混流式机组

混流式机组（共7篇）

混流式机组 篇1

摘要：介绍了锦潭水电站工程概况, 分析了国产混流式机组主要设备的安装情况, 提出了安装调试的主要问题, 并给出了处理方法。

关键词：混流式机组,安装,调试,处理

1 工程概况

锦潭水电站位于英德市西北部, 由混凝土双曲拱坝、坝顶溢洪道、放空底孔、进水口、引水隧洞、厂房和变电站组成。电站装3台单机容量为9 MW的混流式立轴机组, 年发电量7 769万k W·h。机组间距9 m, 安装高程为118.2 m, 蜗壳层高程115.6 m, 水轮机层高程119.9 m, 发电机层高程126 m, 主机间高度23.8 m。

2 主要设备安装情况

2.1 座环安装

座环是机组重要的支承部件和安装基准件, 必须复测座环水平, 复查时在座环上均匀划分8个或16个测点, 用水平梁加框形水平仪检查顶平面的水平情况。

2.2 机组预装调中心

定子、转子做耐压试验, 定子圆度复测, 定子机座与基础板, 下机架与基础板配钻销钉, 空气冷却器、油冷却器耐压试验, 为安装作准备。机组预装调中心, 底环是安装在座环上的, 所以底环的中心就是机组的中心, 用钢琴线悬挂出底环中心, 即用内径千分尺加耳机检查测量, 保证四周半径的最大偏差不大于设计间隙的±10%, 之后调整顶盖、下机架, 定子、上机架与底环同心, 调整下机架、定子中心的同时要调整其水平度及高程, 应该符合设计要求。调整后进行加固, 移交给土建浇混凝土, 保养期后进行复测。吊走上机架、定子、下机架、顶盖。

2.3 主轴与转轮安装

在安装间把转轮与底环、顶盖配测间隙, 若间隙不符合设计要求, 则应先处理以后再正式安装转动部分, 若配测间隙符合设计要求, 则主轴与转轮连接起来, 用0.05 mm塞尺检查不得插入, 之后整体吊装,

2.4 导水机构安装

插装导叶, 装顶盖、套筒、导叶臂、盖板、控制环、连杆等部件, 要使活动导叶关闭严密而且转动灵活。全关时测量导叶端面间隙和立面间隙, 掌握导叶的倾斜情况。如果导叶大、小头的端面间隙不相等, 则表示导叶轴线在圆周方向是倾斜的, 顶盖应该在圆周方向适当移动, 由于顶盖需要移动的量往往很小, 实际操作时必须谨慎, 用百分表监视顶盖实际移动情况。以上测得的导叶端面总间隙, 应在图纸规定的范围内, 其最小值不得小于设计间隙的70%。通过压盖上的调节螺钉调整导叶端面间隙合格后打紧分半键, 复查导叶端面间隙。把控制环移动至全关位置并固定, 在导叶全关时用钢丝绳绕导叶一圈用葫芦拉紧, 调整安装连杆。导叶全开检查导叶开度应符合要求。

2.5 转子吊装

分别吊装下机架、定子, 用销钉复位。转子吊装过程中由4人用竹片插在气隙中, 防止定、转子碰撞, 并平稳落在事先放在下机架上的千斤顶上。转子吊装就位后, 安装上机架、推力轴承, 转子粗调中心、水平。

2.6 盘车及轴承安装

发电机单独盘车, 单盘符合要求后联轴总盘, 总盘符合要求后精调转动部分水平、推力瓦受力、转动部分精调中心, 安装上导、下导、水导轴承。水导轴承为筒式导轴承, 透平油是依靠转动油盆产生的动压力, 从进油管流入, 沿轴瓦表面的斜油沟上升, 在轴瓦与主轴之间形成油膜。透平油将在转动油盆和固定油箱之间不断循环, 保证轴承正常工作。水导轴承在安装前必须与主轴进行预装配, 测量间隙, 符合要求后再进行安装, 安装调整间隙时必须根据设计要求和轴线的实际情况来确定。

2.7 主轴密封安装

水轮机主轴密封, 包括工作密封和检修密封, 工作密封为U形活塞式密封, 安装前应用塞尺检查活塞与抗磨环之间的接触面情况, 若不符合要求应研磨活塞, 使活塞与抗磨环接触良好, 0.05 mm检查不得通过。活塞与密封座上的2条橡皮条接触良好没有间隙, 活塞应灵活, 主轴密封安装后通入压力清洁水, 检查主轴密封漏水情况。

2.8 机组附件安装

接力器、油压装置、通风系统等附件安装。

3 安装调试的主要问题及处理方法

3.1 安装过程问题处理

(1) 1#机组导水机构顶盖、底环在厂里与座环预装好钻好销钉后整体发货, 在现场预装检查时发现顶盖、底环不同心达0.86 mm, 而转轮室的设计总间隙只有0.54~1.30 mm, 需对相应部位进行打磨处理。

