［摘要］述了某超临界机组汽流激振发生的历史、 检修状况， 分析了机组出现汽流激振的原因是由于缸受外力导致热态下动静间隙不均匀造成的， 大修中通过间隙调整， 修后采用高负荷下摩合方式进行处理取得了理想的效果。文章归纳了摩合过程中汽流激振的振动特点， 对后续机组运行监视、 汽流激振处理具有一定的借鉴意义。【振幅(mm)、振动速度（振速mm/s）、振动加速度(mm/s2)都是什么？】
近年来， 随着电力工业的蓬勃发展， 大容量高参数机组相继投入运行。在当前节能减排的压力下， 为追求经济性， 动静间隙不断优化做小，使得汽流激振现象出现的概率有增大的趋势， 如文献[1]统计了25 台机组不同程度存在汽流激振现象。根据汽流激振的产生机理分析， 汽流激振力主要是来源于叶顶间隙激振、 汽封蒸汽激振力、不对称的蒸汽力和力矩[2]， 因此其根源还是由于热态下的动静间隙不均匀造成的。【汽轮机动静间隙最小的地方在哪里？】
当前对汽流激振的处理， 运行中主要通过调整润滑油温及油压[3]、 调整阀序[4]、 限制阀位[5]、 调整轴封压力等手段控制， 检修中主要通过调整通流间隙、 提高轴承稳定性[6]等手段控制。由于汽流激振是属于流体的自激振动， 是非线性的， 运行中容易受到调门开度、 进汽参数、 背压等影响，因此运行中通过润滑油温及油压、 调整阀序、 调整轴封压力控制的手段是有限的， 而限阀位势必又会带来快速跟踪AGC 负荷困难的现象， 转大修又存在检修周期与电量的矛盾， 因此如何在运行中采取有效手段根治汽流激振是当前迫切的需求。【轴封系统详细解读【知识点全】】
由于汽流激振力主要来源于热态下的动静间隙不均匀积聚的蒸汽力， 因此如果运行中能改善动静间隙不均匀的程度， 则可以降低汽流激振力，达到运行中根治汽流激振的目的。本文以某超临界350 MW 机组汽流激振处理过程为例， 分析和验证了汽流激振产生的根源， 介绍了摩合在汽流激振处理中的作用和效果。【汽轮机轴承振动标准解释！】
某电厂350 MW 机组为超临界、 两缸两排汽、一次中间再热、 高中压合缸机组， 机组轴系由高中压转子， 低压转子和电机转子刚性连接组成，高中压转子支撑轴承为六瓦块可倾瓦轴承， 低压转子和电机转子轴承为椭圆轴承， 轴系结构示意图见图1。【汽轮机的推力轴承和径向轴承如何定义？】
图1 350 MW 机组轴系结构
该机组在调试期间就存在单阀方式下高负荷下出现汽流激振现象， 最初负荷至278 MW 以上负荷时， 出现振动波动， 最大波动至240 μm， 后现场进行了润滑油温及油压调整、 轴封压力调整，均无明显改善， 切顺阀后， 能带负荷至340 MW，但连续运行2 个月后， 相同工况参数、 负荷下，机组发生了振动大（汽流激振） 跳机事件。【顺序阀/单阀切换，温度如何变化？】
考虑到在动静间隙不均匀程度一定的情况下，负荷门槛一般是稳定的， 而运行两月后， 出现跳机事件， 可能与动静间隙偏差加剧有关， 现场对前箱顶部立销进行检查， 发现左侧间隙25 丝， 右侧间隙40 丝， 远大于设计要求的总间隙8～12 丝的标准， 表明缸在运行中没有限位， 是调整阀序运行一段时间后发生跳机的主要原因， 建议现场尽快停机进行大修处理。【主机、小机主汽门、调门大修图片赏析】
该机组投运9 个月后开始首次大修， 重点处理高中压缸汽流激振问题， 大修中检查发现高压缸端汽封间隙下沉了53 丝， 检修过程中对高中压缸整体上抬了43 丝， 后高压端猫爪继续上抬了30丝， 中压端猫爪上抬了20 丝， 复装时发现调端左侧导汽管法兰错口（见图2） 的情况， 由于工期紧张， 现场未进行割管重新焊接消除错口， 表明修后缸仍存在受管道施加外力的情况， 因此汽流激振再次发生的可能性非常大。【什么是猫爪、横销、纵销、立销...滑销系统学习】
图2 左侧上部导汽管法兰错位情况
机组于2018 年2 月2 日完成大修工作， 启动过程振动均无异常， 并网带负荷至305 MW 以上，#1、 #2 轴振动在升高负荷过程中具有以下特点：【汽机并网后的主要操作还有哪些？【总结】】
（1）波动幅值增大， 但表现出幅值随负荷逐步增大， 如图3 所示；
