八盤峽水電站1號機組轉輪槳葉操作失常處理

張得全

(甘肅鹽鍋峽發電有限公司,甘肅 永靖 731601)

1 1號機組狀況

八盤峽水電站是黃河干流上的一座徑流式中型電站，位于甘肅省蘭州市境內。電站1969年11月開工興建，1975年8月第一臺機組投產發電，1980年2月第五臺機組投產發電，2001年8月擴建的第六臺機組正式投產，總裝機容量為220 MW。

八盤峽水電站1號機組由哈爾濱電機廠設計制造，為軸流轉槳式水輪發電機組，1979年10月正式投入運行。因原水輪機轉輪為碳鋼材質，黃河汛期泥沙含量大，經長時間運行，汽蝕破壞和泥沙磨損，轉輪葉片整體減薄和損壞嚴重[1-2]，于1994年更換為不銹鋼材質的轉輪，轉輪為浙江富春江水工機械廠生產。

八盤峽水電站1號機組第二代調速器經過10多年的運行，電調設備老化落后，導葉和槳葉調速器采用中間接力器型式，多一級液壓放大環節，結構復雜，檢修維護不便，導葉及槳葉均采用環噴式電液轉換器[3-4]，內部過油孔直徑較小，極易發生油路阻塞或機械卡阻，對油質要求高，耗油量大，經常會發生節流孔堵塞，且電液轉換器隨油溫的變化經常會出現零點漂移，導致調速器工作異常，直接威脅到機組的安全穩定運行。鑒于此2003年底對調速器進行換型改造，更換為武漢四創技術有限責任公司生產的BWST-PLC-100型步進式微機調速器，并對機組受油器也進行更換，采用自整位浮動瓦結構的受油器[2,5]，上、中、下三道浮動瓦設計徑向間隙為0.20～0.279 mm，軸向間隙為0.02～0.05 mm，受油器為天津中斯水電設備配套有限公司制造。

從2008年開始，1號機組壓油泵啟停間隔時間比2003年底更換調速器和受油器時縮短。在歷次檢修時多次發現受油器小缸體鼓形圈損壞、壓蓋變形及連接螺栓斷裂的情況。鼓形圈破損見圖1，變形的小缸體壓蓋見圖2，斷裂的小缸體壓蓋螺栓見圖3、4。

圖1 鼓形圈破損

圖2 變形的小缸體壓蓋

圖3 斷裂的小缸體壓蓋螺栓

圖4 斷裂的小缸體壓蓋螺栓

從2015年12月開始，1號機組運行過程中調整負荷時即發現有槳葉動作遲緩、不隨動現象。2016年3月20日1號機組在自動開機過程中，槳葉不能隨動打開，將槳葉切換到機手動位后工作正常。機組停機后檢查試驗，手動操作步進電機手輪，槳葉開關動作基本正常，將槳葉切到自動位，進行開機試驗，槳葉不能隨動打開，槳葉操作失常。

分析判斷受油器浮動瓦磨損間隙超標或密封損壞存在竄油，導致槳葉操作失常。于是對受油器進行分解檢查，檢查測量上、中、下三道浮動瓦徑向間隙和軸向間隙均符合圖紙設計要求，檢查受油器小缸體鼓形圈、壓蓋及連接螺栓無異常，并對受油器中油管孔用方形圈及導向環、擋環“O”形圈、回復桿“V”形密封進行更換，回裝后自動開機試驗，槳葉仍然操作失常。

2016年4月，東方電機廠技術人員到現場與電站相關技術人員進行了溝通，了解1號機組運行狀況及槳葉操作失常情況，認為槳葉操作系統開關腔存在竄油，無法建起足夠的油壓，造成槳葉操作失常。可能的竄油點為槳葉接力器活塞環部位以及受油器小缸體兩處密封部位，建議進行槳葉接力器開關腔竄油試驗，來確定下一步如何處理。

2 1號機組轉輪及操作油管兩腔竄油試驗

2016年5月，對1號機組槳葉操作失常進行檢查。將受油器拆除后，加工制作轉輪及操作油管兩腔竄油試驗法蘭及管接頭等，安裝于操作油管上端，進行轉輪及操作油管兩腔竄油試驗：從1號機組槳葉調速器供油閥1107出口處取壓力油源，壓力軟管另一端連接至操作油管的關腔口，從開腔口用軟管接引至集油槽，緩慢開啟1107閥，并注意觀察壓油罐油位不低于500 mm，向轉輪活塞關側腔注油，同時觀察轉輪活塞開側腔回油有無異常情況；經過計量分析，轉輪活塞竄油量超標，據此確定轉輪活塞環部位或操作油管密封部位竄油，使得槳葉接力器開關腔建立不起油壓，造成槳葉操作失常。轉輪及操作油管兩腔竄油試驗管路連接見圖5。

由于轉輪活塞及操作油管開關腔竄油，槳葉已不能正常操作控制，生產技術部決定1號機組采取定槳運行方式，關閉1號機組槳葉調速器供油閥1107，并拆除受油器上、中、下三道浮動瓦，防止在機組開機運行中受油器體內無液壓潤滑油損壞浮動瓦。