(2) 2#、3#机组转轮与底环间隙经预装总间隙只有0.20~0.40 mm, 而设计总间隙为0.54~1.30 mm, 需把底环返厂配车加工。

(3) 3台机组的伸缩节M56螺柱有60个被筋板挡到无法安装, 需把螺柱两端分别车短25 mm。

3.2 调试过程问题处理

(1) 主轴密封漏水问题:1) 原因分析。按照厂家图纸设计, 活塞宽度为39.7~39.8 mm, 活塞体槽宽度为41 mm, 即活塞与活塞体间隙为1.2~1.3 mm, 密封槽深度为4.5~4.6 mm, 密封圈的直径为准5 mm, 即活塞与密封圈之间还有总间隙为0.35 mm, 经计算, 通过这一间隙的漏水面积为565 mm2 (内圈漏水面积3.14×410×0.175=225 mm2, 外圈漏水面积3.14×490×0.175=269 mm2, 225+269=494 mm2) 。现场通过检测抗磨环的平面度及锥度, 发现1#抗磨环的锥度达0.08 mm, 波浪度达0.10 mm, 2#抗磨环的锥度达0.16 mm, 波浪度达0.10 mm, 其漏水面积1#、2#机分别为124 mm2、180 mm2, 活塞与活塞体、活塞下端面与抗磨环的总漏水面积分别达618 mm2、674 mm2, 而技术供水管的截面积是123 mm2 (3.14× (12.5/2) 2=123 mm2) , 漏水面积分别是技术供水面积的5倍、5.5倍。可见差动活塞内无法建立水压而失去密封作用, 是造成严重漏水的原因, 属设备缺陷。2) 处理方法。增大主轴密封供水, 把原来DN25的减压稳压阀换为DN50的减压稳压阀, 增大主轴密封供水压力, 调整为比机组顶盖压力稍大, 即0.45~0.65 MPa之间 (原设计主轴密封供水压力只有0.15 MPa) 。活塞上的4个准14 mm的润滑水孔全部取消, 以免造成泄压 (当顶转子后活塞离开抗磨环约5~10 mm后) , 润滑水由导向销的间隙处取得。处理抗磨环的平面度, 研磨活塞与抗磨环的接触面。活塞与活塞体密封圈的配合公差调整为负公差-0.05~-0.10 mm。在活塞体对称方向增加一个供水孔, 使工作密封有2个对称的供水孔, 一是增大了供水量, 二是使活塞动作灵活、可靠。3) 处理结果。经处理后主轴密封工作正常。 (2) 剪断销剪断问题:在机组开关机及运行过程中, 剪断销经常剪断。在连杆螺栓受力均匀的情况下, 还是有剪断销剪断, 建议厂家校核剪断销受剪断面积是否符合设计要求。后经适当加大剪断销受剪断面后不再剪断。 (3) 机组动平衡问题:经与监理、厂家对3台机组转速在60%、100%时实测上机架垂直和径向振动值均小于0.005 mm, 按照国标GB/T8564—2003第15.3.1.e的规定, 上机架振动值应不大于0.04 mm, 大于0.04 mm时才应做动平衡试验。机组转速增大时, 振动值无明显变化, 说明动平衡是良好的。 (4) 上导轴承外甩油问题:在试机的过程中, 3台机组上导轴承均有不同程度的甩油现象, 3#机组最为严重, 甩油时是断续带有压力的, 开始怀疑端盖迷宫环处甩油, 拆开端盖重新压羊毛毡, 并在端盖处加设2个呼吸器, 呼吸器在内侧还加装2个弯头以破坏环流甩油, 经过处理后可以基本满足开机要求, 但运行久了端盖上还是积满了油。再次拆开端盖再加装2个呼吸器, 经试机没有效果, 检查端盖迷宫环处并没有油, 这时怀疑是推力头的4个通气孔处甩油, 经过做试验, 证明油是从推力头处的通气孔处甩出, 堵掉推力头的4个通气孔, 再次开机甩油问题解决了。 (5) 3#机组推力头在运行过程中半边较热问题:待检查端盖羊毛毡与推力头之间间隙是否均匀, 经多次检查未查明原因, 但机组运行参数正常, 有待进一步探讨。 (6) 3台机组的转子引线固定卡环太单薄问题:卡环厚度最薄的只有0.5 mm左右, 2#机组启动时有2个卡环断开引线甩出。最后, 3台机组都更换引线卡环。

4 结语

锦潭电站机组是高水头 (最高水头达110.28 m) 、高转速 (750 r/min) 的混流式机组, 转动部分与固定部分设计间隙小, 安装精度要求高, 由于在安装前期认真核对图纸, 制定好质量控制点, 对关键部件进行预装, 3台机组在安装时间紧、设备缺陷多、土建影响的情况下, 通过精心施工, 合理调配, 仅用3个月就完成了3台机组的安装, 机组1次冲水、1次启动、1次并网成功, 运行良好, 受到了业主等有关单位的一致好评, 被有关单位评为“优良样板工程”。

混流式机组 篇2

该电站总装机容量2×18 MW。水轮机型号为HLA542-LJ-140, 额定水头:290 m, 额定转速:750 r/min, 飞逸转速:1 263 r/min, 吸出高度:-2.0 m。发电机型号为SF18-8/2950, 型式为立轴、悬式、三组、闭路空冷。

电站2#机组安装完成后顺利并网发电, 机组振动、摆度、温度等指标都在国家规范允许范围内。1#机组通过现场动平衡试验并成功完成过速试验, 在机组加励升压直至并网负载到8MW过程中, 机组振动、摆度、温度等指标与空转时比较无明显变化, 并且都在国家规范允许范围内, 机组无异常情况发生。当机组加载到9 MW (50%额定发电) 时, 机组振动摆度迅速增大, 并伴随闷响。立即将机组载荷降至7 MW, 振动摆度立即恢复正常, 异响消失。7MW载荷运行20 min后增加载荷, 机组在9 MW时仍然出现振动摆度迅速增大情况, 直到被迫停机前振动增大趋势一直存在, 水导轴承固定螺栓被振松。机组振动剧变前后各部位振动参数见表1, 表中“9MW振动变化中一个瞬值”指机组剧烈振动过程中某一瞬时的值, 大约是振动开始变化后15 mm。

2 水轮发电机组振动常见原因分析及探讨

众所周知, 一切水轮发电机组在运转中都不可避免存在振动, 振动将影响设备的使用寿命、运行工况, 当振动达到一定强度时, 将直接影响机组本身及周边设备的安全运行, 造成事故的还可能引起人员伤亡。例如2009年8月17日, 俄罗斯萨扬水电站事故, 根据萨扬水电站事故调查组分析, 就是由于机组水导振动严重超标而没有卸载停机引起, 事故造成75人死亡, 13人受伤, 经济损失约15亿人民币, 电站至少5年才能恢复。因此, 我们必须避免水轮发电机组在运行中产生较大的振动, 机组运行时的振动不能超过一定的范围。在水电站运行中, 国家对他的振动范围有明确的规范要求。

水轮发电机组振动对水电站安全稳定运行危害特别大, 造成机组振动的因素很多, 我们现实中看到的振动是由许多独立振动体系耦合成的系统, 有相互削弱的, 有叠加加强的, 有改变方位的。研究消除降低振动的方法, 首先应该从系统中找出独立振动源, 根据其特性逐个加以解决。一般将水轮发电机组振动分为机械振动、水力振动、电磁振动三类。

引起机械振动的主要因素有转动部分质量不平衡、运行中摩擦碰撞、导轴承缺陷、设计刚度不够、紧固部件松动等。机械振动有其明显特征。例如, 转动部分质量不平衡, 他产生的不平衡离心惯性力为:

式中, m为转动体质量;r为转动体质心到旋转轴的距离;ω为旋转角速度。

他引起的振动特点是大小与机组速度平方成正比。运行中摩擦碰撞的特点是, 摩擦有明显痕迹, 碰撞有撞击声音。导轴承缺陷和设计刚度不够, 振动大小一般会随着负载的变化而增减。紧固部件松动时, 机组空转低速运行都会有较明显振动。

