大型汽轮机运行特性

机组振动故障机组振动故障的现场处理要求近几十年国内有关单位对机组振动故障处理的历史和经验教训说明，对振动故障的定性一般并不困难，但在确定故障的具体原因时，由于对造成故障的机理分析有分歧，使得误判时有发生。因此，机组振动故障的诊断除需要现场经验外，还应该掌握一定的基础理论和科学的分析能力，这样才能快捷地找出故障的确切原因，提出正确的根治措施，而不致盲目地一概采用现场高速动平衡的方法，使得表面上振动有所减小，实际上没有根治，机组经过一段时间的运行或检修后，振动重复出现。汽轮发电机组振动故障特征汇总表序号故障名称频谱特征其它特征1原始质量不平衡1X振幅、相位随转速变化，随时间不变，轴心轨迹呈椭圆轨迹或圆轨迹2转子原始弯曲1X低转速下转轴原始晃度大，临界转速附近振动略减小3转子热弯曲1X振幅、相位随时间缓慢变化到一定值，转子冷却后状况恢复4转动部件（叶片、平衡块）飞脱1X振动突增，相位突变到定值，伴随声响5转轴不对中1X、2X高的2X或3X振幅，1/2临界转速有2X共振峰，“8”字形轨迹6联轮器松动1X、2X等与负荷有关7动静碰摩1X、整分数、倍频内环或外环轨迹，振幅、相让缓慢旋转；或根幅逐渐增加8油膜涡动0.35~0.5X低频的出现与转速有关9油膜振荡fcril在一定转速出现，突发性的大振动，频率为转子第一临界转速，大于1X振幅10汽流激振fcril与负荷密切相关，突发性的大振动，频率为转子第一临界转速，改变负荷即消失11结构共振1X、分数、倍频存在明显的共振蜂，与转速有关12结构刚度不足1X与转速有关，瓦振轴报接近13转子裂纹1X、2X降速过1/2临界转速有2X振动峰，随时间逐渐增大汽轮发电机组振动故障特征汇总表(续)序号故障名称频谱特征其它特征14转子中心孔进油1X、0.8X～0.9X与启动次数有关，随定速、带负荷时间而逐渐增大15转轴截面刚度不对称2X1/2临界转速有2X振动峰16轴承座刚度不对称2X垂直、水平振动差别大17轴承磨损1X、次同步1X、1/2X、1.5X高18轴承座松动1X与基础振动差别大19瓦差松动，紧力不足1X、分频、1/2X可能出现和差振动或拍振20瓦体球面接触不良1X和其他振幅不稳定21叶轮松动1X相位不稳定，但恢复性好22轴承供油不足1X瓦温、回油温度过高23匝间短路1X、2X和励磁电流有关24冷却通道堵塞1X与风压、时间有关25磁力不对中2X随有功增大26密封瓦碰摩1X、2X振幅逐渐增大常见振动故障的诊断下面介绍机组常见振动故障特征、判断方法。质量不平衡转子的弯曲动静碰摩油膜失稳和汽流激振结构共振结构刚度不足联轴器不对中裂纹转子转子中心孔进油转子截面刚度不对称质量不平衡转子质量不平衡是汽轮发电机组最常见的振动故障，它约占了故障总数的80％。随着制造厂加工、装配精度以及电厂检修质量的不断提高，这类故障的发生率正在逐渐减少。即使如此，质量不平衡目前仍是现场机组振动的主要故障。处理手段：低速动平衡，高速动平衡。转子不平衡（RotorImbalance）ShaftcenterlineMasscenterlineShaftcenterlineMasscenterlineStaticimbalanceCoupledimbalance7质量不平衡的一般特征最关键的特征是：稳定的工频振动在整个信号中占主要成分。工频振幅为主的状况应该是稳定的，这包括：各次启机；升降速过程；不同的工况，如负荷、真空、油温、氢压、励磁电流等。工频振动的相位同时也是稳定的。第二个主要依据是这种状况的重复性。