水电机组（精选12篇）
水电机组 篇1
0引言
随着我国西电东送、全国联网以及南北互供等工程的实施, 我国水电机组自身的运行方式也在不断发生变化。优化水电机组的运行方式, 提高水电机组运行的稳定性与安全性, 成为了现阶段我国相关工作人员的重要研究课题。就目前情况而言, 我国水电机组自动化技术有了一定程度的发展, 但还有待改善。
1水电机组优化运行的相关概念
水电机组优化运行指的是在保证水电站稳定运行的基础上, 利用机组优化运行手段与优化运行状态等, 全面提升水电能源的利用效率, 提高水电机组安全运行的水平。因为水电机组运行属于一个非线性、高维数的问题, 特别是在水电站中机组数偏多且机组动力特性并不相同的情况下, 水电机组优化运行显得尤为复杂。通常情况下, 以最少的发电耗水量作为优化准则, 然而只是关注发电耗水量并不能完全降低水电机组的运行成本。长此以往, 在考虑电网运行安全的基础上, 忽视了水电机组运行的稳定性与经济性, 在低谷时段往往会出现低负荷运行问题, 使水电机组摆度增大, 水轮机转轮汽蚀更加严重, 水导轴承发生严重磨损[1]。
2限制水电机组运行方式的因素
为进一步提升水电机组的安全运行水平与水能利用效率, 分析限制水电机组运行方式的因素如下: (1) 水电机组动力来源是水能, 然而水资源并不是取之不尽、用之不竭的资源。如何使有限的水资源产生更多的电能, 是我国电网经济运行的主要课题。 (2) 水电厂水库的主要作用是蓄水发电, 同时也起到供水、灌溉、航运以及防洪等作用, 所以, 水电厂的水库调节是一个系统、复杂的问题。 (3) 水电机组运行方式需要按照电网中事故备用、调峰以及调频这3个方面的具体要求来安排。 (4) 和火电机组相比较, 水电机组调节的灵活性较强, 然而还是存在着振动区、汽蚀区等限制性条件[2]。
3水电机组自动化技术的实际发展情况
水电站机组的自动化系统能够满足社会对高质量电能的市场需求, 提高了发电效率与电能质量, 也实现了水电机组的自动化管理。我国水电机组自动化技术的发展历程如下:1955年, 官厅水电站建立, 这是我国水电机组自动化技术的起步;20世纪80年代后, 出现了葛洲坝以及富春江等主要试点;花了20年的时间建立了大中型水电站, 并对传统水电站进行了改造。在我国, 以计算机监控为基础的自动化系统是整个水电机组自动化、智能化技术的主要发展目标之一。此外, 水电机组的维修技术对水电机组的稳定运行也产生了一定程度的影响。因此在实际的工作过程中, 需要不断优化水电机组的运行方式, 同时也需要改进机组的维修技术。下文针对水电机组的优化运行措施进行重点分析。
4水电机组优化运行措施
4.1AGC机组的优化运行
水电厂运行方式主要由水库的实际调节容量决定, 可以分为长期调节水库的水电厂与短期调节水库的水电厂。 (1) 长期调节水库的水电机组运行方式主要针对能够长期对水库进行调节的水电厂, 其目的在于防止或减少废水, 同时还能够保障水电厂的正常发电、灌溉与航运等。其主要任务是在对全年来水量进行预测的基础上, 合理安排全年发电量, 按照每个月的实际来水情况, 根据水库其他功能要求合理安排月度发电量和运行方式等。 (2) 短期进行调节的水电厂, 机组优化运行主要依据的是:预测具备短期调节性能的水电厂的具体来水量;估算每日负荷;水电机组以及火电机组的检修;在长期运行方式下, 对短期运行耗水量或是发电量进行合理分配[3]。
4.2水电厂机组的负荷分配
(1) 优化水电机组的组合。在按照水耗微增率对机组功率进行分配的过程中, 整个发电厂耗水量最少。在水电机组型号与容量相同的情况下, 水耗微增率的特点相同。因此, 水电机组功率可以按照相同的比例进行分配, 以此提高发电厂的经济效益。假设水电机组的水耗微增率并不相同, 首选高效率机组。假设同时将多台水电机组投入工作, 就需要根据等微增率的原则, 对这些正在工作的水电机组平均分配负荷, 以此提高水电机组的经济运行效率, 建立最优化数据模型, 全面控制水电机组的发电成本, 减少水电机组的运行损失[3]。
(2) 水电机组开机与停机。在实际工作过程中, 机组间经常出现停机或是开机的情况, 这对水电机组的安全运行产生了不利影响, 同时也违反了相关的操作规程。频繁停机或开机将会增加水电机组开关的跳合频率, 也会缩短机组开关的实际使用寿命。因此, 在优化组合水电机组过程中, 需要充分考虑到水电机组的停机与开机频率。如果发生了系统负荷增加等问题, 就需要及时转换 至发电状态, 以实现系统负荷 的相对平衡[4]。
(3) 加强水电厂调节性能的主要方式:1) 准确预测电力系统每日的负荷量, 在峰负荷前, 合理让出发电容量, 以保障电能在负荷快速升高状态下的频率质量。2) 从耗水量角度分析, 水电机组的功率需要按照等微增率进行分配。在机组型号相同的情况下, 水耗微增率相同[5]。
(4) 按照电厂的工作任务将水电机组的运行方式分为3种:发电、调频与调峰;调相;旋转备用。
1) 发电、调频与调峰:针对发电、调频以及调峰的运行方式, 可以利用动态规划方法, 设计动态规划推算模型, 计算出水电机组的出力, 分析水电机组的负荷动态最优分配方式和最优的机组组合方式。
2) 调相运行:在对水电机组进行调相的过程中, 需要将导叶关闭, 依靠电网的反送有功功率来驱动本机组的旋转, 同时转轮在水中调相吸收的电网有功为10MW左右, 转成压水调相后, 吸收电网有功为2 MW左右。在水中进行调相的过程中, 机组的振动与摆度均比较大, 容易出现水力自激振动的问题, 对水电机组的稳定、安全运行产生严重影响, 因此需要快速完成过渡过程[6]。
3) 旋转备用:水电机组在低负荷运行状态下, 其摆动幅度与振动均比较大, 且随着系统潮流的不断调整, 水电机组在短期内会出现大幅度的调整, 且调整次数较多, 这种运行方式使得水电机组的工作效率不断下降, 对机组的稳定运行产生了严重影响, 同时增加了设备的维修成本, 因此旋转备用机组需要采取以下运行方式:把带负荷旋转的备用机组中的负荷集中安排给负荷最小的机组, 并对其他机组进行调相[7]。
5结语
综上所述, 随着社会现代化发展进程的不断加快, 人们对水电站的自动化运行提出了更高层次的要求。实现水电机组的自动化运行与监控, 是水电站今后自动化管理的主要发展趋势, 也是科学技术日益进步的表现, 更是水电站得以生存与发展的具体要求。
参考文献
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水电机组 篇2
张总顾问、人力资源部吴经理、资产管理部石经理对本次检修工作，尤其是我厂独立完成#
1、#2机组检修，给予了充分的肯定，对电厂顺利完成机组检修工作任务表示祝贺。
总经理苏训在会议上做重要讲话，检修工作是电厂的硬任务，硬任务就必须坚决执行，尤其是自主检修是锻炼队伍，提高技术水平的有效途径，是培养团队精神，提高动手能力的难得机会，是保障机组安全、稳定、经济运行的必要前提。苏总还强调了电厂严格管理、规范运行、责任分明的必要性，指出在工作中暴露问题不回避，遇到困难不气馁，要在实践中提高水平，在难题中培养能力，各系统都应有一专多能的攻坚能手，电厂要培养出一支善于打硬仗的队伍。最后，苏总指出检修总结会是检修工作不可或缺的一个环节，是总结教训、积累经验的有效方法，充分肯定了此次会议的重要意义。
水电机组 篇3
关键词 水电站机组；首次启动；事故解析
中图分类号 TV547 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)051-0142-01
1 水电站机组首次启动事故之黄河水利枢纽工程沙坡头水电站2号机组
1.1 简介
在我国宁夏回族自治区卫县境内的黄河干流上坐落着一座重要的水利枢纽，这就是沙坡头水利枢纽，沙坡头水利枢纽距卫县的距离有20千米。沙坡头水利枢纽工程是一项以发电与灌溉为主的综合水利工程，该枢纽工程的实际装机容量为120.3 MW，该电站能够保证的有效出力为51.0 MW。
1.2 事故经过
在2004年12月8日，在完成河床电站2号机组实际启动前的相应检查工作以及机组试运行后，相关领导小组同意2号机组可以进行试运行。在该晚八时，各项检查到位后，领导指挥长发布开机命令，而后运行人员通过手动进行相应的高压油顶起装置的顶起，此时，机组实现一次性的成功启动，并满足规范要求；该晚九时四十一分机组个部位瓦温实现稳定，瓦温变化变小，各部位都在正常运转着；在九日凌晨整点半，运行人员在进行常规记录参数行为后实施机组整体巡查，发现高位油箱油位较取油口来说是低于取油口的，同时，通过仔细查看观察，还发现瓦温检测盘柜的相应瓦温升温加速，在出现该现象后，值长立刻组织相应人员采取紧急事故停机措施，并检查发电机以及水轮机的轴承部位，通过检查发现这两处轴承部位已经出现了相应程度的烧瓦
事故。
1.3 事故原因
造成本次烧瓦事故的直接原因是机组轴承润滑油出现中断现象，在断油状态下，机组轴承发生了干摩擦，瓦温急速升高，出现烧瓦现象，低位油箱的两台螺杆泵相继故障退出运行造成高位油箱缺油，使得机组轴承润滑油中断；造成本次烧瓦事故的根本原因是由于水机常规的不完善设计，具体表现为高位油箱出现过低的油位动作，中断了水导轴承的润滑油供应，瓦温监测缺乏常规表头，并且实际设计中没有将瓦温过高计入相应的停机保护回路中，使得出现事故后机组没有自动实施停机措施；除此之外，由于试运行工作安排不到位，缺乏严谨，先关运行人员责任性不够强，未能及时发现处理问题，这都是在试运行阶段管理措施以及技术措施执行不到位所造成，使得严重事故产生。
1.4 措施建议
1）依据常理来说，针对该种实施被动强迫性质的油循环润滑冷却贯流式机组，要采用两台机组主备换用的工作模式。具体来说，就是要在实际的机组运行过程中，为了保证一台油泵设备的正常运转，使得油泵可以为各个机组轴承提供充足的润滑冷却用油，同时，为了维持保障机组轴承的润滑油冷却相应的工作需求，要将另外的一个油泵作为备用设备，随时辅助主泵工作。
