混流式水轮发电机组稳定性关键因素分析与调整

邓育林，曾 云，钱 晶，邹屹东

(1.昆明理工大学冶金与能源工程学院，云南昆明650000；2.华能澜沧江水电股份有限公司，云南昆明650214)

0 引 言

轴系振动和摆度是水轮发电机组运行稳定性好坏的两项关键指标，是水轮发电机组状态监测的核心内容[1]。引起机组轴系振动摆度异常的主要因素为机械不平衡、电磁不平衡、水力不平衡[2]。针对机械、电气、水力因素诱发的机组振动问题，学者们开展了许多研究，包括采用各种算法从振动测试数据中提取振动特征[3- 4]、基于振动特征的故障识别[5- 6]、以数值模拟为基础的故障形成机理分析[7- 8]等等。以此为基础发展形成了机组故障诊断和预警理论，开发的水电机组状态监测系统已广泛应用于大中型水电机组，水电机组状态监测系统监测到的设备异常状态为设备维护和检修调整提供了重要的依据。

从工程实践来看，机械不平衡通常反映为振动频率与转速一致，与转速平方成正比；电磁不平衡通常反映为振动随励磁电流增大而增大；水力不平衡通常反映为振幅随负荷或接力器行程的增减而增减[9]。水电机组最常见的异常故障是轴系的机械偏心问题，机组大修后的盘车环节主要就是解决这个问题。水电机组轴系调整理论上并不复杂，主要难点在于机组轴系结构的复杂性，已开发的一些盘车系统主要简化了试验测试计算问题[10-11]，针对大型机组还有液压自动盘车装置[12]等。由于各电站机组轴系结构的特殊性，难以给出通用的机组盘车自动系统，轴系调整技术的进步主要体现在充分利用设备状态监测信息及其多参数之间的关联特性，实现对轴系的精细化调整，改善机组振动稳定性。

本文结合机组状态监测数据提供的轴系特征参数及参数之间的关联特性，对轴线调整、轴瓦间隙调整、发电机配重、发电机转子圆整度等问题进行了分析，提出的矫正方法应用于实际的机组调整，取得了较好的效果。

1 混流式水轮发电机组摆度影响因素分析及调节方法

1.1 发电机组轴承摆度影响因素分析

发电机组轴承摆度与机组轴线、轴瓦间隙有重要关系，转子动不平衡、机组轴线不满足要求、主轴曲折率、轴瓦间隙、轴瓦与球头支柱间垫片过多无法压紧等因素直接影响发电机组轴承摆度。摆度可通过机组状态在线监测开展实时监测来判断机组稳定性的好坏，如图1所示。根据导轴承间隙调整收缩原则，在一定程度上收紧上导、下导和水导轴瓦间隙，可以降低机组导轴承摆度。机组导轴承轴领圆度也是影响导轴承摆度的重要因素。

图1 某混流式水轮发电机组轴承摆度实时监测数据

1.2 机组轴线调整

发电机组轴线处理过程中对折弯数据进行严格控制，为降低机组摆度，需尽可能将主轴各部位摆度数据控制在质量标准允许范围内的最小值。水轮发电机组轴线调整过程中，时刻关注机组轴线、机组中心线、机组旋转中心线等机组“三条线”的相对位置，确保推力头及镜板与推力瓦的中心位置基本一致。轴线调整移轴推中后，测量4个方向止漏环间隙数据后将机组转动部件旋转180°后再次测量止漏环间隙，兼顾两组数据取最优方案进行转动部件定中，减小因止漏环间隙不均匀导致的水力不平衡及压力脉动导致的振动摆度。机组大修回装过程中测量0°、90°、180°对应上止漏环间隙，根据数据分析，通过调整4块轴线方向上的下导瓦，将机组轴线推至与机组中心线相重合位置。

1.3 轴瓦间隙调整

混流式水轮发电机组导轴瓦间隙可直接影响机组运行稳定性，间隙小可能造成瓦温高或引起烧瓦事故，间隙大可造成机组转子运行的摆度大，影响机组运行稳定性[13]。水轮发电机组各轴承瓦温温差受轴瓦间隙影响较大，发电机的磁拉力不平衡对机组上下导瓦温偏差具有一定的影响，机组加励磁后上、下导整体瓦温分布会往某个方向偏移。图2为某水轮发电机组轴瓦间隙及瓦温分析趋势，可以看出轴瓦间隙大小与轴瓦温度有一定的关系，但轴瓦间隙大到一定范围后，瓦温变化就不明显了。

图2 某水轮发电机组轴瓦间隙及瓦温分布趋势

轴瓦间隙调整通常采用只收不放的原则，减小大面积释放瓦间隙造成的轴系摆度恶化。对于单块瓦温过高，两侧瓦与单一瓦形成温差过大等特殊情况，可根据机组特性增加瓦间隙减小瓦温。上、下导轴承间隙调整应在机组带励磁以后再根据瓦温偏差情况进行，调整时应对瓦温降低区域轴瓦间隙进行整体收小，而不能对瓦温升高区域轴瓦间隙进行整体放大。对稳定性较好的水轮发电机组，水导、下导瓦温差控制在5 ℃以内，水导瓦温差控制在6 ℃ 以内，轴瓦间隙调整应在转子配重和磁极加垫全部完成后开展。

