葛洲坝水电站170MW轴流式水电机组运行状况评估

胡定辉　桂绍波　郑涛平　章勋

摘要：超期服役或长时间偏离设计工况运行的水轮发电机组会存在安全隐患，必须对其开展试验评估。葛洲坝水电站2台170 MW轴流式水电机组投运近40 a，受当时制造水平限制，23 m水头以上为限制运行区，而自三峡水电站投运以来，2台机组年运行小时数增加并频繁在23 m水头以上区域运行，所以亟需对这2台机组运行状况进行试验检测评估，以保证机组安全运行。

机组试验检测分为水轮机和发电机2个部分进行，采取的方法包括綜合性能试验和关键部件结构检测。水轮机试验检测内容包括开停机状态性能检测、稳定性试验检测、关键部件应力检测与分析、关键部件无损探伤检测与分析等;发电机试验检测内容包括主要参数检测分析、发电机通风试验、温升试验、关键部件应力检测与分析、关键部件无损探伤检测与分析等。根据分析试验检测结果，并结合机组运行日志、维修记录、技改资料等，对机组运行状况及安全稳定性进行了评估。结果表明：主要检测参数指标基本在规范规定的合理范围内，但同时机组也存在刚强度偏低、稳定性较差、定子绝缘电阻降低等不利于机组长期稳定运行的问题 。提出了相应机组应尽快对其更新改造，并在改造之前应密切关注机组各项关键指标的建议。

关键词：水轮发电机组; 安全稳定性; 试验检测; 葛洲坝水电站

中图法分类号： TV734.2

文献标志码： A

DOI：10.16232/j.cnki.1001-4179.2021.11.036

0引 言

葛洲坝水电站装设有2台170 MW和19台125 MW轴流式水轮发电机组，于20世纪80年代正式投运。目前，19台125 MW机组的增容改造工程已基本完成[1-2]。

葛洲坝水电站170 MW机组是当时国内单机尺寸最大的轴流式水电机组[3]，作为试验性机组，自投产以来已连续运行近40 a，年运行小时数均在6 000 h以上。同时，自三峡水电站运行以来，葛洲坝水电站170 MW机组频繁在23 m水头以上限制运行区域运行。而且，170 MW机组至今未开展过相关改造，且距上次大修时间也已历经10多年。机组关键部件在经数万小时的运行后，材料老化、疲劳破坏、绝缘介质损耗、定子绝缘性能下降、局部放电量增大等问题日益突出，并且存在高水头运行风险、振动值超标、叶片裂纹及磨蚀、转轮室磨蚀和裂纹等安全隐患影响机组安全稳定运行[4-6]。为此，亟需针对170 MW水轮发电机组开展试验检测等有关工作，以分析机组整体性能是否良好、关键部件是否存在裂纹或其他缺陷、受力工作状态是否正常，进而对机组运行状态进行评估，并进一步保证机组的安全稳定运行[7-9]。

1试验检测项目

葛洲坝水电站170 MW机组试验检测主要是针对1号机组开展试验检测工作。试验检测内容包括水轮机和发电机2个部分，由综合性能试验和关键部件结构检测2个部分组成。

水轮机试验检测包括：开停机状态性能检测、稳定性试验检测、关键部件应力检测与分析、关键部件无损探伤检测与分析等[10]。

发电机试验检测包括：主要参数检测分析、通风试验、温升试验、关键部件应力检测与分析、关键部件无损探伤检测与分析等[11-12]。

2水轮机试验检测

2.1开停机状态性能检测

水轮机开停机状态性能检测主要是在机组正常开机至同步转速并网时，以及在机组从同步转速运行至正常停机时，分别采集机组转速、功率、导叶和桨叶接力器行程、水压脉动、机组振动、主轴摆度等参数的过渡过程变化曲线。水轮机开停机状态性能检测测点布置如表1所列。

以机组正常开机至同步转速为例，1号机组转速、导叶开度随时间的变化曲线如图1～2所示，上导、水导摆度，上机架、定子机座与支持盖振动等参数随转速与导叶开度的时域波形分别如图3～7所示。

试验分析表明：在正常开机至同步转速并网及机组正常停机状态下，上导、水导摆度，上机架、定子机座与支持盖振动等参数随转速与导叶开度的时域波形图，基本稳定在某一特定数值附近，变幅不大，表明机组水轮机导叶、桨叶按预设开、停机程序进行动作。同时，通过查阅机组运行资料，发现在负荷大于60 MW时机组进入稳定运行区，稳定运行区运行时上导、水导、主轴摆度，上机架、定子机座与支持盖振动等参数的时域波形变化正常。

