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1000MW机组汽机改造后振动分析及处理发布时间：2021-10-14T06:41:35.464Z 来源：《当代电力文化》2021年19期作者：朱志刚赵轶平乔禹航[导读] 本文针对QB厂国产1000MW 汽轮机通流改造后在运行过程中轴系振动大的情况，通过对轴系振动异常时汽机相关参数进行分析讨论，确定振动故障类型为蒸汽激振朱志刚赵轶平乔禹航华能沁北发电有限责任公司河南济源 459000摘要：本文针对QB厂国产1000MW 汽轮机通流改造后在运行过程中轴系振动大的情况，通过对轴系振动异常时汽机相关参数进行分析讨论，确定振动故障类型为蒸汽激振，经过一系列试验操作及检修工作，现场实施后对控制蒸汽激振取得较好效果，为今后同类型机组类似故障处理提供有益借鉴。
关键词：汽轮机通流改造振动蒸汽激振轴承 1、引言2021年5月27日，QB厂国产1000MW 汽轮机通流改造后并网。
机组在加负荷过程中，多次出现汽机#1、2瓦X、Y方向振动突升现象。
6月17日，机组负荷加至850MW，汽机#2瓦X、Y方向振动突升，达到汽机振动保护值，汽机跳闸。
通过对机组运行情况和振动相关参数近分析，确定机组高压转子轴振波动及振动跳机是由于轴系实际阻尼无法有效衰减蒸汽激振作用力导致。
振动机组实际情况，进行多项试验并制定一系列技术措施，同时对汽机进行一定检修，施行后汽机振动得到有效控制。
2、汽机概况QB厂1000MWQ汽机通流改造后配套汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的超超临界凝汽式汽轮机，汽轮机型号“N1000-25/600/600”，一次中间再热、单轴、四缸、四排汽、64级（高压16级、中压2×12级、低压4×6级）、八段抽汽结构。
机组通流改造主机本体部分，高压缸通流部分整体更换，内缸更换为整体铸造的筒型缸；1、2号轴承更换；高压主汽门、调门、导汽管更换；导汽管前主蒸汽管道及疏水管道及阀门更换、相关的支吊架更换；中压缸保留外缸，隔板和转子全部更换，3、4号轴承更换；低压缸保留外缸和低压转子，内缸更换为整体铸造内缸，排汽导流环、动叶片和隔板前三级更换，提供1台套新末级动叶，修复2台套末级动叶；整台机组通流部分汽封全部更换。
1000MW超超临界汽轮机组振动异常问题分析摘要：本文介绍某发电厂1000MW超超临界汽轮机组在投入生产运行半年内出现的振动大导致机组停运问题的分析过程，重点在对产生振动大原因进行多方面分析，并找出振动的根本原因为同类型机组提供可借鉴经验，并在调试及正常运行期间加以避免。
关键词：汽轮机、1000MW、超超临界、振动分析某电厂1000MW超超临界汽轮机组于2018年10月投入生产，汽机为上海汽轮机厂生产的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机。
在4个月的运行期内，经历几次启停机，振动参数基本正常，机组带满负荷能稳定运行。
但在第5个月的运行及停机过程中，存在两个振动异常现象，一是满负荷下1瓦轴振波动大，二是机组在滑停惰走过程中，轴系各瓦过临界轴振大。
一、机组振动大具体情况介绍：1.1、满负荷工况1瓦轴振波动情况2019年2月28日至3月16日，#1轴振随负荷变化而变化，负荷升高时，#1轴振增大，负荷降低时，#1轴振随之下降，在800MW负荷以下时，#1轴振单峰值在40~80μm波动；机组在满负荷1000MW工况下，1瓦轴振频繁波动并有爬升趋势，单峰值80~110μm波动，瞬时极值130μm，瓦振0.7mm/s，基本稳定不变；其它各瓦波动幅度较少，从#1轴振动曲线看，3月15日1时后有下降趋势。
从TDM系统分析可知，振动波动主要是工频成分，伴随明显的低频及二倍频分量。
DCS历史数据表明，在机组调试投运初期，1瓦轴振随负荷变化就存在明显波动现象，波动幅度30~130μm不等，频度相对要低。
查看满负荷工况下1瓦的润滑油回油温度在8个轴承中为较低，仅59.7℃。
润滑油压、油温基本不变，1瓦左下钨金温度有爬升趋势，2019年1月15日前，#1轴承左前下为81℃以下，1月27日升至83.4℃，2月11日升至88.5℃，3月10日以后，瓦温又开始上升至16日升至96.5℃，1瓦其它测点温度在70℃以下并变化不大。
