混流式水轮机组（精选九篇）
混流式水轮机组 篇1
随着低碳环保时代的到来,低能耗的发电厂将会有更大的发展前途,在这其中尤以核电厂与以生产再生能源形式的企业为主。目前,被称为零碳发电厂的水电能源占世界电能的19%[1],在很大程度上解决了能源短缺问题。一般情况下,一个典型的水力发电系统由水库、引水管道、调压室、水轮机、调速器、发电机和电网组成。该系统是一个集水力,机械能与电能相交织在一起的复杂的动态系统。由于工作的状态不同,系统内部参数也会随着外部环境变化而变化[2]。也正是因为这种特性给设计性能更好的调速系统带来了很大的困难。正如很多水电行业的专家所说的那样:水电站中关键的设备之一就是调速器[3]。最近十几年水轮机调速器控制方法已经有很多种探讨,总的来说可以分为两类。一类就是比例、积分、微分型(PID)调速系统,另一类就是有状态反馈或者称为智能型调速系统(IC)。经典PID调速系统着重于系统输出量,根据当前时刻的误差量(P)、误差累积量(I)以及误差的变化速率(D)来调整控制输入量。该方法必然丢失了该系统内部信息,现代控制理论不仅利用输出量信息,而且把系统内部状态作为参考从而更好的达到对输出量理想的控制效果。随着智能控制理论的发展,比如预测控制、智能控制、鲁棒控制等[1,2,3]。这些控制技术正渐渐的应用在水轮机调速系统中去。
滑模控制(SMC)是一种变结构控制(SVC) [4]。是一种利用切换频率很快的开关控制策略来对动态的非线性系统完成非线性反馈控制方法。目前,在大多水轮机调速系统采用传统的PID控制结构,其依赖于精确数学模型,但是水轮发电机组是一种非线性、时变、高阶系统,针对此人们提出了多种新的控制策略[5],但是这些控制策略的算法较为复杂,不易于工程应用,本文在已有研究成果的基础上,将模糊控制和滑模控制相结合,在两种不同的工况下,通过与常规PID控制方法的仿真结果的比较,表明该方法对干扰和参数变化具有更好动态性能和鲁棒性。
1 水轮机调节系统数学模型
图1示出某一水轮机组系统单机带孤立负荷时的框图,该系统主要由电液随动系统(框图中蓝色部分)、引水系统、水轮机系统(框图中品红色部分)、发电机、电网(框图中红色部分)等组成。在小波动情况下可用线性模型来分析其结构。图中u为控制输入信号,h为水头相对偏差值, x为转速相对偏差值,y为接力器行程相对偏差值,q为流量相对偏差值,mt为水轮机主动力矩相对偏差值,mg0为负载扰动,Ty为接力器时间常数,Ta为发电机转动惯量时间常数,Tw为水击时间常数, eg为发电机负载自调节系数,s为拉普拉斯算子,其他水轮机传递函数因子为:
(1) 电液随动系统传递函数:
(2) 水轮机及引水系统函数:
h(s)=-Tws*q(s) (3)
(3) 发电机与及电网传递函数[6]:
选x, mt,y分别为状态变量x1, x2, x3,另外增加一个附加变量x4[7],且x4定义如下:
则由以上可知系统状态方程为:
写成矩阵方程:
Y=CTX (12)
其中:
2 滑模控制器设计
一般而言,滑模控制两部分组成:开关控制和等效控制[8]。其中开关控制可使系统状态量向一个特定面滑动,等效控制则保证系统状态量始终在该滑模面上运动,并且最终渐进稳定。定义控制量u如下:
u=ueq+usw (13)
其中usw为开关控制,ueq为等效控制。
首先定义一个滑模面s,如下式所示:
S=cTX=c1x1+c2x2+c2x2+c4x4 (14)
当系统状态滑向滑模面时,只有等效控制ueq作用, 让S对时间t的导数为零,可得:
联合(11)式得:
ueq=-(cTB)-1cTAx (16)
为了满足(13)式,定义Lyapunov函数为:
则:
令cTBusw=-kS-ηsgn(S),这里k和η是正常数,sgn(·)是符号函数,则:
usw=-(cTB)-1[kS+ηsgn(S)] (18)
则控制量u为:
u=ueq+usw=-(cTB)-1[cTAX+kS+ηsgn(S)] (19)
故只要使
由Ackermann公式[4]:
eT=eTP(A) (20)
eT=[0,0,0,1][B,AB,AB2,AB3]-1 (21)
P(λ)=(λ-λ1)(λ-λ2)(λ-λ3)(λ-λ4) (22)
由于n=4,λ1=-1,λ2=-2,λ3=-3,λ4=-4
从而可计算出cT,滑模控制器设计完毕。
3 模糊控制接口系统设计
由文献[4] 知模糊滑模控制能够消除或减弱常规滑模控制器中因k固定时引起的“抖振”问题。由滑模存在条件为:
设计如下模糊系统:选
其中PB,PM,ZO,NM,NB分别表示负大、负中、零、正中、正大。
模糊输入,输出隶属函数如图2、3所示。
由模糊控制系统整定后的k定义为:
k=k0+2Δk (24)
因k为正常数,Δk的论域为[-0.6 0.6],故k0≥1.2。
4 仿真分析
针对某一水电站的水轮机调速系统参数在单机带负荷的情况下,应用MATLAB仿真。其参数如表1所示。
Tw=1.10, Ta=6.65, Ty=0.5
为了节省仿真算法时间, 取η=0.2,常规PID参数取Kp=4.03,Ki=1.22,Kd=2.66[2]在负载扰动为10%的情况,图4为工况一下的转速变化相对值响应曲线;图5为工况二下的转速变化相对值响应曲线。从图4和图5的响应曲线可以看出,基于模糊滑膜控制的响应曲线比常规PID控制的响应曲线快,超调量小,调节时间明显缩短,响应波动幅度也相应减小。可见基于本文的控制策略在水轮发电机组的应用比常规PID控制器具有更好的动态性能和鲁棒性。
5 结束语
本文提出了一种基于滑模控制的水轮机调速方法,并利用模糊控制系统对滑模控制引起的“抖振”问题进行了探讨。通过对某一水电站水轮机在两种不同工况时的数据进行MATLAB 仿真,结果表明该方法在水轮机调速控制方面的可行性,且具有鲁棒性。
摘要：针对水轮机常规PID调速器不能有效利用调节系统内部信息的缺点,在分析水轮机调节系统数学物理模型的基础上,采用基于模糊规则的滑动模态控制器,并对某一水电站的混流式水轮机组调速模型进行MATALB仿真。证明了模糊滑模控制方法在此种水轮机调速控制方面的可行性以及良好的鲁棒性。
关键词：PID控制,水轮机调速器,滑模控制,混流式水轮机组
参考文献
[1]H.Q.Fang,L.Chen,N.Dlakavu,and Z.Y.Shen Basic Modeling and Simulation Tool for Analysis of Hydraulic Transients in Hydroelectric Power Plants[J].IEEE Transactionns on Energy Conversion,2008,23(3):834-841.
[2]沈祖诒.水轮机调节[M].北京:中国水利水电出版社,2001.
[3]Jones D,Mansoor S.Predicttive feedforward control for a Hydroelectric Plant[J].IEEE Transactionns on Control Systems Technology,2004,12(6),956-965.
[4]刘金琨.滑模变结构MATLAB仿真[M].北京:清华大学出版社,2005.
[5]王建伟,段爱霞,侯树文.基于遗传算法的水轮发电机组模糊PID控制研究[J].水力发电,2007,33(7):60-62.
[6]魏守平.现代水轮机调节技术[M].武汉:华中科技大学出版社,2002.
[7]W.Tan and Z Xu Robust analysis and design of load frenquence controller for power systems[J].Electric Power Systems Research,2009,79(5):846-853.
