水泵轴承

关键词： 汽动 给水泵 厂用电 机组

水泵轴承（精选七篇）

水泵轴承 篇1

循环水泵是热力发电厂循环水系统中最主要的设备, 其运行的安全稳定与否关系到整个机组的安全性。浙江大唐乌沙山发电厂一期4*600MW机组循泵采用由长沙水泵厂出厂的88LKXB-19型立式单级单吸导叶式、内体可抽出式斜流泵。自2006年投入运行以来由于振动大、泵内有异音多次解体检查, 发现该循泵在运行不到一个检修周期后, 导轴承赛龙体存在较为严重的磨损甚至是融化现象, 导轴承与轴之间配合间隙已经严重超标, 致使循泵振动增大, 危及机组安全运行。为此, 迫切需要对循环水泵导轴承冷却系统进行优化。

2 原冷却方式及存在的问题

循环水泵轴系由3~4根轴通过套筒联轴器联接在一起组成, 轴系全部套装在内接管内, 在每根轴上都装有赛龙体导轴承, 其结构图如图1所示。循环水泵在旋转过程中泵轴与导轴承之间存在高速摩擦, 所产生的热量更加剧了赛龙体的磨损。循泵原来采用自冷却方式, 即在内接管上打有某一直径的若干圆孔, 循泵内经叶轮做功后的循环水通过圆孔进入内接管内对导轴承进行冷却及润滑。采用自冷却方式的优点是系统简单, 没有附加设备, 但同时也存在比较严重的缺陷:a.在循环水泵启动时, 泵体内并没有水, 导轴承处于干磨状态;b.该厂循环水系统采用开式循环, 冷却介质为海水。当海水处于低潮位时, 位于泵轴最上端的导轴承常处于冷却水供应不足的状态。从现场循泵解体后导轴承的磨损情况可以证实这一点。

3 冷却水系统优化方案

为了解决导轴承原有冷却方式的不足, 强化对导轴承的冷却, 减少动静摩擦对导轴承造成的磨损, 采用如下方案对循环水泵导轴承冷却方式进行优化:a.将循泵内接管上原有进水孔采用补焊方式加堵;b.从循环水泵出口母管处取经循泵做功后的循环水作为新的冷却介质;c.在最上端填料函处间隔120°打某一直径斜通孔, 作为新冷却介质的入口;d.将循泵做下端导轴承赛龙体由直筒型改型为“L”型, 以减少冷却水流失。

3.1 最优系统布置

为精简系统组成, 优化后的冷却水系统可采用单元母管制。根据循泵房内8台循泵布置方位, 将其分成两个单元, 每四台循泵为一个单元, 采用同一套导轴承冷却水系统。冷却水流由填料函处斜通孔进入内接管与泵轴组成的环形空间, 并达到泵轴最下端, 需克服导轴承与轴之间狭小间隙造成的通流阻力等各种阻力。因此, 系统中需设置增压泵为冷却水加压。在循环水泵运行期间, 冷却水系统须不间断地为循泵导轴承提供冷却水, 为此在系统中共加装两台增压泵 (一用一备) 并设置电动门旁路以增加系统的可靠性。为最大程度控制冷却水中杂质含量, 减少硬颗粒物进入导轴承之间对轴及轴承造成磨损, 在泵入口位置布置具有反冲洗功能的滤网, 并通过监控滤网进出口差压, 实时进行滤网反冲洗。

3.2 增压泵选型

在本系统中增压泵选型为离心式管道泵, 其中电机与泵同轴整体出厂, 既减少了现场安装时的工作量, 又避免了对轮不同心度造成的振动。

由于冷却水需有足够的压力才能“穿过”循环水泵做功的循环水达到内接管最下端的导轴承, 故:H=H1+H2+ΔH (1)

式中:H-增压水泵扬程;H1-循环水泵扬程, 15m;H2-循环水泵内水的高度, 10m;ΔH-冷却水沿程损失, 5m。

由式 (1) 可以计算得到增压水泵扬程H为30m。

经过调研, 每台循环水泵的冷却水量应不小于6m3/h才能对循泵导轴承进行充分的冷却, 故增压水泵流量不应小于24m3/h。

3.3 系统控制逻辑

冷却水系统中共布置两台增压泵和一台电动阀门形成三路并列支路, 在系统正常运行期间一台增压泵工作即可满足冷却水流量需求, 当在运行增压泵发生故障停止工作后, 备用增压泵联锁启动;若备用增压泵启动失败, 旁路电动门在5S内自动开启到全开阀位, 始终保持冷却水不间断对循泵导轴承进行冷却。

