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1000MW超超临界机组运行问题及解决方案探析摘要：现今社会经济进一步发展，带动了国家整体工业技术水平的提高。
而由于新一代技术的出现，国内超超临界机组的实践也能够表现出国家整体的技术水平正在不断地提升。
通过进行超超临界机组技术的升级，可以提高其材料的耐高温和抗压的水平，借由相关内容的升级可以促使国内的技术装备革新率进一步提升。
针对1000 MW超超临界机组运行当中存在的问题进行了进一步的研究，并提出了相关的解决办法。
希望能对后续的电力工程发展提供有效的帮助。
关键词：1000MW超超临界机组；运行问题；解决措施引言：愈来愈多火电机组提高效率就是随着电力技术和材料科学的发展而使用大容量和高参数，亚临界机组比同等容量亚临界机组增加4%到5%。
大容量超超临界机组在国内大型火电机组中占据主流发展方向，是因为其经济性和负荷适应性等优势，同时其直流运行，变参数控制和多变量耦合等特性使得超超临界机组控制方案复杂且控制策略各异。
一、1000MW超超临界机组的问题（一）在安装工艺中易出现的问题第一，在锅炉和管道外面出现了超温的情况。
当前锅炉及管道外表超温的问题也是超超临界机组学校面临的一个重要问题。
由于锅炉处于一个较为特殊的地方。
如果在这个位置当中折烟角的拼缝没有进行良好的焊接，或者是出现了漏焊的状况，都会导致锅炉的水冷壁区域出现超温的情况。
同时如果折烟角没有进行良好的焊接造成拉裂，致使锅炉运行时，漏烟严重，使保温外表温度过高。
此外，因为蒸汽管道没有达到规范化要求的要求，外护板的长度比较小，会使保温外护板出现脱开的现象，致使锅炉工作时，保温材料损坏，无法起到隔热的作用。
第二，锅炉在运行中出现漏粉问题。
锅炉发生漏粉主要有两方面原因，一种是未考虑锅炉运行过程中膨胀后影响以及未把握延伸性设计、计算距离存在误差等因素，致使锅炉燃烧器和送粉管道连接部位发生故障，使连接部位受热膨胀形成间隙而漏粉。
二是因所用密封材料达不到要求以及锅炉燃烧器及送粉管道膨胀节装设不当，达不到耐高温标准而不能起到膨胀吸收效果，因而发生缝隙造成漏粉[1]。
1000MW超超临界二次再热超低背压机组运行中异常分析及治理摘要：介绍上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组轴系结构特点，总结分析该机组运行中轴承振动原因及处理措施。
振动故障分析及处理措施，对同类型机组振动故障诊断处理，设计优化具有参考意义。
1上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组轴系结构特点1.1上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组汽轮机介绍机组为上海电气在借鉴西门子1000MW五缸四排汽超超临界二次再热机组基础上进行自主生产，拥有自主知识产权，型号为 N1000-31/600/620/620 ，世界上首次采用六缸六排汽的单轴方案，单背压（超低设计背压2.9Kpa）、反动凝汽式汽轮机，凝汽器采用海水直流单元制供水冷却，配置三台单级立式斜流泵独立运行，其中两台双速泵，一台定速泵。
本机型由一个单流超高压缸（1*15级）、一个双流高压缸（2*12级）、一个双流中压缸（2*15）、三个双流低压缸（3*2*6）串联布置组成。
本机组将高压缸前置，布置形式变为高压缸、超高压缸、中压缸、低压缸。
该机型取消调节级，采用全周进汽滑压运行方式。
1.2上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组轴系结构特点汽轮机六根转子分别由七个径向轴承来支承，除高压转子由两个径向轴承支承外，其它转子均由单轴承支撑。
其中#3轴承座内装有径向推力联合轴承，且机组的绝对死点和相对死点均在超高压、中压之间的#3轴承座上。
汽机转子采用单轴承，整体轴系短。
七个轴承分别位于七个轴承座内，且直接支撑在基础上，不随机组膨胀移动，不受背压变化和汽缸变形的影响，机组轴向稳定。
