水轮发电机组超出力运行控制措施分析

2016-03-14锦屏水力发电厂张冬生文华宇李旭明侯华东

电子世界 2016年16期

关键词：油位轴封冷器

锦屏水力发电厂　张冬生　杨　浩　文华宇　李旭明　廖　伟　侯华东

水轮发电机组超出力运行控制措施分析

锦屏水力发电厂张冬生杨浩文华宇李旭明廖伟侯华东

本文对某大型水电站机组超出力运行背景、超出力运行功率可行性及超出力运行不利因素等做了深入分析，对水电机组超出力运行控制措施做了详细总结，以期对其他水电厂有所帮助。

水电机组；超出力；措施；分析

1.大型水电机组超出力运行背景分析

近几年四川电网负荷缺口逐渐加大，某大型水电站发电量也在持续增加，超出力运行时有发生。系统发生事故短时间难以恢复（雪灾和地震类型事故），需要某大型水电站紧急弥补系统有功不足，有可能被要求长期超出力运行。若系统负荷需要，调度要求机组超额定出力运行，运行人员应采取积极有效的控制措施，保障机组的安全稳定运行。

2.大型水电机组超出力运行可行性分析

2.1超出力运行机组的功率可行性分析

（1）假设某大型水电站机组额定出力为550MW，超出力运行后机组有功最高为575MW。目前发电机超575MW运行有两个方面证据：技术规范规定，超出力1.05倍（550MW×1.05=577.5MW＞575MW）可长期运行；电厂做过单机出力575MW论证试验并进行了发电机通风系统改造工作，并给公司提交了相关报告。

（2）但是目前发电机没有经过超575MW长期运行的考验，因为这不仅仅是发电机有功P＞=575MW运行的问题，发电机有功在运行时的极限受到多方面的限制，比如发电机无功进相深度、发电机机端电压大小、发电机绝缘状况、散热系统和发电机冷却水系统的运行状态水平等等，原则上单机出力不宜长时间超575MW运行。

2.2超出力运行机组的控制技术可行性分析

（1）发电机组在任何状态下运行，温度控制是关键，发电机的热控制不在乎有发热和散热两方面，发热方面降低负荷运行是最主要手段，既然超出力运行，发热方面的控制力度显然显得力不从心，散热方面风循环不可改变也不可控制，所以在超出力运行状态下关键是保障冷却水系统和各部油槽油位的运行可靠性，保障发电机定、转子温度、三大轴承瓦温度和油槽温度在正常运行范围之内，有效的带走发电机的发热量。

（2）机组冷却系统运行可靠性分析。机组冷却水系统从设计上已经能很好的满足供水可靠性的需要，加上技术供水系统PLC系统和软启动控制器已经改造，并引入远方监控控制水泵启停和自动轮换运行机制，所有管网和阀门也几乎没有出现破裂，漏水等情况，所以机组冷却水系统控制运行水平十分可靠。目前机组水系统较易出现的两个问题是轴封漏水和软启动控制器温度高。轴封漏水一般巡检容易发现，且该故障是缓慢发展的机械性故障，需要时间较长才可能形成失控状态，轴封漏水本身并不可怕，担心的是由于轴封漏水（特别是刺水）喷到电机上引起电机绝缘损坏甚至烧毁等问题，造成水泵电机不可用，直接降低水系统可靠性，所以必须加强设备巡视。软启动控制器温度问题，影响不是很大，不但有除湿机还有盘柜风扇，能很好的控制软启动控制器温度，如遇到除湿机故障应尽快投入泵房轴流风机。

（3）各部轴承油位是保障发电机机械热量被冷却水带走的第一载体，如果油位不足或者进水，油质变坏等都将直接导致冷却效率的大大下降，所以必须实时监视各部轴承油位，如发现油位高、油位低、油混水等监控信号出现必须立即引起重视，到现场检查核实，防止油位过低或者油进水等不利于发电机机械热量散热的环节出现问题。

