2#水轮发电机组（共8篇）
2#水轮发电机组 篇1
0引言
京南电厂是一座以发电为主, 同时兼有航运、灌溉、水产养殖、旅游等综合利用效益的水利枢纽工程。该电厂装机容量为2×34.5MW, 采用奥地利灯泡贯流式机组, 设计多年平均发电量为2.881 3 亿kW·h, #1 机组于1997年6月并网发电, #2 机组于同年12 月并网发电。#2机组投运至今没有进行过大修, 部件锈蚀、密封件老化、漏油、漏水比较严重, 故计划在2014年冬至2015年春对#2机组进行A级修理。
1检修消除设备重大缺陷
1.1机组控制环及滑槽损坏修复
2014年8月, #2 机组控制环在运行过程中发出异响, 检查发现有碎铁粉从控制环滑槽内掉出。进一步检查发现, 导叶轴颈漏水流到控制环上, 冲走了滑槽内滚柱轴承的润滑油脂, 造成机组控制环滚柱轴承缺少润滑油, 控制环滑动不畅, 在开、关机组导叶时控制环压板、滑槽挤压坏滚柱轴承。为减小发电损失, 决定利用2014年10月#2机组A级检修机会进行处理。
拆除导水机构和控制环后检查控制环滑槽, 在其下半部4~8点钟位置和压板相应位置, 受滚柱轴承错位啃槽挤压变形磨损严重, 滑槽壁磨蚀呈大面积凹坑, 深度约为2~9mm。1台机组有560个滚柱轴承, 约2/3的滚柱轴承有不同程度破碎崩裂变形, 并夹有大量金属粉末混污油。受外配、调速环外形尺寸及工期要求等条件限制, 决定在现场实行手工电弧焊补焊填满, 再进行打磨。具体实施步骤:修补前清洁受损滑槽壁氧化皮、铁锈、水份及油污等杂物, 用角磨机打磨除渣除锈除油, 直至露出母材金属本色;修补时, 用J507焊条 (经过350~400℃烘干1~2h) 施焊, 同时对焊件进行预加热, 焊接过程需做好反变形措施;焊满被损坏部位后, 经粗磨满足样板尺寸后表面平整光滑, 再用抛光片和100目金相砂纸细磨表面, 使粗糙度达到Ra1.6;安装滚柱轴承并调整滑槽间隙, 转动控制环顺畅无阻无异响, 达到预期效果。
1.2机组轴承油板式冷却器与管路连接改造
机组轴承油板式冷却器进出油、 水管采用硬连接方式。机组运行时, 受流动介质压力和管道振动等因素的影响, 进出管口与冷却器通道板片间产生应力, 而钎焊工艺可承受的负载有限, 导致冷却器管口和本体出现裂纹并渗油。经过补焊和环氧树脂修补等处理, 均未能彻底解决渗油问题。
针对以上情况, 冷却器进出油、水管均通过法兰连接相同直径的单球橡胶软接头, 再通过法兰接入修正后的原输油、输水管路。这次配管采用软接头过渡方式, 彻底消除了管路对冷却器本体的破坏。对焊接管路进行耐水压试验, 试验压力为0.9MPa, 保持30min, 无渗漏和裂纹等异常现象, 达到了预期效果。
1.3水轮机导水机构导叶外端轴承套改造
水轮机导水机构导叶外端轴承套与密封环锈蚀严重, 间隙增大, O形圈槽边锈蚀碎裂缺损变宽, 再加上O形密封老化, 导致导叶外端轴颈处存在不同程度的漏水。漏水从导叶轴承套流到外配再流入机组控制环滑槽内以及下面的轴承油箱上设备。虽然采取了粘玻璃胶挡水、绑漏斗接排水管等引排水措施, 但是仍有不少漏水沿外配流入机组控制环滑槽内, 造成滚柱润滑油脂被冲刷流失, 导致滚柱轴承缺少润滑油而滑动不畅, 同时进水后的滚柱轴承容易生锈, 这是造成#2机组控制环啃槽磨蚀、滚柱碎裂故障的主要原因。
针对16个导叶外端轴承套漏水问题, 将原导叶轴承套只设置1 道200×7mm的O形圈改为设置2 道200×7mm的O形圈, 同时在轴承套内圈车出1 个内径为 Φ240×35mm的圆槽, 另加工1 个外径为 Φ240mm, 宽为35mm的环。鉴于密封环外径磨损变小, 为使环与套配合间隙达到设计要求, 同时满足止水和安装需要, 加工新密封环的内径由设计的Φ200H7改为Φ199.5H7, 新、旧密封环配合间隙为0.7~0.846mm。改造后运行, 导叶外端轴颈处未再漏水, 效果较理想。
1.4伸缩节密封改造
伸缩节、压板锈蚀严重, 致使密封槽变宽, 密封胶条老化, 造成伸缩节与尾水管连接处漏水严重。
转轮室、尾水管法兰的结合面、螺孔和销孔做除锈清理后, 按安装顺序回装伸缩节和压板。组装的4段伸缩节分为上部和下部, 先预装下部, 将其临时固定在尾水管法兰上, 再吊装上部与下部组合并转动至拆除时标识位置, 最后4段伸缩节结合面为 “米”字, 左上结合面组合缝错牙约0.05mm, 用0.05塞尺检查不能通过。在伸缩节与尾水管法兰结合面O形槽流道侧涂一层白厚漆, 错牙部位需涂厚些。伸缩节用O形槽更换O形条 Φ9 (自粘) , 转轮室用O形槽更换O形条 Φ12 (自粘) , O形槽为11.3mm, Φ12的O形条偏小。 在转轮室O形槽上下游侧涂2 道1596平面胶。组装的4段压板分为上部和下部, 先预装下部, 将其临时固定在伸缩节上, 再吊装上部与下部组合并转动至拆除时标识位置, 最后4 段压板结合面为 “十”字, 组合缝无错牙, 用0.05塞尺检查不能通过。
伸缩节密封改造:在压板、伸缩节、转轮室组合而成的三角形槽内装1道 Φ18的O形条 (自粘) , 在下游侧加装1道 Φ6的O形条 (自粘) , 在上游侧加装1道 Φ8的O形条 (自粘) (如图1所示) 。密封槽用密封胶条填满并有一定压缩量, 以达到密封不漏水的目的。调整压板与转轮室间隙均匀, 上紧连接螺栓。改造后投运, 伸缩节处不再漏水。
2结束语
#2机组大修后, 运行工况良好, 缺陷消除, 漏油、漏水现象未再出现。
摘要：针对灯泡贯流式水轮发电机组各部件锈蚀、磨损严重问题, 经大修消除机组运行过程中出现的缺陷, 同时加以改造完善, 使得机组运行状况更加良好。
关键词：水轮发电机组,控制环,导叶,板式冷却器,伸缩节
2#水轮发电机组 篇2
第一节
水轮机的常见故障与事故处理
水轮机运行中难免会发生各种各样的异常情况,同一异常现象可能有不同 的产生原因,因此,在分析故障现象时,要根据仪表指示,机组运转声响,振动,温度 等现象,结合事故预兆,常规处理经验进行分析判断,必要时采用拆卸部件解体检 查等方法和手段,从根本上消除设备故障.一
水轮机出率下降
水轮机导叶开度不变的情况下,机组出率下降明显,造成水轮机出率下降 的常见原因有;(1)上游水位下降,渠道来水量急剧减少.(2)前池进水口栏污栅杂草严重阻塞.(3)电站尾水位抬高.(4)水轮机导叶剪断销断裂,个别导叶处于自由开度状态.(5)水轮机导水机构有杂物被卡住,冲击式机组的喷嘴堵塞.(6)冲击式机组折向器阻挡水流.针对上述原因进行相应的检查处理
(1)若水库水位下降,有效水头减小,则水轮机效率降低,机组出力下降.水库水位过低,应停止发电运行,积蓄水量,抬高水位后再发电.渠道来水量急剧 减少,或上游电站已经停机,渠道发生事故断流,应停机后检查处理.(2)要及时清理栏污栅杂草,防止杂草阻塞以致影响水轮机出力.(3)检查尾水渠道有否被堵塞,是否强降雨造成河道水位抬高.(4)详细检查水轮机导叶拐臂的转动角度是否一致,发现个别导叶角度
不一致时停机处理.(5)检查水轮机内部噪声情况,做全开,全关动作,排除杂物.必要时拆卸
