轴流转桨式发电机组导叶调速器转炉试验

轴流转桨式发电机组导叶调速器转炉试验

1带操作架结构转轮长湖发电公司有两个水轮发电装置，总安装能力为7.6mgkw。两者都是轴流式桨式装置，设计水深为28m。其中1号机组为3.6万kW,水轮机转轮型号为ZZ587-LH-450,东方电机有限公司生产,采用带操作架结构转轮,桨叶密封为双向V型橡胶密封,桨叶转角为28°额定操作油压为2.5MPa,转轮活塞行程为150mm,此转轮于1984年投运。2号机组为4.0万kW,水轮机转轮型号为ZZA623-LH-450,哈尔滨电机厂有限责任公司生产,同样采用操作架结构转轮,桨叶密封为双D型密封,桨叶转角为24°,操作额定油压为2.5MPa,转轮活塞行程为140mm,此转轮于1999年投运。21机组充放电后正常工况下开腔压力2006年8月8日晚,1号机并网发电,发现机组无法带满负荷。现场检查发现调速器一直给桨叶步进电机“开启”的命令,但桨叶无法开启到较大开度,机组无法带满负荷。根据运行人员的运行经验,重新设置调速器水头参数,改变导叶和桨叶的协联点,避开桨叶较大的开度,机组才带满负荷。8月9日,1号机开机负荷设定25MW时,导叶达到74%时,桨叶开度在21%时无法继续打开,负荷未能带至25MW,经多次调节有功负荷均无效,即使将桨叶运行方式从自动位切换成手动位置,手动也无法开启桨叶。经过多次试验发现机组在停机、空载或是低负荷时,可手动操作开启桨叶,并发现机组在自动开机带负荷过程,桨叶卡阻不是固定在某个开度,是随机出现的;发生卡阻时,转轮体操作油管开腔压力为2.5MPa,关腔压力为0MPa。这与正常情况下压力显示值不相符,由于转轮活塞上下都带压,开启时开腔压力大,关腔压力小,关腔作为回油管;关闭时关腔压力大,开腔压力小,开腔作为回油管。所以正常情况下,开腔压力不会达到2.5MPa,而且关腔压力也不会为0MPa。3桨叶操作回油道密度a根据以上的故障情况和试验现象发现,机组在带一定负荷之后,才会出现桨叶卡阻,此时桨叶叶片承受一定的水压力,桨叶处的结构是悬臂梁结构,在一定的水压力下,桨叶轴和铜套之间的压力增大,怀疑是叶片轴处的铜套磨损严重或是铜套烧损。在桨叶操作回油油路中,桨叶关腔压力表在调速器主配的前面,如果调速器主配卡阻,桨叶关腔压力表显示就不应为0MPa,所以再次证明桨叶卡阻的部位应该是操作油管或转轮体内部操作机构。结合以上的判断,我公司于2006年12月中旬进行了1号机大修工作,着重处理桨叶卡阻故障,而大修前机组改为定桨运行。4转轮深度磨痕和测量检修前做1号机桨叶动作试验,在额定操作油压2.5MPa下,桨叶动作平稳,没有听到异常响声。1号机转轮体解体后发现如下现象:(1)转轮体排油时油中含水和杂质较多;(2)进出油管顶部至其下15cm处出现大面积锈斑,对应的大轴处也出现大面积锈蚀;(3)转轮体活塞杆处的油质较黏稠颜色变深,泄水锥内表面生锈面积大;(4)桨叶与转轮体轮毂处也存在不同程度磨痕。其中2#、4#、5#桨叶法兰处与转轮体轮毂φ750处有长达110～150mm的明显因硬物造成的深度磨痕;(5)转轮体大铜套内表面有新的圆周方向磨痕,止推面磨痕比较严重。对大铜套内径及对应桨叶轴外径测量,1#、3#叶片轴铜套实际尺寸偏离极限尺寸较大,最大为+0.11mm;(6)每个桨叶操作架连接叉头与小轴间加的两个定位销(φ16×35,见图1)有少许变形。