汽轮发电机组振动故障分析.pptx

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1、n汽轮发电机组轴系故障有很多类型，但其中数种常见故障的发生率占总数的80%以上，根据现场经验，如果能对这些典型故障做出准确的判断，则足以应付生产实际的需要。因此，对典型、常发故障的掌握有十分重要的工程意义。在这里主要对以下10种常见故障模式的故障机理及故障特征进行讲解。第1页/共114页实例机组信息实例机组信息某机组轴系布置图某机组轴系布置图该汽轮机为亚临界、一次中间再热、三缸、四排汽、单轴凝汽式该汽轮机为亚临界、一次中间再热、三缸、四排汽、单轴凝汽式600MW600MW汽轮机，汽轮机，型号型号N600-16.7/538/538-1N600-16.7/538/538-1型。型。汽轮机整个轴系由

2、汽轮机整个轴系由3 3根转子加根转子加1 1个中间轴组成，高中压转子跨距个中间轴组成，高中压转子跨距6100mm6100mm，低压转，低压转子跨距子跨距5740mm5740mm；高中压转子和；高中压转子和1 1号低压转子采用刚性联轴器连接，低压转子之间号低压转子采用刚性联轴器连接，低压转子之间通过中间轴连接；通过中间轴连接；2 2号低压转子和发电机转子采用刚性联轴器联接。机组共有号低压转子和发电机转子采用刚性联轴器联接。机组共有7 7个个轴承，轴承，6 6个支持轴承和一个推力轴承。其中支持轴承全部采用四瓦块可倾瓦轴承。个支持轴承和一个推力轴承。其中支持轴承全部采用四瓦块可倾瓦轴承。推力轴承位于

3、高中压缸电端的中轴承箱内，采用推力轴承位于高中压缸电端的中轴承箱内，采用KINGSBURYKINGSBURYLEGLEG推力轴承，推力轴承，推力盘两侧的支承环内各安装推力盘两侧的支承环内各安装1010块可滑动的推力瓦块。块可滑动的推力瓦块。第2页/共114页机组10种常见振动故障分析4质量不平衡引起的故障1235转子热弯曲引起的故障动静碰摩引起的故障转子不对中引起的故障自激振动引起的故障6支撑松动引起的故障结构共振引起的故障轴承座轴向振动引起的故障转子裂纹引起的故障汽轮发电机振动故障78910第3页/共114页1.1质量不平衡故障概述转子质量不平衡是汽轮发电机组最为常见的故障。据有关统计，在现

4、场发生的机组振动故障中，有转子不平衡造成的约占80%，属于转子质量不平衡的将达到90%左右。转子质量不平衡是指在工程实际中，由于材料的不均匀和设计、制造及安装的偏差，转子的惯性主轴与旋转轴线多少有些偏离。在转子转动中，偏心质量产生的离心力是个不平衡力系，传递到转子的支撑轴承和基础上将产生振动。当转速一定时，离心力的大小正比于质量与偏心距的乘积，在平衡技术中将其称为不平衡量，简称不平衡。1.质量不平衡引起的故障第4页/共114页故障分类原始质量不平衡转子质量不平衡转动部件松动脱落第5页/共114页故障后果分析安全性影响机组可靠性机组经济性转子发生大振动，诱发动静碰磨，构成轴系破坏和毁机事故，这种

5、事故在旧机组上都可能发生；对转子将产生不平衡力冲击，且严重时可能会使转轴产生塑性弯曲变形，并有可能产生稳定的不平衡振动。如果转子挠曲形成快速发散，轴系破坏就会发生。若汽轮发电机组出现转动部件脱落故障，不仅影响机组整个轴系的安全，还会造成非计划停机，影响整个电网。由于原始质量不平衡，反复的进行启停机操作，对转子以及各零部件都有损耗，促使材料疲劳或损坏，汽轮发电机组的可靠性会降低。运行中转动部件脱落后，如果没有及时发现停机处理，可能会对转子上其它部件造成影响，使其寿命降低，机组可靠性降低；原始转子质量不平衡造成振动将使汽轮发电机组因振动过大无法正常启机，使机组经济性降低；如果发生转子部件脱落导致机

6、组破坏，会造成非计划停机，影响机组的经济性。如果不及时进行停机修理，将会增加维修费用，致使对经济性造成更大的影响。第6页/共114页11.2质量不平衡故障机理转子质量不平衡产生振动的机理是，转子各横截面的质心连线与各截面的几何中心连线不重合，从而使转子在旋转时，各截面的离心力构成一个空间连续力系，转子的挠度曲线为一连续的三维曲线，如下图所示。式中:不平衡质量不平衡质量偏心距转动角速度第7页/共114页11.3质量不平衡故障诊断汽轮发电机组转子质量不平衡产生的原因有三个：原始不平衡；转动过程中的部件飞脱以及转子热弯曲。原始不平衡是主要原因。诊断任务的生成在运行、启机或停机过程中，5号轴承X，Y向