水轮机尾水管或打开进人孔进入蜗壳,取出杂物.(6)检查冲击式机组折向器位置,如其阻挡水流,须调整折向器角度.水轮机出力下降,往往会出现异常声响和振动,蜗壳压力表指示下降或大
幅度波动等现象,要根据情况进行分析和判断处理.二
水轮机振动
水轮机运行过程中振动过大会影响机组正常运行,轻则机组运行不稳定, 出力波动大,轴承温度高,机组运转噪声大,而其机组并网困难;重则引起机组固定 部件(地角螺栓)损坏,尾水管金属焊接部件发生裂纹,轴承温度过高而无法连续运 行.应针对不同情况,查清机组振动原因,采取对应措施,恢复机组正常运转.水轮机 振动通常是由机械安装和水力平衡两方面原因引起的.(一)机械安装方面
(1)由于主轴弯曲变形,机组主轴同心度不好,主轴法兰连接不紧,轴承调
整不良,间隙过大等原因,开机后会引起大的振动.这属于机组检修质量不合格的 问题,必须拆卸机组部件重新检测安装.(2)机组转动部件间隙过小,摆度大会引起局部摩擦,从而会产生机组振
动并伴随声响.此时,摩擦部位温度较高,必须重新调整处理.(3)机组转动部分重量不平衡,机组振动情况与转速高低有关,与负荷大
小无多大关系.这通常是属于转轮补焊后,叶片重量不等,叶片局部变形严重的问 题,必须拆卸机组转轮进行动平衡检查及叶片形状测量比较修正,消除机组振动.(二)水力平衡(1)尾水管中水流漩涡引起水轮机振动,此时机组振动大小与负荷有关, 机组负荷小时容易引发振动,且机组噪声明显增大.通常采取避开此运行工况 区域,或在尾水管中安装补气管进行补气的方法,减轻或消除漩涡引起的机组 振动.(2)冲击式机组,当尾水位上涨时,尾水回溅到转轮的水斗上,扰乱喷针 射流的正常工作,会引起机组振动的增加;正常情况,冲击式机组的尾水位与转 轮有一定的距离,尾水为无压流动,但有时尾水管补气孔过小或堵塞,尾水管真 空度增加,尾水位抬高,甚至淹没转轮,则发生强烈振动,机组出力大幅下降.(3)混流式机组转轮叶片间被杂物卡住,导叶被杂物卡住,导叶销断裂, 单只导叶自由活动,造成水流不平衡,此时机组声响异常,出力下降,必须仔细 检查,根据原因进行处理,必要时拆卸尾水管取出杂物.三
水轮机轴承温度过高
轴承温度过高,会影响机组正常运行.温度过高的主要原因有;(1)机组振动较大,主轴摆度大,轴承受力增大.(2)轴承油位过低,润滑油型号不对,润滑不良.(3)轴承冷却器堵塞,冷却水中断,冷却条件不良.(4)轴承间隙过小,巴氏合金瓦点子大,轴承摩擦损耗增大.(5)轴承冷却器漏水,顶盖排水不畅引起轴承进水,润滑油劣化.处理方法;根据故障原因分别进行处理,机组振动大要设法消除,轴承间隙 小要调整,瓦面点子大要修括,润滑油方面问题要根据原因进行处理.四
水轮机主要零部件的机械磨损
由于水质不良,检修周期过长,水轮机主要零部件经常会发生机械磨损,从 而会影响机组的正常运行.常见机械磨损有;(1)橡胶瓦轴承,当发生缺水干摩擦时,即使时间较短,也会使橡胶轴瓦的 温度急剧升高,加速轴瓦与轴颈的磨损,因此,橡胶轴承应加强冷却水的监视,防 止缺水运行.(2)导叶机构的部件磨损,常发生在转动部件的接触部位,即导叶轴劲处, 因水质差,水中沙粒落入轴劲内引起磨损增加,检修周期过长,磨损加剧.导叶机 构磨损,漏水量加大,会影响水轮机关机,造成刹车困难.(3)水轮机轴的磨损主要发生在有盘根的地方,盘根质量不佳,盘根压板 过紧,水质差,沙粒进入盘根处等原因均会增加轴颈的磨损,多年使用不处理,会 影响主轴密封效果.第二节
水轮发电机的异常运行与事故处理
由于受外界因素(电网)的影响和发电机自身的原因,发电机在运行中可能
会发生各种异常现象.当发电机发生异常现象时,有关表记的指示会明确反映, 同时保护据继电器动作,断路器跳闸,水电阻接触器自动投入,调速器自动关机, 发出故障音响及灯光信号.此时,运行人员应根据故障瞬间仪表指示,保护信号 指示,开关和设备的动作情况,现场设备的其他情况,判断故障的性质和部位,沉 着,迅速,正确的排除故障,不使故障扩大产生严重后果.一
发电机过负荷
小型发电机在并入大电网运行时一般不会出现过负荷现象(除人为因素 外),可能出现过负荷的情况有;(1)电网高压线路某处发生事故,线路电压大幅下降.(2)机组运行于独立小电网时,供电负荷过大;机组并网运行于用户线 路,由于该线路突然停电,用户的负荷接近于机组供电负荷,因而会出现并网过 负荷运行.水轮发电机组在正常运行时不允许过负荷.运行规程规定,事故情况下 发电机可以承受短时过负荷.因发电机对温升和绝缘材料的耐温能力有一定 的裕度,故短时间过负荷对绝缘材料的寿命影响不大.绕组绝缘老化有一个过 程,绝缘材料变脆,介质损坏增大,耐受击穿电压强度降低等都需要有一个高温 作用的时间.高温作用时间愈短,绝缘材料的损害程度愈轻.发电机短时间过负荷的电流允许值执行制造厂的规定.若制造厂没有规
定,则小型发电机可参照规程执行.事故或特殊情况需要发电机组过负荷运行,当发电机定子电流超过允许 值时,电气值班人员应首先检查发电机的功率和电压,并注意定子电流超过允许 值所经历的时间,然后用减少励磁电流的方法降低定子电流到额定电流值,但不 得使功率因数过高和定子电压过低,若此方法不奏效,则必须降低发电机的有功 负荷或切断一部分负荷,使定子电流降到许可值.若正常运行中的发电机定子出口风温已经达到75摄氏度,转子绕组励磁 电流,电压达到或超过额定值,则没有紧急特殊情况,机组不应再执行过负荷运行 规定,应立即解列停机,待电网线路恢复正常后再进行并网运行,以确保机组自身 安全.二
发电机三相定子电流不平衡
引起三相定子电流不平衡的原因有;(1)检查发电机各部温度,是否存在局部过热现象.发电机内部绕组可能
存在匝间短路故障.(2)检查励磁分流电抗器绕组的颜色和温度,是否存在一相绕组发热,绝
缘烧坏引起严重匝间短路,引起三相定子电流不平衡.(3)检查励磁系统各整流管散热器的温度情况.个别整流管突然烧坏,此
时励磁电流比正常值小很多,温度较低的整流管可能已烧坏.(4)检查断路器,主变压器高低压侧的连接头是否有发热现象,因为在接
触电阻不稳定时会伴随电流波动.(5)系统单相事故,造成单相负荷特别大.根据不同原因,停机后进行仔细检查并分别进行处理.如果在发电机运行
中发现定子有一相电流已经超过额定值,应迅速调整(降低)励磁电流.必要时可 同时采用降低机组有功功率的方法,将发电机定子电流降低到额定电流以下,以 确保机组安全运行.三
机组启动后不能建压
机组正常启动,导叶开度已经在空载位置,机组转速上升(声响达到正常值), 发电机电压表无指示,励磁电流表无指示,则发电机不能建压.发电机不能建压的原因有;(1)发电机转子剩磁消失或剩磁电压过低.(2)整流原件损坏(开路或击穿).(3)分流晶闸管的调整电阻位置不正确,或晶闸管已击穿.(4)励磁回路接触不良,如电刷被卡住,滑环表面接触不良.(5)机组转速太低,不能自励建压.(6)励磁引出线接线接反,剩磁方向相反.(7)晶闸管和触发电路故障,保护熔断器烧坏.(8)起励接触器触点接触不良.若发电机转子剩磁太小,则检查机组导叶开度,提高机组转速,然后用6V干
