水轮发电机短路升流试验的过程
01附件4：立式混流式水轮发电机组A级检修标准全解
Q/HN 华能四川水电有限公司企业标准Q/HN - 1 - 6200.05.004 —2014附件4 :立式混流式水轮发电机组A级检修标准（试行）2014-08-01 发布2014-09-01实施华能四川水电有限公司发布1编号说明 (2)2工艺流程图 (3)2.1立式混流式水轮发电机组结构参考图 (3)2.2立式混流式水轮发电机组A级检修拆机流程参考图 (4)2.3立式混流式水轮发电机组A级检修回装流程参考图 (6)2.4立式混流式水轮发电机组A级检修试验投运流程参考图 (8)3立式混流式水轮发电机组A级检修项目 (9)3.1水轮机A级检修标准项目 (9)3.2发电机A级检修标准项目 (11)3.3发电机电气一次设备A级检修标准项目 (13)3.4安全自动装置A级检修标准项目 (15)3.5辅助设备A级检修标准项目 (19)3.6启机试验A级检修标准项目 (21)3.7水轮发电机组A级检修非标准项目 (21)4立式混流式水轮发电机组A级检修项目施工方法及质量标准 (20)4.1水轮机A级检修标准项目施工方法及质量标准 (20)4.2发电机A级检修标准项目施工方法及质量标准 (57)4.3发电机电气一次设备A级检修标准项目施工方法及质量标准 (82)4.4安全自动装置A级检修标准项目施工方法及质量标准 (98)4.5辅助设备A级检修标准项目施工方法及质量标准 (19)4.6启机试验A级检修标准项目施工方法及质量标准 (161)5立式混流式水轮发电机组A级检修项目质量验收单 (174)立式混流式水轮发电机组A级检修标准1编号说明检修项目代码（具体项目），两位数字子系统（设备名称）代码，两位数字大系统（系统名称）代码，一位数字检修类别代码，一位数字机组型式代码定义如下表所示:机组形式代码检修类别代码大系统名称代码子系统名称代码混流式机组2A1水轮机1水导轴承01导水机构02转轮与主轴03主轴密封04尾水管05水轮机补气装置06机组进水主阀07主阀油压装置08 B2发电机2定子检查01转子及主轴02导轴承03推力轴承04上、下机架05制动系统06空气冷却器07轴线与中心调整08 C3一次电气设备3发电机附属设备01电气预防性试验02安全自动装置4调速系统01机组保护系统02油压装置和漏油系统03消谐装置04现地控制系统05调速器控制系统06励磁系统07油压装置控制系统08辅助设备5油系统01水系统02气系统03机旁400V配电装置04其它部分检修05本导则中检修项目编号由7位阿拉伯数字组成，共5级。
水轮发电机组各项电气试验-推荐下载
⑴对于整体到货的定子,定子绕组的交流耐电 压试验电压应为出厂试验电压的 0.8 倍; ⑵对于在工地装配的定子,当额定线电压为 20kV 及以下时,试验电压为 2 倍额定线电压 加 3kV;
序号 1 2 3
4
5
绕组型式
圈式
条式
1.嵌装前
水轮发电机组电气试验
定子线圈工艺过程中交流耐压标准
试验阶段
2.嵌装后（打完槽楔）
1.嵌装前
2.下层线圈嵌装后
3.上层线圈嵌装后(打完槽楔)
注: Uz 为发电机额定线电压,KV.
加至额定试验电压后的持续时间,凡无特殊说明者均为 1min.
