楊 書，王德明，唐 菲

（四川小金川水電開發(fā)有限公司，四川 小金 624200）

1 電站概況

春堂壩水電站位于四川省阿壩州小金縣沃日河流域梯級開發(fā)的第四級電站。電站采用引水式開發(fā)，正常蓄水位2 449.8 m，死水位2 447.80 m，水庫總庫容85.4萬m3，死庫容為59.8萬m3，可調(diào)節(jié)庫容25.6萬m3，屬于日調(diào)節(jié)性水庫；引水隧洞長13.122 6 km，利用落差130 m，設計引用流量47.1 m3/s，電站裝機容量3×18 MW，年發(fā)電量2.38億kW·h，年利用小時數(shù)4 405 h。

2 機組導軸承結(jié)構(gòu)及材料

春堂壩水電站采用立軸混流式水輪發(fā)電機組，水輪發(fā)電機組共有三部導軸承，上導與推力軸承共用一油槽，位于上機架位置，其中上導軸瓦由8塊抗重支柱式巴氏合金分塊瓦組成，推力瓦由8塊抗重螺栓式彈性金屬塑料瓦構(gòu)成；下導和水導位置各布置一部導軸承，下導軸承也為支柱式巴氏合金分塊瓦結(jié)構(gòu)，水導軸承為兩分辨巴氏合金筒式瓦結(jié)構(gòu)，上、下、水導軸瓦均采用ChSnSb11-6錫基巴氏合金材料。

3 事故發(fā)生過程

2018年12月19日，春堂壩電站2號機組在完成冬季C級檢修工作后，首次以純手動方式啟動機組，在啟動過程中分別在25%、50%、75%額定轉(zhuǎn)速時各停留1 min，直至機組達到100%額定轉(zhuǎn)速，在此過程中機組運行狀態(tài)未出現(xiàn)異常。12月19日10：17開始進行機組考瓦溫試驗，至10:23發(fā)電機監(jiān)控下導軸瓦溫度報警（下導軸瓦溫度在檢修前一直保持在45℃~50℃之間），觀察測溫制動柜單表溫度已達到65.3°C，隨后機組立即啟動了事故停機流程，機組停機過程中及停機后下導瓦溫溫度仍然還在緩慢上升，下導軸瓦單表顯示最高達到了82.1°C。停機后打開基坑蓋板，檢查發(fā)現(xiàn)機坑內(nèi)有焦糊味，并且排查至下導軸承位置處時氣味較重，后打開下導軸承軸承蓋檢查發(fā)現(xiàn)下導軸承8塊導軸瓦的巴氏合金被磨損擠壓至瓦的出油邊，并結(jié)成條狀附著在下導軸頸處，瓦面有焦糊狀，瓦面已硬結(jié)，同時發(fā)現(xiàn)下導油槽油位并未淹沒至設計瓦中心，下導油盆槽內(nèi)有大量巴氏合金磨損后燒毀粉末。

4 原因分析

事故前2號機組完成了常規(guī)冬季C修工作，手動開機至空轉(zhuǎn)態(tài)過程中運行工況良好，振動擺度裝置顯示各部數(shù)據(jù)無異常，冷卻水壓力及示流計顯示的流量都正常，但當機組運行7 min后下導軸瓦單表顯示溫度突然升高達到報警值，隨后因溫度上升速度過快到達軸瓦溫度停機值啟動事故停機流程，燒瓦事故已不能避免，結(jié)合春堂壩電站2號機組啟動事故停機過程，及拆卸下來的軸瓦檢查掌握的數(shù)據(jù)來看，引起機組軸瓦燒毀分析主要有以下幾個原因：

4.1 軸瓦及其結(jié)構(gòu)

混流式水輪發(fā)電機導軸承瓦面普遍采用ChSnSb11-6錫基巴氏合金材料，這種材料已在現(xiàn)代水電行業(yè)中得到了成熟應用。此種材料的軸瓦結(jié)構(gòu)常見的有分塊瓦和筒式瓦，其中分塊瓦支撐方式有點支撐和軸向線支撐方式，混流式機型普遍采用支柱式或楔子板結(jié)構(gòu)。而點支撐又分為中心和偏心兩種方式，支撐方式與軸瓦的安裝結(jié)構(gòu)緊密相關(guān)，一般采用同心瓦結(jié)構(gòu)時，其油膜壓力中心沿大軸方向偏移一定距離，此時宜采用偏心支撐方式，采用非同心瓦結(jié)構(gòu)時，由于油膜壓力中心十分接近支點，因而宜采用中心支撐方式。若軸承支撐方式選擇不合理，軸系實際載荷將會超過設計值，瓦面形線設計加工不合理，支撐螺栓松動支撐失效，楔子板式軸承背面的圓柱面與軸承座的接觸線與軸瓦滑動面接觸不合理，都會導致進、出軸瓦面的油循環(huán)受阻不暢，油膜形成不好，導致軸領與軸瓦接觸摩擦，導致瓦溫升高的現(xiàn)象[1]。

