南海发电一厂有限公司 广东 佛山 528500
摘要:本文针对南海发电一厂2号200MW机组经通流改造后突然出现低频振动现象的这一问题，对其问题的原因进行深入分析诊断，在明确是汽流激振故障后，采取对其进行改造处理的方法，制定了相应的整改措施，经结论得出，处理取得了良好效果。
关键词: 200MW机组；改造；汽流激振；处理；汽封
目前，随着我国节能减排政策在各个方面的执行越来越严厉，对已存量的机组进行通流增容改造也是节能减排的一个重要方向。现今汽轮发电机组正往着大容量、超临界以及更高参数的方向发展，但汽轮机蒸汽参数的进一步提高，会导致高压缸进汽密度增大、流速提高，汽流在高压转子上产生的切向力也会增大，即作用在高压转子上的激振力会增大，这就说明机组发生汽流激振故障的机率也会不断增加。在发生汽流激振故障时，其振动水平一般都会明显提升，严重时机组将被迫限负荷运行，对社会造成巨大的经济损失，因此开展对汽流激振故障的分析与处理是有必要且极为紧迫的。
1 概述
南海发电一厂2号机组是北京重型电机厂生产的200MW机组，型号为N200-12.75/535/535，单轴、三缸三排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机，于2005年6月更新改造为燃用水煤浆的新能源机组。机组共有8个支撑轴承，一个支撑推力联合轴承，1～5号轴承为椭圆轴承，单侧进油，另一侧开有排油孔，上瓦开周向槽，6～9号轴承为椭圆瓦。TSI振动监测系统为本特利3300，轴振高一报警值150μm，高二跳机值为260μm，机组轴系如图1所示。
图1 轴系示意图
为了降低机组热耗提高经济性，延长机组使用寿命，2014年对汽机本体进行通流改造。具体改造范围如以下所示:
(1)高压喷嘴组改造。为满足增容至220MW负荷时高压缸通流能力的要求，调节级喷嘴及各压力级通流面积整体放大，且将位于喷嘴出口处的防旋挡板切除。
(2)机组扩容增流。这对转子强度提出更高要求，改造中将高压缸第2级～11级隔板和动叶片进行了更换。
(3)汽轮机高中压缸、低压缸进行汽封、轴封结构和径向间隙优化设计改造。包括:高压前、后轴封采用蜂窝汽封、高中压隔板汽封采用布莱登汽封，高压叶顶汽封由原来镶嵌汽封片结构改为具有退让功能的装配式DAS汽封；中压前、后轴封采用蜂窝汽封；低压前、后轴封及低压隔板汽封采用蜂窝汽封。
通流改造后，机组额定功率增加至220MW，高压缸通流级数为1调节级+11压力级，高压转子一阶临界为1790r/min。主蒸汽、再热蒸汽的温度、压力保持不变，高压主汽阀、调节阀、高压缸排汽口、中压主汽阀、调节阀位置不变，各轴承安装位置不变，联轴器连接方式和位置不变。
2 故障现象
该机组改造前带200MW满负荷时，1号、2号瓦振动仅在30μm以下。改造完成后机组于2014年3月18日首次冲转至3000r/min，1号、2号瓦振动均在70μm以下。
3月23日13:43机组带负荷至190MW时，1X、2X突然分别由57μm和66μm增大到156μm及147μm。此时各调门的开度分别是CV1:99.8%，CV2:99.0%，CV3:22.3%，CV4:1.6%。3月24日16:28，负荷200MW，2号主机再次出现突发性振动，1X、2X分别达到260μm、253μm，机组跳闸。采用专业仪器测得的1X频谱图如图2所示。
图2 190MW负荷1X频谱图
之后将阀序由1-2-3-4调整为1-2-4-3，阀序位置如图3所示(汽机向发电机看)，高压调门CV4限制为40%。3月25日13:27，机组负荷185MW，主机1X、2X振动突升至228μm、176μm，降负荷后振动恢复，可见调整阀序未取得预期效果，机组无法在高负荷工况下稳定运行。
图3 调节级喷嘴布置示意图
为进一步明确机组振动故障，同时检测振动与负荷及高调阀位开度的关系，安排做振动测试试验。维持机组主要参数不变，主蒸汽压力/温度:12.5MPa/534℃，润滑油压/油温:0.14MPa/42.2℃。
(1)CV1、CV2保持99.6%和99%开度不变，CV3强制全关，将CV4由37%开至48%时，机组1号、2号瓦轴振随即发生突增。
(2)CV1、CV2保持99.6%和99%开度不变，CV4开度限制在40%，将CV3由22%开至27%时，机组1号、2号瓦轴振再次突增。具体数据见表1。
表1 3月25日振动试验测试数据单位(μm)
振动现象和试验结果显示，机组故障发生时有以下特征:
(1)机组带高负荷时，某一瞬间振动会出现突增，幅值变化最高能达100μm以上，减负荷后振动可恢复，有较好的重复性；振动突变有门槛负荷。
(2)振动突增频率为27.5Hz左右，接近高压转子的临界转速。
(3)阀门开度试验表明，低频分量的出现与高调门开度有明确关联，当CV3、CV4开度达到一定的幅度时，低频分量会突然出现，速关该高调门低频分量瞬间消失。