2）要是在低位油泵出口设置了相应的油过滤器，如果出现油温过低的现象，则会使油变稠，流动性变差，使得运行过程中出现供油量的不稳定现象，导致低位油箱油泵过载烧毁，针对这一情况，可以建议生产厂家在设计中加入加热器这一设备，同时，还要叮嘱相应运行人员要关注预防油湿现象的出现。
3）安装油位变送器在高温油箱上，这就可以采用轴承油控制屏控制低位油箱油泵，同时，在该界面上清楚展现出高位油箱的油位。
4）进行完整的水利机械常规保护的相应设计，保障其完整性，使水力机械保护常规回路与计算机监控系统事故、紧急停机流程互为备用。
5）提升人员专业技术水平，实施及时保护措施，制定完备的应急方案，加强人员巡查，逐步完善保护功能。
2 水电站机组首次启动事故之清江公司水布垭水电站2号机组
2.1 简介
湖北省巴东县水布垭镇坐落着水布垭水电站，水布垭水电站是针对清江流域进行综合开发的一项关键龙头工程。水布垭水电站采用的是四台460 MW混流式水流发电机组。
2.2 事故经过
2007年9月22号，水布垭水电站正是启动运行，所进行充水前的机组试验过程较为顺利，所进行的发动机开机前检查以及手动开机活动开展顺利，同时，进行设备瓦温过速试验，经由检查发现在离心作用下转子磁极绕组绝缘板出现了迸裂现象，从磁极中意外甩出，并和定子膛发生了相应的摩擦作用，导致定子铁心被损坏。而后，设备生产厂家进行了磁极更换，再实施2号机组的启动行为，仍然依照程序开展设备试验，当将发电机的实际电压加升到额定电压后，其出现了冒烟烧焦现象，并采取措施进行仔细检查发现定子铁心的表面出现了烧热痕迹，由此可见，上次事故造成的定子铁心叠片绝缘问题并未处理好，导致铁心表面温度过高。
2.3 事故原因
造成本次故障的主要原因就是设备质量出现了问题，由于发电机组机磁极绕组绝缘板存在着部分缺陷，使得转子磁极被甩出，导致故障出现。
2.4 措施建议
相关厂家在进行设备设计时要充分考虑各方面因素，最大限度减低设备缺陷率，当设备出现问题时，在进行故障的检查维修中，要认真严谨，仔细找出故障问题，彻底解除设备故障，避免二次同样事故的出现。
综上，通过对以上两个水电站机组首次启动事故的简要分析，要从中寻求方法，有效降低事故发生率。
参考文献
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水电机组故障振动测试分析 篇4
水力发电是将水能转化成机械能, 进而转化为电能的复杂过程, 它涉及水力、机械、电气三方面内容。因此, 水力发电机组的振动产生的原因也可以相应的分为水力因素、机械因素和电磁因素。水力发电机组的异常振动不仅影响到水电站的经济安全运行, 也是机组故障诊断的研究热点, 是水电站急需解决的关键性问题之一[1]。
国内外学者对水轮机振动现象的研究大多集中于振动机理研究、流固耦合数值模拟、监控信号的特征量提取与故障诊断以及防振措施等方面。比如, 张思青[2]等轴向振动、径向弯曲振动、切向振动等方面入手, 分别推导其振动方程;刘小兵[3]等采用ADINA软件对混流式水轮机转轮进行流固耦合计算, 得出转轮在空气中的频率与模态, 并预测了转轮发生裂纹破坏的可能性;杨宏[4]则分析了某电站转轮叶片上出现裂纹的原因, 并提出了相应的预防措施。
振动信号是机组工作状态等信息的载体, 对振动信号的分析, 是故障诊断领域中广泛采用的一个方法。本文针对某水电站2号机组的异常振动, 通过测试不同水头、不同负荷下机架振动和大轴的摆动情况, 分析振动随负荷、水头等变化情况, 同时引入HHT理论进行振动信号频谱特性分析, 最终确定诱发该水力发电机组振动的具体原因。机组检修结果证明了该方法的可靠性, 这为水电站安全稳定运行和故障诊断提供了有益的理论依据。
1 Hibert?Huang变换基本理论
本文拟开展水轮机机组振动测试, 并结合频谱分析方法进行故障诊断研究。由于水轮机的测试信号, 往往呈现强烈的非平稳性及非线性, 利用傅里叶变换难以在时域和频域上同时实现较高的分辨率。为了将测试信号准确的分解到不同尺度上, 本文采用HHT变化获取水机的动态特征信息。
HHT变换的实质是将信号进行经验模态分解 (EMD) , 进而获得一系列固有模态函数 (IMF) 。其中, IMF必须符合以下要求:1在整个信号时间内, 信号的极点和零点个数必须相等或最多相差一个;2在适合时刻, 极大值点和极小值点构成的上下包络线均值为0。
与其他信号处理方法相比, EMD方法直接且自适应, 它是通过特征时间尺度来分辨信号中的固有振动模态, 然后进行分解, 在这一过程中符合以下3个假定:1被分解的信号有极大、 极小至少两个极致点;2局部特征时间尺度定义为临近极大极小值的时间间隔;3如果信号有拐点无极点, 则可以先微分信号, 然后在EMD分解。其分解过程如下:
假定实测信号为s (t) , 先求出信号的极大点系列Vmaxi和极小点系列Vmini, 然后分别拟合上包络线v1 (t) 和下包络线v2 (t) , 进而确定其平均值:
令h=s (t) -m (2)
若过h符合IMF条件, 则h可以作为一个IMF, 记为c1。 令
此处可以视r1为新的信号, 重复上述步骤, 求解更多的IMF分量c2, c3, …, 。直到ri呈现单调趋势或者ri很小时为止。此时就将原信号EMD分解了, 对每个IMF分量, 可以做Hilbert变化求取其幅值能量特性。
2试验情况
2.1机组主要技术参数
水轮机型号ZZ440-LH-850, 叶片数6个, 设计水头26.1 m, 最大水头32.3m, 最小水头19.8m, 活动导叶数24个, 额定转速75.9r/min, 设计流量:556m3/s。发电机型号SF100-78/ 1280, 额定电压15.75kV, 额定转速75.9r/min, 功率因数0.80, 额定出力100 MW。
2.2测点布置
某电站的2号机组相对与其他机组, 在相同条件下运行时出现了振动异常现象。为了全面了解该机组在不同水头下的最佳运行区域, 分析机组在不同水头和负荷下的振动情况, 确定其振动原因, 拟开展现场测试, 其测点布置如图1所示, 即在顶盖、推力机架和定子机座处各布置一个径向振动测试点和一个垂直振动测试点, 在蜗壳进口处和尾水管处各布置一个压力测试点;同时为了测量大轴摆度, 在水轮机导轴承处、发电机导轴承以及滑环处X、Y方向各布置一个测点。
2.3测试条件
对该机组进行六个水头的稳定性试验 (如表1所示, 由于测试结果具有相似性, 文中主要对方案4和方案6进行讨论) , 其负荷变化范围:0、10、20、30、40、50、60、70、80、90、100 MW。
3试验结果分析
3.1振动、摆度和尾水水压脉动随负荷变化情况
图2为水导轴承在水头为26.1m和27.2m时, 摆度随负荷变化曲线。图2表明, 在不同水头下, 水导摆度随负荷变化趋势是近似的:水导摆度在10~20 MW区域内有一个局部峰值, 随着摆度峰值将下降, 约在30 MW时幅值最小, 此后水导摆度随负荷增加也逐步增加, 其摆度峰值从最小的200μm上升到满负荷时的450μm。而发电机导轴承的摆度幅值随负荷增加仅略有上升。
m
图3表示水头分别为26.1m和27.2m时, 机组顶盖、推力机架和定子振动峰值测试结果。在图3中, 不同水头下, 各测点振动峰值随负荷变化情况具有明显的相似性:顶盖振动 (水平、垂直方向) 在20 MW附近出现最大值, 而在40 MW附近达到振动最小值, 其后随着负荷的增加, 顶盖振动略有增加, 但变化并不明显。推力机架水平振动和垂直振动有较明显的区别, 其中推力机架垂直方向振动峰值随着负荷增加 (30 MW以后) 而增加, 而水平振动变化则较紊乱。定子振动峰值随着负荷变化基本保持不变。
图4为蜗壳和尾水水压脉动随负荷的变化趋势。从图中可以看到尾水锥管和蜗壳中水压脉动的特点为:在设计水头附近, 除低负荷外 (30 MW以下) , 压力脉动的幅值较小, 但变化的趋势是随负荷的增加而上升;在高水头下, 尾水锥管的水压脉动幅值较大, 相对压力脉动值在30 MW至额定负荷区间相差15%, 随负荷增加的趋势不明显。
3.2水头变化对机组振动、摆度的影响
表2为机组在典型负荷下, 不同水头时水导、顶盖和推力机架振动峰值。表2表明, 随着水头逐步增加, 在60 MW和100 MW负荷下, 水导摆度变化相对较小, 不存在逐步增大现象, 但是在20 MW负荷下, 水导摆度在低水头时较小, 在高水头时摆度峰值增加了2倍。顶盖的振动峰值相对较小, 在大负荷下随着水头的上升, 其振动峰值稍微下降, 在20 MW负荷下, 振动峰值变化情况相反。推力机架振动峰值则与水头关系并不紧密, 随着水头的增加, 其峰值相对变化较小。 对照规范[5]规定, 水轮机振动较为剧烈, 不能长时间运行, 必须进行故障诊断和检修维护工作。
3.3基于HHT的频谱分析
分析表2和图2~4可知, 除了较低符合外 (30MW以下) , 在同一水头下, 机组各测点的振动或摆度随着负荷增加而逐渐增强, 即随着流量的增加振动逐步增强, 这在一定程度上表明, 水轮机的异常振动与水力因素有较密切的联系。为进一步确诊, 结合旋转机械故障诊断理论, 引入HHT方法对实测振动信号进行频谱分析, 计算其振动主要频率, 并与典型故障集[6，7]相对比, 判断其故障原因。
图5显示了在试验水头26.1m下, 20 MW时顶盖振动的频谱分析, 从图中可以看到诱发机组顶盖摆度增加的激振力的频率约为7.5Hz, 而机组的转频为1.28 Hz, 机组转频与叶片数乘积与7.5Hz非常接近。图6显示在同样试验水头下, 负荷100 MW时机组顶盖振动主频为集中在7.6 Hz左右, 而信号中此频率振动能量绝对占优, 根据水力机械经典故障集[6，7]可知, 该机组的振动是由于水力因素诱发的。
