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发电机论文:发电机电子技术论文
1励磁保护及系统稳定
发电机提供磁场功能的就是励磁系统，它可以有效的同步发电机与电力系统，发电子转子绕组可以直接从励磁系统获取直流电。励磁系统的交直流转换变压器为励磁系统生成直流电，这个变压器连接着发电机的出口，交流电转换为直流电时，电势产生，有效的支持变压器的启动，由此可见，发电机同步的维持以及发电机或输出无功率都深受励磁系统的。励磁电流的突变会有很多的连锁反应，无功功率输出会变高，然后导致过高的工作电压；反之，工作电压降低，甚至会出现不同步的情况。
自动电压调节的方式中，励磁系统会在输出吸收电力系统中的无功功率的同时将电压始终保持在最正常的范围内。发电机的保护者就是励磁控制，它排除发电机不允许的工况，从而控制不稳定运行在发电机系统中产生，对发电机起到相应的保护功能。
2发电机静态稳定性
发电机静态稳定性会在某些情况下受到一定的影响，例如：线路在电厂输电到负荷中心之间过少，当远端发电厂和负荷中心这两个电压向量之间的夹角达到90b或以上时，系统间会降低传输的电能可能性，震荡也会出现在电力系统中，并可能有几个孤网被解列。
如果故障导致发电厂或者负荷中心之间的线路断开，两点之间的电抗就会增加到一个能够提供传输却不能维持同步的较大电能点。发电机一系列的不同部会在震荡的状态下因刺激的跳动而引起。负荷中心同远端的电厂之间的输电线路的电抗会因系统间的断路而增加，这就导致同时出现电势衰减、与静态稳定、不稳定等种种现象。
3失磁保护
各个系统按部就班，共同协调合作才能使发电机的保护和控制协调得以实现，失磁保护的完成需要与电机容量、静态稳定和欠励限制相协调。发电机在欠励工况下运行需要经由失磁保护将状态设为允许。要及时对发电机的失磁现象进行检测，以避免因失磁或部分失磁给发电机或其他电力部分带来严重的损失。电磁失磁之后，会引起转子、阻尼提高温度，也大大提高了故障发生的概率。供给发电机磁场绕组的直流供电短路、磁场绕组短或励磁系统的断路器断开都可能引发发电机失磁。目前，较常用来检测发电机失磁的是阻抗继电器。
4结束语
大型电力系统中极为关键的部分是发电机，发电机保护、电机静态、发电机满负荷运行的协调，发电机保护与发电机控制之间的协调都是十分必要的。尤其是大型电力系统生震荡时，一切研究的根本目的都是为了保持电力系统的稳定运行。因此，本文对这些内容进行了详尽的探讨与研究，希望能够加强对发电机进行重点保护，使电力系统能够安全、、稳定运行，更好地为社会生产、生活服务。
作者：李武装 单位：河南安阳广源能源生物质能热电有限公司
发电机论文:风力发电机组控制系统论文
1风力发电机组控制系统的构成分析
在风力发电机组中，其控制系统关系着机组是否能够安全稳定的运行。控制系统可以分为本体系统与电控系统，也叫做总体控制。其中，本体系统又可以分成空气动力学系统、发电机系统以及变流系统和其附属结构；电控系统是由各种不同类型的模块组成的，分为变桨控制、偏航控制以及变流控制等等。与此同时，本体系统和电控系统之间已经实现信号的转换，比如空气动力系统里，桨距主要受变桨控制系统控制，这样做能够发挥风能转化的效率，同时也能使得功率平稳。由于风电机组的标准不同，其控制系统也是不一样的。根据功率可以将发电机组分定桨距和变桨距发电机组以及变速型机组三种。其控制技术也是由原来的定桨距恒速恒频控制向变桨距恒速恒频发展，而后再发展到变桨距变速恒频技术。
2对定桨距风力发电机组的控制分析
在定桨距风力发电机组里，主要运用的是定桨距风力机与双速异步发电机，所采用的控制系统是恒速恒频技术。运用这种技术，确保了机组运行的安全和稳定。定桨距恒速恒频技术主要应用了软并网技术、偏航技术以及空气动力刹车技术等等。发电机与电网之间有晶闸管，晶闸管的开度对于冲击电流有很大的影响。使用恒速恒频技术对晶闸管的开度进行调控，进而来对并网瞬间产生的电流进行限制。风力发电机组控制系统的相关分析文/江康贵蒲上哲在风力发电中，发电机组的控制技术是确保机组正常运转的关键。风力发电机组的控制系统是一个综合性较强的系统，因此，加强对控制系统的研究分析，对于确保机组安全稳定运行至关重要。本文拟对机组中的几种控制系统进行分析。摘要此外，利用这种技术，经过传感、检测等能够实现自动偏航以及自动解缆的功效。在定桨距风力发电机组中，桨叶的节角距是固定不变的，如果风速比额定的风速要大很多时，那么桨叶本身的自动失速就会失去效能，不能让输出的功率更加的平稳。
3对变桨距风力发电机组的控制系统分析
变桨距风力发电机组所使用的电机是可以调节滑差的绕线式异步发电机，风力机使用的是变桨距风力机。和定桨距风力发电机组相比较，变桨距风力发电机组有更大的优势，主要表现在输出功率更加的平稳，此外，还有在额定点上有着非常高的风能利用系数，同时还有非常好启动性能以及非常好的制动性。变桨距风力发电机组的控制系统主要使用了转速控制器1和2,以及功率控制器。为了能够较大限度的将由风速引发的功率波动降低，机组还应用了转子电流控制技术。这种技术可以对转子的电阻进行调节，从而确保转子电流对恒定电流的给定值进行有效的跟踪，进而保障输出功率的稳定。在发电机并入电网以前，发电机的转速信号控制着系统的节距值大小，发电机的转速有控制器1控制，变桨距系统会依据给定的速度参考值，对节距角进行调整，从而让风轮拥有比较大的启动转矩。在并网以后，发电机组主要由控制器2和功率控制进行管控。与此同时，要把发电机组的转差调整到1%，节距的大小应根据实际的风速进行调整。在风速比额定值高的时候，伴随着风力的不断加大，风力机逐渐的吸收更多的风能，发电机的转速也将变快。对于转速的调节，主要通过改变节距来进行。随着桨距角的改变，发电机输出的功率就会维持在一个稳定的值上，不会出现大的波动。某个时段的风速不稳定，一会上升一会下降。上升的时候，输出功率也随之上升，转子电流给定值相应的改变，从而使得转子电流控制器工作，将转子回路的电阻改变，提升发电机转差率，那么发电机的转速会逐渐上升。此时，风力又开始降低，在功率控制的作用下，发电机的转速也随着下降。这样，在风速上升和下降的过程中，发电机的输出功率基本上没有出现变化，这样就维持了功率的稳定，确保了发电机安全稳定的运行。
4对变速风力发电机组的分析
与恒速恒频技术相比，使用变速恒频技术，能够在风速较低的情况下，叶尖速比能够一直处于的状态，从而获得较大的风能。如果风速比较大，使用风轮转速的变化，对部分能量进行调节，进而增加传动系统的韧性，确保输出功率的稳定性。变速风力发电机组的总体控制可以分为三个区：恒定、转速恒定以及功率恒定。在恒定区，随着风速的变化，发电机的转速也出现了变化。受功率—转速曲线的影响，发电机的转速达到一定的值后就保持不变，然后进入转速恒定区。在这个区里，转速控制对发电机的转速进行控制，确保转速不变。当风力进一步增大，功率也增大，达到极限后，功率进入恒定区。变速风力发电机组的控制系统主要就是变速恒频技术。双馈异步发电机在绕线转子异步发电机的转子上装有三相对称的绕组，同时，三相对称交流电又与这三线绕组接通，从而产生了一个旋转磁场，这个磁场的转速和交流电的频率以及电机的极对数的关系非常密切，我们可以通过下面的公式来看：在这个公式中，n2代表的是绕组被接入频率是f2的交流电之后所产生的旋转磁场相对于转子本身的旋转速度，p代表的是极对数。从上面的公式中，我们可以得知，只要频率发生改变，既可以使得转速发生变化；如果通入转子的交流电的相序发生变化，那么磁场的旋转方向就会发生变化。我们可以假设n1是电网频率为50Hz的时候发电机的转速，n是发电机的转速，因此，只要是n±n2=n1，那么异步电机的定子绕组感应电动势的频率就不会发生改变，始终维持在50Hz。
5结语
综上所述，当前风力发电已经越来越引起人们的关注了。风力发电机组中，控制系统对于维持机组的未定具有非常重要的作用。本文主要分析了三种控制系统：定桨距风力发电控制系统、变桨距风力发电控制系统以及变速恒频控制系统，这三种控制系统随着风速的变化能够实现对输出功率的调整，使其保持平稳的状态，进而维持了风力发电机组的安全稳定。
作者：江康贵蒲上哲单位：汕头市众业达电器设备有限公司
发电机论文:火力发电机系统完善研究论文
热工保护系统是火力发电机组不可缺少的重要组成部分，热工保护的性对提高机组主辅设备的性和安全性具有十分重要的作用。特别是在电力市场竞争日益激烈的今天，发电厂的热工保护成为越来越关键的技术，需要我们不断的加以研究和完善。
关键词：热电厂设备；热工保护；性意义
0、引言
热工保护作为发电厂至关重要的核心技术之一，在近几年得到快速提升，这在一定程度上为机组的安全稳定运行提供了保障，但是在机组的实际运行过程中，不可控的因素时常发生，使得热工保护出现误动，造成机组停机，这不仅给企业的运营带来额外损失，还会因危胁电网稳定而产生负面影响。
1、提高热工保护系统性的意义
热工保护系统是火力发电机组不可缺少的重要组成部分，热工保护的性对提高机组主辅设备的性和安全性具有十分重要的作用。热工保护系统的功能是当机组主辅设备在运行过程中参数超出正常可控制的范围时，自动紧急联动相关的设备，及时采取相应的措施加以保护，从而软化机组或设备故障，避免出现重大设备损坏或其他严重的后果。但在主辅设备正常运行时，保护系统因自身故障而引起动作，造成主辅设备停运，称为保护误动，并因此造成不必要的经济损失；在主辅设备发生故障时，保护系统也发生故障而不动作，称为保护拒动，并因此造成事故的不可避免和扩大。
随着发电机组容量的增大和参数的提高，热工自动化程度越来越高，尤其是伴随着DCS分散控制系统在电力过程中的广泛应用和不断发展，DCS控制系统凭借其强大的功能和优越性，使机组的性、安全性、经济性运行得到了很大的提高。但由于参与保护的热工参数也随着机组容量的增大而越来越多，发生机组或设备误动或拒动的几率也越来越大，热工保护误动和拒动的情况时有发生。因此，提高热工保护系统的性，减少或消除DCS系统失灵和热工保护误动、拒动具有非常重要的意义。
2、热工保护误动和拒动的原因分析
热工保护误动、拒动的原因大致可以概括为：DCS软、硬件故障；热控元件故障；中间环节和二次表故障；电缆接线短路、断路、虚接；热控设备电源故障；人为因素；设计、安装、调试存在缺陷。
2.1DCS软、硬件故障随着DCS控制系统的发展，为了确保机组的安全、，热工保护里加入了一些重要过程控制站（如：DEH、CCS、BMS等）两个CPU均故障时的停机保护，由此，因DCS软、硬件故障而引起的保护误动也时有发生。主要原因是信号处理卡、输出模块、设定值模块、网络通讯等故障引起。
2.2热控元件故障因热工元件故障（包括温度、压力、液位、流量、阀门位置元件、电磁阀等）误发信号而造成的主机、辅机保护误动、拒动占的比例也比较大，有些电厂因热工元件故障引起热工保护误动、拒动甚至占到了一半。主要原因是元件老化和质量不，单元件工作，无冗余设置和识别。
2.3电缆接线短路、断路、虚接电缆接线断路、断路、虚接引起的保护误动主要原因是电缆老化绝缘破坏、接线柱进水、空气潮湿腐蚀等引起。
2.4设备电源故障随着热控系统自动化程度的提高，热工保护中加入了DCS系统一些过程控制站电源故障停机保护。因热控设备电源故障引起的热工保护误动、拒动的次数也有上升的趋势。主要原因是热控设备电源接插件接触不良、电源系统设计不导致。
2.5人为因素因人为因素引起的保护误动大多是由于热工人员走错间隔、看错端子排接线、错强制或漏强制信号、万用表使用不当等误操作等引起烧损。
2.6设计、安装、调试存在缺陷许多机组因热控设备系统设计、安装、调试存在质量缺陷导致机组热工保护误动或拒动。
3、完善热工保护的原则与措施
3.1尊重原热工保护设计原有的热工保护项目是设备厂家经多年的研究和实践设计出来的，较为成熟，电厂作为设备的使用者在征得厂家同意前不应随意对其进行更改、更不能进行删减，只能进行补漏和完善。
3.2建立设备试运记录对重要热工保护系统所用的硬件设备实行跟踪记录制度。热工保护系统的性与系统硬件设备的性直接相关，所以必须保障系统硬件设备的性，尤其是保护出口卡件的性，常规的做法是每次保护投入运行前对检测元件及卡件进行校验，确认合格就可以使用。但是实际应用中还是会出现校验合格的检测元件或卡件在运行中故障造成设备误动的事件。这是因为热控设备尤其是电子设备对环境和安装要求比较苛刻，不认真的安装以及无有效的产品保护都会造成故障的出现，有些特殊的故障还会很隐秘的存在，所以很可能将事故隐患忽视。基于此类情况出现的可能，在调试运行中只有做好记录，严格跟踪保护系统校验的每一个过程，才能有效避免事故的发生。