3.大型水电机组超出力运行不利因素分析

（1）发电机无功进相深度越深，发电机端部发热将越严重，从实际运行角度而言，目前正是大发电期间，系统电压运行在较高水平，机组进相的可能性不大或者说不会很深，这一因素不会成为目前时间段发电机超575MW运行的主要障碍。

（2）机组无功进行深度大或者机端电压低运行（如枯水期或系统电压低水平运行等），长期超出力运行（这儿不能仅仅局限在超有功方面，还应考虑视在功率），在大无功电流或者低电压大电流模式运行下，发电机发热势必更加严重。

（3）长时间超出力运行，对机组的电气和机械寿命当然是有影响的，机组的状态控制增加了一定难度，500KV线路故障跳闸后安稳装置动作切机（因超出力运行可能会多切我厂机组或负荷）给安全稳定运行带来一定影响。

4.大型水电机组超出力运行控制措施

为保障机组在超出力期间，机组各部温度控制在正常运行范围之内，重点是水（技术冷却水）和油（各部轴承油位），必须做好以下工作。

（1）值班人员应加强设备巡检。重点是是发电机空冷器、技术供水控制盘柜、各水泵电机、轴封漏水情况和泵房除湿机的工作状态。多观察超出力状态下空冷器结露情况和空冷器冷却水管路是否有破漏情况，手摸水泵电机温度是否正常，检查轴封漏水是否正常，软启动控制器风扇运行是否正常，各部冷却水压和流量是否正常，三大油槽油位是否正常，发电机出口离相封闭母线温度，发电机出口开关温度等。巡检时，带上温度检测仪并做好温度运行记录，加强对主变各相中性点接头温度、发电机出口母线温度的监测。

（2）监盘人员加强各部温度画面的监视。监盘人员应严密监视发电机定子及转子电压、电流，空冷器温度，转子与定子温度（包括线圈、铁芯与齿压板），机组上导/下导/水导/推力瓦温度以及机组各部振动/摆度在规定范围内。重点是空冷器温度，各部发电机轴承瓦温度和油温度，如发现曲线异常或者局部几点温度上升趋势明显，应立即报告现场值长，派人到现场检查处理。发电机定子线圈温升不得大于75℃，且运行最高温度不得超过115℃（环境参考温度为40℃）；发电机转子线圈温升不得大于85℃，且运行最高温度不得超过125℃；发电机的热风温度最高不得超过70℃；冷风温度不得高于40℃，也不得低于5℃。

（3）关注发电机出口开关、主变运行、线路潮流变化等等。当发电机超出力运行时，在额定电压情况下，势必是电流超额定值的直接结果，这时候发电机出口开关和主变的温升应重点特别关注，同样关注的重点仍然是相关的冷却系统。所以必须保证发电机出口开关冷却水压力和流量、冷却风机及主变冷却水、冷却油泵的正常运行，输送功率的增加，线路稳定性稍微下降，系统电压尽量靠上限运行。

（4）还应关注各相关设备的运行状态，主要是调速器系统、压油装置和高压气系统的正常运行显得很重要。机组在超出力运行状态下，应尽量将调速器导叶开限逼近导叶实际开度设置，防止调速器失控或一次调频动作使机组超过575MW。

（5）厂用电系统运行的可靠性直接关系到上面所以相关设备的正常动力电源和控制电源的来源，所以应加强厂用电系统运行可靠，合理分配厂用负荷。因为超出力运行，系统可能系统处于高电压运行水平，所以应密切关注厂用电压水平。

（6）在系统高峰时段或系统事故情况下，机组有功负荷可以按575MW运行，此时机组功率因数不得低于0.98（对应的机组无功运行范围为-38.6～116MVar）。

（7）发电机所有空冷器必须全部投入运行。GCB冷却系统必须投入运行，如果空气冷却系统全停，GCB在额定电流21.6kA运行时间不超过30分钟，在30分钟内必须将电流降至13.5kA以下。运行人员应做好超出力运行时的事故预想，如：发变组技术供水运行中中断、发变组各部温度过高、机组故障跳闸后过速防范和控制、500KV线路故障跳闸后安稳装置动作切机（因超出力运行可能会多切我厂机组或负荷）等。