华能福州电厂三期工程汽轮发电机组安装振动控制

张增辉

(华能福州电厂，福建省 长乐市，350200)

0 引言

华能福州电厂三期工程采用基于西门子技术的660 MW超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、凝汽式汽轮机，配套发电机为QFSN-660-2型660 MW汽轮发电机。汽轮发电机组共8个轴承，汽轮机由5个轴承支承，发电机和集电环轴由3个轴承支承。本文分析了华能福州电厂5、6号汽轮机安装过程可能影响振动的细节，给出了相应的振动控制措施，确保了机组一次冲转成功并且各个轴瓦振动均达到优良水平。

1 设备出厂质量控制

(1)提高厂内动平衡精度。汽轮机的厂内动平衡精度标准是2.1 mm/s，由于现场安装可能出现偏差，尤其是靠背轮连接前后的晃度偏差，电厂要求动平衡精度为1.0 mm/s，发电机-励磁机转子满足厂内动平衡时，6、7、8号瓦轴振动不大于27 μm，动平衡过程由专业监造单位监造验收。高精度动平衡为汽轮机正常运行时振动保持在优良范围提供了基础。

(2)在制造厂内研磨轴承与瓦枕的接触面。安装5号发电机时，发现6、7号瓦与瓦枕球面接触情况较差，现场研磨了近20天时间，研磨效果勉强合格。安装6号发电机时，要求厂家研磨合格后才发货，虽然发货时间推迟了几天，但是比现场研磨节省了大量时间，而且研磨效果很好，6、7号瓦与瓦枕球面接触面积超过90%，完全符合验收质量标准。

2 基础二次灌浆控制

基础二次灌浆前，要认真检查基础凿毛状况及清洁度，如果基础清理不好，二次灌浆与基础结合就差［1］。灌浆前，按照图纸要求，在轴承座筋板处粘贴泡沫，给轴承座膨胀留出空间。在基础二次灌浆后，应去除多余水泥至轴承座侧面相平齐。其目的为:(1)观察基座混凝土是否有空洞。由于轴承座面积比较大，二次灌浆时，稍不注意，就可能造成气孔。(2)防止多余的灌浆料影响汽缸膨胀。由于西门子机组结构紧凑，如果轴承座基础混凝土凸出太多，就可能阻碍汽缸的膨胀。(3)美化基础外观。

水氢冷发电机组底脚下垫片，必须严格按照设备说明文件，铺设平垫片和阶梯垫片。600 MW以上的水氢冷发电机组，须进行定子底脚负荷分配试验［2］。

3 轴瓦与瓦枕的接触控制

轴瓦与瓦枕的接触情况对振动影响很大，如果接触不好，则瓦的支撑差、稳定性差，容易导致振动，或者轴瓦卡涩导致烧瓦事故［3］。轴瓦与瓦枕的接触面大都需要现场修刮、研磨。验收时，一定要按照汽轮机厂的交底要求。对于圆柱面轴承，要保证20 mm宽的接触面，做接触试验时，应采用前后摆动轴承。对于球面轴承，应该保证圆形接触面［4］。

4 动静间隙控制

良好的动静间隙控制可以避免动静碰磨，降低振动的风险。汽轮机厂要求低压缸相对于转子抬高0.40 mm，这是因为凝汽器抽真空后，低压内缸进汽管的投影面积上面存在大气压力，而下面是真空，这个差压给低压内缸一个向下的力，使得4个猫爪变形。将4个猫爪架简化为φ250 mm、长500 mm的悬臂梁，低压内缸猫爪简化为φ250 mm、长600 mm的悬臂梁。当凝汽器抽真空后，低压内缸进汽管的投影面上、下的压差引起的作用力约254.340 kN，每个猫爪受力63.585 kN。铸钢的弹性模量为202 GPa［5］，根据悬臂梁的绕度计算公式［6］，得到猫爪及猫爪架的变形量约为0.17 mm，该计算值在顶缸过程中得到验证。亦即汽缸会下沉0.17 mm，加上转子运行时油膜高度约0.20 mm，即得到约需0.40 mm的抬高量。

5 转子找中心控制

转子找中心控制的主要任务是合理分配各个轴承的载荷。转子载荷尽可能由最近的2个轴承承担，减小转子的额外弯矩。轴承载荷过小，则该轴承处转子抗干扰性能就差，运行时转子振动容易爬高。载荷过大，则运行时瓦温容易爬高。

由于西门子汽轮机采用固定式轴承座，轴承座直接与基础通过二次灌浆连在一起，无法再次调整，转子找中心时只能通过轴瓦垫片做少量调整，所以轴承座标高必须在灌浆前精确调整。轴系调整时，必须考虑轴与各个轴承座油挡洼窝的同心度。由于“从前往后”或“从后往前”找中心均有可能导致最后调整的轴瓦中心与轴承座中心偏差过大，导致油挡安装困难甚至轴承盖无法盖上，为此提出“综合考虑各油挡洼窝与转子中心偏差的一次性计算快速找中心算法”。该方法的主要思路是:一次性测量所有靠背轮的张口偏差、圆周偏差，以及各个轴承座油挡洼窝与转子同心度偏差，以各个轴承座油挡洼窝与转子同心度偏差均方根最小作为标准，列出方程组，一次性计算出各个轴承的调整量，而不是调1个轴承后再计算下1个轴承的调整量。在实际应用中该方法取得了很好的效果，基本上1次调整即可以达到标准。