4结语
通过不同水头、不同负荷下, 水轮机各部件振动幅值的变化趋势, 得出水轮机的振动规律:除了极低负荷之外, 机组振动、摆度幅值随负荷增加而增加。即机组振动、摆度幅值随流量增大而增加。这个特征是明显的水力不平衡特征。
由频谱分析可见, 顶盖振动频率基本上在7.5 Hz附近, 这说明机组振动主要来源于水力不平衡。在2010年大修中, 在对轮叶开口的测量发现:轮叶6号-1号、1号-2号、2号-3号的开口比轮叶3号-4号、4号-5号、5号-6号开口要大, 这也恰好说明了水力不平衡的存在。因此, 采用基于HHT方法的振动信号频谱分析和振动时域分析能够较准确的获得水轮机运行状态, 对机组的稳定运行和故障诊断有着重要的借鉴意义。
摘要：针对某电站异常振动机组, 实测不同水头下水力发电机组的顶盖、推力机架、大轴振动、振动情况和尾水管的压力脉动, 分析振动峰值等变量与负荷变化的关系, 并结合HHT频谱分析方法计算其振动频率。研究表明:机组振动频率主要集中在7.5Hz (此频率为叶片通过频率) , 且振动随着负荷增大而增加, 可诊断该现象是水力激振引发的机组振动, 该振动结果在机组检修中得到验证, 充分证明了该方法的可靠性, 这为水电机组的故障振动提供了有益的理论依据。
关键词：水轮发电机组,振动,故障诊断,时频分析,信号处理
参考文献
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水电站机组检修安全管理探讨论文 篇5
1.1C级检修风险识别
高凤山电站2013年末-2014年初C级机组自主检修工作定于12月份开始，为进行有效安全管控，电厂安全专责组织维护部相关人员，按照高凤山电站《安质环风险管理标准》开展了机组C级检修风险识别。根据识别出的风险进行了风险评估，根据不可接受的风险，制定纠正和预防措施，形成《机组检修安全风险分析及整改防范措施》等作业文件。
1.2备品、备件的采购
高凤山电站按照计划，按照采购程序开展机组检修备品、备件的采购工作。备品、备件到货后，严格按照验收制度开展验收工作，不合格的备品、备件不验收，不入库，为机组运行安全保驾护航。
1.3检修人员的入场安全教育培训
据不完全统计，事故的发生90%是由于人的不安全因素引起的。秉承中广核集团公司“安全第一、质量第一、追求卓越”的安全管理理念，高凤山电站安全管理工作的一切出发点都是围绕“以人为本、安全检修、绿色检修”进行的。在C级自主检修开始前，由电站安全专责组织参检人员进行机组检修入场安全教育培训，培训内容主要有《高凤山电站机组检修安全管理制度》、《高凤山电站机组检修作业规程》、《国家电网公司安全作业规程》、《高凤山电站两票管理制度》、《高凤山电站两票管理实施细则》、《典型事故案例分析》，通过培训，增强检修人员的安全意识和风险防范意识，培训完成后，参加培训人员必须经考试合格后才能进入现场开展检修工作。
1.4工器具、材料及现场环境的检查
检修作业前，安全专责组织有关人员到检修现场按照电站安健环要求，对检修现场的工器具、材料及现场作业环境进行安全检查，消除不安全因素。如照明，维修电源开关盒，通道，楼梯，维护平台，护栏，并及时整改完善。禁止不合格的材料进入检修现场，以保证备料的充足和保证搭设用料的材质合格。为检修工作的顺利进行创造有利条件，避免因检修电源管理不善造成人身、设备、火灾等事故的发生。
2自主检修安全管理的实施
2.1自主检修作业前的安全技术交底
运行人员完成许可手续后，在检修作业前，由工作负责人向工作班成员进行安全技术交底，交底的重点内容为：自主检修安全施工方案、安全技术措施、安全防范措施、安全技术要点等。在每天开工前，工作负责人会要求维护班长组织召开班前、班后会，进行工作安全分析，填写JSA表，并向全体参检人员交代安全技术措施及安全防范实施重点，率领全体工作人员到现场指出检修区域和确认安全措施后，方可进行自主检修工作。
2.2安全监管形式多样
在机组自主检修期间，高凤山电站安全专责每天都会到现场开展安全监督检查工作，发现隐患和不安全行为及时制止；对重大隐患和三违行为立即制止，并出具高凤山电站安全隐患整改通知单，要求其限期整改，整改完成验收合格后，方可开展下一步的检修工作。检修工作面大，交叉作业情况时有发生，电站安全专责流动督查难免会有疏漏。为解决这个问题，高凤山电站在机组自主检修期间开展了“人人都是安全员”的活动。“人人都是安全员”活动按照工厂级、部门级、班组级同时展开，活动充分发挥底层班组安全生产前沿阵地的作用，以提高班组“我的安全我负责”的自主管理意识为突破口，以“两票”管理为抓手，重点抓工作负责人在工作过程中是否切实履行了自身工作职责，是否率领工作班全体人员进行了危险点分析并提出控制措施等。只要发现违章，人人都会制止，人人都是安全员，及时纠正了各类不安全行为。经过自主检修的实践，高凤山电站已形成了浓厚的“人人都是安全员”的安全文化氛围。员工认真体悟了安全工作的重要性，领悟了“人人都是一道屏障”的确切含义，为公司实现安全目标构筑了坚固的风险防控线。
2.3高风险作业安全管理
2.3.1动火作业安全管理
机组自主检修过程中，会有一定的动火作业，在油系统、重点防火部位进行电焊、气焊等工作时，由于检修现场放置的油漆桶、临时电源线、零部件等各类易燃杂物较多，因此在动火前，必须办理动火作业工作票，填写JSA工作安全分析表，严格履行动火作业工作程序，在动火作业前，对有易燃物品、大型脚手架、电缆密集布置区域进行检查，做好安全措施，配置适量消防设施器材，并指定有资质的人员进行现场监护。
2.3.2高空作业安全管理
高凤山电站C级机组自主检修存在一定的高处作业，在进行高处作业前,由工作班班长组织开展高处作业安全分析，并填写工作安全分析（JSA）表，工作负责人根据风险分析结果，在全面检查作业环境的安全状况后,制定高处作业安全施工方案，方案中必须对作业中的危险点提出预控有效的安全技术措施。准备工作完成后，工作负责人向高凤山电站安监部门申请高处作业许可证，完成审批程序后，方可进行高处作业。作业时，由电站安全专责或指定一名专职人员进行现场监护。高空作业区地面要划出禁区，设置警戒线，并挂上“禁止入内”警示牌；在坑、洞上方进行作业时，应在坑、洞处设置安全防护网。现场监护人必须对高空作业人员的着装、使用的安全带、安全绳、安全帽、脚手脚等安全用具的材质和规格进行检查，材质、型号、规格必须符合要求，并在检验有效期内，禁止不合格的安全用具和登高工具、器材进入现场。对在作业现场出现的违章指挥和违章作业现象，安全监督人员有权立即制止，必要时可出具停工单，待隐患整改完成后，方可继续作业，有效避免了不安全事件的发生。
2.3.3起重作业安全管理
高凤山电站C级机组自主检修存在一定起重作业，作业前，由工作负责人组织起重作业人员，按照《高凤山电站安健环风险评估管理标准》对起重作业区域、环境、作业过程进行风险识别，根据识别结果编制起重作业指导书或作业方案，方案中须制定安全防范技术措施。起重作业前，应由取证的操作人员和安监人员对机械、电气设备、装置进行安全检查，检查符合要求后在现场设置安全警示标志，划出吊装区域。正式起吊前按照《高凤山电站起重机械管理规定》的规定进行试吊，检查机械、支撑受力情况，确认一切正常后，方可正式吊装。
2.3.4密闭及狭小空间作业安全管理
机组自主检修过程中，有时会在密闭及狭小的空间作业，为确保检修作业人员的安全，进入此类场所作业前，应严格按照密闭及狭小空间作业程序，出具工作票，作业前进行通风，有毒气体含量检测，检测合格后方可作业。作业过程中，应设置专职人员开展现场监护，制定应急救援预案，将“以人为本”的安全管理理念贯彻始终。
3机组自主检修验收与考核
高凤山电站C级自主检修工作实行三级验收制度，即部门、班组自检，质量负责人专检，项目负责人组织的竣工验收三级质量验收制度，层层把关，对于在检修过程中出现的不符合项和质量隐患，出具安全质量隐患整改通知单，及时整改直至合格，确保C级自主检修的质量。机组检修过程中，定期开展安全分析会，对检修过程中发生的“违章指挥”“违章作业”及各种不安全行为进行通报，对作业人员提出的安全合理化建议进行评议，一经采用，对相关人员提请分公司进行绩效奖励。
4结束语
高凤山电站自主检修期间，始终贯穿着“安全检修，绿色检修”的理念。为全面加强现场安全管理，各级管理人员秉承“一次把事情做好”核心价值精神，将工作重心纷纷转移至检修现场。安全专责每天深入现场进行巡视、检查，分公司安生部定期组织现场检查，发现违章操作立即制止，查出的隐患限期整改。正是源于这样的高标准，严要求，高凤山电站自主检修期间未发生一起安质环事件，自主检修成果显著，并得到了上级单位的肯定与奖励。
参考文献：
水电机组 篇6
我国近年来的快速发展同时也刺激着各行各业的发展，电力资源作为一个行业发展的必备资源的需求量也越来越大。所以电力企业都在大力建设中小型水电站，通过使用水轮发电机组把水力转化成了电力，来产生充足的电力资源，并且水力资源本身就是一个清洁资源，会极大地减少污染并且使成本降低。但是我们也同时要认识到这些水轮发电机在持续运行中会因为设备不稳定或者其他因素而产生一系列的问题，所以针对这一情况，中小型水电站水轮发电机组的检修是十分必要的。
我国目前对电力的大量需求使电力系统得到了逐渐完善。各个电力单位都建立起了自己的中小型水电站，在中小型发电站中最普遍的就是利用水轮发电机组来把水力资源转化成为电力资源，这种方法有很多的优点。不仅解决了电力资源供应不足的问题，提高了效率，还降低了污染，符合我国目前可持续发展的要求。但是如果我们在使用水轮发电机组的时候不能够定期的及时的对其进行检修，就会降低其使用效率甚至引发一系列问题。本文简析了中小型水电站水轮发电机组的检修，希望对电力企业有一定的借鉴作用。
1、水轮发电机组的检修类型
1.1临时性检修
