振摆分频状态评价在新干电站的应用

熊东亮，谢梅兰

（1.江西省信江船闸通航中心，江西 鹰潭 335000；2.江西省港航管理局界牌航电枢纽管理处，江西 鹰潭 335000）

1 概述

水电机组是水电站实现水电能源转换的核心设备，目前水电行业对水电机组的检修一直沿用以点检定修为主的计划检修制度，根据规章制度确定检修时间与检修项目，导致检修较少考虑设备实际运行情况，具有一定盲目性。水电机组状态检修概念起源于二十世纪九十年代初，旨在根据设备实际运行状态与劣化程度对设备进行检修，但经过近20年的发展，一直没有获得有效推广，主要原因是缺乏可量化的能直接定位缺陷的状态评价办法[1]。近年来，随着我国机组不断向大型化、复杂化发展，电站自动化水平不断提高，越来越多的电站开始推行“无人值守”制度，计划检修的高成本等弊端日益凸显，状态检修成为实现机组健康管理的必然趋势。因此，如何深入挖掘状态监测系统数据，对机组实时运行状态进行科学有效的评估和故障定位，是水电行业需要迫切解决的问题。

在状态监测中，振摆信号作为反映水电机组运行状态的重要指标，得到了行业内学者的广泛关注[2，3]，通过提取振摆信号幅值与频率成分，可有效判断机组所处运行状态。目前行业规程针对振摆信号特征值的评价多局限于信号通频值[4，5]，对信号其他频率成分阈值未有明确规定，导致单纯依靠现有规程对水电机组进行监测评价，经常出现误报和漏报，且无法准确判知机组状态与故障定位。为解决这一问题，在该标准基础之上，引入机组振动的低频、转频、高频3个分量，并制订相应的评价阈值，用于新干电站机组的状态评价

江西省新干航电枢纽工程坝址位于赣江中游新干县三湖镇上游约1.5 km处，是一座以航运为主，兼顾发电等综合效益的枢纽工程，正常蓄水位32.50 m，总库容约5.0×108 m3，为日调节水库。电站装有7台单机容量16 MW、转轮直径7.10 m的大型灯泡贯流式机组，年均发电量5.34亿kW·h，主机由东方电机有限公司生产，电站首台机组已于2018年9月12日并网发电，2019年6月30日最后一台机组并网发电。项目建成后将大大改善赣江通航条件，进一步发挥赣江水运优势，构建沿江地区对外物资交流的快速水上通道。同时，又为江西增加了宝贵的水电清洁能源和调峰容量，对江西水火电容量失衡的状况有所缓解。

新干电站由于机组尺寸大，机组安装检修起吊、翻身难度很大，应尽可能有针对性的进行检修，可减少机组不必要的损伤，减轻维护人员的劳动强度。新干电站机组目前安装了北京奥技异公司的状态监测系统，但并未形成一套合适的评价体系和方法用于指导机组状态检修。因此，针对新干电站开发研究一套实用性强的机组状态评价体系是当前需要解决的问题。

根据新干电站的机组特点提出了一套状态评价实施办法，利用现有机组在线监测系统采集机组振摆数据，对原有的振摆评价标准进行改进，提取机组振摆信号低频、转频、高频3个分量，通过振摆分频直接推断机组运行状态，确定机组是否需要检修，以及检修的具体项目，实现机组精细化检修。

2 分量评价方案的提出

国标“GB/T 11348.5-2002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”中给出了水电机组振摆评价方法，主要内容如下：

（1）将机组振摆值分为A，B，C，D 4个区间，所有振摆值都在A区范围内的机组称为A区机组，以此类推。即通过A，B，C，D区来评价机组的振动状态。

根据国标评价标准将机组运行状态分为4个区域，分别为：

A区：良好：测量值＜A；机组运行状态很好属于精品机组，不需要检修调整，可以长期稳定运行。

B区：合格：A＜测量值＜B；机组运行状态合格，可以进行检修调整，机组可长期运行。

C区：报警：B＜测量值＜C；机组运行状态不好，需要进行检修调整，在该状态下机组不可以长期运行。

D区：危险：测量值＞C；机组不可以长期运行，必须停机进行检修，在该状态下运行有很大危险。

（2）给出了A，B，C，D的边界曲线，见图1、图2。

图1 水力机组转轴相对振动位移峰峰值推荐评价区域

图2 水力机组转轴相对振动位移最大值推荐评价区域

根据以上运行评价标准，将其依据转速区分量化评价各区域限定值，灯泡贯流式水轮发电机组简化运行评价见表1、表2。

表1 灯泡贯流式机组摆度通频评价

表2 灯泡贯流式机组振动通频评价

受水力因素影响，水电机组振摆值变化范围较大，利用上述标准进行监测评价，经常存在误报和漏报，且在出现问题的情况下无法精准定位故障点，不能准确判知机组状态，故该标准并未在行业中大范围推广使用。

