机组技术分析报告.docx
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机组技术分析报告
滩坑水电站4号机技术分析报告
浙江浙能北海水力发电
浙江浙能水电管理
2012年4月
目 录
滩坑水电站4号机技术分析报告
1机械专业技术分析
1.1设备概述
1.1.1水轮机
水轮机技术参数：
水轮机型式：
卧轴混流式
水轮机型号：
HLA855-WJ-76
转轮直径：
〔D1〕:
750mm
额定水头：
最大水头：
最小水头：
额定出力：
4210KW
额定转速：
1000r/min
额定流量：
/s
旋转方向：
从发电机向水轮机看顺时针旋转
蜗壳型式：
金属包角345°
1.1.2发电机
发电机技术参数：
发电机型号：
SFW-J4000-6/1730
额定容量：
5000KVA
功率因数：
0.8〔滞后〕
额定电流：
额定转速：
1000r/min
飞逸转速：
1850r/min
1.1.3进水阀
进水阀型号为DT-HD7QS43X-25，采用蓄能罐式液压操作蝴蝶阀，卧轴布置，并配置蓄能罐式液压操作系统、接力器、旁通阀及检修阀、排气阀等。
进水阀下游设置伸缩节，进水阀前后均设排水阀。
调速器型号为GLYWT-PLC-1000，采用可编程控制器式电气液压型蓄能罐式调速器。
主要部件包括：
测速装置、操作柜、油压装置、自动锁定装置、推拉杆等。
1.2设备缺陷分析
1.2.1轴承温度过高
1.2.1.1缺陷发现的经过及现象
4号机在第一次开机试验过程中就发现机组推力轴承温度异常升高，升至67度而且仍在上升。
后经检查发现循环油泵与推力轴承之间的迷宫间隙过大，导致油泵失效，未形成冷却油流所致。
经返厂处理后机组进入72小时满负荷连续试运行，轴承温度根本稳定在63度以内。
当试运行至36小时左右时，发现推力轴承温度又有上升趋势，降负荷至3200kW后推力轴承温度稳定在64度左右完成72小时连续试运行。
72小时连续试运行结束后对机组轴承进行解体检查发现前导径向瓦烧瓦严重，润滑油内有大量金属碎屑。
经厂家检查后认为该瓦经过处理后仍能使用，采取一系列的改良措施后再次开机试验，但开机后不久就发现前导瓦温到达37度，并且没有稳定的趋势，再次停机解体检修。
解体后更换了前导瓦，将前导瓦的间隙调整为，但回装后的试验仍发现前导瓦温未得到控制，最后再将解体，发现新的导瓦又有了烧损痕迹。
厂家组织了杭发厂的高级技师对该瓦进行了重新研括，并将导瓦间隙调整至至，机组回装后于2011年8月31日进行空载与满负荷试验，机组在额定负荷运行2小时后各部温度趋于稳定，推力瓦温最高为60度最后稳定在56.9度，前导瓦最高温度为32度。
但到2011年11月份期间，发现4号机在满负荷下推力瓦温仍会上升至65度左右，降负荷至3000kW时推力瓦温度一般稳定在60度左右。
1.2.1.2缺陷分析
2011年8月25日，由监理中心组织业主、安装单位和4号机组厂家代表在业主四楼会议室召开4号机组前导径向瓦被烧原因分析及处理措施专题会议，会议上对对4号机组前导径向瓦三次被烧的原因进行了详细分析和讨论，分析前导径向瓦三次被烧的可能原因：
第一次烧瓦原因可能主要是油罩油分配管管口被封堵变小，流入前导轴瓦的油量减少，机组运行时油循环效果不好，在机组过速试验时，前导径向瓦被轻微拉伤，使油质存在杂质，导致推力瓦温在72h连续试运行时变高。
第二次烧瓦原因可能主要是前导轴瓦顶部间隙调整为，大于设计值，导致前导轴瓦底部油膜不易形成；第一次烧瓦后，轴颈外表受到磨损，外表光洁度较差。
第三次烧瓦原因可能主要是前导轴瓦底部间隙调整为，大于设计值，前导轴瓦底部油膜不易形成；第二次烧瓦后，轴颈外表受到磨损比之前严重，外表光洁度更差；且轴承冷却器未取出清理，外表附着有杂质。
1.2.2轴承处油雾严重问题
从4号机运行情况来看轴承的油雾问题比拟严重，特别是前导部位，开机过程中肉眼可以很明显地看到有油沬子在飞舞。
1.2.3风闸间隙过小
4#机组风上、下游侧两只风闸，上游侧风闸间隙：