3.3在热控系统中，尽可能地采用冗余设计过程控制站的电源和CPU冗余设计已成为普遍，对一些保护执行设备(如跳闸电磁阀)的动作电源也应该监控起来。对一些重要热工信号也应进行冗余设置，并且对来自同一取样的测点信号进行有效的监控和判断，同一参数的多个重要测点的测量通道应布置在不同的卡件以分散由于某一卡件异常而发生危险，从而提高其性。重要测点就地取样孔也应该尽量采用多点并相互独立的方法取样，以提高其性，并方便故障处理。一个取样，多点并列的方法有待考虑改进。总之，冗余设计对故障查找、软化和排除十分快捷和方便。
3.4尽量采用技术成熟、的热控元件随着热控自动化程度的提高，对热控元件的性要求也越来越高，所以，采用技术成熟、的热控元件对提高DCS系统整体性有着十分重要的作用。根据热控自动化的要求，热控设备的投资也在不断地增加，切不可为了节省投资而“因小失大”。在合理投资的情况下，一定要选用品质好、运行业绩佳的就地热控设备，以提高DCS系统的整体性和保护系统的安全性。
3.5对保护逻辑组态进行优化在电厂中，温度高保护是主辅机设备保护的必不可少的一项重要保护。由于温度元件受产品质量、接线端子松动、现场环境等各种因素的影响，在运行一定周期后极其容易导致信号波动，从而引起保护误动现象的发生。针对此，可在温度保护中增加加速度限制(坏质量判断)，具体措施为：对温度保护增加速率限制功能，当系统检测到温度以≥20℃/s的速率上升时，即闭锁该温度保护的动作，并且在DCS系统画面上报警，同时通知检修人员进行排查故障。这样通过优化保护逻辑组态，对提高保护系统的性、安全性，降低热控保护系统的误动、拒动率具有十分重要的意义。
3.6提高DCS硬件质量和软件的自诊断能力。
3.7对设计、施工、调试、检修质量严格把关。
3.8严格控制电子间的环境条件。
3.9提高和改善热控就地设备的工作环境条件。
如:就地设备接线盒尽量密封防雨、防潮、防腐蚀；就地设备尽量远离热源、辐射、干扰；就地设备应尽量安装在仪表柜内，必要时还应对取样管和柜内采取防冻伴热等措施。超级秘书网
3.10严格执行定期维护制度做好机组的大、小修设备检修管理，及时发现设备隐患，使设备处于良好的工作状态。做好日常维护和试验。停机时，对保护系统检修彻底检修、检查，并进行严格的保护试验。
4、结语
随着电力事业和高新技术的快速发展，发电设备日趋高度自动化和智能化，系统的安全性、性变得日益重要。虽然，无论多么先进的设备，都不可能做到。但对热工保护系统在技术上、管理制度上应采取相应的措施后，可以极大地提高热工保护的性，从而提高机组的安全性和经济性。
发电机论文:电力系统发电机率分析论文
摘要:将概率方法应用于电源规划,结合湖北省“十一五”规划进行发电性评估和分析,对性指标对应的经济性等问题进行综合技术经济比较分析,探讨2010年湖北电力系统发电性指标的合理取值范围。
电力系统性是指电力系统按可接受的质量标准和所需数量不间断地向电力用户供应电力和电能量的能力的量度。研究发电性的主要目标是确定电力系统为保障有充足的电力供应所需的发电设备容量。其分析方法有确定性的和概率性的2种,国内目前通常采用的是确定性方法,而概率性方法能较好地综合各种因素的影响,其评估技术在国际上已经成熟。现阶段,我国发电系统性指标标准还没有统一的规定,处于一种研究探索阶段。本文结合湖北电网“十一五”规划,对其发电性进行评估和分析。
1性指标计算
预计2010年湖北省统调较大负荷为18200MW,用电量为93TW•h;统调主要电源装机容量为20222.7MW(不含三峡电站和恩施州)。性指标计算结果如下:2010年湖北电力系统电力不足期望值HLOLE为33.61h/a,电量不足期望值EENS为26332.8MW•h/a。
2敏感性分析
为分析各相关因素对发电性指标的影响程度,特从以下几方面进行敏感性分析计算。
2.1负荷变化在其它各条件不变的情况下,较大负荷上下浮动,2010年湖北电力系统HLOLE值与负荷大小关系见图1所示。图1负荷敏感性分析图由图1可见,负荷变化对发电性指标有着明显的作用,当较大负荷从推荐水平的120%减少时,HLOLE迅速降低,若负荷达到推荐负荷的105%,则HLOLE增加至基准负荷水平时的1.83倍;若负荷未达到推荐负荷水平(95%),则HLOLE仅为基准值的56.9%,HLOLE随负荷变化趋势减缓。由上可知,当负荷越处于高水平时,其变化对HLOLE的影响越大。由于负荷发展水平受多方面因素的影响,负荷预测不可能与实际一致。随着社会的发展,负荷越来越高,其较小的变化相对值,也会导致较大的值变化,而且电源建设存在一定的周期。因此,更应重视负荷的中长期预测,使之更接近实际水平,另一方面也说明在电源规划中应确定合理的HLOLE的取值范围,使之具有一定的适应能力。
2.2电源装机由于电源建设项目受各方面因素影响较多,特别是在电力市场改革正在进行的今天,电源项目的投产期存在更多的不确定性。减少电源装机对HLOLE有一定的影响,但略低于负荷变化的影响;而增加电源装机对降低HLOLE的影响幅度小于因减少电源装机导致电力不足期望值增加的幅度,即系统装机容量越少,其变化对HLOLE的影响越大。从这一点也说明确定电力不足期望值的合理范围的重要性。
2.3等效可用系数通过提高现有机组的等效可用系数,相当于增加系统的可用容量,经济性方面优于新增机组方案。2005年湖北省火电机组的等效可用系数为91.90%,还具备一定的提高潜力。通过机组等效可用系数的浮动计算可知,随着等效可用系数的提高,HLOLE不断下降,在基准值上,可用系数平均降低4个百分点,相当于减少600MW的装机容量,而增加1个百分点,其效果接近于增加300MW的装机容量。因此加强技术水平和提高管理水平,提高机组的等效可用系数,在同样装机容量下,能有效地提高发电性指标。
2.4强迫停运率2005年湖北省属机组等效强迫停运率为2.18%。由于各机组的强迫停运率本身不高,因此其变化时对性指标的影响相对要小些。机组强迫停运率在基准值基础上,上下浮动30%对HLOLE的影响并不大,仅相差10%左右。即使机组强迫停运率增加一倍,对HLOLE的影响界于减少一台300MW机组和减少一台600MW机组之间;机组强迫停运率为零时,效果相当于增加一台300MW机组和增加一台600MW机组之间。
2.5电源结构湖北电力系统一个重要特点就是水电比重大,截止2005年底,湖北电力系统统调水电装机比重高达65.8%,随着三峡电站的建设投产以及水布垭等水电的开发建设,湖北电力系统水电比重仍将维持较高的比重。下面通过拟定不同的电源结构方案,其性指标计算结果见表1。由表2可见,不同的电源构成对电力不足期望值HLOLE有影响,一般来看,相同装机容量下,火电装机容量比重高的系统其HLOLE要低一些,主要是因为水电存在受阻容量。从逐月计算结果看,火电装机容量比重高的系统枯水期HLOLE明显低于火电装机容量比重少的系统,主要是因为水电枯水期空闲容量的增加,使其可用装机减少。水火电的替代容量在0.875左右。当然,水电出力受各方面因素影响较多,计算结果与各个水电站有关,也与水电站的设计保障率有关。
2.6火电机组检修湖北电力系统水电机组检修一般安排在枯水季节,不影响电站出力。通过缩短火电机组的检修时间,可提高发电性指标。火电机组检修周期提高30%,其效果相当于减少系统一台300MW的装机;而降低30%,其效果界于增加系统一台300MW和600MW的装机之间。
2.7与电力电量平衡程序计算结果对照现阶段,电源规划软件常用的是华中科技大学编制的《联合电力系统运行模拟软件(WHPS2000)》,因此,特对该软件计算结果与发电性计算指标进行对照。注:表中备用系数不包含机组检修备用。由表2可见,随着备用系数的取值不断下降,发电性指标不断增大,也就表明系统的发电性变差,基本上是备用系数降低0.01,发电装机可减少200MW,发电性指标增加10%左右。由上述各计算结果可见,负荷水平和装机容量的变化对性指标影响较大。从电源构成看,相同装机容量下,水电比重大的系统其性要差些,2010年湖北省的水电替代容量在0.875左右,从这方面看,水电比重大的区域备用系数应高一些;从机组本身看,提高其等效可用系数比降低机组的强迫停运率的效果明显;另外,在性指标计算中,检修是根据等备用原则安排,实际生产中,合理安排检修计划,提高机组的计划检修水平,逐步开展状态检修方法,也是提高发电性的措施之一。
3技术经济综合比较
任何性水平总是与经济性密切相关,当电力系统越来越复杂、电力用户对供电质量的要求不断提高时,就需要用科学的性理论来进行定量的研究。我国作为一个发展中国家,受到多种因素包括经济以及政治、社会因素的影响,一般认为性指标的取值宜在1～2d/a之间。
3.1停电损失与装机成本计算与发电性有关的指标是由电能价格来维持的,发电性并非越高越好,需综合考虑投资、停电损失及用户的电价承受能力。发电性成本就是电源建设的投资成本以及运行成本,而性效益计算却比较难,在进行成本-效益析时,一般将性效益计算转化为对用户的缺电成本计算。缺电成本计算与国民经济发展状况、国情、电力系统发展水平等多种因素有关,目前采用的有以下几种简单的估算方法。(1)按GDP计算,即按每缺1kW•h电量而减少的国民生产总值计算平均缺电成本。(2)按电价倍数计算,根据对各类用户进行缺电损失的调查和分析,用平均电价的倍数来估算缺电成本。如英国、法国、瑞典等。(3)按缺电功率、缺电量、缺电持续时间及缺电频率计算,如美国等。以下分析仅考虑上述及时和第二种方法。2005年湖北省每kW•h电量对应的GDP为9.62元,预计2010年停电损失费可达到12.3～15.5元/(kW•h);另一方面,目前,湖北省综合电价水平在0.4元/(kW•h)左右,按50倍电价水平计算得到停电损失费用约为20元/(kW•h)。根据国产2×600MW机组的造价水平,折算到每年的发电成本约为900元/kW•a-1。据此,我们可以算出装机变化成本与停电损失费用,进行成本-效益分析。由表3可见,当停电损失费用取15元/(kW•h),装机成本始终超过停电损失;当停电损失费用取20元/(kW•h),按成本-效益分析,可减少装机容量在1800～2400MW之间;当停电损失费用取25元/(kW•h),可减少装机容量在1200～1800MW之间;当停电损失费用取30元/(kW•h),可减少装机容量在600～900MW之间;当停电损失费用取40元/(kW•h),可减少装机容量在0～300MW之间。超级秘书网
4结论和建议
本文结合湖北电网的“十一五”规划进行性指标的计算以及敏感性分析,对电源装机成本与效益进行了分析,主要有如下结论。
(1)“十一五”期间,湖北省的电源装机进度与负荷水平是相适应的。
(2)2010年,湖北省电力不足期望值HLOLE为33.61h/a,电量不足期望值EENS为26332.8MW•h/a,其取值是与经济发展水平相符的,或略有超前。
(3)与现有的确定性分析方法比较,其备用系数(不含检修)取11%左右是相对应的。但仍有以下几点需注意:(a)由于负荷水平存在不确定性和模糊性,在分析性效益时应注意因负荷水平不确定性而带来的风险。(b)电力系统性指标受多种因素影响,上述计算主要考虑停电对经济方面的损失,而没有考虑政治方面、社会方面及日常生活方面的影响。同时电力工业是国民经济基础性行业,应有一定的裕度,因此按成本-效益分析得到的装机容量应是电力系统的低装机容量。(c)LOLE(d/a)计算模型比较粗略,但该指标忽略了24小时24h负荷变化的情况,而且该负荷模型无法求得电量不足期望值EENS,建议采用HLOLE和EENS指标,并推荐2010年湖北电力系统性指标HLOLE取值在30h/a左右,随着国民经济的增长,该值可适当地缩小。
发电机论文:风力发电机组振动优化设计论文
1风电机组振动特性研究分析
风电机组中发生共振的现象时有发生，为了避免机组发生较大振动，需对塔筒以及整个风力发电机轴系进行共振裕度分析。塔筒为细长结构，可采用梁模型进行简化处理得到塔筒的1、2阶弯曲频率。轴系计算中，重点关心了机组的1、2阶扭转自振频率。风力发电机组的激振源较多，主要有转频、电网频率以及叶片通过频率，振动特性分析较为复杂。通过机组工作转速与固有频率的CAMPBELL分析以及机组的共振裕度分析表，从而可得出结论，该机组动力特性良好。塔筒为细长梁模型，一阶弯曲固有频率一般介于1倍工作转频至3倍工作转频之间，因此塔筒的频率必须首先保障避免共振。同时发电机部件由于激振来源较多，主要来自转频、电网以及叶片通过频率等，振动特性分析较为复杂。对于机组振动特性的分析，可以通过机组CAMPBELL分析.
