一起联合循环分轴机组中汽机振动异常处理过程

一起联合循环分轴机组中汽机振动异常处理过程

王俊龙

浙江大唐国际江山新城热电有限责任公司 浙江 江山 324100

摘要：联合循环电厂汽机在运行过程中1号轴颈振动异常的情况，通过对1号轴承箱整体检查，最终指出振动异常的原因，并提供处理措施，为同类型汽机运行、检修提供参考和借鉴。

关键词：联合循环 汽轮机 轴振

0 前言

某电厂建设二套6F级燃气-蒸汽联合循环分轴供热机组，项目建成初期，由于燃气机组灵活性，在电网承担启停调峰任务，多为两班制运行。机组启动后燃机直接带满负荷，汽机跟随滑压纯凝方式运行。自2019年供热市场全面投运后，机组改为抽凝方式，但仍为启停调峰模式，抽汽量根据外部热负荷需求，调整中压油动机旋转隔板开度维持抽汽压力稳定。

1 问题发生

2号机组自2017年8月份接缸检修后，1号轴承振动在机组启动与运行过程中振动一直未发生明显变化，除了启动过程中在临界转速时会有短期的振动峰值外，其余时间一直处于稳定状态。自2020年4月份开始，运行人员在监盘中发现在2号汽机稳定运行期间，1号轴承振动会不定期的出现较大范围的波动。1X方向由正常值42μm上升到最大值100μm，1Y方向振动由正常值86μm上升到最大112μm，随后又恢复正常运行，波动过程持续30分钟，振动恢复正常后，振动水平会略有下降。如图1.1所示，取自机组运行期间的数据。

图1.1机组运行期间振动1号轴颈振动数据

从上图可以看出，在8天的运行数据中，1号轴承的振动异常波动多次发生，有的发生在机组稳定运行期间，有的发生在机组热态启动满负荷后三小时以内，发生的趋势随机性较大，但是均持续时间不是很长，最高值已经达到报警值127μm，平均在每日的机组启动运行过程中会出现一到两次。

通常汽轮机主机轴承振动发生时，为了判断振动来源，会从多方面进行分析，比如大轴弯曲、叶片断裂或汽机内部机械零件损坏、动静碰磨、汽流激振、缸体疏水不畅等原因分析，但是根据2号汽机的运行数据和现场情况来看基本上可以排除以上几方面的原因。为了找出1号轴承发生振动异常前后的数据变化情况，以便分析振动发生的原因，主要从以下几方面运行数据进行分析。

1.1润滑油对振动变化情况分析

在以上的运行工况中加入冷油器出口油温，查看在2号汽机1号轴承振动出现较大波动时，是否是因为油温的异常导致，加入润滑油温曲线的运行数据如图1.2。

图1.2润滑油温对振动的影响

从上图可以看出在润滑油温在1号轴承振动较大幅度波动时，运行稳定，并无大幅度的温度变化。汽机润滑油温的温度调节通过板式换热器自动调节，运行过程中基本能够维持稳定。并且在SIS系统上查询汽机润滑油温在机组运行中一直保持在稳定值40℃±0.5℃以内，冷油器出口油压0.19MPa稳定。认为1号轴承振动异常与汽机润滑油温、油压无关。

因为机组运行方式为启停调峰，所以在每次机组阶段开机的冷态启动前均会对汽机润滑油油质进行化验，并且在每周五定期对汽机润滑油油质化验，化验油质颗粒度均小于NAS6级。并且在振动异常期间多次化验润滑油油质，颗粒度均小于NAS6级，所以1号汽机振动异常期间润滑油油质是合格的。认为1号轴承振动异常与汽机润滑油油质无关。

1.2主蒸汽参数变化对汽机轴承振动变化情况分析

采取同样的方法，SIS中录取2号汽机1号轴承振动波动异常期间的主蒸汽压力和温度曲线，发现在此期间，主蒸汽参数并未发生波动，处于正常运行范围以内。所以认为1号轴承振动异常与汽机主蒸汽参数无关。

1.3汽轮机轴封供汽参数变化或汽缸进冷气对振动的影响分析

汽轮机的轴封系统运行方式为：在机组启动过程中由主蒸汽减温减压到与汽机大轴温度匹配后投入提供。当汽轮机满负荷运行后，轴封汽源自动切换至自密封，通过汽机高压端轴封漏气提供汽源，所以在1号轴承区域，在汽轮机满负荷运行期间轴封汽源温度未经过减温水，轴封温度也保持在相当稳定的状态，所以可以判断2号汽机1号轴承振动异常不是因为轴封汽源不稳定汽缸进冷气造成。

