水轮发电机组大修后有关调整试验

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水轮发电机组升流升压试验及注意事项探析

水轮发电机组升流升压试验及注意事项探析

水轮发电机组升流升压试验及注意事项探析摘要:近年来,我国对电能的需求不断增加,水力发电项目建设越来越多。

新安装发电机组或者发电机组大修后,需要进行短路升流试验,通过对发电机、母线一次设备升流,检查发电机主回路CT二次接线的正确性。

本文首先分析了发电机及发电机带变压器升流试验,其次探讨了水轮发电机存在的主要问题,最后就水轮发电机组升流升压试验进行研究,以供参考。

关键词:水轮发电机;变压器;升流升压试验引言水轮发电机租工程是电力传输的主要通道,随着新基建的快速发展,500kV 并联电抗器(简称“高抗”)数量越来越多,非常有必要对高抗现场升压试验方法开展研究。

为了解决线路高抗现场升压试验所需补偿电容器多、试验场地大、运输不方便、试验成本高的情况。

发电机升流短路点设在发电机出口,装设封闭母线专用短路试验及接地装置,用他励电源逐渐升流,检查短路范围内的 CT 二次回路、表计及保护的正确性,录制发电机短路特性曲线的同时测额定电流下的轴电压。

1发电机及发电机带变压器升流试验通过发电机纵差动保护采样值和差动流量值的检查,机组检查障碍记录仪的采样值,测量发电机额定电流的轴电压,检查发电机端部和中性点、变压器、励磁变量和高压装置变量一次和二次电流系统的完整性;水电站发电机的出口电流变压器直接安装在发电机出线口闭合母线的瓷套上,所以没有发电机与电流互感器隔离,只能通过零升程电流测试检查变压器、发电机和高压变压器二次电流系统的正确性。

通过一次或多次向上流动测试验证发电机差动保护和变压器检查差动保护和母差动保护CT接线是否正确,检查设备是否正确有一个取货点。

2水轮发电机存在的主要问题(1)发电机通风冷却效果差。

电站机组投产后,发电机发热量较大,发电机空冷器平均出风量远低于设计值,导致发电机各部温度较高,发电机无法长时间带满负荷运行。

发电机原通风系统为旋转无风扇固定挡板式结构,为了解决发电机冷却风量不足的问题,电站对原有通风系统进行了多次技改。

浅谈水轮发电机组的轴线调整

浅谈水轮发电机组的轴线调整

浅谈水轮发电机组的轴线调整一、前言水轮发电机组轴线调整通常一般意义叫做盘车,是发电机组轴线调整质量的好与否,直接影响发电机组大修的质量,同时对发电机组的正常运行造成严重的影响,所以立轴式水轮发电机组轴线调整显得尤为重要。

二、立轴式水轮发电机组轴线盘车的应用条件1、弹性盘车必须在弹性油箱受力调整合格后进行,否则会造成盘车摆度假象。

为避免主轴倾斜弹性盘车应布置二部瓦。

因上导及下导距离较近(3.6米),顶落转子时,容易导致转动部件倾斜,故采用上导瓦和水导瓦(间距7.69米)间隙调整在0.03~0.05mm的方法,使转动部件处于强迫垂直状态。

2、检查各固定部件与转动部件的间隙,保证内部无杂物遗留。

发电机定转子间隙用白布带拉一圈。

水轮机转轮四周用塞尺检查。

三、立轴式水轮发电机组轴线盘车的应用过程1、固定部件同心度测量用球心器、内径千分尺、加长杆、钢琴线、重锤、油桶、透平油等测量固定部件同心度。

测量结果符合《水轮发电机组安装技术规范GB8564-2003》和ALSTOM相关标准。

2、上机架水平度测量调整(一)测量数据《水轮发电机组安装技术规范GB8564-2003》规定“对于不可调式无支柱螺钉支撑的弹性油箱推力轴承和多弹簧支撑结构的推力轴承的机架的水平偏差不应大于0.02mm/m。

(二)弹性油箱支撑件水平度测量调整推力瓦厚度测量调整,允许误差范围0.02~0.05mm。

推力瓦支柱高度测量调整,允许误差范围0.02~0.05mm。

推力瓦支柱相对高度测量(推力瓦装前),允许范围0.02~0.05mm。

镜板预装,测量镜板水平,允许误差范围0.02~0.05mm。

卡环厚度测量,允许误差范围0.02~0.05mm。

回装上导瓦架、上导瓦、水导瓦,上导推力充油至上导瓦架高度。

(三)转动部件推中心启动推力循环油泵和注油泵,将转动部件尽可能推至机组中心处位置,使空气间隙均匀。

在转动部件推中心过程中,因弹性油箱变形(详见弹性油箱结构图)导致在上导处推动转动部件时,转动部件未能整体移动,而是上导的推动量转换成弹性油箱的变形量。

水轮发电机组大修质量标准

水轮发电机组大修质量标准

机组大修质量标准
均匀刷涂一层防锈透明漆。

机组大修质量标准水轮机部分
无泄漏。

机组大修质量标准水轮机部分
机组大修质量标准水轮机部分
机组大修质量标准水轮机部分
(5)清除煤油,清扫油箱,用白布、塑料布将油箱及冷却器盘管盖好; (6)外油槽与主轴同心度应W0.40mm。

