汽轮机组突发振动分析

汽轮机组突发振动分析（共8篇）

汽轮机组突发振动分析 篇1

1 机组现状

启新水泥有限公司于1977年安装、投入运行的两台国产N3-24型汽轮发电机组是完全利用水泥窑尾余热发电的能源综合利用机组。

长期以来, 其中一台机组的运行状况一直很不理想, 主要表现为:机组在升速过程中汽轮机2#瓦和减速机1#瓦的振动随转速增加而升高, 在带负荷约500kW时, 各轴承的振动均突增, 在继续增加负荷时, 振动变化不大。在停机过程中, 可听到机械撞击声, 同时轴承的振动亦突然变化。在长期运行停机后再开机低速暖机时, 机组减速机处有金属碰撞声, 随转速升高声音变小。停机后再开响声更大, 且轴承振动亦随负荷升高而加大, 机组所带负荷在半负荷及以上时, 各轴承振动均在70μm以上。因此, 在运行当中只能被迫采取将机组负荷降低到半负荷以下的运行方式来维持运转。同时机组的汽耗较标准汽耗高出40%, 造成很大的能源浪费。

2 振动原因的分析

使用正向推理诊断故障的方法来分析产生振动的原因, 即根据机组振动故障分类及相应的故障特征, 将不可能的振动故障原因排除掉。

一般来说, 振动与运行参数有时滞时, 则可能是汽轮发电机组转子热弯曲, 也可能是汽缸或轴承座膨胀受阻。根据监测的振动数据判断, 这两种产生振动的情况是不存在的, 可以首先排除掉。振动与运行参数无时滞时, 可能的原因如下。

(1) 发电机转子及线槽内填充物松弛、磨损, 线圈局部绝缘磨损短路, 发电机转子空气间隙不均等, 励磁机整流子及其碳刷磨损加剧。经发电机抽芯、励磁机解体检查, 没有发现上述情况。

(2) 汽轮机转子出现裂纹、转子动挠度、静挠度、晃度、弯曲度以及对轮瓢偏度、轴颈中心与轴瓦中心的偏离或转子质量不平衡。揭缸吊出转子测量x/2和2x振动分量的波特曲线, 未发现转子有裂纹, 测量转子动挠度、静挠度、晃度、弯曲度、轴颈中心与轴瓦中心的偏离等数据都在合格范围之内, 转子返厂做动平衡未见异常。

(3) 基础不牢、各支持轴承的刚度、压紧力不够。对机组振动过大的轴瓦进行波特曲线测试, 从根本上排除了这种可能性。

(4) 活动式联轴器磨损过多, 联轴器与转轴套装处紧力不足。N3-24型汽轮发电机组汽轮机与减速机间用齿型联轴器联接, 停机检查发现联轴器齿面严重磨损。通过分析知道, 齿型联轴器是靠联轴器的咬合传递力矩的, 不均匀磨损后, 运行中齿套中心不断变化, 导致振动的突变。

(5) 油流不畅、油质乳化杂质过多造成油膜不能很好地形成, 从而引起汽轮机组的振动。通过检查各轴瓦、油管路、油箱发现杂质太多, 油脂乳化情况相当严重。

3 解决方案

经过更换齿型联轴器对转子找中心, 并根据油脂的情况, 彻底清洗油箱、油管路, 更换新油, 加装现场滤油设备, 重新启动汽轮机, 经检测机组的各轴承振动数值在各种负荷条件下均在10μm左右, 机组汽耗也达到了额定汽耗标准。

汽轮机组突发振动分析 篇2

关键词：汽轮发电机组 异常振动 措施

中图分类号：TK268 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）11（c）-0054-01

伴随着我国电力工业的不断发展，许多的大型汽轮发电机组被运用到实际生产中。但由于汽轮发电机组本身运行过程中参数较高，跨度较多，及绕度较大的特性，如果在较为恶劣的环境或设备较复杂的情况下运行很容易出现故障。工作过程中如果发生机组振动故障，我们需要依照其振动的特点来判定其主要原因，并给出及时有效的解决措施；避免因故障得不到及时解决而产生的进一步恶化，从而导致机器损坏或人身伤害问题的发生。

1 汽轮发电机组的异常振动危害

汽轮发电机组在平时工作中产生的振动危害主要体现在两个方面：工作人员的安全和机器设备的伤害。其中异常振动对机械设备的伤害主要为：增加汽轮机组动静设备之间的摩擦，导致设备零件在长时间的磨合中发生损坏，从而使设备零件提前老化毁损；由于零件的松动会伤害到机械周围物体，导致设备事故发生。由于汽轮机组的振动噪声，导致工作人员在工作时容易产生疲惫，损害身体健康，也阻碍了工作效率。在日常工作中对于维护汽轮发电机组运行的工作人员来说，其工作责任相对较重：保障机组在工作中发生振动时能够立刻找到导致振动的原因，并对其进行及时的分析，给予合理有效的解决方案。以此来维持生产工作的正常运作，保障工作人员的生命安全和机械设备的使用寿命。通过对机组设备振动原因的分析和问题的解决，不仅提升了生产设备的使用寿命，降低设备维修成本，而且也促进了企业的生产效益不断提升。

2 汽轮发电机组的振动原因及解决措施

2.1 被动强迫振动

（1）转子质量平衡性较差，其原因主要包括：①单个转子在制作中的质量问题，②运行中转子发生部分断落导致平衡降低，比如；挠性转子叶片断落，其最易造成转子不平衡。由此导致的振动现象包括：汽轮机或凝汽器内有声响，机组振动突然增大引起轴向位移显示增大，轴瓦温度、回油温度、推力瓦温度上升，如果叶片掉进抽汽管道中，容易造成逆止门卡涩，在停机时若经过临界转速区，其振动会加强。这些振动问题都是由于汽轮机的转子平衡性较差导致的，对此需清楚汽轮机组转子叶片断落原因，经相关分析其可能原因主要包括：杂物进入，汽缸内固定零部件脱落，胀差超限，叶片本身材料质量问题，叶片过负荷，转子长时间低周波运行，汽温过低造成末几级叶片湿度过大，开机或者停机时，负荷增减操作不当。针对其原因采取相应的解决措施。具体为运行中，应保持机组的电网在额定频率及正常允许变动范围内工作；尽量要使汽轮发电机组过负荷工作；在日常运行中，应当加强针对机组运行情况的监测工作，加强机组启停和加减负荷操作监控，对其中的汽温，汽压，胀差，振动等情况进行严密的观察。对其中的不同情况进行相应合理的调整，控制参数发生剧烈变化。工作中要严格按照机械操作方法进行具体的实践操作，同时，还要加强监测汽轮发电机组的水汽品质，杜绝由于水中杂质过多而造成的叶片腐蚀情况；对汽轮机本体进行定点的巡逻监测工作，通过听其内部声响，判断其是否存在问题，同时还要对各抽汽段压力和凝结水水质情况进行定期的监测分析。以此来保障汽轮机叶片的完好性和转子质量的平衡性。

（2）转子中心点位置发生偏差，其主要是机组内部两个相邻转子在连接时中心不同心。原因主要是在进行转子的安装检修时，因对联轴器中心的重视程度较低、进行连接螺栓紧固时用力不均匀；其问题大多是人为形成，因此，应从加强人员管理的角度予以解决。

