郝东伟

【摘 要】论文根据某热电厂220MW机组转子轴振超标的实例，阐述了汽流扰动、轴系中心以及晃度对汽轮机转子轴振的影响，并介绍了相关的检查方式及解决办法，以供借鉴。

【Abstract】Based on an example of over-standard rotor shaft vibration of 220MW unit of a thermal power plant， this paper expounds the influence of steam flow disturbance， center of shafting and sway degree on the rotor shaft vibration of steam turbine， and introduces relevant inspection methods and solutions， for reference.

【关键词】汽轮机;轴振;汽流扰动;晃度

【Keywords】steam turbine; shaft vibration; steam flow disturbance; sway degree

【中图分类号】TK268.+1                                         【文献标志码】A                                【文章编号】1673-1069（2019）07-0135-03

1 汽轮机概况

某热电厂使用C220/170-12.75/0.196/535/535型超高压220MW一次中间再热、三缸两排汽、工业采暖双抽式供热凝汽式汽轮机。汽轮机三根转子均采用刚性联轴器进行连接，共由五个轴承支承，其中1#轴承为可倾瓦支持轴承，2#轴承为橢圆瓦推力支持轴承，3#、4#、5#轴承为橢圆瓦支持轴承。高、中压分缸，高、中压部分转子为三支撑方式。

高压部分共有4个调节阀，对应4组喷嘴。喷嘴组的序号及汽道数目如图1所示，喷嘴组与调节阀序号相对应。顺序阀运行时，Ⅰ、Ⅱ号调节阀先同时开启，开启到30.5mm时，Ⅲ号调节阀开启;当Ⅲ号调节阀接近全开时，Ⅳ号调节阀开启。

2 修前机组振动情况

2017年，该机组在检修期间，因发电机转子存在匝间短路缺陷，抽发电机转子更换了两组线棒，回装时低发背轮进行了找中心和轴瓦调整工作。供热期机组启动后，1#轴承和2#轴承X方向轴振较检修前有比较明显的上升。2018年，在夏季机组启动运行后，1#轴承X方向轴振继续升高，2#轴承X方向轴振则有所下降（见表1）。

2018年10月22日机组停机时，高、中压转子对轮晃度由机组启动前盘车时的75μm升至120μm，盘车期间晃度又逐渐降低。10月28日，停盘车前晃度又恢复到75μm。机组热态时晃度值发生变化，分析原因为机组处于冷热态时，各轴承箱标高变化不一致。

3 检查处理情况

经现场检测，振动以1倍频为主，相位稳定。对汽轮机轴系进行全面检查后，发现高中对轮晃度超标及低发对轮中心上下偏差超标的问题。对此均进行了调整处理，并将1#轴承抬高0.04mm，提高了轴瓦的稳定性。通过对上述问题的处理，修后1#轴承X方向轴振最大值由185μm下降到160μm，机组启动后，振动情况稳定，无劣化倾向，取得了一定效果。

3.1 1#轴承检查

①检查轴承各处间隙和紧力和螺栓紧固情况，轴瓦接触情况，瓦块和浮动油挡灵活性，转子扬度等，未见异常。②为适当加大1#轴承负载，提高1#轴承稳定性，1#轴承下瓦块左右侧各加0.05mm垫片，顶部瓦块减去0.10mm垫片，将1#轴承处高压转子抬高0.04mm。

3.2 2#轴承检查

①检查轴瓦各处间隙和紧力，螺栓紧固情况，轴瓦接触情况，转子扬度等，未见异常。②检查前浮动油挡注油孔没有堵塞现象，活动灵活。后浮动油挡有大量碳粉，注油孔堵塞，浮动环抱死。处理方案：对2#轴瓦后浮动油挡进行了解体、清扫，疏通泄油孔，调整浮动油挡间隙为0.25mm，回装后浮动油挡，活动灵活。③检查2#轴承箱前后风挡，发现2#轴承箱前风挡有明显碰磨痕迹，与转子轴颈磨痕对比分析，前风挡最外侧一片风挡与转子R角处发生轴向碰磨，其他两片风挡与转子发生径向碰磨。原因分析：风挡受热变形，机组启动初期高压缸胀差大，产生碰磨。处理方案：对挡风片碰磨处进行修刮，调整间隙为1mm。

