某电厂350 MW汽轮发电机组振动分析

王 锐

（京能十堰热电有限公司，湖北 十堰 442000）

0 引 言

某电厂汽轮机采用东方汽轮机厂生产的超临界、单轴、中间再热、三缸双排汽、空冷单抽汽凝汽式汽轮机，高、中压部分为分缸结构，具有独立的高压缸和中压缸，低压部分为双流、双排汽的低压缸。高压部分设计为双层缸，低压缸为对称分流式，为三层缸结构。中压汽缸采用内缸加隔板套的结构形式，同时中压汽缸设计成整体锥筒结构。本文对调试期间1号机组出现的振动处理过程进行了较为详细的分析，以便为同类型机组类似振动故障处理提供参考。

1 首次并网期间4瓦、6瓦振动分析

1.1 振动过程

2018年02月04日1号机组汽轮机第一次冲转，启动状态为冷态启动，冲转前：主汽温445.3 ℃，主汽压3.39 MPa；再热汽温432.3 ℃，再热汽压0.65 MPa，背压21.8 kPa；07:33开始冲转，07:58转速1 200 r/min低速暖机；09:22汽轮机转速2 450 r/min，4Y振动由14.97 μm开始下降，09:24汽轮机转速2 450 r/min，4Y振动下降至10.66 μm后开始快速上升；4X振动由36.75 μm开始下降，09:27下降至12.02 μm后开始快速上升；09:58降转速，10:07转速降至500 r/min，系统各参数正常，10：50轴系参数正常开始提升转速。10:58转速升至1 100 r/min，6瓦X/Y、5瓦X/Y振动上升速度快，调整轴封低压汽封温度1至165 ℃、调整轴封低压汽封温度2～159.8 ℃，调整轴封温度期间5瓦、6瓦振动均有下降，但是下降一定范围后开始迅速上升。12:24凝汽器低压缸排汽温度高汽机跳闸；13:09盘车投入，偏心22.18 μm。

19:02调整启动参数后：主汽温393 ℃，主汽压力4.5 MPa；再热蒸汽温度400 ℃，再热蒸汽压力0.87 MPa，背压18.3 kPa；19:40机组定速3 000 r/min，运行参数稳定无异常。

1.2 原因分析

1.2.1 4瓦振动大原因分析

通过对比厂家启动曲线的冲转参数，首次冲转期间机组参数较厂家推荐参数偏高，厂家推荐的参数为主汽温380 ℃，主汽压8.73 MPa；再热汽温330 ℃，再热汽压1.1 MPa，但本次冲转参数为主汽温445.3 ℃，主汽压力3.39 MPa；再热汽温432.3 ℃，再热汽压0.65 MPa，在冲转期间4X振动在转速升至2 450 r/min后振动出现波动。通过振动检测装置分析，结果为中压缸后汽封（4瓦）从冲转开始一直存在碰磨，冲转期间4瓦相位角不稳定，且始终伴有2倍频（2X）分量。

根据二十五项反措要求，启动前蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50 ℃，但不超过额定蒸汽温度，且蒸汽过热度不低于50 ℃。如果冲转参数偏离厂家要求值太大，冲转期间容易造成机组受热不均匀，引起动静碰磨，从技术上较难控制.这是本次冲转4瓦振动大的根本原因。

1.2.2 6瓦振动原因分析

机组在启动极低负荷阶段由于蒸汽流量少，汽轮机低压缸存在鼓风现象。汽轮机轴封供汽由辅助蒸汽供给，低压轴封进汽量少。为控制汽轮机低压缸排汽温度，低压缸减温水始终投入，在降低低压缸排汽温度的同时，也会对低压轴封温度造成干扰，使低压轴封温度不稳定，导致轴封处金属受热不均[1]。这是造成5X、6X频繁交替振动大的原因。

冲转期间，通过振动检测分析5X相位角时不稳定，时有2倍频（2X）分量扰动。且5X轴心水平偏移量较大，约200 μm，垂直偏移量约95 μm，6X轴心水平偏移量较大，约160 μm，垂直偏移量约128 μm。

