高水头机组推导油槽油位异常故障分析培训课件

高水头机组推导油槽油位异常故障分析培训课件勇于跨越追求卓越CONTENTS目录01电站及机组概况02推导油循环系统结构与原理03油位异常故障现象描述04油位异常原因排查与分析CONTENTS目录05故障处理方案与实施06预防措施与技术改进07案例总结与经验分享01电站及机组概况

电站地理位置与基本信息电站地理位置国电新疆吉林台一级水电站位于伊犁喀什河中游、吉林台峡谷段中部，西距尼勒克县城32km，距伊宁市150km，北距奎屯市约260km。

机组型号与装机容量水轮机型号为HLD333B—LJ—360，发电机型号为SF115—28/760，电站装机容量4×115MW，是目前新疆最大的水力发电站。

投产时间与运行周期4#机组于2005年7月投产发电，3#机组于2005年8月投产发电。一般6月至8月为汛期，9月至次年5月为枯水期。机组参数与投产情况水电站概况国电新疆吉林台一级水电站位于伊犁喀什河中游，西距尼勒克县城32km，距伊宁市150km，北距奎屯市约260km，是目前新疆最大的水力发电站。主要设备参数水轮机型号为HLD333B—LJ—360，发电机型号为SF115—28/760，电站装机容量4×115MW，发电机额定转速为214.5r/min。投产时间4#机组于2005年7月投产发电，3#机组于2005年8月投产发电。运行周期特点一般6月至8月为汛期，9月至次年5月为枯水期。投产运行周期概况运行周期与季节特点

国电新疆吉林台一级水电站4#、3#机组分别于2005年7月、8月投产发电，截至2006年3月，已运行约8-9个月，处于初期运行阶段。季节划分与水量特征

该电站一般6月至8月为汛期，水量充沛；9月至次年5月为枯水期，水量相对较少，油位异常故障主要发生在枯水期（2006年2月至5月）。枯水期油位异常关联性

2006年2月至5月枯水期间，3#、4#机组多次出现推力油槽油位降低报警（如2月5日4#机、2月28日3#机等），加油后报警复归但油样均含水分，显示季节因素可能影响油槽运行环境。02推导油循环系统结构与原理半伞式结构整体特征发电机半伞式结构介绍发电机采用半伞式结构设计，具有结构紧凑、轴向尺寸小的特点，适用于高水头机组布置需求。额定转速参数机组额定转速为214.5r/min，保证机组在稳定运行状态下的能量转换效率。下导轴承配置下导瓦采用巴氏合金瓦，共12块，承担机组转动部分的径向支撑作用。推力轴承配置推力瓦为国产弹性金属塑料推力轴瓦，共16块，用于承受机组轴向推力，保障运行稳定性。推力与下导轴承集成设计推力轴承与下导轴承安装在同一油槽中，实现润滑油系统的集中管理与冷却。推力轴承与下导轴承配置发电机结构类型新疆吉林台一级水电站发电机采用半伞式结构，额定转速为214.5r/min，将推力轴承与下导轴承安装在同一油槽中，形成集成化润滑系统。下导轴承配置参数下导瓦采用巴氏合金瓦材质，共计12块，承担机组运行时下导部分的润滑与支撑功能，保障轴系稳定旋转。推力轴承配置参数推力瓦为国产弹性金属塑料推力轴瓦，数量为16块，具备良好的承载能力和耐磨性能，适应机组高水头运行工况。油槽集成设计特点推力轴承与下导轴承共用同一油槽，简化了结构布局，润滑油在两者间形成统一循环系统，通过推力头旋转实现油液的输送与冷却。润滑油循环冷却方式发电机结构与轴承配置新疆吉林台一级水电站发电机为半伞式结构，额定转速214.5r/min。下导瓦采用12块巴氏合金瓦，推力瓦为16块国产弹性金属塑料推力轴瓦，两者安装于同一油槽内。循环动力与流量参数依靠推力头旋转产生的离心力作为动力，将润滑油以100L/min的流量甩至外部，实现润滑油的强制循环。冷却系统组成与流程采用推力油槽外循环油冷却器进行冷却，热油经离心力甩出后进入外部冷却器，冷却后回流至油槽，形成完整循环冷却回路。油循环流量与冷却器作用

