某抽水蓄能电站1F机组上导摆度大及推力瓦温高问题的处理

桂中华，樊玉林，常玉红,张 程

（国网新源控股有限公司技术中心，北京市 100161）

某抽水蓄能电站1F机组上导摆度大及推力瓦温高问题的处理

桂中华，樊玉林，常玉红,张 程

（国网新源控股有限公司技术中心，北京市 100161）

某抽水蓄能电站1F机组自2013年5月以来上导摆度和推力瓦温持续偏高，严重影响机组的安全运行。本文对该机组上导摆度过大、推力轴瓦温度偏高的问题进行了深入的分析，排查故障原因；制定了检修方案，对机组固定部件中心、机组轴线、推力内挡油圈同心度及垂直度等进行了处理，同时对推力轴承及冷却油回路进行了详细的检查；检修处理后的运行数据表明机组摆度和推力瓦温基本正常，机组运行状态恢复正常。

混流可逆式机组；推力轴承；摆度大；瓦温偏高；处理

1 概述

某抽水蓄能电站共安装2台单机容量为60MW的立轴单级混流可逆式机组，发电机为悬吊式结构，额定转速为750r/min，主要承担电网的调峰、填谷作用，机组主要参数见表1。

该电站1F机组于2005年12月投产运行，至今已运行了八年多。分别在2007年和2009年经历了两次大修，主要处理机组轴线超标、球阀漏水严重、导叶下轴颈密封磨损等问题。2009年1F机组A级检修时，处理了推力卡环，机组轴线基本达到国家标准0.02mm/m的要求；修后运行之初，机组上导摆度只有0.20mm左右，但经过一段时间机组运行，到2013年11月机组上导摆度已将近0.50mm左右，已严重超标。2013年3月17日推力轴承瓦温突然升高，3月17日～6月15日推力轴承瓦温出现往复变化，但此后推力轴承瓦仍然保持在72℃左右，最高时达到76℃，成为影响机组安全稳定运行的重要隐患。

表1 电站1F机组主要参数

本文针对该电站1F机组上导摆度大、推力瓦温高的问题进行了全面的试验与分析，并提出处理措施，使机组摆度和推力瓦温恢复正常运行。

2 故障分析及处理

2.1 机组摆度增大的原因分析

(1) 机组轴线不正。

机组轴线的好坏，对整个机组稳定运行会带来根本性的影响。1F机组2009年3月大修中，通过研磨卡环使机组轴线基本达到了国家标准0.02mm/m的要求。表2为检修后1F机组摆度巡检数据，2010年6月3日及2011年4月23日1F机组除水导轴承摆度超标比较严重外（国家标准限值0.235mm），上导和下导摆度基本满足国标要求，说明2009年1F机组大修后机组轴线基本没有问题。但经过4年多的运行后，机组上导摆度异常增大，到2013年11月机组上导摆度已经达到了0.469mm。

通过分析发现，1F机组上导摆度异常增大的原因与大修中采用的校正机组轴线的方法不合适有关。常规校正轴线的方法应处理推力头与镜板的配合面，而不宜采用研磨卡环的方式。但由于1F机组设计为推力头和轴间紧量配合，现场修磨推力头底面难度大、无法控制质量和工期，一直采用了研磨卡环的方式校正轴线。研磨卡环校正机组轴线，卡环与键槽配合接触面小，单位压强较大，同时该电站承担电网的调峰、填谷作用，机组启动频繁，机组长期运行轴线易于发生改变，从而引起机组摆度的增大。

表2 1F机组巡检记录 μm

(2) 转子质量不平衡。

通过1F机组发电工况摆度趋势分析（见图1）可知，在2013年4月前机组摆度运行稳定，4～5月之间摆度急剧增大。此后电站在2013年6月26～29日期间对1F机组进行了配重处理。表3和表4分别为此次配重前后1F机组发电工况的摆度数据。通过配重前后的摆度数据对比分析可以看出，配重前机组摆度以一倍频幅值为主，一倍频幅值约占95%以上；配重后上导和下导Y方向摆度一倍频幅值均下降了50%左右，说明发电机转子存在一定的质量不平衡问题。同时配重对上导和下导X方向摆度的改善效果不明显，说明摆度大的问题不单单是质量不平衡引起的，可能还存在别的外力作用。

