600 MW空冷机组汽轮机变负荷时1轴瓦振大原因分析及措施探讨

摘要：汽轮机旋转设备的振动是反映设备自身安全的一个重要指标，振动异常问题是造成设备和结构失效及恶性破坏的直接原因。超限的振动一般预示着设备可能存在某种故障。针对600MW空冷机组汽轮机增减负荷时#1轴瓦振动大的问题，结合机组实际运行需求，探索出了一种机组存在轴瓦振动大问题时的汽轮机运行控制措施和停机检修措施，既实现了机组运行中的振动控制，也通过检修从根本上解决了汽轮机#1轴瓦振动大的问题，为同类型其他机组提供了一定的借鉴意义。

关键词：轴振转子汽封调节汽阀轴瓦中心

中图分类号：TM311

AnalysisofCausesandDiscussionofMeasuresforLargeVibrationoftheFirstBearingBushDuringLoadChangeofa600MWAir-CooledSteamTurbineUnit

YANGWei1ZHANGLei2

1.ChinaEnergyGroupInnerMongoliaHulunbeirPowerGenerationCo.，Ltd.，Hulunbeir，InnerMongoliaAutonomousRegion，021000China;2.HarbinWohuaIntelligentPowerTechnologyCo.，Ltd.，Harbin，HeilongjiangProvince，150006China

Abstract：Thevibrationofrotatingequipmentinsteamturbinesservesasacrucialindicatorreflectingthesafetyoftheequipmentitself.Abnormalvibrationisadirectcauseofequipmentandstructuralfailure，aswellascatastrophicdamage.Excessivevibrationoftenindicatesthepresenceofpotentialfaultswithintheequipment.Addressingtheissueofexcessivevibrationofbearingbush#1duringloadchangesin600MWair-cooledsteamturbineunits，wehavedeveloped，basedontheactualoperationalrequirementsoftheunits，asetofoperationalcontrolmeasuresandshutdownmaintenanceproceduresforsteamturbinesexperiencingsignificantbearingbushvibration.Thesemeasuresnotonlyachievevibrationcontrolduringunitoperation，butalsofundamentallyresolvetheproblemofexcessivevibrationinsteamturbinebearingbush#1throughmaintenance，providingvaluableinsightsforothersimilarunits.

KeyWords：Axialvibration;Rotor;Steamseal;Controlsteamvalve;Bearingbushcenter

在深度调峰调频背景下，汽轮发电机组承担更为频繁的负荷调节任务[1]。汽轮机面临更多的启停和变负荷需求，给机组的正常运行带来了极大的安全隐患[2]。特别是由于进汽流量的不断变化，转子受力的改变极易引发动静碰磨或轴承振动增加的问题。因此，针对机组轴振问题的诊断与分析研究得到了众多学者的关注[3，4]。

王少华等人[5]对机组油挡积碳引起的高压缸#1、#2轴承振动异常升高问题进行分析，并从抑制杂质吸入和降低油挡温度两方面改造油挡解决了轴承振动问题。张晓斌等人[6]分析了汽轮机暖机过程中高中压转子发生的振动不稳定爬升现象。魏晓东等人[7]分析了高中压转子弯曲，导致不平衡力逐渐增大，进而引发汽轮机稳定运行中1瓦振动持续增长的问题。刘亿鑫等人[8]提出通过延长暖机时间的方法解决了汽轮机汽封碰磨轴振问题。马忠南等人[9]分析了下油挡预留间隙较小造成轴振过大的问题，并给出了整改方案。吴韬[10]分析了高中压转子后出现的1瓦振动问题。王九崇等人[11]从设备安装、阀序调整等多个角度处理轴系振动问题，取得了很好的优化效果。

然而，引发机组振动的原因纷繁复杂，需要综合考虑机组型号、安装条件和运行背景分析[12]。本文针对某600MW空冷机组汽轮机变负荷时1轴瓦振大的问题进行系统性分析，综合阐述了多种轴振治理措施，论证了各措施的有效性，对解决运行期间的机组轴振治理问题具有较好的参考意义。

