振动发电（共9篇）
振动发电 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。
振动发电 篇2
【关键词】振动分析；齿轮箱故障
引言
随着全球能源紧缺的问题日益严重，风能将是未来经济增长的主要能源之一。在中国未来的发展中必将成为重要的电力能源[1]。尽管风力发电的发展加速了风力发电技术的研究，但由于风电机组大部分建立在人烟稀少、环境恶劣的地方，风机的部件在工作中会受到不同程度的损伤影响，这将影响风力发电的经济效益。因此对风电机组进行故障监测，将有利于合理安排维修工期，使得故障对风力发电的经济效益影响降到最低。
齿轮箱是风电机组重要的传动机构，对它进行故障监测有利于发现发电机组的故障特征。齿轮箱故障监测有多种形式，其中以振动监测为主的故障监测方法因其测试方法较简单、故障定位较准确、实时性较强、测试效率较高等优点，是一种比较高效的齿轮箱故障监测方法。
任何机械部件在工作中都会存在机械振动，通过对振动信号的特征频率进行分析，便能较准确地找出齿轮箱故障的部件。
1、风电机组齿轮箱在运行过程中出现的故障
利用振动分析对风力发电机进行故障监测，要了解齿轮箱的故障类型。齿轮箱零件从制造、装配到投入使用的过程都会引起故障，可以根据故障零件和原因不同对故障进行分类。齿轮箱的主要零部件有齿轮、轴和轴承。
1.1齿轮 风力发电机在运行过程中齿轮持续旋转，一直经受交变载荷的作用，受到振动、润滑、油温等因素的影响，齿轮会发生各种不同类型的故障。其中主要故障有齿面损伤和断齿。齿面损伤往往是由于在多次较大应力循环作用下齿面上的疲劳裂纹逐步扩展而形成的，在得不到及时维护的情况下，齿面损伤最终便会形成轮齿折断的重大故障。
1.2轴承 在风力发电机组工作过程中，风机的低速轴和高速轴，由于长期受到重载和交变载荷的影响，在交变冲击的作用下可能产生各种损坏。轴承是风电机组齿轮箱中关键的部件，轴承失效会对齿轮箱造成严重损坏。轴承的故障主要有磨损、疲劳、断裂、胶合或压痕等。
1.3轴 由于加工与制造的工艺等原因，齿轮箱的轴不对称问题将不可避免。在允许范围之内，轴的不平衡不会对机械运行产生影响，但当轴在应力不断变化或者长时间过载的情况下，超出了材料所能承受的疲劳范围，将会产生断轴损坏。
2、振动分析原理
风电机组齿轮箱通常都工作在变速变载的情况下，同时受到风力所产生的弯矩、扭矩、轴向推力、径向推力等不同力的作用，其组成部件容易发生一定的形变，这些形变会产生额外的结构应力，这些力又会作用在轴承等主要部件上，从而造成各种故障隐患[2]，所以必须在这些故障隐患对风电机组造成不可逆转的破坏前，提前做出故障预警。
任何机械设备在运转时产生机械振动，所以通过振动分析就可以解决一些故障诊断，因此对风电机组齿轮箱产生的振动信号进行频域分析。齿轮箱中各部件的结构不同导致了各部件产生的振动信号也有相应的差异，对应的频域分析也会得到不同的结果，当某一组件出现故障时就会产生异常的振动信号，分析这些振动信号就可以较早的判断出风电机组齿轮箱发生故障的部分和损坏程度[3]，及时进行维修，很大程度上可以避免这些故障隐患带来的损失。
3、小波包分析法
小波分析在信号的特征提取方面具有很好的作用。这主要表现在小波分析同时具有较好的时、频特性。小波分析具有多分辨率分析的特点：在低频部分具有较高的频率分辨率和较低的时间分辨率，在高频部分具有较高的时间分辨率和较低的频率分辨率，非常适合探测正常信号中夹带的瞬间反常现象并展示其成分[4]。
小波包变换的基本步骤如下：
a、小波滤波器的选取
小波滤波器的选取与要分析的信号有较大关系，不同的滤波器具备的时频局部化能力不同，反映的信号特性也不同，分析得到的结果也往往不同。一般根据根据小波时域振动的波形与被分析的信号的成分相比较，选取合适的小波基。处理机械故障信号常用的小波滤波器有 Daubechies小波、Meyer小波、Symlets小波等。
b、最佳小波包基的选取
将小波包分解得到的一系列小波包进行组合，可以用来刻画信号的全部特征，这种组合称为小波包基。评判小波包基的优劣时，一般通过定义的信息代价函数来衡量，信息代价函数包括Shannon熵、p范数熵、对数能量熵和阈值熵等。通常是由最佳基搜索算法来求信息代价函数，其中得到信息代价函数最小的小波包序列即为最佳小波包基。求解最佳小波包基的过程也是得到小波包最佳分解尺度的过程。
c、利用最佳小波包基分解信号，得到规定层次的小波包（小波包系数）小波包分解的实质是由选定小波基构成的分解滤波器对信号f（t）（令）进行分解；然后达到信号的低频成分P11和高频成分P12，完成信号的第一层小波包分解：然后对P11和P12进一步进行滤波分解，得到P11的低频成分P12、高频成分P22与P12的低频成分P23、高频成分P24的，完成信号的第二层小波包分解；以此类推，信号f（t）经过j层分解后得到的2j个小波包。
令为第j层上的i个小波包，G和H为小波分解滤波器，G与小波函数有关，H与尺度函数有关。将第j-1层的小波包与对应的滤波器卷积，个点采样后可得到第j层的小波包。其二进制分解算法如下式所示：
其中：t=1，2，…，2J-j；i=1，2，…，2j；J=log2（N）
d、对小波包进行信号重构
小波包重构的过程与小波包分解相对应，第j层的第i个小波包是由第j+1层的第2i-1个小波包和第2i个小波包经过重构相加得到的，重构包括两个步骤：首先对小波包进行隔点插零；然后让小波包与对应的小波重构滤波器h和g进行卷积，两者之和即为第j层的小波包。依据上述原理依次对各层小波包进行重构，可以得到原始信号的重构信号。二进制小波包重构的快速算法如下式：
其中：j=J-1，J-2，…，1，0；i=2j，2j-1，…，2，1；J=log2N；g与小波函数有关，h与尺度函数有关。
4、系统检验
5、结论
基于振动分析的风力发电故障监测系统研究是一个极有现实意义和发展潜力的领域。对风力发电机组进行更有效的故障分析需要我们不断研究更加适用的分析方法和手段。小波分析能全面、简单而清晰地描述冲击信号局部时域特征和故障发生的时间历程，具有局部定位能力，对故障分析诊断有较大帮助。
参考文献
[1]程永卓.浅谈中国风力发电的现状与发展前景[J].能源与节能，2013，5（92）：19-20.
