动平衡做一次多少钱_基于精细动平衡的660MW机组振动故障处理与分析
时间：2019-05-03 03:26:41 来源：柠檬阅读网 本文已影响 人 
摘要：某国产660MW汽轮发电机组2010年投产后，存在低压转子支承轴承瓦振超标的故障问题。本文针对产生该振动问题的根本原因进行了分析，在此基础上在现场进行了增加低压缸支承轴承座刚度的尝试。最后利用机组几次临停机会，在机组低压Ⅰ转子、低压Ⅱ转子及低发对轮上加重，进行现场精细动平衡，将机组轴振降低到了50μm以内，从而使该机组低压缸瓦振得到控制。
关键词：汽轮机；振动；故障诊断；现场动平衡；动刚度
Abstract：A domestic 660MW turbine generator was put into operation in 2010, there is a low-pressure rotor support bearing pad vibration exceeded the limit and caused unit failure.This paper analyzed the root cause of the vibration problem, based on which it also tried to find a solution by increasing the low-pressure cylinder bearing rigidity. Afterwards by using several temporary unit halts, some balance weight was added to LP rotor No.1 , LP rotor No.2 and the coupler between LP and generator, and on-site fine balance operation was conducted to see the vibration reduced to less than 50μm, which means the LP pad vibration was brought back to control.
Key words：Steam turbine, vibration, fault detection, site dynamic balance, dynamic rigidity
中图分类号：U226.8+1文献标识码：A 文章编号：
1概述
宁夏某电厂#1机组系东方汽轮机厂和东方电机厂生产的660MW汽轮发电机组，2010年12月投产。该机组共有9个支承轴承（如图1）。#1、#2号轴承为支承汽轮机高中压转子的两个落地可倾瓦轴承； #3、#4、#5、#6号为椭圆瓦，轴承坐落在低压缸上，其中#3、#4轴承支承低压Ⅰ转子（LPI），#5、#6轴承支承低压Ⅱ转子（LPII）；#7、#8号轴承为支承发电机转子的端盖轴承，#9轴承为支承集电环转子的落地轴承，发电机和集电环转子为三支承结构。
2机组故障诊断及分析
2.1 振动现象和试验分析
该机组首次启动定速后，除#3轴瓦振动偏大为61µm外，其它各瓦振动均小于50µm。机组满负荷后，出现低压转子支承轴承#3、#4、#5、#6瓦振超标，#7Y轴振超标，现场测量瓦盖及低压缸端板振感明显，而且越靠近低压缸轴封处，振动越大，其中#4瓦轴承箱盖最大达120µm。表1是机组在660MW负荷时各瓦振动数据。
带660MW负荷情况下，机组轴振除#3X向为80µm、#4Y向为91µm外，其余均达到小于76µm的优良标准；而#3、#4、#5、#6瓦振分别为86µm、120µm、67µm、97µm，由于瓦振数据严重超标，威胁到机组的安全稳定运行。
降速过程中，#3～#6瓦振（图2）在3000r/min处随着转速的降低很快下降，但是在转速下降过程中，#3～#6轴振（图3）虽然也有一定程度的降低，但是与瓦振相比降低幅度较小，这说明低压缸转子支承轴承固有频率比较接近3000r/min。
另对现场真空、排汽温度、凝汽水位、润滑油温等运行数据进行对比分析，发现#3-6轴瓦振动与机组真空值及排汽温度大小有一定的关系，真空值越高，轴瓦振动值越大，反之则越小，其它参数对机组振动影响不大。
2.2振动原因分析
根据以上振动现象和现场运行试验与分析，可将该机组各振动问题可能因素归结于以下几方面：
（1）对于在空负荷和低负荷试验中，先后三次出现#1-4轴振逐步上升现象，是由于机组轴封供汽系统存在蒸汽易带水或温度变化剧烈问题。当低温轴封蒸汽进入轴封，尤其是高中压轴封，会导致启动过程或带负荷运行过程轴封局部变形，发生动静碰磨产生热不平衡量影响机组振动；另外转子受到冷水或冷气的直接冷却也会产生热不平衡量造成转子弯曲或产生热不平衡量影响机组振动。当轴封供汽温度正常后，轴封变形及转子局部冷却的现象消失，振动现象就会缓解。
（2）机组低压缸轴承座落在缸体两端，瓦振幅值随机组真空或排汽温度变化有较大的变化，而轴振却比较稳定，说明低压缸端板及轴承座支承刚度易受真空或排汽温度影响。而轴承座及端板支承刚度又决定了缸体的固有振动频率，当缸体及轴承座的固有振动频率与机组工作频率比较接近时，就会导致瓦盖及汽缸端板振动放大。查DCS历史数据中的超速试验过程（图4）发现，#3～#5盖振在2800～3060r/min的确存在一个峰值，这也说明该机组低压缸转子支承轴承振动偏大的根本原因在于其固有频率处于工作转速附近。
