大型軸流轉槳機組擺度超標原因分析

胡小剛，王 波

(1. 重慶大唐國際武隆水電開發(fā)有限公司，重慶 408500； 2. 西藏開投果多水電有限公司，西藏 昌都 854000)

水電站位于烏江下游河段，該工程的開發(fā)任務是以發(fā)電為主，其次為航運。共安裝4臺單機容量150 MW的立式軸流轉槳式水輪發(fā)電機組，水輪機型號為：ZZ-LH-860；發(fā)電機型號為：SF150-72/14100，水輪發(fā)電機組于2011-12-12日全部投產發(fā)電。其水輪機主要參數(shù)：最高水頭35.12 m，額定水頭26.5 m，最低水頭13 m，額定轉速83.3 r/min，葉片數(shù)量6，槳葉轉角范圍-11.25°～+14°。

2014年進行機組增容改造(設備未更換，只調整AGC等相關參數(shù))，單機容量增為161.25 MW發(fā)電機型號為：SF161.25-72/14100，水輪機型號不變，總裝機容量為645 MW。水輪機轉輪由轉輪體、葉片、葉片密封裝置、葉片操作系統(tǒng)及泄水錐等組成。

1 機組運行檢修狀況

3號機組投運后，下導擺度、水導擺度存在超標問題，經觀察分析，不同運行工況下均會出現(xiàn)超標現(xiàn)象，在高水頭擺度超標幅度較小，在低水頭擺度超標幅度增大，下導擺度最大值可達到550 μm。2014-12-25日結合機組B修對機組軸線進行調整，水導擺度超標問題得到改善，下導擺度仍存在超標。2017-12-27日結合3號機組C級檢修開展動平衡配重工作，下導擺度超標問題得到改善，水頭在30.2 m時，下導擺度數(shù)據(jù)為214 μm。2018-07-03至06日，該電站入庫流量最大到7 906 m3/s，3號機組水頭降至14 m左右，其下導擺度達到486 μm，水導擺度到達478 μm。機組低水頭擺度超標問題未得到根本性解決。

1.1 機組增容前后運行工況數(shù)據(jù)對比

2014-05-25日，未更換機組及主變，通過合理利用設備設計裕度進行增容，電站增容后正式投入應用，采集增容前后3號機組各負荷工況下的運行數(shù)據(jù)進行分析。

通過機組增容前后進行分析對比，分別在水頭27.9～28.9 m，有功130 MW；水頭23.3～23.9 m，有功140 MW；水頭27.8～28.4 m，有功150 WM，三個不同工況下進行各軸承擺度進行對比，發(fā)現(xiàn)增容前后各軸承擺度數(shù)值變化不大。

1.2 機組B修前后工況數(shù)據(jù)對比

3號機組于2014年進行B級檢修盤車軸線調整。通過機組B修前后數(shù)據(jù)進行對比分析，分別在26.4～27 m水頭，有功100 MW；27.4～25.7 m水頭，有功130 MW；28.5～30 m水頭，有功150 MW，三個不同工況下機組B修前后各軸承擺度進行對比，發(fā)現(xiàn)B修前后數(shù)值變化較大。

1)在26.4～27 m水頭，有功100 MW，下導和水導擺度數(shù)值均增大。

下導：最大相差274 μm，最小相差143 μm；水導：最大相差152 μm，最小相差28 μm。

2)在27.4～25.7 m水頭，有功130 WM，下導擺度增大、水導擺度數(shù)值減小。

下導：最大相差242 μm，最小相差68 μm；水導：最大相差-157 μm，最小相差-75 μm。

3)在28.5～30 m水頭，有功150 MW，下導擺度增大、水導擺度數(shù)值減小。

下導：最大相差112 μm，最小相差69 μm；水導：最大相差-144 μm最小相差-121 μm。

1.3 機組動平衡配重前后工況數(shù)據(jù)對比

3號機組于2017-12-27日，結合機組C修進行了動平衡試驗轉子配重、協(xié)聯(lián)試驗工作，跟蹤采集狀態(tài)監(jiān)測數(shù)據(jù)(工作水頭29～30 m)，對比工況數(shù)據(jù)如表1～表3。

