600MW汽轮发电机

600MW汽轮发电机（共10篇）

600MW汽轮发电机 篇1

摘要：为适应运行工况的不断变化, 汽轮发电机就必须具有可调的直流磁场, 而产生这个可调磁场的直流励磁电流也就是我们所说的发电机的励磁电流, 和励磁电流有关的相应设备就是励磁系统, 正式具备了这个励磁系统, 才能不断的满足汽轮发电机系统的运行要求。本文便是先对600MW汽轮发电机的励磁系统的组成以及性能等内容进行了简要的概括, 并对600MW汽轮发电机运行时的稳定性进行了详细的分析。

关键词：600MW汽轮发电机,励磁系统,稳定性分析

1 600MW汽轮发电机励磁系统概述

1.1 600MW汽轮发电机励磁系统的组成和原理

现阶段, 我国600MW汽轮发电机所选用的励磁系统, 通常都是由国外直接进口的或是进口零部件在国内自行组装的静止可控硅整流励磁系统, 图1为常见的ABB公司600MW汽轮发电机所采用的励磁系统的原理框图。

在静态的励磁系统中, 通常励磁电源都是来源于发电机的机端的, 而主要负责供给同步发电机磁场电流的部件分别是磁场断路器、励磁变压器以及可控硅整流桥。励磁变压器会逐步的使发电机端的电压下降, 从而能够满足可控硅整流桥所需要的输入电压的条件, 同时在磁场绕组和发电机端的电压之间也能够起到较好的电气隔离的作用, 可控硅整流桥也就发挥出了自身的整流阻抗的作用, 这部分电流也就被转换成了我们可以控制的直流电源。

1.2 600MW汽轮发电机励磁系统的配置

600MW汽轮发电机所使用的励磁系统的设备主要有:5面的励磁功率柜、1面的交流进线柜、1面的励磁调节柜、1个三相的环氧浇注干式励磁变压器或是三个单相的环氧浇注干式励磁变压器以及2面的灭磁及过压保护柜, 具体的系统盘柜配置如图2所示。

2 600MW汽轮发电机运行时的稳定性分析

2.1 定子绕组故障及预防对策

一般情况下, 我国大部分的600MW汽轮发电机的冷却方式都是定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷以及定子铁芯氢冷的方式, 但是由于我国在设计水平、制造技术、工艺条件、维修保养以及运行管理等方面还都是较为落后的, 所以定子绕组接地和短路的故障是经常发生的, 并且这类故障都发生在绕组的端部, 一般我们将其分为以下几种: (1) 定子冷却水的回路堵塞故障; (2) 定子绕组漏水的故障; (3) 因焊接质量不过关而导致的接头损坏; (4) 遗留在定子绕组上的金属异物; (5) 定子引线和线棒的铜导体的疲劳损坏; (6) 定子绕组的绝缘故障问题。

为了较好的预防定子绕组故障的出现, 我们主要采取以下的预防对策: (1) 采用超声波流量试验或是热水流试验, 确保定子的水路是没有堵塞现象的, 确保冷水的质量是符合相关的技术要求的, 保证保水冷系统检温计的准确性; (2) 进一步优化接头的结构, 提升焊接作业的质量, 这样定子绕组的鼻部和端部才能更加的牢靠和稳定, 重视对空心铜线的质量检测工作, 完善定子绕组绝缘引水管的布局; (3) 在焊接完成线棒街头后, 应先对其进行质量检测, 确保质量过关后, 在对导线进行相应的整形处理工作, 同时还要保证接头具有一定的光滑性; (4) 对于一些如上下层渐开线线棒间隙和电子绕组端部线圈夹缝等关键的部位, 应进行严格的检查和清理, 确保其内部是没有螺母、螺钉以及锯条等金属异物的; (5) 完善定子绕组线棒的成型和胶化的相关工艺, 做好鼻部和端部渐开线的径向和切向的固定工作; (6) 采用相应的监测系统, 时刻测量局部的放电量, 从而及时的诊断定子绕组的绝缘性能。

2.2 转子绕组故障及预防对策

转子绕组故障主要包括了匝间短路故障、集电刷-电环装置烧毁、热变形以及对地绝缘等几大故障, 而导致出现匝间短路和对地绝缘等故障出现的原因为:金属异物、导电粉尘以及焊渣等物质进入到了转子绕组中;水内冷转子绕组堵塞, 局不热量集中, 从而导致了匝间绝缘的烧毁;转子绕组热量过大, 导致了绝缘损坏;制造过程中的质量问题导致的局不缺陷;系统运行过程中, 机械应力和受热应力过大, 而导致了绝缘损坏。汽轮发电机的绕组在使用的过程中, 塑性变形是不断积累的, 转子绕组的端部和槽部都会出现绝缘损坏, 从而出现了匝间短路故障和接地故障, 甚至还会导致绕组的断裂。而集电环和电刷如果接触不良, 就会出现环火, 刷架和刷握都会被烧毁, 从而出现接地故障。

对于转子绕组故障, 我们主要采取以下的预防对策:转子运行的过程中, 应使转子回路的灭磁效果更加完善, 从而有效的保护转子绕组绝缘设备的过电压;重视运行中的维修和保养工作, 在剧烈的振动状态以及温度过高的状态下, 转子绕组都是不能长期的连续运行的;优化转子绕组的通风结构, 定期的检查导体通风孔是否有堵塞和错位的问题;对设备进行大修时, 严格的检查转子绕组的绝缘老化问题;并联运行的过程中, 确保电刷上的电流是分布均匀的;将转子绕组上内部可能含有的金属颗粒、毛刺以及杂物清理干净;提升集电环和电刷滑动接触的稳定度, 环表面应是干净整洁的, 并且要建立一层氧化碳素薄膜层;将转子滑环周围的碳粉清理干净, 定期变化滑环的正负极性;在检测转子绕组是否存在匝间短路的问题时, 应采用微分探测线圈法;为了避免油污进入到集电环小室内, 应配备专业配套的在线监测的设备。

2.3 定子铁芯故障及预防对策

由于装配的工艺以及制造水平等因素的限制, 容易出现冲剪和去边缘毛刺工艺、两端压指的高度偏差、表层绝缘漆厚度偏差以及铁芯装压过程中的冷热压次数和压力大小等问题, 而电机的铁芯又是始终处于交变电磁力的作用下的, 所以定子的铁芯叠片就很容易出现整体松弛或是局部松弛的故障, 有效铁芯片间的绝缘损坏, 局部热量过大, 严重时还会出现定子绕组的连锁故障, 整个系统的运行都会受到影响。

对于这类故障, 我们应采取以下的预防对策:重视制造过程和监测工作, 冲压硅钢片完成后, 将边缘毛刺去除干净;对整个机组进行大修时, 检查穿心螺杆和定位筋螺杆的螺母是否有松动的现象, 采用损耗试验或是铁芯温升的方法及时的检查相应的故障, 同时还可采用红外热像仪, 准确的测得内膛铁芯的表面问题, 以便找到故障点;叠压时, 准确的掌握压装的力度, 提高铁芯的压装质量。

3 结束语

通过以上的论述, 我们对600MW汽轮发电机励磁系统概述以及汽轮发电机运行时的稳定性进行了详细的分析和讨论。汽轮发电机励磁系统对于整个机组运行的安全性都是有着重要的影响的, 因此我们必须对其进行认真的研究, 掌握汽轮发电机励磁系统的性能、组成和特点, 同时还应对汽轮发电机运行过程中的常见故障进行研究, 结合现场的经验和相关的专业知识制定出科学合理的预防对策, 尽可能的降低故障发生的概率, 从而保证整个汽轮发电机机组运行的稳定性。

参考文献

[1]毛国光.我国汽轮发电机励磁系统发展概况[J].电网技术, 1997.

[2]梁艳萍.汽轮发电机励磁和参数数值计算[J].防爆电机, 2006.

