箜 堂 塑 ２００７年ｌ０月 湖 北 电 力 Ｖｏ０１．３１№５ ｅｔ．２００７ ２影响机组轴系运行的基本原因 构成机组轴系正常运行的基本原因：机组能否 行机组共振或拍振。过流部件的水力稳定问题对机 组的稳定性运行是不可忽视的，影响极大。过流部 件的水体动力响应，所激起的压力脉动幅值在共振 时可达到极高水平，例如尾水管的振幅可高达水头 运行的先决条件；机组能否稳定运行的重要因素；机 组轴系统运行状态对机组轴系运行的影响。 ２．１机组轴系运行的先决条件 机组轴系的“三个中心”是机组正常运行的基 的５０％一７０％，尾水管涡带压力脉动相对幅值可高 达４０％以上（在能量工况下，仅有约３％一８％）；卡 门涡压力脉动相对幅值可达６０％以上（通常本身幅 础，是轴系稳定性运行的先决条件。轴系“三个中 值是很小的） 。由此可见，过流部件所激发的水 心”的定位准确与否，是否符合轴系运行标准和要 求，集中反映了机组运行设备三个问题，即机组设备 安装质量，设备制造质量和工艺以及设备设计选型 是否合理的问题。 ２．２机组稳定运行的重要因素 大中型水轮发电机组不稳定性虽然受各种因素 影响，振动原因、形式、条件各异，但是归结起来，还 是集中反映了三个方面，即机组运行时，水力干扰、 机械干扰和电磁干扰而引起的振动稳定问题。机组 运行的不稳定性的重要因素，一方面反映了机组轴 系运行的“三个中心”先决条件不足，另一方面反映 了机组长期运行由于外激力干扰，设备渐变、老化以 及运行工况多变导致机组轴系统运行的影响。 ２．３机组轴系统的运行状态对轴系运行的影响 为了便于说明问题，把机组轴系统定义为围绕 机组轴系运行的支撑部件和固定部件，统称为机组 轴系的运行系统，即轴系统，主要包括机组导轴承 （上下导及水导）、水轮机过流部件、发电机固定部 件、推力轴承支承部件、机组固定部件（即机组上、 下机架、推力支架及顶盖或支持盖）以及机组调速 器系统等各个主要机组部件。引入轴系统概念，就 是因为轴系运行状态与轴系统的各个部件的运行状 态好坏有着密切关系，有利于机组运行状态的整体 研究，分析诸多因素、耦合因素的影响，进一步了解 和掌握机组轴系稳态运行和瞬态运行的各种动态特 征变化及故障类型。机组的轴承系统（含机组的导 轴承和推力轴承）是机组轴系运行的支撑系统，在 运行时，三部（或二部）导轴承间隙抗顶螺丝受力均 匀与否，径向受力大小以及推力轴承瓦块受力均匀 与否，支撑部件的好坏，轴向水推动力大小都会影响 到轴系旋转中心运行质量。影响到机组旋转中心与 机组中心的重合。机组的承重机架是承受机组转动 部件及轴向水推力总重量的重要的固定部件，它们 运行状态不但涉及到机架受外磁力的干扰而引起的 受力变化，而且又涉及到由于设计制造方面所导致 的机架设备刚度降低，固有频率降低，而诱发产生运 ．３０－ 体共振问题是引起机组强烈振动的原因之一。机组 调节系统是机组稳定工况运行（即机组转速稳定运 行）的保证，调速系统的静态特性和动态特性品质 以及调节规律影响到机组轴系速率变化、轴系动态 特性以及机组的工况运行（含机组运行的稳态工况 和暂态工况），不同的运行工况，反映了机组不同的 运行状态。机组暂态运行时（如甩负荷工况），容易 引起机组的速率和压力与压力脉动的剧烈变化，导 致机组强烈振动，振动摆度幅值增加，甚至引起抬机 现象。 ３ 轴系及轴系统运行故障类型和对策 ３．１轴系及轴系统运行的故障类型 通常将机组运行的故障分为机组轴系故障类型 和轴系统的故障类型，为了分析总结机组运行的故 障，可将轴系与导轴承作为运行时的统一体，因此将 导轴承的故障类型化为轴系故障类型内，仅作为一 个子项目（详见表１） “ 。