AGC方式调度运行对水轮发电机组振动影响研究任乐鸣1求晓明1钱1刘礼华2，袁文阳2，肖黎2（1.紧水滩水力发电厂，浙江丽水323000；2武汉大学土木建筑工程学院，湖北武汉430072）过水力振动区引起构件振动加强。尾水管压力波动大，机组部件产生循环交替应力造成疲劳破坏。从生产角度，提出了重新确定机组调峰起点、是高机组工作部件抗疲劳强度等解决问题的基本方法；这些方法简便科学，具有较好的实用价值。
律、大小和途径等研究不多，还没有见到有关的细致研究成果。本文结合紧水滩电站4号机组振动实例，进行了现场测试和运行总结，基本上掌握了AGC运行对水力机组影响的机理。
1基本情况紧水滩电站4号水轮发电机基本参如表1.随着我国电力事业的发展，近几年主力火电、水电机组陆陆续续都投入了自动发电控制（AGC）方式调度运行。在技术和管理上满足了电网需要的同时，AGC方式调度运行也给水力机组带来了一系列问题，如机组振动量加大、水轮机部件易损坏和松动，导水叶开度产生变化等，给机组运行带来负面影响，缩短机组的使用寿命。
目前就AGC方式调度运行对机组影响的规表1紧水滩电站水轮发电机基本参数水轮机发电机型号额定出力/kW型号640额定转速/.min一1最高水头/m额定转速/r.min*额定电压/kV飞逸转速/.min1最低水头/m飞逸转速/r°min功率因素转子重/t设计水头/m吸出高度/m须定出力/kW推力负荷/t保证效率/%额定电流/A制造厂家杭州发电设备厂制造厂家杭州发电设备厂09m，下游水位19m.水轮机最高效率92.5%，吸出高度2.5m，尾水管为Zb型，水轮机配有WT-S-100型电液调速器和YS-2.5型油压装置。水轮机安装高程为99. 6m，相应1台机额定流量时下游水位的Hs=*2.88m装置气蚀系数= 0.185.转轮采用0Cr13Ni4CuMo不锈钢叶片。发电机额定电压10.5kV，CD2=4X107N-m2，调相和进相容量均为4万kVar，并配有可控硅励磁装置。
2运行总结电厂6台水轮发电机，自1997年10月起投入蜗壳脉动压力AGC方式调度运行。运行中发现，调度中心为了负荷调节方便，经常让机组处于旋转备用状态，即机组空载运行；负荷调节频繁。从1995 ~1999年的机组发电运行情况统计来看（表2）机组AGC方式调度运行投入后，单位运行小时发电量明显减少，说明机组带局部负荷运行时间增加；单机年平均启停次数大幅度增加。如1998年电厂的总发电量基本上与1995年相当，但其单位小时发电量要少21%，而单机平均启停次数达到856. 2次，比1995年多49%.最近的一次统计表明：机组会在不到1h的时间内，从空载运行到带局部负荷运行，来回往复达6次之多。
表2紧水滩电站机组1995~1999年发电运行情况统计年份总发电量万kW°h总运行小时/h单机小时发电量万kW°h机组总启停次数单机平均启停次数注：①电厂总装机容量为6X50MW.②电厂机组AGC投入时间为1997年10月。③1996年流域为枯水年，机组发电属于非正常情况。
机组在投入AGC方式运行一段时间后其运行状况比较差，反应为导轴摆度偏大，承重机架、顶盖振动位移加大，尾水管、大轴中心、顶盖补气过于频繁，并对水轮机转动部件、导水机构等造成影响：①2000年4月4日1号机组在运行时，从顶盖传来金属撞击声，立即停机检查，发现顶盖减压板、转轮上冠引水板均己损坏，不得不临时进行大修，把转轮、顶盖送回制造厂家修复，重新制造和安装引水板、减压板，造成极大的经济损失。②近2年，机组不断出现导水叶传动机构双联臂背帽松动、关机时剪断销剪断和导叶不能全关现象。在机组大修中也发现接力器活塞环、双联臂销子磨损量比以前明显偏大。③机组尾水管进入孔周边漏水量明显增大。
3现场测试表征水轮机运行稳定性的参数有振动、摆度和压力脉动。其中振动是影响机组运行稳定性的主要因素，而水体压力脉动是振动产生的主要原因。
