青居水电站转轮连接机构故障原因分析和处理

张现海，罗云江

（华能四川嘉陵江水电有限责任公司，四川 南充 637000）

1 引言

青居水电站系嘉陵江苍溪至合川段水电开发十三级规划中的第十个梯级，位于四川省南充市高坪区青居镇，距南充市约17 km，上游接小龙门水电站，下游与东西关水电站相连。电站装有4台灯泡贯流式水轮发电机组，单机容量为34 MW，水轮机型号GZ(B14)-WP-615,总装机为136 MW，设计额定水头11 m，额定转速为93.75 r/min。2004年5月28日首台机组投运，2005年5月份4台机组全部投产。调速器由国电南瑞电气控制公司生产的ZFL-100/S型双调节调速器，主机设备由杭州东芝水电有限责任公司生产。对于转浆式机组，转轮浆叶的正常工作是非常重要的，本文介绍了青居电站1台机组转轮（转轮结构见图1）在运行状态下桨叶动作失联的情况及处理方法，对从事类似设备运行和检修的人员提供参考。

图1 青居转轮图

2 故障现象

2017年3月30 日上午7:35，运行值班人员发现青居2F机组有功功率在20～17.8 MW之间跳动变化，机组振动和水导摆度明显较大，且转轮室发出异常响声。随后通知检修人员对2F机组进行停机检查，手动操作桨叶，桨叶开度调节范围为4.5%～65.5%（正常动作范围0%～100%）；发现异常后。即刻采取安全措施对2F机组进行落门、流道排水检查，发现转轮1号桨叶密封处有漏油，且手动操作调速器该桨叶动作失败，转轮其他桨叶均可动作，但转角范围异常变小。现场检查转轮室与桨叶之间的间隙符合设计要求，转轮室上半部与桨叶有轻微摩擦痕迹。机组负荷波动较大，桨叶动作不协联，造成机组运行水力不平衡，引起机组振动大（当时测摆装置记载水导摆度最大超过2 000 um），使桨叶与转轮室之间发生轻微摩擦发出异常响声。

3 部件损坏情况

施工单位将转轮吊到安装间进行分解检查，拆除泄水锥，发现1号桨叶连接机构M64的3颗螺栓全部断裂（见图2、图3），螺栓头部全部断掉，仅看到弯曲变形的光螺杆。1号连杆机构与活塞缸脱离，连杆机构处于失控状态，失去操作功能，因而该桨叶不能操作了。1号连杆机构失控后，位置发生了变化，使活塞缸动作时，连杆机构上的螺杆不能与活塞缸上的孔保持吻合对应，使螺杆与活塞发生异常碰撞，造成活塞缸受损（见图4），螺栓断裂，初期发现桨叶动作异常时，由于检查需要，对桨叶做了多次操作，使活塞缸与断裂的螺栓杆多次碰撞，加剧了活塞缸受损程度，最大损伤深度超过了10 mm。同时对1号连杆机构也加剧了损坏，至使1号连杆机构的连接板卡在了转轮体内不能取出。为不伤害转轮体，对连接板做了局部切除处理，方才从转轮体内拆出连杆机构。将活塞杆和连接机构及转臂一起吊出转轮体后，做了进一步检查，由于1号连杆受到活塞缸的严重撞击，使1号桨叶转动失控的情况下，旋转角度超过了设计最大转动角度，拐臂与相邻的2号和4号拐臂发生了异常碰撞，使它们的拐臂轴径头部变形。致使1号、2号、4号拐臂与各自的内轴套发生卡死现象，现场均采取破坏内轴套的方式将拐臂取出。总体造成部件损坏情况为：1）3颗M64螺杆断裂；2）一副连板严重变形报废；3）3副Ф450内轴套铜瓦报废；4）活塞缸与连接板的连接螺孔严重受损需要修复处理；5）一副桨叶密封全部损坏；6）活塞缸盖铜瓦及活塞缸、活塞环等有多处轴向分布的划痕。

图2

图3

图4

4 原因分析

转轮分解完成后，公司组织了相关厂家、设计单位、安装单位等多名专家进行了分析，初步认定M64螺栓断裂是导致此次众多部件受损事件的主要原因，为进一步查明螺栓断裂的原因，我公司委托西安热工研究院对青居电站2号机组1号连杆机构断裂的连接螺钉进行失效分析，西安热工研究院通过螺钉材质、样件应力分析、金相分析、螺钉断面性质（见图5、图6A、图6B、图 6C、图 7）等综合分析得出结论，其结论为：1）1号和2号连接螺钉的各项检验结果符合 JB/T 6396-1992对 35CrMo的要求；2）、3号连接螺钉实际使用的材料为2Cr13，与电厂要求的替代材料8.8级不符（原3号螺栓在2016年3月份A修检查发现有裂纹，外购外观相同螺栓进行更换，距今1年），其室温规定塑性延伸强度、抗拉强度和布氏硬度不符合GB/T3098.6-2014对8.8级螺钉要求，且也低于JB/T6396-1992对原设计材料35CrMo的要求，显微组织明显异常；3）3个连接螺钉的断裂性质均为疲劳断裂，其断裂顺序为3号、2号、1号。3号连接螺钉性能不满足使用要求，是薄弱部件，首先发生断裂，引起其他2个螺栓操作力加大，相继断裂，因此3号连接螺钉性能不满足使用要求是造成螺栓断裂的主要原因；其次，从螺栓结构上看，断裂的M64连接螺栓属于内六角螺栓，螺杆头部与螺杆身连接部位太薄，从图5螺栓的断裂的现象便知；第三，从检查现场分解转轮部件中看到，1号转轮桨叶根部有明显的与密封压板摩擦痕迹，深度在1.5 mm左右，长度200 mm，宽度10 mm。分析认为在转轮组装试验时，没有安装调整好，转动的桨叶与固定的密封压板之间的间隙，使转轮在低速运转情况下（转轮桨叶的起始角是20°），操作桨叶时与压板之间产生金属摩擦，增加了连接螺栓的操作力，增加了螺栓的疲劳强度，也是造成该部位螺栓断裂的一个因素；第四，连接螺栓在安装中的预紧力可能没有达到设计要求，在工作环境温度升高的情况下，连接件之间紧量不足，存在相对运动间隙，是螺栓增加工作疲劳，产生疲劳断裂的另一诱因。

