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防止水轮发电机组(含抽水蓄能机组)事故

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防止水轮发电机组(含抽水蓄能机组)事故防止水轮发电机组(含抽水蓄能机组)事故 23.2.2防止水轮机导轴承事故。 23.2.2.1 油润滑的水导轴承应定期检查油位、油色,并定期对 运行中的油进行油质化验。 23.2.2.2 水润滑的水导轴承应保证水质清洁、水流畅通和水压 正常,压力送器和示流器等装置工作正常。 23.2.2.3技术供水滤水器自动排污正常,并定期人工排污。 23.2.2.4 应保证水轮机导轴承测温元件和表计显示正常,信号 整定值正确。 对设置有外循环油系统的机组,其控制系统应正常工作。 23.2.2.5 水轮机导轴承的间隙应符合设计要求,轴承瓦面完好 无明显磨损,轴承瓦与主轴接触面积符合设计标准。 23.2.2.6 水轮机导轴承紧固螺栓应符合设计要求,经无损检测 合格,对称紧固,止动装置安装牢固或焊死。 23.2.2.7 水轮机顶盖排水系统完好,防止顶盖水位升高导致油 箱进水。 23.2.3防止液压装置破裂、失压 23.2.3.1 压力油罐油气比符合规程要求,对投入运行的自动补 气阀定期清洗和试验,保证自动补气工作正常。 23.2.3.2 压力油罐及其附件应定期检验检测合格,焊缝检测合 格。压力容器安全阀、压力开关和变送器定期校验,动作定值符合设 计要求。 23.2.3.3 机组检修后对油泵启停定值、安全阀组定值进行校对 并试验。油泵运转应平稳,其输油量不小于设计值。 23.2.3.4 液压系统管路应经耐压试验合格,连接螺栓经无损检 测合格,密封件完好无渗漏。 23.2.4防止机组引水管路系统事故。 23.2.4.1 结合引水系统管路定检、设备检修检查,分析引水系 统管路管壁锈蚀、 磨损情况,如有异常则及时采取措施处理,做好引 水系统管路外表除锈防腐工作。 23.2.4.2 定期检查伸缩节漏水、伸缩节螺栓紧固情况,如有异 常及时处理。 23.2.4.3 及时监测拦污栅前后压差情况,出现异常及时处理。 结合机组检修定期检查拦污栅的完好性情况,防止进水口拦污栅损 坏。 23.2.4.4 当引水管破裂时,事故门应能可靠关闭,并具备远方 操作功能,在检修时进行关闭试验。 23.323.3 防止水轮发电机重大事故防止水轮发电机重大事故 23.3.1防止定子绕组端部松动引起相间短路(参见 10.1)。 23.3.1.1定子绕组在槽内应紧固,槽电位测试应符合要求。 23.3.1.2定期检查定子绕组端部有无下沉、松动或磨损现象。 23.3.2防止定子绕组绝缘损坏。 23.3.2.1 加强大型发电机环形接线、过渡引线绝缘检查,并定 期按照《电力设备预防性试验规程》(DL/T596-1996)的要求进行试验 (参见10.2.1)。 23.3.2.2 定期检查发电机定子铁芯螺杆紧力,发现铁芯螺杆紧 力不符合出厂设计值应及时处理。定期检查发电机硅钢片叠压整齐、 无过热痕迹,发现有硅钢片滑出应及时处理(参见10.10)。 23.3.2.3 定期对抽水蓄能发电/电动机线棒端部与端箍相对位 移与磨损进行检查,发现端箍与支架连接螺栓松动应及时处理。 23.3.2.4 卧式机组应做好发电机风洞内及引线端部油、水引排 工作,定期检查发电机风洞内应无油气,机仓底部无积油、水。 23.3.3防止转子绕组匝间短路。 23.3.3.1调峰运行机组参见 10.4.2。 23.3.3.2 加强运行中发电机的振动与无功出力变化情况监视。 如果振动伴随无功变化,则可能是发电机转子有严重的匝间短路。 此 时,首先控制转子电流,若振动突然增大,应立即,停运发电机。 23.3.4防止发电机局部过热损坏。 23.3.4.1 发电机出口、中性点引线连接部分应可靠,机组运行 中应定期对励磁变压器至静止励磁装置的分相电缆、 静止励磁装置至 转子滑环电缆、转子滑环进行红外成像测温检查。 23.3.4.2 定期检查电制动隔离开关动静触头接触情况,发现压 紧弹簧松脱或单个触指与其他触指不平行等问题应及时处理。 23.3.4.3发电机绝缘过热装置报警时参见 10.6.1。 23.3.4.4 新投产机组或机组检修,都应注意检查定子铁芯压紧 以及齿压指有无压偏情况,特别是两端齿部,如发现有松弛现象, 应进行处理后方能投入运行。 