水轮机轴瓦事故处理

水轮机轴瓦事故处理（精选7篇）

水轮机轴瓦事故处理 篇1

0 引言

汽轮机轴承振动值是衡量机组健康水平的重要参数, 一般大型汽轮机组都设置有轴振和瓦振的监视, 振动数值与运行人员的水平, 设备的健康状况, 以及介质的参数息息相关。汽轮机振动保护是保证机组安全的主保护, 运行中是不允许退出的, 在运行过程中, 如果某个轴瓦振动无故上升, 监管人员就要及时分析原因, 采取对应措施, 以避免事故的扩大。

1 设备概况

西北某发电公司, 采用上海汽轮机厂设计制造N300-16.7/538/538/H156型亚临界、一次中间再热、单轴双缸双排气、纯冷凝式汽轮机, 此型机组发电机是双水内冷, 由上海汽轮机厂引进美国西屋公司技术制造, 机组于2006年12月27日投产发电, 投产以来运行基本稳定。2013年4月份以来, #1轴瓦X方向和Y方向振动值突然由76μm/88μm逐渐上升到115μm/120μm (保护报警值125μm, 跳闸值254μm) , 最终稳定在210μm/220μm。

2 原因分析

引起汽轮发电机组轴承振动大的原因比较多, 主要包含设计和制造方面、运行调整方面、安装检修方面等。而目前机组的这种情况, 由于机组投产以来, #1瓦振动一直不高, 这就排除了设计制造方面的原因;安装检修方面的原因一般包括轴承的标高、轴承特性、转子中心、滑销系统、动静间隙、叶片结垢、动不平衡等, 主要在机组检修完首次启动时比较显现, 由于这次也不是检修完的首次启动, 所以排除了安装检修方面的原因, 主要从运行方面来着手分析。

2.1 机组膨胀

当机组的滑销系统工作不正常、缸体保温不合格或者启动前机组预热不均匀时会引起汽轮机的膨胀不畅, 进而造成汽机转子弯曲, 极易引起机组的振动和动静碰磨。

2.2 零部件松动

汽轮机转动部件一般包括其转子、联轴器、齿轮、油泵转子等, 其上面的零部件如果有变形、松动、位置偏移等现象, 在机组启动时就会由于离心力作用破坏以前的动平衡, 引起振动加剧。

2.3 润滑油温

汽轮机润滑油温偏高, 润滑油的黏度就会下降, 局部油膜破坏, 润滑效果下降, 轴承的承载能力降低, 产生油膜震荡;如果油温偏低, 润滑油的黏度就会增加, 油膜变厚, 润滑的摩擦力增大, 轴承耗功率增大, 引起的汽轮机振动。因此, 一般润滑油进油温度控制不应低于25℃, 出油温度控制不高于60℃, 过高过低对油膜的形成都会不利。

2.4 轴封温度

轴封温度的高低, 对汽轮机组振动有一定的影响, 其主要是影响轴承座的标高和汽封处的动静间隙。再者, 轴封温度过高, 会把附近的轴承加温, 使其温度偏高, 油膜可能会被破坏, 引起振动。

2.5 排汽温度和机组真空

机组排汽温度升高, 轴承座及排汽缸受热膨胀, 可能引起中心变化, 产生振动。真空下降使排汽的容积流量减小, 对末几级叶片工作不利。末级要产生脱流及旋流, 同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力, 有可能造成叶片损坏, 发生事故。

2.6 发电机的转子电流

发电机转子电流在通过时一般会产生热量, 从而引起发电机转子膨胀, 一般发电机转子在制造时难免会存在一定量的不平衡质量, 转子膨胀后, 会使这部分质量产生的力矩变化, 离心力作用下会引起动不平衡的产生, 造成发电机转子的振动, 而这种现象在冷态时一般不会出现。

2.7 断叶片

汽轮机经长时间使用, 由于叶片腐蚀, 气流摩擦会损耗, 而每个叶片的损耗程度不一, 易造成机组功效降低, 噪音增大, 甚至发生断片事故。汽轮机叶片断裂是恶性事件, 会引起强烈的振动, 因此在机组设计、制造、运行的过程中要采取必要的措施, 防止汽轮机叶片断裂。

2.8 调门控制方式

由于机组受热后#1和#2轴承的温度和运行工况不一样, 所以其膨胀也不一样, 实际是#1轴承承担的负荷比较轻, #2轴承承担的负荷比较重。这种情况下, 外界的影响因素就会扩大, 机组就会很容易产生振动等不正常的现象。实际运行中表明, 单阀控制稳定性比较好, 因为顺序阀控制时, 前一个调阀#3开启时而后一个调门#4未开启时, 容易造成#1轴承的比压减小, 稳定性变差, 造成转子失稳, 引起汽轮机振动。

3 处理措施

3.1 机组膨胀

如果机组膨胀不均发生振动, 必定是整个轴系的振动, 而此次现象只是#1轴瓦, 且检查胀差、保温等均正常, 可以排除。

3.2 断叶片、零部件松动、轴封温度和排汽温度的影响

断叶片和零部件松动会有明显异音和轴系振动的现象, 而实际没有, 可以排除。轴封温度和排汽温度都在正常范围内, 也可以排除。

3.3 发电机电流

发电机电流对振动的影响主要在发电机侧的轴瓦上, 再就是从一开始就有的, 不是突发的, 所以也可以排除。

3.4 调门控制方式

运行人员对调门控制方式进行了调整, 结果#1轴瓦的振动没有太大的变化。

到此, 能够想到的所有的因素都排除了, 又去就地用手持式振动仪器对#1轴承的各个方向的振动数值进行了测试, 对该瓦的各个参数进行了仔细查看了调整, 发现就地振动并不大, 实测X方向、Y方向、轴向振动值分别为34μm/38μm/20μm。轴承温度也在正常范围内, 由此判断可能是测点的问题, 于是联系热控人员对测点进行了检查, 也没有发现异常情况。再就是距离机组停机小修不到一个星期, 最后决定等停机后再进行检查处理。

