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文档简介

抽水蓄能机组推力轴瓦烧损事故处理

白莲河引水蓄能站位于湖北省黄河市罗田县,距武汉143公里。电站安装4台单机容量为300MW、立轴、单级、可逆、半伞式抽水蓄能机组。电站4、3、2号机组主机设备由ALSTOM公司生产供货,1号机发电机部分由东方电机厂供货、水轮机部分由哈尔滨电机厂供货,4台机均由葛洲坝集团承担机组安装,但机组安装、调试质量由ALSTOM负责。白莲河抽水蓄能机组型式为半伞式结构,设有1部上导轴承、1部水导轴承、1部推导组合轴承。推导组合轴承由下导轴承、推力轴承组合而成,安装在下机架内,装有12块导瓦,每块瓦内设计有导瓦泵,装有12块推力瓦、刚性支承结构。推力瓦、导瓦材质均为巴氏合金。推导轴承采用导瓦泵外循环冷却方式。在水轮机层设有高压油泵减载顶起装置、1台主用交流泵、1台备用直流泵,供机组启停过程中形成油膜之用。推力轴承主要结构尺寸如下:轴瓦内径1540mm;轴瓦外径2700mm;瓦夹角24.9°;瓦厚度210mm;L/B0.7943;推力负荷7205kN;转动部分重量6455kN;额定转速250r/min;润滑油牌号ISOVG46;瓦块数12块;额定比压2.25MPa;支撑半径R1083mm;周向偏心率0.500;径向偏心率0.540;平均线速度27.75m/s;支撑托盘直径354/326mm。电站首台机组(4号机)在2009年5月22日开始起动调试,8月6日首次泵工况抽水,8月18日首次发电方向启动试验,11月21日机组完成30天考核试运行。在机组调试过程中先后发生了2次烧瓦事故,第一次烧瓦事故发生在5月26日机组利用SFC拖动,升速试验过程中,第二次烧瓦是9月19日在准备进入30天考核试运行机组检修消缺、打开推导轴承盖时发现的。两次事故分析及处理如下。2第一次烧瓦事故处理经过2.1事故经过2009年5月25日下午,SFC拖动机组转速30%ne左右,因厂用电公用400V跳闸停机,直流泵未能自动切换,紧急手动切换,整个过程约30~60s。2009年5月26日16:21,进行当天的第4次开机操作(SFC拖动),开机前推力瓦温、油温为48℃左右,下导瓦温为50℃左右,进油、出油温度为28℃左右(因为当天上午机组已进行拖动至75%试验,11:50才停机)。16:26:05机组开始拖动,16:28:55机组转速升至30%ne;16:30:55机组转速升至50%ne;16:33:30机组转速升至75%ne;16:34:25sALSTOM调试人员发现最高推力瓦温均已达到70℃左右(当时油温为49℃,下导瓦温为51℃),其中有一块温度上升较快,最高达到80℃,于是AL-STOM调试人员手动紧急停机,机组进入停机流程。在停机过程中推力瓦温继续升高,16:36,机组转速降至55%ne,推力瓦温普遍达到86℃;16:37,机组转速降至30%ne,推力瓦温普遍达到95℃;16:38,机组转速降至13%ne,推力瓦温普遍达到105℃,最高达到110℃;16:38:55,机组停止。2.2事故原因分析事故发生以后,白莲河抽水蓄公司对此高度重视,迅速组织事故原因分析,由于安装、调试质量由ALSTOM负责,事故的最终分析结论以ALSTOM结论为准。事故检查分析按ALSTOM程序进行,事故分析是逐步展开的。5月27日做了4项检查:检查受力变形,最大168μm、最小148μm、平均156.6μm,符合设计要求;检查高压油过滤器,过滤器表面及内部有巴氏合金粉沫,初步确认瓦已烧损;检查高压油泵顶起量AC泵0.06mm、DC泵0.05mm,符合设计要求;检查风闸磨损情况,良好。