4 结论

系统改造完成后, 运行情况稳定, 通过对循换水泵导轴承冷却系统的改造, 冷却水充分带走了导轴承与轴摩擦产生的热量, 使得导轴承得到了很好的冷却, 最大程度上防止了导轴承赛龙体融化。同时系统中滤网对冷却水中杂质进行过滤, 减少颗粒物对导轴承及轴的磨损, 延长导轴承的使用寿命, 保证了循环水泵在检修周期内安全稳定运行。

摘要：分析了循环水泵原有导轴承冷却方式的弊端, 并提出了一种新型的导轴承冷却方案, 针对浙江大唐乌沙山发电厂一期4*600MW机组进行了改造, 取得了良好的冷却效果。对于同类机组具有借鉴意义。

关键词：循环水泵,导轴承,冷却系统,优化

参考文献

水泵轴承 篇2

关键词：温度；保护；逻辑；判断；冗余

中图分类号： TQ520.5 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）26-166-2

1 概述

核电厂中给水泵系统肩负着二回路水力供应，泵组的安全可靠对于核安全的冷源供应非常重要。而泵组从自身的设备安全可靠性考虑，止推轴承温度监视也是一个衡量泵组安全可靠的一个重要指标。

一般泵组止推轴承温度监测采用热电阻元器件，热电阻元件测温具有以下特点：测量精确度高，灵敏度高；测温稳定性好。但是由于旋转设备本身振动大的原因，经常会导致热电阻断线、接线松动、线路接触不良等问题。继而造成测点采集信号跳变，引发泵组误跳泵。某核电厂原设计中给水泵的止推轴承温度监测属于单点保护，即每一块止推轴承上仅有一个温度探头，一旦这个探头触发温度高高报警即会造成跳泵。这种方案能够极大限度的保护泵组本身，可是从核电厂机组的整体安全性和经济性来讲，这种设计也会引入很多的弊端。如何能进行有效地降低给水泵的误动概率，即能保证泵组的安全性，也能维持良好的机组稳定性和经济性，就是本文主要研讨的内容。

2 温度保护控制逻辑优化

如何保证温度保护的正确动作，避免因温度信号跳变引起保护误动是实现保护逻辑的重点。下面以给水泵止推轴承温度高跳泵保护逻辑的实现为例进行阐述说明：

某核电厂为1000 MW 核电发电机组，每台机组配有3台由英国CLYDE厂家提供的给水泵组，其中一台为备用，两台正常运行。给水泵前置泵、压力级泵、液力耦合器均设计有止推轴承温度探头，经过就地接线盒、机柜进入DCS控制系统参加逻辑运算。

原设计中给水泵前、后止推轴承温度保护属于单点跳泵即温度测点任一温度高于定值，给水泵温度保护动作，给水泵跳泵。这种设计能够极大地保护泵组本身；可是针对热电阻的特点，存在误动的可能，那么对于机组该设计就有一定的局限性，对于机组安全稳定运行带来重大隐患。

参考常规火电厂以及大亚湾基地其他给水泵止推轴承温度设计方案，现场实施过以下两种方案：

①采取常规火电厂常用的在DCS系统逻辑中添加速率阈值比较的方式，实现误动闭锁功能。控制逻辑如下图2。

此方案将止推轴承温信号先进行一个微分计算得出温升速率，然后通过一个阈值比较模块进行比较，来判断该探头信号是否为真实信号。

PT100型热电阻对于介质测量是有一定的温度响应关系，其温度响应动态方程为：dT/dt=（Tf-Ts）/RC

其中Tf为介质温度（即给水泵止推轴承油膜温度）；

RC为时间常数。R=（hA）-1，h为表面传热系数，A为热电阻与介质接触面积；C=ρVc，其中ρ为介质密度，V为热电阻接触部分的体积，c为热电阻的比热容；Ts为热电阻某时刻的温度。根据试验，得出的热电阻的响应曲线如下：

从公式可以看出来，热电阻的温度响应速率和RC时间常数相关，是一个比较稳定的数据；通过响应速率监测能够判断热电阻的探测是否正常。

如果温升速率大于阈值则说明该信号是扰动产生，通过一个RS触发器闭锁掉高高报警的跳泵信号，避免了给水泵泵意外跳泵；同时当扰动信号消失或者扰动信号小于高报警时，会自动复位闭锁信号，防止此时泵真实止推轴承温高时而不能跳泵，减小了拒动的概率。该方案能有效避免信号产生的各种脉冲扰动和阶跃扰动而导致跳泵的风险，是避免给水泵误跳泵的一种很有效方法。