引起水力振动的因素主要有水力不平衡、尾水压力脉动、卡门涡列等。水力不平衡是水流流经过流部件时, 在转动部分产生不对称的力矩, 一般是由设计、制造或安装误差造成, 也有进水管压力脉动引起的。常见的情况有蜗壳流道不畅通, 导水机构开度不均匀, 高水头混流式止漏环结构或间隙不当, 转轮出水边开口不均匀等;尾水压力脉动主要由于转轮出口处水流旋转、脱流旋涡及气蚀等形成。水流形成大涡流, 将在尾水管内引起低频压力脉动, 激起尾水管、转轮、导水机构、蜗壳、压力钢管振动, 出现系统共振将剧烈振荡, 影响机组安全运行;尾水涡带压力脉动频率一般在机组转速频率的1/3~1/5之间, 这是一个经验计算值, 有些情况下可能与实际测量值不相符合。当水流绕流某一物体时, 在物体的尾部形成脱流旋涡, 该旋涡的状态与水流速度、绕流物体截面形状尺寸有关, 这就是卡门涡列。卡门涡列会引起转轮振动, 如果与叶片固有频率发生共振将产生剧烈振动。根据实验证明, 钝柱体卡门涡列引起的旋涡频率为:

式中, ω为脱落前水流对绕流物的相对速度;σ为水流脱落处最大厚度;与水流方向垂直。

许多卡门涡列引起的振动都伴随啸叫声。

电磁振动是由电磁因素引起的振动, 主要是磁拉力不均匀及切割磁感应线不对称造成, 主要有转子和定子的空气间隙不均匀、转子磁极线圈的匝间短路、转子磁极高差及分布不均匀等, 也有因为定子绕组或定子部件松动引起的电磁振动。电磁振动不仅表现在转动部分上, 他同样会引起定子、上机架等固定部分振动。振动表现最主要特征是, 振幅随励磁电流的增大而增大。

3 处理过程

水轮发电机组的振动一般是由多个独立振动体系耦合而成, 各体系间关系复杂, 现阶段还没有完善的振动研究模型, 不能精确计算分析振动原因。现阶段查找振源主要靠振动试验与各电站所积累的经验。找到振源后, 主要是通过降低振动强度, 改变振动频率的方法使设备在振动允许范围内工作。针对本电站出现的机组振动, 首先根据表现出的振动特征, 分析可能存在的振源, 再通过试验的方法小心求证, 同时参考类似电站的处理经验, 确定处理方案。一般现场处理的总体思路是:先易后难, 先从现场实际条件出发, 安装角度出发, 看是否能解决, 如不能则从设计制造角度多方面系统分析处理。

3.1 从安装方面寻找解决方案

从机械诱发振动角度分析。机组现场进行了动平衡试验并成功完成过速试验, 机组空转时各部分振动、摆度和温度在国家规范允许范围内, 空转到空载到负载7MW各指标基本没有变化。机组盘车发电机轴相对摆度0.01 mm/m, 水机轴相对摆度0.015 mm/m, 水机轴与发电机轴相对摆度0.01 mm/m。综合机组情况, 我们分析认为, 在安装上机械方面可能存在的诱因有:载荷增加到9MW时, 转动部分与固定部分相接触, 转动部分螺栓预紧力不足, 轴向水推力增加出现松动, 导瓦间隙及紧固螺栓预紧力不够。

从水力振动的方向进行分析。现场复测的活动导叶开度曲线、水轮机组各个止漏环配合间隙, 尾水高程, 各项数据都满足设计要求, 主轴补气装置与尾水补气管都能正常工作。检查过程中也没有发现设备缺损或裂纹。从安装方面看, 没有能造成机组明显水力不平衡的部位。

机组安装前定子与转子电气试验全部合格。机组空转转到空载运行过程中, 以及并网发电到9MW以前, 机组振动摆度相对变化值在0.01 mm以内, 没有明显波动发生。机组振动摆度迅速增大时, 电气系统电流、电压稳定, 监控保护没有检查到异常情况, 没有检查到转子磁极匝间短路情况。机组振动是在负载上升到一定时的突变情况, 载荷下降振动摆度立即恢复正常, 我们现场初步分析, 发电机固定部分的振动是由转动部分引起, 电气振动引起机组振动摆度突变可能性比较小。

按照上述分析思路, 从安装上寻找解决办法。将机组转动部分全部拆除检查。上冠、下冠与固定部分有擦挂痕迹, 水导密封座被擦伤, 分析认为是水导轴承松动后产生的擦挂造成。回装时, 检查各部位同轴度、水平、高程及相对间隙。机组盘车摆度控制在0.01 mm/m范围内。安装完成机组运行, 机组振动现象仍然不变。从机组的表现上看, 我们的处理方案还没有触及到振源。

3.2 从制造设计方面寻找振源

2#机组在正常发电运行, 两台机组设计参数一样, 运行条件相似, 我们可以初步认为, 在机组强度方面设计问题不大。根据查找资料发现, 机组表现的振动情况与四川渔子溪电站有相似之处, 渔子溪电站主要是由于下梳止、迷宫不均匀水流所激发的振动。设计人员提出增加止漏环设计间隙的方案。将b1=0.85 mm增加到b1=1.2 mm (b1由原来的0.000 6D1增加到0.000 9D1) 。

在检查过程中, 我们发现转轮出水边开口不均, 最大和最小相差约7 mm, 不能满足设计及制造要求。一般制造要求, 转轮叶片单个开口偏差允许在-3%~+5%之间, 计算得出水边开口最大与最小偏差允许在5 mm以内。

第二次我们从设计制造角度出发, 将转轮及梳止密封部件返厂, 借助厂内设备检查并处理转轮叶片流线及开口尺寸, 重做转轮静平衡试验, 将止漏环间隙增加到b1=1.22 mm。经过一个多月的时间, 上述检查处理工作结束并回装完成, 机组第二次试运行, 机组振动突变情况消失, 机组各参数指标合格正常并网发电, 截止今日机组正常运行3个月。

4 结束语

混流式机组 篇3

关键词：水轮机组,最佳运行效率区,分析确定

汤河电站设有两台机组, 原总装机容量为3830千瓦, 其中大机组装机容量为3200千瓦, 结合灌溉溢洪季节性发电。小机组原装机容量为630千瓦, 结合弓长岭工业供水常年发电。630千瓦机组采用混流卧式水轮发电机组, 设计水头为3 3.5米, 相应的库水位为105.26米, 最大水头为37.52米, 最小水头为20.3米, 设计流量为2.31立方米每秒。如果630千瓦机组单机运行, 电厂的尾水位为71.76米。

