1000MW超超临界汽轮机1号轴承振动分析及处理研究

华润电力控股有限公司华中大区 付灿平

2006年11月上海电气集团引进德国西门子公司技术生产的首台1000MW超超临界汽轮发电机组在华能玉环电厂投入商业运行，目前国内已有100多台该型机组投入运营[1]。尽管该机型在热力性能、快速启动、运行灵活、可靠性及调峰能力等诸多方面有显著优点，但在实际运行中轴系出现一些典型的振动故障，尤其是#1轴承。其轴系布置和汽缸结构等特点导致准确的诊断其故障有一定的难度，致使无法制定通用可行的消振措施。

汽轮机#1轴承振动问题是一个比较普遍的问题，严重时甚至影响机组带负荷能力，威胁机组安全稳定运行。很多电厂由于#1轴承振动问题无法带满负荷从而影响机组迎峰度夏、迎峰度冬的保电工作，且低负荷出现振动问题也会导致机组深度调峰能力下降，无法配合电网进行深度调峰，个别电厂还出现过因#1轴承振动大导致机组跳机。因此，了解和掌握该机型#1轴承振动故障原因及处理方法具有重要现实意义。

1 某电厂汽轮机#1轴承振动概况

上汽1000MW超超临界汽轮发电机组轴系是高压转子、中压转子、两个低压转子、发电机转子、励磁机转子及8个支持轴承组成，各转子通过刚性联轴器连接，高压转子前端还有液压盘车装置，布置于汽轮机#1轴承箱内。汽轮机的5个支持轴承均是经过特殊优化的袋式轴承，分别座落在5个落地式轴承座内。#1轴承为袋式轴承，是椭圆轴承的一种特殊形式，相对于常规可倾瓦轴承，承载能力更高，最大比压可达到3.2MPa；其最突出的特点在于下瓦的型线根据需要进行了特殊优化，由三段连续的圆弧构成，轴承更易于形成动压润滑油膜，提高承载能力和稳定性。某电厂2020年3月#3机组运行过程中1X、1Y轴振较大，当1X轴振幅值最大时记录各测点振动数据如表1。

由表1数据可知，振动最大的频率分量是一倍频，同时含有一定的半频分量。查DCS历史数据，#1轴振变化趋势与负荷有相关性，负荷降低幅值增大，负荷升高幅值逐渐减小。在机组停运过程中，#1轴承振动一直偏大，最高可达143μm（机组转速2000r/min附近#1轴承轴振143μm、#2轴承轴振178μm），且主要为半频分量。通过对该机组#1轴承振动长期监测和异常状态下的频谱分析，该轴承振动主要有以下现象和特点：

表1 1X轴振幅值最大时各测点振动数据

#1轴承振动存在半频分量较大的振动和基频分量较大的振动两种类型；#1轴承振动与机组负荷关系较大。一般机组高负荷（≥800MW）时振动较小，低负荷（≤600MW）时振动较大，但高负荷时也有振动大的情况，这时一般都存在半频分量振动较大，而低负荷时振动大一般都存在基频分量振动较大的现象；#1轴承的振动与轴瓦温度、油膜压力也存在一定关系，一般高负荷时上半轴瓦温度升高、油膜压力较低，低负荷时下半轴承温度升高、油膜压力增大；#1瓦轴承振动敏感性较大，容易受环境温度、机组负荷、蒸汽参数、调门开度、凝汽器真空等因素影响并导致振动异常增大。

2 振动原因分析及控制措施

2.1 振动原因分析

汽轮机在运行过程中，受设计制造、建设安装、检修维护、外部环境及运行参数变动等因素影响，都有可能会引起振动异常，从而影响机组的安全经济运行。一般引起汽轮机#1轴承振动的主要原因如下：

汽轮机高压转子较轻（约20t），#1轴承压比较小（＜1.5MPa），轴承负载较轻，导致油膜不稳定；存在#1轴承支架与球面垫铁底部因电腐蚀导致接触不良，长期运行振动增大并产生磨损，导致轴承自位性能不佳；轴承支架与球面垫铁磨损、轴承座二次灌浆、基础沉降及管道应力等影响，导致轴瓦标高下沉；轴瓦自身的接触情况差，轴承间隙（转子与轴承直接的间隙）/轴承紧力（轴承与轴承座之间的紧力）等数据超标。

