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水轮发电机组的运行
时间:2020-05-31 19:26

  水轮发电机组的运行_电力/水利_工程科技_专业资料。水力机组分类、结构,机组试运行,机组正常运行,常见运行故障与事故处理

  第四章 水轮发电机组的运行 第一节 概述 励磁设备及 励磁调节系统 发电机 继电保护 及二次系统 调节电压和无 功。可自动调 节和手动调节 机组自动控制操作 保护监测系统 自动开、 停机 蝴蝶阀 水轮机 油、气、水 调速器 调节有功和频 率。可自动调 节和手动调节 1. 混流式 2. 轴流式 低水头轴流式水轮机转轮 高水头轴流式水轮机转轮 3. 其他 斜 流 式 水 轮 机 水泵水轮机转轮 导水机构 控制环 导叶连杆 活动导叶 导叶套筒 顶盖 底环 4. 发电机 机组转子吊装 水轮发电机组的型式 按布置方式分:可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。 ? 一般低、中速的大、中型机组多采用立式发电机。 按推力轴承位置分:立式发电机又分为悬式和伞 式两种。 ? 推力轴承位于转子上方的发电机称为悬式发电机,它适 用于转速在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 导的称为全伞式,有上导的称为半伞式,它适用于转速 在150r/min以下。 按冷却方式分:可分为空气冷却和水冷却两种 。 水轮发电机的主要作用 将水轮机旋转的机械能最终转换成电能,其结构 与性能的好坏对电站的安全、稳定、高效运行起 着致关重要的作用。 水轮发电机组成 主要由定子、转子、机架、推力轴承、导轴承、 冷却器、制动器等部件组成。 水轮发电机定子结构 水轮发电机定子主要由机座、铁芯和三 相绕组线圈等组成。 铁芯固定在机座上。 三相绕组线圈嵌装在铁芯的齿槽内。 发电机定子机座、铁芯和三相绕组统一体 统称为发电机的定子,也称为电枢。 线圈 铁心 机座 立轴水轮发电机定子结构 定 子 串联变出口 出口母线 定子绕组 定子铁芯 空冷器支架 空冷器 暖风窗 定子机座 机座 定子机座一般呈圆形,小容量水轮发电 机多数采用铸铁整圆机座,也有采用钢 板焊接的箱形结构;容量较大的水轮发 电机的机座由钢板制成的壁、环、立筋 及合缝板等零件焊接组装而成。 机座应有足够的刚度,同时还应能适应 铁心的热变形。 铁芯 定子铁芯是定子的一个重要部件,由扇形冲 片、通风槽片、定位筋、齿压板,拉紧螺杆 及固定片等零部件装压而成。 定子铁芯的作用是:作为磁路的主要组成部 分,为发电机提供磁阻很小的磁路,以通过 发电机所需要的磁通,并用以固定绕组。 绕组 三相绕组由绝缘导线绕制而成,均匀地分布 于铁芯内圆齿槽中。 三相绕组接成Y形,它的作用是当转子磁极 旋转时,定子绕组切割磁力线而感应出电势 。 定子叠片加固 水轮发电机的转子是转换能量和传递转矩的 主要部件,一般由主轴、转子支架、磁轭、 磁极等部件组成。 立轴水轮发电机转子结构 转 转子支架 磁轭 子 集电环组件 顶轴 磁极 转子引线 主轴 主轴的作用是用来传递扭矩,应具有一定的强 度和刚度。 主轴一般由35号、40号、45号或20SiMn等钢 整锻而成。 小容量水轮发电机一般采用整锻实心轴,也有 的采用无缝钢管作为轴;大、中型容量的发电 机采用整锻空心轴。 磁极 磁极是提供励磁磁场的磁感应部件,由磁极铁 芯,线圈,上、下托板,极身绝缘,阻尼绕组 及钢垫板等零部件组成。 磁极铁芯分实心和叠片两种结构。 中、小容量高转速水轮发电机的转子,常采用 实心磁极结构,整体锻造或铸造而成。转速大 于或等于750r/min的小型水轮发电机,常采 用磁极铁芯连同转子的磁轭与主轴整体锻造加 工。 磁极固定方式通常采用螺钉、T尾和鸽尾结构。 磁轭与转子支架 磁轭的作用是构成磁路并固定磁极。 转子支架的作用是固定磁轭。 对于定子铁芯外径小于325cm的中小容量 的水轮发电机,磁轭可用铸钢或整圆的厚 钢板制造,不需要专门的转子支架。 对于定子铁芯外径较大的水轮发电机,磁 轭通过转子支架和主轴连成一体。 磁轭的外缘加工有T尾、鹇尾槽或螺孔,用 以固定磁极。 机架是立轴水轮发电机安置推力轴承、导 轴承、制动器及水轮机受油器的支撑部件 ,是水轮发电机较为重要的结构件。 机架由中心体和支臂组成,一般采用钢板 焊接结构,中心体为圆盘形式,支臂大多 为工字梁形式。 机架按其所处的位置分为上、下机架,按 承载性质分为负荷机架和非负荷机架 。 推力轴承的组成和作用 推力轴承是应用液体润滑承载原理的机械结构部件, 主要由轴承座及支承、轴瓦、镜板、推力头、油槽及 冷却装置等部件组成。 其主要作用是承受立轴水轮发电机组转动部分全部重 量及水推力等负荷,并将这些负荷传给负荷机架。 推力轴承的分类 推力轴承支承结构方式主要有弹性垫支承式、刚性抗 重螺栓支承式、弹性油箱支承和平衡块支承式四种。 弹性垫支承式只用于小容量的立轴发电机;弹性油箱 支承和平衡块支承式用于大中型发电机;中小型水轮 发电机的推力轴承一般采用刚性抗重螺栓支承方式。 