01桃江水电站水轮机运行及事故处理规程.docx
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01桃江水电站水轮机运行及事故处理规程
江西省赣州优恩江源电力投资有限公司企业标准
水轮机运行及事故处理规程
QB/TD-10101-2006
1.水轮机结构说明
桃江水电站灯泡贯流式水轮机主要以下主要部分组成:
预埋件部分、埋入部分、导水机构、转轮、轴承、主轴密封、受油器、接力器、重力油箱、油水气管路系统、测量仪表管路系统等。
1.1预埋件部分
预埋件部分包括尾水管、拉锚及垫板等,尾水管沿流道方向分为2段,每段分成2瓣,厂内焊接成瓣并对尾水管进行预装,其中仅尾水管前段带有环形法兰和分半法兰,工地安装时组圆并焊接。
1.2埋入部分
埋入部分包括座环(管形座)及其拉锚等,整个座环焊为一个整体,斜分为两瓣。
1.3导水机构
导水机构包括导叶内环、外环、导叶、控制环、连杆机构、转轮室及伸缩节等。
为克服导叶内环与外环上的导叶轴孔由于分别加工可能产生的导叶轴孔的同轴度差和不同心的问题,在导叶上轴颈处设有可自动调心的自润滑向心关节轴承,在导叶下轴颈处设有复合材料轴套,从而使活动导叶转动良好可靠;又因为灯泡贯流式机组的导叶连杆机构为空间运动的特殊性,在导叶连杆机构中也设有可自动调心的自润滑向心关节轴承;导水机构的连杆采用剪断销结构。
为减少导叶外环的环形焊缝及焊后变形,导叶内、外环和转轮室采用模压成型球面及双曲面来代替常规设计的多段锥面拟和曲面和双曲面。
导水机构还设有重锤装置,当接力器的操作油压过低时,重锤装置产生的力矩可使导叶自动关闭以保证机组的安全;另外还设有锁锭装置,当机组停机检修时可手动投入锁锭,以确保安全。
为方便电站检修转轮及转轮室,在转轮室的直管段正上方设有进人门。
另外为弥补由于安装过程中可能产生的累积误差等,在转轮室与尾水管之间设有补偿节。
1.4主轴
该部分包括主轴及操作油管等,该主轴为水轮机与电机共用一根轴,主轴带有电机的正反推力镜板面,主轴为整锻结构,其材料为锻钢A668CL.D,主轴两端的法兰分别与电机的转子和水轮机转轮采用螺栓联接。
主轴内的操作油管形成两个压力油腔和一个回油腔,以操作转轮叶片的转动。
1.5转轮
转轮型号为GZD390b,转轮直径为3.85m,轮毂比为0.38。
转轮包括转轮体、叶片、叶片轴、转臂、接力器缸、接力器缸盖、活塞轴、连接体、泄水锥等,转轮为缸动结构,接力器缸布置在转轮中心线的下游侧。
转轮有4个叶片,在叶片外圆的背面侧设有抗空蚀裙边,叶片材料为铸钢06Cr13Ni4Mo。
叶片转角为-14°~20°,转轮体整铸而成,材料为铸钢20MnSi。
叶片密封为双向多层“V”型密封,并可在不拆卸叶片的情况下很方便地更换密封件。
1.6主轴密封
主轴密封由检修密封和工作密封组成,工作密封采用端面密封加径向密封的组合形式,检修密封为空气围带式密封。
1.7轴承
桃江水轮机导轴承采用径向分半卧式的筒式轴承结构,该轴承为重载静压启动轴承,机组在启动及停机过程中由高压油系统将机组的转动部分顶起;水导轴承不设冷却器,轴承由轴承高位油箱系统供给循环油,轴承油箱内基本不存油,机组正常运行时,轴承供油循环方式为:
轴承高位油箱→各轴承瓦→回油箱→油冷却器→轴承高位油箱,这样大大缩小了轴承的尺寸,并减轻了整个轴承的重量,使机组内的空间相对增大,便于安装和维护,并且轴瓦可单独吊出进行检修,轴承两端的端盖上设有防漏油,防进水的密封装置,经多个电站运行证明该轴承结构能保证机组安全、稳定运行。
1.8受油器
受油器采用浮动瓦结构。
从结构上将回复轴的水平运动与其自身的旋转运动分开,减少了浮动瓦的磨损,从而保证了机组的安全稳定运行;两高压进油管处的浮动瓦采用分开的结构,避免了某些国外机组用一块浮动瓦产生蹩劲的问题。
