哈汽东芝型超超临界1000MW汽轮机低压缸动静碰磨故障分析与对策

1、 哈汽-东芝型两台同型超超临界1000MW汽轮机低压缸动静碰磨故障分析与对策(讨论稿)王武兵 王宏彬 尹金亮 王武兵 罗瑞 侯哓亮 李国新 吴三超摘要: 介绍了两台近期投运哈汽-东芝1000MW超临界机组发电机异常振动特征，通过现场测量试验,对机组振动特点与原因进行诊断分析, 验证机组低压排汽缸刚度低问题,并提出相应的应对措施, 对新机试运有一定借鉴意义。Abstract:Vibrationproblemoccurredduringtrialoperationforseveraloftheultra-supercritical1000MwsteamturbinebyHTCandTSB,Thro

2、ughfieldmeasurementandtest,thecharacteristicandreasonofthevibrationwerediagnosedandanalyzed,analysestherigidityofsteamturbineLPcylind,comparingtheresultsandconfirmingtherigidityofLPcasingforeachtypesteamtu-bineunit,The results show thatthea nalysis and measures takencorrectly have significance of ne

3、w units.关键词:汽轮机; 超临界机组；振动故障；低压缸；刚度Keywords: steamturbine ;supercriticalsteamturbine;vibration;LPcylinder;rigidit：因 低压排汽缸刚度问题造成的现象及处理0 前言通过对哈汽1000MW机组电厂进行调研,提出哈汽厂生产设备存在问题,，并对存在的问题进行分析，从设计、制造、安装及调试等方面提出了处理措施，供同类型机组安装、调试及生产过程中借鉴。1 设备概况TZ电厂#2机组为哈尔滨汽轮发电集团公司与日本东芝公司联合生产的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴冲动式、双背压凝汽式机组，汽轮机

4、型号为TC4F48，发电机为水氢氢发电机，型号为LCH110027。哈汽-本东芝汽轮机，每个低压缸叶片正、反向各有6个冲动式压力级对称布置，末级采用东芝与公司共同开发的48in（1219.2mm，50HZ）的叶片，低压缸模块首台产品应用于意大利Torviscosa电厂285MW 联合循环汽轮机，于2005年投运。汽轮机为八支承，发电机为两支承，励磁为静态励磁。整个轴系由十一个径向轴承支承，轴系支承简图见下图一。发电机转子中压转子低压转子高压转子低压转子励磁机转子2#8#10#9#4#7#6#1#图一：轴系支承简图2 TZ电厂1、2号机组碰磨故障情况及分析2.1、#1机组1、2、3、4、5次启动

5、定速3000 r/min时的振动情况2007年11月2日中午、下午、晚上共三次冲转至3000转，刚定速3000r/min时，汽机部分的轴瓦轴振均在50m以内，均因振动大停机，从振动频率看是50hz频率的工频振动，说明是汽封或轴封的碰磨引起，手动打闸后振动反而继续上走，而且通过试验说明碰摩和真空关系密切。2007年11月2日，机组第一次启动，400r/min打闸摩擦检查，机组无异常。随后升速到800r/min，在800r/min定速停留15分钟，其间机组各瓦振动正常，随后机组升速到3000r/min。在升速过程过发电机、低压转子1及低压转子2、高、中压转子临界时，相关瓦轴振均在60m 以内。刚定

6、速3000r/min时，汽机部分的轴瓦轴振均在50m以内，发电机部分的轴瓦轴振不超过65m。定速后5#、6#、7#、8#、9#瓦轴振均开始爬升，在10分钟左右时间内，5#、6#、7#、8#、9#、10#瓦轴振均爬升到100m以上，其中8#、9#瓦轴振达到140m，因制造厂家给定的跳机值为175m，随即打闸停机。在停机惰走过程中，各瓦振动数值与升速时相比发生明显变化。因为定速3000r/min后，TSI装置鉴相信号故障，在振动爬升期间和惰走过程中振动相位没有测到，但从频谱看，主要是工频量在增大。从振动现象初步分析，机组发生动静碰摩。 机组盘车到规定时间后，11月2日19：30进行第二再次启动，低

