1、1关于水利发电设备运行状态检修的研究摘要：自 20 世纪 80 年代提出水力发电机组运行设备自动监测和诊断技术以来，随着自动化控制元件技术的成熟和计算机技术的发展，到20 世纪 90 年代引入了状态检修概念。这一全新的理念引发了水力发电机组检修管理模式的新探索。 关键词：水利发电 发电设备运行检修 中图分类号： TV 文献标识码： A 前言 设备状态检修是目前国际上一种先进的检修管理方式，它是建立对设备的实时状态监测和诊断的装置，通过智能专家系统评价该运行设备的实时状况并做出判定，以供检修管理层来做出决策，能有效的克服定期检修造成的无谓浪费。 一、水电设备运行状态检修的必要性 长期以来,我国水
2、力发电设备检修一直沿用以预防为主的计划检修模式。这在计划经济体制下,尤其是在电力系统缺电的情况下,尽量避免发电设备被迫停机,保证向用户不间断供电,减少拉闸限电次数,曾起到了一定的积极作用。然而,这种检修方式的时间间隔、工期、检修项目等基本是建立在传统经验的基础上,千篇一律,对设备的实际状况考虑较少,工作具有一定的盲目性,存在着检修周期短、工期长、费用高、项目针对性少的问题,已越来越不适应技术水平大大提高了的水电设备,已越来越不适2应大电网、高电压、大机组、高参数、高自动化的电力系统,已越来越不适应市场经济体制改革和电力体制改革的要求。 随着设备健康水平的不断提高,设备状况越来越好。如果继续执行
3、计划检修,就有可能在机组状况尚好的情况下,盲目大拆大换,既浪费人力、物力、财力,又降低了机组的可用率,在某些情况下甚至还会损害机组的健康水平。特别是进口设备,大都质量良好,质量保证期较长,其安装工艺和精度都有一定的要求。有些厂家在产品说明书中还注明,有些部件不得随意拆卸,如果非要拆卸必须有厂家代表在场指导。否则,质量难以保证;有些部件虽可拆卸,但拆卸次数有限。所以,必须改革计划检修模式,以适应水电设备技术水平的变化。 另外,随着设备自动化程度、人员技术水平的不断提高和“无人值班”( 少人值守)制度的逐步推行,以及电力体制改革的不断深人,减人增效,推进检修体制改革已势在必行。国家电力公司 199
4、7 年专文下发了“关于全面实行新厂新办法,逐步进行检修体制改革,进一步推进减人增效的若干意见” 明确指出,要积极推进检修体制改革,条件成熟的,要实行集中检修,梯级水电厂要通过技术改造实行集中管理。要减人增效,必须改变运行人员越来越少、检修人员相对越来越多、检修任务越来越不饱满的局面,精减检修队伍。同时,水电要实行流域、梯级开发,实现集中管理、集中检修,水电厂的检修人员也必然会减少或取消,这样,势必打破原有计划检修格局。所以,必须改革计划检修模式,以适应水电厂人员的变化。状态检修是通过运用综合性的技术手段,准确掌握设备状态,预测设备故障发生、发展趋势,借助技术经济分析,进行检修决策的一种现代化的
5、设3备检修模式。特点是检修时机和工期是预知的,检修项目是明确的,是一种科学、合理、经济的检修模式,对提高设备的可用率、降低水力发电设备状态检修探讨。 设备检修损耗具有十分重要的作用。部颁发电厂检修规程规定,应用诊断技术进行状态检修是设备检修的发展方向,应在条件成熟的电厂进行试点工作,积累经验,逐步推广。因此,水电设备应积极实行状态检修,以适应设备、人员、改革的需要,克服计划检修的诸多弊端。 二、水电设备运行状态检修应注意的几个问题 1 坚持安全第一的思想,有计划、有步骤、积极稳妥地开展水电设备状态检修。应从客观实际出发,根据水电厂的设备现状、管理水平、人员素质选定具有一定条件的厂、机组、设备开