但是该方案本身也存在问题，即速率阈值不好界定，阈值太小会使得真实信号被闭锁，阈值太大会该逻辑生效的概率会降低。

该核电厂应用该方案后，于2011年12月16日曾出现了一起由于压力级泵其中一个止推轴承温度探头失效，导致该泵组意外跳泵的事件。经过分析认为本次跳泵的原因在于其温度失效后，测量温度值波动频繁，其中一次波动的速率较低未达到DCS设置的速率定值，触发跳泵信号。故该方案也存在一定的缺陷。

②结合上述两种逻辑优化存在的问题，某核电厂给水泵系统止推轴承温度保护最终采用二取二冗余设计方案：即新增一个温度测量元件，参与保护逻辑，以前置泵止推轴承温度保护为例如下图4。

新增加的温度元器件和原元器件为同一厂家的产品，当两个温度元器件同时出现温度高高信号时就会触发报警，一秒后触发跳泵逻辑。另外为了减小保护拒动的概率，引用DCS中引用坏点监测，判断探头失效，也同样参与跳泵逻辑。

任何一个探头出现断线等故障（失效）或是触发高高信号都仅会触发相应报警，不会跳闸。报警能够使运行操作员提高关注度，并联系仪控人员及时响应处理，减小设备误动的时间；同时由于采用的热电阻温度探头为双支PT100型，故当一个温度探头出现故障时候，在线使用备用支，避免离线停泵检修。

冗余的温度元器件的安装采用以下方式，如图5，实现了真正的双点监测，能够表征真实的给水泵运行瞬态工况下的温度测量，避免相邻瓦由于安装等问题造成设备误动情况。

3 总结

止推轴承温度保护改进后，该核电厂给水泵运行三年状况良好，未出现过一起给水泵温度保护功能失效情况，提高了保护动作可靠性，保证了机组的安全可靠运行。同时该设计改进也在其他核电厂得到了推广和运用，收效很好。

参 考 文 献

汽动给水泵轴承振动原因分析 篇3

1 设备概况

本汽轮机为330MW汽轮发电机组锅炉给水泵驱动汽轮机, 机组配备一台100%容量的变速汽轮机驱动给水泵和两台50%容量的变速电动机驱动给水泵。正常运行时, 汽动泵投入, 电动泵作为启动或备用给水泵。

本汽轮机正常运行时, 采用本机中压缸五段抽汽, 低压调速汽门由油动机通过提板式配汽机构进行控制。本汽轮机采用上排汽, 排汽由排汽管引入主凝汽器。排汽管上装有一真空蝶阀 (带旁路手动门) , 以便在汽动给水泵停运检修时, 切断小汽轮机与主凝汽器之间的联系, 不影响主凝汽器的真空。

本汽轮机的调节油、操作油、润滑油系统分别采用两台同容量的交流油泵, 一台运行, 一台备用, 提供汽轮机的调节、操作、控制用油和汽动给水泵组的润滑用油, 另外, 还有一台直流油泵, 保证事故情况下汽轮机和主给水泵的润滑用油。汽轮机采用数子电液控制系统 (MEH) , MEH接受4-20m A锅炉给水信号和来至油动机LVDT的位移反馈信号。MEH产生的控制信号作用于电液司服阀, 使电液司服阀开启或关闭, 进而控制油动机的行程, 最终实现低压调速汽门开度的调节, 控制进入汽轮机的蒸汽量, 满足锅炉的给水量需求。

汽轮机轴封系统的主要作用是防止高参数的蒸汽沿高压段轴端向外泄漏, 并防止空气沿低压段轴端进入汽缸破坏凝汽器真空。本机组前、后汽封均为迷宫式汽封, 其中前汽封第一段漏汽被引回到5级前继续做功, 前汽封第二段、后汽封的第一段接至大机低压轴封供汽母管接口, 前汽封第三段、后汽封第二段漏汽引至大机轴封漏气管。

2 事故经过

2014年5月03日07:12, 负荷310MW, #5机汽动给水泵前轴承X方向振动由0.02mm突然增大至0.12mm, Y方向由0.018mm增大至0.08mm, 保护动作 (动作值为0.08mm) , #5机汽动给水泵跳闸;2014年5月18日13:22, 负荷260MW, #5机汽动给水泵前轴承X方向振动由0.022mm突然增大至0.106mm, Y方向由0.028mm增大至0.09mm, 保护动作, #5机汽动给水泵跳闸;2014年6月15日20:50, 负荷220MW, #5机汽动给水泵后轴承X方向振动由0.016mm突然增大至0.096mm, Y方向由0.016mm增大至0.090mm, 保护动作, #5机汽动给水泵跳闸。