7、速检查无异常后，直接升速到3000r/min,整个升速过程，各瓦轴振均不超过60m，定速3000r/min时汽机部分的轴瓦轴振均在50m以内，发电机部分的轴瓦轴振不超过65m。定速3000r/min十分钟后，5#、6#、7#、8#瓦轴振均开始爬升，振动增加的主要成分是工频量，在振动工频量数值增加的同时，工频量相位也在不断变化，在二十五分钟左右时间内，5x工频相位变化了一百八十度，其余瓦工频相位也都发生较大变化。有关5x、7x瓦工频极坐标图及趋势图见图一、到图2六。图一：定速3000r/min后5x趋势图图二：定速3000r/min后7x趋势图因东芝公司给定机组轴振动跳机值为175m，在5x轴振

8、达到150m且振动趋势仍为快速爬升后，机组打闸停机。惰走过程中6x轴振达到238m，其余轴振同升速相比也都增大100m以上。根据机组振动变化时频率成分、工频相位、振动变化前后升降速振动等的变化情况分析，可以判定机组发生了动静碰摩，摩擦发生于两个低压缸内。发生摩擦的原因为在机组受热及真空等影响下，机组内部部件产生膨胀或变形，导致动静间隙变小，动静部件接触产生碰摩。产生碰摩的部位局部温度升高，转子产生热弯曲，造成振动增大，当碰摩部位脱离接触，碰摩消失，热弯曲慢慢消失，机组振动就逐渐恢复正常。对缸内碰摩，当不是由于上下缸温差大、差胀大、蒸汽参数异常、机组严重膨胀不畅等运行或安装原因造成，而是间隙偏小

9、或在运行后由于膨胀、变形导致间隙变小等原因引起时，欲消除碰摩主要采取两个方法，一是揭缸处理，对间隙进行调整，二是控制振动数值（亦即控制碰摩程度），在振动增大到一定数值后停机或降转速到不发生碰摩的低转速，在热弯曲消失后，再升速到3000r/min，通过多次碰摩将偏小的间隙摩大，最后消除碰摩。在现场大都采用第二种方法。对于低压缸碰摩，大都是由于低压缸刚度较弱，在真空、受热等影响下，低压缸及部件产生一定变形，导致动静间隙变小产生碰摩，一般可采用在产生碰摩后，通过降低真空，减小变形，使动静部件脱离接触，在转子热弯曲消失后再恢复真空，通过如此循环，使动静间隙摩大。11月3日机组第三再次启动，2：40定速

10、3000r/min，3：30开始，5#、6#、7#、8#瓦轴振幅值开始爬升、相位开始变化，三点三十五分7x轴振就从40m增加到75m，此时令运行人员停一台真空泵、降真空，真空缓慢下降，机组振动仍缓慢继续爬升，三点四十三分7x爬升到113m，此后开始缓慢下降，三点五十五分时7x下降到32m，将停下的真空泵重新启动，四点零二分，振动又开始爬升，四点零七分，7x增加到80m，停一台真空泵，此后机组振动快速爬升，四点十一分7x爬升到155m，打闸停机。此段时间7x变化趋势图见图三七。图三：7x相对轴振趋势图分析机组振动仍为碰摩，而且通过试验说明碰摩和真空关系密切。2、11月3日停机后，对机组低压轴封汽

11、疏水系统进行割管检查，清理疏水管内杂物，对疏水系统进行有关改造，保证轴封管道疏水畅通，将轴封疏水从高压疏水扩容器改接到低压疏水扩容器。 11月4日机组进行第四次启动启动，开机过程振动正常，18十八点36三十六分定速3000r/min，机组振动良好，19十九点35三十五分6x开始爬升，于是降真空（停一台真空泵）。19十九点49四十九分6x达到104m，此后开始下降。在振动稳定后又提高真空。22点34分8x开始爬升，在8x达到60m后降真空（停一台真空泵），23点01分8x达到103m，此后开始缓慢下降。因振动下降缓慢，且振动数值一直没有恢复到爬升前数值，故真空一直维持较低数值（停运的真空泵没有再

12、启动），11月5日3点左右，振动爬升到150m左右，打闸停机。主机第四次跳机前多次降真空维持19kPa，但#7#10振动无法控制。最后#9瓦振动高跳闸。在第四次启动，进行了主机变真空试验，从试验结果看，真空对#9瓦振动影响较大。从75um（真空15kPa）增大到125um（真空7.4kPa）。依次停运C、B、A真空泵后，振动增大至145um后稳定，在真空达到17.4kPa时振动回落。 11月6日机组进行第五次启动，在800rpm长时间暖机后开始冲3000rpm，同时测量主机低压缸的膨胀情况。此次在3000rpm停留了约2小时，最后振动大打闸。发现机组在10kPa的排汽压力下，#5、6轴承座与固

