汽机振动

汽轮机非稳定性振动诊断与分析

摘要：本文针对抚顺发电有限责任公司2号汽轮发电机组长期出现非稳定性振动现象，根据振动测试、揭缸检查、运行调整所得到的经验与结果，应用振动机理研究中得来的启示，基于综合分析对该机组振动原因进行性质定位，并对下一步工作提出较为稳妥的意见。 关键词：非稳定性 综合分析 诊断 意见

1.前言

1.1 设备简介

抚顺发电有限责任公司2号汽轮发电机组（简称#2机），为东汽制造的200MW三缸两排汽采暖、凝汽两用式机组；该机组轴系较长，由高压转子、中压转子、低压转子、发电机转子和励磁机转子组成，各转子之间为刚性靠背轮联接，共有12个支持轴承及1个推力轴承。 2002年5月整套启动、调试，6月移交生产；自调试起，#2机一直频繁出现机组轴系偏心大、振动大问题，且不稳定。 1.2 事件过程简述

2002年10月机组开始第一次小修，用时21天，揭高压缸，重找各对轮中心，问题没能解决。2003年4月进行第二次扩大性小修，用时32天，揭高、中压缸，调整通流间隙和对轮中心；高压内、外缸夹层温差大得到解决，振动缺陷仍然存在。2003年7月为解决轴系振动问题将机组转大修，用时42天，揭高、中、低压三缸进行检查调整，做转子动平衡试验，同时根据东汽意见调整轴瓦：减小了#1、#3瓦顶隙，#1瓦中心上抬10道，开机几天后缺陷再度重现。2003年9月底，我公司改变调门进汽次序，由原1-2-3-4改为4-3-2-1（#3、#4调门在上方），维持几天后，机组振动大问题又呈不稳定性出现。此后，在中电投东北分公司指导下实施《改变阀序抑制2号机间隙激振的方案》，对#2机高压调速汽门的重叠度进行了调整有所好转；10月份共发生18次，11月份仅发生5次，机组偏心、振动发生率得以控制。但在12月份投入采暖抽气后，机组偏心越限、振动大的发生频率和振动幅度均再度加剧，直到2004年2月3日#2机轴振动出现历史最大值，持续运行近6分钟后，机组振动全面回落至今一直处于历史最好水平运行，并且经历了多次机组调峰及甩热负荷的考验。

2.振动特征

2003年10月4日~6日，在机组不停机的情况下，对#2机振动进行了测试，其间多次测到振动增大的过程，发现#2机振动呈现如下特征：

a.异常振动主要表现在#1、#2瓦轴振，它们分别可增大到160微米和240微米，#1瓦瓦振可达32微米，偏心测点振动最大大于450微米。 b.通频振幅增大的主要成分是1倍频分量，即工频，占通频振幅的85%以上；通频振幅增大时，测点1X、1Y、2Y的2倍频、3倍频振幅同时也有增加；大振幅时#1、#2瓦振动中所含的低频分量，如25HZ、28HZ的成分很小，在两瓦测点一倍频振幅增加的同时，没有发现这些低频分量有明显地变化。 表1：测试期间四次振动增加的通频振幅最高值（微米）： 测点振幅 1X 150 140 156 129 1Y 103 99 100 96 2X 209 226 237 236 2Y 103 110 108 109 3X 111 112 125 115 3Y 98 106 96 4X 58 61 63 61 5X 104 偏心 420 >445 372 c.振幅增大的同时，#1、#2瓦轴振相位有明显增加，最大变化量到500；因测试没有安装键相传感器，只好利用3X和4X作为基准比较得到的相位变化结果如下：

表2：两次振动增加时相位的变化（时间间隔30分钟）

d.测振表明，各次振动增大的过程可以分为两个阶段，第一阶段，1X、2X振幅缓慢增加，1Y、2Y振幅以及各测点间隙电压基本保持不变，持续约一小时左右后，进入第二阶段，偏心读数大于50微米，各测点振幅明显增大，同时，#2瓦、#1瓦轴颈向上偏南（右）移动，这时开始调整负荷，持续数近1小时，振幅达到最高值后，开始缓慢下降，振幅下降恢复需要的时间约2小时，大于增大的时间； e.振幅增加时，#2瓦轴颈相对轴承向上偏南移动约22~45微米，#1轴颈有类似的移动，移动量较小，偏心测点移动量最大； 表3：两次振动增加时轴颈位置的变化量 测点向上位移 1X 0 1Y 0.010mm 2X 0.014mm 2Y 0.018mm 偏心 0.073mm 0.010mm 0.010mm 0.038mm 0.025mm 0.063mm f.#1、#2瓦振动增大时，#3瓦振动增加量很小，#4、5瓦振幅、相位均基本不变。

3.引起振动原因分析

3.1 排除汽流激振

虽然在过去的处理过程中有单位将#2机的振动定性为汽流激振，但现已经确切排除汽流激振的可能。

汽流激振有两个主要特征：一是应该出现较大量值的低频分量；二是振动的增大受运行参数的影响明显，如负荷，且增大应该呈突发性；这两点#2机均不具备。

在测振中只测到了很低的27~28Hz的分量，有单位称在#2机上测到量值为工频振幅四分之一的28Hz分量，并以此判断为汽流激振。低频振幅大到何种程度才能算做汽流激振？根据现场经验，至少应该接近或等于一倍振幅。如果28Hz振幅为一倍频振幅的四分之一，这个比例过低。试想，如果一倍频振幅为100微米，四分之一的一倍频振幅28Hz分量仅为25微米，两者之和也就是125微米，这种振幅不足以视为振动异常。汽流激振的低频振幅和工频振幅量值相当。