4.2 軸承的絕緣

機組上導、下導若出現(xiàn)絕緣不合格，如在水輪發(fā)電機組大軸上形成的軸電流數(shù)值超標，就會造成灼傷軸領表面和軸瓦現(xiàn)象，在較大軸電流的影響下長時間運行還會使?jié)櫥吞蓟?，破壞對軸承的潤滑性和絕緣性能，從而釀成燒瓦事故；因此在日常設備巡視檢查過程中，要密切關(guān)注潤滑油的品質(zhì)和運行狀態(tài)，定期測量機組定、轉(zhuǎn)子絕緣，以保證軸承絕緣強度，同時還要確保接地碳刷接觸運行工況良好，通過上述方式保證機組軸承的絕緣，避免不安全事故發(fā)生。

4.3 油循環(huán)

機組在運行過程中大軸軸領與瓦面摩擦會產(chǎn)生大量的熱量，這部分熱量若未通過正常油循環(huán)系統(tǒng)將其帶走，就會導致軸瓦溫度升高而發(fā)生燒瓦事故[2]。通常因軸承內(nèi)油循環(huán)不暢而導致瓦溫升高的原因有：①油槽內(nèi)冷油和熱油區(qū)分隔不合理；②油循環(huán)路徑斷路使部分或全部熱油直接進入瓦面；③軸瓦進油量不足或出油過快導致瓦面溫度不能完全被帶走等因素。根據(jù)以上可能出現(xiàn)的情況，可以通過冷油、熱油的溫度對比和進出口冷卻器的水溫差來觀察分析油循環(huán)路徑是否暢通，采用將冷、熱油分段合理的隔斷、確保瓦面油路通暢、熱油得到充分冷卻的方式來解決。

4.4 斷油或缺油

機組因供油系統(tǒng)發(fā)生故障，循環(huán)油量中斷或減少、油槽焊縫滲油、軸承內(nèi)甩油使上油量過大等因素都會使油槽油位降低，造成導軸瓦供油不足，不能形成瓦面油膜潤滑而產(chǎn)生干摩擦致使溫度過高而燒瓦[3]。造成此種斷油或缺油的原因有：①機組采用外油循環(huán)冷卻系統(tǒng)的，運行過程中因油泵故障或油槽內(nèi)潤滑油滲漏造成油量不足或供油中斷的可能較大，可通過檢查油泵、管路、油槽油位進行分析判斷；②機組運行中軸承內(nèi)形成甩油，在其內(nèi)部形成局部負壓狀態(tài)，或在擋油桶與主軸之間形成泵油甩油，此現(xiàn)象應檢查軸領頸部氣壓平衡孔孔徑大小及通暢程度，可在擋油桶上安裝擋油板和導流格柵的方式來改善；③機組在運行過程中導軸承因摩擦使?jié)櫥陀蜏厣呋蛞蛩τ投a(chǎn)生油霧，嚴重時軸承蓋處會形成油滴，從而引起油槽油位降低而出現(xiàn)斷油或缺油，這種甩油可通過主軸軸領根部合適位置開徑向油孔，在油槽內(nèi)設置穩(wěn)流板，或在軸承蓋板處設置補氣孔消除。

4.5 冷卻水

機組各部軸承內(nèi)的熱量通常采用冷卻器水循環(huán)的方式將潤滑油的熱量帶走，從而達到降低油溫和瓦溫的目地。因此冷卻器在軸承內(nèi)部的安裝位置，隔油板與冷卻器位置布置，以及冷卻水的水質(zhì)、流量、溫度、壓力就顯得極為重要。運行過程中必須嚴密監(jiān)視冷卻水的壓力值，確保機組在規(guī)定的壓力范圍內(nèi)，通過管路上安裝示流計觀察冷卻水流量是否滿足要求，以此來保證機組運行過程中油溫、瓦溫在可控范圍內(nèi)。如機組正常運行冷卻水中斷10 min以上，極易造成軸承油溫、瓦溫急速升高，發(fā)展成燒瓦事故。

4.6 油質(zhì)