水轮发电机组按其检修类型可以分为临时性检修和计划性检修这两种类型。其中临时性检修指的是工作人员要在水轮发电机组在正常工作中突然出现异常的时候快速做出反应，根据设备出现的实际情况来对其进行检修，这种检修只需要短期停机。通过临时性检修可以降低水轮发电机在运行过程中发生故障的次数，这种临时性检修的方案需要根据水电站运行阶段探明的弊病来进行制定，并且在制定完后一定要进行严格的落实才能起到效果。
1.2计划性检修
计划性检修的要求比临时性检修的要求更加的具体，对工序的要求也更加复杂。其可以被分成小修、大修和扩修这三部分，并且进行计划性检修之前一定要得到国家电网调度的允许。首先，进行小修就是指定期的对水轮发电机组的配件进行检查，在检查之中要及时的对有问题的零件进行更换，一般来说，小修要进行一年，并且每一次小修要小于10天。其次，之所以要进行大修就是要利用大修来解决在小修中不能解决的问题。大修过程中工作人员要把设备的复杂零件全部拆除，然后对这些零件逐一排查，对出现问题的零件及时的更换。在这一过程要求工作人员一定要仔细认真，因为设备在持续的进行工作的时候由于摩擦或者振动会不可避免的出现一系列的问题，这些机械结构的损坏是无法消除的，所以都被归为经常性损坏，需要大修来进行检修和更换。一般来说，大修要保持两年到三年，一次检修要在45天左右。最后就是扩修，进行扩修的时候需要拆卸整个水电机组中的零件，之后再通过优化各个部件之间的协调与配合，来提高水轮发电机组的效率。进行扩修可以有效的减少元件的损坏或者是侵蚀，确保其功能，并且提高其所能带来的经济效益。扩修一般要进行三至五年，工期要保持在3个月以内。
2、水轮发电机组检修中常见的问题
2.1轴承温度引起的故障
水轮发电机组在其运行的过程中，避免不了因为长时间的工作造成的内部温度的不断升高。每个发电机组都有其能承受的温度极限，其内部产生的热量因为不能得到有效的散发会随着工作时间的不断增加而相应增加，等到达了水轮发电机组所能承受的极值的时候就会引发水轮发电机组的故障，降低其工作效率。不仅会对自身造成伤害，甚至会危害到其辅助设备。比如最易受温度影响的轴承，当其发生因为温度引起的故障的时候，如果单单通过常规的检修方法是不能解决问题的。这时候需要检修人员对整个机组进行全面的检修，由此可见，虽然仅仅是一个小部件引起的故障，可是其检修过程却十分麻烦。所以这也提醒着我们要在日常工作中做好对发电机组的检修，不能马虎，这样才能防范于未然。
2.2水輪发电机组的油位故障
当水轮发电机组的油箱油量比标准油量要高、发电机组的油路被阻塞，使得油不能正常的循环、发电机组油路发生渗漏或者发生串油的现象、发电机组的摆动幅度超过了正常的范围的时候都会引起水轮发电机组的油位故障。我们一般会通过下列措施来解决此类问题，首先就要定期的检查水轮发电机组的油位，当发现油位超过了规定的范围的时候，一定要通过减少油量来使其保持在允许的范围，避免发生油位故障。一般来说，水轮发电机在运行的时候油位一定要低于最高油位线，但是当其没有运行的时候油位会高于最高油位线。另外发电机组发生渗漏或者串油的现象一般都是因为机组的密封位置被破坏，所以当发现这一情况的时候，要及时的进行更换。最后要时刻的检查发电机的摆动幅度，当其摆动幅度超过了正常范围的时候，及时的关闭发电机组。
2.3发电机并网受阻引起的故障
我们一般通过手动准同期或者是自动准同期来对中小型发电机进行同期控制。指的是对发电机进行励磁并且调动其电磁频率到合适的范围要在对其实行并网之前，在保证有合适的电压、相位和频率之后关闭发电机组的断路器，来保护水电站系统和发电机组的同时运行的过程。但是，这是一种理想状态，因为在具体工作中，我们很难使水电站系统和发电机组的电压、相位和频率都一致，所以我们只能通过一定的措施来降低这种故障带来的影响。
3、水轮发电机的检修五要点
在进行中小型水电站水轮发电机的检修中，需要重视五个要点，分别是尽量避免拆卸发电机组的元件，当其出现故障时，尽量做到只拆除必要部分，来确保发电机组的完整性；检修人员可以根据具体情况来确定设备的检修期，必要时可以进行适当延长；要严格的按照之前制定的水电站的检修方案对水轮发电机进行检修，当遇到特殊情况的时候，也要先进行上报，上报合格之后才能进行下一步工作；检修人员要掌握检修的必备知识并适当进行扩展，也要在对设备检修之前了解其以前出现过的故障，并对重大的故障和常见的故障做出标记，使得在进行故障检修的时候更有针对性，减少不必要的时间，提高检修效率；切记不要在检修工作完成之后就直接开始使用设备，而是要对设备进行试运行，当进行测试时各个指标满足要求之后，才能投入使用。
水电厂机组状态检修的探讨 篇7
1 水电机组的状态检修的实施应具备两个条件
(1) 必须获得水电机组运行状态的相关参数[1] (例如主轴各关键处的摆度、各个轴承和机架的振动、轴承温度、蜗壳和尾水管的压力、发电机功率、接力器行程、发电机绝缘状况、空气隙的动态变化、水轮机流量以及空化噪声和超声波等参数) , 所以应首先对水电机组进行状态监测, 水电机组的状态检修是所有机组状态检修的基础。
(2) 必须有判定水电机组运行状况好坏程度的参照标准, 其是衡量水电机组状态的尺度, 也是判断水电机组是否需要检修的依据。这也就是先对机组运行状态进行实时监测, 然后对机组进行故障诊断和综合状态评估, 从而判定机组是否需维修、何时维修、维修部件和部位, 并给水电机组的状态检修提供建议, 为检修计划提供依据。
2 实施水电厂机组状态检修的建议
2.1 人才的培养和制度的保证
不少水电厂成立专门的状态检修小组定期对采集的检测数据进行分析, 并提交分析报告, 这样可及时掌握机组的实时状态及变化趋势, 且能收集了大量的原始数据, 培养了大批专业技术人才, 为水电机组的状态检修技术的发展打下坚实的基础。
2.2 相互融合的诊断方法及相关补充
水电机组是非线性的复杂系统, 故障原因涉及水、机、电等多个方面, 故障征兆多种多样, 单凭某一种方法很难对机组故障及其发展状况作出正确的评价, 需多种方法相互补充。
(1) 采取在线监测与离线采集相结合的数据获取方式。反映水电厂设备状态的参数量非常庞大, 某些参数在目前的技术条件下还不能进行在线监测, 或者从经济角度考虑还不适合进行在线监测, 对此类数据采集工作需采用离线采集方式。另外, 根据小修或停机例行检查得到的机组状态信息, 决定是否或者何时进行大修及扩大性检修, 是水电站目前比较普遍的做法。
(2) 进行定时采样与整周期采样相结合的数据采集。在振摆监测系统中, 为了解决数据精度与数据存储量之间的矛盾, 一般采用定时采样与整周期采样相结合的数据采集方式。
(3) 选用故障机理与案例分析相结合的演绎推理方法。在故障机理的研究过程中, 可以采用先建立模型, 运用水力、电气原理进行推理, 再利用案例数据进行佐证的办法。
(4) 利用直接诊断与间接诊断相结合的诊断方法。对于某些故障, 可以采用直接诊断与间接诊断相结合的方式。例如, 在诊断技术供水系统是否发生故障时, 可将判断技术供水流量是否减少的直接方法与监视瓦温是否急剧升高的间接方法相结合来进行诊断。
2.3 建立远程诊断中心
网络技术的发展使得远程诊断成为可能。建立远程故障诊断中心的的突出优点表现在于: (1) 可以充分利用社会资源; (2) 可以积累大量的故障案例; (3) 可以降低设备的维护成本[2]。
3 针对混流式高水头机组的水力稳定性问题的检测
3.1 混流式水轮机的水力稳定性已值得关注
现阶段, 我国特大型混流式水轮发电机组发展迅速。例如单机容量达700MW机组的三峡水电站的投产, 以及溪洛渡、向家坝、拉西瓦、小湾、龙滩等一批700MW的水电站设计、制造有条不紊地进行着。但混流式水轮机的水力稳定性却值得特别关注, 因为其产生原因多种多样, 表现形式又各不相同。其稳定性直接关系着机组运行的可靠性、电厂的企业效益、电网的安全和整体效益以及社会效益等多方面因素, 因此, 应引起各个专家对混流式水轮机稳定性的注意。
3.2 混流式高水头机组运行时应注意的几个方面
(1) 目前投产机组在线监测设备都比较齐备, 交付使用以后要确保各类在线监测设备 (例如温度、振动、摆度等) 准确记录设备运行状态, 特别是异常参数数据记录和分析。
(2) 高水头水轮机多采用梳齿式止漏环结构, 止漏效果较好, 但是止漏环间隙只有1mm~2mm, 移轴后间隙不易测定, 如果机组中心偏移, 止漏环间隙不均匀, 运行时会产生横向振动。
(3) 止漏环梳齿在泥沙水流作用下发生磨蚀, 严重时导致梳齿损坏, 特别是流道异物进入梳齿, 损坏更为严重, 导致容积效率降低。
(4) 含泥沙高速水流对水轮机的磨损往往是与空蚀联合作用的结果, 使过流部件表面有沟槽、大片鱼鳞坑或深坑, 这种磨蚀严重时会造成过流部件的损坏以及出力和效率下降, 随着时间推移破坏加剧, 应及早处理。有资料和实例表明采用超音速火焰喷涂技术具有高结合强度, 能够较好地抵抗磨蚀, 缓解空蚀的危害, 延长水轮机的使用寿命和机组检修周期, 但价格相对较高。
(5) 机组在不稳定工况下运行造成机组摆动、振动增大, 空蚀加剧, 运行中应尽量避免。
(6) 新机组投入运行以后, 在较长一段时间磨合后某些机械部分可能出现松动或变动, 或者由于设计、制造、安装原因出现一些缺陷影响机组稳定运行, 应定期进行检查或停机处理[3]。
4 结语
水电厂机组状态检修在引入国外先进技术、提高国内的制造水平和确保安装质量以后, 状态检修效果有了明显改善, 这些工作为国内对混流式高水头机组的需求与运行奠定了技术基础。但在机组的状态检修过程, 在注意人才的培养和制度的保证的同时, 需采用相互融合的诊断方法和远程诊断。并针对混流式水轮机水力稳定性, 注意其几点运行细节。
参考文献
[1]陈喜阳, 张克危, 彭玉成.水电机组在线监测系统实时数据智能存储策略[J].电力系统自动化, 2004, 28 (7) :67～70.
