水电站水轮发电机组（共12篇）
水电站水轮发电机组 篇1
1 概述
中梁一级水电站位于重庆市巫溪县, 属Ⅲ等中型工程。工程开发任务以发电为主, 兼有防洪效益。工程枢纽由混凝土面板堆石坝、左岸岸边溢洪道、左岸输水放空隧洞、右岸引水隧洞、地下厂房及开关站等组成。电站装机3台, 单机容量2.4万kW, 总装机容量7.2万kW。机组水轮机蜗壳为金属蜗壳, 采用可焊性能好的低合金钢板制成。单台机组的蜗壳共分23节, 设2节凑合节, 除蜗壳凑合节供货为瓦片外, 其余管节供货均为整节供货。
2 蜗壳安装主要工序
场地准备→设备清点→运输及翻身吊装→定位节安装→其余管节的安装→延伸段安装→凑合节安装→附件安装→蜗壳焊接→焊后检验
2.1 施工现场准备
(1) 土建单位蜗壳安装以下砼、蜗壳支墩浇筑完成并达到强度要求, 清理完毕;
(2) 在座环搭设封闭施工平台, 用于蜗壳安装、焊接等设备摆放;
(3) 桥机机械、电气部分检查合格, 动作可靠正常;
(4) 蜗壳安装、焊接施工电源、照明电源、设备布置完毕;
(5) 安装控制点已按设计图纸的要求测放到位;
(6) 根据放点的位置, 在相应管节吊装前将相应的支墩楔子板、支撑调整合格。
2.2 设备清点
因蜗壳在设备制造厂内已组装, 到货的3台机组蜗壳分类堆放。在安装前, 对设备到货进行清点, 检查名称、型号规格、数量, 与到货清单及厂家图纸相符, 发现设备缺件或缺陷, 及时告知监理工程师及厂家进行协调处理。
2.3 运输及翻身吊装
蜗壳到货后, 运至厂房洞内安装间且各项准备工作完成后即可吊装。使用桥机对蜗壳管节进行翻身, 用桥式起重机其中一个大钩提蜗壳管节上部的吊装吊耳, 另一吊钩提蜗壳管节下部的运输吊耳, 一起提升, 至2 m左右高度后, 提蜗壳管节上部的吊装吊耳的主钩继续缓缓上升, 而提蜗壳管节下部的吊钩落下直至松钩, 至此整个翻身过程结束。
蜗壳管节翻身后将其吊至机坑安装位置, 进行安装调整。
2.4 定位节安装
(1) 根据蜗壳凑合节的设置位置, 其中设置2节凑合节 (5) ～ (6) 、⑾～⑿, 将蜗壳段 (1) ～ (2) 节、 (7) ～ (8) 节作为定位节。
(2) 根据设计图纸控制尺寸, 使用全站仪测放出定位节出水口垂直中心线在地面上的投影点、在座环上下过渡板上的控制点;
(3) 在对应于定位节段的座环上过渡板过流面侧中间位置焊接两块挡板, 用于定位节挂装时作为其上口定位的挡块;在定位节底部使用压机作为临时支撑, 并按设计图纸要求安装蜗壳砼支墩上的螺旋千斤顶作为中心高度调整工具, 在定位节上下管口与上下过渡板非过流面焊接拉紧器、压码, 作为调整对接焊缝间隙和错牙的工具;
(4) 利用桥机将定位节吊装至安装位置, 使其上口与座环上过渡板吻合并挂在挡块上, 缓缓下落大钩, 直至定位节下管口靠近并对准座环下过渡板相应位置;调整定位节的垂直度、角度偏差 (上下管口出水边与过渡板的测放基准点偏差、垂直中心线与相应地面基准点偏差) 、中心高程、远点中心至座环中心的半径均在规范要求范围内, 在蜗壳上下管口与过渡板非过流面焊接拉板将管节固定;临时支撑加固蜗壳管节, 摘除吊装钢丝绳。
2.5 其余管节安装
蜗壳其余管节的安装以定位节管口为基准, 挂装同定位节方法一样。其余管节安装时要注意与相邻管节的焊缝错牙和焊缝间隙调整, 同时控制其中心高程、远点至座环中心距离以及管口倾斜等符合规范要求。调整合格加固后即可进行下一管节的吊装。为保证座环受力均衡, 采用对称挂装蜗壳管节的方法, 安装同时展开2个工作面, 以提高工作效率。
2.6 延伸段安装
(1) 由于与压力钢管接口的蜗壳延伸段的第一节的安装位置已超出了桥机钓钩的吊装范围, 且左端已伸进了压力钢管洞内, 因此在安装延伸段管节的时候, 应先铺设合适的运输轨道, 将该管节吊装运输就位。
(2) 根据蜗壳安装中心高程和延伸段安装轴线, 测放临时运输轨道安装位置并安装固定, 轨道应向下游延伸至桥机大钩吊装时能放置管节的位置;利用厂房桥机吊放在临时运输轨道上, 并利用链条葫芦拖动将该管节向上游压力钢管处移动, 直至与压力钢管口方向靠近。
(3) 调整轴线位置、中心高程、与压力钢管口的合缝间隙和管口错牙等满足要求, 并检查调整直管节出水口的圆度合格后, 安装临时加固支撑, 拆除临时轨道;仔细测量座环舌板的实际大小、弧度等尺寸, 确定与舌板配合的切割尺寸, 在管节吊装前切割配合部分, 并按图纸要求切割打磨坡口;管节吊装就位调整合格后加固牢靠。
2.7 蜗壳凑合节安装
(1) 蜗壳凑合节共有两节, 分别为第 (5) ～ (6) 、⑾～⑿节, 均为瓦片供货, 每节分三只瓦片。
(2) 吊装凑合节的最下部瓦片, 将瓦片下边缘对正并靠近座环下环板 (或下过渡板) , 进水口边缘对正前节蜗壳的出水边, 根据实际外形轮廓在凑合节瓦块出水边上标出切割线, 利用多向磁力切割机切割多余部分, 与管节对好缝并点焊。
(3) 将凑合节的中间部分吊装至管节上, 瓦片下边对正并靠近已配合好的下部瓦片上边缘, 进水口边缘对正前节蜗壳的出水边, 根据实际轮廓线, 利用多向磁力切割机切割多余部分, 与管节对缝点焊。
(4) 按同样的方法配割上部瓦片。
(5) 所有瓦片边缘均应按图纸要求切割出焊接坡口, 并将坡口打磨平整。
2.8 附件安装
蜗壳附件的安装主要包括蜗壳进人门、取水口、蜗壳放空阀、蜗壳外支撑、测压管以及拉紧器、排水槽钢等。蜗壳外支撑、拉紧器、排水槽钢等附件的安装可与蜗壳的安装焊接同步进行, 其它附件在蜗壳全部安装焊接完毕后进行。
为保证蜗壳砼浇筑时不产生移位, 不使座环变形和水平发生变化, 在设计已有的加固 (千斤顶、拉紧器等) 基础上, 对每节蜗壳增加型钢支撑, 确保安装质量。蜗壳加固如图1所示:
2.9 蜗壳安装质量控制
蜗壳挂装应控制的主要项目为:
(1) 定位节。管口与基准线偏差 (与+V—-V线夹角偏差) 、管口倾斜、最远点高程、最远点半径Ra等。
(2) 其余管节。最远点高程、最远点半径Ra、焊缝间隙、过流面错牙、直管段中心高程、直管段管口中心至蜗壳中心线 (+U—-U) 距离等。
(3) 蜗壳安装质量控制依据《水轮发电机组安装技术规范》GB/T 8564—2003。
2.1 0 蜗壳焊接
2.1 0. 1 焊前准备工作
(1) 所有参加蜗壳焊接的焊工必需是通过电力部或锅炉压力容器焊接考核合格焊工;
(2) 焊接前应对所有参与蜗壳焊接的焊工进行详细的焊接工艺交底;
(3) 焊接前, 利用砂轮机、钢丝轮等将焊缝坡口及坡口两侧50 mm范围以内的铁锈、油污、杂质等污物清理干净, 直至露出金属光泽;
(4) 合理布置焊接、加温设备, 并检查电源等线路和设备状况, 确保性能良好。
2.1 0. 2 焊接顺序和方法
(1) 总顺序为先焊管节间的环缝, 凑合节纵缝、环缝, 最后焊接蜗壳与过渡板焊缝;
(2) 蜗壳管节挂装开始后, 环缝焊接可与挂装同时进行, 但须与安装管节间隔开一条焊缝焊接;
(3) 上游延伸段管节先焊与舌板U形焊缝, 然后焊接节间环缝;
(4) 凑合节装配后, 先进行纵缝焊接, 然后进行节间环缝焊接;
(5) 所有节间环缝焊接完毕后, 进行蜗壳与过渡板焊缝焊接;
(6) 蜗壳进口与压力钢管的接缝在砼浇筑完后进行。焊缝外部贴δ8 mm背板, 坡口形式为单面V形, 焊缝间隙7～8 mm。
2.1 0. 3 蜗壳环缝焊接
(1) 蜗壳节间对接正缝焊接完成70%的量后, 在背面清根、打磨, MT (PT) 检查合格后, 背缝焊接完成70%的量后, 再焊接正缝剩余30%的量, 最后焊接背缝剩余量, 直至完成焊接工作。
(2) 根据环缝的长短, 可布置4～8名合格焊工同时对称施焊, 焊接采用两班制作业, 以减少蜗壳的加热时间。焊接时从大坡口侧开始, 分层多道焊接, 初始封底阶段采用φ3.2 mm焊条, 盖面采用φ4.0 mm焊条。
2.1 0. 4 蜗壳延伸段管节环缝、与舌板焊缝焊接
(1) 舌板焊缝先于延伸段管节环缝焊接, 由3名焊工同时施焊, 采用分段退步焊接, 焊接速度尽量保持一致;
(2) 舌板焊缝先在大坡口侧施焊, 正缝焊完1/2厚度后, 背缝清根、打磨、并做MT (PT) 检查, 合格后进行背缝焊接, 背缝焊接完毕后, 返回正缝焊接。
(3) 蜗壳延伸段管节环缝焊接同蜗壳管节环缝焊接一样。
2.1 0. 5 凑合节焊接
凑合节装配完成后, 先焊凑合节纵缝, 再焊凑合节一侧环缝, 然后焊凑合节封闭焊缝。凑合节所有焊缝均在大坡口侧施焊, 小坡口侧清根、打磨、MT (PT) 检查。同样全部采用对称焊接。
2.1 0. 6 过渡板焊接
(1) 过渡板焊接先在大坡口一侧施焊, 正缝全部完成后在背面清根、打磨、MT (PT) 检查, 然后进行背缝焊接。
(2) 上、下过渡板同时施焊, 周向对称均匀布置16～20名合格焊工, 焊接采用两班制作业。焊接过程中需采用对称分段退步焊, 焊接时从大坡口侧开焊, 初始封底阶段必须采用φ3.2 mm直径焊条施焊, 盖面采用φ4.0 mm焊条。必须注意层间焊接接头的位置一定要错开蜗壳与过渡板对接的“丁”字接头。
2.1 0. 7 蜗壳与蝶阀下游短管接缝焊接
蜗壳二期砼回填完成且强度达到要求后, 可进行与压力钢管接缝焊接。
在环缝上对称布置4～8名合格焊工同时施焊, 采用分段退步、多层多道焊接。
2.1 0. 8 焊接过程控制
根据蜗壳主体钢材焊接工艺试验, 线能量以控制在20～40kJ/cm为宜, 焊接速度控制在每分钟60～120 mm, 并尽量减少焊条的横向摆动幅度, 使焊条摆动幅度不大于3倍焊条直径。如果超出允许范围, 应立即调整焊接工艺参数。
焊接参数选择参考数据见表1。
2.1 1 焊后检验
焊接工作结束后, 应进行焊缝外观检测和焊缝内部质量无损检测, 如焊缝质量未达到规范或设计要求, 还应制定合理的返修工艺并对焊缝进行返修。
3 结语
(1) 蜗壳挂装中, 发现部分接缝间隙过大, 局部达到20 mm。后经业主方与厂家研究后决定:现场堆焊处理。
(2) 在保证蜗壳安装质量、工期控制节点、保证现场安全文明生产, 遵循统筹兼顾、综合平衡、合理安排的的原则, 合理安排蜗壳安装进度, 可大大缩短安装时间。
摘要：重点介绍了中梁水电站蜗壳安装方法, 详细阐述了安装工艺, 并对相关问题进行了分析研究, 以期为工程实践中出现的类似问题提供参考和借鉴。
关键词：水轮,机组,蜗壳,安装
水电站水轮发电机组 篇2
龙溪河梯级电站建于50年代末,共有狮子滩、上硐、回龙寨、下硐4个电站,总装机容量104.5MW,狮子滩电站是龙溪河梯级电站的第一级,首部有库容为10.28亿m3(有效库容7.48亿m3)的多年调节水库。建成后,梯级电站在重庆系统中担负调频、调相、调峰和事故备用等任务。随着电网的扩大,1975年四川省形成了统一电网,陆续修建了一批大、中型水电站。但是,网内水电站除龙溪河梯级和我厂大洪河电站(有不完全年调节水库,电站装机35MW)外,均为迳流式电站,因此,龙溪河梯级电站在系统中担负了对川西迳流电站一定的补偿调节作用。
狮子滩水电站是我国第一个五年计划重点建设项目。电站兴建于1954年,建成于1957年。第一台机组于1956年10月1日并网发电,电站原装有4台单机容量为12MW的水轮发电机组,设计年均发电量为2.06亿kW．h,年有效运行小时为4290h,机组立项改造前安装投运以来共发电(截止1992年底)63.41亿kW．h,有效运行小时(截止1992年底)为65.62万h,其中:1号机运行17.3万h,发电16.31亿kW．h;2号机运行15.4万h,发电15.06亿kW．h;3号机运行16.8万h,发电1.61亿kW．h;4号机运行16.09万h,发电15.95kW．h。
狮子滩水库经过长度为1462.5m、直径为5m的压力隧洞、差动式调压井及长度为133.213m、直径为5m的压力钢管及4根直径为2.6m的钢支管分别引水至各机组。各机组压力水道长度分别为:1636.18m(1号);1638.978m(2号);1642.131m(3号),1644.83m(4号)。机组的主要参数如下:
水轮机:
型
号:HL216-LJ-200;
水
头:HP=64.3m;Hmax=71.5m;
Hmin=45m;
流
量r=25.4m3/s;
设计出力:Nr=13.8MW;
吸出高度:Hs=0.6m;
额定转速:nr=273r/min;
飞逸转速:np=490r/min;
接力器直径:φ400mm;
接力器工作油压:1.75～2.0MPa;