一、最佳运行效率区的试验分析

为了既充分利用水资源、降低水量损耗, 又使电站尽可能达到最佳运行效率, 提高经济效益, 在一定水头下对水轮机导叶不同开时的流量、出力进行过实际测量、计算。根据测得的数据对电站的最佳运行效率区进行了分析探讨。

水轮机的出力N=9.8 1×Q×Hη (1)

式中:Q—水轮机过水流量

H—水轮机工作水头

η—水轮机效率

由 (1) 公式及制造厂家提供的水轮机运行特性曲线提出, 在一定水头, 流量越大, 机组出力越高, 其效率也越高, (流量是由导叶开度大小而调节的) , 但在机组运行实践中发现, 出力随导叶开度增大而增加, 但开度增大到一定程度后出力增加渐慢, 当导叶开度增大到90%至全开, 机组出力几乎不变, 这说明机组在导叶全开下运行不经济, 效率低。同时也证明了水轮机高效区的理论值与实际值不符。据此, 笔者对水轮机组最佳运行效率区曾做过实际技术验证。在库水位为108.38米, 电站尾水位为71.76米时, 电站水头H=108.38米-71.76米=36.62米。在水头一定下, 调节导叶开度1 0 0%、9 0%、8 0%、7 0%时, 测得机组各开度的流量, 并记录各开度时的机组出力 (N) 。由 (1) 式得出

在一定水头 (H=36.62米) 下, 机组出力N及流量Q (由测得结果得出) 已知, 由 (2) 、 (3) 式可算出机组各开度的效率η值和耗水率q, 见表1。不同开度下进行计算比较, 相对效率最高, 耗水率最低的开度为该水头下机组最佳运行效率区域。

二、最佳运行效率区的确定

根据表1数据得出, 在108.38米水位下, 导叶开度80%耗水率最低, 机组效率最高 (67.95%) , 此开度为机组最佳运行效率区域。用同样的方法可以确定其它容量的机组最佳运行效率区。

三、结论

混流式机组 篇4

观音岩电站座环总重量约为202吨, 总高为3459毫米, 外径为10683毫米。共分4瓣制作, 单瓣重量约53吨。根据相关安排1#、2#机座环提前近一年送达施工现场, 存放时间较长, 为保证座环存放过程中不产生变形, 对其采取措施进行可靠存放, 为此我单位结合当地的气候条件设计了相应的存放措施。

1 现场状况

1) 受现场条件限制, 业主提供一存放场地, 在金沙江河道沿岸, 宽度约8米系风化软岩石地基面上 (如图1) 座环卧放长度9米, 总宽度2.6米。较软的地基, 没有足够的承载能力, 构件可能产生沉陷;由于构件存放于岸边, 边坡的稳定性也必须进行考虑。

2) 电站所处地区为四川省年平均气温和总热量最高的地区, 具有气候干燥、降雨集中、夏季长、日照多、辐射强、蒸发量大、小气候复杂多样等特点。构件存放在室外受热易产生膨胀, 气温较低时又易产生收缩, 如果不可靠存放, 构件变形引起相关尺寸超标。

2 存放方案确定

2.1 地基处理

地基不好, 构件在其上面存放, 可能不均横受力, 为了保证其良好的受力, 并且不发生沉陷。根据现场情况, 软基地表面, 需先进行硬化处理, 用装载机进行平整, 并用辗压机进行辗压。为长期保存, 采购钢板厚度δ20毫米钢板, 平铺在砂石面上, 铺钢板宽度3.60米, 材料为Q345定尺钢板, 钢板之间进行点焊连接成整体, 钢材可二次利用。

2.2 存放位置确定

为了防止江岸边坡受力过大, 导致边坡塌陷, 根据岩土地质条件, 进行地面承载强度计算, 并且留有足够的安全距离, 此处座环平行于沿江公路单排存放, 座环之间预留吊装作业间隙, 距河岸边5米。

2.3 支撑胎架设计

为改变座环受力状态, 减小变形, 我们结合座环的形状特点, 设计了支撑架。根据座环内弧弦高架设支撑架, 主体采用工字钢型号为I40C, (400×146, 单侧设三个支点, 共设六个支点;并设纵横向剪刀撑及斜撑, 材料为L14# (140×140) 等边角钢。工字钢与座坏内弧接触处设δ20×200×500毫米的钢板增加接触面积。工字钢支撑设计如图2所示。

3 强度校核

支撑架的设计尺寸是根据经验确定的, 为了保证使用需要我们对支撑架的的支撑梁进行了计算。由图可知构件单侧共设计支撑3个点, 当构件受力后工字横梁主要受压, 可能因为地基不平, 而存在两侧点受力而中间点产生下弯变形, 也可能存在中间点受力而两侧向下压产生上凸变形。因此要进行抗弯计算, 各受力点承重约9000Kg, 即90000N, 从工字梁受力来看其中点相对于角钢撑的力矩最大;其计算力矩为M=FL=90000×2.5=225000N.m, (L为中部支撑至两端受力点的距离) ;查表得:Q345工字钢梁设计抗弯强度f=310N/mm2;I40C工字钢的净截面积Wnx=1190cm3。根据抗弯强度公式计算最大应力值:σ=MxγxWnx。

计算出σ=180<310N/mm2所选工字钢满足构件存放受力要求。

4 结论

通过经验选择了相应强度的工字钢梁结构, 结合构件热涨冷缩的特性, 我们加大了所选工字钢的型号, 并且设计了斜撑与剪刀撑, 结合相关钢结构制造规范对其进行验算满足使用要求。该支架体系投入使用后, 经过一年进间的存放, 有效地防止了构件变形, 未产生沉陷等问题。

摘要：本文结合电站施工现场具体情况, 构件重量, 地基状况, 设计了大型弧形座环存放方案, 并重点对受力支架进行了计算, 具有较强的实际操作性。

关键词：座环,承载力,抗弯强度

参考文献

[1]钢结构设计规范与钢结构设计计算、安装技术实用手册.

[2]材料力学.

