某200MW汽轮机组振动故障分析与处理

第54卷第2期2012年4月汽轮机技术TURBINETECHNOLOGYI54NO2APR2012某200MW汽轮机组振动故障分析与处理王家胜，文贤馗，邓彤天，冉景川I，钟晶亮贵州电力试验研究院，贵阳550002摘要结合某台200MW机组大修后的启动振动故障处理过程，从理论上分析机组大修后启动过程中出现的振动现象，从而得出振动的根本原因为机组部分检修工序不合理，以及检修质量控制不严是机组启动不顺利的根本原因。通过纠正以上不合理部分，彻底解决了该机组的振动问题，确保大修后的顺利启动。提到的多种故障诊断的方法及相关调整措施，对机组的运行和维护有很好的实际参考价值和指导意义。关键词汽轮机；振动；诊断；凝汽器；检修分类号TM311文献标识码A文章编号10015884201202014403THEANALYSISANDTREATMENTSFORVIBRATIONOFA200MWTURBOGENERATORWANGJIASHENG，WENXIANKUI，DENGTONGTIAN，RANJINGCHUAN，ZHONGJINGLIANGGUIZHOUELECTRICPOWERTESTRESEARCHINSTITUTE，GUIYANGCITY550002，CHINAABSTRACTCOMBININGWITHTHEANALYSISANDDEALINGOFA200MWTURBOGENERATORSVIBRATIONAFTERITSOVERHAUL，THISPAPERPROVIDESANALYSESANDDISPOSALMEASUREMENTOFVIBRATIONFAULTTHEORETICALLY，SOINCORRECTWORKINGPROCEDUREANDUNDEMANDINGOVERHAULQUANTITYCONTROLREQUIREMENTCONTRIBUTETHEVIBRATIONSMALFUNCTIONBYREOVERHAULINGTHEROTOROFTURBINE，THEUNITSTROUBLEWASRESOLVEDABSOLUTELYTHEFAULTDIAGNOSISSMETHODSANDITSCOUNTERMEASURESINTHEPAPERCANBEGOODREFERENCESFORUNITSOPERATIONANDMAINTAINKEYWORDSTURBINE；VIBRATION；DIAGNOSIS；CONDENSER；OVERHAUL0前言为了提高经济性，很多机组进入检修后，都进行诸如轴封系统改造和凝汽器换热面更换等技术改造。但在做技改时，由于在检修工艺方面忽视了细节及工序以及对相关改造对机组的影响把握不足，造成机组轴系找中与对轮连接质量出现问题，从而造成启动过程中轴振偏大，引起轴承振动超大，造成启动的不顺利，在机组不断尝试着解决问题过程中，也造成电厂启动成本的增加。本文结合一台机组大修后启动过程中的振动故障处理，提出了机组在检修和运行中的处理建议。1概述某厂汽轮机为N20012755355357型汽轮机，该机高、中、低压部分采用分缸，高压缸双层结构，高中压进汽布置在高中压缸中部，低压缸两排汽对称分流；汽轮发电机组高、中、低压转子均为整锻转子。1号、2号、4号轴承为可倾瓦支持轴承，3号为推力支持联合椭圆轴承，5号、6号、7号、8号为椭圆支持轴承，该机组在运行5年后进入大修。该机组大修时，做了如下改造1将凝汽器内铜管换成不锈钢双螺纹管。更换时，凝汽器喉部连接为刚性连接面不锈钢双螺纹管比铜管轻图1轴系示意图473T，在征求制造厂意见后，将凝汽器底部弹簧垫片减薄28MM厂家提供。2由于大修工期较紧张，又进行了凝汽器改造，对于中低、低发损伤严重的对轮孔没有重铰，而低发对轮孔损伤较普遍，部分螺栓是强行打入的，很难保证对轮连接质量。出现此种情况，有效的措施是重新进行对轮铰孔与连接螺栓。同时，汽轮机轴系找中是在循环水系统没有通水的情况下进行。3高、中压缸轴封系统更换为接触式汽封。2机组冲转情况21机组故障情况分析大修后首次冲转，机组各轴承振动均在合格范围内且稳定，但转速在2800RMIN以上，5号、6号轴承振动分别从755965M突升至1501M，尤以6号轴承振动最为明显图2、图3，振动达225IXM时，机组打闸。考虑到机组大修时对轴封系统改造和汽封间隙重新调整，系统在启动时出现的碰磨，可以通过暖机和重复冲转进行消除，机组随后多次重复性多次冲转，但现象与首次冲转一致。机组在历次停机收稿日期201L0609作者简介王家胜1974男，工学硕士，高级工程师。主要从事汽轮机振动故障诊断及状态监测工作。