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1、项目九：分析处理水轮机运行故障第1页/共52页1.分析处理水轮机机械故障教学情境的创建【任务任务9.19.1】分析处理水轮机机械故障分析处理水轮机机械故障表9-1 分析处理水轮机机械故障教学情境的创建第2页/共52页1.分析处理水轮机出力不足故障教学情景的创建【任务任务9.29.2】分析处理水轮机出力不足故障分析处理水轮机出力不足故障表9-2 水轮机出力不足教学情境的创建第3页/共52页9.1.1 混流式水轮机常见故障原因及处理措施9.19.1水轮机水轮机故障诊断相关知识故障诊断相关知识第4页/共52页9.2.1蓬辣滩水电站水轮机桨叶不能打开故障分析处理9.2 9.2 机械现象故障分析处理机械
2、现象故障分析处理2.蓬辣滩水电站水轮机桨叶不能打开故障现象1）基本情况蓬辣滩水电站位于广东省大埔县境内，电站安装4台灯泡贯流转桨式水轮发电机组，装机容量411MW。水轮机型号为GZ（K239323）-WP-440A，调速器为BWST-100步进式可编程双微机调速器，与之配套的油压装置型号为HTZ-6.0-4B。调速系统额定工作油压3.92MPa。1号机组于2002年5月投产。第5页/共52页2.蓬辣滩水电站水轮机桨叶不能打开故障现象2）故障现象2002年10月20日，投产不久的1号机组在正常运行中，出现了水轮机桨叶可关闭但不能打开的故障。具体情况如下:故障发生前，1号机组在系统中并列运行，水轮
3、机导叶开度和转轮桨叶开度分别为75%、80%。当班人员奉调度令，对1号机组执行负荷调整操作时，无论是自动还是手动操作调速器开启桨叶，桨叶不但不能开启，反而关闭。在桨叶全关闭后(桨叶转角=0)再也不能打开。在执行桨叶关闭操作时，桨叶的关闭动作正常，且随动性很好。单独操作导水叶的启闭时，却未发现任何异常情况，且导叶随动于调速器的情况良好。第6页/共52页2.蓬辣滩水电站水轮机桨叶不能打开故障现象2）故障排查首先对调速器进行解体检查(主要针对桨叶主配压阀及其步进式电液转换器)，未发现异常情况，故障现象依然存在，因此可排除调速器故障的可能。在对桨叶(=0)单独进行开启试验时，桨叶虽然不能打开，但主配压
4、阀有明显的油流声音，且受油器开、关两侧油压指示仪表示值正常。随后在转轮室用5t手拉葫芦把桨叶朝开启方向拉拽至15%的开度后再进行桨叶开启试验。此时桨叶开启操作又恢复正常。第7页/共52页2.蓬辣滩水电站水轮机桨叶不能打开故障现象2）故障排查当时由于这一故障已消失，没有进行全面分析便继续当时由于这一故障已消失，没有进行全面分析便继续开机运行。至开机运行。至20032003年年1 1月初，这一故障又重复发生了多台月初，这一故障又重复发生了多台次，其中次，其中1 1号机组发生了号机组发生了3 3次，次，2 2号机组发生了号机组发生了1 1次次(此时此时3 3号、号、4 4号机组尚未投运号机组尚未投运
5、)，说明上述处理方法没有根本解决问题。，说明上述处理方法没有根本解决问题。在每次故障发生后按上述方法处理，所需工时较长，弃水在每次故障发生后按上述方法处理，所需工时较长，弃水损失大，给电站造成重大经济损失，特别是该故障越来越损失大，给电站造成重大经济损失，特别是该故障越来越频繁，严重影响到水电站的正常生产，必须尽快查明真正频繁，严重影响到水电站的正常生产，必须尽快查明真正原因并消除缺陷。原因并消除缺陷。第8页/共52页故障分析故障分析1）相关设备的结构及其工作原理 蓬辣滩水电站水轮机为灯泡贯流转桨式，转轮直径4.4 m，主要由转轮体、转轮接力器、操作架、滑键、斜连杆机构、桨叶（4个）及其枢轴密
