水轮发电机组维修_湘电集团有限公司_湘潭电机股从限公司

1 概况
   某水库电站于2004年9月建成投产，装有两台轴流定浆式水轮发电机组。水轮机型号为ZDJP502-LH-100，设计水头18.2m，设计流量6.62m3/s，额定出力1064KW，额定转速600r/min；发电机型号为SF1250-10/1730，出力1000KW。
   投产初期两台机组较长一段时间内均在50%额定负荷以上运行，机组振动和摆动值都在允许范围内。但在50%额定负荷以下运行一段时间后，2#机组振动逐渐变大，最终因振动过大而不能运行。
当机组并网后，只有选择合适的工况运行，机组振动才趋于稳定。且要随着水头的下降作适当的开度调整。当水头下降至只能带50%额定负荷以下时，整个上机架及发电机定子产生明显的振动，同时尾水平台也有振动感觉，水机层伴有异音。
    在14m水头时，分别以开机转速468r/min和额定转速600r/min，用百分表测量机组各部位振动值见表1。
表1 机组各部位振动检测值
序号测量项目（双振幅） 468r/min 600r/min
1 发电机集电环端盖顶部 0.025-0.05 0.05
2 发电机集电环端盖径向各点 0.01-0.03 0.08-0.1
3 发电机四周盖板板面无、轻微振动状 0.02、振动加大
4 发电机上导轴承面无 0.03
5 发电机下导轴承无无
6 发电机下导轴承主轴处 0.3 0.4
7 发电机与水轮机联轴法兰 0.4 0.5
8 水导轴承上端 0.5 0.5
9 水导轴承下端 0.7 1以上
10 水导轴承座无、手触摸有撞击感无、手触摸有撞击感
11 水导轴承轴向端面 1以上振动值过大无法测量
2 振动原因分析
    从表1的检测数值及平时的运行情况得出，2#水轮机振动是有规律的，这种规律表现在振幅和频率的变化上。2#机组的振动值跟机组的转速、水头、运行工况有关。而与此有关的振动原因有：1）、转子不平衡或轴线不正而引起的机械振动，其振幅与频率随转速的增加而增加。2）、由尾水管压力脉动或汽蚀所引起的水力振动与运行区有关，振动时伴有噪音。
   由转子不平衡或轴线不正而引起的机械振动。投产初期2#机组较长一段时间内均在50%额定负荷以上运行，且机组振动和摆动值都在允许范围内。而转子不平衡属机组制造和出厂安装质量问题，如果转子存在不平衡，机组在试运行时就反映出来，因此转子不平衡问题可排除；由于机组是在安全运行一段时间后才出现振动问题的，有可能是推力头与轴配合松、卡环不均匀压缩、推力头与镜板间垫变形或破坏等，引起的机组振动。因此需进行机组整体盘车，检查机组轴线。机组整体盘车记录见表2。
表2  机组摆度记录 (单位：mm)
测点 1 2 3 4 5 6 7 8
读数上导 +0.01 0.00 0.00 0.00 +0.01 0.00 +0.01 +0.01
下导 -0.01 0.00 +0.01 +0.02 0.00 -0.01 -0.06 -0.04
水导 0.00 -0.03 0.00 +0.05 -0.01 +0.03 -0.06 -0.05
相对点 1—5 2—6 3—7 4—8
全摆度上导 0.00 0.00 -0.01 -0.01
下导 -0.01 +0.01 +0.07 +0.06
水导 +0.01 -0.06 +0.06 +0.10
净摆度下导 -0.01 +0.01 +0.08 +0.07
水导 +0.01 -0.06 +0.07 +0.11
从表2可知，水轮机水导轴承净摆度＜0.12mm，净摆度基本满足要求，说明机组轴线垂直的。
