机组过速试验中转速升高影响因素分析
风力发电机组异常振动测试与诊断分析
风力发电机组异常振动测试与诊断分析风能作为一种清洁能源，发展迅速。
由于风电机组通常在野外，环境条件恶劣，而且容易发生故障，因此维护保养需要耗费大量的人力物力。
我国在风机故障诊断方面开展了大量的研究，并取得了丰硕的成果。
给出了各种状态监测方法和信息融合诊断技术。
这些研究大多基于数值计算和理论分析，并提出了各种控制措施。
但由于风电机组的复杂性和运行环境的多变性，在设计之初就要考虑风电机组的振动特性，进行优化设计，并进行相应的试验验证，以避免出现异常振动。
标签：风力发电机组;异常振动测试;诊断1研究概况某风力发电机组电机整体通过4个隔振器弹性安装在基座上，电机-隔振器-基座组成的电机系统与增速齿轮箱所在的塔筒基座通过8个螺栓纵向连接，该基座下部悬空，以齿轮箱安装基座面为基准呈悬臂梁状态。
箱体上布置三条横向加强筋，铁芯与横向加强筋通过4个点焊接刚性固定。
发电机工作方式为水冷，通过左侧面的进出水口循环，水箱安装在电机顶部的箱体上。
风力发电机运行转速范围为600rpm～1380rpm，正常并网发电转速为900rpm～1200rpm。
2振动特性2.1齿轮啮合频率啮合频率是两个齿轮转动一个节面角所需时间的倒数，可由式（1）确定。
（1）式中：n为主轴转速即风轮转速，rpm;z为齿数。
风电机组齿轮箱采用1级行星/2级平行轴传动结构，如图1所示。
第一级为行星轮系，行星齿轮架为输入端，内齿圈固定，太阳齿轮为输出端。
主要参数有：太阳齿轮齿数Z2、行星齿轮齿数Z3、内齿圈齿数Z4。
当一级行星轮系传动比为I1，内齿圈转速N4=0，太阳齿轮转速N2=I1·n，行星齿轮转速N3=n，即可计算出太阳轮、行星齿轮和内齿圈的啮合频率。
以此类推，容易得出中间轴及高速轴齿轮的啮合频率计算方法。
2.2轴承通过频率轴承的特征频率与自身尺寸有关，计算公式如下：内圈通过频率：外圈通过频率：滚动体特征频率：保持架固有频率：由公式及参数，便可求出理论轴承特征频率，在实际应用过程中发现，计算得出的理论特征频率与实际特征频率极其接近。
机组过速保护动作试验
预控措施：拆接线由两人进行，并签字确认。
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115%额定转速试验
⑴做115%额定转速试验：手动方式操作调速器，使机组转速升至115% N，然后迅速降回至额定转速。
⑵记录过速115% N时及机组瓦温稳定后的机组振动摆度值，并与过速前的测量值进行比较。
1.3安全用具：手电筒6支、试电笔、对讲机6部。
1.4个人防护用品（PPE）要求：安全帽、绝缘鞋。
1.5工器具：万用表1块、对线灯3支、电量录波仪WFLC-E台。
1.6工作票选用：电气二种工作票
1.7技术文件：①机组LCU图纸；②DL/T507-2014 水轮发电机组启动试验规程；③《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-2003。
c检查发电机上下挡风板、风圈、导风叶有否松动、断裂。
d检查风闸闸板磨损情况及动作灵活ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ。
存在风险：检查不细致，导致重大设备缺陷未及时发现，留下设备隐患。
预控措施：重大事项检查安排两人进行。
第四部分：记录
1手动开机升速过程中，监测机组转速信号装置，校核其整定值。
2记录电站上、下游水位及过速115% N和146% N时的导叶开度。
存在风险：人员分工不合理或缺位，紧急事故未得到合理处理，造成设备损坏。
预控措施：强化流程。试验前检查紧急通讯工具是否工作正常。
3
过速试验控制回路措施
⑴甩开水机保护电气过速115% N和146%N停机回路，可保留信号回路。⑵将转速继电器电气过速115% N和146% n开关量信号、模拟量开出信号及摩擦轮转速继电器过速146% n开关量信号接入电量录波仪WFLC-E，进行录波。
存在风险：试验操作人员状态不佳，操作失误，导致机组飞逸。
二十五项反措学习-防止汽轮机超速事故学习（每一条都有带血的案例）
二十五项反措学习-防止汽轮机超速事故学习（每一条都有带血的案例）汽轮机转速超过额定转速的112％，即为超速。
严重超速可以导致汽轮发电机组严重损坏，甚至毁坏报废，是汽轮发电机设备破坏性最大的事故。
1.转速测量、监视和保护条文：8.1.1 在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作值转速以下。
条文：8.1.2 各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组运行。
条文：8.1.3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不准确或失效，严禁机组启动。
运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。
保护故障、转速失去监视情况下强行启动案例1：1984年7月，我国第1台毁机事故机组，江西某电厂50MW汽轮机，事故前危急保安器拒动缺陷尚未消除、在调节汽门严重漏汽的情况下，机组仍采用主汽门旁路门强行起动，在发电机甩负荷的过程中，严重超速至4700r/min，造成了毁机事故。
案例2：1999年辽宁某发电厂200MW机组发生轴系断裂事故。
运行人员在主油泵轴与汽轮机主轴间齿型联轴器失效，机组转速失去控制，并在无任何转速监视手段的情况下而再次起动，在转速急速飞升的过程中，引发了轴系断裂事故。
2.油质合格严防卡涩、静态试验、停机解列条文：8.1.4 透平油和抗燃油的油质应合格。
油质不合格的情况下，严禁机组起动。
条文：8.1.5 机组大修后，必须按规程要求进行汽轮机调节系统静态试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。
