灯泡贯流式机组水轮机、发电机典型缺陷分析与处理

李贤明

（五凌电力有限公司，湖南长沙，410004）

1 概述

五凌公司已投产灯泡贯流式机组29台，投产容量804.68 MW，主要分布在湖南沅水、资水、湘江流域上。

凌厂安装9台单机容量30 MW的灯泡贯流式机组，水轮机额定水头8.5 m，设计年发电量12.15亿kW·h。1-5号机由日立公司设计生产，6-9号机由日立公司设计、哈尔滨电机厂生产。首台机组于1998年投产发电，1999年、2000年每年投产4台机组。

洪厂安装6台单机容量45 MW灯泡贯流式机组，设计年发电量10.17亿kW·h，水轮机额定水头20 m，投产时是国内单机容量最大的灯泡贯流式机组，目前在该类型机组中运行水头仍然最高。1-2号机组水轮机由日本日立公司生产、发电机为法国阿尔斯通公司生产；3-6号机组由哈尔滨电机厂有限责任公司按照国外技术制造。1-5号机组于2003年投产，6号机组于2005年投产。

近厂安装3台奥地利ELIN公司灯泡贯流式机组，单机容量21.06 MW，水轮机额定水头6.8 m，单台机满发流量361 m3/s，设计年发电量2.92亿kW·h。首台机组于2000年投产，2002年机组全部投产。

东厂安装4台单机容量18 MW的灯泡贯流式机组，水轮机额定水头6.8 m，设计年发电量2.912亿kW·h。机组由东芝水电设计生产。工程于2004年11月10日开工建设，主体工程2007年10月完工，1-4号机组分别于2007年3月、6月、9月和11月并网发电。

由于设计和设备本身质量原因，部分电厂先后出现了转轮室裂纹、桨叶轴套磨损、桨叶操作油管断裂、转轮联轴螺栓断裂、转轮室空蚀、转子支架（臂）裂纹、定子线棒槽底垫条窜出等重大设备缺陷，严重影响电厂的安全稳定运行。目前，大部分缺陷已得到有效处理，尚未根治的缺陷已采取防范措施，得到了有效控制。通过对这些典型缺陷的分析与处理，对今后防范灯泡贯流式机组类似缺陷的发生具有重要的借鉴意义。

2 典型缺陷案例分析处理

2.1 凌厂转轮室裂纹缺陷处理

2.1.1 现象描述

（1）1 2011年6月，5号转轮室R3环法兰10～12点钟方向内侧焊缝裂纹长度1 600 mm，外侧焊缝裂纹长度2 300 mm。

图1 5号转轮室裂纹处理Fig.1 Treatment of the cracks on 5#runner chamber

（2）2011年7月，5号机转轮室R3环法兰9点钟、0～3点钟、5～7点钟方向焊缝内部无损检测发现大量超标缺陷。

图2 7号转轮室探伤Fig.2 Defects detection of the 7#runner chamber

（3）2011年8月，无损检测抽检其他机组转轮室R3环法兰焊缝内部存在大量超标缺陷。

2.1.2 结构说明

凌厂水轮机转轮室分上、下两瓣组合，总长4 235 mm，中部是以桨叶为中心的球形体，空间直径6 900 mm，转轮室球形段材料为0Cr18Ni9，其他段材料为Q235，总重约42 t。转轮室上游侧通过法兰面固定于外配水环，下游侧套入伸缩节，类似悬臂结构。

2.1.3 原因分析

（1）设计原因：转轮室轴向尺寸过长达4 235 mm（较同类型机组偏长约1 000 mm）；转轮室本体钢板局部厚度较薄（尾部扩散段仅为25 mm），整体刚度偏弱，致使机组在运行过程中振幅较大。

（2）制造原因：4-9号机组转轮室当时在哈电制造时，由于加工条件受限，采取分段加工制造，转轮室分段带来以下问题：一是增加了转轮室的焊缝数量，加大了焊缝开裂的几率；二是用分段法兰代替过渡段环筋，转轮室刚度进一步减弱。

（3）焊接质量原因：转轮室分段法兰材料为Q235，过渡段材料为0Cr18Ni9，为异种钢焊接结构。异种钢焊接结构带来的问题是：可焊性差、残余应力难以释放、焊接接头韧性低。两种材料的成分和组织不同，其机械性能和物理性能差异很大，增加了焊接及质量控制的难度。加上制造时焊缝检测不到位，焊接质量较差，夹渣、气孔等超标，遗留缺陷较多。

