水轮发电机组(机械部分)状态检修试验规程实施细则(试行)

水轮发电机组(机械部分)状态检修试验规程(试行) 水轮发电机组(机械部分)状态检修 试验规程实施细则(试行) 湖南省电力公司 二〇〇九年四月 前 言 为贯彻国家电网公司状态检修工作要求,参照国网公司颁布的《输变电设备状态检修试验规程》,结合我省水轮发电设备运行检修维护经验,编制了湖南省电力公司《水轮发电机组,机械部分,状态检修试验规程实施细则》。 湖南省电力公司《水轮发电机组,机械部分,状态检修试验规程实施细则》,以下简称实施细则,,根据我省水轮发电机组实际情况制定,编制中结合了我省对国网公司颁布的《输变电设备状态检修试验规程》的专家讨论意见,本实施细则适用于湖南省电力公司实施状态检修的水轮发电机组,根据试验项目的必要性,部分设备的试验项目及周期进行了调整。 已通过状态检修验收的单位,水轮发电机组机械部分的试验周期应执行本实施细则。 本实施细则由湖南省电力公司水电技术部提出并负责解释。 本细则主要起草单位,湖南省电力公司试验研究院、湖南省电力公司柘溪水电厂、 湖南省电力公司凤滩水电厂、湖南省电力公司东江水电厂。 本细则主要起草人,陆佳政、吴长利、王辉斌、昌卫华、姜宇峰、李明等。 本细则自发布之日起实施。 目 录 1 范围…………………………………………………………………………………………1 2 性引用文件……………………………………………………………………………1 3 定义和符号…………………………………………………………………………………2 4 总则…………………………………………………………………………………………3 4.1 设备巡检……………………………………………………………………………3 4.2 试验分类和说明……………………………………………………………………3 4.3 设备状态量的评价和处置原则……………………………………………………4 4.4 基于设备状态的周期调整…………………………………………………………4 4.5 解体性检修的适用原则……………………………………………………………5 5 水轮发电机组,机械部分,巡检及例行试验……………………………………………6 6 水轮发电机组,机械部分,诊断性试验…………………………………………………9 水轮发电机组(机械部分)状态检修 试验规程实施细则(试行) 1 范围 本实施细则规定了水轮发电机组,机械部分,设备巡检、试验的项目、周期和技术要求,用以判断设备是否符合运行条件,保证安全运行。 本实施细则适用于湖南省电力公司开展状态检修的水轮发电机组。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款,其最新版本适用于本规程。 下列、规范所包含的条文,通过在本细则中的引用而成为本细则的条文。在细则出版时,所有版本均为有效,所有的标准、规范都被修订,在使用本细则的各方应探讨使用下列标准、规范最新版本的可能性。 GB/T 15468 《水轮机基本技术条件》 GB/T 7894 《水轮发电机基本技术条件》 SL 321 《大中型水轮发电机基本技术条件》 DL/T 710 《水轮机运行规程》 DL/T 751 《水轮发电机运行规程》 GB/T8564 《水轮发电机组安装技术规范》 DL/T 838 《发电企业设备检修导则》 DL/T 1066 《水电站设备检修管理导则》 DL/T 817 《立式水轮发电机检修技术规程》 GB/T 10969 《水轮机通流部件技术条件》 GB/T 15469 《反击式水轮机空蚀评定》 JB/T 10180 《水轮发电机推力轴承弹性金属塑料瓦技术条件》 SD 288 《水轮发电机组推力轴承、导轴承安装调整工艺导则》 DL/T 622 《立式水轮发电机弹性金属塑料推力轴瓦技术条件》 DL/T 5070 《水轮机金属蜗壳安装焊接工艺导则》 1 SD 