在调节部套有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁机组启动。
条文：8.1.6 机组停机时，应先将发电机有功、无功功率减至零，检查确认有功功率到零，电能表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用汽轮机手动打闸或锅炉主燃料跳闸联跳汽轮机，发电机逆功率保护动作解列。
严禁带负荷解列。
严禁带负荷解列、强行挂闸（DEH挂闸原理，了解一下）案例1：1990年1月河北某电厂一台中压50MW机组，锅炉灭火后，在恢复的过程中，汽包满水。
机组过速试验方案
机组过速试验方案4.试验目的：验证机组过速保护动作正确，保证水轮发电机在各种异常情况下有效地防止过速飞车事故的发生。
5.试验前应具备的条件：（1）在过速试验前，保证各相关部位联系畅通，以使各种数据在同一时刻测定与记录。
（2）将机组过速保护动作停机出口切除，监视电气、机械过速接点动作。
（3）安装好各部的测量表计。
（4）记录各部相关的原始值。
6.试验内容：6.1调速器手动开机达到额定转速。
6.2待机组运转正常后，将导叶开度限制打开20%左右，用手动增大导叶开度，使机组转速升到115%额定转速，检查机组的一级过速电气接点、机械接点动作是否符合要求，然后返回到额定转速，升速时检查监视各部摆度、振动、瓦温、水导油面，如过速接点动作偏离较多，进行调整和重复试验。
6.3.一级过速检查正常后，甩开115％过速接点，手动加大导叶开度，升速至145%额定转速，检查二级过速电气、机械接点动作情况，如接点动作不符合要求，并尽快将机组返回到额定转速，进行调整和重复试验。
过速试验时记录过速前、后及最高转速时机组各部位的振动、摆度值、瓦温、以及轴承油面变化值、机组是否有异常响声。
6.4调整后，甩开一级过速停机，恢复二级过速停机，进行二级过速事故停机。
检查事故停机机械过速保护装置动作并联动关闭进水蝶阀的情况。
6.5过速保护动作后，监测蜗壳水压上升值和转速上升率。
6.6过速保护停机后，当机组转速降至额定转速的20%时，手动加闸并手动反冲。
确认风闸落下并反向排气后，将风闸投自动位置。
7.机组过速试验结束停机后，将调速器开限全关、投入接力器及蝶阀锁锭，做好安全措施后，对机组转动部分进行全面检查：（1）检查发电机转子磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等。
（2）检查发电机定子基础及上机架固定螺栓的状态。
（3）各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。
（4）检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。
（5）检查发电机上下档风板、旋转挡风板是否有松动或断裂。
机组机械过速现象及处理方法
机组机械过速现象及处理方法一、引言在工业生产和机械运行中，机组的机械过速现象是一种常见的故障。
它是指机组在运行过程中，转速超过其正常工作范围，导致设备性能下降、严重时甚至可能导致设备损坏或事故。
本文将对机组机械过速的现象、原因及处理方法进行详细阐述，以提高相关人员对机械过速的认识和处理能力。
二、机组机械过速的现象机组机械过速的现象主要表现在以下几个方面：1.转速异常升高：机组的转速超过正常工作范围，通常伴随着异常的振动和噪音。
2.功率下降：由于转速过高，机组的输出功率会明显降低。
3.温度升高：机械过速时，机组的摩擦和热量增加，导致温度升高。
4.油压异常：对于采用润滑油系统的机组，机械过速可能导致油压异常波动。
5.仪表指示异常：相关仪表如转速表、功率表等可能出现异常指示。
三、机械过速的原因机组机械过速的原因多种多样，主要包括以下几个方面：1.传动系统故障：传动系统的零部件如齿轮、皮带、链条等损坏或脱落，导致机组转速升高。
2.电气故障：电机控制电路或传感器故障，导致电机转速失控。
3.负载突变：机组的负载突然减小或消失，如泵的出口阀门关闭或管道破裂等，导致转速升高。
4.控制系统故障：如调速器故障或控制系统软件错误，导致机组无法正常控制转速。
5.维护不当：长期缺乏维护或维护不当导致机组部件磨损、老化，进而引发机械过速。
四、机械过速的处理方法针对机组机械过速现象，以下是一些常用的处理方法：1.紧急停机：当发现机组机械过速时，应立即按照操作规程进行紧急停机。
通过切断电源或停止燃料供应等方式，迅速降低机组转速并停止其运转。
在紧急停机过程中，应保持冷静，迅速判断并采取必要的操作。
2.检查传动系统：对传动系统进行检查，查看是否有损坏或脱落的部件。
如有需要，及时更换损坏部件，确保传动系统正常工作。
同时，检查皮带、链条等连接部位是否松动或脱落，如有异常及时紧固或更换。
3.检查电气系统：检查电机控制电路和传感器是否正常工作。
水轮发电机组过速保护装置分析
水轮发电机组过速保护装置分析1. 引言1.1 背景介绍水轮发电机组过速保护装置是保障水轮机正常运行的重要设备之一。
随着水力发电技术的不断发展，水轮发电机组的运行速度和功率也在不断提高，因此对过速保护装置的要求也越来越高。
过速保护装置能够及时检测水轮机的运行状态，一旦发现水轮机的转速超过设定值，就能够自动切断电源，保护水轮机不受损坏。
水轮发电机组是利用水流的动能转化为机械能，然后再通过发电机转化为电能的装置。
在水轮发电机组的运行过程中，由于水流的变化和外部环境的影响，水轮机的转速可能会出现超速的情况。
如果水轮机长时间在过速状态下运行，会对水轮机的机械部件造成损坏，甚至导致事故发生。
安装过速保护装置可以有效避免这种情况的发生，保障水轮机组的安全运行。
本文将对水轮发电机组过速保护装置进行深入分析，探讨其原理、工作流程、类型、参数设置以及故障解决方法，以便更好地了解和运用这一关键设备。
