摘要：从大岗山电站接机发电以来遇到的重点问题，并通过对问题的分析、治理，确保设备的安全稳定运行。
关键词：水轮发电机；初期运行；重点问题；安全稳定运行
ABSTRACT：Facing the key problems since Dagangshan Hydropower Plant operated officially，through analysis，management and maintenance of problems，thus ensured the safe and stable operation of the plant.
KEY WORD：Hydro-generator，Early stage operation，Key issue，Safe and stable operation.
1 大岗山水电站机组、主变结构特点
大岗山电站4台立轴式水轮发电机组，采用发变组单元接线，单机额定出力为650MW。发电机为普通伞式，水轮机为混流式。
水轮机型号为HLV154-LJ-701，主轴密封采用可动式向下端密封，水导轴承采用稀油润滑的金属轴承，由10块轴瓦组成，瓦面为巴氏合金，采用两台油泵两台冷却器的外循环冷方式。
水轮发电机为立轴普通伞式三相凸极同步发电机，其型号为SF650-48/14500，上导轴承布置在上机架中心体内，由16块稀油润滑巴氏合金瓦组成。下导轴承布置在下机架中心体内，由24块稀油润滑巴氏合金瓦组成。导轴承为自润滑内循环系统，采用半环式油冷却。推力轴承布置在下机架中心体上部，由20块钨金瓦组成。推力轴承采用镜板泵外循环润滑冷却系统，在下机架布置8台油冷却器。
主变压器采用三相一体式电力变压器，将发电机出口18kV电压升压至500kV电压后送出。型号为SSP-723000/500，容量723MVA，高、低压侧接线方式为“Yn/d11”，主变中性点直接接地，铁芯及夹件通过安装在油箱顶部的接地套管引至油箱下部接地。
2 曾经出现的重点问题
2.1 机组顶盖排水泵启动频繁
大岗山水电站布置4台顶盖排水泵，平均启动时间为12分钟左右启动一次，正常启动时间60分钟左右一次。顶盖排水泵的频繁启动，不但增加厂用电使用量，还降低设备使用寿命，设备维护工作量也大大增加。
2.2 下导、推力轴承油雾较大，吸排油雾装置效果不明显
大岗山1～4F机组自投运以来，水轮发电机下导、推力轴承油槽存在不同程度的油雾现象，下导轴承的油雾在下机架室冷却后形成大量油迹，推力轴承油雾随机组通风路径扩散后致使发电机下导轴承油槽盖、下机架中心体内、转子下圆盘边缘、发电机空气冷却器风口存在大量油迹，其中4F机组尤为严重。这种现象不仅要消耗大量的润滑油，而且严重污染发电机定子铁芯、定子线棒及转子线圈，降低定子线棒及转子线圈的绝缘强度及使用寿命。
2.3 水导瓦温及油槽温度偏高
大岗山电站水导采用10块360 mm x 360 mm稀油润滑分块瓦结构，分块瓦采用巴氏合金材料，设计轴瓦间隙0.2 mm （运行时），轴承采用强迫外循环油泵润滑，外置式冷却器。机组空载运行时水导瓦温有点偏高，个别超60℃且不稳定；瓦温分布不均衡，最高瓦温和最低瓦温相差十几度；温度运行情况如图1所示。
图1 机组运行时水导温度情况
机组运行时，热损耗未能有效循环带走，油槽温度有点偏高，单泵运行时达50℃，双泵运行时达45℃；主要因为水轮机轴领尺寸大，直径Ф3480 mm，圆周线速度高达22.78 m/s，导致轴瓦之间空间区域产生大量搅油损失，致使总损耗加大；
喷油管位于两块轴瓦中间，距离轴瓦较远，喷出的冷油可能在进入轴瓦前先与轴瓦泵出的热油混合，致使油温升高，从而降低冷却效果。
图3 机组运行时单、双外循环油泵运行时瓦温情况
2.4 主变压器低压侧与IPB连接处导体、外壳温度报警
当负荷在520MW以上且稳定运行超过一小时后，主变压器低压侧与IPB连接处导体、外壳温度高报警（导体温度超过80℃时报警，外壳温度超过60℃时报警）。用红外热成像测试仪对主变压器进行红外热成像测试时，发现1号、2号、3号主变压器B相低压侧套管升高座与变压器器身连接法兰处的部分螺栓的最高温度高达128℃，A、C相也有部分螺栓温度高达110℃，已影响变压器的安全运行。
3 处理经验及探讨
根据上述的种种情况，大岗山公司做了如下处理，供参考。
（1）通过对大岗山电站1F～4F 机组主轴密封检查情况，分析出顶盖水泵启动频繁因主轴密封水漏水大。漏水的原因有两点：一是主轴密封密封环与支持环安装时使用的Φ9 橡胶圆购买较早，长期浸泡在水中，老化严重，出现了断节、硬化、裂纹、脱落等现象，导致密封失效；二是机组止动销安装时未按照要求涂抹螺栓锁固剂，在机组振动和水流冲击下出现松动、脱落现象，导致密封环偏心，进一步增加了漏水。主轴密封密封环与支持环之间橡胶圆更换之前，大岗山公司运行维护处加强顶盖排水泵启动次数和主轴密封磨损量监控，如发现启动次数和磨损量异常增加情况及时停机处理的临时方式，保证设备安全可靠运行。现已根据厂家设计及安装要求进行处理，现在顶盖排水泵运行时间间隔在45分钟左右。
