海外水電工程調試試運行問題分析

李 鄭

（中國水利水電第十四工程局有限公司，云南 昆明 650032）

1 概述

Coca Codo Sinclair科卡科多辛克雷（簡稱CCS）水電工程位于南美洲厄瓜多爾國東北部Napo省與Sucumbios省交界處，首部樞紐位于Quijos和Salado兩河交匯處下游，距首都基多公路里程約130 km。CCS工程屬EPC項目，業主方為科卡科多辛克雷水電股份有限公司；承包方為CCS聯營體（由中國水利水電建設集團國際公司與中水第十四工程局有限公司組成），總投資約20億美元，其中，進出口銀行貸款95%，科卡科多辛克雷水電股份有限公司出資5%，通過厄瓜多爾國政府擔保，并提供相關的土地及水力資源；工程由CCS聯營體承攬電站設計、進口成套設備及材料供應，中水第十四工程局有限公司全面負責電站土建工程施工、金結及機電設備安裝調試試運行與代運行培訓，最終移交業主商業運行整個過程的服務等一系列具體實施工作，聯營體對承包工程的質量、安全、工期、造價全面負責。

水電站工程由首部樞紐、輸水隧洞、調蓄水庫、壓力管道、地下廠房、進廠交通洞及500 kV電纜洞、地面控制樓、地面出線場等組成。

地下廠房安裝8臺單機容量為205 MVA的水斗式水輪發電機組及其附屬設備（包括調速器、勵磁系統、進水球閥等），總裝機為1 640 MVA/1 500 MW。CCS水電站系目前世界單機容量第3大的六噴六折沖擊式水輪機組。主變洞內安裝有25臺單相變壓器(69 MVA)（1臺為備用）及500 kVGIS等設備。電氣主接線發電機側的接線為發電機-主變壓器單元接線，發電機回路均設置有發電機斷路器，發電機出線電壓13.8 kV；8臺發電機通過13.8 kV離相封閉母線連接8組升壓主變壓器。主變高壓側通過500 kVGIS管道母線引至主變室上方的SF6開關站。500 kVGIS設備采用雙母線接線，包括8個進線間隔，2個出線間隔。2條500kV電纜出線回路由電纜洞引至500kV地面出線場。其主接線簡如圖1所示。

2 調試試運行中所遇到幾個問題及工程措施

CCS電站機電安裝工程建設過程中，具體安裝、調試試運行期間，遇到的一些技術問題，原因分析及相應的工程措施如下：

2.1 施工工藝不當或環境不佳造成有效工期減少

問題之1：轉子引線至滑環轉彎處，引線絕緣未包扎墊襯好，干燥后不起作用，用250 V絕緣表，測得80 kΩ的電阻電壓上不來，只有重新進行引線絕緣包扎處理。

問題之2：因絕緣低，經過處理后的轉子引線至集電環固定轉彎處---余留部分過長（圖2），存在安全隱患。在首次手動啟動機組，轉速在95%～100%額定轉速之間，離心力引起過長的引線銅板拉長而碰到碳刷架冒煙，造成停機。重新處理，耽誤了有效工期，處理后見圖3。

圖2 引線整改前

圖3 引線整改后

問題之3：機組轉子碳刷架擋板(玻璃缸材料)絕緣受潮處理，一旦停機1周（因洞內平均溫度22℃，平均濕度90%），此玻璃缸擋板就受潮，絕緣較低，用250 V絕緣表，測得130 kΩ的電阻電壓上不來。采取除濕措施，用330 W110 V/60 Hz的除濕劑2個各放在罩子里兩側，罩子上用篷布覆蓋保溫，加熱12 h，檢測轉子碳刷架擋板絕緣電阻由0.13 MΩ上升至2 MΩ。絕緣電阻明顯提高，可以開機進行后續相關電氣試驗工作，如圖4。

2.2 咨詢批準的保護整定值，合理性不妥

（1）4號機組勵磁變殘余過電流保護誤動

4號發電機在做零起升壓中，升至110%U時，殘余過電流保護Ⅰ段動作跳滅磁開關。一般情況，變壓器殘余過流保護Ⅰ段啟動值設定(10～25)%額定電流，后經觀察，此電流飄移。

表1 原定值表

說明：原保護定值報經咨詢業主批復過，后經多次開機至空載態時，多次觀察，殘余電流飄移，變化范圍0.16～13.8 A。原因：①勵磁整流產生高次諧波致使三相電流不平衡所致；②多根電流并聯后分流系數不一致所致；③同期并網后，此電流波幅較小，僅最大0.2 A。

最后給出處理措施,把原定值15%IB改至25%IB，時限由原來的0.1 s改為0.5 s，試驗升至120%U時，沒有動作，試驗順利完成。

（2）經咨詢批準的保護定值清單中，保護邏輯由跳閘改為報警信號

表2 低電壓保護定值表

經與咨詢商討后，將原來的低電壓保護（95%Ue,延時2.5）改為（低電壓保護95%Ue,延時2.5+判電流50%Ie）跳閘，最后確定修改為只發送報警信號至監控和故障錄波，不跳閘，同時低電壓定值由95%修改為90%。

