1 000 MW 发电机组轴瓦异常振动原因分析及处理

付灿平，高 嵩，王善雷

（1.华润电力（仙桃）有限公司，湖北 仙桃 433024；2.华润电力湖北有限公司，湖北 赤壁 437300）

0 引言

某发电厂1 000 MW 超超临界机组发电机为上海汽轮发电机有限公司引进德国西门子公司技术生产的THDF125/67 型三相同步、水-氢-氢冷汽轮发电机，定子绕组为直接水内冷，定子铁心及转子绕组为氢气冷却，密封油采用单流环式密封，励磁采用无刷励磁系统[1-2]。发电机组轴系是由高压转子、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（见图1），各转子通过刚性联轴器连接，其中发电机两端由端盖式轴承支承，励磁机为单轴承支承[3-4]。

图1 汽轮发电机组轴系图

自投产以来4 号机组发电机6 号、7 号轴瓦瓦振一直偏大、轴振较小，随着机组的运行，发电机轴瓦瓦振开始波动并呈上升趋势（轴振无变化），严重威胁机组安全稳定运行。经过运行参数调整，发电机轴瓦、密封瓦、转子部件检查，轴系中心调整，低-发（低压转子-发电机转子）对轮上动平衡配重等常规措施处理后[5-8]，发电机轴瓦瓦振仍较大。通过技术分析及咨询论证，首次在现场进行1 000 MW 发电机膛内转子护环上配重，以彻底解决4 号机组发电机轴瓦振动问题。

1 振动情况及分析

1.1 振动情况介绍

2020 年3 月机组调停后启动，启动过程中6号、7 号轴瓦瓦振（振动速度）在通过二阶临界时分别达到12.6 mm/s，13.0 mm/s（相位相反），接近3 000 r/min 时瓦振快速增大，3 000 r/min 定速时发电机空载状态6 号、7 号轴瓦瓦振单峰值分别为6.3 mm/s，8.3 mm/s。6 号、7 号轴瓦启动过程中瓦振的伯德图如图2 所示。

图2 6 号、7 号轴瓦升速过程中瓦振的伯德图

机组并网带负荷后，发电机6 号、7 号轴瓦瓦振随机组负荷增加而明显增大，且不稳定，7号轴瓦瓦振最大达到12.7 mm/s，但轴振基本无变化，机组运行过程中各负荷段6 号、7 号轴瓦振动情况见表1。

表1 6 号、7 号轴瓦振动数据

1.2 振动情况分析

发电机轴振较小、瓦振较大，主要是发电机轴瓦及支撑系统存在结构共振，可能原因为[1-3]：

（1）发电机底座与台板之间的垫片布置不合理，导致发电机底脚承载不均匀。

（2）发电机轴瓦与瓦枕存在接触不良情况（按要求接触面应不小于75%）。

（3）发电机基础台板二次灌浆质量存在缺陷，导致承载刚度不足。

发电机转子不平衡状态不够良好，在刚度不足的情况下易造成发电机瓦振大，可能原因为[4-5]：

（1）低-发（低压缸-发电机）对轮中心、励-发（励磁机转子-发电机转子）对轮中心、励磁机短轴晃度及8 号轴瓦承载力不佳都会引起转子的质量不平衡，从而增大发电机轴瓦的轴振，进而影响瓦振。

（2）发电机、励磁机转子自身质量不平衡导致轴振大，进而影响瓦振。

（3）轴系存在动静碰磨，导致轴系不平衡引起发电机轴振大，进而影响瓦振。

2 处理措施

2.1 机组运行期间的处理措施

2.1.1 运行参数的调节

为防止发电机轴瓦振动的扩大，机组运行中进行了变密封油温度、变发电机氢温、变凝汽器真空度及变轴封压力等试验[6-11]。

（1）变密封油温度：试验中将密封油温度由40 ℃逐步提升至50 ℃，发现密封油温度高时6号、7 号瓦振减小0.2～0.6 mm/s，稍有下降。

（2）变氢气温度：试验中将冷氢温度由42 ℃提高至50 ℃，调整后6 号、7 号瓦振减小0.5～1.0 mm/s，有明显下降。

（3）变凝汽器真空度：试验中将A、B 侧凝汽器之间真空联络门打开进行调整，真空联络门打开后6 号、7 号瓦振减小0.6～1.2 mm/s，有明显下降。

（4）变轴封压力：试验过程中将轴封压力从4 kPa 升至20 kPa，6 号、7 号瓦振没有明显变化。

根据运行参数调整试验结果可知，提高密封油温度和发电机氢温、降低凝汽器真空度可在一定程度上抑制6 号、7 号瓦振。由此制订运行中的临时控制措施，即将密封油温度维持在50 ℃，发电机氢温控制在50 ℃，若7 号瓦振超过11 mm/s，再适当降低凝汽器真空度。

2.1.2 发电机基座顶部压砂袋

根据振动特征判断4 号机组7 号瓦振大及不稳定的根本原因是发电机轴承及支撑系统刚度低，存在结构共振。为防止发电机轴瓦振动进一步加剧，机组运行中尝试采用砂粒阻尼方案，即在发电机基座两端顶部压砂袋[12]。

采用细度模数大于3 的粗砂粒，用粗麻布袋装载，每袋质量约50 kg，分别布置于发电机基座汽端、励端顶部（见图3）。为防止砂袋滑落，用空心圆管搭建外围框架，励端基座为弧形，需从中部开始搭建钢管护栏至顶部。

