大型燈泡貫流式機組設(shè)備整治分析

肖學(xué)友

（五凌電力有限公司洪江水電廠，湖南 長沙410004）

1 概述

洪江水電廠位于湖南省沅水干流上，是沅水梯級開發(fā)的重要水利樞紐工程，具有發(fā)電、防洪、航運、灌溉等綜合利用效益。電廠共安裝有6 臺燈泡貫流式三相同步發(fā)電機，機組單機額定出力45 MW，總裝機容量270 MW，首臺機組于2003 年2 月投產(chǎn)，當(dāng)年實現(xiàn)5 臺機組投產(chǎn)，創(chuàng)造了當(dāng)時國內(nèi)同類機組單機容量最大、水頭最高的投產(chǎn)先例，2 期6 號機組于2005 年7 月投產(chǎn)，設(shè)計水頭20 m，最高水頭27.3 m。隨著運行年限的增長，由于設(shè)計制造的原因，水輪發(fā)電機組先后出現(xiàn)了轉(zhuǎn)子支臂裂紋、槳葉操作油管斷裂、定子線棒電腐蝕等缺陷隱患，經(jīng)過近些年的持續(xù)技改治理，設(shè)備整體運行狀況得到明顯改善，保持了良好的安全生產(chǎn)局面。

2 主要缺陷情況統(tǒng)計

2.1 轉(zhuǎn)子支臂裂紋

自機組投產(chǎn)以來，6 臺發(fā)電機轉(zhuǎn)子支架陸續(xù)出現(xiàn)支臂筋板淺表微裂紋和彎曲現(xiàn)象。其中2009 年3 月，5 號機轉(zhuǎn)子支架15 號、21 號筋板運行過程中先后發(fā)生斷裂；2011 年3 月，4 號機轉(zhuǎn)子支架10 號筋板運行過程中發(fā)生斷裂；2016 年5 月，對6 號機組風(fēng)洞例行檢查時發(fā)現(xiàn)轉(zhuǎn)子支架13 號支臂應(yīng)力孔處下游側(cè)出現(xiàn)貫穿性裂紋（圖1）。

2.2 槳葉操作油管斷裂

2017 年7 月，6 號機運行過程中調(diào)速器油泵啟動間隔時間突然縮短至約2 min（ 正常啟動間隔時間為15～20 min），后經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)槳葉操作油管斷裂。將槳葉操作油管內(nèi)管抽出，發(fā)現(xiàn)內(nèi)管第4 節(jié)距下游法蘭395 mm 處斷裂（圖2、圖3）。

圖1 6 號機13 號支臂貫穿性裂紋刨開檢查情況

圖2 操作油管內(nèi)管第2、3、4 節(jié)下游側(cè)（圓圈為第4 節(jié)斷裂處）

圖3 操作油管內(nèi)管第4 節(jié)斷裂口

2.3 定子線棒電腐蝕

1～6 號發(fā)電機組隨著運行年限的增加，定子線棒電腐蝕、定子鐵心拉緊螺桿對地絕緣為零以及定子槽楔松動等問題逐年顯現(xiàn)。3 號機在2016 年C修時發(fā)現(xiàn)2 根定子鐵心拉緊螺桿絕緣為零；2017 年B 修中發(fā)現(xiàn)9 根定子鐵心拉緊螺桿絕緣為零，定子線棒有47 處電腐蝕部位，在哈爾濱電機廠專業(yè)技術(shù)人員指導(dǎo)下進行涂膠處理；2018 年C 修時，檢查發(fā)現(xiàn)2017 年處理過的部位情況正常，但上下游側(cè)定子線棒新增共57 處電腐蝕部位，同樣進行涂膠處理，同時檢查發(fā)現(xiàn)定子槽楔壓板共6 處有松動、脫出現(xiàn)象，最長約1 cm，經(jīng)重新敲緊打入卡槽并涂膠固定；2019 年C 修時發(fā)現(xiàn)定子槽楔共37 處松動，定子線棒共62 處電腐蝕現(xiàn)象。

