案例：某电厂660MW汽轮机带负荷过程振动增大原因分析
某电厂2号机组为N660-25/600/600型超超临界压力、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，配套的QFSN-660-2-22B型发电机。2015年8月，首次成功冲转，定速3000r/min时刻，轴振、瓦振良好，达到了国标对新装机组振动水平的要求。机组并网后，低压缸瓦振和发电机振动逐渐增大；机组负荷450MW 时，5-8瓦瓦振超过60μm，7瓦轴振也超过110μm。振动专业技术人员协助电厂对2号汽机的振动异常情况进行分析和安全评估。
机组振动故障特征从机组首次并网后的历史数据来看，2号机组的振动异常现象主要有以下几个特征：
· 首次定速3000r/min空载运行时，机组轴振、瓦振良好；带负荷后，低压缸B 缸及发电机振动随负荷升高明显增大，其中以5-8瓦的瓦振及7Y轴振对负荷的变化最为敏感，负荷大于450MW时，5-8瓦的瓦振、7Y轴振就超过了报警值。
· 低压缸及发电机振动与负荷的跟随性具有可逆性，即随负荷升高而增大，负荷降低后，振动基本能恢复至原始水平。
· 初并网时刻，机组负荷33.6MW（无功27.4Mvar），7瓦轴振/瓦振分别为33μm/13μm，8瓦轴振/瓦振分别为24μm/38μm；负荷增加至560MW时（期间调整了无功功率），发电机振动达到峰值，7瓦轴振/瓦振分别为136μm /76μm，8瓦轴振/瓦振分别为86μm/92μm。
· 瓦振与轴振比值偏大，即瓦振大、轴振小的问题：主要表现在5、6、8瓦上，目前普遍认为瓦振与轴振比值的正常范围为0.1～0.5；就2号机组来说，初定速3000r/min 时，瓦振与轴振的比值不到1，而带负荷后6瓦比值超过2.5。
· 6Y轴振经常出现间歇性大幅跳变，在30μm～300μm范围内大幅波动。
图1 机组首次定速3000r/min时振动列表（机组自备TDM系统截图）
图2 并网后发电机振动随负荷变化趋势
相关参数对振动的影响试验针对2号机组振动随负荷变化及瓦振与轴振比值异常的现象，怀疑低压缸和发电机存在动刚度不足、发电机转子振动变化与热不平衡有关，查阅了机组超速试验过程振动变化情况，并开展变氢压、变无功等试验，研究运行参数对振动的影响。
1. 超速试验
8月6日，2号机组完成了超速试验。从机组自备TDM系统记录的历史振动数据可以发现，5瓦～8瓦轴振在3000r/min～3360r/min 范围内均没有共振峰，而瓦振却都有共振峰：5瓦瓦振的共振峰为3080r/min 和3194r/min，6～8瓦瓦振的共振峰分别为3060r/min，3172r/min，3135r/min。超速过程6～8瓦振动Bode图分别如图3～图7所示。从数据来看，低压缸与发电机瓦振在工作转速下存在一定的共振。
图3 超速过程5瓦瓦振Bode图图4 超速过程6瓦瓦振Bode图图5 超速过程7瓦瓦振Bode图图6 超速过程8瓦瓦振Bode图图7 超速过程7Y轴振Bode图
2. 变氢压试验
由于低压缸及发电机振动与负荷的跟随性具有可逆性，从引起振动变化来源方面考虑，机械方面的原因基本可以排除，通过调整发电机氢压，分析是否存在冷却不均引起的热不平衡。8月13日，将氢压由0.42MPa提高至0.44MPa，其它参数基本保持不变，发现7瓦轴振有一定程度的降低，如图8所示。
图8 氢压变化对发电机振动的影响
3. 励磁电流试验情况（变无功试验）
从表面上看，机组振动是随负荷变化，实际上励磁电流（无功负荷）与负荷呈正相关，那么也有可能振动是随励磁电流变化的。8月14日上午，机组升负荷，计划由400MW升至600MW满负荷。当负荷增加至560MW时，发电机7Y轴振达到136μm，建议采取降低无功功率的方式，遏制发电机振动随负荷增大的趋势。随即将机组无功功率由265Mvar降低至190Mvar运行，直到机组负荷升高至600MW，7Y轴振最终稳定在125μm左右。
由此可见，影响发电机运行的真正因素为励磁电流（无功），而非有功负荷。8月14日下午，提出的改变无功试验方案经电厂、设备厂家、调试单位、火电安装单位及监理单位商量讨论，一致同意进行该项试验，以研究无功变化对发电机振动的影响。试验过程：保持机组负荷稳定在400MW，将发电机无功功率在150Mvar～280Mvar范围内调整，将无功分别稳定在150Mvar、200Mvar、240Mvar、280Mvar，4个功率平台10min～20min，发现发电机轴振随无功的增大而上升，并具有一定的滞后性。其中，7Y轴振增大约30μm，8Y轴振增大约15μm。从试验结果来看，发电机转子振动确实与励磁电流有关。一般来说，转子材质不均、匝间短路、冷却系统不对称引发的冷却不均，都会使发电机振动表现出与励磁电流的正相关性。