可以轻松通过，下游侧风闸间隙：
可以艰难通过。
但是它的投入和复归信号又都正常，应该要调整它的底座。
1.2.4引水钢管锈蚀
4#机组引水钢管段焊缝处有大量锈蚀，看是否要进行探伤检测，还要进行外表的防腐处理。
1.3设备评价及检修注意点
4号机2011年7月投运，整体运行情况比拟稳定目前4号机主设备存在的主要问题就是机组推力轴承温度过高，影响机组满负荷运行。
2一次专业技术分析
2.1设备概述
2.1.1发电机
滩坑水电站4号发电机采用的是杭州长河发电设备的型号为SFW-J4000-6/1730的三相卧轴发电机，额定容量为5000KVA，额定电压为10.5KV，额定电流为，功率因素为0.8〔滞后〕，绝缘等级为F，额定转速为1000r/min，飞逸转速为1850r/min，额定频率为50HZ，额定励磁电压为80V，额定励磁电流为181A，绝缘等级F级。
2.1.2励磁变压器
4号机励磁变压器采用的是嘉兴市秀城特种变压器厂的型号为ZLC-80/10.5的特种变压器，励磁变压器容量为60kVA，采用自然风冷却方式，额定一次电压为10.5kV，额定一次为，额定二次电压为0.15kV，额定二次为，接线方式为Y/△-11，阻抗电压为4.1%。
2.1.3自用变压器
231A，绝缘等级为H，绕组温升为90K，短路阻抗为4%，接线方式为Dyn11。
2.1.4Ⅳ段厂用电系统
Ⅳ段厂用电系统采用的是厦门ABB电器控制设备生产的金属铠装全隔离中置式开关柜，包括真空断路器柜、电压互感器柜及电压互感器和避雷器柜。
真空断路器柜型号为KYN28-12，真空断路器型号为VD4M-1206-25，额定电压12kV，额定电流630A，额定短路关合电流〔峰值〕63kA，雷电冲击耐压75kV，1分钟工频耐压42kV，额定峰值耐受电流63kA。
Ⅳ段厂用电系统电压互感器为半绝缘电压互感器。
避雷器型号为HY5Wz-17/45kV，额定电压17kV，避雷器持续运行电压10.5kV。
2.1.510kV电力电缆线路
ⅢⅣ段开关之间采用电缆连接，电力电缆型号ZR-YJV22-3*2408.7/10KV。
2.1.64号机自用配电盘
4号机自用配电盘采用的是宁波华通电器集团股份生产的金属封闭固定式动力柜，型号为MNS。
4号机自用配电盘400VⅠ段由4号机自用变供电，400VⅡ段由公用配电盘电缆供电。
2.1.7电动机
4号机厂房内电动机包括调速器压油泵电动机、蝶阀压油泵电动机、渗漏水泵电动机、检修水泵电动机、空压机电动机、潜水泵电动机等。
2.2设备缺陷分析
2.2.1转子绕组绝缘较低缺陷
2.2.1.1缺陷发现的经过及现象
4号机运行时，上位机发“4号机转子一点接地故障〞信号。
2.2.1.2缺陷分析
一次班经对4号机仔细检查分析，认为：
4号机碳刷磨损后，碳粉会积聚在滑环绝缘垫块上形成对地通路；滑环侧发电机端盖挡风板与主轴间隙较大，碳粉从挡风板和主轴的间隙进入发电机内部；经解体检查，滑环上环对地绝缘大于10GΩ，下环对地绝缘只有10几MΩ。
2.2.1.3缺陷处理
一次班定期清扫转子滑环及转子。
方案4号机A修时进行滑环解体、挡风板增设羊毛毡。
2.3设备评价及检修注意点
4号机2011年7月投运，整体运行情况比拟稳定，没有因一次设备故障而出现非方案停机。
目前4号机一次设备存在的主要问题就是转子绕组绝缘较低。
有以下几点需要在检修过程中加以注意：
1、转子绕组绝缘较低。
由发电机生产厂家对碳刷型号进行重新校核、选型，待厂家提供碳刷备品后更换；转子滑环解体检查，彻底解决滑环下环对地绝缘低的问题；进行挡风板增设羊毛毡，解决碳粉通过挡风板和主轴之间的间隙进入发电机内部的问题。
2、“试验〞位置摇至“工作〞位置。
在10.5kV配电盘检修工作中，除了真空开关手车的检查清扫，检修内容还应包括真空开关在“试验〞位置的分合闸试验、真空开关手车从“试验〞位置至“工作〞位置移动灵活、开关柜五防闭锁检查等内容。
3、0.4kV配电柜检修。
曾屡次发生0.4kV配电柜抽屉式开关操作把手损坏、缺相故障，0.4kV配电柜检修工作中应特别注意检查此两种缺陷。