图1 机组大轴摆度趋势图

表3 机组配重前发电工况摆度数据（2013年6月) μm

表4 机组配重后发电工况摆度数据(2013年6月) μm

（3）机组转动部件与固定部件碰磨。

该电站1F机组2009年大修盘车时，曾发现过大轴与推力轴承内挡油圈外侧剐蹭现象。虽然2009年对剐蹭进行了处理，但运行时间较长，大轴与推力轴承内挡油圈外侧可能会再次剐蹭。大轴与推力轴承内挡油圈外侧发生剐蹭，剐蹭对大轴的作用力可致使机组旋转中心偏移，出现机组轴线不正问题而引起机组振摆增大。

2.2 推力轴承瓦温升高原因分析

电站运行数据（见图2）表明2013年3月17日推力轴承瓦温突然升高，在3月17日～6月15日推力轴承瓦温出现往复波动后，稳定在一个比较高的温度上。之后，针对推力轴承瓦温升高，电站对冷却水管路等进行了检查，未发现问题。同时通过1F机组和2F机组回油管观察孔对比观察，发现1F机组回油管观察孔中的油为半管，且有大量气泡；而2F机组回油管观察孔中的油为满管，且透明。为了应对推力轴承瓦温升高问题，电站启动备用油冷却系统，推力瓦温仍有上升趋势。4月中旬，电站启动一套油冷却系统，同时外加一台油泵直接从推力油槽取油，经推力冷却器冷却，进入推力油槽进油管，输送到推力油槽，采用此方法推力瓦温得到了控制，推力瓦温稳定在72℃左右。

图2为1F机组2013年推力轴承温度参数运行情况。根据推力瓦温变化情况将图2划分三个区，分别是正常区、突变区、平稳区。正常区是3月14日之前的推力瓦温。突变区是3月17日～6月15日，这段时间推力瓦温起伏波动。平稳区是6月15日～11月9日，推力瓦温变化比较小。在这三个区里相应的推力油槽温度、进油温度、出口水温变化见表5。

图2 推力轴承运行温度变化趋势图

表5 推力油槽温度变化

通过图2和表5分析看出，推力瓦温与油槽油温趋势基本一致。在正常区、平稳区进油温度和出口水温对油槽温度影响较大，但在突变区进油温度和出口水温对油槽温度影响较小，说明推力油槽冷却系统冷却油量较少，对油槽温度产生的影响不大。结合1F机组以往检修存在的问题，分析冷却油量较少的原因可能为：①汇流环与镜板之间配合间隙变大，一部分热油将通过缝隙流入推力油槽，致使冷却油量减小，引起瓦温升高。②机组旋转中心与推力内挡油圈同心度存在较大偏差，引起推力油槽油位波动，使得回油管观察孔中的油为半管，且有大量气泡。

2.3 处理措施

通过以上对机组摆度大、推力瓦温高的原因分析，建议在机组检修过程中做如下处理：

（1）测量转子及定子圆度，消除磁拉力不平衡的影响。

（2）测量机组固定部件中心，校核固定部件中心是否满足要求。

（3）检查推力内挡油圈同心度及垂直度，视现场检查情况，确定是否补焊推力内挡油圈外环。

（4）通过上机架腿底部加垫调整上机架水平，并调整镜板水平。

（5）按图纸要求重新加工并安装新卡环，盘车时除对导轴承位置设置百分表外，还应在各法兰面设置百分表，监测整个轴系旋转情况。

（6）机组轴线调整（包括大轴法兰处理），通过修磨推力头下平面调整机组轴线。

（7）修后开展相关试验。

针对推力瓦温升高的问题，在检修过程中还应做如下检查：

（1）检查集油环与镜板的间隙，检查集油环是否存在磨损。

（2）抽出推力瓦对瓦面进行检查。

（3）对推力油循环系统管路进行分解检查。

3 机组处理的效果

通过调整上机架中心，使得机组固定部件中心基本在国家标准要求（机组中心偏差小于1mm），机组旋转中心与推力挡油圈中心基本一致。推力轴承油冷却回油管基本没有气泡，推力轴承油冷却系统得到了改善。1F机组进入2014年6月以来，无论是发电工况，还是抽水工况，推力轴承瓦温均在正常温度运行（70℃报警值以下）(见图3)。

