耿達水電站1號機組推力瓦燒毀分析

黃 冬，楊 波（國網四川省電力公司映秀灣水力發電總廠，四川都江堰611830）

耿達水電站1號機組推力瓦燒毀分析

黃 冬，楊 波（國網四川省電力公司映秀灣水力發電總廠，四川都江堰611830）

本文針對耿達水電站1號機組2011年度大修后開機過程出現推力軸承冷、熱油溫差大，推力外循環濾網中出現大量瓦屑和顆粒物，推力瓦溫逐步攀升最終導致推力瓦燒毀的事件。結合現場開機過程中監測數據、拆機后對推力軸承檢查、資料分析，發現該機組出現燒瓦的具體原因，通過處理，改善了機組運行狀態，達到了機組穩定運行目的，并對同類型結構的機組出現類似問題提供了一些經驗借鑒。

推力軸承；溫差；濾網；瓦屑；顆粒物

1 概述

耿達水電站為徑流引水式電站，裝機容量4×40MW，電站最大引用流量73m3/s，發電機型號SF40-12/4250，水輪機型號HLA542b-LJ-215，設計水頭283m，1986年5月第一臺機組發電，1988年6月全部建成，距映秀約11km。此次發生事件的耿達水電站1號機組為汶川“5.12”大地震后恢復生產機組。

2 開機出現的問題及現象

2011年12月24日耿達水電站1號機組大修結束后開始做開機啟動試驗。試驗項目過程中通過振擺測試發現1號機組需要配重。確定配重位置后停機清掃推力外循環濾網，發現濾網內有大量推力瓦磨損的瓦屑，瓦屑成粉末狀，深灰色。在隨后開機試驗項目過程中，不斷的清掃推力外循環濾網，瓦屑有明顯地減少。在經過轉速140%過速試驗后停機檢查推力外循環濾網發現又有大量的瓦屑和少量的粒狀物，但瓦溫沒有明顯的升高。在甩負荷試驗結束后，1號機組繼續做后續試驗。2011年12月28日晚接運行人員通知推力軸承冷、熱油溫差超過12℃，推力瓦溫超過46℃，檢修人員在開機狀態下逐個清掃濾網。在清掃到+X方向濾網時，清掃時間比較長，此時推力瓦溫超過49℃，立即停機。停機后推力瓦溫達到52.7℃。檢查濾網發現有大量瓦屑和部分粒狀物。1號機組在12月29日號機組試驗結束，進入72h試運行。2012年01月03日，試運行結束1號機組停機消缺。重新開機后，清掃濾網再次發現大量的瓦屑和部分粒狀物。瓦溫和油溫均在正常范圍內，此后檢修項目部安排專人監視1號機組推力溫度和清掃濾網。濾網內瓦屑逐步減少，但始終都有，粒狀物出現的頻率開始增加，在清掃濾網后，瓦溫和油溫都有明顯的下降。2012年01月06日晚，接運行人員通知需清掃濾網，檢修人員接連清掃兩次濾網，發現有少量瓦屑和粒狀物。清掃濾網后，瓦溫和油溫有少量下降。2012年01月07日凌晨02：20運行人員又通知推力瓦溫升高至46℃，需清掃濾網。檢查濾網內只有少量瓦屑和部分粒狀物，清掃濾網后，瓦溫、油溫有少量下降。監視半小時后，發現瓦溫、油溫又開始緩慢上升，此時冷、熱油溫差在11℃左右。檢修人員當即檢查濾網，發現濾網內有少量瓦屑但未堵塞濾網。清掃濾網已不能降低推力瓦溫、油溫。在2012年01月07日凌晨5：00推力瓦溫緩慢上升至49.9℃，停機。

