肖學(xué)友

（五凌電力有限公司洪江水電廠，湖南 長(zhǎng)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(jí)開發(fā)的重要水利樞紐工程，具有發(fā)電、防洪、航運(yùn)、灌溉等綜合利用效益。電廠共安裝有6 臺(tái)燈泡貫流式三相同步發(fā)電機(jī)，機(jī)組單機(jī)額定出力45 MW，總裝機(jī)容量270 MW，首臺(tái)機(jī)組于2003 年2 月投產(chǎn)，當(dāng)年實(shí)現(xiàn)5 臺(tái)機(jī)組投產(chǎn)，創(chuàng)造了當(dāng)時(shí)國(guó)內(nèi)同類機(jī)組單機(jī)容量最大、水頭最高的投產(chǎn)先例，2 期6 號(hào)機(jī)組于2005 年7 月投產(chǎn)，設(shè)計(jì)水頭20 m，最高水頭27.3 m。隨著運(yùn)行年限的增長(zhǎng)，由于設(shè)計(jì)制造的原因，水輪發(fā)電機(jī)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(guò)近些年的持續(xù)技改治理，設(shè)備整體運(yùn)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(jì)

2.1 轉(zhuǎn)子支臂裂紋

自機(jī)組投產(chǎn)以來(lái)，6 臺(tái)發(fā)電機(jī)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(hào)機(jī)轉(zhuǎn)子支架15 號(hào)、21 號(hào)筋板運(yùn)行過(guò)程中先后發(fā)生斷裂；2011 年3 月，4 號(hào)機(jī)轉(zhuǎn)子支架10 號(hào)筋板運(yùn)行過(guò)程中發(fā)生斷裂；2016 年5 月，對(duì)6 號(hào)機(jī)組風(fēng)洞例行檢查時(shí)發(fā)現(xiàn)轉(zhuǎn)子支架13 號(hào)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(hào)機(jī)運(yùn)行過(guò)程中調(diào)速器油泵啟動(dòng)間隔時(shí)間突然縮短至約2 min（ 正常啟動(dòng)間隔時(shí)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(hào)機(jī)13 號(hào)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(hào)發(fā)電機(jī)組隨著運(yùn)行年限的增加，定子線棒電腐蝕、定子鐵心拉緊螺桿對(duì)地絕緣為零以及定子槽楔松動(dòng)等問(wèn)題逐年顯現(xiàn)。3 號(hào)機(jī)在2016 年C修時(shí)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(jī)廠專業(yè)技術(shù)人員指導(dǎo)下進(jìn)行涂膠處理；2018 年C 修時(shí)，檢查發(fā)現(xiàn)2017 年處理過(guò)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(jìn)行涂膠處理，同時(shí)檢查發(fā)現(xiàn)定子槽楔壓板共6 處有松動(dòng)、脫出現(xiàn)象，最長(zhǎng)約1 cm，經(jīng)重新敲緊打入卡槽并涂膠固定；2019 年C 修時(shí)發(fā)現(xiàn)定子槽楔共37 處松動(dòng)，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(jī)廠，通過(guò)《燈泡式水輪發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子支架結(jié)構(gòu)改進(jìn)研究與應(yīng)用》科技項(xiàng)目中對(duì)上述問(wèn)題進(jìn)行過(guò)專項(xiàng)研究，采用有限元受力分析，認(rèn)為洪江電廠發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子的單圓盤、斜支臂轉(zhuǎn)子支架結(jié)構(gòu)剛度相對(duì)薄弱，較大的交變應(yīng)力是造成支臂變形的主要原因；同時(shí)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(lái)，電廠對(duì)3～6 號(hào)發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子支臂筋板焊縫進(jìn)行增強(qiáng)處理和轉(zhuǎn)子結(jié)構(gòu)改進(jìn)，找原生產(chǎn)廠家哈爾濱電機(jī)廠重新訂做了1 個(gè)新轉(zhuǎn)子支架，將新轉(zhuǎn)子支架安裝在5 號(hào)發(fā)電機(jī)上，并將5 號(hào)機(jī)換下的轉(zhuǎn)子支架進(jìn)行焊接補(bǔ)強(qiáng)后更換至4 號(hào)發(fā)電機(jī)上，同時(shí)將4 號(hào)機(jī)換下的轉(zhuǎn)子支架進(jìn)行焊接補(bǔ)強(qiáng)作為備品儲(chǔ)存。更換了情況較嚴(yán)重的4 號(hào)、5 號(hào)發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子支架后，機(jī)組轉(zhuǎn)子支臂筋板裂紋問(wèn)題日益減少，但電廠仍高度重視此類問(wèn)題，每次檢修均安排轉(zhuǎn)子支臂專項(xiàng)探傷檢查，每季度定期進(jìn)風(fēng)洞專項(xiàng)檢查。

