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立式水轮发电机组推力瓦温偏高故障的分析处理

文档作者：杨秀江宋汝会卢涛文档来源：贵州省晴隆县光照发电厂		点击数：	更新时间： 2025年12月30日
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２０１６ 年第９ 期
２０１６ Ｎｕｍｂｅｒ ９
水电与新能源
ＨＹＤＲＯＰＯＷＥＲ ＡＮＤ ＮＥＷ ＥＮＥＲＧＹ
总第１４７ 期
Ｔｏｔａｌ Ｎｏ．１４７
ＤＯＩ： １０．１３６２２ ／ｊ．ｃｎｋｉ．ｃｎ４２ －１８００／ｔｖ．１６７１ －３３５４．２０１６．０９．０１４
收稿日期：２０１６ －０６ －２９ 作者简介：杨秀江，男，助理工程师，从事水电厂水能发电机组的检修与维护工作。
立式水轮发电机组推力瓦温偏高故障的分析处理
杨秀江，宋汝会，卢　涛
（贵州省晴隆县光照发电厂，贵州晴隆　５６１４０５）
摘要：光照电厂水轮发电机组为半伞式结构，总装机１ ０４０ ＭＷ（４ ×２６０ ＭＷ），一次检修后出现下导轴承摆度超标报警，
推力轴承瓦温偏高报警等异常现象。根据机组运行数据和实际运行工况，从机组检修安全质量、设备结构、设计制造等
方面对对机组运行数据超标的缺陷进行了分析处理。通过复测轴瓦间隙，盘车数据分析，找到了问题的根源，通过重新
计算调整轴瓦间隙，机组运行恢复了正常，保证了机组安全可靠运行。
关键词：水轮发电机；下导轴承；推力轴承；轴瓦间隙
中图分类号：ＴＶ７３８　　　文献标志码：Ａ　　　文章编号：１６７１ －３３５４（２０１６）０９ －００４４ －０４
Analysis and Treatment of High Temperature Fault of the Thrust Bearing
in Vertical-type Hydro-turbine Generator Units
ＹＡＮＧ Ｘｉｕｊｉａｎｇ， ＳＯＮＧ Ｒｕｈｕｉ， ＬＵ Ｔａｏ
（Ｇｕａｎｇｚｈａｏ Ｈｙｄｒｏｐｏｗｅｒ Ｓｔａｔｉｏｎ， Ｑｉｎｇｌｏｎｇ ５６１４０５， Ｃｈｉｎａ）
Abstract： Ｔｈｅ ｇｅｎｅｒａｔｏｒ ｕｎｉｔｓ ｉｎ Ｇｕａｎｇｚｈａｏ Ｈｙｄｒｏｐｏｗｅｒ Ｓｔａｔｉｏｎ ｉｓ ｏｆ ｔｈｅ ｈａｌｆ ｕｍｂｒｅｌｌａ ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ ．Ａｂｎｏｒｍａｌ ｆａｕｌｔｓ ｓｕｃｈ
ａｓ ｔｈｅ ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ｓｗｉｎｇｉｎｇ ｏｆ ｔｈｅ ｇｕｉｄｅ ｂｅａｒｉｎｇ ａｎｄ ｈｉｇｈ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｏｆ ｔｈｅ ｔｈｒｕｓｔ ｂｅａｒｉｎｇ ａｒｅ ｏｂｓｅｒｖｅｄ ．Ａｃｃｏｒｄｉｎｇ ｔｏ ｔｈｅ
