某1 000 MW汽轮发电机组标高变化监测方法与分析

郭玉杰，潘文军，李明，张文涛，刘占辉

(1.河南省电力公司电力科学研究院，郑州 450052；2. 郑州裕中能源有限责任公司，郑州 452375)

某1 000 MW机组轴系由高压、中压、低压Ⅰ、低压Ⅱ、发电机和集电环组成。轴系由11套轴承支承，其中5#～8#轴承位于汽轮机低压排汽缸上，9#，10#轴承为发电机端盖轴承，发电机-励磁机采用三支承方式。2012年1月19日新机冲转时，8#轴承瓦温达到100.8 ℃。2月2日翻瓦检查，发现8#轴承励侧磨痕较明显。停机后将8#轴承节流孔板直径由30 mm扩为54 mm。2月17日检修后的机组开机，8#轴承瓦温在整个试验过程中一直偏高，转速达到3 000 r/min时，瓦温为90～92 ℃。随着有功负荷增长，8#轴承瓦温有增大趋势，有功负荷升到800～1 000 MW时，瓦温达到100～103 ℃。

为了分析轴承瓦温过高的原因，启动前特地安装了轴承标高监测系统，监测机组冷态到热态过程中各轴承标高变化情况。重点测试了机组5#～9#轴承抽真空、冲转升速和带有功负荷过程中标高变化情况，对标高影响因素和轴承瓦温过高的原因进行了分析。

1 轴承标高变化监测方法

本次测试采用连通管法，基本原理为：在待测点A和对应的基准测点B上安装2个水杯，水杯内充满水并用连通管相连。A点标高变化后，水在连通管内流动，一段时间后重新达到平衡。测试A，B两个杯子内浮子高度相对变化，即可求出A，B两点之间的相对标高变化。浮子高度变化用涡流传感器测试。

3#机组轴系和标高测点布置如图1所示。在5#～9#轴承上各布置1个标高待测点A，在相邻基础平台上布置多个标高基准测点B，测点A与基准测点B之间用连通管相连，构成一组测量单元。测点A用强力磁座吸附在轴承上，测点B用三角架固定在基础平台上。联轴器两侧的轴承(如6#，7#轴承)相距较近，共用基础平台上同一个基准测点，通过三通将多个管道相连。假设冷热态下基础平台标高变化不大，那么这种方式所测数据实际为冷热态下轴承标高变化绝对值。

图1 3#机组轴系和标高测点布置图

2 标高监测试验数据分析

3#机组轴系标高变化监测试验共进行了4次，包括：2次变真空、1次冲转升速和1次带有功负荷过程，试验时间和所对应的工况如下：

(1)2月17日10:04-11:44，真空从0提升到-95 kPa。

(2)2月19日10:20-11:36，真空从-95.2 kPa降到0。

(3)2月22日06:35-07:15，冲转升速到3 000 r/min。

(4)2月22日23:53-28日12:30，负荷从100 MW升到600 MW后又降至300 MW。

变真空、冲转升速和带有功负荷过程中5#～8#轴承标高变化趋势如图2所示。从图中可以看出：

图2 5#～8#轴承标高变化趋势

(1)变真空初期，各点标高普遍产生了一个比较大的扰动，扰动过渡时间持续30～60 min，扰动幅度达到0.3～0.5 mm。低压转子两侧4套轴承的扰动响应不完全相同。真空改变后，作用在汽缸上的载荷发生了变化，汽缸在突变载荷作用下产生了瞬态变形响应。真空提升到-90 kPa后，各点标高基本稳定下来了。扰动结束后，随着真空的提高，5#～8#轴承标高下降，随着真空的降低，5#～8#轴承标高抬高。4套轴承标高随真空变化趋势相同，各点标高变化量见表1。变真空过程中各点标高变化幅度相近，约为0.36～0.63 mm。

