玄庙观电站机组推力瓦长期高温运行的解决

刘祥兵，张 亮

(黄柏河流域管理局，湖北?宜昌?443100)



玄庙观电站机组推力瓦长期高温运行的解决

刘祥兵，张 亮

(黄柏河流域管理局，湖北?宜昌?443100)

玄庙观电站自投产发电以来，由于设计制造及安装等多方面的原因，机组推力瓦一直处于高温运行，影响设备安全稳定运行。通过调试初期和投运后机组长期高温运行的原因分析和持续改进，近几年机组一直在设计温度限额以下运行，取得了良好效果。图3幅，表1个。

水电站；推力瓦；高温；原因分析；处理

1 概 述

玄庙观电站位于湖北省宜昌市远安县，属黄柏河流域东支，水库库容4 215万m3，集雨面积380 km2，装有2台卧式机组，总装机容量5 000 kW，年发电量1 700万kW·h。电站于2005年7月建成投产，发电机型号为SFW2500—10/1730，水轮机型号为HLA551—WJ—89。2台机组运行时间已达8 a，还没有进行过大修，相对于水轮发电机组3～5 a的大修间隔，已经远远超出。机组的部分参数达不到技术规范要求，各轴承摆度和振动值增大，瓦温升高。从2010年6月至2012年夏季，1号机组推力瓦温度高达65 ℃，2号机组也有62 ℃。

针对上述问题，电站决定进行解体大修。实际大修时间从2013年2月25日开始，至4月22日全部完成。

2 原因分析

2.1 存在制造上的严重缺陷

玄庙观电站2台机组于2005年6月3日进入调试和试运行阶段，但由于诸多原因，机组始终无法正常运行，主要表现为机组空载正常，但只要并网带上负荷，推力瓦温就急剧上升，无法控制只能被迫停机。

在一个多月的调试阶段，机组温度一直无法稳定的原因排查主要集中在安装质量方面。经过无数次复核重装，始终无法解决根本问题。由于此机型为重庆水轮机厂的试验机型，从6月底开始，我们开始在设计和制造方面找原因，经现场复核查明，主要原因是2台机组设计推力盘甩油槽设计深度为22 mm，但现场复核测量6个分布的推力盘甩油槽加工深度为：1号机数据分别为23、22、18、18、14、14 mm；2号机数据分别为26、22、22、18、18、15 mm。加工深度最大偏差达8 mm，达到设计值的36.4%。如此大的加工偏差致使机组在运行带负荷时推力瓦供油严重不足，造成了推力瓦温急剧升高，甚至多次拉瓦的严重后果。在处理这一主要缺陷后，机组于7月4日并网发电成功。

2.2 存在设计上的缺陷

2.2.1 机组推力盘尺寸设计过于保守

电站机组设计水头45 m，最大工作水头52.16 m，最小工作水头35.09 m，设计引用流量6.5 m3/s，额定转速600 r/min,轴向水推力15.3 t，采用内径φ280 mm、外径φ500 mm的推力轴瓦。经多方研讨认为，推力盘只适用2 000 kW机组，这是影响推力瓦长期高温运行的可能原因。

2.2.2 主轴密封润滑水偏小

在试运行期间，特别是在机组开度较小的情况下，水压小，机组润滑水很小甚至无润滑水，致使经常烧毁盘根；同时导致主轴温度高,不能安全稳定投入运行。

2.3 顶盖排水压力过大

因主轴密封润滑水在小开度或者孤网运行中,机组因润滑水不能满足要求而无法正常运行；而当机组在带正常负荷的情况下，因开度增加而顶盖排水量急剧增加，在调试阶段，除原有排水管路外，还需要另外4台排水泵方可满足排水要求；这时集水井2台泵全部开启，抽水间隔仅15 min，排水系统告急。因电站集水井系统已全部建成，不可能进行扩容改造。

上述原因造成如果全部打开顶盖排水，排水系统不能满足要求；如果部分开启顶盖排水管，又增加了轴承水平推力，导致温度升高。

2.4 机组已达到大修年限

自2005年机组投入运行以来，尽管机组已正常发电，但机组推力瓦一直在高温运行。2006年3月，2号机组出现比较严重的电气轴承拉瓦事故； 2006年12月，1号机组又出现了永久性转子一点接地的故障；上述隐患均采用不彻底的大修进行处理。在以后的冬修中，电站或自行或外请技术人员针对瓦温高进行刮瓦盘车处理，因为处理过量，致使轴瓦间隙已达不到技术规范要求，各轴承摆度和振动值增大，瓦温年年升高，必须进行解体大修。

3 解决方案

3.1 针对制造上的严重缺陷

制造上的缺陷是投运初期影响机组一直无法并网发电的关键原因。由于制造上的粗糙和极大误差，导致调试阶段故障持续近1个多月，极大浪费了人力和物力，也影响了机组早日产生效益。

针对复核结果，将不符合设计要求的推力盘甩油槽深度统一加工到25 mm，由于返厂难度太大，主要采取现场用电钻和电磨头加工的方式；而且考虑到强度问题，没有继续加深。采用此方式解决后，机组并网发电成功，机组当年运行最高温度为59 ℃，基本满足了投产发电的要求。

