4期工程抽水蓄能机组推力轴承事故分析

广蓄二期工程抽水蓄能机组推力轴承事故分析

蒋能定

中南勘测设计研究院，湖南 长沙410014)  关键词：推力轴瓦；事故分析；处理对策；广州抽水蓄能电站

摘 要：广蓄电站二期工程6号机组在起动调试过程中，先后发生两次推力轴瓦烧损事故，其原因主要是推力轴瓦瓦面的粗糙度、波浪度、中心油池形状、瓦的宽厚比等不能满足运行的要求。在事故处理时采取了以下措施：对瓦面进行现场研刮，使每1cm有4～5个接触点；在瓦面两边侧刮出导油角；将梯形油池改成直径为55 mm的圆形油池；减薄钢瓦坯支承处的厚度，使宽厚比由0.38降到0.28；扩大弹性圆盘下支承块的支撑面；减少冷却油喷油孔数量等。事故处理后，机组已在各种工况下安全运行近18个月，推力轴承运行情况良好。 1情况概述

广蓄电站二期工程安装4台单机容量为300 MW的悬吊式蓄能机组，其中电动发电机由德国西门子公司（SIEMENS)负责成套和供货、现场安装（仅派驻现场代表和安装督导，实

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际安装工作由中国水电十四工程局广东分局安装公司承担，但安装进度和质量保证责任仍属西门子）、现场调试和可靠性运行，德国柏林电机厂负责电动发电机的设计和制造，但推力轴瓦由英国MICHELL公司供货。广蓄二期机组编号续广蓄一期机组编号之后，分别为5、6、7、8号。 机组推力轴承和上导轴承同装于电动发电机上机架上的“推—导组合轴承箱”内，采用外加泵外循环油—水冷却器冷却方式。推力轴承瓦块由一个弹性圆盘支撑，弹性圆盘的球形曲面支承在刚性支承块的支承平面上，可以自由偏转，以使轴瓦与镜板之间形成楔状油膜。圆盘弹性变形可以吸收轴瓦上的不均匀荷载。

广蓄二期蓄能机组的推力轴承支承型式结构简单、性能较好，但其对材质和单件加工精度要求高，应用于大容量、高转速的蓄能机组，在我国是首次引进和采用。

广蓄二期首台机组（5号机）在1998年9月7日开始起动调试。推力轴瓦在不同运行工况时测得最高瓦温为：空载工况73℃；发电工况带额定负荷70℃；抽水工况78℃，如果投入直流顶起高压油泵（下称DC泵)，则回落到73℃。上列推力轴瓦运行温度超过了《主机合同》规定值（主机合同规定轴承在各种运行工况的瓦温，期望值小于或等于65℃，保证值不超过70℃）。在整个调试过程中，5号机组推力瓦

温一直处于偏高状态，检查冷却水系统是正常的，检测安装在推力轴瓦上油膜传感器，显示进油边油膜厚140 μm，出油边油膜厚70 μm，平均油膜厚达105 μm，膜厚比为2，属良好状态。当时，找不出瓦温偏高的理由，考虑到国内外同类机组推力瓦温已有80～90℃先例，决定暂时放宽对推力瓦温的限制，期望通过可靠性运行，使轴承磨合保持瓦温的稳定和下降。但为了安全，对推力轴瓦运行温度作了新的限定：当瓦温达到75℃时，DC泵自动投入运行，当瓦温达到78℃时，机组自动报警并自动停机。5号机组自投入可靠性运行（试运行）后，在抽水工况运行时，DC泵投入运行间隔约为20 min，但没有出现推力瓦温达到78℃情况，发电工况运行时，投DC泵机会很少。机组在设定条件下能够正常运行。

在6号机组起动调试过程中，先后发生了两次推力轴承烧损事故。第一次发生在机组首次起动后，进行空载工况轴承温升试验过程中；第二次发生在机组经事故处理，恢复调试，进行到水泵调相工况试验时。