（3）发电机前轴承（#7Y）轴振偏大，且随机组负荷增加而有一定增加趋势，根据东方电机厂660MW发电机近年运行情况分析，该现象与汽-发转子中心偏差、轴系动不平衡及发电机转子热变量有关。
3．振动处理
对于某一个动力学系统，影响其振动大小的因素有以下三个因素：刚度、激振力、阻尼，要降低一个系统的振动水平，相应的可以针对以上三个方面采取以下措施，降低系统的激振力，增加系统的刚度，或增加系统的阻尼。
本机组根据现场难易程度，从三个方面分析入手，一是对于#3-6瓦振需要从其装配及结构设计方面来查找原因，解决其瓦振偏大甚至大于轴振的问题；二是降低振动的激振力，具体说对于汽封带水带冷气造成机组振动问题，就是设法使轴封温度正常，消除由此产生的热不平衡量，进而消除振动。对于低压缸瓦振问题及#7轴振问题，就是通过进行现场精细动平衡的方式减小机组转子的不平衡量，即通过现场动平衡的方式将机组轴振控制在一个比较低的水平（＜50μm）；三是增大该机组#3瓦的振动阻尼，但这一方案由于受现场条件的限制，几乎无法实施。基于以上基本思想，制定以下故障处理方案。
3.1 系统优化
根据上述方案，电厂现场重点检查了该机组的轴封和本体热力系统，并对可能导致轴封进水或疏水不畅问题的系统进行改进完善。具体进行的工作有：
（1）完善轴封供汽系统。轴封供汽母管至高、中、低压轴封支管上各有一道斜插式滤网处于垂直安装状态，而滤网筒体下部未安装疏放水管，滤网筒体就相当于疏水灌，在机组启动或停运过程中，滤网筒体积水无法排除，就会随着轴封供汽进入轴封，导致轴封进汽温度发生较大的变化，进而造成机组轴振变化。
经改变滤网安装方向或增加疏放水管路，就可改善轴封进汽质量，保证轴封系统的稳定可靠。
（2）完善轴封减温水系统。原设计汽轮机正常运行可实现自密封，高中压缸末级轴封漏汽经减温器减温后供Ⅰ、Ⅱ低压缸轴封用汽，实际减温水来自凝结水系统，机组负荷变化造成凝结水压力有0.4-0.7MPa的变化，会影响到减温水压力和流量。而减温器后测温元件的相对距离较近又会影响到减温水调整阀的开度和进入低压缸两端轴封供汽的温度。
经对减温水管道增加Φ5的节流孔板，并将轴封减温器后测温元件后移，即可改善进入低压缸轴封的供汽品质。
经系统优化，轴封系统趋于合理完善，机组启停和运行中不再出现#1-4轴振产生较大波动的现象。也说明新装机组在轴封系统的设计、安装、调试方面需要早期考虑系统的合理完善，以减少机组启动运行过程中的参数干扰。
3.2 缸体结构分析
168h试运后，电厂利用停机机会检查#3～#6轴承的安装情况，没有发现安装、焊接等方面异常问题，由于现场已经采取了增加低压缸轴承座支承的方式，试图通过提高低压缸轴承工作转速下动刚度（即使支承轴承固有频率远离工作转速），但这一方法没能奏效。
考虑到该机组是东方汽轮机厂引进日立技术生产，目前国内投产的部分同类机组不同程度存在类似振动问题，电厂与制造厂就缸体结构方面进行了分析交流。制造厂认为：上述瓦振超标只是轴承箱盖振动超标，并非反映轴瓦实际振动，主要考核轴振指标，并出具了可在上述瓦振水平长期运行的反馈意见。但根据现场就地测量，并不是像厂家所说只是“盖振”超标，轴承中分面甚至包括整个缸体振动都严重超标，所以说制造厂这一说法缺乏理论依据。且在以后的机组计划检修中，对低压缸各瓦进行进检查发现，#3、4、5、6瓦（尤其是上瓦）的乌金部位有不同程度的脱胎和振裂现象，这进一步说明了，该振动对轴瓦具有一定的破坏力。因此，建议制造厂有必要从汽缸结构、金属材料选型和焊接等方面考虑加强汽缸轴承座和端板的刚度，改变轴承座固有频率，以从根本上解决该振动问题。
3.3 降低振动的激振力
在现场系统完善、汽轮机本体检查及现场对轴承座加固后，低压转子支承轴承振动仍然超标。结合调试单位山东中实易通集团有限公司及制造厂两方意见，考虑到机组安全运行及发电公司经济效益等，决定机组暂时坚持运行，利用以后的停机机会，采用现场精细动平衡的方式，进行现场动平衡，即降低转子的激振力，通过减小轴振进而控制低压缸瓦振。
此后约1年时间内，利用该机组临停机会，先后对该机组进行了二次动平衡处理，分别在低压1、低压2转子及低发对轮上加重。处理后，（表2）机组在空载及带负荷情况下，#1～#8轴振均小于50µm。由于机组轴振已经降低到了很低的水平，对于机组轴承来说，激振力已经非常小，低压缸瓦振也都控制到了40µm以内，达到合格水平，在振动方面机组具备了安全稳定运行的条件。
4．结论
（1）引起该机组低压缸两端轴承振动大问题的根本原因是低压转子支承轴承固有频率在工作转速附近，造成该轴承动刚度偏低，具体表现为瓦振与轴振相比明显偏大，甚至出现瓦振超过轴振的现象。实际中反映出国内生产、质量、工艺、材料等方面存在着消化、吸收国外先进技术方面时仍然存在一定的问题。
（2）处理低压缸轴承振动大问题，从理论上分析具体可以从两方面采取措施，即增强其动刚度或降低激振力。结合现场情况，前者实施起来一般带有一定的盲目性，效果不可预测，一般很难将机组振动降低到合格范围内；而后者现场可操作性强，实施方便，投入少，所有完全利用机组临停时间来进行，不需要单独对机组进行启、停操作，且经过处理后机组瓦振在各种负荷下都能控制到50μm以内。
（3）需要考虑新装机组在轴封系统的设计、安装方面系统的合理完善，以减少机组启动运行过程中参数干扰。本机组启动初期出现#1-4轴振偏大或波动大的原因是轴封系统存在轴封易进水的设计、安装方面的缺陷。经系统优化后轴封系统趋于完善，机组启停和运行中不再出现#1-4轴振偏大或产生较大波动现象。
参考文献
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