贯流机组（共8篇）
贯流机组 篇1
1 电站概况
(1) 由中电国际技术股份有限公司总承包的巴斯坦PakPattan水电站装机2台1410k W竖井贯流式机组, 采用双微机监控系统, 两台机组于2016年5月5日全部投产发电。
(2) 机组基本参数
(1) 水轮机
型号GZCB113-WS-260;
设计水头Hp-4.2m;
最大水头Hmax-5.41;
最小水头Hmin-3.81;
设计流量QP-40m3/S;
设计出力N-1505k W;
额定转速nr-173.6r/min;
临界空腔蚀系数2.2;
出力范围30%Mr~100%Nr;
在全部运行范围内, 原型水轮机的最高效率保证值不低于92.19%, 额定水头时的比转速1129m/k W。
(2) 调速器
双调节微机型数字式调速器, 具有PIP调节规律。
主配压阀直径:50mm;
额定油压:6.3MPa。
(3) 发电机
型号:SFW-J1410-8/1430;
额定功率:1410k W;
额定电压:6.3k V;
额定电流:161.5A;
额定功率因素:0.8 (滞后) ;
励磁方式:微机可控砖静止励磁。
2 安装基本程序
2.1 流道预埋
尾水管分两节四瓣, 用吊车在抗内组装、焊接, 要求中心坝轴线及高程相差不大于±1.5mm。厂房形成, 电站配有35t电动葫芦起重机, 管形座的内管形壳、外管形壳、下部竖井和上部竖井整体组装后吊入机坑, 调整管形座确保其中心与尾水管中心相同, 其误差在设计高程-1mm范围以内, 因为在混凝土浇筑的时候管型座有上浮的可能。管型座外法兰面垂直度保证在0.4mm。法兰圆度保证在1mm以内。管型座外法兰面与尾水管法兰面距离保证与设计距离误差+1mm以内 (考虑到伸缩节的安装) 。管形座安装是整个机组安装的基准, 尤为重要, 用拉紧器及调整杆调整后加固, 加固用的调整杆又要起到顶的作用, 也有起到拉的作用。确保管型座法兰面与尾水管法兰面距离不会发生变化。管型座的形状是上游的直径大, 下游的直径小, 为了考虑在混凝土浇筑的时候, 混凝土有一部分的压力对管型座往上游产生顶作用力, 所以管型座的上游侧要有足够的支撑力, 防止在混凝土浇筑的时候管型座往上游位移。管型座的内配环和外配环的内部要有足够的加固支撑, 保证内配环法兰面和外配环法兰面的距离符合设计尺寸要求, 其误差保证在±0.50mm范围以内, 还要防止在混凝土浇筑的时候圆度不会发生变化, 进行可靠的加固, 再对管型座分层浇注二期混凝土, 浇注时要监视其中心、垂直度和位置移动, 专业人员要利用百分表全程严格监视, 发现问题及时调整混凝土的浇筑方法。浇完混凝土后要进行复测。
2.2 机组安装
水轮机的安装:
(1) 导水机构在安装场预装, 首先将外导水环安装在合适的专用支墩上, 调整其水平。安装所有导叶轴承座 (外导叶套筒) , 初步调整导叶轴承座的下端口面与外导环内园平齐, 将所有的导叶对号吊入相对应的导叶轴套内, 并且安装相对应的导叶拐臂和其他零部件。将装配好的外导流环套入内导流环, 准备预装导水叶短轴。根据图纸要求调整外导流环法兰面与内导流环法兰面的距离。调整内导流环与外导流环X和Y轴线重合。分别把导叶短轴安装在导叶下轴承孔内部, 按照图纸要求安装其所有密封。按照图纸要求安装调速环。先调整导叶轴承座 (外导叶套筒) , 调整垫片厚度使导水叶端面间隙合格, 再调整导水叶立面间隙。利用专用工具翻身起吊组装, 中心误差不能大于±0.3mm。
(2) 转轮室下半部分吊入, 转轮室下半部分吊入暂时就位, 这次暂时就位要比运行位置低20mm以上, 这样不会影响后面转轮吊入时连接转轮内部操作油管的工作。
(3) 组装组合轴承和水导轴承。检查所有瓦的接触面积和导瓦的间隙, 要达到规程规范要求。把组合轴承全部组装在水轮机大轴工作面上, 用两个螺旋千斤顶在反推力瓦的方向顶住组合轴承, 使反推力瓦与镜板相接触, 其间隙可靠保证为0.0mm。用百分表表座打在大轴上面, 表的指针指在组合轴承的端面上, 可以起到测量组合轴承的移动量数据, 用另外两个螺旋千斤在正推力瓦的方向顶住, 慢慢松动反推力瓦方向的两个螺旋千斤顶, 正推力瓦方向的两个螺旋千斤顶同时慢慢受力, 待百分表读数为0.75mm为止, 也就是反向推拉瓦与镜板这时的间隙为0.75mm, 正向推力瓦与镜板的间隙为“0”, 调整每个正推力瓦的抗重螺栓, 使每个推力瓦均匀受力在镜板上面, 用每个正推力瓦的抗重螺栓的锁紧螺母把螺杆锁紧, 防止运行时候松动。调整水导瓦的运行位置, 将水轮机主轴和组合轴承、水导轴承整体吊入就位。调整主轴的水平, 建议组合轴承方向高每米0.06mm。
(4) 水轮机其它部件安装:组装好转轮, 转轮油压试验达到厂家设计要求, 将转轮装配在大轴法兰上。安装主轴密封。吊入转轮室上半部与下半部组合, 把转轮室整体安装在导水机构外导水环法兰上, 并且调整其转轮室间隙, 建议转轮室间隙上部大10%。因为在运行情况下转轮室受水的重力会下沉。安装伸缩节, 伸缩节与尾水管法兰连接后, 测量伸缩节法兰与转轮室的间隙, 建议伸缩节法兰与转轮室-Y方向的间隙为0.00mm。利用行车转动水轮机大轴, 用百分表检查水轮机大轴是否有轴折, 如果有轴折, 处理在0.08mm以内。安装增速器, 增速器位置调整要以水轮机大轴中心为基准, 调整其同心度和法兰张口度。增速器与水轮机, 增速器与发电机连接, 都是齿轮连轴器, 建议增速器大轴中心要比水轮机大轴的中心要高0.10mm左右 (齿轮连轴器机构) , -Y张口不能比+Y张口小。
3 发电机安装
发电机底板与发电机前后轴承底板整体吊入机坑, 粗调底板位置然后将发电机转子吊入工作位置, 单独盘车发电机转子, 以增速器主轴法兰面为基准, 粗调发电机、推力轴承及增速器底座后, 再加固底板, 将转子吊回安装间, 浇注发电机底板二期混凝土, 在安装间将转子套入定子中, 整体吊入机坑再盘车, 测量同心度不大于0.05mm, 水平度不大0.02mm/m, 调整转子和定子磁力线的中心重合, 调整发电机空气间隙, 保证发电机+Y方向的空气间隙比-Y方向的空气间隙不能小。
安装中的几个问题:
(1) 轴线调整。机组由四条轴:水轮机主轴、发电机转轴、受油器轴、转轮体四部分组成, 水轮机主轴和受油器是平面法兰连接, 受油器与增速器是齿轮连接器连接, 增速器与发电机是齿轮连接器连接。共设七部轴承:水导轴承、组合轴承、受油器轴承、增速器两个轴承、发电机两个轴承。因此轴线调整是整个水轮发电机组安装中的关键。以管形座中心为中心, 以水导轴承为基准调整水轮机中心线。以水轮机大轴为基准, 调整受油器位置, 确定受油器大轴中心。以受油器大轴为基准, 调整增速器的位置, 确定增速器大轴的中心。以增速器大轴的中心调整发电机的位置, 确定发电机转子的中心。
(2) 受油器安装。受油器安装关键要确保浮动瓦的间隙, 保证浮动瓦与受油器大轴的间隙在0.08~0.14之间。保证浮动瓦在运行期间能够自由整定自己的位置, 不能自整位会产生烧瓦。受油器与基础板之间建议增加一块12mm的调整垫, 方便受油器的间隙调整。
(3) 转轮组装。转轮组装严格要安装厂家预装编号装配, 转轮叶片密封严格把握装配工艺。控制好浆叶连接部位的可靠, 防止在运行期间销钉脱落。校核活塞的行程, 符合设计要求。测量浆叶开度, 检查浆叶开度均匀和开度达到设计尺寸要求。油压试验按照规程规范要求, 检查转轮油压试验的漏油情况, 漏油量不能超过设计要求或者不漏油。在油压试验过程当中, 油压试验期间每小时浆叶全开全关全行程两次, 检查浆叶全开全关过程之中动作平稳, 没有异常响声。
