桂江电厂大型发电机组发电故障分析

桂江电厂大型发电机组发电故障分析

昭平水电站位于广西桂江市桂江上游，是一座低水面的电气站。该站有三个直径为3.21w的轴流发电站。该船重量为zz50-lh-450，车轮直径为4.5m，共有5个不锈钢叶片，旋转操作装置的连通性重量为67kg。发电机型号SF-J21-48/6950,1994年4月第一台机组发电,1995年8月3台机组全部投入运行。一、机组停机前后检查1997年7月6日,1#机组带18MW负荷运行,突然机组负荷剧烈摆动,同时伴随巨大声响与振动。值班人员迅速赶往声响最大的水车室与蜗壳层,发现顶盖处有不规则巨大声响与振动,可肉眼观看到水轮机大轴明显摆动,水机层蜗壳压力表、转轮室中环压力表指针剧烈摆动,蜗壳层转轮室也传出巨大声响与振动,不时发出巨大撞击声。此时机组无法保持协联运行,操作调速器减负荷,声响振动并不明显减小。运行人员果断停机。停机后对机组进行了外部详细检查,发电机定子转子无异常,空气间隙正常,无撞击、冒烟现象;各部轴承以及各联接螺栓正常,无明显松动现象,接力器动作正常(从可以正常关机可知),导叶,桨叶亦能正常操作,导叶,桨叶全关全开位置也与实际行程相对应。据此可初步排除电气与外部机械原因。落下机组进水口及尾水检修闸门,抽干积水检查。发现有一块桨叶处于全开位置(+20°),(后来确认是4#桨叶),其余4块桨叶都处于+5°(开机启动角)。操作桨叶,4#桨叶不动作,处于失控状态,其余4块桨叶动作正常。流道中没有发现异物,也没有明显撞击痕迹,叶片与转轮室间隙在正常范围内,叶片无裂纹。二、问题解决1.断裂机构操作机构4#桨叶处于失控状态的原因有以下几种:(1)操作机构叉头螺母松脱或叉头耳柄断裂。(2)操作机构连杆断裂。(3)操作机构操作架耳柄断裂。(4)转臂与连杆相连的轴销断裂。2.吊出转子扩大性处理方案有两种,一种是常规方式,吊出转子,吊出转轮分解,进行扩大性大修;一种是非常规方式,检修工作在机坑中进行,从转轮底部进入转轮体中进行检修。(1)天以上、月之后发电天然气系统天优点:方案成熟,可彻底处理好问题;检修成功率大,风险小;缺点:检修工作量大,时间较长,预计55天以上,时值发电的黄金季节,电量损失大,以每天2万负荷计算,55天将损失2640万kW·h;进水口检修闸门与尾水检修闸门设计强度为2年一遇洪水标准,7～8月是主汛期,发生10年或20年一遇的洪水几率很大,检修闸门将不堪重负;(2)方案比选分析优点;时间短,如果故障原因如分析所见,检修位置足够,可在10天内完成任务,把损失降到最低。工作量小,只针对故障部位拆卸,不拆卸其它部件,避免了由于大拆卸而存在的潜在性故障风险。缺点:检修位置狭窄,甚至无法完成特定工作,导致方案失败,前功尽弃。据了解,当时区内无成功的先例报导,无成功借鉴经验。现场工作环境复杂恶劣,无法使用电动起吊设备与有效的机械工具,许多工作凭人力完成,有相当难度。(3)检修成功性评估综合两种方案的优点,决定先采用非常规方式,从转轮底部进入,找出真正原因,具体分析是否具备检修条件,对检修成功性进行综合评估。如果不行,马上转入常规方式检修,那样也仅仅是多用2天时间,相对于最终还是采用常规方式检修的55天相比,并不碍大局,但是非常规方式有成功之把握,则事半功倍,把损失降到最低。3.尾收管检验(1)为了弥补进水口检修闸门、尾水检修闸门防洪标准低的问题,预防检修期间突发洪水,决定将蜗壳充水至底环位置,约在进水口检修闸门后形成4.8m水深,尾水管充水至泄水锥下2.5m,约在尾水检修闸门后形成5.5m水深,使闸门防洪标准提高到防御10年一遇洪水。(2)如遇到超过10年一遇洪水,水文运行部门保证提供洪水到达前6h预警,检修人员快速把转轮下端盖封回到转轮体上,人员撤走,关闭蜗壳进人门与尾水管进人门,将蜗壳与尾水管充满水。(3)在尾水管进人门与蜗壳进人门处安装大功率抽风机抽除转轮室中潮气、烟雾。(4)排泄机组调速系统油压,做好检修安全措施,配备12V专用安全照明电源。4.建构操作架托架,完善操作流程第一,利用活动导叶作为悬挂受力点,搭建悬空木板平台,低于泄水锥最低处50cm,检修人员从平台上进入泄水锥进人孔中,打开转轮体下端盖放油阀,装上油泵与接管,排走转轮体中回油腔的积油。第二,将平台上升至泄水锥中段,拆卸泄水锥与下端盖联接螺栓,利用四周对称4块活动导叶作为悬挂受力点,用4个2t绳长12m的手拉葫芦把泄水锥下放到尾水管底部,不脱钩。