水布垭电厂水轮机运行规程.doc
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水布垭电厂水轮机运行规程.doc
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Q/QJ
湖北清江水电开发有限责任公司企业标准
Q/QJ.SBY-104-AS01-2012
水布垭电厂水轮机运行规程
2012-05-18发布2012-06-18实施
湖北清江水电开发有限责任公司标准化工作委员会发布
Q/QJ.SBY-104-AS01-2012
目次
前言 I
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语和定义 1
4 设备简介 2
5 基本要求 3
6 运行规定 3
7 运行操作 3
8监视、巡检与定期工作 7
9故障与事故处理 10
10主要参数及运行限额 12
Q/QJ.SBY-104-AS01-2012
前言
本标准依据Q/QJ.DS-220-01-2010《技术标准编制导则》规定,并结合湖北清江水布垭电厂实际进行编制。
本标准代替Q/QJ.SBY-104-AZ-2011《水布垭电厂水轮机运行规程》。
与原规程相比,主要技术变化为:
结构和形式进行调整。
本标准由湖北清江水电开发有限责任公司标准化工作委员会提出。
本标准由湖北清江水电开发有限责任公司电力生产部归口管理。
本标准由湖北清江水电开发有限责任公司水布垭电厂负责解释。
本标准起草单位:
湖北清江水电开发有限责任公司水布垭电厂。
本标准起草人:
邢东
本标准初审人:
徐兴友
本标准审核人:
骆斌
本标准批准人:
张志猛
I
Q/QJ.SBY-104-AS01-2012
水布垭电厂水轮机运行规程
1范围
1.1本标准规定了清江水布垭水力发电厂水轮机的运行维护、操作、故障与事故处理等的技术要求和实施程序。
1.2本标准适用于清江水布垭水力发电厂水轮机的运行维护、操作、故障与事故处理等工作。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB7894水轮发电机基本技术条件
GB/T8564水轮发电机安装技术规范
GB17621大中型水电站水库调度规范水轮机安全标准和要求
GB26164.1国家电网公司电力安全工作规程(热力和机械部分)
DL/T710水轮机运行规程
DL/T817立式水轮发电机检修技术规范水轮机检修
国电发【2000】589号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求防止水轮机损坏
3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
3.1
水轮机飞逸转速
水轮发电机在运行中因机组故障等突然甩去负荷,发电机输出功率为零,此时如水轮机调速机构失灵或其他原因使导水机构不能关闭,则水轮机转速迅速升高。
当输入的水流能量与转速升高时产生的机械摩擦损失能量相平衡时,转速达到的某一稳定的最大值。
3.2
水轮机额定出力
水轮机在额定流量、额定水头、额定效率下的出力。
4设备简介
水轮机型号:
HLS45—LJ—597,为竖轴混流式。
机组输水系统为单机单洞单管,四台机组中,1#机组压力引水管线(水轮机蜗壳进口之前段)最短,尾水管线最长,4#机组压力引水管线最长,尾水管线最短。
4.1引水部分:
蜗壳(金属蜗壳,包角为345°)、座环(分为4瓣组装成整体)。
在蜗壳最低高程处设有1个φ600mm的排水阀。
4.2导水部分:
