抽水蓄能电站的调试和运行.ppt

1、抽水蓄能电站机组的调试和运行问题讨论,天荒坪抽水蓄能电站在华东电网的运行环境,天荒坪电站在华东电网运行中的作用,截止2008年底，共完成发电量210.3亿千瓦时，抽水电量262.0亿千瓦时，在电网调峰、调频及事故备用等方面起到应有的作用。特别是在电力供需矛盾突出的情况下，积极配合调度方式安排，增加下午腰荷发电和腰荷抽水等特殊手段，缓解了部分省市用电紧张的局面，同时发挥机组容量大，启停快的特点，在华东电网事故处理中发挥了重要作用。,天荒坪抽水蓄能电站的调峰作用,调峰填谷是抽水蓄能电站特有的作用，这种作用是其他任何电源都无法相比。天荒坪电站全部机组投运后，最大日调峰能力369万千瓦，占2007年最

2、大峰谷差的10.6%。由于近几年华东电网负荷增长迅速，峰谷差日益增大，决定了天荒坪机组运行时间长，启停频繁的运行特点。,天荒坪电站非典型运行方式,每年夏、冬季大负荷期间，应系统调峰需要，电站下午13:0016:00视系统负荷情况，安排14台机组运行，灵活应用“三发一抽”或“三发两抽”的非典型运行方式，在充分发挥其调峰能力同时，最大限度地满足系统用电需求；每年春节期间，负荷集中在晚峰，为增加晚峰发电出力和时间，电站采取“两抽一发”或“两抽两发”运行方式，即上午高峰不发电或少发电，集中在晚峰开机发电，腰荷时段增加一段抽水，既满足了晚峰用电需求，又减轻了机组调峰压力。,“三发一抽”运行曲线,“两抽两

3、发”运行曲线,天荒坪电站事故备用和调频、调相功能,天荒坪机组具有快速响应能力，由静态到满载发电仅需2分钟，爬升速度可达50%额定出力/分钟，大大优越于燃煤机组热态爬（卸）荷仅1.5%额定出力/分钟的速度，为电网应急调频和事故备用创造了十分有利的条件和手段。天荒坪提供的紧急事故备用为确保华东电网安全稳定运行发挥了重要作用。截至2005年，天荒坪应急开机、工况转换快速调节负荷次数达到51次。十年来，天荒坪抽水蓄能电站在华东电网历次重大事故处理过程中展现了其卓越的性能。,事例一：2001年2月10日16:23，北仑港联变跳闸，3台600MW机组跳机，系统频率降为49.65Hz，接调度令，16:26、

4、16:28、16:29，3号机、2号机、4号机先后开机使系统逐步恢复正常运行。,事例二：2002年8月24日20:24，因飓风袭击南桥变电站直流阀厅，造成葛南直流双极闭锁，故障前输送电力1040MW，故障后频率降至49.808Hz，应华东网调要求天荒坪蓄能电站将备用机组5号机开启（此时全厂出力1200MW，计划1200MW），20:28，5号机发电工况并网带负荷300MW，系统频率上升至49.96Hz。,天荒坪电站事故备用和调频、调相功能,事例三：2005年11月20日13:56:39，龙政直流发生双极闭锁故障。故障发生前龙政直流输送功率为300万千瓦（落地华东283万千瓦），系统频率50.0

5、1Hz，华东电网负荷6095万千瓦，发电出力5537万千瓦，全网旋转备用约1470万千瓦。故障发生后，华东电网由于大功率缺额，系统频率急剧下降至49.518Hz，天荒坪电站接华东网调令，开两台机参与事故处理，经历297秒后系统频率恢复至50 Hz。,天荒坪电站事故备用和调频、调相功能,天荒坪电站的黑启动功能,按照华东电网黑启动方案，当华东电网处于瘫痪状态时，天荒坪电站作为500千伏主网架的黑启动电源。电网崩溃后，柴油发电机作为本电站唯一的保安电源提供厂用电，其容量为650kW，能供一台机组黑起动，电站一次可向系统提供60万kWh的事故电能，能够顶替60万kW事故运行1小时或顶替30万kW事故容

