超期服役水轮发电机组剩余寿命的综合评估方法

摘要

本发明提供了一种超期服役水轮发电机组剩余寿命的综合评估方法，包括以下步骤：根据水轮发电机组的外观状态确定其关键部件，并根据水轮发电机组的外观状态赋予现场外观检查评估系数S

说明书

技术领域

本发明涉及水利水电工程技术领域，具体涉及一种超期服役水轮发电机组剩余寿命的综合评估方法。

背景技术

从上世纪30年代以来，水电作为一种可再生能源在世界各国开始争相发展。我国仅在20世纪已建、在建的大中型水电站(装机25MW以上)就有约220座，其中一批80年代以前修建的水电站至今已运行40余年，对我国国民经济的发展起到了巨大的推动作用。依据相关规范的规定，轴流式和灯泡式水轮机预期寿命为25～50年，混流式水轮机预期寿命为30～50年，发电机及相关电气设备预期寿命为25～40年。根据国家国家能源局的相关要求，对存在超期服役机组的企业给予延寿改造和安全评估的要求和有关政策等指导意见，并要求相关企业按规定及时办理许可变更，而对于已达设计使用年限、计划关停但是未按规定及时申请延续运行或申请未被通过的机组，则不予办理变更许可。

对于我国80年代及在此之前建设的一批水电站而言，水轮发电机组及其电气、机械附属设备基本已经到了设备设计寿命期，按照国家规定必须进行相应的超期服役安全评估，否则将势必影响水电站的正常运行。

水轮发电机组的寿命评估是一项复杂的系统工程，发电机、水轮机等大型设备经数万小时的运行，实际上就是长期的热处理或者高强度的负荷试验，材料老化、疲劳破坏、绝缘介质损耗、局部放电量增大等问题是高温、高压、脉动压力长期作用的必然结果。尤其对于部分超期服役的水轮发电机组而言，老化问题日益突出，随意延长寿命使用依据不足，风险性很大。因此，如何科学地评估超期服役的水轮发电机组剩余寿命，保证超期服役水轮发电机组设备的继续安全运行是一个亟待解决的关键问题

发明内容

本发明的目的就是针对现有技术的缺陷，提供一种超期服役水轮发电机组剩余寿命的综合评估方法，可以精准的评估水轮发电机组的剩余寿命。

本发明提供了一种超期服役水轮发电机组剩余寿命的综合评估方法，其特征在于包括以下步骤：

a.根据水轮发电机组的外观状态确定其关键部件，并根据水轮发电机组的外观状态赋予现场外观检查评估系数S

b.针对水轮发电机组的关键部件进行试验检测，并根据检测结果赋予试验检测系数S

c.通过关键部件疲劳数值计算分析获得各个关键部件的计算寿命，通过对各关键部件进行权重分配并加权求和后得到超期服役水轮发电机组的疲劳计算寿命

d.获取超期服役水轮发电机组的投产年限N

f.根据以下公式计算超期服役水轮发电机组的剩余寿命N：

上述技术方案中，所述步骤a和步骤b中，现场外观检查评估系数S

上述技术方案中，所述步骤a中，通过对水轮发电机组的设备的现场检查和查阅资料评估水轮发电机组的外观状态；需要查阅的资料主要包括设备设施设计制造和安装资料、运行记录、检修维护记录、试验及分析报告、大修报告、设备检修台帐、定期工作记录、运行报表、设备缺陷记录、故障事故记录、技改资料；其中，对存在问题的设备设施给出问题描述及处理建议，对缺少相关试验、检测数据，不能说明现状的设备设施进行相关的专项检测；对其它状况较好的设备进行现状描述。

上述技术方案中，所述步骤a中，水轮机部分外观检查主要包括水轮机转轮、水轮机导轴承、接力器、顶盖、底环和导叶、主轴、受油器、蜗壳及尾水管进人门、调速器、顶盖排水装置以及机组运行工况分布、水轮机磨蚀情况；发电机主要部件外观检查主要包括发电机上机架及机座、发电机转子支架、推力支架、发电机各轴承油槽、发电机制动器、发电机防飞逸保护装置、发电机励磁系统、发电机消防系统；针对上述每一个分项进行按照优秀、良好、合格、不合格四个等级评价，根据每一分项的评价结果赋予现场外观检查评估系数S

