超超临界汽轮机汽流激振故障的分析研究

超超临界汽轮机汽流激振故障的分析研究

许艳春

（内蒙古大唐国际锡林浩特发电有限责任公司内蒙古锡林浩特市026000）

摘要：讨论了汽流激振故障发生的机理、振动特征及应对措施。结合某电厂超超临界汽轮机组在升降负荷过程中发生的低频振动情况，通过振动数据的分析及该机组实际运行工况，确定了故障原因是高压转子出现了汽流激振。在此基础上采取调整轴承标高及润滑油压等措施消除了机组低频振动，提高了轴系稳定性，保证了机组的稳定运行。

关键词：超超临界；汽轮机；气流急振；故障；分析

1导言

我国引进的多台超超临界机组都出现了汽流激振；严重影响了机组的稳定运行。随着汽轮机组向超临界、超超临界的发展，汽流激振问题也越来越严重。本文讨论了汽流激振发生机理、振动特征及相应措施，结合某超超临界汽轮机组在升降负荷过程中出现的异常振动情况做了详细的分析，根据该机组的实际运行工况，确定了故障原因是高压转子发生了汽流激振。

2汽流激振的机理及振动特征

2.1汽流激振的机理分析

一是叶顶间隙激振力。当叶轮发生偏心时，不同位置的间隙处的蒸汽泄露量不均影响到作用在叶轮上周向力，使其不为零的合力（即间隙激振力）作用于叶轮中心。该合力垂直于叶轮中心偏移方向时，将输入能量给转子促使其转动进而形成涡动，此时由于蒸汽作用会在转子上产生一个切向力，进而使转子失稳，增大激发汽流激振的可能性。二是密封流体力。为了防止蒸汽沿轴向泄漏采取轴封，蒸汽进入密封腔后会以很大的轴向速度流过各腔。转子在垂直方向产生移动后，汽流力会产生一个轴向力，该力与偏心率、汽封腔室的直径及长度都有关。汽封腔室的轴向压差导致蒸汽在汽封内会以很大的轴向速度流动，由于转子高速转动且蒸汽具有一定程度的粘性会又带动汽封中的蒸汽的周向流动。因此该流体力分为轴向流动和周向流动产生的两种流体力。三是作用在转子上的静态蒸汽力。在机组升降负荷的情况下，若机组采用喷嘴配汽，改变调节阀开启顺序及开度会使部分进汽不对称，此时的蒸汽力和附加力矩会使轴承载荷发生变化，从而使轴承动特性发生改变，影响轴系稳定性。

2.2汽流激振的振动特征

一是振动频率近似等于高压转子一阶临界转速相对应的频率，一般以低频分量为主。由于实际蒸汽激振力和轴承油膜阻尼力的非线性特征，有时会呈现一些谐波分量。二是由上述振动机理汽可知流激振易发生在高参数、超临界（超超临界）汽轮机组高压（高中压）转子上。三是汽流激振易出现在机组升负荷的过程中。当机组负荷超过一定数值时，汽流激振会快速发生，而当负荷降低到这个数值以下时，低频振动会消失，且具有良好的再现性。四是汽流激振有时与轴承标高的改变、调门的开启顺序及调门开度有关，通过调整标高及高压调节阀能够避免或减小汽流激振。

3消除汽流激振的措施

一是提高轴承稳定性。减小轴承油膜失稳可提高轴承的稳定性，即要增大阻尼力。当阻尼力大于汽流力与油膜力的合力时，可以防止高压转子发生自激振动。具体措施：采用稳定性较好的推力轴承、调整高压转子轴承标高、改变轴承润滑油温、提高转子一阶临界转速等。二是减小蒸汽激振力。蒸汽的激振力不仅与汽封的长度、结构、间隙有关，与径向间隙成反比，与轴向间隙成正比，而且还随着蒸汽密度增大而增大。具体措施：适当增加叶顶汽封的径向间隙，增加转子与隔板的轴向间隙可防止汽流发生涡动；尽可能使叶轮动静间隙均匀；缩小轴封进气端间隙，增大排气端间隙。对机组内部密封装置进行改进，减小入口间距，使叶顶间蒸汽隙泄漏量均匀，减少蒸汽激振力。三是减小蒸汽静态力。调整转子上面的负荷角、改变调节阀的开启顺序及开度、采用变压运行及全周进汽方式等措施可防止部分进汽方式产生的汽流激振力。

