红花电站2号机组水导振动分析及处理

任绍成，蒋光斌，姜明利，李启章，钟自禄（.中国水利水电科学研究院，北京 00048；.中广核红花水电有限公司，广西 柳河 545000）

红花电站2号机组水导振动分析及处理

任绍成1，蒋光斌2，姜明利1，李启章1，钟自禄2
（1.中国水利水电科学研究院，北京 100048；2.中广核红花水电有限公司，广西 柳河 545000）

摘要：红花水电站2号机组水导振动随负荷增加而增大并且超标。分析判断为水轮机水力不平衡所致，检修时测量确认，桨叶外缘倾角（叶片安放角）不一致。通过计算调整转轮接力器缸体与转臂连接板的销孔中心距，桨叶外缘倾角不一致的问题得到改善，水导振动问题得到解决。此外对转桨式水轮机桨叶外缘倾角的控制标准提出了建议。

关键词：转桨式水轮机；水导轴承振动；水力不平衡

1　机组及机组振动情况

广西柳州红花水电站为贯流式水电站，2号机组水轮机型号为GZK4/0.38-WP-590，发电机型号为SFWG38-56/6400，于2006年投入运行发电。机组主要参数如下：

水轮机额定出力：38780kW

最大水头：16.74m

额定水头：13.2m

最小水头：10.42m

额定转速：107.1r/min

飞逸转速：协联工况203r/min，非协联工况315r/min

额定流量：317.5m3/s

导叶数：16

转轮直径：5800mm

轮毂比：0.38

2号机组自2006年投产至2012年3月共进行了9次检修，其中B级检修4次，C级检修2次，其他检修3次。2011年6月，发现2号机组转轮与大轴连接螺栓被剪断4根，抢修处理后的运行中，又发现2号机组水导轴承振动大，并随机组负荷的变大而增大。当水头为11m，机组为额定负荷38MW时，水导振动为0.30mm，超出允许值一倍以上，机组被迫限负荷运行。

2012年2月开始的2号机组B级检修中，对水导轴承、组合轴承进行检查处理，调整轴瓦间隙，对定子、转子、转轮及流道进行检查，但检修前后水导轴承振动无明显改善。为此，于2012年9月在水头15.3m下对2号机组进行稳定性试验，并组织专家对机组故障进行会诊。

2　试验结果

变转速、变励磁电流和变负荷下的试验结果分别示于图1、图2和图3。

从图中可以看出：

1）变转速试验，水导+X方向振动随转速升高明显增大，但并不与转速平方成比例，其他部位振动基本没有增加；

2）变励磁试验，各部位振动、摆度基本没有变化；

3）变负荷试验，水导+X方向振动、水导+Y方向摆度明显随负荷增加而加大，其中大负荷段水导+X向振动超过300μm，其他部位振动、摆度随负荷的变化不大或者略有波动。

图1水导摆度及振动随转速的变化

图2水导摆度及振动随励磁电流的变化

图3水导摆度及振动随负荷的变化

三项试验得到的共同结果是：水导轴承X向振动幅值比较大，而且随负荷的增大而增大，主频为转速频率，如图4所示。

图4 38MW工况水导振动+X时域图及频谱图

电站此前的观测还发现这样一种现象，在同样负荷情况下，低水头时的水导轴承振动比高水头时大，即随水头升高，振动降低，反之亦然，如图5所示，图上的数据不是同一次试验所得，但变化趋势是很明显的。

图5水导轴承振动+X随水头的升高而减小

3　振动原因分析

3.1水导轴承振动原因分析

首先，根据水导轴承振动随负荷变化的特征判断，它是由水力原因所引起。

其次，根据水导轴承振动的主频为转速频率、同一水头下振动幅值随负荷的增大而增大、相同负荷下振动幅值随水头的升高而减小等特征判断，水导轴承振动幅值随负荷的变化规律及大负荷时幅值最大是水力不平衡引起的结果。

