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200 MW三缸三排汽全背压供热改造机组轴系稳定性研究

2024-10-17 108 上传者：管理员

摘要：华电富拉尔基200 MW三缸三排汽全背压机组改造后首次启动中，存在投入低压排汽喷水后出现轴系振动大的情况。通过对机组轴系稳定性分析汽缸变形的模拟，确定了振动发生的原因为机组原机组低压排汽喷头位置与改造后结构不匹配，低压排汽喷水直接冲刷汽封体导致其温度场突变并引起较大变形，机组动静碰磨进而引发轴系振动。针对问题发生的原因和机组实际情况提出了处理方案和运行建议，解决了机组振动问题，为同类型机组供热改造防范类似问题发生提供借鉴。

关键词：
供热改造
供热能力
机组电负荷
汽轮机
轴系稳定性
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供热机组实施相关改造后既提升了供热能力，又实现了机组电负荷的灵活性调节，能以更好的调峰性能参与电力市场深度调峰[1],显著提高了机组在当前形势下的竞争力[2]。为满足市区热负荷发展和电厂节煤降耗、增收创益求生存的需要，华电能源股份有限公司富拉尔基电厂#2、#3机组于2021年对机组进行了全背压供热改造，改造后启动带负荷过程中，排汽减温水投入后机组轴系振动明显增大。考虑到机组改造后转子出厂前动平衡试验及启动定速后振动良好，排除轴系转子不平衡的影响[3-4]。通过对减温水喷头位置分析和改造前后蒸汽流动的分析，认为振动增大与排汽减温水投入有直接关系。本文通过对实际运行振动特点的介绍、轴系设计稳定性的分析、减温水对静止部件变形的影响等方面研究，论证了振动原因为低压排汽减温水投入导致动静碰磨的机理，通过现场对喷头位置的优化解决了振动问题，为同类型机组供热改造防范类似问题发生提供借鉴。

1、机组介绍

华电能源富拉尔基电厂#2机组为哈尔滨汽轮机厂生产的N200-130-535/535-34型冲动式三缸三排汽凝汽式汽轮机。机组于2021年1月进行机组全背压供热改造，本次改造采用利旧的原则，蒸汽在高、中压通流部分做功后，由中压排汽全部抽出供热。改造后中压模块结构见图1,其中红色框体内原机组为中低压叶片及隔板，本次改造将中压缸内原低压套装叶轮及相应叶片全部拆除，相应位置更换为套筒并新增两圈端汽封将高温抽汽与排汽腔室隔离，同时拆除原机组低压全部隔板和动叶片。

图1改造后中压模块

2、运行情况及初步分析

机组改造后首次启动带80MW负荷运行期间，中(低)压排汽缸温度过高，试投低压缸减温水，随后中压后轴承(3号轴承)瓦振由20 μm增大至70 μm, 现场调整负荷依然无法降低瓦振幅值，被迫打闸停机。由于机组现场未架设专业振动测量设备，总结振动期间机组实际运行参数及振动特点，对本次振动进行初步分析如下：

(1) 机组低负荷运行期间，转子与低压缸内蒸汽产生摩擦生热的鼓风效应[5],排汽温度最高温度达到70℃,低压排汽喷水的投入为振动发生前后中唯一明显的变量；

(2) 3号轴瓦振动增大时基本呈平滑上升趋势，无波动或突跳现象，说明振动以基频振动为主，基本呈现普通强迫振动的振动特征[6],其主要原因为不平衡量增加，结合实际机组振动呈坡度上升，可以排除转动部件脱落的可能，初步确定为动静碰磨导致转子热弯曲而引起振动增加；

(3) 机组振动响应以3号轴承最为明显，2号轴承和4号轴承也略有上涨，考虑到中压转子产生振动激力对3号轴承影响最明显，分析振动源头大概率来自于中压转子，结合机组实际结构分析汽封体在喷水过程中出现动静碰磨的可能性较大。

为进一步查找本次事故的根本原因，制定确实有效的解决方案，通过轴系稳定性设计的合理性和机组事故模拟两方面对以上分析进行逐步验证。

3、轴系设计分析

本机组轴系是由一个高压转子、一个中压转子、一个低压转子和一个发电机+励磁机转子组成，共包括5根转子和9个轴承。其中汽轮机高压转子和中压转子采用三支撑结构，低压转子和发电机组转子采用双支撑结构，轴系离散化建模如下图2所示。

图2轴系离散化动力学模型

本次改造后中压和低压转子重量均有所减轻，轴承载荷也相应减小，按照设计轴承标高和转子重量计算得到改造前后轴承载荷如表1所示，改造后各轴承比压均在0.80MPa以上，轴承载荷合理。轴系连接状态下各模态临界转速(见表2)均可以避开工作转速±10%区间[7],改造后轴系稳定性合格。