4案例分析

4.1机组概况

某电厂三期工程5号汽轮机组为超超临界直接空冷凝汽式，此汽轮机轴系由高中压合缸转子（高压转子8级，中压转子6级）、双流反向布置的两个低压缸转子Ⅰ、Ⅱ（低压转子2×2×6级）、发电机转子及滑环轴转子构成。轴系由9个轴承共同支撑，其定位轴承为2号轴承。1、2号轴承均为可倾轴承，安装在高中压转子上；3—6号轴承均为椭圆轴承，依次安装在Ⅰ、Ⅱ号低压转子上；7、8、9号轴承均为可倾轴承，安装在发电机-滑环轴转子上。

4.2机组振动信号分析

2017年1月初机组在变负荷时1号轴承出现不稳定振动：机组单阀运行时且负荷低于400MW时1号轴承振动未见异常；但改为顺序阀运行后，机组负荷由400MW升至500MW过程中，1、2号轴承X、Y方向振动均出现爬升的情况，其中1号轴承X方向振动变化最明显，轴振值由50µm快速增至82µm但相位变化不明显。当机组继续升负荷时，1、2号轴承振动出现瞬间爬升，1号轴振较2号轴振变化明显，着重分析1号轴承振动。1X（1号轴承X方向）振动最大值达到122µm，并且振动出现大幅频繁波动。此外，1号轴承温度也由79℃降低为74℃。为查明故障类型及原因机组多次升降负荷，1号轴振在降低负荷时明显减小且负荷低于500MW时1号轴振迅速降低，多次升降负荷1号轴振的变化有很强的再现性。

4.3机组振动处理措施及结果

汽流激振形成常见原因：一方面是由于轴承标高下降或缸体变形等因素造成转子与汽缸偏心从而增大了汽封间隙偏差；另一方面是机组部分进汽时调节阀开启顺序及开度的改变使转子上浮，导致轴系稳定性降低。现场消除汽流激振的措施也主要从增大系统阻尼、加大转子的刚度、减小蒸汽激振力方面着手。但是在不进行接缸检查处理时，采取具体措施来减小激振力很难实现，所以在这次停机处理时，检修人员只是从增加系统阻尼入手，具体措施：提高润滑油温并将油压调整为0.107MPa；调整机组中低对轮以及低发对轮的张口值；将1号轴承标高抬高了75μm，1号轴承载荷减小其油膜压力增大，2号轴承载荷增大其油膜压力减小。故障处理后机组再次启动，低速暖机时机组振动情况良好，到过临界转速时2号轴承X方向振动值偏大，停机盘车4h后再次启动，此次启动顺利冲车至3000r/min。3000r/min时各轴振值均在规定范围内。

5结论

本文针对某超超临界汽轮机组运行中出现的低频振动进行分析，结合该机组实际运行工况，确定高中压转子发生了汽流激振。通过提高润滑油温并将油压调整为0.107MPa、将1号轴承标高抬高了75μm以及调整机组中低对轮以及低发对轮的张口值，消除了低频振动，提高了轴系稳定性。汽流激振的振动频率近似等于高压转子一阶临界转速对应的频率，振动成分一般以低频分量为主。由于实际蒸汽激振力和轴承油膜阻尼力的非线性特征，有时会呈现一些谐波分量。目前现场汽流激振故障一般通过改变轴承标高、调整润滑油压、汽封间隙等一种或几种措施组合来降低或消除。

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