(4) 竖井贯流式机组供油系统调整。竖井贯流式机组轴承多, 这个机型有七座轴承, 供油要严格调整, 如果调整不当, 会产生有的瓦温过高。每个轴承的进油方向都要安装调整阀门。调整每个轴承的进油流量, 可以从两个方向进行: (1) 考虑轴承受力的大小。 (2) 考虑转动速的高低。一般考虑受力大的轴承和转速高的轴承调整供油流量大一些。相反调整供油流量小一些。最后观察每座瓦的温度情况, 瓦温高的供油流量重新调整大一些, 瓦温低一些的轴承供油流量调整小一些。还要调整低位油箱单台供油泵的供油流量要与轴承工作用油量相平衡。最后调整结果, 发电机的供油量要比水轮机的供油量大, 因为发电机的转速高于水轮机的转速, 发电机的环境温度要比水轮机的环境温度高。待所有的轴承供油阀门调整好了以后, 把所有的轴承供油阀门的调整手轮全部锁住, 防止供油阀门意外开关变化, 影响低位油箱供油与轴承工作用油量不平衡, 或者产生可能烧瓦。
(5) 发电机二期混凝土浇筑, 发电机安装在机架上面, 机架四面密封, 发电机定子有一部分在机架上平面以下。如果发电机混凝土底板可能积水, 对发电机产生危险, 建议在发电机机架与一期混凝土之间埋设一根排水管, 如果发电机混凝土板渗水, 就从这个排水管排入集水井, 保证发电机的安全。
(6) 充水试验。充水建议先充尾水, 尾水充水合格再充进水。在充尾水之前在转轮室+Y和-Y方向安装百分表, 用来监视转轮室在充水期间+Y和-Y的变化情况, 在整个尾水冲水期间观察其百分表的读数, 以充水期间转轮室的变化量与转轮室和转轮叶片的间隙相综合考虑, 确定转轮室与转轮叶片有足够的间隙, 保证运行的时候转轮与转轮室绝对不会碰撞。
4 结束语
竖井贯流式机组是开发低水头大流量的一种结构简单, 安装维护方便的机型, 发电机移出灯泡体外露在水轮机外部, 功率可增大, 体积小, 安装维护十分方便, 厂房开挖量小, 还可采用各种形式的增速装置, 以利选用常规发电机, 对中小型机组优越性更强, 便于在小型设备厂家加工制造, 国外有不少电站选用坚井贯流式机组, 在低水头, 小容量范围内有逐步取代轴伸贯流式机组趋势, 其安装维护比轴伸贯流式机组还简单容易, 目前国内丘陵地区低水头, 大流量资源相当丰富, 各地区在十三五规划中均有小水电开发项目, 应用前景广阔。
摘要：本文结合笔者工作实际, 论述了竖井贯流式水轮发电机组的安装及注意事项, 以供参考。
关键词：竖井贯流式机组,安装,注意事项
贯流机组 篇2
【摘要】峡江水利枢纽工程，灯泡贯流水轮发电机组，液压推力轴承（弹性油箱）安装调整。
【关键词】轴承；油箱；轴线；安装；调整
一、工程概况
峡江水利枢纽工程，简称峡江工程，是鄱阳湖生态经济区建设的重点水利工程之一，也是中国目前在建的大型水利工程项目。峡江工程共装9×40MW灯泡贯流水轮发电机组，其中1、2、5、6、9号机组为天津阿尔斯通生产，3、4、7、8号机组为四川东方电机生产。发电机型号为SFWG40-84/8820，水轮机型号为GZ4BNXJ-WP-780，转轮直径为7800mm，最大正向推力为600t，最大反向推力为900t。目前在同类型水轮发电机组中其转轮直径属亚洲最大，世界第二。峡江工程6号机组推导组合轴承中的正推力轴承结构为无支柱液压推力轴承（弹性油箱）结构。见图1、图2。
弹性油箱由底盘、波纹管、弹性板、支撑块、连接板、推力瓦等组成
二、简述
随着灯泡贯流水轮发电机组容量的增大和推力轴承负荷的增加，液压推力轴承（弹性油箱）在灯泡贯流水轮发电机组中的相继应用和推广，给灯泡贯流水轮发电机组的安装施工人员提供了更多的实践机会。
笔者在峡江工程6号机组液压推力轴承（弹性油箱）安装调整中，体会到一些与立式机组液压推力轴承（弹性油箱）安装调整的不同之处，愿与同行共同探讨和交流。
三、液压推力轴承（弹性油箱）的原理及作用
3.1 液压推力轴承（弹性油箱）承受轴向推力负荷。正推力瓦由弹性油箱支承，各油箱通过弹性油箱底座暗管相连并充入一定压力的油，利用弹性板在波纹管处的变形及油的流动传递各瓦的负荷差，使12块正推力瓦受力均匀。
3.2 液压推力轴承（弹性油箱），对整个机组转动部件的轴向力起自平衡调整作用。液压推力轴承（弹性油箱）的自平衡调整能力，在一定范围内随轴向受力的不均匀的增大而增大。即液压推力轴承（弹性油箱）对镜板与轴线间不垂直及沿半径方向轴向力起自平衡作用。
四、大型灯泡贯流水轮发电机组液压推力轴承（弹性油箱）安装与调整
大型灯泡贯流水轮发电机组运行时，推力负荷是在不断发生变化的。首先由于机组制造精度和安装精度的误差，推力瓦、支撑系统、轴承油箱、支撑环等应力不平衡的影响，及机组运行时推力负荷的变化，造成机组运行时推力负荷不均匀；其次由于机组安装受力调整时为静态调整，受力调整只能将静态显现的负荷均匀分布到各轴瓦上。
机组运行时由于上述各种原因造成动负荷在各瓦上分布是不均匀的，受力较大的推力瓦可能承受比设计值高的应力而失效，危及其他推力瓦，进而可能导致整个推力轴承系统失效。故在整台机组安装中，确保液压推力轴承（弹性油箱）的安装调整精度，就显得尤为重要了。
4.1 液压式推力轴承（弹性油箱）安装。峡江工程6号水轮发电机组推导组合轴承的支撑环、油槽、液压推力轴承（弹性油箱），均为分瓣结构组成。液压推力轴承（弹性油箱）+Y挂6块正推力瓦，-Y挂6块正推力瓦。安装时将挂好瓦的分瓣液压推力轴承（弹性油箱）在主轴上进行组合后，再与组合好的油箱进行把合。
4.1.1弹性油箱与油槽预装。4.1.1.1将弹性油箱和油槽分瓣进行清扫检查。4.1.1.2将分瓣油槽水平放置好，把分瓣弹性油箱预装到分瓣油槽中，用0.02mm塞尺检查弹性油箱与油槽接触面应无间隙。
4.1.2正推力瓦与弹性油箱预装。4.1.2.1清洗支撑块及正推力瓦，测量检查各支撑块及正推力瓦的厚度及编号。4.1.2.2按厂家编号将支撑块及正推力瓦分别安装到相应编号的弹性油箱上，测量检查各瓦面至弹性油箱弹性板的高度应符合设计要求（高差小于0.10mm）
4.1.3分瓣弹性油箱组合。4.1.3.1将挂装好正推力瓦的+Y及-Y两瓣弹性油箱吊至主轴上进行把合，用0.02mm塞尺检查把合缝应无间隙。4.1.3.2将弹性油箱的-X方向旋转至+Y位置，拆开弹性油箱-X方向布置的临时螺塞，加满68#汽轮机油，静待2小时后检查加油孔无气泡溢出且油面无下降后安装连接板及螺塞堵头，再旋转至原来位置，静置24小时后检查连接板各部应无渗漏。
4.2 液压推力轴承（弹性油箱）调整
推力軸承运行时要求各轴瓦均匀承受推力负荷，如果各轴瓦受力不均将使轴瓦产生较大温差，影响机组安全运行。为提高推力轴承的承载能力和保证机组安全运行，推力轴承必须进行调整。
大型灯泡贯流水轮发电机组液压推力轴承（弹性油箱）调整分为（一）弹性油箱及正推力瓦各部尺寸链检查调整。弹性油箱尺寸链检查调整，是保证推导组合轴承组装后推力轴承的窜动量满足设计要求。（二）弹性油箱正推力瓦与镜板平行度（受力）调整， 弹性油箱正推力瓦与镜板平行度（受力）调整，则是保证弹性油箱上各正推力瓦的受力均匀度满足设计要求。
4.2.1弹性油箱及正推力瓦各部尺寸链检查调整。由于峡江工程6号机组推导组合轴承的窜动量是由厂家根据推导组合轴承装配尺寸链计算加工确定的。故安装时应针对弹性油箱、支撑块、正推力瓦、镜板、反推瓦、油箱等各部尺寸进行校核，超差时应检查各瓦与支撑块组合是否符合设计要求，否则应采取措施进行调整。在弹性油箱安装前，对正推力瓦和支撑块要认真进行叠配，使每对正推力瓦和支撑块的厚度值相差不大于0.05mm，而且正推力瓦和支撑块的接触面不得小于80%。在对弹性油箱尺寸链检查调整前，应对各弹性油箱厚薄进行测定，各正推力瓦顶面至弹性油箱的弹性面高程差应不大于0.10mm，并根据检测结果综合考虑进行配瓦，最终达到油槽高度减去弹性油箱、正反推力瓦、垫块、镜板的总厚度后，其轴向窜动间隙达到设计要求。
