摘要：针对自2018年10月山西漳泽发电分公司#5汽轮机#1、2、3瓦轴振增大现象频繁发生，严重影响机组的安全稳定运行，经过缜密的分析、摸索规律，找出了引起轴系不稳发生轴振增大的原因，提出了苏制215MW机组在安装、运行和维护方面的要求。
关键词：汽轮机；轴振；轴封
漳泽发电分公司#3汽轮机组进行DCS改造、低压缸通流部分改造以来，#5机各瓦轴振一直维持在90μm以下良好状态下运行；但从2018年10月开始，#5机#1、2、3瓦垂直轴振频繁增大，出现几率时大时小，很不稳定，成为影响#5机组安全运行的重大隐患，有时机组被迫限出力运行，严重威胁机组的安全运行。
1、设备状况
漳泽发电分公司#5机组为苏制K-215-130-1型凝汽式汽轮机为单轴三缸双排汽，具有一次中间再热的冲动式机组。汽轮机轴系由高、中、低压转子、发电机转子、励磁机转子及九块轴瓦组成（如图1）。于月A级检修时进行了DCS改造，调节系统改造后为数字式电液调节系统(DEH)，高压调门的开启顺序为#1、#3、#4、#2，低压缸通流部分由德国西门子公司进行了增容改造；热段轴封供汽方式为自密封，冷段轴封供汽方式为本机除氧器自带，A级检修后启动至2018年10月期间，#5机组运行状况良好。
2、故障情况
漳泽发电分公司#5机组各瓦轴振正常运行维护值为小于150µm。2018年10月前#5机组运行稳定，没有出现过轴振异常增大的现象，2018年10月开始#5机#1瓦垂直轴振频繁增大，并伴随有#2、#3瓦轴振及#1、2、3瓦轴承盖振动同时增大的现象，严重时#1、2瓦振动值达到满表值250µm，运行无法继续监视轴振变化，严重威胁机组的安全运行，且每次轴振增大被迫通过限制机组负荷来调整轴振，但效果不明显，振动值仍维持较高的水平。针对这一不安全现象我们进行了大量的数据对比、现状调查，认真观察每一次振动大的全过程，进行了细致分析。
3、故障分析
3.1 机组运行周期长，设备存在的缺陷不能及时消除
#5机组自A级检修到2018年10月已运行5年5个月，期间进行过一次B级检修，4次C级检修，均未对高、中压缸揭缸检查、检修，致使设备老化，叶片、汽封、阻汽片等部件冲刷、磨损、脱落现象严重，机组稳定运行环境恶化，是造成#3机组轴振频繁增大的一个原因。我厂同类型机组（#3机）大修解体时发现动静部分有严重的碰磨、脱落现象。
3.2 进汽方式影响
A级检修后，调节系统由原液压调节系统改造为数字式电液调节系统(DEH)，高压调门的阀序为#1、#3、#4、#2，由山西电科院设计、改进了高压调门特性，A级检修后机组运行较为稳定。#5机组轴振增大现象发生后，通过一段时间的观察调整发现，在顺阀状态下175MW负荷以下轴振比较稳定，如继续增加负荷时振动逐渐增大，这是因为此时#4高压调门正在逐渐开启。从圆周进汽角度分析，#1、#2高压调门在上部、#3、#4高压调门在下部，这时高压缸下部进汽量开始增大，使转子标高轻微上移，发生高压缸内部径向轻微碰磨以及汽封的动静磨擦，造成轴振增大。所以出现顺序阀状态下不能带高负荷现象。采取解列#4高压调门且改为单阀运行方式后观察发现，满负荷时#1、2、3轴振较小，因为此时#4高压调门解列，下部只有#3高压调门进汽，高压缸上部进汽量大，使转子向下轻微移动，汽缸内部及轴封处轻微碰磨消失。因为采用单阀运行方式节流损失大、不经济，试验结束后将高压调门的阀序改为#1、#3、#2、#4，这样使得#4高压调门参与调整的机会很少，机组轴振得到良好控制。
3.3 运行参数影响
观察发现：主蒸汽温度快速下降超过10℃时对轴振有一定影响，汽温降低时，造成高压胀差向负值方向适量变化。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆加之#5机转子零位存在偏移，高压胀差向负值方向变化，表现为：机组满负荷运行时高压缸胀差为0.76mm,其它同类型机组为1.5mm左右（高压胀差控制值为+4mm～-1.2mm）。机组正常运行中汽温下降较快时，转子迅速收缩,造成了高压转子轴向间隙变小，发生轻微碰摩，引起轴振增大。这种情况也极易造成机组滑停时高压缸负胀差超限，所以每次机组滑停时特别小心，降温速度控制的很慢。针对这种情况，在一次B级检修中进行过调整，但效果不明显，没有彻底解决高压缸胀差值偏小问题，机组启动后满负荷运行时，高压缸胀差为0.76mm（修前0.6 mm），该缺陷还需要进一步处理。