这两个定位销是2004年大修时发现叉头和小轴之间操作时有相对的摩擦,并且两者之间没有铜套做防护,决定加上去的,当时也考虑到两者之间从操作上应无相对转动,加上定位销只是为了防止叉头和小轴之间的摩擦;(7)此外还进行对受油器及相关铜套,调速器主配压阀、辅助接力器、引导阀处的尺寸进行测量,其结果均符合要求,再次排除了调速器故障。对转轮内各部件配合间隙(或内外径)进行了测量,测量内容为:转轮与推力铜套间隙测量;转轮φ680铜套及对应桨叶轴测量;转轮φ50铜套及对应桨叶轴测量;活塞杆及其φ450铜套;桨叶操作机构连杆转臂侧φ165铜套及对应小轴测量;桨叶操作机构连杆叉头侧φ165铜套及对应小轴测量;桨叶轴外端面凸起量测量计算;φ330铜套及对应进出油管外径测量。从测量数据上看,个别结构尺寸上存在偏差,甚至超出公差范围,毕竟此转轮已运行24年,存在一定的磨损是可想而知的。5桨叶开启、关闭方面结构的改变综合1号机运行时桨叶卡阻现象、手动开机试验情况、转轮体解体检查情况,经认真分析研究,认为1号机桨叶操作卡阻故障是由以下原因共同导致的。(1)机械磨损增大。个别桨叶轴大小铜套的内径因磨损而偏离设计值,当机组带一定的负荷时,桨叶悬臂梁结构所承受的水压力加速了铜套内径上的磨损。桨叶和转轮体轮毂之间本应有0.7～1.15mm的间隙,也因此而减少,甚至接触摩擦,增大了桨叶开启时的阻力。(2)润滑油油质变差。桨叶盘根老化,从而密封效果变差,转轮体进水和杂质较多,加速了润滑油乳化变质,转轮体内多处腐蚀生锈,锈蚀物脱落后和水中的杂质同时导致铜套的磨损,桨叶操作时的摩擦阻力再次增大。(3)不必要的定位销的增加。原本2004年大修时加装在叉头与小轴之间的定位销是为了防止两者之间的转动造成磨损的,并且认为这种转动是相当小的,但是从拔出来的定位销变形来看,这种转动的确存在,从定位销的变形量上推测剪应力的大小比较大,是不能忽视的。所以定位销的出现对叉头和耳柄之间的联动有一定的阻碍作用,当较大时可能共同促成了桨叶卡阻。(4)从设计角度看,叶片枢轴相对叶片的位置影响着作用于叶片上水力矩的分布。从操作油管处的压力表读数上可以看出,桨叶在大开度时,在桨叶上存在较大的使桨叶向关闭方向作用的水力矩,一方面油压使桨叶向开启的方向运动,而另一方面水力矩又使桨叶向关闭方向运动,此时水力矩成为阻力。在作用于关闭方向的水力矩与由于磨损和变形造成的较大摩擦力矩合在一起,超过了接力器的操作能力,从而发生了卡阻现象。如果枢轴位置稍移向桨叶进水边,则可能会避免发生此类卡阻现象。6回转体表面油质调整由于叶片枢轴位置不可能改变,故只能从减少摩擦力矩入手,针对以上的原因分析,我们制定了如下处理方案:(1)对叶片轴大小铜套(φ680、φ250)进行研磨,将划痕高点磨去;(2)取消所有叉头与小轴之间定位销,并对孔周围的毛刺打磨光滑,减少摩擦;(3)对转轮体内及进出操作油管处锈蚀部分进行打磨处理;(4)回装前复核转轮体关键部位相关配合尺寸(大小铜套内径及桨叶轴外径、转臂与推力铜套间隙、活塞杆外径及其铜套内径),确保符合规程要求;(5)更换桨叶密封,检查各密封件的质量和安装工艺,杜绝水进入转轮体中,并更换全部润滑油,确保油质合格;(6)回装后进行转轮体低油压试验,试验压力最低为0.5MPa,桨叶动作无异常。7机组低油压力试验大修后的1号水轮发电机组运行正常,再无出现桨叶卡阻现象。通过此次检修对今后的小修常规项目做了调整:在小修前做