第2期王家胜等某200MW汽轮机组振动故障分析与处理145过程中，偏心变化均较大，启动前30LXM35TXM，停机后偏心为701XM一821XM。POINT“6X45GHT一1XUNCOMP748124POINT6XL45RIGHT一一2XUNCOMP16695MACHINEX向FRONL15APR20090332051TO15APR20090354256STARTUP3000RPMI；1；IL；LI；JIJIL；LJ一，,SI，。、；LI；。ILLJLHLLLLR三一上；、；，_LL_。L。L。R_L_5I0100015002000250030SPEED100RPMDIV图26号向轴振BODE图POINT6盖振0RIGHTLXUNCOMPNANAPOINT6盖振0RIGHT一2XUNCOMPNANA【ACHINELPNRBINEFFOM15APR20090332051TO15APR20090354256STARTUP3000RPM050010001500200025003000SPEED100RPMDIV图36号轴承振动BODE图22振动分析及处理鉴于冲转过程中，在2500RMIN以下机组轴系振动水平均在优良范围内，且影响机组定速的表象为5号、6号轴承振动大。为使机组能够尽快投入生产和节省启动开支，经各方协商，对机组轴承本体进行检查。221轴承本体调整机组停机后，经检查，6号轴承上瓦有较大的磨痕且瓦枕接触不好图4。分别将6号轴承球面紧力由801XM降到301XM，轴承盖紧力由25M降到一125IXM；对低压缸中分面螺栓复紧，确定低压缸支撑和接触没有问题。机组冲转后，发散趋势有所缓解，又将6号轴承球面紧力从30XM降到LOLM，轴承盖紧力从一125TXM降到一1851XM；6号轴承瓦枕底部增加70TXM，将5号轴承瓦枕底部增加501XM，增加轴承图4首次检查时6号瓦枕情况承重。机组二次调整后，可以定速3000RMIN，5号、6号轴承振动分别为721XRN129PLM且保持平稳。222运行方式调整考虑到机组轴承振动的突发性，3000RMIN定速时，分别进行机组两台循泵单、并运行切换，升、降凝汽器真空、变轴封汽温度等一J，发现6号轴承振动随着运行方式的调整均呈发散扩大趋势，稳定性较差，调整过程中的BODE图如图5所示。POINT6盖振0IXUNCOMP188L2O2LNT6盖振0一2XUNCOMP26196MACNELPRBINEL一；岫K、猫呻；_IL050010001500ZII25003000SPEEDLOORPMDIV图56号轴承振动BODE图223凝汽器底部调整轴承标高和紧力调整后，机组轴承振动趋势有缓和迹象。由于大修中调整了凝汽器底部弹簧垫片的消减，考虑到喉部连接为刚性，遂通过在凝汽器底部受力方向上进行调整1凝汽器底部加千斤顶，机组冲转时，通过千斤顶调节凝汽器底部受力情况。2根据机组检修数据进行调整，将凝汽器底部5号轴承方向加250PM垫片，6号轴承方向加200XM垫片。上述调整均是单独进行，在定速时，调整凝汽器底部受力，然而在调整过程中，轴承振动均呈发散趋势。224机组动平衡由于机组在冲转过程中，2800RMIN以上，轴承振动具有很好的重复性，遂对机组动平衡处理。根据现场数据低压正、反向末级叶轮分别配重400GL165。和400G345。机组启动后，轴承振动仍呈发散趋势，而在轴振方向上出现较大变化。随后根据第一次动平衡后效果进行调整，将原来低压转子末级正、反向所加重量分别减少178G168G。机组在两次动平衡后5号、6号轴承振动发散情况没有改变，但在振动相位上出现了较大变化；配重重量变化较小，出现大的相位偏差也是不正常的，动平衡效果见表1。表1动平衡效果表单位IM。注表中均为一倍频。225轴系重新揭缸找中心情况鉴于多种调整手段，均不能解决机组振动问题，遂对低146汽轮机技术第54卷压缸揭缸。揭缸后发现低缸1号、2号隔板处腔室内有积水图6。正反向隔板电侧有磨痕，电侧间隙偏小。低发对轮螺栓严重拉伤图7，对轮孔表面损伤严重，中低对轮个别螺栓拉伤。图6低压缸进汽处存在的积水图7联接对轮螺栓拉伤情况随后对机组进行了以下处理1恢复各轴承安装数据至大修前，去除凝汽器底部所加垫片。2解中低、低发对轮螺栓，复查中心，以4号轴承靠背轮为基点调整低发转子中心，低压缸扣盖后复查转子中心，中低、低发对轮重新铰孔配螺栓。3去除机组动平衡所加平衡块。处理后，5号、6号轴承振动发散趋势明显得到抑制且均在优良范围内，机组启动一次成功。表2机组带启动后振动情况单位IM机组振动原因分析和诊断1由于没有遵循在循环水系统注水的情况下找中的原则，导致轴系找中及对轮连接质量问题，是机组轴承振动发散的主要原因。