AGC方式調度運行對水輪發(fā)電機組振動影響研究任樂鳴1求曉明1錢1劉禮華2,袁文陽2,肖黎2(1.緊水灘水力發(fā)電廠,浙江麗水323000;2武漢大學土木建筑工程學院,湖北武漢430072)過水力振動區(qū)引起構件振動加強。尾水管壓力波動大,機組部件產(chǎn)生循環(huán)交替應力造成疲勞破壞。從生產(chǎn)角度,提出了重新確定機組調峰起點、是高機組工作部件抗疲勞強度等解決問題的基本方法;這些方法簡便科學,具有較好的實用價值。 律、大小和途徑等研究不多,還沒有見到有關的細致研究成果。本文結合緊水灘電站4號機組振動實例,進行了現(xiàn)場測試和運行總結,基本上掌握了AGC運行對水力機組影響的機理。 1基本情況緊水灘電站4號水輪發(fā)電機基本參如表1.隨著我國電力事業(yè)的發(fā)展,近幾年主力火電、水電機組陸陸續(xù)續(xù)都投入了自動發(fā)電控制(AGC)方式調度運行。在技術和管理上滿足了電網(wǎng)需要的同時,AGC方式調度運行也給水力機組帶來了一系列問題,如機組振動量加大、水輪機部件易損壞和松動,導水葉開度產(chǎn)生變化等,給機組運行帶來負面影響,縮短機組的使用壽命。 目前就AGC方式調度運行對機組影響的規(guī)表1緊水灘電站水輪發(fā)電機基本參數(shù)水輪機發(fā)電機型號額定出力/kW型號640額定轉速/.min一1最高水頭/m額定轉速/r.min*額定電壓/kV飛逸轉速/.min1最低水頭/m飛逸轉速/r°min功率因素轉子重/t設計水頭/m吸出高度/m須定出力/kW推力負荷/t保證效率/%額定電流/A制造廠家杭州發(fā)電設備廠制造廠家杭州發(fā)電設備廠09m,下游水位19m.水輪機最高效率92.5%,吸出高度2.5m,尾水管為Zb型,水輪機配有WT-S-100型電液調速器和YS-2.5型油壓裝置。水輪機安裝高程為99. 6m,相應1臺機額定流量時下游水位的Hs=*2.88m裝置氣蝕系數(shù)= 0.185.轉輪采用0Cr13Ni4CuMo不銹鋼葉片。發(fā)電機額定電壓10.5kV,CD2=4X107N-m2,調相和進相容量均為4萬kVar,并配有可控硅勵磁裝置。 2運行總結電廠6臺水輪發(fā)電機,自1997年10月起投入蝸殼脈動壓力AGC方式調度運行。運行中發(fā)現(xiàn),調度中心為了負荷調節(jié)方便,經(jīng)常讓機組處于旋轉備用狀態(tài),即機組空載運行;負荷調節(jié)頻繁。從1995 ~1999年的機組發(fā)電運行情況統(tǒng)計來看(表2)機組AGC方式調度運行投入后,單位運行小時發(fā)電量明顯減少,說明機組帶局部負荷運行時間增加;單機年平均啟停次數(shù)大幅度增加。如1998年電廠的總發(fā)電量基本上與1995年相當,但其單位小時發(fā)電量要少21%,而單機平均啟停次數(shù)達到856. 2次,比1995年多49%.最近的一次統(tǒng)計表明:機組會在不到1h的時間內,從空載運行到帶局部負荷運行,來回往復達6次之多。 表2緊水灘電站機組1995~1999年發(fā)電運行情況統(tǒng)計年份總發(fā)電量萬kW°h總運行小時/h單機小時發(fā)電量萬kW°h機組總啟停次數(shù)單機平均啟停次數(shù)注:①電廠總裝機容量為6X50MW.②電廠機組AGC投入時間為1997年10月。③1996年流域為枯水年,機組發(fā)電屬于非正常情況。 機組在投入AGC方式運行一段時間后其運行狀況比較差,反應為導軸擺度偏大,承重機架、頂蓋振動位移加大,尾水管、大軸中心、頂蓋補氣過于頻繁,并對水輪機轉動部件、導水機構等造成影響:①2000年4月4日1號機組在運行時,從頂蓋傳來金屬撞擊聲,立即停機檢查,發(fā)現(xiàn)頂蓋減壓板、轉輪上冠引水板均己損壞,不得不臨時進行大修,把轉輪、頂蓋送回制造廠家修復,重新制造和安裝引水板、減壓板,造成極大的經(jīng)濟損失。②近2年,機組不斷出現(xiàn)導水葉傳動機構雙聯(lián)臂背帽松動、關機時剪斷銷剪斷和導葉不能全關現(xiàn)象。在機組大修中也發(fā)現(xiàn)接力器活塞環(huán)、雙聯(lián)臂銷子磨損量比以前明顯偏大。③機組尾水管進入孔周邊漏水量明顯增大。 3現(xiàn)場測試表征水輪機運行穩(wěn)定性的參數(shù)有振動、擺度和壓力脈動。其中振動是影響機組運行穩(wěn)定性的主要因素,而水體壓力脈動是振動產(chǎn)生的主要原因。 