（3）增加發電機出口斷路器失靈保護50BF功能限時0.3 s，一段(0.15 s)動作于重跳出口GCB，二段(0.25 s)動作于跳主變高壓側斷路器TCB、廠高變低壓側斷路器。

（4）500 kV設備受電時，同期無壓合閘閉鎖

500 kV系統由電網倒送電過來時，由線路經500 kV出線場-500 kV高壓電纜-500 kV GISⅠ-500 kV GISⅡ母-變壓器高壓側，感應懸浮電壓逐漸抬高。

同期無壓合閘閉鎖原整定值5%，在500 kV線路Ⅰ，合閘時能合上（實測值為2.8%），但在500 kV GISⅠ母帶電后，用母聯開關對500 kV GISⅡ母充電時，無壓合閘不能合閘，經檢測感應懸浮電壓為8.7%～10.0%，經指揮部討論后，將同期無壓合閘閉鎖定值改為10%，監控合母聯開關對500 kV GISⅡ母充電，合閘成功，電壓幅值、相角、相位正確。再利用1號主變高壓側開關對主變充擊受電前，檢查同期無壓合閘閉鎖電壓高達13%，后將定值改為15%后，才能合閘成功。

隨著帶電設備的增加，感應懸浮電壓逐漸抬高，對開關無壓合閘的閉鎖電壓設定值也要隨之提高。在我國的某些水電站，也都有類似的情況，隨著受電支路數的增加，感應懸浮電勢也逐漸增加，當然各電站不完全相同，有的感應懸浮電勢最高達額定電壓30%，只有把無壓合閘的閉鎖電壓設定值改為大于感應懸浮電勢，所受電的高壓配電設備才能進行無壓合閘受電試驗。

2.3 設計制造存在的缺陷

在技術供水系統調試時，軟啟動器 (參數ATS22C21S6)啟動后僅150 s過熱保護動作跳閘，不能持續進行試驗。水泵配套的電機容量：132 kW480 V60 Hz190 A，經過指揮部同意，采取切實可行有效的應對措施，將電機進線開關改為旁路開關（因軟啟容量偏小，啟動30 s后延時手動投入旁路開關）可保證電機正常連續運行，進行后續機組啟動調試試驗。詳見原來的接線圖5（空開為電源開關）和電源空開改為旁路開關圖6。

圖5 原來的接線

圖6 電源空開改為旁路開關

改為旁路開關僅僅是滿足調試期間的試驗，不耽誤試驗進度，保證了下一步試驗的有序進行。后要求廠家把軟啟動器的容量增大，由原來的ATS22C21S6210A，280V-600V， 更 換 為ATS22C21S6 320 A，280 V-600 V。再把旁路開關改為電源開關，即恢復原來的接線。經過試驗，滿足現地啟動及遠方自動啟停水泵，即機組正常自動啟、停機聯動技術供水泵啟停的要求。

2.4 設備帶電運行后異常聲的監聽與判斷

3號主變投運幾天后，A相上方有“吱吱-嗡嗡”的持續聲，響聲與BC相不同，在主變沖擊受電時，沒有此聲音，運行一段時間后，才有此聲音，用螺絲刀碰到下部側面外殼傾聽主變內部本體無放電聲（運行聲正常）。待試驗完成后，將主變退出運行，轉檢修態，爬上主變檢查，發現主變上方儲油箱上名牌固定螺絲有3顆未上緊而引起顫抖聲音，把固定螺絲都上緊，由檢修轉運行后，無“吱吱-嗡嗡”的持續異常聲。

3 結語

總之，對于任何一個水電工程，在實施安裝、調試試運行的各個環節中，都會遇到各式各樣的技術問題，有的是施工方的，有的是設備制造供貨方的，有的是設計方，有的是業主咨詢方的等等；有的是罕見的，有的是意外的，特別是在CCS，處在厄瓜多爾國的政治任務和電站特殊惡劣環境條件下，工期緊，任務重，我們在具體實施的過程中，一定要克服施工中的各種困難或惡劣環境，嚴把質量關，采取切實可行有效的調試試驗方法及精良的試驗程序與應急措施，認真思考，大膽探索與實踐，調試試驗中要認真巡查、監視、監聽設備帶電情況，遇到的技術問題在關鍵時候才會盡快有效解決的，并能從中得到極大的收益和經驗。

按照業主合同要求，CCS電站首批機組（1～4號）于2016年6月底前，必須移交業主進入商業運行，這些問題的及時解決，保證了1～4號機組于2016年5月上旬提前順利投產發電進入商業運行期，5～8號機組于當地時間2016年11月18日投產發電，水電工程各系統設備至今運行良好，給CCS國家電網輸送出大量電能，得到了CCS國家領導人的好評。

[1]DL/T 507-2014水輪發電機組啟動試驗規程[S].

[2]黃河勘測規劃設計有限公司.厄瓜多爾CCS水電站項目基礎設計階段水力機械及電氣設備報告[R].

[3]CCS水電站發變組保護設定計算書[Z].