[2]任玉亭.振动监测技术在风力发电机组的应用[J].内蒙古电力技术，2010，28（2）：8～12.
[3]苏杭.机械设备状态检测与故障诊断[M].北京：机械工业出版社，1999：88～90.
[4]高立新，韩金顺等.基于小波分析的大型齿轮箱低速轴故障诊断，2005，6：343-346.
海上风机桩基础振动发电 篇3
随着全球气候恶化和环境破坏的日益严重, 节能减排和发展新能源已成为一个世界上的共识。由世界气象组织的资料可知, 在太阳对地球辐射的能量中, 有将近3%的能量会转变为风能, 每年在全球范围内的风能总量将近3×109MW, 这些能量中可利用的能量也可达到2×107MW, 每年地球上可供开发利用的风能的总量也仅仅是这些能量的十分之一。风能资源极大程度地取决于地形, 大多处于大陆的收缩地带和沿海地区。我国的风力资源位列美国和俄罗斯之后, 即为世界第三。根据中国气象科学研究院的资料可以了解到, 中国的风能储量也十分丰富, 可达4000GW。
海洋环境不同于陆上, 风机桩基础处于半埋入状态, 桩基除受风力作用而产生的振动荷载作用以外, 还受到了浪、流等的冲击载荷, 其桩基振动无法避免。因此, 有必要对水平和竖向荷载耦合作用下部分埋入群桩的振动特性作进一步的研究。如果能将这一部分振动合理运用转化为电能, 则能大幅提高风机的发电效率, 使发电成本大幅降低。且由于部分振动能转化为电能, 也减少了振动能在桩基上累积形成的疲劳破坏。这必将推动风电的大力发展。
1振动发电背景
振动发电机主要有压电式、静电式和电磁式三种。电磁式微型发电机是通过电场将机械能转化为电能。分布在振动质量块的周围的线圈在固定磁体产生的磁场中, 根据法拉第定律, 由于通过绕组线圈的磁通量发生变化, 会产生电势差。但是这个电压值很小, 所以必须增大到可以被使用的能源。增大的方法包括增大磁场或增加绕组线圈的圈数。
1.1磁化环形永磁体振动发电装置
图1中的结构是《一种新型振动发电机装置及其建模与实验研究》中提出的振动发电装置, 主要由内圆筒、外圆筒、外侧线圈、内侧线圈和钕铁硼永磁体和空心轴六个部分组成。振动发电装置的圆柱型外圆筒上缠绕着外侧绕组, 管中放置着环形永磁体。共有三个环形永磁体用两个用词弹簧连接, 位于中部的环形永磁体, 由于受斥力作用位于上下两固定的环形永磁体之间, 永磁体中相对的两面具有相同的极性, 两端永磁体固定。在环形永磁体内侧的空心轴上也缠绕了一定匝数的线圈, 以便提高振动产生磁场能量的利用效率, 同时为了提高输出电压等级, 可以将内外线圈绕组串联。当受到外部的激振后, 中间的环形永磁体由于受到两端固定的环形永磁体的斥力的作用, 做往复的振动, 从而改变内外绕组线圈的磁通量, 从而产生电动势。
输出电压与功率的特性曲线如图2所示, 在电流为10.6m A, 电压为2.7V时, 最大有效输出功率为28.3m W[1]。
1.2悬臂式振动发电装置
永磁体振动发电技术不仅在汽车活塞, 人行道等较为宏观的振动中有所应用, 在微机电领域也得到广泛应用。通过将永磁体和感应线圈, 整流稳流等电能处理电路集成到微机电系统中, 通过外部的振动使集成电路中的线圈与永磁体产生相对和往复的运动, 从而产生感应电动势。但是由于微机电系统中的振动的振幅相对于其他领域要小很多, 从而产生的感应电动势也很小, 所以必须多采用一些特殊结构对振动的幅值进行放大, 比如悬臂梁结构。永磁振动发电机典型悬臂梁结构如图3所示。
永磁振动发电机悬臂梁的自然频率为3.5-4.5k Hz, 所用钕铁硼永磁体尺寸为8mm×8mm×8mm、剩磁为1.18T。线圈电阻为580Ω, 负载电阻为250Ω, 最大输出电压和功率分别为50m V和0.4μW[2]。
1.3内置式振动发电装置
另一种永磁体内置式振动发电机的结构如图4所示, 机构内部放置着圆柱形的永磁铁, 该永磁铁是主要的运动部件, 同时永磁体四周缠绕着电枢绕组, 绕组与发电机的外壁通过非导磁的零件连接。圆柱形永磁体与弹簧之间通过发电机外壳上固定着的非导磁弹簧座连接。该发电机振动发电的原理是:当外部的振动引起该发电机的振动时, 外部的振动将会由磁体4和弹簧5共同构成的拾振系统转变为永磁体在上下方向上的振动, 电枢绕组3与永磁体之间会在这个过程中产生位置的相对运动, 电枢绕组3会产生由切割磁感线引起的感应电动势, 通过电磁感应产生的电流由桥式整流和引线9传输到储存电能的设备或用电设备, 进而达到将机械能转变为电能的目的[3]。
2原理
考虑到海上风机的振动特性以及发电机是否适用于海上风机, 内置式振动发电机更加适用于通过海上风机的振动发电。应用永磁体与外壳的相对运动进行发电。永磁振动发电装置是指在外部机械振动过程中, 装置中的永磁体和感应线圈产生相对位移, 线圈在磁场中不断切割磁感线, 从而将机械能转化为电能。
基于桩基的机械振动, 永磁体和感应线圈之间产生相对位移, 感应线圈上会产生感应电动势这种设计模式是用拾振机构将线圈振子或永磁振子连接起来, 线圈会在外部振动的影响下反复切割磁感线, 通过线圈内部磁通量的变化产生电动势, 实现机械能到电能的转换。由于不同的磁体和线圈, 永磁体式振动发电装置输出功率一般在m W级以上, 有的甚至能达到k W级。
阻尼的大小可以运用次生阻尼和结构阻尼来调节。由于装置的尺寸有一定的限制, 装置所允许的最大位移也相应由一定的限制, 可以用ζ来调节装置所允许的最大位移。由相关公式可得到, 应将质量块的振幅以及振源的振幅和频率等都纳入考虑的范围。系统的品质因子会在外部作用的减速度较大的情况下随着阻尼的增加而减小, 进而该机构对于振动频率的灵敏度也会减小。容易忽视的一点是, 由于振动会在振幅过大的情况下产生非线性效应, 机构将不再轻易地持续出现共振。这将使得装置更加难以维持在共振状态。为了使装置振动发电的输出功率最大化, 以下几个方面值得注意:
(1) 所设计的振动发电机系统的结构特点应与环境中的振动特点相配。在设计一个新的振动发电机时, 应首要考虑该装置所处环境的振动特性, 如振幅、频率等。输出的功率反比于系统固有的角频率。所以, 在加速度的峰值随着频率减小或不变的情况下, 应设计合理的机构进而降低该机构工作时的固有频率, 同时也要满足机构的固有频率在振源频率的范围内的要求。
(2) 尽可能增大装置质量块的质量, 同时也满足装置要求的尺寸。
(3) 使ζ尽可能小, 同时也满足装置要求的尺寸。
3结束语
该装置通过接受桩基础振动, 采用永磁体内置式结构的电磁式发电机。将机械能转化为电能, 在一定程度上提高了海上风机的发电效率。对于清洁能源的利用、推广做出了贡献。
同时还存在一定的问题:
(1) 发电量较小, 有待进一步实验的进行, 对线圈、永磁体的尺寸进行调整、改进。提高输出电压、能量转化效率。
(2) 需要通过实验验证增加该装置后对风机桩基础强度、稳定性的影响。极其能量转化后对桩基础的保护效果。
(3) 如装置效率过低、在海上风机桩基础上收益较低, 可考虑将该装置投入到其他领域。例如, 地下通道置埋式振动发电、心脏起搏器微型电源等。
参考文献
[1]杨晓光, 汪友华, 张波, 等.一种新型振动发电机装置及其建模与实验研究[J].电工技术学报, 2013, 28 (1) :113-116.