转子质量不平衡的分类特征汽轮发电机组转子的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、松动;转子的热弯曲。原始不平衡是主要原因。原始不平衡原始质量不平衡指的是转子开始转动之前在转子上已经存在的不平衡。它们通常是在加工制造过程中产生的，或是在检修时更换转动部件造成的。这种不平衡的特点：除振幅和相位的常规特征外，它的最显著特征是“稳定”，这个稳定是指在一定的转速下振动特征稳定，振幅和相位受机组参数影响不大，与升速时或带负荷的时间延续没有直接的关联，也不受启动方式的影响。具体所测的数据中，在同一转速，工况相差不大时，振幅波动约20％，相位在10°~20°范围内变化的工频振动均可以视为是稳定的。对于新机组，原始不平衡在第一次升速就会显现出来，在对转子进行任何处理之前的升降速振动数据中，特征重复性很好。转动部件飞脱和松动汽轮发电机组振动发生转动部件飞脱可能有叶片、围带、拉金以及平衡质量块；飞脱时产生的工频振动是突发性的，在数秒钟内以某一瓦振或轴振为主，振幅迅速增大到一个固定值，相位也同时会出现一个固定的变化。相邻轴承振动也会增大，但变化的量值不及前者大。这种故障一般发生在机组带有某一负荷的情况。发生松动的部件可能有护环、转子线圈、槽楔、联轴器等。部件松动所造成的工频振动大的情况可以发生在升速、定速或带负荷过程。有的情况下大振动会变小，出现波动现象。平衡质量块飞脱的一个案例某电厂的200MW机组大修后启机，3、4号轴承振动大进行动平衡，接长轴联轴器加重1600g，用两个M14的螺钉固定，升速到2600rpm时，3号轴承附近发出一声响声，振动增大，立即停机，发现平衡块飞脱。2600rpm平衡块飞前，3号轴振为179mm∠14°，瓦振为41mm∠69°，飞后3号轴振为220mm∠60°，瓦振为47mm∠118°，平衡块飞脱使得轴振和瓦振相位变化约60°，轴振振幅增加40mm，瓦振振幅增加6mm。现场动平衡加重实例——影响系数法某200MW机组大修后启动，3000rpm时3瓦垂直方向振动约100mm，决定进行动平衡平衡计算过程如下：原始振动：A0=97mm∠277°在接长轴试加重：Pt=781g∠135°再次启机3000rpm，测：A1=140mm∠269°计算影响系数

a=(A1-A0)/Pt=(140mm∠269°-97mm∠277°)/781g∠135°=0.0589(mm/g)∠116.9°计算最终加重量：P=1646.9g∠340°加重后的结果：A=17mm∠121°转子的弯曲转子热弯曲转子热弯曲引起的质量不平衡的主要特征是工频振动随时间的变化。随机组参数的提高和高参数下运行时间的延续，工频振幅逐渐增大，相位也随之缓慢变化，一定时间后这种变化趋缓，最终基本不变。存在热弯曲的转子降速过程的振幅，尤其是过临界转速时的振幅，要比转子温度低启机升速时的振幅大。两种情况下的波特图可以用来判断是否存在热弯曲。为此有时需要安排专门的试验，机组不采用滑参数停机的方式，较快地减负荷，以观察转子温度高的情况下降速过程的幅频特性，和冷态启机时进行比对。一旦转子温度降低，转子的弯曲会很快恢复。因此，测试必须在转子弯曲没有完全恢复前进行。转子热弯曲产生的原因新机转子的热弯曲一般来自材质热应力。这种热弯曲状态是固有的、可重复的，因而可以用平衡的方法处理。有时运行原因也会导致热弯曲。如：汽缸进水、进冷空气、动静碰摩等。只要没有使转子发生永久塑性变形，这类热弯曲都是可以恢复的，引起热弯曲的根源消除后，工频振动大的现象也会随之自行消失。