3 振动原因分析

#5机给水泵汽轮机跳闸后, 从振动曲线看, #5机汽动给水泵前后轴承X方向和Y方向振动曲线一直很平稳, 突然上升然后跳闸。热工专业对测量系统进行全面检查、传动, 发现测量系统数据准确、工作正常。汽机专业对所属机务设备调节系统进行检查, 未发现异常, 对汽动给水泵轴承进行检查, 未发现给水泵轴承有损坏和磨损现象。又做了动平衡实验, 也未发现异常。最后对给水泵润滑油进行了化验, 发现润滑油中水份含量偏高。于是汽机专业对汽动给水泵润滑油冷油器进行了检查, 冷油器工作正常, 未发现冷油器泄漏。经分析认为:#5机给水泵汽轮机由于设计的原因, 一直存在轴封漏汽到轴承箱内的情况, 导致润滑油中带水严重。运行中由于油中带水形成油膜涡动, 使油膜破坏, 导致#5机给水泵汽轮机前后轴承X、Y方向振动突增、跳闸。

4 防范措施

(1) 增加一路从给水泵汽轮机轴封回汽至给水泵汽轮机疏水母管的管段, 中间加装手动门 (以前汽动给水泵轴封回汽直接回至主汽轮机回汽系统) 。

(2) 热工专业对给水泵汽轮机振动信号增加5秒延时。

(3) 运行中控制润滑油温度为39℃---40℃, 必要时投入双侧冷油器运行。

(4) 运行中加强监视凝汽器真空, 及时调整给水泵汽轮机轴封回汽至给水泵汽轮机疏水母管手动门。

(5) 汽机检修严密监控小机润滑油中水分, 保证水分小于200ppm。

(6) 增加一台滤油机, 连续24小时运行, 加强滤油。

5 效果

通过实施以上措施, 到目前为止#5机给水泵汽轮机运行情况良好, 未发生由汽动给水泵轴承振动引发的跳闸现象, 从而保证了#5机组的安全稳定运行, 取得了良好的效果。

参考文献

[1]吴珂, 桑文汉, 吴彪.FK4E39-SC型汽动锅炉给水泵振动原因分析及处理, 水泵技术[J], 2010 (05) .

[2]朱宝森.超临界机组汽动给水泵振动原因分析及处理措施.华电技术[J], 2010 (04) .

水泵轴承 篇4

1 问题的发现

一天, 泵站2号机组32SLA-10C型水泵下侧轴承体温度迅速升高, 在40min内由45℃升至90℃, 而且还有升高的趋势。对机组停运检查, 将轴承体及其部件拆除后发现, 型号为6328的两部深沟球轴承中一部的保持架已经损坏, 残片被轴承滚珠碾压, 另外, 轴承体外缘一螺栓孔处出现裂缝。

在更换了轴承及轴承体后该机组又投入正常运行, 但仅运行了15天, 又发现与上次同样的问题。更换轴承及润滑油后, 运行18天, 同样的问题又出现了。拆卸检查发现, 仍然是轴承保持架损坏。

2 原因分析

分析认为: (1) 第一次轴承保持架损坏是由于轴承使用时间较长, 正常磨损所致; (2) 第二、三次轴承的保持架损坏情况与第一次不同, 它们使用时间较短, 而且安装前曾对轴承及润滑油进行了严格的检测, 部件质量无问题; (3) 第二次发生轴承保持架损坏时, 同时更换了轴承体, 因为该轴承体是水泵原厂备件, 所以没有考虑它的互换性问题对其进行检测, 怀疑问题可能出现在轴承体上。

对轴承体进行了检测发现:轴承体的轴心线与泵体轴心线的偏心角为1.1°。以此我们判断:这两次轴承保持架意外损坏与轴承体和泵体不同心有关。由于轴承体与泵体属于刚性连接, 没有调节偏心的功能, 其配用的6328型轴承的调节偏心能力在2′～10′, 所以导致轴承在偏心较大的状态下高速转动, 从而将保持架磨碎。

3 解决对策

我们将另外一个原厂轴承体配件进行检测, 发现这个轴承体的轴心线与泵体轴心线的偏心角为1.2°, 在与厂家沟通后得知, 轴承体铸造成毛坯件之后, 要固定到泵体上进行车削, 此时轴承体和泵体上都要有一个定位孔, 用定位销定位后才能进行车削, 这样加工的配件才能与原泵保持同心, 而后加工的配件无法与原泵固定到一起进行车削, 所以二者经常会出现对心不准的问题。

解决轴承体偏心问题最好的办法是重新加工轴承体, 或是将现有轴承体进行再加工, 但重新加工费时费力, 而且无法保证重新加工的轴承体不存在偏心问题。对现有的轴承体进行再加工, 必须要以现有水泵为基准, 但所使用的大型泵根本无法运到加工车间, 而且费用也很大。

