基于SMA2000系统对白市水电站2号机组强迫补气试验振摆数据对比浅析

(五凌电力有限公司发电集控中心，湖南 长沙 410000)

白市水电站位于沅水干流上游河段清水江的下游，坝址位于贵州省黔东南苗族侗族自治州天柱县境内，以发电为主，兼有航运等综合利用效益。电站安装了3台140MW的立轴混流式水轮发电机组，保证出力90MW，多年平均发电量12.36亿kW·h，电能通过500 kV白艳线送出至湖南怀化艳山红开关站，为华中电网湘西南水电群的骨干电源，承担电网调峰、调频、事故备用等任务。

SMA2000系统是北京中水科水电科技开发有限公司以H9000计算机监控系统为基础，开发的水电站机组及其附属设备状态在线监测与趋势分析系统。

1 机组顶盖振动超标、厂房共振情况

1.1 存在的主要问题

白市水电站自2013年4月3台机组投产以来，一直存在以下两个问题：一是机组顶盖垂直振动在各个水头下、较大负荷范围内的超标现象，最大达到171μm(国标为不超过110μm)，造成机组运行区间过窄；二是机组在较大负荷下运行时出现了机组、厂房楼板的间歇性剧烈振动现象。

1.2 计划采取的措施

为探讨顶盖异常振动的原因，缓解其造成的不利影响，电站于2017年9月22—27日，利用机组停电检修机会，组织进行了2号机组顶盖真空破坏阀处强迫补气、顶盖无叶区强迫补气对机组、厂房振动影响验证试验。通过试验方式，确定通过顶盖真空破坏阀处强迫补气、顶盖无叶区钻孔强迫补气改善机组运行状态下水轮机顶盖、厂房振动的可行性。

2 试验原理、项目

2.1 试验原理

a.顶盖真空破坏阀处强迫补气对机组、厂房减振效果验证试验。在顶盖真空破坏阀正常运行、对真空破坏阀强迫补气两种条件下，测试机组、厂房振动情况，确认通过顶盖真空破坏阀强迫补气对降低机组、厂房振动位移幅值的可行性。

b.顶盖无叶区强迫补气对机组、厂房减振效果验证试验。在机组正常状态运行、在顶盖无叶区钻孔强迫补气两种条件下，测试机组、厂房振动情况，确认通过顶盖无叶区钻孔强迫补气降低机组、厂房振动位移幅值的可行性。

2.2 试验项目

该试验内容共3项：一是顶盖真空破坏阀处强迫补气时机组与厂房振动试验；二是顶盖无叶区强迫补气时机组与厂房振动试验；三是顶盖真空破坏阀自然补气时机组与厂房振动试验。

3 试验准备

a.顶盖无叶区钻孔、强迫补气管路安装。根据现场顶盖空间位置，在与大轴等距离位置均匀钻出12个φ22孔，6段补气环管通过法兰连接合成整体(见图1)。强迫补气管路引气自低压气系统储气罐，并装有补气总阀。

b.真空破坏阀拆除、强迫补气管路安装。顶盖上两个真空破坏阀安装位置已安装带管路闷板，闷板管路与强迫补气环管连接可靠，并装有可控制补气量的阀门(见图1)。

图1 强迫补气管路安装示意图

c.测点布置情况见下表。

试验测点统计表

d.上游水位在297.00～300.00m之间，水头控制在(48±1)m范围内。

4 试验过程

4.1 顶盖真空破坏阀处强迫补气时机组与厂房振动试验

4.1.1 试验条件

a.顶盖无叶区补气回路阀门可靠关闭(12个)。

b.真空破坏阀处强迫补气阀门(2个)保持全开。

c.低压气系统工作正常，补气总阀可靠关闭。

4.1.2 试验流程及调整原则

a.试验条件满足要求后，机组自动开机并网。

b.对2号机组进行单向负荷调整，调整原则如下：

第一步：由小到大调整，即将机组负荷稳定在20MW、30MW、40MW、50MW、60MW、70MW、80MW、90MW、100MW、110MW、120MW、130MW、140MW各2～3min。

