大型蓄能机组运行稳定性

第３０卷第９期２　０　１　

２年９月水　电　能　源　科　学

Ｗａｔｅｒ　Ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ　ａｎｄ　ＰｏｗｅｒＶｏｌ．３０Ｎｏ．９

Ｓｅｐ

．２　０　１　２文章编号：１０００－７７０９（２０１２）０９－０１２５－

０５大型蓄能机组运行稳定性分析

李建辉１，姚　泽２

（１．南方电网调峰调频发电公司惠州蓄能水电厂，广东惠州５１６１００；２．广东电网公司电力科学研究院，广东广州５１００８０

）摘要：以惠州蓄能水电厂＃３蓄能机组为例，选取了机组ＳＲ（空载）工况和分别带５０、７０、９０、１１０、１３０、１５０、１７０、１９０、２００、２２０、２５０、３００ＭＷ负荷等１３个运行工况，通过现场实测５２０、５２９、５４０ｍ三个毛水头下机组在各运行工况下振动、

摆度及水压力脉动的变化规律，将机组的运行工况划分为小负荷振动区、涡带工况区及大负荷稳定运行区３个运行区，确定了机组在不同毛水头下的振动区范围，进而将蓄能机组振动区定为ＳＲ工况～１７０ＭＷ。

关键词：抽水蓄能机组；运行稳定性；振动；摆度；水压力脉动中图分类号：ＴＭ３１２；ＴＶ７３７

文献标志码：Ａ

收稿日期：２０１２－０１－１９，修回日期：２０１２－０３－

０２作者简介：李建辉（１９８０－），男，工程师，研究方向为抽水蓄能电厂自动化检修，Ｅ－ｍａｉｌ：１７９８８０２＠ｑｑ

．ｃｏｍ通讯作者：姚泽（１９８０－），男，高级工程师，研究方向为水轮发电机组状态检修与故障诊断，Ｅ－ｍａｉｌ：ｙ

ａｏｚｅｅｍａｉｌ＠１６３．ｃｏｍ ２

００９年８月俄罗斯萨扬—舒申斯克水电站发生特别重大安全事故后，为深刻吸取该事故的惨痛教训，不断改进我国水电站运行安全管理的组织体系和工作机制，国家电力监管委员会发

文［

１］

要求各电厂需重视并加强水电机组状态监测及稳定性测试以全面掌握机组的稳定特性，并将机组稳定性测试情况报相关电力调度机构备案，同时要求电力调度机构应考虑水电机组运行限制条件，

避免水电机组长时间在振动区运行。大型蓄能机组在电力系统中承担着调峰、填谷、调频、调相及旋转备用等重要任务，为电网管理的重要工具，因此其运行稳定性也日益受到重视。由于蓄能机组转轮的特殊性，其在设计时需兼顾水泵和水轮机，而在水轮机的中低负荷区，蓄能机组受水力不稳定因素的影响特别大，这使机组的运行稳定性很差，严重影响了蓄能机组的安全稳定运行。因此需对蓄能机组进行稳定性测试，以全面掌握大型蓄能机组的运行稳定特性、

准确界定机组运行的振动区范围，这对优化水电机组的安全调度、

确保机组的安全稳定运行和整个电网的稳定均具有重要意义。鉴此，本文以惠州蓄能水电厂＃３蓄能机组为例，深入分析了该蓄能机组的运行稳定性，并对机组振动区进行了准确界定，以期为蓄能机组的安全稳定运行提供参考。

１　水电机组振动区界定

旋转机械在运行时一般均有振动，只是振动

的大小和频率的高低不同，

本文所探讨的水电机组振动区是指机组各部位的摆度、振动及水压力

脉动均超过国家标准规范的负荷区域［

２］

。引起水轮发电机组振动的因素包括机械、电磁力及水力三方面，其中机械因素引起振动的原因包括转子质量不平衡、机组轴线不正、导轴承缺陷等；电磁力因素引起振动的原因包括定、

转子空气间隙超标、转子磁极线圈匝间短路、转子阻尼环断裂等；水力因素引起振动的原因包括转轮出流沿圆周分布不均匀、由迷宫转动部分不对称引起的迷宫间隙压力周期性变化而产生的径向力、尾水管中的涡带及混流式机组在小负荷下产生的水力振动等

因素［３］

。同时，不同水头下机组的出力也不同，尤

其对水头变幅大的机组。因此水电机组振动区的界定受机组的健康状况、检修质量、动平衡情况、水头变化等多方面因素的制约，且同一电厂相同型号的机组振动区也不完全相同。

由水电机组机械和电磁力因素引起的振动一般均可通过机组检修及现场动平衡试验来消除或大幅减轻，

而由于水力因素引起振动的原因错综复杂，要消除或大幅减轻难度较大。因此在实测机组振动区中，

若试验发现机组存在机械和电磁力因素引起的振动，必须通过机组检修及现场动平衡消除或大幅减轻其影响，而对水力因素引起的振动，建议电厂也采取一定的改善措施。经上述措施处理后，机组振动、摆度及尾水管水压力脉动仍超标的负荷区方为机组真正的振动区。