600MW汽轮发电机 篇2

关键词：定子;劳辛格;卡抓;电动液压提升装置

引言

某海滨发电厂1号机采用上海汽轮发电机厂生产的QFSN-600-2型600MW水-氢氢冷汽轮发电机，由于本工程地处海边，而且已经建成10万吨级深水卸煤码头，海上运输条件极为成熟且方便，发电机定子出厂时采用了整体运输方式。该型号汽轮发电机定子本体净重325吨，充氮后运输总重345吨。定子外形尺寸10.35×4.27×4.00米，最终布置在汽机房13.7米层，东西向中心线在A、B列柱之间，距1/A列6017毫米，南北向中心线在第3、4轴列柱之间，距离第4轴列柱5370毫米。定子起吊位置位于汽机房南北向第1、3轴列柱之间。东西向中心线与东西向就位中心线在上下同一竖直面内。吊装方案采用定子吊装架及四套GYT-200型液压提升装置。提升装置将定子起吊至定子最下缘超过13.7米的汽机运转层平台。然后使用卷扬机滑轮组牵引吊装架及定子沿滑道滑移至就位坐标位置正上方，最后使用电动液压提升装置放下定子，完成发电机定子本体安装就位。

1计算

定子拖运摩擦力的计算（概数计算）拖运时吊装架（35t）、吊架（5t）、液压提升装置（15t）与定子（345t）一起移动，总重量为：G=35+5+15+345 =400t，滑轮组牵引力为：F=G×μ，上式G—被拖运物总重量，μ—滑动摩擦系数F=400×0.06=24t，牵引滑车组为H32×4D“四—四走八”，滑车组出绳端头拉力为：S=F·En（E-1）/（En-1）×E3，上式F—滑轮组牵引力E—综合摩擦系数，n—在动滑车上的有效分支数 =24t×1.048×（1.04-1）/（1.048-1）×1.043 = 4.01t十吨卷扬机满足要求。

绳套强度校核。定子重量：G = 345t钢丝绳套（?56×6m）总破断力：F1=164t/股×16股=2624t，安全系数：n=F1/G，上式F1—钢丝绳套总破断力，G—吊物重量，n=2624/345=7.6倍满足要求。

钢绞线的强度：每根钢绞线能受力8.33t，四个千斤顶总共80根钢绞线受力，能承担负荷：Q=8.33×80 =666.4t能满足吊装要求。

2主要工器具的规格与型号

序号

工器具名称

规格、型号

数量

1

液压提升装置

GYT-200型

4套

2

钢铰线

长25m

80棵

3

穿线帽

8个

4

液压油

№46#

1000kg

5

3号二硫化钼锂基润滑脂

4筒

6

手提式工具箱

2个

7

重物移位器

60t?3

4组

8

静子吊装架

1套

10

钢板

δ40，2m×10m

3块

δ20，0.6×15m

2块

δ10，0.6×15m

2块

13

卷扬机

10t

1台

14

钢丝绳

配套

16

滑轮组

H32?4D

2个

17

拉力计

1000kg

2个

3安全注意事项

3.1整个吊装作业区域拉设警戒绳，放置警示牌，禁止非作业人员进入吊装作业工作区域;定子起吊后，严禁任何人在定子正下方通过或停留，并设专职安全人员负责监护;

3.2高空作业要求搭设牢固脚手架并加设安全防护围栏，对于吊装区域内安全设施验收不合格，禁止使用不安全的设施;

3.3卷扬机钢丝绳夹角内侧不得站人，任何人不得跨越正在行走的钢丝绳，卷扬机在空负荷状态下必须及时切断电源;

3.4各项施工步骤必须严格按照其设备的安全操作、工作规程进行，严

4.2.9在提升过程中，为提高卡爪的使用寿命，每提升5m高度给卡爪加注一次3#二硫化钼锂基润滑油脂;

4.2.10提升定子至其底部超过汽机运转平台（13.7米）200毫米时缓慢停止（吊装过程确保液压装置不漏油）;

4.2.11拆去重物移位器两侧的楔铁，启动卷扬机，将门型吊装架及定子拖拉到定子就位位置正上方;

4.2.12重物移位器两侧备好楔铁;

4.2.13稳固后，操作液压提升装置进入下降工况，经汽机专业有关人员同意后落下，正式就位。

4.2.14卸荷后，测量支放千斤顶的横梁的变形是否恢复;

4.2.15吊装工作完成后，拆卸提升装置及专用吊装支架。对液压提升装置进行清洗，保养并装入专用工具箱。专用吊装支架运出放至规定位置。

5结语

经6小时连续起重吊装作业，重达345吨的发电机定子最终安全、准确的就位于指定坐标位置，本次发电机定子吊装作业工程的成功给以后同类型工作环境、吊装方案的定子吊装具有很大的借鉴作业。

参考文献：

[1]《GYT-200型钢索式液压提升装置组装、使用与维护说明书》——电力研究所

[2]《GYT-200型钢索式液压提升装置专用吊装架图纸》——电力研究所

[3]《起重与运输》——水利电力出版社

[4]《发电机吊装运输图》——上海汽轮发电机有限公司

600MW汽轮发电机 篇3

1 600MW定子机座有限元模型

采用ANSYS软件分析时首先假设定子机座焊接质量完好, 并将各个焊接零件作为一个整体结构来处理, 还对圆角、倒角、吊攀、圆孔和螺栓孔等结构则进行了必要的简化。600MW发电机定子机座的外壳及隔板由于尺寸大、厚度小, 符合板壳理论, 因此有限元计算中采用板壳单元对其进行网格划分。600MW发电机定子机座几何模型如图1所示, 定子机座有限元网格划分如图2所示。

弹簧板和定子铁芯采用实体建模, 由于铁芯是组合结构, 计算时主要考虑运输状态下的机座及挂货钩的应力和变形, 铁芯被简化为一个与实际尺寸和重量相同的圆筒。另外, 机座的端板和底板由于要与垫板和挂货钩连接, 为了能够较精确的计算接触应力和变形, 也采用实体建模。挂货钩和垫板采用实体建模, 机座和挂货钩之间的连接在有限元模型中采用接触单元进行模拟。

从计算精度的角度出发, 采用二次单元对整个结构进行离散, 采用手工划分为主、自动划分为辅的网格划分方式, 确保整个机构的绝大多数单元为标准的四边形和六面体单元, 在模型的准确性和计算机资源的耗费上得到了恰当的折中。整个定子机座共离散壳单元Shell93共30676个、实体单元Solid95共55322个, 接触单元4309个 (conta174和tagre170) , 共有节点403778个。

2 材料特性

600MW定子机座主要采用钢材料, 定子铁芯为组合结构, 采用等效密度进行处理。计算中所使用的材料特性见表1。

3 边界条件

为了保证整体模型在计算中不会由于微小计算误差而导致漂移, 设定机座外壳上中间部位的部分节点Z向位移为0, 以保证整体模型处于稳定状态。由于模型是近似对称的, 该种简化对垂直和水平方向的变形和应力计算结果影响很小。

根据运输结构力学分析可知, 上部垫板压力为683t, 分别施加在垫板上的两侧部位, 每个位置的压力为341t。单个挂货钩耳孔处的拉力F为351t, 与水平方向成13.58°;在有限元计算中, 为了模拟定子机座实际运输状态, 在耳孔中穿入直径为准300mm钢轴, 设定钢轴表面与耳孔为接触状态, 并约束钢轴的X和Y方向位移为0, 考虑动载荷系数的影响, 则在Y向施加的重力加速度为9.81m/s2×1.3, 耳孔中钢轴处施加水平拉力为351×cos13.58°×1.3=443.3t, 竖直方向的载荷则由结构的重力实现, 定子机座在运输过程中承受的载荷主要为定子机座自重和铁心自重等。

4 600MW定子机座变形计算结果

采用上述有限元模型和边界条件对定子机座及挂货钩进行静态分析, 得到定子机座的总体变形云图如图3所示, 局部位移云图如图4所示。X向、Y向、Z向和机座总体变形计算结果见表2。

5 结论

600MW汽轮发电机 篇4

关键词 挂闸;遮断;电磁阀;逻辑

中图分类号 TK2 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2010)082-0139-02

600MW汽轮机的挂闸系统主要有调节保安系统和安全油路组成。调节保安系统主要作为汽轮机的两个高压主汽门、四个高压调节阀和两个中压联合汽阀的驱动机构,高压抗燃油作为工作和安全油驱动油动机带动蒸汽阀门调节汽轮机的负荷。在汽轮机冲转前,机组必须处于挂闸状态,也就是使汽轮机的保护系统处于警戒状态的过程。本文将介绍汽轮机的挂闸过程,控制系统的动作过程以及挂闸不成功的原因分析。

1 调节保安系统组成

保安系统由机械部分和安全油路组成。机械部分主要有危急遮断器、危急遮断装置、危急遮断装置连杆、手动停机机构、复位试验阀组、机械停机电磁铁和导油环等组成;安全油路由高压抗燃油经节流孔、高压遮断组件形成油动机的保安油。

图1是汽轮机机械挂闸的原理图。手动停机机构、机械停机电磁铁、遮断隔离阀中的机械遮断阀通过危急遮断装置连杆与危急遮断装置相连,高压安全油通过高压遮断组件、遮断隔离阀组件与无压排油管相连;复位电磁阀组件驱动润滑油带动机械部分恢复到正常运行状态。

1.1 危急遮断器

危急遮断器由飞环和预紧弹簧组成。当汽轮机的转速达到110%-111%的额定转速时,飞环在离心力的作用下迅速飞出,打击危急遮断器的撑钩,使撑钩脱扣,通过危急遮断器装置连杆使遮断隔离阀组的机械遮断阀动作,泄掉高压安全油,从而使主汽阀、调节阀迅速关闭。