因此,提高了机组运行的可靠性。
1.9重力油箱系统
重力油箱系统由轴承高位油箱、低位油箱、高位轮毂油箱及管路组成。
重力油从轴承高位油箱流下对水导轴承进行润滑,润滑油从轴承中自动排出流入低位油箱,安装于管路中的冷却器对热油进行冷却,低位油箱向轴承高位油箱供油设两台并联交流电机驱动的油泵,互为备用。
另外,轴承高位油箱底部还设有油温控制装置,以避免低温时润滑油的粘度大流量变小而烧瓦的事故发生。
轮毂恒压油起平衡转轮内外压力的作用。
1.10导叶接力器
桃江水轮机的接力器为直缸摇摆式接力器。
接力器的直径为260mm,接力器行程为930mm,在接力器的关闭段设有慢关闭装置。
2水轮机技术性能
2.1水轮机净水头
最大水头Hmax13.06m
额定水头He(发额定出力时的最小水头)10.6m
最小水头Hmin4.00m
2.2转速
2.2.1额定转速150r/min
2.2.2飞逸转速:
在最大水头13.06m、导水叶全开,发电机空载无励磁、导叶与浆叶保持协联关系的情况下,最大飞逸转速≤387r/min。
2.2.3飞逸时间:
在最大飞逸转速工况下水轮机所有旋转部分应能安全运行2min,不产生有害变形。
2.3出力范围:
4000~13890kw
2.4出力和效率
2.4.1出力
2.4.1.1在额定水头10.6m下的水轮机出力不小于12950kw;
2.4.1.2在最大水头13.06m下的水轮机出力不小于13890kw;
2.4.1.3在最小水头4.00m下的水轮机出力不小于4000kw;
2.4.2效率
2.4.2.1水轮机在2.3条规定的出力范围和导叶开度较宽的范围内,水轮机应有较高的效率,且效率曲线变化平缓。
2.4.2.2在全部运行范围内,水轮机的最高效率保证值为94.93%
2.4.2.3在额定水头和额定转速下,水轮机发出额定出力时的额定效率保证值为93.08%。
2.4.2.4水轮机加权平均效率值为93.43%
2.4.3在水头范围4.00—13.06m内出力为30%—100%范围内,水轮机均能稳定运行。
2.5水轮机安装高程(转轮中心线)150.90m
2.6水轮机水推力:
正向1510KN反向1510KN
2.7整机运行稳定性和噪声:
在净水头4.00至13.06m的范围内,机组保证在电网中带各种负荷稳定运行,在孤立电网中空载运行稳定。
2.7.1转速偏差不超过额定转速的±0.5%
2.7.2接力器行程摆动不超过全行程的±1%
2.7.3灯泡头的振动不超过120μm
2.7.4发电机进入孔中心处(敞开状态)连续噪声不超过86dB。
2.8调节保证
2.8.1机组转动惯量
2.8.1.1发电机飞轮力矩=400T·m2
2.8.1.2水轮机飞轮力矩=160T·m2
2.8.1.3水轮机转轮区域水体飞轮力矩=160T·m2
2.8.1.4关机时间30s,调速器采用两段关闭时,第一段的关闭时间8.5s,相应导叶开度为15º,第二段关机时间为6.5s。
2.8.2机组在10.60m水头,12950KW出力下突甩全部负荷时,最大转速上升率不大于60%。
2.8.3机组在13.06m水头,13890KW出力下突甩全部负荷时,导叶前最大压力值不大于25m水柱。
2.8.4机组在4.00m水头,4000KW出力下突甩全部负荷时,导叶前最大压力值不大于20m水柱。
3水轮机运行规定
3.1机组正常运行主要保护和自动装置都必须投入,退出保护运行需由厂长或运行主任批准,变更定值要有正式的定值更改通知单。
3.2机组应尽量在2.1条规定的稳定运行范围内运行,并及时调整运行工况,避免运行中振动、噪音超过允许范围。
3.3汛期泄洪时,当机组负荷小于4000kW时,一般应将机组停机,机组不得在4.00m以下的水头运行。