表中所述故障类型可以 逐级细化，分层分级组成多级故障（即子故障），形 成故障树，充分表明机组故障类型的因果关系。 ３．２ 故障对策 ３．２．１ 积极预防 机组投运之前，一是要建模实验，研究轴系运行 的动力效应问题；二是选型，结构设计，要预测计算 运行频响特性和振动特性。 ３．２．２ 实施设备的监测与诊断 （１）监测机组运行设备状态，判断其是否正常。 应用各种监测诊断方法，针对机组设备不同监测参 数的特征，采取设备各种有效信号，通过不同形式的 传感元件将各种信号转变为电信号或其他物理信 号，输入专门的数据采集中进行数据处理与存储，然 后以多种形式（图表、波形、｝眭ｉ线等）传送到数据服 务器，获得反映设备运行状态的特征参数，并与相应 运行工况限定值或状态标准比较，判断机组运行设 备的实时状态是否正常和好坏。 （２）预测与诊断设备故障、寿命，并消除故障， 维普资讯 http://www.cqvip.com Ｖｏ１．３１№５ ０ｅｔ．２００７ 湖 北 电 力 笙 鲞箜 塑 ２００７年１０月 延长设备使用寿命。通过分析比较，准确可靠地判 断设备的正常与否，即反映机组运行设备内在状态 （３）指导和决策设备的维护和管理。指导和决 策机组运行设备的维护和管理，是水电厂水电设备 的“正常”、“异常”、“故障”三种运行状态，对出现 的“异常”状态或“故障”状态的可能发生的潜在故 障或已经发生的故障进行预测、分析诊断和判断；确 定设备故障性质、类别、原因、程度以及故障方位，预 测出设备故障发生、发展的趋势和使用结果和寿命， 找出设备的控制措施和消除处理对策，使设备恢复 实施故障诊断技术的非常重要的目的和任务。 通常在实施机组运行设备状态监测与故障诊断 时，对中小型水电机组，应以常规监测为主，可以在 线监测，也可以离线监测。监测时，常采用常规监测 参数。对于大型或巨型水电机组，应紧密结合机组 运行和设备实际，根据设备性能、特点和故障特征合 标准运行状态。 表１ 水轮发电机组故障类型表 】 繁 机袈繁障 类别 分类 故障类型及性质 耋赘 粱骂 诃整不当 线偏移’径向 蕞蠢禁甏 ： 辖 蔷 污 损、水质不良、轴电压影响。 轴线弯曲：卡环厚度不均，推力头平面垂直度 机 差，镜板变形或上下平面不平行，主轴弯曲，机 组 组运转中心不对中； 轴 转动部件松动：推力头松动，推力头与镜板之 系 间垫片损坏，推力头与轴颈有间隙，主轴连接 与 机组轴 法兰垫片松动； 导 系故障 转动部件动不平衡：转子质量不平衡，转论质 轴 量不平衡，主轴质量不平衡； 承 机组不对中：轴承间隙不均，轴系水平调整不 故 良，主轴法兰连接不良，轴线曲折； 瞳 旋转部件碰磨：转动部件与固定部件间隙不 均，设备部件局部缺陷，过流部件水流不对称。 轴系刚度不良： 水轮机故障：转轮质量不平衡，导叶轮叶开口不 水轮机及 均，转轮叶片振动，导叶轮叶协联关系不协联，转 过流部件 轮空蚀与磨损；主封、迷宫环故障：主封失效，迷宫 故障 环上下间隙变化，迷宫环受损，轴系偏心； 尾水振动故障：里衬卷边剥落，低频涡振及振动 区，空隙磨损，引水系统共振。 转子质量不平衡故障：磁轭松动，矽钢片卷曲变 化； 电磁不平衡故障：气隙不均，相间不平衡； 发电机 定子故障：定子铁芯故障，定了绕组故障，主绝缘 运行故障 损坏； 转子故障：转子铁芯故障，转子绕组故障，主绝缘 损坏。 发电机电磁振动：转频振动，极频振动。 油膜厚度故障：机组稳定性差，轴电压升高。