（3）汽轮机膨胀阻碍，此问题是导致汽轮发电机组振动的主要原因，工作中由于汽轮机膨胀受阻，导致轴承间位置高度变化，从而使机组转子中心出现移动偏差，不仅会改变轴承座和台板的接触状态，还会使轴承座支撑刚度降低。在有些情况下，还会导致机械设备发生动静摩擦，加重转子的质量平衡问题。针对此问题导致的机组振动的主要原因既包括安装过程，也包括运行过程，安装过程中的不仔细及运行过程中检查维护工作不足。

（4）轴瓦发生松动现象，其松动原因主要是安装力度不足及长时期振动导致，由于轴瓦的松动导致轴承振动加强，且振动过程中伴有噪音。

（5）转子温度控制不合理，汽轮发电机组振动随转子受热状态的变化而变化，振动随转子温度的增加而增加。原因由于转子沿横截面受不均匀温度影响、导致其膨胀不均而发生不规则变形，从而使其对振动支承性不足导致共振现象。

（6）电磁干扰力，其主要原因为发电机转子匝间短路和转子绕组发生接地、发电机磁力中心不正、电网干扰等。转子匝间短路是指发电机转子绕组本身发生连接短路，原因是转子绕组通风孔内有金属杂物或转子集电环处绝缘不合格。转子绕组发生接地，主要因为发电机轴承座及励磁机轴承座底部绝缘不合理，其不仅会引起发电机转子本身发热造成机组振动，还会导致发电机碳刷产生火花，导致其破损。针对发电机磁力中心不正的原因主要是机组安装检修引起，对其应加强机组安装检修工作。而电网干扰主要原因为相连接电网运行频率波动等，干扰机组正常工作运行。

2.2 自激振动

针对自激振动主要是指自主的发生振动，不受外力作用。其又常被人们称作负阻振动，由振动本身运动产生阻力从而加剧振动。其主要是轴瓦自激振动；对此自激振动主要发生于轴瓦润滑油膜和轴颈间。包含两方面：（1）半速涡动；持振动主要是转子第一临界转速比工作转速高出1/2，由于其振动频率为一半工作转速频率，所以称为半速涡动。此振动振幅较小，当机组速度提升时，与转子第一临界转速不会发生共振现象，其對机组安全的威胁程度较低。（2）油膜振荡；汽轮发电机转速比第一临界转速高两倍，其轴瓦发生自激振动；转子第一临界转速比工作转速的1/2低，则轴瓦也发生自激振动。其振动可能发生在汽轮发电机组起动升速过程中，一旦发生所有轴承都会出现振动。目前多采用减少轴瓦长度的方法。降低润滑油粘度，也可增加其稳定性。

3 结语

通过对汽轮发电机组在工作过程中出现的异常振动进行分析，了解其振动产生原因。在对其振动原因的分析研究中，使我们清楚问题的所在，对应其问题采取合理科学的解决措施，保障汽轮发电机组安全稳定运行。

参考文献

[1]陈丁跃，徐晖，敬晓明，等.非线性“转子-轴承-基础”系统碰摩动力分析[J].动力工程，2001（5）：1430-1433.

汽轮机组常见振动原因分析 篇3

汽轮机组的振动是一个比较复杂的问题。造成振动的原因很多, 主要有制造、安装、调试、操作、运行维护等五大方面。制造方面的主要原因:原材料有质量缺陷;转子部件加工误差超过标准值;装配精度不高, 动、静平衡试验不合格等。安装方面的主要原因:基础结构强度底;运动副中心偏差超过标准范围;轴瓦间隙过大或过小;滑销系统卡涩等。调试方面的主要原因:励磁试验、转速试验、负荷试验、油膜试验方法不对, 及试验时间太短。操作方面的主要原因:蒸汽温度、压力过高或过低;油温过高;油压过低;起机升速过快;增减负荷过大;疏水不当等。运行维护方面的主要原因:检修方法不当、问题没找准、检修质量不好等。

1 汽轮机组常见振动原因

(1) 普通强迫振动最重要的特征是振动频率等于转子工作频率, 振动波形近似正弦波。机组在额定负荷下产生的激振力是由于存在转子不平衡离心力, 固定式联轴器连接不同心及轴颈不圆等所造成。

(2) 转子质量不平衡引起的振动较为常见。对于第一、二临界转速的机组的柔性转子, 由质量不平衡引起的轴承振动振幅与转速的关系较为复杂, 既要考虑不平衡引起的振幅增加, 又要分析临界转速对其的影响。转子在第一、二临界转速下轴承振动出现明显峰值, 说明转子存在不平衡分量。

(3) 机组中心不正产生的激振力, 是转子同心度和平直度产生偏差、轴承标高和左右位置不当等造成的。

电磁激振时, 振动同励磁电流有关, 激振力来自发动机转子, 振动波形近似于正弦波。振动特点是振动随着励磁机电流增大而立即增大。找中心时要注意开口, 发电机组最好要有上开口0.03以下, 驱动压缩机、风机要下开口0.03以下, 刚性联轴器左右开口0.02以下, 膜片式联轴器可以适量放宽。

2 汽轮机驱动压缩机、风机、水泵常见振动原因

汽轮机驱动上述设备时, 被驱动设备产生的振动也会引起汽轮机的振动, 而且压缩机、风机的喘振也会引起汽轮机的振动。另外, 汽轮机与被驱动设备的中心偏差太多也会引起汽轮机的振动 (膜片式联轴器轴向、角向均有补偿, 但不是无限量的, 如中心不好, 膜片使用寿命较短) 。

3 具体振动原因

3.1 汽轮机转子不平衡引起的振动

汽轮机转子的不平衡引起的振动, 一般情况由叶片断裂、积垢、不均匀损坏造成。汽轮机转子由多个部件组成, 其它部件的不平衡量也会引起转子的振动。出现这些情况, 需要开缸检查, 首先检查叶片和转子上的其它部件是否完好, 如果存在缺陷, 先修复再做动平衡;如果检查后无缺陷, 振动有可能是转子的不平衡量引起, 转子需回厂家做动平衡。

3.2 转子弯曲引起的振动

汽轮机在低转速运行时就发生振动, 随着转速的升高振动强度增大。这时可以降低汽轮机转速, 在800r/min长时间运转, 转子会自行修复, 如果振动减小, 就试着提高转速, 查看振动是否增强, 如果只有少量增强就再上提转速, 振动值在允许范围内就升到额定转速。如果经过长时间运行, 振动没有减小, 那就只能停机。等到汽轮机冷却后, 打开汽缸用百分表测量转子的跳动值, 如果跳动值超过厂家设计技术要求, 则需要把转子送回厂家修复并做动平衡。

转子弯曲一般是汽轮机停机后不及时进行盘车造成的。另外, 水冲击也是造成汽轮机转子弯曲的重要因素。汽轮机停机后要及时盘车, 直到前汽缸温度低于50℃时才能停止盘车。如果汽轮机要长时间停运, 每天要盘车180°并在转子上做记号。

3.3 叶轮、汽封套筒松动引起的振动

在汽轮机运行时, 叶轮、汽封套筒与主轴有一定的温差, 如果汽轮机升速过, 快容易造成叶轮、汽封套筒松脱。这些部套的滑移, 使转子产生不平衡量, 导致转子振动。出现这种情况要及时处理, 以免故障扩大。

