混流式机组（精选九篇）
混流式机组 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.
灯泡贯流式机组事故分析报告 篇2
HUNAN YOUYUAN ENGINEERING SUPERVISION AND CONSULTING &
SCIENCE AND TECHNOLOGY CO., LTD
监理联系单
长联字8#［2012］第001号
长洲电站8#机组事故分析报告
一、8#机组发生事故情况简要介绍
2012年4月23日上午8:30，我部监理熊玉江同志在8#机组调速器油压装置旁观察和记录油压装置油泵启动和停止时间。到9点钟时，1#油泵停泵，油罐压力为6.3Mpa，机组运行正常，此时油罐的油位为1米，调速器机械液压柜仪表显示导叶开度为80%，轮叶开度为70%。此时，我部监理谢荣兴同志从8#机组转轮室层上至11.85米层对熊说“8#机组的震动很大，运行声音不正常”。
9点10分左右，油压装置2#油泵启动，熊从油罐旁观察油泵启动情况，当走到2#油泵时，听到了3#备用泵随即也启动了，当其转头看油罐的油位计时，油罐翻板油位计急剧下降。熊马上跑到调速器控制柜前看到轮叶在往全关动作，导叶开度还停留在80%的开度。当轮叶关到0%时，导叶才开始关机。
从油压下降开始起，泡头内还有强大的压力油流声，导叶和轮叶都全关后，油压装置油泵还在不停地运转。电厂运行人员到达8#机组现场后关闭轮叶的开关腔球阀，因球阀侧压力过大关不了，运行人员又找来加长杆方才关闭。
此时，我部熊工又进入到泡头内看到受油器体下游侧仍在继续喷油，大约持续了5分钟。停止喷油后，经我部熊工检查发现操作油管和受油器体的下部有摩擦发黑的痕迹。熊又到轮毂高位油箱层，发现高位油箱室地面都是油，油雾很大，漏油箱也装满了水。
二、事故相关概念性问题的认识
1、根据在轮叶开度关闭到零位时，导叶的开度还停留在80%，这一运行状况表明，笔者认为能否这样解释，在这一瞬间事故中，传感器的钢丝绳的拉紧度、反馈信号、协联关系就被破坏了，因此轮叶提前关闭，导叶的关闭就滞后了。
双调机组轮叶与导叶的协联关系曲线有两种方式得到，一种可从模型曲线上计算出来，一种是由原制造厂家提供的协联曲线中换算得到。
一般在发电工况下，对应7个分界水头，不同轮叶开度对应有相应导叶开度表，在协联关系曲线上轮叶从0~100%，每隔5%取一个点，共21个点。逐点输入与轮叶行程相对应的导叶行程，并经过定位试验和行程传感器定位试验及一系列的动态试验，即形成了控制程序——导叶与轮叶开度协联的随动性。
2、对转动部件左右螺栓设计理念的认识
一般的设计理念倾向于左螺栓，如阿厂、东方厂都有这方面的要求，而哈厂从50年代起则倾向于右螺栓的设计理念。
左螺栓在机组启动时有松的趋势，停机时有紧的趋势，而右螺栓则反之。综合历来发生事件证明，不论何种设计理念，关键是止动措施采取的程度有很大的关系。
3、事故的隐患具有一定的连续时间量变，而事故突发则是量变积累后质变的结果，发生时间短而快速。
三、8#机组发生事故根源
8#机安装投运至今已经有4年多时间，期间经历过一次B修，但未动操作油管。因厂家设计每根中管只有一端有铜瓦，而在这次事故抢修中发现原机组安装时由于第三根中管装反，导致第二根中管连接处没有铜瓦。此安装疏忽严重违背了图纸要求，这是造成此次事故的主要原因。