混流式水轮机组 篇2
【关键词】灯泡贯流式水轮发电机组；水力振动；成因；影响；分析
水力资源作为一种可再生能源，得到了很大的开发利用，而水轮机是水力资源开发的主要设备，是通过水能冲击水轮发电机组旋转切割磁场产生电量，从而实现水能转化成电能。由此可知，水轮发电机组运行的好坏将关系着水力发电企业的经济效益、安全风险程度及机组的使用寿命等。在实际运行中，水力振动对水轮发电机组损害较大，如损坏机组重要部件，缩短机组检修周期，增加维护工作量等，而灯泡贯流式水轮发电机组因其结构特点，运行中受到的水力振动较其他形式的机组更为突出。本文就灯泡贯流式水轮发电机组水力振动的成因、危害进行简单的分析，提出几点建议，供同行们参考。
一、灯泡贯流式水轮发电机组水力振动成因分析
水力振动对灯泡贯流式水轮发电机组的危害很大，究其原因，主要是由以下原因引起的。
1、水力不平衡
水力不平衡是形成水力振动的主要原因之一，由于水轮机转轮偏心、桨叶开度不均匀、导叶开度不一致、型线变坏等，都会导致水流流入转轮时轴向存在不对称现象而引发了径向力，使水力不平衡。
此外，灯泡贯流式水轮发电机组卧式布置，导致转轮上、下叶片之间必然形成了一定的静水压差，物理学研究表明，该压差与转轮直径之间有着必然的关联，压差随着直径的变大而变大，对进入转轮水流的水力平衡也构成直接的影响，从而导致转轮及大轴的摆动。
2、祸带振动
由物理学的速度三角形可知，在工况最优的状态下，由转轮流出的水流大致沿着轴向，实际上，很多时候机组并在最优设计工况下运行。实践经验表明，当机组负荷比最优工况大时，水流就具有与转轮旋转方向相反的旋转分量；反之，当机组负荷比最优工况小时，就具有与旋转方向同向的旋转分量。这样，在尾水管中心附近就产生具有某个边界层的旋转涡带。涡带中心压力较低，在尾水位低时，其中心部分压力更低，形成汽蚀，这就是通常所说的“空腔汽蚀”。
实践中发现，在出现空腔汽蚀时由于水流的带动，尾水管进口处产生的涡流被进一步延伸拉长，形成螺旋状的真空带，一边自转一边向四周摆动，使尾水管中产生压力脉动，导致管壁发生汽蝕及异响。压力脉动的频率和幅值是随机组工况的变化而变化的，假若与过水系统水压脉动频率共振时，就造成水轮机整个过流系统的强烈水压脉动，即尾水管、管型座和电站水工建筑物等的振动，其危害是相当大的。
3、狭缝射流
灯泡贯流式水轮机在工作中，由于转轮叶片的工作面和背面存在着一定的压力差，在桨叶外缘和转轮室间的狭窄缝隙会形成了一股射流，其速度很高而压力非常低。在转轮旋转过程中，转轮室壁的某一部分在叶片达到的瞬间处于低压，而在轮叶离去后又处于高压，如此循环，形成了对转轮室壁的周期性压力脉动，导致疲劳破坏。
4、卡门涡列引起的振动
当水流流经非流线型障碍物时，在其后面尾流中分裂一系列变态旋涡，即所谓卡门涡列，交替地作顺时针或反时针方向旋转，在其不断形成与消失过程中，会在垂直于主流方向引起交变的振动力。水轮机在运行中也经常出现卡门涡列，涡列产生的振动力会导致转轮叶片的振动，当卡门涡列的频率与叶片固有频率接近时，叶片振动应力急剧增大，有时发出响声，甚至使叶片根部断裂。采用改变卡门涡列频率或叶片固有频率的办法，可以减轻卡门涡列振动，如将叶片出水边削薄或改型，有可能使正背两面构成的交流旋涡抵消或削弱；同时提高了卡门涡列的振动频率，使其远离叶片自振频率，避免共振，但是叶片削薄改型部分不宜太长，否则会影响翼型的特性，降低效率；尾端圆角应满足强度的要求，不应太小。
5、协联关系不正确引起的振动
灯泡贯流式水轮发电机组一般采用水轮机的导叶和桨叶同时参与调节的双重调节方式，这样可以保证机组始终运行在高效率区内，使机组能在更宽水头范围内高效率运行。根据运行经验，当贯流式水轮机导叶、桨叶协联关系不正确时，一方面机组出力受限；另一方面，转轮叶片不再具有无撞击进口，水流对叶片产生冲击，在转轮转动过程中，由于桨叶冲角不断变化，作用在叶片上的力及生产的叶片扭矩也相应变化，这就使机组产生了径向的振动。所以，在实际运行中，应根据厂家提供的协联关系曲线，在机组投产后做协联关系曲线试验，绘制实际运行的最优协联关系曲线，作为水轮机调速器协联调节的依据，确保机组能在最优协联工况下运行。
除上述原因外，当水轮机汽蚀严重时，也会产生机械振动和噪音，特别是在低水头或低负荷时，转轮叶片冲角变化较大，使叶片产生强烈的脱流旋涡，一方面恶化汽蚀现象，另一方面引起转动部分和尾水管的振动，这种振动频率没有一定规律，被称为由汽蚀引起的振动。另外，在停机或甩负荷导叶快关时的反水锤，也会引起机组振动。
二、建议
综合水力振动产生原因及实际运行经验，灯泡贯流式水轮发电机组运行应注意以下几方面：
1、贯流式机组尽量避免做动态控制
根据灯泡贯流式水轮发电机组运行的实际经验，机组在静态工况运行时，即水力流态正常且机组负荷稳定时，机组性能好，效率高；机组在动态工况运行时，即水力流态不稳定或机组作动态负荷调节时，机组稳定性相对较差，水力振动明显。随着机组设备在实践中出现的诸多问题，国家电力监管部门在2006年11月3日电监会颁发了《电网运行规则（试行）》22号令，取消了贯流式机组应具备AGC功能的强制性要求。因此，灯泡贯流式水轮发电机组不适宜做持续的负荷调节，运行时应尽量避免机组较长时间参与系统的动态控制或频繁调节负荷。
2、贯流式机组应在协联工况下运行，并尽量避开运行振动区
由于水力振动及机组本身固有的振动不可避免的存在，在确保机组在协联工况运行的同时，还应尽量躲避机组运行振动区。有条件的水力发电企业还可以通过安装机组振动在线监测系统帮助收集机组运行的振动情况参数，以便进行分析，运行人员应根据机组运行的特点尽量避免机组在振动区运行，确保机组安全稳定，提高机组效率及寿命。
3、机组检修时，应特别注意检查机组容易受到水力振动损害的部位
混流式水轮机组 篇3
关键词：立式混流式机组,结构特点,安装工艺,三里坪水电站
1 工程概况
三里坪水电站位于湖北省房县, 是南河流域干流梯级开发中的骨干工程, 大坝正常蓄水位416.0 m, 机组额定水头87 m。地下电站厂房装有2台立轴混流式水轮发电机组, 单机出力为40 MW, 总装机容量为80 MW。
2 机组结构特点
机组采用立轴垂直布置, 水轮机和发电机各自有一个主轴, 水轮机大轴下端法兰与转轮连接, 发电机大轴与转子支架是焊接在一起从厂家整体到货, 两个主轴之间通过10颗联轴螺栓 (其中有5颗螺栓是销钉螺栓) 将两个法兰盘连接在一起。转动部分由3套导轴承支撑。水轮发电机组的支撑通过推力头将整个转动部分的重量悬吊于8块推力瓦上, 推力瓦落在上机架上, 与上机架连接的定子机座主要承受整个机组的重量、水推力、水压、发电机扭矩、热变形产生的应力, 并将这些负荷传递至混凝土基础。发电机层上盖板设有两个进人孔, 用于安装维护运行人员进入发电机部分。水轮机部分的埋件基坑里衬设有一个进人门, 便于安装维护运行人员进入水机室检修水轮机导水机构、接力器、顶盖、主轴密封等部件。
3 机组主要设备安装工艺
立式混流式机组安装最大的难点是水轮机的底环、顶盖及导水机构和发电机的上、下机架在正式安装前要进行预装, 为了和基础埋件进行配钻后钻铰销钉孔, 增加了施工工作量, 由于机组尺寸大, 部件分块多, 安装难度大, 直线工期长, 安装占用场地面积大, 机组安装有效工期短特点, 必须合理处理好设备的吊装先后顺序和拆除后的摆放位置, 以免影响安装进度。
3.1 尾水管安装
三里坪水电站尾水管全长10 330.5 mm, 总重19.27 t, 其中尾水肘管共分3段, 在现场吊装就位至土建浇筑的基础桩子上后进行拼装焊接, 然后通过预先埋设的千斤顶和拉锚调整肘管的中心和平面高程。尾水锥管分为2部分进行安装, 锥管下部分和肘管通过焊接连接, 锥管上半部分在工地安装时要与座环进行配割焊接, 锥管高度留有50 mm配割量, 需要注意的是为了以后能够调整座环平面度, 锥管两部分的连接处此时不能进行焊接, 要在连接环缝的外围将厂家提供的贴边焊接在锥管的上部分, 防止在浇筑过程中混凝土顺着缝隙流入。
3.2 座环蜗壳安装