1.4轴向位移对振动的影响分析

同样对振动异常的工况进行分析，分析数据中拉取轴向位移参数，对比分析轴向位移的变化与振动的关系。

图1.3轴向位移对振动的影响

图1.4轴向位移对振动的影响

从上图1.3可以看出，在两次振动出现波峰时，都出现了轴向位移的变化，都发生在轴向位移变小的过程中。图1.4上也可以看出虽然轴向位移变化范围不大，但是轴向位移的变化趋势发生变化后同样引起了汽机1号轴承加大幅度的变化。并持续对机组稳定运行中1号轴承振动大的工况分析，发现轴向位移的变化，尤其实在轴向位移发生变小时，1号轴承的振动或多或少会出现波动，偶有振动幅度较大的波动出现。

2 原因分析

在以上对机组运行相关参数的分析中我们可以看出，当汽机的轴向位移发生变化时，会对1号轴承的振动产生影响。但是机组在燃机负荷稳定时，高压主蒸汽与低压补汽参数、流量都未发生明显变化的前提下，为什么

会对汽机的轴向位移产生影响呢？供热投运前，汽机纯凝工况时，汽机轴向位移基本保持较为稳定的数据。机组供热后，虽然运行模式未发生明显变化，但是汽机由纯凝运行变为抽凝运行方式。由于热用户用热负荷的不稳定，为了保证供热蒸汽压力的稳定，汽机旋转隔板开度需要随时进行调整，所以抽汽流量的变化，造成汽机第七级抽汽口后的通流部分的蒸汽流量发生较为明显的变化，当抽汽流量变化较为明显时，轴向推力变化也
同样较为明显。如图2.1所示。

图2.1旋转隔板开度对轴向位移的影响

汽机抽汽流量的变化导致汽机通流部分的蒸汽流量发生变化，从而导致汽机本体轴向推力发生变化，进而导致轴向位移发生变化，但是轴向位移的微量变化在正常范围是不会导致通流部分动静碰磨而表现出轴承振动异常大幅度波动。为了进一步去探究1号汽机轴承振动发生的原因，需要对1号轴承区域进行彻底检查。

1号轴承振动异常发生时，测量轴瓦温度不超过70℃，滑油回油温度不超过50℃。运行参数均符合轴承正常工作的范围。为了检查1号轴承区域振动异常产生机理，在机组阶段停备时，对汽机1号轴承箱揭盖检查。发现在1号轴承挡油环及油挡区域存在较多积碳。

2.2 汽机1号轴承油挡的积碳情况

由于2号汽机汽机1号轴承挡油环及油挡部位存在较多积碳，所以在2号汽机轴向位移发生变化时，汽机轴相对油挡位置发生变化。原本积碳已经磨平的挡油环和油挡再次移动到未被磨平或者重新生成的大块积碳区域，造成局部发生碰磨，导致振动发生异常波动，但随着机组的运行，持续的碰磨导致新接触到的积碳再次被磨平，从而振动恢复正常。所以当汽机内部蒸汽通流流量变化时，汽机轴向推力发生变化，带来轴向位移活动，导致1号轴承出现短时的振动异常现象。

1号轴承油挡区域靠近高压汽封，该部位的保温无法进行全面封闭，正常运行中高压汽封温度高达440℃，通过高温辐射，在油挡附近温度接近300℃。当有润滑油在汽机高速旋转的过程中被带入到油挡区域，在高温的催化下，润滑油碳化，长期未及时清理，即会在油挡处形成如图2.2所示的积碳。

2 处理措施

汽机在抽凝方式运行下出现的1号轴承振动异常波动现象发生后，运行人员应立即停止抽汽流量的调整，保持汽机负荷稳定，减缓积碳对1号轴承振动的影响。

当机组运行中出现1号轴承异常振动后，视振动趋势、幅值情况及异常的发生频次，统筹安排机组停备检修，及时对1号轴承区域的积碳情况进行清理。

做好汽轮机高压轴封区域的保温覆盖，选择较好的保温材料封堵高压汽封，防止油挡区域温度过高造成润滑油碳化。

在1号轴承区域增加压缩空气冷却风，机组运行期间保持持续吹扫冷却，防止温度较高积碳产生。

参考文献：

[1]  浙江大唐国际江山新城热电有限责任公司运行规程.2012年10月版.第二章.

作者简介：

王俊龙（1989-），男，汉族，浙江江山人，河南理工大学热能与动力工程专业毕业，现从事燃机电厂运行工作。浙江省江山市莲华山大道33号，324100，894375092@qq.com，18057006858。