用塞尺测量靠背轮张口时，由于有抬轴器的限制，用塞尺无法测量到轴承中分面处的数值。以塞尺能够测量得到的位置的数值乘以一个系数，计算出靠背轮张口，这是1次调整到位的关键。用塞尺测量结果计算得到的张口值，是以a为直径的假象靠背轮张口值，真正的靠背轮张口值必须乘以b/a，即9/7，如图1所示。

图1 抬轴器对测量张口的影响Fig.1 Effect of shaft device on gauge hatch

6 旋转部件质量平衡控制

振动故障诊断统计结果表明，引起振动过大的激振力中95%是转子不平衡力［7］，而汽轮发电机组安装过程中，最容易引起转子不平衡力的情况有以下2种:

(1)靠背轮螺栓配重情况。安装汽轮机时，发现制造厂提供的靠背轮螺栓质量偏差较大、而且没有匹配标记，现场检查螺栓质量偏差最大60 g，螺母质量偏差最大达165 g，如果随意匹配，则最大质量偏差可达到225 g。DL/T 5210.3—2009《火电施工质量检验及评定标准(汽轮机组篇)》要求对称螺栓质量偏差在10 g以下［8］，而其现场控制偏差为0 g。对于发电机励磁机螺栓及螺栓套筒，发电机厂家在工厂安装了螺栓、完成动平衡，并且已经做好了匹配标记，现场不称重，完全按照螺栓的钢印及螺栓孔的钢印匹配。

(2)发电机风扇安装。由于发电机穿转子前，必须把发电机汽机侧的风扇叶片拆下，待转子穿好后，重新安装风扇叶片。由于每片风扇叶片的质量不一样，叶片的安装也必须按照发电机厂做动平衡时的安装位置进行安装，即按照发电机厂家打好的钢印装发电机风扇叶片。

7 靠背轮连接前后晃度控制

转子连接前后靠背轮晃度变化量，即运行时旋转中心与制造厂内动平衡时的旋转中心的偏差，直接决定了安装偏差引起的质量偏差所附加的离心力，对振动影响非常大。DL/T 5210.3—2009《火电施工质量检验及评定标准(汽轮机组篇)》要求靠背轮连接前后转子晃度的变化不超过0.02 mm［8-9］。但是，许多人不考虑晃度的方向，而是理解为连接前的最大晃度与连接后的最大晃度之差不超过0.02 mm，这是不正确的。如果连接前、连接后最大晃动度在对角，则实际上晃动度变化为连接前、连接后最大晃度之和，所以晃度必须考虑方向。测量时，靠背轮晃度用矢量表示，然后用矢量相减计算晃度的变化量。由于西门子机组是单支承轴承，靠背轮连接时，无支承的转子，应该用在制造厂做动平衡时的晃动度作为原始晃动度，但是制造厂都不提供该数值，这一点对安装质量有不利影响。现场只好用靠背轮的绝对晃动度来控制，确保有轴承支撑的一侧靠背轮连接前后的圆周晃动度变化不超过0.02 mm，而无轴承支承的一侧靠背轮用连接后的绝对晃度不超过0.02 mm来控制。

8 汽机岛与周围建筑物隔离检查

由于汽机岛周围建筑物情况复杂，如果隔离不彻底，周围的振动将传递给汽机岛，引起汽轮机额外的振动。另外，周围建筑与汽机岛隔离不彻底，将会改变汽机岛基础的固有频率，甚至引起基础共振。在6号机试运过程中，发现汽机岛与周围建筑结构之间有水泥块等异物，将这些异物清理之后，汽机的振动进一步下降。

9 安装控制效果

经过以上8个方面的精心控制，6号汽轮发电机首次冲转成功，各瓦振动水平均在优良范围。空负荷和满负荷下的振动数据如表1所示［9］。

表1 机组振动数据Tab.1 Vibration data of turboset μm

10 结语

汽轮发电机组振动的原因很多，在其安装过程中，必须严格控制每个环节，任何一个环节的疏忽，都将导致汽轮发电机组振动偏大。文章列出了关键性的环节，并且提出了注意事项，严格按照这些要求执行，可确保汽轮发电机组的振动处于受控范围。

11 参考文献

［1］王再田，赵学宾，柏昌毅，等.135 MW机组轴承振动偏大的处理经验［J］. 电力建设，2002，23(12):20-28.

［2］曹美全.水氢冷汽轮发电机的振动与底载试验［J］.电力建设，2005，26(6):17-19.

［3］单宏威，张敏，张丹.1 000 MW超超临界汽轮机轴承可倾瓦烧瓦及改造［J］. 电力建设，2010，31(12):119-121.

［4］申如国.N660-25/660/600型660 MW 超超临界中间再热凝汽式汽轮机安装说明书［M］.上海:上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂，2008:25.

［5］张丝雨，马维田，马雁冰，等.最新金属材料牌号、性能、用途及中外牌号对照速用速查实用手册［M］.北京:中国科技文化出版社，2005:146.

［6］许本安，李秀治.材料力学［M］.上海:上海交通大学出版社，1988:229-230.

［7］施维新.汽轮发电机组振动及事故［M］.北京:中国电力出版社，1998:1.

［8］DL/T 5210.3—2009电力建设施工质量验收及评价规程［S］.北京:中国电力出版社，2009:69.

［9］尹学军，王伟强，沙曾炘.汽轮发电机组和汽动给水泵组弹簧隔振基础振动实测的讨论［J］.电力建设，2005，26(8):37-40.

［10］葛祥.华能福州电厂6号机组新机调试中轴系振动测试报告［R］.西安:西安热工研究院有限公司，2010.