大型汽轮发电机组轴系扭振的控制与监测.docx

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大型汽轮发电机组轴系扭振的控制与监测

大型汽轮发电机组轴系扭振的控制与监测

摘要：

本文主要从大型汽轮发电机组轴系扭振的概念、原因分析和机理入手，探讨了汽轮发电机组轴系扭振控制和监测手段。

关键词：

汽轮发电机组扭振监控

Abstract:

Thisarticlemainlyfromtheconceptoflargeturbogeneratortorsionalvibrationanalysisofthecausesandmechanism,discussestheturbine-generatorshafttorsionalvibrationcontrolandmonitoringmeasures.

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KeyWord:

Turbine,TorsionalVibration,MonitoringMeasures

1前言

1.1扭转振动现象

扭转振动是旋转机械中普遍存在的一种特殊形式的机械振动，它本质上是由于转子并非绝对刚体，而存在弹性，因而在以平均速度的旋转过程中，各弹性部件间会因各种原因而产生不同大小、不同相位的瞬时速度起伏，形成沿旋转方向的来回扭动（形象地说，就象来回扭“麻花”）。

显然，这种振动形式将引起材料内部的切向交变扭应力。

若扭动幅度过大，剪切应力超过弹性限度，材料就会产生疲劳积累；当疲劳积累到寿命时材料就会开始出现裂纹，裂纹逐渐发展，终将导致材料断裂的恶性事故。

这对一些重要的设备，如大型汽轮发电机、大型船舶、机车、大型轧钢设备等所产生的后果和损失是不堪设想、无法估计的。

1.2扭转振动现象的特点

（1）普遍性：

凡是较大型、结构复杂的旋转机械转子，都或多或少、或强或弱、或持续或短暂地发生扭转振动。

它可能由于机械也可能由于电气方面的原因引起；可能来源于动力，也可能来源于负载方面的任何不稳定过程；可能是由交变的激励力矩引起的强迫振动，也可能是由于阶跃或脉冲激励引起的自由振动。

但它不象一般弯曲振动，只要从机械方面着手，找到了其不平衡、不对称等毛病，振动往往就可消除。

（2）潜伏性：

旋转机械转子的扭转振动大多是各种干扰引起的短暂过程（当然也有持续作用的干扰引起的持续性强迫振动，如汽轮发电机的次同步振动，由于三相负荷不平衡形成的负序电流引起的二倍电网频率的扭转振动等），没有专门的扭转振动监测仪一般是无法发现的；造成的隐藏缺陷也难以觉察出来。

此外，扭转振动往往会引发其它形式的振动，这就更会掩盖其存在，而引起误判。

（3）事故的突发性：

只要扭转振动造成的疲劳积累一次一次地加强，形成裂纹、切口，并逐渐扩展，总有一天将造成转子的断裂和崩溃。

而在此之前可能毫无症候，或不易被觉察。

（4）事故的严重性：

扭转振动事故爆发后，其后果往往都是毁灭性的恶性事故，损失极为惨重。

2大型汽轮发电机组轴系扭振的基本概念

（1）概念：

大型汽轮发电机组轴系扭振（简称“大机组轴系扭振”）是指因机电扰动或非正常运行方式产生的轴系扭转振动，严重时可使轴系的某些截面或联轴节处产生过大的交变扭应力，导致轴系的冲击性或疲劳累积性损坏，直接威胁机组的安全运行。

（2）特征：

大电网和大机组相互配合、作用与协调中出现的突出问题，涉及电力系统、电机、汽轮机、自动控制、力学、材料等多个专业学科，研究难度较大；其危害具有潜伏性，容易被忽视、不觉察、不理解、不承认，因而一直未引起人们的重视。

