关于350MW双水内冷汽轮发电机组振动异常处理及分析

关于350MW双水内冷汽轮发电机组振动异常处理及分析
摘要：目前350MW 的双水内冷汽轮发电机组在实际的运营中已经得到广泛的推广，适用的环境是易于产生静电的区域，这种区域的普遍状态是干燥缺水，而且
在机组内部定子和转子需要用水冷却，另外定子的铁芯和端头结构使用的是空气
冷却方式。

因为机组底座和端盖是不需要安装防爆和密封装置的，所以发电机的
结构就比较简洁。

关键词：350MW双水内冷汽轮；发电机组振动；异常处理；
某台双水内冷发电机在设计改型后的调试运行中曾出现振动较大的情况,由于没有
及时处理或采取有效措施,异常振动没有得到根本消除。

在运行一段时间后,机组
突然发生振动扩大事故而被迫停机。

经过诊断,确认产生振动故障的原因是该发电
机改型后,发电机冷却裕度减小,即发电机冷却水水管部分堵塞, 转子受热不均匀,
产生不平衡分量所引起的。

一、350MW双水内冷汽轮机运行振动简介
1.某电厂2 号机组在整套启动后带负荷阶段升负荷过程中，负荷在300 MW
时运行时机组振动正常，首次升负荷至320 MW 后1，2 号瓦轴振大，最大2X 轴
振141 μm，降负荷至300 MW 机组振动恢复正常; 04 月09 日升负荷至310 MW
后1，2 号瓦轴振仍然很大，其中2X 轴振182 μm，降负荷至295 MW 机组振动恢
复正常; 反复升降负荷后，1，2 号瓦振动并没有降低。

在04月10 日，机组退出CCS 协调，采用定压运行方式手动参与调节负荷，每次升负荷10 MW，升负荷率
控制在1 MW/min，于当日带至满负荷350 MW，机组振动优良，但是由于锅炉燃烧调节没控制好，锅炉压力达到17 MPa，机组振动立即变大，随即降负荷至300 MW，机组运行正常。

2.振动特征分析。

该电厂2 号机组在试运期间存在高负荷下1，2 号瓦轴振大，通过运行数据比较分析，有如下特征:1) 高负荷运行时，1，2 号瓦轴振不稳定，
上下波动大。

2) 振动跟负荷、蒸汽流量关系明显，低负荷时振动小，波动的幅度小; 高负荷时振动增大，波动的范围也变大。

3) 振动有突发性，负荷增大后，振
幅的升、降较为突然。

3.振动原因分析。

从以上振动特征分析，1，2 号轴承振动大的原因在于高中
压转子受蒸汽激振和轴瓦轻载共同作用产生的自激振动。

汽流激振产生的原因是
由于机组容量大、转子长，转子挠度也大，因而刚性相对较差，同时转子安装不良，定转子部分的中心有偏差，在整个圆周上的有些部位，一些蒸汽通过转子的
动叶复环和阻汽环之间的较大间隙，一些蒸汽通过较小间隙部位，这样整个圆周
压力不平衡，再加上轴瓦稳定性不高，在高负荷下就可能产生汽流激振故障。

机
当使用的机组为汽轮机N350-24.2/566/566 时，该机组的内部构件包括一次双缸
两排气、反动凝气式机组、双水内冷发电机。

其中机组轴系的构成为高、中、低
压转子、发电机转子、集中电环转子，使用刚性的联轴节连接各个转子，使用双
轴承支撑各个转子。

该机组在投入运营之后，现场实测发电机的临界转速，数据
为840r/min，运营一段时间之后，其中的一个瓦轴振逐渐升高，幅值最大达
100μm，经过维修之后，开机使用时的岗定速为3000r/min, 该瓦轴振的幅值恢复
至41μm，但是在后来的带负荷运作过程中，轴振的升高幅度仍然很大，在负荷
值为350MW 时，瓦轴振的值为129μm，已经超过系统设置的报警值125μm，轴
振超过报警值意味着机组已经无法安全运行。

二、振动异常处理
1.现场动平衡处理。

当机组的定速为3000r/min，在带负荷的运营过程中，发电机两端的轴瓦轴振处于分量相同状态，检查转子的同轴度，使用的方式是打表测量，测量的部位是汽轮机的两个支撑轴承、汽轮机的半联轴。

