1000MW机组热态启动轴瓦振动分析

张虎

［摘要］介绍1000MW机组热态启动汽轮机振动原因分析，轴封系统轴封汽温度与缸温如何匹配，减少低温轴封汽与高温的高压缸轴封之间热交换，从而避免动静摩擦，造成机组振动问题。提出改进措施，为同类型机组提供有益帮助。

［关键词］  1000MW；汽轮机；轴封；振动；措施

一、 概述

该公司1000MW汽轮机是上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术设计制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机，旁路系统采用串联二级方式，高旁4×25%布置于炉侧，低旁65%布置于机侧。

二、案例

10月28日该机组负荷850MW，10:59:04 #1-#5瓦瓦振通道1、2，#8瓦瓦振1通道同时发出故障报警，机组跳闸、首跳原因汽机振动保护动作。备用轴封汽投入正常、顶轴油油泵、盘车正常投入，惰走过程中#1#2振动高、接令破坏真空紧急停机。

现将该机组由跳闸至启动整个过程，分为以下几个阶段分析：

1000MW机组高压缸进汽侧汽封5段4腔室，排汽侧汽封4段3腔室，中低压缸汽封3段2腔室。

图1 轴封系统图

1. 10月28日停机过程中各瓦轴振

在机组跳闸后，辅汽联箱至轴封供汽站的蒸汽温度降幅约1℃（279.8℃~278.5℃），进入高压缸轴封的蒸汽温度有下降约5℃（266.8℃~261.5℃）；#2轴振在机组跳闸瞬间有一突变（20μm↑↑100μm↓↓21μm），#3轴振在机组跳闸瞬间有一突变（2.48μm↑↑6.9μm↓↓2.1μm）；#3瓦轴振在转速由1300r/min↓1180r/min 时有较大振幅（1.49μm↑↑6μm），#4瓦轴振在转速由1150r/min↓910r/min 时有一突变（22.2μm↑↑44.8μm）；#1瓦#2瓦在转速550r/min以下轴振开始缓慢上升，在转速降至510r/min顶轴油泵联启时轴振出现瞬时微变过程。现场听音#2瓦汽封处有明显摩擦声。

分析：从备用轴封供汽温度数值变化看，轴封供汽参数正常。跳机瞬间冲击以及临界转速期间使得各轴瓦发生跳变现象属机械设备常规反应。#1瓦#2瓦轴振在转速550r/min以下开始缓慢上升，主要原因是高压缸进排汽侧轴封金属温度（估计#2瓦侧520℃左右，#1瓦侧370℃左右）与轴封蒸汽温度（270℃左右）偏差较大，热交换剧烈，导致高缸两侧汽封处动静部分碰磨所致。

2. 10月29日第一次送轴封抽真空（高压缸温度490℃）#1#2瓦轴振

第一次抽真空前轴封蒸汽参数：辅汽联箱至轴封供汽站的蒸汽温度304℃，进入高压缸轴封的蒸汽温度276℃；盘车转速49.83r/min；背压为大气压104.7kPa。抽真空后，背压下降至65kPa左右过程中，盘车转速略有回升，至50.27r/min；在背压继续下降时，盘车转速呈现下降趋势；盘车转速下降至47.56r/min时，运行人员调节盘车进油量增加盘车转速；之后，因#1瓦#2瓦轴振上升呈扩散趋势，被迫破坏真空停运轴封汽。现场听音，#2瓦汽封处未有明显摩擦声。

分析：抽真空后，盘车转速上升属正常变化；当背压下降时盘车转速跟随下降，表明轴系阻力增加，唯一的解释是动静部分出现碰磨，使得转动阻力增加，由于此时背压继续下降进入轴封的蒸汽量增加，金属与蒸汽之间热交换越来越大，动静部分碰磨逐渐反应在#1瓦#2瓦轴振上即轴振开始缓慢上升。

3. 10月29日第二次送轴封抽真空（高压缸温度473℃）#1#2瓦轴振

第二次抽真空前轴封蒸汽参数：辅汽联箱至轴封供汽站的蒸汽温度310℃，进入高压缸轴封的蒸汽温度246℃；盘车转速51.93r/min；背压为大气压103.7kPa。抽真空后，随背压下降，盘车转速呈现下降；为减缓盘车转速下降，停用真空泵，调整真空破坏门升背压，盘车转速逐渐回升；经上述反复多次，背压下降至39 kPa，盘车转速52.36r/min维持略有上升；3:50，停用轴加风机，#1瓦轴振很快下降（37.95μm↓↓16.87μm），#2瓦轴振初始无变化，后略有上升（维持在25μm左右，至冲转前缓慢上升到43μm左右），盘车转速由52.1r/min上升至54.6r/min左右。

