水轮机及辅助设备项目九水轮机运行故障

1、课程：水轮机及辅助设备运行与检修 1. 项目九：分析处理水轮机运行故障项目九：分析处理水轮机运行故障 2. 1.分析处理水轮机机械故障教学情境的创建 表9-1 分析处理水轮机机 械故障教学情境的创建 3. 1.分析处理水轮机出力不足故障教学情景的创建 表9-2 水轮机出力不 足教学情境的创建 4. 9.1.1 混流式水轮机常见故障原因及处理措施 5. 9.2.1蓬辣滩水电站水轮机桨叶不能打开故障分析处理 2.蓬辣滩水电站水轮机桨叶不能打开故障现象 1 1）基本情况）基本情况 蓬辣滩水电站位于广东省大埔县境内，电站安装蓬辣滩水电站位于广东省大埔县境内，电站安装4 4台台 灯泡贯流转桨式水轮发电机

2、组，装机容量灯泡贯流转桨式水轮发电机组，装机容量4 411MW11MW。水轮。水轮 机型号为机型号为GZGZ（K239323K239323）-WP-440A-WP-440A，调速器为，调速器为BWST-100BWST-100步步 进式可编程双微机调速器，与之配套的油压装置型号为进式可编程双微机调速器，与之配套的油压装置型号为 HTZ-6.0-4BHTZ-6.0-4B。调速系统额定工作油压。调速系统额定工作油压3.92MPa3.92MPa。1 1号机组号机组 于于20022002年年5 5月投产。月投产。 6. 2.蓬辣滩水电站水轮机桨叶不能打开故障现象 2 2）故障现象）故障现象 200220

3、02年年1010月月2020日，投产不久的日，投产不久的1 1号机组在正常运行中，出号机组在正常运行中，出 现了水轮机桨叶可关闭但不能打开的故障。具体情况如下现了水轮机桨叶可关闭但不能打开的故障。具体情况如下: : 故障发生前，故障发生前，1 1号机组在系统中并列运行，水轮机导叶开号机组在系统中并列运行，水轮机导叶开 度和转轮桨叶开度分别为度和转轮桨叶开度分别为75%75%、80%80%。当班人员奉调度令，对。当班人员奉调度令，对 1 1号机组执行负荷调整操作时，无论是自动还是手动操作调号机组执行负荷调整操作时，无论是自动还是手动操作调 速器开启桨叶，桨叶不但不能开启，反而关闭。在桨叶全关速器

4、开启桨叶，桨叶不但不能开启，反而关闭。在桨叶全关 闭后闭后( (桨叶转角桨叶转角=0=0) ) 再也不能打开。在执行桨叶关闭操再也不能打开。在执行桨叶关闭操 作时，桨叶的关闭动作正常，且随动性很好。单独操作导水作时，桨叶的关闭动作正常，且随动性很好。单独操作导水 叶的启闭时，却未发现任何异常情况，且导叶随动于调速器叶的启闭时，却未发现任何异常情况，且导叶随动于调速器 的情况良好。的情况良好。 7. 2.蓬辣滩水电站水轮机桨叶不能打开故障现象 2 2）故障排查）故障排查 首先对调速器进行解体检查首先对调速器进行解体检查( (主要针对桨叶主配压阀及其主要针对桨叶主配压阀及其 步进式电液转换器步进式

5、电液转换器) ) ，未发现异常情况，故障现象依然存在，未发现异常情况，故障现象依然存在， 因此可排除调速器故障的可能。在对桨叶因此可排除调速器故障的可能。在对桨叶(= 0(= 0) )单独进单独进 行开启试验时，桨叶虽然不能打开，但主配压阀有明显的油行开启试验时，桨叶虽然不能打开，但主配压阀有明显的油 流声音，且受油器开、关两侧油压指示仪表示值正常。随后流声音，且受油器开、关两侧油压指示仪表示值正常。随后 在转轮室用在转轮室用5t5t手拉葫芦把桨叶朝开启方向拉拽至手拉葫芦把桨叶朝开启方向拉拽至15%15%的开度的开度 后再进行桨叶开启试验。此时桨叶开启操作又恢复正常。后再进行桨叶开启试验。此时

6、桨叶开启操作又恢复正常。 8. 2.蓬辣滩水电站水轮机桨叶不能打开故障现象 2 2）故障排查）故障排查 当时由于这一故障已消失，没有进行全面分析便继续当时由于这一故障已消失，没有进行全面分析便继续 开机运行。至开机运行。至20032003年年1 1月初，这一故障又重复发生了多台月初，这一故障又重复发生了多台 次，其中次，其中1 1号机组发生了号机组发生了3 3次，次，2 2号机组发生了号机组发生了1 1次次( (此时此时3 3号、号、 4 4号机组尚未投运号机组尚未投运) )，说明上述处理方法没有根本解决问题。，说明上述处理方法没有根本解决问题。 在每次故障发生后按上述方法处理，所需工时较长，

7、弃水在每次故障发生后按上述方法处理，所需工时较长，弃水 损失大，给电站造成重大经济损失，特别是该故障越来越损失大，给电站造成重大经济损失，特别是该故障越来越 频繁，严重影响到水电站的正常生产，必须尽快查明真正频繁，严重影响到水电站的正常生产，必须尽快查明真正 原因并消除缺陷。原因并消除缺陷。 9. 故障分析故障分析 1 1） 相关设备的结构及其工作原理相关设备的结构及其工作原理 蓬蓬辣滩水电站水轮机为灯泡贯流转桨式，辣滩水电站水轮机为灯泡贯流转桨式， 转轮直径转轮直径4.4 4.4 m m ，主要由转轮体、转轮接力器、操作架、滑键、斜连杆机，主要由转轮体、转轮接力器、操作架、滑键、斜连杆机 构

