紅花電站2號機組水導振動分析及處理

任紹成，蔣光斌，姜明利，李啟章，鐘自祿（.中國水利水電科學研究院，北京 00048；.中廣核紅花水電有限公司，廣西 柳河 545000）

紅花電站2號機組水導振動分析及處理

任紹成1，蔣光斌2，姜明利1，李啟章1，鐘自祿2
（1.中國水利水電科學研究院，北京 100048；2.中廣核紅花水電有限公司，廣西 柳河 545000）

摘要：紅花水電站2號機組水導振動隨負荷增加而增大并且超標。分析判斷為水輪機水力不平衡所致，檢修時測量確認，槳葉外緣傾角（葉片安放角）不一致。通過計算調整轉輪接力器缸體與轉臂連接板的銷孔中心距，槳葉外緣傾角不一致的問題得到改善，水導振動問題得到解決。此外對轉槳式水輪機槳葉外緣傾角的控制標準提出了建議。

關鍵詞：轉槳式水輪機；水導軸承振動；水力不平衡

1　機組及機組振動情況

廣西柳州紅花水電站為貫流式水電站，2號機組水輪機型號為GZK4/0.38-WP-590，發電機型號為SFWG38-56/6400，于2006年投入運行發電。機組主要參數如下：

水輪機額定出力：38780kW

最大水頭：16.74m

額定水頭：13.2m

最小水頭：10.42m

額定轉速：107.1r/min

飛逸轉速：協聯工況203r/min，非協聯工況315r/min

額定流量：317.5m3/s

導葉數：16

轉輪直徑：5800mm

輪轂比：0.38

2號機組自2006年投產至2012年3月共進行了9次檢修，其中B級檢修4次，C級檢修2次，其他檢修3次。2011年6月，發現2號機組轉輪與大軸連接螺栓被剪斷4根，搶修處理后的運行中，又發現2號機組水導軸承振動大，并隨機組負荷的變大而增大。當水頭為11m，機組為額定負荷38MW時，水導振動為0.30mm，超出允許值一倍以上，機組被迫限負荷運行。

2012年2月開始的2號機組B級檢修中，對水導軸承、組合軸承進行檢查處理，調整軸瓦間隙，對定子、轉子、轉輪及流道進行檢查，但檢修前后水導軸承振動無明顯改善。為此，于2012年9月在水頭15.3m下對2號機組進行穩定性試驗，并組織專家對機組故障進行會診。

2　試驗結果

變轉速、變勵磁電流和變負荷下的試驗結果分別示于圖1、圖2和圖3。

從圖中可以看出：

1）變轉速試驗，水導+X方向振動隨轉速升高明顯增大，但并不與轉速平方成比例，其他部位振動基本沒有增加；

2）變勵磁試驗，各部位振動、擺度基本沒有變化；

3）變負荷試驗，水導+X方向振動、水導+Y方向擺度明顯隨負荷增加而加大，其中大負荷段水導+X向振動超過300μm，其他部位振動、擺度隨負荷的變化不大或者略有波動。

圖1水導擺度及振動隨轉速的變化

圖2水導擺度及振動隨勵磁電流的變化

圖3水導擺度及振動隨負荷的變化

三項試驗得到的共同結果是：水導軸承X向振動幅值比較大，而且隨負荷的增大而增大，主頻為轉速頻率，如圖4所示。

圖4 38MW工況水導振動+X時域圖及頻譜圖

電站此前的觀測還發現這樣一種現象，在同樣負荷情況下，低水頭時的水導軸承振動比高水頭時大，即隨水頭升高，振動降低，反之亦然，如圖5所示，圖上的數據不是同一次試驗所得，但變化趨勢是很明顯的。

圖5水導軸承振動+X隨水頭的升高而減小

3　振動原因分析

3.1水導軸承振動原因分析

首先，根據水導軸承振動隨負荷變化的特征判斷，它是由水力原因所引起。

其次，根據水導軸承振動的主頻為轉速頻率、同一水頭下振動幅值隨負荷的增大而增大、相同負荷下振動幅值隨水頭的升高而減小等特征判斷，水導軸承振動幅值隨負荷的變化規律及大負荷時幅值最大是水力不平衡引起的結果。

