张河湾电站3号机组油压系统油混水的原因分析及处理

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第43卷 第12期2020年12月
Vol.43 No.12Dec.2020
水 电 站 机 电 技 术
Mechanical & Electrical Technique of Hydropower Station
1 概述
张河湾公司调速器/球阀油压系统由1个集油箱、1个调速器压力油罐、1个球阀压力油罐、3台压力油泵（BP46号透平油约10 450 L ）、电磁阀及管路阀门、透平油冷却系统等装置组成，正常运行压力6.2~6.4 MPa。

油压系统用户包括导叶接力器、球阀接力器、球阀工作密封接力器、球阀旁通液压阀、蜗壳均压阀、调相压水供气阀、调相压水补气阀、调相回水排气阀、
蜗壳均压阀等液压设备。

图1 集油箱前视图
2 油混水情况介绍
2020年03月14日，班组巡检人员进行机组的日常巡视，发现3号机组集油箱盖板外沿有不明原因锈蚀，打开3号机集油箱盖板，发现盖板下表面有凝结水滴，同时检查集油箱顶部也有明显水滴，怀疑3号机组集油箱发生油混水。

用油样瓶取底部油样，现场外观检查，3号机组油水分层明显，进行油化验，水分含量为189 mg/L，根据GB/T 7596-2017《电厂运行中矿物涡轮机油质量》3.2条中要求水分≤100 mg/L，油质明显超标。

经现场综合分析确认：3号机集油箱内部发生油混水，
具体原因不明。

图2 集油箱顶部水滴
收稿日期： 2020-09-23
作者简介： 赵雪鹏（1992-），男，助理工程师，从事水泵水轮机设备运维检修工作。

张河湾电站3号机组油压系统油混水的原因分析及处理
赵雪鹏，李永杰
（河北张河湾蓄能发电有限责任公司，河北 石家庄 050300）
摘 要： 从三个方面探讨了张河湾公司3号机油压系统发生油混水缺陷的可能原因，最终发现球阀旁通液压阀阀杆密封失效导致水分由旁通阀操作油管路流至油压系统，更换球阀旁通阀后，水分不再增大。

通过后续对油压系统的彻底清理，解决了油压系统油混水问题。

为其他电站处理同类型的缺陷提供了经验。

关键词： 集油箱；油混水；液压阀；透平油
中图分类号：TK730.4+2 文献标识码：B 文章编号：1672-5387（2020）12-0027-04DOI：10.13599/ki.11-5130.2020.12.010
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3 水分来源分析
3.1 原因分析
确认发生油混水后，张河湾公司异常重视，组织人力物力等积极分析水分来源及处理措施。

经现场具体分析，来源可能有以下3个方面：
（1）3号机油罐补气装置压缩空气含水量过大，导致油压系统水分增加。

（2）调速器液压油冷却系统存在渗漏，导致油压系统进水。

（3）3号机油压系统用户存在反水，导致水分超标。

3.2 原因排查
现对以上原因进行逐条分析：
（1）油压装置补气装置为一根管4台机组共用，其中4号机组距离压缩空气系统距离最远，1、2、4号机组均未发生明显水分增加，且1、2、4号机组水分含量均合格，排除此原因。

（2）调速器液压油冷却系统因不符合现场实际运行状况，已停用多时，相关管路及冷却器已经拆除，排除此原因。

（3）油压装置用户主要有导叶接力器、球阀接力器、球阀工作密封接力器、球阀旁通液压阀、蜗壳均压阀、调相压水供气阀、调相压水补气阀、调相回水排气阀等液压设备，其中导叶接力器、球阀接力器、球阀工作密封接力器均为液压油缸，无接触水分风险，排除接力器渗水原因；蜗壳均压液压阀、调相压水供气阀及补气阀均为液压球阀，操作机构与执行机构有明显分界点，全开全关也有明显位置指示，排除此故障点；球阀旁通阀AA523、调相回水排气阀AA415及AA416为液压针阀（AA415及AA416为同型号阀门），操作机构与阀体执行机构通过液压杆连接，若油与水分界面的唇形密封失效，水分有可能沿液压杆从管道中反水至油回路中，怀疑水分由球阀旁通阀AA523或者调相回水排气阀AA415及AA416反水至集油箱。

进一步分析2个阀门结构，其具体结构如图3、图4所示。

两种液压针阀在机组运行时油腔压力均为6.2~6.4 MPa，停机时两种阀门油腔压力均为0 MPa，球阀旁通阀高压侧压力为上库水压，正常运行及停机时为3.7 MPa，调相回水排气阀高压侧为下库压力，正常运行及停机时压力0.6 MPa。

具体分析2个阀门结构，两种阀门管道侧与油腔均有两道相对的唇形动密封，一侧密封水压，一侧密封油压，球阀旁通阀在水压侧唇形密封失效时压力水会顺延液压杆至油腔侧，从而反水至集油箱；调相回水排气阀两道密封之间有法兰面把合，法兰面未安装密封，在一道密封失效时油或者水会顺延液压杆至法兰面溢出，经现场检查确认AA415及AA416无异常情况。

