1 发电机增容改造出现的问题及消除措施

第一篇：1 发电机增容改造出现的问题及消除措施

发电机增容改造出现的问题及消除措施

孙国彬

（大唐淮北发电厂 安徽 淮北 235000）

摘 要：本文简要分析了某厂发电机组在增容改造后发现定子线圈泄漏电流不平衡、端部磨损严重、转子槽楔松动、发电机轴瓦发生电腐蚀等现象；对发电机定子绝缘引水管清理、端部进行绑扎加固；转子在槽楔下面加绝缘垫，重新打紧槽楔处理过程进行了简析，使发电机组异常现象消除。关键词：耐压 泄漏 腐蚀 振动 槽楔 绕组试验

引言

快速的国民经济发展，进一步拉大了供电需求缺口。为了缓解供电紧张局面，在电力系统厂网分开以前、以及五大发电公司成立以后，相当一部分发电厂为了减缓新机组建设周期长、任务重、资金调配困难等，纷纷利用机组大修的机会，对上海电机厂、北重、东方电机以及哈电机出品的50MW、125 MW、200 MW和300 MW等发电机组增容改造，实现了周期短、见效快、经济显著的效果。从目前的技术媒体来看，增容改造大多是基本成功的。但也遇到了一些问题，有的是现场工艺条件制约而发生的，也有是施工和改造方案论证缺乏依据而导致的，个别是施工管理缺失的结果。笔者，结合某发电厂机组改造后发生的几个问题进行简析，希望读者在以后的设备改造中科学处理类似问题，使我们在机组增容改造后能够安全运行。

1发电机转子进水短轴断裂

1.1 异常现象及检查

2005年2月4日13时50分，值班员检查发现3号机发电机转子冷却水进水支座盘根漏水大，2月5日00时30分发电机解列、打闸。汽机检修人员对进水支座解体，发现转子进水短轴断裂、盘根正常。本次断裂的短轴是2000年度发电机大修改造时更换，上海电机厂产品。根据《设备分工制度》第十二条规定：该进水短轴由电气专业负责上报材料计划、领料，交汽机专业安装。汽机专业负责短轴的调整、加工、更换，并维护转子进水支座盘根。2004年度大修和2005年1月抢修期间对短轴的检查维护情况进行分析：短轴拆除后外观检查无异常，轴颈磨损较轻，可以重复使用。短轴安装后，测轴头晃动40μm，<50μm要求，安装、调整无异常。2005年1月抢修期间更换2道进水支座盘根。2月4日，漏水事件发生后，解体检查盘根无异常。专业技术人员详细检查了短轴断裂和断口情况，金相中心从金属断口初步判断为疲劳性断口，并非一次性断裂，设备损坏有一个发展过程，最终导致断裂事件发生（2月6日，金相中心光谱检测结果：焊接法兰的法兰盘为碳钢，轴体为高铬不锈钢材质）。从短轴断口和断口处的焊接夹砂情况分析，经讨论初步认定：进水断轴断裂原因为材质和焊接法兰的焊接工艺不良造成，存在焊接缺陷，该缺陷在长期交变应力作用下发生疲劳断裂 1.2 消除措施

该进水短轴器件不大，但与主设备发电机转子直接连接，对发电机组的安全运行有直接影响，各专业应充分重视停机事件，举一反三，做好类似设备的金属监督和检查维护工作。要对水内冷机组的转子进水短轴在大修期间应进行金属探伤，小修期间也应将其作为检查、维护项目。防止发生类似事件。联系上海电机厂对该断轴断裂进行深入分析，查询短轴加工、焊接情况和材质情况。对该事件进一步分析和采取预防措施。发电机泄漏电流严重不平衡

2.1 异常现象

2005年2月份QFS—137.5型（改造前QFS—125—2型）机组小修，发电机泄漏电流和直流耐压试验时发现3相泄漏电流严重不平衡，A相较其它两相高400%以上，并且在1分钟的加压时间内A相泄漏电流由60微安陡增到91微安，与历年数据比较，A相泄漏电流有较大的增长。根据试验现象分析，各相泄漏电流相差较大，泄漏电流随加压时间增加而升高，但是充电现象仍然正常。初步分析，缺陷部位应该存在于绕组端部，有赃物或高阻性缺陷。打开端盖后检查发现：A相绝缘引水管内壁有结垢脏污（A相汇水管内清理出约有1mm3左右黑色粉沫不明物）现象，较其它两相严重，将绝缘引水管拆除清理，做定子绕组泄漏电流和直流耐压试验，3相泄漏电流均小于15微安，与历年数据相比无明显变化，缺陷消除。2.2 原因分析

发电机定子绝缘引水管内壁有结垢后，取样经化学分析主要成分为铜的化合物，是发电机定子空心铜管腐蚀的产物；或者是发电机机组改造线圈更换时，接头铜焊渣未完全清理干净的结果。根据运行纪录，该机在停机前，化学水质分析表明铜离子含量超标，经常在每升100微克以上。发电机冷水箱上盖未封闭，双冷水直接与大气接触，氧气进入定子空心铜管。2.3 防范措施

1、每次发电机大修后、开机前定子水系统应使用除盐水进行带压力反复水（反）冲洗，直到排水清澈无颗粒，电导率达到合格要求。

2、发电机正常运行期间连续运行时间超过2个月后，遇有停机或解列机会时，对发电机定、转子冷却水系统进行反冲洗。

3、完善发电机整个冷却水系统，应尽可能使其密闭循环；运行中水质含铜量高，绝缘引水管内壁结垢脏污后主要成分为铜，是因为水路不密闭，长期氧化腐蚀铜管导致。

4、加强运行中水质监空，内冷水质应按照汽轮机运行规程执行。#8发电机励侧轴瓦发生电腐蚀现象

3.1 异常现象

某发电厂#8发电机由于轴电压放电造成励侧轴瓦有电腐蚀现象。在改造后的一次小修期间，对其轴电压和轴瓦对地绝缘进行了测量，在进行励侧轴瓦对地绝缘电阻测量时，发现绝缘电阻为零，呈短路接地状态。机组并网后测得油膜电压为3.2V，轴电压基本上由油膜承担。虽然电压不高，但是，一旦油膜击穿，发生放电，可能会使润滑、冷却的油质逐渐劣化，严重的会使轴瓦烧坏，造成停机事故。检查发现励侧轴瓦上部及侧面安装有温度和振动传感器。3.2 消除方法

