浅析600MW汽轮机组汽流激振故障诊断与处理方法

雷少朋

（陕西德源府谷能源有限公司，陕西 榆林 719400）

汽流激振故障作为汽轮机组的常见故障问题之一，在我国引进的多种超临界机组中均有出现，而国产的600MW机组也曾出现汽流激振现象，其对机组的正常运作造成不利影响。在汽轮机组的高效化发展下，汽流激振故障越来越严重，汽流对于转子的影响越来越明显，该现象间接提高了汽轮机出现汽流激振故障的概率，因此，针将大容量600MW汽轮机的汽流激振故障诊断与处理作为研究重点，以期降低汽流激振故障的发生概率。

1 汽轮机汽流激振的特征分析

首先，振动频率基本与高压转子一阶临界转速频率一致，通常为低频分量。在汽轮机运作期间，蒸汽激振力与轴承油膜阻尼力的非线性特性下，部分情况下会出现谐波分量；其次，根据上述汽流激振的机理了解到，汽流激振在高参数的汽轮机组的高中压转子中出现概率更高，600MW汽轮机正是如此；然后，汽流激振故障更频发于机组负荷升高的条件下，若机组负荷升高到一定水平，则会突然出现汽流激振故障，若符合降低到该水平线以下时，又会逐渐消失，本文后续将对此进行试验分析；最后，汽流激振与轴承标高、调门开启流程、调门开度等因素存在一定联系，因此，通过调节标高与高压调节阀，在一定程度上控制汽流激振。

2 600MW汽轮机组汽流激振故障的诊断

根据汽流激振机理来看，蒸汽对转子切向力影响的提高使得转子激振力进一步加强，可能导致转子失稳而出现不稳定振动现象，这便是汽流激振故障。通常情况下，汽流激振属于自激振动现象，形成因素一般包括以下三点。

2.1 叶顶间隙激振力

若汽轮机的转子存在弯曲现象，则会引发转子与汽缸几何中心错位问题，从而导致圆周向间隙分布不均匀，转子和汽缸间隙出现大小差异。其中间隙较大的一侧蒸汽经过量会提高，漏汽更多，在动叶中的蒸汽及作用力均降低，并且切向力也降低。蒸汽经过量较小的一边，作用于动叶的蒸汽会提高，切向力会加大，两种切向力存在较大差异导致扭矩的生成，促使转子做功，也会出现不平衡的切向力，使转子被沿转动方向涡动，出现汽流激振故障。

2.2 密封间隙激振力

大功率汽轮机的动叶外径及隔板内径中的汽封设计错综复杂，很可能出现密封间隙振力，影响因素多表现在以下几点：①汽轮机转子出现几何方向偏移，导致各规格的间隙存在压力差异，转子周边的静压力出现变化；②进出汽边齿间隙形状不同，在转子转动期间出现漏汽量的差异，两侧齿的腔室压力存在区别；③动叶片为三角状，难以把控汽封间隙中的流体方向，从而引发预旋问题；转子运行过程中，会使汽流在汽封间隙中出现螺旋状，圆周方向不对等合力和转子存在进动相位差。

2.3 静态汽流力

蒸汽流量是影响汽轮机负荷的关键因素，因此，在蒸汽流量的变化下，汽轮机负荷存在不同。当前汽轮机的形式多种多样，其中喷嘴配汽最为常见，在应用期间，需要进行喷嘴的分组，不同喷组配备不同的调节阀，打开调节阀后对其后的空间进行分配。在汽缸温差的作用下，先对180°范围中的调节汽阀进行控制，让蒸汽进入下汽缸，之后开启喷嘴调整模式。在负荷变化之下，按照一定顺序打开调节阀，一级静叶控制汽机的调节阀会受到流量与负荷变化的影响，因此，工作人员需要控制喷嘴的打开数量，但是这两个条件的变化，导致调节喷嘴进汽出现差异，出现不对称的作用力。在满圆周进汽下，两侧对称角度的喷嘴会相互产生作用力，若喷嘴组截面积一致，则出现作用力相同的汽流，汽流交汇时，出现扭矩而促使轴旋转做功。若喷嘴堵塞，则没有蒸汽经过喷嘴，不会出现抵消汽流的力，若转子被蒸汽抬起，轴承受力降低，稳定性难以保证[1]。