座环是立式混流式机组中最重要的埋设件, 是整个机组各部件的安装基准。考虑到机组座环整体自重达9.5 t, 桥机主钩升降速度可调, 利于安装过程, 施工过程中我们采取3个吊点两处利用5 t葫芦将座环面调平, 然后再吊至锥管上端面。利用座环下的螺旋千斤顶调整好座环面高程后按照设计图纸要求完成蜗壳的挂装和焊接工作。利用与座环蜗壳相连接的拉锚调节座环上法兰面平面度, 使其控制在规范范围内, 最后完成座环蜗壳的加固工作, 具备浇筑混凝土的条件。
3.3 基坑里衬安装及根据土建仓位预埋管道与埋件
基坑里衬是水机室的外壳, 靠上游方向是水机室的进人门, 由施工单位按照设计图纸自行切割, 按照设计图纸在里衬靠安装间方向安装两个接力器基础框架。根据土建仓位浇筑情况埋设机组的油、气、水管道, 直到土建仓位浇筑到发电机层封顶, 水轮发电机组进入吊装定子和机组预装的关键时期。
3.4 定子吊装和导轴承瓦研刮
3.4.1 定子吊装
三里坪水电站的定子组装由厂家在现场安装间进行, 定子在安装间设计工位完成机座组焊、铁芯叠装、铁损试验后, 在安装场下线经各项电气试验合格后移交进行安装。利用上机架将定子调入机坑内部, 然后利用座环为基础引上的高程和底环为基准的中心对定子进行定位, 定位完后浇筑基础混凝土。
3.4.2 导轴承瓦研刮
由于定子由机组厂家进行组装, 在组装期间, 为了合理规划施工进度, 我项目部施工人员可以完成3套轴承瓦的研刮工作, 将轴承瓦对应相应的轴颈进行合瓦, 然后根据上点的情况将高点研刮掉和密点进行打散, 直到达到轴承瓦每平方厘米有1~2点的规范要求, 这样可以保证机组在正常运行过程中, 轴承瓦和轴颈之间可以形成均匀的油膜, 可以降低轴承瓦的温度和机组的摆度。
3.5 转子组装和机组预装
3.5.1 转子组装
由于转子组装在整个机组安装的过程中暂用工期较长, 所以必须在施工过程中穿插进行, 以免影响机组安装进度。转子组装首先是利用150 t主钩配合10 t葫芦完成发电机大轴在安装间的竖立工作, 然后通过用铜皮垫发电机大轴法兰的方式调整好其垂直度。转子自重93.84 t是整个转动部分的最重部件, 因为涉及以后的动平衡试验问题, 所以要对所有转子冲片进行清洗后称重分类码放, 方便以后对称进行叠装。磁轭键分为1个主键和2个副键, 主键和副键要在键槽内进行预装后适当对副键进行切割才能将磁轭键预紧。按照厂家设计要求完成转子磁轭冲片叠装后, 用液压拉伸器将螺母拉紧后, 将螺杆的多余部分切割掉, 由于三里坪的机组磁极间连接母线是靠拉紧螺杆来定位的, 所以在切割过程中要对照图纸完成螺杆的切割, 以免切错。打紧两个副键, 割掉上部多余部分并磨平后安装磁轭键压紧端盖。紧接着安装制动环板, 焊接控制制动板平面度的楔子板的挡块后完成转子磁轭冲片的叠装工作。用厂房桥机150 t主钩 (因为主钩升降速度可调便于控制) 和3 t吊带完成18块磁极翻身和吊装工作, 磁极安装就位后压紧限位螺栓, 用转子测圆架核定转子半径和圆度, 最后是磁极接头连接、阻尼环连接及引线安装, 完成转子的组装工作。
3.5.2 机组预装
在转子组装的同时, 可以进行机组的预装工作。水轮机方面可以以座环为基础完成底环的预装, 钻铰销钉孔, 吊入活动导叶后将顶盖安装就位, 安装导叶套筒, 调整活动导叶立面间隙和端面间隙后, 将顶盖和座环配钻后铰孔定位, 自此水轮机导水机构预装完成。发电机方面预装就是下机架和上机架的高程和中心的调整定位, 以座环的高程为基准调整上、下机架的高程, 以底环中心为基准调整上、下机架的中心, 下机架调整好后与基础板钻铰销钉孔定位。由于上导油盆内部支撑镜板下推力轴承的支撑环通过定位销钉与上机架相连, 要求精度高, 所以上机架的平面度必须用框式水平尺进行测量调整, 具体调整措施通过调整上机架和定子机座之间的调整板厚度配合在它们之间加垫铜皮的相关措施, 将支撑环平面度调整到位后就可以钻铰销钉孔了。最后安装支撑装配和上盖板, 完成机组预装工作。
3.6 水轮机安装
机组预装完成后, 开始进入正式安装阶段, 立式机组从下往上进行安装, 首先是水轮机的安装, 第一步完成底环的安装后, 按厂家编的活动导叶的序号将导叶吊入机坑就位, 在安装间将水轮机大轴和转轮通过12颗螺栓 (其中有5颗为精配螺栓) 相连接, 联轴螺栓经过加热器加热打紧后吊入机坑内部, 紧接着是顶盖和控制环的安装, 然后将导叶套筒、拐臂、连杆、分半键、剪断销等导水机构的附件按图纸安装到位, 最后是调整活动导叶的立面间隙, 立面间隙调整到位后用钢丝绳通过5 t葫芦将导叶捆紧, 再将连杆与控制环通过销钉连接完成导水机构的安装。将接力器吊入机坑与预埋的基础螺栓相连接, 主副接力器的高程、拉伸行程要调整一致, 接力器按照厂家设计要求必须要预留3 mm的压紧行程, 用来消除导水机构各机械部件之间的间隙。
3.7 发电机安装
3.7.1 下机架安装
将下风罩吊入机坑安装就位后, 下机架在机坑外部配好制动环管, 对制动管路进行气密性试验合格后将下机架吊入机坑与预埋基础板通过销钉定位用螺栓连接紧固。下机架就位后按部就班地安装下挡风板, 安装4个制动器, 制动器安装完成后具备吊装转子的初步条件, 吊入转子之前下机架部位的所有重量较大的环形部件必须解体提前吊入机坑。定子清扫测定后进行各项必要的电气试验, 合格后, 完成转子吊装前准备工作。
3.7.2 转子吊装
利用厂房桥机150 t主钩吊起转子 (吊装过程中桥机上安排1名机械技术人员监视主钩抱闸情况, 1名电气技术人员监视桥机电气控制情况以应付突发状况) , 指挥桥机行走到机坑位置, 下落转子到与定子位置1 m左右时, 仔细调整转子位于定子中心, 将转子缓缓吊入机坑, 转子进入机坑快吊入定子中心区域时, 用18支宽度约80 mm厚约10 mm杉木条插入定转子间, 起导向及防撞作用;将转子对正定子中心, 在起重工的指挥下缓缓落下, 转子降到两法兰之间距离约300 mm时, 将水轮机大轴上法兰面清扫干净, 当降到两法兰面之距60 mm时, 调整对准发电机法兰面与水轮机法兰面X、Y轴线, 对称穿上四个定位联轴螺栓, 然后将转子直接落到位, 将剩余的连接螺栓全部穿好, 并按要求将螺栓打紧。拆除起吊工具后用油布将定转子空气间隙盖好, 避免在气隙内落入异物。
3.7.3 上机架安装
利用厂房桥机在安装间吊起上机架平移至机坑转子上方, 利用桥机和手拉葫芦调整机架水平;在起重工的指挥下将上机架缓缓套入转子大轴, 根据预装时的标记把紧机架联结螺栓, 打入定位销钉, 完成上机架的吊装工作。
3.7.4 热套推力头
热套推力头之前将8块推力瓦按照序号吊装入上机架油盆内部, 然后将镜板吊至推力瓦上, 检查镜板平面度。推力头与主轴为过渡配合, 套装冷却后有0~0.08 mm间隙, 套装前需对推力头进行加热, 使孔径膨胀增加间隙0.3~0.5 mm。推力头加热时表面用石棉布进行保温。控制推力头温升在15~20℃/h, 当膨胀量达到要求后, 吊起推力头, 用框式水平仪找平, 然后吊往轴上对准, 根据键的方位套在适当位置上, 当温度降至室温时, 装上卡环。
3.8 机组轴线检查
机组盘车采用机械方法使机组转动, 首先利用测量定转子气隙及水轮机密封环的方法, 将机组置于中心位置;在上导、水导、下导及大轴联接法兰处的轴颈处均匀设置8个点并按机组转动方向逆时针编上1~8号;在X-Y方向的上导位置对称抱上四块导轴瓦, 调整抱瓦间隙至0.02 mm并浇上同牌号透平油;在X-Y方向的上导、下导、水导及大轴联接法兰处分别装上两块百分表;投入高压油顶起装置, 在推力瓦面均匀涂上纯净的猪油或凡士林;解除高压油顶起油压, 将转子落在镜板上, 开始盘车;记录各轴颈处各点的数据, 根据数据计算出机组摆度值, 再根据摆度值确定卡环的削刮量和水轮机与发电机法兰之间铜皮的垫入值;根据计算出的削刮量对卡环进行削刮或对联轴法兰进行加垫;重复这一工艺过程直至各部轴承的摆度满足图纸或设计要求。
3.9 导轴承安装及间隙调整
将上导、下导、水导三套轴承瓦按照图纸设计要求安装到油盆中, 然后根据机组轴线及中心调整的结果, 合理分配各部轴承间隙, 按分配好的瓦隙进行间隙调整。
3.1 0 水轮发电机组附属设备安装
最后完成上、下、水导轴承冷却器及供、排水系统和机组自动化元件等附属设备的安装, 油盆内部注入合格透平油进入启动调试试运行阶段。
4 结语
混流式水轮机组 篇4
关键词：水轮机；止漏环；尾水管
一，问题的提出