经初步分析，机组在长期频繁启停和运行中，由于内管在第二节管接距6m范围内无导向支撑（图纸要求3m左右有一轴承，见图一），以致造成内管套筒连接处所点焊的四点（点焊强度不够）陆续开裂，一直到4月23日9:05分时，由于机组发生大的震动，短时间内促使内管承接处全部脱扣，造成跑油和事故停机（见图
二、图
三、图
四、图五）
在此需说明一点，如果认为第二节内管管套丝扣是在一个长时间内脱开到里程约50mm，那种情况的可能性不大。因为如果是此种情况那么势必会影响传感器反馈信号的传输，破坏轮叶与导叶开闭的协联关系。假设有此种情况存在，那么在每次开停机和机组运行中，中控室会要发现的，所以说管套慢慢脱开到约50mm的情况可能性不大。
四、事故造成设备损坏情况
一是第二节内管弯曲约30mm；二是下泄水锥与上泄水锥连接法兰脱开、上泄水锥上12个M30螺孔内丝扣被拉掉约20mm深；三是受油器与外管配合间隙处有磨损，并有发黑的痕迹；四是受油器支架弯曲变形、基础板焊缝开裂。
其他还有开腔浮动瓦磨损严重，外管与浮动瓦配合的关腔部位因干磨形成锥度，靠下游侧大1.3mm，盘车检测受油器，开腔最大摆度+0.32mm，关腔最大摆度+0.36mm。
在这次抢修拆卸中，推力轴承面向下游10点钟方位和1、2、3点方位的四块正推力瓦有掉块现象，其他推力瓦有环状划痕，镜面有多条环形轻微磨痕。
桨叶接力器缸内壁在1#、2#桨叶之间的方位有较严重的锈蚀状水垢，结垢区弧长约1100mm、高度350mm。从检查情况分析，应该是停机后该部位长时间处于下方，缸内油中含水导致出现锈蚀结垢。
另外，按照厂家图纸描述，在转轮体上找到了全关刻度线，但未能找到全开位置和中心位置刻度线，在桨叶上也没有找到相应的记号。
这次抢修中还对泡头垂直、水平支撑进行了全面检查未发现异常，这说明不是因泡头存在有摆动和下沉的现象而导致受油器的磨损及支撑变形。
1、下泄水锥脱开受力分析
当内管连接处失去密封和脱扣到最大口径的一瞬间，从桨叶开启腔来的一股高压油经内管向下游冲向泄水锥空腔内，在969t力的作用下，使下泄水锥法兰脱离。
经初步计算有如下计算数值
a、下泄水锥承压直径是取大小直径的平均数，再计算受压面积与6.3Mpa相乘得969t；
b、下泄水锥及轮毂腔内设计水压要求0.3Mpa计算，只能承受46t的力，泄水锥在运转中内外受力是复杂的，这在模型试验和设计时已考虑过了，可能数值还要偏大。
c、上泄水锥法兰连接螺栓为M36，8.8 级，36个，应力计算为586t（取中碳钢应力值σ=1600kg/cm2）
d、下泄水锥法兰螺栓为M30，8.8级，24个，计算应力为271t（取中碳钢应力值σ=1600kg/cm2）
综合上述数据看来，发生破坏常在设计应力最小处，即下泄水锥法兰连接部位。
2、内管弯曲受力分析
a、桨叶关闭时活塞操作力为955t b、最大正向水推力606t a-b=955t-606t=349t 如考虑349t的力再消耗在构件的重力，操作机构的传动和摩擦力上，据初步估算还约有50t的力，由油塞缸体带动，作用在内管的轴向移动上（因时间关系没有过细地计算）。
为此，当内管一旦伸脱到大于55mm时，机组又在事故停机时以50t的力将内管挤压在第一节外管缩口处发生弯曲缩短约30mm，使轴向运动变轨形成一种不规则的力从而引起受油器和支架的形变及间隙磨损加大。
五、事故中跑油点及跑油量的估算 基本上有五股油的跑向：
a、一股油从开启腔高压油进入内管→轮毂供油管→轮毂油箱（0.5m3容积）→地面；
b、一股油从开启腔高压油进入内管→轮毂内→泄水锥法兰开口→转轮室内； c、一股油从开启腔高压油通过浮动瓦磨损间隙→密封筒→轮毂供油管→排油管→漏油箱；
