水轮发电机导轴承温度升高原因分析

瞿吉国*

（中电投兰州新区热电分公司，甘肃兰州，730050）

水轮发电机导轴承温度升高原因分析

瞿吉国*

（中电投兰州新区热电分公司，甘肃兰州，730050）

本文主要介绍了某水电站水轮发电机导轴承问题升高的原因以及相应处理措施，本次出现故障的电站水轮机主要为冲击式水轮机，水导轴承主要为稀润滑油来带动转动油盆、斜油槽自循环筒式轴承，水轮机导轴承温度过高主要通过测试不同喷嘴下轴承的损耗量、冷却器进水温度以及出口水温差来判断温度升高原因，同时还进行了现场观察。根据观察及分析结果确定了采取油循环短路问题解决以及增加冷却水量的处理方案，方案实施后导轴承温度升高的问题得到了彻底的解决。实际处理过程中总结一些经验，现进行总结以期对筒式轴承设计提供一定的指导。

冲击式水轮机；导轴承；温度

引言

某水电站于2016年自主设计制作冲击式电站水轮发电机组设备，冲击式水轮发电机为5喷嘴式。水轮发电机并网调试测试阶段，测试过程中出现水导轴承温度升高的情况，同时在部分复杂工况下喷嘴不能长时间运行。通过对测试轴承结构形式进行全面的分析与检查，同时对电厂实际情况进行分析，制定出可行的改进方案，有效解决水电站水导轴承问题升高问题，为水电站经济效益的提升提供坚实保障。

1 处理前水轮发电机运行情况

水电站水导轴承采用的是典型稀油润滑带动油盆的自循环筒式轴承结构，油循环主要采取的是从斜槽上油的方式[1]。水轮机的最大处理为 23.56MW。水电机组首次并网运行，水导轴承的瓦温就超过设计前所约定的温度，尤其是发电机切换到4喷嘴运行工况下，高负荷的原作使得瓦温迅速上升，在很短的时间就超过温控报警器所设定的 65℃的温度，这一故障的发生，提示并网发电机并不能在4喷嘴下长时间运行。表1统计了除此并网测试过程中水轮发电机水导轴承瓦温情况。

表1 轴承瓦温

多喷嘴冲击式水轮机在运行时所投入的喷嘴水量有非常大的差异，同时水导轴承所成周的载荷的差异也非常大。在运行工况上，4喷嘴以及5喷嘴机组的运行工况最为恶劣，转轮受到的冲击不平衡力也最大，轴承侧向力最大，因而实际运行过程中出现较大的摩擦损耗以及相对较高的轴承温度其实属于正常情况。

对于多喷嘴冲击式水轮机，以往处理水导轴承温度升高的方式主要是尽可能的避开工况，这种处理方式比较被动，没有考虑采取优化改进的措施来使轴承能够逐渐适应工况[2]。为了满足实际生产的需求，需要水电站的所有机组在全部工况下也都能够长时间进行安全稳定的运行，因而发电机水导轴承温度偏高的问题就应得到有效解决。

2 水导轴承瓦温偏高原因分析

依照并网发电机运行测试结果，对轴承承载能力进行复核，将降低损耗的目的出发，提出减少损耗的分析报告及处理方案[3]。根据设计数据中机组运行时的水导处摆度仅为0.04mm的情况，建议可将瓦高从350mm降低至300mm，同时还可以采取适量加大轴瓦间隙的方法，然而考虑到轴瓦间隙处理起来比较困难，且处理时间较长，为了尽快使水电及投入生产，因此不建议采用处理轴瓦方案。

本次故障发电机的筒式轴承结构的尺寸以及冷却器在以往高转速的机组上也经常应用，并且还有实测数据作文参考，通过相关分析得出：轴承的瓦高及间隙都是参照标准进行配置，因此轴承的本体设计应是规范的。同时对前提提出的处理瓦温偏高方案进行进一步的分析与思考，应用轴承损耗计算公式进行分析：

根据以上公式，可得出，忽略掉K的影响，如果缩短瓦高以及加大间隙就能够明显降低损耗，然而如果缩短轴瓦高度以及增加间隙就会降低轴承本身的承载能力，这样就会到时实际运行过程中大轴的偏心值会增大，同时K值也会随之增大[4]。所以前期考虑的降低轴承的损耗这种方案是不可取的，因为轴承温度降低只可能从油循环以及冷却方面着手进行考虑。

