紫兰坝电站控制环抗磨板磨损分析与处理

李红军

（宝珠寺水力发电厂，四川 广元 628003）

1 概况

紫兰坝电站位于四川省广元市境内，是嘉陵江支流—白龙江干流梯级开发流域中的最后一级。电站采用灯泡贯流式机组，总装机容量102 MW（3×34 MW），年平均发电量约4.4亿kW·h。电站水轮机型号为GZ(836)-WP-535，由东方电机股份有限公司生产提供，机组额定转速136.4 r/min，额定水头15.4 m。机组控制环为分半结构，总重量约11 t，主要是传递接力器力矩给导叶，控制导叶开关。导水机构由导叶内外配水环、导叶、连杆机构、控制环、重锤和左右对称接力器等部件组成，导叶和拐臂是通过胀套连接，采用固定连杆和弹簧式连杆交替的结构（见图1所示）。控制环直接放在导叶外配水环上，通过限位块固定，控制环内侧有弧形抗磨板,起径向支撑、抗磨损的作用；轴向上、下游限位块侧面装有平面抗磨板,起轴向支撑定位、抗磨损作用。

图1 控制环

2 现象分析

紫兰坝电站3 F机组停机后出现蠕动现象，机组蠕动会严重损害机组导轴承及推力轴承，长时间蠕动会导致机组烧瓦，严重影响机组安全稳定运行。检修人员对机组检查时发现控制环下部有抗磨板磨损铜粉，进一步检查发现控制环抗磨板存在严重磨损，测量控制环和导叶外配水环之间间隙大于设计图纸要求。

紫兰坝电站3 F机组检修期间发现：①检查机组导叶间隙在规程范围内，但部分导叶存在上下不均的情况，说明导叶存在一定的扭力压迫；②测量控制环和导叶外配水环之间间隙明显大于设计图纸要求；③拆卸3 F机组控制环后进一步检查发现控制环、抗磨板以及导叶外配水环圆周面磨损情况严重,上部控制环抗磨板磨损严重，但还未磨损至限位块本体；下部控制环不仅抗磨板磨损掉，限位块本体均磨损超过3 mm（见图2所示）。

3 原因分析

图2 抗磨板

（1）对导水机构进行力矩分析得知控制环在控制导叶动作过程受到多个力矩作用，左右接力器形成一对平衡力矩，关闭侧的重锤或接力器与控制环安装存在不同心，可能破坏接力器平衡力矩，导致控制环动作时与导叶外配水环接触面间隙异常；另外控制环本体重量本身较大，其全部11 t重量压在导叶外配水环上，破坏平衡力矩，使上部抗磨板受力大，摩擦力的增加导致上部抗磨板磨损严重；同时控制环与导叶外配水环间隙不均使得控制环转动中心与机组中心出现较大偏差，导致控制环严重受力不均匀，进一步加速了径向抗磨板的磨损，同时还会造成套筒轴套产生单面受力的效果，导叶的轴向水推力经拐臂、连杆传递给控制环一个斜拉力,在导叶外配水环运行过程中形成反推力和摩擦力,多个力属异面汇交力矩,故合力大小方向总随负荷调节的不断变化而发生变化。因控制环本身受力变化较大的原因,对抗磨板的材质要求比较高,同时要求抗磨板本体是具有一定润滑性能的合金材质，但现场检查抗磨板发现其润滑性能确实无法满足机组运行的实际需求。

（2）抗磨板设计厚度较薄,无法满足现场运行要求，导水机构由固定连杆和弹簧连杆相间连接，而弹簧连杆容易使控制环在运行过程中产生扭矩,抗磨板设计厚度仅为3 mm，设计厚度明显偏薄，在摩擦力较大或控制环受力不均匀情况下较容易被磨损掉，不能满足现场安全稳定运行要求。

（3）抗磨板材料本身的机械性能不够。机组应采用具有自润滑功能的抗磨板，抗磨板虽然为自润滑材料,但润滑性能不良，效果不佳，运行中没有考虑外加润滑油,在实际运行中,可能出现硬摩擦现象，摩擦面硬摩擦现象加速抗磨板的磨损现象。