3.4为保证机组的运行工况和提高水能利用率,当机组进水口拦污栅落差超过0.5m时,应联系清渣处理。
3.5机组运行中受到较大冲击时,应对转动部分、连接部分、支撑等进行检查。
当机组发生飞逸,采用落尾水门方法迫使机组停机,停机后应通知检修进行全面检查。
3.6轴承润滑油系统是机组运行的最主要环节,其工作正常与否直接影响着机组的安全运行。
因而运行中要加强对本系统的巡视与维护,并随着季节的变化及轴承工作温度情况对润滑油量及冷却水量作一定的调整。
3.7运行中轴承润滑油量及温度规定:
3.7.1机组各轴承瓦温达65℃报警,达70℃过热停机。
3.7.2运行中轴承润滑油流量中断延时10S停机。
3.8在负荷不变的情况下,机组轴承瓦温较前1小时升高2~3℃时,应检查油系统及冷却水系统的工作情况,并检查机组摆度、振动等有无增大,查明原因,及时处理。
3.9轴承油冷的冷却效果可用调整冷却水量来改变,冷却水最高水温28℃时最大耗水量约为3.5×10-3m3/s。
当冷却水量最大,而冷却效果仍不良时,应待停机时通知检修清洗油冷。
3.10轴承高位油箱正常运行中高位油箱应在溢流状态,停机时油箱亦应保持在最高油位。
3.11当轴承润滑油温度低于15℃时不允许开机。
3.12随着季节的变化及轴承工作温度情况,应对润滑油量及冷却水量做一定的调整,保证油温控制在35℃-40℃之间。
油温小于20℃时投入油加热器同时关冷却水,油温大于30℃时退出加热器,投入油冷却器。
3.13运行中机组主轴密封漏水量应不大于30L/min,但切忌滴水不漏,以免烧损密封填料。
主轴密封供水水表有转动,水压0.16MPa,检修围带机组停机时自动投入密封气压为0.7Mpa。
3.14当机组发生高转速加闸停机,停机后应对风闸进行检查。
3.15备用机组应同运行机组一样进行巡视和维护。
未经值长许可,不得在备用机组上进行任何检修工作。
4水轮机运行操作
4.1开机操作
4.1.1机组开机前应检查:
4.1.1.1无任何事故信号;
4.1.1.2调速系统、轴承油系统、技术供水系统、制动系统及发电机冷却系统均正常;
4.1.1.3各保护、信号及自动装置均正确投入;
4.1.1.4发电机出口断路器分闸;
4.1.1.5轮毂高位油箱油温高于20℃。
4.1.2机组的启动可用自动和手动方式,正常开机以上位机自动方式为主。
4.1.3机组自动开机的条件;
4.1.3.1灭磁开关在合闸状态;
4.1.3.2发电机出口开关在分闸状态;
4.1.3.3机组各油箱油位正常;
4.1.3.4机组无机/电事故。
4.1.4机组自动开机条件具备后,各开机条件满足灯亮,中控机组模拟灯为绿色,此时在中控上位机给开机令,机组将按程序自动开机。
4.1.5机组开机前,值班人员应检查机组各辅助设备指示状态正确,调速系统和励磁系统正常,在得到允许开机答复后,方可进行。
4.1.6机组开机过程中,运行人员应监视高顶、低压油泵、调速器等自动动作正常,自动动作不良时应手动帮助。
4.1.7手动开机在下列情况使用:
4.1.7.1检修后第一次开机;
4.1.7.2调速器自动方式不能运行或微机故障;
4.1.7.3机组试验需要。
4.1.8手动开机操作步骤:
4.1.8.1检查机组各系统正常,开机条件满足;
4.1.8.2退围带气,投入主轴密封水;
4.1.8.3投高顶和启动各辅助设备;
4.1.8.4解除锁锭装置;
4.1.8.5轴承油流量正常后,用机旁LCU使调速器自动开机;
4.1.8.6机组转速达到90%后,退出高顶。
4.1.9机组自动方式开机流程图如下:
停机状态
↓
机组无事故+油压设备正常+制动阀复归制动无压力+接力器全关
断路器跳闸+快速闸门开启+轮毂高位油箱温度高于20℃
↓
机组热备用状态→开机准备灯亮
↓
开机令
↓
开机准备继电器动作
