国产600MW汽轮发电机组震动问题分析及处理.doc

1、1国产 600MW 汽轮发电机组震动问题分析及处理摘要：国产 600 MW 汽轮发电机组在运行过程中普遍存在某些振动问题,如低压转子轴承座振动大、高负荷工况高中压转子轴承突发性振动、发电机转子不稳定振动和集电小轴稳定轴承振动大等,严重影响机组的安全、可靠运行。本文对国产 600 MW 机组的振动特征和振动原因几处理进行了以下分析。 关键词：600MW 机组；发电机组震动原因；处理； 中途分类号：TK269 文献标识码：A 文章编号： 1. 低压转子轴振动、轴承座振动 1.1 低压转子轴承座振动大 低压转子轴承座振动偏大是某些型号国产 600MW 机组共性问题之一,虽然不是很大的轴振动,但却反映

2、出相对较大的轴承座振动,甚至轴承座振动严重超标。低压转子轴振动不大,表明转子激振力不大,而轴承座振动偏大主要原因是轴承座动刚度较小。 现场降低轴承座振动的有效方法是对低压转子进行精细的动平衡,尽可能地减小低压转子的激振力。动平衡的效果取决于低压转子支承轴承处轴振动和轴承座振动的相位关系,如振动均以反向分量为主,则加重较容易达到满意的效果,否则要取得较好的效果有一定的难度。 1.2 低压转子突发性振动 2机组运行过程中,低压转子轴承处轴振动和轴承座振动瞬间突然增大,并稳定在较高的振动水平上。由于振动以基频分量为主,振动变化前后相位基本稳定,判断转子部件飞脱,低压转子的平衡状态发生突然恶化。揭缸检

3、查发现低压转子次末级叶片围带断裂飞脱。 断口和强度分析表明,在较短运行时间内造成这些低压转子次末级叶片围带断裂飞脱故障的原因与机组存在设计制造缺陷有关。 1.3 低压转子的动静碰磨引起振动波动及爬升 国内已有多台上电集团生产的某型亚临界 600MW 机组运行中特别是在冬季,出现因真空过高引起低压转子振动快速爬升导致跳机事故,其它型号亚临界和超临界 600 MW 机组运行中也出现过一些低压转子振动波动和爬升的情况,原因是低压转子发生了动静碰摩故障所致。 600 MW 机组汽轮机低压缸刚性相对较弱,空载时因汽轮机鼓风效应造成低压缸排汽缸温度大幅提高以及运行中真空的作用,都会使得低压缸产生变形。如果

4、变形量过大,则端部轴封局部间隙也会消失,引发低压转子端部轴封段动静碰磨,并使得低压转子振动爬升和剧烈波动。另外,当机组升负荷过快,或机组热态起动时蒸汽参数控制不当及在低负荷停留时间过长时,都容易引起低压转子产生摩擦振动。因此,应尽量减少机组在空载状态下的停留时间,及时带负荷运行;同时保证低压缸两侧排汽真空的一致性,并适当控制运行真空值,必要时要降低一些真空值。此外,通过转子动平衡手段尽可能地降低轴振动水平,防止动静部件碰磨。 2. 高中压转子振动 2.1 工作转速和临界转速下高中压转子振动较大 3有些机组运行中高中压转子 1 号、2 号轴承处轴振动(简称轴振)略大,或其中一个轴承处轴振值略大,

5、超过新机组 76m 的振动保证值,振动幅值、相位比较稳定,这是由于高中压转子出厂动平衡精度不够、残余不平衡量较大引起的,可根据振动相位情况在现场或返制造厂对高中压转子实施动平衡来降低振动水平。 个别机组投运初期高中压转子振动很好,但随着运行时间的延长,振动逐渐持续爬升,最终振动超过限值。当排除静碰磨因素的影响后,分析原因是制造过程中高中压转子内应力未完全消除等材质方面的因素使内应力在运行中不断释放,造成转子不断弯曲,引发转子振动持续增大,应及时将转子返制造厂进行相应的检查处理。 一些机组在高中压转子一阶临界转速区域轴振较大,通常是由于运行操作不当使高中压转子发生动静碰磨而产生一定的永久弯曲变形

