某水轮发电机组水导摆度超标原因分析

谭 诚

(国网绿源水力发电公司检修公司，辽宁 丹东 118000)

0 引言

水轮机组水导摆度超标是水电站机组运行的常见问题之一，水导摆度超标后长时间运行会导致转轮出现裂痕，对机组安全可靠性造成严重威胁。

某水电站水轮发电机组水轮机技术参数如表1所示。该水电站2016 年3 月至7 月进行了A 级检修，取消励磁机定转子，转动部件重量减少28 t；取消推力头与镜板间平均厚度1.7 mm 的环氧树脂垫，更换平均厚度0.2 mm 的铜皮垫补偿水平度。机组投入运行后，各项参数满足运行规程要求，但从12 月开始水导摆度出现超标现象。近几年虽采取机组轴线测量、中心移位和水导轴承检修调整等措施，然而随着机组运行一定时限后，超标现象复现。针对水导摆度超标问题，该水电站组织相关专业进行分析，提出了处理指导意见，但由于未到A级检修周期，在有限检修期内，通过转轮间隙、上导、推力等调整，为进一步解决超标问题提供思路。

1 水导摆度监测情况

水轮发电机组运行负荷达到45 ～50 MW时，水导摆度由原来0.26 ～0.32 mm 增大至0.36～0.46 mm，超出行业标准限定的0.35 mm，同时水导轴承示流较为稳定，为54～57 m3/h。

表1 某水电站水轮机技术参数

机组在45 MW 负荷运行状态下，水导摆度监测参数均保持在0.36～0.46 mm。

2 原因分析与初步处理

基于以前几次调整处理的结果，根据机组运行现状及以往 机组测量检修数据，分析原因与初步处理如下。

(1) 机组转动部分质量重心与机组支撑中心未完全重合，略有偏差，致使机组在运行中轴线倾斜、在镜板处呈圆周方向波浪运行。

(2) 机组受力调整松开水导假瓦后主轴偏移0.30 mm，导致水导摆度较大，机组运行时对水导瓦偏磨，经过几个月后水导轴承无法限制水导轴领后出现摆度扩大现象。

(3) 重点要求松开水导轴承假瓦后，水导轴领偏移量不大于0.18 mm。

本次调整工作不松开主轴任何连接部位，故无需进行轴线调整，主要进行转动部分中心向固定部件中心调整和减小水导轴领偏移量。

3 参数测量及调整

(1) 发电机空气间隙监测，调整前后测量数据如表2 所示。

(2) 水轮机转轮间隙监测，调整前后测量数据如表3 所示。

(3) 水导移轴(转轮移中)。将转轮调至中间位置，用水导假瓦定位，在-X，-Y 方向各设置一块百分表，根据以往调整经验(每次主轴均向+X，-Y 方向偏移)，用水导假瓦向反方向移轴(向-X 移1.80 mm，向+Y 移1.43 mm)，用水导假瓦定位，测量转轮间隙合格。

(4) 上导移轴(转子移中)。用上导轴瓦移轴，根据测量的修前发电机空气间隙及以住机组中心测量调整记录，经计算需向+X 方向移2.0 mm，向-Y方向移1.2 mm，测量空气间隙合格，用上导六块瓦抱轴定中心。

(5) 起落转子查看水导轴领偏移。在移轴工作完成后，用上导轴瓦、水导假瓦抱住主轴，顶转子然后落转子，松开水导假瓦，水导轴领向+X 方向偏移0.58 mm，向-Y 方向偏移0.41 mm，此时用水导假瓦将主轴向+X 移动1.22 mm，向-Y 移动1.00 mm，恢复转轮中间位置。

(6) 受油器甩油盆迷宫环间隙调整。转动部分中心调整后，测量受油器甩油盆迷宫环间隙最小值1.8 mm，对受油器底座进行了移位，满足油盆迷宫环间隙均在2.0 mm 以上要求。

(7) 上导轴承间隙调整。如图1 监测数据所示，满足要求。

(8) 水导轴承间隙测量与调整。修前测量水导轴承间隙和为0.21 ～0.26 mm，水导轴承回装后测量间隙和为0.22 ～0.26 mm (见图2)，与修前测量数据相差0.01 mm，基本符合规程中0.25～0.40 mm 要求，无需处理。

(9) 推力轴承受力测量及调整。修前测量推力轴承弹性油箱最大最小偏差值为0.28 mm，超过规程要求不大于0.20 mm 要求，因此，需对推力轴承受力进行调整并监测水导处主轴偏移，如图3，4 所示。

表2 发电机空气间隙监测数据

表3 水轮机转轮间隙数据

图1 上导轴承间隙调整测量示意(单位：mm）

图4 水导处主轴偏移量监测示意（单位：mm）

图2 水导轴瓦间隙(修后)测量示意（单位：mm）

图3 推力轴承受力调整监测示意（单位：mm）

用上导轴瓦、水导假瓦抱住主轴，顶转子然后落转子，松开水导假瓦，观察主轴位移：主轴向+X 方向移动0.45 mm，-Y 方向移动0.29 mm；在此状态下水导处用假瓦定位，将百分表调零，重新测量、调整推力瓦受力，此时推力瓦受力最大值与最小值偏差0.22 mm；再次起落转子，松开水导假瓦，观察主轴位移，主轴向+X 方向移动0.24 mm；-Y 方向移动0.18 mm；此时用水导假瓦移轴，恢复推力轴承受力0.22 mm 时的主轴状态。调整后基本符合机组运行规程中0.25～0.40 mm 要求。

4 后续处理建议

由于检修时间限制，此次水导摆度超标问题尚未完全处理到位，机组运行一段时间后，水导摆度超标问题可能还会继续显现，仍待下一步结合机组A 级检修进行全面处理。进一步处理建议如下。

(1) A 修时进一步测量定子中心、转轮室中心和弹性油箱中心的偏差，若偏差较大，需重新定位弹性油箱中心，尽最大可能使三者中心偏差最小。

(2) A 修时进一步测量水轮机轴与发电机轴连接法兰处的曲折，如偏差较大应进行处理。

(3) A 修时进一步测量推力头与转子中心体连接法兰处的曲折，如偏差较大应进行处理。

(4) A 修时测量推力头上下面和镜板平行度，若平行度不合格，需加工处理，安装过程中确保推力头、镜板与大轴垂直度合格。

(5) A 修时测量定转子相对高程，如测量得到的偏差较大，则应提高推力轴承弹性油箱支柱距离。

(6) 做转子和转轮动平衡试验，转轮静平衡试验，做好机组配重工作。

5 结束语

引发轴流转桨式水轮机组水导摆度超标因素很多，若针对该问题进行彻底解决，达到理想的运行效果，必须根据以往机组检修数据和运行观察参数，进一步查找水导摆度超标的具体原因，结合机组A级检修，把可能引起水导摆度超标的各种问题和参数全部进行重新测量调整定位。通过转动部分中心向固定部件中心调整、减小水导轴领偏移量等处理措施仅仅是在有限的检修期内及时恢复机组运行的一种手段，为下一步A 级检修彻底解决问题打下良好的基础，也为同类型机组出现此类问题的分析处理提供参考。

参与文献：

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