水輪發電機組槳葉故障原因分析及處理

陳 立

（重慶大唐國際武隆水電開發有限公司，重慶 408506）

1 引言

對于雙調機組而言，槳葉操作機構由于結構復雜，環節多，容易出現故障，輕則導致槳葉控制不到位，失去協聯，重則導致槳葉完全失去控制，無法正常操作。出現故障的原因和部位各種各樣，分析起來難易差別也很大，較為常見的故障有調速器故障、主配壓閥卡阻以及操作油管漏油等。本文對一次較為少見的槳葉故障進行了詳細分析，最終準確找到故障部位和原因。

某水電站有4 臺機組，機組水輪機和發電機型號均相同，其水輪機型號為ZZA813a-LH-1040，機組額定出力150 MW，調速器型號為PFWST-250-6.3，雙PLC 電氣冗余?，F對該電站1 號機組槳葉故障導致機組有功波動及振動異常的情況，從故障的表象開始，分析機組槳葉故障的原因，判定故障點部位。

2 故障描述

2019 年某日凌晨，1 號機組并網運行，在調度下令調節負荷時，運行人員發現1 號機組負荷波動較大，1 號機組和4 號機組的導葉、槳葉開度有差異，經現場查看槳葉和導葉機械柜約5 min 左右有油流聲，未見有明顯的頻繁動作，查看1 號機組電調柜，槳葉開度13.57%～13.65%間小幅波動，導葉開度在46.70%～46.74%間小幅波動，機組頻率在50.01～50.02 Hz 之間，系統頻率50 Hz，機組有功在100 MW 上下不停小幅度波動，波動幅度3～5 MW；查看4 號機組，機組有功較穩定，在100 MW，槳葉開度在28.10%，導葉開度在55.52%，槳葉和導葉變化幅度在0.02%左右，申請1 號機組停備檢查處理。

3 現場檢查與故障原因分析

3.1 現場檢查

上午，1 號開機帶150 MW 并網運行，現場查看開機情況，未見機組異常振動，機組帶負荷平穩無波動。測量1 號機組調速器10 min 機械零位漂移，機組83 MW 負荷時，導葉零位偏移量偏關1.4%，槳葉偏開2.4%，伴隨有明顯的機組振動，空載及100 MW 以上負荷時，導葉零位偏移量偏關約0.8%，槳葉偏開約0.9%；對比其他機組，在100 MW 負荷時，1 號機組導葉開度比同負荷同水頭的其他機組均小5%～8%開度，而在110 MW 相差較小，在1%開度以內；檢查了1 號機調速器A、B 套控制系統的各項反饋參數，與現場機械開度及監控顯示開度均一致；核對了1 號機實際協聯符合協聯曲線，偏差在規定范圍內；核對了1 號機各項控制參數，與其他機組一致，未發生改變；檢查1 號機調速器控制回路，未發現異常?；デ蠥、B 套控制系統對比，沒有區別。

導葉開度、槳葉開度、有功信號檢查?，F場觀測比對1 號機組在不同水頭不同負荷時調速器人機界面、監控系統顯示的導葉開度值與水車室導葉控制環上的標尺指示的導葉開度是一致的?，F場觀測比對1 號機組在不同水頭不同負荷時調速器人機界面、監控系統顯示的槳葉開度值與受油器上的標尺指示的槳葉開度是一致的?，F場觀測比對1 號機組不同負荷時調速器、勵磁、監控顯示的有功測值是一致的。

協聯關系檢查?，F場比對1 號機組、2 號機組、4 號機組調速器錄入的協聯關系表是一致的，調速器人機界面顯示的自動運行水頭也是一致的。當調節機組負荷由小變大然后再減小，即機組負荷由100 MW →120 MW →140 MW →150 MW →120 MW→100 MW 升降負荷過程中，機組在負荷上升和下降過程的對應負荷下的導葉開度、槳葉開度無大差異。

機組增減負荷試驗。機組負荷由75 MW 開始，以15 MW 間隔向上增負荷，到達指定負荷后，測試機組的振動情況，在此過程中，機組各部擺度和振動變化平穩，尾水管進口壓力脈動無明顯變化，機組整體穩定性情況和平時無明顯差異，和其他機組也無明顯差異。減負荷階段，機組有功在120 MW 以下出現功率波動現象；負荷由150 MW 減至120 MW時，機組擺度和振動發生較大變化，增長趨勢明顯；負荷小于100 MW 時，其增長趨勢變緩。負荷減小至80 MW 時，機組有功波動更加明顯，機組擺度和振動更加嚴重。負荷小于100 MW 時，尾水管脈動值隨負荷變化增長明顯。

