大型汽轮机汽流激振故障分析及处理马正军

大型汽轮机汽流激振故障分析及处理马正军

马正军申亚宁

（西北电力建设工程监理有限责任公司西安市长乐西路3号710032）

摘要：分析和总结了大型汽轮机汽流激振的产生机理及特征，通过对近年来我国汽轮机组汽流激振故障案例进行整理，归纳分析了汽流激振事故原因，得出蒸汽激振力过大和轴瓦稳定性差这两个方面为汽流激振的主要原因从发生部位、低频振动频率特征、低频振动振幅变化以及其他相关特征几个方面分析了汽流激振的主要振动特征。根据分析结果，总结提出了汽流激振故障诊断的依据，并提出采用降低蒸汽激振力的主要措施预防汽流激振故障，为机组安全稳定运行提供技术参考。

关键词：汽轮机机组；汽流激振；自激振动；故障原因；振动特征

0前言

随着汽轮机蒸汽参数的不断提高，产生的汽流激振力也会随之增大，汽流激振问题也必将会越来越严重，最终影响汽轮机的安全运行。因此，加强大型汽轮机组汽流激振的研究也显得非常重要。汽流激振是由工作介质蒸汽诱发的振动，在高参数和大容量的汽轮机上表现尤为突出。国内外汽轮发电机组运行经验表明，现代大型汽轮机的高中压缸转子容易发生蒸汽激振，致使轴系失稳。对于大型汽轮机来说，由于轴承油膜不稳定的影响、汽封腔内压力周向有变化以及通流部分蒸汽的干扰等叠加在一起，增加了汽流激振的研究难度。

1汽流激振的原因

1.1汽流激振力分析。

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。这一横向力随转子偏心距的增加而增大，形成转子的一个自激激振力，蒸汽激振力的大小取决于转子的偏心距和蒸汽密度。研究表明，叶顶间隙激振力大小与叶轮的级功率、偏心距、蒸汽密度成正比，与动叶的平均节径、高度和工作转速成反比。叶轮偏心旋转时会磨损汽封，使叶顶间隙沿圆周方向分布不均，叶顶间隙小的一侧工作效于是同级叶片上作用的汽体力除合成扭矩外，还有作用于转子轴心的横向力，它将促使转子涡动，如图1所示。由此可知，间隙激振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中压转子上。

1.2汽封汽流激振力。

由于转子的动偏心，引起轴封和隔板汽封内蒸汽压力周向分布不均匀，产生垂直于转子偏心方向的合力，从而造成高压转子涡动，其主要由下列几种效应引起。1）轴承气体效应，包括轴承气体摩擦效应和气体惯性效应如图2所示；2）Lomakin效应；3）Alford效应，亦称气体弹性效应；4）螺旋形流动效应；5）三维流动效应。

1.3不对称的蒸汽力和力矩。

对于喷嘴调节的汽轮机，调节级进汽的非对称性引起不对称的蒸汽力作用在转子上，在某个工况下其合力可能是一个向上抬起转子的力，从而使轴承比压减小，导致轴系稳定性降低。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，也有可能引起涡动。当叶顶间隙激振力、汽封激振力和转子不对称的蒸汽力垂直于高压转子偏心方向的切向分量之和超过轴承油膜阻尼力时，高压转子在其一阶弯曲固有频率处将经受大振幅的蒸汽涡动，大振幅的蒸汽涡动也称蒸汽振荡。

2汽流激振的原因分析

（1）超超临界汽轮机高压转子蒸汽压力高，叶片汽封漏汽量大。叶顶汽封间隙或汽封结构设计不当，转子偏心时，易造成汽封磨损，沿圆周方向叶顶间隙不均匀。在间隙缩小的地方，圆周力增大；在间隙增大的地方，圆周力相应减小。造成同一级叶片圆周方向上气动力不相等引起高压转子涡动。

（2）轴封或隔板汽封腔室内高压端的间隙大于低压端的间隙，偏心的转子在轴封腔室内转动，引起轴封或隔板汽封腔室内蒸汽压力分布不均匀。

（3）轴承选型或设计不当，轴系稳定性设计裕度偏小，高压转子的对数衰减率偏小。

（4）运行中汽缸跑偏或转子相对于汽缸中心发生偏移，引起轴封、隔板汽封、叶顶汽封的间隙沿周向分布不均匀，引起蒸汽作用力沿周向分布不均衡。在安装或检修中高压转子动静间隙调整不均匀，留下汽流激振的隐患。

