火电机组的振动概况及对策.docx

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火电机组的振动概况及对策

火电机组的振动概况及对策

1引言

汽轮发电机组的轴系振动是考核评价设备的设计制造、安装检修、运行安全的一项重要技术指标。

在汽轮机组的运行规程、机组应用说明书、汽轮机组安装与调试规定、原国家电力公司的“二十五项反措”、国家技术标准等文件中均有条目明确规定。

河南作为我国重要的火电基地，目前汽轮发电机组装机容量已经近3000万瓦，包括6～600MW容量的各类汽轮机组超过400台，在建工程与规划项目每年仍有数十台之多。

截止到2007年7月，河南电网内已投运600MW机组8台，300MW容量等级机组38台，200MW容量等级机组21台，135MW容量等级机组44台，合计容量达27700MW（113台机组）。

按保守的估算：

因设备振动故障停机消缺处理，单元制的机组每启动一次的燃油、用水、用电、用煤的直接成本即可达20～50万元，每少发电一天的停机损失电量250～1000万kWh，产值60～300万元。

根据对我省发电厂汽轮机组振动状态的运行监测事故分析，故障治理等历年的情况统计分析，汽轮发电机组等附属的重要旋转机器的超标振动或异常故障，大都与设备的安装或检修工艺及质量密切相关，提高汽轮机组的安装与检修的技术水平，是保障设备安全运行，实现机组稳发、满发的基本要求；是减少维护成本，获取企业经济效益的关键技术之一。

汽轮发电机组振动故障的现场治理经验表明：

90%的设备超标或异常振动的缺陷的治理，是要依靠检修方面的改进或努力，得到妥善解决或消除的。

2汽轮机的振动监测

汽轮机作为一种大型的热能动力机械设备，将高压、高温的蒸汽所具有的内能转换为转子机械功能，驱动发电机等其它转动机器，具有高转速、大功率的原动机属性，一直是火力发电厂的关键主要设备。

转动机器（无论是卧式或立式）运行时的一个最基本的条件，就是避免设备在转动时的异常振动或过大振动，才能保障机器的稳定工作，保障设备和操作者的安全。

研究转子动力学的原理和汽轮机（透平机器）应用技术经验表明，必须对各类转动机器，依据其工作条件、机器功率、机器转速、转子与轴承型式、轴系连接形式、转子与定子（静子）配合间隙等诸状态情况，规定保障安全运行的设备振动允许标准，国际标准化组织ISO给出了一般性技术指导文件。

目前在单机容量100MW以下的汽轮发电机组还是采用传统的测量机器定子（轴承或机壳）的垂直与水平径向振动，轴向振动三个方向的幅值（可以是振动位移、烈度），作为监测指标。

如工作转速为3000转/分的汽轮机组轴承振幅，以小于0.05mm或4.5mm/s达到合格标准；大于0.07mm或7.5mm/s则为报警减负荷或停机处理的门限值。

在升速启动通过临界转速时的振幅不得大于0.10～0.15mm或者是11.8mm/s的门限值。

对单机容量大于125MW以上的汽轮发电机组除了测量机器定子振动之外，还应测量各个轴承的X与Y向转子（轴）振动，规定以面向汽轮机前箱，以顺时针方向转动的大轴转子左上方45°为X向，右上方45°为Y向，一般规定转子（轴）振幅小于0.076mm为合格，至0.127mm～0.165mm报警，达到0.254～0.320mm应打闸停机。

我国自上个世纪八十年代，相继经历了几台机组（包括2台200MW的机组）毁坏事故的惨痛教训之后，电力行业重视对机组振动的运行监控，采用国外的技术实践经验，陆续对国内单机容量在125MW以上的汽轮发电机组，全部配备了汽轮机的在线安全监视系统TSI装置，对汽轮机的转速，汽缸膨胀、轴向位移、转子偏心、转子和轴承振动等参数连续监视记录。

近几年来，又在TSI的基础上，推广应用振动信号的瞬态管理系统TDM装置，目的在于具有“黑匣子”功能，可以对汽轮发电机组（甚至是某些关键的泵类、风机等设备）振动异常或超标故障的信号数据进行采集存储记录，便于事后或即时分析机组振动特性，供有关专业技术人员研究对策，消除或治理设备缺陷及隐患。