发电机转子也常会因为通风道堵塞引起转子一测温度高于对面一侧，转子发生类似于一阶振型的弯曲，它自然对一阶振动影响最大，表现最明显应该在过一阶临界转速时的工频振动增大。转子永久性弯曲当转子最大内应力超过材料的屈服极限，使转子局部产生塑性变形，当外力和热应力消除后，变形不能消失，称为：塑性弯曲，也称永久性弯曲永久性弯曲是设备事故，使设备不能投入运行，必须进行直轴处理，将会造成很大的经济损失转子永久性弯曲产生的原因：动静摩擦→转子径向局部过热膨胀→弯曲当转速低于第一临界转速时，主轴的弯曲方向和转子不平衡离心力的作用方向基本一致，往往产生愈摩愈弯、愈弯愈厚的恶性循环，以致使主轴产生永久性弯曲。停机后，汽缸、转子金属温度较高，汽缸内任何意外原因进冷水，也会造成主轴弯曲进水后，汽缸产生拱背变形，盘车被迫停止静止的高温转子下半部被水浸泡，当上下温差达到150~200℃时，就会造成主轴永久性弯曲。转子的原材料存在过大的残余内应力，在较高的温度下经过一段时间的运行后，内应力逐渐得到释放，从而使转子产生弯曲变形。另外，套装转子在装配时，由于偏斜，蹩劲也会造成主轴弯曲防止主轴弯曲的措施：汽轮机安装时，必须考虑热状态变化，合理调整动静间隙，以保证在正常运行工况下不会发生动静摩擦。汽缸应具有良好的保温条件，保证在正常起动和停机过程中不产生过大的上下部温差。主蒸汽、再热蒸汽及抽汽管道必须有完善的疏水系统。在停机后注意切断与公用系统相连的各种水源，严防汽缸进水。运行中加强对机组振动的监视，及早发现动静摩擦。在第一临界转速以下汽轮机轴承振动达到0.04mm时，必须打闸停机，不得盲目升速或降速暖机。起动前必须认真检查主轴的晃度、上下缸温差及冲转参数，在冲转条件不具备情况下，严禁起动。动静碰摩汽轮发电机组转动部件与静止部件的碰摩是运行中常见故障。随着现代机组动静间隙变小，碰摩的可能性随之增加。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，轻者使得机组出现强烈振动，严重的可以造成转轴永久性弯曲，甚至整个轴系毁坏。对碰摩的故障特征，进行了许多研究，但是，这些研究结果和实际情况还有距离，因为相同的特征对应着许多其它的故障。碰摩的诊断是目前具有一定难度的主要振动故障。每年全国都会有几台大机组发生动静碰摩而出现大振动，但在处理过程中却往往要走弯路。需要进行多次开机，平衡加重或支撑加固，为此延误数周已是常事。最终开缸检查，方发现汽封或通流部分已严重摩擦。机组碰摩原因(1)机组动静碰摩通常有下列起因：转轴振动过大。不管何种起因，大振动下的转轴振幅一旦大到动静间隙值，都可能与静止部位发生碰摩。因此，碰摩常常是中间过程，而非根本原因。由于不对中等原因使轴颈处于极端的位置，整个转子偏斜。非转动部件的不对中或翘曲也会导致碰摩。机组碰摩原因(2)动静间隙不足有时是设计上的缺陷所造成的。也经常是安装、检修的原因，动静间隙调整不符合规定所致。动静间隙是受多种因素影响的。如:真空、凝汽器灌水、缸温等，即便在开缸状态下调整好，扣缸后的上下间隙也要变化缸体跑偏、弯曲或变形机组高压转子前汽封比较长，启机中参数掌握不当容易造成这个部位发生碰摩，进而造成大轴塑性弯曲。全国大约有近30台机组发生过这样的故障。开机过程中，上下缸温差过大，造成缸体弯曲变形，是碰摩弯轴的主要运行原因之一。碰摩的后果：轻的：汽封磨损→汽封漏汽量增大→降低汽轮机效率重的：叶片断裂、主轴弯曲，甚至汽轮机完全损坏碰摩通常发生的部位：隔板汽封叶片围带汽封轴端汽封各轴承的油挡部位发电机的径向碰摩通常发生在密封瓦处碰摩发生的机理碰摩的种类全周碰摩转子在它转动的一周中始终与静子保持接触。