3.5 停机检查情况

停机后, 拆除振动探头进行校验, 探头完好无损, 同时发现, 在盘车状态下, 轴振数值在12μm~130μm之间有规律的波动, 基本上20秒一个峰值, 现象很是奇怪。经过分析认为, 大轴可能有高点, 最后决定吊开前轴承箱体进行检查。发现#1轴承振动探头处轴径粘贴了一块金属附着物, 由于#1轴承位置比较狭小, 外油档比较厚实, 轴振探头设计在油档上, 在油档中间打孔固定, 但由于油档间隙调整的比较小 (为了避免漏油) , 梳齿材质较轴软, 长期运行以来, 在轴封温度变化和现场环境不好的情况下, 油档梳齿难免会和轴有轻微摩擦, 在高速旋转和高温碰磨下, 梳齿粘贴在轴上, 形成高点。盘车时, 由于转速只有3 r/min, 就出现了振动有规律波动的情况, 而当汽轮机高速转动时, 振动探头实测的是一个椭圆交替变化的轴, 探头读数就认为是振动, 而实际上轴瓦运行正常。

最后对轴径高点进行了打磨, 在启动盘车时, 轴振数值在12μm~20μm之间, 启动后#1轴瓦X方向和Y方向振动值回到了74μm/78μm, 问题得到了处理。

4 结束语

影响汽轮机轴承振动大的原因包含各个方面, 通过排除法, 排除了几个常见的原因, 最后找到了不常见的因素, 进行了处理。上海汽轮机厂同类型300 MW机组#1轴承振动探头位置设计可能有共性, 以油档生根安装存在隐患, 要想彻底避免, 就要对探头位置重新进行布置改造。本文处理#1轴瓦振动的方法, 对同类型机组具有一定的借鉴意义。

水轮机轴瓦事故处理 篇2

关键词：电腐蚀,轴电压,无源RC吸收回路

准电三、四号汽轮发电机组是北京重型电机厂生产的单轴、三缸、亚临界、中间一次再热、双排气式汽轮机和北京重型电机厂引进阿尔斯通技术生产的T225.460型发电机采用静止半导体励磁发电机。三、四号汽轮机在近年来的检修中均发现轴瓦不同程度的电腐蚀现象。

经测量准电三、四号汽轮发电机转子轴电压较高, 是引起汽轮发电机轴瓦出现电腐蚀的故障的主要原因。轴瓦出现电腐蚀给机组检修增加了工作量及检修费用, 并且给机组运行带来了较大的隐患。由于发电机汽轮机端转轴表面旋转的速度很高, 使得现有的接地电刷经常失效。经验表明:传统的接地装置不能消除高频轴电压峰值。根据轴电压产生的原因及特点, 在发电机的励磁端通过接地电刷对地接入一个新型无源RC电路的防范措施。这套新的防范措施显示出以下优点:轴电压降到了无害的水平;通用性好;维护费用低;电刷寿命长;不管发电机的汽轮机端有无接地电刷都可正常运行, 易于监控。采用新的接地装置后, 三、四号发电机的轴电压稳定在10V以内。

1 轴电压产生的原因及危害

汽轮发电机组轴电压引起的轴电流会造成很大的危害, 自准电三、四号发电机投入商业运行以来, 近几年的检修过程中均发现因轴电压引起的汽轮机轴颈、轴瓦接触点电烧伤的事件。如果不加以处理, 严重的甚至烧毁轴瓦, 造成较大的经济损失。准电四号汽轮机发电机轴电压较高, 根据可能产生轴电压的原因逐项排查分析。

1.1 静电效应产生的轴电压

由于大型汽轮发电机组汽轮机低压缸内的干蒸汽与汽轮机叶片摩擦, 高速蒸汽在汽轮机转子上产生静电电荷, 或由于与发电机同轴相连的汽轮机的轴封不好, 沿轴的高速蒸汽泄漏或蒸汽在汽缸内高速喷射等原因使轴带静电电荷, 该静电电荷对接地状况有关的轴电容充电, 从而产生轴电压。

1.2 发电机磁路不对称引起的轴电压

1.2.1 磁通不对称引起的轴电压

发电机的制造不可能保证其磁路绝对对称。由此, 发电机在运行中大轴、轴承、台板所构成的回路交链的磁通发生交替变化, 在大轴上会产生交变电势, 且该电势具有基波特性。当大轴、轴颈、轴瓦、轴承座和台板所构成的回路因某种原因接通时, 由于回路电阻很低, 就会产生很大的轴电流, 引起相关轴电流回路部件的损坏。

1.2.2 发电机转子线圈匝间短路产生的轴电压

若发生匝间短路, 则由两组线圈产生的轴向磁通不能全部抵消, 而产生轴向不平衡磁通, 短路匝数越多, 则不平衡轴向磁通也越大。当这个磁通和轴向磁通叠加到一起或轴向磁通本身数值达到一定程度后, 将会在轴颈对油膜之间产生较高的单极电压, 一旦击穿油膜, 很有可能造成轴瓦烧损。

1.2.3 电机大轴被磁化产生的轴电压

汽轮发电机组因某种原因被磁化后, 存在着周向和轴向剩磁, 由剩磁在转子和轴承部件中感应产生单极电压。同上所述, 该感应电压将在轴承和轴密封中, 即从轮叶经过隔板、隔板套、汽缸、油膜破坏的轴承、大轴回到轮叶, 由此大电流可引起相应的部件损坏, 该电流引起的磁通还可能使汽轮机周向磁化。

1.3 外部电压引起的轴电压及危害

1.3.1 静止励磁装置的影响

自并励励磁系统的晶闸管换相时产生的高频电压脉冲会在轴瓦、轴颈的油膜之间产生高频电压脉冲, 一旦击穿油膜, 很有可能造成相应轴电流流经部位烧损。

1.3.2 有源转子绕组保护装置产生的轴电压

在发电机转子保护装置中, 采用迭加直流式一点接地保护、迭加交流电压式导纳原理一点接地励磁保护以及迭加方波电压式励磁回路一点接地保护等转子接地保护, 在原理设计上会通过与接地状况有关的绝缘电容和电阻的耦合在轴瓦、轴颈油膜之间产生轴电压, 一旦击穿油膜, 很有可能造成相应轴电流流经部位烧损。