汽轮发电机组的振动监测与技术管理，日益得到各大发电集团的重视，中国大唐集团、中电投集团等设备技术监督与管理条例中有明确规定（十项监督五项管理条例）；定期对发电厂的汽轮发电机组，重要旋转设备（汽机专业的给水泵、凝结水泵、循环水泵等、锅炉专业的引风机、送风机、一次风机等）进行巡回检测和振动数据管理制度。

随着计算机与网络信息技术的进步，汽轮发电机组的振动监测远程控制分析中心系统的开发也达到了实用阶段，即在TSI+TDM的基础上，通过有线或无线通讯传输信号数据的形式，可以远距离地采集分析汽轮发电机组现场运行的在线振动信号，由技术中心的专业技术人员进行分析诊断机组运行状态，指导汽轮发电机组设备的安全运行及故障分析。

从振动测量试验分析的角度，一般应从测量振幅、振动频率、振动相位、振动变化量、临界转速响应等方面考虑。

从汽轮机设备运行工况条件参数的角度，一般应进行振动与机组转速、机组负荷、机组的润滑油温、机组的凝汽器真空与排汽温度，汽轮机的膨胀值、汽轮机的进汽量与调门开度、运行时间等相关状态参数的特性试验。

3汽轮发电机振动典例

以近几年来河南省内发生过的振动故障事例为主，作一分类简要介绍。

3.1机组转子不平衡

（1）运行断叶片。

YM厂某台300MW汽轮机组，装配有TSI系统。

03年1月，监测记录到某低压缸轴承振幅由30μm突然上升到70μm，在其后的两天内，一直连续稳定在约70μm振幅。

采用振动测量分析仪器，该轴承振幅以基频1×（50Hz）分量为主，振动相位稳定，考虑相邻的轴承振动、转子振动均有增大趋势，初步判定为转子断叶片所致。

建议运行加强监视。

适时安排停机检查，低压缸末级叶片断一支。

（2）大修更换叶片。

AY厂某台100MW汽轮机，05年4月大修，更换了低压转子叶片十余支，末作转子动平衡。

修后启动定速3000r/min，低压缸的轴承振动均超过50μm，明显大于修前的状态，虽然采用现场动平衡的措施，使额定转速工况下的轴承振动降到小于50μm的合格范围，可是低压缸轴承在升降速的临界转速时振动，仍大于150μm。

采用Ⅱ阶振型的动平衡方式只能解决额定转速工况的超标振动，无法兼顾临界转速下的Ⅰ阶振型不平衡。

应对低压转子采用单转子平衡工艺，才能合理地控制残余不平衡量。

（3）新安装机组轴系振动。

LY厂135MW汽轮发电机组，05年12月安装试运，在额定转速3000转/分，轴系的1～5号轴承转子振动均有超过76μm，并网带负荷后振动仍然超标。

最大振幅达160μm，轴承振动最大振幅超过50μm，振动频率以基频1×为主，振动相位稳定。

采用现场动平衡措施，在低压转子，发电机转子的4个平面加重累计约2600g，达到了转子振动小于100μm，轴承振动小于20μm的良好水平。

3.2轴系转子不对中

（1）LY厂某台300MW汽轮发电机组，05年10月安装试运，汽轮机的中、低转子对轮两侧3号轴承X与Y向转子振动超过100μm。

采用低压转子动平衡配重的方式，启停3次，仍未将3号轴承转子振动降至76μm以下，经认真检查分析TSI装置测量数据，在机器500r/min时的3X与3Y振幅40～60μm。