对铁芯绝缘有怀疑时,应进行铁损试验。 23.3.4.5制造、 运输、 安装及检修过程中,应注意防止焊渣或金 属屑等微小异物掉入定子铁芯通风槽内。 23.3.5防止发电机机械损伤。 23.3.5.1 在发电机风洞内作业,必须设专人把守发电机进人门, 作业人员须穿无金属的工作服、 工作鞋,进入发电机内部前应全部取 出禁止带入物件,带入物品应清点记录。 在工作时,不得踩踏线棒绝 缘盒及连接梁等绝缘部件,工作产生的杂物应及时清理干净,工作 完毕撤出时清点物品正确,确保无遗留物品。 重点要防止螺钉、 螺母、 工具等金属杂物遗留在定子内部,特别应对端部线圈的夹缝、 上下渐 伸线之间位置作详细检查。 23.3.5.2主、 辅设备保护装置应定期检验,并正常投入。 机组重 要运行监视表计和装置失效或动作不正确时,严禁机组启动。 机组运 行中失去监控时,必须停机检查处理。 23.3.5.3应尽量避免机组在振动负荷区或气蚀区运行。 23.3.5.4 大修时应对端部紧固件(如连接片紧固的螺栓和螺母、 支架固定螺母和螺栓,引线夹板螺栓、 汇流管所用卡板和螺栓等)紧 固情况以及定子铁芯边缘硅钢片有无断裂等进行检查。 23.3.6防止发电机轴承烧瓦。 23.3.6.1 带有高压油顶起装置的推力轴承应保证在高压油顶起 装置失灵的情况下,推力轴承不投入高压油顶起装置时安全停机无 损伤。 应定期对高压油顶起装置进行检查试验,确保其处于正常工作 状态。 23.3.6.2 润滑油油位应具备远方自动监测功能,并定时检查。 定期对润滑油进行化验,油质劣化应尽快处理,油质不合格禁止启 动机组。 23.3.6.3冷却水温、 油温、 瓦温监测和保护装置应准确可靠,并 加强运行监控。 23.3.6.4 机组出现异常运行工况可能损伤轴承时,必须全面检 查确认轴瓦完好后,方可重新启动。 23.3.6.5 定期对轴承瓦进行检查,确认无脱壳、裂纹等缺陷, 轴瓦接触面、 轴领、 镜板表面粗糙度应符合设计要求。 对于巴氏合金轴 承瓦,应定期检查合金与瓦坯的接触情况,必要时进行无损探伤检 测。 23.3.6.6 轴电流保护回路应正常投入,出现轴电流报警必须及 时检查处理,禁止机组长时间无轴电流保护运行。 23.3.7防止水轮发电机部件松动。 23.3.7.1 旋转部件连接件应做好防止松脱措施,并定期进行检 查。发电机转子风扇应安装牢固,叶片无裂纹、变形,引风板安装应 牢固并与定子线棒保持足够间距。 23.3.7.2定子(含机座)、 转子各部件、 定子线棒槽楔等应定期 检查。 水轮发电机机架固定螺栓、 定子基础螺栓、 定子穿芯螺栓和拉紧 螺栓应紧固良好,机架和定子支撑、 转动轴系等承载部件的承载结构、 焊缝、基础、配重块等应无松动、裂纹、变形等现象。 23.3.7.3 水轮发电机风洞内应避免使用在电磁场下易发热材料 或能被电磁吸附的金属连接材料,否则应采取可靠的防护措施,且 强度应满足使用要求。 23.3.7.4 定期检查水轮发电机机械制动系统,制动闸、制动环 应平整无裂纹,固定螺栓无松动,制动瓦磨损后须及时更换,制动 闸及其供气、 油系统应无发卡、 串腔、 漏气和漏油等影响制动性能的缺 陷。 制动回路转速整定值应定期进行校验,严禁高转速下投入机械制 动。 23.3.8防止发电机转子绕组接地故障(参见 10.11)。 23.3.9防止发电机非同期并网(参见 10.9)。 23.3.10防止励磁系统故障引起发电机损坏。 23.3.10.1严格执行调度机构有关发电机低励限制和 PSS的定值 要求,并在大修进行校验。 23.3.10.2 自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在 制造厂给定的容许值内,并定期校验。 23.3.10.3 励磁调节器的运行通道发生故障时应能自动切换通 道并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。在手动励磁 调节运行期间,调节发电机的有功负荷时必须先适当调节发电机的 无功负荷,以防止发电机失去静态稳定性。 23.3.10.4在电源电压偏差为+10%~-15%、频率偏差为+4%~-6% 时,励磁控制系统及其继电器、开关等操作系统均能正常工作。 23.3.10.5在机组启动、停机和其他试验过程中,应有机组低转 速时切断发电机励磁的措施。 