油循环流量参数新疆吉林台一级水电站发电机推力油槽润滑油循环流量为100L/min，该流量由推力头自身旋转产生的离心力驱动，确保热油及时外排冷却。

冷却器工作原理冷却方式为外循环冷却，热油被甩至外部后，通过推力油槽外循环油冷却器进行散热，维持润滑油温度在正常运行范围，保障轴承润滑效果。

冷却器安装与运行条件冷却器安装高程需高于尾水水位，若尾水水位低于冷却器安装高程且停机期间关闭技术供水，可能因冷却器密封问题导致油位异常，需重点关注耐压性能。03油位异常故障现象描述

3号机组油位下降趋势分析油位下降的时间起点与总体趋势3号机组自2005年8月投产后，运行中推导油槽油位的下降趋势逐渐明显并增大，直至2006年03月10日油位低于下限并报警。

油位异常报警及处理记录2006年2月28日，3号机组推力油槽油位降低报警，采取加油措施后报警复归，油样检测结果含水分；2006年5月3日，3号机组推力油槽再次取油样（结合前期趋势，油位持续异常）。

与4号机组油位异常情况的关联性同期4号机组也出现类似油位降低报警情况（如2006年2月5日、3月10日），加油后报警复归且油样含水分，表明两台机组可能存在共性影响因素。

机组油位异常报警记录统计014号机组首次油位异常报警2006年2月5日，4号机组推力油槽油位降低报警，处理方式为加油后报警复归，油样检测结果含水分。

023号机组首次油位异常报警2006年2月28日，3号机组推力油槽油位降低报警，处理方式为加油后报警复归，油样检测结果含水分。

034号机组二次油位异常报警2006年3月10日，4号机组推力油槽油位降低报警，处理方式为加油后报警复归，油样检测结果含水分。

043号机组油位异常趋势3号机组自2005年8月投产后，运行中推导油槽油位下降趋势逐渐明显并增大，至2006年3月10日油位越低限报警。

油样检测结果分析油样水分含量异常多次油位异常处理时取油样检测，结果显示油样中均含水分，表明水分侵入可能是导致油位异常及油品劣化的重要因素。

水分来源与油位下降关联性结合机组运行环境及油循环冷却方式，油中水分可能加剧油质乳化，导致润滑油性能下降，同时水分的存在可能间接影响油位监测准确性或加剧油的损耗。

油质劣化风险评估水分混入润滑油会降低其绝缘性能和润滑效果，长期运行可能导致推力瓦、下导瓦等部件磨损加剧，增加烧瓦等严重故障的发生风险，需及时采取油质净化处理措施。04油位异常原因排查与分析01油位计故障排查油位计组成与工作原理汽轮机润滑油箱油位计通常由本体（含上下导管）、翻板箱（内有红白色磁性小翻板）、浮子（含磁体、顶杆、浮球）及油位变送器构成。其工作原理是浮球随油面变化带动磁体移动，通过磁力驱动翻板翻转指示油位，同时油位变送器将信号远传至控制中心。02油位计本体及翻板箱检查对油位计本体和翻板箱进行外观检查，查看有无明显卡顿、破裂或损坏现象。若远传油位与就地油位指示一致且数值连续变化，通常可排除本体、翻板箱、油位变送器及浮球、磁体在导管中卡涩坐死的可能性。03浮球状态排查浮球若发生破裂，润滑油会进入内部导致其完全沉入油中，且补充润滑油后也无法重新浮起。通过观察油位是否能随油量变化正常升降，可判断浮球是否破裂。若油位可正常响应油量变化，则浮球破裂可能性较低。04油位变送器信号校验检查油位变送器与控制中心的信号传输是否正常，可通过模拟油位变化或使用标准信号源对变送器进行校验，确保其输出信号准确反映实际油位，排除因变送器故障导致的油位指示异常。

