某30 MW背压机组频繁跳机原因分析与处理方法

方 倪，王浩添，彭 颖

(1.浙江巨化热电有限公司，浙江 衢州324000; 2.浙江省涡轮机械与推进系统研究院，浙江 湖州313200)

0 引 言

汽轮机作为电厂三大主机之一，其安全稳定运行是电厂经济效益的保障。汽轮发电机组异常振动影响机组稳定运行,甚至会导致机组突然跳闸。而汽轮发电机组异常振动原因较为复杂，很多因素均能导致其异常振动，这也使得往往投入大量人力、物力却未解决真正问题，从而影响机组的稳定性和经济性，所以准确查找汽轮机组异常振动的原因至关重要[1-2]。

2019年4月13日，某热电厂10号机组检修复役运行约24 h后，发生跳机事故。汽轮机跳闸保护系统(Emergency trip system，简称ETS系统)首出信号为“轴承振动大”。调取汽轮机轴承相对振动曲线发现汽轮机3号、4号轴承振动幅值异常升高。机组停运后进行全面检查，但并未真正找到主要振源。此后连续开车7次，机组运行数10 h后，均因轴振大引起机组跳机事故。

2019年8月，电厂聘请专业团队现场实时监测开机、带负荷及跳机过程的各轴承振动数据。试图通过对汽轮机振动数据采集和分析，找出事故机组振动原因，以采取相应措施使机组振动值维持在优良水平，保证机组安全稳定运行。

1 问题分析

1.1 汽轮机性能概述

10号汽轮机型号为东方汽轮机厂生产的CB30-8.83/3.53/1.37型高温、高压、单缸、单抽、背压式汽轮机，配以上海电机厂生产的QF-30-2型发电机。轴系由汽轮机转子、发电机转子、以及4个落地轴承组成，轴系简图如图1所示。

图1 轴系示意图

1.2 事故经过及初步检查

2019年4月6日，某热电公司10号炉水冷壁管爆管，机炉紧急停运，经抢修结束后在4月13日机组复役。经过约24 h运行后，在4月14日14：42时因3号、4号轴承相对振动幅值大而发生跳机。跳机前汽轮机3号、4号轴承相对振幅值(轴振)数据见表1，均在厂家要求的≯200 μm范围。

表1 跳机前轴承相对振动数据Table 1 Relative vibration data of bearing before trip μm

跳机发生过程如下:

1)13:30值长令10号机组减电负荷3 MW，控制锅炉蒸发量在216 t/h运行；

2)13:37接令进行电动给水泵与汽动给水泵的切换操作；

3)14:42:14集控室外部传来振动声，汽轮机跳闸保护系统(Emergency trip system，简称ETS系统)画面首出信号“轴振大停机输出”发出，汽轮机跳闸，发电机解列。

调取查看跳机时汽轮机8只正推力瓦块温度在60～72 ℃之间，负向推力瓦块温度在43～51 ℃之间，均未超过100 ℃上限要求，也无突然上升的趋势。汽轮机各道轴承相对振动幅值DCS数据趋势变化状况如下：

1)1号轴承相对振动幅值X方向振动升至113 μm；

2)2号轴承X方向振动升至144 μm；

3)3号轴承X方向振动突然升至378.7 μm，Y方向振动突然升至371.7 μm；

4)4号轴承X方向振动突然升至313 μm，Y方向振动突然升至258 μm。

为判断跳机原因，10号机组进行冲转试验。 17：24,汽轮机挂闸冲转，汽轮机调节级温度456 ℃，冲转参数：主蒸汽压力5.5 MPa、主蒸汽温度507 ℃，冲转时按照正常开机操作票运行。19：08,汽轮机转速到3 000 r/min，冲转过程机组振动均在正常范围内，未发现异常情况。为进一步排查原因，19：13打闸停机，机组停运进入检修状态。

机务、电气、仪控检修人员检查了主蒸汽、排汽等蒸汽管道的支吊架情况，未发现异常；拆开发电机靠汽轮机机侧端盖，检查发电机转子上平衡块是否松动、跑位，未发现有异常。各专业现场检查后进行冲转试验，转速升至3 000 r/min，监测汽轮机轴承相对振动，未出跳机时的振动现象。

2019年4月17日至7月4日期间，10号机组共发生同一现象的振动跳机事故4次。其中，6月16日、7月2日、7月4日机组并网后,分别运行33 h、15 h、28.5 h后，出现机组3号、4号轴承相对振动幅值爬升，并引发跳机。