保证汽轮机启动时有足够的暖机时间, 使汽轮机转子均匀地热胀, 是避免上述故障的有效方法。

3.4 轴承间隙过大、轴承无紧力引起的振动

轴承的间隙为轴颈的15%~20%, 轴颈在100mm以下紧力一般为0.03~0.05mm, 轴颈在110以上一般为0.04~0.08mm。轴承间隙超过轴颈的20%容易引起振动, 调小轴承间隙会使振动减小, 但是轴承间隙过小轴承温度会升高, 所以要调整到恰到好处。

轴承紧力不能太小, 也不能太大, 紧力过小或无紧力也会引起振动, 紧力过大轴承会变形, 引起汽轮机运行不理想, 油温偏高, 横向振动过大。

3.5 管路引起的振动

蒸汽管路设计和安装得不好会引起汽轮机的振动, 在汽轮机总布置图上应有允许外力作用于汽轮机的要求。如果主蒸汽管布置不合理, 会把汽轮机中心顶跑偏, 引起振动。

在油管路上, 最好在主油泵进口管、前后轴承回油管上装一个波纹补偿器, 使作用在汽轮机上的外力减少到最小。

3.6 汽轮机转子轴向位移变化过大

汽轮机的轴向位移变化过大, 汽轮机推力轴承温度增高, 汽轮机内部及轴封处有摩擦, 并发出异常的声音, 在这种状况下, 汽轮机的轴向位移保护没有动作, 应该立即停机。

停机后首先检修推力轴承。拆出推力瓦片检查, 如果出现磨损和损坏, 需更换推力瓦片, 更换后必须测量推力轴承的间隙, 调整到图纸允许范围内。

引起转子轴向位移变化的主要原因:汽轮机加负荷过快或过多地超负荷运行;汽轮机真空严重下降;汽轮机发生水冲击;汽轮机叶片产生严重积垢;汽轮机推力轴承损坏;汽轮机轴向位移测量仪表故障。

4 结语

汽轮机组振动故障原因分析及对策 篇4

云南云天化国际化工股份有限公司富瑞分公司年产800kt硫酸装置AV80-4轴流风机组采用了B6-3.43/0.7多级背压式汽轮机作为驱动机, 通过膜片式联轴器联接 (图1) 。

汽轮机主要由汽缸、转子、喷嘴、隔板、轴承箱、汽封、滑销、速关阀、调节阀、调节传动机构、保安装置、润滑油站、抽汽冷凝器以及监控仪表等组成。汽轮机设置完整的滑销系统。汽缸前后均有纵向导板, 汽缸前后导板分别固定在前后轴承座上, 前轴承座与前座架之间有导向键, 热膨胀时汽缸通过猫爪推动轴承座一起沿导向键向前滑动, 保证汽轮机受热时能自由膨胀, 平稳运行。转子由转轴、一级双列复速级叶轮和四级压力级叶轮、主油泵、推力盘组成。前后轴承箱为铸铁材料。前轴承箱内部安装有椭圆径向推力联合球面轴承, 后轴承箱内为椭圆径向轴承。

汽轮机额定功率5730kW, 进汽压力3.43MPa, 排汽压力0.7MPa, 进汽温度435℃, 额定转速3950r/min, 转速范围2962~4147r/min。

二、故障情况

2005年12月因汽轮机汽封漏汽及叶轮结垢, 进行揭盖检修。检修后开车过程中振动较大, 有时达满量程100μm。开车过程中因此而多次跳车。特别在汽轮机背压并网时波动最大, 待并网后运行一段时间, 振动逐渐下降到70μm左右运行。图2、图3为2005年4月12日开车过程中采集到的开车过程振动情况。

图2、图3可以看出, 在开车过程中, 点1是在汽轮机冲转暖机过程, 此时振动值仅为8μm, 点2为汽轮机升速过程至额定3980r/min时, 汽轮机振动值为50μm, 开始背压蒸汽并网, 最大振动值达96μm, 机组振动随时可能跳车。此时稳定蒸汽背压, 未作调整, 机组运行一段时间后振动值缓慢下降在75~85μm之间运行。

从曲线可看出, 在汽机暖机及升速过程中前后轴瓦振动均较小, 而当机组开始带负荷及进行背压蒸汽的并网时, 机组振动值开始较大幅度的增大, 直至跳车。

三、故障分析

1. 在线振动监测与分析

采用罗克韦尔ENTEK的9000A-LBV型振动加速度传感器及EP1200B型数据采集器对机组进行监测信号采集, 利用EMONITOR Odyssey Delux分析诊断软件进行振动趋势及频谱分析 (参见图4、图5、图6、图7) 。

从图4可看出汽机前轴时域波形存在削波的现象, 频谱中包含有轻微的低次谐波及高次谐波, 有轻微的摩擦出现。图6为汽轮机2#轴瓦测点频谱, 从图中反映出转频占极大优势, 表明存在转子不平衡, 协频和间频表明轴系有松动及轻微的摩擦。同时值得注意的是, 在7×上有明显的峰值, 表明有一个激发出轴系的自然频出现, 振动值2.57mm/s。从图7看, 1×表明转子不平衡, 而2×表明为典型的不对中, 由于转子做过高速动平衡, 可排除质量不平衡, 确定为松动或不对中引起的不平衡。振动烈度并不大, 仅为1.076mm/s。在7×上明显的不明峰值仍存在, 同时频谱显示有较多的随机频率, 表明轴承有磨损情况。

分析诊断: (1) 轴瓦有不均匀摩擦, 有早期磨损征兆; (2) 汽机轴与风机轴不对中, 当汽机背压降低时使轴系受附加轴向力, 引起轴向位移, 破坏动压推力面, 引起推力盘碰擦, 造成较大振动; (3) 轴系存在C型松动。

2. 检修过程分析

由于在检修前机组振动情况良好, 对于机组检修后振动的增大可以判断是检修过程中出现的问题, 因此从备件、检修控制及试车过程等方面进行了分析。

(1) 备件均符合图纸要求, 无异常。

(2) 汽轮机转子在吊出清洗结垢后, 对汽轮机转子组进行了高速动平衡试验无异常, 对转子轴跳动及同轴度进行检查无异常。

(3) 两次对机组轴承间隙、机组对中及油质进行了检查, 经检测各轴瓦间隙值均在图纸要求范围内, 但后轴承 (2#轴瓦) 轴瓦有明显的磨损及划痕, 进行更换, 间隙保证在允许值。

(4) 检查汽轮机前汽封损坏严重, 隔板汽封部分损坏, 转子在作低速动平衡时发现前汽封套原装配为0.15mm的过盈配合, 现出现0.12mm间隙, 故对汽封套进行了更换, 重新修复到装配要求, 检修完后再次开车, 振动仍未消除。

(5) 检查机组对中情况与安装记录比较出现明显的变化, 经检测原安装时中心要求为汽轮机中心低风机中心0.24mm, 运行后复测为汽轮机中心高风机中心0.45mm, 轴中心出现了非常大的变化, 对此进行原因查找。

3. 中心异常变化分析

(1) 基础复查。经测量风机基础无沉降现象, 风机轴承检查, 各部件检查无异常, 联轴器安装正确, 拆开后无损坏。

(2) 管道推力及负荷校验。为找到对中异常变化的原因, 结合振动在汽轮机并背压时异常升高的情况, 对汽轮机组的各联接管线进行了检查, 发现汽轮机背压出口管弹簧支座弹簧压到了最底限, 管道底部疏水管已抵在地面。