1.2 危急遮断装置连杆

由连杆系及行程开关ZS1,ZS2,ZS3组成。通过它将手动停机机构、危急遮断装置、机械停机电磁铁、机械遮断阀相互连接,并完成上述部套之间力及位移的可靠传递。行程开关ZS1,ZS2指示危急遮断装置是否复位,行程开关ZS3在手动停机机构或机械停机电磁铁动作时,向DEH逻辑送出信号,使高压遮断组件上的遮断电磁阀失电,实现汽轮机的保护。

1.3 高压遮断组件

图2是高压遮断组件的结构图。主要有四个电磁阀、两个压力开关、三个节流孔、高压压力开关组件及一个集成块组成。正常情况下,四个电磁阀全部带电,建立起高压安全油压,使得油动机的卸荷阀处于关闭状态。汽轮机遮断保护动作时,四个电磁阀全部失电,泄掉高压安全油,快关各阀门。

2 挂闸过程及逻辑实现

2.1 复位逻辑

图2

操作人员在DCS运行画面中按下机组挂闸操作按钮,复位试验阀组中的复位电磁阀(1YV)带电动作,将润滑油引入危急遮断装置活塞侧腔室,活塞向左移动,使得危急遮断装置的撑钩(图中T型结构)复位,同时通过危急遮断装置连杆的杠杆将遮断隔离阀组件的机械遮断阀复位。将高压安全油的排油口封住,建立高压安全油。

2.2 安全油建立逻辑

汽轮机的跳闸条件复位后,高压遮断组件中的跳闸电磁阀5YV、6YV、7YV、8YV带电,经跳闸电磁阀的安全油回油被切断,同时经机械部分的回油也被切断,高压遮断组件中的三取二压力开关(PS1、PS2、PS3)检测到高压安全油已达到3.9MPa时,高压安全油已建立。

2.3 挂闸完成逻辑

高压安全油压力建立后,使复位电磁阀(1YV)失电,危急遮断器装置活塞回到下止点,DEH逻辑检测到行程开关ZS1的常开触点由闭合-断开-闭合、ZS2的常开触点由断开-闭合,汽轮机挂闸程序完成。

3 调节保安系统的功能

3.1 噴油试验

当机组在3000rpm作喷油试验,运行画面中操作喷油试验按钮,隔离电磁阀4YV带电动作,隔离高压安全油的排油口,使得安全油无法排泄,遮断隔离阀组上设置的限位开关ZS4的常开触点闭合,ZS5的常开触点断开,逻辑检测到该信号后,使得复位试验阀组的喷油电磁阀2YV带电,润滑油被注入危机遮断器飞环腔室,飞环被压出,打击危机遮断装置的撑钩,使危急遮断装置撑钩脱扣。危机遮断电指示器发出飞环压出信号,逻辑检测到上述信号使复位试验阀组的喷油电磁阀2YV失电,复位电磁阀1YV带电,使危急遮断装置的撑钩复位。在检测到机械遮断机构上设置的限位开关ZS1的常开触点闭合,ZS2的常开触点断开后,隔离电磁阀4YV才能失电。这表示机械超速部分动作,喷油试验成功。

3.2 高压遮断电磁阀在线试验

高压遮断组件上的遮断电磁阀是作为汽轮机跳闸的重要保护手段。正常运行时,遮断电磁阀是串并联连接方式,是为了防止电磁阀误动作而导致汽轮机跳闸;同时遮断电磁阀是带电工作,防止控制系统失电而无法正常停机。

遮断电磁阀试验只能是单个进行。当操作画面中试验按钮和单个电磁阀试验按钮动作时,对应的遮断电磁阀失电。57YV电磁阀试验时,高压安全油流入遮断组件中,压力开关PS4检测到安全油压力达到设定值时,试验成功;68YV电磁阀试验时,遮断组件中的安全油泄调,压力开关PS5检测到安全油下降到设定值时,试验成功。

4 挂闸不成功原因分析

4.1 母管油压不正常

高压抗燃油泵启动后,母管油压只有3.0MPa,导致高压遮断组件中的压力开关(动作值为3.9MPa)无法动作,正常运行时油压有11.2MPa。

经现场排查,发现抗燃油箱的高压蓄能器的回油阀门被打开(检修过程中被打开,完成后没有恢复),导致抗燃油经回油阀流回油箱,才使得油压无法达到工作油压。因此在现场检修完成时,对实施的安全措施要全面检查并恢复,以免系统工作不正常。

4.2 遮断电磁阀试验时安全油压力下降

汽轮机挂闸完成时,高压遮断组件上的压力开关PS4(高信号)触点断开,压力开关PS5(低信号)常开触点断开。为了检测电磁阀是否活动正常或高压遮断组件中的节流孔是否堵塞,设计了遮断电磁阀在线试验功能。在做一侧电磁阀试验时,由于另一侧电磁阀线圈故障,导致经过高压遮断组件的安全油绕过节流孔,迅速经排油口泄掉,无法维持安全油压力,导致汽轮机跳闸。

压力开关PS4和PS5是检测遮断电磁阀工作是否正常的信号,如57YV电磁阀故障时,高压安全油绕过节流孔流入遮断组件中,压力开关PS4检测到安全油压力上升达到设定值而动作;68YV电磁阀故障时,遮断组件中的安全油绕开节流孔泄掉,压力开关PS5检测到安全油下降到设定值而动作。因此可通过判断压力开关PS4和PS5的信号是否正常来判断遮断电磁阀是否工作正常。同时在逻辑增加逻辑闭锁,如PS5低信号闭锁57YV电磁阀试验,PS4高信号闭锁68YV电磁阀试验。

4.3 汽轮机无法挂闸

机组的跳闸条件复位后,操作人员点挂闸按钮后,安全油压力形成以后,油压无法维持,汽轮机挂闸不成功。

检查发现机械停机电磁铁无法复位,导致机械连杆部分不能挂闸。汽轮机跳闸时,机械停机电磁铁带电,驱动撑钩脱离工作位,而使得机械连杆在弹簧力的作用下向下行点移动,导致机械隔离阀动作,高压安全油接通回油管路,快速泄掉安全油。挂闸后,机械停机电磁铁失电,但由于剩磁的存在,导致机械停机电磁铁无法复位,从而导致安全油无法建立。

对于机械停机电磁铁无法复位,可以手动对其复位或解开电源线以消除剩磁的影响。

5 结束语

汽轮机挂闸系统作为汽轮机紧急保护系统的组成部分,通过对其设计原理和功能的分析以及现场存在问题的事故分析,不仅很好的了解了其结构特征,也为现场检修提供了参考。

参考文献

[1]A刘钊,黄志坚.电厂液压设备维修技术2007,03.

600MW汽轮发电机 篇5

1.1 振动故障经过的描述

在2010年4月22日时机组的负荷为550MW, 继续增加负荷后, 3号机组的5号轴瓦的轴出现了振动的问题, 在X方向上轴振动时从24um开始发生波动的, 幅度在16-40um的范围内, 而在Y方向上, 振动时从45um是开始发生波动的, 幅度在35-90um的范围内。并且随着所受负荷的不断变化, 5号轴瓦的轴振动情况是不断间歇波动的, 严重的影响了机组的稳定性和安全性, 因此暂停机组的运行。

1.2 振动故障的原因分析

在2010年5月8好对3号机组开机检查, 将其轴承盖打开, 我们发现低压转子以及中压转子联轴器罩壳的两侧板均脱落, 并且调速板的侧板掉落在了轴承座的内部, 而发电机端的侧板套则是随着转子进行转动的, 产生了4处磨痕。在这4处磨痕中, 最严重的为发电机端联轴器的凸台磨痕, 磨痕的宽度约为60mm, 而深度也达到了10mm, 并且从调速端到发电机端是逐渐变浅的。在发电机端外缘处和螺栓调速侧的磨痕都是较浅的, 轴颈和联轴器的连接处也有磨痕存在。

联轴器的罩壳侧板为什么会脱落呢?这主要是由于联轴器罩壳3mm厚侧板和中间的上、下两个半圆形拱板的焊接方式都是采用点焊, 刚度较差, 侧板也容易出现变形, 一旦出现了触碰和摩擦, 侧板就很容易脱落。结合振动故障的具体特点, 我们认为导致5号轴瓦轴出现振动故障的根本原因就是低压转子和中压转子联轴器罩壳侧板出现了不规则的碰磨。

