海洋石油161原油发电机组轴承损坏故障分析

穆胜军 谭静轩 李艳莉 李桂忠 高连烨 陈卓明 郑 路 张洪涛

（中海油能源发展采油服务公司边际油田作业服务公司 天津 300452）

海洋石油161原油发电机组轴承损坏故障分析

穆胜军 谭静轩 李艳莉 李桂忠 高连烨 陈卓明 郑 路 张洪涛

（中海油能源发展采油服务公司边际油田作业服务公司 天津 300452）

海洋石油161原油发电机型号为SE 630 SA6(AEM)发电机轴承润滑方式为独立润滑，2012年11月22日使用过程中发现B机组发电机驱动端轴承温度高故障，拆检发现驱动端的滑动轴承损坏严重，轴承合金大面积熔着粘连，发电机的轴颈上在轴向15mm宽度范围内有轻微拉痕。而同类型的另一台原油发电机轴承使用正常，对损坏轴承进行故障分析并进行设计优化，从根本上保证该机组的安全稳定运行。

发电机；轴承；损坏；轴瓦；气动滑油泵

1 前言

1.1 机组概况

海洋石油161主电站机组由2台1350KW原油发电机和1台1000KW燃气内燃机发电机组成，一台500KW应急发电机满足应急状态下的供电要求，并做为“黑启动”工况下的恢复主电站的供电机组。

图1 发电机型号

1.2 发电机轴承润滑设计理念

主电站原油机组的发电机滑动轴承为独立润滑方式，即设置有独立润滑油泵供轴承润滑，油泵电机由应急配电屏供电，启动机组前需提前启动发电机轴承润滑油泵并设置互锁保护功能。

2 发电机轴承故障现象及检查维修

2.1 发电机轴承检查

2012年11月22日，原油B机组的发电机驱动端轴承温度高故障。检查确认发电机组安全保护系统、显示报警系统工作正常，驱动端和非驱动端轴承的供油系统运转正常，轴承滑油流量指示正常。

检查发电机组的运行参数，发电机组已运行了2311小时。根据厂家提供的资料，轴承温度在报警值以下工作是正常的（报警设定值为90℃）。此轴承自4月份以来的运行时驱动端和非驱动端温度差在20℃左右，到11月8号驱动端轴承最高温度曾达到82℃，非驱动端轴承温度在62℃左右，虽然轴承温度在厂家要求的正常使用范围内，但依据滑动轴承的运行使用温度标准（一般不超过80°C），即对轴承进行了相关的检查，拆检结果发现驱动端的滑动轴承损坏，轴承合金大面积脱落，发电机的轴颈上有约15mm宽度范围内有轻微拉痕。2012年11月25日，在对非驱动端轴承油箱进行检查时发现了少许金属沫，因此又对发电机的非驱动端轴承进行了拆检。拆检发现非驱动端的滑动轴承损坏，轴承合金熔着粘连。发电机轴颈表面发暗、光洁度正常，不影响正常使用。

图2 损坏的驱动端轴承轴颈

图3 非驱动端端轴承

图4 温度历史曲线

2.2 原油发电机组较长时间停机后起机规程

（1）打开原油发电机组冷却水加热器对机组进行充分预热。预热温度50℃以上；

（2）启动滑油预润滑油泵；

（3）打开滑油分油机对系统机油进行预热。预热温度达40℃以上；（4）打开起动空气阀,对起动空气系统进行放残；（5）打开柴油机示功阀，燃油手柄置于0位，在机旁进行吹车；

（6）关闭柴油机示功阀，燃油手柄置于正常位，在机旁进行起动。观察机组运行正常后转控制系统到遥控位，进行主机的正常操作；

（7）主机正常带载后，转换原油进行操作。2.3发电机轴承的检修

对发电机轴颈表面进行了抛光处理，更换新的轴承备件，在对整个机组的显示、报警、安全保护系统进行检查，并对空气启动系统进行检查之后，起动机组试车。检查机组及发电机轴承运转参数正常，发电机轴承温度最终稳定在DE:53.0amp;NE:46.2℃,记录如下：

表1

图5 驱动端轴颈和非驱动端轴颈

图6 驱动端轴承（新件）和非驱动端轴承（新件）

3 发电机轴承故障原因分析

3.1 发电机轴承故障初步原因分析

检查故障机组记录的运行参数，没有发现异常工况出现，也无法确认轴承损坏的具体时间。根据轴承的损坏形式，怀疑故障原因可能为：

第一，轴瓦滑油润滑不良所致。检查发现轴承滑油流量低停车点有两秒的延时（两秒延时是安保系统原始设定值），在故障停机信号触发后，发电机轴承可能会有短时间的缺油现象，可能造成轴瓦的非正常磨损，导致轴承的损坏。

其次，对于发电机轴承所使用滑油（随机组出厂自带）的粘度的怀疑。检查轴承所用滑油型号感觉滑油在机房室温（10℃）时粘度值偏低，在轴承正常工作温度55℃时滑油的粘度会更低一些，轴承表面的所形成的油膜比较薄，轴承的存油也比较少，如果此时遇到轴承供油中断的情况，可能也会对轴承产生一定影响。