通过查阅相关的资料、手册, 我们了解到, 原使用的轴承为深沟球轴承6328型, 可以调心2′～10′, 如果我们选用调心滚子轴承22328型, 其调心性能为1°～2.5°, 在调心方面正好达到要求。接下来就是安装尺寸的比较 (见表1) 。两种轴承的内径、外径必须保持一致, 但在高度上22328型比6328型高40mm, 因为原轴承体内共需要两个6328型轴承, 所以轴承体内的允许高度为126mm, 如果将轴承更换为22328型, 这就意味着只能安装一个轴承, 而且剩余的空间较大, 不利于轴承的固定。经过认真的分析、计算, 我们认为, 该泵为立式泵, 起承载重力作用的推力轴承安装在水泵的上侧, 而下侧两个轴承只是起到承载径向力的作用, 如果改用一个轴承没有问题, 而剩余空间的问题也可以在轴承的下端特制一个23mm的轴承套, 起固定作用, 防止轴承窜动。

4 改造后实际效果

按上述思路, 改造后机组正常运行。

水泵轴承 篇5

1 施工前的准备

在施工前施工人员首先要准备好安装所需的专用工具、测量工具, 特别是一些不常用的工具。如:塞尺、锥销孔铰刀、游标卡尺、电炉、钩形扳手、冲击扳手、液压扳手等。其次施工人员要熟悉工程施工图纸及轴承的技术说明书, 熟悉轴承装配的施工流程及施工技术要求。

查明到货产品 (含备品备件) 的型号、规格、数量等, 与订货合同及设备装箱清单是否相符, 查明装箱数据袋中的产品合格证书、技术条件、说明书、图纸数据、出厂试验记录等规定的技术数据应完整无缺。

设备在安装前进行全面清洗及检查, 并按图纸要求进行预装和试验, 对重要部件的主要尺寸及配合公差进行校核。

轴承装配现场地要有防尘、防风、防雨、防火的措施并保持清洁有足够的照明。

2 灯泡式贯流泵电机后端轴承装配程序

由于灯泡式贯流泵电机是水平安装的, 安装其后端轴承的步骤如下:

2.1 首先吊装轴承支架, 在吊装轴承支架时应注意平稳, 套入转轴时不得碰伤转轴表面;

轴承支架周向和径向以3个偏心销做初步定位;最后以螺栓同定子紧固, 螺栓把合时可借助液压扳手。

2.2 其次装入带绝缘衬垫推力轴承的轴承内座, 并用螺栓 (需

套上绝缘管和绝缘垫圈) 将其固定于轴承支架内, 再在支架内座装预紧弹簧的孔中涂少许润滑脂, 将12个预紧弹簧放入孔中, 靠润滑脂将其初步固定。

2.3 接着将内迷宫套推入, 与轴肩靠紧;装入推力轴承的外圈至其座孔位置与12个预紧弹簧压实。

2.4 将推力轴承的内圈及滚动体加热至高于轴80~90℃后 (但温度不得超过125℃) 推到靠紧内迷宫套的位置。

2.5 装入过渡套, 将其推到推力轴承的靠紧位置。

2.6 接着装入径向轴承的紧定套, 靠紧过渡套;

装入径向轴承和锁紧螺母, 用钩形扳手和冲击扳手旋进锁紧螺母, 到适当位置后用锁定扣锁定。

2.7 再装入隔套与锁紧螺母靠紧;接着装入锁紧垫圈和锁紧螺母, 用专用扳手将其拧紧并锁紧。

2.8 再向轴承座内注油脂, 将轴承内加满;

再将径向轴承外座推入径向轴承的外圈及轴承支架内孔之间, 直到与轴承内座端面靠紧为止, 并对其周向位置用螺栓将其紧固于轴承内座上。

2.9 卸下轴上所有的临时支撑物, 最后固定轴承外盖, 安装上外

迷宫套, 装上测温元件, 盘动转子, 转子应转动平稳, 灵活, 无阻滞感。

3 二级坝泵站水泵电机后端轴承安装关键工序注意事项

3.1 轴承安装过程中, 就工地施工现场的条件和各种工器具很难满足安装的需要。

而我们结合多年的经验, 克服了种种困难做到了在工地施工现场用减单的工具安装轴承。在轴承安装之前首先用千斤顶将转子即大轴向后端轴承侧平移10mm做好标记, 在热套上内迷宫套与轴肩靠紧后再热装上推力轴承, 使推力轴承靠紧内迷宫套, 此时的轴承内座上12个预紧弹簧还处于自由状态, 再次用千斤顶将转子即大轴向相反方向平移10mm使其复原。检查标记, 做好数据记录与预装数据比较无误后方可进行下道工序施工, 这时的推力轴承与轴承内座上的12个预紧弹簧已经压实。