表1 不同工况下各轴承标高变化量 mm

(2)冲转升速过程中各轴承标高变化趋势平稳，变化量较小，在0.09 mm以内。冲转升速对各轴承标高的影响可以忽略。

(3)带有功负荷过程中各点标高变化总体上比较平稳。随着有功负荷的增大，各点标高逐渐上抬，至600 MW时，5#～8#轴承标高上抬量达到0.25～0.47 mm。随着有功负荷的减小，轴承标高也逐渐降低。标高随有功负荷的变化存在一定的滞后。有功负荷稳定后，轴承标高还需要一段时间才能稳定下来。

3 轴承标高影响因素和瓦温过高原因分析

全面测试了变真空、冲转升速和带有功负荷工况下各轴承标高变化。测试数据表明，真空和有功负荷对本台机组5#～8#轴承标高的影响均较大。抽真空后，5#～8#轴承标高下降，幅值大约为0.4～0.6 mm。带有功负荷过程中，5#～8#轴承标高逐渐上抬，幅值达到0.25～0.45 mm。1 000 MW时，轴承标高上抬量预计会更大。

抽真空后轴承标高会下降，很多机组安装时都会采取预留标高补偿值的方法考虑其影响[1-2]。以低压和发电机转子为例，安装时低压转子大多高于发电机转子，这是目前通用做法。

3#机组安装时的轴系中心图如图3所示(图中单位为mm)。低压转子两侧4套轴承的标高在一条直线上，1#,2#，3#轴承中心分别高于该中心3.83，1.78和0.78 mm，4#轴承中心低于该中心0.32 mm。另外，使中压转子发电机端联轴器端面与A低压转子汽机端联轴器相互平行，并且使A低压联轴器比高、中压联轴器高0.75 mm。在发电机底座下插入合适的垫片，使汽机端的联轴器端面与发电机端的联轴器端面相互平行，并且汽机联轴器比发电机联轴器高0.23 mm。

图3 安装时轴系中心图

对于本机组而言，虽然抽真空后轴承下沉，但是带有功负荷后轴承又会上抬，两者对轴承标高的影响部分抵消。如果安装时仅考虑抽真空影响，人为将8#轴承标高抬高，那么就有可能导致正常带有功负荷运行状态下8#轴承载荷较大和瓦温较高[3]。机组初定速时瓦温为90 ℃左右，800 MW时达到103 ℃，在此过程中8#轴承标高上抬了0.4 mm左右，说明标高变化和瓦温之间有一定关联。

4 升速时轴颈中心位置变化情况

升速过程中6#～9#轴承内轴颈中心位置随转速变化情况如图4所示。可以看出，随着转速的升高，轴颈中心上抬，并顺着转速方向偏移，但是各轴承内轴颈中心偏移量不等。垂直和水平偏移量见表2。

图4 升速过程中轴颈中心位置变化情况

表2 升速过程中轴颈中心偏移量 mm

5#～8#轴承共同支撑着2个低压转子。正常情况下，这4个轴承的载荷应该相同，升速过程中轴颈上抬量也应该相同。但是从表2中可以看出，8#轴承内轴颈中心上抬量明显偏小，相邻的7#轴承和9#轴承内轴颈中心上抬量都较大。这说明8#轴承载荷较重，相邻轴承载荷相对较轻。根据该监测数据所得到的结果与根据标高监测数据所得到的结果是相对应的。

5 故障治理结果

实测数据表明，真空和有功负荷变化对机组5#～8#轴承标高的影响均较大。真空和有功负荷改变后，标高的变化有一定惯性，需要一段时间才能稳定。变真空瞬间，在突变外力作用下，排汽缸会产生瞬态扰动响应。运行中如果真空调整幅度过大、过快，则很容易因汽缸瞬态扰动破坏动静间隙而产生摩擦。

由于真空和有功负荷变化对轴承标高的影响部分抵消，正常带有功负荷运行状态下低压转子和发电机转子之间的高低差比预期值要小。如果安装时较多地考虑真空影响而将低压转子抬得过高，则很容易使8#轴承载荷过重，进而导致其瓦温过高。根据目前机组实际情况，建议适当降低8#轴承标高。

新机组启动调试阶段，因为不具备调整条件，8#轴承瓦温一直维持在102～103 ℃。后利用机组临检机会，将8#轴承标高调低0.1 mm。目前8#轴承温度稳定在94 ℃左右，轴承瓦温过高的故障得到解决。