《机组振动跳闸原因分析.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《机组振动跳闸原因分析.pdf（3页珍藏版）》请在三一文库上搜索。
1、机组振动跳闸原因分析机组振动跳闸原因分析 1. 事件过程事件过程 某电厂2号机组容量为135MW，汽轮机为超高压、冲动、两缸、双排汽、凝汽式， 系哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产。2007年4月13日02:08，2号机组负荷为60MW， 因处理除氧器安全门泄漏缺陷，分别退出1、2号高压加热器、除氧器和4号低压加热 器，轴封汽源切为邻机辅汽供给。02:12，机组轴系2-4瓦振动开始出现明显上升，运 行人员开大高压轴封漏汽至除氧器手动门前疏水，并对轴封供汽压力进行了调整， 2007年4月13日02:18，因轴系3号瓦振动达到80m，引起保护动作机组跳闸。 2. 原因分析原因分析 检查 DCS 历史数
2、据趋势曲线，机组在退出 1、2 号高压加热器、除氧器后，轴系 振动除 3 号瓦垂直方向振动偏大（47.2m）外，其他各瓦振动没有明显的变化。在 退出 4 号低压加热器 4min 后，机组轴系 2-4 瓦振动开始出现明显上升，至机组跳闸 时，记录值如下： 轴 系 原运行显示值 机组跳闸时显示值 2 号轴瓦振动 7.6m 52.0m 2 号瓦 X 方向轴振 20.0m 121.1m 2 号瓦 Y 方向轴振 17.0m 51.5m 3 号轴瓦振动 47.2m 80.5m 3 号瓦 X 方向轴振 72.0m 139.8m 3 号瓦 Y 方向轴振 69.8m 146.6m 4 号轴瓦振动 19.9m 4
3、7.6m 由于机组在跳闸之前轴系振动呈升高而且发散趋势，因此初步可以断定，机组 轴系受到外力扰动，导致激振力激增，从而使轴系各瓦的振动不断上升，导致机组 跳闸。 由于机组跳闸是因 3 号轴瓦垂直振动偏大导致，因此，2007 年 4 月 16 日，首先 对 3、4 号轴瓦振动和轴承外部特性进行了测试。测试时机组负荷 110MW，测试数据 具体如表 1、表 2 所示。 表 1 3 号轴瓦振动数据 3 号轴瓦 4 号轴瓦 振动 数值 m 46.5 26.3 52.1 11.7 10.8 49.8 mm/s 4.94 2.56 5.62 1.18 1.02 5.39 表 2 3、4 号轴承外部振动特性
4、数据 PDF 文件使用 “pdfFactory Pro“ 试用版本创建 电力安全生产信息汇编 2007 年第 8 期 1 汽机端 发电机端 振动 位置 单位 1 4 2 3 螺栓 m 31.5 30.2 13.8 8.7 台板 m 32.4 28.5 12.7 7.7 从表 1、表 2 可以看出，3 号轴承垂直和轴向位置、4 号轴承的轴向位置振动偏 大，而 3 号轴瓦轴振 X、Y 方向分别为 72.7m 和 69.5m，达到优良值。频谱分析 结果表明，垂直和轴向振动均以基频分量为主，表明振动的性质为普通的强迫性振 动。而引起强迫性振动的主要原因有：激振力偏大和轴承动刚度不足。由于轴瓦轴 振
5、X、Y 方向振动优良，可以排除该处激振力偏大，因此可以判断引起 3 号轴承垂直 振动偏大的原因为轴承座的动刚度不足。此外，3、4 号轴承汽机端和发电机端振动 相差最大达 21.5m，表明轴承座底部与台板和基础间的连接刚度较差且不均匀，轴 瓦轴向前后刚度存在严重的不对称，从而造成了 3、4 号轴承座的轴向振动偏大。 由于 3 号轴承的垂直振动在运行时就偏大，当机组轴系受到外力扰动，导致激 振力激增，使得 3 号轴承垂直振动不断增大至跳机保护动作。进一步分析外界扰动 力的来源，有下列几种因素：一是低压缸轴封进冷汽或进水，导致轴颈弹性热弯曲 引起动静碰磨。由于机组低压缸轴封供汽温度比较接近减温器，无
6、法真实反映减温 后的轴封供汽温度，客观上造成运行人员的调整困难，且在机组振动上升初期，运 行对轴封供汽进行了调整，一旦控制不当，容易引发低压缸轴封进冷汽或进水；二 是低压缸在高压加热器、除氧器和 4 号低压加热器退出后，轴向推力增大，对于三 支承转子系统，低压缸排汽温度降低引起机组膨胀或收缩不畅，轴承标高变化引发 轴承负载分配不均，轴系中心出现变化，都会导致机组的动静碰磨，这从 DCS 历史 数据曲线中可以看出，当低压缸排汽温度降低至稳定后，3 号瓦振动开始攀升，此时 2 号瓦振动略有下降，而后 3 号瓦振动的加剧上升导致了轴系振动的发散。 综上所述，引起 2 号机组跳闸的主要原因有以下几个因
7、素：3 号瓦本身振动特性 不良，机组外界的扰动引起 3 号瓦激振力的增大，导致 3 号瓦振动达到保护动作值 而跳机。而外界扰动力的来源主要有低压缸轴封进冷汽或进水、低压缸膨胀或收缩 不畅、轴承标高变化等，而这些因素将有可能引起机组的动静碰磨。由于跳机期间， 未能采集到轴系各瓦振动特征信号，需采用排除法对上述因素逐一排除。 3. 建议建议 1）首先对 3 号轴承座底部与台板间的连接螺栓进行检查，确认螺栓已经拧紧； 有条件时对台板与基础之间的接触情况进行检查，尤其对 3 号轴承侧检查垫铁是否 走动、垫铁间是否接触良好、垫铁是否过高、走动等，以消除 3 号轴承动刚度和轴 向刚度不对称问题； 2）进行
8、排汽温度变化对轴系振动影响试验，其变化量以 810为宜，以确定 排汽温度变化对轴系振动的影响； 3）检查确认就地低压轴封供汽温度和 DCS 上显示的差别，作为运行人员调整的 PDF 文件使用 “pdfFactory Pro“ 试用版本创建 电力安全生产信息汇编 2007 年第 8 期 2 依据之一，有条件时，对测点位置进行改造，最佳位置在低压缸两端轴封供汽支管 上，以利于运行调整，杜绝低压轴封进冷汽或进水； 4）在机组检修时，对 2 号机组的振动保护系统进行改造，以相对轴振作为机组 的跳闸保护，瓦振仅作为运行监视，但可在运行规程中明确手动打闸值； 5）一旦机组振动出现异常，应严格按照运行规程进行操作处理。 PDF 文件使用 “pdfFactory Pro“ 试用版本创建