图3 单阀下升负荷过程1X 趋势图
（2）负荷稳定， 振动相对稳定；【100万机组满负荷高旁阀突开，主汽压能降多少？】
（3）负荷降低后， 振动能突然降低恢复之前的水平， 但振动突然降低时对应的负荷要小于振动突然增大时的负荷；【如何理解相对振动、绝对振动、偏心和键相？】
（4）振动波动主要成份为半频成份， 负荷326 MW 时1x 振动半频成份达56 μm， 如图4 所示。【汽轮机振动X向,Y向是什么？轴振与瓦振有什么关系？】
图4 负荷326 MW 时1x 振动频谱图
从修后汽流激振负荷门槛326 MW 大于调试期间的出现汽流激振的初始负荷门槛， 表明检修过程对汽封间隙的调整很大程度改善了汽流激振现象， 但由于检修过程对于缸受外力 （导汽管法兰有较大的错口） 处理不彻底， 因此再次出现汽流激振是必然。【凝泵切换时出口法兰呲水，差点干跳机】
在一台已安装机组上， 汽流激振力出现需要2个必要条件， 一是大流量、 高参数；二是热态下动静间隙不均匀。条件一大流量、 高参数是没法改变的， 一般现场就是改变条件二来改善振动，如调整润滑油温及油压， 调整轴封压力， 调整阀序及限阀位等。以上的处理手段在运行中实施时，存在一些问题：有时润滑油温及油压和瓦温相矛盾；轴封压力与真空及外漏相矛盾；阀序与瓦温相矛盾；限阀位与快速跟踪负荷相矛盾。因此，最有效的方式是运行中采用摩合的方式改变动静间隙的不均匀程度， 即运行中将汽流激振激发，振幅增大后进行摩合。【为什么高调门的开启顺序（阀序）要1，3-2-4？】
考虑到机组后续要做性能试验四阀全开带最大出力及运行中快速跟踪负荷， 同时也为运行人员提供较大的参数调整空间（避免出现汽流激振现象）， 决定采取摩合的手段进行处理。【为什么规定400转摩检？为什么要打闸？】
整过摩合过程均在单阀方式下进行， #1、 #2轴振保护定值热工配合修改至350 μm， 前后2 天时间共进行了7 次摩合， 处理过程高中压转子轴振通频值趋势如图5 所示。【运行中润滑油是怎样将汽轮机转子托起来的？】
图5 处理过程高中压转子轴振通频值趋势图
2 月8 日， 机组单阀运行方式， 9:10 机组负荷305 MW 以5 MW 的升负荷率增加10 kW 负荷至315 MW， 机组振动正常， 9:26， 同样的升负荷率机组升负荷至325 MW， 机组振动出现逐步爬升（通频幅值从30 μm 左右快速爬升至70 μm）， 10:08， 机组增加2 MW 负荷至327 MW， 振动随负荷增加逐步爬升至120 μm 左右， 维持参数负荷不变， 振动最大波动至195 μm。摩合约102 min，振动突降至70 μm， 后经过13 min， 振动恢复至30 μm 左右， 如图6 所示。【定速3000r/min高旁阀突然关闭无法打开，还能不能并网？【经验反馈】】
从图6 可以看出， 在升负荷初期， 振动是属于逐步爬升， 但爬升的增加量主要为半频成份，在稳定参数摩合过程中， 工频幅值受半频影响，转子挠度的变化也存在一定波动， 低频成份突然消失后， 工频幅值不再发生波动， 但数值大于摩合前， 经过一段时后数值能逐步下降， 恢复到原来水平。表明在该过程中， 动静间隙发生了摩合，达到了预期的摩合设想。【汽轮机定速3000r/min先停哪个油泵？】
图6 第1 次摩合过程1x 工频、 半频趋势图
机组维持之前负荷参数不变， 在第1 次摩合结束， 振动突降13 min 后， 又突升至150 μm（半频量100 μm 左右）。当振动上升至200 μm 时，降负荷5 MW 至320 MW， 振动下降至170 μm 左右， 约20 min 后， 振动突降至52 μm， 整过摩合过程持续约70 min， 约1 h 后， 振动逐步缓慢下降恢复至30 μm 左右。【中速暖机转速是多少？有什么说道？】
此次突升振动特性与第一次略有不同， 振动属于突然上升， 具有突发性， 突升后， 振动能在一定程度上维持高水平， 且有缓慢上涨的趋势，工频量也在此过程中缓慢上涨， 低频成份大幅消失后， 工频量有50 μm 左右， 如图7 所示。表明摩合过程产生了热弯曲， 后经过1 h 脱离摩合消除热应力后， 振动恢复正常水平。【汽轮机停机后转子最大弯曲在哪？哪段时间起动最危险？为什么？】
