验收及试机Word文档格式.docx
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用煤油清洗锈蚀螺栓,损坏遗失螺栓补充,归类摆放;
销子锈蚀清洗打磨,拉拔时被焊接部位处理,拉拔孔丝牙损坏处理。
6
各部除锈刷漆(水导机坑、顶盖、控制环、拐臂、连扳、套筒、检修密封座子、主轴密封座子、水导油盆、推拉杆等)
锈蚀非工作面打磨除锈,刷防锈漆。
7
润滑油过滤
先用压力滤油机过滤,直到滤纸变得清洁;
再用真空滤油机过滤水分,时间至少4天。
进行油质化验。
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回装阶段各导轴承油盆清洁
油盆内应清洁无杂质,特别是硬的杂质(焊渣、铁屑、砂砾),无工具、螺帽等遗留物。
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回装阶段各油盆试漏检查,油冷器试水、试漏检查
油盆底子装配好后,用煤油作渗漏试验应无渗漏;
油冷器装配好后,开启技术供水30分钟应无渗漏
2、项目技术负责人验收项目
发电机镜板高程
拆机前测量镜板高程、转轮下冠上平面与底环平面相对位置(理论上应齐平或略低0.5mm以内),根据此处的高程检查制动闸间隙、主轴密封抗磨板间隙应符合要求,确定是否更换闸板或主轴密封抗磨板
制动闸检修试压
制动闸解体清洗、更换密封、更换闸板,试验压力为10MPa无渗漏,活塞动作灵活
镜板及各导轴承轴颈研磨
表面应光滑无划痕,毛刺、光洁度有明显提高。
各导轴承、推力轴承抗重螺栓检查
丝牙无损伤,转动灵活,球面无损伤,固定套无松动及焊缝破裂。
上、下、水导瓦、推力瓦检查及修刮,背件拆卸清洗;
导瓦抗重块检查,绝缘检查。
瓦面无破损、脱胎现象,瓦面高点修刮、挑花;
瓦体与背件、推力轴承座子用500V兆欧表测绝缘不低于0.5MΩ;
抗重块无破损和不平整。
主轴密封座子处理及密封圈试合安装
不锈钢导向杆车削处理,座子工作面除锈打磨;
密封圈打磨不能伤封水裙边,合好后在0.1MPa水压左右能灵活地在座子内上下运动。
开口方向应正确,回装时粘接应可靠,抗磨板安装完毕后应接水试验效果。
尾水锥管、转轮、底环、导叶气蚀部位焊补打磨
气蚀部位焊补后打磨平整光滑,导叶轴颈焊补后按图纸进行车削
抱瓦间隙的检查
瓦隙应与计算值相符,抗重螺栓并帽应锁紧
推力轴承的回装
抗重螺栓的锁块应锁紧到位,推力瓦锁块应调整到位,下端间隙在0.8-1mm。
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调速系统
油泵运行泵油正常,能正常启停,声音、振动正常;
各压力表及压力变送器指示正常;
机械液压系统及各管路、阀门无漏油,安全阀动作正常。
3、项目总负责人验收项目
盘车找推力瓦水平
8块推力瓦水平相对差值不超过0.01mm
发电机单独盘车
下导处相对摆度不超过0.02mm/米,两块表的读数和方位应相同
连轴整体盘车
水导处相对摆度不超过0.03mm/米,两块表的读数和方位应相同
打受力定中心
受力打好后,水导处监视摆度的百分表应归零,机组高程应合格,转轮四周的间隙应均匀(不超过0.1mm)
抱瓦间隙的计算确定
根据该处摆度值及停点方位进行计算
导水机构预装
导叶立面间隙应合格(平均间隙不大于0.1mm),端面间隙要能够保证导叶转动灵活,要有3-5mm的压紧行程
发电机定转子的检查、试验
外观结构检查应合格,各项电气预防性试验应合格
调速器静特性试验
中小型调速器转速死区Ix≤0.1%。
4、整体试运行验收项目
空载频率摆动
中小型调速器频率摆动范围不超过0.3%
空载频率扰动
置调速器不跟踪模式,改变频率给定从48Hz跃变到52Hz(上扰),稳定后再改变频率给定从52Hz跃变到48Hz(下扰)。
记录机组频率和接力器行程的过度过程,检验PID参数设定是否满足超调量小、波动次数少、稳定快。
