某660 MW汽轮机振动异常分析及处理

2023-03-02王少华

电力勘测设计 2023年2期

王少华，张浩

(1. 国投哈密发电有限公司，新疆哈密 839000；2. 华能山东石岛湾核电有限公司，山东威海 264312)

0 引言

异常振动是汽轮机缺陷、隐患的综合反映[1]，会对机组本体的稳定运行带来冲击，若振动发现不及时或处理不当，可能会对机组的安全产生巨大影响[2-4]。某电厂一期工程为2×660 MW机组，2014年底实现双机投产，机组为超临界间接空冷机组，汽轮机采用某品牌单轴、三缸、四排汽、反动式间接空冷汽轮机，汽轮机轴承采用单点支撑的方式，机组轴系结构及其支撑如图1所示。两台机组投运以来频繁发生轴承振动间歇性突升的现象，尤其以高压缸#1和#2轴振表现最明显，对机组安全稳定运行造成很大影响。

图1 机组轴系结构及其支撑示意图

1 机组振动概况

一期两台机组在每个轴瓦上均有的X向和Y向的轴振测量装置，以便运行监视。轴承振动的报警值为165 µm，跳闸值为240 µm。一期两台机组的轴承振动情况基本一致，均为#1、#2轴承处振动波动最剧烈，最高时超过报警值甚至接近跳闸值，#3、#4、#5、#6、#7轴承随着距离高压缸越远而振动逐渐降低，碳刷小室处#7轴承几乎看不出明显波动。以2号机组为例，#1、#2轴承振动异常升高时，主要现象为：

1)在机组检修后汽轮机运行稳定，一般在运行时间超过20 d后#1、#2轴承振动才会出现升高现象，#1、#2轴承发生振动的时间间隔无明显规律性，有时一天数次，但有时十几天一次；

2) #1、#2轴承振动主要频率为一倍频；

3) #1、#2轴承发生振动波动时，从爬升到回落至正常水平的整个过程一般持续时间为40～100 min；

4)运行中#1、#2轴承振动最高值180 µm，轴承振动升高幅度范围在50～100 µm之间；

5)机组高负荷或者低负荷时都有振动发生，但中、低负荷时出现振动频次较多；

6)#1、#2轴承发生振动时与运行参数关联度不大，在机组负荷及各参数稳定的工况下，同样会发生#1、#2轴承振动突升。

通过调取机组负荷、主汽压力、温度、润滑油压力等历史曲线与轴振历史曲线进行对比，未发现其中存在必然关联。

2 汽轮机振动原因分析

2.1 振动类型的确定

汽轮机组的振动一般有三大类型：质量不平衡、动静碰磨和轴系油膜失稳[5]。因为振动是在工作转速情况下出现的，与转速无关，故该振动不是由质量不平衡引起的[6]。为更好地确定汽轮机振动类型，调取了2号机组#1、#2轴承2018年2月21日的TDM图及振动频谱图，如图2和图3所示。TDM为汽轮发电机振动在线监测和诊断系统，能够连续地保存机组振动数据，诊断数据全面，并利用频谱分析、启停机分析、趋势分析等手段，可进行在线监测和故障诊断。

图3 振动频谱图

根据TDM趋势图，#1、#2轴承轴振测点相对轴振幅值从22:56开始连续变化，1X、1Y、2X、2Y初始值分别为 65 µm、56 µm、47 µm、26 µm，大约23:00开始爬升，23:07振幅达到顶峰，分别为 100 µm、68 µm、115 µm、71 µm，23:14这些测点振幅最终分别稳定在55 µm、46 µm、39 µm、24 µm。振动过程中#1、#2轴承相位变化明显，见表1所列。

表1 #1、#2轴承相位变化

从理论上分析，引起轴承座轴向振动的原因有4个：轴颈承力中心沿轴向周期性的变化；轴承座支承刚度不对称；轴颈承力中心线与轴承座几何中心不重合；轴承座轴向共振。通过振动频谱图可明显看出，在此次振动值上升的过程中，#1、#2轴承振动以工频振动为主，占比可达90%，不符合引起轴承座轴向振动的原因，同时在振动波动过程中，振动爬升→下降→恢复耗时2 h左右，这说明该振动波动存在一个能量聚集过程，并且振动波动可以自行恢复到原始振动水平。因此可以排除该振动为轴系油膜失稳或者轴承座轴向振动造成，振动应属于其他动静碰磨。

#3～#7轴承轴振虽也有所增大，但鉴于轴承振动增加值随着逐渐远离高压缸而依次降低，且各轴承相位变化幅度极小，可判断应该是摩擦振动引起的轴振发散传递至其他轴瓦处，导致其他轴承处轴振增加。

2.2 动静碰磨部位的确定

汽轮机可能发生动静碰磨的部位主要有三个：轴瓦与转轴摩擦、端部汽封或隔板汽封与转轴摩擦、油挡与转轴摩擦。

将#1、#2轴瓦温度与振动数据进行对比，发现在轴振发生突升波动时，轴瓦温度变化并不明显，整体平稳，可以排除轴瓦与转轴发生摩擦。

汽封动静碰磨绝大部分发生在新机试运、大修或长时间停备后启动、带负荷或投运后不久[7]，极少发生在机组长时间正常稳定运行的工况下。在机组长期运行后，若运行操作导致异常出现，如上下缸温差或胀差大等，使得局部间隙变小，在汽流参数轻微波动时，转轴便会与端部汽封或隔板汽封发生间歇性的摩擦。根据运行经验，工作转速下发生动静碰磨引起的振动不会很明显，且此时动静部件的充分“磨合”也会快速磨损掉接触部分，使动静接触点脱离，从而消除振动，因此这时的动静碰磨振动不可能无规律频繁发生[8-9]。同时在出现不稳定振动时，运行人员对运行参数、疏水系统、汽封供汽温度、上下缸温差等进行了彻底检查，都没有发现明显波动和异常，这与汽封动静碰磨的特性不符，因此可以排除汽封与转轴发生摩擦。

