660 MW 汽輪機組軸瓦溫度異常的分析與處理

陳華桂，秦惠敏，戴興干

(江蘇方天電力技術有限公司，江蘇南京 211102)

某電廠一期工程安裝了2 臺660 MW 燃煤發(fā)電機組，汽機型號為N660-25/600/600，是上海汽輪機廠生產(chǎn)的超超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、凝汽式汽輪機。發(fā)電機型號為QFSN-660-2，是上海汽輪發(fā)電機廠制造的水—氫—氫冷卻三相同步汽輪發(fā)電機。汽輪機4個轉(zhuǎn)子分別由5 只徑向軸承來支承。除高壓轉(zhuǎn)子由2個徑向軸承支承外，其余3個轉(zhuǎn)子，即中壓轉(zhuǎn)子和2個低壓轉(zhuǎn)子均只有1 只徑向軸承支承。5個軸承均采用橢圓瓦，分別坐落在5個軸承座內(nèi)。2 號軸承座位于高壓缸和中壓缸之間，在2 號軸承座內(nèi)裝有徑向推力聯(lián)合軸承，整個軸系是以此為死點向兩頭膨脹。

1 瓦溫異常情況

機組軸系支承簡圖如圖1 所示。

圖1 機組軸系支承簡圖

該型機組1 號徑向軸承由上半和下半殼體、支撐墊塊和定位鍵等組成。軸承殼體內(nèi)側(cè)設有巴氏合金，通過圓錐銷和螺栓聯(lián)結在一起。軸承金屬測溫元件采用熱電偶。軸承安裝在球形座上，這種球面結合，使得軸瓦能按轉(zhuǎn)子的撓度和傾斜程度自動調(diào)整定位，使軸頸與軸瓦處在較好潤滑狀態(tài)下工作[1]。

2 號機組自2012年2 月9 日并網(wǎng)運行以來，在供油母管潤滑油溫度維持在42～46℃的情況下，1號軸承下瓦3個金屬溫度測點隨著機組運行時間的推移逐步升高，瓦溫最高值由最初的72℃上升至104℃，并且下瓦金屬溫度隨著機組負荷的變化出現(xiàn)波動，升負荷時下瓦金屬溫度降低，降負荷時下瓦金屬溫度升高，趨勢如圖2 所示。到3 月下旬，機組負荷660 MW時下瓦溫度高點為77℃，機組負荷330 MW時下瓦溫度高點為104℃，溫度變化幅度已達27℃，且每次機組負荷降至330 MW 運行時，1 號軸承下瓦大多會出現(xiàn)了一次瓦溫飆升后的回落，如圖3 所示，后期越來越頻繁。與此同時，1 號軸承處的轉(zhuǎn)軸振動隨著機組負荷的變化也有小幅波動，波動幅度在15 μm 左右，機組高負荷時振動大，低負荷時振動小。3 月21 日凌晨，2號機組降負荷至330 MW 左右運行時，1 號軸承下瓦金屬溫度產(chǎn)生突變，飆升至107℃，之后又出現(xiàn)溫度回落現(xiàn)象，同時出現(xiàn)振幅波動。按設計文件要求，該機組軸承金屬溫度高報警值整定在107℃，保護動作跳閘值設定在113℃。下瓦金屬溫度過高已嚴重危及到機組的安全穩(wěn)定運行。

圖2 1 號軸承下瓦溫度與負荷趨勢

圖3 1 號下瓦溫度與機組負荷趨勢（24 h）

2 初步分析

機組運行過程中出現(xiàn)軸瓦金屬溫度異常，首先應檢查測溫元件是否損壞、溫度測量極性是否裝反、溫度測量補償方法或標準是否正確、溫度補償系統(tǒng)是否受到外界嚴重干擾等，確認軸承溫度異常的真實性。經(jīng)過檢查核實，溫度測量系統(tǒng)正常，軸瓦金屬溫度測量值反映軸瓦的實際狀況。排除了因熱工測量系統(tǒng)異常而引起的軸瓦金屬溫度虛假升高和波動。根據(jù)軸承理論，引起橢圓瓦金屬溫度高的原因可能有軸瓦質(zhì)量不良、潤滑油影響、軸承載荷過大、軸瓦球面自動調(diào)整能力差等[2]，下面逐一加以分析。

