防止水轮发电机组含抽水蓄能机组事故重点要求及实施细则.doc

《防止水轮发电机组含抽水蓄能机组事故重点要求及实施细则.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《防止水轮发电机组含抽水蓄能机组事故重点要求及实施细则.doc（20页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、防止水轮发电机组含抽水蓄能机组事故重点要求及实施细则1.1 防止机组飞逸1.1.1 设置完善的剪断销剪断（破断连杆）、调速系统低油压、电气和机械过速等保护装置。过速保护装置应定期检验，并正常投入。对水机过速140%额定转速、事故停机时剪断销剪断（破断连杆破断）等保护在机组检修时应进行传动试验。1.1.2 机组调速系统安装、更新改造及大修后必须进行水轮机调节系统静态模拟试验、动态特性试验和导叶关闭规律等试验，各项指标合格方可投入运行。1.1.3 新机组投运前或机组大修后必须通过甩负荷和过速试验，验证水压上升率和转速上升率符合设计要求，过速整定值校验合格。1.1.4 工作闸门（主阀）应具备动水关闭

2、功能，导水机构拒动时能够动水关闭。应保证工作闸门（主阀）在最大流量下动水关闭时，关闭时间不超过机组在最大飞逸转速下允许持续运行的时间。1.1.5 进口工作门（事故门）应定期进行落门试验。水轮发电机组设计有快速门的，应当在中控室能够进行人工紧急关闭，并定期进行落门试验。1.1.6 对调速系统油质进行定期化验和颗粒度超标检查，加强对调速器滤油器的维护保养工作，寒冷地区电站应做好调速系统及集油槽透平油的保温措施，防止油温低、粘度增大，导致调速器动作不灵活，在油质指标不合格的情况下，严禁机组启动。1.1.7 机组检修时做好过速限制器的分解检查，保证机组过速时可靠动作，防止机组飞逸。1.1.8 大中型水

3、电站应采用“失电动作”规则，在水轮发电机组的保护和控制回路电压消失时，使相关保护和控制装置能够自动动作关闭机组导水机构。1.1.9 电气和机械过速保护装置、自动化元件应定期进行检修、试验，以确保机组过速时可靠动作。1.1.10 机组过速保护的转速信号装置采用冗余配置，其输入信号取自不同的信号源，转速信号器的选用应符合规程要求。1.1.11 调速器设置交直流两套电源装置，互为备用，故障时自动转换并发出故障信号。1.1.12 每年结合机组检修进行一次模拟机组事故试验，检验水轮机关闭进水口工作闸门或主阀的联动性能。1.1.13 新投产机组或机组大修后，应结合机组甩负荷试验时转速升高值，核对水轮机导叶

4、关闭规律是否符合设计要求，并通过合理设置关闭时间或采用分段关闭，确保水压上升值不超过规定值。1.2 防止水轮机损坏1.2.1 防止水轮机过流及重要紧固部件损坏。1.2.1.1 水电站规划设计中应重视水轮发电机组的运行稳定性，合理选择机组参数，使机组具有较宽的稳定运行范围。水电站运行单位应全面掌握各台水轮发电机组的运行特性，划分机组运行区域，并将测试结果作为机组运行控制和自动发电控制（AGC）等系统运行参数设定的依据。电力调度机构应加强与水电站的沟通联系，了解和掌握所调度范围水轮发电机组随水头、出力变化的运行特性，优化机组的安全调度。1.2.1.2 水轮发电机组设计制造时应重视机组重要连接紧固部

5、件的安全性，并说明重要连接紧固部件的安装、使用、维护要求。水电站运行单位应经常对水轮发电机组重要设备部件（如水轮机顶盖紧固螺栓等）进行检查维护，结合设备消缺和检修对易产生疲劳损伤的重要设备部件进行无损探伤，对巳存在损伤的设备部件要加强技术监督，对已老化和不能满足安全生产要求的设备部件要及时进行更新。1.2.1.3 水轮机导水机构必须设有防止导叶损坏的安全装置，包括装设剪断销（破断连杆）、导叶限位、导叶轴向调整和止推等装置。1.2.1.4 水电站应安装水轮发电机组在线监测系统，对机组的运行状态进行监测、记录和分析。对于机组振动、摆度突然增大超过标准的异常情况，应当立即停机检查，查明原因和处理合格

