白龙电站机组推力头损坏的原因分析及处理

白龙电站机组推力头损坏的原因分析及处理 王松林 (宝珠寺水力发电厂,四川 广元628003) 摘 要：从白龙二级电站摆度超标推力头损坏报废的实际出发,分析推力头损坏的主要原因,阐述处理的主要过程。基于推力轴承运用了弹性塑料瓦,提出了改变推力头和镜板之间加绝缘垫的典型结构,避免其把合螺栓易松动造成推力头损坏的处理方案。处理过程中因安装高程问题只能进行柔性盘车。如何判断柔性盘车数据是否合格,在本次处理中进行了成功的实践。 关键词：白龙电站;机组;推力头;损坏;处理

1概述 白龙水电站为渠道引水式发电站,位于宝珠寺水电站右岸,是利用宝珠寺水电站工业引水进行发电的水电工程。电站分白龙一、二级两个电站,各装机1台,单机容量6.0 MW。1998年5月1日一级站正式并网发电,7月底二级站并网发电。电站由国电公司西北勘测设计研究院设计,中国水电第五工程局施工,水轮发电机组由重庆水轮机厂制造。 白龙电站水轮发电机组为悬吊式,转子重量35 t;上导轴承和推力轴承安装在上机架上,共用一个油槽,上导瓦架通过销子和螺栓固定在上机架上,下导轴承安装在下机架上。推力轴承采用扇形氟塑料轴瓦加橡皮垫支撑方式,共6块轴瓦。上导轴承和下导轴承采用巴氏合金轴瓦,各8块,均采用支柱螺栓支撑结构,水导轴承采用筒式轴瓦。机组参数如下: 水轮机型号:HLD75-LJ-155; 发电机型号:SF7000-18/3250; 设计水头:44 m; 额定流量:16 m3/s; 额定转速:333.3 r/min; 飞逸转速:728 r/min; 水轮机额定出力:6.25 MW; 发电机额定功率:7 MW。

2问题的提出 2.1投运后运行情况 白龙电站投运后基本能安全、稳定、满载运行。但在2001年5月发现二级站机组上摆度超标。 2.2大修前二级站运行情况  6月底大修前,上导摆度达1.0 mm,水导摆度0.15 mm,机组负荷变化时各部摆度无明显变。各轴承最高瓦温41℃。 2.3二级站各导轴承检查情况 上导轴瓦双侧间隙在0.33～0.43 mm之间,超过设计要求的0.20～0.24 mm;且上导瓦架松动,大部分螺栓可以用手旋动。下导轴瓦双侧间隙在1.1～1.3 mm之间,远大于设计要求的0.20～0.24 mm;下导轴承抗重螺栓的螺帽无锁紧装置。筒式水导轴瓦单侧间隙大于0.10 mm,基本符合设计要求,瓦架无松动。 24二级站大修时检查发现推力头报废 推力头与镜板的把合螺栓严重松动,有的可用手旋出;推力头与镜板的4个绝缘定位销子的绝缘套管均断裂;推力头与镜板之间2 mm厚的绝缘垫完全消失,接触面有严重磨蚀现象,镜板背面最深处约0.8 mm;推力头上有20 mm深的裂纹2条,总长度约800 mm;推力瓦的定位销孔严重变形;油槽油已变黑。检查情况表明:推力头已报废,需重新加工一个,镜板及推力轴瓦需返厂处理。 2.5一级站机组情况 2001年10月22日,在白龙一级站上导冷却器漏水处理过程中,对白龙一级站推力头与镜板部分进行了详查,发现推力头与镜板的把合螺栓严重松动;推力头与镜板之间1/3～1/2的周长有0.15 mm的间隙,0.5 mm厚的绝缘垫已基本被磨蚀光;推力头与镜板接触面有较严重磨蚀现象,油槽油已变黑。检查情况表明:推力头及镜板需返厂处理。 从一、二级站发现的问题可以看出,白龙电站推力头与镜板部分的结构存在一定问题,需设法解决;否则每台机组每年都需大修一次才能基本维护机组安全运行,这显然需要花费大量的人力、物力并影响机组的正常发电,是很不经济的。