[2]李友平, 易琳, 郑玉民, 等.国内水电机组状态检修技术现状分析[J].水电自动化与大坝监测, 2008, 32 (1) :58～61.
红石水电站水轮机组选型设计 篇8
红石水电站位于第二松花江的上游, 在丰满水库干流回水的末端。该水电站系松花江与上游白山电站与丰满电站之间的一个梯级电站。该水电站为中型水电站, 故选用4台机组。电站的最大运行水头Hmax=26.7 m, 最小运行水头为Hmin=25.9 m, 设计水头为Hr=23.67 m, 水轮机的额定出力N=42 553.2k W, 水电站海拔高度263 m, 最大允许吸出高Hs≥-4 m。
根据水电站的工作水头范围, 在反击式水轮机系列型谱表中查得HL240型水轮机和ZZ440型水轮机都可使用。这样就需要将两种水轮机都列入比较方案, 并对其主要参数分别进行计算。从水轮机系列型谱参数查得两种水轮机转轮各主要参数, 详见表1。
2 HL240型水轮机方案主要参数计算
由HL240型水轮机的主要综合特性曲线上查得为, 限制工况点处的模型效率为ηM=90.4%, 但由于在该点处原型水轮机的效率要高于模型水轮机, 所以初步假定原型水轮机在该工况点的效率为92%。则由相关公式计算得D1=5.746 m。查《水电站》[1]中表, 取与之接近而偏大的标准直径D1=6 m。
由HL240型水轮机的主要综合特性曲线查得在最优工况下的最高效率ηMmax=92.0%, 模型转轮直径D1M=0.46 m, 计算得原型水轮机的最高效率ηmax为95.2%, 效率修正值Δη为2.2%。因为ηM为90.4%, 则水轮机在限制工况 (也即设计工况) 点的效率应为η=ηM+Δη=92.6%。与原来的假定值相符。
原型水轮机的单位转速应取最优单位转速, 最优单位转速n'10=72 (r/min) 。由计算得单位转速修正值小于3%, 则对单位转速不进行修正。因此取n'10为72 (r/min) 。水轮机转速的计算值58.38 (r/min) 。查《水电站》中表, 选用与之接近而偏大的发电机标准同步转速, 取60 (r/min) 。
根据D1=6 m, n=60 r/min和水轮机的设计水头Hr=23.67 m, 计算得设计工况点水轮机的最大单位流量Q'1max为1.137 (m3/s) , 相应的单位转速n'1r为74 (r/min) 。由Q'1max和n'1r查得空蚀系数为σ=0.19, 空蚀系数的修正值Δσ=0.04, 由此可求得水轮机的吸出高Hs为4.266 m。
当n'1r=74 r/min, Q'1max=1.137 m3/s时, 对应的模型机效率为ηM为90.4%, 原型机效率η为92.6%, 则水轮机出力为42 819 k W, 满足水轮机额定出力要求。计算出的吸出高Hs大于-4 m, 满足电站要求。
3 ZZ240型水轮机方案主要参数计算
装机容量为16万k W, 且选为四台机组, 则单机容量为4万k W;对该中型水轮发电机, ηd取94%。水轮机的额定出力为42 553.2 k W。
由轴流式水轮机模型转轮主要参数表查得该型号水轮机在限制工况下的Q'1=1.65 m3/s, 在正常工作区空蚀系数的变化范围为0.38-0.65。对于允许的吸出高为[Ηs]=-4 m时, 可以反推出对应的模型水轮机空蚀系数σ为0.54。
选取设计工况点对应模型机的空蚀系数为0.54。对应最优单位转速120r/min。由ZZ440型水轮主要综合特性曲线图中查得对应的单位流量为1 390 m3/s, 对应的模型效率为84.2%, 初步假定在设计工况点水轮机的效率为88.2%。将以上各值代入标称直径公式得D1为5.54 m, 查标准转轮尺寸系列, 选用与它接近的直径D1=6 m。
已知在初选的设计工况 (n'10=115 r/min, Q'1=1 390 m3/s) 模型的效率为ηM=84.2%, 而该点处于φ=-10°之前, 用内插法可求得该点的效率修正值为Δηφ=3.77%, 由此可求得在该工况下水轮机的效率为87.97%。与原来假定的效率η=88.2%相近。
不考虑n'10的修正, 由此可计算出水轮机的转速为98.325 (r/min) 选用与之接近而稍偏大的同步转速n=100 (r/min) 。在标称直径D1=6 m, 转速n=100 r/min的情况下计算得Q'1max为1.19 (m3/s) , n'1y为123.33 (r/min) 。即在新的设计工况点下, 对应的空蚀系数为σ=0.42, 则水轮机的吸出高为-1.18 (m) 。
4 两种方案的分析比较
为了便于分析比较, 将两种方案的有关参数列于表2中。
从对照表中可以看出 (见表2) , 两种不同机型在同样水头下同时满足额定出力时, 两者工作范围基本相同, HL240具有效率高, 空蚀系数小, 安装高程较高等优点。ZZ440方案的优点为水轮机转速较高, 可以选用较小尺寸的发电机以节省水电站的机电投资, 另外较小的发电机尺寸有可能会减小水电站厂房的平面尺寸。经综合考虑, 认为选用ZZ440方案较为有利。
5 结语
在水轮机选型时, 对水轮机的工作水头、转轮直径、转速、最高效率、额定出力、最大引用流量、吸出高度都要进行比较, 选出最优方案;但在选择机组时, 还要结合水工和土建投资进行综合比较, 选出能够适合工程实际且造价低的最优机型, 更好地为业主服务。
摘要：本文以红石水电站水轮机选型为例, 通过对水轮机转轮直径D、转速n、吸出高度Hs、效率η、流量Q等参数的确定, 选出水轮机的最优方案, 阐述了水轮机选型的最简单方法。
关键词：水电站,水轮机,选型
参考文献
[1]水利电力部水利水电建设总局水电站机电设计手册编写组.水电站机电设计手册 (水力机械) [M].北京:水利电力出版社, 1983.
[2]武汉水利电力学院, 水轮机 (上册) [M].北京:电力工业出版社, 1980.