（3）典型案例：

①美国某电站于1970年和1971年连续两次发生由次同步谐振导致的重大扭振事故，迫使美国及西欧一些国家率先开始这一问题的研究，并开始引起普遍重视。

②台湾核电三厂一台900MW机组因系统和轴系形成机电共振而导致叶片脱落，引起火灾，损失严重。

（4）结论：

客观上无法避免的各种机电扰动和非正常运行方式，均可能导致轴系扭振，严重威胁机组的安全运行和使用寿命；因此，国内外普遍重视轴系扭振问题，并投入了大量的人力与物力进行理论与试验研究。

（5）研究进展：

①通过二十多年的努力，迄今带有普遍性的问题已基本解决。

目前，大机组轴系扭振的研究重点已转向切合实际的轴系扭振疲劳寿命损耗的准确确定、在线监测装置性能的进一步改进、利用控制与调节手段抑制和消除轴系扭振以及轴系扭振标准的制定等。

②国内在这一领域的研究工作起始于1983年。

目前，大机组轴系扭振问题已得到电力生产企业和设备生产制造企业的重视，国家也积极推动和支持大电网下机组与电力系统之间的相互作用和协调问题的研究。

国家原机械电子工业部曾明文建议在100MW以上大型汽轮发电机组使用“扭振监测装置”及“扭振寿命管理装置”。

3大型汽轮发电机组机电系统扰动类型

随着社会经济的发展，一方面，单机容量不断增大，功率密度亦相应增加，轴系长度加长和轴系截面积相对下降，整个轴系不可再视为转动刚体，而是由多跨转子组成的弹性质量扭振系统；另一方面，输电网络的大容量化、长距离化、系统结构复杂化、电力负荷多样化以及新型输电技术的采用，对轴系的影响因素也日趋增多。

由于这两方面的原因，易导致机网耦合，诱发轴系扭振，并造成扭转疲劳损耗；损伤程度取决于轴系本身的扭振特性、机电扰动性质等因素，轻者可忽略不计，重者可使轴系损坏甚至酿成灾难性事故。

从汽轮发电机组轴系的外施激励看，引起轴系扭振的原因有两方面：

由同步发电机引入的电气扰动和汽轮机引入的机械扰动。

电气扰动包括电气短路故障、自动重合闸、非同期并网、甩负荷及串联电容补偿、高压直流输电的调节环节和电力系统稳定器的不适当配置等；机械扰动相对较少，主要包括不适当的进汽方式、调速系统晃动、快控汽门等。

4轴系扭振的基本形式

不同类型的机电系统扰动对机组轴系扭振有着不同的影响，通常将轴系扭振分成三种基本形式：

（1）次同步共振；

（2）超同步共振；（3）振荡扭矩冲击性共振。

4.1次同步共振

次同步共振也称亚同步共振，是机电系统的一种自激振荡状态，即电网在低于系统同步的一个或几个频率下与汽轮发电机进行能量交换。

设电网的电气振荡频率为fe，电网的同步频率为fn，轴系的某阶扭振固有频率为fm；若fm=fn-fe，则电气系统将出现负阻尼的振荡状态，轴系频率fm所对应的主振型的振幅将逐渐放大，最终使转子损伤，甚至造成毁机的恶性事故。

因其振荡频率低于系统的同步频率，故称之为次同步共振或亚同步共振。

输电系统的串联电容补偿、直流输电、加装不当的电力系统稳定器以及发电机的励磁系统、可控硅控制系统和电液调节系统的反馈作用等，均有可能诱发次同步机电共振。

由于汽轮机和发电机转子的惯性较大，对轴系本身的低阶扭振模态十分敏感，呈低周应力的受力状态，容易使轴或联轴器螺栓疲劳损伤，危害最大。

（1）串联电容补偿

为了提高超高压远距离输电系统的运行稳定性，常在输电线路中采用串联电容器以补偿部分线路电感，这可能导致电网在低于系统同步频率的一个或几个频率下与汽轮发电机进行能量交换。