6、量运行2小时。黑起动时利用这60万kWh宝贵的资源带动系统其它火电机组，并逐步恢复电网结构。,优化调度，更好地发挥天荒坪在华东电网安全经济运行中作用,以调峰填谷为主，考虑事故备用，在不相矛盾的情况下作调频、调相的安排。,引入CPS准则以来，电网调频压力相对减缓,区外来电容量和比例增大，仅靠新富两厂进行调频、事故备用远远不够,更多地充当调频及事故备用,现有运行模式,未来运行模式,从电站设备的角度考虑，抽水蓄能电站的长时间调峰运行模式，电站虽然从经济上取得了一定的经济补偿费用，但长时间运行却增加了机组的磨损及检修费用，给机电设备和水工建筑物带来很大压力，不利于电站为电网提供长期稳定可靠的服务。,天

7、荒坪抽水蓄能电站建成投运以来，以其卓越的调峰填谷、事故备用和调频调相功能为电网安全优质运行发挥了重要作用。随着华东电网接受区外来电容量逐步增加，天荒坪抽水蓄能电站的运行模式要逐步过渡到更为有利、持续发挥事故备用作用的模式，充分发挥抽水蓄能机组启停灵活、出力爬升迅捷的优势，保障华东电网安全优质运行。,天荒坪电站在华东电网的作用,1。转轮在低水头下的不稳定问题,由于天荒坪水泵水轮机的特性曲线存在明显的S弯，导叶空载开度2.74.8时，正好处于S弯内，导致水泵水轮机无法在额定转速稳定运行。解决办法：加装不同步导叶（MGV）。最终采用在26个的导叶中选取5、18号导叶加装了一个小接力器，不同期导叶的开

8、度为25。,解决低水头下的空载不稳定,调速器负反馈:对于轻度不稳定的转轮，依靠调速器的负反馈将机组拉到额定转速球阀调节开度:控制流量，使空载开度趋大，脱离S弯区域。予开不同期导叶:减小导叶的空载开度，空载开度，脱离S弯区域。,转轮低水头空载不稳定问题统计,水泵水轮机低水头下的不稳定问题,张河湾电站原采用两个MGV开启角25，由于振动大，后改为四个MGV开启角为15，振动明显降低。琅琊山电站采用两个MGV不对称布置的方法，减小振动。黑糜峰电站采用三对、即六个MGV来解决不稳定问题。尝试了各种开度配合，开启时振动大的问题没有解决。西龙池电站机组能在各种负荷和工况下平稳运行。,2。水泵水轮机的主轴密

9、封问题,广州蓄能电站一期主轴密封平均半径处的切向线速度高达44.09m/s。主轴密封安装在水导油盆盖上，采用平衡式流体静压径向双端面机械密封。在调相工况的转轮回水排气阶段，由于转轮室气压突然变小，安装在水导油盆盖上主轴密封由于受重力和水推力的作用往下压，造成油盆盖的变形，这将直接破坏密封面水膜的厚度，有可能造成活动环无法复位或碳精密封外环短时缺水。改进措施有：改善供水水质的纯度，增加水导油盘的刚度，采用内部带经纬丝加强的碳精环。天荒坪电站原有主轴工作密封结构形成了操作腔和密封腔。尾水管供水系统供给主轴密封操作腔一个稳定压力，该压力可以随下库水位有所变化。在工况转换时，由于主轴密封密封腔水压力的

