灯泡贯流式机组水导轴承振动偏大问题分析_王佩.pdf
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3、析灯泡贯流式机组水导轴承振动偏大问题分析王佩,万元(湖南五凌电力科技有限公司,湖南 长沙 410004)摘要:文中根据灯泡贯流式机组水导轴承的特点,分析了导致水导轴承振动超标的原因,并以某电厂为例,采取了针对性的排查措施,最终明确了该电厂水导振动偏大的主要原因为水力因素,主要包括协联关系、桨叶开口不均匀和导叶开度不均三个方面,同时针对问题提出了优化建议。关键词:灯泡贯流式机组;水导轴承;振动超标中图分类号:TK 733文献标志码:B文章编号:1006-348X(2023)03-0060-03收稿日期:2023-03-05作者简介:王佩(1990),男,硕士,工程师,主要从事水电机组安全稳定性分
4、析相关工作。0引言某电站共装机9台灯泡贯流式水轮发电机组,总装机容量为270 MW。最大水头13.2 m,设计水头8.5 m,最小水头2.2 m,转轮直径6.9 m,协联调节设计。自电站机组投运以来,该电站8号机组一直存在水导轴承水平振动超标的问题,满负荷运行时水导水平振动最高可达300 m以上,远远超过了国标120 m的标准,振动情况严重,极易引发设备故障,8号机组曾出现过水轮机连轴螺栓损坏故障,这与振动情况严重也有一定的关联1。1问题描述根据电厂机组状态在线监测系统 2012-2014 年历史数据,对机组运行过程中水导水平振动超过120 m的水头-负荷点绘制曲线图,如图1所示。可见,电厂8
5、号机组在各个水头段均存在水平振动超标的现象,当水头大于8 m,负荷超过18 MW时,超标现象显著,查阅数据可知此时水导振动为200 m以上,并随着负荷增加最高可达300 m以上。由于电厂机组常遇水头为810m,在常遇水头范围8号机组振动区为高负荷区,为确保机组安全,采取限制机组负荷的方式,主要在中低负荷区运行,导致机组长期不能带高负荷运行,严重影响机组的发电效益。图1水导水平振动超过120 m水头-负荷图2原因分析灯泡贯流式机组水导轴承主要承受由主轴传导的径向力,主要包括转动部分的不平衡力、水流在转轮内的水力不平衡、尾水管水压脉动和导叶与转轮间水压脉动及灯泡体结构振动作用,以及从发电机侧传导的
6、电磁力作用2。根据贯流式机组水导轴承结构特点,其振动除考虑机械方面的原因外,需考虑流体动压力及发电机部分的电磁力的影响,水导轴承振动为流体、机械、电磁三者的耦合振动,可以概括为以下三个方面3-5:1)来自机组转动部分质量不均衡等引起的惯性力、摩擦力以及其他作用力所激起的机械振动;2)由于水轮机转轮、流道各部分水流的动水压力引起的水力振动;3)由于发电机电气部分的电磁力引起的电磁振动。602023年 第3期 总第261期江西电力 2023JIANGXI DIANLI 20233研究排查根据灯泡贯流式机组导致水导轴承振动偏大的原因,电厂利用检修和试验等手段逐一进行排查分析。例如,通过变转速试验排除
7、了转子动不平衡因素的影响,通过变励磁试验排除了电磁力因素的影响,通过模态试验排除了共振因素的影响等。最终确定,机械因素为导致8号机水导振动严重超标的次要原因,来源于水轮机侧的动不平衡。主要原因为水力因素,可能原因为水体共振、尾水管压力脉动、桨叶与导叶协联关系不良、桨叶开口不均匀、叶片翼型偏差、桨叶与转轮室间隙不均匀和桨叶操作机构偏差及导叶不同步等因素。3.1水体共振8号机组机组各测点的振动频率的主频以转频(1.32 Hz)、叶片频率(5.3 Hz)为主,振动值随负荷的增加而增大,引水系统固有频率、卡门涡频率相对较高,在设计阶段已进行共振校核。另一方面,电厂共9台机组,结构型式、基本尺寸、流道特
8、性一致,水导轴承振动主要频率同样为转频和叶片频率,并未引起水导轴承严重超标问题。由此可以推断:水导轴承严重超标不是由卡门涡及引水系统共振引起的。3.2尾水涡带压力脉动水导轴承的水平振动及垂直振动的主频为1.32Hz即1倍频,次频为4倍频即5.3 Hz,上述频率与尾水涡带的主频不符,引起水轮机水导轴承振动的主要原因并不是尾水涡带压力脉动。3.3桨叶开口为检查桨叶开口对机组水导振动的影响,电厂利用检修机会对8号机转轮叶片的转角进行测量,测量方法为在桨叶边缘取若干个点,通过激光跟踪仪测量,测得数据如表 1 所示。可见机组桨叶平均转角为38.413,与设计转角39.2 的偏差为-0.787,远大于国标
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