3 缺陷原因分析及整治處理

3.1 轉(zhuǎn)子支臂裂紋產(chǎn)生原因及處理

3.1.1 原因分析

2013～2014 年，電廠聯(lián)合湖南省電科院、哈爾濱電機廠，通過《燈泡式水輪發(fā)電機轉(zhuǎn)子支架結(jié)構(gòu)改進研究與應(yīng)用》科技項目中對上述問題進行過專項研究，采用有限元受力分析，認為洪江電廠發(fā)電機轉(zhuǎn)子的單圓盤、斜支臂轉(zhuǎn)子支架結(jié)構(gòu)剛度相對薄弱，較大的交變應(yīng)力是造成支臂變形的主要原因；同時發(fā)現(xiàn)該結(jié)構(gòu)的轉(zhuǎn)子支臂在應(yīng)力釋放孔處的應(yīng)力值最高，交變應(yīng)力容易導(dǎo)致此處支臂疲勞斷裂。

3.1.2 改良處理

自2012 年以來，電廠對3～6 號發(fā)電機轉(zhuǎn)子支臂筋板焊縫進行增強處理和轉(zhuǎn)子結(jié)構(gòu)改進，找原生產(chǎn)廠家哈爾濱電機廠重新訂做了1 個新轉(zhuǎn)子支架，將新轉(zhuǎn)子支架安裝在5 號發(fā)電機上，并將5 號機換下的轉(zhuǎn)子支架進行焊接補強后更換至4 號發(fā)電機上，同時將4 號機換下的轉(zhuǎn)子支架進行焊接補強作為備品儲存。更換了情況較嚴(yán)重的4 號、5 號發(fā)電機轉(zhuǎn)子支架后，機組轉(zhuǎn)子支臂筋板裂紋問題日益減少，但電廠仍高度重視此類問題，每次檢修均安排轉(zhuǎn)子支臂專項探傷檢查，每季度定期進風(fēng)洞專項檢查。

電廠在2016 年1 月進行6 號機C 級檢修，在檢修中按“三件”檢查標(biāo)準(zhǔn)對轉(zhuǎn)子支臂進行探傷抽查、彎曲度測量及宏觀檢查，均未見異常。至2016年5 月發(fā)現(xiàn)6 號機13 號支臂裂紋，從13 號支臂裂紋現(xiàn)場特征分析，裂紋從下游側(cè)應(yīng)力孔向外輻射約85 mm 長，占支臂寬度的1/3 左右，裂紋口未見錯位、銹蝕，表面附著的上次探傷的顯影劑未脫落，判斷為近期產(chǎn)生。13 號支臂貫穿性裂紋應(yīng)與原4 號、5 號機的類似缺陷成因一致，主要是由于轉(zhuǎn)子結(jié)構(gòu)筋板強度不足，筋板應(yīng)力釋放孔位置處應(yīng)力最大，機組在運行時，筋板產(chǎn)生較大的非對稱交變應(yīng)力，從而產(chǎn)生疲勞裂紋。電廠邀請哈爾濱電機廠專業(yè)技術(shù)人員，進行現(xiàn)場分析檢查，協(xié)商處理意見。根據(jù)協(xié)商處理方案進行了處理，同時對應(yīng)力孔補焊區(qū)進行了圓滑過渡處理和消應(yīng)打磨，后經(jīng)探傷檢查無異常。自機組轉(zhuǎn)子支臂裂紋處理以來，每年機組檢修時探傷檢查未見異常，設(shè)備狀況良好。