对于这两次事故，西门子公司和工程建设业主都十分关注，进行了深入的调查研究，提出了各种事故处理措施和方案。事故分析及处理分述如下。 2事故分析

2.1事故经过

第一次事故发生之前，为轴承温升试验已经有3次开机，均因瓦温分别达到75、77和78℃而停机中断试验，但没有查出瓦温高的原因。又按自动开机程序进行第4次轴承温升试验，开机后达到额定转速时，AC泵(交流高压顶起油泵)和DC泵自动退出，5、10号推力瓦温升至75℃，调试工程师立即手动投入DC泵，但7、10号推力瓦温很快升至80℃，调试工程师当即手动停机，此时在温度显示屏上显示10号推力瓦温超过200℃，其余11块推力瓦温均超过110℃。经检查，推—导组合轴承油盆内有大量巴氏合金粉末和不规则的巴氏合金熔块、黑色切屑状金属丝沉淀；12块上导轴瓦均被卡死，推力头下沉约6 mm；推力头镜板与推力瓦粘结；在镜板平面中部宽约170 mm范围内有深3～5 mm的环向刮痕；12块推力瓦上厚4 mm的巴氏合金瓦面几乎全部磨掉；推力瓦中心的顶起油泵喷油孔被熔的巴氏合金全部堵塞；12根铜质刮油板被磨平。

对于第一次事故，西门子公司和柏林电机厂均派专家到现场进行了事故调查，在德国进行了设计计算复核，基本结论是原设计计算正确，在现场也没有发现造成事故的致命隐患，因此很难判断事故的真实原因，仅提出几种可能性：出现了有危害的暂态过程；推力轴承安装误差过大；不满足

初始起动条件。为了寻找事故的真实原因，希望尽快恢复调试。事故处理措施是按原设计恢复，进行了下列几项工作：①在进／出油边钢瓦坯上5 mm边缘按45°削角；②用7号机组推力头替代6号机组损坏的推力头；③重新选配推力轴瓦，并控制瓦面高差不大于±0.01 mm；④在每块推力轴瓦上安装油膜测量传感器；⑤清洁推—导组合轴承及冷却系统；⑥换新油并进行过滤。

对第一次事故的调查和处理过程将近有2个月时间，在1999年7月13日事故处理后重新起动机组、恢复调试。先在空载工况不同转速下进行油膜状态、轴承瓦温和机组振动测量。测量结果是：机组静止不转时，分别投入AC泵和DC泵，测得静压油膜厚度平均为60 μm；在50%额定转速时，AC泵和DC泵都投入情况下，进油边平均油膜厚度为104 μm，出油边平均油膜厚度为69 μm；在100%额定转速时，AC泵和DC泵都投入情况下，进、出油边油膜厚度都降到60μm左右，并至少有3～4块推力轴瓦的瓦面出现反倾现象(即油膜厚度进油边小于出油边)，推力瓦温最高为82℃，最低为71℃。机组振动值小于《主机合同》规定值。上述测量数值表明，第一次事故处理是不成功的，实测油膜状态说明没有建立起动压油膜，不能保证机组正常的安全运行，潜伏着事故隐患，为了把各种试验完成，在各种工况下检测了推力瓦的温度、油膜状态，为推力轴瓦的进一步改进提供依据，其

间，完成了机组动平衡试验、轴承温升试验、机组过速保护试验、并网发电试验和机组甩100%负荷试验。当进行水泵调相工况试验时，突然发生了第二次推力瓦烧损事故，经检查，事故程度与第一次事故相似。 2.2事故原因分析

