水轮发电机组
本章主要介绍新安江水电厂水轮发动机的结构、原理、作用、运行操作、运行分析、注意事项和异常处理。
新安江水电站，坐落在新安江铜官峡谷。厂址位于电站下游600米处的紫金滩，东与建德市新安江城区相连，北与库区淳安县隔水相望；距杭州市城区130余千米。设计年均发电量18.6亿千瓦时；大坝全长466.5米，坝高105米（海拔高115米），设计正常高水位108米，相应库容178.4亿立方米，为多年调节水库，可防御万年一遇洪水，浩瀚的水库成了蜚声中外的绿色千岛湖。1960年4月22日，第一台7.25万千瓦水轮发电机组投产发电。1977年10月，9台机组全部投产。1999年—2005年完成增容改造和出线扩容工程，全厂总出力增加到850MW。
第一章、水轮发电机组的基础知识：
1、水轮机基本工作参数：水头H、流量Q、转速n、出力N和效率η。
2、水轮机出力计算公式：N=9.81×Q×H×η。
3、水轮机的结构：
反击式水轮机头四大过流部件，它们的功用如下：
1）引水部件：将水流沿圆周方向均匀的引向转轮前的导水机构。它包括：压力钢管、蜗壳、座环、固定导叶等。
2）导水机构：引导水流按一定方向进入转轮，并通过改变导叶开度来改变流量，调整出力。
此外，还用它截断水流，以便检修与调相运行。它包括：活动导水叶、顶盖、底环、控制环、接力器等。
3）转轮：将水流的机械能转换成固体机械能。
4）尾水管：主要用来回收转轮出口水流中的剩余能量及将水导向下游。
此外，还有水轮机主轴和导轴承。水轮机主轴将转轮的机械能传给发电机转子。水轮机导轴承用来承受水轮机轴上的径向力，并传给基础。
4、水流在转轮中的运动：
水流在导水机构的运动基本上是沿垂直于水轮机轴心线的径向方向流动，当水流进入转轮区，其流动方向由径向逐渐改变成轴向，这种转换是在转轮叶片流道中完成的。
5、飞逸工况和飞逸转速：
水轮机运行中由于某种原因突然甩掉负荷，发电机输出功率为零，此时调速系统失灵不能关闭导叶，因此水轮机转速迅速升高，直至随转速升高而增加的损失相平衡为止，这种特殊运行工况称飞逸工况。飞逸工况时的最大转速称飞逸转速。
6、同步发电机的频率与转速的关系：f = pn / 60 ；p —磁极对数，n —转速。
7、同步发电机的“同步”解释：同步发电机的定子和转子之间有空气隙。当发电机运行时，在气隙里有定子和转子两个磁场，当定子磁场和转子磁场以相同的速度，相同的方向旋转时，就叫做“同步”。
8、同步发电机的工作原理：
同步发电机是按电磁感应原理工作的。当发电机转子的励磁绕组通以直流电流后，转子建立磁场，当转子被原动机拖动而旋转时，则其主磁场与定子绕组之间便有了相对运动，于是在定子绕组内便产生交流电势，当定子绕组与外电路相连通后，便产生了交流电流。
计算公式：E = 4.44 f ωфm
9、发电机由以下各主要部件组成：定子、转子、上机架、推力轴承、上导轴承、制动系统、通风冷却系统、永磁机、励磁机及其它附属设备。
10、发电机定子主要由铁芯、绕组、机座、上下齿压板、拉紧螺杆等部件组成。
11、发电机转子主要由主轴、轮辐、磁轭、磁极等部件组成。磁极由铁芯、线圈、托板、阻尼绕组等部件组成。水轮发电机转子磁极上装有阻尼绕组，是用以提高发电机并列运行时稳定性。
12、推力轴承承受水轮机、发电机和励磁机转动部分的重量以及轴向水压力。其主要由镜板、轴瓦（10块）、托盘、抗重螺丝、油冷却器和油槽等部件组成。
13、上导轴承承受发电机转子在运转时的径向机械不平衡力和电磁不平衡力，维持机组在轴承间隙范围内稳定运行。
第二章、水轮发电机组的结构及组成：
一、水轮机部分的组成和作用：
我厂装有九台立式混流式水轮机，有两种不同的型号，其中1、3、4、6、7、8、9号机为HLS66.46-LJ-410型，2、5号机为HLA778-LJ-410型。水轮机设计水头73m，额定转速150r/min，飞逸转速140%n r（306 r/min），各部结构见下图。
1、蜗壳：
蜗壳是将压力钢管水引导到水轮机转轮前的导水室。我厂全部采用金属蜗壳。进口直径5.2米，包角为345（或343.5）度。
2、基础部分：
基础部分由座环、基础环等部件组成，承受着全部机组及上部混凝土的负荷。基础环放于基础混凝土上，下部与尾水管里衬联接，上部与座环相联接。座环是由上、下环和固定导叶组成。它是安装水轮机及其他部件的基准。1、2号机座环为铸焊结构，由上、下两环及24个固定导叶组成。3、4、5、6、9号机由ZG20整体铸成，固定导叶为12个。7、8号机用钢板焊接座环，固定导叶为24个。上下法兰分别与顶盖及基础环联接。
3、转轮：
转轮是水轮机中把水能转变为旋转机械能的核心部件。转轮由叶片、上冠、下环、
止漏环、泄水锥和减压装置（引水钢板）组成，其名义直径为4.1米。转轮均采用铸焊结构，上冠、下环、叶片分别铸造后焊成整体转轮。上冠和下环均有迷宫式止漏环，分别与固定在顶盖上及座环上的止漏环组成止漏装置，用以减少能量损失。转轮上冠法兰与主轴由联接螺栓联接。上冠下平面装有泄水锥，泄水锥引导水流顺轴线的方向泄出，避免水流相互碰击和向上旋转所造成的水力损失，提高效率，增强水轮机工作的平衡性。
4、主轴：
水轮机主轴用以传递水轮机的转动力矩，为双法兰空心轴。主轴上法兰与发电机主轴法兰联接，主轴下法兰与水轮机转轮上冠法兰联接。
5、水导轴承：
水轮机导轴承用以维持机组主轴在轴向的准确位置，并承受各种径向力。水导轴承包括分半的轴承体和12块轴瓦组成，水导轴承轴瓦材料为金属弹性塑料瓦。水导轴承采用水冷却和润滑方式。轴承体顶部为润滑水水箱。水箱上部为主轴密封装置。轴承体安装在顶盖上，水导轴承设计冷却润滑水流量为：8×10-3m3/s。主轴密封允许少量漏水，带走摩擦热量，作为主轴密封冷却润滑水。主轴密封水箱外部安装有保护罩。
6、导水机构：
导水机构是引导水流按一定的环量进入转轮，并通过改变导叶开度来改变流量，调整出力，此外，还用它来截断水流，以便检修和调相运行。它由活动导叶和其传动机构组成。我厂机组活动导水叶数量均为24只，均匀分布在转轮四周，每只活动导叶均绕自身的轴心旋转。活动导叶通过上中下轴套定位。下轴颈装于压在底环上的铁套轴承套中，中轴颈和上轴颈安装于顶盖上的套筒轴承套中。导水叶上部采用分半键与拐臂相联，为了防止导水叶因水压作用上窜，在套筒上各装有两个铜止推块。
在24只导叶拐臂上分别装有剪断销（2、5、8号机导水叶剪断销为12只）。当导水机构在关闭时受阻，其作用力接近或超过1.5倍时剪断销即破坏，并同时通过剪断销信号机构装置发出信号。
控制环属于导水机构的传动机构。其上部有二个对称大耳环，分别由圆柱销通过推拉杆与接力器活塞杆联接。下部有24个小耳环，分别通过连杆机构和活动导叶拐臂相连。当控制环在接力器活塞的推动下转动某个角度时，24只活动导叶也被带动旋转某一相应角度，达到调节流量的目的。控制环安放在顶盖上。
7、底环：
底环安装在座环下部，用以装置导水叶，其中2、5号机下迷宫环与底环一体。
8、顶盖：
顶盖安装在座环的上部，用以安装水轮机的各部件及阻断水流与上部的联系。在顶盖上安装有真空破坏阀，24个活动导叶和水导轴承，其上部为控制环。
9、补气装置：
水轮机在运行中，其转轮室内将产生较大的真空度。真空引起叶片汽蚀，机组振动增大，危及机组安全运行，所以，水轮机在运行中采用各种补气方式，及时地破坏真空值，减少汽蚀和振动。
