水轮发电机甩负荷试验技术措施

水轮发电机组启动试验规程DL T 507-2002 中华人民共和国电力行业标准DL/T 507—2002代替DL/ 507--1993水轮发电机组启动试验规程2002－04－27发布 2002－09－01实施中华人民共和国国家经济贸易委员会发布目次1．范围―――――――――――――――――――――――――――――――1 2．规范性引用文件――――――――――――――――――――――――――1 3．总则―――――――――――――――――――――――――――――――1 4．水轮发电机组启动试运行前的检查――――――――――――――――――1 5．水力发电机组充水试验―――――――――――――――――――――――5 6．水力发电机组空载试运行――――――――――――――――――――――6 7．水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验―――――――――――――11 8．水轮发电机组并列及负荷试验――――――――――――――――――――12 9．水轮发电机组72h带负荷试运行及30d考核试运行―――――――――――14 10．交接与投入商业运行―――――――――――――――――――――――15 附录A （资料性附录）水轮发电机组甩负荷试验记录表格式――――――――16 参考文献――――――――――――――――――――――――――――――17 水轮发电机组启动试验规程1 范围本标准规定了单机容量为15MW及以上的水轮发电机组启动试运行试验程序和要求，适用与水电站水轮发电机组及相关机电设备的启动试运行试验和交接验收，单机容量小于15MW的机组可参照执行。

本标准同时适用于可逆式抽水蓄能机组发电工况的启动试验。

可逆式抽水蓄能机组水泵工况的启动试验要求按GB/T 18284—2001《可逆式抽水蓄能机组启动试验规程》的规定执行。

有关灯泡贯流式机组的启动试验，参见《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》。

2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。

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。

浅谈灯泡贯流式机组甩负荷试验及解决方法文章介绍了牛栏沟水电站水轮机发电机甩负荷试验，对试验过程及结果进行分析，总结灯泡贯流式水轮发电机甩负荷主要影响因素，根据机组设计特点、现场实际运行情况，提出可行的解决办法，其结论能为灯泡贯流式机组甩负荷试验提供参考并积累经验。

标签：灯泡贯流式；甩负荷；方法1 概况牛栏沟水电站位于云南省横江流域岔河至盐津县城段，电站引用流量230.4m3/s，额定水头12.3m，电站主要任务是发电。

装设2台12.4MW的灯泡贯流式水轮发电机组，总装机容量为24.8MW。

机组年利用小时为4560h，多年平均发电量1.14亿kW·h。

电站为低水头径流式日调节水电站，上游水位基本在正常蓄水位和死水位之间波动，变幅不大，下游水位受下泄流量影响，有较大变幅。

2 机组特点灯泡贯流式机组的发电机置于水下的灯泡体内，发电机体积小、重量轻、转动惯量小、飞轮力矩GD2相应较小；机组额定转速低，起动和停机过程短，转速变化快；低水头大流量，机组动态调节品质比较难以控制。

调速器通过限制两个主配压阀活塞开腔、关腔的行程来满足主机厂给出的导叶、桨叶最快开关速度；而主机厂给出的导叶关闭速度最快10.5s，导叶的开启速度较慢一般在10s，常规设定桨叶的开启20s、关闭40s速度更是比导叶的开关速度慢很多；造成调速器主配压阀活塞的限制行程严重不对称，导致在调速器PID运算输出相同控制量对应的导叶、桨叶开关速度的不对称。

2.1 设计要求牛栏沟电站水轮机型号GZ995a-WP-380，在额定水头12.3m工况下，机组飞轮力矩GD2（发电机GDf2=3800KN·m2、转轮GDz2=400KN·m2、转轮水体GDw2=1000KN·m2）=5200KN·m2时，按第一段关闭时间Ts为3.0s、第二段关闭时间为7.5s时，机组甩100%负荷的转速率上升值βmax≤60%。

水轮发电机组带负荷试验水轮发电机组带负荷试验？1、水轮发电机组带、甩负荷试验应相互穿插开展。

机组初带负荷后，应检查机组及相关机电设备各部运行情况，无异常后可根据系统情况开展甩负荷试验。

2、水轮发电机组带负荷试验，有功负荷应逐级增加，观察并记录机组各部位运转情况和各仪表指示。

观察和测量机组在各种负荷工况下的振动范围及其量值，测量尾水管压力脉动值，观察水轮机补气装置工作情况，必要时开展补气试验。

3、开展机组带负荷下调速系统试验。

检查在速度和功率控制方式下，机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性。

对于转桨式水轮机，应检查调速系统的协联关系是否正确。

4、开展机组快速增减负荷试验。

根据现场情况使机组突变负荷，其变化量不应大于额定负荷的#&‘，并应自动记录机组转速、蜗壳水压、尾水管压力脉动、接力器行程和功率变化等的过渡过程。

负荷增加过程中，应注意观察监视机组振动情况，记录相应负荷与机组水头等参数，如在当时水头下机组有明显振动，应快速越过。

5、开展水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：1）有条件时，在发电机有功功率分别为0、50%和100%额定值下，按设计要求调整发电机无功功率从零到额定值，调节应平稳、无跳动。

