臥軸混流式水輪發(fā)電機組軸瓦溫度偏高的原因分析及處理

鄭建鋒

（浙江華電烏溪江水力發(fā)電廠，浙江衢州 324000）

臥軸混流式水輪發(fā)電機組軸瓦溫度偏高的原因分析及處理

鄭建鋒

（浙江華電烏溪江水力發(fā)電廠，浙江衢州 324000）

介紹了某水電站臥軸混流式水輪發(fā)電機組投運后推力瓦及導(dǎo)軸瓦溫度異常升高的問題，對軸瓦溫度偏高的原因進行了分析，提出了處理方案。方案實施后，解決了困擾機組安全穩(wěn)定運行的軸瓦溫度偏高甚至燒瓦的頑疾，提高了設(shè)備穩(wěn)定運行的能力。

臥軸混流式水輪發(fā)電機組；軸瓦溫度；原因分析；處理方案

0 引言

某水電站＃4水輪發(fā)電機組單機容量4MW，為國產(chǎn)臥軸混流式機組，水輪機型號為HLA855-WJ-76，發(fā)電機型號為SFW-J4000-6／1730，額定水頭為105.0m，額定轉(zhuǎn)速為1 000 r／min，額定體積流量為4.45m3／s。

工程樞紐主要由引水壓力鋼管、地下廠房等建筑物組成。＃4機組廠房位于電站右岸地面發(fā)電廠房的右側(cè)山體中，該工程為利用水電站向下游泄放流量進行發(fā)電的小型電站工程。引水壓力鋼管中心高程30.00m，內(nèi)徑1.20m；機組安裝高程為33.10m，機組上游側(cè)引水鋼管的末端布置1臺蝶閥；＃4機組的主要任務(wù)是滿足下游河道取水和生態(tài)用水要求，兼顧發(fā)電，并作為該水電站黑啟動和廠用電備用電源。

1 問題的提出

＃4機組為典型的二支點臥式機組，其結(jié)構(gòu)如圖1所示。2011年6月，＃4機組在安裝調(diào)試后的第1次開機試驗過程中就發(fā)現(xiàn)機組推力軸承短時間內(nèi)溫度異常升高，溫度升至67℃后沒有止穩(wěn)跡象且仍在上升，隨之立即停機檢查。生產(chǎn)廠家技術(shù)人員檢查后認為，溫度升高的主要原因是循環(huán)油泵與推力軸承之間的迷宮間隙過大，導(dǎo)致油泵失效，未形成足夠的冷卻油流所致，將軸承迷宮等部件返廠處理重新安裝后，機組進入72 h滿負荷連續(xù)試運行。試驗初期軸承溫度基本穩(wěn)定在63℃以內(nèi)，當(dāng)試運行至36 h時，發(fā)現(xiàn)推力軸承溫度仍有上升趨勢，降負荷至3.2MW后，推力軸承溫度穩(wěn)定在64℃左右，之后保持該狀況完成了72 h連續(xù)試運行。

圖1 兩支點式機組示意圖

試運行結(jié)束后，對機組軸承進行解體檢查，發(fā)現(xiàn)前導(dǎo)軸瓦燒瓦嚴重，潤滑油內(nèi)有大量金屬碎屑。生產(chǎn)廠家技術(shù)人員認為該瓦經(jīng)過處理后仍能使用，采取一系列的改進措施后再次開機試驗，但開機后不久就發(fā)現(xiàn)前導(dǎo)瓦溫度迅速升至37℃，且沒有穩(wěn)定的趨勢，再次停機解體檢修。解體后更換了前導(dǎo)瓦，根據(jù)生產(chǎn)廠家技術(shù)人員的建議，前導(dǎo)瓦的間隙由0.35 mm調(diào)整為0.43mm，但回裝后仍發(fā)現(xiàn)前導(dǎo)瓦溫未得到控制，再次停機解體，發(fā)現(xiàn)新的導(dǎo)瓦又有了燒損痕跡。生產(chǎn)廠家組織了發(fā)電機檢修專業(yè)高級技師對該瓦進行了重新研刮，并將導(dǎo)瓦間隙調(diào)至設(shè)計值0.32～0.38mm，機組回裝后于2011年8月31日進行空載與滿負荷試驗，機組在額定負荷運行2 h后各部溫度趨于穩(wěn)定，推力瓦溫最高為60℃，最后穩(wěn)定在56.9℃，導(dǎo)軸瓦最高溫度為35℃。穩(wěn)定運行3月后，＃4機組在滿負荷狀態(tài)下推力瓦溫度逐漸上升至65℃，導(dǎo)軸瓦最高溫度至39℃，采取了降負荷至3MW的運行措施后，推力瓦溫度基本穩(wěn)定在60℃，導(dǎo)軸瓦最高溫度維持在38℃。