表1改造前后轴承载荷及比压对比

表2轴系各临界模态转速

4、运行模拟分析

4.1 运行模拟

为了确定低压排汽减温水投入前后静止部件的变形情况，对改造前后中压汽缸温度场及变形进行了对比分析。根据静止部件结构、运行汽封参数、排汽参数等进行边界条件加载计算减温水投入前后汽缸及汽封体温度场和变形量，结果见图3和图4。

图3中压缸排汽侧汽封体喷水前后温度场对比

(左侧为喷水前、右侧为喷水后)

图4中压缸排汽侧汽封体喷水前后变形量对比

(左图为垂直径向变形，右图为左右方向变形)

通过计算结果可以看出，排汽减温水投入后较投入前中压缸排汽侧汽封体变形量之差最大达到0.46 mm, 汽封体变形越靠近电端(即图4汽封序号越大)变化越明显。中压排汽侧汽封体径向设计间隙值仅为0.45 mm, 考虑到初带负荷阶段转子受热膨胀速率快于静止部件，在此时投入减温水，汽封体与转子之间间隙迅速减小并消失进而导致径向动静碰磨。

4.2 综合分析

为进一步分析上述汽封体喷水后变形的影响因素，确定机组运行时低压减温喷水投入的温度限制，将上述模拟计算排汽温度由70 ℃更改为50 ℃、110 ℃甚至150 ℃,计算结果显示，排汽温度更改为上述任意数值对喷水前后汽封体变形量之差均为0.45 mm左右，无明显差异。根据机组中压排汽区域结构(见图5)可以看出，减温水投入前，本次改造后新增设的汽封体低压侧蒸汽流量显著低于中压排汽，其温度主要受到调端侧中压排汽蒸汽影响，运行时汽封体温度基本与中压排汽温度接近。因此，机组原喷水投入后，直接将减温水喷淋至高温汽封体，导致汽封体剧烈变形发生动静碰磨。考虑到改造前新增汽封体区域原设计为低压通流，机组运行时存在大量蒸汽流动，减温水投入后蒸汽会将减温水一同带入排汽直至凝汽器，减温水与汽缸实际接触区域距离机组通流较远，同时排汽缸及凝汽器本身温度也相对较低，减温水对汽缸远端汽缸的冷却不足以造成汽缸大幅变形。机组原减温水喷头位置是适应与改造前机组蒸汽流动特点的，但对于供热改造后的机组蒸汽流动和结构来说存在风险。

图5改造后中压缸排汽区域结构及减温水喷头位置示意图

5、处理措施及效果

按照运行模拟分析结果，排汽减温水投入导致改造新增汽封体变形甚至发生动静碰磨的问题与排汽温度无直接关系，与中压抽(排)汽温度有直接关系，对于供热机组抽汽参数必须要满足用户要求，因此，无法通过运行控制调整避免喷水时动静碰磨振动。为彻底解决减温水投入带来的振动问题，现场对减温水喷头位置进行了调整(见图5),调整后减温水喷头远离中压新增汽封体，改变了喷头朝向，避免了减温水投入后直接冷却汽封体。机组再次启动及后续运行中，投入排汽减温水后机组轴系振动稳定，处理效果良好。

6、结论及运行建议

通过对富拉尔基电厂全背压改造#2机组初次带负荷期间排汽减温水投入后机组振动情况分析，结合机组轴系稳定性设计数据和汽缸模拟结果，对比改造前后机组结构特点，形成结论如下：

(1) 机组改造后轴系稳定性设计合理，3瓦振动问题的原因为排汽减温水投入后直接喷淋至中压排汽侧新增汽封体，导致汽封体急剧受冷形变引起动静碰磨进而导致振动增大；

(2) 汽封体形变与低压排汽温度无明显关联，主要受到中压抽(排)汽温度影响，为保证机组供热要求，现场通过调整减温水喷头位置及朝向有效解决了减温水投入后机组的振动问题；

(3) 国内三缸三排汽机组多数投运时间较长，机组实际减温水喷头可能发生过更换或改动，在机组供热改造中，应重点关注中压排汽端喷头位置和朝向，避免改造后减温水直接喷淋至汽封体、内缸等部套引起热变形导致机组振动。

参考文献:

[1]谭政.火力发电机组深度调峰技术研究[J].环球市场,2019,50(23):175.

[2]侯玉婷,李晓博,刘畅,等.火电机组灵活性改造形势及技术应用[J].热力发电,2018,47(5):8~13.

[3]寇胜利.汽轮发电机组的振动[M].北京:中国电力出版社,2007.

[4]张学延.汽轮发电机组振动诊断[M].北京:中国电力出版社,2008.

[5]赵英英,党丽丽,薛海亮.某200 MW超高压汽轮机供热改造[J].热力发电,2020,36(1):51~54.

[6]牟法海,吕冬梅,曹伟,等.600 MW 汽轮发电机不稳定振动故障诊断与处理[J].大电机技术,2019,3(3):38~42.