系统泄漏检查

供回油管道泄漏排查对机组供、回油管道进行全面检查，重点关注管道连接处、阀门接口等易泄漏部位，未发现明显渗漏痕迹。

冷却器密封性检测检查推力油槽外循环油冷却器，通过耐压试验等方式检测其密封性，判断是否存在因冷却器损坏导致的漏油问题。

油挡漏油情况检查仔细检查机组各轴承油挡，观察是否有润滑油外漏现象，确保油挡密封良好，防止润滑油泄漏。

阀门内漏排查对油槽相关阀门，如取样阀、放水阀、事故放油阀等进行检查，确保阀门关闭严密，无内漏情况。

阀门内漏情况检查取样阀与放水阀检查对推导油槽的取样阀和放水阀进行检查，确认其开关动作灵活，关闭状态严密，未发现泄漏迹象。

事故放油阀检查解开推导油槽事故放油阀后的法兰进行查看，确认油阀关闭严密，无内漏情况。

内漏可能性排除综合各项检查结果，推导油槽相关阀门均无内漏现象，排除因阀门内漏导致油位异常降低的可能性。

环境温度与油温影响分析温度对油位的常规影响机制环境温度变化会通过影响润滑油密度，导致油位出现交替升降的正常波动现象。

吉林台水电站油温稳定情况机组运行期间，润滑油温稳定在38~40℃范围内，未出现大幅度温度波动，排除温度异常波动因素。

温度因素与油位持续下降的关联性因温度变化应导致油位交替升降，而非单一方向持续下降，故判定本案例中温度变化不足以造成推导油槽油位的持续降低。润滑油外排情况排查定期放水操作核查在油箱油位下降趋势期间，未执行从主油箱底部放水操作，排除因放水导致油位异常下降的可能性。油质化验取样量评估机组日常运行中每周进行一次润滑油质分析，每次取样量为200mL，该操作量较小，不足以造成油箱油位的持续下降。排烟风机外排检查检查排烟风机运行状况，未发现因排烟风机异常运行导致润滑油过量外排的情况，其外排影响在正常范围内。水分含量监测结果同期润滑油水分含量维持在26~40mg/L的合格范围内，表明油中水分未异常增加，不存在因水分蒸发等间接导致油位下降的情况。

回油管道及滤网检查回油管道设计特点润滑油系统回油管道采用套管设计，供油管外部包裹回油管，且回油套管直径差异较大，最小处为133mm，最大处达762mm，大幅降低了管道堵塞的可能性。

回油状态检查结果通过观察各轴承箱回油窗口，确认回油状态良好，无回油停滞现象，表明回油管道通畅，未发生堵塞。

回油滤网检查情况回油滤网安装于润滑油箱上部靠近人孔位置，与回油管相连，从油箱人孔处观察，滤网回油过程顺畅，未发现任何堵塞迹象，确保了回油的有效过滤和流通。

油箱内部压力变化影响压力变化与油位波动现象在汽轮机润滑油系统中，当打开润滑油箱人孔时，油位迅速从-170mm升至100mm；封闭人孔后，油位又迅速从100mm降至-60mm，表明油箱内部压力变化会显著导致油位升降。

真空度对油位的关键影响润滑油箱及各轴承箱内的真空度需维持在98~196Pa范围内。若真空度异常，可能引发油位的非自然变化，影响机组安全运行监测。

压力异常的监测难题现有压力表虽量程合适，但精度不够，无法准确显示油箱及轴承箱内的真空值，导致在调整风门和挡板时，压力表变化不明显，增加了压力控制难度。05故障处理方案与实施