13、定台板处有起翘现象，缝隙约15丝，最大达20丝,主机低压缸刚度不够，#6轴承/#7轴承在真空12kPa的时候发现下沉量为0.32/0.54mm，在高真空下低压缸发生变形，从而影响轴承座中心。2.2、#1机组并网及接带负荷后的振动情况及其处理方法11月9日第六次启动，11点定速3000r/min，11点58分首次并网，随后按照规程逐步加负荷，机组最大负荷加到210MW，21点37分机组振动开始爬升，21点45分7x振动达到140m并仍快速爬升，机组打闸停机（为此利用此次停机机会进行轴系动平衡，在主机盘车处的联轴器处增加平衡块，共9块约433克）。 11月12日4点10分第七次启动，机组定速300

14、0r/min，开机过程及定速3000r/min时振动优良，8点30分机组振动开始爬升，随即降真空，8点45分，7x最大达到100m，然后机组振动开始缓慢下降。在振动恢复到原始值并稳定后，真空恢复原来值。此后机组振动基本稳定。12点36分机组解列，进行超速试验。在第一次超速试验期间，汽轮机部分轴瓦轴振动均不超过50m，发电机部分轴瓦轴振不超过76m，振动优良。但在第一次超速试验结束，惰走至3000r/min时，5x振动比超速前大了25m，在惰走至2680r/min重新挂闸后升速时，5x振动明显随着转速升高而增大，升速至3000r/min时，5x已达到100m，判断又发生碰摩，随即将转速降到800

15、r/min，运行40分钟后，各瓦振动恢复到正常开机时该转速下振动值并稳定后，再次升速到3000r/min进行超速试验。在此后两次超速试验期间，机组振动正常。超速试验结束后，进行汽门严密性试验，机组振动正常。严密性试验结束，16点20分左右机组再次并网。 机组并网后，逐步加负荷，23点左右，负荷为300MW，11月13日5点左右，为了启动汽泵，给小机供轴封，又开启了一台真空泵，真空提高了2KPa左右（主机真空从10.1提升到8.9kPa，可能导致低压内缸变形，隔板轴封与大轴碰磨），真空提高后，机组振动爬升，在不到10分钟时间内，7x从40m迅速增加到156m，机组打闸停机。11月13日11点第八

16、次启动机。11月14日1点在给小机投轴封汽时，机组真空又有所提高，振动开始爬升，运行调试人员随即停运真空泵，但在真空开始下降时，机组振动已快速爬升，不得不打闸停机。 11月14日15点，机组第九次启动机，定速3000r/min 后，为再次验证真空对碰摩的影响将机组真空从10KPa提高到7.6KPa，机组振动随后开始爬升，在7x振动增大到100m后，恢复真空为10KPa并迅速降转速到800r/min，在转子热弯曲消失后，再次升速到3000r/min，在本次启动后带负荷运行期间，低压缸轴瓦轴振也曾发生过波动，但最大值不超过70m，且爬升后又恢复到原始值。说明在此真空下运行，随着工况的变化，有时仍产

17、生轻微碰摩。11月16日7点，机组停机消缺 此后机组多次启动，在定速3000r/min后运行时，有时一个小时、有时六七个小时不等，低压缸轴瓦振动出现爬升（总的趋势是稳定运行时间越来越长，说明通过碰摩动静间隙已经变大）。在振动增加迅速时采取打闸停机，盘车投入规定时间后再启动；在振动增加缓慢时采取轴振增大到95m左右就降速到800r/min运行，在转子振动值恢复到原始值（即转子热弯曲消失）后，再升速到3000r/min的办法运行。11月7日电气试验结束。2007年11月2日中午、下午、晚上共三次冲转，至3000转均因振动大停机，从振动频率看是50hz频率的工频振动，说明是汽封或轴封的碰磨引起。手动

18、打闸后振动反而继续上走。其中第三次在打闸后抬高轴封压力，振动明显有个下跌。但不久振动又上升。5、6、7、9轴振均先后上升，最高228um（惰走），在#7瓦振动大时曾停运真空泵，以观察真空对振动的影响，但收效甚微。冲转参数：8.304/406，1.058/457；8.5/430，1.1/440;2、主机第四次跳机前多次降真空维持19kPa，但#7#10振动无法控制。最后#9瓦振动高跳闸。在第四次启动，进行了主机变真空试验，从试验结果看，真空对#9瓦振动影响较大。从75um（真空15kPa）增大到125um（真空7.4kPa）。依次停运C、B、A真空泵后，振动增大至145um后稳定，在真空达到17