当混流式水轮机运行水头较高(100m以上)，并且水质泥沙含量较大时，其过流部件，如：转轮、导叶和上下止漏环等，长期运行后极易遭受磨损，经常需要进行修补或更换。其中由于转轮造价高，生产备件周期长，不到大修阶段尽量不予更换，而上下止漏环造价低，生产备件周期短，需要经常进行修补或更换。但是，如果当按照常规拆卸机组的方式修补或更换上下止漏环，将面临如下问题：
1.首先，常规方式更换上下止漏环，必须拆卸发电机设备中的机架、轴承、档风板和制动器等部件，拔出转子和发电机大轴后，才能拆卸水轮机顶盖、导水机构、水轮机大轴，转轮和底环；然后分别更换和加工顶盖上的上止漏环和底环上的下止漏环；机组回装时，要重新连接发电机和水轮机大轴，重新盘车；机组回装好后，要重新进行过速试验等机械试验。
2.其次，进行上述工作需要一只技术力量强和经验丰富的专业安装队，而一般水电站的维修人员不具备这种能力和经验。
3.最后，上述检修工作量大，工期长(3个月以上)，如果不到机组大修阶段，而且又在我方的质保期内进行此种维修工作时，将给业主和我方带来很大经济损失，并为整个工程的最终完工带来极大困难。
因此，如何放弃常规方法，而选用更加简单有效，又较经济的方法更换上下
止漏环，就是本文讨论的内容。
二.解决问题的方案
马兰III水电项目(3×27Mw)水轮机为混流式结构，额定设计水头为180m，水质泥沙含量很大，发电机组运行2年后，水轮机导叶、转轮和上下止漏环就已被泥沙严重磨损，其中上下止漏环磨损最为严重，有的必须更换。而此时马兰III水电项目的质保期仍然没有结束，3台机组远没有达到大修阶段，质保期期间只有一位中方水轮机专业安装人员，因此更换上下止漏环面临极大困难和挑战。为此，现场根据马兰III项目水轮机采用可拆卸的尾水锥管结构特点，决定放弃常规拆卸机组更换上下止漏环的方案，而是采用将上下止漏环分瓣后进行更换的方案：
1.拆卸水轮机尾水锥管；
2.拆卸转轮，分瓣拆卸磨损的上下止漏环；
3.将加工好的备品上下止漏环分成两瓣后，重新分别安装到顶盖和底环处。
更换方案确立后，接下来就是如何对备品上下止漏环进行技术处理。由于备
品上下止漏环是单独加工的薄壁件，其还存在如下问题需要解决：
1.备品上下止漏环分别与顶盖和底环部件的配合尺寸的控制，以确保部件之间的间隙满足图纸设计要求；
2.备品上下止漏环与转轮上下迷宫环之间间隙的控制，以确保止漏环与转轮迷宫环之间的间隙满足图纸设计要求；
3.针对上下止漏环是薄壁件容易变形的特点，在对其进行加工时，要准备特殊的加工胎具和外圆支撑工具；
4.由于必须将件备品上下止漏环分割成两瓣(2／2)后，才能重新回装就位，因此要对其进行整体加工后，再进行分瓣；
5.为防止分瓣后的上下止漏环在运输和安装过程中的变形，要准备专用的运输安装通用工具，并利用项3中的外圆支撑工具；
三、方案的具体实施
针对上述问题，现场与制造厂的有关专家进行了详细讨论和研究，制定了详细的现场实施方案，并做了如下工作(以2号机组为例)：
A.现场实际测量
1.工具准备：准备内、外径千分尺、钢琴线和测量块；
2.用内径千分尺和测量块，实际测量顶盖与上止漏环配合面的尺寸；
3.用内径千分尺，实际测量底环与下止漏环配合面的尺寸；
4.用外径千分尺实际测量转轮的上冠和下环尺寸；
5.汇总顶盖、底环和转轮各部件所测量的尺寸如表1所示：
B.加工厂具体操作(以上止漏环为例)
1.复测备品上止漏环的内外径尺寸，每一位置同样复测8点。此时，备品上止漏环的外圆、底面和法兰面及与顶盖把合的孔已在国内制造长加工完毕，内圆有加强筋(十字钢管)作为支撑。
2.根据备品上止漏环外形尺寸，制作上止漏环的外圆支撑工具，并将其点焊到上止漏环外圆壁上。该工具作为上止漏环的加工工具和运输、安装工具，其材料为Q235碳钢，内外直径尺寸如图6所示，厚度为40mm。
3.割去备品上止漏环内圆的支撑工具(十字钢管)
4.按图7所示加工胎具，其尺寸见表3。其中直径φ1所对应平面用于固定上止漏环；直径φ2所对应平面用于固定下止漏环。
根据上止漏环计图纸的技术要求，并参考表1中φ5和φ6所示实际转轮尺寸，加工备品上止漏环。
6.根据加工好后的备品上止漏环外形尺寸，制作上止漏环的内圆支撑工具(如图8所示)，并将其点焊到上止漏环内圆壁上。该工具作为上止漏环的运输、安装工具，其材料为Q235碳钢，内外直径尺寸如图所示，厚度为40mm，其它尺寸见表4。
7.将加工好后的上止漏环切割成2瓣。
8.按同样方法加工备品下止漏环，但其内圆支撑工具与上止漏环的不同，不再是个圆环。
C.现场安装分瓣的上下止漏环
1.先割去上下止漏环的外支撑圆环(这时已变为半圆)；
2.按照设计图纸要求，分别安装和调整分瓣上止漏环和下止漏环；
3.按照设计图纸，分别将分瓣的上止漏环和下止漏環焊为一体；
4.将上止漏环和下止漏环焊接处的焊缝打磨光滑；
5.用内径千分尺和测量块校核上止漏环的内圆直径，记录测量数据；用内径千分尺校核下止漏环内径，记录测量数据；
6.现场更换上下止漏环的工作完成。
四、结论
对于因泥沙含量大，水轮机上下止漏环易被严重磨损的混流式水轮机，如果
混流式水轮机组 篇5
目前, 混流式水轮发电机组因水头范围广、尺寸小、重量轻、水力效率高等优势在水电站中得到广泛运用。混流式机组普遍是悬式结构, 包括水轮机导轴承在内共有3部轴承, 上导的型式为油润滑分块巴氏合金抗重螺栓式或楔式结构, 上导布置在上机架, 与推力轴承共用一个油槽;此外在下机架和顶盖上各布置一部导轴承, 下轴导为分块瓦导轴承, 导轴瓦采用偏、同心支柱式或楔式结构;水导轴承多为分辨组成的筒式结构。然而, 在安装或检修后首次开机时, 导轴瓦被烧的事故时有发生。
1 事故案例
1.1 事故前情况概述
阿拉提电站为混流式水轮发电机, 竖轴悬式结构、三导轴承, 上导与推力共用一油槽。水轮机型号为HLDF04-LJ-205、发电机型号为SF31-18/5100, 额定转速为333.3 r/min。机组轴线调整理后, 盘车的数据较好, 均在厂家要求的范围内。机组定中心后上导瓦均抱, 单边间隙为0.12 mm, 下、水导轴承瓦隙根据盘车数据进行调整, 其中总间隙分别为0.32 mm、0.45 mm。上导轴承推力瓦为弹性金属塑料瓦, 油箱总用油为6 m3, 冷却水上导水压要求0.15~0.6 MPa, 用水量110 m3/h。机组及其他部件的安装均符合国家和行业标准的规程规范要求。
1.2 事故发生经过
阿拉提电站共8台机组, 首台机组及其辅助设备安装后进行了机组首次手动开机试验, 开机过程中分别在30%、50%、75%额定转速时各停留1 min, 监听机组各部无异常情况。2012年3月23日00:16开机, 机组进行瓦温考核试验, 至23日02:10机组各部轴承中上导温度最高, 达到62℃, 期间温度升速缓慢且较有规律, 02:10~02:15瓦温骤升至71℃。运行人员立即停机, 机组停下后温度表显示最高温度为82℃。停机后检查发现:上导瓦巴氏合金被挤压至瓦的出油边并粘结成条状附着在瓦面长度与瓦高相等且中上部较多下部较少、宽度约2~4 mm、厚度约1~2 mm, 瓦面略有焦糊状表面已硬结, 8块瓦情况相似, 其中有2块瓦的巴氏合金表面局部产生龟裂, 长度约2 cm、深度为1~2 mm。油质略有变色, 瓦托板上有少量巴氏合金碎块。
2 原因分析
事故前机组运行过程中工况良好, 各部震摆正常, 除上导轴承外各部轴承温度无异常、冷却水供水正常, 机组运行2 h后上导瓦瓦温忽然升高, 在停机被烧。就我们掌握的情况和普遍规律来看, 通常出现烧导轴瓦主要有以下几个原因:
2.1 缺油或断油
因供油系统发生故障输入瓦的流量中断或减少、油池泄漏、轴承甩油或上油量过大等因素都会使油池油位降低造成导轴瓦供油不足导致轴瓦润滑不良产生干磨高温烧瓦。如:机组采用体外油循环冷却系统, 油外泄造成缺油或断油可能较大, 可通过检查油管路和油池油位来检查、采取防止外漏办法解决。运行中轴承甩油, 机组运行时, 油池内形成局部负压或在挡油桶与主轴之间形成的泵油形成内甩油, 它可通过轴领颈部钻气压平衡孔、在挡油桶上设置挡油环和导流栅等方式来处理;机组运行时, 导轴承以油雾形式、严重时轴承盖板处以油珠的形式从轴承盖板缝隙处逸出形成外甩油, 外甩油可通过主轴轴领根部合适位置开径向油孔、在油槽内设置稳流板、在轴承盖设置补气孔、消除阻油因素、轴承盖与主轴配合处选取合适的配合间隙和采用迷宫密封方式, 使油在油池内的旋转顺畅、油面平稳等方式处理。