1、对轴瓦绝缘进行处理，对凡有可能出现接地的部位：如各种传感器接线外护套进行仔细检查，对轴承定位销和螺栓的绝缘套筒表面油污等进行清理。

2、机组改造要保证轴承座绝缘垫的“环氧板—金属片—环氧板”结构。在每次大修结束，轴承座油管安装后、未穿转子前，应使用1000V兆欧表测量轴承座对地绝缘电阻，其值不小于0.5兆欧，对小修后及运行中转子在膛内的情况，应测量环氧板中金属片的绝缘进行检查，运行中可采用万用表测量轴承座对地绝缘电阻，不应有明显的金属性接地。

3、对轴瓦安装传感器等其它工作要注意安装部件对地的绝缘情况。定子端部线棒磨损较严重, 转子槽楔松动较多

4.1 异常现象

某发电厂安装的#1发电机为东方电机厂生产水、氢、氢冷发电机组，发电机型号为QFSN-200-2型。在1998年10月增容改造，使发电机额定容量由200MW增加到220MW；A、发电机增容改造工作后，初次小修检查发现，定子铁芯压圈紧固螺栓（每侧18颗，共36颗）松动，金属夹板与绝缘夹板连接处松动现象。B、2001年11月份发电机小修检查中发现，发电机定子端部引出线与固定绝缘夹板间有3处有明显的磨损现象，有灰色的绝缘泥出现。C、2002年10月＃1发电机大修检查中发现：

1、汽轮机端定子、定子铁芯定位筋螺栓螺帽有3处松动（M64），用手可以拧松螺帽。过桥线绝缘支架与过桥引线相互磨损严重。在#

14、#17线棒部位（即靠近3点钟），磨损呈青灰色油浆流出。检查发电机转子发现：转子槽楔松动多，共有52块（总数416块）的槽楔明显松动（用手能推动），转子表面部分漆层有过热脱落现象 4.2 原因分析

4.2.1 经过分析认为，发电机长期运行，定子铁芯压圈紧固螺栓松动，是运行中发电机铁芯压圈振动磨损所引起的；发电机端部整体绑扎紧固系统不够，因为＃1发电机在增容改造后，发电机容量上升了10%，其端部线圈所受电动力上升约20%左右。发电机端部绑扎紧固情况没有进行改造。

发电机定子端部线棒可能存在固有频率接近100Hz 的现象，发电机运行中可能产生共振现象，引起发电机定子线棒端部与绝缘夹板磨损现象。发电机转子槽楔松动是由于在上次发电机增容改造时，发电机转子线棒全部拆下进行清理，重新下线，槽楔当时进行打紧，在运行一阶段后，线棒受力和发电机端部线圈共振等综合作用下，使槽楔出现松动现象。也有可能引起匝间绝缘垫条、楔下调节垫条窜动而导致风孔堵塞事故，影响发电机转子线棒散热。4.3 处理措施

定子部分

4.3.1 在电机制造厂等专家的指导下，将金属夹板与绝缘夹板连接螺栓紧固，用1000kg/m的气动扳手从汽侧将铁芯压圈螺栓紧固，紧固程度达1/4～1/2周；励侧铁芯压圈螺栓用大锤紧固处理。

4.3.2 决定对＃1发电机进行定子绕组端部振形模态试验检查。本次试验采用锤击法对发电机端部绕组进行激振，测量输入力信号和输出加速度响应信号。用CRAS模态分析软件对信号进行数据采集，求出各测点的传递函数，然后进行模态分析，求出固有频率、振形和阻尼等模态参数。

测试结果发现：在励磁机端发电机定子绕组端部（#10～～#19）线棒对应的引线部位（1点半到3点钟位置）存在有100Hz的固有频率，同时对励磁机发电机定子绕组端部进行了整体振形模态试验分析，认为在100Hz频率附近没有出现椭圆振形对应的固有频率，说明发生的故障是由发电机定子绕组端部局部振动造成的。决定对发电机定子绕组端部进行加绑紧固，特别是＃10线棒～＃19线棒所对端部绕组引出线部位进行加绑紧固，以提高发电机定子端部绕组的刚度，增加端部绕组的固有频率，对磨损的部位进行拆开检查清理，在绝缘支架与过桥引出线之间增加了绝缘材料适形涤纶毛毡垫片，以减少绝缘支架与过桥引出线之间的相互磨擦，对松动的紧固螺栓重新进行紧固，更换保险垫片处理。发电机转子槽楔全部退出清理，加绝缘垫重新打紧处理。

具体处理情况如下：

1、对发电机定子端部进行绑扎加固；定子励励磁机端和汽轮机端引线夹板、绝缘支架把合螺栓有松动现象，已全面重新把紧，同时在螺母与螺栓之间滴入#290厌氧胶，将螺母锁牢。

2、将松动的夹板拆开清理。检查线棒受伤情况，在绝缘夹板与引线之间垫绝缘涤纶适形毡，并用ф5涤玻绳绑扎加固，刷环氧树脂胶固化处理。

3、发电机定子励磁机侧的端部线棒的左右上方45°处引线、右侧水平位置引线和顶部引线，用ф20涤玻绳将前后两根引线加绑各3处（共6处），并刷环氧树脂胶固化处理，使引线的固有频率上升到120Hz左右。

