600MW机组轴系振动大的分析与处理

2013-10-11刘建民

江西电力 2013年4期

刘建民，黄峻

（四川广安发电有限责任公司，四川广安 638000）

0 引言

近年来，为了响应国家节能减排的能源方针，各大发电公司都大力建设了一批大容量高参数的汽轮发电机组，汽轮发电机组是火电厂的关键设备，一旦出现故障，往往会造成很大的经济损失；其中机组振动问题因振动故障的诊断及处理其难度大、重要性高，越来越引起人们的重视。实际机组的轴系振动与设计结构、制造、安装及运行相关，通过对机组的振动故障分析总结，掌握具体机组的振动特点，为以后机组的运行维护提供参考。本文对广安电厂5号机组轴系振动超标、振动不稳定故障的处理进行了总结，为类似振动故障的诊断处理提供参考。

1 机组概况

广安电厂5号机组为亚临界600 MW机组，汽轮机为N600-16.67538/538型亚临界中间再热冲动式单轴三缸四排汽凝汽式汽轮机，发电机为QF⁃SN-600-2-22C型，水-氢-氢冷却方式。整个轴系由高中压转子、A低压转子、B低压转子、发电机转子组成，各转轴间均为刚性联轴器连接，每根转子由2个轴承支承，轴系简图如图1所示。

图1 轴系布置图

1、2号轴承为5瓦块可倾瓦，轴承座为落地式结构，3、4、5、6号轴承为椭圆瓦，轴承座落在低压缸上，7、8号轴承为椭圆瓦轴承，轴承座为发电机端盖式结构。每个轴承处均安装了两个测量轴振的电涡流传感器（见图2）和一个测量瓦振的速度传感器，机组配有TSI振动监测系统。

图2 轴振传感器布置图

2 振动现象

该机在升速过程及过临界转速时轴系各测点振动较好，定速3 000 r/min时5号轴承X向振动幅值为76μm、7号轴承X向轴振幅值为86μm，其余轴振小于60μm。完成一系列试验后，机组开始升负荷运行。机组并网升负荷，至13：40机组负荷升至337 MW，之后到15：00期间机组负荷基本稳定，由于机组#7轴承X向轴振幅值达131μm，在15：00后机组缓慢降低负荷。机组空负荷3 000 r/min时以及带337 MW负荷时的轴系振动数据见表1。

表1 原状态的轴系振动数据（幅值/μm，相位/°）

机组带负荷期间7号、8号轴振趋势图如图3、图4。

图3 7号轴振趋势图

图4 8号轴振趋势图

3 振动分析

该机组启动升速至3 000 r/min时5X、6X、7X、8X轴振的频谱图如图5所示。

图5 3 000 r/min空负荷时轴振频谱图

从图可知各轴承的振动均以工频振动为主，其它分量较小。由表1可知，机组带负荷337 MW工况下，7X、8X轴振幅值较空负荷工况增大了50μm以上，其它轴振测点幅值变化小于20μm。从图3、图4可见，发电机7X、8X轴振通频幅值与工频幅值是同步增大的，即主要是由于工频振动幅值增大致使轴振幅值增大。从趋势图看，随机组负荷的增加，7X、8X轴振幅值逐渐增大，当负荷稳定后发电机轴振基本稳定，当机组负荷减小时轴振幅值回落。

机组的主要振动特征归纳如下：

1）各轴承的振动均以工频振动为主，其它分量较小。

2）在3 000 r/min空负荷时5X振动偏大，7X轴振超过76μm。

3）机组发电机轴振幅值随负荷增加而增长，轴振与负荷有较强的相关性；发电机轴振增大期间汽轮机轴振幅值较稳定。

从以上振动特征看，振动频谱主要分量是工频，可以排除轴承失稳或轴瓦紧力不足等。当振动以工频为主时，从性质上讲，属于不平衡引起的强迫振动。振动幅值大小与以下几个因素有关：1）轴系的不平衡量及分布；2）与共振点的避开程度；3）支撑系统的刚度、阻尼。

由该机升降速过程中5X、7X轴振的Bode图，可见机组在3 000 r/min附近轴振曲线变化较为平缓，无共振点。

如果机组热态标高变化很大，低、发转子间轴承负荷分配变化，可能引起电机轴承油膜刚度减小，从而使电机轴承支撑系统的刚度、阻尼降低。该机带负荷期间低压缸真空度、排汽温度、凝汽器水位都较稳定，发电机氢压也较稳定，可以确定6号轴承与7号轴承的标高此期间不会出现较大变化。况且，如果低、发间两轴承的标高变化较大，那么汽轮机6号轴承的振动幅值也会有较大的变化，但事实是汽轮机5号、6号轴振幅值较稳定。因此，该机组发电机轴振变化的主要故障原因不是标高的影响。

