水轮机常见故障诊断及处理.ppt

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1、第一部分水轮机常见故障诊断及处理,第一讲 ：水轮机故障原因及分类,水轮机故障是指水轮机完全或部分丧失工作能力，也就是丧失了基本工作参数所确定的全部或部分技术能力的工作状态。 一、故障原因 根据水轮机故障特性，水轮机故障原因一般有： 1.由于介质侵蚀作用或相邻零件相互摩擦作用的结果。例如气蚀、泥砂磨损、相邻运动零件间的磨损、橡胶密封件的老化等。 2.由于突变荷载作用超过材料允许应力而使零件折断或产生不允许的变形，例如剪断销被剪断等。 3.由于交变荷载长期作用，使零件产生疲劳坡坏，例如转轮叶片裂纹等。 4.由于制造质量隐患的突然发展。 5.由于水轮机以外的间接原因。 6.由于安装、检修、运行人员的

2、错误处理。,二、故障分类 根据水轮机故障出现的性质，故障可分为渐变故障和突发故障。 渐变故障：多由零件磨损和疲劳现象的累积结果产生。 这种故障使水轮机某些零部件或整机的参数逐渐变化，例如过流部件的泥砂磨损和气蚀将导致水轮机效率逐渐下降。这种故障的发展及后果有规律性，可用一定精度的允许值(如振动、摆度、效率下降)来表示。 突发故障：具有随机性，整个运行期间都可能发生。 其现象为运行参数或状态突然或阶跃变化。例如另部件突然断裂、振动突然增大等。突发故障的原因多为设计、制造、安装或检修中存在较严重缺陷或设计运行条件与某些随机运行条件不符或设备中突然落入异物等。,第一讲 :水轮机故障原因及分类,通过加

3、强运行中的维护，进行定期的停机检修，使设备保养在最佳运行状态，可以减缓渐变故障的发展过程，预防突发故障及渐变故障在突发因素下转化为突发故障。,第一讲 :水轮机故障原因及分类,一、出力下降 并列运行机组在原来开度下出力下降或单独运行机组开度不变时转速下降。这两种情况多由拦污栅被杂物堵塞而引起，尤其是在洪水期容易发生。对于长引水渠的引水式电站，也可能由于渠道堵塞或渗漏使水量减小而引起。另外，也可能因导叶或转轮叶片间有杂物堵塞使流量减小而引起。 清除堵塞处的杂物可消除这种故障，在洪水期应注意定时清除拦污栅上的杂物。 如果出力下降逐渐严重，且无流道堵塞现象，则可能是转轮或尾水管有损坏使效率下降，应停机

4、检查，进行相应处理。,第二讲 水轮机常见故障处理 （出力下降）,二、水轮机振动 水轮机在运行中发生较强烈的振动，多由于超出正常运行范围而引起，如过负荷、低水头低负荷运行或在气蚀振动严重区域运行。 这时，只要调整水轮机运行工况即可。 对于气蚀性能不好，容易发生气蚀的水轮机，则应分析气蚀原因，采取相应措施，如抬高下游水位减小吸出高度、加强尾水管补气等来减小振动。,水轮机振动,测量机组的压力脉动区，尽量使机组避开振动区运行,水轮机振动（水导轴承摆度曲线）,三、运行时发生异常响声 运行时发生的异常响声，如为金属撞击声，多为转动部分与固定部分之间发生摩擦，应立即停机检查转轮、主轴密封、轴承等处，如确有摩

5、擦，则应进行调整。 另外，水轮机流道内进入杂物、轴承支座螺栓松动、轴承润滑系统故障、水轮机气蚀等也会引起水轮机发生异常响声，应根据响声的特点、结合其它现象(如振动、轴承温度、压力表指示等)分析原因，采取相应处理措施。 （水轮机叶片夹石头等）,运行时发生异常响声,四、空载开度变大 开机时，导叶开度超过当时水头下的空载开度时才达到空载额定转速，如果检查拦污栅无堵塞，则是由于进水口工作闸门或水轮机主阀未全开而造成。检查它们的开启位置，并使其全开。,空载开度变大,五、停机困难 停机时，转速长时间不能降到制动转速。这种故障的原因是导叶间隙密封性变差或多个导叶剪断销剪断，因而不能完全切断水流。 如果是导叶

6、剪断销剪断，应迅速关闭主阀或进水口工作闸门切断水流。对于前一种原因，其故障现象是逐渐发展的，应在加强维护工作中予以消除。,停机困难,六、顶盖淹水 这种故障多为顶盖排水系统工作不正常或主轴密封失效漏水量过大引起。 对顶盖自流排水的水轮机，检查排水通道有无堵塞。水泵排水的则检查水位信号器，并将水泵切换为手动。 对顶盖射流泵排水则检查射流泵工作水压。如果排水系统无故障，则可能是主轴密封漏水量过大，应对其检查，进行调整或更换密封件。 另外，应注意是否因水轮机摆度变大引起主轴密封漏水过大。 如果顶盖淹水严重，不能很快处理，则应停机，以免水进入轴承，使故障扩大。,顶盖淹水,七、剪断销剪断 故障现象： 1、

