盐城发电厂8号机组(125 MW)有7只滑动式支持轴承和1只独立式密切尔推力轴承，分别布置在6只落地式轴承座内。其中，汽机部分有3只支持轴承和1只推力轴承，汽轮机高中压转子与低压转子采用刚性联接，形成单轴三支点支承，轴向定位由推力轴承承担。发电机与励磁机部分有4只支持轴承，发电机转子与汽轮机、励磁机的转子均采用挠性联接。6只轴承座全部坐落于主厂房9 m层运转平台上，整台机组为横向布置，机头靠近炉侧。
8号机组自1988年投产以后，经历5次大修监测，发现汽轮发电机组基础持续不均匀下沉，3，4号轴颈从安装时的扬度为0逐渐后侧扬起，机头的下沉量最大，向后各道轴承处下沉量逐级变小。尤其是在9号机组投产后，8号机组机头下沉幅度在快速增大。到2003年10月底， 1号轴颈由安装时的前扬735 祄/m已发展到后扬940 祄/m。机头不断下沉导致主设备存在严重的安全隐患，如推力轴承非工作面瓦块温度明显上升(平均温度比刚投产时升高了20℃)；通流部分的动静间隙、各级隔板的组合间隙、低压缸前后轴封均已到了调整极限；与汽轮机连接的管道应力明显加大，特别是推力瓦温异常升高，随时都有被迫停机的可能。
1 汽轮发电机组转子各轴颈扬度的变化情况
1.1 制造厂要求的安装值
对于N125-135/535/535型汽轮机转子各轴颈扬度的安装值，上海汽轮机厂在125 MW中间再热冷凝式汽轮机产品说明书中，有关汽轮机组安装部分有明确规定，汽轮机转子后3号轴颈扬度应为0。制造厂要求的汽轮机转子各轴颈扬度如图1所示。
1.2 机组投产时的安装值
8号机组安装投产时，汽轮机转子各轴颈扬度如图2所示。
(1) 扬度单位：1°=100 祄/m。
(2) 上海汽轮机厂提供的参考值：X1=0.14mm；X2=0.221mm；X3=2.796mm。
(3) 刚性联轴器下张口为0.10mm(标准为0.10～0.15mm)。
扬度单位：1°=100 祄/m。
1.3 历次大修时所测各轴颈的扬度变化
1989年10月，机组投产后的第1次大修时，经测量各转子轴颈扬度发现，整台机组1～7号轴颈已全部后扬，历年来后扬程度在逐年上升。历次大修时汽轮机1～3号轴颈扬度变化规律曲线见图3。
通过图3可知：机组从投产到第1次大修时曲线较陡，基础下沉速率最大。在第1次大修后曲线形成第1个拐点，逐渐趋向平缓，基础下沉速率逐渐变慢。到第5次大修前(9号机投产后)形成第2个拐点，基础下沉速率再次变大。在第5次大修中经人工微调纠正，转子扬度情况略有好转。
每次大修中各轴颈扬度虽经人工微量调整，修后状况略有好转，但机头仍以较快的速度前倾下沉。到2003年10月的第5次大修前，1号轴颈由安装时的前扬735 祄/m变成了后扬940 祄/m，变化幅度达1 675 祄/m。
1.4 汽轮机转子轴颈扬度目前状况
根据制造厂要求，汽轮机前轴承轴中心线相对于后轴承应高出X3=2.796 mm(参考值)，在安装时前轴承相对后轴承实际高出了X3′=3.125 mm。到2003年底的第5次大修后，汽轮机前轴承轴中心线相对于后轴承低了X3″=13 mm。与安装时相比，前轴承基础比后轴承多沉降了16.125 mm。2004年6月，用钟光DS-3型经纬仪观测1～7号轴承座中分面标高发现，1号轴承箱中分面比3号轴承低16.5 mm，1号轴承座中分面比7号轴承低40.5 mm。汽轮机转子轴颈扬度目前状况如图4所示。
2 主厂房沉降观测情况
表1为1987—1996年汽机主厂房基础沉降记
录，表中A排为汽机房北墙，B排为机、炉隔墙，A—1为A排由东向西1号桩柱，B—1为B排由东向西1号桩柱，明显地反映了主厂房基础有不均匀沉降现象。
