汽轮机升速过程中正胀差（转载--汽轮机轴向位移与胀差）

来源：热电论坛

1、轴向位移和胀差的概念

轴位移指的是轴的位移量，而胀差则指的是轴相对于汽缸的相对膨胀量,一般轴向位移变化时其数值较小。轴向位移为正值时，大轴向发电机方向移，若此时汽缸膨胀远小于轴的膨胀,胀差不一定向正值方向变化；如果机组参数不变，负荷稳定，胀差与轴向位移不发生变化。机组启停过程中及蒸汽参数变化时，胀差将会发生变化，由于负荷的变化而轴向位移也一定发生变化。运行中轴向位移变化，必然引起胀差的变化。

汽轮机的转子膨胀大于汽缸膨胀的胀差值称为正胀差，当汽缸膨胀大于转子膨胀时的胀差值称为负胀差。

根据汽缸分类又可分为高差、中差、低I差、低II差。

胀差数值是很重要的运行参数，若胀差超限，则热工保护动作使主机脱扣，避免动静部分发生碰撞，损坏设备。

启动时，一般应用加热装置来控制汽缸的膨胀量，而转子主要依靠汽轮机的进汽温度和流量以及轴封汽的汽温和流量来控制转子的膨胀量。启动时胀差一般向正方向发展。汽轮机在停用时，随着负荷、转速的降低，转子冷却比汽缸快，所以胀差一般向负方向发展，特别是滑参数停机时尤其严重，必须采用汽加热装置向汽缸夹层和法兰通以冷却蒸汽，以免胀差保护动作。

汽轮发电机中，由于蒸汽在动叶中做功，以及隔板汽封间隙中的漏汽等原因，使动叶前后的蒸汽压力有一个压降。这个压降使汽轮机转子顺着蒸汽流动方向形成一个轴向的推力，从而产生轴向位移。如果轴向位移大于汽轮机动静部分的最小间隙就会使汽轮机静、转子相碰而损坏。轴向位移增大，会使推力瓦温度开高，乌金烧毁，机组还会出现剧烈振动，故必须紧急停机，否则将带来严重后果。

汽轮机3号轴承处安装有1号胀差探测器

汽轮机4号轴承处安装有2号胀差探测器

差胀保护是指汽轮机转子和汽缸之间的相对膨胀差。在机组启、停过程中，由于转子相对汽缸来说很小，热容量小，温度变化快，膨胀速度快。若不采取措施加以控制升温速度，将使机组转子与汽缸摩擦造成损坏。故运行中差胀不能超过允许值。