4.2.2弹性油箱正推力瓦与镜板平行度（受力）调整的条件。4.2.2.1主轴始终应处于0.02mm/m水平状态，支撑环法兰面与轴线处于0.05mm/m垂直状态。4.2.2.2各反推力瓦的安装高度差应小于0.10mm。4.2.2.3弹性油箱处于弹性状态。
4.2.3弹性油箱正推力瓦与镜板平行度（受力）调整。因灯泡贯流水轮发电机组的主轴是卧式布置，故弹性油箱的受力调整是通过调整弹性油箱正推力瓦与镜板平行度来实现的。4.2.3.1在对主轴水平度及支撑环垂直度的调整过程中，镜板原有的初始垂直度必将被破坏，即弹性油箱正推力瓦与镜板的平行度随时在发生变化。4.2.3.2由于弹性油箱正推力瓦与镜板平行度又同时受主轴水平、支撑环与管型座把合面垂直度及发导瓦与水导瓦同心度的影响，故弹性油箱正推力瓦与镜板平行度（受力）调整，应在主轴安装时结合轴线调整同步进行。即根据主轴水平度、支撑环与主轴的垂直度和发导瓦与水导瓦同心度的情况综合考虑进行调整。4.2.3.3主轴轴线根据主轴在运行中的大轴受力扰度有限元计算结果进行调整。在主轴安装后，水导轴承扇形板内支承弧面中心在安装主轴后下降0.68mm。检查扇形板的内支承弧面的中心比机组理论中心线高0.72mm。4.2.3.4在主轴安装后，通过调整支撑环的方法，使发电机导轴承中心比机组理论中心高1.03mm。发电机径向轴承调整见图3。4.2.3.5主轴轴线调整后的状态见图4。4.2.3.6将主轴顶至或拉至下游，使镜板与正推瓦贴靠，用塞尺检查12块反推瓦至镜板间隙应符合设计要求。4.2.3.7将主轴顶至或拉至上游，使镜板与反推瓦贴靠，装百分表测量主轴轴向窜动量应符合设计要求。4.2.3.8主轴轴线、弹性油箱正推力瓦与镜板平行度（受力）同步调整合格后，将支撑环与管型座的把合螺栓按设计要求打完拉伸（残余拉伸值0.30mm）。4.2.3.9用测量工具测量支撑环与管型座18个偏心销偏心值，根据每个销钉偏心值加工偏心销，将加工好偏心销安装好后才可进行转轮及转子吊装工作。
五、结论
峡江6号机组在完成165%额定转速的过速试验及75%额定负荷（受枢纽工程建设期水头影响）的甩负荷试验后，于2014年6月18日13时36分并网进入72小时带负荷试运行试验，至6月21日13时36分顺利完成带负荷72小时试运行试验。6号机组液压推力轴承（弹性油箱）12块正推力瓦温均稳定在37℃左右，且12块瓦的温差最高不超过0.5℃。
灯泡贯流式机组运行与管理 篇3
我国地域广阔，低水头水力资源十分丰富，而灯泡贯流式机组具有流量大、效率高、建设工期短、淹没少、投资省等显著优点，电厂设备选型均为国产。我国从20世纪60年代开始贯流式水轮机的研究和应用,到20世纪80年代,贯流机组技术及其应用取得突破性的进展。1983年引进设备的第一座大型灯泡贯流机组电站湖南马迹塘水电站建成,最近20年来,相继开发建成引进设备、技术合作或自行装备的大型灯泡贯流机组电站数十座,如凌津滩、王甫洲、尼那、洪江等。目前规划或在建的贯流式水电站遍布全国各地，为贯流式水电站的新开发提供了经验。
1 工程概况
某电厂装机容量3×36MW,额定水头10 m,设计年发电量5.25亿k W.h,由两回110 k V线路并入四川电网。电厂于2009年3月21日首台机组并网发电,当年内二、三号机组相继投产发电。
电厂所选生产设备均为国产,投产之时,36MW即为国内贯流式机组单机容量之最。由于我国生产灯泡贯流式机组的历史不长,设计、制造、安装经验均不足,运行初期,轴承油系统、定子冷却系统、监控系统等等均不同程度存在问题,有的甚至是比较严重的问题。自2009年3月投产至今,我们花费了较多精力,通过大量技术改造和完善设备技术措施,基本实现了设备无大的缺陷,能够连续、稳定、安全运行的设备管理目标。
2 贯流式机组运行管理
2.1 降低灯泡头温度
机组灯泡头内原运行温度最高达53℃,生产人员在其中开展工作极为艰难。为降低温度,采用了在封水盖板上加装离心式鼓风机,通过风道将泡头外的冷风送入泡头内,内部热风溢出泡头,即实现换风,灯泡头内温度降低约8℃。目前，在最高环境气温下,泡头内运行温度最高达45℃,起到了明显的降温作用。
2.2 更换机组轴承供油泵
贯流式机组轴承油泵是非常关健的设备,要求其必须能连续可靠地运行。油泵的原设计选型为齿轮泵,经过短期运行后即出现出油量不足,油泵温度过高、磨损量大等严重问题,导致机组不能正常运行。经过调查研究,我们决定重新选型,选用了螺杆泵,运行实践证明,完全满足要求,到目前,使用状况依然良好。
2.3 轴承油冷却器的冷却用水管理
为了更大幅度地降低轴承油温度,以进一步降低运行时的瓦温,我们想到了主轴密封的排水,通过将主轴密封的排水接入油冷却器进行试验,效果显著。为此,我们把原冷却轴承油的二次循环水,技改为使用主轴密封水的一次循环水。结合板式冷却器的使用,该项技改工作达到了最佳的预期效果,把轴瓦的原最高运行温度68℃降到了现在的54℃,极大地提高了轴瓦运行的安全可靠性。
2.4 机组轴承环型供油管接头管理
因设计及制造缺陷,轴承油环型供油管在运行中容易出现大量漏油,极易造成机组轴瓦因缺油而受损。为此,我们通过选用合适的密封材料,采用更恰当的方法,重新处理其接头,保证了该接头不再出现大量漏油问题,技改至今仍安全可靠。
2.5 机组大轴端盖改造
投产之初,因发电机定子温度过高的原因,厂家把原低压冷却风机更换为高压风机,运行时高压风机把轴承循环油吹出端盖,造成了较大量的漏油。对此,我们改造了大轴端盖,在大轴端盖处增加一个与大轴同转的甩油环后,改变了漏油的方向,把漏出的油又甩回到油箱,同时,选用新型密封材料,密封效果也更好。目前,大轴端盖漏油问题已得到较好解决。
2.6 PLC装置防雷措施
电厂投运的前两年,每年都会因为雷击损坏公用PLC装置造成较大损失,同时严重影响运行安全。经过认真分析研究,找准了原因,于是在上游水位传感器回路上加装了485控制线路防雷器,取得了良好效果,近两年尽管同样有雷击,但没再出现该问题。
3 电厂生产运行管理
电厂的生产运行管理工作，尽管每一个电厂都有自己的做法，各有特色，但总的讲，也大多大同小异。我们电厂的运行管理工作亦不例外，从零开始，逐步摸索、总结和提高，结合贯流式机组及电厂的实际，目前已基本形成适合自己的运行管理框架，取得一定运行管理经验。
3.1 建立生产管理制度
这里面，除基本的台帐管理、巡视检查、缺陷管理、检修管理等管理制度外，更重要的，是针对主、辅机特点，找准重要管理环节，制定相应管理办法。如轴承油、操作油滤芯等，正常情况下清洗的间隔时间多长为宜，轴承油泵、渗漏排水泵等的检修周期应为多长，中、低压空压机排污间隔时间多久合适，灯泡头及管型座内的巡视检查间隔时间怎么确定等等。结合运行实际，不断摸索总结经验，不断修改完善现场运行规程，以使管理规章制度真正切合运行实际，发挥应有的作用。
3.2 提高生产人员综合业务技能
电厂投产发电之初，90%以上的生产人员来自于毕业不久的学生，有工作经验的人员占极少数，几乎没有具有贯流式机组电厂运行经验及管理经验的工作人员，经过短时间的培训后即上岗运行，随之而来的压力是非常大的。鉴于此，我们采取了走出去向有经验的电厂学习，去设备厂家进行技术培训，请进设备厂家有经验的师傅现场授课，厂内开展老手带新手，组织技术讲课，开展业务技术单项积分考试等一系列培训活动，大力提高全体生产人员的业务技能，到目前，已经取得显著成效。眼下，在提高全员综合业务素质的基础上，我们正着力于培养更高层次的技术人才，将分专业分别培养一批专业技术带头人，以满足电厂生产运行管理更高层次的要求。
3.3 探索员工工作业绩考核体系