1.3振动故障的解决对策

1.3.1在侧板厚度不变的前提下, 汽轮机低压转子以及中压转子联轴器罩壳的侧本与上、下两个半圆形的拱板之间不再采用点焊的方式, 建议选择双面满焊。

1.2.2及时的更换低压转子和中压转子的联轴器罩壳, 适当的扩大预留的间隙, 建议分别加大4mm, 同时选择更加合理的设计安装值。

1.2.3在整个机组的运行的过程中, 我们发现是会碰磨5号轴瓦的, 由于出现过振动增大的现象, 随后这种现场又消失了, 可见联轴器的凸台的整圈都受到了磨损, 磨掉部位对转子的强度并没有产生过大的影响, 转子振动也未受到影响。在进行了相关的计算后, 我们认为虽然低压转子和中压转子的联轴器受到了磨损, 但是轴颈的强度还是可以满足机组的安全运行的, 所以我们只需要继续进行打磨, 逐步消除毛刺就可以了。

在采取了上述的对策后, 机组的运行状况恢复正常, 负荷为600MW时, 其振动在48um左右, 并且看不到波动的现象, 5号轴瓦的金属温度约为55摄氏度, 运行性能良好。

2 某发电公司的1号机组的振动故障分析

2.1 3-7号轴瓦的振动故障

2.1.1 挡板结构。

通常情况下, 在汽轮机组的转子轴系中应有5个联轴器的螺栓是有挡板的, 这5个联轴器螺栓分别是低压转子发电机联轴器靠近低压转子的一侧, 低压转子发电机联轴器靠近发电机的一侧, I、II低压转子发电机联轴器靠近II低压转子的一侧, 低、中联轴器靠近低压转子的一侧以及I、II低压转子发电机联轴器靠近I低压转子的一侧。联轴器的螺栓挡板一般会分为两个半扇形, 宽度约为165mm, 厚度为5mm, 材料一般选用1Cr13, 在每一个挡板上都均匀的分布着12个直径为mm的孔, 每个螺栓的长度为40mm, 直径为10mm, 挡板将这12个固定在了联轴器的螺栓上, 从而避免了联轴器螺栓出现高速旋转鼓风的问题。在2快挡板上, 也均匀的分布了12个半圆形的排气孔, 挡板内的气体就能够被排出。挡板与转子的间隙应为0.5mm, 与顶部的间隙为不超过0.3mm, 拧紧螺栓的力矩为40Nm。

2.1.2 振动故障经过的描述。

在调试机组的过程中, 汽轮机处于冲转的状态, 其转速约为1200r/min, 半个小时后其转速约为2450r/min, 3个半小时后其转速达到了2950r/min, 又过了半个小时, 成功的进行阀切换的操作, 转速也随之达到了2977r/min, 此时汽轮机的3-7号轴瓦的轴振动情况突然增大, 由于机组的振动保护功能, 所以机组停止了运行。随后启动了顶轴油泵, 当转速达到400r/min时, 4号轴瓦是有摩擦声的。

2.1.3 停机检查。

在将机组停机后, 进行检查时, 我们发现4号轴瓦位置处的联轴器螺栓挡板有两个链接螺栓都断裂了, 而8号轴瓦位置处的联轴器螺栓挡板有12个连接螺栓断裂了, 并且整个螺栓挡板大概掉下了四分之一。6号轴瓦和7号轴瓦位置处的联轴器螺栓都沿着顺时针方向翘起了, 均有2个连接螺栓断裂了, 8号轴瓦和4号轴瓦位置处的联轴器外罩也都出现了相应的损坏。

2.1.4 振动故障的原因分析

(1) 由于联轴器双头螺栓的露出部分的尺寸不符合相应的要求, 所以环形挡板也就无法靠近到联轴器的槽中, 有一部分已经出槽了。挡板的损坏都是按照转子的转动方向翘起的, 并且都是从接缝处开始的, 所以接缝处翘起的原因应为安装挡板时操作不当, 导致其安装不平; (2) 虽然是有防松垫连接螺钉, 但并不是每个都固定牢靠, 所以挡板容易出槽。挡板的质量为8kg, 如果其出槽, 那么螺钉就会被拉断, 轴系的重量就会严重失衡, 轴瓦的振动会剧烈上涨, 同时出现了跳机的现象。

2.1.5 振动故障的解决对策。

出现此类振动故障时, 应立即全部更换已经损坏了的联轴器螺栓挡板, 安装时应严格执行相应的检修工艺标准, 保证其安装质量。

2.2 7-9号的轴瓦振动故障

2.2.1 振动故障的经过描述。

在调试整个机组的过程中, 进行超速试验时, 汽轮机的转速为3000r/min, 11分钟后转速达到了3134r/min, 此时7-9号轴瓦的轴振动突然出现了剧烈振动的现象, 由于机组自动的振动保护功能, 因此机组停止了工作状态。在此过程中, 机组7-9号轴瓦的轴最大振动分别为341um、316um以及265um。

2.2.2 停机检查。

在机组自动停机后, 对其进行检查时, 我们发现9号轴瓦位置处的联轴器螺栓挡板大概掉下了四分之一, 而8号轴瓦位置处的联轴器螺栓挡板上有一个连接螺栓出现了断裂, 在其断裂后, 联轴器螺栓孔和挡板螺栓孔出现了错位的现象, 并且轴上也产生了划痕。断裂的螺栓表面有粗糙的部分, 也有光滑的部分, 在机组运行的过程中, 挡板出现颤动, 并且当其疲劳强度超过了极限应力后, 就出现了断裂。

2.2.3 解决的对策。

出现此类振动故障时, 应立即将已经损坏的联轴器螺栓挡板全部更换, 为防止接缝处出现翘起的问题, 应将2个联轴器挡板焊成一个整圈的整体。

3 结束语

通过以上的论述, 我们对600MW的汽轮机出现的几类振动故障进行了详细的分析和论述, 我们归纳了所暴露出的几大问题和应采取的对策:首先, 出现了三次汽轮机轴振动的大停机故障, 会对整个机组运行的稳定性和安全性造成严重的影响;所出现的三次振动故障, 有一次为静止部分, 另两次为转子本身。由于转子的运行状况对于整个机组运行的安全性都是有着影响的, 所以我们应更加重视汽轮机转子的安装操作, 保证其安装质量, 做好对相关人员的教育和培训工作, 制定健全的转子工艺标准, 并且严格的遵照相应的规程和制度进行检查和维修的工作。

参考文献

[1]毕大成.600MW机组异常振动故障分析[J].中国新技术新产品, 2012.

[2]刘红革.浅谈600MW机组出力不足原因分析及处理[J].云南电力技术, 2008.

600MW汽轮发电机 篇6

靖海发电厂1、2号机组为600MW超临界机组, 三大主机均由东方三大动力厂提供, 采用DG1900/25.4-Ⅱ2型超临界、中间再热、自然循环的燃煤锅炉, 为钢球磨中储式制粉系统, 对冲式燃烧, 平衡通风。过热汽温采用二级喷水减温调节, 再热汽温采用烟气挡板与事故喷水相结合的调节方式。采用旋转式空气预热器, 动叶可调轴流送、引风机。3台调速给水泵, 其中1台是电动泵, 两台是汽动泵, 单泵容量为50%ECR, 正常时两台运行, 1台备用。汽轮机为单轴三缸四排汽再热凝汽式汽轮机, 采用基于数字控制器和高压抗燃油以及伺服阀控制的数字电液控制系统 (DEH系统) 。机组正常运行过程中, DEH系统发生异常和故障, 将严重影响机组安全和稳定运行。下面介绍DEH系统常见故障处理方法, 供在建电厂和运行中的机组借鉴。

二、常见故障处理

故障1 2008年5月25日, 运行人员做2号机组左侧中压联合汽阀活动试验时, 当中压调节阀 (ICVL) 阀门关到7%时, 右侧ICVL关闭, 1s后又重新开启, 阀门活动试验失败。

故障分析阀门活动试验过程: (1) 左侧试验时, ICVL以10%/s的速度从全开位到全关位, 当关到10%时, 快关阀带电, 全关到零位。 (2) 中压主汽阀 (RSVL) 试验电磁阀带电, 该阀从全开位动作至全关位, 当RSVL关到10%时, RSVL快关阀带电, 全关到零位。 (3) RSVL试验电磁阀及快关阀失电, RSVL从全关位到全开位。 (4) ICVL快关阀失电, ICVL以10%/s的速度从全关位到全开位。右侧活动试验同左侧。

做左侧阀门活动时, ICVL以10%/s的速度从全开位关到10%左右, 此时快关电磁阀带电, 右侧调节阀关闭。结合2008年1月23号和2月9号做右侧阀门活动试验时, ICVR以10%/s的速度从全开位关到10%左右, 此时快关电磁阀带电, 左侧调节阀关闭。由此判断故障原因是左右侧调节阀的快关电磁阀的接线接反。

防范措施 (1) 检查左右侧快关电磁阀的接线是否正确。 (2) 检查阀门活动试验逻辑是否完整。 (3) 在阀门活动试验时, 减小指令的变化速率, 使得阀位反馈可采集到在10%的信号。

