大型灯泡贯流式机组设备整治分析

肖学友

（五凌电力有限公司洪江水电厂，湖南 长沙410004）

1 概述

洪江水电厂位于湖南省沅水干流上，是沅水梯级开发的重要水利枢纽工程，具有发电、防洪、航运、灌溉等综合利用效益。电厂共安装有6 台灯泡贯流式三相同步发电机，机组单机额定出力45 MW，总装机容量270 MW，首台机组于2003 年2 月投产，当年实现5 台机组投产，创造了当时国内同类机组单机容量最大、水头最高的投产先例，2 期6 号机组于2005 年7 月投产，设计水头20 m，最高水头27.3 m。随着运行年限的增长，由于设计制造的原因，水轮发电机组先后出现了转子支臂裂纹、桨叶操作油管断裂、定子线棒电腐蚀等缺陷隐患，经过近些年的持续技改治理，设备整体运行状况得到明显改善，保持了良好的安全生产局面。

2 主要缺陷情况统计

2.1 转子支臂裂纹

自机组投产以来，6 台发电机转子支架陆续出现支臂筋板浅表微裂纹和弯曲现象。其中2009 年3 月，5 号机转子支架15 号、21 号筋板运行过程中先后发生断裂；2011 年3 月，4 号机转子支架10 号筋板运行过程中发生断裂；2016 年5 月，对6 号机组风洞例行检查时发现转子支架13 号支臂应力孔处下游侧出现贯穿性裂纹（图1）。

2.2 桨叶操作油管断裂

2017 年7 月，6 号机运行过程中调速器油泵启动间隔时间突然缩短至约2 min（ 正常启动间隔时间为15～20 min），后经检查发现桨叶操作油管断裂。将桨叶操作油管内管抽出，发现内管第4 节距下游法兰395 mm 处断裂（图2、图3）。

图1 6 号机13 号支臂贯穿性裂纹刨开检查情况

图2 操作油管内管第2、3、4 节下游侧（圆圈为第4 节断裂处）

图3 操作油管内管第4 节断裂口

2.3 定子线棒电腐蚀

1～6 号发电机组随着运行年限的增加，定子线棒电腐蚀、定子铁心拉紧螺杆对地绝缘为零以及定子槽楔松动等问题逐年显现。3 号机在2016 年C修时发现2 根定子铁心拉紧螺杆绝缘为零；2017 年B 修中发现9 根定子铁心拉紧螺杆绝缘为零，定子线棒有47 处电腐蚀部位，在哈尔滨电机厂专业技术人员指导下进行涂胶处理；2018 年C 修时，检查发现2017 年处理过的部位情况正常，但上下游侧定子线棒新增共57 处电腐蚀部位，同样进行涂胶处理，同时检查发现定子槽楔压板共6 处有松动、脱出现象，最长约1 cm，经重新敲紧打入卡槽并涂胶固定；2019 年C 修时发现定子槽楔共37 处松动，定子线棒共62 处电腐蚀现象。

3 缺陷原因分析及整治处理

3.1 转子支臂裂纹产生原因及处理

3.1.1 原因分析

2013～2014 年，电厂联合湖南省电科院、哈尔滨电机厂，通过《灯泡式水轮发电机转子支架结构改进研究与应用》科技项目中对上述问题进行过专项研究，采用有限元受力分析，认为洪江电厂发电机转子的单圆盘、斜支臂转子支架结构刚度相对薄弱，较大的交变应力是造成支臂变形的主要原因；同时发现该结构的转子支臂在应力释放孔处的应力值最高，交变应力容易导致此处支臂疲劳断裂。

