龙江水电厂4号机组振动区域测试与分析

赵 冉

（四川省能投攀枝花水电开发有限公司，四川 攀枝花617000）

1 测试目的

龙江水电厂于2017年1月上旬完成4号生态机组新机投产工作，根据云南电网调度“加强水电机组振动区管理，确保电网安全运行的指导意见”等要求，实测龙江水电厂4号机组带负荷后在各运行工况下的振动、摆度、压力脉动等特征参数，确定机组运行稳定性指标是否满足规程或厂家性能保证值的要求，确定机组在试验水头下的振动区域和运行稳定区域，检验机组带负荷后在各运行工况下的运行稳定性指标及变化情况，为以后的机组运行、检修提供技术依据。在机组安装、调试完成后对龙江水电厂4号机组进行了振动区域测试。

2 电站及机组概况

龙江水电站是云南省龙江流域重要的防洪控制性工程，总装机容量3×80MW+1×20MW。水库正常蓄水位872m，死水位845m，总库容为12.17亿m3，为年调节水库，电厂在电力系统中担负调峰、调频和备用任务。

龙江水电厂位于德宏州遮放镇户拉村境内，厂内共装有4台机组，1号、2号、3号机组装机为80MW，4号生态机组装机为20MW，4台机组采用“一管四机”梳子形状的供水方式。电厂4号生态机组有关技术参数如表1、表2。

表1 4号机组水轮机参数

表2 4号机组发电机参数

3 在本试验中使用的试验设备

（1）DH8302动态信号采集分析系统

设备编号：SN-191；检定有效期：2017年11月29日。

（2）电涡流传感器

设备编号：SN-109～SN113 ；检定有效期：2017年10月13日。

（3）低频振动传感器

设备编号：SN-124、SN-125、SN-130、SN-131、SN-137、SN-138；检定有效期：2017年01月25日。

以上设备经检验合格，设备状态完好。

4 试验过程及测试数据

4.1 试验方法

本次试验是在上游水位为861.95m，下游水位为 790.14m，毛水头为 71.81m，1、2、3 号机组停机备用的条件下进行的。本次试验设置空转、空载、2MW、4MW、6MW、8MW、9MW、10MW、11MW、12MW、13MW、14MW、16MW、18MW、20.8MW 共15个工况点，用6只低频振动传感器分别布置于上机架+X水平方向、上机架+X垂直方向、下机架+X水平方向、下机架+X垂直方向、顶盖+X水平方向和顶盖+X垂直方向以测量机组振动；同时使用5只电涡流位移传感器测量上导+X摆度、上导+Y摆度、下导+X摆度、下导+Y摆度、水导+X摆度；并从蜗壳压力表计接入蜗壳进口压力。机组各工况点运行稳定后，试验采用DH8302动态信号测试分析系统记录波形及数据，并进行分析计算。

4.2 测试数据

4号生态机组稳定性试验测试数据见表3。

表3 4号生态机组稳定性试验测试数据

5 试验结论分析

（1）评价表见表4。

表4 机组在20MW工况下振动摆度评价表

（2）机组各导轴承摆度情况正常，额定负荷下（20MW），上导轴承和下导轴承的摆度值均处于规程中的A区，水导轴承的摆度值均处于规程中的B区（根据机组额定转速333.3r/min查询GB/T11348.5-2008《旋转机械转轴径向振动的测量和评定 第5部分：水力发电厂和泵站机组》，得到区域边界值如下：A/B为140μm，B/C为240μm，C/D为460μm），满足机组长期运行要求。各导轴承处摆度幅值在空载工况达到最大值，当负荷增加至10MW及以上时，各导轴承处摆度值回复至较低水平。

图1 上导摆度随负荷变化趋势图

图2 下导摆度随负荷变化趋势图

图3 水导摆度随负荷变化趋势图

（3）在额定负荷下（20MW），上机架和下机架水平振动满足规程带导轴承支架的水平振动不超过0.07mm的要求，上机架和下机架垂直振动满足规程带推力轴承支架的垂直振动不超过0.05mm的要求，顶盖水平振动满足规程不超过0.05mm的要求，顶盖垂直振动满足规程不超过0.06mm的要求。机组各机架振动值在空载工况达到最大值，当负荷增加至10MW及以上时，各机架振动值回复至较低水平。

图4 上机架振动随负荷变化趋势图

图5 下机架振动随负荷变化趋势图

图6 顶盖振动随负荷变化趋势图

（4）从机组蜗壳压力脉动数据来看，在全负荷段下蜗壳压力脉动随负荷增加总体呈现先增大后减小的趋势，在12MW时达到最大值。

图7 蜗壳压力脉动随负荷变化趋势图

6 结论与建议

通过以上实验分析，综合考虑认为，龙江水电厂4号机组在上游水位为861.95m，下游水位为790.14m，毛水头为71.81m的条件下，机组在0～12MW负荷区间振摆及蜗壳压力脉动总体相对较大，为机组的振动区。机组在12MW以上负荷区域运行相对稳定，为机组的稳定运行区，建议机组运行尽量安排在12MW以上高负荷区运行。