中国能源建设集团天津电力建设有限公司
摘要：对600MW等级的汽轮机发电机组轴系振动研究具有非常重要的意义。本文针对某台国产660MW超超临界机组运行中振动突然增大导致保护动作跳闸事件进行了分析，查找了导致振动增大的因素及原因，提出了综合优化治理方案，能够彻底消除故障隐患，保障机组安全稳定运行。
关键词：660MW；超超临界汽轮机；振动诊断
汽轮机各轴承振动状态是评价机组能否持续可靠运行的重要指标，振动超限轻则造成机组停机保护动作跳闸，重则会导致动静摩擦、大轴弯曲、轴瓦损坏等事故。在已投运的600MW等级的汽轮机组中，发生过多起轴系振动故障。
1机组概况及振动发生过程
某公司9号机为东方汽轮机厂生产的660MW高效超超临界抽凝供热机组，处于国内同类型机组中领先水平，于2017年投产发电。正常运行中，各轴承振动值相对稳定，均在100μm以下。因现有DCS中影响轴系稳定性的高中压缸左右、垂直膨胀值及高中低压轴封回汽温度测点未安装，为了扩大监控范围，保证轴系运行安全，结合申报的集团公司《汽轮机轴系稳定性评估与风险预警体系研究与应用》科技项目，于2018年9号机大修中加装了上述测点。2018年12月7日4:24，9号机负荷327MW，主汽压力15.8MPa，主汽温度600℃，再热汽压力2.68MPa，再热温度596℃，7号轴承Y向轴振值由35μm突升至250μm、#8Y轴振由42μm突升至243μm，汽轮机ETS保护动作，首出原因为“轴承振动大”。
2现场检查情况
2.1跳闸前影响轴承振动参数分析
经检查，机组跳闸前轴承温度、低压缸差胀、轴向位移、主再热蒸汽压力及温度、凝汽器真空参数均无异常，跳闸后汽轮机低压缸轴承无异音。
2.2跳闸前低压轴封供汽温度、低压轴封回汽温度异常（1）12月6日1:47，低压轴封供汽温度由156℃突然升至215℃，低压轴封减温水调门自动开大至99.3%，12月06日01:55至12月07日02:17，低压轴封进汽温度始终维持在240-270℃波动，比运行规程规定偏高121-177℃，运行人员未进行检查调整。
（2）机组跳闸前，低压轴封供汽温度289℃，两个低压缸轴封回汽温度没有异常升高趋势。但两个低压轴封回汽管壁温度（正常88℃）、轴封回汽母管温度（正常220℃）存在周期性上升至400℃后逐渐降至原值现象，同时轴加负压降低。
2.3停机后检查情况分析
机组跳闸后，检查低压轴封汽系统减温水调节门全开状态，调阀前、后手动门各开50%左右，手动旁路门开25%左右，减温水系统无外漏。对低压轴封减温水调门进行解体检查，阀芯、阀座密封面完好无异常，阀门通道无堵塞，减温水调门滤网解体检查完好。
37号、8号轴承振动大原因分析
3.1低压轴封供汽温度过高导致轴封变形
12月6日-7日9号机低压轴封供汽温度长期超限，轴封膨胀变形，周向间隙缩小，轴封与汽轮机转子发生碰磨，造成轴承振动增大。低压轴封供汽温度高的原因：
（1）低压轴封减温水调节阀堵塞
12月6日1:47，低压轴封供汽温度突升，原因是调节阀被异物堵塞，减温水流量不足。解体检查发现，减温水滤网孔径过大，存在异物进入的可能。
（2）低压轴封减温水前、后手动门节流
机组供热前，因减温水调门调节性能较差，低压轴封供汽温度难以控制。运行人员关小调门前、后手动门，通过调整旁路手动门、调节门进行调节。机组供热后，由于中排抽汽量大，凝汽量减少，凝结水压力降低约0.2MPa。当低压轴封供汽温度升高后，运行人员未及时开启调门前后手动门。
3.2低压轴封回汽侧被周期性加热产生变形
9号机高压回汽母管与低压回汽母管连接后进入轴封加热器，由于实际运行中门杆及轴封间隙增大，高压主调门漏汽、高中压缸轴封漏汽量大。由于运行中进入轴封加热器的漏汽量增加，原设计轴封加热器容量不足，将导致轴封加热器超负荷运行。大量高温蒸汽定期窜入低压轴封回汽管，导致低压轴封回汽侧被周期性加热。
3.3轴承偏斜原因分析
