汽轮机组汽流激振故障原因及分析

宋光雄， 陈松平， 宋君辉， 梁会钊

（1.华北电力大学 能源动力与机械工程学院，电站设备状态监测与控制教育部重点实验室，北京 102206；2.苏州热工研究院有限公司，苏州 215004）

采用高参数、大容量是提高汽轮机组热效率的重要途径之一.蒸汽参数提高，蒸汽密度增大，则发生汽流激振的可能性增加.随着600MW、1000 MW超临界及以上大型机组大量投运，汽流激振已成为机组面临的主要振动问题之一［1］.汽流激振是由蒸汽激振力诱发在汽轮机转子上产生的一种自激振动，使轴系稳定性降低，产生很大低频振动，诱发转子失稳，影响机组运行的安全和可靠性，限制机组出力.

目前，国内已有不少机组在运行中发生汽流激振引起的不稳定低频振动事故.笔者通过整理近年来我国汽轮机组汽流激振事故的典型案例，归纳分析汽流激振故障原因和振动特征.根据分析结果，提出了汽流激振故障诊断的依据、预防及处理措施，为机组安全稳定运行提供技术参考与借鉴.

1 汽流激振故障案例

表1汇总了几年来国内汽轮机组发生的典型汽流激振故障案例［2-25］.分析表1可知，故障主要发生在300MW及以上功率机组，如图1所示.300MW机组发生故障的次数最多，主要因为过去十几年该功率机组是国内火力发电的主力机组，随着机组容量从300MW向600MW及以上发展，机组发生汽流激振事故的可能性增加.分析发现，配汽方式不当、动静间隙不均、轴瓦稳定性差是引起汽流激振的主要原因.汽流激振的诱发因素示于图2.

表1 汽轮机组汽流激振事故分析Tab.1 Cause analysis of steam－excited vibration faults in steam turbine unit

图1 事故机组功率分析Fig.1 The power ranking survey of troubled unit

图2 汽流激振诱发原因Fig.2 Share of various factors leading to steam－excited vibration

2 汽流激振原因分析

通过总结分析汽流激振事故案例可知，引起汽流激振的主要原因分为蒸汽激振力过大和轴瓦稳定性差两方面.汽轮发电机组汽流激振故障的具体原因分析见图3.

图3 汽轮机组汽流激振故障原因分析Fig.3 Cause analysis of steam－excited vibration faults in steam turbine unit

2.1 蒸汽激振力大

随着蒸汽参数的提高，蒸汽密度增大，作用在汽轮机转子上的激振力也增大.在超过某个门槛负荷后，激振力扰动克服系统阻尼抑制，使转子运行的稳定性下降，诱发轴系失稳.汽轮机蒸汽激振力主要包括叶顶间隙激振力、汽封蒸汽激振力和不对称蒸汽力及力矩，主要由动静间隙不匀和配汽因素造成.

（1）汽封设计不当主要指叶顶汽封、隔板汽封及高压转子前后轴封的间隙或结构设计不当，使动静间隙沿圆周方向分布不均匀，蒸汽在不同位置泄漏量不同，在转子上产生一个不平衡的力矩.高负荷时该力矩增大，导致轴系失稳.如富腾热电厂2号20 MW机组调试期间突发汽流激振故障，由于设计不合格，只能更换转子，对内缸进行改造来消除故障［5］.

（2）汽缸或转子偏移使汽缸与转子不同心，高压转子轴封和隔板汽封的蒸汽压力沿周向分布不均匀，趋向于使转子产生涡动.如襄樊电厂1号300 MW机组因高中压缸跑偏，多次发生振动，突发跳机事故［8］.

（3）轴系不对中分为联轴器不对中、轴瓦中心标高变化及转子与静子不同心三类.轴系不对中会造成轴承载荷变化和动静间隙周向分布不均，引起转子转矩沿径向不平衡，严重时可诱发高负荷下低频振动，是导致汽流激振的直接原因之一.如某350 MW机组因1号轴承座下沉引起不对中，在260 MW工况附近出现低频扰动［26］.

（4）汽缸膨胀不畅引起汽缸跑偏或动静碰摩，也会引起蒸汽压力分布不均匀和转子转矩沿径向不平衡.如湛江电厂4台机组冷态开机时，高中压汽缸膨胀不畅，使高压转子和汽封齿发生动静碰摩，造成汽封径向间隙不一致［22］.

（5）安装与检修偏差是引起机组汽流激振的重要原因，很多机组故障都是由安装质量差或检修或复装误差等引起的，安装质量差可导致动静间隙分布不均、转子与汽缸同心度差等.如徐州电厂8号机组在一次大修后一年内发生30多次汽流激振故障.