接力器最大行程:240mm。
发电机:
型
号:TS-425/84-22;
额定容量:15MVA;
额定出力:12MW;
额定电压:10.5kV;
额定电流:827A;
额定频率:50Hz;
功率因素:0.8;
静子接线:双Y;
转子电压:188V;
转子电流:470A。
主励磁机:型号:ZLS-99/24-8;
额定出力:125kW;
副励磁机:型号:ZLS-54/8-6;
额定出力:6.5kW;
永磁机:型号:TY65/13-16;
额定容量:1.5kVA;
调速器:
型
号:S-38型;
工作容量:78.45kN．m;
工作压力:1.75～2.0MPa。改造增容研究过程
2.1 改造增容的提出
狮子滩电站机组及辅助设备运行至1992年已有36～37年,除少数辅助设备进行过更换外,主要设备均未更换。由于运行年久,设备日益老化,都需要有计划地进行改造、更新。针对50年代制造投入的水轮机效率低,设计时考虑机组运行方式与目前实际运行情况有较大的变化等情况,省局在1990年组织了科研、运行单位共同研究了机组设备状况和系统运行方式后,提出机组改造增容的要求。并要求对水轮机转轮改(选)型和利用发电机残余寿命增容至15MW等工作立即开展可行性研究。
2.2 改造增容可行性研究
1990年9月初,狮子滩水力发电总厂成立了龙溪河梯级电站改造增容工作领导小组及各专业工作组,遵照省局的指示,我厂在四川省电力试验研究院(以下简称试研院)、东方电机厂科协、四川省水力发电学会咨询部等单位的帮助和配合下,重点对水轮机转轮改(选)型和利用发电机残余寿命增容等工作展开可行性研究。
2.2.1 发电机试验研究
在有关单位配合下,进行了发电机一系列试验、研究工作,并分别提出了试验报告(东方电机厂:“发电机电磁计算”、“机械强度计算”、“发电机通风试验”、“发电机气隙磁密测算”;试研院:“发电机静子老化鉴定试验”、“发电机温升试验”)。试验表明:静子绝缘无老化特征,绝缘尚有较高的电气强度和绝缘裕度,通过发电机通风改造,发电机可增容至15MW有功运行。2.2.2 水轮机提高效率的研究
机组能否增容,提高水机出力是需要解决的第一个关键问题。1990年11月,试研院提出“龙溪河梯级电站的增容改造设想及狮子滩电站增容改造的可行性研究”的规划性报告,鉴于国内尚无完全适合狮站增容用的转轮,故在1990年12月,在省电力局主持下,我厂与试研院正式签订了“狮子滩电站增容改造用新型水轮机转轮的研制协议”。要求在狮子滩电站对其水轮机转轮进行模型设计、试验研究中,在保持狮子滩电站水工部分及水轮机埋设部件不大动的条件下,要求水轮机改造达到以下目标:
(1)提高水轮机过流能力15%以上;
(2)提高水轮机平均运行效率2%以上;
(3)提高机组出力2000～3000kW;
(4)原水轮机功率摆动大,新机应予以改进;
(5)要求新机具有良好的抗气蚀性能及运行可靠性。
之后,试研院与四川省机械设计研究院水力发电设备研究所(以下简称机械院)合作,联合研制狮子滩电站专用改型转轮,经优选后,机械院委托东电电器公司制造模型水轮机及模型转轮,并确定模型转轮的定型试验在水利水电科学院机电所(以下简称水科院)低水头能量台上进行。上述单位通力合作,在1991年11月,完成了3个水轮机新转轮和两个改型转轮,共计5个转轮及模型机的设计制造及试验工作,其中包括完成了S10、S20以及改型转轮S11的能量性能对比试验和S20、S21、S30,3个新转轮在水科院低水头能量台上定型试验,将试验结果与国内已研制成功的bo=0.2,Q′max＜1000L/s的优秀转轮A10、A232的参数比较,见表1。
表1 bo=0.2,Q′max＞1000L/s的优秀转轮主要参数对比表
转轮 名称 [td]最大单位
流量 Q′max /L．s-1 [td]单位转速 n′out [td]最高效率
ηmax /% [td]备
注 A10-25 [td]1080 [td]68 [td]88.2 [td]用标准尾水管、低水头台试验,当转轮换算为350mm时,ηmax=89%。A232-35 [td]1040 [td]69.5 [td]90.7 [td]用标准尾水管,在高水头试验台试验,按IEC公式换算为低水头时ηmax=89.8%。S30-35
[td]1020 [td]70 [td]89.5 [td](1)尾水管主要流道面积仅为标准管的74.7%～81%。
(2)转轮出口尺寸为前者的89.7%。(3)在低水头试验台上试验。
(4)按计算,在相同流量下,尾水管损失增加使水轮机效率下降约1.47%～1.87%。
考虑到S30特殊流道带来的不利影响,应该说转轮的综合能量指标高于A10及A272,是近年来国内研制的bo=0.2且具有大过流能力的优秀转轮之一,属国内先进水平。经换算,新研制的S30转轮用于狮站时,其各项指标均达到和超过合同要求。
2.2.3 提出可行性报告
在前期大量试验、研究的基础上,我厂于1991年底完成了狮子滩电站改造增容的可行性研究工作,提出了改造增容的前提条件为
1)尽可能不改动原已建的水工建筑物,并要求改造增容工期尽可能短;(2)引用流量增加是有一定限度的;(3)狮库按优化调度10年的统计,运行年均毛水头为64.39m。在经过水轮机提高效率研究及发电机一系列电气试验后,我厂提出了狮子滩电站改造增容可行性报告,由省局主持召开了有9个单位的工程技术人员共45人参加的审查会。审查意见指出:“从5个模型转轮中推荐采用的S30型转轮,其资料和数据是通过全模拟试验获得的,可以用作真机出力效率换算的依据。转轮试验是在水工建筑物基本不变,水轮机主轴不予更换的条件下进行的,难度大,其增容幅度达25%,且具有较高的能量指标,在短短1年内研制完成是很不容易的。狮子滩电站换为该转轮后,在相同设计水头下,水轮机单机出力可由12MW增至15MW以上,模型最高效率89.5%,预计真机效率为92.0%,满足四川省电力科试所与长寿发电厂签订的各项技术指标”。会议同意以S30型转轮作为狮子滩电站改造增容更换用的转轮。
审查会议同意将对称型活动导叶改为非对称导叶。鉴于顶盖、底环的止漏环,抗磨板等已严重磨损,为有利于制作和安装,同意更换。水轮机仍使用橡胶轴承。尾水管直锥段按模型试验尺寸予以扩大。
发电机(2号发电机)经过电磁计算和静子绝缘老化鉴定以及温升试验表明,静子绝缘无老化特征,绝缘尚有较高的电气强度和绝缘裕度,在进风温度为30℃、功率因素0.85、定子电压10.5kV、定子电流970.6A、转子电流497A时,发电机可带15MW有功运行。
励磁系统经测算和试验能满足发电机15MW,无功11.25MVAR,功率因素0.8条件下运行。
主变压器多年运行工况较好,常规试验数据正常,近期内短时超负荷运行基本可以承受。110kV、10kV开关遮断容量严重不足,应予全部更换。
可行性方案审查后,省局要求我厂“尽快完成初步设计,并上报我局审查,抓紧落实选择水轮机制造厂订货工作”。
2.3 完成初步设计
根据省局要求,我厂组织有关技术力量提出了初步设计报告。1992年在我厂提出初步设计报告后,省局又再次组织了对初步设计的审查。初步设计报告对狮子滩电站改造增容从几个方面进行了分析和论证
1)对狮子滩电站改造增容技术上的可行性,经济上的合理性进行2)对下一阶段设备改造的技术设计和施工设计明确了任务,提出了要求;(3)计算并提出了狮子滩近期改造增容的总概算;(4)对改造增容的经济效益进行了计算分析,省局审查后同意了初步设计报告,下达了狮站改造增容的第一批费用及形象进度要求。机组改造施工、试验及运行情况
3.1 首台机组改造施工和鉴定验收
1992年12月,在东电电器公司将水轮机需更换的加工件已按合同要求完成,我厂已按初步设计要求完成了狮子滩电站2号机组各项技术和施工准备,主要准备工作有:水工建筑、水力机械、发电机通风系统改造施工图及“发电机通风系统改造施工工艺”、“机械部分改造施工工艺”、“水工部分改造施工工艺”、“改造增容综合施工进度网络图”等报告文件,于10月11日开始了狮子滩电站2号水轮发电机组的改造增容施工工作,并结合改造增容进行了机组大修。由于我厂对此项工作缺乏经验,也由于水轮机设计制造上的一些问题,如:导叶平面密封不良、转轮标高低5mm、顶盖漏水等,使施工工期超过预计工期。直到1993年3月12日机组空车启动试运行开始,接着又与电力科试所共同进行了发电机通风系统改造后的通风温升试验,至3月19日甩负荷试验后,机组才正式交调度管理,整个机组施工期长达99d。改造后对机组进行了通风,温升试验;运行稳定性试验,效率试验及电站引水系统水头损失试验,并提出了相应的试验报告。
为了给改造增容鉴定提供更完整的资料,经我厂研究决定:于1993年7月26日、27日、31日三次由狮子滩电站作2号机组带15MW负荷试验。当时由于环境温度较高,空冷器供水量已超过设计值,冷风温度及线圈温度均超过允许值。为了能得到准确的定量试验结果,8月11日,由厂组织有关专业技术人员并邀请了电力科试所有关同志一道,使用符合试验精度要求的仪表再次进行了机组带15MW试验。1993年9月,由四川省电力工业局主持,组织有关专家进行了现场鉴定验收,与会专家一致认为:狮子滩电站2号机组改造增容是成功的,后续3台机可参照2号机进行改造。鉴定验收意见如下:
(1)提供的技术文件资料齐全,论据可靠,内容和测试数据可信;
(2)按狮子滩水轮机实际流道条件研制的S30型水轮机转轮,在bo/D′1=0.2,Q1＞1000L/s的条件下,其能量指标具有国内先进水平;
(3)现场试验及实际运行表明,改造后的机组各部位振动摆度值符合国标要求,运行稳定性良好;
(4)改进后的机组单台增容3MW,增容率为25%,且水轮机效率提高,与原旧转轮相比,平均运行效率约提高4%,实测在水头55.25m(设计水头58m)及满负荷运行条件下,水轮机效率达91%,过流能力提高21%;
(5)发电机通风改造后,冷却总风量增加5%,改善了发电机内的风量分布,下端进风量增加15%,在相同运行条件下,其定子线圈各部温度特别是原高温区——线圈上、下端部,均有较大幅度降低;
(6)狮子滩电站其余尚未改造的相同3台机组参照2号机改造后,可增加电网调峰容量12MW,有利于减少高峰时段电网对用户的限电和增加电网的备用容量,提高电网的供电可靠性和电能质量,按照过去10年水文资料测算,全站年均增发电量1000万kW．h,本梯级其它水电站减少弃水损失电量200万kW．h,在丰水期以其增加的12MW容量替代相等容量的火电,其增加的容量在高峰时段工作,电网迳流式电站担负其它段的负荷,每年丰水期可使迳流水电站减少弃水,增发电量约1100万kW．h,总计电网年增发电量约为2300万kW．h,经济与社会效益十分显著:
(7)狮子滩电站2号水轮发电机组改造增容研究工作全面达到了预期效果,其改造是成功的,为该厂几个梯级电站机组改造增容工作提供了可靠的依据,在国内同型机组的改造增容中可以推广应用。3.2 后续机组的改造施工及试验
在2号机组改造增容成功的基础上,四川省电力工业局要求我厂立即着手进行后续3台机的改造增容工作,下达了项目计划通知。为保证后续机组改造增容的成功,我厂着重抓了以下几方面的工作:
(1)在1993年7月12日～14日,我厂与科研、设计、制造单位一起就狮子滩电站1、3、4号机改造增容水机部分有关技术进行了研究,对2号机改造中存在的问题从底环、顶盖、导叶、双连壁、转轮等各方面提出了30条修改意见,补签了技术协议,使改造方案更加合理、完善。
(2)对改造中新、旧部件的配合,改造与未改造部分的联接过渡,请设计部门现场核实,研究落实方案,对送到制造厂加工的设备,制定详细的措施。
(3)从新修订改造的施工工艺,在总结2号机改造增容的基础上,对施工工艺中存在的问题进行修订,制订了切实可行的工艺措施,如尾水管直锥段新里衬安装,浇二期混凝土,由原来分3段浇筑改为4段浇筑,每段浇筑一次,保证了混凝土的密实、可靠;导叶部分预组装改为导叶全部整体预装,保证了顶盖、底环、导叶几大部件安装的正确性;减少工作时间等等,使施工工艺更好的指导施工。
(4)制订详细周密的施工计划、施工安全、技术组织措施,施工网络进度图,使施工管理更加科学化,减少盲目性。
(5)施工中以工艺措施为指导,按施工网络进度图控制施工进度,精心组织、合理安排,努力克服施工中的各种不利因素,保证施工的正常进行。
