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摘要：水轮发电机组的稳定性试验是分析机组振动和故障原因的重要手段，本文笔者结合自身多年从事水轮发电机组稳定性试验工作的经验，并根据大化水电厂#2机组稳定性试验实例进行详细分析。
关键词：水轮发电机；稳定性；摆度及振动
1前言
2016年，大化水电厂#2机组在运行中发现集电环处的碳刷弹簧有裂纹，经过更换新弹簧运行后没有多长时间，又再次在同一部位的碳刷弹簧出现裂纹，为了对大化水电厂#2机组集电环处的碳刷弹簧多次出现裂纹的原因进行分析与处理，在2017年度的机组检修期前后，对大化水电厂#2机组进行稳定性试验分析，通过稳定性试验数据进行分析查找原因及处理，并有效地消除了大化水电厂#2机组集电环处碳刷弹簧出现裂纹的问题。
2稳定性试验项目与目的
水轮发电机组稳定性试验项目包括变转速试验、变励磁试验、变负荷试验，通过机组在不同转速、不同励磁电压、不同负荷下运行时的稳定性情况，检验水轮发电机组在运行中的稳定性指标是否满足国标标准要求。
2.1变转速试验的目的
变转速试验是机组手动开机，通过手动调节转速操作把手，将机组转速从50%Nr逐步升到100%Nr，在转速慢慢升高过程中，分别记录50%Nr、60%Nr、70%Nr、80%Nr、90%Nr、100%Nr时机组各机架以及大轴各导轴承处的摆度和振动幅值，根据振动幅值随转速升高的变化趋势来判别机组是否存在较大的机械不平衡。
2.2变励磁试验的目的
变励磁试验是机组在自动运行状态下，通过手动调节机组的励磁电压，将机组零起升压，使机组的机端电压从10%Ue逐步升到100%Ue，分别记录10%Ue；20%Ue、30%Ue、40%Ue、50%Ue、60%Ue、70%Ue、80%Ue、90%Ue、100%Ue时机组各机架以及大轴各导轴承处的摆度和振动幅值，根据振动幅值随励磁电压的变化趋势来判别机组是否存在较大的电磁不平衡力。
2.3变负荷试验的目的
变负荷试验是检验机组在并网情况下机组运行稳定性的重要手段，是通过变化机组并网后所带的有功负荷，综合评价机械、电磁和水力三因素对机组振动和摆度的影响。试验通过调节机组导叶的开度，改变机组的过水流量，检验机组在变化过程中表现出不同的摆度和振动水平，从中就可以清楚的看出机组的运行振动区域。
3稳定性试验数据分析
2017年3月2日，通过对大化水电厂#2机组进行检修前的稳定性试验，根据稳定性试验数据分析得出：
（1）在变转速试验中，机组转速由25Hz（50%Nr）逐步升到50Hz（100%Nr）。自35Hz（70%Nr）起，机组各部位的摆度随转速升高通频峰峰值不断增大，最大摆度出现在45Hz（约90%转速）处，然后又开始出现逐步降低趋势至50Hz（100%Nr），在转速升高过程中，并未出现振动及摆度转频值与转速平方值呈线性关系的趋势，同时除顶盖及下机架垂直振动外，机组各部位的径向振动随转速的升高通频峰峰值亦无明显的增大趋势，机架振动及机组摆度也未出现1X振动分量发生急剧快速增长的趋势，而且1X振动分量的幅值都比较小，由此判断机组不存在较大的机械不平衡力。但需指出的是，在35Hz（70%Nr）至50Hz（100%Nr）笵围，顶盖X向及下机架X向的垂直振动绝对值虽不算大且在标准范围内，但随着集电环摆度的增大，其振动值已有成倍的增加，说明随着转速的增加，机组转动部分的轴向振动也在增大，此现象是否与推力轴承及弹性油箱有关，有待进一步观察分析。
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（2）在变励磁试验中，励磁电压从10%Ue到90%Ue过程中，集电环X、Y向摆度分别从841μm增至1801μm，780μm增至1544μm；发导X、Y向摆度分别从375μm增至671μm，267μm增至542μm；上机架切向振动从65μm增至207μm；下机架径、切向振动分别从19μm增至120μm，25μm增至110μm；定子基座X、Y径向振动分别从11μm增至70μm，7μm增至68μm，此后至100%Ue稍有降低。可见机组集电环摆度、发导摆度、上机架切向振动、下机架径、切向振动以及定子基座的径向振动随励磁电压的增大通频峰峰值都有明显增大的趋势，特别是集电环摆度、上机架切向振动更是成倍增大。