通过上述检查,确认推力瓦已烧损,决定将推力瓦全部拆出。6月2日抽出第一块瓦,6月6日晚上推力瓦全部拆出,12块瓦受损情况基本一致,每块瓦面约70%磨损,磨损部位集中在中部和外圆部位。(见图1)为尽可能查找推力瓦烧损原因,在ALSTOM分析的同时,我们在6月5日请东方电机厂及哈尔滨电机厂有关专家到现场进行调研分析。专家综合意见有5点:(1)5月25日上午利用SFC拖动机组运行中,厂用交流电异常中断,高压油减载系统直流泵未能自动切换,其手动切换时间长,轴瓦油膜破坏引起轴瓦局部擦伤,是26日烧瓦的起因。(2)推力轴瓦灵活度低,不利于形成油膜,是可能烧瓦的原因。(3)推力瓦及镜板平面质量精度低、达不到设计值。(4)高压减载系统油泵设计流量偏低、且无流量、油膜厚度监测,以及管路可能存在的泄漏,可能导致局部油膜破坏瓦温升高,由量变到质变引起机组整体瓦温过高烧瓦。(5)空载运行即瓦温偏高,反映出推力瓦设计上未考虑热变形是烧瓦的主要原因之一。ALSTOM在6月11日给出最终意见,专家到现场召开了分析会,ALSTOM复核了推力轴承设计,复核成果见图2、表1。ALSTOM确认5月25日DC泵未自动切换是烧瓦主要原因,确认推力轴承设计制造没问题,对中方专家有关的分析与建议未采纳。2.3事故处理推力轴承的修复处理共耗时72天,主要修复措施如下:(1)全面清扫油槽、冷却管路、高压油泵减载系统,为缩短处理时间将2号机推导冷却器替换至4号机。(2)用玉石人工现场研磨修复镜板,用刀尺检查确认平面度及光洁度。(3)更换备品推力瓦,烧损的推力瓦返厂修复留作备品。(4)更换46号透平油。(5)保证高压减载油泵自动切换可靠性,将油泵退出时机由90%ne改为100%ne。事故处理后,7月3日再次SFC拖动恢复调试,7月8日开始配重,7月16日水泵方向配重基本结束,8月6日首次抽水,8月28日抽水4h最高瓦温79℃,8月29日完成甩100%负荷试验,9月1日完成发电工况热稳定试验,机组满负荷稳定运行约3h,最高瓦温约72.6℃,9月17日完成所有试验拟进入30天考核试运行前机组停机消缺。4号机组运行过程中,仍存在个别推力瓦温过高的情况,如8月28日凌晨机组抽水达4h后,瓦温最高达79℃,我方多次要求ALSTOM复查温度测量回路及相关仪表器件,对供油管路及设备进行检查,但ALSTOM未予重视。3第二次烧瓦事故处理经过3.1事故经过2009年9月18日开始30天考核试运行前消缺,原计划只有5天,主要处理转子挡风板裂纹、阀门泄漏等缺陷,由于为加装推力轴承热油湿度传感器而拆一块侧盖板无意中发现推力瓦发电方向进油边两端部100mm范围内烧瓦,镜板有环状刮痕,油槽底余油中有烧结的巴氏合金块,镜板及瓦面情况见图3所示。由此掀开烧瓦真相,开始推力轴承全面处理。3.2事故原因分析由于在第一次烧瓦修复后机组调试运行中,4号机没有明显瓦温异常现象,消缺时无意中发现烧瓦,出乎各方意料,分析原因时视线重点转向运行中曾出现的2次小插曲。(1)21日检查高压减载油泵过滤器,发现有少量巴氏合金碎屑,并开始争论是否拆瓦检查(我方要拆瓦、ALSTOM方不同意)。随后做了几顶检查:检查各处油样未见异常,高压油泵循环后检查过滤器,检查顶起量AC泵0.05mm、DC泵0.06mm,同时运行0.08mm。最终按外方意见未开油槽检查推力瓦,7月25日15:29再次开机,16:35最高瓦温66.6℃。