通过研究水轮发电机组过速保护装置，不仅可以提升水轮机组的安全性和可靠性，也有助于推动水力发电技术的发展。
1.2 研究意义过速保护装置作为水轮发电机组中重要的安全保护装置，具有重要的研究意义。
水轮发电机组在运行过程中可能会受到各种外部因素的影响，导致发电机组转速超过设计值，严重时可能会对设备造成损坏甚至危害人员安全。
研究过速保护装置的原理和工作流程，对于确保水轮发电机组稳定、安全地运行具有重要意义。
通过深入研究过速保护装置的类型和参数设置，可以优化发电机组的保护性能，提高其运行效率和可靠性。
合理设置过速保护装置的参数可以提高对于过速事件的检测和响应速度，及时采取措施保护发电机组，有效降低事故发生的可能性，保障设备和人员安全。
研究过速保护装置故障解决方法，可以帮助工程师更好地掌握设备的故障处理技巧，提高设备的维护保养效率，延长设备的使用寿命，节约维护成本。
深入研究过速保护装置对于优化水轮发电机组的运行管理，提高设备的安全性和经济性具有重要的研究意义。
危险因素分析及控制措施
汽机部分危险因素分析及控制措施定期试验与轮换一、低油压跳闸保护试验1.危险点：1.1.热态时进行实际联动试验1.2试验结果不合格2.危害后果：2.1造成汽缸进水、冷气，导致汽缸变形、转子弯曲。
2.2可能导致轴瓦烧毁3.控制措施：3.1实际联动试验应在汽轮机冷态时进行。
检查并确认主蒸汽、再热蒸汽系统已无积压、积水。
3.2确保试验方法正确。
试验结果不合格，必须立即查找原因并进行相应处理。
二、注油试验1.危险点：1.1操作不当1.2误动（碰）脱扣手柄2.危害后果：2.1试验结果不准确，动作压力与上次试验结果相差太大。
汽轮机误跳闸。
2.2汽轮机误跳闸3.控制措施：3.1开启注油试验阀时应缓慢操作。
试验过程中，注油试验手柄应一直置于“试验”位置并保持，手动脱扣手柄复位后方可缓慢松开。
3.2机头脱扣手柄和注油试验手柄应一座必须标识正确、清晰，以免误动。
衣服袖口扣好，防止操作时因重心失稳或地板打滑而误碰脱扣手柄。
三、超速试验1.危险点：1.1暖机不足1.2准备工作不充分1.3升速过快1.4手动打闸时，注油试验手柄未及时放开1.6蒸汽过热度不够1.7振动异常1.8旁路系统未切除或真空偏低2.危害后果2.1造成转子脆性破坏2.2汽轮机严重（事故）超速，损坏主设备2.3转子骤冷2.4汽轮机发生水冲击，损坏主设备2.5主设备损坏2.6排汽温度升高，导致：汽缸中心变化。
凝汽器铜管松弛。
真空泵工作效率下降。
末级叶片过热。
3.控制措施：3.1机组带负荷50MW暖机4h后方可进行3.2超速试验前应进行高、中压主蒸汽门、调门严密性合格，注油试验动作压力正常。
试验前手动脱扣一次且动作正常，检查各汽门关闭严密。
就地及集控转速表校验准确，指示一致。
在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。
3.3机组不宜在高转速停留时间过长，并应注意升速平稳，防止转速突然升高。
3.4机组在任何情况下转速大于3330r/min，超速保护未动，必须立即打闸停机。
汽机超速的危害
事故原因分析
• (一)1.27MPa抽汽逆止阀阀碟铰制孔螺栓 断裂使阀碟脱落，抽汽逆止阀无法关闭， 是机组超速飞车的主要直接原因。 < 通过 调查表明，3号机发生超速飞车是在按正常 程序恢复生产，复位低压调压器时，由于 外管网低压蒸汽倒流进入汽轮机所引起的。 根据对1．27MPa抽汽逆止阀解体检查和鉴 定结果证实，造成低压蒸汽倒流的原因是： 抽汽逆止阀铰制孔螺栓断裂，阀碟脱落， 致使该逆止阀无法关闭。
• 1. 事故经过 1999年2月25日，乌石化热电厂汽机 车间主任薛良、副主任顾宗军与汽机车间15名工 人当班，其中3号汽机组由司机曹磊、副司机黄汉 添和马新俊值班。 凌晨1时37分48秒，3号发电 机一变压器组发生污闪，使3号发电机组跳闸，3 号机组电功率从41MW甩到零。汽轮机抽汽逆止 阀水压联锁保护动作，各段抽汽逆止阀关闭。转 速飞升到3159r／min后下降。 • 曹磊令黄汉添到现场确认自动主汽门是否关闭， 并确认转速。后又令马新俊启动交流润滑油泵检 查。薛良赶到3号机机头，看到黄汉添在调整同步 器。薛良检查机组振动正常，自动主汽门和调速 汽门关闭，转速2960r／min，认为是污闪造成机 组甩负荷，就命令黄汉添复位调压器，自己去复 位同步器。 •
• （3）1990年某厂一台25MW中压汽轮机 组，在锅炉满水后蒸汽带水进进汽轮 机时打闸停机，但因自动主汽门、调 节汽门卡涩未能完全封闭，机组仍带 有2万多千瓦有功负荷，而汽机运行职 员却按解列按钮将发电机与系统解列， 造成机组严重超速，轴系断裂为11段， 多处从轴颈部位扭断，汽机叶轮、大 轴、汽缸断裂飞出，汽轮机和发电机 毁坏报废。
• 三、汽轮机超速保护： • 1.OPC保护 • 火电机组超速保护系统OPC(Over speed Protect Controller)是一种抑制发 电机组超速的保护控制,其作用是在汽轮机 出现超速时,关闭所有调节汽门和抽汽逆止 阀,防止汽轮机转速进一步升高。 • 当汽轮机转速升高至额定转速的103% （3090rpm）时，OPC保护动作，调节系统 发出指令迅速关闭所有调速汽门和抽汽逆 止阀使汽轮机转速下降
汽轮机做超速试验
汽轮机专业A操岗位试题一、选择题：1、机组并网运行中，发电机主保护动作机组转速应（ D ）。
A上升 B 下降 C 不变 D先升后降2、做超速试验时，汽轮机转子所受应力比额定转速下约增加（ B ）的附加应力。
A 20%B 25%C 30%D 35%3、机械超速试验时，两次动作转速差值小于（ C ）r/min为合格。
A 10B 15C 18D 224、机组滑停过程中，应保证给水压力不低于（ B ）Mpa。
A 5B 8C 10D 155、机组正常运行中，EH油压应为（ A ）Mpa。