导水机构由顶盖、底环、控制环、活动导叶、导叶轴承及密封、导叶操作机构及接力器等组成。
顶盖、底环、控制环均为分瓣结构。
顶盖排水方式采用自流排水和排水泵排水两种方式。
直缸液压式接力器配有一台自动锁锭接力器和一台手动锁锭接力器。
4.3工作部分:
转轮主要部件有上冠、下环、转轮叶片、泄水锥、止漏环、泄压孔等。
转轮叶片数为15片,转轮泄水锥为转轮上冠的一部分。
在转轮上冠上设有泄压孔以减少顶盖的水压力和向下的推力。
上冠和下环的止漏环在转轮上直接加工出来。
4.4泄水部分:
尾水管。
在水轮机尾水管上设置两个取水口作为机组技术供水主水源,取水量为1600m3/h。
在取水口下游侧设一排水口作为技术供水排水出口。
弯肘型尾水管由直锥管、肘管和水平扩散管(含加长段)三部分组成。
在尾水管最低点,安装2套直径为600mm的盘形排水阀,排水阀采用油压操作,排水阀操作机构布置在操作廊道内。
4.5主轴:
主轴长度为4965mm,主轴直径1800mm。
主轴与转轮采用中法兰销套结构连接方式。
4.6大轴补气:
主轴中心孔补气系统采用密封梳齿结构和排水系统。
补气阀装配包括底座、阀支座、阀门系统、水箱、阀罩以及其它零部件。
补气阀上部管路包括一根补气管和一根排水管,补气管安装在阀罩上,排水管安装在水箱上。
4.7主轴密封:
主轴密封由工作密封和检修密封组成。
主轴工作密封由滑环、密封环、嵌入密封环、和支撑环组成。
检修密封由空气围带、检修密封支持环、密封座组成,其工作压力在0.6-0.7MPa之间。
3#机组空气围带进行了换型改造,增加了减压阀,工作压力为0.1-0.5MPa。
主轴密封水取自清洁水,工作密封工作水压:
0.3-0.7Mpa,主轴密封水正常流量范围150-200L/min,备用水源取自蜗壳进口端。
密封水供水系统经过滤和压力调整后接入密封。
密封漏水集在集水室中,通过排水管路自流排入厂房渗漏集水井。
4.8水导轴承:
水导轴承采用带立式冷却器的油润滑分块瓦结构,轴瓦数量为10块,材料为巴氏合金。
水导轴承由轴瓦、轴承盖、轴承油槽、支撑环、密封环、轴瓦托架、推力环、调节系统及轴承油冷却系统组成。
另配置油位指示计、油混水指示仪及空气过滤器等装置。
在每个瓦块上均安装一个RTD(PT100),另在对称位置上装有两个RTD(PT100)用于监测轴承油箱的油温。
水导冷却采用2台螺杆泵进行外循环冷却,水导冷却水额定流量为200L/min,水导外循环油流量为145L/min。
5基本要求
5.1机组运行的上游最低水位为350m,下游水位一般为197m。
5.2机组应轮流倒换运行。
5.3机组未经试验不准超铭牌出力运行(即1F-4F不超过460MW,cosψ=0.9)。
5.4运行中水轮机发生振动或超过限值,应及时调整运行工况脱离振动区。
水轮机经济运行的准则是:
机组运行效率最高、发电量最多、耗水量最少。
6运行规定
6.1水轮机导轴承温度应控制在70℃以内,油温应控制在规定范围(5℃-50℃)之内。
6.2机组一般应在自动调整情况下运行,导叶开度限制应置于相应最大功率的开度位置。
只有
在调速器电气控制部分故障而机械控制部分正常时,机组才可改为手动运行。
6.3水轮机运行中其保护、信号及自动装置应正常投入。
6.4在满足电网要求下,水轮机按效率试验确定的运转特性曲线要求,尽量运行在最优效率区。
空载运行时间尽量短,避免在振动区(0-40MW,150MW-300MW)运行。
7运行操作
7.1机组检修流程
7.1.1向调度提检修申请;
7.1.2等待调度批复;
7.1.3调度下令机组由运行转检修开始操作;
7.1.4落机组进水口闸门;
