浅析水轮发电机组常见故障与解决思路

马建伟

摘 要：水轮发电机组在运行中出现故障是一个普遍存在的问题，在水电站运行中，将它规定在某一允许、可接受范围内，超出允许范围则要求我们必须找出原因和采取消除措施，以达到机组健康、持续、安全运行的目的。本文通过对水轮发电机组常见故障的分析，提出解决思路，仅供同行参考。

关键词：水轮发电机组;故障;解决思路

中小型水电站设备因投资与大型电站无法相比，设备加工质量和安装质量与大型电站相比有了质的差异，在运行过程中也容易发生各种故障，这种现象是非常正常的，但任何一种长期存在的小问题都可能引发大的问题甚至事故，因此找到导致故障的原因并加以解决是促进水电站健康运行最有效的手段之一。

1 机组振动超标原因分析及解决思路

1.1 设备加工制造原因

比如在机组运行中要求转轮的水流入口处水流对叶片头部没有撞击，如果因为叶片加工精度没有达到图纸要求，转轮进口水流冲角发生改变，当冲角太大时，会导致叶片头部脱流、空化，形成叶道涡，进而引起水压脉动。这就是诱发机组振动的原因之一。像这种情况，在日常的检查中，往往可见叶片表面结晶被撕裂、剥层，并有空蚀，甚至有的电站尾水管出现裂纹、开裂甚至破断。

出现因叶片加工精度不满足造成的振动，我们一般采取补气方法使不稳定的涡流趋于稳定，并消除涡流或振动。当补气无法改善振动的，将转轮运回设备加工厂修磨，使其满足设计图纸精度要求，从而达到消除振动。

1.2 机组运行工况造成

振动超标的原因，除受机组设计制造及安装质量影响外，机组运行负荷范围的影响也是一个较为明显的因数。

在某电站曾经做个试验，当机组出力在40-45%区间时，机组运行的各项指标均超标，而超过45%额定出力以上时，各项指标变小，当负荷越接近额定负荷，振动明显降低。可见机组在运行时，其振动随负荷的变化有一个明显的变化，特别是某一区间运行时，机组振动达到了临界值，通过多次的试验和各项数据的对比分析，可判定机组不宜长时间在此负荷区间运行。为了减小机组振动，避免机组在超标工况下运行对机组各部件造成损坏，合理地运行在一定负荷范围内是至关重要的手段。

1.3 轴线不满足规范和厂家图纸要求导致

出现瓦温高时，首先检查是否是误报，看油位、冷却水量、水温是否正常，然后看机组负荷是否正常，再逐一排除。而新安装的机组瓦温偏高的案例中，因轴线不满足规范和厂家图纸要求的情况占了绝大多数。

因轴线不满足而引起瓦温超高，一般先调整轴瓦间隙，根据机组运行瓦温、机组振动、摆度等数据综合分析计算各轴瓦需要调整的值，然后调整，每次调整量不能过大，以0.01-0.02mm为调整量，调整后要兼顾瓦温、振动和摆度数据，应都处于运行最佳值状态，否则就没有达到目的。如通过调整轴瓦间隙后，振动、摆度却适得其反，说明水轮机轴与发动机轴旋转中心不在一条线上，或者说是折线，需要调整轴线才能达到最终的目的，此时需要重新盘车、计算，确定折线位置，调整绝缘垫或者卡环以消除折线，从而达到瓦温运行正常的目的。

1.4 发电机转子因制造质量问题，或磁轭叠片以及转子磁极装配时半径超标，造成定子和转子之间的空气间隙不均匀，产生不平衡磁拉力，从而对转子和定子形成转频激扰力。随着转子的旋转引起空气间隙周期性变化，单边不平衡拉力沿圆周作周期性移动，引起机组振动，随励磁电流的增加而增大。

这种情况一般通过运行数据监测分析，计算需要加配重块的位置和配重质量，以平衡磁拉力，或者重新对转子进行装配，达到减小振动幅值。

2 机组轴瓦运行温度过高原因分析及解决思路

当轴承瓦温故障报警时，要及时的进行故障诊断与分析，主要判断方法：

2.1 冷却水流量小导致

检查轴承冷却水流量是否满足要求，如果冷却水流量减小或中断，都会使瓦温在短时间内急速上升，通过以往的流量记录可以查出是否减小，检查阀门开度标记线也可以看出流量是否减小或关闭，如是流量减小导致，一般开至设计流量瓦温可恢复正常。

