大渡河峰源水电站水轮机技术改造实践

针对峰源水电站水轮发电机组出力不足的现状,根据技术改造可行性分析结果,对2号机组提出并实施了技术改造。利用技术改造前所采用的同种测试手段,通过在现场测试不同工况下机组的流量、出力和主管压力,对改造后的机组性能进行了验证,并基于水斗式水轮机最优单位转速理论,对测试结果开展了分析。结果表明,在额定流量下,2号机组的出力和效率均比技术改造前有较大的增加和提升,水头也比技改前要低,而且单位转速接近理论最优值,2号机组的技术改造达到了预期的效果。     

澄碧河水电厂四号机组增容改造

建于60年代的澄碧河水电厂对已运行近30年的4号机组作增容改造,更换了水轮机转轮,增大导叶开度;更新了发电机定子线圈和转子磁极绝缘;定子绕组采用R-T新技术接法;改造了发电机通风系统;将巴氏合金推力瓦改为弹性氟塑料瓦。机组增容改造后作了各项试验测定均合格,经试运行其出力由原来的额定出力6500kW增到了7500kW,其水轮机最大出力可达到8600kW。该机组增容改造效益显著。表1个。     

发电机改造后转子线圈温升高的原因分析

响洪甸水电站3号发电机投运已28年,在更新绝缘及提高出力的前提下,87年底对定子铁芯、定子线圈、转子线圈、空冷器、导叶、转轮等主设备更新改造。经二年运行证明,除转子线圈温度较高外,其他项目效益是明显的。从温升试验结果来看,转     

北津电站发电机励磁电流过大原因分析及对策

对福建省建瓯北津水电站1号机组转子励磁电流过大的原因进行了分析探讨,并根据发电机实际运行情况进行转子线圈发热计算复核,提出解决方案。     

铜街子水电站机组定子测温电阻改造研究

笔者对铜街子水电站发电机组参数和定子测温的电阻概况进行介绍,分析定子测温电阻故障原因,然后提出针对铜街子水电站13F机组定子测温电阻的整改方案,并对该改造方案的改造效果进行科学的评估。改造后的相关数据表明:更换后的线圈测温的测点可以较好地反映相关定子线圈的温度变化情况。但是,定子铁芯的温度变化比较慢,只有在1/4负荷的时候能相对准确地反映相关温度变化。其他负荷情况下的温升差距比较大,主要是由于测温电阻安装在通风沟内,但是不影响实际的使用,有经验的人员能够根据自身经验判断定子铁芯的实际温度。测温电阻更换改造完毕后,机组温升和带固定负荷试验显示效果良好,能满足现场运行人员监控机组运行状况的要求。     

龚嘴水电站水轮发电机转子 绝缘处理

龚嘴水电站1号水轮发电机转子绝缘为B级绝缘,运行至今已三十多年。由于运行环境湿度大等因数,转子绝缘性能降低,严重影响机组正常的安全运行。2003年11月该厂改造了1号发电机组的定子线圈、铁心和水涡轮,通过采用新型通风系统改善了转子绝缘性能,实现了定子、转子温升分布均匀,温升较低,提高了发电机转子绝缘性能,达到了机组增容10 MW的目的。     

加大发电机转子风扇叶降低定子温度

永吉县星星哨水电站的1号水轮发电机组,额定容量为800kW,定子电压6.3kV,功率因数0.8(滞后),A级绝缘。由于该机装于厂房最里端,自然通风散热条件较差,故在额定容量下运行,定子温度已达89℃,虽尚未达到厂家规定的最高允许温度105℃,但比站内运行规程规定的85℃高出4℃。该机组经重庆水轮机厂重新校核,机械强度在1250kW可长期运行。而电站设计在最高水头时,机组出力可达1070kW,如不进行通风散热装置改造,将限制机组的出力或缩短发电机的服役期。     

大化水电站扩建5号机组运行特性优化研究

以大化水电站扩建工程5号机组研究为例,通过测试机组在各种工况下的摆度、振动、脉动等相关数据,进行相对效率试验,确定机组的振动区域,评价机组的效率性能和出力特性,研究与优化水轮机的实际协联关系,指导机组的优化经济运行。     

大化水电站发电机的增容改造

大化水电站通过更换发电机定子铁芯和线圈并配合水轮机增容实现机组增容改造。改造后的定子采用了新结构，新工艺。在额定转速、额定电压和额定功率因数不变的条件下，发电机的额定出力由原来的１００ＭＷ提高至１１４ＭＷ。     

动叶可调轴流风机失速解析

近来随着电力需求紧张,火电机组负荷需要不断增加,很多机组经常在额定工况甚至超额定工况下运行,相应各轴流风机的出力也随之大幅增大,一旦操作不当或调节幅度过大会使得轴流风机发生失速的概率增加。结合昆明电厂锅炉2号锅炉1号引风机近期多次发生失速的情况,依据动叶可调轴流风机失速原理,对照几次失速前后工况的变化对引风机失速原因进行了分析,认为引风机失速的主要原因为引风机的动叶开度突然增大了,并根据实际处理情况总结归纳了引风机失速的处理措施。     