7、导叶剪断销剪断信号灯亮； 2、机组振动增大，摆度增大； 3、短时间内产生原因不明的负荷增大。 原因分析 1、导叶间被杂物卡住； 2、导叶开关过快，使剪断销受冲击剪切力而剪断； 3、各导叶连臂尺寸调整不当或锁紧螺母松动； 4、导叶尼龙套吸水膨胀将导叶轴抱的过紧； 5、水轮机顶盖和底环抗磨板采用尼龙材料，尼龙抗磨板凸出。,剪断销剪断,这是一种很常见的故障，特别是卧轴机组。这种故障也是对机组正常运行影响最大的一种故障。 从根本上讲，引起轴承温度过高甚至损坏的原因， 一是运行时轴承发热量超过正常散热量； 二是轴承实际散热量小于正常散热量。,八、轴承温度过高,1、由于轴承冷却水水压不足或中断造成冷却效果

8、差，引起轴承瓦温升高而警报。 此时轴承油槽油温较高，轴承各瓦间温差较小。并有轴承冷却水中断故障报警。 2、轴承间隙变化而不能保持安装或检修时调整的合理间隙值。其次是由于机械、水力或电气等方面因素引起机组强烈振动，使轴承工作条件恶化； 此时轴承各瓦间温差较大。,八、轴承温度过高 引起的原因,3、由于轴承绝缘不良，产生轴电流，破坏油膜，造成推力瓦与镜板间摩擦力增大，使轴承瓦温升高而警报。 此时轴承各瓦间温差较小，油色变深变黑。其他轴承也同样受影响。 4、 机组振动摆度增大引起轴承瓦间受力不均，受力大的轴瓦瓦温升高而警报。 此时轴承各瓦间温差较大，相邻轴承瓦间温度相差不大。 5、由于轴承油槽油质劣化

9、或不清洁造成润滑条件下降，引起轴承瓦温升高而警报。（轴承油槽进水） 此时可能有轴电流，或油轴承油槽油面升高。,八、轴承温度过高 引起的原因,6、轴承油槽油面降低引起润滑条件下降造成轴承瓦温升高。（轴承甩油） 此时油轴承油槽油面下降掉牌。 7、由于轴承测温元件损坏、温度计或巡检仪故障引起误警报。 8、强油循环系统，供油量不足或断流，以及油循环系统工作不正常。 9、导轴承瓦间隙设计部合理或调整不当；,八、轴承温度过高 引起的原因,这种故障的原因是测量管路中有空气或堵塞，应进行排气或清扫。如测量管路正常，则可能是表计损坏，应予以更换。 所以油和水的表阀要装设三通阀，目的是为了排气； 而气阀不装三通阀

10、，目的是防止漏气。,九、压力表计指示不正常,1）转轮叶片裂纹；（停机修复）2）尾水管人孔门川水；3）补气阀川水；4）水轮机导轴承轴颈裂纹或磨损严重（返厂修复）。5）水导轴承严重甩油（严重时导致烧瓦）；6）机组停机状态潜动；（导叶漏水量大引起）。,总之，水轮机运行性能的好坏与机组的设计、制造、安装、检修、维护的质量有关。 在实际工作中，应根据设备的运行情况，及存在的设备缺陷及隐患，充分利用当代新技术、新工艺、新采料，针对性地进行改进或改造，使机组始终处于良好的状态运行。 如果条件条件允许，针对设备的薄弱环节，安装机组状态监测与故障诊断分析系统，定期对机组的运行状态进行诊断分析，安排机组的检修计划

11、。,一、水轮机的气蚀特性 （一）气蚀现象 气蚀现象最早发现于1891年，英国高速驱逐舰“达令”号在试航中，发现螺旋桨在较短时间遭到破坏，其后在水泵和水轮机叶片中也发现类似的破坏现象。由于当时水力机械处于低速阶段，这种破坏并不显著。随着水轮机向大容量、高水头和高转速方面的发展，这种破坏日趋严重，经研究，发现这是一种叫做“气蚀”的现象所造成的。 日常生活中存在-种普通的物理现象，即任何液体在一定的压力下，当温度升高到一定数值时.液体开始沸腾；反过来说，若将液体保持在一定的温度，而改变作用在液体上的压力，则当压力变化到某一数值时，液体也开始沸腾。,第三讲：气蚀、泥沙磨损和振动,例如，水在一个标准大气

12、压下，加热到100才会沸腾汽化；如果改变作用在水面的压力，当压力降低到0.24mH20时，水温仅20 便汽化了。在一定温度下水开始汽化的临界压力.称为汽化压力。水在各种温度下的汽化压力列于表1-12-1中。.,第三讲 气蚀、泥沙磨损和振动,在反击式水轮机的流道中，由于边界条件的变化，某些地方流速会增加，致使压力降低。由于水中含有气蚀核(小气泡、空气等)，当压力低于汽化压力时会发生汽化，释放出蒸汽泡，溶解在水中的气体也会分离出来，变成空气泡，这些蒸汽泡和空气泡的混合物，一般称为汽穴。这些微泡的形成、发展、溃裂以及对过流表面所产生的破坏过程称为气蚀。,第三讲 气蚀、泥沙磨损和振动,1机械破坏作用