电池短时搭接在L1(+),L2(－)两接线端子上,发电机起励,定子电压上升后,迅速脱 开干电池,防止发生意外.如果仍然不能建压,必须仔细检查励磁接线,拆开元件,分 段分部件检查各整流管,电刷滑环,转子绕组,励磁绕组,晶闸管及触发控制板,起励 接触器等,发现问题,逐个排除.四
发电机运行中欠励磁或失磁.发电机运行中,晶闸管损坏,突然二相运行,使发电机的励磁电流大幅度减少, 甚至使发电机进相运行,这种现象称为发电机的欠励磁.发电机转子励磁回路断线, 晶闸管励磁开关误跳闸或励磁二相以上整流管损坏,会使发电机失去励磁电流而 造成失磁.发电机欠励磁运行,用钳形电流表检查励磁回路三相电流,发现是励磁少一 相工作,这时应降低有功负荷,解列停机后进行检查处理.并网运行的发电机失磁后的现象,励磁电流表指示将为零;发电机定子电压 表指示下降,定子电流异常增大,过负荷保护动作发信号;此时发电机转速略有升高, 功率因数表进相,无功电能表倒转.发电机失磁后,发电机同步运行变为异步运行,发电机向电网吸收大量无功 功率.处理方法;(1)值班人员应降低有功功率,以便降低定子电流;(2)手动增加励磁电流或合上励磁开关(励磁分闸时)恢复励磁电流;(3)如仍无效果,说明励磁转子绕组回路有断路故障,应立即解列停机检查
处理.五
发电机振荡和失步
当系统中发生短路或附近电网中有大容量的设备投切是,系统的静态和动态 稳定将被破坏,从而会使发电机的驱动力矩与阻力矩失去相对稳定,可能会引起定子 电流和功率的振荡,振荡严重时,会使发电机失去同步运行.此时,发电机将不能保持 正常运行.(一)发电机振荡
小型水电站发电机出现振荡,通常是由发电机励磁系统反应灵敏引起的.电网
电压稍有变化,发电机励磁自动调整,往往是由于附近有相同特性的水轮发电机组相 互抢无功引起的.特别是两台电抗分流励磁的机组并联运行时,调整不当会引起机组 振荡.对并网机组的解决办法是:(1)增加调差率,使发电机无功有差调整,防止出现抢无功现象.(2)减少分流电抗器匝数,即减小励磁分流比例,使机组励磁系统对负荷的反
应灵敏度减弱,减少参与电网的无功自动调整比例.(3)若是两台容量和特性相同机组并联运行引起的,则将励磁输出通过开关
并接,使两台机组励磁电流相等,防止无功分配不均匀.这种方法虽然有效,但操作不安全 ,故实际很少采用.(二)发电机失步
当发电机振荡后失去同步运行时,仪表指示摆动更加剧烈;
(1)三相定子电流表大幅度摆动,冲撞两边针档..(2)有功功率表,励磁电流表大幅摆动,定子电压表下降且摆动
(3)机组转速时高时低,伴随有节奏的轰鸣声音.(4)晶闸管励磁的发电机强励装置间歇动作.解决办法;(1)增加发电机的励磁电流以增加同步时电磁转矩,使机组在达到平衡点
附近时拉入同步运行.(2)
减少水轮机导叶开度以减少有功输出功率,降低功率表摆动幅度,创超
有利条件让发电机恢复同步运行,(3)若上述方法仍不能稳定运行,则将发电机从系统解列.六
机组飞逸事故
当系统发生事故致使发电机突然甩去全部负荷时,调速器操作不及时或操动
机构故障,机构被卡住,耗能电阻回路又不能及时投入等原因会导致机组转速快速升 高超过额定值,机组声音呈高速声响,即出现飞车现象.(一)现象
机组出现飞车时,转动部分的离心力急剧增加,机组摆度和振动增大,可能引起
转动部分摩擦.各轴承温度升高,严重是振动造成机组固定螺栓松动,轴承损坏.(二)处理方法;
(1)迅速将断路器手动分闸,关闭水轮机导叶,投入耗能电阻.(2)处理无效时立即关闭进水管主阀门,切断水流.(3)当机组转速下降到30%--40%时,操作制动闸刹车停机.停机后进行全面检查,飞车不严重,经检查没有发现问题,即可开机低速转动.运转检查无问题.缓慢提高机组转速.如轴承温度正常,可进行升压.机组飞车时间较 长,飞车较为严重的,要全面仔细的进行检查,必要是拆卸部件进行检查,发现可疑问题 必须进行处理.(三)预防措施
正常情况,发电机突然甩去全部负荷,机组过电压保护动作,断路器跳闸,调速
2#水轮发电机组 篇3
我厂三台发电机分别于1999年12月至2000年5月投运, 发电机型号为SFWG16-60/5530, 卧轴悬挂式, 两支点, 强迫空冷灯泡贯流式水轮发电机组, 单机容量为16 MW, 制造厂家为天津阿尔斯通水电有限公司。
1 故障现象
2013年9月5日#2机组中修。11日, 在对定子B相线圈进行直流耐压试验, 当电压升至5 k V时, 泄漏电流表指针出现瞬时满偏, 电压无法继续升高, 进入定子内部观察可听到明显的放电声。
在对定子进行全面检查后发现, 有放电声线棒邻近的两根拉紧螺杆靠下游侧的绝缘垫片裂开。由于裂开的绝缘垫片内孔变大, 绝缘垫片套入螺母约2~4 mm, 齿压板周向倾斜。
2 查找故障
机组转入大修, 吊出定子。
2.1 定子线棒故障
通过试验找出并拆下#110上层故障线棒, 发现线棒靠近端部有向内延伸的凹陷, 最大凹陷深度0.8 mm, 且在棱角处有一明显的击穿点。正常的定子线棒, 表面则是平整的。
2.2 定子铁芯故障
在对定子进行全面检查过程中, 发现#1 1 0线棒邻近的两根铁芯拉紧螺杆靠下游侧的绝缘垫片裂开, 绝缘垫片套入螺母约2~4 mm, (见图1) ;其他正常的铁芯拉紧螺杆, 有一个绝缘垫圈和一个金属垫圈。
3 原因分析
按照设计, 正常的铁芯拉紧螺杆紧固螺母必须要有一个绝缘垫圈和一个金属垫圈。
通过与其他没有故障的铁芯拉紧螺杆对比发现, 故障铁芯的拉紧螺杆靠下游侧锁紧螺母只有一个绝缘垫圈, 而没有金属垫圈。经过机组的长期运行和振动, 在铁芯弹开力的作用下, 绝缘垫圈不断受到螺母的挤压内孔变大变簿而裂开。
因绝缘垫圈裂开套入螺母, 造成两端齿压板与铁芯的间隙增大而使铁芯松动。松动的铁芯随着机组运行时的振动, 铁芯的齿部不断拍打和挤压线棒, 在#110线棒靠近端部形成了一个向下延伸的凹陷, 从而损伤了该处的绝缘。由于线棒棱角处的电场强度最大, 绝缘最簿弱, 所以#110上层线棒在直线边下侧棱角处最先被击穿。
综上分析认为, #2发电机定子线圈故障, 是由于定子铁芯有两根拉紧螺杆少装了金属垫圈, 造成绝缘垫圈因强度不够而裂开, 使松动的铁芯损伤了定子线棒绝缘而击穿。
4 故障处理
(1) 针对定子线棒故障, 进行了更换线棒处理, 并通过了各项试验。
(2) 针对定子铁芯故障, 在处理时, 按照设计要求在故障铁芯的两根拉紧螺杆上安装了一个绝缘垫圈和一个金属垫圈, 同时为了进一步增加强度又增加了一个绝缘垫圈。 (见图2)
5 防范措施
(1) 把好设备到货验收关, 保证不让有制造缺陷的设备安装、投入运行。
(2) 加强机组检修过程技术监督管理, 确保检修项目和预防性试验项目不漏项、不缺项。
(3) 加强机组运行中的巡检和监视, 定期检测振动、摆度, 及时发现并解决设备可能存在的问题, 确保机组安全可靠运行。
参考文献
[1]周绍庚.一种新型铁芯故障检测方法[J].湖南电力, 2007 (3) .