故障22009年2月16日13:27:16, 2号机组负荷为299MW, 主汽压为14.66MPa, 锅炉给水流量为807t/h, 给煤量为116t/h, 主汽温度为567℃, A、B小机运行, A、C、D、F磨煤机运行, 其他辅机运行正常。13:22～13:26, 主机做左、右侧中压联合阀门活动试验且动作正常, 13:27:16, 开始做右侧高压主汽门阀门活动试验, 当右侧高压主汽门关到位时, 发电机跳闸, 导致汽轮机跳闸, 同时锅炉MFT动作, 其他辅机跳闸正常。

故障分析热控人员迅速查看报警信息、趋势图和相关逻辑, 查看汽轮机已跳闸信号的逻辑:汽轮机已跳闸[就地EH油压力低压力开关 (<3.9MPa) 送至DCS, 经逻辑三取二作为跳闸信号];任一中压主汽门关同时任一高压主汽门关。当上述任一信号触发时, 作为汽轮机已跳闸信号, 连跳发电机。汽轮机挂闸后, 发现A侧中压主汽门的关限位开关信号始终存在, 同时联系到在13:27:16, 做右侧高压主汽门阀门活动试验时关到位信号触发, 满足“任一中压主汽门关同时任一高压主汽门关”的触发逻辑, 触发汽轮机已跳闸信号, 导致发电机跳闸, 同时连跳汽轮机, 锅炉MFT动作。检查A侧中压主汽门的关限位开关, 发现其内部有水滴, 测量常开触点的电阻为240Ω, 触点闭合, 更换新限位开关后工作正常。分析开关内部有水滴的原因是该阀门旁边有BDV阀, 机组在运行时此阀门漏汽, 长时间积累, 水蒸汽凝结, 导致开关触点误闭合。进一步分析, 中压主汽门和高压主汽门的就地开、关的限位开关为两路, 分别到DCS和DEH系统, DEH系统的开、关反馈在画面上只作为显示用, DCS的关反馈经过逻辑运算后作为汽轮机已跳闸信号, 同时也作为再热器保护中“主汽门关信号”, 但DCS画面没有显示, 不利于运行人员监视。

防范措施 (1) 在DCS逻辑中增加各调节阀和主汽阀的开、关上网点, 同时在DCS画面增加监视点, 便于运行人员监视。 (2) 高压主汽门和高压调节阀做阀门活动试验时, 需满足: (1) 所有HSS03卡件正常。 (2) 负荷在250～350MW。 (3) 机组不在锅炉主控方式。 (4) 发电机出口断路器闭合。 (5) 所有高压和中压主汽门均全开。 (6) DEH在自动方式。其中 (5) 引用的是现场到DEH系统的测点, 因此将现场到DCS的测点也添加到此条件中, 可避免信号误动作, 引起机组跳闸。 (3) 全面检查主机的主汽门和调节门的限位开关, 更换问题开关并检查其密封性。

故障3 2009年3月2日14:10, 2号机组负荷为299MW, 汽轮机在本地功率回路自动方式, 主汽压为14MPa, 锅炉给水流量为807t/h, 给煤量为116t/h, 主汽温度为566℃, A、B小机运行, 其他辅机运行正常。14:10～14:58, 主机做阀门活动试验, 在做高压调节阀阀门活动试验过程中, 活动过程结束时, 该阀门阀位发生跳变, 后恢复正常, CV2、CV3及CV4均存在同样问题, 2月23日做阀门活动试验时也存在同样情况。

故障分析在操作员站, 运行人员操作“试验按钮”和“CV活动试验按钮”后, CV阀门活动试验过程开始: (1) CV阀指令锁定当前值, 阀门以0.333%/s的速度关闭, 当阀位关到10%左右时, 该阀的快关电磁阀得电, 全关到零位, 阀门活动试验过程结束。 (2) 该阀的快关阀失电, CV阀以0.333%/s的速度从全关位开到该阀锁定时的指令, 同时切换到正常调节回路, 接受“手动参考指令”。

运行人员在做阀门活动试验过程中, 投入功率回路, 维持机组负荷稳定。当锅炉燃烧不稳或汽轮机调节阀在做阀门活动试验时, 对负荷均有扰动。在投入功率回路情况下, “手动参考指令”不能维持稳定, 当阀门活动试验结束, 该阀切换到正常调节回路时, 指令存在跳变情况, 导致阀门波动。

防范措施为维持机组负荷稳定, 同时避免阀门指令跳变, 在阀门活动试验结束, 该阀切换到正常调节回路时, 增加阀门指令的速度限制 (改为0.333%/s) , 这样在“手动参考指令”发生变化时, 阀门指令不会跳变, 而是缓慢变化, 也不影响机组正常负荷调节。

故障4 2010年3月12日11:22:38, 1号机组DEH所有调门、主汽门突然关闭, 约2s后自动恢复正常, 对机组负荷未造成影响。

故障分析检修人员检查各项记录和报警信息, 发现DEH的左侧主汽门指令由原来的98.15%关到-1.5%、REFERENCE、LOAD REFERENCE由原来的86%关到0%、手动参考值指令MANUALREF由原来的86%关到0%、EH油压有微小波动 (11.29～10.92MPa) , 其他相关重要变量未查到任何记录。由于可查记录量过少, 无法直接找到原因, 只能采取排除法, 发现汽轮机RUN信号可能发生通信翻转才造成调门、主汽门突然关闭。RUN信号由4号控制器通信到2号控制器, 在2号控制器内用了两个上网点采集同一个RUN信号, 这种设计可能会引起意外情况。逻辑编译后会有“Input Reference has already been accessed”报警, 当RUN AUTO信号发生短暂翻转时, 就会出现此次故障。

防范措施更正DEH不同控制器间不恰当的通信方式。当同一个控制器通过多个DI/B (或DI/L、AI/B等) 采样同一信号时, 往往会造成排在后面块号的那个DI/B取不到数据而使通信不稳定。删除多余的DI/B或AI/B块, 保留块号较小的功能块, 确保DEH逻辑运算的顺序不会改变 (DEH对功能块的执行顺序有严格要求) 。

故障5 2011年5月22日, 1号机组DEH系统GV3 (3号调门) 发出SEC1、SEC2故障报警 (现场反馈的LVDT次级线圈信号在HSS03卡内部判断异常) , 现场GV3调门全开。检修人员更换GV3控制卡 (HSS03卡) 后正常。2011年6月7日, 1号机组DEH系统GV3发出A/D、D/A状态故障, 现象是经常闪一下报警, 然后又能自动恢复正常, 而现场调门没有太大变化。检修人员更换HSS03卡、LVDT传感器、伺服阀, 并对GV3的控制接线、LVDT接线等进行绝缘检查, 未发现异常情况, 排除接线问题。在DEH机柜测量两路伺服阀控制线圈电阻, 电阻值正常且阻值稳定, 排除接线不稳定因素。2011年6月8日, GV3又偶尔发出输出1状态、输出2状态同时故障, 有时还伴有微处理器故障 (为HSS03卡离线后的卡件硬手动控制方式) , 现象是故障报警闪一下, 持续时间不超过2s, 又自动恢复正常。

故障分析根据3次故障现象及处理情况, 除卡件背板、接线端子板、电缆未更换, 其他能检查更换的全部检查, 但故障仍时常发生。3次故障类型均不相同, 没有共同点。因此, 综合判断, 很有可能是卡件质量或卡件背板不稳定, 造成GV3频频故障, 而端子板故障可能性不大, 否则不会出现卡件离线故障。ABB生产的这种HSS03卡电路设计过于复杂, 电源设计与现场未能很好匹配, 除受现场因素影响外, 自身功耗也较高, 因此故障率较高。

防范措施 (1) 采用北京ABB公司全新的HSS03卡件 (原装性较好, 检测过程较严格, 质量有保证) , 不使用返修卡件, 也不采用其他经销商的卡件。 (2) 该机组在2010年底小修过程中, 检修人员调整了HSS03卡件, 设置两路LVDT自动切换功能, 调高了LVDT的激励电压。由于国产LVDT的内阻较大, 会大幅增加HSS03卡的功耗, 增加HSS03卡故障机率。因此, 运行过程中注意观察, 若HSS03卡故障率较高, 则建议还是调低LVDT激励电压, 同时也可降低控制输出电流的幅度 (如原来设计为±40mA输出, 可改为±32mA或更低) , 降低HSS03卡件功耗。

参考文献

[1]盛赛斌.控制设备及系统[M].武汉大学出版社, 2005.07

600MW汽轮发电机 篇7

随着我国国民经济的飞速发展, 电力投入也越来越大。特别是在节能、减耗、增效的情况下, 火力发电机组的容量越来越大。目前, 600MW及以上级火力发电机组已成为我国主力机组。当下, 缩短大机组检修工期, 提高检修质量已成为各发电企业的头等大事。