分析：背压上升盘车转速下降，背压下降对盘车转速上升；停用轴加风机后盘车转速由2.5r/min左右。上述现象表明轴封进汽量变化对轴系阻力变化呈正相关，即轴封进汽量小（大），金属与蒸汽之间热交换小（大），动静部分碰磨减小（增大）。

4. 10月30日轴加风机停运（轴封汽投运）

在轴加风机停用期间（30日3:50~16:02），除#2瓦轴振稍有上升外（22μm↑43μm），其余各瓦轴振及盘车转速总体平稳。说明：据了解，当时停用轴加风机的目的，试验其对#1、#2瓦轴振的影响，以尽快抽真空启小机，缩短机组启动时间。试验过程表明，其是否运行对#1瓦、#2瓦轴振影响显著，故停用。

分析：轴加风机停用后辅汽至各汽缸轴封的进汽量明显减少，#1瓦、#2瓦轴振减小，但#2瓦高压缸进汽侧转子轴封处温度较轴封汽温度高较多，故#2瓦处轴振仍有所反映。但存在隐患：轴封汽流动性不足，轴封系统产生积水，影响机组启动运行安全。

5. 10月30日第一次冲转

第一次冲转前蒸汽参数：主汽温460/442℃，主汽压12.15MPa，再热汽温424/423℃，再热汽压2.49MPa（推荐温度主汽温458℃，再热汽温425℃）；盘车转速57.93r/min；背压为5.7kPa。16：02轴加风机启运。16:04走步冲转后， 16:23升速至满速3009r/min。在转子由盘车转速至满速3009 r/min过程中，#1瓦瓦振0.197mm/s↑3.3 mm/s，之后在降转速过程中最高升至9.1mm/s；#2瓦瓦振0.278mm/s↑3.0 mm/s，之后在降转速过程中最高升至4.19mm/s；#3瓦瓦振0.456mm/s↑3.83 mm/s，之后在降转速过程中最高升至8.96mm/s；#4瓦瓦振0.695mm/s↑4.81mm/s，之后在降转速过程中最高升至5.64mm/s；#5瓦瓦振0.49mm/s↑2.99 mm/s，之后在降转速过程中最高升至7.68mm/s；#6瓦瓦振0.08mm/s↑7.66mm/s，之后在降转速过程中最高升至8.3mm/s；#7瓦瓦振0.119mm/s↑3.53 mm/s，之后在降转速过程中最高升至4.15mm/s；进入高压缸轴封的蒸汽温度由293℃↓248℃；进入低压缸轴封的蒸汽温度由281℃↓276℃。

分析：#1瓦到#7瓦瓦振随转速上升或降转速过程中均出现上升，超出临界振动范围。进入高压缸轴封蒸汽温度下降明显达45℃之多，进入低压缸轴封蒸汽温度下降不太明显有5℃，说明进入高压缸两侧的轴封汽有带水迹象（温度点位置见轴封系统图）。判断轴封系统可能带水的依据：轴封汽运行，轴加风机停运约10个小时。①轴封供汽母管管道至高压缸轴封进汽量相对较少，高压轴封处负压较低压缸轴封处要小得多，因此轴封供汽母管管道，存在蒸汽因流量不足而凝结的可能；②在轴封供汽腔室至轴封回汽腔室及轴封至大气这一汽封段的密封齿的静止部分的凹窝处，也存在蒸汽因流动不足而凝结的可能。综上，判断各瓦瓦振超出常规且异常的原因可能是汽封处动静摩擦所致。

6. 10月30日第二次冲转至并列

第二次冲转前蒸汽参数：主汽温475/483℃，主汽压12.15MPa，再热汽温430/442℃，再热汽压2.49MPa（推荐温度主汽温458℃，再热汽温425℃）；转速200r/min；背压为5.7kPa。18:18走步冲转后， 18:31升速至满速3009r/min。在转子由盘车转速至满速3009 r/min过程中，#1瓦瓦振由0.196mm/s最高升至1.57 mm/s，之后在稳定在1.1mm/s左右；#2瓦瓦振由0.23mm/s最高升至1.53 mm/s，之后在稳定在1.16mm/s左右；#3瓦瓦振由0.41mm/s最高升至3.01 mm/s，之后在稳定在2.07mm/s左右；#4瓦瓦振由0.65mm/s最高升至3.71 mm/s，之后在稳定在3.3mm/s左右；#5瓦瓦振由0.44mm/s最高升至1.71 mm/s，之后在稳定在1.26mm/s左右；#6瓦瓦振由0.12mm/s最高升至2.86 mm/s，之后在稳定在2.3mm/s左右；#7瓦瓦振由0.11mm/s最高升至2.77 mm/s，之后在稳定在2.35mm/s左右；进入高压缸轴封的蒸汽温度由292℃↓262℃；进入低压缸轴封的蒸汽温度由280℃↓276℃。开启DEH中轴封进汽疏水81，加强对轴封系统疏水。

