汽轮机轴系安装中的振动及故障处理

汽轮机轴系安装中的振动及故障处理

1水机机组增容改造广东新丰江电装配厂位于广东省东江支流新丰江。配备了四台混流式发电站。经过改进，目前总安装时间为35.5m。这是广东省最大的传统电力厂。在系统中，它主要起到了调节针头、频率和事故等待的作用。#2机组于1961年投产,水轮机型号为HL662-LJ-410,至改造前已运行42年,超过了30年的设计使用寿命。限于当时的制造水平,该水轮机转轮叶片制造质量差、叶片型线误差大、表面光洁度不高,加上长期遭到空蚀严重破坏,检修中大面积补焊又导致转轮叶片变形,水机效率严重降低,同时发电机绝缘老化现象严重,定子铁心松动、锈蚀,槽楔松动。为解决上述设备问题,提高机组效率、出力及运行安全稳定性,于2010年6月对#2机组做了增容改造,改造后水轮机型号为HLA724a-LJ-410,额定水头73m,额定出力93.6MW,最大水头84.3m,最大出力107MW,最小水头57.8m,额定转速150r/min。机组为悬吊式结构,有上导轴承,无下导轴承。#2机组增容改造完成后,存在机组振动摆度严重超标、某一方向上导瓦温高及机组轴线曲折等问题,根据现场动平衡试验结果,经配重后消除了机组轴系存在的机械及电磁不平衡力。同时通过调整发电机空气间隙,上机架水平及机组旋转水平、重新盘车调整机组轴线等针对性的检修,大大提高了机组轴系稳定性,保证了机组的长期安全运行。2旋转中心和轴线问题目前,大中型反击式水轮发电机组均为立式机组,立式机组的布置决定了水轮发电机组的运行特点以及机组轴系运行的基本状态和要求。机组轴系稳定性是运行稳定性的基础,而轴系稳定性的先决条件取决于三个中心,即机组中心、旋转中心及轴线。机组中心是指水轮发电机各个固定部件(即发电机定子、机组上下机架、水轮机顶盖及上下止漏环等部件)的中心连线,称之为机组设备安装中心;旋转中心是指机组运行时,推力轴承的镜板平面的中心垂线;轴线是指机组水轮机与发电机主轴中心的连线,称之为机组主轴轴线。机组轴系三个中心既相互依存又相互作用,任何一个中心的偏差或存在问题,都会影响机组轴系运行的稳定性。水轮发电机组运行稳定性受多种因素影响,振动原因、形式、条件各异,但主要体现在水力因素、机械因素和电磁力因素干扰三个方面。目前国内水电机组设计及制造加工工艺均已相当成熟,除水电机组一些固有特性(如非设计工况下的水力不稳定因素及尾水管涡带)导致的振动外,影响机组运行稳定的因素多与机组的安装工艺及安装质量有关,尤其是新投产机组及增容改造后的机组。为保证立式水轮发电机组的运行稳定性,应满足以下三个基本条件:(1)机组设备安装时,应确保机组中心准确可靠,使机组各固定部件中心在同一垂线上,保证旋转中心与机组中心重合,保证机组各部位间隙及发电机气隙均匀,以减少水轮机水力干扰和发电机电磁力干扰。(2)机组盘车时,需准确定位机组的旋转中心,确定轴系运行的最大摆度值方位,确保轴系运行的垂直度和直线度,以减少机械不平衡力的干扰。(3)轴线质量好,表明旋转体自身达标,但机组轴系运行时,除了旋转体本身外,还要与机组的各部位导轴承保持同心。3机组试验结果由于#2机组可能存在质量不平衡及电磁力不平衡,因此在增容改造后的启动过程中对机组各部位的振动摆度进行了全面监测,试验数据见表1。在额定转速下,机组各部位振动偏大,机组上机架水平振动通频峰峰值最大达到99.2μm,上导摆度最大达到347.5μm,两者的转频峰峰值均占通频峰峰值的比例达70%~80%,表明机组存在明显的机械不平衡。谱分析结果表明,机组上导摆度及上机架水平振动信号中均存在明显的二倍转频分量,并且-X+Y方向二倍转频分量明显比-X-Y方向大,表明机组上导、水导不同心或机组轴线有曲折。从机组升压后的试验数据来看,到0.5Ue时,机组上机架水平振动及上导摆度已经严重超出了国家标准规定≤90μm的要求。上导摆度及上机架水平振动通频峰峰值及转频峰峰值均随着励磁电流的增大而明显增大,同时二倍频分量也明显增大,而转频相位角基本不变,说明机组同时存在机械不平衡力及由于机械原因导致的电磁不平衡力,且两个不平衡力的相位角基本一致,同时机组存在上导、水导不同心或机组轴线曲折程度进一步加剧的问题。