汽轮机振动分析（精选11篇）
汽轮机振动分析 篇1
1 情况说明
神华宁煤集团煤基烯烃项目是宁东化工基地规划建设的重点项目, 主要由气化装置、四合一装置、MTP装置、聚丙烯装置、动力站装置、空分装置等组成, 总占地面积192公顷, MTP装置主工艺气压缩机HC压缩机组为意大利Nuovo Pignone公司生产的两缸四段压缩机组, 驱动设备为意大利Nuovo Pignone公司生产的SAC1-10系列汽轮机。主要作用将反应单元生产的工艺介质经过四段升压, 达到精馏单元工艺要求。
2012年1月16日11:46, 汽轮机非驱动端振动604vt5103X数值由8um突变至18um、振动604vt5103Y数值由9um突变至22um;驱动端振动604vt5104X数值由19um突变至35um (同时振动相位角由) 、振动604vt5104Y数值由11um突变至25um。当月19日3:37汽轮机振动再次发生突变, 最大振动值达到60um, 但相位角为发生变化。机组汽轮机振动变化整个过程中, 工艺系统未进行任何操作, 高压缸、变速箱与低压缸轴系参数未发生任何变化。具体变化趋势如下:
2 检查与分析
2.1 现场检查
该机组驱动汽轮机为一台SAC1-10系列的抽汽冷凝式蒸汽轮机直接驱动一台离心压缩机, 并通过减速箱带动另外一台离心压缩机系列。机组南北向布置, 缸体前猫爪连接在轴承座上、轴承座与机组底座相连;排气缸轴承座与缸体一体相连。4.2MPa抽汽管线位于缸体正下方。
汽轮机通过横销、纵销的限位和引导, 在受热时能够按照预定方向膨胀, 保证机组安全稳定运行。纵销位于缸体正下方、横销位于机组排气缸处。热态运行时, 汽轮机缸体以纵横销交叉处为死点向非驱动端相对膨胀, 最终达到稳定状态, 整个过程中轴承箱与底座间隙保持位置垂直方向保持稳定[1]。
汽轮机振动变化后, 现场噪声增大, 同时伴有共振感。现场实际测量结果如下:
2.2 结果分析
2.2.1 非驱动端轴承箱与设备底座间隙检查东侧间隙大于西侧间隙见表2。说明高压蒸汽管线存在应力, 使轴承箱整体上移。同时, 东侧设备所受应力明显大于西侧, 表现为东侧间隙大于西侧间隙0.20mm。构成现场出现“共振、回音”等直观感觉。
2.2.2 汽轮机振动发生变化, 但其他设备振动与温度参数保持稳定。该结果说明汽轮机振动发生突变与压缩机高压缸、变速箱、压缩机低压缸并无关系。
2.2.3 汽轮机转子径向振动VT5103XY、VT5104XY振值以1倍频为主, 轴心轨迹基本无变化。
2.2.4 汽轮机振动突变主要由1倍频的突变引起, 而轴承温度和轴向位移保持稳定。导致汽轮机转子振值产生突变的原因为转子平衡状态发生改变[2]。而汽轮机转子平衡状态突变可能由于转轴上突然增加或者丢失了物件, 或者物件松动。第一次振动突变伴有相位有变化, 属平衡突变。第二次振动值变化, 但相位没有变化, 说明不平衡状态加剧, 但是不平衡点位置未变。
3 结束语
2012年6月装置停车检修过程发现问题如下:
3.1 汽轮机东侧速关阀连接法兰与高压蒸汽法兰脱开后, 存在如下偏差:东侧法兰向北偏差19.8mm、向西偏差10.2mm;西侧无偏差。以上现象表明, 蒸汽管线存在应力导致非驱动端轴承箱与机器底座之间产生间隙, 出现不同步振动。
3.2 轮机转子首级叶轮两片叶片断裂。以上现象表明, 转子运行中叶片断裂导致转子平衡发生破坏。
3.3 2012年6月利用装置停车机会经过更换汽轮机备用转子、对蒸汽管线进行重新调整后试车, 汽轮机单试与联动试车试振值均达到明显改善。
在转速为6257rpm时, 振动值最大18um<35.9um, 符合标准及厂家要求[3]。
参考文献
[1]任晓善, 王治方, 胡洗章, 等.化工机械维修手册 (中卷) [M].北京:化学工业出版社, 2004.2.
[2]机械故障诊断教程, 美国本特利内华达公司, 1997年7月.
[3]Special Purpose Steam Turbine for Petroleum, Chemical, and Gas Industry Services.API STANDARD612FOURTH EDITION, JUNE1995.American Petroleum Institute1220L Street, Northwest Wash-ington, D.C.20005.
汽轮机振动分析 篇2
摘要：通过对振动危害和原因的分析，具体到我们平时运行操作监视的具体参数，减小振动对汽轮机运行的危害。
#8机即将进行大修，各种毛病都将显现出来，上下缸温差，回油温度，胀差，推力轴承等连锁已无法投入，GV4摆动，IV2强制，EV1摆动，一段抽汽和电负荷波动。振动参数在某种意义上能反映机组的整体运行情况。通过各个相关振动的参数的分析，运行人员加强监视，具体分析，确保设备安全运行至大修。
汽轮机的振动超过规定范围（见下表）时，将会引起设备的损坏，甚至造成严重的后果：机组振动过大时，叶片、围带、叶轮等转动部件的应力增加，产生很大的交变应力，造成疲劳损坏；振动严重时会使机组动静不分发生磨损。轻则使端部轴封、隔板汽封磨损，间隙增大，增加漏气损失，使机组运行经济性降低。严重时，会使大轴弯曲；振动将引起个连接部件松动。振动严重时，可能使与机组连接的轴承、轴承座、主油泵、凝汽器、管道等发生共振，引起连接螺栓松动，地脚螺栓断裂等，从而造成重大事故；若高压端振动过大，有可能引起危机保安器误动作而使机组停机。大型汽轮发电机组转轴振动位移限值表 区域上限
额定转速（3000r/min）(ｕm峰峰值)
相对位移
绝对位移
评价
A 80 100
通常新投产机组在此区域内
B
120-165
150-200
通常认为合格，可以长期运行
C
180-260
250-320
通常认为不合格的，在采取补救措施之前，可以运行有限一段时间
D
大于C区上限
通常认为是危险的，其剧烈程度足以引起机组破坏
造成机组振动过大的主要原因有三个方面：其一，设备方面，可能因调节系统不稳定进气量波动；叶片被侵蚀、叶片结垢或叶片脱落等造成转子不平衡；汽缸保温不良或保温层破损影响热膨胀不均；滑销系统卡死不能自由膨胀等。其二，在启动升速带负荷过程中机组振动加剧，大多是操作不当引起的。例如，疏水不当，使蒸汽带水；暖机不足，升速过快或加负荷过急；停机后盘车不当，使转子产生较大的弯曲值，再启动后未注意延长暖机时间以消除转子的热弯曲等。其三，若机组再运行中突然发生不正常的声音和振动，多数是因维护不当引起的。例如，润滑油温过高或过低油压过高或过低等影响轴承油膜的形成；新蒸汽温度过高使气缸热膨胀热变形过大；真空过低使排气温度过高，排气缸出现异常膨胀；新蒸汽温度过低使汽轮机产生水冲击等等。
为了避免机组振动过大，造成不利影响，操作人员在运行过程中，按照规程要求正确操作，同时维护好机组的正常运行。故在机组启停和正常运行时认真监盘，控制好机组的重要参数显得格外重要。
