大型轴流转桨机组摆度超标原因分析

2022-05-07胡小刚

水电与新能源 2022年4期

胡小刚，王波

(1. 重庆大唐国际武隆水电开发有限公司，重庆 408500； 2. 西藏开投果多水电有限公司，西藏昌都 854000)

水电站位于乌江下游河段，该工程的开发任务是以发电为主，其次为航运。共安装4台单机容量150 MW的立式轴流转桨式水轮发电机组，水轮机型号为：ZZ-LH-860；发电机型号为：SF150-72/14100，水轮发电机组于2011-12-12日全部投产发电。其水轮机主要参数：最高水头35.12 m，额定水头26.5 m，最低水头13 m，额定转速83.3 r/min，叶片数量6，桨叶转角范围-11.25°～+14°。

2014年进行机组增容改造(设备未更换，只调整AGC等相关参数)，单机容量增为161.25 MW发电机型号为：SF161.25-72/14100，水轮机型号不变，总装机容量为645 MW。水轮机转轮由转轮体、叶片、叶片密封装置、叶片操作系统及泄水锥等组成。

1 机组运行检修状况

3号机组投运后，下导摆度、水导摆度存在超标问题，经观察分析，不同运行工况下均会出现超标现象，在高水头摆度超标幅度较小，在低水头摆度超标幅度增大，下导摆度最大值可达到550 μm。2014-12-25日结合机组B修对机组轴线进行调整，水导摆度超标问题得到改善，下导摆度仍存在超标。2017-12-27日结合3号机组C级检修开展动平衡配重工作，下导摆度超标问题得到改善，水头在30.2 m时，下导摆度数据为214 μm。2018-07-03至06日，该电站入库流量最大到7 906 m3/s，3号机组水头降至14 m左右，其下导摆度达到486 μm，水导摆度到达478 μm。机组低水头摆度超标问题未得到根本性解决。

1.1 机组增容前后运行工况数据对比

2014-05-25日，未更换机组及主变，通过合理利用设备设计裕度进行增容，电站增容后正式投入应用，采集增容前后3号机组各负荷工况下的运行数据进行分析。

通过机组增容前后进行分析对比，分别在水头27.9～28.9 m，有功130 MW；水头23.3～23.9 m，有功140 MW；水头27.8～28.4 m，有功150 WM，三个不同工况下进行各轴承摆度进行对比，发现增容前后各轴承摆度数值变化不大。

1.2 机组B修前后工况数据对比

3号机组于2014年进行B级检修盘车轴线调整。通过机组B修前后数据进行对比分析，分别在26.4～27 m水头，有功100 MW；27.4～25.7 m水头，有功130 MW；28.5～30 m水头，有功150 MW，三个不同工况下机组B修前后各轴承摆度进行对比，发现B修前后数值变化较大。

1)在26.4～27 m水头，有功100 MW，下导和水导摆度数值均增大。

下导：最大相差274 μm，最小相差143 μm；水导：最大相差152 μm，最小相差28 μm。

2)在27.4～25.7 m水头，有功130 WM，下导摆度增大、水导摆度数值减小。

下导：最大相差242 μm，最小相差68 μm；水导：最大相差-157 μm，最小相差-75 μm。

3)在28.5～30 m水头，有功150 MW，下导摆度增大、水导摆度数值减小。

下导：最大相差112 μm，最小相差69 μm；水导：最大相差-144 μm最小相差-121 μm。

1.3 机组动平衡配重前后工况数据对比

3号机组于2017-12-27日，结合机组C修进行了动平衡试验转子配重、协联试验工作，跟踪采集状态监测数据(工作水头29～30 m)，对比工况数据如表1～表3。

表1 70 MW负荷下同工况状态数据对比

表2 120 MW负荷下同工况状态数据对比

表3 160 MW负荷下同工况状态数据对比

动平衡试验配重后，相同水头、相同有功下导摆度大幅度下降，平均降幅约30%～50%，随有功增加降幅越明显，160 MW下降幅度最大，经一段时间的观察，稳定工况下未出现超出报警值的情况。

各工况下，上导摆度也出现大幅度下降，降幅40%～50%；上机架振动降幅程度最大，约70%～90%，远低于规范要求；下机架、定子机座振动也有小幅度下降，降幅约10%～30%；水导摆度、顶盖振动未出现明显下降趋。动平衡试验配重后，各工况下，各轴承摆度均未出现一级报警，各部位摆度运行较为稳定。

1.4 机组配重前后额定水头以下运行工况数据对比分析

3号机组于2017-12-27日完成转子动平衡配重及协联关系优化工作，采集2017年、2018年汛期低水头运行期间工况数据进行对比。在动平衡试验配重后(见表4)，相近水头、负荷下摆度状况对比分析如下：