综观两次事故的全部过程，归结事故的主要原因，首先是推力轴瓦的瓦面加工精度（包括表面形位偏差和表面粗糙度）不能满足安全运行要求；其次是推力轴瓦重要部位的形状和尺寸比例不太合理；再就是调试程序不妥当。 2.2.1推力轴瓦的瓦面加工精度和安全运行条件 (1)我国水电行业传统要求推力瓦出厂时瓦面粗糙度达到Rz6.3，在工地安装前再研刮到Rz3.2，要求瓦面每1 cm有4～5点接触，瓦面的周边修成R2圆角，进油边刮出楔形导油角。《GB8564—88水轮发电机组安装技术规范》还规定瓦面局部不接触面积，每处不应大于轴瓦面积的2%，但最大不超过16 cm，其总和不超过轴瓦面积的5%。西门子设计图要求瓦面和镜板表面粗糙度均为Rz6.3，这与我国技术要求基本一致，但现场安装督导不允许在现场刮瓦，直至第二次事故发生后，工程建设业主方面各路专家建议对到货的推力轴瓦面质量进行检查及现场刮瓦。西门子公司接受了业

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主的建议，专门从德国派刮瓦师，自带标准平板进行现场研刮，从中发现瓦面形貌极差，有呈凹形，凸形，波形的，极不规则，局部不接触面有40%～60%不等，如此差的瓦面加工质量出乎意料之外。抽查5号机组推力瓦，从瓦面磨印发现了瓦面与镜板面有直接接触的点和区域，说明推力轴瓦在运转中，本应是液体摩擦，由于瓦面形状偏差太大，油膜厚度不能完全覆盖瓦面，导致瓦温升高。

(2)对于广蓄二期蓄能机组，推力轴承安全运行的基本条件应建立在轴瓦与镜板处于液体摩擦基础上。液体摩擦的概念是润滑油膜（包括流体动压油膜和静压油膜）厚度能完全覆盖瓦面和镜板面上的粗糙度和不平度，如果不能完全覆盖，瓦面和镜板之间就会出现直接接触点或区域，破坏液体摩擦。

按照耐磨损设计要求，瓦面和镜面粗糙度与润滑油膜厚度之间有如下关系式：

式中，A为膜厚比（无量纲,如果是平面接触A=2～5,甚至更大些,以补偿表面的波度和形状误差）；hmin为润滑油膜最小厚度,μm；Rq为综合粗糙度,μm；在实际计算中,可取Rq=Rz1+Rz2（Rz1、Rz2为瓦面和镜面的表面粗糙度）

由于广蓄二期蓄能机组容量大，转速高，实际PV值已超过1 800 kg〃m／(cm2〃s)，同时，开、停机频繁，运行工况复杂，取A=5～7，又按西门子设计图标定瓦面、镜面粗糙度均为Rz6.3，则最小油膜厚度应是：

根据对5号机组推力瓦的油膜厚度检测，最小膜厚为70 μm，抽查瓦面磨损情况发现有磨擦痕迹，表明5号机组推力轴瓦面和镜板面产生了直接接触点和区域，致使瓦温居高不下，而6号机组推力瓦面粗糙度比5号机组更差，在开始调试时，瓦温就高于5号机组，当退出AC泵和DC泵的瞬间，润滑油膜厚度突然下降，接触点或接触区域突然扩大，摩擦力增大，破坏了瓦面的保护油膜发生干摩擦而烧瓦。 2.2.2推力轴瓦重要部位的形状和尺寸比例

(1)瓦面形状。原设计瓦面没有进油角，在中心设梯形油池。推力轴承的润滑和承载是靠液体动压润滑来实现的，推力头在运转中，使油流在推力瓦进油边前面产生液体压力，由于瓦面上进油角的存在，液体压力使瓦面与镜板面之间建立了一定厚度的润滑膜，防止或减轻瓦面和镜板面之间的磨损。如果瓦面没有进油角，也就不能建立动压油膜，此时，只能靠外加泵（AC泵或DC泵）加压供油。实际到货

