1、水轮机部分培训讲义,主讲人：曾华清,第一章 概述,洪江水电厂位于沅水流域的中上游河段，是沅水干流开发规划中的重要梯级工程。电厂一共装有6台灯泡贯流式水轮发电机组，单机容量为45MW，总装机容量为270MW，年发电量为9.7亿kwh，是目前我国最大灯泡贯流式水轮发电机组，水轮机转轮直径5460mm，发电机定子外径6500mm。机组按国标招标制采购，由日本HITACHI公司、瑞士ALSTOM公司及中国哈尔滨电机有限责任公司联合制造,调速器由法国ALSTOM生产。,洪江水电厂机组为潜水型悬挂式、水平布置、带尾水管的单转轮灯泡型机组，发电机转子与水轮机均布置在两导轴承外侧，机组转向为顺时针（自上游侧视
2、）。整个水轮机组由埋件（管型座、尾水管）、转轮、主轴、水导轴承及主轴密封装置、导水机构、受油器及主轴内供油管、转轮室等几大部件组成。,第二章 水轮机基本知识,第一节：水轮机的类型及代号 第二节：水轮机基本参数 第三节：水轮机的工作原理 第四节：水轮机结构性能,水轮机是将水的动能及势能转换成机械能的一种原动机，它通过主轴驱动发电机，将旋转的机械能转变为电能。水轮机和发电机的联合体又称水轮发电机组。水轮机的工作状况取决于水电厂的工作水头和流量。由于水头和流量的变化范围很大，因而水轮机的类型也很多。,第一节：水轮机的类型及代号,我厂水轮机是采用国外的类型代号HKIRT，为灯泡贯流式，水轮机的主轴装置
3、成水平，水流直贯转轮，实际上是卧轴安装的轴流式水轮机，发电机安装在灯泡体内(红色的为转子)如图示。,第二节：水轮机基本参数,1.工作水头1.1水轮机的工作水头 毛水头 - 水头损失=净水头(即水轮机的工作水头)1.3特征水头 用于表示水轮机的运行工况和运行范围。特征水头一般由水能规划计算确定。 最大工作水头，我厂1#6#水轮机的最大水头是27.3m。 最小工作水头，我厂1#6#水轮机的最小水头为8.4m。,设计水头(计算水头)Hr 水轮机发额定出力时的最小水头，一般由设计者根据电站情况确定。我厂1#6#水轮机的设计水头为20.0m。2.流量Q 单位时间内通过水轮机的水量Q(m3/s)， 我厂1
4、#6#水轮机的额定流量为252.24m3/s。3.出力与效率3.1出力N：指水轮机轴传给发电机轴的功率(输出功率)，我厂1#6#水轮机的额定出力为46.4MW。,3.2 效率：=N0/NI100% 一般=80%95%。100%的原因：水流通过水轮机时，存在水头损失、水量损失、机械损失等各种能量损失。我厂水轮机效率可达96%。4. 转速额定转速nr 一般我国所用的电流频率为50赫兹，所以在正常情况下机组的转速保持为固定转速，该转速称为额定转速，并与发电的同步转速相等。我厂1#6#水轮机的额定转数为136.4r/min。,5.转轮直径D1(m) 5460mm6.吸出高度： -11.8m7.飞逸转数
5、： 314r/min(协联) 370 r/min(非协联) 8.电站使用技术条件： 上游正常水位 190.0m上游死水位 186.0m下游正常水位 164.8m最低尾水位 162.3m坝顶高程 196.5m机组中心高程： 153.0m,第三节：水轮机的工作原理,水轮机是将水流的能量转换为旋转的机械能的动力设备，它用来带动发电机工作，产生电能。水轮机和发电机连在一起称为水轮发电机组。 水轮机在水力发电中的作用只是在天然河流上，修建水工建筑物，集中水头，通过一定的流量将“载能水”输送到水轮机中后，使水能旋转机械能带动发电机组发电通过输电线路用户。,式中： N水电站装机容量或水轮机的功 Q通过水轮机
6、的流量 H水轮机的水头 水轮机的效率 我厂贯流式水轮机组桨叶开度是以导叶开度及工作水头来确定最佳角度，这时的效率是最高的，这一导叶、桨叶、水头的在达到效率最高的关系称为最优协联关系。,第四节：水轮机结构性能,1.尾水管及基础环 尾水管为卧式圆锥体，由两大节组焊而成，小头焊基础环，基础环法兰上装有伸缩节，与转轮室相通。基础环及尾水管呈水平布置，既只有水平段，总长26500mm，其中基础环段长8500mm，进口段直径5796.4mm，出口直径为10500x9100mm，基础环的上游面为加工面，既是埋设件管型座的基准面，也是导水机构、主轴的基准面，基础环与尾水管同时安装。为了监测尾水部位的压力值，在