2强度优化设计
为提高风电产品的市场竞争力，机组在保障性能的基础上，要具备成本优势以及开发效率优势。基于以上目的，优化设计的方向和目标大致分为以下几个方面。
2.1以降低重量为目标的多参数强度优化设计
降低重量主要是要通过减小产品的尺寸来实现。在保障产品的刚强度各项性能指标满足要求的前提下进行，即优化之后进行。许用应力值:σ≤［σ］疲劳损伤因子:D≤1，D＜0.5(焊缝)
2.2基于工艺成本控制的多目标强度优化设计
对于产品某些加工部位的表面光洁度可进行优化设计，对产品成型工艺可进行降本优化改进。例如，在保障疲劳性的前提下，由原来的表面光洁度2.5μm增至12.5μm，显然降低了加工的难度，节约了加工成本。同样，由原来的锻造成型改为铸造成型，同样可降低机组的制造成本，并满足批量产生的需求。在工艺优化设计中，同样需保障结构的抗疲劳性能，需满足以下疲劳性能指标:疲劳损伤因子:D＜1，D＜0.5(焊缝位置)。
2.3整体提高产品性能的全新优化设计
上述2种优化方式与方法，参数的调整系统性不强。借助计算软件的先进优化算法，例如遗传算法等，可以对结构的重量、疲劳性等进行系统的优化分析。
2.4基于软件设计开发平台，自主编程定制优化
设计流程，缩短开发周期为了能够满足批量产品的设计需求，在大量分析计算经验积累的基础上，对于某些特定问题，借助软件的设计开发平台，开发全参数的强度分析设计软件。
3风电机组中几类特殊难点问题
3.1螺栓连接强度分析计算
风机和发电机部件中，螺栓连接及焊缝连接是最常用的2种连接方式。对于此类问题的静强度与疲劳强度分析，考核标准以欧洲的标准体系British、GermanorDNV或美国的ASME标准为主。对于塔筒分段的链接螺栓，有学者提出了采用分段线性模拟螺栓在不同阶段受力的方法，该方法简单易行。对于塔筒与主机架、主机架与发电机主轴、轮毂与发电机等部位的连接螺栓，由于载荷较为复杂，采用上述经验公式已不能满足要求，需要借助FEA分析方法。结合载荷谱，通过计算最终得到螺栓的疲劳损伤值。
3.2焊缝连接强度分析计算
关于焊缝疲劳问题，国际焊接协会IIW－2003、欧洲标准Eurocode3part1.9、英国标准BS7608、挪威船级社DNV的相关规范，以及美国机械工程协会ASME规范，均给出了相应的计算方法。东方电机一般采用国际焊接协会中的热点应力法来分析焊缝疲劳。首先，在FEA分析模型中建立热点应力的参考点，单位载荷作用下，得到2个参考应力点的应力分量，然后通过外推公式，最终得到热点位置的应力分量。通过查找和选取相应的疲劳等级DC，计算之后得到焊缝损伤。若损伤因子D＜0.5，可满足抗疲劳的要求。
3.3传动链疲劳分析难点
传动链的疲劳问题较为复杂。主轴轴承的装配，使得载荷在该位置的传递出现了较大的非线性因素耦合效应，主要来自于3个方面:
(1)轴承轴向及径向紧量装配。
(2)轴承内部滚子与滚道的接触。
(3)螺栓预紧作用的非线性效应。这使得FEA模拟仿真结果具有较大的不确定性，成功解决此类问题的难点在于模拟滚子与滚道的接触应力传递。
4结语
风电机组的研发设计虽然借助于较为完备的标准体系，但对于工程中出现的复杂多样的事故及问题，有时却没有标准可供参考。所以，风电机组的整机分析、机电耦合振动分析、风流场与复合材料耦合振动响应分析、机组应力及位移响应分析、机组疲劳断裂损伤的深入研究等，均有待更为深入的研究逐步解决。此外，产品优化设计也是一个多因素集成的工作，往往需将设计工艺制造难度、材料成本、电磁性能、通风散热性能、强度振动性能、软件计算性能等诸多因素予以综合考虑，才能创造性价比高、具有市场竞争力的产品。
作者：李源 陈昌林 谭恢村 单位：东方电气东方电机有限公司
发电机论文:水轮发电机主保护配置方案设计论文
1引出两个中性点情况下的主保护方案
1.1分支组合方式的选择
根据柘溪发电站的4个并联分支的基本情况，本文主要考虑的是12-34、13-24以及14-23这三种分支的组合形式。
1.2横差保护分析
在仿真实验的过程中，我们对各种分支情况下的零序横差、裂相横差以及这两种横差保护相互联合作用时候的保护效果进行了统计整理，在实验的过程中，将零序横差的保护选择为0.04IN，并将其作为动作门槛，裂相横差的保护采用比率的制动特性，，差动的门槛选择为0.2IN，斜率为0.3。根据我们对零序横差以及裂相横差的保护可动作的故障数统计结果分析，我们可以看出柘溪的横差保护具有如下特点：
a.两种横差保护对同相异分支的故障动作的反映灵敏度均不高，个别的分支的动作数目可以达到18种，这主要是由于同相异分支短路的匝差太小，大部分不超过1匝所造成的。
b.同相异分支的短路故障的保护效果显示相隔的分支组合要强于其他的组合情况，而这主要是因为同相异分支的短路现象只能够发生在相邻的分支之间，比如第二分支只能够与及时或者是第三分支发生同相异分支形式的短路故障，所以采用分支相隔的组合方式具有比相邻分支组合更强的保护效果。
c.无论是零序的横差还是裂相的横差对于异相的短路故障均具有较高的反映灵敏度，这也是因为同相同分支之间的短路匝差比较小的缘故。所以柘溪水力发电站在今后的发展过程中需要不断的加强对同相同分支以及同相异分支的短路故障的保护力度。
d.同时，仿真的结果表明，零序横差以及裂相横差保护的故障动作效果之间具有较强的互补性，所以为了提高保护的效果，可以考虑将二者同时装设在同一个系统中。
1.3纵差保护分析
我们对发电机组中的各种不同分支的组合方式条件下的纵差保护的动作效果进行了效果的统计与分析，差动的门槛以及斜率的数值均与以上仿真工作中的条件相同。仿真的结果表明，纵差保护具有如下特点：a.的纵差保护不能够实现对于同相同分支以及同相异分支的短路故障的保护作用，但是可以实现对于2832中异相短路故障的保护动作；b.不的纵差保护对于各种的短路故障形式均具有较高的反映灵敏度，但是对同相同分支或者是同相异分支的故障的动作不够灵敏；c.对相间故障具有较高的灵敏度的保护是单套的不的纵差保护，但是能够实现对于异相短路故障动作率的只有双不纵差保护。
1.4联合保护方案分析
上述的各种保护方案在单独作用的情况下均有着一定的局限性，不能够收到令人满意的效果，所以需要研究横差保护与纵差保护协同作用的保护方案。通过对组合方案条件下可动作故障数的统计分析，我们得出了结论包括：
a.如果选用的是3种中性点侧的分支组合方式，那么好选择12-34式的分支组合，以便达到较高的故障动作效率；
b.如果裂相横差与零序横差均不对这种匝间的短路进行反映，则不的纵差保护方案也不能够起到很好的保护作用或者是具有较高的动作率；
c.这种联合保护的方案对于异相的短路故障具有较高的动作率，几乎可以实现全部类型故障的动作，但是提高零序横差或者是裂相横差的保护门槛的时候，组合的保护方案并不能够显著的提高动作的效率，所以在现场值不确定的条件下为了提高保护的动作率，可以增加一套纵差保护，进而为异相故障提供双重化的保护效果。
2结束语
在各种规模的水力发电站中，发电机都是关键的设施。但是因为发电机分支结构以及定子绕组结构的方式各不相同，所以实际的主保护方案的设计需要根据实际情况进行选择。本文仅仅例举了柘溪水电站的引出两个中性点情况下的保护方案的设计思路，希望能够对相关的工程设计以及学术研究有所帮助。
作者：冯业海 单位：南宁广发重工集团发电设备公司设计部
发电机论文:发电机空燃比控制系统设计论文
1空燃比控制系统组成
燃气发电机组的空燃比控制系统主要由控制器、传感器、燃气阀、空气阀、混合器等部分组成。
1.1传感器系统过程数据的采集
通过氧传感器、转速传感器、进气压力传感器等传感器实现。氧传感器是系统中重要的传感器之一。在空燃比控制系统中，最常见的反馈参数是排气中氧的含量，它直接反映出燃气燃烧之后留下了多少氧气。因为燃烧室内大部分的氧气，或者说所有的氧气均来自于空气，所以排气氧含量是空燃比的直接反映。发动机转速的稳定性对发电机组输出交流电的频率稳定性影响较大，而频率的稳定性又是衡量发电机组输出电能质量的主要指标之一。转速传感器多为磁电式传感器，安装在凸轮轴上，由转速传感器内的永磁体、线圈和发动机飞轮齿轮共同作用产生一个交流电压信号，该信号经采样电阻和放大器处理后，输入到控制器CPU内。
1.2燃气阀及空气阀
燃气阀及空气阀是带步进电机的电动调节阀，也是系统的执行器。控制器利用PWM驱动步进电机，进而调节阀门开度。
1.3空燃比控制器空燃比控制器是空燃比控制的“大脑”。在本系统设计中，空燃比控制器基于DSP处理器设计，由检测电路、空燃比控制电路和通讯接口电路等部分构成。
2空燃比控制策略
在空燃比控制系统中，系统的控制目标是要使稳态下空燃比的平均值在理想值附近，而且在突加突卸负载造成空燃比偏离理想值时，系统能迅速响应，将空燃比控制在理想值附近。
2.1RBF神经网络
整定PID控制策略在工业控制中，PID控制器应用广泛。由于发动机的空燃比受进入气缸的空气量转速、负荷、温度、气体燃料喷射器的响应速度和喷射精度等多种因素的影响，所以采用PID控制，根据反馈实时调整进气量，使之达到控制。人工神经网络是一种在生物神经网络的启示下建立的数据处理模型。其中径向基函数（RBF）模拟了人脑中局部调整相互覆盖接受域的神经网络结构，能以任意精度逼近任意非连续函数，是一种局部逼近网络，收敛速度快。本设计采用并行控制策略来实现发动机空燃比的控制，前馈控制采用RBF神经网络控制器，反馈控制则采用PID控制器。前馈控制及时快速响应，实现发动机的逆动态模型；反馈控制则保障系统的稳定性，抑制干扰信号对系统的扰动。
2.2仿真实验
本文采用MATLAB软件Simulink工具箱进行燃气发电机组空燃比控制系统仿真。燃气发电机组空燃比控制系统采用常规PID控制的仿真，通过对比可以发现：在稳态时，与常规PID相比，并行控制的稳态误差小，空燃比基本能稳定在理论空燃比附近；在动态时，与常规PID相比，并行控制的超调量小，即使在加入干扰的情况下，超调量δp也可控制在20％以内。
3结语
针对燃气发电机组的空燃比控制，本文设计了一套采用RBF神经网络和PID并行控制的控制系统。仿真结果表明，该系统可有效提高燃气发电机组的发电效率，改善燃气发电机组的尾气排放。
作者：洪霖 单位：东华大学
发电机论文:动力技术论文：动力技术在发电机中的适用性
作者：宋俊 单位：沈阳工业大学风能技术研究所
定桨距空气动力制动的控制
对于定桨距机组，空气动力制动装置安装在叶片上。它通过叶片形状的改变使风轮的阻力加大。如叶片的叶尖部分旋转80°~90°以产生阻力。叶尖的旋转部分称为叶尖扰流器，使叶尖扰流器复位的动力是风力机组中的液压系统，液压系统提供的压力油通过旋转接头进入叶片根部的液压缸。叶尖的扰流器通过不锈钢丝绳（图中未画出）与液压缸的活塞杆相联接。当机组处于正常运行状态时，在液压系统的作用下，叶尖扰流器与叶片主体部分精密地合为一体，组成完整的叶片，起着吸收风能的作用；当风力机需要制动时，液压系统按控制指令将扰流器释放，该叶尖部分旋转，形成阻尼板。由于叶尖部分（约为叶片半径的15%）在风轮产生功率时出力较大，所以作为扰流器时，叶尖产生的气动阻力也相当高，足以使风力机很快减速。一种定桨距机组液压系统。
变桨距、偏航驱动与制动