表1 70 MW負荷下同工況狀態(tài)數(shù)據(jù)對比

表2 120 MW負荷下同工況狀態(tài)數(shù)據(jù)對比

表3 160 MW負荷下同工況狀態(tài)數(shù)據(jù)對比

動平衡試驗配重后，相同水頭、相同有功下導擺度大幅度下降，平均降幅約30%～50%，隨有功增加降幅越明顯，160 MW下降幅度最大，經一段時間的觀察，穩(wěn)定工況下未出現(xiàn)超出報警值的情況。

各工況下，上導擺度也出現(xiàn)大幅度下降，降幅40%～50%；上機架振動降幅程度最大，約70%～90%，遠低于規(guī)范要求；下機架、定子機座振動也有小幅度下降，降幅約10%～30%；水導擺度、頂蓋振動未出現(xiàn)明顯下降趨。動平衡試驗配重后，各工況下，各軸承擺度均未出現(xiàn)一級報警，各部位擺度運行較為穩(wěn)定。

1.4 機組配重前后額定水頭以下運行工況數(shù)據(jù)對比分析

3號機組于2017-12-27日完成轉子動平衡配重及協(xié)聯(lián)關系優(yōu)化工作，采集2017年、2018年汛期低水頭運行期間工況數(shù)據(jù)進行對比。在動平衡試驗配重后(見表4)，相近水頭、負荷下擺度狀況對比分析如下：

表4 3號機組動平衡配重前后低水頭工況對比分析

1)上導擺度均在規(guī)程合格范圍內，上導擺度呈現(xiàn)20～30%的降幅；

2)下導擺度有較大幅度下降，平均降幅約20%～40%，但仍超出規(guī)范要求范圍；

3)水導擺度前后對比有略微增大趨勢；

4)蝸殼壓力脈動有增大趨勢，頂蓋壓力脈動及轉輪壓力脈動有減小趨勢；

5)動平衡后水力脈動未見大的變化；

6)在動平衡配重試驗后，低水頭下上導擺度、下導擺度均有較大幅度的降低，但下導擺度仍超過規(guī)范要求范圍。

1.5 機組動平衡配重試驗額定水頭以上運行前后的對比

采集3號機組動平衡配重試驗前后的對比(見表5)，水頭在27.2～28.1 m水頭變幅，負荷在117～149 MW的負荷穩(wěn)定運行的數(shù)據(jù)，可以看出：

表5 3號機組動平衡配重試驗(中高水頭)前后的對比

1)動平衡后上導擺度降幅15%～40%，配重前后上導均未超規(guī)范標準；

2)動平衡后下導擺度降幅10%左右，配重前后均超1級報警值；

3)水導擺度增幅45%～65%，水導擺度均未超1級報警值；

4)上機架水平Y向振動降幅達70%，但配重前后均未超標準；

5)下機架水平振動增幅5%～30%，但配重前后均未超標準；

6)頂蓋振動增幅達30%～90%，已超1級報警值；

7)蝸殼壓力脈動、尾水壓力脈動、頂蓋壓力脈動、轉輪室壓力脈動配重前后均無大的變化；

8)配重及協(xié)聯(lián)關系優(yōu)化后在相同水頭及負荷下導葉開度未有變化，槳葉開度有增大趨勢。

1.6 機組水頭由額定水頭降至最低至14 m左右，對比4臺機組在相同水頭負荷情況下的橫向數(shù)據(jù)比較

采集2018年7月該電站入庫流量最大7 906 m3/s，機組水頭從25 m降至14 m(見表6)，對比4臺機組相同負荷，振動、擺度、壓力脈動：

表6 機組水頭從額定水頭降低至14 m水頭4臺機組振擺數(shù)據(jù)對比

1)在低水頭下3號機組的下導擺度、水導擺度、下機架振動、頂蓋振動、蝸殼壓力脈動、尾水上壓力脈動、頂蓋壓力脈動，都比其他機組大。

2)隨著機組水頭的降低其它機組的頂蓋振動、蝸殼壓力脈動、尾水上壓力脈動、頂蓋壓力脈動都比較穩(wěn)定，而3號機組的壓力脈動有增大趨勢，特別是轉輪室壓力脈動增幅比較大。

