论文部分内容阅读
摘要: 红花水电站#2机组在A级检修过程中，发现转轮转动部件磨损严重，接力器密封老化失效，桨叶安放角偏差较大。红花公司针对转轮问题，通过研磨、抛光磨损面、更换密封、加装抗磨环和调整接力器联接板尺寸等一系列检修改造措施，有效解决了水导轴承振动，提高了水轮机运行的稳定性。
关键词：水轮机；转轮；故障；处理
中图分类号：TK73文献标识码： A
0 引言
2006年元月红花水电站#2机组投产，在运行过程中发现机组振动偏大。根据机组状态及设备缺陷，2009年该机组进行第一次B修，主要对正、反推轴承及镜板进行研磨，提高镜板接触面光洁度。2011年6月， 发现其水轮机转轮与大轴法兰连接螺栓出现断裂，且断裂数量占到总数量的20%；在更换连接螺栓，重新投入运行后，经振动检测，发现其水导轴承振动超出标准二倍【机组在额定水头（14.2m)下带额定负荷（38MW）时水导轴承径向振动值在0.25-0.30mm之间,根据《灯泡贯流式水轮发电机组起动试验规程》该机组水导轴承径向振动允许值为0.10mm】。2012年3月，对#2机组进行第二次B修，主要查找水导轴承振动超标重大安全隐患，根据专家及厂家建议，对可能造成振动的设备进行逐步排查完善，但振动仍不能消除。为彻底查找振动原因，消除因机组振动引发的安全隐患，红花公司决定在2013年对#2机组进行A级检修。
本文就红花水电站转轮在本次检修中的缺陷处理及优化改造情况进行分析论述，希望能为业内同行提供借鉴。
1 转轮拆解检查、检测情况及原因分析
1.1在对#2机组转轮进行拆解检查、检测后，发现其存在问题较多，尤其转动面磨损、密封老化和安放角不一致等问题比较突出，具体如下：
（1）桨叶法兰面与轮毂接触面（集中在下游侧）均存在磨损现象，形成不同程度损伤，其中：#2、#3、#4桨叶处磨损为整圆1/3，1#桨叶处磨损为整圆2/3，磨损面宽度约60mm，个别沟槽深度达5mm，磨损图像见图（一）和图（二）。
（2）转臂下游侧与大瓦平面接触面存在磨损，磨损长度为整圆1/3，形成多条沟槽，槽深约为0.3mm。
（3）枢轴外圆与大瓦内径下游侧接触面存在磨损，磨损长度为整圆1/3，形成多条沟槽，槽深约为0.3mm。
（4）接力器耳柄轴套及轴磨损严重，两者配合间隙达1mm 。
（5）桨叶接力器缸体及缸盖铜瓦密封损坏严重，已老化，成颗粒状; 转轮内部及桨叶接力器外表面存在大量油泥.
（6）转轮法兰面及大轴法兰面存在锈斑，大轴法兰面螺栓孔及转轮与大轴连接销套存在大片锈蚀。
（7）通过测量与计算，3#、4#桨叶安放角与1#、2#桨叶安放角不一致，，具体见转轮安放角测量试验（首次测量）表。
转轮安放角测量试验（首次测量）
图（一）桨叶法兰面边缘磨损情况
图（二）轮毂磨损情况
2.2原因分析
（1）由于桨叶法兰面与轮毂接触面安装间隙太小（仅0.5mm),在机组开停机过程中，当离心力不足以将桨叶法兰面完全脱离轮毂面时，在水推力作用下，桨叶法兰面直接与轮毂摩擦，通过7年多的运行，导致桨叶和轮毂严重损伤。
（2）由于枢轴与轴瓦配合间隙较大，在水推力作用下，当桨叶动作时，枢轴外圆受力集中在下游侧，导致其磨损，又由于枢轴轴瓦为复合材料，铜质瓦面与瓦基由沉头螺栓把合，且枢轴瓦面沉头螺栓处有磨损后金属碎屑积聚，故导致磨损加剧，且存在薄弱位置出现断裂的风险。
（3）桨叶安放角不一致，机组在运行过程中转轮受力不均衡，引起不良后果有三，其一引起水导轴承振动，由于水导轴承振动而产生的交变应力，导致了转轮与大轴连接螺栓被剪断，对机组造成重大安全隐患；其二引起接力器耳柄轴套及轴磨损，使其配合间隙变大；其三加快桨叶接力器缸体及缸盖铜瓦密封损坏。
（4）在2011年转轮与大轴连接螺栓被剪断后，未对转轮与大轴法兰面进行脱离清理，而是对剪断螺栓进行现场拆除回装，由于机组在运行过程中轉轮与大轴法兰面存在局部间隙，夹杂颗粒，在回装过程中法兰面无法把紧，河水渗透至法兰面，导致转轮与大轴法兰面存在严重锈蚀。