但机组仍是国内汽轮机轴系最长机组，汽轮机轴系59.49米。
2 1000MW超超临界二次再热超低背压机组运行中7号轴承轴振逐渐增大。
2.1引起汽轮机组单个轴振大的原因：1、该轴承测量震动的探头松动测得数值虚假；2该轴承盖松动；3该轴承轴瓦有；4该轴承间隙超标。
某电厂1000MW超超临界西门子汽轮发电机冲转过程#4瓦瓦振振动超标浅析与总结某电厂电厂汽轮机是上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的1000MW超超临界汽轮发电机组，型号为N1000-26.25/600/600（TC4F），额定功率1000MW，最大出力1049.8MW。
型式为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽。
从汽机向发电机看，顺时针转向。
机组膨胀系统体现西门子独特的技术风格：绝对死点及相对死点均在高中压之间的推力轴承处，因此动静叶片的相对间隙变化最小。
中、低压各汽缸之间有推拉装置，汽缸在轴承座上用耐磨、滑动性能良好的低摩擦合金介质支撑。
机组采用液压马达盘车，位于#1轴承座；留有手动盘车接口，位于#3轴承座。
1.1汽轮机本体结构本机组由西门子公司设计，并提供整个高压缸、中压转子动静叶片及低压末级叶片等关键部件。
机组的总体型式为单轴四缸四排汽；所采用的积木块是西门子公司近期开发的三个最大功率可达到1100MW等级的HMN型积木块组合：一个单流圆筒型H30-100高压缸，一个双流M30-100中压缸，两个N30-2*12.5双流低压缸。
1.2不允许运行及不允许长期连续运行的异常工况轴承振动过大有许多原因造成汽轮机-发电机振动过大，振动数据来源于转子及轴承座。
当转子相对振动大于83µm时报警；转子相对振动为130µm或#1#5轴承振动达到11.8mm/s，#6#8轴承振动达到14.7mm/s时机组跳机。
2、某电厂1000MW超超临界机组近期历次冲转不成功原因浅析某电厂1000MW超超临界机组自2016年B修后到目前为止，汽轮机一共进行了13次冲转至3000r/min，其中因主机#4瓦瓦振多次出现振动超标导致汽轮机跳闸。
可以看出，汽轮机一共进行13次冲转至3000r/min，其中发生6次汽机跳闸，全部因为主机#4瓦瓦振达到保护值而动作，其中冷态冲转发生1次，温态冲转发生5次，热态发生0次，其余7次冲转，汽轮机通过临界转速时，#4瓦振也偏高，但振动未达到保护值，则一次冲转成功。
1000MW汽轮机汽流激振机理和消振措施探讨华润电力（贺州）有限公司摘要：汽流激振的特征，认为由流体产生的切向力是引起机组自激失稳的主要原因，汽流激振消振措施和成效关键词：自激振动；汽流激振；防涡汽封应用；全实缸洼窝中心及汽封测调目前我国投运的1000MW机组，汽轮机发生突发性振动的概率极高；近年伴随超超临界机组的相继投运，振动原因也出现了不同的表现形式。
汽流激振由于在我国现有机组发生的案例相对较少，相关机理研究和实用有效的消振对策方面业界缺乏广泛的共识。
通过对汽流激振机理和成因的分析，结合我司汽流激振消振措施的成功实施，为解决这一难题提供了有益的借鉴。
1 汽流激振的特征1.1汽流激振一般容易出现在高蒸汽密度高参数汽轮机的大功率区及叶轮直径较小和短叶片的高压转子上，振动特征以低频分量为主，25~28Hz，非线振动。
在50%低负荷下的振动特性低频分量在10μm以下，但随着负荷的增加，低频分量与负荷正相关性明显；随着负荷增加，振动突变的频率也逐步增加，趋势图不再平稳，而是呈现密集的锯齿状。
由于汽流激振在机组高负荷下突发发生，发生时间短，控制手段有限，很容易导致振动保护动作，是一种危害极大的汽轮机设备隐患。
1.2我司汽轮机为某公司生产的N1000-25/600/600，；超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式。
配置及参数：容量1045MW，进汽压力25.0MPa(表压力) 进汽温度600 ℃。