287 《水轮发电机定子现场装配工艺导则》 GB/T 20043 《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机水力性能现场验收试验规程》 DL/T 443 《水轮发电机组设备出厂检验一般规定》 国家电网公司 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 国家电网公司 《国家电网公司输变电设备状态检修管理规定》 国家电网公司 《国家电网公司关于开展输变电设备状态检修工作的指导意见》 湖南省电力公司 《湖南省电力公司贯彻国家电网公司<十八项电网重大反事故措施>实施细则》 3 定义和符号 下列定义和符号适用于本规程。 3.1 状态检修 Condition-based Maintenance 状态检修是企业以安全、可靠性、环境、成本为基础,通过设备状态评价、风险评估,检修决策,达到运行安全可靠,检修成本合理的一种检修策略。 3.2 设备状态量 Equipment Condition Indicators 直接或间接表征设备状态的各类信息,如数据、声音、图像、现象等。 3.3 例行检查 Routine Maintenance 定期在现场对设备进行的状态检查,含各种简单保养和维修,如污秽清扫、螺丝紧固、防腐处理、自备表计校验、易损件更换、功能确认等。 3.4 巡检 Routine Inspection 为掌握设备状态,对设备进行的巡视和检查。 3.5 例行试验 Routine Test 为获取设备状态量,评估设备状态,及时发现事故隐患,定期进行的各种带电检测和停电试验。需要设备退出运行才能进行的例行试验称为停电例行试验。 3.6 诊断性试验 Diagnostic Test 巡检、在线监测、例行试验等发现设备状态不良,或经受了不良工况,或受家族缺陷警示,或连续运行了较长时间,为进一步评估设备状态进行的试验。 3.7 在线检测 Test 在运行状态下,对设备状态量进行的现场检测。 2 初值 Initial Value 3.8 指能够代表状态量原始值的试验值。初值可以是出厂值、交接试验值、早期试验值、设备核心部件或主体进行解体性检修之后的首次试验值等。初值差定义为,,当前测量值-初值,/初值100%。 ， 3.9 注意值 Attention Value 状态量达到该数值时,设备可能存在或可能发展为缺陷。 3.10 警示值 Warning Value 状态量达到该数值时,设备已存在缺陷并有可能发展为故障。 3.11 家族缺陷 Family Defect 经确认由、和/或材质、和/或工艺共性因素导致的设备缺陷称为家族缺陷。如出现这类缺陷,具有同一设计、和/或材质、和/或工艺的其它设备,不论其当前是否可检出同类缺陷,在这种缺陷隐患被消除之前,都称为有家族缺陷设备。 3.12 不良工况 Undesirable Service Condition 设备在运行中经受的、可能对设备状态造成不良影响的各种特别工况。 3.13 基准周期 Benchmark Interval 本规程规定的巡检周期和例行试验周期。 3.14 轮试 In Turn Testing 对于数量较多的同厂同型设备,若例行试验项目的周期为2年及以上,宜在周期内逐年分批进行,这一方式称为轮试。 4 总则 4.1 设备巡检 在设备运行期间,按规定的巡检内容和巡检周期对各类设备进行巡检,巡检内容还应包括设备技术文件特别提示的其它巡检要求。巡检情况应有书面或电子文档。 在汛期期间,应对相关设备加强巡检,新投运的设备、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备,宜加强巡检。 4.2 试验分类和说明 4.2.1 试验分类 3 本规程将试验分为例行试验和诊断性试验。例行试验通常按周期进行,诊断性试验只在诊断设备状态时根据情况有选择地进行。 