五强溪水电站混流式机组不稳定现象的分析和处理２００６．№４
五强溪水电站混流式机组不稳定现象
的分析和处理
杜凯堂
（五强溪水电厂，湖南常德４１５０００）
【摘要】本文介绍了五强溪水电站机组的运行稳定性，分析了引起振动的原因，并阐述了改进措施及改善效果。改变混流式水轮机泄水锥的结构，可以降低尾水管压力脉动值。【关键词】五强溪水电站；混流式水轮机；稳定性；改进效果
【中图分类号】ＴＫ７３０．７
【文献标识码】Ｂ
【文章编号】１０００－３９８３（２００６）０４－００４０－０６
ＴｈｅＩｎｓｔａｂｉｌｉｔｙＡｎａｌｙｓｉｓｆｏｒＦｒａｎｃｉｓＴｕｒｂｉｎｅｏｆＷｕｑｉａｎｇｘｉＨｙｄｒｏｐｏｗｅｒＳｔａｔｉｏｎａｎｄＩｔｓＩｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔ
ＤＵＫａｉ－ｔａｎｇ
（Ｗｕｑｉａｎｇｘｉ
ＨｙｄｒｏｐｏｗｅｒＰｌａｎｔ，Ｃｈａｎｇｄｅ
４１５０００，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒ，ｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｎｇｓｔａｂｉｌｉｔｙｏｆＷｕｑｉａｎｇｘｉＦｒａｎｃｉｓｔｕｒｂｉｎｅｓ，ｔｈｅｒｅａｓｏｎ
ｃａｕｓｅｄｂｙ
ｖｉｂｒａｔｉｏｎ
ｏｆｔｈｅｕｎｉｔ，ａｎｄ
ｔｈｅ
ｍｅａｓｕｒｅｓ
ｔｏｂｅｔａｋｅｎ
ｆｏｒｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔａｎｄ
ｅｆｆｅｃｔｈａｖｅ
ｂｅｅｎ
ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄ．Ｔｈｅｆａｃｔｔｈａｔｔｈｅｐｒｅｓｓｕｒｅｐｕｌｓａｔｉｏｎｉｎｔｈｅｄｒａｆｔｔｕｂｅｍａｙｂｅｒｅｄｕｃｅｄｂｙ
ｍｏｄｉｆｉｃａｔｉｏｎ
ｏｆ
ｒｕｎｎｅｒｃｏｎｅ
ｏｆｔｈｅｓｅｔｕｒｂｉｎｅｓｈａｓｂｅｅｎｏｂｓｅｒｖｅｄ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：
Ｗｕｑｉａｎｇｘｉｈｙｄｒｏｐｏｗｅｒｓｔａｔｉｏｎ；Ｆｒａｎｃｉｓｔｕｒｂｉｎｅ；ｓｔａｂｉｌｉｔｙ；ｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔｅｆｆｅｃｔ．
１电站基本情况
额定转速６８．１８ｒ／ｍｉｎ五强溪水电站位于湖南省沅陵县境内，装有５台额定流量
６２７ｍ３／ｓ
单机容量为２４０ｂｌＷ的混流式水轮发电机组。电站水轮机最大允许出力２９０
ＭＷ（大于等于５５．０
ｌ一３＃才（轮机由以Ｖ０１ＴＨ为责任公司的Ｖ０１ＴＨ－哈尔滨ｍ水头）
电机厂有限责任公司（以下简称哈电）联营体承包制发电机
造，４～５＃水轮机的关键部件由联营体供货，其余部分型号
ＳＦ２４０－８８／１７２９０（半伞式）
由哈电根据１－３＃／０１，的设计图纸资料制造，５台发电机额定容量２６６．６７ＭＶＡ
全部由哈电设计并生产。
额定电压１５．７５ｋＶ
首台ｌ觎组于１９９４年１２月并网发电，全部机组
额定电流９７７６Ａ
于１９９６年１２月全部投入商业运行。
额定转速６８．１８ｒ／ｍｉｎ额定频率
５０Ｈｚ
２设备主要参数
额定功率因数０．９（滞后）水轮机
发电机最大功率
２８０ＭＶＡ
型号｝玎ＬＡ５５１．ＬＪ．８３０
３投产后机组的运行稳定性
额定出力２４８ＭＷ
额定水头４４．５ｍ机组投产初期，水库水位较低，机组的运行稳定最大水头
６０．１ｍ性表现较正常，当达到较高水头（约５０ｍ）运行时出最小水头
３６．２ｍ
现了振动区，机组在８－２００Ｍｗ运行时，上机架和顶
２００６．Ｎａ４
大电机技术
４１
盖振动以及水导摆度等均不同程度地超过了振动和摆度标准，机组不得不越过振动区运行。
４．１试验适用的技术标准和规程规范
（１）ＧＢ／Ｔ１５４６８．１９９５《水轮机基本技术条件》；（２）ＧＢ厂Ｉ’１７１８９一１９９７《水力机械振动与脉动现场测试规程》；
（３）ＩＥＣ３９９４（１９９１．０１）《水力机械振动和脉动现
４机组振动原因的试验检查及原因分析
为了查明机组振动和摆度超标的原因，五强溪水电厂于１９９７年初至１９９８年底委托湖南省电力试验研究所对５台机组分高中低三个水头段进行振动试验研场测试导则》；
（４）ＧＢ８５６４—８８《水轮发电机安装技术规范》。
究，以便发现振源和查出振动规律。前后共进行了１５４．２试验仪器及测点布置
台次的试验。
试验仪器及测点布置见表ｌ。
表
ｌ
仪器名称型号
生产厂家数量基本参数布置的测点
水力机械振动ＢＢ７－，．Ｊ
深圳州立达公司
１套
测试仪振动传感器
ＤＰ－０．５—８型
清华大学
６套
频响范围：０．５—２００Ｈｚ
上机架水平振动ｘ、ｙ；下机灵敏度：８ｍｖ／“ｍ架垂直振动，定子水平振动。量程：±１
ｉｎｌｎ
顶盖水平、垂直振动；
线性度：（５％工作温度：一２０一＋６０℃
电涡流传感器
ＣＷＹ—ＤＯ型
天瑞仪表电器公司
５套
频响范围：０－ＩｋＨｚ内＜ｌ％上导摆度ｘ、ｙ灵敏度：
水导摆度ｘ、ｙ灵敏度误差：≤５％键相
工作温度：，３０～＋１５０。Ｃ
压力变送器
ＭＰＭ４２０型
中美麦克传感器有１套
精度：≤．４－０．５％尾水肘管水压脉动限公司
长期稳定性：≤±０．２％单点测量
工作温度：．１０一Ｓ０６Ｃ湿度：≤±９０％ＲＦＩ大气压：８６～１０６
ｋＰａ
噪声测试仪
ＡＷＡ６２７０
美国
１套
精度：≤±０．５％尾水人孔门噪声
长期稳定性：≤±０．２％工作温度：．１０—８０。Ｃ湿度：≤±９０％ＲＨ
表
２
４．３试验结果及原因分析
项２
目
标
准
（１）分析选用的标准
下机架垂直振动≤Ｏ．１ｍｉｌｌ
参照ＧＢ８５６４—８８的规定，五强溪水电厂机组各上机架水平振动≤Ｏ．１４哪
部位振动及摆度允许值见表２。
顶盖水平振动
≤Ｏ．１４ｍ
（２）５台机组振动呈现的基本特征
定子铁芯部分机座水平振动≤Ｏ．０４ｍｍ
湖南省电力试验研究所在分析了５台机组１５台次上导摆度Ｏ．１２５
ｌ＇ＩｌＴｎ（在设计间隙值下）
