大型抽水蓄能机组水力稳定性分析及其预控措施

罗成宗，张　飞

（1.浙江仙居抽水蓄能有限公司，浙江 台州 317312；2.国网新源控股有限公司技术中心，北京 100161）

为满足国家重要能源战略需求，我国抽水蓄能建设在十三五期间迈入跨越式发展阶段，已投运包括浙江仙居、江西洪屏、广东清远等三座大型抽蓄机组，将投运河北丰宁、安微绩溪、吉林敦化、海南海口等大型抽水蓄能机组。较常规机组而言，抽水蓄能机组具有高水头、高转速、双向运行、水力、电气和机械激振频率范围宽、频繁启停及工况转换、振动传递路径复杂等特点。这导致抽水蓄能电站机组和厂房振动、噪声问题较常规机组突出。张河湾机组投运后由水力因素引发的机组与厂房振动问题严重且厂房噪声严重超标[1]。国内某电站机组额定运行时发电机层板梁结构实测加速度响应最大幅值为5.66 m/s2，位移响应最大幅值为0.577 mm，板梁结构的出现明显裂缝，裂缝最大宽度0.4 mm，最大深度达220 mm；天荒坪[2]、宜兴[3]等机组在调试阶段均发生小开度下空载不稳定造成的机组并网问题等。上述问题不仅影响了电站及电网的安全、稳定运行，也对运行人员的工作环境及身心健康造成不利影响。因此，在现有抽水蓄能电站在机组选型设计、水力设计、厂房结构设计、模型试验及稳定性研究等基础上，以国内建成或正在建设的大型抽水蓄能电站机组的选型设计、水力设计、厂房结构设计、模型试验及稳定性现状为参考，结合电站现场测试数据的分析统计，提出抽水蓄能机组振动、压力脉动评判标准及安全运行区域建议，对已投运的抽水蓄能电站机组和厂房振动提出具有可行性的减振控制改进措施，探索研究抽蓄机组振动、脉动控制评价标准，研究大型抽水蓄能电站机组和厂房结构合理可行的减振、避振措施，提出在确保机组振动满足要求方面需要进行的各项振动控制措施与要求，是目前抽水蓄能建设过程中亟待解决的问题。

抽水蓄能电站机组振动问题是一个系统、复杂、涉及面广的课题，它的研究对象是由水轮机、发电机、轴承、机架和混凝土支撑结构组成的复杂系统，涉及到流体、电磁等介质。研究理论涉及到结构动力学、电磁动力学、流体动力学等多学科的交叉。研究方法上，既要研究各个部件的振动特性，又要将各个部件组成系统进行综合分析，并将理论分析、现场测试结合起来，才能较为全面地认识地下厂房的振动问题，从而为避免由于振动带来的危害提供理论依据。

1　振动源分析

根据工程经验，引起抽水蓄能电站机组及厂房结构振动的振源主要来自三个方面：水力振源、机械振源、电磁振源，其中尤以水力振源最为突出。蓄能机组普遍采用地下式厂房，水泵水轮机按照水泵工况设计、水轮机工况校核，安装高程主要由水泵工况所决定，叶轮比转速较低，因此水轮机工况的部分负荷下压力脉动问题相对来说并不突出。但由于比转速的降低，导致转轮扁平化，从而使得叶轮流道相对较长，无叶区空间受到限制，因此蓄能机组普遍存在由不稳定流场和转轮叶片与活动导叶之间的流体动力干涉产生的动静干涉（Rotor Stator Interference，RSI）和相位共振（Phase Resonance，PR）问题。除此之外，“S”区的存在导致压力脉动增大的同时也将影响机组正常并网，水泵工况的空化亦引起机组的不稳定运行。与常规水轮机类似，部分负荷及小开度的卡门涡、过渡过程尾水管中水柱分离引起的大幅压力脉动在水泵水轮机上也偶有存在。现场测试资料表明，机组摆度测点主频为机组转频及其倍频、尾水管涡带频率。机组振动主频为转频及其倍频、叶片通过频率及其倍频率、尾水管涡带频率、极振频率及其倍频。分析认为出现这些频率的可能原因如下：