3.2 由于内迷宫套和推力轴承与电机转子轴之间都是过盈配

合, 在现场施工条件好的情况下可用轴承加热器来加热很快就能满足要求, 但现场的条件不允许只能用一些我们常用的方法如:通直流电涡流加热、明火加热和油加热等。用涡流加热时的温度不好控制以及在加热过程中它们的内径膨胀量不好测量, 而明火加热对设备的金属性能有影响不利于设备的运行;所以我们选择了油加热法, 速度虽慢点但可靠, 中途多次用游标卡尺测其内径膨胀量, 等到满足要求后拿出一次性装配成功。

3.3 径向轴承在装入前, 用塞尺测量径向轴承最高滚子与外圈

滚道之间的游隙 (在测量前, 将外圈转动数圈, 确认内外圈和滚子组的中心一致) , 其原始游隙应在0.24~0.33mm之间;在旋进锁紧螺母时一边旋进一边测量径向轴承最低滚子与外圈滚道之间的游隙;安装后游隙应在0.11~0.195mm之间 (不得小于0.11mm) ;游隙合适后, 才将锁定扣锁定。

3.4 在固定轴承外盖之前, 将电机转子盘动几圈, 测量轴承外盖到轴承外圈的间隙使其为-0.

1~0mm, 即确保轴承外盖压住轴承外圈, 否则调整轴承外盖下的垫片确保其间隙。

4 轴承安装过程中以及完成后的检查

首先检查是否将轴承清洗干净, 轴承的绝缘电阻值是否满足要求, 润滑油牌号是否与轴承厂家的技术说明书一致;其次带有绝缘座轴承, 安装时采用钢质定位销定位, 此定位销仅作校正、定位用, 在电机运转前应拔去钢质定位销换上绝缘塞子, 以免轴电流的产生;最后在试运转时检查轴承的温度, 尤其是开始运转的最初两小时, 在这段时间里轴承的上升速率比轴承的绝对温度更能说明故障情况。

结束语

水泵轴承 篇6

循环水泵的功能是通过2条独立的进水渠向每台机组的冷凝器和辅助冷却水系统提供冷却海水[1,2]。红沿河核电站每台机组有2台循环水泵,正常运行时2台泵同时运行。

循环水泵具有轴向吸入口和混凝土蜗壳,由电机经减速齿轮箱驱动[3]。红沿河核电站海水循环水泵推力轴承采用滚柱轴承,轴承型号为NKE-29484-E-MB,润滑方式为闭式油浴润滑,润滑油加注在轴承室,牌号Sell 68。在轴承室底部设计有冷却水室对轴承室润滑油进行冷却(见图1),冷却水由常规岛闭试冷却水系统提供,循环冷却。

在红沿河核电站调试过程中海水循环水泵首次运转1.5 h左右,推力轴承温度上升至87℃且仍有缓慢上升趋势,无法稳定,(跳泵温度为90℃),试验结果如图2所示,循环水泵无法安全持续运行。

本文通过分析指出轴承室设计缺陷及润滑油选择错误是导致轴承温度持续升高的根本原因。通过增加外置冷却器和更换润滑油解决了轴承温度高的缺陷[4]。

2 原因分析

2.1 轴承发热量计算错误

在设计初期基于SKF(轴承品牌)轴承数据进行发热量设计计算,实际更换轴承牌号后没有更新设计计算过程是导致发热量计算错误的根本原因,经新轴承厂家核实,发热量的计算模型并不精确,有30%的误差,根据最新计算结果,最大发热量可能达到9 kW,平均值约6 kW。轴承发热量计算结果如表1所示。

同时,为验证发热量计算问题,本文根据DittusBoelter强制对流换热关系式对轴承冷却装置的冷却能力进行了核算,最终得出实际发热量约为7 kW,远大于循泵厂家最初的设计值。采用的计算公式如下:

式中:Q为发热量;h为对流换热系数;A为截面积;ΔT为温差;κw为水的导热系数;Nu为努塞尔数;Dh为水力直径;Re为雷诺数;Pr为普朗特数。

由于实际发热量大于设计值,虽然冷却设计仍然可以包络修正后计算的发热量,但考虑计算误差、设备制造等因素,当前的冷却装置已经没有设计余量。不同厂家轴承的摩擦系数不同,发热量有一定程度的差异,泵厂家基于SKF轴承参数进行设计是不合理的。

2.2 润滑油粘度选择错误

润滑油的粘度大小是形成润滑油膜好坏的前提,为使滚道与滚动体接触表面间形成足够厚的润滑油膜,润滑油粘度应保证在工作温度下不丧失其最低粘度,一般轴承承受较重负荷时,应使用较高粘度的润滑油。