7、振动值明显增大，高于正常运行振动值和相邻轴承振动值，则诊断该轴承所支撑的转子段发生了故障。故障模式类的确定1）对5号轴承振动信号进行幅频分析，计算各阶振动频谱幅值形成故障征兆集合。2）对频谱分析数据采用主元分析方法进行特征提取。3）计算主元分析数据的贴近度，与标准模式V之间具有最大贴近度的就是它所属的故障模式类。第8页/共114页1.3 质量不平衡故障诊断质量不平衡故障诊断区分出具体的故障模式 转子不平衡故障频谱图作为严密的诊断，汽轮发电机组的质量不平衡应该具有以下的特征：1）振动以基频(1X)为主，同时，出现较小的高次谐波，整个频谱呈所谓的“枞树形”。2）在转速一定时振幅和相位是稳定的3）多

8、次启动振动有再现性4）可以排除刚度、共振等因素5）振动随负荷变化不明显6）轴心运动轨迹为圆形或椭圆形 转子轴心轨迹5号瓦y方向的振动趋势图第9页/共114页1.3 质量不平衡故障诊断质量不平衡故障诊断查找故障位置不稳定不平衡轴向位置判断的主要依据，是轴系各转子临界转速、工作转速（空负荷、带负荷）下振动变化量及其在轴系中的分布。依据现场检测到的振动变化现象，可归纳为下列几种类型：1 1）工作转速下振动变化不大，第一临界转速下）工作转速下振动变化不大，第一临界转速下振动变化十分显著。平衡变化是发生在转子中部，振动变化十分显著。平衡变化是发生在转子中部，或沿转子长度均布。或沿转子长度均布。2 2）工

9、作转速和第一临界转速下振动变化均较大。）工作转速和第一临界转速下振动变化均较大。当平衡变化发生在转子一端，或两端不对称，转当平衡变化发生在转子一端，或两端不对称，转子外伸端平衡变化是由转子挠曲增大引起的，例子外伸端平衡变化是由转子挠曲增大引起的，例如外伸端转轴碰磨，也会产生这种振动特征。如外伸端转轴碰磨，也会产生这种振动特征。3 3）工作转速下振动变化很显著，第一临界转速）工作转速下振动变化很显著，第一临界转速下振动变化不大。平衡变化发生在转子外伸端，下振动变化不大。平衡变化发生在转子外伸端，从有关测点振动变化量值大小，可直接判明平衡从有关测点振动变化量值大小，可直接判明平衡变化是发生在转子外

10、伸的哪一端。变化是发生在转子外伸的哪一端。第10页/共114页1.3 质量不平衡故障诊断质量不平衡故障诊断查找故障原因在对故障发生的故障模式确认后，对原始质量不平衡故障原因查找知识库中相对应的规则进行逐条验证，得到各查找规则结论的可信度。只要可信度不为零，那么所搜索得到的故障原因就都可能存在。原始质量不平衡的原因主要有：结构不合理，制造误差大，动平衡精度低，材质不均等。查找故障影响对故障发生的位置和原因确认后，对故障产生的影响进行查找。对故障影响查找知识库中的规则进行逐条验证，根据规则匹配，得到故障影响。第11页/共114页1.3 质量不平衡故障诊断质量不平衡故障诊断查找故障处理措施出具故障诊

11、断报告对故障产生的位置、原因和影响确认后，对故障的处理措施进行查找。对故障处理措施查找知识库中的规则进行逐条验证。根据规则匹配，得到相应的故障处理措施，如：（1）按技术要求对转子进行动平衡；（2）转子除垢，进行修复。在上述几步工作都完成之后，出具一份故障诊断报告，供检修人员决策参考，确定检修计划。诊断报告主要内容包括：故障诊断任务故障模式故障位置故障原因故障影响故障处理措施第12页/共114页11.4机组监测要求振动监测值现场测点信号如下：（1）键相（2）机组X、Y向轴振（3）机组垂直方向瓦振（4）轴承入口油温、回油温度（5）转子偏心（6）油压（7）负荷（8）转速（9）蒸汽流量序号依据尺度项目

12、轴承振幅转轴径向振幅轴承振幅烈度报警值跳闸值报警值跳闸值报警值跳闸值1GB/T 11348.2-1997相对轴振120-165180-260绝对振动150-200250-3202GB/T 6075.2-2002由振动烈度换算成振幅9.414.8851333美国西屋和GE公司规定751251252544国产机组普遍采用60-75100-125125254测点要求第13页/共114页2.1转子热弯曲故障概述转子受热后出现的弯曲变形称为热弯曲。热弯曲将导致转子平衡状态的变化，因此热弯曲又称为热不平衡。转子热不平衡是指转子受热后（如机组带有功负荷或发电机转子加励磁电流后）产生附加的不平衡力而出现振动改

13、变的现象。热弯曲是一种机组较为常见的振动故障，引起热弯曲的原因也是多种多样。针对整个汽轮发电机组而言，可分为两部分来研究热弯曲故障，包括汽轮机转子热弯曲和发电机转子热弯曲。2.转子热弯曲引起的故障第14页/共114页热弯曲故障对机组影响后果分析如下：安全性影响机组可靠性机组经济性转子一旦发生热弯曲故障，机组轴振、瓦振将明显超标，甚至会引发机组跳机，严重影响了机组的安全运行。由于汽轮机汽封等间隙较小，当热弯曲产生的振动增大到一定程度，会引起转子出现动静碰摩，发生摩擦振动，使热弯曲量继续增大，振动也就不断增大，产生恶性循环，严重时会形成永久弯曲。中心孔积油引起的汽轮机转子热弯曲，振动随负荷增加及运