盘车，启动前和停机后都要盘车，启动前盘车是为了消除转子的弹性变形，停机后盘车是为了转子均匀冷却，防止塑性变形；但盘车异常都能造成机组启动或再次启动过程中振动过大，所以，盘车时间限制是机组允许启动的一个重要条件，从参数上来说，转子弯曲值要控制在一定范围，一般不大于原始值的0.02mm。
汽轮机上下缸温差，将引起气缸的变形。对于抽气机组一般是下缸高于上缸，气缸的这种变形上缸顶部径向动静间隙减小甚至消失，造成摩擦而引起大轴弯曲发生振动。所以上下缸温差是我们在启停，负荷调整，正常运行时必须关注的一个参数，特别是当上下缸温差连锁被取消后，我们更应该加强监视。
启动过程中监视的各种温度参数，高中压内外缸的法兰内外壁温差不大于80℃，螺栓与法兰中心温差等等。其实，汽轮机的启动过程就是将汽轮机由常温加热到正常运行时的温度，相差400℃左右。如果加热不均匀，势必造成设备的变形，如法兰内外壁温差，从而减小了动静部件之间的间隙，如胀差是监视转子与气缸的相对膨胀之差；轴向位移用来监视动静部件轴向间隙的大小等，如果相关参数超限，将造成摩擦而引起大轴弯曲发生振动。
进气温度的变化，10min内主蒸汽温度下降或上升50℃，应打闸停机。特别是温度突然下降，将造成水冲击。
监视段压力，当监视段压力异常时，可能是叶片断裂，转子失去平衡而发生振动，但如果叶片的段落发生在转子的中部，并不引起严重的动静摩擦，在额定转速下也未表现出振动的显著变化。但这种段叶片事故在启停过程中临界转速附近，振动会有明显的增加。反动式汽轮机表现更加明显。
在汽轮机停机后，注意切断与公共系统相连的各种水源，严防气缸进水。为了加强停机后对设备的监视，应继续坚持正常的巡回检查制度，发现异常，立即进行分析处理。
机组启动前，应启动EH有系统运行一段时间，以赶净调节系统内的空气，如果系统内存有空气，在冲转过程中调节气阀大幅移动，引起喘流而发生异常的振动。汽轮机的转速，若果汽轮机的转速超过极限时，各运动部件就会超过设计强度而发生松动甚至断裂，它将导致叶轮松动变形叶片及围带脱落轴承损坏，动静部分碰磨汽轮机发生强烈振动。
真空，真空如果较低，相应的饱和温度也将升高，即意味着排气温度升高，排气温度升高会使低压缸轴封热变形增大，易使汽轮机洼窝中心发生偏移，导致振动增大。特别是机组启动冲转过程中，另外，机组启动时间过长也可能使排气温度升高。当排气缸的温度升高时，及时开启后汽缸喷雾，对于#7,8机，还应先启动凝结泵，以保证喷雾一定的水压。虽然设计的有65℃，时报警，80℃，排气缸喷雾会自动打开；不允许排气缸温度超过120℃.但我们在运行操作时还应加强监视排气温度的变化，如果连锁不动作，及时手动开启，保证排气参数正常。
汽轮机振动分析 篇3
关键词：汽轮机；异常振动；故障排除；振动监测；汽流激振现象
中图分类号：TK263文献标识码：A文章编号：1009-2374（2009）16-0173-02
对转动机械来说，微小的振动是不可避免的，振动幅度不超过规定标准的属于正常振动。这里所说的振动，系指机组转动中振幅比原有水平增大，特别是增大到超过允许标准的振动，也就是异常振动。任何一种异常振动都潜伏着设备损坏的危险。比如轴系质量失去平衡（掉叶片、大轴弯曲、轴系中心变化、发电机转子内冷水路局部堵塞等）、动静磨擦、膨胀受阻、轴承磨损或轴承座松动，以及电磁力不平衡等等都会表面在振动增大，甚至强烈振动。
而强烈振又会导致机组其他零部件松动甚至损坏，加剧动静部分摩擦，形成恶性循环，加剧设备损坏程度。异常振动是汽轮发电机运转中缺陷，隐患的综合反映，是发生故障的信号。因此，新安装或检修后的机组，必须经过试运行，测试各轴承振动及各轴承处轴振在合格标准以下，方可将机组投入运行。振动超标的则必须查找原因，采取措施将振动降到合格范围内，才能移交生产或投入正常运行。
一、汽轮机异常振动原因分析
汽轮机组担负着火力发电企业发电任务的重点。由于其运行时间长、关键部位长期磨损等原因，汽轮机组故障时常出现，这严重影响了发电机组的正常运行。汽轮机组异常振动是汽轮机常见故障中较为复杂的一种故障。由于机组的振动往往受多方面的影响，只要跟机本体有关的任何一个设备或介质都会是机组振动的原因，比如进汽参数、疏水、油温、油质、等等。因此，针对汽轮机异常震动原因的分析就显得尤为重要，只有查明原因才能对症维修。针对导致汽轮机异常振动的各个原因分析是维修汽轮机异常振动的关键。
二、汽轮机组常见异常震动的分析与排除
引起汽轮机组异常振动的主要原因有以下几个方面，汽流激振、转子热变形、摩擦振动等。
（一）汽流激振现象与故障排除
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，且增大应该呈突发性，如负荷。其原因主要是由于叶片受不均衡的气体来流冲击就会发生汽流激振；对于大型机组，由于末级较长，气体在叶片膨胀末端产生流道紊乱也可能发生汽流激振现象；轴封也可能发生汽流激振现象。针对汽轮机组汽流激振的特征，其故障分析要通过长时间的记录每次机组振动的数据，连同机组满负荷时的数据记录，做出成组曲线，观察曲线的变化趋势和范围。通过改变升降负荷速率，从5T/h到50T/h的给水量逐一变化的过程，观察曲线变化情况。通过改变汽轮机不同负荷时高压调速汽门重调特性，消除气流激振。简单的说就是确定机组产生汽流激振的工作状态，采用减低负荷变化率和避开产生汽流激振的负荷范围的方式来避免汽流激振的产生。
（二）转子热变形导致的机组异常振动特征、原因及排除
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。由于引起了转子弯曲变形而导致机组异常振动。转子永久性弯曲和临时性弯曲是两种不同的故障，但其故障机理相同，都与转子质量偏心类似，因而都会产生与质量偏心类似的旋转矢量激振力。
与质心偏离不同之处在于轴弯曲会使两端产生锥形运动，因而在轴向还会产生较大的工频振动。另外，转轴弯曲时，由于弯曲产生的弹力和转子不平衡所产生的离心力相位不同，两者之间相互作用会有所抵消，转轴的振幅在某个转速下会有所减小，即在某个转速上，转轴的振幅会产生一个“凹谷”，这点与不平衡转子动力特性有所不同。当弯曲的作用小于不衡量时，振幅的减少发生在临界转速以下；当弯曲作用大于不平衡量时，振幅的减少就发生在临界转速以上。针对转子热变形的故障处理就是更换新的转子以减低机组异常振动。没有了振动力的产生机组也就不会出现异常振动。
（三）摩擦振动的特征、原因与排除
摩擦振动的特征：一是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。二是发生摩擦时，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。三是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。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。
三、在振动监测方面应做好的工作