在此过程中，作用于转子的暂态扭矩会包含一些接近轴系扭振固有频率的分量，它们会在主轴中造成很大的瞬态扭矩，从而可能导致汽轮发电机组遭到严重损坏。

美国一台双轴机组突然发生发电机与励磁机之间的主发电机集流环处的主轴断裂，修复后不到一年，再次发生类似损坏。

后经多方试验研究，发现是因为500KV线路用串补电容后，电网系统存在一个30.5Hz的电气频率，它与电网同步频率（60Hz）的滑差为29.5Hz，正好与机组轴系机械系统的第二阶扭振固有频率合拍，发生机电谐振。

另外由于轴系第二阶扭转振型的最大应力位于发电机与励磁机之间的轴段上，与损坏位置一致，这种交变的振动终使主轴疲劳损坏。

（2）励磁系统

国外某机组因发电机自动励磁调节器的输出电压中有34Hz的交变分量，幅值比允许值0.125V大10倍，与轴系的第三阶扭振频率33.9Hz合拍，造成在发电机与励磁机之间的轴段损坏。

后来，在另一机组上也发生了同样事故。

某电力公司在试验1台机组的快速励磁的电力系统稳定器时，投入几秒后即出现轴系扭振，其振幅不断增加。

究其因，乃励磁系统电气振荡频率与轴系的扭振频率合拍所致。

（3）电液调节系统

某核电站汽轮机组在试运期间因快速电液涡轮调速系统存在与轴系低阶扭振频率合拍的频率分量，引起调节阀强烈振动，并因此激发了轴系的扭转振动。

（4）直流输电系统

在某可控硅控制的直流输电系统中，送端电厂切除交流输电线而通过直流输电系统送电时，发生了次同步谐振。

其原因是：

当在直流输电系统控制其变化时，引起发电机转速及其交流电压相位的变化，结果导致直流系统中可控硅阀触发角的变化，又改变了直流输电的功率，从而构成了一个闭合系统而引起次同步谐振。

4.2超同步共振

在电网三相负荷不平衡、各种不对称短路等情况下，发电机定子绕组中除存在正序电流外，还出现负序电流。

负序电流在发电机气隙中将产生转速为fn的旋转磁场（负序旋转磁场），但因其转向与转子旋转磁场（正序旋转磁场）相反，两旋转磁场之间存在相对运动，且相对速度为fn-（-fn）=2fn，即两个旋转磁场的相互作用将产生频率为2fn的交变扭矩并作用到机组轴系上；如果这个频率同机组轴系的某一阶固有频率相等或接近，就会激发起机电共振。

由于这种共振频率大于同步周波频率（一般为周波频率的二倍），因此称这种共振为超同步共振，亦称倍频共振。

除倍频机电共振外，还有可能产生所谓的工频或同步机电共振，原因是在电厂出线附近发生短路、非同期并网以及切除故障时，就有可能在发电机定子电流中出现直流分量，由它产生的磁场（相对于定子静止不动）同转子励磁磁场相互作用，将产生频率为周波频率的转矩并作用于机组轴系上。