14、行时间的延长而较快增大，数十分钟或12h振动就会超限。转子热弯曲故障由于引发原因的不同，对汽轮机组可靠性的影响也有显著的不同。例如动静摩擦、汽缸进水引起的转子热弯曲，再控制、处理不恰当的情况下甚至可以导致转子发生永久性弯曲，缩短了机组转轴的使用寿命。汽轮发电机转子发生永久性弯曲事故，是火力发电厂的重大恶性事故之一，它不仅增加机组非计划停运时间，而且还要耗用相当多的检修费用，造成重大经济损失和严重的不良影响。第15页/共114页12.2转子热弯曲故障机理汽轮机转子在高温和高压的蒸汽介质中工作，发电机转子在投入励磁电流后也会被加热。一般来说，转子温度的均匀增加只会引起长度的增加，而不会使转子产生弯

15、曲。之所以发生弯曲，是由于转子截面存在着某种不对称的因素，包括温度不对称、受力不对称、材质不对称等，左下图转子上下表面温度不等，右下图中由于摩擦效应在转子表面产生的轴向力F。第16页/共114页12.3转子热弯曲故障诊断转子热弯曲的故障特征转子热弯曲故障模式的确定转子热弯曲故障位置的判定转子热弯曲故障原因的查找转子热弯曲故障的处理措施第17页/共114页汽轮机转子热弯曲的故障特征(1)特征频率为1X；(2)振幅不会发生跳跃式的变化，振动的相位不稳定；(3)振动随转速的变化关系明显；(4)振动随负荷的变化关系明显；(5)停机过程的振动会明显高于启动过程发电机转子热弯曲故障特征(1)振动与励磁电流

16、有密切关系。(2)发电机转子冷却系统不均匀引起热弯曲时，冷却介质入口温度越低，则振动越大；入口温度越高，则振动越小。(3)发电机转子出现的热弯曲大多是暂态弯曲。(4)因摩擦效应导致转子出现不均匀轴向力引起的热弯曲，振动的增大具有一定的突发性。(5)发电机转子热弯曲分为可逆和不可逆两者情况。第18页/共114页1.依据轴承的振动信号的频谱分析正向推理，机组各瓦振动以基频为主的普通强迫振动，确定故障属于1X故障类。2.依据确定的故障特征作为模式确定判据，进行反向推理，为每一条故障特征设置故障模式确认权重，匹配故障模式。转子热弯曲故障位置的判定一般热弯曲故障位置的判定就是依据振动信号异常的位置来确定

17、。譬如由3号轴瓦的异常振动诊断出热弯曲故障，则故障应该是发生在1号低压缸的。第19页/共114页热弯曲故障原因汽轮机转子热弯曲原因（1）转轴上内应力过大，转轴材质不均。（2）汽轮机叶轮的轮毂之间或轴上其他套装零件与轴凸台之间轴向间隙不足或不均匀。（3）转轴存在径向不对称温差。（4）转子与水或冷蒸汽接触。（5）动静摩擦。发电机转子热弯曲原因（1）转子锻件材质不均匀。（2）匝间短路。（3）冷却系统故障。发电机转子的冷却方式分为空冷、水冷和氢冷。它们都可能出现冷却系统故障。（4）绝缘变化。（5）转子线圈膨胀受阻。（6）转轴上套装零件失去紧力。（7）楔条紧力不一致。第20页/共114页2.4机组热弯曲

18、故障监测要求测点要求（1）机组X、Y方向轴振（2）机组垂直方向瓦振（3）负荷（4）励磁电流（5）转速（6）机组疏水、蒸汽管路（7）汽缸温度（8）大轴弯曲值测量值(1)测取机组启停机时，各瓦和转轴通频、基频振幅和相位(2)测取振动较大轴瓦和转轴，在空负荷、带负荷运行时，通频、基频振幅和相位(3)若振动较大轴承，为发电机支持轴承，测取在不同励磁电流下，轴瓦振幅第21页/共114页12.5热弯曲故障解决措施(1)如果发电机转子的振动与冷却介质的温度有关，这时需要进行转子通风试验和流量试验（来确定局部堵塞部位，然后进行反冲洗，疏通冷却通道。(2)当怀疑发生绕组局部短路或匝间短路时，需要进行一些电气试验

19、查找短路部位，如气隙探测绕组实验。发电机转子热弯曲故障解决措施对于汽轮机转子热弯曲产生的振动，如果振动在限值以内，也可不予考虑。当超过限值，但振动增量相对不大且较为稳定，以及无法查明热弯曲原因，或已查明原因但一时无法处理时，则可以考虑对汽轮机转子进行热平衡，补偿一部分热弯曲产生的质量不平衡。汽轮机转子热弯曲故障对策第22页/共114页3.1动静碰摩故障概述动静碰摩故障分类3.3.动静碰摩引起的故障动静碰摩引起的故障按碰摩方向分类按转子摩擦的接触面情况（径向碰摩）径向碰摩轴向碰摩按碰摩的位置（径向碰摩）全周碰摩部分碰摩转动部分的摩擦部位在非转轴的转动部件转动部分的摩擦直接发生在转轴本身第23页/