（2）下导、推力轴承油雾较大改进措施：一是针对同类型机组油雾大的问题，对轴承密封盖整体加高，增加轴承箱内部容积，密封盖上面装设呼吸器，转轴处加装甩油环，防止润滑油顺轴向上攀爬，甩油环相对面贴有油雾吸收层，可有效吸收甩油环甩出的油滴，预防油滴四处飞溅，密封盖与轴之间采三道接触密封齿及两道气密封片的组合密封形式。
二是轴承密封盖的接触密封齿按圆周方向等分成若干偶数等份，每一等份通过衡力弹簧的作用均能径向前进和后退，灵敏度高，能紧随转轴的摆动做径向跟踪，能够有效补偿运行中密封齿的磨损量，使密封齿与转轴之间连续不断的接触，保证密封齿和转轴之间零间隙运行；密封齿最外面采用2层有效密封齿，与转轴接触部分材料选用非金属多元复合材料，该材料具有良好自润滑功能，磨擦系数极小，密封齿与转轴接触采用尖齿形状，密封齿前端与轴接触部分接触面为0.40mm；在密封盖上安装密封齿间隙调整装置，方便安装、检修时调整密封齿与轴之间间隙，调整间隙范围在0mm-2mm。
三是气密封片具有优良的自润滑性能，具有自动充气密封功能，磨擦系数极小，耐高温、耐磨擦。机组在运行过程中，受机组转动风压作用，使气密封片自动鼓起，与转轴紧密贴合，达到最佳的密封状态，有效防止润滑油顺轴向上攀爬。
四是在轴承内挡油圈与转轴之间加装接油盆，将油槽由于内甩油产生的油雾封闭在密闭空间，油雾在密闭空间内凝结，通过安装在转轴上的甩油环将凝结的油滴收集在接油盆内，从而有效防止油槽内甩油造成油雾扩散；同时在接油盆上安装设呼吸器，呼吸器保证接油盆内外压力平衡，防止因大轴转动造成在接油盆密闭空间内产生负压吸出轴承内大量油雾。
（3）水导瓦温、油温高原因分析：轴瓦间隙分布不太均匀，不同轴瓦温差较大；0.5 mm冷态单边间隙有点偏紧，根据厂家校核计算，冷态下轴瓦单边间隙应为0.618 mm，在热态下轴瓦间隙会变为0.2 mm；根据之前现场数据记录，下导受力偏小，载荷过多作用在水导上，可能在一定程度上加剧了水导的恶劣受力工况。
改进措施：一是调整轴瓦间隙，冷态下按照0.6 mm单边间隙进行调整。另外，采取适当措施调整，使10块轴瓦的瓦温更为均衡。先将4#水导轴瓦间隙已调到单边0.6 mm，摆度基本能稳定在200μm以内，且轴瓦间隙调整后，单泵单冷状态下空载运转三小时后最大瓦温只有53℃，效果改善明显。其他机组根据此标准进行调整后温度下降明显，特别是1号机组，当单台水导外循环泵运行时，温度最高在52℃左右。
二是根据水导搅油损失较大以及热交换不畅，对水导外循环系统进行局部改进措施，将喷油管改为侧向喷油管（如图4所示），使冷油直接对准轴瓦进口侧间隙喷射，以改进冷却效果。同时，在两块轴瓦中间区域加装一隔板，尽量隔开热油和冷油，避免两者提前混合，同时也可减少油的搅动损耗，根据运行情况，发现效果较好，现已将机组水导外循环系统全部改造完成。
图4 机组水导外循环油槽内喷油管路改造图
（4）4台主变压器自投运以来，随发电机负荷增加，变压器低压侧法兰出现不同程度的发热现象，特别是B相法兰温度平均比A、C相高20度左右，有的局部温度达120度以上。其原因是变压器低压侧法兰与屏蔽罩间有橡胶密封垫，罩与法兰未形成完整的屏蔽体。使在重负荷时，低压导管有20000A电流流过，会有大量漏磁通从缝隙泄漏，在强磁场作用下导致连接法兰及螺栓发热。
实施方案：一是增大变压器低压侧法兰屏蔽罩；二是在屏蔽罩与法兰间加装金属密封衬垫，保证间隙处可靠电气连接。三是在变压器B相低压侧法兰正对的防火墙上装一台轴流风机。
经过对机组及主变出现重大问题的处理，大岗山电站设备得以安全稳定运行。
参考文献：
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[3]沈磊.水电站机械设备的运行管理与维护[J].黑龙江水利科技，2017，45（11）：189-191.
作者简介：
刘 名（1990-），男，四川广安，大学本科，助理工程师，从事水电站运行、维护、检修工作。
曹 灿（1979-），男，云南曲靖，大学本科，高级工程师，从事水电站运行、维护、检修工作。
论文作者:刘名,曹灿
论文发表刊物:《电力设备》2018年第33期
论文发表时间:2019/5/16
标签：轴瓦论文; 机组论文; 轴承论文; 间隙论文; 转轴论文; 变压器论文; 法兰论文; 《电力设备》2018年第33期论文;