4、发电机定子汽轮机端端部线棒绝缘盒在左、右、上、下四位置，用ф20涤玻绳加绑，并刷环氧树脂胶固化处理，提高整个端部的刚度，使固有频率远离100Hz。在经过处理之后的＃

10、＃19线棒对应的定子绕组引出线固有频率提高了10%以上，达到了避开发电机电磁振动频率100Hz的目的，满足部颁行业标准规定的要求。

其中，励磁机端定子绕组端部整体椭圆对应的固有频率为89.56Hz；汽轮机端定子绕组端部整体椭圆对应的固有频率为119.46Hz。＃1发电机定子绕组端部经过处理后，固有频率有所提高，定子端部引线固有频率和定子绕组端部整体椭圆振型对应的固有频率使其远远避开94Hz～115Hz的危险值，因此＃1发电机定子绕组端部能满足安全稳定运行要求。

转子部分缺陷处理情况：

4.3.3 在楔下绝缘垫条与铜线之间加入调节垫条，重新打入铝槽楔和励端铜槽楔。调节垫条的厚度为0.3～3mm，视铝槽楔的松紧而定。

槽楔紧度按如下原则执行：A、楔推不动，木榔头敲不动。B、端部的铜槽楔用小锤敲击，实响声段≥1/3全长。C、第3、第7两风区的铝槽楔，用小锤敲击，实响声段≥1/3全长。D、同一槽内第2～第8风区之间，有两根以上的铝槽楔，实响声段≥1/3全长，而且这两根铝槽楔又不连续，免得全槽槽楔向一端窜动。4.3.4 预防措施：

在发电机运行过程中，应多注意观察发电机的运行状况和振动情况，有问题应及时分析处理。在每次发电机检修工作中，应进入发电机内部检查定子端部线棒的绑扎紧固情况，是否有磨损现象。在发电机大修工作中，都应对发电机进行定子绕组端部振型模态试验，发现有不合格的点，及时处理。对已运行时间长的机组，在有可能的情况下，加装在线振动监视仪，对发电机端部进行在线监视。结论

发电机是发电厂生产设备的核心组成部分，牵扯到发电机本体部位的任何地方进行改造，必须经过充分的理论论证和实践收资，线圈、铁芯和绝缘改造固然要慎重，其它辅助回路改进和安装同样要认真进行，通过每年的电机年会和大机组年会获悉，电机改造过程中发生的问题还很多，这就要求技术管理工作者不断提高认识，加强交流与学习，开拓视野以提高设备改造水平，在个别情况下必须与电机制造厂进行充分的交流，对设备改造和更换取得必要的技术支持，以确保增容改造成功。

第二篇：增容供电改造方案

曹村煤矿增容供电改造方案

为确保曹村煤矿作为主体保留矿井及下一步基建期间生产生活用电，由我公司申请，山西地方电力股份有限公司蒲县分公司同意我矿供电容量由原来的945KVA增容到4800KVA。由于变电所内变配电装置及下井线路已不能满足要求，需进行改造，电气安装工程工程量如下：

一、地面配电室：

⑴、增加高压配电盘7面分别为: ①崔家沟作为以后的基建口，考虑到崔家沟的建设及生活用电，需增设两台150A的出线柜作为崔家沟的两回路电源出线间隔。②考虑到以后的发展需求，需增设两台150A的备用配电柜； ③为限制单项接地电容电流，采取在10KV各段母线上设置电容电流自动补偿装置，增设PT盘两台； ④考虑电容补偿，增设一个电容柜。

本次安装可利用整合矿井退出的高压配电盘，但由于高压室空间所限，可考虑先安装4台（电容柜1面，PT盘2面，崔家沟出线柜1面）。⑵、CT更换：

①由于矿井负荷的增加，需将原来150A的两台总进线柜、联络柜更换为350A的；

②下井两台出线柜更换为300A；

⑶、现有地面供电的两台S9-315/10/400变压器容量不能满足地面低压供电要求，需将这两台变压器更换为容量630KVA的变压器。

二、井下变电所：

⑴、更换下井电缆，将原先的两路MYJV3×35/10电缆更换为两路MYJV3×120/10，共计3000m；

⑵、井下变电所增设高开5台，3台100A的备用，两台50A的局扇水泵两回路专用。矿井电力负荷统计见附表1 矿井电力负荷规划见附表2 矿井高压一次供电系统见图1 矿井高压一次改造供电系统图见图2

第三篇：水轮发电机组改造增容

水轮发电机组改造增容

龙溪河梯级电站建于50年代末,共有狮子滩、上硐、回龙寨、下硐4个电站,总装机容量104.5MW,狮子滩电站是龙溪河梯级电站的第一级,首部有库容为10.28亿m3(有效库容7.48亿m3)的多年调节水库。建成后,梯级电站在重庆系统中担负调频、调相、调峰和事故备用等任务。随着电网的扩大,1975年四川省形成了统一电网,陆续修建了一批大、中型水电站。但是,网内水电站除龙溪河梯级和我厂大洪河电站(有不完全年调节水库,电站装机35MW)外,均为迳流式电站,因此,龙溪河梯级电站在系统中担负了对川西迳流电站一定的补偿调节作用。

狮子滩水电站是我国第一个五年计划重点建设项目。电站兴建于1954年,建成于1957年。第一台机组于1956年10月1日并网发电,电站原装有4台单机容量为12MW的水轮发电机组,设计年均发电量为2.06亿kW．h,年有效运行小时为4290h,机组立项改造前安装投运以来共发电(截止1992年底)63.41亿kW．h,有效运行小时(截止1992年底)为65.62万h,其中:1号机运行17.3万h,发电16.31亿kW．h;2号机运行15.4万h,发电15.06亿kW．h;3号机运行16.8万h,发电1.61亿kW．h;4号机运行16.09万h,发电15.95kW．h。