(6)通过各台机组发电机改造前通风温升试验,找出各台发电机影响增容的关键问题。制订出每台发电机通风系统改造的方案,对症下药。针对发电机空气冷却器容量已不能满足增容后夏天运行的要求,研究增大1～4号机的空冷器的热交换容量技术措施,将4台机的空冷器更换为热交换率较高的新型针刺式空气冷却器。
(7)施工中强化质量意识,加强责任制落实,严格厂、车间、班组三级验收责任制,建立健全了检修任务书,采取激励竞争机制,充分调动广大职工和工程技术人员的工作积极性。对重点技术难题、难点,厂组织有关人员进行技术攻关,不断提高施工管理质量和施工质量。如针对2号机改造后,转轮标高比固定部分标高下沉5mm的问题,经研究对后续3台机改造时,拆机后对转动及固定部分标高进行核实,具体定出每台机的加工尺寸,保证了每台机转轮的标高正确;后续3台机施工中,在中心复核时,发现发电机静子中心与顶盖、底环中心相差较多,经讨论认为发电机静子中心不易变动,而采用调整新顶盖、底环安装中心的办法,解决了这一技术问题。
狮子滩电站后续3台机改造增容,在省局、电力科试所领导支持下,在厂精心组织领导下,经广大职工、工程技术人员的共同努力,施工1台,总结1台,不断提高施工质量和管理水平,不断缩短施工工期。3号机施工从1994年11月12日至1995年1月31日正式交付调度运行,历时80d,比2号机施工工期缩短19d;4号机施工从1995年3月8日至1995年5月23日正式交付调度运行,历时76d,比2号机施工工期缩短23d;1号机施工与1号主变及10kVⅠ段改造施工同步,由于受主变更换及10kVⅠ段开关改造的影响,施工从1995年9月18日至1995年12月2日正式交付调度运行,比2号机施工时间缩短大约1/4,改造后机组投入系统运行正常。为保证增容改造后机组能发挥效益及安全运行,在机组改造的同时,对发电机开关及1号、2号变压器也作了更新增容。
1996年7月11日至18日,由四川省电力科学研究院与我厂一道对改造后的3、4、1号机组进行了效率试验和稳定性试验,并提出了“狮子滩水力发电总厂狮子滩电站1号、3号、4号机组效率试验报告”和“狮子滩电站1号、4号机组改造增容后,运行稳定性试验总结”报告。在此之前,于1995年3月,对3号机组进行了运行稳定性试验,提出了“狮子滩电站3号机组改造增容后运行稳定性试验报告”。
1995年2月11日～16日,1995年12月18日～21日,四川省电力试验研究院与我厂共同对改造后的3号机组、1号机组进行通风、温升试验,分别提出了狮子滩电站1号、3号、4号机组改造增容后通风、温升总结报告,经改造前试验,4号机组不需通风改造,故未再作改造后的试验。
从机组的稳定情况试验及效率试验看,1号、2号、3号机组在各运行工况稳定性良好,振动摆幅均符合国家有关规范,但2号机组在特定工况区存在有由尾水管偏心涡带产生的低频压力脉动而导致机组低频振动及功率摆动问题。4号机组运行稳定性相对较差,存在一定程度的动力不平衡和磁力平衡现象,摆幅值超过国家标准,尾水管存在明显的压力脉动现象,对机组的运行稳定性存在较大的影响。
从水轮机的效率测试看,1号机真机最高效率可达92.33%(相对值),2号机最高效率可达91.5%,3号机最高效率可达92%(相对值),4号机最高效率为91%,高效区在11～13MW,平均运转效率约89%,改造后机组的效率提高较多,平均运转效率提高约4%。
通风温升试验情况表明:通风改造非常成功,1～3号机组改造后总风量有了较大幅度的增加,增加了4%～7%,风量分配也趋合理,下端部分的进风量比改前增加14%～18%,风速分布,风压分布也更趋合理。改后发电机定子线圈的温升有了明显下降,1～2号机下端鼻部一般下降了1～18K,渐开线部分一般下降1～25K,槽部降低1～6K,但3号机较改造前增加,4号机组根据改造前试验情况,通风系统未作改造,仅更换了空气冷却器,从4台机组通风温升试验情况看,发电机能够满足改造后安全稳定运行的要求。3.3 改造后机组和电站出力特性
1996年10月10日,我厂对改造后机组和电站的出力特性进行了测量,并对水轮机汽蚀情况作了检查,编写了“狮子滩电站改造增容机组运行报告”。
从电站的出力特性试验及现场汽蚀情况检查看,电站毛水头在63.73m也即上游水位在341m左右,电站单台机和两台机组同时运行,尚可达到单机出力1.5万kW的增容目标,3台机组和4台机组同时运行,单机出力最大只能达到13.8MW和13.3MW。从电站运行记录看,1995年7月30日,电站几乎在最高水位运行时,电站在接近防洪限制水位时段运行(即345～346m),电站实测最大出力56.2MW。从引水系统水头损失试验看,引水损失与引用流量成平方关系,随着引用流量增加,引水系统总的水头损失成平方增加。改造后,电站在哪些情况能够达到4台机组满出力运行的增容目标,还需进一步试验测量。同时也需进一步分析水系统损失对电站出力的影响。从现场汽蚀检查的情况看,水轮机叶片存在严重的翼型汽蚀,当机组运行有8500h以上,叶片就开始发生汽蚀,且各块叶片的汽蚀情况不同,说明同一转轮叶片翼型控制不一致。改造增容效益分析(1)由于水轮机效率提高了约4%,狮子滩4台机组改造增容后,在与改造前相同运行条件下,机组效率提高将增加发电量;又因引用流量增加,可减少汛期弃水,增发洪水电能,原狮子滩与梯级年均增发电量分别为1000万kW．h及1165万kW．h。
(2)龙溪河梯级增发电量及增加调峰容量对系统有显著的经济效益。
(a)狮子滩电站机组改造增容后,在水库高水位情况下,电网最大可增加调峰容量或备用容量约12MW,在当时电网严重缺乏高峰容量的情况下,可减少高峰时段电网对用户的限电,提高电网供电的可靠性,有利于国民经济的发展。
(b)狮子滩电站改造增容,在丰水期电网以其增加的近12MW的调峰容量,代替系统等容量的火电调峰,可减少火电调峰损失,由于狮子滩水库具有多年调节能力,汛期可以让网内迳流式电站大发,减少弃水,这样,每年丰水期可使迳流式水电站减少弃水,增加发电量1100万kW．h。
水电站水轮发电机组增容改造
作者：轴承供应商网 发布时间：2009-6-12 9:06:29 文字选择：大 中 小 浏览次数：126
提高机组总体效率达到增加机组出力的目的是水电站增容改造的主要课题。机组总体效率应当从水力、机械及电磁三方面综合考虑。转轮改造是增容改造的重点。水轮发电机组增容改造是水电站技术改造的主要课题。一方面。由于设备老化，机组实际效率显著下降。另一方面，技术进步促进水轮发电机组效率进一步提高。因此，投产较早的水轮发电机组通过技术改造后效率有较大的提升空间。从经济角度来看，水电站建设资金的主要部分是水工建筑物，在不增加水耗的前提下，通过对机电设备技术改造，提高机组总体效率，增加机组出力。与新建电站相比，技术改造投资少，见效快，经济效益好。水轮发电机组的总体效率由水力、机械及电磁三方面因素综合决定。制定增容改造方案过程中应当全面考虑影响机组效率的多方面因素，应用当前机组制造的新材料及新技术，采取综合的优化方案，达到机组总体效率提高的目的。
本文针对投产较早的水电站影响机组效率的主要因素进行分析，提出机组增容的途径。
1提高水力利用效率
1.1提高转轮效率，适当增加转轮单位流量。转轮的改造是水电站增容改造的重点。较早投产的水轮机由于当时技术条件的限制，性能落后，制造质量差。我国转轮系列型谱中如HL240，HL702，ZZ600等转轮是国外上个世纪30年代至40年代的技术水平。另一方面，运行多年的转轮经过多次空蚀后补焊打磨，变形加上过流部面磨损，密封间隙增加，效率明显下降。例如双牌水电站水轮机转轮是HL123（即HL240），80年代中期机组总体效率是86％，最大出力可达50MW，目前最高只能发出48MW。随着科学技术的进步，转轮的设计与制造已经达到一个新的高度度。优化设计技术,CFD（计算流体力学）技术及刚强度分析技术应用于转轮设计领域，使转轮设计技术有一个质的飞跃。特别是CFD的应用，使转轮设计达到量体裁衣的水平。消除了选型套用与实际水力参数的误差。叶片模压成型技术及数字控制加工技术的应用，使加工出厂的转轮与理论设计偏差缩小，转轮效率可达94.5％，与老型号转轮相比，新混流式转轮效率可提高2％～3％，轴流式转轮效率可提高4％～5?。由此可见，转轮的改造能使机组效率有一个较大的提升。
适当增加转轮的单位流量，充分利用丰水季节水能，经济效益也十分可观，但转轮过流量受到座环高度的限制，也就是受到导叶相对高度的限制。改造后的转轮单位流量不可能无限制增加，另一方面，流量加大，流量上升，空蚀特性变差，水轮机可靠性不能保证。因此，流量增加，应提出适当的要求，专家推荐几种转轮的最大单位流量如下： 转轮型号 单位流量 HL240 1.45m3/s HL220 1.28 m3/s HL180 1.15 m3/s 转轮选择可直接选用与实际水力参数相符或相近的转轮。经过真机运行检验后其转轮的能量特性及费可靠性良好的转轮用于水力参数相符或相近的场合,改造的成功率有把握。且能省去模型试验的费用。
改造费用低，经济效益好。转轮选择的另一个方法，是用与实际水力参数相差不多的转轮，经过改型设计后，直接使用，也可省去模型试验的费用，其可靠性及能量特性也有保证。
转轮选择的第三个方法是利用CFD技术。根据实际水力参数进行量体裁衣式的设计。理论上这样的转轮最符合实际情况。各项指标都能达到最优。但对大中型电站而言，转轮可靠性至关重要。量体裁衣式设计出来的转轮必须经过模型试验。这样转轮设计制造的周期较长，费用也很高。1.2减小转轮漏水量 由于泥沙磨损，转轮密封装置间隙增大也是机组效率下降的原因之一。转轮密封装置损坏，检修时难以修复，因此在更换转轮时同时对密封装置进行改造，减小漏水量，提高效率。
1.3降低尾水水位到设计水位 由于长期泄洪，投产较早的电站尾水河道存在不同程度的拥塞，导致设计尾水水位上升，机组利用水头下降，出力降低。清理尾水河道，使尾水水位控制在设计水位的范围，可以使机组出力增加。特别对于低水头电站，尾水水位的变化对机组出力影响大，清理尾水河道可获得良好的经济效益。2减小机械损失，提高机组效率 2.1 推力轴承改造
目前弹性金属塑料瓦技术成熟，造价不高，应用广泛。逐步取代传统的巴氏合金推力瓦。与巴氏合金相比，弹性金属塑料瓦突出的优点是磨擦系数小，因此用弹性金属塑料瓦替代巴氏合金瓦可以减小机械损失，提高机组效率。值得注意的是，应用弹性金属塑料瓦的机组停机过程较长，而且导叶漏水较大的情况下，机组有 潜动 现象发生。
2.2改造发电机通风系统，减小机组通风损耗
老式风路系统，风量分配不合理，漩涡大，风损大，挡风板过多，给检修、维护带来不便。新式风路可使总风量减少20%～30%，通风损耗减小50%，电机效率可以提高0.3%～0.6%。风路系统配合冷却器一起改造可使电机定子最高点温度降低6～10℃；转子温度10～15℃。因此对于定子线圈及转子线圈绝缘没有缺陷的机组，可以不对定子及转子进行改造，而只改造通风系统，就可以提高发电机的容量。盐锅峡电站就是采用这种改造方式。这样即可节省投资，也可缩短改造的工期。
3减小电磁损失
3.1 定子铁芯改造，减小铁芯损失
铁芯损失是发电机电磁损失的主要部分。投产较早的机组硅钢片磁滞损失较大，加之多年运行后铁芯松动，绝缘老化，涡流损失增加。选用性能较好的硅钢片对铁芯进行改造可使发电机效率进一步提高。3.2取消直流励磁机，采用可控硅励磁
水电站水轮发电机组 篇3
华能澜沧江水电股份有限公司景洪水电厂 云南景洪 666100
摘要：调速器能否稳定运行对于抽水蓄能电厂以及整个电网都有着极为重要的意义。文章基于对调速器系统多起故障的原因及运行维护进行分析，以供参考。
关键词：水电厂；水轮发电机组；调速器
引言
水轮机调速器作为水电厂的重要设备，对水力发电厂的正常运行起到关键作用，与水电站能否正常发电的工作密不可分，一旦调速器出现故障，将直接关系到水轮发电机组乃至电力系统的安全稳定运行，因此采取科学手段对机器存在的故障进行分析，并采取相应措施加以处理，保证调速器正常工作就显得极为重要。
1调速器的运行故障
1.1调速器抽动故障及检修
调速器抽动的原因是由于工作机组的自动平衡系统调节，多台机器并网运行的功率过大或者是工作机组空载运行的受力不均匀等，导致的导叶接力器振幅周期运动过快而剧烈的抖动，影响调速机的正常运行，严重时会令水电站的工作机组暂停，影响水电站的正常运作。如果发现调速器在工作中，工作机组运行功率不断跳跃浮动、压油泵启动异常频繁、调压阀不停的上下起伏运动等不正常的现象发生，一定要暂停运行，进行检修工作，以免带来更大的影响和损失。