19、.4kPa时振动回落。低压轴封减温水可能存在堵塞现象，当调节阀及其旁路阀全开，还不能控制低压轴封温度。就地敲打管路及节流孔板处无效。最高低压轴封温度至320。从而引发机组#5、7轴承振动上扬。最终被迫降低主蒸汽温度与再热蒸汽温度及停运真空泵2台（但实际真空并未下降多少），使轴封漏汽温度及高压缸的温度都明显有下降，并且可以控制主机低压差胀。此招使得低压轴封温度明显受控并回头，最低至260，各轴承振动回复正常。3 11月6日中班开始多次出现3000rpm后振动值超标而被迫降转速。4 11月6日下午，在800rpm长时间暖机后开始冲3000rpm，同时测量主机低压缸的膨胀情况。此次在3000rpm停

20、留了约2小时，最后振动大打闸。发现机组在10kPa的排汽压力下，#5、6轴承座与固定台板处有起翘现象，缝隙约15丝，最大达20丝。怀疑：a 主机低压缸刚度不够，在高真空下低压缸发生变形，从而影响轴承座中心，导致振动上升。b 初始冲转时对低压轴封的水击比较惧怕，因此低压轴封温度相对维持在高位运行，可能导致轴封体变形，进而影响到轴承座。c 主机滑销系统局部有卡塞现象，导致低压缸膨胀不畅，引起汽缸起拱。从第十三次的冲转过程来看，个别低压缸固定螺栓下的铁环拨不动。 在主机两侧有孔，可以用来检查主机的基础是否有沉降，在每个轴承座外的基础台板上都有。末二级叶片由于长度长，因此只有拉筋，没有围带，在每两块叶

21、片中间，有一金属块可以用来限位，叶片在旋转时可以在一定范围内转动。因此在盘车时可以听到缸内有金属碰撞的声音。 #6轴承/#7轴承在真空12kPa的时候发现下沉量为0.32/0.54mm。这从顶轴油压的变化中也可以看到。顶轴油压先大后小，说明轴承处的压力也变小，即轴与瓦之间的距离增大。轴承座落在低压缸上，与缸连在一块，下降是可以解释通的。轴不可能发生弯曲，否则顶轴油的压力必然会随着盘车发生周期性的波动，这点被油压已经否决。也不可能低压缸向上走，否则顶轴油压应上升。后来发现后缸喷水被卷吸到低压缸末级叶片的上部，因此造成低压缸上冷下热，温度场失常，下缸往下沉的原因也由此弄清。（但日本人认为后缸的上缸

22、喷水水雾将落在下缸壁，使下缸壁得到冷却，造成上下缸温差大。这样低压缸将会上缸形成猫拱背，但这样将使下缸处碰磨。而从调试所的振动数据上分析，应该是上缸处发生碰磨，具体的还有待验证。缸的下沉造成两端的轴封体及内下缸也往下走，可能导致轴封齿的碰磨。碰磨的最大可能发生在末二级叶片根部的汽封处。 1月10日晚在主机盘车处的联轴器处增加平衡块，共7块，总重338克。平衡块呈倒梯形，可在联轴器的开口处塞入燕尾槽，然后用内六角的螺丝顶出。11月12日开机后发现装的时候相位相反，振动反而加大。又停机处理，9块约435克，与原相位相反。起来后，发现9瓦振动从90um下降至70um左右，小成功。11月13日晨，又跳

23、机#7振动先上导致机组跳闸，在惰走过程中#8上至23丝多。其振动诱因为小机拉真空，因此把主机真空从10.1提升到8.9kPa，可能导致低压内缸变形，隔板轴封与大轴碰磨。11月13日主机冲转时，又发生盘车不能脱扣，结果将盘车啮合的行程开关打掉，具体为何盘车电磁阀没有失气，原因不明。在盘车半个小时后重新启动正常。在冲转过程中主机转速超过1000rpm，顶轴油泵不会自停，查逻辑已被更改。说明沟通方面存在问题。在自动启动至1800rpm左右，发现DEH控制切换至手动模式，并且将转速降至800rpm，查原因为低压差胀B突降至5.1mm（启机前为20.1mm），估计探头有问题。也有人解释探头无问题，而是因