该公司组织专业人员从汽轮机轴承、热力管道系统、轴承基础、发电机等多维度进行分析，并达成初步意见：

1)汽缸膨胀不均匀导致胀差过大，引起机组振动；

2)轴承间隙与紧力发生了变化；

3)汽轮发电机组轴系中心发生了改变；

4)发电机转子弯曲或受电磁力影响而引起激振力；

5)汽轮机油质劣化导致油膜破坏；

6)滑销系统锈蚀、脏污，间隙改变。

针对分析机组振源可能的原因，采取了以下检查措施和运行调整：

1)3号、4号轴承轴瓦间隙与紧力检查，轴瓦进油间隙与主轴接触角度检查；

2)汽轮机转子扬度与联轴器中心检查；

3)发电机气隙检查、转子返制造厂维修及重做动平衡；

4)汽轮机低压排汽管道支吊架检查；

5)汽缸滑销系统检查；

6)汽轮机润滑油系统清理与润滑油全部更新(由原长城汽轮机油改为32号统一润滑油)；

7)机组运行油温控制：机组正常运行情况下，汽轮机油温控制在38～40 ℃之间。

经过上述过程检查处理后，2019年8月15日重新开机带负荷，次日21：29时机组振动大再次跳闸，现象与第一次跳机相似。

1.3 监测分析

为彻底检明原因，公司请西安热工研究院对10号汽轮机进行问题查找。为配合现场振动监测，10号机组于8月16日、8月19日又进行了两次冲转，并网运行11.5 h和26 h后，发电机发生了以往类似的振动爬升，并随后跳机。

整个过程西安热工研究院通过自研的便携式振动数据采集和分析系统(编号：VDAS8-02-007)，实时采集振动数据以及频谱分析，如图2所示。通过分析图2发电机定速并网的振动趋势图，10号机组发电机启动及带负荷运行的26 h内，振动处于合格水平。

图2 发电机在运行中的振动趋势

8月20日19:09，10号发电机振动开始波动，5 min后因振动超过200 μm而保护动作停机，且发电机在随后的惰走在过临界转速区域的振动并不大，其中最大的3X振动峰值105 μm左右。通过频谱分析发现，10号机组发电机振动爬升的主要频率成分为18.68 Hz的低频振动，该频率接近发电机一阶临界转速，如图3所示。

图3 3号、4号轴承振动爬升及打闸后的振动趋势

基于以上振动特征，分析10号机组振动故障的原因是轴承稳定性裕度不足，造成的油膜振荡[3]。

如图4所示，转子轴颈在轴承中以角速度ω转动时，轴颈中心O1为转子的平衡位置，转子载荷W与轴承油膜力P相平衡。当转子受到外界扰动力作用时，轴颈中心涡动时，P与W不再平衡。把两者的合力分解为1个切向分力Ft和1个径向分力Fr，其中切向分力即涡动力，径向分力与轴颈涡动轨迹相反，是一种弹性恢复力。当Ft>P时，轴颈涡动轨迹不断扩大，当涡动频率与转子临界转速相近时，就发生了油膜振荡[4-5]。

图4 转子轴颈受力示意图

2 处理方法

通过现场测出的频谱及振动趋势发现振动主要为低频振动，接近发电机的一阶临界转速，最终确认振动引起的原因为油膜振荡，采取了以下措施：

1)对发电机侧3号轴承、4号轴承装复时进行了优化，目的是降低转子运转时对油囊的扰动，具体做法：在4号瓦背部两侧垫块均增加0.08 mm垫片，底部垫块增加0.25 mm，使得4号瓦处的扬度提高，测量数据见表2；同时，为降低转子转动时对油囊的扰动，甚至破坏，调整发电机转子处3号、4号瓦两侧(从汽轮机往发电机看，左前A、左后B，右前C、右后D点)的瓦口间隙低于标准间隙，修后具体数值见表3、表4。

表2 扬度数据Table 2 Raising-rate mm

表3 3号轴承安装数据Table 3 Installation record of No.3 bearing mm

表4 4号轴承安装数据Table 4 Installation record of No.4 bearing mm

2)发电机转子进行返回制造厂处理，进行了拔护环、电气试验、高速动平衡、两头集电环打磨、直流阻抗测量等。

3)通过振动监测，在振幅角度高峰值的对立位增加配重，以增加转子运行稳定性。在发电机转子两端风扇环上配重554 g，并在线做高速动平衡。

4)现场对汽轮机的滑销进行检查、清理等。

5)机组正常运行时，汽轮机油温按38 ℃控制。

3 处理效果

通过检修调整，10号机组正常启动后，10号发电机相关测点的振动幅值大幅降低,试验数据见表5。从表可知,汽轮机转子的轴振在60 μm以内，发电机转子的轴振在75 μm以内。10号机组振动处稳定，运行中未再出现该问题。

表5 处理后数据Table 5 Processed data μm

4 结 语

回顾该汽轮发电机组异常振动的分析处理过程，影响机组振动水平的因素较多，需要借助专业单位应用专业测试设备分析振动数据，从而找到解决方案。通过某电厂汽轮机组的振动跳机前后的振动数据采集和分析，确认故障为油膜振动，并通过机组检修以及调整，最终使该机组运行振动值在国家标准(GB/T11348.3-2011)规定的A区内。