4.2.2 试验说明 若存在设备技术文件要求但本规程未涵盖的检查和试验项目,按设备技术文件要求进行。若设备技术文件要求与本规程要求不一致,按严格要求执行。 新设备投运满1年、或满1至2年,以及停机6个月以上重新投运前的设备,应进行例行试验。对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备,可参照新设备要求执行。 现场备用设备应视同运行设备进行例行试验,备用设备投运前应对其进行例行试验,若更换的是新设备,投运前应按交接试验要求进行试验。 在进行与环境温度、湿度有关的试验时,除专门规定的情形之外,环境相对湿度不宜大于80%,环境温度不宜低于5?,绝缘表面应清洁、干燥。 4.3 设备状态量的评价和处置原则 4.3.1 设备状态评价原则 设备状态的评价应该基于巡检及例行试验、诊断性试验、在线监测、检测、家族缺陷、不良工况等状态信息,包括其现象强度、量值大小以及发展趋势,结合与同类设备的比较,做出综合判断。 4.3.2 注意值处置原则 有注意值要求的状态量,若当前试验值超过注意值或接近注意值的趋势明显,对于正在运行的设备,应加强跟踪监测,对于停电设备,如怀疑属于严重缺陷,不宜投入运行。 4.3.3 警示值处置原则 有警示值要求的状态量,若当前试验值超过警示值或接近警示值的趋势明显,对于运行设备应尽快安排试验,对于停机设备,消除此隐患之前,一般不应投入运行。 4.3.4 状态量的差异性分析 在相近的运行和检测条件下,同一类型设备的同一状态量不应有明显差异,否则应进行差异性分析。 4.4 基于设备状态的周期调整 4.4.1 周期的调整 4 本规程给出的基准周期适用于一般情况。对于停机例行试验,其周期可以依据设备状态、水情等特点,在基准周期的基础上酌情延长或缩短,调整后的周期一般不小于1年,也不大于本规程所列基准周期的1.5倍。 4.4.2 可延迟试验的条件 符合以下各项条件的设备,停机例行试验可以在4.4.1条周期调整后的基础上延迟1个年度, a) 巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常, b) 在线监测,如有,显示设备状态良好, c) 上次例行试验与其前次例行,或交接,试验结果相比无明显差异, d) 没有任何可能危及设备安全运行的家族缺陷, e) 上次例行试验以来,没有经受严重的不良工况。 4.4.3 需提前试验的情形 有下列情形之一的设备,需提前,或尽快安排例行或/和诊断性试验, a) 巡检中发现有异常,此异常可能是重大质量隐患所致, b) 在线监测,如有,显示设备状态不良, c) 以往的例行试验有朝着注意值或警示值方向发展的明显趋势,或者接近注意值 或警示值, d) 存在重大家族缺陷, e) 经受了较为严重不良工况,不进行试验无法确定其是否对设备状态有实质性损 害。 如初步判定设备继续运行有风险,则不论是否到期,都应列入最近的年度试验计划,情况严重时,应尽快退出运行,进行试验。 4.5 解体性检修的适用原则 本条适用于直流系统设备。存在下列情形之一的设备,需要对设备核心部件或主体进行解体性检修,不适宜解体性检修的应予以更换, a) 例行或诊断性试验表明,存在重大缺陷的设备, b) 受重大家族缺陷警示,为消除隐患,需对核心部件或主体进行解体性检修的设 备, 5 c) 依据设备技术文件之推荐或运行经验,需对核心部件或主体进行解体性检修的 设备。 