推力轴承隔油装置降温技术的应用

马　涛，雷中俊,马禹晨

（1.安康水力发电厂，陕西 安康 725000；2.河海大学，江苏 南京 211100）

1　前言

陕西安康联营电站建于20世纪90年代，电站装有1台52.5 MW半伞式混流式水轮发电机组。发电机型号SFZ52.5-28/6400,机组转动惯量≥3 450 t·m2，转动部分重量220 t。推力轴承运行时，由于推力轴承油槽设计存在油槽偏小的缺陷，下导推力一体式轴承内部结构复杂，机组转速高造成轴承内部油流产生的气泡多，导致推外泵振动偏大，冷热油流态不合理等原因，造成推力瓦温一直偏高。夏季运行时段，出于安全考虑，限制推力瓦温在62℃以下运行。2016年夏季汛期，在冷水温24.5℃情形下，机组带负荷仅30 MW，推力瓦温已达63℃。多年运行经验表明：如果继续增加机组负荷，将发生推力轴承瓦烧瓦事故。机组推力轴承瓦曾发生两次瓦面轻微烧损事故。严重制约了机组发电出力。从长远利益及机组安全考虑，有必要消除设备缺陷，确保机组长期安全运行。

2　概况

2.1　轴承结构

机组共设计有上导轴承、水导轴承以及下导、推力一体的推力轴承，推力轴承剖面图见图1。轴承为刚性支柱式，支柱上面托盘、托瓦及巴氏合金瓦。冷却采用外循环冷却方式，2台螺杆油泵，出口设计有3台BR0.3/35外循环板式换热器。采用刚性支撑的10块单层扇形巴氏合金瓦推力轴承，内径1050mm，外径1 900 mm，瓦间安装有扇形间隔块，间隔块运行时起到防止推力瓦外甩、顶转子操作时将推力瓦向下拉住，防止瓦面随镜板粘住上移的作用。推力轴承参数如表1：

表1　推力轴承参数

2.2　推力轴承损耗试验分析

2015年夏季，电站进行了一次机组损耗试验，试验情况如表2：

表2　推力轴承实验

图1　推力轴承剖面图

3　轴承运行分析

电站运行数据见表3：

表3　电站运行数据

根据表3机组数据可以看出进水温度与油温关系密切，并且温差保持在8～10℃之间，而油温又直接影响推力瓦的温度，油温和瓦温之间的温差保持在30～35℃之间，如果要进一步降低瓦温，就需要降低油温，而从运行的数据看，目前油槽油温并不高，并且油槽油温接近油冷却器的进油温度，热油经过油冷却器后的温差一般有4～5℃（由于现冷却器出油端没有安装测冷油温度的测温电阻，但从2005年的试验数据可以看出冷热油温差有4～5℃），也就是说以2016-9-17的数据来分析，热油温度32℃，冷油温度大约是27～28℃左右，已经很接近进水温度，所以在现有水温下要进一步降低油温的可能性已经不大了。但是运行经验表明,一旦瓦温超过67℃，机组推力轴承瓦多次发生瓦面轻微烧损事故，导致无法运行。综合判断认为：推力轴承循环冷却系统工作正常，轴承内部冷热油交换不充分，热油外流不畅，冷油不能有效进入推力瓦面是造成温度偏高的主要原因。

改造情况：针对轴承温度偏高，从2009年陆续开展了推力轴承油泵换型，板式换热器改造，管路改造等措施，对机组运行有一定改善。特别是板式换热器增加换热面积后推力轴承平均瓦温降低1～2℃左右。但是夏季高温天气情况下推力瓦温偏高状况一直存在。没有得到彻底解决。

4　改造方案

4.1　热油隔离技术

推力轴承是发电机核心部件，承载了水轮机和发电机转动部分的所有重量。推力轴承运行环境包括两个重要参数，轴承比压P和轴瓦平均线转速V，二者的乘积PV值反映了轴承的工作环境。当PV值越大，对推力轴承要求就越高。