若轴系存在某阶与周波频率相等或相近的固有扭振频率，就将产生工频机电共振。

理论分析与经验表明，汽轮机叶片和大型发电机的风扇叶片对倍频共振最为敏感，动叶片在这种共振状态下的最大交变应力要比正常的高出5倍多。

这类事故的破坏过程一般是汽轮机叶片先断裂飞脱，由此在轴系上产生很大的不平衡力，导致事故扩大甚至造成毁机。

4.3振荡扭矩冲击性共振

瞬时性对称与不对称短路、自动重合闸、非同期并网、甩负荷、瞬间快控汽门及线路开关切合操作等突发性机电扰动，将有可能产生短时间冲击性扭矩，形成短时间冲击性轴系扭振。

这种扭振虽然时间不长，但在不利的条件下，仍有可能产生高的交变应力而造成轴系破坏，或者产生疲劳损耗积累。

发电厂母线通过输电线同系统相连，当输电线路发生各种类型短路时，不论重合闸成功与否，都会不同程度地引起紧靠故障的机组发生扭振并导致轴系疲劳。

在切合时间和条件最不利的配合情况下，仅一次高速自动重合闸就有可能造成轴系严重损坏（即轴系扭转疲劳寿命损耗达100%）。

发电机近距离（包括发电机端部）两相或三相突然短路时，汽轮发电机组轴系受冲击的程度可能远超过发电机端部短路时轴系的扭振冲击。

这是由于故障切除以后电网电压突然恢复时，会使发电机受到与短路故障情况相似的第二次扭矩冲击，并使轴系在短路期内业已激发的扭振基础上，再产生一个新的扭振；当这两种扭振在最不利的条件下叠加时，就有可能产生使轴系无法接受的扭转剪切应力，导致联轴节螺栓甚至大轴损坏。

（1）快控汽阀或甩负荷

对远距离输电的机组采用快关汽阀是提高暂态稳定的一项经济合理的措施。

当电网发生故障或因稳定性需要机组快关时，不管采用瞬时快关或持续快关，对轴系都将出现机械与电磁扭矩的不平衡。

同时，机组受到电网剧烈干扰后紧接着快关汽阀，又会产生轴系机械扭矩的一次新冲击。

快关对转子的危害程度主要取决于快关前机组所带的负荷、快关的时间序列、持续时间、轴系的扭振特性等，严重时将造成转子损伤。

发生这类事故的机组一般先出现轴系振动大，几乎都存在高中压转子联轴器螺拴或发电机与励磁机联轴器螺栓断裂，断口有明显的拉弯疲劳特征。

分析认为，轴系的低阶振型最大处位于损坏部位，说明低阶扭转振型对快关或甩负荷比较敏感。

（2）误并列

误并列是指发电机电压与电网电压的相角不同时的异常合闸并列，此时将给发电机产生过大的电流冲击。

误并列所产生的最大电磁扭矩要比正常的大6.5倍，而且50Hz的交变分量占较大比例，一次误并列就可使寿命损耗100%。

尽管发生误并列的几率很低，但因误并列引起的机组损坏事故时有发生，且危害性大，后果严重。

（3）高速重合闸

当电力系统发生短路故障时，保护装置能将其自动消除，继之又能自动重合闸。

如果故障是永久性的，则将第二次自动跳闸，这一过程使发电机经受四次以上的冲击，在不利条件下有不断放大主轴扭应力的作用。

研究表明，在机组附近的短路，采用不检查同期的三相快速重合闸是十分危险的。

5汽轮发电机组轴系扭振疲劳分析

5.1轴系扭振对机组安全性及疲劳寿命的影响

任何较严重的机电扰动，特别是次同步机电共振、超同步（或同步）共振、切除发电厂近距离三相短路并随之恢复运行电压、左右的非同期并网以及三相重合闸（不成功）等振荡扭矩的冲击，均有可能导致轴系产生较高的扭转剪切应力，并对轴系安全运行造成严重威胁。

分析与试验表明，美国某电站出现的汽轮机断轴事故就是由于次同步机电共振造成的，而超同步共振则是美国另一电站汽轮机叶根大量断裂和某核电站汽轮机叶片脱落的原因。

至于一些大型机组部分联轴节出现剪切损伤痕迹，是与近距离短路故障切除、非同期并网、甩负荷等电力系统干扰下的振荡扭矩冲击分不开的。

各种类型的轴系扭振，即使不造成轴系一次性损坏，也会不同程度地引起轴系疲劳寿命损耗。

各种类型的轴系扭振，不仅对轴系本身产生影响，而且对发电机定子端部也有影响。

研究表明，在发电厂附近电网三相短路并切除时，有可能在发电机定子端部绕组中产生远高于发电机出线端三相短路所产生的切向电动力，这种切向力对定子端部绕组作用与这种故障形式对轴系的作用相似。