上述技术方案中，所述步骤b中，水轮机机组的水轮发电机组水轮机部分试验检测分为水轮机开停机状态性能检测、水轮机能量特性检测、水轮机稳定性试验检测、水轮机关键部件应力检测与分析、水轮机关键部件无损探伤检测与分析；发电机部分试验检测分为发电机主要参数检测分析、发电机通风试验、发电机温升试验、发电机关键部件应力检测与分析、发电机关键部件无损探伤检测与分析；针对每一个分项进行评价，分为优秀、良好、合格、不合格四个等级；根据每一分项的评价结果赋予试验检测系数S

每一个分项参考国家电网企业标准Q/GDW11713-2017的打分制，根据每一个分项的考核标准，给予其优秀、良好、合格、不合格四个等级。

外观检测(或试验检测)参考“DLT5113.3-2012水电水利基本建设工程单元工程质量等级评定标准第3部分水轮发电机组安装工程(附条文说明)”里面的单元工程、扩大单元工程、分部工程质量等级的评定标准，比如说，外观检测中所有分项都合格，90％以上项目为优秀，且所有重点分项均为优秀，即可将外观检测这一总项评为优秀；所有分项都合格，89％-89％以上项目为良好及以上，且所有重点分项均为良好及以上，即可将外观检测这一总项评为良好；所有分项都合格，且绝大部分重点分项均为良好及以上，即可将外观检测这一总项评为合格。评定标准可参考下表。

上述技术方案中，所述关键部件包括步骤a中无法对其性能状况进行掌握的或已出现缺陷的设备，以及对水轮发电机组寿命有重要影响的设备；其中水轮发电机组寿命有重要影响的设备及其对应检测内容包括：水轮机根据其转轮和导叶的空蚀，转轮、顶盖、大轴的应力分布及裂纹情况进行评估，发电机依据绕组绝缘老化，定子、转子、支架的应力分布及裂纹等情况进行评估。

上述技术方案中，所述步骤c中具体包括以下步骤：通过调研水电站水轮发电机组开停机规律、运行工况、各关键部件的结构和材料，并采用有限元方法结合水轮发电机组关键部件及边界条件构建数学模型，通过数值模拟计算分析水轮机和发电机关键部件的应力和变形情况、刚度和强度，并预估水轮发电机组各关键部件的疲劳寿命。

本发明能有效科学地评估超期服役的水轮发电机组运行安全性及其剩余寿命，根据评估结果能够准确判断超期服役的水轮发电机组设备是否能够继续安全运行，从而提高其经济效益，可以广泛应用于水利水电工程技术领域。

附图说明

图1超期服役水轮发电机组剩余寿命的评估方法的流程示意图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步的详细说明，便于清楚地了解本发明，但它们不对本发明构成限定。

本发明根据水轮发电机组的特点，对水轮发电机组安全及寿命进行评估，其主要对水电站水轮发电机组不易更换的重要关键部件及设备进行评估检测，其中水轮机包括转轮、导叶、导轴承、大轴、蜗壳、尾水管、调速系统等关键系统部件及其预埋部件，发电机包括定子、转子、推力轴承、导轴承、大轴和励磁系统等。本发明针对超期服役的水轮发电机组的安全评估及剩余使用寿命预测提出了采取现场安全外观检查评估、结构部件检测、现场综合性能试验和水轮发电机组关键部件三维建模有限元刚强度计算分析及疲劳计算分析相结合的综合寿命评估法。该方法分四个阶段，即现场外观检查评估、试验检测、数值计算(关键部件疲劳数值计算分析)和综合评估。

如图1所示，本发明提供了一种超期服役水轮发电机组剩余寿命的综合评估方法，其特征在于包括以下步骤：

a.根据水轮发电机组的外观状态确定其关键部件，并根据水轮发电机组的外观状态赋予现场外观检查评估系数S

b.针对水轮发电机组的关键部件进行试验检测，并根据检测结果赋予试验检测系数S

c.通过关键部件疲劳数值计算分析获得各个关键部件的计算寿命，通过对各关键部件进行权重分配并加权求和后得到超期服役水轮发电机组的疲劳计算寿命

d.获取超期服役水轮发电机组的投产年限N

f.根据以下公式计算超期服役水轮发电机组的剩余寿命N：

上述步骤a为现场外观检查评估的过程：

现场外观检查评估主要是通过对设备的现场检查和查阅相关资料两种方法进行。需要查阅的资料主要包括设备设施设计制造和安装资料、运行记录、检修维护记录、试验及分析报告、大修报告、设备检修台帐、定期工作记录、运行报表、设备缺陷记录、故障事故记录、技改资料等。其中，对存在问题的设备设施给出问题描述及处理建议；对缺少相关试验、检测数据，不能说明现状的设备设施应建议进行相关的专项检测；对其它状况较好的设备也需要进行必要的现状描述。

