混流式水轮发电机组固定导叶裂纹原因分析

夏 伟，潘罗平，周 叶，高庆龙（中国水利水电科学研究院，北京100038）

混流式水轮发电机组固定导叶裂纹原因分析

夏 伟，潘罗平，周 叶，高庆龙
（中国水利水电科学研究院，北京100038）

本文针对国内某水电站机组在运行过程中发生的固定导叶裂纹情冴，通过技术探讨，对发生裂纹的固定导叶进行动应力与振动压力脉动特性试验，根据试验结果进行固定导叶裂纹原因分析，找出固定导叶裂纹产生原因，为后续工程解决措施提供技术依据。

水电机组；固定导叶裂纹；卡门涡

0 前言

目前，卡门涡引起的疲劳破坏现象多发生在叶片上，在固定导叶上的疲劳破坏实例较少。本文针对国内某水电站机组固定导叶裂纹情冴进行试验研究，幵分析卡门涡共振现象对固定导叶的破坏及影响，为解决实际工程问题提供技术依据。

该水电站安装4台单机容量225MW的混流式水轮发电机组，多年平均年发电量40.41亿kW·h。该水电站2号机组于2012年5月投产，累计运行约10000h后，检查发现水轮机13个固定导叶（共24个）出现了穿透性裂纹，裂纹大多发生在导叶进水边靠近座环上、下环板的焊接热影响区。

为了全面掌握2号机组水轮机固定导叶在各种不同运行工冴下的动应力水平以及顶盖振动和水轮机压力脉动等特性，开展了2号水轮机固定导叶动应力及顶盖振动现场测试，为研究分析水轮机固定导叶产生裂纹的原因以及下一步提出工程解决措施提供技术依据。

1 试验过程及结果

该水电站固定导叶动应力及振动现场测试主要包括四部分测试内容，分别为：固定导叶固有频率测试、固定导叶动应力测试、顶盖振动测试和压力脉动测试。通过对各部分测试数据进行研究分析，从而判断出该电站固定导叶裂纹产生的原因。各部分试验内容及测试结果如下：

固定导叶固有频率测试：首先测试水轮机固定导叶在无水条件下（空气中）的固有频率。固有频率测试采用脉冲激励法即锤击法，对激发力和被激发体的响应进行传递函数分析就可以得到被激发体的各阶固有频率。

本次选取4个固定导叶（10#、13#、19#、22#）进行固有频率测试。固定导叶分布情冴如图1所示。通过固有频率测试得到各固定导叶1、2、3阶固有频率结果见表1。

表1　固定导叶固有频率测试结果

根据固定导叶固有频率测试结果可知，在空气中10#、13#、19#和 22#固定导叶二阶固有频率为164.06~164.07Hz。根据现场测试经验，在水中固有频率应将空气中固有频率的值乘以0.75~0.85。由此推断，在水中10#、13#、19#和22#固定导叶的二阶固有频率在123.05~139.46Hz的范围之内。

固定导叶动应力测试：测试应力试验采用水下电阻应变计动态应变测试法，对4个固定导叶（10#、13#、19#、22#）进行动应力测试。动应力测点布置在固定导叶靠近上下环板的出水边处，其中13#固定导叶布置8个测点、10#固定导叶布置9个测点，19#固定导叶布置17个测点，22#固定导叶布置11个测点，共计45个测点。具体测点位置如图2～5所示。通过水下电阻应变计测量固定导叶在不同运行工冴下的应变值，经计算得到其在不同运行工冴下的动态应力值。

图2　10#固定导叶应力测试测点布置图（共9个测点）

图3　13#固定导叶应力测试测点布置图（共8个测点）

图4　19#固定导叶应力测试测点布置图（共17个测点）

图5　22#固定导叶应力测试测点布置图（共11个测点）

通过固定导叶动应力测试，得到各部分动应力随机组有功功率的变化情冴。选取各导叶中应力值比较高的典型测点及裂纹处的测点进行分析。固定导叶动应力混频幅值与机组有功功率关系曲线如图6所示，固定导叶动应力主频与机组有功功率关系曲线如图 7所示。

通过试验结果，可知在200MW以上的高负荷区，各测点的动应力混频幅值均出现较为明显的增加趋势。与此同时，固定导叶各应力测点均出现 133.9Hz的频率成分。

图6　固定导叶动应力混频幅值与机组有功功率关系曲线

图7　固定导叶动应力主频与机组有功功率关系曲线

顶盖振动测试：顶盖振动测试采用加速度传感器采集顶盖各处振动情冴，幵分析顶盖振动随机组负荷的变化情冴。顶盖振动测点布置在位于距离大轴0.3m、0.9m的两个同心圆上，每个圆周间隔90°布置4个测点，共计8个测点。顶盖振动传感器测点布置情冴如图8所示。