2.2 油质问题
运行油中有水分、杂质或异物导致烧瓦。如油中存在胶黏性物质会使润滑油在瓦面的油膜分布不均, 水分不均使油膜破坏、黏度太低不易形成油膜、黏度太高油膜不能均匀分布在摩擦全部表面;一般情况下, 轴瓦间0.03~0.07 mm厚度的油膜, 若油有水分或杂质进入后油膜无法形成或形成不好;上述情况通过对油质的观测或化验的方式来确认, 采取注入合格的油并保证油质即可。
2.3 油循环问题
轴领和瓦面摩擦产生的热量未通过正常油循环将热量带走, 会导致温度升高而发生烧瓦现象。如:冷油和热油区分隔不合理、热油短路使部分或全部热油直接进入摩擦面、瓦进油量不足或出过快等因素影响油循环。可通过冷油、热油的温度对比和进出口冷却器的水温差以及观察分析油循环情况来判别, 采用将冷热油合理地隔断、油线路通畅、热油得到充分冷却的方式处理。
2.4 冷却水问题
水轮发电机组各部轴承内的热量常通过冷却器内冷却水与热油进行热交换带走热量, 若冷却水的水压过低、流量不中、进水水温过高或水质太差, 甚至冷却水中断等因素都会使热量带走较少或不能带走。可通过观察进入冷却器冷却水的压力表、出口流量、冷却水进出口温度、管路渗漏情况以及水质情况来检查。只要冷却器中供水正常, 水质满足要求即可排除。
2.5 轴承的绝缘问题
上、下导若绝缘不合格, 当发电机漏磁、不平衡磁通的交链等形成的轴电流流过轴承并且数值足够大时, 就会灼伤轴头和轴承表面, 还会使周围的润滑油碳化, 破坏轴承的润滑性和绝缘性, 进而使轴承表面烧损酿成事故。可通过观察润滑油的颜色、导轴瓦和轴领表面和测试绝缘电阻来判别和提高轴承的绝缘强度、保证接地电刷正常接地的方式处理。
2.6 瓦及其结构问题
分块导轴瓦支撑方式有点支撑和轴向线支撑, 普遍采用支柱式和楔子板式结构。点支撑有中心和偏心2种方式, 支撑方式与同心瓦和非同心瓦是紧密相关的结构, 相互联系。同心瓦油膜压力中心沿大轴方向偏移一定的距离宜采用偏心支撑, 非同心瓦油膜压力中心十分接近支点宜用中心支撑。若支撑方式选择不合适、轴系实际载荷超过设计值、瓦面形线设计加工不合理、支撑螺栓松动支撑失效、楔板式轴承背面的圆柱面与轴承座的接触线与轴瓦滑动面接触不合理, 都会导致进、出轴瓦面的油循环受阻不畅, 油膜形成不好, 导致轴与轴瓦摩擦瓦温升高。
2.7 安装或检修问题
水轮发电机组因尺寸大、工艺复杂、技术要求严格、自然条件的差异、理论性和技术性都很强、个体化差异大等特点, 在机组安装或检修中对瓦温产生影响的因素较多, 与瓦温有紧密相关的部分有:机组轴线调整、导轴瓦隙调整 (安装瓦隙过小摩擦面不能形成均匀的油膜、反之太大油流速度过快使接触的部件直接接触过热而烧瓦) 、瓦的研磨或修刮、瓦径向和轴向移动使瓦受力不均、运行中机组摆度超标, 轴瓦局部间隙变小等原因都可能产生瓦温升高烧瓦。
3 处理方法
基于对导轴瓦烧瓦存在的常见因素分析, 就上述案例结合现场情况看, 开机前注入合格国产L-TSA 46#新油, 烧瓦后油略有变色, 观察轴瓦和轴领并对上导、下导轴承导轴瓦的绝缘进行检测, 绝缘和油位满足运行要求, 剔除轴承不合格和断油因素;事故前技术供水正常, 故排除冷却水因素;此种结构在同类机型上多次成功应用, 瓦支撑结构合理、检查后未发现支撑失效现象, 排除结构设计制造的质量问题;在安装过程中各质量控制点及测量数据质量标准均达到。我们认为此次烧瓦主要由以下原因造成并采取相应措施, 经处理后机组在各种运行工况下运行, 效果良好。处理措施如下:
(1) 油循环不畅。经现场检查图纸上的推力头上8个轴领上油孔 (图1项14) 孔径为φ20 mm, 实际加工仅有φ10 mm, 将油孔孔径扩至φ20 mm增加上油量、加强油循环。
(2) 热油短路。原上导导轴瓦的瓦托上 (图1项13) 的绝缘垫分为8块弧形板, 相邻2块之间距离较大未将冷热油合理隔断、存在热油短路的情况, 用3块弧形绝缘垫板更换原垫板, 且把相邻2块垫板之间的距离缩小至0.5 mm, 将导瓦与瓦下油槽分隔为2个油室, 保证了油循环的通畅。
(3) 摩擦面供油不足。原轴承座有8个φ52 mm排油孔, 经核算从冷油腔泵出的油能满足热油腔的供油量, 故仅在导轴瓦进油边的深度不变为0.5 mm、增加5 mm宽的导油斜面, 并在瓦中部沿机组旋转方向开45°的油沟并刮导油斜面, 增加了瓦面与轴领之间的进油量, 为油膜形成提供了良好条件。
(4) 原导轴瓦表面已硬结, 润滑油中有巴氏合金碎块, 因此更换新备用瓦, 重新注入同牌号新油。
4 结语
目前, 国内混流式机组导轴瓦面普遍采用ChSnSb11-6锡基巴氏合金材料, 在工程中得到成熟应用。但混流式机组 (尤其是有高转速混流式机组) 因受轴承的设计、加工和安装, 轴承运行的实际性能的偶然性和随机性, 水电站个体差异等因素的影响, 首次开机时烧导轴瓦的事故时有发生。烧瓦时间短、温度急剧上升, 导致被迫停机, 因此安装、检修及维护人员应很好地掌握轴承机理预防事故发生, 若发生导轴瓦烧瓦事故, 认真客观分析导致事故的原因, 采取有效方式综合处理。本文通过对导轴瓦烧瓦原因分析及采取措施的阐述, 希望对提高设备运行的安全性会有一定的启发和帮助。
1—主轴2—轴承盖3—气压平衡孔4—搅油和油雾区5—轴瓦6—瓦垫块7—轴承座8—轴承座溢油孔9—支柱螺钉和锁紧背帽10—润滑油11—油箱12—冷却器13—轴瓦托盘14—轴领上油孔15—轴领16—内油箱17—油腔低压区
摘要：以阿拉提电站混流式水轮发电机组导轴瓦烧瓦事故为例, 阐述了可能影响瓦温升甚至导致烧瓦的常见因素, 并据此提出了防止烧瓦的解决方案。
关键词：混流式,导轴瓦,油循环,轴承结构,烧瓦
参考文献
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[2]江志满.水轮发电机推力轴承设计和安装中的问题探讨[J].水电站机电技术, 1986 (1)
论灯泡贯流式水轮发电机组安装工艺 篇6
在水利发电的过程中, 水轮发电机组起着非常重要的作用, 对于实施水电工程来说, 要最大限度地发挥水轮发电机组的作用。安装水轮发电机组的时候, 要参考典型的安装实例, 详细阅读使用说明书并按照指示安装, 通过对发电机组的安装过程实施控制, 安装过程中, 要对发电机组的核心部件及重要工序进行重点监控。安装完成后, 还要对发电机组进行及时的复检, 这样才能确保机组顺利正常运行。
2 灯泡贯流式水轮发电机的安装难点
在实际安装和使用中, 灯泡贯流式水轮发电机经常出现一些问题, 我们可以发现灯泡贯流式水轮发电机在安装中存在两个主要的难点:水轮机径向导轴承与发电机组合轴承间隙发生变化;尾水管里衬、座环、导水机构的吊装和焊接易发生变形, 尾水管里衬、座环变形等浇筑混凝土引起的问题也存在其中。这两个难点是目前最常见的, 这也是我们在安装过程中需要注意和解决的地方。
发电机组合轴承间隙是一个需要注意的地方, 稍微大意就会因为这一间隙的差异过大埋下较大的施工隐患和以后机组工作的安全隐患。众所周知, 双支点双悬臂的大轴是灯泡贯流式水流发电机组中的主要受力点, 所以这一间隙的重要性是非常大的;一般情况下, 我们会对发电机组合轴承间隙进行深入研究, 并进行具体的轴系计算, 包括它所需要的绕度, 通过前面的计算, 还要考虑到这一间隙在各种状态下可能发生怎样的变化, 以静止状态和作业状态为例, 两种状态是完全不同的。
3 灯泡贯流式水轮发电机组安装工艺
3.1 管型座的安装
管型座作为一个基础部件, 是灯泡贯流式机组最重要的一部分, 其安装质量对机组其它部件的使用质量有很大的影响, 因为它在整个机组和流道中主要起到了传递力和支撑的作用, 故其中心、水平和标高、以及两端面法兰的平面度和垂直度等控制显得尤为重要。水电站的施工有其自己的特点, 在还不具备安装管型座的条件时, 不能将已经组合好的管型座整体运入安装间机坑开始安装。在工程土建施工的时候, 可以采取一些措施使工期缩短, 在使用混凝土大型运输机械进行垂直起吊时, 可以分开将吊装管型座、组圆放入机坑内垂直拼装的方法。
