某厂1000MW 汽轮机冷态启动轴承振动分析

罗先兵

（靖海电厂，广东 揭阳 515223）

某厂1000MW 汽轮机冷态启动轴承振动分析

罗先兵

（靖海电厂，广东 揭阳 515223）

对某电厂首台1000MW机组整组启动调试过程中，汽轮机冷态启动冲转升速中引起轴承振动大停机的原因进行分析，并从实际运行经验中总结出有效的措施，保证机组的经济安全运行。并为同类型机组类似问题的预防和处理提供借鉴。实践证明，这些措施和对策是正确和可行的。

轴振;1000MW汽轮机;冷态启动;冲转

0 引言

某电厂一期工程建设2×600+2×1000MW机组，其中2台国产600MW超临界机组已投产发电，3#机组已通过满负荷试运行，4#机组正整组启动。该厂3#、4#汽轮机为东方汽轮机厂引进日立技术生产制造的超超临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽、冲动凝汽式N1000－25.0/600/600型汽轮机，设计额定功率为1000MW，最大连续出力1043.2MW。

机组轴系由汽轮机高压转子、中压转子、低压转子A、低压转子B及发电机转子所组成。各转子均为整体转子，无中心孔，各转子间用刚性联轴器连接。汽轮发电机组轴系中1#～4#轴承采用可倾瓦式轴承。可倾瓦轴承采用6瓦块结构，对称布置。5#～8#轴承采用椭圆形轴承，9#和10#轴承采用端盖式轴承。椭圆轴承为单侧进油，上瓦开槽结构。轴承合金结合面采用燕尾槽结构。各轴承上瓦的X和Y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温元件。推力轴承位于高压缸和中压缸之间的2#轴承座，采用倾斜平面式双推力盘结构。机组轴系结构如图1所示。

图1 机组轴系结构示意图

机组设计为高压缸启动方式，无高排逆止门，旁路系统采用一级启动旁路，容量为30%B－MCR，只能满足机组启动需要，不具备保护功能。该厂1000MW机组原则性热力系统图如图2所示。在顺利通过3#机组所有调试工作后，本文对调试过程中几次汽轮机冷态启动冲转升速中轴承振动大停机原因进行分析和讨论。

1 振动原因查找

在该机组几次由700rpm升速至1500rpm暖机过程中，因3#和4#轴承振动过大被迫打闸停机，从几次反映出的振动情况对其原因进行分析查找，分析情况如下:

（1）检查发现润滑油油质、油压和油温在正常范围内，无异常油膜振荡，可排除润滑油系统引起振动的可能。

（2）机组启动严格按照规程规定，主机盘车运行正常，连续盘车时间大于4h，汽缸内无动静摩擦等异常声音，转子偏心率＜0.075mm，未超过原始值的1.1倍，从而可排除大轴弯曲、汽轮机断叶片或汽轮机内部机械零件损坏或脱落。

（3）检查真空无明显变化，排除因真空下降引起汽机轴中心线偏移或末级叶片振动。

（4）汽轮机冲转过程中，可排除由发电机方面的原因造成的机组振动，如磁场不平衡。

（5）检查低压缸排汽缸温度，温度在合格范围内，排除了因低压缸排汽缸温度过高引起的振动。

（6）通过满负荷试运行后，排除了动平衡不好引起振动的原因。

（7）由于振动是在700rpm升速至1500rpm过程中逐渐增加的，从表1可排除了进入临界转速范围的可能性。

图2 1000MW机组原则性热力系统图

表1 汽轮发电机组临界转速（分轴系、轴段的试验值一阶、二阶）

图3 汽流激振产生趋势

（8）根据振动曲线及各参数判断，汽流激振只可能发生在大功率汽轮机的高压转子，且在负荷达到一定值产生，降负荷振动消失，所以排除汽流激振引起轴承振动大停机。如图3所示。

（9）机组冲转过程严格控制各运行参数、无工况剧变，轴向推力无异常变化。

（10）从几次因3#和4#轴承振动过大被迫停机后，3#和4#轴承振动仍快速升高到一定值后开始缓慢下降，第一次转速降到84rpm时，3#轴承Y向振动还有108μm。每次在中压缸靠机头侧用听针都能听到机内有轻微摩擦声，因此初步判断轴承振动大停机为动静摩擦引起。