1.2感压阀和补气阀故障及检修
感压阀或补气阀是调速器的调节装置结构，如果发生故障，调速机在运行的过程中会存在安全隐患，一旦内部储存的能量过多而无法释放，对于工作人员的人身安全威胁较大，不要小看小小的零部件，在水电站的正常运行中占有着重要的成分。如果发生故障，会表现为油泵加压现象异常，罐内油压因过高而发生爆裂的危险，或是形成负压使得罐体变形，难以继续使用，增加了水电站的运行成本。
1.3调速器漏油故障及检修
压油罐是调速器的动力装置，如果在运行中出现异常，供油不及时，影响了调速器的调节机制，对水电站的工作不利，降低了水电站的运行效率。压油罐出现故障，其表现为罐口或接力器有渗油迹象，不及时处理会造成大量的油外泄，导致压油罐内部的油位降低，对调速器的油量供给不足，影响水电站的工作。
1.4水轮机过速故障及检修
水轮机转速超过名牌规定的额定转速，则出现过速事故，当机组转速升高至某一定值以上（一般超过额定转速的140%以上），水轮机转动部分离心力急剧增大，引起水轮机摆度与振动显著增大，发生水轮机调速器失控，造成水轮机转动部分与固定部分的碰撞，甚至事故不斷扩大而损坏更多部件，所以必须有效地防止发生机组过速故障。当机组出现过速的时候，切莫心慌，应保持冷清，沉着应对。
1.5工作电源电压故障及检修
水电站在调试调速器的过程中，工作人员应对交流电源以及直流电源进行有效连接，促使其与调速器电源板装置连接起来，然而上电后可能会有部分设备无法正常运行，通过测量可见，电源板装置的输出电压明显低于正常电压值，导致水电站水轮机调速器在电源电压方面出现异常。
1.6调速器导叶、桨叶故障
水电站调速器电器柜断电后再次上电时，其导叶以及浆叶等始终处于故障状态，将导叶以及浆叶调整到手动运行状态，对电源模块没有输出的电压进行测量，可发现信号反馈存在异常。究其原因，主要是因为导叶反馈越限，造成导叶转变为手动控制状态。导叶反馈属于电流型信号，电流信号最小为4mA，最大为30mA，如果导叶反馈的具体数值不处于该范围内就会出现故障。该类故障通常是在导叶全部关闭或者信号线处于脱线状态时发生的，因为电流信号存在波动，或者限号受到外界的影响和干扰，常常处于不稳定状态，数值容易发生漂移，导致真实数值常常比常规极限值低，这种越低限故障由此发生，带来故障信号。其次，越高限通常是由通道故障引发的，在很多情况下是因为短路问题或遭受大电流信号干扰，引发严重波动，导致数值比 20mA 这个最高值大。另外，导叶以及桨叶故障也有可能是因为叶反馈回路方面的问题引发。
2调速器的运行及维护措施
2.1调速器抽动故障检修
在排查的过程中，要先对电磁干扰信号进行监测，看调速器受其影响是否显著；如果不是，就要看水电站的周围有没有施工的工地或较重的机车通过，引起接力器的异常抽动；不是的话就继续看反馈电位器的情况如何，如果是因为接触不良，受到较大的震动，会发出异常的信号，加大调速器的抽动速度，如果是因为输入有误，调节以下各项的数据参数即可；到这个步骤，如果还是没有异常，那多半就是液压元件和输油管路出了问题，需要更换零件。
2.2感压阀和补气阀检修
感压阀和补气阀异常，最明显的特征是压油罐油位的下降或罐内压力的不稳定现象，致使调速器无法正常工作。检修的方法可以对感压阀进行技术调整，卸下重新组装，然后调整合理的位置和松紧程度，这个过程经验比较重要。补气阀是通过信号进行检测，在检测系统内部，如果出现问题故障，检测系统会自动报警，然后采取相应的措施，以避免出现更大的麻烦。
2.3调速器漏油故障检修
调速器压油罐一般都会安装自动检测装置，与计算机相连，可以检测出漏油的位置，多数的故障都会出现在接力器上。检修时要查看接力器的零件是否完好无损，然后转动一下，看连接是否松动，如果都没有问题，那可能是油的品质的原因，一些劣质的油含有大量的杂质，堵塞了接力器的孔隙，使油不能正常通过而向外渗出，可以将油过滤一下，除去其中的大部分杂质，还要定期疏通输油管路，这样就可以有效地改善漏油现象。
2.4水轮机过速故障检修
在运行过程中，突然失去负荷，首先应监视过速保护装置运行是否正常，若水轮机过速保护拒动或动作不正常，应立即手动紧急将水轮机停机，必要时关闭水轮机主阀。若水轮机在开停机（或紧急停机）过程中，因调速器出现异常等引起水轮机过速，此时即使水轮机转速还没有达到过速保护动作的整定值，那么也都应立即关闭水轮机主阀。对于没有设置水轮机主阀的，则应尽快关闭水轮机前的进水口闸门。当水轮机转速降到额定转速的35%以下时，手动制动使机组完全停止。
2.5工作电源电压故障检修
面对工作电源出现的电压故障，应在调速器处理系统引入工作电源之前就针对交流线路以及直流线路进行彻底检查测试，了解调速器装置以及不同电源之间的连接是否稳定合理，运行是否存在异常，确保线路连接无误，将电压等级控制在科学范围内。其次，如果能够明显调速器电源属于交流还是直流，且确定路线连接无异常，则应针对调速器电路电源板具体运行特性进行科学判断，检查电路电源板装置有没有出现断线问题，没有有存在虚焊现象，针对问题采取相应措施进行及时解决，确保调速器完成电源接入操作后能够将电压值稳定地控制在合理的范围内。
2.6调速器导叶、桨叶故障的解决
一是，加强对导叶反馈线的屏蔽处理，避免信号出现不稳定。二是，针对瞬间越线故障信号进行过滤处理，针对导叶反馈故障相应的辨别程序进行科学修改，通过这种途径有效过滤部分干扰信号，促使调速器能够在瞬间故障信号下不会立即转变为手动运行状态。三是，针对接线开展包扎处理，可解决上述相关故障问题，促使信号及时恢复正常。
3结语
正是由于水电厂的重要性，所以搞好水电站水轮机调速器的调试与维护对于水电厂的发电工作很重要。因此积极强化人员素质，提高对调速器调试与维护的重视，对于保障我国水电站工作的顺利进行。
参考文献：
[1]湛岚. 浅谈水电站水轮机调速器的调试与维护[J].中国电子商务，2012（15）
[2]肖平.现代中小型水电站水轮机调试器的调试与维护[J].中国新技术新产品，2009（16）
水电站水轮发电机组 篇4
关键词：水电站,水轮发电机组,故障,维护
1 水电站水轮发电机组的结构与工作原理
组成水轮发电机的主要成分是定子、转子和励磁装置。隔震结构、定子机座和定子铁芯组成水轮发电机的定子。而水轮发电机的转子是由主轴、轮臂、轮毂、磁轮、风扇、端压板、磁极、制动阀板等组成的。因为, 水电站的水轮发电机组的导水机构的关闭是需要一定时间的, 所以, 为了要防止水轮发电机在关闭时电网解列的过程中机组的转速升的过高、过快, 这就要求水轮发电机的转子要具有足够强大的转动惯量。这也就使得发电机的转子比较笨重, 在发电机进行同步运行中, 水轮发电机组中的励磁绕组一定要通过直流电流, 从而建立起发电机运行时的所需磁场。而这个通直流电的励磁绕组所提供的这个系统包括:励磁电源、励磁调节器、励磁绕组及其相关设备, 所以, 它的总称就是励磁装置。由于, 水轮发电机的转子是由水轮机带动的, 它给发电机提供励磁绕组和励磁电源, 因此, 就会在水轮发电机的定子和转子之间产生气隙, 而这个气隙就是形成的一个旋转磁场, 叫做水轮发电机的主磁场。并且, 它的变化规律是按照时间的正弦规律变化的, 当水轮发电机的主磁场与定子绕组产生切割时, 就会在定子绕组中产生随时间变化的正弦交流电动势, 从而来发电, 这就是水轮发电机的工作原理。
2 水电站水轮发电机组的常见故障
在水电站水轮发电机运行的时候, 由于, 环境的影响和发电机本身的原因, 发电机就会出现一些常见的工作故障。例如:发电机工作时机械的参数表发生变化, 可能出现超出正常值的工作范围或是短时间的超出工作范围的情况, 这种情况的发生, 虽然不会对机器产生什么严重的后果, 但是, 如长期这样运行, 就有可能造成严重的工作误差, 从而引发严重的后果, 危害到发电机的安全运行。
2.1 水电站水轮发电机组电气部分常见故障分析
1) 水轮发电机工作超负荷。在发电机的运行过程中, 当水轮发电机的定子电流超出额定值的1.1倍时, 水轮发电机的超复合保护就会被打破, 从而发出警报指示。这时水电站的工作人员就要对其进行处理, 从而使其恢复正常的工作状态。如果水轮发电机组在工作中没有发生故障问题, 那么, 首先就要对发电机发出的无用功率和励磁电流进行缩减。如果工作时, 水轮发电机所适用的功率较低, 但是, 又要使发电机上的功率因数在正常值范围, 就应该相应的对发电机的功负荷进行减少。当对发电机的励磁电流进行缩小, 但仍然不能使用降回原额定值的定子电流时, 那么方法如上。如果是水轮发电机组在工作时系统发生了故障, 就可以允许水轮发电机在短时间内进行超负荷运行, 而它的超符合范围也应该在制造厂家的规定运行之内。2) 发电机转子接地。对于水轮发电机组转子所造成的故障一般分两种, 一是、转子一点接地, 二是、转自回路两点接地。对于转子回路两点接地, 显而易见, 就会在发电机工作时产生回路, 从而知道故障点是有电流通过的。而发电机一点接地的情况, 都知道转子接地可分为永久接地、瞬时接地和断续接地三个部分, 一点接地的转子不能在发电机工作时产生电流的回路, 故障点也没有电流通过。所以, 发电机组的励磁系统仍然可以进行短时间的工作, 但是, 由于水轮发电机组是一点接地的, 它就会对发电机转子的正负极进行改变, 从而引起水轮发电机的转子两点接地故障, 使得转子的实力不能发挥均衡, 从而, 造成水轮发电机组出现震动和转子过热的现象。3) 水轮发电机高温现象。在水轮发电机的运行过程中, 如发现发电机的铁芯、定子和转子出现过热现象, 就应请工作维修人员进行详细及时的检查。4) 水轮发电机定子接地现象。发电机定子绕组发生回路或是定子绕组的回路直接连接的单相接地短路都叫做发电机组的定子接地现象, 并且, 定子接地也分为永久接地、瞬时接地和断续接地三个部分。
2.2 水电站水轮发电机机械部分出现的常见故障分析
2.2.1 发电机的强震现象
水轮发电机在工作运行时常出现的一种故障就是发电机出现强烈的震动, 这种常见故障的特征不太明显, 不易让人发现, 从而也就难以根除。这不仅会对水轮发电机的正常工作产生影响, 也会减少水轮发电机组、机组零件的使用寿命。
2.2.2 水轮发电机的空蚀现象
产生发电机空蚀会严重破坏水轮发电机的机组的零件, 是水轮发电机产生损伤的主要原因。而它的损伤程度也决定着水轮发电机修理程度的深浅, 因为, 水轮发电机的空蚀现象会直接的对水轮发电机组的安全性和经济效益产生降低影响。
2.2.3 水轮发电机的电网及稳定性
随着我国技术的不断进步, 水电站的水轮发电机组在电网中的比重也越来越多。但是, 却出现年平均发电的时间不断增多, 而检修的时间和次数不断减少的现象。所以, 一旦水轮发电机组发生故障, 并导致停机造成的经济损失将是特别严重的。
3 水电站水轮发电机组的维护与保养
本文对水轮发电机常出现的问题故障做了分析, 所以我们知道水轮发电机的维护与保养非常重要, 以下是对其的分析:
3.1 对水电站水轮发电机的日常维护
对水轮发电机的日常维护, 首先, 要根据其水电站的环境及发电机的运行情况进行分析。要经常对水轮发电机组的进行清洁打扫, 保证设备的干净, 做到发电机的工作环境无杂物、无积水, 并且, 还要对水轮发电机上可以影响其运行的物质进行及时的清理。例如:水轮发电机的压油装置要及时清理和切换, 以防发电机有受潮现象。发电机的调速器中的杠杆也要定期的注油, 以免出现锈蚀现象等。
3.2 对水电站水轮发电机组的检查
对发电机的检查要详细认真, 要检查水轮发电机组的外壳是否完整, 有无裂缝情况。连接的发电机的螺旋有无松动的现象, 并且, 对发电机组的调速器转动装置, 水轮机等的轮动情况进行观察, 看能否灵活运行。水轮发电机的联轴器的连接是否正常。传动带的松紧是否可以满足运行的要求, 传动带的接头是否连接牢固。在对发电机的各个阀门和导叶的位置进行检查, 看是否是关闭状态, 各个轴承是否润滑良好, 使用的油质也符合要求等。
3.3 水电站的工作人员做好防护维修工作
水电站对于水轮发电机组的管理人员和技术人员要进行定期的知识培训, 从而不断地提高水平, 实践的操作能力和故障分析能力。
4 结语
总之, 水轮发电机组的故障与维护是非常重要的, 要想在这方面的工作有所提高, 就要不断地对工作的人员进行培训, 不断总结经验提高技术水平, 从而在学习的过程中保证水电站水轮发电机的安全性和稳定性。
参考文献
[1]吴岳鹏.水电站发电机组常见故障以及维修[J].科技资讯, 2011.