红沿河项目中设计采用的润滑油型号为Shell Tellus 68,由于轴承发热量计算错误,实际发热量大于设计值,过多的发热量导致润滑油温度升高、粘度降低,进而无法确保足够的润滑油膜,极有可能导致油膜失效,发生金属接触的现象。一旦发生金属接触,即会产生更大的热量,最终导致监测到的轴承温度持续升高,无法稳定。

2.3 轴承室设计

泵运行中通过红外测温装置测得轴承室润滑油温度分部不均匀,有明显的温度阶梯,在靠近轴承位置润滑油温度较高,靠近下部冷却水室位置温度较低,如图1所示,表明润滑油在轴承室内没有形成循环,出现了分层现象。而轴承室设计空间较小,阻碍了润滑油循环,使得润滑油无法充分混合,进而随着温度的升高加剧这一分层现象。

这种润滑油分层现象使得冷却水只与底层润滑油进行热交换,而推力轴承附近的热量无法被带走,破坏了热平衡,进一步加剧了轴承温度无法稳定的问题。

3 解决方案

3.1 增加外置冷却器

增加外置冷却器可以提高系统的冷却能力,通过油泵进行润滑油强制循环,可以改善并重建轴承室内油循环,使轴承室内润滑油得到充分混合,进而了解决了润滑油分层现象。

红沿河项目首先采用了风扇冷却的外置油冷器进行试验,图3为增加外置冷却器的试验结果,图3中可以看出,增加外置冷却器的方式有效解决了推力轴承温度无法稳定的问题,最终轴承温度稳定在50℃～60℃左右。

3.2 选择较高粘度的润滑油

选择合适的润滑油对轴承的润滑和工作寿命是至关重要的,因此更换高粘度的润滑油可以确保润滑油膜的建立和轴承的使用寿命。核电站更换Omala 150HD新油后再次启动循环水泵进行试验,试验表明采用润滑油Omala 150HD使稳定后的轴承温度降低了10℃,从而减小了单位时间换热量,图4、图5分别为采用68号、150号粘度润滑油冷却器单位时间换热量的曲线图以及轴承和冷却水温差变化曲线。从图4、图5中可以看出采用高粘度的润滑油,单位时间换热量更接近轴承厂家评估的轴承发热量(6～6.5 kW)。因此,采用较高粘度的润滑油使轴承室内热交换达到了平衡,从而有效改善了轴承发热过大的问题。

3.3 最终方案

最终方案采取1用1备的冷却器设置方式,外置冷却器采用冷却水循环换热器,以避免环境温度变化对轴承冷却造成影响。外置冷却器配备了专用控制箱,采用PLC就地自动控制,实现2台冷却器定期自动切换功能。外置冷却器的设计方案如图6所示。

4 结论

文章通过分析和计算得出发热量计算错误和润滑油粘度选择不当是导致循环水泵轴承温度高且无法稳定的主要原因。并提出了增加外置冷却器的改进方案,通过试验得出增加外置冷却器可以提高系统的冷却能力,改善并重建轴承室内的润滑油循环,使轴承室内润滑油得到充分混合,进而解决了润滑油分层现象。同时更换高粘度的润滑油可以有效解决轴承发热量过大的问题,使轴承室内热交换达到了平衡。最终方案的选择考虑了系统设计的安全、冗余因素,使得泵运行更加稳定。

摘要：红沿河核电站海水循环水泵在调试过程中出现泵推力轴承温度高、无法稳定的问题。为解决这一问题,分析了轴承温度高无法稳定的根本原因,提出了增加外置冷却器和更换润滑油的解决方案,并通过计算和试验验证了处理方案的可行性。

关键词：海水循环水泵,推力轴承,温度高

参考文献

[1]何川,郭立君.泵与风机[M].北京:中国电力出版社,2008.

[2]李勇德.300 MW机组立式循环水泵组上导轴承温度高的原因分析及处理[J].陕西电力,2015,43(2):76-79.

[3]武清波,何金玲,梁宇哲,等.核电站用混凝土蜗壳式循环水泵的系统及结构[J].水泵技术,2012,(2):17-19.