6、后，方可按规定程序恢复机组运行。水轮机在各种工况下运行时，应保证顶盖振动和机组轴线各处摆度不大于规定的允许值。机组异常振动和摆度超过允许值应启动报警和事故停机回路。1.2.1.5 水轮机水下部分检修应检查转轮体与泄水锥的连接牢固可靠。1.2.1.6 水轮机过流部件应定期检修，重点检查过流部件裂纹、磨损和汽蚀，防止裂纹、磨损和大面积汽蚀等造成过流部件损坏。水轮机过流部件补焊处理后应进行修型，保证型线符合设计要求，转轮大面积补焊或更换新转轮必须做静平衡试验。1.2.1.7 水轮机桨叶接力器与操作机构连接螺栓应符合设计要求，经无损检测合格，螺栓预紧力矩符合设计要求，止动装置安装牢固或点焊牢固。1.2

7、.1.8 水轮机的轮毂与主轴连接螺栓和销钉符合设计标准，经无损检测合格，螺栓对称紧固，预紧力矩符合设计要求，止动装置安装或点焊牢固。1.2.1.9 水轮机桨叶接力器铜套、桨叶轴颈铜套、连杆铜套应符合设计标准，铜套完好无明显磨损，铜套润滑油沟油槽完好，铜套与轴颈配合间隙符合设计要求。1.2.1.10 水轮机桨叶接力器、桨叶轴颈密封件应完好无渗漏，符合设计要求，并保证耐压试验、渗漏试验及桨叶动作试验合格。1.2.1.11 水轮机所用紧固件、连接件、结构件应全面检查，经无损检测合格，水轮机轮载与主轴等重要受力、振动较大的部位螺栓经受过两次紧固拉伸后应全部更换。1.2.1.12 水轮机转轮室及人孔门的

8、螺栓、焊缝经无损检测合格，螺栓紧固无松动，密封完好无渗漏。1.2.1.13 水轮机伸缩节所用螺栓符合设计要求，经无损检测合格，密封件完好无渗漏，螺栓紧固无松动，预留间隙均匀并符合设计值。1.2.1.14 灯泡贯流式水轮机转轮室与桨叶端部间隙符合设计要求，桨叶轴向窜动量符合设计要求。混流式机组应检查上冠和下环之间的间隙符合设计要求。1.2.1.15 水轮机真空破坏阀、补气阀应动作可靠，检修期间应对其进行检查、维护和测试。1.2.2 防止水轮机导轴承事故。1.2.2.1 油润滑的水导轴承应定期检查油位、油色，并定期对运行中的油进行油质化验。1.2.2.2 水润滑的水导轴承应保证水质清洁、水流畅通和

9、水压正常，压力变送器和示流器等装置工作正常。1.2.2.3 技术供水滤水器自动排污正常，并定期人工排污。1.2.2.4 应保证水轮机导轴承测温元件和表计显示正常，信号整定值正确。对设置有外循环油系统的机组，其控制系统应正常工作。1.2.2.5 水轮机导轴承的间隙应符合设计要求，轴承瓦面完好无明显磨损，轴承瓦与主轴接触面积符合设计标准。1.2.2.6 水轮机导轴承紧固螺栓应符合设计要求，经无损检测合格，对称紧固，止动装置安装牢固或焊死。1.2.2.7 水轮机顶盖排水系统完好，防止顶盖水位升高导致油箱进水。1.2.3 防止液压装置破裂、失压。1.2.3.1 压力油罐油气比符合规程要求，对投入运行的