1)水轮机部分(以轴流式水轮机为例)

水轮机部分外观检查主要包括水轮机转轮、水轮机导轴承、接力器、顶盖、底环和导叶、主轴、受油器(若有)、蜗壳及尾水管进人门、调速器、顶盖排水装置以及机组运行工况分布、水轮机磨蚀情况等分项。检查的主要方法采用现场检测和资料查证相结合。针对每一个分项进行评价，分为优秀、良好、合格、不合格四个等级。具体检查内容及标准如下：

①水轮机转轮

检查水轮机转轮及转轮室是否平稳；是否存在裂纹、空蚀；表面涂层是否脱落；有关密封是否良好、无漏油、无进水；叶片接力器传动是否漏油(若有)；传动部件是否动作灵活、无卡涩等情况以及机组是否保持良好的A-C修检修记录；出现空蚀、脱落是否及时修复等。

②水轮机导轴承

检查水轮机导轴承油槽是否漏油、甩油；轴承冷却系统的供油量、供水量是否正常；轴瓦是否完整及轴瓦间隙是否符合要求等。

③水轮机接力器

检查导叶开启或关闭时，接力器活塞是否有卡涩、跳动或其他异常状态；拐臂是否存在裂纹或变形；剪断装置及信号器是否完好，动作是否可靠；锁定装置是否能正常投入和切除；支持盖有无裂纹或变形等。

④顶盖、底环和导叶

检查顶盖是否有严重变形；底环过流面是否有空蚀、磨损情况；导叶是否有空蚀磨损状况；导叶端面、立面间隙及密封装置是否良好等。

⑤蜗壳及尾水管进人门

检查蜗壳及锥管、尾水管进人门的联接螺栓是否松动等。

⑥水轮机调速器

检查调速器集油槽、压油罐及附件是否漏油、渗油；油温是否在允许范围内；油泵和电机运转是否正常，有无异常振动、过热现象；安全阀开启和关闭是否正常；油压装置的油位是否在规定范围内，指示是否正确；自动补气装置及集油槽的油位发信装置动作是否正确可靠；调速器机械部分是否存在锈蚀、卡涩；调速器开机、关机时间是否达到设计要求等。

⑦水轮机顶盖排水

检查工作水泵和备用水泵投运是否正常可靠；排水系统水位控制系统和信号装置是否正常等。

⑧机组运行工况分布

对机组运行工况的分布情况进行统计分析，绘制出运行工况在水轮机原型运转特性曲线图上的分布情况图。观察运行工况是否全部在运行范围内、是否远离小负荷振动区域边界、是否基本在大负荷及最优工况区，大部分运行点是否在高效率区内、运行点是否超过叶片进口正面空化初生线和叶片进口背面空化初生线等，并据此水轮机运行工况是否合理、高效。

⑨水轮机磨蚀情况

分析过机泥沙含量及粒径是否超标，避免导致水轮机过流部件产生较大磨蚀。水轮机过流部件磨蚀的主要部位为转轮室、叶片、导水机构、主轴密封等，观测水轮发电机组磨蚀量是否超过规定值、结构是否有改进(如在叶片外缘加设裙边、叶片密封改进等)、抗磨蚀材料(在主要过流部件(叶片正面、背面、转轮室等)采用非金属涂层、碳化钨涂层以及叶片激光重熔等)是否得到应用研究等，避免导致水轮机振动及噪音加大、效率降低，甚至可能造成事故，影响机组经济与安全运行等的现象发生。

2)发电机部分

发电机主要部件外观检查主要包括发电机上机架及机座、发电机转子支架(包括磁极及磁轭)、推力支架(若有)、发电机各轴承油槽、发电机制动器、发电机防飞逸保护装置、发电机励磁系统、发电机消防系统等分项。检查的主要方法采用现场检测和资料查证相结合。针对每一个分项进行评价，分为优秀、良好、合格、不合格四个等级。具体检查内容及标准如下：

