水轮发电机技术讲课.pptx

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1、1思林发电厂大坝第1页/共50页2第2页/共50页3第3页/共50页4第4页/共50页5第5页/共50页6第6页/共50页7第7页/共50页8第8页/共50页9第9页/共50页10第一章水轮发电机组基本工作原理及技术参数我厂水轮发电机组共有四台，分别为：#1、2、3、4机.水轮机由上海福伊特西门子水电设备有限公司生产，发电机由哈尔滨电机厂生产。现先简单介绍一下，再分别介绍其构造。若有不对之处,敬请批评指正,谢谢大家。第10页/共50页11一、水轮发电机组基本工作原理上游大坝蓄水具有位能，具有压力的水流经拦污栅、进水口检修闸门、工作闸门及发电引水钢管进入水轮机蜗壳，初步形成环流，再经座环固定导叶

2、分流后均匀地进入活动导叶，活动导叶开度的大小调节转轮的水流量，转轮在水的压力和速度作用下旋转，把水能（动能、势能）转换成机械能，转轮出口水流通过尾水管排至下游；水轮机大轴把转轮的转动力矩传给与水轮机大轴连接的发电机转子，并带动发电机转子转动，当发电机转子绕组中通以直流电，形成磁场同时由转子旋转而产生旋转磁场。发电机定子绕组因切割转子的旋转磁场，而在发电机三相定子绕组中产生交变感应电势。当发电机三相定子绕组输出回路接负载时就产生交变三相电流，此交变电流产生的磁场在发电机定子、转子形成旋转磁场，并且定子绕组产生的旋转磁场与发电机转子的旋转磁场同向，同速，当发电机转子磁极对数p一定时，发电机的转速n

3、与电势的频率f有严格不变的关系，即同步关系，f=pn/60；其中f-同步发电机电势的频率(Hz);p-同步发电机的磁极对数;n-同步发电机转子的转速(r/min)。第11页/共50页121、水能转化为机械能1）进入水轮机的水能控制P=9.81QH,根据能量守恒，要改变P，必须调节进入水轮机的流量或者改变水头。因为水头调节范围较小（431m440m),汛期留有防洪库容，水头调节范围更小（431m435m)。所以一般通过调节进入水轮机的流量来改变P。通过改变活动导叶开度这一途径来调节进水量或切断水流。导叶的操作力来自液压接力器，而液压接力器则受调速器来控制。2）水电厂电能生产及送出示意图：天然水流

4、坝水库取水口压力钢管水轮机发电机输变电装置用户3）流量的调节过程：调节命令（上位机）机组现地LCU调速器电气部分调速器机械部分液压接力器控制环导叶拐臂导叶开度改变改变进入水轮机的流量。4）请写出有功功率与水头和流量的关系式。5）请说出我厂设计防洪水位是多少？6）请简要说明进入水轮机流量调节过程？第12页/共50页132、机械能转变为电能水流驱动水轮机转动带动同轴发电机转动1）发电机工作基本原理电磁感应原理，导线切割磁力线将感应电动 势，闭合导线产生交变电流。在工程上由于电枢绕组庞大，故电厂一 般采用移动磁力线去切割固定不动的电枢绕组。当定子绕组流过三相交流电流以后产生一个旋转磁极，该磁极的转速

5、称为同步转速，旋转磁极与转子磁极产生相互作用力，二者之间的角度决定了力的大小(有功负荷大小）和性质（发电机或电动机）。发电机的转速n与电势的频率f有严格不变的关系，即同步关系，f=p*n/60。2）发电机调压过程：由电磁感应定律E=L*d/dt可知改变等式右侧任意一个参数就可以改变感应电势E，但一般L不可改变，同步发电机磁力线切割速度不可改变，所以一般通过改变磁通强度（磁力线密度）来调整电压，要改变磁通强度必先改变励磁电流强度，也就是平时改变可控硅导通角。3 3）电压调整过程：电压调整命令现地LCU可控硅导通角转子电压转子电流磁通感应电动势改变4 4）我厂机组额定转速为93.75r/min93

6、.75r/min，请计算有多少对磁极？第13页/共50页14二、水轮发电机组基本参数在介绍水轮发电机构造之前,先介绍我厂发电机的基本参数：1）#1#4发电机型号SF262.564/150002）额定容量291.7MVA3）额定功率262.5MW4）额定电压15.75kV5）额定电流10692A功率因数0.9(滞后)6）额定励磁电压358V额定励磁电流1984.3A7）空载励磁电压143.5V空载励磁电流1164.7A8）额定转速93.75r/min飞逸转速185r/min额定频率50HZ9）定转子绝缘等级F级定子绕组120,转子绕组130飞轮力矩120,000Tm2转子起吊重量635t发电机额

