1.超临界机组轴系振动的特点

根据朗肯循环原理提高汽轮机的初参数，可以相对提高机组热效率。近年来，随着单元机组容量的增大，出于节约能源和最大限度地充分利用国家能源资源，我国的火电大机组也逐渐向超临界压力发展。

大容量的超临界汽轮发电机轴系变长，支持轴瓦数量增加。例如，绥中800MW超临界汽轮发电机为单轴五缸，转子总长为59.5m。这样，大机组的轴系振动变的更为复杂，具有一定的特点。

1.1低频振动：所谓低频振动就是振动频率低于轴系转动频率，对于超临界汽轮发电机组容易发生蒸汽涡动力引起的低频振动，也可叫蒸汽自激振荡，还叫汽流激振。它主要来源于汽封、轮缘围带区产生的蒸汽涡动力，这个力永远垂直于转子轴心的偏移方向，推动转子发生半速涡动。

1.2油膜振动：由于大容量机组转子长，临界转速偏低，特别是发电机转子临界转速更低。下表是绥电800MW汽轮发电机组各阶临界转速（rpm）：
发电机转子中压转子、№1、3低压转子高压转子、№3低压转子№2、3低压转子发电机转子中压转子、№2低压转子
74817001853191022824326

从上表可知，转子正常工作转速（3000rpm）超过发电机一阶临界转速3倍，这就给油膜振荡创造了基本条件。油膜振荡和汽流振荡不同，它发生在机组启动时，它发生的转速是当时提升到的转速，振动频率约为此转速的一半。油膜振荡的特点就是随转速升高而加剧。

1.3摩擦振动：由于大机组的转子较长，容易存在热残余变形，机组启动不当有可能出现汽封摩擦而发生转子振动。

2.汽流激振的特点、产生原因及消除措施

2.1汽流激振的特点

2.1.1机组负荷增加到某一数值，蒸汽自激振荡才会发生，如果不采取任何措施，也只有当负荷降到这一数值以后振动才会消失。
2.1.2一般发生在大容量高压转子上，高压缸调节级处汽流激振最为严重。
2.1.3振动频率低于转子工作频率。振动频率f=nc/60（nc为转子第一临界转速）。

2.2汽流激振产生的原因

2.2.1由于机组容量大，转子长，所以转子挠度也大，刚性相对较差，转子自振频率较低，当蒸汽对转子作用的激振频率相接近时，就会引起振动。

2.2.2超临界汽轮机入口蒸汽压力高，蒸汽密度大。因为蒸汽涡流干扰力提供的能量取决于轨迹上的激振点和蒸汽的密度。所以蒸汽密度越大越容易产生汽流激振。

2.2.3转子安装不良，动静部分的中心有偏差，在整个圆周上的有些部位，一些蒸汽通过转子的动叶复环和阻汽环之间的较大间隙，一些蒸汽通过较小间隙部位，这样由于整个圆周压力不平衡，更增加了蒸汽对转子激振的可能性。

2.3消除汽流激振的措施

2.3.1改进汽轮机内部密封装置的型式，缩小入口间距，控制动叶顶部漏泄量，减少蒸汽对转子的激振力。
2.3.2调整汽缸和转子中心，避免运行中转子和汽缸中心发生明显偏移。
2.3.3增大转子与隔板之间的轴向间隙。随着喷嘴、静叶与动叶之间轴向间隙增大，可以显著地减少汽流涡动的激振力，但是会降低汽轮机的内效率。
2.3.4改变高压缸调速汽门的开启顺序，由此避免转子在单侧蒸汽力作用下发生明显的径向偏移和在转子上产生的不平衡力矩。
2.3.5增加轴瓦阻尼，减少轴承载荷。例如减少轴瓦间隙、增加轴瓦长度、采用黏度较大的润滑油等。
2.3.6采用稳定性较好的轴瓦，增设挤压油膜阻尼器等。
2.3.7提高转子临界转速。
2.3.8机组启动前长时间盘车，减少转子挠度。
2.3.9轴承采用多瓦块可倾瓦。
2.3.10采用动叶叶顶汽封新结构，能解决机组轴系低频振动问题。