我厂补气方式有两种：主轴中心孔补气和紧急真空补气阀补气。主轴中心孔补气，有球型和平板式两种吸力补气阀，装置于发电机轴端或水轮机泄水锥内。通常情况下，紧急真空补气阀补气，当水轮机的开度在40-80%时，即当尾水管内出现局部真空达到0.05MPa 真空度时，补气阀动作，补入自然空气。当机组甩负荷及导水机构突然关闭时在转轮内部真空达到0.03Mpa时，自由空气通过顶盖上真空破坏阀补入空气，消除以上现象。机组正常运行时转轮真空度达到0.03Mpa也进行补气消除真空。
10、钢管伸缩节：
伸缩节主要以适应钢管应外界温度影响，横向和竖向变形的需要，除此之外尚允许伸缩有一个较小的转动，即在其位置上有一个微小的移动，以便使钢管有较好的调节。
11、尾水管：
尾水管是水轮机的重要组成部分之一，主要起引导水流及回收转轮出口动能的作用。它由进口直锥管、中间肘管、出口扩散管组成。尾水管安装在机组的最下层，它与基础相连。尾水管在现场用钢筋混凝土浇成，因跨度大，为了减少尾水门尺寸，在中间加装支墩。为了保证流道顺畅，尾水管直锥管段加装了导流板。 12、调相浮筒：
下图为调相浮筒示意图：图中调相浮筒3号阀通向下游。
水导轴承转轮蜗壳尾水管
调相浮筒上电极
调相浮筒下电极
浮筒1#
浮筒2#
浮筒3#浮筒4#
13、进人孔：
每台机组共设置3个进人孔：钢管进人孔、蜗壳进人孔和吸出管进人孔。
水轮机剖面图
二、 发电机部分的组成和作用：
我厂发电机组为悬吊式水轮发电机，发电机型号：TS854/156-40（1—8号机）SF90-40/8540（9号机）。中性点经消弧线圈接地，额定定子电流4183.8A ，额定转子电流1200A. 全厂9台机组（除4号机外）额定出力为95MW ， 4号机额定出力为90MW ；发电机出口母线电压为13.8KV 。
发电机主要由以下各主要部分组成：定子、转子、上机架、推力轴承、上导轴承、制动系统，通风冷却系统，及其它附属设备。
1、定子：
发电机定子由机座、定位筋、铁芯及线圈等组成，采用双Y 接线方式
机座：由钢板焊成，机座共分六个圆环板，最上的一环组装上机架，最下一个环与基础板连接，中间四个环供固定铁芯之用。
铁芯：定子铁芯用两面涂有绝缘漆的厚约为0.5mm 的矽钢片交叠而成。铁芯整个高度分成44段，每段之间有高为6mm 的通风沟共43条（其中1、2、4号机为27段），为了减少端部的漏磁损失，铁芯的两端叠成阶梯形。
线圈：我厂发电机共有线槽396个，定子绕组为条形波绕组，每相两支路并联，每极
每相槽数为103
3
个，定子线棒绝缘为环氧粉云母，由46股铜线（线规为2.55×7.1mm ）的
F 级绝缘经360o 的加长换位编织而成。 1—9号机定转子绝缘等级： 机号
项目 1
2
3
4
5
6
7
8
9
定子绝缘等级 B B F F F B F F F 转子绝缘等级 F
A
F
F
F
A
F
F
F
2、转子：
发电机转子由主轴、轮幅、磁轭、磁极等组成。
主轴：发电机主轴中间为空心，其中孔直径为300mm ，轴身直径为900mm ，长度为8284mm ，并直接与水轮机主轴相连接。
轮幅：由轮毂和轮臂组成，轮毂用热套法与主轴配成一体，上端用卡环卡紧，轮臂有8块，成辐射方向与轮毂通过合缝板及螺栓来连接。
磁轭：共有2658片，冲成扇形片堆叠而成，扇形片有三种类型，普通的、具有弹簧槽、及通风沟的。整个磁轭高度为1770mm 分成7段，具有6个40mm 高的通风沟。在磁轭底部有10块可拆卸式的制动闸板组成制动环，磁轭与轮臂连接。4、5、6号机增容改造后转子磁轭全部更新重叠，新转子磁轭增加了上、下压板，八只磁极正对着转子支臂，与旧的安装形式相比，使转子增加了8个通风沟，增大转子的通风量。
磁极：发电机的转子磁极为凸极式的，是产生磁场的主要部件。磁极铁芯由钢片冲叠成。磁极借一个“T ”尾型槽固定在磁轭上。磁极线圈属F 级绝缘， 9号机为75×8mm ，磁极主绝缘为环氧玻璃丝层压板， 3、推力轴承：
推力轴承承受水轮机、发电机和励磁机转动部分的重量以及机组轴向水推力。我厂机组
为刚性螺钉支柱式轴承，其主要组成部分为镜板、轴瓦、托盘、抗重螺丝、油冷却器和油槽等部分组成。轴瓦放在托盘上，托盘支持在球面的抗重螺丝头上。轴承由10块扇形弹性金属塑料瓦组成。镜板与推力头绝缘，推力轴承基座与上机架之间也是绝缘的，以切断轴电流的回路，
4、上导轴承：
上导轴承位于上机架的中心部分，其承受发电机转子在运转时的径向力，径向力通过机架的支臂传到定子机座上，因此导轴承瓦数和机架臂数相等，为8块，其瓦对地绝缘。上导油槽内装有8只小冷却器，冷却器和瓦均浸在油中，油槽油位到抗重螺丝中心线位置。（见图）
5、上机架：
上机架为辐射式结构，有8个支臂，中间为上导轴承，上部为推力轴承，下部为盖板及灭火水管。 6、制动器：
转子制动环底部有8只偏心式制动器，主要起制动作用，当机组转速下降到额定转速的15~20%时，用0.5~0.7Mpa 的风压使制动闸顶住转子制动，当检修时用油压顶起转子进行推力轴承部分检修。制动器由闸板、大小活塞缸体、密封圈、蝶形弹簧等组成。
7、通风冷却系统：
本厂发电机为密封双回路径向通风冷却，在发电机机座四周均匀的装置8只空气冷却器，并在磁极上下分别装有40块挡风板，运行时，热空气由定子通风沟经空气冷却器冷却后变为冷空气。再分上下两路重新回入发电机内部，经转子支架磁轭通风沟再进入空气间隙循环。目前4、7号机还采用风扇的形式，风循环除了
刚性推力轴承
推力头
镜板轴瓦
托盘
抗重螺丝
油冷却器
油槽壁
油冷却器
盖板
中心盖板
支柱螺丝
支柱螺母
上导轴瓦
油冷却器
绝缘板
上导托盘
油冷却器
上机架中心座板
挡油圈旋转挡风板密闭双循环通风图
由转子经空气间隙到定子，经空冷器冷却后回到机组内部外，风斗从磁极的上下端面强行将空气吹入空气间隙，然后经定子到达空气冷却器进行冷却，以增强通风冷却效果。
空气冷却器为套片式冷却器，改善发电机冷却效果。共埋设了18个测温点。
巡检号空冷器测温点巡检号空冷器测温点
37 1号空冷器热风40 4号空冷器热风
38 2号空冷器热风41 5号空冷器热风
39 3号空冷器热风42 6号空冷器热风
43 7号空冷器热风49 5号空冷器冷风
44 8号空冷器热风50 6号空冷器冷风
45 1号空冷器冷风51 7号空冷器冷风
46 2号空冷器冷风52 8号空冷器冷风
47 3号空冷器冷风53 空冷器进水温
48 4号空冷器冷风54 空冷器出水温
8、测温系统：
在定子上下层线圈之间槽底共埋设了36个测温元件（1、4号机为12个），当0oC时测温元件电阻为53Ω。在空气冷却器，推力轴承、上导轴承部分别装设有电阻测温计及信号温度计。
定子线棒测温点共有36点，测温元件埋设点如下：
巡检号测温线棒号巡检号测温线棒号巡检号测温线棒号
1 214号层间上段13 346号层间上段25 299号层间上段
2 214号层间上段14 346号层间上段26 299号层间中段
3 214号层间下段15 346号层间上段27 299号层间下段
4 215号槽底上段16 347号槽底上段28 300号槽底上段
5 215号槽底中段17 347号槽底中段29 300号槽底中段
6 215号槽底下段18 347号槽底下段30 300号槽底下段
7 352号层间上段19 88号层间上段31 82号层间上段