液压变桨距系统风电机组变桨距的目的主要是功率调节。液压变桨距系统的组成如图7所示。从图7可见，液压变桨距系统是一个自动控制系统。由桨距控制器、数码转换器、液压控制单元、执行机构、位移传感器等组成。在液压变距型机组中根据驱动形式的差异可分为叶片单独变距和统一变距两种类型，单独变距用的三个液压缸布置在轮毂内，以曲柄滑块的运动方式分别给三个叶片提供变距驱动力（图略）。统一变距类型通过一个液压缸驱动三个叶片同步变桨距，液压缸放置在机舱里，活塞杆穿过主轴与轮毂内部的同步盘连接，动力部分由电动机7、液压泵5、油箱1及其附件组成。变距机构的控制风力机叶片的“开桨”和“顺桨”，在机组运行和暂停的工作状态实现位置控制。在机组关机和紧急关机时实现速度控制。还有一种电液结合的变桨距系统。电-液变桨距机构原理图。由图可见，本系统用交流伺服电动机驱动可双向转动的定量泵，定量泵直接驱动液压缸。通过改变电动机的旋转方向、速度和运行时间来控制液压缸的运动。偏航的驱动与制动液压系统还可以用于偏航的驱动与制动。由于风向经常改变，如果风轮扫掠面和风向不垂直，不但功率输出减少，而且承受的载荷更加恶劣。偏航系统的功能就是跟踪风向的变化，驱动机舱围绕塔架中心线旋转，使风轮扫掠面与风向保持垂直。机舱在反复调整方向的过程中，有可能发生沿着同一方向累计转了许多圈，造成机舱与塔底之间的电缆扭绞，因此偏航系统应具备解缆功能。也有的风力发电机组利用偏航进行功率调节。偏航驱动系统与变桨距驱动系统类似，是一个自动控制系统，其组成和工作原理。由图可见偏航系统由控制器、功率放大器、执行机构、偏航计数器、传感器等部分组成。偏航系统的执行机构一般由偏航轴承、偏航驱动装置、偏航制动器、偏航液压回路等部分组成。偏航制动控制的功能是控制偏航制动器松开或锁紧；为避免风力发电机组在偏航过程中产生过大的振动而造成整机的共振，偏航系统在机组偏航时必须具有合适的阻尼力矩。阻尼力矩的大小要根据机舱和风轮质量总和的惯性力矩来确定。此阻尼力矩由液压系统提供。
温度控制及润滑利用
流体动力技术进行温度控制的主要内容有齿轮箱的温控和油液净化；发电机的冷却；变流器的冷却和变压器的冷却等。大功率风机的齿轮箱设有润滑油净化和温控系统，为一种典型结构。在图13中，过滤器采用多级过滤精度的混合滤芯，在粗精度滤芯和高精度滤芯之间用单向阀8隔开，当油温较低时，由于油液黏度较高，通过高精度滤芯时产生的压降增大，当大于单向阀8的开启压力时，油液经过粗精度滤芯过滤后流过过滤器；随着温度的升高，通过高精度滤芯时产生压降逐渐减小，单向阀8开口逐渐减小直到关闭（大约10℃时），油液流过高精度滤芯。采用这种结构的过滤器能够保障在任何情况下，进入齿轮箱的油液都是经过过滤的油液。机组中的自动润滑系统可以对主轴承及齿轮箱和发电机的轴承进行自动润滑。
发电机论文:水轮发电机组技术经济论文
1机型基本参数对比分析
小龙水电站较大水头6．31m，额定水头5．0m，最小水头3．0m，根据运行水头适合的机型有竖井贯流式和灯泡贯流式，但是，竖井贯流机组与灯泡贯流机组各具有其特点。小龙水电站工程在初步设计中推荐采用灯泡贯流式机组。但在施工设计阶段，遇到了诸多困收稿日期:2015-03-16难，比如:水轮发电机组采购时，由于机组运行水头超低、转速低、发电机尺寸大、生产周期长、制造难度大、交货时间不能满足电站的施工工期要求，同时大件运输也较困难等。于是对竖井贯流式和灯泡贯流式两种机型主要性能参数进行比较。由表1参数可知，在超低水头、相同同出力条件下，灯泡贯流式转轮直径比竖井贯流式大0．3m，转速低15%，水轮机重量多12%，水轮机流道尺寸也略大。水轮机较大起吊重量多12%，厂房起吊高度增加5%。而竖井贯流式发电机增加了一套变速系统，但发电机的重量仅是灯泡机的1/4，故机组重量轻。对发电机而言，若选用灯泡贯流式机型，按照水轮机参数，发电机转速为65．22r/min，转子磁极数为92个。根据电磁计算，发电机定子需选择450槽，发电机结构尺寸相对而言较大，其经济性指标明显下降，随之带来的是运输难度增大，发电机无法整体运输，灯泡头、锥体、定子机座等部件均需分瓣才能完成。同时，定子还需要在工地完成叠片、下线等工作，转子要采用叠片磁轭结构，也需在工地现场进行组装。从表中可以看出竖井贯流式机型，通过增设一个增速齿轮箱将发电机转速提高到750r/min，发电机结构尺寸大为减小，定子槽数减为了108槽，转子磁极数仅为8个，发电机可实现在制造厂总装配后整体运至工地。显然，给制造和运输都带来极大的方便。
2机型安装调试、周期的对比分析
由于灯泡贯流式机组结构紧凑，故安装工作要在狭小的空间里进行。而总体上这种机型，特别是对于尺寸较大的机组，其大部件刚性又相对较弱，这样，要满足机组重要部位设计精度的需要，其安装难度、调整工作量大、工作周期长是显而易见。但对竖井贯流式发电机组而言，情况则不一样，竖井贯流机组的发电机部分可在制造厂内进行总装，并在完成转动部件的静、动平衡试验后，如齿轮箱一样，整体运至工地可直接吊入竖井内就位后安装。另外，直锥尾水管的里衬在及时阶段安装，并作为后续工程的基准和支持面，导水机构在安装场预组装，待厂房土建工作结束后整体吊装就位，接着是安装主轴、转子、增速器和发电机，仔细地对中调直，使其在一条直线上，这样可大大减小安装场地，缩短安装周期。
3机型维护检修的对比分析
一般竖井外形除了迎水面做成圆弧形外，沿水面均为平面。灯泡贯流式机组发电机部分的维护工作较少，但维护操作则较为困难，发电机大修时流道需要进行排水，所需维修所需的时间较多。竖井贯流式机组发电机部分的维修操作则较为方便，不需要对流道部分实行排水。当然，增加了一个齿轮箱的维护，增速器一般指齿轮传动，需要我们对齿轮箱的选择给予足够重视，选用的、高质量的产品，就可以将齿轮箱的故障率和机组总体噪音降到很低程度。由此看来，竖井机组也可以提高设备的运行性和安全性，减少维护工作和费用。
4机型效率的对比分析
通常，人们可能认为竖井贯流式机组由于增加了一个齿轮箱，效率要比灯泡贯流式机组低。事实上，一台高质量的行星齿轮效率满负荷时效率约为99%，行星齿轮效率损失可从高速发电机的效率提高得到补偿。在做具体分析后，我们会发现，实际上两机型的效率几乎相差不大，祥见表2相关数据。由表2中两组数据可以看出，两种形式机组的综合效率相差不多。此外，竖井贯流式发电机还因无需采用强迫通风冷却，从而能有效减少厂用电负荷。
5两种机型价格的对比分析
两种机型的水轮机结构基本相同，制造过程也大致一样。但灯泡式水机转轮直径大，重量重，故竖井贯流式水轮机比灯泡贯流机的造价有明显优势。对发电机而言，竖井贯流式发电机转速较高，转动部件材料的机械性能要求比灯泡贯流机高，若仅从吨价来看，竖井贯流式发电机的吨价比灯泡贯流机高，但由于发电机转速的提高，发电机的总重量也大大减轻，加上增加的齿轮箱带来的投资，其发电机总体价格具有较大优势。若以灯泡贯流式机组的造价为，两种机型的价格统计分析见表3。从表3中可以看出，灯泡贯流机组的价格约是竖井贯流机组的1．187倍，竖井贯流机组实际采购价格比灯泡贯流机组约少2300万元，能节省电站的机电投资。
6建议
小龙水电站大功率竖井贯流机组已成功运行了6年，在近几年运行中发现了不少问题，根据此机组在应用中曾出现过的问题，笔者建议大功率竖井贯流机组应在以下几方面引起足够的重视:(1)水轮机，增速器、发电机的同轴度要严格按照设计要求进行安装;(2)增速器油泵控制系统中油温、油位及油压均要满足增速器运行要求，才允许机组启动;(3)增速器润滑油选用高质量、性能优的润滑油;(4)增速器选用品质优良，口碑好，售后好的厂商;(5)增速器振动情况的监察;(6)合理调整导叶紧急关闭规律、调速器轮叶协联关系以及调速器的关机时间和两段关闭拐点，减少反水锤对增速器推力轴承的冲击;(7)机组运行过程中增速器各部的油温，定期对增速器邮箱内的油质进行检查;(8)发电机集电环碳刷选用适宜高转速水轮机、硬度合适的产品。
7结语
小龙水电站是目前国内较大的竖井贯流机组，该机组的投产、运行填补了大功率竖井贯流水轮发电机组在国内应用的空白，并通过竖井增速机组与灯泡贯流机组的技术、经济比较以及近6年的运行维护经验，，指明了超低水头电站在应用大功率竖井贯流式机组的方向。同时，我们也应该清楚地认识到，竖井贯流机组特别是大功率竖井贯流机组起步较晚，目前虽取得了前所未有的进步，但还需要在今后的运行维护中不断总结和完善，也有可能在应用中暴露出更多的问题需要我们去探索和完善。
作者:甘波单位:四川嘉陵江小龙门航电开发有限公司
发电机论文:汽轮发电机的特征及安装原理分析论文
摘要：发电机的安装和调试是确保发电机正常运行的重要前提。阐述了汽轮发电机的结构特点，就汽轮发电机的安装和调试进行了总结，并提出了需要注意的问题。
关键词：汽轮发电机；安装；调试
一、汽轮发电机的结构特点
发电机通常由定子、转子、端盖及轴承等部件构成。其中，定子由定子铁芯、线包绕组、机座以及固定这些部分的其他结构件组成；转子由转子铁芯绕组、护环、中心环、滑环、风扇及转轴等部件组成；由轴承及端盖将发电机的定子，转子连接组装起来，使转子能在定子中旋转，做切割磁力线的运动，从而产生感应电势，通过接线端子引出，接在回路中，便产生了电流。
汽轮发电机是指与汽轮机配套的发电机。为了得到较高的效率。汽轮机通常为3000转／分或3600转／分。高速汽轮发电机为了减少因离心力而产生的机械应力以及降低风摩耗，转子直径一般做得比较小，长度比较大，即采用细长的转子。特别是在3000转／分以上的大容量高速机组，由于材料强度的关系，转子直径受到严格的限制。一般不能超过1.2米。而转子本体的长度又受到临界速度的限制。当本体长度达到直径的6倍以上时。转子的第二临界速度将接近于电机的运转速度，运行中可能发生较大的振动。所以大型高速汽轮发电机转子的尺寸受到严格的限制。10万千瓦左右的空冷电机其转子尺寸已达到上述的极限尺寸，要再增大电机容量，只有靠增加电机的电磁负荷来实现。为此必须加强电机的冷却。所以5-10万千瓦以上的汽轮发电机都采用了冷却效果较好的氢冷或水冷技术。
二、安装工序
(1)施工准备。设备在安装前应仔细查看相关资料，熟悉并在整个施工过程中认真执行“施工验收规范”的有关各项规定，详细了解机组结构特点，掌握正确的安装程序，并准备好安装所需资料，作好施工技术交底。
(2)基础划线复查。①依据土建交付使用单位验收合格的有关基础资料和汽轮机、发电机、辅机平面布置等有关图纸进行基础的标高、各部几何尺寸、地脚螺栓孔、予埋铁板及混凝土浇灌质量等进行严格、细致的检查。②对基础进行沉陷观测。用水准仪在厂房二根柱子处测量并标注基准标高点，返在汽轮机基础四周明显位置作为观测点。③基础、风道、地脚螺栓孔内的模板及杂物应清除干净。地脚螺栓孔应垂直。并符合发电机纵横中心线。
(3)垫铁布置。①混凝土强度达到70％以后，进行机组安装，按要求安放垫铁。②标准平垫铁涂红丹粉油进行反复研究，检查接触情况，接触面规定在50％以上，在用手按垫铁时，应无翘动，不允许用抹薄层砂浆的方法来修补垫铁下的混凝土承力面。③垫铁安装完毕，汽缸正式扣盏前应在各叠垫铁侧点焊，保持地脚螺栓在螺栓孔内或螺栓套管内四周有不小于5mm的间隙。
(4)底座架、轴承座及下汽缸就位。对于组装时使用涂料的汽缸水平结合面，在未加涂料时其结合情况应符合相关要求。调整轴承座和汽缸相对位置，装好猫爪横销。汽缸在吊装、调整过程中应注意防止变形。
(5)安装滑销系统的安装。清理滑销和滑销槽进行清理，用内径千分尺和外径千分尺沿滑动方向取三点分别测量，滑销在销槽内应滑动自如无卡涩。各滑动配合面应无损伤和毛刺，必要时应进行修刮。
(6)轴承安装。轴承分为上、下两半，先安装前后轴承下半，并检查轴承与轴承座配合情况。轴承各水平结合面应接触良好。用0.05mm塞尺检查应塞不进。轴瓦下部与瓦座或瓦套必须接触紧密。发电机前轴承在出厂时留有括研余量，在安装时与电机轴相配合括研，与轴接触面积经研磨后检查不少于75％。
(7)安装转子。起吊转子，校正水平，吊进汽缸，轴颈与轴承应光洁，并浇上透平油润滑。将转子最终调整好后，确保间隙偏差在制造厂或中家标准规定的允许范围内。(8)装配调节汽阀，对通汽部分间隙的检查和调整。调整好各阀升程及间隙等，通汽部分间隙应按制造厂出厂记录的项目进行测量。在各种间隙中以喷嘴和动叶之间的轴向间隙对机组的安全和经济运行影响较大，需要仔细测量和调整。