8、、桨叶（构、桨叶（4 4个）及其枢轴密封、泄水锥等组成。转轮接力个）及其枢轴密封、泄水锥等组成。转轮接力 器活塞直径器活塞直径920mm920mm。在接力器活塞杆内部有油分配管，在高。在接力器活塞杆内部有油分配管，在高 压油的交替作用下，活塞可作前后相对移动，最大行程（从压油的交替作用下，活塞可作前后相对移动，最大行程（从 全关到全开）全关到全开）208.3mm208.3mm。活塞的移动，使操作架、斜连杆作。活塞的移动，使操作架、斜连杆作 平面运动，从而带动桨叶转动。桨叶转角平面运动，从而带动桨叶转动。桨叶转角=0=03535。桨。桨 叶正常工作油压叶正常工作油压3.92MPa3.92MPa，

9、设计动作油压，设计动作油压0.5MPa0.5MPa。 10. 故障分析故障分析 2 2） 故障分析故障分析 根据计算，在工作油压根据计算，在工作油压P=3.92MPaP=3.92MPa时，作用于接力器活塞时，作用于接力器活塞 某一腔的压力为某一腔的压力为2322.6kN2322.6kN，如此巨大的作用力都未能打开桨，如此巨大的作用力都未能打开桨 叶，而仅用一个叶，而仅用一个5t5t葫芦却能把桨叶打开，仅凭这一点，就可葫芦却能把桨叶打开，仅凭这一点，就可 排除转轮操作机构摩擦力过大、接力器活塞拉缸、桨叶卡死排除转轮操作机构摩擦力过大、接力器活塞拉缸、桨叶卡死 等可能。在排除这些因素之后，故障的焦

10、点是等可能。在排除这些因素之后，故障的焦点是: :在操作调速在操作调速 器打开桨叶时，压力油虽然经主配压阀进入了受油器，但有器打开桨叶时，压力油虽然经主配压阀进入了受油器，但有 没有进入接力器活塞开启腔。没有进入接力器活塞开启腔。 11. 故障分析故障分析 当当压力油从配油管经浮动瓦、受油轴、转换套后，进入压力油从配油管经浮动瓦、受油轴、转换套后，进入 过渡操作油管中间腔，再从操作油管中间腔进入转轮活塞的过渡操作油管中间腔，再从操作油管中间腔进入转轮活塞的 开启腔。此间有许多法兰密封面。如果说在这些密封面中，开启腔。此间有许多法兰密封面。如果说在这些密封面中， 因密封圈损坏造成开、关腔窜油，那

11、么必有两种结果因密封圈损坏造成开、关腔窜油，那么必有两种结果: :其一其一 是如果窜油严重的话，无论进行开、关操作都会失效是如果窜油严重的话，无论进行开、关操作都会失效; ;其二其二 是故障必然永久存在，不因桨叶的转角变化而出现和消失。是故障必然永久存在，不因桨叶的转角变化而出现和消失。 12. 故障分析故障分析 在在受油器转换套的一端装有一个轴套，该轴套的材料为受油器转换套的一端装有一个轴套，该轴套的材料为 ZcuSn5Pb5Zn5ZcuSn5Pb5Zn5，其作用是限制过渡操作油管的回转中心，并，其作用是限制过渡操作油管的回转中心，并 阻断操作油管开、关腔的通道。假设轴套与过渡操作油管的阻断

12、操作油管开、关腔的通道。假设轴套与过渡操作油管的 配合间隙过大，必然使窜油增大，其结果仍如前所述。但是，配合间隙过大，必然使窜油增大，其结果仍如前所述。但是， 若该轴套在开机前已脱离转换套，此时进行开机操作，来自若该轴套在开机前已脱离转换套，此时进行开机操作，来自 主配压阀的压力油本应全部进入操作油管中腔，却因轴套脱主配压阀的压力油本应全部进入操作油管中腔，却因轴套脱 落，使操作油管中、外两腔短路，压力油经短路进入操作油落，使操作油管中、外两腔短路，压力油经短路进入操作油 管外腔再返回调速器回油腔。在此情况下，桨叶肯定不能打管外腔再返回调速器回油腔。在此情况下，桨叶肯定不能打 开，其故障原因就

13、此便可认定。开，其故障原因就此便可认定。 13. 故障分析故障分析 查阅厂家有关设计图纸，发现该轴套与转换套的设计公查阅厂家有关设计图纸，发现该轴套与转换套的设计公 差与配合为差与配合为145H7/k6 145H7/k6 ( (过渡配合过渡配合) ) ，其配合间隙为，其配合间隙为0.0280.028 0.037 mm 0.037 mm ，采用冷套工艺安装，无定位螺钉。轴套内径，采用冷套工艺安装，无定位螺钉。轴套内径 135mm135mm，外径，外径145mm145mm，长，长72mm72mm。经计算，在额定油压下进行开。经计算，在额定油压下进行开 机操作时，轴套所受正轴向压力机操作时，轴套所受

14、正轴向压力( (假设主轴的顺水流方向为假设主轴的顺水流方向为 正向，逆水流方向为反向正向，逆水流方向为反向) ) 为为F Fk k =8.01kN =8.01kN。在这一轴向力作。在这一轴向力作 用下，轴套有可能脱离转换套并落在过渡操作油管上面，造用下，轴套有可能脱离转换套并落在过渡操作油管上面，造 成桨叶接力器开、关腔短路。这时如果进行桨叶开启操作，成桨叶接力器开、关腔短路。这时如果进行桨叶开启操作， 压力油除进入接力器开启腔外，还通过短路点进入桨叶关闭压力油除进入接力器开启腔外，还通过短路点进入桨叶关闭 腔。接力器开关两腔等压，桨叶必定无法开启。腔。接力器开关两腔等压，桨叶必定无法开启。