5 水轮发电机组,机械部分,巡检及例行试验 表1 水轮发电机组,机械部分,巡检项目 巡检项目 基准周期 要求 说明条款 外观检查 1周 无异常; 1周或根据需无超标测点，或与历史测试结果对 振动测量 要加密测量 比基本无变化 1周或根据需无超标测点，或与历史测试结果对 摆度测量 要加密测量 比基本无变化 1周 无超标测点，或与历史测试结果对水压脉动测量 比基本无变化 无超标测点，或与历史测试结果对 噪声测量 1周 比基本无变化 表2 水轮发电机组机械部分例行试验项目 例行试验项目 基准周期 要求 说明条款 按油化验要求 轴承油质检查 或根据油混水GB2537《汽轮机油》 信号报警决定 发电机空气间隙(静态)符合GB/T 8564—2003《水轮发电 C级检修 测量 机组安装技术规范》 符合GB/T 8564—2003《水轮发电 各导瓦间隙测量 C级检修 机组安装技术规范》 新冷却器投运前需进行该项试 空冷器、油冷器试压 C级检修 验，符合DL/T817-2002《立式 水轮发电机组检修技术规程》 部件裂纹检查 D或C级检修 在允许范围内 测试机组的全负荷范围内的测点是 一年 振动试验 否满足规程要求，或与历次测试结 果对比无明显变化 测试机组的全负荷范围内的测点是 一年 摆度试验 否满足规程要求，或与历次测试结 果对比无明显变化 测试机组的全负荷范围内的测点是 一年 水压脉动试验 否满足规程要求，或与历次测试结 果对比无明显变化 与设计要求或历史测试结果对比无 水轮机出力试验 一年 明显变化 与设计要求或历史测试结果对比无 水轮机效率试验 一年 明显变化 与设计要求或历史测试结果对比无噪声测量 一年 明显变化 5.1 巡检说明 应将巡检结果登记到相应巡检表格中,内容如下, 6 5.1.1 外观检查, 水轮发电机组运行状态稳定,无异常振动和声响, 各处固定螺栓无松动, 轴承瓦温、油温、油位检查处于正常范围内, 设备各处无甩油、漏油现象, 水系统各过滤器无异常,前后压差正常, 各表计显示正常,压力范围正常,示流器指示正确,管路无渗漏现象, 各阀门位置正常、管路无异常振动, 顶盖排水孔畅通,无水位异常升高现象, 导叶轴套无漏水,剪断销无跳出、信号正常, 蜗壳、尾水管人孔门、伸缩节无渗漏,螺栓无松动, 5.1.2 振动、摆度、水压脉动测量, 定期1周测量一次或视实际需要加密测量,利用现场的状态监测系统、手持式测振仪,或便携式测试分析仪,,测量机组在实际运行工况下的振动情况,并做好测量记录,记录表应包含相关的背景参数,如,导叶、桨叶开度,机组有功、无功,上、下游水位等, 5.1.3 噪声测量, 定期1周测量一次,使用手持式噪声测试仪测量机组实际运行工况下的噪声情况,并做好测量记录,记录表应包含相关的环境参数,如,导叶、桨叶开度,机组有功、无功,上、下游水位等。 5.2 例行试验项目 5.2.1 轴承油质检查, 应符合DL/T 429.1《电力系统油质试验方法 透明度测定法》和GB2537《汽轮机油》中的有关规定,检查结果合格 5.2.2 发电机空气间隙,静态,测量, 各间隙值与平均值的偏差不超过平均间隙值?8%,或与上次测试结果比较变化不大。 5.2.3 空冷器、油冷器试压, 7 拆卸的单个冷却器或新冷却器均应按设计要求的试验压力进行耐压试验,设计无规定时,试验压力一般为工作压力的2倍,但不低于0.4MPa,保持60min,应无渗漏现象, 装复后进行严密性耐压试验,试验压力为1.25倍额定工作压力,保持30min,应无渗漏现象, 现场制造的承压设备及连接件,应进行强度耐压试验,试验压力为1.5倍额定工作压力,但最低压力不得小于0.4MPa,保持30min,无渗漏及裂纹等异常现象。 5.2.4 部件裂纹检查 裂纹检查的方法主要通过肉眼检查、PT、UT、RT等途径,重点检查水轮发电机及水轮机转动部件、重要受力部件等。 对裂纹检查结果应有记录,应对裂纹发展趋势进行分析。 5.2.5 振动试验, 该项目1年需进行一次。在机组空载至满负荷范围内,变化若干个负荷工况点,利用现场的状态监测系统或离线式测试仪,测量机组的各部位的振动情况,分析机组在试验水头下的振动区,按照规程要求或与历次的测量结果进行对比分析,评估机组的运行状态。 5.2.6 摆度试验, 该项目1年需进行一次。