20、共114页动静碰摩故障后果分析安全性影响机组可靠性机组经济性由可靠性概念可知，动静碰摩故障的严重程度对于机组的可靠性运行具有重大的影响。动静碰摩可以导致机组部件的磨损、破坏，甚至引起转轴弯曲，直接影响了机组的使用寿命。随着大型机组对效率的不断提高，动静间隙变小，碰摩可能性增加。当前，大型机组的碰摩振动故障的发生率仅次于质量不平衡故障的发生率，称为大机组的第二大类振动故障。碰摩使转子产生非常复杂的运动，轻者使机组出现强烈振动，严重的可造成转轴永久性弯曲，甚至整个轴系破坏。要想避免在机组启动过程中发生轴封动静碰摩，首先要在机组的检修过程中调整好轴封间隙，轴封间隙偏大，虽然可以有效地防止动静碰摩，但

21、会增加轴封汽泄露损失，降低机组的经济性能；反之，如果轴封间隙偏小，经济性是提高了，但安全性又成了问题。因此，需要根据机组的安装、调试、检修和运行情况，确定一个恰当的轴封间隙，兼顾机组的经济性与安全性。第24页/共114页1转轴碰摩故障机理第25页/共114页1动静碰摩故障诊断动静碰摩故障振动信号特征启停中转轴碰摩诊断工作转速下转轴碰摩诊断机组动静碰摩的识别第26页/共114页机组动静碰摩的故障征兆第27页/共114页机组动静碰摩的故障征兆第28页/共114页测点布置（1）键相（2）机组X、Y向轴振（3）机组垂直方向瓦振（4）轴向位移（5）胀差（6）真空度（7）负荷（8）汽缸温度（9）凝汽器水位

22、监测方法在启动中转轴碰摩危害最大的是高、中亚转子。平时不论1、2、3号瓦轴振是否较大，在启动中必须重点监测这些轴瓦的轴振或瓦振。使用振动表或振动仪应连续观察12min振幅(不测相位也可以)与时间的关系，才能捕捉到转轴碰摩振动特征。因此诊断转轴碰摩最为有效的振动监测方式是连续监测。1机组动静碰摩监测第29页/共114页1动静接触的原因（1）汽缸跑偏或基础不均匀沉陷。（2）蒸汽温度的变化。如果蒸汽温度的变化过于剧烈，将引起静止部件的变形。（3）汽缸进水和保温不良。（4）排汽缸的快速加热和冷却。（5）汽封损坏。（6）暖机不充分，在转子存在较大晃度的情况下开机。（7）剧烈振动。第30页/共114页1碰

23、摩故障解决措施当出现动静碰摩时，现场采取的一个有效措施就是在控制轴振动、保证机组运行安全的前提下进行“磨合”。在启动过程中，机组发生动静摩擦时不能强行升速，否则容易造成大轴永久弯曲。如果转速在临界转速一下，应该立即打闸停机，盘车一段时间正常后再启动；如果在临界转速以上，则在振动可以控制的转速上多停留一段时间，磨合出一定的间隙后再升速。如果摩擦发生在带负荷阶段，只要控制振动在一定的变化范围，可以观察运行一段时间，以磨合出适当的间隙；如果振动不断增加，应该降低负荷或打闸停机，以免危害机组安全。第31页/共114页 自激振动是由于系统自身的运动诱发的振动，其机理和特点与强迫振动有本质不同。汽轮发电机

24、组自激振动包括轴承自激振动和汽流激振，前者由轴承的油膜力引起，后者由蒸汽力引起。4.4.自激振动故障4.1自激振动 振动系统由于自身运动引发的振动称为自激振动。当系统失稳力大于阻尼力时，振动发散，称为振动系统失稳。实际系统自激振动的振幅不会无限增大，其正阻尼和负阻尼都与振幅有关：在振幅增大过程中，正阻尼增大，负阻尼减小；当振幅达到一定值时，正负阻尼相等，此时振幅停止增长。第32页/共114页单轮盘转子的力系 对于转子系统而言，转子离心力与弹性恢复力在 连线上，阻尼力与失稳力与 垂直，两者方向相反。如果失稳力大于阻尼力，则系统失稳。第33页/共114页 轴瓦自激振动是现场较常见的一种自激振动，它

25、常常发生在机组启动升速过程中，特别是在超速时。当转子转速升到某一值时，转子突然发生涡动使 轴瓦振动增大，而且很快波及轴系各个轴瓦，使轴瓦失去稳定性，这个转速为失稳转速。轴瓦自激振动对机组影响后果有：4.2轴承自激振动安全性影响机组可靠性机组经济性油膜振荡造成大振动导致转子轴系破坏和机组毁坏；振动过大导致动静碰摩，引起转子弯曲或断裂；由于轴瓦自激振动造成的停机，它不仅增加机组非计划停运时间，而且还要耗用相当多的检修费用，造成重大经济损失和严重的不良影响。油膜涡动造成轴系稳定性降低，诱发转子失稳，致使轴系可靠性降低；油压波动，造成钨金瓦疲劳破坏或损坏轴颈，导致轴系可靠性降低；相对振动过大引起支撑部

