Vibration fault diagnosis and handling of exciter in Tangshan compressor station of China–Russia Eastern Gas Pipeline
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摘要: 中俄东线天然气管道工程唐山压气站在投产前对3#电动机进行空载调试的过程中, 当电动机运行至3 120 r/min时, 励磁机端振幅快速上升并导致停机。为了解决这一问题, 采用振动分析系统对励磁机端的振动图谱进行分析, 判断故障原因为: 励磁机端轴瓦负荷过高, 导致励磁机转子局部负荷过高或局部摩擦, 引起转子热弯, 产生新的不平衡量而导致停机。拆卸轴瓦可见局部摩擦痕迹, 验证了上述分析结果的正确性。通过调节励磁机端轴承底座高度, 降低轴瓦负荷, 消除了励磁机端振幅快速上升的现象, 采用矢量图法对励磁机端进行平衡优化, 使励磁机端振动满足API 546-2008《无刷同步电机·500 kVA及更高电压》的规定。采用该方法解决了唐山压气站3#电动机励磁机端振动过高的问题, 为中俄东线天然气管道安全生产提供了保障。Abstract: In the no-load test of the 3# motor in Tangshan compressor station of China–Russia Eastern Gas Pipeline Project before commissioning, the amplitude of exciter end rose rapidly and resulted in the shutdown when the operating speed reached 3 120 r/min.To solve this problem, the vibration analysis system was used to analyze the vibration spectrum of the exciter end.It was determined that the fault was caused by the high load upon the bearing bush at the exciter end, which further led to the high local load or local friction of the exciter rotor, induced the hot bending of rotor, caused the new unbalance, and further resulted in shutdown.Local friction marks was found during removal of the bearing bush, and the above analysis conclusion was verified.Through changing the height of bearing base at the exciter end, the bearing bush load was lowered and the rapid amplitude rise at the exciter end was eliminated.The exciter end was balanced and optimized by vector diagram method to ensure that the vibration at the exciter end can meet the requirements of brushless synchronous machines-500 kVA and larger(API 546-2008).Thereafter, the problem of high vibration at the exciter end of the 3# motor in Tangshan compressor station has been quickly solved, and the safe operation can be ensured.