发生全周碰摩的静子在360°周向都要接触，转子可以是只有部分弧段接触，也可以是全局接触。部分碰摩转子在它转动的一周中只有部分弧段接触。部分碰摩在静子上只有部分弧段接触。碰摩的三种物理现象碰撞由于碰撞，使转子在不平衡引起的强迫同步响应的基础上叠加一个自由振动响应，这个自由振动的频率是转子的固有频率，是整个振动响应的主要成分。摩擦转子刚度的改变碰摩的响应碰摩转子的响应中应该含有次同步、同步和超同步等谐波成分。实际碰摩的响应受到碰摩发生的轴向位置、冲击的锐度、结构对不同频率振动的传递特性等因素的影响，使得各频谱成分在实际信号中复杂化。不同的情况次同步和超同步会呈现不同的量值。碰摩转子的动力特性碰摩发生时作用在转轴上有两种力：冲击力，即碰撞力。该力引起碰摩点局部压缩变形，并引起转轴的反弹运动。碰摩时的冲击效应有下列特点：由于冲击作用时间很短，相当于一个脉冲函数，因此，产生宽频带响应由于转轴的旋转，碰摩是重复过程，因而产生的是周期性的振动。撞击时具有高的法向力和切向力。接触材料之间存在着能量的吸收和转移。接触表面的力、转子的反弹运动以及材料的局部变形都有高度的非线性特性。摩擦力。摩擦力是作用在接触点的切向力，转轴上的摩擦力与旋转方向相反。摩擦力的大小取决于接触点的法向力及摩擦表面的性质。碰摩过程中的摩擦和碰撞一样，同样具有非线性特性。因此，这个过程的振动信号含有丰富的谐波分量。碰摩的高度非线性使其经常带有混沌特性。严重的碰摩可以使材料磨损后变为轻度碰摩，甚至能完全脱离碰摩状态。摩擦的另一个重要效应是对转子的局部加热。局部加热的后果是转子弯曲，工频振动增大。碰摩的信号特征碰摩具有多种征兆，易变的信号特征与外界条件有密切的关系，在某一时刻出现的征兆，在其它时刻可能不再复现，这使得碰摩故障的表现带有一些不确定性。碰摩的诊断碰摩的现场诊断是一项难度比较大的技术。如果认定了碰摩，常需要开缸处理，工作量较大，这就要求诊断的高准确性。现有的诊断方法主要还是根据振幅、频谱和轴心轨迹进行判断。另外还可以观察轴颈静态位置，碰撞点力的作用可使轴颈中心发生较大的变化。单纯用瓦振信号进行判断，只能看到频谱。转轴信号可以提供丰富的碰摩信息。机组升降速的波特图、极坐标图和级联图、全频谱级联图。现场运行人员在启机过程常采取“听诊”的方法，对碰摩的确定有时也是有用的。但要注意，由于高中压缸都是双层缸，有的机组低压缸也是双层缸，通流部分的碰摩声很难传出来，只有轴端汽封的碰摩声比较容易听到。因而，不能片面地将某一种方法的结论作为是否发生碰摩的决定性判据。防止动静碰磨的技术措施：根据机组的结构特点及运行工况，合理地设计和调整各部位的动静间隙认真分析转子和汽缸的膨胀特点和变化规律，在起动、停机和变工况时注意对胀差的控制和调整在机组起停过程中，应严格控制上下缸温差、蒸汽参数的变化、监视段压力及轴的窜动在运行中防止水冲击，停机后严防汽缸进冷汽冷水起动前及升速过程中，应严格监视转子晃度和振动，不得在超限增况下强行起动一台机组碰摩实例某200MW机组正常运行小修后第一次启动就发生了碰摩。碰摩情况：启动按常规进行到3000rpm定速，保持2小时准备做超速试验，这时运行人员先试验同步器，将转速降到2350rpm又很快回升到3000rpm，这时3号轴承振动从20mm开始急剧增大，主要是工频成分，2、4号轴承振动也同时上升，并发现3号轴承处涌出大量烟雾。大约经过7min，3号轴承振幅已上升到75mm，随后紧急打闸停机。揭开3号轴承盖，发现大轴与3号轴承挡油环发生了碰摩。