溧阳抽水蓄能电站机组振动和摆度异常治理

马运翔，彭 辉，倪海梅，邵冰啸，吴茂才

(1.江苏方天电力技术有限公司，江苏南京211102；2.江苏国信溧阳抽水蓄能发电有限公司，江苏溧阳213334)

0 引 言

抽水蓄能电站具有调峰、填谷、调频、调相以及事故备用、黑启动等多种功能，可以保障电网安全经济高效运行。近年来我国抽水蓄能电站不断发展，已成为电力系统的一个重要组成部分。水泵水轮发电电动机是抽水蓄能电站的核心设备，其工作状态是否稳定对整个电站发电系统的安全运行具有很大的影响，若设备出现安全事故往往会造成巨大的经济损失。振动摆度参数是机组运行状态的“体温计”，机组 70%～80%的故障都能通过机组的振动摆度反映出来。溧阳抽水蓄能电站于2016年开始调试，6号机组调试期间机组首次启动和带负荷过程中振动摆度异常，经过现场分析治理，找出了振摆异常的根本原因，并进行了配重处理，效果明显。

1 设备概况

溧阳抽水蓄能电站安装6台单机容量为250 MW的混流可逆式水泵水轮电动发电机组，总装机容量1 500 MW。水泵水轮机为立轴、单级混流水泵水轮机，型号为HLNA1094-LJ- 474；发电电动机为三相、立轴、半伞式、空冷可逆式同步发电电动机，型号为SFD250-20/7500。机组调速器微机控制部分由ALSTOM公司生产，型号为T.SLG，采用PID调节规律。水泵工况启动拖动采用静止变频装置(SFC)，额定电压为15.75 kV，额定功率为18 MW。机组轴系为立轴结构，发电机由两个导向轴承和一个推力轴承组成，水泵水轮机由一个导向轴承组成，整个机组支撑结构如图1所示。

图1 机组结支撑结构示意

2 振摆异常情况

2.1 机组升速过程振摆异常

6号机组为电站首台调试机组，机组升速期间共进行了4次动平衡试验，在水轮机工况下进行了2次配重后，在水泵方向SFC拖动中又进行了两次配重。2016年6月7日15∶37，机组水轮机工况启动开机进行升速试验，机组最大升速至269.34 r/min，机组上导摆度和上机架振动过大，上导摆度X向和Y向分别为415、423 μm，上机架水平和垂直振动分别为86、24 μm，机组紧急停机。在水轮机工况269.34 r/min转速下，机组振摆数据如表1所示。

机组上导摆度及上机架振动过大，振摆幅值随转速升高而增大，频谱分析振摆成分主要以转频分量为主，表明发电机转子存在质量不平衡，需要进行现场动平衡配重[1- 4]。现场配重方案：发电机转子上部由键相位置俯视逆时针方向 160°加重50 kg。机组加重后再次水轮机工况启动，转速升速至282.1 r/min，机组上导摆度和上机架振动仍过大，机组停机。表2给出了机组升速至282.1 r/min时的振摆数据。机组加重后虽然振摆幅值有所减小，但仍然无法顺利升速至额定转速。频谱分析振摆成分主要以转频分量为主，发电机转子仍然存在较大的质量不平衡。

表1 机组振摆数据(水轮机工况269.34 r/min转速) μm

表2 第1次动平衡试验后水轮机方向机组各部位振摆数据 μm

第2次配重方案：在第1次配重基础上，在转子上端面由键相位置俯视逆时针方向125°加重105 kg。完成加重后，机组于6月8日15∶00水轮机工况启动升速至300 r/min空转工况，升速到空转工况后，机组上导摆度和下导摆度转频分量仍然较大，幅值均大于130 μm。机组于6月20日进行SFC拖动试验， 14∶58拖动至额定转速，该工况下发电机转子下导摆度较大，其X方向和Y方向摆度幅值分别为190 μm和193 μm，转频分量分别为182 μm和185 μm。第二次动平衡试验后机组各部位振摆数据见表3。

