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1、主机振动测试与动态分析 振动及其分类 n振动指物体在一定位置附近的往复运动。 普遍存在于宇宙及人类生产、生活中。是电厂重要安全经济指标之一。 电厂中振动过大的危害 （1） 减少设备的使用寿命，造成设备损坏，甚至酿成灾难性事故； （2）动静部件碰摩，使转轴弯曲，部件及基础损坏； （3）降低机组的机械性能和热力性能； （4）振动及其产生的噪声，影响运行人员身体健康和工作效率。 n机组按产生振动原因主要分为强迫振动与自激振动 n1、强迫振动主要原因 n转子质量不平衡转子部件脱落、杂质堆积、转子弯曲等 n中心不正联轴器同心度、晃度、联轴器螺栓紧力不足等 n支承刚度不足或结构共振 n转子膨胀受阻滑销系统
2、卡涩 n动静碰磨 n磁力中心偏差大安装时磁力中心偏装值错误，造成运行中转子轴向 振动，特别是带励磁后 n2、自激振动 n油膜涡动、油膜振荡轴系扬度调整不当，各轴瓦负荷分配不均，油 膜不稳 n蒸汽激振通流间隙调整不当，沿径向或轴向不均；长期运行隔板变 形，通流间隙不均；汽轮机进汽时，调门开启顺序不合理； 单转子的临界转速和振型 650MW 发电机转子 n1= 604 r/min n2= 1840 r/min n3= 4651 r/min 多自由度转子有多个临界转速和相应的振型 多转子轴系的临界转速和振型 200MW 汽轮发电机组轴系 发电机转子型 n1 =1002 r/min 中压转子型 n2
3、= 1470 r/min 高压转子型 n3 = 1936 r/min 低压转子型 n4 = 2014 r/min 发电机转子型 n5 = 2678 r/min 高压转子 中压转子 低压转子 发电机转子 轴系各阶振型中，一般有一个转子起主导作用。 多转子轴系的固有频率和振型 各种振动的频谱图 名称 波 形 频 谱 名称 波 形 频 谱 振动试验 n 大型发电机组振动故障的诱因是多方面的，其中许多与机组运行 工况有关，在对实际机组进行振动分析和诊断时，还需借助于一些运 行工况调整试验，来突出主要故障征兆，排除可疑因素，并从量化方 面掌握这些运行参数对机组振动状态的影响，进而有助于对振动原因 作出明
4、确诊断。 n一试验目的： 观察机组在某些特定运行参数发生变化时，振动是如何变化的， 从中找出联系，以便确定振动原因。 n二试验方法： 试验时让一种参数按照试验方案所规定的要求变化，而使其他参 数尽量保持不变，以测出机组振动变化的情况。 n三试验项目： 现场常用的有以下几种：转速及超速试验、负荷试验、励磁电流 试验、变真空试验、变油温试验、变调门开启顺序试验以及支承系统 的外部振动特性试验等。 1转速（含超速）试验 转速是影响机组振动的重要因素，不仅转子的不平衡 离心力随转速升高而增大，而且转子在轴系临界转速或支 承系统固有频率附近运行时，振幅大幅上升。此外，转子 系统的自激振动存在起始转速阈值
5、，只有当转速高于阈值 时自激振动才会显现出来。因此，转速试验的目的在于判 别机组振动是否由转子质量偏心所致，并且找出轴系各转 子的临界转速分布，工作转速与共振转速的接近程度、自 激振动的起始转速阈值，检查与轴承座相连的支承系统( 如基础、蒸汽管等)是否存在共振。 2负荷试验 机组负荷改变时，汽轮机的进汽量和各级的 温度、压力，以及转子和联轴器的传递力矩随之 而变，转子、汽缸、轴承座等的热状态相应地变 化。转子及汽缸膨胀不畅和不均匀变形，改变了 转子的平衡状态和机组的中心标高分布；活动式 联轴器的力矩载荷发生变化，改变了齿轮芯轴与 齿套的啮合状态，改变了转子间的对中状态。因 此，通过负荷试验来判