第二步：由大到小调整，即将机组负荷稳定在135MW、125MW、115MW、105MW、95MW、85MW、75MW、65MW、55MW、45MW、35MW、25MW、15MW各2～3min。

c.打开补气总阀至全开进行真空破坏阀处强迫补气，当气罐压力不再变化时，记录各测点数据。

d.关闭补气总阀，恢复储气罐压力，机组调整负荷至下一个试验工况。

e.重复b、c、d步骤完成该试验。

4.2 顶盖无叶区强迫补气时机组与厂房振动试验

4.2.1 试验条件

a.顶盖无叶区补气回路阀门保持全开(12个)。

b.真空破坏阀处强迫补气阀门(2个)可靠关闭。

c.低压气系统工作正常，补气总阀可靠关闭。

4.2.2 试验流程及调整原则

a.试验条件满足要求后，机组自动开机并网。

b.对2号机组进行单向负荷调整，调整原则如下：

第一步：由小到大调整，即将机组负荷稳定在20MW、30MW、40MW、50MW、60MW、70MW、80MW、90MW、100MW、110MW、120MW、130MW、140MW各2～3min。

第二步：由大到小调整，即将机组负荷稳定在135MW、125MW、115MW、105MW、95MW、85MW、75MW、65MW、55MW、45MW、35MW、25MW、15MW各2～3min。

c.打开补气总阀至全开进行顶盖无叶区强迫补气，当气罐压力不再变化时，记录各测点数据。

d.关闭补气总阀，恢复储气罐压力，机组调整负荷至下一个试验工况。

e.重复b、c、d步骤完成该试验。

4.3 顶盖真空破坏阀自然补气时机组与厂房振动试验

4.3.1 试验条件

a.真空破坏阀已回装到位，能正常工作。

b.顶盖无叶区补气回路阀门(12个)可靠关闭。

4.3.2 试验流程及调整原则

a.试验条件满足要求后，机组自动开机并网。

b.对2号机组进行单向负荷调整，调整原则如下：

第一步：由小到大调整，即将机组负荷稳定在20MW、30MW、40MW、50MW、60MW、70MW、80MW、90MW、100MW、110MW、120MW、130MW、140MW各2～3min。

第二步：由大到小调整，即将机组负荷稳定在135MW、125MW、115MW、105MW、95MW、85MW、75MW、65MW、55MW、45MW、35MW、25MW、15MW各2～3min。

c.记录各测点数据。

d.机组调整负荷至下一个试验工况。

e.重复b、c、d步骤完成该试验。

5 试验数据

通过SMA2000系统对白市水电站2号机组强迫补气试验振摆数据进行采集、对比。

a.真空破坏阀处强迫补气时振摆数据对比情况见图2～图6。

图2 真空破坏阀处强迫补气时下导振摆数据对比

图3 真空破坏阀处强迫补气时水导振摆数据对比

图4 真空破坏阀处强迫补气时下机架振摆数据对比

图5 真空破坏阀处强迫补气时顶盖振摆数据对比

图6 真空破坏阀处强迫补气时蜗壳进口水压脉动数据对比

b.顶盖无叶区强迫补气时振摆数据对比情况见图7～图11。

图7 顶盖无叶区强迫补气时下导振摆数据对比

图8 顶盖无叶区强迫补气时水导振摆数据对比

图9 顶盖无叶区强迫补气时下机架振摆数据对比

图10 顶盖无叶区强迫补气时顶盖振摆数据对比

图11 顶盖无叶区强迫补气时蜗壳进口压力数据对比

6 试验初步结论

初步结果表明，在48m水头左右试验工况下，顶盖真空破坏阀处强迫补气对机组0～40MW负荷段运

行稳定性有改善作用，对机组80～100MW负荷段运行稳定性有劣化作用，对其他负荷段影响不明显；顶盖无叶区强迫补气对机组全负荷段运行稳定性和厂房振动有改善作用，其中机组80～100MW负荷段运行稳定性改善较为明显。

7 建 议

建议电站在上述试验初步结论的基础上，进一步对顶盖无叶区强迫补气方案进行优化、论证，包括用气量要求、空压机匹配换型以及是否增加顶盖无叶区强迫补气孔数量等；研究论证改变转轮泄压通道对机组振动改善的可行性等。以期大幅改善甚至彻底解决机组、厂房的间歇性剧烈振动现象。

[1] GB/T 8564—2003水轮发电机组安装技术规范[S].北京：中国标准出版社,2003.

[2] 贾允,周亚信.中小型水轮机补气及装置设计[J].大电机技术,2002(1):37-41.

[3] 万鹏,王海，陈喜阳,等.三峡左岸电站6号机组强迫补气试验研究[J].水电自动化与大坝监测,2005(6):28-30.