轴电压出现在轴承和地之间, 是由于静电荷 (转子绕组) 、绝缘不对称或静止励磁系统产生的。它虽然不会产生很大的低频电流, 但是它的值达到很高。从而, 在发电机运行几周到几月后, 引起的电腐蚀会严重损伤轴承, 使得必须提前对轴承进行检修。

2 轴电压的防范措施

大部分减小轴电压的对策都是针对轴电压的出现。对于前两种轴电压, 必须防止感应电路短路产生的大电流, 即这些电路的电阻至少要有30~50Q。在所有可能产生轴电流的路径上采用高电阻绝缘设计就可实现。由静电荷或静止励磁系统产生的, 通过油膜、轴密封等的轴电压必须其电压过高, 不得超过20V。这是能防止电腐蚀发生的唯一途径。薄的绝缘层不能提供绝对的保护, 它只能作为容性分压器。静电荷能够被<lk Q的接地电阻有效消除。解决由静止励磁系统所产生的轴电压最有效的方法是增加轴对地电容至10μF左右。这可以减小 (轴对地) 电容电压的比值, 减小高频电压峰值的频率, 且几乎可旁路更高频的轴电压。因为在发电机汽轮机端使用接地电刷遇到过许多难题, 根据上述研究的成果, 现在提出一些针对采用静止励磁的大型汽轮机组产生轴电压的防范措施, 必须保留能对感应轴电压所产生轴电流进行有效防护的励磁机端轴承绝缘;如果需要, 只要汽轮机端的接地电刷功能正常, 可以保留;励磁机端通过接地电刷接入一种新型无源RC电路。即使汽轮机端没有接地电刷或电刷没有正常工作, 500Q的电阻已经高到足够将电流限制在无害的范围内, 且建立的直流电势也被限制在足够低的数值内。10μF的并联电容可以有效地防止所有由静止励磁产生的轴电压。

加装接地装置的每步骤如下。

(1) 接地碳刷装在四号汽机#9瓦靠近发电机侧。

(2) 在9瓦轴颈中心两侧相对180°安装两组刷架与电刷。

(3) 为使刷握对地绝缘, 刷握通过10 mm环氧树脂板固定在刷架上, 刷架安装完毕后用500V摇表测量刷握绝缘电阻应该值≥0.5MΩ。

(4) 通过加装无源RC阻容吸收回路来消除静止可控硅励磁引起的3次高频谐波分量以及其他运行因素引起的轴电压。阻容吸收回路接地端接地可靠。

(5) 刷架安装后调整刷握与转轴之间的间隙为5mm, 保证电刷在刷握内自由移动。

(6) 测试接地电刷弹簧压力, 保证电刷与转轴接触良好。

(7) 接地电刷与阻容吸收装置控制柜之间通过绝缘接地线进行连接。

加装完接地装置后, 定期跟踪测量轴电压情况, 一直保持在10V以内, 运行平稳。

3 结语

由静止励磁系统产生的轴电压是一个3倍于基频的矩形波并叠加了高频电压峰值。这些电压来源于整流器的共模电压和在整流过程中陡峭的电压跳跃。现场试验的结果能够很好地吻合。结果证明发电机汽轮机端传统的接地装置 (即使正常工作) 也不能消除轴电压的高频峰值。由于轴对地电容对轴电压的频率和幅值有非常大的影响, 因此减小由静止励磁系统产生轴电压的最好方法就是再加上一个10μF的轴对地电容。20V以上的轴电压就可能在轴承和轴密封系统产生电腐蚀。随着电压幅值的增大, 腐蚀体积会显著增大。为了保护使用静止励磁系统的大型汽轮机发电机不受所有类型轴电压的影响, 提出各种对策, 主要是在发电机的励磁机端通过接地电刷接入一个无源R C电路。这种对策在准电三、四号汽轮发电机上试验成功, 优点如下:所有的轴电势, 甚至高频峰值, 都降到了无害的范围。在励磁机端的接地RC电路通用性好, 维护费用低且电刷寿命长。无论发电机汽轮机端有无接地电刷都可以正常运行且易于监控。

参考文献

[1]C.Ammanl.静止励磁的发电机中产生的轴电压问题和解决方法[J].国外大电机, 2005 (3) :27-34.

[2]虞永斌.125MW发电机组的轴电压与转子接地保护[J].华东电力, 2002, 32 (2) :50-51.

汽轮机轴瓦、轴颈磨损分析与预防 篇3

1 汽轮机推力轴瓦烧损及其故障原因分析

汽轮机推力轴瓦是汽轮机轴瓦的关键性组成部分之一, 其完好性直接影响到汽轮机轴瓦运转。而且, 这种类型的轴瓦工作环境十分恶劣, 极易发生烧损故障。一般情况下其主要由推力轴承超负荷运转、蒸汽品质达不到要求或叶片存在污垢、推力瓦油膜破坏而导致的。

1.1 推力轴承超负荷运转

在汽轮机的设计和建造阶段, 其推力轴瓦的负载能力已经基本上定型, 当然大部分推力轴瓦是允许超负荷运转的, 不过不能超载过大且只能维持较短的时间。但是, 一些发电厂为了加大发电量, 刻意的加大推力轴瓦的运转功率。尤其是在夏季用电高峰期, 为了尽量满足社会生产生活用电的需要, 并从中获取更大的经济利益, 出现了一些发电厂违反操作规程, 人为地提高推挤轴瓦的负载, 导致推力轴瓦因超负荷运转而散热不及时, 再加上冷却系统的冷却能力有限, 最终造成推力轴瓦因过热而烧损。