根据以上情况, 为查明是否因管道问题导致了汽轮机组的振动, 对管道进行进一步的分析。经过对汽轮机背压管道热膨胀量校核及自补偿量验算 (过程略去) , 该管道的自补偿能力明显不足, 管道布置是不安全的, 从现场管道情况也可看出, 弹簧支座已失去了调整的作用, 成为一个死支承点, 管道热膨胀因此向上作用于汽轮机背压出口管上。对管道的推力及应力进行计算的结果也表明, 管道推力足以造成汽轮机体位移。

(3) 检查验证。在汽轮机组开车过程中, 通过监测发现, 在汽轮机组开始进行蒸汽背压并网时, 汽轮机后汽缸猫爪与汽缸压块在装配时留有0.20mm间隙, 而开车过程中, 间隙为零, 压块下面出现间隙最大时约0.70mm (图8) 。

检查后轴承底座与机座接合面0.05mm塞尺可入, 由此可推断, 在汽缸后部有一个较大的力将汽轮机向上顶起, 导致汽机后部向上位移, 从而造成机组中心出现较大的变化, 汽机轴中心上移0.44mm (图9) 。

4. 故障原因

经过以上分析可以看出, 汽轮机振动主要原因是汽轮机出口背压管设计上未安装补偿器, 仅利用管道自补偿和弹簧支座进行补偿。在安装初期, 弹簧支座可通过向下压缩后补偿一定的热膨胀量, 当机组在运行过程中, 多次开停车, 管道长期冷热交替, 弹簧支座压至死点失效。管道力作用于机组管口后, 形成一个较大的推力将机组后部抬起。

首先由于机组后部被推起后轴心线发生了较大的偏移, 机组对中受到了极大的破坏。从频谱图显示机组运行中汽轮机轴与风机轴不对中, 转子不平衡, 存在有协频和间频, 表明轴系有松动及轻微的摩擦。

其次轴线的偏移使机组的各级汽封 (特别是后汽封处) 间隙均发生了变化, 故汽封与转子发生摩碰, 机组振动更加激烈。而汽轮机组轴承内部间隙也随之发生了较大的改变, 表现出来即为轴瓦有不均匀摩擦和早期磨损征兆, 轴承振动也激剧上升。

四、对策

(1) 由于汽轮机轴线发生了较大的偏移, 因此机组对中受到了极大的破坏。必须揭盖检查轴系上汽封套、推力盘及叶片磨损情况并进行处理。

(2) 机组重新对中找正, 保证轴系对中情况达技术要求。

(3) 前后汽封及隔板汽封进行修复, 重新调整各汽封间隙。

(4) 脱开汽轮机组进出口管, 在出口管上安装符合热膨胀伸长量计算的补偿器。在安装出口管时, 对设备管口及汽轮机滑销系统打表监测, 避免管道应力作用于设备上。

(5) 对出口管上已损坏的弹簧支座重新校核选型后进行更换。

通过上述处理取得了较好效果, 振动值由75~95μm (有时达满量程100μm) 降至50~55μm, 未再出现振动跳车情况, 为装置的稳定运行奠定了坚实的基础。

汽轮机在运行过程中的振动是一个复杂的问题, 通过采取振动监测, 对运行过程中的机组振动特征及数据进行分析, 解决根本问题。而在机组检修过程中不仅要控制设备本体的检修质量, 还必须对于管道、支承等方面在检修中的变化与影响有足够的认识与重视, 才能更好地控制检修质量, 保证机组的良好运行。

摘要：硫磺制酸装置AV80-4轴流风机驱动用汽轮机组在运行过程中振动严重, 生产过程中多次跳车, 通过在线振动监测与分析诊断, 并经过汽轮机背压管道热膨胀量及自补偿量、管道的推力及应力验算, 找出造成机组振动的原因和采取相应对策, 保证机组的正常运行。

汽轮机组突发振动分析 篇5

现代社会, 电力系统建设作为工业生产的基础, 其重要地位不言而喻。在机械设备逐步向综合化、集成化以及规模化方向发展的背景下, 机械设备运行过程中的安全性指标问题受到了相关工作人员的重视。在当前技术条件支持下, 汽轮机组的运行质量已直接关系到整个电厂电力系统的运行质量。更为关键的一点在于:受到汽轮机组自身结构复杂性因素及运行环境特殊性因素影响, 现阶段汽轮机组在实际运行过程中的故障率均比较高, 并且对于整个电力系统而言, 所造成的危害极大。在实际观测过程中我们发现, 绝大部分汽轮机组出现故障之前均呈现出了一定的异常振动现象。换句话说, 电厂汽轮机组运行的安全性与可靠性在很大程度上与汽轮机组的振动状态密切相关。基于此, 本文将详细分析汽轮机组振动故障的特点、原因及解决对策。

1 电厂汽轮机组振动故障的特点

1.1 因转子质量不平衡所引发的机组振动故障特点分析

因转子质量不平衡问题而引发的离心力或者说激振力, 应当是导致电厂汽轮机组产生振动问题的最主要同时也是最根本原因。在由此问题引发汽轮机组振动的情况下, 越高的转动速度所对应的离心力也就越大。换句话说, 在电厂汽轮机组支承系统刚度指标维持恒定的状态下, 机组正常运行所对应的振动幅度也会相应提升, 最终导致所表现出的振动有明显的同频特征。

1.2 因轴系不对中所引发的机组振动故障特点分析

在电厂汽轮机组的运行过程中, 因轴系不对中引发的振动现象的主要特点:在相邻两轴安装于各自所对应轴承部件的条件下, 两轴线所表现出的偏移程度以及倾斜程度会引发机组振动问题。从这一角度说, 轴系不对中问题也正从某个侧面反映了电厂汽轮机组在轴承坐标高和左右位置方面存在的偏差。针对此种振动故障, 现阶段最常用的检查与诊断方法有:应用百分表对汽轮机组两半联轴器外圆偏差以及开口偏差进行合理的测定与评估。

1.3 因油膜振荡所引发的机组振动故障特点分析

在电厂汽轮机组转子失稳时, 整个机组的振动会呈现出极为显著的不稳定状态。在失稳问题比较严重的情况下, 汽轮机组的振动幅度势必会显著提升。在此过程中, 油膜振荡的形成过程可归纳为:在电厂汽轮机组失稳问题比较严重的情况下, 振动频率基本表现为转动速度1/2的数值。即便在转动速度持续提升的情况下, 振动频率仍然基本维持在这一恒定数值状态。这种振动的最显著特点为低频振动, 与之相对应的振动幅度相对较小。在此基础之上, 当电厂汽轮机组的转动速度高于一阶临界转动速度2倍时, 低频振动频率基本与一阶临界转动速度相一致。换句话来说, 在共振因素的影响下, 导致低频振动被放大, 振动频率提升, 最终演变成为油膜振动。结合实践经验来看, 一旦在电厂汽轮机组的运行过程中出现油膜振荡问题, 不断提升的转动速度会导致表现出共振的范围明显加宽。此过程中, 需要特别注意的一点是:在电厂汽轮机组产生振动的情况下, 一般不能像冲越临界转速的处理方法一样用提高转动速度的方式来实现冲越, 而需要采取防止发散的方式来排除油膜振动。