ａｃｔｕａｌ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｄａｔａ ａｎｄ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ， ｐｏｓｓｉｂｌｅ ｒｅａｓｏｎｓ ｏｆ ｔｈｅｓｅ ｆａｕｌｔｓ ａｒｅ ａｎａｌｙｚｅｄ ｃｏｎｓｉｄｅｒｉｎｇ ｔｈｅ ｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅ ｑｕａｌｉｔｙ ，
ｄｅｖｉｃｅ ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ， ｄｅｓｉｇｎ ａｎｄ ｍａｎｕｆａｃｔｕｒｅ．Ｂｙ ａｄｊｕｓｔｉｎｇ ｔｈｅ ｂｅａｒｉｎｇ ｃｌｅａｒａｎｃｅ， ｔｈｅ ｆａｕｌｔｓ ａｒｅ ｅｌｉｍｉｎａｔｅｄ ａｎｄ ｔｈｅ ｇｅｎｅｒａｔｏｒ
ｕｎｉｔｓ ｎｏｗ ｏｐｅｒａｔｅ ｓａｆｅｌｙ ａｎｄ ｒｅｌｉａｂｌｙ． Key words： ｈｙｄｒｏ-ｔｕｒｂｉｎｅ ｇｅｎｅｒａｔｏｒ ｕｎｉｔ； ｇｕｉｄｅ ｂｅａｒｉｎｇ； ｔｈｒｕｓｔ ｂｅａｒｉｎｇ； ｂｅａｒｉｎｇ ｃｌｅａｒａｎｃｅ
　　推力轴承是水轮发电机组的核心部件。主机由天
津阿尔斯通发电设备总厂制造，发电机型号ＳＦ２６０ －
３２／１０５４０，半伞式结构，推力轴承为弹性油箱式塑料
瓦，轴承冷却系统为外循环冷却方式，共１０ 组冷却器。
一次检修过后，出现下导摆度、推力瓦温超标报警
现象。
１　机组存在的问题
1．1　上导、水导瓦温偏差较大
通过运行数据统计分析，机组瓦温运行稳定后，上
导、水导瓦温偏差较大，上导最大温差８．９℃，水导最
大温差６．５℃。
1．2　推力轴承瓦温偏高
光照电厂机组推力轴承共装有１６ ＋２ 个测温电
阻，瓦温达到或超过５３℃报警，２ 个测点及以上达到或
超过５８℃将导致事故停机。通过运行数据统计，机组
运行过程中，推力瓦温最大达到５４．１℃，已超过报警
温度。
1．3　下导摆度超标
光照发电厂下导轴承设计间隙０．７３ ｍｍ，水导轴
承设计间隙０．１８ ～０．２４ ｍｍ，上导轴承设计间隙
０．２５ ｍｍ，下导摆度设定报警值３００ μｍ，４ 号机组带负
荷运行状态下，下导径向摆度超过３００ μｍ 报警值，最
高达到３８６ μｍ（如表１ 所示）。
２　问题分析
2．1　冷却系统分析
出现问题后分别对技术供水、推力及下导油槽油
４４ 万方数据
杨秀江，等：立式水轮发电机组推力瓦温偏高故障的分析处理２０１６ 年９ 月
进行了系统检查分析。检查推力及下导冷却器供水压
力正常，流量显示正常，冷却器进水和出水温度正常。
油槽油样检验数据合格，排除由于冷却系统问题造成
瓦温偏高的原因。
表1　下导瓦摆度数据
最优负
／ＭＷ
水头
／ｍ
振动区
／ＭＷ
下导X 向摆度
／μｍ
下导Y 向摆度
／μｍ
１８２ １１３ ０ ～１２４ ３２５ ２６２ １８２ １１８ ０ ～１６０ ３２９ ２８２ ２０８ １２１ ０ ～１６３ ３８６ ２６４ 2．2　机组轴线和中心调整分析
