大型水轮发电机组

大型水轮发电机组（精选11篇）

大型水轮发电机组 篇1

摘要：介绍通过动平衡试验降低机组的振动摆度的方法。

关键词：动平衡,振动,摆度

1 概述

近几年以来我省大型水力发电厂建设发展十分迅速, 新建大型水力发电机组大量投入运行。由于近几年电站建设投资方众多, 电厂机电设备的制造、安装、调试及竣工验收等各方面存在很多问题, 使某些机组投入运行后机组运行稳定性差, 振动摆度超标, 导致机组机架、主轴、轴瓦等方面的机械损伤, 影响机组的安全稳定运行。特别是新机组, 大多存在质量不平衡, 通过动平衡试验可以极大的降低机组的振动摆度。 质量不平衡引起的机组振动摆度值随转速的平方成正比, 如果机组存在明显的质量不平衡, 在机组甩负荷和过速过程中, 机组振动和摆度会急剧增大, 对机组产生极大危害。因此在机组首次启动后要进行动平衡配重, 消减机组不平衡重量, 来降低机组振动摆度, 使机组能够长时间安全稳定运行。

2 大型水轮发电机组动平衡

大型水轮发电机组一般属于刚性转子, 一般用刚性转子单平面配重法。刚性转子配重一般使用单平面配重影响系数法。 大型水轮发电机组一般转速较低, 大量实践证明, 转速小于300rpm的机组, 机械滞后角一般小于15度, 动平衡配重时可以不考虑机械滞后角, 按照测量振动相位的对侧 (180度) 直接加配重, 不需要先加试重, 可以实现一次配重解决动平衡问题。大型水轮发电机组不平衡问题的典型特征:

1) 具有较高的径向振动。

2) 时域图和频谱图上均有稳定的一倍频分量。

3) 在一倍频上的幅值随转速稳定的增加。

4) 在二倍频、三倍频上的幅值较低。

5) 具有较低的轴向振动。

6) 不平衡引起的振动跟转速的平方成正比。

7) 立式机组同一轴承处水平X方向和水平Y方向振动相位成约90度。

8) 振动相位相对稳定 (15～20度) 。

9) 不平衡振动在相位上保持不变, 与转速同步。

加配重量的计算:

计算公式:undefined

其中:P-加配重量 (kg)

G-转子重量 (kg)

n-机组转速 (rpm)

r-加重半径 (m)

影响系数法配重计算公式:

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原公式中的系数5～25倍太保守, 大量实践证明, 公式中的系数取30～40倍是合适的。

3 配重实例

某水电站总装机容量175万千瓦, 最大坝高108米, 坝顶总长704.5米, 单机容量35万千瓦。5#机组进入试验运行阶段, 在机组启动试运行期间, 根据5号机组启动运行情况进行动平衡配重工作。

机组主要技术参数:

水轮机型号:HLA904a-LJ-830

设计水头:60m

设计流量:667.9m3/s

额定转速:75rpm

飞逸转速:150rpm

发电机型号:SF350-80/18900

额定功率:350MW

额定电压:18000V

额定电流:12474A

首先计算加配重量:

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取30倍系数, P≈600 (kg)

根据变转速试验振动检测结果, 机组振动满足不平衡典型特征, 振动相位85度, 因此在鉴相位逆转向265度 (85度加180度) 处加配重600kg, 不做相位角修正, 机组振动摆度明显下降, 上机架振动值下降到0.03mm以内。

根据配重前、后的测试数据来看, 机组配重后振动摆度大幅度下降, 配重角度在实测振动相位的对侧, 未做滞后修正, 配重量计算时取30倍系数, 配重后振动没有反向, 说明计算配重量时取30至40倍的系数是合适的。

4 结束语

以上通过对现场动平衡试验实例, 阐述了大型水轮发电机组动平衡试验的一次配重法。此方法在实际应用中证明是成功的。随着新一轮水电建设的高峰来临, 动平衡试验将得到越来越多的应用。而大型水轮发电机组动平衡配重的一次完成, 可以为机组按时或提前投产发电赢得时间。动平衡试验一次配重法将得到越来越广泛的应用。

大型水轮发电机组 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

关于水轮发电机组的状态检修方式 篇3

关键词：水轮发电机组；状态检修

近年来随着计算机监控在水电站的普遍使用和技术的不断提高，一些专家提出对今后安装的大型水轮发电机组不再搞定期检修，而实行状态检修，以减少机组停机时间，提高利用率，发挥更大经济效益。定期检修是大多数水电站水轮机组采用的检修方式，从“定期检修”逐步过渡到“状态检修”，是水电站机组检修发展的方向，也是实施“无人值班” 实现水电站现代化的必然结果。目前，部分电站已经安装了振动在线监测设备并已投入运行，有的电站正准备安装。水电机组在线监测设备的研制，国内已有十余年的历史，有的产品的质量和性能已经达到了国际先进水平，可以满足在线检测的需求。虽然我国在状态检修上应用较晚，但是由于各行各业的广泛需求，因而具有广阔的应用前景。

一、状态检修的定义

所谓水轮发电机组的状态检修，就是采用计算机监控专家系统对水轮发电机组的运行状况及参数进行全面记录、监视、检测、分析和预测。当发现设备运行出现异常情况时，合理科学地做出判断或诊断，并提供可靠的报告，以作为水轮发电机组检修的依据，此时对水轮发电机组进行有针对性的检修，以保证机组运行的安全稳定。要实现对水轮发电机组的状态检修，需事先确定一个标准，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检修。而判断是否需要检修所需要的标准，严格讲，需要对每个设备及每个设备的每项参数或指标都加以规定。到底什么指标决定检修或决定检修的规模，需视具体情况而定。

目前，状态检修在国内水电系统现仍处在起步阶段，还不成熟、缺少经验，还有很多研究性的工作要做，对此我们要有清醒的认识。定期检修已执行了很多年，要实现水轮发电机组的状态检修也是有风险的，如果执行状态检修不如想象中那样，可能会产生很多意想不到的后果。安全第一，是保证经济效益的前提，因此对状态检修要有一个严格的标准，能给水电站机组的安全运行提供保证，否则，状态检修就会失去意义。

二、状态检修的原理

状态检修的原理建立在设备故障具有征兆的基础上，也就是故障不会无缘无故的发生。如果我们可以利用先进的监测设备在故障发生前就发现这些信号，并在计算分析的基础上对这些还没发生的故障及时作维修处理，那么就可以避免故障的发生，减少事故造成的损失。因此状态检修概念，就是利用监测设备收集到的目标设备的状态数据，根据与正常数据之间的对比，对设备的故障进行分析预测，并制定相应的診断措施，将设备故障带来的不利影响降低最低到限度，因此在水轮发电机组应用状态检修方式，可以及时准确的检测到水轮发电机组中设备故障，并制定出针对性的检修方案。

三、状态检修相对于定期检修的优势

3.1.增强设备的安全性。

在水轮发电机组运用状态检修，由于状态检修能够及时发现设备故障的征兆，并做出相应的诊断策略，所以能够避免设备故障的发生，并消除故障带来的危险，因此保障了水轮发电机组的安全运行。同时状态检修可以准确的发现故障，也就是判断故障的位置，因而可以有效防止检修位置错误对于相关设备的不利影响，一定程度上也起到了保护设备安全的作用。

3.2.降低设备维修成本。

传统的定期检修由于缺乏检修重点和目的性，往往要耗费大量的人力物力。但是在水轮发电机组检修中应用状态检修方法，可以根据设备状态数据以及历史数据，做出切合实际的针对性方案，在缩小检修范围的前提下，提高检修的准确性，因而可以减少人力和物力上的投入，并减少没有目的和重点的检修次数，降低了维修成本同时还能够促进企业经济效益的提升。

