白蓮河抽水蓄能電站球閥密封損壞原因分析與處理

楊聚偉，徐國華，張成華，李 想

（1.湖北白蓮河抽水蓄能有限公司，湖北 羅田 438600；2.浙江桐柏抽水蓄能有限公司，浙江 天臺 317200）

1 工程概況

白蓮河抽水蓄能電站4臺主進水球閥 （以下簡稱 “球閥”）由法國ALSTOM供貨 （韓國堵山生產），并對安裝、調試質量負責。安裝由葛洲壩集團機電建設公司完成。球閥過流直徑3 500 mm，是目前世界上最大的球閥。

由于抽水蓄能電站的特殊性，要求球閥既要有良好的密封效果，又要開關穩定、可靠、迅速。球閥采購合同中對密封性能做了明確規定：工作密封在最大靜水壓力作用下的最大漏水量，包括旁通閥的漏水量初期應為零，保證期內不應大于0.4L/min，檢修密封不允許漏水；對操作次數的規定是：每天動作次數不少于15次。電站球閥及密封技術參數見表1。

表1 電站球閥及密封技術參數

2 電站球閥的主要技術問題

2.1 密封的結構設計

球閥設有上、下游兩道密封，結構基本相同。密封由嵌入閥體側空腔內的活動密封環與相鄰閥芯上的固定密封環組成，均采用不銹鋼鍛件，兩者相互配合形成鋼體線性密封。活動密封環是與鞋型類似的活塞式密封，相對于T形密封和L形密封其斷面尺寸小，剛性差，受壓變形大，但是可以較大的補償活門的擾度變形。活動密封環上的非金屬密封采用槽用O形密封，固定密封環用螺栓固定，防松方式采用焊接螺栓擋板方式。

2.2 密封動作原理

球閥密封活動環尾部面積大于頭部，正常運行時活動環在兩端水壓差作用下在嵌入閥體的鋁青銅導環上滑動，接觸或分離固定密封環，實現密封正常投退。在密封調試時通過加壓泵加壓活動環尾部投入腔和中部退出腔來手動控制密封投退。

球閥上游側密封為檢修密封，并設有16個機械鎖錠，在下游密封檢修或上游流道未排水而進入蝸殼工作時手動投入。下游密封為工作密封，隨球閥開閉自動投退。上游密封設計行程6.25 mm，下游密封設計行程9 mm，在活動環尾部軸向均勻設置3個位置傳感器，在密封投入腔各設一個壓力開關，共同反應密封位置。當前設置為檢測到壓力達到信號即認為密封投入；同時檢測到4個位置傳感器和壓力消失認為密封退出。較為苛刻的密封退出判據有利于防止密封未退出時球閥開啟造成密封部件損壞。

2.3 制造的技術難點

大型球閥本體的裝配均在制造廠進行，密封的加工尺寸不易控制。裝配的重點和難點在于合理調整閥體、鋁青銅導環、活動環三者之間的間隙，若間隙過小，考慮到導環、活動密封環等部件的變形情況，加壓后活動環在摩擦力的作用下行程難以達到平穩狀態，若間隙過大則密封效果不易保證。

2.4 安裝的質量控制重點

球閥上游湊合節鋼管焊接后，球閥上游法蘭與水流中心線的垂直度難以控制，需要在上游湊合節法蘭與球閥上游法蘭面之間設置一個工地配裝的中間法蘭。這個法蘭有一定的斜度，要能糾正球閥和上游湊合節的位置偏差。但是精確測量其尺寸和實際加工都有一定難度，安裝質量不易保證。

3 1號球閥上游密封受損處理經過及原因分析

3.1 事件經過

2010年3月26日，電站1號引水流道 （1、2號機組共用）首次充水后由于流道漏水偏大排空檢查。ALSTOM調試工程師應要求退出1號球閥上下游密封并打開球閥后，發現上游密封活動環和固定環密封面已嚴重刮傷。隨后再次操作檢查發現，球閥上游密封活動環投退行程非常小，局部為零。

問題發現后,考慮密封實際劃傷情況，認為其已經喪失動作能力，不具備密封功能，決定將上游密封整體更換。由于更換上游密封需要查拆除球閥本體，解體上游密封，難度較大，綜合2號機組有水調試進度壓力，決定先用試驗悶頭封堵上游引水，再次充水開始2號機組有水調試。安裝單位在廠家技術人員指導下更換了1號球閥上游密封活動環和固定環，在2號機組30天試運行前例行排水檢查時再次安裝，經檢查其動作及密封情況良好，滿足運行需要。

3.2 事件原因分析

根據ALSTOM調試工程師事件匯報及電站調試配合人員跟蹤記錄，結合上游密封解體分析，確定事件發生的主要原因有：

（1）在上游密封退出后首次開啟球閥前沒有確認上游密封實際位置即開啟球閥，這是導致球閥上游密封磨損的直接原因。盡管1號球閥及上游密封已經在無水狀況下動作多次，由于上游密封位置傳感器未裝，上游密封的投退僅靠作用于退出腔的加壓泵壓力來判斷，有很大的不可靠性。而在首臺球閥調試時ALSTOM調試工程師曾要求拆除DN300的球閥旁通管，派人實際檢查上游密封位置，并用高壓水槍沖洗密封環及附近管道。但因ALSTOM調試工程師的更換，這種清掃及檢查密封實際位置的方法沒有執行，在沒有確定上游密封已可靠退出的情況下開啟球閥，導致了密封損壞。