8 352号层间中段20 88号层间中段32 82号层间中段
9 352号层间下段21 88号层间下段33 82号层间下段
10 353号槽底上段22 89号槽底上段34 83号槽底上段
11 353号槽底中段23 89号槽底中段35 83号槽底中段
12 353号槽底下段24 89号槽底下段36 83号槽底下段其中，1号机只更换了49根测温线棒，绝缘仍为B级，测温点仍为12点。
9、灭火系统：
在靠近定子线圈上下端部分别装设一根带有28只喷雾头的灭火水管，当发电机着火时手动操作阀门将水引入机组内灭火。
10、转速继电器：
装设在发电机上端（除1、5、6、7号机）。当机组过速为额定转速的140%时（机组转速达210转/分）转速继电器的微动开关接通保护动作，使机组事故停机。
××水电站机组启动试运行方案 1、机组启动试运行作业流程图 机组启动试运行前的检查 压力钢管及蜗壳充水 机组首次起动 调速器空载扰动试验 过速试验 自动开停机试验 发电机定子绕组的直流耐压试验 发电机升压试验 升压站升压试验 励磁装置试验 主变冲击试验 解并列试验 带负荷试验 甩负荷试验 低油压关机试验 事故配压阀动作关机试验 动水关闭电动蝶阀试验 72小时试运行 检修、开机移交 2、作业方法及要求 2.1 机组起动试运行前的检查 2.1.1 作业方法 在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组 成的验收检查组对以下项目进行验收检查。 2.1.1.1 水轮机部分的验收检查； 2.1.1.2 调速系统的验收检查； 2.1.1.3 发电机部分的验收检查； 2.1.1.4 励磁系统的验收检查； 2.1.1.5 油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.6 电气一次设备的验收检查； 2.1.1.7 电气二次设备的验收检查； 2.1.2 质量检验 2.1.2.1 检验依据 有关厂家技术说明书和设计图纸 《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91
《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90 2.1.2.2 检验方法和器具：目测及检查记录 2.2 压力钢管及蜗壳充水 2.2.1 作业方法 2.2.1.1 检查压力钢管、电动蝶阀、伸缩节、蜗壳等各连接螺栓应紧固，人孔门应 关闭严密，并全关技术供水总阀。 2.2.1.2 全开全关电动蝶阀，应动作灵活，无卡堵现象；试验完毕后全关电动蝶阀 主阀及旁通阀并投入锁定。 2.2.1.3 检查调速器油压装置处于正常工作状态，压力油罐压力及油位正常。手动 操作调速器，使导叶全行程开、关数次无异常情况。检查完成后将导叶全关，并投入接 力器锁锭和调速器锁锭，漏油装置处于自动运行状态。 2.2.1.4 投入发电机制动、使机组处于制动状态。 2.2.1.5 缓慢关闭前池冲沙闸门，使前池水流缓慢向压力钢管充水。注意监视电动 蝶阀前压力表读数，检查压力钢管充水情况。 2.2.1.6 检查压力管道、电动蝶阀的漏水情况，无异后打开蝶阀旁通阀，向蜗壳充 水，记录蜗壳充水时间。 2.2.1.7 蜗壳平压后，打开电动蝶阀，进行静水下的开关试验，检查阀体启闭动 作，记录阀体开启和关闭时间，在手动操作合格后，进行自动操作的启闭动作试验，分 别进行现地和远方操作试验。试验完后，全开电动蝶阀，关闭旁通阀。 2.2.2 质量检验 2.2.2.1 检验依据 《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第 3.1 条、第 3.2 条 2.2.2.2 检验方法和器具 1).记录上游水位，检查压力钢管及蜗壳压力表，直至压力钢管充水平压，充水过 程中监视压力钢管及蜗壳有无异常情况。 2).从电动蝶阀、伸缩节等处，检查蝶阀的漏水情况。 3).目测检查蜗壳底座、蜗壳放空阀等处的漏水情况。 4).检查前后墙板、导水机构和主轴密封漏水情况。 5).检查各压力表及测压管的漏水情况，并记录其指示值。 6).在机旁仪表盘上，监视并记录水位计的毛水头及水力测量系统表计的读数。 7).监视厂房渗漏集水井内的水位变化情况。 2.3 技术供水调试 2.3.1 作业方法 2.3.1.1 关闭各支路供水阀门，打开蝶阀前供水总阀，向技术供水系统总管充水。 注意监视进出口水压力。 2.3.1.2 打开技术供水总管排污阀，排出管道内污物，待水质变清且无杂质流出后 关闭排污阀。 2.3.1.3 机组技术供水总管充水运行稳定后，打开冷却水进水总阀和冷却水出水阀， 然后缓缓开启冷却水进水总阀后的手动闸阀，使冷却水压力保持在0.25MPa 左右。 2.3.1.4 充水过程中，应检查以下项目： 1） .整个技术供水系统中各管道、阀门、接头不应有漏水现象。
浅析水轮发电机组的常见故障及检修对策于铎 发表时间：2019-12-16T16:45:52.477Z 来源：《电力设备》2019年第17期作者：于铎赵丛新[导读] 摘要：随着社会生产、生活的发展对电力需求的扩大，水力发电成为人们关注的话题。 （嫩江尼尔基水利水电有限责任公司黑龙江齐齐哈尔 161005）摘要：随着社会生产、生活的发展对电力需求的扩大，水力发电成为人们关注的话题。水力发电事业的良好发展不仅有利于降低人民生产生活的成本，更有利于推进我国能源结构的改善和国民经济的发展。因此，文章针对水轮发电机组的常见问题进行分析，并探讨了其检修的对策。 关键词：水轮发电机组；常见故障；检修对策我国经济发展带来了持续的供电需求，水力发电作为一种低污染、低成本的发电方式，与我国可持续发展的国策相吻合，因此，在发电事业中应大力支持。为了更好地促进水力发电工作的开展，运行管理人员对发电机组的运行状态要进行定期的检修和维护，及时排除水力发电机组出现的常见故障，保证机组的运行正常，通过高效率的检修，减少维修费用，实现机组的高效运行。 1水轮发电机组的常见问题 1.1温度异常 水轮发电机组在运行过程中，其内部的各个构件会在不同程度上发生摩擦，而摩擦部位则会因高频摩擦产生较大热量，若是长期运转下去将会导致这些摩擦部位出现热量过高的现象，而机械设备会在高温状态下产生损耗，如电损耗、磁损耗等，这些损耗会在不同程度上影响到水轮发电机组的正常运行，为其工作造成一定损失[1]。其中，水轮发电机组的轴承部位是最容易出现损耗的部位。若是在实际运行过程中，水轮发电机组出现温度异常故障，常规检测方式无法根治之一故障，只有通过全面细致的检修才可以找出水轮发电机组故障的具体部位，进而根据这一部位的具体特点采取针对性措施，从而有效排除故障。因此，相关工作人员应定期对水轮发电机组进行检修，以防止水轮发电机组出现温度异常故障影响机械设备的正常运行，以保证水电站的经济效益。 1.2甩油故障 这一故障产生的主要原因为以下三点：（1）水轮发电机组油箱装的过满。水轮发电机组在正常运行过程中需要具备充足的油，若是油箱中油量较大溢出，将会导致油在机械运转过程中超出规定界限，出现上下摆动的现象，进而导致油箱中的油受惯性因素影响出现甩出现象。（2）水轮发电机组摆幅较大。针对水轮发电机组运行过程中产生的摆动幅度，相关规程中有明确规定。