汽轮发电机组振动故障分析

汽轮发电机组振动故障分析当前第1页\共有114页\编于星期二\9点引言近些年来，中国电力工业迅猛发展，超临界/超超临界等大型先进发电机组相继投运，新技术不断涌现。大容量、高参数机组的结构越来越复杂，轴系长度大大增加，在运行中会面临更多新的振动问题。为了解决这些问题，必须开展基于状态监测的设备故障诊断技术的研究与开发。在设备管理工作中，如果采用状态检修，就能大大提高设备的可用率，减少设备重大事故的发生，设备大修间隔延长、小修频率降低，避免了维修不足、盲目检修和检修过剩。这样，不仅可有效地降低检修费用，而且为发电机组的安全稳定运行提供了可靠的技术和管理保障，因而可带来巨大的经济效益。为了实现状态检修，需要对设备故障有正确的认识。当前第2页\共有114页\编于星期二\9点汽轮发电机组轴系故障有很多类型，但其中数种常见故障的发生率占总数的80%以上，根据现场经验，如果能对这些典型故障做出准确的判断，则足以应付生产实际的需要。因此，对典型、常发故障的掌握有十分重要的工程意义。在这里主要对以下10种常见故障模式的故障机理及故障特征进行讲解。

当前第3页\共有114页\编于星期二\9点实例机组信息某机组轴系布置图该汽轮机为亚临界、一次中间再热、三缸、四排汽、单轴凝汽式600MW汽轮机，型号N600-16.7/538/538-1型。汽轮机整个轴系由3根转子加1个中间轴组成，高中压转子跨距6100mm，低压转子跨距5740mm；高中压转子和1号低压转子采用刚性联轴器连接，低压转子之间通过中间轴连接；2号低压转子和发电机转子采用刚性联轴器联接。机组共有7个轴承，6个支持轴承和一个推力轴承。其中支持轴承全部采用四瓦块可倾瓦轴承。推力轴承位于高中压缸电端的中轴承箱内，采用KINGSBURY－LEG推力轴承，推力盘两侧的支承环内各安装10块可滑动的推力瓦块。当前第4页\共有114页\编于星期二\9点机组10种常见振动故障分析4质量不平衡引起的故障

1235转子热弯曲引起的故障

动静碰摩引起的故障

转子不对中引起的故障

自激振动引起的故障

6支撑松动引起的故障结构共振引起的故障轴承座轴向振动引起的故障转子裂纹引起的故障汽轮发电机振动故障78910当前第5页\共有114页\编于星期二\9点1.1质量不平衡故障概述

转子质量不平衡是汽轮发电机组最为常见的故障。据有关统计，在现场发生的机组振动故障中，有转子不平衡造成的约占80%，属于转子质量不平衡的将达到90%左右。转子质量不平衡是指在工程实际中，由于材料的不均匀和设计、制造及安装的偏差，转子的惯性主轴与旋转轴线多少有些偏离。在转子转动中，偏心质量产生的离心力是个不平衡力系，传递到转子的支撑轴承和基础上将产生振动。当转速一定时，离心力的大小正比于质量与偏心距的乘积，在平衡技术中将其称为不平衡量，简称不平衡。1.质量不平衡引起的故障当前第6页\共有114页\编于星期二\9点1.1.1故障分类原始质量不平衡转子质量不平衡转动部件松动脱落当前第7页\共有114页\编于星期二\9点1.1.2故障后果分析安全性影响机组可靠性机组经济性转子发生大振动，诱发动静碰磨，构成轴系破坏和毁机事故，这种事故在旧机组上都可能发生；对转子将产生不平衡力冲击，且严重时可能会使转轴产生塑性弯曲变形，并有可能产生稳定的不平衡振动。如果转子挠曲形成快速发散，轴系破坏就会发生。若汽轮发电机组出现转动部件脱落故障，不仅影响机组整个轴系的安全，还会造成非计划停机，影响整个电网。由于原始质量不平衡，反复的进行启停机操作，对转子以及各零部件都有损耗，促使材料疲劳或损坏，汽轮发电机组的可靠性会降低。运行中转动部件脱落后，如果没有及时发现停机处理，可能会对转子上其它部件造成影响，使其寿命降低，机组可靠性降低；原始转子质量不平衡造成振动将使汽轮发电机组因振动过大无法正常启机，使机组经济性降低；如果发生转子部件脱落导致机组破坏，会造成非计划停机，影响机组的经济性。如果不及时进行停机修理，将会增加维修费用，致使对经济性造成更大的影响。当前第8页\共有114页\编于星期二\9点11.2质量不平衡故障机理转子质量不平衡产生振动的机理是，转子各横截面的质心连线与各截面的几何中心连线不重合，从而使转子在旋转时，各截面的离心力构成一个空间连续力系，转子的挠度曲线为一连续的三维曲线，如下图所示。式中:—不平衡质量—不平衡质量偏心距

—转动角速度当前第9页\共有114页\编于星期二\9点11.3质量不平衡故障诊断汽轮发电机组转子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以及转子热弯曲。原始不平衡是主要原因。诊断任务的生成在运行、启机或停机过程中，5号轴承X，Y向振动值明显增大，高于正常运行振动值和相邻轴承振动值，则诊断该轴承所支撑的转子段发生了故障。故障模式类的确定1）对5号轴承振动信号进行幅频分析，计算各阶振动频谱幅值形成故障征兆集合。2）对频谱分析数据采用主元分析方法进行特征提取。3）计算主元分析数据的贴近度，与标准模式V之间具有最大贴近度的就是它所属的故障模式类。当前第10页\共有114页\编于星期二\9点1.3质量不平衡故障诊断

区分出具体的故障模式

转子不平衡故障频谱图作为严密的诊断，汽轮发电机组的质量不平衡应该具有以下的特征：1）振动以基频(1X)为主，同时，出现较小的高次谐波，整个频谱呈所谓的“枞树形”。2）在转速一定时振幅和相位是稳定的3）多次启动振动有再现性4）可以排除刚度、共振等因素5）振动随负荷变化不明显6）轴心运动轨迹为圆形或椭圆形

转子轴心轨迹5号瓦y方向的振动趋势图当前第11页\共有114页\编于星期二\9点1.3质量不平衡故障诊断查找故障位置不稳定不平衡轴向位置判断的主要依据，是轴系各转子临界转速、工作转速（空负荷、带负荷）下振动变化量及其在轴系中的分布。依据现场检测到的振动变化现象，可归纳为下列几种类型：1）工作转速下振动变化不大，第一临界转速下振动变化十分显著。平衡变化是发生在转子中部，或沿转子长度均布。2）工作转速和第一临界转速下振动变化均较大。当平衡变化发生在转子一端，或两端不对称，转子外伸端平衡变化是由转子挠曲增大引起的，例如外伸端转轴碰磨，也会产生这种振动特征。3）工作转速下振动变化很显著，第一临界转速下振动变化不大。平衡变化发生在转子外伸端，从有关测点振动变化量值大小，可直接判明平衡变化是发生在转子外伸的哪一端。当前第12页\共有114页\编于星期二\9点1.3质量不平衡故障诊断查找故障原因在对故障发生的故障模式确认后，对原始质量不平衡故障原因查找知识库中相对应的规则进行逐条验证，得到各查找规则结论的可信度。只要可信度不为零，那么所搜索得到的故障原因就都可能存在。原始质量不平衡的原因主要有：结构不合理，制造误差大，动平衡精度低，材质不均等。查找故障影响对故障发生的位置和原因确认后，对故障产生的影响进行查找。对故障影响查找知识库中的规则进行逐条验证，根据规则匹配，得到故障影响。当前第13页\共有114页\编于星期二\9点1.3质量不平衡故障诊断查找故障处理措施出具故障诊断报告对故障产生的位置、原因和影响确认后，对故障的处理措施进行查找。对故障处理措施查找知识库中的规则进行逐条验证。根据规则匹配，得到相应的故障处理措施，如：（1）按技术要求对转子进行动平衡；（2）转子除垢，进行修复。在上述几步工作都完成之后，出具一份故障诊断报告，供检修人员决策参考，确定检修计划。诊断报告主要内容包括：故障诊断任务故障模式故障位置故障原因故障影响故障处理措施当前第14页\共有114页\编于星期二\9点11.4机组监测要求振动监测值

