葛洲坝电厂水轮发电机组技术改造简述王建忠，卢进玉（葛洲坝水力发电厂，湖北宜昌443002）针对其产生的原因采取了一些改进措施和进行了改造，收到了很好的效果。调速器更换为SJ形接力器由于刚度小变形大活塞漏油严重，改造中用4个摇摆接力器替代，确保了机组的稳定运行。水轮机叶片外缘加裙边后不仅振动减小，间隙空蚀减轻，在某些工况效率还有所提高。推力轴瓦更换为弹性金属塑料瓦，其承载能力大。摩擦系数小。安装工艺简单，改造是成功的，但仍存在着烧瓦的隐患。水轮机喷涂抗磨保护层收到一些效果，但中环和叶片强空蚀区的磨蚀尚无有效I：TM312（263）：B 1水轮发电机组运行概况20年的运行考验，总的情况良好，但也出现了一些问题。如：170MW机组在投产初期，运行不够稳定，曾出现过推力轴瓦烧损事故；在空载和低负荷区运行时的振动与摆度较大；发电机的冷态振动偏大等。
经过优化改造，消除了这些缺陷，在超过23m水头下长时间运行均未出现异常。125MW机组经过各种工况的测试及相关专家的研究、讨论，该机组出力有潜力可挖，可超出力线运行，在额定工况点水轮机的出力可达138MW，发电机可达134~135MW.自1987年开始，修改了原出力限制线，机组在丰水期超出力线运行，使机组带额定负荷的时间比设计延长了60d左右，年发电量7亿~10亿kW *h，且在运行中发现该机组出力仍有很大余量。无论170MW的机组，还是125MW机组，经过各种工况的考验，其振动、摆度、三部轴承的瓦温及定子铁心与线圈温度均在设计的容许范围内；21台机组年平均运行小时数达到6 000h，年最高运行小时数超过8000h，远远超出设计值，且机组的可用小时数均大于7000h；截至2001年底己累计发电2646亿kWh. 2泥沙磨损情况葛洲坝水利枢纽坝上控制流域面积100万km\约占全流域的A5a%c年平均im300，m3/s径流量4259亿m3，实测最大入库流量72000m3/s最小入库流量2 kg/m3，年输沙量为5.26亿t总库容15. 7亿m3.由于葛洲坝水电厂位于南津关弯道的下段，在弯道环流作用下，泥沙产生横向位移，底层含沙量大，其粒径大的泥沙向凸岸右侧运动，表层清水向凹岸二江一侧运动。过机泥沙粒径大小的分布与过机泥沙含量的分布成正比，愈靠右岸的机组，过流部件的磨蚀愈严重，规律是：二江小而细，大江大而粗，二江电厂的含沙量为断面（宜昌）平均值的0.94~0.98倍，18号机为1. 37倍，21号机为1.6倍；过机泥沙粒径18号机为二江的1. 2~20倍，21号机为1.2~2.9倍；最大粒径达0.62mm单机年过沙量在1 500万t左右。水轮机的空蚀和泥沙磨损主要表现为叶片正、背面的泥沙磨损和翼型空蚀；其次表现为叶片外缘的“啃边”和头部磨蚀。尽管叶片与转轮室中环采用抗磨蚀的不锈钢材料，叶片的间隙空蚀、过流部件的泥沙磨损依然存在，且随着运行时间的加而不断加重。为了减少泥沙水流对机组过流部件的破坏，对诸如叶片、轮毂、连接体、泄水锥、活动导叶、固定导叶、底环、上环、下环等过流部件涂了环氧金刚砂坝水力发电厂副总工程师；卢进玉（1959―）男，湖北沔阳人，高级l工！王师b葛5洲丨。坝水发电厂检修分厂总、工程师。://www.cnki.net涂料保护层；叶片外缘加裙边；规定17 ~21号机组不许超出力限制线运行，即按额定负荷125MW运行；合理运用机组排沙底孔、排沙洞、冲沙闸，大大减轻了过流部件的磨蚀。经过20年的实践证明，这些方法是行之有效的，延长了过流部件的使用寿命和检修周期，保证了机组的稳定运行。