正常情况下，机组轴系不平衡量在额定转速下应该比较稳定，但如果发生转子热变形、转动部件脱落或转子靠背轮间滑移等情况，有可能发生不平衡量的改变。转动部件脱落或转子靠背轮间滑移发生时伴随有振动突跳现象，而该机组发电机7号、8号轴振主要是随负荷增加缓慢爬升的。极有可能的是转子热变形使轴系不平衡增大。

综合以上分析，可以判定发电机7号、8号轴振随负荷增加缓慢爬升过程与发电机转子热不平衡的演变过程吻合，发电机转子存在热不平衡是主要故障源。

导致发电机转子热不平衡的原因主要有转子匝间短路、冷却通道不畅、转子本体材质不均等，它们都会引起振动随励磁电流或者有功的变化而增大或者减小。

匝间短路引发振动的特点是：随励磁电流的增减而增减，一旦断开励磁，振动马上就会消失。但由于匝间短路引起的转子热变形，振动与励磁电流间有时滞。由于消除匝间短路工作量很大，在允许范围内通常现场尽量采用动平衡的方法来减小振动，使之运行到下次周期性大修时再作处理。

通过对该机组发电机生产厂家了解，该发电机转子在厂内动平衡时未进行过加热试验，由于热弯曲产生的不平衡在制造厂家进行平衡试验时不会表现出来，只有在机组投运后才会发生。

现场处理发电机转子热弯曲的方法通常是首先检查转子冷却介质堵塞情况。如果确系冷却介质通道堵塞引起的热弯曲振动，清理疏通后就可完全解决问题。如果是其它某种原因引起的，在现场很难彻底根治，主要采用动平衡的方法，使振动减小到运行可以容忍的情况。

综合以上分析，确定处理措施：1）检查电机冷却介质通道，并保证其畅通；2）现场动平衡减低轴系的不平衡量。降低轴系的不平衡量也是减小空负荷3 000 r/min时轴振幅值最有效的措施。

4 振动处理

经检查未发现电机冷却通路异常，决定采取现场动平衡方法降低该机组电机轴振幅值。若在电机转子跨内加重需要拆卸电机上端盖以及密封轴承等，必须进行排氢工作，周期较长。从该型号机组现场平衡的经验可知，在低发间靠背轮上加重可有效降低发电机轴振，但会明显影响汽轮机B低压转子的轴振，鉴于此，经分析后，选择在汽轮机B低压转子末级叶轮平衡槽和低发间靠背轮平衡槽处加配重。通过一次现场动平衡后，机组启动到3 000 r/min时的振动数据见表2。从表中数据看，电机7X、7Y、8X、8Y轴振有了很大的改善，汽轮机5X、5Y、6X、6Y轴振也有明显减小，但5瓦、6瓦盖振大于50μm。现场进行了第二次平衡校正，在汽轮机B低压转子正、反末级叶轮平衡槽内对称加重200 g平衡块，机组重新启动到3 000 r/min，振动数据见表3。

表2 第一次加重后的振动值（幅值/μm，相位/°）

表3 第二次加重后的振动值（幅值/μm，相位/°）

从平衡后振动数据看，空负荷额定转速时各测点的振动值优良，考虑发电机轴振的热变量，带负荷后7X、8X轴振也不会超标（小于125μm），另一方面，从一些相关文献报导，有时发电机转子的热矢量与初始状态的不平衡量相关，轴振的幅值小则热矢量变小，因此，下一步工作是机组带负荷运行，待掌握机组带负荷至额定工况过程中的振动数据，若有振动超标再给出适当的平衡调整方案，利用机组正常停机机会实施，还可有效减少现场动平衡处理成本。机组带负荷过程的振动见表4。

表4 机组带负荷过程的振动（幅值/μm，相位/°）

掌握了机组带全负荷过程中的振动数据，确定了动平衡调整方案，在低发间靠背轮联接螺栓上加重1 kg，以及汽轮机B低压转子汽轮机侧末级叶轮平衡槽内加重420 g。利用机组正常停机机会，进行了最终的动平衡加重，加重后机组定速3 000 r/min以及带负荷过程中各测点轴振优良，低压缸瓦振也较好，机组带600 MW工况时的振动见表5。通过动平衡措施较好地解决了该机的振动问题，保障了机组正常运行，该机检修后轴系振动一直处于优良水平。