模型试验结果对比看，在传统推力轴承瓦结构瓦间油未加隔离装置情况下，瓦间油流温度等值线：左侧是上一块瓦的出油温度，右侧是后一块瓦的进油温度。后一块瓦进油温度计算值达56～74℃。

图2　

改进结构-瓦间油隔离如图3，瓦间油流温度等值线：后一块瓦进油温度计算值约40～70℃，降低平均达10℃。

图3　

推力轴承隔油装置技术是在两块推力瓦之间安装轴向隔油板，隔油板摩擦面使用PTFE材质，内部通过多组压缩小弹簧顶紧后与镜板紧密贴合，下部固定支撑在间隔块上。运行时从瓦面流出的热油沿隔油板导向轴承外侧外循环泵进油管附近。防止热油进入下一块推力瓦面进油边。从而加强热油外排的效果，达到降低推力瓦面温度效果。该方案可以改善推力瓦运行环境，有效降低推力瓦温度。在东电高速推力轴承试验台上模拟白鹤滩电站运行，使用热油隔离装置后平均瓦温降低10℃。安康联营电站现场实施时，在原来推力轴承体上，安装重新设计的间隔块，在间隔块上加工出滑槽，用于“热油隔离装置”切向安装定位；同时将重新设计间隔块外侧挡块，使得挡块不仅用于推力瓦外径方向定位，同时用于“热油隔离装置”径向定位。具体结构如图4、图5。

该方案替换更改现有的间隔块（3F3864）,挡块（4F6284），替换间隔块原来的安装螺钉，即将M24普通螺栓改为M24×45圆柱头内六角螺栓。在间隔块上新增加“热油隔离装置”（如图4中箭头1所指），以及左右两边的导向块（如图4中箭头2所指）。

图4　热油隔离装置瓦间结构

图5　热油隔离装置安装结构

4.2　在巴氏合金瓦上增加过油散热孔

该方案是另外一种思路的降温措施，在推力瓦体上增加13个Φ10的过油孔，其目的是增加瓦体的散热，降低推力瓦的温度。由于增加了散热孔，所以测温电阻的位置需要向下移，巴氏合金瓦需要重新制造。

该方案对降低瓦温会有一定的作用，但由于没有在推力试验台上做试验，所以能够降低瓦温的幅度尚无法得知。而且由于推力瓦需要加工制作，工期相对较长，现场检修周期短。所以综合考虑本次改造暂时未实施。

4.3　轴承管路优化

对推力轴承管路优化，对不合理的进出油管路裁弯取直，改善油流进出阻力。原设计2根供油红管管径为φ89×4 mm，油槽内10根进油管径为φ31.75 mm。8根排油黄管管径φ48×4.5 mm，外侧2根排油管径为φ108×4 mm，总排油黄管管径为φ159×4 mm。改造将自油槽出来的8根管子（吸油管）管径增大为60 mm，将原经过水车室DN150 mm的排油管裁弯取直后经风洞机坑壁至油泵的吸油口。保留风洞到推力外循环泵之间的2根DN100 mm管道，油泵吸油总管径约相当于DN200 mm。

4.4　更换循环油泵

更换振动较大的1号推外循环油泵。新换螺杆泵型号为3G130×3-44，流量140 m3/h。

4.5　更换换热器

由于原板式换热器运行时间较长，渗漏及老化，更换3台新板式换热器，型号为V45-SST/105-A-8t/30-105。该冷却器单片面积为0.43 m2，板片数量105片。单台换热面积45 m2。