1.2 蒸汽品质达不到要求, 叶片存在污垢

我们知道, 推力轴瓦运转的动力源是水蒸汽。因此热蒸汽的质量也会影响到推挤轴瓦的工作状态。当水蒸汽压力大于设定值时, 或者温度过高时 (包括热蒸汽压力和温度不稳定情况) , 都会增大对推力轴瓦的冲击, 使其产生“金属疲劳”的情况, 长时间的积累就会导致推力轴瓦运转状态不佳, 最终使推力轴瓦烧损。除此之外, 当涡轮叶片存在污垢时, 也会在很大程度影响推力轴瓦的性能 (使得推力轴瓦的面受力不均匀) , 也是造成推力轴瓦烧损的重要原因之一。

1.3 推力瓦油膜破坏

由于推力轴瓦长期工作在潮湿的环境中, 且一年四季除了必要的检修时间之外基本上都处于全负荷的运转中。因此, 为了保证推力轴瓦的正常工作状态, 一般情况下都会向推力轴瓦表面涂抹一层油膜。但是, 当推力轴瓦的这层油膜受到损坏时, 就会造成其工作环境趋于恶劣化, 极有可能最后造成推力轴瓦的烧损。损害推力轴瓦油膜的原因有:机组突然甩负荷或中压缸汽门瞬间误关, 造成热蒸汽的冲击力突然加大, 进而损坏油膜;油系统进入杂质, 使推力瓦油膜受到机械性破坏;油系统压力过低, 油膜无法正常形成和维持。

2 支持轴瓦烧损及其故障原因分析

2.1 润滑油油压过低

由于支持轴瓦是轴瓦系统与轴承的联动部分, 其工作中会产生剧烈的摩擦作用, 因此润滑系统对保持支持轴瓦的正常运转具有关键性的作用。因此, 润滑油油压过低往往是导致支持轴瓦烧损的重要因素。造成润滑油压过低的因素一般有:运行中进行油系统切换时发生误操作, 造成油压突然降低, 无法正常向支持轴瓦供油, 而对润滑油压下降情况又未加强监视, 最终使轴承断油, 使摩擦力骤然增大, 摩擦产生的热量又难以快速散失, 造成烧瓦;机组启动定速后停调速油泵, 未注意油压, 由于射油器进空气工作失常, 使主油泵失压, 润滑油压降低而又未联动, 最终轴承缺乏润滑油而烧瓦。

2.2 润滑油供给系统故障

首先, 由于润滑油供油系统只能在内部无空气的条件下 (即要求密封性能良好) , 才能完成正常供油。当油系统积存大量空气未及时排除, 就会造成供油系统故障, 使轴瓦瞬间断油, 造成烧瓦;其次, 当润滑油油箱的储油量不足时, 或者出现油线低于标准线时, 空气就会倒吸入射油器, 使得主油泵工作失常, 无法完成正常供油;再者, 当供油系统出现断电故障时, 使得供油系统突然停止工作;最后是检修时, 油系统存留棉纱、铁锈等杂物, 使供油泵堵塞。

2.3 机组振动过于剧烈

当汽轮机组中转子出现不平衡离心力, 或者联轴节缺陷或转子中心偏差时, 就会破坏机组运转的稳定性, 使汽轮机组出现非正常的剧烈振动。这种振动不仅造成支持轴瓦错位, 使其偏离工作状态, 还会使其与轴承间的摩擦力急剧增大, 最终会造成支持轴瓦的烧损。另外, 导致汽轮机组出现非正常振动的因素还有发电机电磁力不平衡;轴承油膜自激振荡;蒸汽振荡;转子热变形、热弯曲;摩擦振动;轴承座不稳固等。

2.4 轴承安装存在问题

当汽轮机轴承安装时, 由于安装技术上的限制或者安装工人麻痹大意时, 往往使得轴瓦和轴承之间存在一定的空隙。这种空隙的存在危害性极大, 首先, 会造成系统润滑不良, 导致轴瓦温度非正常升高;其次, 机械摩擦也会剧烈增大, 造成汽轮机组失去平成, 产生噪音和振动, 长此以往就极有可能导致烧损。

3 轴颈磨损分析

3.1 缺乏足量的润滑油

轴颈是轴瓦系统与轴承的直接连接体, 其工作中会产生相当大的摩擦力。当这对联动系统中润滑油量不足时, 就会出现润滑不良的情况。润滑不良自然会使轴颈磨损加剧, 使轴颈口径磨粗、轴承磨细, 从而使润滑环境更趋恶劣, 使轴颈磨损更严重。

3.2 转动过于剧烈

当轴颈和轴承之间的相对转动过于剧烈时, 就会使联动系统的温度快速上升。当温度上升到一定程度时, 轴颈和轴承之间的润滑油膜就会被破坏, 进而造成轴颈磨损。

3.3 轴颈与轴承之间存在间隙

当汽轮机安装或者运转时振动过于剧烈时, 就会使得轴颈与轴承之间出现间隙, 进而会恶化润滑系统, 造成轴颈的磨损。

4 汽轮机轴瓦、轴颈磨损的预防措施探讨

4.1 及时清除内部杂物

首先, 在汽轮机在扣缸前, 要对各轴承进行彻底的清理、检查, 清除内部杂质, 并清除各油口的封堵物, 防止进回油管路的堵塞;其次, 在汽轮机运行一段时间之后, 要进行例行的杂物清理工作, 尤其是在供油系统方面, 更是清理的重中之重;最后, 杂物清理时务必要仔细认真, 切不可放过任何犄角旮旯, 保证杂物清理的彻底性。

4.2 定期检测油压系统和及时补油

由于油压系统的是各类故障发生的“重灾区”, 故而定期检测油压系统十分重要。检测重点要放在射油器喷口 (是否被堵塞) 、油压泵等关键系统上;另外, 还要对油箱油量进行监控, 并定期补油。

4.3 注意对汽轮机轴瓦、轴颈的维护保养

汽轮机轴瓦、轴颈的维护保养是减少其故障发生率的重要手段之一。因此, 汽轮机使用单位应当制定并完善相关的维护保养制度, 并安排专人做好制度的落实。

4.4 做好轴承的安装和检修工作

安装时一定要严格遵循有关的安装技术标准, 并在专人监督下进行安装作业, 确保安装工作的高质量;在轴承的检修时, 要仔细检查轴承垫铁、瓦块、乌金等部件是否存在质量问题缺陷, 若有则要采取措施予以消除。

5 结束语

另外, 定期对轴瓦叶片进行除锈、对润滑油进行化验 (避免使用过期变质的润滑油) 、尽量保持汽轮机运转的稳定性等均可以有效地防止汽轮机轴瓦烧损、轴颈磨损等故障。

参考文献

[1]周建平.浅谈汽轮机轴瓦、轴颈磨损的分析与预防[J].内蒙古科技与经济, 2010 (8) .[1]周建平.浅谈汽轮机轴瓦、轴颈磨损的分析与预防[J].内蒙古科技与经济, 2010 (8) .