24、为确实有冷气存在，促使转子剧烈收缩引起。在800rpm处短时停留，又将机组升速至3000rpm，低压差胀B最低至14.7mm一切正常。主机低压差胀B在11月14日跳闸时，又发生突变。查为低压差胀垂直于转子的探头测量值不稳，造成DEH上显示的值不准。以前为单探头的，现在用的是飞利浦的，感觉没有本特利的好用。包括转子偏心度等键相探头与原始安装值偏差很大，怀疑固定点有偏移。探头对温度也比较敏感。主机#9/10轴承振动大在发电机内装平衡块。检查低压轴封磨损厉害，现将低压轴封间隙调整放大至129um(实际已不足50um，将低压内缸抬高10um，振动问题基本解决。6 发电机装平衡块在#9瓦发电机内靠轴流风

25、扇处。此次共装4块，总重600g，分两边装。装后振动最大60um。7 主机在11月29日下午3：30左右，#8振动有个突升。在调节真空之前，又自行回落。8 12月6日甩完负荷后准备启动主机时，发现6瓦顶轴油压几乎没有。后调整为约6MPa。其它轴承油压基本保持不变。从此判断，6轴承处转子有点悬空。3、因日方仍认为是轴封系统造成机组振动异常，因此在汽水分离器未加工好之前，11月8日，进一步对轴封汽系统进行改造，在低压轴封汽管道进入凝汽器内部部分，加装护板，以减小凝汽器部分对轴封汽温度的影响。因轴封减温器后直管段只有3米，此后管道就九十度变向，为防止从减温器雾化的蒸汽出来后立刻直冲到管壁冷凝成水，因

26、此将减温器移动到直管段足够长的管道部分，并在减温器后又加装了一个疏水装置。11月9日启动，11点定速3000r/min，11点58分首次并网，随后按照规程逐步加负荷，机组最大负荷加到210MW，21点37分机组振动开始爬升，21点45分7x振动达到140m并仍快速爬升，机组打闸停机。4、11月10日，轴封减温器汽水分离器加工完毕，现场进行安装。此外9#瓦振动在带负荷运行后偏大，接近100m。为此利用此次停机机会进行轴系动平衡，在靠背轮处加重433克。 在汽水分离器安装完毕、轴系动平衡调整好后，11月12日4点10分，机组定速3000r/min，开机过程及定速3000r/min时振动优良，8点3

27、0分机组振动开始爬升，随即降真空，8点45分，7x最大达到100m，然后机组振动开始缓慢下降。在振动恢复到原始值并稳定后，真空恢复原来值。此后机组振动基本稳定。12点36分机组解列，进行超速试验。在第一次超速试验期间，汽轮机部分轴瓦轴振动均不超过50m，发电机部分轴瓦轴振不超过76m，振动优良。但在第一次超速试验结束，惰走至3000r/min时，5x振动比超速前大了25m，在惰走至2680r/min重新挂闸后升速时，5x振动明显随着转速升高而增大，升速至3000r/min时，5x已达到100m，判断又发生碰摩，随即将转速降到800r/min，运行40分钟后，各瓦振动恢复到正常开机时该转速下振动

28、值并稳定后，再次升速到3000r/min进行超速试验。在此后两次超速试验期间，机组振动正常。超速试验结束后，进行汽门严密性试验，机组振动正常。严密性试验结束，16点20分左右机组再次并网。 机组并网后，逐步加负荷，23点左右，负荷为300MW，11月13日5点左右，为了启动汽泵，给小机供轴封，真空有所提高，运行调试人员为了防止在开启小机排汽蝶阀时真空突降真空保护动作，又开启了一台真空泵，真空提高了2KPa左右，真空提高后，机组振动爬升，在不到10分钟时间内，7x从40m迅速增加到156m，机组打闸停机。 11月13日11点，机组再次启动。11月14日1点在给小机投轴封汽时，机组真空又有所提高，

29、振动开始爬升，运行调试人员随即停运真空泵，但在真空开始下降时，机组振动已快速爬升，不得不打闸停机。 因机组未带高负荷运行，因此机组的一些缺陷尚未暴露，所以指挥部决定，机组继续运行带高负荷，待机组缺陷充分暴露后，一起进行处理。11月14日15点，机组再次启动，定速3000r/min 后，为再次验证真空对碰摩的影响将机组真空从10KPa提高到7.6KPa，机组振动随后开始爬升，在7x振动增大到100m后，恢复真空为10KPa并迅速降转速到800r/min，在转子热弯曲消失后，再次升速到3000r/min。 根据原来运行真空值（10KPa），为了防止在小机投轴封后因为真空升高导致碰摩，造成停机，为此