的试验数据后认为：机组在下列负荷区域振动严重超水导摆度
０．３８５１１１１１１（在设计间隙值一Ｆ）
标，不宜长时间运行见表３。
４２
五强溪水电站混流式机组不稳定现象的分析和处理
２００６．Ｎａ４
表
３
从表中可以看出，５台机组均存在一个较宽的超标振动区，而且在各个水头下，５台机组超标振动区的负荷范围基本接近，低水头时，在０～１４０Ｍｗ；中水头
时，在０。１６０ＭＷ；高水头时，在０—１７０ＭＷ至２００
机械不平衡力一般由设备制造和设备安装造成，机械不平衡力带来的机组振动的大小可通过变速试验检查。随着机组转速的变化，这种不平衡力增大，激振力的增大使得振幅增大。２＃机在高水头时进行了变速试验，从试验测得的上机架水平振动与转速之间的关系曲线可以清楚地看到，随着转速的增加，机组振动值成平方关系地增大，说明在２样机上存在明显的机械不平衡。这种不平衡力是由发电机转子不平衡还是由机组轴线的弯曲度超标引起，需要在机组的Ａ级检修中通过盘车检查机组轴线或通过转子配重试验来检
查。
ＭＷ；随着水头的增高，机组的超标振动负荷范围变
宽。
１～５＃机组的振动值随负荷变化呈现如下规律：８０～１２０ＭＷ至１４０ＭＷ机组振动值大幅增大，０～８０Ｍｗ虽然振动值超标，但明显比８０～１２０ＭＷ至１４０Ｍｗ负荷范围要小，１２０～１４０ＭＷ以上机组振动值减
少，而月．趋于稳定。５台机组的振动曲线基本类同。图
ｌ为２＃机在高水头Ｈ＝５７ｍ时振动曲线。
以强溪水电７—２＃ｋＪｌ．组ｔ振动、摆度波形（１９９８年）（Ｈ＝５７ｍ）
９００
—，
为了检查电气不平衡力，在２＃机上进行了变励磁试验。变励试验时，机组各部分的振动和摆度值基本无变化，表明２＃机不存在电气方面的故障。
为检查水力不平衡力，在２＃机上先后作了低７、中、高三个水头的变负荷试验。由于参数太多，选取机组具有代表性的参数上机架水平振动和上导摆度及水导摆度进行分析。
ｑ、
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８００７００６００
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ｆ
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－一－●
—●一上机絮＿ｘ—●一上机禁＋Ｙ
Ｙ平振动Ｙ平撮动
ｑ
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呈５００
弋４００
３００２００ＩｏｏＯ
０
５０
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ｒ
ｒ
，
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ｊ一＃
、
仨
低水头（／－／－－４３．０ｍ）时，负荷５０％以下（约０～１２０ＭＷ）时上机架水平振动０．１６～０．２２ｎｌｌｉｌ（混频值，以
－－４
下同），上导及水导摆度值分别为０．３９—０．６１ｍｌｉｌ和
１００
１５０
２００
０．５８～ｏ．７２
Ｉｉｌｉｒｌ，
均超过国标规定。频谱分析表明，
Ｈｚ
Ｎ（ＭＷ）
图１２＃机组振动、摆度波形
此区间内０～６０ＭＷ时起主要作用的主频为１．１３
转频。８０。１２０ＭＷ时尾水管涡带作用增强，此时
（３）机组振动的原因分析
由于五强溪水电厂在２０００～２００１年对所有机组水涡轮的泄水锥进行了加长改造，之后只在２｝≠机上进行了振动测试试验，为了便于对比，同时ｌ～５＃机的振动规律基本类似，选用２＃机的试验数据进行分析。
形成水轮发电机组振动的激振力一般有：机械不平衡力，电气不平衡力，水力不平衡力三种。由于不同的激振力对水轮发电机组带来的振动呈现出不同的特征，可以通过不同的试验进行检查。
０．２５Ｈｚ的低频信号成为主频，而转频信号成为次频。
１４０
ＭＷ以后随负荷进一步增加，各部位振动、摆度在整个负荷区，采用压力传感器测量的尾水管肘
值呈下降趋势并相对处于稳定。
管压力脉动值（混频双振幅值，下同）在１．５～１７．９ｋＰａ
之间变化，
其最大压力脉动占水头百分比为４．１６％。
中水头（Ｈ＝４９．６ｍ）时，在整个负荷区，上机架水平振动值均基本在０．１４ｍｍ以上，负荷１００ＭＷ时振动最大，达０．３ＩＴＬＩＴ！，严重超过ＧＢ８５６４—８８规定值。负荷
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大电机技术
４３
０～６０
ＭＷ时，上导及水导摆度值分别为０．２９—０．４２
均超过国标规定。对其进行
补充试验。
试验针对原型机净水头Ｈ净＝５６ｍ，下游尾水位
４９．５
ｍｍ和０．４６～０．６８ｍｉｌｌ，
频谱分析表明，此区间内起主要作用的主频为１．１３Ｈｚ转频。８０ＭＷ以后尾水管涡带作用增强，此时０．２５Ｈｚ的低频信号成为主频，而转频信号成为次频。与此同时，上导、水导摆度明显增加，最大值分别达０．７６ｍｌｎ
和０．８６ｍｌｎ。１６０ＭＷ以后尾水管涡带作用开始减弱，
ｍ，不同出力工况（２００，１６０，１２０，１００ＭＷ）（１）试验方案
方案１：五强溪原泄水锥；
方案２：五强溪原泄水锥缩短延伸段；方案３：五强溪原泄水锥加长延伸段；方案４：方案２加均压孑Ｌ；方案５：方案３加均压孔。（２）不同补气方案的补气方式
补气方式ｌ：从泄水锥补大气（等于大轴中心孑Ｌ补
下进行：
同时摆度值明显减小，随着负荷进一步增加，各部位振动、摆度及尾水管锥管压力脉动值均大大下降，并处于相对稳定状态。
在整个负荷区，采用压力传感器测量的尾水管肘管压力脉动值在１０．４～５８．０ｋＰａ之间变化，力脉动占水头百分比为１０．２％。
高水头（Ｈ＝５７．０ｍ）时，在整个负荷区，上机架水平振动值基本均在０．１４ｍｎｌ以上，负荷１００ＭＷ时
振动最大，达０．３ｍｉｌｌ，严重超过ＧＢ８５６４．８８规定值。负荷０～６０ＭＷ时，上导及水导摆度值分别为０．２９～
０．４２
其最大压
气）；
补气方式２：从顶盖补压缩空气；
补气方式３：从蜗壳进口补压缩空气（压缩空气量为满负荷流量６３０ｍ３／ｓ的０．０５％（２０℃，ｌａｔＩｎ）。
