2×640MW机组发电机 #7、#8瓦振动大分析及解决办法

2×640MW机组发电机 #7、 #8瓦振动大分析及解决办法

刘晶晶 陈怀北

阜阳华润电力有限公司

【摘要】某电厂#2机组于2018年进行节能通流改造，升级再热温度，汽轮机为东汽640MW机组，原机组参数N640-24.2/538/538，升级为N640-24.2/566/566，利用先进的汽轮机通流设计制造技术对某公司#1、#2机组汽轮机实施节能提效改造，达到节能降耗收益和项目性价比最大化的目的。启机一段时间后发电机侧#7、#8瓦轴振、瓦振突然性升高。对机组振动原因进行分析，并提出相应的措施，确保机组振动恢复至正常，确保机组长期稳定运行。

【关键词】 超临界 升级提效 振动 发电机

1．前言

某电厂汽机为为东方汽轮机厂引进日立技术生产制造的超临界压力、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机，型号为：N640-24.2/566/566， 额定出力 640MW。机组采用节流变压运行方式，汽轮机具有八段非调整回热抽汽，汽轮机的额定转速为 3000 转/分。发电机型号：DH-600-G，额定功率：655.2MW，额定定子电流：19105A，#2机组在2018年进行节能通流改造，包括汽轮机本体所有施工工作，包括高中压缸模块检修、A低压缸模块检修、B低压缸模块检修；各轴承箱检修；发电机本体机务检修总合（发电机抽穿转子、发电机轴瓦密封瓦检修、发电机端盖、内端盖检修，9号轴承检修，励磁转子拆装（不含励磁电气部分，如碳刷接引线））；高压主汽门调门检修（包含油动机）、中联阀检修（包含油动机）；缸体保温拆卸与恢复。

2．#2机组发电机#7、#8瓦振动发生情况

事情发生经过：

2018年#2机组由于#5、#6瓦振动偏高，联系某电科院对低压转子进行频谱分析与计算，在2018年调停时间进行动平衡试验。该机组共有9个支承轴承（如图1）。#1、#2号轴承为支撑汽轮机高中压转子的两个落地轴承； #3、#4、#5、#6号轴承坐在低压缸上，其中#3、#4轴承支撑低压转子I，#5、#6轴承支承低压转子II；#7、#8号轴承为支撑发电机转子的端盖轴承，#9轴承为支撑发电机集电环的落地轴承，由于#1机组节能提效改造后，正常运行期间#3、#4、#6、#7瓦盖振偏大，长期高于50um，故通过现场动平衡的手段降低转子残余不平衡质量，控制瓦振。

现场动平衡加重位置为低压转子两端末级叶轮燕尾槽与低发对轮处。在低压A转子末级叶轮上加重180g×2反对称重量，其中#3瓦侧角度为240°，#4瓦侧角度为60°。在低压B转子末级叶轮上加重140g×2反对称重量，其中#5瓦侧角度为289°，#6瓦侧角度为109°。低发对轮加重量为300g，角度为70°。在动平衡后，有效控制了汽轮机低压缸转子的振动数据，达到了优秀，经过动平衡处理后，3000r/min 空载，机组轴振均小于 70μm，#7 瓦振为 56μm，其余瓦振测点均小于 50μm。180MW 负荷时，轴振测点均小于 70μm，#7、#8 瓦振分别为：65μm、52μm，其余瓦振均小于 50μm。与动平衡处理前数据对比，轴振、瓦振均明显降低。本次试验最高负荷 610MW，该负荷下机组轴振均小于 80μm 达到优良标准。#3、#5、#6、#7、#8 瓦振分别为 51μm、74μm、85μm、80μm、72μm，其余瓦振测点均小于 50μm。#7、#8 瓦振大的原因是发电机底座与台板的连接刚度低，发电机转子与密封瓦之间存在动静碰摩，建议严密监视两测点振动变化趋势，利用停机机会在低发对轮与集电环风扇上加重，控制#7、#8 瓦振。

2019年2月8日19:36，#2机组负荷627MW，主机#7瓦轴振7Y：79um，7X：48um，#7瓦瓦振95um，#8瓦瓦振75um，达到#2机组检修动平衡后的振动最高值，且#7、#8瓦振动随#2机组负荷变化曲线一致。