根據已有的經驗，除轉速頻率外，水力不平衡力的特征就是隨流量的增大而增大。水導軸承的增大完全符合振型規律。

3.2水力不平衡產生的可能原因

對于轉槳式水輪機，產生水力不平衡的可能原因有：

（1）轉輪葉片開口不一致（葉片外緣傾角不一致或葉片的初始安放角不一致）；

（2）轉輪葉片葉型不一致，葉片為進口數控加工葉片，葉型不一致的可能性不大；

（3）葉片操作機構尺寸、行程不一致；

（4）轉輪室間隙不一致；理論上存在轉輪室間隙不一致的情況。

原因只可能有一個，具體原因則需要進一步檢測確定。

3.3現場檢查結果

在2013年2號機A修中，對轉輪葉片的開口及相關參數進行了檢測，檢測結果及根據檢測數據計算葉片外緣傾角如下頁表1。

從表1可以看出，葉片全開、全關、中間位置，3號葉片外緣型線傾角均偏大，4號葉片外緣型線傾角偏小，最大最小相差1°左右，超出《水輪機通流部件技術條件》等標準要求，這正是引起水導軸承振動情況異常的原因所在。

表1修理前葉片外緣傾角　單位：°

4　缺陷處理情況

進一步的檢測發現，實測轉輪接力器缸體與轉臂4個連接板的銷孔中心距均為460.2mm，偏差很小，葉片外緣傾角不一致可能由其它部件尺寸差異所致，但為解決葉片外緣傾角偏差，最佳處理方案為調整連接板的銷孔中心距，各方對此意見一致。經計算，確定將3號葉片連接板銷孔距減小約3.9mm，4號葉片連接板孔距增加約3.4mm，以使4個葉片外緣傾角在全部開度范圍盡可能保持一致。

處理后，葉片外緣型線傾角檢測結果如表2。

表2修理后葉片外緣傾角　　單位：°

更換連接板后，葉片外緣傾角一致性良好，葉片全開時偏差只有0.03°，全開度范圍均滿足規范要求。

檢修后的水導振動如表3所示?？梢钥闯?，檢修后水導振動大幅降低。證明當初的原因判斷和后來的處理措施都是正確的。

表3修理后水導振動隨流量變化情況

水導軸承振動隨槳葉開度的增大而減小的情況，可能與檢修后各葉片開口偏差隨槳葉開度增大而減小有關（表2），此外，空轉/空載時小開度存在相對較大的隨機壓力脈動。

5　結論及建議

紅花電站2號機水導軸承的不正常振動是由水力不平衡引起的，通過調整轉輪接力器缸體與轉臂連接板的銷孔中心距使問題得到了解決。

對葉片數較少的軸流轉槳式及貫流轉槳式水輪機，水力不平衡引起的機組振動及擺度偏大的情況是比較常見的，紅花電站2號機組的情況是一個典型的范例，也有其他電站出現過類似的情況。

為減少或避免水力不平衡對機組振動穩定性的不利影響，建議：

（1）檢修時，進行槳葉動作試驗，重點檢測轉輪葉片外緣傾角/葉片安放角、葉片型線的一致性；

（2）轉槳機組出廠驗收時，同樣建議重點對葉片外緣傾角/葉片安放角進行詳細檢測；

（3）《水輪機通流部件技術條件》（GB/T10969-2008）放寬了對葉片外緣傾角的要求（與GB/T10969-1996版標準相比），從電站安全穩定運行需要來看，恢復1996版標準比較好，即在槳葉整個開度范圍內，葉片外緣傾角最高和最低之差均應不大于0.25°；

（4）通常直接測量葉片安放角的精度不一定能夠滿足要求，通過水準儀測量各開度情況下，用葉片進水邊和出水邊的外緣端點或外緣臨近標記點的高程差來計算葉片外緣傾角精度是可靠的，本次紅花電站的檢測也充分證明這一點。

參考文獻：

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[2]謝常青，周先亮，毛琦．株洲航電樞紐3號機組振動原因分析及處理[J]．水電站機電技術，2007（4）．

中圖分類號：TK730.3

文獻標識碼：B

文章編號：1672-5387（2015）03-0049-03

DOI：10.13599/j.cnki.11-5130.2015.03.015

收稿日期：2014-12-23

作者簡介：任紹成（1977-），男，高級工程師，從事水電站機電設備咨詢，成套和監管工作。