水电开发中可逆机组的应用分析 篇9
自从1882年首座抽水蓄能电站在瑞士诞生后, 到20世纪60～70年代抽水蓄能电站才开始迅速发展, 而这期间建设的大部分都是混合式电站 (基本上都是水头较低, 装机容量较小的电站) ;到20世纪80年代初期, 西欧如法国和意大利还有部分混合式抽水蓄能电站在建 (因为站址优异, 水头一般很大, 电站装机容量也较大) 。从经济性出发, 抽水蓄能电站向高水头、大容量的纯抽水蓄能电站方向发展, 混合式电站已很难满足电网需要。20世纪70年代后期开始建设的抽水蓄能电站, 大部分为纯抽水蓄能电站, 从此进入了纯抽水蓄能电站阶段。
表1为意、法、日、中各国20世纪60～70年代投产抽水蓄能电站和混合式电站的数量统计[1]。
如今, 抽水蓄能技术和电网技术取得了很大的进步, 人们对抽水蓄能电站的认识也步入了新的境界。在许多发达国家的电网中, 抽水蓄能电站的调峰填谷作用已经不是其主要效益来源 (如美国的汤姆索克抽水蓄能电站装机容量年利用小时数仅为34 h, 卡宾溪抽水蓄能电站也只有216 h) , 它更主要的是充当电力系统的管理工具:调频、调相、负荷跟踪和事故备用等, 以提高供电质量和维持电力系统的稳定安全运行为主。随着可开发利用水利资源日趋枯竭, 和人们对环境保护、生态保护要求的不断增高, 电网中水电比例日趋下降。此时, 在常规水电站中增加可逆机组以形成混合式抽水蓄能电站, 终于显示出了优势。动态效益所占比重的增加使混合式电站的经济效益有了进一步的保障, 自身建设对环境的“零”污染使其更容易立项, 建设周期的大大缩短使其更便于电网需要。可以相信, 混合式电站将得到一定规模的再次开发。
注:1991年和2000年, 潘家口和响哄甸两座混合式抽水蓄能电站投入运行, 总可逆装机容量达到35万kW。
2 混合式水电站的优点
2.1 我国已建常规水电站中引入可逆机组的意义
1949年以来, 我国建造了许多大中型水电站。西部许多地区的电网中, 水电至今仍占据比较大的比例。它们在我国的经济困难时期以及近30年来的经济腾飞中发挥了举足轻重的作用。
随着国民经济的快速发展, 电网装机容量飞速增加, 现在我国已经形成了火主水辅的电网格局, 特别是东部经济相对发达但又缺乏水电资源的华东等地区, 电网中水电比例极低, 电网调峰主要依靠火电、燃气电站和少量常规水电站。虽然近年陆续建成一批大中型抽水蓄能电站, 缓解了调峰填谷的矛盾, 但随着经济的不断发展、人民生活水平的不断提高以及核电、风电、太阳能的不断开发, 电网中调峰容量的需求必将日益扩大。华东华南等地区有相当数量的抽水蓄能电站正在建设或者已经立项。但这些地区的可开发水电资源已近枯竭, 长远来看电网调峰电源仍显不足, 抽蓄装机在电网中所占比例也将远远低于其8%～14%的合理比例。
考虑到当初规划设计时的局限, 许多老式常规水电站增机扩容已成为一种共识;像这样已扩、待扩的电站有很多, 如新安江电站, 近年来其装机容量就从原先的66.25万kW扩增到了81多万kW。纵观中国电网发展的趋势, 各地区电网必将联合成全国性的电网, 以增强各地区之间的互补和协调。考虑将电网中已建常规水电站扩建为混合式电站就具有了现实意义:它可以为地区电网甚至是全国电网补充调峰、调频、调相和备用服务, 具有发展价值。
由于这些年推行电力系统体制改革, 但两部制电价的具体定位较难, 施行进程较慢, 抽水蓄能电站的投资回报难以具体化, 在一定程度上影响到了抽水蓄能电站建设的步伐。此时, 电站的建设和运行成本对于抽水蓄能电站越来越重要, 在已建水电站特别是梯级开发的已建水电站中适当扩建可逆机组以满足电网发展的需求, 不仅解决了实际问题, 而且具有非常大的经济优势, 可视为将来抽水蓄能电站的一条出路和延续。
常规水电站增加可逆机组可以有效解决部分电网扩容的需求, 减少火电装机, 并提高火电机组的利用率;常规水电站已经建成的水库, 可以直接用于抽蓄机组蓄水发电, 只需增建输水和厂房系统, 可大大减少投资。同时, 增建可逆机组还可以置换出原电站的重复容量、备用容量, 减少弃水, 避免水资源的浪费, 并且提高了常规装机容量的利用率。因为可以利用已建电站的现有地质资料和施工记录, 可缩短前期勘测、设计工作周期。增机完工后, 还可以适当借助原电站的输变电系统, 吸收部分已建电站的运行、维护和管理人员, 大大降低可逆机组的运行维护费用;同样, 这对于已建常规电站降低运行成本并向现代化管理调度方向改进是一个非常好的契机。
常规电站扩建为混合式电站为电网中建设大调节容量、长调节周期蓄能电站, 提供了更加广阔的选择空间。因为混合式电站一般都可以利用具有较大容量的水库, 其调节周期更长, 可以进行周、旬、甚至是月调节, 因而可以更充分地发挥抽水蓄能电站的作用, 对电网的安全运行和保证电网的输电质量都显得更为重要, 整个电网的节煤效应也将更加明显。
增建可逆机组, 可以置换出电网中部分用以调峰的火电机组, 降低电网中的煤耗, 减少CO2、CO、SO2等废气排放量, 从而减轻电力系统在环境保护方面的投资压力;另外, 在已建常规水电站中扩建可逆机组, 因为一般不需增加库容, 不需建新坝 (不另建水库时) , 不会引起局部环境的改变, 故社会压力较小, 对工程进展有利。
2.2 潘家口、响洪甸混合式电站的经验分析
潘家口抽水蓄能电站是我国第一座实际意义上的大型混合式电站, 总装机容量为420 MW (150+3×90) 。该水利枢纽原初步设计是一座常规水电站, 总装机容量为3×60 MW, 多年平均发电量为3.56亿kWh。其中替代容量为93 MW, 峰荷电量 1.32亿kWh, 非峰电量2.24亿kWh, 在系统中的作用是以水定电、调峰运行。从初步设计与现实对比中可以看出, 潘家口抽水蓄能电站现状较初步设计扩大装机容量2.3倍;年发电量由3.56亿kWh增加到5.93亿kWh, 是原设计的1.7倍;峰荷电量由1.32亿kWh增加到4.82亿kWh, 是原设计的3.7倍;替代容量由93 MW增加到235.5 MW, 增加2.5倍[2]。
另外, 潘家口抽水蓄能电站, 在电力系统中调峰填谷调节容量约344 MW, 使调峰出力增加了4.6倍, 保障了火电机组更好地处于高效运行状态, 减少了火电机组因参与调峰填谷时产生的能耗比率增高所造成的损失, 每年可为国家节约燃料费用约0.72亿元;节约替代电站基本建设费2.4亿元以上。仅计此项收益, 推算可在12年内回收总投资;若计综合收益则效益更加巨大。
响洪甸抽水蓄能电站是国内建设的第二座大型混合式抽水蓄能电站。水库群中的响洪甸、佛子岭、磨子潭及白莲崖水库共同承担灌溉及下游城市供水任务。因为佛子岭、响洪甸电站原有发电流量共约200 m3/s, 小于灌溉渠道设计流量 (300 m3/s) , 水库群灌溉水量和流量的分配受到发电流量限制, 不能实行水库群内的合理调度。且响洪甸电站原有4万kW常规发电机组, 没有保证出力, 不能承担电力系统正常的调峰任务。
响洪甸扩建成蓄能电站以后, 发电流量增加到300 m3/s, 水库群可根据各水库的蓄水量、来水量和库容等条件, 实行联合补偿调度, 合理地分配灌溉供水流量和水量。并且原常规机组季节性发电容量4万kW转化为电力系统替代容量, 共可调峰12万kW;抽水填谷10.8万kW, 电力系统每年可节省煤耗3.9万t, 除具有纯抽水蓄能电站的一般作用和效益外, 每年还可增加来水发电量约4 000万kWh[3]。
除发电效益增大外, 因扩建可逆机组, 增加了一条新的发电泄水通道, 更利于水库的防洪调度, 大幅提高了水库的安全程度;同时, 抽水蓄能电站的建设还有利于所在水库群实行合理的联合调度, 年均增加水库群灌溉供水量300多万m3。随着灌溉及城市供水量的增加, 其联合调度增加供水量的效益将进一步提高。
从响洪甸混合式抽水蓄能电站可以看出, 梯级电站中扩建可逆机组将产生更大的综合效益;佛磨混合式抽水蓄能电站的建成投产验证了在梯级电站中扩建可逆机组的经济可行性。
3 梯级电站群中增加可逆机组的意义
前文所述, 在已建常规水电站群中, 适度增加部分可逆机组, 是一种比较理想的选择。梯级水电站群因为众多水电站的关联效应, 其调节能力更强, 综合运用也更加复杂。但是, 只要辅以适当的运行方式, 同样可以发挥出优势。注意到梯级电站中已有的上下游水库, 在下游水库消落水深和库容满足要求时, 可以直接利用已建水库, 只增建、改建输水系统和厂房、输变电系统, 电站即可投入运行, 佛磨混合式电站就是这种情况[4] (见图1) 。这样不仅进一步减少了建设成本, 还使得电站能够更快地投入电网运行。淠河上响洪甸和佛磨梯级电站先后改建, 并且都取得了可观的经济效益和社会效益, 这给了人们一些思考和启发, 值得借鉴。
安徽淮河流域, 浙江新安江、富春江、瓯江流域均有梯级电站;长江流域、黄河流域更是拥有数量众多的梯级电站。条件可行时, 在这些梯级电站群中扩建一些混合式电站, 具有积极意义。这种扩建工程, 投资少、收益快, 可以快速增加电网蓄能装机容量的比例, 提高电网的调节能力。在充分考虑电网需要和各地区的经济发展状况下, 结合梯级电站群的水库容量及周围的地形、地质条件, 可以适当扩建一些混合式电站。