7、基础与尾水管部位布置了压力测管，沿圆周方向布置四个测嘴，管材为不锈钢。,2.管型座 管型座作为水轮发电机组的主支撑，又是流道的组成部分，管型座由中间管型座、上下游管型座组成。中间管型座的上下竖井起主支撑作用，内腔形成进人竖井，便于运行巡视、检修维护，左右支撑起加强作用，增加机组的稳定性。外管型座的上游侧与流道连接，下游侧与外配水环连接，内管型座上游侧与定子连接，下游侧与内配水环连接，为确保密封性，在法兰面均设有双“O”型密封，并设有水压试漏检查孔。3.转轮与转轮室 转轮为机组的工作部件，将水流能量转化为,机械能并通过主轴传递给转子。转轮由五片浆叶、一个轮毂、泄水锥、浆叶接力器及浆叶操作机构构成
8、。由于浆叶承受极高的水压及气蚀作用,故采用高等抗气蚀，耐磨损的不锈钢铸造。为了减少转轮室的间隙气蚀，在叶片背面外缘设置了抗气蚀裙边，抗气蚀裙边长度接近整个叶片的外缘长度。轮毂为球形，内部充满润滑油以润滑浆叶操作机构，轮毂直径为2238.6mm，它的作用主要用来安装浆叶与浆叶调整机构，轮毂材料为抗气蚀, 耐磨损的不锈钢铸造。 浆叶接力器位于泄水锥中，包括活塞环、油缸、油缸盖，活塞、活塞支撑、连杆等部件。压力,油经受油器通过装在大轴内的操作供油管路向接力器供油。 在活塞上设有两道活塞环，用来密封缸体。油缸上的塞子（堵丝）用以转轮解体时排空油缸中的油。浆叶接力器的工作油压为6.4MP，采用活塞不动，
9、活塞缸作往复运动的结构，通过拐臂带动浆叶转动。 轮毂内充满了来自轮毂高位油箱的透平油，轮毂高位油箱设置在175.0m高程处，使轮毂内的油压保持恒定压力，防止水渗漏入轮毂。浆叶柄轴颈装有两道密封，防止透平油外泄。转轮室由上、下两半组合（排水环）而成。排水环,下半部有600的人孔门，便于进入流道。4.主轴 主轴由铸钢整体铸造而成，材料为JIS G3201 SF540A（1号机） 、GB20MnSi（25号机），按照水轮机的最大出力48.19MW设计。主轴长6970mm，外径850mm，内径215mm，两端分别与水轮机轮毂及发电机转子连接，主轴内腔有桨叶接力器操作油管及轮毂供油管，主轴保护罩分两半由
10、钢板卷制而成。 5.受油器 受油器的主要作用是向转轮浆叶接力器提供压力油和轮毂供油，由四个小间组成（油柱箱、上游,压力室、下游压力室、排油管），上游压力腔与下游压力腔轴瓦均衬以巴氏合金。受油器内的三根不同管径供油管相互套合，形成互不连通的三层密封腔，置于主轴中心孔内与主轴同步旋转。从外至内三根管子的外径分别为205mm、130mm、50mm，其中48.6mm油管是轮毂油与高位油箱的连通管。由于主轴内的操作油管比较长，对于操作油管的摆度进行了规定，其允许范围为：外供油管0.07mm，中间供油管为0.15mm，内层供油管为0.25mm。受油器安装在发电机的灯泡头内。浆叶的调整是通过调速器主配压阀控
11、制的压力油送经受油器再到浆叶接力器。因此受油器是从固定,油管向旋转的操作油管供油的重要转换装置。使浆叶开启的压力油从受油器下游侧压力腔通过外部供油管到接力器活塞缸上游侧；使浆叶关闭的压力油从受油器上游侧压力腔通过中间供油管到活塞缸下游侧。内腔油管向轮毂供油，并连接高位轮毂油箱，使轮毂内的油具有一定的压力，防止流道中的水渗入轮毂。此轮毂油管又作为转轮接力器的回复杆，将浆叶位置反映到受油器的刻度盘上并经轮叶位置传感器送到调速器。浆叶全开27.5度,浆叶全关-2.5度。为了防止轴电流对水轮机组轴承的损害，在受油器供油管、泄漏油管、回复绳的安装法兰、受油器与,支架连接部位螺栓的部位均设有绝缘垫。 6.