分析：进入低压缸轴封蒸汽温度下降不太明显有4℃，但进入高压缸轴封蒸汽温度下降仍达30℃之多，说明由轴封供汽母管管道至高压缸的轴封汽仍带有微水现象（温度点位置见图1）。由于3009 r/min满速时，高压缸内为正压，外供轴封汽温度变化对高压缸两侧轴封的影响已大大减弱。#1瓦到#7瓦瓦振随转速上升过程中均出现上升，但均在正常波动范围，判断轴封腔室内的少量积水在第一次冲转过程中已基本消除掉。

7. 10月30日并列后#4瓦瓦振大

18:38#2机组并列，18:57中压调门开足，负荷升至282MW。蒸汽参数：主汽温476℃，再热汽温434℃较为平稳。在#2机组并列后负荷升至282MW过程中，进入高压缸轴封的蒸汽温度点显示由262℃↓205℃，回升至234℃，又缓慢下降至207℃，之后逐渐回升至正常值；进入低压缸轴封的蒸汽温度由276℃↓214℃，逐渐回升至正常值。#1瓦瓦振由1.2mm/s降至0.48 mm/s，之后随负荷上升有所回升；#2瓦瓦振由1.2mm/s降至0.65 mm/s，之后随负荷上升有所回升；#3瓦瓦振由2.0mm/s降至0.9 mm/s，之后随负荷上升有所回升；#4瓦瓦振由3.38mm/s降至1.36 mm/s，之后随负荷上升其上升较大（最大达8 mm/s）；#5瓦瓦振由1.28mm/s降至0.99 mm/s，之后随负荷上升出现先上升后回落现象，最后直至平稳；#6瓦瓦振由3.1mm/s降至1.55 mm/s，之后随负荷上升而回稳；#7瓦瓦振由2.48mm/s降至1.15 mm/s，之后随负荷上升而回稳。在此振动上升过程中，对轴封系统加强疏水一次。

分析：进入高压缸轴封蒸汽温度出现上述变化，原因是随机组负荷增加高压轴封漏汽压力与备用轴封汽压力趋于平衡，而后高压轴封漏汽压力高于备用轴封汽压力，实现自密封这一过程，温度变化幅度大达58℃，表明此时该段轴封管道存在积水；进入低压缸轴封蒸汽温度出现上述变化，且温度变化幅度大达62℃，主要由高压轴封漏汽实现自密封影响所致。低压缸轴封蒸汽温度大幅变化，影响低压轴封的运行。#4瓦瓦振异常增大，根据轴封供汽母管布置可知，#4瓦在甲低压缸和乙低压缸之间，受到两个低压汽封的共同影响。

三、总结

1. 经验
   1. 欲速则不达。热态启动缸温高，送轴封汽前，轴封系统疏水一定要充分；投运轴封时，轴封汽温度要匹配。
   2. 轴封汽投运后，抽真空时，必须时刻关注盘车转速变化，防止抽真空速度太快（即背压太低），轴封汽与高压缸进汽侧汽封换热太快，使得汽封齿变形，造成动静部件摩擦严重损坏设备。
   3. 严禁违反常规的操作，如轴封汽投运时停用轴加风机，使得轴封汽流通不畅，造成轴封管道积水，给机组启动带来严重后果。
   4. 轴封系统疏水配置不合理，存在疏水排挤及互窜现象。
2. 轴封系统改进措施
   1. 在高压缸轴封进汽管道加装电动截止阀，截止阀前后设置疏水点，增加一疏水管阀及疏水器。
   2. 优化轴封系统疏水。见图2。
      1. 去除各轴封回汽管道疏水；去除轴封溢流阀旁路门前疏水；
      2. 在低压轴封母管末端增加一疏水管阀；
      3. 在轴封供汽站旁路门前增加一疏水管阀及疏水器；
      4. 在轴封供汽站调节门前增加一疏水管阀及疏水器；
      5. 增加高压轴封漏汽至中压排汽连通管疏汽管道测温点。

图2  优化后简图

四、结术语

大型机组振动原因很多，尤其机组热态启动汽轮机轴封系统的操作需要谨慎细心，充分疏水。疏水点的设置及轴封汽供给参数很重要，在管道疏水及通汽量不足时，轴封管道温度的提升非常困难，因此将整个轴封管道充分暖管提升温度后，即轴封汽温度与缸温匹配时再向高温的高压缸轴封送汽，这样减小蒸汽与金属的温差，不会造成动静碰磨，从而减少机组振动问题发生的几率。

参  考  文  献

[1]

作者简介：

张虎（1975），男，江苏连云港人，工程师，从事火力发电厂汽轮机技术管理工作。

1