3水轮发电机组的改造3.1存在的问题及处理措施3.11170MW机组存在的问题。①推力轴瓦烧损事故；②空载和低负荷区运行机组的振动与摆度较大；③发电机的冷态振动偏大；④大轴密封发卡；⑤叶片“X”密封漏油；⑥、剪断销剪断，导水叶失控等。
处理措施。大推力轴瓦的周向偏心值，从而提高了其运行的可靠性；取消水导瓦的绝缘垫块，大铬钢垫块的尺寸，减小水导瓦的调整间隙，加大真空破坏阀的弹簧力及在支持盖与顶盖的缝隙处加补强块，上导轴瓦支持座加厚，减轻机组的振动与摆度；用改进后的双平板密封取代大轴的端面密封，使得大轴密封能够可靠地运行；用潜水泵取代离心式顶盖泵，使顶盖的排水有了保障；大叶片“X”密封顶紧环弹簧力和间隙，改变“X”密封的尺寸，有效地解决了叶片漏油的问题；导水叶加装全关限位挡块，剪断销剪断后，导水叶就不会反转。
存在的问题。①回复轴承易损坏；②上导油冷却器漏水；③受油器浮动瓦易磨损；④发电机定子铁心压指脱出；⑤平板密封运行不可靠；⑥叶片“X”
密封漏油；⑦剪断销剪断，导叶失控；⑧检修密封（空气围带）不起密封作用；⑨导叶套筒漏水；⑩枢轴与竹400铜瓦磨损、拉伤、错位；控制环侧面、底部抗磨块脱落，操作架与连杆连接销脱出；3顶盖泵与其浮子不可靠；1三部轴承内挡油筒渗油等。
处理措施。用整体式回复轴承座代替原轴承座，提高了回复轴承运行的可靠性；用蛇形管冷却器代替箱式冷却器，易漏水的问题得到了根治；用减小受油器浮动瓦的端面压力，改变其配合间隙，使受油器浮动瓦易磨损的问题得到缓解；在上、下橡胶平板密封面开润滑水槽加其润滑，使其运行可靠性提高；用潜水泵取代液下离心顶盖泵，使运行更加可靠；大叶片“X”密封顶紧环间隙，改变“X”密封的尺寸，解决了叶片漏油的问题；导水叶加装全关限位挡在检修中均得到应用，起了很好的作用。
3.2调速器全厂除21号机的调速器为进口外，其余20台机的均为国产设备。其电调为模拟电路电液调速器；机柜为DST行中主要存在的问题有：①钟罩式电液转换器抗油污能力差、易堵塞、发卡、平衡位置易变；②凸轮式机械协联装置误差大、运行迟缓；电气协联调整、整定值易变；③功给、频给电机动作死区大；④电气接插件及转接端子接触不可靠；⑤电气抗干扰能力差，元器件老化损坏多。
为解决这些问题，并使调速器实现远地、现地手动、自动操作，适应计算机控制的要求，为实现无人值班（少人值守）打下基础，二江电厂125MW机组电气柜选用南京自动化研究所生产的SJ产的DTJ*150/4*E1机械柜配套其电柜功能性强、适应性强，保护能力和自检能力强，调试智能化，装置的可靠性高、稳定性好，水能利用率高；机柜采用标准化、国产化、集成化液压元件，加工精度高，大大减少了控制油管路，布局合理、简洁，外罩设计美观，操作方式灵活，切换无冲击扰动，达到了预期目标。
