汽轮机汽流激振原因分析与治理

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1、第37卷第7期华电技术Vo1．37NO．72015年7月HuadianTechnologyJu1．2015汽轮机汽流激振原因分析与治理屈斌，张宇，张利，周连生，甘智勇，王建(国网天津市电力公司电力科学研究院，天津300384)摘要：某330MW机组在调试阶段出现振动异常现象，强制关闭2调门使振动故障得到了抑制，初步推断为转子失稳振动。对机组进行振动试验，发现该故障存在半频突增、发生于高负荷阶段、可重复再现等特点，通过分析确定了该机组是由于喷嘴静态蒸汽力冲击造成的转子失稳振动。制订了调整轴承载荷分配、提高1轴承负载的检修计划

2、，检修后对机组进行振动试验，振动故障未再出现。关键词：汽轮机；汽流激振；高负荷；载荷分配中图分类号：TK263．6文献标志码：B文章编号：1674—1951(2015)07—0045～o5关死)进行升负荷试验。从200MW开始，以10MW1机组概况为单位进行升负荷试验，每个负荷点至少停留10某电厂机组为东方汽轮机有限公司生产的330min观察振动情况，振动数据见表1。MW亚临界、单轴、一次中间再热、双缸双排汽、双抽由表1可以看出，试验中各轴瓦基频、通频幅值供热凝汽式汽轮机，型号为C330／262—16．7／0．3／均在良好

3、范围内，未出现振动异常的现象。538／538，发电机型号为QFSN一330—2—20B。该图1为321MW时1轴承的振动频谱图，其他机组整个轴系由高中压转子、低压转子和发电机转各瓦与之相似。该负荷点下2调门关闭，1，3，子组成，彼此之间为刚性连接。每个转子由2个轴4调门全开，此时振动以基频为主，低频部分振幅承支撑，共6个轴承，其中1，2轴承为可倾瓦，其几乎为零。余为椭圆瓦。推力轴承位于2，3轴承之间。吕毒2故障特征坚蜷该机组在调试期间就出现振动异常的情况，主0204060要体现为高负荷下(300MW以上)振动突然升高，频率

4、mz其中1～3轴承最为突出，将2高调门强制关闭图1顺序阀试验1轴承振动频谱后振动异常得以避免，但这种运行方式降低了机组出力和发电的经济性。为弄清振动故障的原因并找2．2单阀振动试验到治理方案，于第1次大修前对机组开展振动试验。第2阶段试验采用单阀进汽方式，解除2调门2．1顺序阀振动试验的强制关闭，使其参与调节。机组负荷同样从200试验分为2个阶段进行，第1阶段按照电厂当MW开始上升，以10MW为单位，每个负荷点停留前运行阀序(3，4)1一2(其中2调门强制10min以上观察振动情况。在负荷达到300MW之表1顺序阀试验各负

5、荷点振动数据前，机组各轴瓦振动趋势稳定，幅值与顺序阀试验时收稿日期：2014—12—23；修回日期：2015—06—03基本一致。18：52，负荷达到300MW，5min后各瓦·46·华电技术第37卷振幅突然升高，最高达到94m。振幅升高5min后将负荷降至280MW，振幅也随之回落到之前的水吕毒馨平。19：26，再次将负荷升至300MW后振幅又重新蜷升高，与前一次基本一致。此次300MW负荷持续约30rain，在此过程中各轴瓦振幅一直保持在较高水平且呈波动趋势，波动幅度在10m左右。图3单阀试验320MW时1轴振频谱19

6、：54，再次将负荷降至280MW，振幅又回落至正常(2)振动异常发生于高负荷下。水平。21：32，继续升负荷，升至300MW时振幅再(3)振动故障具有很强的重复性。图4为单阀次增大，继续升负荷振动加剧。21：50，负荷升至试验过程中1Y轴振的瀑布图，从中可以直观地看320MW，振幅达到最高水平，波动幅度仍然为10Ixm出：基频、2倍频及3倍频振幅一直十分稳定，没有左右，继续升负荷，各瓦振动水平维持不变。22：30，较大的变化；半频分量在19：00前后，19：26—试验结束。各负荷点振动数据见表2，振动趋势如19：54，21

7、：32_21：50这3个阶段高负荷工况下重图2所示。复出现又分别在低负荷下消失，充分展现了上面总结的3个特征。(4)振动增大与2阀门是否开启密切相关。由2个阶段的振动试验可见，机组振动升高只在单阀控制下负荷达到300MW以上时才出现，而2阀门强制关闭时即使负荷达到320MW以上，振动也没有出现变化。图2单阀试验下1Y轴振趋势(5)振动异常以1，2，3轴承最为严重，但从图2可清晰地看到：每次负荷升高后，通频振4，5轴承也有一定的波及。幅会突升并波动，而基频振幅则基本保持不变。2，综合以上特征来看，该机组振动故障与汽流激3轴瓦

8、振动趋势与之相似。振十分吻合。汽流激振是蒸汽激振力在汽轮机高图3为320MW时1轴振频谱图。其中通频(中)压转子上诱发产生的一种自激振动现象。该为75m，基频为24m，半频为48m，其他各瓦也振动故障与负荷的关系十分密切，多发生于大型机呈现出较大的半频值。组的高负荷工况下，而且往往存在一个振动突发的负荷