图3 汽、励端砂袋布置示意

根据测算，汽端加重约1.6 t 砂袋，励端加重约2.4 t 砂袋，加重后发电机振动明显减小，7 号瓦振下降至10 mm/s 以内。

2.1.3 发电机底脚螺栓紧固

因发电机底脚与基础台板之间特殊的连接方式，6 号、7 号轴瓦振动增大后，发电机台板的振动也随之增大，测试发现发电机底脚与基础台板间存在差别振动。因发电机基础台板二次灌浆质量存在缺陷，导致发电机与台板连接刚度降低，故需要对发电机的底脚螺栓进行复测紧固[13]。按照发电机厂家要求采用液压拉伸组件，以额定470 kN 力矩，对发电机底脚螺栓依次进行紧固，最终发电机底脚螺栓紧固转动角度见表2。

表2 发电机底脚螺栓紧固转动角度数据

发电机底脚螺栓紧固以后：6 号、7 号瓦振减小0.4～0.8 mm/s，有明显下降；7 号瓦振稳定在6.8～9.5 mm/s，没有进一步恶化。

2.2 机组检修处理措施

2.2.1 汽、励端轴瓦各处配合状态检查

复查数据表明，发电机汽、励端轴瓦侧隙、顶隙、防跳间隙均正常，瓦枕球面接触情况较好，内外油挡间隙正常，无明显碰磨痕迹，复装时各处间隙均按厂家设计值上限调整[14]。

2.2.2 汽、励端密封瓦配合状态检查

复查时发现，励端密封瓦支座的内油挡迷宫密封与转子有明显磨痕，对迷宫密封铜条进行修刮及削尖处理；汽、励端密封瓦有轻微磨损，采用油石打磨处理，但密封瓦本身的尺寸数据、椭圆度、平行度良好，复装时按设计图纸要求将各处间隙调整均匀。

2.2.3 低发对轮中心复查调整

复查数据表明低-发对轮中心略有右张口（0.09 mm），且发电机转子中心偏低0.13 mm，复装时按厂家设计要求均调整至0.03 mm 以内。

2.2.4 动平衡配重试验

4 号发电机瓦振大，经常报警（报警值9.3 mm/s）且不稳定，主要频率为1 倍频，振动变化的频率也为1 倍频，说明是不稳定的强迫振动。2019 年5 月、11 月在低-发对轮处进行两次配重，在一定程度上缓解了7 号轴瓦振动大的问题，但无法将其控制在优良水平。而历次振动测试数据显示，6 号、7 号轴瓦振动1 倍频相位反相，相位比较稳定。经技术分析及咨询论证，决定大胆创新，采用在发电机膛内转子护环上进行配重的方案。考虑到配重需多次冲转、停运机组，置换发电机膛内氢气，为节省机组启停、氢气置换等过程时间，使用60%额定压力的压缩空气冷却发电机，冲转至额定转速进行配重。

（1）第一次平衡配重。经过分析计算，首次在发电机膛内转子汽、励端护环上分别加重460 g，配重位置见图4，角度分别为40°和220°（设置键相位置为0°，下同），启动验证，结果振动略减小，但不明显。经分析核算，认为配重的质量偏小且角度存在偏差，无法达到预期效果，拆除汽、励端添加的配重块。

图4 现场配重位置

（2）第二次平衡配重。在发电机膛内转子汽、励端护环上分别加重1.335 kg，角度分别为17°和197°。第二次平衡配重后，发电机轴瓦振动数据见表3。

表3 6 号、7 号轴瓦振动数据

根据以上数据分析可知，第二次配重后，在600 MW 负荷时6 号、7 号瓦振分别为0.6 mm/s、3.6 mm/s，在1 000 MW 负荷时6 号、7 号瓦振分别为0.45 mm/s，2.3 mm/s，虽然在600 MW 负荷后7 号瓦振有上升趋势，最大达到3.9 mm/s，但达到满负荷后，基本稳定在2.3 mm/s 左右，各负荷段6 号、7 号瓦振均低于厂家给定的报警值，达到优秀标准。

3 结语

在很多情况下发电机轴瓦的振动诱发因素是多方面的，在振动处理过程中需要逐项排查。某发电厂4 号发电机轴瓦振动大的根本原因是发电机转子存在一定的二阶质量不平衡，发电机轴承及支撑系统刚度偏低，导致发生结构共振。发电机瓦振与发电机氢温变化有一定的相关性，其原因可能是发电机转子发热或冷却不均，导致转子热不平衡引起；发电机瓦振与密封油温度、凝汽器真空度变化有一定相关性，其原因与低-发对轮中心不正有关，转子存在轻微的动静碰摩，引起转子热弯曲，动静碰摩的位置可能发生在发电机密封瓦与油挡处。

机组运行期间，通过调整汽、励端氢气温度、密封油温度、凝汽器真空度等参数，以及紧固发电机底脚螺栓和在发电机基座顶部压砂袋等措施使振动有所降低，但发电机轴瓦瓦振仍较大。为保证机组长期安全稳定运行，利用机组检修机会，大胆创新，尝试在发电机膛内转子护环上进行现场配重，最终将轴瓦振动降至优秀范围内。该案例为同类型机组在现场进行发电机膛内配重开创了先例，可为其他电厂处理类似振动问题提供一定的参考经验。