现场测点信号如下：（1）键相（2）机组X、Y向轴振（3）机组垂直方向瓦振（4）轴承入口油温、回油温度（5）转子偏心（6）油压（7）负荷（8）转速（9）蒸汽流量测点要求当前第15页\共有114页\编于星期二\9点2.1转子热弯曲故障概述

转子受热后出现的弯曲变形称为热弯曲。热弯曲将导致转子平衡状态的变化，因此热弯曲又称为热不平衡。转子热不平衡是指转子受热后（如机组带有功负荷或发电机转子加励磁电流后）产生附加的不平衡力而出现振动改变的现象。热弯曲是一种机组较为常见的振动故障，引起热弯曲的原因也是多种多样。针对整个汽轮发电机组而言，可分为两部分来研究热弯曲故障，包括汽轮机转子热弯曲和发电机转子热弯曲。2.转子热弯曲引起的故障当前第16页\共有114页\编于星期二\9点热弯曲故障对机组影响后果分析如下：

安全性影响机组可靠性机组经济性转子一旦发生热弯曲故障，机组轴振、瓦振将明显超标，甚至会引发机组跳机，严重影响了机组的安全运行。由于汽轮机汽封等间隙较小，当热弯曲产生的振动增大到一定程度，会引起转子出现动静碰摩，发生摩擦振动，使热弯曲量继续增大，振动也就不断增大，产生恶性循环，严重时会形成永久弯曲。中心孔积油引起的汽轮机转子热弯曲，振动随负荷增加及运行时间的延长而较快增大，数十分钟或1～2h振动就会超限。转子热弯曲故障由于引发原因的不同，对汽轮机组可靠性的影响也有显著的不同。例如动静摩擦、汽缸进水引起的转子热弯曲，再控制、处理不恰当的情况下甚至可以导致转子发生永久性弯曲，缩短了机组转轴的使用寿命。汽轮发电机转子发生永久性弯曲事故，是火力发电厂的重大恶性事故之一，它不仅增加机组非计划停运时间，而且还要耗用相当多的检修费用，造成重大经济损失和严重的不良影响。当前第17页\共有114页\编于星期二\9点12.2转子热弯曲故障机理汽轮机转子在高温和高压的蒸汽介质中工作，发电机转子在投入励磁电流后也会被加热。一般来说，转子温度的均匀增加只会引起长度的增加，而不会使转子产生弯曲。之所以发生弯曲，是由于转子截面存在着某种不对称的因素，包括温度不对称、受力不对称、材质不对称等，左下图转子上下表面温度不等，右下图中由于摩擦效应在转子表面产生的轴向力F。当前第18页\共有114页\编于星期二\9点12.3转子热弯曲故障诊断

转子热弯曲的故障特征

转子热弯曲故障模式的确定

转子热弯曲故障位置的判定

转子热弯曲故障原因的查找

转子热弯曲故障的处理措施当前第19页\共有114页\编于星期二\9点2.3.1转子热弯曲的故障特征汽轮机转子热弯曲的故障特征(1)特征频率为1X；(2)振幅不会发生跳跃式的变化，振动的相位不稳定；(3)振动随转速的变化关系明显；(4)振动随负荷的变化关系明显；(5)停机过程的振动会明显高于启动过程发电机转子热弯曲故障特征(1)振动与励磁电流有密切关系。(2)发电机转子冷却系统不均匀引起热弯曲时，冷却介质入口温度越低，则振动越大；入口温度越高，则振动越小。(3)发电机转子出现的热弯曲大多是暂态弯曲。(4)因摩擦效应导致转子出现不均匀轴向力引起的热弯曲，振动的增大具有一定的突发性。(5)发电机转子热弯曲分为可逆和不可逆两者情况。当前第20页\共有114页\编于星期二\9点2.3.2转子热弯曲故障模式的确定1.依据轴承的振动信号的频谱分析正向推理，机组各瓦振动以基频为主的普通强迫振动，确定故障属于1X故障类。2.依据确定的故障特征作为模式确定判据，进行反向推理，为每一条故障特征设置故障模式确认权重，匹配故障模式。2.3.3转子热弯曲故障位置的判定一般热弯曲故障位置的判定就是依据振动信号异常的位置来确定。譬如由3号轴瓦的异常振动诊断出热弯曲故障，则故障应该是发生在1号低压缸的。当前第21页\共有114页\编于星期二\9点2.3.4热弯曲故障原因

汽轮机转子热弯曲原因

（1）转轴上内应力过大，转轴材质不均。（2）汽轮机叶轮的轮毂之间或轴上其他套装零件与轴凸台之间轴向间隙不足或不均匀。（3）转轴存在径向不对称温差。（4）转子与水或冷蒸汽接触。（5）动静摩擦。发电机转子热弯曲原因（1）转子锻件材质不均匀。（2）匝间短路。（3）冷却系统故障。发电机转子的冷却方式分为空冷、水冷和氢冷。它们都可能出现冷却系统故障。（4）绝缘变化。（5）转子线圈膨胀受阻。（6）转轴上套装零件失去紧力。（7）楔条紧力不一致。当前第22页\共有114页\编于星期二\9点2.4机组热弯曲故障监测要求

测点要求

（1）机组X、Y方向轴振（2）机组垂直方向瓦振（3）负荷（4）励磁电流（5）转速（6）机组疏水、蒸汽管路（7）汽缸温度（8）大轴弯曲值测量值(1)测取机组启停机时，各瓦和转轴通频、基频振幅和相位(2)测取振动较大轴瓦和转轴，在空负荷、带负荷运行时，通频、基频振幅和相位(3)若振动较大轴承，为发电机支持轴承，测取在不同励磁电流下，轴瓦振幅当前第23页\共有114页\编于星期二\9点12.5热弯曲故障解决措施(1)如果发电机转子的振动与冷却介质的温度有关，这时需要进行转子通风试验和流量试验（来确定局部堵塞部位，然后进行反冲洗，疏通冷却通道。(2)当怀疑发生绕组局部短路或匝间短路时，需要进行一些电气试验查找短路部位，如气隙探测绕组实验。发电机转子热弯曲故障解决措施

对于汽轮机转子热弯曲产生的振动，如果振动在限值以内，也可不予考虑。当超过限值，但振动增量相对不大且较为稳定，以及无法查明热弯曲原因，或已查明原因但一时无法处理时，则可以考虑对汽轮机转子进行热平衡，补偿一部分热弯曲产生的质量不平衡。汽轮机转子热弯曲故障对策

当前第24页\共有114页\编于星期二\9点3.1动静碰摩故障概述

3.1.1动静碰摩故障分类3.动静碰摩引起的故障按碰摩方向分类按转子摩擦的接触面情况（径向碰摩）径向碰摩轴向碰摩按碰摩的位置（径向碰摩）全周碰摩部分碰摩转动部分的摩擦部位在非转轴的转动部件

转动部分的摩擦直接发生在转轴本身当前第25页\共有114页\编于星期二\9点3.1.2动静碰摩故障后果分析安全性影响机组可靠性机组经济性由可靠性概念可知，动静碰摩故障的严重程度对于机组的可靠性运行具有重大的影响。动静碰摩可以导致机组部件的磨损、破坏，甚至引起转轴弯曲，直接影响了机组的使用寿命。随着大型机组对效率的不断提高，动静间隙变小，碰摩可能性增加。当前，大型机组的碰摩振动故障的发生率仅次于质量不平衡故障的发生率，称为大机组的第二大类振动故障。碰摩使转子产生非常复杂的运动，轻者使机组出现强烈振动，严重的可造成转轴永久性弯曲，甚至整个轴系破坏。要想避免在机组启动过程中发生轴封动静碰摩，首先要在机组的检修过程中调整好轴封间隙，轴封间隙偏大，虽然可以有效地防止动静碰摩，但会增加轴封汽泄露损失，降低机组的经济性能；反之，如果轴封间隙偏小，经济性是提高了，但安全性又成了问题。因此，需要根据机组的安装、调试、检修和运行情况，确定一个恰当的轴封间隙，兼顾机组的经济性与安全性。当前第26页\共有114页\编于星期二\9点13.1.3转轴碰摩故障机理当前第27页\共有114页\编于星期二\9点13.1.4动静碰摩故障诊断动静碰摩故障振动信号特征