#2机改变调门顺序后一周内振动趋于稳定，对这种情况如何解释？汽轮机的进汽口一般分布为几个连续的圆周弧段，高压蒸汽通过不同弧段的进汽会对转子产生径向作用力，这个力可以改变转子相对于轴承和缸体的径向位置，因此可能产生的不利后果有三：第一，如果造成转子过大的位移，形成通流部分或汽封的径向偏心，当构成适当的间隙参数时，则会发生汽流激振；第二，如果造成转子过大的上移，轴颈在轴承中的偏心减小，轴瓦负载减轻，轴承稳定性降低，则会发生油膜失稳；第三，如果转子偏心过大，会造成通流部分径向间隙或轴端汽封间隙，甚至油档间隙消失，引发动静部件碰磨。

上述三种情况中，前两者均属汽流影响造成的轴系失稳，后者实质是动静碰磨。改变调门开启次序，可以改变转子工作状态的位置(见图2)，动静间隙随之变化。如果#2机发生碰磨的位置在上部，#3、#4调门全开自然可以压低高压转子上浮量，减轻或消除碰磨。因此，改变调门次序振动短时间好转实质原因不是因为抑制了汽流激振，而是抑制了碰磨。 3.2 排除转子热变形等

造成在高负荷工况下汽轮机转子以一倍频振幅为主缓慢增大通常还有两个原因：转子热变形和中心孔进油。转子热变形引发的振动特征是一倍频振幅的增加与转子温度和蒸汽参数有密切关系，大都发生在机组冷态启机定速后带负荷阶段，此时转子温度逐渐升高，材质内应力释放引起转子热变形，一倍频振动增大，同时可能伴随相位变化。#2机在正常带负荷运行中振动增大，整个转子和缸体的温度场已经均匀，如果存在内应力，应在这之前早已释放。 中心孔进油同样可以造成带负荷阶段转子发生热弯曲，进而出现一倍频振幅缓慢增加的现象。一般情况，由于中心孔进油引发的振动在机组初始几次启机时振动不大，后期随着油逐渐进入孔内，振动问题突出。其特征主要为随负荷增加振动增大，只有减负荷停机，调整其他运行参数均无效。而#2机的情况与此有些类似，但又不完全相象。

关于#2机振动原因，还可以排除高中对轮紧力、标高、对中存在缺陷；同时，也排除转子原始质量不平衡过大为主要原因。从机组调试阶段初始几次启机情况看，过临界的振动不大，况且在去年做了高速动平衡，原始质量不平衡状况良好。 3.3 对历史数据的分析

从历史数据反映，#2机自投运以来，振动状况一起不稳定，主要表现在#1、#2瓦，而且经常在1000rpm暖机时就呈现增大，如：

? ? ? ?

2002年6月25日，1450rpm暖机#1振动增大，两次冲临界未过； 2002年7月18日，升速过临界#1瓦振动80um，保护动作； 2002年9月26日，汽机振动大跳机； 2002年10月2日，1807rpm#1瓦振动100um；

2002年10月第一次小修后：

? ? ?

2002年11月3日，1000rpm暖机#2瓦轴振123um，上升到256um，降速暖机再升

速，1000rpm#2瓦轴振53um；

2003年1月15日，1773rpm跳机，#1瓦振100um，2X300um； 2003年2月16日，带负荷#1、#2瓦轴振增大；

2003年4月第二次小修后：

? ?

2003年5月10日，1000rpm暖机偏心增大，#4、#2瓦轴振增大； 2003年7月6日，1710rpm#1瓦振动80um，跳机；

? 2003年7月7日，#2瓦轴振340um；偏心轴振大事故跳机；

2003年8月大修后振动仍然不稳定：

? 2003年8月24日，开机过程1000rpm中速暖机后升到1420rpm，1X、1Y、2X、3X、

4X振动增大，只好降速暖机二次冲临界。

上述记录表明：#1、#2瓦的轴振、瓦振不稳定，不只是在3000rpm和带负荷过程，经常在1000rpm暖机或升速过临界时不稳定。每次振动大停机，均可以发现#2瓦处大轴晃度过大，这表明大轴振动与大轴弯曲密切相关，振动增大是由于大轴弯曲造成的。如果大轴振动和大轴弯曲发生在高参数带负荷过程，最经常的原因是转子存在热应力；像#2机这样，在低转速、低参数下大轴发生弯曲，一个主要可能原因就是碰磨。

碰磨可以发生在任何转速和任何工况下，500rpm、1000rpm、临界转速、3000rpm或高负荷工况。

从#2机情况看，从新机调试起，汽轮机就存在动静碰磨，经过数次检修，情况有所好转，当前开机过程已经较顺利，振幅的增加量小于以往几次启动，但负荷高时仍然不时发生碰磨。 3.4 关于汽缸位移问题的分析