水轮发电机组(立式)大修盘车 篇5
一、基本要求
1）、采用机械盘车方式，一般根据轴头大小设计自制圆盘式盘车工具，装于发电机推力头上。
2）、机组转动部分应位于机组中心，镜板已调好水平，并使每块推力瓦受力基本均匀。
3）、盘车用润滑脂为无水纯净的猪油，或二硫化钼润滑脂，或者专用盘车润滑脂。
4）、上导轴瓦间隙不大于0.05mm.，其余导轴承（下导、水导）退出。
5）、在镜板、上导轴承、下导轴承、水导轴承处按逆时针方向分成八等分，各部分的对应等分点应在同一垂直线上，并做出标记和X、Y座标之标识。
6）、在各测量部位的X、Y座标上各装设一块百分表，表测杆应与所测部位表面垂直。
二、盘车及记录
1）、盘动转子，刚刚转动时均匀地转动一周，然后一个等分点一个等分点的转动，同时记录各部位对应点的摆度值，并做好记录。
2）、盘车过程中应校核镜板水平。
三、摆度值分析与计算
1）、全摆度，将对面两测点的摆度值相减，计算出全摆度，即计算上导1－
5、2－
6、3－
7、4－8，下导1－
5、2－
6、3－
7、4－8，水导1－
5、2－
6、3－
7、4－8 之算术值。
2、净摆度，在垂直对应各点全摆度值上，同时加或同时减上导之摆度值（使上导摆度值为0）既为各点的净摆度值。
3）、根据各点的净摆度值，通过平面座标的形式，（横座标为测点，纵座标为净摆度值）可绘出各部位的净摆度座标曲线，一般情况下该曲线应近似正弦曲线，从曲线中可以看出最大摆度值和摆度位置。如果座标曲线不接近正弦曲线而是畸形的，应查找原因，并重新盘车。
四、摆度校正
1）、当摆度超出规范要求时(规范要求：0.10mm)，根据需要选择刮削推力头与镜板间的绝缘垫板，或是联轴螺栓之紧度问题。
2、绝缘垫板刮削厚度δ计算式为 ：δ=φD/2L（mm）;式中;D推力头与镜板配合直径（mm）;φ净摆度
（mm）;L对应净摆度的距离（mm）。
水轮发电机组镜板研磨技术探讨 篇6
【关键词】镜板；研磨
一、前言
镜板是中、大型立式水轮发电机组推力轴承（图1）的关键部件之一，它和推力轴承瓦构成摩擦副。当水轮发电机运行时，它承受机组的全部轴向负荷，大型机组总负荷甚至可达103～104KN，按单位压力换算一般都在4～6MPa，而润滑推力轴承的油膜厚度只有0.03～0.07mm，因此对镜板的镜面（摩擦表面）要求较严格，平面度≤0.01mm，粗糙度Ra0.2。
研磨镜板是水电站在水轮发电机组大修时不可缺少的项目。大修前，一般机组至少已经过6-8年的运行，其镜板因长时间在重载下摩擦而磨损，镜面的平面度和粗糙度都会变差。如何通过研磨镜板来修复镜面，使其平面度和粗糙度恢复到原始的良好状态，是摆在检修技术人员面前的一个课题。
二、传统的研磨镜板方法及发现的问题
目前，国内绝大多数水电站研磨镜板都是采用包有细毛毡（或法兰呢）和白布的研磨专用平板作研具，用W5～W10氧化铬（绿膏）配制成的研磨剂，进行电动或人工研磨，直至形成“镜面”为止（以下称“传统的研磨方法”）。
图2为常用的电动研磨机。将水轮发电机的推力轴承座放置水平，在轴承座上圆周均布三个承重螺栓，装入推力轴瓦或临时性垫块，把待研磨的镜板的镜面朝上吊放在这三个支点上，调正、调水平，用包有毛毡和白布的两根长条形研具对称地放在镜面上并与转臂连接，当研磨机带动转臂旋转时，研具即对镜面进行研磨。
福建水口发电集团有限公司下属三个水电站：（1）街面电站：水轮发电机镜板规格φ2450mm（外径）/φ1520mm（内径）×180mm（厚度）；（2）雍口电站：镜板规格φ2020/φ1150×120；（3）水东电站：镜板规格φ1700/φ800×120。以前机组A级检修时，主要采用人工现场研磨镜板或将镜板外送主机厂研磨，2008年设计、制造一台能适合于三种规格镜板的研磨机（图3）。利用该研磨机用传统的研磨方法对水东电站4号机镜板进行研磨后，按经验采用肉眼检验镜面，镜面“光亮照人”，即判断该镜板研磨合格。为进一步证实研磨效果，使用1级精度500mm刀口尺沿半径方向和垂直半径方向测量镜面直线度，用TR210手持式粗糙度仪测量镜面粗糙度后发现：所测的直线度误差都大于0.01mm，工作表面的粗糙度Ra1.0～Ra1.6。
通过分析认为：用细毛毡包裹的研具进行研磨，不能改变镜面的形状精度；W5～W10氧化铬粒度太细，只能用于精研磨镜面，虽然能去除微伤痕，改善表面粗糙度获得光亮光滑表面，但用其研磨粗糙度较差的镜面，降低粗糙度效果不明显。由此说明：用传统的研磨方法对磨损较严重、平面度超差、粗糙度>Ra0.8的镜板进行研磨修复，很难使镜面平面度和粗糙度恢复到原始的良好状态。
三、研磨镜板技术的改进
改进后的方法是：分半精研磨—精研磨—抛光三个工艺对镜板进行研磨。半精研磨目的是去除镜面上的伤痕，锈蚀等缺陷，提高平面度达0.01mm，降低粗糙度至≤Ra0.4；精研磨的目的是进一步降低镜面粗糙度达Ra0.2；抛光方法同上述传统的研磨方法，目的是獲得光亮光滑镜面。半精研磨和精研磨所使用的研磨盘（研具）不包毛毡和白布，其工作面直接与镜面对研，切掉镜面上的凸峰。提高镜板表面的平面度，降低表面粗糙度。
研具是保证镜面精度的重要因素，它一方面把本身的几何形状复映给镜面，另一方面又是研磨剂的载体。研磨盘直径应大于镜板环的宽度，其工作面要求：平面度≤0.005mm，表面粗糙度≤Ra0.2。并要求组织结构细致均匀，有较高的稳定性和耐磨性，较好的嵌存磨料的性能，硬度稍软于镜面等，同时在研磨盘工作面开有沟槽，以利于将多余的研磨剂刮去，保证镜面与研磨盘直接接触，使镜面获得较高平面度。
磨料在研磨中起切削作用，研磨加工的效率、精度和表面粗糙度都与磨料有密切的关系。根据镜板的材料、硬度选择合适的研磨微粉并根据半精研磨和精研磨的需要选择不同的微粉粒度。
研磨时，研磨运动应使镜面各点均有相近的被切削条件，任一点的运动轨迹不出现周期性重复。研磨效率随研磨压力和研磨速度的提高而增大，正确选择研磨压力和速度可明显提高研磨效果。
按此方法，对水东电站4号机镜板进行重新研磨，在连续32小时的研磨后，测得镜面平面度误差≤0.01mm，粗糙度Ra0.10～Ra0.2。
四、小结
1、用传统的研磨方法，对磨损较严重、平面度超差、粗糙度>Ra0.8的镜板进行研磨修复，很难达到理想的效果。
2、正确设计研磨盘，合理选择磨料和研磨参数，采取半精研磨—精研磨—抛光三个工艺对镜板研磨。可以达到镜面平面度≤0.01mm，粗糙度≤Ra0.2的要求。
参考文献
[1]白延年.水轮发电机设计与计算.机械工业出版社，1982
[2]林亚一.水轮发电机组的安装与检修.中国水利水电出版社，2000年
[3]孟少农主编.机械加工工艺手册.机械工业出版社，1991年
作者简介
水电站水轮发电机组 篇7
关键词：中小型水电站,水轮发电机组,常见故障,检修
0引言
水电能源作为一种可再生、无污染、经济成本低的能源,加上发电率较高,不仅缓解了我国用电紧张的局面,同时在保 护环境方面也有一定的积极意义。另外,其还对抑制 洪水、改善河道有一定的作用。但是水轮发电机组存在一定的复杂性,在实际的运行过程中受到外界的影响因素也较多,因此出现故障也比较常见。本文将针对西藏林芝老虎嘴水电站水轮发电 机组的实际情况来阐述水轮发电机组的常见故障,并提出有针对性的检修措施。
1西藏林芝老虎嘴水电站水轮发电机组概述
老虎嘴水电站装机 容量102 MW,安装3台单机容 量为34 MW的混流式水轮发电机组,额定容量为40 MVA,额定功率为34 MW,额定电压为10.5kV,相数为3相,额定频率 为50Hz,额定功率因数为0.8,存在一定的滞后性。发电机型号为SF34-28/6000,其保证出 力为23.19 MW,年发电量 为49550万kW·h,装机年利用小时数为4858h。采用具有空气冷却器的密闭循环强迫通风冷却,发电机灭火采用水喷雾方式。
2中小型水电站水轮发电机组的常见故障
2.1温度过高
水轮发电机组一直处于运行状态,必定会有 热能的产 生。长期的运行导致发电机组的内部温度持续升高,一旦达到某一温度值就很有可能对发电机组的元件或者其他设备造成影响,从而影响到机组的正常运行。特别是发电机组的轴承,是最易受到温度影响的。因此,关于温度过高这个问题,相关工作 人员应该考虑全面。
2.2定子结构变形
定子结构变形的产生主要是由于定子刚度不够 或者是安装方面存在问题。其中定子刚度不够最有可能的原 因是设计存在问题。当定子结构出现变形其直接表现为水轮 机组在开始运行之后定子的温度随着不断运转而升高导致定转子的 空气间隙值变大。想要了解定子结构的变形程度,只需在机组开机运行的几个小时之后对安装在定子内壁上的多支不同方向上的气隙测点的变化量进行测量即可。一般定子结构变 形表现出来的就是多支气隙测点的测量值变大,其中变形量存在不同,另外安装方面导致的定子变形故障出现比较缓慢。
2.3发电机并网问题
当电压、相位与频率相同时发电机组开 始进行并 网工作,但是在实际的运行过程当中,不可能真正达到电压、频率与相位相同的效果,之间始终会产生一定的偏差,而这种偏差又 不可能通过某种调整实现消除,只能将影响降到最低。
2.4发电机甩油故障
出现这种故障的原因主要有水轮发电机组的油 路出现了堵塞,或者是摆动幅度过大,或者是水轮机组的油箱油量 超出正常水平,又或者是水轮发电机组的密封情况受到影响,出现漏油的现象。
2.5转子回路两点接地
出现电流突然增大、电压降低的现象,或者是无 功功率表下降,功率因数出现进相,有功负荷降低,另外,可能由于 磁场不平衡,机组出现剧烈震动,当该现象严重时可能会触发 失磁保护。
3中小型水电站水轮发电机组的检修维护
3.1中小型水电站水轮发电机组的检修流程
关于中小型水电站水轮发电机组的检修主要分为2种,一种是临时性检修,另一种是计划性检修。临时性检修主要的检修内容是提高整个水轮发电机组的可靠性,提高某些机构的运行状态,防止出现设备异常而导致机组停机的现象。计划性检修根据检修范围的不同分为小程度检修、大程度检修、扩大 程度检修。
小程度检修时长大概为12个月,主要是对 水轮发电 机组中的零部件,需要更换的配件进行更换等。