13、在通流部件压力低于汽化压力的地方会有蒸汽和空气从水中析出，成为夹杂在水中的气泡群，它随着水流运动被带到高压区，在高压作用下，气泡受压，被压缩到一定的程度开始溃裂重新凝结成水。在气泡瞬息破裂时伴随发生两种水击压力，一种是水流力图在瞬间充满原气泡占据的空间而产生的冲击压力；另一种是气泡破裂自身所产生的聚能压力。这些压力形成微观的水击效应，由于发生在极短的瞬间，因此这种瞬时水击压力相当大，可达几百个大气压。,(二）气蚀的破坏作用,1机械破坏作用 过流表面的某些局部区域，气泡的产生与溃灭处于反复循环的动态过程。产生周期性的脉冲水击压力，使过流表面承受反复的冲击载荷。这样，材料在两种形式上遭到破坏，一种

14、属于在屈服点内的疲劳破坏，气泡溃灭后周围流体高速射流挤入金属晶格，冲击过去之后流体又力图从这些金属品格中流出，正反两种作用都导致晶粒脱落。另一种形式属于超过屈服点后产生塑性变形而直至破坏。 在气蚀脱下材料破坏的过程本质上是一种疲劳过程，其形式是表面发生剥蚀。对于粗糙的表面，这一过程由于应力集中而加速破坏。,(二）气蚀的破坏作用,2化学破坏作用 一些试验研究认为，化学作用来源于局部高温和氧化。当气泡被压缩时要放出热量。气泡溃灭时形成的高速射流可以产生局部高温。从理论上讲，当射流速度高达16002000m/s时，可使钢材熔化。有的实验表明，在气泡破裂时，局部高温可达数百度，在这种高温高压的作用下，

15、引起金属材料的局部氧化。,化学破坏作用,3电化破坏作用 气泡在高温高压下产生放电现象，即产生电化作用，金属表面的局部温差也形成热电偶，从而对金属表面产生电解作用。 气蚀对金属表面的破坏作用，目前的研究还很不完善。一般认为主要是机械破坏作用。在机械作用的同时，化学破坏作用和电化破坏作用，加速了机械破坏过程。 气蚀对金属材料的破坏，一般是首先使金属表面失去光泽而变暗，接着变毛糙而发展成为麻点，进而成蜂窝状(海棉状)，严重时可使叶片穿孔、开裂和成块脱落。,电化破坏作用,3电化破坏作用 气蚀破坏造成的后果和影响是十分有害的：气蚀直接破坏水轮机的过流部件，特别是转轮叶片，严重时可使叶片穿孔、缺口甚至脱落

16、；水轮机在气蚀情况下运行、出力和效率都要显著降低，并且要引起噪音、机组的强烈振动和运行不稳定；气蚀缩短了检修周期、延长了检修工期，气蚀检修要耗用大量的贵重金属材料和人力物力。 因此，在设计、制造、安装、运行和维修中，采取有效措施，以防止和减缓水轮机的气蚀程度，是极为必要|的。,电化破坏作用,根据汽蚀发生的部位和发生条件的不同，水轮机的气蚀一般可分为三类。 1翼型汽蚀 翼型气蚀一般指发生在转轮叶片上的气蚀。它在反击式水轮机中普遍存在。 反击式水轮机转轮叶片迫使水流的动量矩发生改变它意味着叶片的正面和背面必然存在压差叶片的正面(工作面)为正压而背面(非工作面)一般为负压。当负压区的压力低于汽化压力

17、就可能发生气蚀。因此背面的低压区是造成气蚀的条件。,（三）气蚀的类型（翼型汽蚀）,2.空腔气蚀 反击式水轮机在非设计工况下运行时转轮出口水流具有一定的圆周分量水流在尾水管中产生旋转，旋转水流的中心产生涡带（图1-12-3）。涡带的中心形成很大的真空。真空涡带周期性的扫射尾水管管壁，造成尾水管管壁的汽蚀破坏。这种气蚀形式，称为空腔气蚀。,空腔气蚀,为了衡量和比较水轮机汽蚀的程度需要制定对气蚀浸蚀的评定标准。目前使用的标准有多种我国采用单位时间叶片背面单位面积上平均浸蚀深度作为评定标准即 （1-12-1） 式中 K-浸蚀指数，mm/h V-浸蚀体积，m2 .mm T-有效运行时间，h（不包括调相运

18、行时间） F一一叶片背面总面积 m2,(四)气蚀的等级,为了区别各种水轮机的气蚀程度一般将浸蚀指数分成五级并换算成相应的年平均浸蚀速度见表1-l2-2。-般在级以上的属于严重气蚀情况。,(四)气蚀的等级,二、水轮机的气蚀系数,动态真空与水头的比值为水轮机的气蚀系数 （1-12-13） 式中 尾水管的恢复系数 -尾水管的阻力系数。 hv-动态真空 Z2-Za =Hs Hs-静态真空或吸出高度,二、水轮机的气蚀系数,Pvk-K点的真空值为 =Hs+hv （1-12-9） K点的真空由两部分组成其静态真空Hs与水轮机的安装高度有关而动态真空 hv由转轮和尾水管共同形成它主要与运行工况有关且与水头成正