圖5 轉輪及操作油管兩腔竄油試驗管路連接

但機組轉輪槳葉固定定槳運行，水輪機出力會降低，在相同的水頭和流量情況下，所產生電能會減少，直接影響到電站的發電量及耗水率等性能指標，造成巨大的能源浪費。

3 1號機組轉輪缸體及轉輪活塞分解檢查

為了徹底消除1號機組轉輪槳葉操作失常重大設備缺陷，需要在機組A級檢修時進行處理。2016年12月對1號機組進行A級檢修，拆卸受油器、上機架、上端軸、轉子、下導軸承、推力軸承、下機架、接力器、水導軸承、主軸密封、內蓋、主軸等部件。

轉輪活塞拆卸吊出后，檢查發現轉輪活塞、活塞環及轉輪缸體對應位置上有不同深度的3道縱向劃痕，活塞缸體劃痕寬度約10 mm，深度約2 mm，長度約200 mm；活塞劃痕寬度約10 mm，深度約1～3 mm，長度貫穿活塞高度；活塞環局部有劃痕并卡死，活塞底部發現有多個擠壓變形的斷螺栓頭。轉輪缸體損傷見圖6，轉輪活塞損傷見圖7，擠壓變形的斷螺栓頭見圖8。

4 1號機組轉輪槳葉操作失常原因分析

在拆卸機組受油器操作油管時，檢查操作油管法蘭與轉輪活塞油管法蘭處密封墊無破損，對操作油管進行耐壓試驗，壓力為4.0 MPa，保持8 h，檢查壓力無下降，檢查內外操作油管無滲漏，表明操作油管無異常，不存在內外油管竄油現象。根據1號機組A級檢修轉輪分解時發現的螺栓壓痕分析，當轉輪槳葉關閉時，轉輪活塞帶動操作油管及連接套、小缸體、回復桿向上移動，壓力油帶動斷裂螺栓從連接套油孔進入到操作油管內腔，落到轉輪活塞下方，在壓力油的作用下嵌入到槳葉活塞與缸體間隙內，最終卡在活塞及缸體之間，致使活塞及缸體損傷，造成槳葉活塞環與缸體間竄油。從前期的槳葉接力器開關腔竄油試驗得到驗證，當槳葉主配壓閥開關動作時，槳葉活塞開關腔竄油，使得槳葉接力器開關腔建立不起油壓，操作力不夠而引起槳葉操作失常。1號機組自2003年底對受油器換型改造以來，機組檢修時多次發現受油器小缸體鼓形圈損壞、壓蓋變形及連接螺栓斷裂的情況，每次只是對小缸體鼓形圈、壓蓋及連接螺栓進行更換處理，沒有認識到連接螺栓斷裂進入到槳葉接力器內部引起的危害。

圖6 轉輪缸體損傷

圖7 轉輪活塞損傷

圖8 擠壓變形的斷螺栓頭

結合以前檢修過程中多次測量結果分析研究，認為受油器更換改造選型不合理，小缸體密封結構設計不完善，加工制造誤差大，受油器技改時未嚴格執行檢修工序工藝而造成受油器轉動件與固定件產生別勁，槳葉開關動作時受力不好產生疲勞破壞，造成小缸體鼓形圈壓蓋螺栓斷裂。從以上可知，受油器小缸體鼓形圈壓蓋螺栓斷裂進入轉輪活塞關腔內，造成槳葉接力器活塞及缸體損傷，活塞兩腔竄油，導致槳葉操作失常。

5 1號機組轉輪槳葉操作失常處理

5.1 受油器小缸體更換

為避免受油器小缸體螺栓斷裂造成轉輪活塞及缸體損壞，決定取消鼓形圈、壓蓋及連接螺栓，采用無壓蓋結構的小缸體。

5.2 轉輪缸體和轉輪活塞修復

當時經過討論擬定2種方案，第一種方案是將轉輪體返廠加工修復，但由于返廠加工修復周期長、費用高，具有不確定性，所以不采用返廠加工修復方案;第二種方案是采用現場修復，現場修復處理時間較短、風險易于控制，最后決定在電站生產現場手工修復轉輪缸體及活塞。

5.2.1轉輪缸體修復工藝

(1) 對缸體內部損傷部位進行清理;

(2) 進行缸體內徑測繪并制出研磨樣板(與母體圓相吻合，用光照法不得透光);

(3) 缸體內部損傷部位采用氣焊輕微加溫去除表面油污與潮氣;

(4) 對缸體內部未被損傷部位進行保護，焊接時不得傷害其它表面;

(5) 采用氬弧焊進行保護焊接，補焊時要對損傷部位穿插補焊，要焊透，焊縫表面要光滑，不得出現咬邊等弊病，焊縫長度不得大于10 mm，以免缸體溫度升高;

(6) 焊接部位母體與焊縫采用手錘進行錘擊，消除應力，母體溫度下降接近環境時方可進行下一次焊接,焊縫要高于母材3～5 mm，減少轉輪缸體表面波浪度;