启停中转轴碰摩诊断

工作转速下转轴碰摩诊断

机组动静碰摩的识别

当前第28页\共有114页\编于星期二\9点3.1.5机组动静碰摩的故障征兆当前第29页\共有114页\编于星期二\9点3.1.5机组动静碰摩的故障征兆当前第30页\共有114页\编于星期二\9点测点布置

（1）键相（2）机组X、Y向轴振（3）机组垂直方向瓦振（4）轴向位移（5）胀差（6）真空度（7）负荷（8）汽缸温度（9）凝汽器水位监测方法在启动中转轴碰摩危害最大的是高、中亚转子。平时不论1、2、3号瓦轴振是否较大，在启动中必须重点监测这些轴瓦的轴振或瓦振。使用振动表或振动仪应连续观察1～2min振幅(不测相位也可以)与时间的关系，才能捕捉到转轴碰摩振动特征。因此诊断转轴碰摩最为有效的振动监测方式是连续监测。13.1.6机组动静碰摩监测当前第31页\共有114页\编于星期二\9点13.1.7动静接触的原因（1）汽缸跑偏或基础不均匀沉陷。（2）蒸汽温度的变化。如果蒸汽温度的变化过于剧烈，将引起静止部件的变形。（3）汽缸进水和保温不良。（4）排汽缸的快速加热和冷却。（5）汽封损坏。（6）暖机不充分，在转子存在较大晃度的情况下开机。（7）剧烈振动。当前第32页\共有114页\编于星期二\9点13.1.8碰摩故障解决措施当出现动静碰摩时，现场采取的一个有效措施就是在控制轴振动、保证机组运行安全的前提下进行“磨合”。在启动过程中，机组发生动静摩擦时不能强行升速，否则容易造成大轴永久弯曲。如果转速在临界转速一下，应该立即打闸停机，盘车一段时间正常后再启动；如果在临界转速以上，则在振动可以控制的转速上多停留一段时间，磨合出一定的间隙后再升速。如果摩擦发生在带负荷阶段，只要控制振动在一定的变化范围，可以观察运行一段时间，以磨合出适当的间隙；如果振动不断增加，应该降低负荷或打闸停机，以免危害机组安全。当前第33页\共有114页\编于星期二\9点

自激振动是由于系统自身的运动诱发的振动，其机理和特点与强迫振动有本质不同。汽轮发电机组自激振动包括轴承自激振动和汽流激振，前者由轴承的油膜力引起，后者由蒸汽力引起。4.自激振动故障4.1自激振动振动系统由于自身运动引发的振动称为自激振动。当系统失稳力大于阻尼力时，振动发散，称为振动系统失稳。

实际系统自激振动的振幅不会无限增大，其正阻尼和负阻尼都与振幅有关：在振幅增大过程中，正阻尼增大，负阻尼减小；当振幅达到一定值时，正负阻尼相等，此时振幅停止增长。当前第34页\共有114页\编于星期二\9点单轮盘转子的力系

对于转子系统而言，转子离心力与弹性恢复力在连线上，阻尼力与失稳力与垂直，两者方向相反。如果失稳力大于阻尼力，则系统失稳。当前第35页\共有114页\编于星期二\9点

轴瓦自激振动是现场较常见的一种自激振动，它常常发生在机组启动升速过程中，特别是在超速时。当转子转速升到某一值时，转子突然发生涡动使轴瓦振动增大，而且很快波及轴系各个轴瓦，使轴瓦失去稳定性，这个转速为失稳转速。轴瓦自激振动对机组影响后果有：4.2轴承自激振动安全性影响机组可靠性机组经济性

油膜振荡造成大振动导致转子轴系破坏和机组毁坏；振动过大导致动静碰摩，引起转子弯曲或断裂；

由于轴瓦自激振动造成的停机，它不仅增加机组非计划停运时间，而且还要耗用相当多的检修费用，造成重大经济损失和严重的不良影响。

油膜涡动造成轴系稳定性降低，诱发转子失稳，致使轴系可靠性降低；油压波动，造成钨金瓦疲劳破坏或损坏轴颈，导致轴系可靠性降低；相对振动过大引起支撑部分损坏或导致轴瓦预紧力丧失，机组可靠性降低；当前第36页\共有114页\编于星期二\9点

汽轮机和发电机转子支承在滑动轴承上。转子转动时轴颈与轴瓦之间形成一层很薄的油膜，这层油膜避免了轴颈与轴瓦的直接接触。润滑油带走轴承中摩擦产生的热量，保证工作温度正常。4.2.1轴瓦自激振动机理当前第37页\共有114页\编于星期二\9点4.2.1.1轴瓦自激振动分类半速涡动是指转子轴颈在作高速运转的同时，还围绕轴颈某一平衡中心作公转运动。如果转子轴颈主要是由于油膜力的激励作用引起的涡动，则轴颈的涡动速度接近轴颈转速的一半，故称半速涡动。这种振动的振幅始终不大，而且在机组加速过程中，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。一、半速涡动二、油膜振荡当轴颈转速升高到第一临界转速两倍的附近时，涡动频率与转子的第一临界回转频率重合，转子轴承系统会发生激烈共振，这种涡动就是变为油膜振荡，其特点是来势很猛，瞬时振幅突然升高，很快就会发生局部油膜破裂，引起轴颈与轴瓦之间的剧烈摩擦，结果会严重损坏轴承和转子。当前第38页\共有114页\编于星期二\9点4.2.1.2轴瓦自激振动的原因轴颈扰动过大，不是指转子暂态瞬间产生的扰动，而是指稳定的扰动，进一步说是指轴颈与轴瓦之间的相对振动，简称转轴振动。一、轴颈扰动过大二、转子热弯曲与转子永久弯曲运行的机组中，产生热弯曲是一种较为常见的振动故障。如果轴瓦突然发生自激振动，而且与机组的有功负荷有着一定得对应关系，例如有功负荷增加越快，振动越剧烈，这种现象大部分是由于转子发生热弯曲所致。三、轴承座刚度过大增大轴承座的动刚度虽然能单纯减少轴瓦的振动，但是这会引起转轴相对振动的增大，对轴瓦稳定运行不利。当前第39页\共有114页\编于星期二\9点