机组大修质量标准
机组大修质量标准
机组大修质量标准
发电机部分
机组大修质量标准
机组大修质量标准
发电机部分
机组大修质量标准
发电机部分
机组大修质量标准
发电机部分
机组大修质量标准
发电机部分。

防止水轮机故障的几个主要措施

防止水轮机故障的几个主要措施

防止水轮机故障的几个主要措施水轮机在使用的过程中,总会发生一些意想不到是故障,轻则影响水轮机的正常运转,重则会对水轮机的使用寿命造成非常严重的影响,因此本文就简单介绍防止水轮机故障的几个主要措施。

一,防止机组飞逸,主要措施是机组调速系统必须进行水轮机调节系统静态模拟试验、动态特性试验和导叶关闭规律检验等,各项指标合格方可投入运行;新机组投运前或机组大修后必须通过甩负荷和过速试验,验证水压上升率和转速上升率符合设计要求,过速整定值校验合格;工作闸门(主阀)应具备动水关闭功能,导水机构拒动时能够动水关闭。

应保证工作闸门(主阀)在最大流量下动水关闭时,关闭时间不超过机组在最大飞逸转速下允许持续运行的时间。

二,防止立式水轮发电机组旋转部分抬机,主要措施是保证机组甩负荷后其转速上升值和水压上升值符合调保计算的要求,导叶的关闭时间应每年进行校核,确保在设计范围之内;向转轮室内补气的主轴中心孔补气、真空破坏阀等补气装置应完好,补气管道无堵塞,补气量充足;立式水轮发电机机组应安装抬机监控、保护装置,当旋转部分抬机量超过设计值时快速停机。

三,防止水轮机过流部件损坏,主要措施是水轮机导水机构必须设有防止导叶损坏的安全装置,包括装设剪断销、导叶限位、导叶轴向调整和止推等装置;水轮机在各种工况下运行时,应保证顶盖垂直振动和主轴摆动不大于《水轮发电机组安装技术规范》(GB/T8564-2003)规定的允许值。

机组异常振动和摆度超过允许值应启动报警和事故停机回路;水轮机过流部件应定期检修,重点检查过流部件裂纹、磨损和汽蚀,防止裂纹、磨损和大面积汽蚀等造成过流部件损坏。

水轮机过流部件补焊处理后应进行修型,保证型线符合设计要求,转轮大面积补焊或更换新转轮必须做静平衡试验,试验结果要合格。

四,防止水淹水导轴承事故,主要措施是主轴工作密封、检修密封在运行中各工况下无大量漏水,检修中检查密封件磨损情况应符合要求;定期检查试验顶盖排水设备使顶盖排水装置应处于完好状态。

水轮发电机组大修实施方案

水轮发电机组大修实施方案

水轮发电站机组大修实施方案四号水轮发电机组大修实施方案根据年度检修计划,并报请局领导同意,今年对4#机组实施改造性大修。

为了推动4#机组大修工作顺利开展,保证大修安全,注重质量,按期完成,经站研究决定,特制定以下检修实施方案:一、计划大修时间:50天二、大修前准备工作:1、应将本次大修实施方案(包含大修计划项目、进度、措施及质量要求)落实到班组或个人。

2、检修项目负责人要在检修前组织全体工作人员学习本岗位安全规程,交待工作中应注意的安全事项,加强安全教育,提高安全意识,杜绝一切不安全隐患存在。

3、对专用工具、安全工具和试验设备进行检查试验,要求达到规定标准。

4、对行车进行一次维修保养,对起吊工具进行检查、和必要试验。

5、要求电站有关部门按照“材料计划表”及时准备好大修中所需的设备材料,备品、备件。

三、组织措施:1、成立大修工作领导小组成立由****等7人组成的大修工作领导小组,****任组长。

2、工作领导小组职责:(1)负责大修工作任务、生产调度,人员组织、协调、安排。

(2)负责大修工作任务组织实施。

(3)负责做好大修人员政治思想工作。

(4)负责协调解决生产中的实际问题及各部门的关系。

3、工作领导小组人员具体分工:(1)***同志负责本次大修的全面工作。

(2)***同志负责大修中安全检查和监督。

(3)***同志负责大修中安全检查和监督。

(4)***同志负责本次大修的安全管理,以及电气检修项目的质量工作。

(5)***同志负责机械检修项目的质量及安全工作,做好盘车记录、间隙记录、气隙记录等各种机械技术数据和整理工作。

(6)***同志负责大修文明卫生,监督、检查劳动考勤。

(7)***同志负责大修人员的协调,负责电气检修安全工作,做好所有电气设备实验数据的收集和整理工作,负责车间劳动考勤。

四、安全措施成立由***等9人组成的安全领导小组,***同志任组长,***同志任副组长,***同志任专职安全员。

负责经常性现场安全检查,并监督各项安全管理措施落实。

发电机大修后的试验

发电机大修后的试验

发电机大修后的试验发电机在大修后必须进行试验,试验是判断检修质量的重要标准,也是发电机安全并网的重要保障。

本文对大修后试验的目的、内容及几项重点试验进行了分析。

标签:大修后试验,试验目的,试验原理,试验方法1.大修后试验的目的发电机大修后试验的目的是为了得出发电机的特性数值,将它与制造厂提供的原始数据或上次试验的数据相比较,其差值应在允许范围之内,如差值较大时,应进一步对定、转子的直流电阻、匝间绝缘和绕组的接线进行检查,并找出是否有短路、相序错误等现象。