根据以上情况，机组SFC拖动试验过程中继续进行了第3、4次加重，第3次在发电机转子下部以键相为基准俯视逆时针方向85°位置加重30 kg，加重后机组下导摆度稍大。第4次在发电机转子下部以键相为基准俯视逆时针方向115°加重15 kg。加重后机组于2016年6月27日进行SFC拖动，12∶05机组拖动至额定转速，机组各导轴承摆度幅值均小于110 μm，机架振动均小于20 μm，振动达到较好水平。机组反向运行在水轮机工况下振摆同样处于较好水平，机组顺利进入整组调试阶段。第4次动平衡试验后水泵方向机组各部位振摆数据见表4。

表3 第2次动平衡试验后机组各部位振摆数据 μm

表4 第4次动平衡试验后水泵方向机组各部位振摆数据 μm

表5 发电满负荷机组各导轴承摆度爬升前后数据

2.2 机组带负荷过程振摆异常

6号机组于2016年12月16日进行发电满负荷工况轴承热稳定试验，试验从13∶27开始，至17∶31结束，共进行4 h 4 min。试验过程中机组上导摆度、下导摆度和水导摆度都不断爬升，图2给出了机组进行发电满负荷工况轴承热稳定试验过程中各导轴承摆度变化趋势图，表5给出了机组各导轴承摆度爬升前后数据。由图2、表5数据可以看出，下导摆度爬升幅度最大，X向摆度由109 μm爬升到207 μm，其中转频分量由99 μm爬升到187 μm，Y向摆度由95 μm爬升到206 μm，其中转频分量由81 μm爬升到176 μm，相位基本不变。

图2 机组发电满负荷各导轴承摆度趋势

机组各导轴承摆度主要分量为转频分量，带满负荷运行时摆度增量中同样以转频分量为主，机组发电机转子存在质量不平衡。调试期间多次启动试验过程发现，机组在冷态状态下启动时初始摆度较小，连续运行30 min后基本稳定。机组在热态状态下启动时初始摆度较大，随后摆度爬升并稳定在一较高水平。试验表明发电机转子初始不平衡质量较小，带负荷后随着发电机转子温度升高，发电机转子变形产生热不平衡，热不平衡质量与转子原始不平衡质量相位基本一致，摆度增大。为进一步降低摆度值，2017年2月18日现场分析决定在发电机下部加重30 kg，位置位于以键相片为基准俯视逆时钟转65°处。此次配重后机组再次启动，发电状态下各导轴承摆度幅值均小于140 μm，满足合同要求。

3 振摆异常原因分析

6号机组共配重5次，等效配重量相当于在发电机上端俯视逆时针136°加重149kg，在发电机下端俯视逆时针83°加重71 kg。机组产生如此大的初始不平衡可能有以下原因：发电机转子部件脱落；转子组装不同心和安装不对中；转子热胀冷缩产生质量不平衡；发电机转子结构不合理等。

对以上原因逐一进行排查：现场多次动平衡试验过程中未出现异常，现场风洞内未发现脱落部件；现场安装过程均进行了严格把控，各工序质量优于规范要求；转子热胀冷缩是客观存在的，在设计计算时考虑了该因素，其对振摆的影响较小。以上三点原因均可排除。

现场检查发现发电机转子励磁铜引线布置于键相位置0°，铜引线总重达245 kg，在发电机转子下部180°位置内筒留有一用于安装螺栓的人孔，开孔去除质量达175 kg，两处位置设置不当，导致偏重过大，产生不平衡力达58 T，励磁铜引线与电机转

子下部人孔位置设置不当使发电机转子产生较大的原始不平衡质量，是机组振摆异常的根本原因。在5号至1号机组进行调试前对发电机转子进行预配重，配重方案为在发电机励磁引线对面180°位置发电机转子上部和下部均加重100 kg，配重后机组首次启动均能顺利升速至额定转速，经过一到两次精调后机组振动摆度均达到优秀水平。

4 结 论

溧阳抽水蓄能电站机组调试期间振动摆度大，无法升速至额定转速，励磁铜引线与发电机转子下部人孔位置设置不合理，使发电机转子产生较大的原始不平衡质量，是机组振动摆度异常的根本原因。对同类型其他机组转子不平衡质量位置进行准确定位，并对转子进行预配重可以大大提高动平衡效率。