[2]王志华.超磁致伸缩式与永磁式振动发电的理论与实验研究[D].河北工业大学.
振动发电 篇4
【关键词】灯泡贯流式水轮发电机组；水力振动；成因；影响；分析
水力资源作为一种可再生能源，得到了很大的开发利用，而水轮机是水力资源开发的主要设备，是通过水能冲击水轮发电机组旋转切割磁场产生电量，从而实现水能转化成电能。由此可知，水轮发电机组运行的好坏将关系着水力发电企业的经济效益、安全风险程度及机组的使用寿命等。在实际运行中，水力振动对水轮发电机组损害较大，如损坏机组重要部件，缩短机组检修周期，增加维护工作量等，而灯泡贯流式水轮发电机组因其结构特点，运行中受到的水力振动较其他形式的机组更为突出。本文就灯泡贯流式水轮发电机组水力振动的成因、危害进行简单的分析，提出几点建议，供同行们参考。
一、灯泡贯流式水轮发电机组水力振动成因分析
水力振动对灯泡贯流式水轮发电机组的危害很大，究其原因，主要是由以下原因引起的。
1、水力不平衡
水力不平衡是形成水力振动的主要原因之一，由于水轮机转轮偏心、桨叶开度不均匀、导叶开度不一致、型线变坏等，都会导致水流流入转轮时轴向存在不对称现象而引发了径向力，使水力不平衡。
此外，灯泡贯流式水轮发电机组卧式布置，导致转轮上、下叶片之间必然形成了一定的静水压差，物理学研究表明，该压差与转轮直径之间有着必然的关联，压差随着直径的变大而变大，对进入转轮水流的水力平衡也构成直接的影响，从而导致转轮及大轴的摆动。
2、祸带振动
由物理学的速度三角形可知，在工况最优的状态下，由转轮流出的水流大致沿着轴向，实际上，很多时候机组并在最优设计工况下运行。实践经验表明，当机组负荷比最优工况大时，水流就具有与转轮旋转方向相反的旋转分量；反之，当机组负荷比最优工况小时，就具有与旋转方向同向的旋转分量。这样，在尾水管中心附近就产生具有某个边界层的旋转涡带。涡带中心压力较低，在尾水位低时，其中心部分压力更低，形成汽蚀，这就是通常所说的“空腔汽蚀”。
实践中发现，在出现空腔汽蚀时由于水流的带动，尾水管进口处产生的涡流被进一步延伸拉长，形成螺旋状的真空带，一边自转一边向四周摆动，使尾水管中产生压力脉动，导致管壁发生汽蝕及异响。压力脉动的频率和幅值是随机组工况的变化而变化的，假若与过水系统水压脉动频率共振时，就造成水轮机整个过流系统的强烈水压脉动，即尾水管、管型座和电站水工建筑物等的振动，其危害是相当大的。
3、狭缝射流
灯泡贯流式水轮机在工作中，由于转轮叶片的工作面和背面存在着一定的压力差，在桨叶外缘和转轮室间的狭窄缝隙会形成了一股射流，其速度很高而压力非常低。在转轮旋转过程中，转轮室壁的某一部分在叶片达到的瞬间处于低压，而在轮叶离去后又处于高压，如此循环，形成了对转轮室壁的周期性压力脉动，导致疲劳破坏。
4、卡门涡列引起的振动
当水流流经非流线型障碍物时，在其后面尾流中分裂一系列变态旋涡，即所谓卡门涡列，交替地作顺时针或反时针方向旋转，在其不断形成与消失过程中，会在垂直于主流方向引起交变的振动力。水轮机在运行中也经常出现卡门涡列，涡列产生的振动力会导致转轮叶片的振动，当卡门涡列的频率与叶片固有频率接近时，叶片振动应力急剧增大，有时发出响声，甚至使叶片根部断裂。采用改变卡门涡列频率或叶片固有频率的办法，可以减轻卡门涡列振动，如将叶片出水边削薄或改型，有可能使正背两面构成的交流旋涡抵消或削弱；同时提高了卡门涡列的振动频率，使其远离叶片自振频率，避免共振，但是叶片削薄改型部分不宜太长，否则会影响翼型的特性，降低效率；尾端圆角应满足强度的要求，不应太小。
5、协联关系不正确引起的振动
灯泡贯流式水轮发电机组一般采用水轮机的导叶和桨叶同时参与调节的双重调节方式，这样可以保证机组始终运行在高效率区内，使机组能在更宽水头范围内高效率运行。根据运行经验，当贯流式水轮机导叶、桨叶协联关系不正确时，一方面机组出力受限；另一方面，转轮叶片不再具有无撞击进口，水流对叶片产生冲击，在转轮转动过程中，由于桨叶冲角不断变化，作用在叶片上的力及生产的叶片扭矩也相应变化，这就使机组产生了径向的振动。所以，在实际运行中，应根据厂家提供的协联关系曲线，在机组投产后做协联关系曲线试验，绘制实际运行的最优协联关系曲线，作为水轮机调速器协联调节的依据，确保机组能在最优协联工况下运行。
除上述原因外，当水轮机汽蚀严重时，也会产生机械振动和噪音，特别是在低水头或低负荷时，转轮叶片冲角变化较大，使叶片产生强烈的脱流旋涡，一方面恶化汽蚀现象，另一方面引起转动部分和尾水管的振动，这种振动频率没有一定规律，被称为由汽蚀引起的振动。另外，在停机或甩负荷导叶快关时的反水锤，也会引起机组振动。
二、建议
综合水力振动产生原因及实际运行经验，灯泡贯流式水轮发电机组运行应注意以下几方面：
1、贯流式机组尽量避免做动态控制
根据灯泡贯流式水轮发电机组运行的实际经验，机组在静态工况运行时，即水力流态正常且机组负荷稳定时，机组性能好，效率高；机组在动态工况运行时，即水力流态不稳定或机组作动态负荷调节时，机组稳定性相对较差，水力振动明显。随着机组设备在实践中出现的诸多问题，国家电力监管部门在2006年11月3日电监会颁发了《电网运行规则（试行）》22号令，取消了贯流式机组应具备AGC功能的强制性要求。因此，灯泡贯流式水轮发电机组不适宜做持续的负荷调节，运行时应尽量避免机组较长时间参与系统的动态控制或频繁调节负荷。
2、贯流式机组应在协联工况下运行，并尽量避开运行振动区
由于水力振动及机组本身固有的振动不可避免的存在，在确保机组在协联工况运行的同时，还应尽量躲避机组运行振动区。有条件的水力发电企业还可以通过安装机组振动在线监测系统帮助收集机组运行的振动情况参数，以便进行分析，运行人员应根据机组运行的特点尽量避免机组在振动区运行，确保机组安全稳定，提高机组效率及寿命。
