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摘 要：介绍了某水电站卧轴混流式水轮发电机组投运后推力瓦及导轴瓦温度异常升高的问题，对轴瓦温度偏高的原因进行了分析，提出了处理方案。方案实施后，解决了困扰机组安全稳定运行的轴瓦温度偏高甚至烧瓦的顽疾，提高了设备稳定运行的能力。
关键词：水轮发电机组；轴瓦温度；原因分析；处理方案
某水电站#4水轮发电机组单机容量4MW，为国产卧轴混流式机组，水轮机型号为HLA855-WJ-76，发电机型号为SFW-J4000-6/1730，额定水头为105.0m，额定转速为1000r/min，额定体积流量为4.45m3/s。
#4机组为典型的二支点卧式机组，其结构如图1所示。2011年6月，#4机组在安装调试后的第1次开机试验过程中就发现机组推力轴承短时间内温度异常升高，温度升至67℃后没有止稳迹象且仍在上升，随之立即停机检查。生产厂家技术人员检查后认为，温度升高的主要原因是循环油泵与推力轴承之间的迷宫间隙过大，导致油泵失效，未形成足够的冷却油流所致，将轴承迷宫等部件返厂处理重新安装后，机组进入72h满负荷连续试运行。试验初期轴承温度基本稳定在63℃以内，当试运行至36h时，发现推力轴承温度仍有上升趋势，降负荷至3.2MW后，推力轴承温度稳定在64℃左右，之后保持该状况完成了72h连续试运行。
图1 两支点式机组示意图
试运行结束后，对机组轴承进行解体检查，发现前导轴瓦烧瓦严重，润滑油内有大量金属碎屑。生产厂家技术人员认为该瓦经过处理后仍能使用，采取一系列的改进措施后再次开机试验，但开机后不久就发现前导瓦温度迅速升至37℃，且没有稳定的趋势，再次停机解体检修。解体后更换了前导瓦，根据生产厂家技术人员的建议，前导瓦的间隙由0.35mm调整为0.43mm，但回装后仍发现前导瓦温未得到控制，再次停机解体，发现新的导瓦又有了烧损痕迹。生产厂家组织了发电机检修专业高级技师对该瓦进行了重新研刮，并将导瓦间隙调至设计值0.32～0.38mm，机组回装后于2011年8月31日进行空载与满负荷试验，机组在额定负荷运行2h后各部温度趋于稳定，推力瓦温最高为60℃，最后稳定在56.9℃，导轴瓦最高温度为35℃。稳定运行3月后，#4机组在满负荷状态下推力瓦温度逐渐上升至65℃，导轴瓦最高温度至39℃，采取了降负荷至3MW的运行措施后，推力瓦温度基本稳定在60℃，导轴瓦最高温度维持在38℃。
一、处理方案及实施过程
针对上述问题，技术人员进行了逐项排查与落实，将处理方案的重点放在检修现场，对机组安装基准进行调校（标高、水平度、中心线），强化了检修工艺指标要求。为了解决机组启动初期轴承的润滑问题，技术人员还在前后导轴承座上分别增设润滑油的外循环设备，在机组开机运行前作为油循环的补充，免去了人工浇油的环节。实施过程如下：
（一）轴承座基准校核检查。以座环2个法兰面为基准，与前导轴承座中心作为机组中心线，核对机组几大部件的固定中心线。检查核对后，发现后导轴承座偏差大，将后导轴承座往厂房外侧移动0.20mm，复核轴承座基准符合要求。
（二）轴线检查与轴承座调整相结合。以水轮机座环内止口为基准，在大轴轴头上架设百分表，盘车检查机组轴线。检查核对后，发现跳动严重超标，通过相关计算，将后导轴承座向外侧平移0.10mm，又在前导轴承座的底部4个方位垫上0.20mm的紫铜片。盘车修正后，机组轴线满足要求。
（三）复核大轴水平度。轴承支座调整后，对大轴水平度进行了复核，大轴水平度向水轮机侧单偏的问题已得到修正。
（四）轴瓦的修刮。在现场检修中，重点加强了轴承检修工艺，特别是轴瓦的研刮、各配合间隙等技术指标得到了控制。当研刮推力块轴瓦时，总体要求是控制几个瓦厚度基本一致。推力轴瓦的研刮及受力调整可保证各瓦受力均匀，主轴及推力盘在旋转时不发生轴向窜动。为了保证推力瓦和导轴瓦的工作表面互相垂直，细刮和精刮阶段应把推力瓦、导轴瓦一起组装并同时研磨。导轴瓦端面上的巴氏合金层也就是反向推力瓦，除了上下两半对齐外，组装以后正向推力瓦与推力盘接触，反向推力瓦与反向推力盘之间应留下足够的轴向间隙。在导轴瓦研刮时，应检查和修整导轴瓦与轴承体的结合面，轴瓦背面必须有60%以上面积与轴承体相结合，下半块导轴瓦只在中心附近60°～90°范围内与轴颈接触，每平方厘米范围内应有2～3点，同时，轴瓦表面的油沟、油槽、边沿都研刮成圆滑的斜坡，研刮示意如图2所示。
