水轮发电机组运行振摆特性及分析研究

杨洁冰

（嘉陵江亭子口水利水电开发有限公司，四川 苍溪 628400）

水轮发电机组运行振摆特性及分析研究

杨洁冰

（嘉陵江亭子口水利水电开发有限公司，四川 苍溪 628400）

水电站机组运行特性概括为三点内容：一是水流能量利用特性，二是水轮机的空化和空蚀，三是机组稳定特性。能量和空蚀空化已经与机组的利用程度和机组的使用寿命紧紧相关，通常会因为机组的振动问题而影响到机组的安全运行，进而影响到发电机组对电网系统所做的贡献，此外，长久以来的振动还会对机组的很多零部件造成损伤，成为潜在的威胁机组安全运行的关键因素。现阶段，由机组振动问题所导致的厂房结构振动已经成为整个水电站重点关注和研究的对象。为了更好地了解和掌握水电站厂房的振动特性，更好地解决摆度等问题，最直接、最实用的方法就是对水电站进行现场检测，再结合相关的数据来反馈水电站厂房的特性，不仅如此，现场实地检测还能够获得更多的一手数据，进行处理和分析就能够归纳出水电站的共性，为水电站运行优化、避免机组事故等具有重要参考价值。本文结合亭子口水电站实际振动试验，对以下内容进行了研究分析：

（1）亭子口水电站机组变转速试验、变负荷试验、特殊工况测试结果，对机组和厂房结构实测数据进行时域分析。

（2）基于机组和厂房振摆分析结果，结合水轮机运行特性曲线并考虑机组安全运行要求，提出了机组安全的运行区域划分的指示并对亭子口水电站运行振摆区域预测。

（3）根据四川中鼎科技有限公司《亭子口1号机组全水头振动区界定试验报告》（编号：ZDKJ/BG14-472），进行针对性开停机的非平稳过程进行了振源分析。

水电站；振摆；振源

1　研究目的和意义

嘉陵江亭子口水利枢纽坐落于四川省广元市，主要位于嘉陵江干流的中上游，距离当地苍溪县城大约15 km，整个水电站由大坝、电站、泄洪建筑物等多个部分组成。大坝为混凝土重力坝，坝轴线总长995.4m，坝顶高程465.0m，最大坝高116m。枢纽布置方式：河床中间布置8个表孔、5个底孔及消能建筑物，底孔（兼作排砂孔）布置在表孔左侧，河床左侧布置坝后式电站厂房，河床右侧布置垂直升船机，两岸布置非溢流坝段。永久建筑物主体工程量：土石方明挖812.0万m3，混凝土522.6万m3，钢筋69088 t，钢材39 766 t。该建筑物不仅是四川省的重点建设工程，同时归属于水利部管辖，是一个水利民生工程，主要提供防洪和发电功能，同时兼顾航运和拦沙减淤。装机容量为4×275MW，机组为混流式水轮发电机组。水轮机型号HLVS220-LJ-670，发电机型号SF275-60/14700。

四川中鼎科技有限公司已对我厂机组振动问题进行了相应分析和研究，针对一些问题也得出了一定的结论，对避免机组共振区域具有一定价值。2013年08月09日17∶33，我厂1号机组在成功试运行72 h之后正式并网发电，在此期间对厂房的原始数据进行观察，现场实地检测获得了更多的一手数据，进行处理和分析就能够归纳出水电站的共性，为水电站运行优化、避免机组事故等具有重要参考价值。为此四川中鼎科技有限公司对我厂1号机组进行了全水头振区界定试验。

1.1实际勘测试验

对于水电机组来说，振动现象毫无规律，也存在着明显的振动差异性，现实中很多震源往往都不能完全搞清楚其振动机理，因而也就很难对其进行模拟和仿真，并且不管是进行模拟实验还是精确的科学计算，也都不可能将所有的因素全部考虑进来，因而只能够选择不同运行状态下水位水头来进行研究和检测。而为了更好地掌握和了解水电机组的振动特性，实测被认为是最好的方法之一。现场测试时针对5个毛水头进行了测试分析。

1）上游水位：438.6m，下游水位：373.4m，毛水头为65.2m。

2）上游水位：441.06m，下游水位：372.71m，毛水头为68.35m。

3）上游水位：447.4m，下游水位：373.8m，毛水头为73.6m。

4）上游水位：450.9m，下游水位：372.8m，毛水头为78.1m。

5）上游水位：457.4m，下游水位：373.7m，毛水头为83.7m。

1.2试验依据

试验测点布置依据GB/T17189-2007《水力机械振动和脉动测试规程》，具体布置如下：

上机架水平振动（简称上平）-X，+Y各一点

下机架垂直振动（简称下垂）-X一点

定子中部水平振动（简称定平）-X一点

下机架水平振动（简称下平）-X，+Y各一点

上导摆度（简称上摆）-X，+Y各一点

下导摆度（简称下摆）-X，+Y各一点

水导摆度（简称水摆）X，+Y各一点

顶盖垂直振动（简称顶垂）-X一点

顶盖水平振动（简称顶平）-X一点

尾水管压力脉动（尾压脉动）一点

轴位信号（简称轴位）-X一点

以上一共16个观测点。主测方向为-X，同方向的测点均安装在机组相应方向铅垂面上，测点方向与厂房坐标一致。各摆度测点安装在机架或轴承盖上作相对测试，各振动测点均安装在基础壁上作绝对测试。试验中的转轴相位为自编相位，与安装的盘车相位不一致。