水泵轴承 篇7

风门坳排涝站始建于2006年, 装有4台同步机组, 型号为TL1000-28/2150, 配套立式轴流泵, 型号为1900ZLB- (4) 3.3。该机组在主汛期 (4月15日—10月15日) 主要发挥防洪排涝作用, 主要抽取堤围内洪水到外江, 以保护堤围内人民生命财产安全。机组多运行在高效区, 开停机比较频繁, 因为只要有洪水就必须运行, 洪水退去时即可停机, 开机的次数取决于天气情况和集雨面积内的汇集流量。常年的频繁运行造成了机组工况下降, 每年都需要检修, 尤其是冬季检修时, 必须检查机组的基本情况, 这是来年完成职能任务的保障。电机部分检修主要包括:碳刷磨损检查、集电环上碳刷灰的清除, 上导、下导、油盘残渣的清理, 滤油, 上导轴承、下导轴承间隙的测量, 测温计检查, 制动管路检查, 电机绝缘电阻的测量。水泵部门一般需要检查测量水泵上导轴承的间隙、水导轴承的间隙及叶轮的角度变化等。

2 水泵站中水导轴承的故障及运行现状

2010年7月, 风门坳排涝站在一次开机时由于断路器的控制电源突然故障, 导致自动系统故障, 造成无法自动关机。由于水泵水导轴承位置主要靠水泵管道里的水进行润滑, 但是水位降低后水导轴承开始出现无润滑摩擦, 造成水导轴承的赛龙条严重损伤, 这就是常说的烧瓦事故。后来由经验丰富的运行师傅紧急采用手动方式断开断路器, 才使机组停止运行, 避免了事故进一步扩大。2010年在冬季检修时采集到的轴承间隙数据如表1、表2所示。

这个间隙显然已经偏高, 会造成水泵轴承在运行时噪音增大, 并伴随适量震动, 从而影响机组的运行安全, 必须停机, 待维修后才可以继续运行。

在水泵机组安装时, 一般会有一个计算公式来限定轴承间隙的大小。下面我们以此公式来计算出该参数的大小, 说明水导轴承的间隙是否合适。水导轴承的经验公式:

δ=K+0.000 1 D

式中, δ为水导轴瓦平均间隙 (mm) ;K为经验系数, 橡胶轴瓦取K=0.5, 金属巴氏合金轴瓦取K=0.13;D为水导轴颈直径 (mm) 。

风门坳泵站3#机组的水导轴承为赛龙材料, K取0.7, D取220mm, δ=0.7+0.000 1×220=0.722mm。因为0.722<0.6+0.8, 所以可以证明3#机组的水导轴承已经严重损坏。

3 检修时处理水导轴承的方法

根据水导烧瓦情况, 我们大部分选择的是直接换掉轴瓦或者直接换掉橡胶条、巴氏合金条、赛龙条, 但是这样做往往材料费用过高, 造成维修费用超支, 从而导致运营成本偏高。由于本次损坏的水导轴承采用的是赛龙材料, 而赛龙材料价格比较贵, 又没有提前买好备品, 本次检修又有时间要求;加上赛龙材料的损坏程度不是很大, 只是磨损严重, 所以为了能及时处理好轴承故障, 维修时我站尝试采取用紫铜片增加轴瓦厚度的办法来替代以往传统的方法, 即按照轴瓦的磨损情况购买相应规格的紫铜片, 按照螺栓固定的位置剪成合适形状 (图1) , 垫在螺栓下方, 以加大赛龙材料的接触面, 直到将轴承间隙调整到合理范围为止。

4 机组检修后的测量及运行情况

风门坳排涝站3#机组经过2010冬季检修, 对轴承做出调整后, 机组运行正常, 声音较以前有所下降, 不明的机组异常噪音消除, 震动也明显减少, 机组运行趋于稳定。2011年检修时, 我站对3#机组的各个参数做了重点测量, 如表3~5所示。

以上参数可证明轴承间隙在正常范围内, 水泵机组能正常稳定运行, 说明我们对水导轴承做出的处理是成功的。今后我们还将继续观察, 酌情对机组进行维修养护, 如果读者在应用此法后出现由于水导轴承原因造成机组运行不稳定的情况, 那么可以考虑将水导轴承直接更换即可。

5 结语

在一次冬季检修时, 我们发现风门坳排涝站3#机组水导轴承出现烧瓦现象, 即轴承的赛龙条损坏严重, 水导轴承与轴之间的间隙明显偏大。值班人员在该机组运行记录中记着:“2010年7月13日, 3#机组运行噪音增加, 伴随有不定幅度的震动发生, 所以我们只能被迫停机。”当我们拆开3#机组水导轴承时, 大家都觉得需要更换轴承, 但是询价时发现, 赛龙材料非常贵, 如果更换轴承一个就要几万, 又要大约两个月的购买周期, 直接影响了我们的检修工期, 在这种情况下, 经过多方请教有关专家, 我们最终商定了垫紫铜片的方案, 这样既能节省费用, 又能节省工期, 唯一担心的就是检修后的运行效果, 我们就抱着试一试的态度, 先垫紫铜片, 如果运行效果真的不是很好, 我们再进行更换。现在经过几年的实践, 机组运行稳定, 水导轴承位置并没有出现什么太大的故障, 所以笔者将此法记录下来, 与同行们分享, 如果能给大家带来益处, 便是最好。

参考文献