混流式水电机组稳定性分析及运行区划分研究

曹 斌，姚 泽，李 玺

（1.广东云舜综合能源科技有限公司广州分公司，广东 广州 510540；2.南方电网电力科技股份有限公司，广东 广州 510080）

0 引言

某水电站安装了4台单机容量为300 MW的混流式水轮发电机组，机组额定转速136.4 r/min，额定水头111.0 m，设计水头126.65 m，最大水头143.0 m，最小水头83.0 m。为保证机组长期安全稳定运行，同时根据国家电力监管委员会《关于吸取俄罗斯萨扬水电站事故教训进一步加强水电站安全监督管理的意见》，对1号机组进行了4个典型水头下真机稳定性试验。通过全面测试各典型水头下机组在空载和不同负荷下的振动、摆度及水压力脉动，分别从水力、机械、电气因素分析导致机组振动的原因[1]。根据机组运行稳定性情况将运行区划分为小负荷振动区、涡带工况区及大负荷稳定运行区[2]，为机组的安全运行、检修、技术改造及科学调度提供准确依据。

1 机组振动分析

由于水轮发电机组结构的特殊性，其振动原因比一般旋转机械复杂，不但要考虑机组本身旋转部分和固定部分的振动外，还需考虑流体动水压力对电站引水系统、水轮机过流部件造成的影响以及发电机电磁力对机组振动的影响[3]。因此，引起水轮发电机组振动的原因包括机械、水力和电气3大振源，通常几种振源同时存在[4]。由机械和电磁力因素引起的振动通常可通过机组检修及现场动平衡试验来减轻甚至消除，而由于水力因素引起的振动原因错综复杂，要大幅减轻或消除非常困难[5]。本文所进行的水电机组稳定性试验及运行区划分研究，是指若试验过程中发现存在机械或电磁力因素而引起机组振动，必须通过检修或现场动平衡试验大幅减轻或消除其影响。通过上述处理措施后，在某些负荷范围内，由于水力因素的影响，机组振动、摆度及尾水管压力脉动仍超标，通过划分运行区而避开振动较大的区域运行。为了全面了解引起机组振动的原因，目前常采用变转速试验、变励磁试验和变负荷试验等方法[6，7]，确定振动的振幅、频率和相位等重要参数，进行综合分析，分辨引起振动的主要原因，提出减小振动的处理方法及合理的运行策略。

2 机组运行稳定性分析

为了真实反映机组振动区，必须对引起机组振动的原因进行全面分析，表1为其中3个毛水头下机组上机架水平振动、下机架水平振动及顶盖水平振动主频幅值/主频(μm/Hz)真机试验数据。

2.1 振动原因分析

2.1.1 机械振动分析

机械原因引起水电机组振摆的机理及特征与一般旋转机械没有本质上的区别，主要振动原因及特征如下[8]：

（1）因转动部分质量不平衡引起的振动，其主要特征为振动幅值随机组转速变化敏感，振动幅值与转速的二次方成正比，且水平方向振动比较大；

（2）因机组轴线曲折、对中不准、紧固件松动、轴承缺陷等引起的振动，其主要特征表现为机组在空载低速运行时，机组有明显的振动；

（3）因机组转动部件与固定部件碰摩所引起的振动，其特征为振动强烈并伴有撞击声响。

由表1数据频谱分析来看，上机架水平振动及上导摆度的转频分量非常大，同时还存在一定的2倍频分量，表明机组存在一定的机械振动的影响。

2.1.2 电磁振动分析

（1）因发电机转动部分受不平衡力引起的振动，其主要特征为振动随励磁电流增大而增大，且上机架振动较明显；

（2）因定子铁心组合缝松动或定子铁心松动等引起的振动，其主要特征表现为振动随转速变化明显，且机组带负荷运行一定时间后，振幅又随时间减小，同时其振动频率一般为电流频率的2倍。

由表1及机组其它振动信号可知，信号中并未发现发电机2倍工频（100 Hz）及其谐波频率的电磁振动，表明电磁力因素对机组振动影响非常小。

2.1.3 水力振动分析

水流流经水轮机蜗壳、转轮及尾水管等过流部件时，由于水力不平衡以及压力脉动等原因而引起机组振动[9-11]。

（1）蜗壳中不均匀流场引起的小漩涡进入转轮引起的振动，这种情况在低水头电站较多，振频为n为机组转速，z为转轮叶片数，一般属中频振动，和发电机上机架自振频率相同时使机组产生共振；