（３）测点（图２）
ｍｍ和０．４６～０．６８
ｍｌｉｌ，
均超过国标规定。对其
测点１：蜗壳进口；
测点２：尾水锥管上游侧；测点３：尾水锥管下游侧；
进行频谱分析表明，此区间内起主要作用的主频为
１．１３
Ｈｚ转频。８０ＭＷ以后尾水管涡带作用增强，此
时ｏ．２５Ｈｚ的低频信号成为主频，而转频信号成为次
测点４：尾水肘管内侧；测点５：尾水肘管外侧。
频。与此同时，上导、水导摆度明显增加，最大值分
别达０．７６ｉｉｌｎｌ和０．８６
ｍｌｎ。１６０
Ｍｗ以后尾管涡带作用
开始减弱，同时摆度值明显减小，随着负荷进一步增加，各部位振动、摆度及尾水管锥管压力脉动值均大大下降，并处于相对稳定状态。
在整个负荷区，采用压力传感器测量的尾水管肘管压力脉动值在１０．４～５８．０ｋＰａ之间变化，其最大压力脉动占水头百分比为１０．２％。
从上面三个水头的试验数据可以看出，上导及水导摆度的振动频率主要是１．１３Ｈｚ的转频和０．２５Ｈｚ的低频，从试验的频谱图可以查到，尾水管的压力脉动频率为０．１２５—６Ｈｚ，主频为０．２５Ｈｚ，是典型的转轮出口涡带频率。因此，可以认为，由于转轮出口的涡带导至尾水管压力脉动，从而使机组发生振动。减轻尾水管的压力脉动，就可以降低机组由水力因素引起韵振动。低水头下压力脉动值较低，中水头和高水头下压力脉动值较大，达１０％。
∞∞舳加∞∞∞如加ｍ
ｏ
压力脉动试验（锥管下游侧），五强溪（Ｈ＝５６ｍ）
—－屎漳水堆．自端扑气Ｌ
—●一原泄水镶．气补气Ｉ
－－－０
延长沧水罐．气扑气Ｌ
—’～
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～≮．
１６０
、≮＞１
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５改进机组运行稳定性的模型试验
为了改善原型机的运行稳定性能，１９９７年１月，ＶＯＩＴＥ在Ｈｅｉｄｅｎｈｅｉｍ试验室进行了五强溪模型水轮机
１００１２０１４０
原型机出力，ＭＷ）
图３尾水管锥管下游侧压力脉动值
五强溪水电站混流式机组不稳定现象的分析和处理２００６．№４
压力脉动试验（肘管内侧），五强溪（Ｈ－－５６ｍ）
（Ｉ）试验数据和机组振动原因分析
机组在三个水头下摆度与出力的关系曲线的形状基本类同，图５为高水头（／／－－５５．６４ｍ）下斜机的关系曲线。各个水头下的试验数据分析如下：
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七：譬羹鬈臬羹学
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４４
ｍ水头时，上导摆度值＋ｘ方向０．１２５～
０．４１７ｒｎｍ，＋ｙ方向０．１２２—０．３６６ｍｍ。负荷８０—１２０ＭＷ
左右，上导材、＋ｙ向摆度较大，分别达到０．３９～
０．４１７ｒａｍ和０．３３４—０．３６６ｍｍ，超过调整间隙值。摆度
较大时，主频为Ｏ．２５Ｈｚ，其他工况下主频为１．１２６Ｈｚ。
００
１２０
１４０
１６０
原型机出力（ＭＷ）
水导＋ｙ向摆度在全部负荷范围内在０．２０９～０．４１３
ｍｎｌ
之间变化，小于水导调整间隙值（２０００年以后水导间
图４尾水肘管内侧压力脉动值
隙按Ｏ．３０控制，本次试验时水导间隙标准）。负荷８０。
１２０
ＭＷ左右时水导摆度值相对较大，为０．３５９，０．４１３
从图３和图４所示的曲线中可以看出，泄水锥加长延伸段，不补气对降低压力脉动有明显的效果。因此ＶＯＩＴＥ公司建议：对泄水锥进行加长改造，同时关闭机组的大轴补气阀。
五强溪电厂在１９９７年１１月对３样机泄水锥进行了改造，经过２年的运行检验，认为机组的稳定性比改造前好。在２０００年底到２００１年底对其他４台机进行了泄水锥加长改造。
ｍｍ，分析其主频为０．２５Ｈｚ，其他工况下主频为１．１２６Ｈｚ。上机架水平振动在负荷６０ＭＷ达到０．１５５ｍｍ，略超过国标规定值。其他负荷工况下振动值在０．０６４，
０．１３２
ｍｍ之间变化，满足规程要求。变负荷时，上机
架水平振动、顶盖水平及垂直振动均不大，无异常现象。尾水管肘管压力脉动在４０，１４０ＭＷ时相对较大，
达１３．５—１９．９ｋＰａ，其最大压力脉动１９．９ｋＰａ发生在负荷１００ＭＷ，肘管压力脉动占机组段水头百分比为４．６
％。
５２．９
６改进后机组稳定性检查
２００４年，五强溪水电厂进行机组增容改造时，在２｝｝机组上做了４４ｍ、５２．９ｍ和５５．６ｍ三个水头的机组稳定性试验。本次试验由湖南省电力试验研究所完成，测试方法与１９９８年完全相同。这里同样只选上机架振动和上导摆度及水导摆度进行分析。
五强溪水电厂错机组振动、摆度波形（２００４年）（／／＝５５．６４ｍ）
８００７００
—■一上导＋ｘ攫虞
—■一上导＋Ｙ曩度－－．一Ｙ辱＋ｘｔｌｔｔ虚—●一Ｙ■＋Ｙ曩座
ｍ水头时，上导摆度值＋ｘ方向０．１９１～Ｏ．７５６
ｎｌｌｎ，＋ｙ方向０．１６６—０．６９８ｍｍ。负荷１００ＭＷ左右，
上导以、＋】，向摆度较大，分别达到０．７５６
ｍｉｌｌ和
０．６９８ｍｍ，超过调整间隙值。摆度较大时，主频为０．２６Ｈｚ，其他工况下主频为１．１４Ｈｚ左右。水导＋ｘ向及ｙ向摆度在全部负荷范围内分别在０．３５１～０．５５８ｍｍ
及０．２６９～０．４８６ｍｍ之间变化，小于水导调整间隙值。负荷１００ＭＷ左右时水导摆度值相对较大，最大达
０．５５８１．１４
歹
６００
一
月
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｛
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匕一ｋ一一
琶
／一一
——●一上机船Ｙ平摄动
一
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３
吨
０ｋ
、，Ｌ勺
飞
ｍｉｌｌ，分析其主频为Ｏ．２６Ｈｚ，其他工况下主频为Ｈｚ。上机架水平振动在负荷８０—１００ＭＷ时达
ｍｍ，超过国标规定值。其他负荷工况下
