水轮发电机组运行中剧烈振动故障诊断及处理.doc

水轮发电机组运行中剧烈振动故障诊断及处理汪文波，赵鸿（甘肃电投河西水电开发有限责任公司，甘肃 张掖 734000）摘 要：在龙首一级水电站4#水轮发电机组的运行中，经常出现剧烈振动，对该故障进行多次诊断和处理后，最终找到故障原因是轴系产生了自激振动，而主轴的刚度是引起自激振动的内因，水力是诱发自激振动的外因。同时，提供了故障处理方法，并在实际使用中能有效的解决水轮发电机组运行中剧烈振动的问题。关键词：水轮发电机组；剧烈振动；分析处理 1.电站概况龙首一级水电站工程位于甘肃省张掖市西南30km黑河干流上，电站总库容1320104m3，属日调节水库。极端最高气温38，极端最低气温-33，电站海拔高度1700m，地震基本烈度度，多年平均含沙量1.4kg/m3。电站装机总容量59KW，共四台混流式水轮发电机组，单机容量为15MW（1#3#机组）和7MW（0#、4#机组），年发电量1.836亿KWh。龙首一级水电站4#水轮发电机组由HL(L2561267)-LJ-125型混流式水轮机（主要参数见表1）与SF-J7000-12/3250型悬吊式发电机（主要参数见表2）组成，立轴悬垂式三相交流凸极式同步发电机和水轮机主轴采用摩擦剪切刚性联轴，整个水轮发电机组为三支点布置形式。同时，该机组采用了许多国外先进的技术，主要如下：（1）导叶摩擦装置；（2）主轴径向不接触间隙式密封装置；（3）转轮泵板结构；（4）水导的自循环筒式稀油润滑抛物线瓦面轴承；（5）克瓦纳能源公司的“X”型叶片转轮。整个水电站的全厂布置由国家电力公司贵阳勘测设计研究院和甘肃省水利水电勘测设计研究院联合设计，北京安能工程监理咨询有限公司监理，克瓦纳（杭州）发电有限公司制造水轮发电机组，中国水利水电第三工程局安装公司施工。表1 HL(L2561267)-LJ-125型混流式水轮机主要参数最大水头Hmax额定水头Hr最小水头Hmin额定功率Pr额定流量额定转速nr飞逸转速np允许吸出高度62m56.5m45.4m7.368MW14.3 m3/s500 r/min930 r/min1.9m表2 SF-J7000-12/3250型悬吊式发电机主要参数额定功率额定电压额定电流额定功率因数额定励磁电压额定励磁电流7000KW10500V452.8A0.85（滞后）132.4V474.5A2机组振动的故障诊断2.1机组第一次振动故障诊断3台大机于2001年6月陆续发电后，一直运行稳定， 4#机于2001年7月5日手动开机时状况良好，7月11日开始进行带负荷运行时，机组伴有轻微振动。表3为机组带6.28MW试运行时的相关数据：表3 机组运行时的实测数据（负荷6.28MW）项 目实 测 值顶盖压力0.26 Mpa上端罩水平振动0.06mm垂直振动0.01mm上导摆度0.16mm水导摆度0.12mm上导瓦温41.1下导瓦温55.0推力瓦温31.5水导瓦温38.5但机组在试运行一星期以后，发现众多不稳定因素，且机组一直无法稳定运行。在4#机组运行过程中，下机架基础松动，控制环振动强烈，上盖板振动剧烈，且在锥管进人门旁能听到尖锐的声响，机组的振动及摆度逐日上升，已经无法继续运行发电。7月26日机组停机后，进行全面检查，发现众多问题： （1）底环抗磨环与连接螺栓M12x30在第二象限内有16只发生断裂，20多个螺栓松动。（2）由于螺栓松动、断裂引起抗磨环上浮，从而导致活动导叶端面间隙变小，发生导叶臂错位现象。（3）下机架基础板与坐浆埋板之间的焊缝出现裂纹，且地脚螺栓螺母出现松动。（4）水导轴承内的支撑架螺栓部分松动。（5）下导瓦总间隙变大约0.45mm。水轮发电机组出现振动一般可有机械、水力、电气这三方面的因素1。因为4#机组在试运行试验和72小时试运行时的此段期间，各种运行试验数据及运行工况与1#3#机组相似，机组运行正常，只是在短期运行时才暴露出各种缺点，并且状况愈演愈烈，直至无法运行，因此基本可以排除电气方面的因素。在水头高、低幅度变化时分别作开机试验，发现振动依旧，这说明水头的高低也不是影响因素。机组的活动导叶为24个，固定导叶为12个，转轮的独特泵板结构为国内首创，但也为12个，虽然1#3#机组运行状况良好，但转速的不同（大机为333.3 r/min，小机为500 r/min）也可能产生水力共振的现象，同时控制环振动强烈和水导摆度增大，说明其它水力因素暂时无法排除。