3 原因分析
造成汽轮发电机组基础下沉、机头前倾的因素很多，针对盐城发电厂8号机组基础下沉情况，综合分析主要有以下几种原因。
3.1 地质地貌的影响
盐城市地处长江中下游的苏北平原里下河地区，其地貌单元为冲积平原，由黄、淮所夹带的大量泥沙堆积而成，属于湿泥性沉降地区，地质松软，承载能力差。
3.2 开采地下水的影响
盐城发电厂位于盐城市北郊，属于城乡结合部，无论市区哪一方向过量抽取地下水，厂区的地势都会受到影响。特别是随着城市经济发展的需要，市区在不断扩容，工厂及地下水用户日益增多，加上地下水在前些年被无节制地开采，更加速了盐城电厂主厂房基础的沉降。
3.3 厂房布置的影响
六期主厂房在新洋河与皮叉河交汇处的北岸，距新洋河边不到60 m。主厂房东西向布置，南侧有锅炉和大烟囱，北侧是主、厂变和升压站。汽轮发电机组座落在主厂房内的9 m运转平台上，机头向南，基础为孤立岛式结构，南北向布置。由于机组前后两侧建筑物及设备重量的偏差(南侧锅炉、烟囱较重)，造成炉侧地基下沉量较大，加上主蒸汽管道、再热冷段和再热热段管道对汽轮机又有一定的牵制，导致汽轮发电机组基础南侧沉降较快，北侧沉降较慢，呈现机头前倾的局面。
3.4 七期扩建后的影响
1988-2002年，六期主厂房内只有1台8号机组，从汽轮发电机组各转子轴颈扬度变化曲线分析，基础下沉、机头前倾的速率已逐渐趋缓。经七期扩建后，主厂房内2台机组同向并列布置，到2002年9号机组投产后，8号机组基础下沉的速率又在明显上升，而且9号机组机头下沉速度同样较快(注：9号机组运行1年时间1号轴承相对于3号轴承下沉了5.5 mm)。
4 对安全生产的影响
8号机组投产后不久，由于炉侧地基下沉量较大，造成锅炉与汽机相连的主蒸汽、再热蒸汽冷热段、一级旁路、二级旁路管道以及除氧层与汽机连接的管道应力在逐渐增大，整台机组所有轴颈均出现后扬，使机组出力受到制约，机组的安全性和经济性也受到较大影响[1，2]。安全隐患主要表现在如下几个方面：
(1) 由于机头下沉量较大，汽轮机轴向平衡力受到破坏，机组从投产后不久就一直处于负推力状态运行；
(2) 由于受各主要管道牵制，导致汽轮机滑销系统卡涩，汽缸膨胀不畅，高压缸前端左右侧膨胀值偏差较大，2，3，4号轴承振动值也有所增加，轴振保护无法投入。在8号机组多次调峰中，经常影响机组的启停速度；
(3) 由于转子轴颈扬度的变化，迫使汽轮机转子轴线与汽缸中心严重偏置，直接导致通流部分动静间隙、低压缸前后轴封间隙、各级隔板的组合间隙达到调整极限，真空严密性不合格；
(4) 推力轴承超出自位范围，非工作面上部瓦块温度明显上升，最高时达98℃，同时伴随着推力轴承回油温度超标，造成多次被迫停机检修。
5 检修方面采取的对策
根据“防止电力生产重大事故的25项重点要求”，在历次检修中针对基础下沉、机头前倾、转子轴颈后扬等问题采取了下列措施[3]：
(1) 轴颈扬度进行纠偏，在找中心时，采用改轴基准为点基准，抬前端、降后端的方法校正转子轴颈扬度，尽量将高、中压转子与低压转子联轴器下开口做到上限，以缓解下开口逐渐消失的矛盾；
(2) 根据转子找中后的位置重新调整隔板洼涡中心、各级隔板组合间隙和隔板汽封及轴封间隙，当隔板挂耳调整量较大时，结合加厚汽缸工作垫片来完成调整；
(3) 由于推力轴承为独立式结构，不能随着转子而抬高，为了能适应推力轴承自位能力，一般推力瓦均根据热态接触状况实施研磨，保证在修后一段时间内能达到安全运行。
6 运行方面的对策
由于机头下沉对安全运行已经构成了严重的威胁，因此，在8号机组的启动过程中规定了如下注意事项以确保机组安全：
(1) 主蒸汽及再热蒸汽参数变化不应偏离启动曲线太大；