（6）调门运行方式不当包括调门开启顺序不当和调门开度不当两方面.调门运行方式不当会引起不对称蒸汽力和力矩，该力可以影响轴颈在轴承中的位置，改变轴承承载，造成转子失稳，也会使转子在汽缸中的径向位置发生变化，引起通流部分间隙变化，导致激振力增大.如某电厂3号600MW机组突发低频振动，在改变调门开启顺序后彻底消除故障［15］.

（7）主蒸汽管道与汽缸连接不对中.如西固热电厂5号机组因导汽管返修缺陷，导致高压缸扭曲偏斜，从而引起汽流激振［25］.

（8）运行参数变化.有些运行方式敏感于运行参数，如主蒸汽流量、主汽温、主汽压；润滑油温度；凝汽器真空、轴封参数、轴系不平衡、高压胀差突变等.如某200MW机组突发低频振动，振幅敏感于主汽压变化［19］.

蒸汽激振力过大通常只发生在高负荷状态下的高中压转子上.当转子存在上述缺陷时，汽流激振会在通过某个门槛负荷或高负荷时，在配汽方式调节负荷过程中被激发.

2.2 轴瓦稳定性差

轴瓦稳定性下降使系统阻尼减小，降低诱发汽流激振的门槛，造成振动突发，是引起汽流激振的重要原因之一.轴瓦稳定性差的原因包括轴瓦型式不当、轴承座标高变化、轴瓦叶顶间隙过大等，这些故障可能来自设计选型、安装、检修和运行等各方面.具体分析如下：

（1）轴瓦型式不当.不同轴瓦的稳定性裕度不同，可倾瓦的稳定性高于椭圆瓦，而椭圆瓦的稳定性高于圆筒瓦，稳定性最差的为三油楔瓦.如某200 MW机组采用三油楔瓦轴承，稳定性差，导致易发生汽流激振故障［10］.

（2）轴瓦叶顶间隙过大.叶顶间隙过大会显著降低轴瓦的稳定性.如海门电厂2号1000MW机组、绥中电厂800MW机组等通过调整叶顶间隙来提高轴瓦的稳定性.

（3）轴承座标高变化.标高变化会使轴系中某些轴承承载变低、比压减小而失稳.如德州电厂4号机组调试期间高负荷时突发汽流激振就是因为轴承座标高变化和润滑油温度低所致［16］.

（4）轴承比压小、长径比大.轴承比压是指轴瓦单位工作面积上所承受的载荷.减小长径比会增大比压，并使下瓦油膜力减小，增加轴瓦稳定性.如张家口某300MW机组通过增大比压、减小长径比来增加轴瓦稳定性［16］.

（5）润滑油黏度高.随着润滑油黏度提高，轴瓦稳定性降低，因此改变润滑油温度是防止低频振动的有效措施之一.如某300MW机组汽流激振受润滑油温影响明显，温度提高，低频振动减少［14］.

轴瓦稳定性差的具体原因所占比重见图4.

图4 轴瓦稳定性差的具体原因所占比重Fig.4 The proportion of specific causes leading to poor bearing stability

3 故障特征

汽流激振属于典型的自激振动，研究其故障特征有利于运行中迅速准确地判断故障类型及原因，制定处理措施，并及时消除故障.

3.1 发生部位

由表1案例统计发现，事故均发生在高压转子或高中压转子上.根据故障原因分析［1，27］，叶顶间隙激振力随叶轮的级功率提高而增大，随动叶的平均节径、高度和转速减小而减小；汽封蒸汽激振力与汽封几何尺寸，蒸汽流量、压力、温度，轴封齿平均间隙等有关；不对称的蒸汽力及力矩受调节级进汽影响.而汽轮机高压转子（或高中压转子）处于大功率区，叶轮直径小，叶片较短，蒸汽压力高，汽封漏汽量大，轴封或隔板汽封高压端间隙大于低压端间隙，且受配汽调节直接影响，所以汽流激振多发生在高参数大功率机组的高压转子上.

3.2 低频振动频率特征

汽流激振属典型低频失稳振动.低频成分与转子工作转速无关，但大多情况下低频成分以接近0.5倍频分量为主，轻度汽流激振时略小于0.5倍频，严重时与高中压转子一阶临界转速相吻合.如某200 MW机组发生严重汽流激振，振动主频率与其高压转子一阶临界转速一致［10］.实际蒸汽激振力和轴承油膜阻尼力呈非线性特征，有时还会出现一些谐波成分.汽流激振频谱与随机振动不同，随机振动的低频成分为连续谱，且主频率不稳定，而汽流激振可能含单一或多个低频成分，如图5和图6所示［14］，有时也呈连续状，但含有稳定的主频，如图7所示.在汽流激振发生前，有些机组会有一段低频涡动状态，这时低频在某一频段波动，呈连续谱状.如某300 MW机组最初涡动频率在0.375～0.625倍频之间，稳定后为0.5倍频，机组失稳［19］.