测试中虽然测量到振动增大时#2、#1轴颈有抬高现象，但需要注意，这种抬高是轴颈相对于轴承或轴承座，而不是相对于高压缸缸体。通流间隙取决于转子相对于缸体的位置，严格地说，是相对于高缸内缸的位置。

如果高缸整体定位松动或高内缸定位松动，在运行过程中发生位移，均可能引起间隙性的动静碰磨。

#2机的检修记录还反映出每次检修揭开高缸均发现隔板汽封南侧间隙小。这是一个值得注意的现象，南侧间隙小，意味着南侧可能碰磨，这与测试中大轴振动时#1、#2轴颈向上偏南位移是一致的。

如前分析，测试表明各次振动增大的过程可以分为两个阶段，第一阶段振幅缓慢增加但各测点间隙电压基本保持不变，持续约一小时进入第二阶段，各测点振幅明显增大，同时#2瓦、#1瓦轴颈向上方偏南（右）移动。这说明振动增大在前，轴颈上抬在后。大轴振动发生前，有一段很长的初期形成阶段，振动缓慢增加到一定程度，振幅开始明显增长，如果是碰磨，则在轴颈位移前一小时已经开始发生。先位移后碰磨的推理似乎是不妥的。这样，寻找为何轴颈位移原因的重要性就降为次要的，需要首先分析应该是轴颈发生位移之前振动增大的原因。

3.5 摩擦振动的故障特征和机理 3.5.1 摩擦振动的特征

a.由于转子热弯曲将产生新的不平衡力，因此振动信号的主频仍为工频，但是由于受到冲击和一些非线性因数的影响，可能会出现少量分频、倍频和高频分量，有时波形存在“削顶”现象。

b.发生摩擦时，振动的幅值和相位都具有波动特性，波动持续时间可能比较长。摩擦严重时，幅值和相位不再波动，振幅会急剧增大。

c.降速过临界时的振动一般较正常升速时大，停机后转子静止时，测量大轴的晃度比原始值明显增加。

3.5.2 摩擦振动的机理

对汽轮机转子来讲，摩擦可以产生抖动、涡动等现象，但实际有影响的主要是转子热弯曲。动静摩擦时圆周上各点的摩擦程度是不同的，由于重摩擦侧温度高于轻摩擦侧，导致转子径向截面上温度不均匀，局部加热造成转子热弯曲，产生一个新的不平衡力作用到转子上引起振动。

a.转速低于临界转速时的摩擦振动

如图中，转子原来的不平衡为OA，振动高点为H，由于滞后角小于90°，振动高点H是摩重点，该点温度高于对面一侧，受热弯曲的影响在此方向产生一个热不平衡OH， OH 与OA合成为一个新的不平衡OA1。OA1较原不平衡逆转了一个角度并且大于 OA，造成动静摩擦进 一步加剧，形成恶性循环，转子弯曲越来越大，很可能造成大轴弯曲事故。

b.工作转速时的摩擦振动

目前，汽轮发电机组的工作转速一般都高于各转子一阶临界转速，而低于二阶临界转速，工作转速下二阶不平衡与其引起的振动之间的滞后角仍小于90°，如果摩擦发生在对二阶不平衡比较敏感的区段，如转轴的端部，激起了比较大的二阶不平衡分量，那么仍可能发生比较严重的摩擦振动。

如果摩擦引起的热弯曲与原不平衡反相，则振动呈减小趋势，一段时间后摩擦消失，动静接触点脱离，径向温差减小，振动恢复原状，此时在原不平衡作用下又会发生摩擦，如此反复，汽封显得相对比较“耐磨”，振幅发生时间长、波动幅度大，# 2机振动与此类似。

4.对振动性质的诊断及处理意见

4.1 振动性质诊断的结论

根据上述特征，现对#2机组#1、#2瓦振动故障确定为高压通流部分动静碰磨，径向碰磨的可能性大于轴向碰磨，#2瓦轴承箱或前箱内存在碰磨的可能性不大。 这个结论的依据主要是： （1）振动增大的成分是一倍频；

（2）振幅增加的同时，相位增加；振幅减小，相位也随之减小； （3）振动增大和减小的速率缓慢，与转子热弯曲的振动特征类似； （4）一倍频振幅增大的同时，三倍频和三倍频分量有少量的增大； （5）低频振幅小且变化不明显；

（6）在多次发生轻微碰磨，运行一段时间后振动已经自行消失。 4.2 处理意见

尽管#2机振动已经消失，但为慎重起见，对碰磨为#2机振动主要原因的可能性从检修和运行角度做深入地讨论分析；进一步研究分析引起碰磨的原因；建议从以下几点考虑：

? ? ? ?