2.2稳定性检测与分析

稳定性检测与分析分为变转速试验、变励磁试验及变负荷试验3种试验工况。

变转速试验中，依次改变机组转速为40%，60%，80%与100%额定转速，待转速稳定后，分别采集机组振动与摆度等参数。主轴摆度值、上机架振动值、定子机座振动值与转速的变化关系曲线分别如图8～10所示。

变励磁试验中，改变励磁调节器的电流输出，使发电机机端电压依次为20%Ue、40%Ue、60%Ue、80%Ue与100%Ue，待机端电压稳定后，分别采集机组振动与摆度等参数。主轴摆度、上机架振动值、定子机座振动值与转速的变化关系曲线分别如图11～13所示。

变负荷试验中，在现有协联工况下进行，调整负荷从最小负荷至满负荷，选择10～15个工况点，待机组负荷稳定后，分别采集机组转速、功率、导叶和桨叶接力器行程、机组振动、主轴摆度等参数。主轴摆度、上机架振动、定子机座与有功功率的变化关系曲线分别如图14～16所示。

试验表明：上导摆度在机组出力大于50 MW以上进入稳定运行区，幅值较小且稳定，在全工况下小于电厂限制值（上导400 μm，水导600 μm）。上机架振动在机组负荷大于50 MW进入稳定运行区。上机架水平振动在机组负荷大于50 MW时小于电厂设定值（140 μm）。在当前水头下，机组出力在80～160 MW为稳定运行区，振动和摆度幅值均小且稳定。主轴摆度幅值、上机架振动幅值定子基座振动幅值、转速、机端电压的变化关系曲线均正常。

2.3水轮机关键部件应力检测

水轮机关键部件应力检测主要包括主轴应力检测分析和轴向水推力检测分析2个方面，应变片布置分别如图17～18所示。

选择其中的16号和19号导叶进行试验检测，应变片分别标记为SG9、SG10、SG11、SG12，而SG9、SG11为连杆轴向。

（1） 主轴应力检测与分析。

在协联工况下，变负荷试验过程中，各测点应变片应变值与负荷的变化关系曲线如图19所示。

经过计算，各测点主轴扭矩与负荷的变化关系曲线、主轴扭矩实测值与计算值比较曲线如图20和图21所示。

主轴扭矩随负荷的增大而增大，且成线性关系;机组在负荷169.55 MW时，最大扭矩为23 636.4 kN·m，机组主轴扭矩测试结果小于理论计算结果，但差值不大，水轮机主轴等部件受力工作状态正常。

（2） 轴向水推力检测与分析。

在协联工况下，变负荷试验过程中，各测点应变片应变值与负荷的变化关系曲线如图22所示。

经过计算，在协联变负荷工况下，机组轴向水推力与实测负荷的变化关系曲线如图23所示。

在协联工况下，轴向水推力总的趋势是随负荷的增大而减小。轴向水推力和主轴扭矩的变化规律基本一致，未发现异常振动现象。

1号机组的测试结果小于计算值，但相差不大，表明应力检测方法及结果可信。考虑到水轮机在机组改造前所做的主轴应力试验所得出的测试结果与计算值相吻合，运行至今，在1号机组上进行的主轴应力检测也得出同样的结论，因此，認为水轮机主轴等部件受力工作状态正常。

2.4水轮机关键部件无损探伤检测与分析

对水轮机主轴、导叶连杆等关键部件进行超声波检测，对支持盖及螺栓等进行磁粉检测[13]，均未发现裂纹或其他类型的超标缺陷。同时，经查阅资料，了解到近年来，电站在机组缺陷处理时均按规范要求对水轮机关键部件及缺陷部位进行了无损探伤检查，未发现严重缺陷，表明水轮机关键部件工作状态正常。

3发电机试验检测

3.1发电机参数、温升及通风检测与分析

在机组空载和额定工况下，同步记录发电机额定视在功率、有功功率、定子电流、定子电压、励磁电流、励磁电压、功率因数、空载励磁电压及空载励磁电流等主要参数[14-15]，并与电站实时监控数据、电站机组原有设计数据及相关规范值对比发现，发电机主要参数值基本在合理范围内，无较大偏差。

在额定负荷和额定工况下测量定、转子绕组和定子铁芯的温升。从发电机定子、转子温升测量结果来看，定子铁芯与定子线圈温度比较接近，测得定子平均温度为53.60 ℃，扣除冷却风温25.40 ℃，温升约28.20 ℃，测得转子平均温度为37.75 ℃，扣除冷却风温25.40 ℃，温升约12.35 ℃。与电站以往运行情况对比，发电机温升在正常范围，满足保证值要求。

