某水电站某机组异常振动试验分析及检修

2022-03-15闵占奎陈柏旭刘秀良马喜平周政龙

机械研究与应用 2022年1期

闵占奎，陈柏旭，刘秀良，马喜平，周政龙

(国网甘肃省电力公司电力科学研究院，甘肃兰州 730070)

0 引言

水电机组在运行过程中受水力、机械和电气三者影响，可能会出现各种类型的故障现象[1-3]。目前对水电机组运行故障的研究主要集中在采用不同算法进行诊断及分析[4-6]，但由于运行故障的复杂性、多样性、不确定性和耦联性，故障现象及故障形成机理间的映射关系十分复杂，单纯依靠数学方法有时不能很好地解释故障的形成原因，因此通过现场试验对机组进行故障诊断就显得十分重要[7]。

2018年8月，某水电站一号机因水轮机部件磨蚀损坏严重进行了紧急检修，检修完启动时因振动问题机组只能带1/3额定负荷勉强运行，不仅威胁机组安全，还影响电站发电效益。为分析该机组振动原因，进而制定处理方案，进行了全面稳定性试验。本文通过该水电站一号机组某负荷区出现振动严重超标现象的实际案例，通过试验分析了造成异常振动的原因，并总结提出了解决该问题的基本方法。

1 水轮机组及振动情况介绍

该水电站位于甘肃省甘南州迭部县东南30 km处的达拉河上，规模为III等中型工程，坝高67 m，总库容1740万 m3，电站安装3台由富春江水电设备有限公司制造的17.5 MW悬式混流式水轮机发电机组，总装机容量52.5 MW，多年平均发电量2.73亿kW·h。工程于2003年6月底开工建设，首台机于2007年6月启动，3台机于2007年8月全部并网发电。机组主要技术参数如表1所列。

2 试验目的和依据

此次试验的目的是测试分析一号机检修运行稳定性特性，如果存在动不平衡问题则通过配重处理，重点分析机组带负荷运行至某一工况时突然出现剧烈振动、迫使机组减负荷运行的故障原因，并提出处理措施建议。试验依据有GB/T 17189-2007《水力机械(水轮机、蓄能泵和水泵水轮机)振动和脉动现场测试规程》和GB/T 8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》。机组振动、摆度值标准要求见表2(GB/T 8564-2003)。

表1 机组主要技术参数

表2 水轮发电机组各部位振动允许值 /μm

3 试验测量方法

试验测量项目包括：

(1) 上导摆度-X、-Y，下导摆度-X、+Y，水导摆度+X、+Y，采用7200和3300型电涡流传感器测量，传感器通过磁力表座安装。

(2) 上机架水平振动+Y、垂直振动+Y，下机架水平振动+Y，发电机定子外壳水平振动+Y，顶盖水平振动+X、垂直振动+X，测量传感器用MSL低频振动型位移传感器，用传感器自带的磁力座安装。需要说明的是，由于顶盖本体上无法安装振动传感器，传感器安装在水导轴承座上，所以测量值比顶盖本体振动值要大。

(3) 蜗壳、顶盖腔和尾水管水压脉动值各一点，测量传感器用3277型压力传感器。

(4) 机组转速(键相)，用光电传感器测量，位置在水导+Y侧。

(5) 发电机端电压和机组功率。

试验工况包括无励变转速、额定转速变励磁、并网变负荷等工况，具体试验工况见表3、4所列。

试验流程为机组切手动运行，依次让机组稳定运行在选定的试验工况，并在每个试验工况运行约五分钟后，同步自动采样记录各测量值。

4 试验结果及分析

4.1 变转速和变励磁试验

为了了解一号机旋转体质量力和电磁力对稳定性的影响，首先测试了不同转速和不同励磁电流条件下机组各部位的振动、摆度值和水压力脉动等参数，试验数据见表3(表中：上游水位：2260.75)。图1是机组各部位水平振动和摆度值转频幅值与转速平方的关系曲线。

表3 电站一号机变转速、变励磁试验数据

续表3 电站一号机变转速、变励磁试验数据

由于导叶漏水量较大，开机后转速最低只能稳定在435 r/min，所以测试从此转速开始，最高为额定转速。预测到发电机电磁力平衡状态较好，变励磁试验只进行了0、50%和100%额定电压三个工况。

图1 机组各部位水平振动和摆度值转频幅值与转速平方的关系曲线

从变转速试验数据看，机组各部位振动和摆度值随机组转速的升高而增大，但除顶盖水平振动和水导摆度值超过标允许值外，其余量都在允许范围内，这说明发电机转子的质量平衡状态尚可，但水轮机转轮有较明显的动不平衡现象。变励磁试验数据显示，随发电机励磁电流增加，即随发电机端电压的升高，机组各部位的振动和摆度值变化不大，说明发电机电磁力平衡状态良好。