3 原因分析及檢查判斷

3.1 分析階段

耿達水電站1號機組推力瓦燒瓦后分析了有諸多因素造成燒瓦，如油質本身存在問題、絕緣破損引起軸電流、油面過低、冷卻水、推力瓦本身因素、檢修工藝、鏡板波浪度大等。

3.1.1 油質分析

透平油存在導電物質會產生軸電流，軸電流可使透平油電解，透平油潤滑能力降低，瓦面與鏡板間摩擦系數增大，引起燒瓦現象。

3.1.2 推力軸承絕緣破損

推力軸承引起軸電流的首要條件即是絕緣破損，絕緣破損可能會是軸承支座絕緣墊、定位螺栓絕緣套、定位銷絕緣套破損，從而產生軸電流引發后續一系列問題。

3.1.3 推力軸承油面過低

推力軸承油位處于低油位以下，油位過低后不能有效的對推力瓦進行潤滑，讓瓦面與鏡板間形成干摩擦，引起瓦溫升高燒瓦。

3.1.4 冷卻水水壓過低

冷卻水水壓過低或無冷卻水的狀態下，瓦溫和油溫不能進行有效的熱量交換，從而引起瓦溫、油溫溫差持續上升，瓦溫持續上升后燒瓦。

3.1.5 推力瓦本身因素

推力瓦瓦面大小、與鏡板接觸面大小、由于設計上的失誤，瓦襯鋼度及瓦面的材質選擇不當，推力瓦周向偏心率選取不當，均會導致推力軸瓦溫度過高，造成燒瓦。

3.1.6 檢修工藝

在對推力軸承進行安裝時，工作人員未認真執行安裝工藝，造成推力瓦形成“死瓦”現象或受力調整未達標即進行下一步工序，均會導致推力瓦燒瓦。

3.1.7 鏡板波浪度大

鏡板波浪度較大，會使推力瓦局部接觸面減少，局部負荷增加破壞油膜，造成燒瓦。

3.2 檢查判斷階段

在對耿達水電站1號機組推力軸承部分進行拆除，發現了推力瓦本身、鏡板、推力油槽有以下狀況。

在2012年01月12日下午，檢修人員吊出推力油槽檢查推力瓦發現，推力瓦外側、中部被大面積磨損，塑料瓦面下銅絲金屬面凸顯出來，瓦面有局部碳化現象，但內側完好。

鏡板上有明顯的劃痕，鏡板工作鏡面中部局部過熱，有燒傷痕跡。

推力油槽內有大量固體堆積物，顏色為深灰色，材質細膩，似粉末狀。

3.2.1 對推力軸承絕緣及油質進行檢查判斷

耿達水電站推力軸承絕緣方式是在推力軸承座與上機架間設絕緣墊，支座固定螺栓和定位銷加裝絕緣套。將推力軸承座拆卸，將絕緣墊、絕緣套、絕緣墊圈拆除用，無水乙醇清洗、白布擦拭干凈后回裝，用1000V兆歐表對推力軸承絕緣進行測試，測試結果絕緣值為800MΩ。由此可以確定絕緣材料不存在絕緣缺陷，沒有絕緣擊穿現象。用1000V兆歐表對發電機導軸承進行絕緣測試，測試結果絕緣值在1000MΩ以上。由于機組在加油時，推力軸承與發電機導軸承所用透平油為同一油罐油，由此可以確定在透平油內不存在導電物質。以上問題排除。

3.2.2 推力油面檢查

拆除推力軸承進行抽油時推力油面在正常位置，排除油面過低因素。

3.2.3 冷卻水壓檢查

在運行中控室調出上位機數據查看，推力軸承冷卻水壓在0.22～0.25MPa，冷卻水進、出水壓正常，排除了冷卻水因素而導致燒瓦。

3.2.4 檢修工藝驗證判斷

在對1號機組推力軸承進行拆除檢查時，用油泵頂起轉子，手搖晃推力瓦，推力瓦能自由晃動，推力瓦底板托盤、推力瓦限位塊未對推力瓦實施卡阻，沒有形成“死瓦”現象。查閱檢修受力調整工藝工序質檢卡，推力瓦受力在合格范圍內，排除了推力瓦因受力不均勻而產生過熱的因素。