2 原因分析

鑒于機組在安裝運行后曾多次燒瓦，經(jīng)處理后的推力與導(dǎo)軸瓦運行溫度雖有改善，但仍在報警值（60℃）附近的現(xiàn)狀，在機組投運1年后，為了徹底解決這個頑疾，業(yè)主方啟動了機組的首次大修，著重進行軸承瓦溫異常的專項整改工作。在機組解體后，業(yè)主方組織了設(shè)計、安裝、檢修單位和廠家代表等多位技術(shù)專家，結(jié)合該機組的實際情況從設(shè)計、制造、安裝、檢修、維護等方面進行了技術(shù)分析，認為導(dǎo)致該機組瓦溫升高的原因如下。

2.1 機組安裝基準（中心線、水平度）及軸線不佳對瓦溫的影響

現(xiàn)場機組解體后，經(jīng)過技術(shù)人員仔細檢查，發(fā)現(xiàn)機組的轉(zhuǎn)輪下環(huán)處曾與座環(huán)下止口處發(fā)生過碰撞，下止口處有卷邊；另外發(fā)現(xiàn)機組發(fā)電機飛輪處有一側(cè)曾與風(fēng)閘有過碰撞（在轉(zhuǎn)速高于800 r／min時），這兩點足以說明機組在運行過程中確實存在跳動過大的問題，從而引起不同摩擦碰撞。技術(shù)人員用水平儀測量后還發(fā)現(xiàn)大軸存在水輪機側(cè)低、發(fā)電側(cè)高的問題。技術(shù)人員分析后認為：由于制造安裝主、客觀因素的影響，機組軸線在安裝過程中不達標；軸承座底板及軸承座在安裝過程中出現(xiàn)了水平度、中心線不達標的問題，上述問題對機組的振動產(chǎn)生了重大影響，從而導(dǎo)致機組軸承瓦溫升高甚至燒瓦。所以，在機組安裝過程中，必須在現(xiàn)場對安裝基準及軸線進行校核。

2.2 油循環(huán)回路暢通與否對瓦溫的影響

2.2.1 臥式機組開機前軸瓦潤滑程度與軸瓦運行的關(guān)系

由于考慮成本因素，該機組沒有采用目前較為流行的在機組低速時使用高壓油頂裝置提供軸承潤滑的技術(shù)，只是在開機前由運行人員手動給推力軸瓦及導(dǎo)軸瓦進行澆油潤滑，若潤滑不充分，容易導(dǎo)致機組開機瞬間油膜偏少，對推力及導(dǎo)軸瓦的瓦面造成較大的損傷。

2.2.2 軸承油路分配、油質(zhì)狀態(tài)對軸瓦運行的影響

如果油罩中油分配管的管口分配效果不佳，會導(dǎo)致機組運行時油循環(huán)效果不好。在機組過速試驗時，前導(dǎo)徑向瓦曾被拉傷，使油質(zhì)存在雜質(zhì)，在72 h連續(xù)試運行時，間接導(dǎo)致了推力瓦溫升高；燒瓦后，軸頸表面受到磨損，表面粗糙度較差且軸承冷卻器沒有及時清理，表面附有雜質(zhì)，對軸承運行造成了影響。