6、封、泄水锥等组成。转轮接力器活塞直径920mm。在接力器活塞杆内部有油分配管，在高压油的交替作用下，活塞可作前后相对移动，最大行程（从全关到全开）208.3mm。活塞的移动，使操作架、斜连杆作平面运动，从而带动桨叶转动。桨叶转角=035。桨叶正常工作油压3.92MPa，设计动作油压0.5MPa。第9页/共52页故障分析故障分析2）故障分析根据计算，在工作油压P=3.92MPa时，作用于接力器活塞某一腔的压力为2322.6kN，如此巨大的作用力都未能打开桨叶，而仅用一个5t葫芦却能把桨叶打开，仅凭这一点，就可排除转轮操作机构摩擦力过大、接力器活塞拉缸、桨叶卡死等可能。在排除这些因素之后，故障的焦
7、点是:在操作调速器打开桨叶时，压力油虽然经主配压阀进入了受油器，但有没有进入接力器活塞开启腔。第10页/共52页故障分析故障分析 当压力油从配油管经浮动瓦、受油轴、转换套后，进入过渡操作油管中间腔，再从操作油管中间腔进入转轮活塞的开启腔。此间有许多法兰密封面。如果说在这些密封面中，因密封圈损坏造成开、关腔窜油，那么必有两种结果:其一是如果窜油严重的话，无论进行开、关操作都会失效;其二是故障必然永久存在，不因桨叶的转角变化而出现和消失。第11页/共52页故障分析故障分析 在受油器转换套的一端装有一个轴套，该轴套的材料为ZcuSn5Pb5Zn5，其作用是限制过渡操作油管的回转中心，并阻断操作油管开
8、、关腔的通道。假设轴套与过渡操作油管的配合间隙过大，必然使窜油增大，其结果仍如前所述。但是，若该轴套在开机前已脱离转换套，此时进行开机操作，来自主配压阀的压力油本应全部进入操作油管中腔，却因轴套脱落，使操作油管中、外两腔短路，压力油经短路进入操作油管外腔再返回调速器回油腔。在此情况下，桨叶肯定不能打开，其故障原因就此便可认定。第12页/共52页故障分析故障分析查阅厂家有关设计图纸，发现该轴套与转换套的设计公差与配合为145H7/k6(过渡配合)，其配合间隙为0.0280.037 mm，采用冷套工艺安装，无定位螺钉。轴套内径135mm，外径145mm，长72mm。经计算，在额定油压下进行开机操作
9、时，轴套所受正轴向压力(假设主轴的顺水流方向为正向，逆水流方向为反向)为Fk=8.01kN。在这一轴向力作用下，轴套有可能脱离转换套并落在过渡操作油管上面，造成桨叶接力器开、关腔短路。这时如果进行桨叶开启操作，压力油除进入接力器开启腔外，还通过短路点进入桨叶关闭腔。接力器开关两腔等压，桨叶必定无法开启。第13页/共52页2故障处理根据分析情况，拆出1号机组受油器，对其转换套进行检查，发现该轴套果然已脱离了转换套。于是重新安装转换套，并在轴套与转换套的配合面上增加4个M8轴向骑缝定位螺钉。同时，对2号机组及安装中的3号、4号机组也采用同样的方法进行了处理，从根本上消除了转轮桨叶不能打开的故障，取
10、得了良好的经济效益。第14页/共52页9.2.2 水府庙水电站4号机7号导叶损坏故障分析处理1.水府庙水电站4号机7号导叶损坏事故损毁损失情况（1）7号导叶双连臂弯曲，并折断一边。（2）损失有功电量约28万kWh。2）事故现象1961年8月3日，4号机小修后开机，当导叶在30%的开度时，调速器工作不稳定，振动很厉害，为了防止设备损坏，决定停机后调整试验。第15页/共52页9.2.2 水府庙水电站4号机7号导叶损坏故障分析处理2事故原因分析（1）安装时配合太紧，摩擦大，但4号机运行一年来，导叶开度自0100，操作自如，既使发生有折断剪断销的可能，也不应使双连臂弯曲，折断。（2）导叶开度在30引起
11、剪断销折断，处理过程中导叶又开到80，此说明并非导叶安装时卡死。（3）检修后4号机开机运行2h，其他导叶达84开度时，7号导叶关闭至超过正常全关位置25左右。第16页/共52页9.2.2 水府庙水电站4号机7号导叶损坏故障分析处理2事故原因分析这说明导叶本身是活动的，所以判断是7号导叶外物卡死，引起剪断销折断，其理由有：坝前拦污栅间隙是88mm600mm（宽长），外物很可能进入。快速闸门的门框可进入粗300mm2m（直径长）的外物。4号机出现事故时，导叶开度在30，当停机检查7号导叶卡死在80开度的位置上，疑似7、8号导叶间有外物，当8号导叶关闭时，将7号导叶顶开。检修人员用木头将7号导叶向关
