徐國盛 郭 婭 段清川 羅俊凱

（1.湖北省漢江水利水電（集團）有限責任公司丹江口水力發(fā)電廠 丹江口市 442700；2.湖北省漢江水利水電（集團）有限責任公司水電公司 丹江口市 442700；3.湖南澧水流域水利水電開發(fā)有限責任公司 長沙市 410014）

丹江口水力發(fā)電廠共裝有6臺150 MW水輪發(fā)電機組，1968年10月1日，丹江口水電廠首臺機組投產發(fā)電，6號機組于1973年10月投產發(fā)電，機組形式為立軸全傘式。隨著南水北調中線水源工程丹江口大壩加高后，大壩由初期正常蓄水位157 m，將提高至170 m，由于大壩加高后水頭增高，為適應水力參數(shù)的變化，水輪機要做相應的改造。2007～2013年，電廠對5臺水輪機和發(fā)電機進行適應性改造，其中6號機組于2013年進行完水輪機及調速器改造。改造后水輪機型號：HLF211AO-LJ-595，額定出力170.25 MW，額定水頭63.5 m，額定流量301.4 m3/s。調速器為雙冗余比例伺服閥式全可編程水輪機調速器，型號：WDT-150，主配壓閥活塞直徑150 mm，接力器活塞直徑750 mm。丹江電廠每臺機組均有一套油壓裝置，包含油泵、壓油罐、集油槽、漏水泵等組成，兩臺油泵互為備用，供油量10 L/s。6號機自21世紀初，油壓較其它機組下降較快,壓油泵啟停頻繁。特別是2013年水輪機和調速器改造之后，壓油泵啟停更加頻繁。

1 情況簡介

丹江電廠調速系統(tǒng)額定壓力為2.5 MPa，油泵啟停壓力設定分別為2.3 MPa和2.5 MPa。正常情況下，油泵啟動時間間隔一般在（40～90）min之間，但6號機調速系統(tǒng)于2000年開始出現(xiàn)油壓下降較快現(xiàn)象，壓油泵啟停較其它機組頻繁，一般為其它機組3～4倍頻次。電廠利用機組檢修時間，對6號機調速器及其它設備進行檢查，并更換了事故配壓閥活塞，但未有好轉現(xiàn)象。特別是2013年水輪機和調速器改造后，隨著水位升高，發(fā)現(xiàn)6號機調速系統(tǒng)壓力下降變快，壓油泵啟動更加頻繁。2013年7月19日3時許，運行發(fā)現(xiàn)6號機調速系統(tǒng)壓力下降較快，壓油泵約1 min啟動一次，調速器機柜內有較大油流聲。測量壓油罐罐體油溫達到51℃，油泵出口溫度60℃，已超出國標 GB/T 9652.1-2007使用油溫（10～50）℃范圍要求，由于調速系統(tǒng)壓力無法保證長時間保持，造成機組被迫停機。停機后將機組進水口快速門落下，對調速系統(tǒng)進行了全面檢查，包括液壓平衡試驗、液壓隨動試驗、壓油泵安全閥動作試驗、機組無水模擬開機等試驗，均未檢查出原因。

2 故障分析

2.1 試驗情況

由于調速系統(tǒng)壓力油通過管道內部封閉流動，外部無法直接觀察流向及流量，且調速系統(tǒng)結構復雜，設備較多，主要包括輔助配壓閥、主配壓閥、事故配壓閥、分段關閉閥、接力器、壓油泵、壓油罐、閥組、接力器鎖錠、技術供水操作液壓閥等，分析排除工作困難，只能通過間接方法測量分析。

技術人員首先全面檢查了系統(tǒng)各管路無漏油漏氣情況，調速系統(tǒng)自動、機械零點飄移均符合要求，因此初步判斷為內部漏油。隨后對調速系統(tǒng)進行了大量試驗，現(xiàn)將試驗檢查情況詳述如下：

（1）在停機狀態(tài)時，測量壓油泵啟動時間間隔30 min，而其它機組則大于2 h。

（2）在無水狀態(tài)時，在各導葉開度下，接力器無位移，壓油泵也無頻繁啟動現(xiàn)象，且調速系統(tǒng)可長時間保持壓力不下降。

（3）在無水狀態(tài)下，將導葉全開，并保持調速器手動操作在開位（即接力器開機腔保持壓力），記錄油泵啟動時間間隔3 min。

（4）2014年10月份當水頭達到70m，機組負荷在150 MW萬以上時，油泵（7～8）min 啟動一次，負荷在（70～80）MW 時，油泵（3～5）min啟動一次，而其它機組油泵啟動時間間隔均為（1～2）h。

（5）將調速器切手動后，觀察接力器有較快回關現(xiàn)象，8 min后，機組負荷由169 MW溜至110 MW，用百分表測量引導閥只有0.10 mm行程，壓油罐壓力由2.5 MPa降至 2.4 MPa。