3.2 主轴及组合轴承的安装
发电机和水轮机使用的主轴都是一样的。水导轴承和组合推导轴承装附在主轴上。轴承是这样的类型:启动状态属于重载静压, 而运行状态属于动态。在水导和组合轴承下方有高压油顶起装置, 在机组运行时油泵给各个轴承提供一部分润滑油, 在轴承油箱与高位油箱之间也有一部分油循环, 假如发生断电的情况, 各轴承也可以获得高位油箱供油, 轴承这样在停机的时候得到了充足的润滑, 可以有效保护机器设备的使用。主轴在安装间的装配完后, 先从管型座前方的侧框架孔并调入流道, 然后水平旋转90度, 然后将大轴慢慢移动向下, 使其最终到达安装位置。以上程序完成后, 要用调整工具对其进行调整, 最好是使用生产厂家提供的专门工具, 确保所有轴承的各项参数都能达到相关设计标准。
3.3 转轮的安装
对安装间转轮进行解体、组装工作后, 再测试转轮的动作以及耐压程度, 测验结果达标后再进行吊装。开始吊装前, 将一个叶片拆下, 吊具准备完毕, 使桥机的主、副钩转动并令转轮翻转180度, 然后通过副钩移动转轮, 使其从水轮机坑进入和主轴把合, 再利用电加热法使联轴螺栓打伸长, 等其牢固后再装上拆下的叶片。
3.4 转子和定子的安装
磁极以及转子支架构成了转子, 由螺栓将磁极结合在支架上, 组装起来相对比较容易。挂装磁极之前, 要利用绝缘电阻对其进行测量, 然后根据重量和极性的不同类型进行挂装。挂装完成后, 要对转子的直径以及圆度进行调整, 这可以通过调整磁轨圈与磁极之间的垫片完成, 其中半径与平均半径的差异值要保持在许可范围内。转子全部组装完后, 再测试其交流耐压能力, 然后喷漆, 最后通过翻身工具与转子起吊, 将其将转子从发电机坑转移吊入, 使其联接主轴。跟转子支架一样, 定子也是整体到货, 在安装间要完成装设, 将挡风板、制动器以及管路装设好, 安装完毕后开始测试定子的交流耐压能力。在该过程中, 吊装定子最好使用生产厂家配套的专用平衡梁, 以保证定子在吊装过程中不会变形。
3.5 灯泡头的安装
转子吊装前, 先将灯泡头运吊入流道, 在灯泡头靠近发电机支墩时, 可以用固定在中墩上的手拉葫芦往上游方向拉, 使灯泡头移动到支墩上游侧, 准备好定子后, 然后再吊起灯泡并使其与定子组合, 桥机松钩时要用千斤顶将定子顶起来, 让定子保持未与灯泡头连接之前的状态。然后, 将发电机垂直主支撑、横向支撑、机组导流板、发电机承压盖板等一一安装上去。
3.6 水轮发电机组安装后的检修工作
安装完灯泡贯流式水轮发电机组后, 要对整个设备进行详细和认真的检查, 确保灯泡贯流式水轮发电机组成功顺利运行, 如果未进行认真的检查, 则可能会埋下较大的安全隐患。
在设备工作过程中, 可能会出现某台发电机突然间停止运行的现象, 这种情况下, 大多数是由于主变低压侧真空断路器已经跳闸, 这种情况会引发发电机超过额定负荷而导致停机事故。主变低压测系统在正常运行状态, 但主变低压侧真空的开关不能正常关合, 打开之后可能会发现在储能操作机内有少许灰尘。要加入一定的润滑脂后再清洁这些灰尘, 这样才能保证操作机关的正常运行, 合闸这样才能够正常运行, 在此基础上才能保障发电机正常运行。
3.7 安装过程中需要注意的问题
在安装过程中有几个关键的问题点值得注意:第一, 水轮机组中过流部件密封部位的尺寸非常关键, 完成安装后要进行渗漏试验, 确保其符合有关标准, 密封件的压缩量才能确保满足设计的参数要求。第二, 水轮机组其它部件联结螺栓的预应力也要进行测试, 使其达到设计标准要求, 还有转动部位的螺栓锁定要确保其可靠性。第三, 施工人员在施工的过程中要不断提高自身的技术, 并且在定转子施工时, 要采取相关的措施, 避免将各类工具以及零件遗落在定转子内部。
4 结束语
在水电站中, 水轮发电机组起着非常重要的作用, 而且在安装机电过程中, 水轮发电机组的关键作用尤为突出。最好对安装过程进行监督, 确保发电机组安装能够符合相关的标准和要求。完成安装后, 为了避免相关的安全隐患, 还要对发电机组进行检修, 确保发电机可以正常运行, 确保水电站能够顺利发电。
参考文献
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混流式水轮机组 篇7
一、康扬水电厂电气量保护配置
发电机纵联差动保护:发电机纵联差动保护是发电机定子绕组及其引出线的相间短路的主保护, 保护采用比率制动原理, 按比较发电机中性点TA与机端TA二次同名相电流的大小及相位构成, 出口设置为循环闭锁方式。当发电机差动区内发生相间短路故障时, 有两相或三相差动同时动作出口跳闸;而当发电机发生一相在区内接地另一相在区外同时接地故障, 只有一相差动动作, 但同时有负序电压, 保护也出口跳闸。如果只有一相差动动作无负序电压, 判断为TA断线。
发电机过电压保护:为防止机组由于励磁系统调节故障或其他原因产生的过电压, 装设过电压保护装置。其输入电压为机端TV二次相间电压, 动作后经延时切除发电机。
发电机转子一点接地保护:为防止励磁回路发生一点接地而设。保护采用注入直流电源原理, 在发电机运行及不运行时, 均可监视发电机励磁回路的对地绝缘, 该保护动作灵敏、无死区。
发电机定子过负荷保护:保护反映发电机定子电流的大小, 当发电机定子电流超过额定电流值 (过负荷) 或很大时 (系统故障引起过电流) , 经延时动作于信号 (过负荷) 或作用于切机 (过电流) 。
发电机低压记忆过流保护:保护反应发电机电压和电流大小, 作为发电机相间短路的后备保护, 电流取自中性点侧, 过流元件应有电流记忆功能。
发电机3U0定子接地保护:保护采用基波零序电压式, 范围为由机端至机内90%左右的定子绕组单相接地故障。保护接入3U0电压, 取自发电机机端TV开口三角绕组两端。
发电机3W定子接地保护:保护反应发电机机端和中性点侧三次谐波电压大小和相位, 反应发电机中性点向机内20%或100%左右的定子绕组单相接地故障, 与发电机3U0定子接地保护联合构成100%的定子接地保护。在3W定子接地保护的定值整定上, 调整系数有所不同, 以满足单机空载、单机并网或双机并网运行的保护需要。
励磁变保护:保护装设常规的速断和过流保护, 还装设有温度保护。
二、康扬水电厂水轮发电机组非电气量保护
1、保护配置优点分析
针对水轮发电机组的保护方案配置完善, 是典型的灯泡贯流式水轮发电机组保护配置, 能够满足机组在运行过程中的安全保护。
机组投运以来, 保护动作可靠, 未发生任何保护误动作信号, 所有保护动均可靠。
发电机保护装置采用有好的人机界面, 全中文显示, 装置面板上每种需出口的保护设有投退压板, 分别显示信号出口、动作出口、跳闸回路出口, 操作维护简便。
2、保护运行情况分析
康扬水电厂自投运以来, 机组保护动作正确以及动作结果正确, 其保护动作表现在下列方面:
轴电流保护:在投产之初, 发生数次“轴电流保护动作”停机现象, 通过分析原因为:轴电流传感器安装不匹配, 导致轴电流测量值发生偏大, 在运行中发生轴电流波动即会引起保护动作;火灾报警装置装置引线导致信号相互干扰, 轴电流测量值显示偏大。通过重新安装匹配的传感器、火灾报警二次接引线加装屏蔽线, 使测量值显示正常。
正、反推瓦温保护:由于正、反推瓦测温电阻采用埋入式方式, 材料和安装装量较差, 导致机组在转动过程中, 测温电阻引出线出现断线或引出线虚接现象。为防止温度测量显示异常导致保护动作, 在对机组本身测量电阻更换外, 还对保护回路进行了改造, 将水机回路温度点一点接入改为两点接入, 在判断逻辑上采用“与”的关系, 只有两个测点同时判断温度超高, 保护才启动, 一点温度超高时, 发信号。
转子一点接地保护:机组在运行中曾出现过转子一点接地现象, 保护动作信号发出, 无法复归。停机后检查转子绝缘正常, 对转子进行盘车检查为磁极软接地。另外, 发电机碳刷刷架碳粉堆积过多, 风洞内导轴承漏油积油过多, 使转子长时间浸泡在内, 也会导致转子绝缘阻值降低甚至到0而发转子一点接地信号, 因此必须加强发电机的相关检查, 保证机组正常运行。
油位、油压保护:机组在运行过程曾出现数次由于润滑高位油箱油位低及调速器压力油罐压力低相关水机保护动作停机现象, 保护动作全部正确, 对润滑油系统和调速器油系统进行了相关的改造后, 机组运行稳定, 未出现类似事故停机现象。