在此基础上，我厂进行了新的尝试，电柜选用葛电能达公司研制的WBST―A微机步进式电机调速器与BST*150机械柜（系DTJ*150/4*E1机柜的改进型）相配套改造了16台机。电柜的微机采用高可靠性能的可编程控制器，配以数字测频板，克服了模拟电路的各种问题，梯形图语言易读、易修改，主要控制功能吸收了目前国内外调速器的优点，使整个系统具有结构简单、功能完善、性能良好等特点；机械柜比DJT*150/4*E1更简单、明了，取消了手自动切换电磁阀，减负荷电磁阀，油管路更少，用步进电机与丝杠取代了电液转换器和中间接力器，从而克服了原机械柜固有的问题，使其主要技术性能达到了国际先进水平。
3.3过流部件抗磨蚀保护块剪断销剪锢导水厉不会反转等哞些措施lish焊膏保护展试验；-80美国，酯保护层试验机组过流部件抗磨蚀材料的试验，从1983年3月3号机大修时就开始着手进行，先后在机组过流部件上进行了环氧砂浆抗磨试验；喷焊Nh-3粉沫材料保护层试验；蓖麻油互穿网络高分子复合材料保护层试验；环氧金刚砂保护层试验；冷态环氧材料保护层试验；金属陶瓷保护层试验；Ni67、Ni180A合金粉沫HH893―1型涂料保护层试验；双层次尼龙保护层试验；聚酰胺一聚氨脂保护层试验；美国DP、DL保护层试验；美国环氧金刚砂保护层试验；钛合金贴片及其他材料的粉沫金属喷涂试验等。经过1~2个汛期的考验，这些试验中的多数材料由于与不锈钢叶片的附着力不够或施工工艺存在问题及试验材料的缺陷均脱落，甚至使叶片遭受不同程度的磨蚀，而加了叶片的检修补焊、打磨工作量。相对成功的试验材料是山西水科所、天津勘测设计院水科所、黄委会水科所获国家发明奖和专利的环氧金刚砂抗磨蚀材料，该抗磨蚀材料涂层对机组过流部件固定部分（除转轮室中环外）的4年保留量达90%以上；对叶片背面的保护效果不理想，约80%左右，叶片背面强空蚀区的4年保留量为零。因此，转轮室中环和叶片背面的保护是目前需要解决的课题。
3.4弹性金属塑料推力轴瓦弹性金属塑料推力轴瓦（以下简称“氟塑料瓦”）由于其综合的技术指标和性能高于巴氏合金推力瓦，90年代后被许多水电厂采用。该瓦在工厂一次加工成型，在安装工地不需做任何的加工处理，简化了安装工艺；其摩擦系数小，承载能力大，轴承损耗下降，取消了水冷瓦系统和高压油减载系统，简化了推力轴承结构，便于检修，同时降低了水能与电能消耗，简化了运行条件，减轻了劳动强度。因此，我厂1990年初从原苏联引进3台套安装在二江电厂的170MW和125MW机组的推力轴承上，试验及运行效果令人满意。随着前苏联氟塑料瓦的引进，国内同行看好其应用前景，相继进行研究，并在一些大中型机组的推力轴承上试验成功。我厂也不例外地应用了国内的最新科研成果，相继引进了11台套氟塑料瓦安装于125MW机组的推力轴承上，早期国产氟塑料瓦运行比较稳定，从1996年底至1997年初安装的国产氟塑料瓦运行不稳定，发生轴瓦烧瓦事故。俄罗斯引进的氟塑料瓦烧损2套，其中2号机轴瓦脱壳产生了磨损镜板的大事故，两套轴瓦己全部报废；国产轴瓦烧损6套，产生裂纹的5套，均为氟塑料瓦质量问题。从烧瓦情况和目前我厂运行的国产氟塑料瓦的情形看：国内对氟塑料瓦的设计、制造工艺还需进一步探讨、优化，使其不断完善；制造厂家需建立一套行之有效的工艺保障体系，以确保氟塑料瓦的产品质量；还需选择或研制弹性金属塑料轴瓦的瓦温、油温的测量报警系统，严防事故的扩大化；同时，还需建立行之有效的运行、检修规范，以3.5170MW机组控制环与环形接力器170MW机组水轮机控制环由于刚度小、变形大，其环形接力器活塞漏油严重，虽经多次处理，仍未解决根本问题，直接影响机组稳定运行。为此我厂对其进行了彻底改造，用新设计加工的控制环取代了刚度小的控制环；用背靠背的4个摇摆接力器替代了环形接力器，确保了机组的稳定运行。