1.1　动静干涉

动静干涉是指转轮叶片每转一周经过叶片尾流时，其周向均受到激励而出现的特定径向节点数的圆盘形振动。动静干涉振型节点数k，转轮振动频率fR和固定导叶频率fG由叶片数ZR和导叶数ZG的组合所确定，满足下式：

目前我国已投运的抽水蓄能机组转轮叶片数主要采用7叶片和9叶片设计，其中以9叶片数最多，导叶数则主要集中在20，因此动静干涉引起的节径情况对于7/20组合主要为1，对9/20组合则主要为2。对于7/20组合，主要的频率成分为一倍叶片通过频率；对9/20组合，主要频率成分为2倍叶片通过频率。产生于无叶区的动静干涉对机组及厂房振动有显著的影响，对张河湾、桐柏、仙居、蒲石河等电站机组与厂房的振动进行测试结果表明，在不同负荷情况下机组固定部件、厂房振动及关键部位噪音中均包含明显的动静干涉频率，其中在额定负荷时均以动静干涉频率为主频[4][5]。动静干涉现象使得机组在满负荷运行时厂房与机组的振动增大，且相对于其它水力干扰频率，动静干涉频率为高频，对机组与厂房的疲劳强度、预期寿命影响不可忽视，同时噪声中的动静干涉频率极易对人产生疲劳感，造成运维人员的职业安全伤害。

1.2　相位共振

相位共振[6]是动静干涉引起的压力脉动通过导水流道传播至蜗壳并反射和叠加所形成的共振现象。影响相位共振的主要因素有流道的几何参数与流动参数，几何参数通常包括转轮叶片数、活动导叶数、固定导叶数、蜗壳流道的等效直径等，流动参数则包括波速、流速、压力等参数。根据相关学者的分析张河湾机组存在相位共振的风险极高[7]。目前对这一因素的研究主要集中在理论分析阶段，由于影响共振发生的参数难以保证原型与模型一致，因此通过模型试验对其进行预测尚存在很大难度，故原型观测的方式对其进行综合分析亟需开展，以对未来新机组进行指导。

1.3　卡门涡

卡门涡是雷诺数增大到一定程度后流体绕流产生的重要现象。在一定条件下的定常来流绕过物体时，物体两侧周期性的脱落出旋转方向相反、排列规则的双列线涡，经过非线性作用后形成卡门涡。卡门涡的存在与相对速度w、圆柱体等效直径d、旋转脱落频率fk以及斯特鲁哈数之间Sh存在如下关系：

上式表明卡门涡频率与相对流速成正比与特征尺寸成反比。卡门涡的存在对机组存在两方面的影响：一是卡门涡使导叶两侧交替并周期地承受卡门涡作用力，导致固定部件产生振动；二是当导叶或周围水体的固有频率与卡门涡频率一致，当激振力足够大时，在导叶对卡门涡的调制作用下产生严重的共振现象。卡门涡在常规水电机组及蓄能机组中均有出现。三峡右岸ALSTOM水轮机[8]在毛水头82 m负荷区间550～590 MW时发生异常啸叫声，通过对水车室噪音及顶盖振动测试结果表明转轮叶片出口存在严重的卡门涡，后经叶片修型解决这一问题。云南大朝山[9]、贵州董箐[10]等水电站也出现过这一现象。宜兴蓄能电站机组在2009年调试期间发生泵工况小开度活动导叶卡门涡共振现象，从而导致活动导叶严重振动失稳，B Nennemann和E Parkinson采用CFD方法对产生这一原因的机理进行了分析指出双稳定流和卡门涡是其主要激振源，通过对导叶进行修型解决了这一问题[3]。

