桂江梯级电站叶片异常振动分析

桂江梯级电站叶片异常振动分析

1轴转桨式机组昭平水电站位于广西桂江上游的松林峡谷出口。是桂江梯田改造的第二个级别的车站。这是一个集交通和灌溉于一体的综合灌溉。电站年平均径流量为430m3/s,装有3台轴流转桨式机组,总装机容量为3×21MW。水轮机型号为ZZ500-LH-450,发电机型号为SF-J21-48/6950,第一台机组于1994年4月8日发电,1995年9月份3台机组全部投入运行。电站自1995年全部投运以来,机组运行情况良好,为电厂多发多供,为企业创造了良好的经济效益。但由于设计、制造,以及运行经验各方面的原因,设备多少存在一些问题,问题出现后,电厂方面立足本厂实际,积极探索解决问题的路子,在各方面的大力配合下,运行中出现的设备故障和设备事故都得到了妥善处理。2主电源的运行和处理2.1zg06cr13ni4mo昭平水电厂水轮机转轮有5块叶片,每块叶片重2.5t,材质为ZG06Cr13Ni4Mo。叶片、枢轴、转臂通过叶片紧固螺钉(M85)连接为一体,桨叶接力器带动操作架上下运动,带动叉头与连杆运动,连杆带动转臂,实现桨叶的转动操作(见图1)。2.1.1常规处理方式不完善,导致4号桨叶失控,1997年7月3日,1号机组带18MW负荷运行,17时03分,机组负荷突然发生大幅度波动,水车室顶盖有异常声响、振动,可肉眼观察到水轮机大轴摆动,转轮室中环压力表剧烈振动,转轮室发出巨大的“噼啪”撞击声。运行人员及时联系调度,果断停机。停机下闸抽水后检查发现:4号桨叶失去控制。由于叶片失去控制,导致严重的水力不平衡,机组发生剧烈振动,异常响声、负荷发生波动。经分析,初步判断导致4号桨叶失控的原因是操作机构连杆断裂。7月份正是桂江汛期,是发电的黄金季节,如果采用常规的处理方式则是吊出转轮,进行分解检修,这种方式检修时间长,电量损失大。另一种非常规检修方式则是在现场转轮室中处理,打开转轮下端盖,进入到转轮体中进行检修工作。这种方式优点是如果抢修成功,可以节省时间,减小电量损失,缺点是当时区内并无同类型机组成功抢修的报道先例,转轮体中是否具备检修位置,能否可以成功拆卸旧连杆与安装新连杆,是否真正可行,必须拆除下端盖后,方可进一步观察确认。经充分权衡利弊后,最终决定采用非常规方式进行。2.1.2号桨叶失控是4号连多杆断裂断线做好各项安全技术措施后,拆除泄水锥与下端盖,利用手拉葫芦把泄水锥与下端盖放到尾水管底部,检修人员进入转轮体中检查,正如分析所见,4号桨叶失控是4号连杆断裂所致。2.1.2.暗灰色、断裂(1)连杆断裂截面明显呈现两种颜色,外缘断面呈暗灰色,内缘断面为灰白色,明显暗灰色为旧裂纹痕迹,灰白色为新的裂纹痕迹;(2)断口处材质不均匀,有夹渣与疏松现象存在;(3)实测连杆断裂位置对侧倒角为约R5左右(厂家设计图纸该处倒角为R25),且倒角处加工痕迹粗糙,可明显看出高低不平的切削痕迹。2.1.2.拉伸试验与冲击试验联系有关试验研究所对旧连杆进行了取样分析,证明连杆材质存在问题:(1)材料拉伸试验与冲击试验,证明材料脆性较大,抗拉强度与屈服强度偏低;(2)材质分析基本上属于35号钢,但材质不均匀,有夹渣,疏松存在,证明锻件不合格。2.1.2.导致裂纹产生的原因连杆没有按设计图纸加工,加工粗糙,倒角过小,产生了尖角应力效应,即局部应力集中,材质不均匀,脆性较大,不合格,成为了裂纹产生的隐患,是导致裂纹产生的内在因素。在工作中,连杆承受拉伸与挤压循环负载作用,当连杆圆角部位所承受的应力幅值大于本身所承受的疲劳极限值时,不可避免地产生了疲劳破坏现象,即产生裂纹,材质不合格的内在因素更促进了裂纹进一步发展,当某一时段,连杆裂纹部位强度无法承受工作负荷强度时,裂纹迅速发展,突然断裂。2.1.3试验结果(1)厂家按图纸重新校核连杆强度,强度符合要求。(2)采用材质合格的锻钢35号,重新加工连杆,保证锻压与加工质量,细化组织、致密组织,提高抗疲劳性能。(3)疲劳裂纹多在尖角处产生,圆角越大,疲劳极限越大,为保险起见,将圆角R25加大至R50,连杆中间柄杆部位不做切削加工,保留直径Φ120。新连杆套入转臂轴销时,则碰到了安装位置问题,在现场条件下,只能想方设法将连杆沿转臂轴销轴向套入,由于转轮体内锥段位置阻挡,安装位置不够,经测量径向差20mm,轴向差160mm。