1.3水轮发电机组振动故障因素

根据《亭子口1号机组全水头振动区界定试验报告》（编号：ZDKJ/BG14-472）对我厂1号水轮机组振动因素分析。

1.3.1转速试验

启停机组，分别在各种转速下测量机组典型部位（上导、推力、下导、水导）的振幅。

比如，机组的转速在60%到100%的额定范围内，振幅是比较大的，对转速进行改变也不会对振幅造成较为明显的变动，并且振动的频率也会和机组转动的频率相同，此时，机组振动的原因大都是因为轴承存在一定的间隙、主轴的零部件存在磨损等（如上风洞内挡风板）。

1.3.2励磁试验

机组在额度转速下，投入励磁系统，机组各部件会伴随着励磁电流的变化而变化。假如振幅会随着励磁电流同向变化，那么引起机组振动的主要原因就是不平衡磁拉力的存在，这个时候就需要进一步检测发电机的定子和转子的空气间隙是不是均匀存在的，磁极线圈有没有发生短路的情况。

1.3.3负荷或补气试验

在不同水头下改变机组的负荷，检测水头在不同负荷状态下的振幅和接力器行程，进而绘制出相应的关系：

A=f（N）或A=f（L）

式中A——振幅，mm

L——接力器行程，mm

N——发电机有用功率，kW当振幅伴随着机组负荷的变化而同向变化的时候，轴承处的变化幅度比其他部位明显，那么造成机组振动的最主要原因就是水力的不平衡。

假如振动只是在某一个负荷区域变化比较强烈，其他区域振动明显减弱，那么造成机组振动的最主要原因就是尾水管中可能产生了偏心涡带。

此外，再对机组振动较为强烈的区域进行补气实验，再次检测轴承处的振动幅度，如果补气前后存在着较为明显的出入，那么造成机组振动的最主要原因就是尾水管中可能产生了偏心涡带。

2　针对1号机组振摆特性数据分析

1号机组安装时上导轴承总间隙为350μm，下导轴承总间隙为700μm，水导轴承总间隙为500μm。各水头分析已扣除上导摆度因电磁干扰影响的附加幅值。

2.11号机组毛水头为65.2m时的振区

1号机组在上游水位为438.6m，下游水位为373.4m时，机组最大能带228MW负荷。机组按20 MW负荷递增试验，对负荷变化时各振动、摆度进行全程监测。在整个带负荷变化过程中发现，机组在并网至60MW负荷区间受小开度下流态紊乱影响，导致大轴产生随机振动，机组在80MW至160MW负荷区间受尾水管压力脉动影响，各振动、摆度均形成了典型的低频水力振动波形且通频幅值明显增大。在180MW及以上负荷时，各振动、摆度测值均较大的小于规程要求的限定值，机组运行稳定性优秀。

2.21号机组毛水头为68.35m时的振区

1号机组在上游水位为441.06m，下游水位为372.71m时，机组最大能带235MW负荷。机组按25MW负荷递增试验，对负荷变化时各振动、摆度进行全程监测。在整个带负荷变化过程中发现，机组在并网至75MW负荷区间受小开度下流态紊乱影响，导致大轴产生随机振动，从而致使水摆表现为随机高频波形；机组在80MW至170MW负荷区间受尾水管压力脉动的影响，各振动、摆度均形成了典型的低频水力振动波形且通频幅值明显增大，其低频频率主要为0.23倍转频，这种低频水力振动现象一直持续到175MW附近才渐趋消失。在175MW及以上负荷时，各振动、摆度测值均较大的小于规程要求的限定值，机组运行稳定性优秀。

2.31号机组毛水头为73.6m时的振区

1号机组在上游水位为447.4m，下游水位为373.8m时，机组可带满负荷运行。机组按20MW负荷递增试验，对负荷变化时各振动、摆度进行全程监测。在整个带负荷变化过程中发现，机组在并网至80MW负荷区间受小开度下流态紊乱影响，导致大轴产生随机振动，从而致使水摆表现为随机高频波形；机组在80MW至180MW负荷区间受尾水管压力脉动的影响，各振动、摆度均形成了典型的低频水力振动波形且通频幅值明显增大，其低频频率主要为0.23倍转频，这种低频水力振动现象一直持续到200MW附近才渐趋消失。在200MW及以上负荷时，各振动、摆度测值均较大的小于规程要求的限定值，机组运行稳定性优秀。

