耿达水电站1号机组推力瓦烧毁分析

黄 冬，杨 波（国网四川省电力公司映秀湾水力发电总厂，四川都江堰611830）

耿达水电站1号机组推力瓦烧毁分析

黄 冬，杨 波（国网四川省电力公司映秀湾水力发电总厂，四川都江堰611830）

本文针对耿达水电站1号机组2011年度大修后开机过程出现推力轴承冷、热油温差大，推力外循环滤网中出现大量瓦屑和颗粒物，推力瓦温逐步攀升最终导致推力瓦烧毁的事件。结合现场开机过程中监测数据、拆机后对推力轴承检查、资料分析，发现该机组出现烧瓦的具体原因，通过处理，改善了机组运行状态，达到了机组稳定运行目的，并对同类型结构的机组出现类似问题提供了一些经验借鉴。

推力轴承；温差；滤网；瓦屑；颗粒物

1 概述

耿达水电站为径流引水式电站，装机容量4×40MW，电站最大引用流量73m3/s，发电机型号SF40-12/4250，水轮机型号HLA542b-LJ-215，设计水头283m，1986年5月第一台机组发电，1988年6月全部建成，距映秀约11km。此次发生事件的耿达水电站1号机组为汶川“5.12”大地震后恢复生产机组。

2 开机出现的问题及现象

2011年12月24日耿达水电站1号机组大修结束后开始做开机启动试验。试验项目过程中通过振摆测试发现1号机组需要配重。确定配重位置后停机清扫推力外循环滤网，发现滤网内有大量推力瓦磨损的瓦屑，瓦屑成粉末状，深灰色。在随后开机试验项目过程中，不断的清扫推力外循环滤网，瓦屑有明显地减少。在经过转速140%过速试验后停机检查推力外循环滤网发现又有大量的瓦屑和少量的粒状物，但瓦温没有明显的升高。在甩负荷试验结束后，1号机组继续做后续试验。2011年12月28日晚接运行人员通知推力轴承冷、热油温差超过12℃，推力瓦温超过46℃，检修人员在开机状态下逐个清扫滤网。在清扫到+X方向滤网时，清扫时间比较长，此时推力瓦温超过49℃，立即停机。停机后推力瓦温达到52.7℃。检查滤网发现有大量瓦屑和部分粒状物。1号机组在12月29日号机组试验结束，进入72h试运行。2012年01月03日，试运行结束1号机组停机消缺。重新开机后，清扫滤网再次发现大量的瓦屑和部分粒状物。瓦温和油温均在正常范围内，此后检修项目部安排专人监视1号机组推力温度和清扫滤网。滤网内瓦屑逐步减少，但始终都有，粒状物出现的频率开始增加，在清扫滤网后，瓦温和油温都有明显的下降。2012年01月06日晚，接运行人员通知需清扫滤网，检修人员接连清扫两次滤网，发现有少量瓦屑和粒状物。清扫滤网后，瓦温和油温有少量下降。2012年01月07日凌晨02：20运行人员又通知推力瓦温升高至46℃，需清扫滤网。检查滤网内只有少量瓦屑和部分粒状物，清扫滤网后，瓦温、油温有少量下降。监视半小时后，发现瓦温、油温又开始缓慢上升，此时冷、热油温差在11℃左右。检修人员当即检查滤网，发现滤网内有少量瓦屑但未堵塞滤网。清扫滤网已不能降低推力瓦温、油温。在2012年01月07日凌晨5：00推力瓦温缓慢上升至49.9℃，停机。

