某厂#2支持轴承温度高原因分析及处理

庄尤历

国家电投江西电力工程公司贵溪分公司  江西 贵溪335400

摘要：电厂汽轮机中的轴承部件，经常出现温度过高的现象，严重影响汽轮机的正常运行。本文介绍某厂#2支持轴承温度异常原因分析与处理措施，通过针对性处理，效果明显, 恢复了机组带满负荷运行的能力。

关键词：汽轮机；轴承；温度

 

0引言

某厂#1汽轮发电机组为北重阿尔斯通（北京）电气装备设备有限公司设计制造超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式640MW汽轮机（DK4-4ND41B）；汽轮机转子均为单支撑模式，整个轴系有7个轴承支承。该机组于2012年12月投产至今未进行过揭高中压缸检修，近年来该机组运行中存在偶尔发生1X、2Y振动异常升高现象，各轴承温度正常。2021年1月对该机组进行了振动测试，试验单位结论是：该机组#1、#2轴承振动非周期性异常故障是由汽轮机轴系与油挡或汽封动静碰摩引起。根据试验单位建议，于2021年2月利用该机组调备检修的机会，对该机组#1、2轴承和油挡进行了解体检查。检修过程中发现#2轴承座前、后油挡均有积碳现象，此次检修对#2轴承前、后油挡齿间的积碳进行了清理；同时发现#2轴承座前油档下部间隙偏大，下油挡有磨损现象，对磨损的油档齿尖进行了修尖，并进行了油档间隙调整；对#1、2支持轴承进行翻瓦检查，均未发现异常。2021年2月11日#1机检修后开机过程中，#2支持轴承测点1温度逐渐升高，最高温度曾达115.55℃（报警值115℃，跳机值120℃ ）。该机组#2轴承为综合式轴承，其中支持轴承为袋式轴承，支持轴承设有前、后两个温度测点（备注：本文中测点1为前侧测点，测点2为后侧测点）。

1设备故障现象

1.1 设备运行情况

2月11日白班开机升速过程中各轴承温度正常，在当晚21:32分，机组负荷最高至598.57MW时，#2支持轴承测点1温度93.27℃、测点2温度78.93℃。23:06分负荷降至445MW左右，#2支持轴承测点1温度逐渐爬升，测点2温度基本稳定在80℃左右正常温度。12日15:00左右，#2支持轴承测点1温度逐渐对机组负荷升降非常敏感，有时在机组降负荷瞬间瓦温也会略升高。而在此过程中测点#2温度变化不大。核查该机组历史数据，发现#2支持轴承测点1温度相对本次检修前升高约10℃左右。

2月14日18:56分，在机组降负荷过程中，#2支持轴承测点1温度最高温度达115.55℃（对应负荷532.94MW），在机组高负荷状态，#2支持轴承温度测点1、2点温度已相差近20℃。期间运行人员多次调整机组运行方式，但#2支持轴承测点1的温度始终无改善趋势。且有机组运行时间越长，#2支持轴承温度越恶化的趋势。

1.2 设备跟踪情况

在发现#2支持轴承温度异常后，立即加强了对现场设备的巡检跟踪，在此过程中发现#2轴承座表面温度较其它轴承座温度明显偏高，且#2轴承座前端左侧温度特别高。现场用红外测温仪测得高压缸后部右侧猫爪下部与#2轴承座之间温度达131℃；且#2轴承座底部持续有蒸汽冒出的现象。进一步检查发现高压下缸中部与#2轴承座之间保温厚度明显不足。

至2月23日下午机组负荷较高，高压缸后轴封漏气明显增大，此时从#2轴承座底部泄漏的蒸汽量也进一步增加，一度造成轴承座旁敷设的热工线缆产生焦糊气味，同时，#2支持轴承温度趋于进一步劣化，在机组负荷542MW时，#2支持轴承测点1温度已高达110℃ ，当机组负荷降至287MW时，#2支持轴承测点1点温度也达96℃ ，#2支持轴承温度大幅高于机组正常运行值。

2原因分析

鉴于该机组检修前，各支持轴承温度正常，本次检修投运后，#2支持轴承温度异常，专业多次开会分析，对该机组检修过程、检修数据进行梳理，均未发现异常。根据现场多日运行数据、检修设备跟踪数据分析，认为造成#2支持轴承温度异常上升的主要为以下原因：