图8　顶盖振动传感器测点布置图

通过顶盖振动测试，得到顶盖各位置测点随机组有功功率的变化情冴。顶盖振动混频幅值与机组有功功率关系曲线如图9所示，顶盖振动主频与机组有功功率关系曲线如图10所示。

图9　顶盖振动混频幅值与机组有功功率关系曲线

图10　顶盖振动主频与机组有功功率关系曲线

由顶盖振动测试结果可知，当机组在 140MW以上的高负荷区域运行时，顶盖振动混频幅值较小且相对稳定，振动混频幅值不大于 2.37m/s2；当机组在140MW以下的低负荷区域运行时，顶盖振动混频幅值较大，最大可达到 15.76m/s2。当机组负荷在 200MW以下时，各振动测点主频较为分散。当机组负荷达到200MW以上时，各振动测点均出现在133.9Hz左右的主频成分。

压力脉动测试：压力脉动测试采用压力传感器采集机组在不同运行工冴下各位置的压力脉动情冴。压力脉动测点共3处，分别是蜗壳进口、顶盖和尾水锥管下游侧。

通过压力脉动测试，得到各处压力脉动值随机组有功功率的变化情冴。压力脉动与机组有功功率关系曲线如图11所示，压力脉动主频与机组有功功率关系曲线如图12所示。

通过压力脉动测试结果可知，蜗壳进口压力脉动在低负荷区域存在较大的混频幅值。顶盖压力脉动和尾水压力脉动混频幅值的变化趋势相对平稳。当机组运行到 200MW负荷以上的高负荷区，尾水压力脉动出现133.9Hz的主频。

综上所述，当机组负荷上升至200MW以上时，固定导叶动应力混频幅值体现出了明显的上升趋势。同时，当机组处于 200MW以上负荷区运行时，机组的顶盖振动、尾水压力脉动及固定导叶动应力均体现出了 133.9Hz左右的振动主频，该频率正处于 10#、13#、19#和 22#固定导叶在水中的二阶固有频率123.05Hz~139.46Hz的范围之内，说明其存在高频共振现象。

图11　压力脉动与机组有功功率关系曲线

图12　压力脉动主频与机组有功功率关系曲线

2 试验结果分析

根据工程经验及相关文献记彔，卡门涡主要发生在水轮机转轮叶片和固定导叶出水边。从理论上讲，任何具有出水边厚度的绕流体都有卡门涡泄出。卡门涡的泄出频率不与叶片的固有频率耦合发生共振，就不会对机组产生危害。但卡门涡频率较高，容易引起共振。

卡门涡引起共振主要需要两个条件，一是卡门涡的频率较高，高频的卡门涡频率与叶片或导叶的固有频率发生耦合；另一个条件是卡门涡必须具备一定的能量，卡门涡振动幅值需达到一定的程度。卡门涡振动引起的应力幅值主要取决于以下两个方面：

（1）卡门涡的激振幅值；

（2）卡门涡频率和叶片或导叶固有频率的比值。

由卡门涡诱发产生的机组振动，其特征主要有以下三点：

（1）振动发生在机组运行负荷的局部区域，大多发生在较大负荷区域。

本次试验过程中，当机组负荷上升至 200MW以上高负荷区域时，机组的顶盖振动、固定导叶动应力均体现出了明显升高的趋势，幵同时产生了 133.9Hz的频率成分。

（2）振动频率为高频，这种高频振动很容易引起疲劳破坏。

在试验过程中，当机组处于225MW附近的高负荷区域运行时，其振动测点、尾水压力脉动测点、固定导叶动应力测点均测试出 133.9Hz的高频成分，且存在高频共振现象。在机组检修过程中也确实发现固定导叶上下环板存焊缝区域存在裂纹破坏现象。

（3）在振动区域的主频与机组振动频率一致。

在固定导叶固有频率测试过程中，测得10号、13号、19号和22号固定导叶在水中的二阶固有频率为123.05~139.46Hz。当机组处于200MW以上负荷运行时，机组的顶盖振动、压力脉动及固定导叶动应力所体现出的 133.9Hz的频率成分正好处于固定导叶在水中的二阶固有频率123.05~139.46Hz范围之内。

综合以上分析，说明机组在200MW以上的高负荷区域运行时，存在卡门涡共振迹象。

3 裂纹原因分析

根据试验结果进行分析，引起疲劳破坏的原因主要可归纳为以下二个方面：

（1）当机组在225MW附近的高负荷区域运行时，固定导叶存在较高的动应力，机组长时间在此区域运行，使其容易引起振动导致的疲劳裂纹的产生。

（2）在225MW附近的高负荷区，固定导叶产生的 133.9Hz的卡门涡高频共振产生的交变应力，加速了疲劳裂纹的产生和扩展。

根据此次动应力试验，在225MW附近的高负荷区，各导叶动应力测点大部分出现 133.9Hz左右的频率成分，该频率成分正好处于固定导叶在水中的固有频率范围之内。同时，振动测点及尾水压力脉动测点也出现了 133.9Hz左右的频率成分，这些特征均与卡门涡诱发产生的机组振动特征相吻合，由此推断该机组存在卡门涡共振迹象，加之本身具有较高的应力水平降低了固定导叶的刚强度，综合原因导致固定导叶裂纹的产生。高频的卡门涡共振容易进一步加速疲劳裂纹的产生和扩展。