2.1.4 处理方法

（1）对于已经出现的转轮室分段法兰焊缝裂纹，在焊缝彻底清理干净后重新焊接，焊后将过流面打磨光滑进行无损检测，保证修复质量。焊接工艺由哈电提供。

（2）在转轮室分段法兰处局部焊接加强筋，共48块均布。加强筋焊接方案由哈电提供。

（3）先对5号机组转轮室进行技术改造，全部使用不锈钢材料，避免异种钢焊接，采用整体模压成型工艺，适当加厚转轮室，提高转轮室整体刚度，减少转轮室振动。

2.1.5 改进措施

为彻底解决转轮室裂纹问题，降低安全风险，2012年先对5号机转轮室进行技术改造，整体更换后转轮室振动明显降低，效果良好。拟对后续机组转轮室逐台进行改造。

2.2 凌厂桨叶轴套磨损缺陷处理

2.2.1 现象描述

（1）2000年3月，1号机大修发现轮毂内有大量铜粉，之后检查其他机组存在类似问题。

（2）2008年1月24日，发现1号机调速器回油箱油位下降至低油位告警，至2月24日，共对回油箱补油3次，补油约2.5 t。

2.2.2 原因分析

主要是设计原因引起，为保证水轮机效率，轮毂比选择不合理，轮毂偏小，轴套尺寸偏小；材料选择不当，不耐磨。

图3 1号机桨叶铜套磨损Fig.3 Wearing of the copper sleeve for the blades of 1#unit

2.2.3 处理方法

（1）逐年进行水轮机大修，解体转轮后更换铜套，铜套材料由铸锡青铜变更为铸铝青铜。

（2）新铜套配合尺寸必须根据现场实测决定，再进行加工处理，确保公差与配合满足要求。

2.2.4 改进措施

（1）由于结构设计的问题，无法避免铜套的磨损，只能定期更换铜轴套延缓磨损。需要进一步调研新技术和新工艺，延长铜套使用寿命。

（2）新铜套推力部分的配合尺寸需要进一步研究确定，控制桨叶的窜动量在0.5 mm以内。

2.3 凌厂桨叶操作油管断裂缺陷处理

2.3.1 现象描述

（1）机组运行时调速器油泵启动频繁，启、停时间间隔不稳定，经常小于2min（耗油量约130L/min）。

（2）机组停机状态下调速器油泵启、停时间间隔正常。

（3）2002年、2003年和2011年，相继发生4号机、5号机、7号机桨叶操作油管断裂缺陷。

图4 4号机桨叶操作油管断裂Fig.4 Break of the operating tubing of blades of 4#unit

2.3.2 原因分析

（1）设计原因：油管分段，每段之间采用法兰联接，油管组装直线度难以控制，易使油管产生蹩劲。

（2）制造原因：焊缝焊接质量差，遗留较多超标缺陷。

（3）安装原因：同心度较难控制，造成操作油管装配时就存在蹩劲隐患，使螺栓和法兰焊缝承受较大的附加弯矩，同时操作油管随主轴一起旋转，存在一定挠度，在重力和离心力作用下会产生交变应力，导致法兰的焊缝和螺栓疲劳破坏。

2.3.3 处理方法

（1）重新制作操作油管，焊接过程中控制焊接质量，避免焊缝的根部存在缺陷。对于此类焊缝，焊接工艺首先采用氩弧焊打底，然后正常焊接，焊后进行PT探伤检查，并将焊缝打磨光滑。加工时应确保法兰面与管中心的垂直度。安装时确保操作油管的直线度，不存在局部蹩劲。

（2）安装过程中，操作油管与受油器浮动瓦的同心度要按照规定满足设计要求。

2.3.4 改进措施

对操作油管法兰焊接工艺进行改进，采用整管，取消中间焊逢。此方案有待重新设计。

2.4 凌厂8号机转轮联轴螺栓断裂缺陷处理

2.4.1 现象描述

2011年12月7日，巡视发现8号机主轴密封支架内有异常声响，解体主轴密封支架后发现12个转轮联轴螺栓断裂一个。

2.4.2 结构说明

水轮机轴与转轮体联接把合设计中，在联轴法兰上均布18个孔，均分为6组，每组中包括2个螺栓孔和一个销钉孔。6个销钉孔安装6个ϕ130×ϕ115的销钉，主要传递扭矩和承受剪力。12个螺栓孔安装12个M100×6的联轴螺栓，承受轴向拉压应力。