刚性支柱螺钉支承方式的推力轴承 刚性抗重螺栓支承方式的推力轴承结构如图: 1—上机架;2—冷却器;3—气窗;4—导轴承装配;5—密封盖;6—卡环; 7—推力头;8—隔油板;9—镜板;10—挡油管;11—主轴;12—轴承座; 13—抗重螺栓;14—托盘;15—推力瓦;16—绝缘垫 抗重螺栓 ? 推力瓦由头部为球面的抗重螺栓支承,抗重螺栓垂 直拧入装有螺纹套筒的轴承座上。调整抗重螺栓的 高度,可使瓦块保持在同一水平面上,使瓦块受力 均匀。 推力瓦是推力轴承中的关键部件,它是整个机组转 动部分和固定部分的摩擦面,并且承受整个机组转 动部分的重量和轴向水推力。 推力瓦一般做成扇形块,中小型水轮发电机推力轴 承的推力瓦数多为6块~8块。 常用的推力瓦有巴式合金推力瓦和弹性金属氟塑料 瓦两种。 推力瓦 ? ? ? 镜板 ? 镜板是将推力负荷传递到推力瓦上的部件,技术要 求高。 ? 要求镜板保证其平面度和水平度,一般为0.02mm /m。 ? 镜板多采用45号锻钢,应有足够的刚度。 推力头 ? 推力头是承受并传递机组轴向负荷及扭矩的部件。 多数用平键和卡环固定在主轴上,也有采用热套方 法固定于主轴上的。 ? 推力头应有足够的刚度和强度,以承受机组轴向推 力产生的弯矩作用,不致产生有害的变形和损坏。 托盘 ? 托盘的作用是减小轴瓦的变形。另外,托盘的轴向 柔度在运行中有一定的均衡负荷作用。 ? 其材质应选用能承受较大弯曲应力的高强度材料。 绝缘垫 ? 通常在轴承座下面或推力头与镜板结合面之间装设 绝缘垫,切断轴电流回路,保护轴瓦工作面,并起 到绝缘和调整轴线的双重作用。 油的循环冷却 ? 轴承的油循环冷却方式有内循环和外循环两种。 ? 中小型水轮发电机轴承的油循环冷却方式一般为内 循环。 水轮发电机制动方式 机械制动、电气制动、混合制动 水轮发电机制动系统的组成 制动装置(俗称 风闸)、控制原件、管路系统。 机械制动的作用 为避免机组停机减速过程后期时间较长,引起推力瓦的磨损。 一般当机组转速降低到额定转速25%~35%,自动投入制动器, 加闸停机。 对没有配备高压油顶起装置的机组,当经历较长时间的停机之 后,再次启动前,用油泵将压力油打入制动器顶起转子,使推 力瓦重新建立油膜,为推力瓦创造良好的工作条件。 机组检修期间,进行重量转移。 通风系统 机组运行时,发电机绕组以及铁芯将产生大量的热量,为了使绕组和铁芯 的温度不至于过高而引起绕组绝缘损坏,发电机必须设置通风冷却装置。 一个良好通风系统应具备的基本要求 水轮发电机运行实际产生的风量应达到设计值并略有余量。 各部位(特别是定子的有效段)的冷却风量应合理分配,各部位温度分布 均匀。 风路简单,损耗较低。 结构简单、加工容易、运行稳定。 有时还能满足水电厂厂房结构以及利用发电机的热风供厂房冬季取暖。 通风元件 压力元件:转子磁极、磁轭、风扇。其中磁极、磁轭是主要的压力元件, 在整个通风系统中占80%~90%的作用。 阻力元件:定子。在整个通风系统中,定子风阻占整个风阻的70% 发电机运行状态 正常运行 调相运行 进相运行 第二节 水轮发电机组试运行 当机组安装工程基本完成后,或大修机组完工检验后,对 机组进行一次综合的启动运行试验,称为机组启动试运行。 起动试运行的目的 : 1. 根据有关的技术规程和电站的设计资料,对水工建筑物、机 电设备等进行一次全面的质量检查,并在实际运行中作出总 体的鉴定。 2. 通过检杳发现尚未完善的工作及工程或设备所存在的缺陷, 及时处理以保证电站能顺利地投产。 3. 在机组起动之前,以及试运行过程中对机电设备进行调整试 验。测定相关的运行参数或特性曲线,具体掌握机组的实际 性能,为今后的长期运行提供技术准备。 4. 电站从试运行结束起转入试生产,施工单位与管理的业主单 位之间,应在起动试运行以后进行交接验收工作。 起动试运行的内容和程序 : 1. 机组起动试运行的工作范围很广,要进行从水工建筑物 到机电设备的全面检查。一般说来包括试验检查和试运行 两大部分,而且以试验检查为主。 2. 起动试运行程序: (1)水轮发电机组试运行前的检查 (2)机组充水试验 (3)水轮发电机组空载试运行 (4)发电机对主变压器和高压配电装置零起升压试验和 电力系统对主变压器全压冲击合闸试验 (5)水轮发电机组并列及带负荷试验 (6)水轮发电机组甩负荷试验 (7)水轮发电机组连续带负荷试验 起动试运行工作的组织 机组的起动试运行是水电站建设后期所进行的 总体检验,涉及电站的各个部分。而且不少试 验是首次进行,存在一定的风险,再加上技术 要求十分严格,因此必须做到有严密的组织领 导,要按照事先的计划安排来逐步进行。 ? 严密组织,统一指挥。 ? 试运行要按规程规范进行,保证质量。 ? 试运行中必须作好记录。 一、机组起动试运行前的检查工作 试运行前应根据规范的规定,结合电站具体情况, 编制机组试运行程序或大纲、试验检查项目和安全措 施。 