案例丨某热电厂1号机油膜振荡故障

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一、故障机组的基本信息

此机为某热电站1#汽轮发电机组，发电负荷30MW/h，带43公斤中压抽汽，15公斤背压抽汽。

2018年5月31日大修完成后14:00开机，并列后发现发电机的前后轴瓦3、4#轴振X、Y向振动大，调整负荷无效，手动打闸或联锁停机，无法维持长时间运行。

二、故障过程

1. 故障概况

2018年6月1日凌晨1:19，负荷15.6MW/h，进汽量207t/h， 15公斤背压抽汽167t/h， 43公斤中压抽汽未投，在油温油压正常、无任何操作的情况下， 1#汽轮发电机轴振3x、3y，4x、4y突然增大超过200um（20秒），导致联锁停机。

当转速降至900r/min时，重新挂闸维持1000r/min，但3#轴瓦振动仍在100um以上，打闸停机，转速降到零时投盘车。

第一次停机：分析认为发电机端盖风挡间隙偏小，当发电机转子热膨胀后发生轻微动静摩擦引起的振动。

组织对其拆卸检查，北侧端盖的东侧挡风板有弧长约80mm的密封齿摩擦痕迹明显。于是进行修磨处理，并适当放大间隙45-60丝，处理完毕后再次组织开机。

6月1日下午13:30处理回装完成。14:46分组织开机，15:12并列带负荷12MW；20:27升负荷至20MW，投43公斤抽汽运行正常。

第二次停机：6月2日18:02振动大，检查及处理。

6月2日18:02分， 1#机负荷24.6MW，进汽量330t/h， 43公斤中压抽汽113t/h，背压抽汽179t/h，在无任何操作、油温油压正常且外界管网稳定的情况下，发电机轴振3x、3y，4x、4y突然增大超过200um（18秒）保护动作停机。振动症状与上次一样。

停机后，发现盘车摆轮活塞脱出，在盘车脱开的情况下起不到偏心止锁作用，可能导致机组运转中摆轮逐渐下沉，与转子碰摩的情况，故对盘车装置进行解体检查，发现盘车啮合轮护罩脱开侧有碰摩痕迹，对盘车摆轮活塞进行了复位。

盘车自动投入及脱开电磁阀活塞卡涩，对活塞进行了研磨处理，检修完毕后投盘车时发现电磁阀电源线故障，更换盘车控制柜至电磁阀的电源线。

抢修后组织第二次开机。6月8日10:00暖机，13:19并列带负荷逐渐加至14MW，期间各指标正常，运转平稳。

第三次停机：6月9日0:17振动大，检查及处理情况

6月8日22：00 ，负荷11.7MW ,进汽量169t/h，背压抽汽114t/h，发现3、4#瓦轴振逐渐增大，6月9日0:17振动大增至100Um以上，经调整润滑油温（35—40℃）、增减负荷9—12MW），都不能降低轴振值且还在继续变大，被迫打闸停机。

此次停机后，对振动原因进行分析，分析认为该振动与汽轮机无关，问题应出在发电机侧。主要怀疑油膜不稳、油中有杂质；

发电机、励磁机挡风板间隙还是小；发电机匝间短路。针对上述问题，先后组织了对发电机转子绝缘、直流电阻、交流阻抗试验，均未发现异常；

对3、4#瓦进行重新检查，未发现异常，同时将发电机、励磁机挡风板间隙调整至75丝,并对励磁机定子轴向定位进行了修正。

同时又邀请某防爆电机公司、某建设工程公司分别对机组振动情况进行分析，初步认为发电机内部可能存在热态下匝间短路的问题。

联系发电机原厂，其答复“热态下匝间短路”难以在现场查证，需返厂试验。经综合考量，同意由此建设工程公司进行现场试验，通过试验数据对比出厂数据和超速前后的数据，判断有无“热态下匝间短路”的故障。

6月17日18:07汽轮发电机组冲转，进行发电机交流阻抗试验， 18日0:50试验结束。数据分析得出发电机无“热态下匝间短路”现象。

为尽可能排除外界干扰，6月22日7:50停盘车，完成了以下工作：恢复试验时拆除的励磁机二级管；对发电机端盖挡风板增加定位销、螺栓加止退垫调整4#轴承座绝缘垫；调试并安装了S8000在线状态监测系统。