15、14. 2故障处理 根据根据分析情况，拆出分析情况，拆出1 1号机组受油器，对其转换套进行检号机组受油器，对其转换套进行检 查，发现该轴套果然已脱离了转换套。于是重新安装转换套，查，发现该轴套果然已脱离了转换套。于是重新安装转换套， 并在轴套与转换套的配合面上增加并在轴套与转换套的配合面上增加4 4个个M8M8轴向骑缝定位螺钉。轴向骑缝定位螺钉。 同时，对同时，对2 2号机组及安装中的号机组及安装中的3 3号、号、4 4号机组也采用同样的方号机组也采用同样的方 法进行了处理，从根本上消除了转轮桨叶不能打开的故障，法进行了处理，从根本上消除了转轮桨叶不能打开的故障， 取得了良好的经济效益。取得了

16、良好的经济效益。 15. 9.2.2 水府庙水电站4号机7号导叶损坏故障分析处理 1.水府庙水电站4号机7号导叶损坏 事故损毁事故损毁 损失情况损失情况 （1）7号号 导叶双连导叶双连 臂弯曲，臂弯曲， 并折断一并折断一 边。边。 （2）损）损 失有功电失有功电 量约量约28万万 kWh。 2）事故）事故 现象现象 1961年年8 月月3日，日，4 号机小修号机小修 后开机，后开机， 当导叶在当导叶在 30%的开的开 度时，调度时，调 速器工作速器工作 不稳定，不稳定， 振动很厉振动很厉 害，为了害，为了 防止设备防止设备 损坏，决损坏，决 定停机后定停机后 调整试验。调整试验。 16. 9.

17、2.2 水府庙水电站4号机7号导叶损坏故障分析处理 2事故原因分析 （1）安装时配合太紧，摩擦大，但）安装时配合太紧，摩擦大，但4号号 机运行一年来，导叶开度自机运行一年来，导叶开度自0100， 操作自如，既使发生有折断剪断销的可操作自如，既使发生有折断剪断销的可 能，也不应使双连臂弯曲，折断。能，也不应使双连臂弯曲，折断。 （2）导叶开度在）导叶开度在30引起剪断销折断，引起剪断销折断， 处理过程中导叶又开到处理过程中导叶又开到80，此说明并，此说明并 非导叶安装时卡死。非导叶安装时卡死。 （3）检修后）检修后4号机开机运行号机开机运行2h，其他导，其他导 叶达叶达84开度时，开度时，7号导

18、叶关闭至超过号导叶关闭至超过 正常全关位置正常全关位置25左右。左右。 17. 9.2.2 水府庙水电站4号机7号导叶损坏故障分析处理 2事故原因分析 这说明导叶本身是活动的，所以判断是这说明导叶本身是活动的，所以判断是7号导叶外物卡死，引起剪断销号导叶外物卡死，引起剪断销 折断，其理由有：折断，其理由有： 坝前拦污栅间隙是坝前拦污栅间隙是88mm600mm（宽（宽长），外物很可能进入。长），外物很可能进入。 快速闸门的门框可进入粗快速闸门的门框可进入粗300mm2m（直径（直径长）的外物。长）的外物。 4号机出现事故时，导叶开度在号机出现事故时，导叶开度在30，当停机检查，当停机检查7号导叶

19、卡死在号导叶卡死在80 开度的位置上，疑似开度的位置上，疑似7、8号导叶间有外物，当号导叶间有外物，当8号导叶关闭时，将号导叶关闭时，将7 号导叶顶开。检修人员用木头将号导叶顶开。检修人员用木头将7号导叶向关的方向撬不动，向开的方号导叶向关的方向撬不动，向开的方 向能转动，致此说明有外物卡在向能转动，致此说明有外物卡在7、8号导叶间。号导叶间。 在导叶处于无控制的自由状态下，在导叶处于无控制的自由状态下，4号机组试运行，当导叶开度在号机组试运行，当导叶开度在84 时，由于水力作用，将外物冲掉，时，由于水力作用，将外物冲掉，7号导水叶在自由状态，其他导水号导水叶在自由状态，其他导水 叶开得大，叶

20、开得大，7号导水叶受力，使之从不能关，至冲得关过了头。因水轮号导水叶受力，使之从不能关，至冲得关过了头。因水轮 机进水不平衡而产生了震动，停机后机进水不平衡而产生了震动，停机后7号导叶被关在外面了。号导叶被关在外面了。 18. 9.2.2 水府庙水电站4号机7号导叶损坏故障分析处理 3事故处理过程 操作后毫无效果，又关闭了操作后毫无效果，又关闭了 4号机的快速闸门。即拆掉号机的快速闸门。即拆掉7 号导叶的双连臂和剪断销，号导叶的双连臂和剪断销， 此时发现双连臂断了一边。此时发现双连臂断了一边。 由于没有尾水闸门，蜗壳水由于没有尾水闸门，蜗壳水 抽不干，不能检查导叶。最抽不干，不能检查导叶。最