電廠在2016 年1 月進(jìn)行6 號(hào)機(jī)C 級(jí)檢修，在檢修中按“三件”檢查標(biāo)準(zhǔn)對(duì)轉(zhuǎn)子支臂進(jìn)行探傷抽查、彎曲度測(cè)量及宏觀檢查，均未見異常。至2016年5 月發(fā)現(xiàn)6 號(hào)機(jī)13 號(hào)支臂裂紋，從13 號(hào)支臂裂紋現(xiàn)場(chǎng)特征分析，裂紋從下游側(cè)應(yīng)力孔向外輻射約85 mm 長(zhǎng)，占支臂寬度的1/3 左右，裂紋口未見錯(cuò)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(hào)支臂貫穿性裂紋應(yīng)與原4 號(hào)、5 號(hào)機(jī)的類似缺陷成因一致，主要是由于轉(zhuǎn)子結(jié)構(gòu)筋板強(qiáng)度不足，筋板應(yīng)力釋放孔位置處應(yīng)力最大，機(jī)組在運(yùn)行時(shí)，筋板產(chǎn)生較大的非對(duì)稱交變應(yīng)力，從而產(chǎn)生疲勞裂紋。電廠邀請(qǐng)哈爾濱電機(jī)廠專業(yè)技術(shù)人員，進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)分析檢查，協(xié)商處理意見。根據(jù)協(xié)商處理方案進(jìn)行了處理，同時(shí)對(duì)應(yīng)力孔補(bǔ)焊區(qū)進(jìn)行了圓滑過(guò)渡處理和消應(yīng)打磨，后經(jīng)探傷檢查無(wú)異常。自機(jī)組轉(zhuǎn)子支臂裂紋處理以來(lái)，每年機(jī)組檢修時(shí)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(kuò)展最終導(dǎo)致焊縫開裂、油管斷裂。6 號(hào)機(jī)組槳葉操作油管存在設(shè)計(jì)缺陷，且技術(shù)檢測(cè)未及時(shí)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(yàn)，該操作油管于2014 年6 號(hào)機(jī)A 修時(shí)對(duì)焊縫進(jìn)行了UT 探傷檢查，檢測(cè)未能發(fā)現(xiàn)焊縫存在的相關(guān)缺陷。

機(jī)組長(zhǎng)周期低水頭運(yùn)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(jī)組最低運(yùn)行水頭低至10 m（設(shè)計(jì)最小水頭為8.4 m），機(jī)組各監(jiān)測(cè)部位運(yùn)行工況惡劣，特別是6 號(hào)機(jī)組水導(dǎo)軸承振動(dòng)值達(dá)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(dòng)機(jī)構(gòu)設(shè)計(jì)，針對(duì)槳葉操作油管焊縫質(zhì)量、反饋機(jī)構(gòu)傳動(dòng)問(wèn)題，組織廠家對(duì)相關(guān)方案進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，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(jìn)行X 射線探傷檢測(cè)，確保隱蔽部位完好無(wú)損，消除焊縫隱患；槳葉位置機(jī)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(jī)構(gòu)動(dòng)作異常。

操作油管與受油器配合安裝時(shí)需重點(diǎn)關(guān)注操作油管擺度。

（1）在機(jī)組燈泡頭內(nèi)的平臺(tái)上焊接3 根槽鋼，位置分別對(duì)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(dòng)。

（2）在焊接的角鐵上分別對(duì)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(cè)工件的表面，且不得在測(cè)表面高點(diǎn)處，記錄3 根油管數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。

（3）在操作油管上均分8 等份并逆時(shí)針進(jìn)行編號(hào)，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(shuō)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(hào)的位置，3 個(gè)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(jìn)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(cè)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(cè)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(diǎn)，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(gè)區(qū)域，使用0 號(hào)砂紙刮削），外油管法蘭直徑415 mm，操作油管擺度測(cè)量應(yīng)測(cè)量轉(zhuǎn)動(dòng)和定點(diǎn)數(shù)據(jù)，以便分析擺度數(shù)據(jù)的真實(shí)性，且高壓頂軸油泵投入時(shí)間不得太長(zhǎng)，油膜厚度影響其擺度真實(shí)性，箱體數(shù)據(jù)測(cè)完后再次測(cè)量外油管的上抬量。