12、的方向撬不动，向开的方向能转动，致此说明有外物卡在7、8号导叶间。在导叶处于无控制的自由状态下，4号机组试运行，当导叶开度在84时，由于水力作用，将外物冲掉，7号导水叶在自由状态，其他导水叶开得大，7号导水叶受力，使之从不能关，至冲得关过了头。因水轮机进水不平衡而产生了震动，停机后7号导叶被关在外面了。第17页/共52页9.2.2 水府庙水电站4号机7号导叶损坏故障分析处理3事故处理过程操作后毫无效果，又关闭了4号机的快速闸门。即拆掉7号导叶的双连臂和剪断销，此时发现双连臂断了一边。由于没有尾水闸门，蜗壳水抽不干，不能检查导叶。最后决定让4号机的7号导叶成自由状态，调速器切“手动”开机，4号机
13、组“手动”开机并网试运行。4号机并网试运行2h后，机组有功负荷由5200kW上升到将其它导叶全开时，用千斤顶向开启侧顶7号导叶可以转动，可回到正常关闭位置，装上双连臂及剪断销后，对调速器进行了调整并模拟操作后，合发电机出口断路器并入电网运行。第18页/共52页9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理1）基本情况金沙峡水电站工程地处青海省大通河甘青交界段，为低坝径流引水式水电站，海拔高度2200m。该水电站设计水头72.5m，设计引用流量116m3/s。电站总装机容量为320MW+10MW，机型为立轴混流式，2#发电机（大机）型号为SF20-20/4250，额定转速为300rpm
14、，转子总重量为78T，直径为3618mm，磁轭、制动环及风扇支架均为组焊结构。第19页/共52页9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理在机组并网运行了二十多天后，现场安装人员在巡检时发现机组振动值比试运行时明显增大，通过测量，发电机上机架的振幅达1.04mm，并随着转速的升高而增大，遂决定停机检查，发现发电机上盖板与上机架之间的联接螺栓均有松动和剪断的情况发生，分别对发电机上、下导轴承进行解体检查，下导轴承未发现异常情况，但上导轴承的导瓦支架与上机架之间的定位销及紧固螺栓部分松动，并且有两支螺栓剪断。第20页/共52页9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理1
15、.故障分析水轮机蜗壳及固定导叶内有异物，导致水力不平衡产生振动;机组轴线摆度偏差超标，引起机组振动;机组磁场不平衡，引起机组振动;机组转动部分质量不平衡引起机组振动。1.1.故障故障分析分析第21页/共52页9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理通过分析，认为第四种原因符合实际情况，并对前三种原因不符合的情况做了详细的分析:（1）流道内水力不平衡产生的振动首先表现为水导轴承的振动，通过对水导部位振动的测量，水导的振动值满足安装规范要求，水导轴承至下导轴承轴长为3米，具有一定的弹性，不可能将较大的力传递到上导轴承及发电机盖板上，而且下导轴承在解体检查时未发现异常情况，确认不是水