轴承横向限位插销间隙超标，限位插销因振动导致磨损。轴承润滑油进油塞块或顶轴油模块逆止门存在内漏，导致油膜压力低；汽缸与高压转子不同心，机组运行中存在汽流激振力或动静碰磨现象；液压盘车和高压转子的对中状态不佳，不能形成连续的扬度；机组运行中因外部环境、运行参数发生急剧变化导致轴承自身的自激振动变化，引起#1轴承振动增大。

2.2 机组运行中振动的控制措施

通过对#1轴承振动产生的原因进行分析，经过具体的实践经验摸索总结出运行中#1轴承振动的控制措施：

碰磨类振动（或者基频分量较大振动）。特征：一般出现在800MW以下，随负荷降低轴振、瓦振同步变大，与负荷呈负相关；控制措施：尽量提高机组负荷，避开振动大的负荷区间；滑压运行，降低主汽温和主汽压，保持高调门开度40%以上，此种方法非常有效，只要是采用这种方式基本可以维持机组任何负荷运行，但对运行经济性有较大影响。

油膜震荡类振动（或者半频分量较大振动）。特征：一般出现在900MW以上负荷，表现为轴振出现阶跃上涨，之后在较高范围内跳变（波动幅度大于10μm），轴振中半频分量相对较大，瓦振一般较小；预控措施：900MW以上负荷，控制炉侧和升压站侧主汽温存在一定偏差，具体偏差的大小和方向应结合具体机组的情况来确定[2]；降低机组变负荷的速率，尤其是升负荷过程中更应注意振动情况，如果发现振动有上涨趋势应停止升负荷，待振动稳定后再继续升负荷；可通过试启顶轴油泵或直流润滑油泵的方式使轴承油膜稳定下来；在保持主汽温左右偏差的前提下，也可尝试深度滑压运行方式使振动下降；可在#1轴承箱盖上的顶丝孔，用加长顶丝顶住轴瓦可以很好控制半频分量引起的振动；如果长期油膜不稳会对轴瓦产生损坏，当振动控制不住应采取降负荷的方式来调整。

3 机组检修检查及处理

通过对#1轴承振动原因的分析，找出了#1轴承存在的主要问题，针对这些问题，检修中进行相应的排查及处理。

检查轴承瓦枕的球面接触。复查发现#1轴承瓦枕球面电腐蚀严重，与轴承支架配合较差，接触面积约为20%。由于此处球面接触修刮难度较大，故提前备好了一套轴瓦和支架，本次检修直接更换了轴瓦及轴承支架。回装时应注意调整轴承支架与轴承垫块的接触位置，并保证轴瓦的瓦口间隙均匀。为有效减小#1轴承与支架之间的电腐蚀，在#2轴承处加装碳刷以消除高压转子轴电流引起的瓦枕电腐蚀。

检查轴承左右两侧插销间隙和上半的防跳间隙。复查发现#1轴承盖炉侧防跳间隙为0.60mm，超出设计值0.35mm。回装时以上间隙应严格按照图纸标准并下限调整，并保证接触均匀；检查#1轴承内外油档间隙及油档洼窝中心值、转子与汽缸同心度。复查发现#1轴承内、外油档间隙均较设计值偏大0.1～0.2mm，#1轴承油档洼窝中心值偏低0.065mm，高压缸前轴封间隙上下偏差0.60mm，左右偏差0.30mm。采用碰缸的方法调整高压转子中心，保证通流间隙上下左右均匀，同时调整油档间隙符合设计标准要求。

检查#1轴承润滑油进油塞块、逆止门及顶轴油软管。复查发现#1轴承润滑油进油塞块调整垫破损，且紧固螺栓断裂三颗，逆止门及顶轴油软管正常无泄漏。回装时更换了进油塞块调整垫与紧固螺栓；检查油档洼窝中心数据。根据#1轴承运行中油膜压力和检修中测量的油档洼窝中心数据，将轴瓦标高抬高0.12mm，以提高轴瓦载荷。

经过检修中的彻底排查及处理，引起#3汽轮机#1轴承振动大的原因得以消除，机组启动后#1轴承的轴振与瓦振均明显下降，达到了优良水平。检修后运行中三个典型工况下汽轮机轴承振动情况如表2。

表2 三个典型工况下轴承测点振动数据

综上，虽然上汽1000MW超超临界汽轮机#1轴承振动问题普遍存在，而且是行业内的一项技术难题，但通过监测其振动的变化趋势、探究其振动的规律、分析其振动的原因，根据振动的原因及时采取控制措施，并结合机组停机或计划检修对轴承、高压转子及汽缸等部套进行全面排查，发现问题进行相应的处理，基本上就可以解决。