秘鲁查格亚水电站机组稳定性分析评价

吴 凡

（湖北清江水电开发有限责任公司，湖北 宜昌443000）

秘鲁查格亚水电站距离首都利马415km，位于安第斯山脉中部以东Huallaga河流域，装机容量45.6万kW，为径流式日调节电站，年利用小时数5509h，年设计发电量25.19亿kW·h，坝址以上流域面积7150km2，坝址多年平均流量164.35m3/s，机组满发流量153.16m3/s，大坝采用混凝土面板堆石坝，坝顶高程1204m，最大坝高211m，坝顶长度274m，正常蓄水位1196m，库容3.55亿m3，调节库容225万m3，于2011年5月开工建设，2016年9月投入商业运营。电站包括2台22.5万kW的立式混流水轮机组和1台0.6万kW的卧式混流水轮机组，针对新投运的电站机电设备，本研究对机组振动与稳定性进行了系统全面的现场测试和分析评价。

1 技术参数

电站的相关技术参数见表1，本文的分析研究基于瑞典SKF公司2017年底对电站2台立式混流水轮机组进行的振动测试数据，现场振动测试设备及软件如表2。

表1 振动测试相关机组技术参数

表2 振动测试设备及软件

2 传感器布置

本次振动及稳定性测试在上、下、水导轴承，推力轴承，定子铁心，定子基座，上机架，下机架，顶盖，以及发电机盖板处共布置了19支传感器，相应传感器布置位置如图1，不同类型传感器分布如表3、表4。

图1 传感器布置示意图

表3 Bentley传感器清单

表4 SKF传感器清单

3 分析依据

本文的振动测试及稳定性分析评价依据国家标准和国际标准进行，鉴于GB/T 6075.5-2002在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动 第5部分：水力发电厂和泵站机组，在技术内容上与ISO 10816.5-2000 Mechanical vibration - Evaluation of machine vibration by measurements on non-rotating parts Part 5:Machine sets in hydraulic power generating and pumping plants 相同，GB/T 11348.5-2008旋转机械转轴径向振动的测量和评定 第5部分：水力发电厂和泵站机组，在技术内容上与ISO 7919.5-2005 Mechanical vibration - Evaluation of machine vibration by measurements on rotating shafts Part 5:Machine sets in hydraulic power generating and pumping plants相同，本文统一采用国家标准GB/T 6075.5-2002、GB/T11348.5-2008，结合GB/T 7894-2009水轮发电机基本技术条件以及GB/T 8564-2003水轮发电机组安装技术规范，完成机组的振动分析及稳定性评价。

对照GB/T 6075.5-2002，查格亚的立式混流机组为第3类机组，其轴承座全部安装在基础上，对于其轴承座绝对振动的测量，通常用惯性传感器测量振动速度均方根值Vrms，单位为mm/s，或者通过积分后得到振动位移峰峰值Sp-p，单位为μm，若忽略支架的振动响应，也可将位移传感器固定在刚性支架上直接测量振动位移峰峰值Sp-p，通常测量上游方向以及与之成90°夹角的方向，如果分别用振动速度和位移划定区域边界值，评价时应采用更严格的测量量[1]，标准如表 5、表 6。

表5 GB/T 6075.5-2002对机组轴承座最大振动幅值的区域划分

表6 GB/T 6075.5-2002推荐的第3类机器的评价区域边界值

根据GB/T 11348.5-2008，鉴于立式水轮机转轴振动轨迹的特殊性，推荐测量值为相对振动位移最大值Smax，由于大多数测量系统以测量方向上的振动位移峰峰值Sp-p显示，所以位移幅值评定准则由两种测量值确定，分析评价时尽量避开低负荷和超负荷的非正常运行工况以及开机和停机过程中的瞬态运行工况，尽量选择稳态运行工况下主要承载轴承处沿径向方向测得的转轴振动值[2]，标准如表7。

表7 GB/T 11348.5-2008对机组转轴最大振动幅值的区域划分

根据查格亚机组技术参数和本次振动测试的试验设备，对于机组转轴的振动，即摆度测量评价采用振动位移峰峰值Sp-p，对应于图2大区A-B与大区C-D的边界值为245μm，区域A与区域B的边界值为145μm，区域C与区域D的边界值为480μm。

综合上述轴承座振动和转轴振动国家标准GB/T 6075.5-2002、GB/T 11348.5-2008，本文的振动测试及稳定性分析评价限值如表8。

图2 GB/T 11348.5-2008对机组转轴振动位移的推荐评价区域界限

表8 本文采用的振动测试及稳定性分析评价标准

另外，GB/T 8564-2003水轮发电机组安装技术规范以及GB/T 7894-2009水轮发电机基本技术条件对立式水轮发电机组运行过程中的各部位振动双振幅值有相应限值[3-4]如表9，查格亚机组转速为300r/min，电网频率为60Hz，对应于表中的限值分别为顶盖水平振动50μm，顶盖垂直振动60μm，轴承支架垂直振动50μm，轴承支架水平振动70μm，定子铁心基座水平振动20μm，定子铁心振动（120Hz）参照表中100Hz双振幅值取30μm。

表9 GB/T 8564-2003立式水轮发电机组各部位振动允许值，Sp-p，mm

4 测试过程

1号机组振动测试于2017年12月6日进行，具体为14:42开始，16:34结束，持续时间112min，涵盖了机组开机、空转、空载、同期并网、带不同负荷的全过程，负荷工况下选择了50%、60%、70%、80%、90%、100%的不同测点。2号机组振动测试于2017年12月5日～6日进行，具体为22:32开始，00:26结束，持续时间114min，涵盖了机组带不同负荷、解列、空载、空转、停机的全过程，负荷工况下选择了100%、90%、80%、70%、60%、50% 的 不 同 测 点。具体测试时点如表10、表11，测试工况曲线如图3。