↓
机组轴承循环油系统投入工作+高压油顶起油泵启动+机组开停机过程监视时间继电器启动+发电机冷却风机投入+水轮机密封水开启+接力器锁定拔出+空气围带排气+机组总冷却水投入
↓
机组轴承润滑油正常+机组高压顶起油压建立+接力器锁定已拔出
+空气围带已排气+冷却水正常+主轴密封水正常
↓
机组启动继电器动作+开机准备继电器复归+开停机监视继电器动作
↓
水轮机导叶开启开限至空载开度
↓
转速上升至90%Ne
↓
高压油顶起油泵停止
↓
转速上升至95%Ne
↓
机组起励
↓
频率、电压、相角至要求值同期装置动作→开限自动全开
↓
断路器合闸+机组并入电网
↓
机组带上预定负荷
↓
亮发电运行灯
↓
开机继电器复归+开停机监视继电器复归
4.1.10机组手自动开机前,均应记录机组各部温度,开机带负荷后应对机组进行全面检查。
4.2停机操作
4.2.1机组停机前应检查制动系统正常,正常停机采用自动方式。
4.2.2自动停机时应监视高顶是否投入,调速器等是否动作正常,动作不良时应手动帮助。
4.2.3导叶关至零后,应监视制动系统工作情况,当自动刹车失灵时,应改为手动刹车。
停机时采用机械制动法:
当机组转速降至25%ne时,输给制动器0.7Mpa的压缩空气,使机组连续制动。
当机组开起降至5%时,导叶双作用装置工作,即导叶接力器关闭侧给油阀F4开,导叶接力器关闭侧隔离阀关闭,使导叶接力器关阀侧进压力油作用关导叶,流程执行到停机完成时其装置复归。
4.2.4停机过程中遇拉剪销剪断,机组无法正常停下时,采用落尾水闸门迫使机组停机。
4.2.5机组停机后,应检查轴承润滑油系统,发电机冷却系统等是否退出,油冷却水,主轴密封水和轴承主供油阀是否关闭,以及围带是否充气。
4.2.6机组自动方式停机流程图:
发电机运行状态
↓
机组开停机过程监视动作+机组停机继电器动作+发停机令
↓
调速器卸有功、励磁卸无功
↓
功给空载+导叶空载
↓
零功率状态+发电机出口断路器跳闸
↓
机组解列、至空载运行状态
↓
跳速器停机
↓
调速器开限全关
↓
机组转速下降至90%Ne,高压油顶起油泵启动
↓
机组转速下降至25%Ne,机械制动投入
↓
机组达到零转速,高压油顶起油泵停止
↓
达到整定时间后解除制动
↓
停机继电器复归
↓
冷却风机关闭+轴承润滑油关闭+机组轴承循环油系统退出+水轮机空气围带充气主轴密封水关闭+机组油冷却水切除+接力器锁定投入
↓
制动器复归给气
↓
压力达到整定值
↓
制动器复归+空气阀复归
4.2.7手动停机操作步骤:
4.2.7.1发电机与系统解列;
4.2.7.2发电机手动灭磁;
4.2.7.3投入高顶;
4.2.7.4在机旁LCU盘用下位机停机;
4.2.7.5转速至25%Ne时刹车;
4.2.7.6转速至零后,退出高顶和各辅助设备,关轴承主供油阀;
4.2.7.7退密封水,投围带气。
4.3机组转检修操作
4.3.1机组的检修必须按《调度规程》的有关条款办理申请手续。
在按照调度批准的时间将机组转入检修后,应及时汇报地调。
4.3.2水轮机大修应做如下安全措施:
4.3.2.1机组停机,落进尾水闸门;
4.3.2.2排流道、尾水管水;
4.3.2.3退出机组所有辅助设备,隔离电源;
4.3.2.4压油罐及增压油罐释压,各油箱及轮毂排油;
4.3.2.5关闭技术供水阀、联络阀、关闭主轴密封供水阀;
4.3.2.6关闭刹车、复位及围带供气阀;
4.3.2.7解除水机、调速器、测温系统等电源;
4.3.2.8放空冷却器积水(由检修操作)。
4.3.3部分水轮机的工作,若需进入发电机内部进行工作,则应落尾水闸门。
4.3.4检修工作期间,若需进行部分设备的试运行,应将该工作面的工作票收回,与工作负责人检查该设备具备试运行条件,工作人员退出,并征得相关工作面负责人同意后,方可恢复安全措施,进行试运行。