26、分损坏或导致轴瓦预紧力丧失，机组可靠性降低；第34页/共114页 汽轮机和发电机转子支承在滑动轴承上。转子转动时轴颈与轴瓦之间形成一层很薄的油膜，这层油膜避免了轴颈与轴瓦的直接接触。润滑油带走轴承中摩擦产生的热量，保证工作温度正常。轴瓦自激振动机理第35页/共114页轴瓦自激振动分类半速涡动是指转子轴颈在作高速运转的同时，还围绕轴颈某一平衡中心作公转运动。如果转子轴颈主要是由于油膜力的激励作用引起的涡动，则轴颈的涡动速度接近轴颈转速的一半，故称半速涡动。这种振动的振幅始终不大，而且在机组加速过程中，永远不会与转子的第一临界转速发生共振，因此对机组安全一般不会造成严重威胁。一、半速涡动二、油膜振

27、荡当轴颈转速升高到第一临界转速两倍的附近时，涡动频率与转子的第一临界回转频率重合，转子轴承系统会发生激烈共振，这种涡动就是变为油膜振荡，其特点是来势很猛，瞬时振幅突然升高，很快就会发生局部油膜破裂，引起轴颈与轴瓦之间的剧烈摩擦，结果会严重损坏轴承和转子。第36页/共114页轴瓦自激振动的原因轴颈扰动过大，不是指转子暂态瞬间产生的扰动，而是指稳定的扰动，进一步说是指轴颈与轴瓦之间的相对振动，简称转轴振动。一、轴颈扰动过大二、转子热弯曲与转子永久弯曲运行的机组中，产生热弯曲是一种较为常见的振动故障。如果轴瓦突然发生自激振动，而且与机组的有功负荷有着一定得对应关系，例如有功负荷增加越快，振动越剧烈，

28、这种现象大部分是由于转子发生热弯曲所致。三、轴承座刚度过大增大轴承座的动刚度虽然能单纯减少轴瓦的振动，但是这会引起转轴相对振动的增大，对轴瓦稳定运行不利。第37页/共114页 当汽轮发电机组上发生的低频振动的频率接近转子转动频率的一半时，在绝大多数情况下，如不是蒸汽激振，就是油膜失稳。由于蒸汽激振一般发生在汽轮机高压转子的轴承上，并且对负荷或压力敏感，振动的重复性好，较易于判断。油膜振荡的频率与转子第一临界转速相近，而且一旦发生，不论转速升至多高，振荡的频率将始终保持为转子第一临界转速的频率，所以易于诊断。轴承自激振动的诊断范围(或部位)特征自激振动的特征自激振动的特征某机组运行时监测参数显示

29、振动异常，通过观察分析频谱图，振动频率有很大的低频分量，频率为25Hz25Hz，并且主要集中在1 1和2 2号轴瓦上，1 1号瓦的低频分量最大达到了120um120um左右，工频以及倍频低于均50um50um，可以知道振动过大的原因主要是低频分量引起的。第38页/共114页特性(或影响后果)特征：（1）振幅在瞬间突然增大（2）振动达到高位后仍不稳定（3）频率（4）振动的突发性（5）与负荷无关（6）异音（7）低频分量问题第39页/共114页现场自激振动诊断可以分为振动性质的诊断和具体故障原因的诊断两个步骤。现场故障诊断及测点信号要求1）振动性质的诊断2）轴颈扰动是否过大3）轴瓦自激振动源的诊断振

30、动频率低频振动呈现的次序垂直振动幅值4）了解同型机组相同轴瓦的运行情况第40页/共114页分谐波共振、轴瓦自激振动、汽流激振的特性区分项目项目分谐波共振分谐波共振轴瓦自激振动轴瓦自激振动汽流激振汽流激振振动频率振动频率转子工作频率半速涡动油膜振荡转子第一临界转速振动发生部位振动发生部位机组任何轴瓦均能发生只有大容量汽轮机高只有大容量汽轮机高压转子的轴瓦发生压转子的轴瓦发生振动再现性振动再现性强不强强强与机组有功负荷的关与机组有功负荷的关系系如果是由转子热弯曲引起的，则与机组有功负荷或励磁电流有关，但有时滞无直接的关系，但当转子存在热弯曲时，则与机组有功负荷或励磁电流有一定的对应关系，但有时滞有

31、良好的对应关系有良好的对应关系与转子不平衡的关系与转子不平衡的关系直接关系直接关系过大的不平衡振动，会导致轴瓦失过大的不平衡振动，会导致轴瓦失稳稳随不平衡振动增大，随不平衡振动增大，低频不稳定振动幅值低频不稳定振动幅值会增大会增大第41页/共114页机组测点信号及监测要求如下：机组X、Y向轴振，机组垂直方向瓦振，轴承入口油温、回油温度，轴承钨金温度，轴承标高，顶轴油压，负荷，轴瓦顶隙，轴承型式信号阈值：X、Y向轴振：低频振幅100m（报警）；瓦振：低频振幅80m（报警）；入口油温：4048；回油温度：50；（65上限报警）轴瓦顶隙：顶隙比1.21.5；钨金瓦温度：60（80上限报警）顶轴油压判