在机组空载至满负荷范围内,变化若干个负荷工况点,利用现场的状态监测系统或离线式测试仪,测量机组的各部位的大轴摆度情况,分析机组在试验水头下的振动区,按照规程要求或与历次的测量结果进行对比分析,评估机组的运行状态。 5.2.7 水压脉动试验, 该项目1年需进行一次。在机组空载至满负荷范围内,变化若干个负荷工况点,利用现场的状态监测系统或离线式测试仪,测量机组的各部位的水压脉动情况,分析机组在试验水头下的振动区,按照规程要求或与历次的测量结果进行对比分析,评估机组的运行状态。 5.2.8 水轮机出力试验, 该项目1年需进行一次。在机组空载至满负荷范围内,变化若干个负荷工况点,利用现场的状态监测系统或离线式测试仪,测量水轮机的出力情况,与设计或历次的测量 8 结果进行对比分析,评估机组的运行状态。 5.2.9 水轮机效率试验, 该项目1年需进行一次。在机组空载至满负荷范围,变化若干个负荷工况点,利用现场的状态监测系统或离线式测试系统测量水轮机的效率情况,与设计或历次的测量结果进行对比分析,评估机组的运行状态。 5.2.10 噪声测量 该项目1年需进行一次。在机组空载至满负荷范围,变化若干个负荷工况点,使用噪声测试分析仪测量发电机、水车室、尾水管的噪声,分析各负荷的噪声情况,,按照规程要求或与历次的测量结果进行对比分析,评估机组的运行状态。 6 水轮发电机组,机械部分,诊断性试验 表3 水轮发电机组,机械部分,诊断性试验项目 诊断性试验项目 要求 说明条款 符合GB/T 8564—2003《水轮发电机组安装技术规 导瓦间隙测量 范》 符合DL/T817-2002《立式水轮发电机组检修技术规 机组轴线检查 程》 托盘受力应变试验 至少进行三次，所形成曲线基本一致 符合GB/T 8564—2003《水轮发电机组安装技术规推力瓦受力测量 范》 符合GB/T 8564—2003《水轮发电机组安装技术规 镜板水平测量 范》 符合DL/T817-2002《立式水轮发电机组检修技术规 机架水平测量 程》 符合GB/T 8564—2003《水轮发电机组安装技术规风闸耐压密封性试验 范》 符合GB/T 8564—2003《水轮发电机组安装技术规 定子、转子圆度测量 范》 发电机空气间隙(静态)测符合GB/T 8564—2003《水轮发电机组安装技术规 量 范》 承重机架挠度测量 符合设计要求，或与上次检测结果变化不大 油盆进行了拆卸时须进行该项试验，结果符合 油盆渗漏试验 DL/T817-2002《立式水轮发电机组检修技术规程》 转轮叶型尺寸检查 符合国标要求 止漏环间隙测量 符合规程要求，或与历史数据对比无异常 真空破坏阀、大轴补气阀弹 符合设计要求 簧预压量测试 各部件金属结构探伤检测 符合国家有关规定要求 9 开停机试验 测试机组自动开、停过程的运行稳定情况 手动控制机组的转速，测试不同转速下的运行稳定 变转速试验 情况 手动控制机组的励磁电压，测试不同励磁电压下的 变励磁试验 运行稳定情况 手动控制机组的出力，测试不同负荷下的运行稳定 变负荷试验 情况 测试机组在甩负荷过程的稳定性情况，及转速、水甩负荷试验 压上升率是否满足规程要求。 水轮机出力及效率试验 与设计或历次测试结果对比无异常变化 噪声测试试验 与规程及历次测试结果对比无异常 在额定水头下，导叶漏水量不大于水轮机额定流量导叶漏水量试验 的3,，或与上次测试结果比较无明显变化 动平衡试验 判断机组存在过大动不平衡力时，需进行该项试验 调相试验 测试机组在调相工况下的运行稳定性情况 6.1导瓦间隙测量, 分块式导轴瓦间隙允许偏差不应超过 ,0.02mm,筒式导轴瓦间隙允许偏差,应在分配间隙值的 ,20,以内,瓦面应保持垂直。 