3.1 設備概況
綏中發電有限責任公司一期工程為兩臺俄供800MW超臨界燃煤機組，是目前我國單機容量最大的火電機組。汽輪發電機由列寧格勒金屬工廠生產，單軸、一次中間再熱、五缸、六排汽、凝汽式。高壓缸為雙層回流式結構，高壓蒸汽從中間進汽經調節級以后流向機前的5個壓力級，然后翻轉180°經夾層進入流向排汽側的6個壓力級。軸系由一個高壓轉子、一個中壓轉子、三個低壓轉子、發電機轉子和勵磁機轉子組成。每個轉子有兩個支持軸承，高壓缸后軸承為聯合推力軸承，其中高壓缸前后支持軸承為六個扇形塊組成的可傾瓦軸承，其余均為橢圓型鏜孔軸承。機組安裝前，三個低壓轉子均在上海汽輪機廠進行了軸徑刨光處理，并做了高、低速動平衡。
高、中壓缸分別設有2個主汽門和4個調速汽門。高、中壓主汽門、高壓調速汽門分別由各自的伺服馬達控制。中壓缸4個調速汽門由兩個伺服馬達控制。高壓缸調速汽門正常開啟順序為#1、2同時開啟，#3、4依次開啟。#3、4高壓調節汽閥帶有重調裝置，冷態啟動在400MW前投入#3、4高壓調門重調機構后可使4個高壓調節汽閥同時開啟，機組負荷大于400MW以后退出#3、4高壓調門重調機構，隨著負荷的增加高壓調門按正常特性曲線開啟。
下圖是高壓缸前軸承（#1軸承）和高壓調速汽門布置情況（從機頭向發電機側看）。
3.2機組振動特征
2000年5月9日，#1機組負荷在650～700MW期間，主機#1軸承振動有突發現象，隨即波及相鄰軸承。振動突增的主要分量為21～22Hz，幅值由正常的15μm以下瞬間增至50μm以上。
2000年5月16日，根據俄羅斯專家的建議對主機#1軸承解體檢查。解體后發現#1軸承上、下阻油邊均有不同程度磨損，同時發現#2、#6瓦塊背弧與軸瓦洼窩有0.15～0.20mm間隙，檢修中對阻油邊進行車削，保證阻油邊低于可傾瓦表面0.10～0.15mm，對瓦塊背弧進行補焊處理，保證#2、#6瓦塊背弧與軸瓦洼窩之間沒有間隙。此次處理后機組再次啟動振動尚未消除。
2000年6月12日，一號機組再次啟動加負荷至700MW左右時，主機#1軸承突發振動再次出現，隨負荷增加垂直和水平方向振動均達到跳機值（11.2mm/s），同時波及其它各軸承。將負荷減至680MW以下后，振動恢復原狀態。
3.3振動原因分析
從振動機理和特征上分析，發生在綏電一號機組的突發振動是典型的汽流激振，屬自激振動的范疇，符合如下特征：
3.3.1 振動幅值與機組負荷有關，并有良好的再現性。
3.3.2 突發振動發生在高壓轉子前軸承，引起轉子渦動的力與蒸汽流量密切相關。
3.3.3 突發振動時所測振動頻率接近汽流激振時振動頻率f=nc/60=1853/60=30.9HZ（nc為高壓缸第一階臨界轉速）。
3.3.4 發生振動時波形為正弦波。
3.4 操作前準備工作
根據實際運行情況，東北電科院和綏電公司的有關技術人員經多次研究決定，只能采取改變高壓缸調速汽門開啟順序和開度的方案消除汽流激振。
3.4.1 按已制定的安全措施、技術措施、組織措施向運行人員交底，在實施過程嚴格執行。
3.4.2 鍋爐保持7臺磨煤機運行，機組負荷680～700MW，同時爐側做好快速減負荷準備。
3.4.3 解除鍋爐ВЗ前壓力低保護，將爐側出口跨接管主蒸汽壓力降至23.5Mpa，然后投入機前壓力調節器。
3.4.4 檢查確認汽機串軸、瓦振保護投入。
3.4.5 汽機潤滑油溫保持在40～42℃。
3.4.6 操作前機組狀態：機組負荷700MW，潤滑油溫40.6℃。
軸瓦點數 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
軸瓦回油溫度℃ 52 48 50 53 54 63 54 57 56 62 63 58 50 52