然而, 在火力发电机的检修过程中, 按照《电力设备交接和预防性试验规程》要求, 发电机在停机后和检修结束后时, 都要进行定子绕组泄漏电流测量和直流耐压试验 (其中:还包括发电机定子绕组端部手包绝缘 (简称电位外移) 测量工作) 。据了解, 600MW及以上级汽轮发电机定子绕组汽、励两侧的汇水管多为直接接地方式, 这样就要求在对发电机进行定子绕组直流耐压和泄漏电流测量试验前, 将定子绕组水回路里面的水吹掉后, 才能进行相关试验。

如何将发电机定子绕组水回路里面的水吹干净, 对检修单位而言, 确实是个头疼的大问题 (据了解, 个别单位吹水工作用时将近一个月) 。

笔者经过多年的实践, 将我公司的西屋公司和东方电机厂 (日立技术) 生产的600MW级汽轮发电机定子水回路吹水的方法概括如下, 以供同行们在类似机组检修时参考。

1 西屋公司生产的600MW级汽轮发电机定子水回路吹水方法

1.1 西屋发电机定子绕组水回路示意图

1.2 西屋公司提供的吹水方法 (压力+真空循环法)

1) 压力循环 (PRESSURE CYCLE)

将发电机定子线圈冷却水系统与外部水管隔离。即:

(1) 将与发电机定子线圈进、出汇水管相连的法兰进行隔断密封, 并将发电机下方的出水连接法兰 (法兰5或法兰6) 隔离密封;关闭定冷水箱处的452阀门。

(2) 关闭485、486、400阀门。

在512阀门处向定子线圈冷却水系统充入N2, 当N2压力达100Psi (约0.7Mpa) 时, 停止充气, 关闭512阀门后, 立即打开400阀门排出水系统中的水。如此循环10次以上, 直至无水出来。

2) 真空循环 (VACUUM CYCLE)

(1) 把真空泵与486阀门连接好;

(2) 将N2源与512阀门连接 (注意:512阀门连接前要清洗干净) , 充入4Psi (约为0.028Mpa) 的N2后关闭512阀门;

(3) 开真空泵, 打开486阀门, 使真空达28inches Hg或更高。保持3个小时, 以便除去冷却水系统中的残余水分。3小时后关闭486阀门和停真空泵;

(4) 再打开512阀门, 向系统中充入4Psi的N2后, 关闭512阀门;

(5) 打开486阀门, 开真空泵, 以便带走N2;

(6) 重复上述 (2) ~ (5) 的操作步骤4至5次, 在第5次时保持28inches Hg真空压力2至3小时, 直至在485阀门处的露点低于450F°;

(7) 测量定子线圈的绝缘电阻和吸收比, 吸收比应大于2;否则, 须继续重复上述操作。

1.3 复合吹水法

由于西屋公司提供的吹水方法比较繁锁, 吹水过程较长, 一般在5-7天, 而且对发电机定子绕组内部的水是否彻底吹出, 仍不得而知。因此, 我们在现场的多次试验中, 摸索出1套行之有效的方法 (简称复合吹水法) 。其主要操作步骤如下:

第一步:将发电机定冷水回路与外部系统隔离。隔离方法与西屋公司方法基本相同 (将图中进、出水法兰、485、486、452、400阀门关闭) 。从512阀门处接1根仪用气管道 (接入前先将管道内吹干净) , 向定子线圈冷却水回路充入仪用气。

同时, 观察与486阀管道相连的压力表, 当表压达75Psi (约0.5Mpa) 时, 立即打开400阀门排出水系统中的水。如此循环20次以上, 直至400阀排出口处无水出来。

第二步:用闷板将法兰1隔死后, 再打开法兰4, 从512阀门处向定子线圈冷却水回路充入仪用气, 并将进气压力控制在75Psi (约0.5Mpa) 以下, 直到法兰4出口处无水出来 (此步骤可称做“对汽侧水回路吹水法”) 。

第三步:用闷板将法兰4隔死后, 再打开法兰1处的隔离闷板, 并从512阀门处向定子线圈冷却水回路充入仪用气[注意:进气压力须控制在75Psi (约0.5Mpa) 以下], 直到法兰1出口处无水出来 (此步骤可称做“对励侧水回路吹水法”) 。

第四步:用闷板将法兰4隔死后, 打开400排水阀、打开法兰1, 另接1根仪用气橡皮管, 将橡皮管头伸入法兰1处的管道内, 向发电机主引线、中性点处的引水管冲气 (注意:进气压力控制在0.4Mpa以下) ;同时, 从512阀门处向定子线圈冷却水回路充入仪用气, 并将进气压力控制在75Psi (约0.5Mpa) 以下, 直到法兰1出口处无水出来 (此步骤我们称做“双路吹水法”) 。用时15分钟后, 测量发现发电机定子绕组的绝缘电阻将会有显著提高。

1.4 以我公司近期对西屋制造的#2发电机吹水方法为例, 在各吹水阶段所测绝缘电阻数值

完成第一步吹水工作后, 发电机定子绕组绝缘电阻为:

A/BC地:80MΩ;B/CA地:90MΩ;C/AB地:90MΩ。

完成第二步吹水工作后, 发电机定子绕组绝缘电阻为:

A/BC地:300MΩ/500MΩ;B/CA地:3000MΩ/8000MΩ;C/AB地:3000MΩ/9000MΩ。

完成第三步吹水工作后, 发电机定子绕组绝缘电阻为:

A/BC地:40MΩ/90MΩ;B/CA地:400MΩ/1400MΩ;C/AB地:4500MΩ/11000MΩ。

完成第四步吹水工作后, 发电机定子绕组绝缘电阻为:

4 A/B C地:5 0 0 MΩ/1 1 0 0 0 MΩ;B/C A地:4000MΩ/10000MΩ;C/AB地:4000MΩ/10600MΩ。

从上述反映的数据可见, 在天气条件不变的情况下, 发电机定子绕组绝缘电阻的数值与定子水回路内部有无积水有关。

由于西屋公司制造的 (或采西屋公司技术制造的) 发电机定子绕组引出线和中性点处的瓷套管是用水冷却的, 而瓷套管又处在发电机的最低部位。因此, 只有将瓷套管内的水彻底吹出, 才能算对发电机内部定冷水系统吹水工作结束;也只有将瓷套管内的水吹出后, 对发电机定子绕组进行直流耐压及泄漏电流测量、发电机端部绕组电位外移测量的数据才具有真实性。

在本次吹水工作结束后, 发电机定子绕组直流耐压及泄漏电流测量数据如下:

通过本次检修还发现, 定子水回路内的水是否被吹干净, 对发电机定子绕组端部电位外移的测量数据亦有很大的影响。

如在本次吹水工作结束后 (吹气工作未停) , 进行了发电机汽、励两侧定子绕组端部电位外移数据的测量, 现场测得的数据在10~130V, 而该机组在2008年度大修期间, 测得的数据最大值有2500V。

2 东方电机厂 (日立技术) 生产的汽轮发电机定子水回路吹水方法

2.1 东方电机厂发电机定子绕组水回路示意图

2.2 东方电机厂发电机定子绕组水回路吹水方法——直吹法

由于, 东方电机厂 (或日立技术制造) 的发电机端部引线 (含引出线和中性点) 的冷却介质为氢气冷却, 所以, 该型机组定子冷却水系统吹水工作比较简单。其吹水步骤如下:

第一步:将发电机定子冷却水系统隔离, 即将CU-374线棒进水门、CU-343线棒出水门、CU-363门、CU-340励侧汇水管排门关闭。

第二步:打开CU-339汽侧汇水管排水门, 从CU-338门处接入1个3通阀, 3通阀上装有1只压力表 (量程为0~1.5MPa) , 另一端接入干净的仪用气管道后, 打开CU-338阀门, 向发电机内定子冷却水回路进气 (进气压力控制在0.4MPa以下) , 直到CU-339汽侧汇水管排水门处无水为止。

第三步:并闭CU-339汽侧汇水管排水门, 打开CU-340励侧汇水管排水门后, 再打开CU-338阀门, 向发电机内定子冷却水回路进仪用气 (进气压力控制在0.4MPa以下) , 直到CU-339汽侧汇水管排水门处无水为止。

第四步:在完成上述工作后, 测量发电机定子绕组绝缘电阻。如果发电机定子绕组绝缘电阻低于5000MΩ、吸收比低于1.5时, 须重复上述第二、第三步骤, 直到绝缘电阻数值符合要求为止。