摩出的凹槽深3～4mm，宽5～6mm，张角60°轴承振动情况该案例说明：碰摩时各振动分量增加的速度很快。由于打闸及时，幸未造成严重事故。轴颈磨损情况碰摩时轴承振动瀑布图碰摩中降速过程和处理后降速过程轴承振动级联图油膜失稳和汽流激振这是一种自激振动。自激振动的发生以横向振动形式出现，以转子的低阶临界转速为振动频率，它的出现与转速或负荷密切相关。维持这种振动的能量来自于系统自身内部的某种机制。自激振动和强迫振动本质上的区别在于：自激振动中，维持振动的扰动力是由它自身的运动所产生并受其控制的，一旦运动停止，扰动力随之消失；自激振动以它本身的固有频率振动，与外界激振力频率无关。强迫振动中，持续作用的交变力独立于运动存在着，即使振动停止，它仍然会存在。系统振动的频率与交变作用力的频率相等。旋转机械中可以产生涡动和振荡的最主要的振源：转子内部阻尼；动压轴承和密封、油封；汽封；汽轮机组的气动耦合；顶隙激振；叶轮——通流部分相互作用力；转子内滞留液体；干摩擦碰摩；扭转变形涡动；弯扭耦合。实际中时而可见的汽轮发电机组轴系动力失稳的类型：滑动轴承油膜失稳造成的半速涡动和油膜振荡；汽流激振；转轴材料内阻引起的不稳定振动、转轴和套装叶轮之间的内摩擦以及中心孔进油造成的振动等。一个失稳问题的实例某苏制BПT－50－3型双抽凝汽式机组，高压转子，低压转子的临界转速分别是1800rpm和1900rpm，发电机转子临界转速是1365rpm。机组的主要问题是：2号瓦经常碎瓦。据记载，从1980年到1991年底，对2号瓦上、下瓦共进行过12次补焊、浇乌金或换备品瓦。多次测量表明，机组的振动特征为：高压转子随负荷增大而出现的突发性半周振动。随时间推移，机组振动日趋恶化，出现半周振动的起始负荷区域在不断扩大，发生大振动次数增多。这台机组的振动带有典型性，它是以轴系的失稳为主，同时存在其他振动缺陷。机组振动问题的处理要点采取了系列措施后，半周振动一步步减小。这些措施中，没有发现哪一项有十分显著的效果，也没有发现某项没有任何作用。修复三号瓦、前端加重、联轴器加重、调整联轴器罩分析后认为：机组的1、2号轴瓦是半速涡动的重要原因，联轴器、联轴器罩、不平衡重以及汽流力也都有直接影响。这些因素相互交织、综合作用，使得该机组与单一因素造成的机组振动不同，振动缺陷长期以来难以判断和解决。高压转子的半频振动是非典型的油膜半速涡动。表现为和负荷有密切关系，受工频振动影响显著，与转速的联系不很明显。结构共振如果结构系统存在和激振力一致的固有频率，发生共振现象，这就是结构共振。汽轮发电机组的共振结构通常有三种形式：转子—支撑结构系统；转子—支撑—缸体结构系统；转子—支撑—台板结构系统。上述三种结构形式中，如果支撑、缸体或台板存在与转子激振力一致的自振频率，在一定条件下会发生共振。造成共振的激振力大多数来自于转子的不平衡力，因此。共振频率与转速同频。结构共振的特点结构共振是小激振力的输入产生高振幅的输出。共振时的响应取决于结构系统的频响特性，激振力的大小不起关键作用。机组结构设计时应使与转子关联的结构自振频率避开50Hz和其他一些特殊频率点、频率区，如发电机、励磁机结构应避开100Hz，汽轮机结构应避开25Hz、100Hz等。结构共振&过临界转速时的振动对比转子在同步的不平衡力作用下过临界转速时所表现出来的轴振动峰，实际上是转子自身结构的共振响应，如果此时瓦振出现过高的振动峰，甚至瓦振大于轴振，则可以判断轴承支撑结构系统在这个转速下发生了共振。因为通常情况下，瓦振完全是由于转子作用在其上的力产生的强迫振动，瓦振应该明显地小于轴振。结构共振案例