3.3.延长设备使用寿命。

状态检修不仅可以提高设备的安全性，由于对故障的准确预测和诊断，因此还可以减少检修次数和范围，这在一定的程度上增加了设备的使用寿命。因为水轮发电机组结构精密复杂，对零件质量有着更高的要求，但是实践中每一次检修都可能造成设备零件受到损伤，因此应用状态检修并减少检修次数和范围，也就意味着降低了设备尤其是零件的损耗，所以状态检修相对于定期检修，可以显著延长设备的使用寿命。

四、水轮发电机组实施状态检修的关键部分

根据状态检修的原理，并结合水轮发电机组的检修目标和要求，水轮发电机组实施状态检修的关键部分可以分为两个方面，分别是状态监测系统和分析诊断系统。

4.1.状态监测系统。

状态监测系统是状态检修的基础，对于设备状态信息的监测，是分析诊断系统发出命令的重要参考。在水轮发电机组中，状态监测系统应当主要监测发电机运行振动、摆度、温度电流、电压等状态、绝缘状态、调速器、导水机构、控制机构、辅机工作状态等数据，通过以上主要设备状态信息的收集，实现对水轮发电机组整体状态的掌控。具体在检测部位和数量的布置上，一方面要考虑检测设备的实际情况，选择连接点以及信号敏感的等关键部位，可以起到适当缩减监测数量的目的。另一方面要根据设备故障发生的历史信息，对于故障多发的设备要增加监测部位和数量，对于收集的设备数据和信号信息，要及时记录和存储，并且立即传达给分析诊断系统。

4.2.分析诊断系统。

为了可以对设备状态的数据进行准确的分析诊断，该分析诊断系统首先要建立正常运行设备状态的数据库，以便和收集到的设备状态信息进行比较分析，并且分析诊断系统应当保存设备故障的历史信息，对于故障多发的设备要向状态监测系统发出强化监测的指令。在以上数据库的基础上，分析诊断系统还需要依靠强大的计算机系统，建立相应的故障模型，将实时状态数据转化为模型中参数，并利用相关的计算方法，一般包括统计、逻辑判断法以及对比法等计算诊断方法，从而准确的预测设备故障发生的位置和时间，为水轮发电机组的检修工作制定出及时准确的措施。

五、水轮发电机组进行状态检修的设想

在以上状态检修组成部分的分析基础上，笔者对水轮发电机组中的状态检修进行了设想。以下以某省水电站为例，在水轮发电机组中，状态监测系统具体可以分为振动监测、发电机绝缘监测、发电机运行状态监测、轴承监测以及水轮机运行状态监测等主要组成部分。状态监测系统和分析诊断系统相连接，并及时将有关检修方案传达给相应的检修部门，检修部门在进行设备检修之后，再讲有关检修报告反馈给分析诊断系统，以便为下次检修做出参考，通过该检修模式，一方面可以保持设备故障问题可以及时得到处理，另一方面依据检修信息的反馈可以为状态监测提供一定的参考，促进状态监测的科学性和合理性。

结语

在今后的水轮机组中要积极应用状态检修，发挥状态检修可以及时准确检测故障并诊断处理故障的优势，促进水轮发电机组安全稳定的运行，推进发电企业取得更高的经济效益。

参考文献：

[1] 潘建忠.水轮发电机组的状态检修与定期检修[J].广东水利水电，2011（12）.

[2] 李平诗. 浅谈水电厂的状态检修[J]. 水力发电. 2002（06）

[3] 刘忠德. 实施状态检修之我见[J]. 电力安全技术. 2002（12）

[4] 梁保松. 水电厂开展状态检修的探讨[J]. 广西电业. 2002（03）

作者简介；

超大型水轮发电机组转轮裂纹分析 篇4

某超大型水电站共有6台混流式水轮发电机组, 单机容量700 MW。在历次检修期检查、统计发现水轮机转轮叶片持续出现裂纹, 并呈加剧趋势, 截至2014年3月21日, 全站6台机组共发现裂纹38条, 且出现重复性裂纹和裂纹开叉错位现象。通过对转轮进行动应力试验分析, 该电站转轮叶片产生裂纹的原因主要有四点, 分别为设计原因、铸造及焊接缺陷、机组开机过程中转轮应力过大、低负荷运行时间过长。根据机组设计初衷, 该电站机组应在不低于50%额定负荷, 也即不低于357 MW运行, 这样才能发挥它的优良技术特性和经济性。因系统原因, 夜间低谷时段, 常有多台机组空载进相运行。从2011—2013年统计数据来看, 全站机组在低负荷区运行时间呈增加趋势, 分别为3 065h、6 288h和7 696h。具体表现为:当有两台机组运行时, 至少有一台在低负荷区运行;当有3台机组运行时, 也会有一两台机组在低负荷区运行;只有4台机组运行时, 才全部在高负荷区运行。也就是说, 机组运行方式通常要满足电网调频需要。

1 转轮裂纹问题分析

自2010年2月开展第一台机组检修开始 (截至2014年2月9日) , 6台机组均出现不同程度的裂纹。共发现裂纹38条, 其中1号机组10条, 2号机组8条, 3号机组两条, 4号机组4条, 5号机组6条, 6号机组8条。随着时间的推移, 转轮裂纹现象呈加重趋势, 2012年末开始出现重复性裂纹, 2014年初开始出现裂纹开叉错位现象。1号机2012年11月发现#15叶片出现重复性裂纹, 2013年12月发现#7叶片出现重复性裂纹;2号机2013年1月发现#5叶片出现重复性裂纹, 2014年1月发现#7叶片出现重复性裂纹, 并出现分叉现象;5号机2013年4月发现#6叶片出现重复性裂纹;6号机2013年4月发现#8叶片出现重复性裂纹, 2014年2月发现#7叶片出现重复性裂纹。

1.1 材质及设计分析

为便于分析转轮裂纹产生的真正原因, 首先对叶片裂纹进行了检测分析, 重点是断口形貌以及缺陷形态。通过检查发现在断口上存在大量的熔渣类物质, 有着明显的焊接组织特征, 且裂纹主要集中在焊接融合线上, 因此可以推断叶片曾有过补焊现象。但由于补焊工艺不当, 机体的结合强度受到焊渣影响而削弱, 出现应力集中, 最终出现裂纹和导致疲劳开裂。有极少部分叶片铸件存在超标缺陷或小铸造缺陷, 但由于探伤等检测手段不合理, 未能在生产制造过程中检测出来。当水轮机投入运行后, 叶片出水边下环侧的高应力区将产生集中应力, 从而造成疲劳断裂, 甚至扩展到叶片内部。这一情况在之前的检测中也曾经出现过, 与下文提到的开机规律不良及长期在振动区运行有很大关系。

通过计算分析转轮的有限元受力可知, 在各种设计工况下, 转轮的静态应力均满足相关规范要求, 因此可以判断, 引起转轮裂纹的主要原因并不是静态应力。对应力分布进行分析研究, 可以发现应力 (包括静态应力和动态应力) 最大点位于裂纹处, 也就是说这一点属于应力集中点, 当机组在非设计运行区域下运行时, 转轮的动态应力将会进一步增大。

根据转轮叶片的裂纹情况, 制造厂家对转轮结构进行了局部设计改进, 并按照改进工艺要求完成转轮裂纹修复, 同时改进了探伤工艺和手段, 因而铸造及焊接缺陷已随着历次转轮叶片裂纹修复逐渐消除。

1.2 真机运行与转轮动应力分析

机组投产后, 电厂组织设备厂家、设计院以及试验研究院对真机的运行特性以及机组的稳定性进行了实测, 以便了解机组的运行规律, 从而分析问题产生的原因。通过数据实测, 可以有效弥补理论计算阶段无法满足的真机特性。

实测数据显示, 转轮叶片的上冠侧静应力与机组出力成反比, 而下环侧应力与机组出力成正比, 其最大静应力为90 MPa, 满足相关标准要求。

当机组运行在200~300 MW之间时, 压力脉动频谱有明显的0.9 Hz主频, 主要是由于转轮旋转涡带造成;但在200MW以下则没有明显主频, 运行工况严重偏离设计工况, 产生叶道涡, 引起严重的水力扰流和水力不稳定。若在200 MW以下负荷运行, 其压力脉动及动态应力远远超出正常运行工况值, 极易引起转轮的疲劳破坏。