引水系统检查(引水管,蜗壳,尾水管,闸门槽清 理检查):输水及尾水系统(含尾调室)的闸门、阀门 均应试验合格,处于关闭位置,进人孔、闷头等应可 靠封堵 对机组及有关辅助设备,应进行全面清理、检查, 其安装质量应合格,并经验收。 水轮发电机组继电保护、自动控制、测量仪表及机 组有关电气设备均应根据相应的规程规范进行试验合 格。 (一)过水系统的检查 (1)引水进水口栏污栅清洁干净。 (2)引水进水口闸门操作自如,并处于关闭落锁状态。 (3)从引水进口到尾水管尾水门的全部过流道清理完 毕。 (4)引水道的通流的闷头、人孔门及阀门已现场确认 关闭好。 (5)尾水闸门操作检查正常。 (6)水轮机前的蝶阀调试操作正常,检查无漏水现象, 检查事故关蝶阀正常。 (7)确认蜗壳、转轮室、尾水管已清理干净,固定转 轮的楔子、吊装工具、临时支架等已拆除。 (8)蜗壳排水阀、钢管排水阀确认处于关闭状态。 (二)水轮机检查 (1)水轮机及附件已全部安装完毕,施工测量记录 完整,上下止漏环间隙合格;发电机盘车的摆度 值合格,并经总工程师确认。 (2)真空破坏阀、空气吸力阀已竣工,并调试合格。 (3)顶盖排水装臵检验合格,水流畅通。 (4)调相补气系统正常。 (5)轴承安装检验合格,数据记录齐全。 (6)导水机构安装完工合格,并处于关位,接力器 锁定已投入,导水叶的最大开度及接力器行程已 测量合格,关闭后的严密性及压紧行程等符合设 计要求,测试记录完整。 (二)水轮机检查 (7)各接地部分已连接好。 (8)润滑油合格。 (9)各流量计、压力表、示流计、摆度和振动传感器及 各种变送器已安装合格,管道附件良好。 (10)各油水器、管道颜色及标示符合规定,阀门编号符 合规定。 (11)属自动控制二次部分的压力、温度等整定值正确。 (三)调速器及其设备检查 (1)调速器整体及管道和油压装臵安装完好,调试合格, 空载扰动试验的参数调整符合国家标准。 (2)调节保证计算经总工程师审定,确定关闭时间,并 整定好。 (3)调速器仪表指针正常及红黑针位臵全部在零位。 (4)油压装臵手动和自动起动正常,压力继电器整定正 确,高压补气装臵阀门位臵正确。 (5)调速器系统联动的手动操作的开和关位正常。并检 查调速器、接力器及导水机构联动的动作灵活性、平 稳性,并检查导叶开度、接力器行程和调速器柜内的 导叶开度指示器三者的一致性。 (三)调速器及其设备检查 (6)用紧急停机关闭方法检查导叶全开到全关的时间, 并核对调保计算数据。 (7)对调速器自动操作系统进行模拟操作,检查手动及 自动开机和事故停机时各部件的正确性。 (8)检查全部管道有无渗漏油的情况。 (四)蝴蝶阀操作柜及压力油系统的检查 1)确认蝶阀手动和自动开启、关闭模拟试验全部 合格。 2)蝶阀油压装臵油压泵起动正常,油压正常。 3)油泵起动放“自动”位臵。 4)蝶阀控制柜电磁阀位臵正确,无异常情况。 5)充气气压表、油压表指示正确。 6)人工锁锭开阀前已拔出。 7)管路无漏油现象。 (五)发电机、励磁机、永磁机的检查 (1)发电机安装后,内部清理完毕检查,定转子, 气隙等数据合格,确认无杂物。 (2)机组电气试验全部合格,并经总工程师核准。 (3)各轴承油质、油位正常。 (4)冷却水管路正常,无渗漏现象。 (5)推力轴承的顶转子及装臵使用正常,阀门位 臵正常。 (6)刹车装臵试用合格。 (7)发电机内灭火水管路检查试验合格,有专人 确认。 (五)发电机、励磁机、永磁机的检查 (8)发电机转子、集电环、碳刷试验检查合格。 (9)励磁机气隙合格;引出引入线极性正确,检 查无误或励磁变压器检查正常。 (10)永磁机接线正确,气隙合格,并查看特性 试验结果合格。 (11)测量工作状态的各表计检验合格。 (12)水轮机及发电机各自动控制保护屏上的定 值、核对正确,控制开关位臵正确,并有继电 二次部门专责人员随同检查确认。 二、充水试验 ①向引水调压室、尾水管及蜗壳充水平压,检查 各部位,应无异常现象。 ②根据设计要求分阶段向引水、输水系统充水, 监视、检查各部位变化情况,应无异常现象。 ③平压后在静水下进行进水口检修闸门或工作闸 门或蝴蝶阀、球阀、筒形阀的手动、自动启闭试验 ,启闭时间应符合设计要求。 ④检查和调试机组蜗壳取水系统及尾水管取水系 统,其工作应正常。机组技术供水系统各部水压、 流量正常。 (一)充水试验准备工作 (1)经试运现场主管确认,运行前的各项检查已 经完毕。 (2)再次确认大坝进水总闸门和工作门处于关闭 状态;进水蝴蝶阀(主阀)处于关闭状态;调速 器、导水机构处于关闭状态,接力器锁定已经落 锁。 (3)开启尾水门,向尾水管充水,检查顶盖、导 水机构、尾水人孔门等是否漏水。 (二)发电引水管充水试验 (1)充水前应检查,观察引水管总闸门的漏水情况, 并处理好。 (2)在专人监护下,先慢慢开启总闸门内的专用充 水小阀门,禁止先突然开启大闸门,以防止引水管内 气压过大引起放爆事故。 (3)记录引水管内充满水后的平压时间。 (4)平压后,才能开启大闸门,并在静水中重新开 启试验,并记录开启时间,然后搁臵牢固。 (5)引水管充满水后检查引水管水压读数,检查伸 缩节、人孔门、通气孔情况。 (6)全部充满水后,检查正常,并报告运行主管确 认。 (三)蜗壳充水 (1)按现场规程,第一次手动操作,写好操作票, 打开蝴蝶阀,观察各项动作程序是否正常,并记 录开启时间。 (2)手动操作合格后,写好自动操作票,分别进 行机房现场和远方操作试验,观察动作过程是否 正常。 (3)检查观察技术供水管道情况和厂房内渗漏水 情况,检查渗漏排水泵工作状况。 (4)经试运主管确认,充水正常一定时间后,才 能逐渐进入下一步机组起动阶段。 三、水轮发电机组空载试运行 (一)启动前的准备工作 1)确认充水试验中发现的缺陷已经处理完毕。 2)机组周围各层场地清扫完毕;通道畅通;吊 物孔已盖好,各部位运行人员已进入预定岗位, 测量仪器仪表已调整就位。 3)调速器面板指针仪表正常,油压装置已完全 正常,各阀门已处于开机位置。 4)机组各轴承油位及测温装置正常。 5)各部位冷却水、润滑水水压正常。 6)刹车低压气正常。 7)上下游水位、各部位原始温度已记录。 三、水轮发电机组空载试运行 (二)启动前的准备工作 8)发电机顶转子工作按规定已完成,油压撤除后 ,确认制动风闸已落下。 9)发电机出口断路器已断开,并拉开相应隔离刀 闸。 10)发电机的励磁开关MK处于断开位置。 11)发电机集电环炭刷已拔出。 12)水力机械保护装置和测量装置已投入,机组 自动屏上各整定值确认正确。 13)确认机组试验用短接线)临时监视摆度、振动和机组转速的表计已装 好到位。 三、水轮发电机组空载试运行 (二)首次起动时用手动操作试验 1)拔出接力器锁锭。 2)手动打开调速器的开度限制机构红针指针至于 略大于空载开度位置,操作动作要求快捷,使机组 快速升速,形成轴承润滑油膜,适时调整到额定转 速。 3)专人检查调速器、接力器各压力油管路有无渗 油、漏油情况和机组顶盖等处密封情况。 4)记录机组起动开度和与额定转速相对度的空载 开度值。 5)及时记录机组振动值、摆度值和转速值。 6)及时监视机组各部位运转是否正常。 7)记录机组运行摆度(双振幅),其值不应超过 轴承间隙或制造厂的设计规定值。 三、水轮发电机组空载试运行 (二)首次启动时用手动操作试验 8)记录各部振动值,其值不应超过表1-2的规定。 9)测永磁机电压与频率关系曲线。在额定转速下, 测永磁机绕组输出电压值。 10)测量发电机一次部份残压值和出口电压互感器 二次测的二次残压值,并测量检查相序是否正确。 11)检查发电机集电环表面情况并处理。 12)及时检查监视机组各部位是否动转正常,有无 金属撞击声、水轮机室窜水、轴瓦温度升高、油槽甩 油、摆度及振动过大等,及时报告起动指挥主管,直 至紧急停机。 三、水轮发电机组空载试运行 (三)机组空载运行时调速器系统的调整和检查 (四)首次手动起动后的停机及检查 (五)过速试验及检查 三、水轮发电机组空载试运行 (三)自动开机和自动停机试验 (1)自动开机、自动停机前的必备条件,并经两 人检查确认:调速器切换到自动位置;功率给定 处于空载位置;频率给定处于额定频率位置;调 速器参数在空载最佳位置;水力机械保护回路全 部投入,并投入控制回路二次电源,自动开机和 自动停机条件完全具备。 (2)自动开机全自动可在中控室进行,送出一个 开机脉冲即可全部完成自动开机过程,并随即进 行各项检查: 1)自动化元件能否正确动作情况。 2)调速器动作情况。 3)发出开机脉冲升至额定转速所需时间。 三、水轮发电机组空载试运行 (三)自动开机和自动停机试验 (4)机组自动停机及停机后的检查项目: 1)在中控室操作自动控制开关KK扭向停机侧,发 出停机脉冲。 2)记录发出停机脉冲到转速降至35%的制动转速 时间。 3)记录自动加闸刹车到机组停止转动所需时间是 否与整定时间相符。 4)检查转速继电器和全部自动化元件动作情况, 并处理异常。 5)停机后,再次重复首次手动停机后的检查,特 别注意检查制动风闸是否自动落下。 四、发电机对主变压器和高压配电装置零起 升压试验和电力系统对主变压器全压冲击 合闸试验 五、水轮发电机组并列及带负荷试验 (一)水轮发电机组空载并列试验 (二)水轮发电机组的带负荷试验 1)水轮发电机组的带负荷试验 (1)操作调速器开度限制机构慢慢增大开度,使 有功负荷分段逐步增加。 ( 2)并观察各仪表指示及机组各部位运行情况和 不同负荷下尾水补气装臵工作情况。 ( 3)观察机组在加负荷时有无振动区,记录振动 区相应的水头和相应的开度值。 ( 4)测量摆度与振动值,必要时进行补气试验。 五、水轮发电机组并列及带负荷试验 (二)水轮发电机组的带负荷试验 2)水轮发电机带负荷下励磁调节器试验 3)机组突变负荷试验 在其他试验全部合格条件下,使机组突然增加 或突然减少负荷,变化量不应大于额定负荷的 25%,并应自动记录机组转速、蜗壳水压、尾 水管压力脉动、接力器行程和功率变化过程。 并选择各负荷工况下的调速器的最优调节参数。 六、水轮发电机组甩负荷试验 (一)甩负荷试验应具备的条件 (1)将调速器的参数选择在空载确定的最佳值。 (2)再次确认或调整好调速器在相应水头下,额 定负荷时的最大开度位臵,在此最大开度下, 按设计调保计算 结果,整定调速器全关时间, 并经总工程师确认。 (3)调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、引 水管压力、机组转速(频率)和接力器行程等 电量和非电的监测仪表。 六、水轮发电机组甩负荷试验 (二)机组甩负荷试验 甩负荷试验应在额定负荷的25%、 50%、75%和100%下分别进行,并记录 有关数据。 当电站受运行水头和电力系统条件限 制时,若机组不可能带额定负荷下甩额定 负荷,则可按当时条件在尽可能大的负荷 下进行甩负荷试验。 六、水轮发电机组甩负荷试验 (三)自动励磁调节器的稳定性和超调量检查 (四)水轮机调速系统调节性能检查 (五)调速器动态品质检查 (六)转桨式水轮机甩负荷后检查 七、水轮发电机组连续带负荷试验 (1)完成以上试验内容经验证合格后,再经总工程师核 准后,按规程规定程序和步骤,将机组并入电力系统, 带额定负荷连续试运行。连续试运行时间,对新投产 机组为72h;对大修机组为24h。若由于水库没有达到 设计水位等外部特殊原因使机组不能达到额定出力, 可根据具体情况确定机组应带最大负荷值。 (2)根据正式运行值班制度,全面正常值班工作并记录 运行有关参数。 (3)在连续运行后,由于机组及附属设备的制造和安装 质量原因引起运行中断,经检查处理合格后重新开始 连续试运行,中断前后的运行时间不得累加计算。 七、水轮发电机组连续带负荷试验 (4)连续试运行后,应停机检查并将蜗壳钢管的水 排空,检查机组流道部分及水工建筑物排水系统 情况,消除并处理连续试运行中所发现的所有缺 陷。 (5)连续试运行后,应及时消除水力机械和电气设 备的所有已发现的缺陷。 (6)新投产机组72h试运行,并经停机处理好发现 的所有缺陷后,即可开始为期一年的试生产。试 生产由电站建设单位委托生产单位进行。生产期 满后,方可办正式移交。 八、其它试验 低油压关闭导叶试验; 事故配压阀关闭导叶试验; 动水关闭工作闸门或关闭主阀的试验; 调相运行试验…… 第三节 水轮发电机组的正常运行 机组正常运行基本操作程序: 一、机组启动 二、并列 三、增(减)负荷 四、运行监视 五、解列顶转子操作 六、停机 第三节 水轮发电机组的正常运行 发电机启动前可能处于的三种状态: (1)检修状态 (2)冷备用状态 (3)热备用状态 一、机组起动 (一)冷备用机组起动前的检查与操作 1、调速器检查 2、油压装置检查 3、制动系统检查 4、顶转子操作 5、主阀操作 6、冷却、润滑水供水操作 (二)机组起动应具备条件 (1)水轮机主阀在全开位置,主阀开启位置指示灯亮。 (2)导水机构全关,开限指示指零。 (3)机组无事故,事故继电器未动作。 (4)制动闸已复归,复归指示灯亮。 (5)冷却、润滑水已投入流量,水压正常。 (6)制动系统气压正常(0.4~0.7Mpa)。 (7)开机准备工作就绪,指示灯亮。 (8)发电机回路断路器在断开位置。 (9)发电机励磁的灭磁开关MK在断开位置,励磁电压 调整在零位。 (10)继电保护和自动控制回路确认已验收合格。 (11)电气液压调速器的平衡表指示正确。 (三)机组起动操作 1、自动开机操作 2、手动起动 二、机组并列 (一)发电机同期方式 1)准同期。是指先建立发电机电压,然后与系 统同步。调励磁和周波,待满足并列条件后, 合上同期开关,投入发电机的主断路器与系统 并列。 2)自同期。当发电机转速接近额定转速时(相 差±2%),在不加励磁的情况下先合发电机的 主断路器,然后再合上励磁开关MK加励磁的并 网方式。 二、机组并列 准同期并列必须满足的条件: 1)待并发电机的电压与电网(系统)电压相等,其偏差 不大于额定电压的±5%。 2)待并发电机的频率与电网频率相等,其频率偏差不大 于±0.25Hz。 3)待并发电机与电网相位相同,其偏差在±10°相位角 以内。 4)待并发电机与电网相序相同。 二、机组并列 操作方法有手动、半自动、自动三种 手动准同期操作步骤: 1)合上待并发电机的隔离开关。 2)操作调速器的开度限制机构,使待并发电机的 频率与系统频率近似相等,其偏差在允许范围内。 3)合上励磁开关MK,发电机励磁。。 4)调整待并发电机的励磁电流,使电压与系统电 压近似相等,其偏差在允许范围内。 5)投入整步表(同期表),当整步表指针由“慢 ”向“快”方向旋转,平稳接近红线时,操作同期合闸 开关,迅速投入发电机的主断路器与电网并列。 半自动准同期:运行人员调整发电机电压和 频率与电网相等时,投入自动并网仪,当满 足并网条件时,自动并网仪动作,发电机自 动并入电网. 三、水轮发电机的增(减)负荷操作 当水轮发电机组并入电网带负荷后,调整有功功率和无功功率到 额定值。 (1)操作开度限制机构,使红针到比预定的与水头相适应的额定出力 略大的限制开度。 (2)增加有功功率。操作调速器的转速调整机构黑针,使其增大指示 ,使导水机构实际开度增大,调整机组有功功率到额定值。 (3)增加无功功率。