为解决这一问题，在该标准基础之上，引入振摆信号的低频、转频、高频3个分量，并制订相应的评价阈值，完善了标准，增强了实用性。

3 灯泡贯流式机组振摆分量评价方案

水力发电机组运行振摆值（峰峰值）由多种复杂频率成分量组成，单纯根据振摆峰峰值无法对机组振摆问题进行准确判断，新干电站安装的PSTA2100水电机组状态监测系统对振摆量进行分频量化，将影响振摆频率划分为低频分量、转频分量、高频分量。各频段监测量的影响因素如下：

低频分量：尾水管涡带；

转频分量：质量不平衡、磁拉力不平衡、主轴弯曲、主轴与镜板不垂直、轴瓦间隙过大等；

高频分量：导叶开口不均、叶道涡、转子不圆、镜板波浪度、协联关系不当等；

各频率成分均可反映一类振动影响因素，针对不同频率成分进行机组状态评价可极大缩小问题范围，有利于准确找出问题根源。

在此基础上，将分频成分增补进评价内容，形成更为细化的评价方案，最终的灯泡贯流式机组转频、高频成分的评价区间见表3、表4，低频成分的评价区间与通频一致。

表3 贯流式机组摆度分频评价

表4 贯流式机组振动分频评价

4 新干6号机组振摆评价分析

新干6号机组的振摆通频值和分频值监测记录见表5和表6，并根据监测记录作出了评价分析。

表5 振摆通频值

表6 振摆分频值

4.1 振摆通频评价

评价分析：振摆通频评价主要用于机组振摆超标检查，通过上表可以看到机组转轮室X、Y向振动处于B区。

4.2 振摆分频评价

评价分析：通过振摆分频评价可以找到出现问题的类型，机组转轮室X,Y振动高频分量均处于C区，高频分量对机组损伤较大，且转轮室振动高频分量都是由于转轮特性不稳定引起[6]，可对机组转轮特性进行调整，使机组转轮室振动降低至A区。

4.3 利用频谱分析工具定位故障原因

新干电站6号机组于2019年6月29日开始72 h试运行，表7为7月3日6号机组10:00～22:00运行记录，从表中可以看到，下午4时电站毛水头5.33 m，净水头在额定水头4.9 m，机组出力11.1 MW，导叶开度82.5%，桨叶开度（角度）56.0%（均以接力器行程百分比表示），机组各部位温度正常。依据7月3日15:56：29现场录制的6号机组频谱图进一步分析证明，转轮室X，Y振动主要频率为桨叶频率4×（4倍频），该现象多由转轮协联优化不良引起。

5 对评价分析判断的进一步确认

灯泡贯流式机组的协联关系直接影响到水轮机运行的效率和稳定性，由于生产制造、安装等原因，往往造成机组协联关系并非最优，带来机组效率降低甚至导致机组稳定性变差[7]，解决该问题的唯一途径是通过现场试验重新调整机组协联关系，找到机组最优运行的协联曲线。为了找到转轮室振动高频分量处于C区的原因，根据厂家提供的水轮机协联关系数据和曲线（见图3和图4），当机组在4.9m水头下运行，出力在11.1MW时，导叶开度80.5%，桨叶开度50.0%，机组运行处于最优的协联状态，这与表7中实际反映的导叶开度82.5%和桨叶开度56.0%存在一定偏差，桨叶开度与最优协联时相差较大，从而造成机组转轮室振动处于不合格的C区。

图3 6号机组协联关系数据

图4 6号机组协联关系曲线

表7 6号水轮发电机组运行表

通过对该机组桨叶开度-转轮室振动X关系表（见表8）的检查，发现该运行工况与其它工况差别明显，说明该工况下实际协联关系不当，建议对6号机组协联关系进行检查，在各特征水头段进行试验，依据机组现状重新优化协联关系曲线，在保障机组效率的情况下，提高机组的稳定性。

表8 桨叶开度-转轮室振动X关系表

6 结论

依据振摆通频评价标准，通过引入振摆频率分量，提出了一种基于振摆分频的机组状态评价方法，并用于新干电站机组的状态评价，发现了新干6号机组状态缺陷，得出协联关系不良，需要重新调整的结论。该方法降低了振动分析的难度，易于现场人员掌握，可快速定位缺陷原因，为机组按状态检修提供量化依据，具有很强的实用性，可在状态监测行业推广和应用。