1000MW超超临界二次再热超低背压机组运行中异常分析及治理

1000MW超超临界二次再热超低背压机组运行中异常分析及治理

摘要：介绍上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组轴

系结构特点，总结分析该机组运行中轴承振动原因及处理措施。振动故障分析及

处理措施，对同类型机组振动故障诊断处理，设计优化具有参考意义。

1上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组轴系结构特点

1.1上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组汽轮机介绍

机组为上海电气在借鉴西门子1000MW五缸四排汽超超临界二次再热机组基

础上进行自主生产，拥有自主知识产权，型号为 N1000-31/600/620/620 ，世界

上首次采用六缸六排汽的单轴方案，单背压（超低设计背压2.9Kpa）、反动凝汽

式汽轮机，凝汽器采用海水直流单元制供水冷却，配置三台单级立式斜流泵独立

运行，其中两台双速泵，一台定速泵。本机型由一个单流超高压缸（1*15级）、一个双流高压缸（2*12级）、一个双流中压缸（2*15）、三个双流低压缸

（3*2*6）串联布置组成。本机组将高压缸前置，布置形式变为高压缸、超高压缸、中压缸、低压缸。该机型取消调节级，采用全周进汽滑压运行方式。

1.2上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组轴系结构特

点

汽轮机六根转子分别由七个径向轴承来支承，除高压转子由两个径向轴承支

承外，其它转子均由单轴承支撑。其中#3轴承座内装有径向推力联合轴承，且机

组的绝对死点和相对死点均在超高压、中压之间的#3轴承座上。汽机转子采用单

轴承，整体轴系短。七个轴承分别位于七个轴承座内，且直接支撑在基础上，不

随机组膨胀移动，不受背压变化和汽缸变形的影响，机组轴向稳定。但机组仍是

国内汽轮机轴系最长机组，汽轮机轴系59.49米。

2 1000MW超超临界二次再热超低背压机组运行中7号轴承轴振逐渐增大。

2.1引起汽轮机组单个轴振大的原因：1、该轴承测量震动的探头松动测得数

值虚假；2该轴承盖松动；3该轴承轴瓦有；4该轴承间隙超标。以上均已排除。

2.2由于7号轴振所处位置，初期怀疑是大轴接地碳刷接触不良影响轴振，

大轴碳刷接地回路的主要作用是提供发电机轴电压的释放通路和发电机励磁的保

护监测

回路信号。轴电压的产生主要有以下几个原因：

2.2.1磁不对称引起的轴电压，在发电机制造、安装中由于气隙总是不那么

均匀，另外线圈安装中阻抗也不近相同，发电机运行中会在发电机转子上感应出

轴电压。这种交流轴电压一般为1~10V,接地回路良好的情况下，这类因素产生的

轴电压一般较小，对机组的轴系测量不产生明显影响。结合上汽说明书机组在BMCR工况下最大不超20V，，现场实际测量轴电压均在允许范围内，排除此项。

2.2.2静电电荷积聚引起的轴电压，接地碳刷回路良好的情况下，摩擦产生

的静电电荷会通过电刷接地通路释放入地，不会造成集聚，形成明显的轴电压。

如果电刷接地不良，摩擦产生的静电电荷会逐渐积聚，轴电压逐渐升高，直到机

组大轴对机座在某一绝缘薄弱点放电，释放静电电荷为止。这种静电电压幅值可

能会较高，甚至可以达到百伏以上。不但对轴系检测仪表造成明显干扰，还可能

形成较大的轴电流，烧损机组轴瓦、造成严重事故。现场检查接地碳刷接地良好，排除接地不良因素。

2.2.3励磁系统引起的轴电压，目前发电机组普遍采用可控变流元件整流励

磁系统。励磁系统因可控硅换向的影响，引入了一个新的轴电压源。励磁系统将

交流电压通过静态可控硅整流输出直流电压供给发电机励磁绕组，此直流电压为

脉动型电压。这个快速变化的脉动电压通过发电机的励磁绕组和转子本体之间的

电容耦合，在轴对地之间产生交流电压。观察发现7号轴振经常发生在60%负荷，且工况稳定情况下，排除此项。

2.2.4剩磁引起的轴电压，当发电机严重短路或其他异常工况下．经常会使

大轴、轴瓦、机壳等部件磁化并保留一定的剩磁。当机组大轴转动时，就会产生

电势。与实际正常运行工况不符，排除此项。

2.3怀疑原因三，单个轴承振动大，有可能是异常的轴振处，润滑油量发生

变化引起，现场检查回油量及进油压力均无明显变化量，且轴承温度无异常变化，排除此项。

2.4本机组轴系间隙小，低压缸轴封温度异常对7号轴承轴振的影响，7号

轴振变大主要集中在60%负荷以下，机组轴封供气在负荷低于65%切至辅汽联箱

供汽，本机型辅汽联箱供汽供汽前会根据机组适配温度电加热自动调整，且检查

低压轴封减温水自动正常，各支路温度正常，排除轴封温度对轴系振动的影响。

3.1根据我厂机组设计特性为超低背压机组，是否因机组真空高对轴系振动

的影响，真空过高即背压降低，如背压降低过多会产生下列不利影响：

3.1.1在设计工况下，凝汽式汽轮机最末级喷嘴汽流一般是处于临界状态，

背压降低将使蒸汽进一步在喷嘴斜切部位膨胀，末级隔板前后压差增大，而造成

隔板过负荷．

3.1.2若背压继续降低，最末级动叶中将出现临界工况，这时动叶前（即喷

嘴后部）的压力并不随背压降低而降低，动叶后的压力下降，使动叶前后压力差

增大，造成动叶过负荷并引起轴向推力增大。

3.1.3如果背压继续降低，则蒸汽在动叶外膨胀不能产生有效功，因此背压

降低不能再增加汽轮机功率，这对汽轮机的安全和经济性都无好处的。

3.1.4真空过高，排汽温度低而湿气增加，末级叶片水蚀加剧。

3.1.5对于低压缸与轴承座一体设计的机组来说，真空过高有可能使低压缸中心发生偏移，是造成机组振动的一个原因。

本机组设计上属于超低背压机型，机组实际运行中机组背压除6至9月份，机组背压均低于设计值2.9Kpa，冬季经常出现阻塞背压大于背压工况，与7号轴振大工况吻合，本机组凝汽器冷却采用海水制冷，为节约厂用电循环水回水有虹吸结构，冬季循环泵已切至低速泵，通过停运真空泵，提高机组背压机组7号轴振逐渐降低至正常值。

1.结束语

本次异常的主要原因是机组背压太低、阻塞背压大导致汽轮机末级对应的轴承轴振异常，轴振对汽轮机安全稳定运行至关重要，有效避免此类故障的措施是监视好机组背压在设计值范围内，阻塞背压始终小于背压，必要时采用双速低速循泵运行或间歇性停运机组真空泵。

参考文献

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[2]李翔，韩浩，赵强，发电机大轴接地碳刷引起跳机事故的分析和处理。东北电力技术，2005，06：36-37.