3.6水轮机叶片外缘加裙边170MW机组，自投产发电以来，在空载和低负荷区水流条件不好，机组振动大，使机组正常的运行受到制约，且170MW、125MW机组叶片间隙空蚀严重。为此，在华中理工大学做了有关试验。试验证明，叶片外缘加裙边不仅可使振动减小，间隙空蚀减轻，而且在某些工况效率还有所提高。1993年在170MW机组扩大性大修时，将这一科研成果在机组上实施，经开机运行，机组空载、低负荷区的振动明显减小，满足了机组正常运行的要求。这项成果己在全厂推广应用。
3.7受油器浮动瓦在我厂21台轴流转桨式水轮机中，受油器与操作油管之间设有三道浮动瓦。这种铜瓦结构可以随着操作油管的摆动自整位，这样既能提高对压力油的密封性能，又能减缓操作油管的弊劲，起着隔离油路和导向的作用。然而这种浮动瓦在使用过程中，并没有发挥其应有的作用。在运行过程中，瓦面的磨损异常严重，直接威胁着机组的安全运行。125MW机组投产初期，受油器的下浮动瓦就出现了严重磨损。在机组后期设计和制造过程中考虑了这方面的因素，做了部分改进，诸如设操作油管支架，改变浮动瓦的尺寸等，但这仍未有从根上解决磨损问题。分析其主要原因有两个。
正压力过大。由于受油器下浮动瓦上端面与操作压力油相通，下端面可视为排油腔，这在该瓦两端形成了很大的压差，其作用在浮动瓦上的正压力约为300kN，浮动瓦在这么大的压力下进行自整位浮动是不可能的，实际上是操作油管摆动整位。
使其运行、检修有章可稼CJ腿丨E*触趾产生接触磨擦，rig是产生磨损的根源如处理方疑bookmark2设计间隙过小。浮动瓦与操作油管的设计间隙为00H7//7，即双面间隙为0.068~0.194mm之间，设计上只考虑到油路上的密封，而忽视了浮动瓦也应是一部导向轴承，过小的间隙将会导致油的温度升高而减小油膜的承载能力，发热还将会导致轴颈与轴瓦膨胀。再加上操作油管在安装时不可避免的存在倾斜度与不同心度，两者局部之间将减小正压力，减小浮动瓦下端部的密封面积；同时大配合间隙，将原来0.068~0.194mm改为0.20~0.25mm；加密封油环；在浮动瓦中间均布3条5mmX 3mm的迷宫沟槽。
3.8主轴密封水轮机的主轴密封采用双层橡胶平板密封结构。该密封装置在刚投产运行时，不到2000h就发生过4次平板磨损而被迫停机检修的情况。运行期间，水压极不稳定，压力表指示有时出现2 104Pa（200mmHg）的真空，有时出现0.2MPa的压力，水封装置有时会冒烟和散发出橡胶烧焦的臭味，并经常出现密封失效而漏水的情况，严重地威胁着机组的安全运行。究其原因主要是设计中只强调了“密封”而忽视了两摩擦面之间必要的冷却润滑，使得橡胶平板与抗磨环不断摩擦发热，导致平板磨损。为此，我厂开始摸索其改进方案，首先在橡胶平板上开设24个楔形槽，均匀分布在平板圆周，楔形槽呈角形，顺水流方向逐渐变浅，且不将平板径向开通，最大深度约25mm，以便水箱中的水进入平板进行润滑和冷却。另外在橡胶板的下面设托板，使其只悬出20mm，保证橡胶板有良好的平整度而不至于因自重下沉变形。这样改进后，在各机组的运行中都收到了较为理想的效果。为了不再在检修和更换平板中每次开设楔形槽而将槽转移到金属抗磨环上，使得该密封装置得到了彻底的优化，从而保证了机组的安全运行。
