核电汽轮发电机轴瓦顶轴油压差大的原因分析

李永权，姜海涛

(辽宁红沿河核电有限公司，辽宁 大连 116000)

核电汽轮发电机轴瓦顶轴油压差大的原因分析

李永权，姜海涛

(辽宁红沿河核电有限公司，辽宁 大连 116000)

介绍了某核电厂4号机组调试期间汽轮发电机轴瓦顶轴压差超标问题，根据大修工艺采取了应急措施并分析了超标原因。同时，针对机组季节性停机的特点，总结了汽轮发电机组关于润滑油、盘车、顶轴油启停控制方案，对同类型机组检修、运行操作具有指导作用。

发电机轴瓦；顶轴油压差；温差

1 事件背景

2016-05-26，某核电厂在4号机小修期间处理主、辅盘车故障后，启动顶轴油泵验证主、辅盘车功能，发现10号瓦顶轴油压差达到7 MPa(厂家建议值≤5 MPa)，具体数值如表1所示。

为了确保机组按照计划节点开展168 h试运行，采取“当机组冲转达到1 350 r/min时，不停运顶轴油泵；当机组达到1 500 r/min时，稳定30 min后手动停运顶轴油泵”方案，机组满功率时10号瓦温差为11.4 ℃(汽端温度103.6 ℃、励端温度92.2 ℃)，直至168 h试运行完成。根据以往处理经验，造成10号瓦顶轴油压差及瓦温差大的原因是轴瓦平行度超差。为了解决此问题，在168 h试运完成后，检修人员重新进行平行度调整。

2 轴瓦结构介绍

2.1 轴瓦技术

该核电厂汽轮发电机为东方电机有限公司引进法国ALSTOM公司的大型四极半速同步发电机(P4/N4技术)，轴承由3块能在支点上自由倾斜的弧形巴氏合金可倾瓦块组成。

众所周知，汽轮发电机轴承的安装及检修质量、轴瓦的运行参数对整个机组的安全运行，有着至关重要的作用。

2.2 轴瓦参数

发电机轴瓦为3块可倾瓦结构，直径800 mm，宽度510 mm，正常工作时油量为880 L/min，比压为2.85 MPa，摩擦损失288 kW。轴瓦背面支撑方式是球面形式，与汽轮机轴瓦支撑方式不同。

2.3 轴瓦设计原理

发电机轴瓦通过瓦室固定在发电机端盖上，与发电机定子形成一个整体。这种结构决定了轴瓦会随着发电机端盖变化而产生位移(如发电机充排氢过程，发电机两侧端盖会受内部氢压变化而产生变形)，轴瓦受发电机端盖影响比较大。

为了克服这个结构缺陷，满足核电机组各种运行状况的要求，厂家将轴瓦背部设计为球面形式，如图1所示。

表1 发电机轴瓦顶轴油压差 MPa

图1 发电机轴瓦球面结构

2.4 顶轴油设计

发电机顶轴油的具体设计如下：

(1) 可倾瓦支持轴承的主支撑瓦块和侧瓦块设有顶轴油囊，其主支撑瓦块在支点轴向方向设有4个顶轴油囊，侧瓦块在支点轴向方向设有2个顶轴油囊，上瓦块没有顶轴油囊；

(2) 主支撑瓦块的4个顶轴油囊的顶轴油中间为单独油管供油，两侧顶轴油囊共用1根顶轴油管，侧瓦的2个顶轴油囊共用1根顶轴油管；

(3) 顶轴油系统通过轴承箱里的分油器分成多路顶轴油管路，其中3路顶轴油管路接到主支撑瓦块，1路接到侧瓦块；

(4) 升速时，机组冲转到1 350 r/min后，停顶轴油泵；降速时，转速降至1 350 r/min后，自动启顶轴油泵；

(5) 顶起高度：下瓦为0.08—0.13 mm，侧瓦为0.05—0.10 mm。

2.5 轴瓦顶轴压力测量

按照发电机EOMM手册要求，在发电机外置顶轴油分配器内临时测量点测量机组启动前的顶轴油压。根据厂家建议的标准，即9号瓦611YP(前)/631YP(后）压差、10号瓦602YP(前)/622YP(后)压差不大于5 MPa，当9号瓦611YP(前)/631YP(后)压差、10号瓦602YP(前)/622YP(后)压差大于标准值时，建议采取干预措施，防止启机后轴瓦温差偏大。