根据工程实践经验，轴瓦间隙调整宜根据瓦温数据找到瓦温中位数，结合瓦温雷达分布图，对瓦温较大的轴瓦进行适当间隙放大，对瓦温较小的轴瓦进行适当间隙收小。调整时应考虑相邻未调整轴瓦温度的变化趋势，视情况可给予一定的过度调整(一般0.02 mm)。对于瓦温与油温偏差较小的轴瓦可认为是未受力，可适当加大调整量。图3为某水轮发电机组下导瓦根据检修前瓦温高低，在检修期对轴瓦间隙调整后运行的轴瓦温度。

图3 某水轮发电机组轴瓦间隙调整前后下导瓦温雷达分布

导轴承瓦间隙偏心瓦调整方式为：在控制好机组轴线的前提下，在下导瓦间隙均匀调整后，上导、水导轴承应考虑转轴在该处的盘车摆度方位及大小进行瓦间隙调整分配，即应用偏心瓦调整方式来保证每块轴瓦均匀受力，瓦温偏差控制在一定范围内，从而降低机组摆度。

导轴承瓦间隙的精准控制除正确的瓦间隙测量及调整方式方法外，需重点关注瓦间隙调整凸键、楔子板的加工精度，凸键应采用机床加工代替手工打磨来提高瓦键的加工精度；楔子板需现场核实斜率，部分楔子板因加工误差与图纸标注的斜率存在偏差。

国内单机容量为700 MW的某大型水轮发电机通过调整各导轴承瓦间隙成功改善了机组的摆度、振动值。轴瓦间隙调整前，机组各导轴承摆度幅值均远超过精品机组标准要求，机组检修期间，根据导轴承间隙调整收缩原则，大致按上导、下导500 μm总间隙和水导按600 μm总间隙进行收缩，根据运行瓦温情况，进行小差别调整，通过收缩各导轴承瓦间隙，下导、水导摆度幅值改善明显，下导摆度最大值由修前170 μm降至修后的55 μm，水导摆度最大值由修前的218 μm降至114 μm，上导摆度幅值有所改善，上机架水平振动幅值改善明显。

2 混流式水轮发电机组振动影响因素分析及调节方法

2.1 发电机组振动影响因素分析

混流式水轮发电机组振动可分为机械振动、电磁振动和水力振动3大类。引起机械振动的因素有转子质量不平衡、机组轴线不正、导轴承缺陷、轴承间隙过大、推力瓦轴不平等；引起水力振动主要因素有卡门涡列、尾水管涡带、水封间隙不等、转轮水流不均、狭缝射流、空腔汽蚀、协联关系不正确等；电磁振动主要包括转频振动和极频振动，引起转频振动主要因素有转子绕组短路、定子和转子间气隙不均匀、磁极的次序错误造成磁路不对称引起磁拉力的不平衡从而产生振动、定子铁芯松动引起超100 Hz的极频振动、发电机定子铁芯机座合缝不严。

发电机组水力振动是影响机组振动的关键因素，但在工程实践中，水轮机在出厂前都会开展多批次模型试验，提高水轮机制造质量，来消除水力机组不利因素，加上现场机组安装工艺的提高，很难在机组安装完成后人为干预调节水力振动因素。工程实践中通常采用给发电机转子配重、调整发电机转子圆度来消除机组机械振动和电磁振动的不利因素。

2.2 发电机转子配重方法

大型水轮发电机振动大多因为发电机组转动部分质量不平衡和磁拉力不平衡引起，转动部件中的水轮机转轮结构刚度较好，在出厂前完成静平衡试验即可满足现场运行要求。大型发电机转子大多采取现场组装的方式，很难完全保证转子质量平衡，转子不平衡质量产生的不平衡力F是发电机组运行过程中产生振动的主要原因，其计算公式为

F=Meω2

(1)

其中，M为不平衡质量，kg；e为转子不平衡质量偏心距，m；ω为转子角速度，rad/s。

为了消除发电机转子不平衡质量产生的不平衡力引起的机组周期性振动，通常采用机组动平衡配重来消除发电机转子的不平衡量。刚性发电机转子配重平衡面可以选择双面配重和单面配重，对于立式发电机转子高度与转子直径比值大于0.5时采取双面配重，比值小于0.5采取单面配重。

通过水轮发电机组现场动平衡试验配重可以消除发电机转子质量不平衡导致的机组振动，主要采取3次试配重法、影响系数法。试配重法计算公式为

(2)

式中，M1为试配重质量，kg；G为转子质量，一般以发电机转子装配质量计算，kg；n为动平衡试验时机组额定转速，r/min；r为试配重半径，m；K为经验系数，一般取5～25，对于转速低于120 r/min的水轮发电机组可以适当加大，K取35；转速在120～500 r/min的水轮机发电机组，K取25；转速在500～1 000 r/min的水轮机发电机组，K适当减少。

张海库等通过10个大型水电机组成功试配重数据样本，采用回归分析法对传统试配重公式进行修正[14]，最终得到修正后的试配重公式为

(3)