6、别振动是否与机组中心、 热膨胀、联轴器缺陷等有关。 试验分析 n 试验结果可能出现三种情况，即机组振动与负荷大小无关、振动随 负荷增大而上升、振动增长滞后于负荷增大如图所示。 n(1)振动与负荷基本无关。这种情况说明机组振动主要是由 转子不平衡引起的。 n(2)负荷改变后，振动立即增大，这种现象说明振动与转子 所传递的力矩大小有关，故障主要发生于挠性联轴器上。 n(3)振动增大滞后于负荷增大，这种故障大多与机组膨胀受 阻或局部受热变形有关，因为机组负荷改变时，汽缸及转 子的热状态改变需一定的滞后时间。 3.励磁电流试验 n 对于发电机转子，引起机组振动的电气方面 原因主要有两种：一是纯电气原因
7、，如转子线圈 短路、转子与静子间的空气间隙不均匀、转子或 静子呈椭圆形等引起的不平衡电磁力；二是电气 方面引起转子的某些部件不对称热变形、转子热 弯曲等。 励磁电流试验的主要目的是识别发电机转子 振动是由机械原因还是电气原因引起的，并区分 电磁不平衡振动与热弯曲振动。 n (1)振动与励磁电流同时变化。这种振动 主要是由磁场不平衡引起的。 n (2)振动滞后于发电机励磁电流的改变 。即当励磁电流改变后，振动随运行时间 增长而逐渐增大，到一定时间后趋于稳定 ，这种现象表明振动与转子的热状态有关 ，转子或线圈受热膨胀，引起转子质量不 平衡。 4变真空试验 对于后轴承座与排汽部分连成整体的汽轮机 ，
8、在凝汽器内建立真空时，大气压力就会将排汽 部分向下压，形成后轴承座中心下沉；排汽温度 与轴承温度不同时，会影响轴承的原有标高，也 会使轴系的中心线发生变化，从而改变了各轴承 上的载荷分配，导致机组发生异常振动。真空试 验的目的就在于判别机组振动与真空及排汽温度 之间的关系。 5轴承油膜试验 轴承间隙过大、载荷大小失衡和供油不足、油温不当均会使轴承 内油膜失稳，导致轴承与轴发生干摩擦，以及引起油膜涡动或油膜振 荡。进行油温试验时，主要通过改变润滑油的温度和压力，考察其对 机组振动和油膜稳定性的影响。 n 试验中，如果测得的振动中有较高的频率分量，并且幅值和相位 均不稳定，则振动主要是由轴承供油不
9、足或轴承间隙过小引起的；如 果振动中含有转速一半或一阶临界转速的分量，并且振动是在大于两 倍于一阶临转速的某一转速时突发性地增大，则表明振动是由油膜振 荡引起的。轴承油膜的稳定性主要与轴承的载荷系数等有关。因此， 由试验确证振动与油膜有关时，可从改变与轴承载荷系数相关的因素 着手。通常载荷增大时轴承运行趋于稳定，故调整轴承标高、增大比 压、降低黏度 (即提高油温)、减少轴颈长度均能扩大轴承稳定运行范 围。此外，可改用性能良好的轴承 (如可倾瓦轴承等)来提高轴承运行 稳定性。 6. 连接刚度试验 该试验主要检查机组的外部部件，如 紧固螺栓、轴承座和基础台板等，是否存 在松动或接触不良，或由于热变
10、形和管道 力使机件翘起、脱离、基础松动等，由两 个相邻部件的差别振动来判别部件间的连 接刚度是否正常。 在轴承座各部分的连接刚度正常时， 振动值沿轴承座高度降低而较平滑地减少 ， 如果实测发现两部件间存在较大的差别 振动，表明连接不良或固定螺栓松动；左 右两侧对称位置上差别振动较大，说明两 边紧固情况不同；台板与基础的差别振动 较大时，预示着台板下二次灌浆不良 7变调门开启顺序试验 n对于高压转子的失稳，在确定主要原因是来自轴承、汽封，还是由于 进汽使转子上浮所致，进行改变调门开启顺序的试验是一项有效的判 别方法。目前先进的大型机组改变调门的开启顺序己无须再变动结构 ，只需改变控制系统的设置即
11、可。 振动故障的预防对策 n机组振动常常是多方面缺陷的集中表现。即使平衡品质良 好的转子，由于构成轴系后连接条件的改变，轴承标高的 热态变化，新机组基础不均匀下沉，老机组基础老化(特 别是二次灌浆，润滑油的浸蚀造成疏松等)，汽轮机热态 变形和膨胀不畅等原因，都破坏转子原来的平衡状态，使 整个轴系处于不良状态，形成了以基频为主兼其它倍频成 分的振动。此类振动占了整个振动机组中的很大比例。 n振动问题涉及到设计、制造、安装、运行等多个方面。而 设计、制造方面的缺陷属设计院和制造厂需要解决的问题 。对发电厂来说，认真做好检修、运行和振动监控三方面 的工作，就可以大大减少振动故障的发生。 n运行人员必