2.3 軸瓦單位負荷能力及熱交換能力對瓦溫的影響

推力瓦燒瓦的原因可能與機組的單位負荷不均及所帶的負荷超過其單位負荷或油冷器熱交換能力不足有關(guān)，需設(shè)計方重新進行校核。

2.4 檢修工藝對瓦溫的影響

檢修中的軸承檢修工藝特別重要，尤其是軸瓦的刮研、各配合間隙的技術(shù)指標要嚴格控制，這些因素對軸承油膜的建立與存儲起著關(guān)鍵作用。

3 處理方案及實施過程

針對上述問題，技術(shù)人員進行了逐項排查與落實：設(shè)計部門經(jīng)校核后回復(fù)，單位負荷與熱交換能力都能滿足設(shè)計要求，故本文2.3節(jié)提到的問題可以排除。應(yīng)將處理方案的重點放在檢修現(xiàn)場，對機組安裝基準進行調(diào)校（標高、水平度、中心線），強化了檢修工藝指標要求。為了解決機組啟動初期軸承的潤滑問題，技術(shù)人員還在前后導(dǎo)軸承座上分別增設(shè)潤滑油的外循環(huán)設(shè)備，在機組開機運行前作為油循環(huán)的補充，免去了人工澆油的環(huán)節(jié)。實施過程如下。

（1）軸承座基準校核檢查。以座環(huán)2個法蘭面為基準，與前導(dǎo)軸承座中心作為機組中心線，核對機組幾大部件的固定中心線。檢查核對后，發(fā)現(xiàn)后導(dǎo)軸承座偏差大，將后導(dǎo)軸承座往廠房外側(cè)移動0.20 mm，復(fù)核軸承座基準符合要求。

（2）軸線檢查與軸承座調(diào)整相結(jié)合。以水輪機座環(huán)內(nèi)止口為基準，在大軸軸頭上架設(shè)百分表，盤車檢查機組軸線。檢查核對后，發(fā)現(xiàn)跳動嚴重超標，通過相關(guān)計算，將后導(dǎo)軸承座向外側(cè)平移0.10mm，又在前導(dǎo)軸承座的底部4個方位墊上0.20mm的紫銅片。盤車修正后，機組軸線滿足要求。

（3）復(fù)核大軸水平度。軸承支座調(diào)整后，對大軸水平度進行了復(fù)核，大軸水平度向水輪機側(cè)單偏的問題已得到修正。

（4）軸瓦的修刮。在現(xiàn)場檢修中，重點加強了軸承檢修工藝，特別是軸瓦的研刮、各配合間隙等技術(shù)指標得到了控制。當(dāng)研刮推力塊軸瓦時，總體要求是控制幾個瓦厚度基本一致。推力軸瓦的研刮及受力調(diào)整可保證各瓦受力均勻，主軸及推力盤在旋轉(zhuǎn)時不發(fā)生軸向竄動。為了保證推力瓦和導(dǎo)軸瓦的工作表面互相垂直，細刮和精刮階段應(yīng)把推力瓦、導(dǎo)軸瓦一起組裝并同時研磨。導(dǎo)軸瓦端面上的巴氏合金層也就是反向推力瓦，除了上下兩半對齊外，組裝以后正向推力瓦與推力盤接觸，反向推力瓦與反向推力盤之間應(yīng)留下足夠的軸向間隙。在導(dǎo)軸瓦研刮時，應(yīng)檢查和修整導(dǎo)軸瓦與軸承體的結(jié)合面，軸瓦背面必須有60%以上面積與軸承體相結(jié)合，下半塊導(dǎo)軸瓦只在中心附近60°～90°范圍內(nèi)與軸頸接觸，每平方厘米范圍內(nèi)應(yīng)有2～3點，同時，軸瓦表面的油溝、油槽、邊沿都研刮成圓滑的斜坡［2］，研刮示意如圖2所示。