d、关闭腔高压油→浮动瓦磨损间隙→排油管→漏油箱；
e、关闭腔高压油→甩油环（52）→U密型密封（102）→受油器盖（57）→外部地板（见图6）；
根据调速系统压油槽、集油箱及轮毂油箱容积和油位下降情况以及时间上的分析估算，此次事故跑油约10t左右。
六、结束语
因笔者掌握的资料和台账记录不全，以及水平有限，在编写和分析中难免会存在有疏漏或不足之处，敬请沈总、林总和生技部给予指正。
友源监理公司长洲项目部 二○一二年六月二十四日
主送：长洲水电公司沈总、林总、生技部
混流式机组 篇3
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）
混流式机组 篇4
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
[1]R.T.诺克斯, 杨迪.水轮发电机推力轴承的发展[J].云南水力发电, 1999 (4)
[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)
灯泡贯流式机组的轴线调整与控制 篇6
苍溪航电枢纽 (红旗水电站) 位于嘉陵江苍溪县境内, 上接亭子口水利枢纽工程尾水, 下游与沙溪航电枢纽衔接, 装机容量为3×22 MW灯泡贯流式机组, 额定水头6.1 m, 转轮直径7.2 m, 额定流量413.46 m3/s。是一发电和航运相结合的综合利用工程。
机组轴线调整贯穿于整个机组安装过程, 是机组安装质量的重要体现, 直接影响着机组的振动、摆度、瓦温以及出力和机组寿命等。
1灯泡贯流式机组安装过程中的轴线调整与控制
1.1 尾水管安装
灯泡贯流式机组尾水管安装是机组主要部件安装的开始, 其位置决定整个机组轴线位置。因此, 尾水管安装对基础环法兰面的中心、方位、高程、波浪度的控制相对立式机组要求较高, 测量方法及测量精度的控制是尾水管安装质量的关键。
红旗水电站尾水管最大直径10.944 m, 最大厚壁20 mm, 管节最大外形尺寸10.944×9.994×2.7 m, 最大运输重量约为13.5 T。为了节约安装工期, 尾水管在营地搭建钢平台进行分节拼装和焊接, 然后分节整体运输至基坑安装部位吊装。此方案较初步设计安装方案 (在基坑内分瓣逐节安装方案) 节省工期约15 d。
尾水管采用全站仪+反射片测量, 用钢琴线测量垂直度校核的方法, 较以前挂钢琴线用卷尺测量方法, 使安装精确度提高, 并大大减少了测量人员重复工作及工作强度。安装合格后增加支撑、在浇筑过程中加强监视, 保证尾水管安装的质量达到优良。
1.2 管型座安装
管型座是整个机组的承重部件, 机组的大部分荷载由此传递给基础, 安装时需兼顾尾水管安装偏差, 必须使尾水管法兰中心与管型座上下游法兰面中心与机组轴线在同一条直线上。
1) 红旗水电站管型座总高度19.6 m, 最大外径15.824 m, 总重量约178 t。管型座吊入机坑后, 要先根据管型座重量以及转动部分重量, 调整管型座安装高程比设计高程高2～4 mm, 红旗水电站实际调整值为+2.8 mm, 其理由是安装完成及机组充水后机组会在重力作用下有一定的下沉量。
管型座安装是整个机组安装质量的体现, 也是贯流式机组安装的难点和挑战, 管型座上游法兰面为定子安装法兰面和轴承支架法兰面, 上游法兰面垂直度将影响到空气间隙及轴线调整, 管型座下游法兰面安装导水机构, 法兰面垂直度、内外壳体同心度会影响到导叶端面、立面间隙以及机组漏水量。为了防止管型座产生塑性变形以及混凝土浇筑过程中产生变形和位移等导致机组轴线出现偏差, 我们采用内部加强支撑与外部加固结合的方式对管型座进行了合适的加固。
