浅析河曲电厂600MW机组#2汽轮发电机振动

李洪达

摘 要：汽轮机组作为发电厂的重要组成部分，如果机组振动异常，将会对汽轮发电机组轴系的正常运行造成很大的影响。以河曲电厂600 MV机组#2汽轮机轴承异常振动为例，进行机组振动的测试、运行方式的调整和揭缸检查，对该机组振动原因进行性质定位，并提出应对措施，可为今后600 MW机组轴系检修、调整提供参考。

关键词：汽轮发电机；轴承振动；600 MW机组；电机振动

中图分类号：TM311 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）04-0023-02

汽轮机轴承振动异常是我国各电厂常见的隐患，且其原因很难确定。汽轮发电机组是火力发电厂最主要的设备之一，但由于运行周期长，汽轮发电机组主要构件长期损耗等原因，汽轮发电机组轴承振动大等故障时有发生，严重影响了汽轮发电机组的运行周期。机组异常振动，是汽轮发电机组最复杂的一种故障。由于振动受到多种因素的影响，与本体有关的任何一个零件或介质都可能会是轴系振动异常的原因，例如润滑油温度周期性变化、油质变坏、汽轮机真空变化、安装过程和设计制造等。因此，加强对汽轮机轴承振动异常的研究，并分析问题产生的原因，有针对性地进行技改，为维护部门提供参考是十分必要的。

1 河曲电厂#2机组振动异常事件

2004-12-27T23：15，河曲电厂#2机组N600-16.7/538/538型汽轮发电机组投入试运行。第一次3 000 r/min定速运行时，#7轴振动为73.6 μm。定速运行1.5 h后，#7轴承振动增大至120 μm，最大时可达140.3 μm；#8轴承振动增大至100 μm，最大时可达118.6 μm。随后，逐渐降至#7为112 μm，#8为90.4 μm。

2004-12-28T22：00第一次并网后，#7轴振动为77.6 μm；2005-01-04T10：55 #2机组第一次达满负荷时#7轴振动为72 μm，#6轴承振动为81 μm；2005-01-12，168次试运行结束后，#2机#7轴振动为54.6 μm，#6轴承振动为64.7 μm；但在168次试运行结束，机组从600 MW减负荷后，发现#7轴振动与#6轴承振动变化的幅度比较大，一般低负荷时#6轴承振动在75～90 μm，#7轴振动在80μm左右；2005-02-21，#6轴承振动达100 μm（满量程），就地进行实际测量，#6轴承垂直振动为85 μm。

从2005年机组投入运行以来，曲线#2机就存在#7轴振动呈X方向和#6轴承振动大的现象。针对振动大这一现象，和其他单位进行交流，得知机组轴振动<125 μm不超标，只需要注意监视即可。

2 振动

2.1 振动值和轴承振动标准

正常运行时，汽轮发电机的振动值和轴承振动的标准，如表1、表2、表3所示。

2.2 振动的危害

2.2.1 机组热经济性下降

汽轮机汽封间隙的大小与汽轮机热经济性有密切关系。而汽封间隙能否保持较小数值，在很大程度上决定于机组的振动情况，过大振动会使汽封间隙磨大，使机组经济性降低。

2.2.2 设备磨损或损坏

当机组发生过大振动时，危急遮断器或机组的其他保护仪表的正常工作将直接受到影响，严重时会引起这些部件的误动作，直接造成停机事故。发电机定子铁芯和端部线圈振动过大，会使铁芯过热损坏，使绕组与绕组间或绕组对地短路。对水冷发电机转子，振动过大会引起水管断裂、冷却水泄漏等事故。

2.2.3 打闸停机情况

当发生下列情况之一时，应立即打闸停机：①在机组启动过程中，且在中速暖机之前，轴承振动超过0.03 mm时；②通过临界转速时，轴承振动超过0.1 mm时（严禁强行通过临界转速或降速暖机）③机组运行中要求轴承振动不超过0.03 mm，否则应设法消除；当轴承振动变化±0.015 mm，应查明原因设法消除；当轴承振动突然增大0.05 m时，应立即停机。

3 维修处理方法

针对#2机轴承振动大的问题，要求工作人员在检修过程中认真落实电科院设计的改造方案，对汽轮发电机组整个轴系进行彻底、全面的检查，及时发现并解决问题，同时加强与其他电厂的学习、交流，把重点工作放在转子的校验和轴承的装配上。