根据叶片相对疲劳计算分析, 可能影响疲劳寿命的原因主要有以下两点:首先是开机规律不合适, 其次是在限制运行区域运行时间过长。通过对叶片损坏速率分布进行分析, 水轮机在200 MW以上负荷区域运行时, 转轮并没有疲劳问题, 甩负荷对疲劳的影响也很小。

1.3 开机规律优化

根据机组真机运行与转轮应力分析, 可以确定不良的开机规律对机组转轮裂纹有着巨大影响, 如果对机组开机规律进行优化, 则其疲劳寿命可能增加两倍。

通过对比分析, 将调速器开机规律作如图1所示修改。

此外, 为防止机组提前进入空载状态, 其开始Start_Timer设置值也应尽可能大, 故而将开机显示设置为300s。

完成对机组开机规律的优化后, 对机组开机方式进行了分析和比较, 结果证实, 不同的开机规律对转轮应力的影响有很大差别。转轮叶片下环侧的动应力峰值降低140 MPa, 转轮叶片上冠侧的动应力峰值则降低25 MPa, 而开机时间仅仅延长了20s, 从120s增加到140s。

2 机组运行工况影响分析

经过多次转轮应力试验分析, 制造厂家在修复工艺上加以改进, 转轮在铸造及焊接方面的缺陷已随着历次转轮叶片裂纹修复逐渐消除。2012—2013年度检修期间又分别对6台机组开机规律进行了优化, 开机过程中转轮应力大的问题已得到解决。

2.1 低负荷工况统计

从统计数据来看, 2011—2013年, 电站各台机组在低负荷 (单机负荷小于200 MW) 运行时间共17 048.6h, 占总运行时长的17.46%, 且呈现逐年增加的趋势。从机组运行区域统计分析, 机组转轮在低负荷区运行时间过长, 远远超出设备限制值, 在此工况下水轮机的运行工况严重偏离设计工况。

2.2 低负荷运行工况分析

因系统原因, 水轮机长时间在严重偏离设计工况状态下运行, 转轮叶片在交变应力作用下疲劳并产生裂纹、分叉掉块, 随着低负荷区运行的逐年增加, 转轮裂纹情况会不断加剧。

要减少或消除转轮叶片裂纹, 主要应从设计优化及运行工况两方面着手。设计优化方面已完成相应修复完善, 运行工况优化主要途径为减少或消除机组空载和低负荷运行时间。如图2所示, 深灰色和浅灰色是允许长期运行的区域, 但在可能的条件下应尽量在深灰色稳定区域运行;黑色则属于禁止运行区域。

2.3 机组稳定性分析

机组投产前, 云南电力试验研究院于2010年4月—2012年8月对电站机组进行了多次分水头稳定性试验。根据试验结果, 对机组振动区设置做如下说明:当水头≤193 m时, 振动区为210~380 MW;当水头>193m时, 振动区为240~480 MW;压力脉动在负荷为200 MW以下时较大, 建议尽量减少机组在200 MW以下运行的时间。

2.4 机组运行工况建议

综合水轮机禁止运行区域及机组稳定性试验结果, 重新划定机组禁止运行区:水头≤193m时, 禁止运行区为0~380 MW;水头>193m时, 禁止运行区为0~480 MW。

当全厂总负荷小于700 MW, 满足单台机组运行及进相条件下, 建议运行方式优化为单台机组运行。当单机进相能力不满足系统调压要求时, 建议增加全厂总负荷, 以满足机组在高负荷运行区运行。

当全厂总负荷具备安排两台及以上机组发电运行时, 全厂总有功应根据机组不同水头下的禁止运行区分配, 各台机组均应在高负荷区运行 (380~700 MW或480~700 MW) , 当全厂总负荷变化减少时, 如某台机组落入低负荷区, 应及时调整负荷, 安排该台机组停机, 尽量避免一台及以上机组在低负荷区运行。若由于特殊原因无法避免机组在低负荷区运行, 要尽量缩短机组在低负荷区运行的时间。

3 结语

通过试验分析及模型试验, 当机组在部分负荷 (限制运行区域) 运行时, 其动态应力比正常运行工况 (设计工况) 要大得多。特别是当机组在200 MW及以下负荷区域运行时, 其动应力增加更为明显。当机组在原开机规律和限制运行区域运行时, 将缩短转轮裂纹萌生时间、并加快扩展速度。在已完善修复工艺和优化调速器开机规律情况下, 可以通过调整优化机组运行工况, 从而有效改善转轮裂纹, 以延长转轮寿命。

参考文献

[1]吴永智, 何常胜.调速器开机规律对机组转轮裂纹的影响[J].云南电力技术, 2014, 42 (S1) .

大型水轮发电机组 篇5

关键词：灯泡贯流式；水轮发电机组；安装与检修

在水利发电的过程中，水轮发电机组起着一个重要的作用，因此在水利发电工程中，要充分发挥水轮发电机组的作用。在安装水轮发电机组的过程中，要按照相关的安装实例、经验以及设备安装的使用说明书，从而能够对动态进行控制，并且要对安装关键部位以及重要工序进行跟踪。在安装工作完成之后，要进行及时的检修工作，最终确保机组的正常运行。

一、安装前的准备工作

（一）开箱验收设备

在开箱验收设备的时候，要按照水轮机组的安装进程，并且要组织供应商、供用单位以及安装单位来对要安装的设备进行开箱验收。在开箱验收的过程中，如果设备符合相关的额标准，这就可以确保设备得以顺利安装。在开箱验收设备的时候要在提前半个月进行，如果发现了设备中存在的一些问题。比如：设备的数量不足、存在一定的质量问题，此时的负责人要及时通知供货商，然后由供货商来更换设备，从而影响了机组安装的进度。

（二）安装人员的水平

在安装水轮机组的时候，要确保具备合理的、高技术的安装队伍。这主要是由于不同的人员、人员的不同水平组成了不同的安装队伍，因此要考核安装人员的技术水平以及自身素质，从而确保安装工作的顺利进行。

（三）检查相关的材料以及物质

当施工单位在购买焊条以及相关材料的时候，要具备出厂监测资料或者相关的合格证件，并且在这些材料在经过严格的审查之后才能够使用，为了避免出现以次充好情况的发生，这就要求保证原材料的质量能够符合相关的标准以及要求，从而确保各种量具以及计量表的准确性以及有效性。

（四）有关设备的存放

在存放设备的时候，要按照相关的规范以及规定来对存放设备，比如：放置在露天场所的设备要做好相关的防晒以及防雨措施，并且要将物品垫高，对于那些堆放设备的相关场所要做好相关的排水准备。除此之外对于一些特殊设备要做好相关的防潮措施。

（五）有关工程的移交

土建在移交机电安装工作面的时候，要认真检查施工场地，并且在满足工作面移交条件之后，有土建单位代表、相关的监理工程师以及安装单位来办理面移交手续。当机电设备安装工程完成之后，监理工程师要验收工程，并且要按照相同的方式来将工程移交给施工单位来继续施工。

（六）落实相关的安装措施

在安装水轮发电机组之前，安装单位要将有关水轮发电机组的安装组织措施提交上去，并且针对转子、发电机定子等关键的机组部件进行具体的施工组织措施。与此同时，根据不同安装阶段，供应商要安排相关的技术人员来监督、指导现场施工，从而确保安装工作的顺利进行。

二、水轮发电机组的安装流程

在灯泡式电站机组中由于缺乏曲线型的流道比如：蜗壳、肘形尾水管等的施工，从而可以加快土建施工的速度。与此同时，在安装完灯泡式发电机组的轴承以及主轴的时候，要进行安装发电机以及水轮机，从而能够大大缩短建设电站的时间。

