绥电4号机组汽流激振原因分析.doc

绥电4 号机组汽流激振原因分析李 冬 陈正飞 张景彪 任宏伟 陈文林（神华国华绥中发电有限责任公司 辽宁省 绥中县 125222）【摘 要】近年来，随着经济、技术的发展和电网容量的扩大，我国火电机组的建设已跨上了百万千瓦级的台阶。本文根据大型超超临界机组产生汽流激振的特点及同类型机组参数的对比，针对绥电4 号机汽流激振现象，通过试验分析了发生激振的主要原因。【关键词】超超临界机组 汽轮机 汽流激振 调节特性0 机组概况神华国华绥中发电有限责任公司发电B 厂（以下简称绥电B 厂）共安装了2 台1000MW 超超临界燃煤机组（即#3、#4 机），三大主机由东方电气集团引进日立技术制造。#3、#4 机组分别于2010 年2 月、5 月投入商业运营。#4 机组主汽轮机为东方汽轮机厂生产的N1000-25/600/600 型汽轮机，由一个单流高压缸、一个双流中压缸及两个双流低压缸依次串联组成（轴系结构图1）。其中高压缸呈反向布置（头对中压缸），包括一个双流调节级与8 个单流压力级，中压缸共有26 个压力级，两个低压缸共有226 个压力级。图1 东方日立型超超临界1000MW 汽轮机轴系结构图高压和中压转子均由2 套可倾瓦轴承支承，可倾瓦为6 瓦块结构，上下对称布置；低压转子均采用两套椭圆瓦支承，单侧进油，上瓦开槽结构；推力轴承位于高中压缸之间的轴承箱内，采用倾斜平面式双推力盘结构。蒸汽设计流程为：新蒸汽经四根导汽管进入4 台高压主汽阀（主汽阀后设有连通管使4 台高主全国火电600MW 级机组能效对标及竞赛第十五届年会论文集 汽机67阀后腔室相通）、4 台调节阀，经4 个进汽口进入调节级，通过高压缸2+8 级做功后到锅炉再热器。再热汽经两根再热管进入中压联合汽阀，经2 个导汽管进入中压缸中部下半，通过26 级做功后的蒸汽经一根异径连通管分别进入两个双流6 级的低压缸（A、B），作功后排入凝汽器。调门开启顺序如下图2：图2 调门开启顺序（机头向机尾看）1 汽流激振特征及危害蒸汽涡动是产生气流激振力的主要原因，是高负荷运行时高、中压转子系统中一阶振动模式的自激振动。超超临界机组压力为25MPa，温度为600以上，由于蒸汽密度大，级间压差大，蒸汽激振力也大，当动静部分不对中，汽封间隙周期性变化时，所产生的蒸汽激振力可能会引起转子低频振动。其发生的可能性远远大于亚临界汽轮机，汽流激振已经成为影响超超临界机组可靠性的特有因素之一。1.1 汽流激振的特征1.1.1 汽流激振易发生在汽轮机的大功率区及叶轮直径较小和短叶片的转子上，即高压转子上，高参数超超临界机组居多。1.1.2 在较高负荷下发生，振动随着负荷（或蒸汽流量）的增大而加剧，突发性振动有一个门槛负荷，超过此负荷，立即激发振荡。小于某一负荷下会消失。1.1.3 汽流激振频率等于或高于高压转子一阶临界转速，在大多数情况下，振动成分以接近工作转速一般的频率分量为主。由于实际蒸汽激振力和轴承油膜阻尼力的非线性特征，有时会呈现一些谐波分量。1.1.4 汽流激振属于自激振动，不能用动平衡的方法消除。1.2 汽流激振的危害1.2.1 限制大型汽轮发电机组的出力1.2.2 产生剧烈的低频振动引起汽轮机跳闸全国火电600MW 级机组能效对标及竞赛第十五届年会论文集 汽机682 大型汽轮机汽流激振的原因分析蒸汽涡动是产生汽流激振力的主要原因，是高负荷运行时高、中压转子系统中一阶振动模式的自激振动。而产生这种自激振动的原因主要有以下几个方面：2.1 高、中转子系统的刚性与稳定机组相比相对较低（挠度大），转子系统抵抗迷宫汽封激振力的阻尼相对较低。2.2 主汽压力波动引起汽机负荷指令由98.38 突升至100%。在97%以上时1、2、3 高调门开度均为100%、4 调门开度约为31%，负荷指令在97时，总阀位每向上动1% 则4 调门相应会变化23%，变化范围较大，并且4 高压调门进入汽轮机的开口在汽缸的底部，当进汽量相对大时，则汽流对转子就有个向上的力引起转子激振。转子系统将处于不稳定状态。2.3 主汽压力波动引起主汽流量增加，受影响最大的为调节级，2 轴承离调节级较近，因此2轴承振动的幅值增加的比较明显。2.4 机组参数不足（如凝汽器真空较低或主汽参数偏低等）造成的满负荷时，主蒸汽流量过大，造成汽流激振的，这一点不难从主给水流量的变化上明显看出。2.5 由调节级汽流扰动造成的强迫振动。3 东汽百万机组汽流激振数据对比3.1 绥中发电B 厂4 号机汽流激振的数据对比#4 机组首次出现汽流激振为2010 年04 月12 日，当时#4 机组准备首次进行满负荷运行，当负荷升至850WM 左右时1、2 号瓦轴振开始波动，966MW 时振动曲线发散，降负荷后迅速收敛，当负荷降至870MW 左右时趋于稳定，再次升负荷至780MW 时又出现波动，940MW 时振动曲线再次发散。