对于发电机而言,大修后一般要完成多类试验项目,限于篇幅,本文只对空载特性、短路特性试验项目进行讨论。

2.空载特性试验空载特性试验是在发电机交接及大修后必做的试验项目。

目前较常用的方法是通过励磁机为转子提供电流,经手动调节励磁机逐渐改变励磁电流而使定子电压逐步上升。

当励磁电流由大到小逐级递减或由小到大递升时,由于铁芯的磁滞现象会影响测量的准确性,所以试验过程中只能一个方向调节,中途不得有反方向来回升降。

励磁机电源可采用自并励方式也可采用他励方式。

在雅都水电站2F机组A修时,采用他励电源方式。

发电机空载特性试验目的:(1)通过发电机的空载特性试验,可以检查定子三相电压是否对称。

(2)可以对所有的发电机保护、测量、以及相关电压回路进行检查,确保电压回路相序正确、相位对称、幅值对称、没有短路现象(3)可以由短路特性曲线结合空载特性曲线求取发电机的一些重要参数。

试验原理图:试验步骤:(1)准备好短路试验励磁系统用的临时他励电源,保证电源的可靠性。

(2)投入他励电源,并检查其电压幅值及相位对称且正确。

(3)准备好试验所需的试验设备,将试验设备接线接好并检查试验接线确保接线正确。

(4)投入发电机所有保护(5)自动开机,待发电机转速上升至额定转速后合励磁灭磁开关。

(6)将励磁机切为手动控制方式,逐渐增磁使定子电压达到额定电流10%左右,检查发电机出口电压互感器的二次电压回路幅值及相位对称且不得有短路现象。

水轮发电机组主机机械部分检修工艺规程

水轮发电机组主机机械部分检修工艺规程
第三章发电机大修拆卸程序及要求…………………………………………11
第一节拆受油器…………………………………………………………………11
第二节拆励磁机、发电机母线及转子滑环……………………..11
第三节拆上导轴承及推力轴承………………………………………....12
第四节发电机标高的测量…………………………………………………13
第一章水轮机铭牌参数……………………………………………………………49
第二章检修种类及内容……………………………………………………………51
第一节巡检………………………………………………………………….51
第二节小修………………………………………………………………….51
第三节大修………………………………………………………………….53
第二节下机架回装…………………………………………………………...29
第三节转子就位及联轴…………………………………………………...29
第四节上机架回装…………………………………………………………...31
第五节推力瓦架回装……………………………………………………….31
第六节推力头的烘烤……………………………………………………….32
8、割切垫料(盘根)时其内径应稍较管内径大,以免减小流体断面,如需搭接时斜口在450为适,应注意受力方向。
9、各零件除结合面和磨擦面外,都应除锈涂防锈漆,各管路按规定颜色刷漆。
10、装复时易进水或潮湿处的螺丝应涂以油铅粉或水银软膏,各结合面应涂白铅油,各连接螺丝应对称牢固拧紧,各转动部分螺栓应点焊(或加装弹簧垫圈)。
15、检修场地应经常保持清洁。
16、拆装及修复期间,严格执行各项安全技术措施和组织措施。

思林水电站4号水轮发电机组盘车轴线检查分析及轴瓦间隙调整

思林水电站4号水轮发电机组盘车轴线检查分析及轴瓦间隙调整

4 上 导 、 下导 和 水 导 轴 承 瓦 间 隙调 整
4.1 上 导轴 承瓦 间 隙调 整 上导轴承因实际摆度测量值在 “0”值上下变
动的幅度不大 ,故认 为其与 主轴 的转子 中心体 同 心 ,所 以上 导 轴 承 瓦 间 隙 调 整 可按 厂 家 设 计 间 隙
m、0.014 mm/m、0.002 mm/m,均符合 国家标 准 即发 电机上 下导 轴 承处轴 颈及 轴颈 及法 兰相 对摆 度 ≤O.03 mm/m,水 轮 机 轴 承 处 的 相 对 摆 度 ≤0.05
的轴承最高瓦温有明显的下降趋势 ,其 中上导轴承 最 高 瓦温 下 降 了 3℃ ,下 导 轴 承 最 高 瓦 温 下 降 了 1 qC,水导轴承最高瓦温也下降了 2 cC左右 ,推力 瓦温也 有变 化但 瓦 温高 的 区域 并没 有改 变 ,这个 问 题 值得 进一 步探 讨 。
表 1 思 林 水 电 站 4号 机 大 修 前 机 组各 轴 承 最 高 瓦 温 统 计 表