A 14±0.5B 14±1.0C 13.0－14.0D 13.0－15.06、机组升速过程中，中速以下振动超过（ B ）mm，应立即打闸，严禁降速暖机。
A 0.01B 0.03C 0.05D 0.127、机组正常运行中，各瓦振动应≤（ C ）mm。
A 0.01B 0.03C 0.05D 0.088、机组启动和带负荷过程中，应控制汽轮机推力瓦块温度≤（ C ）℃。
A、80B、85C、90D、959为保证启机过程中，汽缸各部分充分均匀膨胀，机组应在冲动后，立即（ B ）。
A、快速升速B、投入加热装置C、升温升压D、提高真空10．热态启动要求盘车必须连续运行不少于（ C ）h。
A、2B、3C、4D、511．测量仪表的精度为0.5级，则该仪表的基本误差是（ C ）。
A、＋0.5％ B、－0.5 C、±0.5％ D、±0.1％12．（ A ）严禁做超速试验。
A、油中长时间有水，油质不良B、正常运行中保安器误动C、新安装机组D、大修后机组13．做超速试验前高胀不能超过（ C ）mm。
A、1B、2.5C、3.5D、5.014．汽轮机停止后，低压缸排汽温度低于（ B ）℃时，可停止循环水泵运行。
A、40B、50C、60D、8015．锅炉发生灭火时，汽机A操首先（ C ）。
A、打闸停机B、投入旁路系统C、减负荷D、开真空破坏门16．汽轮机发生水冲击时，立即（ A ）。
一例水轮发电机组高转速加闸原因分析及防范措施
摘
敏
（ 四川革什扎水电开发有 限责任公 司， 四川 丹 巴 ６ ２ ６ ３ ０ ０ ） 要： 对于转动惯量大 、 阻力矩小的水轮发 电机组 ， 为避免长时 间惰 性停机对轴 瓦的损害 ， 一般会 同时采 用 电力 制动和机
械制动两种方式。但电气制动投入后 ， 对残压信号 的影响可能会带来后续机械制动转 速接点 的误动而造成 高转速加 闸。通 过对某水 电站一例高转速加闸事件进行 分析 ， 提 出了几点 防范措施 ， 可对采用单套 测速系统进行 电制 动的水轮发 电机组 的 调试 、 运行提供有益的借鉴。 关键词： 水轮机 ； 高转速加闸 ； 原因 ； 防范措施
２ ０ １ ４年第 １ 期
分析监控系统“ 空转至停机流程” 发现 ， 其在 收到“ 投入电气制动” 转速接点后 ， 先 向机组保护 发“ 闭锁差动保护” 命令 ， 再投入机组出 口短路刀 闸， 之后向励磁系统发“ 投 电气制动” 命令 。在励 磁系统跳开阳极刀闸 、 合上制动变高压侧开关后 ， 电气制动正式发挥制动作用。但监控程序在电气 制 动 和机 械制 动两 步之 间没有 设 置硬性 等待 时 间 条件 ， 仅靠转速信号条件满足 即从 电气制动进入 机械制动 ， 因此测速装 置信号接点误动造成了此 次误 加 闸。
闸块磨损的气味。检查发现机械加闸 已经顶起 ， 调试人员立即手动排气复归闸块 ， 但仍造成闸块
收稿 日期 ： ２ ０ １ ４ ０１ － ． １ ３
圈 Ｓ ｉ ｃ ｈ ｕ ａ ｎ Ｗ ａ ｔ ｅ ｒ Ｐ ｏ ｗ ｅ ｒ
蒋
敏： 一 例水 轮发 电机组高转速加 闸原 因分析及 防范措施
中图分类号： Ｔ ｖ ７； Ｔ Ｖ ７ ３ ７； ｎｒ ７ ３ ８ 文献标识码 ： Ｂ 文章编号 ： １ ０ ０ １ － ２ １ ８ ４（ ２ ０ １ ４ ） ０ １ － ０ ０ ５ ８ － ０ ２
_3汽轮机机械超速试验方案
＃3汽轮机机械超速试验方案一、试验依据武汉汽轮机厂说明书、《汽机运行规程》、《25项反措》以及超高压汽轮机运行导则要求。
二、试验目的验证汽轮机机械超速飞锤的真实动作转速，确认超速过程中动作转速在允许范围内，避免发生机组超速事故。
三、试验前应具备的条件1、DEH、TSI超速静态试验已完成，主机保护试验完成。
2、就地/远方手动停机试验已完成。
3、机组带25～30%额定负荷暖机结束并解列。
4、机组相关控制数据（汽缸温差、胀差、轴承温度、油压等等）均在允许范围内，没有系统异常报警。
5、润滑油、抗燃油油质合格。
6、机组振动合格。
7、机组各转速表指示正常、显示准确。
8、高中压主、调门无摆动、xx。
9、各抽汽逆止门、电动门、高排逆止门开关正常无卡涉现象。
10、主汽压力＜4.5Mpa、主再热汽温＜450℃。
四、试验前的准备工作1、机组并网带25～30％额定负荷暖机3～4小时结束。
2、辅助蒸汽母管至轴封供汽投入，高低压轴封供汽温度、压力正常。
3、启动交流润滑油泵，润滑油压正常升高。
4、启动调速油泵，电流、油压正常。
5、开启排汽缸喷水。
6、高低加正常投入状态，加热器水位正常。
7、除氧器、凝汽器、补充水箱水位正常。
8、稍开开启本体、管道疏水排放5分钟。
9、解除电超速保护。
10、高低压旁路暖管充分，随时准备投入。
11、通知锅炉、电气准备超速试验。
五、试验主要操作程序1、得值长命令逐渐减少机组负荷至零，控制减负荷速度，注意主汽门前汽压＜4.5Mpa。
2、随着机组负荷的减少逐渐开大轴封供汽调整门，关闭轴封一漏至5、6抽门，控制轴封供汽压力在0.08～0.12Mpa。
3、确认调速油泵、交流润滑油泵工作正常，油压正常，请示值长解列发电机，注意机组转速飞升。
4、解除电超速保护。
5、转速稳定在3000r/min后可以开始进行试验。
6、在DEH操作面板上将“超速试验”子画面打开，点击“OPC”试验并确认，目标转速变成“3095r/min”，转速上升至3090r/min，OPC保护动作调门关闭，同时发出OPC动作报警。
机组甩负荷中调节阀的动作过程对转速飞升的影响
２１ ０ １年 ２月
汽
轮
机
技
术
Ｖ０ ． ． １５３ Ｎｏ １ Ｆ ｂ２ ｌ ｅ ． ０１
ＴＵＲＢＩ ＮＥ ＴＥＣＨ Ｎ０Ｌ０ＧＹ
机 组 甩 负 荷 中调 节 阀 的动 作 过 程 对 转 速 飞 升 的 影 响
韩 中合 赵 志 勇 ， 瑞 涛 ， 吴