按照汽轮发电机转子轴振动测量要求：

在500r/min以下的振幅（偏摆）值应小于许用振动位移值的25%，即30μm以内。

可以确认该机组转子振动未达到76μm的基建安装要求，主要原因是低压转子与中压转子联轴器对轮中心偏差，或是3号轴承转子测量轴颈偏摆值超标的影响。

（2）XX厂某台200MW汽轮发电机组，2003年底进行通流部分技术改造，目的是提高机组出力为220MW。

2004年初机组启动带负荷运行，当机组负荷由空载升至180MW，高中压转子对轮处的2号轴承转子振动幅值由140μm增大至240μm。

连续运行约60天，2号轴承振动失稳，振幅由20μm波动变化至70μm，2号轴承转子振幅也频繁波动超过满量程（大于250μm）。

停机检查发现2号轴承（推力与支持联合轴承）乌金磨损剥落。

在其后的1年半的时间，又相继发生轴瓦乌金损坏故障四、五次。

这期间经历了汽轮机转子的现场动平衡；调整2号与相关轴承的中心；中压转子与低压转子重返制造厂：

回装套装叶片、转子精细动平衡、对轮联轴器的拆卸与找正等多次检修与装配工艺试验。

由于2号轴承转子振动过大与轴瓦损坏故障，机组负荷只能在180MW以下维持运行。

经各方面的努力，采用技术攻关的系统分析研究，针对该机组自1988年投产以来的历次振动与2号轴承乌金损坏故障的历史情况调查，加装了转子轴振动传感器探头测量的信号数据分析，确认由于高压与中压转子对轮中心达到0.08mm的晃动偏差，是形成转子轴振超标，轴瓦乌金损坏的主要因素，经对高中压对轮中心偏差调整到0.03mm后，该机组已稳定运行半年未出现异常振动。

3.3转子弯曲

（1）SMX厂某300汽轮机组99年4月启动运行至额定转速后，前箱处一直能感觉听到不正常的噪声，检查前箱的轴向振动亦是不稳定的波动变化，1～4号轴承的转子振动幅值比以前也有明显增大，陆续3次停机打开前箱，检查主油泵小轴的对中与联接状态，派人由凝汽器处检查低压转子末级叶片有无断落情况，均无明显成效。

依据振动专业技术人员的分析意见，难以排除高压转子弯曲的重大设备隐患，经揭缸测量检查，高中压合缸的转子中部“过桥汽封”（约1000mm长度）处的永久弯曲值0.13mm，弯曲高点是动静摩擦痕迹明显的弧长中段部分。

经各有关方面专家现场查验鉴定，确认为转子塑性变形弯曲。

（2）ZK电厂03年投产的后135MW汽轮发电机组，运行约11000h，至2005年2月停机前测量各轴承振动均小于10μm，而#1轴振动由50→101μm，#2轴振动由80→130μm，临界转速下两测点振幅由80→200μm。

测振数据表明应对汽轮机高压——中压联合转子作重点检查。

对高中压联合转子按不同时段进行了12次测量，确认转子的中部最大弯曲约0.07～0.078mm。

对这个总重量22400kg，总长度约6800mm的整锻转子返制造厂动平衡配重约2600g，使#1～#2轴振动达到了额定转速工况下小于80μm的良好状态。

测量弯曲注意事项：

（1）记录高位位置；

（2）打磨氧化皮；（3）重点查验磨痕部位；（4）了解一般在高温区测量，过桥气封与前几级处。

3.4汽轮机动静摩擦

（1）KF电厂某台135MW汽轮机组，2005年6月24日晚间带130MW负荷功率运行，3号轴承振动由20μm逐渐开始爬升，约5分钟达到50μm；约10分钟达到140μm，紧急停机后汽轮机转子弯曲挠度指示为0.08mm，盘车1小时后降至0.01mm。

在降速过程中，汽转机的1～3号轴承振动均超过了200μm。

这台机组2004年6月大修启动的机组，曾连续运行约300余天，2005年6月大修安排小修，6月21日启动并网约90个小时即发生如此异常事故。

对汽轮机检查，没有发现汽轮机末级断叶片，运行操作与工况参数也没有异常偏差，现场运行人员一致确认设备与平台振动异常强烈，应当对故障隐患认真排查。

经解体检查发现低压缸进汽导汽管的法兰垫片，是选用钢丝与石墨缠绕垫型式，由于紧固后挤压变形，缠绕垫散架松脱，随着汽流冲动作用下，钢丝落入低压缸进汽分流环汽室，与低压转子接触摩擦，形成转子弹性变形，轴承振动恶化，超过极限值，被迫停机，检修工期20天消缺处理。