①上机架及机座基础紧固螺栓

检查上机架固定螺栓的紧固是否良好，是否有防松动措施；定子基础螺栓的紧固是否良好，是否有防松动措施等。

②转子支架

检查转子支架本体，焊缝等外观是否有缺陷、各紧固件防松措施是否完好；转子各磁极的固定键是否有松动；磁极的挂装高程偏差值是否符合要求；空气间隙是否符合要求等。

③发电机推力支架(若有)、下机架

检查推力支架(或下机架)本体缺陷、焊缝、裂纹情况；弹性油箱是否有渗漏、焊缝是否有裂纹等。

④发电机各轴承油槽

检查发电机推力轴承、导轴承等各轴承油槽的运行油面和静止油面位置是否符合要求；油位、流量指示能否真实显示；推力、上导轴承油槽是否漏油、溢油等。

⑤发电机制动器

检查发电机制动器能否顺利顶起转子并自动复位、停机时能否准确投入制动并自动复位；规定的制动器检验项目，是否均按要求进行；对发现的问题是否均已处理；制动器与刹车环之间的间隙是否符合要求；制动面是否完整；制动器制动系统管道阀门等是否存在渗漏现象；制动块与制动板的固定是否牢靠等。

⑥发电机防飞逸保护装置

检查发电机是否设有防飞逸保护装置；飞逸装置保护定值及动作是否正常等。

⑦励磁系统

检查组成励磁功率电源的设备、元件是否均有足够的安全可靠性；当发电机在空载额定电压下，给定端电压阶跃量为70％～110％范围内能否进行稳定、平滑地调节；当发电机在空载额定电压下，给定端电压阶跃量为10％时及当发电机突然零起升压时，它们各自的端电压超调量、摆动次数和调节时间是否符合要求；灭磁开关合、跳灭磁开关合、跳闸及灭磁性能是否良好等。

⑧发电机消防系统

检查发电机是否设置了可靠的灭火装置；消防水压力是否正常；消防管喷射孔方向是否正确等。

上述步骤b为试验检测的过程：

试验检测包括两种情况，一是在现场外观检查评估阶段对水轮发电机组重要部件性能状况不能掌握的或设备已出现缺陷的，将由现场评估检查专家组讨论对其进行专项试验检测，二是对水轮发电机组寿命有重要影响的关键部件进行例行试验检测，水轮机部分可根据其转轮和导叶的空蚀，转轮、顶盖、大轴等关键部件的应力分布及裂纹等情况进行评估，发电机部分可依据绕组绝缘老化，定子、转子、支架等关键部件的应力分布及裂纹等情况进行评估。

对需要和必须开展试验检测的设备开展例行和专项试验检测工作，通过分析试验检测数据，获取各设备设施的性能状况，进而为超期运行水轮发电机组安全评估与寿命预测提供依据。

1)水轮机部分

水轮机部分试验检测分为水轮机开停机状态性能检测、水轮机能量特性检测、水轮机稳定性试验检测、水轮机关键部件应力检测与分析、水轮机关键部件无损探伤检测与分析等分项。针对每一个分项进行评价，分为优秀、良好、合格、不合格四个等级。具体检测内容及标准如下：

①水轮机开停机状态性能检测

分别在机组正常开机至同步转速并网以及机组正常停机两种状况下，采集机组转速、功率、主轴(上导、下导、水导等)摆度、机组(上机架、定子机座、支持盖等)振动、压力脉动、导叶和桨叶(若有)开度、噪声等参数的过渡过程曲线，分析其时域波形图，进而分析在开停机过程中水轮机导叶、桨叶(若有)是否按预设开机程序进行动作；主轴摆度、机组振动、水压脉动与噪声等参数的时域波形变化是否正常等。

②水轮机能量特性检测

通过查阅机组多年运行日志和近年来有关机组能量特性与稳定性试验报告，并进行现场试验检测，全面了解水轮机运行过程中能量参数与稳定性情况，掌握机组运行特性与状态，分析水轮发电机组效率等特性是否符合原设计要求、分析真机综合运转特性曲线与厂家给出的特性曲线是否一致、协联曲线(若有)和最优协联曲线趋势是否一致等，进而对水轮机能量特性进行分析与评估。

③水轮机稳定性试验检测

稳定性试验工况分为试验包括变转速试验、变励磁试验及变负荷试验，测点布置、测量参数及所用传感器与开停机过程试验相同。其中，变转速试验依次改变机组转速为40％、60％、80％与100％额定转速，待转速稳定后，采集机组振动与摆度等参数，采集时长为2分钟左右。采集完成后再进行下一工况；变励磁试验为改变励磁调节器的电流输出，使发电机机端电压依次为20％Ue、40％Ue、60％Ue、80％Ue与100％Ue，观察并待励磁电流稳定后，采集机组振动与摆度等参数，采集时长2分钟左右，采集完成后再进行下一工况；变负荷试验是在现有协联工况下进行，调整负荷从最小负荷至满负荷，选择10～15个工况点，每调整一次，待机组运行稳定后，采集机组振动与摆度等参数。