3、机组检修时，应特别注意检查机组容易受到水力振动损害的部位
水轮发电机组异常振动处理方法 篇5
我们知道水轮发电机组和其它机器设备一样, 其在运转中的振动是一种普遍存在的, 不可能完全避免和消除的现象。只要将振动限制在允许的范围内, 它对机组本身及其工作并无妨害。但是当振动超过一定限度时, 尤其是长期的周期振动及振动过大时, 对机组设备本身及对周围的建筑物甚至对整个水电站的运行都会带来很大的危害。振源很复杂, 常常是多种因素作用的结果, 通常是水力、机械、电磁的共同作用且相互影响, 一般有受迫振动和自激振动, 其中有迫振和共振, 倍频共振和自激振动, 甚至个别或部位又有耦联振动。因此要消除引起机组异常振动的振源, 必须充分了解引起机组异常振动的因素、特征、危害、振动规律, 机组正常运行的振动标准等, 用积累的工作经验, 借助振动的测试、监测与诊断技术, 综合分析, 判断引起机组异常振动的原因及危害程度, 准确、迅速地做出相应的处理, 并为检修消除振源提供第一手技术资料, 常常会起到事半功倍的作用, 确保机组安全、稳定、可靠、经济运行。本文以轴流式水轮机发电机组为例, 介绍机组异常振动的处理方法, 并简略地介绍了防范机组设计制造和安装检修质量问题引起异常振动的有效措施, 其振源的查找和消除方法。
二、机组异常振动的原因及其危害
1 机组异常振动的原因
根据振源的不同, 可分为水力、机械、电磁等三种类型。三种不同振源所引起的不同振动应充分了解, 这是迅速、准确地处理机组异常振动的前提。
(1) 水力因素
水力不平衡引起的振动。卡门涡列引起的振动。尾水管涡带引起的振动。尾水管中空腔压力脉动。轴流式水轮机叶片振动, 导叶开度的变化, 当开度减小到一定程度, 叶片表面脱流或空化引起叶片振动和机组振动, 实际运行中须考虑这一问题。导叶数和转轮叶片数不匹配引起的压力脉动。
(2) 机械因素
机组轴线不正或对中不良;转动部件质量不平衡;导轴承缺陷;主轴密封调整不当;静板不平或推力瓦不水平;推力头松动;导轴瓦间隙调整不当;转子振摆。
(3) 电磁因素
发电机组气隙不均匀;负序电流引起的反转磁势;定子不圆, 机座合缝不好;定子铁芯铁片松动;转子匝间短路。
2 机组异常振动的危害
(1) 引起机组零部件金属焊缝中疲劳破坏区的形成和扩大, 以至断裂损坏而报废。
(2) 使机组各部位紧固连接部件松动, 导致这些紧固连接部件本身的断裂, 加剧被连接部分的振动, 促使它们迅速损坏。
(3) 加速机组转动部件的磨损, 如大轴的剧烈的摆动, 使轴与轴瓦的温度升高, 使轴承或轴瓦烧毁;转子振动过大, 增加滑环与碳刷的磨损, 使碳刷跳火花。
(4) 尾水管中水流脉动压力可使尾水管壁产生裂缝, 严重的可使整块钢板剥落。
(5) 共振引起的后果更严重。如机组设备和厂房产生共振时可使整个设备和厂房毁坏;卡门涡列引起叶片的周期振动, 当卡门涡列的振动频率与叶片固有频率接近时就会发生共振, 将产生严重的噪音, 使叶片产生疲劳断裂。
三、水轮发电机组异常振动处理方法
以上我们可以看到水轮发电机组异常振动的原因很多, 异常振动的危害很大, 在众多、复杂的因素中, 根据多年的工作经验, 用听、看、感等方法及运行经验, 准确、迅速的判定异常振动的部位及其危害程度, 果断采取措施消除振源或采取有效措施减小振动。
1 振源为机械因素
1.1 机组上导、下导、水导轴承、推力轴承因长时间运行或因事故甩负荷造成一块或几块松动, 轴承间隙过大引起机组异常振动。
(1) 其振动的特征
如果机组上或下或水导轴承或推力轴承异常振动, 其振动声响发出的部位在相应的轴承部位, 松动程度越大 (及间隙越大) 所发出的振动声响越大, 同时上机架或顶盖振动加剧, 其水平振动或垂直振动超过允许值, 机组上导或下导或水导轴承的摆度可能超过允许值;机组上导或下导或水导轴承温度可能上升;有可能因轴承摆度过大, 定子与转子间隙不均, 引起电磁振动, 使机组振动加剧。这种情况应当及时停机处理。曾经发生过因处理不及时, 烧导轴瓦或推力瓦, 抗重螺栓被打断, 轴承被损坏的事故, 甚至可能引起定子和转子摩擦, 而造成定子和转子不同程度的损坏。
(2) 处理
立即停机, 做好安全措施, 根据机组异常振动特征, 检查上导、下导、水导轴承, 推力轴承, 定、转子间隙情况, 如果仅仅是上导或下导或水导一块轴瓦松动, 其它均正常, 可以只调整上导或下导或水导轴瓦。如果定、转子间隙不均匀, 转子中心移位, 须从新调整转子中心, 并调整上导、下导、水导轴瓦以及推力轴承。
(3) 处理完毕, 然后开机试运行, 先将机组空转, 检查机组有无异常振动;正常后, 加励磁, 检查机组有无异常振动, 无异常, 逐渐带上负荷, 检查机组带负荷运行情况, 无异常, 带满负荷运行。
2 振源为水力因素
2.1 导叶开度不均, 剪断销剪断, 蜗壳有渣滓等因素会造成水力不平衡引起机组异常振动。其振动的特征:振动声从转轮室发出, 水导轴承的摆度超过允许值, 水机室振感较大, 顶盖的水平振幅超过允许值。
处理:
检查导叶开度是否一致。如果是导叶开度不一至引起的异常振动, 应停机处理, 做好安全措施, 关闭前池闸门, 有尾水闸门的应关闭, 若必须打开进人孔才能调整 (注意涨洪水时尾水过高, 此时不能打开进人孔) , 特别应注意进入涡壳作业人员与水机层作业人员相互配合好。导叶开度调整好后, 还应全面检查上导、下导、水导轴承情况, 如有异常必须处理好后, 才能开机试运行, 开机试运行方法同1.13。如果是剪断销剪断引起, 按各厂规程处理。如果是蜗壳进入渣滓引起的, 应停机处理, 做好安全措施, 关闭前池闸门, 有尾水闸门的应关闭, 打开进人孔 (注意涨洪水时尾水过高, 此时不能打开进人孔) , 进入涡壳清理渣滓, 同样在处理好后, 应全面检查上导、下导、水导轴承情况, 如有异常必须处理好后, 然后开机试运行, 开机试运行方法同1.13。