1机组运行期间#1轴瓦振动大的原因分析和控制措施

1.1机组运行期间#1轴瓦振动大的控制措施简析

某电厂600MW超临界直接空冷机组分别于2010年12月投入运行。机组运行期间偶发#1轴瓦振动爬升现象，通过机组大修和小修期间加装平衡块减小振动基数控制措施，运行基本稳定。2019年11月机组负荷由350MW升至445MW过程中，汽轮机转子1X振动由80μm升至170μm，1Y振动由85μm升至137μm。通过调整机组高压调节阀开度使振动值恢复至正常水平，但此后振动基数也呈逐渐上升趋势，在2019年12月、2020年2月又分别发生两次增减负荷时1轴瓦振突升现象，1X方向振动最高涨至161μm。2020年3月，通过加装平衡块减小振动基数，1轴瓦振基数由110μm下降至60～70μm，机组运行稳定。然而，2020年7月30日机组负荷由600MW降至470MW过程中，再次出现振动爬升现象，1X/1Y轴振最大达133μm/157μm，之后在机组变负荷情况下又先后出现8次1轴瓦振爬升情况，10月1瓦1X/1Y方向最大振动幅值达到167μm/131μm。2020年8月，在550MW负荷下顺序阀切换至单阀运行。切至单阀运行后5min内，1X/1Y轴振由71μm/67μm上涨至128μm/102μm，且仍有爬升趋势。机组由单阀切回顺序阀运行，振动下降并恢复正常状态。

因机组计划在2021年4月进行A级检修，所以未对轴瓦和轴承箱进行仔细检查。在此运行期间，采取更改阀序和调整调节阀开度大小来控制振动爬升。虽然上述措施对机组振动有一定控制作用，但是给机组安全运行带来较大隐患。2021年4月，机组进入A级检修阶段，通过#1轴瓦与转子间隙的调整、增加轴瓦受力程度、调整汽封间隙等检修措施，消除了轴瓦间歇爬升的重大安全隐患。下面分别对机组#1轴瓦振动大运行期间控制措施和停机检修措施，进行分析和探讨。

1.2基于加装平衡块的减振措施

2019年12月对机组负荷变化时振动异常爬升的问题调研发现，一倍频增加幅值较大，说明引起振动的主要原因是碰磨，解决当前主要手段就是通过对轴瓦进行动平衡处理，增加平衡块的手段使机组振动基数降到70μm以下，不但减少了碰磨，同时，再对机组汽轮机高调门的进行配汽优化。

2020年3月，根据机组#1轴承处轴振升降负荷时振动大的频谱图及振动趋势图分析，认为其振动主要原因为汽流扰动所致，通过分析计算，在高中压转子两端加装平衡块。随后，在2020年11月又一次加装平衡块。通过以上两次在高压转子上加装配重措施，机组启动后1轴瓦振基数由110μm下降至60～70μm，运行稳定。虽然加装配重措施能起到减少振动基数的效果，但并未真正消除掉转子振动的根本原因，还需要查清机组转子振动的源头，才能保证机组长周期可靠运行。

1.3基于优化高压调节阀阀序的减振措施

机组顺序阀配汽规律和机组阀门管理程序优化设计目的在于改善机组整体的综合流量特性曲线的线性度，躲避机组负荷变化时振动异常爬升点，减小轴瓦部件的碰磨次数。通过综合优化设计，确保高调门流量特性曲线的线性度；解决由于规律曲线设计不合理使得机组在某些固定阀位区间存在非正常大幅高频摆动问题；通过开启顺序和重叠度等综合优化确保汽轮机顺序阀新规律顺序投入使用后，机组运行时的经济性至少与优化前顺序阀基本相当。

机组在2020年4月开展了顺序阀寻优测试试验，最终得到GV1+GV4®GV3®GV2和GV2+GV3®GV4®GV1两种进汽方式。经过两次测试，最终选定GV2+GV3®GV4®GV1进汽方式，转子状态在该种进汽方式下无振动大幅度波动情况，但也要结合阀门开度调整来抑制转子振动。通过以上试验和现场情况来看，改变调节汽门进汽顺序，从而改变转子实际位置，使汽轮机转子远离碰磨点，可以避免轴振动幅度变化和较小振动幅度。