结束语
康扬水电厂机组保护配置为灯泡贯流式水轮发电机组保护的典型配置, 对水轮发电机组的电气量及非电气量进行了全面的保护, 能够完全满足该类型机组的各种故障情况下安全保护运行, 具备保护运行的选择性、灵敏性、快速性和可靠性, 值得同类型和相似类型机组的借鉴。
摘要：灯泡贯流式水轮机组由于机组性能良好, 在水电开发中有明显的经济技术优势, 已广泛地运用于中低水头水电开发中。本文针对康扬水电厂灯泡贯流式水轮发电机组保护配置及运行特性, 总结运行中积累的经验和对问题进行探讨, 以供同类型机组在保护配置和运行借鉴。
混流式水轮机组 篇8
1.1 概述贯流式机组水轮机
水轮机转轮作为水力发电的原动力, 是将水流的能量转换为转轴的旋转机械能的核心部件。灯泡贯流式机组由于其卧式布置, 转轮叶片为转浆式, 因此其基本组装工艺将直接影响到机组的特性及其能否安全运行。贯流式水轮发电机组由贯流式水轮机驱动, 贯流式水轮机是一种带有固定或可调转轮叶片的轴流式水轮机的特殊型式。它的主要特征是转轮轴线采取水平或倾斜布置, 并与水轮机进水管和出水管水流方向一致。
1.2 贯流式机组水轮机的基本特性介绍
在贯流式机组水轮机中, 转轮叶片密封往往采用双向多层“V”型密封。导叶密封又分端面密封与立面密封, 而导叶上、下轴颈的密封采用有压环、导叶轴承补套、球面轴承、O型密封圈、导叶轴颈内/外保护套等组成, 避免漏水使水能损失及保证机组正常运行。操作油系统通过比例阀组分别与浆叶接力器、导叶接力器的关闭腔和开启腔想连, 操作桨叶的压力油通过受油器输送到桨叶接力器控制桨叶的开度, 操作导叶的压力油则通过导叶的主、辅接力器控制导叶的开度, 高位轮毂油箱的压力油油通过受油器输送到轮毂, 以防流道中的水渗入轮毂。同时灯泡贯流式机组水轮机的优点不仅包括水流从水轮机进口到出口的方向变化不大以及水流能量的损失较小, 还包括尾水管呈锥形提高了尾水管的效率的优点, 其中有些电站的水轮机效率能够最高达到94%;同时由于比转速高以及过流能量大的原因, 能够获得比较大出力;另外, 贯流式机组在同一水头, 同一出力下, 发电机与水轮机尺寸都较小, 从而缩小了厂房尺寸, 减少了土建工程量, 节省了投资。
2 灯泡贯流式水轮机运行要求
2.1 水头对卧式机组的出力和运行工况影响明显
运行水头一旦下降, 机组的出力和运行工况立即改变, 过低时将会使机组出现运行工况较差转轮室震动较大等一系列问题。因此要保证卧式机组正常运行, 首先必须合理调度水库, 其次必须经常清理拦污栅前的杂物, 只有这样才能保证机组的运行水头与正常运行。
2.2 随主机不间断连续运行的辅助设备多且可靠性要求也高
不断运行的辅助设备中的轴承润滑油泵, 如果运行停止, 使机组事故停机;同时在原设计中机组冷却的轴流风机以及冷却循环水泵, 如果运行停止, 使机组事故停机;机组液压操作油系统中的调速器油泵、压缩气系统均要求备用油泵及备用压缩机在主用油泵 (压缩机) 因故障退出运行时能自动投入运行, 保证压力油罐的压力在一定范围内, 否则均会使机组事故停机。此时应该合理改进机组, 这样对于改进后的机组来说, 由于辅助设备不可靠运行导致停机的概率明显下降, 进而使机组安全运行的可靠性极大地提高。虽然高压顶轴油泵一直间断运行, 但是对其运行的可靠性有着较高的要求。在机组停机或者开机情况下, 应该能够可靠的投入运行, 不然会导致烧瓦事故问题。同时应该重视高位油箱能否可靠的向轴承供油, 否则在低转速长时期运转情况下, 特别容易使水轮机导瓦或者发电机导瓦损坏。
2.3 应该有动作可靠、反应灵敏以及性能稳定的调速器, 同时对轴承润滑油优质也有着较高的要求
由于灯泡贯流式机组的发电机存在于水下灯泡体内, 有着较小的尺寸, 若没有完善的液压调速器及数字调速器, 则很容易发生机组飞逸事故;由于灯泡贯流式机组各轴承都没有油槽, 轴承润滑油沿着轴承油箱-油泵-冷油器-高位油箱-轴承-轴承油箱进行不间断循环, 故要求配置优质的轴承润滑油。如在安装阶段中, 有某电厂机组没有对其管路进行干净清理, 使颗粒杂质进入轴承, 严重划伤镜板及轴瓦。
2.4 对循环冷却水水质有着很高的要求
因为灯泡贯流式机组有着小空间与紧凑结构的特点, 多采用强迫风密闭循环的冷却方式和强迫水密闭循环的冷却方式 (或冷却水开环冷却方式, 国内机组的冷却水系统多是开环冷却方式) , 对其进行维护比较困难。应该采用经过处理的纯水或者蒸馏水作为使用的冷却水, 以保证冷却器不会结垢。
2.5 应该建立完善的微机监控保护系统
要有完善的微机监控保护系统, 提高保护可靠性及灵敏度, 使事故范围影响至最小。
3 灯泡贯流式水轮机优化运行经验
1) 尾水位影响着机组出力。贯流式水电站的下游水位和水头有着密切关系, 天然流量增大的情况使下游水位升高, 然而降低了水头, 机组不能够进行满出力的运行;流量减小的情况使下游水位降低, 然而抬高了水头, 但是流量常常不能满足机组出力的要求。运用灯泡贯流式水轮机发电的水电站, 当尾水渠在建造与设计时, 它是渐渐开扩的, 非稳定的流动使下游水位相对缓慢的上升, 使无数多个绳套关系形成。尾水管出口流量增大使下游的水推往下走, 导致下游水位下降;尾水管出口流量减小使水的反涌形成, 这种波动导致了出力的波动以及水头变化。所以, 在机组运行过程中, 应该对尾水位的变化规律进行研究。
2) 滚水坝影响着机组出力。在贯流式水电站运行过程中, 在采用Z形滚水坝结构的无库容与水库容电站中, 在来水量增大情况下, 单独的增大水轮机导叶开度能够增加机组与流道的过流量, 使尾水位急剧上升, 立即破坏了原本的水位动平衡。在此情况下, 降低了水轮机工作水头, 降低了机组出力, 也就是使发电量减少。此时, 必须根据滚水坝的特点, 让水适当的漫过滚水坝从而提高发电水头。
3) 事故问题的防范对策。首先, 在调速器控制系统中, 必须建立完善的数字式 (微机) 调速器, 能正确处理导轮叶的协联关系、开停机、紧急停机等;其次, 应该完善监控程序, 能实现整个电站所有设备进行控制、测量、监视、和保护的自动控制系统, 不仅要对开机并网、正常停机的程序增加闭锁开出时间限制, 还要对有功增加与有功减少以及无功增加与无功减少的程序增加闭锁开出时间限制, 同时经过模拟现地和上位机增 (减) 有功动作正常, 自动开机并网也正常;第三, 机组失磁保护应该采用完整意义上的失磁保护, 要微机化改造发电机保护, 以减少甚至避免失磁保护易误动现象发生;第四, 进行故障分析时, 要重视各方面信息的收集, 特别是运行人员更应该及时发现并提供操作中遇到的细节问题, 即勤联系、勤调整、勤分析、勤检查, 正确、迅速处理事故, 将事故影响减小到最小范围;第五, 保证检修质量, 及时排除系统及设备异常工况, 提高设备监控水平, 使设备安全、经济、满发。
4 总结
为了保证灯泡贯流卧式水轮发电机组的优化运行, 应该深刻理解灯泡贯流式机组的配置及基本特性, 充分掌握如何优化运行, 严格总结灯泡贯流式水轮机的运行经验。
摘要：本文简要论述了贯流式机组的配置及基本特性, 就如何优化运行作了简要分析, 并根据自己的工作经验总结了灯泡贯流式水轮机的运行经验。
混流式水轮机组 篇9
改革开放以来, 人们的生活水平逐渐提高, 各类家电也走近千家万户, 用电紧张问题日渐突出。为了保障供电正常, 不仅需要采用科学合理的方式科学用电, 还应该加大发电产业开发。基于此, 本文主要以灯泡贯流式水轮发电机组为研究对象, 希望通过其运行的优化, 进一步提高水电发电厂的供电水平。
2 灯泡贯流式水轮发电机组概述
灯泡贯流式水轮机发电机组卧轴水平布置, 水轮机的主要过流部件卧式布置在一条直线上;发电机密封安装在水轮机上游侧的金属灯泡体中, 发电机主轴与水轮机主轴水平连接。水流轴向流过流道, 与轴对称流过转轮叶片, 流出直锥形尾水管。机组的轴系支承结构、轴承等也布置在灯泡体内。
3 灯泡贯流式水轮机运行要求
3.1 水头对卧式机组的出力和运行工况影响明显
运行水头一旦下降, 机组的出力和运行工况就会立即改变, 过低时将会使机组出现运行工况较差、转轮室震动较大等一系列问题。因此, 必须合理调度水库, 经常清理拦污栅前的杂物, 以保证机组的正常运行。