3.1测试工况*n为*AGC方式调调度运行对机组振动影响的bli规律，本次测试工况分为三种：①平稳运行，即机组在某一恒定负荷下平稳运行；②非平稳运行，由中控室人员操作机组在某一负荷范围内变化运行；③AGC运行，机组并入电网由调度中心调度运行。
3.2测试方法考虑到机组振动的特点、突出研宄主题，检测采用电测法进行检测，检测中布置了摆度、位移和水压力三种传感器，振动信号用数据采集器自动采样，采样频率为1 Hz.根据标定记录对采集到的信号进行转换，即得到机组的各种振动与脉动值。参照相关121，机组测点布置和测试框图如所示。
为便于研宄机组振动的基本规律，将测试的部分数据分类归纳于表3中，并将测试结果数据进一步转化成、和。
4测试结果分析从表3和可以看出，机组恒定负荷平稳运行时具有两个振动区，15 ~25MW是机组较为强烈振动区域（主频Hz）该区域范围大、振动强度高，尾水流态不好，水压力脉动较大（8.95 ~34.03m），机组不宜长时间工作。在该范围内调节负荷，顶盖垂直振动位移（导叶开度64%，主频0.97水管和顶盖也会产生负压，但其压力波动强度和机组振动量并不大，这个负压（一0.有利于提高水轮机的工作效率的，机组可以在此区域运行。
~50MW负荷范围机组导轴摆度、机架和顶盖振动位移以及水轮机的工作脉动压力都较平稳，是机组振动较优工况区，其摆度和振动位移较振动强烈区要少15%~60%.表明，机组负荷变化所引起的振动峰值是在机组振动工作区（5MW左右）产生的，机组投入AGC运行引起结构损坏，这主要是负荷变化频繁通过机组振动区而引起的，振动的主要能量集中在0.24非平稳运行（0-0-45MW）顶盖Z向振动位移变化图留IS患丨晒厉Ski表3机组振动测试结果表摆度位移水流脉动压力幅值工上导X向上导Y向上机架Z向顶盖Z向顶盖水压尾管水压蜗壳水压平稳运行非平稳运行运行注：①A表示幅值；②力表示分频表示水压脉动最大幅值。
机组负荷调整过程中所出现的振动量比相同负荷范围内稳定运行的最大振动量要大5%~20%，例如，负荷稳定在15MW运行时上机架Z向最大位移87.4rtn，而负荷在0~30MW变化时其值达到106，um.将中的摆度与位移相比较，机组摆度尽管也随水体压力变化而变化，但与水轮机的顶盖和机架的垂直位移相比，其变化值不大，据此推断机组摆度大小主要还是取决于机组安装时机械精密程度，它与蜗壳、尾水管的脉动压力相对关系不大。
由于机组摆度与发电水流脉动压力关系不大，从实测数据可以看出，AGC运行方式只对机组的垂直振动位移产生较大影响。
AGC运行负荷调节所引起的振动量与电厂中控制室人为调节（非平稳运行）引起的振动量相比，区别不大。
5结论与建议5.1结论~25MW为机组较为强烈的振动区域机组不宜在此区域长时间工作。在该范围内调节负荷，顶盖垂直振动位移大。35MW局部区域是机组的一个次强振动区，由于采取了补气措施，机组在该区域振动量并不大，可以认为30组振动较优工况区，其摆度和振动位移总体不大。
~50MW范围内变化，不会引起强烈振动。
水轮机构件的破坏主要是机组负荷频繁通过强振区（有时还在强振区工作）所引起的构件振动和循环交替应力造成的疲劳破坏。
由于机组投入AGC方式运行后动作过多，活塞环及导水机构传动部件销子磨损量加大，会加活塞缸体前后腔窜油量和传动部件销子与销孔之间的间隙量。
机组摆度尽管也随水体压力变化而变化，但在AGC方式运行中其值变化相对不大。
机组频繁启停，振动量加强加剧后，易造成构件连接螺帽的松动，尤其是直接受压力作用的水轮机连接螺帽，如双联臂背帽。
AGC运行方式尾水管压力频繁出现大波动情况，尾水管钢里衬产生交变弹性胀缩，导致里衬与混凝土局部脱离，造成机坑漏水量加。
5.2建议⑴建议机组不要频繁开启，稳定在30 ~50MW范围内工作，将30MW作为机组调峰的起调点。
（2）若机组调峰需要频繁开启，或在5 ~25MW范围内工作，建议采取措施（如采用Mn钢材料，表面滚压处理等）提高水轮机工作部件的抗疲劳强王珂仑水力机组振动北京：水利电力出版社，1986.刘再华。工程结构抗断设计基础M卜武汉：华中理工大学出版社，1990.