第四次停机：6月22日机组检修结束后，于6月22日21:00组织开机，23：48分定速3000r/h；6月23日1:00并列带负荷至9MW；

6月23日13:13因3、4#瓦振动大停机，通过S8000确认3、4#瓦振动大的原因是由于3、4#瓦油膜失效，产生油膜涡动引起的，应对轴瓦做检修处理。

6月27日再次组织振动原因分析会议，确定需要完成以下工作：

提高3、4#轴瓦稳定性，精心调整轴瓦间隙，顶隙范围应在1.2-1.3‰之间。测量库存的#4轴瓦顶隙是否在范围内，若合适进行更换；

同时对运行的3、4#轴瓦通过重挂钨金的方式调整轴瓦顶隙至规定的范围内；

改变接触角角度：接触角由厂家要求的60º —90º度调整至45º—50º之间。

在各轴瓦进油管道上加装压力表，调整润滑油油压在规程规定的范围内（0.12-0.18MPa），针对2#轴瓦温度高的问题可采取适当增大进油量的方法给于解决，在工艺上要注意调节油温、油压在正常范围内。

机组完全冷却后，重新进行一次找中心，并适当调整各轴瓦的负荷承载，调整数据。

进一步提高润滑油油质，主油箱放油并对油箱进行清理，同时更换部分润滑油。

所有检修工作结束后，于7月12日进行第五次开机，7月12日14:00开机并网带负荷后，机组运行正常， 3、4#瓦X、Y轴振动在87um左右。

导致1#汽轮发电机多次因振动大故障停机的直接原因是：发电机转子设计存在不足，实际临界转速与油膜涡动转速接近，在油膜涡动引发下发生转子共振是造成联锁停机的主要因素。

通过S8000在线监测系统定位，确认3、4#瓦振动大的原因是由油膜涡动引起的发电机轴系共振。

通过分析发电机4#瓦极坐标图得知：发电机转子第一临界转速为1174rpm，与设计值1460rpm偏离较大，与油膜涡动对应的转速1140rpm较为接近。机组存在轴瓦载荷分配不均，轴瓦稳定性差，轴瓦间隙安装不合适，顶隙范围超要求，容易引起振动。

2. 故障机理

轴瓦顶隙过大，减小了上瓦的油膜力，降低了轴瓦的预载荷，使轴瓦偏心降低，稳定性降低。调整3、4#轴瓦顶隙至35丝（顶隙范围在1.2-1.3‰之间）。

厂家要求的接触角60º —90º度过大，相当于降低了轴瓦的比压，降低了轴瓦的稳定性。改变接触角角度：接触角调整至45º—50º之间。

重新进行了找中心，在保证中心数据在规定范围内的情况下，通过找中心调整各轴瓦的负荷承载，中心数值为：圆周发电机高2.5丝、偏电0.5丝，下张口4.5丝、偏电3.5丝。

调整了3、4#瓦紧力，3#轴瓦球面紧力由3丝降至-3丝（图纸要求是0至-5丝），3、4#轴瓦轴承盖紧力分别由10、9丝降至5、4丝（图纸要求是0-10丝）

上图为2018年6月23日早晨6点40分3X的瀑布图，0.38倍频，18.76HZ,振动增至 7.33um。

此时一倍频为54.77um。（ 0点2分时3#瓦X轴振1倍频为58um ）

同时2018年6月23日早晨8点12分4#瓦X的瀑布图， 0.38倍频，18.76HZ, 振动增至9.16um。

此时4#瓦X 的1倍频，50HZ, 67.24um。

上图为2018年6月23日13点12分停机前3#瓦X的瀑布图，0.38倍频，18.76HZ, 振动增大至348um 。

3. 措施效果

更换了4#轴瓦。调整了轴瓦间隙，提高了3、4#轴瓦稳定性。

改变接触角角度：接触角由厂家要求的60º —90º度调整至45º—50º之间。

机组完全冷却后，重新进行了找中心，并适当调整各轴瓦的负荷承载。

进一步提高润滑油油质，主油箱放油对油箱进行清理，对油管道进行了冲洗。

通过调整溢流阀降低了润滑油压由0.25MPa降至0.19MPa。并在溢流阀前增加了一只PN25,DN80的截止阀作为调整手段。7月12日14:00开机并网后，机组运行正常， 3、4#瓦X、Y方向振动最大在87um左右。

第五次开机，2018年7月13日13点12分时3#瓦X的瀑布图如下：

4. 故障总结及思考

机组检查检修时，轴瓦间隙一定要在规定范围内。

在蒸汽平衡允许情况下，按照规程要求尽量维持在15MW以上。

加强润滑油管理，在线滤油机连续运行；要定时进行滤油，及时清理滤网，以保证润滑油油质；根据优质化验结果，及时对润滑油进行更换或部分更换。

在正常运行中，要保证油温、油压在正常范围内，同时对油质进行跟踪分析确认合格。

三、管理问题梳理

在检修过程中，针对不同的机型，采取相应的检修策略，做到理论和实践相结合。

对润滑油管理要进一步强化，定时进行放油检查，保证润滑油油质合格，保持滤油机连续运行。