2.2 调速器溜负荷, 自动关到某一开度, 前池渣滓太多, 前池水位太低, 转轮泄水锥脱落等原因, 造成尾水管涡带、尾水管中空腔压力脉动引起机组异常振动。
处理:
如果是调速器溜负荷引起的, 应迅速调整开度, 避开振动区运行, 同时检查机组振动情况, 如顶盖水平或垂直振动值仍然超过允许值, 应停机处理。做好安全措施, 检查上导、下导、水导轴承, 推力轴承, 定、转子间隙情况, 如果定、转子间隙不均匀, 转子中心移位, 须从新调整转子中心, 并调整上导、下导、水导轴瓦以及推力轴承。处理完毕, 然后开机试运行, 开机试运行方法同1.13。如果是前池渣滓太多引起, 应停机捞渣, 然后开机试运行, 如顶盖水平或垂直振动值仍然超过允许值, 应停机处理, 处理方法同调速器溜负荷一样。如果是前池水位太低引起, 立即停机, 等待水位升高再开机运行。如果非上述几种情况, 那就应考虑是否转轮泄水锥脱落引起, 其特征是在相同水位下, 发电机负荷有所减小, 空转振动仍然很大, 这时应停机检查。做好安全措施, 进入转轮室检查水轮机泄水锥是否脱落。
3 振源为电磁因素
3.1 转子绕组短路或转子铁芯松动引起机组异常振动
(1) 其振动的特征
启励时, 就发生振动, 励磁电流增大, 振动幅值随之增大, 去掉励磁, 振动随即消失。
(2) 处理
停机, 做好安全措施, 检查转子线圈和铁芯。处理好后, 才能开机试运行, 开机试运行方法同1.13。
3.2 定子铁芯铁片松动引起机组异常振动
(1) 其振动的特征
有时发出“嗡”或“吱”的电磁噪音, 定子铁芯温度升高, 定子切向、经向振幅出现50Hz或100Hz的频率, 去掉励磁, 振动随即消失。
(2) 处理
停机, 做好安全措施, 检查定子铁芯, 加大铁芯压力, 压紧铁芯。处理好后, 才能开机试运行, 开机试运行方法同1.13。
结论
水轮发电机组运行中出现异常振动是不可避免的, 掌握引起机组异常振动的振源的类型、特征、危害以及振动规律等, 对机组不同的异常振动进行分析、判断, 迅速、准确地消除引起机组异常振动的振源或采取有效措施减小振动, 确保机组安全、稳定、可靠、经济运行。
摘要：本文以轴流式水轮机发电机组为例, 主要介绍了引起机组异常振动的振源类型、特征、危害以及振动规律等, 先不考虑机组设计制造和安装检修质量问题引起的异常振动, 对正常运行中的机组出现异常振动, 经分析、判断, 采取措施消除振源或采取有效措施减小振动, 并简略地介绍了防范机组设计制造和安装检修质量问题引起异常振动的有效措施, 其振源的查找和消除方法。
关键词：异常振动,振源,平衡,轴线,摆度
参考文献
[1]郑源, 陈德新.水轮机[M].北京:中国水利水电出版社, 2011.
[2]王玲花.水轮发电机组振动及分析[M].北京:黄河水利出版社, 2011.
[3]任煜峰.水轮发电机组值班员[M].北京:中国电力出版社, 2012.
汽轮发电机组摩擦振动现场诊断 篇6
碰磨振动既可发生在机组的启动过程中，也可出现在带负荷运行中。当转轴与汽封等部位发生局部径向摩擦时，大多会使轴产生不对称温差而引起热弯曲。如果摩擦产生的热应力超过材料的屈服极限，还会引起转子的永久弯曲。对于一个实际的转子，由于碰磨部位、碰磨转速和碰磨严重程度的不同，所产生的附加频率分量也不同。因此碰磨的诊断是目前具有一定难度的主要振动故障，在处理过程中或疑为质量不平衡，或疑为支承系统刚度不足，需要进行多次开机，往往走很多弯路。最终开缸检查，方发现汽封或通流部分已严重摩擦。因此，识别摩擦振动的特点并及时采取正确的应对措施，对机组的安全是非常必要的。
1 动静接触对转子运转的影响
动静局部接触时，理论上会发生3种物理现象：冲击力、摩擦力以及系统刚度的改变。
1.1 冲击现象
动静局部接触时，直接的冲击力一般并不太大，但在某种条件下，就有可能将转子或静子的固有频率激发起来。因此，转子实际振动是由旋转产生的强迫振动和冲击产生的自由振动相互叠加的结果。
1.2 摩擦力
摩擦力是作用在接触点的切向力，其方向与接触点的切向速度相反。如果把作用在转子边缘的摩擦力，用一个通过转轴中心而大小相等的一个平行力和一个力偶来代替，而这个平行力却有推动转轴朝着转动的相反方向运动的倾向。一旦摩擦力大于阻尼力，转轴就将发生涡动，形成自激。
理论研究和实验结果表明，转子与静子局部摩擦时，由于冲击力和摩擦力为一非线性因素，它会产生包含高次谐量的复杂响应。此外，摩擦导致转子产生热态弯曲，工频振动增大。
1.3 系统刚度的变化
旋转机械的质量一定时，其固有频率完全由刚度来决定。这个刚度是由轴、支座以及轴承和密封的刚度所共同决定的。动静碰磨时，新的边界条件改变了系统的刚度。在局部摩擦时，转子刚度在最低值(脱离碰磨时)和最高值(碰磨时)之间变化，它会导致轴系的不稳定。
2 摩擦振动的特征
2.1 振幅大幅波动或迅速爬升
振幅大幅波动或迅速爬升是碰摩振动的最为明显的特征。启动过程中发生碰摩的另一个明显特征是，在转速不变时，振动仍会不断增加。工作转速下的碰摩振动，其振幅的变化可能有3种形式。
(1)振幅在一定范围内波动，可以持续很长时间，这是由连续、轻微的摩擦所造成;
(2)振幅的波动间断出现，这种现象表明动静部分时而接触、时而脱离;
(3)振幅随时间的延长以较快的速度不断爬升，振幅值短时间内就能达到跳机值。