3.绥电#1机组汽流激振问题解决处理情况

3.1设备概况

绥中发电有限责任公司一期工程为两台俄供800MW超临界燃煤机组，是目前我国单机容量最大的火电机组。汽轮发电机由列宁格勒金属工厂生产，单轴、一次中间再热、五缸、六排汽、凝汽式。高压缸为双层回流式结构，高压蒸汽从中间进汽经调节级以后流向机前的5个压力级，然后翻转180°经夹层进入流向排汽侧的6个压力级。轴系由一个高压转子、一个中压转子、三个低压转子、发电机转子和励磁机转子组成。每个转子有两个支持轴承，高压缸后轴承为联合推力轴承，其中高压缸前后支持轴承为六个扇形块组成的可倾瓦轴承，其余均为椭圆型镗孔轴承。机组安装前，三个低压转子均在上海汽轮机厂进行了轴径刨光处理，并做了高、低速动平衡。

高、中压缸分别设有2个主汽门和4个调速汽门。高、中压主汽门、高压调速汽门分别由各自的伺服马达控制。中压缸4个调速汽门由两个伺服马达控制。高压缸调速汽门正常开启顺序为#1、2同时开启，#3、4依次开启。#3、4高压调节汽阀带有重调装置，冷态启动在400MW前投入#3、4高压调门重调机构后可使4个高压调节汽阀同时开启，机组负荷大于400MW以后退出#3、4高压调门重调机构，随着负荷的增加高压调门按正常特性曲线开启。

下图是高压缸前轴承（#1轴承）和高压调速汽门布置情况（从机头向发电机侧看）。

3.2机组振动特征

2000年5月9日，#1机组负荷在650～700MW期间，主机#1轴承振动有突发现象，随即波及相邻轴承。振动突增的主要分量为21～22Hz，幅值由正常的15μm以下瞬间增至50μm以上。

2000年5月16日，根据俄罗斯专家的建议对主机#1轴承解体检查。解体后发现#1轴承上、下阻油边均有不同程度磨损，同时发现#2、#6瓦块背弧与轴瓦洼窝有0.15～0.20mm间隙，检修中对阻油边进行车削，保证阻油边低于可倾瓦表面0.10～0.15mm，对瓦块背弧进行补焊处理，保证#2、#6瓦块背弧与轴瓦洼窝之间没有间隙。此次处理后机组再次启动振动尚未消除。

2000年6月12日，一号机组再次启动加负荷至700MW左右时，主机#1轴承突发振动再次出现，随负荷增加垂直和水平方向振动均达到跳机值（11.2mm/s），同时波及其它各轴承。将负荷减至680MW以下后，振动恢复原状态。

3.3振动原因分析

从振动机理和特征上分析，发生在绥电一号机组的突发振动是典型的汽流激振，属自激振动的范畴，符合如下特征：

3.3.1振动幅值与机组负荷有关，并有良好的再现性。
3.3.2突发振动发生在高压转子前轴承，引起转子涡动的力与蒸汽流量密切相关。
3.3.3突发振动时所测振动频率接近汽流激振时振动频率f=nc/60=1853/60=30.9HZ（nc为高压缸第一阶临界转速）。
3.3.4发生振动时波形为正弦波。

3.4操作前准备工作

根据实际运行情况，东北电科院和绥电公司的有关技术人员经多次研究决定，只能采取改变高压缸调速汽门开启顺序和开度的方案消除汽流激振。

3.4.1按已制定的安全措施、技术措施、组织措施向运行人员交底，在实施过程严格执行。
3.4.2锅炉保持7台磨煤机运行，机组负荷680～700MW，同时炉侧做好快速减负荷准备。
3.4.3解除锅炉ВЗ前压力低保护，将炉侧出口跨接管主蒸汽压力降至23.5Mpa，然后投入机前压力调节器。
3.4.4检查确认汽机串轴、瓦振保护投入。
3.4.5汽机润滑油温保持在40～42℃。
3.4.6操作前机组状态：机组负荷700MW，润滑油温40.6℃。