决定采用置换法,先用样板对需刨切位置20mm×20mm×160mm进行外观放样记录,再用碳弧刨枪刨去20mm×20mm×160mm尺寸,刨切过程中注意温度不宜过高。新连杆套入转臂轴销中后,对转轮体刨削位置进行补焊,尽量恢复原形状,保证转轮平衡。连杆安装成功后,安装下端盖、安装泄水锥、转轮灌油、拆除平台。油压装置充压,进行桨叶全开启与全关闭操作,观察叶片无卡阻、无异响、无振动,动作平滑平稳。动作试验结束后,恢复安全措施,启动机组进行空载与满负荷运行,各部振摆符合要求,无异常声响,桨叶操作灵活,甩负荷试验亦满足要求。经过以后的运行证明,该处理方法是成功的,仅用了10天时间,避免了大量的电量损失。2.2旋转铜瓦的磨损和处理2.2.1枢纽轴铜瓦磨损问题1998年10月份,2号机组转轮出现大量漏油,平均每天漏油将近400kg。经转轮分解后发现以下几个问题。(1)枢轴铜瓦磨损严重,磨损量达1.4mm之多。(2)叶片下沉,“入”字密封损坏,叶片轴颈、顶紧环、压板有不同程度的磨损。(3)铜瓦与镗孔产生相对转动位移,发生“走外圈”现象,最大弧长可达180mm(见图2)。2.2.2铜瓦与枢轴间隙配合过大造成的摩擦损害(1)铜瓦取样分析,铜瓦化学成分与铜瓦型号ZQSn10-1标准成分不对应;机械性能低于标准,总体偏软、耐磨性差。(2)转轮出厂装配时,铜瓦与枢轴间隙配合过大,铜瓦与转轮镗孔过盈配合值又过小,运行过程中,材质偏软的铜瓦磨损严重,铜粉末堆积在润滑油沟中,导致润滑条件恶化,进一步加剧了铜瓦磨损,形成恶性循环。(3)当枢轴与铜瓦摩擦力大于铜瓦与镗孔过盈配合力时,铜瓦产生转动,形成“走外圈”现象。(4)铜瓦间隙变大,导致叶片下沉,叶片轴颈与压板和顶紧环发生接触而摩擦,三者都有不同程度的损伤。(5)铜瓦间隙增大,人字密封胶损坏,不可避免出现转轮大量漏油现象。2.2.3轴颈密封安装重新铸造合格的铜瓦毛坯,设计选择合理的间隙配合与过盈配合尺寸,解决好加工过程中铜瓦变形问题、温度影响问题,加工出合格的铜瓦,处理好叶片轴颈、压板与顶紧环磨损部位。在铜瓦安装时采用了以下措施:(1)利用大冰柜冷冻铜瓦进行安装。(2)铜瓦法兰外缘与转轮镗孔采用骑缝螺丝(M12)固定。(3)在铜瓦止推法兰面上加垂直锥销穿入转轮体中加以固定,防止铜瓦转动。(4)在枢轴上车削三道密封槽,装入Φ4“O”形密封条防止转轮漏油(见图2)。处理后,机组投入运行,至今已有7年多,无漏油现象,运行正常。2.3调速器突然自动启动2.3.1交流伺服保护昭平水电厂调速器于1999年1月份进行了技术改造,用交流伺服电机控制式全可编程调速器取代了旧式电液转换型调速器,该调速器突出特点是采用全数字式交流伺服驱动器和交流伺服电机作为电气机械转换部件,配合可编程电气控制部分构成强大的调速控制系统。3月15日,2F机组出口油开关920DL进行检修换油工作,在检修过程中,检修人员进行手动分合闸动作试验,当手动合闸时,中控室发出“2F电调电源消失”信号,机组发生突然自动开机异常情况,当时2F出口PT正处于退出位置,周波表无显示,并网灯亮,1分钟后,机组过速保护停机。2.3.2自动打开导叶从新调速器软件程序上发现,在发电机出口开关合上时,调速器检测到一个信号为:相当于输入了调速器一个并网信号。此时,当机组处于空载状态时,调速器接到信号后会自动打开导叶并带上负荷,当机组处于停机状态时,调速器接到信号后会自动打开导叶开机,而且当时由于出口PT已退出,测到的网频相当于零,调速器认为转速一直为零,打开导叶,直至导叶全开,导致机组过速。由于调速器程序设计上的优先级思路,自动控制系统不能正确判断机组在检修试验状态与开机状态,误认为停机时出口DL合闸信号就是并网信号。2.3.3辅助接头闭合保护机组(1)为防止类似问题发生,对调速器开机程序进行改动,在开机回路中,串入出口DL的隔离开关常开辅助接点,只有辅助接点闭合才最终满足开机条件,由于出口隔离开关辅助接点在检修状态是断开的,即使检修工作中试验分合出口开关也不会再发生类似问题。(2)机组在停机备用状态时,应把导叶控制改为手动控制方式。