在0.5Ue工况下进行机组动平衡试验,动平衡采用影响系数法,通过两次配重,最终在机组发电机#4、#5轮臂上共加配重88.5kg,图1为机组配重示意图,配重后机组带负荷时运行数据见表1。从配重后的试验结果来看,机组运行非常平稳,各部位振动摆度均满足要求。谱分析结果表明,机组上导摆度、水导摆度及上机架水平振动中仍存在二倍频分量,但幅值已经大幅下降。4机组运行一段时间稳定后的上导轴承瓦温度机组改造后的运行过程中,上导轴承#4、#5、#6、#7瓦瓦温偏高,其中#6瓦瓦温最高,接近报警值60℃,且上导轴瓦最高瓦温与最低瓦温相差11.1℃,机组运行一段时间稳定后的上导轴承瓦温度见表2。另外,机组各部位摆度、振动,包括定子基座水平振动信号中均含有明显的二倍转频分量,其中上导摆度信号中二倍转频分量非常大,水导摆度次之,并且水导摆度信号中除二倍转频以外,还包含三倍转频、四倍转频等高倍转频分量,表明机组除存在上导、水导不同心或机组轴线有曲折等问题外,水导轴瓦处还有轻微碰磨现象。4.1振动信号分析为查明原因,对机组检修记录及相关部位进行了详细检查,发现存在以下几个问题:(1)机组在增容改造过程中的盘车数据记录显示,机组法兰处盘车净摆度达到160~170μm,明显偏大,而水导处盘车净摆度只有30μm左右。这两组数据表明机组轴线存在弯曲,并且在法兰处存在一个明显的折线,机组在运行过程中,就会产生“跷跷板”现象,导致各振动摆度信号中存在二倍频分量,而机组定子基座水平振动信号中也存在明显的二倍频分量,表明机组由于轴线曲折而产生的不平衡力矩通过上机架传递到了定子基座上,并对定子基座产生了较大影响,说明整个轴系的不平衡力矩较大。同时,由于轴线倾斜及曲折,导致机组大轴运行姿态发生改变,使得大轴在上导轴承及水导轴承处产生偏靠现象,机组上导轴瓦为钨金瓦,而水导轴瓦为橡胶瓦(橡胶瓦无温度显示),因此出现上导轴瓦一侧瓦温高,另一侧瓦温低,且水导轴承处出现轻微碰磨的现象。(2)测量机组在运行状态下的上机架下沉量结果表明,#4、#5、#6上导轴瓦方位(即温度较高的导瓦所在方位)的上机架各支腿下沉量较大,最大相差0.03mm/m,说明在运行状态下上机架水平度较差,大轴可能会向#4、#5、#6上导轴瓦处偏靠。(3)发电机空气间隙测量结果表明,上部空气间隙数据均在国标允许范围内,下部空气间隙有5个磁极数据超标,有1/3磁极上、下部空气间隙偏差比较大,但#4、#5、#6上导轴瓦方位处(即温度较高的导瓦所在方位)的空气间隙较小。在振动故障分析与处理中发现,机组主要的振源为电磁力不平衡,因此空气间隙小的地方必然受力大,从而导致此处的轴瓦承载负荷大,瓦温高。#2机组轴线曲折,上机架水平度差及发电机空气间隙不均匀是引起轴系振动及上导轴承瓦温高的主要原因,三者并不是孤立的,而是相互影响、相互促进的。4.2重新调整机组各部位振动、摆度频率2011年3~5月,对#2机组进行了B级检修,在检修中采取措施为:(1)分解大轴法兰,对法兰面进行彻底清理,改善轴线曲折状况。重新联轴后,盘车数据显示轴线曲折形态比检修前有所改善。(2)重新调整空气间隙,有效减小空气间隙的偏差。(3)重新调整机组上机架水平及机组旋转水平。(4)处理部分磁极下沉、磁极楔块松动的问题。(5)对上导轴瓦进行研磨修刮,去除表面一层钨金,消除瓦面软硬不一的现象,保证上导轴瓦接触点、接触面积符合国标规定。B级检修后,机组运行过程中上导轴瓦局部瓦温偏高的问题得到了解决(表2)。从机组各部位振动、摆度频谱分析结果来看,各信号中仍然存在二倍转频分量,但二倍转频分量明显降低,尤其是上机架水平振动中的二倍转频分量已经非常小,说明通过对轴系重新调整后,轴线曲折现象有了很大改善。同时机组运行的稳定性得到了提高,B级检修后机组带负荷时运行稳定性试验数据见表1。5解决机组运行稳定性重a.针对新丰江水电厂#2机组启动过程中出现的振动故障,通过试验准确判断机组轴系存在机械不平衡及电磁力不平衡,分析了产生