分别绘制出主轴摆度混频幅值、主轴摆度主频与机组有功功率的关系曲线；上机架、定子机座、支持盖振动混频幅值、振动主频与机组有功功率的关系曲线；压力脉动混频幅值、压力脉动主频与机组有功功率的关系曲线。

分析现场稳定性试验检测，并结合各水头、协联工况下(若有)稳定性试验报告，分析各工况下尤其是小负荷工况下机组振动、摆度、脉动、噪声、涡带等是否超过规范值，并对水轮机组稳定性作出评价。

④水轮机关键部件应力检测与分析

水轮机关键部件应力检测与分析分为主轴应力(扭矩)、导叶连杆、水推力等试验检测与分析，试验工况包括协联工况(若有)与过渡过程工况。

主轴应力(扭矩)及水推力等试验检测与分析中，在主轴表面上布置多个应变片，分别用来测量主轴扭矩和水推力，通过计算作出主轴扭矩与负荷的关系曲线，分析主轴扭矩是否随负荷的增大而增大且成线性关系，并比较主轴扭矩实测值与计算值是否吻合；通过计算分析轴向水推力总的趋势是否随负荷的增大而减小。

导叶连杆应力检测与分析中，每台机组选择两个导叶(靠近接力器、远离接力器)，在导叶连杆上贴应变片，测量连杆的应力，观察导叶各连杆的应变是否随负荷的增大基本保持稳定。

⑤水轮机关键部件无损探伤检测与分析

关键部件无损探伤检测与分析采用超声波检测与磁粉检测二种方法相结合。其中超声波检测(UT)可对较大厚度范围内的试件内部缺陷进行检测，检测对象有水轮机主轴及联接螺栓、导叶连杆、支持盖及其螺栓、一类焊缝、二类焊缝等；磁粉检测(MT)可对表面及近表面裂纹及缺陷进行检测，检测对象有支持盖及螺栓等，观察是否出现裂纹或其它类型的超标缺陷，进而判断水轮机施测部件工作状态是否正常。

2)发电机部分

发电机部分试验检测分为发电机主要参数检测分析、发电机通风试验、发电机温升试验、发电机关键部件应力检测与分析、发电机关键部件无损探伤检测与分析等分项。针对每一个分项进行评价，分为优秀、良好、合格、不合格四个等级。具体检测内容及标准如下：

①发电机主要参数检测分析

在机组空载和额定工况下，分别检测记录额定视在功率、额定有功功率、额定定子电流、额定定子电压、额定励磁电流、额定励磁电压、功率因数、空载励磁电压及空载励磁电流等发电机主要参数，并与厂内监控数据、原设计数据对比，分析发电机主要参数是否正常。

②发电机通风试验

检测在发电机空转、空载与发电机满负荷运行等工况下测量冷却器出风口处、定子上端部，空冷器上方的进风处、定子下端部，空冷器下方的进风处的总风量，并在发电机在满负荷运行稳定状态下，测量空冷器冷风和热风温度，待温度稳定后，计算冷、热风温差，从而计算出发电机满负荷状态下的风磨损耗，通过与电站以往运行情况对比，分析发电机通风状态是否良好、发电机损耗是否在正常范围。

③发电机温升试验

在额定负荷和额定工况下测量定、转子绕组和定子铁心的温升，检测温升值是否在正常范围。

④发电机关键部件应力检测与分析

发电机关键部件应力检测与分析有发电机推力支架等试验检测与分析，试验工况包括协联工况(若有)与过渡过程工况，可以在推力支架(若有)靠近进人门的两个侧面布置测点，协联工况下(若有)作出推力支架测点应变与负荷关系曲线，开停机工况下，作出测点应变值变化曲线，分析随着负荷增大，各测点应变变化是否微小或不变，进而表明推力支架(若有)应力工作状态是否正常。

