五强溪水电厂5号机组上导摆度异常原因分析

万元，熊威，谭振国

(五凌电力有限公司五强溪水电厂，湖南 常德415000)

2011年以来，通过机组稳定性在线监测系统，发现五强溪电厂5 号机组上导摆度超标报警(标准为225 μm〔1〕)，如2012年最大摆度为516.023 μm，2013年为367.817 μm;在水轮机的稳定工况区(180 MW 以上)，上导最大摆度2012年为326.828 μm，2013年(至6月10日止)最大摆度335.724 μm，在大部分情况下处于超标状态。

针对5 号机组摆度偏大并超标这一情况，进行了一系列的试验，并在此基础上对上导摆变异常的原因进行了分析。

1 机组稳定性试验设计

将机组从“停机到并网带负荷”过程切分为“机组停机状态→空转状态”、“机组空转状态→空载状态”、“机组空载状态→并网带负荷状态”这几个分过程，采用人为手动方式对各分过程进行控制，确保控制量阶梯状递增，并在各分过程中，使用机组稳定性在线监测系统，对机组振摆实时数据、峰峰值等进行录波存储，便可实现机组的变转速、变励磁、变负荷试验，具体方案如下:

1)在“机组停机状态→空转状态”过程，调速器切为现地控制方式，在机旁小室手动开机，调速器设置为转速控制模式，依次输入机组转速给定为50%，67.5%，75%，87.5%，100%额定转速，在每个转速工况点停留3 min，实现机组转速的阶梯性上升，即为机组的变转速试验，在该过程中，机组GCB 断开，转子无励磁电流，机组不带负荷。

2)在“机组空转状态→空载状态”过程，励磁调节器切为现地控制方式，在机旁小室对机组进行零起升压，依次给定机组电压为25%，50%，75%，100%额定电压，在每个电压工况点停留3 min，即为机组的变励磁试验，在该过程中，GCB断开，机组不带负荷。

3)在“机组空载状态→并网带负荷状态”过程，由于目前五强溪电厂处于远程集控模式，监控系统切换为“集控方式”，由集控中心值班员对机组进行有功负荷调节操作，有功调节间隔为20 MW，每个负荷工况点停留3 min，即为机组变负荷试验，在该过程中，机组GCB 闭合向电网馈电。

2 试验数据分析

2.1 变转速试验分析

表1 为当机组转速阶梯上升时，在不同转速稳定阶段，机组上导摆度、上机架振动振摆的数值。试验中，水头为46.5 m。

表1 变转速试验过程中机组振摆值 μm

机组额定转速可由式(1)计算:

式(1)中 n 为机组转速(r/min);f 为机组额定频率(Hz，国内取f=50 Hz);p 为机组极对数，该机组转子共44 对极，即p=44。因此，可计算得机组额定转速为68.18 r/min，额定转频为1.136 Hz。

由表1 和式(1)计算得知，机组变转速试验过程中，机组振摆与转速成平方关系曲线。

图1—3 为机组在不同转速下机组上导X，Y向摆度对应的频谱分析结果。由于机组额定转速为68.18 r/min，50%，75%，100%额定转速对应的转速为34.09 r/min，51.13 r/min，68.18 r/min，对应转频为0.568 Hz，0.852 Hz，1.136 Hz。

图1 50%额定转速下机组上导X，Y向摆度频谱

图2 75%额定转速下机组上导X，Y向摆度频谱

图3 100%额定转速下机组上导X，Y向摆度频谱

由图1—3 可知，不论机组转速如何变化，机组上导摆度主频总处于机组转频附近。

图4 为75%额定转速下机组上导轴心轨迹图。

图4 75%额定转速下上导轴心轨迹

试验结论:机组摆度、振动与转速呈同向增长的趋势;机组上导摆度与转速的平方大致是呈现正比关系;机组振摆主频为不同转速对应的转频，其他频率成分较少。上导摆度轴心轨迹为较标准的椭圆形状。