16、力不平衡的问题。（2）机组轴线摆度偏差超标，但其震动的幅值最大不可能超过导瓦间隙，设计导瓦间隙为0.10.15mm，摆度超标引起的质量偏差不会很大，不至于引起发电机上机架的大幅振动。而且轴系摆度大时首先表现在导瓦温度升高，但机组运行过程中导瓦温度一直正常，可以断定不是轴线问题。（3）电磁场不平衡造成的振动，应该表现在空载运行和负载运行时产生的振动不同，且负载运行时振动会增大很多。而该机组在试运行及商业运行的过程中，均表现为空载运行及负载运行时的振动变化不大，因此可以排除磁场不平衡原因。1.1.故障故障分析二分析二第22页/共52页9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理首先将机
17、组转速升至100%额定转速，将仪器的振动和转速传感器架设在规定的部位（上机架的上、下边各架一支振动传感器，发电机轴头部位架设一个光电转速测头），开启仪器电源测量并自动记录，然后停机，在转子上加配一定质量的基准配重块（本次选配35kg配重块），并以此配重块为起始点，逆时针方向对风扇叶片编号（本机组叶片为40片，两风扇叶夹角为9），然后重新启动机组，将转速升至100%额定转速（300rpm）。2.2.故障处理故障处理第23页/共52页9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理根据仪器显示结果，考虑到所测得的质量不平衡较大，对仪器输入取掉基准配重命令后，仪器的计算结果为120方向配重6
18、5kg，根据计算结果配重，机组振动未消除，如此改变基准配重位置反复多次，根据仪器计算结果配重，均未能消除机组振动。此时专家组大部分成员开始考虑振动的原因可能没有找准，要求进行流道检查及轴线检查。2.2.故障处理故障处理第24页/共52页9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理进行流道检查工作量非常大，首先要进行尾水封水及蜗壳排水，考虑到尾水出口可能有杂物，闸门密封不严，排水难度大，流道检查有困难。进行轴线检查同样要进行流道排水，上、下、水导轴承排油及解体，工作量非常大，耗工耗时，影响发电。在各方意见分歧较大的情况下，其中一位技术人员一直坚持认为机组振动与流道存在杂物与否及轴线摆
19、度偏差无关，有以上的原因分析为证，同时磁轭、制动环及风扇支架均为组焊件，存在质量不平衡的可能性大，并且机组在升速过程中，随着转速升高振动在加剧，直接证明转动部分质量不平衡是引起机组振动的原因。2.2.故障处理故障处理第25页/共52页9.2.3 金沙峡水电站2#水轮发电机组振动故障分析处理根据该电站4#小机的动平衡试验情况，仪器在问是否取掉基础配重时（由于当时基准配重较小为17kg）输入了否命令，结果一次配重成功，可能2#机组质量偏差较大，会直接影响仪器测试的准确性。基于这种认识，测试小组用上述方法再做最后一次测试，结果一次性配重成功，机组振动值满足标准要求，运行正常。2.2.故障处理故障处理
20、第26页/共52页93 水轮机出力不足典型故障分析1福建永安上坂水电站出力不足故障情况1）上坂水电站基本情况上坂水电站位于福建永安县小陶镇上坂村上游1.5 km处，距离永安城关51 km，是沙溪支流文川溪梯级电站中装机容量最大，具有调节库容的龙头电站。9.3.1 上坂水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法第27页/共52页9.3.1上坂水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法电站装机容量25000kW，电站大坝为砌石双曲拱坝，坝高51米，坝顶弧长142米，水库正常蓄水位305.0米，死水位280.0米，设计洪水位305.43米，校核洪水位305.85米，堰顶高程300.8米，调洪库容229万立方