19、比。 水轮机的汽蚀系数是一个无因次系数，它与转轮翼、型运行工况、水轮机形状、转轮出口动能、尾水管的性能及恢复系数等诸多因素有关。对于不同的水轮机，在相同的水头条件下，越大则动态真空越大，发生汽蚀的可能性越大。设计和选择水轮机在保证良好的能量特性的同时，应尽可能减小水轮机的汽蚀系数。 影响气蚀系数的因素比较复杂直接用理论计算或进行测量均有较大困难。目前通常是用模型试验方法求得水轮机的气蚀系数称为模型气蚀系数常用表示,二、水轮机的气蚀系数,在工程上是用模型气蚀系数m的大小来反映不同系列水轮机的气蚀性能。,三、水轮机的吸出高度和安装高程,反击式水轮机转轮压力最低点出现在叶片背面接近出口边的K点该区域

20、最可能发生翼型气蚀其真空值由静态真空和动态真空两部分组成。对于一台给定的水轮机动态真空与该水轮机的结构及运行工况有关。 但静态真空则与水轮机本身无关它仅取决于转轮装置于下游水面的相对高度常用Hs表示水轮机的吸出高度。 在装置水轮机时可通过选择适宜的吸出高度Hs来控制转轮出口处的压力值以避免翼型气蚀的发生。显然吸出高度越小则水轮机装得越低，水轮机不易发生气蚀，但电站的挖方量增加基建投资加大。因此选择合理的吸出高度Hs是一个重要的技术经济问题。,三、水轮机的吸出高度和安装高程,不发生气蚀的条件是： Hs 不发生翼型气蚀的基本条件,即吸出高度Hs不大于公式右端的数值就可避免发生翼型气蚀。 式中左边各

21、项数值完全取决于水轮机安装处的环境条件称它为水轮机的装置气蚀系数,用表示。 y = （1-12-18） 即 y （1-12-19） 式（1-12-19）为不发生气蚀的另一种表达形式.即水轮机的装置气蚀系数应大于水轮机的汽蚀系数，水轮机才不发生翼型气蚀。y=称为临界状态。,三、水轮机的吸出高度和安装高程,吸出高度的计算 -(0.51) (m) 一些设计、制造部门考虑气蚀系数修正的方法是对模型气蚀系数乘上安全系数 K即 (m) (1-12-24) 式中K-气蚀安全系数 即装置气蚀系数y与模型气蚀系数y之比K=y/；对轴流式水轮机K=1.l1.2；对混流式水轮机 K=1.21.5 H-一般按设计水头

22、计算对混流式水轮机还应以最大水头、轴流式水轮机以最小水头对应的进行核算。,三、水轮机的吸出高度和安装高程,从图l-12-5可知 Hs是下游水面至转轮叶片上压力最低点K的距离，由于K点的位置难以确定，而且该点随工况变化而变动，为计算方便工程实践中，对不同型式和装置方式的水轮机作了统一规定： (1)立轴混流式的Hs为下游水面至导水机构底环平固的距离； (2)立轴轴流式和斜流式的Hs指下游水面至转轮叶片旋转中心线与转轮室内壁交点的距离； (3)卧轴反击型水轮机的Hs指下游水面至叶片最高点的距离。,三、水轮机的吸出高度和安装高程,上述计算出的Hs为正值则说明规定处装在下游水位以上；若Hs为负值则处于下

23、游水位以下。 上述吸出高度Hs是一个相对值反映不出绝对海拔高程。在实际工程中要确定安装的标记基准即安装高程。不同型式、装置的水轮机安装高程为 (1)对立轴混流式水轮机。为导水叶中心(水平线)处的海拔高程。 (2)对立轴轴流式水轮机为导转轮叶片中心线处的海拔高程。 (3)对卧轴反击型水轮机为主轴中心所处的海拔高程。,三、水轮机的吸出高度和安装高程,安装高程可按下式计算 （m） （1-12-25） 式中安-安装高程； 下-下游尾水位； Hs-吸出高度E B-尺寸对立轴混流式B= b0 /2 b0为导叶高度； 对立轴轴流式B=0； 对卧轴反击型 B=-D1/2,三、水轮机的吸出高度和安装高程,对于立

24、轴轴流式水轮机也有用导叶中心的海拔高程作为安装高程的估算时可取B=0.41D1 式(1-12-25)中的下游尾水位下 在实际中有多个。采用的下游尾水位不同计算出来的安装高程也不同。对中小型水电站可按下述方法确定。 装机1-2台的中小型水电站取一台机50%额定出力时相应的下游水位；对装机多于两台的中小型电站取一台机满出力运行时相应的下游水位。 水斗式水轮机的安装高程与气蚀系数无关。对立轴机组，水斗中心线至最高尾水位的距离一般D1；卧轴机组转轮最低点距下游最高水位的距离根据结构和设计的可能取0.3-0.5m即可。也可查有关设计手册。,四、空腔气蚀对水轮机运行稳定性的影响,水轮机的运行稳定性一般指水

25、轮机稳定于某一工况下运行而无出力或开度的摆振也没有超出规范的振动、噪音和压力脉动。水轮机的工作稳定性是一项重要的性能指标。 混流式水轮机振动和运行不稳定一般在低负荷运行即导叶开度在40%-60%时出现其压力脉动值可达运行水头的12%左右。,五、水轮机的气蚀破坏与防护,(一)原型水轮机的气蚀破坏 气蚀在反击式水轮机中是普遍存在的。 (1)对气蚀影响大的因素有值、制造材料、运行工况和泥砂性质等。 据统计转轮叶片形状是对气蚀影响最大的因素。在同样的条件下具有优良翼型型线的抗气蚀性能较好。因此在制造上保证有优良的翼型对防止和减轻气蚀极为重要。 (2)转轮叶片上的气蚀一般只在局部区域发生如图1-12-1

