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。机组充水后定时对水轮机部分进行全面检查，对出现的渗水和漏水进行处理，不能完全处理好的需落下尾水门，将尾水管积水排掉，对漏水处进行堵漏和处理，一定确保机组无漏水点移交调度，尤其确保仅能在检修期处理的漏水缺陷必须消除。
2压力钢管充水
2.1压力钢管充水前检查项目
（1）尾水管充水已完成，检查正常。
（2）导叶无水动作试验正常。
（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，无渗漏。
（5）渗漏排水系统运行正常。
（6）发电机制动风闸处于投入位。
（7）进水口闸门启闭功能正常。
2.2运行操作及检查要求
（1）检查导叶在全关位置。
（2）检查确认进水口检修门已提起。
（3）手动提起进水口事故门上的充水小门，开度230mm，向压力钢管、蜗壳充水。
（4）充水过程中，严密监视蜗壳水压上升情况及充水情况。
（5）检查蜗壳进人门、顶盖、主轴密封等的漏水情况。
（6）检查充水平压正常。
（7）如遇异常应立即向总指挥汇报。
（8）手动提起机组进水口事故门至全开开度。
2.3常见问题及处理措施
发电机机械制动系统调试完成并验收合格，在国内水电站曾经出现过由于机械制动装置故障导致充水过程中，机组低转速转动，最终带来推力瓦烧坏情况。故在充水试验前，检查机械制动系统合格且投入。
3技术供水充水
3.1运行操作及检查要求
（1）检查机组压力钢管已充水平压。
（2）检查机组技术供水总供水电动阀现地、远方动作试验正常。
（3）检查技术供水上导冷却器、空气冷却器、水导冷却器、组合轴承冷却器供排水系统、主轴密封等润滑水系统工作正常，无渗漏。
3.2常见问题及处理措施
（1）检漏工作不到位，导致冷却系统漏水运行，冷却效果降低。故技术供水充水后，重点对供排水管路法兰连接处、表计安装处进行重点检查。
（2）因供水压力过高，机组运行时该部位振动较大，长时间运行可能导致空冷器冷却系统漏水，最终导致发电机短路事故发生。故在对风洞内空冷器冷却系统充水时，需对其供水压力进行调整，在满足冷却效果、各厂运行规范要求以及空冷器厂家设备运行要求的前提下，尽量降低空冷器供水压力。
4手动开机
4.1手动开机前检查项目
（1）各部位检查人员已就位，各试验设备已准备就绪。
（2）确认充水过程中所发现的问题已处理完毕。
（3）手动操作投入机组技术供水，检查和调整推力、上导、下导、水导、主变、主轴密封等各冷却对象冷却水、润滑水的水压、流量符合要求。
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（4）检查确认检修密封确已退出。
（5）检查各导轴承系统工作正常，各油槽油位满足运行要求。
（6）检查厂用电、直流电源供电正常。
（7）确认机组事故停机、自动开停机等监控系统试验已完成，试验结果正常。
（8）确认机组励磁系统退出运行。
（9）检查调速器置于“手动”方式，压油装置置于“自动”方式，油压、油位正常。
（10）检查发电机出口断路器、电制动开关、隔离开关、接地开关均已断开。
（11）确认水力机械保护、电气过速保护、测温装置和在线监测装置投入运行。
（12）拆除所有与开机无关的试验线、短接线、接地线和临时电源。
（13）记录机组各部位的原始温度。
4.2运行操作及检查要求
（1）退出机组接力器锁锭。
（2）检查各轴承冷却器系统投入运行，手动投入外循环油泵。
（3）金属瓦机组需手动投入机组高压油顶装置。
（4）现地手动退出机械制动，检查所有制动块已全部落下，将机械制动控制方式切为“远方”位置。监视机组蠕动情况，检查滑环室、风洞、下机架室、水机室等机组转动部位均无摩擦或碰撞情况。
