对大岗山水电站水导轴承瓦温问题的分析与处理

赵 小 强

(国电大渡河双江口建设管理分公司，四川 马尔康 624000)

对大岗山水电站水导轴承瓦温问题的分析与处理

赵 小 强

(国电大渡河双江口建设管理分公司，四川 马尔康 624000)

针对大岗山水电站水导轴承出现的瓦温偏高及不稳定问题，对问题原因进行了分析，最终确定了一种经济、简单、快捷、方便运维且效果好的解决方案。按照确定的方案对水导外循环冷却系统做了相应改造升级，有效解决了单台油泵启动无法满足冷却需求的问题，控制了瓦温偏高及不稳定现象，为电厂安全稳定生产提供了可靠保障，也为类似电站水导轴承出现瓦温偏高问题处理提供了参考借鉴。

大岗山；水导轴承；瓦温；分析；处理

1 概 述

大岗山水电站位于四川省雅安市石棉县挖角乡境内，电站布置有4台单机容量650 MW的水轮发电机组。电站机组在试运行期间，出现了水导外循环冷却系统单台油泵启动无法满足冷却需求，即启动单台油泵时，水导轴承瓦温偏高、个别测点瓦温超过60 ℃且不稳定的现象。通过对出现的问题进行分析研究，确定处理方案，最终有效解决了4台机组水导轴承瓦温偏高和个别瓦温不稳定问题，为电厂安全稳定生产提供了可靠保障。

2 水导轴承的设计

大岗山水电站水轮机水导轴承采用稀油润滑分块瓦结构，分块瓦采用巴氏合金材料、厂内加工、工地无需研磨，轴承采用强迫外循环油泵润滑，外置式冷却器，10块360 mm × 360 mm的轴瓦，设计轴瓦间隙0.2 mm (运行时)。

3 实际运行情况及存在的问题

4号机组空载运行时水导瓦温有些偏高，个别超60 ℃且不稳定。瓦温分布不均衡，最高瓦温和最低瓦温相差十多度，且最高瓦温始终位于9号 RTD上。热损耗未能有效循环带走，油槽温度有点偏高，单泵运行时达50 ℃。水导轴承运行瓦温及油温数据见表1。

表1 水导轴承运行瓦温及油温情况表

4 原因分析

针对上述存在的问题，分析可能造成瓦温偏高的原因有：

(1)水轮机轴领尺寸大，直径为φ3 480 mm，圆周线速度高达22.78 m/s，导致轴瓦之间空间区域产生大量搅油损失，致使总损耗加大。

(2)喷油管位于两块轴瓦中间，距离轴瓦较远，喷出的冷油可能在进入轴瓦前先与轴瓦泵出的热油混合，致使油温升高，从而降低了冷却效果。具体布置见图1、图2。

图1 水导轴承轴瓦与喷油管布置图

(3)轴瓦间隙分布不太均匀，不同轴瓦温差较大；0.5 mm冷态单边间隙略偏紧，根据水轮机供货厂家最新的程序进行校核计算，冷态下轴瓦单边间隙应为0.618 mm，在热态下轴瓦间隙会变为0.2 mm；根据现场数据记录，下导受力偏小，载荷过多作用在水导上，可能在一定程度上加剧了水导的受力工况。

5 解决方案

图2 水导轴承油循环示意图

在冷态下按照0.6 mm单边轴瓦间隙进行调整，使10块轴瓦的瓦温更为均衡。在研究后对4号水轮机水导轴瓦间隙调整到单边0.6 mm，摆度基本能稳定在200 μm以内，且轴瓦间隙调整后单泵单冷状态下空载运转三小时后最大瓦温只有53 ℃，效果改善明显。调整轴瓦间隙后的水导轴承摆度见图3，调整轴瓦间隙后的水导轴承瓦温见图4。