图 7 思 林 水 电 站 4号 机 上 导 瓦 间隙 调 整 (单 位 :mm)
l,
图 9 思 林水 电 站 4号 机 下 导 轴 瓦 间 隙 调 整 (单位 :mm)
图 8 思 林 水 电站 4号 机 水 导 瓦 间 隙 调 整 (单 位 :mm)
4.3 下 导轴 承 瓦 间隙调 整 依据盘车测值 ,下导轴瓦净摆度变化很大 ,故
第 25卷 (增 刊) · 机 电与金 属结 构 ·
贵 州 水 力 发 电
GUIZH0U W ATER P0W ER
2011年 12月
思林水 电站 4号水轮发 电机 组 盘车轴 线检查 分析 及轴 瓦 问隙调整

华光潭一级电站二号水轮发电机组大修后启动试验

华光潭一级电站二号水轮发电机组大修后启动试验
过速保护试 验一事 故低油压试 验一机 组零 起 升压试验 一机组 带主变零起 升压试验 一手 自动 准 同期试 验一机 组带负 荷试 验一机组甩负荷试 验一机组进相试 验一机组连 续 2 4 h带负荷试验 2 . 2启动试验 前的检查 机组整体 启动试验 必须在机 组整体静态 验收及所 有异动验 收合格之 后才能进行 ,并应清扫 、整理现场,做到 “ 工完场清 ”。 启动试验 中遇 任何威 胁到工 作人员 安全的情况 时,应立 即停止工 作,在排 除威胁后才 能继续进行 。
1 . 工程概况 浙 江省临 安市华光潭梯 级水 电站工程位 于临安市 分水江干流 昌化江 上 游 的 巨溪 。 梯 级 水 电站 工 程 由两 级 电 站 组 成 , 即 华 光 潭 一 级 电 站 和 华 光潭 二级电站: 级 电 站 电 站 工程 以发 电为 主 ,兼 有 防 洪 作 用。 电 站 装机 容 量 2×3 0 M W,平 均发 电量 1 . 2 7亿 k W . h ,发 电机 型 号为 S F 3 0 — 1 2 / 3 5 2 0 ,额 定 出力 3 0 M W ,额定 电压 1 0 . 5 k V ,额定电流 1 9 4 1 A ;二级电站工程任 务为发 电。 电站 装机 2 ×1 2 . 5 M W ,平均 发 电量 0 . 5 8亿 k w . h ,发 电机 型号 为 S F 1 2 . 5 — 1 4 / 3 2 5 0 ,额定 出力 1 2 . 5 M W ,额 定电压 1 0 . 5 k V ,额 定电流 8 5 9 A 。 2 . 启动试验方案及流程 启 动前 的试 验 目的在 于验证机 组在大修 后设备更 换、缺陷 闭环效果 及 分 解 后 安 装 质 量 , 为 正 式 并 网 创 造 条 件 ,对 机 组 试 验 中 出现 的 问题 , 及 时处理消除,使机组大修后能长期安全稳定运行 。 2 1启动试验流程 引水系 统检查一 调速系统检 查一机组 油水风系 统检查 一尾 水管及蜗

水轮机大修及试验项目

水轮机大修及试验项目

水轮机大修一、转轮大修1.止漏环圆度测量,测点数应为轮叶数的2倍,测量误差不超过0.05mm,各半径与平均半径之差不得超过止漏环设计间隙的±10%。

2.裂纹检查,测量裂纹部位及尺寸,不得遗漏,电弧气刨剖口产生的碳化层应消除干净,做好可靠的防变形措施。

测量后用不锈钢焊条焊补,消除应力修型、打磨,经探伤合格。

出水边严重气蚀或穿孔,可采用成块镶补的工艺。

3.气蚀层用电弧刨清除,碳化层磨去后做好防变形措施,即可堆焊,应无夹渣、气孔、裂纹,消除应力,修磨后叶片基本恢复原型,确实不合理的流道允许适当修型。

4.上下轮环间距、叶片出水边开口、上下迷宫环圆度测量,叶片翼型检查。

各部在焊补前后应基本不变,尤其是止漏环圆度,叶片出水边开口不圆度不超过止漏环设计间隙的±10%,叶片开口平均偏差在+0.03a0-0.01a0(a0为设计开度)内,相邻开口偏差在±0.05a0内。

5.泄水锥汽蚀处理时,按原型修复,紧固螺栓完好无松动,且全部点焊,沉孔盖板应无凸起,且点焊牢固。

二、尾水管汽蚀处理1.尾水管里衬空腔气蚀处按原型修复,焊后无裂纹、夹渣、砼脱空,严重须重新灌浆处理。

2.尾水管排水阀、拦污栅应操作灵活,无渗漏现象。

拦污栅过滤杂物可靠,耐冲刷。

3.不锈钢圆条制作的挂钩,焊接强度足够,根部气蚀予修复加强。

进人孔、门螺丝完整无损,封闭严密,无渗漏。

三、导水机构检查处理1.导叶气蚀损坏处理时,应气蚀去尽,堆焊层无夹渣、气孔、裂纹,打磨恢复原线性,端面气蚀处理后,必须上车床修车保证导叶端面与轴线的垂直度在0.05mm以内,导叶高度符合设计高度要求。