三、对于水轮发电机组的检修工作

在安装完灯泡贯流式的水轮发电机组之后，要认真以及全面的检查整个设备，从而能够使得灯泡贯流式水轮发电机组得以顺利运行，如果检查不认真可以会带来很大的安全隐患。

在使用设备的过程中，由于其中的一台发电机可能会出现突然停机的现象，并且在经过检查之后，主变低压侧真空断路器跳闸可以会引发发电机负荷过速事故从而导致停机。然而当主变低压测系统能够保持正常运行，然而此时的主变低压侧真空开关无法正常合闸，在将其打开之后会發现在储能操作机构内有一些灰尘。在清洁这些灰尘的时候，要加入一定的润滑脂，从而能够确保操作机构的正常运行，并且此时的合闸能够正常运行，从而促使发电机也能够正常运行。

四、安装过程中需要注意的问题

在安装过程中需要注意以下几个问题：第一，要认真检查水轮机组过流部件中密封部位的有关尺寸，并且要根据有关的标准进行渗漏试验，从而能够确保密封件的压缩量能够满足设计的相关要求。第二，有关水轮机组各个部件的联结螺栓的预应力要符合相关的设计标准要求，与此同时要保证转动部位螺栓锁定的可靠性。第三，施工人员在进行施工的过程中，要注意不断提高自身的技术，并且在对定转子进行施工的时候，要采取相关的措施从而能够避免各类工具以及零件遗落在定转子内部。

五、结语

在水电站中，水轮发电机组是一个重要的设备，并且在安装机电过程中，水轮发电机组起着关键性的作用。为了能够确保发电机组能够按照相关的要求来进行安装，这就要监督安装过程。在安装完成之后，要进行必要的检修，从而能够避免一些隐患，最终能够保证发电机得以正常运行，促使水电站能够顺利发电。

【参考文献】

[1]张仁田.贯流式机组在南水北调工程中的应用研究[J].排灌机械，2010（05）

[2]张仁田.不同型式贯流式水泵特点及在南水北调工程的应用[J].中国水利，2010（04）

[3]梁章堂，胡斌超.贯流式水轮机的应用与技术发展探讨[J].中国农村水利水电，2010（06）

大型水轮机组综合测试系统研制 篇6

1 软件功能模块组成的研制

1.1 测试、校准模块

测试模块使用智能诊断子系统和人机接口子系统。接口是来获得采集的参数, 用此数据作为被检系统的评定指标。以电厂现实需求为目标该系统的用于数据采集子系统能实现采集任何时间的静态数据、开关量数据, 更高级的是可以向智能模块获取时域、频域的信息, 主要是能显示出水电机组独特的振动、摆度、水压脉动、机组的流量、转速、接力器路程、发电机相应功率、电流、电压以及发电机断路器位置等信号。数据总库以及管理系统用于存放信息。通过与正常运行状态的参数的比较比较, 对异常的状态作出判断。校正模块负责被测对象的校准, 来保正被测对象有最好的工作状态。

1.2 控制模块、数据处理及输出模块

控制模块采用标准装置输出被测对象的各种参数, 其也是评定测试系统的依据。数据处理的过程应用到很多计量学的处理方法, 并且对于不一样的参数处理方法也不一样。所以用功能较为强大的EXCEL电子表格来完成数据处理。其中包括多种幅度数值的分析、频谱分析;不同信号的变化分析;计算机组转速、水压上升或下降率的分析;导叶动作特征值的分析。应用了数字和模拟两种通信方式。可根据水电厂中央监控系统要求选择相应通信方式, 来实现与监控系统的通信。

1.3 机组性能模块

机组性能模块具有控制水轮机组相对稳定性, 可实现完成有关机组稳定性的全部试验项目, 还可以进行现场需要的其他试验项目。监测暂态过程状况、效率及绝对效率, 满足了机组对相对和绝对效率试验的一切要求。调速器快慢、动平衡是否符合标准;调控导叶漏水量、发电机惰性停机功能等。模块基本上包含所有的水轮机组硼金项目。

2 硬件功能模块的研制

2.1 机组电路的研制

转换电路就是用来由综合测试系统的参数测试需要, 输出来非常高精度的电子信号或是模拟实际参数特性 (电流、电压、频率、温度等) 。该标准装置采用新型研制的16通径数字阀, 来确保接力器的微调, 系统无冲击, 提高装置的动态性能。同时新型数字阀应用数字信号调控, 直接就能与计算机接口, 不再用A/D和D/A转换, 增强调速器抗干扰能力、使其控制更为精确。抗混滤波电路是用来保证每一个信号的测试精度。更重要的是研制出了有效的噪声抑制系统, 使其频率信号发生器输出频率的精度达到士0.002。

2.2 采集数据的方式以及超负荷时间的研究性

对于大型水轮机组启动数据采集程序方式的研究。以前在国内大型水轮机组在机组负荷检验中, 启动数据采集的方式都是人工来启动的方式, 这样就很容易发生配合不当而造成试验数据的丢失, 也不会允许重复试验的过失。现在本系统就以上缺点提出“引用跳闸信号方式”。

2.3 硬件补救措施

由实际实施得出在大型水轮机机组甩负荷的现场测验过程中可能发生上述硬件突然出现毛病并且试验工作人员没有办法快速处理诊断使其恢复。所以为了确保本系统的高效性、可靠性, 设计人员还特别研制出有关补救实施方案。

随着我国经济迅猛发展, 水电厂的自动化程度也在不断地提高, 对大型水轮机机组的振动、摆度等在线监测已经越来越重视。即使水轮机组容量不断的增加, 该监测系统也实现了对水轮发电机组的状态监测、故障检测并诊断的功能。基本实现了我国的大型电厂不需工作人员值守及少人值班的要求, 更重要的是大型水轮水轮机机组的健壮保障。在目前大型水轮机快速可持续发展的今天, 研制出就有经济、实用、有效、可靠性的系统的是非常及时的, 为我国大型水轮机的发展做出了重要的贡献。

摘要：伴随着经济高速发展, 先前的大型水轮机组综合测试系统显然不再满足人们的需要。我国众多座百万级大型水电厂靠着在实践中不断探索与改正, 成功地研制出了多高精度、多功能的大型水轮机组多功能综合计算机测试系统, 为实行水轮机组性能测试、状态检查等, 提供了充足的保障, 极大地提升了我国大型水轮机组测试系统的发展。

关键词：水轮机组,综合测试系统,研制

参考文献

[1]刘舒.猛建样本序列的可预测性研究[J].预测, 2010 (02) :47-49.

大型水轮发电机组 篇7

导叶立面间隙的调整是水轮发电机组检修、安装过程中的一项关键工作。导叶立面间隙过大将造成导叶漏水量过大,易引起导叶间隙气蚀,损坏导叶,严重时会造成机组自转。导叶立面间隙调整的质量要求是在两导叶间隙关闭严密情况下,用0.05mm塞尺检查不能通过,其局部间隙不超过0.10mm,其间隙总长度不得超过导叶高度的25%。东风发电厂活动导叶为天津发电厂生产,共24个,材质为ZG20SiMn,导叶长1 089mm,连杆为叉头调整型式;机组安装时导叶立面间隙调整采用的是传统捆绑导叶调整工艺方法。

2 传统捆绑法存在的问题

东风发电厂装有3台HLTF12-LJ-410混流式转轮,导叶立面间隙为导叶大小头搭接面密封。导水机构检修后,轴套、导叶、套筒、拐臂装复调整完,导叶端面间隙合格,打入分半键,导叶处于自由状态,用一根钢丝绳在导叶中部捆绑一圈半,两头用10t手拉葫芦焊接吊耳在蜗壳上,收紧葫芦使钢丝绳受力,用铜棒锤击不合缝的导叶,使之全部关闭。