圖2 導(dǎo)軸瓦（下部）研刮示意

（5）導(dǎo)軸瓦間隙的調(diào)整與安裝。放入軸承體及導(dǎo)軸瓦，在安裝過程中緩慢輕敲，自然導(dǎo)入。為保證軸瓦間隙的精確性，現(xiàn)場使用壓鉛法進行導(dǎo)軸瓦間隙的測量并多次加、減墊片進行調(diào)整，最終調(diào)整到前導(dǎo)總間隙為0.38mm（設(shè)計值為0.32～0.38mm）、后導(dǎo)總間隙為0.30mm（設(shè)計值為0.25～0.30mm）。

（6）復(fù)核調(diào)整機組的空氣間隙與轉(zhuǎn)輪迷宮（靜態(tài)下）。復(fù)核調(diào)整后，經(jīng)檢查全部符合技術(shù)規(guī)范要求，具體情況見表1，修后迷宮間隙實測值如圖3所示。

表1 空氣間隙實測值（修后） mm

圖3 修后迷宮間隙實測值

（7）加裝軸承外循環(huán)油泵。在此次大修中，根據(jù)改造方案，現(xiàn)場檢修人員加裝了外循環(huán)油泵及附屬管路，該裝置從軸承油槽底部的冷油區(qū)取油，在機組開機前，可自動投入外循環(huán)小油泵給前后導(dǎo)軸瓦及推力軸瓦進行充分澆油潤滑，并在機組達到額定轉(zhuǎn)速后退出運行。軸承外循環(huán)油泵免去了機組開機前需人工加油潤滑的環(huán)節(jié)，安裝后的軸承外循環(huán)泵如圖4所示。

圖4 安裝后的軸承外循環(huán)泵

4 修后試驗及相關(guān)數(shù)據(jù)

在完成了所有的調(diào)整與整改項目后，對機組進行了修后試驗，包括開機空轉(zhuǎn)、空載等一系列試驗，機組的振動、跳動都符合規(guī)范要求，最終進入帶滿負荷72 h瓦溫考驗，檢修前、后瓦溫的對比記錄顯示，此次處理取得了成功，相關(guān)情況見表2。

表2 大修前后帶負荷試記錄 ℃

5 結(jié)束語

該水電站＃4機組自設(shè)備安裝投產(chǎn)以來，存在著帶負荷能力不足（4 MW額定負荷一般只能帶3 MW）、軸瓦溫度偏高（推力軸瓦運行穩(wěn)定溫度達60℃左右）、推力及導(dǎo)軸承多次燒瓦等問題，為成功解決困擾機組安全穩(wěn)定運行的頑疾，技術(shù)人員進行了多次討論和論證，現(xiàn)場人員在機組檢修過程中，嚴格按照國家相關(guān)安裝規(guī)范的要求，反復(fù)進行機組中心度、水平度、間隙等核心數(shù)據(jù)的校核與修正工作。采取了加裝軸承潤滑油外循環(huán)泵等措施，在最終的機組滿負荷72 h試驗中，推力軸承最高溫度為51.7℃，較修前有了根本性的改進。在2個軸承座外加裝了循環(huán)泵，免去了運行人員開機前人工加油潤滑的環(huán)節(jié)，切實提高了機組的自動化水平。

該項目改造后，解決了機組各部位瓦溫偏高的問題，機組的設(shè)備健康水平得到了進一步提升，整體機組的靜態(tài)與動態(tài)試驗良好，完全達到了預(yù)期目標。

［1］劉云.水輪發(fā)電機故障處理與檢修［M］.北京：水利水電出版社，2002.

［2］戴鈞，王洪云.中小型混流式水輪發(fā)電機組機械檢修及主要易損部件的修復(fù)技術(shù)［M］.北京：水利水電出版社，2007.

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（本文責(zé)編：王書平）

TK 730.3+21

：B

：1674-1951（2015）01-0034-03

鄭建鋒（1978—），男，浙江衢州人，工程師，從事水電廠機械檢修維護技術(shù)管理方面的工作（E-mail：10224151＠qq. com）。

2013-09-23；

2014-08-08