3.2 随主机不间断连续运行的辅助设备可靠性高
如果不断运行的辅助设备中的轴承润滑油泵突然停止运行, 则会导致机组事故停机;机组冷却的轴流风机以及冷却循环水泵, 如果运行停止, 也会使机组事故停机;机组液压操作油系统中的调速器油泵、压缩气系统均要求备用油泵及备用压缩机在主用油泵 (压缩机) 因故障退出运行时能自动投入运行, 保证压力油罐的压力在一定范围内, 否则均会使机组事故停机。
3.3 调速器运行要求高, 对轴承润滑油要求高
由于灯泡贯流式机组的发电机存在于水下灯泡体内, 尺寸较小, 因此若没有完善的液压调速器及数字调速器, 则很容易发生机组飞逸事故;由于灯泡贯流式机组各轴承没有油槽, 轴承润滑油沿着轴承油箱→油泵→冷油器→高位油箱→轴承→轴承油箱进行不间断循环, 因此要求配置优质的轴承润滑油。
3.4 对循环冷却水水质要求高
因为灯泡贯流式机组有着小空间与紧凑结构的特点, 采用强迫风密闭循环的冷却方式和强迫水密闭循环的冷却方式, 对其进行维护比较困难。对此, 应该采用经过处理的纯水或者蒸馏水作为使用的冷却水, 确保冷却器不会结垢。
3.5 建立完善微机监控保护系统
要有完善的微机监控保护系统, 提高保护可靠性及灵敏度, 使事故范围影响至最小。
4 灯泡贯流式机组的优化运行实例
4.1 工程概况
该水电站以发电为主, 兼有通航、水产养殖、旅游等综合功能, 为河床式电站。水库控制流域面积约2280km2, 总库容为1980万m3;多年平均流量为605m3/s;水库正常蓄水位为96.5m, 死水位为92m。
电站主要建筑物有溢流坝、非溢流挡水坝、船闸及厂房等。厂房内共装设4×18MW灯泡贯流式水轮发电机组, 总装机容量72MW, 年发电量为2.912亿k W·h, 年利用小时数为4044h, 保证出力为16380k W, 厂房的布置简图如图1所示。
机组主要参数如下:
(1) 水轮机:
型号:GZ (B113) -WP-640;最高水头:9.7m;额定水头:6.8m;最低水头:3m;额定功率:20.515MW;额定转速:83.3r/min;额定流量:330.86m3/s;安装高程:79m;吸出高度:-8.11m;飞逸转速 (非协联) :275r/min。
(2) 发电机:
型号:SFWG19.9-72/6850;额定容量:22.1MVA;额定电流:1215.8A;额定电压:10.5k V;额定功率因数:0.90 (滞后) ;额定转数:83.3r/min;发电机净重:212t。
(3) 调速器:
型号:WZT-DM-PS-S.L型比例数字式;制造厂家:武汉三联水电控制设备有限公司。
4.2 问题
通过对现场测试结果分析, 发现机组强振区主要出现在低负荷和高负荷区, 振动特征频率为机组转速频率。机组振动异常部位为转轮室和水导轴承体的振动, 如#1机组在高水头下运行时, 转轮室最大振动超过了800μm左右, 水导轴承振动超过了130μm。
4.3 初步分析
(1) 卡门涡多发生在水轮机的中负荷段工况下, 多为高频振动, 并伴随有啸叫声。该水电站机组的强振区分布在低负荷和高负荷段, 振动频率为转频, 伴随的噪声为与转频相关的冲击声, 故此基本可以排除卡门涡的可能。
(2) 低频涡带通常水轮机在低负荷或超负荷工况下产生, 将引起尾水管1/6~1/3转频的低频压力脉动, 不仅可以造成机组振动、摆度的增大, 还会产生负荷摆动。
(3) 水力不均衡是由于导叶或轮叶开口不均匀、流道内有异常堵塞, 导致进入转轮的流量分布不均衡, 其振动特征是水导摆度、振动偏大, 振动随流量的增加而增大。该水电站机组特征是高、低负荷区都存在振动偏大现象, 振动幅值与负荷的递增关系并不明显。
(4) 协联关系不佳:最优协联工况下, 水轮机的导叶和桨叶处于最佳工作状态, 此时流道内水流较为平稳, 机组振动及水轮机气蚀达到最小。因此协联关系是否最优或不正确, 就会直接影响到水轮机效率和运行稳定性, 否则将可能引起机组异常振动。
基于以上分析, 该电站机组的异常振动不排除与实际运行协联关系不佳有关, 应首先从协联曲线的校核和优化方面着手查找原因。
4.4 协联优化
4.4.1 协联优化试验实施方案
(1) 测点布置。进水口闸门后水压、尾水管出口水压、流道压差、机组功率、水导摆度、水导径向水平振动、发导径向水平振动、转轮室径向垂直振动。
(2) 试验水头。6m、6.8m、8m。
(3) 试验项目: (1) 原协联关系及协联优化后的测试:试验时, 机组并网至空载开度, 调速器切现地控制, 调速器协联处于自动状态, 手动调节导叶开度, 导叶开度分别稳定在空载开度、20%、30%、40%、50%、55%、60%、65%、65%、70%、75%、80%、85%、90%、最大负荷开度, 每个工况点稳定3~5min。 (2) 协联优化试验:解除调速器中的自动协联, 导叶开度分别稳定在空载开度、20%、30%、40%、50%、55%、60%、65%、65%、70%、75%、80%、85%、90%、最大负荷开度, 每个导叶工况点手动调节桨叶开度, 在原协联点附近单向调节5个左右桨叶开度, 每个工况稳定3~5min。
(4) 试验条件: (1) 在一个测程内, 水头、功率、频率的变化应在下述范围内:水头的变化不超过平均值的±1%, 尾水位高于设计尾水位:87.11m;功率变化不超过平均功率值的±1.5%;频率的变化不超过平均值的±0.5%; (2) 在所有情况下, 测程中水头平均值H和频率平均值f与规定值的偏差都必须处于下式规定的范围内:0.99≤ (f/H1/2) / (fsp/Hsp1/2) ≤1.01、0.8≤H/Hsp≤1.2、0.9≤f/fsp≤1.1; (3) 试验全过程中, 每个工况点在有功负荷改变后, 调整机组励磁, 保持功率因数为0.9; (4) 试验时调速器切手动, 负荷工况点的调整用导叶开度限制机构手动操作, 同时要严格保证导叶开度只能单方向变动, 不来回调整。
4.4.2 优化效果对比
根据协联试验结果, 对机组协联曲线进行了修正, 并进行了比试验试验, 试验数据表明, 通过对协联曲线优化, 成功解决了该厂机组在低负荷和高负荷区存在的严重振动。
4.4.3 水轮机出力及效率对比分析
协联优化前后, 在相同导叶开度进行对比, 机组出力与导叶开度的规律一致, 部分工况下机组出力较优化前略有增大 (最大增加了约0.6MW) ;协联优化前、后水轮机效率趋势基本接近, 实测效率值较厂家提供的效率保证曲线要平缓。
4.4.4 机组运行稳定性对比分析
协联优化后, 机组在低负荷及高负荷区运行时, 噪声明显降低, 转轮室的有规律的异常冲击声基本消失, 机组振动显著降低:水导水平振动降低至55μm左右;转轮室振动降低至500μm以下;水导摆度在高负荷区 (45%以上导叶开度) 有明显改善:由原协联工况下的499μm降低至300μm左右;低负荷区 (40%以下导叶开度) 摆度幅值略有增大:由原协联的389μm略增大至422μm。各测点优化前后效果对比见图2~4所示。
4.4.5 基本结论
(1) 通对8m水头协联优化前后的对比测试分析, 协联优化改善了机组高、低负荷区的异常振动。
(2) 相同导叶开度工况下进行比较, 水轮机效率基本没有变化、出力略有增大。
(3) 8m水头下, 实测水轮机相对效率曲线, 较厂家提供的效率保证曲线要平缓, 其高效区优于保证曲线。40%以上导叶开度 (5MW及以上负荷) 为水轮机的相对高效区。
5 结语
综上所述, 为了实现灯泡贯流式水轮发电机组的优化运行, 首先应该明确灯泡贯流式机组的配置及基本特性, 了解其运行要求, 然后提出具体的优化对策, 如:控制好水头和流量、充分运用现代运行管理技术、加强人员操作技术培训等等, 最终达到提高电力生产效率的目的。
参考文献
[1]李富英.浅谈灯泡贯流式水轮发电机组的优化运行[J].科技风, 2011 (17) :103.
[2]李尔成.灯泡贯流式水轮发电机组运行技术管理疑难问题原因分析[J].城市建设理论研究:电子版, 2015 (09) :13~14.
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