当汽轮发电机组上发生的低频振动的频率接近转子转动频率的一半时，在绝大多数情况下，如不是蒸汽激振，就是油膜失稳。由于蒸汽激振一般发生在汽轮机高压转子的轴承上，并且对负荷或压力敏感，振动的重复性好，较易于判断。油膜振荡的频率与转子第一临界转速相近，而且一旦发生，不论转速升至多高，振荡的频率将始终保持为转子第一临界转速的频率，所以易于诊断。4.2.2轴承自激振动的诊断范围(或部位)特征自激振动的特征4.2.2.1自激振动的特征某机组运行时监测参数显示振动异常，通过观察分析频谱图，振动频率有很大的低频分量，频率为25Hz，并且主要集中在1和2号轴瓦上，1号瓦的低频分量最大达到了120um左右，工频以及倍频低于均50um，可以知道振动过大的原因主要是低频分量引起的。当前第40页\共有114页\编于星期二\9点特性(或影响后果)特征：（1）振幅在瞬间突然增大（2）振动达到高位后仍不稳定（3）频率（4）振动的突发性（5）与负荷无关（6）异音（7）低频分量问题当前第41页\共有114页\编于星期二\9点现场自激振动诊断可以分为振动性质的诊断和具体故障原因的诊断两个步骤。4.2.2.2现场故障诊断及测点信号要求1）振动性质的诊断2）轴颈扰动是否过大3）轴瓦自激振动源的诊断◆振动频率◆低频振动呈现的次序◆垂直振动幅值4）了解同型机组相同轴瓦的运行情况当前第42页\共有114页\编于星期二\9点分谐波共振、轴瓦自激振动、汽流激振的特性区分当前第43页\共有114页\编于星期二\9点机组测点信号及监测要求如下：机组X、Y向轴振，机组垂直方向瓦振，轴承入口油温、回油温度，轴承钨金温度，轴承标高，顶轴油压，负荷，轴瓦顶隙，轴承型式信号阈值：X、Y向轴振：低频振幅<100μm（报警）；瓦振：低频振幅<80μm（报警）；入口油温：40～48℃；回油温度：<50℃；（65℃上限报警）轴瓦顶隙：顶隙比1.2～1.5‰；钨金瓦温度：<60℃（80℃上限报警）顶轴油压判据：低于标准值标高变化：<-0.2mm当前第44页\共有114页\编于星期二\9点现场经常采用以下措施消除轴瓦的自激振动：（1）提高油温（2）调整中心（3）调整轴承顶隙（4）增加轴承比压（5）消除轴瓦的缺陷（6）调整平衡（7）轴承类型对稳定性的影响4.2.3处理措施描述轴承动态特性的一个综合指标是承载系数，又称为索马费尔德数。可以看出S越大，轴承的稳定性越高。承载系数取决于比压、间隙比、润滑油黏度和轴颈转速这几个参数。比压和间隙比越大、润滑油黏度越小，则越大，轴承的稳定性越高。当前第45页\共有114页\编于星期二\9点汽流激振的机理（1）静态力（2）动态力4.3汽流激振安全性影响机组可靠性机组经济性蒸汽激振造成大振动导致转子轴系破坏和机组毁坏；振动过大导致动静碰摩，引起转子弯曲或断裂；蒸汽激振引起的不稳定振动是限制超临界机组出力的重要因素，直接影响了机组的可用率；对于调整静叶与动叶轴向间隙或顶隙等避免蒸汽激振的措施，会导致机组内效率降低，直接影响机组的经济性；对于蒸汽激振引起的非计划停机，将给电厂造成经济损失。蒸汽激振造成轴系稳定性降低，诱发转子失稳，致使轴系可靠性降低；油压波动，造成钨金瓦疲劳破坏或损坏轴颈，导致轴系可靠性降低；汽流激振是由于汽流力引起的自激振动。为了提高机组效率，通常采用提高蒸汽参数的方法。这就产生了一种可以导致轴承失稳的激振力。汽流激振在高参数汽轮机上尤为突出，特别是高压转子。当前第46页\共有114页\编于星期二\9点（1）静态力

采用喷嘴调节的汽轮机，蒸汽除了在转子调节级叶片上产生力偶而使转子旋转之外，还有一个作用于转子中心的力。因调节阀开启顺序的原因，可能使此力成为抬起转子的恒定力，从而减小转子的比压，使转子失稳。（2）动态力

汽轮机的转动部分与静止部分之间有一定的间隙，比保证运行时不发生动静摩擦。为了减小蒸汽的泄漏，汽轮机都装有汽封装置。在蒸汽通过汽封时，每通过一个汽封齿就产生一个次节流作用，蒸汽的压力随之降低。机组经济性4.3.1汽流激振的机理作用在转子上的蒸汽激振力可分为静态力和动态力两类。静态力是指恒定的力，而动态力是交变的。这两类力都可以引起汽流激振。当前第47页\共有114页\编于星期二\9点特性(或影响后果)特征（1）振动频率为工作转速的一半，即属于半频。（2）振动与负荷有关，有良好的再现性。（3）低频振动有个一门槛值。（4）与轴承自激振动的区别：发生的部位；与负荷的关系。4.3.2汽流激振的诊断4.3.2.1汽流激振特征范围(或部位)特征在运行、启机或停机过程中，某个轴承X，Y向振动值明显增大，高于正常运行振动值和相邻轴承振动值，则诊断该轴承所支撑的转子段发生了故障。当前第48页\共有114页\编于星期二\9点造成机组激流激振的原因主要有以下几个方面：1）转子与汽缸同心度偏差大2）动叶与静叶（喷嘴）之间的轴向间隙过大3）气门开启顺序不合适4）轴瓦稳定性差5）转子不平衡现场诊断机组汽流激振具体原因和部位步骤如下：1）查看转子是否存在不平衡，如果存在首先消除转子不平衡2）查看调节气门开启顺序，看是否存在单侧进汽的情况3）查找转子中心，检查转子与汽缸同心度，看是否存在偏差过大的情况4）调整动叶和静叶之间的轴向间隙5）查看轴承型式，润滑油温度，轴承标高等影响轴瓦稳定性的因素4.3.2.2汽流激振的诊断方法和步骤（1）振动类别和故障性质判断（2）汽流激振原因以及故障部位的诊断当前第49页\共有114页\编于星期二\9点机组测点信号及监测要求如下：机组X、Y向轴振机组垂直方向瓦振负荷轴承型式机组同心度气阀开启顺序信号阈值：X、Y向轴振：1#、2#轴振低频振幅<100μm（报警）；瓦振：1#、2#瓦低频振幅<80μm（报警）；机组同心度：偏差<0.2mm4.3.2.3测点信号要求当前第50页\共有114页\编于星期二\9点（1）增加轴瓦比压增加在轴瓦单位垂直投影面积上的轴承载荷，可以提高轴承工作的稳定性。在现场应用最多的方法是缩短轴瓦长度，降低长径比。（2）减小蒸汽静态力蒸汽向上的静态力使轴承比压降低，可通过改变调节阀的开启顺序或开启重叠度尽量减小这样的静态力。但要通过反复试验才能找到最佳的开启方式。（3）减小蒸汽激振力蒸汽激振力与蒸汽密度和级前后压差成正比，这是汽流激振发生在大功率高参数汽轮机上的原因所在。激振力还与汽封的结构、长度、间隙的大小有关，且其随着径向间隙的增大而减小，随着轴向间隙的增大而增大。4.3.3处理措施当前第51页\共有114页\编于星期二\9点（4）减少轴瓦顶隙与扩大两侧间隙这种措施就是增加轴承的椭圆度，提高轴瓦的稳定性，它比单纯提高轴瓦比压活减少长径比等其他措施有效。（5）降低润滑油的粘度润滑油的粘度越大，油分子间的凝聚力也越大，轴颈旋转时所带动的油分子也越多，油膜厚度就越大，稳定性也越差。（6）增大上瓦的轴衬宽度增大上瓦的轴衬宽度，以便形成油膜，可以提高上瓦的油膜力，增强轴瓦的稳定性。当前第52页\共有114页\编于星期二\9点

汽轮发电机组是多转子连接而成的轴系，转子之间由联轴器连接。对中是指在运行状态下，轴系中各个转子的中心线在一连续的轴线上，并使各轴承的负荷满足设计要求。如果不能达到这样的要求，则称为不对中。5.转子不对中引起的故障5.1转子不对中

转子不对中是汽轮发电机组及辅机设备最常发生的故障之一。当转子系统出现不对中后，在其运动过程中将产生一系列不利于设备运行的动态效应，引起设备的振动、联轴器的偏转、轴承的磨损和油膜失稳、转轴的挠曲变形等，危害极大。根据国外相关资料介绍，60%-70%的旋转机械振动故障由轴系不对中引起或与之相关。存在不对中故障的汽轮发电机组若长期运行,有可能产生非常严重的后果。因此,研究大型汽轮发电机组轴系不对中故障的振动特征、振动诊断及处理方法就有较大的经济价值。当前第53页\共有114页\编于星期二\9点联轴器不对中联轴器不对中是指相邻两根转轴轴线不在同一直线上，或不是一条连续的光滑曲线，在联轴器部位存在拐点或阶跃点。联轴器不对中包括三种情况：一是联轴器端面与轴心线不垂直（端面瓢偏）形成偏角不对中；二是联轴器的有关圆柱面和连接螺栓孔节圆中心和轴颈不同心（圆周偏差）形成平行不对中；三是前两种不对中的组合，即平行偏角不对中。

轴承不对中轴承不对中包括偏角不对中和标高变化两种情况。目前多使用自位轴承，一般的轴承偏角不对中容易消除。但轴承位置标高的变化会使轴承载荷重新分配，从而影响整个轴系的稳定性。5.1.1故障的分类转子不对中分类示意图当前第54页\共有114页\编于星期二\9点5.1.2故障的后果分析安全性影响机组可靠性