为了保证轴承温度升高问题得到有效的处理，需要进到现场做仔细的分析，找出问题的具体原因，同时制定科学合理的处理方案。

3 水轮机水导轴承温度升高的处理方案

进到现场观察，得出以下结果：轴承冷却的进水温度同出水温度的温差仅仅为0.25℃，这与设计值有很大的偏离，表明在发电机实际运行过程中，冷却器并没有完全发挥自身的冷却能力；在电机启动后，油温迅速上升，油循环出现短路的问题，也就是其中的部分冷油并没有参与到油循环过程中，这样就使得热油在冷却不够的情况下就会循环的升温，使得水导轴承温度升高；轴承上油箱运行的油微要比溢流板要高出大约20mm，这样就使得运行油位偏高。

3.1 初步处理方案

初步处理方案主要是将油口得到高度下降30mm，使得轴承上油箱的运行油位能够下降到溢油板以下的位置，这可以大大降低回油的阻力，使得循环油可以通过溢油板均匀的流向外侧冷却器中，采取这种处理方案能够很好的解决溢流板上油出现不均匀流动的问题[5]。此外，在初步处理过程中还在溢油板上平面回油管的方向焊接了挡油板，这样既保证能够有效覆盖冷却水进水以及出水管管口位置，还可以使得溢出的热油能够远离回油口位置，这样可以同冷却器充分换热，具体的布置见图1。

图1 挡油板以及溢油板布置示意图

在实际处理过程中，拆出溢油板上出现新的问题，主要是溢油板靠近内侧分布着6个大小各部相同的光孔，这些孔开设的主要目的是满足测油温电阻以及油浑水信号装置等测量所需，因而在孔位置区域并没有设置挡油板。孔的位置位于冷却器的内侧，这样就会导致部分热油不能够经过冷却器就直接进入回油区，这是导致油循环出现短路的主要原因之一，也是测机时出现油温迅速上升的原因，这也证实了油循环存在短路的分析。在该问题的处理上，主要在溢油板各个自动化元件孔上都加焊套管，套管的高度同回油口套管的高度一致，处理完成后对电机进行启动测试，主要是观察水导轴承的优化改进效果。因为轴承的本体没有发生变动，机组在启动后各个工况的运行和处理前一样平稳，同时运行过程的振动以及摆度也非常小。相关观测也显示油温以及瓦温呈现出慢速平稳上升的趋势，并没有出现油温快速升高的情况。机组在1～3喷嘴工况下运行1h，油温均在45℃，以下，瓦温也稳定在51℃左右。切换至4喷嘴工况，运行2h的油温稳定在49℃，瓦温也稳定在60℃左右。切换至5喷嘴工况，油温以及瓦温均回落，之后瓦温稳定在56℃。

通过测试结果，表明导轴承的处理方法是合理的，实际运行过程中油温、瓦温都没有超出报警设定值，符合安全生产的需求，初步处理方案效果显著。在实际测试过程中，经过改进的水导轴承冷却效果也得到显著改善，这也使得冷却器的效率明显提升，轴承油温以及瓦温呈现出平稳上升的趋势。在4喷嘴最恶劣的工况下，冷却器进出水的温差能够达到 0.7℃。机组轴承的冷却水主要应用的是清洁水封闭自循环，因此处理后也存在冷却水的循环流量不能满足水导轴承设计值的情况，这对轴承冷却器最佳冷却效果发挥有一定影响，为此就需要做进一步的优化处理。

3.2 优化处理方案

优化处理主要是为了使轴承的问题降低，因此可以考虑增加循坏冷却系统中冷却水的流量[6]。为此，取消水导轴承进水管处原本存在的节流阀，这样可以使冷却循环中的水流量增加20%，通过增加水流量可以使水导轴承中的油温以及瓦温温度继续下降0.6℃。

实际观察数据显示，测量油温值的两支温度计出现了7℃的偏差，通过相关的分析，认为主要使受油循环不对称所导致，因此将不对称的一路回油管进行封堵[7]。同时为了使得热油等到充分冷却，通常冷油回油管路，考虑在上油箱循环油路中增加竖向的挡油板，将回油管套管取消，这样处理后可使瓦温再次下降0.4℃。