21、米。电站引水系统布设在右岸，为遂洞有压引水，主洞总长为240.33米，直径3.7米；支洞长44.52米，直径2米。第28页/共52页9.3.1上坂水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法引水遂洞出口装设两台蝴蝶阀。电站采用立式水轮发电机组，水轮机型号HL-250-LJ-140，设计水头39.1米，最小水头25米，设计流量14.78m3/s；发电机型号SF5000-16/3250，额定电压6300V，额定电流573A，额定转速375rpm，励磁方式可控硅微机励磁，电站出口电压110kV。1994年7月25日1号机组投产发电，同年9月25日二号机组投产发电。第29页/共52页9.3.1上坂水电站水轮
22、机出力不足原因分析及解决办法针对上坂水电站水轮机出力不足现象，可以初步判断引起上述现象的原因有二个方面：一是水轮机转轮的过流表面刚度、强度不足，造成转轮抗空蚀和抗磨能力不足，使得水轮机在运行时转轮叶片的表面出现空蚀磨损现象，造成水轮机转轮效率下降；二是引水道之中存在堵塞物，如树木、淤泥等，减小了流道的过水断面，使得流量不足。上述两种原因是造成水轮机出力不足的主要因素。2原因分析第30页/共52页9.3.1上坂水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法1）针对引水道之中存在堵塞物的问题由于上坂水库电站位于河道的中间，河道两边树木繁茂，不可避免的有许多树枝和树叶落到水库之中，而这些树枝和树叶会顺着水流
23、流道进入引水道入口处，在入口处拦污栅前形成堵塞现象，这样在入口处拦污栅前形成水头落差，无形之间降低了水轮机的工作水头，同时也有一些石头、淤泥之类的会在水流流道中淤积，也会造成流道过水面积的减少，所以需要对拦污栅前以及水流流道中的淤泥物进行清理，以保证水流流动顺畅。3存在问题的解决办法第31页/共52页9.3.1上坂水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法2）针对转轮的过流表面刚度、强度不足的问题转轮的过流表面刚度、强度不足，是造成抗空蚀和抗磨能力不足的主要原因。针对这一现象，可以从几个方面进行改造：一是在转轮的过流表面以及其它过流部件表面易空蚀磨损的部位铺焊不锈钢，以提高抗空蚀磨损的效果；二是在
24、转轮的制造过程中，需要采用刚度和强度较高的钢材，根据实际需要采用对应的措施，在一些重要的部位需要使用较好的钢材，其它部位可以采用一般的钢材。3存在问题的解决办法第32页/共52页9.3.1上坂水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法如果采用第一种方案，我们可以寻求能够生产HL250型转轮的相关厂家进行生产，主要要求生产厂家在满足转轮的强度、刚度的基础上，重新生产一个HL250型转轮，这样可以保证有关过流部件的结构尺寸（主要是导叶方面）不用改变，有利于减少机组的投资成本；但是据了解，目前国内还没有HL250型转轮型号。3存在问题的解决办法第33页/共52页9.3.1上坂水电站水轮机出力不足原因分析
25、及解决办法如果采用第二种方案，根据该水电站的实际情况，我们选择了二种型号的转轮与HL250型转轮进行比较，有关不同转轮型号的参数计算结果见表9-3。根据表9-4的数据和计算结果可以看出，HLF13的各种参数与HL250的参数相差较大，尤其是导叶相对高度较HL250的相差较大；HLA551C的种种参数与HL250的参数比较接近，导叶相对高度只是相差0.01，因此初步决定采用HLA551C转轮。根据选用的HLA551C转轮，表9-5中HL250转轮的出力按照机组的实际出力参数为准，年利用小时数以多年平均年利用小时数为2560h为准。3存在问题的解决办法第34页/共52页9.3.1上坂水电站水轮机出