3自动化专业技术分析
3.1设备概述
3.1.1调速系统
滩坑水电站4号机水轮机调节系统采用的是由武汉四创自动控制技术有限责任公司生产的YWT-1000-16.0-SC30型可编程微机调速器。
以数字阀作为电液转换机构，并可实现自动方式、电手动方式及机手动方式控制。
调速器油压装置由两台螺杆泵、两台组合阀、回油箱、压力油罐、空气平安阀、电接点压力表、普通压力表、压力变送器等构成，可实现压油罐的自动启停。
3.1.2励磁系统
滩坑水电站4号机励磁系统采用的是杭州萧山钱江电控设备厂生产的SWJL-65TN微机励磁装置，采用三相全控桥式晶闸管整流自并励，两个NR微机励磁调节器之间的相互监视、自动跟踪、自动切换。
有A、B、C三个自动通道组成，起励方式为残压起励。
3.1.3计算机监控系统
滩坑水电站采用的是GE新华控制工程公司的XDPS400e分散分布式控制系统，由三层结构组成，分别由厂级集中监控层和现地监控层等两级监控层和一个数据通信的网络层共同组成，实现对全厂运行设备实时监视及设备操作。
机组现地控制单元〔LCU〕由供电电源设备，DPU及卡件设备，显示设备共同组成，通过双冗余DPU卡件实现机组控制及数据采集及处理。
3.1.4蝶阀控制系统
滩坑水电站采用的是铁岭阀门股份生产的蓄能式液控蝶阀，用于水轮发电机组机械同步的进水阀的开启与关闭操作。
蝶阀控制装置由PLC、信号灯、切换开关、继电器、开关电源、接线座等组成。
采用台达PLC装置实现蝶阀程序控制。
蝶阀压油装置由两台压油泵、压力油罐、空气平安阀、压力控制器、压力表计等构成。
采用台达PLC实现油压装置的自动控制。
3.1.5机组自动化装置及辅助设备控制系统
技术供水及主轴密封备用水控制箱采用控制回路实现电动阀的控制，流量监视采用图尔克系列流量开关，压力监视采用丹麦DANFOSS系列压力变送器及Y100系列压力表。
机组温度仪表柜采用杭州萧山钱江电控设备厂生产的CWZD-02型机组温度仪表柜，内装有温度控制器，实现机组各部位温度的监视。
机组各部位温度检测采用PT100温度传感器。
3.2设备缺陷存在的问题和隐患
3.2.1技术供水中断单点保护问题
在事故停机流程中“冷却水中断延时〞和“主轴密封水中断〞都是靠单个的流量开关来判断是否中断，如果流量开关单个损坏或者信号误报都会直接造成机组事故停机，增加机组跳机的隐患。
3.2.2轴承温度测点布置不合理问题
4号机推力轴承、前导轴承和后导轴承，每个轴承都只安装了一个温包，主要存在两个问题：
a）当温包测量有偏差或者跳变时，由于只有一个温度点，没有同轴承相比照的温度点，不能及时发现温度测量出现的问题，也不能反映轴承真实温度。
b）在事故停机流程中“机组轴承温度过高〞都是单点出口，极易造成机组误跳机。
3.2.31号低压空压机自动排气问题
4号机厂房低压气系统1号低压空压机建压自动停止后会自动排气。
3.2.4调速器1号压油泵启停信号不对应问题
4号机调速器1号压油泵存在启停信号不对应的现象，检查报警历史为：
1号泵和2号泵为轮换启动，停泵时1号泵和2号泵均有停泵信号。
3.2.5蝶阀全开全关信号异常问题
4号机蝶阀在全开位置时，全开和全关信号都有输出，现蝶阀不能正常操作。
3.2.6转速信号装置异常问题
转速信号装置在低转速情况下偶尔会发生信号误报。
3.3设备评价及检修注意点
4号机自投入运行以来出现了一些缺陷故障，经过了平时的消缺已经消除了不少缺陷，机组整体运行稳定。
但由于一些设计、安装上的问题，机组仍存在一些缺陷需要此次大修过程中进行彻底消除。
针对此次大修过程，有以下几点需要在检修中加以注意：
a）机组监控系统LCU接线问题。
因安装过程中一些接线改动没有标识方向套，在大修中I/O测点核对应先做出标识，以免修后接线错误。
拆动二次回路接线时，易发生遗漏及误恢复事故。
b）拆动二次接线如拆端子外侧接线，有可能造成二次交、直流电压回路短路、接地，检修中应引起注意。
c）在拆装温包的过程中注意温包引出线的走线布置，防止检修后机组运行造成温包短线。
4继保专业技术分析
