葛洲坝水电站轴流转桨式水轮发电机组振动诊断分析

葛洲坝水电站轴流转桨式水轮发电机组振动诊断分析

葛州水库拥有22台机组（包括独立水库），目前总安装量为27577m，最大最大发电能力为2950m。每年通过157亿c的w型h，是中国的主要输电站。为了更好地监测轴流转桨式水轮发电机组运行工况,葛洲坝电站从2003年就开始规划建立覆盖水电站所有运行设备的最优维护信息系统(HOMIS),到目前为止该系统已建立完成,其中有单独对机组稳定性的监测单元,完成对机组全方位的振动监测,所积累的数据在日常运行中发挥着有效指导机组稳定运行的作用。从2005年开始,葛洲坝电厂在最优维护信息系统初步建立起来的基础上,开始了诊断运行分析的有益探索,并充分利用人力资源优势,通过对最优维护信息系统数据结构的深入认识,结合数据挖掘技术,正逐步建立起以日常运行报表、月度分析报表、设备异常分析、事故故障分析、设备缺陷预警等运行诊断分析体系。1影响机组振动的因素由于水轮发电机组工作的特殊性,其振动故障与一般动力机械相比,有较大的差异,引起水轮发电机组振动的原因要比普通动力机械复杂得多,除需要考虑机组本身旋转部分或固定部分的振动外,尚需考虑流动液体的动水压力造成对电站引水系统、水轮机过流部件的影响及发电机电磁力对机组振动的影响,不仅组成的系统整体的各部分相互影响,而且引起机组振动的诸因素间又有相互影响和制约,如当水力方面的因素造成机组转动部分振动时,会使发电机转子和定子间空气间隙不均匀,由此,便产生了不对称磁拉力,反过来又会加剧或阻尼机组转动部分的振动。为了简化问题,本文主要考虑水头因素对轴流转桨式水轮发电机组振动的影响,暂不考虑其他引起机组振动的因素及其相互影响,经若干不同型号的机组长达近一年的监测数据分析,简化后的振动分析结果具有较好的参考价值。2表中重要因素与振动的关系分析2.11振动摆度随导叶开度的变化2012年1至7月1号机组运行最高水头为26m,最低水头为11.5m。HOMIS系统监测所有的运行工况上导和水导摆度均正常;上机架水平振动和支持盖垂直振动最大值在0.12~0.16mm稳定运行,老规程规定上机架水平振动和支持盖垂直振动应该小于0.14mm(新规定0.11/0.08mm),见表1。在表1中,项目1、2、3、4在相同水头不同负荷下,上机架水平振动基本相同,支持盖垂直振动随导叶开度增大而增大;项目5、6、7在同负荷不同水头下,水头越高上机架水平振动越大,导叶开度越大,支持盖垂直振动越大;项目8、9、10上机架和支持盖振动超限时基本是额定水头附近满负荷运行的工况,机组振动摆度增大的过程,也伴随着导叶和轮叶开度也有增加的起势,这说明此时机组的实际水头在下降,而此时机组仍然按满负荷运行,即此时的工况是超出力运行工况,从而机组振动比正常运行增大较多。如上机架水平振动正常运行时在0.12~0.14mm,但这些工况下均上升到0.2mm左右。1号机组不同水头-振动统计如图1所示,在水头由低到高地变化过程中,机组各部振动摆度逐渐变小与表1分析相同。正常工况下,HOMIS系统监测1号机上机架水平振动和支持盖垂直振动最大值在0.12~0.16mm稳定运行,没有扩大的趋势。同水头不同负荷下,上机架水平振动基本相同;同负荷不同水头下,水头越高上机架水平振动有增大趋势,支持盖垂直振动随导叶开度增大而增大。上机架水平振动超过0.16mm时是非正常的超出力限制线运行工况,这是因为目前的水头是2h计算刷新一次,当水头在18.6m附近时,机组经常是满出力运行(设定值),但是实际水头随时变动,当实际水头低于18.6m时机组就超出力限制线运行了,从而机组振动摆度异常增大。2.212年1-8月份15号机组振动测试葛洲坝电站15号水轮发电机组,水轮机型号为ZZ500-LH-1020,最大水头27m,设计水头18.6m,最小水头8.3m,转轮直径1020cm,额定出力129MW,设计流量825m3/s,额定转速62.5r/s,轮叶最大转角-10°~+20°,导叶最大开口840mm。2012年1-8月份15号机组振动摆度和检查情况,1月份15号机组处于备用,2月、3月、4月、5月15号机上导及水导摆度、振动通过HOMIS查询及实际手动测量值一致,选取6月份15号机组振动数值分析,具体情况如表2和图2所示。从表2中可以看出,在相同水头不同负荷下,上机架水平振动基本相同,支持盖垂直振动除个别时刻负荷点稍大外,其余变化也不显著。如图2所示,15号机组有功负荷比上限值(134MW)偏小20MW左右,垂直振动在允许范围内,但上导X向摆度有显著的变大趋势。大型轴流转桨式机组在高水头、低负荷运行时应当对机组摆度加强监视。2.31机组运行情况14号水轮发电机组是葛洲坝电站首批增容改造机组,增容改造后水轮机型号ZZA146C-LH-1020,最大水头27m,设计水头18.6m,最小水头8.3m,转轮直径1020cm,额定出力149.5MW,设计流量922.6m3/s,额定转速62.5r/s,轮叶最大转角-10°~+20°,导叶最大开口840mm。