检查汽缸的同心度，检查汽封洼窝中心，通过测量判断偏移程度，进而找到转子出现偏移的影响因素。

产生的热弯曲不平衡发生在转子的中部或者是两端，那么不平衡的级别为1 阶或者是3 阶。

例如在实际的运营情况中发现，当发电机转子处于1 阶或2 阶不平衡时，其临界转速值将会低于3000r/min，当转子的热不平衡发生在中部或者是两端，那么就会与之产生同方向的振动增量。

某机组在运营的过程中曾经停止运营一段时间，在冷态情况下，发电机转子两端的轴瓦轴振幅值低于100μm，在这种状态下，发电机处于很好的平衡状态，进一步证明发电机的振动是由于可逆的热弯曲造成的，这种热弯曲会在机组压力减小的情况下逐渐消失。

在实际的操作中发现，当机组的汽法对轮质量加重0.72KG，那么机组的运行会减小振动，最大的幅值是63μm。

与此同时在机组带负荷的运营过程中，机组的矢量变化值较大，所以可以说明在动平衡的前后，转子的振动增量减小值幅度相同，而且变化方向相同。

2.停机检修，冲洗堵塞根管。

由实验数据表明，机组在动平衡前后、空载负荷情况下，各发电机轴振的变化量保持一致。

这一现象表明在动平衡前后，发电机的转子上仍然存在热不平衡现象，而且这时存在的热不平衡幅值较稳定，根据这一特点推断出不平衡发生的部位。

为了避免该现象，要进行停机检修，在检修时首先测量发电机各个出水孔的水流量，通过流量判断各个出水孔是否存在堵塞状况，将堵塞的出水口标记清楚，然后进行统一的清洗，其中堵塞严重的要使用大流量进行较大力度的冲洗，也可以使用高压氮气对根管进行清洁，经过反复的冲洗，可以很大程度的解决冷却水流管流量不均匀的情况。

在实际的运营中根据机型的不同，流量应达到不同标准，具体的数值还需要参照《汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定》的规定，基本是要实现最小流量出水管的流量值达到所有出水管平均水流量的85%，个别情况需要达到90%。

安装及调试过程中应注意的问题
3.安装过程中应注意的问题。

1) 汽封间隙的调整: 在安装过程中汽封调整时应使缸体四周与叶轮前部动静间隙尽量均匀，当然，在设计左右汽封间隙偏差的机组，要尽量按照设计偏差来调整，这样才能保证在机组运行后转子在汽缸中心位置。

在设计要求范围内尽量增大叶顶汽封的径向间隙，这样可以减少蒸汽作用于转子的径向作用力。

另外，在汽缸轴封间隙调整过程中，尽量取下限值，防止大量蒸汽的泄漏抬高转子，减少轴承比压，导致轴承稳定性降低。

2) 汽门及管道的安装: 汽门及导气管的安装，一般应在汽封通流间隙验收前安装完成，这样就不会在焊接汽门导气管时产生焊接应力，导致汽缸中心偏移，汽缸通流间隙四周不均匀，产生蒸汽激振力。

如果由于工期原因，汽门及导气管没有在通流间隙验收前安装完毕，我们应在汽缸猫爪位置及轴承箱四角架设百分表监视，百分表读数变化超过0. 02 mm 时应停止烧焊，待百分表读数恢复后再进行烧焊。

另外，抽汽管道的安装，必须在通流间隙验收合格前安装至第一个支吊架。

3) 轴瓦安装: 对于产生汽流激振的机组，我们可以采取轴承与轴颈顶部间隙取下限值、轴承的大盖紧力取上限值的办法来增加轴承的稳定性。

在运行过程中出现汽流激振时，我们应采取升高润滑油温、降低轴封压力、调整顺序阀开启顺序等办法来尽量消除
汽流激振。

综上所述，在350MW 双水内冷汽轮发电机组中，冷却水管的水流量不均匀会引发热弯曲，导致带负荷运营时机组的轴振值不断上升，而加重汽发对轮可以降低振动，这是一种临时稳定机组运行的手段，另外一种彻底解决热弯曲的手段是清洗机组，经过仔细反复的冲洗，加上流量的合理规划，能够使冷却水管运行良好，实现机组振动异常的彻底有效处理。

参考文献：
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