2）有条件时，测定并计算水轮发电机端电压调差率，调差特性应有较好的线性并符合设计要求。

3）有条件时，测定并计算水轮发电机调压静差率，其值应符合设计要求。

当无设计规定时，对电子型不应大于）、0.2%、-、1%，对电磁型不应大于1%、-3%.、4）对于晶闸管励磁调节器，应分别开展各种限制器及保护的试验和整定。

5）对于装有电力系统稳定装置（PSS）的机组，应突然变更10%、-、15%额定负荷，检验其功能。

6、调整机组有功负荷与无功负荷时，应先分别在现地调速器与励磁装置上开展，再通过计算机监控系统控制调节。

资料范本本资料为word版本，可以直接编辑和打印，感谢您的下载机组甩负荷试验方法地点：__________________时间：__________________说明：本资料适用于约定双方经过谈判，协商而共同承认，共同遵守的责任与义务，仅供参考，文档可直接下载或修改，不需要的部分可直接删除，使用时请详细阅读内容1概况公司1号汽轮机是上海汽轮机有限公司生产的N135-13.24/535/535型超高压、双缸双排汽、单轴反动式纯凝汽汽轮机，其再热蒸汽采用高、低压两级串联旁路系统，配以上海汽轮发电机有限公司生产的QFS-135-2型双水内冷发电机。

该机调速保安系统采用低压透平油(DEH)数字电液控制系统、TSI汽轮机监视系统、ETS紧急跳闸系统、以及防止汽轮机甩负荷超速的OPC保护系统。

按照启规的要求，1号汽轮机在启动调试期间，应进行甩负荷试验。

为此,特制定本试验方案。

2试验目的对新投产机组应进行甩负荷试验，保证机组投入生产后能够安全稳定地运行。

试验达到如下目的：2.1考核汽机的DEH控制系统在甩负荷时的控制性能，即能否控制机组转速不超过危急保安器动作转速，且能够维持空负荷运行。

2.2测取机组甩负荷后的动态过渡过程特性曲线。

3依据标准3.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》［电力部电建(1996)159号］。

3.2《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机机组篇)［DL5011-92］。

3.3《汽轮机甩负荷试验导则》［电力部建设协调司建质（1996）40号］。

3.4汽轮机相关设备制造厂家图纸、说明书及设计院设计的有关图纸和资料。

4组织与分工甩负荷试验因参加试验的单位多,涉及面宽,要做好试验,组织协调工作十分重要。

4.1成立试验指挥组组长：由生产单位副总经理担任副组长：由调试单位，吐电工程部、监理单位、安装单位的主要负责人及建设单位运行部主任担任。

成员：建设单位、调试单位、监理单位，吐电工程部和安装单位各专业负责人，生产单位当班值长4.2分工4.2.1生产单位负责甩负荷试验中厂内部各部门之间的协调及安全工作；负责与省调度中心联系运行方式及相关工作；负责甩负荷试验过程中的运行操作和设备巡检工作。

#1机组甩负荷试验三项措施批准：审核：编写：李卷成甘肃电投张掖发电有限责任公司2005年11月16日1 试验目的汽轮发电机组的甩负荷试验是火力发电厂基建达标投产的一项重要内容，通过甩负荷试验可以检验机组各个环节对甩负荷工况的适应能力，对提高机组的动态品质，保障投产后机组的安全运行均具有重要的现实意义；其目的主要是：1.1 测定控制系统在机组突然甩负荷时的动态特性，它包括：1.1.1测量汽轮发电机组甩负荷时的最高飞升转速；该值应小于超速保护装置动作值；1.1.2甩负荷后的转速过渡过程，该过程先飞升后衰减。

转速振荡数次后趋于稳定，并在3000r/min左右空转运行，具备并网条件；1.1.3测定控制系统中主要环节在甩负荷时的动态过程；1.2 检查主机和各配套设备对甩负荷的适应能力及相互动作的时间关系。

为改善机组动态品质，分析设备性能提供数据。

1.3进行汽轮机调节系统的验收试验。

2 编制依据2.1《汽轮机调节控制系统试验导则》中华人民共和国国家经济贸易委员会 (DL/T 711—1999 ) 2000年07月01日2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》原电力工业部建设协调司发布（1996年版）2.3《火电工程启动调试工作规定》原电力工业部建设协调司发布（1996年版）3 调试对象及简要特征介绍3.1汽轮机技术规范3.1.1制造厂：东方汽轮机厂3.1.2型号：N300—16.7/537/537-8型，亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机；3.1.3额定功率： 300 MW3.1.4最大功率： 333 MW3.1.5额定工况参数：主汽阀前压力 16.67 MPa主汽阀前温度 537 ℃主蒸汽流量 899.6 t/h 再热汽压力 3.181 MPa再热汽温度 537 ℃凝汽器排汽压力 0.0053 MPa3.1.6最大允许系统周波摆动 48.5～51.5 Hz3.1.7空负荷时转速波动 1 r/min3.1.8高中压转子临界转速一阶 1750 r/min二阶＞4000 r/min3.1.9低压转子临界转速一阶 1688 r/min二阶 3654 r/min3.1.10发电机型号 QFSN—300—2—20B一阶 1370 r/min二阶 3517 r/min4试验的组织措施4.1成立特别的甩负荷领导小组,甩负荷试验小组设组长一名,成员单位包括安装、运行、调试、制造厂家、网调、省调及设计院等。