这表明动静接触始终不能脱离，摩擦程度越来越严重，形成越磨越弯、越弯越磨的恶性循环。
2.2 振动的频谱特征
理论分析认为，碰磨振动具有丰富的频谱特征，既有工频，又有倍频、高频和低频成分。由现场发生的碰磨故障来看，附加频率分量主要与碰磨的部位有关。其频谱特征的规律大致是：
(1)当转轴与汽封或油挡碰磨时，振动增大的主因是由转轴热弯曲引起，所以振动多以工频分量为主，谐波分量很小，有的机组甚至不出现谐波分量。
(2)若碰磨部位是转轴的外缘如叶轮、叶片、轴封套等碰触到了阻汽片或隔板等部件，振动的增大则主要是由瞬间的冲击力所造成，这种情况一般不会造成转轴的热弯曲。根据前面的理论分析，若瞬间的冲击力足够大时，振动的半频分量可能比较大，同时还可能包含有多种高阶频率分量。
2.3 转轴挠度的变化
转轴本身碰磨时，转子出现暂态热弯曲，主要表现在升、降速时临界转速下的振动峰值有较大差异;盘车时的大轴挠度也会增加。如果碰磨部位不是转轴本身，则一般不可能造成转轴的热弯曲。
2.4 振动波形的特征
由于碰磨点限制了转子的运动，会使转子的振动波形发生畸变，有可能会产生削波现象。
2.5 轴心轨迹的特点
轴心轨迹多数情况下是正向涡动。若轴颈与轴瓦及密封瓦、浮动油档等部位碰摩时，轴心轨迹则会出现反向涡动的情况。
3 碰摩的诊断
3.1 启停过程中的碰摩
大型机组启动过程中往往需要通过汽轮机和发电机的一阶或二阶临界转速，如果在低于临界转速时发生摩擦，摩擦引起的热弯曲与原始弯曲在同一方向，因此摩擦会使转子的挠度越来越大，碰摩进一步加剧。所以在临界转速附近发生动静摩擦是最危险的。一旦发生，必须迅速降低转速。
在机组启动过程中，汽轮机高、中压转子比较容易发生摩擦振动。这是因为一方面汽机高压转子在整个轴系中的径向间隙最小，启动中转子与汽缸的同心度变化较大;二是蒸汽参数高、膨胀量大，汽缸容易出现变形，转子容易出现热弯曲;三是由于汽封比较长，有的汽封段接近跨中，恰与一阶振型最大部位重合，极易引起动静接触。
启停过程中发生的动静碰磨，由于影响振动的因素较为明确，振动的特征明显，诊断这种故障较容易，其关键在于与转子不平衡的正确区分。
3.2 带负荷中的碰摩
诊断带负荷中的碰磨要比启动中困难得多，这是因为带负荷动静碰磨的振动特征比较复杂。现场具体诊断时，首先应排除与其振动特征相类似的一些振动故障，如大轴热弯曲、联轴器松动、转轴与水接触等，它与启动中碰磨的不同点主要是：
(1)振幅的波动幅度可能比启动中小，但波动持续时间长。带负荷时的碰磨，不同形式的机组或同一台机组，都会出现不同的不稳定形式。这是因为带负荷下发生的动静摩擦，接触部分金属不会很快磨损和熔化的缘故。
(2)转子热弯曲不确定带负荷时转子发生碰磨，转子是否会出现热弯曲，主要取决于碰磨的部位。当转轴本身碰磨时转子会发生热弯曲，打闸停机过临界转速振动会比开机时大;大多还会呈现明显的热不平衡特征，即振动的增大和消失存在一定的时滞。当转轴的部件如围带、叶顶等与静止部件磨碰时，转子则不会发生热弯曲，通过临界转速的振动亦变化不大。
(3)振动频谱特征差异大振动频谱特征与碰磨的部位关系较大，多数以基频为主，但含有少量高阶分量或低阶分量。从现有已发生碰磨机组的振动现象来看，相互间差别较大;因此仅依据频谱特征一般无法对碰磨振动做出明确的诊断。
3.3 一台小汽轮机升速过程中的动静碰摩
3.3.1 振动的症状
安装结束首次启动，转速升至2 351 r/min(工作转速为4 500 r/min),1⊥、2⊥振动增大至125μm，并出现刺耳的声音。解开对轮，单转汽轮机，转速最高升至2 200 r/min，汽机1、2瓦振动迅速增长并伴有较大的响声。
由图1可见，1 500 r/min以下汽轮机振动很小。从1 500 r/min开始，随转速上升，振动缓慢增加。保持转速1 800 r/min不变，随时间的增加振动由9μm很快增大至55μm。转速降至1 500 r/min，振动比原值却要高得多。再次升速，1、2瓦振动随转速以较快的速率增加，转速升至2 200 r/min左右，振动已达80μm，并还在继续增加，车头处且伴有较大的响声。停机降速过程中，振动比升速时要大得多。
3.3.2 振动诊断
(1)随转速的升高，振动的增长率较快;转速升高到一定值后，振动几乎呈直线增大以至无法控制;
(2)保持一定转速不变，随时间的延长，振动却逐渐增大;
(3)振动主要是基频分量，在某些转速区段含有2倍频分量;
(4)停机后，测量盘车轴段、对轮等有关部位的晃度比初始晃度大得多，转轴发生了热弯曲。
根据振动特征和相关参数综合分析，振动原因属于典型的动静摩擦。
3.3.3 采取措施及效果
揭缸后发现，轴封、油挡、叶片围带、和盘车对轮等多处有程度不等的磨痕，而且相磨部位在转子圆周上的弧段基本一致。轴封部位的金属有过热变兰的现象。采取的措施是，汽机转子返制造厂修复并进行动平衡。
机组修复后启动，升速带负荷过程非常平稳，各瓦振动均小于20μm。
4 结束语
动静碰磨是汽轮发电机组现场经常发生且危害性极大的一种故障,故障原因涉及设计、制造、安装(检修)和运行各个方面。轴振过大、转子热弯曲、汽缸体变形和跑偏、动静间隙过小、滑销系统工作不正常、流体激振、转子对中不良以及运行参数控制欠佳等缺陷,都是动静碰摩的诱因,一旦发生动静碰磨,又会反过来加剧由这些诱因引起的故障程度,使机组故障显得十分复杂。依据振动特征进行正确诊断,从而采取针对性的消振措施固然非常重要;然而,更重要的是应该从源头上加以预防,这一点应该引起设计制造、安装(检修)和运行等部门的足够重视,以便从根本上避免或减少现场动静碰磨故障的发生。
参考文献
[1]刘凯.汽轮机试验[M].北京:中国电力出版社,2005.