诱发大幅的同步相对转轴振动,造成动静间隙周向不均,可能诱发动静碰摩故障。由于支撑负荷变化,造成轴系临界转速变化,激发结构共振。轴承不对中导致高压汽轮机汽封间隙不均匀诱发间歇激振。高(中)压转子的严重不对中可诱发大负荷工况下的低频振动。

轴承载荷发生变化,轻载轴瓦可能发生失稳问题,过载轴瓦的瓦温可能超限。由于轴承不对中造成各轴承负荷分配变化和轴承的动特性变化,从而影响整个转子系统的稳定性。由于支撑负荷变化造成工作转速下轴系振型的变化,使转子不平衡敏感度发生变化。不对中的一对轴承,负荷大的轴承油膜吴现较大的非线性,在不平衡扰动力的作用下,在一定的条件下可导致轴振动出现各种谐波响应。当前第55页\共有114页\编于星期二\9点联轴器不对中轴承不对中经过分析可知，平行不对中时振动频率为转子工频的两倍。偏角不对中使联轴器附加一个弯矩，弯矩的作用是力图减小两轴中心线的偏角。轴旋转一周，弯矩作用方向交变一次，因此，偏角不对中增加了转子的轴向力，使转子在轴向产生工频振动。平行偏角不对中是以上两种情况的综合，当转子运转时，就有一个两倍频的附加径向力作用于靠近联轴器的轴承上，有一个同频的附加轴向力作用于止推轴承上，从而激励转子发生径向和轴向振动。轴承不对中实际上反映的是轴承座标高和左右位置的偏差。由于结构上的原因，轴承在水平方向和垂直方向上具有不同的刚度和阻尼，不对中的存在加大了这种差别。虽然油膜既有弹性又有阻尼，能够在一定程度上弥补不对中影响，但当不对中过大时，会使轴承的工作条件改变，使转子产生附加的力和力矩，甚至使转子失稳和产生碰摩。5.2转子不对中引起的振动机理当前第56页\共有114页\编于星期二\9点5.2.1转子不对中的原因分类一、设计对中考虑不够及计算偏差；二、安装找正误差和对热态转子不对中量考虑欠佳；三、运行操作上超负荷运行和机组保温不良，轴系各转子热变形不一；四、机器基础、底座沉降不均使对中超差和软地脚造成对中不良；五、环境温度变化大，机器热变形不同。当前第57页\共有114页\编于星期二\9点5.2.2转子不对中的振动特征分析畸变过程正常运行状态图故障运行状态图轴系不对中本身不会产生振动，主要影响到油膜性能和阻尼，在转子不平衡时，由于轴承不对中对不平衡力的反作用，会出现工频振动；当其不对中过大时，有可能使转子失稳或产生碰摩，在一定条件下会出现高次谐波振动(负荷大时)或引起油膜涡动进而导致油膜振荡(负荷轻时)。而轴系不对中将导致轴向、径向交变力，引起其振动特征频率为转子工频的轴向振动和2倍频分量的径向振动。对于齿式联轴器,平行不对中时产生以轴向为主的振动，角度不对中及综合不对中时和刚性联轴器不对中一样，会产生径向振动和轴向振动。机组正常时，其轴心轨迹是一个较为稳定的规则椭圆。而机组异常时，轴心轨迹图畸变为被损伤的香蕉形，如图所示。某机组3号轴承振动异常时频谱图当前第58页\共有114页\编于星期二\9点

转子不对中故障的诊断主要是利用故障的特征进行差别诊断，产生不对中故障的原因主要有：联轴器安装精度未达到要求值、机组超负荷、凝汽器真空和水位发生变化，轴承标高发生变化。5.3不对中故障的诊断范围(或部位)特征

某电厂的汽轮发电机组3号轴承在正常运行过程中，振动幅值呈逐步平缓上升趋势，机组正常时，垂直方向和水平方向上均呈现出平稳的等幅正弦波；其通频双振幅值，垂直方向上为8μm，水平方向上为38μm，而机组异常时，垂直、水平两方向上的波形均发生畸变，尤其在水平方向上呈现出明显的工频、2倍频迭加的“M”形波形；其通频双振幅值，垂直方向上为42μm，水平方向上为64μm，且已超过振动标准的“良好”，其振值是正常时的1.7倍。为避免设备运行状态恶化，需查找故障源消除异常振动。5.3.1故障特征分析当前第59页\共有114页\编于星期二\9点

汽轮发电机组在运转过程中出现的故障很多，这些故障引起转子振动的异常变化，我们检测到的信号中包含着很多的故障信息，通过对振动信号的分析，就可以发现这些异常变化，进而推断出故障发生的原因。运用的分析方法有频谱分析法，就是通过分析振动频率和幅值的关系来判断引起振动的原因，这种方法是分析振动故障的一种重要手段。①对联轴器两侧的转子径向振动和轴向振动进行频谱分析②不对中故障是属于普通强迫振动③在普通强迫振动中，有质量不平衡、刚度降低、共振和不对中等故障④当转子径向振动和轴向振动的频谱中出现较大的二倍频（2X）和其他高倍频，且二倍频为主要特征信号，这样就具有不对中故障的特征，同时可以排除基频故障的可能。⑤转子故障的不同，反映出来的轴心轨迹有很大的差异⑥另外，根据转子不对中故障的其他相关特征对故障进行核实确认⑦如果轴向振动大于径向振动，联轴器两侧轴承测量的轴向振动相位差基本为180°

⑧轴承不对中包括偏角不对中和标高变化两种情况5.3.2诊断方法当前第60页\共有114页\编于星期二\9点监测要求（1）监测参数（2）振动监测阈值5.3.3现场测点布置及振动标准测点布置每一个轴瓦建议安装两个相互垂直的传感器。对于机组长期运行的振动监测，可以在轴瓦处只安装一个传感器，但由于轴瓦的油膜刚度在各方向都不同，不同方向轴振幅值也不同，因此最好每个轴瓦安装两个传感器。特殊情况下，可以装一个。当前第61页\共有114页\编于星期二\9点诊断转子不对中需监测参数和某300MW机组参考参数值当前第62页\共有114页\编于星期二\9点①在安装和检修过程中应严格进行轴系找中、在运行过程中应避免对机组轴系形成冲击负荷,才能保证大型汽轮发电机组的安全、稳定、经济运行。②提高检修和工艺水平，安装保证联轴器无飘偏和偏心，处理接触面锈蚀和改进润滑系统，消除滑销系统卡涩，消除支撑轴承标高偏差。③控制机组的负荷符合规定，禁止机组超负荷运行。④如果是由于支撑轴承标高的变化导致的轴承不对中，查找影响轴承中心的因素如：轴承座垂直方向的热膨胀、油膜厚度的影响、基础框架受热不均的影响、凝汽器水位和真空的影响。5.4处理措施当前第63页\共有114页\编于星期二\9点

支承松动引起系统的结构刚度变小，很小的激振力会引起较大的振动。支承松动引起的振动属于强迫强迫振动的范畴，由于因为松动引起的振动不稳定，所以大部分振动是不稳定的，可以看作非定常强迫振动。6.1支撑松动故障概述6.支撑松动引起的故障安全性影响机组可靠性机组经济性

共振造成大振动导致转子轴系破坏和机组毁坏；振动过大导致动静碰摩，引起转子弯曲或断裂；

结构共振造成振动将限制机组负荷或停机，使机组经济性降低；如果发生大振动导致机组破坏将会增加维修费用，致使经济性降低。

偏移方向发生改变，造成本体部件配合错位，致使可靠性降低；容易使振动部件疲劳破坏，导致机组可靠性降低。当前第64页\共有114页\编于星期二\9点

系统振动是由两方面决定的，即激振力和轴承刚度。支撑松动会影响轴承刚度，进一步使系统振动增大。（1）连接螺栓松动。（2）轴承座与台板接触不好。（3）垫铁松动。（4）汽缸的膨胀不畅、滑销系统的卡涩。（5）结构形式。（6）大型机组轴承座径向振动多发生在低压缸轴承上。以下因素可以导致支承刚度的降低：6.2支撑松动故障机理当前第65页\共有114页\编于星期二\9点