然而水轮发电机组在实际运行过程中，机械设备会受到水压作用的影响，出现摆幅增大的现象，这就导致油箱内的油在摆幅的带动下出现甩出，进而引起故障现象。（3）油箱顶部密实度不足。通常情况下，油箱顶部会处于一种长期摆动的状态，在设备长期摆动过程中出现松动现象，而油箱中的油则会在摆幅作用下从松动部位甩出。虽然这种现象较为常见，但是在机械正常运转的过程中会因油体甩出加大水轮发电机组工作负担，因此相关工作人员应注意日常维护与检修，以防止出现上述问题影响水轮发电机组的正常运行。 2水轮发电机组的检修养护措施 2.1水轮发电机组的检修养护技术措施 （1）水轮发电机组的检修注意事项 对水轮发电机进行检修时，有以下几方面的内容需要注意：①要能够充分掌握设备相关状况信息。设备的相关信息除了指设备的当下状况之外，还指设备之前的使用情况信息、设备的检修历史、是否存在反复检修部位等，整合好这些消息将有助于提升检修效率效果。②尽可能不要拆卸设备。因为设备在拆卸检修之后进行安装，势必会造成设备的牢固程度下降，导致设备在今后的使用中出现一些不可避免的磨损，这就在一定程度上加快了设备的耗损速度，所以检修中能不拆卸设备尽量不要拆卸。如果一定要拆卸，那么要尽可能进行相关的局部拆卸，要将需要拆卸的部位标注出来，避免拆到不需要拆卸的部位。③可以将计划检修周期适当予以延长。如果水轮发电机运行正常、状态较好，而且临时检修没有发现存在异常情况或是故障情况，那么水电站可以适当延长计划检修周期，这在一定程度上降低了检修成本，保障了正常生产。④检修过程要严格依据检修方案的相关要求进行。检修过程中，一切操作都要严格遵照相关规定的具体要求来进行，如果确实需要临时改变方案或是调整方案，需要向上级提出申请，在获得上级的同意之后，再具体实施。⑤检修后做好相关的后续工作。检修完成后，要配合开展相关的设备测试，确定检修成果符合标准之后才能将设备投入使用。 （2）对机组运行状态的实时监测 立体化的跟踪处理方法的应用，不仅能在一定程度上提升对发电机组的运行状态的监控，还可以对一些发电机组出现的故障问题做出判断，并做出一系列的应对措施。这种立体化的跟踪处理方法多适用于水电厂的机组。它能有效获取机组的瞬时状态，再与实际的状态进行比较，很好地为诊断故障提供信息支持。通过对网络系统的测控，能很好地串联子系统与测控网络系统，有效地把信号统一上传至主控系统内，大大提升信号总体管理的效率。这样，还能预测与分析水轮发电机组的运行状态。系统主要部分组成：①振动监测系统具有实时数据采集、数据记录、趋势分析、事故追忆等功能；②定子绝缘控制需要监测发电机定子绝缘、温升、冷却介质的温度与湿度等；③以机组轴瓦为主体的轴承监测系统，其安全性主要由瓦温决定，因此监测瓦温就显得十分重要；④发电机工况监测系统的检测量包括定子电流、电压；厂用电电压以及定子、转子温升，励磁电流、电压和主变高压侧电流、电压等。 （3）对机组进行状态检修 状态检修也是改进检修工作的一个重要的方向和入手点，随着技术水平的提升，计算机自动化监控已经成为水轮发电机组检修的一个重要的方式。通过相关相关的自动化检修系统，其本身对于水轮发电机组的运行情况和参数进行了充分的记录和监视，通过对于相关参数的分析，可以及时地对于设备运行中的异常与问题进行发现。用在线监测、检查或巡视的方法来反映水轮发电机设备的运行状态，检修人员需要对反馈的数据进行分析，及时的对维修方法进行适当的调整。应用状态检修方式能够从根本上解决故障检修不及时的问题，显著提升了水轮发电机检修与维护的效率，确保运行的稳定性。状态检修时目前较为合理的检修与维护方式，是未来水轮发电机组检修的发展方向。为了提高水轮发电机组检修与维护的工作效率，就需要创建完善的状态数据库。在这个过程中，工作人员需要做好设备运行状态的记录，并将这些状态与数据输入到数据库中，在出现故障时，我们可以根据数据库中的相关信息来对其进行快速的判断，为检修方案的制定提供有价值的参考。 2.2水轮发电机组的检修养护管理措施
三峡工程实现特大型水轮发电机组国产化 一、国家决策：对三峡工程实行重大技术装备国产化 国家高瞻远瞩的重大装备设备国产化，早在三峡工程论证阶段已有安排。依托重点工程实现重大装备国产化是我国政府导向行为。在三峡工程开工前，围绕三峡机电设备国产化、国家对民族工业的扶持政策，组织开展了一系列科研攻关，制定了切实可行的支持鼓励的政策及措施，收到良好的效果。 三峡工程的重大装备科研攻关列入从“六五”到“十五”连续5个国家“五年”计划，我国相关科研机构、院校及机电设备制造厂为此作了充分准备。从1983年三峡工程可行性审查会后，到国家正式批准三峡工程开工，在这十余年的论证中，三峡工程的重大装备前期科研攻关，包括工程专用施工设备、通航设备、电站水轮发电机组设备以及三峡工程输变电成套设备等各项攻关工作一直没有停止。 在上个世纪80年代再次进行三峡工程论证时，原国务院重大装备领导小组办公室将三峡工程机电设备列入国家重大技术装备研制项目，组织XX大电机研究所、XX电机厂（哈电）、东方电机厂（东电）、中国水利水电科学研究院、长江水利委员会、东北输变电设备集团公司、XX电力机械设备制造公司、电力部XX自动化院、清华大学、XX大学、河海大学、华中科技大学、XX大学等单位开展科技攻关，先后建立了高水头水力试验台进行水轮机水力设计与模型试验的研究，建立了1000吨级、3000吨级推力轴承试验台，进行6000吨级推力轴承的计算与试验研究，总结了国内设计制造大型水电机组的经验，配合设计部门和论证小组提出了三峡工程的水轮机和水轮发电机的参数方案，为立足于国内自主设计制造做了大量的技术准备。 1993年7月，国务院三峡工程建设委员会批准了《长江三峡水利枢纽初步设计报告（枢纽工程）》，同年11月起先后邀请国外有设计制造大型水轮发电机组业绩的厂家来华技术交流，中方也曾派出各个代表团到国外考察。通过考察，了解掌握了国外大机组的技术水平
透平机及工作原理-标准化文件发布号：（9556-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII
透平机及工作原理 透平是将流体工质中蕴有的能量转换成机械功的机器，又称涡轮或涡轮机。透平是英文turbine的音译,源于拉丁文turbo一词,意为旋转物体。透平的工作条件和所用工质不同，所以它的结构型式多种多样，但基本工作原理相似。透平的最主要的部件是一个旋转元件,即转子,或称叶轮，它安装在透平轴上，具有沿圆周均匀排列的叶片。流体所具有的能量在流动中，经过喷管时转换成动能，流过叶轮时流体冲击叶片，推动叶轮转动，从而驱动透平轴旋转。透平轴直接或经传动机构带动其他机械，输出机械功。透平机械的工质可以是气体，如蒸汽、燃气、空气和其他气体或混合气体，也可以是液体，如水、油或其他液体。以水为工质的透平称为水轮机;以蒸汽为工质的透平称为汽轮机；以燃气为工质的透平称为燃气透平。 水轮机--水从高水位水库沿通道流向处于低水位的水轮机的过程中，高水位水的势能变成动能，推动水轮机旋转。流过水轮机的尾水沿水道流去。现代水轮机的唯一用途是作为水电站的动力源，带动发电机发电。 汽轮机--它的工质是蒸汽，具有热能。蒸汽来自燃用矿物燃料的锅炉，或是来自核动力装置加热的蒸汽发生器。它们产生的高温高压蒸汽以高速度经喷管送到蒸汽透平，驱动转子旋转，输出动力。蒸汽流速很高，透平转子尺寸较小,所以转速可达10000转／分。汽轮机主要用于火力发电厂，驱动发电机发电；也用于远洋大型船舶和潜水艇作为主机驱动螺旋桨，推进船舶。