7、定效率（计算值）98.61%10）测速方式残压测频和齿盘测频旋转方向俯视顺时针11）励磁方式:静止可控硅励磁第14页/共50页15发电机定子铁心外径15000mm定子铁心长度14200mm气隙长度27mm定子槽数624槽定子电密（计算值）23.05A/mm纵轴同步电抗Xd（不饱和值）99.237%纵轴暂态电抗Xd（不饱和值）31.244%纵轴次暂态电抗Xd（不饱和值）21.822%横轴与纵轴次暂态电抗比Xq/Xd=1.06负序阻抗（75）0.039；短路比1.10第15页/共50页16三、水轮机基本参数1、#1-#4水轮机型号HL270-LJ-6802、最大水头76.00m额定水头64.00m

8、最小水头57.00m3、额定流量446.8m3/s吸出高度-7.2m4、额定功率267.85MW最大功率291.53MW5、转轮进口直径4.950m活动导叶24片固定导叶24片转轮叶片13片最大轴向力4750kN，但不包括水轮机转动部分惯量6、额定效率95.08%及以上最高效率96.56%及以上7、制造厂家：上海福伊特西门子水电设备有限公司第16页/共50页17第二章水轮机的构造概述：我厂水轮机采用上海福伊特西门子水电设备有限公司生产的HL270-LJ-680型混流式水轮机。是将水能转换为机械能的的一种水力机械，主要由引水部件、导水部件、工作部件和泄水部件组成。还有一些辅助设备水导轴承部分、密

9、封装置部分、主轴中心孔补气装置、机坑内部水、气管路、测量仪表及专用工具等部分组成。目前大多数电站主要采用混流式水轮机，其优点比较明显，结构简单、制造安装方便，运行可靠并具有较高效率和较小空蚀系数。水轮机转轮上部与主轴相连，在其四周布置有活动导叶，导叶上部通过拐臂与控制环连接，下部套在底环内，而底环又布置在座环的下环内，顶盖安放在座环的上环上，盖住转轮。固定导叶布置在活动导叶的外围，座环的碟形边与蜗壳相连，并被蜗壳四周包围。水导轴承位于顶盖上，控制环通过推拉杆与接力器相连。在座环下方布置有基础环，通过锥形环与尾水管相接。第17页/共50页18一、转轮水轮机转轮由上冠、叶片、下环、止漏环、泄水锥和

10、减压装置组成。1、叶片是转轮中最重要的部件，是水能转换为机械能最关键部位，受多种应力作用，工作条件恶劣，需要选用高强度，抗空蚀和抗磨损的不锈钢材料。2、转轮体主要用来装置叶片，它承受水推力，要求有较高的强度和刚度，其上部与主轴法兰相连，下部与泄水锥相连，中部四周开有13个孔，安放转轮叶片。3、泄水锥将水引至尾水管，不致因水流脱流而引起机组强烈振动。4、主轴两端采用双法兰结构，下端还采用焊接加固，再用一个不锈钢盖板盖住，在主轴下端1/3有一个水导轴承轴领，我厂水导轴承采用稀油润滑轴承分块瓦，油外循环冷却方式。第18页/共50页19二、导水机构1、导水机构是由导叶、传动机构（拐臂、连杆和控制环）、

11、接力器和推拉杆等组成。作用是根据负荷的变化来改变水轮机的流量，已达到控制机组正常运行的目的。导叶均匀布置在座环上，其断面为流线型。导水机构接力器型式有导管直缸式、摇摆式、双直缸式和小直缸式。我厂接力器采用双直缸式。2、导叶采用不锈钢整体铸造，共计24个。每个导叶设有3个自润滑导轴承支承，1个座落在底环中，另2个在顶盖中。导叶轴上部设有一个可调整的自润滑推力轴承。导叶设有摩擦限位装置，在导叶轴穿过顶盖处的轴承套上设有活动导叶轴密封。由各部件（包括自润滑轴承、销、拐臂、连杆、控制环和推拉杆）组成的导叶操作机构将导叶与接力器相连接，并设有剪断销、导叶保护装置等。3、水轮机设有2个油压操作、双作用直缸

12、接力器，用于通过导叶操作机构来操作导叶。接力器设置于水车室的接力器坑衬内，支承在经加工过的支座板上，支座板与机坑里衬形成整体。操作接力器的压力油由调速系统的油压装置供给，其额定工作油压为6.3MPa。接力器还设有可调的分段关闭装置和可靠的油压操作接力器锁锭装置。第19页/共50页20三、尾水管、蜗壳和盘型阀1、每台机在尾水管底部设有2个800mm盘形阀和在蜗壳1个800mm盘形阀，用于机组检修时排空流道内的积水。蜗壳盘形阀布置在蜗壳进口段的最低高程处，将蜗壳内的积水排到尾水管内。2个尾水管盘形阀分别位于尾水管扩散段的两侧，通过排水管引至排水廊道。2、盘形阀埋入混凝土的埋件有：盘形阀操作机构套管

