探析呼和浩特抽水蓄能电站机组安装典型案例

　　呼和浩特抽水蓄能电站（以下简称呼蓄电站）是国内少有的高海拔、高水头、大容量抽蓄电站，位于内蒙古自治区呼和浩特市东北部的大青山区，距呼和浩特市中心约20km。电站安装了4台单机容量300MW的立轴单级可逆式抽水蓄能机组，总装机容量为1200MW，额定水头为521m，最大水头585m，设计年发电量20。075亿kWh、年抽水电量26。767亿kWh。电站建成后以500kV一回出线接入蒙西电网，在电网中担任调峰、填谷、调频、调相以及事故备用任务。
　　呼蓄电站主机设备安装及调试工作于2013年5月份正式开始，首台机组于2014年11月10日投产发电，2号机组于2014年12月26日投产发电，3号机组于2015年6月9日投产发电，4号机组于2015年6月23日投产发电。主机设备安装及调试工作共历时26个月，过程中出现了诸如座环拉紧螺杆断裂问题、调试期间止漏环温度异常上升、转子磁极线圈开裂问题和转子磁极频繁接地问题等等，现场在厂家、监理和施工承包商等单位的配合下，及时制定并采取了相应的处理措施，有效地解决了问题并取得良好的效果。本文对相关案例进行分析和总结。
　　1转子磁极频繁接地问题
　　呼蓄电站3号机组在完成甩负荷试验后，进行SFC拖动试验。试验开始瞬间机组转子一点接地保护即动作，机组紧急停机。现场经技术人员检查确认4号、12号两台磁极绝缘为零，发生两台磁极同时接地故障，故立即决定将4号、12号两台磁极吊出机坑并脱开线圈进行检查。可以看到发生接地故障的部位都是磁极右侧下端处（磁极顺时针方向下端部）；4号、12号两台磁极线圈及铁芯均被严重烧损，有明显的过电流痕迹。
　　2号机组在调试期间也曾经发生过三次转子一点接地故障（分别为2号、7号和12号磁极），发生接地的部位同样是磁极右侧下端处。这样连同3号机组的4号和12号磁极，由厂家供货两台机组共24台磁极，已有5台发生转子一点接地故障且都发生在同一部位。
　　1。1原因分析
　　由于ALSTOM供货的1号机组已正常投运半年，且从未发生过转子磁极接地故障，现场将ALSTOM供货的备品线圈拆封，与东电的线圈进行对比研究。发现ALSTOM供货的线圈外表面均匀涂抹了一层绝缘漆，但是东电的线圈未采取任何绝缘措施，线圈均是裸露在外的，如果磁极通风沟内进入异物则极易导致接地故障。因此，东电供货的磁极线圈未采取绝缘措施是导致其频繁接地的主要原因。
　　厂家在磁极线圈与铁芯间设计了一条7mm宽的通风沟，以利于磁极线圈散热。但是通风沟底部有一段高约200mm的死风区，杂物进入该区域后会残留积累下来，从而形成磁极线圈与铁芯的接地通道。这就是发生接地故障的5台磁极接地部位都在磁极右侧下端处的原因。
　　造成磁极接地的杂物，根据判断应该是残留在风洞或机组内，在机组运行期间随着冷却风一同进入磁极通风沟内并留存下来的。判断其来源为：1）为便于磁极顺利挂装，厂家技术人员要求在磁极挂装前需对转子磁轭、磁极铁芯等挂装部位进行整体打磨，消除铁芯上的高低点。虽然打磨工作完成后现场进行了严格的清扫、检查，但是转子磁轭与磁极上仍不可避免的残留有铁屑；2）按照要求，发电机设备安装前，应对风洞地面及墙面进行清扫、冲洗及刷漆等工作，但现场对该项工作执行不到位，局部地区残留有灰尘等杂物。
　　1。2处理措施
　　1。2。1对于3号机组损毁的4号、12号磁极
　　1）将磁极线圈脱开：将磁极整体垫高约400mm并搭设简易保温棚，在磁极下方布置履带式加热板进行加热工作，将磁极在1005C环境下烘培3h；加热工作结束后，悬吊磁极并撤除其底部支撑，用木方将磁极线圈两端支撑稳固，然后缓慢下落磁极，使磁极铁芯靠自重下落与线圈脱开。
