钱巨林，李钤，肖志怀，戴勇峰，肖惠民，于昊楠

某大型轴流式机组稳定性试验及分析

钱巨林1，李钤1，肖志怀*,2，戴勇峰3，肖惠民2，于昊楠2

（1. 国网新源水电有限公司富春江水力发电厂，浙江 桐庐 311504；2.武汉大学 动力与机械学院动力系，湖北 武汉 430072；3.华中科技大学 能源与动力工程学院，湖北 武汉 430074）

通过机组稳定性试验可以获取真机各部位的振动、摆度等指标，再对试验数据进行分析就可以判断机组的运行状态。对某大型轴流式机组进行了顶转子、变转速、变励磁、变负荷、协联等稳定性试验。试验数据分析表明，下机架在承受全部自重时的挠度在安全范围内；机组存在一定量的质量不平衡，可考虑对发电机转子实施现场动平衡；不平衡磁拉力对上机架水平振动影响较小，但对联接法兰摆度影响显著；75%和62%导叶开度协联点设置合理，但54%开度协联点需调整；带负荷运行时，联轴法兰摆度超过了国标考核标准。联机法兰摆度超标应是机组无下导、转子与转轮间大轴过长、转动部件质量不平衡、不平衡磁拉力等因素共同作用的结果，降低联轴法兰摆度应从这几方面着手。

稳定性试验；摆度；振动；轴流式机组；联轴法兰

水力机组正朝着大型化、高速化和大容量方向发展，随之而来的是机组稳定性问题日益突出，国内外一些大型或巨型电站均出现了不同程度的振动，个别还比较严重，这极大地影响了机组的长期安全稳定运行，降低了电厂的经济效益，同时也给电网带来了不稳定因素。

机组稳定性试验可获取振动、摆度、压力脉动等稳定性指标，是了解和掌握机组稳定性能的有效手段。通过分析机组振动、摆度的特点和规律，可掌握水力、机械和电磁三种不平衡因素的影响程度以及振因、振源，从而为机组运行、检修及技术改造提供科学依据[1-6]。

某大型轴流式机组常偏离较优工况运行，其大轴法兰连接处振动摆度一直偏大，特殊情形下此处振动摆度达上千微米，存在巨大的安全隐患。针对该电厂机组法兰、水导摆度偏大的问题，开展了机组稳定性试验，以系统分析法兰连接处主轴摆度偏大的原因，为后期科学合理地制定减少大轴摆度方案奠定基础，也可以为其他类似机组的稳定性研究提供参考[7-10]。

1 机组型式及测点

该水轮发电机组为大型立式机组（单机容量60 MW，转轮直径8 m），结构比较特殊，为二导半伞式结构，有上导而无下导，发电机转子至转轮之间轴长近11 m。

机组稳定性试验测点包括：上导、水导的摆度（向、向），上机架、下机架、定子机座、顶盖的振动（向、向、向）。导轴承处摆度通过电涡流传感器监测，上机架、下机架、定子机座、顶盖处振动通过低频振动传感器监测。机组实时出力、导叶桨叶开度以及电站上游、尾水水位通过中控室来实时监控系统读取。

2 试验内容

（1）顶转子试验：4个工况点，油压分别为20 bar、40 bar、60 bar、68 bar；

（2）变转速实验：4个工况点，转速分别为额定转速（71.4 r/min）的60%、70%、80%、100%；

（3）变励磁试验：4个工况点，励磁电压分别为额定电压的25%、50%、75%、100%；

（4）变负荷试验：7个协联工况点，负荷分别为30 M、35 M、40 MW、45 MW、50 MW、55 MW、60 MW。

（5）协联试验：导叶开度分别为最大开度的75%、62%、54%。

机组对应国标允许限值（双幅值）如表1所示。试验参考标准详见参考文献[11-14]。

表1 机组对应国标允许限值（双幅值）

3 试验数据及分析

3.1 顶转子试验

在下机架下部安装一个电涡流传感器，传感器的支架用钢管固定在顶盖上。传感器安装好后，用顶转子油泵装置，分别加载20 bar、40 bar、60 bar、70 bar油压，每个工况停留5 min，挠度传感器同步记录相关数据。

油缸顶起力计算如下：

油缸上顶力＝油压力×π×油缸半径2×

油缸个数

根据试验数据计算得到的油缸上顶力和下机架抬起量，如表2所示。

表2 计算得到油缸的上顶力和下机架抬起量

注：油压力为0时是静止状态，油压力为68时是全部顶起。

试验测得转动部件的重量为632.277 t，和设计重量640.5 t非常接近。下机架在承受全部自重状态下的挠度为1.245 mm，在设计范围内。

3.2 变转速试验

变转速试验各部振动、摆度峰峰值随转速的变化趋势如图1所示。

图1 变转速振动趋势图（97%置信度）

由图1可见：

（1）随着转速的增加，上导摆度和水导摆度变化不大，基本上在200～220 μm范围内变动。但联机法兰摆度变化非常大，从200 μm左

右变到额定转速的500 μm左右，已超过国标考核标准。

（2）随着转速增加，上机架水平振动通频峰峰值从23 μm变化到额定转速时的67.3 μm。转频幅值和转速平方关系图显示两者存在明显的线性关系，频谱分析也表明该信号工频分量（50 Hz）的振动幅值最大，说明发电机转子存在一定的质量不平衡。

（3）下机架、定子、顶盖等部位振动在不同转速下都未超过50 μm。

3.3 变励磁试验

变励磁试验各部振动、摆度峰峰值随励磁电压的变化趋势如图2所示。由图可见：

（1）随着励磁电压（电流）的增加，上导摆度通频峰峰值从240 μm左右增加到300 μm左右。水导摆度通频峰峰值从200 μm左右增加到220 μm左右。联接法兰摆度＋和＋通频峰峰值从350 μm左右增加到800 μm左右。各处摆度值均随励磁电压（电流）的增加而变大。