2.3 我公司由东方电机厂制造的#3、#4发电机在大修中

按此吹水法吹水后进行直流耐压及泄漏电流测量和电位外移测量数据情况

2.3.1#3发电机在大修中吹水后进行直流耐压及泄漏电流测量数据情况

(1) 试验前绝缘电阻测量情况: (试验日期:2009年3月15日, 环境温度:13℃)

(2) 直流耐压及泄漏电流测量数据情况: (试验日期:2009年3月15日, 环境温度:13℃) :

(3) 发电机定子绕组端部手包绝缘电位外移测量情况:数据在10~50V之间。

2.3.2#4发电机在大修中吹水后进行直流耐压及泄漏电流测量数据情况

(1) 试验前绝缘电阻测量情况: (试验日期:2011年1月2日, 环境温度:6℃)

(2) 直流耐压及泄漏电流测量数据情况: (试验日期:2011年1月2日, 环境温度:13℃)

(3) 发电机定子绕组端部手包绝缘电位外移测量情况:数据在100~300V之间。

2.3.3两台机组试验数据的差异原因

(1) 主要是受试验季节、天气、设备表面脏污的程度等方面的影响;

(2) 特别是定子水回路内部水分的多少, 对定子绕组端部手包绝缘电位外移测量结果影响较大。

(3) 从试验所得数据来看, 都符合电力设备交接和预防性试验规程要求。

3 对发电机定子水回路吹水时, 必须注意的几个问题:

注意问题1:吹水气压问题

建议以不大于被吹发电机运行中的额定氢气压力为标准。因为, 进气压力一但失控制, 有可能引起发电机定子线棒在运行中发生渗水、漏水问题, 给设备带来不应有的损坏。

注意问题2:杂物问题

接气前, 应先用仪用气对外接管道进行吹扫、对接口进行检查清理, 以防杂物进入发电机定子水回路, 引起水回路堵塞。

注意问题3:闷板及密封垫材质问题

在将发电机定子水系统与外部管道用闷板隔离时, 所用闷板厚度应为不小于3mm的铁板或钢板;所用密封垫应为聚四氟乙烯材料。以防吹水时, 闷板击穿后, 有杂物进入定冷水回路中, 使发电机在运行中发生冷却水回路堵塞, 造成不必要的发电机故障。

注意问题4:不停吹测量发电机定子绕组端部手包绝缘电位外移

为了保证测量发电机定子绕组端部手包绝缘电位外移情况的真空性, 在测量电位时, 应保持定子冷却水回路处于通气状态。

参考文献

[1]美国西屋电气公司发电机说明书.

[2]Westinghouse Power Generatoin Service Division:Field Inspection Procedure Moisture Evacuation on Liquio-Cooded Station for D.C.High Potntial Testing;

[3]东方电机股份有限公司.600MW汽轮发电机安装说明书.

600MW汽轮发电机 篇8

某电厂所装机组是由东方汽轮机厂生产的N600-24.2/566/566, 超临界、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽凝汽式汽轮机, 该机组于2007年12月18日通过168 h试运行。并于2008年11月4—20日进行了机组性能考核试验及热耗保证值试验。

为查找原因及对机组检修和改进提供依据, 根据实际运行试验结果及测量的相关参量, 进行如下分析。

1 对汽轮机组试验结果的诊断分析

1.1汽轮机本体部分诊断分析

(1) 高压缸:在603.273 MW负荷时, 实测计算得到高压缸效率为82.80%;比设计值86.18%低3.38%, 使热耗率升高52.08 k J/k Wh。

原因是机组运行时保持1号阀门开度为19.7%, 2、3号门开度为72.9%, 4号调门全开。这样会引起节流损失, 造成高压缸效率低。另外的原因可能是在安装过程中, 动、静间隙调整值偏大, 动、静叶存在设计与实际制造出厂有偏差。建议在解体检修中, 对高压缸动、静叶及通流间隙进行校核, 在回装时按设计要求进行调整。

(2) 中压缸:在603.273 MW负荷时, 实测计算得到中压缸效率为92.54%。比设计值92.51%高0.03%。按中压缸效率每变化1%, 影响热耗率20.35 k J/k Wh计算, 使热耗率降低0.61 k J/k Wh。

(3) 低压缸:因在进行603.273 MW负荷试验时, 热力系统未隔离无法准确计算低压缸效率, 估算低压缸效率90.46%, 低于93.16%设计值2.7%, 使热耗率升高96.06 k J/k Wh。

主要原因:1) 在计算低压缸排汽焓时, 汽轮机组热力系统中的流量偏差全部包含在低压缸内;2) 低压缸通流安装间隙与设计仍有偏差;3) 低压缸动、静叶, 制造加工与设计存在偏差。以上原因, 造成了低压缸效率变化偏离设计值。建议查堵系统中内漏;在解体检修中, 对低压缸动、静叶及通流间隙进行校核, 在回装时按设计要求进行调整。

2 减温水诊断分析

原厂家提供的原则性热力系统中, 过热减温水流量为零, 实际设计系统布置中, 过热减器温水系统布置在高加后。当负荷为603.273 MW时, 过热器减温水流量为140.763 t/h。按厂家提供修正曲线, 按过热器减温水流量每变化1 t/h使热耗率升高0.163 k J/k Wh计算, 机组热耗率升高22.98 k J/k Wh。

原因:燃用煤种和煤质偏离设计要求较大, 造成过热器超温, 只有通过给水减温。在条件允许情况下, 对锅炉按实际燃用煤种进行技术改造, 减少运行中过热器超温现象。

3 中压缸冷却蒸汽流量诊断分析

中压缸冷却蒸汽量增大, 使进入高压缸蒸汽做功能力下降, 但中压缸做功能力增加, 锅炉吸热量也减少。实测高压缸漏至中压缸的冷却蒸汽量为再热流量的2.33%。比设计值2.03%高0.3%, 经采用“等效热降”方法计算, 使机组热耗率增加4.275 k J/k Wh。

原因:造成中压缸冷却蒸汽量与设计值相比大的主要原因是高中压缸之间汽封间隙稍大。

4 凝汽器运行特性诊断

试验时, 发电机端功率为603.273 MW, 循环水入水温度为20.18℃, 循环水出水温度为29.20℃, 汽轮机排汽压力为5.48k Pa, 循环水温升9℃, 凝汽器端差为5.35℃。设计凝汽器端差为4.98℃, 实测端差比设计值大0.54℃。按等效热降计算, 凝汽器端差升高0.56℃, 使热耗率升高11.76 k J/k Wh。

造成汽机背压偏高、端差大的原因可能是:

(1) 凝汽器冷却面积不足;

(2) 系统内漏比较大, 许多工质排放到凝汽器中造成凝汽器热负荷加大, 使凝汽器冷却效果减弱;

(3) 可能凝汽器真空严密性不好, 有空气漏入;

(4) 凝汽器内循环水冷却管有结垢。利用停机检修机会, 对内漏阀门进行解体检修或研磨, 以减少凝汽器的额外热负荷;检查凝汽器真空严密性, 查堵空气漏点;对凝汽器内管径进行冲洗, 增强换热效果。

5 技术改造后的结果

在实验结果基础上, 该厂根据上述建议对汽轮机组进行了必要的改造, 并对运行方式进行了合理改进。结果如下:实测高压缸效率达到86.84% (2次试验平均值) , 比设计值86.18%高0.66%, 按每变化1%, 影响机组热耗率15.41 k J/k Wh计算, 使机组热耗率降低10.18 k J/k Wh。中压缸效率在改造前即已达到设计指标。低压缸效率为95.06%比设计值93.16%高出1.9%, 按每变化1%, 影响机组热耗35.577 k J/k Wh计算, 使机组热耗降低67.60 k J/k Wh。由于低压缸排汽焓是通过汽轮机能量平衡方程估算, 热力系统中个别阀门内漏和主流量的偏差对这一计算结果也产生了一定影响。通过“等效热降”法对改造后高中压缸漏量进行计算, 得到该项热耗率也有一定程度的降低。

6 结语

经过对实验结果的分析可知, 在大修中对机组的若干部位进行合理改进, 该机组的经济性可以得到更好的发挥。对汽轮机组进行合理改造后效果显著, 大幅度降低了机组热耗率, 提高了机组效率和出力, 有利于企业的市场竞争力的提高。

参考文献

[1]沈士一, 庄贺庆.汽轮机原理.中国电力出版社

650MW发电机进密封油分析 篇9

【关键词】油氢差压；进油；措施

1.概述

某电厂发电机为东方电机股份有限公司生产的QFSN-655-2-22A三相同步汽轮发电机。发电机额定容量728MVA，额定输出功率655.2MW，采用水氢氢冷却方式：定子线圈（包括定子引线）直接水冷，转子线圈直接氢冷，转子本体及定子铁芯氢冷，定子出线氢内冷。密封油系统采用单流环式密封。