根据已有的经验，除转速频率外，水力不平衡力的特征就是随流量的增大而增大。水导轴承的增大完全符合振型规律。

3.2水力不平衡产生的可能原因

对于转桨式水轮机，产生水力不平衡的可能原因有：

（1）转轮叶片开口不一致（叶片外缘倾角不一致或叶片的初始安放角不一致）；

（2）转轮叶片叶型不一致，叶片为进口数控加工叶片，叶型不一致的可能性不大；

（3）叶片操作机构尺寸、行程不一致；

（4）转轮室间隙不一致；理论上存在转轮室间隙不一致的情况。

原因只可能有一个，具体原因则需要进一步检测确定。

3.3现场检查结果

在2013年2号机A修中，对转轮叶片的开口及相关参数进行了检测，检测结果及根据检测数据计算叶片外缘倾角如下页表1。

从表1可以看出，叶片全开、全关、中间位置，3号叶片外缘型线倾角均偏大，4号叶片外缘型线倾角偏小，最大最小相差1°左右，超出《水轮机通流部件技术条件》等标准要求，这正是引起水导轴承振动情况异常的原因所在。

表1修理前叶片外缘倾角　单位：°

4　缺陷处理情况

进一步的检测发现，实测转轮接力器缸体与转臂4个连接板的销孔中心距均为460.2mm，偏差很小，叶片外缘倾角不一致可能由其它部件尺寸差异所致，但为解决叶片外缘倾角偏差，最佳处理方案为调整连接板的销孔中心距，各方对此意见一致。经计算，确定将3号叶片连接板销孔距减小约3.9mm，4号叶片连接板孔距增加约3.4mm，以使4个叶片外缘倾角在全部开度范围尽可能保持一致。

处理后，叶片外缘型线倾角检测结果如表2。

表2修理后叶片外缘倾角　　单位：°

更换连接板后，叶片外缘倾角一致性良好，叶片全开时偏差只有0.03°，全开度范围均满足规范要求。

检修后的水导振动如表3所示。可以看出，检修后水导振动大幅降低。证明当初的原因判断和后来的处理措施都是正确的。

表3修理后水导振动随流量变化情况

水导轴承振动随桨叶开度的增大而减小的情况，可能与检修后各叶片开口偏差随桨叶开度增大而减小有关（表2），此外，空转/空载时小开度存在相对较大的随机压力脉动。

5　结论及建议

红花电站2号机水导轴承的不正常振动是由水力不平衡引起的，通过调整转轮接力器缸体与转臂连接板的销孔中心距使问题得到了解决。

对叶片数较少的轴流转桨式及贯流转桨式水轮机，水力不平衡引起的机组振动及摆度偏大的情况是比较常见的，红花电站2号机组的情况是一个典型的范例，也有其他电站出现过类似的情况。

为减少或避免水力不平衡对机组振动稳定性的不利影响，建议：

（1）检修时，进行桨叶动作试验，重点检测转轮叶片外缘倾角/叶片安放角、叶片型线的一致性；

（2）转桨机组出厂验收时，同样建议重点对叶片外缘倾角/叶片安放角进行详细检测；

（3）《水轮机通流部件技术条件》（GB/T10969-2008）放宽了对叶片外缘倾角的要求（与GB/T10969-1996版标准相比），从电站安全稳定运行需要来看，恢复1996版标准比较好，即在桨叶整个开度范围内，叶片外缘倾角最高和最低之差均应不大于0.25°；

（4）通常直接测量叶片安放角的精度不一定能够满足要求，通过水准仪测量各开度情况下，用叶片进水边和出水边的外缘端点或外缘临近标记点的高程差来计算叶片外缘倾角精度是可靠的，本次红花电站的检测也充分证明这一点。

参考文献：

[1]田树棠，等．贯流式水轮发电机组使用技术-设计．施工安装．运行检修[M]．北京：中国水利水电出版社，2010．8．

[2]谢常青，周先亮，毛琦．株洲航电枢纽3号机组振动原因分析及处理[J]．水电站机电技术，2007（4）．

中图分类号：TK730.3

文献标识码：B

文章编号：1672-5387（2015）03-0049-03

DOI：10.13599/j.cnki.11-5130.2015.03.015

收稿日期：2014-12-23

作者简介：任绍成（1977-），男，高级工程师，从事水电站机电设备咨询，成套和监管工作。