浅析竖井贯流式机组的安装 篇5

(1) 由中电国际技术股份有限公司总承包的巴斯坦PakPattan水电站装机2台1410k W竖井贯流式机组, 采用双微机监控系统, 两台机组于2016年5月5日全部投产发电。

(2) 机组基本参数

(1) 水轮机

型号GZCB113-WS-260;

设计水头Hp-4.2m;

最大水头Hmax-5.41;

最小水头Hmin-3.81;

设计流量QP-40m3/S;

设计出力N-1505k W;

额定转速nr-173.6r/min;

临界空腔蚀系数2.2;

出力范围30%Mr~100%Nr;

在全部运行范围内, 原型水轮机的最高效率保证值不低于92.19%, 额定水头时的比转速1129m/k W。

(2) 调速器

双调节微机型数字式调速器, 具有PIP调节规律。

主配压阀直径:50mm;

额定油压:6.3MPa。

(3) 发电机

型号:SFW-J1410-8/1430;

额定功率:1410k W;

额定电压:6.3k V;

额定电流:161.5A;

额定功率因素:0.8 (滞后) ;

励磁方式:微机可控砖静止励磁。

2 安装基本程序

2.1 流道预埋

尾水管分两节四瓣, 用吊车在抗内组装、焊接, 要求中心坝轴线及高程相差不大于±1.5mm。厂房形成, 电站配有35t电动葫芦起重机, 管形座的内管形壳、外管形壳、下部竖井和上部竖井整体组装后吊入机坑, 调整管形座确保其中心与尾水管中心相同, 其误差在设计高程-1mm范围以内, 因为在混凝土浇筑的时候管型座有上浮的可能。管型座外法兰面垂直度保证在0.4mm。法兰圆度保证在1mm以内。管型座外法兰面与尾水管法兰面距离保证与设计距离误差+1mm以内 (考虑到伸缩节的安装) 。管形座安装是整个机组安装的基准, 尤为重要, 用拉紧器及调整杆调整后加固, 加固用的调整杆又要起到顶的作用, 也有起到拉的作用。确保管型座法兰面与尾水管法兰面距离不会发生变化。管型座的形状是上游的直径大, 下游的直径小, 为了考虑在混凝土浇筑的时候, 混凝土有一部分的压力对管型座往上游产生顶作用力, 所以管型座的上游侧要有足够的支撑力, 防止在混凝土浇筑的时候管型座往上游位移。管型座的内配环和外配环的内部要有足够的加固支撑, 保证内配环法兰面和外配环法兰面的距离符合设计尺寸要求, 其误差保证在±0.50mm范围以内, 还要防止在混凝土浇筑的时候圆度不会发生变化, 进行可靠的加固, 再对管型座分层浇注二期混凝土, 浇注时要监视其中心、垂直度和位置移动, 专业人员要利用百分表全程严格监视, 发现问题及时调整混凝土的浇筑方法。浇完混凝土后要进行复测。

2.2 机组安装

水轮机的安装:

(1) 导水机构在安装场预装, 首先将外导水环安装在合适的专用支墩上, 调整其水平。安装所有导叶轴承座 (外导叶套筒) , 初步调整导叶轴承座的下端口面与外导环内园平齐, 将所有的导叶对号吊入相对应的导叶轴套内, 并且安装相对应的导叶拐臂和其他零部件。将装配好的外导流环套入内导流环, 准备预装导水叶短轴。根据图纸要求调整外导流环法兰面与内导流环法兰面的距离。调整内导流环与外导流环X和Y轴线重合。分别把导叶短轴安装在导叶下轴承孔内部, 按照图纸要求安装其所有密封。按照图纸要求安装调速环。先调整导叶轴承座 (外导叶套筒) , 调整垫片厚度使导水叶端面间隙合格, 再调整导水叶立面间隙。利用专用工具翻身起吊组装, 中心误差不能大于±0.3mm。

(2) 转轮室下半部分吊入, 转轮室下半部分吊入暂时就位, 这次暂时就位要比运行位置低20mm以上, 这样不会影响后面转轮吊入时连接转轮内部操作油管的工作。

(3) 组装组合轴承和水导轴承。检查所有瓦的接触面积和导瓦的间隙, 要达到规程规范要求。把组合轴承全部组装在水轮机大轴工作面上, 用两个螺旋千斤顶在反推力瓦的方向顶住组合轴承, 使反推力瓦与镜板相接触, 其间隙可靠保证为0.0mm。用百分表表座打在大轴上面, 表的指针指在组合轴承的端面上, 可以起到测量组合轴承的移动量数据, 用另外两个螺旋千斤在正推力瓦的方向顶住, 慢慢松动反推力瓦方向的两个螺旋千斤顶, 正推力瓦方向的两个螺旋千斤顶同时慢慢受力, 待百分表读数为0.75mm为止, 也就是反向推拉瓦与镜板这时的间隙为0.75mm, 正向推力瓦与镜板的间隙为“0”, 调整每个正推力瓦的抗重螺栓, 使每个推力瓦均匀受力在镜板上面, 用每个正推力瓦的抗重螺栓的锁紧螺母把螺杆锁紧, 防止运行时候松动。调整水导瓦的运行位置, 将水轮机主轴和组合轴承、水导轴承整体吊入就位。调整主轴的水平, 建议组合轴承方向高每米0.06mm。

(4) 水轮机其它部件安装:组装好转轮, 转轮油压试验达到厂家设计要求, 将转轮装配在大轴法兰上。安装主轴密封。吊入转轮室上半部与下半部组合, 把转轮室整体安装在导水机构外导水环法兰上, 并且调整其转轮室间隙, 建议转轮室间隙上部大10%。因为在运行情况下转轮室受水的重力会下沉。安装伸缩节, 伸缩节与尾水管法兰连接后, 测量伸缩节法兰与转轮室的间隙, 建议伸缩节法兰与转轮室-Y方向的间隙为0.00mm。利用行车转动水轮机大轴, 用百分表检查水轮机大轴是否有轴折, 如果有轴折, 处理在0.08mm以内。安装增速器, 增速器位置调整要以水轮机大轴中心为基准, 调整其同心度和法兰张口度。增速器与水轮机, 增速器与发电机连接, 都是齿轮连轴器, 建议增速器大轴中心要比水轮机大轴的中心要高0.10mm左右 (齿轮连轴器机构) , -Y张口不能比+Y张口小。

3 发电机安装

发电机底板与发电机前后轴承底板整体吊入机坑, 粗调底板位置然后将发电机转子吊入工作位置, 单独盘车发电机转子, 以增速器主轴法兰面为基准, 粗调发电机、推力轴承及增速器底座后, 再加固底板, 将转子吊回安装间, 浇注发电机底板二期混凝土, 在安装间将转子套入定子中, 整体吊入机坑再盘车, 测量同心度不大于0.05mm, 水平度不大0.02mm/m, 调整转子和定子磁力线的中心重合, 调整发电机空气间隙, 保证发电机+Y方向的空气间隙比-Y方向的空气间隙不能小。