(9)汽轮机扣大盖。作仔细的检查，保障扣大盖后没有任何部件存在缺陷，没有任何杂物遗留在汽缸内。首先，要试扣大盖，按顺序安装隔板、转子等，再次盘动转子、一切情况正常后方可正式扣大盖。其次，将翻过的大盖吊起找好纵横向水平，误差在0.15/1000，再次检查汽缸内部，确认一切正常，无异常时将大盖缓缓落下，拧紧中分面螺栓和汽缸法兰螺栓。
(10)安装轴承扣盖和盘车装置。轴承扣盖时轴承盖应严密地压住轴瓦并有一定的紧力，用压铅法进行检查。盘车装置安装前应对各零部件作仔细检查，运动部分应动作灵活，但组装完毕后用手盘动应能轻便转动。
(11)发电机安装。工序：①台板就位及找正；②转子试装；③定子就位初平找正；④穿转子；⑤初调联轴器中心及初调气隙；⑥励磁机安装；⑦压浆换正式垫铁；⑧联轴器找正及精调气隙。
(12)二次灌浆。汽轮机组安装完成后，汽轮机，发电机组的相互位置不再需要作变动与调整时，就可将座架、轴承座、减速箱底座、发电机台板一起进行二次混凝土浇灌、使其与基础固定连接。
(13)辅助设备安装。按照程序分别安装空气过虑器、空气冷却器、抽气器。安装时应符合规范和图纸的技术要求。对抽气器的水侧和汽侧分别进行水压试验。
(14)汽轮机本体范围的管道安装。管道安装时，冷拉间隙的位置和尺寸应符合设计规定，不得任意变更。管道的焊接必须由合格焊工施焊。焊条应有制造厂的质量合格证，使用前应烘干，焊接坡口、施焊程序应符合规程要求，焊口进行热处理后，对焊接区域用干石棉绳包扎使其缓慢冷却。安装完毕后，应进行水压试验，试验压力为1.25倍工作压力，维持5分钟不漏为合格。公务员之家
三、结语
汽轮机本体的安装是一项非常精细的工作，必须从前期准备、施工程序、施工工艺等各个方面精益求精，从保障机组的运行的安全性、性、经济性三个方面多做工作。重点应该抓住以下几个方面；一个“清洁度”；二个“面”；三个“基准”，四个“间隙”。一个“清洁度”就是保障氢油水系统的清洁度、汽缸、阀门、导汽管、定子内部的清洁度。二个“面”：一个指“滑动面”，具体指汽缸与台板之间的滑动面，轴承箱与台板之间的滑动面，内部部套与汽缸之间的支撑面；轴承与轴承座之间的结合面，推力瓦块与瓦套及推力盘之间的接触面等，保障机组在动态、热态下滑动自如；另一个指“结合面”，具体指汽缸及内部部套中分面，轴承及轴承箱中分面，密封瓦及瓦套中分面，发电机端盖，端罩个结合面，油系统法兰及主油泵中分面等，保障机组不漏汽、水、油、风。三个“基准”：一个是“基础”，一个是轴系中心基准。还有轴系扬度基准。必须落实清楚，轴系的标高和轴颈的扬度是什么关系，如何通过轴系的标高确定轴颈的扬度，轴系找中的基准、转子轴颈扬度如何确定，轴承的标高为0与轴颈扬度为0的区别。四个“间隙”：包括膨胀间隙、通流间隙、油隙、滑销间隙。在此基础上，还要认真做好汽轮发电机组本体和主要辅助系统的安装，端正态度，注重细节。认真总结经验教训，精益求精，确保电动机安装运行良好。
发电机论文:导致发电机组振动的原因研究论文
关键词：汽轮发振动
摘要：汽轮机组振动范围的规定(单位：毫米)对设备的危害不大，因而是允许的。汽轮发电机组的振动是一个比较复杂的问题。造成振动的原因很多，但是我们只要能抓住矛盾的特殊性，即抓住振动时表现出来的不同特点，加以分析判断，就有可能找出振动的内在原因并予以解决。
值得注意的是，随着汽轮机功率的增大，在轴承座刚度相当大的情况下，转子的较大振动并不能在轴承座上反映出来。
振动是指一种周期性的往复运动，处在高速旋转下的汽轮发电机组，在正常运行中总是存在着不同程度和方向的振动。对于振动，我们希望它愈小愈好。
对设备的危害不大，因而是允许的。这里所讲的振动，都是指对设备有危害，超出了允许范围的振动。
汽轮发电机组振动过大时可能引起的危害和严重后果：1)机组部件连接处松动，地脚螺丝松动、断裂；2)机座(台板)二次浇灌体松动，基础产生裂缝；3)汽轮机叶片应力过高而疲劳折断；4)危机保安器发生误动作；5)通流部分的轴封装置发生摩擦或磨损，严重时可能因此一起主轴的弯曲；6)滑销磨损，滑销严重磨损时，还会影响机组的正常热膨胀，从而进一步引起更严重的事故；7)轴瓦乌金破裂，紧固螺钉松脱、断裂；8)发电机转子护环松弛磨损，芯环破损，电气绝缘磨破，一直造成接地或短路；9)励磁机整流子及其碳刷磨损加剧等；从以上几点可以看出，振动直接威胁着机组的安全运行。因此，在机组一旦出现振动时，就应及时找出引起振动的原因，并予以消除，决不允许在强烈振动的情况下让机组继续运行。
汽轮发电机组的振动是一个比较复杂的问题。造成振动的原因很多，但是我们只要能抓住矛盾的特殊性，即抓住振动时表现出来的不同特点，加以分析判断，就有可能找出振动的内在原因并予以解决。
一、励磁电流试验
试验目的在于判断振动是否由电气方面的原因引起的，以及是由电气方面的哪些原因引起的。
如加上励磁电流后机组发生振动，断开励磁电流振动消失。则可肯定振动是有电气方面的原因造成的，此时可继续进行励磁电流试验。通过励磁电流试验得出如下两种结果：
1)随着励磁电流的增加，振动数值跟着加大，此种情况表明，振动是由于磁场不平衡引起的。造成磁场不平衡的原因有：发电机转子线圈短路：发电机转子和静子间空气间隙不均匀等；
2)磁场电流增加时振动不立即增大，而是随着磁场电流增加在一定的时间内成阶梯状的增大，在励磁电流增大时尤为显着。这表明振动和转子在热状态下的质量不均衡有关。
二、转速试验
试验目的在于判断振动和转子质量不平衡的关系，同时可找出转子的临界转速和工作转速接近的程度。
试验一般在启动(或停机)过程中进行。转速每升高100—200r/min记录振动值一次，试验的较高转速好取为105％工作转速，以便观察振动变化的趋向。本试验可在汽轮机与发电机断开情况下进行，也可在连接情况下进行。
通过本试验还应检查临界转速和工作转速是否过分接近。一般设计时应使二者相差30％左右，但由于运行期间拆去了一些零件或在转子上加工等，就有可能十分而达到平衡，这样工作转速离临界转速过近，机组运行中必然要发生较大振动。
三、负荷试验
试验的目的在于判断振动与机组中心、热膨胀、转子质量不平衡的关系，判断传递力矩的部件(靠背轮、减速齿轮)是否有缺陷。试验可以升负荷方式进行，也可以降负荷方式进行，一般可分为零负荷、1/4负荷、1/2负荷、3/4负荷和满载负荷五个等级。每一级附和测量振动两次，即负荷刚改变后立即测量一次。负荷稳定30min后再测量一次。做负荷试验时，在测量振动的同时必须测量机组的热膨胀情况。一般通过负荷试验可得出如下三种结果：
1)振动随负荷增加而见效(数值不大)。这表明振动的原因在于转体质量的不平衡，此时可参照“转速试验”进行分析。
2)振动随负荷增加而加大，且于热膨胀无关(即每一级负荷的两次所测振动值变化不大)。
这表明振动和旋转力矩有关。其可能原因有：机组按靠背轮找中心时没有找准；活动或半活动式靠背轮本身有缺陷，如牙齿啮合不好或不均匀磨损等；
此种振动情况，一般在机组并列或接解列时振动值会有突变现象。
3)在负荷改变后的一段时间，振动随时间的加长而加大(即在每一负荷下稳定一定时间后所测得的振动值与及时次所测得的振动值有较明显的变化)。这表明振动与汽轮机的热状态有关，其可能原因有：滑销系统不良、基础不均匀的下沉；主蒸汽管道布置不当，在热膨胀时给汽缸施加了作用力；其它不正常的热变形引起机组中心线发生变化等。
四、轴承润滑油膜试验
试验目的在于判断振动是否是因为油膜不稳，油膜被破坏或轴瓦紧力不当所引起的。
试验是在保障轴承润滑油压和油量的条件下通过改变油温来进行的，油温变动范围一般是正常油温的正负5℃，油温每变化1℃测量振动一次，并在上、下限油温时稳定30min后各多测振动一次。
油温试验的结果，有两种可能情况：
1)振动随油温升高而加大。这表明振动大多是由于轴瓦间隙太大所引起的。这种情况比较多见，因为运行中往往会由于乌金磨损，多次修刮而使轴瓦内径加大，致使油膜不稳；2)振动随油温升高而减少。此时，振动大多是由于轴瓦间隙太小所引起的。
此外应注意，由于润滑油温只是通过改变油的粘度间接影响油膜建立的，所以振动是否是由于油膜不稳或被破坏所造成，还应通过振动现象加以判断。油膜不稳或被破坏而引起振动的特点主要是：振动发生得比较突然和强烈，一般难于掌握其发生和消失的规律。振动波形紊乱，振动频率和转速不相适应；振动时机组声音异常，好像在抖动一样。
轴承紧力不够也会引起振动，此时振动值也很不稳定，且在振动部位可听见测到“咚东”的响声。
除通过上述几种试验来寻找振动的原因外，尚可通过真空试验或机组外部特性试验来分析振动原因。真空试验的目的，是判断振动是否是由于真空变化后机组中心在垂直方向发生变化引起的。真空试验依据的原理是：真空变化时大气压力对排汽缸的作用力就要变化，使与排汽缸连成一体的后轴承座发生上下位移；真空变化时，排汽温度变化，使排汽缸热膨胀值变化，也会引起后轴承座上下位移，这些都能影响机组中心在垂直方向的变化，若处理不当时就可能引起振动。机组外部特性试验，实际上就是在振动值比较大的情况下测量机组振动的分布情况，根据振动分布情况分析判断不正常的部位。例如：紧固螺钉松动、轴承座和基座台板接触不良，机座和轴承座框架在基础上松动，机组基础局部松动，以及某些管道共振等缺陷，就可通过外特性试验查找出来。
汽轮发电机组振动异常是运行中最常见的故障之一，其产生的原因是多方面的，也是十分、复杂的，它与制造、安装、检修和运行水平有直接关系。超过允许范围的振动往往是设备损坏的信号。振动过大将使汽轮机转动部件如叶片、叶轮等的应力超过允许值而损坏；振动严重时，可能导致危急保安器误动作而发生停机事故以及导致轴承座松动、基础甚至厂房建筑物的共振损坏等。因此，必须使机组的振动水平保持在规定的允许范围内。公务员之家
值得注意的是，随着汽轮机功率的增大，在轴承座刚度相当大的情况下，转子的较大振动并不能在轴承座上反映出来。应该直接测量转子的振动数值作为振动标准才是合理的，在运行中，一旦发现振动异常，除应加强对有关参数的监视、仔细倾听汽轮机内部声音外，还应视具体情况立即减负荷乃至停机检查。必要时通过各种试验来分析机组振动异常的原因，采取相应的处理方法及消除措施。
发电机论文:水轮发电机主绝缘损坏原因探究论文
1、设计、制造不良造成水轮发电机绝缘损坏
1.1为降低成本和缩小体积，设计时主绝球裕全偏低，同时某些部位主绝缘包扎层数不够有脱节现象。
例如，某小型水电站机组于1988年底投产发电到2000年运行共12年，实际运行时间不到5万小时，1996年就出现1号机差动保护在发电机升压过程中动作。经检查是A,B相相间主绝缘击穿。2号机在1998年大修过程中进行预防性直流耐压试验时突然击穿主绝缘。经查找为槽底线圈主绝缘对地击穿。经检查发现电机定子线圈绝缘偏薄，某些部位包扎不严，有多处绝缘开裂，不得不进行贴补处理。
1.2生产工艺直接影响着发电机的质量。
水轮发电机组铁芯振动现象时有发生，而且在运行中往往较难正确判断。如某电站1990年投产的水轮发电机组，在投产后不久，运行人员发现机组升压并网后，当负荷带到一定程度时产生异常尖叫响声。经技术人员分析判断为铁芯振动。其主要原因是制造时芯片叠压得不够紧，引起硅钢片在运行中振动。如不及时处理可能会引起硅钢片因长期振动疲劳而折断，割破线圈绝缘造成接地短路或相间短路故障，严重时往往无法在现场修复，需要运回制造厂进行铁芯压紧和重新嵌线处理。经采用新工艺在现场压紧后，通过2倍于额定电压的直流泄漏试验和直流耐压试验，然后又进行1.5倍额定电压的交流耐压试验。目前运行还较正常。
2运行环境对发电机主绝缘损坏的影响
2.1运行环境温度直接影响电机的寺命。
已投入运行的小型水轮发电机组大多数采用沥青云母绝缘，这种绝缘采用云母带在
