600MW超临界汽轮机汽流激振问题的解决

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　　3.1 设备概况

　　绥中发电有限责任公司一期工程为两台俄供800MW超临界燃煤机组，是目前我国单机容量最大的火电机组。汽轮发电机由列宁格勒金属工厂生产，单轴、一次中间再热、五缸、六排汽、凝汽式。高压缸为双层回流式结构，高压蒸汽从中间进汽经调节级以后流向机前的5个压力级，然后翻转180°经夹层进入流向排汽侧的6个压力级。轴系由一个高压转子、一个中压转子、三个低压转子、发电机转子和励磁机转子组成。每个转子有两个支持轴承，高压缸后轴承为联合推力轴承，其中高压缸前后支持轴承为六个扇形块组成的可倾瓦轴承，其余均为椭圆型镗孔轴承。机组安装前，三个低压转子均在上海汽轮机厂进行了轴径刨光处理，并做了高、低速动平衡。

　　高、中压缸分别设有2个主汽门和4个调速汽门。高、中压主汽门、高压调速汽门分别由各自的伺服马达控制。中压缸4个调速汽门由两个伺服马达控制。高压缸调速汽门正常开启顺序为#1、2同时开启，#3、4依次开启。#3、4高压调节汽阀带有重调装置，冷态启动在400MW前投入#3、4高压调门重调机构后可使4个高压调节汽阀同时开启，机组负荷大于400MW以后退出#3、4高压调门重调机构，随着负荷的增加高压调门按正常特性曲线开启。

　　下图是高压缸前轴承(#1轴承)和高压调速汽门布置情况(从机头向发电机侧看)。

　　3.2机组振动特征

　　2000年5月9日，#1机组负荷在650～700MW期间，主机#1轴承振动有突发现象，随即波及相邻轴承。振动突增的主要分量为21～22Hz，幅值由正常的15μm以下瞬间增至50μm以上。

　　2000年5月16日，根据俄罗斯专家的建议对主机#1轴承解体检查。解体后发现#1轴承上、下阻油边均有不同程度磨损，同时发现#2、#6瓦块背弧与轴瓦洼窝有0.15～0.20mm间隙，检修中对阻油边进行车削，保证阻油边低于可倾瓦表面0.10～0.15mm，对瓦块背弧进行补焊处理，保证#2、#6瓦块背弧与轴瓦洼窝之间没有间隙。此次处理后机组再次启动振动尚未消除。

　　2000年6月12日，一号机组再次启动加负荷至700MW左右时，主机#1轴承突发振动再次出现，随负荷增加垂直和水平方向振动均达到跳机值(11.2mm/s)，同时波及其它各轴承。将负荷减至680MW以下后，振动恢复原状态。