(3)当遇到出口开关检修或大项检修任务时,应同时做好机组机械方面的安全措施,如关闭调速器供油总阀,落下锁锭等。2.4铁芯的固定和处理2.4.1吊转子和点焊的事故3台机组连续出现定子线圈绝缘损坏事故:1999年12月11日,3号机组在运行中定子齿压条松脱,横扫定子线圈,造成相间短路事故。2000年4月1日,运行中的2号机组发出“定子一点接地”信号。吊转子检查发现,364槽上层线圈绝缘损坏(接地)。2000年7月28日,运行中的1号机组发出“定子一点接地”信号,吊转子检查发现:齿压条在运行中产生松动现象,带动点焊在一起的第一层硅钢片,割破相邻线圈绝缘,导致绝缘损坏事故。2002年4月29日,运行中的1号发电机与1号主变差动保护动作,检查发现:56槽定子齿条松动,56槽上层端部硅钢片在运行中产生振动移位,割破相邻定子线圈导致绝缘破坏。为了抢发电,用临时跨接法加以临时处理。2.4.2齿压条振动方面对3台机组进行了全面检查处理,发现均存在以下相同的现象:(1)定子铁芯拉紧螺杆松动,导致铁芯松动,现场发现少量拉紧螺杆螺母与压板点焊点脱焊。(2)铁芯叠片不平整,建厂安装是三瓣定子组合,分瓣周围波浪度最大可达5～7mm/m,该处铁芯松动最为严重。(3)齿压条强度不够,弯曲变形,部分齿压条用手可沿定子轴向与切向推动。(4)通风槽小工字钢变形,部分槽楔松动。从以上现象可知主要是设计、制造、施工工艺方面的问题:①定子铁芯共414槽,压板却只有9块,拉紧螺杆72条,压板太宽,不能随形压紧硅钢片。②拉紧螺杆在运行中受力伸长,螺母松动。③齿压条强度不够,齿压条与压板点焊点由于受力不均,多数已脱焊,齿压条由弓形变成了反弓形,不能压紧硅钢片。④在运行中齿压条受振动力、磁拉力等种种作用力反复作用下松脱出来,扫膛转子,继而压迫或撞击定子线圈造成绝缘损坏。⑤安装定子之时,定子铁芯叠片没有加温加压处理,叠压系数不够,致使留下隐患,受热后发生铁芯松动。2.4.3齿压条的固定厂里对定子铁芯松动问题的危害性有充分认识,但由于时间与资金因素,暂时只能进行临时性处理。(1)采用跨接法或吊转子更换线圈方法处理。(2)重新打紧螺杆,现场测量记录,普遍压紧4～5mm,最大的压紧量达8mm。(3)对每台机组所有齿压条(上部414条,下部414条)进行尾部焊接固定,即拆开空气冷却器与定子机座护板,在每根齿压条尾部与定子铁芯压板结合部进行焊接固定,杜绝齿压条松脱飞出的现象发生(见图3)。(4)用涤绦毡加环氧树脂组成的混合材料楔入齿压条前端与定子线圈之间进行固定,防止齿压条与松动的硅钢片产生位移而碰撞线圈。(5)对部分松动的已产生绝缘损伤的铁芯硅钢片齿部进行绝缘处理,同时加楔绝缘板垫片,楔紧定子硅钢片。2.4.4工艺与方法临时方法处理后,从2002年到至今,暂时没有发生类似的问题,证明临时措施亦有一定的作用,但治本的方法还要进行定子铁芯改造。1号机组于2003年底进行了定子增容改造,更换定子铁芯与线圈,具体采用以下工艺与方法:(1)采用现场叠装铁芯工艺。(2)铁芯首末端粘接工艺。(3)齿压条采用不锈钢非导磁材料1Cr18Ni9Ti,实心结构,保证足够强度。(4)加装碟形弹簧把紧拉紧螺杆。(5)分段压紧铁芯,保证足够的叠压系数。(6)采用小型齿压板,齿压条焊牢在压板背面上,保证齿压条能随形压紧硅钢片。1号机组自2004年5月投运以来,各项指标优于改造前,改造获得了成功,2号、3号机组改造工作也在随后抓紧进行之中。2.5油挤出及处理2.5.1机组控制关闭1996年5月3日,1F机组从8000kW负荷往上增加负荷时,桨叶开度达到全开,运行人员突然发现机组受油器大量喷油,压力油不断地从受油器观察窗飞溅到上机架上,运行人员申请调度,果断停机进行检查处理。2.5.2铜瓦磨损严重(1)发电机小轴严重磨损,特别是上半段磨损最严重,测量达0.8mm,个别沟槽深度达1.3mm。(2)铜瓦磨损严重。(3)铜瓦压盖内圈磨损严重,达1.2mm以上。(4)压盖与铜瓦端面间隙达0.20～0.35mm之间。2.5.3发电机小轴间隙产生的不良后果(1)铜瓦压盖与发电机小轴配合间隙太小,由于小轴运行中有摆度,在运行中两者发生接触,导致两者发生严重磨损现象,压盖的作用仅仅是限制运行中铜瓦上窜,压盖内圈与发电机小轴间隙并不起到间隙密封作用,