短路时产生的电动切向力不仅使转子端部绕组的各个线端产生振动，而且使整个绕组产生振动，而这种振动又将与故障切除（并随之电网恢复电压）时产生的新的振动叠加在一起，在不利的情况下使定子端部绕组线圈损坏。

5.2圆轴的扭振应力计算

由材料力学知，对于汽轮发电机组轴系这样的圆形断面轴，扭矩

产生的最大剪应力

在轴的外表面，其计算公式为：

式中

—轴的抗扭截面模量。

对于实心轴截面，

；对于空心轴截面，设

，则

为了保证扭转轴系能安全可靠地工作，

必须控制在一定范围内，即：

上式称为轴系扭转剪切强度条件，

为材料的许用剪切应力。

5.3扭振疲劳现象

所谓扭振疲劳，就是当材料或零件受到多次重复变化的扭转载荷作用后，扭应力值虽然始终没有超过材料的强度极限，甚至比屈服极限还低的情况下，就可能发生破坏。

这种在交变扭转载荷重复作用下材料或零件的破坏现象称为扭振疲劳破坏，它与传统的静扭力破坏有着本质的区别，主要表现在：

（1）静扭力破坏大多是一次最大载荷作用下的破坏；扭振疲劳破坏是多次反复载荷作用下产生的破坏，它不是在短期内发生的，而是要经历一段时间的作用，甚至很长时间的累积才发生的。

（2）当静扭应力小于屈服极限或强度极限时，不会发生静扭力破坏；而交变应力在远小于静强度极限甚至小于屈服极限的情况，扭振疲劳破坏就可能发生。

（3）静扭力破坏通常有明显的塑性变形发生；扭振疲劳破坏通常没有外在的（宏观的）、显著的塑性变形迹象，那怕是塑性良好的金属也这样，就象脆性破坏一样，事先不易觉察出来。