3 600MW汽轮机汽流激振故障的处理措施

3.1 蒸汽激振力的处理

引发600MW汽轮机汽流激振故障的因素多种多样，蒸汽激振力是其中一个较为普遍的因素，因此，为保证汽轮机组的稳定运作，便需要重点针对蒸汽激振力进行控制，采取对应的方法进行处理，具体如以下两点：①结合汽轮机组的运作与生产需求，观察汽轮机组在运作期间的负荷情况，如果机组处于高负荷运作条件下，并且需要对其负荷进行调节时，则需要提高开度与轴振力的调控力度，结合轴振与开度的稳定情况采取科学可行的蒸汽运作模式，以该方法控制汽流激振故障的形成。若运作负荷较低，需要调控负荷率的提升与下降状态，一边快速升降对汽轮机组稳定性带来的不利影响。在蒸汽激振力处理期间，如果通过蒸汽压力的降低以及蒸汽流量的提高调节机组运行负荷水平，会导致其他故障的出现；②在处理蒸汽激振力异常状况时，关注汽轮机组的检查维修作业，并且针对叶顶间隙和汽封间隙进行检查和调整，确保汽轮机组的安全运作。同时，在汽封位置加装涡动控制装置，并调节好转子和汽缸的同心性，调整轴系的点位，以免转子汽缸偏移度较大等问题的出现，降低激振力带来的影响。该方法有效提高汽轮机组的运作稳定性，控制故障的出现频率，提高汽轮机的运行效益[2]。

3.2 提高轴瓦稳定性

为提高600MW汽轮机组的运作稳定性，保持轴瓦良好的运作状态至关重要，该方法是处理汽流激振故障的重要手段，而在轴瓦运作状态控制中，明确以下几项要点：①若轴瓦稳定性较强，其在运作期间会提升阻尼力，有效控制蒸汽激振力的影响，从而提高汽轮机组的整体运作稳定性。同时，调控润滑油的温度，确保润滑油温度达到既定标准，提高轴系中心的稳定性与安全性。在此期间，还需要保证轴封运行参数的合理，对其参数进行控制，降低汽流激振故障的发生率；②在轴瓦安装与后期运维工作中，需要重点关注轴瓦型号，同时，对轴瓦间隙及轴承标高进行检查，避免轴瓦表面出现严重磨损问题，若发现问题则要及时进行解决。还需要尽量规避漏汽问题的形成，确保蒸汽机组能够稳定运作[3]。

4 基于汽流激振机理与特征的调节试验

某电厂#2机组高中压转子振动于高负荷区域存在低频振动现象，这使得转子振动稳定性受到影响，轴承的振动波动最为明显。低频振动幅值和机组负荷具有一定联系，若负荷提高，则低频振动幅值相应提高，因此，该机组的高中压转子振动问题属于汽流激振故障，进而采取在线试验的方式找到问题根源并解决，具体试验程序如下：

（1）不断提高负荷，使得#2轴承出现振动现象，但将振动问题控制在不发散的状态下，对其运作参数进行检查和控制，如机组背压需要保持在30KPa左右。之后进行观察，在机组负荷处于520MW时，进行相关试验，记录下转子振动的有关数据。

（2）开启交流润滑油泵，在油压逐渐稳定之后，机组进行为期10min的试运行，期间观察高中压转子振动情况并记录，由于机组运行层的轴承入口油压处于0.18MPa左右，因此，在启动油泵之后，轴承入口的油压持续提高。

（3）关闭油泵，在油压逐渐稳定后，逐渐将油温控制在38℃～45℃之间，并且不断降低至38℃，机组润滑温度会处于38.5℃上下，此时进行油温调控与试运行的试验操作，当油温提高1℃机组试运行5min观察参数并记录。当某一试验节点下，在提高1℃油温的情况下，机组高中压转子低频振动的增幅相对较高，则可以停止试验，以相同的方式进行反向试验，油温降低1℃，机组试运行5min并进行观察。

（4）若调节油压与油温对汽流激振起到控制效果，则油温油压在调节完成后，试验结束，若无法控制，则进行阀序调整试验。

（5）阀序调整试验，在既有的复合配汽条件下，机组运作状态较为稳定，强制CV1开度由60%不断缩减至30%。在试验期间，若降低CV1开度以及提升高中压转子的低频振动现象，则进行关断并恢复CV1的开度，在恢复时每15s恢复1%，其余调门的开度应当自动调整，保证机组系统的稳定性。

（6）在CV1强制试验完成后，开展强制CV2试验，开度由45%降低至25%，原理与CV1一样。在CV2试验强制完成后，需要恢复自动控制，强制CV3开度也由45%降至25%，原理与强制CV2试验一样。

（7）在CV3强制试验结束并恢复自动控制后，强制CV4的开度由5%提高到40，若开度提高期间，高中压转子低频振动加剧，则停止提高开度并逐渐恢复，开关周期与上述相同。

（8）在上述试验完成后，操作人员结合阀门试验结果分析机组运作的最佳阀序，从而对汽流激振故障进行有效控制。

（9）控制机组的负荷在400MW上下，并且机组阀门控制模式转变为顺序阀，重复试验程序的5）和8），从反复试验的过程中找出顺序阀下实现汽流激振故障控制的最佳阀序[4]。

5 结语

汽流激振故障对汽轮机组的运作状态产生严重的影响，为有效规避汽流激振问题，管理人员需要总结汽流激振问题的各项形成因素，结合不同的问题成因情况制定针对性的处理措施，一方面控制汽流激振问题的出现概率，另一方面则要将汽流激振故障带来的影响降至最低。根据汽流激振故障机理与特征进行诊断，在了解故障原因和表现后，采取有效的方法手段进行解决，保证汽轮机组的运作稳定性。