2012年6月26日#1机启机定速3000rpm，2Y频谱图显示除69μm工频分量外，已经出现了12.5Hz和25Hz的分频分量， 12.5Hz分量幅值小于5μm， 25Hz分量幅值8~9μm。
机组开始带低负荷时，1~4号轴承均出现了25Hz分频分量振动，在704MW时发生2Y剧烈振动.2012年10月18，#2机负荷由500MW升至550MW时，机组开始出现大幅低频波动，波动频率为28Hz~29Hz 。
探究 1000MW 超超临界机组汽轮机气流激振分析及处理摘要：1000MW超超临界机组汽轮机气流激振分析及处理工作，可保障机组的稳定运行,将气流激振现场暂时消除。
因此，本文针对1000MW超超临界机组汽轮机气流激振分析及处理做出了进一步探究，对气流激振的机理，特征以及预防、气流激振分析以及处理给出了详细的分析。
关键词：超超临界机组；汽轮机；气流激振；调节阀某发电公司1、2号机组汽轮机，应用了的调节方式为喷嘴式调节方式，高压缸进汽喷嘴一共有四组，由四个高调门分别实施控制；机组当中的高压、中压、低压转子，都使用了无中心孔当中的整锻转子，每个转子皆应用了刚性进行连接，其中前4号轴承属于水平，上下中分面，双向可顷瓦轴承。
5号--8号轴承属于上下两半，水平中分面椭圆瓦轴承。
在应用大型机组的过程中，极有可能产生的问题便是，由于不平衡的转子质量，轴系不对称等情况，出现轴系强迫振动。
因为蒸汽有着比较高的参数，大型机组会产生的其他问题还包括，汽流激振导致的自激振动。
1、气流激振的机理，特征以及预防1.1气流激振产生的原理（1）轴封蒸汽激振力。
因为转子的动态出现了偏心，高压转子当中的轴封以及隔板轴封腔室当中存在的蒸汽压力轴向布，并没有均匀的分布，产生的合力为转子偏心方向垂直产生的。
这一合力，涵盖了蒸汽在轴封当中的轴向流动、因为四周发生流动进而出现的气流力，这样高压转子便发生了涡动，以至于转子出现了不稳定的运动[1]。
（2）叶顶间隙产生的激振力。
汽轮机当中的转子，如果出现了偏心的情况，会使圆周方向的叶顶间隙出现不均匀的分布，因为叶顶之间的间隙分布，存在着不均匀的情况，同一级当中，每个叶片当中存在的气动力便不会相等。
叶片之上的周向气动力，除了对一个扭矩合成以外，还合成了可以在转子轴心产生作用的横向力。
该横向力，会因为转子偏心距发生变化，如果偏心距有所增强，那么横向力也会提升，这样可以形成转子的自激激振力。
蒸汽激振力产生的大小，与转子产生的偏心距以及蒸汽密度有着直接的影响关系[2]。
李大才(广东大唐国际潮州发电有限责任公司，广东 潮州 515723)1 000 MW超超临界汽轮机汽流激振原因分析及治理1 概述某发电公司3，4号机组汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司(以下简称“哈汽”)与日本东芝联合株式会社设计制造的超超临界汽轮机，采用喷嘴调节方式，共有4组高压缸进汽喷嘴，分别由4个高调门控制；机组高压转子、中压转子和2根低压转子均采用无中心孔的整锻转子，各个转子均采用刚性连接；每个转子配有独立的双轴承支撑，共有8个支持轴承，其中1～4号轴承为水平、上下中分面，双向可倾瓦轴承，5～8号轴承为上下两半，水平中分面椭圆瓦轴承。
大型机组在运行时，可能会出现因转子质量不平衡、轴系不对中、轴系过长、轴承座结构共振等故障引起的轴系强迫振动问题。
因蒸汽参数高，大型机组还可能会出现汽流激振引起的自激振动。
该发电公司3号机组在达到额定负荷时，2号轴振突增就属于此种振动。
2 汽流激振发生的机理、特征和预防措施大型机组的发电容量不断提高，级数和工作初参数不断增大，使得汽轮机转子的临界转速降低，工作转速与临界转速的比率增大；同时汽轮机蒸汽参数的提高，高压缸进汽密度及流速的增大，使得蒸汽作用在高压转子上的切向力对动静间隙、密封结构以及转子与汽缸对中度的灵敏度提高，增大了作用在高压转子上的激振力，这些将导致轴系振动稳定性下降，严重时甚至诱发高压转子失稳，产生较大的低频振动。