由于模型与原型的差异，卡门涡并不能够通过模型试验进行判断，卡门涡频率计算公式中的各个参数的精度也影响着频率的计算，而通流部件中存在三种叶片（转轮叶片、活动导叶与固定导叶），卡门涡的脱流点及频率需分别计算，因此对水泵水轮机中的卡门涡需要进一步研究，以避免卡门涡出现造成对机组的损伤。

1.4　“S”区特性

由于蓄能机组的大力发展，近年来国内外学者对水泵水轮机“S”区特性研究较多，理论分析方面，Petersen[11]、Martin[12]等人基于叶片式水力机械内特性解析理论建立了水泵水轮机全特性曲线的数学表达式；数值模拟方面，纪兴英[13]、李仁年[14]等人采用不同的计算模型成功实现了对“S”区特性进行了模拟；模型试验观测方面，陈德新[15]等针对模型试验中的流态进行了观测，并对“S”区不稳定流动的原因进行了分析；原型机方面，“S”区对已投运机组的影响[16]极其对策有大量文献可供参考。

纵观“S”区对水泵水轮机的影响主要表现在两个方面，一是水轮机工况空载的稳定性，二是水轮机甩负荷时导叶关闭过程中的不稳定现象。早在1982年比利时COO II蓄能电站机组出现并网困难时，VOITH公司便提出了加装导叶非同步开启装置的解决方案[17]。国内机组，包括惠州、黑麋峰、白莲河、张河湾、仙游等均在采用导叶全同步开启方式启动时存在空载并网不成功现象，从而采用加装导叶非同步开启装置解决该问题。如天荒坪机组低水头发电空载运行时水轮机进入“S”区，造成机组逆功率严重，机组并网困难，同样因为“S”区问题，机组在甩负荷后不能达到空载稳态[2]。蓄能机组普遍甩满负荷后形成两次转速极值过程，这一过程形成的原因就是水泵水轮机的“S”区特性。由于水泵水轮机固有的“S”特性，蓄能电站已发生多起事故，宜兴机组调试期间，3号机组过速时尾水管直锥段出现的异常噪音以及顶盖、底环和尾水锥管段的异常振动、导叶失步现象也是因为“S”区所产生[18]。

1.5　水环

水环现象是具备调相工况运行的水电机组所固有的现象，而蓄能机组广泛具有调相功能，因此水环问题在蓄能机组出现的问题较多。蓄能机组水泵启动及调相运行时，转轮在空气中旋转，此时为冷却上、下止漏环，在顶盖和底环的上、下止漏环处通入冷却水，冷却水从端面间隙进入转轮室，在旋转转轮离心力的作用下甩向无叶区形成水环。水环起到冷却转轮和密封压缩空气的作用。而当设计不合理时，水环过厚将导致转轮叶片与水环的摩擦，造成机组的振动加剧。张河湾机组在调试初期由于水环管路设计问题，曾发生水环排水管频繁振裂的现象，造成机组安全稳定性的重大安全隐患[19]。因此应加强蓄能机组水环管路设计，对水环产生的机理进行相应研究，避免后续电站出现类似问题。

1.6　其它方面

影响水泵水轮机的稳定性除上述原因外，尚有以下几个方面：

⑴部分负荷下的尾水管涡带。相比较其他因素引起的机组稳定性问题，抽水蓄能机组涡带负荷区压力脉动并不突出，目前尚未发现因尾水管涡带导致的机组及厂房稳定性问题。

⑵水轮机迷宫环止漏装置的自激振动。由于迷宫环导致的机组稳定性问题在天荒坪曾经出现[20]。天荒坪机组上迷宫环间隙设计间隙较大，导致密封泄露量增大，动态情况下（负荷突变）造成推力轴承负荷过大或抬机现象，进一步造成推力瓦温突变、机组振动过大等影响。

