水轮发电机组推力导瓦温过高故障解析与改进

李青安

（大唐观音岩水电开发有限公司，云南 昆明 650000）

推力轴承是水轮发电机组的核心部件之一，如果其运行状态出现异常，将直接对机组的整体运行效率产生影响。推力导瓦温过高是实际生产中比较常见的问题之一。产生这一问题的原因包括冷却水中断、推力瓦之间受力不均以及推力轴承绝缘不良造成油质劣化等。为保证水轮发电机组运行的安全性与高效性，就需要减少或消除推力导瓦温过高的问题。为此，本次结合实例对此类故障原因以及解决方法进行了分析。

1 水轮发电机组推力导瓦温过高的分析

机组在正常运行状态下，轴承瓦温最高不得超过80 ℃。如果机组轴承瓦温超出标准数值2 ℃～3 ℃或更多，便需要及时查找故障原因，并在第一时间安排专业人员处理，避免故障的进一步扩大[1]。

2 水轮发电机组推力导瓦温过高故障原因

目前，在专业技术水平不断提高的情况下，因冷却水中断造成水轮发电机组推力导瓦温过高故障的可能性越来越小。这不仅是因为在故障发生后会产生相应的冷却水中断信号和警报。只有在冷却水中断故障且机组负荷较大的情况下，才会在较短的时间内造成推力瓦瓦温升高的故障。因此，在分析故障时，需要以实践经验作为支持，观察并分析故障现象，包括上位机事故故障光字牌、测温盘温度计升高达到故障数值以上、机旁盘故障灯亮、上位机温度棒形图显示瓦温升高达到故障温度以上、巡检仪指示故障点以及故障温度等。然后对油槽轴承油面进行检查，确定油面是否存在下降情况，并确认漏油点。如果确定推力瓦温升高原因为油槽漏油所致，则需要根据瓦温数值以及上升速度，判断采取正常停机还是紧急停机[2]。

推力轴承是水轮发电机组中最为重要的部分，运行人员要求做到每班均以专业标准为依据做好检查，确认油位、油质正常，并且推力油槽油位信号传输及时。如果在机组运行过程中出现油阀渗油的情况，巡检及维护人员发现后需及时对其进行处理[3]。

3 水轮发电机组推力导瓦温过高故障处理

在实际生产中，大部分的水电厂是选择应用示流中断和水压过低并联的方式作为推力水流中断信号器，以免因冷却水中断处理不及时而造成推力轴承瓦温升高。机组在经过检修后，要确认检修质量达标。为了减少故障发生概率，通常要用串联方式将连接片放置在机组控制回路内。一旦机组运行出现故障，连接片会紧急退出。若此时检测到轴承各瓦温升高，可及时采取处理措施，确保机组的正常运行。

4 水轮发电机组推力导瓦温过高故障改进

4.1 设备概况

在对水轮发电机组扩容改造投运生产后发现推力瓦温高出标准范围8 ℃～9 ℃、推力油槽热油温高出标准范围7 ℃～8 ℃、上导瓦温度高出标准范围5 ℃～6 ℃、下导瓦温度高出正常标准范围3℃～4℃。虽然机组各瓦温、油温依然处于允许运行的范围内，但是对比机组改造前后工况，可以明确发现其中存在的问题隐患。

4.2 推力瓦温过高的原因分析

推力轴承是水轮发电机组轴承中的核心部分，负责整个机组转动部分的质量和荷载，包括水轮机不平衡水推力荷载。推力瓦温是否处于正常范围内，在很大程度上影响着机组转动部分的质量、冷却以及轴向水推力效果，关系着机组的动态稳定性情况。本文主要是通过以下几个方面来分析瓦温过高的原因：

①转动部分质量。对比改造前后的机组，发现其转动惯量没有明显变化，排除此项原因；②冷却效果。对比机组油槽、冷却装置在改造前后状态未发生变化，以透平油为冷却介质，可满足机组运转需求。经检查，油冷器冷却水未发现异常，水压为0.2 MPa，且水流量正常；③动态稳定性。对比轴承摆度改造前后均正常，顶盖水平振动变化不大，但是垂直振动有明显增大。当机组轴向水推力发生变化时，顶盖垂直振动、水导润滑水压以及运行量也会发生变化。

4.3 机组改进方法

4.3.1 改进方法

通过检查分析确认推力轴承瓦温升高的原因后，确定最终减压处理方法如下：①将泄水锥截短，以此来增大泄水面积，同时加长补气导流罩，做到水气分离；②在泄水腔内安装螺旋泵体，达到排水水泵的效果，增大泄流量。

在顶盖下顺利排压后，导流槽内流满所排泄出来的水汽会顺着导流槽流向泄水锥出口。这种改进方案可以避免上冠内出现绕转轴动的相对流动。将泄压泵架设在上冠，方便流体快速被导入下游，排水效果良好，利于泄水锥排泄。同时，增设的4个内顶盖排压口使得可接受的排压释放量大大增加。经过详细的计算后，明确了顶盖排压方案改进前后的数值计算效率和出力偏差范围在0.2 %左右，从计算结果可以看出水轮发电机组改进后对转轮效率和出水情况的影响较小。

4.3.2 改进效果

在对水轮发电机组做进一步的改进后，检查机组状态并计算其运行数据，从而确定顶盖下减压处理的实际效果。①顶盖下压力。在进一步的减压改进后，不同水头的顶盖下迷宫后测点压力下降了0.02 MPa～0.1 MPa，顶盖下水导轴承旁测点压力降低了0.02 MPa～0.08 MPa，顶盖下迷宫后测点压力下降到0.12 MPa～0.19 MPa，顶盖下水导轴承旁测点压力下降到0.15 MPa～0.20 MPa。尤其是以额定出力以及超过额定出力的工况下，顶盖下压力有明显下降。②推力与导轴承瓦温。在经过长时间的运行后，检测推力轴承瓦温保持在31 ℃左右，相比改进前瓦温最高下降了9 ℃。冷油温度保持在26 ℃左右，相较改进前温度下降了 8℃。热油温度保持在26 ℃左右，相较处理前温度下降了8 ℃。相比改进前，上导轴承瓦温有着明显降低，可以达到4 ℃～8 ℃，而下导轴承瓦温则可以在改进前的基础上下降8 ℃左右。

5 结语

面对水轮发电机组运行常见的推力轴承瓦温异常升高的故障问题。为避免其影响机组正常运行，需分析确定故障发生原因。在专业技术和设备不断更新的情况下，导致推力轴承瓦温过高的原因也越来越复杂。因此，应结合实际工况做全面分析，明确故障原因后及时作出改进调整，对机组性能进行优化，确保其可以维持在最佳运行状态。