（5）运行中汽轮机部件在承受热变形、碰摩或不正常的径向力等因素的作用下，隔板汽封、叶顶汽封和轴封不同程度磨损，出现动静间隙沿圆周方向的径向间隙分布不均匀。由于漏汽量的不同引起轴向力不均匀，在转子上产生一个不正常的力矩。高负荷时该力矩增大，引起轴承支反力发生变化导致轴系失稳。

3汽流激振的特征

（1）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）汽流激振易发生在汽轮机高压转子上，尤其是高参数大型汽轮机组的高压转子上。

（3）汽流激振具有良好的再现性。汽流激振有一个门槛值，当负荷超过该值时，振动会急剧加剧；如果此时降低负荷，可以明显地减弱振动。

（4）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，在大多数情况下，振动成份以接近工作转速一半的频率分量为主。

4故障特征

汽流激振属于典型的自激振动，研究其故障特征有利于运行中迅速准确地判断故障类型及原因，制定处理措施，并及时消除故障。

4.1汽流激振在高压转子上

由汽流激振的特征知流汽流激振易发生在汽轮机高压转子上，尤其是高参数大型汽轮机组的高压转子上。根据故障原因分析[1-5]，叶顶间隙激振力随叶轮的级功率提高而增大，随动叶的平均节径、高度和转速减小而减小；汽封蒸汽激振力与汽封几何尺寸，蒸汽流量、压力、温度，轴封齿平均间隙等有关；不对称的蒸汽力及力矩受调节级进汽影响．而汽轮机高压转子（或高中压转子）处于大功率区，叶轮直径小，叶片较短，蒸汽压力高，汽封漏汽量大，轴封或隔板汽封高压端间隙大于低压端间隙，且受配汽调节直接影响，所以汽流激振多发生在高参数大功率机组的高压转子上．

4.2低频振动频率特征汽流激振属典型低频失稳振动

低频成分与转子工作转速无关，但大多情况下低频成分以接近0.5倍频分量为主，轻度汽流激振时略小于0.5倍频，严重时与高中压转子一阶临界转速相吻合．如某200ＭＷ机组发生严重汽流激振，振动主频率与其高压转子一阶临界转速一致[6]。实际蒸汽激振力和轴承油膜阻尼力呈非线性特征，有时还会出现一些谐波成分．汽流激振频谱与随机振动不同，随机振动的低频成分为连续谱，且主频率不稳定，而汽流激振可能含单一或多个低频成分，如图3和图4所示[7]有时也呈连续状，但含有稳定的主频，如图5所示．在汽流激振发生前，有些机组会有一段低频涡动状态，这时低频在某一频段波动，呈连续谱状．如某300ＭＷ机组最初涡动频率在0.375～0.625倍频之间，稳定后为0.5倍频，机组失稳[8]。

4.3汽流激振突发性故障

低频振动振幅变化通过研究故障机理及事故案例发现，汽流激振是突发性故障。在通过门槛负荷后或高负荷下，如配汽方式改变、运行参数变化或运行中轴承座标高变化等因素导致轴瓦稳定性降低，则容易诱发汽流激振。故障发生后，其通频振幅迅速增大，而增大的频率成分主要为低频．图6为某600ＭＷ机组突发汽流激振时通频振幅的变化情况[9]。图7为某300ＭＷ机组突发汽流激振前后各频率成分振幅的变化情况[10]。结合突发汽流激振前的频谱特征，在事故机组振动突发前的升负荷阶段，已能监测到明显的低频成分，且随时间延长低频成分呈不断增加趋势，直至某一门槛负荷后突然增加。如某320ＭＷ机组进行变负荷试验，稳定在204ＭＷ时在1号、2号轴承上监测到少量低频成分，升负荷至220ＭＷ，出现明显的频率为16～28.5Hz的分量，继续升负荷，低频成分明显增加，达到工频成分的2倍以上，如图8所示[11]。

图7某300MW机组突发汽流激振前后各频率成分振幅变化情况

图8某320MW机组升负荷轴振瀑布

5故障处理措施

机组突发汽流激振故障，诱发轴系失稳，会限制机组出力，甚至引起跳机事故。因此，根据故障具体原因找出相应处理措施对机组安全运行具有重要意义。故障处理可以从减小蒸汽激振力和提高轴瓦稳定性两方面入手。