3 振动事例及原因分析

机组冷态启动冲转前按要求暖机，缸体充分膨胀且疏水畅通。检查汽轮机高、中压外缸上下缸温差＜50℃，高、中压内缸上下缸温差＜35℃，其温度和温差均在合格范围内。第一次汽轮机冲转升速至700rpm过程中，3X、3Y轴振开始上升，最大到108μm。700rpm低速暖机 30min后，升转速至1500rpm，在升速过程中，3X、4Y振动上升较快。汽轮机转速升至1462rpm时，3#Y振动234μm，3#X振动136μm，4#Y振动88μm，迅速在集控室手动汽轮机打闸（不破坏真空），随后3#、4#轴承振动分别飞升至最大值:3#Y振动 254.7um，3#X振动201.8μm，4#Y 振动 203.5μm，4#X 振动 118.7μm。汽机转速从1462rpm惰走到0，惰走时间为47min。各轴承振动参数见表2。

表2 第一次汽机由700rpm升速至1500rpm各轴承最大振动值

根据以上现象进行分析可知，转速在200rpm时振动无异常，到700rpm时逐渐变大，3Y相位移动30°，发生动静摩擦，在继续升速过程中，振动相位移动53°，停机惰走过程中在3#轴承处听到有明显摩擦声，且振动下降较慢，因此认为应该是中压缸中间汽封有碰摩。中压缸两侧轴承即3#和4#轴承振动明显大于其它轴承振动，更能充分说明轴承振动大停机事故是由中压缸引起的。

由于3#机无高排逆止门，启动时再热汽温无法控制，且再热管道没有暖管，在投轴封时，中压缸已被加热到一定温度，在冲转时，中压进汽管内壁金属温度较低，而且再热器出口热段管道长，暖管不够充分，再热汽受冷凝结，中压缸进汽带水，使中压缸局部冷却收缩，造成动静摩擦。

图4 高压缸倒暖系统图

4 振动处理及验证

经过几次机组冷态启动，根据以上具体现象分析，说明了中压缸中间汽封碰摩而引起机组轴承振动。最后同时利用高压缸倒暖期间的蒸汽对再热器管道进行暖管，高压缸倒暖系统图如图4所示。高压缸倒暖利用辅助蒸汽进入高排管道，一部分进入高压缸进行预暖，另一部分蒸汽进入锅炉再热器，通过两个中压联合汽门阀前疏水和再热蒸汽热段管道疏水对再热管道进行充分预暖。冲转后，在再热器壁温允许的情况下，快速提高再热汽温，增加中压缸进汽流量。通过表3可见，适当延长700rpm暖机时间，尽量提高中压进汽量和蒸汽温度，高、中压缸得到有效膨胀后，再进行升速，机组振动得到有效的控制，可保证机组的安全稳定运行。

表3 两次700rpm升速至1500rpm不同暖机时间参数对比表

5 处理建议

（1）冷态启动冲转前，一定要对中压主汽门前再热蒸汽热段管道进行暖管，此暖管可结合高压缸预暖进行，且高压缸内的压力要提高到0.3～0.5MPa，才能有比较明显的效果。

（2）将此操作进行规范，并写入操作票中，以指导大家操作。

（3）下次冷态冲转，可适当降低冲转压力到8MPa，维持汽温，适当降低真空，增大中压缸进汽量，以充分暖机。

（4）在700rpm低速暖机时，将暖机时间由原来的30min延长到90min。

6 结论

该机组为本厂首台1000MW超超临界汽轮机组。我国现有投产运行的也不多。在整组调试启动过程中难免遇到一些新问题，尤其是汽轮发电机组轴系较长，加上发电机轴系达到54.95m。几次汽轮机组冷态启动由700rpm升速至1500rpm过程中，都出现3#、4#瓦振动大停机，使每次机组启动时间延长，对机组安全经济运行造成了一定的影响。通过分析该机组几次整组启动，高度重视机组振动引起的原因并采取相应措施，彻底解决了该类机组启动过程中的振动问题。

［1］ 施维新.汽轮发电机组振动及事故［M］.北京:中国电力出版社，1999.

［2］ 韩中合，田松峰，马晓芳.火电厂汽机设备及运行［M］.北京:中国电力出版社，2002.

Vibration Analysis of the Cold Start Bearing of the 1000MW Steam Turbine in a Power Plant

LUO Xian-bing
（Jinghai Power Plant，Jieyang Guangdong 515223，China）

This essay analyzes the halts of the bearing vibration during the process of the impact rotations and speed increments in the cold starts of the steam turbine in the startup debugging of the first 1000MW unit in a power plant.Besides，this essay extracts effective measures from the experiences in its operation to ensure its economical and secure operation as well as providing reference for both prevention and solutions to similar problems in similar units.These measures and solutions turn out right and feasible in practice.

bearing;1000MW steam turbine;cold start;impact rotation

TK267

B

1008-8032（2012）02-0078-04

2011-12-08

罗先兵（1983－），助理工程师，从事火电厂集控运行工作。