消除汽轮机瓦轴振动增大的异常现象

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1、第l2卷(2010年第3期)电力安全技术A而消除汔轮机瓦轴振动增大的异常坝象王宝珠，马永平，王软胡(漳泽发电分公司，山西长治046021)[摘要]针对漳泽发电分公司6号汽轮机l，2，3号瓦频繁发生轴振增大的现象，分析了机组运行情况，找出了引起轴系不稳而发生轴振增大的原因，提出了苏制215MW机组在安装、运行和维护方面的要求。(关键词]汽轮机；瓦轴；轴振；异常漳泽发电分公司6号汽轮机组自2003年进行效果不明显，振动值仍维持较高的水平。DCS、低压缸通流部分改造以来，机组各瓦轴振一3故障原因分析直维持在90m以下的状态运行。但从2007年l2月开始，6号机l，2，3号瓦

2、垂直轴振频繁增大，出3．1机组运行周期的影响现几率时大时小，很不稳定，成为影响机组安全运6号机组自2003年5月A级检修到2007年年行的重大隐患，有时机组甚至被迫限出力运行，严底已运行4年6个月，期间进行过1次B级检修和重威胁机组的安全、经济运行。3次C级检修，均未对高、中压缸进行揭缸检查、检修，致使未能及时发现并消除叶片、汽封、阻汽片l设备状况等部件的冲刷、磨损、脱落现象，机组稳定运行环漳泽发电分公司6号机组为苏制K-215～1301境恶化。这是造成6号机组轴振频繁增大的一个原因。型凝汽式汽轮机，为单轴三缸双排汽、一次中间再3．2进汽方式的影响热、冲动式机组。汽轮

3、机轴系由高、中、低压转子，6号机组轴振增大现象发生后，通过一段时间发电机转子，励磁机转子及9块轴瓦组成(如图1所的观察调整发现，在顺阀状态175MW负荷以下，示)。2003年5月，6号机组A级检修时进行了DCS轴振比较稳定；如果继续增加负荷时，振动逐渐增改造，将调节系统改造为数字式电液调节系统大，这是因为此时4号高压调门正在逐渐开启。从(DEH)，高压调门的开启顺序为1，3，4，2号；低圆周进汽角度分析，如图2所示，1，2号高压调门压缸通流部分由德国西门子公司进行了增容改造。在上部，3，4号高压调门在下部，这时高压缸下部热段轴封供汽方式为自密封，冷段轴封供汽方式为进汽

4、量开始增大，使转子标高轻微上移，发生高压本机除氧器自带。自A级检修后启动至2007年年底缸内部径向轻微碰磨以及汽封的动静磨擦，造成轴期间，6号机组运行状况良好。振增大，所以出现顺阀状态下不能带高负荷现象。采取解列4号高压调门且改为单阀运行方式后观察6EN发现，满负荷时l，2，3号轴振较小。因为此时4号图1轴系结构示意高压调门解列后，下部只有3号高压调门进汽，高压缸上部进汽量大(上部1，2号高压调门进汽)，使2故障情况转子向下轻微移动，汽缸内部及轴封处轻微碰磨消6号机组各瓦轴振正常运行维护值为小于l50失。因为采用单阀运行方式节流损失大、不经济，试m。2007年12月前

5、，6号机组运行稳定，没有出验结束后将高压调门的阀序改为l，3，2，4号，这现过轴振异常增大的现象。2007年l2月开始，6号样使得4号高压调门参与调整的机会减少，机组轴机组1号瓦垂直轴振频繁增大，并伴随有2，3号瓦振得到良好控制。轴振及1，2，3号瓦轴承盖振动同时增大的现象。严3．3运行参数的影响重时l，2号瓦振动值达到满表值250m，使运行实际观察发现，主蒸汽温度快速下降超过l0℃人员无法继续监视轴振变化，严重威胁机组的安全时对轴振有一定影响。机组正常运行中主蒸汽温度运行。每次被迫通过限制机组负荷来调整轴振，但下降较快时，转子会迅速收缩，造成了高压转子轴一9一A电力

6、安全技术第l2卷(2010年第3期)向间隙变小，发生轻微碰摩，引起轴振增大。这种比曲线。可以看出，图4中的轴振明显好于图3。情况下，也会使高压胀差向负值方向适量变化，极易造成机组滑停时高压缸负胀差超限。所以，每次机组滑停时，降温速度要控制得很慢。在一次B级检修中，对这种情况进行了调整，但效果不明显，没有彻底解决高压缸胀差值偏小问题。机组启动后满负荷运行时，高压缸胀差为0．76mm(修前为0．6mm)，该缺陷还需要进一步处理。图3采取措施前48h内的1，2，3号瓦轴振动曲线40％3O％2O％10％⋯uo0：00：00图4采取措施后48h内的1，2，3号瓦轴振动曲线％鲫％

7、如％∞％如％如％4采取措施图2f曷J土侧门的分立置及汽流方向(1)将汽轮机高压调门的开启顺序由1，3，4，3．4机组对外供汽的影响2号改为1，3，2，4号。这样可使得4号高压调门汽轮机对外供汽取自高压缸排汽，满负荷时高参与调整的机会减少，始终保持高压缸上部进汽量压缸排汽参数为温度337℃、压力2．83MPa。汽轮大于下部进汽量，减小转子的上浮量，增加转子的机抽汽通过厂减器以后，压力降至0．4MPa～0．6稳定性，减小转子与汽缸、汽封的动静碰磨，从而MPa，温度降至280℃～300℃，输入厂用蒸汽母更好地控制机组的振动。管系统。每次轴振增大发生时，关小