汽轮机转子停止转动后，负胀差有可能会更加发展，因此应当维持一定温度的轴封蒸汽，以免造成恶果。

2、轴向位移和胀差产生的原因（影响机组胀差的因素）

使胀差向正值增大的主要因素简述如下：

1）启动时暖机时间太短，升速太快或升负荷太快。

2）汽缸夹层、法兰加热装置的加热汽温太低或流量较低，引起汽加热的作用较弱。

3）滑销系统或轴承台板的滑动性能差，易卡涩，汽缸胀不出。

4）轴封汽温度过高或轴封供汽量过大，引起轴颈过份伸长。

5）机组启动时，进汽压力、温度、流量等参数过高。

6）推力轴承工作面、非工作面受力增大并磨损，轴向位移增大。

7）汽缸保温层的保温效果不佳或保温层脱落，在严禁季节里，汽机房室温太低或有

穿堂冷风。

8）双层缸的夹层中流入冷汽（或冷水）。

9）胀差指示器零点不准或触点磨损，引起数字偏差。

10）多转子机组，相邻转子胀差变化带来的互相影响。

11）真空变化的影响(真空降低，引起进入汽轮机的蒸汽流量增大)。

12）转速变化的影响(转速降低)。

13）各级抽汽量变化的影响，若一级抽汽停用，则影响高差很明显。

14）轴承油温太高。

15）机组停机惰走过程中由于“泊桑效应”的影响。

16）差胀指示表不准，或频率，电压变化影响。

使胀差向负值增大的主要原因：

1）负荷迅速下降或突然甩负荷。

2）主汽温骤减或启动时的进汽温度低于金属温度。

3）水冲击。

4）轴承油温太低。

5）轴封汽温度太低。

6）轴向位移变化。

7）真空过高，相应排汽室温降低而影响。

8）启动进转速突升，由于转子在离心力的作用下轴向尺寸缩小，尤其低差变化明显。

9）双层汽缸夹层中流入高温蒸汽，可能来自汽加热装置，也可能来自进汽套管的漏

汽或者轴封漏汽。

10)汽缸夹层加热装置汽温太高或流量较大，引起加热过度。

11)滑销系统或轴承台板滑动卡涩，汽缸不缩回。

12)差胀值示表不准，或频率，电压变化影响。

正胀差影响主要因素：

（1）蒸汽温升或温降速度大

启动时，一般应用加热装置来控制汽缸的膨胀量，而转子主要依汽轮机的进汽温度和流量以及轴封汽的汽温和流量来控制转子的膨胀量。启动时胀差一般向正方向发展。汽轮机在停用时，随着负荷、转速的降低，转子冷却比汽缸快，所以胀差一般向负方向发展，特别是滑参数停机时尤其严重，必须采用汽加热装置向汽缸夹层和法兰通以冷却蒸汽，以免胀差保护动作。汽轮机转子停止转动后，负胀差可能会更加发展，为此应当维持一定温度的轴封蒸汽，以免造成恶果。

（2）负荷变化速度的影响

当负荷变化时，各级蒸汽流量发生变化，特别是在低负荷范围内，各级蒸汽温度的变化较大，负荷增长速度愈快，蒸汽的温升速度也愈快．与金属表向降负荷速度加快，汽缸和转子温升速度的差别愈大。负荷增加速度加快，正胀差增大；降负荷速度加快，正胀差缩小，以致出现负胀差。

（3）轴封供气温度的影响

轴封供气对转子的轴封段和轴封体加热，由于轴封体是嵌在汽缸两端，其膨胀对汽缸轴同长度几乎没有影响，但转子轴封段的膨胀却影响转子的长度，因而使正胀差加大。由于轴封段占转子长度的比例较小，故对总胀差影响较小，可是轴封处的局部胀差却比较大。若轴封供气温度过高，则出现正胀差过大；反之，负胀差 过大。一般规定轴封气温度略高于轴封金属温度。

（4）真空对低压胀差的影响

真空降低，一方面排气温度升高，低压缸排气口压力升高，缸体内外压差减少，两者促进低压缸缸体膨胀，从而减少低压胀差。另一方面，若轴封气压不变，低压缸轴封段轴封气量减少，转子加热减弱，也使低压胀差减少。

（5）环境温度的影响

低压胀差对环境温度较敏感。环境温度升高，低压胀差变小，环境温度降低，低压胀差升高。主要原因一方面是环境温度降低，低压缸冷却加剧（低压缸无保温）；另一方面是循环水温度降低使真空升高，排气温度降低，缸温下降。经观察，在不同负荷下，变化规律是一样的。在同一负荷下，冬季跟夏季低压胀差相差 15%。

（6）摩擦鼓风的影响

在机组启动和低负荷阶段，蒸汽流量较小，而高中低压级内产生较大的鼓风摩擦损失（与转速三次方成正比），损失产生的热量被蒸汽吸收，使其温度升高。由于叶轮直接与蒸汽相摩擦，因此转子温度比汽缸温度高，故出现正胀差。随着转速升高，转子摩擦鼓风损失产生的热量相应加大，但此时由于流量增加，使产生的 鼓风损失的级数相应减少，因此每千克蒸汽吸收摩擦鼓风损失产生的热量先随转速升高而增大，使高中低压缸正胀差增大，后又随转速升高而相应减少，对胀差的影响逐渐减少。

3、轴向位移和胀差的危害

1）泊桑效应影响机组低压胀差约10%，所以开机冲转前，低压胀差应保证10%以上。在停机过程中尽量减少低压胀差（最好控制在90％以下），当低压胀差超过110%，必须紧急停机，这时随着转速下降，低压胀差会超过120%，在低转速区可能会有动静摩擦。