3.2 针对设计上的缺陷

3.2.1 机组推力盘尺寸设计过于保守的处理

机组最大水推力14.5 t。发电机转子重11.8 t。整个水轮发电机组为两支点，仅发电机1根主轴，水轮机悬挂在发电机轴上，仅靠水机端φ320径向轴承和集电环端φ280径向推力轴承支撑转动部分。

经过复核验算，每块瓦的单位压力为12.5 kg/cm2,对于卧式水轮发电机推力轴承推力瓦单位所受压力偏大，造成瓦温升高。因推力盘已套在主轴上，不能改变瓦大小。

此缺陷要想彻底解决只有将推力盘及主轴一同返厂，将推力盘尺寸加大，同时更换新的轴承座，运回电站后再重新安装机组。虽然可彻底解决机组隐患问题，但难度太大，只有待条件成熟资金充足时再考虑。

3.2.2 主轴密封润滑水偏小问题的处理

为解决主轴密封润滑水偏小或空载开度时无润滑水的问题，我们采取了在主轴密封盖上端开孔，从蜗壳取水加压进密封体，水从主轴密封排水管排出，强迫水在主轴密封环内循环，避免主轴与柔性石墨干摩擦，以降低主轴温度。

此方式解决了机组开机过程及小开度运行时盘根经常烧毁、主轴温度较高的隐患，但在运行规程中必须详细写明开机流程，待机组在大开度运行时必须关闭从蜗壳取水的润滑水，以避免因压力过大而从盘根处喷水。

3.3 2013年机组大修解决的问题

3.3.1 解决了顶盖排水压力大的问题

为充分排除顶盖水流，同时减轻集水井压力，在此次冬修过程中，我们采用在尾水锥管上切割1个圆孔，焊接1段长1 m、直径200 mm的不锈钢管。由于现场空间限制，将3根顶盖排水通过不锈钢软管接入直径200 mm的不锈钢管，直接排入尾水。不仅减轻了集水井排水压力，同时在机组运行中可以将3根顶盖排水闸阀全部打开，使顶盖压力大大降低，正常运行时均在0.03 MPa以内。为避免机组检修时尾水位太高进入集水井，在钢管中间安装了1个不锈钢闸阀，正常运行时全部开启。

3.3.2 改进推力瓦综合研磨方式

在每块瓦经过初刮—研磨—挑花—研磨以后，最后上机磨瓦以前，将径推轴承上、下瓦用销子、螺栓连接在一起，放置在平整的地面，依次放入10块弹性垫和推力瓦(见图1)。

根据磨出的点子，进行刮瓦；如此反复，使瓦面接触点越来越多，面积越来越大，推力瓦工作面越平整。处理到推力瓦工作面基本平整后，将径推轴承上下瓦装入轴承座，放入弹性垫及推力瓦进行盘车刮瓦。

3.3.3 改进盘车方式

以往采用的盘车方式主要有两种：一是利用刹车盘车，二是利用机组小开度转动进行盘车。尽管简单易行，但前者由于刹车装置一般位于卧式机组飞轮下端，受力不在中心，影响磨瓦效果；后者需要全面安装好机组，工序复杂。

图1 改进推力瓦研磨方式

图2 改进盘车方式

此次盘车方式采用将尾水管折下后转动180°，利用2 t手拉葫芦拉动转轮中心线，让推力瓦受力，然后在飞轮处用行车拉动钢丝绳进行盘车(见图2)。

松开行车及转轮处的葫芦。用千斤顶靠在径推轴承座上，顶住飞轮，把转子向飞轮方向顶1 mm左右，让推力瓦松动，拆开径推瓦，取出推力瓦。经检查发现推力瓦受力比较均匀，即瓦的工作面与主轴垂直、与镜板平行，效果良好。

3.3.4 1号机组增加外置油冷却器

为探索降低瓦温的新途径，在1号机组大修中订购了1套外置油冷却器，外循环冷却管为螺旋散热管，从技术供水总管取水，经顶盖排水总管排至尾水锥管。

外置油冷却器配置2台油泵，并配置2台油泵主、备切换控制柜(PLC控制)。从轴承座排油管抽油，经油冷却器后再从推力轴承上端进入，以降低瓦温(见图3)。

1号机组在增加外置油冷却器后，推力瓦温降低幅度尽管低于预期，但在同等条件下可以达到降低3 ℃。

图3 增加外置油冷却器

4 处理后的机组运行效果

经过上述处理，在近几年的运行中，机组运行温度均没有超过60℃。1号机在投入外置油冷却器后温度还会降低3℃，达到了预期效果(见表1)。

表1 2014年机组瓦温极限运行工况 (℃)

5 结 语

机组推力瓦高温运行是电站的重大隐患，也是电站管理者和运行人员非常担心的事情，因此，在解决此问题时，不仅要从安装、质检等方面找原因，也要从设计制造方面认真分析，并且充分尊重和吸收不同技术人员的特长、方法，集多方智慧加以解决。

责任编辑 吴 昊

2015-06-04

刘祥兵(1973-)，男，高级工程师，主要从事水电站的生产及技术管理工作。 E_mail:lxb_yc@163.com