采取钢丝绳捆绑导叶的调整方式存在以下不足:一是容易损伤导叶表面;二是未知捆绑导叶的钢丝绳与导叶的约束力规律,特别是过大的钢丝绳约束力作用于导叶之间,当钢丝绳松开后,约束力重新分布,导致立面间隙发生变化;三是调整过程中未知导叶圆度,引起叉头连杆长短不一,不能保证导叶整体圆度,从而导致个别导叶受力较大,极易造成剪短销剪断。

表1为#2机组大修时,使用传统钢丝绳捆绑法调整后的导叶间立面间隙与开度值。

由测量数据可知,相邻导叶立面间隙值满足要求,但个别导叶开度值超过了±3mm标准范围,导叶开度在50%和100%接力器行程下最大值与最小值相差分别为7mm和8mm,由此可知导叶圆度并不理想。

采用钢丝绳捆绑的调整方式,密封的搭接面往往不能保证接触面为面密封。查看已检修完的拐臂间间隙可知,图1中右侧导叶开度较图2中右侧导叶开度小,因而面接触变为了线接触,由此也佐证了导叶开度值不理想会影响导叶整体圆度。

虽然此时测量导叶立面间隙值为零,但各导叶的相对开度不一致,叉头连杆的长短也不一样,整体圆度不理想,导致导叶在任意开度下的转动角度不同,继而影响到水流形态,引起水力不平衡。

3 导叶立面间隙调整工艺改进

东风发电厂导叶连杆采用叉头传动结构型式,如图3所示。其优点是受力情况好,相对偏心销结构调整量,叉头连接螺杆的补偿量大,适用于大中型机组,在叉头安装中可通过微调连接螺杆长度来控制导叶全关位置;缺点是加工较复杂,补偿量过大时易导致导叶间开度不均。

改进后的导叶立面间隙调整步骤:

(1)导水机构检修完,具备调整导叶立面间隙条件后,通过压机或铜棒将导叶全关,用钢丝绳初步捆绑好导叶,此时导叶基本处于关闭状态。

(2)将控制环和接力器连接好,调整两个接力器推拉杆尺寸一致,将控制环调整至关闭状态,然后再向开启方向调出接力器压紧行程5~6mm,用工字钢沿控制环切向方向固定在顶盖上,防止控制环在连接叉头连杆时发生转动继而影响导叶立面间隙。

(3)测量全部控制环小耳孔与对应拐臂销孔的距离并记录。东风发电厂设计长度为500mm,其中超过设计值的导叶处于偏关状态,导叶立面间隙为图4B状态,搭接面后部相接触,前部存在夹角;而小于设计值的导叶处于偏开状态,立面间隙为图4C状态,搭接面前部相接触,后部存在夹角。此时根据测量数据调整导叶开关量,使其小耳孔与拐臂销孔的距离接近设计值不超过±1mm,避免出现导叶密封面存在夹角的情形。

(4)将导叶对称分为4块区域(或2块区域),以该4块区域第1块导叶为立面间隙处理的起始定位导叶;然后两组人对称连好定位导叶的叉头连杆,松开钢丝绳,接着对称方向同时逆时针开始调整剩余导叶。通过调整控制环小耳孔与拐臂销孔的距离来调整剩余导叶立面间隙,调整时必须满足导叶立面间隙值为“0”和连杆长度值为(500±1)mm。

(5)因导叶一般为偏心结构,转动时其大头止水线的点运动距离小于小头止水线的点运动距离,且大小成一定的比例e=R1R2<1(式中,R1为转轴中心到导叶小头止水边距离;R2为转轴中心到导叶大头止水边距离),如图5所示。当某块导叶朝关闭方向转动σ1时,逆时针反向的相邻导叶将反向转动σ2,但打开的间隙值σ2小于σ1,依次传递下去将形成导叶立面间隙逐步等比收敛的趋势,根据等比数列原理Lin→m∞δn=0可知只要不断调整,一定可把导叶间隙调整为零,所以须按照逆时针方向调整导叶立面间隙。

(6)调整完毕后再对剩余的基准导叶立面间隙进行微调修正,直至合格。

(7)在#2机组再次大修时,采用上述方法调整导叶立面间隙后实测间隙值与开度值,见表2。

由测量数据可知,导叶立面间隙值满足规程要求;导叶开度在50%和100%接力器行程下差值最大值与最小值相差为2.5mm和3.5mm,满足规程要求;对比上一次大修后测量数据,其导叶整体圆度和立面间隙值均得到了改善。

4 调整工艺说明

(1)连接叉头连杆时,用手旋连杆旋杆,导叶刚靠紧定位导叶立面间隙为最好,使旋杆朝偏紧方向旋,打紧背帽。打紧背帽时,在蜗壳内设置百分表监视导叶移动情况,防止用力过大造成间隙超标。

(2)在连接叉头连杆和调整立面间隙时,在蜗壳内导叶上架设百分表,防止调整过量。

(3)通过此调整步骤,导叶间立面密封面分布于同一圆柱面上,使导叶在任何开度下每个导叶的角度和导叶间流道尺寸都较均匀,说明导叶连杆的长度基本一致,避免了以往出现导叶连杆长短不一的情况。

(4)通过将24块导叶平均分为4个区域,用4块导叶先行进行定位,降低了导叶间隙调整不当造成的间隙累加,从而导致最后几块导叶间隙过大的缺点。

5 结束语

调整前期找出控制环小耳孔和拐臂销孔的设计尺寸,将叉头连杆长度基本维持在设计尺寸附近,避免连杆长度不一,从而影响导叶开度。和传统捆绑法相比,改进后的工艺可有效控制导叶整体圆度,调整过程中不需长时捆绑导叶,不损伤导叶表面,而且操作简单、便捷,省时省力,同时将导叶平均分成了4个区域,降低了导叶调整时人为的间隙累加,从而导致最后几块导叶间隙过大的缺点。通过一次大修导叶立面间隙调整验证,此方法行之有效,能较快完成导叶立面间隙的调整,提高了工作效率。

摘要：针对传统捆绑导叶调整工艺方法的不足,利用叉头连杆的结构特点进行改进。介绍了导叶立面间隙调整工艺改进后的调整步骤和注意事项。

关键词：水轮机,导叶立面间隙,捆绑法,叉头连杆

参考文献

[1]GB/T 8564—2003水轮发电机组安装技术规范[S]

大型水轮发电机组 篇8

随着冲击式机组制造水平的提高,国内外开始出现大容量的冲击式水轮发电机组,单机容量已达到120 MW[1]。目前国内正在建设的冲击式水电站的机组采用了六喷针结构[2],比过去的同类机组无论是机组容量和复杂程度都有了较大提高。

冲击式水轮发电机组的核心是冲击式水轮机(水斗式和斜击式水轮机),这种水轮机利用高速水流(射流)冲击转轮叶片作功,其射流中心线与转轮节圆相切(水斗式)或与转轮平面呈斜射角度(斜击式)。水斗式水轮机的最高效率稍低于混流式水轮机,但机组负荷变化时效率曲线平坦,采用多喷嘴结构时更为突出;这一机型适用于高水头小流量电站,与混流式水轮机相比结构简单,检修维护方便,而且空蚀和磨损小;机组甩负荷时折向器(偏流器)快速切断射流,喷针可缓慢关闭,这样既可减小机组的转动惯量和避免过高的机组速率上升,又可降低引水管道的压力上升[3]。当甩满负荷折向器切断射流或喷针完全关闭时,与混流式水轮机相比,机组的阻力矩甚小,机组转速至最高瞬态转速后,机组减速缓慢导致机组从甩负荷开始到转速稳定的调节时间较长,这会导致特殊的控制问题[4]。

大型冲击式机组多采用立式多喷嘴结构[5]。冲击式水轮机采用折向器及喷针的双重调节,其控制包括折向器控制、喷针控制、机组启动时喷嘴数及动作方式的选择、机组带负荷时喷嘴数的选择及切换。