高缸运行中位移的可能； 隔板变形或位移的可能； 通流间隙南侧偏小的原因；

高外缸、内缸滑销系统定位不准的可能性；

关于处理方法，可以不考虑安排实施提高轴系稳定性的任何措施，如改瓦，调对中、标高等；不考虑实施消除汽流激振的措施。消除碰磨的工作，主要限于高压缸，如果从缸外部处理，通常是调整轴承标高或抬高缸体，改变缸内通流间隙，消除碰磨点。如果高缸还存在水平位移，则需要查找位移原因，有目标地采取措施。如果认定振动原因是碰磨而又无法肯定碰磨的原因，一个不得已而为之的办法就是根据检查的碰磨具体部位，放大动静间隙。

5.小结

一般机组，碰磨可能发生在轴端汽封、隔板汽封、叶顶汽封；多数是径向碰、也可能是轴向碰。通常情况，引起碰磨的原因很多，较常见的原因有间隙过小、缸胀不畅、缸变形、缸跑偏、支撑标高变化、隔板变形、真空影响（主要对低压转子）、振动过大等。

结合振动测试特征、相关运行参数以及#2机检修记录，分析发现， #2机振动增大与高缸、中缸胀差、膨胀无直接关系；与主蒸汽参数无关；与#1抽压力无关；与油温关系不大。并且可以初步排除碰磨原因来自缸胀不畅和滑销系统存在缺陷造成缸变形引发碰磨的可能；排除调门开启次序不妥造成碰磨的可能；排除转子热弯曲引起的间隙消失导致碰磨。 根据同类机组运行经验，由于动静碰磨而引起的汽轮机非稳定性振动，碰磨点不需要很大，只要有局部范围的动静接触，就可以引起机组足够大的振动，从#2机实际振动增大的幅度和速率看，碰磨并不严重，动静接触范围应该不大，特别是2号机轴系振动出现历史最大值以后，机组振动便一直处于优良状况运行，且未出现任何不稳定趋势；这样，因动静碰磨而引起的汽轮机非稳定性振动运行中自行消失后，揭缸检查也很难以寻找到磨痕。 参考资料：

（1）西安热工研究所，施维新，汽轮发电机组振动

（2）东南大学，陆颂元、王青华，抚顺发电公司2号机振动测试报告 （3）湖南电力试验研究所，王咏梅，大型汽轮机摩擦振动的故障特征分析 （4）抚顺发电有限责任公司： 2号汽轮发电机组检修记录

简述汽轮发电机组异常振动的原因及处理

在汽轮发电机组的运行中，机组的异常振动往往是评价一台机组运行好坏的重要标志，也因此成为评价汽轮发电机组运行稳定的重要指标之一。经验证明，汽轮发电机组的大部分事故，尤其是比较严重的设备损坏事故，都在一定程度上表现出某种异常振动。而且在毀机事故过程中都毫不列外地表现出剧烈的振动。因此对于发电厂运行人员及检修人员、电建汽机专业施工人员来说，有必要了解掌握汽轮发电机组产生异常振动的原因及其相应的处理方法。在机组运行中，一旦发生机组振动，能够根据机组振动的特征，及时地对机组发生振动的原因作出

正确的判断和恰当的处理，从而有效地防止事故的进一步扩大，避免造成严重的设备损坏或人身伤亡事故。

那么机组振动有哪些危害呢？其主要表现在对设备和人身两个方面。对设备危害主要表现为： 1、机组的动静部分摩擦 2、加速一些零件的磨损 3、造成一些部件的疲劳损坏 4、造成紧固件的断裂和松动 5、损坏基础和周围的建筑物 6、直接或间接造成设备事故 7、降低机组的经济性 对人身的损害主要表现为：

1、机组振动而带来的噪声会给人员带来疲劳感，降低工作效率 2、机组振动过大会损伤人员的某些器官，存在着人身性命安全隐患

因此，通过了解以上由于机组振动而带来的危害，运行人员和电建人员更应该掌握机组异常振动的原因，以及如何做到正确处理。就此问题下面作以简要的陈述。

汽轮发电机组的振动按激振能源的不同，可分为强迫振动和自激振动两大类。

首先了解强迫振动。强迫振动是在外界干扰力的作用下产生的，这类振动现象比较普遍。振动的主要特征是振动的主频率和转子的转速一致，振动的波形多为正弦波。而强迫振动产生的因素主要有以下几方面及相应处理： 1、转子质量不平衡。

引起转子质量不平衡的原因：一是单个转子在制造厂加工制作过程中而产生的转子上某个部位以转子中心线为对称轴方向上存在质量不平衡。这种不平衡量在转子出厂前，在厂内通过作低速动平衡，加平衡块的方式已经解决。但在安装和运行过程中，也因原平衡块松动，破坏了转子对称质量平衡，造成新的转子质量不平衡，因此，对于以上原因，在转子出厂前必须要求厂家做好，并在转子到现场后，安装检修人员必须对其全面检查，确保转子出厂合格。二是转子上某个部

分落破坏了的转子质量平衡而引起振动，尤其是挠性转子的叶片断落最能造成转子质量不平衡引起剧烈振动。例如在1999.9.10 17:23和2000.2.14 3:35天津盘山发电公司800MW汽轮机分别出现的#2机#2低压缸末级960mm叶片第43和84号叶片断裂事故。由此引起的现象有： 1）、汽轮机内或凝汽器内产生突然的声响。

2）、机组振动突然增大或抖动，轴向位移显示增大或摆动。 3）、叶片损坏较多，同样负荷下蒸汽流量增加，监视段压力上升。

4）、凝结水导电度、Na离子、Cl根增加、凝汽器水位上升，凝泵电流增加。 5）、断裂的叶片进入抽汽管道造成逆止门卡涩等。 6）、停机惰走或盘车状态能听到金属磨擦声。