狮子滩水库经过长度为1462.5m、直径为5m的压力隧洞、差动式调压井及长度为133.213m、直径为5m的压力钢管及4根直径为2.6m的钢支管分别引水至各机组。各机组压力水道长度分别为:1636.18m(1号);1638.978m(2号);1642.131m(3号),1644.83m(4号)。机组的主要参数如下:

水轮机:

型

号:HL216-LJ-200;

水

头:HP=64.3m;Hmax=71.5m;

Hmin=45m;

流

量r=25.4m3/s;

设计出力:Nr=13.8MW;

吸出高度:Hs=0.6m;

额定转速:nr=273r/min;

飞逸转速:np=490r/min;

接力器直径:φ400mm;

接力器工作油压:1.75～2.0MPa;

接力器最大行程:240mm。

发电机:

型

号:TS-425/84-22;

额定容量:15MVA;

额定出力:12MW;

额定电压:10.5kV;

额定电流:827A;

额定频率:50Hz;

功率因素:0.8;

静子接线:双Y;

转子电压:188V;

转子电流:470A。

主励磁机:型号:ZLS-99/24-8;

额定出力:125kW;

副励磁机:型号:ZLS-54/8-6;

额定出力:6.5kW;

永磁机:型号:TY65/13-16;

额定容量:1.5kVA;

调速器:

型

号:S-38型;

工作容量:78.45kN．m;

工作压力:1.75～2.0MPa。改造增容研究过程

2.1 改造增容的提出

狮子滩电站机组及辅助设备运行至1992年已有36～37年,除少数辅助设备进行过更换外,主要设备均未更换。由于运行年久,设备日益老化,都需要有计划地进行改造、更新。针对50年代制造投入的水轮机效率低,设计时考虑机组运行方式与目前实际运行情况有较大的变化等情况,省局在1990年组织了科研、运行单位共同研究了机组设备状况和系统运行方式后,提出机组改造增容的要求。并要求对水轮机转轮改(选)型和利用发电机残余寿命增容至15MW等工作立即开展可行性研究。

2.2 改造增容可行性研究

1990年9月初,狮子滩水力发电总厂成立了龙溪河梯级电站改造增容工作领导小组及各专业工作组,遵照省局的指示,我厂在四川省电力试验研究院(以下简称试研院)、东方电机厂科协、四川省水力发电学会咨询部等单位的帮助和配合下,重点对水轮机转轮改(选)型和利用发电机残余寿命增容等工作展开可行性研究。

2.2.1 发电机试验研究

在有关单位配合下,进行了发电机一系列试验、研究工作,并分别提出了试验报告(东方电机厂:“发电机电磁计算”、“机械强度计算”、“发电机通风试验”、“发电机气隙磁密测算”;试研院:“发电机静子老化鉴定试验”、“发电机温升试验”)。试验表明:静子绝缘无老化特征,绝缘尚有较高的电气强度和绝缘裕度,通过发电机通风改造,发电机可增容至15MW有功运行。2.2.2 水轮机提高效率的研究

机组能否增容,提高水机出力是需要解决的第一个关键问题。1990年11月,试研院提出“龙溪河梯级电站的增容改造设想及狮子滩电站增容改造的可行性研究”的规划性报告,鉴于国内尚无完全适合狮站增容用的转轮,故在1990年12月,在省电力局主持下,我厂与试研院正式签订了“狮子滩电站增容改造用新型水轮机转轮的研制协议”。要求在狮子滩电站对其水轮机转轮进行模型设计、试验研究中,在保持狮子滩电站水工部分及水轮机埋设部件不大动的条件下,要求水轮机改造达到以下目标:

(1)提高水轮机过流能力15%以上;

(2)提高水轮机平均运行效率2%以上;

(3)提高机组出力2000～3000kW;

(4)原水轮机功率摆动大,新机应予以改进;

(5)要求新机具有良好的抗气蚀性能及运行可靠性。

之后,试研院与四川省机械设计研究院水力发电设备研究所(以下简称机械院)合作,联合研制狮子滩电站专用改型转轮,经优选后,机械院委托东电电器公司制造模型水轮机及模型转轮,并确定模型转轮的定型试验在水利水电科学院机电所(以下简称水科院)低水头能量台上进行。上述单位通力合作,在1991年11月,完成了3个水轮机新转轮和两个改型转轮,共计5个转轮及模型机的设计制造及试验工作,其中包括完成了S10、S20以及改型转轮S11的能量性能对比试验和S20、S21、S30,3个新转轮在水科院低水头能量台上定型试验,将试验结果与国内已研制成功的bo=0.2,Q′max＜1000L/s的优秀转轮A10、A232的参数比较,见表1。

表1 bo=0.2,Q′max＞1000L/s的优秀转轮主要参数对比表

转轮 名称 [td]最大单位

流量 Q′max /L．s-1 [td]单位转速 n′out [td]最高效率

ηmax /% [td]备

注 A10-25 [td]1080 [td]68 [td]88.2 [td]用标准尾水管、低水头台试验,当转轮换算为350mm时,ηmax=89%。A232-35 [td]1040 [td]69.5 [td]90.7 [td]用标准尾水管,在高水头试验台试验,按IEC公式换算为低水头时ηmax=89.8%。S30-35

[td]1020 [td]70 [td]89.5 [td](1)尾水管主要流道面积仅为标准管的74.7%～81%。

(2)转轮出口尺寸为前者的89.7%。(3)在低水头试验台上试验。

(4)按计算,在相同流量下,尾水管损失增加使水轮机效率下降约1.47%～1.87%。

考虑到S30特殊流道带来的不利影响,应该说转轮的综合能量指标高于A10及A272,是近年来国内研制的bo=0.2且具有大过流能力的优秀转轮之一,属国内先进水平。经换算,新研制的S30转轮用于狮站时,其各项指标均达到和超过合同要求。