(2) 启动过程中严格执行汽缸、法兰螺栓加热原则，汽机冲转后，转子膨胀最快，要以转子膨胀为基准做到：① 内缸温度跟上转子温度，下缸温度跟上上缸温度，外缸温度跟上内缸温度，法兰中部温度跟上汽缸温度，法兰螺栓温度跟上法兰中部温度；② 保证各部温度在限额之内，加热不可过度以免出现负差胀；
(3) 启动过程中使用金属温度比较分析原则：① 采取垂直于轴中心线的同一截面范围内的测点进行比较分析；② 汽缸的法兰温度以法兰中心为准(若此测点不准或坏了，可用内外测点的平均值参考)；③ 法兰与螺栓的温度以法兰中心温度和就近的螺栓温度为标准； ④ 汽缸内外的温差以汽缸上、下温差平均值为标准；
(4) 升速过程中注意各轴承回油量及油温，当冷油器出口油温超过40℃时投入冷油器，并调整油温在规定范围内；
(5) 注意汽轮机本体及有关管道疏水畅通无水击及振动现象；
(6) 注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、高低压差胀、缸胀等正常；
(7) 热态启动除执行冷态滑参数启动规定外，还须注意下列各项：① 在连续盘车的情况下，先向轴封送汽，后拉真空，向轴封送汽前应充分疏水，使轴封汽温接近轴封体温度，轴封汽与高压轴封体的温差不超过±30℃，以防轴颈冷却变形，向轴封送汽后，注意大轴弯曲无增大；② 在锅炉有余压的情况下，应在锅炉点火后，真空在40 kPa以上方可开启I、II级旁路及主要蒸汽管道疏水门，同时注意凝汽器真空，防止低压排汽缸安全门动作。旁路投用前须稍开进汽调整门5%～10%进行暖管疏水15～20 min，然后才可投用；③ 热态启动时，锅炉蒸汽参数较高，特别是锅炉水压试验后的热态启动应密切注意汽缸金属温度的变化，严防自动主汽门、调整门、中联门不严密引起汽轮机自动冲转，使高温部件受到冷却，故在锅炉点火后汽机冲转前，主蒸汽压力、真空不应维持过高，一般要求汽压不大于
4 MPa、真空在60 kPa左右，汽机冲转检查后即可全关真空破坏门，提升真空；④ 热态启动时应严格控制上、下缸温差在正常范围内，汽加热装置应根据金属温度、高压差胀、法兰内外壁温差来决定是否投入(投用前必须充分暖管暖箱，联箱温度应高于外缸温度80～100℃)。若高中压外缸温度在350℃以上，可不投入汽加热，当法兰温度低于汽缸温度20℃以上时，投入法兰螺栓加热装置；⑤ 热态启动时，油温应维持在35℃以上；⑥ 冲转前15 min打开电动主汽门对门后管道进行暖管疏水；⑦ 热态、温态启动应严格控制高温部件的温差和差胀，冲转后应尽快升速、并列，带负荷，一直加负荷到高压内下缸温度所对应的冷态滑启时的负荷值，然后按滑启曲线带至满负荷；
(8) 在升速过程中，轴的绝对振动不得超过0.076 mm。过临界转速时，轴的绝对振动不得超过0.125 mm，否则应立即停机，严禁使用降速方法消除振动。转子静止后立即投入盘车，测量大轴弯曲，连续盘车时间不得少于4 h。在带负荷暖机阶段发现振动大，可降负荷处理，若降负荷不能消除振动，一旦发现振动超限，应立即打闸停机。
7 可供选择的改造处理方案
根据盐城发电厂8号机组目前的设备状况，并结合多次对推力瓦处理的情况判断，仅仅依靠对推力轴承的检修已不能从根本上解决问题，经研究认为有如下几种处理方案可供选择：
(1) 在下一次机组大修中或机组到了不能正常运行时，对汽轮发电机组进行重新安装；
(2) 更换汽轮机1，2，3号轴承箱，按轴承座基础下沉量相应增加轴承箱高度，予以补偿；
(3) 在1号轴承箱底部与前台板之间增加滑块，在2号和3，4号轴承箱与台板之间增加固定垫片，以提高轴承箱高度。
(编辑：韦唯敏) |
