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当国华公司汽轮机汽流激振分析和风险评估

发布时间:2021-09-10 13:25:28 阅读: 来源:项链厂家

国华公司汽轮机汽流激振分析和风险评估

摘要:分析了汽轮机汽流激振机理,介绍了800 MW汽轮机发生汽流激振过程,对国华公司汽轮机发生汽流激振的可能性进行了风险评估,提出了对策。

关键词:汽轮机;汽流激振;风险评估

Abstract:This paper analyzes the mechanism of steam flow excited vibration, introduces Guohua Power d 800 MW steam turbuine excited vibration process, and the risk assessment on its occurrence possibility of the 800 MW steam turbine ,raises the countermeasures to this problem.

Keywords:steam turbine;steam flow excited vibration;risk assessment

汽流激振是汽轮机振动的型式之一,发生汽流激振的原因较复杂,是大机组运行关注的课题。国华公司汽轮机型式多种多样,有高压、超高压、亚临界、超临界等,且超临界汽轮机发生了汽流激振,通过对800 MW汽轮机汽流激振过程的分析,对国华公司汽轮机发生汽流激振可能性进行风险评估,并且提出了对策,供参考。

1 汽流激振的机理及特征

1.1汽流激振的机理

1958年Thomas提出了汽轮机与负荷相关的间隙激振的机理,他假设转子的弯曲使通流部分的径向间隙发生变化,一侧的间隙变小,另一侧间隙同时变大,间隙变小的一侧热效率增加,另一侧的热效率则减少,这样导致了一个切向力作用在轴径中心上,使之沿转动方向做正向涡动。Thomas给出了顶隙激采取热加工时振力公式:Krθ=Tβ/(DmL)。其中T为级扭矩,β为间隙单位长度改变造成的热效率的变化,Dm为叶片平均直径,L为叶片长度。激振力与叶轮功率成正比,与叶片的高度成反比 [1]。

当汽轮机转子在偏心位置时,由于间隙大小不同,间隙泄漏损耗不同,在各个位置上对叶轮的圆周切向力不同,其合力垂直于转子中心偏斜方向,在转轴中心做旋转运行时,合力总是正比转子中心偏斜超前90°,因此转子倾向于自激振动,只要转子系统内阻尼吸收的能量小于加于系统的能量,这种振动就会被激发起来。

1.2 汽流激振的特征

汽流激振的振动信号一般具有如下特征:

a. 汽流激振通常发生在高参数、级数多、高转速的轴系稳定性差的高压转子上,低参数汽轮机和中、低压转子很少发生。

b. 从汽流激振出现的过程看,汽流激振和汽轮机的负荷的关系十分密切,往往在低负荷时不会出现,而是在最高负荷时出现,有的出现在接近最高负荷的某一高负荷段,升到最高负荷时失稳反而消失。

c. 汽流激振失稳最显著的特征是振幅较大,圆形轨迹以及转子的正向进动。

d. 激振力的激振频率近似为λΩ,λ为阻尼系数,一般小于1/2,Ω为转速,即涡动频率略小于转速Ω的1/2。激振力的频率接近转子的固有频率,即接近一阶临界转速。

e. 振动的再现性强。一般在转子不平衡变化、不对中变化、偏心增加、围带间隙改变时容易发生。

2 绥中发电公司800 MW汽轮机汽流激振过程及处理分析

2.1 800 MW汽轮机汽流激振过程故障现象

T20:06,2号汽轮机负荷从750 MW减至700 MW时发生了汽轮机跳闸。

由DN3500TSI看到跳闸前汽轮机负荷700 MW,1号瓦Y方向轴振突变,半倍频由80μm升到225 μm,1号瓦Y方向轴振,工频由19μm升到 115μm。汽流激振持续2 s,飞锤受激发飞出后主汽门和调速汽门关闭,并且在汽轮机惰走过程中高压缸有摩擦声。下面分析汽轮机是否发生汽流激振,汽流激振部位,汽流激振发生是否使济南试验机厂培训飞锤击出。

a. 根据汽轮机振动特征,汽流激振通常发生在高参数、级数多、高转速的轴系稳定性差的高压转子上;从汽流激振过程看,汽流激振和汽轮机的负荷有十分密切的关系,在高负荷时出现。1号瓦轴振汽流激振时半倍频振幅约是工频的2倍,并且振幅较大,说明汽轮机确实产生了汽流激振。

b. 汽轮机惰走过程中有摩擦声1.做拉伸实验时,但是汽轮机惰走曲线与原来相同,50min左右,汽轮机盘车运行一段时间后,高压缸内摩擦声消失;DN3500TSI看到汽轮机轴振动最大幅值的相位与大修后相同,没有发生变化,说明没有通流部分损坏;第1压力级围带大修时,对损坏的部位进行了激光焊接处理,短时间损坏的可能性很小,且经过拉伸试验,母材断裂而激光焊接的焊口未破坏;汽轮机调节级围带汽封在大修中发现损坏后,没有恢复,且将残余的汽封去掉,此处间隙大小发生了变化, 破裂强度实验机 是可能发生汽流激振的部位,是故障源。

c. SOE事故记忆2个飞锤同时弹出,机械超速飞锤飞出的可能原因有飞锤弹簧松弛、飞锤充油回路接通及汽流激振等。汽轮机超速飞锤安装位置的短轴相当于悬臂梁,柔性较大,超速飞锤大修时试验动作转速1号为3 185 r/min,偏低;2号因汽流激振使飞锤弹出而未能试验。