目前200MW及以上的机组大都装设了轴系监控装置，对振动实施在线监控，给振动监测工作创造了良好的条件。其他中小型机组有的虽装有振动监测表，但准确度较差，要靠携带型振动表定期测试核对，有的机组仅靠推带振动表定期测试记录。对中小型机组的振动监测工作，一般都比较薄弱，不能坚持定期（每周、每10天等）测试或测试记录不全不完整等等，不利于有关振动规定的认真执行。因此，电厂应明确规定测试振动的周期，给汽机车间专业人员和运行现场配备较高精密度的振动表，并建立专业人员保存的和运行现场保存的振动测试登记簿，按规定周期测试并将测试结果记入登记簿。测试中发现振动比上次测试结果增大时，专业人员应及时向领导汇报，并分析振动增大原因，研究采取措施，必要时增加振动测试次数，以监测是否继续增大。运行中如发现机组振动异常时，应立即使用现场保管的振动表进行测试，如振动比上次测试结果增加了0.05mm时，应立即打闸停机。如振动增加虽未达到0.05mm，但振动异常时听到机组有响声（如掉叶片等），或机内声音异常时，也应停机进行检查。对一般的振动增大，也应向车间汇报，以便组织分析原因，采取措施。
四、结论
总之，机组振动测试结果是研究分析机组运行状况的重要技术依据。多年来，不少机组因振动大而拖延了投产期和检修期。对生产运行来说，接收了振动符合标准的机组以后，还必须加强振动监督，对振动监测做到制度化、经常化，必须在机组振动突然增大达到规程规定值时，及时果断地将机组停运，防止扩大损坏或对振动虽然增大，但尚未达到规程规定紧急停机数值的异常现象。及时对比分析，查找原因，并采取措施防止设备损坏事故的发生。
汽轮机振动监测装置的维护分析 篇4
关键词：汽车机,振动监测装置,维护,处理
我国在改革开放之后, 科学技术迅猛的发展, 机械设备也逐渐形成自动化, 复杂化, 高速化, 大型化的趋势发展, 在生产技术的使用过程当中, 随着机械设备的效率提高, 设备结构也逐渐复杂, 如果其中的一个部件出了问题, 例如:在汽轮机的实际应用中, 设备的振动过大, 导致机械的零部件, 部件磨损现象发生, 这会产生连带作用, 导致生产中断。与此同时, 机械设备日常维修和其费用也在减少, 所以更应该加强汽轮机的故障诊断以及对设备的云状状态的监测十分的重要。第一, 机械设备的预诊断, 也就是在对设备的日常维护时, 根据汽轮机的运转状态, 对即将发生故障的关键点进行诊断, 并且对维修记录中的信息和相关数据保存, 作为以后出现复杂问题的参考资料。第二, 汽轮机的异常运转和原因分析, 并且针对状况选择适合的措施补救, 将设备及时调整。第三, 应用现代的监测手段及时的掌握设备的状态, 提高汽轮机的性能, 对于生产产量质量高, 制造加工水平高, 设备的先进程度高等有很大的促进作用。在汽轮机的使用中, 应该了解设备的性能水平和优缺点, 掌握现代化的管理水平, 及时的对设备进行监测和维修。
1 汽轮机的振动监测
1.1 汽轮机振动装置的检测来源和原理
振动监测来源于美国的内华达本特利的产品, 这个监测系统的主要组成部分是模件, 前置器, 延长电缆, 振动传感器及探头, 其中, 振动传感器的探头被分为位移式的传感器探头, 速度型的探头。位移传感器的探头, 其测量设备的关键点是轴承的振动;其位移传感器组合成的传感器是对轴承的绝对振动进行的监测。汽轮机的轴振动会传送到轴承的外壳上, 在设备实际运转过程中, 轴承的外壳的振动监测是对轴承的振动和轴振动矢量和。
1.2 汽轮机的振动监测诊断
汽轮机的日常振动监测过程中, 应该先对汽轮机的信号分析技艺采集工作, 在故障的诊断中, 经常使用的是FFT, 也就是“快速立叶变化”方式, 这对于信号的平稳和使用性能有很大的促进作用。但是, 由于信号的特点是非平稳, 非线性, 在为了提高信号的精确度方面, 对处理方式和分析方法进行更改, 主要有:时频分析, 变时基等。其二, 故障研究的前期工作是汽轮机的故障机理的研究, 我国现阶段的机理有:故障模型, 故障征兆以及故障的规律等研究, 并且和实验室的模拟, 现场的试验, 计算机法相结合使用, 这种复合研究的应用模式相对广泛, 实用性也比较强, 但是大多数的机械研究是运用极端模拟法对设备进行故障分析, 并且建立相关的数据模型, 在此基础之上再开发软件, 这种研究方式的优点是没有受到研究室的限制, 针对故障的特征以及状态进行定量分析。根据汽轮机的初始条件和运转环境虚设, 也就是模拟实验, 分析出设备的故障征兆和故障点。其三, 在汽轮机的诊断方法中, 振动监测最为常用, 其中振动是设备的重要信号, 在振动过程中, 会产生噪声, 噪声又表达出很多的信息, 因此在实际监测中, 可以使用噪声诊断方法对设备的故障进行分析, 研究设备的部件问题和设备的使用年限等, 在诊断系统的研究应该使用硬件和软件的集成复合软件, 运行该系统后, 对汽轮机的正常运转状态进行实施监控。
2 振动对汽轮机造成的危害
我国对汽轮机的振动故障的分析和处理已经有几十年的历史, 故障的定性的难度已经降低, 但是针对汽轮机的机理研究时, 很容易出现矛盾, 这会在故障分析时出现判断错误。对此, 根据多年来的实践经验, 在对汽轮机的振动故障诊断时, 首先应根据实际设备工作现场, 运用科学的, 系统的, 合理的分析方法和理论, 对设备故障原因进行研究, 找出问题的根源, 最后根据分析结果和监测数据决定设备维修方案。在对汽轮机的管理方面, 应该对设备的存放现场进行勘查, 并根据汽轮机故障的诊断方案, 危害进行分析调整。
3 汽轮机的振动故障诊断方案
在汽轮机的振动故障的诊断分析中, 一般会采用频谱分析方法, 频谱分析法分为幅值谱以及功率谱等, 功率谱是指汽轮机的振动功率会随着振动的频率而改变, 其具有很高的物理意义, 分析结果清晰;但是幅增谱是指汽轮机的振动所产生的振幅, 更便于观察研究, 根据振幅的变化高度, 并且运用频谱把振幅分解成为不同的信号频率, 这对于振动故障的根源, 以便及时的维修处理。
汽轮机的频谱分析, 第一, 首先根据检测结果, 并且合理运用推理故障分析方法, 对设备的故障源头研究维修, 在分析过程中使用不同的层次了解频谱。第二, 对频谱的低频段, 中频段, 高频段的相应部件全面的分析, 确定故障的范围, 振动的信号以及转速的联系程度分析。第三, 振动故障来源。在零部件的正常运转下, 会产生机械振动, 零部件在长时间的振动干扰下, 会形成受损点, 并且产生固定振动的频率, 这时, 应该找出振动的主要原因, 也就是主振动的来源, 进而做出频谱分析资料, 再根据汽轮机的运转特点对故障进行维修。
4 结语
汽轮机在生产生活过程中, 随着设备的使用效率不断的提高, 设备的结构问题复杂性也随之增强。机械设备的某一个部件出现问题, 都会导致设备运转的中断现象, 由于现代化的设备的应用价值提高, 例如:减少劳动力的支出, 财力物力的浪费等。但是对于汽轮机设备维修费用和监测效率却有了很大的挑战高度, 因此, 设备的故障诊断分析和对策研究对于生产具有很大的利益影响。
参考文献
[1]肖凌.汽车机振动监测装置的维护与处理[J].江西电力, 2006 (10) .
[2]朱鹏华.基于网络的汽车机振动监测分析系统开发[D].上海交通大学, 2012 (2) .