安装中的几个问题:

(1) 轴线调整。机组由四条轴:水轮机主轴、发电机转轴、受油器轴、转轮体四部分组成, 水轮机主轴和受油器是平面法兰连接, 受油器与增速器是齿轮连接器连接, 增速器与发电机是齿轮连接器连接。共设七部轴承:水导轴承、组合轴承、受油器轴承、增速器两个轴承、发电机两个轴承。因此轴线调整是整个水轮发电机组安装中的关键。以管形座中心为中心, 以水导轴承为基准调整水轮机中心线。以水轮机大轴为基准, 调整受油器位置, 确定受油器大轴中心。以受油器大轴为基准, 调整增速器的位置, 确定增速器大轴的中心。以增速器大轴的中心调整发电机的位置, 确定发电机转子的中心。

(2) 受油器安装。受油器安装关键要确保浮动瓦的间隙, 保证浮动瓦与受油器大轴的间隙在0.08~0.14之间。保证浮动瓦在运行期间能够自由整定自己的位置, 不能自整位会产生烧瓦。受油器与基础板之间建议增加一块12mm的调整垫, 方便受油器的间隙调整。

(3) 转轮组装。转轮组装严格要安装厂家预装编号装配, 转轮叶片密封严格把握装配工艺。控制好浆叶连接部位的可靠, 防止在运行期间销钉脱落。校核活塞的行程, 符合设计要求。测量浆叶开度, 检查浆叶开度均匀和开度达到设计尺寸要求。油压试验按照规程规范要求, 检查转轮油压试验的漏油情况, 漏油量不能超过设计要求或者不漏油。在油压试验过程当中, 油压试验期间每小时浆叶全开全关全行程两次, 检查浆叶全开全关过程之中动作平稳, 没有异常响声。

(4) 竖井贯流式机组供油系统调整。竖井贯流式机组轴承多, 这个机型有七座轴承, 供油要严格调整, 如果调整不当, 会产生有的瓦温过高。每个轴承的进油方向都要安装调整阀门。调整每个轴承的进油流量, 可以从两个方向进行: (1) 考虑轴承受力的大小。 (2) 考虑转动速的高低。一般考虑受力大的轴承和转速高的轴承调整供油流量大一些。相反调整供油流量小一些。最后观察每座瓦的温度情况, 瓦温高的供油流量重新调整大一些, 瓦温低一些的轴承供油流量调整小一些。还要调整低位油箱单台供油泵的供油流量要与轴承工作用油量相平衡。最后调整结果, 发电机的供油量要比水轮机的供油量大, 因为发电机的转速高于水轮机的转速, 发电机的环境温度要比水轮机的环境温度高。待所有的轴承供油阀门调整好了以后, 把所有的轴承供油阀门的调整手轮全部锁住, 防止供油阀门意外开关变化, 影响低位油箱供油与轴承工作用油量不平衡, 或者产生可能烧瓦。

(5) 发电机二期混凝土浇筑, 发电机安装在机架上面, 机架四面密封, 发电机定子有一部分在机架上平面以下。如果发电机混凝土底板可能积水, 对发电机产生危险, 建议在发电机机架与一期混凝土之间埋设一根排水管, 如果发电机混凝土板渗水, 就从这个排水管排入集水井, 保证发电机的安全。

(6) 充水试验。充水建议先充尾水, 尾水充水合格再充进水。在充尾水之前在转轮室+Y和-Y方向安装百分表, 用来监视转轮室在充水期间+Y和-Y的变化情况, 在整个尾水冲水期间观察其百分表的读数, 以充水期间转轮室的变化量与转轮室和转轮叶片的间隙相综合考虑, 确定转轮室与转轮叶片有足够的间隙, 保证运行的时候转轮与转轮室绝对不会碰撞。

4 结束语

竖井贯流式机组是开发低水头大流量的一种结构简单, 安装维护方便的机型, 发电机移出灯泡体外露在水轮机外部, 功率可增大, 体积小, 安装维护十分方便, 厂房开挖量小, 还可采用各种形式的增速装置, 以利选用常规发电机, 对中小型机组优越性更强, 便于在小型设备厂家加工制造, 国外有不少电站选用坚井贯流式机组, 在低水头, 小容量范围内有逐步取代轴伸贯流式机组趋势, 其安装维护比轴伸贯流式机组还简单容易, 目前国内丘陵地区低水头, 大流量资源相当丰富, 各地区在十三五规划中均有小水电开发项目, 应用前景广阔。

摘要：本文结合笔者工作实际, 论述了竖井贯流式水轮发电机组的安装及注意事项, 以供参考。

灯泡贯流式机组运行与管理 篇6

我国地域广阔，低水头水力资源十分丰富，而灯泡贯流式机组具有流量大、效率高、建设工期短、淹没少、投资省等显著优点，电厂设备选型均为国产。我国从20世纪60年代开始贯流式水轮机的研究和应用,到20世纪80年代,贯流机组技术及其应用取得突破性的进展。1983年引进设备的第一座大型灯泡贯流机组电站湖南马迹塘水电站建成,最近20年来,相继开发建成引进设备、技术合作或自行装备的大型灯泡贯流机组电站数十座,如凌津滩、王甫洲、尼那、洪江等。目前规划或在建的贯流式水电站遍布全国各地，为贯流式水电站的新开发提供了经验。

1 工程概况

某电厂装机容量3×36MW,额定水头10 m,设计年发电量5.25亿k W.h,由两回110 k V线路并入四川电网。电厂于2009年3月21日首台机组并网发电,当年内二、三号机组相继投产发电。

电厂所选生产设备均为国产,投产之时,36MW即为国内贯流式机组单机容量之最。由于我国生产灯泡贯流式机组的历史不长,设计、制造、安装经验均不足,运行初期,轴承油系统、定子冷却系统、监控系统等等均不同程度存在问题,有的甚至是比较严重的问题。自2009年3月投产至今,我们花费了较多精力,通过大量技术改造和完善设备技术措施,基本实现了设备无大的缺陷,能够连续、稳定、安全运行的设备管理目标。