[2]凌宇.水轮发电机组受油器结构故障分析及其改进[J].现代物业 (上旬刊) , 2011 (8) .
水轮发电机组的检修及其改造 篇4
近年来, 随着水电站内计算机监控的不断推广使用, 专家指出, 为减少机组的停机时间, 应减少对水轮发电机组进行定期检修, 而施行状态检修, 提高机组的利用率, 发挥其经济效益。大多数水电站水轮机组都采用定期检修的方式, 其检修发展的方向应逐步从“定期检修”过渡到“状态检修”, 从而实现“无人值班”的, 实现水电站的现代化建设。我国的水利资源丰富, 但现在的水电站都有主要的性能参数与实际运行参数不相符合等情况, 因此必须根据实际情况, 优化设计及改造, 一些水电站已安装了振动在线监测设备, 并且已投入运行。我国一些水电机组在线监测设备已研制相对成熟, 有的产品的性能和质量已经可以满足水轮发电机组的检修及改造需求。
1 水轮发电机组的检修
1.1 定期检修
定期检修使得检修管理工作有计划、有目标地进行。定期检修是通过大量的机组发生故障的时间间隔及其相关运行资料的积累, 总结出科学的规律, 经过详细认真的总结并分析得出其检修周期。水轮发电机组的检修通常在枯水季节进行, 对电网而言, 只要有足够的备用电量, 完全可以对部分机组进行检修。此外, 定期检修因时间安排上比较充足, 所以对各种情况的考虑比较周全, 能够处理水轮发电机组内一些不易监测到的缺陷, 比如:气蚀的磨损程度、机械联接螺栓的断裂情况、流道水工建筑物的损坏情况等。如果在丰水期发现这些缺陷, 再安排时间来检修, 会加大损失。
1.2 状态检修
状态检修是采用计算机监控的方式, 对水轮发电机组的参数及运行状况进行全面地记录、监视、检测、分析和预测, 当设备运行发生异常时, 可以科学地进行诊断并提供可靠的报告, 从而为设备的检修提供依据。此时, 针对性地对水轮发电机组进行检修, 从而保证机组安全稳定的运行。只要计算机的传感元件可靠、数据真实, 在水轮机组的重要部位可以配备双重的自动化传感元件, 就算其中一个自动化传感元件会发生故障, 计算机的监控系统也可以准确地判断处理数据, 且不会影响到机组的安全运行。
要对水轮发电机组的进行状态检修, 首先要确定一个标准, 针对每个设备及每个设备的参数或指标来规定其标准。当设备状态的变化达到或超过这个标准时, 就确定对该设备进行状态检修。机械振动评价标准是用来判别机组的振动水平和是否需要检修, 主要包括两类:设备的单项指标和综合指标。单项指标是表示设备需要逐一制定的基础状态, 设备的单项指标超过标准限值时, 需要进行检修;综合指标既指一项设备或部件的多种指标, 也指一台复合设备的多种指标, 比如机组的振动、空蚀问题等。根据实际指标, 检修的规模需根据具体情况来确定。在对引起状态变化的原因、机理和影响因素有正确的认识和判断之后, 进行自动检修, 由系统的状态诊断专家来分析是否需要检修, 这就要求有完整的状态诊断专家系统, 否则, 只能由工程师来根据监控系统提供的数据决定是否检修, 接着明确检修的内容并确定检修工艺;也可根据状态诊断方式的不同, 实施分段检修:先用人工方式做出状态诊断, 为自动方式的状态诊断积累数据和经验;当各方面技术达到成熟时, 再用自动方式的状态诊断。
1.3 状态检修与定期检修的结合
状态检修及定期检修都是为更好地发挥水轮发电机组的经济效益, 水轮发电机组需要采取的状态检修方式, 是无法明确确定究竟采取何种的。目前, 一些水电站水轮发电机组配置了计算机监控系统, 但实行状态检修要达到各种条件, 运行的可靠性还没有达到设计要求, 尤其是水电站机组所配置的传感元件不可靠, 不能很好的适应环境, 故障发生率高, 死机和数据丢失情况时有发生。要对状态检修与定期检修进行一个经济技术比, 状态检修更适用于小机组, 因为小机组的开停对电网的影响比大机组小, 事故发生率相对较小;大机组可以采取状态检修与定期检修相结合, 有条件的水电厂可投入经费, 使水轮发电机组达到状态检修的要求, 然后施行状态检修;在还不能完全确定一些故障因素时, 还是要把状态检修与定期检修结合起来, 从而可以减少定期检修的次数, 延长定期检修的周期。
2 水轮发电机组的技术改造
2.1 现状描述
渔子溪电站机组技术供水系统直接从转轮上腔或尾水管取水做下导轴承、水导轴承、空冷器的冷却器的冷却水源, 因而易造成各冷却器的进水侧铜管大量被堵塞 (出水侧铜管相对进水侧只可能有少量会被堵塞) , 冷却效果差。为提高冷却器冷却效果, 对下导轴承、水导轴承、空冷器的冷却器进、出水管路进行改造, 让冷却器能够反充水。
2.2 改造原因及改造内容
渔子溪水电站位于四川省汶川县映秀镇境内, 是岷江上游右岸支流渔子溪上最下游的一个水力梯级电站。5.12汶川地震后, 渔子溪上游地质疏松, 在汛期雨季河流水质变差, 含泥沙等杂质多。渔子溪电站机组技术供水系统直接从转轮上腔或尾水管取水做下导轴承、水导轴承、空冷器的冷却器的冷却水源, 因而易造成各冷却器的进水侧铜管大量被堵塞 (出水侧铜管相对进水侧只可能有少量会被堵塞) , 冷却效果差。为提高冷却器冷却效果, 对下导轴承、水导轴承、空冷器的冷却器进、出水管路进行改造, 让冷却器能够反充水 (上导轴承、推力轴承的冷却器能反充水) , 同时利用水能作用对堵塞的铜管进行疏通, 提高冷却效果, 从而使机组更加安全可靠的运行。
2.3 改造实施内容
2.3.1 下导轴承及空冷器部分供水管路改造
(1) 下导轴承冷却水管路改造, 拆除部分管路后在原进水管给水阀及原排水阀前、后端约10cm处焊接准50的三通不锈钢管, 并由两根绕水机室机坑外围的约12m的准50环管对应焊接, 并在各环管两端加装两只蝶阀, 蝶阀用法兰与环管连接, 上、下蝶阀错开50cm。
(2) 为避让顶转子油泵控制箱及水机室端子箱, 环管中间用大于90°的弯管部分连接。每对法兰连接均使用3mm石棉垫来制作法兰密封垫, 每个环管底部中间位置用角钢制作支撑架支撑管路重量。
(3) 水轮机组的工作方式为:正向供水时阀门1、2、3、4常用关, 原2007和2008阀门常开, 供水从2007阀门流进下导冷却器后, 经2008阀门排到各轴承总排水管。反向充水时原2007和2008阀门关闭, 阀门1、2、3、4开启, 供水从阀门1、3流进下导冷却器后, 经阀门2、4排到各轴承总排水管。
(4) 加装阀门3、4, 是考虑在特殊情况下 (一只阀门关闭不严或失灵) 正、反向供水的安全可靠及检修更换阀门便利。
(5) 刷漆前仔细清除管路表面可见的铁锈及其他污物, 表面处理合格后先刷防锈漆再刷面漆。供水管外表面颜色采用蓝色面漆, 排水管外表面颜色采用绿色面漆。涂覆应平整, 厚度及表面光泽均匀一致, 无明显色差﹑刷痕。管路及阀门按规定做标示及标牌。
(6) 空冷器管路改造与此类似, 其环管为准150, 长约8m, 位置在下导轴承冷却器进水管的对面。
(7) 改造示意图如图1所示。
2.3.2 水导轴承冷却器部分供水管路改造
(1) 水导轴承冷却器给、排水管路大部分是埋设管路, 考虑施工难度, 准备在水机室花铁板下的供、排水管路上加装管路改造。
(2) 在水导轴承冷却器的供、排水管路阀门的前、后端部用钢管焊接三通, 并加装阀门 (蝶阀) , 由于水机室空间狭小, 故各加装一个阀门进行改造。