燃气透平--它与压气机、燃烧室成为燃气轮机装置的三大主要部件。空气供入压气机，压缩成较高压力和温度的压缩空气，流入燃烧室与燃料混合、燃烧，形成高温、高压、高速的燃气流，流入燃气透平并推动燃气透平旋转，经透平轴输出机械功。燃气透平转速高达每分钟数万转。现代燃气透平应用最广泛的是作为喷气式飞机的推进动力，有的用作舰船动力、发电厂、尖峰负荷用小型电站，也作为远距离输送天然气的气泵的动力。用作机车、汽车动力的燃气透平还在研制试验中。 还有一种燃气透平用于火箭发动机，它作为压送火箭推进剂（燃料和氧化剂）的输送泵的动力，由一个气体发生器利用化学作用产生所需要的高温气体，吹动透平旋转，带动输送泵运转。 另外，还有以压缩空气为工质推动透平旋转的，只能作为微小动力用，这种透平称为空气透平。
第一章设备基本参数
第四节冷却水 冷却器压力(Mpa)用水量(L/min)
第五节顶转子时间规定 第七节转速限额 第1条水轮发电机组是全厂最重要的机电设备，为确保机组的全安经济运行和人身安全，运行和有关人员必须严格遵守本规程。发现有人违反本规程，运行人员有权加以制止。 第2条机组开机、停机、蝶阀开启与关闭操作，必须经值长许可。 第3条蜗壳充水前，机组必须处于下列状态： 1、蜗壳、尾水管进人孔关闭； 2、蜗壳排水阀关闭； 3、调速系统正常、油压正常；
4、导叶全关、接力器锁锭投入。 第4条事故停机后，必须查明事故原因，消除故障，并手动复归事故停机回路，否则不允许开机，必须开机应经生产厂长批准。 第5条机组主要保护和自动装置必须投入，整定值不得任意变动，必须解除或变更定值时，须经生产厂长批准。 第6条调速器接力器排油或关闭调速器总供油阀1136的时间超过4小时，恢复前需做接力器全行程试验，试验应严格按典型操作票进行。 第7条一次。 第8条机组因故发生低转速加闸或惰性停机，开机前需顶转子在机组操作或试验过程中，如发生异常情况，应立即停 止操作或试验，并及时向值长汇报。 第9条机组转动部分或蜗壳、尾水管内有人工作，应做好防蝶阀开启及导叶动作的防转动安全措施。 第10条须向发令人汇报。 第11条操作、巡回检查、定期工作、事故处理等工作完毕后必油、水、气系统检修后，应做相应的充油、充水、充气 试验，检查油、水、气系统完好。 第12条机组发生严重冲击或全甩负荷等异常工况时，应检查发电机有无异常，并测量一次水导摆度。 第13条水轮机一般应调整到最佳工作状况运行，避免在振动区运行，以免发生严重汽蚀和振动。 第14条 全面检查。 当机组发生高转速加闸停机后，应对风闸、制动块进行第15条机组不允许在额定转速50%以下长时间运行。第 16条调速器遇下列情况之一者应切“手动控制”运行：1、 自动控制回路发生故障时； 2、测频电压互感器及回路发生故障时；
大型排涝泵站首（末）台机组 启动验收实施细则 第一节验收程序 泵站首（末）台机组启动验收依照下列程序进行： 1、更新改造泵站具备试运行条件后，项目法人首先组织机组启动试运行。 2、项目法人在完成机组启动试运行后，再组织机组启动技术预验收。 3、项目法人在技术预验收通过后提出阶段验收申请报告报法人验收监督管理机关审查。项目法人与法人验收监督管理机关为同一主体的，报上一级水行政主管部门审查（下同）。 4、阶段验收申请报告审查通过后法人验收监督管理机关将阶段验收申请报告转报省水利厅，由省水利厅决定是否同意进行阶段验收。 5、省水利厅同意进行阶段验收后协商有关单位，拟定验收时间、地点、委员会等有关事宜，组织首（末）台机组启动验收。
第二节机组启动试运行 1、机组启动试运行前，施工单位向项目法人提出机组启动试运行申请报告。 2、机组启动试运行由项目法人主持，设计单位、土建工程施工单位、安装单位、监理单位（包括监造）、设备生产单位、质量监督单位以及运行管理单位参加。 3、机组启动试运行前，项目法人首先将试运行工作安排报法人验收监督管理机关审查，批准后方可实施。 4、项目法人再将试运行工作安排及法人验收监督管理机关审查意见报省水行政主管部门备案。 5、省水利厅可在必要时派专家到现场收集有关资料，指导项目法人进行机组启动试运行工作。 6、机组启动试运行应具备的条件： （1）泵站土建工程已基本完成，必须动用的部分水工建筑物和输水管道已通过分部工程验收，进水、出水池水位及来水量均满足试运行要求。 （2）主机组及辅助设备已安装完毕，有关工作闸门、检修闸门等断流装置及启闭机设备已安装完成，并已通过分部工程验收，能满足泵站试运行要求。 （3）泵站供电确有保证，供电线路、变电站等均已验收合格，试运行用电计划已落实。 （4）泵站消防系统已通过检查验收，消防设备齐全、到位。
浅析水轮发电机组的常见故障及检修对策 随着改革开放进程的进一步推进，我国社会经济飞速发展，科学技术不断完善和创新，人们的生活水平不断提高，在这种背景下，促进了我国各行各业的迅猛发展，其中，电力行业作为人们正常生产生活的前提基础，具有不可替代的作用和地位。近年来，社会各界对电力的需求急剧增加，在极大程度上带动了电力行业的快速发展。就目前而言，我国是通过水轮发电机组进行发电的，具有成本低、污染小的优势，对实现可持续发展的目标具有促进作用。因此，必须要确保水轮发电机组的正常运转，定期对其进行养护和维修，否则一旦发生故障，就会造成不可估量的损失。文章主要基于水轮发电机组的常见故障进行分析，并提出了检修对策，希望可以为相关技术人员提供理论帮助和基础，仅供参考。 标签：水轮发电机组；常见故障；检修对策；分析 引言 随着经济全球化的普及和应用，我国市场经济也有了显著提升，大大促进了各项事业的飞速发展，电力行业也是如此，经济的发展促使人们对电力的需求量持续增长，且要求也越来越高，在极大程度上促进了我国电力的发展。我国主要是依靠水轮发电机组进行发电的，相比于其他的发电方式具有一定的优势，比较符合国家可持续发展战略的实施。基于此，为了保障水力发电能够更加健康的发展，首先要做的就是定期对水轮发电机组进行维护，及时排除机组的常见故障，提高水轮发电机组的运行效率，进而为水轮发电机组提供健康、稳定的发电环境。 1 水轮发电机组的发展现状 近年来，随着经济的快速发展，人们生产生活水平与日俱增，日常生活愈加丰富多彩，对电力的需求也相对增加，因此，为了在实现可持续发展目标的基础上满足社会各界对电力的需求，就需要确保发电的稳定可靠。我国所使用的电力主要是通过水力发电产生的，由于其特有的优势具有广阔的发展前景。目前，我国水力发电主要来自于水轮发电机组，只有保证水轮发电机组的稳定持续，才能满足人们对电力日益增长的需求，进而更好地服务于社会和人民。然而，就目前而言，我国的水轮发电机组由于没有定期进行维修和养护，导致其中常常存在一些故障，严重影响着水轮发电机组的运行效率。另外，针对水轮发电机组而言，没有完善健全的检修标准，也是导致水轮发电机组故障检修比较困难的主要因素。 2 水轮发电机组常见故障 就目前我国的水轮发电机组而言，在运行时常常出现一些故障，部分功能或者全部功能发挥失效，达不到水轮发电机组的参数标准，从而降低了发电机组的工作效率。通常情况下，水轮发电机组的常见故障主要分为两种，一种是突发性故障，另一种是渐变式故障。突发性故障顾名思义，具有很大的突发性，主要是