表4 3号机组动平衡配重前后低水头工况对比分析

1)上导摆度均在规程合格范围内，上导摆度呈现20～30%的降幅；

2)下导摆度有较大幅度下降，平均降幅约20%～40%，但仍超出规范要求范围；

3)水导摆度前后对比有略微增大趋势；

4)蜗壳压力脉动有增大趋势，顶盖压力脉动及转轮压力脉动有减小趋势；

5)动平衡后水力脉动未见大的变化；

6)在动平衡配重试验后，低水头下上导摆度、下导摆度均有较大幅度的降低，但下导摆度仍超过规范要求范围。

1.5 机组动平衡配重试验额定水头以上运行前后的对比

采集3号机组动平衡配重试验前后的对比(见表5)，水头在27.2～28.1 m水头变幅，负荷在117～149 MW的负荷稳定运行的数据，可以看出：

表5 3号机组动平衡配重试验(中高水头)前后的对比

1)动平衡后上导摆度降幅15%～40%，配重前后上导均未超规范标准；

2)动平衡后下导摆度降幅10%左右，配重前后均超1级报警值；

3)水导摆度增幅45%～65%，水导摆度均未超1级报警值；

4)上机架水平Y向振动降幅达70%，但配重前后均未超标准；

5)下机架水平振动增幅5%～30%，但配重前后均未超标准；

6)顶盖振动增幅达30%～90%，已超1级报警值；

7)蜗壳压力脉动、尾水压力脉动、顶盖压力脉动、转轮室压力脉动配重前后均无大的变化；

8)配重及协联关系优化后在相同水头及负荷下导叶开度未有变化，桨叶开度有增大趋势。

1.6 机组水头由额定水头降至最低至14 m左右，对比4台机组在相同水头负荷情况下的横向数据比较

采集2018年7月该电站入库流量最大7 906 m3/s，机组水头从25 m降至14 m(见表6)，对比4台机组相同负荷，振动、摆度、压力脉动：

表6 机组水头从额定水头降低至14 m水头4台机组振摆数据对比

1)在低水头下3号机组的下导摆度、水导摆度、下机架振动、顶盖振动、蜗壳压力脉动、尾水上压力脉动、顶盖压力脉动，都比其他机组大。

2)随着机组水头的降低其它机组的顶盖振动、蜗壳压力脉动、尾水上压力脉动、顶盖压力脉动都比较稳定，而3号机组的压力脉动有增大趋势，特别是转轮室压力脉动增幅比较大。

3)随着水头的降低特别是16 m到15 m，3号机组下导摆度、水导摆度、顶盖振动、转轮室压力脉动急剧增大的现象。

2 分析判断

机组振动、摆度与水力、机械、电气因素三者有关。机械不平衡验证主要是空载无励磁变转速试验，采集各部位振动、摆度是否满足要求可以验证转动部分(机械)质量是否平衡；空载变励磁验证机组磁拉力是否正常；并网带负荷运行，随着负荷的增加各部位振动、摆度、压力脉动主要验证水力因素的影响。这三项试验都可以通过机组稳定性试验[1]验证。

该电站水轮机最高水头35.12 m，额定水头26.5 m，最低水头13 m。从粗略的水头划分额定水头到最高水头定为中高水头，额定水头到最低水头定为中低水头。之前做的稳定性试验、增容试验、动平衡试验及协联试验都是在中高水头进行的。在中高水头做的试验都是比较稳定的说明中高水头机械、电气、水力因素满足稳定性要求。

轴流转桨式水轮机叶片和水头、负荷协联，有可能中高水头时，转轮叶片一致，低水头叶片的角度变了，叶片外缘不在一个圆内，低水头时流量大，造成水力不平衡，引起转轮室压力脉动，顶盖压力脉动，水导摆度增大[2-3]。而下导摆度增大笔者认为是转轮压力增大引起轴向水推力，从而引起下机架的振动增加，之前的相对平衡被打破，不平衡又引起下导摆度增大。

对于转桨式水轮机，产生水力不平衡的可能原因有：

1)水头和负荷、协联关系不匹配；

2)转轮叶片开口不一致(叶片外缘倾角不一致)；

3)叶片外缘不在一个分度圆上；

4)转轮叶片叶型不一致；

5)叶片操作机构尺寸、行程不一致；

6)转轮室间隙不一致；理论上存在转轮室间隙不一致的情况；

7)低水头运行存在涡带。

所以转轮的原因造成的低水头水力不平衡怀疑最大。

3 排查的思路和方法

该电站河道狭窄，下游水位变幅受下泄流量影响大。随着下游电站的建设该电站尾水水位受下游电站蓄水的顶托；汛期泄洪加4台机组的流量叠加该电站低水头运行的时间将会增多，针对该机组低水头运行振动摆度超标必须要引起重视。

1)在低水头下对该机组进行稳定性试验和效率试验[4]。因需要机组在低水头运行，需要对库区降水位运行试验耗水率增大，低水头运行与电网调度沟通协调难度较大；还有入库洪峰期造成的低水头也不好掌控，需要结合实际进行此试验。

2)解除协联关系，对水轮机进行定桨试验[5]，桨叶开度范围为(-11.25°～+14°)，固定桨叶叶角度，调整导叶开度负荷空载，10，20，30，40 MW……150，161 MW，MAX；MAX，161，150 MW……30，20，10 MW，空载。每隔3°改变桨叶角度进行一次定桨试验。在每个负荷点稳定5 min采集各部位振动、摆度、水压力脉动，进行数据对比分析，可以得出桨叶在哪个开度下，摆度及压力脉动值超过标准和规范值。

3)机组进行扩大性C修或A修前，在锥管门搭设转轮检修平台，并搭设转轮每个叶片的小排架平台。对叶片线形用模板进行测量桨叶叶片线型是否合格，手动操作桨叶由0°～25°～50°～75°～100°全开，再由100°～75°～50°～25°～0°全关，每个开度测量叶片的角度，叶片间距，分析角度是否满足规范要求，判断叶片外缘间距是否在一个分度圆上。