水轮机水导轴承温度过高原因分析及处理

郭实田

(广东粤电流溪河发电有限责任公司，广东 从化 510956)

0 引言

广东省流溪河水电厂位于珠江三角洲水系流溪河上游的从化市良口镇境内，距广州约90 km。电站为引水式地下厂房，现装机容量为4×12 MW，4台机组均为哈尔滨电机厂生产的混流式水轮发电机组，于1958年投入运行。1998年全厂设备经过自动化改造后，电厂实现了无人值班(少人值守)，使电厂的自动化程度上了一个新台阶。

#2水轮发电机组水导轴承主要由水导瓦、瓦架、上油盘、下油盘、挡油板、回油管、冷却器等部件组成。下油盘为转动式油盘，透平油的作用是润滑水导瓦，同时转动产生离心力，通过水冷却自循环冷却降温，散去大轴和水导瓦摩擦、撞击产生的热量，机组运行时，油盘内必须有足够的透平油才能保证水导瓦温度在允许的范围内。

1 水导轴承温度过高

流溪河水电厂#2水轮发电机组于2007－03－07—13进行过小修，修后水导瓦稳定温度分别为50.4℃和52.2℃。值班员查历史运行记录时，发现水导瓦温度于3月28日开始出现比较明显的变化，当天最高温度达58.0℃。对水导瓦外部进行检查，冷却水水压和油盘油位均在正常范围内，至4月1日水导瓦温度达60.0℃。之后，水导瓦运行温度呈缓慢上升趋势，6月6日至7日巡检时，水导瓦温度最高达61.7℃(该厂水导瓦报警温度为63.0℃，停机温度为65.0℃)，出现缓慢爬升趋势且没有稳定的迹象。当时更换了水导轴承上油盆的透平油，但水导瓦温度未发生明显改善，严重威胁机组的安全、经济运行。

2 水导轴承温度过高原因初步判断

查阅水导轴承相关图纸并结合水导瓦安装特点，对可能引起水导瓦温度过高的原因进行分析，认为引起水导瓦温度过高的主要原因有透平油不清洁、测温电阻安装不合理、水导瓦间隙分配不合理、水导瓦进油口油量偏小及油槽冷却器水压不足等。

3 针对性处理措施

3.1 第1次处理情况

(1)处理时间。2007－06－15 T 10:00—06－16 T 16:00。

(2)处理情况。抱上导瓦、固定大轴，吊出水导瓦分解检查;检查水导瓦面无异常，旋转油盆清洁;检查发现#2测温计断线，将其更换，同时更换#1测温计;水导瓦间隙按照拆前间隙调好。开机后，#1测温点瓦温偏高，最高瓦温为61.8℃。

3.2 第2次处理情况

(1)处理时间。2007－06－17 T 16:00—06－18 T 01:00。

(2)处理情况。开出工作票，抱上导瓦、固定大轴，分解水导冷油器，检查无异常。测量上导瓦间隙、水导瓦间隙，根据上导瓦间隙调整水导瓦间隙。开机后，#2测温点瓦温偏高，最高瓦温为62.6℃。上导瓦、水导瓦间隙如图1所示。

图1 上导瓦、水导瓦间隙

3.3 第3次处理情况

(1)处理时间。2007－06－19 T 09:00—06－20 T 18:00。

(2)处理情况。开出工作票，抱上导瓦、固定大轴，吊出水导瓦分解、修刮，分瓣面加一张描图纸。水导瓦进油口加焊油兜，加大进油量，上油盆回油管加高10 mm，上油盆静止油位为130 mm。根据上导瓦间隙调整水导瓦间隙。开机后，#2测温点瓦温偏高，最高瓦温为62.0℃。空转0.5 h后，水导瓦及#1，#2上导瓦基本平衡，但带满负荷后，#2上导瓦温升较快。

4 水导瓦温度过高原因分析及处理

4.1 原因综合分析及处理方案

2007－06－15—20，对水导轴承进行了3次比较全面的检查，水导瓦温度没有明显改观，最高达62.6℃。因机组的振动、摆度等技术参数都符合要求，在现场找不出比较有效的可改变水导瓦温度偏高的方法。经过水导轴承上油盆换油，水导轴承分解检查、测温计更换、旋转油盆换油，水导轴承分解检查，冷油器分解检查，水导轴承分瓣面加垫调整、进油口加焊油兜、加高上油盆回油管等一系列针对性的处理，都无法解决水导瓦温度偏高的问题。而机组运行时振动、摆度较小，推力轴承温差小，但带负荷后水导瓦温度上升较快，估计是由水力不平衡或机组旋转水平、中心偏差较大引起的。为了彻底解决水导瓦温度偏高的问题，流溪河水电厂于2007年7月15日专门召开了技术分析会，会上一致认为应该对机组进行盘车检查处理，并制订了技术方案。