2.4.3 原因分析

（1）显微金相组织分析表明，联轴螺栓含有网状铁素体，能谱试验处有Mn、S夹杂物。网状铁素体、Mn、S夹杂物的存在破坏了组织的连续性，致使基体强度明显降低，是裂纹产生的内在因素。

（2）无损检测联轴螺栓根部过渡区是螺栓的应力集中区，螺栓承受较大的应力是裂纹产生的外在因素。螺栓长期运行中，在内外双重因素的作用下，最终产生断裂。

2.4.4 处理方法

在流道内更换12个联轴螺栓。

2.4.5 改进措施

（1）制定联轴螺栓检测周期，定期进行无损检测。

（2）无损检测一旦发现有缺陷的螺栓，应全部更换该台机组的12个螺栓，同时选用强度等级高一级的螺栓，并对新的螺栓进行抽检合格。

（3）联轴螺栓安装时，应严格控制螺栓伸长量，伸长量应满足设计要求。

2.5 凌厂定子铁心槽底垫条、槽衬纸窜动处理

2.5.1 现象描述

2011年2月，发现1号机组定子上游侧有7处、下游侧有10处槽底垫条窜出，部分定子铁芯齿压条有不同程度的移位。后发现2-5号机组定子铁芯也存在不同程度的槽底垫条窜出现象。

图6 1号机组定子压板位移Fig.6 Displacement of the stator plate for 1#unit

图7 1号机组定子垫条窜出Fig.7 Stator pad of 1#unit moved out

2.5.2 结构说明

凌厂1-5号定子机座为整圆焊接框架结构。定子铁芯在工厂叠装，铁芯固定方式采用76根单鸽尾筋结构，定位筋鸽尾侧挂装铁芯，非鸽尾侧与托板、托板与定子机座环板焊接在一起。铁芯背部布置76根M45的拉紧螺杆，拉紧螺杆通过76块（上、下游侧各38块）小齿压板（压指和压板焊接成一整体）将铁芯拉紧后与机座连成一整体。小齿压板与机座的接触方式为机座周向环筋面接触结构；定子绕组为整槽双层波绕组，采用罗贝尔换位方式；定子绝缘等级F级，转子绝缘等级F级。

2.5.3 原因分析

（1）由于线棒槽内固定工艺有缺陷，机组运行多年后槽底垫条压紧力不够，槽底垫条松动带动槽衬纸窜出。

（2）由于铁心定位筋为“死筋”，没有预留膨胀间隙，铁心发热后存在从上、下游侧两个端部（齿压板位置）向外膨胀的趋势，给齿压板一个向外圆的作用力，正是由于此作用力造成齿压板移位。同时由于这种趋势，容易使槽底垫条槽口部分的粘胶失效。长期的热胀冷缩效应造成槽底垫条、槽衬纸窜出和齿压板移位。

2.5.4 处理方法

临时措施：

（1）将窜出的垫条及衬纸剪掉，记录好剪掉的长度做好记录；对发电机定子齿压条的位移量进行标记；将剩余的垫条及衬纸采用刷胶和绑扎的方式在定子线棒槽口部位进行固定，尽量防止其继续窜出。

（2）定期检查定子齿压条的位移量有没有变化，垫条和衬纸有没有继续窜出，定子线圈端部绝缘是否磨损，端部槽楔是否松动等。

（3）定期检测灯泡头内臭氧含量，监测电腐蚀发展趋势。

永久措施：

（1）改进线棒槽内固定工艺，防止槽底垫条、槽衬纸松动后窜出。1号机采用哈电工艺更换了线棒，重新下线并更换了拉紧螺杆。

（2）在不改变原齿压板浮动结构的前提下，装设齿压板导向块，防止齿压板旋转后挤压线棒端部。1号机在线棒全部解体的情况下进行齿压板导向块的焊接。

（3）5号机组A修对定子吊出后进行了全面检查，对窜出的垫条进行了绑扎处理，对端箍进行了绑扎加固，喷绝缘漆后装复。

2.5.5 改进措施

（1）定期对定子铁芯及线棒进行检查。

（2）后续机组的处理可以考虑在不更换线棒的情况下，在下层线棒槽口绑扎止动块的方案（类似槽楔止动块），阻止槽底垫条窜出。继续观察5号机组定子铁芯槽底垫条处理的情况，为其余机组类似问题处理提供借鉴。