（6） 2015年 6月 4日，試驗 5、6號機組在手動狀態(tài)下機組負荷及導葉開度變化情況。手自動切換時負荷均為150 MW，記錄時間8 min。用百分表測量5號機調速器引導閥上移0.1 mm，機組負荷長時間基本無變化，導葉開度由切換前的60.7%，變化為60.19%，變化率0.5%。6號機調速器引導閥上移0.1 mm，機組負荷由切換前150 MW，變?yōu)?37 MW，導葉開度由切換前的62%，變化為53.5%，變化率8.5%。詳見表1。

（7）用紅外測溫儀測量調速系統(tǒng)油管路外表面溫度，以此輔助判斷系統(tǒng)油內部流向。經(jīng)測量壓油罐溫度36.4℃，主配至事故配壓閥開機側油管溫度36℃，主配至事故配壓閥關機側油管溫度33.4℃，事故配壓閥至集油槽回油管溫度36.2℃。詳見附圖。

表1 5、6號機導葉開度變化統(tǒng)計表

附圖 6號機調速系統(tǒng)油管路溫度分布圖

（8）為進一步分析調速系統(tǒng)油管路內部油流情況，使用外夾式超聲波流量計對調速系統(tǒng)油管路流量進行了監(jiān)測。詳見表2。

表2 調速系統(tǒng)油管路流速統(tǒng)計表 mm/s

2.2 原因分析

（1）根據(jù)上述1、2、3現(xiàn)象，從調速器原理來看，主配漏油可能性小。因為，對調速器機械部分或主配壓閥來說，它自身是不認機組開度的，如調速器有問題，應該是不論在什么開度，和不論是動態(tài)還是靜態(tài)，都會有同樣的表現(xiàn)。且在上述現(xiàn)象時，主配壓閥和接力器都沒有運動。再者，如果是主配間隙過大，那么，也會是不論在什么開度，不論是動態(tài)還是靜態(tài)，都會有同樣表現(xiàn)。

（2）根據(jù)上述4現(xiàn)象，事故配壓閥和接力器漏油可能性較大。因為從水輪機導水機構操作力矩計算書中可以看出，機組在低負荷時導水機構為關力矩，為保持接力器不動，接力器開腔需保持有一定壓力，即開關機腔有壓差，因此懷疑壓力油從事故配壓閥回油管流回集油槽，或接力器前后腔竄油。

（3）根據(jù)上述5、6現(xiàn)象，事故配壓閥和接力器漏油可能性較大。因力，調速器切手動后，引導閥只有0.1 mm行程，未達到0.15 mm調速器引導閥死區(qū)，且8 min時間里，壓油罐壓力只下降了0.1 MPa，因此，壓力油可能從接力器前后腔竄油，或是事故配壓閥活塞處竄油。

（4）上述7、8現(xiàn)象，從油管溫度測量和油管中油流流速數(shù)量可以看出，事故配壓閥漏油可能性較大。因為，從油管路溫度圖中看出事故配壓閥回油管溫度較高，與壓油罐本體溫度一致，正常情況下，該油管中無流動油，溫度應與室溫相同。且根據(jù)流量計測量，該油管中存在油流動情況，屬非正常情況。

綜上所述，事故配壓閥內漏可能性較大，原事故配壓閥為滑閥式結構，活塞與襯套靠間隙密封，當該間隙變大時，壓力油從活塞與襯套間隙回流至集油槽，造成調速系統(tǒng)油壓下降較快，壓油泵啟停頻繁。且水輪機改造后，活動導葉進行了更換，葉型由負曲率變?yōu)檎?，水輪機水力矩較改造之前增大，為克服水力矩，需接力器和事故配壓閥開機腔有一定壓力，因此，增大了事故配壓閥內漏現(xiàn)象。

3 故障處理

經(jīng)過分析找出故障原因后，電廠更換了新事故配壓閥，新閥選用液壓集成插裝事故配壓閥，該閥的閥塞和閥套采用錐面密封，故與傳統(tǒng)的事故配壓閥的滑閥結構靠間隙密封相比漏油量小，減小了壓油系統(tǒng)漏油量。經(jīng)過6號機長期運行發(fā)現(xiàn)，壓油泵由原來7 min啟動一次，增大到158 min啟動一次，除降低了廠用電損耗，延長了設備使用壽命，還避免了機組被迫停機事故，大大提高了設備運行可靠性，保證了電廠安全發(fā)供電。

4 結 語

由于調速液壓系統(tǒng)的內部隱蔽性，不易直觀發(fā)現(xiàn)問題。因此在此次分析中，先采取傳統(tǒng)的調速系統(tǒng)全面分析邏輯法，后通過排除法以及測溫和測流輔助分析方法相結合，最終找出引起故障原因的部件。

[1] GB/T 9652.1-2007.水輪機控制系統(tǒng)技術條件[S].

[2]劉大愷.水輪機[M].北京：中國水利水電出版社，1996.