2.导叶轴套处理时,上中下轴与轴套配合间隙超过0.8mm,轴颈又完好时,应换新轴套。

牛皮碗,端、立面鸠尾橡胶条换新。

3.剪断销检查处理时,螺口无松动,破断颈部无裂纹损伤,新换剪断销断面必须位于主拐臂和连板合缝处,剪切面积符合设计要求。

4.抗磨板无严重磨损,润滑良好,控制环与立抗磨块局部间隙不大于0.10mm且动作平稳无杂音。

水轮发电机组大修后检验措施

水轮发电机组大修后检验措施

水轮发电机组大修后检验项目1.引水系统蜗壳清理完毕,与引水系统相连的阀门均应试验合格,进人口、闷头等应封堵严密;2.机电部分⑴各轴承冷却系统试验合格,各油槽注油至正常位置,观察信号正常;⑵机组油、水、气系统设备已分别进行检查试验合格;⑶机组各部间隙已检查,转动部分无异状;制动系统已试验合格;⑷转子已试顶;⑸油压已恢复正常,水、气系统正常;⑹调速器静态特性试验正常,具备运行条件;⑺励磁系统静态测试各参数正常;⑻机组水车自动化各回路正常;⑼电气一、二次设备、元件经调试、试验(包含预试)合格,定值符合整定要求,各控制回路、继保装置、自动装置经检修试验、通电模拟、绝缘测试合格。

3.试验项目1)充水试验正常:A、蜗壳充水后,检查各人孔、顶盖等部位无漏水情况;B、机组冷却水充水,检查各部位无漏水情况;2)空转试验正常:⑴条件:A、一次设备处于“冷备用”状态;B、调速器处于“手动”状态;C、励磁系统控制电源暂时退出;D、机组PLC处于正常状态;E、转子已试顶,并检查起落情况;⑵步骤:A、调速器处人工操作工况,手动起动机组,起动过程中特别注意各轴承温度、油温,机组内部噪音、异常音响等,并记录起动开度和空载开度;B、转速递升至额定值,记录各部温度、振动、摆动值;C、检查各部漏水情况;D、检查测速装置是否正常,继电器动作情况是否正确。

3)机组空载特性试验正常:⑴条件:A、一次设备处于“热备用”状态;B、调速器处“自动”状态;C、励磁系统处“调试”状态,并将自动起励回路暂时断开;⑵步骤:A、自动开机至额定转速并保持不变;B、励磁系统置“零升”状态后,手动起励;C、调节励磁电流,逐渐递升至额定电压值;D、在加压至额定值时,应全面检查电气一、二次设备是否正常;试验完成后以自动方式停机。

4)机组并网试验正常⑴条件:机组正常空载工况(励磁系统至正常调试状态)。

⑵步骤:A、机组以自动方式开机,起励升压至额定值;B、以手准方式与系统并网;C、手动调节电调,逐步带上负荷,检查机组各部振动、摆动、温度及表计运行情况,若有异常,应立即停止调节,并视情况是否解列停机。

浅谈大型水轮发电机组大修后空转试验

浅谈大型水轮发电机组大修后空转试验

浅谈大型水轮发电机组大修后空转试验摘要:空转试验为大修后机组启动试运行关键环节之一,将直接影响水轮发电机组是否按期并网运行,因而,大修后空转试验就显得尤为重要。

本文介绍了大型水轮发电机组大修后空转试验相关情况,对空转试验的流程、运行操作要求、常见问题及处理措施进行详细阐述。

对国内大型水轮发电机组大修后空转试验具有一定的借鉴作用。

关键词:水轮发电机组;大修;空转试验;运行操作;常见问题;处理措施0引言根据《水轮发电机组启动试验规程》DL/T507-2014、《立式水轮发电机检修技术规程》DL/T817-2014及相关标准要求,大型水轮发电机组大修后空转试验流程为:尾水管及压力钢管充水、技术供水充水、手动开机、事故停机模拟、自动开停机、机组机械过速停机试验。

1尾水管充水1.1尾水管充水前检查项目(1)尾水管充水前,检查尾水管和压力钢管排水阀或排水机构已关闭,检查尾水管及蜗壳检修进人门(孔)已封好,检查主轴密封情况,顶盖排水工作正常,并经三级验收合格。

(2)检查尾水管压力表、蜗壳压力表已回装完成,相关表阀位置正确。

(3)导叶处于全关位置,导叶锁锭在投入位置。

(4)技术供水系统阀门开关位置正确。

(5)厂房渗漏及检修排水系统运行正常。

1.2运行操作及检查要求(1)尾水管和压力钢管排水阀或排水机构无漏水。

(2)检查尾水管人孔门、蜗壳人孔门无漏水现象。

(3)技术供水系统无漏水现象。

(4)主轴水封封水严密,顶盖无漏水现象。

1.3常见问题及处理措施(1)尾水管、蜗壳进人门必须封闭可靠,如封闭不严很可能在试验过程中出现严重的漏水现象,容易导致设备或人员的安全事故。

(2)水轮机主轴密封完成无水调试并验收合格,主轴密封作为有效阻挡尾水管水从主轴和顶盖间隙上溢,防止水导轴承和顶盖被淹,维持轴承和机组的正常运行的最重要保证,因此在充水试验前,主轴密封检查无异常,确保该装置可靠投入。