3.1 校验汽轮机发电机转子

汽轮发电机组转子校验主要分为转子各部位的端面跳动和径向跳动，尤其是对轮跑偏的校正和测量，是转子校验的最重要内容之一。600 MW汽轮发电机组的对轮直径相对较大，除了高、中压对轮直径为900 mm外，其余对轮直径都接近1 100 mm，因而消除对轮的跑偏对轴系的稳定极为关键。检查低压转子，主要是检查末级叶片的拉筋是否有断裂。如果有断裂情况，一定要及时补焊；否则，会由于松拉筋沿叶片周向窜动，引起低压转子的振动，甚至引起振动的角度不断发生变化，严重影响汽轮发电机组轴系运行的稳定性。

3.2 轴承的装配

轴承枕水平垫的装配是600 MW汽轮机椭圆型轴承维修中最关键的一环，600 MW汽轮机椭圆型轴承（3，4，5，6号轴承）的水平、高低主要依靠轴承枕的水平垫、垂直垫来调整。目前，调整垫与轴瓦及轴承箱的配合面有0.04～0.06 mm的间隙，但是这种设计无法满足轴瓦左右、上下位置的可靠性和稳定性。将3，4号瓦的水平瓦垫按东方汽轮机厂的设计要求，研磨后进行一次转子对轮中心的测量，然后取出3，4号瓦瓦枕水平和垂直垫进行清扫，回装后再测量一次转子对轮中心，发现对轮上下差并没有产生变化，而对轮左右差却发生了明显的变化，这说明水平瓦枕垫片没有很好地限制瓦枕的左右移动。

3.3 调整运行方式

通过对#2机组一年的运行状况进行分析，发现#7轴振动的变化趋势与多种因素有关，例如发电机负荷、发电机冷热氢温度、机组润滑油温度（轴承金属温度）、真空（低压缸排汽温度）、轴承油膜压力和低压缸轴封供汽温度，等等。

#1机组#7轴承出现的几次振动的主要原因是润滑油温度高至45.7 ℃、机组性能试验负荷260 MW、机组启动时低压喷水不足、排汽缸温度高循环水入口温度低至5 ℃以下等。因此，为防止因#7轴振动大，而造成设备损坏，所以需要加强对#1机组#7轴振动的监视。在对负荷调度时，要以安全为主、经济为辅，统观全局，尽可能达至合理调度，以下提出几点运行方式的调整方法。

3.3.1 调整凝汽器入口循环水温度

尽可能调整凝汽器入口循环水温度，控制在10 ℃以上。根据#1机组的情况，冷却塔入口旁的路门开度大，虽然能够提高循环水入口温度，但是会造成主机冷油器冷却水量不足、润滑油温度升高。因此要根据环境温度的变化，及时调整冷却塔再循环门的开关和旁路门的开度，必要时启动冷油器冷却水泵调整润滑油温度。

3.3.2 调整负荷

合理调度#2机组负荷，在条件允许的情况下，使#2机组负荷尽可能避免在300～450 MW之间和580 MW以上。

3.3.3 调整润滑油温

及时调整润滑油温度，控制在40 ℃，发电机冷氢温度在35～46 ℃之间，热氢温度要小于65 ℃，发电机定子冷却水入口温度40～45 ℃之间。

4 结束语

汽轮发电机组异常振动是电厂运行中不可避免的隐患。在处理此类隐患时，不能急于对汽轮发电机组解体检查，要先分析故障模式特点，待确定故障点后，根据设备风险评估和检修记录等资料，检查故障点零部件是否损坏。

通过分析#2机组相关运行参数和检修记录，发现#2机振动大与转子热变形无直接关系，与汽流激振现象也无关；与运行维护关系不大，虽然经过运行方式调整，但效果不大；也不存在摩擦振动。经过有关单位沟通后发现，振动大的部位都是#7轴振动与#6轴承振动，主要原因就是在机组设计、制造方面存在问题，制造工艺、锻造工艺、装配工艺或其他原因造成转子质量不平衡，存在质量偏心，而机组在高速运转时微小的质量不均匀也会引起大的振动。

参考文献

[1]沈士一，庄贺庆，康松.汽轮机原理[M].北京：中国电力出版社，1992.

〔编辑：李珏〕

Abstract： Steam turbine as an important part of power plant， if the vibration is unusual， will be for the normal operation of the steam turbine generator shaft have a big impact. To meander bearing of 600 MV unit # 2 turbine abnormal vibration， for example， to adjust the vibration test， the operation mode and check with the lift cylinder， the nature of the location and causes of the vibration， and put forward the countermeasures， for shaft system of 600 MW in the future maintenance and adjustment to provide the reference.

Key words： steam turbine generator； bearing vibration； 600 MW unit； motor vibration