2.2.3 提出可行性报告

在前期大量试验、研究的基础上,我厂于1991年底完成了狮子滩电站改造增容的可行性研究工作,提出了改造增容的前提条件为

1)尽可能不改动原已建的水工建筑物,并要求改造增容工期尽可能短;(2)引用流量增加是有一定限度的;(3)狮库按优化调度10年的统计,运行年均毛水头为64.39m。在经过水轮机提高效率研究及发电机一系列电气试验后,我厂提出了狮子滩电站改造增容可行性报告,由省局主持召开了有9个单位的工程技术人员共45人参加的审查会。审查意见指出:“从5个模型转轮中推荐采用的S30型转轮,其资料和数据是通过全模拟试验获得的,可以用作真机出力效率换算的依据。转轮试验是在水工建筑物基本不变,水轮机主轴不予更换的条件下进行的,难度大,其增容幅度达25%,且具有较高的能量指标,在短短1年内研制完成是很不容易的。狮子滩电站换为该转轮后,在相同设计水头下,水轮机单机出力可由12MW增至15MW以上,模型最高效率89.5%,预计真机效率为92.0%,满足四川省电力科试所与长寿发电厂签订的各项技术指标”。会议同意以S30型转轮作为狮子滩电站改造增容更换用的转轮。

审查会议同意将对称型活动导叶改为非对称导叶。鉴于顶盖、底环的止漏环,抗磨板等已严重磨损,为有利于制作和安装,同意更换。水轮机仍使用橡胶轴承。尾水管直锥段按模型试验尺寸予以扩大。

发电机(2号发电机)经过电磁计算和静子绝缘老化鉴定以及温升试验表明,静子绝缘无老化特征,绝缘尚有较高的电气强度和绝缘裕度,在进风温度为30℃、功率因素0.85、定子电压10.5kV、定子电流970.6A、转子电流497A时,发电机可带15MW有功运行。

励磁系统经测算和试验能满足发电机15MW,无功11.25MVAR,功率因素0.8条件下运行。

主变压器多年运行工况较好,常规试验数据正常,近期内短时超负荷运行基本可以承受。110kV、10kV开关遮断容量严重不足,应予全部更换。

可行性方案审查后,省局要求我厂“尽快完成初步设计,并上报我局审查,抓紧落实选择水轮机制造厂订货工作”。

2.3 完成初步设计

根据省局要求,我厂组织有关技术力量提出了初步设计报告。1992年在我厂提出初步设计报告后,省局又再次组织了对初步设计的审查。初步设计报告对狮子滩电站改造增容从几个方面进行了分析和论证

1)对狮子滩电站改造增容技术上的可行性,经济上的合理性进行2)对下一阶段设备改造的技术设计和施工设计明确了任务,提出了要求;(3)计算并提出了狮子滩近期改造增容的总概算;(4)对改造增容的经济效益进行了计算分析,省局审查后同意了初步设计报告,下达了狮站改造增容的第一批费用及形象进度要求。机组改造施工、试验及运行情况

3.1 首台机组改造施工和鉴定验收

1992年12月,在东电电器公司将水轮机需更换的加工件已按合同要求完成,我厂已按初步设计要求完成了狮子滩电站2号机组各项技术和施工准备,主要准备工作有:水工建筑、水力机械、发电机通风系统改造施工图及“发电机通风系统改造施工工艺”、“机械部分改造施工工艺”、“水工部分改造施工工艺”、“改造增容综合施工进度网络图”等报告文件,于10月11日开始了狮子滩电站2号水轮发电机组的改造增容施工工作,并结合改造增容进行了机组大修。由于我厂对此项工作缺乏经验,也由于水轮机设计制造上的一些问题,如:导叶平面密封不良、转轮标高低5mm、顶盖漏水等,使施工工期超过预计工期。直到1993年3月12日机组空车启动试运行开始,接着又与电力科试所共同进行了发电机通风系统改造后的通风温升试验,至3月19日甩负荷试验后,机组才正式交调度管理,整个机组施工期长达99d。改造后对机组进行了通风,温升试验;运行稳定性试验,效率试验及电站引水系统水头损失试验,并提出了相应的试验报告。

为了给改造增容鉴定提供更完整的资料,经我厂研究决定:于1993年7月26日、27日、31日三次由狮子滩电站作2号机组带15MW负荷试验。当时由于环境温度较高,空冷器供水量已超过设计值,冷风温度及线圈温度均超过允许值。为了能得到准确的定量试验结果,8月11日,由厂组织有关专业技术人员并邀请了电力科试所有关同志一道,使用符合试验精度要求的仪表再次进行了机组带15MW试验。1993年9月,由四川省电力工业局主持,组织有关专家进行了现场鉴定验收,与会专家一致认为:狮子滩电站2号机组改造增容是成功的,后续3台机可参照2号机进行改造。鉴定验收意见如下:

(1)提供的技术文件资料齐全,论据可靠,内容和测试数据可信;

(2)按狮子滩水轮机实际流道条件研制的S30型水轮机转轮,在bo/D′1=0.2,Q1＞1000L/s的条件下,其能量指标具有国内先进水平;

(3)现场试验及实际运行表明,改造后的机组各部位振动摆度值符合国标要求,运行稳定性良好;

(4)改进后的机组单台增容3MW,增容率为25%,且水轮机效率提高,与原旧转轮相比,平均运行效率约提高4%,实测在水头55.25m(设计水头58m)及满负荷运行条件下,水轮机效率达91%,过流能力提高21%;

(5)发电机通风改造后,冷却总风量增加5%,改善了发电机内的风量分布,下端进风量增加15%,在相同运行条件下,其定子线圈各部温度特别是原高温区——线圈上、下端部,均有较大幅度降低;