(3)水轮发电机顶盖泄压管连接法兰回装质量差,造成尾水管充水至顶盖泄压管连接法兰高程后,开始出现渗水或喷水现象。

水轮发电机组调试及试运行总结

水轮发电机组调试及试运行总结

水轮发电机组调试及试运行总结张效贤,王志会(中国水利水电第八工程局有限公司,湖南长沙410004)摘要:水电站的主要设备分为主机和辅助设备两大类;其中主机主要是指水轮发电机组,辅助设备(简称辅机)主要是指主机的测量、控制和保护等装置,主要包括各类互感器、水轮机调速器及管路装置、发电机励磁保护装置和消防保护 置等;水轮机调速器简称调速器是电站重要的辅机,主要用于控制水轮机转速和出力,同时保护其安全、稳定运行。

水轮 机组基本工作参数有水头H 、流量Q 、转速n 、功率P 和效率n 。

关键词:机组;调试;负荷中图分类号:TV 734.2 文献标识码:A文章编号:1671-0711 ( 2017) 09 (上)-0201-03®〇h i a n t a 中备Engineering 工程1成立调试组织机构每个电站水轮机组的调试组织机构,一般分为试运行和系统调试工作,成立调试组委员会,对调试工作 进行统一领导和指挥,要在调试领导机构下设立项目部、 试运行指挥部、机组充水启动试运等,负责完成调试机 组的资料,按批准的调试大纲,在调试领导机构的统一 领导和指挥下完成调试工作。

负责调试中的测试、记录、 结果分析和调试报告的编写,以及接线、改线、操作、 维护、保养、缺陷处理等工作。

我项目部按接入系统调 试大纲要求,在系统调试领导机构的统一领导和指挥下, 参加完成电站电力系统调试工作。

2水轮机发电机组调试及时运行的内容水轮发电机组是利用水的势能,转变成机组的动能,再转变成电能,供人们在生活和生产中使用。

由于 人们在生产生活中,对电气设备的供电安全可靠及电网 电能质量的要求十分严格,我国电网的额定使用频率为50H z ,而我国电网允许的频率偏差为±0.2H z 。

因此, 要不断地调节水轮发电机组转速来改变机组的频率, 维持机组的额定工况,就要由调速器不断改变导叶关开 度,调节过机流量,来达到调试目的。

水轮发电机组大修措施方案

水轮发电机组大修措施方案

一、工期和进度1、工期:1.1 计划工期: 2月15日0时— 4月30日24时1.2 控制工期: 2月15日0时— 4月20日24时2、主要项目控制进度:2.1 停机、排水、各导轴承、推力轴承排油、拆保护罩、盖板开钢管、尾水管人孔门2月15日—2月16日第2天2.2 各导轴承密封端盖分解、导轴瓦拆盖间隙测量、推力轴承管路附件尾水管内焊吊耳、搭平台2月16日—2月17日第3天。

2.3 上机架分解、推力轴承冷却器及管路分解。

接力器推拉杆分解、压油装置排2月17日—2月20日第6天2.4推力轴承分解、转轮打楔铁、主轴法兰分解2月20日—2月22日第8天2.5 发电机转子吊出、止水轴承分解。

2月22日—2月24日第10天2.6 发电机下走台分解、吊出、推力轴承各部件吊出。

2月24日—2月25日第11天2.7接力器推拉杆分解吊出、顶盖螺栓分解。

2月25日—2月27日第13天2.8 导水机构整体吊出、接力器检修 2 月27日—2月29日第15天2.9 转轮吊出。

2月29日—3月2日第17天2.10导水机构下走台及上机架吊入安装。

3月2日—3月4日第19天2.11机组中心测量。

3月4日—3月10日第25天2.12各固定部件分解吊出。

3月10日—3月15日第32天2.13转轮吊入安装。

3月15日—3月18日第35天2.14导水机构整体吊入安装。

3月18日—3月20日第37天2.15接力器推拉杆安装。

3月20日—3月22日第39天2.16下部走台安装、压油装置恢复油压3月22日—3月24日。

第41天2.17推力轴承安装。

3月24日—3月27日第44天2.18转子吊入安装及联轴、止水轴承安装、转轮楔铁拆除。

3月27日—3月30日第47天2.19上机架吊入安装、导叶间隙测量、调整。

3月30日—4月2日第48天2.20机组盘车、尾水管拆架子。

4月2日—4月7日第53天2.21推力、上导、下导、水导、发电机安装、关钢管、尾水人孔门。

水轮机电液调节系统及装置调整试验导则

水轮机电液调节系统及装置调整试验导则

水轮机电液调节系统及装置调整试验导则DL496-92目录1 主题内容及适用范围2 引用技术标准及调试一般规定3 调整试验的类别及项目4 调整试验的内容及方法附录A 调节参数选择参考资料附录B 一元线性回归分析法简介附录C 试验报告的基本内容及格式附加说明1 主题内容及适用范围1.1 主题内容为贯彻执行《水轮机电液调节系统及装置技术规程》(SD295—88),指导水轮机电液调节系统及装置的调整试验,特制订本导则。