轴瓦点数1234567891011121314
轴瓦回油温度℃5248505354635457566263585052
油膜压力MPa1.022.021.892.502.682.532.242.662.411.712.863.30
垂直振动mm/s3.23.63.51.63.63.52.44.95.03.94.52.22.74.1
水平振动mm/s4.92.93.22.21.42.31.61.23.01.93.51.82.44.2
高压缸前（#1瓦）轴瓦为6瓦块可倾瓦，金属温度℃（#1～6瓦块）分别是56.8、59.0、63.3、53.2、65.0、57.6。高压缸#1～4调门开度为73mm、73mm、15mm、4mm。

3.5安全措施∶

3.5.1机组升负荷过程中，当振动达保护动作值而保护未动作时，应立即手动停机。
3.5.2在#1瓦就地、主控密切监视机组振动情况，各监视点保证良好的通讯联系。
3.5.3机组加负荷过程中，密切注意机组各参数的变化情况，若出现异常，应立即停止加负荷，并快速减负荷至振动异常消除。

3.6具体操作步骤

3.6.1将汽机#3、4调门重调电机停电，就地手动投入#4高压调门重调装置，手动控制开启6~10mm。
3.6.2就地将#2高压调门缓慢关小，使#4高压调门开启15~20mm。
3.6.3缓慢增加机组负荷，注意观察机组振动情况，一旦出现突发振动，应立即解除机前压力调节器，手动快速减负荷，。
3.6.4机前压力调节器投入自动并维持炉侧跨接管主汽压力23.5Mpa，同时炉侧慢慢增加燃烧率由700MW增加机组负荷，密切注意各瓦振动情况。

3.7汽流激振处理结果

2000年6月19日15时20分，#1机负荷由700MW升至800MW共用了38min，在此过程中#1瓦振动数值逐渐变小，机组其余各轴瓦振动也有不同程度降低，且主机#1轴瓦各瓦块金属温度也有不同程度的下降，并逐渐趋于一致。下面是机组负荷810MW（润滑油温40.6℃）时的有关数据情况：

轴瓦点数1234567891011121314
轴瓦回油温度℃5048505354635457566263585052
油膜压力MPa2.212.242.152.482.752.732.922.822.582.133.183.40
垂直振动mm/s2.62.93.11.43.53.61.74.74.24.83.82.52.64.1
水平振动mm/s2.81.72.22.51.32.21.61.32.51.73.41.92.34.3

高压缸前（#1瓦）轴瓦金属温度℃（#1～6瓦块）分别是56.6、57.6、56.8、54.8、61.6、52.6。高压缸#1～4调门开度为73mm、19mm、38mm、30mm。

4.结束语

由于对绥电#1机组汽流激振判断、分析、处理正确，采取改变高压缸调速汽门开启顺序和开度的方案彻底消除了汽流激振现象，使机组能顺利的达到满负荷运行，#1机组负荷能够增加100MW，每天可增加发电量240万千瓦时。另外避免了汽流激振对机组使用寿命的不利影响，其经济效益和社会效益是巨大的。

在机组通过168小时试运后，根据制造厂的处理意见，在俄罗斯专家现场指导下，对#1轴承的顶部间隙又进行了两次调整，轴瓦顶部间隙已调至下限值0.55mm。但是通过实际运行证明，#1机的汽流激振现象已经不能通过调整轴承间隙的方法消除。现在，#1机组在负荷高于700MW以上时依然按照“改变高压调速汽门开启顺序和开度”的方式避免汽流激振的产生，使机组安全稳定运行。此种解决汽轮机“汽流激振”的方法值得国内外同类型机组借鉴。

参考文献赵常兴主编《超临界压力机组技术资料选编》原东北电力集团公司科技部、东北电力科学研究院出版，1997年6月出版。
施维新编著《汽轮发电机组振动及事故》中国电力出版社出版，1991年4月出版。

作者简介
王向前，职称工程师,绥电公司生技部副主任，通信地址：葫芦岛市绥中发电有限责任公司安全生产部125222。
刘景春，职称工程师,绥电公司运行副总工程师。通信地址：葫芦岛市绥中发电有限责任公司发电部125222。
杨晓东，绥中发电有限责任公司副总经理，通信地址：葫芦岛市绥中发电有限责任公司发电部125222。(