大型水轮发电机转子动平衡的方法及实例应用

徐叶松，胡亚州

（云南电力试验研究院（集团）有限公司，云南 昆明 650217）

0 前言

随着我国科技水平的日新月异，各类大型水轮发电机组不断投运。而良好的机组振动摆度指标是机组长期安全稳定运行的重要保障。机组的振动摆度指标超标则严重影响机组的安全稳定运行及运行寿命，如机组的振摆指标超标严重，则在机组过速或甩负荷时对机组产生极大危害。水轮发电机转子现场动平衡可以有效地解决机组的质量不平衡问题，从而降低机组的振动摆度幅值，提高机组运行稳定性，提升机组运行寿命。

1 测试方法：一次试重法

一次试重法[1]做为动平衡试验的一种重要配重方法，是同时测量机组振动幅值及相位的方法。该方法在试配重后以矢量法计算机组正确的失重相位及配重质量。矢量计算方法及矢量图如下。

式1、2、3、4中，φ0为初始相位角；φ1为未加试重时相位角；φ2为加试重后相位角；

m0为试配重质量；

α为配重修正角；

μ1为未加试重时所测机组振动双振幅值，μm；

μ2为加试重后所测机组振动双振幅值，μm；

μp为试验荷重所产生离心力引起支架振动的双振幅值，μm；

图1中，OA代表试重前测振的μ1、φ1；

图1 矢量图

OB代表试重后测振数据μ2、φ2；

AB代表试验荷载对振动的影响；

2 实例应用

某大型水力发电机组主要技术参数：

水轮机型号：HLV139-LJ-660；额定水头：216 m；额定转速：150 r/min；机组安装高程：980 m；水轮机层高程：984.95 m；蜗壳进口处钢管直径6.5 m；发电机型号：SF700—40/12770；额定功率：700 MW；额定容量：777.8 MVA；定子额定电流：24947.9A；

定子额定电压：18000 kV；额定功率因数：0.9（滞后）。

机组在进行动平衡试验前，存在着下导摆度和机架振动较大的问题，特别是机架振动已超出国标规定允许运行范围，影响机组安全稳定运行。从变转速数据（见表1）可以看出，随着机组转速的倍数增加，上机架水平振动1倍频幅值也呈现出倍数增加的现象，上、下导摆度值也随之增加。说明机组存在较大的质量不平衡，需对机组进行现场动平衡试验。从变励磁数据（见表2）可以看出，加励磁后对振动摆度影响较大，特别是对上、下导摆度及上机架振动的幅值及相位影响明显，且机组最终是在有压状态下运行，因此配重相位以100%励磁电压的相位分析为准[1]。

表1 变转速摆度数据

表2 变励磁摆度数据

考虑到由于上、下导摆度相位相差120°左右，并且机组上机架振动幅值超标，故先考虑解决上机架振动超标的问题，第一次配重位置及重量：键相逆时针145°方位转子上部加重120 kg。从表3可以看出，配重后上导相位朝反方向变化，上机架振动略微变大，下导摆度变大，下机架振动略微变大，由此分析得出上导摆度相位存在误差，上导摆度相位由于测量面精度不够或者其它因素的影响，无法测准。

表3 试配重后数据

可根据试配重结果，用矢量法[2]计算正确的失重角度，计算方法如下：

从计算结果可以看出，上、下导的相位差在50°左右。拆除试配重质量，进行下一次配重，考虑到下导的摆度及相位角，在键相逆时针45°方位转子下部配重120 kg。从表4可看出，配重后上导摆度及上机架振动略微减小，下导摆度及下机架振动明显减小，相位变化方向正确，说明计算所得上导摆度相位正确，可进一步进行配重。从试配重及第一次配重的数据对比可以看出，在上端面配重对下断面的影响系数和在下断面对上断面的影响系数，两者的影响系数是不一致的。

共进行5次配重，共配重540 kg，并进行了转子调圆、调整瓦间隙等措施后，完成了该机组的动平衡试验。对比机组未配重与最终配重后的数据，可见机组振动摆度幅值大大降低。在空载态下，上导摆度通频频幅值减小80 μm左右，上机架水平振动通频幅值减小80 μm左右，下导摆度通频幅值减小70 μm左右，下机架振动通频幅值减小20 μm左右。机组在空载及稳定运行区（430 MW）时各部位振动摆度幅值均远优于国标的要求。最终配重结果见表5。

表5 最终配重结果

3 结束语

1）动平衡的一次试重法相比三次试加重法，试验工期更短，在目前大型电厂数量多、振动要求高的背景下，在检修期间内对电厂节约工期具有重大意义[3]。

2）动平衡试验应进行变转速及变励磁试验，如加励磁后对机组振摆幅值及相位影响较大，由于机组最终是在有压状态下运行，配重相位应以100%励磁电压的相位分析为准。

3）在本文实例中可以看出，由于各种原因导致测量的相位存在偏差时，可用矢量法计算出准确的配重相位，对动平衡试验有相当大的指导意义。水轮发电机组由于上端轴测量面加工精度不够等原因，不少机组的上导摆度测量普遍存在误差，更是体现出矢量法在配重中的重要性。