（4） 因上部轴向抗磨板均出现严重磨损，控制环与抗磨板局部本身间隙超过0.1 mm，贯流式电站水头变化较大，运行过程的水力不平衡，造成控制环振动增大，同时控制环转动中心与机组中心本身就存在较大偏差，两种因数叠加严重影响机组的运行状态；同时导叶进水量不平衡导致机组水力不平衡，控制环受力不均，也造成机组振动增加，套筒轴套单边受力，可能导致套筒漏水量增加，控制环各部件磨损也随之增加。

（5）接力器垂直度不一致，经过测量两个接力器垂直度相差达0.2 mm/m,在控制环转动中心与机组中心不一致情况下，控制环与抗磨板局部间隙大于0.1 mm，同时接力器球轴承出现卡死现象，使轴向摩擦局部受力大，控制环抗磨板出现硬摩擦，加剧抗磨板的磨损。

4 问题处理

结合原因分析,根据现场实际情况,主要采取了以下措施：

（1） 控制环在原来的基础上增加14对径向限位块,均匀布置在控制环上，增大控制环径向受力面积,减小对导叶轴套、控制环抗磨板磨损。同时所有径向和轴向抗磨板进行更换,调整控制环中心，保证控制环转动中心与机组中心达到一致，减小控制环运转的阻力，对新抗磨板螺孔逐一冲出与限位块螺栓孔对应贴合的凹槽，用铜螺丝将抗磨板把合在限位块上。并在两端焊接两个限位块，保证限位块不得高于抗磨垫。检查新抗磨板无刮伤（擦划）和焊渣烧烫坑，磨板紧固、无脱落。回装已检修好的限位块，按设计要求调整复测限位块之间的间隙均为64.13~64.27 mm，保证各抗磨板受力均匀。

（2）针对接力器腔可能存在串油现象，更换接力器更换活塞环及各部密封件，保证接力器运行可靠性。按照安装说明书要求，在接力器开启与关闭腔分别做8.8 MPa耐压试验，保压30 min，检查接力器缸盖与活塞端盖处应无渗漏现象，无机械变形；检查接力器外观无异常，动作灵活、到位，检查各管路及阀门无渗漏现象。

（3）接力器压紧行程调整，减少机组停机时漏水量。测量原接力器压紧行程测量为左0.75 mm,右1.25 mm,压紧行程不满足设计要求。在未连重锤的情况下将导叶立面间隙调整合格后，将左右接力器与控制环进行连接。连接前通过调整接力器叉头螺栓至合适长度，使得连接后不带重锤测量左接力器活塞处于缸顶位置，右接力器活塞处于缸底位置。接力器与控制环连接完毕后，将重锤与控制环连接，通过旋转接力器叉头螺纹，调整接力器伸出长度。将右接力器活塞缸向上提10 mm，将左接力器向下放10 mm，调整完毕后将接力器螺帽锁紧。重新调整接力器压紧行程后测量：不带重锤测量左接力器9.5 mm,右接力器10.3 mm，符合安装说明书接力器压紧行程7~11 mm要求。

（4）对控制环球轴承和拐臂球轴承进行检修处理，及时更换磨损严重或不灵活球轴承，保证球轴承转动灵活，提高控制环对导叶有效控制，降低套筒轴套磨损，更换因套筒轴套磨损而出现漏水轴套，减少套筒轴套单边受力现象。

（5）对接力器球轴承进行检查更换，保证即使两个接力器垂直度不一致情况下，也能保证控制环抗磨板不与导水机构出现硬摩擦。

5 结语

紫兰坝3 F机组检修后效果良好，通过对紫兰坝电站3 F机组控制环抗磨板磨损及接力器密封、压紧行程等部件处理,解决了机组蠕动、控制环抗磨板磨损问题，达到预期效果，对处理同类型机组蠕动、控制环抗磨板磨损具有一定借鉴意义。