21、后决定让后决定让4号机的号机的7号导叶成号导叶成 自由状态，调速器切自由状态，调速器切“手动手动” 开机，开机，4号机组号机组“手动手动”开开 机并网试运行。机并网试运行。 4号机并网试运行号机并网试运行2h后，机后，机 组有功负荷由组有功负荷由5200kW上升上升 到将其它导叶全开时，用千到将其它导叶全开时，用千 斤顶向开启侧顶斤顶向开启侧顶7号导叶可号导叶可 以转动，可回到正常关闭位以转动，可回到正常关闭位 置，装上双连臂及剪断销后，置，装上双连臂及剪断销后， 对调速器进行了调整并模拟对调速器进行了调整并模拟 操作后，合发电机出口断路操作后，合发电机出口断路 器并入电网运行。器并入电网运行

22、。 19. 9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理 1 1）基本情况）基本情况 金沙峡水电站工程地处青海省大通河甘青交界段，为金沙峡水电站工程地处青海省大通河甘青交界段，为 低坝径流引水式水电站，海拔高度低坝径流引水式水电站，海拔高度2200m2200m。该水电站设计。该水电站设计 水头水头72.5m 72.5m ，设计，设计引用流量引用流量116m116m3 3/s/s。电站总装机容量为。电站总装机容量为 3 320MW + 10MW 20MW + 10MW ，机型为立轴混流式，机型为立轴混流式，2 2# #发电机（大机）发电机（大机） 型号为型号为SF20-20/4250

23、 SF20-20/4250 ，额定转速为，额定转速为300rpm 300rpm ，转子总重，转子总重 量为量为78T 78T ，直径为，直径为3618mm3618mm，磁轭、制动环及风扇支架，磁轭、制动环及风扇支架 均为组焊结构。均为组焊结构。 20. 9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理 在机组并网运行了二十多天后，现场安装人员在巡检在机组并网运行了二十多天后，现场安装人员在巡检 时发现机组振动值比试运行时明显增大，通过测量，发时发现机组振动值比试运行时明显增大，通过测量，发 电机上机架的振幅达电机上机架的振幅达1.04mm1.04mm，并随着转速的升高而增大，并随着转速

24、的升高而增大， 遂决定停机检查，发现发电机上盖板与上机架之间的联遂决定停机检查，发现发电机上盖板与上机架之间的联 接螺栓均有松动和剪断的情况发生，分别对发电机上、接螺栓均有松动和剪断的情况发生，分别对发电机上、 下导轴承进行解体检查，下导轴承未发现异常情况，但下导轴承进行解体检查，下导轴承未发现异常情况，但 上导轴承的导瓦支架与上机架之间的定位销及紧固螺栓上导轴承的导瓦支架与上机架之间的定位销及紧固螺栓 部分松动，并且有两支螺栓剪断。部分松动，并且有两支螺栓剪断。 21. 9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理 1. 故障故障 分析分析 水轮机蜗壳及水轮机蜗壳及 固定导叶内有

25、异固定导叶内有异 物，导致水力不物，导致水力不 平衡产生振动平衡产生振动; 机组轴线摆度机组轴线摆度 偏差超标，引起偏差超标，引起 机组振动机组振动; 机组磁场不平机组磁场不平 衡，引起机组振衡，引起机组振 动动; 机组转动部分机组转动部分 质量不平衡引起质量不平衡引起 机组振动。机组振动。 1. 1. 故障故障分析分析 22. 9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理 通过分通过分 析，认析，认 为第四为第四 种原因种原因 符合实符合实 际情况，际情况， 并对前并对前 三种原三种原 因不符因不符 合的情合的情 况做了况做了 详细的详细的 分析分析: （1）流道内水力不平衡产生

26、的振动首先表现为水导轴承的振动，）流道内水力不平衡产生的振动首先表现为水导轴承的振动， 通过对水导部位振动的测量，水导的振动值满足安装规范要求，通过对水导部位振动的测量，水导的振动值满足安装规范要求， 水导轴承至下导轴承轴长为水导轴承至下导轴承轴长为3米，具有一定的弹性，不可能将较米，具有一定的弹性，不可能将较 大的力传递到上导轴承及发电机盖板上，而且下导轴承在解体大的力传递到上导轴承及发电机盖板上，而且下导轴承在解体 检查时未发现异常情况，确认不是水力不平衡的问题。检查时未发现异常情况，确认不是水力不平衡的问题。 （2）机组轴线摆度偏差超标，但其震动的幅值最大不可能超过）机组轴线摆度偏差超标

27、，但其震动的幅值最大不可能超过 导瓦间隙，设计导瓦间隙为导瓦间隙，设计导瓦间隙为0.10.15mm，摆度超标引起的质，摆度超标引起的质 量偏差不会很大，不至于引起发电机上机架的大幅振动。而且量偏差不会很大，不至于引起发电机上机架的大幅振动。而且 轴系摆度大时首先表现在导瓦温度升高，但机组运行过程中导轴系摆度大时首先表现在导瓦温度升高，但机组运行过程中导 瓦温度一直正常，可以断定不是轴线问题。瓦温度一直正常，可以断定不是轴线问题。 （3）电磁场不平衡造成的振动，应该表现在空载运行和负载运）电磁场不平衡造成的振动，应该表现在空载运行和负载运 行时产生的振动不同，且负载运行时振动会增大很多。而该机组

28、行时产生的振动不同，且负载运行时振动会增大很多。而该机组 在试运行及商业运行的过程中，均表现为空载运行及负载运行时在试运行及商业运行的过程中，均表现为空载运行及负载运行时 的振动变化不大，因此可以排除磁场不平衡原因。的振动变化不大，因此可以排除磁场不平衡原因。 1. 1. 故障故障分析二分析二 23. 9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理 首先首先将机组转速升至将机组转速升至100 %100 %额定转速，将仪器的振动额定转速，将仪器的振动 和转速传感器架设在规定的部位（上机架的上、下边各和转速传感器架设在规定的部位（上机架的上、下边各 架一支振动传感器，发电机轴头部位架设一