除满足常规水轮机调速器的相同技术要求外,冲击式水轮机组还应满足一些特殊技术要求[6]:如在稳定工况下,多喷嘴冲击式水轮机的对称两喷针的位置偏差,在整个范围内均不大于2%;冲击式水轮机喷针和折向器控制机构应使喷针和折向器在整个运行范围内,任何两个喷针或两个折向器之间的偏差应小于全行程的1%;等等。

过去,国内没有与这样的大型冲击式机组配套生产调速器的经验,对于此类机组的运行控制问题,也没有较为深入的研究。本文针对多喷嘴冲击式水轮机组的控制策略与特殊工况运行问题,提出了基于9区图的PID控制增益自适应调节方法,解决其空载并网问题,并研究了冲击式机组的负载运行和小网运行时的特殊工况问题,为冲击式机组运行品质的提高提供了新的技术手段。

1 适应多喷嘴冲击式机组运行特性的PID控制增益自适应调节方法

1.1 PID控制及其应用于水轮机调速时的局限性

在工业过程控制中,目前采用最多的控制方式依然是PID方式。一方面是由于PID控制器具有简单固定的形式,在很宽的操作条件范围内,都能保持较好的鲁棒性;另一方面是因为PID控制器允许工程技术人员以一种简单而直接的方式来调节系统。现今的绝大多数水轮机调速器采用的都是PID控制规律[7]。常规的PID控制系统原理框图如图1所示。

PID控制器是一种线性控制器,它根据给定值r(t)与实际输c(t)构成控制偏差:e(t)=r(t)-c(t),将偏差的比例(P)、积分(I)、和微分(D)通过线性组合构成控制量,对被控对象进行控制,故称PID。控制器其控制规律写成传递函数形式为:

式中:KP为比例增益;为积分增益;KD=K P TD,TD为微分增益。

从上面的分析中可看出,当水轮机调节系统一旦产生误差,控制器立即就发挥控制作用,使被控制量朝着减少误差方向变化。PID控制的作用是通过KP、KI、KD这三个系数起作用的。这三个系数取值的大小不同,就是比例、积分、微分作用强弱的变化。

根据不同的被控对象适当地整定PID的三个参数,可以获得比较满意的控制效果。这种整定参数的过程实际上是对比例、积分、微分三部分控制作用的折衷。

同时,不难发现,PID控制系统的稳定性和准确性之间存在着矛盾,加大控制作用可使误差减少,准确性得以提高,但降低了系统的稳定性。反之,为保证系统的稳定性,限制控制的作用,又降低了控制的准确性。

对于大容量水电机组,水流惯性时间常数,水头的变化、尾水的波动以及蜗壳中不均匀流场引起的脉动,都是影响机组稳定的重要因素。

水电机组在空载或负载,小负荷或大负荷等运行工况,由于引水管的水压、流向及尾水的波动等因素会造成涡壳压力大幅度成不规则周期变化,机组的空载自平衡能力非常差,当接力器开度不变的情况下,机组频率摆动有时高达2 Hz以上[8]。如果采用一般的PID算法是不可能满足空载快速同期并网的要求,也就是为了解决机组的稳定问题,本文对PID算法进行了优化,提出适应系统运行特性的PID增益自适应调节方法,以解决机组的空载稳定性或小电网的调节品质。

1.2 基于9区图的PID增益自适应调节

该方法的基本原理是根据系统状态和某些预先确定的超平面之间的关系来改变系统控制结构,当系统(受控对象)状态穿越系统状态方向空间的预先设定的切换超平面时,控制系统从一个结构自动转向另外一个确定的结构,以保证系统状态变量达到并约束在给定的滑模流形上,并使之自始自终沿着滑模流形滑行至系统状态空间的平衡点,从而使系统达到某个期望的指标。

依据偏差和偏差变化率来调整输出的多点偏差增益控制法;r(t)定为系统给定的偏差输入,c(t)为其输出响应,则定义偏差e=r(t)-c(t),偏差变化率为e′=(ei-ei-1)/∆t,∆t为采样周期,i和i-1分别为本次的采样和上次的采样的偏差值,设±e0为系统允许偏差(其中:+e0为误差上限,-e0为误差下限,限内为零带),±e′0为系统允许偏差变化率(其中:+e′0为误差上限,-e0′为误差下限,限内为零带)。

系统的运行特性表征为系统偏差及偏差变化率的大小。将系统偏差及偏差变化率的大小各自分类为3种情况。这样的组合变化就有多种情况,每种情况都代表系统的一种工况。根据工况的不同采用相应的控制策略。根据这些由偏差、偏差变化率的组合而形成的多种工况采取相应的控制策略,及时向控制对象进行增益增加或减少,从而达到控制目的和跟踪性能要求。而每一时刻仅对应一种控制策略,因此根据偏差和偏差率实时变化所确定的工况,不断在多种控制策略中切换,直至系统的偏差被控制在预定的范围内。

本文将不同的工况根据偏差及偏差变化率的大小及组合分为9个区,类比电压无功控制的9区图法,提出下列控制策略,见图2。

其中,K4+到K1-等带下标的Ki将影响比例增益的大小。即利用它们对比例增益进行修正,达到根据不同工况进行调节的目的。K4+代表很大的正向修正量,K1-代表微小的反向修正量,其余Ki的含义类似。

±e0、±e′0为系统允许的偏差及偏差变化率,它们取决于系统精度,要求根据具体调节过程决定。系统动态响应时,K3+影响系统的延迟时间,K2+影响系统的上升时间,K4-影响系统超调,K2-影响系统的振荡次数,一般在确定了K2+,K2-,K4-之后,K4+来调节的值达到减小调整时间的目的。在Ki均满足运行条件的情况下,K0与系统的稳态误差有关。一般情况下,K 4+≥K 3+≥K 2+≥K1+,K4-≥K3-≥K2-≥K1-,K0取较小值使得系统稳态时的振荡频率较小。

将机组的转速和喷嘴反馈的变化速率用一个函数来描述,作为PID的被调节量进行运算,达到超前控制机组转速的目的。

本方法具有控制结构自适应和参数自适应的调节功能,自动按工况改变运行参数、PID调节参数及整机放大系数,使调速系统始终工作在较佳的工况点。

2 冲击式机组的运行问题

2.1 冲击式机组的负载运行

冲击式机组调速器具有负载频率调节模式、负载定开度运行模式和负载恒功率运行模式,负载频率调节模式包括一次调频和小电网运行模式。

2.1.1 负载频率控制

在频率控制状况时采用并联PID调节模式,其PID调节原理框图如图3所示。被调节的信号为频率偏差:

或者

其中:fg为频率给定(一般为50 Hz);fj为机组频率,fw为电网频率。

2.1.2 负载恒功率运行模式

如图4所示,在负载恒功率运行模式下,有功功率给定信号与机组的实际功率信号的偏差值并且叠加频率偏差信号作为被调节信号进行比例积分PI运算。另外,有功功率给定信号经功率/开度折算后直接开环作用到输出环节:

其中:Pg为有功功率给定;Pa为机组实际功率;E为频率人工失灵区。

2.1.3 负载定开度运行模式

如图5所示,在负载定开度运行模式下,开度给定信号与机组喷嘴接力器的实际开度信号的偏差值并且叠加频率偏差信号作为被调节信号进行比例积分PI运算。另外,开度给定值直接开环作用到输出环节:

其中:Yg为开度给定值;Ya为机组喷嘴实际开度;E为频率人工失灵区。

2.1.4 负载运行模式切换及大小网、孤网判定

在这种运行模式下,可通过转速的变化率为依据准确判断机组在大、小电网中运行,并且自动切换运行工况和调节参数,当线路故障或线路开关跳闸,能自动平稳地运行在大、小电网,孤网,厂用电及空载工况。

判断方法是:负载运行时,根据频率的变化以及负荷或开度的调整对频率引起的变化作为判断大小电网的依据,自动改变运行模式:在开度调节或功率调节模式下,当判断为小电网或电网故障自动切换到频率调节模式运行。