图3 处理后1F机组推力瓦温度趋势

通过修刮推力头底平面调整机组轴线，大轴倾斜值为0.0055mm/m，低于国家标准0.02 mm/m要求。从机组修后运行情况来看，无论是发电工况还是抽水工况，上导摆度较下导摆度和水导摆度都大。发电工况空载上导摆度为0.10mm左右，上机架水平振动为0.08 mm左右；发电工况满负荷上导摆度为0.21mm左右，上机架水平振动仍为0.08 mm左右，抽水工况0.32mm左右，略超出国家标准(0.25mm)，上机架水平振动为0.19 mm左右。

4 结论与建议

(1) 对某电站1F机组上导摆度大和推力瓦温升高的原因进行分析，并提出具体措施，通过检修处理使机组恢复了正常运行。

(2) 建议下一步在推力轴承冷却油系统进、出油管路上安装压力表和流量计，加强油压和流量变化的监测。

(3) 本次机组摆度大、推力瓦温升高问题的分析及处理，可为发生相似问题的电站现场处理提供有用的借鉴。

[1] 龚在礼，罗成. 镜板泵外循环推力轴承冷却系统故障的诊断及处理［J］. 四川水力发电，2011，30（6）.

[2] 何定全. 洛古水电站2号机组摆度超标处理［J］. 四川水力发电，2011，30(4).

[3] 裴大雄，赵正洪.高坝洲水电站3号机组振动分析及处理. 水力发电，2002，(3).

[4] 宫玉龙. 拉西瓦2F、5F 机组推力轴承问题分析及处理.防爆电机［J］.2012，47(2).

[5] 王以军，王小建，刘云鹏. 沙河抽水蓄能电站2号机上导摆度超标的分析与处理［J］. 水力发电，2007，33（9）.

[6] 韦韦. 水轮发电机组轴承瓦温高的原因分析及处理［J］.广西水利水电，2010，(6).

[7] 袁东东. 轴承运行情况判断及故障分析处理［J］. 应用能源技术，2011，(2).

桂中华（1976—），男，博士，高级工程师，主要研究方向：水电设备故障诊断与状态评价。E-mail: zhonghua-gui@sgxy.sgcc.com.cn

樊玉林（1972—），男，本科，高级工程师，副总经理，主要研究方向：水电厂自动化。E-mail: yulin-fan@sgxy.sgcc.com.cn

常玉红（1972—），男，本科，高级工程师，总工程师，主要研究方向：水电站技术管理。E-mail: yuhongchang@sgxy.sgcc.com.cn

张 程（1986—）男，硕士，工程师，主要研究方向：水电站技术管理。E-mail: cheng-zhang@sgxy.sgcc.com.cn

Treatment of the Over-throw of Upper Guide and Abnormal Temperature Rise of Bearing Bush of 1F Unit of Pumped-storage Power Station

GUI Zhonghua, FAN Yulin, CHANG Yuhong, Zhang Cheng
(Technology center State Grid Xinyuan Company LTD., Beijing,100161, China)

Since May 2013, the upper guide swing and the temperature of thrust bearing bush of 1F unit of pumped-storage power station have been too high, so it is dangerous for safe operation of the pumped-storage generating unit. The fault of the over-throw of upper guide swing and the abnormal temperature rise of thrust bearing bush of 1F unit of pumped-storage power station were analyzed in this paper, then the suggestion of the fault is introduced. The fi xed parts center of unit, unit axis,concentricity and verticality of thrust inner oil blocking ring were treated in the unit maintenance, and the thrust bearing and oil cooling loop were inspected detailed. After the unit was repaired,the operation data show that the upper bearing swing and the temperature of thrust bearing bush is normal.

pumped storage generating unit; thrust bearing;over-throw of upper guide; abnormal temperature rise of thrust bearing bush; solution

国家电网公司科技项目资助。