3.2 槳葉操作油管斷裂原因及更換處理

3.2.1 槳葉操作油管斷裂原因

槳葉操作油管焊縫存在夾渣、氣孔、未滿焊等缺陷是導(dǎo)致操作油管斷裂的直接原因，焊縫內(nèi)部缺陷及薄弱處在交變應(yīng)力作用下，逐漸擴展最終導(dǎo)致焊縫開裂、油管斷裂。6 號機組槳葉操作油管存在設(shè)計缺陷，且技術(shù)檢測未及時發(fā)現(xiàn)隱患。油管未采用一根整管制成，在距上、下游法蘭395 mm 處各有一道拼接焊縫，為3 根不同壁厚的管道焊接制成，變徑處（斷裂處）焊縫為整根油管的結(jié)構(gòu)最薄弱處。經(jīng)查驗，該操作油管于2014 年6 號機A 修時對焊縫進行了UT 探傷檢查，檢測未能發(fā)現(xiàn)焊縫存在的相關(guān)缺陷。

機組長周期低水頭運行，加速焊縫薄弱處劣化。2017 年6 月底沅水流域遭遇20 年一遇的洪水，期間機組最低運行水頭低至10 m（設(shè)計最小水頭為8.4 m），機組各監(jiān)測部位運行工況惡劣，特別是6 號機組水導(dǎo)軸承振動值達到正常值的5 倍。

3.2.2 槳葉操作油管更換處理

優(yōu)化操作油管與槳葉位置反饋傳動機構(gòu)設(shè)計，針對槳葉操作油管焊縫質(zhì)量、反饋機構(gòu)傳動問題，組織廠家對相關(guān)方案進行優(yōu)化設(shè)計，操作油內(nèi)管采用整管結(jié)構(gòu)，增加內(nèi)管壁厚，油管更換前進行X 射線探傷檢測，確保隱蔽部位完好無損，消除焊縫隱患；槳葉位置機械反饋改造為電氣反饋，防止因非正常工況導(dǎo)致槳葉位置反饋機構(gòu)動作異常。

操作油管與受油器配合安裝時需重點關(guān)注操作油管擺度。

（1）在機組燈泡頭內(nèi)的平臺上焊接3 根槽鋼，位置分別對應(yīng)外操作油管、中間操作油管與內(nèi)操作油管，角鋼不得防礙操作油管轉(zhuǎn)動。

（2）在焊接的角鐵上分別對準(zhǔn)外、中、內(nèi)操作油管中心的+Y 方向各裝設(shè)1 塊百分表，百分表下壓約3 mm 且大指針調(diào)“0”，注意百分表必須垂直于被測工件的表面，且不得在測表面高點處，記錄3 根油管數(shù)據(jù)進行分析。

（3）在操作油管上均分8 等份并逆時針進行編號，8 等份必須尺寸一致不得有誤差，盤車并記錄外操作油管擺度應(yīng)符合安裝說明書的要求（外操作油管擺度≤0.07 mm、中間操作油管擺度≤0.07 mm、內(nèi)操作油管擺度≤0.10 mm），（讀百分表視線必須在軸的最上方且做好記號的位置，3 個數(shù)據(jù)必須一起讀，有利于分析3 根油管是否擺度一致），否則進行調(diào)整，操作油管擺度合格后用鎖定片鎖緊外操作油管法蘭螺栓。

（4）操作油管擺度的處理方法：算出凈擺度，測出水導(dǎo)軸承（百分表）到受油器處外油管（百分表）之間的距離，測出操作油管外油管法蘭直徑，根據(jù)以上數(shù)據(jù)值可以算出刮削量（研磨法蘭的高點，如果數(shù)據(jù)偏差很大，可以將法蘭轉(zhuǎn)換180°，盤查檢查數(shù)據(jù)），并在法蘭面上劃出刮削的等分（分成6 個區(qū)域，使用0 號砂紙刮削），外油管法蘭直徑415 mm，操作油管擺度測量應(yīng)測量轉(zhuǎn)動和定點數(shù)據(jù)，以便分析擺度數(shù)據(jù)的真實性，且高壓頂軸油泵投入時間不得太長，油膜厚度影響其擺度真實性，箱體數(shù)據(jù)測完后再次測量外油管的上抬量。