30、将有关真空仪表管打开，漏入一定空气，将真空保持在12.3KPa左右，这样在小机投轴封汽后，机组真空也不会超过10KPa，可以避免碰摩。 在真空保持在12.3KPa左右运行后，开启汽泵前投入小机轴封汽时，机组没有出现碰摩，振动基本未见变化。机组负荷最大带到770MW，因为锅炉超温未带到额定负荷。在本次启动后带负荷运行期间，低压缸轴瓦轴振也曾发生过波动，但最大值不超过70m，且爬升后又恢复到原始值。说明在此真空下运行，随着工况的变化，有时仍产生轻微碰摩。11月16日7点，机组停机消缺。 经过前一段时间试运，充分说明机组异常振动的原因是动静碰摩，而不是轴封系统问题造成的汽中带水。造成动静碰摩的原因是

31、在真空及热态工况下缸体及内部部件的变形及膨胀造成动静间隙变小以致动静部分接触。动静部件间间隙消失，其原因一可能是在真空等作用下机组动静部件变形量超过设计值；二可能是安装间隙小于制造厂给定值（考虑到制造厂现场督导、监理、质检等有关部门的检查、验收因素，这种可能性较小）。 通过前段时间碰摩，机组已可以在10KPa真空下稳定运行，说明动静间隙已有所摩大，但离机组额定真空仍相差甚多；且机组轴封为45度斜齿、齿较厚，如果继续在运行状态下通过碰摩将间隙摩大，估计需要较长时间。考虑到工期等因素，指挥部决定利用锅炉消缺的机会，对低压缸动静间隙进行调整。 根据前一段运行中机组碰摩时有关轴瓦的数据分析，判断机组不

32、仅在低压缸两端轴封处产生碰摩，而且在低压转子中部（即低压内缸）也有动静碰摩。根据碰摩与真空的关系及真空对低压缸变形及下沉的影响，分析机组主要是上轴封和上部汽封与转子产生碰摩。根据中日双方分析的意见，指挥部决定揭低压外缸，检查测量上部轴封摩擦及间隙情况，下轴封不做检查处理；低压内缸不揭缸但整体上抬0.1mm-0.2mm，轴封上部间隙调整值根据测量检查结果决定。同时根据在带高负荷后，9#瓦振动偏大的情况，在本次停机期间对发电机转子进行动平衡处理。5、低压缸外缸揭开后，检查发现上轴封处顶部摩擦严重，测量上轴封顶部间隙均在0.7-0.85mm之间，小于制造厂给定的1.04-1.49mm定值。因下部轴封

33、未拆，无法对下部轴封间隙进行完整测量，仅最内侧一块下部轴封间隙可以测量，其值为0.8mm，而制造厂给定值为0.4mm。说明轴封处缸体与安装时相比向下产生了0.4mm左右的变形。根据检查测量结果，决定上轴封顶部间隙调整为1.25mm，内缸整体上抬0.1mm；发电机转子两端分别加重300克。 在上述检查处理结束后，11月24日机组启动，机组升速过程振动及定速3000r/min后振动均不超过60m，振动优良。机组升速波特图见图七至图二十三。机组带负荷后低压缸轴瓦和发电机轴瓦振动有时略有波动，但低压缸轴瓦轴振最大不超过60m，发电机轴瓦轴振最大不超过75m，在机组连续运行两天后，机组振动基本稳定，汽机

34、部分轴瓦轴振基本不超过50m，发电机轴瓦轴振不超过70m，振动优良，而且机组真空在4KPa-10KPa之间变化，机组振动基本没有变化，机组可以在许可范围内的任意真空下运行。6、机组168小时试运结束后又进行甩负荷试验，在甩完50%负荷再并网带高负荷后，发电机9#瓦轴振增大到90m左右。根据数据分析，决定在做完100%甩负荷试验后停机消缺时再进行轴系动平衡处理。停机消缺时取下发电机转子上加重块，在低发靠背轮处加重760克。2.32 #2机组首次启动定速3000 r/min真空提高时的振动情况2008年2月16日，#2机组第一次启动，400r/min打闸摩擦检查，机组无异常。随后升速到800r/m