从运行统计数据分析，上导和水导瓦温温差较大，
上导最低瓦温３３．７℃，最高瓦温４２．６℃，差值达到
８．９℃见表２； 水导最高瓦温５０．９℃， 最低瓦温
４４．４℃，温差达６．５℃见表３。从瓦温分布分析可见上
导、水导径向受力不平衡，上导轴线靠＋X 向运行。水
导轴线靠－Y 方向运行。据此判断上导和水导存在不
同心情况［１ －２］ 。
表2　上导瓦温数据表℃　
瓦号 ＨＡ１ ＨＡ２ ＨＡ３ ＨＡ４ 瓦温 ３８．９ ４２．６ ３６．２ ３４．８ 瓦号 ＨＡ５ ＨＡ６ ＨＡ７ ＨＡ８ 瓦温 ３４．５ ３４．０ ３３．７ ３９．１ 表3　水导瓦温数据℃　
瓦号 ＨＳ１ ＨＳ２ ＨＳ３ ＨＳ４ ＨＳ５ 瓦温 ４７．７ ５０．９ ４５．８ ４７．２ ４８．７ 瓦号 ＨＳ６ ＨＳ７ ＨＳ８ ＨＳ９ ＨＳ１０ 瓦温 ４５．８ ４４．４ ４５．５ ４４．７ ４５．４ 　　１）机组轴线、中心调整和各部轴承间隙复核。通
过对上次机组检修盘车数据（表４ 所示）重新计算，机
组轴线满足枟水轮机安装技术规范枠规程技术要求，初
步排除机组轴线本身摆度过大的可能。
针对存在的问题，电厂在机组检修中对机组轴线、
中心调整和各部轴承间隙进行了检查复核，通过拆机
测量数据，发现上导轴承间隙与上次检修调整数据偏
差较大（如表５ 所示）。
表4　上次盘车数据０．０１ ｍｍ　
盘车点１ 号２ 号３ 号４ 号５ 号６ 号７ 号８ 号
上导＋X ＋３ ＋４ ＋１ ０（０） ＋２ ＋４ ＋２ ０ 上导＋Y ＋１ ＋１ ０ －５ －３ ０（０） －４ －３ 下导＋X －１ ０ ＋１ ０（０） －２ ０ ０ －１ 下导＋Y ＋２ １ －１ －２ －１ ０（０） －２ －１ 水导＋X －１０ －１４ －８ ０（１） ＋４ －３ －７ －９ 水导＋Y －１１ －８ －４ ＋２ ＋４ ０（ －１） －７ －１１ 表5　上导轴承间隙ｍｍ　
瓦号 ＨＡ１ ＨＡ２ ＨＡ３ ＨＡ４ ＨＡ５ ＨＡ６ ＨＡ７ ＨＡ８ 调整
间隙０．２５ ０．２５ ０．２５ ０．２５ ０．２５ ０．２５ ０．２５ ０．２５ 拆机
间隙０ ０．１０ ０．１２ ０．３４ ０．４２ ０．３２ ０．２５ ０ 　　２）分析结论。从上导、水导轴承瓦温、检修时轴
线和中心调整数据与本次检修拆机测量数据对比进行
综合分析，可以判断上导轴承中心存在位移现象，导致
上导轴承和水导轴承中心错位，运行时上导、水导对侧
方向将轴抱死，机组大轴憋劲导致机组摆度完全由下
导释放，机组轴线不规则运动导致推力瓦受力不均匀，
推力瓦温升高。
经对机架检查，发现机架定位销配合精度较差，上
机架存在径向位移现象，导致上导轴承间隙调整完成
后，运行过程中产生径向位移，上导轴承一侧间隙变
小，中心错位使大轴产生憋劲。
３　处理过程
3．1　机组盘车
为进一步论证机组轴线没问题，检修时对机组进
行了盘车，本次盘车以下导为基准，采取抱下导，限制
上导，放开水导的方式进行盘车。盘车数据如表６ 所
示，经对盘车数据分析，上导相对摆度为０．００２ ｍｍ／ｍ
（０．０１ ｍｍ／４．５７０ ｍ），水导处相对摆度为０．０１９ ｍｍ／ｍ