这表明疲劳破坏具有极大的危险性。

（4）在静扭力破坏的断口通常只呈现粗粒状或纤维状特征；而扭振疲劳破坏的断口总是呈现两个明显的区域：

一部分是平滑的，另一部分是粗粒状的。

（5）静扭力破坏的抗力，主要决定于材料本身；扭振疲劳破坏，则对于材料的组成，零件的形状、尺寸、表面状态，使用条件，外界环境等都十分敏感。

5.4疲劳强度、疲劳极限和疲劳寿命

疲劳强度的大小是用疲劳极限来衡量的。

所谓疲劳极限，就是在一定循环特征下，材料或零件可以承受无限次循环而不发生疲劳破坏的最大应力

。

高循环的疲劳极限又称为耐久极限或持久极限。

疲劳极限通常通过疲劳试验来测定，即通过做疲劳实验得到疲劳曲线（或称S—N曲线），从而确定材料或零件的疲劳极限。

此外，人们在实践中逐渐认识到，疲劳极限还可以近似地由其它机械性能推算出来，常用的扭振疲劳经验公式有下列几个：

（1）碳钢的扭转疲劳极限

，

为3000～12000

；

（2）碳钢的扭转屈服极限

；

（3）合金钢的扭转屈服极限

。

材料或零件在某一极限的应力幅之下工作时，可以经过长期振动而不发生疲劳破坏。

这种不引起疲劳破坏的最大振幅也叫做疲劳极限；而发生破坏时的应力循环次数或从开始受力到断裂经过的时间，叫做疲劳寿命。

不同的应力、应力幅、材料或零件，有不同的疲劳寿命。

5.5疲劳破坏的原因分析及过程

与疲劳破坏有关的主要因素有：

1）应力集中；2）几何尺寸；3）表面加工和表面处理；4）温度；5）腐蚀；6）工作频率。

疲劳裂纹一般是从零件表面或从零件内部的某一缺陷处开始的，当受力零件内部的应力传递不均匀时，局部区域就会出现应力集中。

此时，材料能够承受反复载荷的次数最少，在此处最先出现裂纹。

裂纹使零件的一部分材料丧失承载能力，使余下的能够承力的材料中的平均应力提高。

由于零件一般都有一定的强度裕量，所以出现裂纹并不会立刻造成彻底破坏；但是裂纹的尖端形成尖锐的缺口，又产生新的应力集中区。

在连续使用时，如此反复进行，使裂纹越来越大，零件上能够传递应力的材料就越来越少，直到剩下的材料不足以传递载荷时，零件就猛然破坏了。

因此，疲劳破坏的过程大致分为以下几个阶段：

应力集中→产生裂纹→造成新的应力集中→促使裂纹扩展→最后短裂。

局部区域的应力集中，常常是疲劳裂纹的发源地；疲劳裂纹又往往是从表面（包括结构的实际表面和材料内部的连续断裂面）开始，然后逐渐向材料内部扩展的。

5.6疲劳寿命的估算方法

（1）通过实测或参考有关资料确定零件的载荷谱，然后借相当成熟的静强度设计原理，求出各零件的应力水平，将载荷谱转化为零件的应力谱，最后应用损伤理论及零件的S－N曲线确定出零件的疲劳寿命；

（2）应用线性累积损伤理论把零件的全部载荷谱简化为单一载荷幅值，然后在此基础上对结构进行试验，同时考虑环境的影响，确定构件的疲劳寿命；

（3）由程序加载疲劳试验确定零件的疲劳寿命；

（4）用随机加载对结构进行试验，直接得出构件的疲劳寿命；

（5）用雨流法估算结构的疲劳寿命，即根据所研究材料的应力应变行为进行计算，取出的循环与等幅试验的循环一致；

（6）用局部应变法或局部应力－应变法确定零件的疲劳寿命。

6轴系扭振的监测与分析

随着振动工程不断发展及建模与计算方法的不断改进，近年来汽轮发电机组轴系扭振理论计算（包括轴系固有频率和机电扰动下的响应计算）已有很大进展。

但汽轮发电机组轴系的机械结构较为复杂，建模时往往难以与实际结构完全等效，轴系的固有频率难以准确获得，而电力系统和控制系统扰动下扭振响应分析的计算精度更难以保证。

因此，为了对轴系扭振（包括响应分析）作出正确的评价，避免汽轮发电机轴系扭振破坏事故的发生，不仅在设计阶段应进行详细的扭振计算，而且要在机组投运后进行扭振监测与分析，并为运行分析提供依据。

6.1扭振测量的内容和方法

汽轮发电机组轴系扭振，是在轴系的旋转过程中同时发生的运动现象。

机组正常稳定运行时，轴系是按某一角速度0回转，当出现扭振时，轴系的回转角速度因扭振引起的交变角速度1而发生了变化，这时平均角速度为。

因此，轴系在某一瞬间的回转角速度是一个变值。

轴系扭振测量就是在轴系运转过程中，通过一定的测量方法，消除平均角速度的影响，测取由交变角速度而引起的变形弧长（或扭角）及其扭振交变角速度（或频率）。

通常所测得的动态过程，可以是测点处扭振的角位移变化规律，也可以是该点的扭应变（应力）变化规律。

按扭振信号的拾取方式分，扭振测量方法包括：

接触测量法和非接触测量法。

接触测量法是将传感器（应变片等）安装在轴上，测量信号经过集流环或者无线电发讯方式传给二次仪表。

非接触测量一般采用“测齿法”，即利用轴上的齿轮或其它等分结构，由磁电式、涡流式或光电式传感器，感受扭振引起的不均匀脉冲信号，通过二次仪表的解调后达到测量扭振的目的。