2) 调整管型座内、外壳体法兰面间距以及管型座外壳体与尾水管法兰面间距在设计范围内。
3) 调整管型座中心内外导环在中心位置, 用钢琴线测量法兰面+Y、-Y标记在垂直线上, 并用钢琴线测量上、下游法兰面垂直度在设计范围内。
由于在调整过程中, 调整管型座高程、中心、方位偏差、垂直度中任何一项, 其他数值均会发生不同程度的变化, 如何根据实测数值在实际调整过程中兼顾其他项目, 使调整次数最少, 偏差值最小就需要数值测算和安装经验来判断、调整。
1.3 导水机构安装
导水机构在安装间将内导环、外导环、导叶、套筒、拐臂以及连杆等组装成整体, 并调整导叶立面间隙及端面间隙, 随后利用桥机和专用吊装工具整体吊入机坑进行安装。
安装时调整内导环中心与管型座内壳体下游法兰面同心, 调整导水机构外导环与管型座外壳体同心, 此时检查并调整导叶立面间隙和端面间隙在设计允许范围内。
1.4 主轴吊装方案
贯流式机组大轴及轴承通常在安装间组装完毕后吊装, 本工程大轴及轴承组装成整体后, 从发电机吊物孔吊入。
1.5 灯泡贯流式机组轴线调整方法
红旗水电站机组主轴为单根轴, 转子和转轮位于推力轴承和水导轴承两端的双支点双悬臂结构, 如图1。
轴线调整是在导水机构安装完成, 端面间隙、立面间隙调整合格, 主轴及轴承吊入机坑后, 将水导轴承固定后作为基准, 靠调整推力轴承座位置调整主轴水平以及水导轴承两侧间隙均匀。在定子、转子以及转轮安装后进行盘车, 检查空气间隙以及转轮与转轮室间隙合格。
主轴组装时, 推力轴承座与推力轴承外壳之间加入10mm的圆环形橡胶检验垫片, 在机组轴线调整完成后, 将橡胶垫更换为钢垫。
由于流道充水后, 灯泡头在水力作用下会产生向上的浮力, 而转轮室则在重力作用下产生下沉变形, 从而造成静态调整好的定转子空气间隙以及转轮与转轮室间隙发生变化, 轻则机组振动严重, 重则定转子以及转轮与转轮室发生扫膛, 酿成事故。应依据施工经验及设计要求在静态时调整机组轴线使机组在充水及运行时产生变形后轴承间隙正好均匀。
1.6 其他部件安装
在以上机组部件安装完成和轴线调整完成后, 方可进行机组其他部件如转子、转轮、定子和泡头等的安装, 这些部件的安装直接受轴线的控制质量影响。
2结语
灯泡贯流式机组在低水头河流中运用较多, 随着近年来大型电站的建成投产, 水资源利用趋向低水头、大流量的平原河川发展, 灯泡贯流式机组相对立式机组, 转速高、水头低、流量大、水力效率高等优点逐渐显现。机组轴线调整关系到机组安装质量, 机组轴线控制贯穿于整个机组安装过程的始终, 以上为苍溪航电枢纽灯泡贯流式机组轴线的调整和控制的方法介绍, 望能为同类型机组的施工提供一定借鉴和参考。
摘要：以苍溪航电枢纽 (红旗水电站) 为例, 介绍灯泡贯流式机组基本结构形式以及轴线调整与控制的过程和方法, 以期为同行灯泡贯流式机组的施工提供参考。
论灯泡贯流式水轮发电机组安装工艺 篇7
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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混流式机组 篇8
1. 电气制动的优点及原理