(3) 工作方式为:正向供水时阀门1、2常关, 原2005和2006阀门常开, 供水从2005阀门流进水导冷却器后, 经2006阀门排排水管。反向充水时原2005和2006阀门关闭, 阀门1、2开启, 供水从阀门1流进水导冷却器后, 经阀门2排到排水管。
(4) 刷漆前仔细清除管路表面可见的铁锈及其他污物, 表面处理合格后先刷防锈漆再刷面漆。供水管外表面颜色采用蓝色面漆, 排水管外表面颜色采用绿色面漆。涂覆应平整, 厚度及表面光泽均匀一致, 无明显色差﹑刷痕。
(5) 管路及阀门按规定做标示及标牌。
(6) 改造示意图如图2所示。
2.4 改造效果
通过对水轮机组下导轴承、水导轴承、空冷器的冷却器进、出水管路进行改造后, 导轴承冷却器能够反充水 (上导轴承、推力轴承的冷却器能反充水) , 通过水能作用对堵塞的铜管进行疏通, 冷却效果得到提高, 特别是保证了机组在汛期安全可靠运行。
3 结束语
总而言之, 受当前技术条件不完整和不完善的限制, 对发电站的水轮机组进行逐项、逐步地实现状态检修比较合理且可行。水电站可根据自身的条件, 对有条件的项目或设备状态, 实施诊断和检修;在实施中对相应的水轮机组进行合理改造, 以达到其安全运行的效果, 有效保障水电站的运行。
摘要：随着科技的不断进步, 水轮发电机组及其辅助设备的制造技术也在不断地进步, 特别是水轮机组内自动化元件的技术提升, 给水轮发电机组在检修及后期改造包括制定标准提供了科学、合理的依据。本文首先分析了水轮机组几项检修要求, 接着列举了渔子溪电站机组检修及改造的实例, 来阐述其方法。
关键词：水轮机组,检修,改造
参考文献
[1]赵卓越.水轮发电机组的检修与技术改造刍议[J].魅力中国, 2010 (07) .
[2]梁海滨.简述水轮发电机运行的检修和故障改造[J].中国新技术新产品, 2012 (22) .
水轮发电机组异常振动处理方法 篇5
我们知道水轮发电机组和其它机器设备一样, 其在运转中的振动是一种普遍存在的, 不可能完全避免和消除的现象。只要将振动限制在允许的范围内, 它对机组本身及其工作并无妨害。但是当振动超过一定限度时, 尤其是长期的周期振动及振动过大时, 对机组设备本身及对周围的建筑物甚至对整个水电站的运行都会带来很大的危害。振源很复杂, 常常是多种因素作用的结果, 通常是水力、机械、电磁的共同作用且相互影响, 一般有受迫振动和自激振动, 其中有迫振和共振, 倍频共振和自激振动, 甚至个别或部位又有耦联振动。因此要消除引起机组异常振动的振源, 必须充分了解引起机组异常振动的因素、特征、危害、振动规律, 机组正常运行的振动标准等, 用积累的工作经验, 借助振动的测试、监测与诊断技术, 综合分析, 判断引起机组异常振动的原因及危害程度, 准确、迅速地做出相应的处理, 并为检修消除振源提供第一手技术资料, 常常会起到事半功倍的作用, 确保机组安全、稳定、可靠、经济运行。本文以轴流式水轮机发电机组为例, 介绍机组异常振动的处理方法, 并简略地介绍了防范机组设计制造和安装检修质量问题引起异常振动的有效措施, 其振源的查找和消除方法。
二、机组异常振动的原因及其危害
1 机组异常振动的原因
根据振源的不同, 可分为水力、机械、电磁等三种类型。三种不同振源所引起的不同振动应充分了解, 这是迅速、准确地处理机组异常振动的前提。
(1) 水力因素
水力不平衡引起的振动。卡门涡列引起的振动。尾水管涡带引起的振动。尾水管中空腔压力脉动。轴流式水轮机叶片振动, 导叶开度的变化, 当开度减小到一定程度, 叶片表面脱流或空化引起叶片振动和机组振动, 实际运行中须考虑这一问题。导叶数和转轮叶片数不匹配引起的压力脉动。
(2) 机械因素
机组轴线不正或对中不良;转动部件质量不平衡;导轴承缺陷;主轴密封调整不当;静板不平或推力瓦不水平;推力头松动;导轴瓦间隙调整不当;转子振摆。
(3) 电磁因素
发电机组气隙不均匀;负序电流引起的反转磁势;定子不圆, 机座合缝不好;定子铁芯铁片松动;转子匝间短路。
2 机组异常振动的危害
(1) 引起机组零部件金属焊缝中疲劳破坏区的形成和扩大, 以至断裂损坏而报废。
(2) 使机组各部位紧固连接部件松动, 导致这些紧固连接部件本身的断裂, 加剧被连接部分的振动, 促使它们迅速损坏。
(3) 加速机组转动部件的磨损, 如大轴的剧烈的摆动, 使轴与轴瓦的温度升高, 使轴承或轴瓦烧毁;转子振动过大, 增加滑环与碳刷的磨损, 使碳刷跳火花。
(4) 尾水管中水流脉动压力可使尾水管壁产生裂缝, 严重的可使整块钢板剥落。
(5) 共振引起的后果更严重。如机组设备和厂房产生共振时可使整个设备和厂房毁坏;卡门涡列引起叶片的周期振动, 当卡门涡列的振动频率与叶片固有频率接近时就会发生共振, 将产生严重的噪音, 使叶片产生疲劳断裂。
三、水轮发电机组异常振动处理方法
以上我们可以看到水轮发电机组异常振动的原因很多, 异常振动的危害很大, 在众多、复杂的因素中, 根据多年的工作经验, 用听、看、感等方法及运行经验, 准确、迅速的判定异常振动的部位及其危害程度, 果断采取措施消除振源或采取有效措施减小振动。
1 振源为机械因素
1.1 机组上导、下导、水导轴承、推力轴承因长时间运行或因事故甩负荷造成一块或几块松动, 轴承间隙过大引起机组异常振动。
(1) 其振动的特征
如果机组上或下或水导轴承或推力轴承异常振动, 其振动声响发出的部位在相应的轴承部位, 松动程度越大 (及间隙越大) 所发出的振动声响越大, 同时上机架或顶盖振动加剧, 其水平振动或垂直振动超过允许值, 机组上导或下导或水导轴承的摆度可能超过允许值;机组上导或下导或水导轴承温度可能上升;有可能因轴承摆度过大, 定子与转子间隙不均, 引起电磁振动, 使机组振动加剧。这种情况应当及时停机处理。曾经发生过因处理不及时, 烧导轴瓦或推力瓦, 抗重螺栓被打断, 轴承被损坏的事故, 甚至可能引起定子和转子摩擦, 而造成定子和转子不同程度的损坏。
(2) 处理
立即停机, 做好安全措施, 根据机组异常振动特征, 检查上导、下导、水导轴承, 推力轴承, 定、转子间隙情况, 如果仅仅是上导或下导或水导一块轴瓦松动, 其它均正常, 可以只调整上导或下导或水导轴瓦。如果定、转子间隙不均匀, 转子中心移位, 须从新调整转子中心, 并调整上导、下导、水导轴瓦以及推力轴承。
(3) 处理完毕, 然后开机试运行, 先将机组空转, 检查机组有无异常振动;正常后, 加励磁, 检查机组有无异常振动, 无异常, 逐渐带上负荷, 检查机组带负荷运行情况, 无异常, 带满负荷运行。
2 振源为水力因素
2.1 导叶开度不均, 剪断销剪断, 蜗壳有渣滓等因素会造成水力不平衡引起机组异常振动。其振动的特征:振动声从转轮室发出, 水导轴承的摆度超过允许值, 水机室振感较大, 顶盖的水平振幅超过允许值。
处理:
检查导叶开度是否一致。如果是导叶开度不一至引起的异常振动, 应停机处理, 做好安全措施, 关闭前池闸门, 有尾水闸门的应关闭, 若必须打开进人孔才能调整 (注意涨洪水时尾水过高, 此时不能打开进人孔) , 特别应注意进入涡壳作业人员与水机层作业人员相互配合好。导叶开度调整好后, 还应全面检查上导、下导、水导轴承情况, 如有异常必须处理好后, 才能开机试运行, 开机试运行方法同1.13。如果是剪断销剪断引起, 按各厂规程处理。如果是蜗壳进入渣滓引起的, 应停机处理, 做好安全措施, 关闭前池闸门, 有尾水闸门的应关闭, 打开进人孔 (注意涨洪水时尾水过高, 此时不能打开进人孔) , 进入涡壳清理渣滓, 同样在处理好后, 应全面检查上导、下导、水导轴承情况, 如有异常必须处理好后, 然后开机试运行, 开机试运行方法同1.13。