当转速变化率超过频率失灵区N个周期后,自动切入频率调节模式,并转至小网运行。当频率变化率在频率失灵区范围内,一段时间后(可设定)自动切入开度调节或者功率调节模式,并转至大电网运行。

2.2 冲击式机组的小网运行

由于冲击式机组在运行过程中在不同的负荷下投入的喷针数不同,而喷针的投切是根据主机厂家或设计院的要求在程序中设定好,而且喷针开关机速度非常慢,所以一般冲击式机组不适应小电网运行。冲击式机组在小网运行时必须采用以下两种方法。

2.2.1 喷嘴小网运行

当小网的负荷<30%时,调速器程序中自动将全喷嘴投入,闭锁喷针的切换,以避免由于喷嘴的切换引起负荷的波动,导致小网运行不稳定,折向器设置为最大,并且将喷嘴的最大开度进行限制,小网PID的调节参数选择应该使被控机组的频率控制在50±0.5 Hz以内。

2.2.2 折向器弃水控制

当小网的负荷较大时,并且负荷突变频繁,负荷经常大幅度变化,由于喷针接力器开、关动作较慢,喷针接力器不可能跟随负荷的大幅度变化,所以,一般将所有喷针投入并固定在某一较大的开度运行,依靠折向器接力器开、关动作快的条件,当小网负荷大幅度变化时,折向器接力器能快速跟随,从而使折向器起到调节负荷的作用。

闭锁喷针的切换,全部喷嘴开启到某一较大的开度,将小网PID的计算值来控制折向器的开度,小网PID的调节参数应该选择使被控机组的频率控制在50±1 Hz以内。

3 结论

论文研究了多喷嘴冲击式机组的PID控制规律,从提高并网及小网运行的稳定性出发,提出了基于9区图增益自适应调节的PID控制策略。并针对冲击式机组在运行时需要注意的问题进行了分析,并针对性地提出了解决方法。目前,所提的方法已经在实际的调速器得到实现,并通过了静模测试,在近期即将投入现场试运行。需要指出,相关定值的整定需要在现场根据实际工况完成,才能达到最佳的控制性能。

参考文献

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水轮发电机组安装工程实践 篇9

1 水轮发电机组的安装条件

首批安装项目的相关技术文件和施工设计图纸经过技术交底后, 再由监理机构签发到安装单位。安装单位的现场主要管理、技术人员的数量和工作资格要经过监理审核, 进场的施工设备规格数量和性能要确定能够符合承包合同的要求, 才能将水轮发电机组的安装工作交于此安装单位。在进行水轮发电机组的安装工作前, 安装单位不仅要有环境保护、施工安全措施和规章制度, 还要有完善的质量保证体系和有效的质量管理制度。在质量检验量器具、量检具方面, 也要经过有资质的计量检验机构检定证明其标定的有效期内, 才能在水轮发电机组的安装过程中投入使用。

在对水轮发电机组安装工程进行施工前, 要完成地下厂房洞室开挖、岩锚梁、锚喷和发电机层以下等土建工程。同时这些土建工程还要验收合格, 确定能够符合水轮发电机组的安装条件后, 再跟施工测量基准点一起移交给安装单位。安装机组埋件所需的地脚螺栓、拉锚件和基础板, 要按照设计要求埋入基础混凝土中。同时, 这些零件的高程、坐标位置也必须能够符合设计要求。安装现场的排水、通风、照明、消防、安全设施还有通讯条件, 都需要完全满足施工的要求, 还有安装现场的交通道路也需要能够供车辆顺畅运输机组原材料、施工设备等。需要安装的零部件数量和质量, 还有安装所用的原材料, 必须具备出厂合格证明书和质量材质检验报告。

2 水轮发电机组的安装流程

2.1 机组盘车的安装

(1) 准备工作。首先要用猪油润滑上导推力瓦和上导轴瓦, 然后将四块轴瓦装入导轴承支架中, 装入时要注意对称。要对推力轴承进行调整, 在安装时, 推力瓦的表面平度要在0.02mm/m之内, 且在安装时一定要保持受力一致。推力头上的测点还要根据反时针方向进行标记, 并进行1到8的顺序编号。

(2) 全摆度、净摆度。推力头上的八个测点形成了四组方向相对的位置, 它们的对应关系为 (4、8) 、 (3、7) 、 (2、6) 、 (1、5) 。下面数值减上面的数值就是净摆度, 而全摆度就是相对点的百分比读数差值[1]。

(3) 调速器和水导部分的安装。完成导叶顶盖的安装后, 要对导叶间隙进行及时调整, 调整后进行水导瓦的安装, 然后再进行调速环的安装。可以根据调速环的位置来调整调速轴的拐臂位置, 保证调速轴的拐臂位置能够垂直并灵活地转动。对于调速器底部安装高程的确定, 可以根据调速轴上轴和调速器的连接位置来进行。一定要将各调速器布置整齐, 同时使用地脚螺栓来连接基础板, 以保证各个调速器与轴连接的灵活转动。此外, 要详细检查调速器, 对工作压力表、安全阀定值等进行科学合理地调整, 对调速器进行整体调试。

(4) 产生盘车摆度的原因。会产生盘车摆度的原因有多种。例如, 轴线发生了曲折, 镜板工作表面不够平整, 机组轴线没有与镜板垂直或没有与联轴器法兰面垂直, 推力头的内部表面较坎坷, 推力头与轴的配合不够紧密等原因。

2.2 水轮机蜗壳的安装

要根据施工图纸、主机房平面图和机组蜗壳安装高程来确定蜗壳的安装位置和安装高程, 并且保证压力管道轴线、压力管口和蜗壳在一条直线上。在对水轮机蜗壳进行安装时, 要极其注意加紧蜗壳的周围, 并采用千斤顶对蜗壳进行适当的调整。在保证压力管口、压力管道轴线和蜗壳都在一条直线后, 就可以在水轮机蜗壳周围进行钢筋混凝土的浇筑。

2.3 定子、转子的整体安装

在安装间中确定放置定子的位置, 然后将定子吊入放置在这个位置上;在发电机的大轴位置套上转子, 然后使用钢丝绳拴住接近转子的两端位置, 最后再用桥机大钩起吊;之后在定子中穿入大轴法兰端, 同时起吊转子, 然后在转子大轴的两端铺设U型杂木和钢支墩, 将转子大轴垫牢, 而且定子和转子的位置要尽量靠近[2]。安装施工人员还需要对其进行反复检查, 确定支撑无误后才可以松钩。松钩后再在转子中套入定子。对于定子和转子的气隙情况也要进行检查, 防止在穿入转子时发生碰撞。还要根据水轮机和测量发电机的距离差和高程差来确定能够符合相关的规格要求。一旦出现误差, 就需用千斤顶、楔子板等方法进行调整, 直到安装能够符合相应的规格要求, 才可以连轴。然后, 对楔子板进行点焊, 对水导轴颈处、水机法兰处等位置的最大摆度进行收集, 调整合格后可以进行调速器的安装。

2.4 主机组的安装

根据技术条件、安装图和尺寸来对水轮发电机组的主机组部件进行全方位的检查, 根据下机架角底板的位置核对预留坑的位置和尺寸。同时, 还要根据机架角底板的尺寸来确定基础板的高程和径向尺寸, 必须要保证X轴和Y轴的方向和主机组的安装方向是一致的。对于大轴中心, 也要进行严格的对正, 然后在下机架底脚进行混凝土的浇筑, 之后再进行定子和转子的绝缘测量。完成测量后, 再进行定子底板的安装, 同时对下机架抗震螺栓的高度进行校对, 使转子和定子的中心能够重合, 还要保证上机架的安装位置保持水平。最后, 在定子的基础底脚进行混凝土的浇筑。混凝浇筑完成后, 进行水轮机轴、上机架等部件的安装。