大中型水水轮发电机组的 磁场断路器与非线性灭磁电阻灭磁綜述 朱仲彦 大中型同步水轮发电机组，特别是采用具有高顶值自励可控硅励磁系统，对灭磁及转子过电压保护的技术要求已提到了一定的高度。用常规的磁场断路器及非线性电阻相结合的方式已不能满足同步发电机组正常可靠灭磁的要求。我国水电机组在实际运行的过程中，由于灭磁失败，引起磁场断路器烧毁以及因灭磁不力而造成转子过压击穿励磁设备的事故屡见不鲜。从1981年葛洲坝第一台机组发生灭磁事故以来，以大型水轮发电机组的灭磁及转子过电压保护作为攻关课题，我国的励磁工作者在长达20余年的时间中，在引进、消化、吸收国外的磁场断路器及SiC非线性电阻的基础上，不懈地进行了设计，开发，研制及制造工作，取得了不少宝贵的经验与成果，尤其在高能ZnO非线性电阻与高断口弧压磁场断路器的研发与试制，获取了重大的突破。下面就大中型同步发电机的灭磁系统的设计，磁场断路器及非线性灭磁电阻的选型等技术进行分别阐述。 一．灭磁系统的设计 优良的灭磁系统设计是可靠灭磁的基础，大中型同步发电机的灭磁系统，通常应满足以下基本的技术要求： 1、灭磁容量必须满足各种运行状况下可靠灭磁的要求。
大中型机组的灭磁装置必须有足够大的灭磁容量，除了在正常及机端短路等强励状况下能可靠灭磁外，特别是对于具有高强励倍数的自励系统，还必须满足在空载误强励等极限状况下可靠灭磁的要求。 2、满足快速灭磁的要求，最大灭磁电压尽可能接近理想灭磁时间。 大型发电机组虽然采用了现代快速灵敏的继电保护装置，但这种保护装置的作用仅是当发电机出现故障时，能尽快地将机组解列，但即使机组已经解列，可故障电流依然存在，不论发电机的故障是一相短路还是部分绕组短路，在故障电流期间，损坏的程度是随绝缘燃烧和铜线熔化的时间而增加，所以只有在发电机解列的同时，采用快速灭磁才是限制故障电流和使绕组免于全部烧毁最充分有效的措施。 3、灭磁应更加彻底。 大型机组的出口母线电压很高，在这种高压机组中，哪怕只要有维持发电机母线电压10%的励磁残压，这种残压也足以维持故障处的电弧，为此大型机组的灭磁应更加彻底。 4、磁场断路器需足够高的断口弧压。 5、有效的转子过电压限制措施。 大型机组在灭磁的过程中，由于励磁电流的突然中断会产生过电压，这种灭磁过电压的能量很大，若没有有效的限压措施以及足够容量的消能装置，它将直接危及发电机转子绝缘及励磁装置的安全。 二、非线性电阻灭磁 要满足快速灭磁的需要，就必须采用非线性灭磁电阻，这是众所周知的事实，用於灭磁的非线性电阻有SiC和ZnO两种：
透平发电机事故处理参考 文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
透平发电机事故处理参考文本 使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 一、紧急停机操作 1、当发生重故障时，自动或按紧急停机按纽停机； 2、联系电气发电机是否解列、检查静叶、紧急切断阀 是否关闭，注意转速 下降情况，注意高炉减压阀组开度及旁通快开阀是否 打开，如未打开手动打开，控制顶压变化不要过大； 3、辅助油泵在转速低于2850时是否自动启动； 4、检查机组情况注意惰走时间完成其他停机操作； 5、通知厂调，生产部说明事故原因，并做好记录。 二、转子超速 1、现象： ①机组发生不正常的声音。
②转速表指示数值超过额定值并继续上升，主油泵出口油压迅速升高。 ③发电机甩负荷。 2、处理： ①应紧急停机，注意停机时间； ②起动辅助油泵，检查静叶、紧急切断阀是否关闭，并注意转速下降情况； ③确认高炉减压阀组是否自动调节及旁通阀是否自动打开，必要时手动打开，控制顶压不要波动过大； ④记录惰走时间完成其它停机操作； ⑤通知厂调、生产部、高炉说明原因，做好记录。 三、主轴径向振动 1、原因：①装备不当或进行中转动件、轴承等损伤。 ②运行中油温变化过大。
小石峡水电站导流兼深孔泄洪洞、引水发电洞及地面厂房工程 (合同编号：XSX2009018/C1) 1#机启动试运行报告 批准：李刚 审查：苗长盛 编写：李梅康 中国葛洲坝集团股份有限公司 新疆小石峡水电站工程施工项目部
目录 1、试验依据.............................................................. ２ 2、试验目的.............................................................. ２ 3、试验设备.............................................................. ２ 4、试验条件.............................................................. ２ 5、试验项目.............................................................. ２ 6、试验时间.............................................................. ２ 7、启动试验情况.......................................................... ３ 7.1机组充水试验 .................................................................................................................................................. ３7.2机组首次启动试验.......................................................................................................................................... ４7.3调速器空载扰动试验...................................................................................................................................... ４7.4机组过速试验.................................................................................................................................................. ４7.5发电机升流试验.............................................................................................................................................. ５7.6发电机升压试验.............................................................................................................................................. ６7.7发电机带主变及220K