(6)狮子滩电站其余尚未改造的相同3台机组参照2号机改造后,可增加电网调峰容量12MW,有利于减少高峰时段电网对用户的限电和增加电网的备用容量,提高电网的供电可靠性和电能质量,按照过去10年水文资料测算,全站年均增发电量1000万kW．h,本梯级其它水电站减少弃水损失电量200万kW．h,在丰水期以其增加的12MW容量替代相等容量的火电,其增加的容量在高峰时段工作,电网迳流式电站担负其它段的负荷,每年丰水期可使迳流水电站减少弃水,增发电量约1100万kW．h,总计电网年增发电量约为2300万kW．h,经济与社会效益十分显著:

(7)狮子滩电站2号水轮发电机组改造增容研究工作全面达到了预期效果,其改造是成功的,为该厂几个梯级电站机组改造增容工作提供了可靠的依据,在国内同型机组的改造增容中可以推广应用。3.2 后续机组的改造施工及试验

在2号机组改造增容成功的基础上,四川省电力工业局要求我厂立即着手进行后续3台机的改造增容工作,下达了项目计划通知。为保证后续机组改造增容的成功,我厂着重抓了以下几方面的工作:

(1)在1993年7月12日～14日,我厂与科研、设计、制造单位一起就狮子滩电站1、3、4号机改造增容水机部分有关技术进行了研究,对2号机改造中存在的问题从底环、顶盖、导叶、双连壁、转轮等各方面提出了30条修改意见,补签了技术协议,使改造方案更加合理、完善。

(2)对改造中新、旧部件的配合,改造与未改造部分的联接过渡,请设计部门现场核实,研究落实方案,对送到制造厂加工的设备,制定详细的措施。

(3)从新修订改造的施工工艺,在总结2号机改造增容的基础上,对施工工艺中存在的问题进行修订,制订了切实可行的工艺措施,如尾水管直锥段新里衬安装,浇二期混凝土,由原来分3段浇筑改为4段浇筑,每段浇筑一次,保证了混凝土的密实、可靠;导叶部分预组装改为导叶全部整体预装,保证了顶盖、底环、导叶几大部件安装的正确性;减少工作时间等等,使施工工艺更好的指导施工。

(4)制订详细周密的施工计划、施工安全、技术组织措施,施工网络进度图,使施工管理更加科学化,减少盲目性。

(5)施工中以工艺措施为指导,按施工网络进度图控制施工进度,精心组织、合理安排,努力克服施工中的各种不利因素,保证施工的正常进行。

(6)通过各台机组发电机改造前通风温升试验,找出各台发电机影响增容的关键问题。制订出每台发电机通风系统改造的方案,对症下药。针对发电机空气冷却器容量已不能满足增容后夏天运行的要求,研究增大1～4号机的空冷器的热交换容量技术措施,将4台机的空冷器更换为热交换率较高的新型针刺式空气冷却器。

(7)施工中强化质量意识,加强责任制落实,严格厂、车间、班组三级验收责任制,建立健全了检修任务书,采取激励竞争机制,充分调动广大职工和工程技术人员的工作积极性。对重点技术难题、难点,厂组织有关人员进行技术攻关,不断提高施工管理质量和施工质量。如针对2号机改造后,转轮标高比固定部分标高下沉5mm的问题,经研究对后续3台机改造时,拆机后对转动及固定部分标高进行核实,具体定出每台机的加工尺寸,保证了每台机转轮的标高正确;后续3台机施工中,在中心复核时,发现发电机静子中心与顶盖、底环中心相差较多,经讨论认为发电机静子中心不易变动,而采用调整新顶盖、底环安装中心的办法,解决了这一技术问题。

狮子滩电站后续3台机改造增容,在省局、电力科试所领导支持下,在厂精心组织领导下,经广大职工、工程技术人员的共同努力,施工1台,总结1台,不断提高施工质量和管理水平,不断缩短施工工期。3号机施工从1994年11月12日至1995年1月31日正式交付调度运行,历时80d,比2号机施工工期缩短19d;4号机施工从1995年3月8日至1995年5月23日正式交付调度运行,历时76d,比2号机施工工期缩短23d;1号机施工与1号主变及10kVⅠ段改造施工同步,由于受主变更换及10kVⅠ段开关改造的影响,施工从1995年9月18日至1995年12月2日正式交付调度运行,比2号机施工时间缩短大约1/4,改造后机组投入系统运行正常。为保证增容改造后机组能发挥效益及安全运行,在机组改造的同时,对发电机开关及1号、2号变压器也作了更新增容。

1996年7月11日至18日,由四川省电力科学研究院与我厂一道对改造后的3、4、1号机组进行了效率试验和稳定性试验,并提出了“狮子滩水力发电总厂狮子滩电站1号、3号、4号机组效率试验报告”和“狮子滩电站1号、4号机组改造增容后,运行稳定性试验总结”报告。在此之前,于1995年3月,对3号机组进行了运行稳定性试验,提出了“狮子滩电站3号机组改造增容后运行稳定性试验报告”。

1995年2月11日～16日,1995年12月18日～21日,四川省电力试验研究院与我厂共同对改造后的3号机组、1号机组进行通风、温升试验,分别提出了狮子滩电站1号、3号、4号机组改造增容后通风、温升总结报告,经改造前试验,4号机组不需通风改造,故未再作改造后的试验。

从机组的稳定情况试验及效率试验看,1号、2号、3号机组在各运行工况稳定性良好,振动摆幅均符合国家有关规范,但2号机组在特定工况区存在有由尾水管偏心涡带产生的低频压力脉动而导致机组低频振动及功率摆动问题。4号机组运行稳定性相对较差,存在一定程度的动力不平衡和磁力平衡现象,摆幅值超过国家标准,尾水管存在明显的压力脉动现象,对机组的运行稳定性存在较大的影响。

从水轮机的效率测试看,1号机真机最高效率可达92.33%(相对值),2号机最高效率可达91.5%,3号机最高效率可达92%(相对值),4号机最高效率为91%,高效区在11～13MW,平均运转效率约89%,改造后机组的效率提高较多,平均运转效率提高约4%。