机械方面引起机组剧烈振动的因素较多，主要集中在转动间隙不均匀，但经过实际检测，证明转轮的转动间隙在国标要求之内。因此产生振动的原因可能是由于导轴承间隙发生了改变，一段时期运行后，从而引起主轴摆度增大，同时引发了机组振动数值的加大，直至发生转轮撞击底环的情况2。经过仔细研究，进行了如下处理：（1）使用千斤顶压紧抗磨环、底环及座环之间的组合缝后，进行段焊，并将三者焊为一体，从而固定底环和抗磨环。（2）重新调整导叶端面间隙、立面间隙。（3）对下机架地脚螺栓螺母进行预紧，点焊。（4）对下机架基础板与坐浆埋板之间的断裂焊缝刨除清根，塞入合适的铜皮，以增大接触面积，并重新焊接。（5）拆除水导轴承、转动油盆、主轴密封、上导油盆盖及下导油盆盖等设备，根据先前盘车值对机组进行调轴、抱瓦工作。4#机组重新开机后，电气及机械设备运行均正常。但运行3天后，机组振动、摆度呈增大趋势，人也无法久时间的站立在控制环和发电机上盖板上，机组仍无法稳定运行。2.2机组第二次振动故障诊断机组停机后，怀疑因素众多，为了真正的找到机组的振源，消除众多疑虑，要求安装单位对机组进行转子空气间隙、机架基础螺栓、磁极阻抗、止漏环、轴承导瓦、镜板水平及机组轴线的全面检查，发现以下问题3： （1）先前处理的底环与座环段焊处的焊缝个别开裂。（2）下导摆度为0.11mm(盘车时)，超过规范要求（0.06mm）。（3）锥管进人门打开后，发现锥管内部x方向防锈漆全部被冲刷掉，其余部位均完好无损。分析原因，轴线下导部分摆度略有超标，但不会产生如此大的振动。振源仍旧未找到，只能先行处理机组轴线，机组振源仍在查找之中。并暂时对机组进行如下处理：（1）对开裂焊缝处重新清根，进行补焊，确保牢固。（2）对机组推力瓦重新调整受力，并用旋转镜板法，测量调整镜板水平为0.01mm/m。（3）机组刚性盘车后，在推力头与镜板之间加垫，重新调整机组轴线，使下导净摆度为0.05mm，法兰净摆度为0.09mm，水导净摆度为0.15mm，各部轴承摆度值均保证在规范之内。根据盘车值重新调整各部轴瓦间隙分配值，并按图纸要求配铰定位销钉。（4）精确调整主轴中心及转子空气间隙。 （5）更换上、下、水导油槽内透平油。当4#机组再次手动开机，运行近3小时后，机组瓦温正常，上端罩垂直振动为0.01mm，水平振动为0.03mm，水导摆度为0.06mm，机组运行良好。在机组带6.0MW负荷后，机组振动及摆度值进一步减小，运行平稳，上端罩垂直振动为0.005mm，水平振动为0.02mm，水导摆度为0.05mm，机组运行状况优良。2.3多次消缺及检修机组运行一段时间后，由于机组振源没有彻底消除，机组旧病复发。但由于黑河为季节性河流，每年十月流量骤减、河水逐渐冰冻，而此时正为黑河的丰水期，考虑到经济运行，4#机组继续发电运行，坚持至十月十一月的冰冻期再全面拆机、检修。8月25日，机组振动剧烈被迫停机检查，发现较多问题：（1）先前处理的底环与座环之间段焊的焊缝又多处开裂。（2）水导轴承与轴瓦之间的联结螺栓又有松动现象。（3）下机架的一个基础螺栓被振断，且基础板组合缝处局部存在0.10mm的间隙。由于机组无法全面拆机检查，同时又要保证发电任务，对机组只作了例行的削缺工作：（1）对开裂焊缝重新清根，进行增加段焊数量及质量的补焊措施。（2）把紧振松的水导轴承螺栓。（3）更换振断的基础螺栓，对存在局部间隙的基础板组合缝处加入0.10mm的紫铜垫。4#机组手动开机后，机组运行状况有所改善，但振动仍旧偏大。为了找到故障的原因，拆除水导轴承、转动油盆及主轴密封等设备，对机组进行调轴、抱瓦等工作。同时在上机架、下机架的混凝土墙壁及机坑里衬上加焊测量支架，考虑到顶盖排水水压较大，因此也采用了DN70塑料胶管安装于顶盖的排水管进口处，用来快速排除顶盖积水，并进行如下处理：（1）制作4只M36千斤顶，对称、径向加装于水导轴承上，弥补水导轴承的刚度不足。（2）在调相管路与顶盖的排水管路中加引一趟DN80的排水管路，以削弱顶盖的水压过大现象。（3）加转子配重6.4kg，削弱转子动不平衡。4#机组手动开机试验后，机组在空载状态下运行良好，但负荷超过1.0MW时机组振动很大。甘试所进行了三次试验测试，同时在沿键相器逆时针旋转195度，拆掉转子的一个风扇叶，加配重9.25kg（方位在转子内径1960m处）。