2.5 基础底板的安装

在安装基础底板前, 要根据基准高程和机组中心线凿毛基础板放置的地面, 将垫板放置在适当的位置上, 并在每块垫板上放一对楔铁, 找好楔铁顶面高程后, 在楔铁上放入基础板。等到蜗壳的二期混凝土养护达到一定的强度后, 拆下尾水管弯管段, 同时将求心架固定在蜗壳的后法兰面上, 位置在发电机后轴承座偏外侧。然后, 焊上线架, 将后求心器固定在线架上, 再挂上钢琴线。根据座环内镗孔, 使用听声法进行测量, 对钢琴线进行调整, 将机修直尺的水平度控制在0.02mm/m内。之后, 使用游标高度尺测钢琴线和机修直尺两段的高度, 高度一致就能证明钢琴线是水平的[3]。之后要移动基础底板, 保证基础底板的中心线和钢琴线是在一个垂直平面内的。然后, 根据实测的转轮下环端面到推力盘摩擦面的尺寸来对底板的轴向位置进行确定。对于底板的高程和水平测量, 需要使用框形水平仪或精密水准仪和游标高度尺来进行。调整完成后再进行固定, 最后进行基础底板的二期混凝土浇筑。

3 结语

随着我国水利发电的不断发展, 人们对水轮发电机组的安装质量控制要求也越来越高, 为了保证水利工程的顺利实施, 在水轮发电机组的安装过程中必须严格控制质量, 保证水轮发电机组安装的质量, 并提高水轮发电机组的安装技术。

摘要：本文分析了安装发电组应具备的条件以及水轮发电机组的安装流程。

关键词：中小型水轮机组,安装条件,具体流程

参考文献

[1]王成学.浅谈水轮发电机组安装的质量控制[J].科技风, 2011, (22) :79.

[2]李明华, 杜江湖.中梁一级水电站水轮发电机组蜗壳安装[J].技术与市场, 2011, (9) :165-166.

大型水轮发电机组 篇10

【关键词】水轮发电机组；安装；问题与处理

随着社会经济发展与进步，人们的生活水平逐渐提升，对于电资源的需求量不断增大，因此，将更多的电力资源创造出来是非常必要。水利发电能够将大部分电力资源为我们提供出来，因此，为了能够促进我国水利发电行业合理的发展下去，文章通过下文对相关方面的内容进行了阐述，进而为有关单位及工作人员提供一定的借鉴作用。

一、固定部分中心安装问题及处理

在安装水轮发电机组时，需要以这部分为基础，确定及测量机组固定中心，水轮机转轮位置和水轮发电机定子中心，要确保在同心上存在二者固定部分中心。为了使发电机有着均衡的气密，就需要这样做。将一定的附加力施加到轴承上，确保能够长时间的支撑轴线，防止有波动出现在运行中。一旦安装失误，水利和电磁力就会产生失衡情况。所以，转轮及其自身的固定部分等部件必须要根据一定的要求去安装。一旦在中心时没有重视挡油筒，就会导致其偏心，当旋转机组时，就会有甩油的情况出现，对轴承还会带来损坏的可能。在对水轮发电机组固定部分中心进行寻找时，要在挡油筒的基础上共同寻找机架。不管是什么样的固件，一旦有三到四个以上的直径出现在了其中，可以对多个直径的中心点选择使用，之后将多边形构建起来，然后，将其重心计算出来，按照重心值来测量断面的重心，之后向着同一条直线上调整断面中心。

二、机组轴线和轴瓦间隙

在安装水轮发电机组时，机组轴线和轴瓦为一个非常重要的部分，在此过程中我们应该注意：首先，上下导，一般全是平均分为八点，在同一条垂线上存在所有点；其次，推理的受力以及镜板的水平，都要通过相应的调整；再次，彻底的打扫推力瓦和镜板，将杂质清除，防止有酸性和杂质存在于涂抹的猪油中。一旦气温较高，可以依据相应的比例分配各种油料来应用。在完全自由的状态下呈现大轴，在盘车的时候，防止碰撞到别的物体。最好各次都对中心进行测量，特别是对挡油筒的轻微妨碍要予以关注，通常不易觉察。要将盘点位置对准，对于外力协助在对准后就不再去使用，用手指轻拨，并且一定不要记错了正负值，很多人在安装时，错误的觉得一旦抱紧了上导瓦，当将油料涂抹到顶转子上时，就能够盘车落转子。但是，很难在原来的位置放回所有的点。所以，自由状态是非常重要的，要依据有关的标准向着比较小的间隙中将上导瓦调至过去，再去盘车。要有0.01到0.02毫米的间隙存在于上导瓦之间。不但不用将过多的力用在盘车中，也能有效回零；第四，一旦没有平整的安装千分表测点处的刀纹，就会可能会影响到读数，所以，要将千分表头用胶木套上。一旦过大的打开联轴法兰口，同样会导致电机轴的中心和水机轴的中心偏离，因此，对于读数和记录都会带来一定的影响。尽管能够正确去盘车摆度，然而，存在过大的不同心度，也会影响到它的运行。在很多时候，尽管能够平衡的运动，回复也很难进行，特别是就高速机转组而言，所以，我们应该高度的重视摆度的检查。

三、镜板水平和推力受力

不管是小机组还是大机组，推力受力及镜板水平都是很重要的方面，一般在吊入发电机组的转子时，都要在推力瓦上面将镜板放置上去，在三块推力的基础上，水平调整模板，一定要测量出四个方向的水平值，通常都对方型水平仪进行使用。为了准确的获取数据，在检测误差时使用调头测量方式，按照它所高出的实际格数进行判断时，要有效的考虑现场气温下气的长度。一旦按照相应的标准确定了镜板，在镜板上放置了转子为最佳的状态，在推力瓦和镜板受力的前提下，在法兰处或者水导处90度，将千分表设置出来进行监视。升高那些没有贴紧镜板的推力瓦。当在推力瓦上面存在着转子的时候，在任何地方都无法测量小机组的水平。针对大型机组而言，在镜板的边缘处可能会将水平测出来，然而，由于受力镜板会形变，一般也很难将非常精确的水平值测定出来。在通过调动推力瓦之后，也没有来得及调整受力。在盘车的时候，也会有细小的变动出现在瓦面上，特别是在没有锁定推力瓦的时候，也会有变化出现在水平中，对于推力瓦一旦需要研刮，对盘车边进行利用是最好的方式，对精研刮的对策进行使用。然而，在通过了这项处理之后，就会有更大的可能性增大鏡板的水平变化，因此，我们在具体安装的过程中，还是建议对盘车水平策略进行使用，就是在盘车的时候，转子将一段转动的位置随便选择出来，不一定要有多好的加工面，确保对方型水平仪能够正确的安装就可以。在放置水平仪的时候要轻轻的往下调整，一旦读不出数，就对塞尺垫平的方式进行使用。对于塞尺的位置要注意不能够进行改变。此外，要坚决防止在受力部件上面放置水平仪。因此，对轴头进行选择是非常必要的，放置在盘车架上。按照盘车的读数确定盘车每一点的读数，一定要确保对点的准确性，调整水平仪。然后在镜板水平放置，在上面放置最大方向轴头，对大推力瓦的高低端进行调整，并且在水头上对千表进行安装。按照盘车确定镜本水平的读数，不用将外力应用到转动部分中，将大轴推动起来，灵活的读记其中的数据。在运行的时候，要将大概0.05毫米的间隙的最大方位留设在摆度和水平差。在按照相应的要求确定了盘车的摆度之后，再调整推理受力和镜板水平的精度。

结语

综上所述，在国民经济的发展中，离不开水利发电行业的支撑，它能够为我们提供出丰富的能源，确保资源的合理配置与应用。水轮发电机组是水利发电得以运行的重要装备设施，因此，其安装质量如何，对整个水利工程的发展都将带来极大的影响，因此，文章通过上文围绕水轮发电机组安装的问题及处理进行了详细的分析与阐述，为促进我国水利发电行业顺利的发展提供一定的帮助作用。

参考文献

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水轮发电机组异常振动处理方法 篇11

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.