旨
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氏’Ｗ－＂
叫
Ｌ
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３００２００
＿Ｊ
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０．１８１—０．２０３
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振动值基本在０．１３ｍｍ以下，满足规程要求。尾水管
ｊ｝
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ｋ
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１００Ｏ
０
５０
ｌｏｏ
１５０
２００
、
肘管压力脉动在０—１４０ＭＷ时相对其他工况要大，为
１６．６～２５．８
■－
ｒ一
ｋＰａ，其最大压力脉动发生在负荷１００ＭＷ’
２５０
３００
Ｎ（ＭＷ）
肘管压力脉动占机组工作水头百分比为４．９％。
５５．６
图５五强溪水电厂２＃机组摆度与出力关系曲线
（平均工作水头５５．６４１１１，大轴补气阀开启）
ｍ水头时，上导摆度值＋ｘ方向０．１６２—
０．６９４ｍｍ，＋ｙ方向０．１４４—０．６８１ｍｍ。负荷１００ＭＷ左右，上导＋ｘ、＋ｙ向摆度同时达到最大值并超过调整间
２《）０６．Ｎａ４
大电机技术
４５
隙值。负荷１００—１３０ＭＷ，主频为０．２８～０．２６Ｈｚ，其他工况下主频为１．１３—１．１４Ｈｚ左右。水导＋ｘ向及ｙ向摆度在全部负荷范围内分别在０．３４６～０．６ｍｍ及
０．３３７．０．５７３
０．３６
ｍｉｌｌ。说明在各个负荷区，水导摆度均大幅降低。２）改造前后尾水压力脉动值的变化。１９９８年和
２００４年两次试验均作了低中高三个水头的变负荷试验，低水头和高水头的水头数据接近，具有可比较的基础，两次试验的中水头相差较大，不能进行比较。
低水头时，１９９８年尾水肘管压力脉动值在整个负荷区，采用压力传感器测量的尾水管肘管压力脉动值（混频双振幅值）在１．５．１７．９ｋＰａ之间变化，其最大压力脉动占水头百分比为４．１６％。２００４年尾水管肘管最大压力脉动（混频双振幅值）在２．３～１９．９ｋＰａ之间变化，说明两种情况下的压力脉动值变化不大，两次试验最大压力脉动都发生在６０～１４０Ｍｗ负荷区域。
高水头时，１９９８年在整个负荷区，采用压力传感器测量的尾水管肘管压力脉动值（混频双振幅值）在
１０．４。５８．０
ｒａｉｎ之间变化，负荷１００ＭＷ左右时水导
摆度值达到最大值，ｘ向及】，向摆度分别为０．６ｍｌｎ和０．５７３ｍｍ，接近调整间隙值。负荷１００。１３０ＭＷ，主
频为Ｏ．２８～０．２６Ｈｚ，其他工况下主频为１．１３～１．１４
Ｈｚ
左右。上机架水平振动在负荷７０～１２０ＭＷ时超过０．１４Ｉｌｕｎ的国标规定值。负荷１００ＭＷ时达到最大值ｏ．２０９ｉｉｕｎ。其他负荷工况下振动值在０．１４ｍｌｎ以下，满足规程要求。尾水管肘管压力脉动在０。１８０ＭＷ时相对其
他工况要大，为２２～４９．９６ｋＰａ，肘管最大压力脉动发生在负荷１００～１３０ＭＷ，压力脉动占机组工作水头百分比为７．７８％～９．４３％。
（２）机组振动情况分析
从图５可以看出，水涡轮泄水锥改造后机组的振动呈现出与改造前相似的规律性。负荷８０．１２０ＭＷ左右时振动值最大，频谱分析各个参数在负荷８０—１２０ＭＷ时主频为０．２５Ｈｚ左右。其他工况主频为１．１３—
１．１４
ｋＰａ之间变化，其最大压力脉动占水头百分
比为１０．２％ｏ２００４年尾水管肘管压力脉动值（混频双
振幅值）在０—１８０Ｍｗ时术Ｉｘ，－Ｊ－其他工况要大，为２２～
４９．９６
ｋＰａ，其最大压力脉动发生在负荷１００～１３０Ｍｗ。
后次试验尾水压力脉动最大值（４９．９６ｋＰａ）较前次试验（５８．０ｋＰａ）降低１３．８％。
３）从两次的对比数据可以看出，压力脉动最大值降幅与水导摆度的降幅是不成比例的；高水头时尾水压力脉动最大值降低幅度为１３．８％。水导摆度降幅就，达到３０％，说明降低尾水压力脉动值对减小水导摆度有非常明显的作用。
（３）对比图ｌ和图５，泄水锥结构改变前后上导摆度变化不大。
（４）在２００４年的变负荷试验中，在中高两个水头下做了大轴补气阀关闭和开启情况下机组振动值变化的对比实验，试验证明开启大轴补气阀对改善机组振动是有作用的，这刚好与试验室的模型试验结果相
反。
【收稿日期】２００６＿０７．２０
Ｈｚ左右，尾水管的压力脉动是机组稳定性差的主
要因素。
７对五强溪混流式机组稳定性的一些认识
（１）五强溪水轮机在制造前的模型试验中，压力脉动混频双振幅相对值（ＡＨ／Ｈ）超过了１０％的要求，个别甚至达到１４％，原型机投产后，机组振动范围宽，机组在２００ＭＷ以下都超标，远宽于一般混流式水轮机的振动区，在大、中型水轮机中，要求我们在水轮机的模型试验中，对压力脉动值要有足够的重视。
（２）水涡轮泄水锥进行加长改造后振动参数值的变化情况
１）水导摆度大幅降低。以高水头的试验数据来分析。１９９８年试验水头５７ｍ，２０００年试验水头５５．６４ｍ，两头试验的水头接近，两次试验尾水位基本相同，均在５０高程左右，使得试验数据具有可比较的基础。水导摆度最大值为０．８５５ｌｌＬｒｎ（１００ＭＷ时），改进后，最大值为０．６０ｔｕｒｎ（１００ＭＷ时），降幅达３０％。对比图ｌ和图４，在高水头时，Ｏ。６０ＭＷ时，水导摆度改造前为０．５７—０．６４ｍｌｎ，改造后为、０．４０～０．４７ｍｍ；１４０ＭＷ以后，水导摆度改造前Ｏ．５７．０．６０１１１１１１，改造后０．４５—
【作者简介】
杜凯堂（１９６２．），１９８５年毕业于武汉水利电力学院水电站动力设备专业，长期从事设备检修工作，现从事发电设备的运行管理工作，高级工程师：
五强溪水电站混流式机组不稳定现象的分析和处理
作者：作者单位：刊名：英文刊名：年，卷(期)：被引用次数：
杜凯堂， DU Kai-tang
五强溪水电厂,湖南,常德,415000
大电机技术