12、须遵守运行规程，一切操作要按规程的规定操 作。检修人员在大修时，要严格按照规程规定的项目进行 ，确保检修质量，消除设备隐患。 1.检修中预防振动的对策 n安装和检修对机组振动的影响非常大，现场很多机组的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。众所周 知，机器的振动实质上是轴系激振力与支撑部分可承受能力之间的对立统一。在线性 系统中，部件呈现的振幅与作用在部件上的激振力成正比，与它的动刚度成反比，可 用下式表示： n A= n n 式中：A-振幅； n P-激振力； n Kd-部件动刚度，它表示部件产生单位振幅(位移)所需的交变力。 n显然
13、，轴系各转子的检修工作就会影响转子上的激振力，轴承座、台板和基础的检修 工作就会对支承刚度有影响。安装、检修后机组振动反而变大的原因有三个方面：一 是装配不良引起转子不平衡，特别是发电机的不平衡。发电机转子结构复杂，附加部 件多，质量重，对不平衡振动影响大。以护环套装为例，运行中的发电机转子护环部 分受力十分复杂，除了承受自重离心力和附加部件离心力外，还承受护环套装偏斜和 紧力不均引起的附加应力，使转轴产生弯曲应力，发生弹性弯曲，最终导致发电机转 子的一阶不平衡。这种情况在护环套装时经常发生。二是在多跨转子系统中，轴系联 接不佳（包括联轴器圆周晃度和端面瓢偏超标）引起振动。三是框架结构产生不均
14、匀 下沉。下面着重介绍现场检修工作对机组振动有明显影响的几个方面。 n1.1.轴承座的稳固性 n1.2.机组中心和轴承标高 n1.3.轴承的影响 n1.4.滑销系统 n1.5.动静间隙 2.运行中预防振动的对策 汽轮机起动前 n(1)测量转子晃动值和相位 n(2)防止过大的缸体热变形 n n(3)正确的连续盘车时间 n(4)选择正确的轴封供汽 机组正常运行时，注意监视缸温和主汽温度的变化 n在机组运行中，如果发现上、下缸温差增 大或主蒸汽温度下降的趋势，应及时调整 。主蒸汽温度下降太快是过水的征兆，不 但增加热应力，而且也可能引起剧烈的热 变形，将导致动、静部分摩擦与转子永久 性弯曲。 防止转
15、轴发生径向碰磨 n在临界转速前发生碰摩主要是动静间隙不当，特别是轴封部位，其振动特征 是在同一转速下振动幅值剧烈增加，相位也有较大变化。由于摩擦振动具有 自激效应，对在此期间发生的振动剧增应停机分析。在过临界转速时，最主 要是防止弯曲振动过大引起的碰摩。工作转速和带负荷后，主要是防汽缸变 形造成动静碰摩，氢冷发电机密封瓦摩擦等。这时的振动特征是幅值爬升， 这种振动增加轴对不平衡的敏感性，一旦有外界干扰，振动就会超标，甚至 有时减负荷也不奏效。 n1.防止上下缸温差过大。这是机组运行和启动中最容易发生的故障，而且在 启动和运行中随时都可能发生，所以凡是上下缸温度测点误差过大或损坏的 机组不容许启
16、动。 n2. 冲转时避免转子残留热弯曲。目前投运的新机高压转子一阶临界转速下轴 瓦振动一般小于50m，轴振小于120m；但有些新机和旧机，其临界转速下 轴瓦振动超过100m。转子在一阶临界转速下转子中部挠曲和振动将几倍和 十多倍于这个振幅值，因此很容易造成径向碰磨。为此，应减少转子一阶不 平衡量。 n3.防止汽轮机高压转子与水接触。及时开启汽缸，轴封，主蒸汽管，抽汽管 上的疏水阀，不要过早地关闭这些阀，在机组启动中应防止疏水管不畅或堵 塞。 大机组的调门控制方式 n国产大机组尤其东汽厂生产的300 MW机组，在运行过程 中不少机组出现1、2轴振动偏大的现象。频谱分析发 现，当振动发生时，振动明显存在半频分量。采用改变机 组调门的控制方式可以控制机组的振动。其振动原因可作 如下分析：由于蒸汽汽流的不均衡作用力，造成1轴承 负荷较轻而2轴承负荷较重的情况，再加上轴承的稳定 性不是太好，于是在外界因素的影响下机组很容易发生振 动异常。如果将调门的控制方式由顺序阀控