2.2 调速器溜负荷, 自动关到某一开度, 前池渣滓太多, 前池水位太低, 转轮泄水锥脱落等原因, 造成尾水管涡带、尾水管中空腔压力脉动引起机组异常振动。
处理:
如果是调速器溜负荷引起的, 应迅速调整开度, 避开振动区运行, 同时检查机组振动情况, 如顶盖水平或垂直振动值仍然超过允许值, 应停机处理。做好安全措施, 检查上导、下导、水导轴承, 推力轴承, 定、转子间隙情况, 如果定、转子间隙不均匀, 转子中心移位, 须从新调整转子中心, 并调整上导、下导、水导轴瓦以及推力轴承。处理完毕, 然后开机试运行, 开机试运行方法同1.13。如果是前池渣滓太多引起, 应停机捞渣, 然后开机试运行, 如顶盖水平或垂直振动值仍然超过允许值, 应停机处理, 处理方法同调速器溜负荷一样。如果是前池水位太低引起, 立即停机, 等待水位升高再开机运行。如果非上述几种情况, 那就应考虑是否转轮泄水锥脱落引起, 其特征是在相同水位下, 发电机负荷有所减小, 空转振动仍然很大, 这时应停机检查。做好安全措施, 进入转轮室检查水轮机泄水锥是否脱落。
3 振源为电磁因素
3.1 转子绕组短路或转子铁芯松动引起机组异常振动
(1) 其振动的特征
启励时, 就发生振动, 励磁电流增大, 振动幅值随之增大, 去掉励磁, 振动随即消失。
(2) 处理
停机, 做好安全措施, 检查转子线圈和铁芯。处理好后, 才能开机试运行, 开机试运行方法同1.13。
3.2 定子铁芯铁片松动引起机组异常振动
(1) 其振动的特征
有时发出“嗡”或“吱”的电磁噪音, 定子铁芯温度升高, 定子切向、经向振幅出现50Hz或100Hz的频率, 去掉励磁, 振动随即消失。
(2) 处理
停机, 做好安全措施, 检查定子铁芯, 加大铁芯压力, 压紧铁芯。处理好后, 才能开机试运行, 开机试运行方法同1.13。
结论
水轮发电机组运行中出现异常振动是不可避免的, 掌握引起机组异常振动的振源的类型、特征、危害以及振动规律等, 对机组不同的异常振动进行分析、判断, 迅速、准确地消除引起机组异常振动的振源或采取有效措施减小振动, 确保机组安全、稳定、可靠、经济运行。
摘要：本文以轴流式水轮机发电机组为例, 主要介绍了引起机组异常振动的振源类型、特征、危害以及振动规律等, 先不考虑机组设计制造和安装检修质量问题引起的异常振动, 对正常运行中的机组出现异常振动, 经分析、判断, 采取措施消除振源或采取有效措施减小振动, 并简略地介绍了防范机组设计制造和安装检修质量问题引起异常振动的有效措施, 其振源的查找和消除方法。
关键词：异常振动,振源,平衡,轴线,摆度
参考文献
[1]郑源, 陈德新.水轮机[M].北京:中国水利水电出版社, 2011.
[2]王玲花.水轮发电机组振动及分析[M].北京:黄河水利出版社, 2011.
[3]任煜峰.水轮发电机组值班员[M].北京:中国电力出版社, 2012.
水轮发电机组运行与维护要点简析 篇6
关键词：水轮发电机组,运行与维护,维护要点
水力发电站已经成为我国当前重要的电力发电方式之一, 其在我国电力产业中占有重要的一席之地, 也是我国主要的发电方式。 保证水力发电站的运行正常关系到我国人民生活的长治久安, 关系到我国社会主义事业建设的顺利发展, 因此, 相关工作人员必须保证水轮发电机组的正常运行, 定期对水轮发电机组进行维护, 在发现问题的时候尽快进行维修, 做好日常设备的管理工作。
1 水轮发电机概述
水轮发电机的主要作用是将水轮机旋转的机械能最终转换成为电能, 其结构与性能的好坏对电站的安全、 稳定、 高效运行起到了至关重要的作用。 其组成主要包括定子、 转子、 机架、 推力轴承、 导轴承、 冷却器、 制动器等部件。 水轮发电机依照布置方式, 可以分为卧式和立式两种。 卧式水轮发电机适合中小型、 贯流及冲击式水轮机, 而一般低、中速的大、 中型机组则采用立式发电机。 同时, 依照推力轴承位置进行划分, 其立式发电机又可以分为悬式和伞式两种, 推力轴承位于转子上方的发电机称为悬式发电机, 其适合用于转速100r/min以上。 推力轴承位于转子下方的发电机称为伞式发电机, 无上导的成为全伞式, 有上导的称为半伞式, 其适用于转速在150r/min以下。 影响水轮发电机运行的因素主要包括机械振动、 电磁振动、 水力振动。 机械振动的干扰力主要来自机械部分的不平衡力、 摩擦力和其他力; 电磁振动的干扰力主要来自发电机电器部分的电磁力; 水力振动的干扰力来自引水系统和水轮机水力部分的振动。 因此, 在关注水轮发电机组运行的过程中要注意其影响因素对水轮发电机组所产生的重要干扰, 同时在维修、 维护的过程中也要注意其影响因素的检测与检查。
2 水轮发电机组运行的常见问题
1) 定子绕组运行温度监测。 定子绕组运行温度监测一般情况下通过测温器进行检测, 制造厂商在槽内安装电阻型测温计, 通过测温计检测设备温度, 其监测过程是通过使用特制的线棒埋设热电偶, 通过热电偶的热传导作用对温度进行测试, 一般进行温度测定的环境为额定工况下, 绕组热电温度最高处比槽内线棒间温度高30℃~40℃。
2) 定子绕组绝缘老化。 定子绕组绝缘作用非常重要, 其能够起到减缓机械老化、 减缓电老化、 减缓承受热老化的作用, 此三者如果作用不好, 则会让设备的老化速度加快, 对设备的长期使用产生损害。 对于机械老化, 企业在解决此问题的时候大多在端部应用环氧适形材料, 通过玻璃丝带加固, 槽位进行毛毡垫条, 双侧打紧槽楔, 此方法能够解一时的燃眉之急, 但是经过多年的运行之后, 其稳定性依然受到挑战, 尤其槽楔部分, 松动明显, 需重新固定。 对于电老化, 其重点为绝缘体外表面的防晕结构, 此结构对于端部和槽部的完善情况还有待改善, 绝缘内部的空气消除还没有达到理想目标。 对于热老化, 则主要考虑对其温度的检测, 要注意温度不要超过绝缘体所承受的最高值。
3) 定子绕组绝缘污秽。 当前阶段, 很多水轮发电机组内部都会出现积灰现象, 常年使用所产生的油污也比较严重, 积灰与油污的产生对于设备的运行影响较大, 同时也会影响铁芯的散热情况, 严重情况下还会引发火灾事故。 通常在检修过程中, 使用压缩空气吹扫, 或者使用毛刷、 白布与溶剂进行清洁, 次清洁方式容易使设备清洁不到位, 无法达到更本清洁的目的。
4) 发电机灭火装置。 现阶段我国使用的灭火装置大多为水器灭火, 灭火设备也多为人为操作进行灭火。 灭火应当为在发电机组管控设备出现跳闸情况, 管理人员发现设备出现冒烟情况或者闻到有焦糊味道的时候, 立即进行灭火操作。 首先使用手动关闭灭火装置的渗漏排水阀, 之后打开供水阀, 保证水源的充足供应, 启动消防阀, 同时要对发电机的孔盖和门进行关闭, 给水延续到发电机下部盖板已经漏水为止。 但是当前阶段对于供水阀、 排水阀、 消防阀的检修不到位, 在使用过程中发现阀门无法使用, 引起火势蔓延。