油室 机 供油不足，轴瓦变形； 组 支承结构故障：支承螺钉、压板变形，轴承受力失 轴 推力轴承 调，运行负荷不均； 系 运行故障 推力头故障：推力头松动，推力头变形； 统 润滑油故障：油性指标破坏，污染严重，浓度破坏； 】互 镜板波动：镜面光活度差，支承受力不均，镜板变 行 形，镜面宏观不平度过大，自然老化。 故 瞳 每重机架故障：磁拉力大，低频涡振影响，机组激 振； 机组固定 机架结构故障：机架刚度变化，紧固件松动； 部件故障 导件传动机构故障：传动部件松动，控制环受力不 均，推位杆裂纹剪断，拐臂连杆跳动，破断螺丝剪 断。 调速器速动性差：转速摆度值超标，调节时间过 长，不动时间太大； 调速器稳定性差：转速最大超调量过大，波动次数 调速系统 及关闭时间超标； 运行控制 调速器静、动特性指标：调节参数最佳组合不理 故障 想，死区偏大，缓冲强度不均，转速上升率．压力上 升率和尾水管最大真空度之一超标； 调速系统运行故障：电液转换器发卡，运行负荷下 滑，接力器摆动，协联关系故障，不稳定，导叶分段 关闭的节流和拐点定位不准，低油压运行等。 理地选择特性参数，正确布置测点，即除了常规监测 参数外，可以针对机组的轴系及轴系统等部件的运 行状态进行测点布置和状态监测¨ ，使之达到机组 运行设备状态分析和故障诊断的目的。 ３．２．３ 改变运行条件，优化运行状态 由于水轮发电机组的固有特性及故障特征，如 机组运行时出现的振动区、补气区和高负荷扰动区 或共振、拍振等，往往采取改变运行条件的手段，即 避开机组异常运行或错频方法，保证机组的安全稳 定运行。立式水轮发电机组常出现带负荷工况或甩 复荷工况的振动区或强烈振动，其振动信号和特征 集中反映在机组机架、顶盖垂直振动上，有的机组在 少负荷或部分负荷时出现１～３个振动区（刘家峡 电厂３００ ＭＷ机组出现三个振动区），有的机组在偏 中高负荷运行时，存在与转频有关的激振区。就其 原因多为水力干扰引起，造成水体共振，或水力—— 机械共振或水力与电气共振，致使大型和巨型水轮 发电机组稳定性问题的解决和防振措施带来很大难 度。因此，在无法处理前，避开振动区运行，也是一 个有效的对策；机组（如轴流式机组）在甩负荷时产 生强烈振动，引起抬机，主要是因为调速器导叶关闭 规律问题，往往导叶分段关闭的节流点控制不准和 拐点定位不适而引起的。如此运行状态，采取调整 关闭时间，确定好调速器导叶分段关闭的规律，错开 激振频率，可使机组达到较好稳定运行状态。 ３．２．４ 实施及时、适时、有效的处理方式 及时处理，适时处理，有效处理是对机组运行设 备故障性质、原因、程度和部位采取相应措施来控 制、消除故障重现、发展及减振的具体实施处理方 式。对那些影响较大，危害严重突发故障，应及时停 机处理，使之达到符合运行标准有效处理结果；对异 常问题，可改变运行条件，采取相应措施，缓冲机组 设备的危害性或事故扩展蔓延，并借设备检修期间 进行适时、有效处理；对设备缺陷、潜伏性的事故苗 头或故障，应在机组设备检测或在线监测的基础上， （下转第４８页） ．３１． 维普资讯 http://www.cqvip.com 箜 ！堂箜 塑 ２００７年１０月 湖 北 电 力 ＶＯ０１．３１№５ ｃｔ．２ＯＯ７ 准确的液位高度。 （２）凝汽器热井水位测量有３台导波雷达变送 器，分别安装在热井水箱的不同位置，比较近的两台 导波雷达明显的安装高度不同，在就地读取其测量 ３ 与其他液位测量方法的比较 液位测量技术发展到现在，已出现许多种成熟 可靠的液位测量仪表，并以不同的特性在不同条件 的液位高度时发现测量值不相同。