火电厂汽轮发电机组振动影响分析 篇5
关键词：汽轮发电机组 振动 影响因素 分析
汽輪发电机组产生振动的大小直接影响到机组能否安全运行和整个电厂的经济效益。引起汽轮发电机组振动过大或者异常的原因有很多，既有设计制造方面的原因，也有运行方面的原因，还有安装和检修等方面的原因。
一、设计制造时影响因素
汽轮发电机组转子的质心与旋转中心不重合则会因为转子的不平衡而产生一个离心力，这个离心力会对轴承产生一个激振力而使之引起机组振动，如果这个离心力过大，则机组的振动就会异常。汽轮发电机组转子装配时每装配一级叶片都应该对该级叶片进行动平衡试验，整个转子装配完成后在出厂之前对整个转子进行低速和高速动平衡，以确保转子的不平衡量在合格范围内。
产生汽轮发电机转子不平衡量较大的主要原因是机械加工精度不够和装配工艺质量较差，必须提高机械加工精度，同时保证装配质量，从而才能保证转子的原始不平衡量较小。另外，如果机组的设计不当也会引起机组的振动。
二、安装和检修时影响因素
汽轮发电机组在安装和检修过程中的工艺质量对机组振动的影响非常大，根据对现场机组振动的分析，很多汽轮发电机组的轴承振动过大都是由于安装和检修不当引起的，或者说机组的振动很多时候都是可以通过安装或检修来解决的。
1.轴承标高的影响
两端的轴承标高不在设计要求的范围内，转子两端轴承的负荷分配不合理。负荷较轻的一边，轴瓦内的油膜将会形成不好或者根本不能建立油膜，这样就会诱发机组的自激振动、油膜振动和汽流激振。而负荷较重的一边，由于吃力太大，会引起轴瓦温度升高，当轴瓦乌金温度达到一定值时，很容易产生轴瓦乌金过热现象，从而造成机组的振动。
应该根据制造厂家的技术要求，再结合现场的实际情况对机组轴承标高进行认真的调整。由于各台机组的实际情况不尽相同，因此受热后的膨胀也不完全一样，所以必须结合各厂的实际情况对机组轴承标高进行调整。
2.轴承自身特性影响
主要包括轴瓦的紧力、顶隙和连接刚度等几个方面。轴瓦紧力和顶隙主要影响轴承的稳定性，如果轴承的稳定性太差，在外界因素的影响下容易使机组振动超标。轴承的连接情况主要对轴承刚度产生影响，若轴承刚度不够，在同样大小的激振力下引起的振动较大，必须将轴承各连接螺栓拧紧。
3.机组中心影响
机组中心应包括转子与汽缸或静子的同心度、支撑转子各轴承的标高、轴系连接同心度和平直度。
如果转子与汽缸或静子的同心度偏差过大，则可能会引起汽流激振、电磁激振和动静碰磨。若发生碰磨，则会使转子发生热弯曲而引起不稳定普通强迫振动。当联轴器法兰外圆与轴颈不同心、联轴器法兰止口或螺栓孔节园不同心、端面瓢偏、连接螺栓紧力明显不对称时，不论圆周和端面中心数据调整的如何正确，当把连接螺栓拧紧后，都会使轴系不同心和不平直。当转子处于旋转状态时，轴系同心度和平直度会直接产生振动的激振力，引起机组的振动。
4.滑销系统影响
当由于某种原因使滑销系统卡涩时，机组的膨胀就会受到限制，当机组的膨胀受到限制时就会引起机组较大的振动，严重时以至于不能开机或者引起动静碰磨，从而造成更大的破坏。由于膨胀受到限制而无法开机的现象在现场经常出现，因此在检修和安装期间应该对此引起高度重视。
5.动静间隙影响
当汽轮机转子与汽缸之间的间隙过大时，汽轮机内效率会降低；当汽轮机与轴封之间的间隙过大时可能会引起蒸汽外漏或者空气内漏，从而影响机组的效率和真空；当发电机转子与静子之间的间隙过大时同样会影响发电机的效率。间隙又不能过小，否则将引起动静碰磨，会使机组的振动超标。因此合理调整隔板汽封、端部汽封以及发电机转子与静子之间的间隙是非常重要的。
6.转子结垢影响
机组大修期间，对汽轮机叶片上的结垢进行清理，进行除垢时保证除垢方法正确性，注意对整个转子都要进行除垢，否则可能会在转子上产生新的质量不平衡。
三、运行时影响因素
机组的振动除了与上面阐述的各方面因素有关外，还与机组的运行状况存在很大的关系。
1.机组膨胀影响
当滑销系统本身不存在问题时，如果运行人员操作不当，机组也会出现膨胀不畅的问题。最明显的例子是在开机过程中，当机组的暖机时间不够或者升速加负荷过快，则机组各部分的膨胀就不一样，一方面会产生热应力，减少机组的寿命；另一方面就会引起过大的膨胀差，从而影响机组的开机过程。当机组的膨胀不充分时，极易引起机组的动静碰磨而产生振动。
2.润滑油温影响
轴颈在轴瓦内的稳定性决定机组诱发振动的可能性，当稳定性太差时，外界因素的变化很容易引起机组振动的产生。而润滑油在轴瓦内形成的油膜又是影响转子稳定性的一个重要影响因素，油膜的形成除了与轴承乌金有关外，还有一个重要因素就是润滑油油温，润滑油油温应该在一个合理的范围内，过高过低都对油膜形成不利。
3.轴封进汽温度影响
每一轴封的进汽温度都不一样，在运行规程所允许的范围内调整轴封进汽温度会对机组的振动产生一定影响。轴封进汽温度对机组振动的影响主要表现为进汽温度对轴承座标高的影响和温度对端部汽封处动静间隙的影响。
4.机组真空和排汽缸温度影响
机组真空和排汽缸温度相辅相成，其中一个因素的变化必然引起另一个因素的改变。对于轴承座坐落在排汽缸上的机组来说，排汽缸温度的变化主要表现在对轴承座标高的影响上，会对机组的振动产生影响。
5.断叶片影响
当汽轮机发生断叶片时，转子的质量分布明显发生改变，机组的振动会发生明显的变化，这种情况在现场有时可能不会被察觉，振动的变化既包括振动大小的变化，也包括振动相位的变化，现场大多数仪表只能监视振动大小的变化。为了尽量避免断叶片的现象发生，除了在设计制造和安装检修期间采用适当的措施来保证外，运行中在增减机组负荷时应尽量平稳。
参考文献：
[1]穆苍莉.浅论汽轮机发电机组振动的影响因素[J].科技资讯，2006（05）.
[2]何国安，田满金，郑永强.小型汽轮发电机组轴系振动的分析与处理[J].热力透平，2009（04）.