6、展试点工作,要在试点的基础上,再逐步推开。现阶段的状态检修应融合故障检修、计划检修为一体,以设备具有最大可靠性和最低维修成本为目标,既要积极探索状态检修,又要防止盲目延长检修间隔而造成设备失修。 2 水电设备状态检修应实行全过程管理。水电设备状态检修是一项复杂的系统工程,要搞好这项工作,必须从设计选型、制造安装、运行管理、科学研究等各个方面,积极为状态检修创造条件。在设计选型时,应选择质量好、可靠性高、便于监测、易于检修的设备;在制造安装时,应考虑设备的诊断措施,配备相应的监测设备,预留相应位置;在运行管理时,应加强设备维护,加强设备消缺,保证设备完好性。定期进行设备运行状态分析,注意横向、纵
7、向比较和发展趋势走向,加强运行资料的保存、整理;同时,应加强状态检修的科学研究,在理论上、实现方法上、诊断设备的4研制上不断探索,积极进行状态检修工作的国内、国外技术交流。 3 应制定相应的技术标准和管理制度。如何正确判断水轮发电机组的运行状态,更大限度地使其正常运行,充分发挥机组的运行能力,防止盲目停机检修,又做到应停即停,该修必修,修理项目明确,是状态检修首先需要解决的问题。应尽早制定符合我国国情的状态检修技术标准和有关法规、条例,使状态检修有据可依。 4 应充分利用训算机监控系统资源,避免重复建设。现在,绝大部分水电厂都具备计算机监控系统,在进行状态检修诊断系统建设时,要积极利用或经过一
8、定的转换引用其监测资源,节省投资,避免布线和布置设备拥挤或重复。在建设监控系统时,要考虑为诊断系统留有接口。 5 加强技术人员培训和技术资料整理,积极为状态检修作好“软件” 准备。 三、水电机组故障诊断特点 水电机组故障诊断主要包括水轮机诊断和发电机诊断,二者互为关联。水轮机诊断包括: 轴系、叶轮、叶片、导轴承、润滑系统、支撑系统、控制系统等部位故障的诊断。主要故障特征包括: 油箱油位的升高和降低、油温的升高、轴瓦平均温度升高、轴瓦温度上升率、摆度升高、轴承振动升高、振动和摆度随转速、负荷变化的趋势、有无负荷的振动情况。发电机诊断包括: 定子线圈、定子铁芯、转子、轴系等部位故障的诊断。定子线圈
9、的诊断采用局部放电法(脉冲高频容量)用于检测线圈、线棒、线棒支撑的绝缘情况及线圈断路。定子铁芯和转子的诊断运用一组气隙测量传感器监测定子孔径和转子圆周、偏心所造成的动态气隙情5况。 检测的参数一般有: 机架振动、摆度、温度、电量、气隙、绝缘监测、空蚀、压力脉动等。对于诊断导轴承、推力轴承以及其它一些复杂的故障,诊断系统要综合考虑分析各检测参数。水电机组的设计、制造、安装和大修中,都对机组各状态参数提出规定和要求,但由于水电机组在运行过程中存在不规则的水力干扰,不仅不同机型、不同容量、不同结构的机组,实际运行参数量值及其变化规律不一样,而且同一电站、同一机型的几台机组,运行参数实际也难一致。如一
10、般机组瓦温带满负荷时比空载时高 35,而有的机组带负荷后温度并没有上升,甚至略有下降;又如有些机组上机架振动达 1mm 而能长期运行,有的水导运行摆度达到 0.8mm,瓦温却正常,运行也稳定。因此,要在故障诊断推理系统内制定一个统一的标准,难度很大,而且到目前为止,尚未有一个国际性的状态监测标准。 结束语 从实际的大修内容看,主要是因空蚀、磨损、腐蚀、老化、疲劳引起的零部件损坏和构件松动,但要直接测量,有些量甚至是不可能的。所以在故障诊断推理系统的监控中心中设置人工干预功能,适时补充案例层知识,实现人机结合、智能互补是必要的。 参考文献 1 朱淦亮.对水力发电设备中状态检修的分析J. 科学之友. 2010(06) 2 陈松华.加强小水电站电力设备的预防性试验工作J. 中国农村水利水电. 2007(05) 63 瞿?,赖旭,盛旺.水电机组状态检修初探J. 水力发电. 2007(03) 4 朱淦亮.对水力发电设备中状态检修的分析J. 科学之友. 2010(06)