2转轮故障处理及优化改造
2.1磨损处理
（1）将#1、#3转臂端面加工掉0.4mm；#2、#4转臂加工掉0.2mm。
（2）对产生磨损的轮毂和枢轴外圆进行研磨、抛光处理，保证枢轴外圆同心且满足径向圆跳动小于0.03mm。
（3）保证加工表面粗糙度均为0.8。
2.2部件更换
（1）更换转轮全部橡胶密封。
（2）更换全部桨叶接力器耳柄孔铜套及转臂孔铜套。
（3）更换两个磨损较大的连杆销轴。
2.3优化改造
（1）为增加桨叶法兰面与轮毂接触面安装间隙,在枢轴底端加装抗磨环，以保证机组在开停机过程中，桨叶法兰面与轮毂不接触，有效避免干磨。
（2）将复合材料的枢轴瓦用铜瓦代替，简化瓦的结构，缩小配合间隙，降低枢轴径向摆动，增加受力面，增强稳定性，进而减小磨损。
（3）经现场测量、计算，重新制作加工#3、#4桨叶接力器连接板，以解决桨叶安放角不一致的问题。
3改造评估
3.1测量试验
红花水电站#2机组转轮通过上述一系列处理改造后，经相关项目检测，达到了预期目标，具体如下：
（1）转轮动作及压力试验
在试验压力为额定压力的1.25倍时，桨叶无论在全关状态还是全开状态，接力器活塞缸和缸盖密封处均未见漏油，且桨叶动作流畅，无卡阻。
（2）桨叶安放角测量试验
安放角测量试验结果表明，#2机组4扇叶片的安放角一致性得到明显提高，满足规程规定，具体数据见下表：
桨叶安放角测量试验（末次测量）
3.2投产运行
红花水电站#2机组通过本次检修后投入运行，转轮各部件运行平稳，各测量参数满足国家标准要求，尤其是在满负荷运行时，水导轴承径向振动值在0.04-0.06mm之间，有效解决了水导轴承振动超标问题。本次检修缺陷处理彻底，水能利用率得到明显提高，达到了检修改造预期。
关键词：水轮机；转轮；故障；处理
中图分类号：TK73文献标识码： A
0 引言
2006年元月红花水电站#2机组投产，在运行过程中发现机组振动偏大。根据机组状态及设备缺陷，2009年该机组进行第一次B修，主要对正、反推轴承及镜板进行研磨，提高镜板接触面光洁度。2011年6月， 发现其水轮机转轮与大轴法兰连接螺栓出现断裂，且断裂数量占到总数量的20%；在更换连接螺栓，重新投入运行后，经振动检测，发现其水导轴承振动超出标准二倍【机组在额定水头（14.2m)下带额定负荷（38MW）时水导轴承径向振动值在0.25-0.30mm之间,根据《灯泡贯流式水轮发电机组起动试验规程》该机组水导轴承径向振动允许值为0.10mm】。2012年3月，对#2机组进行第二次B修，主要查找水导轴承振动超标重大安全隐患，根据专家及厂家建议，对可能造成振动的设备进行逐步排查完善，但振动仍不能消除。为彻底查找振动原因，消除因机组振动引发的安全隐患，红花公司决定在2013年对#2机组进行A级检修。
本文就红花水电站转轮在本次检修中的缺陷处理及优化改造情况进行分析论述，希望能为业内同行提供借鉴。
1 转轮拆解检查、检测情况及原因分析
1.1在对#2机组转轮进行拆解检查、检测后，发现其存在问题较多，尤其转动面磨损、密封老化和安放角不一致等问题比较突出，具体如下：
（1）桨叶法兰面与轮毂接触面（集中在下游侧）均存在磨损现象，形成不同程度损伤，其中：#2、#3、#4桨叶处磨损为整圆1/3，1#桨叶处磨损为整圆2/3，磨损面宽度约60mm，个别沟槽深度达5mm，磨损图像见图（一）和图（二）。
（2）转臂下游侧与大瓦平面接触面存在磨损，磨损长度为整圆1/3，形成多条沟槽，槽深约为0.3mm。
（3）枢轴外圆与大瓦内径下游侧接触面存在磨损，磨损长度为整圆1/3，形成多条沟槽，槽深约为0.3mm。
（4）接力器耳柄轴套及轴磨损严重，两者配合间隙达1mm 。
（5）桨叶接力器缸体及缸盖铜瓦密封损坏严重，已老化，成颗粒状; 转轮内部及桨叶接力器外表面存在大量油泥.