7.1.5开导叶至3%,压力钢管排水;
7.1.6做机组电气部分安全措施;
7.1.7机组由运行转检修操作完毕,汇报调度;
7.1.8调度下令检修开工;
7.1.9发出电气部分一种检修票及保护、励磁、LCU等二种检修票;
7.1.10落机组检修门;
7.1.11落机组尾水门;
7.1.12开机组蜗壳放空阀、尾水放空阀排水(启动检修排水泵进行排水);
7.1.13按检修要求做调速器措施;
7.1.14发出机组检修机械工作票;
7.1.15检修工作完成,注销所有工作票;
7.1.16恢复机组所有安全措施;
7.1.17提尾水充水阀,尾水管充水;
7.1.18提机组工作门充水阀,压力钢管充水;
7.1.19将进水口工作门提至全开;
7.1.20做并网前的试验;
7.1.21向调度汇报检修工作结束;
7.1.22调度下令机组由检修转运行开始操作;
7.1.23机组由检修转运行操作完毕,汇报调度;
7.1.24向调度申请并网;
7.1.25并网后汇报相关领导,检修结束。
7.2进行下列工作必须关闭进水口快速门,必要时关闭进水口检修门、尾水门:
7.2.1需打开水轮机人孔门和尾水管人孔门,开启蜗壳排水阀、尾水排水阀时。
7.2.2调速器撤压排油时。
7.2.3空气围带、大轴补气装置检修时。
7.2.4蜗壳排水阀,尾水排水阀检修时。
7.2.5多个导叶剪断销剪断、导致导叶失控时。
7.3机组服役操作及试验
7.3.1机组恢复备用顺序
7.3.1.1检修工作结束,检修现场工器具搬出,现场清洁无杂物。
7.3.1.2检修质量符合有关规定要求验收,移交运行。
7.3.1.3检修人员对机组的检修、调试、更改情况做了详细的书面交待,并附有图纸资料。
7.3.1.4机组各部卫生已清扫,转子间隙已拉过,绝缘已测定。
7.3.1.5各部位照明及事故照明完好。
7.3.1.6关闭蜗壳、尾水排水阀,并检查已关严。
7.3.1.7关闭蜗壳、尾水管进人门和所有吊物孔。
7.3.1.8各轴承油槽油位符合规定,油质符合要求。
7.3.1.9油压装置及调速系统充油完毕,接力器锁锭试验完好,导叶进行全开全关,排除管路空气试验完好。
7.3.1.10工作票已收回并注销,检修安全措施已恢复
7.3.1.11机组具备尾水充水条件
7.3.1.12尾水管充水。
a)检查蜗壳及尾水管排水阀全关。
b)检查各进人门已关闭。
c)投入空气围带(检修密封)。
d)检查顶盖排水已清理,拦污栅完好。
e)通知检修人员提尾水门充水阀。
f)尾水管、蜗壳进人门、排水阀各部派人监视充水情况,检查有无漏水和异常情况,监视尾水管、蜗壳压力表变化情况并及时排气。
如有异常立即中断充水。
g)尾水管与下游水位平压后提起尾水门。
并记录充水时间。
7.3.1.13机组已经顶转子,高压油顶起装置试验完好。
7.3.1.14机组中低压气系统充气正常,机组手动、自动加闸试验完好。
7.3.1.15机组技术供水系统试验完好,各部冷却水量调整符合要求。
7.3.1.16机组清洁水投入试验完好
7.3.1.17配合有关检修班组进行无水压状态下的模拟开、停机、事故停机正常,检查所有辅助设备及自动化元器件动作正确。
7.3.1.18按机组启动前的要求,对各设备进行全面检查,分部试运行和操作,恢复备用。
7.3.2尾水管充水。
7.3.2.1检查蜗壳及尾水管排水阀全关。
7.3.2.2检查各进人门已关闭。
7.3.2.3投入空气围带(检修密封)。
7.3.2.4检查顶盖排水已清理,拦污栅完好。
7.3.2.5通知检修人员提尾水门充水阀。
7.3.2.6尾水管、蜗壳进人门、排水阀各部派人监视充水情况,检查有无漏水和异常情况,监视尾水管、蜗壳压力表变化情况并及时排气。