机组振动、摆度情况
上机架水平、垂直振动不超过0.05mm,水导摆度不超过总抱瓦间隙
机组各部温升情况
导轴承各瓦温度应均匀,相差不超过3-5℃;
复塑瓦不超过50℃,巴氏合金瓦不超过55℃
甩负荷试验
转速上升率不超过140%,蜗壳水压上升率不超过130%;
励磁系统能自动回复到空载
5、验收交接表格
XX电厂号机修验收交接单
检修验收内容
技
术
要
求
检修人员
检修时间
年月日至年月日
检
修
情
况
及
数
据
遗
留
问
题
评价
项目小组
负责人
项目技术
项目
总负责人
生技处
二、试机
1、试机时的注意事项及操作步骤
1.1、指定一名人员(技术员及以上岗位)担任试机总指挥,负责试机阶段的工作安排和指挥,应执行书面的试机操作票。
1.2、再次检查发电机定、转子绝缘合格,然后终结水机、电气工作票,拆除安全措施。
1.3、再次检查转动部分、风洞内、导叶拐臂、控制环周围无杂物。
1.4、检查尾水人孔门、蜗壳人孔门、蜗壳放空阀严密关闭。
1.5、检查低压空压机工作正常,制动气压正常,机组制动装置投切正常。
1.6、检查各轴承油位、油质正常。
1.7、测温屏电源投入,各温度表显示正常。
1.8、顶转子操作使镜板与推力瓦之间形成油膜,然后复位。
1.9、调速器建立油压合格后,作充油动作试验(蜗壳未充水),切至手动操作,缓慢将接力器开到25%、50%、100%,然后再全关,以排尽液压系统内的空气,观察此过程有无异常现象,确认导叶全关后,投入接力器锁定。
1.10、按程序给压力钢管、蜗壳充水至正常,充水期间安排专人检查蜗壳人孔门等过水部件有无漏水情况,发现异常立即停止充水。
1.11、投入机组各部技术供水,调整压力在规定范围内。
1.12、在水导、发电机风洞、上导处安排有经验的人员监视机组运转情况,各轴承温升情况(温度未稳定前每20分钟记录一次),发现异常立即报告。
1.13、将检查及准备情况报告试机总负责人,准备开机试运行。
1.14、安排专人操作调速器开机(用手动开机),按阶段缓慢升转速至100%。
1.15、如果机组运行正常,将调速器切到自动运行,继续观察各部温升情况,测量机组的振动、摆度情况。
1.16、待机组各部温升较稳定后,对发电机作零起升压检查试验,升压正常后,作并网操作带负荷试验。
1.17、机组运行稳定后,再作其他相关试验。
2、试运行阶段试验项目
2.1调速器静特性试验
试验条件:
在蜗壳未充水前进行;
bp=6%,切除人工死区E,频率给定为额定值,bt、Td、Tn为最小值(bt=3%,td=3%,tn=0s);
模拟并网令;
把电气开限放到最大,导叶开度给定0%使接力器全关。
。
概述:
调速器静特性是指测速元件转速n与接力器行程之间的关系,即y=f(n)曲线。
调速器静特性试验的目的是考核调速系统的平稳性和非线性度、整个调速器转速死区(即不灵敏度)的大小,以及永态转差系数的准确性。
按GB9652-88的规定,调速器静特性应符合下述要求:
静特性曲线应近似为直线,其最大非线性度=y1﹣y2/y1不超过5%;
测至主接力器的转速死区ix=f2﹣f1/f不超过0.2%(小型)、0.1%(中型);
静特性试验通常在永态转差系数bp=6%的情况下进行,实测的bp=fmax﹣fmin/f值应与设定指示值一致,偏差应<±
0.5%。
试验方法:
略
2.2调速器动态特性试验(空载频率摆动、扰动试验;
单机带负荷调频试验;
甩负荷试验)
2.2.1概述:
所谓动态就是调速系统受到外部扰动作用或控制信号作用后,系统由一种稳定状态过渡到另一种稳定状态的过程。
一般动态特性的好坏是由超调量、调节时间、波动次数等特征参数来判断。
2.2.2空载频率摆动试验也叫空载稳定性试验,试验条件是在调速器处于自动运行状态(不跟踪状态)和启励建压状态(励磁自动)下,观察机组频率变化情况是否稳定,国标规定中小型调速器频率摆动范围不超过0.3%。