第三，不排除轴承表面有缺陷造成轴瓦损坏的可能。

3.2 同类型机组另一台发电机轴承的拆检

检查同类型的B机组发电机轴承运转情图九：发电机驱动端轴承气动滑油泵设计图况，驱动端和非驱动端轴承工作状况正常。

图7 驱动端轴承和驱动端轴颈

图8 非驱动端轴承和非驱动端轴颈

3．3发电机轴承故障分析结果

判断为重复性的短期断油运行导致的损坏，分析造成平台上的轴瓦损坏这种状况可能原因有以下两方面因素：

第一，发电机因轴承油泵失电而导致的“经常性”主机停车后期因油膜较少而导致可能的短时转动，海上油田为孤岛电网，油田因突发故障造成“黑船”现象，该机组正常供电时应急配电屏突然失电，发电机因惯性运转而轴承没有“后润滑”；

第二，平台上或工厂建造期间可能未启动轴承滑油泵而进行的手动冲车，发电机轴承因未启动润滑油泵无法建立油膜发生干摩擦现象。

3.4 对原油机组原动机滑油温度高的分析

目前B原油机组的冷却介质已更换为防冻液、C机组的冷却介质为水。在近期B机组的运转中，发现B机组的滑油温度与C机组同功率的情况下相比，温度约高10℃左右。如功率同为400KW时，C机滑油温度约为52℃、B机约为61℃，功率同为620KW左右时，C机滑油温度约为 54℃、B机约为 64℃,B机功率1100KW时，滑油温度为68.2℃。建议最佳使用温度为60℃-65℃。目前B机大负荷时已超过厂家建议的最佳使用温度,对于此问题，我们经过初步的检查确认（检查相关阀门状态、及与B机相关参数对比），没有发现问题（机组滑油由低温水进行冷却，目前两台机组的低温水温度相同，约为34℃）。查询C机组的运行记录,发现更换防冻液之前滑油温度正常。更换防冻液后机组在1100kW运行时柴油机各运行参数除滑油温度偏高外其他参数正常,怀疑此问题是由于两台机组的冷却介质不同，其换热率有所差异，造成冷却效果不同所致。正常工况下C机组的功率暂时不会超过700KW，滑油运行温度暂不会超过65℃。

现有如下建议：

第一,根据平台的现在的工况,在常用工况下主机滑油温度在60-65℃之间,处于合理的工况,建议现暂时使用该防冻液,等到条件合适时更换防冻液后再观察滑油温度情况,如更换冷却水后滑油温度依然偏高,马上会派人上平台解决问题；

第二，根据设备厂家的说明书,机组滑油温度的报警值为70℃,设备关断值为75℃.机组在短时间内(5-6个小时/24小时)运行温度70℃以内是可以的。

4 原油电站机组操作和设计优化措施

4.1 原油电站机组操作程序优化

为避免重复性的事故，平台对原油机组的操作要严格按照操作规程进行规范操作，禁止未启动发电机轴承润滑油泵而对机组进行启动操作：

（1）发电机轴承滑油泵采取应急电源供电 ，或类似UPS电源供电以避免油泵失电；

（2）禁止手动冲车，以免由于轴承油泵未开启而导致电机断油干摩擦运行机组。

4.2 原油发电机组轴承润滑方式设计优化

因平台现有UPS无法提供三相220V交流电源，为消除设备使用隐患保证原油机组的正常安全运行。从设计上准备给发电机轴承提供应急润滑油的供给，目的是在发电机运行期间，当润滑油电动滑油泵因突然失电而导致泵停运时，原油电站主机应急停车至完全停车期间对发电机两端轴承提供短时间供油润滑而防止发生干摩擦现象。

设计为每一个轴承增加一只气动滑油泵，相关的部件将集成组装到一个小的单元上，并做好互锁功能，气动滑油泵主要是能够在平台失电时能够自动启动运行给发电机轴承供油，在平台恢复供电时，能够恢复到备用状态。

具体详见下面的图纸：（利用主机启动空气供给30bar的气源，泵运行时要求保证供气流量最小约为8 m3/h，主机的启动空压机压力是30bar,排气量18m3/h,能够满足新增加的气动滑油泵的供气需求。集成单元的外观颜色与现有主机的外观颜色一致。）

图9 发电机驱动端轴承气动滑油泵设计图纸

图10 发电机非驱动端轴承气动滑油泵设计图纸

结语

从现场对机组的规范操作和设计优化，将彻底消除设备使用隐患，保证原油机组的正常安全运行。避免任何失电情况下导致应急配电屏无法提供给发电机组轴承润滑，当润滑油电动滑油泵因突然失电而导致泵停运时，原油电站主机应急停车至完全停车期间发电机两端轴承无润滑油供给而发生干摩擦现象，从本质安全上保证发电机正常运行期间。

[1]海洋石油工程设计指南第三册；

[2]钢质海船入级规范第四分册 中国船级社 2009人民交通出版社。