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 。
东汽1000MW汽轮机汽流激振问题分析及控制措施摘要：东汽1000MW超超临界汽轮机组是引进日立技术生产制造的，由于其轴系长出其他厂家机组很多（总长54、2m，其中汽轮机四根转子总长37。
9m），且蒸汽参数又为超超临界（26。
25MPa、600℃、600℃），机组容量大、转子长，所以转子挠度大，刚性较差，抗扰动能力较弱，发生汽流激振的可能性较大。
本文介绍了汽流激振的形成原因、特征，结合国内若干大型机组运行实例及对策，从设计制造、现场安装以及检修运行等方面提出相应预防控制措施。
关键词：1000MW；超超临界；汽轮机；汽流激振；控制措施1引言目前，1000MW超超临界汽轮发电机组逐渐成为新建电厂主流机组，而随着这几年百万机组的陆续投运，汽流激振问题也逐渐暴露出来。
其中，东汽1000MW超超临界汽轮机组较为突出，因为其轴系长出其他机组很多（总长54、2m，其中汽轮机四根转子总长37。
9m），机组参数高、轴系长，刚性较差，抗扰动能力较弱。
东汽1000MW超超临界汽轮机组已经出现多起高中压转子在运行中发生因汽流激振引起的低频不稳定振动，造成机组振动大跳机或被迫限负荷运行事件。
本文分析汽流激振机理和特点，结合国内若干东汽超超临界机组汽流激振现象及现场处理实例，归纳该类振动的预控措施，为目前正在制造、安装或运行中的可能遇到类似问题的超超临界机组提供参考。
2汽流激振的形成原因低频振动是指振动频率低于轴系转动频率的振动。
对于超超临界汽轮发电机组容易发生蒸汽涡动力引起的低频振动，也可称为蒸汽自激振荡，即汽流激振。
在汽轮机中有三种不平衡蒸汽力可能引起转子产生自激振动，影响机组轴系的稳定性。
第一种是由于转子偏心，使叶片顶部间隙沿周向不等，进而产生一个激振力，称为叶顶间隙激振；第二种是由于在汽轮机中设计有轴端汽封，围带汽封及隔板汽封，这些汽封会对转子的动特性产生影响；第三种是由于调节级喷嘴进汽的不对称性，即部分进汽会改变轴承的负荷，使其重新分配进而改变轴承的动特性。
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]。
东方汽轮机1000MW机组汽流激振问题解决方法探讨刘向东摘要：某电厂#4机组汽轮机采用东方汽轮机厂制造的NZK1000-25/600/600型汽轮机，自高负荷运行时，易发生汽流激振现象。
本文从安装角度对汽流激振问题的解决进行探讨。
关键词：汽轮发电机汽流激振分析措施1 引言随着电力行业的迅速发展，火力发电机组装机容量不断增多，1000MW超超临界机组逐渐成为新建电厂的主流机组，而随着几年来百万机组的陆续投运，汽流激振问题也逐渐暴露出来，东汽1000MW机组超超临界机组未引进日本日立技术生产制造，其轴系长出其他机组很多（总长54.2米，其中汽轮机四根转子总长37.9米），由于该型机组参数高、轴系长，刚性相对较差，抗扰动能力相对较弱。
目前，该型汽轮机组已经出现多起高中压转子在运行中发生因汽流激振引起的低频不稳定振动，造成机组振动大跳机事件或被迫限负荷运行事件。
本文结合某电厂该型汽轮机在机组大修期间对汽流激振问题的成功处理，从安装检修角度探讨汽流激振的问题的解决。
2 论文正文2.1 汽流激振的特点（1）机组负荷增加到某一数值，蒸汽自激振荡才会发生，如果不采取任何措施，也只有当负荷降到这一数值以后振动才会消失[1]。
（2）一般发生在大容量机组高压转子上，高压缸调节级处的汽流激振最为严重[1]。
（3）振动频率低于转子工作频率。
振动频率 f =Nc/ 60（Nc 为转子第一临界转速）[1]。
2.2 汽流激振形成的原因超超临界汽轮机由于主蒸汽参数的增加引起主蒸汽密度的显著提高,高压转子因蒸汽力的作用易发生汽流激振。
这种由于蒸汽力引起的轴系不稳定振动也称蒸汽涡动,汽流激振现已成为超超临界汽轮机轴系失稳的重要原因之一。
图12.2.1汽流激振的原因2.2.1.1汽流激振力分析(1)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。