通风温升试验情况表明:通风改造非常成功,1～3号机组改造后总风量有了较大幅度的增加,增加了4%～7%,风量分配也趋合理,下端部分的进风量比改前增加14%～18%,风速分布,风压分布也更趋合理。改后发电机定子线圈的温升有了明显下降,1～2号机下端鼻部一般下降了1～18K,渐开线部分一般下降1～25K,槽部降低1～6K,但3号机较改造前增加,4号机组根据改造前试验情况,通风系统未作改造,仅更换了空气冷却器,从4台机组通风温升试验情况看,发电机能够满足改造后安全稳定运行的要求。3.3 改造后机组和电站出力特性

1996年10月10日,我厂对改造后机组和电站的出力特性进行了测量,并对水轮机汽蚀情况作了检查,编写了“狮子滩电站改造增容机组运行报告”。

从电站的出力特性试验及现场汽蚀情况检查看,电站毛水头在63.73m也即上游水位在341m左右,电站单台机和两台机组同时运行,尚可达到单机出力1.5万kW的增容目标,3台机组和4台机组同时运行,单机出力最大只能达到13.8MW和13.3MW。从电站运行记录看,1995年7月30日,电站几乎在最高水位运行时,电站在接近防洪限制水位时段运行(即345～346m),电站实测最大出力56.2MW。从引水系统水头损失试验看,引水损失与引用流量成平方关系,随着引用流量增加,引水系统总的水头损失成平方增加。改造后,电站在哪些情况能够达到4台机组满出力运行的增容目标,还需进一步试验测量。同时也需进一步分析水系统损失对电站出力的影响。从现场汽蚀检查的情况看,水轮机叶片存在严重的翼型汽蚀,当机组运行有8500h以上,叶片就开始发生汽蚀,且各块叶片的汽蚀情况不同,说明同一转轮叶片翼型控制不一致。改造增容效益分析(1)由于水轮机效率提高了约4%,狮子滩4台机组改造增容后,在与改造前相同运行条件下,机组效率提高将增加发电量;又因引用流量增加,可减少汛期弃水,增发洪水电能,原狮子滩与梯级年均增发电量分别为1000万kW．h及1165万kW．h。

(2)龙溪河梯级增发电量及增加调峰容量对系统有显著的经济效益。

(a)狮子滩电站机组改造增容后,在水库高水位情况下,电网最大可增加调峰容量或备用容量约12MW,在当时电网严重缺乏高峰容量的情况下,可减少高峰时段电网对用户的限电,提高电网供电的可靠性,有利于国民经济的发展。

(b)狮子滩电站改造增容,在丰水期电网以其增加的近12MW的调峰容量,代替系统等容量的火电调峰,可减少火电调峰损失,由于狮子滩水库具有多年调节能力,汛期可以让网内迳流式电站大发,减少弃水,这样,每年丰水期可使迳流式水电站减少弃水,增加发电量1100万kW．h。

水电站水轮发电机组增容改造

作者：轴承供应商网 发布时间：2009-6-12 9:06:29 文字选择：大 中 小 浏览次数：126

提高机组总体效率达到增加机组出力的目的是水电站增容改造的主要课题。机组总体效率应当从水力、机械及电磁三方面综合考虑。转轮改造是增容改造的重点。水轮发电机组增容改造是水电站技术改造的主要课题。一方面。由于设备老化，机组实际效率显著下降。另一方面，技术进步促进水轮发电机组效率进一步提高。因此，投产较早的水轮发电机组通过技术改造后效率有较大的提升空间。从经济角度来看，水电站建设资金的主要部分是水工建筑物，在不增加水耗的前提下，通过对机电设备技术改造，提高机组总体效率，增加机组出力。与新建电站相比，技术改造投资少，见效快，经济效益好。水轮发电机组的总体效率由水力、机械及电磁三方面因素综合决定。制定增容改造方案过程中应当全面考虑影响机组效率的多方面因素，应用当前机组制造的新材料及新技术，采取综合的优化方案，达到机组总体效率提高的目的。

本文针对投产较早的水电站影响机组效率的主要因素进行分析，提出机组增容的途径。

1提高水力利用效率

1.1提高转轮效率，适当增加转轮单位流量。转轮的改造是水电站增容改造的重点。较早投产的水轮机由于当时技术条件的限制，性能落后，制造质量差。我国转轮系列型谱中如HL240，HL702，ZZ600等转轮是国外上个世纪30年代至40年代的技术水平。另一方面，运行多年的转轮经过多次空蚀后补焊打磨，变形加上过流部面磨损，密封间隙增加，效率明显下降。例如双牌水电站水轮机转轮是HL123（即HL240），80年代中期机组总体效率是86％，最大出力可达50MW，目前最高只能发出48MW。随着科学技术的进步，转轮的设计与制造已经达到一个新的高度度。优化设计技术,CFD（计算流体力学）技术及刚强度分析技术应用于转轮设计领域，使转轮设计技术有一个质的飞跃。特别是CFD的应用，使转轮设计达到量体裁衣的水平。消除了选型套用与实际水力参数的误差。叶片模压成型技术及数字控制加工技术的应用，使加工出厂的转轮与理论设计偏差缩小，转轮效率可达94.5％，与老型号转轮相比，新混流式转轮效率可提高2％～3％，轴流式转轮效率可提高4％～5?。由此可见，转轮的改造能使机组效率有一个较大的提升。

适当增加转轮的单位流量，充分利用丰水季节水能，经济效益也十分可观，但转轮过流量受到座环高度的限制，也就是受到导叶相对高度的限制。改造后的转轮单位流量不可能无限制增加，另一方面，流量加大，流量上升，空蚀特性变差，水轮机可靠性不能保证。因此，流量增加，应提出适当的要求，专家推荐几种转轮的最大单位流量如下： 转轮型号 单位流量 HL240 1.45m3/s HL220 1.28 m3/s HL180 1.15 m3/s 转轮选择可直接选用与实际水力参数相符或相近的转轮。经过真机运行检验后其转轮的能量特性及费可靠性良好的转轮用于水力参数相符或相近的场合,改造的成功率有把握。且能省去模型试验的费用。