由于支承松动引起的振动，有如下的特点：（1）相位不稳定。（2）振动随转速变化明显。（3）振动随负荷变化明显。（4）基频及分数谐波振幅大，伴随2f3f...等高频振幅。（5）振动不稳定，转速达某一域值是振幅突然增大或变小。（6）水平和垂直方向具有不同的临界转速。（7）松动的方向振动大。（8）轴承座的振动会明显增大。6.3支撑松动故障诊断特性(或影响后果)特征范围(或部位)特征某厂机组大修结束后，电厂进行冲转，但在启动过程中定速3000r/min时，励磁机转子的两个支撑轴承的水平振动不断爬升，最大达到73um。在带负荷过程中，再次出现了励磁机前后轴承水平振动大幅度爬升，最大振动达到100um。最后经过诊断分析主要原因是轴承座与台板整理接触不良，导致水平刚度大幅度下降，从而导致振动增大。6.3.1故障特性分析当前第66页\共有114页\编于星期二\9点现场最常见的是轴承座与台板、台板与基础之间的接触不良，可以通过测量他们之间振动的差异来判断。6.3.2支撑松动诊断方法研究

支承松动引起的振动会引起轴承座较大的振动，所以对于该类型振动的诊断可以通过测量轴承座的振动来进一步确定。直接检查的方法有测量差别振动和用手触摸两种。测量差别振动用手指触摸用手指紧贴在轴承座与台板结合处，当两者结合不好时，在交变振动力的作用下，手指会有挤压感。用同样的方法可以检查台板与基础的结合情况。当前第67页\共有114页\编于星期二\9点6.3.3现场测点信号及监测要求键相机组X、Y向轴振机组垂直方向瓦振转子偏心负荷转速蒸汽流量

对于支承松动引起的振动，可以通过来自各轴的振动信号分析，但进一步的确诊需要测量轴承座的振动当前第68页\共有114页\编于星期二\9点6.3.4诊断判据

对于一般的轴承座来说，在同一轴向位置，如图所示，测点上下标高差在100mm以内的两个连接部件，在连接紧固的情况下垂直方向的差别振动应小于2μm；滑动面之间正常的差别振动应小于5μm；对于发电机后轴承座与台板之间有绝缘者，其差别振动应小于7μm。当两个相邻部件差别振动明显大于这些数据时，即可判断连接刚度不足。差别振动越大，故障越严重。在测量轴承各点振动时，除测量垂直振幅和相位外，必要时对该点水平和轴向振动也应测量；在测量时若发现差别振动异常，必须复测一次；只有两次结果基本一致，才能认为数据可靠。检测轴承座差别振动的测点分布当前第69页\共有114页\编于星期二\9点（1）按技术要求安装，保证配合要求。（2）从差别振动中发现松动的发生部位，采取紧固措施。（3）防止机壳或基础变形。（4）合理运行，防止低压缸支承部分的变形。（5）轴承座与台板整理接触不良，导致水平刚度大幅度降低，能够降低水平振动的有效方法就是采用高速动平衡手段来降低转子上残余的不平衡激振力。（6）对于投产时间较长的机组，由于运行时间长，会导致基础刚度有所下降，因而检修中应注意对整理刚度的检查，适当将检修标准控制严格一些。6.4支撑松动处理措施当前第70页\共有114页\编于星期二\9点7.1结构共振故障概述

结构共振是指汽轮发电机组的静止部件的固有频率接近工作转速。如果这些部件存在共振，会加速部件的疲劳破坏。特别是转子的支承部件，如轴承箱、端盖、汽缸、基础等，当这些部件存在共振时，会导致整个轴系振动的恶化。结构共振属于强迫振动的范畴。7.结构共振引起的故障

工作转速是指机组长期运行的转速，为避免共振，固有频率应避开50hz。通常要求避开率为20%，即固有频率为低于40Hz（2400r/min）和高于60Hz（3600r/min）。

共振是指激振力的频率与振动系统的固有频率重合，这时振幅急剧增大，相位急剧变化。当前第71页\共有114页\编于星期二\9点安全性影响机组可靠性机组经济性

共振造成大振动导致转子轴系破坏和机组毁坏；振动过大导致动静碰摩，引起转子弯曲或断裂；

结构共振造成振动将限制机组负荷或停机，使机组经济性降低；如果发生大振动导致机组破坏将会增加维修费用，致使经济性降低。

偏移方向发生改变，造成本体部件配合错位，致使可靠性降低；容易使振动部件疲劳破坏，导致机组可靠性降低。结构共振故障对机组影响后果分析：当前第72页\共有114页\编于星期二\9点7.2故障机理（1）转子的临界转速、叶片的固有频率都有严格的要求。（2）大的结构部件（如汽缸、发电机端盖、轴承箱）由于其形状复杂，无论从计算角度还是从试验角度，在设计阶段确定其固有频率的难度都比较大。（3）今年从西方国家引进的机组额定频率为60Hz。这些机组的部件如果存在50Hz的固有频率，在国外的运行条件并不是一个问题，但在我国运行就会存在问题，这时引进机械共振问题比较多的原因。（4）基础共振。汽轮发电机组基础（汽轮机平台、混凝土框架）的固有频率也应该避开50Hz。有的机组本身振动不大，但站在汽轮机平台上却有明显的振感，这往往是基础存在共振引起的。（5）运行过程的损坏。运行过程中部件出现的裂纹、松动等，可以引起部件刚度的降低，使固有频率落入共振区。（6）汽轮发电机的给水泵、循环水泵、凝结水泵等辅助设备。由于这些辅助设备通过配管系统与主设备连接，有时配管系统的振动既影响辅助设备的振动也会影响主设备的振动。结构共振与部件的结构有很大关系，同时疲劳、松动等发生后会改变部件的固有频率。当前第73页\共有114页\编于星期二\9点7.3结构共振故障诊断故障特征分析范围(或部位)特征

在运行、启机或停机过程中，某个轴承X，Y向振动值明显增大，高于正常运行振动值和相邻轴承振动值，则诊断该轴承所支撑的转子段发生了故障。特性(或影响后果)特征（1）可以排除转子的临界转速。（2）主要观察轴承座的振动。（3）结构物在三个方向的固有频率不一致。（4）如果汽轮机的缸体、发电机、励磁机的外壳振动特别大，而转子的轴振并不大，则这些部件共振的可能性很大。（5）如果轴承座振动不大，而汽轮机平台的振动大，则存在基础共振的可能性大。（6）如果结构物的阻尼比较小，则共振区域振动变化率大。有时转速变化几十转，振动就有明显的变化。（7）存在结构共振时往往振动不稳定，容易出现波动。（8）结构共振发生时相位也会发生剧烈变化。（9）发电机容易出现2X的振动。结构共振发生在汽轮机的静止部件上，所以在检测时要多留意轴承座的振动，同时要注意是否振动是由于汽轮机的各种管道振动引起的，可以采用移动监测的方法进行进一步确认。当前第74页\共有114页\编于星期二\9点诊断方法

对于新安装机组，结构共振多是由于机组安装时导致的结构共振。可以参看同类型的机组的安装及处理过程。运行一段时间后的结构共振多为机组静止部件老化或者是由于运行时导致的机组静止部件的变形。

结构共振发生于汽轮机的静止部分，对其监测应在轴承座等静止部件。可以在容易发生结构共振的部分安装速度传感器。传感器需要在水平、轴向以及垂直方向安装。

对于确定支持系统是否共振的基本方法就是进行转速实验。在共振转速附近，部件的振幅和转速的关系完全由振动系统的阻尼和激振力幅值决定。为了确定这些振动是由于激振力的变化引起的还是由于部件的动态特性变化的影响，在实际的机组上往往首先从激振力着手。当前第75页\共有114页\编于星期二\9点现场测点信号及监测要求

键相机组X、Y向轴振机组垂直方向瓦振转子偏心负荷转速静止部件的振幅当前第76页\共有114页\编于星期二\9点

诊断判据

判断支承系统是否共振的方法是由轴承座顶部振幅与基础之比或由转轴的相对振动与轴承振动的比值大小确定。对于坐落在基础上的轴承座来说判断共振时，发生共振时，其顶部振幅和基础振幅很接近，有些情况下甚至振幅大于轴承振幅。国外资料认为，轴承顶部振幅与基础振幅之比小于1.5—2.0时，表面支承系统存在共振。对于轴承座落在排气缸上的系统来说，可用轴振与轴承振动之比来判断支承系统是否存在共振或动刚度不足。如果轴振和轴承振动接近，甚至小于轴承振动，则可判断支承系统存在共振现象。当前第77页\共有114页\编于星期二\9点