4.1设备概述
4.1.1发电机保护
4号发电机保护屏采用两个独立的保护装置RCS-985RS和RCS-985SS，均有独立的出口跳闸回路。
第一套RCS-985RS保护装置有以下保护功能：
发电机差动保护、转子一点接地保护、定子过负荷保护、负序过负荷保护、励磁过负荷保护、其它保护。
第二套RCS-985SS保护装置有以下保护功能：
发电机相间后备保护、定子接地保护、失磁保护、电压保护。
装置整定值详见整定通知单。
4.1.2自用变保护
4号机自用变采用RCS9621CS、RCS9611A两套保护装置。
自用变配置主保护电流速断保护，瞬时动作于跳本侧开关；后备保护过流保护，延时动作于跳本侧开关；并配过负荷保护，延时动作于发信号。
装置整定值详见整定通知单。
4.1.3Ⅳ段馈线保护
Ⅳ段馈线采用RCS9613CS保护装置，配置差动保护和过电流保护。
装置整定值详见整定通知单。
4.1.4其他设备
滩坑电站4号机现有重要盘表5只，变送器1只，电能表3只。
4.2设备缺陷分析
a〕滩坑电站4单元投产至今缺陷情况统计如下表：
序号
缺陷及异常内容
处理情况
备注
1
4号机自用配电盘Ⅱ段进线开关4J41“合、分〞时，上位机报警为“4号机自用配电盘Ⅱ段进线开关1J01”
已处理
2
4号机联络线电度表〔副表〕工作异常〔无法正确读数〕
已处理
3
4号机自用变高压侧开关1041保护测控装置RCS-9611A上“合位〞指示灯不亮。
已处理
4
4号机自用变配电盘备自投装置动作异常
未处理
5
4号机400V自用盘母联开关4J12“合、分〞时，上位机报警为“4#厂用电母联开关QF3”和“4号机自用配电盘母联开关1J01”
未处理
6
4号机运行过程中转子碳刷摩擦形成的粉末被吸进转子或粘附周围，造成转子绝缘下降〔发生转子一点接地〕
未处理
定期清扫
b）未处理的缺陷及异常简析：
i、4号机自用变配电盘备自投装置动作异常
采取措施：
联系华通和ABB厂家人员，要求他们到场，进一步分析原因所在。
ii、4号机400V自用盘母联开关4J12“合、分〞时，上位机报警为“4#厂用电母联开关QF3”和“4号机自用配电盘母联开关1J01”
采取措施：
4号机A修时，进行监控全面对点工作。
iii、4号机发生转子一点接地
原因分析:
4号机运行过程中转子碳刷摩擦形成的粉末被吸进转子或粘附周围，造成转子绝缘下降。
采取措施：
4号机连续运行3天时，要停机清扫转子碳刷，以防转子一点接地发生；
4.3设备评价及检修注意点
保护装置目前按照整定单能正常稳定运行，在此次A修中，检修时应注意如下几点：
a）监控的信号不全。
完成与监控的对点工作。
b）电缆牌、方向套不齐全，均需补齐。
c）电侧装置定校时，将所有表计回路清扫、紧螺丝。
d）在装置投运前，要确认电流端子无开路，电压端子无短路情况。
54号机本次A修的几个难点与重点
5.1轴承温度过高问题
这是本次检修的重点也是难点，本次检修中应全面检查各轴承内部情况，采取任何可能的手段改良前导轴承、推力瓦的温度过高问题。
可以适当延长检修时间，考虑轴承润滑油的强迫循环等手段。
5.2轴承处油雾严重问题
解决轴承处油雾问题，给电气设备一个更好的运行环境。
5.3转子绕组绝缘较低缺陷
目前已由发电机生产厂家对碳刷型号进行重新校核、选型，本次检修中进行更换；同时对转子滑环解体检查，彻底解决滑环下环对地绝缘低的问题；进行挡风板增设羊毛毡，解决碳粉通过挡风板和主轴之间的间隙进入发电机内部的问题。
5.4轴承温度测点布置不合理问题
4号机推力轴承、前导轴承和后导轴承，每个轴承都只安装了一个温包，而且对油温也没有进行监测。
本次检修中考虑是否有可能对轴承以及冷热油增设新的温度监测点
5.5风闸间隙
进行风闸间隙调整。
5.6技术供水中断单点保护问题
在事故停机流程中“冷却水中断延时〞和“主轴密封水中断〞都是靠单个的流量开关来判断是否中断，考虑是否有可能增加其它模拟量来实现。
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