（2）活動環與其導環之間污物的粘滯作用限制了活動環的自由投退，這是密封受損的根本原因。活動環與其導環之間有3個密封圈，1個密封退出腔，內部涂有潤滑脂。由于1號球閥從出廠到調試有較長的時間，密封解體后發現內部油脂明顯固化；同時活動環外緣和導環接縫之間，尤其是下部位置有粘性雜物，這些污物的堵、拉作用同時存在限制了活動環移動。

（3）活動環中部退出腔退出壓力作用面設計過小，在調試過程中難以提供足夠的壓力退出活動環，這是事故的一個潛在原因。活動環的投入側面積是退出側面積與手動退出腔面積之和，三者的面積比例約為6.5∶5.5∶1，手動退出腔面積過小就增大了正常運行時的退出側面積，在球閥正常運行時雖然有足夠的壓力保證其退出，可靠性較高，但是調試提供的退出側壓力就偏小，稍有卡澀即不能保證密封退出。

4 2號球閥下游密封受損處理經過及原因分析

4.1 事件經過

2010年5月5日，2號球閥在無水調試過程中發現下游密封不能完全退出，操作下游密封并檢查球閥下游鋼管內部，在退出腔壓力達到額定壓力時密封上部1/3圈間隙約4 mm，在兩倍壓力時間隙約7 mm，完全泄壓之后仍有1 mm間隙，而下部2/3圈基本上沒有間隙。將壓力水改為壓力油注入密封投退腔潤滑，第二天重新操作，密封亦不能退出，經檢查活動環密封面有約500 mm長較嚴重劃傷，最深處約3 mm，其他部位有較輕微的劃痕，固定環完好。退出上游密封檢查下游密封的止水效果，發現劃傷部位漏水嚴重。經討論決定立即更換活動環，全部完成后操作檢查其運行正常。

4.2 事件原因分析

本次事件較1號球閥上游密封受損十分相似，解體后油脂固化及粘滯情況也相似，原因也基本類似。不同之處在于：①受損程度不同。1號球閥上游密封活動環和固定化均有嚴重磨損，磨損基本遍布整圈，2號球閥下游密封只有活動環輕微劃傷。原因在于活動環投退時受到摩擦力不同。②結構不同。球閥上游密封法蘭配裝假接縫法蘭之后由連接螺栓固定，活動環可能變形的原因有制造和安裝兩方面的因素；而下游密封是與下游套管直接連接，下游留有橡膠密封的伸縮節，活動環可能變形的原因只有制造原因。

5 球閥密封運行安全性評價及防范措施

電站3、4號球閥自安裝調試以來沒有出現過較大事故，經受了單機及雙機甩負荷試驗的考驗，投產近兩年來運行穩定。1、2號球閥雖然出現上、下游密封受損事件，但是經處理后運行正常，同樣經過單機及雙機甩負荷試驗，尤其是2號球閥動水關閉試驗的成功，經受了最為惡劣工況的考驗。這表明電站球閥及其密封的選型、設計、制造、安裝及調試總體上是成功的。

但是，兩次相似的密封受損事件對工程本身造成了一定的影響，并且同期的張河灣、蒲石河抽水蓄能電站球閥密封也在調試階段出現類似受損事件，說明大型球閥密封部件相關技術還有待于進一步完善，尤其是在調試階段如何避免密封受損已成為一個急待解決的課題。結合上面分析，為盡量避免球閥密封受損，在投產前后建議采取以下防范措施：

（1）結合密封受損事件原因分析，優化密封結構設計，增大密封手動退出側受力面積，不僅要考慮正常運行的需要，同時還要兼顧在調試時期用外接操作水源操作時同樣有足夠的壓力使密封投退。

（2）確保密封制造的精度，改進制造及裝配工藝，控制活動密封及導環變形，并加強過程驗收。

（3）安裝過程中要嚴格控制安裝位置，尤其重視球閥上游假接縫法蘭的測量、加工精度。

（4）調試過程中應注意：①在安裝前清理并潤滑球閥密封活動部位，盡量清理干凈上游引水流道，避免污物附著在活動環上引起卡阻；②盡量在安裝前臨時操作密封投退，確保其動作可靠后再進行安裝；③在調試初期，實際動作球閥時，要確認密封實際位置，尤其是從出廠到首次動作有較長時間的應用鉛油等做好潤滑、滲透處理；④盡早正確安裝密封投退位置傳感器及密封腔壓力開關，作為輔助檢測手段。

（5）在投運后應注意上游密封鎖定螺栓在上游壓力鋼管排水、閥芯充水時不能投入，水壓差變化可能使密封或鎖錠受力過大而損壞。

6 結 語

球閥作為水電站的關鍵設備，對機組的事故保護及機組檢修安全有著重要的作用，適應了抽水蓄能機組高水頭、大容量的發展趨勢以及其開關頻繁的要求，有很好的運行性能。

白蓮河抽水蓄能電站球閥作為目前世界上最大的球閥，從設計、制造到安裝調試，從受損密封分析處理到安全穩定運行，標志著大型球閥關鍵技術上了一個新臺階，為今后大型球閥安全穩定運行積累了經驗。

［1］ 尹襄，周小南，夏曉坤，等.大型球閥制造技術研究及應用.東方電機， 2009（2）:19-29.

［2］ 林洪德，張利民，杜江.黑糜峰蓄能機組φ2.8 m球形閥的設計.東方電機，2009（4）:23-31.