（1）减小蒸汽激振力．减小激振力是消除汽流激振的根本性措施。根据故障原因，消除或减小激振力的主要措施有：高负荷下调整负荷时要加强调门开度和轴振监视，选择最佳配方式；升降负荷时应控制升降负荷率，防止胀差增长过快，运行中严禁采用降低主蒸汽压力、增加主蒸汽流量方式提高负荷；安装检修时通过调整叶顶间隙和汽封或轴封间隙、在汽封部位安装止涡装置、调整转子与汽缸的同心度、调整轴系对中、防止转子或汽缸偏移等措施来减小激振力。

（2）提高轴瓦稳定性．轴瓦稳定性提高，则系统阻尼增大，能增强对激振力扰动的抑制，降低发生汽流激振的可能性。常用的方法有：运行中控制润滑油温度接近额定值，保持轴系中心稳定，调整轴封参数抑制振动；安装检修时更换稳定性更高的轴瓦型式；调整轴瓦间隙及轴承座标高；消除轴瓦本身缺陷，如损伤等；防止轴封漏汽；减小轴瓦长径比，增大轴承比压，并消除轴系不平衡带来的扰动。具体措施见图16.在故障处理时，应遵循经济性原则，即根据故障原因，先通过在线运行方式调整，然后在检修安装时针对具体故障进行修复。如某600ＭＷ机组先采用改变调门开启顺序，并增大4号调门开度，提高润滑油温度方法抑制振动，然后在停机检修后调整叶顶间隙和轴瓦顶隙，并调整轴承座标高，消除了故障[2]。由于配汽因素是导致汽流激振最主要的原因，很多时候调整调门运行方式就能消除故障。

图9汽流激振故障处理措施

6结论

汽流激振问题是大容量、高参数，特别是超临界汽轮机运行中面临的一个重要问题，其正确分析和及时解决及预防对我国大型机组的安全运行和我国目前发展超临界压力机组具有十分重要的现实意义。

（1）大型汽轮机（尤其是超临界汽轮机）的高压（高中压）转子容易发生汽流激振。蒸汽激振力主要来源于叶顶间隙、汽封处的蒸汽流动和汽轮机采用喷嘴调节的顺序进汽方式。

（2）高压（高中压）转子因蒸汽激振引起突发性低频振动，往往与有功负荷的大小或调节阀的开度有关，而与转子的转速无关。

（3）汽流激振产生的高压转子自激振动为转子的正向进动。振动频率一般以半频分量为主，严重时振动频率接近高压转子1阶临界转速频率，有时也会出现其它一些频率的低频振动分量。

（4）在现场与负荷有关的汽轮机低频振动通常是高压转子不稳定汽流激振和轴承自激振动两方面因素共同作用的结果。

（5）在高参数大容量机组（尤其是超临界机组）轴系稳定性设计计算中，除了计及转子、轴承、支撑和基础等因素外，必须考虑叶顶间隙激振和汽封蒸汽力的影响。

（6）在设计方面，应采用稳定性较好的轴承，如可倾瓦轴承，此外，改进汽轮机通流部分的设计，避免汽流激振引起的低频振动。如适当增大动叶顶部汽封的径向间隙、减小轴向间隙，采用先进的汽封结构，沿轴向流动方向的汽封间隙设计为“发散型”等。

（7）重视运行模式和调节阀开启顺序的设计。采用有利的调节阀开启顺序和开度，在不严重影响机组热效率和汽缸温差的基础上，尽量减小或不产生较大的上抬高压转子的力。

（8）对电厂运行机组，一般通过采取提高1号轴承的稳定性（提高标高、增大载荷、减小顶隙等）、调整转子在汽缸中的位置以保证圆周方向的汽封和轴封间隙尽量均匀、调整调节阀的开启、关闭顺序和开度、在汽封处安装止涡装置等其中的一种或几种措施组合，可以避免或减轻低频振动的发生。

参考文献：

[1]郝向中.600ＭＷ汽轮发电机组汽流激振原因分析及对策[J]．电力设备，2007，8（9）：76－79．

[2]孙钦山.汽轮机汽流激振的原因分析及消振措施[J].热力发电，2007，4：74－76.

[3]罗剑斌，郭文忠，刘玉明，等.某超临界600ＭＷ汽轮机汽流激振故障分析与处理[J].热力发电，2009，38（12）：64－67.

[4]赵钢，蒋东翔，周斌，等.汽流激振故障的分析及处理[J].汽轮机技术，2004，46（2）：122－124.

[5]陆颂元.320ＭＷ机组轴系汽流诱发非稳定低频振动的试验研究及计算分析[J].动力工程，，2001，21（2）：1093－1098.