29、个光电转速架一支振动传感器，发电机轴头部位架设一个光电转速 测头测头），），开启仪器电源测量并自动记录，然后停机，在开启仪器电源测量并自动记录，然后停机，在 转子上加配一定质量的基准配重块（本次选配转子上加配一定质量的基准配重块（本次选配35kg35kg配重配重 块块），），并以此配重块为起始点，逆时针方向对风扇叶片并以此配重块为起始点，逆时针方向对风扇叶片 编号（本机组叶片为编号（本机组叶片为4040片，两风扇叶夹角为片，两风扇叶夹角为9 9），然后），然后 重新启动机组，将转速升至重新启动机组，将转速升至100%100%额定转速（额定转速（300rpm300rpm）。 2. 2. 故障处理

30、故障处理 24. 9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理 根据仪器显示结果，考虑到所测得的质量不平衡较大，根据仪器显示结果，考虑到所测得的质量不平衡较大， 对仪器输入取掉基准配重命令后，仪器的计算结果为对仪器输入取掉基准配重命令后，仪器的计算结果为 120120方向配重方向配重65kg65kg，根据计算结果配重，机组振动未消，根据计算结果配重，机组振动未消 除，如此改变基准配重位置反复多次，根据仪器计算结除，如此改变基准配重位置反复多次，根据仪器计算结 果配重，均未能消除机组振动。此时专家组大部分成员果配重，均未能消除机组振动。此时专家组大部分成员 开始考虑振动的原因可能没有

31、找准，要求进行流道检查开始考虑振动的原因可能没有找准，要求进行流道检查 及轴线检查。及轴线检查。 2. 2. 故障处理故障处理 25. 9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理 进行流道检查工作量非常大，首先要进行尾水封水及进行流道检查工作量非常大，首先要进行尾水封水及 蜗壳排水，考虑到尾水出口可能有杂物，闸门密封不严，蜗壳排水，考虑到尾水出口可能有杂物，闸门密封不严， 排水难度大，流道检查有困难。进行轴线检查同样要进排水难度大，流道检查有困难。进行轴线检查同样要进 行流道排水，上、下、水导轴承排油及解体，工作量非行流道排水，上、下、水导轴承排油及解体，工作量非 常大，耗工耗时

32、，影响发电常大，耗工耗时，影响发电。 在各方意见分歧较大的情况下，其中一位技术人员一在各方意见分歧较大的情况下，其中一位技术人员一 直坚持认为机组振动与流道存在杂物与否及轴线摆度偏直坚持认为机组振动与流道存在杂物与否及轴线摆度偏 差无关，有以上的原因分析为证，同时磁轭、制动环及差无关，有以上的原因分析为证，同时磁轭、制动环及 风扇支架均为组焊件，存在质量不平衡的可能性大，并风扇支架均为组焊件，存在质量不平衡的可能性大，并 且机组在升速过程中，随着转速升高振动在加剧，直接且机组在升速过程中，随着转速升高振动在加剧，直接 证明转动部分质量不平衡是引起机组振动的原因。证明转动部分质量不平衡是引起机组

33、振动的原因。 2. 2. 故障处理故障处理 26. 9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理 根据该电站根据该电站4#4#小机的动平衡试验情况，仪器在问是否小机的动平衡试验情况，仪器在问是否 取掉基础配重时（由于当时基准配重较小为取掉基础配重时（由于当时基准配重较小为17kg17kg）输入）输入 了否命令，结果一次配重成功，可能了否命令，结果一次配重成功，可能2#2#机组质量偏差较机组质量偏差较 大，会直接影响仪器测试的准确性。基于这种认识，测大，会直接影响仪器测试的准确性。基于这种认识，测 试小组用上述方法再做最后一次测试，结果一次性配重试小组用上述方法再做最后一次测试，结果

34、一次性配重 成功，机组振动值满足标准要求，运行正常。成功，机组振动值满足标准要求，运行正常。 2. 2. 故障处理故障处理 27. 93 水轮机出力不足典型故障分析 1 1福建永安上坂水电站出力不足故障情况福建永安上坂水电站出力不足故障情况 1 1）上坂水电站基本情况）上坂水电站基本情况 上上坂水电站位于福建永安县小陶镇上坂村上游坂水电站位于福建永安县小陶镇上坂村上游1.5 km1.5 km 处，距离永安城关处，距离永安城关51 km51 km，是沙溪支流文川溪梯级电站中，是沙溪支流文川溪梯级电站中 装机容量最大，具有调节库容的龙头电站。装机容量最大，具有调节库容的龙头电站。 9.3.1 上坂

35、水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 28. 9.3.1上坂水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 电站电站装机容量装机容量2 25000kW5000kW，电站大坝为砌石双曲拱坝，电站大坝为砌石双曲拱坝， 坝高坝高5151米，坝顶弧长米，坝顶弧长142142米，水库正常蓄水位米，水库正常蓄水位305.0305.0米，米， 死水位死水位280.0280.0米，设计洪水位米，设计洪水位305.43305.43米，校核洪水位米，校核洪水位 305.85305.85米，堰顶高程米，堰顶高程300.8300.8米，调洪库容米，调洪库容229229万立方米。万立方米。 电站引水系统布设在右岸，为遂洞有压