3.9导水叶限位块机组投产以来，由于来水中的杂物较多，经常出现个别导水叶剪断销被剪断的现象，都因处理及时而未给安全发电造成影响。曾发生过一台机13个导叶剪断销全被剪断失控，机组出现约15~201/min反转，被迫将上游进口工作闸门关闭，机组方停止转动的事故。从设计上看，导叶具有自关闭能力，且开度在58%~ 40%时，失控导叶关闭过程中，其头部可能与相邻未失控导叶尾部相撞；开度在40%~32%时，失控导叶尾部可能与相邻导叶尾部相撞；开度在32%以下时，失控导叶可能与相邻未失控导叶头部相撞。原设计中，水轮机每个导水叶均设有防止开度过大的限位块将其焊接在底环上。
但该限位块长度仅为50mm，高度约为20mm的半圆弧，且多数只在圆弧段焊接，强度较低，根本起不到限制失控导水叶开度过大的作用。事实上，此次事故中，失控导叶的限位块被全部撞掉，只留下了阻厂在所有导水叶拐臂处或底环处设了牢固的限位块，阻止导水叶失控开启或关闭开度过限。此项方案现己在全部机组上实施。
3.10转轮叶片密封装置机组转轮叶片密封装置采用的是传统的“入”型密封，运行初期，一度出现严重漏油现象。我厂根据针对这一问题所进行的一系列分解检查和检修处理情况认为型密封装置结构设计是成功的，在转浆式水轮机上的运用也是可行的，而造成我厂水轮机转轮漏油的关键是对密封装置的认识不够充分，在设计中一些技术参数的选择不太合理，所以才未能达到密封的效果。引起机组转轮漏油的原因，归纳起来如下：①顶紧环弹簧的作用力偏小。②顶紧环与密封槽之间的间隙过小，运行中由于叶片的自重和水推力的作用造成叶片下沉使得顶紧环出现局部卡死而不能活动自如地将弹簧的作用力全部均匀地传递给密封圈。③“X”密封圈的内径太小，设计选择的密封圈长度小于叶片枢轴的周长，至使运行中容易出现密封圈随枢轴一起转的情况，从而导致密封圈局部拉长或变形撕裂。
针对上述原因，在检修中采取了以下综合治理措施：①加大顶紧环弹簧的压力，使其与作用在该密封圈上的水压力相等。②加大顶紧环与密封槽的间隙，使顶紧环的内外间隙各为1，保证在叶片下沉和铜套磨损后顶紧环活动自如；③加大“X”密封圈内径，直径由原来的令1此改进和优化后，机组经多次的紧急开停机和甩负荷试验，至今再没有出现转轮叶片漏油的情况。
4有待进一步解决的问题20年来，我厂在水轮发电机方面的技术改造是成功的，同时还应看到：推力轴承运行仍然不够可靠，轴瓦烧损事故的隐患依然存在，尤其是170MW机组。水轮机过流部件的磨蚀在加剧，而处理手段单一，尤其是转轮室中环和叶片背面强空蚀区的磨蚀，至今还没有一个有效的处理措施。检修密封（空气围带）不起密封作用，枢轴与料400mm铜瓦磨损、拉伤、错位，操作架与连杆的连接销脱出，三部轴承内挡油筒渗漏油等仍然没有一个切实可行、易于现场检修的处理方法。14号发电机定子的振动问题仍未解决。机组的空气冷却器、油冷却器泥沙磨损和设备老化现象十分严重。除这些问题需要解决外，一些设备的技术改造还不够完善，均需要不断地碍导叶复位的疤U了防止厉事故腿电油厉索。不断地改造\使发电设备稳定可靠地运行。