1 000 MW发电机振动异常分析及治理

邢海波

(中国大唐集团科学技术研究总院有限公司华东电力试验研究院,合肥 230031)

某厂3号机组自2013年开始,#10瓦振动长期存在随负荷爬升及瓦振超过报警值问题,先后经过多次分析治理,均未取得明显效果。2019年结合机组检修机会,对发电机转子返厂检查,发现发电机端部绕组挤压变形及通风孔部分堵塞,经全面处理后,机组启动后各工况振动良好。

1 机组振动情况简介

1.1 机组简介

3号机组汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产制造的CLN1000-25.0/600/600型、凝汽式、超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽汽轮机;发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司生产的水-氢-氢冷却的QFSN-1000-2 型三相同步汽轮发电机。机组轴系布置如图1所示,除励磁机与发电机采用两跨三支撑布置方式,其余转子均采用双支撑结构[1],其中高压缸前轴承为#1瓦,#10瓦为发电机励端支撑轴承。

图1 3号汽轮机轴系布置图

1.2 振动情况简介

2013年10月,该机组检修后启动,低负荷时#10瓦轴振、瓦振幅值均在优良值范围内,瓦振未超过20 μm,随负荷增加,轴振及瓦振均同步爬升,接近满负荷时,轴振100 μm、瓦振70 μm,其中瓦振超过报警值(50 μm),接近手动停机值(80 μm)。

振动主要特征如下：

(1)随负荷升高,轴振与瓦振均同步存在一定爬升趋势,且具有良好重复性。

(2)轴振与瓦振比例异常,轴振未达到报警值,瓦振已接近手动停机值。

(3)现场用测振仪测量得到垂直方向瓦振60～70 μm,水平方向瓦振10～20 μm。

(4)振动频率成分均以一倍频为主,在不同负荷下,振动幅值存在较大差异,一倍频相位变化较小。

2 故障原因分析

结合1.2节中振动特征分析,#10瓦振动存在两类故障耦合现象：一方面,发电机轴承座属于落地式轴承,在无故障情况下应属于刚性支撑,其轴振/瓦振幅值的比值在3～6之间变化[2],本例现场实际二者比值接近1,表明支撑系统存在故障,致使轴振小、瓦振高。另一方面,振动以一倍频为主,且随负荷正相关,表明发电机存在热弯曲,导致振动随负荷升高而爬升或者高负荷时励磁发电机对轮连接不良。在高负荷情况下,如果对轮连接状况不良,将使对轮传递的扭矩不均匀,进而产生扰动力引发振动,文献[3]中曾对该故障进行分析处理。

2.1 发电机瓦振高原因分析

引发瓦振高的原因一般主要有：轴振过大、支撑刚度不足、发生结构共振等,其分析过程如图2所示。

图2 轴承座振动大原因分析流程

对于普通强迫振动,无论轴振或者瓦振都可以视作外界激振力与支撑系统综合作用后的表现,其关系可以用公式(1)表示：

(1)

式中：A为振动幅值;F为激振力;Kd为支撑刚度。

通过式(1)可以看出,当支撑刚度减小时,在同样的激振力情况下,外部反映出的振动幅值会增加;同样地,在同样的支撑刚度条件下,随着外界激振力的增加,外部反映出的振动幅值也会增加。

由于#10瓦自身轴振较小,同时机组进行超速试验时,#10瓦振动未发现明显共振趋势,因此判断其振动超标主要由于支撑刚度不足所致。轴瓦固定于轴承座中,轴承座与外部基础进行连接,引起支撑系统刚度不足可分为支撑系统的连接刚度及轴承座安装刚度不足[4]。#10瓦轴承座结构如图3所示,从下至上主要包括基础、二次灌浆、垫铁及台板。现场多次对轴承座安装参数进行复核及检查调整,均未取得理想效果,且#10瓦轴承座各连接螺栓预紧力检查均未发现异常。

图3 轴承座结构示意图

对发电机定子而言,其在运行时除了承受铁芯传来的电磁振动外,还同时承受转子残余不平衡量产生的机械振动。该发电机为猫爪式安装,由#9、#10瓦四个猫爪式结构座安装在汽轮机平台上,靠底部绝缘垫片调整各脚高度平衡。若发电机底部绝缘垫片安装不合适,机座底脚承载分布状态不均,表现为同一标高下的不同位置振动存在较大差别,则有可能使发电机在运行时产生较大的机座振动。图3轴承座结构示意图中,当各连接部件之间振动差值大于15 μm～20 μm 时,一般可判定这两个点之间的连接刚度不足[5]。现场对发电机定子底脚各处振动进行测量,发现其最大偏差达到20 μm。

综合上述分析,该机组可能存在发电机底部载荷分配不均,造成轴振小瓦振高的振动异常。

2.2 发电机振动爬升原因分析

根据#10瓦振动幅值与负荷正相关的变化现象,分析发电机转子在中高负荷下存在热状态变化或者扭矩变化情况。自2013年#10瓦振动异常以来,机组已历经3次不同程度检修,历次均需对励磁发电机对轮进行找正,振动随负荷变化的趋势均未得到缓解,因此,该振动异常非连接不良引发扭矩变化引起的。

在旋转设备振动故障分析治理过程中,振动幅值与负荷正相关多数是热状态变化引发的。汽轮机振动的原因可能是汽缸膨胀不畅、受冷导致动静间隙变化或者随负荷变化低压缸座缸式轴承刚度变化。发电机转子因自身结构的特殊性,能引起其热状态变化的原因较多,一般主要有以下三个方向[3]：