3.3 轴系晃度和中心检查

①检查主油泵转子与高压转子晃度以及中压转子与低压转子晃度，均无异常。②高中对轮处高压转子晃度为0.1mm，中压转子晃度为0.035mm。高压转子晃度比2014年大修回装值增大0.06mm，而且发现高中压转子对轮晃度最大值的方向一致，与大修回装值相反，说明高中对轮发生了位移。原因分析：机组频繁启停，对轮螺栓长期受到冷热交替和应力变化，螺栓发生应力松弛，造成螺栓松动。对轮螺栓所用紧固扳手为四爪接触，扳爪承力面单薄，安装时易造成对轮螺栓紧力不足、紧力不均的情况。处理方案：松开全部对轮螺栓，重新调整转子晃度，同时保证螺栓紧力充足并均匀。回装后高压转子晃度为0.045mm，中压转子晃度为0.01mm。③低发对轮晃度最大为0.06mm，较2017年检修回装值增大0.02mm。測量发现发电机转子比汽轮机转子低0.09mm，较2017年检修回装值增大0.08mm。上述数据说明，汽轮发电机组低发中心在2017年检修后发生改变，分析原因为发电机大修后，受调整垫片平整度影响，发电机两端轴瓦垂直方向未达到稳定值，运行中发生变化，此次检查后重新进行了调整。④高中压转子对轮中心，除下张口稍大外，其它情况良好，如将下张口调整至标准值，需抬高2#轴承，将造成2#轴承负荷分配更大，1#轴承负荷分配更小，可能造成1#轴承轴振继续升高，因此未做调整。

4 振动原因分析

4.1 汽流扰动

汽流扰动造成振动的主要表现为：①振动与负荷变化相关;②喷嘴控制时振动明显;③低频振动大[1]。

该机组为高中压分缸设计，轴系长，与合缸机组相比，转子位置的微小偏差就会对转子与汽缸的中心状态产生较大的影响。该机组2014年大修后已运行4年，期间机组启停频繁，受高压缸体产生变形，高压缸与轴承箱相对位置发生变化等因素影响，以及机组启动和运行时对汽封造成的损耗，造成高压缸内通流间隙不均匀，运行时汽缸内部产生较大汽流扰动。2014年，机组大修检查测量时就曾发现汽轮机各转子中心状态较2008年机组揭缸提效时发生较大变化，特别是高中压转子尤为明显。高中转子为两轴三支撑方式，机组自投产以来，1#轴承与2#轴承有明显的“跷跷板”特性。2014年，机组大修前机组振动为2#轴承X方向轴振偏大，大修后则转移到了1#轴承。1#轴承和2#轴承X方向轴振受汽流扰动现象非常明显，在顺序阀运行状态下，高调门在中小开度时，高压缸进汽受节流作用的影响，也会产生较大的汽流扰动。在机组单阀运行状态时，则振动情况明显较好。高压缸共有19级前汽封，主汽进汽口与合缸机组相比，更偏向高压转子中部，离轴瓦较远，2#轴承支撑位置在中压转子上，高压转子稳定性较差，易受干扰。

4.2 高中对轮晃度超标

机组的频繁启停、变负，导致轮螺栓会受到冷热交替和应力变化的影响，产生应力松弛使得螺栓的预紧力下降，发生松动的现象。由于四爪扳手的扳面承力面单薄，在安装时用其紧固轮螺栓，容易造成对轮螺栓紧力不足、紧力不均的情况。这是夏季机组振动出现爬升现象的直接原因。

5 修后机组振动情况

修后1#轴承X方向轴振在满负荷运行时，基本保持在140μm左右。机组顺序阀运行时，1#轴承X方向轴振与高调门开度对应关系非常明显，当3号高调门开度超过30%，振动会有比较明显的上升，开度达到37%时达到峰值约160μm，当3号高调门开度继续增大至4号高调门开启时，振动基本保持稳定并略有下降。当1、2号高调门全开，3号高调门全关或只打开预启阀时，1#轴承X方向轴振最小。当1、2号高调门继续关小后，1#轴承X方向轴振又会升高。上述现象与汽流扰动的原因分析一致。

6 解决方法

①运行中加强对1#轴承振动的监测，尽量减小主汽压力的波动。根据机组负荷及时调整主汽压力，控制高调门开度，尽量避开高调门节流扰动最大点。②加强对2#轴承晃度的监测，机组启停机时对晃度进行连续监测，发现异常并及时处理。③机组大修时，对汽轮机轴系和汽缸通流间隙进行调整。

7 结语

汽流扰动是造成汽轮机振动异常的原因之一，高压调节阀的开启顺序和转静子间隙不均都会造成汽流力不均，引起振动。发生汽流扰动时，一般只能通过改进汽封通流部分的设計或调整安装间隙才能彻底解决。在汽轮机安装或检修时，要重视轴封的调整工作，保证全周间隙均匀，避免发生汽流扰动现象。

【参考文献】

【1】黄树红.汽轮机原理[M].北京：中国电力出版社，2008.