3．#2机组发电机#7、#8瓦振动发生原因分析

查询#2机组主机振动曲线，与之前#2机组运行振动进行比对：

3.1、60万负荷振动对比

调取2019年1月2日#2机主机振动曲线，在#2机组负荷641MW时，#2机#7轴承瓦振最高82um，#2机#7Y轴振65um，#7X轴振40um。

3.2调取其他负荷阶段的参数进行分析比较

比较上述数据，在500MW以上负荷阶段#7瓦的振动数据较之前轴振、瓦振高10um左右；在其它负荷阶段，与之前数据差异较小，在2-5um浮动；#1-6轴承的瓦振与轴振与之前相比均无变化。

3.3参数原因分析

在同等负荷下，#2机在2月份振动比较一月份要高近10um，#2机组#1-#6瓦振动变化差异较小，考虑非机组真空等因素导致，#2机发电机的振动源于本身的振动引起，而非它因强迫振动，主要考虑的因素为发电机本身运行参数变化造成。

采集发电机无功、定子电流、负序电流、氢温、定冷水温等参数发现：

发电机无功在2019年2月1日起，在同等负荷下无功有较大的幅值变化，且#7、#8瓦振动随无功变化曲线一致，在2月8日19:36负荷630MW时#2发电机无功达265Mvar，此时7、8号轴承振动均达到了最大值，初步怀疑因发电机AVC下发无功幅值的增加，导致发电机励磁电流增加，发电机发热量增加，对发电机的振动可能造成一定影响。

采集#1发电机无功与7号轴承振动关系曲线：

#1发电机无功在2019年2月1日起，在同等负荷下无功有较大的幅值变化，且7、8号轴承振动随无功变化曲线一致，在2月8日负荷630MW时#1发电机无功为215Mvar，此时7号轴承Y向振动由25um涨至45um，8号轴承Y向振动波动较小。

在2019年2月11日，#2机组负荷600MW，无功较2月7-8日下降50Mvar，#2机机组发电机#7、#8瓦振下降约10um左右。

4．#2机组发电机#7、#8瓦振动发生后采取措施

4.1进行润滑油温度变化扰动

在41-45℃之间变化是，#2机#7瓦振动依然随负荷变化一致，未见振动改善。

4.2对发电机冷却器出口风温进行调整

对应曲线可以看出，负荷和无功变化小，发电机风温37℃降至35℃过程中，#7轴承瓦振从82um增长至87um，后又对发电机风温从35℃提高至42℃，#7瓦瓦振从87um降低至77um，初步分析发电机风温和发电机振动有反向对应关系，表明风温的提升有利于发电机振动的稳定。

4.3联系润电科技专家对#2机组频谱分析

#2机组振动和之前振动数据比较，未见较大差异，初步排除发电机内部脱落零部件等缺陷，应主要是发电机运行参数的变化，导致振动增加。（见下附图）

5.结语

经验教训：

2018年2月机组#8瓦振增大的原因是机组无功（励磁电流）显著增大，发电机冷风温度略有降，与2018年11月机组振动相比，振动基本稳定（幅值变化小于20μm，相位变化小于20°）。在负荷较稳定期间，对风温进行调整，#7瓦振动与风温有较明显的反向对比关系，高风温利于减少#7瓦振动，分析因为发电机风温的提高，发电机内部热交换减少，稳定发电机内部部件变形量。依据上述现象，判断7号轴承振动增大原因为发电机无功增大所致，同时由于环境温度较低，导致发电机风温温度较低，未及时关注春节期间电网工况的变化，#2机组发电机无功幅值的增加，对发电机振动与无功、风温之间的联系，缺少专业性预知。

参考文献:

1. 《汽机专业设备检修规程》

2. 张新科、孙显杰《防止电力生产重大事故的二十八项重点措施》

作者简介：

刘晶晶（1986- ），男，工程师，本科，单位：阜阳华润电力有限公司，专业岗位： 汽机主管，工作职责：负责本岗位生产、技术工作。

陈怀北 阜阳华润电力有限公司