6、,产生一阶质量不平衡引起的。当然,个别存在热弯曲的高中压转子在热态起动及停机过程通过其一阶临界转速时振动也较大。 当转子弯曲量较小时,可通过现场校正平衡重量抵消弯曲变形的影响。某些型号机组高中压缸在前端、中端和末端均设有专用加重孔,可在高中压转子前、后及中间平面加平衡重量,因此可在现场进行高中压转子的动平衡。需要注意的是,因高中压转子加重相对较麻烦,且调整重量需要一定的时间,所以加重前要仔细分析机组起、停机过程中临界转速区域的振动数据,力争一次加重取得良好的效果。 2.2 高负荷工况高中压转子突发性低频振动 据不完全统计,目前已有超过 10 台国产 600 MW 机组在带高负荷运行4中发生高中

7、压转子由蒸汽激振引起的突发性不稳定低频振动,主要表现在1 号、2 号轴承的突发性振动,严重时振动超限引起机组跳闸。发生这种故障的既有亚临界汽轮机,也有超临界汽轮机。低频振动频率一般为 25 Hz 的半频,有时为高中压转子一阶临界转速频率。 高中压转子蒸汽激振的原因一方面是转子在汽缸中偏斜引起叶顶和汽封间隙蒸汽激振力导致轴系稳定性降低,另一方面是安装、检修不当或热膨胀引起轴承标高下降使轴承承载减小、稳定性降低。此外,在汽轮机某个部分进汽工况下产生一个向上抬起转子的合力,减少了轴承比压,也导致轴瓦稳定性降低,此力的大小和方向受机组运行中各调节阀的开启顺序、开度和喷嘴数量的影响。对出现蒸汽激振的机组

8、现场采取更换轴承,增加轴承标高,调整轴承几何尺寸、密封间隙、转子在汽缸中对中度、调节阀开启顺序及开度等,其中的一种或几种措施组合,可取得较好的结果,使低频振动消失或明显降低。但是,有的处理措施采取后效果仍不理想,只能降低热力参数或负荷来控制蒸汽激振。 运行表明,一些型号机组的高中压转子在高负荷工况更容易发生蒸汽激振,这可能与机组轴系设计存在缺陷有一定的关系。要从根本上解决该问题,制造厂应对轴系稳定性进行改进设计,可从汽封的型式、结构和布置等方面进行改进,以减小或消除蒸汽激振力。 3. 发电机转子、轴承座及定子振动 3.1 发电机转子不稳定振动 发电机、励磁机转子轴承振动爬升和不稳定是早期生产的

9、西屋型亚临界 600 MW 机组轴系存在的一个振动问题。发电机及励磁机的 10 号、511 号轴振动易受运行工况的影响,经常出现严重的振动急剧爬升、不稳定现象,甚至振动超限引起跳机。 引起发电机、励磁机不稳定振动主要原因有:(1)转子产生热弯曲;(2)发电机密封瓦出现碰磨;(3)励磁机 11 号轴颈晃度较大和发电机-励磁机(发-励)联轴器连接螺栓紧力不足。在热不平衡量较小的情况下,可采取热态平衡来补偿转子热变形所产生振动的影响。需要注意的是,因此型机组轴系振动的设计特性,发电机、励磁机转子的加重对发电机二阶临界转速和励磁机一阶临界转速振动以及工作转速下的振动都会产生明显影响,所以必须综合考虑临

10、界转速、定速 3 000 r/min 和带负荷工况下的振动特性,对发电机、励磁机轴系进行精细动平衡。对于热不平衡量较大的情形,不能通过热平衡进行补偿,此时应查找其它方面的原因,消除转子热不平衡。在现有密封瓦结构的条件下,采用提高轴系动平衡精度(减小不平衡激振力)、保持合适的密封油温(一般控制在 4548)及密封油清洁度等手段可消除和改善密封瓦的碰磨。 对原因(3)故障处理的根本方法是重新调整发-励联轴器的连接状态,保证静态下 11 号轴颈晃度合格,并使联轴器连接螺栓紧力达到要求值;增设止动圈,确保机组运行后发-机联轴器连接状态在合格范围内。有时在11 号轴振动不是很大的情况下,也可采用先对励磁

11、机转子动平衡的方法降低振动,振动达不到要求或停机检修时对转子重新找中。 3.2 发电机前轴承处轴振偏大 图 2 轴系结构的一些 600 MW 机组运行中发电机 7 号轴振偏大,且振6动值往往随有功负荷的增加而增大,7 号轴振有时还将其相邻的 6 号或 8号轴振值带高,使机组轴系振动水平无法达到新机验收值要求。引起该现象的主要原因是低压-发电机转子联轴器螺栓紧力不足或不均匀,在机组带负荷后联轴器产生偏差引起其质量不平衡,或者联轴器中心不正及联轴器本身加工偏差产生一定的质量不平衡。应指出的是,发电机电气故障或电网冲击会对低压-发电机转子联轴器产生冲击扭矩,造成联轴器螺栓紧力降低,甚至松动,从而影响