(1)发电机转子匝间短路故障：出现该故障时,转子局部温度会快速上升,致使转子温度分布的均匀性被破坏,引起转子弯曲,造成振动。该故障可通过电气试验进行确定或排除,现场通过改变励磁电流及多种电气试验手段,均未检测出匝间短路故障。

(2)发电机转子线圈的膨胀受阻：部分线圈膨胀过程受阻,在离心力作用下产生不平衡量,造成转子振动升高,该故障引起的振动异常与励磁电流相关,但不同于转子匝间短路,当故障发生后,随着负荷降低,转子负载减小,由于膨胀受阻其摩擦力仍存在,振动往往会更高。

(3)冷却通风系统故障：对于氢冷机组,通风孔是转子热交换的主要通道,如果部分通风孔通流截面减小、通风孔变形、杂物堵塞,会造成转子横截面冷却不均,致使产生热弯曲。该故障的明显特征是对氢温较为敏感,且随着冷却效果变差之后,氢温不再对振动造成影响。

综合上述原因分析和实际#10瓦振动特征,基本排除转子匝间短路因素引起的振动异常爬升,对于线圈膨胀受阻和冷却通风故障需要抽转子同时对转子绕组进行检查,且故障存在一定隐蔽性,因此一般利用相关停机检修机会对发电机转子进行返厂检查。

3 现场振动处理措施及效果

2019年3月,该机组利用检修机会,对#10瓦运行中存在的两类振动问题分别进行了针对性治理措施。

3.1 发电机定子底载调整试验

测试方法采用电测法,在发电机定子角撑位置贴上应变片,用电阻应变测量仪测出电阻变化量,换算成各角撑筋板的承载百分比。应变片在角撑上粘贴位置示意图如图4所示。根据制造厂商要求,发电机的载荷分布曲线为一条两端高、中间低的“微笑曲线”,其四角的载荷分配比例如图5所示[6]。

图4 应变片在角撑上粘贴位置示意图

图5 发电机四角承载要求示意图

试验过程中发现底部垫片组存在大量零乱、锈蚀、错位等现象,具体的载荷分布比例如表1所示。根据试验结果,3号发电机定子的原始载荷分配状态较差,各个承载区域与技术要求差别较大。

表1 原始载荷分配比例 %

针对载荷分配比例异常、垫片异常的现象,通过调整发电机阶梯垫片的分布,进而使得载荷分配比例达到要求。在试验过程中,对零乱、锈蚀、凹凸不平等的垫片均采用全新高强度不锈钢垫片进行等厚度、等长度替换,载荷分配结果满足要求,最终的载荷分配比例如表2所示。

表2 最终载荷分配比例 %

3.2 发电机转子返厂检查情况

在3号发电机返厂维修期间,根据转子解体检查情况和现场试验数据,发现转子主要存在以下问题：(1)转子线圈端部绕组4号～8号线圈存在挤压变形,图6 所示为转子线圈端部顶匝绕组多处发生变形。(2)转子线圈端部横轴垫块脱落。

图6 转子线圈端部顶匝绕组多处发生变形

根据现场检查情况、发电机的实际装配图纸和维修后转子端部绕组护环及绝缘瓦的安装情况等资料,分析转子线圈端部顶匝绕组多处发生变形的直接原因是护环下外层全尺寸绝缘瓦堆起所致。由于转子线圈加工及端部绕组装配时尺寸和形状不规整,热套护环前线圈端部整形不到位,致使线圈外径偏大,热套护环时护环与护环绝缘瓦之间间隙过小,护环热套前进时将受到护环热套高温影响的护环下外层全尺寸绝缘瓦刮起并发生绝缘层堆积。机组长期运行下,受离心力和热应力的综合作用导致绝缘瓦堆起部位的转子顶匝绕组及端部线圈发生变形且变形幅度逐渐扩大。

由于转子顶匝线圈被压扁,转子端部绕组冷却风道受阻,冷却能力也明显下降。在解体检查时,邻近转子形变严重的区域可见有明显的过热痕迹,即转子内部存在热不平衡现象。因此,可以判断转子热不平衡是引起3号发电机#10瓦振动随负荷变化大的主要原因。

3.3 处理后机组振动情况

经过对发电机转子返厂检查及开展现场定子底载调整后,3号机于2019年5月启动运行,处理前后不同负荷下#10瓦振动数据如表3所示。

表3 处理前后#10瓦振动数据对比 μm

通过表3中数据可以看出,处理后#10瓦振动爬升情况及#10瓦瓦振比例偏高问题都得到了明显改善。

4 结语

3号机组#10瓦振动异常问题历经数年,通过发电机转子解体检查,发现并处理顶匝线圈的挤压变形,从而使线圈冷却风道受阻的情况得到改善,消除了发电机转子的热不平衡来源。通过发电机定子底载调整试验,使得发电机定子的载荷分配得到均衡,从而使得相同轴振激振力作用下的瓦振幅值显著降低。

对于发电机结构振动的问题,由于其结构较为复杂,很难仅通过频谱数据就能诊断出故障原因,一般需要结合各种调整试验来综合判断。本案例时间跨度长,采用的振动治理方案也较多,对我们处理同类型的发电机振动问题具有借鉴意义。