电厂的生产运行管理，其最高境界莫过于广大员工的工作积极性被真正调动起来，在工作中能最大限度地发挥主观能动性，能真正自觉地执行好相关规章规程制度，能真正形成一个比、学、赶、超，积极竞争向上的格局。要实现这一切，有一个前提是必须要率先实现的，那就是如何客观公正地评价员工的工作业绩，真正做到奖罚分明，奖惩有度。
经过充分思考和酝酿，我们制定了生产人员工作绩效考核细则，分不同岗位，不同工种，按人头分别落实考核项目，以百分制打分的方式，分班组、业务部门及生产管理部门三个打分、审核、审定层次，以一个月为考核周期，分别对员工进行工作业绩考核。整个操作过程，要做到公正、公平、公开。待条件成熟时，业绩考核将与分配挂钩。开展这项工作，必须利用生产管理信息系统这个平台，方能取得应有效果。
3.4 搭建管理信息系统
为取得更好的管理效果，实现生产管理的现代化和高效率，我们装备了工业电视监视系统和巡检系统，同时，管理信息系统也正在开发中，目前已经完成了缺陷管理、工作票、操作票、员工业绩考核等子系统，并已投入使用，取得良好效果。即将开发的子系统有库房物资管理、生产台帐、水情调度等。
4 结束语
由于灯泡贯流式机组适于低水头,且投资省、工期短、土地淹没少、动迁规模小,非常适合民间集资办水电的需求,因此，灯泡贯流式水轮机组将是我国今后集资兴建的低水头水电站的理想机型,具有广阔的发展前景。尽管很多电厂从设备上、管理上探索了几年，但各项工作也刚刚起步，还有很长的路要走。
摘要：为了开发我国丰富的水力资源,国内兴建了大量水电项目,很大一部分是采用和规划采用灯泡贯流式水轮发电机。这一发展趋势给灯泡贯流式水轮发电机生产企业带来了机遇。结合贯流式机组及电厂的实际,谈谈灯泡贯流式机组运行的技术与经济优势,并且对实际运行提出几点管理经验。
关键词：灯泡头,贯流式机组,运行管理
参考文献
[1]单庆臣.灯泡贯流式机组的安装高程探讨[J].水电站机电技术,2007,(4).
[2]刘强.灯泡贯流式机组运行稳定性分析[J].水力发电,2007,(7).
[3]梁洪波.灯泡贯流式水轮发电机组的选择[J].甘肃水利水电技术,2007,(3).
灯泡贯流式机组的发展前景 篇4
研究灯泡贯流式水轮机组在我国的发展及应用前景, 对我国制定长远的水电发展规划具有积极意义, 同时能指导水轮机企业制定发展规划, 因此进行这方面的研究具有重要的理论和实际意义。
1 国内外灯泡贯流式水轮机组的应用现状
了解灯泡贯流式机组在国内外的应用现状对于研究其在我国的发展前景前具有积极意义, 下面将分别讨论灯泡贯流式机组在国内外的应用现状。
1.1 国外灯泡贯流式水轮机组应用现状
国外灯泡贯流式水电站建设水平和规模首推以奥地利境内多瑙河的梯级开发最具代表, 该河段规划梯级电站1 2座, 总装机容量为2570WM, 年发电量154.78亿kwh, 设计水头在8m~16m之间。由于多瑙河在欧洲航运的重要地位, 水电站建设过程中应避免对多瑙河航运的干扰, 为此改段的梯级均采用了灯泡贯流式机组, 从而显著地减少了厂房尺寸, 取得了显著的社会和经济效益。法国的罗纳河梯级开发的成功经验却最值得借鉴, 它是由一系列低水头电站共21个电站组成, 总落差为3 3 0 m, 总装机容量3075WM, 年发电量160.00亿wkh, 其在各梯级电站均设计和安装了适合平原河流使用、过流量大的大型灯泡机组, 对罗纳河的综合开发等方面, 起了决定性作用。德国的莱茵河上, 在修建通航运河的同时, 也修建了一系列的灯泡贯流式水电站。
1.2 国内灯泡贯流式水轮机组应用现状
我国从20世纪60年代开始贯流式水轮机的研究和应用, 到2 0世纪8 0年代, 贯流机组技术及其应用取得突破性的进展。1 9 8 3年引进设备的第一座大型灯泡贯流机组电站湖南马迹塘水电站建成, 最近2 0年来, 相继开发建成引进设备、技术合作或自行装备的大型灯泡贯流机组电站数十座, 如凌津滩、王甫洲、尼那、洪江等。目前规划或在建的贯流式水电站遍布全国各地, 在建的广西长洲水电站装机1 5台, 总装机容量达6 2 1.3 M W。在黄河干流上现已建成青海尼那电站, 宁夏沙坡头电站即将竣工, 甘肃柴家峡、青海直岗拉卡等电站在建。尼那电站是我国海拔最高的大型灯泡贯流机组电站, 沙坡头则是应用于高含沙水流的第一座大型灯泡贯流机组电站, 各具特色, 为贯流式水电站的开发提供了新的经验。
2 灯泡贯流式机组的技术、经济优势
分析灯泡贯流式机组的技术、经济优势, 对于研究灯泡贯流式机组在我国的发展前景来讲至关重要。下面将分别探讨灯泡贯流式机组技术、经济优势。
2.1 灯泡贯流式机组的技术优势
灯泡贯流式机组主要有以下技术优势[7,8]:
(1) 流道型式好、尺寸小。
灯泡贯流式水轮发电机组流道平直对称, 避免了水流拐弯造成的水力损失, 使其尾水管能量恢复系数高达0.9, 远高于常规弯肘形尾水管0.7 5的平均水平。同时, 由于取消了蜗壳和肘形尾水管, 使灯泡贯流式机组流道尺寸减小, 同尺寸转轮直径条件下, 机组段水力尺寸仅相当于轴流式机组的2/3左右。
(2) 能量参数大、效率高。
由于灯泡贯流式水轮发电机组具有良好的水力特性, 其效率也较高。通常情况下, 额定点效率在9 4.5%左右, 而最高效率在9 5.5%左右, 分别比轴流转桨式机组高5%与3%左右。
(3) 机组尺寸小、重量轻。
灯泡贯流式水轮发电机组能量指标高, 更兼有结构紧凑、体积小、消耗材料少等特点, 使得其尺寸和重量都相对较小。水头和单机容量相同相同的情况下, 灯泡贯流式机组转轮直径比轴流转桨式机组转轮直径小1 5%左右, 重量减轻2 5%左右, 整机重量相差更可达1.7倍。
(4) 运行性能好、适用范围大。
由于良好的效率和水力特性, 灯泡贯流式水轮发电机组在运行经济性和稳定性方面都远优于其它常规发电机组;同时, 灯泡贯流式水轮发电机组可在4 m~2 5 m水头段可靠而高效的运行, 使其相对其它形式的发电机组具有更为广阔的应用范围。
2.2 灯泡贯流式机组的经济优势
灯泡贯流式机组主要有以下经济优势。
(1) 土建工程量少、投资省。
灯泡贯流式水轮发电机组的厂房面积相对较小。此外, 由于灯泡贯流式水轮发电机组为水平布置, 其开挖深度也小于轴流转桨式机组。总之, 总体厂房工程费用可节省30%~40%。
(2) 灯泡贯流式机组属低水头机型, 投建后移民少。
水电站投建后, 往往会淹没水库周边的大片土地, 迫使原居民搬迁, 即形成移民。水电站建设过程中产生的大量移民, 往往难以安置, 给政府造成困难, 产生巨大经济损伤。灯泡贯流式机组属低水头机型, 因此在投建后能降低水库淹没损失、减少移民。
(3) 灯泡贯流式机组属径流式电站, 有利于生态的发展。
社会经济要求与生态环境和谐发展, 形成一种可持续发展的模式。与轴流式水电机组不同, 灯泡贯流式机组属于径流式机组, 因此这种灯泡贯流式机组投运后有利于保护生态环境。
3 灯泡贯流式机组在我国的发展前景
根据普查, 我国水能资源居世界第一位, 其理论蕴藏量为6.7 6×1 0 5 M W, 可供开发的水力资源达3.7 8×1 0 5 M W。根据我国当前的能源结构, 面对石油、煤炭能源供应紧缺的现实, 水能资源在我国能源的组成中占有越来越重要的地位。随着中高水头资源开发到一定程度, 低水头电站的开发就日益重要起来。低水头水力资源主要是江河中下游和沿海潮汐能源, 在我国这些地区现在情况是经济发达, 但能源紧缺。开发表明, 贯流式机组是低水头 (尤其2 0 M以下) 电站最经济最有利的机型。
目前拟建中小型水电站均选择了灯泡贯流式水轮机组。因为灯泡贯流式机组适于低水头, 且投资省、工期短、土地淹没少、动迁规模小, 因此非常适合于为民间集资办水电的需求。经过多年的刻苦攻关, 贯流式机型在国内目前基本上已进入实用阶段, 一次性启动成功率不断增加。这种机型将是我国今后集资兴建的低水头水电站的理想机型, 所以它在我国的应用前景是十分广阔的。