大程度检修的时间一 般为2~3年,工期维持 在45天左右,其主要是解决临时检修与小程度检修中未完成的设备故障问题等。在具体的检修过程当中,需要对其中的部分零件进行拆除,这是由于在实际的运行过程中水轮发电机组会存在经常性损坏与事故损坏,其中经常性损坏是指由于零件之间存在着相互摩擦等导致的损坏,这种损坏一般存在可预见性的 特点,而事故损坏发生的几率比较小。
扩大程度检修的时间维持在3~5年,工期在90天左右,其主要是将整个水轮发电机组拆开,将内部所有磨损的零件进行记录与更换,整体上提高机组的运行性能。
3.2中小型水电站水轮发电机组的具体检修
(1)针对温度过高的问题,水电站相关工作人员应该定期检查水轮机发电机组,做好预防性措施。如果是发电机的定子电流超出了额定值,将其调整到规定范围;如果是测温装 置的问题,只需专业的维护工作人员进行维护即可;如果是空 冷器出现问题,应调节空冷器进出水阀开度。
(2)针对定子问题检测其刚度是否达到指标,如未达标更换刚度达到标准的定子。关于发电机甩油故障问题,工作人员需要在日常的维护工作中根据水轮机的实际功率与油箱的顶盖选择合适的水轮机油箱承载限度的油量。
(3)关于转子回路两点接地的问题,其中由于转子电流增大,励磁回路设备会出现损坏或者转子绕组过热,应该立即停止水轮机工作,并报告调度。
3.3中小型水电站水轮发电机组的检修保护
(1)发电机差动保护采用发电机纵差保护作为发电机的主保护。保护无延时动作于停机,同时发信号。具有CT断线检测功能,CT断线允许差动保护动作。电流记忆低电压过流保护,因机组为自并励发电机,故保护应有带电流记忆的低压 过流保护功能。保护装置带 两段时限,以较短时 限t1动作于跳220kV母线分段断路器,以较长时限t2动作于停机。各段同时动作于发信号,并作为变压器相间短路后备保护。
(2)负序过负荷保护是采用定时限负序过负荷保护反映发电机转子表层过负荷情况。定时限延时动作于发 信号。转子接地保护是采用乒乓式转子一点接地保护,反映转子对地的绝缘电阻值,保护出口带时限动作于发信号,并可启动机组停 机流程。其中的失磁保护是由发电机机端测量阻抗判据、转子低电压判据、系统低电 压判据构 成。阻抗整定 边界为静 稳圆边界,并具备PT断线闭锁功能。保护出口无延时动作于发信号,带时限动作于解列,同时发信号。
(3)励磁变时限速度保护,作为励磁变主保护,保护延时动作于停机,同时发信号。发电机保护配置1台断路器 操作箱,断路器操作箱具有2组三相跳闸回路、跳合闸监视回路及防跳回路。
4结语
水电站水轮发电机组 篇8
关键词：中小型水电站,水轮发电机组,自动化改造,必然性,方法
随着人们需求的日益增多以及我国科学技术的不断发展, 中小型水电站在我国已经逐渐普及。在农村, 小城市以及一些边陲城市, 中小型水电站往往占有很重要的地位, 然而, 我国现阶段的中小型水电站建设还存在有相当大的问题。
1 目前我国中小型水电站自动化中存在的主要问题
现阶段我国中小型水电站自动化主要存在下面这几大问题
(1) 中小型水电站的设计模式几乎完全模仿大水电站, 并且由于建造时间往往很早, 当时的计算机未曾普及, 所以成本高昂, 且控制程序极为复杂。人员的技术要求高。
(2) 大部分的设施和构造元件仅具有较低的自动化程度。很大一部分的中小型水电站采用的设施和科学技术都是比较常规和人工的。因此造成了水电站自动化程度低, 设施构造复杂庞大、操作的人工技术要求高, 技术人员不足, 所有方面的成本都大大提高。
(3) 由于建设得较早, 我国当时的科学技术仍旧比较落后, 所以中小型水电站的基础建设也相对落后, 很多设施无法与参与自动化的计算机连接形成一体, 如要将其改造, 又是一大笔的改造费用。且改造时间较长, 影响生产效率。
(4) 如果能够完成中小型水电站的自动化改造, 那么能够操作这种新型自动化生产技术的人员将被广泛需要。技术人才的空缺也是必须要考虑的问题。因为即便是设施足够自动化、足够先进, 没有好的技术人员操作和好的管理体系控制, 这种自动化改造仍然是十分薄弱的。
中小型水电站的技术改造, 必须要严格遵守以下几点原则:先进, 经济, 合理, 特殊。而采用的自动化技术则要成本较低, 且易于操作, 并且牢靠稳定, 实用性强, 必须考虑这些技术所应用的地点, 要根据不同的地方实现不同的自动化技术, 技术的实现可以帮助提高城乡经济效益的目的。而在中小型水电站技术的自动化改造过程中, 最值得重视的就是中小型水电站水轮发电机组的自动化改造。
2 中小型水电站水轮发电机组的自动化改造
目前我国的中小型水电站的水轮发电机组存在有许多问题:
(1) 水轮机转轮的效率相对较低。有转轮效率这个概念的人都明白, 转轮的效率高低直接决定了水轮机所能完成某项任务的时间和质量。由于这些水轮发电机组的建造较早, 所以很大一部分仍然只有较低的效率。这样的直接后果就是成本的大量浪费。
(2) 由于许多水轮机建造较早, 导致水轮机和水轮发电机的选型十分不合理。这样会导致水能不能充分地被转化为电能, 导致能源的浪费。
(3) 由于当初设计技术比较落后, 制造水平相对较低, 水轮发电机组的一些元件容易出现磨损, 老化, 易发生共振, 导致很多发生事故的可能。
从以上几点可以看出, 由于这一批水轮发电机组的建造时期较早, 建造水平相对落后, 元件质量也相对较差, 已导致很多水能不能被充分转化为所需电能, 既浪费了能源也没有达到满足人们需求的目的。因此, 必须对这一批的水轮发电机组进行改造。
3 水轮发电机组的自动化改造
以下是一个改造后的自动化系统。这个系统主要以水轮发电机组的元件构造稳定, 不易造成事故隐患, 结构牢靠, 并且成本低廉为目的, 最终实现设备的自动化。
3.1 水轮发电机组的调控系统的自动化改造
用PLC取代水轮发电机组原有控制系统中的继电器, 完成主要的控制功能和保护功能。PLC, 即可编程逻辑控制器, 是一种由数字运算操作的电子系统。它含有某种可以编程的存储器, 将程序储存在内部, 执行逻辑运算顺序控制, 从而对下游发送指令。与继电器相比, PLC更加牢靠稳定, 不易出错, 从而减少了检查修理以及维护的工作成本, 并且在出错时, 修理的目的明确, 过程简单, 针对性强。由于PLC的数字性及储存编程后的自动下达指令的优势, PLC控制系统顺序控制下游的各种自动装置, 实现控制系统的自动化。这其中主要包括以下两点:一是利用可编程的存储器收集来自各处的输入信号数据并对数据进行统计处理, 在发生异常时终端对机组实现保护功能;二是完成对下游各自动装置的调控功能。
3.2 PLC下游自动装置的改造
(1) 转速信号装置。转速信号器由原来的非自动化信号器换为数字转速信号装置。数字转速信号装置用于测控发电机组的转速、转速百分比以及频率等。可根据所需输出的量选择数字转速信号装置的型号。转速信号装置一般可直接设置和查看机组的转速、转速百分比、频率、最大值和输出参数值, 并且可以设置参数值, 具有断电保护和上游控制系统自锁功能。
(2) 测温元件和测量装置。可将原始的温度测量工具以及其他各类测量装置改为多功能巡测仪。多功能巡测仪有多种品名, 可根据实际需要自主选择。它可用来巡检温度, 由于其本身还具有报警系统, 可以设置报警阈值, 并将信号传至上游plc控制系统。当温度达到报警阈值时, 可即时将信号传达给控制系统而实现机组自我保护功能。
(3) 同期系统。在发电厂和变电站中, 通常把反映同期装置和同期电压连接关系的回路称为同期系统。同期操作是将同期发电机投入到电力系统参加同期并列运行的操作。目前所使用的多为手动操作, 因此往往出现不能精确同步, 从而出现较大的误差, 导致并网的时间加长, 对机组的损害较大。将手动同期操作改换为自动准同期装置。自动准同期装置是利用滑差检查、压差检查及恒定导前时间的原理, 通过时间程序与逻辑电路, 按照一定的控制策略进行综合而成的, 能够圆满的完成准同期并列的基本要求。从而减短并网时间, 提高同期操作的准确度。
3.3 辅助设备的自动化改造
水轮发电机组的控制系统为PLC控制系统。而数轮发电机组的辅助设备也有其各自的PLC控制系统, 这样既可以保证每一个PLC与其下游的各设备组合成一个完整的个体, 又同时保证了它们的独立性。由于PLC极其稳定, 不易受到周围恶劣环境的影响, 拥有强大的抗干扰能力, 因此, 经过改造后的辅助设备往往具有如下的几大特征:
1) 可通过开关不同的PLC控制系统, 实现不同设备间的转换, 在短时间内实现功能的转换;2) PLC控制系统收集各种不同辅助设备的信号并将此信号输送给主操纵室, 可以不需要人工现场检查就能掌握各个设备的运行状况;3) PLC由于具有可编程的存储器, 可以将对于各种不同辅助设备的要求转化成数字逻辑进行操纵, 既准确不易出错又操作简便;4) 可使各个设备的所有程序有序可靠地进行。
对辅助设备进行自动化改造, 是为了实现整个系统无需人工操作, 减免维护修理过程, 达到工序简便易行的目的。
3.4 软件设计
这里的软件设计即为上文中提到的具有可编程的存储器的PLC控制系统中的软件程序。此软件程序大致可分为开机和停机两大主要步骤。水轮发电机组自动开机过程的程序可分为几个步骤, 即开机指令是分步进行的:相邻两个设备的前一个设备受到开机指令并完成了该开机指令后一个设备才会接收到开机指令, 而这其中前一设备的开机指令是否完成则是由其输送给PLC控制系统的信号来表达确认的。PLC控制系统所操作的开机顺序简单清晰, 便于识别。图1为开机流程图。
在这个开机流程中, 如果接收到开机指令后在特定时限内并没有完成, 此信号由PLC控制系统确认后会认为出现了开机故障, 则此控制系统会自动结束开机过程。
而停机过程与开机过程相一致, 也是分步进行的。当停机过程中出现故障时, PLC控制系统会自动中断停机操作, 之后通过特定方式通知相关人员进行修理等。
4 结论
中小型水电站水轮发电机组的自动化改造已经是迫在眉睫的事情。如今我国的科学技术正在迅猛发展, 许多曾经实现不了的改造过程现在均可以完成。在条件允许的情况下, 实现水轮发电机组的自动化改造, 对于降低成本, 提高能源利用率, 满足城乡人民对于电能日益增长的需要都有很重要的意义。
参考文献
[1]全卫国.全国发电信息化技术研讨会2004论文集, 水电厂自动化系统开发应用与发展[C].2004.
[2]郭键.佛子岭水电站水轮发电机组的自动化改造[J].水电厂自动化, 2008.