的推力轴瓦改变了原设计形状，钢瓦坯比巴士合金瓦面每边大5 mm，弥补了原设计没有进油角的缺陷，对5号机组推力瓦油膜状态测量结果表明，在发电、抽水和调相工况运行时,进、出油边油膜厚度比为1.12～1.38，存在动压油膜。并与原设计计算基本相符。但是在第一次事故处理中，将此5 mm边削成了45°角，而在瓦面又没有修刮相应的进油角，结果在6号机组第一次事故处理后，重新起动机组、恢复调试过程中，检测推力瓦油膜厚度，进、出油边膜厚均在60μm左右，瓦面没有油楔角，且有反倾趋向，只能靠AC泵和DC泵供油建立静压油膜，维持调试运转。瓦面中心部位的梯形油池面积约为瓦面总面积的10%，油池面积太大可能会削弱动压油膜的刚性，特别是在暂态过程中。

(2)瓦的宽厚比(推力轴瓦在支承处的周向宽度与厚度之比)。原设计瓦的宽度为325 mm，厚度为125 mm，宽厚比达0.38，在设计中属于厚瓦之列，不利于消除轴瓦的热变形。

3事故处理对策及效果 3.1处理对策

第二次事故发生后，找出了事故的主要原因，因此可以有目标地采取改进措施，主要处理对策有：

 (1)对瓦面进行现场研刮。用标准平板，着色研磨校核，瓦面每1 cm有4～5个接触点，保证了瓦面的不平度和粗糙度，可以提高瓦面的摩擦性能和散热条件。

(2)修正瓦面形状。在瓦面的两边，刮出导油角（进油角），将梯形油池改为直径为55 mm的圆形油池，有利于瓦面油楔角的形成和提高油膜刚度。

(3)减薄钢瓦坯支承处的厚度，使推力轴瓦的宽厚比由0.38降到0.28，有利于改善轴承热变形。 (4)扩大弹性圆盘在下支承块的支撑面，保证弹性圆盘球形曲面能在正确位臵自由偏转。

(5)减少了冷却油喷油管的喷油孔数量，改善喷油状态。 3.2处理效果

对6号机组推力轴承事故处理，全部先在7号机组实施，因6号机组原来的推力头尚未修复，现有推力头尺寸只能与7号机组相配。采取上述处理措施后，起动7号机组进行调试，分析推力轴承运行信息，效果良好。

(1)在运行过程中，轴瓦没有反倾现象，从机组起动开始，轴瓦倾斜在正确方向，所有的轴瓦油膜平稳增加，当

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达到额定转速时，平均油膜厚度为100 μm±10 μm，膜厚比2.17～2.9(只有2块瓦膜厚比分别为4.8和5.6)，满足安全运行条件。

(2)对1、3、7、9号弹性圆盘进行应力测量，结果表明轴瓦的应力分布均匀。

(3)轴承温升试验开始时，AC泵和DC泵都投入，进行退泵试验，退出一组泵，对油膜厚度没有影响，两组泵都退出后，进油边膜厚度减少10 μm，出油边油膜厚度不变。

(4)轴承温升试验检测推力瓦温结果如下：空载工况最高值71℃；发电工况带额定负荷最高值678℃；抽水工况最高值70℃。

(5)测量推—导组合轴承的热损耗为747 kW，与设计计算值基本相符。 4结论

广蓄二期6号机组发生两次推力轴瓦烧损事故，在查清事故原因基础上，采取了有效处理措施，获得了良好的效果。就推—导组合轴承的热损耗而言，事故处理后的热损耗仅为事故前的60%～70%，原来要求增大推—导组合轴承的冷却器

容量，及推力轴承采用“新专利方案”的计划都因此取消。 从两次事故处理中得到了重要的经验和教训，对于大容量、高转速、开停机频繁、运行工况复杂的蓄能机组的推力轴承，必须有合理的结构方案和高的加工精度才能保证推力轴承安全运行。

推力轴承事故处理后，在各种工况下，已经安全运行近18个月，证明推力轴承运行性能良好。

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