32、据：低于标准值标高变化：-0.2mm第42页/共114页现场经常采用以下措施消除轴瓦的自激振动：（1）提高油温（2）调整中心（3）调整轴承顶隙（4）增加轴承比压（5）消除轴瓦的缺陷（6）调整平衡（7）轴承类型对稳定性的影响处理措施描述轴承动态特性的一个综合指标是承载系数，又称为索马费尔德数。可以看出S越大，轴承的稳定性越高。承载系数取决于比压、间隙比、润滑油黏度和轴颈转速这几个参数。比压和间隙比越大、润滑油黏度越小，则越大，轴承的稳定性越高。第43页/共114页汽流激振的机理（1）静态力（2）动态力4.3汽流激振安全性影响机组可靠性机组经济性蒸汽激振造成大振动导致转子轴系破坏和机组毁坏；振动过

33、大导致动静碰摩，引起转子弯曲或断裂；蒸汽激振引起的不稳定振动是限制超临界机组出力的重要因素，直接影响了机组的可用率；对于调整静叶与动叶轴向间隙或顶隙等避免蒸汽激振的措施，会导致机组内效率降低，直接影响机组的经济性；对于蒸汽激振引起的非计划停机，将给电厂造成经济损失。蒸汽激振造成轴系稳定性降低，诱发转子失稳，致使轴系可靠性降低；油压波动，造成钨金瓦疲劳破坏或损坏轴颈，导致轴系可靠性降低；汽流激振是由于汽流力引起的自激振动。为了提高机组效率，通常采用提高蒸汽参数的方法。这就产生了一种可以导致轴承失稳的激振力。汽流激振在高参数汽轮机上尤为突出，特别是高压转子。第44页/共114页（1）静态力 采用喷

34、嘴调节的汽轮机，蒸汽除了在转子调节级叶片上产生力偶而使转子旋转之外，还有一个作用于转子中心的力。因调节阀开启顺序的原因，可能使此力成为抬起转子的恒定力，从而减小转子的比压，使转子失稳。（2）动态力 汽轮机的转动部分与静止部分之间有一定的间隙，比保证运行时不发生动静摩擦。为了减小蒸汽的泄漏，汽轮机都装有汽封装置。在蒸汽通过汽封时，每通过一个汽封齿就产生一个次节流作用，蒸汽的压力随之降低。机组经济性汽流激振的机理作用在转子上的蒸汽激振力可分为静态力和动态力两类。静态力是指恒定的力，而动态力是交变的。这两类力都可以引起汽流激振。第45页/共114页特性(或影响后果)特征（1）振动频率为工作转速的一半

35、，即属于半频。（2）振动与负荷有关，有良好的再现性。（3）低频振动有个一门槛值。（4）与轴承自激振动的区别：发生的部位；与负荷的关系。汽流激振的诊断汽流激振特征范围(或部位)特征在运行、启机或停机过程中，某个轴承X，Y向振动值明显增大，高于正常运行振动值和相邻轴承振动值，则诊断该轴承所支撑的转子段发生了故障。第46页/共114页造成机组激流激振的原因主要有以下几个方面：1）转子与汽缸同心度偏差大2）动叶与静叶（喷嘴）之间的轴向间隙过大3）气门开启顺序不合适4）轴瓦稳定性差5）转子不平衡现场诊断机组汽流激振具体原因和部位步骤如下：1）查看转子是否存在不平衡，如果存在首先消除转子不平衡2）查看调节

36、气门开启顺序，看是否存在单侧进汽的情况3）查找转子中心，检查转子与汽缸同心度，看是否存在偏差过大的情况4）调整动叶和静叶之间的轴向间隙5）查看轴承型式，润滑油温度，轴承标高等影响轴瓦稳定性的因素汽流激振的诊断方法和步骤（1）振动类别和故障性质判断（2）汽流激振原因以及故障部位的诊断第47页/共114页机组测点信号及监测要求如下：机组X、Y向轴振机组垂直方向瓦振负荷轴承型式机组同心度气阀开启顺序信号阈值：X、Y向轴振：1#、2#轴振低频振幅100m（报警）；瓦振：1#、2#瓦低频振幅80m（报警）；机组同心度：偏差254跳机TSI瓦振振幅065正常，65110报警，110跳机TSI振动频率1f,

37、2f,较大，3fTSI机组负荷额定负荷DCS联轴器安装精度允许误差以内停机测量停机测量凝汽器真空8997kPaDCS凝汽器水位-335225mmDCS轴承座标高允许范围内测量测量轴心轨迹轴心轨迹呈椭圆或者外“8”字形TST油温3548DCS胀差胀差+6mm-3mm；TSI第60页/共114页在安装和检修过程中应严格进行轴系找中、在运行过程中应避免对机组轴系形成冲击负荷,才能保证大型汽轮发 电机组的安全、稳定、经济运行。提高检修和工艺水平，安装保证联轴器无飘偏和偏心，处理接触面锈蚀和改进润滑系统，消除滑销系统卡涩，消除支撑轴承标高偏差。控制机组的负荷符合规定，禁止机组超负荷运行。如果是由于支撑轴