13、、盘形阀座及操作机构的埋设、排水管、阀坑拦污栅及基础埋件。3、蜗壳为钢板焊接结构，按不进行水压试验设计和制造，约分为30节。蜗壳在机坑进行挂装、调整和焊接。蜗壳延伸段设有止推环（止推环由设备制造厂VSS提供），蜗壳包括进口延伸段，它与距水轮机X轴线上游10.55m的压力钢管的焊接需要在现场进行，压力钢管的内径为8.52m，厚度约30mm。4、尾水管为不带中间支墩的肘型金属尾水管，采用肘形主要作用将转轮出口的水流引向下游，当转轮高于下游水位，使转轮出口形成静力真空，利用高于下游水面的吸出高度。还有使转轮出口处的水流动能恢复为动力真空，提高水轮机效率。金属尾水管里衬自基础环开始衬至肘管出口与扩散段

14、进口连接断面处，里衬厚度25mm。第20页/共50页21四、水轮机底环和顶盖1、顶盖为钢板焊接结构，一般要分瓣运输到工地，采用预应力螺栓把合，不需要在现场做结构焊接，顶盖带法兰，与座环用螺栓和定位销连接，顶盖设有引至尾水管的泄压管。2、底环为钢板焊接结构，由上环、下环和固定导叶组成，置于基础环上，用螺栓与基础环连接，分瓣件在工地用螺栓把合，不需要在现场做结构焊接。3、顶盖和底环上装有用于导叶轴的自润滑轴承和密封，设有导叶轴承孔；顶盖和底环均有可更换止漏环。顶盖内设有排水道将主轴密封的渗漏水排出，并设有两台顶盖排水泵，通过设在顶盖内的液位信号器进行自动控制。第21页/共50页22五、水轮机轴密封

15、系统1、水轮机轴采用中空结构，上端与发电机轴采用外法兰连接，下端与转轮采用外法兰连接。主轴有中心补气设备、补气管及相应的水密封装置。2、轴密封系统分为工作密封和检修密封两部分。在主轴通过顶盖的部位设置工作密封。密封采用恒压式径向密封，其密封水压为0.8MPa1MPa。工作密封能在不拆卸主轴、水轮机导轴承、导水机构、管路系统和顶盖排水设施的情况下进行检查、调整和更换密封元件。密封环为自补偿型。3、在机组停机导水叶漏水较大时，为防止水进入顶盖，在工作密封下方设置有用压缩空气充气的橡胶检修密封装置，检修密封由电站空压机系统提供工作压力约为0.8MPa压缩空气。第22页/共50页23第三章发电机的构造

16、概述：我厂发电机均采用立轴半伞式水轮发电机，推力轴承位于发电机转子下部的下机架上。轴系由上端轴、转子支架中心体、发电机主轴和水轮机主轴组成。并由发电机上导轴承支撑。发电机采用密闭双路无风扇自循环端部回风空气冷却系统，热风由12个固定在定子机座周围的针式高效冷却器冷却（三峡发电机采用了半水冷方式，即转子为空冷，定子为水内冷）。发电机励磁采用静止可控硅励磁系统。我厂发电机采用哈尔滨电机厂生产的SF262.5-64/15000型立轴半伞式水轮发电机。主要由定子、转子、推力轴承、下机架、上机架、上导轴承、制动和除尘系统、通风冷却系统、防油雾和消防系统、上盖板等组成。定子和转子是发电机产生电磁作用的主要

17、部件，其它部件仅起支持或辅助作用。水轮发电机的主轴用法兰盘与水轮机主轴直接连接，由水轮机带动发电机转子旋转。发电机为立轴半伞式结构，我厂采用二部导轴承和一部推力轴承，推力轴承和下导轴承支撑在下机架上，发电机轴与水轮机轴采用法兰连接。第23页/共50页24一、发电机定子 定子是水轮发电机的固定部件之一。主要由机座、铁芯、绕组、上下止压板、端箍支架、端箍、基础板及引出线等部件组成。1 1、定子机座：即定子外壳，主要作用是承受定子自重、上机架及机架其他部件的重力、承受电磁扭矩和不平衡磁拉力、承受绕组短路时的切向力。因此必须具有高强度，做好防止变形和振动的措施。机座由轧制钢板焊接而成，分成6瓣运至现场

18、，在安装场进行组圆焊接，并测圆度。在安装间定子组装平台支架基础埋件。所有焊缝应进行无损探伤定子机座下环板与定子铁芯的结合型式为齿压板结构，定子机座基础板与混凝土结合部位设有契子板、调平螺杆、螺栓及灌浆孔。2 2、定子铁芯：是水轮发电机磁路的主要通道，由于存在交变磁通，才在绕组中感应交变电流。称此为磁电交换元件。定子铁芯由硅钢片叠装而成，叠装一定高度，分层压紧，并用高强度螺栓压紧，定子铁芯采用鸽尾形定位筋焊接于定子机座上，焊缝要进行探伤。3 3、定子绕组：当交变磁场切割绕组时，便在绕组中产生交变电动势和交变电流，从而完成水能机械能电能最终转换。定子绕组固定好坏，关系机组安全运行和绕组寿命，如固定