大型机组容易发生蒸汽涡动力引起的低频振动，它主要来源于汽封轮缘围带区产生的蒸汽涡动力，此涡动力垂直于转子轴心的偏移方向，推动转子发生半速涡动。
2.1 汽流激振发生的机理(1) 轴封蒸汽激振力。
由于转子动态偏心，高压转子的轴封和隔板轴封腔室中蒸汽压力周向分布不均匀，产生与转子偏心方向垂直的合力。
该合力包括蒸汽在轴封内轴向流动和周向流动产生的汽流力，使得高压转子涡动，造成转子运动不稳定。
(2) 叶顶间隙激振力。
汽轮机转子偏心造成圆周方向叶顶间隙分布不均匀，由于叶顶间隙分布不均匀，同一级中各叶片上的气动力就不相等。
叶片上的周向气动力除合成一个扭矩外，还合成一个作用于转子轴心的横向力。
此横向力随转子偏心距的增加而增大，形成转子的自激激振力。
蒸汽激振力的大小取决于转子的偏心距和蒸汽密度。
(3) 作用在转子上不对称的蒸汽力和力矩。
对于喷嘴调节的汽轮机，高压缸进汽方式不一致，调节级进汽的非对称性产生不对称的蒸汽力，在某个工况下作用在转子上的合力可能向上抬起转子，使得轴承比压减小，导致轴系稳定性降低。
一方面，此力影响轴颈在轴承中的位置，造成轴承载荷变化，进而使得转子失稳；另一方面，汽缸跑偏、转子径向位移等引起蒸汽在转子上力矩径向分布不平衡，也可能引起转子涡动。
〔摘 要〕 介绍了1 000 MW 超超临界汽轮机汽流激振发生的机理、特征及预防措施，分析了机组汽流激振的过程及产生气流激振的原因，提出了相应的治理措施，经实践表明具有较好的经济效益，对同类型机组具有一定的借鉴作用。
〔关键词〕 超超临界；汽流激振；转子扬度；轴承负载2.2 汽流激振的特征(1) 一般发生在大容量高压转子上高压缸调节级处的汽流激振最为严重，汽流激振属于自激振动，这种振动不能用动平衡的方法来消除。
(2) 机组负荷增加到某一数值时，才会发生蒸汽自激振荡。
如果不采取任何措施，则只有当负荷再降到这一数值后，振动才会消失。
汽流激振在负荷增减过程中易重复发生，有时还与调速汽门的开启顺序和开度有关。
(3) 汽流激振主要来源于轴封轮缘围带区产生的蒸汽涡动力。
该涡动力垂直于转子轴心的偏移方向，推动转子发生半速涡动，汽流激振的振动频率等于或略高于高压转子一阶临界转速，即振动频率f=nc /60(nc为转子第一临界转速)。
在大多数情况下，振动成分以接近工作转速一半的频率分量为主。
由于实际蒸汽激振力和轴承油膜阻尼力的非线性特征，有时会呈现谐波分量。
(4) 汽流间隙激振力与叶轮的级功率成正比，与动叶的平均节径、高度和工作转速成反比；间隙激振容易发生在汽轮机大功率区段及叶轮直径较小和短叶片的转子上，即高参数、大型汽轮机的高压转子上。
2.3 汽流激振的预防措施(1) 改变高压缸调速汽门的开启顺序，避免转子在单侧蒸汽力作用下发生明显的径向偏移和在转子上产生的不平衡力矩。
(2) 改进汽轮机内部密封装置的形式，缩小入口间距，控制动叶顶部泄漏量，减小蒸汽对转子的激振力。
(3) 调整汽缸和转子中心，避免运行中转子和汽缸中心发生明显偏移；机组启动前应长时间盘车，减小转子挠度。
(4) 增大转子与隔板之间的轴向间隙。
随着喷嘴、静叶与动叶之间轴向间隙的增大，汽流涡动的激振力显著减小，同时汽轮机的内效率也会降低。
(5) 增加轴瓦阻尼，减少轴承载荷。
如缩小轴瓦间隙，增加轴瓦长度，使用黏度大的润滑油等。
(6) 采用稳定性较好的轴瓦，增设挤压油膜阻尼器等。
(7) 采用动叶叶顶汽封新结构，解决机组轴系低频振动问题。
(8) 提高转子临界转速。
3 汽流激振过程分析与治理3.1 汽流激振过程哈汽设计的配汽方式为三阀点，即调门开启顺序为CV1+CV2+CV3→CV4(CV1、CV2、CV3同时开启)。
高调门的喷嘴数、布置方式如图1所示。
由于两阀点CV2+CV3→CV1→CV4(CV2、CV3同时开启)的节能配汽方式在4号机组得到成功应用，于是在3号机进行了配汽试验。
在做流量特性试验强制关闭CV1时，2号轴振开始突增突降并具有反复性；当CV1开大后，2号轴振逐渐下降。
经分析：高压转子发生了汽流激振，因此暂时取消两阀点节流配汽方式。
