大型机组故障分析及处理

大型机组故障分析及处理

0水泵、机组投运运行情况宜兴某排水能源站配备了四个单机容量为250mw的可渗透泵机械，总安装功率为1gw。受东方网源和地方电网的双重调整，以及调节峰、填充粮食、调节相位和事故的备用任务。水泵水轮机为立轴、单级混流式,额定转速为375r/min,水轮机运行最高净水头为410.7m,最低净水头为344.0m,额定净水头为363m。机组为悬式结构,设有上导、下导和水导轴承,推力轴承为预压应力多弹簧支撑结构。4台机组在1年内先后投产运行,3号和1号机组自首次投产运行到第3年的C级检修,先后出现因轴瓦间隙引起的故障。其中3号机组故障比较严重,导致上导轴瓦温度严重超标而更换了轴瓦;1号机组上导轴瓦温度也发生异常,严重威胁到机组的安全运行。13上导轴瓦制度2011年3月10日至16日,3号机组进行C级检修,17日22:06在机组完成发电工况热运行试验后,机组负荷降至19MW时,发电机断路器(GCB)拉闸解列后转速开始下降,而此时监控系统显示上导轴瓦温度突然上升。机组停稳后,吊起风罩,打开上导轴承,取出14块巴氏合金瓦块进行全面检查。经检查,3号机组上导轴承的全部轴瓦表面沿机组发电工况大轴旋转方向,均出现大小一致的整周被刮擦现象,而且刮擦面发亮,在轴瓦面旋转终点处发现有乌金烧结现象。检查大轴与上导轴瓦工作面的接触情况,大轴轴颈处表面没有受损现象,但发现在上导轴瓦的油槽内,沿大轴圆周散布着许多金属碎屑和少量金属颗粒。分析认为,这些碎屑和颗粒可能是从受损的上导轴瓦表面脱落而来。通过查询设备实时监测系统(SIS)的历史数据,发现机组在进行发电工况热运行试验一段时间以后,上导轴瓦温度开始有上升的趋势,但变化并不明显,直到机组GCB跳闸解列后,上导轴瓦温度才急剧上升。通过分析现场振动监测系统的数据,机组轴系各处的摆度幅值,在整个热运行试验中均比较稳定。而对上导轴瓦的摆度幅值进行频谱分析,发现频谱中出现多倍频成分,其中1倍频成分占多数,这说明在上导轴瓦附近,已经表现出了轴颈与上导轴瓦发生轻度碰磨的频谱分布特征。而在机组解列后,上导轴瓦摆度频谱中的多倍频成分立即增加,从而使得上导瓦处大轴摆度通频幅值陡增,此时上导轴瓦工作面可能已经与轴颈发生严重的碰磨。经过对现场机组部件受损情况的分析和已有相关数据的比对,分析认为3号机组上导轴瓦碰磨现象发生的诱因是在机组发电热运行试验结束GCB拉闸,上导轴承附近电磁拉力消失的同时,原来与这部分力相平衡的机械不平衡力和水推力,对主轴造成了冲击。在C级检修期间,机组正好处以冷态,下导轴瓦间隙的缩小和机组轴系状态的某些改变则是发生碰磨的根本原因。为此,拆卸3号机组的上导和下导轴承,排尽含杂质的轴承油、清理金属碎屑,调整机组轴系中心,在确认轴线间隙合格后,将GCB拉闸负荷设定在10MW以下,于3月24日再次开机,在先后完成发电方向空转和抽水调相(SCP)工况热运行后,于20:15—21:10进行了带负荷发电试验,期间,上导轴瓦和下导轴瓦附近各个测点的摆度典型波形如图1所示。由图1各个测点的摆度波形可看出,3号机组在发电过程中,大轴下导轴承基本以1倍频振动为主,上导仍含有部分倍频成分,但上下导波形稳定、大小均匀。期间,机架的振动和摆度一样,也很稳定,说明该机组的摆度和振动均正常。在随后的不同试验工况期间,各个测点的温度也正常,尤其在带负荷发电停机GCB拉闸瞬间,未再见上导轴瓦温度急剧上升现象,机组正常运行后也能顺利完成抽水等运行工况。21机组运行情况2011年4月18日1号机组C级检修结束,翌日进行20min的发电方向空转,测得各点的振动值和摆度值大小均合格,并在各个测点温度都正常的情况下,进行了SCP工况和220MW负荷发电工况试验。4月20日17:17,1号机组由静态变频励磁(SFC)拖动,转速逐渐上升,进行泵工况和200MW负荷发电工况试验,17:22并网进入SCP工况,大约运行50min后,18:13停机。期间,各个测点的摆度值如表1所示,其监测点的波形图如图2所示;振动值如表2所示,其监测点波形图如图3所示。图2显示上导和水导摆度波形比较乱,但基本的波形还是能看得出,这主要是因为上导和水导摆度的1倍频比较小;下导摆度波形因为基本以1倍频为主,所以波形特征比较明显。图3上下机架波形特征比顶盖处的振动明显,这是因为上下机架主要以1倍频为主,而顶盖振动幅值比较小,且频率成分因为干扰变复杂显得凌乱。