（5）在调速器电气柜上操作，现地手动点动缓慢开启导叶，待机组开始转动后（导叶开度3～5%），将导叶关回，安排人员在风洞、滑环室、下机架室、水机室等机组转动部位监听机组转动中是否存在异常声响。
（6）确认各部位正常后，继续增加导叶开度，按每次增加5%Ne的步长，逐步使机组转速平稳升至50%Ne，期间安排人员监听是否有异常。
（7）机组检查无异常，再逐步使机组转速平稳升至100%Ne，期间安排人员监听是否有异常。并由调速器专业人员对调速器运行参数进行全面检查，确认无异常后，由运行人员将调速器控制方式切为“自动”、“远方”位置。
（8）现地手动退出机组高压油顶装置，并将控制方式切至“自动”位置。
（9）密切监视机组各部温度，每隔15分钟记录温度值，直至各部温度趋于稳定。观察各轴承油面的变化，油位应处于正常位置。
（10）监视各冷却负荷工作情况及各部位水温、水压、流量及压差。
（11）检查监控系统采集数据正常。
（12）检查机组各部振动、摆度正常。
（13）测量、记录机组运行摆度，其值应小于轴承总间隙。机组各部振动值应不超过规定允许值。
4.3常见问题及处理措施
（1）因首次开机后需进行瓦温稳定试验，所以风洞内有空气冷却器的供水水源暂不开启。
（2）机组启动过程中，如遇下列情况，应立即停机：瓦温急剧上升、有金属碰击声、油槽大量甩油、接力器出现异常漏油、主轴密封漏水量过大、机组振动、摆度异常、机组冒烟。
（3）检修期间各导轴承瓦间隙调整不到位，导致机组空转运行后，局部轴承瓦温度偏高，存在重新返工调瓦风险。若机组首次启动后局部瓦温急剧上升至过高跳机值，则应立即申请停机，如果局部瓦温未上升至过高跳机值且稳定在一个固定区间，则可待首次开机试验结束后进行调瓦处理。
5事故停机模拟
不同电厂事故停机源不同，事故停机模拟不同，可通过模拟瓦温过高保护动作机械事故停机或电气过速装置动作紧急事故停机，验证其事故停机功能的正确性。
6自动开停机
因属启动试验第一次自动开机，则必须全面检查水轮发电机组各主辅设备具备自动开机条件，通过监控系统发自动开停机令，验证自动开停机功能正确性。
7机组机械过速停机试验
7.1运行操作及检查要求
（1）开机至空转状态。
（2）检查转速测量装置运行正常。
（3）拆除监控系统测速装置开出电气过速信号二次接线。
（4）机组过速试验开始前，安排专人做好紧急情况下按下紧急停机按钮的准备。
（5）调速器置手动运行，在调速器电气柜增大导叶开度，使机组转速逐步上升至115％Ne后降至额定转速，测量记录机组各部振动、摆度值，严密监视机组各部瓦温。
（6）全面检查无异常后，在调速器电柜增加导叶开度，使机组转速上升至155%Ne，此时纯机械过速保护应动作，紧急关闭导叶，严密监视机组各部瓦温。
（7）升速过程应平稳，但应保证机组在100％-155％Ne区间停留的时间不超过30s。
7.2常见问题及处理措施
机械过速装置整定值漂移，可能存在达到整定机械过速转速未动作情况，此时则应立即减少导叶开度，转速继续升高时应迅速人为按下紧急停机按钮。
7.3停机后的检查
对发电机内部定转子、机组制动回路、导水机构、机组各轴承以及监控执行流程进行全面检查，恢复试验所有临时接线，复归紧急停机相关信号。
8结语
本文通过对大型水轮发电机组大修后机组空转试验内容进行阐述，结合作者自身的工作经验，主要对空转试验流程、运行操作及检查要求、常见问题及处理措施等方面进行了详细的分析，希望通过本文的分析，对国内大型水轮机组大修后空转试验提供一定的指导性。
参考文献：
[1]DL/T507-2014水轮发电机组启动试验规程.
[2]DL/T817-2014立式水轮发电机检修技术规程.
[3]GB/T8564-2003水轮发电机组安装技术规范.
论文作者:高扬,廖欧
论文发表刊物:《电力设备》2018年第36期
论文发表时间:2019/6/6
标签：机组论文; 调速器论文; 水轮论文; 水管论文; 主轴论文; 顶盖论文; 转速论文; 《电力设备》2018年第36期论文;