（０．１３ ｍｍ／６．９６５ ｍ），均满足枟水轮发电机组安装技术
规范枠（ＧＢ８５６４ －２００３）规定的技术要求。通过与上一
次检修盘车数据对比分析，数据基本保持一致，进一步
论证了机组轴线不存在问题。
４５ 万方数据
水电与新能源２０１６ 年第９ 期
表6　盘车数据０．０１ ｍｍ　　
部位１ 号盘车点２ 号盘车点３ 号盘车点４ 号盘车点５ 号盘车点６ 号盘车点７ 号盘车点８ 号盘车点
上导＋X ＋４ ＋５ ０ ０（０） ＋３ ＋４ ＋１ ０ 上导＋Y ０ ＋２ －１ －４ －２ ０（０） －３ －４ 下导＋X ０ －１ ＋１ ０（０） －２ ０ －１ －１ 下导＋Y ＋１ －１ ０ －１ －１ ０（０） －１ ０ 水导＋X －１２ －１３ －６ ０（１） １ －１ －６ －１１ 水导＋Y －９ －１１ －６ ＋４ ＋４ ０（ ＋１） －５ －８ 镜板＋X ０ ０ ０ ０（０） ＋１ ＋１ ＋１ ０ 镜板＋Y －７ －２ －５ －７ －６ ０（０） －４ －６ 3．2　中心调整
机组轴线复核确认后，对机组中心进行了调整，调
整后迷宫环间隙和发电机气隙间隙测量数据如图１
所示。
图1　机组中心调整数据
3．3　上机架中心调整定位
由于上机架定位销不能精确定位，机组中心调整
后，采用在机架径向键上加装调整垫片的方法对机架
中心进行了调整。位置调整后，重新钻销钉孔，每个支
臂加工四个销钉孔，用多个销钉孔来消除定位误差。
3．4　轴瓦间隙调整
根据盘车数据对机组轴线摆度进行计算，计算结
果如表７ 所示，根据全摆度绘制摆度曲线如图２、图３
所示。根据机组轴线情况，对机组各部轴承间隙分配
进行了计算调整，其调整数据如图４ 所示。
４　处理效果
对检修前后运行数据进行了对比分析，经检修调
整中心后， 水导轴承最高温度４８．８℃， 最低温度
４５．６℃ ，最大温差３．２℃，较检修前最大温差下降
表7　全摆度摆度计算０．０１ ｍｍ　
１ －５
全摆度
２ －６
全摆度
３ －７
全摆度
４ －８
全摆度
上导 ＋X ＋１ ＋１ －１ ０ 上导 ＋Y ＋２ ＋２ ＋２ ０ 下导 ＋X ＋２ －１ ＋２ ＋１ 下导 ＋Y ＋２ －１ ＋１ －１ 水导 ＋X －１３ －１２ ０ ＋１１ 水导 ＋Y －１３ －１１ －１ ＋１２ 镜板 ＋X －１ －１ －１ ０ 镜板 ＋Y －１ －２ －１ －１ 上导－下导＋X －１ ＋２ －３ －１ 上导 －下导＋Y ０ ＋３ ＋１ ＋１ 水导－下导＋X －１５ －１１ －２ ＋１０ 水导 －下导＋Y －１５ －１０ －２ ＋１３ 图2　X 向摆度曲线
４６ 万方数据
杨秀江，等：立式水轮发电机组推力瓦温偏高故障的分析处理２０１６ 年９ 月
图3　Y 向摆度曲线
４．６℃；上导轴承最高温度３７．４℃，最低温度３３．４℃，
最大温差４．０℃，较检修前最大温差下降４．９℃；推力
轴承检修前最高运行瓦温５４．１℃，修后最高运行温度
４７．２，最高瓦温下降６．９℃，解决了推力瓦温偏高报警
问题［５ －７］ ；下导摆度修前最大摆度３８６ μｍ，修后最大
摆度２０４ μｍ，相同运行工况下下导X 向摆度下降了