35、in，在800r/min定速停留15分钟，其间机组各瓦振动正常，随后机组升速到3000r/min。在升速过程过发电机、低压转子11及低压转子2、高、中压转子临界时，相关瓦轴振均在60m 以内。刚定速3000r/min时，汽机部分的轴瓦轴振均在40m以内，发电机部分的轴瓦轴振不超过60m。定速后5#、6#、7#、8#、9#瓦轴振均开始缓慢爬升，定速1小时后，振动基本稳定。此时6#瓦轴振在60-70m之间，9#瓦轴振在70-85m之间。在2月17日1点20分之前，机组振动基本稳定。1点20分又启一台真空泵，真空提高，1点40分5#、6#瓦振动开始爬升，1点50分降真空，2点10分左右5#瓦轴振最大

36、爬升到105m，6#瓦轴振最大爬升到95m，此后开始缓慢下降。2.43 #2机组首次启动振动分析2.3.1分析振动变化仍为真空提高后，低压缸缸体变形，造成低压缸内部轴封等处动静间隙消失，导致动静碰摩。5#、6#瓦振动变化趋势图见图二、图三。图二：3000r/min运行时真空提高后5Y趋势图图三：3000r/min运行时真空提高后6Y趋势图 2.2.2 2月17日11点左右，真空泵A进口滤网清理，清理后，真空从11.5KPa提高到8.5KPa，5#、6#瓦轴振又开始爬升，此后降真空后，振动慢慢回落至正常值。在 2月17日18点和2月18日5点，分别试运小汽机，在给小汽机投入轴封后，真空从11.5

37、 KPa提高到8.4KPa和8.2KPa时，5#、6#瓦轴振又出现振动爬升，将真空降到11.5KPa左右后，振动逐渐恢复。根据分析，尽管2#机组轴封间隙相对于1#机组安装时的间隙增大了0.21mm，但在9 KPa左右真空作用下，缸体变形导致的动静间隙变化仍然超过制造厂给定的安装间隙，因此造成在真空提高到9 KPa后，轴封等处动静间隙消失，导致动静碰摩，造成振动爬升。消除此类动静碰摩一是对动静间隙进行调整，二是通过控制振动数值控制碰摩程度，确保机组安全，同时通过多次有意识碰摩，将动静间隙摩大。指挥部根据工期等统筹考虑，决定机组维持较低真空运行，先并网并作完有关试验，然后带高负荷，对机组进行考验，

38、此后通过提高真空逐步碰摩的方式将间隙摩大。2.53 #2机组首次并网接带负荷时的振动情况及其处理方法 2月18日9：06左右机组并网，11：10机组负荷为150MW，11：20左右在真空未变的情况下，5#、6#瓦振动再次爬升，5#瓦轴振最大达到130m，此后基本维持此数值达1个半小时。14点30分5#瓦、6#瓦轴振仍为116m、108m，14点32分机组因锅炉原因跳闸，惰走过程中过低压转子1临界转速时，5#瓦轴振高达180m（正常升速时不超过50m），充分说明机组产生碰摩导致转子产生热弯曲。2月18日晚机组继续启动，升速过程机组汽机部分轴振均不超过60m，定速3000r/min后机组并网，2月

39、19日12点左右解列做严密性试验。试验过程中因瓦温问题停机。2.53.1低压内缸上抬100m以补偿高真空时的向下变形根据机组碰摩分析，对低压缸进行间隙调整，内缸上抬100m，轴封间隙根据碰摩情况适当调整。2.53.2低压转子进行配重处理同时根据这一阶段9#瓦轴振有时达到90m情况，决定在低发靠背轮加重760克。2.64 #2机组处理后的效果及存在问题2.64.1在低压缸间隙调整和低发靠背轮加重后，机组在2008年3月2日启动，整个升速过程所有轴瓦轴振均不超过70m，定速3000r/min后均不超过50m。此后带负荷过程中，在较高真空下低压缸轴瓦振动仍有波动现象，根据数据分析，低压缸内仍然有碰摩

40、产生。因低压缸间隙已经进行调整，分析尽管低压缸在真空等作用下，其导致的动静间隙变化量超过了预留间隙值，导致动静碰摩，但这个超过量应该较小，因此完全可以通过控制振动值来控制碰摩程度，通过有意识的几次碰摩，将动静接触部分间隙摩大，使之脱离接触。为此指挥部根据整个调试工作进度安排，决定维持相对低真空运行，机组继续带负荷，考验机组高负荷下运行状况，如机组高负荷考验无问题，再降负荷解列，提高真空进行有意识的碰摩，使之间隙摩大。机组带高负荷运行后，锅炉超温，随后慢慢降负荷，在低负荷时提高真空，机组先后发生两次碰摩，打闸停机前，5#瓦轴振达到160m。机组停机后处理锅炉缺陷。 2.64.2 因6#瓦在正常运