LARGE ELECTRIC MACHINE AND HYDRAULIC TURBINE2006(4)1次
引证文献(1条)
1.王春暖 优秀混流式水轮机转轮的应用综述[期刊论文]-水力发电 2009(7)
本文链接：http://d.g.wanfangdata.com.cn/Periodical_ddjjs200604011.aspx
五强溪水电站混流式机组不稳定现象的分析和处理２００６．№４
五强溪水电站混流式机组不稳定现象
的分析和处理
杜凯堂
（五强溪水电厂，湖南常德４１５０００）
【摘要】本文介绍了五强溪水电站机组的运行稳定性，分析了引起振动的原因，并阐述了改进措施及改善效果。改变混流式水轮机泄水锥的结构，可以降低尾水管压力脉动值。【关键词】五强溪水电站；混流式水轮机；稳定性；改进效果
【中图分类号】ＴＫ７３０．７
【文献标识码】Ｂ
【文章编号】１０００－３９８３（２００６）０４－００４０－０６
ＴｈｅＩｎｓｔａｂｉｌｉｔｙＡｎａｌｙｓｉｓｆｏｒＦｒａｎｃｉｓＴｕｒｂｉｎｅｏｆＷｕｑｉａｎｇｘｉＨｙｄｒｏｐｏｗｅｒＳｔａｔｉｏｎａｎｄＩｔｓＩｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔ
ＤＵＫａｉ－ｔａｎｇ
（Ｗｕｑｉａｎｇｘｉ
ＨｙｄｒｏｐｏｗｅｒＰｌａｎｔ，Ｃｈａｎｇｄｅ
４１５０００，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒ，ｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｎｇｓｔａｂｉｌｉｔｙｏｆＷｕｑｉａｎｇｘｉＦｒａｎｃｉｓｔｕｒｂｉｎｅｓ，ｔｈｅｒｅａｓｏｎ
ｃａｕｓｅｄｂｙ
ｖｉｂｒａｔｉｏｎ
ｏｆｔｈｅｕｎｉｔ，ａｎｄ
ｔｈｅ
ｍｅａｓｕｒｅｓ
ｔｏｂｅｔａｋｅｎ
ｆｏｒｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔａｎｄ
ｅｆｆｅｃｔｈａｖｅ
ｂｅｅｎ
ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄ．Ｔｈｅｆａｃｔｔｈａｔｔｈｅｐｒｅｓｓｕｒｅｐｕｌｓａｔｉｏｎｉｎｔｈｅｄｒａｆｔｔｕｂｅｍａｙｂｅｒｅｄｕｃｅｄｂｙ
ｍｏｄｉｆｉｃａｔｉｏｎ
ｏｆ
ｒｕｎｎｅｒｃｏｎｅ
ｏｆｔｈｅｓｅｔｕｒｂｉｎｅｓｈａｓｂｅｅｎｏｂｓｅｒｖｅｄ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：
Ｗｕｑｉａｎｇｘｉｈｙｄｒｏｐｏｗｅｒｓｔａｔｉｏｎ；Ｆｒａｎｃｉｓｔｕｒｂｉｎｅ；ｓｔａｂｉｌｉｔｙ；ｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔｅｆｆｅｃｔ．
１电站基本情况
额定转速６８．１８ｒ／ｍｉｎ五强溪水电站位于湖南省沅陵县境内，装有５台额定流量
６２７ｍ３／ｓ
单机容量为２４０ｂｌＷ的混流式水轮发电机组。电站水轮机最大允许出力２９０
ＭＷ（大于等于５５．０
ｌ一３＃才（轮机由以Ｖ０１ＴＨ为责任公司的Ｖ０１ＴＨ－哈尔滨ｍ水头）
电机厂有限责任公司（以下简称哈电）联营体承包制发电机
造，４～５＃水轮机的关键部件由联营体供货，其余部分型号
ＳＦ２４０－８８／１７２９０（半伞式）
由哈电根据１－３＃／０１，的设计图纸资料制造，５台发电机额定容量２６６．６７ＭＶＡ
全部由哈电设计并生产。
额定电压１５．７５ｋＶ
首台ｌ觎组于１９９４年１２月并网发电，全部机组
额定电流９７７６Ａ
于１９９６年１２月全部投入商业运行。
额定转速６８．１８ｒ／ｍｉｎ额定频率
５０Ｈｚ
２设备主要参数
额定功率因数０．９（滞后）水轮机
发电机最大功率
２８０ＭＶＡ
型号｝玎ＬＡ５５１．ＬＪ．８３０
３投产后机组的运行稳定性
额定出力２４８ＭＷ
额定水头４４．５ｍ机组投产初期，水库水位较低，机组的运行稳定最大水头
６０．１ｍ性表现较正常，当达到较高水头（约５０ｍ）运行时出最小水头
３６．２ｍ
现了振动区，机组在８－２００Ｍｗ运行时，上机架和顶
２００６．Ｎａ４
大电机技术
４１
盖振动以及水导摆度等均不同程度地超过了振动和摆度标准，机组不得不越过振动区运行。
４．１试验适用的技术标准和规程规范
（１）ＧＢ／Ｔ１５４６８．１９９５《水轮机基本技术条件》；（２）ＧＢ厂Ｉ’１７１８９一１９９７《水力机械振动与脉动现场测试规程》；
（３）ＩＥＣ３９９４（１９９１．０１）《水力机械振动和脉动现
４机组振动原因的试验检查及原因分析
为了查明机组振动和摆度超标的原因，五强溪水电厂于１９９７年初至１９９８年底委托湖南省电力试验研究所对５台机组分高中低三个水头段进行振动试验研场测试导则》；
（４）ＧＢ８５６４—８８《水轮发电机安装技术规范》。
究，以便发现振源和查出振动规律。前后共进行了１５４．２试验仪器及测点布置
台次的试验。
试验仪器及测点布置见表ｌ。
表
ｌ
仪器名称型号
生产厂家数量基本参数布置的测点
水力机械振动ＢＢ７－，．Ｊ
深圳州立达公司
１套
测试仪振动传感器
ＤＰ－０．５—８型
清华大学
６套
频响范围：０．５—２００Ｈｚ
上机架水平振动ｘ、ｙ；下机灵敏度：８ｍｖ／“ｍ架垂直振动，定子水平振动。量程：±１
ｉｎｌｎ
顶盖水平、垂直振动；
线性度：（５％工作温度：一２０一＋６０℃
电涡流传感器
ＣＷＹ—ＤＯ型
天瑞仪表电器公司
５套
频响范围：０－ＩｋＨｚ内＜ｌ％上导摆度ｘ、ｙ灵敏度：
水导摆度ｘ、ｙ灵敏度误差：≤５％键相
工作温度：，３０～＋１５０。Ｃ
压力变送器
ＭＰＭ４２０型
中美麦克传感器有１套
精度：≤．４－０．５％尾水肘管水压脉动限公司
长期稳定性：≤±０．２％单点测量
工作温度：．１０一Ｓ０６Ｃ湿度：≤±９０％ＲＦＩ大气压：８６～１０６
ｋＰａ
噪声测试仪
ＡＷＡ６２７０
美国
１套
精度：≤±０．５％尾水人孔门噪声
长期稳定性：≤±０．２％工作温度：．１０—８０。Ｃ湿度：≤±９０％ＲＨ
表
２
４．３试验结果及原因分析
项２
目
标
准
（１）分析选用的标准