6.2 机组轴线检查, 机组轴线调整完毕后,各部摆度值,应不超过下表要求, 表4 机组轴线的允许摆度值(双振幅) 摆度的允许值 轴的名称 测量部位 机组额定转速(r,min) 100 250 375 600 1000 发电机轴 发电机上、下导轴相对摆度(mm,m) 承处轴颈及法兰 0.03 0.03 0.02 0.02 0.02 水轮机轴 水轮机轴承处的轴 相对摆度(mm,m) 0.05 0.05 0.04 0.03 0.02 发电机上部励磁机的整流子 绝对摆度(mm) 轴 0.40 0.30 0.20 0.15 0.10 发电机轴 集电环 绝对摆度(mm) 0.50 0.40 0.30 0.20 0.10 10 绝对摆度(mm) 注:相对摆度=测量部位至镜板距离(m) 1 绝对摆度是指在测量部位测出的实际摆度值。 2 在任何情况下，水轮机导轴承的绝对摆度不得超过以下值:(1)额定转速在250r/min以下 的机组为0.35mm;(2)额定转速为250r/min,600r/min的机组为0.25mm;(3)额定转速 在600r/min以上的机组为0.20mm。 6.3托盘受力应变试验, 至少进行三次试验,在相同测点试验时,各次所形成曲线偏差不大,在?10,以内,。 6.4 推力瓦受力测量, 6.4.1 一般用测量轴瓦托盘变形的方法调整刚性支撑推力轴承的受力。起、落转子,各托盘变形值与平均变形值之差不超过平均变形值的 ,10,, 6.4.2 采用锤击抗重螺栓的方法调整刚性支撑推力轴承受力时,在水轮机轴承处,用百分表监视大轴,锤击力应使大轴平均约有0.05mm,0.10mm的倾斜,在相同锤击力下大轴倾斜的变化值与平均变化值之差不超过平均变化值的 ,10,, 6.4.3 对于液压支柱式推力轴承,在靠近推力轴承的上、下两部导轴瓦抱紧情况下,起落转子,落下转子后松开导轴瓦时各弹性油箱压缩量偏差不大于0.2mm, 6.4.4 对于无支柱螺钉的液压推力轴承,各弹性油箱的压缩量,应符合设计规定, 6.4.5 对于平衡块式推力轴承,应在平衡块固定的情况下,起落转子,测量托瓦或上平衡块的变形,其变形值应符合设计要求。设计无要求时,各托瓦或上平衡块的变形值与平均变形值之差,不超过平均变形值的,10,。 6.5 镜板水平测量, 在推力瓦面不涂润滑油的情况下,测量其水平偏差应在0.02mm/m以内,或者符合本单位规程要求,。 6.6 机架水平测量, 机架上的轴承座或油槽的水平偏差,不应大于0.10mm,m。 6.7 风闸耐压密封性试验, 按设计要求进行严密性耐压试验,持续30min,压力下降不超过3,,弹簧复位结构的制动器,在压力撤除后,活塞应能自动复位。 6.8 定子、转子圆度测量, 11 测量定子圆度,各半径与平均半径之差不应大于设计空气间隙值的?5,,或满足设计要求值。 转子圆度,各半径与平均半径之差,不应大于设计空气间隙值的?5,,或满足设计要求值。 6.9 发电机空气间隙,静态,测量, 各间隙值与平均值的偏差不超过平均间隙值?8%,或与上次测试结果比较变化不大。 承重机架挠度测量, 测试承重机架承受机组转动部件重量的下沉量,与设计资料或历史资料比较变化不大。 6.10 油盆渗漏试验, 导轴承油槽清扫后进行煤油渗漏试验,油面要高于槽壁下法兰和焊缝高度,至少保持4h,应无渗漏现象。 6.11 转轮叶型尺寸检查, 转轮叶片出水边开度、角度检查,对高比速水轮机每叶片最少测5点,对低比速水轮机每叶片最少测3点,单个开度允许偏差为-3%~+5%,每圈截面的平均开度允许偏差为-1%~+3%。叶片出口角度单个允许偏差为?2?,平均允许偏差为?1?。 转轮叶片进口节距、角度检查,应至少检查2个截面,最大、最小值与平均值允许偏差为?0.4%。叶片进口角度单个允许偏差为?3?,平均允许偏差为?1.5?。 转轮叶片、上冠、下环等部件波浪度合格,无鼓包等。 6.12 止漏环间隙测量, 止漏环圆度偏差不大于5,设计间隙,止漏环最大、最小偏差不大于?10,平均设计间隙。 真空破坏阀、大轴补气阀弹簧预压量测试, 通过悬吊重物的方法进行真空破坏阀和补气阀动作试验,其起始动作压力和最大开度值,应符合设计要求。 