通过查看TDM系统相关数据，发现振动波动前后，1#、2#轴振探头的间隙电压变化不大，见表2所列。这说明轴颈在轴承中的静态平衡位置相对稳定，即转子在汽缸中的位置变化不大，那么发生动静碰摩的原因应为静止部件变形，可能是缸体膨胀不均或油档积碳引起的摩擦。

表2 1#、2#轴振探头间隙电压数据

转轴与油挡摩擦是由于轴承箱内为微负压状态，油挡密封齿与转轴之间可能会吸入灰尘杂质，形成油垢。在高温作用下油垢会碳化固结，越积越多后与转轴发生摩擦、挤压，油垢脱落后即引发间歇性摩擦振动。也就是油挡积碳导致的碰磨[10]。根据运行现象，振动有明显的随机偶发性，与运行参数变化无明显关联规律，因此认为油挡积碳碰磨的可能性较大。

为验证上述分析，决定在检修时对#1、#2轴承进行检查，观察其油挡结垢情况，最终在检修过程中，发现#1、#2轴承油挡存在较为严重的积碳现象。

2.3 油挡积碳振动机理

油挡积碳具有四个条件：润滑油、杂质、高温、时间。油挡内存有少量润滑油不可避免，汽轮机润滑油系统投运后，轴承箱呈微负压状态，环境中的灰尘、油烟、保温颗粒等很容易被吸入油挡处积存下来，然后与残留在油挡内的润滑油混合，形成软质油垢混合物。

由于当前机组发生摩擦振动的部位主要是#1、#2轴承，两轴承位于高压缸端部。单轴承支撑设计使得轴承箱与汽缸间距小，热辐射和传热的影响造成轴承油挡温度较高；同时油挡距离轴封较近，运行中也发现#1轴承处轴封有漏汽的现象，也造成轴承油挡温度异常升高，这就为油挡内油垢混合物提供了高温的烘烤环境，碳化固结作用明显，在机组连续运行一段时间后形成了质地坚硬的碳化物。

积碳在油挡密封齿上造成油挡与转轴间隙减小，而积碳过程是持续性的，当积碳到一定程度，油挡将与转轴发生碰磨。碰磨发生时轴承振动表现为不断升高，机组磨合一段时间后，积碳被磨掉或挤向油挡两侧后油挡间隙重新变大，当油挡与转轴碰磨脱离时轴承振动表现为逐渐恢复正常。但是在不处理故障的情况下，随着运行时间增加，油挡积碳继续增加，由此形成了间歇性摩擦振动。

3 汽轮机振动的治理

保温棉、油泥、油挡处不能及时排出的吸入性杂质，不断积累，在高温下逐渐碳化是引起油挡积碳的主要因素。因此治理#1、#2轴承间歇振动主要是抑制杂质的吸入和降低油挡温度。

3.1 运行策略调整

由于本机组轴承油挡积碳的来源之一是吸入的保温棉，为减少保温棉进入轴承箱油挡，又避免油烟通过外油挡溢出，在机组运行中适当调整降低了轴承箱内的负压：将主油箱负压由原来的-2 000 Pa调整为-500 Pa。

在进行保温工作时停运润滑油系统，避免轴承箱内形成负压。保温工作结束后，将油挡周围附近的灰尘和保温碎屑彻底清理干净。

机组虽然装设了轴系监控装置，可以对振动实施在线监控，但运行及技术人员加强了对振动数据的收集工作，建立相应台账，便于异常振动发生时快速判断原因并制定有针对性的处理措施。

3.2 技术改造

针对机组油挡积碳的问题，技术人员提供了三种技术改造方案：1)在油挡外部加装隔热板，降低油挡温度。这种技改方案减少了轴封对油挡的辐射传热，也减少了油挡处于高温状态的时间，降低了积碳产生的可能；2)加大油挡回油孔的尺寸或者增加回油孔数量，保证回油的通畅，减少在油挡处积存的可能；3)优化油挡结构，改为气密式油挡。经分析对比，机组采用了第3种方案，如图5所示。

图5 油挡改造示意图

该方案是在原轴承密封油挡中间通入清洁、恒压的压缩空气，在油挡处形成一道局部正压的空气密封环。一方面通过油挡保持正压将散落在油档处的保温棉颗粒、灰尘及时吹走，保证了油档处的清洁度，从而改善了油档的运行环境；另一方面通过压缩空气的对流换热对油挡进行冷却。由于杂质和高温两大关键因素被抑制，也就避免了碳化物的产生。

3.3 治理后效果

在采取上述运行策略，且技改项目完成并投入运行后，机组运行情况良好，振动均在优良范围内，至今未发生过机组参数稳定时轴承间歇性振动的情况。后期机组大修中，对#1、#2轴承也进行了揭瓦检查，发现油挡清洁度良好，未产生明显的积碳，轴颈表面也无摩擦痕迹。由此可见，该机组由油挡积碳引起的间歇性振动问题得到彻底解决。