1.2 适用范围本导则适用于工作容量大于或等于1800ON·m的水轮机电液调节系统及装置的出厂试验、交接验收试验和检修后的调整试验(不包括用于可逆式水轮机及双向水轮机的电液调节系统及装置)。

2 引用技术标准及调试一般规定2.1 引用技术标准主要引用了以下标准:GB 9652-88《水轮机调速器与油压装置技术条件》SD 295-88《水轮机电液调节系统及装置技术规程》2.2 调整试验前应具备的条件2.2.1 电液调节装置各部分安装完毕,具备充油、充气、通电条件,所需透平油、高压空气及电源符合有关技术要求。

2.2.2 充水试验前,被控制机组及其控制回路、励磁装置和有关辅助设备均安装、调整完毕,并完成了规定的模拟试验,具备开机条件。

2.2.3 调试工作所在机组段,不得有影响调试工作的施工作业,现场清理完毕。

2.3 调整试验的准备工作2.3.1 根据本导则第3章“调整试验的类别及项目”的规定和被试电液调节系统及装置的特点,确定调整试验的类别及项目,编写试验大纲。

2.3.2 准备好与调整试验有关的图纸、资料。

2.3.3 根据调整试验项目,准备好必须的工具、设备、仪器、仪表及试验电源,仪器仪表的精度和技术要求符合《水轮机电液调节系统和装置技术规程》(SD295-88)3.3条的规定。

2.3.4 调试现场应有良好的照明及通讯联络设备,并规定必要的联络信号。

2.3.5 调整试验前,要了解被试设备及相关设备的状态,制订安全防范措施,特别注意防止导叶之间和转轮室内发生人身事故。

水轮发电机组启动试验方案

水轮发电机组启动试验方案

某某某电站2号机组启动试验方案编写:审核:批准:某某某电站机组设备检修项目部二0—一年三月十八日某某某电站2号机组启动试验方案为使某某某电站设备2号机组在大修后能准确迅速投入系统运行,预防弃水,根据招标文件中的相关内容,结合《立式水轮发电机检修技术规程》,修后启动试验分为:充水启动试验、空载扰动试验、机组过速试验、发电机零起升压试验、同期并网带负荷试验、甩负荷试验、事故低汕压停机试验、24小时试运行试验。

为保证试验工作安全有序进行,特编制以下试验方案,试验时要求把试验的数据完整的记录下来,所有试验项目合格后方可正式投入运行。

一、试验组织措施现场负责人:技术监督:试验人员:二、启动试验前的验收1.检修完工要严格执行验收制度,加强质量管理;2.检修质量验收要求实行检修工作人员自检与验收人员检验相结合;3.各级验收人员应由工作认真负责、熟悉检修技术业务者担任:4.机组检修完工,三级验收完成,各项检验数据合格,启动前的全而检査通过后,方可进行启动试验。

三、本机试验1.充水前的调整与试验1.1.机械零位调整试验:要求5分钟零位漂移不超过lmm.1.2.调速器接力器开启和关闭时间测试:实测接力器开启时间为:____________________实测接力器关闭时间为:____________________1.3.紧急停机时间测定及调整:将接力器开到全开位置,中控室或机旁给出紧急停机令,观察接力器是否快速全关到零,并记录接力器从全开到全关所用的时间。

实测紧急停机时间为:__________________1.4.调速器操作回路模拟试验1.4.1.调速器处于自动、停机备用工况,各表头输出为零,停机联锁动作指示灯亮,接入模拟机频信号、网频信号。

中控室分别给出开机、合油开关、增减负荷、停机等操作指令。

观察各种操作指令下表头的输出值是否符合其操作实际要求,必要时可进行调整, 同时观察机、网频指示是否正确。

1.4.2.压紧行程:__________________1.4.3.调速器油压装宜压力整定值测试1.5.机组PLC可编程控制器I/O测点核对,机组I/O所有测点均需核对,并观察显示是否正确。

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水轮发电机组大修后有关调整试验
第一章机组充油及充水前的调整试验
第一节充油、调整、试验条件
1、油质化验检查,应符合规范要求。

1、水轮机、发电机、调速器的检修工作完毕。

2、检查转轮体底阀安装良好。

3、导叶接力器、事故配压阀、锁锭以及各自动化元件的电磁阀、液压阀安装完好,各控制阀门状态正确。

4、漏油装置投入自动,压油泵自动控制装置已恢复正常,能保证随时投运。

5、作好上下联系,必要时派专人监护。

第二节管道系统充油、调整
1、开度限制置停机位置,打开主供油阀,由于主配压阀在下部位置,因此无压油经主配压阀进接力器关闭腔及管道。

2、抬起主配压阀,此时无压油经主配压阀进接力器开启腔及管道。

3、人为抬起导叶接力器锁锭,并用木塞垫着。

4、全开高压、低压管道连通阀,使压油槽压力维持在0.3~0.5Mpa。

5、启动油泵向压油槽充油升压至0.5~0.7Mpa。

6、打开调速器总进油阀(原则上先开启至适当的位置,待系统安全有油后,再将油阀全开)。

7、全面检查调速系统应无漏油现象。

重点检查导叶接力器、转轮底阀、浆叶止漏密封、受油器操作管道法兰,详细检查事故配压阀、各自动化元件、漏油泵的工作情况。

8、手动操作调速系统,使导叶、浆叶从全关到全开范围内来回动作数次。

9、做导叶最小关闭油压试验,以检查导水机构的静摩擦力的大小,将导叶开度开至70%开度位置,降低压油槽压力至0.2Mpa,然后将开度限制手轮旋至全关位置,启动压力油泵,使压力油槽升压,测定导叶动作时的压力。