1.3 采取措施

（1）停机后复查汽轮机低压缸减温水雾化效果。

（2）清理低压轴封支管进汽管道滤网。

（3）低压轴封支管增加疏水管道。

（4）加强低压轴封进入凝汽器部分竖直管道的保温。

（5）确认#5、#6瓦轴封支管的布置距离，调整低压轴封支管长度，保证低压缸前后轴封支管距离相等。

（6）严格控制启动参数，按照东汽厂家说明书要求执行。

（7）建议对中压缸后汽封进行检查。

（8）建议联系东汽振动专家到现场共同分析原因。

2 1号机组高负荷时，2瓦轴振大

2.1 振动过程

8月26日，1号机组热态启动后，在高负荷区2瓦轴振X、Y向多次发生振动突升现象。第一次发生在8月27日11:49，当时机组负荷275 MW、主汽压力21.15 MPa、温度535 ℃，再热蒸汽压力3.63 MPa、温度545 ℃，2瓦轴振X/Y向由28/19 μm突然上升，最大峰值达114/76 μm。12:13负荷296 MW，振动回落至37/16 μm。截止9月29日13:40机组停机，共发生约17次明显的振动突增现象。汽机启动过临界至3 000转，带低负荷轴瓦振动值优良，在260 MW、280 MW、310 MW及350 MW不同负荷都出现过低频振动。

2.2 原因分析

查相关数据，2瓦轴振X/Y向振动突增时，0.5倍频分量增大较多。在9月29日23:41的振动突增时，2瓦轴振X向，通频振幅127 μm、0.5倍频振幅为119.97 μm、倍频振幅为17.6 μm；2瓦轴振Y向，通频振幅79.07 μm、0.5倍频振幅为71.95 μm、倍频振幅为10.95 μm。影响半频振动的因素主要有油膜振荡及气流激振，现2瓦为可倾瓦形式轴瓦，稳定性高，观察2瓦钨金温度在80 ℃，轴瓦负载合适，可排除油膜振荡因素。振动主要是自激振动特征，符合半速涡动及气流自激振动特征，在运行中将润滑油温度提高2～43 ℃后，减小油膜厚度，振动情况稍有好转，但振动突增现象仍然时有发生[2]。调取历史曲线发现，从启机至带满负荷观察前，轴承箱绝对胀差值还未达到设计值，最大值19.98 mm，设计值约25 mm。这说明高中压汽缸由于管道推力大、膨胀受阻，出现动静间隙圆周径向变化，引起汽流扰动，轴瓦出现振动[3]。

此外，通过调取历史曲线发现，随负荷增加，一段抽汽压力与再热蒸汽压力差逐渐增加，导致进入中压缸的冷却蒸汽流量（中压叶轮冷却蒸汽）也逐渐增加，现象是冷却蒸汽温度的下降。由于冷却蒸汽进入首级隔板内部环形汽道后，由周向布置的小孔向后喷出，进入首级隔板与叶轮间的腔室，由于中压首级叶轮无平衡孔，汽流变为由轴心向外辐射状旋转流动，通过叶根汽封进入首级动叶片前，以接近90°夹角与主汽流汇流，对主汽流形成扰动。同时，冷却汽流向外辐射流动时的周向不均衡性也造成汽流的不稳定[4]。这两点导致中压转子汽流激振发生，导致2瓦轴振X/Y向振动在高负荷时突增，再次机组启动后可通过调整冷却蒸汽流量来验证对振动的影响。

2.3 处理措施

（1）2瓦顶隙为0.60/0.62 mm，标准为：0.485～0.635。顶部间隙为上限，为增强轴瓦的抗扰稳定性，通过上瓦块加0.10 mm垫片，减小2瓦顶部间隙，提高油膜阻尼。

（2）下次启机时，主机参数控制稳定，可以进行关闭中压首级叶轮冷却蒸汽流量的方法验证是否对2瓦轴振有影响。

（3）做变阀序试验，观察顺序阀方式下轴瓦振动的变化，由中国电力科学研究院出调试方案。

（4）因上次启机带负荷汽缸还没有充分膨胀，机组未达到热态最终状态，需要进一步观察振动变化情况。

（5）机组供热季结束后，将2瓦汽封（高压缸进汽口）更换为东汽推荐的防旋汽封。

3 结 论

本文对某电厂350 MW汽轮机在调试期间出现的一系列振动问题进行了总结分析。结果表明如果冲转参数偏离厂家要求值太大，冲转期间容易造成机组受热不均匀，引起动静碰磨，从技术上较难控制；冲转期间，对于轴封减温水的投入要慎重，轴封减温水的投入会导致低压轴封温度不稳定，造成低压缸轴承碰磨振动频繁上下波动；机组带高负荷后，高中压汽缸由于管道推力过大、膨胀受阻，出现动静间隙圆周径向变化，引起汽流扰动，间隙汽流涡动引起高压转子振动增大；高负荷后，中压叶轮冷却蒸汽流量变化同样会导致高压转子区域动静间隙汽流涡动，引起轴系失稳，出现汽流激振。