[2]王立军.汽轮机轴瓦、轴颈磨损分析与预防[J].黑龙江科技信息, 2012 (36) .[2]王立军.汽轮机轴瓦、轴颈磨损分析与预防[J].黑龙江科技信息, 2012 (36) .

水轮机轴瓦事故处理 篇4

景洪水电站位于云南西双版纳州景洪市北5km, 是云南省境内澜沧江中下游河段规划八个梯级电站中的第六级, 装机容量共1750MW, 单机容量350MW, 首台机组投产时间为2008年5月。电厂以500kV和220kV两级电压接入电力系统, 担负基荷及调频、调峰和事故备用任务, 在整个云南电网中占有举足轻重的地位。

景洪水电站共装有5台发电机组, 发电机由东方电机股份公司制造, 水轮机由哈尔滨电机厂有限责任公司制造。主要技术参数如下:

SF250-48/12200水轮发电机主要技术参数:

额定出力:350MW;额定转速:75r/min;功率因素:0.9;上、下导轴承:稀油润滑分块瓦结构;上导瓦数:16块;下导瓦数:24块。

HLA904a-LJ-830水轮机主要技术参数:

额定水头:60m;额定流量:667.9m3/s;额定转速:75r/min;设计出力:357.2MW;水导轴承:稀油润滑分块瓦结构;水导瓦数:12块。

2 导轴瓦间隙调整工艺

2.1 导轴瓦间隙调整的条件

(1) 机组各部分导轴承瓦清洁检查完毕, 研磨合格; (2) 轴领修复完毕, 应无高点和毛刺; (3) 机组各部分导轴承瓦已回装导轴承体内, 瓦之间的距离调整完毕, 轴瓦绝缘合格, 瓦面涂上透平油; (4) 机组推力瓦受力调整合格。

以上完成之后方可进行机组各部分导轴承瓦的间隙调整。

2.2 导轴瓦间隙调整工艺

在导轴瓦间隙开始调整之前, 首先要抱瓦, 使轴承体与主轴轴领之间的距离调至合格规范之内, 必须保证导轴承阻油段间隙、发电机空气间隙在合格范围之内。

2.3 抱瓦的方法

在轴承体+x、-x、+y、-y方位的内侧选择测点, 并打上记号。要保证测点高度相等, 相对两测点尽量在最大直径位置上。选择合适的内径千分尺, 测量各测点到主轴轴领之间的距离, 确定主轴偏移量, 计算出移轴量。在轴承体+x、-x、+y、-y方位, 在轴承体和主轴轴领之间架百分表, 开始移轴, 用百分表观察移轴量。移轴结束后, 再测量轴承体和主轴轴领之间的距离, 确定偏移量, 计算移轴量, 再次移轴, 使之到合格为止。最后, 用顶瓦螺丝将瓦紧顶在主轴轴领上。

3“塞尺法”间隙调整

原来轴瓦间隙调整的方法为“塞尺法”, 即在抱瓦合格后, 在上导瓦顶头和楔子板之间加0.15mm~0.20mm的塞尺, 并将楔子板落下敲紧, 在锁定螺栓上架两块百分表, 记下表的读数。松开锁定螺母, 使塞尺刚好取出, 此时的百分表读数有变化, 再调整调整螺母和锁定螺母, 使楔子板移动, 当百分表的读数和初始值相等时, 此时的轴瓦单边间隙在0.15mm~0.20mm范围内。用相同的方法调整其它块瓦的间隙, 然后, 松开顶瓦螺丝, 重新移轴, 测量总间隙。上导瓦与楔子连接形式见图1。

从以往的调整情况来看, “塞尺法”间隙调整存在以下问题:

(1) 放入塞尺时, 上导轴承中找不准顶头和楔子板 (点接触) 的间隙最小点, 水导轴承中找不准楔子板与轴承体 (线接触) 间隙最小的位置, 从而导致各块瓦的间隙调整不均匀; (2) 如果楔子板油凹坑或凸台, 使得调整误差加大; (3) 塞尺的变形、磨损等会影响到数据的准确性; (4) 费时、费力, 如果不合格, 则要重新调整, 加大了工作量。

4 斜率法间隙调整

“斜率法”调整就是利用楔子板1:50的斜边, 计算出要求间隙的提升量, 通过控制楔子板的高度, 来达到间隙调整的目的。具体方法如下:

(1) 先抱轴, 将轴确定在轴承体的中心位置; (2) 将楔子板落下, 用铜棒自重轻敲楔子板, 使楔子板和瓦背顶头之间的间隙为零 (水导轴承为楔子板和轴承体之间的间隙为零) , 并用塞尺对各个面进行校核合格, 即楔子板在理论零位; (3) 根据楔子板斜率计算出提升量; (4) 在楔子板调整螺栓上架两块百分表, 并将表调好, 记下读数; (5) 调整锁紧螺母, 使楔子板移动, 按照计算出的提升量提高楔子板, 并用锁紧螺母固定; (6) 松开顶瓦螺栓, 重新移轴, 测量总间隙, 对调整结果进行校合; (7) 局部调整。由于楔子板、轴承体等变形的原因, 顶瓦螺栓松开后, 测得的间隙值可能有不符的情况, 我们可根据提升量和实际间隙进行粗略的计算, 计算出楔子板的实际斜率, 根据阻油段间隙的分布情况等等综合考虑, 再对误差较大的瓦进行修整。