10、自动补气阀定期清洗和试验，保证自动补气工作正常。1.2.3.2 压力油罐及其附件应定期检验检测合格，焊缝检测合格。压力容器安全阀、压力开关和变送器定期校验，动作定值符合设计要求。1.2.3.3 机组检修后对油泵启停定值、安全阀组定值进行校对并试验。油泵运转应平稳，其输油量不小于设计值。1.2.3.4 液压系统管路应经耐压试验合格，连接螺栓经无损检测合格，密封件完好无渗漏。1.2.4 防止机组引水管路系统事故。1.2.4.1 结合引水系统管路定检、设备检修检查，分析引水系统管路管壁锈蚀、磨损情况，如有异常则及时采取措施处理，做好引水系统管路外表除锈防腐工作。1.2.4.2 定期检查伸缩节漏水、伸

11、缩节螺栓紧固情况，如有异常及时处理。1.2.4.3 及时监测拦污栅前后压差情况，出现异常及时处理。结合机组检修定期检查拦污栅的完好性情况，及时更换变形严重的进水口拦污栅，防止进水口拦污栅损坏。1.2.4.4 当引水管破裂时，事故门应能可靠关闭，并具备远方操作功能，在检修时进行关闭试验。1.3 防止水轮发电机重大事故1.3.1 防止定子绕组端部松动引起相间短路（参见10.1）。1.3.1.1 定子绕组在槽内应紧固，槽电位测试应符合要求。1.3.1.2 定期检查定子绕组端部有无下沉、松动或磨损现象。1.3.2 防止定子绕组绝缘损坏。1.3.2.1 加强大型发电机环形接线、过渡引线绝缘检查，并定期按

12、照电力设备预防性试验规程（DL/T 596-2000）的要求进行试验（参见10.2.1）。1.3.2.2 定期检查发电机定子铁芯螺杆紧力，发现铁芯螺杆紧力不符合出厂设计值应及时处理。定期检查发电机硅钢片叠压整齐、无过热痕迹，发现有硅钢片滑出应及时处理（参见10.10）。1.3.2.3 定期对抽水蓄能发电/电动机线棒端部与端箍相对位移与磨损进行检查，发现端箍与支架连接螺栓松动应及时处理。1.3.2.4 卧式机组应做好发电机风洞内及引线端部油、水引排工作，定期检查发电机风洞内应无油气，机仓底部无积油、水。1.3.3 防止转子绕组匝间短路。1.3.3.1 调峰运行机组参见10.4.2。1.3.3.2

13、 加强运行中发电机的振动与无功出力变化情况监视。如果振动伴随无功变化，则可能是发电机转子有严重的匝间短路。此时，首先控制转子电流，若振动突然增大，应立即停运发电机。1.3.4 防止发电机局部过热损坏。1.3.4.1 发电机出口、中性点引线连接部分应可靠，机组运行中应定期对励磁变压器至静止励磁装置的分相电缆、静止励磁装置至转子滑环电缆、转子滑环进行红外成像测温检查。1.3.4.2 定期检查电制动隔离开关动静触头接触情况，发现压紧弹簧松脱或单个触指与其他触指不平行等问题应及时处理。1.3.4.3 发电机绝缘过热装置报警时参见10.6.1。1.3.4.4 新投产机组或机组检修，都应注意检查定子铁芯压

14、紧以及齿压指有无压偏情况，特别是两端齿部，如发现有松弛现象，应进行处理后方能投入运行。对铁芯绝缘有怀疑时，应进行铁损试验。1.3.4.5 制造、运输、安装及检修过程中，应注意防止焊渣或金属屑等微小异物掉入定子铁芯通风槽内。1.3.5 防止发电机机械损伤。1.3.5.1 在发电机风洞内作业，必须设专人把守发电机进人门，作业人员须穿无金属的工作服、工作鞋，进入发电机内部前应全部取出禁止带入物件，带入物品应清点记录。在工作时，不得踩踏线棒绝缘盒及连接梁等绝缘部件，工作产生的杂物应及时清理干净，工作完毕撤出时清点物品正确，确保无遗留物品。重点要防止螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别应对端部