试验结束后,值班员应将设备恢复至原来的检修状态。
4.4机组恢复备用的操作
4.4.1水轮机大、小修后,经公司主管生产领导作出准备启动决定后,当班值班员应完成下列工作:
4.4.1.1收回所有检修工作票,全体工作人员撤离工作地点;
4.4.1.2检查水轮机各部分及周围(包括所有工作场地)应清洁整齐;
4.4.1.3检查各油箱油已加至正常油位,轮毂充油,压油罐建压;
4.4.1.4发电机转入冷备用状态;
4.4.1.5恢复工作票上所有安全措施(运行负责部份)。
4.4.2在完成以上工作后,值班员应与工作负责人一道试验各辅助设备正常,并由检修人员调整好各轴承油流量,然后将各辅助设备控制开关放至正常位置,调速器恢复正常状态。
4.4.3具备上述条件后,进行充水操作:
4.4.3.1检查流道排水阀X223及尾水排水阀X225确已关闭;
4.4.3.2打尾水闸门充水阀向尾水管充水,检查各部是否漏水;
4.4.3.3各部正常,且尾水门内外水压平衡时提起尾水门;
4.4.3.4打开流道冲水电磁阀向流道充水,检查泡头及压力盖板等处是否漏水;
4.4.3.5各部无漏水且水压平衡时提起进水门。
4.5机组检修后的试验
4.5.1机组检修后的试验,应由运行部事先拟好启动方案和试验程序,并在运行、检修等有关人员在场时进行。
4.5.2机组检修后的首次启动应以手动方式开机,并由检修人员在泡头、内筒体等各部监听声音和测量摆度。
4.5.3若机组轴承瓦进行过检修处理,则开机后应监视瓦温变化情况,并在开机后的第一小时每15min记录一次瓦温,一小时后每30min记录一次瓦温,待瓦温稳定后方能进行其它试验。
4.5.4检修后的机组做完全部试验,第一次并入系统带负荷后,应进行一次全面检查。
4.5.5大修后的机组必须经24小时试运行的考验,小修后的机组试运行时间应根据小修内容决定,但最少必须经2小时以上试运行考验。
检修机组试运行正常,应汇报有关领导,经批准后再向地调值班员提出将机组交予系统,并注销检修申请和所有检修工作票。
5水轮机维护与检查
5.1运行中的机组应定时记录各轴承温度、轴承润滑油流量、油压以及油冷却水压力,并按规定的时间、线路进行巡回检查。
5.2备用机组停机时间达48小时以上时,为防止轴承油中的水分锈蚀轴瓦,应每隔48小时投入轴承油泵运行10分钟,投入高顶泵运行2分钟。
5.3水轮机各部的巡回检查项目
5.3.1机旁盘检查项目:
5.3.1.1测温装置工作正常,机组轴承瓦温、发电机风温及定子温度均在允许值范围;
5.3.1.2制动柜各阀门在正确位置,阀门及管路无漏气;
5.3.1.3光字牌是否点亮,信号继电器有否动作;
5.3.1.4各轴承油流量,油温油压在正常范围;
5.3.1.5机旁盘指示机组有功、无功、电压、电流等各参数在正常范围;
5.3.1.6自动化屏各辅设状态灯与设备状态对应,PLC各指示灯正确指示,各继电器外壳良好,接点无烧毛。
5.3.1.7发电机保护屏运行正常,各指示灯与设备状态对应。
5.3.1.8机盘LCU柜各信号指示正确。
5.3.1.9冷却系统各轴流风机与机组状态相对应,各状态灯指示正确,控制把手位置正确,无故障信号,各电气设备运行良好。
5.3.2中间层设备检查项目:
5.3.2.1机组运行中轴承主供油阀开启,围带无充气,停机时相反。
各阀门及管接头无漏油、漏气;
5.3.2.2机组运行中主轴密封水水表有转动,密封供水及技术供水各阀门在正确位置。
5.3.2.3各轴承油流量计工作正常,轴承油各阀门及管路无漏油;
5.3.2.4压力盖板无积水,各进出水阀门位置正确不漏水。
5.3.3内筒体检查项目:
5.3.3.1运行中机组振动正常,无异音;
5.3.3.2离心开关位置正确,无漏油,组合轴承座无漏油;
