汽轮机事故实例分析

注：红色与蓝色为ppt展示可能用到的，蓝色是为了让我们看懂，之后记得删除掉

四．实例分析

汽流激振是影响汽轮机稳定的重要因素，近几年来在我国频频发生汽流激振事故，如下表部分汇总：

这仅仅是部分案例，实际案例远多于此。下面主要以绥电1000MW 机组汽流激振事故为例。

1.机组简介

神华国华绥中发电有限责任公司发电B 厂( 以下简称绥电B 厂) 共安装了2 台1 000 MW 超超临界燃煤机组( 3、4 号机) ，3 大主机由东方电气集团引进日立技术制造。3、4 号机组分别于2010年2 月、5 月投入商业运营。

4 号机组主汽轮机为东方汽轮机厂生产的N1000－25/600/600 型汽轮机，由1个单流高压缸、1个双流中压缸及2个双流低压缸依次串联组成。

2.汽流激振情况

4号机组首次出现气流激振为2010年4月12日，当时4号机组准备首次进行满负荷运行，当负荷升到850MW时，1,2号瓦轴开始波动，966MW是震动曲线发散，降负荷后又迅速收敛，当负荷降到

870MW时趋于稳定。再次升负荷到780MW时又出现波动，940MW 时振动曲线再次发散。振动相关参数如图表 1 ，本次汽流激振振动过程趋势如图3。[1]

（这里主要看1X,1y,2x，2y的变化，变化特别明显，代表了轴的振动情况。说明激

振时轴振严重。

注：轴振有2个测点，在轴承盖的上部有两个测点伸进去，测量轴承上瓦的振动，两测点成90°分布。从汽机头部看向发电机，左上角的探头侧的是X相振动，右上

角就是Y相了。）

3.绥电B 厂4 号机汽流激振控制方法：

为解决汽流激振问题，利用机组停运消缺机会对1号轴瓦顶隙及

4号高压调节阀开度曲线进行了相应调整。

a．将1 号轴承顶隙由0. 55 mm 调整至0. 50mm ( 设计值0. 47 ～0. 62 mm) 。

b．修改4 号高压调节门开度函数( 1～4 号高压调速汽门开度曲线如图2 所示) 。

c．机组消缺后启动，当升负荷至800 MW 时振动曲线开始发散，总阀位指令为88%，4 个高压调节阀开度分别为70%、53%、54%、15%，振动趋势及频谱图如图3、图4 所示。（由波动看出调节后的效果）

从图3 和图4 中可以看出，振动曲线发散时28 Hz 分量迅速增大，工频分量基本无变化，而且与负荷和流量有很大关系，是汽流激振的典型特征。后将4 号高压调节阀开度函数恢复至设计值(停机前状态) ，振动曲线仍然在800 MW 左右发散。

随后将负荷稳定在500 MW 在线对换1 号和4号阀门开度函数，更换过程中1、2、3 号轴振测点处的轴颈位移: 1 号轴颈向右移动约20μm ( 均为面向发电机) ，2号轴颈向右上方移动约84μm，3

号轴颈向左下方移动约18 μm，变化方向与喷嘴作用力基本吻合。将机组负荷逐渐带至1 000 MW，1、2 号轴瓦振动基本控制在100 μm 以下，调整前后部分数据如表1 所示。[2](对比红色数据)

4.效果：

a．通过改变4 号高调门调节特性曲线( 配汽曲线) 后，对抑制汽流激振有一定效果，但是4号高调门满负荷的开启速率仍然很大，1、2 号瓦振动曲线仍有发散的可能。

b．采取将1、4 号高调门调节特性更换后，实质上改变了汽流进入汽缸的方向，对汽流激振的抑制效果明显，运行3个月以上未再发生激振现象。

总之，在实践中摸索出了部分抑制汽流激振的方法并取得了初步成效，但仍然未完全解决4 号机汽流激振问题，如1 号高调门开度

大于35%，仍有激振的可能性等，很多原因仍需继续探索。

[1] 陈正飞,张景彪.绥电1000MW机组汽流激振原因分析[C].//2011年全国超(超)临界发电机组技术交流研讨会论文集.2011:395-401.

[2]李冬. 绥电4号机组汽流激振原因分析[J]. 东北电力技术,2012,01:26-28+38.