15、线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。1.3.5.2 主、辅设备保护装置应定期检验，并正常投入。机组重要运行监视表计和装置失效或动作不正确时，严禁机组启动。机组运行中失去监控时，必须停机检查处理。1.3.5.3 应尽量避免机组在振动负荷区或气蚀区运行。1.3.5.4 大修时应对端部紧固件（如连接片紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等）紧固情况以及定子铁芯边缘硅钢片有无断裂等进行检查。1.3.6 防止发电机轴承烧瓦。1.3.6.1 带有高压油顶起装置的推力轴承应保证在高压油顶起装置失灵的情况下，推力轴承不投入高压油顶起装置时安全停机无损伤。应定期对高压油

16、顶起装置进行检查试验，确保其处于正常工作状态。1.3.6.2 润滑油油位应具备远方自动监测功能，并定时检查。定期对润滑油进行化验，油质劣化应尽快处理，油质不合格禁止启动机组。1.3.6.3 冷却水温、油温、瓦温监测和保护装置应准确可靠，并加强运行监控。1.3.6.4 机组出现异常运行工况可能损伤轴承时，必须全面检查确认轴瓦完好后，方可重新启动。1.3.6.5 定期对轴承瓦进行检查，确认无脱壳、裂纹等缺陷，轴瓦接触面、轴领、镜板表面粗糙度应符合设计要求。对于巴氏合金轴承瓦，应定期检查合金与瓦坯的接触情况，必要时进行无损探伤检测。1.3.6.6 轴电流保护回路应正常投入，出现轴电流报警必须及时检查

17、处理，禁止机组长时间无轴电流保护运行。1.3.7 防止水轮发电机部件松动。1.3.7.1 旋转部件连接件应做好防止松脱措施，并定期进行检查。发电机转子风扇应安装牢固，叶片无裂纹、变形，引风板安装应牢固并与定子线棒保持足够间距。1.3.7.2 定子（含机座）、转子各部件、定子线棒槽楔等应定期检查。水轮发电机机架固定螺栓、定子基础螺栓、定子穿芯螺栓和拉紧螺栓应紧固良好，机架和定子支撑、转动轴系等承载部件的承载结构、焊缝、基础、配重块等应无松动、裂纹、变形等现象。1.3.7.3 水轮发电机风洞内应避免使用在电磁场下易发热材料或能被电磁吸附的金属连接材料，否则应采取可靠的防护措施，且强度应满足使用要求

18、。1.3.7.4 定期检查水轮发电机机械制动系统，制动闸、制动环应平整无裂纹，固定螺栓无松动，制动瓦磨损后须及时更换，制动闸及其供气、油系统应无发卡、串腔、漏气和漏油等影响制动性能的缺陷。制动回路转速整定值应定期进行校验，严禁高转速下投入机械制动。1.3.8 防止发电机转子绕组接地故障（参见10.11）。1.3.9 防止发电机非同期并网（参见10.9）。1.3.10 防止励磁系统故障引起发电机损坏。1.3.10.1 严格执行调度机构有关发电机低励限制和PSS的定值要求，并在大修进行校验。1.3.10.2 自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内，并定期校验。1.3.10

19、.3 励磁调节器的运行通道发生故障时应能自动切换通道并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。在手动励磁调节运行期间，调节发电机的有功负荷时必须先适当调节发电机的无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。1.3.10.4 在电源电压偏差为+10%-15%、频率偏差为+4%-6%时，励磁控制系统及其继电器、开关等操作系统均能正常工作。1.3.10.5 在机组启动、停机和其他试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。1.3.10.6 励磁系统中两套励磁调节器的电压回路应相互独立，使用机端不同电压互感器的二次绕组，防止其中一个短路引起发电机误强励。1.4 防止抽水蓄能机组相关事故1.4.1