汽轮发电机组振动监测系统探讨 篇7
汽轮发电机属于旋转机械设备, 在运行中普遍存在机械振动。通常情况下, 振动会减少设备的使用寿命, 有些情况下能造成设备损坏, 甚至发生灾难性事故。尽管运行的设备不可避免的存在着振动, 但并非所有的振动都会影响设备的运行, 一般根据振动的量值来判断其对设备的危害程度。虽然较大的振动对机组的安全运行会产生不利影响, 但也可利用振动的存在和发展来诊断已出现和潜在的问题, 保证机组在发生严重损坏之前提供早期报警, 及时采取有效方法预防。由于振动诊断技术具有多参数性、多维性、可传递性和可实现性等优点, 因而得到了更为广泛的应用, 成为机组故障诊断中最主要的方法, 在电厂的运行和维护中受到广泛重视。
二、引起汽轮发电机振动的原因分析
引起汽轮发电机组振动过大或者不正常的原因有很多, 它既与设计制造有关, 也与安装检修质量有关, 还与机组在运行生产中的其它工作条件有关。结合实践经验, 笔者认为产生振动的原因有:
1、转子质量不平衡
若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, 这个离心力对轴承产生一个激振力, 使机组产生振动。其主要是由于原始不平衡、转动不见飞脱或松动、转子热弯曲。
2、机组中心不正
严格来讲, 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, 轴系连接的同心度和平直度。该缺陷主要包括轴承标高不在一个合理的范围内, 转子与静子的同心度偏差过大, 联轴器法兰外圆与轴颈不同心等。
3、动静碰摩
汽轮发电机组因发生碰撞或摩擦而引起较大振动。碰摩使转子产生非常复杂的振动, 是转子系统发生失稳的一个重要原因, 轻者使机组出现强烈振动, 严重时可造成转轴永久弯曲, 甚至整个轴承损坏。机组动静碰摩经常由下列情况引起:转轴振动过大, 由于不对中等原因使轴颈处于极端位置, 整个转子偏斜, 动静间隙不足。
4、此外, 油膜失稳和汽流激振、结构刚度不足、转子中心孔进油、转子裂纹、发电机内部故障等也会引起机组的振动。
三、振动检测系统构成
汽轮发电的振动测量系统一般由硬件和软件构成。硬件由传感器、信号前端处理机和工控机 (配数据采集卡) 等部件组成。安装于轴系的传感器获取原始信号, 通过信号前端处理机进行预处理, 然后将处理后的稳定可靠的标准采集信号输入计算机进行采集。如图1:
四、机组振动故障诊断分析过程
通常当机组状态出现异常时, 必然会反映到振动水平的改变或异常, 特别是在振动频率上表现得最为明显。振动故障诊断的过程, 实质上是提取识别振动故障的症候, 并建立振动故障与识别故障症候的关系。其振动故障诊断一般分为下面的4个步骤。
1、判断振动是否异常。
通常当振动超过限值就认为振动出现异常。
2、异常振动时的频谱特征和相位分析。
当振动异常时, 立即进行频谱分析, 观察振动频率是低频 (低于转速频率) 、基频 (与转速同步) 、二倍频还是高次 (大于二倍) 谐波频率。如果振动以低频振动为主, 振动故障则可能为轴瓦自激振动等;如果频谱分析表明振动以基频分量为主, 则说明振动故障可能有转子不平衡、热弯曲等;如有明显的二倍频分量, 则说明可能的振动故障包括转轴弯曲、电磁激振等。
3、相关因素分析
由于汽轮发电机组结构复杂, 引起振动的原因往往不是单一的, 一种振动频谱往往对应多种振动故障, 即振动故障与振动频谱之间不是单一的对应关系。因此还必须引进振动故障识别的相关因素, 如时间、转速、负荷、励磁电流、振动变化趋势等, 从相关因素分析结果中可以进一步区分振动的类型和原因。
4、振动原因的综合判断
根据上述振动特征及相关因素分析, 对照各种故障状态下所反映出的振动特性就可以综合判断出可能的振动故障原因。
五、振动监测和故障诊断的作用和意义
振动监测系统可以对汽轮发电机组在开机升速、升负荷、日常运行、降负荷、降速停机等各种运行状况下进行全方位的振动监测并记录历史数据, 可以在机组发生振动故障时通过数据分析得出初步结论。若监测系统的数据可以提供给有经验的振动专家参与诊断, 可以提高振动故障诊断的及时性和准确性。通过专家提供的正确分析结果, 可及早预报故障的存在和发展, 预测故障原因和类型, 及早制定检修计划, 缩短检修时间, 降低维修费用;及时捕获故障信息, 减少为寻找机组振动故障原因而重复做的启停机试验, 提高故障诊断准确性, 使机组尽快恢复运行。
参考文献
[1]张正松、傅商新、冯冠平等:《旋转机械振动监测及故障诊断》, 机械工业出版社, 1991年。
[2]于文虎、宋斌:《大型火电机组的振动故障诊断》, 《中国工程科学》, 2001 (01) 。
振动发电 篇8
某电厂2#汽轮发电机组汽轮机型号为LC40/N115-9.88/539/1.9高压、单轴、冲动、凝汽轴向排汽式汽轮机。机组在调试运行期间, 汽轮机转子1#、2#瓦轴振及瓦振在额定转速变负荷或变工况下出现交替增大、减小现象, 即其中一个瓦的振动增大时, 另一个瓦的振动将变小, 振动最大时2瓦振动接近200μm。调试初期定速的振动画面及振动趋势如图1、图2所示。
2 异常振动原因分析与处理
出现该异常振动后, 对与机组运行相关的数据进行采集整理分析。调取整个过程的振动数据后, 发现该机组的振动问题主要反映在汽轮机1#、2#瓦, 振动主要存在两个特点:一是未带负荷时2#瓦振动持续增大, 最大振幅接近200μm;二是带负荷后出现1#、2#瓦振动交替增大、减小。
对以上问题进行针对性分析, 调取TDM振动数据可以发现机组在整个运行期间, 2#瓦振动相位相对比较稳定, 1#瓦振动相位呈不规律性变化, 但是1#瓦幅值较小, 说明机组在整个运行期间, 汽轮机转子可能存在动静碰磨。结合机组振动运行画面, 可以发现汽轮机1#, 2#瓦瓦温数据存在较大差异, 2#瓦瓦温明显低于1#瓦瓦温。调取同型号已经稳定运行机组瓦温数据进行比较, 如表1所示, 可以发现2#机组2#瓦瓦温同样低于同型号1#机组2#瓦瓦温。结合设计厂家提供的1#、2#瓦的设计比压数据, 1#瓦1.36 MPa, 2#瓦1.58 MPa, 2#瓦比压要大于1#瓦, 但是本台机组2#瓦瓦温却明显低于1#瓦, 说明实际轴系2#瓦承载明显低于设计承载, 转子稳定性差, 易受外界扰动影响, 这也是造成机组出现1#、2#瓦振动交替变化的原因。