１６３ μｍ，Y 向摆度下降了６２ μｍ（机组修后主要运行指
标数据见表８、表９）。修后机组运行工况得到了极大
的改善。
图4　各部轴承间隙
表8　检修前、后机组振动／摆度主要技术指标
项目修前值修后值项目修前值修后值
有功／ＭＷ １９９．２ １９５．１ 定子机座垂直振动／μｍ １ １ 上游库水位／ｍ ７３３ ７２７．１７ 顶盖 X向水平振动／μｍ ６ ５ 上机架 X向水平振动／μｍ １４ １５ 顶盖 Y 向水平振动／μｍ ７ ５ 上机架Y 向水平振动／μｍ １ １ 顶盖垂直振动／μｍ ０ ０ 上机架垂直振动／μｍ １０ １１ 上导 X向摆度／μｍ ９６ １２５ 下机架 X向水平振动／μｍ １５ １４ 上导Y 向摆度／μｍ ４６ ４１ 下机架Y 向水平振动／μｍ ８ ９ 下导 X向摆度／μｍ ３６７ ２０４ 下机架垂直振动／μｍ ９ ７ 下导Y 向摆度／μｍ ２７５ ２１３ 定子机座 X向水平振动／μｍ ２６ ３１ 水导 X向摆度／μｍ １３２ １０２ 定子机座 Y 向水平振动／μｍ ２１ ２２ 水导Y 向摆度／μｍ １１３ ８２ 表9　检修前、后机组各部瓦温最高／最低值及偏差℃　
部位修前最高瓦温修前最低瓦温修前最大温差修后最高瓦温修后最低瓦温修后最大温差
上导 ４１．０ ３２．１ ８．９ ３７．４ ３３．４ ４．０ 下导 ４４．５ ４１．４ ３．１ ４１．８ ４０．６ １．２ 推力 ５３．９ ４６．９ ７ ４７．２ ４４．４ ２．８ 水导 ４９．２ ４１．４ ７．８ ４８．８ ４５．６ ３．２ （下转第５１ 页）
４７ 万方数据
彭义峰，等：覆盖型岩溶地区某渡槽桩基复杂地质条件的处理２０１６ 年９ 月
②洞体较大的空洞或半充填溶洞。这种溶洞体积较
大，具体表现是漏浆量大且快，若处理不当，可能引起
埋钻、塌孔甚至地面塌陷。处理此类溶洞应将钢护筒
埋至基岩面，以防止覆盖层的坍塌，并准备好片石、水
泥包、粘土包等填塞物。
６）桩底入岩判断。本工程桩基成孔采用冲击钻
钻进，无法取到较完整的岩芯进行覆盖层（砂卵砾石）
与基岩（灰岩）的判别。根据前期施工过程和桩心钻
探抽芯结果，提出如下桩底入岩（持力层）判断意见：
①桩位基岩面高程参考其排架中心钻探成果；②冲击
钻钻进速度，覆盖层（砂卵砾石）一般大于０．２５ ｍ／ｈ，
基岩（灰岩）一般小于０．１２５ ｍ／ｈ；③孔内返渣，覆盖层
（砂卵砾石）岩屑呈杂色，基岩（灰岩）岩屑呈青灰色或
浅灰色。
根据上述三条综合判断桩基施工是否入岩。现场
应由设代（施工地质人员）、监理和施工方共同研究，
并报业主认可。
３　结　语
覆盖型岩溶是属于相当复杂的地质条件，也是不
容易发现或者是勘察中忽视的重要工程地质问题，类
似项目在湖北省内也有发生，如武汉市汉南区长江干
堤内地面塌陷［３］ ，其危害巨大。因此，结合本项目，经
验教训总结如下。
１）应重视前期勘察工作，严格按照规程规范要求
投入足够的勘探工作量，在一般勘察过程中，发现基础
有可溶岩（灰岩）分布，要根据钻探揭露的地质情况随
时调整孔深和钻孔数量，确保能寻找到可靠的持力层。
２）在设计方案比选阶段勘察时，建议开展物探
