一台125MW汽轮机组轴系振动处理实例

一台125MW汽轮机组轴系振动处理实例

张伟雄

陕西北元化工集团有限公司热电分公司陕西榆林神木锦界719319

摘要：针对一台125MW汽轮机组A修后，首次启动转速未能超过1700rpm,机组轴振、瓦振大，首次启动未能达到额定转速，且后续运行中机组轴振、瓦振超限，通过试验分析，确定了机组振动大的主要原因是：高压汽封动静间隙小，摩擦导致偏心较大引起机组振动；后轴承箱基础台板螺栓松动发生共振；蒸汽扰动引起#1瓦处大轴受力变化，导致#1瓦处轴振较大；以上多种因素组合效应，导致机组振动大。通过复紧后轴承台板螺栓，调整#1瓦标高，改变阀序进行有效磨合后，机组能满负荷运行，机组轴系振动达到合格范围。

关键词：轴系振动；偏心；径向间隙；

前言

某机组汽轮机为C125－8.83/1.0型，高压双缸双排汽、冲动、单抽、直接空冷凝汽式汽轮机。发动机型号为QF-125-2。机组轴系由高压转子、低压转子和发电机转子组成，高低压缸对轮采用刚性联轴器连接，低压缸发电机对轮采用半绕性联轴器连接。机组轴系支撑为四点结构，1号、2号、3号和4号、5号轴承，均为椭圆落地支撑轴承。机组轴系结构如图1所示。

1号2号3、4号5号

图1机组轴系图

机组于2016年5月进行A级检修。检修期间对汽轮机高压缸后半大法兰进行拂缸处理，各瓦蜂窝汽封进行全部换新，并将轴端汽封径向间隙按下限值进行调整，高压转子第九级叶片叶冠有7处损伤，涉及14个叶片损伤。对汽缸中分面法兰进行焊接处理，高压转子九级叶片进行全部更换为新形式叶片。低压转子前后平衡块有不同程度汽蚀，返厂更换为特殊合金钢材质的平衡块。

机组于2016年6月23日进行A级检修后首次启动，启动过程中转速未能超过1700rpm，启动中出现偏心大，1、3号轴承处轴振、瓦振超限保护停机，启动未能达到额定转速。

1机组启动过程中的轴系异常振动

1.1振动现象

6月23日，机组A修后首次启动。转速达到1611rpm时，1瓦振动最大101.4um保护停机。升速过程中1瓦轴振、瓦振均爬升较快，2y、3y、5y轴振变化较大，1瓦瓦振变化较大，其余振动变化小.

1.2初步分析

1x、1y轴振动属于外界强迫振动，振动峰值发生在高压转子临界转速区附近，说明高压转子存在一阶不平衡因素[5]。启动过程中实际过临界升速率200rpm低于设定的400rpm，使得高压转子临界区停留时间增长，进一步放大了1x、1y轴振动。

惰走至609rpm时1y仍有爬升趋势，说明高压转子存在摩擦，尤其是高压转子前后汽封处。

1.3处理措施

机组本次大修时要求将高压前后汽封间隙调至下限值，通过综合评估，决定进行低速直轴并利用低速直轴将高压前后汽封摩擦处磨平，减少由于摩擦对机组振动的影响[1-10]。

人为开打#4调门开度，机组启动过程中增加蒸汽对高压转子向下的力，减小轴系振动。方案确定后进行盘车，将偏心、高压缸上下温差、轴向位移、胀差都在合适范围内进行再次启动机组。

1.4处理结果

6月24日，机组再次启动。机组低速直轴44分钟偏心下降明显，调整各参数并保持过临界升速率为400rpm，过高压转子临界转速时机组振动均在正常范围内.