(1) 传统的水轮发电机组的停机制动一般是在机组转速降至20%ne (额定转速) 时, 投入机械制动 (大多采用机械活塞式制动器) , 发电机转子在摩擦阻力矩的作用下减速运行, 随着转子转速下降, 经过一段时间的摩擦后最终停止运转。采用这种制动方式的优点是制动器直接作用在制动环上, 工作原理简单, 通用性很强。但是由于是采用直接机械摩擦方式制动, 必须在机组转速下降到较低转速后才能投入制动, 否则会使机组制动产生很大的机械振动并容易烧毁制动块, 而机组在经过较长的低转速运行阶段过程中, 有可能导致推力轴承和轴承瓦面油膜破坏, 造成瓦面磨损或烧坏, 在制动过程中, 制动块与制动环的摩擦会生成粉尘, 如果机组内受油器或其他设备有漏油现象时, 这些粉尘和油雾混合后会进入发电机机膛内, 粘附在定子和转子线圈及空气冷却器的表面, 长时间将会影响机组的散热与绝缘。
(2) 水轮发电机电气制动的主要原理是当机组与系统解列并灭磁成功停机, 在转速下降到一定转速时 (一般在95%ne) 将发电机出口三相短路, 同时向发电机转子回路施加一恒定制动励磁电流。这时同步发电机发生电枢反应, 其直轴分量体现为减磁, 而交轴分量将产生一与转速方向相反的电磁制动力矩。发电机转子在此电磁制动力矩与其他阻力矩的共同作用下, 快速通过低转速区, 从而缩短了停机时间, 避免了机组因低转速运行可能带来的危害, 延长了发电机电气寿命和机械寿命。目前在大中型水轮发电机组上普遍采用了电气制动方式, 但在贯流式水轮发电机组上由于传统观念等因素的影响, 一般都是设计配套了电气制动, 但在生产实际过程中应用电气制动方式制动的较少。
2. 大源渡水电站电气制动系统
大源渡水电站采用奥地利伊林公司生产的电气制动装置。该装置由制动电源励磁变压器和定子三相短路开关柜、励磁系统控制柜等构成。机组励磁为并激励方式, 该系统由励磁开关QF1、三相高压保险、励磁变T1、三相全控可控硅整流桥、励磁调节器、测量用电压互感器、电流互感器、交直流回路保护系统和操作继电器等组成。原理见图1, 制动电源取自10.5k V母线, 制动励磁电流根据发电机额定短路励磁电流设置为560A, 由10.5k V母线经励磁变压器和三相全控可控硅整流桥供给。整流桥采用电流闭环调节, 整流输出稳定。通过励磁调节装置逻辑控制, 主要完成检测电气制动投入条件, 即机组LCU是否发出投电气制动命令, 其控制程序见图2。
机组LCU发出投电气制动命令的前提是发电机出口开关分位、导叶全关、机组内部无事故、转速降低至95%ne。当电气制动条件满足, 即收到投电气制动命令, 在机端电压Uf<5%Ue (发电机额定电压) 时, 将顺序闭锁发电机保护, 闭合发电机定子三相短路开关RES和直流开关QF2。制动过程中, 短路开关RES和直流开关QF2之一合不上, 或电气制动时间过长, 即机组转速由95%ne降至1%ne时间超过60s (电气制动正常投入时应为120s左右) , 或装置本身故障时, PLC将向机组LCU发出电气制动失败信号, 电气制动退出, 并且PLC发出逆变灭磁信号。灭磁后, PLC顺序分断直流开关QF2和短路开关RES, 恢复投入继电保护, 等待下次停机投电制动命令。
3. 调试运行过程出现的问题及原因分析与处理
电气制动在调试和投运以来出现了以下几种现象: (1) 发电机出口断路器在位置分闸试验时, 当合上电制动电源开关后, 电气制动自动投入。 (2) 在运行中发现当机组在水机事故时, 电气制动不能自动投入。 (3) 当机组与系统解列后电气制动立即投入, 使发电机三相短路开关带压合闸, 出现了短路电流。 (4) 投电气制动后机组完全停下后, 制动不能自动退出, 依靠制动超时故障才将电气制动退出的故障现象。 (5) 投入电制动后, 机组转速在即将停止但还未停止就报制动失败, 并将制动退出运行的故障现象。
