一起灯泡贯流式机组水轮机转轮安放角出错的原因分析及改进措施

陆承友

（福建华电高砂水电有限公司，福建 三明 365050）

1 概 述

该水电站位于闽江主要支流沙溪上，坝址集水面积为113 29 km2，总库容为0.4×108m3，水库正常蓄水位是103.00 m。电站共安装了4台12.5 MW的灯泡贯流式机组，总装机容量是50 MW。1号机组于1995年7月投产发电，水轮机型号为GZ990-WJ-4200。2013年11月4日开始增效扩容改造1号机组，改造后的水轮机型号为GZ850-WJ-4200。2015年4月25日，1号机组全面完成安装和各项调试工作，具备开机条件。安装单位根据设备制造厂提供的技术资料，在开机前设置1号机转轮叶片启动角为0°（转轮叶片转角范围为-18°～+16°）。

2015年4月26日，安装单位组织开展1号机组改造后的首次启动试验。1号机组以电手动方式开机，导叶由调速器电手动打开至大约9%开度，转轮叶片根据协联曲线从初始设置的0°角（对应52.94%的转轮叶片开度，下同）开始往回关。随着转轮叶片的持续回关，机组由开机时的缓慢正向转动状态逐渐停止并出现缓慢反转现象，运行操作人员立即关闭导叶停机。导叶全关后，转轮叶片关了大约-13.6°（对应约40%的叶片开度范围），自动协联打开至初始0°角，机组停机[1]。

2 原因分析

针对上述现象，安装单位立即停止1号机组启动试验，并与在场的生产厂家的技术人员沟通，要求生产厂家联系设计人员分析问题、查找原因，并于26日15时35分按照生产厂家现场技术人员的要求开展以下试验，排查原因。

首先，应厂家技术人员要求，1号机组采用定桨方式，以电手动方式开机。将转轮叶片固定在0°，导叶电手动打开约9%开度，机组正向转动。虽然转速上升与其他机组相比明显偏慢，但可以达到额定转速（125 rev/min）。将导叶切换至自动运行后，调速器跟踪系统频率自动调节导叶开度，此时导叶调节非常频繁，机组运行工况不稳定。手动将转轮叶片开度由52.94%逐渐关到约40%，导叶跟踪系统频率自动调节，导叶开度由原来的约9%自动关到约6%开度。机组工况较9%开度时有所好转，但导叶自动调节依旧频繁。在机组转轮叶片为0°时，关导叶停机，机组转速下降很慢，停机过程偏长。

其次，应厂家技术人员要求，将转轮叶片定桨在全关状态（-18°角），电手动操作导叶开机，导叶开度约为9%时，机组振动明显，但机组仍未转动，现场人员立即关导叶停机。

最后，经厂家技术人员许可，26日下午通过将转轮叶片定桨在0°角的方式，完成了机组瓦温考验、机组残压测量、机组相序核对、发电机零起升压、调速器空载扰动和调速器摆动等相关试验。27日上午仍以转轮定桨在0°角的方式，继续完成假并网、模拟机组140%、过速保护动作等试验项目。

业主单位要求生产厂家联系水轮机设计人员认真核查，基本确认1号机组在改造后的启动试验过程中出现机组运行工况与设计协联工况相差甚远、机组开机空转稳定性差等问题，是由于设计人员失误，导致转轮叶片安放角与模型偏差21°。因此，通过更换转轮叶片转臂的处理方案，可将1号机转轮的叶片安放角度恢复到正确位置。

3 抢修方案和措施

业主单位、安装单位和生产厂家就抢修方案进行商讨，核对了1号机组转轮设计图纸，分析了1号机组首次启动试验现象，基本确认1号机组转轮叶片的安放角在设计时出错。同时，要求生产厂家立即安排技术和设计人员到现场测量、复核转轮叶片操作范围、操作角度等关键数据，进一步明确叶片安放角出错的具体数值，并分析了以下两种抢修方案。

3.1 方案1

由生产厂家制定1号机组定浆运行方案，结合现场实际优化后，将1号机组在主汛期定浆运行，待沙溪流域主汛期（5月～7月）过后，再开展1号机组转轮转臂更换工作。

以1号机组定浆运行带6 MW负荷，按近5年5月～7月机组平均运行时间计算，5月～7月1号机组可发电量约508.29×104kW·h，按0.381元/kW·h的电价计算，总电费收入约193.66万元。但是，1号机组改造后尚未开展稳定性和甩负荷等试验，运行人员不熟悉1号机组的运行特性，不容易掌控1号机组定浆运行时的具体情况，且定浆运行时机组工况可调范围较小，机组稳定性较差，特别是在出现机组事故跳闸或系统甩负荷等非正常运行情况时，将会有较大的安全隐患。