3.4 机组对外供汽的影响
汽轮机对外供汽取自高压缸排汽，满负荷时高压缸排汽参数为温度337℃、压力2.83MPa。汽轮机抽汽通过厂减器以后，压力降至0.4 MPa～0.6 MPa，温度降至280℃～300℃，输入厂用蒸汽母管系统。每次发生轴振增大时关小厂减器进汽调整门开度由100%降至10%～20%，减少抽汽量，通过汽流扰动汽轮机轴振有下降趋势，说明汽轮机大量对外供汽时引起轴系不稳。
3.5 设备缺陷
通过采取以上措施#5汽轮机#1、2、3轴振得到了良好控制，但仍有增大现象；通过进一步的认真分析观察，最终发现锅炉连排扩容器至除氧器管与冷段轴封供汽管距离太近，只有400mm（设计原因）。每次锅炉连排扩容器投运后，由于进入除氧器的蒸汽压力较高，造成除氧器水箱内局部汽水共腾，高负荷时更加明显，致使冷段轴封供汽温度由133℃降至101℃。因为除氧器内的饱和水（150℃），进入轴封管以后压力降低（轴封供汽压力只有0.06 MPa）对应的饱和水温下降至100℃左右。从而造成中、低压缸胀差向负值方向变化，引起轴系不稳发生轴振增大现象。如此时迅速全关连排扩容器进汽调整门，冷段轴封供汽温度回升至133℃后#1、2、3瓦轴振逐渐恢复至正常。
4、采取措施
4.1 将汽轮机高压调门的开启顺序由#1、#3、#4、#2改为#1、#3、#2、#4，这样使得#4高压调门参与调整的机会很少，始终保持高压缸上部进汽量大于下部进汽量，减小转子的上浮量，增加转子的稳定性，减小转子与汽缸、汽封的动静碰磨，从而良好地控制机组的振动。
4.2 针对投运连排扩容器时轴封供汽温度下降现象，现已采取相应措施，通过开启轴封供汽管疏水，尽量保持除氧器低水位运行,发现轴振大迅速关小连排调整门等手段，#5机轴振大问题得到了有效控制，轴振基本上稳定在90µm以下。但是这种临时措施影响到锅炉连排扩容器的投运，炉水品质受到一定影响，所以采取了在连排来汽管与轴封供汽管之间加装600mm×400 mm隔板的方式，从而良好的控制了轴封管带水现象的发生，使机组启动后各瓦轴振稳定在了合格范围内，彻底消除这一隐患。
4.3 机组运行中保持主汽、再热汽参数稳定，特别是机组负荷变化、启停制粉系统、锅炉吹灰等工况时，应认真调整，避免汽温、汽压大幅波动。
4.4 在条件允许的情况下尽量不投运#6机厂减器，应首先考虑投运其它机组厂减器。如果厂减器在投运状态时应保持调整门较小开度，发生轴振增大时可以通过关小厂减器进汽调整门，减少机组抽汽量的方法控制轴振增大。
5、效果
引起机组轴振增大的因素很多，通过认真分析发现以上几方面的原因，并采取相应的措施后，机组轴振增大现象得到了良好的控制。汽轮机动静部分的碰磨缺陷，需要利A级检修机会揭缸检查、更换磨损的叶片、汽封、阻汽片等部件，以及重新调整转子零位，彻底消除机组的轴振大缺陷。
连排至除氧器管与轴封供汽管之间距离太近属设计原因，该缺陷会引起轴封供汽带水现象, 对我厂其它三台同类型机组对比检查，同时发现锅炉连排扩容器投运时，也会造成轴封供汽温度下降，已采取措施控制，#3、4机对轴振的影响较小。通过论证，分别在#3、4、5、6机除氧器内连排来汽管与轴封供汽管之间加装隔板，轴封管带水现象得到遏止，各机组轴振得到良好控制。
作者简介
赵超： 1971年11月, 男,山西襄垣人,大学,高级工程师,高级技师,公司节能技术专家，漳泽发电分公司从事节能管理工作。
论文作者:赵超,田靖
论文发表刊物:《电力设备》2019年第8期
论文发表时间:2019/9/19
标签：机组论文; 高压论文; 调门论文; 汽轮机论文; 转子论文; 现象论文; 稳定论文; 《电力设备》2019年第8期论文;