1.4基于调整高压调节阀开度的减振措施

对350MW以上负荷机组1瓦振动问题可以通过调整GV1和关闭GV4开度控制。如表1所示，初步摸索出各个负荷段相对稳定工况下对应的高调阀阀位最佳位置，从而确保转子轴振控制在合理范围内。如表1所示，根据机组1瓦振动情况，振动在90μm以下且稳定运行时，机组负荷在350MW以上，因GV1和GV4处于手动控制状态，在变负荷时，只有GV2、GV3参与负荷调节，GV2、GV3变化负荷较大，势必影响机组的振动的变化，变工况时负荷变化速率应为3MW/min，并采用分阶段加减负荷的方式，降低负荷响应速率，尽可能保持振动平稳变化。

400MW减负荷至350MW过程中，由于GV2、GV3逐渐关闭，GV1进汽量逐渐减小，对振动的抑制效果变差，1X/1Y振动会出现爬升的异常情况：当1X/1Y振动爬升至100μm或快速爬升时，应适当关闭GV4阀位的1%或2%；当GV4关闭至11%以下后，1X振动的波动幅度会达到10～20μm。350MW加负荷至400MW过程中，采用分阶段加减负荷时，对振动的扰动较小，如遇振动缓慢爬升，可适当停止加负荷，当1X/1Y振动爬升至100μm时，可关闭GV4进行抑制振动的爬升。400MW加负荷至500MW过程中，机组负荷在480MW以下时，GV1、GV4阀位不需要进行调整，振动变化比较平稳。当继续升负荷时，由于GV2、GV3逐渐开启，GV2、GV3的开度与GV1偏差＜4%时，应适当开启GV1，如遇1X/1Y振动爬升至100μm或快速上涨时，可通过关闭GV4进行抑制。6500MW减负荷至400MW过程中，随着GV2、GV3的逐渐关闭，当GV2、GV3与GV1的偏差达到8%时，应适当关闭GV1，直至GV1关闭至36%或35%即可。在各负荷段进行调整时，振动下降稳定后，应尽可能恢复到当前负荷对应的稳定工况对应的阀门开度，留有一定控制的空间。

以上各负荷段是在试验中的形成的典型工况，阀位控制可能存在一定的偏差，在振动控制中以稳定控制为主，根据经验：振动上涨至120μm以上，会存在快速上涨异常情况，所以在日常控制中，1X/1Y振动在100μm时就需要进行抑制。当振动达到110μm时，可适当降低主汽温度运行，降低幅度5℃，振动控制稳定后恢复主汽温度运行。在机组工业电视上，调出1X/1Y轴振、1瓦左/右侧轴承金属温度曲线进行实时监视。以上就是对汽轮机运行期间机组负荷和调节汽门开度变化摸索的规律，在实际应用中要根据振动幅度和机组类型不同随时调整各调节汽门开度，可以有效控制汽轮机转子轴振幅度变化，保证机组稳定运行。

500MW运行期间，振动较为平稳。机组负荷500MW运行30min，机组负荷在489MW后，1X/1Y振动最大爬升至94/90μm，将GV4由14%关闭至13%，1X/1Y振动缓慢下降

400MW运行期间振动平稳。主汽温度提升试验均在400MW进行，发现机组汽机膨胀不畅现象，提高主汽温度后，汽缸膨胀多次受阻，负荷扰动后汽缸膨胀变化较为明显，如2月23日400MW减至310MW过程中汽缸膨胀由25.36mm上涨至25.56mm，2月27日400MW减至320MW过程中汽缸膨胀由25.76mm涨至26.16mm

减负荷至310MW期间，关闭GV4抑制振动效果较差。减负荷过程中1X/1Y振动缓慢爬升至128/116μm后，快速上涨至173/159μm，将GV1由36%开启至37%，GV4由9%关闭至8%，振动下降