考虑西部水电东送、北部火电南送, 输电方和受电方都需要多建设一些蓄能电站, 从而优化电源结构, 改善电网运行环境[5,6,7]。从输电方角度考虑:在非高峰期, 受电方不需要电时, 输电方必须尽可能将多余电能储蓄起来, 以减少水电弃水、提高水能利用程度, 或者提高火电机组的运行效率及其年利用小时数, 从而改善输电方电源的运行环境。从受电方角度考虑:在低谷时期, 要能按照合同的受电容量接受输电方的供电量, 就必须有足够多的蓄能电站将多余电量储蓄起来, 以节约成本并提高电网安全系数, 同时, 增建蓄能电站还提高了输电线路的利用率、降低了输电成本, 并加强了受电方的电网调节能力。条件适合的情况下, 在梯级电站中扩建混合式电站不仅节约投资和建设时间, 还拥有众多“天然”的可选梯级大水库, 对于考虑改建混合式电站有非常大的吸引力。除了上面提到的利用梯级电站中的两个水库 (如佛磨电站模式) , 混合式电站还有其他两种开发形式:单独利用上库, 单独利用下库 (见图2) 。另外, 在同时利用梯级电站中的两个水库的情况下, 两个水库可以是不相邻的。
事实上, 除了西电东送考虑外, 中西部水电比重较大的电网 (如湖北电网) , 本身也需要一定的抽蓄装机参与电网调峰, 白莲河抽水蓄能电站的建成就充分说明了这点[8]。这种电网丰水期水电比重大但缺乏调节能力, 抽水蓄能电站调峰填谷作用能替代相应容量的火电机组, 减少水电弃水调峰;枯水期峰谷差大, 在充分利用常规水电调峰的基础上, 抽水蓄能电站是优于火电的调峰设施, 可提高系统火电利用小时, 确保电网安全、稳定、经济运行和供电质量。而这些地区往往多流域性的梯级电站, 经过详细的调研, 若能将部分梯级电站适当扩建、改建为混合式电站, 经济效益一定显著。
一般情况下, 梯级电站水头不太大, 只适宜扩建一些中小型的抽蓄电站;这些可逆装机容量可以直接服务于地方电网[9], 并创造很好的经济效益 (如宁波溪口电站) 。对一些条件较好的电站, 可以扩建一些大中型的混合式电站;这些电站可以直接为整个地区电网服务, 甚至在将来的国家电网中发挥重要作用。
4 电站扩建为混合式电站时应注意的问题
在进行水电站的改建过程中, 如果过于强调利用已建水库作为可逆机组的下库时, 容易遇到许多问题。如水头低、水道长、水库水位变幅大, 导致抽水蓄能机组运行水头范围受到相当大的限制。一般, 抽水蓄能机组的最小水头和最大水头之比, 最好能在0.8～0.9, 以0.85以上为佳。如果水头 (扬程) 变化大, 抽水蓄能效率和抽水量将显著降低, 并限制了出力和可发电量, 机械运行不稳定, 产生各种振动问题。虽然可以通过使用变速机组提高发电、抽水两种工况的效率, 并提高机组的运行稳定性, 但从使用变速机组最成熟的日本抽水蓄能电站的建设经验来看, 变速发电机的价格约为恒速发电机的1.5倍[10,11], 故不宜广泛使用。因此, 对于改建是否可行, 应做全面的经济分析。同时, 还要考虑利用已建水库增建可逆机组的进/出水口时对水库运行产生的影响。
在进行常规水电站的改建、扩建过程中, 不能为了尽量充分利用已建水库的大容量、较大的水头落差, 刻意扩建一些大容量的可逆机组, 这会导致因不顾地方实际发展需要, 造成浪费。如一原本为地方发展需要而建设的可逆装机, 若容量太大, 直接为地方电网服务会得不到充分利用;作为大电网的调节容量, 反过来再用大电网对地方电网进行调节, 容量的变换又会产生能量损失, 将大大降低电站的经济价值。故, 在扩建混合式电站时要注意统筹考虑电网中大、中、小型抽蓄电站的布局和规划。
还有一个值得注意的问题。若拟利用的已建电站水库为中、小型水库, 改建成大型抽水蓄能电站后, 建筑物级别需要加高, 相应大坝的安全系数、泄洪标准、施工质量要求等也要提高, 原来的建筑物可能需要做加固处理。
在已建水电站中扩建抽蓄机组, 在我国还处在起步阶段, 如何处理好可逆机组的发电效益和综合利用各方面的关系, 也是一个非常重要的问题, 必须认真研究。
因此, 利用已建水电站扩建为混合式电站, 应根据具体情况进行具体分析, 对其利弊做出综合评价, 进行经济比较后再做出结论。
5 结 语
从电网的发展看, 当水电发展到一定程度, 因受水能资源的限制, 不能与其他电源同步增长时, 电网中峰谷差将加大。尖峰缺电低谷剩余现象将会与日俱增。这不仅影响电网供电质量, 还影响电力工业的可持续发展。抽水蓄能弥补了常规水电的不足, 使电力系统中低谷时剩余电能转换成尖峰时的宝贵电能, 减缓了电网中火电机组的深度调峰和水电弃水现象, 稳定了电网的安全运行。混合式电站作为抽水蓄能电站在新时期的发展, 不仅在经济上拥有优势, 同时, 作为水电的延续和长期发展, 也有其无法替代的现实意义。
随着我国电网技术的不断发展和电网运行经验的不断丰富, 各地区电网的联合调度运行步伐加快。并且国民经济不断发展, 社会对电网安全性能和输电质量的要求也不断提高。混合式抽水蓄能电站作为电网中的备用电源和管理工具, 将是电网发展的大方向。两部制电价的逐步实施、辅助服务市场的逐渐完善, 将是对混合式电站建设的一大促进。国家发改委规定的抽水蓄能电站主要由电网企业建设并经营管理的要求, 也将一定程度上刺激电网对投资混合式电站的兴趣。在水电资源丰富且已建水电站较多的地区, 混合式抽水蓄能电站将获得长足的发展。
在待开发或正在开发的水电站中, 若条件具备时, 引入可逆机组, 值得考虑。当然, 这方面还需要许多深入细致的研究, 此处只作为建议。另外, 建议在条件可行的情况下, 进一步考虑混合式电站与附近的火电或者核电、风电等联合运行;这样, 既进一步保证了可逆机组的抽水电量, 又提高了其他电源机组的利用率, 其综合效益将更佳。
摘要：随着水利科技的不断发展, 社会对水资源的开发利用已经相当成熟, 待开发和未开发的水电资源日趋减少;然而水电在环保、调峰和维护电网安全方面的优势又是其他许多能源所无可比拟的。面对着人们对水电的愈加珍视和水电可开发资源日益减少这种现状, 急需调整对水电资源开发利用的思维模式。分析了利用已建常规水电站改建混合式抽水蓄能电站的意义, 并对梯级水电开发中可逆机组的运用进行一些初步探讨。
关键词：混合式抽水蓄能电站,梯级开发,电网
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小型水电站立式机组厂房布置 篇10
1 水电站的地理位置
厂房的选址不仅仅是看地形以及地质就可以决定下来的。还要考虑是临近水源以及是否处于上游, 还有在其中如何合理的摆放枢纽等等的因素也是要考虑的问题。有很多种方式可供选择, 比如半地下式, 坝内式, 地面式和地下式等可供选择。
如选择了地面式, 那么就要考虑地质条件、厂房形式、如何防洪, 还要考虑通风、采光以及交通等因素。在全部决定之后就开始要设计图纸了, 这不仅仅需要组装电机人员。还需要水利机械, 电工, 水工, 水文等工种一起参与设计。在厂房的设置问题中主要是对厂房的长宽高以及合理布置厂房内部机电设备和各个控制过程等等。
2 主机房与尺寸问题
2.1 主机房长度。
房间的长度是由很多机组的长度所构成的, 再加上机室以及装备长度的总和加在一起而形成的。在这其中机组的长度, 机组最大面积尺寸以及布置和构成尺寸是组成房间长度最重要的几个因素。在水电站主机房中主要长度是由蜗壳平面尺寸而控制的。组装这些机组段的场地一般有机组段的2~3倍那么长。
2.2 主机房宽度。
对于主厂房而言宽度是应该由组装好的机组上下部来决定的。上部的宽度取决于吊车的跨度, 最大的部件调运问题以及人行通道的宽度加在一起所决定的。下部的宽度是取决于蜗壳以及水管的尺寸大小。在上下部测量好了的情况下取最大的宽度来进行建设。
2.3 主机房高度。
总高度是由主机房高度加上各个层面要求高度得来的。在其中起到主导作用的是装机高程。在装机高程确定之后高度以他为基准, 按照各个设置要求来检修与运行。
3 副机房中的尺寸
我们要根据主机房的地理位置来选择副机房的地理位置。在其中副机房最好是位于主机房的上游位置。不同的机房建设形势副机房的地理位置也不尽相同。对于坝后式的机房而言副机房要设在厂坝间;引水式的机房副机房需要设在主机房的上游位置;而河床式机房常常把副机房设立在尾后的平台上。
我们需要根据主厂房有多大来决定副厂房需要建设多大。宽度一般是于主厂房的长度相同或者略微短点。其宽度是一般控制在6m~8m左右。再小心电站中副厂房往往包括了开关室、控制室、断电保护室以及直流电系统室。在其中重要控制室的位置至关重要。
中央控制室
中央控制室主要布置:通常情况低压控制盘7面、低压继保盘7面、直流盘1面、同期盘1面, 最后确定中央控制室的宽度为5m~6m, 长度为9m~10之间。中控室的面积一般不宜太小, 控制盘离墙壁的距离不得小于1m, 两排盘之间的距离不得小于1.8m, 以满足检修的要求。主环控制盘前离墙壁应不小于4.5m, 以满足放控制桌和运行监视的要求。
主变压器位置宜靠近主厂房, 并宜与安装间高程相同。主变压器场地的防火防爆及通风散热等应符合有关规范规定。直流电系统用房 (蓄电池室系统用房) 直流电系统用房包括蓄电池室、套间 (前室) 、储酸室、充电机室等。这些房间应尽可能地布置在同一层。蓄电池室在可能范围内尽量靠近中控室, 以节省蓄电池至直流盘的直流电缆。
开关站宜靠近主变压器和中央控制室。应选择地基及边坡稳定地段或利用其他合适的场地进行布置, 其进出线应避免跨越泄流建筑物的水跃区、射流区。开关站位置宜避开冲沟口, 不能避开时, 应对山洪、泥石流和崩塌体等采取预防措施。开关站大多选择在厂房下游侧近处而又宽旷的地方, 还要考虑输电的方向。
4 保证厂内交通畅通的布置
4.1 在水电厂房中需要有合理和良好的交通路线, 以保证工作人员的日常办公和以后设备人员对设备的检修。
日常工作人员需要去操作的设备的必经之路的道路畅通每次想要保证水的正常输送都需要工作人员去启动一些机器设备来运输水, 作为最主要的, 所以首先要保证发电机层和水轮机层通往水泵房、尾水管层、蝶阀层的通道, 在实际的工作过程中, 为了更好的保证工作人员的安全, 需要在发电机层通往水轮机层通向水轮机层的两端各设置一个楼梯为宜, 楼梯的宽度大约为1m-1.2m为最好。