2.1 高压缸后侧与#2轴承座之间保温厚度不足

本次检修因#2支持轴承检查及#2轴承座油档积炭清理时，将高压缸后下缸与#2轴承座之间的保温全部拆除，开机前保温恢复不彻底（高压缸后下部保温只保了三层，正常情况应该是七层），造成下高压缸热辐射直接传导至#2轴承座前端，使#2轴承座前端相对温度升高。从而使#2轴承座前端抬升，#2支持轴承前侧负荷加重，加剧#2支持轴承测点1温度上升。这一点与检修过程中发现#2轴承座前油档磨损严重，下部间隙达0.40mm的情况相吻合。

2.2 端部漏汽窜入轴承座底部

由于该机组自2012年投厂以来高压缸未安排大修，长周期运行造成高压缸轴封间隙偏大，运行中轴封漏汽，特别在机组低负荷时轴封切换到自密封状态时漏汽更严重，且该机组轴承座为象脚式特殊结构，在#2轴承座台板底部与地面之间有约140mm高度的缝隙。当汽缸与轴承座之间保温厚度不足，存在缝隙时，部分轴端泄漏的蒸汽沿此缝隙窜入轴承座底部，对

#2轴承座下部台板进行加热，轴承座台板底部温度逐渐高，且温度呈前高后低，不均匀分布，在现场曾实测得#2轴承座与汽缸之间温度最高点达230℃，其余各点也有100－160℃之间。从而造成#2轴承座整体标高抬升，且因#2轴承座前后端相对温度升高明显，轴承座前侧抬升量更大，这是#2支持轴承测点1温度异常上升的另一原因。

3主要处理措施：

3.1 保温处理

2月14日联系保温工对高压缸后部与轴承座油挡之间位置添加保温后，#2支持轴承温度略有下降，但不明显。在2月20日－21日，再次安排保温队伍入场对高压缸与#2轴承座的保温进行了完善和摸面。持续观察#2支持轴承测点1温度变化情况，相同负荷状态下进行对比，已较之前瓦温下降了3～5℃。

3.2 泄漏蒸汽隔离

鉴于高压缸后轴封泄漏蒸汽窜入#2轴承座底部并造成#2轴承座台板底部温度升高。检修单位安排人员在做好防护的前提下，从汽缸下部保温与轴承座之间插入一大张0.50mm的镀锌铁板，基本将轴端泄漏的蒸汽进行隔离，经过此次处理后，从高压缸后部泄漏至#2轴承座台板下部空间的蒸汽量显著减少。

3.3 加强轴承座散热

为进一步改善#2轴承座散热，在#2轴承座旁临时加装了1台轴流风机，并在#2轴承座底部台板温度最高点区域加装一根压缩空气皮管用压缩空气强制通风，用于改善轴承座周围空气流通与#2轴承座底部空间冷却降温。

通过采取以上处理措施，#2轴承座表面温度逐渐下降（见表1），效果非常明显，轴承座左侧前端温度下降至58.4℃；轴承座右侧前端温度下降至30.4℃，轴承座左右温度也基本均衡。以此同时，在相同负荷下该机组#2支持轴承温度也恢复正常；在23日晚机组负荷556MW时， #2支持轴承1点温度为110.62℃，#2支持轴承2点温度为76.82℃；至27日下午机组负荷631MW时， #2支持轴承1点温度下降至79.21℃，#2支持轴承2点温度下降至76.44℃。

表1处理前、后#2轴承座表面温度对比表

轴承座表面测温部位	处理前测量温度（℃）	处理后测量温度（℃）	处理前后温度差（℃）
左侧前端	117.8	59.4	58.4
右侧前端	85.8	55.4	30.4

4 结语

通过采取多项处理措施后，该机组#2支持轴承温度已恢复正常，机组已达正常满负荷运行状态。#2支持轴承测点1点与测点2温度差，已从前期的约32℃，缩小到现今的约5℃左右。说明经过处理该轴承座前、后温差以及轴承受力情况已得到改善。同时也反映出机组保温恢复不彻底，以及轴封漏汽对轴承座底部加热是造成轴瓦温度异常升高的主要原因的分析思路符合现场实际。

由于上述处理措施均是临时处理，本次虽然在高压缸保温与#2轴承座之间用镀锌铁板进行隔离，防止泄漏蒸汽窜入#2轴承座下部，目前#2轴承座下部尚有微量的蒸汽漏出。因此，该机组应尽快进行揭缸检修更换端部轴封，彻底处理高压缸端部漏汽缺陷，确保机组安全稳定运行。

参考文献

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[2]丁建华.汽轮机轴承变温特性试验研究[J].广东电力,2005(07):34-36.

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