38、承标高的变化导致的轴承不对中，查找影响轴承中心的因素如：轴承座垂直方向的热膨胀、油膜厚度的影响、基础框架受热不均的影响、凝汽器水位和真空的影响。5.4处理措施第61页/共114页 支承松动引起系统的结构刚度变小，很小的激振力会引起较大的振动。支承松动引起的振动属于强迫强迫振动的范畴，由于因为松动引起的振动不稳定，所以大部分振动是不稳定的，可以看作非定常强迫振动。6.1支撑松动故障概述6.支撑松动引起的故障安全性影响机组可靠性机组经济性共振造成大振动导致转子轴系破坏和机组毁坏；振动过大导致动静碰摩，引起转子弯曲或断裂；结构共振造成振动将限制机组负荷或停机，使机组经济性降低；如果发生大振动导致机组

39、破坏将会增加维修费用，致使经济性降低。偏移方向发生改变，造成本体部件配合错位，致使可靠性降低；容易使振动部件疲劳破坏，导致机组可靠性降低。第62页/共114页 系统振动是由两方面决定的，即激振力和轴承刚度。支撑松动会影响轴承刚度，进一步使系统振动增大。（1）连接螺栓松动。（2）轴承座与台板接触不好。（3）垫铁松动。（4）汽缸的膨胀不畅、滑销系统的卡涩。（5）结构形式。（6）大型机组轴承座径向振动多发生在低压缸轴承上。以下因素可以导致支承刚度的降低：6.2支撑松动故障机理第63页/共114页由于支承松动引起的振动，有如下的特点：（1）相位不稳定。（2）振动随转速变化明显。（3）振动随负荷变化明显

40、。（4）基频及分数谐波振幅大，伴随2f 3f.等高频振幅。（5）振动不稳定，转速达某一域值是振幅突然增大或变小。（6）水平和垂直方向具有不同的临界转速。（7）松动的方向振动大。（8）轴承座的振动会明显增大。6.3支撑松动故障诊断特性(或影响后果)特征范围(或部位)特征某厂机组大修结束后，电厂进行冲转，但在启动过程中定速3000r/min时，励磁机转子的两个支撑轴承的水平振动不断爬升，最大达到73um。在带负荷过程中，再次出现了励磁机前后轴承水平振动大幅度爬升，最大振动达到100um。最后经过诊断分析主要原因是轴承座与台板整理接触不良，导致水平刚度大幅度下降，从而导致振动增大。故障特性分析第64

41、页/共114页现场最常见的是轴承座与台板、台板与基础之间的接触不良，可以通过测量他们之间振动的差异来判断。支撑松动诊断方法研究支承松动引起的振动会引起轴承座较大的振动，所以对于该类型振动的诊断可以通过测量轴承座的振动来进一步确定。直接检查的方法有测量差别振动和用手触摸两种。测量差别振动用手指触摸用手指紧贴在轴承座与台板结合处，当两者结合不好时，在交变振动力的作用下，手指会有挤压感。用同样的方法可以检查台板与基础的结合情况。第65页/共114页现场测点信号及监测要求键相机组X、Y向轴振机组垂直方向瓦振转子偏心负荷转速蒸汽流量对于支承松动引起的振动，可以通过来自各轴的振动信号分析，但进一步的确诊需

42、要测量轴承座的振动第66页/共114页诊断判据对于一般的轴承座来说，在同一轴向位置，如图所示，测点上下标高差在100mm100mm以内的两个连接部件，在连接紧固的情况下垂直方向的差别振动应小于2m2m；滑动面之间正常的差别振动应小于5m5m；对于发电机后轴承座与台板之间有绝缘者，其差别振动应小于7m7m。当两个相邻部件差别振动明显当两个相邻部件差别振动明显当两个相邻部件差别振动明显大于这些数据时，即可判断连接刚大于这些数据时，即可判断连接刚大于这些数据时，即可判断连接刚度不足。差别振动越大，故障越严度不足。差别振动越大，故障越严度不足。差别振动越大，故障越严重。在测量轴承各点振动时，除测重。在

43、测量轴承各点振动时，除测重。在测量轴承各点振动时，除测量垂直振幅和相位外，必要时对该量垂直振幅和相位外，必要时对该量垂直振幅和相位外，必要时对该点水平和轴向振动也应测量；在测点水平和轴向振动也应测量；在测点水平和轴向振动也应测量；在测量时若发现差别振动异常，必须复量时若发现差别振动异常，必须复量时若发现差别振动异常，必须复测一次；只有两次结果基本一致，测一次；只有两次结果基本一致，测一次；只有两次结果基本一致，才能认为数据可靠。才能认为数据可靠。才能认为数据可靠。检测轴承座差别振动的测点分布第67页/共114页（1）按技术要求安装，保证配合要求。（2）从差别振动中发现松动的发生部位，采取紧固措

