對大崗山水電站水導軸承瓦溫問題的分析與處理

趙 小 強

(國電大渡河雙江口建設管理分公司，四川 馬爾康 624000)

對大崗山水電站水導軸承瓦溫問題的分析與處理

趙 小 強

(國電大渡河雙江口建設管理分公司，四川 馬爾康 624000)

針對大崗山水電站水導軸承出現的瓦溫偏高及不穩定問題，對問題原因進行了分析，最終確定了一種經濟、簡單、快捷、方便運維且效果好的解決方案。按照確定的方案對水導外循環冷卻系統做了相應改造升級，有效解決了單臺油泵啟動無法滿足冷卻需求的問題，控制了瓦溫偏高及不穩定現象，為電廠安全穩定生產提供了可靠保障，也為類似電站水導軸承出現瓦溫偏高問題處理提供了參考借鑒。

大崗山；水導軸承；瓦溫；分析；處理

1 概 述

大崗山水電站位于四川省雅安市石棉縣挖角鄉境內，電站布置有4臺單機容量650 MW的水輪發電機組。電站機組在試運行期間，出現了水導外循環冷卻系統單臺油泵啟動無法滿足冷卻需求，即啟動單臺油泵時，水導軸承瓦溫偏高、個別測點瓦溫超過60 ℃且不穩定的現象。通過對出現的問題進行分析研究，確定處理方案，最終有效解決了4臺機組水導軸承瓦溫偏高和個別瓦溫不穩定問題，為電廠安全穩定生產提供了可靠保障。

2 水導軸承的設計

大崗山水電站水輪機水導軸承采用稀油潤滑分塊瓦結構，分塊瓦采用巴氏合金材料、廠內加工、工地無需研磨，軸承采用強迫外循環油泵潤滑，外置式冷卻器，10塊360 mm × 360 mm的軸瓦，設計軸瓦間隙0.2 mm (運行時)。

3 實際運行情況及存在的問題

4號機組空載運行時水導瓦溫有些偏高，個別超60 ℃且不穩定。瓦溫分布不均衡，最高瓦溫和最低瓦溫相差十多度，且最高瓦溫始終位于9號 RTD上。熱損耗未能有效循環帶走，油槽溫度有點偏高，單泵運行時達50 ℃。水導軸承運行瓦溫及油溫數據見表1。

表1 水導軸承運行瓦溫及油溫情況表

4 原因分析

針對上述存在的問題，分析可能造成瓦溫偏高的原因有：

(1)水輪機軸領尺寸大，直徑為φ3 480 mm，圓周線速度高達22.78 m/s，導致軸瓦之間空間區域產生大量攪油損失，致使總損耗加大。

(2)噴油管位于兩塊軸瓦中間，距離軸瓦較遠，噴出的冷油可能在進入軸瓦前先與軸瓦泵出的熱油混合，致使油溫升高，從而降低了冷卻效果。具體布置見圖1、圖2。

圖1 水導軸承軸瓦與噴油管布置圖

(3)軸瓦間隙分布不太均勻，不同軸瓦溫差較大；0.5 mm冷態單邊間隙略偏緊，根據水輪機供貨廠家最新的程序進行校核計算，冷態下軸瓦單邊間隙應為0.618 mm，在熱態下軸瓦間隙會變為0.2 mm；根據現場數據記錄，下導受力偏小，載荷過多作用在水導上，可能在一定程度上加劇了水導的受力工況。

5 解決方案

圖2 水導軸承油循環示意圖

在冷態下按照0.6 mm單邊軸瓦間隙進行調整，使10塊軸瓦的瓦溫更為均衡。在研究后對4號水輪機水導軸瓦間隙調整到單邊0.6 mm，擺度基本能穩定在200 μm以內，且軸瓦間隙調整后單泵單冷狀態下空載運轉三小時后最大瓦溫只有53 ℃，效果改善明顯。調整軸瓦間隙后的水導軸承擺度見圖3，調整軸瓦間隙后的水導軸承瓦溫見圖4。