3.2 方案2

1号机组立即开展转轮拆卸和更换新转轮叶片转臂的工作。完成该项工作需要约45天，以近5年5月～6月机组平均运行时间计算，完成该项工作后1号机组将损失电量约531.4×104kW·h，按0.381元/kW·h的电价计算，总电费损失约202.46万元。

3.3 方案选择及抢修方案实施

认真比较以上两种方案后，认为采用方案2更切合实际情况，因此全面分析了采用方案2更换新转臂后可能出现的问题，同时确定了1号机抢修方案、时间进度安排和有关技术要求，分析了施工过程可能出现的问题，并制定了防范和应对措施。转臂制作期间做好转轮安装的各项工作准备，设备到场后要在保证安全和质量的前提下，集中精力，科学合理地完成抢修工作，尽量缩短施工工期，减少发电损失。此外，要求生产厂家公司立即设计、加工制作新的转轮叶片转臂，并在5月21日前将所有部件返运到电站交付安装。安装单位应在5月11日前将转轮叶片、枢轴、旧转臂等相关部件返厂处理，并按照抢修要求抓紧开展1号机组安装调试工作，确保6月15日前全面完成抢修工作[2]。具体抢修方案如下。

3.3.1 抢修作业范围和主要工器具

抢修对象主要包括伸缩节、转轮室、转轮、主轴密封、受油器和操作油管，所需主要工器具如表1所示。

表1 抢修主要工器具清单表

表2 GS-31-069转臂厂家制作进度计划表

3.3.2 技术方案

（1）前期准备工作

第一，办理1号水轮机机转轮叶片转臂更换工作的工作票，办理搭设转轮进人孔脚手架的工作票，开启转轮室进人孔，在导水机构处导流锥下部搭设工作平台。

第二，测量叶片和转轮室之间的数据并记录，在水导上游侧大轴上部架设30 T螺旋千斤顶并受力，使主轴紧靠水导轴承下部，以防转轮吊出时主轴水导侧翘起，并确保30 T螺旋千斤顶固定牢固。

第三，生产厂家负责完成转臂制作加工、转轮叶片初始角定位。

GS-31-069转臂厂家制作进度计划如表2所示。

（2）GS-31-069转臂加工工艺

GS-31-069转臂加工工艺步骤具体描述如下：木模及检查；铸造；清铲、割浇冒口；热处理、退火；打磨，清除表面不平和氧化皮；划线，除所有孔外的加工线；粗车，车外圆Ф665 0+1/Ф660，内孔Ф320～Ф310，法兰厚95～100及右端38端面；打磨，打磨非加工面及处理铸造缺陷；探伤，作UT和MT检测，标准；热处理、调质、材质性能检测；精车，Ф660、Ф320、法兰厚95及其他尺寸至要求；划线，所有孔线 8-M64×4-6H 2-M10、2-Ф70H7销 孔 35° +35°斜 面、4-M20、2-M16、Ф100H70+0.035； 初 镗 销孔，Ф100 0+0.035～ 尺 寸 Ф95、2-Ф700+0.03～Ф60、 宽 84叉 口； 钻 2-M10-Ф8.5；2-M16-Ф14；4-M20-Ф17.5；精镗，数控镗铣加工，Ф100+0.035、8-M64×4-6H；精镗，与原枢轴2-Ф70销孔同镗，与枢轴压紧后，镗杆分别与枢轴2-Ф70校正后镗至要求；钳工，攻丝2-M10、2-M16、4-M；打标记，应与枢轴编号一致；终检；称重，按编号记录。

随后，按机组启动试验相关规定执行试验，核实后，交付系统运行。

4 抢修情况

1号水轮机转轮叶片转臂更换工作正值主汛期，时间紧，任务重，压力大。为确保安全、优质、高效地完成抢修工作，业主、施工方、生产厂家共同成立了1号水轮机转轮叶片转臂更换抢修组织机构，制定了详细的施工组织和技术方案，编制了抢修网络进度图，科学合理地组织员工昼夜轮班抢修。抢修工作于4月29日开始，5月27日16时9分抢修结束后，机组并网进行72 h试运，运行正常。抢修共历时29天，比预计45天的抢修计划提前16天完成。5月31日21时59分试运结束，正式交付系统运行。6月1日观察1号机运行带负荷情况正常，4台机组运行工况比较如表3所示。

表3 4台机组运行工况比较情况表

业主单位后续委托有资质的试验单位，对改造后的1号机组开展机组稳定性试验和效率试验，各项指标满足设计要求。

5 结 论

该水电站在水轮机改造过程中发生1号水轮机转轮安放角设计出错事件，是一起较为典型的设计失误事件，在主汛期发生返工而造成的损失和影响是显著的，教训是深刻的。各水电单位在类似机组改造过程中，一定要从设计开始就注重改造设备的质量，充分发挥技术监督人员的监督作用，确保改造设备在设计、加工制作、出厂验收、安装和试验过程中不出差错，或发现错误时及时改正，确保改造设备一次投运成功。