图7 第2 次摩合过程1x 工频、 半频趋势图
13:54 机组加负荷至330 MW， 振动平稳， 振幅在35 μm 左右波动， 14:13 负荷不变， 由于主汽压力下降至23 MPa， 振动突升至199 μm， 运行人员自降5 MW 负荷至325 MW， 2 min 后， 振动突降至60 μm， 整过过程持续13 min。【超速试验时,主、再热蒸汽压力为什么尽量取低值？】
从此次摩合过程的振动趋势图来看， 振动突升快， 幅值大 （约190 μm， 其中半频量140 μm左右）， 振动突升的频率仍然为半频成份， 摩合过程中振动基本维持稳定， 略有下降后再上涨的趋势， 工频量上升不大， 振动突降后， 工频量不大（约30 μm）， 如图8 所示， 10 min 后， 恢复至原来水平20 μm， 表明此次摩合的效果没有之前好，主要是运行人员在后期自降了5 MW 负荷， 没有维持当时的工况稳定摩合。【DCS画面上的机组负荷都取自哪里？【内部总结6】】
图8 第3 次摩合过程1x 工频、 半频趋势图
14:28 机组再次升负荷至330 MW， 振动突升至206 μm （其中半频量约150 μm）， 维持参数负荷稳定， 约30 min 后振动突降至71 μm。【汽机并网后的主要操作还有哪些？【总结】】
从此次摩合过程的振动趋势图来看， 振动突升快， 幅值大（约206 μm）， 振动突升的频率仍然为半频成份， 摩合过程中振动基本维持稳定， 略有上涨的趋势， 工频量上升了约20 μm， 振动突降后， 工频量不大 （约40 μm）， 如图9 所示， 20 min 后， 恢复至原来水平20 μm。【通流部分结垢，推力瓦磨损，振动大跳机【详细分析】】
图9 第4 次摩合过程1x 工频、 半频趋势图
15:55:49 升负荷至335 MW， 振动平稳， 后以2 MW/次逐次加负荷， 16:10 负荷至339 MW， 振动平稳， 维持该负荷3 min 后， 振动突升至209 μm （其中低频量约150 μm）， 维持该负荷和工况参数稳定， 振动最大波动至220 μm， 34 min 后，振动由172 μm 突降至67 μm。【打闸后为什么要启高压启动油泵？并网前还是并网后停运主机交流润滑油泵？】
从图10 第5 次摩合过程1x 轴振通频、 工频、半频趋势图可以看出， 振动在突升阶段仍然是半频量为主， 达150 μm， 摩合初期半频振动幅值波动较小， 后期半频振动幅值波动较大， 且有整体下降的趋势， 工频幅值在摩合期间也存在波动，且呈整体增大的趋势， 通频幅值整体略有上升趋势主要是由于工频幅值增大造成的， 半频成份突降后， 工频幅值43 μm， 约13 min 后， 工频量恢复之前值。
图10 第5 次摩合过程1x 轴振通频、 工频、 半频趋势图
16:59 加2 MW 负荷至341 MW， 振动平稳，17:04 负荷342 MW， 振动突升至198 μm， 其中半频量约145 μm， 17:55， 由于振动幅值达240 μm，降4 MW 负荷， 振动无明显下降趋势， 18:12 继续降5 MW 负荷至333 MW， 3 min 后， 振动突降至70 μm， 整个摩合过程持续时间为71 min， 如图11 所示。
图11 第6 次摩合过程1x 轴振通频、 工频、 半频趋势图
从图11 可以看出， 此次摩合过程， 半频量基本稳定， 通频幅值在逐步增大， 这主要是随着摩合过程的持续， 工频量增大造成的， 半频量突然降低后， 工频量幅值达62 μm， 较摩合前增大了42 μm， 经过13 min 稳定运行后， 工频量仍有30 μm， 转子热弯曲状况仍未彻底消除， 结合之前的摩合过程分析， 此次摩合程度较深， 因此决定降负荷至305 MW， 然后以5 MW 的升负荷率每次加负荷1 W 至335 MW， 同时给热弯曲消除以足够的时间。