　　2）磁极铁芯清理：拆下铁芯两端弧形绝缘托板，拆下铁芯极身四周所围包的Nomex纸及绝缘板；拆下后全面清理磁极铁芯，清除粉尘、杂质，清除铁芯极身两侧残胶，露出金属本色（可进行适当打磨，勿伤及铁芯即可）。所拆下的弧形绝缘托板清理干净，妥善保管。
　　绝缘托板清理：清除托板全部碳化的部分，露出绝缘材质本体；清理干净托板各表面，妥善保管。
　　3）挪用备品线圈，组装磁极：用Nomex纸围包极身绝缘、端部绝缘，粘角部加强绝缘，并用工装固定牢靠，在100C环境下烘培8h；拆除工装，检查Nomex纸无鼓包现象；安装端部绝缘板、绝缘托板等，按照图纸要求在合适部位涂抹润滑剂；套入磁极线圈，安装线圈压紧工具，压紧线圈并仔细检查其与绝缘托板应无间隙；使用玻璃布板和浸透793胶的涤纶毛毡塞紧磁极通风沟底部的死风区；安装磁极其余附件，将磁极整体在100oC环境下烘培8h；测量磁极绝缘电阻、进行磁极耐压试验。
　　1。2。2对于其余所有由东电厂家供货的磁极
　　1）磁极整体清扫：利用带电清洗液和丙酮等全面清洗磁极，彻底清除通风沟内的残留杂物。
　　2）测量磁极绝缘电阻、进行磁极耐压试验。
　　3）试验合格后，对磁极铁芯与线圈间喷涂DECJ0708绝缘胶。
　　4）使用玻璃布板和浸透793胶的涤纶毛毡塞紧磁极通风沟底部的死风区。
　　22号机转子磁极线圈开裂问题
　　2014年4月24日，东电厂家发来《关于呼蓄磁极事宜的函》，函件内报告了由其供货的呼蓄机组磁极固定结构存在一定问题，与呼蓄相同磁极固定结构的黑麋峰等电站投产运行后存在磁极窜动、机组制动时转子异响及磁极线圈开裂等问题。
　　呼蓄电站2号机组在调试试运行期间，已发现存在磁极线圈开裂问题，且多集中于引线连接部位。在进行1号、2号机组双机同甩负荷系列试验期间，现场技术人员对线圈开裂部位进行了重点跟踪监测，发现线圈与托板间、极间引线与相邻匝间局部出现间隙，最大约2。5mm。
　　2。1原因分析
　　东电设计人员分析认为，在机组正常运行时，磁极在巨大的径向向心力作用下，磁极T尾向外与磁轭T尾靠紧，但在磁极下方与磁轭外圆处会出现局部间隙。尽管此时磁极与磁轭不会产生相对位移，但在机组甩负荷、水泵抽水断电等工况中，机组转速发生变化，机组振动较大，磁极不可避免受到轴向、周向的加速力，而磁极楔块的结构设计不能有效约束磁极在这两个方向的运动，从而引起磁极整体晃动和楔块松动。特别是在制动时随着离心力的大幅减小，松动的楔块与压板会发生磕碰，从而产生异响。因此，这种磁极固定结构型式造成了磁极与磁轭之间固定不紧密，必然会出现两者有相对位移的情况。尤其对于抽水蓄能机组每天开停机频繁、旋转方向反复变化的机组，更加严重。
　　2。2处理措施
　　2014年7月3日，东电厂家发来《关于黑麋峰转子磁极固定结构改造后情况汇报的函件》，详细汇报了黑麋峰电站转子磁极固定结构改造完成后进行甩负荷、抽水断电等试验时磁极线圈的检查情况。最后得出结论，磁极固定结构改造方案可以基本解决磁极线圈开裂问题。
　　东电厂家总结了其在黑麋峰电站转子磁极改造过程中积累的成功经验，提出了呼蓄电站转子磁极改造方案：在现有磁极铁芯上加工键槽、增设两对磁极键，磁极键一面与磁极铁芯接触，一面与磁轭表面接触，这样就可牢靠固定磁极。正常运行时，磁极键的存在并不改变磁极原有受力状态，当在甩负荷、水泵断电等过渡过程以及制动过程中，磁极键可有效限制磁极周向和径向的运动趋势，不出现松动、晃动现象。
　　34号机上导瓦烧瓦事故