(7) 用國產砂輪片進行粗磨，然后用進口砂輪片進行精磨，并用樣板著色檢查有無高點;

(8) 用拋光盤進行拋光處理，用纖維輪研磨提高光潔度，檢查與未損傷母體相同，并用樣板塞尺檢查修磨部位不可低于0.1 mm;

(9) 使用氈輪配合研磨膏進行研磨，提高光潔度;

(10) 轉輪缸體修復后檢測：缸體補焊修磨后用模板檢查測量原劃痕部位，誤差小于0.03 mm，直徑測量劃痕部位直徑與其他部位直徑誤差小于0.03 mm。

修復后的轉輪缸體見圖9。

圖9 修復后的轉輪缸體

5.2.2轉輪活塞修復工藝

(1) 清理活塞損傷部位；

(2) 對活塞直徑進行測繪并制出研磨樣板；

(3) 對未被損傷部位進行保護，焊接時不得傷害其它表面；

(4) 用氣焊進行加熱清理潮氣與油污；

(5) 使用鑄鐵焊條進行焊接并在焊接后進行錘擊消除應力；

(6) 手工打磨，樣板檢測，不允許有高點，局部不低于0.1～0.3 mm；

(7) 裝活塞環槽內損傷部位接觸面要修磨平整、光潔，尖角倒鈍，以便活塞環安裝；

(8) 活塞損傷部位表面修理后達到整潔光亮效果；

(9) 轉輪活塞修復后檢測：表面光滑無高點、無毛刺，直徑符合檢修維護規程要求。轉輪活塞修復后見圖10。

圖10 修復后的轉輪活塞

5.3 轉輪活塞環更換安裝

將鑄鐵材質的活塞環更換為聚氨酯材質活塞環，聚氨酯材質活塞環耐磨性能卓越，彈性和耐油性好，且在底部還裝有“O”形圈可以補償，密封性能良好。

5.4 轉輪活塞環更換安裝方法

(1) 拆除損傷的金屬活塞環；

(2) 清除活塞所有表面的油污和焊渣等并倒活塞尖角3×45°要圓滑過渡；

(3) 清理聚氨酯活塞環表面的油污，檢查有無損傷；

(4) 準備裝配聚氨酯活塞環工具(木方、木錘、撬棍、引角扁鐵等，并注意撬棍和引角扁鐵等工具不得有尖角，免得劃傷聚氨酯活塞環)；

(5) 裝配時要將活塞環先放入一側溝槽中(要裝到底)，然后用專用工具將聚氨酯材質的活塞環慢慢撬入溝槽中；

(6) 聚氨酯活塞環裝入后用木方或木錘將聚氨酯活塞環向溝槽內打實。聚氨酯材質的活塞環安裝見圖11。

5.5 轉輪組裝后活塞兩腔竄油試驗

轉輪組裝后，連接液壓泵站及試驗管路，進行轉輪活塞兩腔進行竄油試驗：試驗壓力1.8 MPa，5 min 漏油量215 ml，計算轉輪活塞竄油量43 ml/min，小于49.8 ml/min標準值，竄油量符合要求[6]。

圖11 聚氨酯材質的活塞環安裝

6 1號機組回裝后盤車測量

上機架、受油器部件回裝后，先后對連接套、輔軸、水導、小缸體、中操作油管、回復桿進行盤車測量、調整，從盤車測量數據來看，除受油器小缸體上端絕對擺度有些超標外，其余測量部位相對擺度值均符合GB/T 8564-2003 《水輪發電機組安裝技術規范》的要求[6]。盤車數據分析見表1。

表1 盤車數據分析

7 1號機組檢修后運行情況

八盤峽水電站1號機組自2017年4月A級檢修工作結束投入運行至今，經過多次開停機操作和增減負荷，槳葉隨動系統正常，轉輪槳葉動作靈活、槳葉操作無異常，至此造成水輪機轉輪槳葉操作失常重大缺陷得以徹底處理。

8 結 論

(1) 根據1號機組轉輪槳葉發生操作失常問題，在今后的機組檢修過程中吸取教訓，檢修中嚴格按照檢修維護規程的要求進行，做到不漏項、不減項，確保設備檢修質量。

(2) 認真總結本次1號機組A級檢修中轉輪分解檢查和受油器部件同軸盤車工藝工序等良好實踐經驗，及時修訂完善檢修維護規程，為以后機組檢修提供重要技術保證，從而提高機組運行的穩定性和可靠性。

(3) 鑒于2～5號機組受油器的結構和1號機組受油器相同，在機組歷次檢修過程中也發現受油器小缸體鼓形圈損壞、壓蓋變形及壓蓋螺栓斷裂情況，為避免發生與1號機組轉輪槳葉操作失常類同的不安全事件，消除事故隱患，可參照1號機組將受油器小缸體更換為無壓蓋結構小缸體運行狀況，考慮在以后的檢修中將2～5號機組受油器小缸體更換為無壓蓋結構的小缸體，提高機組安全穩定性和可靠性。