12、联轴器的平衡状态。 如果 7 号轴振明显偏大,且振动与机组负荷明显相关,或联轴器中心明显不正,则应解开联轴器对轮,重找中心,并加大联轴器螺栓连接紧力和使其均匀。此外,为进一步改善振动状况,现场通常采取在低压发电机转子联轴器发电机侧加平衡重量。该动平衡方法的效果取决于 6 号8号轴振的相位关系。 3.3 发电机轴承座、定子振动偏大 有些机组发电机转子轴振较小,但轴承座振动较大,甚至超过限值,显然这是由发电机轴承座动刚度不足引起的。发电机轴承为端盖轴承,它与发电机定子相联接,其刚度大小除取决于轴承本身的结构刚度外,很大程度还受定子及定子上其它部件刚度的影响。某电厂 2 号机组系哈电集团生产的超临界

13、 600MW 机组,8 号轴振值是 5060m,而轴承座振动值是60m 左右。轴振和轴承座振动相当,甚至小于轴承座振动,说明支承系统的动刚度偏低。该机组投运初期,轴承座振动尚可,但运行一段时间后,8号轴承座振动明显增大,表明该轴承座的支承动刚度是逐渐降低的。这是因为支承系统连接刚度的下降和共振的影响同时存在,支承系统连接刚度7降低使共振频率降低,而更接近于工作转速,这种情况下 8 号轴承座振动会显著增大。 该机组发电机定子氢冷器有部分冷却水管被振裂,现场对冷却水管测量发现,存在 50 Hz 左右的固有频率,因此机组运行中冷却水管及氢冷器的共振造成 8 号轴承座动刚度的降低,使振动增大。对此,电

14、厂曾通过在冷却水管安装膨胀节来改善其振动,但效果不明显。 发电机轴承座振动偏大的原因属于结构方面的问题,需要对发电机定子、端盖、氢冷器等部件及其连接处进行仔细检查,根据实际情况必要时需通过改进结构设计(包括加固)做进一步的调频处理。 3.4 集电小轴稳定轴承振动 超临界 600 MW 机组和后来生产的亚临界 600MW 机组(图 2)的 9 号轴承为集电小轴稳定轴承。这些机组存在的一个比较明显的问题是 9 号轴振偏大(东电集团机组因未装传感器,不能显示该轴承振动情况)。相当数量的新机组在起动定速后 9 号轴振都超标,有些甚至达到跳机值(254m),并且振动以基频分量为主。 引起 9 号轴振偏大

15、的主要原因是结构设计以及制造和安装方面存在一定的缺陷。由于发电机转子和集电小轴的三支承结构,以及集电小轴相对较轻,且细而长的特点,因此 9 号轴颈对轴系的不平衡响应比较敏感。当集电小轴存在一定的原始不平衡或发电机转子集电小轴联轴器安装偏差稍大或 9 号轴颈晃度偏大时,9 号轴承处就容易产生较大的轴振。过大的轴振会引起轴承损坏。 当发电机转子集电小轴联轴器连接螺栓紧力不足或不均匀时,随着8运行时间的延长,联轴器中心会发生变化,进而引发集电小轴平衡状况恶化,造成振动逐渐爬升。此外,有些电气事故也会引起振动的爬升。 现场降低 9 号轴振的有效方法是动平衡,一般通过在 9 号轴承侧集电小轴平衡盘上加重

16、(哈电集团机组)或在集电小轴整流盘上加重(上电集团机组)可以取得良好的效果。但因该位置加重的影响系数较大,且 9 号轴振有时受机组负荷变化等因素的影响会有一定的波动,故动平衡工作往往经过数次加重才能达到预期的效果,能将 9 号轴振值降低到 80m 以内。 综上所述为国产 600MW 机组运行中汽轮发电机组震动问题的分析及处理方法。由于设备生产加工工期短、机组安装或检修工期紧和运行操作不当,以及对振动限值要求更高等方面因素的影响,仍有部分机组运行中存在一些轴系振动未能达到较为满意的振动水平,甚至个别机组振动超标,严重影响机组的安全稳定运行。目前相关部门正在充分认识这些机组运行中所存在的振动问题和振动特征,并探索出现场处理这些机组振动问题的方法供大家借鉴。