下机架垂直振动≤Ｏ．１ｍｉｌｌ
参照ＧＢ８５６４—８８的规定，五强溪水电厂机组各上机架水平振动≤Ｏ．１４哪
部位振动及摆度允许值见表２。
顶盖水平振动
≤Ｏ．１４ｍ
（２）５台机组振动呈现的基本特征
定子铁芯部分机座水平振动≤Ｏ．０４ｍｍ
湖南省电力试验研究所在分析了５台机组１５台次上导摆度Ｏ．１２５
ｌ＇ＩｌＴｎ（在设计间隙值下）
的试验数据后认为：机组在下列负荷区域振动严重超水导摆度
０．３８５１１１１１１（在设计间隙值一Ｆ）
标，不宜长时间运行见表３。
４２
五强溪水电站混流式机组不稳定现象的分析和处理
２００６．Ｎａ４
表
３
从表中可以看出，５台机组均存在一个较宽的超标振动区，而且在各个水头下，５台机组超标振动区的负荷范围基本接近，低水头时，在０～１４０Ｍｗ；中水头
时，在０。１６０ＭＷ；高水头时，在０—１７０ＭＷ至２００
机械不平衡力一般由设备制造和设备安装造成，机械不平衡力带来的机组振动的大小可通过变速试验检查。随着机组转速的变化，这种不平衡力增大，激振力的增大使得振幅增大。２＃机在高水头时进行了变速试验，从试验测得的上机架水平振动与转速之间的关系曲线可以清楚地看到，随着转速的增加，机组振动值成平方关系地增大，说明在２样机上存在明显的机械不平衡。这种不平衡力是由发电机转子不平衡还是由机组轴线的弯曲度超标引起，需要在机组的Ａ级检修中通过盘车检查机组轴线或通过转子配重试验来检
查。
ＭＷ；随着水头的增高，机组的超标振动负荷范围变
宽。
１～５＃机组的振动值随负荷变化呈现如下规律：８０～１２０ＭＷ至１４０ＭＷ机组振动值大幅增大，０～８０Ｍｗ虽然振动值超标，但明显比８０～１２０ＭＷ至１４０Ｍｗ负荷范围要小，１２０～１４０ＭＷ以上机组振动值减
少，而月．趋于稳定。５台机组的振动曲线基本类同。图
ｌ为２＃机在高水头Ｈ＝５７ｍ时振动曲线。
以强溪水电７—２＃ｋＪｌ．组ｔ振动、摆度波形（１９９８年）（Ｈ＝５７ｍ）
９００
—，
为了检查电气不平衡力，在２＃机上进行了变励磁试验。变励试验时，机组各部分的振动和摆度值基本无变化，表明２＃机不存在电气方面的故障。
为检查水力不平衡力，在２＃机上先后作了低７、中、高三个水头的变负荷试验。由于参数太多，选取机组具有代表性的参数上机架水平振动和上导摆度及水导摆度进行分析。
ｑ、
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８００７００６００
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—●一上机絮＿ｘ—●一上机禁＋Ｙ
Ｙ平振动Ｙ平撮动
ｑ
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呈５００
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０
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ｒ
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、
仨
低水头（／－／－－４３．０ｍ）时，负荷５０％以下（约０～１２０ＭＷ）时上机架水平振动０．１６～０．２２ｎｌｌｉｌ（混频值，以
－－４
下同），上导及水导摆度值分别为０．３９—０．６１ｍｌｉｌ和
１００
１５０
２００
０．５８～ｏ．７２
Ｉｉｌｉｒｌ，
均超过国标规定。频谱分析表明，
Ｈｚ
Ｎ（ＭＷ）
图１２＃机组振动、摆度波形
此区间内０～６０ＭＷ时起主要作用的主频为１．１３
转频。８０。１２０ＭＷ时尾水管涡带作用增强，此时
（３）机组振动的原因分析
由于五强溪水电厂在２０００～２００１年对所有机组水涡轮的泄水锥进行了加长改造，之后只在２｝≠机上进行了振动测试试验，为了便于对比，同时ｌ～５＃机的振动规律基本类似，选用２＃机的试验数据进行分析。
形成水轮发电机组振动的激振力一般有：机械不平衡力，电气不平衡力，水力不平衡力三种。由于不同的激振力对水轮发电机组带来的振动呈现出不同的特征，可以通过不同的试验进行检查。
０．２５Ｈｚ的低频信号成为主频，而转频信号成为次频。
１４０
ＭＷ以后随负荷进一步增加，各部位振动、摆度在整个负荷区，采用压力传感器测量的尾水管肘
值呈下降趋势并相对处于稳定。
管压力脉动值（混频双振幅值，下同）在１．５～１７．９ｋＰａ
之间变化，
其最大压力脉动占水头百分比为４．１６％。
中水头（Ｈ＝４９．６ｍ）时，在整个负荷区，上机架水平振动值均基本在０．１４ｍｍ以上，负荷１００ＭＷ时振动最大，达０．３ＩＴＬＩＴ！，严重超过ＧＢ８５６４—８８规定值。负荷
２００６．№４
大电机技术
４３
０～６０
ＭＷ时，上导及水导摆度值分别为０．２９—０．４２
均超过国标规定。对其进行
补充试验。
试验针对原型机净水头Ｈ净＝５６ｍ，下游尾水位
４９．５
ｍｍ和０．４６～０．６８ｍｉｌｌ，
频谱分析表明，此区间内起主要作用的主频为１．１３Ｈｚ转频。８０ＭＷ以后尾水管涡带作用增强，此时０．２５Ｈｚ的低频信号成为主频，而转频信号成为次频。与此同时，上导、水导摆度明显增加，最大值分别达０．７６ｍｌｎ
和０．８６ｍｌｎ。１６０ＭＷ以后尾水管涡带作用开始减弱，
ｍ，不同出力工况（２００，１６０，１２０，１００ＭＷ）（１）试验方案
方案１：五强溪原泄水锥；
方案２：五强溪原泄水锥缩短延伸段；方案３：五强溪原泄水锥加长延伸段；方案４：方案２加均压孑Ｌ；方案５：方案３加均压孔。（２）不同补气方案的补气方式
补气方式ｌ：从泄水锥补大气（等于大轴中心孑Ｌ补
下进行：
同时摆度值明显减小，随着负荷进一步增加，各部位振动、摆度及尾水管锥管压力脉动值均大大下降，并处于相对稳定状态。
在整个负荷区，采用压力传感器测量的尾水管肘管压力脉动值在１０．４～５８．０ｋＰａ之间变化，力脉动占水头百分比为１０．２％。
高水头（Ｈ＝５７．０ｍ）时，在整个负荷区，上机架水平振动值基本均在０．１４ｍｎｌ以上，负荷１００ＭＷ时
振动最大，达０．３ｍｉｌｌ，严重超过ＧＢ８５６４．８８规定值。负荷０～６０ＭＷ时，上导及水导摆度值分别为０．２９～