(1) 针对故障现象 (1) , 将电气制动的程序传出进行分析发现, 在程序中投发电机电气制动的条件是:发电机出口开关分闸 (%I001) 、导叶全关 (%I002) 、机组无事故 (%I003) 、机组转速≤95%ne (%I004) 4个条件同时满足要求时, PLC就发出投电气制动的命令, 这种逻辑控制程序存在很大缺陷。因在正常停机状态下, 以上4个条件都能满足, 但是此时不能投电气制动。电气制动是在机组停机过程中才能投入, 除此之外无论是在空载、并网运行和停机状态下均禁止投入, 否则将造成严重的后果。为杜绝此现象, 在投电气制动 (%Q001) 梯形图中加入一个由机组LCU发出的“停机令” (%I007) 的闭锁点, 即只有在机组停机过程中才开放投电气制动 (%Q001) 这一程序, 其他任何状态均闭锁此回路。
(2) 针对故障现象 (2) , 经分析认为, 机组水机事故如热风、冷风和轴瓦过高事故停机时可以投入电气制动, 特别是轴承温度过高时, 即时投入电气制动让机组立刻停止转动有利于保护轴承和轴瓦。而原设计的程序是当机组有事故时闭锁投电气制动, 机组事故闭锁点中包括了电气事故和水机事故, 经修改机组LCU的程序, 让其发出一个机组电气事故点, 将电气制动PLC中的%I003由原来的“机组无事故”定义为机组无电气事故, 从而使得机组出现水机事故停机也能可靠投入电气制动。
(3) 针对故障现象 (3) , 经分析, 认为主要原因是当机组与系统解列停机转速降至95%ne时, 发电机出口开关分闸 (%I001) 、导叶全关 (%I002) 、机无电气事故 (%I003) 、机组转速≤95%ne (%I004) 、停机令 (%I007) 5个条件均满足要求, 投制动令输出, 但由于励磁系统自动逆变灭磁的条件是转速≤95%ne, 由于这一条件同时满足励磁灭磁和投电气制动, 当灭磁未完成电气制动投入时会有上述现象, 这不利于发电机的安全运行, 为此, 在投电气制动梯形图加入一个“停机灭磁成功” (%I006) 闭锁点, 只有在励磁系统灭磁成功后才能投入电气制动。
(4) 针对故障现象 (4) , 从原程序中可以看出, 电气制动完成的唯一判据是机组转速<1%ne, 只有PLC收到这个信号后才认为制动完成, 而出现该现象的主要原因就是用于测速的齿盘测速装置出现故障不能正确测量转速, 导致≤1%ne这一开关量不能及时传给电制动的PLC。而实际运行中, 当机组停下来后为了防止转子过热应立即撤掉加在转子上的励磁电流, 为了安全, 当测速装置出现故障, 停机时不应投入电气制动。为此, 在投电气制动的梯形图中加入了一个“转速装置故障” (%I008) 闭锁点。
(5) 针对故障现象 (5) , 经分析发现, 原程序设计了一个制动计时器, 整定值是60s, 当发出电气制动令后开始计时, 如果60s机组转速未<1%ne, 就认为制动失败, 经过多次实际检测, 机组在每次停机时, 由额定转速降至0的时间不完全相同, 最大有近20s的时差, 考虑到这个计时只是一个保护作用, 为此根据实际情况, 将原程序的60s延时改为80s延时, 彻底解决了这一问题。
