1000MW超超临界汽轮机汽流激振原因分析及治理_李大才.doc

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1、第 16 卷 ( 2014 年第 9 期 ) 电 力 安 全 技 术 1 000 MW超超临界汽轮机汽流激振 原因分析及治理 李大才 (广东大唐国际潮州发电有限责任公司，广东 潮州 515723) 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 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

2、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

3、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

4、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

5、 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。 7 2.2 汽流激振的特征 电 力 安 全 技 术 第 16 卷 (2014 年第 9 期 ) (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

6、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

7、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

8、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

9、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。 高调门 喷嘴数 上左 上右 CV1(29) CV3(29) 转子 旋转 方向 CV2(28) CV4(30) 下左 下右 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 m。 3.2 汽流激振原因 根据

10、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 8 第 16 卷 ( 2014

11、年第 9 期 ) 电 力 安 全 技 术 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

12、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

13、所示。 27.5 25.0 7.50 改动前滑压曲线 5.50 400 500 600 700 800 900 1 000 负荷， MW 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

14、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 m，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

15、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。 参考文献： 1 史进渊，杨 宇，孙 庆，等超超

16、临界汽轮机技术研 究的新进展 J动力工程， 2003(2). 2 张学延，王延博， 张卫军大型汽轮 机汽流激振问题 的 分析和处理 J热力发电， 2004(2). 3 西安热工研究院 有限公司超临界、 超超临界燃煤 发电 技术 M北京 : 中国电力出版社， 2008. 4 张 宏，王建新，白 旭，等超临界汽轮机蒸汽力的 9 22.5 a P M ， 力 12.5 改动后滑压曲线 电 力 安 全 技 术 第 16 卷 (2014 年第 9 期 ) 220 kV主变失灵保护装置改造及 工程实践 宋启威，高柳明，王世祥 (深圳供电局有限公司，广东 深圳 518020) 摘 要 针对主变变高侧断路器失

17、灵存在的风险，并结合当前失灵装置存在的问题，对当前 不满足主变失灵联跳三侧的母差失灵保护提出了改造方案，并结合 220 kV 变电站改造工程进行实践， 对今后类似工程具有一定的指导和借鉴意义。 关键词 变压器；失灵；联跳；改造 0 引言 变压器是电力系统中不可缺少的电气设备之 一，若发生故障将对供电可靠性和系统安全性带来 严重影响，在 220 kV 及以上高压系统中更是如此。 目前，当 220 kV 变电站中 主变变高开关失 灵时， 一般采用断路器失灵保护来隔离故障；但考虑多侧 电源点的影响，需联跳主变其他侧开关。然而在一 些老旧变电站中，主变失灵联跳三侧功能未完善， 一旦主变变高侧断路器失灵

18、，只能依靠主变后备保 护来切除其他侧开关，导致故障持续时间较长，给 电网运行带来较大风险。 1 失灵保护配置存在的问题 1.1 不满足双重化配置的要求 现有技术规范不仅要求 220 kV 及以上电压等 级保护 ( 包括母差失灵保护 ) 满足相互独立的要求， 而且要满足双重化配置的要求。具体要求为： 2 套 保护装置相互独立；直流电源、交流电源独立； 2 组跳闸线圈独立；保护用交流电压、交流电流独立 ( 分别从不同的二次绕组引出 )；除特殊需要， 2 套 保护之间不得有电联系。双重化配置可实现 2 套保 护装置互为后备，提高保护在故障时的可靠性。各 回路之间相互独立可有效减少产生寄生回路，提高

19、保护 装置的可靠性。当前的失灵装置，一般是母差 保护和失灵保护分开配置，且配置模式为 2 套母差 保护 +1 套失灵保护。当该失灵保护装置处于检修 状态时， 220 kV 母线将失去失灵保护，这对电力 系统来说是极其危险的，需要进行改造。 1.2 不满足主变变高开关失灵联跳三侧要求 当 220 kV 母线发生故障，母差保护动作跳开 挂靠在故障母线上的断路器时，一旦主变变高开关 失灵，失灵保护动作隔离 220 kV 系统，但 110 kV 侧和 10 kV 侧电源点将通过主变持续向故障点提供 电流，且 110 kV 侧及 10 kV 侧只能通过主变后备 保护动作隔离故障点，存在较大延时，对系统影

20、响 较大，如图 1 所示。 影响及几种典型汽封结构 J汽轮机技术， 2001(1) 5 张学 延 , 王延博 , 张卫军 超临界汽轮机蒸 汽激振问题 分析及对策 J中国电力， 2002(12). 6 荆建平，孟 光，赵 玫，等超超临界汽轮机汽流激 振研究现状与展望 J汽轮机技术， 2004(6). 7 张 学延，李亚 军 300 MW 机组高中 压转子低 频振动原 因分析及其对策 J热力发电， 1999(6) 8 陈瑞 克 1 000 MW 超超临 界汽轮 发电机 组轴系 的稳 定 性 J华电技术， 2008(5). 收稿日期 ： 2014-05-04。 作者简介 ： 李大才 (1985-)，男，助理工程师，长期从事 600 MW、 1 000 MW 火电机组运行技术管理工作， email： 。 10