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1大岩洞电站导水机构改造一、概述:潼南大岩洞电站建成于1995年，为三块石电站的弃水电站，电站厂房位于桂林镇东方乡四村二组处大岩洞泄洪闸陡槽末端，上距三块石大坝取水口13.8km，下距三块石电站厂房1.5km。属径流引水式电站，总装机容量2×5600kw，于1992年10月份开工修建，1995年6月及1998年5月两台机组分别并网发电。该电站机组是天津发电设备总厂生产，设计水头11.75m，引用流量114m3/s。发电机型号：SF5600—32/4250（悬吊式）；水轮机型号：ZZTF03—LH—285(轴流转浆式水轮机)；额定转速：187.5转/min,飞逸转速260r/min。二、改造更换#1、2机组导水机构1、更换导水机构原因电站导水机构通过多年的运行后，在近几年的运行中自动关机时机组转速不能降到35%，无法自动投入刹车系统。人为手动将导叶完全关闭，导叶剪断销剪断机组仍然无法停死，只能靠关闭前池工作闸门方能完成机组停机。初步判断是异物进入蜗壳，卡在导叶之间造成导叶无法关闭而剪断剪断销，排水进入蜗壳检查并未发现能卡住导叶的异物。重新调整导叶接力器反馈电位器，准备再开机试运行时，发现接力器行程到全关位置时，部分导叶之间的立面间隙较大。经测量检查普遍间隙达到2-5mm，最大的近12mm。于是对导叶拐臂与导叶套筒的连杆进行检查，2而连杆的锁紧螺帽未发生松动，连杆尺寸与上一次检修后的记录相比较也没有发生变化。又进一步做检查，拆除套筒端盖发现固定导叶与套筒位置的分半键几乎全部变形移位，导叶上轴颈半圆孔变形。在与厂家联系后将分半键由Φ25增大到Φ28，重新将拐臂与导叶轴颈钻孔配绞后，投入运行，机组恢复正常运行状态。运行一年后又出现上述情况，又将分半键增到Φ30mm进行处理。可在之后的大修时拔不出分半键及导叶拐臂，最后发现分半键孔被分半键插伤，增大了摩擦力，所以分半键及导叶拐臂拔不出来。另外孔插伤表现导叶材质是否偏软，这直接影响机组的正常运行及机组大修。为了根治问题，电站决定对导水机构进行技术改造。2、计划更换导水机构部件如下：1）更换导叶24片；2）更换导叶拐臂24件3）更换连杆24件；4）更换下轴套为钢背复合瓦24个5）更换分半键Φ30的24套6）更换中轴套为钢背复合瓦24个7）更换导叶上密封环24个8）更换导叶轴项中、下“O”型密封卷9）连杆装配的尼龙1010套，全部改为钢背复合瓦10）连杆装配的耳柄螺栓由M30改为M36螺栓、螺纹增长，增加调节量，旋套及螺母也相应更改。3、导水机构改造的技术保证31）导叶材质必须是ZG20SIMN；2）导叶上轴颈从原来的Φ85，增大为Φ95MM，增加了断面和强度；3）导叶中下轴颈镶不锈钢套，导叶搭接面采用堆焊不锈钢方式、增加防锈蚀，气蚀功能；4）所有原1010呢龙轴套全部更换为钢背复塑瓦。三、施工方式：此次更换导水机构的时间从厂家的生产周期来计划，施工时间面临进入丰水期。为了节约施工时间，制定了一套与往常大修不一样的特殊施工方案。在施工时机组的发电机部分不动，只对水机部分进行拆除更换。具体措施步骤：1）拆除水导瓦和顶盖；2）在发电机下机架腿部悬挂用4个5T葫芦，用葫芦同步将水导瓦和顶盖吊起到一定高度；3）用14#槽钢组焊成方柱，分等边三角形将顶盖支撑在座环上来保证安全施工、更换导片；4）用∠50角钢和木板在水轮机底环上搭建施工平台；5）用钢管和槽钢组焊活动门型支架多件置于吊起的顶盖上，从导叶上轴颈套筒孔洞用1.5T葫芦将导叶从底环吊起，再用另一个1.5T葫芦挂上向水机室进入门传递，将导叶运离。这次更换导叶是不进行机组轴线测量与调整，与安装水轮发电机组或大修水轮发电机组不同，如大修水轮发电机组是把发电机转子，4水轮机转轮全部吊出，来进行大修。这样拆开了组合面，组合面与轴的垂直度就不能保证，大修回装时，就必须进行轴线测量和调整，通过盘车用的百分表或位移传感器等，测量有关部位的摆度值，借以分析轴线产生的原因，大小和方位，并通过刮削有关组合面的方法，使镜板与轴线、法兰组合面与轴线的垂直得以纠正，达到符合规范的要求。这次要更换导叶时未吊出机组机组转动部分，又因该机组是悬吊式，机组转动部分重量66.4吨，全部压在上机架内的镜板上，转轮悬吊处于自由状态，镜板与轴线、法兰接触面与轴线都未变动，保持轴线原始状态，所以不进行盘车，这样来保证质量，缩短工期。因为钢背复塑片比尼龙1010轴套承载能力高、摩擦系数小，可减轻轮导叶开启、关闭调节过程中的推拉力，使用寿命长、安装、拆修方便，所以又在导水机构改造过程中将原有的尼龙1010轴套改全部改为钢背塑片，以保证机组的安全正常运行。四、改造结果两台机组的改造从2012年2月29日到3月22日共用时24天，大大缩短了检修工期，节约了人力物力。在试运行时，各轴承温度显示正常。机组的振动摆度都在有关规范值内。机组又通过用25%-100%甩负荷试验都未发现异常情况，甩100%负荷时，水机轴颈处摆度是0.15MM，轴速上升率为1.28%，机组带100%负荷时，水机轴颈摆度是0.08MM，是符合规范要求的。经过对这次导水机构的改造，水轮发电机组附属设备的性能指标和原来基本相当，但经过更换导水机构，减少了因为设备事故和检修5停机的影响，确保了机组出力和安全运行，提高了电站综合效益。