3.1.2 改良处理

自2012 年以来，电厂对3～6 号发电机转子支臂筋板焊缝进行增强处理和转子结构改进，找原生产厂家哈尔滨电机厂重新订做了1 个新转子支架，将新转子支架安装在5 号发电机上，并将5 号机换下的转子支架进行焊接补强后更换至4 号发电机上，同时将4 号机换下的转子支架进行焊接补强作为备品储存。更换了情况较严重的4 号、5 号发电机转子支架后，机组转子支臂筋板裂纹问题日益减少，但电厂仍高度重视此类问题，每次检修均安排转子支臂专项探伤检查，每季度定期进风洞专项检查。

电厂在2016 年1 月进行6 号机C 级检修，在检修中按“三件”检查标准对转子支臂进行探伤抽查、弯曲度测量及宏观检查，均未见异常。至2016年5 月发现6 号机13 号支臂裂纹，从13 号支臂裂纹现场特征分析，裂纹从下游侧应力孔向外辐射约85 mm 长，占支臂宽度的1/3 左右，裂纹口未见错位、锈蚀，表面附着的上次探伤的显影剂未脱落，判断为近期产生。13 号支臂贯穿性裂纹应与原4 号、5 号机的类似缺陷成因一致，主要是由于转子结构筋板强度不足，筋板应力释放孔位置处应力最大，机组在运行时，筋板产生较大的非对称交变应力，从而产生疲劳裂纹。电厂邀请哈尔滨电机厂专业技术人员，进行现场分析检查，协商处理意见。根据协商处理方案进行了处理，同时对应力孔补焊区进行了圆滑过渡处理和消应打磨，后经探伤检查无异常。自机组转子支臂裂纹处理以来，每年机组检修时探伤检查未见异常，设备状况良好。

3.2 桨叶操作油管断裂原因及更换处理

3.2.1 桨叶操作油管断裂原因

桨叶操作油管焊缝存在夹渣、气孔、未满焊等缺陷是导致操作油管断裂的直接原因，焊缝内部缺陷及薄弱处在交变应力作用下，逐渐扩展最终导致焊缝开裂、油管断裂。6 号机组桨叶操作油管存在设计缺陷，且技术检测未及时发现隐患。油管未采用一根整管制成，在距上、下游法兰395 mm 处各有一道拼接焊缝，为3 根不同壁厚的管道焊接制成，变径处（断裂处）焊缝为整根油管的结构最薄弱处。经查验，该操作油管于2014 年6 号机A 修时对焊缝进行了UT 探伤检查，检测未能发现焊缝存在的相关缺陷。

机组长周期低水头运行，加速焊缝薄弱处劣化。2017 年6 月底沅水流域遭遇20 年一遇的洪水，期间机组最低运行水头低至10 m（设计最小水头为8.4 m），机组各监测部位运行工况恶劣，特别是6 号机组水导轴承振动值达到正常值的5 倍。

3.2.2 桨叶操作油管更换处理

优化操作油管与桨叶位置反馈传动机构设计，针对桨叶操作油管焊缝质量、反馈机构传动问题，组织厂家对相关方案进行优化设计，操作油内管采用整管结构，增加内管壁厚，油管更换前进行X 射线探伤检测，确保隐蔽部位完好无损，消除焊缝隐患；桨叶位置机械反馈改造为电气反馈，防止因非正常工况导致桨叶位置反馈机构动作异常。

操作油管与受油器配合安装时需重点关注操作油管摆度。

（1）在机组灯泡头内的平台上焊接3 根槽钢，位置分别对应外操作油管、中间操作油管与内操作油管，角钢不得防碍操作油管转动。

（2）在焊接的角铁上分别对准外、中、内操作油管中心的+Y 方向各装设1 块百分表，百分表下压约3 mm 且大指针调“0”，注意百分表必须垂直于被测工件的表面，且不得在测表面高点处，记录3 根油管数据进行分析。

（3）在操作油管上均分8 等份并逆时针进行编号，8 等份必须尺寸一致不得有误差，盘车并记录外操作油管摆度应符合安装说明书的要求（外操作油管摆度≤0.07 mm、中间操作油管摆度≤0.07 mm、内操作油管摆度≤0.10 mm），（读百分表视线必须在轴的最上方且做好记号的位置，3 个数据必须一起读，有利于分析3 根油管是否摆度一致），否则进行调整，操作油管摆度合格后用锁定片锁紧外操作油管法兰螺栓。