7）、引起轴瓦温度和回油温度升高，同时推力瓦温度上升。 8）、停机过程经过临界转速区时振动明显增加。

这些都是因转子质量平衡遭到破坏而引起的。因此汽轮发电机组运行人员和 安装检修人员必须也了解汽轮机转子叶片断落损坏的主要原因：

1）、外来杂物造成叶片损坏。由于叶片间隙小，叶片在高速旋转过程中，如果外 来杂物进入可使叶片损坏。这种情况出现一般是在新机组调试或大修后初次启动过程中，这是由于安装或检修不良遗留杂物所至。

2）、汽缸内固定零部件脱落造成叶片损坏。此种问题纯属制造与安装原因所致。 3）、轴瓦损坏，胀差超限，大轴弯曲以及产生的强烈振动所造成的动静摩擦，使叶片损坏。

4）、水冲击可直接造成叶片损坏。 5）、长时间水蚀严重造成叶片损坏。

6）、叶片本身材料质量问题，长时间运行，超过疲劳极限使叶片损坏。如果叶片的固有频率不合格，运行中产生共振也能损坏叶片，另外叶片设计不当也是损坏叶片的一个原因。

7）、叶片过负荷。尤其是末几级由于叶片长度的原因更容易损坏叶片。 8）、汽轮机超速。

9）、汽轮机转子在临界转速区滞留时间过长使振动大造成叶片损坏。 10）、长时间低周波运行，使叶片自激振动增加容易损坏叶片。

11）、汽温过低有两种危害：一是末几级叶片湿度过大，叶片受冲蚀，截面减少，应力集中，引起叶片损坏。二是当汽温降低而出力不降低时，流量势必增加，从而引起叶片过载损坏叶片。

12）、蒸汽品质不合格可使叶片结垢，通流面积减少，各级焓降增加，叶片应力增大。另外，叶片结垢也能引起叶片腐蚀，使强度降低。

13）、真空过高或过低。真空过高时，可能使末级叶片过负荷和湿度增大，加速叶片水蚀。另外真空过低时，若仍保证最大出力不变，也能使末几级叶片过负荷。 14）、启、停机及增减负荷时操作不当，如果速率快可使胀差超限，发生动静摩擦，损坏叶片。

15）、汽轮机在低负荷或空负荷情况下运行时间过长，此时末级叶片在小容积流量工况下会产生汽流在叶片根部的脱流和叶片顶部的涡流现象，使叶片的动应力增加。如果汽轮机在高转速下紧急破坏真空，排汽压力升高，蒸汽比容增大，冲击力增大，可能会激发叶片的颤振，另外摩擦鼓风损失会使叶片局部达到很高的温度。所以后一种情况更为危险。 对于以上原因，应采取如下措施：

1）、电网应保证汽轮发电机组在额定频率和正常允许变动范围内工作。 额定工作频率50Hz，正常变化范围49-50.5Hz，可以长时间运行。 a. 在50.5-51.0Hz，一次运行≯3min，全部累运≯500min。 b. 在49.0-48.0Hz，一次运行≯5min，全部累运≯750min。 c. 在48.0-47.0Hz，一次运行≯1min，全部累运≯180min。 d. 在47.0-46.0Hz，一次运行≯10s，全部累运≯30min

出现上述情况应迅速采取措施加以恢复。并且机组每次偏离周波运行应有认真的记录。

2）、避免机组过负荷运行。

a. 任何情况下高压缸调节级的压力≯17.66Mpa，否则应关小调速汽门，机组减负荷。

b. 任何情况下低压缸的入口压力≯0.314MPa。

c. 保证凝汽器工作压力为3.57/4.54KPa（冷却水入口温度16.4℃，流量80000m3/h）。冷却水入口温度变化时按曲线调整主机真空。

d. 只有一列高加运行时，汽机负荷≯785MW，此时调节级汽室蒸汽绝对压力≯14.7Mpa，且无额外抽汽；高压缸第六级后绝对压力≯8.14Mpa。

e. 二列高加全部切除，汽机负荷≯750MW，此时调节级汽室蒸汽绝对压力≯13.34Mpa，且无额外抽汽；高压缸第六级后绝对压力≯7.65Mpa。

f. 汽机在最大进汽量（2650T/H），对应最大负荷为850MW的情况下，不允许切除高压加热器运行，否则，中、低压缸各级叶片过载。

3）、加强机组运行中的监视，尤其是在机组启、停、加减负荷过程中，必须加强对汽压、汽温、出力、真空、胀差、串轴、振动等的监视。精心调整，不允许这些参数剧烈变化，严格执行规程规定。启、停机过程应按操作票和启、停机曲线逐步进行操作。

4）、主、再热蒸汽额定工作温度540℃正常工作范围为530-545℃，机侧主汽温低于470℃，炉侧出口达450℃应停机。

5）、汽轮机空载运行时间不允许≯30min，无蒸汽运行时间≯3min。防止低压转子鼓风发热，对叶片不利。禁止汽轮机在高转速下破坏真空，汽机事故停机情况下也要在转速下降到2000—2500rpm以下才能破坏真空。 6）、加强汽、水品质监督，防止叶片结垢，腐蚀。

