摘要:本文针对抚顺发电有限责任公司2号汽轮发电机组长期出现非稳定性振动现象,根据振动测试、揭缸检查、运行调整所得到的经验与结果,应用振动机理研究中得来的启示,基于综合分析对该机组振动原因进行性质定位,并对下一步工作提出较为稳妥的意见。
关键词:非稳定性 综合分析 诊断 意见
1.前言
1.1 设备简介
抚顺发电有限责任公司2号汽轮发电机组(简称#2机),为东汽制造的200MW三缸两排汽采暖、凝汽两用式机组;该机组轴系较长,由高压转子、中压转子、低压转子、发电机转子和励磁机转子组成,各转子之间为刚性靠背轮联接,共有12个支持轴承及1个推力轴承。 2002年5月整套启动、调试,6月移交生产;自调试起,#2机一直频繁出现机组轴系偏心大、振动大问题,且不稳定。
1.2 事件过程简述
2002年10月机组开始第一次小修,用时21天,揭高压缸,重找各对轮中心,问题没能解决。2003年4月进行第二次扩大性小修,用时32天,揭高、中压缸,调整通流间隙和对轮中心;高压内、外缸夹层温差大得到解决,振动缺陷仍然存在。2003年7月为解决轴系振动问题将机组转大修,用时42天,揭高、中、低压三缸进行检查调整,做转子动平衡试验,同时根据东汽意见调整轴瓦:减小了#1、#3瓦顶隙,#1瓦中心上抬10道,开机几天后缺陷再度重现。2003年9月底,我公司改变调门进汽次序,由原1-2-3-4改为4-3-2-1(#3、#4调门在上方),维持几天后,机组振动大问题又呈不稳定性出现。此后,在中电投东北分公司指导下实施《改变阀序抑制2号机间隙激振的方案》,对#2机高压调速汽门的重叠度进行了调整有所好转;10月份共发生18次,11月份仅发生5次,机组偏心、振动发生率得以控制。但在12月份投入采暖抽气后,机组偏心越限、振动大的发生频率和振动幅度均再度加剧,直到2004年2月3日#2机轴振动出现历史最大值,持续运行近6分钟后,机组振动全面回落至今一直处于历史最好水平运行,并且经历了多次机组调峰及甩热负荷的考验。
2.振动特征
2003年10月4日~6日,在机组不停机的情况下,对#2机振动进行了测试,其间多次测到振动增大的过程,发现#2机振动呈现如下特征:
a.异常振动主要表现在#1、#2瓦轴振,它们分别可增大到160微米和240微米,#1瓦瓦振可达32微米,偏心测点振动最大大于450微米。
b.通频振幅增大的主要成分是1倍频分量,即工频,占通频振幅的85%以上;通频振幅增大时,测点1X、1Y、2Y的2倍频、3倍频振幅同时也有增加;大振幅时#1、#2瓦振动中所含的低频分量,如25HZ、28HZ的成分很小,在两瓦测点一倍频振幅增加的同时,没有发现这些低频分量有明显地变化。
表1:测试期间四次振动增加的通频振幅最高值(微米):
测点振幅 |
1X |
1Y |
2X |
2Y |
3X |
3Y |
4X |
5X |
偏心 |
150 |
103 |
209 |
103 |
111 |
|
58 |
104 |
|
140 |
99 |
226 |
110 |
112 |
98 |
61 |
|
420 |
156 |
100 |
237 |
108 |
125 |
106 |
63 |
|
>445 |
129 |
96 |
236 |
109 |
115 |
96 |
61 |
|
372 |
c.振幅增大的同时,#1、#2瓦轴振相位有明显增加,最大变化量到500;因测试没有安装键相传感器,只好利用3X和4X作为基准比较得到的相位变化结果如下:
表2:两次振动增加时相位的变化(时间间隔30分钟) |
测点向上位移 |
1X |
1Y |
2X |
2Y |
偏心 |
0 |
0.010mm |
0.014mm |
0.018mm |
0.073mm |
0.010mm |
0.010mm |
0.038mm |
0.025mm |
0.063mm | |
f.#1、#2瓦振动增大时,#3瓦振动增加量很小,#4、5瓦振幅、相位均基本不变。
3.引起振动原因分析
3.1 排除汽流激振
虽然在过去的处理过程中有单位将#2机的振动定性为汽流激振,但现已经确切排除汽流激振的可能。
汽流激振有两个主要特征:一是应该出现较大量值的低频分量;二是振动的增大受运行参数的影响明显,如负荷,且增大应该呈突发性;这两点#2机均不具备。
在测振中只测到了很低的27~28Hz的分量,有单位称在#2机上测到量值为工频振幅四分之一的28Hz分量,并以此判断为汽流激振。低频振幅大到何种程度才能算做汽流激振?根据现场经验,至少应该接近或等于一倍振幅。如果28Hz振幅为一倍频振幅的四分之一,这个比例过低。试想,如果一倍频振幅为100微米,四分之一的一倍频振幅28Hz分量仅为25微米,两者之和也就是125微米,这种振幅不足以视为振动异常。汽流激振的低频振幅和工频振幅量值相当。
#2机改变调门顺序后一 |