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Keywords:
- exciter /
- load /
- hot bending /
- unbalance /
- vector diagram method
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地下洞库是以岩石和赋存于岩层中的地下水共同组成的压力容器[1], 其特点是以地质体为建筑材料, 以地质环境为建筑环境[2]。与地上储备库相比, 在地质条件适宜地区, 地下储备库具有安全性高、不占或少占耕地、投资少、污染小、保护环境、节省钢材、使用寿命长等优点[3]。早在1938年瑞典的哈哥博士就提出了地下水封洞库储油的设想[4-5]。从20世纪五六十年代至今, 国外多数国家将地下洞库作为国家原油战略储备库[6]。我国对地下水封石油洞库的研究则始于20世纪70年代, 1977年, 在山东修建了第一座总库容为15×104 m3的原油地下水封洞库; 1980年, 在浙江象山建成了容积为4 000 m3的地下成品油库[6-7]。保证洞库施工安全和长期安全稳定运行的关键是控制好水封, 如何合理准确地预测不同阶段的涌水量, 直接影响地下结构方案、施工和运行安全以及工程建设成本[8]。目前预测地下洞库涌水量的方法主要有比拟法[9]、解析法、数值模拟分析法等。基于上述, 对某地下洞库水文地质条件和地下水封石油洞库、水幕系统进行概化, 并利用FEFLOW软件建立三维数值模拟模型[10], 对施工期和运营期间的涌水量进行预测, 对水位降深漏斗进行计算分析。
1. 模拟分析步骤
(1) 野外调查主要包括地下水位的测量, 模型边界的踏勘, 地下水位季节性波动的测量记录, 河流水位、流速和流量的测量等工作。野外第一手资料的准确性很重要, 直接影响模型模拟的精度和结果的可信度。
(2) 水文地质试验主要包括提水及恢复试验、注水试验、压水试验等, 通过一系列试验可以确定模型中渗透系数和降雨入渗系数等参数。
(3) 运用FEFLOW软件[11], 利用模拟区范围、模型分层情况、边界条件、模型参数等数据, 建立数学模型。首先模拟天然流场, 将结果与钻孔水位和水文地质调查点的水位比较, 校验模型的仿真性与准确性。同时, 模拟结果可作为施工期模型的初始流场。然后根据施工期设计, 对不同施工阶段以及运营期的情况建立对应的数学模型, 进行模拟计算。
(4) 对模型计算结果进行水均衡分析[12], 可以得出洞库每天的涌水量及水幕系统每天的补水量。运用ARCGIS软件对模型模拟出的不同阶段的渗流场与天然渗流场进行空间分析, 可以得出不同阶段的水位降落漏斗的大小和范围。
2. 应用实例
2.1 研究区概况
洞库的设计库容为100×104 m3，按储存介质分为3个洞库，其中，液化丙烷库为50×104 m3，液化烷库为25×104 m3，LPG库为25×104 m3，主要的地下工程包括9个主洞室、4个竖井、10条水幕巷道和1条施工巷道。
根据水文地质调查及勘探资料, 结合区域地质资料, 库址区内含水介质主要为第四系覆盖层和燕山早期中粗粒黑云母二长花岗岩裂隙介质, 库址区外东北边为大理岩含水介质。地下水的主要赋存类型为松散岩类孔隙水、浅层基岩网状、深层脉状裂隙水和碳酸盐类岩溶裂隙水。
野外水文地质调查包括对库址区内及其周围的水井、地表水体的水位进行调查。调查范围内水位埋深0~6.85 m, 标高0~56 m, 水位空间变化与地形基本一致。水位整体上东高西低, 南高北低, 地下水径流方向从南东至北西, 最终汇入大海。钻孔的水位变化趋势与季节变化关系较为密切, 在9月达到最大值, 而后缓慢下降, 在年前达到最小值。
根据洞库设计位置与深度，在不同钻孔、不同深度的地段分别进行了3种水文地质试验：提水及恢复试验、注水试验、压水试验。整体上，第四系地层以及岩体上部强风化带的渗透性较好，渗透系数多在10-2~10-1 m/d之间；而中风化以下岩体渗透性较差，大部分钻孔揭露岩体的渗透系数以10-4~10-3 m/d为主，最小可达10-5 m/d。大部分钻孔的平均渗透系数值在10-4~10-3 m/d之间（图 1）。