项目
单个定子线圈交流 耐电压 测量定子绕组的绝 缘电阻和吸收比或 极化指数
n＜100
0.09 0.11 0.08 0.11 0.04 0.03
0.11
0.10
0.12
0.12
⑶单位铁损应符合制造厂规定；
⑷定子铁心无异常情况。
单个磁极、集电环、引线、刷架交流耐电压标准及绝缘要求
部件名称
集电环、引线、刷架
注：Uf 为发电机转子额定励磁电压，V。
项目 测量转子绕组 的绝缘电阻
2 测量单个磁极 的直流电阻
3 测量转子绕组 的直流电阻
4 测量单个磁极 线圈的交流阻 抗
挂装前
挂装后
2≤Uz≤6.3
2.75Uz+1.0
2.5Uz+0.5
2.75Uz+1.0
2.5Uz+1.0
2.5Uz+0.5
水轮机机械过速保护试验方案及流程
水轮机机械过速保护试验方案及流程下载温馨提示:该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
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发电机零起升压试验
一、发电机零起升压。
发电机零起升压是设备检修后或新安装后，在没确定是否良好的条件下，为防止突然加全压会使设备损坏更加严重。
发电机零起升压主要的作用是用来检测定子线圈及铁芯以及转子线圈是否存在缺陷。
二、发电机零起升压试验具体步骤如下：1、检查发电机满足开机条件，退出以零起升设备无关的保护。
2、将零升设备连接，就是把零升设备连接间的隔离开关，断路器合上。
3、将发电机开到空转，在调速器前留专人值守。
4、将励磁调节器切手动，设置励磁调节器调节起励到机端电压的30%，（用主励升压）按下起励按钮。
5、待机端电压的达30%后，缓慢增加励磁电流、机端电压渐至空载。
6、检查发电机机端电压是否达到额定。
7、检查零升设备状态正常。
三、零起升压中的注意事项：在此过程中，监视空载励磁电流电压，防止定子线圈和铁芯或两端过热。
如有异常应该立即灭磁，在调速器前留专人值守按紧急停机。
零起升压除了对励磁系统加强监视外，最主要是还是监视转子电流和定子电流。
零起升压的时候，在主开关未合之前，定子电流应当为零，如果不为零说明定子回路有短路现象。
转子电流也一样，一般升至额定电压时，转子空载电流也是一定的，如果比平时大，说明励磁系统有问题或者是转子有匝间短路了。
如果只是发电机做递升加压试验，不合发电机出口开关的话，除退出失灵保护（也就是后备保护）以外，其它所有保护可以不退。
如果是发电机带线路做递升加压，要合开关，必需要退。
还要退失步及误上电保护。
总而言之，发电机做任何试验，退保护的原则是：影响机组正常做试验的保护都必须退出，不影响的可退可不退，做试验时出现故障必需依靠保护正常动作的，不得退出。
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。
水轮发电机组运行及操作
2.励磁系统 220V直流装置至调节器直流电源投入。 厂用电至调节器的交流电源投入。 调节屏面板上的交、直流电源开关在合位，红灯亮。 调节屏无整流故障显示，风机投入在“自动”或“手动” 位置。 调节屏后三相交流电源保险、直流合闸保险、直流控制保 险、励磁电压输出保险已给上。 功率整流柜励磁阴、阳极刀闸在合闸位置。 发电机机端PT、励磁专用PT高低压保险投入且未熔断，隔 离刀闸在合位。
3、现地手动停机操作 将导叶“手动/自动”切换开关切至“手动”； 操作导叶开度“增/减”开关向减侧缓慢旋转，将有功减为零； 在励磁调节屏上按“减磁”按钮将无功减为零； 在机组保护屏上跳开机组出口开关； 手动在励磁调节屏上按“停机”按钮灭磁； 在调速器柜上将导叶全关，按下“偏关力投入”按钮或点击“导 叶压紧”； 机组转速降至20%Ne（10Hz）时，手动投入制动闸； 机组停止转动后将制动方式切换为“自动”； 投入接力器锁锭； 手动投入机组围带； 手动停止机组主轴密封水； 手动停止机组技术供水泵供水或关闭蜗壳供水。
7、机组水力监测屏 机组直流控制电源开关投入，交流电源保险 投入。 柜上各水位仪表显示值与实际相符。 盘内接线正确，盘面无故障及异常信号指示。
8、发电机部分 集电环碳刷应全部回装，碳刷研磨面接触良好，压力均匀， 串动灵活、无发卡现象。 发电机大轴法兰处的接地碳刷完好，无卡涩或刷辫断线现 象。 发电机风洞内无异物，机组各部分应清洁。 机组出口开关分、合闸正常，处于分位。 机组出口隔离开关、各PT隔离开关、励磁变隔离开关在合 闸位置，且三相合闸良好。 上导、推力轴承油位、油色正常，无渗漏油现象。 发电机中性点接地变压器地刀在合闸位置。