汽轮机振动分析 篇6
汽轮机的本体结构一般可分为静止部分和转动部分。静止部分包括汽缸、进汽部分、喷嘴、隔板、汽封、滑销系统、加热系统和轴承等部件。转动部分包括主轴、叶轮、叶片和联轴器等。
为了满足机组快速启动的需要, 高压缸设有汽缸夹层加热系统, 高、中压缸设有法兰加热系统。
高、中、低压转子均采用整段结构, 三根转子之间均采用刚性联轴器, 高、中压转子采用两转子三支承结构, 2号轴承采用双推力支承联合轴承。本机共有五个轴承, 均为带球面轴瓦套的椭圆轴承。为了在机组启停时减小盘车力矩, 且避免磨损轴承, 配有高压顶轴装置, 并配有转速为4.05r/min的低速自动盘车装置。
二、振动特点
某汽轮机型号为C50-8.83/0.981, 发电机型号为QF-60-2, 1, 2号轴承支承汽轮机转子, 1号轴承为座落前箱内的落地轴承, 2号轴承座落在排汽缸上, 3, 4号轴承支承发电机转子, 均为落地轴承。汽轮机和发电机转子以刚性联轴器连接。
(一) 配重前启动
第一次启动升速至过临界转速的过程中, 2号轴承最大振动为39.1祄, 其它轴承振动均小于30祄, 说明汽轮机转子和发电机转子的平衡状态良好。
空载3000r/min下, 除了2号轴承垂直振动39祄外, 其它轴承振动均在30祄以下。带负荷到48m W, 2号轴承振动从60祄很快升至84.5祄, 被迫打闸停机。降速过临界转速2号轴承垂直振动达125祄。盘车时, 大轴挠度比开机增大40祄。从3000r min→带负荷→停机过程的轴承垂直振动趋势图可知, 振动增大的部位主要是2号轴承, 发电机的2个轴承振动基本不变, 因而可以判定故障存在于汽轮机侧。
根据以往经验, 一般存在转子热变形的机组, 只要把空载3000r/min时的下轴承基频振动降低到20祄以下, 带负荷后的振动就能维持在50祄以内的合格范围。所以停机后在汽轮机末级叶轮进行配重, 以降低2号轴承的垂直振动。
(二) 配重后启动
机组配置后再次启动, 在空载3000r/min下, 2号轴承的垂直振动为15祄, 其它均小于15祄。带负荷20m W时振动基本不变, 负荷增到30m W, 2号轴承振动增大至40祄, 稳定一段时间后, 振动稍有降低。接着开始升负荷至35m W, 振动升至46.8祄。立刻减负荷至30m W, 振动突升至54.1祄, 又升负荷至37m W, 振动继续升高。随即减负荷, 当振动升到91.7祄时, 打闸停机。降速过临界转速2号轴承垂直振动达8祄。盘车时大轴挠度比开机增大100祄。
(三) 第三次启动
前两次启动过程中, 后汽封温度达300℃, 而该汽封设计汽源为除氧器汽平衡供汽, 温度在150℃左右, 显然后汽封温度偏高;另外, 前两次启动过程中, 本体疏水没有打开。
为了排除这两个因素的影响, 又开一次机。在这一次启动过程中, 本体疏水全部打开, 后汽封温度控制在160℃以下。这次从启动升速过程到20m W负荷, 2号轴承振动与上一次差别不大。负荷到24m W, 2号轴承振动开始快速突升到90.7祄, 被迫打闸停机。
(四) 次启动过程的振动特点
1. 振动主要是基频成分, 其它分量很少, 因此属于不平衡激起的强迫振动。
2. 振动随时间和启停机的次数增多而显著增大, 振动突增负荷点一次比一次小, 说明振动故障逐次恶化。
3. 当振动突增后, 即使减负荷到0, 振动亦不会降低而是继续增加。停机过程中过临界转速的振动值比开机过程大。
4.2号轴承振动一旦开始爬升很快发散至报警值, 并且没有尽头, 在这种振动状态下机组是无法运行的。
三、振动原因分析
该机组振动的基本特点是, 随着时间增加, 不稳定强迫振动增加。
(一) 造成这种振动的故障缺陷可能
1. 汽缸膨胀受阻, 使轴承支承刚度降低。
2. 转子热弯曲。
通过检查没有发现绝对膨胀、胀差在启动过程中出现异常, 轴承座与台板接触面也没有出现间隙, 膨胀也没有卡涩迹象, 所以可以排除第一项缺陷, 因而转子热弯曲成为主要怀疑对象。
(二) 造成转子热弯曲的原因
1. 转轴内应力过大。
2. 转轴材质不均。
3. 转轴套装部件失去紧力。
4. 高温转子与冷水、冷汽接触。
5. 动静摩擦。
6. 转子中心孔进油。
根据振动的变化特点, 可以排除第1—3个原因, 因为这3个原因引起的振动均变化缓慢, 而该机的振动会出现突变, 且随启停次数的增加, 一次比一次严重。
因试运过程中未发现汽缸和本体疏水情况出现异常, 可以排除第4个原因。
因摩擦振动的相位变化较大, 而该机振动的相位变化较小 (20°左右) , 所以可以排除第5个原因。只有第6个原因不能排除, 有必要对转子中心孔进行检查。
四、转子中心孔进油引起振动的机理
在汽轮机转子中心孔内存油而未充满时, 在高速旋转的离心力作用下, 油被甩到孔壁上形成油膜。由于转子存在一定的挠度, 致使中心孔的几何中心和转子的旋转中心不重合, 因而孔壁上的油膜厚度不同, 当转子温度升高时, 油与孔壁间产生热交换, 油吸热而气化。由于不同厚度的油膜与孔壁间的热交换的程度不同, 使转子径向产生温差, 引起转子热弯曲。热弯曲不但随着机组有功负荷的增大而加大, 而且在暖机和升速过程中也能明显反映出来。暖机时间较长会引起过大振动, 甚至使机组不能升速到满转。并且, 开停机次数愈多, 被吸进转子中心孔的油愈多, 振动现象愈明显。根据经验, 转子中心孔进油达0.15kg, 就会使机组振动发生明显的变化。
摘要：振动是汽轮机组常见的主要故障之一, 也是难题之一, 严重时会导致重大事故。随着大型机组对汽轮机效率要求的不断提高, 汽轮机动静间隙变小, 轴封、油挡、隔板汽封等发生动静摩擦的越来越多, 机组发生碰磨时, 振动会出现明显变化, 是其故障的反映, 再加上油温、油质、振动波、机组工况、机组启停对振动的影响, 使振动的研究和分析成为电力行业机组安全稳定运行关键。
关键词：汽轮机,振动,特点,原因
参考文献
[1]张正松, 傅尚新, 冯冠平等.旋转机械振动监测及故障诊断.机械工业出版社.
[2]郑兆昌主编.机械振动 (中册) .机械工业出版社.
汽轮机振动分析 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.
