轴流转桨式机组功率波动及异常振动分析

时志能，何良超，冯国柱

(1. 湖南五凌电力科技有限公司，湖南 长沙 410004； 2. 大唐水电科学技术研究院有限公司，广西 南宁 530031)

某水电站由船闸、发电厂房、溢流坝、开关站等组成；厂房内安装有四台大型轴流转桨式机组，单机容量150 MW，水轮机型号ZZA814a，额定水头Hr=19.5 m，最大水头Hmax=31.5 m，额定转速nr=62.5 r/min；调速器型号为YZ-40/2-6.3-GK-1-04，工作油压6.3 MPa。

当运行毛水头为24 m时，1号机组负荷在100 MW附近出现±3～5 MW波动，对比同时段其他机组相同负荷的导叶、桨叶开度发现，其导叶开度均偏小5%～8%；经排查近一周的运行记录，期间运行水头约为22.0～26.0 m，1号机组在大负荷运行时的导叶开度较其他机组偏小5%～8%、桨叶开度偏小10%～20%，且满负荷运行时水导摆度、上机架及顶盖水平振动混频峰峰值均较平时增大1～2倍。

1 缺陷排查

1.1 测量信号排查

结合机组故障运行的历史数据，对比1号机组在不同时段、不同水头、不同负荷条件下导桨叶开度及有功信号发现，调速器、监控系统及机械指针的导叶开度和桨叶开度均变化一致；调速器、励磁系统、监控系统显示的机组有功均变化一致，说明导叶和桨叶开度传感器、机组有功信号反馈正常[1]。

1.2 功率波动排查

当运行毛水头为24.9 m时，三种初始工况下导叶均置为手动状态，根据表1对1号机组进行开机增负荷工况下的功率波动排查可知：①当机组初始有功为74.84、148.06 MW时，机组有功随着桨叶开度的单向增加而增大，桨叶开度达到极大值后再反向降低桨叶开度时，机组有功未发生明显变化；②在119.58 MW初始工况下，桨叶开度先减少4.67%，机组有功未见明显降低；当单向调整桨叶开度大于初始工况值时，机组有功呈现单向增加趋势；当桨叶开度达到极大值42.2%后，单向减少导叶开度，机组有功也单向减小。

表1 不同导、桨叶开度下的机组功率变化

1.3 不同机组的有功对比测试

为进一步验证1号机组带负荷运行时导桨叶开度是否存在协联故障，同步对4号机组开展有功差异对比。根据表2可知：①当1号和4号机组功率相同时，1号机组导叶开度偏小约6%，桨叶开度约偏小18%；②当4号机组与1号机组导叶和桨叶开度相同时，4号机组功率偏低21.5 MW；固定4号机组导叶开度，机组有功随桨叶开度减小而减低，随桨叶开度增加而增大；③4号机组在导叶开度为64.68%工况下，机组有功从116.2 MW升至150.9 MW时，桨叶开度增至73.4%，较原协联工况增加23.3%。

表2 毛水头22.39 m下不同机组有功及导桨叶开度差异对比

综上所述，虽然1号机组的导叶和桨叶传感器、机组有功信号无故障，但在运行过程中，机组桨叶单向增加可使其功率增大，反向减少桨叶开度时其功率几乎不变；与4号机组在相同导桨叶开度、有功的结果对比分析，1号机组在实际运行过程中，导叶和桨叶协联关系存在失联特征[2]。

2 机组稳定性测试

由表3可知，1号机组在毛水头24.8 m单向增负荷工况下，上导、推力轴承处的摆度均呈现缓慢增长趋势，水导摆度变化较为平稳；除顶盖垂直振动缓慢增长外，其余振动测点的峰峰值均变化不大；总体而言，各摆度和振动测点在机组单向增负荷过程中无异常突变现象。

表3 机组振动测试数据对比

机组在升至满负荷后的减负荷试验工况下，有功在120 MW以下出现了功率波动及异常振动现象。当负荷从150 MW减至120 MW时，上导和推力轴承处的摆度测点峰峰值、尾水管进口压力脉动均发生突变，增长趋势明显；当机组负荷继续减少时，上导和推力轴承处的摆度变化相对缓慢，但水导摆度几乎呈线性增长，其峰峰值增加超过1倍。当负荷减至80 MW时，机组有功波动越发明显，上机架-X水平振动、推力轴承体-X垂直、顶盖-X垂直振动比150 MW工况的各对应测点峰峰值增长约2～5倍。

3 故障分析与处理

为实现轴流转桨式或灯泡贯流式水轮机桨叶与导叶的协联配合，桨叶一般通过缸动式或操作架式结构，将缸体或操作架的直线运动转换为桨叶的旋转运行，由于受桨叶水力矩限制，大型轴流转桨式机组的桨叶操作机构常采用操作架式结构[3-4]。图1为1号机组的操作架结构示意图，活塞杆的上下位移带动操作架产生直线运动，卡环为两瓣式结构，仅承受操作架的轴向受力，限位套由8颗螺栓紧固，从而达到将卡环与操作架联成一体的目的。

图1 操作架结构示意图

根据1号机组功率及导桨叶的排查结果，桨叶关闭方向异常是引发导叶和桨叶协联关系破坏、机组功率波动、水力条件恶化及异常振动的直接原因。结合转轮操作架的结构分析[5-6]，由于在开机增负荷过程中机组运行稳定状况良好，未出现异常振动和功率波动现象，排除转轮桨叶某个或某几个耳柄松动的可能性。结合对机组导叶和桨叶的电气反馈、机械反馈的排查结果，卡环与限位套存在松动或部分破裂脱落，可能是造成机组桨叶反馈与实际开度不一致、功率波动和异常振动的根本所在。

因1号机组故障发生在汛期来临之前，经多方讨论，电厂在机组流道排空的情况下，通过在泄水锥局部开孔并用针式摄像头对卡环位置的状况进行取证，结果显示卡环的一瓣已经脱落、限位套损坏、活塞杆靠近卡环侧已部分磨损。考虑到故障的严重性及发电需求，必须将转轮在安装间进行解体后才能修复，且由于电厂缺少活塞杆及操作架备件，部件需返厂加工，修复时间长。经主机厂进一步复核，将转轮叶片与轮毂体通过钢板焊接的方式将桨叶固定于70%开度，机组采用定桨运行模式，待枯水期再进行大修，尽可能减少主汛期的电量损失。桨叶固定焊接后，机组经稳定性测试后能够满足运行要求。

4 结 语

1)定期通过状态在线监测系统对机组的振动、摆度数据进行分析，以便后期对故障进行溯源。

2)联合主机厂对卡环紧固的操作架结构进行评估，从卡环材质、结构设计、安装方面考虑对操作架与活塞杆的连接方式进行优化。