２　试验工况和试验仪器的选取

惠州蓄能水电厂位于广东省博罗县罗阳镇，为高水头大容量的纯抽水蓄能电站，电站总装机容量２４０×１０４ｋＷ，是我国已投产的装机容量最大的抽水蓄能电站之一。电站分Ａ、Ｂ两厂，每厂４台机组，共安装由法国ＡＬＳＴＯＭ公司设计的８台立式单级混流可逆式水泵水轮机—发电电动机组（其中７台由法国制造，１台由中国东方电机厂制造），单机容量（发电工况）３００ＭＷ。发电工况下机组主要参数为：最大毛水头５５７．００ｍ、最小毛水头５１９．８４ｍ、极限最小毛水头５０９．００ｍ、额定流量６６．２ｍ３／ｓ、额定转速５００ｒｐｍ、飞逸转速７２５ｒｐｍ；抽水工况下机组主要参数为：最大扬程５６６．１２ｍ、最大入力３３０ＭＷ、额定流量４７．２ｍ３／ｓ。惠州抽水蓄能电站在电网中担任调峰填谷、调频、调相和事故备用等任务。本文以惠州蓄能水电厂＃３机组为研究对象，该机组于２００９年７月投产发电，于２０１０年６～７月分别在三个毛水头下对机组进行了稳定性试验（由于惠州抽水蓄能电站为周调节水库，因此根据电站水头变化情况，试验选取了５４０、５２９、５２０ｍ三个毛水头），每个试验毛水头下均对机组ＳＲ（空载）工况和分别带５０、７０、９０、１１０、１３０、１５０、１７０、１９０、２００、２２０、２５０、３００ＭＷ负荷共１３个运行工况进行分析。

试验仪器采用基于美国ＤＡＱ采集仪的３２通道水轮机综合测试系统进行测试，该仪器最大采样频率１ｋＨｚ，最大输入电压±２０Ｖ、通道精度不低于０．５％；机组摆度测量采用广州精信公司生产的ＪＸ７０型非接触式电涡流位移传感器，分别测量上、下导摆度及水导摆度＋Ｘ、＋Ｙ两个方向共六个测点；机组振动测量采用丹麦ＢＫ公司生产的４３７０型超低频振动加速度传感器，分别测量上机架水平和垂直振动、下机架水平和垂直振动、顶盖水平和垂直振动及尾水门水平振动；水压测量采用陕西宝鸡麦克公司生产的压力变送器，分别测量蜗壳、转轮与顶盖间、下迷宫环及尾水管水压脉动。上述试验仪器和传感器均已通过检定，并处于检定有效期内，其测试精度均满足试验要求。

３　机组运行稳定性分析

３．１　机组振动原因分析

在分析＃３机组振动前，需对引起机组振动的原因进行全面分析：①对由机械和电磁力引起的机组振动进行分析。表１为三个毛水头下机组上、下机架水平振动转频峰峰值。由表可看出，带

表１　３个毛水头下机组上、下机架水平振动转频峰峰值Ｔａｂ．１　Ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ　ｖｉｂｒａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｒｏｔａｔｉｏｎ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｏｆｕｐｐｅｒ　ａｎｄ　ｌｏｗｅｒ　ｂｒａｃｋｅｔ　ｕｎｄｅｒ　ｔｈｒｅｅ

ｇｒｏｓｓ　ｗａｔｅｒ　ｈｅａｄμｍ　工况

５２０ｍ毛水头５２９ｍ毛水头５４０ｍ毛水头

上机架下机架上机架下机架上机架下机架ＳＲ　４９．３　４．８　１７．５　４．２　３１．７　３．７

５０ＭＷ　３９．０　５．７　１４．４　５．０　１２．１　３．５

９０ＭＷ　１１．０　６．１　１１．２　１．９　１１．１　１．６

１３０ＭＷ　１０．２　２．６　８．０　１．５　１１．１　１．４

１７０ＭＷ　８．６　１．８　８．９　２．２　８．５　２．０

２００ＭＷ　８．４　２．６　９．１　２．２　９．５　２．６

２５０ＭＷ　７．８　１．７　７．１　２．１　９．３　２．１

３００ＭＷ　１０．３　０．８　８．５　２．１　８．９　１．８

上负荷后，机组上、下机架水平振动转频峰峰值均非常小，且在信号中均未发现转频的倍频成分。同时在机组所有信号中均未发现有１００Ｈｚ及其谐波频率的电磁振动。表明机械和电磁力因素对＃３机组振动的影响非常小。②对由水力因素引起的振动进行分析。从ＳＲ（空载）工况到１１０ＭＷ以下，机组受小负荷水力不稳定因素的影响非常大；从１１０ＭＷ到２００ＭＷ以下机组主要受尾水管涡带的影响；从２００ＭＷ到最大负荷３００ＭＷ，以上两个水力因素的影响消失。但从ＳＲ（空载）工况到各种带负荷工况，机组均受到１５０Ｈｚ的转轮叶片过流干涉频率的影响，这也属于水力因素的影响。以上水力因素的影响均属于水泵水轮机设计方面存在的问题，无法减轻或消除。综上可知，本文试验能真实地反映机组的振动区。３．２　运行稳定性分析

根据机组运行稳定性情况，可将机组运行工况划分为小负荷振动区、涡带工况区及大负荷稳定运行区３个运行区。图１～３分别为＃３机组在３个毛水头下各部位振动、摆度及水压力脉动随负荷变化趋势。

（１）小负荷振动区。小负荷振动区的负荷范围为ＳＲ工况～１１０ＭＷ。由图１～３可看出：①在小负荷范围内机组蜗壳和转轮与顶盖间水压力脉动均很大，同时受水力不稳定因素的影响，机组各部位振动、摆度均很大，均超过标准的要求［４，５］。②在不同毛水头下机组运行稳定性也有所不同，即在５２０ｍ毛水头下机组的稳定性最差，三导摆度和各部位振动均最大，５２９ｍ毛水头下的机组稳定性次之，５４０ｍ毛水头下的机组稳定性最好。从频谱分析看（图４～９），三导摆度和上、下机架水平振动信号频谱中均存在一条由水力不稳定因素引起的频谱带，且在不同毛水头下该频率带的范围略有变化。

（２）涡带工况区。涡带工况区的负荷范围在１１０～２００ＭＷ之间（实际在超过１７０ＭＷ后，涡

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