汽轮机振动分析 篇8
汽轮机的异常震动现象, 其诱发因素可以具体的概括为以下几个方面:
1.1 汽轮发电机的油膜震荡
1.1.1 油膜震荡产生原因
发电机油膜自激震荡是由于汽轮发电机转子在轴承油膜上高速旋转时, 丧失稳定性的结果。稳定时, 转轴是围绕轴线旋转的。当失稳后。一方面, 转轴围绕其轴线旋转;另一方面, 该轴线本身还围绕平衡点涡动。轴线的涡动频率总保持大约等于转子转速的一半, 故又称半速涡动。当半速涡动的涡动速度同转子的临界转速相重合时, 半速涡动被共振放大, 就表现为激烈的振动。油膜振动具有下列特征:第一, 油膜震荡一经发生, 振幅便很快的增加, 使机组产生激烈振动。这种振动随着转速的升高, 振幅并不减小。失稳而半速涡动可能较早。而油膜震荡则总是在2倍于第一临界转速之后出现。第二, 当油膜震荡时, 振动的主频率约等于发电机的一阶临界转速, 且不随转速升高而改变。第三, 由于发生油膜震荡, 振幅将不只是于转速一致的工频振动, 而且还有低频分量。第四, 当发生油膜震荡的轴承, 顶轴油压也发生剧烈摆动, 轴承内有明显的金属撞击声。第五, 当油膜震荡严重时, 仔细观察可以看到主轴的外露部分在颤动。
1.1.2 处理油膜震荡的措施
通过大量的实践经验总结和数据分析, 我们基本上总结出以下几点具体的应对油膜震荡的措施:首先, 可以适当的提升轴瓦比压的数据值;其次, 尽量的缩小轴瓦之间的间隔, 这样就能够很好的控制震动的频率和强度;再次, 尽量的压低轴瓦和轴颈之间的角度;最后, 可以根据实际需要选用不同型号的润滑油, 出现幽默震荡时, 应该使用粘性比较小的润滑油。此外, 震荡发生主要是由于各个部位的受力不均匀, 出现了力的偏差, 尽量实现两侧的受力平衡, 也是一个比较好的处理办法。当然在实际的处理过程中, 实际措施需要根据实际情况进行灵活选择, 这与操作人员的工作经验和业务能力密切相关。
1.2 汽轮发电机的汽流激振
1.2.1 汽流激振产生的原因
气流引发的汽轮机震动是有一定的特征的, 在进行处理时, 首先可以依据这些特征进行震动性质的划分, 便于进而采取处理的措施。具体特征主要有: (1) 当汽轮机的运动负荷超过其最大的额定数值时, 汽轮机的轴承承载能力会发生变化, 进而导致急速的震动, 当负荷减少时, 震动也随之逐渐的减小; (2) 强烈振动的频率约等于或低于高压转子一阶临界转速; (3) 气流引发的汽轮机转动方向是顺时针方向的。 (4) 发生汽流激振的部位在高压转子或再热中压转子段。
其原因主要是由于叶片受不均衡的气体来流冲击就会发生汽流激振;对于大型机组, 由于末级较长, 气体在叶片末端膨胀产生流道紊乱也可能发生汽流激振现象;轴封也可能发生汽流激振现象。
1.2.2 汽流激振故障解决对策
气流引发的震动异常处理措施比较复杂, 通常需要对该汽轮机的震动现象和震动强度进行综合性的数据分析和调查。为了提高故障处理的能力和故障处理措施的质量, 需要进行至少一年的震动和运行状况数据汇总, 并将这些数据做成一个数据曲线, 通过对数据曲线的变化和幅度分析, 最终明确气流的强弱分布。简单的说就是确定机组产生汽流激振的工作状态, 采用减低负荷变化率和避开产生汽流激振的负荷范围的方式避免汽流激振。
1.3 汽轮发电机转子热弯曲
1.3.1 转子热弯曲产生原因分析
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起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。当弯曲的作用大于不平衡量时, 振幅的减小发生在临界转速以上。
1.3.2 转子热弯曲故障解决措施
转子在运行一定时间后, 或者是长时间运行后, 由于高温作业, 容易产生变形, 进而导致运行的震动。对于这种现象, 没有比较好的处理办法, 主要的措施是更换新的转子。
1.4 汽轮发电机的摩擦振动
1.4.1 摩擦振动产生原因
摩擦振动的特征:一是, 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。二是, 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。涡动等现象, 但实际有影响的主要是转子热弯曲。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。
1.4.2 摩擦振动故障解决对策
汽轮机运行一定时间后, 会产生相应的磨损, 可能导致局部构建出现磨损。因此, 需要定期对其进行系统的检查。通常情况下, 需要安排专业的机械检查人员, 对所有的汽轮机进行整体检查, 主要以设备的运行状况为主, 发现有严重摩擦的现象, 及时采取措施制止。这样就能够防患于未然, 既能够减少机械维护的费用, 又能够延长汽轮机的使用寿命。
2 对汽轮机异常振动故障采取的措施
由于汽轮机故障的原因比较复杂, 所以在进行故障处理时, 也需要进行具体问题的具体分析, 通常来说汽轮机故障产生可能在安装的过程中、运行的过程中、以及后期的养护过程中等, 笔者结合相关的工作经验和理论技术, 提出了如下几种常见的故障处理办法, 希望能够在实际的操作中给相关工作人员一定的参考和借鉴。
2.1 汽轮机的振动频率问题
汽轮机的震动是存在频率的, 对于震动故障的解决, 首先应该明确分析其频率的具体数值。从物理学的角度分析, 汽轮机的频率与汽轮机震动的相位密切相关。通常来说, 升速时振动与转速的二次方成正比, 转速高振动大, 振动的频率主要是1X, 振动的相位一般不变化及相邻相位出现相同或相反, 且重复性好。
2.2 汽轮机的振动与负荷的关系
汽轮机的振动与负荷有一定的关系, 负荷数值超过额定数值之后, 受力就会出现不均匀, 这样, 汽轮机自然会发生振动。另外, 由于高温导致的热变形也是发生振动的一个重要原因。
结语
未来, 我国电力企业的汽轮机养护和管理工作必须形成一个完整的体系, 进行相关专业人员的定期业务培训, 从汽轮机的安装到使用再到后期的养护, 都需要由专业的负责人员来完成, 并将发现的问题和故障及时记录和存档, 以便于后期相关问题的处理。通过系统化的管理和操作, 未来我国汽轮机的整体应用水平必然会提升。
参考文献
[1]牟法海, 侯锐, 王文营, 等.超临界空冷660MW汽轮机组不稳定振动原因分析与处理[J].汽轮机技术, 2012.
汽轮机振动分析 篇9
我公司5 000kW纯低温余热发电系统于2009年10月投入运行, 汽轮机为BN5-1.6/0.3型补汽式汽轮机。在多次启动中, 过临界转速时转轴振动较大, 其中3号轴瓦最大, 其垂直振动值保持在53μm。2010年5月21日冷态启动过临界转速时开始出现转轴振动增大趋势, 但仍在合格范围内。6月19日冷态启动中3号轴瓦过临界转速时垂直振动达到82μm, 超过了70μm的振动跳机保护值, 威胁到机组的安全运行。6月30日对该问题进行了处理。
2 原因分析
汽轮发电机组过临界转速时的振动受多方面因素的影响, 与汽轮机本体有关的任何设备或介质都可能是机组振动的原因, 经查机组启动时与振动相关的油温、汽温、热膨胀等数据符合标准。分析认为, 引起该汽轮机临界转速下转轴振动过大的原因有以下几点:
1) 转轴上内应力释放。由于转轴制造加工、直轴后退火不彻底等原因, 残留了较大的内应力, 机组运行一段时间后, 其内应力会释放, 使转子弯曲增大, 而且机组在无异常情况下发生转轴振动增大, 这种故障的处理必须将转子整体动平衡试验, 重新调整配重才能恢复正常。
2) 由于疏水不畅、汽缸进水、上下缸温差过大等原因, 可能导致冷态启动中汽轮机转轴与水接触, 局部冷却引起振动突然增大。该过程很短, 一般只要1～2min即可使机组的轴瓦振动增大到100μm以上, 同样在短时间内也可消失。这是由于转轴与水的热交换强度非常高, 一旦与水接触或停止接触, 转轴热弯曲很快形成或消失。
国内已出现多台机组在冷态和热态启动时, 在中速、升速或带负荷过程中发生强烈振动, 有些机组启动七八次, 持续两三天, 转速都未能升至3 000r/min。现场往往将这种振动诊断为汽缸膨胀受阻引起的, 但实际是疏水不畅, 转轴与水接触使转轴产生热弯曲所致。
3) 转轴残留热弯曲。机组启动前和运行中转轴都可能产生明显的热弯曲。热弯曲机理:转轴静止一段时间后, 由于其上下存在温差, 会使转轴产生热弯曲, 热弯曲值与转轴的静止时间、缸温、上下缸温差有关, 当缸温一定时, 转轴静止时间超过4h, 其热弯曲值才趋于稳定。
3 故障处理
1) 首先考虑转轴上内应力释放引起转轴弯曲变形的因素, 转轴变形会引起轴瓦紧力松弛。拆汽轮机后检查轴承箱:测量3号轴瓦紧力为0.03mm, 联轴器晃度0.02mm且轴承接触面良好, 在安装标准范围内。因此可排除该因素。
2) 再考虑小的因素, 在最近几次开机时都安排专人进行疏水操作并详细检查疏水管的温度, 确认疏水顺畅, 因此不存在疏水不畅而使汽缸上下缸温差过大的问题。
3) 查原始记录, 发现连续3次开机过程中, 虽然转轴连续盘车时间大于3h、蒸汽过热度大于50℃, 但中速暖机结束后汽轮机上下缸温差仍达48℃。因此怀疑由于操作不当引起转轴残留热弯曲启动。
综合上述排查情况, 在7月2日启动时调整启动方式:主蒸汽温度控制在300℃, 通过电动主汽门前的排空阀将主蒸汽压力控制在1.0MPa (即降低压力增加进汽量, 加强下汽缸的暖机效果) , 疏水管道温升正常, 中速暖机时间延长30min后汽缸上下缸温差缩小到35℃。汽轮机升速过临界转速时3号瓦垂直振动值恢复到53μm, 其他3个轴瓦的振动值也有明显改善, 过临界转速时转轴振动大的问题得到解决。
4 预防措施
1) 余热发电的主蒸汽温度受窑工况的影响, 短时间内变化较大 (298～370℃波动) , 虽然仍在允许范围内, 但主蒸汽温度频繁的变化使转轴、汽缸的金属温度的变化率过大, 转轴上残留的内应力会更快速释放, 使转轴碰磨很快进入晚期。因此机组在启动和变工况运行中应加强监视蒸汽参数的变化, 主蒸汽、汽缸金属温度的变化率不应大于规程规定。
2) 严防抽汽系统及门杆漏气管道向汽缸内漏水, 可避免发生转轴与水接触。
3) 严防汽缸上下缸温差过大。启动时汽缸进冷气或进水, 热态启动时汽缸较长时间吸入冷空气, 下缸保温效果不良, 都可能造成上下汽缸温差偏大。因此启动时注意监视汽缸膨胀, 尤其是冷态开机, 暖机要充分, 汽缸上下缸温差最好不超过35℃。
4) 转轴残留热弯曲启动纯属操作不当。但是分析寻找转轴碰磨振动大的原因时, 从运行记录和有关人员了解中可能得不到真实情况, 主要应查明冲转前2h之内, 机组做了哪些操作、检查和检修。因此冲转前, 转轴连续盘车时间应足够, 一般为2～4h, 并应尽可能避免中间停止盘车。如发生盘车中断, 则要延长盘车时间。同时主蒸汽温度至少高于汽缸最高金属温度50℃, 但不超过额定汽温, 蒸汽过热度不低于50℃, 确保不发生转轴残留热弯曲的现象。另外, 启动升速过程中, 应有专人监视振动, 机组在1 200r/min中速暖机时, 轴承振动超过30μm时应停机, 过临界转速时, 轴承振动超过100μm时, 也应停机, 避免转轴进入碰磨晚期。
5 结束语
汽轮机安装的振动与预防措施 篇10
摘要：随着我国社会和经济的不断发展，人们对电力的需求不断增加，相应的电厂的建设数量越来越多，发电机的负荷也变得越来越重。汽轮机作为发电厂中的重要设备，它的运行状况会直接影响发电厂的正常工作，而汽轮机出现故障与其安装技术有直接关系。这是因为，汽轮机的安装过程是非常复杂的，稍有不慎就会出现各种问题，其中最容易出现的问题要数非正常的振动。本文主要就汽轮机在安装过程中几种常见的振动原因进行了分析，并相应的提出了预防对策。
关键词：汽轮机；振动；预防；措施
汽轮机作为电厂的非常重要的设备，本身具有非常重要的作用，同时汽轮机的安装技术也具有很强的专业性，安装过程中经常会出现这样或者是那样的问题，非正常的振动通常是所有問题中最为常见的一类。当汽轮机在安装过程由于某种原因导致汽轮机的振动超出正常的标准时就属于振动问题，这一问题会严重影响汽轮机的正常运行，严重的话还会引起一系列的安全事故。所以对汽轮机安装过程中引起非正常振动的原因进行分析，并且根据不用的振动原因提出队对应的预防办法就显得十分具有必要。
一、汽轮机安装工艺流程
第一、进行垫铁布置。在进行大型汽轮机安装的时候，一般垫铁比较少见，最为常见是使用砂浆垫块，也就是说垫铁布置大多数就是砂浆垫块布置。在进行垫块施工的时候要按照一定的规范要求进行，避免出现问题。
第二、台板的安装。在砂浆板垫块布置完成之后，就可以进行台板安装。需要注意的是在安装台板的时候要轻拿轻放，减少台板对垫块所造成的冲击力，在台板安装完成后还要检查台板和垫块之间是否存在缝隙，要保证接触面最大距离不超高0.5mm。
第三、安装轴承座。台板安装完成之后接下来就是轴承座的安装。在安装轴承座的时候要对轴承座的跨距、水平、标高以及中心位置进行严格把控。其中在安装轴承座的时候一定要注意按照相应的技术规范进行施工，从而减少轴承座在安装过程中可能出现的问题。
第四、下汽缸就位。在进行该项施工操作的时候，一定要使用专门的安装工具和设计吊耳，在汽缸的位置调整好之后再将汽缸内部的各级隔板、轴承瓦以及汽封都吊出来，在确保汽缸内部不存在缺陷之后就可以用钢印打上相应的号码，还要注意的是一定要做好后期养护工作。
第五、试装转子。在转子试装之前要对转子各个位置处的径向晃度、弯曲度、轴圆度、瓢偏等进行检查，确保不存在任何问题后再进行下一步的安装操作。在吊装过程要保证转子在起吊和试装过程都保持水平状态，如果有必要在安装过程还需要进行一定的手动操作。
第六、轴承的安装。这一步骤，轴承分为两种类型一种是径向轴承，另一种是推力轴承。不论进行哪种轴承的安装都要保证转子的轴颈和轴瓦之间是均匀接触的[1]。在进行径向轴承安装的时候，要保证球面和球面底部的接触面积充分，确保在放入转子之后和轴承座洼窝能够有良好的接触。汽轮机结构剖面图如下图所示：
图一：汽轮机安装示意图
二、安装过程汽轮机振动的原因分析
基础对汽轮机的安装和运行起着关键性的作用，所以要保证基础在汽轮机安装完成之后不要发生过大的沉降现象，来避免台板出现空洞，如果没有保证好基础施工在汽轮机组投入运行之后就会很容易产生不同程度的振动。轴承是机组重要的受力结构在安装过程如果没有按照相应的技术规范，轴承的承重中心和几何中心之间就很容易存在偏差同样也会引起机组振动。另外如果缸内中心和缸外中心在安装完成之后没有保持重合，就会导致空间分布的不均，在投入运行之后汽轮机内部的蒸汽就会泄露不均匀，进而机组内部由于受力不均出现振动。