经过优化处理后，进一步进行效果测试，结果显示处理后的机组在最恶劣的4喷嘴运行工况中，持续运行4h的过程中，水导轴承的的油温以及瓦温在2h以后就保持稳定的状态，最高瓦温为 61.5℃，油温则稳定在 50℃左右，这也提示经过优化处理能够使冷却器的作用得到充分的发挥。

通过初步的处理以及后续优化处理及调整，本次出现故障的水轮机运行过程中水导轴承温度升高的问题得到了有效的解决，这为电站的电力生产提供巨大帮助。

4 结束语

本次故障中的水轮发电机导轴承升高问题的主要原因是油循环存在短路以及冷却器不能发挥作用导致，经过初步处理与优化处理后，有效解决了水导轴承温度升高的问题。通过本次的故障处理，总结以下经验：

（1）轴承运行时损耗同荷载有一定联系，即荷载较大，轴运行偏心也就较大，损耗也就大。为此可以采取减小瓦面以及增大轴承间隙的方法来减少轴承损耗大的问题，同时还需要考虑偏心系数变换影响损耗。

（2）对于冲击式水轮机，如果采取封闭式自循环冷却水系统，冷却水若进出口的压差比较小，水导轴承冷却器进出水的总管直径就需适当的加大，这样主要是安伯政冷却水流量能够满足水轮机运行过程的降温需求。

（3）对于多喷嘴冲击式水轮机，在水轮机投入运行过程中，不同喷嘴工况运行时水导轴承承受力存在较大的差异。所以在电站运行调控允许情况下，需尽可能避免水轮机在最恶劣工况下长时间运行，而是可以将其设为过渡工况。

[1]彭悦蓉,赖喜德,张惟斌,等. 导轴承系统对水电机组轴系特性影响分析[J]. 水力发电学报,2015,34(09)： 106-113.

[2]唐鹏程. 水轮发电机组水导轴承瓦温过高原因分析及技术改造[J].水电站设计,2011,27(01)： 112-114.

[3]朱轶群,盛彩荣. 金兰水库电站水轮发电机组轴瓦烧瓦事故分析及处理[J]. 小水电,2012,22(06)： 72-74.

[4]吴刚. 水轮发电机组轴瓦温度跳变的原因分析及处理[J]. 云南水力发电,2014,30(04)： 116-117+123.

[5]吴川红. 41MW 水轮发电机上导瓦温偏高的分析[J]. 小水电,2016,15(03)： 65.

[6]刘清勇,付元初,武中德. 大型水轮发电机推力轴承瓦温度[J]. 大电机技术,2010,17(04)： 14-15+26.

[7]杨正晖. 乌鲁瓦提水电厂 2号水轮机水导轴承温度异常处理[J]. 新疆水利,2010,23(06)： 7-8.

Analysis on the Cause of Increasing Axial Pendulum of Hydrogenerator

QU Jiguo*
（China Power Investment Lanzhou New Area Thermal Power Branch,Lanzhou,730050,China）

This paper mainly introduces the reasons of the increase of bearing capacity of hydroelectric generator in a hydropower station and the corresponding treatment measures. The failure of the power turbine is mainly the impact turbine. The water guide bearing mainly uses the dilute oil to drive the rotating oil The temperature of the bearing is very high,and the reason of the temperature rise is judged by testing the loss of the bearing under different nozzles,the temperature of the cooler inlet and the temperature difference of the outlet water. At the same time,the observation is also carried out. According to the observation and analysis results to determine the oil short circuit to solve the problem and increase the cooling water treatment program,the implementation of the program after the bearing bearing temperature problem has been completely resolved. The actual process of summing up some experience,are summarized in order to provide some guidance on the design of cylindrical bearings.

impact turbine; guide bearing; temperature

TK730

A

1672-9129(2017)06-0120-02

10.19551/j.cnki.issn1672-9129.2017.06.041

瞿吉国. 水轮发电机导轴承温度升高原因分析[J]. 数码设计,2017,6(6)： 120-121.

Cite：QU Jiguo. Analysis on the Cause of Increasing Axial Pendulum of Hydrogenerator[J]. Peak Data Science,2017,6(6)： 120-121.

2017-02-07；

2017-03-15。

瞿吉国（1965-），男，甘肃永靖，工程师，本科，研究方向：水轮机稳定运行。

Email：2209282216@qq.com