2.6 洪厂3-6号机转子支臂裂纹处理

2.6.1 现象描述

2004年底，电厂定期检测陆续发现3～5号机组转子支臂存在裂纹缺陷，裂纹多出现在轮毂圆盘和支臂筋板之间的焊缝处，呈断续状分布。机组裂纹最多时有196条，总长度14.6m，单条裂纹最长135mm、最深10 mm。2005-2006年，进行了3-5号机组转子支臂裂纹处理，效果不理想，机组运行一段时间后，无损检测复查又发现新的裂纹，并有扩展趋势。

图8 5号机组转子支臂裂纹Fig.8 Cracks on the rotor arm of 5#unit

2.6.2 结构说明

洪厂水轮发电机转子支架由一个中心体圆盘、22块大筋板、22块小筋板及磁轭焊接组成，整个转子支架为柔性支臂结构。3-6号机组由哈尔滨电机厂有限责任公司按照国外技术制造。

2.6.3 原因分析

通过对电厂转子中心体轮毂圆盘（材质18Mn⁃MoNb）和斜支臂（材质16Mn）取样分析，运用碳当量法计算两种材质的冷裂倾向，系统地比较18Mn⁃MoNb和16Mn钢材焊接性能的差异；采用有限元方法计算出转子支架应力分布及应力集中部位，综合分析裂纹产生的原因是轮毂圆盘和支臂不同材质钢种焊接工艺控制不佳，钢材淬硬性较高，易受氢侵蚀而脆化，焊接接头抗疲劳强度不足，在拘束应力和运行过程中产生的交变应力的作用下，发展成为微观疲劳裂纹源，进而扩展成为宏观裂纹，严重时可导致焊缝的疲劳断裂。

2.6.4 处理方法

（1）根据转子支臂裂纹产生的原因，提出改进处理措施：调整焊接工艺，提高焊缝预热、后热温度，延长保温缓冷时间；选择低氢焊材，减少焊缝金属中氢含量；采用表面叠层焊接法加大焊缝尺寸，增加焊缝强度；焊缝圆滑过渡，消除局部区域尖锐突出、未熔合、咬边等缺陷，提高了焊缝质量；采用超声冲击技术，消除焊缝残余应力，提高抗疲劳强度，有效控制焊缝裂纹产生。改进方案实施后，经过两年多的运行检验，转子支臂裂纹由处理前平均150余条减少到仅几条浅表裂纹，经打磨后消失。

（2）购买新的转子支架，采用加大转子轮毂圆盘结构来解决筋板断裂的问题，在5号机组A修更换了转子支架。同时将更换下来的转子支架进行修复加强处理，焊接了异型筋板与三角筋板，增加了转子支架的强度。将4号机组转子支架用已修复的支架进行更换，目前未发现裂纹出现。

2.6.5 改进措施

（1）定期对转子支架焊缝进行无损检测。汛期在机组低谷停机后抓紧检查支架焊缝。

（2）对4号机组更换下来的转子支架进行修复，用作3号、6号机组的备品。

2.7 近厂1号机转子绝缘低处理

2.7.1 现象描述

2009年2月，维护中检测发现转子绝缘降为0.2 MΩ，经多次常规处理，转子绝缘情况没有好转反而继续呈现下降趋势；2010年10月，1号机组B修转子处理前检测时，转子绝缘已不到0.1 MΩ，低于40 MΩ的磁极多达53个，给电厂的安全稳定运行带来极大影响。

2.7.2 原因分析

2005年渗油与残存的油迹在长期运行中逐步渗入部分磁极内部，油本身极易附着碳粉、污物等，加上2009年初机组除湿器故障且停机时天气极为潮湿，油污、碳粉、潮气三者结合是造成部分磁极绝缘不合格的主要原因。虽然1号机组经过2009年迎峰度夏期间高温、高负荷的连续运行，但风洞内的热风温度一般最高也只有60℃左右，渗入磁极的湿气、碳粉等污物与油污结合牢固，潮气很难彻底挥发出来。即便进行清洗与磁极外部清洗，磁极的主绝缘与间隙之间的绝缘纸、玻璃丝带吸附的污物不能彻底清除，且在运行中极易受到电场、旋转、振动等影响重新分布，加之灯泡贯流式机组灯泡头空间狭小且风洞不能完全密封，内部污物重新分布与外部碳粉结合造成磁极绝缘再次下降。