用增加励磁的方法调整无功功率到额定值,并监 视励磁电流不允许超限。 减少有功功率与无功功率的操作与上述相反,机组在运行中可根 据电网调度,用上述相同的方法进行功率调整。 四.发电机转调相和调相转发电操作 发电机改作调相机运行,实质是作为一台空载的同步电动机 倂在电网上运行。又叫同步补偿机。不需要外部的水能,只需要 调整励磁电流发无功,就可以向电网输送无功电能。 (一)发电机转调相操作及动作过程 (二)调相转发电操作及动作过程 (三)调相停机 (四)停机调相 五、正常运行中监视检查及动作过程 (一)发电机温度监视 发电机绕组温度最好一般控制在60~ 80℃,最高温度不得超过105℃。定时 1、发电机定子绕组与铁心温度监视 切换测温装臵,并抄表。特别注意在 2、发电机风温监视 为避免发电机结露,最低进风温度不 同一环境温度下,同一负荷条件下, 发电机在额定转速和额定出力不变的条件下,电压 (二)发电机电压、电流和功率因数监视 低于5℃。为防止发电机过热,最高 发电机温度的反常变化情况。 变动范围允许在额定电压的±5%范围内运行,最 进风温度应低于40℃,一般在20~ 1、电压监视 高不大于额定电压的110%。但此时励磁电流不得超 30℃较为合适。 发电机定子电流应不超出额定值,三相不平衡电流 过额定值。最低电压应根据系统稳定运行的要求确 2、电流监视 不应超过电流的20%,并任意相电流不应超过额定 定,一般应不低于额定电压的90%,此时定子电流 3、功率因数cosψ监视 值。并遵守表4-3允许短时过负荷的规定。 不超过额定值。 (三)机组轴承的监视 发电机的功率因素cosψ额定值0.8,一般不超过0.95情况下可正常运行。 1、温度监视 运行中轴承通常60℃以下,信号(故障)温度 若配有自动励磁装臵的发电机,必要时可在功率因数等于1(cosψ=1) 一般为60℃,事故温度为70℃,作用于停机, 2、油质油面的监视 条件下运行,但不允许进相运行。当功率因数低于0.8时,监视定子电 油温一般不得高于55℃。 流和励磁电流不超过额定值。发无功功率的多少,由励磁电流不超过 (1)油质监视。 允许值决定。并考虑发电机的稳定运行。 (2)油位监视。 (四)机组振动与声响监视 机组在运行中发生的振动与摆度,可用传感器监视,或定 期用百分表测量。运行中若发现机组异常振动,可先试行调整 水轮机开度,避开可能的汽蚀振动区,机组内部有金属磨擦和 撞击声,应立即停机进行检查,查明原因,进行排除。 (五)水轮机运行监视 1、主轴密封监视 要求密封不过热,漏水量小。 2、导水机构监视 剪断销无剪断,连杆、拐臂间无杂物,导叶套筒处不漏水 ,顶盖排水畅通,水轮机室无大量积水,接力器动作正常。 (六)冷却及润滑水水压水量的监视 冷却水水压指示正常,水流畅通,示流器指 示正常。 (七)励磁机和永磁机监视 1)励磁机炭刷及整流子无火花。 2)集电环上无黑色炭粉。 3)励磁机、永磁机运转声音无异常。 4)如果是可控硅励磁,应检查励磁变压器 无异常响声,无异味。 六、水轮发电机组的解列和停机 (一)解列 (1)由值长发出停机令。 (2)用转速调整机构调实际开度黑针到空载开度。 (3)调节发电机的励磁,卸去全部无功功率。 (4)把开度限制机构指针红针打到空载开度。 (5)断开发电机出口的主断路器,使水轮发电机组与电网解列 。并跳开励磁开关MK。 (二)正常停机 (1)操作励磁调节手柄,将发电机电压减至零。 (2)确认跳开励磁开关MK。 (3)操作开度限制机构,实际开度黑针到零位,导水叶全关。 (4)机组转速逐步降低,当降低到额定转速35%左右,自动或 手动投入制动闸,至机组停止运行。 (5)投入调速器接力器锁定。 (6)关闭调速器的供油总阀。 (7)复归制动闸,指示灯亮,并去现场检查制动闸是否全部落 下。 (8)关闭机组冷却水总供水阀。 (9)全面检查机组情况。 (10)若较长时间停机,或导水叶漏水严重,可在当班值长同 意下,将水轮机机导叶前的主阀关闭。 (三)事故停机 发电机在运行中发生以下故障时,机组自 动进行事故停机: (1)发电机电气事故,发电机保护动作。 (2)机组事故(如轴承油温高达75 °C, 调速器油压事故性降低等)。 发生这些故障时,相应的保护动作,自动跳开 主断路器、灭磁开关,机组做事故停机。 (四)紧急事故停机 发电机在运行中发生以下故障时,机组 自动进行紧急事故停机: (1)机组过速达到140%额定转速。 (2)在机组事故过程中剪断销剪断。 机组紧急事故停机时,除开自动跳开主断路 器、灭磁开关,机组做事故停机同时,发出 紧急事故信号,还要关闭机组主阀。 (五)手动紧急停机 发电机在运行中发生以下情况时,运行 人员应立即关闭导叶,降低励磁,将发电 机与系统解列,进行手动紧急停机: (1)机组发生强烈的振动和严重的异响。 (2)发电机引出线电缆爆炸或接头发热冒烟。 (3)水轮机发生严重漏水,压力水管破裂, 危及机组安全。 (4)发电机定子、转子冒烟着火。 (5)发生人身事故或自然灾害。 第四节 水轮发电机组运行故障与事故处理 一、发电机运行故障及事故处理 (一)发电机过负荷 现象:定子电流超过额定值。 