图5 某300MW机组汽流激振频谱Fig.5 Frequency spectrum of the steam－excited vibration in a 300MW unit

图6 某400MW机组汽流激振频谱Fig.6 Frequency spectrum of the steam－excited vibration in a 400MW unit

图7 某320MW机组汽流激振频谱Fig.7 Frequency spectrum of the steam－excited vibration in a 320MW unit

3.3 低频振动振幅变化

通过研究故障机理及事故案例发现，汽流激振是突发性故障.在通过门槛负荷后或高负荷下，如配汽方式改变、运行参数变化或运行中轴承座标高变化等因素导致轴瓦稳定性降低，则容易诱发汽流激振.故障发生后，其通频振幅迅速增大，而增大的频率成分主要为低频.图8为某600MW机组突发汽流激振时通频振幅的变化情况［15］.图9为某300 MW机组突发汽流激振前后各频率成分振幅的变化情况［18］.结合突发汽流激振前的频谱特征，在事故机组振动突发前的升负荷阶段，已能监测到明显的低频成分，且随时间延长低频成分呈不断增加趋势，直至某一门槛负荷后突然增加.如某320MW机组进行变负荷试验，稳定在204MW时在1号、2号轴承上监测到少量低频成分，升负荷至220MW，出现明显的频率为16～28.5Hz的分量，继续升负荷，低频成分明显增加，达到工频成分的2倍以上，如图10所示［28］.

图8 某600MW机组突发汽流激振时通频振幅的变化情况Fig.8 The over－all amplitude variation of a sudden steamexcited vibration in a 600MW unit

3.4 与运行参数关系

3.4.1 受机组负荷影响

随负荷增大，叶顶间隙和密封蒸汽激振力有增大趋势，进汽不对称时产生的力也会增大，因此故障一般发生于高负荷时，且随负荷增大，振动加剧.突发性振动通常有一个门槛负荷，超过此负荷时，振动会在数秒或数分钟内被激发，而降至一定负荷后振动消失，具有良好的再现性.通常振动消失负荷低于门槛负荷.如德州电厂1号300MW机组升负荷至200MW时突发强烈振动，降负荷至160MW时异常振动消失［12］.图11给出了某300MW机组振动试验过程中低频分量振幅随负荷变化的情况［14］.

图9 某300MW机组突发汽流激振前后各频率成分振幅变化情况Fig.9 Amplitude variation in a 300MW unit before and after a sudden steam－excited vibration

图10 某320MW机组升负荷轴振瀑布图Fig.10 Waterfall picture of shaft vibration in a 320MW unit during load－up period

图11 某300MW机组发生汽流激振时低频分量振幅随负荷的变化Fig.11 Amplitude variation with load for low－frequency component of steam－excited vibration in a 300MW unit

图12给出了近年来突发汽流激振时事故机组带负荷率的情况.由图12可以看出，汽流激振主要发生在机组带80%额定负荷以上.由图1又知，机组功率越大，发生汽流激振的概率越大.

图12 汽流激振发生负荷区间Fig.12 Load range when steam－excited vibration easy to occur

3.4.2 调门开启顺序及开度影响

配汽不当会引起不对称蒸汽力和力矩，是导致汽流激振最重要的原因之一，如果机组振动受调门变动影响，则更能反映故障原因.如某600MW机组在高负荷下顺序阀运行时振动良好，切换到单阀运行时则振动波动很大［7］；某600MW机组满负荷时将1～3号调门全开，4号调门开度在40%以上，能很好地抑制汽流激振［2］；某300MW机组在运行中进行阀切换，低频振动立即出现大幅波动［14］（图13）.

图13 某300MW机组汽流激振0.5倍频分量变化曲线Fig.13 The 0.5Xcomponent curve of steam－excited vibration in a 300MW unit

有些机组在高负荷时发生激振，满负荷时激振却消失，或满负荷正常，降负荷至某区间后又发生激振，这主要是由于在这些高负荷阶段配汽不当引发了较大不对称的蒸汽力和力矩，诱发轴系失稳，而满负荷时进汽相对均匀，激振力较小，与汽流激振受负荷影响的特征并不矛盾.如文献［19］中提到某200 MW机组在工况115～125MW与155～170MW间极不稳定，文献［23］中提到某300MW机组由满负荷开始降负荷时突发汽流激振故障.图14给出某电厂11号200MW机组进行变负荷试验时振动的趋势.由图14可以看出，低频振动在满负荷时消失，降负荷至180MW左右时激发.