VGIS升流试验............................................................................................................. ７7.8发电机带主变及220K VGIS升压试验............................................................................................................. ７7.9励磁空载试验.................................................................................................................................................. ７7.10自动开停机试验 ........................................................................................................................................ １４7.11峡白线及220KVⅡ母送电........................................................................................................................ １４7.121#主变冲击试验......................................................................................................................................... １４7.131#机组并网及甩负荷试验......................................................................................................................... １５ 7.14机组带负荷72小时连续试运行 .............................................................................................................. １５ 8、遗留问题............................................................ １５ 9、结论................................................................ １６ 10、附件：甩负荷甩前、甩时、甩后振摆度统计表............................ １６
XXXXXXX机组试运行方案 第一章总则 一、本程序依据《泵站技术规范》（SL317－2004）、《电气装置安装工程施工及验收规范合编》、XX省水利勘测设计研究院有关技施设计图纸及厂家资料，结合本站的实际情况而编写； 二、本程序必须经启动委员会批准后方可实施，实施过程中如需更改程序必须经启动委员会同意。 第二章高低压设备带电试验 高低压设备带电试运行有如下几个步骤组成：（1）35kv开关站母线带电；（2）主变压器冲击合闸试验；（3）10kV高压柜带电和厂用变压器冲击合闸试验；（4）0.4kV厂用低压柜带电。 一、带电试验应具备条件 1、开关站道路必须畅通，场地无杂物，围墙已装饰完毕，开关站进出门锁已装好； 2、开关站接地网、厂房接地网接地电阻符合设计要求； 3、所有带电设备的接地套管及外壳应可靠接地； 4、消防系统应满足设备带电条件； 5、带电警示牌已悬挂完整； 6、运行值班人员已就位；
7、通讯设备已开通，运行正常，照明符合要求； 8、隔离开关及断路器手自动操作正常，回路模拟正确，设备标签和设备编号应清晰、准确无误； 9、主变压器试验合格，主变压器保护装置应整定正确； 10、开关站其它所有待投入使用的设备必须经过试验； 11、检查电流互感器二次回路不得开路，电压互感器二次回路不得短路； 12、变压器冲击合闸前，应将气体继电器的轻瓦斯信号触点接到变压器保护的跳闸回路，过流保护时限整定为瞬时动作； 13、高压开关柜内所有设备调试合格； 14、厂用进线、馈线柜调试完毕。 二、35KV母线带电操作 1、35KV母线冲击带电操作前，检查确认母线PT接地刀闸处于分闸位置，母线PT隔离开关处于合闸位置，1#或2#35KV线路已处于带电状态。 2、合1#或2#35KV线路线路侧隔离开关。 3、合1#或2#35KV线路母线侧隔离开关。 4、中控室合1#或2#线路断路器，第一次冲击母线。 5、等待15分钟远方跳开1#或2#线路断路器。 6、确认母线带电正常的情况下，远方合1#或2#线路断路器，第二次冲击母线。
浅析水轮发电机组稳定性 摘要：本文分析了影响水轮发电机组稳定性的几方面因素，引起机组振动的原因，以及如何增强器稳定性。 关键词：水轮发电机振动稳定性 一、影响机组稳定性的因素 1、机械方面振动 影响因素：动不平衡，轴系失稳，部件或支撑松动，导轴承憋劲，轴弯曲，定转子碰磨等。判断方法：变转速、模态试验，根据频谱图、时域图、轴承温度等判断。解决方法有配重、加固、盘车等。 2、电气方面振动 影响因素：转子磁极短路，转子（定子）圆度超标，定子鉄芯松动，定子机座松动等。判断方法：变励磁试验，根据频谱图、时域图判断。解决方法有消除电气缺陷，重新整圆，拉紧螺杆，加固等。 3、水力方面振动 影响因素：水力失衡，低频蜗带，汽蚀，流道水体共振，叶道涡，卡门涡等。判断方法如变负荷试验，根据振动和水压脉动频谱分析。其解决方法常可以采用诸如补气、避振、改变补气方式、改变转轮或导水机构设计、叶片修型等。 二、引起水力发电机组振动的原因 1.空载无劢 通常表现为振动强度随转速增高而增大；在低速时也有振动，其可能原因主要有以下几方面：1）发电机转子或水轮机转轮动不平衡；2）轴线不直；中心不对；推力轴承轴瓦调整不当；主轴联接法兰连接不紧；3）与发电机同轴的励磁机转子中心未调好；4）水斗式水轮机喷咀射流与水斗的组合关系不当；5）转轮叶片数与导叶数组合不当。针对以上问题，我们可以采取以下措施来处理：1）动平衡试验，加平衡块，消除不平衡；2）调整轴线和中心，调整推力轴瓦；3）调整励磁机转子中心；4）改善组合关系；5）改善组合关系。 2.空载带励 主要表现为：1）振动强度随励磁电流增加而增大；2）逐渐降低定子端电压，振动强度也随之减小；3）在转子回路中自动灭磁，振动突然消失。其原因有1）