12、导水机构：主要参数：导叶数目： 16个导叶高度： 1800.0mm接力器行程： 656.5mm(正常) 760.0mm（最大）关闭重锤重量： 12t导水叶最大开度： 91.2度接力器数目： 2个接力器压紧行程： 3.5mm外配水环：,(1) 直径 7650mm(进水侧) 5760mm(出水侧)(2) 长度 1701.9mm(3) 分半数 2内配水环： (1) 直径 4039.5mm(进水侧)3179.8mm(出水侧)(2) 长度 795.6mm(3) 分半数 2导水机构的结构： 导水机构由内配水环、外配水环、导叶和导叶操作机构等组成。导水叶外配水环与导叶内配水环形,成为过流通道，当机组的负荷发
13、生变化时，导水机构就用来调节进入水轮机转轮的流量，改变水轮机的出力，使其与水轮机发电机的电磁功率相适应。 1 16片导叶布置在内、外配水环之间，互成120右接力度锥角布置，导叶通过内压板、导叶轴承与内配水环相连，其端部与内配水环的设计间隙为1.0mm，其外端通过外导叶轴承、套筒与外配水环相连，其端部与外配水环设计间隙为0.9mm，两端密封为双层Y型密封，最大开度角为91. 2度。在接力器与重锤的作用下，开启和关闭导叶，调速环的滚道内（两部分组成）由371个55mm钢球组成一个轴承。调速环通过连杆与左、器推拉杆相连。,右侧接力器推拉杆上挂有12吨重的重锤，可实现事故快速关机。 导叶与内配水环配合
14、装有导叶内转动轴，导叶内轴承，导叶下部密封等。导叶与外配水环配合装有套筒、密封、挡块、导叶外轴承、压板、拐臂等。每片导叶位置可由位于导叶连杆上的偏心销的偏转来调节。安全连杆和普通连杆交错布置，其中安全连杆由两根连杆用弹簧连接而成；安全连杆当在机组关闭操作时，若相邻的两导叶间卡住了一外来异物，则使连杆弯曲。当连杆弯曲，则限位开关动作，进而由电调控制导叶开启以便释放外来异物，当外来异物被冲走后，安全连杆由于弹簧力作用,自动回复其原来位置。 7.水导轴承 水轮机导轴承为筒式球轴承，轴承球体与球面轴承座装有定位销钉，这种结构可以适应轴线的倾斜，以保证轴与轴承的接触面积。为了防止水导轴承、球面轴承座随机
15、组一起旋转，在球面轴承座与支持环部位装有定位销钉。轴承外径为S1430mm，导轴瓦镶有巴氏合金，为了减小摩擦，在轴承的上半部仅在上下游两侧衬有巴氏合金，下轴瓦中心有压力油腔，与高压顶起装置相连，轴瓦与主轴的设计间隙为0.500.68mm。轴承装有两套温度检测装置、两套振动、摆度检测装置,及一套过速装置，额定工况下，轴瓦的温度小于65。水导轴承承受的径向力和转动部分的重量通过球面轴承座传递到管形壳上。8.主轴密封 主轴密封装置是水轮机结构中的重要组成部份，它的密封性能的好坏直接危及到机组的安全经济运行，其密封作用尤为重要。主轴密封与检修密封均装在水导轴承下游侧的不锈钢耐磨轴衬上。主轴密封为二道楔
16、型圆周密封，材料为耐磨橡皮。主轴密封盖上的环型槽与主轴的间隙保持在0.50.68mm,范围内，密封盖用来防止漏水进入水导轴承处，在密封盖下部装有排水管。 检修密封为膨胀式橡皮软管，工作压力为0.50.8Mpa压缩空气，正常运行中固定部分与转动部分一般保持为0.50.68mm间隙。机组部分检修时，可投入检修密封省去流道排水工作。 9.伸缩节 伸缩节的主要作用是使转轮室在水平方向的位置有一定的距离可以移动，以便检修及安装时能起吊转轮室。伸缩节安装在转轮室下游侧与尾水管法兰联接，并装有0型密封。伸缩缝中装有楔型密封，用压环压紧，以阻止伸缩缝中的漏水。,第三章 水轮机的振动与汽蚀,第一节 水轮机的汽蚀
17、第二节 水轮机的振动,第一节 水轮机的汽蚀,1.水轮机汽蚀定义 汽泡在溃灭过程中，由于汽泡中心压力发生周期性变化，使周围的水流质点发生巨大的反复冲击，对水轮机过流金属表面产生机械剥蚀和化学腐蚀破坏的现象-水轮机的汽蚀。2.水轮机汽蚀类型2.1翼形（叶片）汽蚀：转轮叶片背面出口处产生的汽蚀，与叶片形状、工况有关。2.2间隙汽蚀：当水流通过间隙和较小的通道时，局部流速增大，压力降低而产生汽蚀。我厂2#、3#水轮机经过一段时间的运行后都不同程度的出现了间隙汽蚀，如下列图片所描述：,水轮机桨叶压板处汽蚀 这主要是因为水流进入桨叶压板时空间较小，水流速度变大，压力变小至汽化压力产生空化，汽泡随水流往下时