６０ Ｗ ｂｒｉ ｌ ｎｔ ｂｓｄｏ ｅｄｔ ｏ ｕ ｉｌ ｄｒ ｅｔ ｎｔｓ ｙｔｅｍ ａｓ ｆ ａｃｌ ｉ ｏｔ ｌ ａ ｅｅｕｖｌｎ ０ Ｍ ｓ ｃｉｃ ｉ ａｅ ｎｔ ａ ｆ ｎｔｏ ｅ ｃ ｏ ｔ ｂ ｅｎ ｌ ａ ｎ ｃｎｒ ｌ ｑ ｉ ｅｔ ｕ ｔａ ｕ ｓ ｈ ａ ａ ｊ ｉ ｅｓ ｈ ｏ ｃ ｕ ｔｇ ｏｖｖ ａ
关键 词 ： 负 荷 ； 节 阀 ； 态 过 程 ； 速 飞 升 ； 量 关 闭时 间 甩 调 动 转 当 分 类 号 ：Ｋ ６ Ｔ ２２ 文 献 标 识 码 ： Ａ 文 章 编 号 ：０ １５ ８ （０ １ Ｏ － ６ － １０ －８ ４ ２ １ ） ｌ ０ ３０ ０ ３
Ｔｈ ｎ ｕ ｎ ｅ ｏ ｎ ｒ ｌＶａ ｖ ｔ ｎ Ｐｒ ｃ ｓ ｎ Ｓ ｅ ｄ Ｒｉｅ ｅ Ｉ ｆ ｅ ｃ ｆＣｏ ｔｏ ｌ ｅ Ａｃｉ ｏ ｅ ｓ ｏ ｐ ｅ ｓ ｌ ｏ
ｏ ｇｎａ ｎ ｉ ｗｉｌｃ ｎ ｉ ｅ ｔ ｘ ａｎ ｏ ｃ ｕｓ ｏｏ ｐ ｅ ｓ ． ｉ ｒ ｉ ｌｉ ｔ ｌ ｏ ｔｎｕ ｏ ｅ ｐ ｄ ｔ ａ ｅ ｒ ｔｒｓ ｅ ｄ ｒ ｅ Ｔｈｉ ｐ ｒｍａ ｎ ｃ ｌｕ ａｅ ｈｅｍ ￣ ｉ ｉ ｓｐａ ｅ ｉ ａｃ ｌ ｔｓ ｔ ｍｕｍ ｐｅ ｄ ｒｓ ｆｔ ｅ ｓ ｅ ｅｏ ｈｒｅ ｉ
ｉ ｕ ｂｎ ｉ ｏ ｄ Ｒｅｅ ｔ ｎ Ｔ ｓｓ ｎ Ｔ ｒ ｉｅＵｎｔ Ｌ ａ ｉｃｉ ｅ ｔ ｓ ｏ
风电机组超速保护性能测试问题探讨
风电机组超速保护性能测试问题探讨王 贺［龙源(北京)风电工程技术有限公司,北京 100034］摘 要：通过风电场安全性评价及工程移交生产验收现场检查发现，不同厂家、不同项目的风电机组在调试期、质保期及质保期后超速保护性能测试工作在工作执行方面存在较大的差异性。
超速试验对机组有一点损伤但不超载荷，应要求风机制造商在型式试验中做真实的超速试验。
对于新建风电场应要求在厂商提供了型式试验或认证资料后，在机组调试期间根据制造商提供的试验手段做超速试验（真实或模拟的）；在机组采购技术要求中，增加制造商须提供通过超速试验合格的型式试验或认证材料的要求；对于已运维机组，建议每年按制造商提供的试验方法做一次模拟试验来检验超速保护通道。
关键词：风电机组；超速保护0 引言通过风电场安全性评价及工程移交生产验收现场检查发现，不同厂家、不同项目的风电机组在调试期、质保期及质保期后超速保护性能测试工作在工作执行方面存在较大的差异性；本文目的是，规范集团内风电机组超速保护性能测试工作开展的一致性，确保机组在超速情况下能够执行安全停机及各系统状况良好。
1 超速保护的原理及目的风电机组主控系统实时监测风电机组发电机的转速，当发电机转速超过相关的转速阈值时，风电机组主控系统报出相应的故障状态，并采用程序控制或紧急响应，将发电机由超速故障状态调整至停机状态，这就是风电机组的超速保护。
其目的在于始终保持风电机组的发电机转速在其性能许可范围内，防止发生发电机、传动链各器件过载损坏或风电机组飞车事故。
1.1 风力发电机组的转速控制阈值根据GL认证规范（见图1），风力发电机组转速控制的几个阈值如下：n1为最低运行转速，n3为最高运行转速，在正常运行条件下，风轮转速范围在最低运行转速技术交流Technical Exchangesn 1至最高运行转速n 3之间，其中包括可允许的短时超速（共振速度除外）。
通过控制系统关机通过安全系统关机运行范围n 1−n 3v inv rv outv A风速v转速nn maxn A n 4n 3n 2n r n 1O图1 GL 认证规范转速阈值n r 为额定转速，指的是额定风速V r 对应的转速。
DEH汽机转速测量跳变分析与解决
DEH汽机转速测量跳变分析与解决作者：尤佳胜来源：《城市建设理论研究》2013年第24期摘要：首阳山发电有限责任公司二期3、4号2×300MW火电机组始建于1995年，DEH系统原设计使用为日立DEH控制柜，由于设备老化及控制系统整体改造需要，分别于2009年、2010年机组大修改造为ABB Symphony DEH系统。
改造后由于测量探头的兼容性问题，出现了转速测量跳变的严重缺陷。
本文拟就首电3、4号机组汽轮机转速测量问题进行分析，提出改造方案，解决测量跳变的问题，确保转速测量的准确合理。
关键词：磁阻式探头；电涡流式探头；DEH系统；TPS卡件；改造；施工；检验中图分类号：TU7文献标识码： A 文章编号：前言：大唐洛阳首阳山发电有限责任公司二期2×300MW火电机组汽轮机DEH系统采用日立控制柜，转速测量探头采用磁阻式转速探头，自机组建成投运至今。
一、缺陷产生原因分析及因素排查在DEH系统改造完成后，机组运行中出现了个别转速测量值跳变的问题，跳变量达到几十转每分。
发现转速跳变这一现象之后，首先做原因分析，针对可能导致测量不准确的因素逐一排查。
1．接线不紧固造成测量跳变DEH系统接入的转速量共有三个测点，分别采用单独的测量通道引入DEH系统，中间有若干环节通过接线端子连接。
现场检查过程中，对大机机头端子箱接线端子和机柜端子板接线分别进行检查紧固，未发现有接线松动、端子氧化等问题。
2．测量电缆与动力电缆敷设存在交叉或平行，从而产生的电磁干扰造成测量跳变DEH转速测量电缆采用原敷设电缆，三点敷设位置相同。
架设临时电缆接入其中一个测点进行试验，转速跳变现象仍然存在。
可判断其它干扰源电磁干扰造成测量跳变不成立。
3．测速卡FCS01故障造成转速跳变FCS01是ABB Symphony DEH磁阻式测速探头配套的测速卡件，可以测量4500转/ 分以内的转速信号。
在电子设备间用转速校验仪做信号发生试验，转速信号接入FCS01卡内，多个转速段卡件均能正确记录并显示。
风机发电机过速2原因分析
风机发电机过速2原因分析摘要：云峰厂自云水线解环后，频繁发生线路事故造成机组甩负荷而过速关主阀厂用电失去事故。
由此暴露出了该厂“双机单线”运行方式的不稳定性。
本文通过对事故现象的分析提出了解决的方法，解决发电机过速的问题，保证了机组的安全稳定运行。