2　水力诱发振动的控制措施

2.1　改善水泵水轮机运行稳定性的措施

2.1.1减小水轮机工况尾水管压力脉动幅值

混流式水泵水轮机由于设计时以水泵为主，水轮机工况运行时，单位转速高于最优单位转速，在偏离最优工况运行。由于混流式水轮机固有特性，叶片进口撞击和叶片出口有涡带产生，从而使尾水管压力较大。大量的工程案例表明，通过对通流部件的优化，使尾水管压力脉动值不超过6%，可以有效保证机组安全稳定运行。在水泵工况运行时，由于尾水管水流较平顺，压力脉动值较小，不会对稳定运行产生不利影响。

2.1.2改善“S”区特性

可逆式水泵水轮机因为转轮直径较大，离心力作用大，在高速区水轮机方向水的进流速度很快下降，在n11-Q11四象限综合特性曲线中开度线显著向下弯曲。由于弯曲的开度线与单位力矩M11=0线的交角很小，故这种机组在达到飞逸后有可能继续进入制动区。低比转速的水泵水轮机内水流在受到自身惯性驱动而进入制动区后，由于水流对转轮的阻挡作用，在流量减小的同时也使转速下降，故开度线出现向n11值反弯的现象。如果惯性力仍不消失，转轮离心力将使水反向推出，即进入反水泵区，此后转速将再增大，使开度线向更高n11方向变曲，总的形成一个S形，称为“S”特性曲线。无论是7叶片还是9叶片或长短叶片，可通过对水力通道和转轮翼型的优化取得较好的“S”区特性，避免机组在低水头并网困难问题。

2.1.3水泵工况的空化

模型试验表明，在同样的泵工况进口直径D2的情况下，9叶片转轮的空化性能优于7叶片的转轮，在设计转轮时，为了改善转轮的空化性能，把模型转轮的低压边直径适当增大。在选择安装高程时，应满足水泵工况无空化运行，从而避免水泵工况由于空化引起的不稳定运行。

2.1.4驼峰区

在水泵水轮机水泵工况H-Q特性曲线中，在一定的较小流量区域，扬程H随着流量的减小而急剧下降，然后又逐渐上升，此区域即为水泵水轮机的驼峰区。驼峰区是泵及水泵水轮机的固有特性之一。针对驼峰区的控制，主要从水力设计入手。目前，存在两个优化方向：一是水泵工况设计点的合理选择。在满足电站最大扬程和最小扬程以及水泵效率要求的同时，最大设计扬程Hmax和驼峰区最小扬程Hminhump间应有足够在的余量。二是水力设计参数对驼峰区的影响。大量工程经验表明，为满足机组安全稳定运行要求，水泵工况模型最小协联开口时应有2.0%的驼峰余量。

2.1.5防止水泵工况导叶开启时的小开度振动

导叶分布圆直径直接影响导叶与转轮叶片之间的水流干涉强度。对高水头低比速水泵水轮机，设计中取较大的导叶分布圆直径，可有效的减小导叶与转轮叶片之间的水力干涉强度。通过对导叶翼型优化和导叶进口长度和出口长度匹配关系的研究，使导叶头部和尾部的搭接量尽可能小，尽可能的减小扭矩放大效应，从而保证在水泵工况导叶开启时不产生小开度振动。

2.1.6避免过渡过程中尾水管水柱分离

目前我国在建的抽水蓄能电站普遍采用地下式厂房，这些电站均采用长尾水管或尾水管隧洞，因而尾水管中的水压振荡增大。尾水管压力如过低，就会产生水柱分离。为避免水柱分离应设置尾水调压井或增大淹没深度。应通过过渡过程分析计算，保证在任何工况下尾水管进口压力不小于0 m水柱，从而避免水柱分离发生。

2.1.7减低活动导叶后转轮前的压力脉动幅值

混流式水泵水轮机由于为双向流动，在水轮机部分负荷和水泵的小流量区出现高压边脱流、低压边脱流、死水区，在这些工况运行时，导叶后转轮前的压力脉动幅值会急剧增大。应通过对叶片的出口角、导叶分布圆直径、导叶翼型的优化，降低活动导叶后转轮前的压力脉动幅值，使该幅值在正常运行范围内不大于12%。