０．４２
其最大压
气）；
补气方式２：从顶盖补压缩空气；
补气方式３：从蜗壳进口补压缩空气（压缩空气量为满负荷流量６３０ｍ３／ｓ的０．０５％（２０℃，ｌａｔＩｎ）。
（３）测点（图２）
ｍｍ和０．４６～０．６８
ｍｌｉｌ，
均超过国标规定。对其
测点１：蜗壳进口；
测点２：尾水锥管上游侧；测点３：尾水锥管下游侧；
进行频谱分析表明，此区间内起主要作用的主频为
１．１３
Ｈｚ转频。８０ＭＷ以后尾水管涡带作用增强，此
时ｏ．２５Ｈｚ的低频信号成为主频，而转频信号成为次
测点４：尾水肘管内侧；测点５：尾水肘管外侧。
频。与此同时，上导、水导摆度明显增加，最大值分
别达０．７６ｉｉｌｎｌ和０．８６
ｍｌｎ。１６０
Ｍｗ以后尾管涡带作用
开始减弱，同时摆度值明显减小，随着负荷进一步增加，各部位振动、摆度及尾水管锥管压力脉动值均大大下降，并处于相对稳定状态。
在整个负荷区，采用压力传感器测量的尾水管肘管压力脉动值在１０．４～５８．０ｋＰａ之间变化，其最大压力脉动占水头百分比为１０．２％。
从上面三个水头的试验数据可以看出，上导及水导摆度的振动频率主要是１．１３Ｈｚ的转频和０．２５Ｈｚ的低频，从试验的频谱图可以查到，尾水管的压力脉动频率为０．１２５—６Ｈｚ，主频为０．２５Ｈｚ，是典型的转轮出口涡带频率。因此，可以认为，由于转轮出口的涡带导至尾水管压力脉动，从而使机组发生振动。减轻尾水管的压力脉动，就可以降低机组由水力因素引起韵振动。低水头下压力脉动值较低，中水头和高水头下压力脉动值较大，达１０％。
∞∞舳加∞∞∞如加ｍ
ｏ
压力脉动试验（锥管下游侧），五强溪（Ｈ＝５６ｍ）
—－屎漳水堆．自端扑气Ｌ
—●一原泄水镶．气补气Ｉ
－－－０
延长沧水罐．气扑气Ｌ
—’～
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～
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～≮．
１６０
、≮＞１
一一‘～
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５改进机组运行稳定性的模型试验
为了改善原型机的运行稳定性能，１９９７年１月，ＶＯＩＴＥ在Ｈｅｉｄｅｎｈｅｉｍ试验室进行了五强溪模型水轮机
１００１２０１４０
原型机出力，ＭＷ）
图３尾水管锥管下游侧压力脉动值
五强溪水电站混流式机组不稳定现象的分析和处理２００６．№４
压力脉动试验（肘管内侧），五强溪（Ｈ－－５６ｍ）
（Ｉ）试验数据和机组振动原因分析
机组在三个水头下摆度与出力的关系曲线的形状基本类同，图５为高水头（／／－－５５．６４ｍ）下斜机的关系曲线。各个水头下的试验数据分析如下：
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４４
ｍ水头时，上导摆度值＋ｘ方向０．１２５～
０．４１７ｒｎｍ，＋ｙ方向０．１２２—０．３６６ｍｍ。负荷８０—１２０ＭＷ
左右，上导材、＋ｙ向摆度较大，分别达到０．３９～
０．４１７ｒａｍ和０．３３４—０．３６６ｍｍ，超过调整间隙值。摆度
较大时，主频为Ｏ．２５Ｈｚ，其他工况下主频为１．１２６Ｈｚ。
００
１２０
１４０
１６０
原型机出力（ＭＷ）
水导＋ｙ向摆度在全部负荷范围内在０．２０９～０．４１３
ｍｎｌ
之间变化，小于水导调整间隙值（２０００年以后水导间
图４尾水肘管内侧压力脉动值
隙按Ｏ．３０控制，本次试验时水导间隙标准）。负荷８０。
１２０
ＭＷ左右时水导摆度值相对较大，为０．３５９，０．４１３
从图３和图４所示的曲线中可以看出，泄水锥加长延伸段，不补气对降低压力脉动有明显的效果。因此ＶＯＩＴＥ公司建议：对泄水锥进行加长改造，同时关闭机组的大轴补气阀。
五强溪电厂在１９９７年１１月对３样机泄水锥进行了改造，经过２年的运行检验，认为机组的稳定性比改造前好。在２０００年底到２００１年底对其他４台机进行了泄水锥加长改造。
ｍｍ，分析其主频为０．２５Ｈｚ，其他工况下主频为１．１２６Ｈｚ。上机架水平振动在负荷６０ＭＷ达到０．１５５ｍｍ，略超过国标规定值。其他负荷工况下振动值在０．０６４，
０．１３２
ｍｍ之间变化，满足规程要求。变负荷时，上机
架水平振动、顶盖水平及垂直振动均不大，无异常现象。尾水管肘管压力脉动在４０，１４０ＭＷ时相对较大，
达１３．５—１９．９ｋＰａ，其最大压力脉动１９．９ｋＰａ发生在负荷１００ＭＷ，肘管压力脉动占机组段水头百分比为４．６
％。
５２．９
６改进后机组稳定性检查
２００４年，五强溪水电厂进行机组增容改造时，在２｝｝机组上做了４４ｍ、５２．９ｍ和５５．６ｍ三个水头的机组稳定性试验。本次试验由湖南省电力试验研究所完成，测试方法与１９９８年完全相同。这里同样只选上机架振动和上导摆度及水导摆度进行分析。
五强溪水电厂错机组振动、摆度波形（２００４年）（／／＝５５．６４ｍ）
８００７００
—■一上导＋ｘ攫虞
—■一上导＋Ｙ曩度－－．一Ｙ辱＋ｘｔｌｔｔ虚—●一Ｙ■＋Ｙ曩座
ｍ水头时，上导摆度值＋ｘ方向０．１９１～Ｏ．７５６
ｎｌｌｎ，＋ｙ方向０．１６６—０．６９８ｍｍ。负荷１００ＭＷ左右，
上导以、＋】，向摆度较大，分别达到０．７５６
ｍｉｌｌ和
０．６９８ｍｍ，超过调整间隙值。摆度较大时，主频为０．２６Ｈｚ，其他工况下主频为１．１４Ｈｚ左右。水导＋ｘ向及ｙ向摆度在全部负荷范围内分别在０．３５１～０．５５８ｍｍ
及０．２６９～０．４８６ｍｍ之间变化，小于水导调整间隙值。负荷１００ＭＷ左右时水导摆度值相对较大，最大达
０．５５８１．１４
歹
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琶
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飞
ｍｉｌｌ，分析其主频为Ｏ．２６Ｈｚ，其他工况下主频为Ｈｚ。上机架水平振动在负荷８０—１００ＭＷ时达
ｍｍ，超过国标规定值。其他负荷工况下
旨