5.3.3.3水导轴承无甩油,主轴密封无向外漏水;
5.3.3.4各部连接螺丝无松动。
5.3.4回油箱层检查项目:
5.3.4.1排水沟畅通,水中无油和其它杂物;
5.3.4.2导水机构、转轮室及伸缩节无漏水;
5.3.4.3漏油箱油位在正常范围,漏油泵启动时工作正常;
5.3.4.4导叶剪断销无剪断。
5.3.4.5机组运行中振动声正常,无金属撞击声和其他不均匀响声,低压油泵工作正常,压力在正常范围,另一台泵不反转;
5.3.4.6轴承油压力表故障及事故压力整定值正确无变位;
5.3.4.7各系统阀门位置正确,阀门及管路无漏油、漏水现象。
5.3.5轴承高位油箱室检查项目:
5.3.5.1轴承高位油箱油位保持在溢流状态,溢流管畅通;
轮毂高位油箱液位正常
各阀门位置正确,阀门及管接头不漏油;
5.3.5.4油位计能正确反映油位,油位计无破损漏油;
5.3.5.5油箱各油位保护接点及其引线完好,位置正确。
5.3.6机组供水泵室检查项目:
5.3.6.1冷却系统各水泵与机组状态相对应,各状态灯指示正确,控制把手位置正确,无故障信号,各电气设备运行良好。
5.3.6.2自动滤水器工作正常。
5.3.6.3各阀门位置正确,阀门及管接头不漏油、漏水。
5.3.6.4冷却水泵及电机工作正常,无异音、抽空、扫膛现象。
5.3.6.5轴承油系统各辅设状态灯与机组状态对应,各控制把手在正确位置,无故障信号,柜内空气开关、接触器、热继电器、熔断器、电缆引线等电气设备运行良好。
6水轮机故障处理
6.1当机组发生故障时,中控室报警,上位机显示“#×机组故障”光字牌亮,值班人员应立即查明原因并及时处理。
6.2中控“#×机组故障”光字牌亮的原因有:
6.2.1PLC控制电源故障;
6.2.2压油系统故障、压油装置电源失电;
6.2.3风机、冷却水系统故障、控制电源失电;
6.2.4高油压顶起故障;
6.2.5开停机操作不成功;
6.2.6轴承润滑油系统故障、轴承润滑油控制电源失电;
6.2.7机组巡检测值温度升高;
6.2.8调速器故障;
6.2.9密封装置故障;
6.2.10水机保护故障。
6.3压油系统故障、压油装置电源失电的处理
6.3.1压油系统故障的原因有:
6.3.1.1备用泵投入;
6.3.1.2压油罐油位异常;
6.3.1.3调速器油箱油位异常。
6.3.2压油系统故障后,应到控制柜检查哪一个信号继电器动作。
若为备用泵投入信号,应检查备用泵启动的原因,如压油罐油位波动大、主用泵停泵等。
6.3.3若为压油罐油位异常,不正常可进行手动补气或排气,使油面保持在正常范围。
6.3.4若为调速器油箱油位异常,应立即检查并通知检修处理。
6.3.5压油装置电源失电应检查控制柜内各空气开关是否跳闸,或供给主用泵的动力电源是否消失。
6.4风机、冷却水系统故障,控制电源失电处理
6.4.1风机、冷却水系统故障的原因有
6.4.1.1冷却风机故障;
6.4.1.2冷却水系统故障。
6.4.2风机、冷却水系统故障后,应检查冷却系统控制柜哪一个信号继电器动作,若为冷却风机故障,应检查哪台风机停运并查明原因,如电源是否正常,热元件是否动作等,若无异常可将其投“现地”启动,并复归信号。
6.4.3若为冷却水系统故障,应检查空冷泵是否停运,水系统阀门位置是否正确。
若空冷泵停运,应检查其电气部分无异常后,投“现地”试启动,正常后复归信号。
6.4.4冷却电源失电应检查控制柜内空气开关是否跳闸。
6.5高压顶起故障处理
6.5.1高压顶起故障的原因有:
6.5.1.1高顶压力过低;
6.5.1.2高顶失败。
6.5.2若为高顶压力过高信号,应查高顶泵
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