10、变化打破密封移动环的水压力平衡，冷却水流量的不足或中断，造成密封发生干摩擦、运行温度高而烧损，或者是移动环向上被抬起，密封失效，发生水淹顶盖的情况。改造后的新型主轴密封，利用一个气缸的压力和移动环及密封环的受力面积差压力使密封环能可靠的密封，密封能够自动适应工况转换而运行稳定。,3。水泵水轮机导叶小开度振动问题,某蓄能电站机组从水泵调相工况转水泵工况过程中，当导叶开度至4.1%、球阀开度约41%时，导水机构发生剧烈振动，随后在导叶开度7.4%、球阀开度约47%时紧急停机。振动导致大部分活动导叶上下拐臂之间的摩擦片发生滑动，部分活动导叶的拐臂、连杆之间以及连杆、控制环之间的连接销被振脱或抬起，1

11、个活动导叶与固定导叶发生碰撞。水泵工况启动过程中，机械紧急停机时、以及水泵工况停机时，在机组和电网解列（跳开发电机出口开关GCB）前，当导叶关至约13%开度时，导水机构又发生振动。机组两次过速试验后的停机过程中，当导叶开度关闭到10%左右、转速降低到约108%时，机组均出现短时间的异常振动，并伴有异响，机组振动、摆度、压力脉动同时大幅度增大，数个导叶摩擦装置失步。分析认为造成导水机构振动的几种水动力现象及特性部分主要有：水泵模式下的双稳态流、水泵模式下的扭振、水轮机中的双稳态流、卡门涡及转动和静止部分的相互作用。解决振动问题的改进方向有：减小相邻导叶的搭接长度（即减小导叶稠密度）；提高导叶枢轴

12、到导叶头部与到导叶尾部的力臂比；修改导叶翼型；上述修改使导叶的转动惯量减小从而使导叶的固有频率得到提高，加之翼型的修改从而使导叶的动力参数得到改善。,4。水泵水轮机导叶推力装置改造,天荒坪电站水泵水轮机导叶上下端面及顶盖、底环抗磨板存在严重的刮伤及磨损，尤其是导叶上端面与顶盖抗磨板的磨损最为严重。改造前导叶推力轴承主要由断面防沙密封、导叶下托盘、间隙调整螺栓、锁定螺栓和联结螺栓组成。导叶推力轴承主要作用是支撑导叶，避免移动造成导叶断面和抗磨板摩擦。而实际运行中导叶会上下窜动。防沙密封采用塑料材料，吸水后易膨胀，在机组开停机水压变化的情况下，被挤成一个完整的密封，在导叶上端面、下端面和导叶套筒之

13、间形成一个高压水腔，会把导叶紧压在底环或顶盖的抗磨板上，导致导叶端部和抗磨板磨损。制造商在导叶上打孔来释放形成高压水腔的压力，来阻止导叶出现的上下紧压得磨损，最后决定改进导叶推力轴承结构。增加了压板和挡块，通过螺栓与底环相连，阻止导叶的上下窜动。将防沙密封改为青铜材料，防止吸水膨胀，并在周围开了小槽，使导叶端面均与过流道相通，避免形成高压水腔。同时又加强了锁定螺母，改善调整螺杆的受力，增加了抗冲击能力。,5。球阀工作密封和枢轴密封损坏问题,球阀工作密封：支撑环、阀门壳体和活动环通过“O”型密封圈8、9、11构成投入腔，壳体与活动环通过“O”型密封圈9、10构成退出腔。天荒坪电站球阀在运行中曾多

14、次发生工作密封“O”型橡胶盘根损坏和球阀枢轴密封大量漏水。广蓄电站也发生同样问题。回龙蓄能电站的球阀检修密封漏水，枢轴大量漏水。由于机组起停次数多，球阀工作密封动作频繁，金属密封活动环动作快等多方面原因，造成活动环上的橡胶盘根容易损坏。改变“O”型密封圈为“D”型密封圈，在活动环水压操作回路上增加节流片，以控制其动作速度。问题基本得以解决。枢轴密封原采用橡胶盘根密封，随着球阀的频繁操作，密封受损坏。将橡胶密封改为“V”高分子塑料材料垫圈密封，将“V”型垫圈压紧可以可靠的密封。,6。发电电动机推力轴瓦烧损事故,广蓄二期电站发电电动机推力轴承瓦块由一个弹性圆盘支撑，弹性圆盘的球形曲面支承在刚性支承