26、的A、B、C、D区。,(一)原型水轮机的气蚀破坏,(3)制造材料影响气蚀。用不锈钢制造的转轮抗气蚀性能较好。 (4)同一转轮的不同叶片上气蚀程度不同若干水电广都存在这一情况。 (5)检修是否及时对气蚀破坏的程度亦不同。 (6)不同型号转轮气蚀程度不一样。 （7）同一型号不同厂家制造的水轮机气蚀情况不一样。 (8)同一水轮机在不同工况下运行气蚀破坏程度不同。,(一)原型水轮机的气蚀破坏,(9)不同的水电站气蚀侵蚀规律不同； 1)气蚀面积随运行时间而变。某水电站运行时间从3447h增到6123h气蚀面积增加一倍而气蚀深度没有什么变化。 2)气蚀深度随运行时间而变化。某水电站运行时间从3061h增到

27、5054h气蚀深度增大6倍而气蚀面积无明显增加。 3)气蚀面积和深度均随运行时间增加。大多数属这种类型某水电站运行时间从6194h增加到8750h气蚀面积及深度均增加一倍。,（二）水轮机的气蚀防护,对气蚀的防护措施主要有下列几个方面。 1设计方面 （1）改善水轮机转轮的水力设计 转轮叶片翼型对气蚀性能有显著影响因此应注重翼型的设计。近年一些水力设计与试验成果表明改进尾水管及转轮上冠的设计，能有效减轻空腔气蚀提高运行稳定性。目前的设计倾向是加长锥管和加大扩散角以及加长转轮的泄水锥。 （2）优化选型设计 水轮机翼型气蚀与Hs有密切关系。为了减轻汽蚀破坏，应选择适合电站自然条件而气蚀性能好的水轮机。

28、选型设计中水轮机的比转速nS、气蚀系数、吸出高度Hs均是密切相关的。比转速越高气蚀系数越大， Hs越小，挖方与土建投资越大。这几者之间不能过分强调某一方面，不可顾此失彼，应统筹比较采用优化配合。,2制造方面,(1)提高制造加工的工艺水平 制造质量的好坏，对气蚀性能影响很大。如某转轮气蚀性能较好但在一些电站运行气蚀严重，经检查确认是制造时翼型误差较大引起的。为了提高加工工艺水平，制造厂家应采用先选的加工工具和机具，严格控制加工精度，提高检测水平，以保证转轮叶片铸造与加工后的翼型与叶片木模图一致。（数控机床） 加工工艺另一个重要质量指标，是翼形表面质量与内部质量。实践证明叶片表面的粗糙度、波浪度、

29、出水边厚薄不均、铸件存在砂眼、夹渣和气孔等号都将加剧气蚀破坏。,3运行方面,(1)改善运行条件合理选定工作区 随着机组出为N和水头H的变化Hs也不断变化。运行条件主要指这三者的变化情况。特别是混流式和转桨式水轮机由于它的叶片固定运行条件变化对转轮水力性能影响很大。运行条件的改善主要是应改善水轮机的负荷有时可把机组限定于某一出力区运行。有条件的可通过改变开机方式、进行机组成组调节以改善运行工况。对气蚀较严重的运行工况区应尽量避开。 (2)水轮机气蚀补气 补气对破坏空腔气蚀、减轻振动有一定的作用。将空气送选气蚀区可使负压区的气泡内部压力上升从而减少真空度；也能使水的密度变小、可压住增加便气泡溃灭时

30、产生的冲击力降低。,水轮机补气方式,目前一般采用两种补气方式： 1)主轴中心孔自然补气。当尾水管真空度达到某一数值时，补气阀被吸开空气通过主轴中心孔和补气阀进入转轮下部，改善该处真空。补气运行表明，它能减轻由于水力原因引起的振动，但补气量小难以消除尾水管祸带引起的压力脉动并且噪音较大。,水轮机补气方式,短管补气等 尾水管补气的效果取决于补气量、补气位置以及补气装置结构形式。一些试验表明补入某一空气量对消除尾水管压力脉动最有效称为最优补气量它约为1.5%过流量。,3运行方面,补气位置应使所补入的空气顺利地进入压力脉动区，反击式尾水管最大压力脉动区一般在离转轮出口(0.3-0.4)D1 处，补气装

31、置的位置应与此相应。 补气及补气装置对水轮机效率的影响目前说法不一。一种认为补气能削减涡带、振动及压力脉动，同时补气装置本身就是一种稳流结构物，对涡带起破碎作用，它可提高尾水管的效率；另一种看法是补气降低了尾水管的真空度以及结构物对水流的阻力损失，从而降低了水轮机的有效水头。 注：机组运行时，应躲过压力脉动区（汽蚀区）,4.检修方面,4.检修方面 (1)加强气蚀检修 气蚀破坏有一定的潜伏期，及时检查及处理气蚀痕迹，能有效控制气蚀损坏，从而避免气蚀痕迹发展为凹坑。某水电站1、2号机组发现有微细裂纹和轻度气蚀未及时处理，不到两年发生严重裂纹。 (2)金属堆焊修整（工艺很重要） 对遭受气蚀破坏的区域

