摘要：近年来，我国的水电站建设越来越多，对水轮发电机的应用也越来越广泛。本文针对国外某水电站在调试过速期间，水轮发电机下导轴承摆度异常原因分析及处理。从受力分析、结构设计、制造过程及安装质量等方面进行分析，并根据各个环节发现的问题进行相应改进。
关键词：导轴承；摆度；导瓦间隙；支撑刚度；水轮发电机
引言
立式水轮发电机导轴承是机组结构中重要的组成部分，导轴承主要承受、传递机组转动部件的径向力给机架直至混凝土基础，同时为减小机组摆度和震动、便于形成油膜，在设计阶段给定导轴承合理的间隙，让转动部件在所限定的范围内运动。机组限定中心一般是以机组几何中心来确定的，比如:混流式立式机组以转轮止漏环几何中心为准，轴流式机组以转轮室几何中心为准，我们所做的盘车调整轴线、瓦隙计算及瓦隙分配都是为了让机组轴线围绕着机组中心线运动时不憋劲、少偏磨、受力均匀，为了达到上述目的，我们对现通行机组盘车形式、瓦间隙给定及调整方法都做一个深度分析，探讨一个最普遍适用的方法。
1概述
当机组正常满负荷运行时，可能出现电网短路等故障，此时为了减少系统短路电流，降低短路对电网的冲击，电网中的部分发电机会根据调度指令，从电网中切除，此过程即为发电机甩负荷。发电机甩负荷后，由于水轮机活动导叶调整时间限制，水轮机输入力矩无法及时减小，而发电机电磁力矩又由于甩负荷突然消失，此时机组转速会较额定转速突然大幅升高，为保证此种工况下发电机转动部件的安全性，因此，在发电机调试阶段，需进行发电机机械过速试验，来验证发电机的安全性及可靠性。水轮发电机组属于旋转机械，而振摆随着机械旋转必然出现。水轮发电机组转动部分同时受到水力振动、电磁振动以及机械和电磁不平衡力的的影响，只要其振动幅值在一定范围内，则可确保发电机长期安全稳定运行。
2水轮发电机导轴承摆度异常改进方法
2.1座圈变形
发电机下导轴承支撑采用支柱螺丝结构，支柱螺丝将机组转动部分的径向力传递至座圈，在安装检修中检修瓦间隙的过程中，需要靠螺栓与螺母来推动发电机转轴，此时，机架座圈也受到了支撑螺栓的支撑力。因此，目前座圈受力主要分为以下几种情况：（1）额定工况所受偏心磁拉力和机械不平衡力；（2）过速工况所受机械不平衡力；（3）检查瓦间隙时支撑螺栓的支撑力。
2.2支柱螺丝松动
支柱螺丝串联螺套，由于螺套松动，可能导致备帽无法将支柱螺丝备紧。同时机组转动时支柱螺丝受到转子传递的周期变化的周向力，此时，支柱螺丝会左右摆动，加剧了其松动后退的程度。进一步导致导瓦间隙变大，加剧了机组的振摆。导轴承的支撑刚度由油膜刚度、支柱螺丝刚度、机架刚度和基础刚度做串联计算得到。运行时支柱螺丝松动后退，可视为其刚度降低。支柱螺丝的刚度降低直接整个导轴承支撑刚度的降低。导轴承支撑刚度不足，将会影响轴系的临界转速与振摆。当机组转速接近临界转速，机组振摆将会发生异常的突变。
2.3接触密封摩擦使滑转子发热变形
该发电机导轴承属于滑动轴承，其润滑及冷却需要使用汽轮机油。为了汽轮机油的密封，该机组使用了接触式油挡作为密封手段，即油挡内圈和滑转子面接触，其密封效果较好。但在国内某些电站中，滑转子与油挡会摩擦生热，热量导致滑转子外圆会产生变形，因此也会导致下导处摆度增大。摆度在过速时迅速增大，在达到峰值，随后即下降。而发热变形造成的摆度变化较为平缓，不会发生突变，由此可排除接触密封摩擦使滑转子发热变形从而造成发电机摆度增大的可能性。
2.4导瓦间隙的分配原则
（1）摆度最大部位导瓦的最小间隙不小于油膜厚度；此条是国家标准GB8564在制定的时候已经充分考虑过瓦轴承设计间隙给定的匹配情况，GB8564标准对不同直径滑转子、不同转速下的摆度值都做了相应的要求，并且对长轴系导轴承滑转子处绝对摆度也做了强制性要求，目的就是为了满足此条要求，当然，我们在盘车处理轴系摆度做的很好时，为了减小机组运行时震动和摆度，在满足此条要求时，我们可以调整瓦隙比设计值小。（2）为了防止单块瓦受力，导瓦间隙增减应该平滑过渡；此条其实我们在理论上是很难做到的，我们普遍做的是确保滑转子在最大摆度点位处和相邻的导瓦间隙的平滑过渡，以不同点位单块瓦两边的间隙数值看，我们的计算调整值都是呈非线性关系递增或递减的，要达到平滑过渡，我们其实大多时候还是要进行人工修正的。
2.5机组运行摆度异常分析
排除轴线、轴瓦间隙、磁拉力、水力等主要原因后，针对下导轴承油温与瓦温异常、且油温与瓦温差异常、机组滑转子温度异常升高等现象进行全面综合检查分析。某水电站，滑转子与主轴配合间隙0.01—0.02mm。油盆盖密封为迷宫环内嵌毛毡接触式密封，滑转子热套有效接触高度与油盆盖密封间隙位置高度基本一致。测摆探头测量位置在油盆盖顶20mm处。机组正常运行时，为防止油雾从迷宫环内甩出，内部迷宫环内嵌入毛毡吸收油雾，油盆盖迷宫环与滑转子设计间隙1mm，实测间隙0.5mm。当机组高速旋转时，迷宫环内毛毡与滑转子接触摩擦发热，停机时滑转子最高温度63℃，经粗略计算滑转子线性膨胀0.15mm。滑转子受热膨胀与主轴配合间隙增大发生松动，滑转子随之摆动，由于机组运行过程中滑转子受到不稳定力的作用，与主轴发生相对位移，致使机组摆度增大。随着运行时间增加会对机组安全稳定运行带来隐患。经现场协调，对迷宫环内嵌入的毛毡进行修磨，基本与迷宫环齐平。安装后实测间隙用塞尺检查不小于0.8mm。开机后，密切关注机组运行状态，基本运行平稳。选取机组负荷25MW，运行水头113.5m，24小时后，机组上、下导轴承瓦温最高41℃，油温29℃，基本与检修前一致。上轴承摆度值稳定在0.060—0.073mm区间运行，下导轴承摆度稳定在0.118—0.130mm区间运行。水导摆度值稳定在0.040—0.047mm区间运行，运行状况良好。
结语
综上所述，国外某水电站在调试过速期间，水轮发电机下导轴承摆度突然增大现象的原因主要是套筒装配间隙与支柱螺丝松动，套筒装配间隙使发电机运行时导瓦间隙增大，支柱螺丝松动降低了导轴承的支撑刚度，从而影响机组振摆。结合现场实际，对套筒使用焊接或把合等手段，使其与座圈有效固定。此时导瓦间隙不再大幅变化，支柱螺丝也可有效紧固，从而使发电机过速时导轴承摆度回复正常范围。
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