（1）軸承鎢金澆鑄質(zhì)量不良。若軸承烏金澆鑄質(zhì)量不良，結合不佳，存在脫胎現(xiàn)象。當承受動載荷或溫度變化時，結合不牢，脫胎現(xiàn)象將進一步加劇。僅由軸瓦質(zhì)量不良所引起的軸承金屬溫度高，其軸瓦溫度趨勢通常是逐漸上升，而不會出現(xiàn)較大幅度的波動。據(jù)此推斷軸承烏金澆注質(zhì)量不良不是造成2 號機組1 號軸承下瓦金屬溫度異常的主要原因。

（2）潤滑油的影響。潤滑油溫度過高或過低、潤滑油黏度不合格、油流量過大或過小、回油不暢、潤滑油斷油、油質(zhì)不良或油質(zhì)惡化、潤滑油壓力過低或過高、油流中或軸承內(nèi)存在氣體或雜物、頂軸油管逆止閥不嚴油膜壓力下降等，都可使軸承溫度升高。軸瓦進油溫度高使得高溫的潤滑油不能將軸承運行過程中產(chǎn)生的熱量及時帶走，引起軸瓦溫度升高。但該機組正常運行時供油溫度基本穩(wěn)定在42～46℃，可以排除潤滑油溫的影響。若潤滑油中含有雜質(zhì)，瓦塊易被刮傷，尤其是大容量機組，其軸頸尺寸加粗，軸頸表面線速度增大，同時轉(zhuǎn)子重量大、油膜薄，不僅在潤滑油壓力偏低時軸頸易與軸瓦間發(fā)生摩擦，而且軸頸更易受油中微小顆粒的損傷[3]。瓦塊刮傷會造成軸瓦金屬溫度高，這在新建成投產(chǎn)的機組中較為常見，但2 號機組1 號軸承瓦溫頻繁出現(xiàn)飆升，這種不斷出現(xiàn)雜質(zhì)的可能性不大。潤滑油流量的影響，主要是機組運行過程中，由于潤滑油供油系統(tǒng)故障，如主油泵故障、油系統(tǒng)泄漏、逆止閥不嚴密，引起潤滑油供油壓力降低，各軸承進油流量大幅減少。出現(xiàn)這一情況往往是機組所有軸瓦溫度均會有一定幅度升高。而不僅僅是某一軸瓦溫度升高。因潤滑油異常引起的軸承溫度高也可以排除。

（3）軸承載荷的影響。轉(zhuǎn)子中心偏差、軸承座溫度和揚度變化、軸振動過大、轉(zhuǎn)子受到向下的力過大、轉(zhuǎn)速超過允許值、軸封漏汽引起軸承座標高發(fā)生變化等，都可能產(chǎn)生軸承載荷分配不均，引起軸承載荷過大[4]，軸瓦溫度升高。尤其是受汽輪機進汽蒸汽附加力的影響，在機組負荷頻繁變動時，這一溫度變化往往呈現(xiàn)出一定的規(guī)律性。2 號機組1 號軸承下瓦溫度與負荷負相關、上瓦溫度與負荷正相關，與該廠同型號的1 號機組1 號軸瓦溫度變化呈現(xiàn)出相同的規(guī)律性，盡管該型號汽輪機是兩側(cè)對稱進汽，但在實際運行中，汽流對轉(zhuǎn)子的附加作用力是隨負荷變化的，高負荷時汽流對轉(zhuǎn)子向下附加作用力減小、低負荷時向下附加作用力增大。高負荷時轉(zhuǎn)軸中心上浮，軸承負載減輕，下瓦溫度降低、上瓦溫度升高、工頻振幅變大；低負荷時轉(zhuǎn)軸中心下移，軸承負載變重，下瓦溫度升高、上瓦溫度降低、工頻振幅變小。但同型號的1 號機組負荷變化時，1 號瓦溫變化約有5℃。據(jù)此判斷軸承載荷變化不是造成2 號機組1 號軸承下瓦金屬溫度異常的主要原因。