18、在压力高的地方溃灭产生汽蚀破坏。,2.3空腔汽蚀：在非最优工况时，水流在尾水管中发生旋转形成一种对称真空涡带，引起尾水管中水流速度和压力脉动，在尾水管进口处产生汽蚀破坏，造成尾水管振动。我厂水轮机机组在某些水头、低负荷情况下会产生这种由于空腔汽蚀而造成的尾水管振动。2.4局部汽蚀：在过流部件凹凸不平因脱流而产生的汽蚀。我厂1#-6#水轮机为了减少转轮室的间隙气蚀，在叶片背面外缘设置了抗气蚀裙边，抗气蚀裙边长度接近整个叶片的外缘长度。机组运行一段时间后发现抗气蚀裙边进水口后上缘桨叶处存在2.5mm深的汽蚀，分析原因为抗气蚀裙边,机组桨叶局部汽蚀 进水边厚度太大，水流经过时会产生空化，进入抗气蚀裙
19、边进水口后上缘桨叶处时压力上升，从而产生汽蚀破坏。通过将抗气蚀裙边进水边打磨薄后，汽蚀破坏程度有所降低。 我厂1#-5#水轮机经过一段时间的运行后都,不同程度的出现了局部汽蚀，如上面图片所描述 在洪江水电厂2#水轮发电机组水轮机机械部分检修过程中发现，水轮机每片桨叶全关时下游侧桨叶顶部中间位置、全关时下游侧桨叶进水口裙边位置、桨叶压板位置均出现了气蚀现象。 3.汽蚀造成的危害 3.1使过流部件机械强度降低，严重时整个部件破坏。 3.2增加过流部件的糙率，水头损失加大，效率降低，流量减小，出力下降。 3.3机组产生振动，严重时造成厂房振动破坏。4.防止汽蚀措施,流速和压力是产生汽蚀最重要的两个原
20、因，因此要控制流速和压力的急剧变化。 4.1设计制造方面： 合理选型，叶型流线设计，表面光滑，抗汽蚀钢衬(不锈钢)。 4.2工程措施：合理选择安装高程，采取防沙、排沙措施，防止泥沙进入水轮机。 4.3运行方面：避开低负荷、低水头运行，合理调度。,第二节 水轮机的振动,3）发电机电气部分的电磁力，它引起的振动叫做电磁振动。 4）按振动方向分类，可分为横向振动和垂直振动。 5）按振动部位分类，可分为轴振动、支座（机架与轴承）振动和基础振动等。必须指出，在机组振动中，轴振动占着重要地位。大部分振动因素和轴振动紧密相连，而且轴振动又会向机组静止部分传递。轴振动有两种主要形式，即：弓状回旋，这是一种横向
21、振动，振动时转子中心绕某一固定点作圆周运动，其半径即为振幅。,振摆，这时轴中心没有圆周运动，但整个转子在垂直平面中绕某一平衡位置来回摇摆。2.振动的危害 机组的振动是国内外各电站安全运行中存在的普遍而又突出的问题。因为机组振动的振幅超过一定范围时，轻者要缩短机组的使用年限或增加检修的次数及检修工期，振动强烈的机组不能投入运行，否则危害极大。 振动可以引起共振共振的危险性很大。我国某电站，由于叶片出口边产生的“卡门涡列”的频率与转轮叶片的自振频率一致而共振，使得多台机组转轮产生&裂纹，运行不到5年全部报废更新。,尾水管中压力脉动引起的振动，一方面使尾水管壁遭受破坏，另一方面会引起出力摆动和运行不
22、稳定。如有的电站由于振动使尾水管里衬开裂、脱落。由于振动严重使定子固定螺栓、空气冷却器螺钉剪断等都有过发生。3.引起振动的原因3.1机械振动 引起机械振动的因素有转子质量不平衡、机组轴线不正和导轴承缺陷等因素。由于转子质量不平衡，转于重心对轴线会产生一个偏心矩，主轴旋转时因失衡质量离心惯性力的作用，主轴将发生弯曲变形而产生所谓“弓状回旋”。水轮机和发电机轴线不,正也要引起振动和摆动。机组轴线在安装时要进行测量调整，其摆度值通常都能处理在规定的范围内，运行中经常可以测量。因此轴线不正，一般不会引起大的振动。导轴承缺陷主要指导轴承松动、刚性不足、间隙过大或过小及润滑条件不好，它会引起横向振动力。3
23、.2电磁振动 由电磁因素引起的振动，大致有转子磁极线圈的匝间短路、转子和定子的空气间隙不均匀以及磁极极性不对等。发电机的这些缺陷会使空气间隙内磁通密度的分布不对称，由此产生所谓“单边磁拉力”而引起机组的振动。,3.3水力振动 引起水力振动的因素有水力不平衡、尾水管中水流不稳定、涡列及空腔气蚀等。一般而言，水力机组的振动主要是水力振动，贯流式水轮机组水力振动主要是涡带振动、卡门涡列、狭缝射流、协联关系不正确引起的振动。3.3.1水力不平衡 当进入转轮的水流失去轴对称时，则会出现不平衡的径向力，造成转轮振动。造成水力不平衡的因素，通常有蜗壳形状不对，不能保证轴对称；导叶开度不均匀，引起流入转轮水流