19、不牢在电磁力和机械振动力的作用下，容易造成绝缘损坏，匝间短路等故障。因而槽部线棒用槽楔压紧，端部用端箍结构固定。定子绕组由条式线棒组成，“Y”形连接，支路并联，所有的线棒接头连接采用银铜焊，绕组绝缘为国家标准中规定的F级绝缘。第24页/共50页25二、发电机转子转子是水轮发电机旋转部件，位于定子里面，与定子之间保持一定空气间隙，它的作用是产生磁场并通过与定子的相互作用，将水能转换为电能。由主轴，转子支架、磁轭和磁极等部分组成。磁极是凸极的，首尾两磁极与转子引线相连接，转子引线接至集电环。运行时励磁装置向集电环供给直流电。1、主轴：主要起中间连接、承受机组在各种工况下的转矩、承受推力负荷引起的拉

20、应力、单边磁拉力和转动部分机械不平衡的力。2、转子支架：连接主轴和磁轭的中间部件，并起到固定磁轭和传递转矩的作用，我厂采用是组合式。3、磁轭：主要产生转动惯量和固定磁极，同时也是磁路一部分。由扇形冲片交错叠成整体，再用螺杆拉紧，然后固定在转子支架上。磁轭外缘的T型槽用以固定磁极。为防止过速时磁轭径向膨胀，造成磁轭与转子支架分离而产生偏心振动支架将磁轭加热后用径向键加以固定。4、磁极：产生磁场的部件，由磁极铁芯、励磁绕组、阻尼绕组与极靴压板等组成，叠片磁极由薄钢板迭成，励磁绕组用扁铜线绕成。第25页/共50页26三、发电机通风冷却系统通风冷却系统为无风扇密闭自循环系统，空气通过转子的径向气流作用

21、产生循环，在上、下机架侧设有挡风板。在发电机定子机座周围，对称地布置12个水冷式空气冷却器，冷却器与水管之间的全部接头为法兰或柔性管接头，冷却水来自电站技术供水系统。第26页/共50页27四、发电机的附属系统1、空气冷却器、推力轴承和上、下导轴承油冷却器供、排水系统系统以及及相应部位上设置的流量、压力、温度等自动控制元件。2、上导轴承油槽、推力轴承油槽和下导轴承油槽供、排油/油雾收集系统和油位、温度等自动控制元件，以及油雾收集系统。3、机械制动/顶起/粉尘收集系统自动控制元件。发电机制动和顶起系统包括制动闸及其连接管路和附件、制动闸的粉尘收集装置及管路、机组制动柜、油压顶起转子时所用的移动式油

22、泵油槽车及管路和附件。制动器不仅用于发电机停机时制动，还设计成能用作液压千斤顶来顶起机组整个转动部分。制动闸设有供油、供气环管。环管经预埋的套管引出机坑后与机组制动柜连接，在机组制动柜中预留了一个在油压顶起转子时与移动式油泵油槽车相连的管口。制动闸的粉尘收集装置包括静电过滤器、吸风机和相关的风管、风道、仪表和控制装置。安装还包括所有附属的电气设备。4、发电机自动化元件：发电机自动化元件包括温度开关、液位信号器、示流信号器、压力开关、限位开关、温度检测计、振动传感器、摆度传感器、蠕动探测器、发电机局部放电检测装置及发电机气隙监测装置等。第27页/共50页28第四章水轮发电机启动试运行时的检查和操

23、作注意事项概述：当水轮发电机安装完毕或大、小修结束，水轮发电机启动试运行时应该做哪些准备工作、启动前应作哪些检查和启动操作时应注意些什么？第28页/共50页29一、水轮发电机启动前的条件1、所有检修工作已结束，所有工作票均已收回办终结。2、所有安装或检修各项目经组织验收合格。设备变异通知书已交运行；3、启动前的各项试验均已模拟试验正常，如保护带开关、水机控制流程、调速器、励磁调节器等二次设备静特性试验及回路传动试验合格。4、各项安全措施已拆除，愎复常设遮栏，具备启动条件按总指挥令作启动前的检查各部正常。5、充水前应检查检修井、渗漏井排水泵运行正常。6、检查启动机组有关照明系统良好、安全通道畅通

24、无阻、通讯畅通、灭火系统完备等。第29页/共50页30二、启动前的检查注意事项1、引水系统的检查：（1）检查进水口工作闸门已安装或检修完毕，在无水情况下各项试验合格，启闭正常，工作闸门在全关状态；（2）检查压力钢管、蜗壳、尾水管内部无杂物已清理干净，蜗壳及尾水管所有检修工作全部结束，所有人员已全部撤离，尾水管和蜗壳进人孔已关闭；（3）尾水、蜗壳放空阀已关闭无误；钢管取水阀在全关位置；2、检查水轮机技术供水系统已愎复正常，水压调整正常；3、检查水车室及顶盖清洁无杂物，顶盖射流泵工作正常，密封润滑水投入正常。4、检查机组各轴承油槽油位、油色正常；5、检查压油装置及漏油泵已愎复正常，各试验已合格，油