二、机组检修后起动前的检查 1.机组制动屏 屏内电气接线良好,端子无松动现象。 智能、齿盘测速仪在fp状态，显示为0。 制动系统阀门位置在自动状态，各阀门、接头无漏气现象。 上、下腔压力表指示应为0，气源压力应在0.6—0.75MPa之 间。 制动电磁阀、复位电磁阀动作可靠、灵敏。 剪断销信号装置正常，无断销信号。
08第八章 水轮发电机组的启动试运行
监视并记录各部轴承温度； ③ 油槽无甩油； ④ 整定过速保护装臵的动作值； ⑤过速试验后对机组内部进行检查。
机组自动起动，应检查下列各项：
①录制自发出开机脉冲至机组升至额定转速时，转速
和时间的关系曲线； ② 检查推力轴承高压油顶起装臵动作和油压应正常； ③机组开机程序和自动化元件的动作应正常。
第二节 机组启动试运行的程序和基 本要求
一般规定
试运行前应根据规范的规定，结合电站具体情况，编制
机组试运行程序或大纲、试验检查项目和安全措施。 对机组及有关辅助设备，应进行全面清理、检查，其安 装质量应合格，并经验收。 输水及尾水系统(含尾调室)的闸门、阀门均应试验合格， 处于关闭位置，进人孔、闷头等应可靠封堵。 水轮发电机组继电保护、自动控制、测量仪表及机组有 关电气设备均应根据相应的规程规范进行试验合格。
第 章
水轮发电机组安装与检修
本章内容
机组起动试运行的目的 和内容 机组起动试运行的程序 和基本要求 水轮发电机组的振动和 平衡简介
水 轮 发 电 机 组 的 启 动 试 运 行
第一节 机组启动试运行的目的和内容
机组起动试运行的目的
根据有关的技术规程和电站的设计资料，对水工建筑物、
机电设备等进行一次全面的质量检查，并在实际运行中 作出总体的鉴定。 通过检杳发现尚未完善的工作，以及工程或设备所存在 的缺陷，及时处理以保证电站能顺利地投产。 在机组起动之前，以及试运行过程中对机电设备进行调 整试验。测定相关的运行参数或特性曲线，具体掌握机 组的实际性能，为今后的长期运行提供技术准备。 电站从试运行结束起转入试生产，施工单位与管理的业 主单位之间，应在起动试运行以后进行交接验收工作。
(完整word版)水轮发电机组试运行试验项目
15。
2 机组充水试验：15。
2.1 向尾水调压室、尾水管及蜗壳充水平压，检查各部位，应无异常现象。
15。
2.2 根据设计要求分阶段向引水、输水系统充水，监视、检查各部位变化情况，应无异常现象。
15。
2。
3 平压后在静水下进行进水口检修闸门或工作闸门或蝴蝶阀、球阀、筒形阀的手动、自动启闭试验，启闭时间应符合设计要求。
15.2。
4 检查和调试机组蜗壳取水系统及尾水管取水系统,其工作应正常。
机组技术供水系统各部水压、流量正常。
15。
3 机组空载试运行：15.3。
1 机组机械运行检查：a) 机组启动过程中，监视各部位，应无异常现象；b) 测量并记录上下游水位及在该水头下机组的空载开度；c）观察轴承油面,应处于正常位置，油槽无甩油现象。
监视各部位轴承温度，不应有急剧升高现象。
运行至温度稳定，其稳定温度不应超过设计规定值；d) 测量机组运行摆度（双幅值),其值应不大于75％的轴承总间隙;e）测量机组振动，其值不应超过表41的规定，如果机组的振动超过表41的规定值，应进行动平衡试验；f）测量发电机残压及相序，相序应正确；g）清扫滑环表面。
表41 水轮发电机组各部位振动允许值单位为毫米n10015。
3。
2 调速器调整、试验：a）检查电液转换器或电液伺服阀活塞的振动应正常；b) 机组在手动方式下运行时,检测机组在3min内转速摆动值,取三次平均值不应超过额定值的0。
2%；c) 调速器应进行手动、自动切换试验，其动作应正常,接力器应无明显的摆动；d) 调速器空载扰动试验：机组空载工况自动运行，施加额定转速8％阶跃扰动信号，录制机组转速、接力器行程等的过渡过程，转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%;超调次数不超过2次；从扰动开始到不超过机组转速摆动规定值为止的调节时间应符合设计规定。
选取一组调节参数，供机组空载运行使用； e）在选取的参数下，机组空载工况自动运行时，转速相对摆动值不应超过额定转速值的0.15%。
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水轮发电机短路升流试验的过程
1、1#发电机升流及短路特性试验
机组升流试验是通过对发电机、母线等一次设备升流，检查发电机主回路CT