23.3.10.6 励磁系统中两套励磁调节器的电压回路应相互独立, 使用机端不同电压互感器的二次绕组,防止其中一个短路引起发电 机误强励。 23.4防止抽水蓄能机组相关事故 23.4.1 防止机组调相工况运行时主轴密封、迷宫环温度过高损 坏。 23.4.1.1 机组技术供水的压力、流量等应满足各种工况及工况 转换的要求。 23.4.1.2 机组调相运行应重点关注机组主轴密封、迷宫环的温 度以及机组振动情况。 23.4.2防止机组相关紧固件、 连接件及预埋件损坏。 针对抽水蓄 能机组高压力、 高水头、 高转速、 开机频繁特点,应定期进行紧固件、 连接件及预埋件的检查。 23.4.3防止水库水位过低,输水流道进入空气。 23.4.3.1 定期对上下库水位监测装置进行校验,保证数据与现 场一致。 23.4.3.2 根据上下水库的死水位,制定上下水库的水位限幅值, 并进行水位限幅试验。 23.4.3.3 设置上下库水位最低运行报警值,定期检验报警装置 是否能正常动作。 23.4.4防止进水球阀水力振荡。 23.4.4.1机组应避免在“S”区运行或振动区运行。 23.4.4.2进水球阀在设计上应能防止振荡发生时产生位移。 23.4.4.3 机组在发生水力振荡时,应迅速查明水力不平衡的原 因,并尽量降低机组有功出力或停机。 23.4.5防止背靠背(BTB)启动事故。 23.4.5.1 机组背靠背启动涉及原动机和被拖机控制和配合,机 组启动过程中应有确保机组自动开机而非单步开机的安全措施,同 时应实现静止变频器(SFC)抽水启动、背靠背抽水启动之间的相互闭 锁。 23.4.5.2 抽水蓄能机组背靠背启动过程中,应确保在启动过程 中发生事故时,启动原动机和被拖机事故停机。 23.4.5.3 抽水蓄能机组背靠背启动过程中,原动机和被拖机转 速应保持同步。 原动机和被拖机转差大于设定值(根据实际试验情况 确定)时,启动原动机和被拖机事故停机。 23.4.5.4 抽水蓄能机组背靠背抽水启动过程中,应设置机组启 动一定时间(根据实际情况确定)内未能检测到原动机/被拖机转 速的保护,启动原动机和被拖机事故停机。 23.4.6防止抽水启动及水泵运行事故。 在水泵启动及运行过程中,可靠投入溅水功率保护、 低功率保护, 防止机组启动及运行事故。 机组调相运行时,要求具有完善的压水控 制流程及相关保护,能够根据监控命令可靠地开启或关闭压水补气 阀,当出现水位异常上升时,相关保护能正确动作停机。 23.4.7 防止静止变频器故障,机组无法进行水泵及水泵调相工 况启动。 23.4.7.1 静止变频器应满足启动发电电动机至额定转速的时间 和频率变化的要求。 23.4.7.2 任意两台机组之间应能满足背靠背启动要求,在启动 回路上,背靠背启动和静止变频器启动时应配置相应闭锁。 23.4.7.3 定期对静止交频器冷却水系统进行检查,对存在漏水、 水量减少、水压降低的缺陷应及时消除。 23.4.7.4 静止交频器设备间应配置温湿度调节设备,应有防止 静止交频器系统长时间停运时冷却水管路结露的措施。 23.4.7.5 要定期对静止变频器对励磁电流设定值的变送器和励 磁电流反馈的变送器进行效验,防止因励磁不启动或者是励磁电流 没能达到静止变频器启动的要求,造成静止变频器转子位置测量错 误,导致静止变频器启动不成功。 23.4.7.6 静止变频器工作时所产生的谐波电流和谐波电压值应 不影响发电电动机保护、 励磁、 调速器、 自动准同期装置、 中性点接地 装置及其他设备的正常运行。 23.4.7.7 静止变频器输入变压器保护装置必须完善可靠,严禁 变压器无保护投入运行。 23.4.7.8 静止变频器输入及输出变压器为油变者要定期进行油 色谱分析,严禁超标运行。 对有水冷却器系统的要有防止变压器本体 结露的措施。 23.4.8防止蓄能机组运行时球阀事故。 23.4.8.1 定期对球阀控制回路及回路上的相关元器件进行检查, 保证回路绝缘合格、各元器件工作正常。 23.4.8.2 对于球阀紧停阀为失电动作的机组,其控制电源需冗 余配置,并与其他回路隔离。 23.4.8.3 当机组抽水工况运行,球阀突然自动关闭时,保护系 统的抽水工况低功率与溅水功率保护应能可靠动作停机。 23.4.8.4确保进水球阀密封能正常投退,球阀能自动关闭。
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