汽轮机主机轴承振动与润滑油、轴封进汽温度的关系

苏珅+张学源

摘 要：华电国际邹县发电厂四期工程1000MW机组#7机组自2014年底大修结束，#6、8轴承X、Y向振动均比大修前有所增大，严重影响机组安全运行，本文对该现象与主机润滑油、轴封进汽温度的关系进行分析讨论。

关键词：轴承震动；润滑油；进气温度

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2015.24.043

1 1000MW机组主机振动现况

邹县电厂四期工程1000MW机组暨#7、8机组分别于07年底、08年中投产发电，汽轮机为东汽超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式，八级非调整回热抽汽，设计额定功率为1000MW，最大连续出力1044.1MW。汽机中、低压缸均为双流反向布置。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。

#7机组于14年底经历大修，其中低压B缸发电机侧即#8轴承增加垫片人为抬高轴承基础，增大#8轴承承力。因各轴承负荷变化，翻看历年《#7汽轮机振动测量记录本》，发现#6、8轴承X、Y向振动均比大修前有所增大（修前各轴承最大值稳定在55μm左右，修后#6、8轴承X向振动均有超过80μm情况出现）。#7机组汽轮机轴承振动保护设定为：任一轴承处（X向或Y向）轴振（盖振）达跳闸值同时另外任一轴承处（X向或Y向）轴振（盖振）达报警值，延时3秒，主机跳闸。（#1～#10轴振跳闸值250μm，报警值150μm；#9、10、11轴承盖振动跳闸值125μm，报警值75μm），故以上两轴承振动存在偏大的情况。

2 汽轮机主机振动原因分析及采取的措施

汽轮机大机振动影响因素一般为：

（1）润滑油压、油温异常或油膜振荡；

（2）机组暖机不充分，缸体膨胀不畅或疏水不良；

（3）大轴弯曲；

（4）运行参数、工况剧变，使轴向推力异常变化；

（5）断叶片或汽机内部机械零件损坏、脱落；

（6）主机轴承损坏；

（7）汽机进冷汽、冷水或水冲击；

（8）真空下降引起汽轮机大轴中心线偏移或末级叶片振动；

（9）开停机中，机组转速在临界转速区内；

（10）汽流激振；

（11）发电机方面的原因造成的机组振动，如磁场不平衡等。

因上述轴承振动偏大但稳定，且为正常运行中，参数稳定，可以排除2、3、4、5、7、8、9、10、11等原因，#6、8轴承声音正常，进回油流量正常，油温稳定，也可以排除原因6。下面我们根据原因1进行延展分析。

根据2015年5月4日4时的一段振动变化趋势看，油温稳定在38.5℃，#6、8轴承X向振动突然由70μm、65μm降至55μm、58μm。而其他轴承振动稳定（此时为夜间低负荷期间，轴承振动并未达到高负荷的高值）。

需要提出的是，我厂1000MW机组集控运行规程中规定：汽轮机启动过程中，应检查汽轮机轴封系统运行正常，轴封母管压力在26～28KPa之间，轴封供汽温度与汽轮机金属温度相匹配。（冷态启动轴封供汽温度180～260℃，热态启动时轴封供汽温度300～371℃，控制低压轴封温度121～177℃。）；检查主机润滑油压力0.18MPa，盘车期间轴承进油温度设定为38℃，控制在27～40℃，并列前轴承进油温度设定为46℃，控制在40～49℃，检查各轴承回油温度小于70℃。

这种情况的出现是在低于规程规定的油温参数下出现的。进一步分析，调取#6、#8轴承汽封体进汽温度，发现两轴承汽封体进汽温度同时有下降趋势。#6轴承进汽温度下降斜率明显大于#8轴承，振动下降值前者也略大于后者。

为进一步印证上述关系的必然性，将润滑油温度适当提高至39.3℃，将汽封体温度先升高再逐渐降低，发现#6、8轴承X向振动仍有同样的变化趋势，且能在55-60μm之间稳定运行。

稳定汽封体进汽温度，进一步提高润滑油温度设定值至40℃。观察#6轴承振动有明显回升，图中升至61μm，#8轴承振动下降趋势也改变。

图1为典型汽封体与汽封齿的结构，正常运行中，适当降低润滑油温度与低压缸轴封体进汽温度，应可以改变汽封体与汽封齿间隙，进而影响大机振动值。

进一步调取发电机负荷与#6、8轴承振动曲线，发现并无必然关系，可以排除负荷对上述参数的影响。油膜振荡引起的振动是突发的，也同样可以排除。

3 改造后的效果

综上所述，可以判定，汽轮机正常运行中，润滑油温度与汽封体进汽温度的高低同时影响振动参数，根据实际情况，适当降低上述参数，可以达到降低振动的效果。

作者简介：苏珅（1982-），男，本科，助理工程师，主要从事：火电厂集控运行工作。endprint