（2）随着励磁电压的增加，上机架向水平振动通频峰峰值从65 μm增加到130 μm，其余各部位振动通频峰峰值均在50 μm以内，转频分量幅值没有超过20 μm。

以上分析结果显示：发电机明显存在不平衡磁拉力，且对不同部位的影响差别很大；磁拉力对上机架水平振动有影响，对联接法兰摆度有显著的影响。

3.4 变负荷试验

协联变负荷各部振动、摆度峰峰值的变化趋势如图3所示。由图可见：

（1）机组在各个负荷工况下，水导摆度＋向和＋向通频峰峰值均没有超过200 μm，上导摆度＋向和＋向采用95%置信度幅值在200 μm左右，摆度都没有超过国标考核标准的250 μm。

③压浆参数中的压力和浆量，必须是从大到小的进行调整，初始压力和浆量的确定取决于钻孔内涌渗水压力和涌渗水量的大小，初始压浆压力应大于孔内涌水压力，初始浆量应大于孔内涌水量。

（2）各个负荷工况下的联机法兰摆度＋和＋在500～700 μm之间波动，已超过国标考核标准，后期应采取措施减轻联机法兰摆度，以确保机组能长期安全稳定运行。

图2 变励磁振动趋势图

（3）机组在各个负荷工况下，各部位水平、垂直振动都不超过50 μm，满足标准要求。

图3 变负荷振动趋势图（97%置信度）

3.5 协联试验

导叶开度75%、54%时的协联试验趋势图如图4、图5所示（62%导叶开度图略）。

从振动和摆度的角度来评判协联关系曲线：

（1）75%、62%导叶开度机组现有协联点振动、摆度都在区间的最小值，说明协联工况点设置合理。

图4 协联导叶开度75%（定导叶变桨叶）试验趋势图

4 结论

通过对机组变转速试验、变励磁试验、变负荷试验数据的深入分析，可得出以下结论：

（1）下机架在承受全部自重状态下的挠度在设计范围内。

图5 协联导叶开度54%试验趋势图

（2）机组存在一定的质量不平衡，可考虑对发电机转子实施现场动平衡，进一步提高机组稳定性水平。

（3）存在不平衡磁拉力，对上机架水平振动影响较小，但对联接法兰摆度有显著的影响。

（4）由变负荷试验可知，除联轴法兰外，各测点振动峰峰值和摆度峰峰值均在国家标准范围内，运行状态良好。联机法兰摆度在500～700 μm之间波动，已超过国标考核标准。

（5）75%和62%导叶开度协联点设置合理，但54%开度协联点需要调整。由于制造、安装和运行条件的差异，真机协联关系曲线可能与模型机有差异。在条件允许的情况下，电厂应开展全面系统的协联试验，检验、校正协联曲线，以提高机组效率和稳定性。

综上所述，联机法兰摆度超标应是机组无下导、转子与转轮间大轴过长、转动部件质量不平衡、不平衡磁拉力等因素共同作用的结果，降低联轴法兰摆度也理应从这几方面着手。

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Stability Test and Analysis of a Large Kaplan Unit

QIAN Julin1，LI Qian1，XIAO Zhihuai2，DAI Yongfeng3，XIAO Huimin2，YU Haonan2

( 1.Fuchunjiang Hydropower Plant of State Grid Xinyuan Co., Ltd., Tonglu 311504, China; 2.School of Power and Mechanical Engineering ,Wuhan University, Wuhan 430072, China; 3.School of Energy and Power Engineering, Huazhong University of Science and Technology, Wuhan 430074, China )

The stability tests of lifting rotor, variable speed, variable excitation and variable load are carried out for a large axial flow unit. Through the stability test, the vibration, swing and other indicators of the prototype unit can be obtained and the operating state of the unit can be judged. The analysis of the test data shows that the deflection of the lower frame is within the safe range when it bears the total dead weight. The problem of mass unbalance in the generator unit could be solved through on-site dynamic balancing of the generator rotor. Unbalanced magnetic tension has little effect on the horizontal vibration of the upper frame, but significantly influences the swing of the connecting flange. The on-cam operating conditions of 75% and 62% guide vane opening are set reasonably, but the on-cam operating condition of 54% needs to be adjusted. When running with load, the coupling flange swing exceeds the national standard. The excess of coupling flange swing may be caused by the combined action of such factors as unit without lower guide, long shaft between rotor and runner, mass unbalance of rotating parts, and unbalance of magnetic pull, etc. These factors should be taken into consideration in reducing coupling flange swing.

stability test；vibration；swinging；Kaplan unit；shaft coupling flange

TV734.2+1

A

10.3969/j.issn.1006-0316.2021.08.001

1006-0316 (2021) 08-0001-06

2021-01-14

国家自然科学基金项目：复杂多变网构下水电机组稳定性机理与机网协调控制研究（51979204）；国网新源水电有限公司富春江水力发电厂项目：国网新源水电富春江电厂水轮发电机组稳定性测试与及转子动力学分析研究（SGTYHT/19-JS-217）

钱巨林（1967－），男，浙江诸暨人，高级工程师，主要从事水轮机发电机组方面的研究工作，E-mail：julin-qian@sgxy.sgcc.com.cn。

通讯作者：肖志怀（1968－），男，湖北武汉人，博士，教授，博士生导师，主要研究方向为水电机组故障诊断、建模与优化控制等，E-mail：xiaozhihuai@126.com。