（4）軸承球面自動調(diào)整能力。軸承間隙過小或過大、軸承緊力過大、軸承安裝偏斜、軸承底座墊片增加的過多、軸承與軸頸揚度不一致，軸承瓦塊與軸承座球面之間有雜質(zhì)等，都可能使軸承球面自動調(diào)整定位能力變差。軸承載荷不能均布在整個瓦面，造成局部載荷過高，油膜過薄，從而引起軸瓦金屬溫度高，情況嚴重時甚至會出現(xiàn)瓦塊局部磨損。瓦塊自位能力變差后，需要更大的作用力瓦塊才能自位。瓦溫飆升，表明該過程油膜急劇變薄，同時油膜內(nèi)壓力也在急劇升高。情況嚴重時瓦塊和軸頸甚至需要碰摩接觸后才能自動調(diào)整定位，位置調(diào)整后瓦塊便工作正常，瓦溫下降。每次接觸都會有輕微磨損，最早開始磨損的部位在外端，逐步向瓦內(nèi)磨損。這一過程中，瓦溫測點對應的油膜厚度越來越薄，瓦溫監(jiān)測到的溫度數(shù)值越來越高。隨著機組負荷的變化，軸瓦在相同的負荷變化條件下對應的溫度變化也隨之變大。這與2 號機組1 號軸承表現(xiàn)出的異常狀況基本一致，由此推斷軸承球面自動調(diào)整能力差是引發(fā)1 號軸承金屬溫度異常的主要因素。

（5）軸心位置的變化。2 號機組運行一個多月以來，2 號軸瓦間隙電壓基本無變化。1 號和2 號軸瓦間隙電壓具體變化數(shù)值如表1 所示。

表1 1 號和2 號軸瓦間隙電壓值對比 V

對比1 號軸承1X 及1Y的間隙電壓發(fā)現(xiàn)，自2012年2 月10 日以來，1 號軸承轉(zhuǎn)軸中心位置累計向下移動130 μm，向左移動160 μm，從調(diào)速器端向發(fā)電機端看，轉(zhuǎn)子順時針旋轉(zhuǎn)，轉(zhuǎn)軸中心正常工作位置在軸瓦中心的左下方[2]，忽略油膜厚度的變化，軸心是不可能再向左下移動，但實際軸心軌跡表明，2 號機組從2月9 日并網(wǎng)發(fā)電以來，轉(zhuǎn)軸中心逐步在向左下方移動，亦即下瓦塊在逐步退讓，據(jù)此推斷，1 瓦很可能因瓦塊自位能力不足而逐步磨損。

3 停運檢查分析

3.1 停運檢查

2012年4 月7 日，2 號機組停運后，對1 號軸承進行揭瓦檢查，1 號軸承下瓦烏金磨損情況如圖4 所示。

圖4 1 號軸承下瓦

從瓦胎看內(nèi)側(cè)1/4 胎面有汽蝕點，說明這部分胎面承載過輕，沒正常參與工作；另3/4 胎面有磨痕，說明這部份承載過重。1 號軸瓦下瓦磨損狀態(tài)與停機前的分析推測相吻合。從外觀看瓦塊屬于輕微受損，不存在脫胎現(xiàn)象。擦洗后的1 號軸承瓦枕情況如圖5 所示。

圖5 1 號軸承瓦枕

軸承座內(nèi)存在大量鐵銹，瓦枕上除鐵銹外，還有很多黑色異物，瓦塊與瓦枕之間運動阻力增加而卡澀，瓦塊自位能力的喪失后瓦塊表面無法保持與軸頸表面平行，出現(xiàn)瓦塊外側(cè)與軸頸表面間隙小、內(nèi)側(cè)與軸頸表面間隙大，導致油膜厚度軸向分布不均勻，瓦塊有效的承載面積下降，瓦塊外側(cè)承載過重、油膜過薄，發(fā)生軸頸與瓦塊單側(cè)碰摩，瓦溫飆升，軸頸推動瓦塊重新自動調(diào)整定位后瓦溫又有所下降；并且單側(cè)磨損由外向內(nèi)發(fā)展，逐步接近測溫點，瓦溫高點逐步升高、且瓦溫波動大；隨著磨損的加重，軸心逐步在向左下方移動。因此，瓦塊與瓦枕之間的鐵銹、黑色異物是導致1 號軸瓦溫度異常的主要原因。

經(jīng)取樣分析黑色異物的主要成份是碳，確認為高溫狀態(tài)下潤滑油的碳化物，而大量鐵銹表明機組運行時軸承座內(nèi)充滿了水汽。軸承座內(nèi)造成異物的高溫、鐵銹的水汽因素共同指向軸封漏汽。實際運行中，2 號機組軸封壓力明顯偏大，高壓缸前軸封存在大量蒸汽外漏（同型號的1 號機組正常），為了防止軸封蒸汽進入軸承座，還在軸封與軸承座之間加裝了臨時擋汽板。