32、要削除已气蚀物质，打磨清理至基本金属，进行堆焊多块小面积要铲磨连成一片处理：堆焊的材料应采用抗气蚀性能好的材料；同时要注意堆焊质量，不得有气孔、夹渣等。在补焊时，可根据气蚀轻微或气蚀的叶片翼型来修改相应的堆焊部位的翼型。,4.检修方面,(3)采用抗气蚀材料作表面防护 鉴于气蚀破坏主要是力学性质的破坏，国内外均重视研究采用各种合成树脂、合成橡胶、工程塑料等高分子化合物作涂料保护金属表面。应用这种抗蚀涂层主要优点是，降低检修费用简化检修工艺延长大修周期。 目前使用的非金属抗蚀涂料主要有三类：以环氧为基础材料加入各种矿石粉或金属粉的刚住涂层；以氯丁、聚氨脂、液态橡胶及硫化聚乙烯等为基本材料的弹性涂层

33、；以粉末塑料为基本材料的热塑性涂层即使用各种弹性材料作粉末喷涂。 大量试验表明这些涂层有较好的抗气蚀性能但目前涂层普遍存在的缺陷是与金属母材的粘结力较差，特别是叶片在负压情况下涂层，由于粘合不牢易被水流冲毁。用非金属涂层来防护气蚀和泥沙磨损，预期有着重要的发展前途。,（一） 泥沙磨损一般概念 水流中含有泥沙对水轮机过流部件造成磨损。 由于磨损使金属表面不平整加剧了局部气蚀的发生和材料的破坏。 对混流式水轮机磨损部位主要有叶片、上冠下环内表面、抗磨板、导水叶及尾水管里衬。 轴流式水轮机磨损部位主要有叶片、转轮室、轮毅、顶盖、导水叶、底环和尾水管里衬。 水斗式水轮机主要是水斗、喷嘴和针阀。,六、水

34、轮机机的泥沙磨损,（二)泥沙磨损的类型及特征,泥沙磨损大致可分为两种类型： 1.普遍的均匀磨损 这种磨损的特征是：表面磨薄、磨光或表面变粗糙及带有轻微波纹、条纹。日本高千穗水电站底环的厚度被泥沙磨损掉一半；我国三门峡水电站转轮叶片背面靠内缘区域，如图1-12-9中波浪线以上区域为均匀磨损表面粗糙平均磨薄了3mm。,2.局部的不均匀磨损 其特征是表面严重破坏往往是在气蚀的联合作用下使零件表面有沟槽、大片鱼鳞坑或深坑等。图l-12-9波浪线之间的区域为大片鱼鳞坑波浪线以下平均磨损深度为30mm叶片与转轮室间隙扩大到120mm。 水轮机的磨损对运行和检修影响很大，它可造成过流部件的损坏以及出力与效率

35、下降磨损和气蚀联合作用，使过流都件的破坏加剧影响电站的安全运行。对磨损问题必须引起足够的重视。,（二)泥沙磨损的类型及特征,引起泥沙磨损破坏因素诸多大致有下列儿方面： 1.磨损物质的特性 主要指磨损物质的沙粒成分、颗粒大小、硬质、形状等。 一般的沙粒成分有石英、云母、长石等。沙粒硬度愈大，磨损愈严重；粒径越大磨损愈严重。 2.受磨材料本身的特性 指水轮机过流部件金属材料的内部组织及成分、粗糙度、表面尺寸、硬度等。表面硬度越高、材料显微组织越密实晶体结构越均匀抗磨性能越好。 3.水流的一些特性 指水流含泥沙的浓度、水流速度大小及万向等。水流含泥沙的浓度越大水流速度越大磨损越大。另外过流部件形状与

36、水流运动不一致则会出现冲角入流增加磨损。,（三）泥沙磨损破坏的因素,1.合理布置水利枢纽、尽可能减少进入水轮机的泥沙。（排沙） 在多泥沙何流上修筑水电站时取水枢纽应采取防沙、排沙措施如修建沉沙池、拦沙槛等；取水口与排沙口应有足够的高差便粗颗粒、大含沙量的泥沙水流通过排沙孔排出。 2合理选用机型适当降低水轮机参数。 目前还没有专门设计防泥沙磨损的转轮，只能在相同条件下，用降低水轮机的水流速度、加大通道尺寸和加厚叶片等方法来减缓磨损破坏，即选择能量参数较低的机型。 3采用抗磨材料 可采用抗磨材料整铸或者在易磨损部位铺焊或堆焊抗磨材料。抗磨性能较好的金属材料和非金属材料有镍铬合金、铬五铜、环氧金钢涂