25、位、油压正常，自动启、停正常；6、检查调速器系统已愎复正常，启动前的各静态试验调试合格；7、检查推力外循环油泵工作正常；8、检查制动系统试验正常；9、检查发电机风洞内无杂物；10、上位机、现地LCU开停机模拟试验正常，各测量显示正常；第30页/共50页31三、启动操作注意事项（一）尾水充水平压试验：检查水车室内检修密封是否漏水，检修密封排气后检查工作密封漏水情况；检查顶盖排水情况，导叶套筒有无漏水；尾水管、蜗壳进人门有无漏水，我厂采用尾水管充水平压阀。1、投入机组制动及检修密封，必要时在水车室设置临时潜水泵；2、将调速器放机手动，并将导叶打开3-5%的开度。3、打开尾水门上充水阀对尾水充水；注

26、意检查水车室内检修密封是否漏水，检修密封排气后检查工作密封漏水情况；检查顶盖排水情况，导叶套筒有无漏水；尾水管、蜗壳进人门有无漏水。4、检查尾水平压后无异常，提起尾水闸门，并锁定。5、将调速置机手动，关闭导叶，手动按下紧急停电磁阀。投入接力器锁锭。（二）钢管充水试验：检查蜗壳进人门、伸缩节有无漏水；水车室顶盖、导叶轴套有无漏水，各部水压指示正常，测压管接头有无漏水；1、投入制动和检修密封；导叶全关，接力器锁锭投入，投入急停。2、检查进水口工作闸门全关位置；3、提起进水口检修闸门；4、充水前设专人监视蜗壳压力和蜗壳进人门漏水情况；5、提工作闸门至充水平压位置打开门上充水阀对蜗壳钢管充水。严密监视

27、记录蜗壳压力上升情况和充水时间；第31页/共50页326、充水过程中应注意检查蜗壳进人门、伸缩节有无漏水；水车室顶盖、导叶轴套有无漏水，各部水压指示正常，测压管接头有无漏水；7、检查工作密封投入水压正常，退出检修密封，检查顶盖漏水、排水情况；8、静水中做机械转速140%模拟动作落进水口闸门正常；9、全面检查钢管充水正常，将进水口工作闸提至全开位置。（三）水轮发电机组空转试验：检查机组各部运行情况；各轴承温升情况；水力测量系统表计及电气转速表是否正常；检查核实监控上位机与现地LCU数据采集处理情况及程序执行情况；检查调速器扰动、动态试验、手、自动切换、双电源切换试验、掉电试验、导叶反馈断线试验、

28、测频回路断线试验，机组手、自动下摆度试验；1、检查水轮发电机组各部已清理干净，各部人员已到位，振动摆度等测量仪器、仪表准备齐全。2、检查充水试验正常无留问题；3、检查各部冷却水、润滑水投入正常。润滑油系统、操作油系统工作正常。各油槽油位油色正常。第32页/共50页334、检查高、低压气系统及渗漏井水泵自动运行正常；5、启动高压顶转子正常；6、漏油泵自动运行正常；7、调速器系统工作正常；8、发电机出口开关断开或出口刀闸断开；发电机集电环碳刷已研磨安装完毕，碳刷拨出；灭磁开关断开；9、水机保护和测温装置已投入正常；10、外接试验接线已接好；现地LCU工作正常。11、水轮机工作密封投入正常，检修密封

29、已排气，顶盖无漏水；12、拨出接力器锁锭（手动复归紧急停机电磁阀）解除制动；检查风闸全部落下13、手动打开调速器的导叶开度，待机组开始转动后，立即将导叶关回，检查各部机组转动部分与静止部件之间有无磨擦和碰撞情况；14、待检查确认各部正常后，手动打开导叶启动机组，当转速升至50%的额定转速时暂停升速。观察各部运行情况检查无异常后继续增大开度，使转速升至额定值，机组空转运行。15、机组空转运行中应注意检查各部运行情况，水车室漏水情况；各轴承温升情况；各油槽甩油情况；检查上位机与现地LCU数据采集处理情况及程序执行情况；第33页/共50页3416、待机组空转运行稳定后开始做调速器扰动、动态试验、手、

30、自动切换、双电源切换试验、掉电试验、导叶反馈断线试验、测频回路断线试验，机组手、自动下摆度试验。17、机组空转各部瓦温稳定后手动停机检查；主要检查各部位螺栓、销钉、锁片及健是否松动或脱落；检查转动部分的焊缝是否有开裂现象；检查发电机上、下档风板档风圈是否有松动或断裂，检查风闸的磨损及动作的灵活性。（四）水轮发电机过速试验：检查水轮发电机转动部分的机械强度和观察测速装置动作是否正确；1、经机组空转试验检查各部正常；2、手动方式开机至额定转速，监视各部无异常现象；3、将导叶开度手动继续加大，使机组升速至额定转速的115%观察转速装置触点动作停机或将测装置过速115%ne保护触点从水机保护回路解开观