36、引水，主洞总长电站引水系统布设在右岸，为遂洞有压引水，主洞总长 为为240.33240.33米，直径米，直径3.73.7米；支洞长米；支洞长44.5244.52米，直径米，直径2 2米。米。 29. 9.3.1上坂水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 引水遂洞出口装设两台蝴蝶阀。电站采用立式水轮发引水遂洞出口装设两台蝴蝶阀。电站采用立式水轮发 电机组，水轮机型号电机组，水轮机型号HL-250-LJ-140HL-250-LJ-140，设计水头，设计水头39.139.1米，米， 最小水头最小水头2525米，设计流量米，设计流量14.78m14.78m3 3/s/s；发电机型号；发电机型号 SF5

37、000-16/3250SF5000-16/3250，额定电压，额定电压6300V6300V，额定电流，额定电流573A573A，额定，额定 转速转速375rpm375rpm，励磁方式可控硅微机励磁，电站出口电压，励磁方式可控硅微机励磁，电站出口电压 110kV110kV。19941994年年7 7月月2525日日1 1号机组投产发电，同年号机组投产发电，同年9 9月月2525日日 二号机组投产发电。二号机组投产发电。 30. 9.3.1上坂水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 针对针对上坂水电站水轮机出力不足现象，可以初步判断上坂水电站水轮机出力不足现象，可以初步判断 引起上述现象的原因有二

38、个方面：一是水轮机转轮的过引起上述现象的原因有二个方面：一是水轮机转轮的过 流表面刚度、强度不足，造成转轮抗空蚀和抗磨能力不流表面刚度、强度不足，造成转轮抗空蚀和抗磨能力不 足，使得水轮机在运行时转轮叶片的表面出现空蚀磨损足，使得水轮机在运行时转轮叶片的表面出现空蚀磨损 现象，造成水轮机转轮效率下降；二是引水道之中存在现象，造成水轮机转轮效率下降；二是引水道之中存在 堵塞物，如树木、淤泥等，减小了流道的过水断面，使堵塞物，如树木、淤泥等，减小了流道的过水断面，使 得流量不足。上述两种原因是造成水轮机出力不足的主得流量不足。上述两种原因是造成水轮机出力不足的主 要因素。要因素。 2原因分析 31

39、. 9.3.1上坂水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 1 1）针对引水道之中存在堵塞物的问题）针对引水道之中存在堵塞物的问题 由于由于上坂水库电站位于河道的中间，河道两边树木繁上坂水库电站位于河道的中间，河道两边树木繁 茂，不可避免的有许多树枝和树叶落到水库之中，而这茂，不可避免的有许多树枝和树叶落到水库之中，而这 些树枝和树叶会顺着水流流道进入引水道入口处，在入些树枝和树叶会顺着水流流道进入引水道入口处，在入 口处拦污栅前形成堵塞现象，这样在入口处拦污栅前形口处拦污栅前形成堵塞现象，这样在入口处拦污栅前形 成水头落差，无形之间降低了水轮机的工作水头，同时成水头落差，无形之间降低了水轮机的

40、工作水头，同时 也有一些石头、淤泥之类的会在水流流道中淤积，也会也有一些石头、淤泥之类的会在水流流道中淤积，也会 造成流道过水面积的减少，所以需要对拦污栅前以及水造成流道过水面积的减少，所以需要对拦污栅前以及水 流流道中的淤泥物进行清理，以保证水流流动顺畅。流流道中的淤泥物进行清理，以保证水流流动顺畅。 3存在问题的解决办法 32. 9.3.1上坂水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 2 2）针对转轮的过流表面刚度、强度不足的问题）针对转轮的过流表面刚度、强度不足的问题 转轮转轮的过流表面刚度、强度不足，是造成抗空蚀和抗的过流表面刚度、强度不足，是造成抗空蚀和抗 磨能力不足的主要原因。针对这

41、一现象，可以从几个方磨能力不足的主要原因。针对这一现象，可以从几个方 面进行改造：一是在转轮的过流表面以及其它过流部件面进行改造：一是在转轮的过流表面以及其它过流部件 表面易空蚀磨损的部位铺焊不锈钢，以提高抗空蚀磨损表面易空蚀磨损的部位铺焊不锈钢，以提高抗空蚀磨损 的效果；二是在转轮的制造过程中，需要采用刚度和强的效果；二是在转轮的制造过程中，需要采用刚度和强 度较高的钢材，根据实际需要采用对应的措施，在一些度较高的钢材，根据实际需要采用对应的措施，在一些 重要的部位需要使用较好的钢材，其它部位可以采用一重要的部位需要使用较好的钢材，其它部位可以采用一 般的钢材。般的钢材。 3存在问题的解决办

42、法 33. 9.3.1上坂水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 如果采用第一种方案，我们可以寻求能够生产如果采用第一种方案，我们可以寻求能够生产HL250HL250 型转轮的相关厂家进行生产，主要要求生产厂家在满足型转轮的相关厂家进行生产，主要要求生产厂家在满足 转轮的强度、刚度的基础上，重新生产一个转轮的强度、刚度的基础上，重新生产一个HL250HL250型转轮，型转轮， 这样可以保证有关过流部件的结构尺寸（主要是导叶方这样可以保证有关过流部件的结构尺寸（主要是导叶方 面）不用改变，有利于减少机组的投资成本；但是据了面）不用改变，有利于减少机组的投资成本；但是据了 解，目前国内还没有解，目

43、前国内还没有HL250HL250型转轮型号。型转轮型号。 3存在问题的解决办法 34. 9.3.1上坂水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 如果采用第二种方案，根据该水电站的实际情况，我如果采用第二种方案，根据该水电站的实际情况，我 们选择了二种型号的转轮与们选择了二种型号的转轮与HL250HL250型转轮进行比较，有关型转轮进行比较，有关 不同转轮型号的参数计算结果不同转轮型号的参数计算结果见表见表9-39-3。 根据表根据表9-49-4的数据和计算结果可以看出，的数据和计算结果可以看出，HLF13HLF13的各种的各种 参数与参数与HL250HL250的参数相差较大，尤其是导叶相对高度较

