影响卧式水轮发电机组导轴承瓦温的因素.docx

影响卧式水轮发电机组导轴承瓦温的因素紫兰坝水电站卧式机组装机容量约3.4w，主要轴承为组合轴承（推力轴承、径向轴承）、水导轴承，各轴承采用高位油箱-低位油箱自流式润滑供油系统。卧式水轮发电机组的导轴承主要承担机组转动部分重量以及机组运转中产生的径向振摆力，导轴承多采用巴氏合金瓦，并使用透平油作为润滑介质。当主轴随机组高速运转时，轴承合金瓦面与主轴间将产生油膜，随着机组运转，油膜的热油不断被新入的经过冷却的冷油接替，这样就带走轴承运行磨擦而产生的大部分热量，从而使瓦温保持在一定范围内。巴氏合金是具有减摩特性的锡基和铅基轴承合金，呈白色，又称白合金，特点是，在软相基体上均匀分布着硬相质点，软相基体使巴氏合金具有非常好的嵌藏性、顺应性和抗咬合性，并在磨合后，软基体内凹，硬质点外凸，使滑动面之间形成微小间隙，成为贮油空间和润滑油通道，利于减摩；上凸的硬质点起支承作用，有利于承载。根据巴氏合金的温度特性，一般电站设置巴氏合金瓦报警温度为65，事故整定温度为70。正常投运的机组是假设轴承各项安装技术参数是完好不变的，主要能影响瓦温的因素主要有：1、环境温度变化。轴承瓦温将随着环境温度升高而升高；2、冷却效果。例如板冷冷却水的压力、流量变化，例如循环油管路的运转是否良好而影响轴承运行中的油循环。3、油的因素。即油质油位变化。透平油具有润滑、散热作用，油质好坏直接影响了瓦温的高低。当油色变黑，说明油温过高，有大量碳化物存在，油呈乳白色表明油中有水分。油量不足，也会是冷却效果变差。4、运行工况。例如在汽蚀区运行时，瓦温就易升高，因为汽蚀区振动较大，导轴承承担的径向振摆力就大。5、其他因素很多意外的因素也会造成瓦温升高，例如转轮室内受异物卡阻，从而振动加剧；导水机构剪断销卡阻从而破坏了水力平衡导致轴瓦受力加大；轴承绝缘垫(环)受损或未起作用，产生轴电流，破坏油质和轴瓦等等。（轴电流在传导的过程中会在瓦面与轴面之间产生微电弧，这种电弧会腐蚀破坏瓦面的轴面的工作面，使之不够光滑平整，从而增大摩擦力。导致温度升高。）而轴承的安装与刮瓦对瓦温的影响则是根本性的，这是一门经验要求较高的技术活，但总的来说，以下几点技术要求将起到至关重要的作用。1、摆度的影响一般我们要求机组的摆度控制5丝以内。卧式机组的摆度是这么产生的，一般轴的同心度误差，即两轴不在同一直线上，连接时各个方向的螺母的松紧度、连接法兰面的清洁度等因素都会影响摆度大小。摆度越大，各导轴承间将产生巨大额外的摆力，使轴承径向振摆加剧，从而严重影响瓦温。安装中可以采用法兰面抽加铜箔垫片的方法调整主轴摆度。摆度数据可用百分表监测，监测时应有一侧主轴在自由状态（即无轴瓦支撑），监测位置应选在轴颈光洁面。2、推力镜板与主轴垂直度虽然这个参数在厂家设备出厂后已经定型（一般在两三丝以内、越小越好），但首次安装轴承仍建议测一下，如果这个垂直度偏差较多，就会造成推力瓦温偏高而多次返工。3、轴承受力面积轴承受力面大则瓦温安全系数高，因单位面积的受力小了，磨擦力当然就小了，产生的磨擦热量就少了，油膜也比较容易产生，因为油的张力的缘故。当然对于已经设计好了的机组，这些东西是无法改变的，但我们可以根据实际情况比较其受力情况，当然必须同时考虑承重。轴承静止受力的好坏，这对刮瓦质量要求就有所不同。有的机组轴承受力情况好，像后期生产的双支点大主轴卧式机组，它对刮瓦精度的要求就低很多。4、轴承受力分布与主轴水平度早期的卧式机组一般是三支点结构，要让三个支点按预定的比例受力是比较不易调整的，如果调整不好，使得个别轴承悬空或者受力特别大，都将严重影响到轴承瓦温及机组正常运行。主轴上各个点的水平度数据比较可以用作调整三支点受力分布的依据。这里要考虑主轴各小段的长度及各个重量集中部位的实际重量的比较、产生扭矩的比较。这些比较数据一般是几道每米的水平度差异，一般不超过十几道没米。要调整到理想的受力，经验比较重要。而后期的水轮机多采用双支点大主轴结构，其受力情况好很多，机组安装调整就简单些，刮瓦技术要求也略低些了。5、轴承安装和安装参数轴承安装流程比较繁杂，安装参数里很重要是轴瓦间隙，这个间隙过大，将使轴承径向自由空间过大，也会破坏油膜的，间隙过小当然就使得底瓦的油膜易受挤压，也不利于轴承运行。（以紫兰坝为例：水导瓦上部总间隙为50道，左右两边原则上为25道左右。推力瓦总