2 电厂汽轮机组振动问题的原因分析

2.1 汽轮机组运行状态下中心不正引发的振动现象分析

(1) 若汽轮机组在启动状态下预留的暖机时间不够充分、升速过快或是负荷过大, 均会导致汽轮机组气缸装置在受热过程中各部分膨胀不均。与此同时, 汽轮机组滑销系统自身所存在的卡涩问题也会导致气缸受热膨胀出现一定的限制, 进而导致转子与气缸在运行过程中出现一定的相对偏斜, 最终导致整个机组出现振动异常。此形式也是现阶段导致汽轮机组出现振动问题的最主要原因。 (2) 若汽轮机组在运行过程中出现真空下降, 其排气温度会相对升高, 从而导致轴承上抬运动。很显然, 此运动状态会导致汽轮机组中心发生改变, 进而导致整个机组出现振动异常。 (3) 汽轮机组靠背轮在安装过程中有关中心点的确定存在一定误差, 由此种误差所导致的汽轮机组异常振动会随着汽轮机组所承受负荷的提升而不断严重, 进而导致整个汽轮机组面临二次损害。 (4) 当汽轮机组运行在高于设计规范的进气温度情况下, 汽轮机组自身膨胀差以及气缸变形问题会更为严重, 进而导致机组中心的移动高于可承受限度, 从而引发振动。

2.2 汽轮机组运行状态下转子质量不平衡引发的振动现象分析

(1) 在电厂汽轮机组的运行过程中, 叶片装置自身的折断、磨损、腐蚀以及脱落等问题均会直接导致转子出现自身不平衡问题, 进而在弹性弯曲作用力之下引发振动。 (2) 对于电厂汽轮机组而言, 在长时间、高负荷的运转过程中, 轴承油膜不可避免会出现不稳定或是被破坏问题, 轴瓦乌金存在烧毁的可能性, 由此导致整个轴承不均匀受热, 最终在轴颈弯曲作用下引发整个汽轮机组的振动异常。 (3) 对于汽轮机组内部系统而言, 发电机定子与转子间不均匀的空气间隔以及发电机自身转子绕组短路现象的出现均会导致整个汽轮机组呈现出异常的振动现象。 (4) 受到运行过程中水冲击作用力影响引发的振动同样关键。

3 解决电厂汽轮机组振动问题的对策

大量实践证明:存在于电厂汽轮机组运行过程中的振动现象不仅会对整个汽轮机组的经济性、高效性产生影响, 甚至会严重威胁其安全可靠运行。更为关键的一点在于:电厂汽轮机组振动问题有突发性、蔓延性以及危害性3个方面特征。基于此, 相关工作人员必须在电厂汽轮机的启动及运行过程中针对机组振动进行系统监视, 并制定严格且周密的保护措施。

(1) 监视措施:电厂汽轮机组应当安装相应的轴承振动测量设备以及大轴振动测量设备, 对汽轮机组在各时段运行过程中的振动状态进行系统监视, 并且在振动参数超过预定限值的情况下发出相应的声光报警信号, 提醒工作人员及时采取相应的应对措施, 最大限度地减少振动事故。

(2) 保护措施:电厂汽轮机组应当装设相应的振动保护装置, 在振动参数超过预定限值的情况下借助脉冲信号实现保护控制电路的驱动, 从而确保主汽门自动闭合, 在紧急停机作用下尽可能地保障整个汽轮机组的安全性。

4 结语

总之, 对于电厂的设备而言, 涉及汽轮机组的大部分事故特别是程度较深的设备损害事故, 均在形成及蔓延过程中表现出了显著的振动特性。可以说, 对汽轮机组振动特征的分析已成为故障预报和诊断的重要手段。本文结合电厂汽轮机组实际情况, 对汽轮机组在运行过程中可能出现振动故障的原因进行了详细研究, 并提出了解决对策, 希望能够为今后相关研究与实践工作的开展提供一定的参考与帮助。

参考文献

[1]郭庆琳, 郑玲.基于模糊粗糙集数据挖掘的汽轮机组故障诊断研究[J].中国电机工程学报, 2007 (8) :81~87

[2]忻建华, 叶春, 傅宏涛, 等.综合经济目标下的电厂汽轮机组最优负荷分配[J].上海交通大学学报, 2003 (9) :1 388~1 390

[3]汪勇, 杨涛, 高伟, 等.汽轮机组振动波形数据高效实时无损压缩算法[J].华中科技大学学报:自然科学版, 2008 (9) :86~89

汽轮机组突发振动分析 篇6

随着经济的快速发展, 各项资源都呈现出紧缺的态势, 为了有效的实现能源的节约, 近年来能源的环境和重复利用被提到了重要日程安排上来。电厂为了积极响应国家节约能源的政策的号召, 则在汽轮机的选择上下足了功夫, 由于凝汽式汽轮机不仅能够有效的节约燃料, 而且运行过程中具有较好的经济性, 所以近年来在电厂得以广泛的应用。作为电厂运行维护部分, 则需要做好凝汽式汽轮机的维护和保养工作, 确保汽轮机运行的安全性。

1 汽轮机振动特点分析

汽轮机的振动特点表现在其第一次启动升速到超过其临界转速的时候, 通过对轴承振动的大小来判断汽轮机是否产生故障。如果情况良好, 则可以判断汽轮机转子与拖带机组的转子在当前处于平衡的状态, 轴承未有任何的损伤。若要在停机后对汽轮机的末级的叶轮进行配重, 应注意先在其空载的时候, 保持其空转速度在3000转/每分钟, 同时将下轴承基频振动降到安全线以下方可进行操作。待机组的配置再次发动之后, 根据相关的标准是将轴承的垂直的振动调整为15μm, 同时带负荷在20MW的时候, 其振动基本不变。待振动升到91.7μm时, 这个时候要及时打闸停机, 并且在这个时候大轴的扰度比在开机的时候要大100。当在进行第三次启动的时候, 在后汽封的温度达到300度的时候, 并且在90.7μm的时候, 要打闸和停机。机组在整个启动过程中造成的振动突增, 会导致监测系统报警, 说明汽轮机的故障在逐渐的恶化。

2 振动故障原因及危害

2.1 振动故障原因

凝汽式汽轮机发生振动故障的原因较多, 无论是设计、制造水平, 还是运行维护和保养, 甚至于安装技术和检修技术等都可能导致汽轮机出现振动故障, 而且这些导致振动故障的原因之间还会相互影响。

(1) 由于当前受制到技术的限制, 汽轮机在设计过程中无论是零部件加工精度还是工艺都无法达到设计的标准要求, 特别是生产出来的汽轮机转子, 很多时间达不到要求的精度, 这样就导致在高速和低速平稳试验过程中根本达不到试验的要求, 转子出现不平衡的现象, 从而导致一侧离心力的产生, 致使汽轮机组产生振动故障。另外一旦设计结构中的零部件不能与汽轮机配件之间达到配套时, 也会导致机组出现振动故障。

(2) 汽轮机安装工艺的精度好坏会对汽轮机振动产生直接的影响。需要根据安装现场的要求来对轴承的强度、刚度和预紧力进行选择, 确保汽轮机中心的同心度, 控制好各个零部件之间的间隙, 间隙不能过大也不宜过小, 过大则会导致零部件之间相互碰撞, 过小则会导致各零部件之间相互接触磨损。在汽轮机长期运行过程中, 不仅零部件之间的会产生膨胀, 而且连接销系统也会存在这个问题, 一旦润滑油达不到润滑的作用, 则会导致机组变形的产生, 从而引发振动故障。

