探析呼和浩特抽水蓄能电站机组安装典型案例

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100 ±5°C 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100°C 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。

2 2 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。

3 4 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433r /min( 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。

4 2 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。

5 4 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。

6 2 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M80×6 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。