37、料和复合尼龙涂料等。 4.改善运行条件 混流式水轮机在50%出力以下、轴流转桨式水轮机在30%-40%出力以下运行时，容易产生振动和气蚀且会加剧气蚀和泥沙磨损的联合作用。因此要避免在低出力工况区运行。,（四）防止泥沙磨损的措施,水轮机的振动是一个普遍存在的问题，一般来说机组都存在着振动和摆动。在水电站运行中将它规定在某一允许范围内，超出允许范围则要找出原因和采取消除措施。 (一)振动的分类 1.按干扰力分类 振动可分为自激振动和强迫振动。 在自激振动中维持振动的干扰力是由运动本身所产生或控制的运动停止则干扰力消失。 受迫振动中维持振动的干扰力的存在与运动无关，即使运动消失干扰力仍然存在。使机组

38、产生振动的干扰力来自以下方面： （1）机械部分的惯性力、摩接力及其他力这些力引起的振动为机械振动。 (2)过流部分的动水压力它引起的振动称为水力振动。 （3)发电机电气部分的电磁力它引起的振动叫做电磁振动。,七、水轮机的振动,2.按振动方向分类 按振动方向可分为横向振动和垂直振动。 3.按振动部位分类 按振动部位可分为轴振动、支座(机架与轴承)振动和基础振动等。 必须指出在机组振动中轴振动占着重要地位。大部分振动因素和轴振动紧密相连而且轴振动又会向机组静止部分传递。轴振动有两种主要形式即： (1)弓状回旋这是一种横向振动，振动时转子中心绕某-固定点作圆周运动其半径即为振幅。 (2)振摆这时轴中

39、心没有圆周运动但整个转子在垂直平面中绕某一平衡位置来回摇摆。,(一)振动的分类,1.机械振动 引起机械振动的因素有转子质量不平衡、机组轴线不正和导轴承缺陷等因素。 由于转子质量不平衡转于重心对轴线会产生一个偏心矩，主轴旋转时因失衡质量离心惯性力的作用，主轴将发生弯曲变形而产生所谓“弓状回旋”。 水轮机和发电机轴线不正也要引起振动和摆动。机组轴线在安装时要进行测量调整，其摆度值通常都能处理在规定的范围内，运行中经常可以测量。因此轴线不正一般不会引起大的振动。 导轴承缺陷主要指导轴承松动、刚性不足、间隙过大或过小及润滑条件不好它会引起横向振动。,(三)引起振动的原因（机械振动）,2.电磁振动 由电

40、磁因素引起的振动大致有转子磁极线圈的匝间短路、转子和定子的空气间隙不均匀以及磁极极性不对等。发电机的这些缺陷会使空气间隙内磁通密度的分布不对称由此产生所谓“单边磁拉力”而引起机组的振动。 3.水力振动 引起水力振动的因素有水力不平衡、尾水管中水流不稳定、涡列及空腔气蚀等。一般而言水力机组的振动主要是水力振动。,(三)引起振动的原因,(1)水力不平衡 当进入转轮的水流失去轴对称时则会出现不平衡的径向力造成转轮振动。造成水力不平衡的因素通常有蜗壳形状不对不能保证轴对称；导叶开度不均匀引起流入转轮水流不对称和转轮压力分布不均匀：转轮止漏环不均匀造成压力脉动产生横向振动等。 (2)空腔气蚀 在偏离设计

41、工况下运行往往发生空腔气蚀而产生振动其特点是垂直振幅较大并伴随噪声。垂直振动的危害比横向振动的危害更大这主要是空腔气蚀造成气蚀共振所致。,3.水力振动,(3)尾水管中水流不稳定 尾水管内的压力脉动引起机组某些部件振动的情况较普遍，这种压力脉动除引起尾水管本身过大的振动外，还可引起压力钢管的振动、顶盖和推力轴承的垂直振动、出力波动等。由于在非设计工况运行，水流在尾水管进口旋转，在尾水管中出现涡带，涡带在低负荷时成螺旋状涡带。一方面本身在旋转，另一方面又随旋转水流运动，这样使尾水管中水流发生周期性变化引起压力脉动和振动。涡带引起的压力脉动值可达水头的3%15%，因为涡带是由于转轮出口水流速度具有圆

42、周分量，所引起故压力脉动的频率与机组转速有关，若用表示机组转速频率fN与涡带脉动频率fP之比则 值一般在2.55的范围内，因此涡带压力脉动频率属于几个赫兹以内的低波脉动。这种压力脉动引起顶盖和上机架的垂直振动，最为明显而主轴可能呈现不规则的摆动。,3.水力振动,4.卡门涡型 当水流绕流叶片由出口边流出时，便会在出口边产生涡列旋涡交替出现形成对叶片侧向的交变力，并形成有规则的周期性振动，其振动频率与叶片出口边的厚度及流速有一定的关系，当冲击频率与叶片自振频率相同便产生共振涡列频率可表达为 式中 2-出口相对速度 2-出口边厚度。 由涡列引起的振动，只有在一定水头和开度时才能发生。因为对水轮机叶片

43、而言，它的自振频率一定，只有当涡列频率与自振频率相同时，才会产生强烈振动，它可使叶片根部以及轮缘产生裂纹并伴有噪音。 此外引起水力振动的因素还有压力水管的振动轴流式桨叶间隙射流引起的振动转桨式水轮机非最优协联关系引起的振动等。,3.水力振动,水力机组由许多部件组成，若有一个或几个部件工作不正常都可能引起机组振动。机组振动是各方面缺陷的集中表现。当振幅超过允许范围，必须设法降低，而降低振动值的关键在于找出振源，然后根据不同情况采取相应措施。 寻找振源的困难在于水力机组由许多部件组成，而且振动与机械、电气、水力多种因素密切相关。要在诸多因素中找出一两个主要原因往往很困难。因此要进行多方面调查研究了