26、力不足原因分析及解决办法4）更换转轮的费用和经济效益比较根据水电站的更换HLA551C的改造方案，制造厂家提出了3种方案，一是整个转轮（上冠、叶片和下环）为不锈钢材料；二是上冠为碳钢材料，叶片和下环为不锈钢材料；三是整个转轮（上冠、叶片和下环）为碳钢材料，而整个转轮材料为不锈钢材料，其运行寿命是碳钢材料的35倍。有关各种方案的转轮以及相关配套的技术改造项目价格见表9-6。3存在问题的解决办法第36页/共52页从表可看出，三种水头下方案1、2、3的收益与技术改造费用差分别是 2.466107（2.47107、2.478107）元，0.966107（0.97 107、0.978107）元和0.06
27、107（1.0107、1.8107）元，因此，这个技术改造完成后，可在第二年就能够将技术改造费用回收并有盈余。因此，电站应尽快更换水轮机转轮为HLA551C-LJ-140，同时对拐臂以及引水流道进行相应处理。三种水头下方案三种水头下方案1 1、2 2、3 3收益与技术改造费用差的比较收益与技术改造费用差的比较第38页/共52页9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法1）双溪口水电站基本情况双溪口水电站位于福建省仙游县榜头镇，坝址距仙游城关23km，电站装机容量25000kW，水库正常蓄水位为164.0m，水库常年运行死水位为140.0m，极限死水位136.0m，相应调节库容分别为
28、1423万m3和1529万m3。1福建双溪口水电站出力不足故障情况第39页/共52页9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法该水电厂在额定水头下，两台机组的出力只能达到9000kW，在机组的运行过程中，先后出现以下几种情况。在发电机层，当导叶开度大于67%时，仪表盘指示机组出力下降。人员站在尾水平台处，可以明显感觉到尾水补气加剧，并有撞击声，同时尾水管出口处的气泡量增加，尾水平台处震动感加大。在尾水进人门处，用手触摸进人门，震动的感觉明显，但是只能听到过水声，而没有听到撞击声。2）故障情况第40页/共52页9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法 水电站年发电量29
29、90万kWh，保证出力1930kW。水轮机采用HLA384-LJ-106型，额定出力5208kW，额定转速600rpm，最大水头81m，加权平均水头66.1m，额定水头65m，最小水头50m，额定流量8.878m3/s，比转速234.61mkW，吸出高度+0.642m；水轮发电机采用SF5000-10/2600型，额定功率5000kW，额定电压6.3kV，额定电流572.8A，额定功率因素0.8（滞后），采用静止可控硅励磁方式，电站出口电压110kV。1福建双溪口水电站出力不足故障情况第41页/共52页9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法（1）引水系统存在堵塞；（2）转轮室内
30、漏水量过大；（3）水轮机导叶开度不够；（4）水轮机经长期修补，叶型表面变形，效率低下；（5）水轮机选型与安装存在质量问题；（6）水轮机设计与制造存在质量问题。常见造成水轮机出力不足的主要原因有：第42页/共52页9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法1）机组选型与安装的原因机组选型设计原因主要有水头、流量、效率和出力等方面原因。（1）水头的因素。经计算,在额定水头和额定流量下,从压力钢管进水口至1号机蜗壳进口断面的水力损失为6.843,至2号机蜗壳进口断面的水力损失为6.933。水电站上游正常高水位为164.0,当二台机下泄流量为17.756时,对应的下游水位为82.55。3.