24、不对称和转轮压力分布不均匀；转轮止漏环不均匀，造成压力脉动，,产生横向振动等。3.3.2空腔气蚀 在偏离设计工况下运行，往往发生空腔气蚀而产生振动，其特点是垂直振幅较大并伴随噪声。垂直振动的危害比横向振动的危害更大，这主要是空腔气蚀造成气蚀共振所致。3.3.3涡带振动 根据速度三角形可以知道，由转轮流出的水流方向，在最优工况时，大致为轴向，但是，机组负荷不可能总是在设计工况运行，当负荷大于最优工况时，水流就具有与转轮旋转方向相反的旋转分量；而负荷比最优工况小时，就具有与旋转方向同,向的旋转分量，这样，在尾水管中心附近就产生具有某个边界层的旋转涡带。涡带中心压力较低，在尾水位低时，其中心部分压力
25、更低，形成汽蚀，这就是一般称为的“空腔汽蚀”。在高负荷运行时（水轮机额定出力周围），涡带往往比较稳定；而在低负荷运行时，涡带成为龙卷状，在尾水管内旋转摆动，从而在尾水管内引起压力脉动，在水轮机运行层可以听到“空空”的声响。其压力脉动频率为： f=n /（60Z） 式中： f压力脉动频率（Hz）n水轮机转速（r/min）,Z经验值，一般取34（有时也接近于15） 压力脉动的频率和幅值是随机组工况的变化而变化的。假若与过水系统水压脉动频率共振时，就造成水轮机整个过流系统的强烈水压脉动，即尾水管、管型座和电站水工建筑物等的振动。并且会引起机组转速不稳定，造成并网困难，另外当机组处于“飞逸”泄水工况时
26、，尾水管进口出的压力脉动值更大，有时达到净水头的14%左右；此时机组的振动增大，引起的噪音也随之增加（高大110分贝左右）。3.3.4由卡门涡引起的振动 卡门涡是一种涡列，当流体流过一圆柱体或板,（包括一般不绕流体）时，在物体后面就会沿着两条互相平行的直线产生一系列相隔一定距离的单涡（见图）。这一系列单涡称之为卡门涡列。各个单涡以相反的旋转的形式交替在物体两后侧释放出来，与此同时，物体就受到与来流方向垂直的很强的交变力。这种交变力与旋涡频率相同。其振动频率为： f=StV/式中 f振动频率(Hz) St斯特雷哈系数（一般取0.15-0.2） V绕流流速(m/s) 圆柱体直径或板厚(m),这种涡
27、列在水轮机运行中也经常出现，导叶和轮叶在具有钝尾时，就会在叶片后面出现卡门涡列，产生作用在叶片尾部的交变力。假若交变力的频率与叶片固有频率相等时，就会产生共振，发出叶片振动的啸叫声，使叶片与转轮轮毂连接处（或导叶与外配、内配连接处）产生疲劳裂纹，因此，在机组检修过程中，应特别注意疲劳裂纹的检查。这种涡的发生与否，与水流中物体的形状有关，其频率受水流流速的影响。因此，流速达到某一值，共振条件一成立，就会发生强烈的振动。所以实际水轮机在运转时，卡门涡列引起的振动是,在一定的工况下发生。 3.3.5狭缝射流 在灯泡贯流式水轮机中，由于转轮叶片的工作面和背面存在着压力差，在轮叶外缘和转轮室之间的狭窄缝
28、隙中，形成一股射流，其速度很高而压力非常低。在转轮旋转过程中，转轮室壁的某一部分在叶片达到的瞬间处于低压；而在轮叶离去后又处于高压，如此循环，形成了对转轮室壁的周期性压力脉动，从而产生振动，导致疲劳破坏。这种振动的频率为： f=（Z1n）/60式中： f压力脉动频率（Hz）,n水轮机转速（r/min） Z1叶片数目(飞来峡电站4片)3.3.6协联关系不正确引起的振动 根据运行经验，当转桨式水轮机中协联关系不正确时，一方面会引起调速器系统持续振荡过程变长，机组出力、转速发生振荡，转动部分扭矩就会引起大轴变形，从而使转子产生扭转振动；另一方面，由于水流情况恶化，在水导轴承、组合轴承处引起轴向振动。