机组的上导摆度数据满足3 个条件:①与转速平方成正比;②主频为机组转频;③上导轴心轨迹为椭圆型。因此，推断机组上导摆度超标是由转子质量不平衡引起的〔2-3〕。

2.2 变励磁试验分析

变励磁试验共选取额定电压的25%，50%，75%，100%这4 个电压点，表2 为各电压点下机组振摆值。

表2 变励磁试验过程中机组振摆值 μm

试验结论:机组摆度、振动与定子电压(及转子励磁电流)关系不大，因而，电磁因素对机组振摆影响较小〔3-4〕。

2.3 变负荷试验分析

采用远方集控调节负荷方式，由集控中心对机组进行合GCB 并网操作，并发负荷调节指令，调节间隔为20 MW，每个负荷工况点调节到位后稳定3 min。试验过程中，水头为46.5 m。

图5 为不同负荷下5 号机组振摆变化特征。

图5 机组振摆与有功负荷关系曲线

图6，7 分别为机组变负荷试验过程中，机组上导X 向摆度、上机架X 向振动的变负荷瀑布图。

试验结论:上导摆度绝大部分数据处于超标状态，上机架振动仅在负荷60 MW 以下出现超标现象;机组摆度、振动与有功负荷有较强的关联关系，机组有功负荷增加，机组振摆呈现“增加→减少→趋向平稳”的变化规律;在低负荷区，5 号机组振摆较大(其中上导Y 向摆度最大值超过600 μm)，且振摆频谱中1/5～1/3 转频附近具有较强的振摆能量，在大于170 MW 的高负荷区，机组振摆能量主要集中于1 倍转频附近，低频振动基本消失。

图6 机组上导X 向摆度变负荷瀑布图

图7 机组上机架X 向振动的变负荷瀑布图

2.4 试验结论及处理措施

2.4.1 试验结论

1)发电机转子质量不平衡可能是导致5 号机组摆度数据偏大的主要原因。

2)5号机组电磁振动较小，转子外沿圆度、定子内表面圆度较好，定转子气隙均匀，定子铁芯合缝良好，并且基本不存在铁芯松动、绕组松动等缺陷〔3〕。

3)受水力因素的影响，在低负荷区运行时，机组振摆较大。根据低负荷区机组振摆频率分析，振摆过大可能是由尾水管偏心涡带引起的〔4－6〕。

2.4.2 处理措施

1)加强对5 号机组振摆的监视与分析。

2)加强上导轴承温度巡视，防止上导瓦片烧毁。加强上机架检查，防止上机架出现裂纹等故障，并对上导轴承瓦座进行周期性检查。

3)在5 号机组A 修时，可进行机组的动不平衡试验。

4)尽量避免机组在170 MW 以下负荷运行。

3 结束语

俄罗斯萨扬水电厂毁灭性事故警示水电工作者，机组振摆超标必须引起足够重视，若放任机组长期处于大摆度状态下运行，将可能导致重大事故的发生。

文中针对五强溪电厂5 号机上导摆度超标问题，自主设计机组稳定性试验方法(包括变转速、变励磁、变负荷试验)查找原因，通过分析发现发电机转子质量不平衡是引起摆度增大的最重要原因，并得出水力因素(特别是尾水管涡带)导致机组170 MW 负荷以下振摆超标这一重要结论，为制定机组安全稳定运行、维护、检修策略提供重要依据。

〔1〕刘金凤． 水轮发电机组振动在线监测与分析系统研究〔D〕． 西安:西安理工大学，2004:3-15．

〔2〕陈杰． 葛洲坝水电机组稳定性数据分析及应用〔D〕． 武汉:华中科技大学，2009:6-22．

〔3〕董毓新． 水轮发电机组振动〔M〕． 大连:大连理工大学出版社，1989:88-128．

〔4〕Chuang Fu，et al． Predictive Maintenance in Intelligent Control Maintenance Management System for Hydroelectric Generating Unit〔J〕． IEEE Transactions On Energy Conversion，2004，19(1):179-186．

〔5〕曹剑锦，陈昌林． 大型水轮机转轮异常振动及叶片裂纹分析〔J〕． 西南交通大学学报，2002，37(S1):68-72．

〔6〕李成家． 安康水电厂200 MW 水轮发电机组运行稳定性分析〔J〕． 西北电力技术，2000(4):31-34