水輪發(fā)電機組軸承潤滑油通常使用LSA-46號汽輪機油，潤滑油中可能會含有部分水分、雜質(zhì)、異物，這些都會引起瓦面溫度升高而發(fā)生燒瓦事故，因此在對油槽注油之前都會進行油質(zhì)檢驗。因為油中含有的膠黏性物質(zhì)會使?jié)櫥驮谕呙娌荒苄纬删鶆虻挠湍ぃ殖瑯藭馆S瓦與軸領之間的油膜造成破壞、潤滑油黏度太低也不易和瓦面形成油膜，這些都將造成軸瓦表面部分位置形成干摩擦而損壞瓦面。根據(jù)理論計算值，軸瓦間的油膜厚度一般為0.038 mm~0.07 mm[4]，若潤滑油內(nèi)水分超標或有雜質(zhì)進入潤滑油內(nèi)，都會導致瓦面難以形成均勻的油膜，以上問題都會造成燒瓦事故，因此對潤滑油質(zhì)的觀測過濾、化驗是十分必要的，必須確保潤滑油優(yōu)質(zhì)合格才能使用。

4.7 安裝及檢修過程

水輪發(fā)電機組類型較多，加工工藝復雜，在安裝、檢修過程中技術(shù)要求高，對安裝及檢修人員的專業(yè)技術(shù)水平要求都很高。在機組安裝或檢修過程中對軸瓦裝配產(chǎn)生影響的因素較多，這些因素與瓦溫升高密切相關(guān)，如機組軸線調(diào)整問題，軸瓦間隙調(diào)整不均勻，軸瓦的油槽研磨或修刮不合格，軸瓦徑向和軸向移動使軸瓦受力不均，運行中機組擺度超標，軸瓦局部間隙變小等原因都可能產(chǎn)生瓦溫升高或燒瓦事故。

5 處理方法

根據(jù)對軸承燒瓦常見原因的分析，同時結(jié)合春堂壩電站2號機組下導瓦損壞情況的進一步檢查核實，在檢修工作完成開機前注入了合格的LSA-46號汽輪機油，事故發(fā)生后打開下導油槽蓋檢查測量實際油位，發(fā)現(xiàn)下導油位計油標顯示油位與實測油槽內(nèi)油位不符，排除油循環(huán)、軸承自身加工質(zhì)量、冷卻器冷卻水故障、軸承絕緣、斷油、軸瓦線性結(jié)構(gòu)、安裝及檢修人為因素等原因；經(jīng)過收集數(shù)據(jù)分析討論，確定此次下導軸承燒瓦主要原因是加油量未達到設計油位原因造成，通過分析原因并采取了相應技術(shù)措施，經(jīng)處理后機組運行效果良好，具體處理措施如下：

（1）實際加油油位與油標不符，下導軸承油位計未設計排氣孔，導致實際加油量未到達設計油位，但油標油位有空氣充壓，已顯示油槽達到設計油位。因此油位計頂端蓋增加兩個10 mm排氣孔，使油槽內(nèi)部與油位計之間有良好的排氣通道，反應油槽內(nèi)的實際油位。

（2）由于軸瓦燒毀過程中有部分巴氏合金碎末進入油槽中，因此將油槽內(nèi)原有的潤滑油排盡，并對油槽進行清理，重新注入合格的潤滑油。

（3）拆除燒毀的下導軸瓦，清理下導軸領巴氏合金燒毀碎塊，并研磨軸領處。

（4）原下導軸瓦表面已硬結(jié)，潤滑油中有巴氏合金碎塊，因此更換新備用的下導軸瓦。

（5）按照安裝期間盤車擺度數(shù)據(jù)調(diào)整上導、下導軸瓦間隙，重新注入同牌號新油。

6 結(jié)語

通過春堂壩2號機組油位計排氣孔的技改處理措施，解決了油槽內(nèi)部與油位計之間排氣通道問題，并對電站其它兩臺機組進行了同樣的技術(shù)改造，近兩年的檢修過程中油槽注油未出現(xiàn)油位不符問題。混流式水輪發(fā)電機組在國內(nèi)的水電行業(yè)已經(jīng)是非常成熟的機型，但因受軸承設計、制造加工、檢修安裝，軸承運行整機的實際性能因素，首次開機時燒導軸瓦的事故時有發(fā)生，存在偶然性和隨機性。且軸承燒瓦時間短、溫度急劇上升，導致機組事故停機。因此安裝、檢修及運行維護人員應很好地掌握軸承機理預防事故發(fā)生，若發(fā)生導軸瓦燒瓦事故，認真客觀分析導致事故的原因，采取有效的解決方式綜合處理。本文通過對春堂壩電站2號機組下導軸瓦燒瓦事故原因分析及采取的技改措施闡述，希望對有類似情況的水電站有一定的參考和幫助，共同提高水電站主機設備運行的安全性和可靠性。