(3) 在汽轮机运行过程中, 维护和保养工作对于预防汽轮机振动故障的发生也具有极为重要的作用, 一旦不能正确的进行维护和保养的操作, 则会由于一些人为因素导致故障的发生。如人为操作不当, 则会在开机过程中导致汽轮机热膨胀的发生, 从而导致振动故障发生。不能很好控制汽轮机排气缸温度时, 则会影响到轴承的高度, 从而导致振动故障发生。而一旦润滑油在轴承旋转时形成油膜, 也会影响到转子的稳定性, 使机组振动故障产生。

2.2 振动故障危害

在电力企业生产活动中, 汽轮机相当于人体的心脏, 一旦其出现异常, 则会导致整个生产系统都无法正常的动转, 所以需要对汽轮机组振动故障进行重视, 及时发现并加以解决。

(1) 密封不严。在机组振动故障中, 将近一半左右的原因是由于密封不严所导致的, 由于低压端部分轴封密封度不够, 则空气会顺得着这些微小的空隙进入到低压缸中, 从而导致低压缸内的真空度降低。而在高压端, 则是由于转子发生弯曲后, 导致部分蒸汽渗入到润滑油内, 从而影响滑润油的纯度, 导致油质发生乳化, 从而导致振动故障的发生。

(2) 汽封破坏。隔板与隔板间采用汽封的方式密封。一旦汽封被破坏, 增大的漏汽量加大了各级间的压力差, 使转子产生了轴向推力。

(3) 滑销系统损坏。当机组发生较大振动时, 滑销承受巨大冲击力, 机组就会产生不均匀热膨胀, 造成过大的挤压力, 损坏滑销系统。

(4) 耐疲劳强度减弱。转动部分是汽轮机机组的核心机件, 振动致使其疲劳强度降低, 造成工作不能正常运行。

(5) 机组调速系统摆动不稳定。振动不正常造成调速系统的部件磨损严重, 迟缓率增加, 使调速系统摆动不稳定。

3 振动故障处理措施

由于汽轮机振动故障的存在, 从而导致汽轮机组正常的运行受到影响, 所以需要根据故障现场的实际情况来对振动故障进行深入的分析, 并采取切实可行的解决措施。

3.1 刚度检测是重中之重

技术人员对汽轮机数据采集, 及时数据处理, 并与标准数据进行对照做出判断。掌握工作刚度范围、共振条件和刚度极值点。做到技术人员不离机组, 实时监测, 防患于未然。

其次, 机组带负荷和空载试运行必不可少。为确保汽轮机顺利工作, 发生异常振动的几率降低, 新安装或检修后的机组应经过带负荷和空载试运行, 测试密封、汽封、滑销系统等均达到合格标准, 才可以投入生产。

3.2 设置智能化监测装置

设计并安装智能化监测装置是汽轮机发生振动异常的有效措施。对正常监测困难点安装各种传感器设施, 监测振动情况, 及时报告工作异常点。同时, 有序地安排技术人员, 及时处理发出报警部位机组, 杜绝扩大损坏, 以免造成事故。

3.3 安装振动保护装置

当智能化监测装置监测出异常振动点后, 会发出报警信号, 通过自动控制装置命令振动保护装置自动切断电路, 关闭主汽门, 紧急停机。于此同时, 技术人员采取拯救办法, 保护机组设备安全。

凝汽式汽轮机支撑国家能源环保事业的快速发展, 随着机组容量的增大, 汽轮机安全、稳定运行显得更加重要。对不可避免的振动问题应采取有效地解决措施, 以免造成重大的安全事故。同时对汽轮机设置智能化监测、保护装置必不可少。

4 结束语

由于汽轮机振动故障的存在, 导致汽轮机机组运行过程中存在着较大的安全隐患, 这对于电力企业正常的运行带来了较大的影响, 所以需要加强日常的运行维护措施, 做好各项检查工作, 有效的减少或是避免振动故障的发生。而且还需要加强汽轮机组在设计、制造、安全和检修方面的工作, 确保做到及时发现问题并及时进行解决, 以保证机组能够正常、稳定的运行。

摘要：电力行业作为我国国民经济的重要支柱性产业, 其安全稳定的运行对于经济和社会的发展至关重要。汽轮机作为电力企业重要的发电设备, 是确保电力企业安全运行的基础, 但汽轮机作为机械设备, 在运行过程中不可避免的会发生一些常见故障。振动就是汽轮机运行过程中较为常见的故障之一, 一旦振动故障发生, 不仅会导致无法达到工作质量的标准, 而且还会影响机组的整体运行, 如果不能及时对振动故障进行处理, 则会导致严重的后果发生。文章从汽轮机振动的特点入手, 对汽轮机振动故障的原因和危害进行了分析, 并进一步对汽轮机振动故障的处理措施进行了具体的阐述。

关键词：汽轮机,振动故障,故障处理

参考文献

[1]刘峻华, 黄树红, 陆继东.汽轮机故障诊断技术的发展与展望[J].汽轮机技术, 2004 (5) .

[2]江玉林.汽轮机设备运行及事故处理[M].北京:化学工业出版社, 2005:282.

汽轮机组突发振动分析 篇7

1.1 振动故障经过的描述

在2010年4月22日时机组的负荷为550MW, 继续增加负荷后, 3号机组的5号轴瓦的轴出现了振动的问题, 在X方向上轴振动时从24um开始发生波动的, 幅度在16-40um的范围内, 而在Y方向上, 振动时从45um是开始发生波动的, 幅度在35-90um的范围内。并且随着所受负荷的不断变化, 5号轴瓦的轴振动情况是不断间歇波动的, 严重的影响了机组的稳定性和安全性, 因此暂停机组的运行。

1.2 振动故障的原因分析

在2010年5月8好对3号机组开机检查, 将其轴承盖打开, 我们发现低压转子以及中压转子联轴器罩壳的两侧板均脱落, 并且调速板的侧板掉落在了轴承座的内部, 而发电机端的侧板套则是随着转子进行转动的, 产生了4处磨痕。在这4处磨痕中, 最严重的为发电机端联轴器的凸台磨痕, 磨痕的宽度约为60mm, 而深度也达到了10mm, 并且从调速端到发电机端是逐渐变浅的。在发电机端外缘处和螺栓调速侧的磨痕都是较浅的, 轴颈和联轴器的连接处也有磨痕存在。

联轴器的罩壳侧板为什么会脱落呢?这主要是由于联轴器罩壳3mm厚侧板和中间的上、下两个半圆形拱板的焊接方式都是采用点焊, 刚度较差, 侧板也容易出现变形, 一旦出现了触碰和摩擦, 侧板就很容易脱落。结合振动故障的具体特点, 我们认为导致5号轴瓦轴出现振动故障的根本原因就是低压转子和中压转子联轴器罩壳侧板出现了不规则的碰磨。