44、的参数相差较大，尤其是导叶相对高度较 HL250HL250的相差较大；的相差较大；HLA551CHLA551C的种种参数与的种种参数与HL250HL250的参数比的参数比 较接近，导叶相对高度只是相差较接近，导叶相对高度只是相差0.010.01，因此初步决定采，因此初步决定采 用用HLA551CHLA551C转轮。转轮。 根据选用的根据选用的HLA551CHLA551C转轮转轮，表，表9-59-5中中HL250HL250转轮的出力转轮的出力 按照机组的实际出力参数为准，年利用小时数以多年平按照机组的实际出力参数为准，年利用小时数以多年平 均年利用小时数为均年利用小时数为2560h2560h为准

45、。为准。 3存在问题的解决办法 35. 表表9-43种型号的转轮各种参数的种型号的转轮各种参数的比较比较 36. 9.3.1上坂水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 4 4）更换转轮的费用和经济效益比较）更换转轮的费用和经济效益比较 根据根据水电站的更换水电站的更换HLA551CHLA551C的改造方案，制造厂家提的改造方案，制造厂家提 出了出了3 3种方案，一是整个转轮（上冠、叶片和下环）为不种方案，一是整个转轮（上冠、叶片和下环）为不 锈钢材料；二是上冠为碳钢材料，叶片和下环为不锈钢锈钢材料；二是上冠为碳钢材料，叶片和下环为不锈钢 材料；三是整个转轮（上冠、叶片和下环）为碳钢材料，材料；

46、三是整个转轮（上冠、叶片和下环）为碳钢材料， 而整个转轮材料为不锈钢材料，其运行寿命是碳钢材料而整个转轮材料为不锈钢材料，其运行寿命是碳钢材料 的的3 35 5倍。有关各种方案的转轮以及相关配套的技术改倍。有关各种方案的转轮以及相关配套的技术改 造造项目价格见表项目价格见表9-69-6。 3存在问题的解决办法 37. 从表从表9-59-5可看出，加上引水流道口清理费用，方案一的总费用为可看出，加上引水流道口清理费用，方案一的总费用为 5454万元，方案二的总费用为万元，方案二的总费用为5050万元，方案三的总费用为万元，方案三的总费用为4242万元。万元。 表表9-6 9-6 HLA551C-

47、LJ-140HLA551C-LJ-140转轮更换费用（万元）转轮更换费用（万元） 38. 从从表可表可看出，三种水头下方案看出，三种水头下方案1 1、2 2、3 3的收益与技术改造费用差分的收益与技术改造费用差分 别是别是 2.4662.46610107 7（ 2.472.4710107 7 、 2.4782.47810107 7 ）元）元， 0.9660.96610107 7 （ 0.97 0.97 10107 7 、 、 0.9780.97810107 7 ）元）元和和0.060.0610107 7 （ （ （ 1.01.010107 7 、 、 1.81.810107 7 ）元，因此，这

48、个技术改造完成后，可在第二年就能够将）元，因此，这个技术改造完成后，可在第二年就能够将 技术改造费用回收并有盈余。因此，电站应尽快更换水轮机转轮为技术改造费用回收并有盈余。因此，电站应尽快更换水轮机转轮为 HLA551C-LJ-140HLA551C-LJ-140，同时对拐臂以及引水流道进行相应处理。，同时对拐臂以及引水流道进行相应处理。 三种水头下方案三种水头下方案1 1、2 2、3 3收益与技术改造费用差的比较收益与技术改造费用差的比较 39. 9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 1 1）双溪口水电站基本情况）双溪口水电站基本情况 双溪口水电站位于福建省仙游县榜头镇，坝址

49、距仙游双溪口水电站位于福建省仙游县榜头镇，坝址距仙游 城关城关23km23km，电站装机容量，电站装机容量2 25000kW5000kW，水库正常蓄水位为，水库正常蓄水位为 164.0m164.0m，水库常年运行死水位为，水库常年运行死水位为140.0m140.0m，极限死水位，极限死水位 136.0m136.0m，相应调节库容分别为，相应调节库容分别为14231423万万m m3 3和和15291529万万m m3 3。 1福建双溪口水电站出力不足故障情况 40. 9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 该水电厂在额定水头下，两台机组的出力只能达到该水电厂在额定水头下，两台机

50、组的出力只能达到 9000kW，在机组的运行过程中，先后出现以下几种，在机组的运行过程中，先后出现以下几种 情况。情况。 在发电机层，当导叶开度大于在发电机层，当导叶开度大于67%时，仪表盘指示时，仪表盘指示 机组出力下降。机组出力下降。 人员站在尾水平台处，可以明显感觉到尾水补气加人员站在尾水平台处，可以明显感觉到尾水补气加 剧，并有撞击声，同时尾水管出口处的气泡量增加，剧，并有撞击声，同时尾水管出口处的气泡量增加， 尾水平台处震动感加大。尾水平台处震动感加大。 在尾水进人门处，用手触摸进人门，震动的感觉明在尾水进人门处，用手触摸进人门，震动的感觉明 显，但是只能听到过水声，而没有听到撞击声