2机组带负荷正常运行3个月期间机组轴系异常振动

2.1振动现象

1x、1y、5y轴振大，3瓦瓦振大，带负荷时1y最大到227um，3瓦瓦振达到85um，取三个负荷区间机组振动情况见表1

2.2初步分析

机组后轴承箱基础台板长期运行润滑油渗入到基座内，导致基座螺栓松动，由于后轴承箱基础台板螺栓间隙较小，需加工特殊扳手进行紧固，确保地脚螺栓全部紧固到位。

根据前期试验经验，初步分析切换机组运行阀序和设置调门开启顺序对机组振动影响明显。

2.3处理措施

加工特殊扳手对后轴承箱基础台板螺栓依次进行复紧，每复紧一次观察5分钟机组振动变化情况，稳定后继续复紧，依次复紧三次后轴承箱基础台板螺栓。

机组正常运行阀序切换为顺序阀运行，关小#2调门，将调门开启顺序改为1→3→4→2。

12月21日，针对上述分析情况进行现场处理，分别于9:10、9:24、9:35分三次紧固后轴承箱地脚螺栓，机组瓦振变化明显，#3瓦振动35.8um降至15.4um，#4瓦振动31.8um降至16um。以上现象说明机组后轴承箱基础台板不实，螺栓松动。9:48机组切换为单阀运行，#1、2、3调门开度均为41%，旋转隔板开度50%，切换后机组#1瓦轴振变化明显，1X：154.4um降至96.8um,1Y：122um降至113um；10:07释放#4调门，#1--4调门开度分别为38%，37%，39%，35.7%。机组#1瓦轴振大幅下降，1X:96.8um降至51.7um,1Y:113um降至30.1um。以上现象说明#4调门开大对机组#1瓦轴振改善效果明显，调整阀序有利于机组稳定运行[2、3]。

10:53机组切换为顺序阀运行，#1--4调门开度分别为87.3%，86.2%，30.8%，54.3%，切换后机组#1瓦轴振变化明显，1X：81um升至130um,1Y:78um升至157um；10:58开始关闭#2调门，11:09#2调门关至0%，#1--4调门开度分别为98%，0%，77.2%，83%，切换后机组#1瓦轴振变化明显，1X:130um降至53.8um，1Y:157um降至41.5um。以上现象说明单阀切换为顺序阀后#1瓦轴振明显上升，改变阀序后#1瓦轴振明显下降。

2.4处理情况分析

2.4.1机组后轴承箱基础台板不实，螺栓松动，目前采取临时措施可以维持运行，机组大修时需彻底处理基础台板。

2.4.2机组负荷95MW，顺序阀切换为单阀运行后#1瓦轴振下降明显，#4调门释放后#1瓦轴振均在51um以内，开大#4调门对机组#1瓦轴振改善效果明显，调整阀序有利于机组稳定运行。

2.4.3机组满负荷工况，单阀切换为顺序阀，关小#2调门后#1瓦轴振均在54um以内，各瓦瓦振均在25um以内，说明蒸汽对机组大轴有汽流扰动，向下的力小于向上的力，导致#1瓦处油膜不稳定。建议对调门阀序改为1--3--4--2。

2.4.4机组降速过程中出现偏心值上升较快的问题，经讨论后一致认为有以下两方面原因：一是降速过程中局部碰磨导致转子钢性变形所至；二是汽缸接合面泄漏[10]。

3结束语

近年来，由于火电行业经济形势严峻，机组节能工作陆续开展，调整转子动静间隙、轴端汽封间隙值已成为通常做法，但易使机组启动中频繁发生摩擦振动[9]；由于机组A修时部分企业不检查基础台板，长期运行进油导致台板松动。可采取以下几种方法消除机组轴系振动:①启动过程中偏心较大采用低速直轴，偏心降至40um以内可继续升速，并在过临界转速时升速率不得小于400rpm。②启动过程中汽封发生摩擦，可以采用低速摩擦的方法扩大动静间隙，振动偏大维持转速300rpm运行，振动偏小维持500rpm运行，摩擦消除为止。③机组A修时必须将轴承箱基础台板检查列入标准检修项目、清理积油、复紧螺栓。④消除干扰机组调门波动的信号，如：电缆屏蔽、接地检查，及干扰振动测点的信号避免外部干扰。

参考文献

[1]施维新，石静波.汽轮发电机组振动及事故[M].北京：中国电力出版社，2008.

[2]陈颂元.汽轮发电机组振动[M].北京：中国电力出版社，2000.

[3]张学延.汽轮发电机组振动诊断[M].北京：中国电力出版社，2008.

[4]陈文戈，袁周，冯永新.汽轮发电机机组热态振动故障分析及处理[J].汽轮机技术，1999,41（3）：173-176.

[5]曹成虎.汽轮发电机机组轴承振动故障处理[J].内蒙古电力技术，2014,32（1）：84-87.

[6]杨柏.300MW汽轮机组振动故障分析与处理[J].内蒙古电力技术，2013,31（1）：50-54.

[7]张卫军，陈胜军，张学延，等.某台超超临界1000MW机组振动故障诊断与治理[J].内热力发电，2012,41（2）：64-67.

[8]张沈彬，刘钊彤，张锋锋.C300MW型汽轮发电机组振动故障分析[J].内蒙古电力技术，2012,30（2）：101-103.

[9]高翔，白子为，卢盛阳，等.300MW机组异常振动原因分析及处理[J].热力发电，2012,41（12）：96-97.

[10]李明，贾向龙，曹艳，等.汽轮机转子动静碰摩理论分析及判别特征[J].陕西电力，2011,39（9）：42-44.

作者简介

张伟雄，男，1982年12月出生，助理工程师，目前从事火电机组汽轮机运行维护工作，通讯地址：陕西北元化工热电分公司.