31、察其触点动作情况；4、如机组运行无异常，继续将转速升至140%ne过速保护监视过速装置动作停机，并落下工作闸门。5、过速试验中应注意检查记录各部位摆度和振动值。记录各轴承的温升情况；及发电机空气间隙的变化。监视有无异常响声；第34页/共50页356、过速试验后检查：全面检查水轮发电机的转动部分，如转子磁轭键、磁极键、阻尼绕组及磁极引出线、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位；检查发电机定子基础及千顶的状态；检查各部位螺栓、销钉、锁片及健是否松动或脱落；检查转动部分的焊缝是否有开裂现象；检查发电机上、下档风板档风圈是否有松动或断裂，检查风闸的磨损及动作的灵活性。（五）水轮发电机自动开停机试验：检查开停机

32、流程动作，其附属设备动作是否正常，记录开机令至机开始起动的时间和达到额定转速的时间。停机令至制动加闸时间和加闸至机组全停的时间。分别在现地LCU及上位机进行。1、试验前检查调速器处于自动位置，机组各部附属设备处于自动状态；2、水机保护均已投入。具备自动开停机条件；3、首次自动开机前现地检查接力器及风闸的实际位置与自动回路相符；（六）水轮发电机短路升流试验：检查发电机各电流回路的正确性和对称性；各继电保护电流回路的极性和相位检查各测量表计接线及显示的正确性。检查额定电流下机组的振动和摆度以及碳刷、集电环工作情况；录制三相短路特性曲线等。第35页/共50页361、发电机短路升流试验应具备的条件：（

33、1）发电机出口端已设置可靠的三相短路线。（2）用厂用电提供主励磁装置电源；（3）投入机组水机保护；2、手动开机至额定转速，检查机组各部运转正常；3、手动合上发电机灭磁开关，通过电压励调节器手动设置升流至此5%定子额定电流，检查发电机各电流回路的正确性和对称性；各继保护电流回路的极性和相位检查各测量表计接线及指示的正确性。4、检查无异常后将电流升至额定电流，检查记录在额定电流下机组的振动和摆度及碳刷、集电环工作情况；5、在发电机额定电流下跳开灭磁开关，检查灭磁开关的灭磁情况是否正常，录制发电机在额定电流时的灭磁过程的示波图；6、录制发电机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流记录定子电流与转子

34、电流；7、测量定子绕组对地绝缘电阻（换算到100时）RU/（1000+S/100）；8、短路升流试验合格后模拟水机保护动作停机，并拆除三相短路线。（七）水轮发电机升压试验：检查发电机各部带设备带电是否正常；机组运行中各部振动和摆度是否正常；电压回路二次电压相序、相位和电压值是否正确；1、水轮发电机升压试验应具备的条件：（1）发电机保护装置投入，（2）用厂用电提供主励磁装置电源；（3）投入机组水机保护；第36页/共50页372、自动开机至额定后检查各部运行正常。测量发电机短路升流试验后的残压值，并检查三相电压的对称性；3、手动升压至25%额定电压值后，检查发电机及引出线等各部带电设备是否正常；检

35、查机组运行中各部振动和摆度是否正常；检查电压回路二次电压相序、相位和电压值是否正确；4、检查无异常后升压至50%额定电压，跳开灭磁开关检查灭弧情况并录制示波图；5、继续升压发电机额定电压值时检查带电范围内的一次设备运行情况，测量二次电压的相序与相位，测量机组振动和摆度；测量发电机轴电压，检查轴电流保护装置；6、在额定电压下跳开灭磁开关检查灭弧情况并录制灭磁过程示波图；7、零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的上升曲线；8、继续升压，当发电机励磁电流升至额定值时测量发电机定子最高电压。9、由额定电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流与机

36、组频率，录制发电机空载特性的下降曲线；10、对于装有消弧线圈的发电机还要进行发电机单相接地试验：设置单相接地点，断开消弧线圈，升压50%额定电压后，测量定子绕组单相接地时的电容电流。选择适当的分接头投入运行，升压至100%额定电压后，测量补偿电流及残余电流，并检查接地保护装置信号。第37页/共50页38（八）水轮发电机并列试验：检查水轮发电机的同期装置及同期回路的正确性；1、选择同期点的同期开关，检查同期回路的正确性；2、先做假同期试验：拉开同期点开关所在的隔离刀闸，分别用手动与自动同期方式进行机组的模拟并列试验，检查同期装置及同期回路是否正常。同时录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波

37、图；3、模拟并列试验正常后，再分做机组的手动与自动同期（真同期）并列试验，录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图；（九）水轮发电机负荷试验：主要有甩负荷及带负荷试验，其目的检查水轮发电机带负荷能力及甩负荷时电压励磁调节器和调速系统的反应和各部运行情况的变化是否符合要求；1、水轮发电机带负荷、甩负荷相互穿插进行。在机组初带负荷后注意检查机组及相关机电设备各部运行情况，无异常后再根据系统具体情况做甩负荷试验；2、水轮发电机带负荷试验：（1）有功增加要逐步逐级进行，并注意观察记录机组各部位运行情况和各仪表指示。观察和测量机组在各种负荷工况下的振动和摆度；测量尾水管压力脉动值，观察水轮发电机补