2）在冬季低压胀差过高时，要注意轴封气母管压力，若压力过高可适当调低，也可用降低真空方法来减少低压胀差。冬季减少开窗的地方，这是冬季减少低压胀差有效措施。

3）极热态启动时，轴封供气尽量选择高温气源，辅气作为气源时，必须保证其温度控制在270℃左右，若温度太低，将造成高压轴封段大轴急剧冷却收缩，有可能导致前几级动静摩擦。

4）冷态启动时，轴封气源高于大轴金属温度，大轴将局部受热伸长，出现较大的正胀差。因此要选择与轴封金属温度相匹配的气源，不拖延启动时间。低压胀差过大，可采用降低真空来调节，尽量提前冲转升速。机组启动阶段低压正胀差超过限值时，可破坏真空停轴封气，待胀差正常后重新启动。

5）机组倒缸前，主蒸汽气温至少比高压缸金属温度高50℃以上，倒缸前应考虑轴向位移对高压胀差影响。

机组启停阶段胀差变化幅度大，影响因素多，调整难度大，因此要严格按规程操作，根据汽缸金属温度选择适当的冲转参数，适当的升温升压曲线，确定合适升温速度，控制升速和暖机时间，带负荷后根据具体情况，及时分析和采取有效方法，才能有效控制胀差。

4、机组启动时胀差变化的分析与控制

汽轮机在启停过程中，转子与汽缸的热交换条件不同。因此，造成他们在轴向的膨胀也不一致，即出现相对膨胀。相对膨胀通常也称为胀差。胀差的大小表明了汽轮机轴向动静间隙的变化情况。监视胀差是机组启停过程中的一项重要任务。为避免轴向间隙变化而使动静部分发生摩擦，不仅应对胀差进行严格的监视，而且胀差对汽轮机运行的影响应该有足够的认识。

受热后汽缸是从“死点”向机头方向膨胀的，所以，胀差的信号发生器一般安装在汽缸相对基础的“死点”位置。胀差发信器安装在前轴承箱座上。机组的启动按启动前汽轮机金属温度水平分为：

冷态启动（金属温度150—180度）；

温态启动（180度—350度）；

热态启动（350度—450度）；

极热态启动（450度以上）。

现仅就常见的冷态启动和热态启动时机组胀差的变化与控制进行简单分析：

在机组冷态启动过程中，胀差的变化和对胀差的控制大致分为以下几个阶段：

（1）汽封供汽抽真空阶段

从汽封供汽抽真空到转子冲转前胀差值是一直向正方向变化的。因为在加热或冷却过程中，转子温度升高或降低的速度都要比汽缸快，相应的膨胀或收缩的速度也要比汽缸快。在我们投入均压箱对汽封供汽时，汽封套受热后向两侧膨胀，对整个汽缸的膨胀影响不大。而与汽封相对应的转子主轴段受热后则使转子伸长。汽封供热对转子伸长值的影响是由供汽温度来决定的，但加热时间也有影响。所以，冷态启动时均压箱的压力不宜过高，一般应保持在0.1MPA以下，而温度则应在250摄氏度左右。当抽气系统投入并开始抽真空后，如果胀差向正值变化过快，可以采取降低均压箱压力或适当提升凝汽器真空的方法，因为通过提升真空可以减少蒸汽在汽封中的滞留时间。

总体上来说，冷态开机，汽封来汽温度和压力应该低一些，真空应该提升的快一点，在确保安全的前提下尽早达到冲转的条件。

（2）暖机升速阶段

从冲转到定速，胀差基本上继续上升。在这一阶段，蒸汽流量小，蒸汽主要在调节级内做功。中速暖机以后再升速时，胀差值才会有减小的趋势。这主要是因为随着转速的升高，离心力增大，轴向的分力也增大了，而使转子变粗缩短。同时汽缸温度逐渐上升，气缸的膨胀速度也在上升，相对迟滞了转子的膨胀值。在冲转时，蒸汽的压力和温度都应适当低一些，但是温度要保持一定的过热度，冲转速率要低。在冲转过程当中要密切注意缸温的变化，此时如果胀差正值过高应稳定转速，或者降低真空，让蒸汽在汽缸中的滞留时间长一些，充分暖机。有时在暖机升速过程中，如果汽缸本体疏水调节不当也会影响到胀差，所以，开机时应当注意控制汽缸本体疏水。为了防止胀差表数据失真，我们还应当密切观察机组热膨胀和轴向位移的变化，通过热膨胀，轴向位移的对比来进一步判断胀差变化。同时严密监视机组振动情况，特别是跨越临界转速时更为重要。