3.5 其他相关特征

3.5.1 轴心轨迹

高中压转子发生汽流激振时，轴心轨迹不再保持规则的椭圆状，而是畸变为内“8”状的双椭圆，如文献［19］中案例.或严重时完全失稳，轴心轨迹不规则，如某200MW机组因配汽不当发生汽流激振，轴心位置大幅波动，轴心轨迹紊乱，见图15［10］.

图14 某电厂11号机组顺序阀变负荷试验时振动趋势Fig.14 Vibration tendency of No.11valve in a certain power plant at varying loads

图15 某200MW机组汽流激振轴心轨迹Fig.15 Orbit of shaft center in a 200MW unit with steam－excited vibration

3.5.2 再现性

汽流激振的一个典型特征是具有良好再现性，即在某工况附近多次发生.如徐州电厂8号机组曾发生30多次汽流激振，导致机组一年左右时间无法带满负荷运行，造成极大经济损失.

4 故障处理措施

机组突发汽流激振故障，诱发轴系失稳，会限制机组出力，甚至引起跳机事故.因此，根据故障具体原因找出相应处理措施对机组安全运行具有重要意义.故障处理可以从减小蒸汽激振力和提高轴瓦稳定性两方面入手.

（1）减小蒸汽激振力.减小激振力是消除汽流激振的根本性措施.根据故障原因，消除或减小激振力的主要措施有：高负荷下调整负荷时要加强调门开度和轴振监视，选择最佳配汽方式；升降负荷时应控制升降负荷率，防止胀差增长过快，运行中严禁采用降低主蒸汽压力、增加主蒸汽流量方式提高负荷；安装检修时通过调整叶顶间隙和汽封或轴封间隙、在汽封部位安装止涡装置、调整转子与汽缸的同心度、调整轴系对中、防止转子或汽缸偏移等措施来减小激振力.

（2）提高轴瓦稳定性.轴瓦稳定性提高，则系统阻尼增大，能增强对激振力扰动的抑制，降低发生汽流激振的可能性.常用的方法有：运行中控制润滑油温度接近额定值，保持轴系中心稳定，调整轴封参数抑制振动；安装检修时更换稳定性更高的轴瓦型式；调整轴瓦间隙及轴承座标高；消除轴瓦本身缺陷，如损伤等；防止轴封漏汽；减小轴瓦长径比，增大轴承比压，并消除轴系不平衡带来的扰动.

具体措施见图16.在故障处理时，应遵循经济性原则，即根据故障原因，先通过在线运行方式调整，然后在检修安装时针对具体故障进行修复.如某600MW机组先采用改变调门开启顺序，并增大4号调门开度，提高润滑油温度方法抑制振动，然后在停机检修后调整叶顶间隙和轴瓦顶隙，并调整轴承座标高，消除了故障［2］.由于配汽因素是导致汽流激振最主要的原因，很多时候调整调门运行方式就能消除故障.

图16 汽流激振故障处理措施Fig.16 Treatment of steam－excited vibration faults

5 结 论

汽轮发电机组发生汽流激振的原因可能来自设计、安装、检修和运行等各方面，为预防事故发生，应采取以下措施.

（1）在设计阶段，进行考虑汽流激振影响的轴承稳定性计算.通过改变转子结构几何尺寸，缩短轴承间距来提高转子刚度和临界转速；选用油膜动特性系数交叉耦合项小、稳定性好的轴承；设计时改变汽封结构和布置，适当增大叶顶汽封径向间隙，减小轴向间隙，安装止涡装置等.通过这些措施可提高转子刚度、系统阻尼及减小运行中的激振力，从而较好地预防汽流激振.

（2）安装或检修时，尽量保证转子在汽缸中的位置，使圆周方向动静间隙均匀，防止漏汽不均匀导致的激振力.也可通过改变轴承几何形状（如减小长径比、调整轴承座标高、增大比压、减小轴瓦顶隙等）来提高系统阻尼；采取平衡等手段降低轴颈扰动.

（3）运行中，研究并采用对机组扰动最小的调门运行方式，避免部分进汽；防止因受热不均导致的汽缸偏移或转子跑偏等；提高润滑油温度，防止轴承座标高变化或轴瓦损伤，提高轴承稳定性；控制振动水平，降低轴颈扰动.对易发生汽流激振的负荷段，应尽量少停留或快速通过.

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