图为某电厂#4机系东方汽轮厂生产的N300-16.7/537/537-3型亚临界中间再热双缸双排汽凝汽式汽轮机3#和4#轴承座的降速曲线,从降速曲线可以看出3#和4#轴承座在3000r/min附近振动幅值急剧增加，表明在3000r/min附近存在共振区。因此，转子不平衡振动响应灵敏度高,抗干扰能力差。分析知道，引发3#和4#轴承座振动的原因是：轴承座支撑系统刚度较低且在3000r/min附近存在共振区，低压转子上有一定的不平衡量。

当前第78页\共有114页\编于星期二\9点7.4结构共振处理措施

在机组安装过程中，要保证基础的二次灌浆良好，要保证轴承座底板与台版、台板与基础、轴承座中分面接触良好，以及连接螺栓紧力足够且均匀。在大型发电机定子安装中，应进行定子负荷分配实验，按照安装工艺阶梯型布置垫片，保证定子四周承载均匀。对已运行的机组应从以下几方面入手：（1）检查部件有无裂纹、脱焊、连接不良等情况；（2）采用中增加支撑等措施，改变结构的固有频率；（3）提高转子的平衡精确度，减小激振力以降低共振峰值。（4）定期对发电机端部绕组振动特性进行测试，防止线棒松动等引起端部绕组结构共振。当前第79页\共有114页\编于星期二\9点在诊断机组振动故障时，常常发现轴承座存在较大的轴向振动，对于这类故障，应先检测轴承座的轴向动刚度。从现场实际情况看，引起过大轴向振动的原因大部分是轴承座的轴向动刚度不足，特别是台板和基础之间的松动；其次是轴承座和发电机的端盖轴承轴向刚度不足。4台德国巴布科克公司提供技术和主要关键设备与中国武汉锅炉厂合作制造的830t/h全液态排渣锅炉一期工程（1999）二期工程（2007）二期扩建工程（建设中）3台35MW联合循环热电联产机组2台F级燃机“二拖一”燃气--蒸汽联合循环供热机组4台俄罗斯动力机械进出口公司的双抽气汽轮机，其中，两台为16.5万千瓦的双抽气汽轮机，两台为18.5万千瓦的单抽气汽轮机长期振动过大，对机组的影响很大，易发生更严重的事故。振动幅度过大，造成动静摩擦，损坏轴封。安全性影响机组可靠性机组经济性机组零部件承受很大应力，促使材料疲劳或损坏，设备可靠性降低螺栓、螺帽等紧固件松弛，造成气缸中分面等处的蒸汽泄露，机组可靠性降低造成振动将限制机组负荷或停机，使机组经济性降低如果发生大振动导致机组破坏将会增加维修费用，致使经济性降低偏移方向发生改变，造成本体部件配合错位。发生动静碰磨，造成转子弯曲或机组损坏8.轴承座轴向振动引起的故障8.1轴承故障概述当前第80页\共有114页\编于星期二\9点轴向电磁力不平衡

转子弯曲轴承座局部不稳固球面瓦轴承卡涩故障机理轴承座受到过大的轴向推力力矩

轴承座轴向共振转子存在较大的二阶质量不平衡8.2故障机理当前第81页\共有114页\编于星期二\9点轴向电磁力不平衡

发电机转子中心与定子中心偏移情况示意图当前第82页\共有114页\编于星期二\9点轴承座局部不稳固

轴承座底部与基础台板中部接触不良示意图2．台板3.地脚螺栓4.轴承座当前第83页\共有114页\编于星期二\9点8.3轴承座轴向振动故障诊断

轴承座的轴向振动是指与转轴中心线同一方向的振动。在机组轴系振动测试过程中，经常发现轴承座的轴向振动是其垂直或水平振动的数倍甚至几十倍，与转子径向振动和轴承座垂直、水平振动一样，过大的轴承座振动也会影响机组的安全运行。4台德国巴布科克公司提供技术和主要关键设备与中国武汉锅炉厂合作制造的830t/h全液态排渣锅炉一期工程（1999）二期工程（2007）3台35MW联合循环热电联产机组4台俄罗斯动力机械进出口公司的双抽气汽轮机，其中，两台为16.5万千瓦的双抽气汽轮机，两台为18.5万千瓦的单抽气汽轮机诊断方法研究轴向振动主要表现为汽轮机支撑系统轴向的振动。但轴向振动的发生是由于汽轮机的其他因素有关，如，轴向振动发生在发电机和励磁机部位则很有可能是电磁力不平衡引起的；过大的热弯曲有时也可以造成轴承座的轴向振动；为了进一步确定振动的原因，需要测其是否与有功负荷有关，与支撑系统是否有关，与激振力是否有关。轴承座的轴向振动的特征为汽轮机轴承的轴向振动大。但引起轴承座轴向振动的原因很多，发生轴向振动时，也要注意其发生部位，频谱特性等以便进一步确定引起振动的原因。故障特征分析

当前第84页\共有114页\编于星期二\9点8.4现场测点信号及监测要求

键相#5机组X、Y向轴振机组垂直方向瓦振转子偏心转速及蒸汽流量

负荷当前第85页\共有114页\编于星期二\9点8.5诊断判据汽轮发电机的轴振动的国际标准有两种：一种是ISO标准，它由国际标准化组织制定的；另一种是IEC标准。我国制定的标准一般与ISO标准接轨。轴承座振动标准比较

原水利部标准当前第86页\共有114页\编于星期二\9点区域界限区域A：好；区域B：合格；区域C：报警；区域D：停机当前第87页\共有114页\编于星期二\9点8.6处理措施6.通过支承系统轴向振动的变转速实验或激振实验，确实证明有50和100Hz左右的固有频率时，则判断存在轴向共振。消除和控制此共振可采取两种手段：①对共振部件进行调频处理，如机座加固、改善轴承稳定性及消除某些设备缺陷等；②减小共振源的激振力，如对于50Hz共振提高转子的动平衡精度，对100Hz共振则消除电磁力不平衡以及改善转子的对中状态等。3.轴承座局部不稳固引起的轴向振动可采用5种方法。2.当确定轴向振动与转子的弯曲（热弯曲）有关，且弯曲量较大时，则需要进行直轴处理或查找热弯曲原因予以处理。如弯曲量不大，则可尝试采用动平衡方法使转子挠曲减小，降低径向和轴向振动。1.如果发电机和励磁机轴承的轴向振动与电磁力有关，可以调整发电机或励磁机的磁力中心，消除电磁力的不平衡。4.对于汽轮机膨胀死点的轴承座或可滑动的轴承座，可采用下列方法控制轴向振动：①修刮轴承座与台板的滑动面；②充油台板定期加油，保证其润滑良好，以减小气缸膨胀时其移动的摩擦阻力；③消除管道对汽缸的反作用力，保证在汽缸接口处的管道力在允许的范围内；④更换刚度大的轴承座。5.针对轴瓦紧力不合适引起的轴向振动，可重新调整轴承与瓦壳之间的过盈量。确保轴承内紧力均在标准规定的范围内，使轴瓦能够追随轴颈偏转，不再使轴承座受轴颈和轴瓦的牵制。7.当轴向振动与转子二阶质量不平衡有关时，那么，对转子进行平衡时。无论径向振动还是轴向振动都可以得到改善。当前第88页\共有114页\编于星期二\9点据国外资料报道，十年来三十多台大型汽轮发电机组发生过转子裂纹的事故，其中有些事灾难性的。这类事故在国内也有发生。引起裂纹事故增加的原因是：①机组的大型化带来蒸汽参数提高。②机组寿命的延长使运行时间增加。③机组调峰运行。由于转子裂纹的危险性，迫切需要进行有效地监测，以尽可能早地发现事故征兆，至少在发展为灾难性事故前能够觉察。目前直接确定裂纹的方法如超声波、红外线、磁力探伤等仅能够在停机条件下检测，而不能提供运行状态下的测量。因而通过振动测量诊断裂纹的故障的技术尤为重要。9.转子裂纹引起的故障9.1转子裂纹故障概述当前第89页\共有114页\编于星期二\9点9.2故障机理有径向裂纹的转子，其横向刚度下降，且转子的刚度不对称，由此产生弹性不平衡力。当转子以旋转时，伴随其非同步的弯曲振动使裂纹分别以固有频率和(为裂纹闭合时转子的固有频率，为裂纹张开时转子的固有频率)周期性开闭，不断改变裂纹的性质。由于裂纹性质的改变导致转子刚度的变化，改变了转子对主要激振力即重力的动力响应。裂纹转子由重力引起的响应除一倍频外，还有二倍频、三倍频……分量。由于裂纹改变了转子的刚度，从而使转子的各阶临界转速比正常值要小，裂纹越严重，各阶临界转速减小得越多；由于裂纹造成刚度变化且不对称，从而使转子的共振转速扩展为一个区域；裂纹转子在作强迫响应时，一次分量的分散度较无裂纹时大；在恒定转速下，各阶谐波幅值及其相位不稳定，且尤以二倍频最为突出；裂纹转子引起刚度不对称，使转子动平衡发生困难，往往多次试加平衡质量也达不到所要求的平衡精度。当前第90页\共有114页\编于星期二\9点9.3转子裂纹故障诊断