（6）转轮法兰面及大轴法兰面存在锈斑，大轴法兰面螺栓孔及转轮与大轴连接销套存在大片锈蚀。
（7）通过测量与计算，3#、4#桨叶安放角与1#、2#桨叶安放角不一致，，具体见转轮安放角测量试验（首次测量）表。
转轮安放角测量试验（首次测量）
图（一）桨叶法兰面边缘磨损情况
图（二）轮毂磨损情况
2.2原因分析
（1）由于桨叶法兰面与轮毂接触面安装间隙太小（仅0.5mm),在机组开停机过程中，当离心力不足以将桨叶法兰面完全脱离轮毂面时，在水推力作用下，桨叶法兰面直接与轮毂摩擦，通过7年多的运行，导致桨叶和轮毂严重损伤。
（2）由于枢轴与轴瓦配合间隙较大，在水推力作用下，当桨叶动作时，枢轴外圆受力集中在下游侧，导致其磨损，又由于枢轴轴瓦为复合材料，铜质瓦面与瓦基由沉头螺栓把合，且枢轴瓦面沉头螺栓处有磨损后金属碎屑积聚，故导致磨损加剧，且存在薄弱位置出现断裂的风险。
（3）桨叶安放角不一致，机组在运行过程中转轮受力不均衡，引起不良后果有三，其一引起水导轴承振动，由于水导轴承振动而产生的交变应力，导致了转轮与大轴连接螺栓被剪断，对机组造成重大安全隐患；其二引起接力器耳柄轴套及轴磨损，使其配合间隙变大；其三加快桨叶接力器缸体及缸盖铜瓦密封损坏。
（4）在2011年转轮与大轴连接螺栓被剪断后，未对转轮与大轴法兰面进行脱离清理，而是对剪断螺栓进行现场拆除回装，由于机组在运行过程中轉轮与大轴法兰面存在局部间隙，夹杂颗粒，在回装过程中法兰面无法把紧，河水渗透至法兰面，导致转轮与大轴法兰面存在严重锈蚀。
2转轮故障处理及优化改造
2.1磨损处理
（1）将#1、#3转臂端面加工掉0.4mm；#2、#4转臂加工掉0.2mm。
（2）对产生磨损的轮毂和枢轴外圆进行研磨、抛光处理，保证枢轴外圆同心且满足径向圆跳动小于0.03mm。
（3）保证加工表面粗糙度均为0.8。
2.2部件更换
（1）更换转轮全部橡胶密封。
（2）更换全部桨叶接力器耳柄孔铜套及转臂孔铜套。
（3）更换两个磨损较大的连杆销轴。
2.3优化改造
（1）为增加桨叶法兰面与轮毂接触面安装间隙,在枢轴底端加装抗磨环，以保证机组在开停机过程中，桨叶法兰面与轮毂不接触，有效避免干磨。
（2）将复合材料的枢轴瓦用铜瓦代替，简化瓦的结构，缩小配合间隙，降低枢轴径向摆动，增加受力面，增强稳定性，进而减小磨损。
（3）经现场测量、计算，重新制作加工#3、#4桨叶接力器连接板，以解决桨叶安放角不一致的问题。
3改造评估
3.1测量试验
红花水电站#2机组转轮通过上述一系列处理改造后，经相关项目检测，达到了预期目标，具体如下：
（1）转轮动作及压力试验
在试验压力为额定压力的1.25倍时，桨叶无论在全关状态还是全开状态，接力器活塞缸和缸盖密封处均未见漏油，且桨叶动作流畅，无卡阻。
（2）桨叶安放角测量试验
安放角测量试验结果表明，#2机组4扇叶片的安放角一致性得到明显提高，满足规程规定，具体数据见下表：
桨叶安放角测量试验（末次测量）
3.2投产运行
红花水电站#2机组通过本次检修后投入运行，转轮各部件运行平稳，各测量参数满足国家标准要求，尤其是在满负荷运行时，水导轴承径向振动值在0.04-0.06mm之间，有效解决了水导轴承振动超标问题。本次检修缺陷处理彻底，水能利用率得到明显提高，达到了检修改造预期。