2.41号机组毛水头为78.1m时的振区

1号机组在上游水位为450.9m，下游水位为372.8m时，机组可带满负荷运行。机组按20MW负荷递增试验，对负荷变化时各振动、摆度进行全程监测。在整个带负荷变化过程中发现，机组在并网至60MW负荷区间受小开度下流态紊乱影响，导致大轴随机振动，从而致使水摆表现为随机高频波形；机组在80MW至180MW负荷区间受尾水管压力脉动的影响，各振动、摆度均形成了典型的低频水力振动波形且通频幅值明显增大，其低频频率主要为0.23倍转频，这种低频水力振动现象一直持续到200MW附近才渐趋消失。在200MW以上时，各振动、摆度测值均较大的小于规程要求的限定值，机组运行稳定性优秀。

2.51号机组毛水头为83.7m时的振区

1号机组在上游水位为457.4m，下游水位为373.7m时，机组可带满负荷运行。机组按20MW负荷递增试验，对负荷变化时各振动、摆度进行全程监测。在整个带负荷变化过程中发现，机组在并网至60MW负荷区间受小开度下流态紊乱影响，导致大轴随机振动，从而致使水摆表现为随机高频波形；机组在80MW至180MW负荷区间受尾水压力脉动的影响，各振动、摆度均形成了典型的低频水力振动波形且通频幅值明显增大，其低频频率主要为0.23倍转频，这种低频水力振动现象一直持续到200MW附近才渐趋消失。在200MW以上时，各振动、摆度测值均较大的小于规程要求的限定值，机组运行稳定性优秀。

通过五个水头的试验分析，1号机组大致应分为四个负荷运行区域，即小开度区、水力振动区、过渡区和稳定运行区，图1为不同水头下运行区域划分示意图。

图1　不同水头下运行区域划分示意图

3　高水位高水头下机组和厂房结构振动区域分析

正是因为水轮发电机组的振动存在着较为复杂的特性，特别是一些振动机理到现在还不是清晰明了，再加上水力振动还存在着一系列不确定性，这就造成实际工作当中，针对不同水位的电阻情况无法做出有效的预测，整个工作的难度加大许多。所以，只能够根据一些实际测量的数据来进行一定的推理和分析预测。

通常而言，混流式水轮机存在着叶片不可调节的情况：当导叶开度较小的时候，水流会对转轮进口进行冲击，而在叶片的背面进行脱流，这就造成转轮的出口处会带有一定的正环量；当导叶开度较大的时候，叶片的正面脱流，转轮出口水流的绝对速度角度是大于90°的；而在最优工况的时候，水流的相对速度的方向会和转轮进口完全相同，水流会平行于叶片的骨线而进入转轮，并不会产生相应地冲击，也就不会造成能量的损耗，避免脱流现象的发生。

伴随着水头的不断加大，一直变化着的水头会产生不同的负荷，相应地流量会进一步减小，导叶的开度也会减小，此时就有可能形成叶道涡，造成较强的压力脉动，叶片正常脱流的现象就会随着水头的不断变化而变化，敏感度也会变得越来越高，因而也就可以断定稳定运行区域的边界和过渡区域的边界都会处于高负荷的偏移状态，但是考虑到高水头高水位高负荷的状态下会存在一定的上限限制，因而当负荷超过设计工况的时候，较少可能会出现柱状涡带和反向涡带。

4　结论

水电站发电机组一旦出现振动和摆动就会产生一系列的危害，会对整个发电站带来威胁，因而成为专家和学者争相研究的热门课题。想要更好地了解和掌握水轮机机组振动的特性，最主要、最有效的方法就是进行实地检测，在获得大量的一手数据以后，综合分析和研究厂房结构，进而找出厂房和机组运行工况之间的关系。对于水电站厂房本身而言，负载较多，能够引起震源的可能性也是非常广泛的，不仅如此，水电站各个部位的振动往往又都是相互联系的，相关的规律性会比较弱，但是这只是针对水平振动，在垂向振动上，相应地变化规律基本一致，这就能够解释机组和厂房的下机架存在着一定的紧密联系。

[1]四川中鼎科技有限公司.亭子口1号机组全水头振动区界定试验报告（编号：ZDKJ/BG14-472）[Z].

[2]刘洋.大型水电站机组及厂房振荡测试分析[D].天津：天津大学，2006.

TM312

B

1672-5387（2016）11-0008-04

10.13599/j.cnki.11-5130.2016.11.003

2016-09-01

杨洁冰（1990-），男，助理工程师，从事水电站运行工作。