试验电压按厂家传真件35kV进行，A相、C相35kV试验电压通过，B相电压升到15kV时，泄漏电流上升，判断绝缘有问题，试验停止。随后将两分支分别做，其中一分支35kV试验耐压通过而另一分支泄漏电流上升试验未通过， 19日利用业主试验设备进行该段分支试验，找到故障线棒点，东电对该故障线棒进行处理，完工后6月2日进行定子试验。但在试验过程中，又出现A相电压在31.5kV30秒时下层线棒击穿，11点30分找到故障点，开始对定子另一处线棒进行绝缘处理，定子线棒绝缘处理工作于6月6日结束，晚8点对定子进行整体交接试验
28、。表3 定子故障第一次处理后绝缘电阻测试值6月2日 (2500V电动摇表，M) 温度：25 0C 湿度：75%相别15秒60秒10分钟吸收比极化指A相164.63285181.991.58B相149.43034842.031.58C相152.83205332.091.67表4 定子故障第二次处理后绝缘电阻测试值6月6日 (2500V电动摇表，M) 温度：25 0C 湿度：75%相别15秒60秒10分钟吸收比极化指A相189.54066932.171.7B相192.73826531.981.7C相195.44027092.051.76直流耐压和泄漏试验31.5kv通过，交流耐压19.2kV1分钟
29、通过，试验合格，符合国家标准及设计要求。5月7日上午移交安装单位。5月9日定子吊入机坑。安装完成后，23日安装单位对发电机空气间隙进行检查查，最大值为10.16 mm，最小值为8.22 mm，监理抽查了20%的测点，最大值为10.04 mm，最小值为8.34 mm，与安装单位的检查结果接近。空气间隙设计值为9mm。安装结果满足规范要求。2.2.2.10 附件及操作机构、管道安装发电机封水盖板、进入筒、地极扶梯、大轴护筒、水平支撑及垂直支撑等附件及操作机构安装、机组管路安装符合要求。2.2.2.11 发电机总体安装发电机总体安装质量符合规范要求。挡风板与转子径向、轴向间隙符合制造厂要求。2.2.2.12发电机电气部分检查和试验定子线棒经处理后符合规范要求。水轮发电机各设备绝缘电阻值结果均符合质量标准；定子绕组的整体电气试验，转子组装前的交流耐压试验和绝缘电阻试验、直流电组值、交流阻抗值试验结果均符合规范标准及设计要求。2.2.2.13 油压装置安装及调试油压装置集油槽、压油槽的中心及高程以及集油槽水平度、压油槽垂直度符合规范要求；油压装置压力整定值符合设计要求；油泵试运转正常；调速系统油质化验报告，符合规定要求。油压装置安装共检测8项指标，全部合格，主要检查项目达到优良标准。2.3 公用辅助设备安装、