7）、注意调整高、低加及除氧器水位在正常，严防满水运行。将高加及除氧器水位高Ⅱ值、高Ⅲ值保护投入运行。

8）、定时巡检主机，倾听机内声音，感觉实际振动情况，定期分析各抽汽段压力和凝结水水质的情况。

9）、若出现断叶现象，通流部分必发生可疑声响，机组出现异常振动，在负荷不变或相对减小情况下，中间级汽压升高或凝结水硬度升高，导电度突然增大，应紧急停机，尽量避免事故扩大。

10）、定期按规定做主、调速汽门严密性试验。检查主、调速汽门的严密性，防止汽轮机甩负荷后超速。

11）、若停机时间较长应做好保养工作，现经常用的是真空干燥法，有效地防止了通流部分锈蚀。

12）、汽轮机低负荷运行时，必须按启动曲线控制蒸汽温度和压力，防止低负荷时低温蒸汽冲洗叶片造成末级蒸汽湿度过大。

13）、注意调整主机真空，严格对照冷却水温度与真空曲线来调整主机真空。 凝汽器工作压力正常≯8KPa，达到13Kpa报警，当达20KPa主机跳闸。由于本机凝汽器冷却介质是海水，冬天海水温度较低，所以在主机真空高于额定值时一定不要使汽轮机过负荷运行，否则会使低压末级叶片过负荷。另外真空过高也会使末级叶片进汽边缘水蚀，所以要注意冬季时的主机真空调整。 14）、汽轮机升速过程中一定要快速通过临界转速，升速率为700rpm。 15）、每次启机时都要作危急保安器压出试验，定期按规定做电超速和危机保安器真实超速试验。定期检查OPC预保护动作的可靠性，做好一切防止汽轮机超速的反事故技术措施。

16）、运行中加强振动监视，定时记录，定期分析。机组振动保护应可靠的投入。 17）、本机组低压末级和次末级动叶的背部进口边缘均焊接有司太立合金，同时末级隔板外环上开设有去湿槽，有效地增加了末级叶片的抗水蚀能力。 18）、充分利用机组大修、小修机会对末级叶片进行重点检查和探伤，及时发现问题，把事故消灭在萌芽之中。

通过以上原因的了解及应采取的相应措施，在运行中避免因汽轮机叶片断落而引起转子质量不平衡产生振动是可行的。

总之，转子质量不平衡是引起机组振动的重要原因，它的振动特点是振动频率和转子转速一致。振动波形为正弦波，如果不考虑临界转速和转子挠曲的影响，振幅的大小可以看作和转速的平方成正比。 2、转子中心不正。

转子中心不正主要是指相邻两个转子连接时的中心不同心引起的。这种情况主要是在安装和检修时由于不重视联轴器找中心，或是在紧固连接螺栓时没有考虑到用力均匀，以及在连接过程中没有时刻进行检查是否连接符合要求等原因，造成转子中心出现偏差，从而在机组运行中引起机组振动。由于这种原因是人为造成的，所以在安装和检修时是可以修正的，因此这种引起振动的因素是可以避免的。 3、汽轮机膨胀受阻。

汽轮机膨胀受阻是引起机组振动的一个非常重要的原因。由于膨胀受阻而引起各轴承之间的位置标高发生变化，直接导致机组的转子中心发生变化；同时还

会改变轴承座与台板之间的接触状态，从而减弱了轴承座的支承刚度。有时还会引起动静摩擦，造成转子新的不平衡。这种因汽轮机膨胀受阻而引起的机组振动主要还是在于安装过程中造成的，其次是在机组运行过程中对机组的滑动面、滑销系统的检查维护不到位，例如滑动接合面进水生锈、进细小颗粒，滑销间隙内进水或进入细小颗粒，引起滑动面和滑销系统膨胀不畅；滑销系统在安装时间隙不够或间隙不均匀，引起滑销蹩劲；滑销系统与汽轮发电机组的中心线不同心，在机组运行时，使汽轮发电机组膨胀方向与汽轮发电机组中心线不一致，改变了汽轮发电机组的动静间隙，引起摩擦产生机组振动。因此，为了确保机组膨胀受阻，就必须在安装机组的时候重视机组滑动接合面接触严密和滑销系统一定于汽轮发电机组的中心线同心，并保证其间隙均匀畅通，同时保证滑动接合面和滑销系统内部必须干净。为了防止进水生锈，可在滑动接合面和滑销系统内部涂上二硫化钼粉等润滑防水措施，并在运行和日常检修过程中，时刻对滑动结合面及滑销系统的边缘进行清扫，保持其四周的清洁，必要时对以生锈的地方用少量除锈剂进行处理，还是效的。对此无论安装人员、检修人员还是运行人员了解这一点是很重要的。