汽轮机的安装过程中，汽轮机会由于各种类型的原因出现振动，综合来看主要有三个大方面的原因：汽轮机本身质量问题，其中包括转子动平衡不合格而引起的机组振动；汽轮机包装运输过程存在问题从而引起的振动，比如说汽轮机中的转子支架由于本身精度不能够达标，使得转子在包装、存放以及运输过程中会很容易发生弯曲变形，从而在安装到汽轮机中会引起振动；安装过程存在一些问题引起的振动，比如说基础不达标、缸体受到外力的影响、汽轮机滑销系统受到阻力影响等等。下面就汽轮机在安装过程中的关键工序进行分析，提出了合理的预防振动产生的对策。
三、汽轮机安装过程振动的预防措施
第一、保证基础具有足够的强度。汽轮机在安装过程中，基础的质量会起到非常重要的影响作用，所以在安装施工的全过程一定要严格把控基础的质量。在施工阶段一定要按照施工图纸进行施工，并且施工要符合一定的规范，确保基础要具备一定的强度，同时还要保证每一个测点的沉降量基本是相同的，最好能够保证在机组安装试运行的时候沉降量能够达到零。在汽轮机安装过程中，如果基础不达标，则会很容易导致机组的基础台板和基础本身贴合不够密实，在机组空负荷的情况下也就会很容易出现振动，所以保证基础的合格是安装汽轮机的重要前提。汽轮机基础如下图所示：
图二：汽轮机基础
汽轮机振动分析 篇11
1#汽轮发电机组是型号为CN12 - 3.43/0.49的单抽凝汽式汽轮机, 额定功率为12MW, 由南京汽轮电机厂制造。机组共有4 个轴承, 其中:1#、2#轴承支撑汽轮机转子, 3#、4#轴承支撑发电机转子。汽轮机与发电机通过刚性联轴器连接, 发电机与励磁机同轴连接。整个轴系支撑结构简图如图1 所示。
二、事故经过
1. 更换4#轴瓦
自2005 年8 月测量振动以来, 1#汽轮机4#瓦振动一直比较大, 振动速度有效值保持在4 ~ 6mm/s之间, 而ISO10816-1 中同类设备的参考报警值为7.1mm/s有效值;振动位移保持在30 ~ 40μm之间, 汽轮机振动经验报警值为50μm。而进入2007 年之后振动速度有效值就一直超过6mm/s, 且始终在6 ~ 7mm/s之间波动, 十分接近报警值。其他几个轴瓦振动值则都在良好的水平。由于汽轮机组属于电厂的关键设备, 对于整个公司的生产稳定有着异常重要的作用, 于是利用2007 年全厂设备大修机会, 对汽轮机整个轴系进行了仔细的检查。
检查中发现4#瓦巴氏合金有一块约1cm2的剥落, 旁边隐约可以看到一条裂纹, 长度约为20mm。于是对4#瓦进行了更换, 其他部分未做大的变动, 只是重新调整了轴瓦的间隙及对中数据。
2. 更换3#轴瓦
大修结束重新开车之后, 4#瓦振动值稍有减小, 再次降到6mm/s以下, 检修效果仍旧不太理想。值得注意的是, 此次检修之后其他几个轴瓦振动均有明显上升, 其中3#瓦垂直方向的振动速度有效值达到了8mm/s以上, 超过了报警值。在坚持开了一段时间未见好转之后, 决定再次停车对几个轴瓦进行仔细检查。检查中发现3#轴瓦巴氏合金有大片的剥落现象。还有一个现象值得注意:脱开联轴器时发现柱销被卡死在销孔之内, 很难取出。于是更换了3#轴瓦并对联轴器重新进行了对中, 其他部位未做改动。
检修之后重新开车, 升速过程中, 经过一阶临界转速时振动超过了7μm的允许值, 按照规定无法继续升速, 于是将机组停下来再次检查轴瓦。此次检查, 除了联轴器柱销仍旧很紧之外, 轴瓦各项安装数据均在允许范围之内。另外检查滑销系统也未发现异常。检查之后重新开车, 升速过程中振动仍旧超标。
三、事故分析及诊断
由于始终无法准确找到引起振动的最初源头, 所以决定请专业检测机构对汽轮机振动事故进行系统的诊断和处理。
第三方检测机构技术人员到厂后, 立即召开了一个简短的事故研讨会。我方技术人员对事故的整个经过进行了详细的描述, 对方初步认为是换瓦之后机组发生了共振。于是立即着手进行汽机的升速试验, 进行进一步的验证。第三方技术人员所使用的仪器为美国本特立公司208-P DAIU振动测试仪, 速度传感器, 分别测取机组1#~ 4#轴瓦垂直方向的振动。键相探头为成都昕亚科技有限公司生产的LK3 型光电传感器。
1. 第一次升降速试验
2007 年9 月9 日, 在机组升速过程中进行了振动检测。其中1#~ 4#轴瓦振动升降速波德图如图2。
在机组达到额定转速3000r/min空载运行时, 对机组几个轴瓦各方向振动进行了巡测, 测试数据如表1。
μm∠deg, μm
空载时3#轴瓦垂直方向振动速度频谱图如图3, 其振动速度的时域波形接近正弦曲线。
2. 振动数据分析
从升降速各轴瓦波德图可以看出, 机组在1500 ~1600r/min时达到了一阶临界转速, 而设计时机组的一阶临界转速为1800r/min, 说明轴系的刚度发生了变化。而从表1 的各测点振动数据可以发现, 2#、3#、4#测点振动较大, 尤其3#垂直方向振动最大, 达到了64μm, 超过50μm的报警值, 且频谱图中占优势的是转速的一倍频, 时域波形也接近标准的正弦波, 说明3#瓦振动性质为普通强迫振动。而其他几个测点的振动情况也与之非常接近。
3. 诊断结论
由于更换4#轴瓦之后其它几个轴瓦测点振动也有明显上升, 且转子动刚度发生了变化, 轴瓦振动性质表现为普通强迫振动, 结合以往的检修经历, 做出了如下的诊断结论:1#汽轮机组振动超标事故原因为更换轴瓦之后改变了轴系的动刚度, 导致了轴系的不平衡。
四、振动故障的处理
针对以上诊断结论, 决定对电动机转子进行现场动平衡试验。现场共进行两次加重, 之后各测点振动恢复到了良好的水平。动平衡过程及前后的振动数据如表2。
μm
两次加重后各轴瓦的振动波德图如图4、5 所示。
可见, 两次加重振动均有明显的好转, 转子的一阶临界转速已经基本恢复到1700 ~ 1800r/min之间, 且在经过一阶临界转速时的振动上升的不明显。目前机组的振动已经达到了正常良好的水平。
五、结语
通过此次故障分析及处理过程, 发现了如下几点值得注意, 这也正是转子不平衡故障的具体表现。首先, 更换4#瓦之后, 4#瓦振动没有明显改善, 却将振动波及了整个轴系上的其他各点, 说明并不是4#轴瓦的安装问题;其次, 由于机组振动较大, 经过一段时间的运行3#瓦巴氏合金出现了大片剥落, 经过更换之后振动仍未解决, 说明主要症结也不在3#瓦;第三, 每次检查时都发现联轴器柱销卡得很紧, 虽经重新找正之后, 再次开车仍旧会继续发生, 说明如果一味地强制找正, 会将轴系平衡再次破坏, 而开车后轴系会自行回复到自由位置。
此次案例, 汽轮机在整个轴系的检查以及轴瓦更换过程中, 应认真记录下各项原始安装数据。如果以往运行良好, 最好不要尝试改变这些数据, 否则有可能会造成整个轴系平衡的破坏, 如果正好和以往的不平衡量相互叠加, 会对其进一步放大, 而导致整个机组振动的超标。
摘要：针对1#汽轮机更换4#轴瓦之后各瓦振动超标的现象, 进行了详细的振动分析, 并最终诊断为转子不平衡故障, 经现场动平衡之后振动降到良好的水平。