水轮发电机组轴承瓦温高的原因分析及处理

水轮发电机组轴承瓦温高的原因分析及处理

王久明

贵州中水能源股份有限公司遵义分公司贵州遵义563000

【摘要】机组轴承中最重要的是推力轴承，而推力轴承瓦温升高事故从理论上分析，可能由于冷却水中断、推力轴承绝缘不良引起油质劣化、机组检修后质量不达标而使各推力瓦之间受力不均等原因引起，本文将重点分析水轮发电机组轴承瓦温高的原因分析及改进措施。

【关键词】水轮发电机组；摆度；振动增大；原因

一、水轮发电机组轴承瓦温高的现象

规程规定，弹性金属塑料推力轴承瓦温升高警报温度最高为55℃，推力轴承巴氏合金瓦温升高警报温度最高为80℃，导轴承巴氏合金瓦温升高警报温度最高为75℃，停机温度最高值比警报温度最高值高10～15℃。各水电厂的运行规程会根据设备及运行的具体情况再作详细的规定，但所规定的警报温度和停机温度均比以上的数值低。轴承瓦温正常运行中不得高于规范值，当机组轴承瓦温比正常运行瓦温高2～3℃时，应查明原因并及时处理。

二、水轮发电机组轴承瓦温高的原因分析

当发生机组各部轴承温度升高故障时，首先要从现象上判断故障的真实性，如上位机的事故故障光字牌、机旁盘故障灯亮、测温盘温度计升至故障以上、巡检仪指示故障点及故障温度、上位机的温度棒型图指示瓦温升高至故障温度以上，然后检查油槽轴承油面，若油面下降，则查找是否有漏油处。如果的确是油槽漏油引起，则应根据瓦温的数值和上升速度的大小，确定是否正常停机或紧急停机；若油面升高幅度较大，可确定为轴承进水，则应停机处理。检查油槽油色，若油色变深、变黑，则测量轴电流和化验油质，同时监视瓦温与油温运行。为防止故障扩大为事故，可根据具体情况决定是否停机处理。外循环冷却的轴承还要检查油流是否正常。如果瓦温升高的同时还有冷却水中断的信号，则可确定为冷却水不正常引起的。水压不足时，应检查调节阀和滤过器；冷却水中断时，应检查常开阀和电磁阀。检查轴承内部有无异声，判断轴承是否良好。检查机组摆度、振动是否增大，如果振动摆度较大，则应尽快停机，分析机组振动、摆度的测量结果，找出振动过大的原因并作相应处理。机组轴承中最重要的是推力轴承，而推力轴承瓦温升高事故从理论上分析，可能由于冷却水中断、推力轴承绝缘不良引起油质劣化、机组检修后质量不达标而使各推力瓦之间受力不均、油槽油面降低而引起润滑条件下降和推力轴承测温元件及其引线损坏、温度计或巡检仪故障引起误警报而引起。由于运行人员按规定每班都要对推力油槽的油位、油质进行检查，加上推力油槽的油位有专门的信号，油阀渗油导致油面下降会及时被发现，因此由油面下降和油质劣化引起的推力轴承瓦温升高事故较少见，除非遇到油槽及其附属部件破损致使油槽大量跑油，加上处理不及时，才会引起推力轴承瓦温升高事故。

三、以某电站水轮机组轴承瓦温升高为例

（一）设备概况

某电站安装两台HL（F100/15）-LJ-120型混流式水轮机和两台SF9.8-10/2860型水轮发电机组，装机容量2×9.8MW。转轮直径1.2m，额定转速600r/min，额定水头92m，额定出力10.208MW，比转速212.8m.kW，水导瓦采用筒式瓦结构。发电机额定功率9.8MW，额定电压10.5kV，额定电流673.6A，转子绝缘等级F级，8块钨金推力瓦，推力轴承负荷75.5t，推力轴承采用刚性支柱式、内循环油冷却方式。该电站1号机组推力瓦、水导瓦温度达到约65℃，处于停机温度的边缘，经过两次常规性检修后，机组只能安全运行3个月，3个月后，瓦温高的问题又再次出现，随即对1号机组进行A级检修工作。