20、 防止机组调相工况运行时主轴密封、迷宫环温度过高损坏。1.4.1.1 机组技术供水的压力、流量等应满足各种工况及工况转换的要求。1.4.1.2 机组调相运行应重点关注机组主轴密封、迷宫环的温度以及机组振动情况。1.4.2 防止机组相关紧固件、连接件及预埋件损坏。针对抽水蓄能机组高压力、高水头、高转速、开机频繁特点，应定期进行紧固件、连接件及预埋件的检查。1.4.3 防止水库水位过低，输水流道进入空气。1.4.3.1 定期对上下库水位监测装置进行校验，保证数据与现场一致。1.4.3.2 根据上下水库的死水位，制定上下水库的水位限幅值，并进行水位限幅试验。1.4.3.3 设置上下库水位最低运行报警

21、值，定期检验报警装置是否能正常动作。1.4.4 防止进水球阀水力振荡。1.4.4.1 机组应避免在“S”区运行或振动区运行。1.4.4.2 进水球阀在设计上应能防止振荡发生时产生位移。1.4.4.3 机组在发生水力振荡时，应迅速查明水力不平衡的原因，并尽量降低机组有功出力或停机。1.4.5 防止背靠背（BTB）启动事故。1.4.5.1 机组背靠背启动涉及原动机和被拖机控制和配合，机组启动过程中应有确保机组自动开机而非单步开机的安全措施，同时应实现静止变频器（SFC）抽水启动、背靠背抽水启动之间的相互闭锁。1.4.5.2 抽水蓄能机组背靠背启动过程中，应确保在启动过程中发生事故时，启动原动机和被

22、拖机事故停机。1.4.5.3 抽水蓄能机组背靠背启动过程中，原动机和被拖机转速应保持同步。原动机和被拖机转差大于设定值（根据实际试验情况确定）时，启动原动机和被拖机事故停机。1.4.5.4 抽水蓄能机组背靠背抽水启动过程中，应设置机组启动一定时间（根据实际情况确定）内未能检测到原动机/被拖机转速的保护，启动原动机和被拖机事故停机。1.4.6 防止抽水启动及水泵运行事故。在水泵启动及运行过程中，可靠投入溅水功率保护、低功率保护，防止机组启动及运行事故。机组调相运行时，要求具有完善的压水控制流程及相关保护，能够根据监控命令可靠地开启或关闭压水补气阀，当出现水位异常上升时，相关保护能正确动作停机。1

23、.4.7 防止静止变频器故障，机组无法进行水泵及水泵调相工况启动。1.4.7.1 静止变频器应满足启动发电电动机至额定转速的时间和频率变化的要求。1.4.7.2 任意两台机组之间应能满足背靠背启动要求，在启动回路上，背靠背启动和静止变频器启动时应配置相应闭锁。1.4.7.3 定期对静止变频器冷却水系统进行检查，对存在漏水、水量减少、水压降低的缺陷应及时消除。1.4.7.4 静止变频器设备间应配置温湿度调节设备，应有防止静止变频器系统长时间停运时冷却水管路结露的措施。1.4.7.5 要定期对静止变频器对励磁电流设定值的变送器和励磁电流反馈的变送器进行效验，防止因励磁不启动或者是励磁电流没能达到静

24、止变频器启动的要求，造成静止变频器转子位置测量错误，导致静止变频器启动不成功。1.4.7.6 静止变频器工作时所产生的谐波电流和谐波电压值应不影响发电电动机保护、励磁、调速器、自动准同期装置、中性点接地装置及其他设备的正常在行。1.4.7.7 静止变频器输入变压器保护装置必须完善可靠，严禁变压器无保护投入运行。1.4.7.8 静止变频器输入及输出变压器为油变者要定期进行油色谱分析，严禁超标运行。对有水冷却器系统的要有防止变压器本体结露的措施。1.4.8 防止蓄能机组运行时球阀事故。1.4.8.1 定期对球阀控制回路及回路上的相关元器件进行检查，保证回路绝缘合格、各元器件工作正常。1.4.8.2 对于球阀紧停阀为失电动作的机组，其控制电源需冗余配置，并与其他回路隔离。1.4.8.3 当机组抽水工况运行，球阀突然自动关闭时，保护系统的抽水工况低功率与溅水功率保护应能可靠动作停机。1.4.8.4 确保进水球阀密封能正常投退，球阀能自动关闭。