38、气装置工作情况，必要时进行补气试验；（2）进行机组带负荷下调速器动态试验：检查机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性；第38页/共50页39（3）进行快速增、减负荷试验：增、减变化量不大于额定负荷的25%；并自动记录机组转速、蜗壳压力、尾水管压力脉动、接力器行程和功率变化等的过渡过程；注意检查机组振动情况；（4）进行机组带负荷下电压励磁调节器试验检查发电机无功功调整的各项指标符合要求；（5）调整机组有、无负荷时要在分别在现地调速器与励磁调节器上进行正常后，再通过上位机进行调整。3、水轮发电机甩负荷试验：（1）机组甩负荷试验应在额定负荷的25%、50%、75%和100%下分别进行，录制过渡过程的

39、各种参数变化曲线及过程曲线注意检查各部运行情况；记录各部轴承瓦温的变化情况，记录接力器不动时间，检查真空破坏阀的动作和中心孔大轴补气阀的情况。（2）在额定功率因数下机组甩负荷时应注意检查电压励磁调节器的稳定性和超调量（电压15%、振荡次数3次、调节时间5S）；（3）检查调速器的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关叛乱时间；蜗壳水压力上升率、机组转速上升率等；均符合要求；第39页/共50页40（十）、水轮发电机72h带负荷连续试运行及30d考核试运行试验：1、在完成上述各项试验正常后，检查无异常，机组已具备并网带额定负荷72h试运行的条件；2、按运行值班要求全面检查记录运行所有相关参数；3、如果由

40、于运行水头不足或系统条件等原因，使机组达不到额定出力时，可按当时的具体条件确认机组带最大负荷进行由72h试运行；4、在72h试运行中由于机组及相关机电设备的制造、安装质量或其他原因引起运行中断时经检查处理合格后重新开始。5、在72h试运行后，停机进行机电设备全面检查。必要时还需要将蜗壳、压力钢管及尾水管的水排空检查机组过流部分的工作情况。6、消除并处理72h试运行中所发现的所有缺陷后，可以交系统运行（新安装机组进行30d考核试运行试验，结束后方可正式投入商业运行）。第40页/共50页41第五章水轮发电机运行中的异常、故障分析及事故处理概述：针对水轮发电机在运行中易出现的异常、故障分析和事故处理

41、是每位值长当班时常常思考的问题，现就容易出现异常、故障和事故分析从中吸取教训。第41页/共50页42一、轴承温度升高1、现象：中控上位机报轴承温度升高信号，某轴承温度指示达到或超过故障温度。2、分析及处理：（1）检查各轴承冷却器供、排水阀是否误关闭或堵塞，供排水压力是否正常，推力还检查外循环油泵运行是否正常；（我们现场经常碰到误技术供水总供、排水阀、冷却水某一轴承供水阀、推力油泵未启动但油流指示正常等）（2）检查轴承油位是否正常，如发现异常应查明原因（某厂就因水导轴承底板漏油跑完，使瓦温升高烧瓦停机）。（3）机组摆度是否过大，检查机组轴位移，查明电气部分当时运行情况。（4）若系机组振动过大，应

42、调整机组负荷，避开振动区。（5）检查是否表计误发信号（一般表计误发是其中某瓦温升，很少有全部升高的现象，在未查明系表计误发时应相信它是真的瓦温升高了）。（6）若表计误发信号，则退出该表计，并由维护人员处理。（7）若某轴承温度确实升高，应采取相应措施（必要时转移机组负荷），使温度下降至允许值。第42页/共50页43二、水轮机顶盖水位升高1、现象：中控上位机发“顶盖水位升高”，“顶盖射流泵投入”信号。现地检查顶盖水位实际升高。2、分析处理：（1）检查如系顶盖真空破坏阀开焊、裂纹或水轮机工作密封漏水严重，应汇报厂总工程师和发电部主任，并加强监视，当无法限制水位时减负荷解列停机。（2）检查顶盖射流泵工

43、作是否正常，阀门芯是否脱落，逆止阀是否卡死，或吸水管是否堵塞，应联系检修人员处理。（3）检查自流排水孔如果堵塞，应排除阻塞物，用高压水或高压气畅通排水。（4）检查浮子继电器是否有故障，如有故障，联系检修人员进行处理。（5）经上述仍无效时，应及时增加临时排水泵排水，保证水位在正常水位以下。（6）水位升高而处理无效时，应向调度汇报联系调度降低该机组出力以减小漏水量，同时作好停机准备（必要时可按紧急停机按钮）。（7）若机组停稳后顶盖水位仍然继续上升，可以先试投检修密封，检查水导冷却供、排水管是否破裂，如果顶盖水位还是继续上升，则可落进水口工作闸门和尾水检修门。第43页/共50页44三、低油压事故停机