29、 同时，协联关系不正确时，转轮叶片不再具有无撞击进口，水流对叶片就会产生冲击，在不断的调节过程中，由于冲角随时在变化，作用在叶片上,的负荷及由此而产生的叶片扭矩、变形等也相应变化，这些变化过程就反映了振动的进程。4.消除振动的措施 水力机组由许多部件组成，若有一个或几个部件工作不正常，都可能引起机组振动。机组振动是各方面缺陷的集中表现。当振幅超过允许范围，必须设法降低，而降低振动值的关键在于找出振源，然后根据不同情况，采取相应措施。寻找振源的困难在于水力机组由许多部件组成，而且振动与机械、电气、水力多种因素密切相关。要在诸多因素中找出一两个主要原因，往往很困难。因此，要,进行多方面调查研究，了
30、解振动的各种表现，并进行一系列试验研究和分析。水轮机的振动通常是有规律的，其规律性一般表现在振幅和频率的变化上。寻找振源可从以下几方面着手。 1）现场的调查振动时的各种现象，如在什么情况下、什么部位振动最厉害，振动时有何异常现象，有何声响等。 2）进行必要的检查，如机架、轴承、转轮、尾管壁、各部件连接有无异常情况；止漏环间隙、转轮室间隙、发电机气隙、摆度等是否符合标准；以及机组和电站的有关参数等。,3）确定振动机组有关部件的自振频率，如导叶、转轮叶片、轴、机架等部件的自振频率。 4）进行振动试验，试验的目的在于找出振动规律与运行参数的关系，并测出振幅和振动频率，从而查明振动原因。试验项目一般有
31、： 5）励磁电流试验，它是区别机械振动和电磁振动的主要方法。由电磁原因引起的振动，其特点是振幅随励磁电流增加而增加。 6）转速试验，由于转子质量分布不均匀、轴线不正等引起的机械振动，都与转速有关，其转速增加振幅也随着增加。 7）负荷试验，负荷试验是判断振动是否由水力,因素引起的重要试验。一般来说，如果振动与负荷变化有关，则振动是由水力因素引起的。引起水力振动的因素很多，要判明哪一个原因，则必须根据振动特性（如振动频率、振幅、振动部位）与负荷的关系及其他所观察到的现象，进行分析研究。 8）另外，还可以进行轴承润滑油膜试验。由于油膜不稳定或被破坏引起的振动特征，是振动发生较突然和强烈，振动波形混乱
32、以及机组抖动声音不正常等。 总之，通过现场调查、振动试验及综合分析，通常情况下是可以查明振动原因的，然后根据不同情况采取不同的措施消除或减缓振动。对于振因,不明，则可尽量避开振动区域运行。对于水力因素引起的振动，通常可以采取下列方法处理：加支撑消振，即在叶片出口边之间加焊支撑，对涡列引起叶片振动有一定效果；设置导流栅，即在尾水管直锥段内装设导流栅，可减小出力摆动和压力脉动。水流在水轮机内运动过程中，局部地区会产生压力下降（有时为负值）的情况，如反击式水轮机转轮叶片的背面，尾水管的进口段都会产生负压。当压力下降到汽化压力，水由于汽化而产生汽泡。另一方面在水中原有残存的极微小的空气泡气蚀核，因外压
33、力减小，体积膨胀，也会形成气泡。在汽泡中含有蒸汽，也含有原来存在于液体中气体。在,水轮机的转轮中，由于低压区的形成和高速水流的运动，使得汽泡和气泡也不断地运动。运动中汽泡和气泡会突然压缩或突然膨胀，甚致骤然消失，在这一瞬间，分子将会产生巨大的撞击力，如果这种撞击力指向金属表面，则金属表面会受到不断冲击，使金属表面遭到破坏，这就是汽蚀现象。,第四章 水轮机的运行维护,第一节 水轮机运行操作 第二节 水轮机运行中的巡视 第三节 运行技术条件,第一节 水轮机运行操作,1正常开机1.1开机前的检查接到开机命令后，运行人员必须对设备作全面检查，确认符合开机条件后才能起动。检查项目一般有：1.1.1进水口
34、工作闸门、尾水闸门及水轮机主阀应已全开；1.1.2机组各机械部分均处于正常状态；1.1.3发电机制动解除，即制动器已复位；1.1.4发电机出口断路器在跳闸位置；1.1.5调速系统处于正常状态；,1.1.6油、气、水系统处于正常状态；1.1.7电气部分各设备各回路处于正常状态。 1.2 电手动开机操作1.2.1检查机组无机械、电气事故告警信号；1.2.2检查风洞无工作人员、杂物(即风洞门已关闭)1.2.3检查发电机加热器在自动状态且运行正常；1.2.4检查发电机出口开关在断开位置，励磁退出；1.2.5检查检修密封确已退出；1.2.6检查转子机械锁锭、机械制动装置确已退出，检查导叶接力器机械锁锭确