5　改造实施

“热油隔离装置”安装前，将机组转动部件顶起8～10 mm，使得镜板脱开推力瓦，并抽出推力轴承瓦。安装时，可以先将左右导向块先安装间隔块上，用内六角扳手将M24螺钉拧紧，将间隔块固定在推力支架上。然后从外侧将“热油隔离装置”滑入间隔块中定位槽中，同时推入左右两侧推力轴承瓦。最后用螺钉将外侧挡板安装好。安装完成后保证PTFE摩擦片金属部分与镜板之间距离不小于1 mm，实际安装时测量各间隔块与镜板之间距离为2.04～2.5mm。安装示意图如图6。

图6　热油隔离装置安装过程

检修时，不需要拆下推力轴承瓦，只需从外侧将挡板拆除，便可以将“热油隔离装置”从外侧抽出，操作简便，能够节约检修维护时间，降低安装工作强度。

6　效果

推力轴承改造前后瓦温对比如表4、表5。

表4　改造前推力轴承运行情况

表5　推力热油隔离装置安装前后工况对比

改造前机组负荷在46MW时推力瓦温最高温度58℃，最低温度52℃，平均温度55.1℃。改造后机组带负荷42.81 MW时，最高温度48℃，最低温度41℃，平均45.3℃。与2015年、2016年同期相比较平均降低瓦温9.8℃。

运行2个月后2017年8月瓦温对比情况见表6：

表6　加装隔油装造后运行2个月瓦温对比

与2016年8月同期相似工况下相比较，机组带负荷四组平均瓦温为59.55℃，最高温度63℃。2017年8月份机组带负荷41 MW时，最高温度56℃，最低温度47℃，平均51.28℃。综合比较降低瓦温8.3℃。

夏季气温最高时期运行对比见表7：

表7　夏季气温最高时运行对比

2016年9月夏季运行时最大负荷30MW时平均瓦温59.9℃，改造后2017年9月12日机组满负荷52 MW运行时平均瓦温52.2℃。平均降低瓦温7.7℃。

7　结束语

刚性支柱式钨金瓦推力轴承运行温度高的情况比较普遍，情况恶劣时严重影响机组运行出力，安康联营电站以往从油泵、冷却器及管路等多方面进行过处理改进，也取得一定效果。本次推力瓦间装设隔油装置是一项创新技术，在联营电站进行成功应用，效果非常明显。通过以往几种实施改造措施的运行经验分析，采用的推力轴承隔油装置技术应用效果最为明显，联营电站推力轴承改造后瓦温降低7.7～9.8℃，和此项技术实验室测量结果比较也是吻合的，有效地解决了安康联营电站夏季推力轴承瓦温偏高导致无法满负荷运行的难题，对于电站汛期经济运行带来了很大的经济效益。它的成功应用保证了机组安全稳定运行，为其它同类型水轮机组设计改造提供了一定的参考。

隔油装置应用前景：

（1）应用到现有机组时，可以提高推力轴承的安全裕度；

（2）对解决现有的某些水电机组推力瓦温较高的问题，有很好的应用效果；

（3）在推力轴承设计阶段采用此结构，能够适当减少推力瓦面积，从而满足更高难度的推力轴承设计要求。

东方电机厂实验室测量隔油装置磨损量在连续2周运行后，PTFE片的磨损量约为0.02 mm左右，试验比压大约相当于推力瓦比压的1/（10～20）。隔油装置PTFE与镜板接触面比压远低于推力瓦与镜板之间比压。按照塑料推力瓦运行经验，磨损量能够满足一个大修周期运行需求。后期通过进一步加强运行监测，观察隔油装置磨损情况以及其它因素的影响。

参考文献：

[1]GB/T8564-2003水轮发电机组安装导则[S].

[2]邓国庆，陆明，耿在明，等.溪洛渡水电站机组推力头与镜板结构安全分析 [J].水电站机电技术，2014，37（5）：42-44，63.

[3]白延年.水轮发电机设计与计算[M].北京：机械工业出版社，1982.

[4]阿得荣.Yeywa水电站水轮发电机组推力轴承瓦降温技术分析和探讨[J].水电站机电技术，2015，38（4）：9-11.