（3）定速和并列带负荷阶段

由于从升速到定速的时间较短，蒸汽温度和流量几乎不变化，对胀差的影响在

定速后才能反映出来。定速后，胀差增加的幅度较大，持续的时间较长，特别

是在发电机并网以后。在低负荷暖机阶段，蒸汽对转子和汽缸的加热比较剧

烈。并网后，随着调节汽阀的开大，调节级的温度上升比较快，调节汽门的开

启速度对胀差的影响比较大。也就是说，为了防止胀差变化过快，并网后应但在低负荷状态下暖机一段时间，具体的低负荷暖机时间由汽缸上、下壁温度，调节级温度和胀差的变化趋势来定。只有胀差值出现下降趋势而且比并网时的数值下降10%以后才能开始逐步提负荷，一旦胀差又出现上涨并且达到并网时的数值时就应当适当的减缓升负荷速度甚至停止升负荷继续暖机。这样一直到机组负荷升至额定值。

总的来说，影响机组胀差的因素主要有以下几点：暖机时间的长短，凝汽器真空的变化，轴封供汽温度的高低和供汽时间的长短，主蒸汽的温升、温降率，负荷变化的影响等。

而冷态启动机组简单的说就是要做到：“调真空，稳供汽，缓升速，慢暖机。低负荷，不要急，缸温上，再去提”。

胀差在开停机过程中的变化过程。。。。。

下图是某燃机从停机到热态开机的完整过程，图中五条曲线从上到下分别为1号胀差、2号胀差、负荷、转速以及CV阀的开度。

首先是停机过程，放大后如下图，我们分析2号胀差（2号胀差变化更明显）。胀差总体趋势是减小的，这是由于CV阀关闭后，转子冷却速度大于缸体冷却。但是转速从3000r/min下降过程中，出现了一小段上升段，这是由于转子速度下降，离心力降低，转子相当于被“拉长”，导致胀差上升（泊松效应）。

在轴封进汽时，由于轴封汽温度低于缸内温度，继续冷却，胀差继续减小，在开机前，胀差达到最小值-2.5mm左右。

在热态开机阶段，暖机开始后，胀差总体趋势是增大的，这是因为转子的膨胀速度大于缸体膨胀速度。同样在转子升速到3000r/min过程中，胀差会出现下降段，这是由于离心力上升，转子“变粗”长度收缩（泊松效应）。

我们再看看冷态开机过程，与热态开机明显不同的是在轴封投入阶段，由于轴封汽温度高于缸内温度，转子和缸体受热膨胀，但是转子膨胀比缸体快，所以胀差是增大的；图中红线分隔处开始，CV阀开启，2号胀差值大幅度的上升，最高会达到7.7mm（跳机值9.47mm）。

案例一：轴封汽漏入胀差探测器处

正常冷态开机过程中，轴封投入后，胀差值是会上升的。见下图，通入轴封汽一段时间后，我们发现2号胀差值却突然降低，最低值达到-13.6mm（跳机值-5.48mm），明显不符合正常规律，通过检查发现是由于4号轴承处轴封汽外露，对2号胀差探测器造成影响（这也是增装2B胀差探测器的原因）。经处理后，2号胀差开始偏向正值，恢复正常。

案例二：轴封汽带水对胀差值的影响

在平时停机后，如果轴封汽没有撤出，由于轴封汽温度低于汽缸内温度，胀差值会降低，正常情况下，2号胀差的最低值会降到-2.5mm。

而如果轴封汽中带水（辅汽母管被水淹），又未撤出，胀差值会一直降低，如下图所示，其中2号胀差最低值达到-5mm，会对机组的安全运行造成影响。

案例三：汽轮机轴向位移过大引起跳机的案例

　　2011年10月4日16点，某4*330MW电厂#1机组小汽机A突然打闸动作跳闸，造成汽动给水泵A停转，无法给锅炉继续上水。当时机组负荷为280MW，在一台小汽机B工作下，水量急剧下降，而电动给水泵由于刚联锁启动，流量达不到要求，短时间内引起锅炉汽包水位急剧变化，造成锅炉汽包水位低于低3值，引起锅炉MFT动作，从而汽机动作，发电机解列。该机因为在调试期间，没有投入RB功能块，严重影响机制安全稳定运行及经济效益。