4.2 保证主要工作场所的畅通。
发电机层和水轮机层作为工作人员的主要工作场所, 通过所需要的通道也需要相应的宽一些, 像这些作为主通道的道路, 一般设计的宽度应该大约为2m左右, 一般宽道设置为1.2m即可。合理设计, 是为了更好的保证工作人员的生命安全, 在布置厂房尺寸的时候需要建立起畅通的疏离通道, 例如, 厂房的门要多建造几个, 一旦遇到重大的事故, 可以让工作人员从不同的厂区们进行撤离。
5 安装间的布置
安装间在厂房的设计中主要起到对相应的设备进行安装、检修的主要场所, 对安装间进行合理的空间设计, 为工作人员提供舒适的工作环境, 对工作人员的维修和安装可以起到很大的促进作用, 在安装件的布置中需要注意的是, 要保证底层和水轮机层的相通, 上层与发电机同高度, 安装件分布在厂房的一侧。
6 厂内电气设备的布置
厂内电气设备是属于主要的动力设备, 在工作过程中有可能会发热、产生静电, 如果两个仪器相对距离太过近的话可能会导致仪器的损坏, 更糟糕的可能会引起重大的事故, 所以在进行厂内设备的布置时需要严格遵守规定, 控制好各个仪器之间的净距, 随时保证好通道和防火的要求。在电气设备的布置中, 在水轮机的发电层机墩上布置有发电机引出线、电流互感器、中性点电流互感器等仪器的引出线都需要下靠机组外缘处。
结束语
综上所述, 我们已经知道了如何来布置一个小型水电站。在布置过程中我们需要考虑的因素很多, 比如地理位置, 上下游位置, 主厂房与副厂房之间的地理位置都是我们在建设布置小型水电站的时候需要考虑到的种种因素中的一部分。我们在建设水电站的时候最先考虑的是员工们的安全之后, 才是各个仪器的修养保护工程。经过研究得知主厂房的大小不仅仅决定了副厂房的大小, 还影响着对检查机组是否方便的这一因素。
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水电机组 篇11
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）
水电厂机组技术供水系统改造 篇12
1 岩滩水电厂机组技术供水系统改造基本情况介绍
岩滩水电厂位于广西大化瑶族自治县岩滩镇境内,珠江流域红水河中段。一期工程安装4台单机容量为30.25万kW混流式水轮发电机组,总装机容量121万kW,年设计发电量为56.6亿kW·h,作为“七五”期间国家重点工程,以超百万装机容量列入全国水电行业“五朵金花”。2010年10月1日,岩滩水电厂二期扩建工程正式开工,建成后岩滩水电公司总装机容量将达到181万kW,年发电量可达74.57亿kW·h。1992年第1台机组投产发电,1996年4台机组全部建成投产。
目前,除2号机组正反向切换阀组没有改造外,其余都已改造完善:①滤水器进口阀02阀在2006年因阀门老化原因从电动阀改为以色列多若特系列水力自控阀,改造后的水力自控阀由于水质等原因运行中出现过偷关现象,后进行过2次改造,目前改用两位三通电动阀控制。②正反向切换阀组从2010年开始逐台进行改造,把正反向切换阀组(图1所示的4209、4210、4211、4212阀)4个电动阀改为1个电动四通阀(图2所示的4210阀),使漏点减少、回路简化、控制简单、动作可靠。③对部分安装位置不合适的示流器进行移位,同时改变示流器接线方式,有效防止水流变化或正反向切换引起冷却水中断信号误报。④把主轴密封水管路上的示流器改为流量计,解决因管路小、主轴密封胶密封好情况下主轴密封水中断信号误报。⑤02阀全关位置信号改进,其他控制改进,提高设备的可靠性。
2 滤水器进口阀02阀改造过程
从2006年开始,因阀门老化原因逐台对滤水器进口阀02阀进行了改造,更换为以色列多若特水力自控阀,刚改造的水力自控阀组控制采用双线圈双稳态电动开关阀及其他附件(包括主阀关闭电磁阀、主阀开启电磁阀、66-200流量加速器、手动三通选择阀、针阀、小球阀、外置过滤器等),改造投运后02阀多次出现偷关异常现象,导致冷却水中断。为了杜绝此现象继续发生,机组运行中只好断开02阀控制电源开关,手动三通选择阀放“手动”位置,同时每次机组停机后运行人员去现场手动关闭02阀以节约用水(可节约水资源近1 100m3/h),每次机组开机前先去现场打开02阀以满足开机条件,这不仅增加了工作量,而且设备安全可靠性也大大降低。
为了解决设备偷关而不能实现自动控制情况,经过深入研究水力自控阀工作原理,在水力自控阀更换改造后的第2年即进行该设备的第一次技术改造:本次改造是在控制腔增加1个电磁阀,02阀开启时,增加的电磁阀动作,控制腔一直通排水防止阀门偷关。由于设备本身配套的流量加速器动作不可靠及水质原因,改造后仍出现阀门偷关现象,致使第一次技术改造没有成功。
为了彻底解决这一难题,经过精心研究,2012年5月公司利用机组大负荷前检查机会对02阀进行了再次改造,本次改造采用德国END-Armaturen GmbH公司生产的电动三通阀代替原有的控制设备去控制水力自控阀门的开启、关闭。电动三通阀与电磁阀相比,具有耐高压、抗污能力强的特点,即使长期不使用也不会出现结垢拒动,对水质要求较低,如图3所示。改造后设备具有如下特点:①操作简单。②动作可靠。③控制设备简化,直观。④维护方便。本次改造属于原始创新开发的科技成果,改造前厂家及其他专家在理论上认为可行,但在其他电厂未有先例。岩滩水电厂技术人员大胆实施,经过实践证明此项改造是切实可行的,目前4台机组已全部改造完成,从而消除了设备隐患,提高了设备可靠性。
3 正反向切换阀组改造
正反向切换阀组在2010年开始进行首台机组改造,用1个电动四通阀代替原来的4个电动阀门,减少了3个阀门,使操作更简单、稳定,大大提高机组技术供水系统运行的可靠性。改造后的详细系统图如图2所示,目前已完成3台机组的改造,电动四通阀门采用天津塘沽阀门有限责任公司生产的型号为Q946F-16P (DN40)的电动四通球阀,该阀门具有以下特点:①流体阻力小。球体和阀体的连接管道截面相等,且球体通道采用圆弧连接,介质通过球体时,流体阻力小。②密封性能好。阀座采用具有一定弹性变形和高强度的PTFE材料,达到良好密封性能,保证了阀门的稳定性。③使用寿命长。阀门的阀芯和光颈材料采用奥氏不锈钢,阀座材料选用PTFE,能达到良好的抗腐蚀性作用,延长了阀门使用寿命。目前所改造的3台机组运行稳定,设备可靠。
4 示流器改造
4.1 存在问题
为了监视冷却水水流情况,在空气冷却器、上导、推力、下导、水导轴承冷却器的正反向供水管路上分别装有FS-T热导式示流器,在主轴密封水管路上也装有1个热导式示流器(如图2所示)。热导式示流器是基于热交换原理设计,探头内置发热模块及感热模块,示流器的热量传导与被测流体的流速密切相关。如果管道内没有介质流动,感热模块接收到发热模块的热量为固定值,而当流体介质流过示流器探头时,感热模块所接收到的热量随介质的流速变化而变化,感热模块再将这温差信号转化成电信号,处理器再将其转换成与设定流量对应的接点信号输出。岩滩水电厂刚开始更换为热导式示流器时,由于没有了解示流器原理,只是为了安装、监视方便,示流器都是顺着横向或纵向的供水管路安装于管路表面,常常由于正反向切换或主轴密封胶密封好导致示流器输出信号不稳而误发信号,甚至影响到开机。
4.2 改进措施
(1)原来轴承冷却水中断信号、空气冷却器冷却水中断信号都是把相应的示流器输出信号全部串联后上送,现把同一轴承上的正向、反向示流器接点由原来的串联方式改为并联方式(如图4所示),大大提高信号可靠性。
(2)把空冷正反向示流器由直管移位至环管处,推力轴承反向供水示流器由直管移位至弯管处,并安装于接近底部的管路上(如图2所示),有效解决冷却水中断信号不稳定问题。
(3)完善空冷器冷却水中断输入信号程序。技术供水空冷器管路水管中的水,一般在停机后约1h才能逐渐排空,为了杜绝反复的报冷却水中断/投入信号。在机组PLC程序中对该信号进行如下处理:在02阀全关状态下,当出现第一次0-1变位时,报“空冷器冷却水中断”信号并保持;在02阀全开态下时,按测点实际值进行显示、报警。
(4)主轴密封水示流器改造为I/A系列电磁流量计(型号为IMT25),输出为4～20 mA信号,杜绝因主轴密封胶密封严实时引起管路水流小而经常误报信号现象。
5 其他改造
控制柜由常规控制改为PLC控制,使用触摸屏进行操作,大大减少了设备,使接线更简单,维护更方便,控制更可靠。
根据岩滩水电厂防止非停、零事故措施要求,修改完善滤水器进口阀02阀的控制逻辑,当机组在非停机态、非检修态情况下若检测到02阀在关闭状态,由监控系统发出指令自动开启02阀,防止02阀误关导致冷却水中断而烧瓦。
原滤水器进口阀02阀位置信号为接触式行程开关,由于机组启停频繁导致行程开关变形而误发信号,现全部改为接近开关,解决变形情况和信号不可靠的问题。
6 结语
岩滩水电厂机组技术供水系统经过以上一系列改造后,消除了机组运行中误关冷却水的隐患,解决因阀门老化导致关闭不严、误发信号等一系列的问题,同时在信号采集、控制方面更加完善,使得设备的可靠性达最优工况,机组的运行可靠性大为提高,同时也提升了整个岩滩水电厂设备的自动化控制水平。
摘要：为了消除机组技术供水系统在岩滩水电厂运行中存在设备老化、信号误报、动作不可靠、无法实现远控等安全隐患,我们通过采用电动四通阀代替正反向切换阀组、电动三通阀代替水力自控阀控制阀组及完善信号采集与控制等方法,根除了机组技术供水系统存在的安全隐患,使设备达到了一个最优水平,自动化水平得到了大幅提升。文章对解决以上问题进行了探讨和实践论证,并提出了解决的办法。