35、已退出；1.2.7检查压油槽油位、压力正常，检查压油槽自动补气回路工作正常；,1.2.8检查轴承油系统已恢复备用状态；1.2.9检查各辅机电源正常，控制开关置“现地”位置；1.2.10调速器油泵电源正常，其控制开关置“现地”位置。检查调速器交、直流电源正常，调速器电气柜内无异常，面板无告警信号，机械柜内无异常。调速器处于远方、自动控制方式；1.2.11手动开启重力油箱供油电动阀XY412，手动启动循环油泵、高压油泵；检查各部轴承油流正常，高压油泵出口压力正常；1.2.12手动启动循环水泵及轴流风机，检查空冷器冷却水流量压力正常；,1.2.13手动开启轴承油冷却水供水电动阀并检查轴承油冷却水流量
36、正常，检查调速器油冷却水流量正常。检查主轴密封供水母管压力正常，开启主轴密封润滑水供水电动阀，检查主轴密封供、排水流量正常；1.2.14检查LCU水机保护投入正常；1.2.15检查压油槽主供油阀101VD和检修阀XY300确已开启,启动1#(2#)调速器油泵；1.2.16在机械柜上手动退出接力器液压锁锭；1.2.17在电调柜上将调速器置“现地”位置，将控制开关切至“自动”位置，手动操作“导叶开限增/减”控制开关至90%额定开限，手动操作“负荷/频率”增/减,控制开关缓慢开启导叶，检查浆叶协联正常，并观察机组转速上升情况至转速正常；1.2.18手动停运高压油泵；1.2.19监视水轮机各部分运行工
37、况。2.电手动停机操作2.1手动启动高压油泵，检查高压油泵出口压力正常；2.2手动开启粉尘吸收装置及制动吸尘电动阀；2.3在电调屏上将调速器置“现地”位置，将控制开关切至“自动”位置，手动操作“负荷/频率”增/减控制开关缓慢关闭导叶，待发电机有功负荷接近于零时跳开发电机出口开关，再将导叶缓慢关闭至零开度；2.4发电机转速接近22%nr时手动投入转子机械制动；,2.5检查发电机转速为零，手动退出转子机械制动；2.6手动投入导叶接力器液压锁锭；2.7手动停止调速器油泵；2.8手动关闭轴承油冷却水电动阀、主轴密封润滑水电动阀； 2.9手动停止循环油泵、高压油泵，手动关闭重力油箱供油电动阀；2.10手
38、动停止循环水泵及轴流风机；2.11将电调柜上将调速器置“远方”位置，将控制开关切至“自动”位置。将重力油箱供油电动阀、轴承油冷却水电动阀、粉尘吸收装置及制动吸尘电动阀、主轴密封润滑水电动阀控制开关切“自动”位置；将高压油泵、调速器油泵、循环油泵、循环水泵、轴流风机控制开关切“自动”位置。,第二节 水轮机运行中的巡视,为保证安全运行，运行人员必须对机组设备进行巡视检查，及时发现设备隐患。另外，如有特殊情况（如甩负荷、事故音响信号动作、机组起动并网或其它异常情况等），也必须及时进行巡视检查。 在巡视检查中，要集中精力，仔细观察，充分发挥眼看、手摸、鼻闻、耳听等感觉作用，不得草率从事。巡视检查应包括
39、职责范围内的全部设备，其主要项目一般有：,1.机组运行中的稳定性及各部位音响，特别是在过负荷、低水头低负荷等情况时有无异常音响，有无显著的振动。 2.水轮机压力表指示是否正常，尾水管有无显著的振动和噪声。 3.轴承油质、油温、油位是否正常，有无甩油现象。 4.水轮机轴承是否有异常声音，主轴密封情况是否良好。 5.导水机构各连接部位是否牢固，转动是否灵活，安全连杆及其信号装置是否完好。 6.油、气、水系统工作是否正常，有无漏水、漏,油、漏气或堵塞现象。 7.机组各连接、固定螺栓有无松动现象。,第三节 运行技术条件,1.水头对机组的出力和运行工况影响较立式机组明显。运行水头一旦下降,机组的出力和运
40、行工况立即改变,故应及时调整以确保其在良好的工况下运行,否则使机组出现运行工况较差、转轮室振动较大等一系列问题。 2.厂用电可靠性要求高,厂用电一旦中断,因润滑油泵无法对机组轴承供油而造成事故停机。我厂在工程施工阶段和倒换厂用电时,曾出现过因厂用电消失而导致机组停机的事故。因此,在倒换厂用电时要特别注意润滑油泵的安全连续运行。,3.随主机不间断连续运行的辅助设备多且可靠性要求也高。这些辅助设备有:2台轴承润滑油泵,2台高压油泵，2台冷却循环水泵,6台机组冷却的轴流风机。特别是2台轴承润滑油泵,一旦停止运行,机组即事故停机，机组因辅性要求较高。在机组开机或停机时高压油泵要能可靠地投入运行,否则将