44、1、现象：中控上位机发“号机事故低油压”停机和“水机事故”信号，且语音报警。发电机出口主开关跳闸。两台压油泵可能同时启动或没有启动。调速器液压操作系统有明显的跑油现象或机组发生了大负荷波动。2、分析处理：（1）监视机组事故停机过程及自动器具动作情况，自动不良则手动帮助。（2）检查油压下降原因，并设法处理（我们经常碰到的是机组发生了大负荷波动象11月14日三值碰到的2#机低油压因接力器导叶返馈传感器万向螺丝脱落使机组机组发生了大负荷波动）。（3）若是大量跑油，应立即设法制止跑油。（4）若油压下降已无法关闭导水叶时，应按“紧急落闸门”关闭工作闸门。（5）汇报值班调度员、厂总工程师及发电维护部主任。

45、（6）查明故障原因，消除故障后将机组恢复运行。第44页/共50页45四、水轮发电机过负荷1、现象：中控室“上位机发定子过负荷”信号，语音报警提示相应故障。发电机定子电流超过额定值。发电机有、无功负荷及转子电流之一或全部超过额定值。2、处理：（1）检查发电机的功率因数和电压，并注意电流达到允许值所经过的时间。（2）如电压或频率升高，应立即降低无功负荷，使定子电流降至额定值，如调整无效,应迅速查明原因，采取有效措施，消除过负荷。（3）如电压、频率正常，用减少励磁电流的方法，降低发电机定子电流到正常值,但不得使功率因数高于0.95的规定或使220kV母线电压降到事故极限值（90%）以下。（4）如果降

46、低励磁电流不能使定子电流降低到正常值时，则必须降低发电机有功负荷。必要时启动备用机组并网带无功（二值当班时碰到的系统电压缺额太大，必须开机带无功）。（5）发电机过负荷时，值守人员应通知负责巡检值班员加强监视定子线圈、定子铁芯或冷、热风及轴承的温度变化情况及励磁系统硅整流装置运行情况，值班员应监视主变运行情况，发现异常立即降低发电机负荷。第45页/共50页46五、发电机定子温度过高1、现象：中控室上位机发“定子温度升高”光字信号亮，相应语音提示报警。发电机定子线圈、定子铁芯或冷、热风温度表计指示超过正常值。2、分析处理：（1）根据有关温度表计的指示，分别判明温度表指示是否正确,必要时应通知仪表人

47、员对有关表计进行校验（2）检查定子三相电流是否平衡，如有明显不平衡现象,应立即设法消除或降低定子电流。（3）检查风洞内是否有绝缘焦嗅味及其他异常。（4）当冷风温度和定子线圈温度同时上升时，应立即检查空气冷却水压是否正常，必要时增大冷却水量。（5）当冷风温度正常，而热风温度异常升高时，应检查上下档风板是否脱落或变位。（6）在不降低本厂总负荷情况的原则下，调整各机组之间负荷分配，降低温度过高的发电机负荷。（7）经上述处理后温度仍过高时，应汇报调度员，要求降低机组负荷，直到机组降至正常值为止。第46页/共50页47六、发电机励磁回路一点接地1、现象：中控室上位机“电气故障”、“转子一点接地”光字信号

48、亮，同时语音报警提示相应故障。转子一点接地保护装置上指示灯亮。2、处理：（1）迅速检查励磁系统一次设备是否有明显接地现象。（2）检查大轴中心补气阀是否漏水，是否伴随有水雾引起转子一点接地。若是，应讯速停机并报告厂总工程师和值班调度员。（2）通知二次专业人员检查转子一点接地保护装置是否误发信号，电机班检查进行处理。（3）若绝缘仍不能恢复，应立即报告厂总工程师和值班调度员，转移负荷，联系值班调度员停机处理。第47页/共50页48七、发电机主开关跳闸1、现象：发电机主开关跳闸，语音提示报警。发电机所有电气数据显示为零。上位机发“发电机定子接地3U0”、“发电机差动”、“发电机横差”、“负序过流”、“

49、过电压”、“过电流”、“失磁”等边光之一或部分可能发出，光字信号亮，语音提示相应事故。2、分析处理：（1）检查FMK应跳开，若未跳闸，应立即拉开。（2）检查机组是否已停机，若未停且无明显异常，应保持空转。（3）检查核对保护装置动作情况，并做好记录。（4）经值长同意后，复归信号。（5）判明事故性质后，分别按下列规定进行处理。若人员或保护误动或保护误动作引起开关跳闸后，立即将发电机升压并列；若保护动作：判明保护动作原因，若系外部短路引起，同时内部故障的保护未动作，经外部检查未发现明显异常，则发电机可并列；如发电机内部故障的保护动作而跳闸，在停机后还应测量定子绕组的绝缘电阻，并对发电机及其有关的设备做详细的检查，以判明发电机是否损坏。此外，还应对保护装置进行检查。（6）如发电机进行检查未发现故障，则发电机零起升压正常，即可并列。第48页/共50页49谢谢大家！2010年09月第49页/共50页50感谢您的观看！第50页/共50页