表10 1号机组振动测试工况列表

表11 2号机组振动测试工况列表

5 分析评价

1号机组现场测试部分数据记录如表12。

数据分析如下：

（1）1号机组轴承摆度较好，70%负荷以下摆度主频为转频5Hz和涡带频率1.25Hz，70%负荷以上摆度主频为转频5Hz，根据本次测试初步判断1号机组涡带区位于40%～55%负荷区，当机组处于50%负荷区域运行时，水导摆度频谱中产生1.25Hz（0.25倍转频）的频率分量，峰峰值超过245μm，摆度数据如图4、图5。除涡带区外，机组摆度位于GB/T11348.5-2008标准A区，可以长期运行。

表12 1号机组现场测试部分数据记录，摆度峰峰值μm，速度均方根值mm/s

图3 机组振动测试工况曲线

图4 水导摆度峰峰值数据（测点VECMA001、VECMA002）

（2）定子铁心振动最大值为1.15mm/s，励磁后主频为120Hz的极频振动，换算成位移量为4.32μm，满足国家标准GB/T 7894-2009对于铁心振动限值30μm的要求，振动位于GB/T 6075.5-2002标准振动限值A区，可以长期运行。顶盖振动最大值为1.58mm/s，位于60%负荷工况，主频为0.625Hz，振动位于GB/T 6075.5-2002标准振动限值A区，可以长期运行。下机架振动最大值为3.77mm/s，位于60%额定负荷工况，其余负荷区域振动位于GB/T 6075.5-2002标准振动限值B区以内，可以长期运行。推力轴承振动最大值为2.58mm/s，位于100%负荷工况，其余负荷区域振动位于GB/T 6075.5-2002标准振动限值A区，可以长期运行。

（3）发电机盖板振动最大值为9.58mm/s，位于空载工况，其余工况振动位于6.87～9.58mm/s之间，主频为120Hz，振动数据如图6。由于发电机盖板没有相应振动标准，对比国内机组发电机上盖板振动，该发电机盖板振动较大，可能原因为发电机上盖板刚度较差，固有频率与发电机120Hz极频相近而发生共振，建议通过增加上盖板刚度，改变上盖板固有频率等常规技术手段加以处理。

2号机组现场测试部分数据记录如表13。

表13 2号机组现场测试部分数据记录，摆度峰峰值μm，速度均方根值mm/s

数据分析如下：

图5 水导摆度频谱数据（测点VECMA001、VECMA002）

图6 发电机盖板及定子基座2振动数据（测点Acc_cover、Acc_s_fr2）

（1）2号机组轴承摆度较1号机偏大，同1号机组，2号机组70%负荷以下摆度主频为转频5Hz和涡带频率1.25Hz，70%负荷以上摆度主频为转频5Hz，根据本次测试初步判断2号机组涡带区位于45%～60%负荷区，当机组处于50%、60%负荷区域运行时，水导摆度频谱中产生1.25Hz（0.25倍转频）的频率分量，峰峰值超过245μm，摆度数据如图7、图8。除涡带区外，机组摆度位于GB/T 11348.5-2008标准B区，可以长期运行。

图7 水导摆度峰峰值数据（测点VECMA001、VECMA002）

图8 水导摆度频谱数据（测点VECMA001、VECMA002）

（2）定子铁心振动最大值为2.08mm/s，励磁后主频为120Hz的极频振动，换算成位移量为7.8μm，满足国家标准GB/T 7894-2009对于铁心振动限值30μm的要求，振动位于GB/T 6075.5-2002标准振动限值B区以内，可以长期运行。顶盖振动最大值为1.91mm/s，位于空转工况，主频为0.625Hz，振动位于GB/T 6075.5-2002标准振动限值A区，可以长期运行。下机架振动最大值为2.73mm/s，位于空载工况，振动位于GB/T 6075.5-2002标准振动限值B区以内，可以长期运行。推力轴承振动最大值为2.20mm/s，位于空载工况，振动位于GB/T 6075.5-2002标准振动限值A区，可以长期运行。

（3）发电机盖板振动最大值为13.88mm/s，位于50%负荷工况，其余工况振动位于4.65～13.41mm/s之间，主频为120Hz，振动数据如图9。由于发电机盖板没有相应振动标准，对比国内机组发电机上盖板振动，该发电机盖板振动较大，可能原因为发电机上盖板刚度较差，固有频率与发电机120Hz极频相近而发生共振，建议通过增加上盖板刚度，改变上盖板固有频率等常规技术手段加以处理。

（4）发电机定子基座振动最大值为10.03mm/s，位于60%负荷工况，主频为120Hz的极频振动，换算成位移量为37.7μm，超过国家标准GB/T 7894-2009对于定子基座振动限值20μm的要求，振动数据如图9，此时机组处于非常规工况，需要限制机组在此负荷区域运行。

图9 发电机盖板及定子基座2振动数据（测点 Acc_cover、Acc_s_fr2）

6 结论

综合上述的振动测试和稳定性分析，1号机组处于良好运行状态，但在50%负荷区域由于1.25Hz频率的产生而导致水导摆度增大，此区域通常与水流扰动有关，称为涡带振动区[5]（RLZ），此区域与1号机组带部分负荷时呈现的涡流现象相吻合，故应限制1号机组在50%负荷区域以下运行。2号机组处于稳定运行状态，但在50%、60%负荷区域由于1.25Hz频率的产生而导致水导摆度增大，此涡带振动区（RLZ）同样与2号机组带部分负荷时呈现的涡流现象相吻合。同时2号机组在60%负荷区域由于120Hz的极频振动导致定子基座振动超标，属于机组的非正常运行工况，故应限制2号机组在60%负荷区域以下运行。