处理:应先检查有功功率和无功功率及电压,注 意电流超过允许值所经历的时间,一般先采取降 低励磁电流的办法,在不使电压过低和无功过小 的情况下,尽可能地减少定子电流。若此法不奏 效,则再降低发电机的有功,在告知电网调度的 情况下,或切除一部分负荷,使定子电流降低到 允许值。 一、发电机运行故障及事故处理 (二)发电机振荡 现象: (1)定子电流表指针剧烈摆动,并超过正常允许 值。 (2)定子电压表指针剧烈振荡,电压往往会下降。 (3)有功功率表指针在全盘范围内摆动。 (4)转子励磁电流表在正常值附近摆动。 (5)频率和发电机转速忽上忽下,发电机发出呜 呜叫声。 一、发电机运行故障及事故处理 (二)发电机振荡 处理: (1)立即报告值长,并汇报电网调度员。 (2)对无自动调整励磁装臵的发电机,在励磁电 流不超过额定值的条件下,应尽快手动增加励磁 电流,使机组进入同期。 (3)对投入自动励磁装臵的发电机,监视励磁电 流的变化,并应减小水轮机开度,减少发电机的 有功负荷,使机组恢复同期。 (4)在采用上述措施仍不能恢复时,立即报告电 网调度员,将机组迅速解列。 一、发电机运行故障及事故处理 (三)发电机非同期并列 现象:出现定子电流突然升高,发电机电压大量 降低,发电机内发出吼叫声,定子电流表剧烈摆 动后慢慢恢复正常,发电机强励动作,光字牌亮, 信号继电器掉牌等。 处理: 运行人员应在值长同意下,立即跳开发电 机出口的断路器,迅速停机。然后用2500V摇表 测定定子绝缘,并检查发电机定子上、下端部有 无变形。经检查确定发电机未受损伤后,方可再 开机并网运行。 一、发电机运行故障及事故处理 (四)发电机失去励磁 现象:励磁电流表指针指零位,有功功率表指示 低于正常值,定子电流表指示升高,功率因数表 进相(cosψ>1),无功表偏负,发电机从电力 系统吸取无功功率。 处理:应先检查励磁开关是否跳闸,如果没有跳 闸,应在调节励磁无效的情况下,将发电机解列, 以免故障扩大。停机后,会同电试专责人员对励 磁回路进行全面测试检查,并由专责人员处理好。 一、发电机运行故障及事故处理 (五)发电机差动保护动作 现象:差动保护动作信号继电器掉牌,事故喇叭 响,“发电机事故”光字牌亮,差动继电器掉牌, 机组自动跳出口开关解列、停机。 处理: 首先对发电机重点进行检查 然后对保护区内的设备进行详细检查 检查差动保护的整定值是否正确,或者是否保护 误动情况。 一、发电机运行故障及事故处理 (六)发电机着火 现象:发电机出风口处冒出明显的烟气与火星, 或有绝缘烧焦的气味。 一、发电机运行故障及事故处理 (六)发电机着火 处理: (1)水机值班人员应立即用开度限制减少有功至零 值并操作紧停按钮,将发电机组与系统解列灭磁。 (2)确认发电机灭磁开关MK跳闸,已灭磁失压,再 迅速打开发电机消火水管,值班人员按“安规”, 用四氯化碳和1211等灭火器灭火。禁止用泡沫灭火 机和砂子灭火。 (3)待灭火降温后根据事故发生的现象和部位仔细 检查,必要时由检修专责人员应解体检查,查明原 因,分别加以处理。 一、发电机运行故障及事故处理 (七)发电机油断路器跳闸 现象:断路器跳闸指示绿灯亮红灯灭,或有音响信 号;发电机有功、无功功率表指零。 原因: (1)发电机内部故障,如定子绕组短路,差动保护等主保 护装臵动作。 (2)发电机外部故障,线路或母线短路,线路雷击等引起 短路的过电流,引起发电机后备保护延时动作跳闸。 (3)水力机械事故。如:水轮机轴瓦温度达事故温度等。 (4)继电保护本身缺陷误动作。 (5)运行人员误操作误动引起跳闸。 一、发电机运行故障及事故处理 (七)发电机油断路器跳闸 处理:检查灭磁开关是否跳开。如没有跳开,应立 即将其断开,磁场变阻器放到最大位臵;查明跳闸 原因,报告技术主管,根据实际情况分别进行处理。 一、发电机运行故障及事故处理 (八)发电机其它故障和事故 发电机定子温度升高 发电机振动增大 发电机定子回路单相接地故障 …… 二、水轮机运行故障及事故处理 (一)水轮机气蚀和振动 现象:水轮机在运行中发生气蚀时,尾水管噪声 增大,机组振动,摆度加大。 原因:水轮机在不稳定区间运行引起。 措施:运行人员应调整导水叶开度,避开水轮机 不稳定振动区运行。 二、水轮机运行故障及事故处理 (二)水轮机出力不足 现象: 水轮机出力达不到在该设计运行水头下相应 的保证功率。 原因: (1)通水流道堵塞。 (2)低水头轴流式水轮机,因尾水管补气不当,或 尾水管淹没深度不够,使尾水真空破坏,引起水轮机出 力不足。 (3)止漏环间隙过小或其他原因,使转轮与固定部 件擦亮。 二、水轮机运行故障及事故处理 (三)机组过速 原因: 机组甩负荷,调速器失灵;或者关闭时间整定值 过大,使机组转速大于过速继电器整定值(一般 为额定转速的140%),机组紧急停机,同时, 主阀自动关闭。 注意事项:当调速器失灵引起机组过速,又遇到 保护自动控制回路故障时,机组不自动停机,运 行人员应迅速按紧急停机按钮或手动操作调速器 的紧急停机阀,使导水机构关闭。