1.3振动故障的解决对策

1.3.1在侧板厚度不变的前提下, 汽轮机低压转子以及中压转子联轴器罩壳的侧本与上、下两个半圆形的拱板之间不再采用点焊的方式, 建议选择双面满焊。

1.2.2及时的更换低压转子和中压转子的联轴器罩壳, 适当的扩大预留的间隙, 建议分别加大4mm, 同时选择更加合理的设计安装值。

1.2.3在整个机组的运行的过程中, 我们发现是会碰磨5号轴瓦的, 由于出现过振动增大的现象, 随后这种现场又消失了, 可见联轴器的凸台的整圈都受到了磨损, 磨掉部位对转子的强度并没有产生过大的影响, 转子振动也未受到影响。在进行了相关的计算后, 我们认为虽然低压转子和中压转子的联轴器受到了磨损, 但是轴颈的强度还是可以满足机组的安全运行的, 所以我们只需要继续进行打磨, 逐步消除毛刺就可以了。

在采取了上述的对策后, 机组的运行状况恢复正常, 负荷为600MW时, 其振动在48um左右, 并且看不到波动的现象, 5号轴瓦的金属温度约为55摄氏度, 运行性能良好。

2 某发电公司的1号机组的振动故障分析

2.1 3-7号轴瓦的振动故障

2.1.1 挡板结构。

通常情况下, 在汽轮机组的转子轴系中应有5个联轴器的螺栓是有挡板的, 这5个联轴器螺栓分别是低压转子发电机联轴器靠近低压转子的一侧, 低压转子发电机联轴器靠近发电机的一侧, I、II低压转子发电机联轴器靠近II低压转子的一侧, 低、中联轴器靠近低压转子的一侧以及I、II低压转子发电机联轴器靠近I低压转子的一侧。联轴器的螺栓挡板一般会分为两个半扇形, 宽度约为165mm, 厚度为5mm, 材料一般选用1Cr13, 在每一个挡板上都均匀的分布着12个直径为mm的孔, 每个螺栓的长度为40mm, 直径为10mm, 挡板将这12个固定在了联轴器的螺栓上, 从而避免了联轴器螺栓出现高速旋转鼓风的问题。在2快挡板上, 也均匀的分布了12个半圆形的排气孔, 挡板内的气体就能够被排出。挡板与转子的间隙应为0.5mm, 与顶部的间隙为不超过0.3mm, 拧紧螺栓的力矩为40Nm。

2.1.2 振动故障经过的描述。

在调试机组的过程中, 汽轮机处于冲转的状态, 其转速约为1200r/min, 半个小时后其转速约为2450r/min, 3个半小时后其转速达到了2950r/min, 又过了半个小时, 成功的进行阀切换的操作, 转速也随之达到了2977r/min, 此时汽轮机的3-7号轴瓦的轴振动情况突然增大, 由于机组的振动保护功能, 所以机组停止了运行。随后启动了顶轴油泵, 当转速达到400r/min时, 4号轴瓦是有摩擦声的。

2.1.3 停机检查。

在将机组停机后, 进行检查时, 我们发现4号轴瓦位置处的联轴器螺栓挡板有两个链接螺栓都断裂了, 而8号轴瓦位置处的联轴器螺栓挡板有12个连接螺栓断裂了, 并且整个螺栓挡板大概掉下了四分之一。6号轴瓦和7号轴瓦位置处的联轴器螺栓都沿着顺时针方向翘起了, 均有2个连接螺栓断裂了, 8号轴瓦和4号轴瓦位置处的联轴器外罩也都出现了相应的损坏。

2.1.4 振动故障的原因分析

(1) 由于联轴器双头螺栓的露出部分的尺寸不符合相应的要求, 所以环形挡板也就无法靠近到联轴器的槽中, 有一部分已经出槽了。挡板的损坏都是按照转子的转动方向翘起的, 并且都是从接缝处开始的, 所以接缝处翘起的原因应为安装挡板时操作不当, 导致其安装不平; (2) 虽然是有防松垫连接螺钉, 但并不是每个都固定牢靠, 所以挡板容易出槽。挡板的质量为8kg, 如果其出槽, 那么螺钉就会被拉断, 轴系的重量就会严重失衡, 轴瓦的振动会剧烈上涨, 同时出现了跳机的现象。

2.1.5 振动故障的解决对策。

出现此类振动故障时, 应立即全部更换已经损坏了的联轴器螺栓挡板, 安装时应严格执行相应的检修工艺标准, 保证其安装质量。

2.2 7-9号的轴瓦振动故障

2.2.1 振动故障的经过描述。

在调试整个机组的过程中, 进行超速试验时, 汽轮机的转速为3000r/min, 11分钟后转速达到了3134r/min, 此时7-9号轴瓦的轴振动突然出现了剧烈振动的现象, 由于机组自动的振动保护功能, 因此机组停止了工作状态。在此过程中, 机组7-9号轴瓦的轴最大振动分别为341um、316um以及265um。

2.2.2 停机检查。

在机组自动停机后, 对其进行检查时, 我们发现9号轴瓦位置处的联轴器螺栓挡板大概掉下了四分之一, 而8号轴瓦位置处的联轴器螺栓挡板上有一个连接螺栓出现了断裂, 在其断裂后, 联轴器螺栓孔和挡板螺栓孔出现了错位的现象, 并且轴上也产生了划痕。断裂的螺栓表面有粗糙的部分, 也有光滑的部分, 在机组运行的过程中, 挡板出现颤动, 并且当其疲劳强度超过了极限应力后, 就出现了断裂。

2.2.3 解决的对策。

出现此类振动故障时, 应立即将已经损坏的联轴器螺栓挡板全部更换, 为防止接缝处出现翘起的问题, 应将2个联轴器挡板焊成一个整圈的整体。

3 结束语

通过以上的论述, 我们对600MW的汽轮机出现的几类振动故障进行了详细的分析和论述, 我们归纳了所暴露出的几大问题和应采取的对策:首先, 出现了三次汽轮机轴振动的大停机故障, 会对整个机组运行的稳定性和安全性造成严重的影响;所出现的三次振动故障, 有一次为静止部分, 另两次为转子本身。由于转子的运行状况对于整个机组运行的安全性都是有着影响的, 所以我们应更加重视汽轮机转子的安装操作, 保证其安装质量, 做好对相关人员的教育和培训工作, 制定健全的转子工艺标准, 并且严格的遵照相应的规程和制度进行检查和维修的工作。

参考文献

[1]毕大成.600MW机组异常振动故障分析[J].中国新技术新产品, 2012.

[2]刘红革.浅谈600MW机组出力不足原因分析及处理[J].云南电力技术, 2008.