2012年1-7月份机组运行最高水头为26m,最低水头为11.5m。Homis系统监测上导X方向摆度最大值自5月15日开始出现超过上限0.4mm运行的工况,最大为0.5mm,具体情况参见表3及图3。机组水头情况:5月10日之前,机组水头均在19m以上;5月10日至6月10日三峡水库增大下泄流量,机组水头降低且波动大,在17~19m之间波动运行;7月份以后,长江来水增大,机组水头在18m以下,最小为11.6m。随着机组负荷加大、运行水头降低,上导X向摆度就超过上限0.4mm,即水头低于19m且负荷高于135MW左右时上导X向摆度超过上限0.4mm。在带相同负荷下,水头越低,机组导叶开度越大,机组振动摆度越大;在相同的水头下,机组负荷越大,机组导叶开度越大,机组振动摆度越大。机组在高水头运行时振动摆度正常,在19m水头以下带满负荷运行时上导X向摆度超过上限0.4mm的规定值。机组超出力限制线运行时,运行工况变差,机组振动摆度也会增大。3水因素导致轴流转期间设备振动的原因3.1同类型水轮机的实际运行条件转桨式水轮机在调节过程中要求同时调整导叶和桨叶,并且为了保证机组工作在最高效率区,导叶开度a与桨叶转角ue788必须保持一定的配合关系,称之为协联关系。如果出现轴流转桨式机组协联关系破坏现象,将可能会导致机组蜗壳内水流紊乱,引起顶盖真空破坏阀动作,顶盖水位快速上涨,机组振动和摆度加剧,轴瓦温度升高,发电机定子定位螺栓松动,机架弹性支撑剪断等危害。轴流转桨式机组不论是采用何种协联方式,均需依赖于给定的协联曲线,而制造厂给定的协联曲线是依照模型水轮机试验资料来决定的。由于机械、水力性能及制造工艺上的差别,实际投运的原型水轮机与模型机特性是不同的,用模型试验特性换算到原型水轮机上而给出的协联关系存在着明显的误差,即使对每台机组进行原型试验,也不能完全正确地反映出实际运行条件下机组的能量特性。在现有的水轮机调节系统中,一般是采用桨叶随动于导叶的调节方式,依靠协联机构来实现上述协联关系。因此转桨式水轮机能否保证在当时条件下的最佳工况点(最高效率点)运行,首先取决于所给定的协联关系曲线是否能保证导叶和桨叶的最佳配合关系。制造厂所给定的协联关系曲线是按照模型水轮机试验资料来决定的。这样对同型号的水轮机,其协联关系是相同的,单根据不同电站投入运行的转桨式水轮机分析其能量特性可以发现,同类型水轮机的原型特性是不同的,因此只有在实际运行条件下才可以确定与水力机组实际原型特性相符的协联关系曲线。也就是说,为了确定协联关系,必须对每一台机组在实际运行条件下进行复杂的真机特性试验。但是在水电站条件下,要对每台机组(即使是同型机组也不例外)在不同水头下进行真机特性试验,这在技术上、经济上都有较大的困难。实际上,水力机组运行时的效率是受到许多复杂因素的影响,如果根据水力机组的能量转换过程各区段来考虑,水力机组的效率可表达为式中:ηS、ηF、ηB分别为设计工况下水轮机、发电机、水力效率;ΔηS、ΔηF、ΔηB分别为各项变化的修正值。如果将式(1)进行变换,并略去高价增量,可得出机组效率的修正值为这些修正值不仅取决于设计工况的条件,而且与结构在制造和安装上的偏差、工况的改变等有关。实际上要得出效率的修正值是艰巨、复杂的工作,它受到各机组和水力枢纽的水力条件、水轮机内部的流体动力学状态、机械和电气条件等的影响。这些因素在原型试验时不仅不能完全模拟,而且有时是无法预测的,至于原型试验的误差方向与大小也是很难正确估计的。这是采用依照给定的协联关系曲线,使桨叶随动于导叶调节的现有调节方式所无法克服的缺陷。3.2分布实时水头信息葛洲坝水电站安装有22台机组,整个大坝全长2606.5m,分为大江电站安装有14台机组和二江电站安装有7台机组,外加一台自备小机组,两处分别有独立水情采集装置。自从三峡-葛洲坝梯级电站联合调度以来,三峡下泄流量一天中有很大变化,对葛洲坝电站机组安全发电产生了一定影响,水头的日变化较以前发生了很大改变。为摸清葛洲坝实时水头变化规律,2012年葛洲坝电厂选择在14号机组段上、下游安装实时水头采集装置,收集实时水头信息,见图4、图5、图6。图4、图5、图6显示从2012年9月8日到9月28日,14号机组段所采集的实时水头,单日最大日水头差值2.1m,最小日水头差值0.5m。期间24个时段点,同时段点最大差值为6.6m,同时段点最小差值4.4m。依据葛洲坝电厂轴流转桨式机组协联关系,水头差超过0.2m,则机组协联关系发生变化。葛洲坝电站由于机组台数多,安装地点分散,由水头偏差导致机组协联关系会发生显著变化。为解决水头采集存在的问题和轴流转桨式机组协联关系的固有缺陷,葛洲坝电厂近年来正在积极采取措施,改善机组运行工况。每年安排机组进行相对效率试验,逐台修正机组效率曲线;利用