44、施。（3）防止机壳或基础变形。（4）合理运行，防止低压缸支承部分的变形。（5）轴承座与台板整理接触不良，导致水平刚度大幅度降低，能够降低水平振动的有效方法就是采用高速动平衡手段来降低转子上残余的不平衡激振力。（6）对于投产时间较长的机组，由于运行时间长，会导致基础刚度有所下降，因而检修中应注意对整理刚度的检查，适当将检修标准控制严格一些。6.4支撑松动处理措施第68页/共114页7.1 结构共振故障概述 结构共振是指汽轮发电机组的静止部件的固有频率接近工作转速。如果这些部件存在共振，会加速部件的疲劳破坏。特别是转子的支承部件，如轴承箱、端盖、汽缸、基础等，当这些部件存在共振时，会导致整个轴系振

45、动的恶化。结构共振属于强迫振动的范畴。7.7.结构共振引起的故障结构共振引起的故障工作转速是指机组长期运行的转速，为避免共振，固有频率应避开50hz。通常要求避开率为20%，即固有频率为低于40Hz（2400r/min）和高于60Hz（3600r/min）。共振是指激振力的频率与振动系统的固有频率重合，这时振幅急剧增大，相位急剧变化。第69页/共114页安全性影响机组可靠性机组经济性共振造成大振动导致转子轴系破坏和机组毁坏；振动过大导致动静碰摩，引起转子弯曲或断裂；结构共振造成振动将限制机组负荷或停机，使机组经济性降低；如果发生大振动导致机组破坏将会增加维修费用，致使经济性降低。偏移方向发生改

46、变，造成本体部件配合错位，致使可靠性降低；容易使振动部件疲劳破坏，导致机组可靠性降低。结构共振故障对机组影响后果分析：结构共振故障对机组影响后果分析：第70页/共114页7.2 故障机理（1）转子的临界转速、叶片的固有频率都有严格的要求。（2）大的结构部件（如汽缸、发电机端盖、轴承箱）由于其形状复杂，无论从计算角度还是从试验角度，在设计阶段确定其固有频率的难度都比较大。（3）今年从西方国家引进的机组额定频率为60Hz。这些机组的部件如果存在50Hz的固有频率，在国外的运行条件并不是一个问题，但在我国运行就会存在问题，这时引进机械共振问题比较多的原因。（4）基础共振。汽轮发电机组基础（汽轮机平台

47、、混凝土框架）的固有频率也应该避开50Hz。有的机组本身振动不大，但站在汽轮机平台上却有明显的振感，这往往是基础存在共振引起的。（5）运行过程的损坏。运行过程中部件出现的裂纹、松动等，可以引起部件刚度的降低，使固有频率落入共振区。（6）汽轮发电机的给水泵、循环水泵、凝结水泵等辅助设备。由于这些辅助设备通过配管系统与主设备连接，有时配管系统的振动既影响辅助设备的振动也会影响主设备的振动。结构共振与部件的结构有很大关系，同时疲劳、松动等发生后会改变部件的固有频率。第71页/共114页7.3 结构共振故障诊断故障特征分析范围(或部位)特征在运行、启机或停机过程中，某个轴承X，Y向振动值明显增大，高于

48、正常运行振动值和相邻轴承振动值，则诊断该轴承所支撑的转子段发生了故障。特性(或影响后果)特征（1）可以排除转子的临界转速。（2）主要观察轴承座的振动。（3）结构物在三个方向的固有频率不一致。（4）如果汽轮机的缸体、发电机、励磁机的外壳振动特别大，而转子的轴振并不大，则这些部件共振的可能性很大。（5）如果轴承座振动不大，而汽轮机平台的振动大，则存在 基础共振的可能性大。（6）如果结构物的阻尼比较小，则共振区域振动变化率大。有时转速变化几十转，振动就有明显的变化。（7）存在结构共振时往往振动不稳定，容易出现波动。（8）结构共振发生时相位也会发生剧烈变化。（9）发电机容易出现2X的振动。结构共振发生

49、在汽轮机的静止部件上，所以在检测时要多留意轴承座的振动，同时要结构共振发生在汽轮机的静止部件上，所以在检测时要多留意轴承座的振动，同时要注意是否振动是由于汽轮机的各种管道振动引起的，可以采用移动监测的方法进行进注意是否振动是由于汽轮机的各种管道振动引起的，可以采用移动监测的方法进行进一步确认。一步确认。第72页/共114页诊断方法对于新安装机组，结构共振多是由于机组安装时导致的结构共振。可以参看同类型的机组的安装及处理过程。运行一段时间后的结构共振多为机组静止部件老化或者是由于运行时导致的机组静止部件的变形。结构共振发生于汽轮机的静止部分，对其监测应在轴承座等静止部件。可以在容易发生结构共振的

50、部分安装速度传感器。传感器需要在水平、轴向以及垂直方向安装。对于确定支持系统是否共振的基本方法就是进行转速实验。在共振转速附近，部件的振幅和转速的关系完全由振动系统的阻尼和激振力幅值决定。为了确定这些振动是由于激振力的变化引起的还是由于部件的动态特性变化的影响，在实际的机组上往往首先从激振力着手。第73页/共114页现场测点信号及监测要求键相键相机组机组X X、Y Y向轴振向轴振机组垂直方向瓦振机组垂直方向瓦振转子偏心转子偏心负荷负荷转速转速静止部件的振幅静止部件的振幅第74页/共114页 诊断判据 判断支承系统是否共振的方法是由轴承座顶部振幅与基础之比或由转轴的相对振动与轴承振动的比值大小确