51、。显，但是只能听到过水声，而没有听到撞击声。 2）故障情况 41. 9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 水电站年发电量水电站年发电量29902990万万kWhkWh，保证出力，保证出力1930kW1930kW。水轮。水轮 机采用机采用HLA384-LJ-106HLA384-LJ-106型，额定出力型，额定出力5208kW5208kW，额定转速，额定转速 600rpm600rpm，最大水头，最大水头81m81m，加权平均水头，加权平均水头66.1m66.1m，额定水头，额定水头 65m65m，最小水头，最小水头50m50m，额定流量，额定流量8.878m8.878m3 3/s

52、/s，比转速，比转速 234.61mkW234.61mkW，吸出高度，吸出高度+0.642m+0.642m；水轮发电机采用；水轮发电机采用 SF5000-10/2600SF5000-10/2600型，额定功率型，额定功率5000kW5000kW，额定电压，额定电压6.3kV6.3kV， 额定电流额定电流572.8A572.8A，额定功率因素，额定功率因素0.80.8（滞后），采用静止（滞后），采用静止 可控硅励磁方式，电站出口电压可控硅励磁方式，电站出口电压110kV110kV。 1福建双溪口水电站出力不足故障情况 42. 9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 常见造成水轮机

53、常见造成水轮机出力不出力不足的主要原因有：足的主要原因有： （1）引）引 水系统存水系统存 在堵塞；在堵塞； （2）转）转 轮室内漏轮室内漏 水量过大；水量过大； （3）水）水 轮机导叶轮机导叶 开度不够；开度不够； （4）水）水 轮机经长轮机经长 期修补，期修补， 叶型表面叶型表面 变形，效变形，效 率低下；率低下； （5）水）水 轮机选型轮机选型 与安装存与安装存 在质量问在质量问 题；题； （6）水）水 轮机设计轮机设计 与制造存与制造存 在质量问在质量问 题。题。 43. 9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 1 1）机组选型与安装的原因）机组选型与安装的原因 机组选

54、型设计原因主要有水头、流量、效率和出力等机组选型设计原因主要有水头、流量、效率和出力等 方面原因。方面原因。 （1 1）水头的因素。经计算）水头的因素。经计算, ,在额定水头和额定流量下在额定水头和额定流量下, , 从压力钢管进水口至从压力钢管进水口至1 1号机蜗壳进口断面的水力损失为号机蜗壳进口断面的水力损失为 6.8436.843, ,至至2 2号机蜗壳进口断面的水力损失为号机蜗壳进口断面的水力损失为6.9336.933。 水电站上游正常高水位为水电站上游正常高水位为164.0164.0, ,当二台机下泄流量为当二台机下泄流量为 17.75617.756时时, ,对应的下游水位为对应的下游

55、水位为82.5582.55。 3.原因分析 44. 9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 1 1号机实际的工作水头为号机实际的工作水头为: :=164-82.55-6.843=74.66=164-82.55-6.843=74.66。 2 2号机实际的工作水头为号机实际的工作水头为: :=164-82.55-6.933=74.52=164-82.55-6.933=74.52。 1 1号机和号机和2 2号机的工作水头都高于水轮机所需的水头。因号机的工作水头都高于水轮机所需的水头。因 此从上述计算结果可以看出此从上述计算结果可以看出, ,水头不足的因素可以排除。水头不足的因素可以排

56、除。 3.原因分析 45. 9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 （2 2）流量、效率和出力的因素。根据计算）流量、效率和出力的因素。根据计算, ,当当H=65H=65, , Q=1.012Q=1.0123 3/ /,=91.75%,=91.75%,=9.17=9.173 3/ /, , =5365kW5263kW,=5365kW5263kW,因此可以看出因此可以看出, ,流量、效率和出力的因素流量、效率和出力的因素 可以排除。可以排除。 （3 3）机组安装质量的原因分析。根据机组竣工后的安）机组安装质量的原因分析。根据机组竣工后的安 装各参数的记录情况来看装各参数的记录情况

57、来看, ,机组的各参数都符合规范要求机组的各参数都符合规范要求, , 因此机组的质量的因素可以排除。因此机组的质量的因素可以排除。 从以上结果可以看出从以上结果可以看出, ,机组选型设计以及安装方面是没机组选型设计以及安装方面是没 有问题的有问题的。 3.原因分析 46. 9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 2 2）水轮机的设计与制造质量原因分析）水轮机的设计与制造质量原因分析 （1 1）转轮的剖面形状问题。如图）转轮的剖面形状问题。如图9-39-3所示。该转轮为厂所示。该转轮为厂 家生产制造的转轮剖面图。从图家生产制造的转轮剖面图。从图9-39-3中可以看出中可以看出,

58、,该转轮的该转轮的 泄水锥的长度不足泄水锥的长度不足, ,这应该是厂家设计的原因。由于这种设这应该是厂家设计的原因。由于这种设 计计, ,使得泄水锥的长度不足使得泄水锥的长度不足, ,造成转轮出口处的水流直接发造成转轮出口处的水流直接发 生了撞击；而撞击的发生生了撞击；而撞击的发生, ,会造成以下几种结果。会造成以下几种结果。 3.原因分析 图图9-3 9-3 厂家厂家 制造的转轮形制造的转轮形 状状 图图9-4 9-4 推荐推荐 使用的转轮形使用的转轮形 状状 47. 9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 第一，当导叶开度大于第一，当导叶开度大于67%67%时时, ,仪表盘指示机组出力下降；仪表盘指示机组出力下降； 这就说明随着导叶开度的加大这就说明随着导叶开度的加大, ,转轮出口处的水流发生撞击转轮出口处的水流发生撞击 的强度增强的强度增强, ,使得水轮机转轮中的气泡量增加使得水轮机转轮中的气泡量增加, ,效率下