式中，s/s0为特征振动值和国家标准值的比值。

试配重质量块安装完成后开展变转速试验，一般按25%、50%、75%、100%额定转速测量发电机组振动值，如果不合格继续开展平衡配重修正，如果振动值合格则结束试验。

根据有关的影响系数法修正平衡重量计算公式

(4)

式中，Q为应加平衡质量，kg；M1为试配重质量，kg；A1为加试重后的合成振幅；A0为原始振幅。式(4)为向量计算式，配重质量和角度一起确定，平衡质量Q不包括适配重质量M1，影响系数法一般做1～2次动平衡配重修正后可完成机组动平衡调整。

以国内某单机350 MW混流式水轮发电机组为例，机组额定转速为75 r/min，转子直径大、高度小，其上机架水平振动、下导摆度都偏大，2021年采取适配重法来降低机组振动摆度。步骤为：

(1)根据适配重计算公式M1=KG/(n2r)，计算确定首次配重选择325 kg。

(2)确定试配重块加装角度，将键相块安装对应转子引线、键相传感器安装在+X方位，+X向摆度1倍频相位角(1倍频分量波形峰值角)为超重角，以0°角为起始点逆转动方向偏1倍频相位角所对应的方位为超重方位，其对侧为失重方位，即配重块加装位置。

第一次配重后开机至空转开展运行数据对比，随后采取同样的方法，开展第二次配重117 kg，通过对比第一次和第二次配重下导摆度、上机架水平振动1倍频分量无明显降幅，判断发电机转子质量偏心已基本消除，配重完成后机组振动、摆度得到明显改善，详见表1。

表1 机组完成两次配重后运行数据对比

2.3 发电机转子圆度调整

水电机组发电机转子的圆度直接影响到气隙分布的均匀性和机组的安全、稳定的运行，转子圆度为影响机组振动的关键因素，发电机转子圆度主要通过磁极在圆周方向的位置分布情况来衡量，影响转子圆度误差的主要因素是气隙值在圆周方向的变化情况[15]。关于圆度的评定，国标中有4种方法，即最小区域圆法、最小二乘圆法、最小外接圆法和最大内接圆法[16]。已投入运行的水电机组转子无法直接测量其圆度，主要通过测量发电机空气气隙和磁极加速度，从而间接获得转子的圆度分析。

优化机坑外转子圆度，圆度调整首先要调整磁极上下部的对应性，确保转子坑外圆度所测量的断面数据在趋势上要一致；转子圆度调整后磁极形貌要均匀，不得出现连续的凸、凹，偏心应尽可能小，要保证磁极垂直度良好，从而消减定子铁芯及定子机座的1X及倍频振动幅值，如图4所示。

图4 发电机转子圆度调整前后与定子振动影响示意

转子圆度调整方法主要有2种。第一种采取机坑内转子二次调圆，运用数据分析将气隙特征值作为量化指标，采集定子低频振动幅值、频谱等数据，根据气隙特征值模型计算分析确定磁极调整方案，形成一套基于气隙特征值降低发电机定子低频振动的方法。第二种是基于振动波形分析确定引起发电机定子低频振动关键磁极的方法[17]，采用波形计算振动加速度的方法确定磁极调整方案，通过对水轮发电机转子磁极加速度分布图进行分析，确定需要调整的发电机转子磁极，在机坑内磁极调整采取对发电机转子磁极加装或拆卸磁极垫片来调整转子圆度。

工程实践中，通过对发电机转子磁极加装或拆卸垫片来调整转子圆度，从而调整控制发电机空气气隙，如图5所示。同时开展机组动平衡试验对发电机转子进行配重，可有效降低发电机定子机座水平振动和定子铁芯水平振动。

图5 发电机转子磁极加装垫片位置示意

国内某650 MW混流式水轮机发电机组因定子振动偏大，通过开展如图6所示的磁极加速度分布分析，判定24号～36号磁极区域加速度偏小，判别发电机空气气隙偏大，经对发电机转子30号磁极加装2 mm垫片，则对应发电机定转子气隙减少2 mm，经开机启动试验测量结果，处理后发电机定子机架水平振动幅值由修前120 μm下降至73 μm，调整效果明显，效果对比详见图7。

图6 发电机磁极加速度分布分析

图7 发电机转子磁极加装2 mm垫片后定子机架水平振动对比波形

3 结 论

水轮发电机组轴线调整过程中需关注与机组中心线、机组旋转中心线的相对位置，通过测量四个方向止漏环间隙数据来判断，确保推力头及镜板与推力瓦的中心位置基本一致。机组导轴承瓦间隙可直接影响机组振动和摆度，轴瓦间隙调整通常采用只收不放的原则，根据轴瓦运行瓦温分布来分析判断调整轴瓦间隙的位置和大小。此外，通过试配重法、影响系数法来确定发电机转子配重块的安装位置和质量，可有效解决发电机组转动部分质量不平衡问题，再通过对发电机转子磁极加装或拆卸垫片来调整转子圆度，来调整控制发电机空气气隙，可有效解决大型发电机振动偏大问题。