发电机密封油系统采用单流环式，密封油经中间油孔沿轴向间隙流向空气侧和氢气侧，形成了油膜起到了密封润滑作用，然后分两路（氢侧、空气侧）回油。

2.单流环密封油系统及主要设备

2.1密封油系统图及正常运行方式

密封油系统原理简图如图1所示：

在正常运行方式下，汽轮机来的润滑油进入密封油真空箱，经主密封油泵升压后由差压调节阀调节至合适的压力，经滤网过滤后进入发电机的密封瓦，其中空气侧的回油进入空气析出箱，氢气侧的回油进入氢侧回油扩大槽后再向下流入浮子油箱，而后依靠压差流入空气析出箱。

2.2油氢差压阀

油氢差压阀为隔膜阀，其上部位连接发电机氢压，下部位连接密封油油压，通过螺母设定恒定的差压值，差压阀根据发电机内氢压的变化，自动调整进入发电机的密封油油压，维持油氢差压的稳定。其正常的范围在0.036～0.076Mpa。

2.3浮子油箱浮球阀

浮子油箱内置浮球阀，油位逐渐上升时，浮球阀逐渐开大直至全开；油位逐渐降低时，浮球阀逐渐关小直至全关。当浮球阀卡涩时，易出现油位过高或过低甚至看不到的现象。油位过高，说明浮球阀未有效地打开，有可能造成扩大槽油位的异常升高；油位过低，说明浮球阀未有效地关闭，有可能造成氢气大量外排，引起机内压力的下降。出现上述情况，应当振打浮球阀，无效时隔离浮球阀，暂时使用旁路阀进行调节，并通过玻璃油位计观察油位。

3.发电机进油因素分析

发电机进油的实质即是密封油进油量大于回油量，从而造成浮子油箱满油，进而回油扩大槽满油，当回油扩大槽满油后，油就进入发电机的底部。

3.1发电机密封瓦。当发电机密封瓦的间隙变大时，会导致发电机密封瓦的进油量偏多，则密封瓦氢侧的回油量就偏多，从而造成进油的可能。3.2油氢差压阀。假如油氢差压阀工作不正常，当油氢差压值偏小时，油压密封不住氢压，导致发电机内气体泄漏；当油氢差压偏大，就会导致发电机的进油量偏大，从而造成发电机进油。3.3浮子油箱浮球阀。当浮球阀卡涩不能正常工作时，就会导致回油不畅，从而导致浮子油箱、回油扩大槽满油，进而发电机进油。3.4发电机膛内压力。发电机正常回油的动力一是依靠回油扩大槽与空气析出箱的高度差，二是依靠发电机膛内的压力压迫回油。在设计上高度差保证发电机内无压（大气压）的状态下回油通畅。3.5密封油系统管路或阀门堵。密封油系统管路或阀门堵将会造成回油的不畅，从而引发发电机进油。

4.发电机进油原因分析

發电机进行气体置换时，随着发电机膛内压力下降，由于差压阀调节能力不够，致使油氢差压开始增加，进入氢侧密封油量成比例增加，在密封瓦与轴颈之间隙的射流强度也增加，对氢侧挡油环也形成一定的压力，密封油容易发电机。在发电机进行气体置换的时候，随着膛内压力的变低，浮子阀逐渐全开，这时假如没能及时开启浮子油箱的旁路手动阀，势必造成发电机进油。在系统设置上，回油扩大槽与浮子油箱之间有一连通阀。此阀门的作用在于连通发电机内压力，保证回油的动能。假如此阀不是在开启状态，就不能保证浮子油箱内的压力，造成发电机进油的可能。

5.防止发电机进油的措施

5.1密封油系统和氢气系统各阀门状态的正确性对防止发电机进油至关重要。5.2随着发电机膛内压力降低，通过开大密封油泵出口母管的再循环阀，降低密封油泵出口的压力，保证密封油差压调节阀工作的正常。5.3时刻关注密封油差压调节阀的调节值，保证差压正常。当发电机膛内压力较低，差压调节阀跟踪调节不好时，应该及时切至旁路手动调整。5.4定期或在气体置换前进行氢侧回油流量的测定，以检验密封瓦间隙是否正常。测定方法是关闭浮子油箱出口阀，测出油位从浮子油箱中心线上升5cm所需的时间（按秒计），然后计算，即得两个密封瓦氢侧油量。按照厂家给出的数据，油位从中心线上升5cm的油量相当于15.2L。假设测得的时间为t1秒，则每分钟氢侧油量为15.2*60/t1（L/S），以此流量与厂家设计参数或前一次测定值进行对比，即可了解密封瓦所处的状态是否正常。5.5在保证密封瓦进油量稳定后，当机内压力降到0.05 MPa左右要及时将浮子油箱切到旁路运行。尽量减小回油管路中的阻力，加强回油。5.6定期或在气体置换前进行回油扩大槽油水检漏计和发电机套管箱及底部油水检漏计的试验工作，以检验检漏计是否正常。5.7气体置换过程中，虽然在发电机膛内压力越低的情况下越节省工质，但是最好保证发电机膛内压力在0.03MPa左右。5.8避免发电机膛内压力快速下降的情况出现。5.9气体置换过程中，应加强回油扩大槽油水检漏计、发电机套管箱及底部油水检漏计、主机油箱油位的监视。若发现异常应及时停止操作，并加强系统相关阀门的检查，及时阻止发电机进油。

6.结束语

密封油进入发电机内，将直接导致发电机绝缘腐蚀、老化，如果未及时排出，油在机内蒸发产生油烟蒸汽，其危害是十分大的。它将对发电机护环产生腐蚀作用，并溶解和凝聚其它有害元素，使机内构件产生表面凝露，使转子护环受产生附加应力而导致裂纹等危害，同时对发电机定子绝缘的影响也很大，油中的水分运行中蒸发为水蒸汽，使微细击穿点之间氢气介质导电率升高，水汽吸附在绝缘层上，威胁发电机定子绝缘，诱发发电机绝缘事故。运行中必须预防发电机进油事件的发生，维护安全稳定的生产运行。

参考文献

[1]代云修，张灿勇编.《汽轮机设备及系统》出版社：中国电力出版社，出版时间：2006-02-01

[2]华东六省一市电机工程（电力）学会 《汽轮机设备及其系统》出版社：中国电力出版社，出版日期：2006-11-01

作者简介

600MW汽轮发电机 篇10

华能汕头电厂超临界600MW机组检修时, 发现1号低压转子次次末级288mm叶片共5只在出汽边处出现裂纹。正向7号叶片距叶顶130mm处裂纹长度26mm, 见图1;正向23号叶片距叶顶152mm处裂纹长度12mm, 见图2;正向44号叶片距叶顶200mm处裂纹长度11mm, 见图3;反向4号叶片距叶顶128mm处裂纹长度8mm, 见图4;反向19号叶片距叶顶195mm处裂纹长度9mm, 见图5。

2 故障原因分析及改进方案

根据低压转子次次末级288mm叶片的运行记录、故障叶片照片以及经验得到叶片出现裂纹的初步原因为:

(1) 通过对叶片检查, 叶片有腐蚀情况, 致使叶片产生裂纹。

(2) 通过对叶片的材质化学分析, 叶片的材料可能不满足标准要求, 致使叶片产生裂纹。

为了保证机组长期安全可靠运行, 消除安全隐患, 同时提高机组的经济性, 做了两个改进方案:更换新型288mm动叶片及相对应隔板;更换新型288mm、515mm动叶片及相对应隔板。

3 新型288mm叶片介绍

(1) 改进了叶片的围带结构, 取消了原288mm叶片围带处的拉筋, 依靠叶片运行时的扭转恢复使叶片形成整圈连接, 见图6与图7。

(2) 优化了动、静叶片的型线, 降低了叶型损失, 使级效率提高了0.9%, 见表1。

(3) 叶片材料由1Cr12Mo改为0Cr17Ni4Cu4Nb, 在生产中增加喷丸表面强化工艺, 提高叶片在湿蒸汽区的安全运行系数。

(4) 叶根型线、叶片只数保持不变, 使其能够互换。

4 新型515mm叶片介绍

(1) 改进了叶片的围带结构, 降低了叶片的应力水平。

(2) 叶根型线、叶片只数、平均直径不变, 保证其互换性。

(3) 优化设计动、静叶片型线, 使动、静叶匹配更合理, 减少了功角损失、尾迹损失和二次流损失, 使级效率提高了3%, 见表2。

5 经济性评估

更换新型288mm动叶和隔板, 可以使级效率提高0.9%, 更换新型515mm动叶和隔板, 可以使级效率提高3%。即更换新型288mm动叶和隔板, 热耗可降低10kJ/kW·h, 更换新型288mm、515mm动叶和隔板, 热耗可以降低18.7kJ/kW·h。低压缸效率可提高0.61%, 机组出力可增加1494kW。

6 结语