如有异常立即中断充水。
7.3.2.7尾水管与下游水位平压后提起尾水门。
并记录充水时间。
7.3.3压力钢管充水
7.3.3.1机械检修工作票已注销
7.3.3.2将导叶全关,投入接力器锁锭(开、停机阀在停机位)。
7.3.3.3尾水门已提起。
7.3.3.4全关工作门
7.3.3.5通知检修人员全提检修门。
7.3.3.6提起进水口快速闸门充水阀。
7.3.3.7派专人检查压力钢管排气情况,检查监视蜗壳压力表,记录充水时间,如遇异常,必要时,关闭充水阀,起动机组排水。
7.3.3.8待工作门平压后(检查排气管无排气、闸门室无水响后),全提快速闸门至全开。
7.3.3.9检查快速闸门在全开位置,进行静水下闸门试验一次,并及时将快速闸门提起到全开位置处自动运行,记录闸门起和落时间。
7.3.4手动投、退空气围带
7.3.4.1投入空气围带
a)检查空气围带供气干管压力正常。
b)关闭X402阀、X403阀
c)打开X404阀
7.3.4.2退出空气围带
a)关闭X402阀、X404阀
b)打开X413阀
c)检查空气围带压力排至0
8监视、巡检与定期工作
8.1监视与巡检要求
8.1.1水轮机运行中无异音,振动和摆度在允许范围内,主轴补气符合规律;
8.1.2各表计指示正确;
8.1.3顶盖排水畅通;
8.1.4接力器无异常抽动,各管道、接头及阀门不漏油,且阀门位置正确;
8.1.5剪断销无剪断、连杆和联接销无上窜现象;
8.1.6水导轴承油槽无漏油和甩油现象,油位正常,油质合格;
8.1.7水导轴承瓦温及油温正常;
8.1.8水导冷却器水压正常,水流畅通,管路、接头和阀门不漏水;
8.1.9主轴密封供水正常,过滤器无堵塞,流量正常;
8.1.10主轴密封水压正常;
8.1.11蜗壳进人孔封闭严密不漏水;
8.1.12尾水管进人孔封闭严密不漏水;
8.1.13蜗壳和尾水管放空阀不漏水,开/关位置正确;
8.1.14水力量测系统各阀门位置正确,表计指示无误,管道、接头不漏水。
8.1.15水轮机遇下列情况应加强机动性检查:
8.1.15.1水轮机检修后第一次投入运行和新设备投入运行;
8.1.15.2水轮机遇事故处理后投入运行;
8.1.15.3水轮机有比较严重的设备缺陷尚未消除;
8.1.15.4顶盖漏水较大或顶盖排水不畅通;
8.1.15.5洪水期或下游水位较高;
8.1.15.6在振动区运行或做振动试验;
8.1.15.7试验工作结束后。
8.2机械事故停机
8.2.1机械过速保护装置动作、154%电气转速动作、机组转速〉154%,延时3s导叶未动作,
一类机械事故快速停机且落进水口快速闸门。
8.2.2机组过速115%,且剪断销剪断,一类机械事故快速停机且落进水口快速闸门。
8.2.3调速器电气故障,且急停阀电源消失,一类机械事故快速停机且落进水口快速闸门。
8.2.4急停阀电源未消失情况下,调速器电气故障或者PLC电源消失或电调柜紧急停机按钮动
作,二类机械事故快速停机。
8.2.5机械过速保护装置动作、154%电气转速动作、机组转速〉154%,延时3s导叶动作,
二类机械事故快速停机。
8.2.6调速器压力油罐油压低于4.6Mpa,压力油罐事故低油位开关量动作,油压装置交流电源
和直流电源均消失定时5min,二类机械事故快速停机。
8.2.7LCU紧急停机按钮动作或LCU关进水口闸门按钮动作,二类机械事故快速停机。
8.2.8水导瓦温>75℃(二块串联)水机后备保护动作停机。
8.2.9机组>95%转速,机组冷却水压力<0.18MPa且总冷却水压力低开关量动作,延时15分钟停机。