关键词：发电机过速；调速器；断路器1引言云峰发电厂位于吉林省境内，是220kV吉林电网与辽宁电网连接的一个节点，2009年东北电网进行网络结构调整，省间220kV联络线停止运行，云峰厂在云水线处断开，脱离吉林电网。
云峰厂两台100MW的水轮发电机组经一条220.5km的云小线与辽宁电网并列运行。
当云小线事故时，造成云峰电厂的水轮发电机过速（140%）以上，对全厂机电设备的安全运行造成很大威胁。
仅在2010年先后发生云小线事故跳闸、机组过速至140%最终关主阀4次。
本文通过对这4次事故现象进行分析，提出的相应解决方法。
2事故现象2.1事故现象一时间：2010年6月3日15时58分故障类型：云小线A相接地故障点距离：距云峰47.72km处保护动作情况：P36屏：接地距离I段，时间：17msP37屏：工频变化量，时间：5ms1号机：过速115%，过速140%，事故配压阀动作，跳灭磁开关MK，机械保护联跳531断路器。
3号机：过速115%，过速140%，事故配压阀动作，跳灭磁开关MK，机械保护联跳533断路器。
1、3号主阀关闭，厂用电失去。
2.2事故现象二时间：2010年6月3日17时50分故障类型：云小线C相接地故障距离：距云峰149.68km处保护动作情况：P36屏：纵联保护，时间：23msP37屏：纵联保护，时间：36ms1号机：过速115%，过速140%，事故配压阀动作，跳灭磁开关MK，机械保护联跳531断路器。
3号机：过速115%，过速140%，事故配压阀动作，跳灭磁开关MK，机械保护联跳533断路器。
1、3号主阀关闭，厂用电失去。
2.3事故现象三时间：2010年7月31日10时29分事故类型：云小线区外故障保护动作情况：云小线高频保护启动、50赫兹故障录波器启动。
水轮发电机组过速保护装置分析
水轮发电机组过速保护装置分析水轮发电机组是利用水能转化为电能的装置，在运行过程中，如果水轮转速超过一定的限制值，就会对水轮发电机组造成严重的损坏。
需要设置过速保护装置来实现对水轮发电机组的保护。
过速保护装置的工作原理是通过监测水轮转速的变化，并与设定的限制值进行比较，一旦水轮转速超过限制值，就会触发保护装置，从而采取相应的措施，以保护水轮发电机组的安全运行。
过速保护装置通常由机械部分和电子控制部分组成。
机械部分主要包括转速传感器、陀螺仪和刹车装置，电子控制部分主要包括控制器和执行器。
转速传感器是监测水轮转速的关键设备，它可以通过感应器与水轮轴连接，并不断地测量转速的变化。
一旦转速超过设定的限制值，转速传感器就会向控制器发送信号，触发保护装置的工作。
刹车装置是实现对水轮发电机组的直接控制，当保护装置触发时，刹车装置会迅速启动，使水轮停止旋转，并减少其转速。
刹车装置通常由液压系统或电磁系统构成，可以根据具体情况选择合适的刹车方式。
控制器是过速保护装置的核心部分，它接收转速传感器和陀螺仪的信号，并进行相应的处理和判断。
控制器根据设定的限制值，与转速传感器和陀螺仪的信号比较后，判断水轮是否超速，并控制刹车装置的启动。
控制器还可以向操作人员发出警报信号，以提醒其采取相应的措施。
执行器是控制器的输出部分，它接收控制器的指令，并实现对刹车装置的控制。
执行器通常由电磁阀、电动机或液压阀等构成，可以完成对刹车装置的启动或关闭。
通过上述分析可知，过速保护装置在水轮发电机组的保护中起着重要的作用。
通过监测水轮转速的变化，并与设定的限制值进行比较，保护装置可以及时地采取相应的措施，以保护水轮发电机组的安全运行。
过速保护装置还可以向操作人员发出警报信号，提醒其采取相应的应急措施。
在设计和使用过程中，应注重保护装置的可靠性和灵敏性，提高水轮发电机组的安全运行水平。
机组机械过速装置
机组机械过速装置机组机械过速装置，是发电机组尤其是水轮发电机组中的重要保护装置，其主要功能是在机组转速异常升高时，迅速采取措施，防止机组因超速而损坏。
在电力系统中，发电机组的稳定运行至关重要，而机械过速装置则扮演着守护者的角色，时刻监测着机组的转速，一旦发现异常，便会立即启动保护程序，确保机组的安全。
一、机械过速装置的工作原理机械过速装置的工作原理主要基于离心力的作用。
当机组转速升高时，装置中的飞锤或飞块由于离心力的作用向外飞出，触发相应的机构，使导叶或喷针迅速关闭，从而减少水轮机的进水量，降低机组的转速。
这种设计利用了物理学中的离心现象，将机组的转速变化转化为机械动作，实现了对机组的保护。
二、机械过速装置的重要性机械过速装置在发电机组中的重要性不言而喻。
首先，它是防止机组超速的第一道防线。
在电力系统中，机组超速可能导致严重的后果，如轴承损坏、转子断裂等，这些故障不仅会影响机组的正常运行，还可能对整个电力系统造成冲击。
因此，机械过速装置的存在，能够在第一时间发现转速异常，并采取措施加以控制，避免事态的恶化。
其次，机械过速装置提高了机组运行的可靠性。
在电力系统中，发电机组的稳定运行对于保障电力供应至关重要。
机械过速装置通过实时监测和快速响应，能够确保机组在面临超速风险时迅速脱离危险状态，从而提高了机组的运行可靠性。
这对于保障电力系统的稳定和安全具有重要意义。
三、机械过速装置的设计与维护机械过速装置的设计需要充分考虑机组的特性和运行环境。
首先，装置的动作值应根据机组的额定转速和允许的最大转速进行设定，确保在合适的范围内触发保护动作。
其次，装置的结构应简单可靠，便于维护和检修。
此外，还需要考虑装置的耐磨性、耐腐蚀性等性能，以适应不同的运行环境。
在维护方面，机械过速装置需要定期进行检查和调试。
检查内容包括装置的外观、连接部件的紧固情况、飞锤或飞块的磨损情况等。
调试则主要是验证装置的动作值和响应时间是否符合设计要求。
水轮发电机组过速保护装置分析
水轮发电机组过速保护装置分析水轮发电机组是利用水能转换成机械能，再通过发电机将机械能转换成电能的发电设备。
在水轮发电机组运行过程中，难免会出现一些意外情况，例如过速现象。
过速会对水轮发电机组造成严重损坏，因此需要装有过速保护装置。
本文将对水轮发电机组过速保护装置进行分析。