3.2 門桿漏汽接入點

由于新裝機組的軸封安裝間隙是嚴格控制的，同時機組運行過程中2 號機組1 號瓦未出現(xiàn)過機械碰摩現(xiàn)象，因此軸封漏汽排除了軸封間隙過大的因素。實地勘察軸封系統(tǒng)發(fā)現(xiàn)，1 號、2 號機組門桿漏汽接入軸封母管的位置有所不同。如圖6 所示，1 號機組門桿漏汽接在軸封供汽母管末端的軸封溢流閥前，即圖中A 點位置。而2 號機組門桿漏汽接在中低壓缸軸封母管的噴水減溫器前，即圖中B 點位置。

圖6 門桿漏汽接入點示意圖

正常運行中，機組的門桿漏汽源于主蒸汽和再熱蒸汽，高中壓軸封汽的主要來源是主蒸汽和再熱蒸汽作功后的乏汽。因此門桿漏汽的焓明顯高于高中壓軸封汽，這就造成了門桿漏汽接入軸封系統(tǒng)A，B 點的差異。門桿漏汽接入A 點時流向凝汽器，基本沒有影響原軸封系統(tǒng)的運行；而接入B 點時流向低壓軸封，由于門桿漏汽溫度很高，為了滿足低壓軸封溫度需求，必須增加大量軸封減溫水，而這些噴水汽化后導致軸封系統(tǒng)內(nèi)蒸汽質(zhì)量明顯增加，即便是在軸封溢流調(diào)節(jié)閥開度很大時，軸封壓力仍然很高，門桿漏汽接入點不同對軸封運行參數(shù)的影響如表2 所示。

表2 550 MW時1 號和2 號機組軸封運行參數(shù)對比

過高的軸封壓力引起高壓缸前軸封蒸汽大量外漏，高溫蒸汽進入1 號軸承座后，造成鋼鐵銹蝕、潤滑油碳化，在瓦枕上產(chǎn)生大量異物。因此2 號機組門桿漏汽接入點有必要參照1 號機組的位置改接以降低軸封母管壓力，保證高壓缸前軸封蒸汽不外漏，為1 號軸承提供良好的運行環(huán)境。

4 處理及效果

結合前面的分析和揭瓦檢查情況，采取如下措施：1 號軸承下軸瓦屬于輕微受損，修刮后應該可用，但要保持在軸承設計間隙要求之內(nèi)；若修刮后不能保持在設計間隙要求之內(nèi)，則需更換新瓦[5]。同時對軸頸采用油石、金相砂紙表面打磨，提高軸頸表面光潔度。徹底清理瓦枕、瓦塊球面上的異物。安裝時軸瓦緊力按下限調(diào)整，保證瓦枕、瓦塊球面結合后能活動自如[6]。參照1 號機組門桿漏汽接入位置對2 號機組進行改接，消除高壓缸軸封蒸汽外漏。在瓦面修刮、清理異物、門桿漏汽改接后，機組重新起動。起動后的各階段，軸瓦金屬溫度均在正常范圍內(nèi)。機組滿負荷660 MW 運行，2號機組軸封系統(tǒng)參數(shù)數(shù)值與1 號機組接近，高壓缸前軸封已無外漏現(xiàn)象，1 號軸瓦的溫度穩(wěn)定。機組負荷在300～660 MW 調(diào)整時潤滑油供油溫度自動控制在45℃，1 號軸承下軸瓦金屬溫度在78～83℃波動，2 號機組運行一年來，未再出現(xiàn)軸瓦溫度偏高或溫度波動幅度過大的現(xiàn)象。

5 結束語

汽輪機軸承金屬溫度異常升高，往往是烏金磨損、碾壓的前兆，在發(fā)現(xiàn)軸瓦溫度異?，F(xiàn)象后，應在加強運行監(jiān)視，盡快尋找機會停機檢查處理，避免發(fā)生汽輪機燒瓦彎軸的惡性事件。引起軸瓦金屬溫度高的原因很多，實踐中需依據(jù)軸承原理并結合現(xiàn)場情況具體分析后確認原因，采取相應對策，降低軸承金屬溫度，確保汽輪機組的長期安全穩(wěn)定運行。

[1]吳仕芳.新一代超超臨界660 MW 汽輪機的設計開發(fā)[J].華東電力，2010，38(11)：1775-1780.

[2]施維新.汽輪發(fā)電機組振動與事故[M].北京：中國電力出版社，1999：491-494.

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[5]中國動力工程學會.發(fā)電設備技術手冊汽機篇[M].北京：機械工業(yè)出版社，1998：52-53.

[6]李守倫，張清宇.汽輪機軸瓦溫度高的原因分析及處理[J].熱力發(fā)電，2003，32(3)：62-63.