5 工艺特点

调整方法改进后, 效果比较明显, 虽然也会存在新的问题, 但总体和“塞尺法”调整的情况对比发现, “斜率法”调整工艺有以下特点:

(1) 由于在调整过程中没有以塞尺为调整基准, 从而在调整过程中, 无须考虑找不准间隙最小位置的问题; (2) 百分表在调整过程中只有一种移动方式, 所以表的误差会比较小; (3) 不用加塞尺, 从而省时、省力, 而且塞尺的误差将不存在; (4) 如果间隙不合时, 无须返工, 可以进行局部修整, 工作量大大减少。

6 套管法间隙调整

套管法间隙调整方法是在斜率法基础上进行改进, 按照斜率法计算出楔子板提升高度后, 锁紧楔子板, 测量楔子板至固定板间距, 根据测量距离加工调整套管。轴承间隙的调整方法为通过调节螺杆调整斜楔来完成, 即按实测间隙调整斜楔位置, 完成后用螺母锁定斜楔。如下图所示:

“套管法”调整工艺除了有“斜率法”的特点外, 还有以下特点:

(1) 是最省力、最省时的调整方法, 只需恢复到以前的间隙值即可; (2) 由于测量误差, 套管测量和螺杆高度测量不准确, 将导致间隙不准确; (3) 套管在运行中发生变或磨损, 轴瓦间隙也随之发生变化; (4) 每次检修时, 只需核对套管长度, 若要调整间隙, 可按比例加工好套管, 记录数据即可; (5) 主要误差为斜率误差、加工误差和测量误差等。

7 总结与思考

在景洪水电站导轴承轴瓦间隙调整中, 应用“斜率法”和“套管法”调整取得了很好的效果, 特别在工作量和误差方面得到了很大的控制, 但是, 无论是“塞尺法”、“斜率法”还是“套管法”, 很多误差总是会存在, 所以我们在调整过程中, 有很多方面值得思考。

(1) 楔子板和瓦及楔子板和轴承体之间的最小间隙保证困难, 人为因素较多, 肯定会带来误差; (2) 在调整过程中, 设备的变形无法控制。虽然在调整过程中能够检测到瓦、轴承体、楔子板和套管等都有不同程度的变形; (3) 在套管材质选择中, 应该从强度、韧性、经济性综合考虑, 不能因为是易损件, 而忽视其质量和安全性; (4) 对于顶头磨损严重的、无法修复的应该考虑更换, 而且楔子板的斜度也需要校核, 对变形的楔子板和楔垫要采取研磨处理; (5) 最佳间隙的整定。由于间隙调整过大将会引起机组振动, 过小会引起瓦温过高, 而最佳间隙的计算对机组运行很有帮助, 所以我建议, 通过采集在机组运行过程中瓦温值和振动值, 绘制模拟曲线, 以确定最佳间隙区间。 (6) 在轴瓦间隙校验中, 多数采用“百分表移轴法”和“高度换算阀”, 无论哪种方法均可能会存在误差, 希望新型的金属间隙测量仪器能够应用到轴瓦间隙调整工艺中来。

摘要：主要通过景洪电站水轮发电机组导轴瓦检修调整方法介绍, 对新型水轮机轴瓦组装结构中, 就“塞尺法”、“斜率法”和“套管法”的轴瓦间隙调整进行介绍, 并对调整工艺进行比较, 对轴瓦间隙调整中存在的误差和优越性进行分析, 并对轴瓦间隙调整工艺进行总结和思考。

关键词：水轮机,导轴瓦间隙,调整工艺

参考文献

[1]景洪电厂.发电机检修工艺规程[S].

[2]漫湾电厂.发电机检修工艺规程[S].

[3]景洪电厂.运行规程规程[S].

水轮机轴瓦事故处理 篇5

宁朗水电站位于四川省凉山彝族自治州木里县境内, 为金沙江左岸一级支流水洛河“一库十一级”梯级开发方案中的第九个梯级电站。电站距木里县城公路里程约310 km, 距云南丽江市永宁镇公路里程约170 km。电站采用引水式开发, 装机容量3 × 38 MW, 发电机型号: SF38 - 28 /5800, 水轮机型号: HLA855 - LJ - 300, 多年平均发电量4. 773亿k W · h, 水库正常蓄水位1 856. 00 m, 日调节库容110. 89万m3, 库水长约3 630 m, 引用流量161. 8 m3/ s。本文需要用到的设计技术参数如表1。

2宁朗电站某次检修3#机组瓦隙调整分析

2. 1 3#机组盘车数据分析

以Y表数据为例分析, 盘车数据如表2所示, 净摆度曲线如图1所示。

2. 2瓦隙调整分析

盘车起始及结束位置如图2所示。

图解法计算瓦隙: 根据盘车数据表及净摆度曲线分析可知下导、水导最大摆度点均大致在7号轴点。

结合实际盘车数据情况及厂家设计瓦隙要求, 上导九块瓦单侧间隙均取0. 1 mm。

结合实际盘车数据情况及厂家设计瓦隙要求, 下导轴承总间隙取0. 24 mm, 具体分配方法如下:

在CAD作图软件上, 我们以100 ∶ 1的比例进行作图, 也就是1 mm ∶ 0. 01 mm的比例。

先作一个半径为r = 200 mm的圆作为理论的主轴圆, 再以同一个圆心作一个r = 212 mm的圆作为理论的导轴瓦圆。

将导轴瓦圆以圆心为基点沿下导摆度最大点方向 ( 也就是7号轴点方向) 平移3 mm。

用CAD的标注功能标出各个下导瓦与轴之间的间隙值, 再按1 mm ∶ 0. 01 mm的比例换算成实际间隙值, 然后按此值进行瓦隙调整。理论轴与理论瓦隙分配图如图3所示, 调整后瓦隙分配示意图如图4所示。