一、水轮发电机组过速原因1. 水轮速度控制失效水轮发电机组的转速是由水轮的外径和工作水头决定的，而水轮的外径和工作水头经过一定的计算可以得出，转速也就是确定的。
但是如果水轮的外径或者工作水头发生变化，导致了水轮的转速发生变化，就会导致过速现象。
2. 系统负荷突然减小水轮发电机组是根据负荷情况来控制转速的，如果系统负荷突然减小，水轮发电机组的转速就会增加，导致过速现象。
3. 控制系统故障水轮发电机组的控制系统是多种传感器和控制装置的协同工作，一旦其中任何一个部件发生故障，都有可能导致水轮发电机组的过速现象。
例如传感器失效、控制阀关闭不严等。
1. 超速切断装置水轮发电机组过速保护装置的最主要措施就是超速切断装置。
超速切断装置是通过设置一个额定转速值，一旦水轮发电机组的转速超过这个额定转速值，就会自动切断水轮发电机组与电网的连接，以保护水轮发电机组不受损害。
2. 油压自保装置在水轮发电机组的调速系统中，通常会设置一个油压自保装置。
当水轮发电机组过速时，油压自保装置会自动干涉调速系统，减小调速系统的输出，从而减小水轮发电机组的转速，以达到过速保护的目的。
3. 转子挠性悬吊装置转子挠性悬吊装置是一种机械装置，它能够根据水轮发电机组的转速变化，自动调整水轮发电机组的叶片位置，调节出的水流量，从而使水轮发电机组的转速保持在正常范围内。
4. 额定转速报警装置除了超速切断装置外，水轮发电机组还通常会设置一个额定转速报警装置。
当水轮发电机组的转速接近或者超过额定转速值时，额定转速报警装置会发出警报信号，提醒操作人员及时采取措施，防止过速造成损害。
额定转速报警装置通常由速度传感器和报警器组成。
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文章编号: 1007-2284( 2007) 09-0126- 03
中国农村水利水电 # 2007 年第 9 期
机组过速试验中 转速升高影响因素分析
曾艳梅, 杨建东
( 武汉大学 水资源与水电工程科学国家重点实验室, 武汉 430072)
摘 要: 研究了水电站过速试验中机组转速 升高的影响因素, 着重从模型机组飞逸特性曲线及机组 转动惯量两方 面
提供了技术依据, 且对类似工程也有一定的参考 价值。
关键词: 过速试验; 转速升高; 飞逸特性曲线; 转动惯量
中图分类号: T V134
文献标识码: A
Analysis of Influencing Factors of Speed Rise in Over-speed Test of Power Unit
2. 15 151. 1 111. 5 40. 44 85. 00 1 275. 00 4
3. 34 151. 2 111. 3 40. 34 83. 44 1 251. 60
图 1 不同转动惯量下转速与开度关系曲线
在过速试验中, 采用现 有的 一维 数值 计算 方法, 不能 实
现转动惯量的敏感性分 析, 从能 量的 角度 出发, 输入 的水 流
47. 51 47. 50 47. 49 47. 53 47. 55 47. 57 47. 59
70. 74 71. 18 70. 20 70. 50 69. 94 69. 86 68. 76
为了进一步研究转动惯量对飞逸转速 的影响, 进行了模 型 过速试验研究, 试验结 果见 表 2 所示, 不同 转动 惯量下 转速 与 开度关系曲线见图 1 所示。可见机组转动惯量增加 55% , 转速 上升最大减少 23. 4 r/ min( 额 定转速 750 r/ min) 。换算为原 型 即为机组转动惯量增加 55% , 转 速上升最大减少 3. 9 r / min( 额 定转速 125 r / min) 。从模型过速试验结果 分析, 机组转动惯 量 对飞逸转速是有影响的, 转动惯量越大, 转速上升越小。
ZENG Yan-mei, YANG Jian-dong
( State Key Labo rator y o f Water Resources and Hy dr opow er Engineer ing Science, Wuhan U niv ersity , W uhan 430072, China) Abstract: T his paper investig ates the influencing facto rs of speed r ise of pow er unit in the o ver- speed test o f hy dr opow er station. I t focuses on the model runaw ay character istics curv e and moment o f iner tial ( GD2 ) . In the o ver- speed test of hydro pow er station, the wo rking co nditio n is lo cated on the runaway curve because the unit is load free. T hr ough theo retical analy sis and model test, it is pr oved that the main facto r for speed r ise is the runaway character istic cur ve of the model unit, and the influence o f moment o f inert ial is lim ited. T he paper takes a hy dr opow er st ation as an exam ple, w hich the rotat ing speed in t he test is higher than that o f desig n, and ana lyzes the causes fo r the difference. T he technolog y suppo rt is pr ovided fo r the design and safe and steady o per atio n of the po wer stat ion. M oreo ver, the st udy w ill certa inly hav e a r eference v alue for similar w ater pow er statio ns. Key words: o ver- speed test; speed rise; runaw ay curv e; moment of iner tial