2.2 轴承润滑油较少或过多导致

瓦温升高另一原因可能是油盆内油位不正常，要检查油盆密封是否不良，或排油阀关闭不严，造成漏油或甩油，润滑油减少无法形成良好的油膜，导致轴承瓦温升高，此时我们就要对渗漏点检修，并补充合格的润滑油;或注油时油位超高，油盆内冷油和热油的压差不足以使润滑油良好循环，热量带不走，从而导致瓦温升高，此时就需要抽掉一部分油，使注入的润滑油液位高度符合设计图纸要求。

2.3 润滑油油质不符合要求导致

轴承瓦温的升高，也可能是润滑油使用时间较长，或油中有水份或其他酸性杂质，使油质劣化，影响了其润滑性能，通过取油样送检可以判斷油质是否符合要求，检验结果不符合要求时，需要及时更换。

2.4 振动引起

振动原因引起的轴承瓦温升高是最常见的因数之一，这就需要通过上述的振动故障分析方法，找到振动原因并消除，瓦温也就自然而然下降。

3 绝缘老化

3.1 热老化导致

机组长期运行在高温环境下，导致绝缘加速老化，寿命下降。如通过对机组运行温度的监测，发现定子铁芯温度一直处于接近最高允许温度值运行时，可判断热老化是绝缘老化的主要因素，此种原因，就需要改善通风效果，降低运行温度，从而提高绝缘寿命。

3.2 电老化导致

在机组安装过程中，我们常用耐压试验来检验绝缘，在长时间的工作电压下，绝缘材料会发生击穿，使绝缘材料发生局部的损坏，也就说明了绝缘材料在电场应力下是会老化的。像这种情况，我们往往通过检修期对覆盖在绝缘层材料表面的灰尘做彻底的清扫，保持清洁，或采用更好的绝缘材料代替以提高绝缘寿命。

4 甩油故障

水轮发电机组在运行过程中，甩油也是常见的故障，究其原因，一是润滑油液位超过设计值，这样就会导致甩油;第二个原因就是油盆密封间隙超标，密封效果变差从而导致甩油;第三就是机组超速运行，但这种情况很少发生。

5 电刷和集电环故障

电刷在运行中最常见的故障为发热、产生火花、严重的烧损电刷刷握及集电环。从产生过热故障的原因看，主要有以下几个方面：

一是由于通风不良导致的发热，如冷却风道堵塞，集电环表面通风沟、通风孔堵塞等原因，尤其是当运行中集电环表面温度过高时，导致电刷磨损加剧，碳粉积聚增加，有可能会堵塞上述集电环表面的散热通道。因此在日常的检修维护时，应对集电环表面通风沟、孔以及冷却风道滤网进行清理，保持通畅。二是由于接触电阻过大或分布不均匀而产生的发热，出现这种现场，可能是更换的碳刷质量不同，也可能是碳刷与滑环接触电阻的不同，检查回路中各螺丝是否紧固，电刷压力是否不均匀或不符合要求，可能有电刷过短、弹簧由于过热变软老化失去弹性等原因。一般情况下同一刷架上每个电刷的压力应均匀，同机组上应使用同一型号、同一制造厂的电刷，更换同一批次的数量应符合规范要求，集电环的电刷在刷握内滑动应灵活，无卡阻现象，刷握距集电环表面应有2mm～3mm间隙，电刷与集电环的接触面，不应小于电刷截面的75%，弹簧压力应均匀。

6 结语

水电站安全、稳定、健康的运行与水轮发电机组的正常运行息息相关，水轮发电机组作为水电站安全生产的重要保障因此需要水电站水轮发电机组检修维护人员，在工作过程中科学合理的做好日常检修和维护工作，在实践工作中不断积累经验，及时发现故障隐患，及时进行维修和处理，确保水轮发电机组持续健康运行，保证水电站的安全生产，使其能够实现更好的经济效益和社会效益。

参考文献：

[1]王瑞莲，赵万里.基于改进主成分分析法的水轮发电机组振动故障诊断研究[J].水力发电学报，2014，33（03）：279-285.

[2] 王海。对水轮发电机组状态的检修[M].北京：中国电力出版社，2010.