第三,拆卸下端盖,用类似悬挂方法,悬挂于与平台同一平面上,上边铺木板,弥补了平台圆心中空的平面部分,防止人员与物件坠落。第四,进入转轮体之前,先做好防止叶片转动的措施,在每块叶片与转轮室间隙中以及叶片轴肩处,打入若干块楔子板加以固定叶片。第五,下端盖拆卸后,检查发现4#叶片连杆断裂(见图2),形状由“花生豆”形状断裂成为一个巨大的“问号”,连杆断裂的一端正是转臂与连杆连接的一端。第六,用葫芦与叶片专用夹具,在外部拉动4#叶片,操作桨叶全关与全开来回几个行程,桨叶无卡阻,无跳动,动作平稳。证明叶片转臂,枢轴与枢轴铜瓦等部件状况良好。第七,对检修位置与空间(即拆卸连杆与安装连杆的人员活动位置与安装位置)进行观测,虽然回油腔中空间狭窄,但小个子检修人员克服一些困难,加以一系列辅助手段,站立在3#或4#操作架空间位置中,有把握完成拆卸与安装连杆的任务。第八,制作拆卸操作架专用托架,托架用可调长螺栓(M30)固定于转轮体与下端盖相接螺纹中,拆卸操作架卡环套环,拆卸叉头螺母,利用千斤顶与枕木,逐步把操作架下放到平台上。第九,虽然连杆断裂成问号型状,但断裂开口小于转臂轴销直径,沿轴销径向无法脱出连杆,轴销径向一侧是本叶片转臂,另一侧是相邻叶片转臂,位置都不足以拆出连杆,轴销轴向位置也不足(常规方式安装时,转臂与连杆、叉头三者在转轮外组成一体,然后吊入倒立的转轮体回油腔中安装的,故不存在轴销轴向拆卸与安装位置不够的问题),采用直流碳弧刨将连杆开口对侧刨断的方法取下了断裂连杆及叉头。(2)屋顶误差分析与处理方案暗灰色、灰黑连杆断裂截面明显呈现两种颜色,断面外缘呈暗灰色,断面内缘为灰白色,暗灰色为旧裂纹痕迹,灰白色为新的裂纹痕迹;断口处材质不均匀,有气孔,夹渣与疏松现象存在;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)且倒角处加工粗糙,可明显看出高低不平的切削痕迹。材料材质分析对旧连杆进行了取样分析,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;材质分析基本上属于35#钢,但材质不均匀,有夹渣,疏松存在,证明锻件不合格;以上化学成分分析与机械性能分析,证明连杆材质存在问题。裂纹产生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。抗疲劳性能保证厂家按图纸重新校核连杆强度,强度必须符合要求。采用材质合格的35#锻钢,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。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,加大圆角R25至R50(见图3)。连杆中间柄杆部位不做切削加工,保留直径φ120。(不影响安装尺寸)要求厂家加快进度,连杆应尽快航空快运到工地。(3)采用碳弧由柱、堆头加以压降第一,在现场条件下,连杆只能想方法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。第二,刨切完成后,在枢轴上端悬挂的定向滑轮,用人力向下收紧通过定滑轮上的麻绳,把新的连杆上升到大致安装位置,检修人员站在旁边狭窄的3#叶片枢轴转臂间隙空间中,由于连杆铜瓦与转臂轴销配合间隙很小(0.05mm),经过不断调整位置,把连杆套入转臂轴销中。第三,转轮体刨削位置进行补焊,恢复原形状,保证转轮平衡。第四,用专用托架回装操作架,套入1#、2#、3#、5#叉头螺母,利用葫芦与叶片专用工具,转动4#叶片到其它4块桨叶所处角度,套上4#叉头,调节叶片开口符合要求,安装紧固5个叶片叉头螺母。第五,安装下端盖、安装泄水锥、转轮灌油、拆除平台,恢复检修安全措施。(4)机组操作试验第一,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。第二,操作试验结束后,恢复安全措施,启动机组进行空载与各工况带负荷运行,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。检修成功。三、过程中的结论检修总共10天时间,比常规方式节省了45天时间,节省了检修费用,避免了大量电量损失,达到了损失最小化,事半功倍的效果。1998年4月29日,电厂3#机又发生类似问题,用同样方法进行了成功的抢修,同时也认识到连杆问题是普遍性问题,在1998年底与1999年两年中,电厂利用扩大性大修机会,全部更换了3