二次接线的正确性，检查发电机保护、测量、录波、励磁、调速器和机组LCU电流回路的正确性，检查发电机保护装置动作正确性。
1#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时，同时测额定电流下的轴电压。
做额定电流下灭磁特性试验。
短路特性采用先升流至110,额定电流，然后电流下降时录制曲线。
2、1#机组升流试验的准备工作
1)断开发电机出口断路器 01DL 、隔离开关014DS以及灭磁开关。
2)从10kv 坝区变开关柜(电流互感器变比50/1)柜引一根10kv电缆接入励磁
变高压侧作为临时他励电源。
保护整定电流速断 1.5 A ，过电流 1A ,时间1秒。
另外放一根4×1.5电缆到机旁1,机励磁柜附近用于远方跳合开关。
3)断开励磁变高压侧与主母线的连接，10 kV电缆接入励磁变高压侧。
对励磁
变进行冲击试验，共进行3次，每次保持5分钟，间隔5分钟。
4)断开机组中心点消弧线圈隔离开关。
5)励磁系统应已完成各元件测试，并带电阻负载录制了小电流特性。
6)短路范围内暂时不用的CT二次线圈已短路接地，各测试仪表接线、标定完毕。
7)发电机组保护出口压板在断开位置,保护仅作用于信号。
投过压闭环和水机
保护。
8)测量定子绕组和转子绕组绝缘电阻和吸收比。
9)技术供水系统已投入运行，各子系统的水量分配均匀，各部轴承冷却系统流量正常，发电机定子空气冷却器的水量正常。
10)恢复发电机集电环碳刷
3、1#发电机零起升流
1)自动开机至额定转速，机组各部运行正常。
2)励磁风机运行正常。
3)励磁装置处于电流反馈最小输出状态，投10 kV它励电源。
4)检查短路范围内的CT二次电流回路的完整性。
5)合灭磁开关，分级缓慢升流至10%发电机额定电流，检查升流范围内各CT的二次三相电流平衡情况及其相位;检查发电机保护、励磁变压器保护、故障录波、以及测量回路的电流幅值和相位应正确并做记录。
6)升流到500, 1000A 左右，
检查发电机差动保护差流，降下电流，跳灭磁开关，拆除差动保护内各一组CT二次侧，再升电流至差动保护动作，记录差动保护动作值。
(做为专题讨论后再定) 7)升流过程中检查发电机通流设备、励磁变、短路装置等各部位运行情况并测量其温度。
8)记录升流过程中定子线圈温度。
4、发电机短路特性试验
1)机组逐级升流至1.1Ie，然后按10%逐级下降电流，记录定子三相电流，励磁电流和励磁电压。
录制发电机短
路特性曲线。
2)手动启动故障录波，录取50%、75%、100%额定电流时电流波形。
检查不平衡电流和3次谐波电流。
3)测量升流过程中发电机摆度和振动。
4)升流过程中重点检查短路装置发热情况并测量其附近构架温度及温升;检查
发电机出口、中性点、发电机出口PT等处磁屏蔽板发热情况并测量其温度。
5、发电机额定电流灭磁开关灭磁试验
1)将发电机电流升至额定电流;
2)记录发电机额定电流时机组频率、振动、摆度及各部瓦温，测轴电压;
3)在额定电流下跳灭磁开关录制灭磁特性曲线。
6、调整发电机过负荷保护动作电流的定值。
在额定电流下测量发电机轴电压。
7、试验完毕如果需要则进行发电机短路干燥。
否则降电流，跳灭磁开关，由机组LCU自动停机。
6、发电机短路干燥
1)根据测定的定子绕组对地、转子绕组对地绝缘电阻和吸收比，按《水轮发电机组安装技术规范》(GB/T8564,2003)要求，确定发电机定子绕组是否需要干燥。
2)发电机短路干燥时按每小时温升不超过5, 8? 控制短路电流的大小。
绕组最高温度以埋入式电阻温度计测量值为依据，不应超过 80? ，干燥时定子电流控制在额定值的25,,50,为宜。
热风温度一般不超过 70? ; 3)停止干燥降温时以每小时 10? 的速率进行，当温度降至 40? 时由机组LCU自动停机。
7、停机检查
1)拆除发电机出口短路装置。
检查碳刷及集电环工作情况。
2)检查灭磁开关。
3)投发电机差动保护和发电机横差保护。
8、主要安全技术措施
1)严格执行试运行的各项规章制度，倒闸操作严格按操作票执行;
2)试验过程中对带电设备要设置安全围栏，悬挂安全警示标识牌，试验及运行人员要与带电设备保持足够的安全距离;
3)试验前在试验区域内要布置足够的消防器材;
4)试验所需的各类检查、记录仪器仪表已准备好;
5)升流试验过程中要严防CT回路开路。
6)升流过程中(特别是短路干燥时)应采用红外测温仪监测短路范围内及短路点附近构架的发热情况。
7)发电机出口短路装置的拆除必须在发电机停机的状态下进行。