从表1和表2各测点数据来看,该工况下机组振动和摆度幅值均非常小,表示1号机组轴系运行非常稳定。但是在此次SCP工况期间,上导轴瓦1号瓦块和11号瓦块的进出口油温发现异常,即进油侧温度高于出油侧温度。由于1号机组刚进行过C级检修,故怀疑是瓦块与轴颈磨合不充分所致。又由于异常点的温度并不太高,所以暂时不对该异常情况处理,待完成发电工况试验后再做决定。18:231号机组发电方向启动,转速迅速升至375r/min后并网,18:26负荷升至220MW,在该负荷下连续运行约1h,19:38停机。在220MW负荷发电工况期间,各测点的摆度值如表3所示,振动值如表4所示,由表3和表4的数值可以看出,在这期间所测各点的幅值较小,机组摆度和振动良好。1号机组在此次带220MW负荷发电运行期间,发现该工况初期上导轴瓦的1号瓦块和11号瓦块进油侧温度均比出油侧温度低,但到该工况结束前,出油侧温度与进油侧温度又都相差不大,分析表3和表4中的数据,认为1号和11号瓦块的温度异常与机组摆度及振动无直接关系。为了检测SCP工况期间1号瓦块和11号瓦块温度的实际值,1号机组于19:46再次由SFC拖动,4min后达到375r/min,并网进入SCP工况,20:36机组解列停机。此次SCP工况期间,轴系运行平稳,但上导轴瓦的1号瓦块和11号瓦块的进油侧温度仍比出油侧温度高。分析其原因,可能是测温探头热电阻(RTD)温度检测器异常、温度测点位置安装不合适或者瓦块间隙异常等原因造成。在此次SCP工况结束后,查询1号机组C级检修前SCP工况下上导轴瓦11号瓦块温度历史数据,发现进油侧温度均比出油侧温度高,但在发电工况下则基本正常。由于此次C级检修期间已对RTD探头进行过现场校验属于合格,故在排除RTD探头装置异常外,分析认为可能是RTD探头测点的位置安装不合适,也可能是瓦块间隙发生了异常,应该作重点检查。当晚1号机组停稳后打开上导轴瓦盖板,发现RTD测点位置安装正确,故对上导轴瓦的1号瓦和11号瓦的进油侧和出油侧进行间隙测量,测量结果为轴瓦间隙偏小,随即将这两块瓦抽出,对其进出油侧进行研磨,然后回装。4月20日1:30左右1号机组开始泵工况运行,至7:00左右停机。整个泵工况期间,上导轴瓦1号和11号瓦块的进油侧和出油侧温度恢复正常——进油侧温度低于出油侧温度。为了检验发电工况下各个测点的真实温度,1号机组于9:02启动,转速迅速升至375r/min,9:03并网发电,AGC投入,负荷在170MW左右波动,至9:47,推力瓦、上导轴瓦和下导轴瓦的各测点温度正常(进油侧温度低于出油侧稳定),如图4所示。图4中,内侧数字为轴瓦号,外侧数字为测温点序号,最外侧数字为各测点温度值。3机组工作原理3号机组在C级检修期间,因上导轴瓦间隙过小,导致C级检修后的各项试验工况下,上导轴瓦均存在轻微碰摩的频谱特征,由于碰摩程度不是很严重,因此轴瓦温度并不是非常高。如果大轴在稳定运行而不受外界冲击的情况下,上导轴瓦各个测点瓦温将会稳定在某一幅值附近,这也是该机组C级检修后并网前其它试验工况能够顺利过关的原因。但在发电工况结束前,由于GCB拉闸动作瞬间,机组受到来自电磁力瞬间消失的冲击,原本过于狭小的轴瓦与轴颈间隙难以承受大轴的冲击,使得轴颈挤压轴瓦表面,最终导致上导轴瓦因温度过高而无法工作的恶性事故。1号机组虽然在C级检修期间各轴瓦的测量间隙均符合要求,但在测量时只选择轴瓦的中间部分(由于设计要求,该部位与轴颈的距离最小)作为测量点,这样,如果因轴瓦在制造过程中出现误差——瓦面两侧的高度和中间高度相差不大,则导致整个轴瓦间隙不合格。1号机组上导轴瓦进油侧和出油侧的实际温度与理论温度不符主要缘于此。1号机组的1号瓦和11号瓦的温度异常在排除RTD故障嫌疑后,针对这两块轴瓦进出油侧瓦间隙偏小的缺陷,进行研磨处理。处理完毕回装后,机组泵工况和发电工况期间,1号瓦和11号瓦的瓦温均恢复正常(出油侧温度高于进油侧温度)。4轴瓦与轴颈之间的间隙不合理和其它大型旋转机械一样,大型抽水蓄能机组均配备滑动轴承,为保证这些旋转机械的转动部件正常工作,滑动轴承的轴瓦与轴颈必须建立合适的油膜,此油膜不但可以润滑轴瓦与轴颈的工作环境、带走其间因摩擦产生的热量,而且可以起到缓冲转子传递给轴承的压力和支撑转子稳定运行的作用。但是建立合适的油膜,轴瓦与轴颈之间保持合理的间隙是首要条件。3号机组和1号机组在C级检修后发生的两起故障案例,均因轴瓦与轴颈之间的间隙不合理所致。另外,