本次汽流激振振动过程趋势如图3 所示，振动相关参数如表1 所示。表1 4 月12 日出现汽流激振前后相关参数激 振功率(MW)主汽压力(MPa)主汽温度()流量(t/h)1X(m)1Y(m)2X(m)2Y(m)激振前 967 25.1 593.8 2864 47.0 48.0 51.4 69.3第一次激振时 976 24.9 594.1 2842 152.0 229.3 181.0 194.9激振前 938 24.9 594.6 2715 46.6 48.0 50.6 67.3第二次激振时 940 24.9 594.7 2732 138.6 201.8 146.1 166.3全国火电600MW 级机组能效对标及竞赛第十五届年会论文集 汽机69图3 4 月12 日激振前后1-4 号轴振趋势图表2 机组出现激振时参数时间4 月12 日11:314 月12 日20:475 月5 日20:155 月5 日22:305 月5 日23:275 月6 日调整说明 首次激振 再次升负荷调4 号门曲线后恢复4 号曲线后提高润滑油温后对调1、4 号门函数后机组负荷 977 MW 940 MW 890 MW 839 MW 840 MW 912 MW 1000 MW1 瓦X 向 152 m 138.6 m 85.7 m 135.7 m 164.2 m 49.3 m 40.7 m1 瓦Y 向 229.3 m 201.8 m 92.0 m 169.2 m 201.5 m 64.1 m 39.8 m2 瓦X 向 181.7 m 150.2 m 94.0 m 134.6 m 150.3 m 99.1 m 63.3 m2 瓦Y 向 194.9 m 176.5 m 109.7 m 159.0 m 180.4 m 89.6 m 60.4 m3 瓦X 向 82.2 m 65.8 m 72.7 m 79.7 m 74.4 m 44.5 m 38.7 m3 瓦Y 向 47.2 m 48.1 m 48.5 m 54.4 m 59.9 m 43.9 m 40.9 m4 瓦X 向 165.9 m 158.5 m 145.7 m 168.4 m 175.9 m 117.3 m 121.9 m4 瓦Y 向 119.5 m 120 m 94.7 m 102.2 m 109.7 m 85.8 m 87.4 m1 高调开度 100 % 100 % 69.0 % 53.6 % 63.2 % 18.1 % 28.4 %2 高调开度 100 % 100 % 52.1 % 41.8% 48.3 % 56.4 % 72.9 %3 高调开度 100 % 100 % 53.1 % 42.8 % 49.3 % 57.4 % 73.9 %4 高调开度 27 % 27 % 14.0 % 11.2 % 10.5 % 74.9 % 93.0 %主汽温度 595 595 599.1 597.2 594.8 591.5 599.7 主汽压力 25.2 MPa 24.8 MPa 23.9 MPa 22.3 MPa 22.5 MPa 24.3 MPa 25.2 MPa再热汽温度 596 591 600 598.9 597.7 595 598.7 再热汽压力 4.23 MPa 4.0 MPa 3.8 MPa 3.5 MPa 3.6 MPa 3.9 MPa 4.4 MPa机组背压 3.4 KPa 2.25 KPa 5 KPa 4.35 KPa 4.45 KPa 4.5 KPa 5.25 KPa润滑油温度 37.7 38 38 39.1 42.1 40.3 40.2 全国火电600MW 级机组能效对标及竞赛第十五届年会论文集 汽机70表3 机组1000MW 负荷各轴瓦振动数据Channel Name 1X 1Y 2X 2Y 3X 3Y 4X 4Y 5X 5YDirect 36.7 28.6 93.5 128 57.7 42.3 143 113 48.5 39.31X Amplitude 26.6 21.0 79.6 114 42.5 22.7 131 101 29.5 23.71X Phase 255 32 220 270 329 219 137 250 309 41Channel Name 6X 6Y 7X 7Y 8X 8Y 9X 9Y 10X 10YDirect 39.7 29.8 73.7 49.2 40.8 55.6 64.3 27.1 67.5 39.11X Amplitude 23.4 17.7 54.6 38.0 5.9 28.1 56.6 17.0 50.0 25.51X Phase 236 10 186 321 192 28 48 149 27 3343.2 某投产发电厂1000MW 机组2 号机汽流激振的数据对比8 月27 日19：01 分， 2 号机组升负荷至1000.2MW 时，发生汽流激振，1 号、2 号轴承振动急速增大，其中1 号轴承振动达到220um，集控室打闸停机。