　　3.3振动原因分析

　　从振动机理和特征上分析，发生在绥电一号机组的突发振动是典型的汽流激振，属自激振动的范畴，符合如下特征：

　　3.3.1 振动幅值与机组负荷有关，并有良好的再现性。

　　3.3.2 突发振动发生在高压转子前轴承，引起转子涡动的力与蒸汽流量密切相关。

　　3.3.3 突发振动时所测振动频率接近汽流激振时振动频率f=nc/60=1853/60=30.9HZ(nc为高压缸第一阶临界转速)。

　　3.3.4 发生振动时波形为正弦波。

　　3.4 操作前准备工作

　　根据实际运行情况，东北电科院和绥电公司的有关技术人员经多次研究决定，只能采取改变高压缸调速汽门开启顺序和开度的方案消除汽流激振。

　　3.4.1 按已制定的安全措施、技术措施、组织措施向运行人员交底，在实施过程严格执行。

　　3.4.2 锅炉保持7台磨煤机运行，机组负荷680～700MW，同时炉侧做好快速减负荷准备。

　　3.4.3 解除锅炉ВЗ前压力低保护，将炉侧出口跨接管主蒸汽压力降至23.5Mpa，然后投入机前压力调节器。

　　3.4.4 检查确认汽机串轴、瓦振保护投入。

　　3.4.5 汽机润滑油温保持在40～42℃。

　　3.4.6 操作前机组状态：机组负荷700MW，润滑油温40.6℃。

　　轴瓦点数 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

　　轴瓦回油温度℃ 52 48 50 53 54 63 54 57 56 62 63 58 50 52

　　油膜压力MPa 1.02 2.02 1.89 2.50 2.68 2.53 2.24 2.66 2.41 1.71 2.86 3.30

　　垂直振动mm/s 3.2 3.6 3.5 1.6 3.6 3.5 2.4 4.9 5.0 3.9 4.5 2.2 2.7 4.1

　　水平振动mm/s 4.9 2.9 3.2 2.2 1.4 2.3 1.6 1.2 3.0 1.9 3.5 1.8 2.4 4.2

　　高压缸前(#1瓦)轴瓦为6瓦块可倾瓦，金属温度℃(#1～6瓦块)分别是56.8、59.0、63.3、53.2、65.0、57.6。高压缸#1～4调门开度为73mm、73mm、15mm、4mm。

　　3.5安全措施∶

　　3.5.1 机组升负荷过程中，当振动达保护动作值而保护未动作时，应立即手动停机。

　　3.5.2 在#1瓦就地、主控密切监视机组振动情况，各监视点保证良好的通讯联系。

　　3.5.3 机组加负荷过程中，密切注意机组各参数的变化情况，若出现异常，应立即停止加负荷，并快速减负荷至振动异常消除。

　　3.6 具体操作步骤

　　3.6.1 将汽机#3、4调门重调电机停电，就地手动投入#4高压调门重调装置，手动控制开启6~10mm。

　　3.6.2 就地将#2高压调门缓慢关小，使#4高压调门开启15~20mm。

　　3.6.3缓慢增加机组负荷，注意观察机组振动情况，一旦出现突发振动，应立即解除机前压力调节器，手动快速减负荷，。

　　3.6.4 机前压力调节器投入自动并维持炉侧跨接管主汽压力23.5 Mpa，同时炉侧慢慢增加燃烧率由700MW增加机组负荷，密切注意各瓦振动情况。

　　3.7 汽流激振处理结果

　　2000年6月19日15时20分，#1机负荷由700MW升至800MW共用了38min，在此过程中#1瓦振动数值逐渐变小，机组其余各轴瓦振动也有不同程度降低，且主机#1轴瓦各瓦块金属温度也有不同程度的下降，并逐渐趋于一致。下面是机组负荷810MW(润滑油温40.6℃)时的有关数据情况：

　　轴瓦点数 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

　　轴瓦回油温度℃ 50 48 50 53 54 63 54 57 56 62 63 58 50 52

　　油膜压力MPa 2.21 2.24 2.15 2.48 2.75 2.73 2.92 2.82 2.58 2.13 3.18 3.40

　　垂直振动mm/s 2.6 2.9 3.1 1.4 3.5 3.6 1.7 4.7 4.2 4.8 3.8 2.5 2.6 4.1

　　水平振动mm/s 2.8 1.7 2.2 2.5 1.3 2.2 1.6 1.3 2.5 1.7 3.4 1.9 2.3 4.3

　　高压缸前(#1瓦)轴瓦金属温度℃(#1～6瓦块)分别是56.6、57.6、56.8、54.8、61.6、52.6。高压缸#1～4调门开度为73mm、19mm、38mm、30mm。

　　4.结束语

　　由于对绥电#1机组汽流激振判断、分析、处理正确，采取改变高压缸调速汽门开启顺序和开度的方案彻底消除了汽流激振现象，使机组能顺利的达到满负荷运行，#1机组负荷能够增加100MW，每天可增加发电量240万千瓦时。另外避免了汽流激振对机组使用寿命的不利影响，其经济效益和社会效益是巨大的。

　　在机组通过168小时试运后，根据制造厂的处理意见，在俄罗斯专家现场指导下，对#1轴承的顶部间隙又进行了两次调整，轴瓦顶部间隙已调至下限值0.55mm。但是通过实际运行证明，#1机的汽流激振现象已经不能通过调整轴承间隙的方法消除。现在，#1机组在负荷高于700MW以上时依然按照“改变高压调速汽门开启顺序和开度”的方式避免汽流激振的产生，使机组安全稳定运行。此种解决汽轮机“汽流激振”的方法值得国内外同类型机组借鉴。

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彻底处理可能需要调整轴承座标高甚至调整动静间隙。调整顺序及开度一般是增加轴径载荷，瓦温应该升高。

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我们正遇到这个问题