汽轮发电机组轴系扭振测试中，通常用非接触测量法测转轴的扭振角位移，采用接触测量法测转轴的扭应变（应力）。

当然，两者测量的动态信号经记录并分析均可得扭振频率。

对扭振角位移，可采用扭振仪测量；对扭振应变，可采用电阻式动态应变仪测量。

6.2扭振角位移测量

扭振角位移测量基于非接触测齿原理详见图1。

图1（a）为扭振非接触测量信号拾取装置，由齿轮和传感器（如磁电式传感器）组成，齿轮随轴转动，传感器感应脉冲信号（每个齿轮经过传感器，将产生一个脉冲信号）。

当轴平稳旋转，亦即无扭振时，传感器将输出如图1（b）所示的均匀脉冲波，基基本频率为S×N（S为转速频率，N为齿轮数）。

当轴发生扭振时，这个基频分量将被调制成图1（c）所示的疏密相间的脉冲波，并经解调后获得图1（d）所示的扭振角位移信号，由此可测出扭振振幅，经记录并分析得出扭振频率。

6.3时间脉冲法扭振测量原理

设轴系旋转k周的时间为

，则平均角速度为

。

设齿轮的齿数为z，若测出旋转n个齿数的时间

，则在时间

内向前（或向后）的扭角为

离散化处理后得

可见，只要测出

、

，即可计算出各自对应的扭角

。

6.4汽轮发电机组轴系扭振实机测试技术

根据以上的扭振测量方法及相应的仪器，可对汽轮发电机组轴系扭振进行实机测试。

实机测试分二大类：

一类是以确定机组轴系在110Hz范围内的各阶固有扭振频率为目的的轴系扭振特性实测，这一类实测通过专门性的试验完成；

另一类是机电扰动工况下的机组轴系扭振响应的实测，这类实测项目的种类繁多，而且有些项目还难以具备试验条件，因此一般靠在线监测和长期积累取得数据。

目前大多数实机测试工作是针对轴系扭振特性开展的。

6.5机组轴系扭振特性测试用激振法

（1）盘车起合激振

盘车装置通常位于汽轮机与电机之间，是用于在机组启停过程中带动轴系慢速转动以防止转子不均匀热变形的传动装置。

盘车激振是在机组静止时反复投入和退出盘车，齿轮啮合传递的冲击性扭矩使轴系产生含多重振型（或多模态）的瞬态扭振响应。

该扭振响应可用贴在某轴段上（如发电机和励磁机之间）的应变片进行测量。

通过应变信号的频谱分析，可以得到被激发的固有扭振频率，但通常只能粗略获得一二个低阶轴系扭振固有频率。

（2）并网激振

并网激振是并网时人为地使发电机电压与母线电压之间存在一定的相位差，从而通过发电机气隙对轴系施加一冲击性电磁转矩以产生扭振响应。

并网激振试验过程可同机组的正常并网运行操作相结合，不会增加过多的额外工作量，因此是一种较为简单的激振方法。

利用线路开关起合操作或短路产生的瞬时性电功率冲击，也可作为同并网相类似的电气激振方法。

（3）起合串补电容激振

起合串补电容激振，用于具有串补电容输出系统的机组轴系实机测试。

串补电容的投入或短接意味着电系统阻抗的突然变化，并由此导致发电机电磁转矩的突变，从而引起轴系扭振响应，测得此响应并分析就可得出轴系固有扭振特性和对应的阻尼值。

（4）稳态不对称短路变频激振

稳态不对称短路变频激振是在发电机出口处人为制造稳态不对称短路（单相接地、两相短路或两相接地短路等），使得发电机定子中产生负序电流。

由定子负序电流产生的负序旋转磁场同转子励磁旋转磁场相互作用，产生一个两倍于转速频率的交变电磁转矩，并通过气隙作用到机组轴系上，这样通过机组升降速可以产生不同的两倍于转速频率的激振频率。

跟踪不同转速下的倍频响应即可得到机组轴系固有频率特性。

采用稳态不对称变频激振进行测试时，只涉及机组本身，与电网无关，因此可以避免在机、网联合运行时给测试带来的影响。

（5）励磁变频激振

励磁变频激振是通过专门设计的压控扫描振荡器在发电机励磁绕组