4、电磁干扰力引起的振动。

电磁干扰力是指发电机转子与静子之间由于磁场发布不均匀造成的。大体包括两方面的主要原因：

一是发电机转子匝间短路或发电机转子绕组发生接地。发电机转子匝间短路是指发电机转子绕组本身之间发生连接短路现象，产生的原因是转子绕组的通风孔内有金属杂物，或是转子上的集电环处绝缘不合格。在运行中，它或是转子使转子上的某个部位发热，引起转子弯曲变形，造成转子新的不平衡，严重时还会引起动静摩擦，使转子的弯曲继续增大，造成机组严重损坏。发电机转子绕组发生接地，主要是由于发电机轴承座及励磁机轴承座底部的绝缘不好造成的。这种情况不仅会引起发电机转子本身发热而使机组振动；还会引起发电机碳刷处产生火花及碳刷破损等现象；轴瓦处乌金与转子轴颈发生电击或轴颈腐蚀，破坏了轴瓦的油膜，引起机组烧瓦事故。因此必须重视对发电机的转子、静子及轴承座绝缘的检查、安装，保证发电机转子上的通风口内畅通及干净，保证发电机转子的绝缘符合设计要求合格，保证静子内部的零部件无松动及内部干净无金属杂质，

保证发电机轴承座底部的绝缘板符合设计要求，确保发电机转子与大地之间绝缘。

二是发电机转子与发电机静子之间的空气间隙不均匀。这主要发生在安装和检修时没有使发电机转子和静子之间的空气间隙调整均匀引起的。因为发电机转子在运行中和静子之间产生的磁力反作用力与转子和静子之间的距离有关（即与空气间隙有密切关系）。在空气间隙在转子周围均匀的情况下，发电机转子与静子之间产生的磁力反作用力对于转子来说各个方向上是相互抵消的，因此发电机转子始终保持平衡并在轴中心线上运转。如果空气间隙发生变化，那么磁力反作用力也相应发生变化，在空气间隙小的一面磁力反作用力就相应变大，而在空气间隙大的一面磁力反作用力就相应变小，这样就会破坏了磁力反作用力对转子的平衡，要想达到平衡，势必会使转子向空气间隙大的一面移动，这样就会破坏了转子中心与汽轮发电机中心的同心度，从而改变了机组的动静间隙，而引起机组的振动。因此，必须重视发电机组的空气间隙均匀的重要性，尤其是在机组安装和检修时应正确对待。

三是发电机磁力中心不正。这也是因机组安装和检修时引起的。原因是在运行中，发电机转子横向中心与静子横向中心不重合，引起发电机转子和静子之间的磁力扰动而使机组产生振动。因此，在机组安装和检修时必须重视此事。 四是电网干扰。主要是由于相连接的电网在运行、电网频率波动等原因，而给机组带来的干扰，引起机组振动。这种情况，只能及时与相应电网联系和掌握电网运行状况，控制好机组负荷的变化，以便尽量减小干扰，减少机组振动。 5、支承刚度不足和共振。

引起的原因主要是机组的轴承座与台板、轴承座与汽缸、台板与基础之间的连接松动造成的。一般来说，基础、台板、轴承座振动的差值不应大于3～5μm，如果振动的差值过大，则说明连接刚度不足。而且振动的特点为主要表现在垂直方向上振动增大。因此，在机组安装中应保证轴承座与台板、轴承座与汽缸、台板与基础之间的连接刚度，以及在检修期间应认真地对各部分进行检查。 6、轴瓦松动。

轴瓦因安装时紧力不足或经受长时期的振动后，会产生在洼窝中松动的现象。这不仅造成轴承振动的增加，同时还伴有较高的噪声。因此，在机组安装和

检修时应特别注意。 7、热不平衡

有不少汽轮发电机组的振动是随着转子的受热状态发生变化的，即当转子的温度升高时，振动增大。其原因是由于转子沿横截面方向受到了不均匀的加热和冷却、膨胀不均等，使转子产生了沿圆周方向的不轨则变形。而造成转子沿圆周方向不规则热变形的主要原因有：

1）、转子材质残余应力过大。受热后在一定的温度下，由于应力释放使大轴产生弯曲变形。

2）、转子材质横断面上纤维组织不一。当转子温度升高后，由于膨胀不均匀，造成大轴热弯曲。而在冷却后，又会自然变直。

3）、转子套装件失去紧力或紧力不足。如果发电机套箍、汽轮机叶轮等与大轴产生温差时，就可能松动，这时由于套装件与大轴的间隙不均匀使大轴受热不均匀而产生热弯曲。

4）、转子套装件之间的膨胀间隙不均匀且间隙不足时，转子受热膨胀就会出现很大的轴向力，从而引起大轴产生热弯曲。

5）、转子中心孔进油或进水。当转子中心孔和旋转中心不重合时，油膜在圆周方向分不均匀，使转子在圆周方向受热不均，从而造成大轴弯曲。

6）、发电机转子线包匝间短路、通风孔堵塞、线包在径向不时称热膨胀等，都会使转子产生热不平衡。

7）、转轴局部摩擦。这种现象在电厂中是常见问题，由于局部摩擦而引起转自局部过热膨胀，使转子出现热弯曲，引起机组因摩擦转子弯曲而振动。但在运行中发生轻微摩擦的情况下，改善机组运行工况，通常能够控制碰摩的发展或避开摩擦。但发生严重摩擦时，必须迅速打闸停机，以便减少机组设备损坏的程度。停机后还应注意进行连续盘车冷却，防止造成大轴永久弯曲。 8、转子出现裂纹。