2. 15 151. 9 110. 7 20. 04 66. 57 998. 55 2
3. 34 151. 9 110. 8 20. 14 65. 50 982. 50
2. 15 151. 5 111. 0 30. 44 78. 70 1 180. 50 3
3. 34 151. 5 111. 0 30. 54 77. 67 1 165. 05
水电站进行机组过速试验[1] , 其目 的是为了 检验设计的 合 理性、设备的可靠 性, 确保水 电站 安全运 行。机 组过速 时影 响 转速升高的因素主要为模 型机 组飞逸 特性 曲线 和机组 转动 惯 量, 本文将从这两方面 研究 其对 转速升 高的 影响, 并从 一具 体 实例出发, 分析某电站设计要求转速升 高结果与 实际过速试 验 结果差别的原因所在, 为该电站的设计 及安全稳 定运行提供 技 术依据, 且对类似工程也有一定的参考价值。
1 影响因素分析
1.ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ1 模型机组飞逸特性曲线
在过速试验中, 影响转速升高的最 主要因素 即是模型机 组
收稿日期: 2007-01-12 作者简介: 曾艳梅( 1982- ) , 女, 硕士研究生。
飞逸特性曲线, 由于过 速试 验机 组不带 负荷, 水 轮机工 作点 必 然在飞逸曲线上。水轮机 的飞 逸特性 都是 通过 模型试 验来 测 定的, 由于模型试验本 身可 能存 在误差, 此 外在 水轮机 特性 的 应用方面还存在原型特性与模型特性的相 似问题, 原型水轮 机 实际的飞逸特性由于尺寸、装置汽蚀 系数、导叶翼型、机组转 动 部分的相对机械摩擦损耗与通风损耗等的 不同, 与模型水轮 机 的飞逸特性有所不同, 在应用模型水轮 机飞逸特 性来确定原 型 水轮机的飞逸转速时, 必须予以考虑 并加以修 正。然而从我 国 曾做过的现场试验看, 实测原型特性与 由模型特 性换算的结 果 相比是有差别的( 有时 还较大 ) [ 2] 。另 外水 轮机 模型特 性均 是 静态测试的, 在动态过 程中 水机 特性与 静态 特性不 同, 由于 过 流部件表面摩擦损失不同 等造 成原型 水轮 机与 模型水 轮机 效 率不同。因 此, 通过修正模型机组飞逸 特性曲线 不可能获得 十 分准确的原型飞逸特性。
该水电站引水发电管道布置如图 2; 机组的基本参数是: 水 轮机 HL A 855- L J- 505、额定转速 ne = 166. 67 r/ min、发电 机 转动惯量 GD 2 = 29 500 t # m2 、安装 高程 313. 45 m、额定水 头 128. 0 m、机组最大速率 上升 [ 50% 。
失越小, 转化为转速升高的 能量 越大, 而转 速与 转动 惯量 的
平方根成反比, 二者综合作用, 使得转速没有明显变化。
2 电站实例分析
某水电站在进行机组过 速试验 时, 导 叶开度 为 70% ( 额 定 开度为 89. 65% ) , 转速达到 了 1. 5 倍 额定转 速, 机械过 速保 护 装置动 作 停 机。而 在 该 试 验 条 件 下, 设 计 要 求 导 叶 开 度 在 70% , 转速应低于 1. 5 倍 额定转 速。以该 电站 为例, 进 行数 值 计算校核此次试验结果, 分析设计要求 转速升高 值与实际过 速 试验中转速升高结果差别的原因, 并预测当导 叶开度为 95% 时 的转速升高值, 为该水电站机组调试和 运行提供 有参考价值 的 依据。
表 2 模型试验转动惯量对飞逸转速的影响
转动惯量 上游水 下游调压 导叶开 频率
转速
序号
/ ( kg # m 2) 位/ cm 室水位/ cm 度/ % / H z / ( r # m in- 1 )
2. 15 152. 2 110. 7 13. 24 50. 00 750. 00 1
3. 34 152. 2 110. 8 13. 24 49. 14 737. 10
1. 2 机组转动惯量的影响
在过速时, 为 了研究 机组转动 惯量对 转速升 高的影 响, 采 用现有的数值计算方法( 特征 线法) 进 行转 动惯 量的敏 感性 分 析, 表 1 示出了某电站在机组转动惯量 GD 2 = 29 500 t # m2 的 基础上, 将 转 动 惯 量 分 别 减 少 10% 、15% 、20% , 增 加 10% 、 15% 、20% 的敏感性分析。计算结果表 明机组转动 惯量对转 速 升高几乎没有影响, 这是因为现有的数 值计算应 用了水轮机 模 型综合特性曲线, 机组 过速 时, 工作轨 迹是 沿着 该开度 线最 终 达到该水头与开度下的飞逸转速, 由于 数值计算 中模型飞逸 特 性曲线不变, 改变机组 转动 惯量, 最终 都沿 着该 开度线 达到 同 一飞逸转速, 所以采用 现有 的数 值计算 方法, 机 组转动 惯量 对 转速升高是没有影响的。
112. 19 112. 22 112. 25 112. 12 112. 04 112. 00 111. 96
14. 66 13. 96 13. 96 14. 66 14. 66 14. 66 14. 66