混流式水轮机机组运行稳定性区域检测

刘小伟，董鸿魁，张思青，杨文睿

（1.昆明理工大学 冶金与能源工程学院，云南 昆明 650093；2.云南电力试验研究院（集团）有限公司，云南 昆明 650217）

随着国家水力水电事业的发展，新建中小水力发电机组大量投入运行。由于机电设备的制造、安装、调试及竣工验收等各方面存在的一些问题［1］，使某些机组投入运行后运行稳定性差，振动、摆度超标，导致机组机架、轴系、主轴等方面的机械损伤，严重影响机组的安全运行［2］。本文以某水电厂3#混流式水轮机机组为试验对象，在13种运行工况下进行变负荷稳定性真机试验，综合考虑机组振动、摆度、压力脉动等因素，检测机组在不同运行工况下各轴承振动、主轴摆度、压力脉动等各项运行技术指标是否满足相关规程要求，合理推断机组的稳定运行区域，为机组稳定运行提供技术依据。

1 稳定性试验方案

1.1 试验机组基本参数

本试验的水电厂装机4台，单机容量为40 MW，正常蓄水位为3 418 m。试验机组均为混流式水轮机，额定出力为41.5 MW，额定转速为 187.5 r·min-1，飞逸转速为 350 r·min-1，额定水头为51 m，额定流量为89.97 m3·s-1。发电机额定容量为47.06 MVA，额定电压为10.5 kV（± 5%），额定电流为2 587.6 A。本试验是在机组运行水位特定的状态下进行测试，试验上游水位为3 415.31 m，下游水位为3 361.72 m。

1.2 试验方法

在不同运行工况下测量机组各机架振动、轴承摆度、蜗壳压力和尾水管压力脉动情况，分析机组的运行稳定性情况［3］。振动信号测点主要布置在上机架、下机架、顶盖，按X、Y方向分别设置；摆度信号测点在3个导轴承处（上导、下导和水导）按X、Y方向分别设置；压力脉动信号测点分别布置在尾水管和蜗壳处。

在进行变负荷试验前，先将机组开至空载状态，随后升负荷，在0～16 MW和22～40 MW范围内每隔4 MW调整一次，在振动较为强烈的16～22 MW负荷区，每隔2 MW调整一次。试验时每种工况至少保证稳定运行3 min，稳定后用数字记录仪连续采集数据60 s以上，进行数据分析。利用DH5922动态信号记录仪的测试分析系统进行测试。该系统在预热0.5 h后测量的精度高于0.5%，最大分析频宽DC～50 Hz。机组摆度测量采用电涡流位移传感器，分别测量上、下导摆度及水导摆度（X、Y两个方向）共六个测点。机组振动测量采用低频振动传感器，分别测量上机架水平和垂直振动、下机架水平和垂直振动及顶盖水平和垂直振动。采用压力脉动传感器分别对蜗壳处和尾水管压力脉动进行测试。

2 机组运行稳定性分析

机组运行稳定性是机组带负荷运行过程中表现出的机组综合性能，其受水力因素的影响较大。通过对振动、摆度、压力脉动信号进行分析，能够较充分地考察机组的稳定性。试验采样过程中，根据《水力机械振动和脉动现场测试规程》［4］规定，机组振动、摆度和压力脉动均采用平均峰峰值，振动、摆度单位为μm，压力脉动单位为kPa。

2.1 机组振动分析

本文以该水电厂典型运行水头为例，3#机组上机架、下机架以及顶盖振动平均峰峰值［5］变化如表1所示。

表1 部分测点的振动情况Tab.1 Vibration of some test points

由表1中可以看出，在机组变负荷运行过程中，机组振动幅值整体较小，在空载及较小负荷运行工况下运行时，顶盖相较于上、下机架的振动更为明显，并且在4 MW负荷运行工况下振动幅值达到测试振动平均峰峰值的最大值131 μm，振动满足正常运行条件，并未达到报警值。

图1为机组3个测点的水平振动峰值。随着机组负荷逐渐上升，振动逐渐趋于平稳。在小负荷区，顶盖振动幅值相对较大，上升至大负荷区后，振动幅值大大降低。在负荷变化过程中，上机架振动幅值主要在20～50 μm之间。可见，在此时的水头及导叶开度下工作时，上机架作为机组的主要承重部件，其振动幅值变化平稳，下机架振动较为平缓，没有出现较大波动。顶盖在0～16 MW运行时振动较为明显，但仍然满足相关运行规程要求。但为了避免顶盖出现较为明显的振动，应尽量避开机组在此工况运行。

图1 机组3个测点的水平振动峰值Fig.1 Peak value of horizontal vibration from three test points

2.2 机组摆度分析

在不同水头下，机组各轴承在X和Y向摆度幅值随负荷变化的趋势大体一致，即随负荷的不断增加摆度幅值逐渐减少。图2为不同工况下机组上导、下导、水导摆度的变化。由图中可知，摆度在小负荷区域呈现较大的摆度峰值，并且在低中负荷区，摆度在局部区域内出现峰值。

图2 不同工况下机组上导、下导、水导摆度的变化Fig.2 Swings of upper guide, lower guide and turbine guide under different working conditions

在所有试验信号中，水导摆度受尾水管涡带的影响最为明显，所以分析水导摆度信号具有典型意义［6］。由图2中可以看出，在0～24 MW负荷区间内，水导摆度的幅值波动较为明显，但并未超出规程［4］的允许值（200 μm），在 24 MW 至满负荷运行时，机组水导Y向摆度在局部区域内出现峰值，在此工况下机组整体摆度逐渐趋于平缓，幅值大幅降低。水导X向和Y向摆度均在16～24 MW之间出现小范围峰值，分别达到180、137 μm。上导和下导摆度幅值相对水导摆度幅值较小且平缓，但变化趋势基本一致。

2.3 压力脉动分析

图3为在试验水头下3#机组全负荷变化时，蜗壳出口及尾水管入口段的压力脉动的变化。由图中可以看出，尾水管压力脉动随着负荷的逐渐增加，幅值虽然有波动，但整体趋势为逐渐下降，因此可认为在此水头下尾水管受压力脉动影响很小，可以在全负荷下正常运行。

图3 蜗壳出口和尾水管压力脉动的变化Fig.3 Variation of pressure fluctuation from volute outlet and draft tube

根据压力脉动分析，将机组运行稳定性区域分为三个区域［7］：小负荷工况区（0～4 MW）、涡带工况区（4～16 MW）、大负荷工况区（16～34 MW）。对于蜗壳出口压力脉动，小负荷工况区和大负荷工况区的压力脉动幅值相对较小，在涡带工况区压力脉动幅值波动较为明显。虽然压力脉动对尾水管的影响并不大，但整体可以判断出在涡带工况区运行时，尤其在蜗壳出口处压力脉动出现了局部峰值，影响机组稳定运行。

3 结 论

（1）从机组摆度的测试数据来看，机组上导摆度最大峰值为108 μm，下导摆度最大峰值为140 μm，水导摆度最大峰值为180 μm，各轴承摆度均在 200 μm 以下，符合相关规定［8］。

（2）上机架水平振动在4 MW出现最大峰值，为38 μm；顶盖X向水平振动、顶盖垂直振动在0～18 MW处均在50 μm以上，其他负荷段，各机架振动均符合相关规定［9］。

（3）在18 MW后压力脉动整体趋于下降。从机组摆度、振动、压力脉动数据和现场评估综合分析，当前水头下运行稳定区域建议在25～40 MW。