⑤发电机关键部件无损探伤检测与分析

超声波检测(UT)检测对象有发电机主轴及联接螺栓、转子支架一、二类焊缝及紧固螺栓、上端轴紧固螺栓、上机架一、二类焊缝、定子机座、推力支架一、二类焊缝及螺栓；磁粉检测(MT)检测对象有推力支架(若有)等，观察是否出现裂纹或其它类型的超标缺陷，进而判断发电机施测部件工作状态是否正常。

上述步骤c为数值计算的过程：

水轮发电机组关键部件的疲劳损伤和疲劳寿命由交变应力、平均应力(稳定应力)、材料的循环特性、部件运行历史和运行条件等因素所共同决定。通过调研水电站水轮发电机组开停机规律、运行工况、各关键部件的结构和材料，并采用有限元方法，合理的考虑水轮发电机组关键部件及边界条件建模，通过数值模拟计算分析水轮机和发电机主要部件的应力和变形情况、刚度和强度，并预估水轮发电机组关键部件的疲劳寿命。

1)水轮机部分

①轴系临界转速计算

计算机组轴系前2阶的临界转速、扭振频率，查看轴系的临界转速是否远远超过机组的工作转速、飞逸转速；轴系的扭振固有频率是否避开转频及其可能的激励频率，从而判断该机组轴系能否安全稳定运行，是否具有良好动力特性。

②水轮机关键部件刚强度及疲劳计算

水轮机关键部件包括推力支架(若有)、顶盖、支持盖、转轮体、转轮叶片、主轴、控制环、接力器、尾水管盘型阀、蜗壳进人门、转轮室进人门、锥管进人门等。

分别计算出不同工况下各关键部件的计算应力，看是否满足标准规定的许用应力，是否低于材料的屈服极限，最大等效应力是否出现在局部区域属于应力集中，借此判断各关键部件结构刚强度是否满足设计要求。

进行疲劳寿命分析，同时考虑水压脉动，计算出各关键部件应力集中处使用寿命计算值。

③各关键部件联接螺栓疲劳计算

顶盖把合螺栓、叶片把合螺栓、主轴把合螺栓分别计算出正常运行工况以及紧急停机工况下的螺栓预应力、螺栓预紧载荷、连接副剩余夹紧力。螺栓、螺杆和连杆等部件均应进行预应力处理，零部件的预应力不得超过材料屈服强度的7/8，螺栓的载荷不应小于连接部分设计载荷的2倍，连接副剩余夹紧力不应小于螺栓设计载荷的0.5倍，据此判断螺栓所有参数指标是否符合国家标准要求，是否可靠。

进行疲劳寿命分析，通过统计累积损伤，分别计算出各关键部件联接螺栓的使用年限计算值。

2)发电机部分

发电机关键部件包括定子机座、上机架、磁极、磁轭、转子支架主轴、发电机上端轴、主轴联接螺栓、弹性油箱等。

①定子机座刚强度及疲劳计算

计算定子机座前3阶固有频率，分析是否避开机组电磁激励频率，从而判定定子机座的动力性能是否优良，是否因动力特性而产生不良振动。

分别计算出额定工况、两相短路工况以及半数磁极短路工况下的最大应力，看是否满足刚强度要求。

进行疲劳寿命分析，得到定子机座应力集中处使用寿命计算值。

②上机架刚强度及疲劳计算

计算上机架前5阶固有频率，分析是否远高于机组转频和机组飞逸转速对应频率，从而判定上机架的动力性能是否优良，是否因动力特性而产生不良振动。

分别计算出额定工况、半数磁极短路工况下的最大应力，分析是否满足刚强度要求。

进行疲劳寿命分析，得到上机架应力集中处使用寿命计算值。

③磁极磁轭刚强度及疲劳计算

分别计算出正常运行工况、飞逸工况下的最大应力，分析是否满足标准规定的许用应力，是否低于材料的屈服极限，最大等效应力是否出现在局部区域属于应力集中，借此判断磁极磁轭结构刚强度是否满足设计要求。