　　2015年6月7日下午17时，呼蓄电站4号机组进行第二次开机及动平衡试验。当机组转速升至433rmin（86。6额定转速）时，全部12块上导瓦瓦温急剧上升并报警，葛局试验室立即手动关停机组。在转速下降阶段，上导瓦温最高报137摄氏度，上导X向摆度最大105。2道，上导Y向摆度最大88道（上导瓦抱瓦间隙为单边0。30mm），其他部位暂无异常。现场立即组织人员对上导推力组合轴承进行开盖检查，发现油箱内部存在大量巴氏合金碎屑，12块上导瓦瓦面损伤严重
　　3。1原因分析
　　1）上导推力轴承运行油位低于设计值，导致上导瓦不能形成连续有效的油膜，瓦与大轴出现严重干磨；
　　2）安装阶段注油工作是按照设计油位为标准进行的，但注油工作完成后未启动外循环装置进行系统循环排气和补油工作，故当机组运行时系统内气体排出从而油位下降；
　　3）ALSTOM厂家供货的油位计有故障，不能正确显示油位，现场人员以油位计为准造成了油位正常的假象。
　　3。2处理措施
　　1）将上导推力组合轴承排空检查，拆出受损的12块上导瓦并返厂处理；
　　2）利用千斤顶将转子顶起，仔细检查镜板镜面与推力瓦，未发现有受损情况；
　　3）彻底清扫油槽及与油槽相连的所有管路，确保没有残留的钨金碎屑；
　　4）挪用备品上导瓦，回装轴承，注入新油；
　　5）开启外循环装置进行油路循环工作，反复多次拆出油过滤器滤芯进行清洗，直至没有残余钨金碎屑。
　　42号机组调试期间止漏环温度异常上升
　　在2号机组进行首次水泵工况启动试验时，监控系统报上止漏环温度异常上升，下止漏环温度正常。
　　4。1原因分析
　　现场检查确定止漏环间隙分配符合设计要求、止漏环冷却水流量压力均正常、止漏环测温元件工作正常。随后在将止漏环冷却供水管路拆开后发现，管路内存在有少量铁屑、固体颗粒物等杂质，据此可以判断是杂质进入止漏环后与其磨擦从而使止漏环温度异常上升。分析认为，铁屑、固体颗粒物等杂质是安装过程中遗留在管路中的，发电工况系列试验过程中无需进行止漏环冷却水的供应，因此铁屑等杂质并没有进入到止漏环内。而当机组水泵工况首次启动时，铁屑杂质等可随止漏环冷却水进入止漏环内，机组运行时与止漏环发生磨擦。
　　4。2处理措施
　　排空机组尾水，将顶盖内止漏环冷却水供水管路拆开，人工盘车使机组缓慢转动，在管口处利用塞尺、面团及工业吸尘器等工具彻底清除进入止漏环内部的铁屑等杂质；拆下上下止漏环冷却水供水管路，在机坑外重新清扫、检查，确认无误后回装。
　　54号机组调试期间止漏环温度异常上升
　　在4号机组进行首次水泵工况启动试验时，监控系统报上止漏环温度异常上升，下止漏环温度正常。
　　5。1原因分析
　　现场技术人员通过监控系统发现，在机组充气压水过程中蜗壳均压管上的液控阀未按照设计要求打开。因此当机组水泵工况运行时，转轮室内的水和气体无法顺利排出，形成的气压迫使上止漏环冷却水无法正常供应，从而导致动静止漏环干磨发热。
　　5。2处理措施
　　现场检查确认上下止漏环并无损伤，技术人员修改程序确保充气压水过程中蜗壳均压管上的液控阀可正常开启。
　　62号机座环拉紧螺杆断裂
　　2013年7月1日，呼蓄电站2号机组的一根M806座环拉紧螺杆在进行蜗壳混凝土浇筑后的最终拉伸时发生断裂。呼蓄电站每台机组的座环共有此类拉紧螺杆40根，2号机组除断裂螺杆外，其余39根螺杆已按设计值进行了最终拉伸预紧工作。
　　6。1原因分析