经过几次故障分析并处理后, 得到了如图3修改后的程序, 经过十来年的实际运行表明电气制动运行良好, 完全达到了运行要求, 每次停机过程都能可靠投入与退出。
混流式机组 篇9
在国家批准的《广元至重庆嘉陵江渠化开发规划报告》十六级开发方案中, 四川嘉陵江段的航电枢纽多数是低水头河床式水电站, 电站多采用灯泡贯流式水力发电机组, 安装了30余台贯流式机组。单机容量多在22～40 MW之间, 2012年底全部投产发电。
2导流板脱落事故
2.1 事故经过
2009年9月17日23时30分, 某站3#机组在运行过程中突然产生剧烈振动, 且伴有巨响 (振动监测数据均超限报警, 水导水平方向振动最大值达2 335 μm (正常值250 μm) , 立即手动紧急停机;过程中, 发现制动屏报“导叶卡阻”信号, 且机组转速在导叶全关后仍维持在13%Ne左右, 立即手动投入制动闸, 将机组安全停稳。
2.2 检查情况
事故发生后, 该站立即组织人员落前、后闸门抽水检查 (耗时2 d) , 20日组织机组制造、监理、安装和该站相关技术人员对机组进行了现场检查, 具体情况如下:
1) 机组9#导叶摩擦环错位;
2) 机组上导流板脱落, 上左导流板卡在9#和10#导叶之间, 上右导流板掉在导叶的游侧流道内;同时在尾水管流道内发现一块断裂的长约1 400 mm的上左导流板的基础板;
3) 机组9#导叶靠内环100 mm处出水边有明显变形;
4) 机组浆叶进水边有与金属碰撞的凹槽, 长、宽、深分别约为30 mm×20 mm×5 mm, 同时发现四片浆叶进水边有毛刺;
5) 机组上导流板的基础板为单侧焊接且存在虚焊, 同时, 其相邻焊点之间的最大距离达1 200 mm;
6) 机组导叶外环8#～11#导叶之间出水边流道沿导叶关闭方向有明显划痕;
7) 机组上导流板与基础板不锈钢把合螺栓 (M24×36) 多处断裂;
8) 机组下导流板与基础板把合的部分不锈钢螺孔未上螺栓。
2.3 脱落的原因
1) 机组上导流板的基础板焊接仅为内侧单边段焊, 且焊段间的距离明显过长 (多在500～1 200 mm) ;安装图要求:机组导流板的基础板采用角焊缝为50的双面段焊 (50/ (50) ) 。导流板间支撑 (80×45×5) 槽钢设计为15根, 实际只安装了9根。故3#机组上导流板脱落系安装过程中焊接质量不符合设计要求。
2) 监理对施工过程明显监管不到位。通过查阅资料, 发现监理无机组上导流板安装施工记录, 监理本应对安装全过程的质量进行严格把关。
2.4 处理过程
2.4.1 处理方案
事故发生后, 该站立即联系相关单位专业技术人员分析事故原因, 并依据现场的检查情况和安装图纸要求, 制定了机组的处理方案:
1) 将3#机组封水盖板吊开, 全面检查上导流板装配, 确认受损部件, 提出清单, 请生产商加快制造;
2) 全面检查3#机组下导流板装配, 根据检查结果按图纸要求进行处理;
3) 检查3#机组水平支撑是否有变形或位移, 根据检查结果确定处理方案 (包括定、转子气隙检查) ;
4) 全面检查3#机组导叶。检查导叶端面和立面间隙;对于出水边存在明显变形的导叶, 应进行导叶的处理及摩擦环的检查, 然后按图纸要求进行导叶的装配和试验 (包括处理前后的探伤) ;
5) 全面进行3#机组的浆叶检查, 对表面受损部分进行打磨抛光处理;
6) 对流道进行全面检查, 对受伤部分进行打磨抛光处理。
2.4.2 处理过程中的安全管理