（2）卡门涡列所诱发的振动，其振动特征为卡门涡流的频率与叶片厚度和流速有关，仅在一定负荷下发生，振幅随过机流量增加明显增大；

（3）尾水管中水流的低频压力脉动所引起的机组振动，在水轮机组振摆故障中最常见且发生频率最高的是尾水管涡带。

由表1及机组其它振动信号可知，机组从空载到90 MW以下工况受水力不稳定因素影响很大，从90 MW到230 MW机组振动信号中出现较大的涡带频率成分，机组受尾水管涡带的影响很大。

2.2 运行稳定性分析

图1~图3分别为机组各部位摆度、振动及水压力脉动随负荷变化趋势图，从图中可以清楚地看出机组运行稳定性变化趋势，在不同水头下，各部位振动、摆度随负荷变化趋势是一致的。从空载到（60 MW~90 MW）以下为小负荷不稳定工况区，不同水头负荷区间有所不同，高水头取高限。随着负荷增大机组进入涡带工况区，其负荷范围约为170 MW到240 MW以下，不同水头负荷区间有所不同，高水头取高限。随着负荷进一步增加，机组进入高负荷稳定运行区。根据4个毛水头下稳定性试验分析数据，将机组划分为三个运行区间，即低负荷不稳定工况区、涡带工况区及高负荷稳定运行区。

图1 在4个毛水头下机组各部位摆度随负荷变化趋势图

图2 在4个毛水头下机组各部位振动随负荷变化趋势图

图3 在4个毛水头下机组各部位水压力脉动随负荷变化趋势图

2.2.1 低负荷不稳定工况区分析

在小负荷不稳定工况区内运行时，由于严重偏离混流式水轮机最优工况，导致存在水流进口冲角，因此机组受到水力不稳定因素影响很大，表现为机组运行时噪音很大，各部位振动、摆度及水压力脉动均较大。

2.2.2 涡带工况区分析

在涡带工况区内，机组由于受到尾水管涡带和水力不稳定因素综合影响，导致机组各部位振动、摆度及水压力脉动均较大。从各部位振动信号及水压脉动信号频谱分析来看，均出现较大的涡带频率分量，并且涡带频率分量在顶盖振动信号及尾水锥管水压脉动信号中均表现为主频。图4为毛水头133 m时，机组有功为170 MW时顶盖水平振动频谱图，图5为毛水头133 m时，机组有功为160 MW时尾水锥管水压脉动频谱图，从图中可以清楚地看出各信号中的涡带频率分量。

图4 毛水头133 m下170 MW时顶盖水平振动频谱图

图5 毛水头133 m下160 MW时尾水锥管压脉动频谱图

2.2.3 高负荷稳定运行工况区分析

由表1可知，机组进入高负荷稳定运行工况区以后，振动信号中的涡带频率基本消失，各部位振动、摆度及水压力脉动均非常小，各项指标均满足国标要求，机组在此负荷区间内可以长期安全稳定运行。

3 结语

（1）通过对1号机组4个毛水头下真机试验表明，在小负荷工况区内运行时，由于严重偏离混流式水轮机最优工况，导致存在水流进口冲角，因此机组受到水力不稳定因素影响很大，各部位振动、摆度及水压力脉动均较大；在涡带工况区内，机组由于受到尾水管涡带和水力不稳定因素综合影响，导致机组各部位振动、摆度及水压力脉动均较大。

（2）试验结果表明1号机组上导摆度及上机架水平振动均出现超标。从数据频谱分析来看，上机架水平振动及上导摆度的转频分量非常大，同时还存在一定的2倍频分量。因此必须加强对机组振动摆度的监测，同时高度重视检修质量，对机组进行全面检查，尤其需要重视机组轴线、中心、水平以及导轴瓦间隙的检查和调整，必要时进行动平衡试验，以对上机架水平振动及上导摆度有所改善。通过以上手段，彻底消除机组的振动故障隐患。

（3）综合考虑水轮机高效率运行区等因素，可将机组划分为三个工况区（小负荷不稳定工况区、涡带工况区及高负荷稳定运行区），并得出机组全水头试验稳定运行区域特性曲线如图6所示，在机组运行时应根据不同的水头来调整机组出力，优化机组运行方式，使机组运行于高效率区，并尽可能地避开振动区。

图6 1号机组运行区域划分