15、块的支承平面上，可以自由偏转，以使轴瓦与镜板之间形成楔状油膜。圆盘弹性变形可以吸收轴瓦上的不均匀荷载。机组先后发生了两次推力轴承烧损事故。第一次发生在机组首次起动后，进行空载工况轴承温升试验过程中；第二次发生在机组经事故处理恢复调试，进行到水泵调相工况试验时。开机后达到额定转速时，高压顶起油泵自动退出，推力瓦温上升，立即手动投入直流顶起高压油泵，但推力瓦温很快升至80，当即手动停机，此时在温度显示屏上显示10号推力瓦温超过200，其余11块推力瓦温均超过110。经检查，推力上导组合轴承油盆内有大量巴氏合金粉末和不规则的巴氏合金熔块。分析事故的主要原因，首先是推 力轴瓦的瓦面加工精度（包括表 面

16、形位偏差和表面粗糙度）不能 满足安全运行要求；其次是推力 轴瓦重要部位的形状和尺寸比例 不太合理；再是调试程序不妥当。白莲河抽水蓄能电站在水泵工况拖动到70%转速时烧瓦，当时事故原因分析为此时发生了高压油顶起装置厂用电源消失，重新启动后正常。目前认为高顶油泵容量不够，暂两台泵运行，准备增加油泵容量。,7。推力轴承瓦弹簧板固定卡变形问题,琅琊山、桐柏机组检查发现发现连结推力瓦和弹性垫的固定夹出现弯曲变形。推力瓦和弹性垫之间有刮擦痕迹，判断推力瓦和弹性垫之间有相互位移，尤其是径向方向的窜动较大；弹性垫和支座接触处可见明显刻痕；内侧定位销可见擦痕；对应的推力瓦的相应部位也有擦痕；事后发现大部分推力瓦

17、都存在此种现象。分析原因：机组停机后，推力瓦和弹性垫由于热胀冷缩的作用向轴心方向移动，内侧的定位销和基础环板受力压紧，由于支座受到来自轴向的很大压力，弹性垫和支座间会因为相对位移而摩擦，接触处发生划痕。机组起动时高压油减载装置使得镜板和推力瓦分开，内侧固定销和基础环板复位，推力瓦向外侧方向移动，而弹簧垫仍和支座压紧，不随推力瓦一起向外移动，在推力瓦和弹性垫之间就会产生一个相对的位移，使推力瓦和弹性垫之间产生划痕，导致了固定夹的变形。,8。发电电动机定子铁心翘曲问题,十三陵电站发电电动机运行中发生定子100和80接地保护动作跳机。事后检查定子绝缘为零。在定子上施加电压，确定为113号槽的定子线棒

18、接地短路。发现故障原因是下端部的环形压板滑动，深入槽内，切割线棒绝缘，造成绝缘破坏。最严重的113号槽，硅钢片伸出槽底约2.5mm，而绝缘的厚度仅为3mm。发电电动机在频繁启停运行中，定子铁心会热胀冷缩。端部受热不均匀，材料的膨胀系数不同，铁心和端部紧固件之间会产生位移，因此制造厂一般将压指和环板焊接在一起，将滑移层选在环板和铁心之间，即环板和压指之间不能产生位移，环板和铁心之间可以产生位移。但本台机组设计的滑移层选在压指和环板之间，环板和下面的铁心一同收缩，膨胀，它们之间不会产生位移。滑移层变在了环板和铁心端部阶梯齿之间，同时穿心螺杆紧力在投运后没有及时进行检查，造成了环板滑动深入槽内，割破