在发电机空转、满负荷运行等工况下测量冷却器的出风口处、定子上端部的进风处、定子下端部的进风处的总风量，并计算了发电机满负荷状态下的损耗。试验检测表明：空载状态下，空冷器通风风量为99.64 m3/s、空冷器上端风量为52.06 m3/s、空冷器下端风沟风量为39.27 m3/s;满载状态下，空冷器通风风量为111.46 m3/s、空冷器上端风量为54.03 m3/s、空冷器下端风沟风量为39.79 m3/s，满载状态下发电机总风量为232.94 m3/s。与电站以往运行情况对比，运行通风状态良好，发电机损耗在正常范围。

但是，通过查阅运行资料，机组在预防性试验中的结果显示，该机组的定子绝缘电阻下降，泄漏电流有明显增长的趋势。

3.2发电机关键部件应力检测与分析

关键部件应力检测主要以推力支架为例。推力支架应力检测应变片布置在推力支架靠近进人门附近的2个侧面，应变片分别标记为SG13、SG14、SG15、SG16，其中SG13、SG14位于靠近进人门位置;SG13、SG15为水平方向，SG14、SG16为竖直方向。

经过检测，发现在开、停机过程中，发电机推力支架各测点应变随负荷增大的变化微小或不变，因此认为发电机推力支架、定子、机架等固定部件在机组运行中受力变化不大，受力工作状态正常。

3.3发电机关键部件无损探伤检测与分析

对发电机主轴及连接螺栓、转子支架及紧固螺栓、上端轴紧固螺栓、推力轴承、上机架与定子机座等关键部件进行超声波检测，对推力支架等进行磁粉检测[16]，均未发现裂纹或其他类型的超标缺陷。同时，经查阅资料了解到，近年来，水电站在机组缺陷处理时均按规范要求对发电机关键部件及缺陷部位进行无损探伤检查，未发现严重缺陷，葛洲坝发电机关键部件无损探伤检测满足规范要求，发电机施测部件工作状态正常。

4结 语

基于现场试验检测并结合查阅葛洲坝水电站设计资料、运行日志、维护检修记录、技改资料，进行了分析，结果表明：170 MW机组未见严重明显缺陷、裂纹等，施测部件受力工作状态正常，水轮发电机组及其附属设备总体运行状态合格，主要检测参数指标基本在规范规定的合理范围内。但机组投运已近40 a，经对其运行状态进行检查分析，机组目前的运行状况不佳，而且存在高水头下稳定运行安全隐患、刚强度偏低、稳定性较差、转轮叶片出现多次贯穿性裂纹、定子绝缘电阻降低、泄露电流增大、绝缘性能逐步下降等不利于机组长期稳定运行的问题。为此，提出以下建议。

（1） 尽快对葛洲坝水电站170 MW级机组进行更新改造，以延长机组使用寿命。

（2） 在机组完成改造前，应密切关注机组各项关键指标，尤其是部分超过规范推荐值的指标参数，确保机组的安全稳定运行。

参考文献：

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（编辑：赵秋云）

Abstract：There are potential safety hazards in hydropower units which have been in service for a long time or have deviated from the design conditions，so their operational status must be tested and evaluated.Two 170 MW axial-flow hydroelectric generating units in Gezhouba Hydropower Station have been put into operation for nearly 40 years.Due to the limitation of the manufacturing level at that time，the area above 23 m water head was a restricted operation area.Since the operation of the Three Gorges Hydropower Station，the annual operation hours of the two units have increased and they have been operating frequently in the area above 23 m water head.Therefore，it is urgent to test and evaluate the operation status to ensure the safe operation.The units test was divided into two parts： turbine and generator.The adopted methods include comprehensive performance test and key component structure test.The test detection contents for hydraulic turbine included the performance detection of start-stop state，the stability test detection，the stress detection and analysis of key components and the nondestructive detection and analysis of key components.While the contents of generator test included main parameter detection and analysis，generator ventilation test，temperature rise test，stress detection and analysis of key components，nondestructive testing and analysis of key components，etc.By analyzing the test results，combined with the units operation log，maintenance records，technical transformation data，etc.，the operation status and safety stability of the units were evaluated.The results showed that the main detection parameters were basically within the reasonable range of specificatios，but at the same time，the unit also had problems such as low stiffness and strength，poor stability，and attenuated stator insulation resistance.It was proposed that the relevant units should be updated as soon as possible，and the key indicators of the units should be paid close attention to before completing the transformation.

Key words：hydroelectric generating unit;safety stability;test detection;Gezhouba Hydro-power Station