3 水轮发电机组的维护要点分析
3.1 做好设备检查工作
做好设备的定时检查和巡回检查能够保证及时发现问题, 及时对问题进行解决, 保证水轮发电机组的正常高效运行。 在进行检查和巡回检查的时候要注意以下问题。 1) 对水轮发电机组的运行参数做好记录, 其运行参数必须在规定的范围之内, 如发现运行参数超出范围应当进行及时记录, 并进行及时检查。 2) 对一次回路、 二次回路的连接处进行检查和记录, 确定连接处没有发热、 变色现象, 电流、 电压是否正常、稳定, 有无异响, 油断路器部位有无漏油情况, 油色、 油位是否正常。3) 发电机有没有不正常的声响, 水轮机的声音是否正常, 如发现有不正常声音出现应立即进行检查与检修。 4) 对发电机进行异味检查, 如出现焦臭味道则说明发电机出现异常情况, 应对其进行检查与维护。 同时, 还要对发电机的摆动和振动进行检查和检测, 查看器摆动幅度已经振动情况。 5) 对水轮发电机组本身进行检查, 查看器轴承温度是否有发热情况, 如果出现局部过热也属于不正常现象, 日常检查可以用手背进行测试, 感觉不烫手即可, 如果必要也可以使用专业工具进行测试, 确保其温度正常。 6) 检查各个部位的电刷, 电刷部位只允许有少量火花产生, 超过范围值则属于不正常, 需进行故障排除。
3.2 做好日常清扫工作
根据水轮发电机组的运行情况做好日常的清扫工作, 正常来说每天都应当对其进行打扫与检查, 保证设备的正常运行与清洁。 在对设备进行清扫的时候要注意清扫设备的积灰和油污, 避免因为积灰和油污给设备带来损害, 影响设备的正常运转, 及时清扫影响设备运转的隐患。
3.3 做好用油管理
水轮发电机组的用油情况比较突出, 做好设备的用油管理也是设备正常运行的必要条件。 1) 对设备的用油情况做好记录, 及时观察设备用油的状态, 避免设备用油过程中掺入水分和杂质, 降低用油纯度, 对设备造成损害。 2) 对设备的使用油做好记录, 对设备专用油做好管理, 避免设备在使用油的时候见油就用, 有的甚至把机械油与绝缘油混合使用, 对设备造成严重损害。 杜绝此情况应当设定专门管理人员对油进行管理, 机械油与绝缘油分门别类进行管理, 保证设备的用油适当。
4 结语
水轮发电机组的正常运行对于整个发电站来说影响重大, 其关系到我国水电站的经济效益。 因此, 做好设备的运行管理与维护非常重要, 其不仅仅关系到水电站的长久发展, 更关系到我国社会主义的实现。 发电站应当对此引起高度重视, 结合实践对设备进行管理与维护, 让水轮发电机组更好的为水电站服务, 更好的为祖国社会现代化建设服务。
参考文献
[1]黄光辉, 郭鸿鹅.水轮发电机组运行与维护探讨[J].云南水力发电, 2013.
[2]梁海滨.水轮发电机组运行与维护要点分析[J].科技创新与应用, 2013.
水轮发电机组转子配重的实际应用 篇7
1.1 背景
紫坪铺水电站位于岷江上游, 电站安装4台混流式水轮发电机组, 单机容量为190MW。机组额定水头100m, 最大水头132.76m, 最小水头68.4m。机组运行的水头变化较大, 机组在非最优工况运行的时间较多, 机组在恶劣的工况下机组振动不可避免, 因此降低机组的振动保证机组安全稳定运行非常必要。在讯后检修的过程中对1#机组进行转子配重。
1.2 配重的目的
通过配重, 尽量平衡机组制造安装过程中产生的质量不平衡力和电磁不平衡力, 降低机组的振动、摆度值。
(1) 测试机组在空转、空载及各种负荷下的振动、摆度, 计算分析机组的不平衡量。
(2) 对机组在各试验工况下的振动和摆度数据进行分析, 掌握机组的运行稳定区域, 界定机组运行的振动区范围, 并评价机组的振动、摆度等是否满足规程要求或厂家性能保证值。
1.3 设备参数
2 机组动平衡实验
2.1 布置测点
上导轴承摆度:+X、+Y方向各一个测点, 共2点。布置在上导油槽盖上或尽量接近上导轴承的位置。
下导轴承摆度:+X、+Y方向各一个测点, 共2点。布置在下导油槽盖上或尽量接近下导轴承的位置。
水导轴承摆度:+X、+Y方向各一个测点, 共2点。布置在水导油槽盖上或尽量接近水导轴承的位置。
上机架振动:水平+X、水平+Y各一个测点, 共2点。布置在上机架靠近上导轴承的位置。
下机架振动:水平+X、水平+Y方向各一个测点, 共2点。布置在下机架向靠近下导轴承的位置。
顶盖振动:水平+X、水平+Y方向各一个测点, 共2点。布置在水导轴承座靠近水导轴承的位置。
键相信号:1点 (同时监测机组转速) , 与水导+Y向传感器布置在一起。
2.2 实验设备
传感器采用现场已经安装的TN8000机组在线监测系统的振动、摆度传感器。摆度传感器型号为IN-081电涡流传感器, 振动传感器型号为MLS-9低频振动传感器, 键相传感器型号为IN-081电涡流传感器。
数据采集装置采用北京华科同安公司的TN8000机组在线监测系统。系统实时采集、分析并记录机组振动和摆度数据, 实时给出机组振动摆度的通频峰峰值、转频值及转频相位。
2.3 变转速实验
监测和记录机组在开停机过程各部位振动和摆度数据。根据变转速过程的监测数据, 分析质量不平衡力对振动摆度影响的大小, 若振摆满足规范要求, 则开始升压试验工况;若超标, 根据需要对转子进行第一次试配重。试重后再次开机, 待转速稳定后同步采集机组各部位振动和摆度数据, 并根据试重结果计算获取影响系数。
2.4 变励磁实验
监测和记录机组在变励磁试验过程各部位振动和摆度数据。根据变励磁试验过程的监测数据, 分析磁拉力不平衡对振动摆度影响的大小, 若振摆不满足规范要求, 则需要对照100%ne的配重情况, 重新确定配重方案, 直至达到规程规定的要求后, 再开始带负荷试验。
2.5 变负荷试验
在机组变负荷试验过程中, 记录试验过程的试验数据。检查机组的运行参数及试验测试数据。若机组的振动或摆度若超标, 则同样需要对照前面配重情况, 进行重新配重, 直至达到规程规定的要求。
3 转子配重
3.1 第一次配重
机组升压至100%Ue后监测数据见表2, 各测点的振动和摆度转频幅值和相位和空转相比存在较小的变化。根据机组结构特点, 第一次配重方案为在机组上端面230°方位试重30kg。试重后测试数据见表2, 上机架振动减少20μm左右。表格中数据显示格式为通频峰峰值/转频峰峰值∠转频相位。
3.2 第二次配重
通过试重后, 得到相关影响系数, 第二次配重方案为在机组上端面180°加100kg。第二次配重后升压至100%Ue后监测数据见表2。机组振动摆度数据优良。
3.3 配重后的振摆情况
机组并网后升至满负荷, 振动摆度数据见表3。振摆数值优良, 带负荷下不需再进行动平衡试验。
3.4 机组配重前后振摆的对比
3.5 配重的质量和位置
1#机组总体配重为:转子上部230°方位30kg, 上部180°方位100kg。
4 结语
从表4可以看出机组配重后, 上导X、Y向摆度、上机架水平X、Y向振动降低最为明显, 发电机组其他部位的振动和摆度也有很大程度的降低。配重后机组振动摆度满足机组长期稳定运行的要求。从此次紫坪铺电厂1#机组转子配重能够看出, 转子配重很好解决机组实际运行过程中振动摆度较大的问题。
参考文献
[1]赵邦银.水轮发电机转子动不平衡分析与处理[J].水电站机电技术, 2016.