2.1.8防止水轮机迷宫止漏装置中的自激振动

应对高水头水泵水轮机止漏环位置和间隙匹配问题进行研究，掌握防止止漏环产生自激振荡的方法，避免因止漏环自激振动产生的机组运行稳定问题。

2.1.9水力激振频率的计算

转轮叶片与导叶之间的干扰将以一定的相位失真和时间滞后出现在转轮周边处，相位滞后由导叶数ZG和转轮叶片数ZR组合确定。转轮叶片与导叶间的相互干扰产生的激振力将引起某些振型，该振型具有一定数目的绕转轮轴向旋转的径向节点。当频率fr同有k个节点的转轮固有频率一致时，就会发生转轮共振。因此转轮在水中的固有频率应避开上述频率，除此之外，还应避开转轮上冠和下环反向振动的频率。

2.2　工程管理措施方面

机组振动及厂房噪声控制涉及多个专业和领域的协作项目，需要各参建单位通力协作，其中项目建设单位作为基建期主要管理方和产品的最终用户，要做好核心主导作用，协调设计单位、设备制造单位、安装调试单位和运行单位的各阶段工作，主要采取以下管理措施。

2.2.1工程设计单位

在工程设计阶段，工程设计单位应提交以下振动专题报告并经详细评审：

⑴水力过渡过程专题研究报告（重点应包括引水系统的水体共振）；

⑵经科研机构、高校等第三方复核的水力过渡过程专题研究报告；

⑶对机组转频与机组固定部件及厂房固有频率作专题分析报告；

⑷根据《GB/T15613-2008水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验》在主机招标文件中对模型试验提出具体要求；

⑸对主机设备主要部件的刚度在招标文件中提出具体要求。

2.2.2机组制造厂家

在机组前期设计阶段，制造厂家应提交关于振动的一系列专题报告，在水力设计开发阶段，至少应包括以下内容：

（1）叶片转频引起的动静干涉分析；

（2）压力脉动特性及压力脉动对机组稳定运行分析；

（3）导水机构的自激振动及共振分析；

（4）水泵制动工况的导叶振动分析；

（5）机组在工况转换及水轮机并网时的稳定性分析。

（6）机组转频与机组固定部件固有频率分析报告。

（7）主机设备动静不平衡产生的轴承振动、转轮迷宫动分析报告；

（8）机组轴系稳定及强度分析报告。

2.2.3项目建设单位

项目建设单位应高度重视水泵水轮机模型试验，并组织相关专家严格按照合同要求对模型试验进行见证和验收。水泵水轮机模型验收时，对以下关键指标超过合同保证值的模型拒绝验收通过，这包括：

⑴水泵水轮机加权平均效率；

⑵正常运行工况下导叶与转轮间、尾水管进口压力脉动值；

⑶水泵水轮机驼峰区裕量；

⑷水泵水轮机空化性能；

⑸水泵水轮机“S”区特性，正常运行区域避开“S”区；

⑹水泵水轮机出力、入力及流量；

⑺水泵水轮机飞逸特性。

2.2.4机组安装单位

应加强对机组现场安装质量和工艺控制。重点是对座环水平调整、转轮迷宫间隙、机组轴线调整、水导轴承间隙调整、固定部件与转动部件的同心度等关键指标进行管控。严格按照GB/T8564《水轮发电机组安装技术规范》和厂家提供的安装指导书进行作业，保障机组的安装处于良好水平上。在安装阶段，定期组织各方检查对影响机组稳定性的相关专题工作，组织业内专家进行咨询评估，安排后续工作。

3　结论

众多问题的产生要求我们必须重视大容量抽水蓄能机组的运行稳定性，坚持“预防为主，防治结合”的思路。“预防为主”要求在机组设计阶段采用高强度材料并选择合理的结构设计，提高机组在不同工况下各个部件及整体刚强度及稳定性；依据标准规范要求，加强设计水平，优化机组局部与整体结构。“防治结合”要求机组在调试及运行阶段严格按照运行规程要求，强化状态监测技术在运维中的应用，促进故障诊断技术的发展，同时进一步完善相关技术标准与导则。