（高密度电法）工作，以及必须布置一定数量的控制性
深孔，查明岩溶地质条件，优化线路布置。
３）在基础方案选定后，如果是嵌岩桩桩设计，勘
察时必须按一桩一孔开展勘探工作。
４）加强施工地质工作，现场开展地质旁站与巡视
工作，及时根据施工过程中遇到的问题提出处理措施，
必要时补充勘探工作。
５）建议在覆盖型灰岩区进行勘探时，其控制性钻
探必须钻探至基岩面以下５ ｍ 以上的勘探深度。
６）在前期勘察时可以采用钻探并结合物探高密
度电法查明基岩面及覆盖型岩溶，为渡槽选线优化布
置提供地质依据。
７）当在覆盖型灰岩区采用嵌岩桩进行基础时，勘
探精度必须采用１ 桩１ 孔，孔深应以找到桩端以下相
对稳定基岩面，至少保证桩端下有５ ｍ 厚度完整基岩，
或者是３ 倍桩直径［１］ 的相对稳定基岩层。
８）覆盖型岩溶段桩端以下应进行灌浆加固处理。
９）实施阶段必须加强施工地质工作，桩基施工中
采取地质旁站与地质巡视工作，根据施工中遇到各种
具体问题，提出具体方案进行基础处理。
参考文献：
［１］ＪＧＪ９４ －２００８， 建筑桩基技术规范［Ｓ］
［２］钟元文．岩溶地区桩基施工特点及技术措施［Ｊ］．交通科
技与经济， ２００７（３）： １５ －１６
［３］罗小杰， 罗世杰．武汉市汉南区长江干堤内地面塌陷成因
分析与处置措施探讨［Ｊ］．资源环境与工程， ２００９， ２３
（Ｆ０８）： ７５ －７９
（上接第４７ 页）
５　结　语
机组轴线和中心调整是水轮发电机组安装和检修
的重要工艺环节，光照发电厂通过对机组故障现象的
分析，查找出由于机架径向位移导致轴瓦间隙发生变
化，使主轴运行过程中产生憋劲的故障缺陷，在机组检
修中通过重新加工机架定位孔、调整机组中心和轴承
间隙，有效解决了机组运行过程中下导摆度超标报警、
推力瓦温偏高报警，以及上导、水导瓦温温差较大等设
备缺陷，大幅度改善了机组运行工况，为机组的安全可
靠运行提供了保障，也为行业内机组出现类似问题提
供借鉴。
参考文献：
［１］ＧＢ／Ｔ ８５６４ －２００３， 水轮发电机组安装技术规范［Ｓ］
［２］于兰阶．水轮发电机组的安装与检修［Ｍ］．北京： 中国水
利水电出版社， １９９５
［３］刘晓亭．水轮发电机组轴系运行稳定性及故障分析［Ｃ］／／
南方十三省（市、区）水电学会联络会暨学术交流会论文
集．２００７： １０１ －１０６
［４］刘晓亭， 刘昱．大型水电机组推力轴承运行稳定性及故障
诊断［Ｃ］／／全国大中型水电厂技术协作网第二届年会论文
集．２００５： ２８６ －２９１
［５］丁贵林， 桂世华．东风水电站推力瓦温偏高的原因分析及
改进措施［Ｊ］．贵州水力发电， １９９６（４）： ４１ －４７， ６０
［６］杨纪明， 穆青青， 李伯延．柳洪水电站水导瓦温过高处理
［Ｊ］．水电与新能源， ２０１３（２）： ６４ －６７
［７］梁健麟．灯泡贯流式机组推力瓦温度高跳闸原因分析［Ｊ］．
水电与新能源， ２０１３（４）： ６６ －６７， ７８

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