650 MW 机组给水泵汽轮机排汽端轴承振动爬升诊断及处理

肖承明

（国家能源集团江西电力有限公司，江西 南昌 330029）

0 引言

某电厂有2台650 MW 超临界发电机组，2号机组2019年8月31日开始大修，11月25日7时08分并网运行，大修时对两台给水泵汽轮机（简称小机）汽封进行了调整，汽封间隙按制造厂规定的下限控制，因汽封间隙较小，冲转时轴端汽封与转子轴颈的碰磨较频繁，在600 r/min 进行了4 h 的轴封磨合才启动成功。机组正式运行后，半年内给水泵汽轮机排汽端轴承（简称2号轴承）发生了五次振动爬升（见表1），严重威胁机组的安全运行。

表1 2号机小机2号轴承振动爬升情况

1 设备介绍

该发电公司每台机组配备两台50%容量的汽动给水泵和一台35%容量的电动给水泵，机组正常运行中两台汽泵运行，电泵备用。小汽轮机为上海汽轮机厂生产的ND（Z）84/79/07型13.5 MW驱动给水泵用变转速凝汽式汽轮机，是单汽缸、单转子结构。其转子由单列调节级和6个压力级组成，由前后二只径向轴承支承，前后轴承中心间距2.668 m。前后径向轴承均采用可倾瓦结构，可以有效的保持轴承油膜的稳定性及转子的中心位置。推力轴承承受汽轮机转子的全部推力，它与前径向轴承组成联合轴承布置在前轴承座内（见图1）。给水泵汽轮机静止部分绝对死点位于后汽缸的排汽口中心，静止部分在受热之后自死点向前膨胀。静止部分与转动部分的相对死点为推力盘并置于前轴承座内，转子受热以后向后膨胀，静止部分和转动部分以各自的死点向两相反方向膨胀。

2 小机2号轴承振动特征分析

2020年05月03 日20时04分 某电厂2号机组负荷650 MW，A/B小机转速为5398/5460 r/min，监盘发现B小机2号瓦振动由28 μm缓慢上涨最高至112 μm，降负荷降低小机转速，启D 循泵运行，20时12分B 小机2号瓦振动逐渐下降至正常，振动稳定后继续升负荷至590 MW运行正常。此次振动主要特征有：

1）轴承振动开始爬升前汽轮机各运行参数稳定，进、排汽压力、温度无明显变化，小机润滑油压力、温度稳定，轴向位移、各轴承温度无变化，轴封进汽温度无变化，给水流量无大幅变化，无法从运行参数上找到振动爬升的起源。

2）小机2号轴承振动爬升过程中其它轴承的振动没有明显的上升，小机1号轴承振动还有反向的略微下降，给水泵两端的轴承振动只有轻微的上升，振动的源头清晰的指向为小机2号轴承。

3）振动的爬升为缓慢向上过程，持续时间5 min以上，有足够的运行处置时间，在采取降负荷降低小机转速后振动上升趋势变缓，继续降低小机转速后振动达到最高点后缓慢下降，逐渐降回至爬升前振动数值。

4）发生振动爬升时机组负荷高（额定负荷650 MW），且高负荷持续时间较长（2 h以上），此时小机转速非常高（5400 r/min以上）。

5）振动的爬升幅度比较大，2号瓦振动由28 μm缓慢上涨最高至112 μm，已接近小机振动保护跳闸值150 μm，发现和处置不及时可能造成小机跳闸。

3 小机2号轴承振动原因分析

转动机械轴承振动的原因复杂，包括设备制造、加工方面的瑕疵，检修装配质量不良；运行中转子受热弯曲变形，气流发生激烈振动，轴承的油膜发生震荡，设备出现动静摩擦等，要根据现场实际情况作出分析和判断[1-4]。

如果是小机2号轴承自身存在缺陷，发生轴承振动爬升时一般会伴随轴承温度的升高，现场听音会有明显的摩擦声等现象，振动出现上升后采取降低转速的方法一般不会有效果，轴承解体后轴颈和轴瓦会有明显的损伤表象特征，而2号机组小机2号轴承振动爬升时，现场对轴承听音检查未听见轴承内部的摩擦声音，振动爬升前轴承的振动在30 μm左右，属于较优秀的振动水平，停机时对轴承解体检查轴瓦和轴颈均没有明显的磨痕和刮伤情况（见图2），轴承自身存在问题引起振动爬升的因素可以排除。

在发生小机2号轴承振动爬升时，现场检查发现排汽端轴封处有明显的汽封摩擦音，振动下降后摩擦音消失，从现象上可以判断引起轴承振动爬升的原因是排汽端汽封和轴颈发生摩擦引起。从轴承结构图（见图3）可以看出，小机排汽端轴封和排汽端轴承位置非常靠近，对该轴承的影响较大。要消除机组运行中排汽端轴承振动爬升的安全隐患，关键是要分析清楚轴封和轴颈发生摩擦的原因，设法消除。

图3 小机轴承结构图

4 小机排汽端轴封摩擦原因分析

由小汽轮机排汽端轴封结构图（见图4）可以看出，正常情况下，轴颈的凸起部分与轴封片的低齿相对应，轴颈与汽封片存在一定的间隙，不会发生摩擦。由于汽封安装调整时是按照下限控制，且小汽轮机的静止部分和转动部分为反方向膨胀，热态时动静间隙将变为极小，运行中参数发生变化导致动静间隙轻微的变化时都有可能使动静摩擦，引起轴承振动爬升。