3.3 定子線棒電腐蝕應(yīng)對(duì)措施

針對(duì)3 號(hào)機(jī)定子線棒電腐蝕較嚴(yán)重的問(wèn)題，已經(jīng)加裝機(jī)組局放在線監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，在機(jī)組運(yùn)行時(shí)值班人員定期檢查局放數(shù)據(jù)，目前監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)正常。在徹底處理前每次機(jī)組檢修時(shí)對(duì)電腐蝕部位進(jìn)行涂膠處理，同時(shí)計(jì)劃在2020 年對(duì)機(jī)組進(jìn)行解體大修，對(duì)3號(hào)機(jī)定子拉緊螺桿絕緣處理、定子線棒電腐蝕及定子槽楔松動(dòng)進(jìn)行處理，徹底解決機(jī)組電腐蝕及定子拉緊螺桿絕緣為零等問(wèn)題，有效保障機(jī)組的持續(xù)安全穩(wěn)定運(yùn)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(wú)線測(cè)溫裝置

原廠用400 V 配電系統(tǒng)因設(shè)備老化運(yùn)行年限已久，逐年出現(xiàn)個(gè)別抽屜式斷路器因接觸不良發(fā)熱燒損，通過(guò)加強(qiáng)現(xiàn)場(chǎng)巡視，及時(shí)將設(shè)備缺陷隱患消除在萌芽狀態(tài)。但2014 年因單個(gè)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(yùn)行。電廠在2015 年對(duì)廠用400 V 配電系統(tǒng)進(jìn)行改造，并對(duì)大電流負(fù)荷斷路器加裝無(wú)線測(cè)溫裝置，將信號(hào)接入監(jiān)控系統(tǒng)，便于控制室監(jiān)盤人員及時(shí)發(fā)現(xiàn)斷路器溫度變化情況，掌握設(shè)備運(yùn)行趨勢(shì)，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(dòng)力盤室的大負(fù)荷斷路器觸頭處增加測(cè)溫探頭，各配電室安裝集顯裝置，利用無(wú)線傳輸技術(shù)收集斷路器溫度。集顯裝置通過(guò)光纖傳輸至后臺(tái)服務(wù)器，再配置后臺(tái)服務(wù)器與監(jiān)控系統(tǒng)通信，方便在上位機(jī)監(jiān)盤及查詢。

4.2 機(jī)組振動(dòng)擺度報(bào)警值差異化管理

目前電廠機(jī)組振動(dòng)擺度在線監(jiān)測(cè)系統(tǒng)采用北京華科同安公司TN8000 機(jī)組狀態(tài)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，后臺(tái)數(shù)據(jù)實(shí)現(xiàn)實(shí)時(shí)傳輸至控制室監(jiān)控系統(tǒng)。通過(guò)不斷總結(jié)對(duì)比，針對(duì)機(jī)組運(yùn)行工況不一致的特點(diǎn)，對(duì)機(jī)組振動(dòng)擺度告警值執(zhí)行差異化管理，出現(xiàn)振擺數(shù)值告警時(shí)監(jiān)盤值班人員及時(shí)進(jìn)行負(fù)荷調(diào)整，嚴(yán)格控制不超過(guò)2 級(jí)告警值。尤其在汛期因泄洪導(dǎo)致尾水抬高機(jī)組運(yùn)行水頭降低時(shí)，通過(guò)監(jiān)測(cè)振擺數(shù)值及時(shí)調(diào)整機(jī)組負(fù)荷，控制機(jī)組處于良好的運(yùn)行工況，對(duì)提高機(jī)組的安全穩(wěn)定性具有顯著的效果。自2017 年以來(lái)，通過(guò)精準(zhǔn)控制機(jī)組運(yùn)行振擺數(shù)值，精心調(diào)整，經(jīng)過(guò)連續(xù)兩年運(yùn)行，在機(jī)組檢修時(shí)檢查“三件”磨損及發(fā)電機(jī)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(yǔ)

由于設(shè)計(jì)、制造、安裝工藝、投資成本等因素的影響，發(fā)電設(shè)備運(yùn)行過(guò)程中發(fā)生故障不可避免。利用檢測(cè)手段及時(shí)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(yàn)。本文對(duì)洪江電廠投產(chǎn)以來(lái)發(fā)生的典型缺陷隱患及處理過(guò)程、效果進(jìn)行了論述，對(duì)設(shè)備改造進(jìn)行了探討，經(jīng)運(yùn)行實(shí)踐檢驗(yàn)，效果良好，設(shè)備運(yùn)行安全穩(wěn)定性得到明顯改觀。