（4）操作油管摆度的处理方法：算出净摆度，测出水导轴承（百分表）到受油器处外油管（百分表）之间的距离，测出操作油管外油管法兰直径，根据以上数据值可以算出刮削量（研磨法兰的高点，如果数据偏差很大，可以将法兰转换180°，盘查检查数据），并在法兰面上划出刮削的等分（分成6 个区域，使用0 号砂纸刮削），外油管法兰直径415 mm，操作油管摆度测量应测量转动和定点数据，以便分析摆度数据的真实性，且高压顶轴油泵投入时间不得太长，油膜厚度影响其摆度真实性，箱体数据测完后再次测量外油管的上抬量。

3.3 定子线棒电腐蚀应对措施

针对3 号机定子线棒电腐蚀较严重的问题，已经加装机组局放在线监测系统，在机组运行时值班人员定期检查局放数据，目前监测数据正常。在彻底处理前每次机组检修时对电腐蚀部位进行涂胶处理，同时计划在2020 年对机组进行解体大修，对3号机定子拉紧螺杆绝缘处理、定子线棒电腐蚀及定子槽楔松动进行处理，彻底解决机组电腐蚀及定子拉紧螺杆绝缘为零等问题，有效保障机组的持续安全稳定运行。

4 在线诊断技术应用

4.1 厂用400 V 大电流断路器加装无线测温装置

原厂用400 V 配电系统因设备老化运行年限已久，逐年出现个别抽屉式断路器因接触不良发热烧损，通过加强现场巡视，及时将设备缺陷隐患消除在萌芽状态。但2014 年因单个抽屉式断路器夹件触头老化发热严重，发生屏柜着火，威胁厂用电安全运行。电厂在2015 年对厂用400 V 配电系统进行改造，并对大电流负荷断路器加装无线测温装置，将信号接入监控系统，便于控制室监盘人员及时发现断路器温度变化情况，掌握设备运行趋势，将安全隐患消除在萌芽状态。在厂用400 VⅠ/Ⅱ/Ⅲ段、坝顶400 V 配电室及182 m 层动力盘室的大负荷断路器触头处增加测温探头，各配电室安装集显装置，利用无线传输技术收集断路器温度。集显装置通过光纤传输至后台服务器，再配置后台服务器与监控系统通信，方便在上位机监盘及查询。

4.2 机组振动摆度报警值差异化管理

目前电厂机组振动摆度在线监测系统采用北京华科同安公司TN8000 机组状态监测系统，后台数据实现实时传输至控制室监控系统。通过不断总结对比，针对机组运行工况不一致的特点，对机组振动摆度告警值执行差异化管理，出现振摆数值告警时监盘值班人员及时进行负荷调整，严格控制不超过2 级告警值。尤其在汛期因泄洪导致尾水抬高机组运行水头降低时，通过监测振摆数值及时调整机组负荷，控制机组处于良好的运行工况，对提高机组的安全稳定性具有显著的效果。自2017 年以来，通过精准控制机组运行振摆数值，精心调整，经过连续两年运行，在机组检修时检查“三件”磨损及发电机转子支臂裂纹均较以往有很大的改善，设备的稳定性得到显著提高。

5 结语

由于设计、制造、安装工艺、投资成本等因素的影响，发电设备运行过程中发生故障不可避免。利用检测手段及时发现设备缺陷隐患，提前预防，将隐患消除在萌芽状态，需要不断摸索，总结经验。本文对洪江电厂投产以来发生的典型缺陷隐患及处理过程、效果进行了论述，对设备改造进行了探讨，经运行实践检验，效果良好，设备运行安全稳定性得到明显改观。