图9 升负荷至额定功率过程振动变化趋势
振动分析与诊断基于以上试验结果分析：
· 6Y轴振经常出现间歇性大幅跳变，主要是10Hz以下低频振动，且信号输出时好时坏，信号真实性还有待证实。
· 振动表现异常的5-8瓦，以工频为主，从性质上来说，属于普通强迫振动。从机理上来看，振动与2个因素有关：一是激振力（轴振大小可反映来自转子上的激振力的大小）；二是动刚度，与激振力成正比，与动刚度成反比。引起机组振动大故障的原因总的来说只有2个，一是激振力过大，二是动刚度不足。
· 轴振随负荷升高而增大，是激振力增大引起的。升负荷过程中，6-8瓦轴振增大，主要是工频分量的增大，表明转子上的不平衡量增加了。不平衡量包括2个部分，一是原始质量不平衡，二是热不平衡量。热不平衡来源，最常见的原因是碰摩和局部受热不均，使转子产生临时热弯曲；由于碰摩与无功无关，考虑到发电机转子结构的特殊性，要注意匝间短路和冷却系统局部堵塞等问题。
· 瓦振随负荷升高而增大，与2个因素有关：一是轴振增大导致瓦振增大；二是热负荷的影响使支撑动刚度降低，轴振不变的情况下仍可能使瓦振增大，具体表现为轴振、瓦振增大不成比例，如表1所示。
表1 不同负荷时刻瓦振轴振比值列表· 瓦振与轴振比值偏大原因分析：支撑动刚度由结构刚度、连接刚度2个要素组成。从TDM历史数据及现场轴承座振动特性测试结果来看，存在支撑动刚度不足的问题。轴承座外部特性现场实测结果：沿轴向方向，从联轴器端到转子端（也即从外端到内端），5-8号轴承座中分面垂直振动逐渐增大，内端比外端振动高出20μm左右。存在一定的差别振动，表明存在受力不均的现象，导致连接刚度变差。从TDM记录的超速试验过程瓦振Bode图上发现，5-8瓦轴振在3000r/min～3360r/min范围内均出现共振峰，瓦振则存在至少1个共振峰，也就是说5-8瓦轴承座在工作转速下存在一定程度的共振，导致瓦振对激振力的变化比较敏感，出现了“轴振小、瓦振大”的现象。由于轴承座临界转速只是稍大于工作转速，在负荷增加的影响下，轴承座结构刚度会有一定程度的降低，导致轴承座临界转速更加接近工作转速，对激振力的变化（也就是轴振的变化）更加敏感。从560MW与定速3000r/min时刻瓦振与轴振比值的对比情况，可以得到验证。
· 真空严密性试验过程中，真空度降低3kPa，6瓦瓦振降低20μm。6瓦轴承为坐缸式轴承，直接坐落在排汽缸上，表现出对真空非常敏感，也侧面印证了6瓦动刚度不足的判断。电厂技术人员反映，6号轴承箱曾因安装困难采取过切削处理，此举会降低轴承箱的刚度和强度，基本可以证实对6号轴承箱存在动刚度不足的判断。
结论及建议根据变参数运行试验及振动分析，认为2号机组振动异常现象是结构动刚度不足和热不平衡综合引起的，并有如下建议：
· 由于发电机振动与励磁电流大小表现出正相关性，可能的原因包括匝间短路、转子材质不均、冷却系统不对称引发的冷却不均等。因发电机转子绕组匝间短路对设备安全性的影响远高于其他引起转子热不平衡的原因影响，建议首先请发电机厂家及发电机专家确诊是否存在匝间短路故障，并评估对机组安全性的影响。如无匝间短路情况且其他引起热不平衡的原因难以消除，再考虑其他手段抵消或者补偿一部分热不平衡量。
· 利用合适的机会，对5-8瓦动刚度不足的原因进行排查：检查轴承紧力、间隙、瓦枕垫块接触状况；台板与汽缸以及台板与轴承座之间接触情况。尤其是6瓦，最好能翻瓦检查，并查看轴振探头是否正常。
· 对于5-8瓦轴承座工作状态下共振的问题，主要有2条解决途径：一是提高动刚度避开共振，也是解决此问题的根本方法，但现场操作起来通常都比较困难；二是降低激振力。即使运行中出现共振，在确保连接刚度无异常后，通过精细动平衡，减小转子上的激振力，也可以取得比较好的减振效果。
来源：汽机监督微信公众号（ID：qijijiandu），原文来自《电力生产安全信息》。
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