图1 高调门布置方式及旋转方向(面向机头)此外，在负荷上升至1 000 MW的过程中，由于负荷上升较慢，CV4逐渐开大至98 %，2号轴振突然增大并上升至报警值125 μm。
3.2 汽流激振原因根据振动频谱图可知：低频分量均较多，调门开启顺序变化导致高压转子调节级处2号轴承振动突增突降且具有反复性，导致CV2/CV3全开、CV1逐渐关小(第1次)和负荷上升、CV4逐渐开大(第2次)振动增大。
从变化趋势及特征可以确定，引起这2次振动的原因是汽流激振。
3.2.1 运行原因在夏季低真空条件下，在升负荷或在带高负荷工况下，机组参与一次调频，当升负荷、主汽压力低或CV4开度过大时，都会引起汽流激振。
(1) 滑压曲线自2011年11月份修改优化后，主汽压力设定控制相对较低，造成夏季高负荷工况转子旋转方向下CV4开度过大。
(2) 在夏季低真空条件下，当机组升负荷至高负荷时，配煤掺烧低热值的褐煤有时会使锅炉出现燃烧调节跟不上的情况，造成主汽压力偏低、CV4开度过大。
(3) 在机组带高负荷工况时，当采取滑压方式、设置主汽压负偏置过大或采用定压运行后，未及时随负荷上涨调整提高主汽压力，造成主汽压力偏低、CV4开度过大。
3.2.2 设备原因与4号机相比，3号机在设备安装上可能存在某些问题，初步分析主要有以下几个方面，需在大修时进行检查核实。
(1) 3号机转子安装扬度有问题。
2号轴承负载较轻，当机组负荷为1 000 MW 时，2瓦靠海侧温度为65.7 ℃，1、3瓦靠海测温度分别为92.1 ℃、93.1 ℃。
当下部汽流量增大后，2号轴承“轻载”失稳。
在检修时，应对3号机进行瓦块检查并提高瓦标高。
(2) 3号机安装时，CV2、CV4或CV2、CV3喷嘴组装反，导致喷嘴数与设计不一致，调门下部进汽量大。
(3) 3号机CV2调速汽门进汽量相对偏大，造成CV2、CV3进汽量不均衡。
3.3 汽流激振的治理(1) 暂时取消3号机配汽方式优化，待检修后再进行下一步工作。
(2) 修改机组滑压曲线，增强负荷的提前响应能力，新滑压曲线如图2所示。
图2 3号机改动前后滑压曲线对比(3) 当机组负荷上升至800 MW 以上时，应及时启动掺配高热值煤的磨煤机；在夏季低真空高负荷工况下，应适当提高配煤掺烧煤的发热值，以增强机组在高负荷工况下的响应能力，避免主汽压力跟不上，造成CV4开度过大。
(4) 热工修改协调系统的汽机主控逻辑。
当主汽压实际值与设定值偏差大时，通过修正负荷目标指令、限制增减负荷；当主汽压力恢复后，再开关调门增减负荷。
3，4号机在修正负荷目标指令上的控制逻辑略有不同，3号机为±10 MW；4号机为±20 MW，且加入了机组负荷权重修正。
(5) 将1～4号轴振报警值下调至80 μm，以提醒运行人员加强监视，做好事故预想，尽早采取相关措施。
(6) 汽轮机停机后充分盘车，降低转子挠度。
(7) 提高润滑油温至40 ℃，且按其上限调整。
4 结束语在机组运行时，对该发电公司3号机组汽流激振进行判断分析，采取改变滑压曲线和减小CV4开度等方案暂时消除了汽流激振现象，确保机组顺利升至满负荷且长期稳定运行。
在3号机A 修时发现轴瓦定位销弯曲损坏，对喷嘴数、汽封间隙、叶顶间隙和转子喷涂工艺等因素进行检查并处理。
重新调整了轴瓦中心，将1瓦降低0.8 mm，左移0.15 mm；2瓦降低1.15 mm，左移0.05 mm；3瓦降低1.65 mm，左移0.1 mm。
机组重新启动后，在机组负荷为1 000 MW 时，2瓦靠海侧温度较修前提高了12 ℃，成功进行了配汽方式优化，解决了汽流激振的问题。
按照配汽优化前后对比试验，新顺序阀下汽轮机效率提高0.964 7 %～1.001 8 %，取得了较大的经济效益。
该发电公司在汽流激振的运行预防及检修治理中积累了大量经验，为同类机组提供了借鉴，具有一定的参考价值。
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作者简介：李大才(1985-)，男，助理工程师，长期从事600 MW、1 000MW 火电机组运行技术管理工作，email：lidacai@。