（2）DF电厂某台300MW汽轮发电机组，2004年安装调试，首次启动升速过程中，由于汽轮机组1～4号轴承的强烈振动，无法达到额定转速。

经振动专业技术人员现场测试分析，轴承与转子振动是由于摩擦形成。

相继对1～4号轴承进行了解体检查，确认是由于装配的浮动油档的干摩擦，使各转子轴颈受热不均匀变形影响了轴承振动，拆换了上述4套油档，保障了机组稳定达到额定转速。

（3）SYS电厂某台220MW汽轮机组，2004年4月小修，启动多次，未能达到额定转速，均是由于中压与低压转子接长轴两侧的3号、4号轴承振动超标。

即使是延长暖机时间或是提高升速速率，也无济于事。

现场测量机组振动特点，了解了机组小修项目，发现在接长轴部分更换了接触式密封油档，考虑到接长轴的加工与装配精度，轴颈的晃动及偏摆均明显超标，采用接触式油档可形成不均匀摩擦，撤除了此处的接触式油档，机组顺利启动并网运行。

3.5汽轮机间隙激振

（1）ZZ电厂某台200MW组，95年安装投运，当机组负荷功率达到180MW，蒸汽流量610t/h时，整个机组轴系出现失稳振动，1～7号轴承油膜压力数值也失稳摆动，转子心偏心数值可达到150～250μm，并且伴随有明显的异常噪声。

振动特征分析：

a．振幅与负荷相关；b．振幅与调门开度相关；c．振动频率为30Hz；d．振动失稳1～7号轴承均有响应，伴随噪声；e．油膜压力波动。

振动原因分析：

汽轮机蒸汽间隙偏差，形成自激振荡。

对策：

1．检查测量高缸通流部分间隙：

轴向与径向。

2．更换可倾瓦。

效果：

自2004年1月至今，无异常。

（2）XX公司安装AY电厂2×300MW，SMX电厂2×300MW汽轮机组，均出现过大负荷（200～300MW）下的汽轮机自激振动现象。

调研收资：

徐州电厂200MW机组，华能南京热电厂2×320MW机组，湖北、湖南等多台新投产300MW机组均有类似振动故障。

制造厂对策：

a．更换可倾瓦；b．增大联轴器对轮螺栓直径；c．轴系标高与转子杨度；d．可调式汽封。

电厂对策：

a．调整轴系标高；b．调整伐门开启组态；c．调高润滑油温；d．增大轴承紧力与刚度；e.调整机组负荷。

3.6汽轮发电机组的静（定）子刚度不足

（1）低压缸轴承振动

汽轮机低压缸轴承的结构设计是座落在排汽缸上，监测表明，轴承振动与排汽真空、温度与机组负荷、膨胀状态密切相关。

如东汽厂的300MW低缸壳体，低缸轴承问题突出，尤其是在冬季，时有轴承振动超标故障出现。

对策：

a．低压缸内部支撑加固；b．控制排汽温度；c．适当调整承润滑油温。

（2）氢冷发电机端盖振动

对氢冷机组用测量端盖外壳振动代表轴承振动，监测表明，振动幅值与冷却氢压，氢温关系密切，通过调整电机负荷、氢压、氢温可以控制振动，反映了端盖刚度的变异，轴瓦的间隙，紧力均有影响，如：