燃气轮机起动过程原理 (2007-12-25 22:02:35) 转载▼ 标签： 杂谈 燃气轮机起动过程原理 2.1 燃气轮机启动运行原理 燃气轮机主机由压气机，燃烧室和透平三大部件组成。压气机需要从外部输入机械功才能把空气压缩到一定的压力供入燃烧室。透平则用高温高压的燃气做工质将其热能转变为机械能从而对外输出机械功。在正常运行的时候，压气机是由燃气透平来驱动的。一般讲，透平功率的2/3要用来拖动压气机，其余的1/3功率作为输出功率。显然存在一个问题，在启动过程中点火之前和点火之后透平发出的功率小于压气机所需的功率这一段时间内，必须由燃气轮机主机外部的动力来拖动机组的转子。换言之，燃气轮机的启动必须借助外部动力设备。在启动 之后，再把外部动力设备脱开。机组启动扭矩变化，如图3-1所示。图中MT曲线为透平自点心后所发出的扭矩；Mc曲线是压气在被带转升速过程中的阻力矩变化；Mn 是机组起动时所需要的扭矩特性，即由起动系统所提供的扭矩；n1为机组点火时的转速，即由起动带转机组转子所达到的转速。在n1转速下，进入燃烧室的空气在其规定参数下，由点火器并藉联焰管快速且可靠地点燃由主喷油嘴喷射出来的燃料，并且在机组起动升速过程中，不会发生熄火、超温和火焰过长等现象。n1转速通常为15%~22%SPD范围内，机组不同，n1数值亦不同。图3-1 机组启动扭矩变化 燃气轮机的起动是指机组从静止零转速状态达到全速空载并网状态，在起动过程中要求机组起动迅速、可靠、平稳和不喘振。为了防止压气机在起动过和中喘振，机组起动前和起动过程中某一阶段内气机进口导叶处于34度，即所谓关闭状态，放气阀处于打开放气位置。压气机进口可转导叶角度关小，能使压气机喘振边界线朝着流减小的方向变动，扩大了压气机的稳定工作范围。同时由于空气流量减小，因而减小了起动力矩，使起动机功率减小；在起动功率不变的情况下，可以缩短起动加速时间。防喘放气阀的放气是在于减小压气机高压级的空气流量而不致阻塞，同时又能增加压气机放气口前的气流流量，从而提出高了流速，也使压气机避免喘振。 机组起动过程中，压气进口导叶（IGV）角度，不能总在34度关闭状态；放气阀也不能总在放气位；因机组起动时工质设计参数的需要，6型机当转速为87%SPD时，IGV由34度打开增至57度，当机组转速达到满转速并且加负荷，直到所带负荷达到在约1.54万KW时，IGV继续打开直到84度。而放气防喘阀，当机组转速达到97.5%SPD（转速继电器具14HS 动作）时，即关闭停止放气。 机组起动运行包括起动、带负荷、遥控起动和带负荷。起动包括正常起动和快速起动。带负荷又分自动和手动进行。在起动运行过程中的控制调节又分转速控制、同期控制和温度控制阶段。 燃气轮机的起动过程可以分段进行，亦可以自动按程序控制进行，要分步调试过程中，可以分段进行。一旦分步调试正常后，便无需再分段进行机组起动，而是采用自动程序控制。机组起动过程分以下几步。
CB01 施工技术方案申报表 （清远[2016]技案 08号） 说明：本表一式四份，由承包人填写，监理机构、建设单位审核后，承包人、监理机构各1份，返回发包人2份。
泵站机组试运行方案 1、试运行的目的和内容 1.1试运行的目的 ⑴.参照设计、施工、安装及验收等有关规程、规范及其技术文件的规定，结合泵站的具体情况，对整个泵站的土建工程,机、电设备及金属结构的安装进行全面系统的质量检查和鉴定，以作为评定工程质量的依据。 ⑵.通过试运行安装工程质量符合规程、规范要求，便可进行全面交接验收工作，施工、安装单位将泵站移交给生产管理单位正式投人运行。 1.2试运行的内容 机组试运行工作范围很广，包括检验、试验和监视运行，它们相互联系密切。由于水泵机组为首次启动，而又以试验为主，对运行性能均不了解，所以必须通过一系列的试验才能掌握。其内容主要有： ⑴.机组充水试验。 ⑵.机组空载试运行 ⑶.机组负载试运行 ⑷.机组自动开停机试验。 试运行过程中、必须按规定进行全面详细的记录，要整理成技术资料，在试运行结束后，交鉴定、验收、交接组织，进行正确评估并建立档案保存。 2、试运行的程序 为保证机组试运行的安全、可靠，并得到完善可靠的技术资料，启动调整必须逐步深入，稳步进行。 2.1试运行前的准备工作 试运行前要成立试运行小组，拟定试运行程序及注意事项，组织运行操作人员和值班人员学习操作规程、安全知识，然后由试运行人员进行全面认真的检查。 试运行现场必须进行彻底清扫，使运行现场有条不紊，并适当悬挂一些标牌、图表，为机组试运行提供良好的环境条件和协调的气氛。 2.1.1管道部分的检查。 具体工作有： 1).封闭泵站防盗门。 2).在静水压力下，检查调整检修闸门的启闭；对快速阀门、工作阀门的手动、自动作启闭试验，检查其密封性和可靠性。 3).离心泵应着重管道的密封性检查，其次是管道表面的光滑性。清除管道内杂物，
水轮发电机组振动原因分析 水轮发电机组的振动问题与一般动力机械的振动有一定差异，除了机器本身转动或固定部分引起的振动外，尚需考虑发电机的电磁力以及作用于水轮机过流部分的流动压力对系统及其部件振动的影响。在机组运转的状态下，流体一机械一电磁三部分是相互影响的。例如,当水流流动激起机组转动部分振动时，在发电机转子与定子之间会导致气隙不对称变化，由此产生的磁拉力不平衡也会造成机组转动部分的振动，而转动部分的运动状态出现某些变化后，又会对水轮机的水流流场及发电机的磁场产生影响。因此，水轮机的振动是电气、机械、流体等多种原因引起的。可见，完全按照这三者的相互关系来研究系统的振动是不够的。鉴于问题的复杂性，将引起水轮机组振动原因大致分为机械、水力、电气三方面的因素来研究，为水电厂生产管理、运行、检修人员提供参考意见，以便制定出相应的预防和消振措施。 1水轮发电机组振动的危害振动是旋转机械不可避免的现象，若能将其振幅限制在允许范围内，就能确保机组安全正常运行。但较大振动对机组安全是不利的，会造成如下危害： 务）使机组各连接部件松动，使各转动部件与静止部件之间产生摩擦甚至扫膛而损坏； b）引起零部件或焊缝的疲劳、形成并扩大裂缝甚至断裂；
C )尾水管低频压力脉动可使尾水管壁产生裂缝；当其频率与发电机或电力系统的白振频率接近时，将发生共振，引起机组出力大幅度波动,可能会造成机组从电力系统中解列，甚至危及厂房及水工建筑物。下面简单介绍几起天桥水电厂机组振动引起的事故，以便从中了解机组振动的起因。 a )20世纪80年代初，天桥水电站多次发生因振动摆度过大而引起的设备损坏事故。1980年8月3号机由于上导轴承摆度大导致4个上导瓦背垫块断裂；1982年10月3号机发生发电机扫膛严重事故，上导瓦架与上机架固定螺栓8只中的5只被剪断，1只定位销剪断、瓦架变形。上机架振幅达022m m，水导轴承处振幅达020m m。水轮机轴与发电机大轴法兰联接处摆度为074mm，后经测量分析为机组轴承中心不正，发电机转子外圆度超标，空气间隙不匀等原因所致。 b )1997年2月天桥水电站4号机尾水管锥管段不锈钢衬板与普通钢衬板衔接处(高程8087m )以下约有23m 2普通钢板沿环向脱落。其主要原因是由于叶片翼端间隙射流及尾水管涡带产生的低频水压脉动相互作用,引起锥管段钢板振动，焊缝疲劳破坏后被撕裂或脱落。 c )2000年11月天桥水电站1号机大修后，发生发电机推力瓦12 块被烧毁的严重事故，因推力瓦水平调整不好，轴系中心不正及调速系统失调所致。 d )2002年5月天桥水电站3号机大修检查发现尾水管弯管段垂直