3.2.5 推力瓦本身檢查判斷

新的推力軸瓦大小與原推力軸瓦大小相同，排除了推力軸瓦面積過小，單位面積承受壓力過大的因素。

將新的推力軸瓦與原推力軸瓦相比較，推力瓦進油邊大小、坡口斜度相同，排除了潤滑油不能充分進入推力瓦與鏡板之間形成油膜導致干摩擦使瓦過熱的因素。

本次耿達電站1號機組在恢復生產過程中推力軸承使用了新推力瓦，在開機試驗及后期對推力外循環濾網進行清掃時發現瓦屑與其他機組不一樣，其他機組磨損的瓦屑呈鱗片狀，1號機組則呈粉末狀，還不時有顆粒物出現。顆粒物經檢查是金屬彈性塑料瓦瓦面經高溫后碳化所形成。這說明本次所更換的推力瓦瓦面材料與其他機組不一樣。

從上述分析可以看出推力瓦瓦面的材質選擇不當是造成本次燒瓦的一個原因。

3.2.6 鏡板波浪度檢查判斷

將1號機組鏡板從推力軸承上拆除后進行清掃檢查，用平尺對鏡板進行檢查測量，發現鏡板整體呈“弓”型結構，變形量達到了1.2mm。現場檢查發現鏡板工作鏡面上有劃痕，判斷為鏡板凸凹不平，其粗糙度和波浪度較大，使推力瓦局部接觸面減少，使瓦局部負荷增加油膜破壞，造成推力軸瓦支撐中心區域磨損鏡板變形呈弓形，從而導致推力瓦燒損。由于鏡板工作鏡面不平度較大，推力瓦運行溫度升高使鏡板工作鏡面劃傷磨損，特別是彈性金屬塑料瓦磨損后磨出金屬絲，更加加劇鏡板工作鏡面的劃傷磨損。

由上述分析判斷可以看出鏡板工作鏡面不平整、波浪度大也是造成本次燒瓦的另一個原因。

4 改進方案及結果

將被燒毀的推力瓦實物、測量數據、現場資料、照片、分析判斷的依據等送至哈爾濱廠家，廠家設計人員重新對耿達水電站推力瓦進行設計制造。同時鏡板也返廠進行修復處理，保證其工作面和波浪度在合格范圍內。

待合格推力瓦及鏡板運送回耿達水電站后，檢修人員重新進行推力軸承回裝工作，開機運行后，推力瓦溫穩定在31℃。

5 結束語

通過耿達水電站1號機組推力瓦燒毀事件，我們分析出了造成水輪發電機組推力瓦燒毀的多種原因，在今后的工作中遇見備品備件的更換時應在結構上認真對照圖紙、技術要求；在檢查過程中認真仔細，數據測量、比對工作同步進行；在安裝工藝中做到精益求精，盡量避免推力軸承因質量問題和安裝工藝問題而引起的燒瓦。同時也對同類型水輪發電機組出現的類似問題提供一些經驗借鑒。

[1]國網四川省電力公司映秀灣水力發電總廠企業標準.《發電機機械檢修技術規程》（Q/GDW 192212504010-2013）.

[2]沈 東.水力機組故障分析.中國水利水電出版社，1990.

[3]季家國.曬谷坪電站1號機組推力瓦燒瓦原因分析與處理[J].水電廠自動化，2008（04）.

[4]馬書權，張玉敏.高水頭沖擊式機組導軸承安裝的技術探討[J].貴州水力發電，2009（04）.

[5]吳金水，范文勝.新型重載低速導軸承的研究及在清水塘水電站的應用[J].電器工業，2010（01）.

TV738

A

2095-2066（2016）35-0109-02

2016-12-16

黃 冬（1980-），男，工程師/高級技師，本科，從事水電廠水輪發電機組機械檢修工作。

楊 波（1970-），男，助理工程師/技師，大專，從事水電廠水輪發電機組機械檢修工作。