4 结语
本文系统的研究了灯泡贯流式机组在我国的发展前景。由于灯泡贯流式机组适于低水头, 且投资省、工期短、土地淹没少、动迁规模小, 因此非常适合于为民间集资办水电的需求, 因此灯泡贯流式水轮机组将是我国今后集资兴建的低水头水电站的理想机型, 具有广泛的发展前景。
摘要：本文系统分析了灯泡贯流式水轮机组的技术和经济优势, 论证了它是我国集资兴建低水头水电站的理想机型, 探讨了它在我国水电行业中的地位以及发展前景。
关键词：灯泡贯流式,水轮机组,低水头,发展前景
参考文献
灯泡贯流式机组运行稳定性研究 篇5
灯泡贯流式机组在目前的应用相当广泛, 在大型、中型机组中较为常见, 其过水流道是轴向或者倾斜的。灯泡体位于水轮机的上游, 导水机构为锥形结构。发电转子直接耦合在水轮机的轴上, 水轮机轴由2个导轴进行支撑。灯泡贯流式发电机组的转速较低, 大型机组的运行转速通常为70～125 r/min。其应用的唯一限制是构件的生产和运输。从实践看, 灯泡贯流式机组的技术优势有:适应于低水头径流式电站, 与常规的立式轴流式机组相比, 其具有明显的经济和技术性优势, 不仅比轴流式机组节约建设费用, 而且运行稳定、空蚀性小, 可以提高发电的效率。具体技术优势如下:
1.1 流道形式合理
灯泡贯流式机组从结构上取消了平面上拐弯较大的蜗壳型结构和立面上拐弯的肘型尾水管, 选择采用了直轴式引水室与圆锥式尾水管, 其中, 直轴式引水室进口断面为矩形, 在接近灯泡体处逐渐过渡为圆环断面;圆锥式尾水管由圆形断面逐渐变为矩形断面。由于流道的对称平直性, 避免了水流拐弯后形成的流速不均匀, 改变了流态的情况, 水力损失较小。
1.2 能量参数高且效率高
由于灯泡贯流式机组的卧式设计和布置, 保证了水流的平顺, 同时, 因其采用直锥扩大性尾水管, 减少了尾水管对水流的损失度, 弥补了水头低的不足, 使单位流量比轴流式机组增加了近40%, 在相同的单位流量内, 效率高出轴流式机组3%, 而在同一个水头段内, 单位转速比轴流机组高出10%, 因此灯泡贯流式机组产生的参数指标较大且效率高于轴流式机组。
1.3 整机小, 重量轻
灯泡贯流式机组的能量指标较高, 同时其结构紧凑、体积小。与轴流式机组相比, 在相同的转轮直径和水头下输出的能力要高30%, 当水头和单机容量相同时, 灯泡贯流式机组的转轮直径比轴流式机组的转轮小, 也可减轻重量, 因此其整机的体积小且重量轻。
1.4 性能稳定, 适应性强
灯泡贯流式机组的效率较高, 其加权评价效率要高出轴流式机组, 因此每年的发电量要高于同等条件的轴流机组, 经济性高于轴流机组。同时, 灯泡贯流式机组的转轮与导叶的协调性要好于轴流式机组, 结构刚性大且流道对称, 机组的稳定性好, 振动相对小。如前所述, 灯泡贯流式机组空蚀轻微, 降低了检修工作的强度, 并且其适应性强, 可以在4～25 m范围内使用, 可靠高效。
2 灯泡贯流式机组的静态稳定性研究
灯泡贯流式机组在静态运行情况下, 机组效率较高, 运行情况良好, 与在相同水利条件下的立式轴流机组相比, 稳定性优势明显, 主要表现在:
(1) 机组的转动惯量较小, 在并网运行时, 贯流式机组可以很快地响应系统条件的改变, 灵敏性和速动性能较好。
(2) 机组对水头的适应性强, 如前所述, 贯流式机组的水头适应性可以达到4～25 m, 因其结构的特点和双重调节的优势, 可获得更好的适应性, 从而在径流式水电站中得到较好的效果, 突出了运行稳定性。
(3) 机组的水能回收效果好, 通过上述介绍及实际应用的效果研究, 贯流式机组的卧式布置可以使得水流更加平顺, 而扩大型的尾水管可以降低水流的损失, 从而提高水能的利用率。
(4) 从静态分析上看, 机组振动小、运行稳定。灯泡贯流式机组因其流道的对称布置, 以及增加了导叶和轮叶的协联区域, 可有效地使水头和导叶开度在整个范围内实现最佳的配合度, 进行协联运行。在该情况下, 导叶进水不受任何冲击, 出口为法向或者略带正环量, 不仅可以获得较好的水流状态, 也可降低水轮机的水力损失而提高效率。在工作中, 不会产生混流式水轮机或者轴流式水轮机出现的偏离最佳工作位置的情况, 其形成偏心低频涡带, 减少了水力对水轮机的冲击振动的效果, 提高了机组的抗震动特性。
3 灯泡贯流式机组的动态稳定性研究
3.1 过渡稳定性差
水轮发电机组的运行方式可以利用运动方程进行描述, 其仿效刚体绕固定轴旋转的微分方程。其中相关的参数为转动部分的运动惯量、机组转动的角加速度、水轮机的动力力矩、发电机的阻力力矩。因为贯流式机组转动惯量较小, 通常为立式机组的30%～50%, 因此在外部机械的阻力发生改变时, 将直接对机组的转动角加速度造成影响, 即不同种类的机组受到同一个外部扰动时, 贯流式机组的转动惯量偏小, 而调整的变量要比其他机组大, 是导致其过渡稳定性差的原因。
从水力特征的参数看, 机组水流惯性的常数是水轮机主动力距变化存在惯性的主要原因, 也是造成系统不稳定的主要因素。因为水流惯性常数与机组断面流速即流量成正比关系, 而贯流式机组一般都应用在低水头、大流量的水电站上, 形成的引流量大, 所以水力系统的惯性系数较大, 导致了机组在动态负荷调节或者对大波动的过渡过程中水力惯性系数较大、稳定性差的情况。
3.2 动态调节中振动较大
灯泡贯流式机组的设计形式为卧式, 管形座是机组主要的支撑结构, 其上游侧法兰与发电机的定子相连接, 下游侧法兰则与水轮机的导水机构相连接;管形座在整个灯泡机组结构中相当于一个支点。其结构一般设计有上下2个支柱, 连接上下侧混凝土作为主要的支撑件, 下支柱与埋入流道的混凝土基础相连接, 此支柱几乎承载着灯泡体传来的所有的垂直载荷。机组转动的部件为发电机转子、水轮机转轮等, 通过安装在管形座内的环的组合轴承、上下支柱传递到混凝土基础上。此种设计结构与立式机组相比明显存在薄弱之处:因为其整体“悬浮”在过流水道上, 灯泡体受到水的浮力、冲力及水锤、漩涡等流水产生的压力, 并且在不同的生产工况下还会产生机械扭矩、电磁力、正向反向的水推力作用, 由此可见, 整个机组受到的力较为复杂;而从前面的支撑结构看, 机组在运行中如果发生了长时间的水力不平衡, 将会造成对系统的扰动, 形成较大的水力振动和机组振动。因此在发电过程中, 灯泡贯流式机组在运行中, 一旦遇到水力改变或者生产工况调节, 就会引起整个机组振动, 以此分析结果显示, 其动态调节的振动较大。
3.3 系统容易产生协联振动
在对灯泡贯流式机组的运行稳定性进行研究时, 发现其在协联状态下进行静态运行的稳定性较好, 但是在响应系统发生变化时或者在协联过程中就会出现不稳定的情况, 当导叶、轮叶作相对运动, 处于非协联状态的时候, 系统则出现较为明显的振动, 这与机组在生产中的调节过程有直接的关系。
灯泡贯流式机组一般设置有导叶、轮叶双重结构负责对其运行状态进行调节, 因为机组引用流量大, 所以导叶、轮叶的开度范围就会增加, 机组设计的过程中为了满足调节的需要, 导叶、轮叶全开或者全关的时间设置是完全不同的, 对于导叶要求达到的调节目标是及时响应和操作到位, 其操作的速度较快;而轮叶是跟随导叶进行调节的, 其跟随的速度相对较慢, 通常设置的操作时间为导叶比轮叶动作快3～6倍, 所以在机组响应系统工况改变时, 导叶可以及时动作, 而轮叶需要一段延时才能到位, 因此稳定性较差。在系统的整个操作过程中, 负荷的变化周期越长, 则系统需要调整的时间就越长;整个过程中系统达到稳定的状态所需要的时间就越长, 造成系统在振动的环境中运转的时间也就越长。非协联工况运行的时间在此情况下需要一段时间, 这时机组轮叶的振动就会带动整个机组产生振动, 所以整个机组在非协联操作的过程中就极易产生振动且持续时间较长。