19、定子绝缘，造成定子接地。在环板与定位筋处，也发现有明显的变形，是受到很大的热膨胀力后造成的。,9。定子铁心穿心螺杆绝缘损坏,某蓄能电站铁心穿心螺杆绝缘采用套筒，积尘造成接地，引起铁心烧损。,10。发电电动机转子磁极绕组支撑,天荒坪机组初期运行时发现转子磁极连线的焊缝开裂，磁极引线垫块飞出。机组维护检查时发现磁极绕组匝间开裂，匝间绝缘纸移位，并有部分绕组中间未支撑部分凸出，最大突出有16mm。磁极绕组运行时受到很大的向外的离心力。因高转速蓄能机组转子磁极较长，若绕组没有支撑，旋转时径向的离心力和起停时切向力会对绕组产生侧向向外的拉力，导致凸出变形。惠州机组和最近发生的西龙池机组都有转子磁极绕组的

20、问题。,11。发电电动机定子线棒绑线断裂问题,天荒坪机组检查时发现部分定子线棒下端部下层线棒与端箍联接绑线结合处附有少量呈淡黄色油泥状或粉状物体，缺陷主要集中于下层线棒下端箍与定子铁芯下齿压板距离最远的一道绑线处，发现线棒下端箍部位绑线已经完全松开，其中部填充环氧绦纶已开始磨损线棒主绝缘。分析认为：定子线棒下端部伸出槽楔端部长度为779mm，比上端部偏长。试验发现线棒的固有频率落入94115Hz的共振区。因此下端部线棒已发生了与100Hz频率的共振，导致线棒在运行中产生激烈的振动，这是造成下端部线棒绑线松动、断裂的主要原因。处理办法：改进端箍与支架联接方式，增加斜边垫块，增大支架刚度，使端箍与

21、机架形成整体。采取加固措施后线棒固有频率为118Hz，避开了共振区。,12。水泵水轮机首机起动的方式,蓄能电站首台机组的起动方式有以下几种：对于上库有来水的抽水蓄能电站，通常采用发电机工况首次起动。如广州、桐柏抽水蓄能电站。对于纯抽水蓄能电站较多采用先发电机工况旋转后水泵工况起动。如十三陵、天荒坪抽水蓄能电站等水头高、流量小的电站适用于这一方式。对于需用机组直接向上库充水的抽水蓄能电站可以水泵工况首机起动。如西班牙拉莫拉抽水蓄能电站。国内宝泉和白莲河抽水蓄能电站采用水泵工况首机起动。,13。水泵停机时要减小GCB的开断电流,水泵工况转停机时，应尽可能关闭导叶，在负荷最小时开断电路。但是有的机组

22、导叶在小开度时会产生激烈振动。,14。发电工况甩负荷试验,蓄能机组在发电工况甩负荷试验时，由于转轮叶片的流道狭长，一般过速不高，而钢管、蜗壳压力上升较高。过渡过程计算要考虑蓄能机组的特点。注意蜗壳压力和尾水管压力变化。为限制压力上升，天荒坪采用二段关闭方式。并在甩负荷时投入MGV。,15。发电调相转发电过程,发电调相转发电工况的试验，转轮溅水过程中输入功率的变化，可能产生较大的逆功率，进入反水泵运行。,A.转轮溅水,吸入功率,进入反水泵B.穿过制动区,进入正向发电区C.到达正向发电区实 线:低水头区点划线:高水头区采用MGV能有效避开反水泵,16。机组的背靠背起动中的问题,监视起动过程中保护工作情况，模拟机械和电气保护故障各机组紧急停机的程序。在进行启动过程中发生电气故障时，机组要迅速灭磁，如果被拖动机组先于拖动机组灭磁，将会有一个很大的短路电流流过拖动闸刀，造成闸刀过流，触头损坏。在发电机断路器断开后，才能拉开拖动闸刀，是否需要有一个闭锁。,谢谢！,