图3 水导轴承摆度

(2)鉴于水导轴承搅油损失较大以及热交换不畅，在4号水轮机上进行局部改进措施，将喷油管改为侧向喷油管，使冷油直接对准轴瓦进口侧间隙喷射，以改进冷却效果。同时，在两块轴瓦中间区域加装一隔板，尽量隔开热油和冷油，避免两者提前混合，同时也可减少油的搅动损耗。若效果较好，可推广到其它机组。喷油管改造见图5。

(3)加大单台泵循环油量，使一台油泵单独运行时能够满足油循环热交换需求(经水轮机供货厂家复核计算，油泵循环流量为550～578 L/min)，根据该思路，为增大油泵循环流量有以下3种方案可供研究分析。

图4 水导轴承瓦温

图5 水导轴承喷油管改造示意图

方案一：将原有的70/112型油泵更换为80/160型油泵，流量由332 L/min增大到612 L/min。

方案二：将原有油泵的四极电机更换为二极电机，转速由1 450 rpm上升为2 900 rpm，流量由332 L/min增大到645 L/min。

方案三：将原有的70/112型油泵更换为70/182型油泵，流量由332 L/min增大到540 L/min。

针对方案一、二和三，需结合油泵结构尺寸、安装油泵的机坑尺寸、改动量大小及改动效果等方面进行综合分析评价其优缺点，具体分析评价如下：

方案一—更换为80/160型油泵：①油泵本体高度1 509 mm+内置安全阀调节螺栓高度92 mm>坑衬高度1 600 mm，坑衬空间不足，无法安装。②进出油口及底座尺寸加大，位置发生变化，相应的底座及油管路系统需要更改。③电机功率由7.5 kW增大到11 kW，供电盘柜负荷需校核。

方案二—更换电机：①外形基本无变化，安装空间充裕，油管路系统及底座无需更改。②2900 rpm电机与1 450 rpm电机同为工业用标准系列产品，应用广泛，性能可靠。③仅更换电机，改动最少，影响最小，对电厂生产影响降到最低。④电机功率由7.5kW增大到15kW，供电盘柜负荷需校核。

方案三—更换为70/182型油泵：①新泵整体尺寸有所加大，坑衬空间能满足安装要求。②进出油口水平外移，底座位置上移且变大，接口管路和底座均需作相应更改。③泵流量540Ll/min，与方案A和B (612和645) 相比有点偏低，循环效果不如前两种方案。④电机功率由7.5 kW增大到11 kW，供电盘柜负荷需校核。

经复核供电盘柜负荷容量，三种方案增加的负荷均满足要求。通过对方案一、二、三进行分析评价后，方案二改动量最小、仅需更换电机，无需更改油管路系统，对电厂生产影响也最小。经了解，国内水电站调速器油压装置上应用高速电机(2 900 rpm)较多，如瀑布沟水电站、鲁地拉水电站、乌金峡水电站等。故采用方案二进行改动。

6 结 语

针对大岗山水电站水导轴承出现的瓦温偏高及不稳定问题，对问题原因进行了分析，找出了一种经济、简单、快捷、方便运维且效果好的解决方案。最终确定采用水导油槽改造(喷油管改为侧向喷油管、两块轴瓦中间区域加装隔板)和冷却油泵电机改为高速电机相结合的方案。按照确定的方案对水导轴承做了相应改造，有效解决了大岗山水电站4台水轮机水导轴承瓦温偏高及瓦温不稳定问题。针对4号水轮机水导轴承改造效果，对3号、2号、1号机组均作了相应改造，改造后的4台机组水导外循环冷却系统单台油泵启动均能满足冷却需求，为电厂安全稳定生产提供了可靠保障，也为类似电站水导轴承出现瓦温偏高问题处理提供了参考借鉴。

[TM622]；U260.331+.2；Q948.112+.2

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1001-2184(2017)06-0110-02

2017-10-16

赵小强(1983-)，男，陕西扶风人，西安理工大学，热能与动力工程，工程师，主要从事水电工程建设管理工作.

卓政昌)