水电站水轮发电机组 篇9
葛洲坝电站现装有19台125兆瓦和2台170兆瓦共21台水轮发电机组,1981年7月第一台机组并网发电至今已运行30多年。为了充分利用水能,提高三峡电站与葛洲坝电站的综合效益,为提高葛洲坝机组安全可靠性,增加发电容量,改善运行性能,决定对已运行30余年的19台单机容量12.5万千瓦的机组分批进行换型改造,采用经过翼型优化后的新型叶片,提高水轮机转轮过流量,同时对发电机的转子和定子进行改造,使单机额定出力由12.5万千瓦提高到15万千瓦,每台机组扩容2.5万千瓦。可部分解决葛洲坝电站与三峡电站联合运行时流量不匹配问题,减少葛洲坝电站的弃水,增加葛洲坝电站年发电量,提高三峡—葛洲坝枢纽的综合效益。
1 水轮机的改造
大型水轮机的性能参数、机械结构和运行上的改善将会产生很大的社会和经济效益。根据增容要求,通过CFD(Computational Fluid Dynamic)技术对水轮机进行水力分析,认为提高机组的水力性能,可以通过对转轮进水边头部区域进行局部修形,调整翼型各断面叶珊稠密度,以及合理搭配翼型各断面安放角和扭角等等,以提高原转轮的能量性能,改善和减轻空蚀的破坏。根据CFD分析结果,转型后的zz500A在额定水头为18.6m时,额定出力达到149.5MW,基本满足增容要求。叶片修型后,消除了叶片进口的流动冲击,叶片表面的流动状态得到很大改善,提高了转轮的抗空蚀能力,改善了转轮的空化性能,叶片水力矩分布和尾水管的流动状况也有一定的改善,在稳定性方面将会有一定程度的改善和提高。
2 发电机改造
葛洲坝机组改造增容是在老机组上进行,受到很多限制,难度很大。更换定子铁芯、定子绕组以满足增容要求。更换定子铁芯时,发电机定子机座使用原有机座,它与新的定子铁芯是匹配的。新的定子铁芯采用优质冷轧无取向硅钢片冲成的扇形片叠成,两面刷F级绝缘漆,采用东电新型压紧结构与工艺技术,上下压指用非磁性材料 ;采用集中布置的定子绕组。采用新工艺,新技术,发电机运行性能明显提高,发电机增容至150Mw后均能长期安全运行。
通过图一和图二可以看出发电机增容后各部件的受力和应力状况有一定程度的变化,但都在安全范围内,是安全可靠的。
发电机增容后推力轴承的温升和油膜厚度基本不变,运行还是安全的。改造前通风系统所需风量为106m3/s,裕度是26.4% ;改造后通风系统所需风量为108m3/s,裕度是24.1%。发电机风量有足够裕度满足增容改造后的冷却要求。
3励磁系统改造
葛洲坝机组改造增容有系统、流量以及相配套的送输系统限制,难度很大。增容改造会使发电机参数和励磁参数产生变化,原有系统无法满足技术要求,需进行机组励磁系统改造。
增容改造前后励磁系统参数有所改变,原机组励磁设备不再使用,根据新的参数和励磁方式为每个机组配置新的励磁设备,并且将为每台机组配置一台三相干式变压器。
采用GES一3320双微机励磁调节器所构成的励磁调节系统以满足增容改造的技术要求。GES一3320型励磁调节器结构紧凑,采用IPC工控计算机、IPC总线技术等使发电机的运行更加稳定可靠。GES一3320型励磁调节器具有全中文信息显示及人机接口、双微机自动跟踪、手动或自动无冲击切换、系统事故诊断和保护、故障报警、系统维护自检等功能,主要程序及调节程序全部采用C语言编写,各种功能均通过软件实现,充分体现了它的高技术性能。
4 结论
完成增容改造后,葛洲坝12.5万千瓦机组在18米左右水头下出力可达到15万千瓦,通过加大利用机组过机流量和提高机组运行效率增加发电量,最大限度地发挥葛洲坝电站的效益。葛洲坝电站本轮增容改造工作共涉及19台机组,全部更新改造工作预计将持续到2020年前后,累计将增容47.5万千瓦。改造增容结束后,葛洲坝电站将重新“焕发青春”,其装机容量也将增加约47.5万千瓦,这相当于不建坝、不移民、不影响环境而新建一个大中等规模的水电站。改造后的葛洲坝电站,力争在水轮机、发电机、控制系统等各方面达到和引领世界先进水平。
配合三峡工程运行,最大限度发挥葛洲坝效益,这是三峡总公司重要任务之一,这项改造增容的课题今后还要继续进行下去。而且还有扩机增容的任务,希望各位专家和各方为共同把葛洲坝机组改造得性能和效益更优而努力。
水电站水轮发电机组 篇10
莲花水电厂是“八五”期间国家和黑龙江省共同投资兴建的水电重点工程, 是一个以发电为主, 兼有防洪、灌溉、养殖等综合效益的“绿色环保”能源工程。位于牡丹江流域下游林口与海林交界处, 据牡丹江市200 km, 是黑龙江省目前最大的一个常规水电厂;它有4台机组, 单机容量137.5 MW, 总装机容量550 MW, 设计年发电量7.97亿kW·h, 年可利用小时数1 449 h, 主要承担黑龙江省电力系统调峰任务, 担负电力系统内事故备用;是一个以计算机监控为主, 牡丹江梯调控制中心遥控“无人值班” (少人值守) 的现代化水力发电厂。经过多年运行, 其自动化设备元器件已老化, 严重影响了电厂的安全运行。为了适应电力系统的需求, 莲花发电厂对其自动化元件进行了不断改造和优化完善, 采用先试验再进一步推广的方法, 使机组自动化元器件在运行中的可靠性和稳定性有了显著改善, 从而大大提高了电厂综合自动化水平。
1 改造前的自动化元器件
改造前, 莲花水电厂设备老化严重, 自动化元器件很多属于淘汰产品。经常由于自动化元件动作不可靠, 增加了机组的故障检修维护时间和事故处理进间。机组辅助设备自动运行状况差, 不能满足电力系统的需求。总的来说, 有以下几个方面的问题。
a.在压油系统中, 经常由于电接点压力表动作不到位或粘连而造成油泵不能正常起泵、停泵。
b.在技术供水系统中, 机组各部分水压示数仍采用原始的指针式仪表显示, 既不精确又无法与计算机监控系统通信, 各部位示流计经常因机械传动部分卡死而误发或不发信号, 机组流量误差较大, 无法实现电厂的经济运行。
c.在排水系统中, 由于运行环境阴暗潮湿, 以及水位浮子信号器等元件动作不可靠, 造成渗漏排水泵、检修排水泵不能正确、可靠动作。
d.在风系统中, 由于制动风闸节点动作不可靠, 经常无法实现自动加闸。
e.在机组快速门监视回路、控制回路中, 经常由于主令开关、接触器等元件动作不可靠而造成闸门操作困难和监视困难, 甚至由于机组备用状态没有跟上而影响到机组的调用。
f.在机组转速的监视中, 经常由于转速继电器抗干扰能力差而造成误动、误发转速信号甚至误发过速报警信号的现象。
2 自动化元器件的选型配置原则
在自动化元器件的选型配置中, 要求其性能稳定、可靠性高, 能提高机组自动化及经济运行水平, 满足计算机监控系统数据采集与数据处理以及机组实际运行监视、报警、自动发电控制 (AGC) 、自动调压控制 (AVC) 、自动起停控制等功能的要求, 以减轻运行人员的劳动强度和检修人员的维护工作量。
经过认真考察和总结经验后, 确定选型配置原则为:选用性能可靠的进口设备, 原有可靠性很高的自动化元器件予以保留;所选元器件应动作灵敏、可靠、测量精度高, 并能接受监控系统控制, 对其工作情况有可靠的监视信号;重要的辅机或辅助设备, 采用开关量监视和非电量传感器或变送器监视并用的方式, 以提高控制操作的可靠性。
3 自动化元器件的改造
3.1示流信号器
示流信号器选用VS0200系列示流信号器, 主要用于机组各部位冷却水及渗漏泵、检修泵润滑水的监视, 包括上导水、水导、推力、空冷冷却水、主轴密封技术供水、总技术供水, 投入运行后安装调试方便, 动作准确可靠。
3.2压力变送器
压力变送器主要用于监视机组压力, 包括总冷却水压力、蜗壳压力、尾水管压力、顶盖压力、上导水压力、水导压力、推力、空冷冷却水压力、主轴密封技术供水、消防水压力、压油罐压力。选用PMC133系列压力变送器, 其性能稳定, 运行情况良好。
3.3光电式接近开关
采用JINMENS公司的LKE-1524JC系列光电式接近开关, 实现了无触点控制, 彻底解决了制动风闸节点动作不可靠, 经常无法实现自动加闸的问题。
3.4机组测速装置
采用深圳北疆科技实业发展有限公司的BJ1010系列测速装置, 包括齿盘测速装置和TV测速装置, 其测频范围宽, 测量精度高, 动作可靠, 稳定性好, 抗干扰能力强, 消除了原转速测控装置精度低、抗干扰能力差的现象。
3.5步进电机
步进电机是一种将电脉冲转化为角位移的执行机构。当步进驱动器接收到一个脉冲信号, 它就驱动步进电机按设定的方向转动一个固定的角度 (称为"步距角") , 它的旋转是以固定的角度一步一步运行的。可以通过控制脉冲个数来控制角位移量, 从而达到准确定位的目的;同时可以通过控制脉冲频率来控制电机转动的速度和加速度, 从而达到调速的目的。现在比较常用的步进电机包括反应式步进电机 (VR) 、永磁式步进电机 (PM) 、混合式步进电机 (HB) 和单相式步进电机等。
利用步进电动机的这一特点, 步进电机传动装置应用于调速器电-液或电机转换部分, 是将电气信号转换成机械位移。当步进电机接收脉冲信号后, 带动凸轮转动。凸轮转角与凸轮半径的变化成线性比例, 通过凸轮将步进电机的转角转换成主配压阀引导阀针塞的直线位移, 从而实现对接力器的控制。步进电机的最大工作角度为±135°。改变了传统的在丝杆-螺母传动方式下, 使主配压阀活塞走全程需要步进电机走多圈才能实现。而凸轮直控主配压阀的传动系统只需步进电机转动120°, 就可使主配压阀活塞走完全程。尤其电液转换器更换为进口步进电机后, 实现了对接力器快速准确的控制, 避免了电液转换器因油污造成的卡阻故障, 进一步提高了机组运行的可靠性。
3.6隔离器
在水电厂PLC得到了广泛应用, 设备仪表间的互相干扰就成了PLC必须要解决的问题。除了电磁屏蔽之外, 解决各种设备仪表的“地”, 即信号参考点的电位差, 将成为重要课题。因为不同设备、仪表的信号要互传互送, 要使信号完整传送, 理想化的情况是所有设备仪表的信号有一个共同的参考点, 即共有一个“地”。进一步讲, 所
有设备仪表信号的参考点之间电位差为“零”。但是在实际环境中, 这一点几乎是不可能的, 这里面除了各个设备仪表"地"之间的连线电阻产生的电压降之外, 尚有各种设备仪表在不同环境受到的干扰不同, 以及导线接点经受风吹雨淋导致接点质量下降等诸多因素, 致使各个“地”不 同。因此, 为了解决这一问题, 各电厂开始使用隔离器, 因为隔离器实现了输入到PLC主机的多个外接设备仪表信号之间隔离, 即它们之间没有“地”的关系。保证了PLC输入、输出信号不受“地”的影响。
由于隔离器拥有的这种自身特性, 使其在电厂得以广泛使用, 例如:现场仪表在配套时, 有可能协调不利出现如下情况, 接收信号设备 (例如接收4～20 mA) 接口连接为二线制方式 (即接收口为一个24 V电源与一个250 Ω相串联) , 接口的两根线一根为24 V正极, 一根为250 Ω一端, 适于连接现场二线制变送器。但现场设备为四线制变送器, 输出4～20 mA, 这样进行直接连接将造成电源冲突。采用隔离器将现场来的4～20 mA接收并隔离, 在隔离器的输出部分安装一个标准的二线变送器, 以应对接收设备的接口, 便可解决。
4 结束语
水轮发电机组自动化元器件的改造是一项繁杂、细致的系统工程, 经常会遇到各种各样的问题。莲花水电厂通过多年辛苦和努力, 完成了这项改造工作, 大大提高了机组自动化元器件的运行水平, 给安全生产、经济运行和运行值班方式带来了巨大效益。经过2年的运行时间及运行经验表明, 自动化元器件性能稳定, 动作准确可靠, 因此, 为电厂实现无人值班 (少人值守) 打下了夯实基础。
参考文献
[1]刘忠源, 徐睦书.水电站自动化[M].北京:中国水利水电出版社, 1998:3-5.