44、解振动的各种表现。并进行-系列试验研究和分析。水轮机的振动通常是有规律的，其规律性一般表现在振幅和频率的变化上。寻找振源可从以下几方面着手。,(四)消除振动的措施,现场调查的内容大致为： (1)振动时的各种现象如在什么情况下、什么部位振动最厉害，振动时有何异常现象有何声响等。 (2)进行必要的检查如机架、轴承、转轮、尾管壁飞各部件连接有元异常情况；止漏环间隙、转轮室间隙、发电机气隙、百度等是否符合标准以及机组和电站的有关参数等。 (3)确定振动机组有关部件的自振频率如导叶、转轮叶片、轴、机架等部件的自振频率。,1.现场的调查,试验的目的在于找出振动规律与运行参数的关系，并测出振幅和振动频率，从

45、而查明振动原因。试验项自一般有： (l)励磁电流试验 它是区别机械振动和电磁振动的主要方法。由电磁原因引起的振动，其特点是振幅随励磁电流增加而增加。 (2)转速试验 由于转子质量分布不均匀、轴线不正等，引起的机械振动都与转速有关，其转速增加振幅也随着增加。,2.进行振动试验,(3)负荷试验 负荷试验是判断振动是否由水力因素引起的重要试验。一般来说如果振动与负荷变化有关则振动是由水力因素引起的。3机组作调相运行振动消失则振动也是由水力因素引起的。引起水力振动的因素很多，要判明哪一个原因，则必须根据振动特性(如振动频率、振幅、振动部位)与负荷的关系及其他所观察到的现象进行分析研究。 另外还可以进行

46、轴承润滑油膜试验。由于油膜不稳定或被破坏引起的振动特征，是振动先生较突然和强烈振动波形混乱以及机组抖动声音不正常等。 总之通过现场调查、振动试验及综合分析，通常情况下是可以查明振动原因的，然后根据不同情况采取不同的措施消除或减缓振动。对于振因不明，则可尽量避开振动区域运行。,2.进行振动试验,对于水力因素引起的振动，通常可以采取下列方法处理。 （1）调整止漏环间隙 高水头水轮机止漏环间隙过小，要适当加大止漏环偏心要进行处理。 (2)轴心孔和尾水管补气 当下游水位较高自动补气困难时则要强迫补气。 (3)加支撑消振 即在叶片出口边之间加焊支撑，对涡列引起叶片振动有一定效果。 （4）设置导流栅 即在

47、尾水管直锥段内装设导流栅可减小出力摆动和压力脉动。,水力因素引起的振动应采取的措施,第一讲 概述 水力机组的检修一般主要是水轮机的检修。水轮机运行可靠性不但与运行水平有关，而且与检修工作有密切关系。为保证水轮机安全可靠地运行，就必须对水轮机进行定期的和临时的检修，更换不能修复的易损件，修复已明显磨损但可修复的零部件进行必要的调整校正工作，使水轮机经常处于正常状态。如果缺乏必要的检修工作或检修质量不高，设备隐患不能及时彻底排除，将成为运行中发生事故的主要原因。而重大事故又可能导致某些主要零部件完全损坏，使水轮机无法运行进而影响整个水电站的正常运行。 水轮机检修可分为事故检修和预防性检修。,第二部

48、分： 水轮机检修,事故检修是在水轮机发生突然故障时为及时消除故障尽快便水轮机恢复正常运行而进行的临时性检修。事故检修是不可预计的。但也必须针对故障类型和严重程度制定具体的检修方案或按检修规程进行维修以确保检修质量。（如水导轴承松动）,一、事故检修,预防性检修包括日常维护、停机检查、小修和大修是按预定计划进行的检修。其中日常维护、停机检查和小修属于水轮机运行中的维护工作。其目的在于检查和修理那些运行中或停机检查中能直接接触的零部件及附属设备，消除异常现象以防止由此可能引起的事故停机。而水轮机大修则是处理运行中出现，但在日常维护和小修中无法予以消除的设备缺陷和对水轮机各部分的结构、技术参数进行全面

49、地检查调整。,二、预防性检修,另外在大修范围内还有一种所谓扩大性大修是一种消除运行过程中由于磨损、损坏等原因导致水轮机性能和技术指标严重下降的维修工作，需要将除埋设部件以外的部件全部分解、拆卸、吊出进行检查、修复、更换和调整，有时还进行较大的技术改革工作。总之大修是一种全面恢复水轮机性能和技术指标的检修工作，对以后水轮机安全可靠地正常运行有直接影响。 水轮机检修工作应坚持预防为主做到有目的、有组织、有计划地进行。在检修过程中要严格执行规程要求保证检修工作的高水平、高质量以达到预期的检修目的。,二、预防性检修,小型水电站的检修工作在一般情况下每三个月进行一次停机检查每半年进行一次小修。小修一般安排在汛期的前后不影响汛期发电,而水轮机大修周期应视水轮机以及整个机组的运行情况而定