3)隨著水頭的降低特別是16 m到15 m，3號機組下導擺度、水導擺度、頂蓋振動、轉輪室壓力脈動急劇增大的現(xiàn)象。

2 分析判斷

機組振動、擺度與水力、機械、電氣因素三者有關。機械不平衡驗證主要是空載無勵磁變轉速試驗，采集各部位振動、擺度是否滿足要求可以驗證轉動部分(機械)質量是否平衡；空載變勵磁驗證機組磁拉力是否正常；并網帶負荷運行，隨著負荷的增加各部位振動、擺度、壓力脈動主要驗證水力因素的影響。這三項試驗都可以通過機組穩(wěn)定性試驗[1]驗證。

該電站水輪機最高水頭35.12 m，額定水頭26.5 m，最低水頭13 m。從粗略的水頭劃分額定水頭到最高水頭定為中高水頭，額定水頭到最低水頭定為中低水頭。之前做的穩(wěn)定性試驗、增容試驗、動平衡試驗及協(xié)聯(lián)試驗都是在中高水頭進行的。在中高水頭做的試驗都是比較穩(wěn)定的說明中高水頭機械、電氣、水力因素滿足穩(wěn)定性要求。

軸流轉槳式水輪機葉片和水頭、負荷協(xié)聯(lián)，有可能中高水頭時，轉輪葉片一致，低水頭葉片的角度變了，葉片外緣不在一個圓內，低水頭時流量大，造成水力不平衡，引起轉輪室壓力脈動，頂蓋壓力脈動，水導擺度增大[2-3]。而下導擺度增大筆者認為是轉輪壓力增大引起軸向水推力，從而引起下機架的振動增加，之前的相對平衡被打破，不平衡又引起下導擺度增大。

對于轉槳式水輪機，產生水力不平衡的可能原因有：

1)水頭和負荷、協(xié)聯(lián)關系不匹配；

2)轉輪葉片開口不一致(葉片外緣傾角不一致)；

3)葉片外緣不在一個分度圓上；

4)轉輪葉片葉型不一致；

5)葉片操作機構尺寸、行程不一致；

6)轉輪室間隙不一致；理論上存在轉輪室間隙不一致的情況；

7)低水頭運行存在渦帶。

所以轉輪的原因造成的低水頭水力不平衡懷疑最大。

3 排查的思路和方法

該電站河道狹窄，下游水位變幅受下泄流量影響大。隨著下游電站的建設該電站尾水水位受下游電站蓄水的頂托；汛期泄洪加4臺機組的流量疊加該電站低水頭運行的時間將會增多，針對該機組低水頭運行振動擺度超標必須要引起重視。

1)在低水頭下對該機組進行穩(wěn)定性試驗和效率試驗[4]。因需要機組在低水頭運行，需要對庫區(qū)降水位運行試驗耗水率增大，低水頭運行與電網調度溝通協(xié)調難度較大；還有入庫洪峰期造成的低水頭也不好掌控，需要結合實際進行此試驗。

2)解除協(xié)聯(lián)關系，對水輪機進行定槳試驗[5]，槳葉開度范圍為(-11.25°～+14°)，固定槳葉葉角度，調整導葉開度負荷空載，10，20，30，40 MW……150，161 MW，MAX；MAX，161，150 MW……30，20，10 MW，空載。每隔3°改變槳葉角度進行一次定槳試驗。在每個負荷點穩(wěn)定5 min采集各部位振動、擺度、水壓力脈動，進行數(shù)據(jù)對比分析，可以得出槳葉在哪個開度下，擺度及壓力脈動值超過標準和規(guī)范值。

3)機組進行擴大性C修或A修前，在錐管門搭設轉輪檢修平臺，并搭設轉輪每個葉片的小排架平臺。對葉片線形用模板進行測量槳葉葉片線型是否合格，手動操作槳葉由0°～25°～50°～75°～100°全開，再由100°～75°～50°～25°～0°全關，每個開度測量葉片的角度，葉片間距，分析角度是否滿足規(guī)范要求，判斷葉片外緣間距是否在一個分度圓上。

4 結 語

針對軸流轉槳式機組在中高水頭運行時，機組穩(wěn)定運行，而在低水頭運行時，擺度超標的問題，進行了詳細的數(shù)據(jù)對比，得出水力不平衡是造成低水頭運行時擺度超標關鍵因素的結論，并提出相應的處理思路和方法。