甩负荷运行技术措施一、甩负荷的目的:通过采用常规法甩负荷试验（即甩电负荷，不停炉、不停机），测取和掌握机组甩负荷时调节系统动态过程中功率、转速和调节汽门开度等主要参数随时间的变化规律，分析考核调节系统的动态调节品质用以考核汽轮机调节系统的动态特性。

甩负荷一般按甩50％和100％额定负荷两级进行，当甩50％额定负荷后，转速超调量大于或等于5％（150rpm）时，应中断试验不再进行甩100％额定负荷试验，在做甩100％额定负荷试验时，若机械超速保护动作，则甩负荷试验不成功，汽轮机调节系统动态特性不合格。

二、甩负荷试验的方法：甩负荷试验采用将发电机跳闸联跳汽机保护解除后按下值班员台上的“发电机紧急停止”按钮，启动发变组保护，断开励磁开关，使机组与电网解列，甩去全部电负荷，同时测取调节系统动态特性。

汽机应在调速系统的控制下维持空负荷运转，转速稳定。

三、甩负荷试验前的应具备条件及准备工作：1. 汽机专业应具备的条件1.1汽机主、辅设备无重大缺陷，操作机构灵活、运行正常，主要监控仪表准确。

1.2DEH功能检查和调节系统静态特性符合要求。

1.3危急遮断系统动作可靠，超速（电超速、机械超速）试验合格。

1.4远方和就地停机装置可靠。

1.5主汽门和调门严密性试验合格。

1.6汽机主汽门、调门手动停机时能迅速关闭，无卡涩，关闭时间符合要求。

1.7各抽汽逆止阀和抽汽电动门、高排逆止阀、疏水阀联锁动作正常，关闭迅速、严密。

1.8高、低加疏水“自动”和“手动”均正常可靠，高、低加保护试验正确。

1.9油系统油质确认合格，各油泵联锁正常，动作可靠。

1.10高、低压旁路系统“手动”试验正常。

1.11高压缸通风阀开启、关闭试验正常。

1.12备用汽源可靠，随时投用。

2. 锅炉专业应具备的条件2.1锅炉主、辅设备无重大缺陷，运行正常。

2.2锅炉过热器、再热器的安全门及电磁泄压阀（PCV）经校验合格，各减温水门开关灵活、动作准确可靠，关闭严密。

水电站水轮发电机组运行中甩负荷危害及应对措施摘要：在水电站水轮发电机组的运行过程中，常常会出现甩负荷的情况，导致系统运行过程的安全风险显著增大，严重影响到水电站的正常工作。

面对这种情况，本文就针对水电站水轮发电机组运行中甩负荷的产生原因及危害进行分析，并提出一些具体的应对及预防措施，希望能为水电站水轮发电机组的运行管理提供有效参考依据。

关键词：水电站；水轮发电机组；甩负荷；应对措施近年来，随着我国社会经济的发展，我国人民对电力资源的需求不断提高，这就给我国电力事业的发展带来更多机遇和挑战，在加快水电站建设步伐的同时，对水电站的运行管理提出了更高要求。

但是在水电站水轮发电机组的运行过程中，常常出现甩负荷情况，严重影响到水电站的正常工作，不利于水力发电事业的发展。

因此，有必要深入分析水电站水轮发电机组运行中甩负荷的产生原因及危害，采取有效措施进行处理，使水电站水轮发电机组能够处于更加安全、稳定的运行环境。

1.水电站水轮发电机组运行中甩负荷的产生原因及危害分析1.1甩负荷的产生原因就目前来看，造成水轮发电机组运行中甩负荷的原因主要体现在以下几个方面：①在水轮发电机组的运行过程出现电气、励磁、水机事故，进而出现保护动作，引起发电机出口断路器的跳闸操作。

②调速器油压装置出现故障，事故低油压引起紧急停机，进而出现发电机出口断路器的跳闸情况。

③主变压器出现线路故障或保护动作，以致主变压器或线路的断路器出现跳闸情况。

④电力系统出现故障，进而出现线路开关跳闸情况[1]。

1.2甩负荷的危害首先，在水轮发电机组运行过程中出现甩负荷的时候，势必会出现机组转速升高、轴向推力变化的情况，进而产生一系列的安全风险，其主要体现在以下几个方面：①在转速升高、导叶开发减小的情况下，轴向水推力与转动部分的重力是相反的，那么反方向的轴向力就会将机组抬起。

同时，也会出现尾水管的负水锤情况，导致转叶下出现过大的水锤压力，最终出现反水锤抬机情况。

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。