2.2 800 MW汽轮机汽流激振处理分析

国内外出现汽流激振的汽轮机很少,并且不同汽轮机解决的方法多种多样。汽流激振一般很难解决,但是通过现场试验和理论分析也是可以消除的。

绥中发电公司曾改变1号汽轮机调速汽门的开启顺序方法,有效的控制了1号汽轮机汽流激振。1号汽轮机调速汽门设计开启的顺序为1号、2号、3号、4号依次开启。经过分析,采取限制1号高调速汽门开度的方法,投入3号、4号调速汽门重调机构,限制1号调速汽门的开度,3号或4号调速汽门提前开启。但是2号汽轮机采用同样的方法,却发生了汽流激振。

发生汽流激振的汽轮机相对较少,激振力超过轴承正阻尼时,就会引发激振。一般消除汽流激振有3种方法:改变汽流激振力、加大转子的刚度、提高转子的阻尼力。

a. 改变蒸汽激振力的大小。通过改变调速汽门开启顺序从而改变汽流分布的方法来改变激振力。绥中发电公司1号汽轮机采用此法,效果较好。

控制转子弯曲、汽缸变形和汽缸膨胀来控制转子与汽缸各部位的径向间隙,从而控制激振力。径向间隙可产生激振力的部位有3处:围带汽封、隔板汽封和轴端汽封,且围带汽封产生的激振力大。对绥中发电公司2号汽轮机,计划利用下次大修机会将调节级围带汽封恢复。

调整转子中心位置或改变汽封径向间隙,来改变激振力,一般径向间隙大激振力小,径向间隙小激振力大。如形成汽流激振的原因是汽封结构设计不当,间隙小,轴承提供的正阻尼不够所致。德州发电公司300 MW汽轮机, 1号汽轮机1992年7月负荷从180 MW升至200 MW时,突发强烈的低频振动,轴振动为500~600 μm,频率为25 Hz,负荷增加振动继续加大,降负荷至160 MW时低频振动消失。检查发现高中压转子左偏0.5 mm,重新调整了高中压转子的左右位置,汽流激振得以消除。

b. 增加转子的刚度。减少转子长度或增加直径来提高转子刚度,从而提高转子临界转速。但制造出厂后无法实现。

c. 提高转子阻尼力。利用反涡旋转技术干扰流体的周向运行:逆流向注入流体以减少系统阻尼,从而提高失稳界限转速,这是消除密封失稳的主要手段。例如向轴瓦内引入另外润滑油,紧急启动顶轴油泵控制失稳。绥中发电公司已经将这种办法列入到应急措施中。改变轴承的几何形状来扰乱周向旋流并且减少其强度,提高转子的稳定性。

机组启动措施:启动前控制汽缸上下缸温差小于规定值,晃动度不超过原始值,高压缸内无摩擦声,挂闸冲转。汽轮机升速到500 r/min时,将主汽门和调速汽门关闭,进行摩擦检查,高中压缸确认没有摩擦声,升速到3 000 r/min。

3 国华公司汽轮机汽流激振风险评估

所有运行的汽轮机都存在汽流激振力,能否超过阻尼力,产生振动突变,是关键所在。国华公司100 MW、200 MW、330 MW、350 MW、500 MW、600 MW、800 MW汽轮机都存在汽流激振的可能,且绥中公司800 MW汽轮机已发生过汽流激振。

a. 神木发电公司的国产100 MW高压参数凝汽式汽轮机。根据目前掌握的国内同型号汽轮机振动情况看,发生汽流激振的几率非常小。

b. 热电分公司的德国ABB公司制造的200 MW双抽汽机组。1号机2号瓦轴承载荷较轻,存在轴承几乎完全脱空现象,可能会使蒸汽激振力和油膜激振力共同作用,使得转子出现低频振动,应引起重视。

c. 淮电发电公司的330 MW和三河发电公司的350 MW亚临界汽轮机。根据目前国内汽轮机情况,仅有德州发电公司的300 MW汽轮机出现了汽流激振。只要大修中汽轮机没有结构改进,汽轮机检修后动静间隙符合要求,大修后启动汽轮机振动正常,一般以后运行中不会产生汽流激振。

d. 盘山发电公司的俄罗斯制造的500 MW超临界汽轮机。高压转子和汽缸结构与绥中公司的基本相同,存在汽轮机发生汽流激振的可能性。尤其汽轮机高负荷时要特别注意,应进行风险评估,制订紧急预案,切实保证汽轮机安全稳定运行。可采取降低汽轮机负荷、启动顶轴油泵、反向注入润滑油、轴承结构改进等措施。

e. 台山、定洲发电公司的上海制造的600 MW亚临界汽轮机。虽然目前国内600 MW汽轮机还没有出现过汽流激振,但是发生汽流激振可能性仍然存在,在汽轮机高负荷时应高度重视,制订预案,采取切实可行的措施。

f. 绥中发电公司的俄罗斯制造的800 MW汽轮机。K型超临界、一次中间再热、单轴、五缸凝汽式汽轮机,1号、2号汽轮机都发生过汽流激振。所以,汽轮机高负荷时要特别注意,应进行风险评估,制订紧急预案,切实保证汽轮机安全稳定运行。2000年1号汽轮机试运时发生了汽流激振,采取3号、4号调速汽门预调方法,效果较好,但是2号汽轮机采用了相同方法后,仍发生了汽流激振,说明汽流激振较复杂。因此对于800 MW汽轮机,还需要切实从运行、技术改进、检修等各个方面进一步进行全面的诊断。

4 总结

汽轮机都存在汽流激振,虽然发生激振突变的汽轮机相对很少,且很难准确确定激振部位,但处理汽轮机汽流激振的方法较多,只要通过详细的理论计算,做好深入细致的现场测量工作,一定可以准确找到激振部位,采取可行措施,消除汽轮机汽流激振。

参考文献

[1]陆颂元.汽轮发电机组振动[M].北京:中国电力出版社,2000.(end)

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