导波雷达是通过 的液位测量中发挥着重要的作用。 雷达波在不同电介质中不同的反射性能测量液位 管式浮筒液位计的优点是直观，但由于这种方 的，热井水箱液位测量的不准确是因为在测量同一 法只能在就地显示，当有故障或出现问题的时候运 容器的液位时没有将导波雷达安装在同一高度，导 行人员不便监视，就有可能发生事故。 致对同一液位的测量值不相同，通过修改安装高度， 超声波液位计是通过声纳发出声波，通过测量 ３台导波雷达的测量值基本相同，在计算机上显示 声波反射时间来测量液面高度，所发出的声波是一 的３个凝汽器液位保持一致。 种通过大气传播的机械波，气体成分的不同会引起 （３）在调试８号低加液位时发现安装的液位取 声速的变化，例如液体的蒸发汽化会改变声波的传 样管不是对地呈垂直状态，稍微有些倾斜。在使用 播速度，从而引起声波液位测量的误差。 差压变送器测量液位的时候这个问题不算严重，因 压力／压差测量液位法是将被测容器中的液位 为在液位高度不变的情况下，产生的压力是不会变 与一个固定的液位进行比较，通过差压变送器将高 化的。采用导波雷达测量时，在液位较高的时候这 度差值测量出来，然后将差压信号转换成４—２０ ｍＡ 个问题并不突出，但是在液位降低到一定值时，液位 的电信号传导ＤＣＳ中去，再将ＤＣＳ中对应电流信号 测量值就不再降低了。开始以为是雷达的测量范围 的液位高度显示在监视屏上，方便随时监控。但是， 不够造成的，但当对比其他相同的液位高度的测量 通过差压变送器发送差压的水位信号也有一些问题 值时发现雷达的测量范围是足够的。将安装倾斜的 需要解决：（１）在施工中正压管怎样安装定位；（２） 取样管修正以后，测量的信号就准确了。导波雷达 对正压管路灌水，怎样把正压水位投送到差压变送 的取样管必须和雷达波的发射方向一致，这样在测 器的正压侧；同时在负压的情况下，需要解决管漏的 量的时候雷达波发射和反射都不会遇到障碍，测量 问题。 也会更加准确。 （上接第３１页） 类型及部位。 预测分析故障原因、趋势、发展，采取适时、有效处理 （４）积极预防、实施设备的监测与诊断，改变运 方式。同时还应根据设备的具体故障类型，采取相 行条件与优化运行以及实施及时、适时、有效的处理 应的对策 。 方式等。 ４ 结语 ［参考文献］ （１）水轮发电机运行稳定性取决于机组轴系运 ［１］刘晓亭．大型水轮发电机组稳定性分析及故障诊断 行的稳定性及其轴系统各部件的运行状态，它们的 ［Ｃ］．２００１年国际亚太振动会议论文集．杭州，科学技 运行好坏与否，直接影响到机组运行的性能和品质。 术出版社。２００１． （２）机组轴系运行的“三个中心”是轴系运行稳 ［２］ 李放章．大型水轮发电机组的振动稳定性问题［Ｊ］．湖 定性的基本要素，“三个中心”的相互位置决定了轴 北电力，２００１（４）． 系运行的基本状态。实际运行中，机组旋转中心对 ［３］ 刘晓亭，冯辅周．基于水电机组运行工况监测的故障 诊断［ｃ］．第一届水力发电技术国际会议论文集．北 轴系的运行稳定性更显重要。 京，中国电力出版社，２００６． （３）了解和掌握机组轴系运行与轴系统运行状 ［４］刘晓亭．李维藩．水力机组现场测试手册［Ｍ］．北京， 态关系，弄清影响机组轴系运行的基本原因，有利于 水利电力出版社，１９９３． 监测与分析诊断机组运行故障的性质、原因、特征、 ・４８・
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