若无效,应迅 速关闭主阀。 二、水轮机运行故障及事故处理 (四)剪断销剪断 原因: 导水机构在动作过程中,个别导叶被异物卡住或 其他原因使导叶不能转动时,该导叶的剪断销被 剪断,其他导叶依然转动,以此保护导水轮机构 安全。 现象: 1)剪断销信号装臵发信号,水力机械故障信号 光字牌亮。 2)主副导叶臂分离或拐臂与连杆分离。 3)因水力不平衡使机组振动,摆度、噪音增大。 二、水轮机运行故障及事故处理 (四)剪断销剪断 防范措施: 1)提高上游进口拦污栅质量,并保持完好 率,防止过大漂浮物进入引水室后进入导叶。 2)提高导水机构质量,导叶应灵活,无别 劲。 3)采用尼龙轴承时应先浸水,后加工,防 止因间隙过小。尼龙套浸水膨胀后抱死轴颈,使 导叶转动不灵活。 二、水轮机运行故障及事故处理 (四)剪断销剪断 处理方法: 1)立即通知有关检修专责人员。将调速器 切到手动位臵,调整导叶开度(负荷)以适应修 理需要,便于在不停机条件下更换剪断销,并查 明原因,对个别导叶卡住异物时需要作特别处理。 2)若在运行中无法处理,应及早停机,关 闭主阀后,再更换导叶剪断销。 二、水轮机运行故障及事故处理 (五)主轴密封不好严重漏水 1、石棉盘根密封 这种密封方式的漏水原因,一般为盘根压紧 量不够。处理方法是均匀、对称地适当调整压环 压紧螺栓的紧度,减少漏水量。若盘根严重磨损 或盘根破损,则必需对盘根进行更换。 2、液压端面密封 该密封的工作原理是依靠水压(0.05~ 0.1Mpa)使橡胶U形密封环端面紧贴转环进行密 封。 二、水轮机运行故障及事故处理 (五)主轴密封不好严重漏水 密封失效原因: (1)U形密封环起始位臵不到位,使密封端面与转环间隙 过大,超过标准,以致使注入的压力水通过U形密封环的 润滑水孔,在此间隙中泄漏,不能使密封紧贴转环,致 使密封不到位,引起漏水严重。 (2)密封配合间隙不当使密封卡死。密封在水压力作用下, 压力水向密封内外圆柱配合面渗透,外圆柱面承压面积 大于内圆柱面,所以密封有一个抱紧力。安装时要求内 圈与密封座的间隙大于外圈间隙,若配合间隙不当,或U 形密封环的刚度太差,在渗透水压的作用使U形密封卡死, 而造成严重漏水。 (3)U形密封或转环过度磨损而使密封失效。 二、水轮机运行故障及事故处理 (六)水轮机抬机事故 现象及原因: 水轮机在甩负荷时,尾水管出现过度真空, 形成尾水反击或水轮机进入水泵工况,会产生上 升力。当向上作用力大于机组转动部分重量时, 其多出的外力使机组上抬,这种现象称抬机。 抬机在低水头的有长尾水管的轴流式水轮机 中较为容易出现。 后果:抬机严重时会导致转轮叶片的断裂,顶盖 损坏,推力轴承损坏,风扇断裂而引起发电机 烧损的重大恶性事故。 二、水轮机运行故障及事故处理 (六)水轮机抬机事故 防护措施: 1)经过调节保证计算,在甩负荷后,机组 转速升高率β不超过规定值的条件下,可适当延 长导水叶关闭时间,或采用导水叶分段关闭措施。 2)装真空破坏阀。要求容量足够,动作正 确、灵活。机组甩负荷时在尾水管出现真空时, 补入大量空气,利用空气弹性可减轻尾水反击力 和上抬力。 二、水轮机运行故障及事故处理 (七)水导轴承润滑水中断事故 示流器动作、事故停机、事故音响喇叭叫、 事故信号光字牌亮、运行值班人员立即通知专责 人员迅速检查示流讯号器并检查水压,并检查是 否烧瓦并及时处理好。 三、机组轴承故障及事故处理 (一)轴承油位 1)轴承油位过低 轴承油位过低使轴承润滑油不足,引起轴承过热, 甚至烧瓦。通常在轴承上装有低油位浮子继电器保护。 当油位过低时,继电器动作,“水力机械故障”光字 牌亮,警铃响,应通知油务专责人员加油。 2、轴承油位过高 油位过高将引起轴承甩油,会污染环境和发电机 绕组,使其绝缘恶化。运行机组油位过高的主要原因 是冷却器漏水,使水流入轴承油中,漏水使汽轮机油 乳化,呈乳白色。经值长现场确认后,申请停机检查, 先化验油中含水情况,并通知检修专责人员来现场修 理冷却器。 三、机组轴承故障及事故处理 (三)轴承温度不正常升高 轴承温度在较短时间内上升过快,但其值还未超 过警界温度,此时应首先检查油位、油色和冷却水 的水压与流量有无异常,作好记录。及时报告值长。 轴承温度不正常上升,往往是烧瓦的先兆,运行人 员应予特别注意,查明原因,研究是否停机检查。 三、机组轴承故障及事故处理 (四)轴承故障温度 轴瓦达到故障温度(60℃)时,信号继电 器动作,“水力机械故障”光字牌亮,警铃响。 运行人员应立即检查轴承冷却系统工作情 况,水压和流量是否正常。为维持运行,可临时 采取大冷却水量和提高水压的方法。若温度继续 升高,应立即申请停机,查明原因进行处理。 三、机组轴承故障及事故处理 (五)轴承事故温度 轴瓦温度达70℃,事故继电器动作,“水 力机械事故”光字牌亮,警笛响。调速器自动关 闭,机组紧急自动停机。 运行人员监视自动停机过程,若自动系统 失灵或未投入,则采用手动停机操作,并作好记 录,立即向上报告,并会同检修专责人员分析, 作出正确结论,查出事故原因,并检修处理好。