整个线棒直线和端部连续包扎后，经真空浸漆处理，以消除端部搭接的缺点。但沥青软
化点低，主绝缘耐热等级极限较低，一般为105K。真空浸漆工艺复杂，掌握不严就不易
浸透，内部有可能存在气泡，造成线圈质量很不稳定。又由于某些电站为了提高运行水头
厂房建设得很低，为了防止台汛季节尾水通过窗户淹没设备，多数主机层墙上没有设置通风透光窗户，运行环境温度很高，机组散热不良，加速绝缘老化。特别是有的线圈制造不良，绝缘材料含有气隙，使绝缘温差增大，最热点的温度直接缩短定子绝缘的使用寿命。
2.2小水电站地处边远山区，在电气接线上往往处在线路的末端，电压偏移很大。
特别是丰水季节，400V机组的母线电压有时升高到470V,6kV母线有时竟达到7kV。小型电站的并网变压器只有三档分接开关.远远不能满足实际运行的需要而不得不抬高发电机出口电压。
某电站低压机组1978年投产发电，由于长期的高温和电压偏高影响，在夏季发电时电机主绝缘对地击穿，弧光放电将电机的定子铁芯及机壳烧成一个大窟隆，致使
事故后修复工作十分困难。
3、不良检修对发电机主绝缘的破坏
立式水轮发电机进行扩大性检修时，多数需要吊出转子，并且水轮机的转轮也需要通过定子膛中吊出进行补焊。在起吊中如果稍有不小心或吊车技术不熟练就会撞击定子线圈。
某电站水轮发电机组在及时次大修过程中，由于水机底环锈蚀严重，使用顶起螺丝无
法将底环吊出，改用15吨吊车硬性起吊，致使吊环脱落，而15吨吊钩猛烈撞击定子线圈端
部，造成电机端部绝缘多处受伤。
4、机组线圈主绝缘损坏的措施
（1)防止铁芯松动。在大修清扫定子铁芯时应注意观察，如发现铁芯出现红粉，表明该
处有松动.可用电工刀及其他薄型片状工具进行试插松动程度，正常时铁芯齿部插入深度一般不超过3mm。运行中还要注意线圈的紧固情况，在上下层线圈同相且电流方向相同时，作用力较大都压向楷底。如果线圈在槽内固定不牢，就会发生振动导致线圈表面防晕层磨损破坏，同层异相线圈电流方向相反时产生切向交变弯曲力矩较大，也会破坏绝缘。对有松动的线圈应及时将槽楔打紧，必要时可用斜键槽楔。端部松动可用无纬玻璃丝带加强绑扎，绑扎后喷以环氧树脂漆固化。
（2)防止电腐蚀。使用环氧粉云母作主绝缘的水轮发电机组在运行中暴露出的问题主要是电腐蚀。电腐蚀分为内腐蚀和外腐蚀，内腐蚀是因为主绝缘和防晕半导体支间有气隙，对地电压分配在主绝缘和气隙两种不同的介质上.使气隙游离放电;外腐蚀是因为防晕层与铁芯间气隙游离放电。内腐蚀首先破坏主绝缘和导线之问的粘结胶，使绝缘脱壳、胶线松散。产生电磁振动、胶线磨细折断，损坏主绝缘;外腐蚀首先是磨破防晕层，加剧电晕放电，造成线圈表面绝缘损伤。
为了防止电腐蚀，可采用下列措施:
(1)电腐蚀的轻重程度与线圈所处电压有关，腐蚀大部发生在发电机电压大于4kV以上线圈中，可在电机运行一段时间后，采取线圈中心点与出线端倒位措施缓解。
(2)运行电机若发现有臭氧味，往往是电腐蚀的前兆，可用局部放电仪进行检查。小水电系统一般都不具备这个条件，可以在环境较暗的情况下用肉眼进行初步观察。若在线圈槽口与线圈端箍连接处等部位出现兰色辉光，则有电晕现象。需要进行检修处理。
摘要：发电机主绝缘损坏故障严重影响着中小型水轮发电机的健康可持续运行，给当地经济社会发展带来了不利影响，本文对水轮发电机主绝缘损坏原因探析及解决措施进行了探讨。
关键词：水轮发电机；主绝缘损坏；原因分析
发电机论文:柴油发电机组数字调速系统设计论文
1变速积分PID原理
1．1PID控制原理［1，2］
常规PID控制系统原理框图如图1所示。
PID控制器是一种线性控制器，它根据给定值r（t）与实际输出构成控制偏差：
将此偏差的比例（P）、积分（I）和微分（D）通过线性组合构成控制量，对被控对象进行控制。其控制规律为：
式中，Kp为比例系数，T1为积分时间常数，TD为微分时间常数。
在PID控制中，比例项用于纠正偏差，积分项用于消除系统的稳态误差，微分项用于减小系统的超调量，增加系统稳定性。PID控制器的性能就决定于Kp、T1和TD这3个系数。如何选用这3个系数是PID控制的核心。
1．2数字PID控制算法选择
设计和调整数字PID控制器的任务就是根据被控对象和系统要求，选择合适的PID模型，将其进行离散化处理，编出计算机程序由微处理器实现，确定KP、T1、TD、和T，T为采样周期。微处理器控制是一种采样控制，它只能根据采样时刻的偏差值计算控制量，因此，必须对PID模型进行离散化处理。
用矩形方法数值积分代替式（3）中的积分项，对式（3）中的导数项用后向差分逼近，经推理可得到基本PID控制的位置式算法：
式中k——采样序号，k＝0，1，2，……
U（k）——第k次采样时刻输出值
E（k）——第k次采样时输入的偏差值
E（k－1）——第（k－1）次采样时刻输入的偏差值
K1——积分系数，K1＝KpT／T1
KD——微分数系，KD＝KpTD／T1
在数字控制系统中，PID控制规律是用程序来实现的，因而具有更大的灵活性。由于基本PID控制中引入了积分环节，其目的主要是为了消除静差，提高精度。但在柴油机调速过程中，突加突减负载时，会引起转速的较大波动，导致短时间内转速出现较大偏差，通过PID积分运算积累，超调量过大，系统产生振荡，严重影响发电机组输出电能的品质。为避免PID控制中积分项引起的超调，提高其调节品质，拟采用积分分离法对基本PID控制进行改进，简称变速积分PID。变速积分PID的基本思路是设法改变积分项的累加速度，使其与偏差大小相对应，偏差越大，积分越慢；反之，则越快。
式中，A、B为积分区间。
变速积分PID算法为：
式中，U1（k）为第k次采样时刻PID运算的积分部分输出值。
采用变速积分PID控制，系统具有以下特点：用比例消除大偏差，用积分消除小偏差，可消除积分饱和现象；各参数容易整定，易实现系统稳定，而且对A、B两参数不要求十分；超调量大大减小，改善了调节品质，适应性较强。
2柴油发电机组数字调速系统中PID控制参数整定［3，4］
数字PID控制参数整定的任务主要是确定数字PID的参数KP、T1、TD和T。
对于简单控制系统，可采用理论计算方法确定这些参数。但由于柴油机调速系统的工况较为复杂，其数学模型并非十分，在此，采用工程整定常用的扩充临界比例带法，结合经验法再对参数进行调整，得到最终的PID参数。
（1）采样周期T的选择
在数字控制系统中，采样周期T是一个比较重要的因素，采样周期的选取，应与PID参数的整定综合考虑。
首先，采样周期T的选取应满足以下要求：远小于对象扰动周期；比对象时间常数小得多；尽量缩短采样周期，以改善调节品质。
该系统中，PID调节控制过程是在定时中断状态下完成的，因此，采样周期T的大小必须保障中断服务程序的正常运行。在不影响中断程序运行的情况下，可取采样周期T＝0．1τ（τ为柴油机的纯滞后时间）。当中断程序运行时间Tz大于0．1τ时，则取T＝Tz，
（2）临界振荡周期Ts的确定
初始确定数字PID参数时，在用上述方法确定采样周期T的条件下，从调速系统的PID调节回路中，去掉数字控制器的微分控制作用和积分控制作用，只采用比例调节环节来确定系统的振荡周期Ts和临界比例系数Ks。由单片机系统自动控制比例系数KP，并逐渐增大Kp，直到系统出现持续的等幅振荡，然后由单片机系统自动记录并显示调速系统发生等幅振荡时的临界比例度δ和相应的临界振荡周期Ts。
控制度就是以模拟调节器为基础，定量衡量数字控制系统与模拟调节器对同一对象的控制效果。控制效果就是采用某一积分准则，根据系统在规定的输入下的输出响应，使用该准则取最小值时的最
如前所述，采样周期T的长短会影响系统的控制品质，同样是整定，数字控制系统的品质要低于模拟系统的控制品质。即控制度总是大于1的，且控制度越大，相应的数字控制系统品质越差。
为获得与模拟控制器相当的品质，控制度选为1．05。不同控制度时，扩充临界比例带法PID参数计算公式
（4）KP、K1、KD、T的求取
根据实验所得Ks和Ts及选定的控制度，按表1计算出数字PID参数Kp、T1、TD和T。
（5）控制效果的调节
按求得的参数值在调速控制系统中运行，并观察控制效果。如控制效果达不到控制要求，可基于以下原则，根据经验法对参数做适当调整。
①增大比例系数Kp，将加快系统的响应速度，但过大会使系统产生较大超调，甚至产生振荡。
②增大积分时间T1，有利于减小超调，减少振荡，使系统更加稳定，但会增加系统过渡过程时间。
③增大微分时间常数TD有利于加快系统的响应，使超调减小，稳定性增加，但系统对扰动的抑制能力减弱，对扰动有较敏感的响应。
基于上述原则，调整PID参数时，应先比例、后积分、再微分进行调整。
发电机论文:风力发电机组齿轮箱研究论文
及时节概述
风力发电机组中的齿轮箱是一个重要的机械部件，其主要功用是将风轮在风力作用下所产生的动力传递给发电机并使其得到相应的转速。通常风轮的转速很低，远达不到发电机发电所要求的转速，必须通过齿轮箱齿轮副的增速作用来实现，故也将齿轮箱称之为增速箱。根据机组的总体布置要求，有时将与风轮轮毂直接相连的传动轴（俗称大轴）与齿轮箱合为一体，也有将大轴与齿轮箱分别布置，其间利用涨紧套装置或联轴节连接的结构。为了增加机组的制动能力，常常在齿轮箱的输入端或输出端设置刹车装置，配合叶尖制动（定浆距风轮）或变浆距制动装置共同对机组传动系统进行联合制动。
由于机组安装在高山、荒野、海滩、海岛等风口处，受无规律的变向变负荷的风力作用以及强阵风的冲击，常年经受酷暑严寒和极端温差的影响，加之所处自然环境交通不便，齿轮箱安装在塔顶的狭小空间内，一旦出现故障，修复非常困难，故对其性和使用寿命都提出了比一般机械高得多的要求。例如对构件材料的要求，除了常规状态下机械性能外，还应该具有低温状态下抗冷脆性等特性；应保障齿轮箱平稳工作，防止振动和冲击；保障充分的润滑条件，等等。对冬夏温差巨大的地区，要配置合适的加热和冷却装置。还要设置监控点，对运转和润滑状态进行遥控。
不同形式的风力发电机组有不一样的要求，齿轮箱的布置形式以及结构也因此而异。在风电界水平轴风力发电机组用固定平行轴齿轮传动和行星齿轮传动最为常见。
如前所述，风力发电受自然条件的影响，一些特殊气象状况的出现，皆可能导致风电机组发生故障，而狭小的机舱不可能像在地面那样具有牢固的机座基础，整个传动系的动力匹配和扭转振动的因素总是集中反映在某个薄弱环节上，大量的实践证明，这个环节常常是机组中的齿轮箱。因此，加强对齿轮箱的研究，重视对其进行维护保养的工作显得尤为重要。第二节设计要求设计必须保障在满足性和预期寿命的前提下，使结构简化并且重量最轻。通常应采用CAD优化设计，排定传动方案，选用合理的设计参数，选择稳定的构件和具有良好力学特性以及在环境极端温差下仍然保持稳定的材料，等等。
一、设计载荷
齿轮箱作为传递动力的部件，在运行期间同时承受动、静载荷。其动载荷部分取决于风轮、发电机的特性和传动轴、联轴器的质量、刚度、阻尼值以及发电机的外部工作条件。
风力发电机组载荷谱是齿轮箱设计计算的基础。载荷谱可通过实测得到，也可以按照JB/T10300标准计算确定。当按照实测载荷谱计算时，齿轮箱使用系数KA＝1。当无法得到载荷谱时，对于三叶片风力发电机组取KA=1.3。
二、设计要求
风力发电机组增速箱的设计参数，除另有规定外，常常采用优化设计的方法，即利用计算机的分析计算，在满足各种限制条件下求得设计方案。
（一）效率
齿轮箱的效率可通过功率损失计算或在试验中实测得到。功率损失主要包括齿轮啮合、轴承摩擦、润滑油飞溅和搅拌损失、风阻损失、其它机件阻尼等。齿轮的效率在不同工况下是不一致的。
风力发电齿轮箱的专业标准要求齿轮箱的机械效率应大于97%，是指在标准条件下应达到的指标。
（二）噪声级
风力发电增速箱的噪声标准为85dB（A）左右。噪声主要来自各传动件，故应采取相应降低噪声的措施：