2.2 库区天然渗流场模拟
2.2.1 模型概化与控制方程
根据前述的库区地质、水文地质资料, 把库区概化为如下水文地质概念模型: 非均质各向异性三维潜水流, 上边界为降水补给、蒸发和井流量边界, 下边界(标高-200 m, 丙烷库底板设计标高为-156 m)概化为隔水边界; 东部和西部沿流域分水岭, 定为隔水边界, 南部部分边界为第一类边界(定水头边界), 部分为第二类边界(定流量边界), 流量依据区域地下水径流模数计算给出, 北部黄海为本地区最低排泄基准面, 为第一类边界。洞室和水幕概化为第一类边界。
通过对区内水文地质概念模型的分析, 依据渗流连续性方程和达西定律, 建立与区内地下水系统水文地质概念模型相对应的三维非稳定流数学模型:
![](/fileYQCY/journal/article/yqcy/2020/5/href="yqcy-32-9-1007-FE1.png")
式中：Ω为地下水渗流区域；H0为初始地下水位，m；H1为洞库或水幕水位，m；S1为第一类边界，表示黄海、河流、洞库和水幕的位置；μs为储水率；Kxx、Kyy、Kzz分别为x、y、z主方向的渗透系数，m/d；W为源汇项，包括蒸发、降雨入渗补给、井的抽水量和泉的排泄量等，m3；S2为第二类边界；q（x，y，z，t）表示在边界不同位置上不同时间的单宽流量，m3/（m·d）。
2.2.2 模型空间离散化
模拟区东西长约4 996 m, 南北长约5 165 m, 面积17.29 km2, 高程为海拔0~185 m。模型按Triangle方法进行网格剖分(图 2), 在河流、洞室及水幕系统处适当加密。垂向上洞室以上范围按照岩性及渗透参数进行分层, 洞室范围内依据初步设计方案进行分层, 共剖分12层、13片。三维网格共计剖分结点148 525个, 有限单元个数为271 728个。
2.2.3 模型水文地质参数
根据初勘水文地质试验以及渗透特征, 综合相关的水文地质试验及其他成果, 进行水文地质参数分区和赋值(表 1)。渗透系数与孔隙度根据本地区水文地质试验与岩土试验确定其初值, 给水度与入渗系数由于缺乏相关研究与实测资料, 根据各自的岩性特征取经验值。模型第一层和第二层为第四系和强风化层, 渗透系数和给水度在平面上变化较大, 均进行了分区设置。洞库所在位置为花岗岩区, 各向异性差别不大, 因此模型中中风化以下地层在X、Y、Z 3个方向均采用了相同的参数值。
表 1 模型水文地质参数表
2.2.4 模型边界条件和初始条件
天然流场设为稳定流, 根据模拟区地下水位动态特征, 由钻孔水位观测值及水文地质调查得到的民井水位数据, 运用GIS软件插值方法, 可得到地下水等水位线。
模型在交通巷道和水幕巷道施工期为无水幕条件模型, 即在地下水模型中仅加上洞室边界, 洞室与大气相通, 可概化为定水头边界, 水头取其位置水头, 即各巷道顶底板标高。在洞室施工与运营期模型刻画为有水幕条件模型, 除加洞室外还需加上水幕边界。水平水幕孔覆盖整个洞库上方, 位于洞库上方22 m, 垂向水幕超过洞室底板10 m。水幕设为定水头边界, 此处取0 m。在洞室运营期间, 洞室边界水头取地下水折减洞室工作压力后的水头。
2.2.5 模型校验
对模型赋予水文地质参数、边界条件和初始条件后, 对模拟区地下水流场的时空变化进行模拟, 以水文地质调查结果为准, 对模型进行检验。模型模拟水头与实测水头均匀分布在标准线附近, 水头拟合效果较好(图 3), 表明模型的概化以及参数赋值比较合理, 模型具有一定的仿真性。
2.2.6 库区渗流场特征及分析
根据水文地质调查资料分析, 模型得到的地下水渗流场较好地刻画了库区的渗流场特征(图 4), 地下水水位与地形标高基本一致, 地下水自东部山区向西部和北部径流, 山区地下水水力梯度较大, 径流速度较快, 西部冲洪积平原较小, 地下水向西部径流后, 以九曲河冲积物作为主要径流通道, 向北部黄海排泄, 黄海为本地区最低排泄基准面。
2.3 洞库水位降深漏斗与涌水量模拟计算
根据水文地质调查、勘察及试验成果, 结合洞室设计布置图, 对洞室的水封条件, 包括水位降深、洞库在不同阶段(施工、运营)的涌水量和水幕系统的补水量进行预测计算。
2.3.1 施工期预测