2 贯流式机组运行管理

2.1 降低灯泡头温度

机组灯泡头内原运行温度最高达53℃,生产人员在其中开展工作极为艰难。为降低温度,采用了在封水盖板上加装离心式鼓风机,通过风道将泡头外的冷风送入泡头内,内部热风溢出泡头,即实现换风,灯泡头内温度降低约8℃。目前，在最高环境气温下,泡头内运行温度最高达45℃,起到了明显的降温作用。

2.2 更换机组轴承供油泵

贯流式机组轴承油泵是非常关健的设备,要求其必须能连续可靠地运行。油泵的原设计选型为齿轮泵,经过短期运行后即出现出油量不足,油泵温度过高、磨损量大等严重问题,导致机组不能正常运行。经过调查研究,我们决定重新选型,选用了螺杆泵,运行实践证明,完全满足要求,到目前,使用状况依然良好。

2.3 轴承油冷却器的冷却用水管理

为了更大幅度地降低轴承油温度,以进一步降低运行时的瓦温,我们想到了主轴密封的排水,通过将主轴密封的排水接入油冷却器进行试验,效果显著。为此,我们把原冷却轴承油的二次循环水,技改为使用主轴密封水的一次循环水。结合板式冷却器的使用,该项技改工作达到了最佳的预期效果,把轴瓦的原最高运行温度68℃降到了现在的54℃,极大地提高了轴瓦运行的安全可靠性。

2.4 机组轴承环型供油管接头管理

因设计及制造缺陷,轴承油环型供油管在运行中容易出现大量漏油,极易造成机组轴瓦因缺油而受损。为此,我们通过选用合适的密封材料,采用更恰当的方法,重新处理其接头,保证了该接头不再出现大量漏油问题,技改至今仍安全可靠。

2.5 机组大轴端盖改造

投产之初,因发电机定子温度过高的原因,厂家把原低压冷却风机更换为高压风机,运行时高压风机把轴承循环油吹出端盖,造成了较大量的漏油。对此,我们改造了大轴端盖,在大轴端盖处增加一个与大轴同转的甩油环后,改变了漏油的方向,把漏出的油又甩回到油箱,同时,选用新型密封材料,密封效果也更好。目前,大轴端盖漏油问题已得到较好解决。

2.6 PLC装置防雷措施

电厂投运的前两年,每年都会因为雷击损坏公用PLC装置造成较大损失,同时严重影响运行安全。经过认真分析研究,找准了原因,于是在上游水位传感器回路上加装了485控制线路防雷器,取得了良好效果,近两年尽管同样有雷击,但没再出现该问题。

3 电厂生产运行管理

电厂的生产运行管理工作，尽管每一个电厂都有自己的做法，各有特色，但总的讲，也大多大同小异。我们电厂的运行管理工作亦不例外，从零开始，逐步摸索、总结和提高，结合贯流式机组及电厂的实际，目前已基本形成适合自己的运行管理框架，取得一定运行管理经验。

3.1 建立生产管理制度

这里面，除基本的台帐管理、巡视检查、缺陷管理、检修管理等管理制度外，更重要的，是针对主、辅机特点，找准重要管理环节，制定相应管理办法。如轴承油、操作油滤芯等，正常情况下清洗的间隔时间多长为宜，轴承油泵、渗漏排水泵等的检修周期应为多长，中、低压空压机排污间隔时间多久合适，灯泡头及管型座内的巡视检查间隔时间怎么确定等等。结合运行实际，不断摸索总结经验，不断修改完善现场运行规程，以使管理规章制度真正切合运行实际，发挥应有的作用。

3.2 提高生产人员综合业务技能

电厂投产发电之初，90%以上的生产人员来自于毕业不久的学生，有工作经验的人员占极少数，几乎没有具有贯流式机组电厂运行经验及管理经验的工作人员，经过短时间的培训后即上岗运行，随之而来的压力是非常大的。鉴于此，我们采取了走出去向有经验的电厂学习，去设备厂家进行技术培训，请进设备厂家有经验的师傅现场授课，厂内开展老手带新手，组织技术讲课，开展业务技术单项积分考试等一系列培训活动，大力提高全体生产人员的业务技能，到目前，已经取得显著成效。眼下，在提高全员综合业务素质的基础上，我们正着力于培养更高层次的技术人才，将分专业分别培养一批专业技术带头人，以满足电厂生产运行管理更高层次的要求。

3.3 探索员工工作业绩考核体系

电厂的生产运行管理，其最高境界莫过于广大员工的工作积极性被真正调动起来，在工作中能最大限度地发挥主观能动性，能真正自觉地执行好相关规章规程制度，能真正形成一个比、学、赶、超，积极竞争向上的格局。要实现这一切，有一个前提是必须要率先实现的，那就是如何客观公正地评价员工的工作业绩，真正做到奖罚分明，奖惩有度。

经过充分思考和酝酿，我们制定了生产人员工作绩效考核细则，分不同岗位，不同工种，按人头分别落实考核项目，以百分制打分的方式，分班组、业务部门及生产管理部门三个打分、审核、审定层次，以一个月为考核周期，分别对员工进行工作业绩考核。整个操作过程，要做到公正、公平、公开。待条件成熟时，业绩考核将与分配挂钩。开展这项工作，必须利用生产管理信息系统这个平台，方能取得应有效果。

3.4 搭建管理信息系统

为取得更好的管理效果，实现生产管理的现代化和高效率，我们装备了工业电视监视系统和巡检系统，同时，管理信息系统也正在开发中，目前已经完成了缺陷管理、工作票、操作票、员工业绩考核等子系统，并已投入使用，取得良好效果。即将开发的子系统有库房物资管理、生产台帐、水情调度等。

4 结束语

由于灯泡贯流式机组适于低水头,且投资省、工期短、土地淹没少、动迁规模小,非常适合民间集资办水电的需求,因此，灯泡贯流式水轮机组将是我国今后集资兴建的低水头水电站的理想机型,具有广阔的发展前景。尽管很多电厂从设备上、管理上探索了几年，但各项工作也刚刚起步，还有很长的路要走。

摘要：为了开发我国丰富的水力资源,国内兴建了大量水电项目,很大一部分是采用和规划采用灯泡贯流式水轮发电机。这一发展趋势给灯泡贯流式水轮发电机生产企业带来了机遇。结合贯流式机组及电厂的实际,谈谈灯泡贯流式机组运行的技术与经济优势,并且对实际运行提出几点管理经验。

关键词：灯泡头,贯流式机组,运行管理

参考文献

[1]单庆臣.灯泡贯流式机组的安装高程探讨[J].水电站机电技术,2007,(4).

