春堂坝电站下导轴承烧瓦事故原因分析及处理方法

杨 书，王德明，唐 菲

（四川小金川水电开发有限公司，四川 小金 624200）

1 电站概况

春堂坝水电站位于四川省阿坝州小金县沃日河流域梯级开发的第四级电站。电站采用引水式开发，正常蓄水位2 449.8 m，死水位2 447.80 m，水库总库容85.4万m3，死库容为59.8万m3，可调节库容25.6万m3，属于日调节性水库；引水隧洞长13.122 6 km，利用落差130 m，设计引用流量47.1 m3/s，电站装机容量3×18 MW，年发电量2.38亿kW·h，年利用小时数4 405 h。

2 机组导轴承结构及材料

春堂坝水电站采用立轴混流式水轮发电机组，水轮发电机组共有三部导轴承，上导与推力轴承共用一油槽，位于上机架位置，其中上导轴瓦由8块抗重支柱式巴氏合金分块瓦组成，推力瓦由8块抗重螺栓式弹性金属塑料瓦构成；下导和水导位置各布置一部导轴承，下导轴承也为支柱式巴氏合金分块瓦结构，水导轴承为两分辨巴氏合金筒式瓦结构，上、下、水导轴瓦均采用ChSnSb11-6锡基巴氏合金材料。

3 事故发生过程

2018年12月19日，春堂坝电站2号机组在完成冬季C级检修工作后，首次以纯手动方式启动机组，在启动过程中分别在25%、50%、75%额定转速时各停留1 min，直至机组达到100%额定转速，在此过程中机组运行状态未出现异常。12月19日10：17开始进行机组考瓦温试验，至10:23发电机监控下导轴瓦温度报警（下导轴瓦温度在检修前一直保持在45℃~50℃之间），观察测温制动柜单表温度已达到65.3°C，随后机组立即启动了事故停机流程，机组停机过程中及停机后下导瓦温温度仍然还在缓慢上升，下导轴瓦单表显示最高达到了82.1°C。停机后打开基坑盖板，检查发现机坑内有焦糊味，并且排查至下导轴承位置处时气味较重，后打开下导轴承轴承盖检查发现下导轴承8块导轴瓦的巴氏合金被磨损挤压至瓦的出油边，并结成条状附着在下导轴颈处，瓦面有焦糊状，瓦面已硬结，同时发现下导油槽油位并未淹没至设计瓦中心，下导油盆槽内有大量巴氏合金磨损后烧毁粉末。

4 原因分析

事故前2号机组完成了常规冬季C修工作，手动开机至空转态过程中运行工况良好，振动摆度装置显示各部数据无异常，冷却水压力及示流计显示的流量都正常，但当机组运行7 min后下导轴瓦单表显示温度突然升高达到报警值，随后因温度上升速度过快到达轴瓦温度停机值启动事故停机流程，烧瓦事故已不能避免，结合春堂坝电站2号机组启动事故停机过程，及拆卸下来的轴瓦检查掌握的数据来看，引起机组轴瓦烧毁分析主要有以下几个原因：

4.1 轴瓦及其结构

混流式水轮发电机导轴承瓦面普遍采用ChSnSb11-6锡基巴氏合金材料，这种材料已在现代水电行业中得到了成熟应用。此种材料的轴瓦结构常见的有分块瓦和筒式瓦，其中分块瓦支撑方式有点支撑和轴向线支撑方式，混流式机型普遍采用支柱式或楔子板结构。而点支撑又分为中心和偏心两种方式，支撑方式与轴瓦的安装结构紧密相关，一般采用同心瓦结构时，其油膜压力中心沿大轴方向偏移一定距离，此时宜采用偏心支撑方式，采用非同心瓦结构时，由于油膜压力中心十分接近支点，因而宜采用中心支撑方式。若轴承支撑方式选择不合理，轴系实际载荷将会超过设计值，瓦面形线设计加工不合理，支撑螺栓松动支撑失效，楔子板式轴承背面的圆柱面与轴承座的接触线与轴瓦滑动面接触不合理，都会导致进、出轴瓦面的油循环受阻不畅，油膜形成不好，导致轴领与轴瓦接触摩擦，导致瓦温升高的现象[1]。

4.2 轴承的绝缘

机组上导、下导若出现绝缘不合格，如在水轮发电机组大轴上形成的轴电流数值超标，就会造成灼伤轴领表面和轴瓦现象，在较大轴电流的影响下长时间运行还会使润滑油碳化，破坏对轴承的润滑性和绝缘性能，从而酿成烧瓦事故；因此在日常设备巡视检查过程中，要密切关注润滑油的品质和运行状态，定期测量机组定、转子绝缘，以保证轴承绝缘强度，同时还要确保接地碳刷接触运行工况良好，通过上述方式保证机组轴承的绝缘，避免不安全事故发生。

4.3 油循环

机组在运行过程中大轴轴领与瓦面摩擦会产生大量的热量，这部分热量若未通过正常油循环系统将其带走，就会导致轴瓦温度升高而发生烧瓦事故[2]。通常因轴承内油循环不畅而导致瓦温升高的原因有：①油槽内冷油和热油区分隔不合理；②油循环路径断路使部分或全部热油直接进入瓦面；③轴瓦进油量不足或出油过快导致瓦面温度不能完全被带走等因素。根据以上可能出现的情况，可以通过冷油、热油的温度对比和进出口冷却器的水温差来观察分析油循环路径是否畅通，采用将冷、热油分段合理的隔断、确保瓦面油路通畅、热油得到充分冷却的方式来解决。