41、造成烧瓦事故，无法正常工作时必须注意重力油箱是否能可靠地向轴承供油及适时投入制动风闸。否则,机组在低转速下长期运转也会造成烧瓦事故,尤其是发电机导瓦和水轮机导瓦。这是要特别注意的。 4.要有反应灵敏,动作可靠,性能稳定的调速器。灯泡贯流式机组因发电机置于水下灯泡体内,尺寸,较小,其转动惯量与飞轮矩GD2也较小,过渡过过渡过程短,若没有好的调速器,则很容易引起过速飞车。我厂机组的调速器可实现开停机过程的自动化,及灯泡贯流式机组正常稳定运行的要求。 5.要及时清理进水口拦污栅上的杂物，若进水口拦污栅压差过大会引起机组效率下降及出现机组振动异常。进行清理,基本上解决了拦污栅被堵影响机组正常安全发电的
42、问题。 6.在开机过程中要注意检查轴承油流量、主轴密封水是否正常,倘若轴承油流量不正常,则容易轴瓦发生干磨而损坏。,第五章 水轮机异常运行及事故处理,所谓异常运行，是指水轮机运行时发生异常现象，任其发展可能危及其安全运行但还未造成恶果的运行状态。如轴承温度升高至报警温度、导叶剪断销剪断及振动超过允许范围。在发生异常现象时，保护装置通常会发生相应故障信号，有关测量仪表也会有所指示，运行人员应根据现象进行分析并消除故障，使机组恢复正常运行状态。若故障不能消除，并且继续发展而危及机组安全，应停机进行处理。水轮机异常运行情况,较多，并与发电机运行状态有关，下面仅对几种常见的异常运行情况。1.轴承温度升
43、高 在运行中，轴承温度上升到报警温度，即进入异常运行状态。产生轴承温度升高的主要原因有：由于轴承漏油或甩油造成油位下降；轴承内润滑油循环不正常；由于管路堵塞或技术供水故障等原因造成轴承冷却水中断或水压降低；润滑油使用时间太长或冷却器漏水而使油质劣化；由于轴承座固定螺丝松动、轴瓦间隙变化或机组在汽蚀振动区运行等原因而引起主轴摆度增大。当轴承温度升高发出报警信号后，运行人员首先应对各测量仪表进行,核对分析，如将扇形温度计与电阻温度计比较，将轴承瓦温与油温进行比较，以证明是否信号装置误动作。若确是温度升高，则应在继续监视温度变化的同时，根据机组当时运行情况，检查分析原因，并进行正确处理。如果不能及时
44、查明实际原因降低轴承温度，或轴承温度在分析处理过程中继续升高，应立即手动事故停机，以免烧坏轴瓦。 另外，在运行中有时也会出现轴承温度在短时间内突然升高的异常现象，这时，即使温度还没有达到报警温度，也应立即停机。因为运行实践表明，出现这种情况时，一般轴瓦已有烧坏，如不立即停机，会很快加剧轴瓦的损坏程度。,2.导叶安全连杆动作 安全连杆是水轮机导水机构的保护元件。安全连杆动作的原因一般有：两导叶之间卡进杂物；各导叶连杆尺寸调整不当或锁紧螺母松动产生别劲；导叶在机组突然增减负荷或紧急停机时开、关过快，使安全连杆承受过大的冲击力；因调速系统不稳定或发电机与系统间发生振荡、失步时，造成导叶忽开忽关，使安
45、全连杆承受重复冲击力而动作。当安全连杆较多动作时，机组的振动、摆度一般会因水力不平衡而增大。这时，运行人员应首先到水轮机层进行核实，检查机组监控系统是否进行了安全连杆动作后的保护动作，检查安全连杆动作是否,复归，若机组振动、摆度均在允许范围，机组可继续运行。同时报告中控室，暂时不能进行负荷调整，将调速器切换为手动控制，手动操作导叶开关两次，把异物冲走，若还是不能把异物冲走，应启动机组停机程序，同时关闭机组进水口闸门，将机组停稳后进行相应的处理。3.事故停机在运行中，还会出现一些一旦发生便会危及机组安全的事故情况，这时，运行人员应立即进行紧急停机。紧急停机有两种方式。一是手动紧急停机，多在发生保护装置保护作用范围以外的事故时采用。更多的是由保护装置在事故发生后进行的自动紧急,停机。水电站的紧急停机，一般是由保护装置作用于调速器事故电磁阀而实现的。当调速器此时也失灵时，便立即启动重锤关机进行事故停机。紧急停机的异常情况一般发生在：轴承温度过热；油压装置油压降低到事故低油压；发电机内部电气事故；机组发生过速且调速器失灵；机组突然发生异常声响和剧烈振动以及其它威胁设备及人身安全的事故。在紧急停机过程中，运行人员应保持镇静，严密监视停机过程，防止事故扩大。停机后，及时将事故紧急停机情况作好记录，并查明事故原因，排除故障。只有在排除完故障，满足全部正常开机条件后才能重新开机，,
