抽蓄电站机组“轴系摆头”的原因分析及处理

刘春青，王立勇，许 峥

(吉林松江河水力发电有限责任公司，吉林 白山 134500)

0 概述

抽蓄电站机组摆度大多存在“摆头现象”，即上导摆度大，下导摆度小，轴系的整体姿态呈“哑铃”型，这是ALSTOM设计体系各型机组的普遍特征。产生这种现象的原因是多方面的，机组结构设计不合理、盘车要求不严等对机组摆度影响较大。

1 “轴系摆头”数据及原因

某抽蓄水轮发电机组启机空转运行近100 m in，在此过程中上、下导轴承的摆度变化最为明显，上导轴承摆度由开机时的250 μm增至330 μm，增幅为80 μm；下导轴承摆度由开机时的410 μm降为125 μm，降幅为285 μm。图1是该抽蓄水轮发电机组空转时的轴系姿态，机组轴线弯折，已呈“哑铃”型。

经检查，机组发生轴系“摆头”现象的主要原因是：上导轴承热胀增大了轴瓦间隙，造成发电机上、下导轴承的受力发生较大变化。

2 解决措施

2.1 调整机组轴线

对比机组轴系盘车数据结果，相对下导摆度，分析上、下导摆度是否符合运行要求。如不符合，则重新调整机组轴线，使转子、定子中心和转轮止漏环中心的同心度调试达到安装标准要求，尽量使其中心合一，确保轴线不出现弯折现象。

图1 抽蓄水轮发电机组轴系姿态

2.2 机组动平衡试验处理

机组动平衡试验变转速试验的起始转速，以60 %额定转速为宜。转速太低，不仅对轴承伤害较大，而且作用意义不大。动平衡试验变励磁试验一般从励磁电压0开始，每10 %为1个点，直至100 %额定电压。对比变转速、变励磁试验结果，最终确定机组动平衡试验的配重相位。通过机组增加配重块措施，减小转子不平衡力，进一步优化机组轴线，提升运行稳定性。

2.3 减小上导轴瓦间隙

适当调小上导轴瓦间隙，可增大上导瓦膜刚度，从而使上导轴承摆度减小。根据水轮机迷宫间隙与发电机定、转子气隙的均匀程度，将大轴中心定位，并固定好大轴，实测8块上导轴瓦间隙值。按照实测轴瓦间隙减小0.13 mm的要求，确定上导各轴瓦间隙调小值，预计单边约0.07～0.10 mm。目前，大多数国内投运机组轴瓦间隙的安装实际值比设计值都要小0.05～0.10 mm(单边)，这是机组试运长期积累的经验。

2.4 改进机组结构设计

ALSTOM设计体系的机组大都存在“摆头”现象，主要原因有如下3点：

(1) 上导轴承油冷却效果不好，轴承油槽油温较高，热胀原理导致上导瓦间隙变大；

(2) 下导轴承用推力头做轴颈，而推力轴承瓦温较高(接近80 ℃)，温升较大(启机时25 ℃，热稳定后70 ℃)，使下导轴瓦间隙因轴颈热胀而变小；

(3) 励磁引线在发电机顶轴上通过时的布置为90°夹角，此时通电的励磁引线在发电机定、转子磁场中受到磁拉力作用，使转子大轴受到不平衡力。

针对上述原因，可加大冷却器容量，提升轴承冷却效果；另外结合机组大修作业改进励磁引线布置形式，将励磁引线按180°夹角布置，进一步减小不平衡力。表1为加大冷却容量、改善轴承冷却效果后机组轴承运行数据。

表1 加大冷却器容量后机组轴承运行数据

3 总结

通过精调轴线和转子配重、减小上导轴瓦间隙及加大冷却器容量等措施，明显削弱机组“轴承摆头”现象，使机组轴线处于安全、合理的运行范围。建议在大修期间，将励磁引线布置角度为180°夹角，减小不平衡力，达到机组运行的最优工况。