[2]刘强.灯泡贯流式机组运行稳定性分析[J].水力发电,2007,(7).

[3]梁洪波.灯泡贯流式水轮发电机组的选择[J].甘肃水利水电技术,2007,(3).

灯泡贯流式发电机组干燥方法 篇7

1“回南天”对电站的影响

“回南天”是天气返潮现象, 一般出现在春季的二三月份, 主要是因为冷空气走后, 暖湿气流迅速反攻, 致使气温回升, 空气湿度加大, 在南方比较严重, 这与南方靠海、空气湿润有关。“回南天”出现时, 空气湿度接近饱和, 最明显表现:墙壁甚至地面都会“冒水”, 到处是湿漉漉的景象, 空气浓雾则是“回南天”最具特色的表象, 一些冰冷的物体表面遇到暖湿气流后, 容易产生水珠。

对近三年统计, 广西梧州2010年4月10号、2011年3月22号、2012年2月15号都有连续5~6天的“回南天”, 造成地面“湿滑”, 该地区的电站停运。热备用的发电机机组, 也由于“回南天”潮湿影响造成发电机定子绝缘不满足开机的技术规范。

对于并网发电机组, 按照GB 50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》关于发电机绝缘的要求是:若测量的结果较历年正常值有显著的降低 (考虑温度和空气湿度的变化, 如降低到历年正常值的1/3) 或沥青侵胶及烘卷云母绝缘吸收比小于1.3、环氧粉云母绝缘吸收比小于1.6;交流耐压试验合格的电机, 当其绝缘电阻折算到运行温度后不低于其额定电压每千伏1 MΩ时, 可不经干燥投入运行。但在近三年的“回南天”天气下, 该电站并网发电前机组绝缘吸收比都不满足要求, 采用2 500 V兆欧表测量, 基本维持在1.0左右, 绝缘电阻最低值出现过0.2 MΩ, 所以必须解决受潮造成的绝缘降低问题。

2 电站采用的干燥方法

电站机组为灯泡贯流式发电机, 安装在流道中封闭的灯泡体内, 造成发电机的通风冷却相当困难。为使水轮机转轮得到良好的水力特性, 制造要求发电机定子铁芯外径小, 为常规立式发电机直径的60%~70%, 因此造成发电机铁芯长度的增加, 再加上发电机转子直径小, 定转子气隙较小 (电站气隙值7 mm) , 使发电机的通风回路狭窄, 风阻压降大, 在机组转速低 (75 r/min) 运行工况下, 依靠发电机的自身旋转形成的风压也将比常规发电机低很多, 通风不畅, 所以采用简单的通风干燥方式不行, 必须采用其他办法。

2.1 投发电机自身轴流风机及加热器干燥法

为了解决发电机通风不畅, 发电机组设计时采用密闭强迫自循环混合式通风系统, 在定子上游侧装设6套轴流风机 (15 k W, 静压1.15 k Pa, 风量5.77 m3/s) , 同时也装设6组2 kW电加热器, 需要冷却通风或加热通风时, 可以使一部分冷 (热) 风经轴流风机加压后进入转子支架, 并与转子支架旋转压头串联, 使加压风源通过磁轭, 磁极后进入气隙, 再经过定子通风沟后由铁芯背部流出并折为纵向到达空冷器入口;另一部分由转子支架下游侧进入, 流经定转子全长后, 到达空气冷却器入口;两部分通风都经冷却器, 回到轴流风机, 构成完整的循环风系统。所以电站在绝缘吸收比为1.1左右, 昼夜温差不超过10℃时, 就采用投发电机自身轴流风机及加热器, 切除二次冷却水的干燥法, 时间通常6~10 h, 就能满足绝缘要求。

2.2 接入直流焊机干燥法

上述方法在“回南天”时, 电站用24 h投发电机自身轴流风机及加热器干燥法并没有将发电机定子绝缘吸收比为1.0左右时, 恢复到1.3以上, 所以又采用了新的办法:接入直流焊机干燥法。

发电机额定电流为1 910 A, 考虑焊机容量电流的大小、体积和质量及焊机本身的散热问题, 所以在选择直流电焊机时选择电流为发电机额定电流的50%~60%的电焊机。

干燥方法:断开发电机与定子线棒的引线电缆, 将发电机定子线棒A、B两相引线并接电焊机输出的正极端, C相单独接电焊机输出的负极端, 考虑到需要长时间通过大电流, 所以电焊机输出正负极引线采用每组4根80 mm2焊把线并接使用, 并打开电焊机的外罩加风机冷却, 起始电焊机电流为300 A, 然后逐步加大电焊机电流, 期间每30 min测量电焊机整流原件温度, 防止电焊机过热;电焊机最大电流不允许超过600 A;持续干燥10 h复测发电机绝缘。

2.3 发电机短路干燥法

当然对于接入直流焊机干燥法, 由于焊机容量电流的大小、体积和质量以及焊机本身的散热问题, 所以对于中小型机组可以使用, 同时, 由于焊接电流的影响, 所以不能按发电机100%额定电流进行接入, 对于电网调度对机组迅速并网发电的要求, 还应有新的办法:发电机短路干燥法。

发电机短路干燥方法:在发电机电压互感器PT柜内安装短路排将发电机定子绕组出口短路, 敷设它励电源电缆, 励磁调节采用ECR方式 (励磁电流调节方式) , 使发电机在额定转速下运行, 调节励磁电流的大小, 使发电机电流达到额定电流50%左右, 即逐步升流至1 000 A, 最后稳定在额定电流的80%左右, 1 500 A。干燥过程中, 需要不间断监视发电机的定子温度上升情况, 因为当定子绕组温度高于铁芯温度, 铜线棒、铁芯、线棒及铁芯绝缘材料的温度膨胀系数不一致, 所以如果温度上升过快, 就会造成线棒内部分绝缘将因受到很大的机械应力而造成破裂, 因而要求温度要缓慢升高, 尤其干燥初期不能太快, 应首先使绕组温度以5℃/h的速度升至40℃左右并保持一段时间, 然后再逐步提高温度, 此阶段要求10℃/h, 下位机显示的定子绕组的最高温度不超过运行规定的数值 (80℃) 。

3 干燥方法比较

三种方法的干燥情况对于干燥时间、节能、人力投入如表1所示, 效果如表2所示, 可以看出不同的干燥方法有利有弊, 所以电站应根据不同情况, 采用相应的干燥方法。