31、原因分析第43页/共52页9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法1号机实际的工作水头为:=164-82.55-6.843=74.66。2号机实际的工作水头为:=164-82.55-6.933=74.52。1号机和2号机的工作水头都高于水轮机所需的水头。因此从上述计算结果可以看出,水头不足的因素可以排除。3.原因分析第44页/共52页9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法（2）流量、效率和出力的因素。根据计算,当H=65,Q=1.0123/,=91.75%,=9.173/,=5365kW5263kW,因此可以看出,流量、效率和出力的因素可以排除。（3）机组安装质量
32、的原因分析。根据机组竣工后的安装各参数的记录情况来看,机组的各参数都符合规范要求,因此机组的质量的因素可以排除。从以上结果可以看出,机组选型设计以及安装方面是没有问题的。3.原因分析第45页/共52页9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法2）水轮机的设计与制造质量原因分析（1）转轮的剖面形状问题。如图9-3所示。该转轮为厂家生产制造的转轮剖面图。从图9-3中可以看出,该转轮的泄水锥的长度不足,这应该是厂家设计的原因。由于这种设计,使得泄水锥的长度不足,造成转轮出口处的水流直接发生了撞击；而撞击的发生,会造成以下几种结果。3.原因分析图9-3 厂家制造的转轮形状 图9-4 推荐使
33、用的转轮形状第46页/共52页9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法第一，当导叶开度大于67%时,仪表盘指示机组出力下降；这就说明随着导叶开度的加大,转轮出口处的水流发生撞击的强度增强,使得水轮机转轮中的气泡量增加,效率下降，从而造成机组出力的下降。第二，由于补气的作用,使得转轮出口到尾水管处的气泡量增加,这些增加的气泡量也会随着水流流向下游,造成下游尾水管出口处的气泡量增加。第二，由于转轮出口处的水流直接发生撞击,以及补气装置的补气原因,在使得水轮机转轮中的气泡量增加、效率下降的同时,也使得尾水管的水力效率下降,尾水管回收转轮出口处的能量的作用受到减弱。3.原因分析第47页/
34、共52页9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法（2）水轮机的导水机构数据问题。HLA384-LJ-106型水轮机的导水机构的导叶数为16片,导叶最大开度的数据为185mm；而该水轮机额定工况点的导叶的模型开度为35.0mm,计算出的实际额定工况点的导叶最大开度的数据应为185.5mm。因此在水轮机的设计方面,不存在问题。第48页/共52页9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法为解决上述问题，水电站采取了将尾水管补气阀进行封堵的方法。当封堵完成后,尾水管进人门的震动感觉降低明显,尾水管出口处的气泡量减少,机组出力也增加了100kW，分析其原因,应该是当将尾水管补气
35、阀进行封堵时,由于尾水管没有补气,使得转轮出口处的气泡数量减少,使得尾水管中的气泡量减少；同时由于尾水管中的气泡量减少,使得尾水管回收转轮出口处的能量的效率得以提高。2.存在问题的解决办法第49页/共52页9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法但上述办法不是解决问题的根本办法,因为机组出力仍然还是无法满发，因此,要解决这个问题的根本办法,就是要将转轮进行重新加工,适当加长转轮泄水锥的长度。重新加工后的转轮形状如图9-4所示。当转轮具备该泄水锥的长度时,可以达到以下效果。2.存在问题的解决办法图9-4 推荐使用的转轮形状第50页/共52页9.3.2双溪口水电站水轮机出力不足原因分析及解决办法通过加长转轮泄水锥的长度,使得转轮泄水锥能够将转轮出口处的水流,以平顺的方式引向下游尾水；同时可以避免转轮出口处的水流直接发生撞击,使得转轮出口处的水流平稳,提高转轮的效率。2.存在问题的解决办法由于转轮出口处的水流是以平顺的方式向下游流动,使得尾水管内的水流流动平稳,这样就能够提高尾水管的水力效率,提高尾水管回收转轮出口处的能量的作用。（1）通过加长转轮泄水锥的长度,可以保证尾水管的补气装置正常工作,使得当转轮出口处至尾水管进口处的真空加大时,进行正常补气,而不必将尾水管补气阀进行封堵。（2）（3）第51页/共52页感谢您的观看！第52页/共52页