图4 排汽端轴封结构图

从小汽轮机的静止部分来看，影响其相对位置发生变化最大的是排汽缸的温度，当排汽缸温度升高时，排汽缸带动汽封向机头方向膨胀，升高至某一温度时就可能使汽封片和转子凸起部分碰磨[5-9]。

使小汽轮机转子相对位置发生变化的影响因素比较复杂，小汽轮机轴封蒸汽温度过高、小汽轮机蒸汽湿度增大、小汽轮机转速过高等都会引起转子向膨胀方向变化。具体分析如下：

1）小汽轮机轴封蒸汽温度高

小汽轮机轴封蒸汽温度过高时，轴封段转子被加热膨胀，转子向排汽端伸长，动静间隙缩小，动静间隙消失时就可能使汽封片和转子凸起部分碰磨。

2）小汽轮机蒸汽湿度增大

小汽轮机蒸汽湿度增大时，小汽轮机轴向位移变大，转子动静间隙缩小，动静间隙消失时就可能使汽封片和转子凸起部分碰磨。

3）小汽轮机转速过高

机组高负荷运行时，小汽轮机转子转速过高，泊桑效应下转子变短变粗，转子径向位置的变化将引起排汽端汽封轻微碰磨，引起轴承振动爬升。

5 制定运行措施

5.1 防止小汽轮机蒸汽湿度增大

运行每班对A/B 小汽轮机各路疏水进行逐一疏水，具体疏水为：高压进汽电动门后疏水袋，低压进汽电动门后疏水袋，小汽轮机前汽室疏水气动门，小汽轮机高压调阀后疏水气动门，小汽轮机前汽缸下部疏水气动门。防止小汽轮机蒸汽湿度增大引起排汽端轴承振动爬升。

5.2 防止小汽轮机排汽缸温度过高

优化循泵运行方式，防止小汽轮机排汽缸温度过高[10-13]。低速循泵运行时当高压凝汽器排汽压力达到11.0 kPa倒换至高速循泵运行，高速循泵运行时当高压凝汽器排汽压力达到11.5 kPa时增启一台低速循泵运行，高压凝汽器排汽压力降至9.0 kPa时停运低速循泵。

5.3 防止小汽轮机长时间超额定转速运行

该厂小汽轮机额定转速为5342 r/min，在不采取措施的情况下机组带650 MW 负荷时小汽轮机转速5400～5450 r/min左右，已超过额定转速。为了防止小汽轮机长时间超额定转速运行，在机组负荷600 MW以上时适当地降低主蒸汽压力设定值（-0.5 MPa左右），全开汽机调门满足带负荷需要，使机组650 MW时小汽轮机转速控制在5300 ～5400 r/min左右，在额定转速±50 r/min范围内变化，小汽轮机偶尔超额定转速运行，降低排汽端汽封发生轻微碰磨的概率，防止2号轴承发生振动爬升。

5.4 发生小机2号轴承振动爬升的处理

当发生小汽轮机2 号轴承振动爬升时应立即降低故障小汽轮机转速（设置汽泵转速负偏置或适当降低机组负荷）观察振动变化趋势，如降低小汽轮机转速后振动停止上升并逐渐下降，则稳定机组负荷，待轴承振动回落至正常值后考虑升降负荷；如降低小汽轮机转速后轴承振动仍继续爬升，应继续降低故障小汽轮机转速直至退出故障汽泵组运行；如采取上述措施后小汽轮机轴承振动继续上升至保护定值，小汽轮机应跳闸，否则手动打闸故障小汽轮机，防止保护拒动损坏小汽轮机设备。

6 控制效果

在分析了小汽轮机2号轴承振动爬升的可能原因后，于2020年5月8日制定了《防止2号机小汽轮机2号轴承振动爬升运行措施》交运行班组执行，运行至今已有一年多时间，2号机组没有再发生过小机2号轴承振动爬升的情况，消除了小机2号轴承振动爬

升这一事故隐患。

7 结语

小汽轮机轴封间隙按照设计下限控制对保证汽泵组的效率来说是非常有利的，但存在难以在启动过程中完成全行程汽封磨合的问题，特别是小汽轮机排汽端轴封，受运行中影响因素多，容易发生机组高负荷时汽封摩擦使相邻的排汽端轴承出现振动爬升的异常情况。

小汽轮机排汽端轴封发生摩擦的触发因素跟排汽缸的运行工况联系紧密，运行中通过循泵运行方式的改变控制好排汽缸温度不要太高有利于防止排汽端轴封的摩擦，减少排汽端轴承振动爬升的机率。

利用好小汽轮机转子的泊桑效应规律，高负荷时尽量避免小汽轮机超额定转速运行，减少由于转子轴向位置的变化引起排汽端轴封的摩擦；运行中一旦发生排汽端轴封摩擦时应果断降低小汽轮机转速，使转子轴向位置改变退出碰磨位置，防止摩擦加剧小汽轮机轴承振动大跳闸。

定期对小汽轮机本体及进汽管进行疏水，消除给水泵汽轮机进汽湿度增大的危害因素，对防止小汽轮机轴承振动爬升具有积极的意义。

从运行参数的控制方面入手，防止小汽轮机轴承振动爬升具有非常重要的作用。