油膜壓力MPa 1.02 2.02 1.89 2.50 2.68 2.53 2.24 2.66 2.41 1.71 2.86 3.30
垂直振動mm/s 3.2 3.6 3.5 1.6 3.6 3.5 2.4 4.9 5.0 3.9 4.5 2.2 2.7 4.1
水平振動mm/s 4.9 2.9 3.2 2.2 1.4 2.3 1.6 1.2 3.0 1.9 3.5 1.8 2.4 4.2
高壓缸前（#1瓦）軸瓦為6瓦塊可傾瓦，金屬溫度℃（#1～6瓦塊）分別是56.8、59.0、63.3、53.2、65.0、57.6。高壓缸#1～4調門開度為73mm、73mm、15mm、4mm。
3.5安全措施∶
3.5.1 機組升負荷過程中，當振動達保護動作值而保護未動作時，應立即手動停機。
3.5.2 在#1瓦就地、主控密切監視機組振動情況，各監視點保證良好的通訊聯系。
3.5.3 機組加負荷過程中，密切注意機組各參數的變化情況，若出現異常，應立即停止加負荷，并快速減負荷至振動異常消除。
3.6 具體操作步驟
3.6.1 將汽機#3、4調門重調電機停電，就地手動投入#4高壓調門重調裝置，手動控制開啟6~10mm。
3.6.2 就地將#2高壓調門緩慢關小，使#4高壓調門開啟15~20mm。
3.6.3緩慢增加機組負荷，注意觀察機組振動情況，一旦出現突發振動，應立即解除機前壓力調節器，手動快速減負荷，。
3.6.4 機前壓力調節器投入自動并維持爐側跨接管主汽壓力23.5 Mpa，同時爐側慢慢增加燃燒率由700MW增加機組負荷，密切注意各瓦振動情況。
3.7 汽流激振處理結果
2000年6月19日15時20分，#1機負荷由700MW升至800MW共用了38min，在此過程中#1瓦振動數值逐漸變小，機組其余各軸瓦振動也有不同程度降低，且主機#1軸瓦各瓦塊金屬溫度也有不同程度的下降，并逐漸趨于一致。下面是機組負荷810MW（潤滑油溫40.6℃）時的有關數據情況：
軸瓦點數 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
軸瓦回油溫度℃ 50 48 50 53 54 63 54 57 56 62 63 58 50 52
油膜壓力MPa 2.21 2.24 2.15 2.48 2.75 2.73 2.92 2.82 2.58 2.13 3.18 3.40
垂直振動mm/s 2.6 2.9 3.1 1.4 3.5 3.6 1.7 4.7 4.2 4.8 3.8 2.5 2.6 4.1
水平振動mm/s 2.8 1.7 2.2 2.5 1.3 2.2 1.6 1.3 2.5 1.7 3.4 1.9 2.3 4.3
高壓缸前（#1瓦）軸瓦金屬溫度℃（#1～6瓦塊）分別是56.6、57.6、56.8、54.8、61.6、52.6。高壓缸#1～4調門開度為73mm、19mm、38mm、30mm。
4.結束語
由于對綏電#1機組汽流激振判斷、分析、處理正確，采取改變高壓缸調速汽門開啟順序和開度的方案徹底消除了汽流激振現象，使機組能順利的達到滿負荷運行，#1機組負荷能夠增加100MW，每天可增加發電量240萬千瓦時。另外避免了汽流激振對機組使用壽命的不利影響，其經濟效益和社會效益是巨大的。
在機組通過168小時試運后，根據制造廠的處理意見，在俄羅斯專家現場指導下，對#1軸承的頂部間隙又進行了兩次調整，軸瓦頂部間隙已調至下限值0.55mm。但是通過實際運行證明，#1機的汽流激振現象已經不能通過調整軸承間隙的方法消除。現在，#1機組在負荷高于700MW以上時依然按照“改變高壓調速汽門開啟順序和開度”的方式避免汽流激振的產生，使機組安全穩定運行。此種解決汽輪機“汽流激振”的方法值得國內外同類型機組借鑒。
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