2.6 报警与打闸标准

(1) 瓦温温差达到20 ℃，报警。

(2) 瓦温达到130 ℃，立即打闸。

(3) 瓦温大于115 ℃，当温差达到20 ℃时，立即打闸。

(4) 瓦温小于115 ℃，当温差达到25 ℃时，立即打闸。

3 工程调试期间轴瓦顶轴油压差及瓦温状态

3.1 3号机组调试期间状态

3号机组安装后进入调试期间，10号瓦发生顶轴压差超标，运行后引起10号瓦温差过大(见表2)。

表2 3号机组调试期间顶轴油压差与温差

3.2 4号机组调试期间状态

4号机组在首次冲转前发生顶轴油压差过大现象 (见表 3)。

表3 4号机组首次转顶轴油压差及温差

由表2,3数据可知，在3,4号机组工程安装后的调试期间，多次出现发电机轴瓦顶轴油压差过大、启机后轴瓦温差偏大的问题。

4 大修后轴瓦顶轴油压差及瓦温状态

在机组大修期间，发电机轴瓦平行度调整合格后，顶轴油压差都处于合格范围；启机后，轴瓦温差比较小。为了便于分析原因，现采取某大修后的数据进行比较。

如表4所示，大修后的9，10号瓦顶轴油压差分为1.6 MPa，2.3 MPa，机组启动至满功率，温差分别为0.9 ℃，3.3 ℃。

在大修后，2号机组经过3次启停，在11月份冬季进行了发电机充排氢工作，并在机组各个状态下持续对发电机轴瓦顶轴油压力进行监测，顶轴油压差均未出现超标现象，直至2016年7月机组满功率期间，发电机轴瓦温差一直保持比较小的范围，分别为1 ℃，0.8 ℃。

表4 2号机组9，10号瓦顶轴油压差与温差

5 大修后机组启动时瓦温变化规律

机组在启动过程中，发电机轴瓦温度变化趋势为：温度逐渐升高，随着机组功率的提高及运行时间的增加，温度及温差逐渐减少并趋于稳定。

从温度曲线变化过程可知，随着汽轮发电机组轴系的膨胀变化，发电机轴瓦也随着产生缓慢的位移，但变化速度小于转子膨胀速度。随着功率及运行时间增加，轴瓦位移调整满足了设备状态变化，平行度趋于前后平行，温差也呈现减少趋势，最终稳定在很小的范围内。

6 故障原因分析及处理措施

通过分析轴瓦结构原理以及工程安装调试期间和商运机组大修后数据比对分析，找出了产生顶轴油压差超出标准的原因，并采取了相应的处理措施。

6.1 安装工艺控制不佳

由发电机轴瓦结构可知，发电机采用端盖式轴承。当充排气体时，端盖会产生微小的变化，这时球面会随着端盖变化进行微小的位移，以满足这个变化;当轴瓦紧力不足时，球面位移量变化大，超出调整范围，引起平行度超出标准而无法恢复。

针对4号机组168 h试运前10瓦顶轴油压差达到7 MPa的问题，在168 h试运结束后，检修人员进行解体检查，发现轴瓦端盖螺栓紧力存在不足，这也是10号瓦在工程2次调整后压差出现2次严重超出标准的原因。目前，已经完成10号瓦平行度及轴瓦紧力调整工作，启机后验证结果良好。

6.2 发电机充排氢速率控制不当

发电机在充排氢过程中，如果速率因控制不好而过快时，会造成发电机端盖发生较大变形，导致球面轴承位移不能及时补偿端盖变形；当超出轴瓦压盖紧力时，就会使轴瓦平行度恶化。

根据经验反馈，发电机充排氢时速率控制在2 h以上，可避免轴瓦平行度变差现象。目前，运行部门已将该程序升版，控制发电机充排氢速率，通过各机组多次充排氢验证，已经满足要求。

6.3 过早停运行顶轴油泵

在机组停机后，当轴系统温度高于室温时，如果此时停止顶轴油泵，轴系还在持续冷却收缩中，轴与轴瓦金因没有润滑油而产生干摩擦，就会拉动轴瓦产生位移变化，使轴瓦变化超出球面补偿范围，导致平行度恶化。

为了避免以上问题，采取了如下操作：(1) 在机组临停期间，当轴系温度接近室温时，停止顶轴油泵运行；(2) 在2015年冬季停机期间，2，3号机组控制缸温在50 ℃以下，停止顶轴油泵运行，未出现顶轴油压力差超出标准的现象。

综上所述，按照程序要求控制好检修工艺、充排氢速率、顶轴油泵停运时间，完全可以避免顶轴油压差超出标准导致的轴瓦温差过大的问题。运行机组按照规定执行后，再未出现顶轴油压差超标现象，运行中发电机轴瓦温度及温差都控制在很小的范围内，从而彻底解决了这个问题。

1 中国动力工程学会．火力发电设备技术手册(第2卷：汽轮机)[M]．北京：机械工业出版社，1998.

2 魏海峰．汽轮机可倾瓦轴承顶部间隙测量方法探讨[J]．湖南电力，2016，36(6)：82-83.

3 史卫刚．汽轮机可倾瓦的特点与检修工艺[J]．河北电力技术，2003，22(12)：35-37.

2017-04-06。

李永权(1968—)，男，工程师，主要从事核电站维修领域的统一管理工作，email:liyongquan@cgnpc.com.cn。

姜海涛(1989—)，男，助理工程师，主要从事核电汽轮机设备的检修工作。