进行疲劳寿命分析，得到磁极磁轭应力集中处使用寿命计算值。

④转子支架刚强度计算及疲劳计算

计算转子支架前5阶固有频率，分析是否避开机组电磁激励频率，从而判定转子支架的动力性能是否优良，是否因动力特性而产生不良振动。

分别计算出额定工况、飞逸工况以及打键工况下的最大应力，分析是否满足刚强度和动力特性要求。

进行疲劳寿命分析，得到的转子支架应力集中处使用寿命计算值。

⑤主轴刚强度及疲劳计算

等同于上述水轮机主轴刚强度及疲劳计算。

⑥主轴把合螺栓疲劳计算

等同于上述水轮机主轴把合螺栓疲劳计算。

⑦发电机上端轴刚强度及疲劳计算

分别计算出额定工况、半数磁极短路工况下的最大应力，分析是否满足刚强度要求。

进行疲劳寿命分析，得到上端轴应力集中处使用寿命计算值。

⑧弹性油箱刚强度及疲劳计算

对弹性油箱材料力学性能进行试验、疲劳试验、应力计算、水推力测试，进而对弹性油箱的寿命进行评估。

根据现场外观检查评估、检测试验和数值计算结果，按相关理论进行综合评估计算出超期服役水轮发电机组可延续运行寿命。如机组对部分设备进行改造后，机组的可延续运行时间会进一步延长，但新更换的设备可使用年限应考虑环境的影响。

现场外观检查评估中，根据水轮机部分、发电机部分外观检测各分项评价等级情况，针对外观检测这一阶段对水轮发电机组进行总结评价，分为优秀、良好、合格、不合格四个等级，建议分别赋予其0.96-1.0、0.86-0.95、0.61-0.85、0-0.6的评估系数范围。

试验检测中根据水轮机部分、发电机部分现场试验检测各分项评价等级情况，针对现场试验检测这一阶段对水轮发电机组进行总结评价，分为优秀、良好、合格、不合格四个等级，建议分别赋予其0.96-1.0、0.86-0.95、0.61-0.85、0-0.6的评估系数范围。

数值计算中，通过关键部件疲劳数值计算分析，得出各个关键部件的计算寿命，通过对各关键部件进行权重分配并加权求和后得到整个超期服役水轮发电机组的计算寿命，减去从投产年份算起的投产年限，即可得到超期服役水轮发电机组的剩余寿命计算值。

以某一电站某一超期服役轴流转桨式水轮发电机组剩余寿命的安全评估实例对上述过程的具体评价标准作进一步的描述。

(1)现场外观检查评估

水轮机部分，转轮叶片有轻微气蚀、无裂纹、转动灵活，无严重漏油、转轮室间隙均匀，环氧涂层有轻微脱落、空蚀，已修复；水导轴承无漏油、甩油、冷却系统良好、轴瓦无脱壳龟裂、轴瓦间隙值单边0.292～0.296mm，满足要求；控制环灵活、无跳动卡涩、拐臂工作状态良好、无裂纹及变形、锁定装置能正常投入和切除、支持盖无裂纹及变形；受油器油流畅通但存在甩油、桨叶反馈指示正常、浮动瓦与操作油管及瓦套安装配合间隙正常、受油器底座水平与操作油管同心度符合要求；顶盖无严重变形、底环环氧涂层存在局部脱落、导叶无空蚀、抗磨涂层有脱落、导叶各间隙正常且密封无脱落；蜗壳进人门、锥管及尾水管进人门联接螺栓无松动；调速器集油槽无漏油、油温正常、压力油罐及气罐无漏点、油泵和电机运转正常、安全阀正常、油位在规定范围内、补气装置及油位发信装置可靠、调速器机械部分无锈蚀卡涩、调速器开关机时间达到设计要求；顶盖排工作及备用水泵正常投入、监视信号正常投入；机组运行工况、远离小负荷振动区域边界、基本在大负荷及最优工况区，大部分运行点在93％高效率区、运行点未超过叶片进口正面、背面空化初生线；过机泥沙含量及粒径未超标、机组磨蚀量未超过规定值、在叶片外缘加设裙边且叶片密封有改进、叶片及转轮室均采用非金属涂层或碳化钨涂层。

发电机部分，上机架固定螺栓、定子基础螺栓紧固良好，并有防松动措施；转子支架本体无缺陷、无裂纹、螺栓紧固并设有止动片；各磁极的固定键无开裂脱焊松动、磁极的挂装高程偏差均在1.5mm以内，符合要求、空气平均间隙值21.85mm；推力支架本体无裂纹、弹性油箱无渗漏现象，焊缝无裂纹，但已达使用寿命年限，建议更换；各轴承油槽油面位置符合要求、油位及流量指示正常、油槽无漏油及溢油；制动器起落正常，无卡涩，风闸无窜气、制动器与刹车环之间的间隙符合要求、制动环良好、制动系统管道阀门无漏气及漏油现象；发电机设有防飞逸保护装置、保护定值及动作正常；励磁调节器各电源模块及设备元件定期C修检查，安全可靠、励磁动作正确、灭磁开关和电阻均良好、空载额定电压下，10％端电压阶跃量，超调量和调节时间情况符合要求；发电机有可靠的灭火装置、消防水压力0.51Mpa、消防管喷射孔方向正确。