综上所述，建议从以下几方面进行检查处理:导水叶立面间隙及开口值(50%，100%开度)测量调整;机组中心检查调整;机组旋转水平、轴线检查处理;按盘车数据调整各导瓦间隙。

4.2 处理情况及有关技术参数

拆前水导轴承间隙测量记录如图2所示，机组中心调整记录如图3所示，盘车后水导轴承间隙调整记录如图4所示，导水叶开口测量记录见表1，开机导轴承瓦温稳定记录见表2。

4.3 处理结果分析

在此次检修中，通过分解3个水导轴承及主轴密封后，进行盘车检查，证明在运行中机组轴线会产生变化，水导轴颈处及下导轴颈处净摆度都变化比较明显。因此，通过调整间隙、调整重心及盘车，均不能彻底解决水导瓦温度过高的问题。鉴于此，有必要从卡环检查、镜板与推力头之间增加绝缘垫、检查推力头与主轴配合过盈量是否合格等各方面入手，逐一排查。

5 水导瓦温度过高问题的处理

5.1 提出解决方案

自2007年检修以来，针对水导瓦温度偏高的问题进行了多次小修及扩大性小修，尝试了多种方法，包括水导瓦修刮，水导瓦进油孔修整扩大以增加油量，重新进行轴线处理使盘车数据尽量小，在水导瓦把合面加描图纸以扩大水导瓦总间隙等，均未能很好地解决问题。通过技术分析和逐一排查，认为在2011年机组A级检修时应重点检查并处理推力头内孔，使推力头与主轴为过盈配合，这样机组运行状态会较为稳定。

表1 导水叶开口测量记录cm

表2 开机导轴承瓦温稳定记录 ℃

5.2 处理情况

推力头松动导致机组运行不稳定，可能是导致水导瓦温度高的主要原因。因此，采取了加工推力头的方法，使推力头与主轴的配合间隙过盈0.02～0.04 mm。在拔出推力头(如图5所示)后，对推力头及配合部分的主轴外径进行了测量，得出配合间隙见表3。

图5 流溪河发电公司机组推力头示意图

由表3可知，DB1的测量尺寸为的测量尺寸为mm，推力头上环配合间隙为－0.05 ～0.01 mm，属于过盈配合;DB2的测量尺寸为mm，D2的测量尺寸为推力头下环配合间隙为－0.01～0.07 mm，属于间隙配合。可见推力头下部配合松动，经过商讨，决定对推力头内孔的下环进行加工。具体工序为精车内孔(车削量为单边0.50 mm)、对内孔进行氩弧焊(因推力头内孔较小，激光熔焊无法实施)和精加工。验收实测DB2尺寸为过盈量为0.01 mm(加工后下环面如图6所示)，虽然未达到预期的0.02～0.04 mm的过盈量，但基本符合要求。

表3 推力头配合间隙 mm

图6 加工后下环面

5.3 开机后各参数情况

通过此次A级检修并重点处理推力头与主轴过盈配合不合格问题后，经试验及试运行12 h后各主要参数如下:

(1)发电机上机架的水平振动和垂直振动、上导轴颈处摆度在合格范围内。空转、空载和带负荷试验参数见表4。

表4 空转、空载和带负荷试验参数

(2)各部轴承温度均在合格范围内，推力轴承稳定温度见表5，各部导轴承温度见表6。

5.4 处理后运行情况

经开机试验和试运行，机组各部振动、摆度、温度均符合要求，开机稳定后水导瓦温度最高为50.6℃，解决了水导瓦温度偏高的问题。

表5 推力轴承稳定温度℃

6 结束语

流溪河水电厂#2水轮发电机组自2007年出现水导瓦温度过高以来，针对水导瓦温偏高的情况进行了多次临修、小修及扩大性小修，尝试了多种方法，均未能很好地解决问题。此次A级检修重点检查了推力头内孔的过盈量，发现推力头内孔下环面过盈量不足，对推力头内孔进行了氩弧焊加工，使推力头与主轴配合间隙达到过盈，并按照大修标准调整好各部参数。机组投运行后，运行状态会较为稳定，经过近5个月的运行，水导瓦温度一直稳定在51℃左右，比原来降低近10℃，彻底解决了水导瓦温度过高的问题，为机组安全、经济运行提供了保障。

表6 各部导轴承温度℃