图5 断裂三颗螺栓

图6 A螺钉扫描电镜形貌图1—源区

图6 B螺钉扫描电镜形貌图2—扩展区

图6 C螺钉扫描电镜形貌图3—终断区

图7

5 改进措施

5.1 总体实施方案

（1）对2F机组装配件（除桨叶和下泄水锥外）全部返厂进行检查与修复；

（2）确定对M64连接螺栓进行优化设计，由内六角改为外六角，1号连杆的3颗螺丝由M64改为M72（担心内螺纹受损）；

（3）4只桨叶内轴套、1号桨叶内、外连接板等按照原图纸新制；

（4）厂家重新校核转轮重要部件螺栓的预紧力及预紧工艺；

（5）其他重要部件视检查结果及数据确定最终修复方案。

5.2 重要部件修复工艺方案

（1）活塞缸修复工艺：1）采用风动铣刀将缺陷打磨平整光滑，便于补焊；2）对补焊区域进行PT探伤检查；3）将补焊区域周边表面的油污及杂质清洗干净；4）工件焊接区域及周边适当范围焊前预热；5）采用适当焊接工艺进行补焊；6）焊补前注意保护其余精加工面，禁止碰伤及损伤；7）补焊完成后立即采用保温材料覆盖直到其表面冷却；8）待焊缝完全冷却后，将补焊区域打磨平整光滑；9）对焊接区域进行PT探伤检查；10）工件底面向上，较大平面铣补焊处与原本体焊平，尽量不要伤到本体。

（2）拐臂修理工艺：转轮返厂后，经检查，拐臂大平面磨损变形约0.1 mm，小端轴径变形失圆在0.08 mm左右，连接耳朵面变形在0.5 mm左右。经过讨论决定小端轴及大平面磨平、耳朵的变形在无装配干涉下，可以不处理。如有干涉，局部修磨处理。

（3）活塞杆修理工艺：对活塞杆焊接部位进行PT探伤和超声波UT检测，发现多处有裂纹、咬边等现象，裂纹长度不等，其中最长为120mm，最深为7mm，因活塞杆是重要受力部件，如果不彻底去除裂纹，工件将在运行过程中有可能导致裂纹延伸扩展。将对检测出来的裂纹铣削去除处理，且平滑过渡。

（4）活塞缸轴套：内孔多处贯穿拉伤，局部片状损伤和拉伤，采用手工修磨处理。

（5）部件更换：更换1号拐臂内、外连扳2个及其连接螺丝12个；更换内轴套4个；更换活塞环1个。

6 结束语

（1）2017年6月22日，青居电站2F机组一次启动成功，比预定的修复工期共提前了17 d，青居电站2F机组转轮修复工期的缩短与机组运行的优良状况，标志此次转轮抢修取得了全面成功。本次青居电站2F机组转轮修复处理过程中按照“事前周密谋划，事中委托掌控；大事统筹，小事细致”的原则。在确保青居电站2F机组转轮修复质量前提下，达到“机组安全稳定，丰水期尽快恢复发电”的预期效果，为以后处理类似问题提供宝贵经验。

（2）机组回装投运后进行了甩负荷等动态试验，试验参数、数据及波形图均满足调速器动态品质要求，证明桨叶操作机构灵活，停机检查2F机组风洞、水轮机竖井、发电机竖井、控制环以及转轮室，均未发现异常；另外2F机组投运后跟踪监测机组温度、振动及摆度均符合机组运行相关参数要求。

（3）本次2号机1号桨叶机构螺栓断裂事件为机组关健部件提出了检修质控要求。需加强在役大型螺钉的定期无损检测、硬度检验；加强大型螺钉备品的入厂材质检验；且根据桨叶连杆机构的结构和运行特征对所有的桨叶的振动、螺钉预紧力、活塞卡涩等情况进行排查分析和对比，以降低螺钉疲劳失效的风险。

（4）本事件告诉我们，在转轮操作机构出现异常的情况下，应有专业人员认真分析现象，避免盲目操作检查，使部件损伤加剧和范围扩大。对类似机组关键部位螺栓使用年限提出了建议。青居电站为灯泡贯流式机组，机组开停机及增减负荷时转轮叶片均需频繁动作，桨叶操作机构的相关连接螺栓长期受到交变荷载，存在疲劳失效的风险，将会在机组A修同时整批次更换，更换周期厂家建议为10年。

[1]GB/T8546-2007钛不锈钢复合板标准[S].

[2]GB/T 3098.6-2014紧固件机械性能.不锈钢螺栓、螺钉和螺柱标准[S].

[3]JB/T 6396-1992大型合金钢锻件技术条件标准[S].

[4]青居电站设备厂家图纸[Z].