(2)7月31日调试过程中:11:45高压油泵在13.5MPa~10.0MPa之间抖动,出口油温达150℃;12:15直流泵故障,下午检查直流油泵有金属油泥;19:00用1号机直流泵替代更换。检查顶起量AC泵0.07mm、DC泵0.06mm,同时运行0.08mm(管路油压14.5MPa)。9月25日ALSTOM召开第二次烧瓦事故分析会。根据ALSTOM计算分析,机组启机时,若油温与瓦温温差较大,高压减载油泵喷油时,瓦面变形较大,中间低,两端高。当油泵流量15L/min,油温与瓦温温差大于10℃时,镜板与瓦面将有大量接触,当温差小于10℃时仍有少量接触;只有油泵流量45L/min时,无论温差大小,油膜厚度可抵消瓦面热变形,镜板与瓦面没有接触;当泵流量达30L/min,温差小于10℃时,瓦面没有接触,温差大于10℃时,瓦面局部有接触。综合分析,第二次烧瓦原因:油中有杂质,尤其是7月31日直流泵烧损后,进了很多杂质;停机后立即启机以及停机过程中,瓦温高、油温低,温差将大于20℃,中部喷油冷却瓦面,瓦面凹变形,油膜厚度不足以克服凹变形,产生干摩擦;支撑结构设计不合理,瓦面自由倾斜度不够、小于0.2弧度,不利于形成油膜。改进措施:换泵前启停机过程中一定要双泵运行,若单台泵运行,机组启停前应提前启泵运行20min,以缩小瓦与油的温差,使之小于10℃。终极的改进措施:a)增加推力轴承灵活度,将推力支座Φ165.5改为Φ166,适当加大配合间隙(为便于安装、更换支撑螺母,支座正面加工出安装孔)。b)修改托盘结构:将Φ165改为Φ165.5g6;增加托盘支承面积,将托盘由环形(内环Φ326、外环Φ354)支撑改为Φ250平面支撑。c)改支撑螺杆,将球面半径由R6000改为R2000,增强倾斜灵活度。d)在隔油板有间隙处增加密封件,尽可能降低运行瓦温。e)更换高压减载系统油泵及相应过滤器,油泵由15L/min提高到46L/min,更换油泵交流电机。f)将高压油减载系统分配器节流孔改为1.5mm。3.3事故处理由于托盘、瓦座、推力支承螺栓、高压减载油泵加工周期较长,设备到货后先在其他机组上改造。在事故抢修中处理措施与第一次烧瓦处理一样,仅全面清扫油槽及管路,更换推力瓦。推力瓦是第一次烧损后修复的瓦,瓦面经过研磨挑花处理。事故处理约1个月,10月20日机组再次开机并网。在采取最终改进措施前,机组启停机两台高压油泵同时运行,停机后重启机间隔时间要大于30min。机组重启后,又进行了相关验证试验,10月20日下午,完成发电调相工况动平衡检查及热稳定运行试验,机组振摆情况正常,推力油外循环冷却器调试滤网未拆除,运行1h,瓦温最高达到75.8℃。10月21日发电工况热稳定运行试验,推力油外循环冷却器调试滤网拆除,发电运行2h15min,瓦温最高达到71.1℃。10月23日进行泵工况热稳定运行试验,泵工况运行5h,瓦温最高达到74.6℃,机组运行正常。4其他机组的运行情况新的托盘、瓦座、推力支承螺栓、高压减载油泵在2009年12月后陆续交货,4台机油泵已全部更换,1、2、3号机新的托盘、瓦座、推力支承螺栓已全部更换。2号机2010年8月16日开始启动调试;8月18日完成发电空载动平衡和空载热稳定试验,机组额定转速运行约2h后,机组各部温度趋于稳定,其中推力瓦温最高为68.8℃;9月4日,完成发电工况300MW满负荷热稳定运行试验,机组满负荷运行大约3.5h,其中推力瓦温最高达到72℃;9月16日完成泵工况热稳定运行试验,运行5h

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