综上分析，初步确认集油箱水分来源为：旁通阀水压侧唇形密封失效，水分从球阀旁通阀水压侧经液压杆两道唇形密封后反水至旁通阀液压腔导至集油箱油混水。

图3 球阀旁通阀结构图
图4 调相回水排气阀结构图
29第12期赵雪鹏，等：张河湾电站3号机组油压系统油混水的原因分析及处理
4 3号机组油混水缺陷的处理
4.1 针对旁通阀的处理
在初步确认水分来源后，为防止集油箱水分进一步增大，张河湾公司积极抓住机组运行低谷机会，对3号机球阀旁通阀进行更换，并对更换下来的旁通阀进行打压试验。

通过分析旁通阀具体结构，决定对旁通阀油压侧和水压侧都进行打压试验。

首先对旁通阀油压侧进行打压，油压侧试验压力缓慢增加并逐步增加至额定压力，旁通阀保压无异常；继续对旁通阀管道侧进行水压试验，试验压力缓慢增加至1 MPa，旁通阀水压侧保压不成功，且有水滴从液压缸接头渗出。

确认故障点：球阀旁通阀液压杆中间水压侧唇形动密封失效，反水至集油箱，导致3号机组油压系统油混水。

4.2 针对3号机组油压装置的处理
在切断水分来源后，经对油压装置油混水情况分析，机组需立即退出备用，进行油过滤及油压装置清理，因河北南网2020年春节及疫情期间负荷紧张，调度不批准机组转检修。

在此情况下，经现场研究确定，结合在线滤油项目预留管道，采用大型移动式滤油机，进行集油箱的在线滤油。

经15 d连续不断的过滤，集油箱水分从189 mg/L减少至92 mg/L，基本满足机组油压系统的正常运行要求。

图5 3号机组油压系统使用在线滤油机持续进行在线滤油5 3号机组油压系统的后续处理
3号机组在2020年04月01日至07日进行D 级检修，机电二班结合检修进行了油压系统集油箱清理、电磁阀清洗检查及电液转换器TR10的清扫检查、压力油罐内部检查及油过滤等工作。

（1）针对集油箱本体主要进行了集油箱内部各管路的清理、底部油泥的清理及锈蚀部件的除锈处理等工作。

清扫发现底部油泥等在滤油机进口管以下位置依然残存水迹，集油箱内碳钢且未刷漆的部件锈蚀严重，经底部油泥清理及部件除锈处理后现场验收合格，
具备注油条件。

图6
集油箱除锈前后对比
图7 集油箱内部清扫前后对比
（2）针对集油箱上安装的电磁阀均进行了拆解检查，对锈蚀严重电磁阀进行了更换；对电液转换器TR10进行拆解检查，发现电液内部磁铁上存在明显
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锈蚀点，进一步锈蚀将影响电液转换器的运行稳定性，会导致不安全事件的发生。

对其进行小心清理后回装，测量平衡电位为2.35 V，可正常运行使用。

图8 电磁阀拆解检查
（3）针对调速器及球阀压力油罐的检查，鉴于2个油罐2017年3号机组大修期间曾进行防腐刷漆，经现场协商确认，采用内窥镜对其内部情况进行检查，确认油罐内部油泥及锈蚀情况。

经检查，油罐内部油漆情况良好，无油泥及锈蚀，无需进一步处理。

针对油压系统水分含量依然超标的情况，机电二班在检修第一天即开始24 h不间断油过滤，经5整天过滤后送油样化验，其水分为33 mg/L,颗粒物等级为8，较过滤前有明显改善，符合汽轮机油运行标准，注油后终结工作票。

表1 3号机组油过滤前后主要指标对比检验项目过滤前过滤后标准
水分189 mg/L33 mg/L≤100 mg/L 颗粒物等级大于12级8级≤8级
6 经验与教训
通过此次3号机组油混水的处理，总结出以下经验与教训：
（1）球阀旁通液压阀已运行10年之久，根据厂家意见，球阀旁通液压阀终身免维护，因此电站对此阀门的维护仅限于外观检查以及阀门开关时间分析，维护的深度不够，免维护的产品依然需要定期打压试验。

（2）液压杆密封为唇形动密封，唇形密封只能作单向密封，且密封效果和压力相关，当旁通阀水压侧密封失效，且油压侧压力不足时，会经油腔反水至集油箱。

（3）针对针式液压阀，电站将加强维护力度，采取定期的更换密封及打压试验，确保不再发生类似事件。

（4）对集油箱油混水的监测存在漏洞，油混水通过巡检发现，由于集油箱上油混水传感器安装在集油箱距底部10 cm处，未及时反馈油混水信号，下一步电站将对集油箱油混水传感器进行改造，确保发生油混水时能第一时间发现。

（5）油处理方面，发生油混水时，在切断水分来源后，采用大型移动式在线滤油机可有效降低油压系统水分及颗粒物含量，有力的保证了机组的正常运行。

（6）发生油混水后液压元件尤其是电磁阀及电液转换器的清扫检查十分必要，可及时除去阀芯内部锈蚀，防止锈蚀严重导致电磁阀及电液转换器的卡涩，避免不安全事件的发生。

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造周期稍长，但在合理利用电站或设备的检修和维护时间的条件下，对电站的运行影响并不大，因此张河湾电站500 kV保护系统升级改造采用方案2，即500 kV保护系统相关设备全部改造升级。

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