推力油槽冷却器耐压试验01试验必要性与目的针对尾水水位低于推导油槽冷却器安装高程、停机期间关闭机组技术供水的运行机组，若发现推力(下导)油槽油位缓慢下降，应立即对推力(下导)油冷却器进行耐压试验，以防范因冷却器损坏造成油位降低而发生烧瓦事故。

02试验关键时机判断当机组运行中出现推导油槽油位异常降低趋势，如国电新疆吉林台一级水电站3号机组自2005年8月投产后油位持续下降至2006年3月报警，且油样检测含水分时，需优先考虑冷却器泄漏可能并安排耐压试验。

03试验核心检测目标通过耐压试验验证冷却器的密封性，重点检测是否存在因冷却器损坏导致的油水互窜现象，这是解决油位异常降低及油中含水问题的关键措施。轴承箱抽空气风门调整

原风门开度问题分析机组运行中发现1号、2号轴承箱抽空气风门处于全开状态，3号轴承箱抽空气风门开度为2/3，导致油箱内部真空度异常，影响油位稳定性。

风门开度调整标准将所有轴承箱抽空气风门统一调整至1/3开度，以平衡油箱内外压力，减少因过度抽气导致的油位波动。

调整后效果验证经过72小时运行观察，调整后润滑油箱油位未再出现下降趋势，油位显示平稳，表明风门开度调整措施有效。

排油烟风机挡板开度优化挡板开度现状检查检查发现排油烟风机入口挡板开至2/3，出口挡板开度为4/5，开度较大可能导致油箱内真空度异常。

挡板开度调整方案将排油烟风机的出、入口挡板均调整至1/3开度，以平衡油箱内部压力，减少因压力异常导致的油位波动。

调整后效果验证经过72小时运行观察，润滑油箱油位未再出现下降趋势，油位显示平稳，表明挡板开度优化有效。

处理效果验证与运行观察短期效果验证针对油位异常处理措施实施后，应立即通过加油等操作使油位恢复至正常运行范围，并确认报警信号是否复归，初步验证处理措施的有效性。

长期运行数据监测持续跟踪推导油槽油位变化趋势，对比处理前后油位下降速率。例如新疆吉林台一级水电站3号机组处理后，需观察油位是否稳定在正常区间，避免再次出现异常下降。

油质指标复查定期对油样进行化验，重点检测水分含量等指标，确保处理后油质符合标准，如之前处理后油样含水分的情况得到改善，无异常水分侵入。

冷却器性能监测对推力(下导)油冷却器进行耐压试验，确认其密封性，防止因冷却器损坏导致油位降低，保障冷却系统正常运行，避免烧瓦事故发生。06预防措施与技术改进真空压力表精度提升方案现状问题分析现有润滑油箱顶部真空压力表精度不足，无法准确显示油箱及各轴承箱内98~196Pa范围的真空度，导致风门与挡板调整缺乏精确依据。更换高精度仪表选型建议更换为0.1级以上数字绝压真空表，该仪表具备更高的测量精度，能够准确监测润滑油箱内部真空度的细微变化，为系统压力调整提供可靠数据支持。实施与校验要求新仪表安装后需进行严格校验，确保其测量范围覆盖98~196Pa的运行真空度区间，并定期开展校准工作，保障长期测量准确性，配合风门挡板调整以维持油位稳定。

独立油位测量装置增设增设必要性为避免单一油位计故障导致误判或漏判，需增设独立测量装置，形成双重或多重监测，提高油位监测的可靠性和准确性，保障机组安全运行。

推荐测量装置类型推荐选用测量精确的雷达油位计或超声波油位计，这些类型的油位计具有非接触测量、精度高、稳定性好、受环境因素影响小等优点，适用于油槽油位的长期稳定监测。

装置独立性要求新增设的油位测量装置应与原有的远传及就地油位测量装置相互独立，包括测量传感器、信号传输线路及显示控制单元，确保在一套装置出现故障时，另一套装置仍能正常工作。日常运行维护注意事项

油位与油质定期监测每日监控推导油槽油位变化趋势，发现异常