4 结语
在实际应用中, 不难看出灯泡贯流式机组的静态稳定性较好, 而动态的稳定性较差, 机组容易在调节中出现较大的振动。因此在整个操作过程中, 应尽量避免进行频繁的动态调整。灯泡贯流式机组不应当作持续的负荷调节, 应在运行的过程中尽量避免此种类型的机组进行长时间的运行, 参与系统的动态化控制。同时在使用灯泡贯流式机组时应尽量按照管理规程和技术规范进行操作。
参考文献
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[2]梁志勇, 曹轶男.浅谈灯泡贯流式水轮机组参数选择方法和步骤[J].中国科技信息, 2008 (12)
[3]杨类琪.浅谈我国灯泡贯流式机组的发展[J].人民珠江, 2005 (S1)
[4]刘宇华.灯泡贯流式水轮机水力振动的形成及其影响[J].今日科苑, 2008 (8)
贯流机组 篇6
王甫洲水力发电厂位于湖北省老河口市, 距离上游的丹江口水库约30 km。电厂装有4台灯泡贯流式机组, 总装机容量10.9万kW, 单机容量2.725万kW, 全套机组设备都是引进的奥地利依林公司的产品。2000年5～11月4台机组相继投产发电。机组在投产后均存在发电机定子顶部温升高于其他部位的现象, 在夏季高温季节机组因定子顶部温度高出现告警信号, 有时接近了设定的机组跳闸温度, 不得不减负荷运行。本文从理论上分析了发电机定子散热的途径, 找出了发电机定子铁心温升过高影响发电机出力的原因, 并以3号机组为例, 通过具体实践解决了定子局部温升过高影响发电机出力的问题。
1发电机的有关技术参数
额定功率30.28 MVA;额定电压10.5 kV;额定电流1 665 A;额定频率50 Hz;绝缘等级定子 F, 转子 F;定子槽数414;额定工况温升定子绕组 (检温计法) 最大90 ℃, 转子绕组 (电阻法) 温升最大100 ℃;损耗热量为额定功率时绕组铜损和铁心铁损共计338 kW。制造厂商为奥地利 ELIN公司, 机组形式为灯泡贯流式, 结构为贴壁结构。
2发电机定子温度状况
2.1定子局部温升过高的现象
发电机温度分布表 (见表1) 是王甫洲电厂1～4号机组定子的温度记录。从中可以看出, 每台机都有一个测点, 而且都是69号槽的铁心RTD2和绕组RTD3出现了高温升的记录。而69号槽对应的位置为发电机的顶部, 说明发电机普遍存在定子顶部温度异常升高的缺陷。
℃
注:①在顶部挡水板内。
2.2定子局部温升过高的原因
机组厂家ELIN公司对发电机铁心的报警温度设定为90 ℃, 跳闸温度设定为95 ℃;绕组的报警温度设定为130 ℃, 跳闸温度设定为135 ℃, 说明两者正常铜铁温差应为40 ℃。
实际表明, 除了69号槽所代表的定子顶部的不正常温升外, 其余各测点的温升曲线表现是正常的, 额定功率时的铁心温度不超过70 ℃, 绕组温度不超过110 ℃, 即铜铁温差接近40 ℃。这就像欧姆定律那样, 理解为结构材料的热阻不变时, 热路中的温降大小与热流大小成正比。
由于夏季机组流道中河水温度上升到25 ℃时, 满载时69号槽的铁心温度随之达到了报警温度90 ℃ (绕组为125 ℃, 铜铁温差小于35 ℃) , 于是不得不将发电机减载运行, 造成了电量损失。被迫将铁心的报警和跳闸温度设定值分别提高到105 ℃和110 ℃后, 才能在夏季维持发电机满载运行。
由此可知, 灯泡贯流式发电机中, 铁心贴壁结构时的定子绕组的温升90 ℃, 应该以流道中的河水温度来计算。王甫洲枢纽设计时, 流道水温最高取28 ℃, 在加90 ℃的温升, 用埋设检温计测得的定子绕组的最高允许运行温度应该是118 ℃。根据定子绕组埋设检温计所测得温度值, 必须考虑绝缘层厚度的温降, 股线间温度不均匀等因素, 所以可能发生在绕组绝缘内部最热点的温度大约要升高10～20 ℃, 即128～138 ℃了。可以认为ELIN公司在发电机定子的散热冷却设计计算时, 总体来说是成功的, 而局部效果上是有疏忽的, 所以产生了以69号槽所代表的定子顶部温升过高的现象。
3贴壁式铁心定子冷却的理念
3.1定子散热分析
灯泡贯流式机组整体结构如同一个灯泡, 借助于管形座的支撑安装在过水流道里, 其发电机的定子铁心为贴壁式结构。由于定子外壁直接与水流接触, 定子本身产生的热量也主要由水流带走。如图1所示, 铁心为贴壁式结构的定子热量的产生来源于铁心轭损、铁心齿损、槽内铜损、端部铜损, 这些热量分为P1、P2、P5, 6、P8、P10。定子铁心向空气散发热量集中在发电机内部, 由于发电机内部为以机组主轴为圆心辐向均匀分布结构, 也就是说这种散热途径是沿圆周均匀散热, 不会产生定子的不均匀温升。而定子铁心向流道水体散发热量的效果取决于流道内定子外围水体的温度和流速, 往往就是因为外围水体的温度和流速沿定子圆周存在不同, 就造成了定子局部温升过高的现象。
注:P1为贴壁铁心向流道水体散发的热量;P2为铁心齿端表面向空气散发的热量;P3, 4为铁心轭部和齿部传导的热量;P5, 6为齿部向空气散发的热量;P7为槽部绕组向齿部传导的热量;P8为槽部绕组通过槽楔向空气散发的热量;P9为槽部绕组导体向端部绕组导体传导的热量;P10为端部绕组向空气散发的热量。
3.2定子温度与运行寿命的关系
从绝缘运行温度与寿命的关系曲线图2中可以看出, 在一定范围内温度与寿命的对数基本成线性关系, 由此可见绝缘运行温度的重要性。电机绕组F级绝缘的设计允许温度为140 ℃ (B级为120 ℃) , 设定运行告警温度为130 ℃, 因为在这一温度段每降温10 ℃可使寿命延长一倍左右, 所以从温度110 ℃到130 ℃, 被人们认为是影响发电机绕组绝缘寿命的“黄金温度段”。可以这样估计:F级绝缘130 ℃时寿命为32年 (28万h) :120 ℃时寿命为38年 (33万h) ;而降到110 ℃时寿命将延长为89年 (78万h) 。所以必须重视整台发电机绕组的每个测点温度是否相接近, 如果存在局部过高的现象, 这一部分绕组绝缘必将因老化而提前丧失绝缘性能, 最终缩减整台发电机的运行寿命。为此应该及早纠正发电机冷却方面的缺陷, 使决定发电机长期无故障运行的关键性材料——绕组绝缘能处于均匀的温度场运行, 最终使材料的热老化期趋于同步, 以达到最长的运行寿命, 使设备发挥最大的经济效益。
4定子局部温升过高的处理
原来在定子顶部, 发电机出入井 (直径2 m) 与水轮机座环之间为避免产生涡流, 装有与进水流向平行的左右挡板。虽然板上开有若干均压孔, 但是腔内外的水体基本处于均压条件, 显然挡板腔内只有接触到定子外表面加热后的水体产生向上的自然对流运动, 并不存在任何驱动动力, 也根本不会存在有序的流速。发电机定子的设计铜铁损总和为338 kW, 定子顶部挡水板内的死水区约占10%, 这部分损耗热量需要散发给相应的流动水体。因此设想使这部分定子外表面的水体按规定方式形成有序的流动, 即使流速不大, 也能使定子的温度下降, 定子顶部导流器的结构示意图见图3。
以水力射流原理作为动力, 设计了“定子顶部导流器”。导流器内分成6个分格, 引导水流沿机座表面切向流动以供冷却。驱动水体流动的动力来自每个分格的窗口, 窗口是设置一块后倾20°的挡板形成的后开口, 由这个开口上的负压, 将分格内的水体吸出而产生有序的流动。根据开口和分格的通流断面, 可以计算出当机组流量为400 m3/s时, 导流器内的流速大约为0.4 m/s, 在1 m流程范围对机座实现冷却。
5实施效果