要求导叶最小关闭油压应小于0.5Mpa。

10、全开高压储气罐出气阀,使压力油槽继续升压,当油压升到1.6Mpa时调整导叶接力器锁锭的动作油压及事故油压信号器。

要求:P>1.5Mpa时锁锭闸块抬起。

P≤1.45Mpa时,锁锭闸块下落。

P≤1.45Mpa时,压力继电器接点闭合。

11、调整油压装置自动回路各压力信号器及油泵安全阀组。

12、电液转换器调试:
(1)活塞中间位置(机械零点)及死区调整:
a、将压油槽油压升至额定压力(自动回路投入自动),开度限制置关闭位置,打开主供油阀,手动切换阀放自动。

b、在活塞下部架设千分表,在不投震荡电源情况下,用手轻轻按下或抬起十字弹簧,活塞上下移动±2mm左右,如偏差大(0.5mm以上)则应调整十字弹簧上面背帽或线圈位置,改变滑套上下位置或线圈位置,使活塞上下行程近似相等,且回中间位置偏差(即死区),不得大于±0.10mm,否则应根据实际情况调整线圈与磁钢之间,活塞与滑套同心度等,使之符合要求。

(2)振动值测定:
投入振荡电源,记录活塞振幅。

振荡电流在20~30mA 范围内。

(3)静特性试验(或调速系统静特性试验):
a、电液转换器活塞处于工作平衡位置,用变频机组供给电气装置电源改变频率,使之上升或下降,记录电源频率,相应的转换器活塞行程或接力器行程,绘制其关系曲线。

b、整机不灵敏度ε≤0.05%。

13、接力器压紧行程调整:
(1)导叶在全油压作用下全关,检查导叶立面间隙。

(2)进行导叶压紧行程的测量,要求用拆去油压活塞返回行程的数值,应在5~7mm,允许误差在±15%,否则,调整推拉杆螺帽至符合要求。

14、导叶、浆叶开关时间调整:
调速器紧急停机时间为7秒
事故配压阀关闭导叶时间为7~9秒
调速器开启导叶时间为7秒
开启浆叶时间为21~25秒
全关浆叶时间为35~42秒
15、调速系统传动死行程测定:
在主配压阀上和接力器活塞杆上各装一百分表,操作开度限制,当接力器活塞杆刚一动作就停止操作,往返几次,读出主配压阀上百分表移动的平均值,即为调速系统传动的死区行程。

16、检查导叶、浆叶协联关系。

17、仪表人员对各温度计、示流器、油位计进行发讯校验,并进行机组自动模拟试验。

18、待尾水人孔门封了以后,提起尾水闸门,全关导叶进行静态调相压气试验,检查漏气情况。

第二章充水后的机组试验
第一节机组启动应具备条件
1、机组检修工作完毕,检修人员及工具都应清点并撤出现场,大修安全措施已恢复。

2、油水气三大系统各压力表浮子继电器控制阀应全开。

3、上下导油槽进油阀、排油阀、取油阀应全关,油位在±5mm位置。

4、压力油系统回油箱进、排油阀应全关,油位应在20mm 范围内;油位计动作灵活,油位在±200mm极限位置时应能正确发信。

5、主备用压油泵出油阀应全开。

6、调速器进油阀、回油阀应全开,事故配压阀进油阀、回油阀全开。

7、各自动化元件电磁阀进油阀及总油阀应全开。

8、锁锭进油阀全开,导叶接力器检修排油阀应全关。

9、技术供水总进油阀与消防管连通阀,主备用润滑水过滤器前后阀,顶盖泵引水阀,进、出水阀应全开,各过滤器排污阀应全关。

10、尾水管排水阀,蜗壳排水阀,尾水管、蜗壳试水阀应全关;同时,根据运行要求,适当打开上下导油冷却器、
空气冷却器的进出水阀门开度。

11、风闸主备用供气阀全开。

12、顶起转子8~12mm,稳定5分钟,此时摇测推力瓦架绝缘应大于0.3兆欧,然后缓慢放下转子,并检查风闸应在全落位置。

第二节空载扰动试验
1、当机组处于空载额定转速下运行时用频率给定电位器作为扰动电源,对调速器突然加入相当于4HZ左右的频率变动信号,此时接力器即作相应方向的大幅度调节,测量机组频率和机组摆动的第一个振幅值,摆动次数,调节过渡过程时间等。

2、要求调节摆动次数一般不超过三次,并测量上、下、水导三点的摆度值。

第三节机组甩负荷试验
1、试验前,务必对机组进行全面详细检查,安排各部位测试和监护人员。

2、在机组自动调节运行状态下,分别作甩负荷5MW、10MW、15MW、20MW的试验。

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