18:29 负荷从333 MW 降至305 MW， 18:47，机组加负荷至335 MW， 振动平稳， 后以5 MW 速率加负荷至340 MW， 振动无异常， 后机组逐步以2 MW/次增加负荷， 加负荷至350 MW， 振动波动正常， 如图12 所示。
经此次摩合后， 机组以正常加负荷率从305 MW 加至340 MW， 及后期加至350 MW （进行了半小时稳定运行检验）过程来看， 振动未出现之前的大幅突变现象， 表明通过摩合， 该机组出现汽流激振的负荷门槛值已经得到提高， 但从加负荷过程来看， 单阀方式下， 随着负荷的增加， 低频分量也有增大的趋势。
图12 第6 次摩合后正常升降负荷及带350 MW过程1x 轴振通频、 工频、 半频、 趋势图
图13 第7 次摩合过程1x 轴振通频、 工频、 半频趋势图
从此次摩合过程来看， 工频量、 低频量随摩合时间增加而有逐步增大的趋势， 振动突降后依然出现了热弯曲表征， 但工频量增幅不大， 摩合效果有限。
10:53 以正常的升负荷率5 MW 从331 MW 升负荷至350 MW， 振动无异常波动。后以2 MW/次增加负荷至360 MW， 稳定运行1 h， 振动最大波动至60 μm， 无大幅突升现象， 如图14 所示。
图14 331 MW 正常升至350 MW 及带满360 MW检验1x 轴振通频、 工频、 半频趋势图
13:58 负荷270 MW， 准备切顺序阀 （阀序1/2-3-4）， 14:14 单切顺完成， 14:31 正常升负荷速率5 MW， 增加负荷至330 MW， 14:39 正常升负荷速率5 MW， 增加负荷至350 MW 后以2 MW/次增加负荷至360 MW ， 14:59 负荷360 MW， 振动平稳， 如图15 所示。【为何规定新投产汽轮机半年内要保持单阀运行？】
图15 单切顺及加至满负荷过程1x 轴振通频、 工频、 半频趋势图
从图15 可以看出， 在加负荷初期低频成份小， 加负荷至350 MW 以上后， 低频成份有增大的趋势， 但最大幅值未超过20 μm， 表现较平稳，表明经过前期7 次摩合后， 汽流激振现象得到有效解决。
通过对该机组汽流激振过程的处理， 得出结论如下：
（1）对于新投运机组， 一般冷态下的通流间隙都是经过多方验收， 而新机启动后， 机组、 管道受热， 容易使缸受到管道膨胀施加的外力使得缸膨胀受阻或跑偏， 从而引起动静间隙不均， 即使单阀运行方式下， 当动静间隙不均到一定程度，也容易出现汽流激振现象；汽机监督
（2）新机投运后， 随着运行时间增加， 管道金属发生蠕变， 施加在缸上的外力发生变化， 导致动静间隙发生变化， 从而导致出现汽流激振的负荷门槛也将发生变化；
（3）对于动静间隙偏差大的机组， 调整润滑油温及油压、 轴封参数、 调整阀序等运行中控制手段的作用是有限的；
（4）通流间隙调整过后， 若缸仍受到外力的作用， 应当设法消除；
（5）摩合是运行中处理汽流激振的有效手段，可以保证机组后续长期稳定运行， 摩合过程振动具有以下特点：
（a）振动主要频率成份为低频， 工频量会存在波动， 整体有略上涨的趋势；
（b）阶段摩合结束后， 恢复过程中工频量会逐步恢复至之前的正常状态， 因此摩合过程中需要给予一定时间进行恢复；
（c）各阶段摩合后， 负荷门槛值会逐步得到提高， 进入下阶段摩合时的振动突升幅值将大于之前的摩合过程。
在当前节能减排大趋势下， 缩小通流间隙， 容易导致发生动静间隙不均匀程度增加， 或启停过程容易发生动静碰摩造成运行中间隙不均程度增大， 诱发后续运行中发生汽流激振现象。在抢电量、 电网AGC 考核严厉的电力生产大环境下， 运行中进行摩合提高汽流激振的负荷门槛， 对于机组的安全运行具有重要意义， 本文的研究对后续因通流间隙缩小， 导致发生汽流激振问题的机组处理提供了一定的借鉴意义。
参考文献
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注：原文发表于《东方汽轮机》2019年第4期，原文标题是：摩合在汽流激振处理中的应用
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