3号发电机安装定子顶部导流器后, 导流器的降温效果为铁心33.03 ℃、线圈23.84 ℃;温差减少为铁心27.74 ℃、线圈23.34 ℃ (具体见表2) , 可见效果非常理想。
℃
加装定子顶部导流器后3号发电机定子温度实现了均匀分布, 69号槽的铁心轭部和绕组的热运行温升下降后趋于稳定, 周围各点的温差也趋正常, 铁心的3个测点的温差仅5 ℃左右, 绕组的9个测点的最大温差也只有10 ℃左右。推算到河水28 ℃时, 绕组最高温度也不会超过118 ℃, 完全满足电机温升设计要求。
要注意的问题是:①导流器内水流的流速是随机组流量大小而改变的, 每当甩负荷或减负荷较快时, 由于定子铁心的滞迟热容量, 会使RTD3测点温度产生少量回升, 此属正常现象;②为保证散热效果, 在检修时要及时清除定子导流器档板内的污物和贝壳。
6结论
定子顶部降温措施是成功的。定子顶部导流器对消除Sv 656/84-180型灯泡贯流式发电机定子局部温升过高的效果显著。为避免发电机的1, 10绕组的提前热老化, 其安全、经济意义是不言而喻的, 并为铁心贴壁结构的贯流式发电机完善冷却结构方面提供了实践经验。
参考文献
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贯流机组 篇7
灯泡贯流式机组一般应用于水头低于25 m的电站及在河流的中下游部位。目前国内对灯泡贯流式水电站的研究工作重点在厂房结构,而对机组流道细部结构的研究很少,这主要是由于机组流道的空间形式及受力特征比较复杂,没有比较成熟的计算方法。根据机组流道的结构形式和受力特点,可将流道分为3段:进口段(上游侧机组检修闸门以上至进水口闸墩)、流道中段(从上游侧机组检修闸门至水轮机井下游壁)和尾水管(从水轮机井下游壁至尾水闸墩)。
目前在实际设计过程中,设计人员往往更多地借鉴国内外已建工程的做法、自身的实际工程经验,辅以简单计算并适当加大安全储备的方法来确定流道结构形式和配筋,从而导致流道部位配筋率有越来越大、钢筋有越来越粗的趋势。
本文结合工程实例,运用材料力学、结构力学、弹塑性力学以及三维有限元等技术手段,对流道细部结构进行理论分析和结构计算,以期形成流道计算分析的完整流程,为灯泡贯流式水电站流道结构设计提供借鉴参考。
1 流道结构力学计算分析
采用结构力学对灯泡贯流式水电站厂房流道的结构进行计算时,常把空间问题简化为平面问题,用计算得到的近似内力成果进行配筋,其典型剖面形式如图1。流道进口段、流道中段上游部分以及流道出口段的横截面是U型和矩形,可假定为框架结构,采用结构力学方法计算。而管型座截面具有复杂的形状,从开口矩形过渡到开口圆形,弹性力学中,只有圆环或者圆筒受均布压力可计算,在实际工程中,只有类似于压力隧洞、坝内水管等这样的实例才可作近似计算,此方法不适用于灯泡式机组流道计算。沿流道垂直水流方向切取若干个截面按单宽平面结构考虑,作用在底板上的地基反力是由厂房整体平衡条件求得的,而作用在顶部上的荷载仅由顶部竖向荷载求得,因此单宽平面刚架上的荷载(包括自重和扬压力)与该截面的地基反力之间可能不能平衡,其差值就由所切取的截面之间的相互作用的剪力来平衡(即不平衡剪力)。由于理论发展的限制,无法较精确的计算流道中段部位的应力、位移状况。
2 仿真软件的应用
由于无法采用结构力学精确计算流道中段部位的应力、位移、裂缝等状况,本文考虑采用三维有限元仿真进行计算。根据灯泡贯流式机组流道受力特点,采用Drucker-Prager非线性弹性本构模型。本次仿真计算采用ANSYS Solid65单元,该单元是ANSYS专门为模拟混凝土、岩石或者钢筋混凝土这类抗压能力远大于抗拉能力材料结构而设置的。
ANSYS分析钢筋混凝土结构时,受网格密度、子步数、收敛准则和收敛精度等的影响,计算收敛有一定困难。在本文中,收敛准则选取以力为基础的残余力的2-范数收敛准则,收敛容差一般为2%～3%之间,但根据需要可放宽到5%。
3 工程实例
某水库总库容为5 500万m3,混凝土重力坝,最大坝高28 m,总装机容量74 MW,装机4台,单机容量18.5 MW。水轮机转轮直径6.3 m,最大水头9.5 m,额定水头6.1 m,最小水头3.5 m。根据设计资料,厂房流道内基础荷载见图2。计算时采用甩负荷作为运行期最不利计算工况。
由于该工程基岩弹性抗力系数欠缺,计算时取地基反力为均布荷载。对于选取的切面如果存在荷载不平衡,采用不平衡剪力先处理。进水口计算时,底板与基础简支,边墩与底板固结,荷载包括设备荷载、临时荷载、混凝土自重、水体自重、扬压力以及不平衡剪力等。尾水管计算时,底板与基础简支,其余的结构为框架结构,荷载包括设备荷载、混凝土自重、水体自重、扬压力以及不平衡剪力等。
3.1 计算模型及参数
考虑到工程实际分缝情况(二机一缝),本次计算分析选取2个流道段为计算对象,沿水流方向对进水闸墩、主副厂房、尾水管全部进行模拟。取X轴正方向为水流方向,Y轴为横河向,Z轴正向为竖直向上,基础向-X方向取60 m,向+X方向取57 m,向-Z方向取至河床底部80 m,副厂房部分采用三维梁单元来模拟柱和梁,并将荷载作用在相应的梁和柱上。坝段采用C20混凝土,厂房底板建基面高程56.5 m,已深达微风化岩层,为含炭纹层状泥质条带灰岩,岩石坚硬。计算模型如图3、图4,分为141 355个单元,51 240个结点。
3.2 边界条件、计算荷载及计算工况
模型地基底部为三向约束,上下游及左右侧面为法向链杆约束。本次计算中作用的荷载包括:①结构自重:包括厂房结构自重、设备自重及作用力(厂房顶棚、门机荷载、偶然荷载等)以集中力或均布力的形式作用在相应的位置上,地基自重不考虑。②静水压力:内水压力:根据上游水位施加在流道内壁。外水压力:根据流道的实际分缝情况以及止水的布置位置,不同部位作用大小不等的外水压力。在坝段的上游面和侧面上游竖向止水的上游按上游水头计算外水压力;坝段侧面上游竖向止水下游的水平止水下部、坝段下游面和坝段侧面下游竖向止水下游均按下游水头计算外水压力。③泥沙压力:坝前上游表面和地基表面泥沙压力按泥沙淤积高度施加,泥沙荷载按浮容重考虑。④机组设备荷载:流道内有水时,荷载按图2执行;流道内无水时,按无水公开基础荷载数据施加。⑤浪压力:根据《水工建筑物荷载设计规范》计算出浪压力的设计值分布按面力施加于相应单元表面。⑥扬压力:进水口以上游水位值,尾水管取下游水位。由图2将甩负荷作为运行期最不利计算工况。
3.3 仿真计算结果
(1)管型座:
在管型座附近(包括上部水轮机井和发电机井之间及下部管型座基础混凝土)均产生了较大的应力。
管型座基础附近最大主拉应力达2.01 MPa,大部分部位的应力介于1.1～1.4 MPa之间,接近或超过了混凝土的允许拉应力,需布置钢筋加强。最大主压应力达3.0 MPa,大部分部位在2.2 MPa左右,在混凝土的允许强度范围之内。管型座顶板最大拉应力达2.32 MPa(管型座进人孔拐角处应力集中点为4.9 MPa),大部分部分应力介于1.2～1.6 MPa之间,超过了混凝土的允许拉应力,需布置钢筋加强,最大压应力为2.6 MPa,基本在2.0 MPa左右,在混凝土的允许强度范围之内。造成拉压应力过大的主要原因是由于在最小发电水头下,各种合力(见图2)共同作用的结果,尤其是P6,影响最大,这些荷载通过管型座传递到周围起支撑固定作用的混凝土上,导致拉压应力过大。
(2)流道底板(不包括管型座区域):
流道底板最大主拉应力基本在0.86 MPa以内(除个别应力集中点外),造成这种现象的主要原因是因为流道底板和地基是两种不同的材料,地基材料的参数相对较小,所以导致主拉应力较大,但仍处于混凝土的允许拉应力范围之内。流道底板的最大主压应力基本在0.7～1.2 MPa(管型座处除外),处于混凝土的允许压应力范围之内。