根据以上分析制定后续处理方案:1) 揭瓦检查1#、2#瓦轴瓦磨损情况;2) 鉴于目前机组可能存在碰磨现象, 不宜将2#瓦标高上调太多, 建议2#瓦标高上调0.1 mm;3) 对于碰磨问题, 如机组振动一直在200μm以下, 可继续运行, 进行相关试验, 直至振动稳定;4) 如振动稳定后, 振幅仍较大, 可以采用动平衡方案进行进一步处理。
℃
机组按以上方案进行处理后, 交替振动消失, 各瓦振动恢复正常。处理后振动画面如图3所示, 虽然目前2#瓦承载仍然偏低, 但是机组目前运行比较稳定, 可在大修时将标高进一步调整。
3 结语
机组各瓦振动交替变化是汽轮发电机组经常发生的一类振动现象, 主要与轴瓦的承载相关, 合理进行轴系设计, 严格控制安装质量, 是避免出现该类振动问题的关键。
参考文献
汽轮发电机组振动的影响因素分析 篇9
1 设计制造方面的因素与分析
汽轮机发电机组在工作中的运动状态是高速旋转, 因此会产生离心力和惯性力, 一旦设计方面周身重量不均匀, 离心力与惯性力叠加将会引起振动, 甚至产生共振造成机器的损坏。在设计中, 要充分考虑整机的重量分布平衡性。另外, 对于汽轮机叶片要考虑运动力学的平衡性, 且要防止多组叶片旋转产生共振。在加工制造的过程中, 要保障加工精度与质量。此外, 还要结合温度变化、速度变化、力学变化、工作时间等因素充分核算选取转子轴承材料和安装预紧力, 避免因力学强度不够引起轴承的变形、变性, 从而导致发电机组振动的产生。
2 安装问题的因素与分析
2.1 汽轮机装配过程中的因素与分析
在汽轮机装配的过程中, 要注意转子支撑轴承的同心度。同心度差, 则运转中力学符合不平均, 会引起偏磨, 导致支撑轴承松旷引起发电机组振动。还要小心转子轴不要磕碰, 防止因轴不同心, 运转中产生静子等不动零件和转子等运动零件之间的运动轨迹冲击, 引起汽轮机发电机组的故障性振动。
2.2 整机安装的过程中的因素与分析
在整机安装的过程中, 也要注意汽轮机两端的支撑固定, 保障支撑高度一致和地基固定稳定, 确认汽轮机滑销系统无卡涩, 各个方向均可自由膨胀, 并且保障与之相连接的各系统能同步膨胀和收缩, 避免因安装问题引起汽轮机非正常振动。安装过程中对各部位螺栓的预紧力要符合说明书和设计要求, 螺栓预紧力过大及过小都有可能将来引发机组的振动。在维修一线, 经常发现螺栓松动引起振动的故障。
3 使用保养方面的因素与分析
从电厂一线维修数据显示, 汽轮机发电机组绝大部分振动故障都是人为因素引发的。那么, 通过必要的、正确的使用保养, 必将能够避免很多汽轮机发电机组的故障。
3.1 润滑油更换不及时, 油温低或油温变化快
轴在轴承内的转动是否平稳, 润滑油膜的质量起到关键作用。如果润滑油更换不及时, 油液粘度变差, 难以形成良好的油膜, 使油膜失去了润滑、缓冲振动的作用, 引起发电机组振动。油温低也不利于油膜的形成, 温度变化快可以造成轴系膨胀异常, 这些因素都有可能造成震动过大。
3.2 散热系统维护不及时
如果散热系统维护不及时, 会使发电机组温度过高, 从而引起配合间隙发生变化以及油膜变稀, 间接引发汽轮机发电机组的振动。汽轮机上下缸温差过大, 导致膨胀不均可能造成永久变形。或者过早停盘车再启动时就会出现振动过大现象。
3.3 操作问题
人为操作不当, 也会引起汽轮机发电机组的故障性振动。例如:在开机启动时, 冲转参数低、盘车时间短、暖机不充分、温升过快或提速加负荷过快过高, 都会使机器各部位温度差异较大, 出现较大的膨胀差, 因这个较大的间隙导致振动产生, 这个振动会随着机器的运转和工作温度的提升而降低, 当时长期如此会使机器零件寿命明显减少。
3.4 维修问题
在发电机组维修的过程中, 如果维修方法不得当, 会导致振动故障的产生。例如:在大修中清理叶片污垢, 如果暴力除垢引起叶片变形或者叶片除垢不彻底, 那么在今后的机器运转中必然会因为质量不均丧失动平衡, 引起振动, 甚至引起共振。另外, 在拆装维修的过程中, 要小心异物的坠入, 一旦异物坠入机器内没有发现, 在组装运行后, 可能引起振动甚至损坏机器造成严重的事故。
3.5 间隙问题
汽轮机转子与汽缸和汽、轴封之间以及发电机转子与静子之间都存在间隙。当间隙过大时, 会引起密封性不良;当间隙过小时则会产生刮擦或碰撞, 从而引起振动。因此, 必须保障重点部位的合适间隙值。
3.6 其他问题
例如:发电机电路出现短路时, 局部温度可能过高, 引起较大的膨胀差, 因间隙或质量分布不均匀导致发动机组不良振动。大轴接地碳刷损坏导致大轴对地放电破坏油膜, 也可能引起振动增大。
现代汽轮机转子大轴大都留有中心孔, 在中心孔两端用堵头封堵, 在检修期间如果不慎让异物 (包括油、水等) 进入中心孔, 在转子装复回原后开机, 机组肯定会出现振动异常的现象。
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。
4 结束语
汽轮机发电机组振动的影响因素有设计制造方面的因素、有安装问题的因素、有使用保养方面的因素。设计制造方面的因素包括温度、速度、力学审计分析与加工制造精度、质量等因素。安装问题的因素包括汽轮机装配过程中的因素与整机安装的过程中的因素。使用保养方面的因素包括润滑油更换不及时、散热系统维护不及时、操作问题、维修问题、间隙问题等。
摘要：汽轮机发电机组振动, 将直接影响发电厂的安全发电运行。分析汽轮机发电机组振动的影响因素有设计制造方面的因素、有安装问题的因素、有使用保养方面的因素。文章结合理论研究与一线实际维修经验反馈相结合, 针对此问题和影响因素进行了归纳总结与分析。设计制造方面的因素包括温度、速度、力学审计分析与加工制造精度、质量等因素。安装问题的因素包括汽轮机装配过程中的因素与整机安装的过程中的因素。使用保养方面的因素包括润滑油更换不及时、散热系统维护不及时、操作问题、维修问题、间隙问题等。
关键词：汽轮发电机组,振动,影响因素
参考文献
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