（1）事故原因分析

　　小汽机设计工况为主机TMCR 由两台机并列运行，采用主机四抽作为工作汽源，冷段作为备用汽源，调试及启动汽源由辅助蒸汽系统提供。小汽机驱动每台汽泵供给锅炉50％BMCR 给水量，当一台汽泵因故停运时，采用另一台汽泵与电泵并列运行满足主机90%额定负荷的需要。小汽机ETS保护有油压低、机组超速、轴向位移、胀差大、瓦振大、轴振大、汽动给水泵跳闸，真空低等，当满足上述条件之一时，保护动作，小汽机打闸。

　　在工程师站核查现场趋势，发现小汽机A ETS打闸中文描述首出为轴向位移大保护动作停机首出。A小汽机轴向位移有两个探头现场成90度角布置。趋势中A小汽机轴向位移1在打闸动作瞬间为-1.00mm，A小汽机轴向位移2在打闸动作瞬间为为-1.02mm，且在A小汽机停转十几分钟后，移轴向位移1和轴向位移2数值未发生变化。同时该小汽机A打闸动作瞬间前轴承X向震动Y向震动，后轴承X向震动，Y向震动，汽机泵驱动端瓦振，非驱动端瓦振都发生了较大的变化，数值都在跳小汽机的瞬间均有较大的增长趋势。汽机跳闸后数据在趋势画面显示逐渐趋向于正常。

　　分析趋势，结合各种数据，初步断定原因应该是小汽机A的轴向位移发生了变化。首先检查轴向位移导线从现场到DCS端端子排解除小汽机轴向位移的导线1，观察DCS数值是否发生变化。当断开该信号线后，DCS显示数值发生变化，轴向位移1数值变为坏值；恢复现场到DCS端端子排轴向位移1的导线，数值又恢复到轴向位移1为-1.00mm；其次从现场到DCS端端子排解除小汽机轴向位移的导线2，当断开该信号线后，DCS显示数值发生变化，轴向位移2数值变为坏值；恢复现场到DCS端端子排轴向位移2的导线，数值又恢复到轴向位移2为-1.02mm；最后断开从现场到DCS端端子排小汽机轴向位移的导线1和机轴向位移的导线2，观察DCS数值是否发生变化。两个数值都变为坏值：恢复现场到DCS端端子排解除小汽机轴向位移1，轴向位移2的导线后，轴向位移1为-1.00mm，轴向位移2为-1.02mm，和打闸动作时数据一致，没有发生变化。通过该实验判定，小汽机轴向位移1和小汽机轴向位移2的导线现场没有受到干扰，数值显示正确可靠。对小汽机A进行探头松动检查：探头无松动；对探头性能试验：与产品出厂时性能试验结果一致；间隙电压测试：转子推力盘靠工作面时间隙电压较上次安装时变化较大，靠费工作面也变化很大。判定为小汽机A轴承发生了变化，实际中向工作段靠近（以推力盘为死点，向发电机方向的为正的轴向位移，向汽轮机前轴承箱方向为负的轴向位移。该小汽机安装时以靠近发电机工作段为正）。

　　联系检修人员，对小汽机推力轴承解体检查：当打开小汽机A的推力轴瓦时，发现推力轴瓦乌金部分已经变黑，局部推力瓦块磨损，动静部分摩擦粘在一起。修刮推力轴承乌金面接触，确保乌金接触点均匀，接触面积达75%以上，且同一面上的各瓦块厚度差小于0.02mm。对推力为间隙进行调整，根据厂家要求重新定位零点（厂家说明书规定，本机组推力盘位于推力间隙中间为零点）。安装轴向位移探头和其它探头。处理完推力轴瓦，安装好小汽机，DCS显示画面小汽机轴向位移1和轴向位移2数值恢复正常，再未出现变大的现象。