结合实际盘车数据情况及厂家设计瓦隙要求, 水导轴承总间隙取0. 40 mm, 具体瓦隙分配与下导瓦隙分配方法一样, 最后水导瓦隙分配如图5所示。

3结语

宁朗电站3#机组检修时, 用此方法计算瓦隙并调整后, 机组摆度、瓦温均正常, 较修前有明显优化, 运行至今, 未出现不良情况。此方法不仅仅适用于基数块瓦导轴承机组瓦隙的计算, 也同样适用于偶数块瓦导轴承机组瓦隙的计算, 此方法简便、快捷、直观、准确性高, 巧妙规避了繁琐易错的计算, 并且缩短了工期, 提高了检修效率。

摘要：瓦隙调整是水轮发电机安装检修后期非常重要的一个环节, 直接关乎机组是否能安全稳定运行。一般情况下机组导轴瓦个数均采用偶数, 但是偶尔在检修中会发现有存在基数个导轴瓦的情况, 常用瓦隙计算公式只适用于偶数瓦的情况而不适用于基数瓦情况。利用图解分析法巧妙计算出基数块瓦导轴承轴瓦隙值, 有效规避了繁琐易错的计算。

关键词：盘车,基数瓦,摆度,瓦隙

参考文献

水轮机轴瓦事故处理 篇6

按照《N125MW汽轮机运行规程》操作步骤进行操作, 当停止两台顶轴油泵运行时, 盘车电流有所增大, 盘车运行1小时后, 盘车电流明显增大, 摆动幅度加大。立即停止盘车运行并进行检查。将汽轮机转子停下, 检查发现#1～#7轴承中, #3轴承的下轴瓦钨金磨损。针对上述问题进行分析和解决。

(二) 《N125MW汽轮机运行规程》投入盘车装置操作步骤及投运过程的参数

1.检查盘车联锁开关在“投入”位置;

2.启动交流润滑油泵, 检查油压、电流正常;

3.润滑油泵运行10分钟后启动甲、乙顶轴油泵, 检查各轴承顶轴油压和弯曲指示器读数;

4.开启盘车装置进油门;

5.将盘车装置与汽轮机大轴齿轮啮合;

6.启动盘车电机, 盘车电机缓慢转动, 带动转子盘旋;

7.停止甲、乙顶轴油泵运行, 注意盘车电流稳定, 各转动部分无摩擦声。

按《N125MW汽轮机运行规程》投盘车装置1～7操作步骤投入盘车运行过程中检查启动参数如下:

连续盘车1小时后, 盘车电流增大至35A, 电流摆动幅度加大至3A, 润滑油压正常0.12MPa, 立即启动两台顶轴油泵, 盘车电流降低至正常值。检查各轴承回油油流正常。停止盘车后, 检查异常现象原因, 将汽轮机的轴承上瓦打开, 发现汽轮机#3轴承下轴瓦钨金磨损。

(三) 造成#3轴承下轴瓦磨损原因的现场分析

1.理论分析可知, 造成轴瓦钨金磨损的主要原因是转子轴颈与轴承钨金之间没有油膜, 直接为金属之间的干摩擦, 从而使轴瓦磨损。

2.油膜在轴颈与轴瓦之间形成的过程。

为了满足油膜形成的条件, 须使轴瓦的内孔直径略大于轴颈的直径。当轴静止时, 在转子自身质量的作用下, 轴颈位于轴瓦内孔的下部, 直接与轴瓦内表面钨金接触。如图a所示, 这时轴颈中心O'在轴瓦中心O的正下方, 距离为OO', 而在轴颈与轴瓦之间形成上部大下部逐渐减小的楔形间隙, 对称分布在轴颈两侧。当连续不断地向轴承供给具有一定压力和温度的润滑油之后, 在轴颈旋转的过程中, 粘附在轴颈上的油层随轴颈一起转动, 并带动相邻各油层的转动进入油楔。向旋转方向和轴承端部流动。如图b所示, 由于楔形面积逐渐缩小, 带入其中的润滑油被聚集到狭小的间隙中而产生油压。随着转速升高, 油压不断增大。当这个油压超过轴颈上的载荷时, 便把轴颈抬起来, 使间隙增大, 但所产生的油压有所下降。当油压作用在轴颈上的力与轴颈上载荷平衡时, 轴颈便在一定的位置上旋转。轴颈的中心由O'移至O''。这样轴颈与轴瓦之间完全由油膜隔开, 便建立起了液体摩擦。

转速逐渐升高的过程中, 轴颈中心移动的路线为O'O''半圆弧线。楔形间隙内的油膜逐渐加厚, 取得平衡后稳定在一个位置。

3.汽轮机在盘车时, 转速较低, 只有62r/min, 建立起的支持油膜簿, 极易造成油膜破坏。当油膜遭到破坏时, 转子在转动时就会造成轴颈与轴瓦钨金的摩擦。但是只有#3瓦钨金磨损, 其它各轴瓦均正常, 说明在盘车时其它轴瓦的油膜厚度正常, 可以满足在盘车状态下支持转子的要求。其它轴承的油膜要比#3轴承厚。进而可以得出, #3轴承钨金水平面比其它轴承高。这样, 在转子转动时, 由于#3轴承钨金与轴颈之间的间隙很小, 没有足够的油流流入轴承, 使油膜不能很好地建立。运行一段时间后, 轴颈与轴瓦之间便有了直接的接触, 进一步导致轴瓦磨损。

经分析:造成这次#3轴瓦磨损的主要原因是:#3轴承下轴瓦的装配高度比其它轴瓦高, 没有在同一个水平面上。

(四) 消除轴承轴瓦磨损的途径

1.检修人员将#3轴承下轴瓦拆出, 进行了修刮, 使其钨金厚度减小, 降低了#3轴承下轴瓦水平装配高度, 在理论上保证#3轴承下轴瓦水平高度与其它轴瓦一致。

2.利用修刮的方法虽然降低了#3轴承下轴瓦的水平高度, 并不能保证所有的轴承下轴瓦都在同一水平线上, 如果装配上后, 重新投入盘车, 轴瓦磨损的情况可能在其它轴承出现。并不能从根本上解决在盘车时轴瓦磨损的现状。如果要保证转子在盘车状态时, 各轴瓦与轴颈之间有稳定的润滑油膜, 只有在启动盘车后保留一台顶轴油泵运行, 在轴颈下面强制形成油膜, 弥补因为某个轴瓦装配间隙小而造成轴瓦磨损。