41、行中轴振有时达到65m，超过东芝保证值，因此此次停机期间在6#、7#瓦靠背轮加重350克。对于碰摩问题，因最后一次碰摩振动较大，加上间隙已经过调整，因此，可能间隙已达到动静脱离接触的程度，即使仍有碰摩，估计程度较轻，可以再次通过有意识的碰摩，使间隙摩大，使动静脱离接触后。故本次锅炉处理缺陷期间，机组低压缸动静间隙不做调整。3 商业运行期的振动评价通过对低压缸动静间隙检查调整、有意识碰摩及轴系动平衡，机组定速3000r/min及带负荷运行时振动优良，轴振均在50m以内。机组振动数值见表一、表二。机组启动,在正常的情况下，升速过程各瓦轴振均不超过70m，升降速过程中，轴振均不超过70m，振动优良。

42、表一：机组轴振数值 单位：m工况1x2x3x4x5x6x7x8x9x10x3000r/min192241322944432733391000MW21233528323336304139表二：机组轴振数值 单位：m工况1y2y3y4y5y6y7y8y9y10y3000r/min231614221927262018171000MW16231225182523222129机组在各种真空下都可稳定运行，未再发生碰摩现象。各工况下机组各瓦轴振基本均在50m以内，振动优良。2.4.3 效果通过对低压缸动静间隙检查调整、有意识碰摩及轴系动平衡，机组定速3000r/min及带负荷运行时振动优良，轴振均在50m

43、以内。机组振动数值见表一、表二。机组启动,在正常的情况下，升速过程各瓦轴振均不超过70m，升降速过程中，轴振均不超过70m，振动优良。表一：机组轴振数值 单位：m工况1x2x3x4x5x6x7x8x9x10x3000r/min192241322944432733391000MW21233528323336304139表二：机组轴振数值 单位：m工况1y2y3y4y5y6y7y8y9y10y3000r/min231614221927262018171000MW16231225182523222129机组在各种真空下都可稳定运行，未再发生碰摩现象。各工况下机组各瓦轴振基本均在50m以内，振动优良。

44、3 商业运行期的振动评价3.1振动巡测测试数据详见附表一；轴振频谱图见附图一八、二十四三十一、四十五五十二(省略)。3.2分析评价 #1机主机各瓦轴振除5X为58mm外，其余轴振均不超过50mm，瓦振均不超过36mm，#1机组轴振和瓦振均在优良范围以内。#2机主机各瓦轴振均不超过50mm，瓦振均不超过31mm，#2机轴振和瓦振均在优良范围以内。测试数据详见附表三.三表一图七至图二十三继续在运行状态下通过碰摩将间隙摩大，估计需要3.3异常分析#1机主机5X振动与投产时相比有所增大，其振动主要为工频成分。通过调阅最近一段时间历史数据看，5X振动一直在50mm以内，在测试前几个小时，振动有所爬升，此

45、后振动又有所回落。分析此短时间内振动变化的原因，可能仍是产生了轻微动静碰摩。#2机组投产后的一次临检结束启动带负荷过程中，低压缸轴瓦振动爬升，最大轴振达到120mm，此后振动慢慢回落至正常值。根据当时振动状况分析，为低压缸产生动静碰摩。附表三一：主机各瓦的相对轴振/瓦振数据（幅值单位：mm 相位单位：度）2008年7月9日，#1机负荷X向1X2X3X4X5X6X7X8X9X10X916MW通频17263137583611354550工频514213454312272431相位3132028933020119334313216771Y向1Y2Y3Y4Y5Y6Y7Y8Y9Y10Y通频1832223

46、1221514262727工频418112215119221115相位8332919326272297152192258150瓦振#1#2#3#4#5#6#7#8#9#10通频464316735361421工频121112331341117相位/243163232581691341701971552008年7月9日，#2机负荷X向1X2X3X4X5X6X7X8X9X10X1000MW通频17242426142047323440工频59111541737222527相位20125814927720927411516013551Y向1Y2Y3Y4Y5Y6Y7Y8Y9Y10Y通频27162021151521201815工频13671011101712128相位35015276331920216262208272瓦振#1#2#3#4#5#6#7#8#9#