（2）轴向位移故障诊断

　　汽机轴向位移是指汽轮机头推力盘对于推力轴承支架的相对轴向位置。具体地说，就是转子推力盘在推力瓦之间的移动量。轴向位移与差胀是监视汽机运行的重要指标，根据数值的变化可以判断汽机烧瓦、骤冷等现象。造成汽机轴向位移发生变化的原因很多，一般主要是以下因素造成的：

　　2.1发生水冲击（蒸汽带水）：水珠冲击叶片使轴向推力增大，同时水珠在汽轮机内流动速度慢，堵塞蒸汽通路，在叶轮前后造成很大压力差；

　　2.2隔板轴封间隙增大：由于不正确地启动汽轮机发生强烈振动，漏汽增多；

　　2.3动叶片结垢：蒸汽品质不良，含有盐分会使动叶结垢，通流面积缩小，引起动叶前后压差增大（这里对结垢的判断详细说明一下）：监视段的压力变化需要作出同流部分清洁时的监视段压力与负荷的关系曲线，监视段压力的最大增长值，一般来说，对于中压冲动式汽轮机为15％，高压冲动式5％，有平衡盘的中压反动式20％，有平衡盘的高压反动式10％；

　　2.4新蒸汽温度急剧下降：会导致转子的温度降低，转子的收缩量大于汽缸的收缩量，使推理轴承负担增加，当汽轮机采用挠性靠背轮时，靠背轮对转子的移动起了制动闸的作用，使推力轴承承受的推力增大，若是齿形靠背轮，当齿或爪有磨损或卡涩情况就更为严重，推力轴承极易发生事故；

　　2.5真空下降：汽轮机凝汽器真空下降，增加了级内反动度；

　　2.6汽轮机超负荷运行；

　　2.7推力轴承损坏；

　　2.8供热抽汽机组工况突然有较大变化；

　　2.9主、再热蒸汽压力不匹配；

　　2.10润滑油系统由于压力过低，油温过高等缺陷使油膜破坏而导致推力瓦块乌金烧溶，转子串动 （造成油膜破坏的原因：a润滑油压过低 b油温过高 c润滑油中断 d油质不良 e油中有水 f轴瓦与轴之间间隙过大 g 乌金脱落 h发电机或励磁机漏电）推力轴承过负荷，推力瓦块烧毁，动静部分碰摩，叶片折断，大轴弯曲，隔板和叶轮碎裂等恶性事故；

　　2.11 探头损坏或松动，轴向位移表或热工控制保护系统失常误动作。

（3）处理措施

　　分析小汽机A引起轴向位移增大的原因，结合操作记录和根据DCS历史趋势，发现在小汽机跳闸前小汽机A入口汽温比小汽机B入口汽温温度偏低20°，同时小汽机A入口阀门由于机械故障没有完全打开。根据这两项原因，小汽机A引起轴向位移增大的原因进汽温度过低，小汽机A发生水冲击现象。水冲击发生时，由于水的密度比蒸汽密度大得多，在喷嘴内不能获得与蒸汽同样的加速度，出喷嘴时的绝对速度比蒸汽小得多，使得相对速度的进汽角远大于蒸汽相对速度进汽角，不能按正确的方向进入动叶通道，而打到动叶进口边的弧背上，这除了对动叶产生制动力外，还产生一个轴向力，使汽轮机轴向推力增大，另一方面，水不能顺利通过动叶道，又使动叶道的压降增大，也使轴向推力增大。在实际中，轴向推力甚至可以增大到正常情况的十倍，轴向推力过大会使推力轴承超载，而导致乌金烧毁。人工手动开启小汽机A入口阀门门后疏水阀，现场有水流出，结果证明分析正确。

　　尽快修好小汽机A入口阀门，以后需要操作人员加强监视DCS画面，提高小汽机进汽温度。发现问题，及时上报值长。及时采取必要的措施和手段，减少事故。

（4）结束语

　　轴向位移是汽机监测的一项重要指标，当该值发生变化时，要对其进行分析研究。一般情况下，机组在运行中如轴向位移逐渐变大应提前采取必要的措施，避免发生汽机跳闸事故。电厂非正常停机的原因很多，结合DCS历史趋势和操作日志进行分析，可以判定出事故的原因。

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