从历次启动过程看，根据机组在从机组第一阶段启动过程中的振动数据，6X、6Y轴振在500RRAIN1000RMIN间已超过100TXM图2，在低速下且远低于其临界转速处，此轴振很不正常。此低速下轴振大的可能性为轴系中心偏差和低压转子有热弯曲。2在轴系找中质量有保障的情况下，机组能够最终成功冲转和带负荷且振动均在优良范围内225，说明转子本身的平衡状态良好。而机组在先前进行的多次调整停机过程中，转子偏心超标，说明转子存在热弯曲。从几次冲转过程中回放图发现，5号轴振有较大的倍频成分，低压轴振的波形图有毛刺可能原因为有动静摩擦图8，但动静摩擦应不严重，因为机组在中速与高速暖机阶段轴系振动比较稳定，可以说明动静摩擦不是转子出现热弯曲的重要原因。从后面的检查发现，低压内缸内有积水，积水处于转子中部对应处，可以明白转子偏心超标的原因了，也是低压转子出现热弯曲的重要原因。POINT5X45RIGHTDIRAMPL931MICROMPPMACHINEL廿J15APR20090410392STARTUPDIRECT10MSECDIVYTOX4。20。2。40图85号轴振Y向波形图3由224表明，此次振动原因不能通过平衡解决J。这主要原因为振动的变化主要还不是加配重引起的，其另外一个原因为低发对轮滑移。从后面的检查情况看，低发对轮联轴器螺栓连接确实不好，螺栓拉伤非常严重，螺栓孔质量很差。本次大修工期较紧张，又进行了凝汽器改造，对于中低、低发损伤严重的对轮孔没有重铰，而低发对轮孔损伤较普遍，部分螺栓是强行打入的，很难保证对轮连接质量。4盖振幅值与激振力、结构支承刚度有关。5号、6号轴承振动在2800RMIN后增长较快，有轴振偏大的原因，但也有结构支承刚度偏弱的原因。动平衡后，轴承振动的发散趋势没有缓解，说明此次振动与激振力振动关系不大，而通过在定速时运行调整，均会促使轴承振动发散，对于一台已正常运行了近五年的机组，这是异常的，可能与凝汽器底部弹簧支持力的改变、每组弹簧间支持力的变化是否均匀有些关系。从理论分析上可以肯定，这些变化还不至于使轴承箱的振动特性完全改变，使轴承箱支承刚度大幅度减小。对轴承与轴承座间的接触质量控制，也是保证结构支承刚度较好的重要因素。通过检查发现5号、6号轴承本体安装质量控制不好也是振动发散的辅助原因。下转第150页L50汽轮机技术第54卷承的轴振测点。如果轴振经常出现这种脉冲式的跳动，应该检查测量系统有无接触不良。轴振测量系统有涡流探头、电容电缆、前置器、屏蔽电缆、二次仪表这五个环节。可以逐一排查。首先可以检查涡流探头的直流电压是否在规定范围。如果是则说明探头是正常的。还可以将信号接到二次仪表的其它通道，由此判断二次仪表是否正常等等。实例广州石化电厂2号机该机组的1号轴承安装有两个轴振测点1X和1Y。1Y轴振长期不正常。通频值经常大范围波动，指示可以达到300UM以上，而基频变化不大。诊断假设1Y轴振的波动是由于机组的振动引起的，1Y变化时，L也应该变化。但1X是正常的。说明1Y的变化很可能是假信号。通过各种排查，确定故障在屏蔽电缆。更换一根新的电缆后故障消除。52双水内冷发电机励端轴振的虚假信号双水内冷发电机转子的冷却水是从励端的中心孔进入，因此励磁绕组的引线只有从偏心孔接人。励磁电流会磁化转子，在引线偏心的情况下，转子表面沿圆周方向的磁导率是变化的。仪表就会将磁导率的变化当作振动信号显示。这时的轴振输出有以下特点1虚假信号出现在发电机后轴承；2并网时振动突变；3振动为高次谐波；4轴振变化过程轴承座振动不变。此类发电机后轴承的轴振不能反映真实情况，因此不宜安装轴振测点。53支架共振涡流传感器由支架固定在轴承座的一侧。支架要有足够的刚度，其固有频率至少要在工作频率的10倍以上500HZ。如果制作支架的钢板太薄，后者固定支架的螺栓松动，都可能使支架的固有频率落入汽轮机的转速范围内而发生共振。此时涡流传感器输出的不是轴振信号，而是支架的振动。支架共振时往往表现在很窄的转速范围内振动急剧增大又急剧回落。测试中如果在转子临界转速之外的区域出现这种现象，应该怀疑支架的问题。图6是平圩电厂2号机组启动过程的6号轴振。1800RMIN是临界转速，轴振约801XM。但是在2600RMIN左右急剧增大到2801XM。该机组5号一8号轴振都存在同样的现象。对问题的分析是12600RMIN不是临界转速，2轴振增大时轴承座振动并没有变化，3共振带很窄。由此判断是支架的共振引起。更换支架后振动消失。暑蜡撂300200J弋、16总结10002000转速RMIN图6支架共振1虚假的轴振信号会使测量结果失真，不能反映真实的振动状况。所以在轴振异常时首先要判断信号的真实性。2虚假成分可以由低转速200RMIN500RMIN下的测量确定。这时的轴振读数就表示虚假成分的大小。3虚假成分可以分为两类。