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振动值基本在０．１３ｍｍ以下，满足规程要求。尾水管
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０
５０
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１５０
２００
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肘管压力脉动在０—１４０ＭＷ时相对其他工况要大，为
１６．６～２５．８
■－
ｒ一
ｋＰａ，其最大压力脉动发生在负荷１００ＭＷ’
２５０
３００
Ｎ（ＭＷ）
肘管压力脉动占机组工作水头百分比为４．９％。
５５．６
图５五强溪水电厂２＃机组摆度与出力关系曲线
（平均工作水头５５．６４１１１，大轴补气阀开启）
ｍ水头时，上导摆度值＋ｘ方向０．１６２—
０．６９４ｍｍ，＋ｙ方向０．１４４—０．６８１ｍｍ。负荷１００ＭＷ左右，上导＋ｘ、＋ｙ向摆度同时达到最大值并超过调整间
２《）０６．Ｎａ４
大电机技术
４５
隙值。负荷１００—１３０ＭＷ，主频为０．２８～０．２６Ｈｚ，其他工况下主频为１．１３—１．１４Ｈｚ左右。水导＋ｘ向及ｙ向摆度在全部负荷范围内分别在０．３４６～０．６ｍｍ及
０．３３７．０．５７３
０．３６
ｍｉｌｌ。说明在各个负荷区，水导摆度均大幅降低。２）改造前后尾水压力脉动值的变化。１９９８年和
２００４年两次试验均作了低中高三个水头的变负荷试验，低水头和高水头的水头数据接近，具有可比较的基础，两次试验的中水头相差较大，不能进行比较。
低水头时，１９９８年尾水肘管压力脉动值在整个负荷区，采用压力传感器测量的尾水管肘管压力脉动值（混频双振幅值）在１．５．１７．９ｋＰａ之间变化，其最大压力脉动占水头百分比为４．１６％。２００４年尾水管肘管最大压力脉动（混频双振幅值）在２．３～１９．９ｋＰａ之间变化，说明两种情况下的压力脉动值变化不大，两次试验最大压力脉动都发生在６０～１４０Ｍｗ负荷区域。
高水头时，１９９８年在整个负荷区，采用压力传感器测量的尾水管肘管压力脉动值（混频双振幅值）在
１０．４。５８．０
ｒａｉｎ之间变化，负荷１００ＭＷ左右时水导
摆度值达到最大值，ｘ向及】，向摆度分别为０．６ｍｌｎ和０．５７３ｍｍ，接近调整间隙值。负荷１００。１３０ＭＷ，主
频为Ｏ．２８～０．２６Ｈｚ，其他工况下主频为１．１３～１．１４
Ｈｚ
左右。上机架水平振动在负荷７０～１２０ＭＷ时超过０．１４Ｉｌｕｎ的国标规定值。负荷１００ＭＷ时达到最大值ｏ．２０９ｉｉｕｎ。其他负荷工况下振动值在０．１４ｍｌｎ以下，满足规程要求。尾水管肘管压力脉动在０。１８０ＭＷ时相对其
他工况要大，为２２～４９．９６ｋＰａ，肘管最大压力脉动发生在负荷１００～１３０ＭＷ，压力脉动占机组工作水头百分比为７．７８％～９．４３％。
（２）机组振动情况分析
从图５可以看出，水涡轮泄水锥改造后机组的振动呈现出与改造前相似的规律性。负荷８０．１２０ＭＷ左右时振动值最大，频谱分析各个参数在负荷８０—１２０ＭＷ时主频为０．２５Ｈｚ左右。其他工况主频为１．１３—
１．１４
ｋＰａ之间变化，其最大压力脉动占水头百分
比为１０．２％ｏ２００４年尾水管肘管压力脉动值（混频双
振幅值）在０—１８０Ｍｗ时术Ｉｘ，－Ｊ－其他工况要大，为２２～
４９．９６
ｋＰａ，其最大压力脉动发生在负荷１００～１３０Ｍｗ。
后次试验尾水压力脉动最大值（４９．９６ｋＰａ）较前次试验（５８．０ｋＰａ）降低１３．８％。
３）从两次的对比数据可以看出，压力脉动最大值降幅与水导摆度的降幅是不成比例的；高水头时尾水压力脉动最大值降低幅度为１３．８％。水导摆度降幅就，达到３０％，说明降低尾水压力脉动值对减小水导摆度有非常明显的作用。
（３）对比图ｌ和图５，泄水锥结构改变前后上导摆度变化不大。
（４）在２００４年的变负荷试验中，在中高两个水头下做了大轴补气阀关闭和开启情况下机组振动值变化的对比实验，试验证明开启大轴补气阀对改善机组振动是有作用的，这刚好与试验室的模型试验结果相
反。
【收稿日期】２００６＿０７．２０
Ｈｚ左右，尾水管的压力脉动是机组稳定性差的主
要因素。
７对五强溪混流式机组稳定性的一些认识
（１）五强溪水轮机在制造前的模型试验中，压力脉动混频双振幅相对值（ＡＨ／Ｈ）超过了１０％的要求，个别甚至达到１４％，原型机投产后，机组振动范围宽，机组在２００ＭＷ以下都超标，远宽于一般混流式水轮机的振动区，在大、中型水轮机中，要求我们在水轮机的模型试验中，对压力脉动值要有足够的重视。
（２）水涡轮泄水锥进行加长改造后振动参数值的变化情况
１）水导摆度大幅降低。以高水头的试验数据来分析。１９９８年试验水头５７ｍ，２０００年试验水头５５．６４ｍ，两头试验的水头接近，两次试验尾水位基本相同，均在５０高程左右，使得试验数据具有可比较的基础。水导摆度最大值为０．８５５ｌｌＬｒｎ（１００ＭＷ时），改进后，最大值为０．６０ｔｕｒｎ（１００ＭＷ时），降幅达３０％。对比图ｌ和图４，在高水头时，Ｏ。６０ＭＷ时，水导摆度改造前为０．５７—０．６４ｍｌｎ，改造后为、０．４０～０．４７ｍｍ；１４０ＭＷ以后，水导摆度改造前Ｏ．５７．０．６０１１１１１１，改造后０．４５—
【作者简介】
杜凯堂（１９６２．），１９８５年毕业于武汉水利电力学院水电站动力设备专业，长期从事设备检修工作，现从事发电设备的运行管理工作，高级工程师：
五强溪水电站混流式机组不稳定现象的分析和处理
作者：作者单位：刊名：英文刊名：年，卷(期)：被引用次数：
杜凯堂， DU Kai-tang
五强溪水电厂,湖南,常德,415000
大电机技术
LARGE ELECTRIC MACHINE AND HYDRAULIC TURBINE2006(4)1次
引证文献(1条)
1.王春暖 优秀混流式水轮机转轮的应用综述[期刊论文]-水力发电 2009(7)
本文链接：http://d.g.wanfangdata.com.cn/Periodical_ddjjs200604011.aspx