3推力头等部件损坏原因分析及对策 3.1机理探讨 3.1.1假设一:镜板受力产生变形 在机组运行过程中,镜板与推力瓦接触的部分将转子和轴向水推力的巨大重量转移给推力瓦,而不接触部分悬空,这可能引起镜板产生变形。变形可能使推力头——绝缘垫——镜板之间在镜板与推力瓦不接触部分产生很小的间隙。虽然这个间隙只有千分之几mm甚至更小,但油槽中的油将进入这个间隙,并在此处运行至推力瓦上方时被高速挤压出去,会在推力头、绝缘垫、镜板之间的接触面上产生机械磨损、气蚀、微水锤效应、电化腐蚀、化学作用等现象,造成接触面被浸蚀、把合螺栓松动等后果。 3.1.2假设二:把合螺栓松动 假设由于某种原因引起推力头与镜板的把合螺栓松动,把合不紧,机组在网上运行时,网频在50 Hz上下不停的波动,会引起镜板和推力头之间产生相对摩擦运动,导致推力头与镜板之间的绝缘垫片磨损变薄,绝缘定位销子的绝缘套管磨损。同时,绝缘垫片和绝缘定位销的磨损又会使把合螺栓更加松动,使推力头和镜板之间的相对摩擦加剧。如此形成恶性循环,最终导致推力头产生疲劳破坏而报废。 3.2原因分析 3.2.1把合螺栓强度不够 设计中把合螺栓采用的是48级M24×70的螺栓,但解体检查时发现8个螺栓有5个长度在74～75 mm之间,3个在72～73 mm之间,螺栓已被拉伸变长变细,说明螺栓强度不够。经实际测量与计算,当螺栓长度达到725 mm时,螺栓已碰到螺孔的低部,使螺栓受力发生变化,多受一个向上的力,使螺栓在运行中易松动。 3.2.2绝缘套管易破裂造成把合螺栓易松动 检修中查阅有关资料,对4.8级M24的标准螺栓使用320 N·m的力矩进行把合,发现绝缘套管多数已产生2至4个裂口。绝缘套管破裂后,在机组运行中把合螺栓易产生松动。 3.2.3绝缘垫易被磨蚀引起把合螺栓松动 推力头与镜板间的绝缘垫抗机械磨损、气蚀、微水锤效应等的综合性能低于推力头与镜板所用钢材,比较容易被磨蚀变薄。经计算该螺栓把合时,螺栓拉伸值只有0.03～0.04 mm;绝缘垫一旦变薄,把合力将急剧减小乃至消失,直接导致把合螺栓松动。 3.2.4绝缘定位销定位不牢 因定位销加了绝缘套,绝缘套受剪切力易产生变形,同时易被磨蚀变细,使定位销定位不牢。 3.2.5推力头螺栓孔把合面不平整 把合面不平整造成在上把合螺栓时,将绝缘套管的平面压裂,经过一段时间的运行,使把合螺栓产生松动。仔细观察发现把合面不平整的原因是在加工时对该平面的水平度和光洁度未引起足够重视,未对其进行专门加工造成的,见图1。

3.2.6推力瓦下的橡皮垫弹性模数不同 该橡皮垫采用中硬橡胶,新橡皮垫本身的弹性模数就有一定差异。运行中各橡皮垫受力不完全相同,并一直在油中浸泡、老化。经过长时间的运行,弹性模数差异进一步增大。各橡皮垫弹性模数变化后,镜板水平将发生变化,直接导致各导轴瓦受力增大,这是引起机组摆度增大的一个重要的内在因素。 3.2.7机组上机架变形严重 上机架变形可能是其焊接应力未消除好或强度不够引起的。上机架变形将引起镜板水平超标。一级站检修时发现镜板水平由上次大修时的小于0.03 mm/m变为0.22 mm/m。这也是引起机组摆度增大的一个重要的因素。 3.2.8下导瓦抗重螺栓的螺帽无锁紧装置 下导瓦抗重螺栓的螺帽无锁紧装置,机组运行中易松动,引起上导瓦受力增大,造成摆度增大上机架不稳定。 3.3对策 从以上的分析可以看出,白龙电站推力头、镜板、推力轴承等部分的结构存在一定问题,需设法解决。我们进行了专门的论证,决定采取以下对策: (1)因推力轴承所用氟塑料轴瓦具有良好的绝缘性,故取消镜板和推力头间的绝缘垫、绝缘套管和定位销的绝缘套,使推力头和镜板实现钢性连接; (2)将把合螺栓由4.8级螺栓更换为8.8级,并要求使用320 N·m的力矩进行把合; (3)大修时重新调整上机架水平; (4)下导瓦抗重螺栓的螺帽增加锁紧装置; (5)必要时取消推力瓦下的橡皮垫,将推力轴承改造为支柱螺栓式结构。因空间不够,此时需 将上机架、推力油槽等也同时进行配套改造。

4本次大修中的处理情况 4.1受损部件的处理情况 重新加工了一个推力头并进行了更换,镜板因背面磨蚀情况严重、推力瓦也因其定位销孔严重变形均返厂进行了处理,损坏的绝缘垫、绝缘套管等部件也进行了更换。 4.2推力头的更换情况 新推力头套上,打入卡环,把紧推力头与镜板的把合螺栓,检查各结合面无间隙。 针对推力头螺栓孔把合面不平整的问题,我们在把合螺栓的绝缘套管下面加了垫圈,见图2。

4.3主轴分解 盘车时因主轴密封妨碍,数据无规律性,故分解主轴,对发电机轴进行单独盘车。 4.4镜板水平调整情况 取下推力瓦下的4.92 mm厚的橡皮垫,发现发电机轴与水轮机轴联轴法兰处止口未脱开。经分析认为机组转子安装高程比设计低4 mm以上,故无法进行钢性盘车。只有加上推力瓦下的橡皮垫,进行柔性盘车及调整镜板水平工作。 用旋转矢量法调整镜板水平,调整到0.04 mm/m时,多次调整未见好转。因此,在柔性盘车情况下调整镜板水平,而每块推力瓦下的橡皮垫的弹性系数及厚度存在个性差异,再加上经了解该机组存在上机架水平超标的问题,故镜板水平无法调整得更好。按业主安排,本次大修上机架不进行拆装,未处理上机架水平超标问题。测量镜板的轴向跳动为0.05 mm,符合安装规范的要求。 4.5发电机轴盘车情况 根据柔性盘车情况,在推力头与镜板间的绝缘垫上加铜皮找正转子轴线,多次调整,最终情况见图3。此时下导轴领处最大相对摆度为0.027 mm/m。经过分析认为,安装规范中0.02 mm/m的要求是指对钢性盘车的摆度要求。柔性盘车时因推力瓦下的橡皮垫及上机架水平超标的影响,取得上面结果已经很好,可以进行下步工作。联轴后的整体盘车结果及大修后的机