3 原因分析及检查判断

3.1 分析阶段

耿达水电站1号机组推力瓦烧瓦后分析了有诸多因素造成烧瓦，如油质本身存在问题、绝缘破损引起轴电流、油面过低、冷却水、推力瓦本身因素、检修工艺、镜板波浪度大等。

3.1.1 油质分析

透平油存在导电物质会产生轴电流，轴电流可使透平油电解，透平油润滑能力降低，瓦面与镜板间摩擦系数增大，引起烧瓦现象。

3.1.2 推力轴承绝缘破损

推力轴承引起轴电流的首要条件即是绝缘破损，绝缘破损可能会是轴承支座绝缘垫、定位螺栓绝缘套、定位销绝缘套破损，从而产生轴电流引发后续一系列问题。

3.1.3 推力轴承油面过低

推力轴承油位处于低油位以下，油位过低后不能有效的对推力瓦进行润滑，让瓦面与镜板间形成干摩擦，引起瓦温升高烧瓦。

3.1.4 冷却水水压过低

冷却水水压过低或无冷却水的状态下，瓦温和油温不能进行有效的热量交换，从而引起瓦温、油温温差持续上升，瓦温持续上升后烧瓦。

3.1.5 推力瓦本身因素

推力瓦瓦面大小、与镜板接触面大小、由于设计上的失误，瓦衬钢度及瓦面的材质选择不当，推力瓦周向偏心率选取不当，均会导致推力轴瓦温度过高，造成烧瓦。

3.1.6 检修工艺

在对推力轴承进行安装时，工作人员未认真执行安装工艺，造成推力瓦形成“死瓦”现象或受力调整未达标即进行下一步工序，均会导致推力瓦烧瓦。

3.1.7 镜板波浪度大

镜板波浪度较大，会使推力瓦局部接触面减少，局部负荷增加破坏油膜，造成烧瓦。

3.2 检查判断阶段

在对耿达水电站1号机组推力轴承部分进行拆除，发现了推力瓦本身、镜板、推力油槽有以下状况。

在2012年01月12日下午，检修人员吊出推力油槽检查推力瓦发现，推力瓦外侧、中部被大面积磨损，塑料瓦面下铜丝金属面凸显出来，瓦面有局部碳化现象，但内侧完好。

镜板上有明显的划痕，镜板工作镜面中部局部过热，有烧伤痕迹。

推力油槽内有大量固体堆积物，颜色为深灰色，材质细腻，似粉末状。

3.2.1 对推力轴承绝缘及油质进行检查判断

耿达水电站推力轴承绝缘方式是在推力轴承座与上机架间设绝缘垫，支座固定螺栓和定位销加装绝缘套。将推力轴承座拆卸，将绝缘垫、绝缘套、绝缘垫圈拆除用，无水乙醇清洗、白布擦拭干净后回装，用1000V兆欧表对推力轴承绝缘进行测试，测试结果绝缘值为800MΩ。由此可以确定绝缘材料不存在绝缘缺陷，没有绝缘击穿现象。用1000V兆欧表对发电机导轴承进行绝缘测试，测试结果绝缘值在1000MΩ以上。由于机组在加油时，推力轴承与发电机导轴承所用透平油为同一油罐油，由此可以确定在透平油内不存在导电物质。以上问题排除。

3.2.2 推力油面检查

拆除推力轴承进行抽油时推力油面在正常位置，排除油面过低因素。

3.2.3 冷却水压检查

在运行中控室调出上位机数据查看，推力轴承冷却水压在0.22～0.25MPa，冷却水进、出水压正常，排除了冷却水因素而导致烧瓦。

3.2.4 检修工艺验证判断

在对1号机组推力轴承进行拆除检查时，用油泵顶起转子，手摇晃推力瓦，推力瓦能自由晃动，推力瓦底板托盘、推力瓦限位块未对推力瓦实施卡阻，没有形成“死瓦”现象。查阅检修受力调整工艺工序质检卡，推力瓦受力在合格范围内，排除了推力瓦因受力不均匀而产生过热的因素。

3.2.5 推力瓦本身检查判断

新的推力轴瓦大小与原推力轴瓦大小相同，排除了推力轴瓦面积过小，单位面积承受压力过大的因素。

将新的推力轴瓦与原推力轴瓦相比较，推力瓦进油边大小、坡口斜度相同，排除了润滑油不能充分进入推力瓦与镜板之间形成油膜导致干摩擦使瓦过热的因素。

本次耿达电站1号机组在恢复生产过程中推力轴承使用了新推力瓦，在开机试验及后期对推力外循环滤网进行清扫时发现瓦屑与其他机组不一样，其他机组磨损的瓦屑呈鳞片状，1号机组则呈粉末状，还不时有颗粒物出现。颗粒物经检查是金属弹性塑料瓦瓦面经高温后碳化所形成。这说明本次所更换的推力瓦瓦面材料与其他机组不一样。

从上述分析可以看出推力瓦瓦面的材质选择不当是造成本次烧瓦的一个原因。

3.2.6 镜板波浪度检查判断

将1号机组镜板从推力轴承上拆除后进行清扫检查，用平尺对镜板进行检查测量，发现镜板整体呈“弓”型结构，变形量达到了1.2mm。现场检查发现镜板工作镜面上有划痕，判断为镜板凸凹不平，其粗糙度和波浪度较大，使推力瓦局部接触面减少，使瓦局部负荷增加油膜破坏，造成推力轴瓦支撑中心区域磨损镜板变形呈弓形，从而导致推力瓦烧损。由于镜板工作镜面不平度较大，推力瓦运行温度升高使镜板工作镜面划伤磨损，特别是弹性金属塑料瓦磨损后磨出金属丝，更加加剧镜板工作镜面的划伤磨损。

由上述分析判断可以看出镜板工作镜面不平整、波浪度大也是造成本次烧瓦的另一个原因。

4 改进方案及结果

将被烧毁的推力瓦实物、测量数据、现场资料、照片、分析判断的依据等送至哈尔滨厂家，厂家设计人员重新对耿达水电站推力瓦进行设计制造。同时镜板也返厂进行修复处理，保证其工作面和波浪度在合格范围内。

待合格推力瓦及镜板运送回耿达水电站后，检修人员重新进行推力轴承回装工作，开机运行后，推力瓦温稳定在31℃。

5 结束语

通过耿达水电站1号机组推力瓦烧毁事件，我们分析出了造成水轮发电机组推力瓦烧毁的多种原因，在今后的工作中遇见备品备件的更换时应在结构上认真对照图纸、技术要求；在检查过程中认真仔细，数据测量、比对工作同步进行；在安装工艺中做到精益求精，尽量避免推力轴承因质量问题和安装工艺问题而引起的烧瓦。同时也对同类型水轮发电机组出现的类似问题提供一些经验借鉴。

[1]国网四川省电力公司映秀湾水力发电总厂企业标准.《发电机机械检修技术规程》（Q/GDW 192212504010-2013）.

[2]沈 东.水力机组故障分析.中国水利水电出版社，1990.

[3]季家国.晒谷坪电站1号机组推力瓦烧瓦原因分析与处理[J].水电厂自动化，2008（04）.

[4]马书权，张玉敏.高水头冲击式机组导轴承安装的技术探讨[J].贵州水力发电，2009（04）.

[5]吴金水，范文胜.新型重载低速导轴承的研究及在清水塘水电站的应用[J].电器工业，2010（01）.

TV738

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2095-2066（2016）35-0109-02

2016-12-16

黄 冬（1980-），男，工程师/高级技师，本科，从事水电厂水轮发电机组机械检修工作。

杨 波（1970-），男，助理工程师/技师，大专，从事水电厂水轮发电机组机械检修工作。