从以上机组各摆度、振动随着励磁电压增加的变化趋势以及与无励工况对比分析，可见机组运行时存在较大的电磁不平衡，如果发电机转子本身不存在缺陷，则此不平衡电磁力多来自发电机气隙不均，因此集电环摆度、发导摆度及上机架切向振动受到此不平衡电磁力的较大影响。
同时检查发现，发导、水导间隙随着时间推移均比原调整值有所增大，因此，也不排除由于不平衡电磁力的影响使得轴瓦受力增加，当轴瓦经常性受到较大径向力时，轴瓦间隙就会增大。
根据以上分析，大化水电厂#2机组在运行时，集电环碳刷除了受到来自集电环摆度的径向交变力影响外，同时还要承受上机架切向振动的交变力，集电环碳刷连接弹簧在这两者合力的影响下随时间的推移会发生疲劳损坏，这就是导致集电环处的碳刷弹簧多次出现裂纹的主要原因。因此，可通过降低集电环摆度和上机架切向振动来减轻交变合力对弹簧的疲劳损坏。建议在机组检修期间调整发导瓦、水导瓦间隙，同时对易损弹簧进行检查及增加垫片加固连接方式、碳刷结构及工作时电流是否存在异常检查排除，并通过盘车对机组轴线及发电机气隙进行检查和调整。
2017年3月20日，大化水电厂#2机组检修结束后，再一次对机组进行稳定性试验，综合2017年3月2日检修前的稳定性试验数据，进行检修前后的对比分析得出：
（1）检修前稳定性试验表明，机组存在较大的电磁不平衡力但并不存在较大的机械不平衡力，由于电磁不平衡力以及集电环与发电机轴线的垂直度状况导致了集电环摆度和上机架切向振动过大。通过在检修期间对机组轴线及发电机气隙进行检查和调整处理后的稳定性试验表明，集电环摆度和上机架切向振动得到明显的降低，说明在检修过程中所采取的调整措施是有效的减小了机组受电磁不平衡力的影响，改善了集电环与发电机轴线的垂直状况，较好地改善了集电环处碳刷压紧弹簧的受力状况，消除了压紧弹簧的疲劳，从而解决了弹簧出现裂纹的问题。
（2）虽然机组通过盘车调整后，较为有效地减小了电磁不平衡力和较好地改善了集电环与发电机轴线的垂直状况，但由于水发轴线受过往安装因素的影响使得两者在完全重合的调整上存在困难，故发电机气隙仍有进一步优化调整的可能，建议在有条件时可对水发轴线做进一步的调整和对转子圆度进行测量和评估。同时，在日常运行中仍需密切观察集电环及发导轴承摆度、上机架振动及碳刷压紧弹簧的变化状况，如有异常，应予以及时处理。
（3）在变负荷试验过程中，通过机组的振动和摆度状况，也可以看出大化水电厂#2机组的运行振动区域。当机组的导叶和桨叶还没有进入协联工况时，机组的摆度和振动都比较大，当机组进入协联工况后，机组的摆度和振动迅速减小，振动幅值也很小。即在10MW至40MW负荷区间时，机组的振动比较大，为机组不宜长期运行的低效率工况区，不建议在此区间长期运行；在40MW～114MW负荷区间时，机组的振动比较小，振动幅值都符合国标标准要求，机组运行平稳，此运行区间为机组稳定运行区域，可以长时间运行。
4振动测试结果
通过检修前后的两次试验数据对比，上机架切向振动在检修后的幅值比检修前大幅度的减小，在变励磁试验及变负荷试验过程中，测得的振动幅值数据列于表1中。
5结论
稳定性试验分析对水轮发电机组的长期安全稳定运行是十分的重要，大化水电厂#2机组在检修前后进行稳定性试验分析，能够及时发现问题，并且在检修期间采取合理建议进行处理，检修后机组投入运行至今为止，并未出现过集电环处碳刷压紧弹簧有裂纹的问题，机组的摆度和振动幅值都比较良好。可见，水轮发电机组稳定性试验分析对机组振动和摆度故障诊断及处理工作的重要性，水电厂应加强开展水轮发电机组稳定性试验分析工作，通过稳定性试验数据进行分析查找振动原因，及时排除故障，使水轮发电机组振动故障在可控范围内，为水轮发电机组的持续安全稳定运行提供保障依据。
论文作者:蒙辉
论文发表刊物:《电力设备》2017年第19期
论文发表时间:2017/11/27
标签：机组论文; 集电环论文; 稳定性论文; 机架论文; 转速论文; 碳刷论文; 水电厂论文; 《电力设备》2017年第19期论文;