　　根据现场施工记录，该螺杆断裂前的拉伸应力远未超过其抗拉强度，且通过计算可知在液压拉伸器的最大拉伸应力也未达到该螺杆的屈服强度，排除了因现场操作原因导致螺杆断裂的可能。东电厂家对断裂螺杆的化学成份、力学性能和金相进行了分析，根据断裂螺杆金相分析结果表明，该螺杆断裂起源于距外圆表面约23mm的芯部，且断口附近存在一长约45mm的细长裂纹，裂纹内存在较多灰色物质和少量黄色夹杂，金相组织偏离正常调质态组织。据此确定，该螺杆的断裂是由其材料内部缺陷所致。
　　6。2处理措施
　　2013年8月30日下午，呼蓄公司组织召开《2号机座环拉紧螺杆断裂》专题会。会上东电厂家提出呼蓄座环拉紧螺栓40根受力和39根受力两种情况下的计算分析报告，在极限工况下，考虑5的安全余量及地震系数（垂直方向0。125），此时全部拉紧螺杆最大受力为5。83E07N，40根拉紧螺杆在极限工况下，每根螺杆受力为1457500N，安全系数为1。292，当1根拉紧螺杆失效后，其余39根拉紧螺杆在极限工况下，每根螺杆受力为1494872N，小于其预紧力1883424N，安全系数为1。26，仍有较大设计裕量。
　　考虑到座环拉紧螺杆的设计裕量，就目前现状，如进行断裂螺杆更换将需要破除机坑钢筋混凝土，拆除和安装螺杆的工艺较复杂，处理过程可能产生新的隐患，对结构造成影响。最后明确，在没有可靠手段的情况下，建议采用东方电机提出的对断裂螺杆不处理的方案。同时强调，无论采取何种处理方案，东方电机均应负责确保呼蓄电站2号机组在最恶劣工况下的安全稳定运行。
　　72号机座环拉紧螺杆套管内进浆
　　在对1号机组和2号机组座环拉紧螺杆进行最终拉伸工作时，发现该螺杆套管内残留有大量混凝土，并与拉紧螺杆粘结在一起，对螺杆的拉伸工作带来影响。
　　7。1原因分析
　　安装期间座环拉紧螺杆上端约有1m长的部分裸露在套管外，现场仅采用了PVC管包裹的方式对裸露部分的螺杆进行防护，当进行混凝土浇注工作时混凝土挤压破坏了PVC管并流入套管内。
　　7。2处理措施
　　1）对1号、2号机组：现场采用拉伸放松再拉伸的方式，对拉紧螺杆进行多次拉伸工作，确保螺杆与混凝土彻底脱离后，按照厂家的工艺要求进行最终拉伸及验收工作。
　　2）对3号、4号机组：厂家提供新的防护措施，在螺杆裸露部分涂抹黄油或工业肥皂后，用无纺布将螺杆包裹严实并封堵套管上管口，最后安装并固定好防护套管。采用新的防护措施后3号、4号机组螺杆套管内未发现有残留混凝土。
　　84号机转子上挡风板吊杆螺母及锁片松动问题
　　在3号、4号机组双机同甩负荷系列试验过程中，发现4号机转子上挡风板有一颗垂直吊杆的螺母锁定片松动失效，螺母及锁片向下滑落即将脱离吊杆。如果此螺母脱落势必会被吸入发电机内部，给机组带来无可估量的损失。
　　1）原因分析。双机同甩负荷系列试验过程中机组振动过大，从而导致锁定片松动失效。
　　2）处理措施。为避免该处螺母脱落给机组带来严重破坏，现场要求将四台机组所有挡风板的组合螺母全部松开，采取涂胶锁定片的双重锁定保护措施。
　　3）建议。在后续电站设计过程中，厂家设计人员可考虑将此处改为涂胶碟簧的锁定形式，这样既安全又方便施工。
　　9结语
　　呼蓄电站作为第一批由国内厂家总包、国外厂家提供技术支持的国产化项目，对抽水蓄能机组设备国产化做出了突出贡献。呼蓄电站主机设备在安装和调试过程中出现过一些问题，涉及到机组设计、制造和施工工艺等方面，现场在厂家、监理和施工承包商等单位的配合下，及时制定并采取了相应的处理措施，有效地解决了问题并取得良好的效果。结合国家十三五规划，后续国内将有多座抽水蓄能电站开工建设，本文希望通过对呼蓄电站主机设备的典型案例进行总结与分析，详细探讨各案例的处理方法和措施，为后续抽水蓄能电站的建设与运维提供一点参考和借鉴。