XY厂300MW机组，GY厂2×50MW。

（3）落地式轴承振动

这种结构设计的轴承稳定性一般是最合理的，轴承座落在基础台板之上，四脚有紧固螺栓固定，调整金属垫片，研磨接触面积，保障轴承刚度具有四平八稳的形态。

实测表明，常见故障一是水平振动超标，二是轴向振动超标。

振动测量分析方式，应采用轴承座外特性测量，自上向下，左右对比，前后对比，如图所示。

振动原因：

a．轴承座地脚螺栓紧固不均；b．轴承座地与台板之间垫片不合适；c．轴承两侧瓦口间隙偏差；d．转子在轴颈中的扬度不合适。

如GY厂2×135MW机组，SYS厂300MW励磁机。

3.7机组谐振

（1）结构与平台振动

特征：

汽轮发电机组的轴系振动均在合格范围，平台或栏杆、扶梯、发电机出线间振动强烈，振幅可高达100～1000μm数量级。

振动分析：

a．测量振动与转速之间响应；b．测量振动与负荷之间响应；c．测量振动与附属系统（设备）运行方式的响应；d．测量振动幅值、频率、相位。

例：

ZK厂2号机组——与电机转子匝间短路相关；

GY厂2×50MW机组——与转子振型和氢温；

XX厂200MW机组——与转子振型和负荷。

（2）盘车装置与前箱振动

由于支撑刚度或膨胀因素，在某一转速或负荷工况下，振动比较强烈。

对策：

改变转速即可避免。

如XX厂2号135MW机组；AY厂7号100MW机组。

3.8发电机与励磁机振动

由于电气参数影响产生的振动现象。

（1）发电机转子电流、机组负荷参数影响转子热不平衡响应。

振动特点：

a．振动幅值随机组功率、电流增大；b．振动频率有时以2×频率为主；c．振动变化有突变或缓变两种现象。

振动原因：

a．电机转子的热效应；b．电磁场的交变响应。

对策：

a．调整转子平衡状态；b．调整安装间隙；c．消除匝间短路。

如ZK厂2号135MW机组；JZ厂200MW机组。

双水内汽发电机的转子振动测量干扰：

XX厂2×135MW机组；YZ厂2×350MW机组。

（2）励磁机振动

是常见而又难以根治的顽症之一。

如：

a．更换碳刷影响振动恶化：

GY厂50MW机组；

b．冷却水温变化影响振动：

PY厂50MW机组；

c．励磁机小轴甩头晃动值、扬度：

ZZ厂200MW机组；

d．小对轮联接方式与对中找正：

XX厂200MW机组；

e．励磁机底座与台板连接刚度影响：

DH厂100MW机组；

f．励磁机与发电机转子三支承形式影响：

引进型300MW机组；

g．励磁机转子的支撑轴瓦接触条件影响：

YM厂300MW机组。

3.9异常设备缺陷导致疑难振动

（1）转子套装部件松动

转子的端部汽封，联轴器对轮、发电机转子护环由于制造加工，运行老化等因素，均有可能在运转条件下出现紧力降低的异常情况。

振动特征：

振幅随转速、功率、温度增加而恶化，如：

XX厂1号50MW机组，PMKK厂1号60MW机组。

（2）转子中心孔进油

从汽轮机转子锻造技术工艺与材料应力方面的考虑，需要设计制造为空心转子，不允许转子中心孔内积有油液或其它杂异物品。

在运行的条件下转子中心孔内积液进油的现象，酿成振动故障，仍时有发生。

如：

04年YC厂125MW汽轮机；02年ZMD厂25MW汽轮机；05年～06年SQ、YC厂2台50MW汽轮机。

（3）轴瓦乌金损坏导致恶化振动

由于装配不当，或是油质不良，运行操作不当等诸因素，均可影响滑动轴承与轴颈之间的润滑油膜破坏，乌金受损，使振动迅速发散恶化，宜采用紧急停机对策。

如：

XX厂200MW（4号）机组#2瓦；ZL5号25MW机组#5瓦；LY厂300MW机组#4瓦。

3.10辅机振动

与汽轮机组相关的重要辅机，则是给水泵、循环水泵、凝结水泵三类6kV电机驱动的动力旋转设备，其中前一类有用小汽轮机拖动；后两类有的是立式转动设备。

汽动给水泵一般工作转速可达5000r/min以上，泵组功率在3kW以上，常见的振动故障有断叶片，对中不良，轴瓦磨损等现象。