1.适当提高齿轮精度，进行齿形修缘，增加啮合重合度；
2.提高轴和轴承的刚度；
3.合理布置轴系和轮系传动，避免发生共振；
4.安装时采取必要的减振措施，将齿轮箱的机械振动控制在GB/T8543规定的C级之内。
（三）性
按照假定寿命最少20年的要求，视载荷谱所列载荷分布情况进行疲劳分析，对齿轮箱整机及其零件的设计极限状态和使用极限状态进行极限强度分析、疲劳分析、稳定性和变形极限分析、动力学分析等。分析方法除一般推荐的设计计算方法外，可采用模拟主机运行条件下进行零部件试验的方法。
在方案设计之初必须进行性分析，而在施工设计完成后再次进行详细的性分析计算，其中包括精心选取性好的结构和对重要的零部件以及整机进行性估算。第三节齿轮箱的构造一、齿轮箱的类型与特点
风力发电机组齿轮箱的种类很多，按照传统类型可分为圆柱齿轮增速箱、行星增速箱以及它们互相组合起来的齿轮箱；按照传动的级数可分为单级和多级齿轮箱；按照转动的布置形式又可分为展开式、分流式和同轴式以及混合式等等。常用齿轮箱形式及其特点和应用见表.20.1-1。
（表20.1-1风力发电齿轮箱的主要类型和特点）。
二、齿轮箱图例
（各种齿轮箱图例如图20.1～20.7所示）。
第四节齿轮箱的主要零部件箱体结构
箱体是齿轮箱的重要部件，它承受来自风轮的作用力和齿轮传动时产生的反力，必须具有足够的刚性去承受力和力矩的作用，防止变形，保障传动质量。箱体的设计应按照风电机组动力传动的布局安排、加工和装配条件、便于检查和维护等要求来进行。应注意轴承支承和机座支承的不同方向的反力及其相对值，选取合适的支承结构和壁厚，增设必要的加强筋。筋的位置须与引起箱体变形的作用力的方向相一致。
箱体的应力情况十分复杂且分布不匀，只有采用现代计算方法，如有限元、断裂力学等方法辅以摸拟实际工况的光弹实验，才能较为地计算出应力分布的状况。利用计算机辅助设计，可以获得与实际应力十分接近的结果。
采用铸铁箱体可发挥其减振性，易于切削加工等特点，适于批量生产。常用的材料有球墨铸铁和其他高强度铸铁。用铝合金或其他轻合金制造的箱体，可使其重量较铸铁轻20%~30%，但从另一角度考虑，轻合金铸造箱体，降低重量的效果并不显著。这是因为轻合金铸件的弹性摸量较小，为了提高刚性，设计时常须加大箱体受力部分的横截面积，在轴承座处加装钢制轴承座套，相应部位的尺寸和重量都要加大。目前除了较小的风电机组尚用铝合金箱体外，大型风力发电齿轮箱应用轻铝合金铸件箱体已不多见。
单件、小批生产时，常采用焊接或焊接与铸造相结合的箱体。为减小机械加工过程和使用中的变形，防止出现裂纹，无论是铸造或是焊接箱体均应进行退火、时效处理，以消除内应力。
为了便于装配和定期检查齿轮的啮合情况，在箱体上应设有观察窗。机座旁一般设有连体吊钩，供起吊整台齿轮箱用。
箱体支座的凸缘应具有足够的刚性，尤其是作为支承座的耳孔和摇臂支座孔的结构，其支承刚度要作仔细的核算。为了减小齿轮箱传到机舱机座的振动，齿轮箱可安装在弹性减振器上。最简单的弹性减振器是用高强度橡胶和钢垫做成的弹性支座块，合理使用也能取得较好的结果。
箱盖上还应设有透气罩、油标或油位指示器。在相应部位设有注油器和放油孔。放油孔周围应留有足够的放油空间。采用强制润滑和冷却的齿轮箱，在箱体的合适部位设置进出油口和相关的液压件的安装位置。齿轮和轴的结构
风力发电机组运转环境非常恶劣，受力情况复杂，要求所用的材料除了要满足机械强度条件外，还应满足极端温差条件下所具有的材料特性，如抗低温冷脆性、冷热温差影响下的尺寸稳定性等等。对齿轮和轴类零件而言，由于其传递动力的作用而要求极为严格的选材和结构设计，一般情况下不推荐采用装配式拼装结构或焊接结构，齿轮毛坯只要在锻造条件允许的范围内，都采用轮辐轮缘整体锻件的形式。当齿轮顶圆直径在2倍轴径以下时，由于齿轮与轴之间的连接所限，常制成轴齿轮的形式。
为了提高承载能力，齿轮、轴一般都采用合金钢制造。外齿轮推荐采用20CrMnMo、15CrNi6、17Cr2Ni2A、20CrNi2MoA、17CrNiMo6、17Cr2Ni2MoA等材料。内齿圈和轴类零件推荐采用42CrMoA、34Cr2Ni2MoA等材料。采用锻造方法制取毛坯，可获得良好的锻造组织纤维和相应的力学特征。合理的预热处理以及中间和最终热处理工艺，保障了材料的综合机械性能达到设计要求。
齿轮箱内用作主传动的齿轮精度，外齿轮不低于5级GB/T10095，内齿轮不低于6级GB/T10095。通常采用最终热处理的方法是渗碳淬火，齿表面硬度达到HRC60+/-2，具有良好的抗磨损接触强度，轮齿心部则具有相对较低的硬度和较好的韧性，能提高抗弯曲强度，而通常对齿部的最终加工是采用磨齿工艺。
加工人字齿的时候，如是整体结构，半人字齿轮之间应有退刀槽；如是拼装人字齿轮，则分别将两半齿轮按普通圆柱齿轮加工，用工装将两者对齿，再通过过盈配合套装在轴上。
齿轮加工中，规定好加工的工艺基准非常重要。轴齿轮加工时，常用顶尖顶紧两轴端中心孔安装在机床上。圆柱齿轮则利用其内孔和一个端面作为工艺基准，用夹具或通过校准在机床上定位。
在一对齿轮副中，小齿轮的齿宽比大齿轮略大一些，这主要是为了补偿轴向尺寸变动和便于安装。为减小轴偏斜和传动中弹性变形引起载荷不均匀的影响，应在齿形加工时对轮齿作修形处理。
齿轮与轴的联接
平键联接常用于具有过盈配合的齿轮或联轴器与轴的联接。
花键联接通常这种联接是没有过盈的，因而被联接零件需要轴向固定。花键联接承载能力高，对中性好，但制造成本高，需用专用刀具加工。
过盈配合联接过盈配合联接能使轴和齿轮（或联轴节）具有好的对中性，特别是在经常出现冲击载荷情况下，这种联接能地工作，在风力发电齿轮箱中得到广泛的应用。利用零件间的过盈配合形成的联接，其配合表面为圆柱面或圆锥面（锥度可取1：30~1：8）。圆锥面过盈联接多用于载荷较大，需多次装拆的场合。
胀紧套联接利用轴、孔与锥形弹性套之间接触面上产生的摩擦力来传递动力，是一种无键联接方式，定心性好，装拆方便，承载能力高，能沿周向和轴向调节轴与轮毂的相对位置，且具有安全保护作用。国家标准GB5867-86对其所推荐的四种胀紧套的结构形式和基本尺寸作了详细的规定。
齿轮箱中的轴按其主动和被动关系可分为主动轴、从动轴和中间轴。首级主动轴和末级从动轴的外伸部分用于安装半联轴器，与风轮轮毂或电机传动轴相连。为了提高性和减小外形尺寸，有时将半联轴器（法兰）与轴制成一体。
轴上各个配合部分的轴颈需要进行磨削加工。为了减少应力集中，对轴上台肩处的过渡圆角、花键向较大轴径过渡部分，均应作必要的处理，例如抛光，以提高轴的疲劳强度。在过盈配合处，为减少轮毂边缘的应力集中，压合处的轴径应比相邻部分轴径加大5%，或在轮毂上开出卸荷槽。装在轴上的零件，轴向固定应，工作载荷应尽可能用轴上的止推轴肩来承受，相反方向的固定则可利用螺帽或其他紧固件。为防止螺纹松动，可利用止动垫圈、双螺帽垫圈、锁止螺钉或串联铁丝等。有时为了节省空间，简化结构，也可以用弹簧挡圈代替螺帽和止动垫圈，但不能用于轴向负荷过大的地方。
轴的材料采用碳纲和合金纲。如40、45、50、40Cr、50Cr、42CrMoA等，常用的热处理方法为进行调质，而在重要部位作淬火处理。要求较高时可采用20CrMnTi、20CrMo、20MnCr5、17CrNi5、16CrNi等品质低碳合金纲，进行渗碳淬火处理，获取较高的表面硬度和心部较高的韧性。
滚动轴承
齿轮箱的支承中，大量应用滚动轴承，其特点是静摩擦力矩和动摩擦力矩都很小，即使载荷和速度在很宽范围内变化时也如此。滚动轴承的安装和使用都很方便，但是，当轴的转速接近极限转速时，轴承的承载能力和寿命急剧下件下降，高速工作时的噪音和振动比较大。齿轮传动时轴和轴承的变形会引起齿轮和轴承内外圈轴线的偏斜，使轮齿上载荷分布不均匀，会降低传动件的承载能力。由于载荷不均匀性而使轮齿经常发生断齿的现象，在许多情况下又是由于轴承的质量和其他因素，如剧烈的过载而引起的。选用轴承时，不仅要根据载荷的性质，还应根据部件的结构要求来确定。相关技术标准，如DIN281，或者轴承制造商的的样本，都有整套的计算程序和方法可供参考。
计算的使用寿命应不小于13万小时。在安装、润滑、维护都正常的情况下，轴承运转过程中，由于套圈与滚动体的接触表面经受交变负荷的反复作用而产生疲劳剥落。疲劳剥落若发生在寿命期限之外，则属于滚动轴承的正常损坏。因此，一般所说的轴承寿命指的是轴承的疲劳寿命。一批轴承的疲劳寿命总是分散的，但总是服从一定的统计规律，因而轴承寿命总是与损坏概率或性相联系。第五节齿轮箱的使用及其维护在风力发电机组中，齿轮箱是重要的部件之一，必须正确使用和维护，以延长使用寿命。
齿轮箱主动轴与叶片轮毂的连接必须紧固。输出轴若直接与电机联接时，应采用合适的联轴器，好是弹性联轴器，并串接起保护作用的安全装置。齿轮箱轴线与相联接部分的轴线应保障同心，其误差不得大于所选用联轴器的允许值。
齿轮箱安装后用人工盘动应灵活，无卡滞现象，齿面接触斑点应达到技术条件的要求。按照说明书的要求加注规定的机油达到油标刻度线，并在正式使用之前空载运转，此时可以利用电机带动齿轮箱，经检查齿轮箱运转平稳，无冲击振动和异常噪音，润滑情况良好，且各处密封和结合面不漏油，才能与机组一起投入试运转。
加载试验应分阶段进行，分别以额定载荷的25%、50%、75%、加载，每一阶段运转以平衡油温为主，一般不得小于2小时，较高油温不得超过80゜C，其不同轴承间的温差不得高于15゜C。
齿轮箱的润滑
齿轮箱的润滑十分重要，良好的润滑能够对齿轮和轴承起到足够的保护作用。为此，必须高度重视齿轮箱的润滑问题，严格按照规范保持润滑系统长期处于状态。齿轮箱常采用飞溅润滑或强制润滑，一般以强制润滑为多见。因此，配备的润滑系统尤为重要。电动齿轮泵从油箱将油液经滤油器输送到齿轮箱的润滑管路，对各部分的齿轮和传动件进行润滑，管路上装有各种监控装置，确保齿轮箱在运转当中不会出现断油。
在齿轮箱运转前先启动润滑油泵，待各个润滑点都得到润滑后，间隔一段时间方可启动齿轮箱。当环境温度较低时，例如小于10゜C，须先接通电热器加机油，达到预定温度后才投入运行。若油温高于设定温度，如65゜C时，机组控制系统将使润滑油进入系统的冷却管路，经冷却器冷却降温后再进入齿轮箱。管路中还装有压力控制器和油位控制器，以监控润滑油的正常供应。如发生故障。监控系统将立即发出报警信号，使操作者能迅速判定故障并加以排除。
对润滑油的要求应考虑：1）减小摩擦和磨损，具有高的承载能力，防止胶合；2）吸收冲击和振动；3）防止疲劳点蚀；4）冷却，防锈，抗腐蚀。不同类型的传动有不同的要求。风力发电齿轮箱属于闭式齿轮传动类型，其主要的失效形式是胶合与点蚀，故在选择润滑油时，重点是保障有足够的油膜厚度和边界膜强度。因为在较大的温差下工作，要求粘度指数相对较高。为提高齿轮的承载能力和抗冲击能力，适当地添加一些极压添加剂也有必要，但添加剂有一些副作用，在选择时必须慎重。齿轮箱制造厂一般根据自己的经验或实验研究推荐各种不同的润滑油，例如MOBIL632，MOBIL630或L-CKC320，L-CKC220GB5903-95齿轮油就是根据齿面接触应力和使用环境条件选用的。
在齿轮箱运行期间，要定期检查运行状况，看看运转是否平稳；有无振动或异常噪音；各处连接和管路有无渗漏，接头有无松动；油温是否正常。定期更换润滑油，及时次换油应在首次投入运行500小时后进行，以后的换油周期为每运行5，000-10，000小时。在运行过程中也要注意箱体内油质的变化情况，定期取样化验，若油质发生变化，氧化生成物过多并超过一定比例时，就应及时更换。
齿轮箱应每半年检修一次，备件应按照正规图纸制造，更换新备件后的齿轮箱，其齿轮啮合情况应符合技术条件的规定，并经过试运转与负荷试验后再正式使用。第六节齿轮箱常见故障及预防措施齿轮箱的常见故障有齿轮损伤、轴承损坏、断轴和渗漏油、油温高等。