顶轴油泵的作用是:对于大功率机组, 转子的质量较大, 为保证转子一旦转动, 在轴颈和轴瓦处便可靠地形成油膜, 设置顶轴系统。在盘车装置运行之前, 由顶轴系统向汽轮发电机组各轴承上的静压油室通入高压油。用高压油将转子轴颈顶起, 在轴颈下面强制形成油膜, 避免启动盘车装置时, 轴瓦与轴颈发生摩损。

出现#3轴承下轴瓦磨损的现象是在投入盘车后, 停甲、乙顶轴油泵, 运行了一段时间, 造成了轴瓦磨损。

(五) 解决问题的办法

1.将#3轴承下轴瓦进行刮削, 降低其装配水平高度, 使其与其它轴瓦尽量保持在同一水平面上;

2.盘车启动后, 不是停两台顶轴油泵运行, 而是保留一台运行, 将转子整体强行顶起一定的高度, 保证轴颈与各轴瓦之间都有足够厚的油膜, 转子转动时不会在某个轴承轴瓦处造成干摩擦。

3.修改《N125MW汽轮机运行规程》中关于投入盘车装置的部分。轴颈与轴瓦之间的油膜在低转速下不易形成, 但随着转速升高, 油压不断增大。当这个油压超过轴颈上的载荷时, 便把轴颈抬起来, 使间隙增大, 在轴颈与轴瓦之间形成的油膜比较厚而且比较稳定。当汽轮机冲转升速至1500r/min时, 此时盘车己退出运行, 轴颈与轴瓦之间有足够稳定的油膜, 就可以将顶轴油泵停止运行。另外, 为了避免启动顶轴油泵运行而没有顶轴油压的情况下启动盘车装置, 加设顶轴油泵入口油压低干0.04MPa闭锁启动顶轴油泵, 当任一台顶轴油泵没启动时, 无法启动盘车电机。当一台顶轴油泵运行时故障跳闸, 联锁启动备用顶轴油泵。

将《N125MW汽轮机运行规程》中投入盘车装置的操作过程修改如下:

a.检查盘车联锁开关在“投入”位置。

b.启动交流润滑油泵, 检查油压、电流正常。

c.润滑油泵运行10分钟后启动甲、乙顶轴油泵, 检查各轴承顶轴油压和弯曲指示器读数。

d.开启盘车装置进油门。

e.将盘车装置与汽轮机大轴齿轮啮合。

f.启动盘车电机, 盘车电机缓慢转动, 带动转子盘旋。

g.停止一台顶轴油泵运行, 维持一台顶轴油泵运行, 记录盘车电流和大轴幌动度, 检查各轴承钨金温度, 各转动部分无摩擦声。

h.投入顶轴油泵事故联锁。

i.当汽轮机转子转速达到1500r/min, 停顶轴油泵运行。

(六) 总结

经过理论和现场分析, 得出造成#3轴瓦磨损的主要原因是因为#3轴瓦装配的不合理。并且根据原因采取了消除造成故障的因素。修改了运行规程中不合理的操作步骤。按照本文中提出的运行措施投入盘车工作后, 没有出现因操作造成轴瓦磨损的事故。彻底地解决了在盘车时造成轴瓦磨损的问题, 保证了设备的安全和机组运行的稳定性。

摘要：针对#1机组2006年10月8日小修后第一次投入盘车装置, 造成#3轴承的下轴瓦钨金磨损问题进行分析和提出全面的解决办法。

关键词：盘车,轴瓦磨损,原因分析,问题解决

参考文献

[1]靳智平主编.电厂汽轮机原理及系统[M].中国电力出版社, 2004.

球磨机主轴瓦发热原因及处理 篇7

1 故障分析

造成磨机轴瓦温度高的主要原因：

(1)出磨水泥温度过高，影响到轴瓦温度。

(2)轴瓦温度检测报警回路故障。

(3)润滑油及冷却水系统故障。

(4)轴瓦在安装时没有刮研好。

针对以上分析，我们进行了如下工作：

(1)在中控室检查出磨水泥温度记录曲线，出磨水泥温度在95℃左右，正常。

(2)对热电阻及瓦温仪表进行检查校验，测温装置指示报警正常。

(3)检查稀油站及冷却水系统，润滑油为N320工业齿轮油，油站供油温度在40℃以内，高压泵的供油压力为28MPa, 流量2.3L/min, 低压泵的供油压力为0.3MPa, 流量50L/min, 油站及冷却系统正常，满足轴瓦的冷却需要。

现在故障的焦点集中在轴瓦的刮研质量上。将轴瓦拆除后，发现原轴瓦是按照经验做法刮研，每25×25mm2面积上有4～6个接触点，但这些接触点已几乎被轴颈磨平，使轴颈与轴瓦的受力接触面形成了较为密封无间隙的接合面，从而润滑油不能随磨机轴颈的转动带入到受力面形成油膜来有效地润滑磨机轴颈。当轴颈与轴瓦形成相对干摩擦时，轴瓦的温度升高。

2 解决措施

磨机属于重载低速运转设备，轴瓦的制造材料为巴氏合金，硬度较软。而且轴颈与轴瓦只在受力底部的径向大约90°的范围内接触受力，因而在受力范围内的这种接触点很容易被轴颈磨平，使轴颈与轴瓦干磨。

为了解决这种干摩擦“赶瓦”现象与轴瓦润滑不良的问题，我们对润滑油进入轴瓦的通道进行了改造，也就是在轴瓦的轴衬层面上挖出棱形的油沟槽，见图1。

润滑油进入油沟槽后，运转的磨机轴颈将油带进受力面的轴衬层面上形成油膜，对相对摩擦面进行润滑和降温，使设备能长期正常运行。在止推轴瓦的轴肩上也同样制作出相同的油槽与受力面上的油槽联通，润滑油流到轴肩面上形成油膜进行止推面润滑，而多余的油则流回轴承座油箱，周而复始地循环。

3 结论