汽轮机组突发振动分析 篇8

振动是一种周期性的往复运动, 处在高速旋转下的汽轮发电机组, 在正常运行中总是存在不同程度和方向的振动。振动的大小是判断机组是否安全、经济运行的重要指标, 也是判断机组检修质量的重要指标。这里所讲的振动现象, 不包括由于厂房建筑、汽轮机基础、汽轮机机壳等引起的振动, 仅指实际工作中遇到的对设备有危害, 超出了允许范围的或显示异常的振动。这就需要分析其故障类型, 并采取一定的安全措施, 以增加机组运行的可靠性。

1 探头灵敏度高引起的振动异常

1.1 故障现象

我厂#4机组大修启动中, 发现汽轮机#1瓦轴承振动指示偏大, 且数值变化幅度大, 在9~32μm之间变化。运行人员联系热工、汽机检修到场检查。热工从就地一次元件到集控卡件及传输电缆逐件进行检查, 均未发现异常, 并且传感器固定牢靠、无松动。机务对膨胀、机械结构进行检查, 也未发现异常。为了进一步作出科学判断, 决定绘制与各瓦轴承振动对应的轴振动统计表, 以便对故障进行分析。当冲车转速为500r/min时, 各瓦在水平方向 (X方向) 的振动指示值如表1所示。

从表1显示数据可以看出:#1瓦振动超标, 已处于报警状态 (瞬时值大于30μm) , 且#1瓦轴振动也偏大, 而其他瓦均在正常范围内。按此规律推断, 当机组冲转至3 000r/min时, #1瓦处轴系振动将严重超标, 机组将被迫停运。根据以上数据并通过实测综合分析和判断后, 断定实际振动并不高。

1.2 故障原因

热工人员继续进行检查, 并对#1、#2瓦进行了通道更换, 但是振动指示仍然较大。随后, 给#1瓦探头加装隔离罩, 消除油滴冲刷干扰, 结果振动指示仍然大, 最后决定将#1、#2瓦探头进行互换, 结果振动指示恢复正常。此时, 又将#2瓦探头更换为另一个校验过的探头, #1、#2瓦振动指示均正常, 随后告知运行人员机组按正常方式调整, 冲车并网。事后对#1瓦探头进行跟踪检查, 调取其校验报告, 发现虽然其检定结论合格, 但灵敏度偏高, 约为29.0 988mV/ (mm/s) , 而其他探头的灵敏度为28.53mV/ (mm/s) 左右。由于灵敏度高, 会导致输出变化大, 而#1、#2瓦定值低, 因此容易发生保护误动, 再加上探头在低频段抗干扰能力的降低, 最终导致振动指示偏大。

1.3 防范措施

(1) 运行专业加强对各台机组轴承振动的监视, 做好数据统计, 并分析其变化规律。 (2) 在大修和小修后对各瓦探头进行校验, 禁止在#1、#2瓦处使用灵敏度偏高的探头。 (3) 根据环境要求和振动范围要求, 合理选购探头。

2 汽轮机排汽真空突降引起的振动异常

2.1 故障现象

我厂#6机组2007年5月18日在机组启机过程中, 发现#1~#7瓦振动加大, 超过极限值。此时, 发出光字报警, 轴承振动偏大, 保护动作跳机, 汽轮机跳闸。运行人员联系热工人员到场检查。

2.2 故障原因

热工人员调取历史曲线, 发现#1~#7瓦振动在同一时间都有不同程度的增大, 并且曲线规律极其相似, 初步判断不是MMS6000汽轮机监测系统本身的问题。再调取排汽真空、排汽温度这2个参数, 发现在同一时刻排汽真空突降, 排汽温度升高, 从而判定本次跳机的原因为真空下降。当真空变化时, 大气压力对排汽缸的作用力就要变化, 导致与排汽缸连成一体的后轴承座发生上下位移;此外, 真空变化时, 排汽温度也会发生变化, 导致排汽缸热膨胀值变化, 也会引起后轴承座上下位移。真空变化引起的排汽真空和排汽温度的变化, 都会能影响机组中心在垂直方向的变化, 若处理不当, 就可能导致振动加大。

2.3 防范措施

(1) 运行专业加强对各台机组排汽真空参数的监视和调节。 (2) 汽机检修开展多方位的真空找漏工作, 使真空满足机组负荷要求。 (3) 热工人员加强检查传感器的安装情况, 要求传感器牢固、无磨损, 且电缆接线要单端接地。

3 TSI系统中卡件故障引起的振动异常

3.1 故障现象

我厂#5机组2008年6月18日小修启机过程中, 发现#4瓦振动异常增大且居高不下, 运行人员被迫手动停机。停机后发现#4瓦振动仍然很高, 达到49~50μm, 而就地#4瓦处振动并不大, 随后联系热工人员到场检查。热工人员经仔细分析、排除和判断后, 确认为MMS6120卡件故障, 更换卡件后振动恢复正常。

3.2 故障原因

热工人员调取历史曲线, 发现除#4瓦外, 其他瓦在同一时间振动指示均正常。初步判断属MMS6000汽轮机监测系统本身的问题。更换#4瓦振动卡件后, 振动指示恢复正常。进一步检查 (通过厂家) 卡件, 发现振动卡件芯片存在故障, 造成指示漂移, 导致#4瓦振动指示异常增大而停机。

3.3 防范措施

(1) 热控保护专业加强对各台机组振动参数的监视和检查。 (2) 定期校验振动卡件和传感器。 (3) 启机前对各瓦振动回路进行模拟传动试验, 一旦发现问题, 应及时处理。

4 汽轮机轴承标高不规范引起的振动异常

4.1 故障现象

我厂#2机组2007年6月10日大修启机过程中, 发现#4瓦振动异常, 达到40~50μm, 且居高不下, 运行人员被迫手动停机。机务负责解体#4瓦轴承, 调整间隙, 检查轴瓦的紧力、顶隙和连接刚度等。热工人员到场检查控制回路。

4.2 故障原因

通过故障分析发现, 由于轴瓦间隙调整不当, 部分螺栓紧力不够, 从而引起振动异常。其实, 不管是汽轮机还是发电机转子, 其两端都是由轴承支撑的, 如果两端的轴承标高不在设计要求的范围内, 那么转子两端轴承的负荷分配就不均匀。在负荷较轻的一端, 轴瓦内的油膜将会形成不好或根本不能建立, 这就会诱发机组的自激振动、油膜振动或汽流激振等;而在负荷较重的一端, 由于吃力太大, 会引起轴瓦温度升高, 当温度达到一定值时, 很容易造成轴瓦乌金过热, 从而引起机组的振动。

4.3 防范措施

(1) 在汽轮发电机组安装或大修时, 应根据制造厂家的技术要求, 并结合现场的实际情况对机组轴承标高进行认真的调整。制造厂家提供的数据是根据机组冷态时的情况, 并综合一般机组受热后膨胀的情况给出的, 由于各台机组的实际情况不尽相同, 受热后的膨胀也不完全一样, 因此必须结合我厂的实际情况对机组轴承标高进行调整。 (2) 检修人员必须将轴承各连接螺栓拧紧。在机组现场, 经常会因连接螺栓未拧紧而引起振动。

5 结语

综上所述, 汽轮发电机组振动的大小是极为重要的监视参数。造成振动异常的原因很多且很复杂, 其与制造、安装、检修和运行水平有直接关系, 并且与所处环境的电磁干扰程度有关。振动过大时, 将使汽轮机动、静摩擦设备发生损坏;振动严重时, 可能导致危急保安器误动作而发生停机事故, 并有可能导致轴承座松动、基础甚至厂房建筑物的共振损坏等。我们只有不断分析机组的振动现象, 积累其振动规律, 结合其振动原理, 才能真正找出造成振动异常的原因, 从而最大程度地避免或减少因振动异常而带来的机组事故, 使机组的振动水平保持在允许范围内。

此外, 在运行过程中, 一旦发现振动异常, 除应加强对汽轮机组内部声音等有关参数的监视外, 还应视具体情况立即减小负荷或停机检查。必要时, 还需通过各种试验来分析机组振动异常的原因, 以便采取相应的处理方法来消除异常振动。

参考文献

[1]杨晋萍, 白建云.安全监测保护系统[M].北京:中国电力出版社, 2006