(3)流道顶板:
流道顶板拉应力均较小,最大不超过0.31 MPa,流道顶板的最大主压应力大部分位于0.7 MPa左右(管型座处除外),远小于混凝土自身强度极限。
以下从垂直水流方向切取了4个截面,分别为进水闸墩(X=-23.400 m)、管型座(X= -3.835 m)、尾水管(X=17.415 m)、尾水闸墩(X=30.015 m),给出了各个截面上的最大主拉应力、最大主压应力,截面上的剪应力等结果的几个截面的最大应力列于表1。从表可知,除管型座部位外,其他结构构件混凝土本身的材料特性即能满足受力要求,按构造配筋即可满足设计要求。
4.4 流道底板优化
由于在流道进水口、流道中段以及尾水管底板没有箍筋和弯起钢筋,所以厂房上部荷载对流道底板产生的斜截面的剪力全部由混凝土承担。计算时,将三维有限元仿真计算的法向应力结果用于结构力学计算。流道进水口、尾水管剪力计算结果见表2。
从表2可知:①利用结构力学和材料力学计算出来的最大剪力大体上是有限元计算出来结果的150%左右。②两种计算方法下,流道底板素混凝土都能满足底板抗剪要求。③三维有限元仿真计算结果显示,底板素混凝土的抗剪能力大大地超过了各种荷载在流道底板产生的最大剪力值。④三维有限元仿真计算能非常逼真的反映结构的各种载荷情况和加载过程,而结构力学和材料力学的计算是基于种种假设的。故认为只要软件和加载过程正确,用三维有限元仿真计算得到的结果更值得信赖。⑤从以上结果和分析可得,流道底板设计厚度(在采用结构力学和材料力学的前提下)能满足设计的抗剪和抗拉要求。
通过以上的分析,从以往流道底板的设计情况来看,流道底板有优化的必要性(管型座处除外),流道底板采取用弯起钢筋的布置形式,其优点主要:①增强厂房流道底板的抗剪强度。② 增加厂房流道底板混凝土的完整性。③提高厂房应对复杂地基的能力。④降低厂房流道底板厚度,减少配筋。⑤减少开挖。⑥节约投资。
4 结 语
(1)采用结构力学方法计算分析了流道结构进水口断面、管型座断面及尾水管断面的内力大小,指导了流道结构各断面位置处的配筋。在此基础上对原设计中流道结构配筋的合理性进行了评估验证。
(2)采用三维数值计算手段对上部结构-流道-地基进行了整体三维有限元分析,流道的大部分部位拉、压应力均低于混凝土的抗拉、抗压强度值,说明目前流道结构设计方案合理。管型座周边局部范围内产生很大的拉应力,远超出混凝土抗拉强度,这主要是由于管型座上受到很大的荷载作用,在荷载作用范围内产生了局部应力集中现象,即使采用常规配筋也很难满足要求,建议采用特殊的处理措施,如布置钢筋网片和钢筋混凝土暗梁等。
(3)流道底板内力的大小与地基参数有很大的关系,地基参数越低,底板内产生的拉应力越大,因此应充分重视地质勘测工作,并尽可能选择较好的地层作为电站厂房结构的持力层。
(4)将两种不同计算方法的结果进行对比分析,发现课题中工程实例底板厚度有较大的富裕度。分析其原因主要有两点。①实际工程的流道底板坐落在强度较高的岩层上面,地基为坚硬的灰岩。②采用结构力学计算是将空间结构简化为平面问题进行分析,而实际流道无论是在结构形式还是受力特征上都是一个复杂的空间问题(比如在平面分析的时候,为了尽量和实际情况接近,在结构面上还需作用一个不平衡剪力,这个力的大小和分布目前仍未有非常成熟的理论和公式),因此,为了保证工程的安全性,设计人员往往采用较高的安全系数,导致底板厚度偏大。
(5)提出的流道底板设计优化方法可有效减小底板的厚度和配筋量,节约工程投资,其结果对灯泡贯流式机组流道结构设计将产生深远影响。
摘要：根据国内外灯泡贯流式水电站的发展概况,采用理论分析、结构计算及数值模拟的方法对灯泡贯流式电站进行分析计算,通过仿真计算得出流道各段断面抗拉、抗压强度值,管型座周边产生了局部应力集中现象,即使采用常规配筋也很难满足要求;通过分析还发现流道底板内力的大小与地基参数有很大的关系,地基参数越低,底板内产生的拉应力越大;对于工程底板的计算结果发现地板厚度有较大富裕,为此提出的流道底板设计优化方法可有效减小底板的厚度和配筋量,节约工程投资。该方法对灯泡贯流式机组流道结构设计产生深远影响。
关键词：灯泡贯流式机组,水电站,流道结构,数值仿真
参考文献
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[4]KUPFER H,GRESTILE K H.Behavior of concrete under biaxi-al stresses[J].Journal of Engineering Mechanics ASCE,1973,99(4):853-866.
贯流机组 篇8
我厂三台发电机分别于1999年12月至2000年5月投运, 发电机型号为SFWG16-60/5530, 卧轴悬挂式, 两支点, 强迫空冷灯泡贯流式水轮发电机组, 单机容量为16 MW, 制造厂家为天津阿尔斯通水电有限公司。
1 故障现象
2013年9月5日#2机组中修。11日, 在对定子B相线圈进行直流耐压试验, 当电压升至5 k V时, 泄漏电流表指针出现瞬时满偏, 电压无法继续升高, 进入定子内部观察可听到明显的放电声。
在对定子进行全面检查后发现, 有放电声线棒邻近的两根拉紧螺杆靠下游侧的绝缘垫片裂开。由于裂开的绝缘垫片内孔变大, 绝缘垫片套入螺母约2~4 mm, 齿压板周向倾斜。
2 查找故障
机组转入大修, 吊出定子。
2.1 定子线棒故障
通过试验找出并拆下#110上层故障线棒, 发现线棒靠近端部有向内延伸的凹陷, 最大凹陷深度0.8 mm, 且在棱角处有一明显的击穿点。正常的定子线棒, 表面则是平整的。
2.2 定子铁芯故障
在对定子进行全面检查过程中, 发现#1 1 0线棒邻近的两根铁芯拉紧螺杆靠下游侧的绝缘垫片裂开, 绝缘垫片套入螺母约2~4 mm, (见图1) ;其他正常的铁芯拉紧螺杆, 有一个绝缘垫圈和一个金属垫圈。
3 原因分析
按照设计, 正常的铁芯拉紧螺杆紧固螺母必须要有一个绝缘垫圈和一个金属垫圈。
通过与其他没有故障的铁芯拉紧螺杆对比发现, 故障铁芯的拉紧螺杆靠下游侧锁紧螺母只有一个绝缘垫圈, 而没有金属垫圈。经过机组的长期运行和振动, 在铁芯弹开力的作用下, 绝缘垫圈不断受到螺母的挤压内孔变大变簿而裂开。
因绝缘垫圈裂开套入螺母, 造成两端齿压板与铁芯的间隙增大而使铁芯松动。松动的铁芯随着机组运行时的振动, 铁芯的齿部不断拍打和挤压线棒, 在#110线棒靠近端部形成了一个向下延伸的凹陷, 从而损伤了该处的绝缘。由于线棒棱角处的电场强度最大, 绝缘最簿弱, 所以#110上层线棒在直线边下侧棱角处最先被击穿。
综上分析认为, #2发电机定子线圈故障, 是由于定子铁芯有两根拉紧螺杆少装了金属垫圈, 造成绝缘垫圈因强度不够而裂开, 使松动的铁芯损伤了定子线棒绝缘而击穿。
4 故障处理
(1) 针对定子线棒故障, 进行了更换线棒处理, 并通过了各项试验。
(2) 针对定子铁芯故障, 在处理时, 按照设计要求在故障铁芯的两根拉紧螺杆上安装了一个绝缘垫圈和一个金属垫圈, 同时为了进一步增加强度又增加了一个绝缘垫圈。 (见图2)
5 防范措施
(1) 把好设备到货验收关, 保证不让有制造缺陷的设备安装、投入运行。
(2) 加强机组检修过程技术监督管理, 确保检修项目和预防性试验项目不漏项、不缺项。
(3) 加强机组运行中的巡检和监视, 定期检测振动、摆度, 及时发现并解决设备可能存在的问题, 确保机组安全可靠运行。
参考文献
[1]周绍庚.一种新型铁芯故障检测方法[J].湖南电力, 2007 (3) .
[2]凌宇.水轮发电机组受油器结构故障分析及其改进[J].现代物业 (上旬刊) , 2011 (8) .