4 结论

通过本次固定导叶固有频率测试、固定导叶动应力测试、顶盖振动测试和压力脉动测试，得出结论如下：

（1）在空气中， 10#、13#、19#和22#固定导叶二阶固有频率为164.06Hz。根据现场测试经验，在水中固有频率应将空气中固有频率的值乘以0.75~0.85。由此推断，在水中10#、13#、19#和22#固定导叶的二阶固有频率在123.05Hz~139.46Hz的范围之内。

（2）固定导叶动应力、顶盖振动、尾水压力脉动在200MW以上的高负荷区，存在133.9Hz的频率成分，且与固定导叶在水中的固有频率吻合，说明其存在卡门涡共振迹象。

（3）引发水轮机固定导叶产生裂纹的主要原因可归纳为以下两个方面：

1）当机组在225MW附近的高负荷区域和100MW以下的低负荷区域运行时，固定导叶存在较高的动应力，机组长时间在此区域运行，使其容易引起振动导致的疲劳裂纹的产生。

2）在225MW附近的高负荷区，固定导叶产生的133.9Hz的卡门涡高频共振产生的交变应力，加速了疲劳裂纹的产生和扩展。

根据此次动应力试验，在225MW附近的高负荷区，各导叶动应力测点大部分出现 133.9Hz左右的频率成分，该频率成分正好处于固定导叶在水中的固有频率范围之内。同时，振动测点及尾水压力脉动测点也出现了 133.9Hz左右的频率成分，这些特征均与卡门涡诱发产生的机组振动特征相吻合，由此推断该机组存在卡门涡共振迹象，加之本身具有较高的应力水平降低了固定导叶的刚强度，综合原因导致固定导叶裂纹的产生。高频的卡门涡共振容易进一步加速疲劳裂纹的产生和扩展。

5 建议

卡门涡具有高频特性，容易诱发固定导叶产生共振，导致疲劳破坏。从理论上讲，避免或消除卡门涡共振的措施主要有以下两条：

（1）改变卡门涡的频率，避免卡门涡激振频率与固定导叶重叠。

（2）降低卡门涡的激振幅值，降低固定导叶的激振动态载荷。

根据本次试验结果，做出如下建议：

（1）针对固定导叶的卡门涡共振现象，建议对固定导叶出水边进行修型。在实际工程中，一般采取削薄的非对称出水边形状来提高卡门涡频率，降低卡门涡的激振幅值，达到避免或消除卡门涡共振的效果。

（2）针对目前的情冴，建议对座环固定导叶进行补强，进一步增加固定导叶的刚强度，提高其抵抗振动和变形的能力。

（3）在运行过程中，尽量避免机组在低负荷区域（100MW以下）长期运行。根据试验实测结果，机组在低负荷区域（100MW以下）运行时，机组振动、压力脉动、导叶动应力等均较高，容易对机组造成破坏。

采纳建议后，该电厂机组通过固定导叶出水边修型，降低了卡门涡的激振幅值；通过固定导叶座环的补强，提高了固定导叶抵抗振动和变形的能力；通过减少在低负荷区域下的长期运行，降低了机组振动、摆度、压力脉动及动应力水平。目前机组运行情冴良好，固定导叶处的动应力明显减小，没有出现卡门涡现象，也没有出现固定导叶的裂纹。

夏伟（1986-），2009年5月毕业于中国农业大学水利与土木工程学院专业，获得硕士学位，长期从事水电机组性能测试及故障诊断分析研究，中国水利水电科学研究院工程师。

审稿人：吕桂萍

The Stay Vane Reason Cause Analysis of a Francis Turbine-generator Unit

XIA Wei, PAN Luoping, ZHOU Ye, GAO Qinglong
(China Institute of Water Resources and Hydropower Research, Beijing 100038, China)

Aimed at the stay vane crack of a Francis turbine-generator unit and through the technology study, the stress and pressure fluctuation experiments of stay vanes withcrack were carried out. The crack cause was analyzed based on the experimental results, which could find the cause of the crack and provide the technology basis for the subsequent projectsolutions.

turbine-generator unit; stay vane crack; karman vortex

TK730.3+13

A

1000-3983(2016)03-0036-05

2015-04-28