大型发电机组磁极线圈匝间短路故障分析及处理

发电机在运行的过程中,转子通常会受到电、热以及机械应力的作用,如果转子的制造工艺不良,那么随着运行年限的增加,转子磁极绕组就可能会出现匝间短路故障。当转子磁极绕组匝间发生的短路较严重时,就会使转子的电流显著增大,转子绕组的温度也会升高,从而限制发电机无功功率的输出;同时,机组的振动也会加剧,影响到机组的安全运行。以二滩水电站水轮发电机组产生的振摆问题为例进行了分析研究,特别是针对转子磁极匝间短路故障,在分析研究的基础上,提出了相应的解决方法和措施,在事故现场进行检查和测量,使出现的问题得到了圆满地解决。介绍了交流阻抗法在二滩水电站3号发电机组磁极线圈匝间短路故障分析中的应用以及应注意的事项。可为同类大型水轮发电机处理此类缺陷提供参考。     

交变磁场对直流电阻测量影响的分析

介绍了新丰江发电有限责任公司在1号水轮发电机转子磁极检修过程中，用双臂电桥法测量转子磁极线圈直流电阻的试验过程及数据，并对所发生的测量误差进行了分析，发现误差是由邻近隐蔽的发电机中性点母线电流形成的交变磁场在被测磁极线圈中产生感应电势引起的，提出在今后的试验工作中进行直流电阻测量时要注意测试环境磁场的影响，特别是隐蔽的大电流磁场的影响。     

小浪底水电厂发电机灭磁系统设备选型

小浪底水电厂发电机灭磁系统选用ABB公司的快速磁场断路器FCK配合SiC非线性电阻灭磁形式。其灭磁能量计算以发电机额定运行工况下出口突然发生三相短路时励磁绕组所流过的最大电流为基础。小浪底电站6台机组已全部投人运行，灭磁和转子过电压保护均未出现过异常情况。     

水电机组转动惯量测定中的关键要点探讨

从水电机组转动惯量的测定方法和原理入手,对比了不同测定方法的异同,得出了甩负荷加速试验更适用于水电机组转动惯量测定的结论,进而分析并探讨了甩负荷加速试验中的若干关键要点,包括调速器、励磁系统的设定及具体的试验步骤,建议利用加速曲线上额定转速处的切线确定机组的转速上升率,最后在一水电站进行实际测量,得到了较好的测定结果。     

峡江水电站第9号发电机转子绝缘过低分析及处理

针对峡江水电站第9号机组并网发电前,转子绝缘一直偏低的问题,从设计制造、安装工艺、测量方式等方面进行了研究分析,采用外热源烘干加热、投入机组加热器、开机至空转、短路升流干燥转子、改变测量接线方式等办法,彻底排查出转子绝缘不合格的根本原因,并实施措施进行改进。     

高坝洲水电站水轮发电机组选型设计

高坝洲水电站的水头范围为22．3－40m，水轮机参数有机组台数选择是通过对8个方案进行技术经济综合比较选出的，后又经过优化确定了招标参数，在招标阶段又经过模型试验最终选用ZZD231－LH－580型水轮机。水轮机的单机出力为85．8MW，额定转速为125r/min，额定流量为286．8m^3/s，额定效率为93．83％。发电机型号为SF84－48／9500，额定容量为96MW．A，功率因数0．875。对水轮发电机组也采用了一些新的结构和先进的加工方法。如40m水头的水轮机采用5叶片转轮，叶片采用数控机床加工，取消传统的叶片吊装开孔，采用预应力钢筋混凝土蜗壳等；发电机定子、转子均采用现场组焊、叠片，转子支架采用圆盘结构，上支架采用一种能将径向力转换为切向力的新结构等。机组各项指标性能优越，运行情况良好。     

大型水轮机组热电阻制造和安装工艺问题分析及处理对策

水力发电测温电阻的设置是为了动态监测水轮发电机组导轴承的受热以及定子铁芯、线圈的发热情况,从中判断机组是否处于正常受控状态。而由于热电阻制造、安装工艺造成温度信号误报一直困扰着电厂运行人员和检修维护人员,严重时可造成机组事故停机。文章首先论述了水轮机组轴承测温电阻制造安装时常见的问题,接着针对这些问题展开探讨,提出改进意见及处理对策。大化水电厂5号机组轴承、定子铁芯和线圈测温系统经改造后投运2年半,至今未出现过一例因热电阻问题而发生的故障,这对减少设备的维护工作量,降低设备故障率,确保机组的安全运行起到了关键的作用。     

小型水电站励磁系统对水轮机组运行的影响分析

针对小型水电站普遍存在的无功不足及功率送出困难等问题,分析探讨了励磁系统对水轮机组运行的影响。分析成果表明,励磁系统通过改造励磁绕组、提高温升限制、选择三相全控桥以及采用功能齐全的励磁调节器,可充分提高水轮机组的励磁电流,改善水轮机组的无功调节及功率外送功能,保障机组安全运行。     

汽轮发电机转子匝间短路的分析及处理

某公司^#2汽轮发电机组运行中^#5瓦轴振突然增大，经全面分析原因，通过直流电阻和交流阻抗试验，判断为发电机转子匝间短路引起振动。解体检查发现，转子绕组中嵌有1根螺栓引起线圈匝间短路，处理后转子试验数据合格，机组投运正常。对制造、安装、运行和维护等方面提出了相应预防措施。