之后又将上导、下导轴瓦的单边瓦间隙在设计值（0.15mm）的基础上收缩0.04mm。下午，4#机组手动开机加负荷至6.0MW时，机组运行状况有所改善，机架垂直振动为0.005mm，水平振动为0.03mm，水导摆度为0.08mm。2.4最终故障诊断由于机组振源还未找到，随着机组长时间的运行，下机架和水导轴承座的固定螺栓开始松动，机组振动变大，无法继续运行。根据机组法兰摆度突出，且机组动不平衡的振频为3倍的转频，在活动导叶全关状态，机组转速400r/min以下时，机组的振动和摆度迅速下降这一现象，判断：4#机组的振源和导叶或顶盖排水口有关。并根据多次机组处理结果来看，水轮机主轴的刚度需要重新计算。对机组进行如下处理：（1）拆除导轴承油盆盖、水导转动油盆、主轴密封等部件，进行机组重新盘车。（2）盘车时，需要加垫的地方全部采用紫铜垫。（3）按厂家代表的计算值调整导瓦间隙。（4）重新打推力螺栓受力。（5）对活动导叶开度值进行调整。4#机组手动开机试验后，机组在空载状态下运行良好，但负荷超过1.0MW时机组振动较大，超出3.0MW负荷时，机组基本无法运行，机组的振源仍旧没有找到。为了更彻底的解决4#机组振动问题，在2002年4月3日对4#机组做了顶盖内压入压缩空气试验。试验期间发现：机组振动趋势不变，但振动数值较前次小了一半。对机组进行了彻底的分析后，认为4#机振动的原因是轴系产生了自激振动，而主轴的刚度是引起自激振动的内因，水力是诱发自激振动的外因。3.机组振动的故障处理 在确定机组剧烈振动故障的原因为主轴的刚度不足后，进行了如下处理：（1）再次全面的大拆机组。并将顶盖、底环、推力瓦轴承座、转轮全部拉回克瓦纳杭发厂进行加工。对底环、顶盖加工迷宫间隙（增大后的迷宫间隙为密封直径的千分之一的），用以改善转轮撞击顶盖和底环的状况，从而消减振源。（2）水、发主轴联结螺栓的材料改强为35CrMo，且螺栓拉伸值变为0.32mm。（3）加固推力轴承座及点焊上、下导瓦支柱螺栓的螺套。（4）采用磨光机打磨座环上、下环的法兰平面，调整其水平度在0.07mm/m以内。（5）再次盘车，且推力头与镜板之间仍旧采用绝缘板，绝缘板与主轴法兰面取消紫铜垫，全部采用铲削。（6）顶盖排水管数量由2个增加到4个，沿水车室廊道走出，汇入顶盖排水总管中，并加阀门控制。（7）分解转子，拆卸所有磁极，制作800202的薄钢板48块，垫在磁极键与转子铁芯之间，以消除磁极松动的设备缺陷，挂装磁极后按照规范调整转子圆度。（8）对加工后的顶盖、底环按规范要求调整上、下止漏环的同心度及圆度。（9）按照规范及制造厂要求回装水轮发电机组。机组于2002年6月2日安装、调试完毕。6月3日手动开机后，机组运转正常， 9：35时并网带6.5MW负荷后，机组振动及摆度值进一步减小，运行平稳、无异常声音，瓦温正常，上端罩垂直振动为0.01mm，水平振动为0.02mm，水导摆度为0.06mm，机组运行状况良好。10：43时开始进行72小时试运行，直至6月6日10：43时顺利结束。目前机组运行已近4年，状况稳定。由于0#机此时还没有安装，制造厂家对0#机组主轴做了上述处理，自2002年8月16日投产以来运行稳定。4. 结语主轴的刚度不足是产生机组振动的主要因素，短时间运行还是勉强可行的，但经过水力诱发自激振动后，机组逐渐产生大幅度的摆度和振动，致使高速旋转的转轮碰撞底环，从而引发整个机组的剧烈振动。主轴的长度无法更改，直径却可以增大，但整个水车室将无法布置安装。改变主轴材质是可行办法之一，但要投入大量的人力、物力。通过加大转轮与止漏环的间隙值，同时加强顶盖的刚度，紧固上、下导瓦支柱螺栓的螺套，从而使机组运行时剧烈振动的现象得以根本解决，是值得推荐和参考的。参考文献1 蒋静华，水轮发电机组运行与维护M.北京，水利电力出版社2 季盛林、刘国柱，水轮机M.北京，水利电力出版社3 刘云，中小型水轮发电机的安装与维修M.北京，机械工业出版社作者 汪文波 男 （1978）甘肃甘谷人 技师 主要从事水轮发电机组运行维护技术工作Abstract：The acutely shaking is occurring in Longshou hydraulic generator units running. After several being analyzed, the reason for acutel