2.2.3空载频率扰动试验,将调速器切至不跟踪模式,改变频率给定从48Hz跃变到52Hz(上扰),稳定后再改变频率给定从52Hz跃变到48Hz(下扰)。
2.2.4单机带负荷调频试验,就是与大网解列,单机带近区负荷,因外界负荷的突变检验调速器的随动能力,能否调节保持机组频率在稳定范围内(±
0.5Hz)。
2.2.5甩负荷试验,是检验主机和调速器、励磁装置、继电保护及管路等的设计、制造和安装质量最重要的试验项目之一。
一般水轮发电机组的飞逸转速可达额定值的2倍或以上,通过甩负荷试验测量主机的振动、转速上升率、水压上升率、电压上升率等重要指标,检查是否满足调节保证计算要求。
一般规定转速上升率不超过140%,蜗壳水压上升率不超过130%。
甩负荷试验应在机组稳定试运行72小时后进行。
机组甩负荷试验记录
机台号:
2号机组
机组负荷KW
记录时间
机组转速%
导叶开度%
导叶关闭时间S
接力器活塞往返次数
蜗壳压力MPa
转速上长升率%
水压上升率%
1400
KW(25%)
甩前
100
34.8
1.58
甩时
101.58
甩后
2750
KW(50%)
48
8.66
108.66
4100
KW(75%)
62
0.91
19.2
18.7
119.2
1.08
0.92
5500
KW(100%)
82.3
6.5
0.9
32
26.7
132
1.14
试验条件:
bp=6%试验结果:
满负荷转速上升率<40%,蜗壳水压上升率<30%。
试验结果合格。
试验时间:
2014年1月6日
测试人:
2.2.6动态特性重要参数的调整
bt:
暂态转差系数,是改善调速系统稳定性的重要参数之一,增大bt值,能改善调节系统稳定性,调速器动作将变得迟缓,减少调节过程最大超调量,减少振荡次数,有利于改善动态品质;
bt过大,调速器动作过慢,反会增大超调量,调速器调节时间长;
减小bt值,使调速器调节灵敏,可降低空载频率摆动幅度,但过小会导致频率摆动频繁,接力器反复动作。
Td:
缓冲时间常数,也是保证调节系统稳定的重要参数之一,Td增加,调速器将变得迟缓,振荡次数有所下降,但最大频率偏差将增大,衰减系数也将增加,而调节过渡时间将延长。
Td减小,则可提高调速器的速动性,其他品质指标也将向反方向变化。
Tn:
加速度时间常数,一般置为0.
Bp:
永态转差系数,也叫静态调差率,原则上此值不作为调整参数,因为根据机组在电力系统中的地位,涉及机组之间负荷分配的问题,此值通常由调度给定。
但bp值对稳定和调节品质均有影响,bp值增大,调节系统稳定区域增加,在保证稳定的情况下,为了提高调速器的速动性,应尽量减小bp值。
开、关放大倍数:
放大倍数越大,系统稳定性越好,但过大会导致超调,接力器反复频率高,恶化系统稳定性。
开、关放大倍数之间要比例适当,否则会造成接力器动作相对控制输出偏开或偏关。
开度调节死区:
死区大会减少接力器频繁动作,降低调节的灵敏度,改善系统稳定性。
但是过大会导致接力器动作反应迟缓,造成频率摆动的幅度增大或则负载状态下功率调节误差大。
PWM:
最小调节脉冲宽度,它反映了接力器动作的最小反应脉宽以及每个脉宽动作的幅度。
脉宽太小会导致接力器在小范围内拒动,过大会导致接力器超调、反复抽动。
3、发电机零起升压试验
3.1测量发电机定子各相绝缘合格。
3.2确定机组在热备用状态。
3.3起动发电机并使其达到额定转速后保持不变。
3.4合上励磁开关。
3.5在可控硅励磁调节器上设置起励给定电压值(1000v左右),手动操作启励按钮升压至给定电压值,然后操作增磁按钮缓慢将发电机机端电压升至额定值。
3.6发电机零起升压过程中的注意事项:
3.6.1检查三相定子电流应为零,判断定子回路有否短路;
3.6.2检查三相电压应平衡,判断发电机出线及电压互感器回路有断路;
3.6.3检查机端电压到额定值时,转子电流不应超过正常空载电流,否则有匝间短路。