4.4 断油或缺油

机组因供油系统发生故障，循环油量中断或减少、油槽焊缝渗油、轴承内甩油使上油量过大等因素都会使油槽油位降低，造成导轴瓦供油不足，不能形成瓦面油膜润滑而产生干摩擦致使温度过高而烧瓦[3]。造成此种断油或缺油的原因有：①机组采用外油循环冷却系统的，运行过程中因油泵故障或油槽内润滑油渗漏造成油量不足或供油中断的可能较大，可通过检查油泵、管路、油槽油位进行分析判断；②机组运行中轴承内形成甩油，在其内部形成局部负压状态，或在挡油桶与主轴之间形成泵油甩油，此现象应检查轴领颈部气压平衡孔孔径大小及通畅程度，可在挡油桶上安装挡油板和导流格栅的方式来改善；③机组在运行过程中导轴承因摩擦使润滑油油温升高或因甩油而产生油雾，严重时轴承盖处会形成油滴，从而引起油槽油位降低而出现断油或缺油，这种甩油可通过主轴轴领根部合适位置开径向油孔，在油槽内设置稳流板，或在轴承盖板处设置补气孔消除。

4.5 冷却水

机组各部轴承内的热量通常采用冷却器水循环的方式将润滑油的热量带走，从而达到降低油温和瓦温的目地。因此冷却器在轴承内部的安装位置，隔油板与冷却器位置布置，以及冷却水的水质、流量、温度、压力就显得极为重要。运行过程中必须严密监视冷却水的压力值，确保机组在规定的压力范围内，通过管路上安装示流计观察冷却水流量是否满足要求，以此来保证机组运行过程中油温、瓦温在可控范围内。如机组正常运行冷却水中断10 min以上，极易造成轴承油温、瓦温急速升高，发展成烧瓦事故。

4.6 油质

水轮发电机组轴承润滑油通常使用LSA-46号汽轮机油，润滑油中可能会含有部分水分、杂质、异物，这些都会引起瓦面温度升高而发生烧瓦事故，因此在对油槽注油之前都会进行油质检验。因为油中含有的胶黏性物质会使润滑油在瓦面不能形成均匀的油膜，水分超标会使轴瓦与轴领之间的油膜造成破坏、润滑油黏度太低也不易和瓦面形成油膜，这些都将造成轴瓦表面部分位置形成干摩擦而损坏瓦面。根据理论计算值，轴瓦间的油膜厚度一般为0.038 mm~0.07 mm[4]，若润滑油内水分超标或有杂质进入润滑油内，都会导致瓦面难以形成均匀的油膜，以上问题都会造成烧瓦事故，因此对润滑油质的观测过滤、化验是十分必要的，必须确保润滑油优质合格才能使用。

4.7 安装及检修过程

水轮发电机组类型较多，加工工艺复杂，在安装、检修过程中技术要求高，对安装及检修人员的专业技术水平要求都很高。在机组安装或检修过程中对轴瓦装配产生影响的因素较多，这些因素与瓦温升高密切相关，如机组轴线调整问题，轴瓦间隙调整不均匀，轴瓦的油槽研磨或修刮不合格，轴瓦径向和轴向移动使轴瓦受力不均，运行中机组摆度超标，轴瓦局部间隙变小等原因都可能产生瓦温升高或烧瓦事故。

5 处理方法

根据对轴承烧瓦常见原因的分析，同时结合春堂坝电站2号机组下导瓦损坏情况的进一步检查核实，在检修工作完成开机前注入了合格的LSA-46号汽轮机油，事故发生后打开下导油槽盖检查测量实际油位，发现下导油位计油标显示油位与实测油槽内油位不符，排除油循环、轴承自身加工质量、冷却器冷却水故障、轴承绝缘、断油、轴瓦线性结构、安装及检修人为因素等原因；经过收集数据分析讨论，确定此次下导轴承烧瓦主要原因是加油量未达到设计油位原因造成，通过分析原因并采取了相应技术措施，经处理后机组运行效果良好，具体处理措施如下：

（1）实际加油油位与油标不符，下导轴承油位计未设计排气孔，导致实际加油量未到达设计油位，但油标油位有空气充压，已显示油槽达到设计油位。因此油位计顶端盖增加两个10 mm排气孔，使油槽内部与油位计之间有良好的排气通道，反应油槽内的实际油位。

（2）由于轴瓦烧毁过程中有部分巴氏合金碎末进入油槽中，因此将油槽内原有的润滑油排尽，并对油槽进行清理，重新注入合格的润滑油。

（3）拆除烧毁的下导轴瓦，清理下导轴领巴氏合金烧毁碎块，并研磨轴领处。

（4）原下导轴瓦表面已硬结，润滑油中有巴氏合金碎块，因此更换新备用的下导轴瓦。

（5）按照安装期间盘车摆度数据调整上导、下导轴瓦间隙，重新注入同牌号新油。

6 结语

通过春堂坝2号机组油位计排气孔的技改处理措施，解决了油槽内部与油位计之间排气通道问题，并对电站其它两台机组进行了同样的技术改造，近两年的检修过程中油槽注油未出现油位不符问题。混流式水轮发电机组在国内的水电行业已经是非常成熟的机型，但因受轴承设计、制造加工、检修安装，轴承运行整机的实际性能因素，首次开机时烧导轴瓦的事故时有发生，存在偶然性和随机性。且轴承烧瓦时间短、温度急剧上升，导致机组事故停机。因此安装、检修及运行维护人员应很好地掌握轴承机理预防事故发生，若发生导轴瓦烧瓦事故，认真客观分析导致事故的原因，采取有效的解决方式综合处理。本文通过对春堂坝电站2号机组下导轴瓦烧瓦事故原因分析及采取的技改措施阐述，希望对有类似情况的水电站有一定的参考和帮助，共同提高水电站主机设备运行的安全性和可靠性。