3.3 定子線棒電腐蝕應(yīng)對措施

針對3 號機定子線棒電腐蝕較嚴(yán)重的問題，已經(jīng)加裝機組局放在線監(jiān)測系統(tǒng)，在機組運行時值班人員定期檢查局放數(shù)據(jù)，目前監(jiān)測數(shù)據(jù)正常。在徹底處理前每次機組檢修時對電腐蝕部位進行涂膠處理，同時計劃在2020 年對機組進行解體大修，對3號機定子拉緊螺桿絕緣處理、定子線棒電腐蝕及定子槽楔松動進行處理，徹底解決機組電腐蝕及定子拉緊螺桿絕緣為零等問題，有效保障機組的持續(xù)安全穩(wěn)定運行。

4 在線診斷技術(shù)應(yīng)用

4.1 廠用400 V 大電流斷路器加裝無線測溫裝置

原廠用400 V 配電系統(tǒng)因設(shè)備老化運行年限已久，逐年出現(xiàn)個別抽屜式斷路器因接觸不良發(fā)熱燒損，通過加強現(xiàn)場巡視，及時將設(shè)備缺陷隱患消除在萌芽狀態(tài)。但2014 年因單個抽屜式斷路器夾件觸頭老化發(fā)熱嚴(yán)重，發(fā)生屏柜著火，威脅廠用電安全運行。電廠在2015 年對廠用400 V 配電系統(tǒng)進行改造，并對大電流負荷斷路器加裝無線測溫裝置，將信號接入監(jiān)控系統(tǒng)，便于控制室監(jiān)盤人員及時發(fā)現(xiàn)斷路器溫度變化情況，掌握設(shè)備運行趨勢，將安全隱患消除在萌芽狀態(tài)。在廠用400 VⅠ/Ⅱ/Ⅲ段、壩頂400 V 配電室及182 m 層動力盤室的大負荷斷路器觸頭處增加測溫探頭，各配電室安裝集顯裝置，利用無線傳輸技術(shù)收集斷路器溫度。集顯裝置通過光纖傳輸至后臺服務(wù)器，再配置后臺服務(wù)器與監(jiān)控系統(tǒng)通信，方便在上位機監(jiān)盤及查詢。

4.2 機組振動擺度報警值差異化管理

目前電廠機組振動擺度在線監(jiān)測系統(tǒng)采用北京華科同安公司TN8000 機組狀態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)，后臺數(shù)據(jù)實現(xiàn)實時傳輸至控制室監(jiān)控系統(tǒng)。通過不斷總結(jié)對比，針對機組運行工況不一致的特點，對機組振動擺度告警值執(zhí)行差異化管理，出現(xiàn)振擺數(shù)值告警時監(jiān)盤值班人員及時進行負荷調(diào)整，嚴(yán)格控制不超過2 級告警值。尤其在汛期因泄洪導(dǎo)致尾水抬高機組運行水頭降低時，通過監(jiān)測振擺數(shù)值及時調(diào)整機組負荷，控制機組處于良好的運行工況，對提高機組的安全穩(wěn)定性具有顯著的效果。自2017 年以來，通過精準(zhǔn)控制機組運行振擺數(shù)值，精心調(diào)整，經(jīng)過連續(xù)兩年運行，在機組檢修時檢查“三件”磨損及發(fā)電機轉(zhuǎn)子支臂裂紋均較以往有很大的改善，設(shè)備的穩(wěn)定性得到顯著提高。

5 結(jié)語

由于設(shè)計、制造、安裝工藝、投資成本等因素的影響，發(fā)電設(shè)備運行過程中發(fā)生故障不可避免。利用檢測手段及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備缺陷隱患，提前預(yù)防，將隱患消除在萌芽狀態(tài)，需要不斷摸索，總結(jié)經(jīng)驗。本文對洪江電廠投產(chǎn)以來發(fā)生的典型缺陷隱患及處理過程、效果進行了論述，對設(shè)備改造進行了探討，經(jīng)運行實踐檢驗，效果良好，設(shè)備運行安全穩(wěn)定性得到明顯改觀。