假定工程施工期为30个月, 在施工期地下水流场模拟中, 模拟时段按照施工期进行划分, 在模拟的过程中, 各个阶段是衔接的, 即以上一阶段的模拟运行结果作为下一阶段的初始条件。另假定每个阶段的巷道、洞室施工均为瞬时完成。
经模型计算，施工期洞库最大涌水量为94.4~316.9 m3/d，稳定涌水量为72.3~287.6 m3/d。在丁烷库施工期间，每天补水量为218.1~232.7 m3，LPG库施工期间，每天补水量为200.3~214.3 m3，丙烷库施工期，每天补水量为45.5~99.0 m3（表 2）。
表 2 施工期各阶段涌水量与水幕补水量预测
最大涌水量的计算基于各阶段施工任务如水幕、洞室等一次性完成而产生的地下水涌水量的假定, 考虑实际施工过程的进度进展, 得到的最大涌水量值会偏大; 水幕补水量的计算是在洞室瞬时间完成的假设下完成的, 可以算作最大的补水量, 考虑到实际工程施工情况, 水幕补水量值会偏大。
由于洞库位置被掏空, 施工期间必定会引起地下水位下降, 因此需要通过模拟渗流场结果分析其在垂直方向与水平方向上地下水位时空的变化情况, 以预测施工期水位降深的大小和影响范围(图 5)。在水平方向上, 施工期水位降深影响范围较小, 仅分布在洞室附近, 丁烷库和LPG库水位降落较为明显, 最大水位降深为4.2 m, 洞室外围地区基本无水位变化, 洞库施工对模拟区地下水影响较小。在竖直方向上, 洞库水头为位置水头, 在同一高程位置上, 洞库之间的位置水头明显大于洞库位置水头, 水流从洞库外围流向洞库。
2.3.2 运营期预测
运营期由于洞室内部液、气共存, 需要维持一定的工作压力, 模型中取LPG库工作压力0.5 MPa, 即取洞室顶底板边界水头为-40 m和-66 m, 丙烷库工作压力为0.89 MPa, 洞室顶底板边界水头分别为-41 m和-67 m。在有水幕运营的情况下, 工程营运年限为50年, 预测时段为1年、5年、10年、15年、20年、30年、40年和50年8个阶段。
运营期由于工作压力的存在, 水力梯度变小, 其洞库涌水量较施工期大幅下降, 洞库涌水量经过短暂的下降之后很快达到稳定, 稳定值约323.5 m3/d, 而水幕补水量则经过短暂的上升之后达到稳定, 稳定值约254 m3/d(表 3)。
表 3 运营期洞库涌水量与水幕补水量预测表
运营50年后, 水平方向上洞库深部水位降深范围迅速扩展, 影响范围增大显著, 最大水位降深7.6 m。如果碰上极端干旱天气, 库区地下水位下降, 极有可能使得影响范围扩展到模型边界附近。在竖直方向上, 情况与施工期大致相同, 在同一高程位置上, 洞库之间的位置水头明显大于洞库位置水头, 水流从洞库外围流向洞库(图 6)。
3. 结论
(1) 绝大多数钻孔的平均渗透系数值在10-4~10-3 m/d之间。该数量级范围对于渗透系数而言极小，因此，水封条件可以得到基本保证。
(2) 综合前期水文地质资料, 建立了库区三维地下水流动数值模型, 并利用实测水位数据对模型进行校验, 拟合效果较好, 得到的参数以及渗流场可用于后续洞库施工、运营渗流场的模拟。
(3) 综合库区实测地下水位以及库区天然状态下渗流场模拟, 库区地下水位标高变化与地形基本一致, 水位标高均大于0。通过对海边地下水水位的长期观测, 退潮时地下水水位仍大于0。综合考虑, 选取本区域最低排泄基准面标高0作为洞库设计地下水位标高。
(4) 利用拟合得到的模型，对施工期及运营期的涌水量以及相应水幕补水量进行模拟预测。施工期洞库最大涌水量为94.4~316.9 m3/d，稳定涌水量为72.3~287.6 m3/d。在丁烷库施工期间，每天补水量为218.1~232.7 m3；在LPG库施工期间，每天补水量为200.3~214.3 m3；在丙烷库施工期间，每天补水量为45.5~99.0 m3。施工期各阶段，最大水位降深小于4.2 m，而洞库运营50年后降落漏斗中心降深为7.6 m，各洞室由于水平、垂直水幕的作用保证了比较小的降深。从运营期来看，稳定涌水量为323.5 m3/d，水幕补水量稳定值约为254 m3/d。从水封条件来看，方案能够保证洞库的正常运行。
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