表4 2 号机汽流激振前后参数对比表参数对比 机组负荷 主汽压力/温度 给水流量 4CV 开度 1 瓦振动 2 瓦振动正常运行 996MW 25.0MPa/600 2900t/h 31% 25um 40um汽流激振 996MW 24.4MPa/571 3089t/h 51.08% 195um 130um3.3 某投产发电厂1000MW 机组8 号机汽流激振的数据对比2008 年6 月27 日11:39 #8 机组负荷993.6MW，机组协调方式运行，主机润滑油温39.04、真空-90.2KPa 无变化，给水流量3123t/h，主汽压力24.60MPa，汽机负荷指令由98.38 升至100%、#4高调门开度由64%升至100%，#8 机#2 轴振突升最为明显，X 向振动值由40.66m 突升至185m，#2 轴承Y 向振动值由28.14m 突升至154.09m，#2 轴承X 向振动值最大升至201.97m。表5 8 号机汽流激振前后参数对比表项目 汽流激振前振动值（m） 汽流激振时振动值（m）#1 轴承X 向振动 47.89 122.67#1 轴承Y 向振动 51.86 141.46#2 轴承X 向振动 40.66 154.09#2 轴承Y 向振动 28.14 201.97#3 轴承X 向振动 49.29 67.92#3 轴承Y 向振动 34.95 51.35#4 轴承X 向振动 97.72 153.11#4 轴承Y 向振动 55.89 69.34全国火电600MW 级机组能效对标及竞赛第十五届年会论文集 汽机714 大负荷预防汽流激振方法的探究4.1 可以通过提高凝汽器真空，降低机组汽耗率即4 号高调门的开度。由于夏季循环水温度高，凝汽器真空较低，带同样负荷所需蒸汽量增大，可采用启动第三台真空泵和第三台循环水泵的方法，提高凝汽器真空。4.2 可以通过更改4 号高调门配汽曲线，改变大负荷时进入汽轮机蒸汽流，缓解汽流激振的产生。由于正常运行中1-3 号高调门开度均为100%，只有4 号高调门进行调节，而且4 号高调门的特性曲线在负荷指令大于97%时比较陡，即阀门开度的变化率很大，通过修改4 号高调门配汽曲线，使4号高调门提前开启，减缓后期调门开启的速率。4.3 当给水流量大于2500t/h 时，可通过调整主机润滑油温度至4041，增加油膜的刚度。4.4 当给水流量在2800t/h 以上时，可将机组升负荷率调整为2.5MW/min，缓解4 号高调门的开启速率。4.5 通过交换1、4 号高调门配汽曲线的方法，改变高压调节级进汽的方式。采取此方法修改后，可将原来大负荷运行时4 号高调门大幅开启后对高中压转子产生的向上的托力改变为向下的压力，从而可以有效提高机组大负荷时转子运行的稳定性。5 绥中发电B 厂4 号机汽流激振控制方法的实践为解决汽流激振问题，公司利用机组停运消缺机会对1 号轴瓦顶隙及4 号高压调节阀开度曲线进行了相应调整。5.1 将1 号轴承顶隙由0.55mm 调整至0.50mm(设计值0.47mm-0.62mm)。5.2 修改4 号高压调节门开度函数（1-4 号高压调速汽门开度曲线如下图）。/(设计)0 (修改1)12345670 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110EL(%)LIFT cm图4 调节级喷嘴布置图全国火电600MW 级机组能效对标及竞赛第十五届年会论文集 汽机725.3 机组消缺后启动，当升负荷至800MW 时振动曲线开始发散，总阀位指令为88%，四个高压调节阀开度分别为70%、53%、54%、15%，振动趋势及频谱图如图5、6 所示。图5 #1X 和#2X 轴振趋势图图6 #1X、#2X 轴振频谱图从趋势图和频谱图中可以看出，振动曲线发散时28Hz 分量迅速增大，工频分量基本无变化，而且与负荷和流量有很大关系，是汽流激振的典型特征。后将4 号高压调节阀开度函数恢复至设计值（停机前状态），振动曲线仍然在800MW 左右发散。随后将负荷稳定在500MW 在线对换1 和4 号阀门开度函数，更换过程中1、2、3 号轴振测点处的轴颈位移：1 号轴颈向右移动约20m（均为面向发电机），2 号轴颈向右上方移动约84m，3 号轴颈向左下方移动约18m，变化方向与喷嘴作用力基本吻合。由于喷嘴作用力的变化使轴承载荷减轻，1 号轴承金属温度下降约7，2 号