由电动机驱动的泵类转动机器，出现超标或异常振动，分析诊断故障原因的一般方法是：

a．单开电动机，测量电机振动特性；

b．联对轮调整中心偏差，观察振动状态的影响；

c．轴承装配与磨损情况检查；

d．泵组运行方式及流量变化的影响；

e．转子动平衡试验。

对立式旋转设备，出现的超标振动故障，有必要对基础支撑刚度，泵组定子的外壳水平位置偏差作测量检查。

对检修中的水泵转子，要注重检查转子弯曲和叶轮非均匀磨损程度，避免影响设备振动。

4大机组振动监控与主要故障因素

4.1振动监控

目前国内火电机组多采用单机容量为300MW以上的单元机组作为电网主力机组，设计制造、运行发电部门对机组振动状态及为重视，TSI与TDM是机组必备的热控监测与保护系统，基本采用以转子振动监测作为报警，停机的判据。

从安装与检修维护的角度，不能放松对轴承振动的定检和巡检，一是可以直接了解分析机组振动状态；二是可以比较TSI监测系统显示结果的准确可靠程度；三是便于感观（手摸、眼视、耳听）体会设备振动特性，积累实践经验。

4.2振动故障主要因素

（1）轴系安装找正

转子联轴器对轮中心的校正及螺栓的紧固技术工艺的动态考核指标，在500r/min以下的转子轴振动幅值应小于30μm。

故障如：

AY电厂300MW汽轮机安装启动；YC电厂某125MW汽轮机大修；XX电厂某200MW汽轮机高中压转子对轮偏差。

（2）透平润滑油管道系统

新装机组的轴颈与轴瓦乌金磨损现象。

故障如：

QB电厂600MW汽轮机；YCH、YC、LY电厂300MW汽轮机，注意：

轴瓦温度比轴承振动参数敏感。

（3）动静碰摩

新装机组或大修后的机组常见故障，通流部分间隙、油档与轴封间隙。

故障如：

DF电厂300MW汽轮机；DH电厂110MW汽轮机。

（4）轴承装配

轴瓦的球面接触面积，轴颈与轴瓦乌金的接触型线状态，轴瓦的间隙和紧力，轴承座底部紧固刚度与稳定性，对轴承振动至关重要。

故障如：

LY电厂300MW汽机可倾瓦磨损；GY电厂2×135MW发电机轴承振动；SYS电厂300MW发电机轴承振动。

（5）自激振动

a．油膜震荡。

因润滑油膜条件改变形成失稳振动。

条件：

nlj<

ne

一般发生于发电机的轴承。

前期由

ne的半速（25Hz）涡动现象，也是一种失稳振荡，但是振幅在一定范围内波动。

b．间隙振荡

因高压汽轮机通流部分动静间隙偏差或部分进汽的作用力，形成的汽轮机特殊振动故障。

条件：

nlj>

ne

主要是高压汽轮机轴承与转子，与机组负荷（蒸汽流量，调节阀门组态行程）相关。

二者共性均是低频（小于工作转速频率）振动，振幅不稳定波动，前者与转速相关，后者与负荷相关。

（6）轴系不平衡

新安装投产的机组轴承不平衡振动约有25%。

主要原因有二：

a．汽轮机组轴系一般都是由3～5个转子组成的系统。

制造厂只是对单个轴转子作动平衡，在现场由于组装的联轴器对轮的不平衡量，或者若干个转子耦合在一起的残余不平衡合成量过大，以及轴转子的对中偏差量影响，均可能导致轴系的不平衡响应超标。

b．转子热应力或套装部件离心力影响。

如某些汽轮机转子叶片在高转速下的离心作用力及热态膨胀位移，发电机转子在大负荷的电流热效应作用下线圈膨胀不均匀变形。

上述超标振动均可采用现场轴系动平衡的技术措施予以控制或减小。

如何选取合理的加重方案则有一定的技巧和经验可供参考。

5结论

汽轮发电机组振动是影响设备运行的主要故障因素之一，现场机组振动故障的90%以上是依靠设备检修专业人员检查分析治理消除的。

了解掌握振动测量分析方法，熟悉常见振动故障影响原因，便于安装方面有目的地重点防范，机组运行方面予以重视与监控，检修方面准确实施检查治理方案。

提高工作成效，减少资源消耗，降低安装检修成本，保障机组设备安全，具有积极意义和重要价值。

2007年8月