图2 导轴瓦（下部）研刮示意
（五）导轴瓦间隙的调整与安装。放入轴承体及导轴瓦，在安装过程中缓慢轻敲，自然导入。为保证轴瓦间隙的精确性，现场使用压铅法进行导轴瓦间隙的测量并多次加、减垫片进行调整，最终调整到前导总间隙为0.38mm（设计值为0.32～0.38mm）、后导总间隙为0.30mm（设计值为0.25～0.30mm）。
（六）复核调整机组的空气间隙与转轮迷宫（静态下）。复核调整后，经检查全部符合技术规范要求，具体情况见表1。
（七）加装轴承外循环油泵。在此次大修中，根据改造方案，现场检修人员加装了外循环油泵及附属管路，该装置从轴承油槽底部的冷油区取油，在机组开机前，可自动投入外循环小油泵给前后导轴瓦及推力轴瓦进行充分浇油润滑，并在机组达到额定转速后退出运行。
二、修后试验及相关数据
在完成了所有的调整与整改项目后，对机组进行了修后试验，包括开机空转、空载等一系列试验，机组的振动、跳动都符合规范要求，最终进入带满负荷72h瓦温考验，检修前、后瓦温的对比记录显示，此次处理取得了成功，相关情况见表2
三、结语
该水电站#4机组自设备安装投产以来，存在着带负荷能力不足（4MW额定负荷一般只能带3MW）、轴瓦温度偏高（推力轴瓦运行稳定温度达60℃左右）、推力及导轴承多次烧瓦等问题，为成功解决困扰机组安全稳定运行的顽疾，采取了加装轴承润滑油外循环泵等措施，在最终的机组满负荷72h试验中，推力轴承最高温度为51.7℃，较修前有了根本性的改进。在2个轴承座外加装了循环泵，免去了运行人员开机前人工加油润滑的环节，切实提高了机组的自动化水平。
部位瓦温偏高的问题，机组的设备健康水平得到了进一步提升，整体机组的静态与动态试验良好，完全达到了预期目标。
参考文献
[1] 戴钧，王洪云.中小型混流式水轮发电机组机械检修及主要易损部件的修复技术[M].北京：水利水电出版社，2007.
[2] 王玲花.水轮发电机组安装与检修[M].北京：中国水利水电出版社，2012.
关键词：水轮发电机组；轴瓦温度；原因分析；处理方案
某水电站#4水轮发电机组单机容量4MW，为国产卧轴混流式机组，水轮机型号为HLA855-WJ-76，发电机型号为SFW-J4000-6/1730，额定水头为105.0m，额定转速为1000r/min，额定体积流量为4.45m3/s。
#4机组为典型的二支点卧式机组，其结构如图1所示。2011年6月，#4机组在安装调试后的第1次开机试验过程中就发现机组推力轴承短时间内温度异常升高，温度升至67℃后没有止稳迹象且仍在上升，随之立即停机检查。生产厂家技术人员检查后认为，温度升高的主要原因是循环油泵与推力轴承之间的迷宫间隙过大，导致油泵失效，未形成足够的冷却油流所致，将轴承迷宫等部件返厂处理重新安装后，机组进入72h满负荷连续试运行。试验初期轴承温度基本稳定在63℃以内，当试运行至36h时，发现推力轴承温度仍有上升趋势，降负荷至3.2MW后，推力轴承温度稳定在64℃左右，之后保持该状况完成了72h连续试运行。
图1 两支点式机组示意图
试运行结束后，对机组轴承进行解体检查，发现前导轴瓦烧瓦严重，润滑油内有大量金属碎屑。生产厂家技术人员认为该瓦经过处理后仍能使用，采取一系列的改进措施后再次开机试验，但开机后不久就发现前导瓦温度迅速升至37℃，且没有稳定的趋势，再次停机解体检修。解体后更换了前导瓦，根据生产厂家技术人员的建议，前导瓦的间隙由0.35mm调整为0.43mm，但回装后仍发现前导瓦温未得到控制，再次停机解体，发现新的导瓦又有了烧损痕迹。生产厂家组织了发电机检修专业高级技师对该瓦进行了重新研刮，并将导瓦间隙调至设计值0.32～0.38mm，机组回装后于2011年8月31日进行空载与满负荷试验，机组在额定负荷运行2h后各部温度趋于稳定，推力瓦温最高为60℃，最后稳定在56.9℃，导轴瓦最高温度为35℃。稳定运行3月后，#4机组在满负荷状态下推力瓦温度逐渐上升至65℃，导轴瓦最高温度至39℃，采取了降负荷至3MW的运行措施后，推力瓦温度基本稳定在60℃，导轴瓦最高温度维持在38℃。