2机组停机期间#1轴瓦振动大的检修措施

2.1#1轴瓦检查和检修方法

2021年5月，机组开始A级检修，着重对#1轴瓦重点从以下5方面进行检查。通过油挡或汽封洼窝检查高压转子的中心（测量高压缸端部轴封间隙、测量轴承箱油挡洼窝中心等数据，并与上次检修数据进行比较，核查高压转子与高压缸径向同心度）；测量1轴瓦径扬度、前箱前后扬度，并上次检修数据进行比较，分析1瓦标高的变化数值；检查轴瓦垫片、底部支撑垫铁的接触情况检查测量轴承浮动油挡间隙；检查测量轴承顶部间隙检查高压缸联接管道的支撑情况、受力情况，包括支吊架、弹簧支座等；检查前箱、猫爪等滑销系统间隙、工字梁状态等；以分析高压缸是否存在移位检查支撑垫块具有可调性（测量#1瓦4块瓦块相对于轴心的同心度，并调整至标准）；检查调整瓦枕紧力前轴承座油挡积碳清理现场检修中对#1轴瓦的刚性、轴瓦的配合间隙及转子的中心位置进行了调整。同时为了增加#1轴瓦稳定性，在左下瓦块加0.05mm垫片。并对瓦壳定位销、瓦枕划痕现场检修中进行修复和调整，并使其达到优良标准。

2.2高中压缸内部汽封间隙和转子中心的检查调整

在汽缸揭缸后，对汽封块碰磨情况检查时发现，高压右侧端部汽封中分面附近碰磨，如图2所示。中压左侧端部汽封中分面附近碰磨；调节级左侧汽封齿有碰磨，且高中压转子有3道沟痕，深度1.5mm，宽3mm，如图3所示。前轴承箱油挡有积碳，但没有硬化；高中压转子其他各级汽封也存在磨痕。

如图4所示，端部汽封及调节级汽封有碰磨痕迹，分析为动静碰磨可能与缸体受力、与轴承发生相对位移，导致局部动静间隙消失。是调节级进汽及端部汽封碰磨引起振动。所以通流间隙、汽封检修调整时控制在设计值中上线，特别注意高压右侧端部汽封、中压左侧端部汽封、调节级左侧汽封间隙值每级都要经过三级验收人员实测，端部汽封及高压缸汽封弹簧片检查，失效的更换。同时用拉钢丝，通过洼窝找中心方法，检查前轴承座、中轴承座及高压缸中心是否发生偏移。如果发生偏移，通过内缸、隔板及汽封调节汽封间隙左右相等。

前轴承箱揭开后，检查小轴对轮螺栓连接情况及小轴晃度（对轮螺栓有无松动，晃度≤0.05mm）。测量高中压转子弯曲度，若弯曲度达到90μm，返厂车削并做动平衡；若弯曲度小于90μm，现场做动平衡。

同时去除为了抑制振动爬升，在高中压转子两侧增加的平衡块。调整结合机组修前及设计标准运行状况，确定中心调整方案。按照中心标准对轴系进行调整，重点是要消除中低对轮、低电对轮处的高差与张口。受整个轴系扬度变化的影响，调整时要考虑对整个轴系扬度的影响，使整个轴系扬度尽可能地往修前扬度靠拢，以优化轴系扬度。另外，鉴于#1轴振存在爬升问题，调整时不要减少#1轴承的垫片，保证#1轴承对转子的束缚力。

2.3高中压缸内部隔板和内缸膨胀间隙检查和调整

鉴于汽轮机转子调节级处碰磨，查找是否存在妨碍高压内缸和隔板膨胀的部位。通过对内部膨胀间隙的检查，发现高压内缸上半两侧与外缸膨胀间隙小于1mm（设计值≥3.17mm），下半间隙左侧2.63mm，右侧2.88mm，均小于设计值。内外缸接触处有明显挤压痕迹，如图5所示。

所以对间隙小于设计值部位进行打磨和车削至不小于设计值。以确保缸体能在有限范围内自由膨胀，防止汽缸内部发生动静碰磨，引起转子振动幅度的爬升。

3结语

#1机组通过有效的运行控制措施，抑制了在汽轮机负荷增减时转子振幅的大幅变化，平稳运行了近一年的时间，坚持到机组A修后才彻底检查和治理，为电厂争抢发电和机组有效出力等厂级目标的实现，打下了坚实的基础。同时，通过对汽轮机的检修，处理了汽封块与转子的碰磨、#1轴瓦底部垫片的调整，消除了高压内缸圆周膨胀间隙小于设计的机组原始缺陷。机组A修后启动，#1轴瓦处转子振动小于70μm，机组增减负荷振动稳定无变化，说明检修措施合理并有效，彻底消除转子在负荷变化时爬升的重大设备隐患。

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