[2]周高远.配重法在水轮发电机转子动不平衡中的应用[J].水利科技与经济, 2010.
水轮发电机组推力轴承技术的发展 篇8
1 推力轴承材料
俄罗斯古比雪夫航空学院在1970年研制成了弹性金属塑料瓦推力轴承, 后来在1980年代后期, 国内也成功研制成弹性金属塑料瓦。在国内各大发电机机组工作运行中发现, 它的特点是弹性金属塑料瓦的安装维护很简单, 基本不怎么需要严格维护, 而且运行的可靠性高, 弹性金属塑料瓦还不同于其他推力轴承材料, 它在工作运行中所受的条件限制较少, 且运行性能要比其他材料优越。巴氏合金是目前人们在发电机机组领域最广为人知的轴承材料, 是锡金与铅基轴承的合金, 锡金还具有减磨特性。据资料及长期实验显示, 巴士合金是唯一一个适合相对低硬度轴承转动的材料。巴氏合金与其他的材料相比, 具有较为明显的压入性, 与发电机其他组件有较强的适应性。巴氏合金一般广泛用于矿山机械和大型旋转机械等方面。
2 支撑结构方面
对于推力轴承而言, 支撑结构是其重要的组成部分。针对瓦间负荷的分配, 支撑结构起到了很大的作用, 推力轴承的支撑结构不同, 那么所承载的能力也会受到影响。另外, 推力轴承的支撑结构还对推力瓦的变形起着重要作用, 从而影响着其工作性能。世界各大水电机组制造商通过对推力轴承的不断实验研究, 都已形成了各自的推力轴承支撑结构, 主要有支柱螺丝托盘支撑、双托盘弹性梁支撑、弹性油箱支撑、弹性盘支撑、多盘多线支撑、平衡块支撑等。
3 循环冷却系统
水轮发电机组推力轴承的润滑冷却采用的是内循环冷却与外循环冷却两种方式。其中内循环冷却方式是指油的冷却器与推力轴承一同安装在油槽内, 利用油槽内旋转部件的黏滞作用和油的对流换热来形成回路。外循环冷却是指冷却器与推力轴承分别安在油槽的内部和外部, 外循环根据循环动力的方式又分为自身泵与外加泵。
4 技术研究
推力轴承技术涉及多个科学领域。推力轴承的发展研究主要包括润滑性能的分析、试验, 物理和机械的性能研究。推力轴承的特性相当复杂, 瓦面油膜温度不相等、压力不同以及瓦的热弹变形是推力轴承的特点, 边界条件和推力轴承的热、弹变形计算的准确性是影响热弹流计算结果准确性的关键因素。企业一般通过联立求解润滑油膜的动压、热能量、油膜厚度等方程及瓦的热传导、热弹变形求解出推力轴承的参数, 以此来表现润滑过程的特征。
4.1 推力轴承试验方面
推力轴承试验在3 000t推力轴承试验台进行。进行过的试验项目有:第一, 1 000t双向推力轴承试验。第二, 三峡6 000t级弹性金属塑料瓦推力轴承试验。
4.2 真机试验
相对于新型结构的推力轴承, 试验是最行之有效的科研方法, 所进行的真机试验包括:第一, 三峡3号机推力轴承试验。这个试验是为了葛洲坝机组推力轴承水冷瓦制造而进行的中间机组试验。第二, 新安江机组推力轴承试验, 确保了我国大型水电站机组推力轴承的可靠运行。第三, 水口7号机推力轴承试验。这一试验的目的是为了了解弹性梁支柱结构推力轴承的性能。
5 推力轴承的典型及发展
三峡发电机推力轴承采用的是小支柱支撑的双层巴士合金瓦推力轴承, 并采用外循环润滑冷却, 水口推力轴承采用弹性梁双托盘支撑并用内循环润滑冷却。水轮发电机的最重要部件就是推力轴承, 它承载着整个机组大的轴向负荷, 所以整个机组的运转起着决定性的作用的就是推力轴承性能的优劣。随着水轮发电机组推力轴承制造水平的不断提高, 其单机容量不断增大, 已成为制约机组水平提高的主要因素, 以哈电公司为例, 20世纪60年代初就开始了推力轴承的技术科研, 20世纪70年代末就已成立轴承技术研究的专门机构, 形成了集技术设计、科研开发、试验研究于一体的推力轴承体系。以弹性油箱为代表, 其中包括弹性梁双托盘、弹性盘、支柱螺丝托盘和平衡块等推力轴承支柱结构。三峡机组又在1999年完成了巴氏合金瓦推力轴承试验, 随即又在2004年完成了双向推力轴承试验。这些项目所取得的成果为推力轴承的技术进步做出了巨大的贡献, 进一步提高了对推力轴承技术的研究与发展。
6 推力轴承试验台
由以往的试验与各大发电机组运行情况来看, 中小型水轮发电机推力轴承试验研究适宜采用1 000t推力轴承试验台。大中型水轮发电机推力轴承试验研究适宜采用3 000t推力轴承试验台。3 000t推力轴承试验台进行部分改装后还可用于高速试验, 试验时还可同时测量全部瓦的不同半径位置。为了确定推力轴承的损耗程度, 可在某一块瓦和镜板的不同位置上安装温度传感器, 通过测量水温和流量, 来确定其损耗。安装位移传感器, 可以确定总轴向负荷。
7 小结
只有在支撑结构、循环方式等设计和轴承性能的试验方面的研究和发展及具有推力轴承试验台等一些科研设备的前提下, 才能够具备高水平的推力轴承产品开发能力。
参考文献
[1]张鹏顺, 叶宗浩.大型推力轴承的实测及瓦变形的分析和计算[J].国外大电机, 1979, (2) :87-94.
[2]白延年.水轮发电机设计与计算[M].北京:机械工程出版社, 1982.
[3]曲述增.弹性金属塑料瓦的研制和应用[J].东北水利发电学报, 1995, (8) :23-26.
[4]武忠德.水口水轮发电机组推力轴承运行试验[J].国外大电机, 1998, (6) :19-22.