(4)现场调整润滑油温、主蒸汽参数等对振动无明显影响；调整阀序后，对低频振动的抑制效果也不明显。
3 故障诊断
机组带高负荷阶段1号、2号轴承突发低频振动，速关高压调门CV3或CV4减负荷后，低频分量消失，振动特征及其变化规律都表明高压转子发生了汽流激振故障。究其原因，其一，机组通流改造将容量增至220MW，改造后蒸汽通流面积增大，蒸汽流量的提高使得汽流激振力增大，且改造中为了最大限度地提高通流面积，切除防旋挡板，无疑增加了汽流激振的可能性。其二，对高中压转子动叶片、隔板及汽封的更换，完全改变了机组之前的间隙水平，破坏了转子所受激振力与阻尼间的平衡状态。其三，从机组运行参数看，1号轴承的瓦温比2号瓦低13℃左右，如在200MW负荷时1号轴承瓦温69℃，2号瓦温82.2℃，说明1号轴承部分承载或轻载，稳定性偏弱。也正是因为1号轴承的部分承载使得高压转子的临界转速可能有所降低，落入1650r/min(27.5Hz)左右，使得高压转子以27.5Hz的固有频率发生激振。
对于汽流激振的处理主要从两方面着手:减小汽流激振力和提高转子-轴承系统的稳定性。要从根本上减小汽流激振力一般需要从优化配汽方式、改变汽封结构或布置、调整叶顶间隙等来考虑。然而对汽封的重新调整很可能会降低机组效率，达不到通流改造的预期目的，同时受工期限制，也不具备开缸条件。
提高系统稳定性一般考虑增大轴承比压，减小轴瓦间隙、提高润滑油温、增加阻尼、更换稳定性轴承等。增加轴承比压一般通过抬高轴承标高或减小轴瓦工作面宽度来实现。抬高轴承标高虽然可以提高本轴承的比压，但也会使相邻轴承的比压减小，同时轴承标高的变化会使转子在汽缸内的位置发生变化，或使间隙不均的情况恶化，从而可能导致汽流激振故障加剧，虽可以同步抬升汽缸，但现场操作存在误差，不好掌控。
另外现场实际改变蒸汽参数、调整阀序提高润滑油温等常规手段也未能取得实际效果，而更换稳定性轴承则是万不得已的措施，分析认为调整间隙、增加阻尼、减小轴瓦工作面具有实际操作性。
4 处理措施
依据机组轴承的结构形式，对其采取的处理思路为:一是减小1号轴瓦工作面，增大比压。二是改变供、回油方式，即将1号轴承的单侧进油改为双侧进油，加大轴承进油量，依靠润滑油挤压轴颈，来增加稳定性，同时加大进油量可减少轴承温升。三是封堵上瓦周向槽减小回油量，同时可以起到类似减小轴承顶隙的效果。
4.1 对1号轴承的处理
(1)将1号轴承轴瓦工作面在现有的基础上减宽5mm，经计算其轴承比压将增加0.9kg/cm2，提高至14.4kg/cm2。
(2)封堵1号轴承上瓦乌金槽(图4)，在1号轴承下瓦的挡油环处封堵4个回油孔，并在机侧加挡油环。在1号轴承箱外挡油环内侧增开两个卸油槽，孔径与原有的一个相同。
图4 封堵1号轴承上瓦乌金槽
(3)在1号轴承进油管滤网后开孔，孔径φ25mm，并新增接管至原1号轴承排油口位置，使得原排油口变为进油口(图5)，原1号轴承中分面两个油孔径均改为φ23mm。
图5 1号轴承进油方式改造
4.2 对2号轴承的处理
(1)将2号轴承原101×1.6的乌金槽单边各补起25mm宽，再将槽深由原来的1.6mm加工至3.2mm，如图6。
图6 封堵2号轴承上瓦乌金槽
(2)封堵2号轴承下瓦排油孔，在轴承电机侧增设L型挡油环。
(3)2号轴承解体后发现下瓦底部略有磨损划痕，对划痕处进行修刮平滑并将轴承顶隙调整至接近设计下限。改造完成后，1号、2号轴承按解体前间隙数据进行复装。处理后，机组定速3000r/min振动良好，在满负荷工况下做机组1号、2号轴承振动试验，结果显示在负荷220MW时，CV3、CV4任意开启均不会造成1号、2号瓦振动增大(见表2)，机组振动得到有效控制。
表2 处理后机组振动单位:μm
5 结论
综上所述，本文阐述了我公司2号200MW机组增容改造至220MW后，在高负荷工况运行时因激振力大引起高压转子失稳产生低频振动而被迫限负荷运行，影响到机组的可利用率。得出蒸汽激振力近似正比于机组的出力，机组增容改造势必增大作用在高中压转子上的汽流力，蒸汽参数的提高使得汽流力对动静间隙、密封机构及转子与汽缸对中的灵敏度提高，在轴承阻尼等其它参数不变的情况下，发生汽流激振故障的可能性将随之增大。本文介绍的汽流激振故障处理措施，在通流改造过程中可以参考同步实施，增加轴系的稳定性裕量，避免出现同样的故障而影响工期降低机组的利用率。
参考文献
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[3] 姜广政，傅行军.汽流激振机理分析及某330 MW汽轮机故障处理[J].江苏电机工程.2014
论文作者:王振舒, 曾浩
论文发表刊物:《电力技术》2016年第5期
论文发表时间:2016/10/15
标签：机组论文; 轴承论文; 通流论文; 转子论文; 高压论文; 负荷论文; 蒸汽论文; 《电力技术》2016年第5期论文;