一、齿轮损伤
齿轮损伤的影响因素很多，包括选材、设计计算、加工、热处理、安装调试、润滑和使用维护等。常见的齿轮损伤有齿面损伤和轮齿折断两类。
（一）轮齿折断（断齿）
断齿常由细微裂纹逐步扩展而成。根据裂纹扩展的情况和断齿原因，断齿可分为过载折断（包括冲击折断）、疲劳折断以及随机断裂等。
过载折断总是由于作用在轮齿上的应力超过其极限应力，导致裂纹迅速扩展，常见的原因有突然冲击超载、轴承损坏、轴弯曲或较大硬物挤入啮合区等。断齿断口有呈放射状花样的裂纹扩展区，有时断口处有平整的塑性变形，断口副常可拼合。仔细检查可看到材质的缺陷，齿面精度太差，轮齿根部未作精细处理等。在设计中应采取必要的措施，充分考虑预防过载因素。安装时防止箱体变形，防止硬质异物进入箱体内等等。
疲劳折断发生的根本原因是轮齿在过高的交变应力重复作用下，从危险截面（如齿根）的疲劳源起始的疲劳裂纹不断扩展，使轮齿剩余截面上的应力超过其极限应力，造成瞬时折断。在疲劳折断的发源处，是贝状纹扩展的出发点并向外辐射。产生的原因是设计载荷估计不足，材料选用不当，齿轮精度过低，热处理裂纹，磨削烧伤，齿根应力集中等等。故在设计时要充分考虑传动的动载荷谱，挑选齿轮参数，正确选用材料和齿轮精度，充分保障加工精度消除应力集中集中因素等等。
随机断裂的原因通常是材料缺陷，点蚀、剥落或其他应力集中造成的局部应力过大，或较大的硬质异物落入啮合区引起。
（二）齿面疲劳
齿面疲劳是在过大的接触剪应力和应力循环次数作用下，轮齿表面或其表层下面产生疲劳裂纹并进一步扩展而造成的齿面损伤，其表现形式有早期点蚀、破坏性点蚀、齿面剥落、和表面压碎等。特别是破坏性点蚀，常在齿轮啮合线部位出现，并且不断扩展，使齿面严重损伤，磨损加大，最终导致断齿失效。正确进行齿轮强度设计，选择好材质，保障热处理质量，选择合适的精度配合，提高安装精度，改善润滑条件等，是解决齿面疲劳的根本措施。
（三）胶合
胶合是相啮合齿面在啮合处的边界膜受到破坏，导致接触齿面金属融焊而撕落齿面上的金属的现象，很可能是由于润滑条件不好或有干涉引起，适当改善润滑条件和及时排除干涉起因,调整传动件的参数，清除局部载荷集中，可减轻或消除胶合现象。二、轴承损坏
轴承是齿轮箱中最为重要的零件，其失效常常会引起齿轮箱灾难性的破坏。轴承在运转过程中，套圈与滚动体表面之间经受交变负荷的反复作用，由于安装、润滑、维护等方面的原因，而产生点蚀、裂纹、表面剥落等缺陷，使轴承失效，从而使齿轮副和箱体产生损坏。据统计，在影响轴承失效的众多因素中，属于安装方面的原因占16%，属于污染方面的原因也占16%，而属于润滑和疲劳方面的原因各占34%。使用中70%以上的轴承达不到预定寿命。因而，重视轴承的设计选型，充分保障润滑条件，按照规范进行安装调试，加强对轴承运转的监控是非常必要的。通常在齿轮箱上设置了轴承温控报警点，对轴承异常高温现象进行监控，同一箱体上不同轴承之间的温差一般也不超过15゜C，要随时随地检查润滑油的变化，发现异常立即停机处理。三、断轴
断轴也是齿轮箱常见的重大故障之一。究其原因是轴在制造中没有消除应力集中因素，在过载或交变应力的作用下，超出了材料的疲劳极限所致。因而对轴上易产生的应力集中因素要给予高度重视，特别是在不同轴径过渡区要有圆滑的圆弧连接，此处的光洁度要求较高，也不允许有切削刀具刃尖的痕迹。设计时，轴的强度应足够，轴上的键槽、花键等结构也不能过分降低轴的强度。保障相关零件的刚度，防止轴的变形，也是提高轴的性的相应措施。四、油温高
齿轮箱油温较高不应超过80゜C，不同轴承间的温差不得超过15゜C。一般的齿轮箱都设置有冷却器和加热器，当油温底于10゜C时，加热器会自动对油池进行加热；当油温高于65゜C时，油路会自动进入冷却器管路，经冷却降温后再进入润滑油路。如齿轮箱出现异常高温现象，则要仔细观察，判断发生故障的原因。首先要检查润滑油供应是否充分，特别是在各主要润滑点处，必须要有足够的油液润滑和冷却。再次要检查各传动零部件有无卡滞现象。还要检查机组的振动情况，前后连接有否松动等等。
发电机论文:发电机集电环发热现象分析论文
电刷在集电环上运行时，在其接触面上形成一层均匀、适度、稳定的氧化膜，这是电机运行良好的主要标志之一。因为这层氧化膜的存在，改变了电刷与集电环的接触特性、减少了摩擦、降低磨损、延长使用寿命。氧化膜是一种复合薄膜，其组成成分与电刷型号及集电环的材料成分有关。氧化膜的正常厚度在8－100nm的范围内，一般为25nm.用电子显微镜观察发现，电刷与集电环接触面是由无数个点相接触，一般接触面只有电刷总面积的千分之几左右。接触面积的大小，由电机的转速、集电环材质的硬度、加工精度、偏摆度、电刷的材质、电刷上的压力大小等因素来决定。
有研究发现，外加电压小时，氧化膜绝缘，当电压升高到一定值时，氧化膜被击穿。当击穿后，不管电流如何增加，由于导电点的增加、导电面积的扩大，则接触电压保持恒定。
氧化膜具有非常好的润滑性能，电刷与集电环接触表面起润滑作用的润滑层主要是石墨膜，这层石墨膜，将电刷与集电环分开，使摩擦在石墨润滑层间进行，降低了摩擦系数，减少了摩擦热的产生，减少了电刷的磨损。电刷的过热故障，很多情况是由于氧化膜被破坏且无法重新建立导致的。
一、电刷及集电环常见故障的原因及解决办法
电刷在运行中最常见的故障为发热、产生火花、严重的烧损电刷刷握及集电环。从产生过热故障的原因看，主要有以下几个方面：
1、由于通风不良导致的发热：通风不良主要是因为冷却风道堵塞，集电环表面通风沟、通风孔堵塞、循环风扇风量下降等原因，尤其是当运行中集电环表面温度过高时，导致电刷磨损加剧，碳粉积聚增加，有可能会堵塞上述集电环表面的散热通道。因此在大小修时，应对集电环表面通风沟、孔以及冷却风道滤网进行清理，保持通畅。对于经过多次车削的集电环，如果集电环表面的通风沟高度不到5mm，已经车削到径向限制孔时，就应当按照说明书根据最小使用外径进行更换，以保障集电环的机械及散热性。
2、由于接触电阻过大或分布不均匀而产生的发热：集电环和电刷是通过相互滑动接触导通励磁电流的，根据容量及型号的不同，每个集电环上大约分布着数十只电刷，由于接触电阻的不同，电流分配的差异，会导致发热不均匀，有以下几个原因：（1）电刷与滑环表面接触电阻、电刷与刷辫接触电阻、刷辫与刷架引线接触电阻过大。可通过测量单个电刷总压降、电刷接触压降、刷体压降、联结压降、刷辫压降进行相互间对比来检查。同时检查回路中各螺丝是否紧固。检查电刷接触面的清洁程度，是否存在油污污染。（2）电刷压力不均匀或不符合要求，可能有电刷过短、弹簧由于过热变软老化失去弹性等原因。应使用弹簧秤检查电刷压力。恒压弹簧应完整无机械损伤，压力应符合其产品的规定，同一极上的弹簧压力偏差不宜超过5％；非恒压的电刷弹簧，有规定时压力应符合其产品的规定，当无规定时，应调整到不使电刷冒火的低压力，一般为140－250g/cm2，同一刷架上每个电刷的压力应均匀。（3）集电环与转子引线接触电阻过大，这种情况应对集电环与转子引线间的紧固螺丝进行加固。（4）电刷材质不良、导电性能差、使用的型号不符合要求或者使用了不同型号的电刷。同一电机上应使用同一型号、同一制造厂的电刷，对于外观检查有明显差异的电刷应更换。
3、由于机械及摩擦等原因造成的过热：集电环与电刷过热故障中，很大一部分是由于机械及摩擦等原因导致的过热，如果在开机时还未加励磁，就已经发现集电环与电刷温度高，或者在运行中温度过高，拔出几只电刷后，温度反而降低，那就基本可以肯定是由于机械及摩擦原因导致的。机械及摩擦导致发热的情况很复杂，主要有以下几个方面：（1）电刷接触面研磨不良或运行中一次更换过多的电刷。运行中更换电刷，在同一时间内，每个刷架上只允许更换1－2个电刷。换上的新电刷应事先在与集电环直径相同的模型上研磨好，且新旧牌号须一致。如果在大修时一次更换的电刷很多，应当在投运前冲转时，为电刷表面形成氧化膜留够充足的时间。（2）电刷与集电环接触面过小，接触面积一般不应小于单个电刷截面的75％。（3）电刷在刷盒中摇摆或动作卡涩。电刷在刷握内应能上下自由移动，其间隙应符合产品的规定，当无规定时，其间隙可为0.10－0.20mm.电刷外形要方正，上下端尺寸误差不得大于0.05mm.（4）刷握与集电环表面间隙过大。由于电刷材质较脆，当刷握与集电环表面间隙过大时，运行中电刷不能整体接触集电环，与集电环呈斜面接触，容易造成电刷崩裂的情况。刷握与集电环表面的间隙应符合产品技术要求，当产品无规定时，其间隙可调整为2－3mm.调整间隙时，可使用一层2－3mm厚的橡胶垫附在集电环表面，将刷握抵到橡胶垫上，然后上紧定位螺丝，取出橡胶垫
二、几起集电环、电刷故障的分析及建议
1、加强对电刷表面氧化膜的认识，创建其形成和正常工作的条件：近期发生的几起故障，主要原因是因为电刷表面的氧化膜润滑层无法形成，氧化膜的形成需要一些条件，当条件不满足时，氧化膜无法形成或形成不良，主要有以下几个原因：（1）温度过高：电刷的氧化膜一般在70℃左右较易形成，当集电环、电刷出现过热故障时，通常温度都在150℃以上，此时即便换上新的电刷，氧化膜也不易形成，无法起到润滑作用，电刷磨损将加剧，导致温度继续升高，成为恶性循环。此时可采取外部强迫降温的方法，譬如涂抹凡士林、大功率风扇通风等手段，使集电环温度降到正常范围内，持续一段时间，让电刷表面氧化膜逐渐形成，使之进入良性循环状态。（2）冷却空气中有污染性杂质：空气中的杂质对电刷表面氧化膜的形成将带来不利影响，这些杂质包括：硫化物或卤族元素的腐蚀性气体、空气中油气混合物、粉尘、铁屑、铁锈粉尘、碳粉等其他杂质。电刷磨损时，本身会产生碳粉的粉尘杂质，可采用在刷架罩冷却通风循环通道上安装过滤装置来改善刷架罩内的空气质量。（3）空气湿度太低或含氧量太低：电刷表面氧化膜的形成需要空气中有一定的水分含量，即空气湿度不能太低，但也不能太高。另外，氧化膜的形成主要与空气中的氧气发生氧化作用而产生，当含氧量过低时也不利于氧化膜的形成。
氧化膜无法形成或形成不良除与上述因素有关外，还有电刷过度研磨、使用溶剂进行擦拭、集电环表面光洁度不良以及碳刷材质不合格等原因。
2、电刷及刷架产品在选购过程中应严格控制质量：目前同一品牌的电刷，都是在各个不同的地方、不同的工厂加工的。这就要求我们在进货过程中对产品质量严格把关，对生产厂家的工艺和质量检测手段及程序进行了解。
3、生产运行中加强对集电环及电刷的维护管理：加强电刷、集电环系统的专职维护制度，提高专责人的技术水平，严格按照《汽轮发电机运行规程》的要求对集电环、电刷进行检查和运行维护，一次更换电刷的数量要严格控制。另外要积极运用红外热成像技术进行集电环、电刷日常的巡检检查以及对故障部位有怀疑时作为辅助分析的工具。
另外，本次会议还就定子绝缘引水管结垢提出分析建议：
1、当发现绝缘引水管结垢很严重时，或者已经影响到常规预试结果时，建议全部更换新的绝缘引水管。
2、发电机每次大修结束后，开机前定子水系统应使用除盐水进行带压力反复冲洗，直至排水清澈无颗粒，电导率合格。
3、发电机正常运行期间累积运行时间达到两个月遇有停机机会时，对定、转子内冷水系统进行反冲洗。
4、完善发电机整个冷却水系统，应尽可能使其密闭循环，运行中水质含铜量高，绝缘引水管内壁脏污结垢主要成分为铜，是因为水路不密闭，长期氧化腐蚀铜管导致。
5、加强运行中水质监控，内冷水质应严格按照运行规程执行。
6、对于水系统问题的解决应主要从平时运行维护抓起，各专业间应进行必要的沟通交流，对相互专业交叉知识部分应当有一定的了解。发电机是一个综合设备，关系到很多的专业层面，在某一个专业看来很重要的问题，也许并不能得到其他专业的重视，这就对设备的安全运行造成了很多隐患。