随着我国大规模特高压交、直流输电网络的建设，蓄能机组在电网中的重要性更加突出，为此在机组的稳定性问题尚未完全解决的前提下，合理的机组参数与结构对机组的安全稳定运行具有至关重要的作用，因此应重视蓄能机组参数与结构的合理选择、重视发电电动机与水泵水轮机的匹配，同时优化机组的运行方式，做到设计上避免问题、制造与安装中不产生问题、运行维护上遇到问题能够解决问题。

参考文献：

[1]尹铫,刘碧龙，常道庆，等.张河湾蓄能电站厂房噪声与振动调查[C]//全国环境声学学术会议论文集,2012.

[2]游光华,孔令华，刘德有.天荒坪抽水蓄能电站水泵水轮“S”形特性及其对策[J].水力发电学报,2006,25(6)：136-139.

[3]Nennemann B,Parkinson E.Yixing pump turbine guide vane vibrations：problem resolution with advanced CFD analysis.[C]//25th IAHR symposium on hydraulic machinery and systems,2010.

[4]张飞,唐拥军,王国柱,等.球阀动水关闭过程中球阀与机组稳定性分析[J].振动与冲击,2017,36(8)：244-252.

[5]张飞,周喜军,孙慧芳,等.水力激振作用下的蓄能机组泵工况稳定性分析 [J].南水北调与水利科技,2017(15)5：202-208.

[6]Doerfler P.On the role ofphase resonance in vibrationscaused by blade passage in radial hydraulic turbomachines[C]//IAHR Section Hydraulic Machinery,E-quipment,and Cavitation,12th Symposium,1984.

[7]袁寿其,方玉建,袁建平，等.我国已建抽水蓄能电站机组振动问题综述[J].水力发电学报,2015,34(11)：1-15.

[8]易平梅.三峡右岸ALSTOM水轮机转轮卡门涡分析与处理[C]//中国水利学会青年科技论坛，2008.

[9]李启章.大朝山转轮叶片的卡门涡共振[C]//第十五次水电设备学术讨论会，2004.

[10]贾瑞旗,刘安国，刘杰.董箐电站机组异常噪音测试分析及水轮机减振措施 [C]//第十八次水电设备学术讨论会,2011.

[11]Pettersen K,Nielsen T K.An explanation to the steep speedflow characteristic ofRPTs[C]//Proceedingsof22nd IAHR symposium,2004.

[12]Martin C S.Instability of pump-turbine with S-shaped characters[C]//Proceedings of 20th IAHR symposium,Charlotte,2000.

[13]纪兴英,赖旭.低比转速水泵水轮机“S”区特性数值模拟[J].水动力学研究与进展,2011,26(3)：318-326.

[14]李仁年,刘殿兴,董志强,等.水泵水轮机“S”形区全流道数值模拟[J].排灌机械工程学报,2013,31(5)：401-405.

[15]陈德新,谢辉.低比速水泵水轮机“S”特性区的内部流动[J].水利学报,2001,1(2)：76-78.

[16]权强,余睿,孙领.非同步导叶在仙游抽水蓄能电站的应用[J].水电站机电技术,2017,40(6)：4-6.

[17]Klemm.Stabilizing the characteristics of a pump-turbine in the range between turbine part load and reverse pump operation[J].Voith Research and Construction,1982.

[18]蔡军,周喜军,邓磊,等.江苏宜兴抽水蓄能电站3号机组过速试验异常水击现象的研究 [J].水力发电,2009,35(2)：76-79.

[19]徐桅,潘雪石.张河湾抽水蓄能电站机组水环设计与现状分析[J].水电与新能源,2016(1)：46-48.

[20]戴勇峰,王海,张克危,等.混流可逆式转轮密封装置的泄漏量及其对机组运行的影响[J].水力发电学报,2005,24(2)：100-104.