3.1測試工況*n為*AGC方式調調度運行對機組振動影響的bli規(guī)律,本次測試工況分為三種:①平穩(wěn)運行,即機組在某一恒定負荷下平穩(wěn)運行;②非平穩(wěn)運行,由中控室人員操作機組在某一負荷范圍內變化運行;③AGC運行,機組并入電網(wǎng)由調度中心調度運行。 3.2測試方法考慮到機組振動的特點、突出研宄主題,檢測采用電測法進行檢測,檢測中布置了擺度、位移和水壓力三種傳感器,振動信號用數(shù)據(jù)采集器自動采樣,采樣頻率為1 Hz.根據(jù)標定記錄對采集到的信號進行轉換,即得到機組的各種振動與脈動值。參照相關121,機組測點布置和測試框圖如所示。 為便于研宄機組振動的基本規(guī)律,將測試的部分數(shù)據(jù)分類歸納于表3中,并將測試結果數(shù)據(jù)進一步轉化成、和。 4測試結果分析從表3和可以看出,機組恒定負荷平穩(wěn)運行時具有兩個振動區(qū),15 ~25MW是機組較為強烈振動區(qū)域(主頻Hz)該區(qū)域范圍大、振動強度高,尾水流態(tài)不好,水壓力脈動較大(8.95 ~34.03m),機組不宜長時間工作。在該范圍內調節(jié)負荷,頂蓋垂直振動位移(導葉開度64%,主頻0.97水管和頂蓋也會產(chǎn)生負壓,但其壓力波動強度和機組振動量并不大,這個負壓(一0.有利于提高水輪機的工作效率的,機組可以在此區(qū)域運行。 ~50MW負荷范圍機組導軸擺度、機架和頂蓋振動位移以及水輪機的工作脈動壓力都較平穩(wěn),是機組振動較優(yōu)工況區(qū),其擺度和振動位移較振動強烈區(qū)要少15%~60%.表明,機組負荷變化所引起的振動峰值是在機組振動工作區(qū)(5MW左右)產(chǎn)生的,機組投入AGC運行引起結構損壞,這主要是負荷變化頻繁通過機組振動區(qū)而引起的,振動的主要能量集中在0.24非平穩(wěn)運行(0-0-45MW)頂蓋Z向振動位移變化圖留IS患丨曬厲Ski表3機組振動測試結果表擺度位移水流脈動壓力幅值工上導X向上導Y向上機架Z向頂蓋Z向頂蓋水壓尾管水壓蝸殼水壓平穩(wěn)運行非平穩(wěn)運行運行注:①A表示幅值;②力表示分頻表示水壓脈動最大幅值。 機組負荷調整過程中所出現(xiàn)的振動量比相同負荷范圍內穩(wěn)定運行的最大振動量要大5%~20%,例如,負荷穩(wěn)定在15MW運行時上機架Z向最大位移87.4rtn,而負荷在0~30MW變化時其值達到106,um.將中的擺度與位移相比較,機組擺度盡管也隨水體壓力變化而變化,但與水輪機的頂蓋和機架的垂直位移相比,其變化值不大,據(jù)此推斷機組擺度大小主要還是取決于機組安裝時機械精密程度,它與蝸殼、尾水管的脈動壓力相對關系不大。 由于機組擺度與發(fā)電水流脈動壓力關系不大,從實測數(shù)據(jù)可以看出,AGC運行方式只對機組的垂直振動位移產(chǎn)生較大影響。 AGC運行負荷調節(jié)所引起的振動量與電廠中控制室人為調節(jié)(非平穩(wěn)運行)引起的振動量相比,區(qū)別不大。 5結論與建議5.1結論~25MW為機組較為強烈的振動區(qū)域機組不宜在此區(qū)域長時間工作。在該范圍內調節(jié)負荷,頂蓋垂直振動位移大。35MW局部區(qū)域是機組的一個次強振動區(qū),由于采取了補氣措施,機組在該區(qū)域振動量并不大,可以認為30組振動較優(yōu)工況區(qū),其擺度和振動位移總體不大。 ~50MW范圍內變化,不會引起強烈振動。 水輪機構件的破壞主要是機組負荷頻繁通過強振區(qū)(有時還在強振區(qū)工作)所引起的構件振動和循環(huán)交替應力造成的疲勞破壞。 由于機組投入AGC方式運行后動作過多,活塞環(huán)及導水機構傳動部件銷子磨損量加大,會加活塞缸體前后腔竄油量和傳動部件銷子與銷孔之間的間隙量。 機組擺度盡管也隨水體壓力變化而變化,但在AGC方式運行中其值變化相對不大。 機組頻繁啟停,振動量加強加劇后,易造成構件連接螺帽的松動,尤其是直接受壓力作用的水輪機連接螺帽,如雙聯(lián)臂背帽。 AGC運行方式尾水管壓力頻繁出現(xiàn)大波動情況,尾水管鋼里襯產(chǎn)生交變彈性脹縮,導致里襯與混凝土局部脫離,造成機坑漏水量加。 5.2建議⑴建議機組不要頻繁開啟,穩(wěn)定在30 ~50MW范圍內工作,將30MW作為機組調峰的起調點。 (2)若機組調峰需要頻繁開啟,或在5 ~25MW范圍內工作,建議采取措施(如采用Mn鋼材料,表面滾壓處理等)提高水輪機工作部件的抗疲勞強王珂侖水力機組振動北京:水利電力出版社,1986.劉再華。工程結構抗斷設計基礎M卜武漢:華中理工大學出版社,1990.