一、处理方案及实施过程
针对上述问题，技术人员进行了逐项排查与落实，将处理方案的重点放在检修现场，对机组安装基准进行调校（标高、水平度、中心线），强化了检修工艺指标要求。为了解决机组启动初期轴承的润滑问题，技术人员还在前后导轴承座上分别增设润滑油的外循环设备，在机组开机运行前作为油循环的补充，免去了人工浇油的环节。实施过程如下：
（一）轴承座基准校核检查。以座环2个法兰面为基准，与前导轴承座中心作为机组中心线，核对机组几大部件的固定中心线。检查核对后，发现后导轴承座偏差大，将后导轴承座往厂房外侧移动0.20mm，复核轴承座基准符合要求。
（二）轴线检查与轴承座调整相结合。以水轮机座环内止口为基准，在大轴轴头上架设百分表，盘车检查机组轴线。检查核对后，发现跳动严重超标，通过相关计算，将后导轴承座向外侧平移0.10mm，又在前导轴承座的底部4个方位垫上0.20mm的紫铜片。盘车修正后，机组轴线满足要求。
（三）复核大轴水平度。轴承支座调整后，对大轴水平度进行了复核，大轴水平度向水轮机侧单偏的问题已得到修正。
（四）轴瓦的修刮。在现场检修中，重点加强了轴承检修工艺，特别是轴瓦的研刮、各配合间隙等技术指标得到了控制。当研刮推力块轴瓦时，总体要求是控制几个瓦厚度基本一致。推力轴瓦的研刮及受力调整可保证各瓦受力均匀，主轴及推力盘在旋转时不发生轴向窜动。为了保证推力瓦和导轴瓦的工作表面互相垂直，细刮和精刮阶段应把推力瓦、导轴瓦一起组装并同时研磨。导轴瓦端面上的巴氏合金层也就是反向推力瓦，除了上下两半对齐外，组装以后正向推力瓦与推力盘接触，反向推力瓦与反向推力盘之间应留下足够的轴向间隙。在导轴瓦研刮时，应检查和修整导轴瓦与轴承体的结合面，轴瓦背面必须有60%以上面积与轴承体相结合，下半块导轴瓦只在中心附近60°～90°范围内与轴颈接触，每平方厘米范围内应有2～3点，同时，轴瓦表面的油沟、油槽、边沿都研刮成圆滑的斜坡，研刮示意如图2所示。
图2 导轴瓦（下部）研刮示意
（五）导轴瓦间隙的调整与安装。放入轴承体及导轴瓦，在安装过程中缓慢轻敲，自然导入。为保证轴瓦间隙的精确性，现场使用压铅法进行导轴瓦间隙的测量并多次加、减垫片进行调整，最终调整到前导总间隙为0.38mm（设计值为0.32～0.38mm）、后导总间隙为0.30mm（设计值为0.25～0.30mm）。
（六）复核调整机组的空气间隙与转轮迷宫（静态下）。复核调整后，经检查全部符合技术规范要求，具体情况见表1。
（七）加装轴承外循环油泵。在此次大修中，根据改造方案，现场检修人员加装了外循环油泵及附属管路，该装置从轴承油槽底部的冷油区取油，在机组开机前，可自动投入外循环小油泵给前后导轴瓦及推力轴瓦进行充分浇油润滑，并在机组达到额定转速后退出运行。
二、修后试验及相关数据
在完成了所有的调整与整改项目后，对机组进行了修后试验，包括开机空转、空载等一系列试验，机组的振动、跳动都符合规范要求，最终进入带满负荷72h瓦温考验，检修前、后瓦温的对比记录显示，此次处理取得了成功，相关情况见表2
三、结语
该水电站#4机组自设备安装投产以来，存在着带负荷能力不足（4MW额定负荷一般只能带3MW）、轴瓦温度偏高（推力轴瓦运行稳定温度达60℃左右）、推力及导轴承多次烧瓦等问题，为成功解决困扰机组安全稳定运行的顽疾，采取了加装轴承润滑油外循环泵等措施，在最终的机组满负荷72h试验中，推力轴承最高温度为51.7℃，较修前有了根本性的改进。在2个轴承座外加装了循环泵，免去了运行人员开机前人工加油润滑的环节，切实提高了机组的自动化水平。
部位瓦温偏高的问题，机组的设备健康水平得到了进一步提升，整体机组的静态与动态试验良好，完全达到了预期目标。
参考文献
[1] 戴钧，王洪云.中小型混流式水轮发电机组机械检修及主要易损部件的修复技术[M].北京：水利水电出版社，2007.
[2] 王玲花.水轮发电机组安装与检修[M].北京：中国水利水电出版社，2012.