一旦出现转子出现裂纹，就有可能带来灾难性的损坏。而机组振动正是裂纹扩展成灾难的重要原因。但发生这种情况的最主要的特征是随着金属表面温度的下降，振动会增大。因此，在机组安装和检修时，尤其是机组检修时对转子的检查是非常重要的。

9、随机振动。

当机组的转子受到不规则冲击时，将会产生随机振动，其振动的频率、振幅都在不断的发生不规则的变化，其间既包含冲击强迫振动，又包含自由振动。而机组运行中发生随机振动的主要情况有：

1）、停机后再启动时，振动幅值和相位都发生较大变化，其原因通常是： a)、平衡重块移动、转子上或中心孔内有活动的零件。例如： 邹县发电厂6

号日立-东方电气集团公司联合设计生产的600MW机组振动，原因就是因为发电机转子汽机侧堵头从发电机转子内孔跑出，跑在了汽机盘车齿轮内孔中，该堵头重约12kg。引起的转子出现新的不平衡造成机组振动。

b)、套装件紧力不足。

2）、在振动增加的同时又明显的冲击声。这是应注意检查转子上的零部件，

如动叶片及其连接件等是否飞脱。

3)、运行中振动增大，但在1～2h后又恢复正常或维持在稍大于以前的振动

水平上，这是应注意检查汽封摩擦情况和转子受热部件是否有可能与水接 触。

4）、如果在运行中振幅变化很大，在振幅变化的一个周期内，相位变化

36°，这时应注意检查转轴与密封材料、整流子之间的磨损情况，这类现象多发生在励磁机上。

其次了解自激振动。自激振动又称负阻振动，也就是说由振动本身运动所产生的阻尼力非但不阻止运动，反而间进一步加剧这种振动。这种情况不需要外界向振动系统输送能量，振动即能保持下去。所以这种振动与外界激励无关，完全是自己激励自己。根据激发自激振动的外界扰动力的性质不同分为：

1、轴瓦自激振动。即轴颈和轴瓦润滑油膜之间发生的自激振动。其又分为两个方面：

1)、半速涡动。只有当转子的第一临界转速高于1/2工作转速时所发生的轴瓦自激振动，其振动频率约等于工作转速相应频率的一半，故称半速涡动。这种振动的振幅始终不大，而且在机组升速的过程中，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。

2）、油膜振荡。当汽轮发电机转速高于两倍第一临界转速时，轴瓦才会发生自激振动，或者只有转子第一临界转速低于1/2工作转速时轴瓦发生自激振动，这两种情况都称为油膜振荡。其最能发生在汽轮发电机组起动升速过程中。一旦发生，其现象有所有的轴承都出现激烈振动，在机组附近还可以听到“咚咚”的撞击声。并始终保持着等于临界转速的涡动速度，而不再随转速升高而升高。所以一旦遇到油膜振荡就不能像过临界转速那样界提高转速冲过的办法来消除。而且这种振动在机组运行中最常遇到。因此，应当采取相应得措施：

a)、增加轴承比压。即增加轴瓦单位垂直投影面积上的轴承载荷，从而提高轴承工作的稳定性。而增加轴承比压最方便的办法是调整联轴器中心。但这种调整是有限的，且只适应于刚性和半挠性联轴器附近的轴瓦。在现场最多的方法是缩短轴瓦长度，即降低长颈比。例如国产200MW和300MW机组就是通过改变轴瓦的长颈比来消除的。

b)、降低润滑油的粘度。由于粘度越大轴颈带油越多，油膜越厚，稳定性越差。因此，降低润滑油的粘度可以更换油号或提高油的温度。而最用的是后一种。 c)、减小轴瓦顶部间隙，扩大两侧间隙。这种措施就是增加轴承的椭圆度。 d)、增大上瓦的乌金宽度，以便形成油膜，增加轴瓦稳定性。 e)、换用稳定性好的轴瓦，例如用可倾瓦。 f)、充分平衡同相的不平衡分量。

2、摩擦自激振动。是由于动静摩擦所产生的自激振动。消除这种振动的最有效的办法就是避免在运行中发生动静摩擦。

3、间隙激振。这种振动产生的原因是由于转子受到外扰产生一个径向位移时改变了叶片四周间隙的均匀性，间隙小的一侧漏气量小，作用在叶片上的作用力就大；相反间隙大的一侧因漏气量大，作用在该侧的叶片上的力就小。当两侧作用力的差值大于阻力时，就能够使转子中心绕汽封中心作与转轴动方向一致的涡动。这种涡动越来越加剧就产生自激振动。消除的措施最有效的方法就是保持转子和汽缸的同心度，合理地调整动静间隙。此外还可以在动叶片复环的固定齿封中间加装导流片，从而对间隙中汽体圆周运动起阻尼作用并减少涡流。或改变调速汽门的投入顺序或关闭引起振动的调速汽门，从而改变蒸汽对转子圆周方向的作用力。

综上所述，通过以上对汽轮发电机组异常振动原因的了解以及掌握相应处理的措施，对电厂安装、检修、运行人员是非常必要的，它不仅提高电厂安装、检修、运行人员对机组发生异常振动的意识和正确判断、正确处理事故的方向，而且保证了汽轮发电机组的安全运行。这一点是无可厚非的。因此正确的了解掌握汽轮发电机组的异常振动的原因及其处理是有重要意义的。

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