（二）存在的问题

检修前首先进行数据采集和初步分析，发现机组主要存在以下问题：（1）通过测量各轴承瓦间隙得知，主轴的停机位置处于第三象限偏-Y方位；（2）上下导瓦抗重螺栓的螺套发现长度不一的裂纹，抗重螺栓与螺套配合比较松动；（3）转轮上止漏环平均间隙0.756mm，最大值达平均值的+32.2%，最小值达平均值的-14%；下止漏环平均间隙0.774mm，最大值达平均值的+48.6%，最小值达平均值的-42%。转轮止漏环的中心不符合水轮发电机组安装规范的要求，下止漏环的数据显示出主轴稍偏向-Y方位；（4）上机架（荷重机架）及镜板不水平。推力头与镜板接合面在4个点放置了两块0.05mm和两块0.10mm的垫片；水发联轴法兰在+Y方位放置一块0.05mm垫片，初步判断为：以前的检修单位或原安装单位在处理轴线时放置的；（5）刚性支承的推力瓦支柱螺栓与螺孔配合比较松动，最小的轴向串动值0.15mm，最大的轴向串动值0.51mm。

（三）处理结果

由于大轴的停机位置偏向第三象限，大轴在实际运行会往第三象限挤靠，第三象限的各导瓦间隙将会变小，大轴与水导瓦产生憋劲，造成了水导瓦温度升高，这与水导瓦在第三象限方位温度偏高的事实相符。造成该现象的主要原因是镜板不水平、大轴与镜板不垂直、机组的旋转中心线与机组的中心线不重合等，使得推力瓦受力不均匀，导致了推力瓦的温度升高。因此，推力瓦和水导瓦的温度升高，两者之间存在必然的联系。

机组全面回装后对主轴中心位置、推力轴承受力进行了调整。由于主轴与转子支架采用热套连接方式，取出主轴，或将主轴连同转子一起返厂进行数据检测有一定难度。因此，转轮联轴法兰面、水发联轴法兰面、主轴与推力头的配合面未能进行检测、处理，使得第一次盘车数据不合格。通过认真细致的计算，在镜板与推力头结合面、水发联轴结合面放置紫铜垫，第二次盘车的各项数据均符合规范要求，并依据盘车数据重新分配了各导轴承的导瓦间隙。目前，推力瓦、各导轴承的瓦温均控制在60℃以下，机组振动、摆度、油温、瓦温等指标一切正常。

（四）防范措施及重点要求

1.深刻汲取教训

深刻汲取机组推力瓦温度过高跳闸，导致机组甩负荷的教训，举一反三，切实做实发电设备安全管理，全面开展发电设备管理隐患排查治理，及时掌握分析设备运行状态，特别是要加强机组状态监测、轴瓦温度变化以及一次调频情况，轴承发热比较严重时，将导致机组轴承烧毁，只有使机组轴承温度稳定在规定范围之内，机组才能可靠的运行。分析运行工况，及时调整运行状态，制定应急处置措施，防止类似事情况发生。

2.严格检修质量管理

严格检修质量管理，认真按照规程、规范开展好设备检修、维护和试验管理工作，比如，刮瓦的质量直接影响机组运行时瓦温的高低，分析、总结设备运行劣化趋势，制定防范设备潜在隐患的措施。特别是运行工况较差的设备，要通过提高检修质量，努力改善设备运行工况，确保设备的安全可控。

3.切实加强设备运行分析工作

切实加强设备运行管理，组织开展设备运行分析专项检查，要加强设备运行巡查力度，针对一些巡查盲区更要引起高度重视，及时掌握设备运行状态，及时处理设备运行缺陷，对危及安全运行的要及时分析处置，不能处理的，要制定应急处置措施，防止缺陷隐患扩大。

【参考文献】

[1]张志勇.水轮发电机组下导轴承瓦温偏高的处理[J].机电信息,2018(12):66-67.

[2]张杨.水轮发电机组推力轴承散热系统研究综述[J].水电站机电技术,2018,41(01):10-14+71.

[3]何斌生.关于水轮发电机组主轴摆度过大及推力轴承瓦温偏高的分析及处理[J].水利建设与管理,2017,37(11):91-95.

[4]张奇.600MW大型水轮发电机组推力轴承瓦温和油温高原因分析及处理[J].华电技术,2015,37(10):54-57+78-79.