2.7.3 处理方法

（1）带电清洗剂能清除灰尘、油污等而不对绝缘造成破坏，采用带电清洗剂对转子进行清洗处理以提高转子整体绝缘。通过对比分析，选择华阳恩赛有限公司的爱斯-50（FAST-SOLV）高纯度溶剂电气、机械设备清洗剂进行处理。清洗后1号发电机转子整体绝缘合格。

（2）为彻底消除碳粉污染，用PVC管将机组碳粉排出装置风机出口风引向室外，并通过计算选择匹配风机进行引排，此风机与原碳粉排出装置风机串联同步运行。2010年9月，电厂在完成碳粉吸附装置改造与对转子磁极再次清洗后，1号机组转子绝缘在后续的跟踪检测中一直稳定在8～10 MΩ，无明显波动与下降。

2.7.4 改进措施

定期对转子绝缘进行检查。

2.8 东厂机组转轮室空蚀处理

2.8.1 现象描述

2011年11月机组检修时，发现3号机组转轮室里衬空蚀严重，平均深度10 mm，局部点15～20 mm，且内部初具蜂窝状。3号机组转轮室里衬空蚀面积约10 m2，金属失重量约1 000 kg。检查其余3台机组，均存在不同程度的空蚀，且空蚀发生部位相同，但空蚀没有3号机组严重。

图9 3号机组转轮室里衬空蚀Fig.9 Cavitation of the runner chamber liner of 3#unit

2.8.2 结构说明

东厂水轮机型号GZ（B113）-WP-640，最大水头9.7 m，最小水头3.0 m，额定水头6.8 m。该转轮采用三叶片结构，转轮室材料为Q235-A，两瓣结构，壁厚35 mm，重量30.5 t，桨叶转角为-15°～20°，转角宽度1 000 mm，转轮室里衬不锈钢区域为轮叶中心线下游侧500mm的转轮出水边，宽度1050mm。

2.8.3 原因分析

（1）设计原因

①东厂机组转轮是套用广东的一个水电站转轮，不是针对东厂电站水头和流态专门设计、制造和试验的，转轮综合性能与电站实际流态有偏差。

②采用3叶片转轮结构，单位流量大，水轮机重量轻，机组振动存在超标现象。

③桨叶转动范围的转轮室球面段里衬材料为Q235普通碳钢材质，较不锈钢抗空蚀性能差。

（2）施工原因

电站建设施工时，由于枢纽整体向左岸移3m，使机组进水口进水边界条件改变，造成机组进水呈紊流态，并成漩涡状进入机组，使机组进水条件恶化，导致机组运行振动存在超标。

（3）运行原因

因东厂为上游柘溪电厂的反调节电厂，且柘溪电厂为系统调峰电厂，负荷与水位变幅巨大。自投产以来，机组年运行60%偏离最优效率区，长期高水头小流量运行，接近或超过空蚀限制线运行时间较长。

2.8.4 处理方法

（1）针对3号机组重新设计和制造水轮机转轮室，将桨叶转动区域的转轮室里衬全部更换为不锈钢材质，适当增加转轮室钢板厚度，彻底解决转轮室设计材质和强度不足的问题，延长设备寿命。

（2）其余3台机组采取涂抹贝尔左纳修复剂的方式进行处理，延缓空蚀恶化。

（3）在3号机组B修时对转轮室进行更换，同时实施伸缩节改造项目，消除转轮室空蚀和伸缩节螺栓断裂的重大隐患。从3号机组目前运行情况来看，转轮室更换后，转轮室振动幅值较之前降低了30%左右，改造效果良好。其余3台机组按计划逐台更换转轮室。

2.8.5 改进措施

（1）掌握机组振动区，避振运行。

（2）拦污栅差压超过规定值时应及时清污，减小水流阻力，降低机组振动。

3 结语

灯泡贯流式机组由于受设计、制造、安装质量和运行环境的影响，以及自身结构的特殊性（如转轮室类似悬臂结构）所带来的不足，部分电厂设备缺陷较为突出，隐患难以根治。经过专业技术人员的不懈努力，公司部分技术难题已取得突破，转轮室裂纹、转轮室空蚀、转子支臂裂纹的疑难问题已得到基本解决。灯泡贯流式机组尚未解决的技术难题需要进一步加强同科研院所和厂家的联系，加大技术攻关力度，不断引进新技术、新工艺，彻底消除设备隐患，预防设备事故发生。

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