水电站水轮机磨损与防护 篇11
关键词：水电站;水轮机;磨损;防护
一、水轮机的主要磨损形式
水轮机及其重要部件经含有大量泥少的高速水流流过时，极易对其造成磨损，其磨损方式主要包括三种：一是冲蚀磨损;二是汽蚀磨损;三是冲蚀与汽蚀的复合磨损，具体表现在：
1、冲蚀磨损
一些小而松散的流动粒子对材料形成冲击的情况下材料表面出现破坏时称这一磨损现象为冲蚀磨损。携带固体粒子的流体包括液流和高速汽流，液流为泥浆型冲蚀，而高速汽流会产生喷砂型冲蚀。
2、汽蚀磨损
汽蚀磨损是指水流在局部地区流速增高的情况下会产生汽化，这就出现了破坏现象，将其称为汽蚀磨损。
3、冲蚀与汽蚀的复合磨损
高速水流在含量有泥沙和汽泡的情况下对流过的材料产生磨损被称之为冲蚀与汽蚀的复合磨损，通常水电行业将其称之为磨蚀。水轮机产生冲蚀与汽蚀的复合磨损主要是在水、汽和沙的共同作用下形成的，这是我国水电设备严重受磨蚀的主要原因。
二、水电站水轮机磨损的原因
1、与磨损物质特性的关系
磨损物质特性主要指泥沙颗粒的成分、大小、硬度、及形状等。颗粒的成分，一般泥沙颗粒的成分主要有石英、长石、云母、铁砂等物质。有些物质的硬度大于部件材质的硬度，而硬度越大，磨损也越严重。颗粒的大小，磨损程度与颗粒的直径成正比，粒径越大磨损越严重。同样颗粒形状不同磨损也不同，尖角的颗粒比圆滑的颗粒磨损要快。
2、与水流特性的关系
水流的特性是指水流中含有泥沙的浓度、水流的速度、水流的方向的冲击角等。水流中含有泥沙的浓度越大，磨损越严重。水流流速越快磨损越历害，水流方向和冲击角不同对磨损有不同的影响。不同条件下的冲蚀磨损试验研究表明，磨损率 W 与磨粒速度 V 有如下关系：
对 n 的取值，研究人员看法不一。Truscott报导了对不同材料，n 值不同，例如，在喷沙装置上，对钢材 St，n = 1.4;橡胶，n = 4.6。Daun等发现对不同试验台 n 值不同，例如旋转式试验台，n =2.5～3;圆盘式，n = 1.8 ～ 2.7;射流式，n = 2 ～ 2.2。由于流速指数值变化很大，在磨损速率预测和模拟时很难给出一个统一的 n 值。
3、与过流部件的材质特性的关系
金属材料的抗磨性取决于材料的物理性：硬度、内部组织、化学成分、粗糙度、表面尺寸、弹性率等。表面硬度越高的材料，磨损量越小，材料的内部组织越密实，晶体结构越均匀抗磨性越好，表面粗糙度起好，抗磨性越好。
4、与运行方式的关系
当水轮机运行情况良好汽蚀和磨损不产生联合作用时，汽蚀与磨损情况是不同的。当机组处于非设计工况运行时产生的汽蚀，会与泥沙对机件表面产生联合作用加大磨损的速度。
三、水电站水轮机磨损的防护措施
1、合理选择防护方案
以水电机组叶轮防护处理技术为例，磨蚀分两个方面：叶轮正面的磨蚀和叶轮背面的气蚀。叶轮正面的磨蚀主要是含沙水流的冲击和碰撞造成的，背面的气蚀是空化造成的。复合树脂金刚砂材料硬度高，有较高的邵氏硬度，可提高过流部件抗冲击和磨损的性能，适用于叶轮正面的磨蚀防护。聚氨酯弹性体技术抗磨蚀性能好，具有一定的弹性，有较好的抗撕裂强度，可防止高速水流中砂粒、石块对叶片产生划伤和撕裂破坏，适用于叶轮背面的气蚀防护。
2、合理选择防护技术
2.1 “硬抗”技术
由于水流中含有一定硬度的泥沙、石块等颗粒状物体，这些物体高速进入机组后，对机组产生很强的撞击、切削破坏。针对这种磨蚀破坏情况，则要采用有一定硬度的抗磨蚀防护材料。目前主要有复合树脂金刚砂技术、耐磨焊条技术、热镀硬铬技术、金属陶瓷技术等。这类抗磨蚀防护技术称为“硬抗”。
2.2 “软抗”技术
由于机组过流部件存在某些缺陷，造成机组内部压强不均匀，进而产生普遍存在的气蚀现象。其周围的液体以极高的速度冲向机组部件的表面，产生高强度的冲击波，产生噪音并引起振动。另外，液体中的微量溶解氧及酸碱性物质的化学腐蚀作用，对金属材料也会产生化学腐蚀破坏。针对这种空蚀破坏情况，则要采用有一定弹性（韧性）及抗腐蚀性能的高分子抗磨蚀材料，主要有聚氨酯和超高密度聚乙烯材料等。这类抗磨蚀防护技术称为 “软抗”。
3、焊接修复技术
焊接是目前水轮机修复的重要方法。目前，主要方式有补焊、喷焊、利用防护材料修复等。对于Cr13型马氏体不锈钢来说，焊后即使是空冷也会由高温状态的奥氏体转变为马氏体，并表现出明显的淬硬倾向。当采用材质相同的焊接材料焊接Cr13型马氏体不锈钢时，为了细化焊缝金属的晶粒，提高焊缝的塑性和韧性，焊接材料中通常会添加少量的M o、Ti、Al 等合金元素，同时采用特定的工艺措施。对于含碳量低的马氏体不锈钢，冷却结晶时会转变为低碳马氏体，不会表现出显著的淬硬倾向。且不同的冷却速度，对焊缝和热影响区的硬度不会有明显的影响，且具有良好的焊接性。这种不锈钢经过淬火或回火处理后，由于韧化的奥氏体均匀的弥散分布于回火马氏体的基体，使其具有较高的轻度和良好的塑性及韧性。表现出强韧性良好的匹配和优良的耐蚀能力。具体的焊接方法包括以下几种：
3.1 低电压短弧焊法
在整个焊接过程中保持弧长不变，收弧时应填满弧坑。在多层焊接时，每焊完一层应彻底清除熔渣，待冷却后再焊接下一层，并尽量减少焊接层数，以避免重复加热，否则会使热影响区扩大，降低焊缝的抗腐蚀性能。由此可见，在使用焊条焊接1Cr13型马氏体不锈钢时，对焊接手法和运条方法都有较高的要求，而且在工程量日益增大的今天，其生产效率也是问题。
3.2 熔化极气体保护焊
熔化极气体保护焊有焊接效率高、熔合比低、焊接变形小等特点，可以满足水轮机焊接的需要，并且该方法的焊接成本相对较低。因此，焊接Cr13Ni 5型马氏体不锈钢可使用E410Ni M o药芯焊丝。首先，药芯焊丝对钢材焊接的适应性比较好，能够方便和准确的调整焊剂的成分和比例，使熔敷金属可以满足焊缝所需求的化学成分。其次，药芯焊丝的工艺性能好，焊缝成形美观。药芯焊丝采用气渣联合保护，获得良好成形性。药芯中加入稳弧剂使电弧更稳定，熔滴过渡更为均匀，使焊接过程中飞溅少且颗粒细小。最后，药芯焊丝在生产过程中，对环境的污染小于焊条和实芯焊丝。因此，推荐水轮机的修复采用相应的药芯焊丝焊接。
3.3 带极电渣焊
带极电渣焊是一种高效的焊接方法，自动化程度较高。通常，焊接Cr13Ni 5型马氏体不锈钢可以使用D410Ni M oL焊带进行焊接。目前，东方电气公司已经成功的使用该方法对水轮机进行了焊接，但工装极为复杂，且需要巨型的变位设备，其推广起来有一定困难。另外该种方法高温停留的时间长，难以控制熔合区的组织成分，从而对其使用性能有一定的影响。
结束语
综上所述，水电站水轮机的磨损会给其运行效率产生极大的影响，因此，需要对于其磨损的形式与原因进行分析，并采取相应措施，进一步加强水电站水轮机磨损的防护，从而为水电站的正常运行提供有效保障。
参考文献：
[1]王志高.三门峡水电站水轮机磨蚀与防护[J].水利水电工程设计，1998，01：41-44.
[2]庞学健.浅谈我处小水电站水轮机空蚀磨损及防护[J].科技资讯，2008，06：20.
水电站水轮发电机组 篇12
灌阳县水车电站位于湘江水系支流一水车乡穿岩村附近的灌江下游上,东经111°13′,北纬25°26′,距水车乡政府2.5 km,距灌阳县城39 km,属坝后式电站。水车水库是以灌溉为主、兼顾发电的综合利用工程,属中型水库,具有季调节能力,坝址以上集雨面积1 441 km2,多年平均径流量16.2亿m3,有效库容2620万m3。
水车电站正式开工建设于1969年9月,1977年第一台机组开始发电。2005年年底在水车电站下游利用水库弃水增建了一个装机3 200 kW的水车增容电站。
电站装设水轮发电机组6台,除3#机组近年已经改造外,其余水轮机型号为HL300-LJ-120型立轴混流式水轮机,转轮直径120 m,设计流量8.6 m3/s,设计水头24 m,出力1 684 kW,转速300 r/min,1984年出厂;其配套发电机型号为TSL 260/35-20,额定功率1600 kW,额定电压6 300 V,额定电流184 A,额定转速300 r/min,1984年出厂;1～2#调速器型号为YKT-1800,3～6#调速器为DT-1800,额定工作容量1 800 kg·m,工作油压2.5 MPa。
2 电站基本参数
水库正常蓄水位237.9 m;水库死水位224.4 m;装机容量6×1 600 kW;最大净水头27 m;额定净水头24 m;最小净水头19 m。
3 水轮发电机组现状
(1)电站目前的水轮机转轮(除3#机)为20世纪80年代生产的混流式HL300型转轮,转轮直径120 cm,经过多年运行,转轮锈蚀较严重,从目前发电量和过流量看,转轮的最高效率要比目前国内生产的性能优秀的水轮机低约5个百分点。
(2)电站的1#发电机额定功率为1 600 kW,绝缘等级为B级,绝缘老化严重,严重影响机组的安全运行。其余发电机已经更换定、转子线圈,绝缘等级和额定功率均提高。
(3)电站调速器:1～2#为新换的YKT-1000型微机电液调速器,而3～6#仍为旧的DT-1800电液调速器,手动启停,无法实现自动化要求,电站发出电能质量较差。
4 水能利用分析
电站实际装机6×1600 kW,当时设计的多年平均发电量5 460万kW·h,实际水库除险加固前几年(2006～2008年)的年平均发电量4 560万kW·h,除险加固后(2012～2013)年平均发电量5 591万kW·h。本次改造设计经过水量平衡计算等水能复核后:枯水年发电量为4253万kW·h,平水年发电量为5 180万kW·h,丰水年发电量为5487万kW·h;年均利用小时数5 180 h。由于水车水库是以灌溉为主兼顾发电的综合利用工程,电站的年发电量在5 000万kW·h左右是合理的,近2年发电量较多的原因是雨量丰富且超发时间较多,但同时机组极限运行带来加速老化,耗水量过大使水能利用率低,而电站的电能可开发量不单靠装机容量加大来增加发电量,发电量增长也将趋向平缓,增量不大。电站目前的装机容量下其设备利用率是合理的,且装机台数有6台,机组的正常检修维护对年发电量的影响也不大。增大电站装机容量,造成电站设备投资增大的不利情况比增加发电量的有利情况更突出,从技术经济上考虑,不应对电站扩容。由于电站的综合利用性能、电站占地方电网容量的比重也不大特点,按常规推测本电站的年发电量往后可能会因外部条件而减少。
故广西水利电力勘测设计研究院从技术上分析,建议业主不要进行扩容改造,而通过设备更新换代,提高设备效率,优化发电调度等增效方式来提高年电能。
5 改造方案
(1)根据水能计算结果,目前机组水能利用率较低,装置效率比目前国内相近规模的机组低至少5%,引用流量过大,对下游增容电站效益及灌溉影响也较大,从增效考虑需要更换为高效的机组,拟更换5台水轮机转轮(除3#机),最大出力有较大提升。
(2)目前仅1～2#调速器已经改造为微机调速器,3～6#调速器仍为旧型号电液调速器DT-1800型,拟对其增加调速器微机控制装置,使其能满足电站综合自动化要求。
(3) 2～6#发电机已经进行技术改造,绝缘等级提高到E级,仅改造1#发电机,定、转子绝缘至F级,最大容量有较大提升。
6 改造设计成果
6.1 水轮机转轮选择
本次改造为了更好地利用原来的流道及蜗壳,减少土建的改动而节省投资,选择性能优秀的同直径、同导叶高度的转轮替代旧转轮,在相同出力条件下提高了效率,在同样过流下能获得更大出力,同时新转轮的空化性能满足现状的要求。
本电站的水头范围为27～19 m,一般选择混流式或轴流式水轮机,但现电站机组为混流式,为利用现电站流道及蜗壳,水轮机转轮选择混流式转轮。考虑到与旧转轮的可替代性及效率损失尽量小,要求导叶高度基本一致,开度要有余量,且效率、抗空化性能更好,经过与旧转轮设备厂的交流,推荐A978转轮,新旧转轮模型参数见表1。采用A978型转轮计算得到的水轮机参数见表2。
采用新转轮后,水流得到合理利用,在原来旧转轮额定水头及开度时,已经能发出1 895 kW,在最大开度时还有更大的超发能力。
6.2 水轮发电机选择
电站装机容量不作调整,仍为1 600 kW,本次改造仅更换1#发电机定、转子线圈,使发电机绝缘等级提高到F等级,同时发电机最大功率得到较大提高。
实际招标阶段,可对最大功率进行要求,要求最大功率能超过1 800 kW,这在目前的生产技术及原有发电机结构上是可以实现的(2～6#改造过的发电机功率都可以稳定运行在1 800 kW),以便充分利用水轮机的富裕出力。
6.3 改造前后水轮发电机组性能比较(见表3)
由表3可知,更换水轮发电机组后,水轮机效率至少提高了7%,发电机效率提高了1%,装置效率有较大提高,完全满足小水电增效扩容改造的根本要求。
7 结语
水车电站的改造,提出了新思路,在不增容的前提下,通过利用新机组更新后的富裕功率可实现多产多发,通过优化水库调度运行充分利用水能,更重要的是提高了装置效能,对建设节约型、环保型的人与自然和谐发展的可持续性道路具有更长远影响。
小水电增效扩容改造是在响应国家能源发展方向和西部大开发战略要求下,以改善发展国民经济电力紧缺问题,促进地方经济社会可持续发展,提高人民生活水平为出发点,通过国家补助资金减轻企业负担,经设计批复的总投资为893.36万元,国家与地方各承担一半,单位千瓦改造投资远低于水利部标准,经济和社会效益均处于区内高水平。本项目可作为区内改造的示范典型。
参考文献
[1]GB/T50700,小型水电站技术改造规范[S].
[2]GB/T 15468,水轮机基本技术条件[S].