改造费用低，经济效益好。转轮选择的另一个方法，是用与实际水力参数相差不多的转轮，经过改型设计后，直接使用，也可省去模型试验的费用，其可靠性及能量特性也有保证。

转轮选择的第三个方法是利用CFD技术。根据实际水力参数进行量体裁衣式的设计。理论上这样的转轮最符合实际情况。各项指标都能达到最优。但对大中型电站而言，转轮可靠性至关重要。量体裁衣式设计出来的转轮必须经过模型试验。这样转轮设计制造的周期较长，费用也很高。1.2减小转轮漏水量 由于泥沙磨损，转轮密封装置间隙增大也是机组效率下降的原因之一。转轮密封装置损坏，检修时难以修复，因此在更换转轮时同时对密封装置进行改造，减小漏水量，提高效率。

1.3降低尾水水位到设计水位 由于长期泄洪，投产较早的电站尾水河道存在不同程度的拥塞，导致设计尾水水位上升，机组利用水头下降，出力降低。清理尾水河道，使尾水水位控制在设计水位的范围，可以使机组出力增加。特别对于低水头电站，尾水水位的变化对机组出力影响大，清理尾水河道可获得良好的经济效益。2减小机械损失，提高机组效率 2.1 推力轴承改造

目前弹性金属塑料瓦技术成熟，造价不高，应用广泛。逐步取代传统的巴氏合金推力瓦。与巴氏合金相比，弹性金属塑料瓦突出的优点是磨擦系数小，因此用弹性金属塑料瓦替代巴氏合金瓦可以减小机械损失，提高机组效率。值得注意的是，应用弹性金属塑料瓦的机组停机过程较长，而且导叶漏水较大的情况下，机组有 潜动 现象发生。

2.2改造发电机通风系统，减小机组通风损耗

老式风路系统，风量分配不合理，漩涡大，风损大，挡风板过多，给检修、维护带来不便。新式风路可使总风量减少20%～30%，通风损耗减小50%，电机效率可以提高0.3%～0.6%。风路系统配合冷却器一起改造可使电机定子最高点温度降低6～10℃；转子温度10～15℃。因此对于定子线圈及转子线圈绝缘没有缺陷的机组，可以不对定子及转子进行改造，而只改造通风系统，就可以提高发电机的容量。盐锅峡电站就是采用这种改造方式。这样即可节省投资，也可缩短改造的工期。

3减小电磁损失

3.1 定子铁芯改造，减小铁芯损失

铁芯损失是发电机电磁损失的主要部分。投产较早的机组硅钢片磁滞损失较大，加之多年运行后铁芯松动，绝缘老化，涡流损失增加。选用性能较好的硅钢片对铁芯进行改造可使发电机效率进一步提高。3.2取消直流励磁机，采用可控硅励磁

投产较早的大中型水轮发电机组多采用直流励磁机励磁。这种励磁方式故障多，维护费用高，用机组附加损耗增加。采用可硅励磁方式不仅能提高励磁系统可靠性，降低维护费用，还能提高机组效率。

第四篇：关于变电站增容改造申请

关于水电处35KV变电站负荷增容的报告

随着高新区城市建设的不断加快，高新区负荷急剧上升，根据负荷预测，2016年我处35KV变电站负荷峰值将达到 6000KW，变电站将处于超负荷运行状态，因次亟需对我处35KV变电站进行改造，增加负荷容量，以满足用电需求和发展需要。在提高供电能力的同时,也提高了供电的可靠性和安全性，确保电网的安全、稳定运行，现对企业变电站现状运行状况及几种方案进行分析比较，以供参考。

1、变电站运行现状

现我处35KV变电站主变两台，供电公司备案容量为5050KVA(3150KVA、1850+50KVA),实际安装容量为3150KVA、5000KVA，总容量为8150KVA，2015年变电站最大负荷为5300KW。系统内企事业变压器90台，路灯变压器46台，管廊变压器19台，总装机容量约43930KVA。目前，我处10KV供电线路为南万线、东风线、东营线（含东风西半场）、高实1线、高实2线、晶岳1线、晶岳2线、盐机线、建新线、机关线10路出线。

高新区入驻以来水电处充分发挥了区域供电优势，为高新区开发建设、招商引资、提供了高效、快捷的供电配套服务，为推进高新区前期开发建设发挥了不可替代的重要作用，但是随着周边用户的不断增加、居民小区用户的增加和售电业务的开展，现我处35KV变电站已无法满足日益增长-1

第五篇：发电机应急措施

备用电源启动措施

按照矿山企业安全生产要求，每个生产企业必须有双回路电源，我矿除了一路网电供电以外，还配备了一台300KW柴油发电机组，在网电意外停电的情况下，启动备用发电机组，满足我矿提升绞车及排水系统正常运转。

1、备用发电机组由电工班负责日常管理及启动。

2、每天夜班必须有至少一名电工值班，出现意外停电情况，必须立即启动备用电源。

3、启动柴油发电机组时，严格按《百发柴油发电机组用户手册》的规定操作。

4、柴油发电机组启动运转正常后，按顺序断开网电隔离闸刀，再将发电机组电路切入配电柜。

5、及时联系敖包变电所，问清停电原因、停送电时间等，并做好相关记录。

6、柴油发电机组应当每月进行一次启动试验，检查运转情况，查看燃油、机油、防冻液的标尺，发现不足及时补充。

7、经常检查机组的各部螺丝紧固情况，蓄电池连线、油管接头等，发现问题及时处理。

8、搞好室内外卫生，保证机房地面清洁，物品摆放整齐。

冠诚矿业开采有限责任公司