6.13 各部件金属结构探伤检测, 主要检测部件,应符合如下要求, 12 表5 主要检测部位及方法 部件名称 监测部位及方法 质量标准及判据 大轴 表面宏观检查(必要时无损探伤) 不允许有裂纹 制动环 表面宏观检查和表面探伤检查 不允许有裂纹 磁轭拉紧螺栓、连轴螺更换螺栓时应100%进行超声波探不允许有裂纹,硬度应符合材质要栓、轴承承重,抗重,伤、硬度检查,否则进行超声波探求 螺栓、轮臂螺栓等 伤抽查 转轮 宏观检查、表面探伤 不允许裂纹存在, 汽蚀深度?5mm 蜗壳、尾水管 表面宏观检查 汽蚀深度?5mm 6.14 开停机试验, 在机组存在异常振动时或机组解体检修后或根据需要,可进行该项目。 机组进行自动开、停机操作,测试机组各部位的振动、摆度等状态量,分析在开停过程是否正常、机组是否存在异常振动。 6.15 变转速试验, 当机组存在异常振动、机组转动部分设备进行了改造或更换、新机组投运启动或根据需要时,可进行该项试验。 将机组转速分别稳定在30%、50%、75%、100%额定转速,测试机组各部位的振动、摆度、水压脉动值,判断机组的机械部分是否存在过大动不平衡量。 6.17 变励磁试验 当机组存在异常振动、发电机部分进行解体检修、发电机定转子进行了改造或更换、新机组投运启动或根据需要时,可进行该项试验。 将机组励磁电压分别稳定在25%、50%、75%、100%额定值,测试机组各部位的振动、摆度、水压脉动值,判断机组是否存过大电磁不平衡力。 6.18 变负荷试验, 当机组存在异常振动、发电机组进行了解体检修、水轮机进行了改造或更换、新机组投运启动、划分机组不同水头下的振动区或根据需要时,可进行该项试验。 在机组试验水头下满负荷范围内,分别稳定若干个负荷工况,利用在线监测系统、 13 手持式测振仪,或便携式测试分析仪,测试测试机组各部位的振动、摆度、水压脉动值,总结出试验水头下的振动区,分析机组的运行是否满足规程要求或是否存在异常振动。 6.19 甩负荷试验 机组存在异常振动、机组进行了解体检修、新机组投运或根据需要时,可进行该项试验。 机组分别甩若干负荷,利用在线监测系统、手持式测振仪,或便携式测试分析仪,测试机组各部位的振动、摆度、水压脉动、转速、蜗壳水压上升、尾水管真空度,判断机组是否存在机械共振、过渡过程转速上升和水压上升是否满足规程要求。 6.20 水轮机出力及效率试验 水轮本体进行了解体检修,或进行了改造或更换、叶片进行了修型,或根据需要,可进行该项试验。 在机组空载至满负荷范围,变化若干个负荷工况点,利用现场的状态监测系统或离线式测试系统测量水轮机的效率及出力情况,与设计或历次的测量结果进行对比分析,评估机组的运行状态。 6.21 噪声测试试验, 机组存在异常振动,噪声突然增大,或根据需要,可进行该项试验。 在机组空载至满负荷范围,变化若干个负荷工况点,使用噪声测试分析仪测量发电机、水车室、尾水管的噪声,分析各负荷的噪声情况,,按照规程要求或与历次的测量结果进行对比分析,评估机组的运行状态、分析异常噪声源。 6.22 导叶漏水量试验 水轮机部分进行了解体检修、机组发生了蠕动、导水机构进行了改造或根据需要时,可进行该项试验。 根据各厂结构特点,采用容积法进行测量。在额定水头下,圆柱式导叶漏水量大于水轮机额定流量的3,,圆锥式导叶漏水量大于水轮机额定流量的4%。或同以前资料比较比较有明显变化,或对比历史资料判断导叶漏水量状态是否发生了变化。 6.23 动平衡试验, 机组的转子或转轮进行了更换或改造、新机组投运、机组异常振动,或根据需要,可进行该项试验。 14 在机组转子支臂上焊接配重块,抵消存在的动不平衡力,改善机组的运行状况。 6.24 调相试验, 机组存在与水力因素有关的异常振动,掌握机组调相运行方式的运行稳定性情况,或根据需要,可进行该项试验。 机组处于调相运行状态,利用在线监测系统或离线测试分析仪,分析机组各部位的运行稳定性情况。 15