核电厂循环水泵电机摆度问题分析与处理

宋 军，陈 光

(中广核工程有限公司，广东深圳518124)

0 引 言

核电厂循环水系统承担着常规岛及电厂附属系统的冷源供应，是核电厂汽轮发电机组有效输出电力的基本前提条件，循环水泵作为循环水系统重要组成部分，其高效稳定运行对核电机组的稳定和经济效益的发挥起着重要作用。

防城港核电站一期循环水泵主电机由于传动轴摆度超标，导致电机运行时下导轴瓦温度异常升高，电机被迫停运，制约整个机组热态功能试验。轴系摆度超标情况在水电机组运行中经常出现，国内对水轮发电机组摆度已有较多的研究和解决措施，而在核能发电厂中，海水循环水泵摆度超标情况尚属少见，防城港核电厂循环水泵同比国内其他核电厂，设计有加长轴，因此泵组轴系摆度超标出现的概率偏大。

针对核电厂海水循环水泵泵组轴系摆度超标，本研究从循环水泵电机导瓦结构着手，通过刮削电机推力头锁环，解决电机推力头与主轴配合较松问题，使电机转轴摆度和各项运行参数在验收标准之内，海水循环水泵如期投入稳态运行，为核电厂整组启动热态功能试验提供有利保障。

1 循环水泵主要结构参数

循环水系统功能(CRF)从取水渠来的循环水(海水)，通过两台循环水泵(CRF001PO、CRF002PO)升压后，沿水渠送到凝汽器和辅助冷却水系统(SEN)，流经冷却管束带走热量，经出口水室和排水渠送回大海。核电常规岛循环水系统功能在机组稳定运行方面发挥着重要作用，若一台循环水泵故障跳闸，会导致汽轮发电机组快速甩负荷;若两台循环水泵同时故障跳闸，汽轮发电机组将直接打闸停机，核反应堆停堆，给核电机组带来隐患和经济损失［1］。

循环水泵泵组主要由电机、行星齿轮箱、循环水泵、润滑系统、辅助设备、管道及阀门仪表组成。循环水泵为立式离心泵，具有轴向吸入口和混凝土泵壳。

1．1 循环水泵

循环水泵的主要特点为大流量低扬程。其主要参数如表1 所示。

表1 循环水泵主要参数

1．2 齿轮箱

行星齿轮减速箱机采用NGW 结构，功率四分流人字齿行星一级传动，主要由输入联轴器、中间花键套、行星包、组合轴承、底座、输出法兰、电动辅助油泵、机械油泵等零部件组成。动力由立式电机通过输入联轴器传给中间花键套，经过行星级减速后将动力传到输出法兰上，驱动循环冷却水泵工作，实现其抽水功能。

1．3 电机

防城港核电1、2 号机组混凝土蜗壳海水循环泵配套的是大型三相鼠笼式异步电动机。

电机包括定子、转子、上轴承、下轴承、空-水冷却器、总进水管路和出水管路、接线盒(主接线盒、中性点CT 接线盒)等主要部件。

电机上轴承结构图如图1 所示。

图1 电机上轴承结构图

整个上轴承由推力滑动轴承、导轴承、油-水冷却系统、油箱及轴承防漏油密封系统组成，采用油浴自润滑、水冷却。

其中，推力滑动轴承采用弹性支撑圆形推力瓦结构，用以承受电机自身转子的重量。导轴承采用径向可倾瓦滑动轴承结构。

电机下轴承结构图如图2 所示。

图2 电机下轴承结构图

下轴承装置主要由径向可倾瓦导轴承、油-水冷却器、油箱及轴承防漏油密封系统组成，采用油浴自润滑、水冷却。

2 循环水泵泵组轴线摆度

摆度是指立式安装转动机械，由于受各种因素的影响以及制造和安装的误差，转动机械主轴的几何中心线与旋转中心线不重合，在转轴旋转时，主轴的中心线就会绕着旋转中心线转动，其数值为直径方向对应两点的单侧摆度值之差［2］。

造成泵组轴线摆度的原因有多种，大致可分为加工制造、运输保管和安装质量等几类。在以上因素或综合因素作用下，使得泵组的摆度值过大超标时，电机或泵的主轴便与轴承产生摩擦，泵组在运行中就会由于摆度影响而产生剧烈振动，加剧机械部件的磨损和疲劳损坏，降低泵组效率，缩短设备使用寿命，严重时造成轴瓦烧毁［3］。因此在制造、安装、维修过程中需采用相关技术手段将泵组的摆度值控制在规范规定的合格范围内。

摆度示意图如图3 所示。

图3 摆度示意图

电机转轴产生摆度的一般原因为电机转轴轴线与镜板摩擦面不垂直，主要因素有:

(1)推力头、锁环上、下两端面不平行;

(2)推力头与镜板间绝缘垫厚薄不均;

(3)镜板上、下两平面不平行;

(4)推力头底面与主轴的垂直度不好;

(5)主轴本身弯曲等［4］。

处理电机转轴轴线与镜板摩擦面不垂直的方法有

(1)刮削绝缘垫;

(2)刮削推力头底面;

(3)刮削锁环;

(4)在推力头与镜板间加垫［5］。

3 试验及结果分析

在循环水泵电机带齿轮箱试转过程中，电机下导轴承温度以约3 ℃/min 速率迅速升高65 ℃(接近报警值75 ℃)，电机被迫停运，电机惰转过程中下导轴瓦温度最高达到70 ℃。