为确保施工安全和施工质量, 加强现场安全管理和进行全面的过程跟踪, 组织召开专题会议, 明确了处理过程中的质量保证措施, 要求安装单位必须严格遵守电力行业相关规定, 按照施工方案认真执行, 并做好安全和处理质量两个方面的管理工作。
2.4.3 主要处理内容
1) 流道检查与处理。
(1) 上导流板经焊接处理后焊缝长度均在80～100 mm、焊段间距60～100 mm左右, 经研讨认定处理后的上导流板比较牢固, 能满足安全运行要求。
(2) 检查3#机组垂直支撑上、下球面无错位现象, 同时用锤击方法检查连接螺栓、螺母无松动现象, 球面间隙满足设计要求。
(3) 检查3#机组水平支撑+X方向无异常, -X方向连接杆经处理后 (两边同时加压到15 MPa, 拧紧螺母) 支撑座球面外圈2/3球面接触良好, 其余球面间隙最大为0.06 mm, 内部间隙最大为0.09 mm;经研讨认定处理后的水平支撑不影响机组正常运行, 也不会造成安全隐患。
(4) 检查发现3#机组下导流板为单面焊接, 且焊段间的距离均在300 mm左右, 经现场双面焊接处理 (除基础板预埋件不能进行双面焊接外) , 将焊段间的距离由原来的300 mm加焊缩小到100 mm左右, 经研讨一致认定符合安全运行要求。
(5) 针对浆叶进水边出现的严重碰撞痕迹, 造成进水边的圆弧出现不规则现象, 脱流会造成转轮室的气蚀加剧和机组异常振动。由施工单位负责拿出经东电认可的浆叶恢复处理方案, 报业主备案, 并对受损浆叶进行探伤, 同时出据探伤检测报告。
2) 水轮发电机组检查与处理。
(1) 检查3#机组检修围带无异常。
(2) 检查发现3#机组水导瓦上半部、下半部及轴颈均有不同程度烧伤, 施工方已对受伤部分进行了全面修复, 修复后的水导瓦没有高点并平滑过度。
(3) 检查发现3#机组组合轴承反向推力瓦有轻微烧伤, 径向瓦烧伤严重, 经与会人员研讨后, 认定对正、反向推力瓦进行修复处理;对受损严重的径向瓦进行更换 (轻微的进行修复) ;对受伤的轴颈和镜板按规范进行研磨处理。修复或更换的轴瓦及处理后轴颈和镜板必须符合相关规范要求。
(4) 机组轴线应满足设计要求。
(5) 受油器的回装应满足设计要求。
(6) 对机组各部件的连接螺栓进行全面检查和处理。
2.5 处理情况
在多方人员的共同努力下, 10月22日, 3#机组各项检查处理任务圆满完成, 一次性开机成功。
2.6 防范措施
1) 安排另外几台机组对相同部位的排查。
2) 在选择安装或检修单位时应慎重。不但要选择安装或检修单位的资质, 还要选择适合自身机型的过硬的施工队伍, 包括现场管理、人员配置等。
3) 机组在安装过程中, 加大多方的监督和管理力度, 严格签字确认手续, 保证施工质量。
4) 生产经营单位在进行年度检修时应扩大检修范围, 对导流板及流道内设备加强检查。
5) 生产经营单位应加强业务培训工作, 制订相应的应急预案, 提高应急处理能力。
3结语
在水电行业内, 贯流式机组出现类似事故极为罕见, 为杜绝类似事故的再次发生, 应加强安装和检修维护质量, 同时在机组运行过程中, 加强对机组的巡视检查工作, 做好运行数据的分析, 遇有异常情况立即果断采取紧急措施 (包括紧急停机) , 减少事故的危害和杜绝事故的发生。
摘要：随着嘉陵江梯级渠化开发的深入, 机组的安装质量显得愈加重要, 导流板脱落事故在贯流式机组行业极为罕见, 同型机组应引起高度重视, 避免类似事件的再次发生, 确保机组安全运行。
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