(2)试验检测

水轮机部分，水轮机开停机状态性能检测试验中，水轮机导叶、桨叶按预设开机程序进行动作，主轴摆度、机组振动、水压脉动与噪声等参数的时域波形变化正常；水轮机能量特性检测试验中，水轮发电机组效率等特性符合原设计要求、真机综合运转特性曲线与厂家给出的特性曲线基本一致、协联曲线和最优协联曲线趋势一致等；稳定性试验检测中，各工况下尤其是小负荷工况下机组振动、摆度、脉动、噪声、涡带等参数值未超过规范值，机组稳定性满足要求；水轮机关键部件应力检测与分析中，主轴扭矩随负荷的增大而增大且成线性关系，实测值与计算值吻合，轴向水推力总的趋势随负荷的增大而减小，未发现异常振动现象，导叶各连杆的应变随负荷的增大基本保持稳定；水轮机关键部件无损探伤检测与分析中，对水轮机主轴及联接螺栓、导叶连杆、支持盖一类焊缝及二类焊缝、支持盖螺栓进行了超声波检测，未发现裂纹或其它类型的超标缺陷，对支持盖进行了磁粉检测，未发现裂纹或其它类型的超标缺陷，表明水轮机施测部件工作状态正常。

发电机部分，发电机主要参数检测分析中，在机组空载和额定工况下，同步记录发电机主要参数数据，试验测量值与监控数据基本一致；发电机通风试验中，计算冷、热风温差均值13.56℃，总风量Q＝144.3m3/s，发电机损耗P＝2250.3kW，通过与电站以往运行情况对比，发现发电机通风状态良好、发电机损耗在正常范围；发电机温升试验中，定子铁芯与定子线圈温度比较接近，测得定子平均温度为52.95℃，扣除冷却风温24.63℃，定子温升约28.3℃。测得转子平均温度为53.19℃，扣除冷却风温24.63℃，转子温升28.56℃，可见机组运行状态正常；发电机关键部件应力检测与分析中，发电机推力支架在机组协联工况及过渡过程工况下各测点应变随负荷增大的变化微小或不变，表明推力支架应力工作状态正常；发电机关键部件无损探伤检测与分析中，对水轮机主轴及联接螺栓、转子支架焊缝及联接螺栓、上端轴紧固螺栓、上机架焊缝、定子机座焊缝、推力支架焊缝等进行超声波检测，均未发现裂纹或其它类型的超标缺陷，表明发电机施测部件工作状态正常。

(3)数值计算

水轮发电机组关键部件结构刚强度疲劳计算分析中，水轮机、发电机各关键部件刚强度均满足设计要求，且关键部件应力集中处使用寿命计算值通过加权求和后得到整个超期服役水轮发电机组的计算寿命，其值为138年，减去投产使用年限40年，即超期服役水轮发电机组的剩余寿命计算值为98年。

水轮发电机组各关键部件应力集中处使用寿命计算值如下表所示：

(4)综合评估

通过现场外观检查评估各分项检查情况可知，绝大部分检查项均基本符合相关要求，为此现场外观检查评估经综合评价可以评定其等级为合格，评估系数取0.7。

试验检测中依据水轮机部分、发电机部分现场检测施测部件工作状态基本正常，为此试验检测评估经综合评价评定其等级为合格，评估系数取0.7。

为此，经综合评估认为，该超期服役水轮发电机组的剩余寿命为：

N＝0.7×0.7×(138-40)＝48

即该超期服役水轮发电机组可在正常工况下延寿运行48年。同时鉴于检修时常见空蚀及叶片保护涂层脱落等问题，建议机组大修时，加强对转轮叶片、转轮室进行空蚀、裂纹的检查；考虑到上机架疲劳计算寿命计算值较小，水轮发电机组延期运行时应密切关注上机架动态，同时，弹性油箱疲劳强度计算寿命计算值亦较小，建议及时对其进行更换，避免因其损坏而影响机组的正常运行。此外，必要时对水轮发电机组各关键部件进行无损检测，及时对缺陷部位进行相应处理，以降低运行风险及隐患。

本说明书未作详细描述的内容属于本领域专业技术人员公知的现有技术。