裂纹的出现，说明在转子裂纹区存在轴向的拉应力，在拉应力的作用下，转子弯曲。裂纹的出现使得转子的横向刚度降低，也会引起弯曲。这种弯曲必然导致平衡状态的恶化。因转子裂纹引起的振动具有以下的特点：晃度：转子裂纹将使转子在低速下的晃度增大。

热弯曲：裂纹影响到转子的热传导，引起转子的热弯曲，表现为振动随负荷而增大。对平衡的不正常反应

转子裂纹引起转子刚度的不对称，引起2X振动高次谐波基频（1X）振动：转子裂纹将使转子的振动增大

9.3.1故障特征分析当前第91页\共有114页\编于星期二\9点9.3.2诊断方法研究对于怀疑有裂纹的转轴，根据振动信号进行诊断和监测是唯一的有效的手段。所监测的内容有如下两个方面：4台德国巴布科克公司提供技术和主要关键设备与中国武汉锅炉厂合作制造的830t/h全液态排渣锅炉一期工程（1999）4台俄罗斯动力机械进出口公司的双抽气汽轮机，其中，两台为16.5万千瓦的双抽气汽轮机，两台为18.5万千瓦的单抽气汽轮机在机组稳态运行条件下，如果有一或两个轴承（转轴）的工频和两倍频振幅出现十分缓慢地增加，相位也发生缓慢地变化，在排除了转轴中心孔进油、轴承标高变化、联轴器中心变化、转动部件位置缓慢偏移等可能性之后，可以将其作为怀疑转子出现裂纹的一条根据。定转速下的工频和两倍频振幅及相位5#轴承频率幅值曲线当前第92页\共有114页\编于星期二\9点9.3.2诊断方法对于怀疑有裂纹的转轴，根据振动信号进行诊断和监测是唯一的有效的手段。所监测的内容有如下两个方面：4台德国巴布科克公司提供技术和主要关键设备与中国武汉锅炉厂合作制造的830t/h全液态排渣锅炉一期工程（1999）二期工程（2007）4台俄罗斯动力机械进出口公司的双抽气汽轮机，其中，两台为16.5万千瓦的双抽气汽轮机，两台为18.5万千瓦的单抽气汽轮机变转速下的两倍频振幅和相位机组升降速过程在临界转速一般处出现两倍频共振峰是转轴裂纹的关键判据，随裂纹深度的发展，这个共振峰值应该逐渐增大。发电机转子本体刚度不对称和联轴器不对中在升降速过程和裂纹产生完全相同的特征。这些故障往往难于区分。发电机转子本体刚度不对称产生的两倍频振动特征应该出现在发电机支撑或临近结构部件上，两倍频振幅、相位不会随时间变化；联轴器产生的两倍频特征，在消除或调整了联轴器的对中之后，应该随之有所变化。这些情况可以用来区别它们。

5#过临界转速时振幅随转速的变化当前第93页\共有114页\编于星期二\9点TextTextText

9.3.3现场测点信号及监测要求现场测点信号及监测要求键相机组X、Y向轴振转子偏心负荷转速当前第94页\共有114页\编于星期二\9点9.3.4诊断判据1.振动的长期趋势(数天、数周、数月)呈上升态势。

2.经常需要对转子进行平衡。3.转子晃度经常增大。

如果转子振动具有以下特点之一，应该将裂纹作为疑点排查。当前第95页\共有114页\编于星期二\9点9.4故障形成原因9.4故障形成原因引起转子裂纹的原因包过高频疲劳、低频疲劳、蠕变和应力腐蚀。它们首先与转子运转的机械状态有关，另外还受环境的影响，主要是热参数和工作介质中含有腐蚀性的化学物质。运行时间长的老机组，由于应力腐蚀，会在转子原本存在诱发点的位置产生微裂纹，其后随着环境因素的持续作用，微裂纹逐渐扩展，发展为宏裂纹。原始的诱发点通常出现在应力高且材料有缺陷的地方。如轴上应力集中点、加工时留下的刀痕、划伤处、材质存在微小缺陷的部位等。随着机组使用寿命的延长和很多机组被用做调峰，转轴疲劳损伤急剧，裂纹出现的可能性在增加。当前第96页\共有114页\编于星期二\9点

10.汽轮发电机振动故障发电机作为将转子的旋转机械能转化为电能的设备，是电厂与电网连接的重要节点，所以发电机的安全运行尤为重要。振动状态时衡量发电机能否持续可靠运行的重要指标。多年来，因振动加剧危及发电机组安全运行甚至损毁事故的实例并不少见。可以说振动异常及加剧常常是机组发生事故的先兆10.1.1故障分类汽轮发电机是高速旋转机械，由于本身诸多不平衡因素难以完全消除及外部干扰力的影响，运行中不可能不产生振动。发电机的振动故障可以分为机械原因和电气原因两个大类，其中机械原因包括转子不对中、转子质量不平衡、转子裂纹、转子刚度不对称、动静碰磨等故障模式；电气原因包括电磁谐振、不对称电磁力激振、定子铁芯振动等故障模式。由于机械原因引起的发电机振动在前边章节里，已做了详尽的描述，本章着重阐述由于电气原因而引发的汽轮发电机振动10.汽轮发电机振动引起的故障10.1汽轮发电机振动概述当前第97页\共有114页\编于星期二\9点4台德国巴布科克公司提供技术和主要关键设备与中国武汉锅炉厂合作制造的830t/h全液态排渣锅炉一期工程（1999）二期工程（2007）二期扩建工程（建设中）3台35MW联合循环热电联产机组2台F级燃机“二拖一”燃气--蒸汽联合循环供热机组4台俄罗斯动力机械进出口公司的双抽气汽轮机，其中，两台为16.5万千瓦的双抽气汽轮机，两台为18.5万千瓦的单抽气汽轮机对运行中的发电机组来说，振动明显超过其允许的振动值时，将降低发电机运行可靠性、安全性及其经济性甚至立即使发电机遭到破坏。发电机转子一旦振动故障，机组轴振、瓦振将明显超标，导致转子滑环和电刷磨损加剧以及产生环火，甚至会引发机组跳机。安全性影响可靠性影响经济性影响

冷却系统堵塞、匝间短路引起的转子热弯曲，严重时造成振动幅值过大，严重时将会导致机组密封系统被破坏，并造成转子永久弯曲。使机组运行可靠性降低。

电磁力激振导致线圈、电刷等磨损使发电机运行的可靠性降低。汽轮发电机转子发生永久性弯曲事故、汽轮发电机转子断裂事故，是火力发电厂的重大恶性事故之一，它不仅增加机组非计划停运时间，而且还要耗用相当多的检修费用，造成重大经济损失和严重的不良影响。若发电机转子出现热弯曲故障，不仅影响机组整个轴系的安全，甚至会影响电厂按时并网发电。连接部位松弛和应力增大并危及发电机的基础部分