4.2 变负荷试验

从变转速、变励磁试验数据知道，一号机振动异常与质量不平衡和电磁不平衡关系很小。为了准确分析水力原因造成的振动，变负荷试验进行了两次，测试了不同负荷(不同导叶开度)工况下机组各部位的振动、摆度和压力脉动等，以综合分析水力因素对机组运行稳定性的影响。测量数据见表4，图2是第一次变负荷试验振动、摆度和压力脉动通频幅值与机组功率的关系曲线。

表4 电站一号机变负荷试验数据

从表4数据和图2趋势图知道，机组在1 000 kW、2 000 kW、3 000 kW、4 000 kW工况运行正常，各部位振动、摆度值并不大，但负荷升到4140 kW时，突然出现剧烈振动，振动、摆度值成倍增加，同时出现了明显的振动噪声，威胁安全，被迫减负荷运行。机组功率从4 000 kW(运行正常)增加到4 140 kW(剧烈振动)时，上导摆度值从140 μm/-X和132 μm/-Y增大到303 μm/-X和319 μm/-Y；下导摆度从204μm/-X和255μm/+Y增大到421 μm/-X和453 μm/+Y；水导摆度值从272 μm/+X和160 μm/+Y增大到965 μm/+X和724μm/+Y；上机架水平振动值从24 μm/+Y增加到203 μm/+Y，上机架垂直振动值从71 μm/+Y增加到101 μm/+Y；下机架水平振动值从10 μm/+Y增加到23 μm/+Y；发电机定子外壳水平振动值从16 μm/+Y增加到133 μm/+Y；顶盖水平振动值从119 μm/+Y增加到2142 μm/+Y，顶盖垂直振动值从181 μm/+Y增加到2 150 μm/+Y；蜗壳、顶盖和尾水管压力脉动值变化很小，但顶盖压力值从292 kPa瞬时减小到168 kPa。顶盖压力突然下降，主要是剧烈振动出现时引起机组抬机，造成转轮上迷宫间隙减小，使进入顶盖的水流减小所致。

图2 机组各部位振动、摆度和水压脉动通频幅值与机组功率的关系曲线

第二次变负荷试验结果和第一次情况类似，但第二次试验时剧烈振动出现的功率是5 500 kW，即强振出现的功率向大负荷移动了。造成这一现象的可能原因有：①由于水流的复杂性，水轮机所受的力每时每刻不一定相同，导致振动特性发生变化；②机组经过几次开停机和经历几次剧烈振动后，机组构件之间的连接性能会发生一些变化，导致组合体固有频率改变，进而引起振动特性变化。

5 振动原因分析

从变转速、变励磁试验结果知道，发电机转子质量轴对称特性和电磁力平衡特性良好，变负荷试验表明，蜗壳、顶盖和尾水管压力脉动值较小，压力脉动不是造成该机组异常振动的原因。但这次试验，与以前试验相比，最大的特点是顶盖的振动值增加了几十倍(以前未做负荷工况试验)，这说明振动源在水轮机部分。

图3是第一次变负荷试验时不同负荷下各部位振动、摆度频谱图(图中从右到左依次是0 kW、2 000 kW和4 140 kW工况)，图4是第二次变负荷试验典型部位振动、摆度频谱图，工况是5 500 kW。

从图3、4中可以看出，异常振动出现时其主频发生了显著变化，即运行正常时主频为转频10 Hz，而剧烈振动发生时，除了转频外，出现了16～19 Hz左右的高频分量，而且所占比重较大(由于剧烈振动出现时，顶盖的振动值超过了传感器测量量程，频谱无法得到，测得的顶盖振动值也不准确)，这为典型的自激振动。自激振动是系统受自身运动的反馈能量激励引起的振动，其振动频率接近于系统的固有频率，其振动烈度与振动体的强度和刚度有关。

图3 第一次试验不同运行工况振动摆度频谱图

图4 第二次试验5 500 kW工况典型测点频谱图

另外，从图3、4可知，第一次试验出现剧烈振动时转频外的主频率约为18.7 Hz，第二次试验出现剧烈振动时转频外的主频率约为16.7 Hz左右，比第一次试验时低了，而且各部位的振动、摆度值也小了。也就是说，频率越接近于固有频率，振动强度就越大，有趋近于共振的倾向。对本机组来讲，诱发自激振动的能量，就是水轮机所受的水力，主要是水轮机迷宫间隙压力不均匀、水轮机过流不对称等。由于水轮机部分未进行全面的系统性检修，致使水轮机迷宫间隙均匀性很差，活动导叶开口、转轮叶片开口偏差较大，造成水轮机受力与设计相差较大，为自激振动的产生埋下了隐患。另外，也不能排除水导轴承润滑油涡动产生自激振动。由于液体具有一定的可压缩性，故水流和轴承润滑油涡动诱发的自激振动有一个特点，就是其振动频率不会是转频的倍数。

从自激振动产生的原理可以知道，只要改变了系统的参数，就可以避免自激振动发生，如系统频率、构建刚度和强度、动静部件间隙、水流流态等。