槳葉開度調整試驗。在122 MW 負荷工況，將調速器導葉、槳葉置電手動狀態，通過手動調整機組槳葉開度，觀察機組有功和振動的變化情況。固定導葉開度，槳葉開度從協聯點42.64%減小至6.15%時，機組有功功率基本保持不變；除尾水管壓力脈動減小外，其余各擺度和振動測點峰峰值均基本保持不變，變化曲線較為平緩。槳葉開度從6.15%增至70.75%過程中，機組有功、振動、擺度均未發生較大變化；槳葉開度大于70.75%時，機組有功開始下降，機組擺度增長較為明顯，機組垂直振動快速增大。

3.2 故障原因分析

從上述現場檢查情況及后所做的試驗情況可知，在各種不同工況下機組的調速器顯示的導葉開度、槳葉開度與現地標尺及監控系統等一致，有功信號也與多個測量源結果一致，這表明機組導葉開度、槳葉開度和機組有功等測量信號是正確的。同時，調速器導葉開度和槳葉開度的PID 輸出值和反饋值基本一致，表明調速器輸出是正常的，機組調速器電調部分應是正常的，機組故障的根源應該在機械部分。

機組導葉開度標尺安裝在頂蓋上方機組調速環上，調速環通過連桿和拐臂與機組活動導葉剛性連接在一起，外觀檢查各部件連接無松動、脫落等情況，表明機組導葉的開關是正常的，機組導葉也不存在異物卡阻情況。從受油器上方的槳葉指示標尺刻度和調速器測量的槳葉反饋開度一致看，調速器對槳葉的開關控制也是正常的?，F場對調速器機調柜的檢查也無異常，主配壓閥也沒有明顯的竄油聲，機組槳葉開度反饋及指示標尺動作迅速，沒有遲滯現象。

在機組導葉操作及調速器槳葉操作油路正常的情況下，由前面的試驗現象可以發現，機組的有功波動及異常振動只發生在特定工況，且振動異常時，機組尾水管進口壓力脈動也異常增大，振動頻譜分析機組振動主要為低頻水力振動，這表明機組的振動應該主要是由水力因素引起。對于雙調機組，水力不平衡振動主要由機組協聯關系不佳或被破壞引起，對本機組，除機組在80 MW 負荷以下存在的運行振動區外，在機組原來平穩運行的100 MW 負荷出現振動異常增大現象，則只能是協聯關系不佳或被破壞。而機組導葉和槳葉開度輸出值與反饋值和現地標尺指示值一致，協聯關系是正常的。機組振動原因和機組協聯的正常之間似乎存在矛盾，究竟哪一個是正確的？

進一步分析機組轉輪結構（如圖1），可以發現，當轉輪活塞桿下方的卡環出現故障脫落后，活塞桿將只能正常操作操作架向下（即開槳葉），而向上操作時，若卡環脫落，則活塞桿不能正常操作操作架向上（即關槳葉）。此故障將會造成機組槳葉可以正常開，但不能正常關，因此機組在增負荷時機組振動無異常，而當減負荷時，由于只是操作架無法正常動作，導致槳葉無法進行正確的關操作，最終致使導葉和槳葉失去協聯，機組水力狀況惡化，振動增大，運行穩定性變差，導致機組有功波動。由于此故障不影響轉輪活塞的正常動作，因此也就不影響槳葉開度指示標尺及其實時刻度，即調速器顯示的開度和現地指示標尺均是正確的，調速器顯示的協聯關系也是正確的。

圖1 水輪機轉輪圖

為進一步確認機組故障，機組停機排空尾水，對上述卡環進行內窺鏡檢查，確認了轉輪活塞桿上的卡環已脫落，證實了前面的分析。

3.3 分析結論

1 號機組有功波動及振動異?，F象，是由于機組轉輪活塞桿下方的卡環脫落造成，卡環脫落導致機組槳葉只能正常開，不能正常關，致使機組導葉和槳葉協聯關系被破壞，由此產生的機組水力狀況惡化，進一步使機組運行穩定性變差及機組有功波動。

4 故障處理

故障位置位于轉輪內部，要徹底處理此故障，必須打開轉輪下部。若采用不吊出轉輪，在機組流道內直接處理，則由于轉輪尺寸較大，轉輪泄水錐及轉輪下蓋重量巨大，需拆卸大量大直徑連接螺栓，轉輪部件支撐及操作空間均十分有限，工期和安全均難保證。故而徹底處理此故障需在機組大修時將轉輪吊出機坑，再進行處理。在無法安排機組大修的情況下，本次機組槳葉故障采用了臨時固定槳葉運行的方式，確保機組運行的安全。

5 結語

此次機組槳葉故障原因比較少見，通常槳葉故障多為調速器或操作油路故障，加上本次故障機組調速器的各種顯示、現地實際數據均是正確的，給機組故障部位的定位帶來了難度。但通過多次試驗，由易到難，由表及里，還是能逐步準確定位到故障點，為機組槳葉故障原因的分析提供了思路和借鑒。