电机上导轴瓦对称布置瓦温测点测量值向差约7 ℃。且在电机运行过程中，电机与齿轮箱之间传动轴的滚动轴承振幅偏大，反复波动，最大达到0．152 mm。

电机停运后，本研究从以下几方面排查轴承温度异常升高的原因:

(1)从电机下导轴承油箱内取出油样进行化验;

(2)检查电机导瓦瓦隙;

(3)拆除电机下导瓦进行检查;

(4)复测电机转轴摆度;

(5)对电机上导轴瓦探头进行重新检查校验，检查信号通道。

经过化验，电机润滑油水分、颗粒度、运动黏度等各项指标在标准以内;电机下导瓦PT 检测合格;电机上导轴瓦瓦温测点功能正常;通过复查电机上导瓦瓦隙，发现电机主轴不在上导瓦的几何中心处，位置正好与对称点瓦温差异相吻合，这也证明了电机主轴不在几何中心线上。

以下本研究分两步测量电机转轴摆度，“X”表示该处轴瓦收紧;百分表指向位置为测量位置［6］:

第一步:收紧电机上、下导轴瓦，调整轴瓦单边间隙为0．03 mm～0．05 mm，对电机手动盘车，测量方法如图4 所示，测量摆度数据为:

(1)电机下导瓦滑转子处摆度0．03 m;

(2)电机联轴器摆度为0．04 mm。

根据电机下导瓦滑转子处摆度(0．03 mm)及电机联轴器处摆度(0．04 mm)，可以判断电机主轴不存在弯曲。

第二步:收紧电机上导轴瓦，调整轴瓦单边间隙为0．03 mm～0．05 mm，电机下导轴瓦调整至工作间隙，轴瓦单边间隙为0．10 mm～0．15 mm。对电机手动盘车，测量方法如图4 所示，测量摆度数据为:

图4 摆度测量图

(1)电机下导瓦滑转子处摆度1．00 mm;

(2)电机联轴器摆度1．35 mm。

电机下导瓦滑转子处摆度及电机联轴器摆度超标(电机摆度验收标准为0．15 mm［7］)。

通过以上测量数据分析判断，电机主轴与镜板摩擦面不垂直可能是造成电机主轴摆度超标的根本原因。

推力头与主轴配合较松，锁环厚薄不均匀，可能是导致电机转轴轴线与镜板摩擦面不垂直的原因。在刮削锁环之前，根据测量数据，理论计算出锁环最大刮削量，作为现场刮削工作参考。

已知电机下导瓦滑转子处摆度，电机上、下导瓦两点间的距离L。即可做出一个直角三角型△ABC，锁环刮削量计算图如图5 所示。

图5 锁环刮削量计算图

在电机轴线AB 的延长线上，作推力头底面直径ε的垂线，使它与水平线相交D，通过F 点作AB 的平行线交于水平线的E，得另一个直角三角形△DEF［8］。

由于△DEF ∽△ABC，EF/DF = BC/AC = δ/ε =ω/λ。

因此，可求得锁环的最大刮削量:

式中:ω—轴线的倾斜值，mm;δ—锁环的最大刮削量，mm;Φ—法兰(或下导)处的最大净摆度，mm;ε—推力头底面直径，mm;λ—两测点的距离，mm。

随后本研究在现场通过6 次反复刮削锁环、盘车摆度验证，调整电机转轴与推力头垂直度，电机联轴器摆度由1．35 mm 调整到0． 08 mm，优于验收标准(0．15 mm)。再次启动循环水泵主电机，电机瓦温和轴振均处于正常范围内，这也证实了前述对电机主轴摆度超标原因的推断。

4 结束语

本研究通过排查轴瓦间隙、电机润滑油油质、轴瓦工作面、转轴摆度、轴瓦探头信号通道，找出了循环水泵电机导瓦瓦温异常升高的原因。通过计算电机推力头锁环的最大刮削量，现场刮推力头锁环，解决了推力头与主轴配合较松、锁环厚薄不均匀问题，使电机转轴轴线与镜板摩擦面垂直，以调整轴线的摆度，使电机摆度数据符合摆度验收标准，彻底解决了电机导瓦瓦温异常升高问题，确保了核电重大设备的长期稳定运行，后续可为核电厂该类型的电机摆度调整提供参考。

［1］苏林森，杨辉玉，王复生，等．900 MW 压水堆核电站系统与设备［M］．北京:原子能出版社，2005．

［2］吕省三，朱 宁，徐 俊，等．立式水力机组相关摆度的几个问题辨析［J］．上海大中型电机，2012，55(4):44-47．

［3］肖惠民． 中小型水轮发电机组运行与检修［M］1 版． 北京:中国电力出版社，2006．

［4］李建义，曾学仁． 一线天3#机组摆度超标的原因分析［J］．中国水能及电气化，2010，6(4):58-59．

［5］魏强林，朱建军． 大型立式机组轴线摆度调整方法探讨［J］．上海大中型电机，2011，54(2):45-46．

［6］何兴妹．大型立式水泵机组安装中摆度调整［J］．安徽水利水电职业技术学院学报，2014，14(2):69-72．

［7］中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局． GBT 8564—2003 水轮发电机组安装技术规范［S］．北京:中国标准出版社，2003．

［8］秦石明．立式水泵机组检修安装技术及对电机轴线摆度的精细调整［J］．内蒙古水利，2013，13(5):143-145．