圖3 水導軸承擺度

(2)鑒于水導軸承攪油損失較大以及熱交換不暢，在4號水輪機上進行局部改進措施，將噴油管改為側向噴油管，使冷油直接對準軸瓦進口側間隙噴射，以改進冷卻效果。同時，在兩塊軸瓦中間區域加裝一隔板，盡量隔開熱油和冷油，避免兩者提前混合，同時也可減少油的攪動損耗。若效果較好，可推廣到其它機組。噴油管改造見圖5。

(3)加大單臺泵循環油量，使一臺油泵單獨運行時能夠滿足油循環熱交換需求(經水輪機供貨廠家復核計算，油泵循環流量為550～578 L/min)，根據該思路，為增大油泵循環流量有以下3種方案可供研究分析。

圖4 水導軸承瓦溫

圖5 水導軸承噴油管改造示意圖

方案一：將原有的70/112型油泵更換為80/160型油泵，流量由332 L/min增大到612 L/min。

方案二：將原有油泵的四極電機更換為二極電機，轉速由1 450 rpm上升為2 900 rpm，流量由332 L/min增大到645 L/min。

方案三：將原有的70/112型油泵更換為70/182型油泵，流量由332 L/min增大到540 L/min。

針對方案一、二和三，需結合油泵結構尺寸、安裝油泵的機坑尺寸、改動量大小及改動效果等方面進行綜合分析評價其優缺點，具體分析評價如下：

方案一—更換為80/160型油泵：①油泵本體高度1 509 mm+內置安全閥調節螺栓高度92 mm>坑襯高度1 600 mm，坑襯空間不足，無法安裝。②進出油口及底座尺寸加大，位置發生變化，相應的底座及油管路系統需要更改。③電機功率由7.5 kW增大到11 kW，供電盤柜負荷需校核。

方案二—更換電機：①外形基本無變化，安裝空間充裕，油管路系統及底座無需更改。②2900 rpm電機與1 450 rpm電機同為工業用標準系列產品，應用廣泛，性能可靠。③僅更換電機，改動最少，影響最小，對電廠生產影響降到最低。④電機功率由7.5kW增大到15kW，供電盤柜負荷需校核。

方案三—更換為70/182型油泵：①新泵整體尺寸有所加大，坑襯空間能滿足安裝要求。②進出油口水平外移，底座位置上移且變大，接口管路和底座均需作相應更改。③泵流量540Ll/min，與方案A和B (612和645) 相比有點偏低，循環效果不如前兩種方案。④電機功率由7.5 kW增大到11 kW，供電盤柜負荷需校核。

經復核供電盤柜負荷容量，三種方案增加的負荷均滿足要求。通過對方案一、二、三進行分析評價后，方案二改動量最小、僅需更換電機，無需更改油管路系統，對電廠生產影響也最小。經了解，國內水電站調速器油壓裝置上應用高速電機(2 900 rpm)較多，如瀑布溝水電站、魯地拉水電站、烏金峽水電站等。故采用方案二進行改動。

6 結 語

針對大崗山水電站水導軸承出現的瓦溫偏高及不穩定問題，對問題原因進行了分析，找出了一種經濟、簡單、快捷、方便運維且效果好的解決方案。最終確定采用水導油槽改造(噴油管改為側向噴油管、兩塊軸瓦中間區域加裝隔板)和冷卻油泵電機改為高速電機相結合的方案。按照確定的方案對水導軸承做了相應改造，有效解決了大崗山水電站4臺水輪機水導軸承瓦溫偏高及瓦溫不穩定問題。針對4號水輪機水導軸承改造效果，對3號、2號、1號機組均作了相應改造，改造后的4臺機組水導外循環冷卻系統單臺油泵啟動均能滿足冷卻需求，為電廠安全穩定生產提供了可靠保障，也為類似電站水導軸承出現瓦溫偏高問題處理提供了參考借鑒。

[TM622]；U260.331+.2；Q948.112+.2

B

1001-2184(2017)06-0110-02

2017-10-16

趙小強(1983-)，男，陜西扶風人，西安理工大學，熱能與動力工程，工程師，主要從事水電工程建設管理工作.

卓政昌)