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 Co.Ltd 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
2003-10-26T20：06，2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，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，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。K8002405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.
10/10/2005
|