   由尾水管压力脉动或汽蚀所引起的水力振动。由于机组的振动随工况变化有较大的变动，在机组选型时：比转速，机组转速  查额定工况空化系数与比转速关系线可得空化系数。无论从动能还是经济的观点，提高水轮机的比转速都是有益的。但水轮机提高应用比转速，会受空化条件与强度条件的约束，汽蚀系数大的水轮机，在同样的使用水头条件下，其产生的动力真空也大，因而发生汽蚀的可能性也大。尾水管中水力不稳定现象，主要指尾水管中水压周期性的变化，压力脉动作用于机组和基础上，引起振动、噪音和出力波动。特别是在低水头下运行时，存在振动区域（在35%～75%额定负荷之间）。此振动区域随着水头的降低向导叶开度增大的方向推移，沿着水头由低到高形成喇叭形的分布，振动强度由水头低向水头高逐渐减弱，振动频率。同时空腔气蚀可引起机组的顶盖和推力轴承出现剧烈的垂直振动，比横向振动的危害性更大。据此特性判定，2#机组的振动现象是水机轮汽蚀系数过大而产生尾水管压力脉动或汽蚀所引起的。
    通常对于由尾水管压力脉动或汽蚀所引起的水力振动，取用尾水管内装消振十字架补气。但机组已装有十字架补气，仍出现振动现象，是因为低水头运行时尾水位偏高，十字架补气不足，不能彻底解决压力脉动，导致机组在低水头下运行一段时间后，受振动影响，机组的其他薄弱环节发生变化，加剧机组振动。
    进一步详细检查发现：a.发电机上导轴承轴座圈和水导轴承按图纸配有定位销，但机组漏装。轴承安装是必需打定位销的，以保证机组在运转中轴承不发生位移。b.发电机定子与混凝土基础接触面积少。对于这种悬式机组，推力轴承和上导轴承安装在上机架上，而上机架是与发电机定子机座联接的，这样机组运转中轴承所承受的径向力和轴向力都由发电机定子机座承担，易产生刚性振动。这些问题可造成机组振动加剧，核心部件（轴承）发生变位，引起机组共振。
3 处理的措施
    综合上述分析可知，须然机组的振动现象是尾水管压力脉动或汽蚀所直接引起的，但导致机组振动加剧扩散，最终不能运转的本质原因是发电机上导轴承轴座圈和水导轴承没有打定位销及发电机定子（上机架）刚性不足。在实际操作采用以下处理措施：
    a.发电机上导轴承轴座圈补销，用￠16×60 、1：50锥销4支在轴承座圈上对称补上。采取钻铰孔配销。
    b.水轮机水导轴承座补销，用￠14×60、1：50锥销2 支在轴承座上对称补上。采取钻铰孔配销。
    c.加强发电机定子底座与混凝基础接触面，采用铁板、斜垫铁补垫，对称垫托定子底座8处，增强发电机定子底座的稳定性。
    d.加强上机架支撑力(如图1所示)，用14#槽钢撑在上机架端面和机坑墙壁之间，为了使墙壁能承受较大的压力，在其受力部位预埋抗弯强度较大的型钢。14#槽钢接预埋型钢端直接焊接，上机架端通过在机架端面焊接托板与14#槽钢钻铰孔配￠14×60、1：50锥销，用镙栓锁紧（装配时要在发电机顶环+Y、+X方向打百分表保证上机架不偏位）。

图1 上机架支撑装配
1—上机架  2—定子  3—锥销  4—托板  5—型钢   6—槽钢
   e.根据盘车记录数据，重新调整好各轴瓦间隙。
   f.考虑到尾水管内的压力脉动对转轮的周期性冲击以及引起机组振动，采用给转轮配重(如图2所示)。为便于操作和避免增加转轮水力损失，制作配重支承座（50公斤）套在距转轮最近（水导轴承顶盖附近）的水轮机主轴上。在机组带上负荷运行后，在水导轴承顶盖轴颈处测量出不平衡点，然后反复调试配重（0.5公斤）。

图2 主轴支承座
1—水轮机主轴  2—支承  3—配重块  4—水导轴承顶盖
经过以上多项处理后，开机并网运行（13m水头），发电机集电环端盖顶部测量0.01mm，发电机集电环端盖径向各点测量0.02mm发电机四周盖板板面（上机架）0.03mm，水机主轴摆度0.05mm，各轴承无振动。基本解决了机组振动现象。
4 结论
   通过以上措施对该机组振动的处理，机组振动消除，确保机组的安全运行。今后在实际运行中，尚需经常观测机组的振动情况，检查已采取的技术措施是否有变位，并及时调整，以确保机组的安全运行。