8.2.10机组非全停状态,机组主轴密封水水压<0.2MPa延时10s且密封水流量过低开关量动作,
二类机械事故快速停机。
8.2.11机组的水导轴承的瓦温,机组机械过速信号均接有继电器直接出口(水机后备保护),
也经过计算机出口快速停机。
8.3机组甩负荷过速停机后的重点检查项目:
8.3.1齿盘测速装置和机械过速保护装置有无变位、漏油。
8.3.2主轴密封和密封水系统旋流器和示流器等正常。
8.3.3水导油盆、下导油盆、推力油盆、上导油盆油位是否正常,发电机上、下风洞有无甩油、漏油,各轴承瓦温有无急剧上升变化。
8.3.4高压油顶起及管路有无漏油、渗油。
8.3.5发电机转子与定子间的间隙有无变动。
8.3.6各机械联接件,基础件有无变形、裂纹、焊缝裂开、螺丝松动等。
8.3.7剪断销有无剪断。
8.3.8转子集电环及碳刷有无损坏。
8.3.9机械制动器有无变动,漏油;制动环磨损情况、活塞有无阻塞等。
8.3.10甩负荷过速事故停机恢复后,再次开机开到第4步空转状态应外接摆度表(主要水导),与状态监测系统一并测量摆度,注意监视各瓦温有无大的变化。
8.4水轮机开机、停机后的监视:
8.4.1水轮机开机后的监视:
8.4.1.1水轮机振动情况正常;
8.4.1.2机组机械制动装置处于正常工作状态,气压正常;
8.4.1.3机旁各指示仪表指示正常;
8.4.1.4机组各部水压正常;
8.4.1.5机组摆度、水导轴承运行情况正常;
8.4.1.6水轮机主轴密封和顶盖排水情况正常;
8.4.1.7调速器机械液压机构各连接部分良好,电气控制回路正常,有功调节动作正常;
8.4.1.8机组信号和操作电源正常;
8.4.1.9机械系统和电气系统有关设备操作项目完成。
8.4.2水轮机停机后的监视:
8.4.2.1调速器各部件连接无异常;
8.4.2.2油压装置正常;
8.4.2.3机组轴承油面正常;
8.4.2.4机组转动部分无异常;
8.4.2.5制动系统在复位状态;
8.4.2.6主轴密封水压力、流量正常;
8.4.2.7水轮机顶盖漏水不大,自流排水畅通;
8.4.2.8导叶全关,剪断销未剪断;
8.4.2.9机旁控制盘各指示仪表指示正常;
8.4.2.10空气围带投入,压力正常。
8.5定期工作
8.5.1运转3个月以后且性能良好的发电机组,停机备用72小时,应开机空转5分钟。
8.5.2机组技术供水泵连续运行7天倒换一次。
8.5.3机组水导外循环油泵连续运行7天倒换一次。
9故障与事故处理
9.1导叶剪断销剪断的故障处理:
9.1.1现象:
9.1.1.1主站出现剪断销剪断报警信号。
9.1.1.2机组摆度、振动增大。
9.1.2处理:
9.1.2.1确认剪断销已经剪断,将调速器切C套运行,调整导叶开度,减少机组振动,使机组脱离振动区间,监视水导瓦温和摆度,并通知维护人员处理,必要时停机处理。
9.1.2.2多只剪断销剪断无法处理又失去控制时,应立即联系调度,落闸门停机。
9.1.2.3汇报梯调值班人员及电厂领导。
9.2主轴密封水压异常的故障处理:
9.2.1现象:
主站出现主轴密封水压异常的报警信号。
9.2.2处理:
9.2.2.1检查水轮机主轴密封水压;
9.2.2.2切换到备用水源供水;
9.2.2.3水压过低应检查过滤器是否堵塞,切换到备用水源运行,然后清扫过滤器;
9.2.2.4检查水轮机主轴密封漏水情况,如漏水增大,应监视顶盖水位正常。
9.3水轮机顶盖水位升高的故障处理:
9.3.1现象:
主站及现地均出现顶盖水位高的报警信号;
9.3.2处理:
9.3.2.1检查排水泵排水情况,如排水泵未启动抽水,应检查原因,设法启动排水泵;
9.3.2.2检查自流排水孔是否畅通,如有堵塞,应清理排水孔;
9.3.2.3检查各处漏水量是否增大,如水轮机主轴密封部分漏水较大,及时调整密封水压,或调整机组有功功率,使机组振动减小,使顶盖水压最低;
9.3.2.4若漏水过大,处理无效且水位还在上升,应联系停机处理。
9.4水导轴承油位降低的故障处理:
9.4.1现象:
9.4.1.1主站出现水导轴承油位低的报警信号;
9.4.1.2现地水导轴承油槽油位计显示油位低。
9.4.2处理:
9.4.2.1检查水导轴承油槽密封、漏油和甩油情况;
9.4.2.2检查排油阀应严密关闭;
9.4.2.3对水导轴承油槽补充透平油,使机组恢复正常运行,并监视水导轴承运转中有无甩油现象。
9.5水导轴承油槽冷却器冷却水中断或水压降低的处理:
9.5.1现象:
9.5.1.1主站出现水导轴承油槽冷却水中断或水压低报警信号;
9.5.1.2现地冷却水压力明显偏低。
9.5.2处理:
9.5.2.1检查技术供水总管水压是否正常。
9.5.2.2现地检查冷却水阀门位置是否正确,若不正确手动恢复;
9.5.2.3设法调整冷却水压,检查轴承温度使轴承温度在正常范围之内;
9.5.2.4当无法立即恢复冷却水时应停机处理。
9.6水导轴承温度升高的故障处理:
9.6.1现象:
9.6.1.1主站出现水导轴承温度高的报警信号;
9.6.1.2现地水导轴承温度表指示超过报警值。
9.6.2处理:
9.6.2.1进行核对确认并检查轴承温度上升情况,确认测温装置故障或误动,设法解除回路,通知维护人员处理;
9.6.2.2若故障属实,则转移负荷,监视轴承温度升高趋势,做好停机准备;
9.6.2.3检查故障轴承油位、油色,必要时进行油质化验;
9.6.2.4检查轴承冷却水压、流量,如不正常应及时调整,遇水管堵塞应停机处理;
9.6.2.5检查水导外循环油泵工作是否正常,若异常联系维护人员处理;
9.6.2.6测量水导轴承摆度,判断轴承内部异常情况;
9.6.2.7轴承温度继续急剧上升,应紧急停机处理。
9.7水轮机振动、摆度超过规定值的故障处理:
9.7.1现象:
9.7.1.1水导瓦温、油温上升;
9.7.1.2状态监测系统显示水轮机振动、摆度超标。
9.7.2处理:
9.7.2.1如果在已确定的振动区运行,应避开该振动工况区;
9.7.2.2检查轴承运行情况;
9.7.2.3分析振动原因,进行相应处理;
9.7.2.4分析机组振动、摆度的测量结果,振动严重超过规定值,应紧急停机处理。
10主要参数及运行限额
10.1水轮机主要设计参数
项目
单位
设计参数
备注
型号
HLS45—LJ—597
额定水头
m
183.5
最大水头
m
203
加权平均水头
m
189.9
最小水头
m
147
水轮机额定流量
m3/s
286
水轮机额定出力
MW
466.3
水轮机最大出力
MW
511.1
水轮机额定转速
r/min
150
水轮机飞逸转速
r/min
295
水轮机额定点效率
%
95.0
转轮直径
m
5.97
主轴直径
m
1.80
主轴重量
t
77
转轮叶片数
片
15
转轮重量
t
124
固定导叶数
片
21
活动导叶数
片
22
水轮机安装高程(以导叶中心高程计)
m
189
10.2调速器主要设计参数
项目
单位
设计参数
备注
液
压
部
分
型号
工作压力
主配压阀直径
M
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- 水布垭 电厂 水轮机 运行 规程