汽轮机安装时，轴承两侧插片间隙及轴承防跳间隙较大，转子在高速运行时对轴承产生一个逆时针的切向力，使得轴承逆时针旋转并向右侧偏斜。当该间隙偏大时，轴承会产生较大位移，并造成轴承不能回位至原来位置。再加上轴承球面体及瓦枕电腐蚀问题，进一步加重了轴承偏斜程度，并导致轴承与转子不对中、轴承发生偏磨。
3.4轴承及瓦枕电腐蚀原因分析
轴承发生电腐蚀主要是由轴电压引起的。诱发轴电压的原因很多，主要有静电荷引起的轴电压、磁不对称引起的轴电压、静态励磁系统产生的高频轴电压、剩磁引起的轴电压等。该厂轴承电腐蚀发生在轴承处，其离发电机较远，且低压缸与发电机之间的5号轴承处设置了接地碳刷，经检查该处接地碳刷接触良好，故轴电压产生的原因主要是静电荷引起的轴电压。结合转子与轴瓦碰磨这一现象进一步分析，汽轮机转子高速旋转时，蒸汽与叶片相互摩擦使得高压转子上累积了大量的静电荷，当1号轴承与转子碰磨时静电荷击穿油膜绝缘，导致轴承发生电腐蚀。
4轴封系统优化改造分析
根据实际运行中机组存在的阀杆及高压轴封漏汽量大、轴封加热器过载及换热面积不足、低压轴封供汽减温水门调节性能差、减温水滤网孔径大等问题，现场采取以下措施：
4.1合理调整高压主汽门、调速汽门门杆及高中压轴封间隙机组大修时，合理调整高压主汽门、调速汽门门杆间隙，减少门杆漏汽量；合理调整高、中压缸前后轴封等间隙，减少轴封漏汽量。
4.2增大轴封冷却器冷却面积
由于实际运行中门杆及高中压轴封漏汽量难以精确控制，针对这一问题，建议机组大修时，增加一个轴封加热器，并核算冷却面积。改造完毕后，与原冷却面积为200㎡轴封加热器并联运行。
4.3高中压轴封与低压轴封漏汽隔离
机组检修时，将高压主调门漏汽、高中压缸轴封回汽母管与低压轴封回汽母管之间加装气动隔离门、压力表，新增加一路高、中压缸轴封回汽至8号低加，根据当高、中压轴封回汽母管压力自动切换。
4.4优化轴封减温水系统
机组检修时优化轴封减温水管路，增加滤网隔离门及差压计，当压差增大时实现滤网在线隔离清理；优化低压轴封进汽减温水调门流量特性曲线及PID控制参数，实现减温水流量随低压轴封进汽温度变化精确自动控制。
5振动故障处理
根据翻瓦检查情况及振动原因分析，针对轴承碰磨和油膜涡动两大原因制定了如下处理措施：
5.1因原轴承电腐蚀及单面磨损严重，轴承稳定性及自位能力已无法保证，本次处理时直接对原轴承整体进行了更换，并对轴承支座进行研磨。
5.2调整轴承相对于转子的中心，恢复轴承两侧间隙均匀，以使运行中的油膜厚度均匀。
5.3为防止轴承再次旋转偏斜，调整轴承两侧插片间隙，将其恢复至0.01—0.03mm，按最小值0.01mm进行调整，调整轴承两侧防跳间隙，将两侧防跳间隙从设计值0.20—0.25mm，调整至0.15mm。
5.4为增加轴承稳定性，增大轴承载荷，将轴承标高上抬0.10mm，同时将轴承顶隙从设计值0.30—0.37mm，实际调整至0.28mm。
6处理后运行情况
按上述故障处理方案对轴承进行了更换及间隙调整，机组启机后带负荷运行后，轴承振动正常，轴振合成值最大值为72μm，振动处理效果良好。另外，该机检查性大修时对轴承的检查情况看，处理后的轴承除上半轴承有轻微摩擦外，未发现轴承偏斜及电腐蚀等其他问题。
7结语
通过对某660MW超超临界机组振动大跳闸事件进行分析，得到如下结论：
（1）当运行工况发生变化时，应及时对系统运行方式进行调整。
（2）超超临界机组门杆漏汽量、高中压轴封漏汽量超出设计值，不仅造成高品质蒸汽做功能力损失，而且导致轴封冷却器过负荷、低压轴封回汽侧被周期性加热。应采取合理调整门杆及轴封间隙、增加轴封冷却器、将高低压漏汽进行隔离等措施解决。
（3）低压轴封减温水系统运行可靠性对轴封供汽温度影响大，应采取针对性措施进行优化，控制低压轴封供汽温度在规程允许范围，防止温度过高造成轴封变形引起碰磨，导致轴承振动超限。
参考文献
[1]王凤良.大型汽轮发电机组在不同工况下的碰摩研究[J].发电设备，2015，（01）.
[2]谢诞梅.某电厂引进型300MW汽轮机轴封系统改造及分析[J].汽轮机技术，2015，（02）.