基于汽轮机振动采集系统对机组振动异常原因分析

程玉

（上海电力建设启动调整试验所有限公司）

【摘 要】汽轮发电机组振动指标直接关系到机组的安全、可靠性运行。文章就调试期间某石化厂汽轮机组在额定参数冷态启动时发生振动异常现象，根据汽轮机振动采集系统科学的分析原因，判断出存在转子质量不平衡及动静碰磨问题，制定相应的检查内容及处理措施。

【关键词】汽轮机振动采集系统；振动异常；原因分析

1引言

汽轮发电机转子是一个高速旋转的机械，如果转子的质心与旋转中心不重合则会因为转子的不平衡而产生一个离心力，这个离心力会对轴承产生一个激振力而使之引起机组振动，如果这个离心力过大，则机组的振动就会异常。所以，汽轮发电机转子在装配时每装配一级叶片都应该对该级叶片进行动平衡试验，整个转子装配完成后在出厂之前还应该对整个转子进行低速和高速动平衡，以确保转子的不平衡量在一个合格的范围内。

2机组参数分析

某石化厂热电部建设有八台220t/h燃煤锅炉、母管制运行的供热机组。现对原8号汽轮机组进行改造，由25MW背压式汽轮机组改造为55MW抽汽凝汽式汽轮机组，8号汽轮机采用上海汽轮机厂生产的1个高压调节级、1个中压调节级和7个压力级的单抽汽凝汽式汽轮机。

2.1振动异常过程

调试期间，由于该机组为母管制供热机组，汽轮机组首次启动采用额定参数冷态启动，其主蒸汽额定压力8.8MPa，额定温度530℃，而汽轮机缸温仅20℃。冲转期间，发现汽轮机在转速800r/min暖机期间，1号瓦轴承振动Y向数值较大超过100μm，且2号瓦振动随1号瓦增加而增大，并且存在振动数值持续爬升现象。暖机结束升速过程中1号瓦轴承振动Y向在1200rpm时即超过ETS保护动作值250μm造成机组停机。考虑到汽轮机组是额定参数启动，缸温与汽温温差较大，汽缸膨胀量不足的问题，期间多次暖机后继续冲转，仍存在上述振动异常现象。

2.2原因分析

汽轮机振动按产生的原因一般可分为强迫振动和自激振荡。强迫振动又分为普通强迫振动和非定常强迫振动两类，普通强迫振动是由质量不平衡引起的，基本特征是振动的频率为一倍频率(1X),当转速一定时这种振动是稳定的；非定常强迫振动的基本特征是指振动的频率虽然也是一倍频率(1X)，但是振幅和相位是不稳定的。在工程实践中，总结了一套完整的机组转动故障诊断方法，见表1。

表1 振动故障分析表

分类	故障	频率	趋势特征	相关特征
普通强迫振动	质量不平衡	1X	振动是稳定的
	刚度降低		结合面差别振动大	多发于落地式轴承
	共振		转速接近3000r/min时轴承座振动急剧上升
	不对中		晃度大
非定常强迫振动	转子热弯曲	1X	振动与转子温度有关
	发电机热弯曲		振动与励磁电流有关
	中心孔进油		振动随转子温度增大	转子两端有温差，低温段为常温
	动静摩擦		振动波动有时会发散	与负荷无关多出现在检修后
	转子活动部件		历次启动振幅和相位再现性差	多发联轴器
	裂纹转子		振动和晃度经常增大需要经常平衡
	联轴器螺栓松动		晃度变化振动与负荷相关	多发于电气扰动和大负荷
	膨胀不畅		定速后轴承座振动逐渐上升	膨胀和胀差不正常
自激振荡	油膜振荡	1/2X	突变	与负荷关系不大
	汽流激振		突变	发生于高负荷
	高次谐波	高频	突变	多为轴承缺陷
	分谐波	分频	突变	多为轴承缺陷
	电磁振荡	2X	随电流或电压突变	多发于发电机
	截面不对称	2X	1/2临界转速共振	多发于发电机

引起机组振动异常的原因很多，例如额定参数冷态启动工况下汽轮机发生动静碰磨，汽缸调节汽门开度小、进汽量少造成汽缸上下缸温差大，大轴发生热应力弯曲，滑销系统卡涩造成汽缸膨胀不均匀，油封、轴封间隙过小或汽轮机转子质量不平衡，润滑油压力、温度过低或过高造成油膜振荡，轴封蒸汽带水造成齿封受冷等。调试人员利用汽轮机振动采集系统进行录波，经频谱图显示分析（如图1、图2），一倍频分量十分明显，低频、高频分量基本没有。1号轴承轴振变化量最大且迅速，2号轴承轴振变化随1号轴振变化而变化，受摩擦力冲击效应影响显著。根据相位角分析判断机组存在转子质量不平衡及1号瓦轴承处存在碰磨，从而引起机组振动异常。

图1 频谱图

图2 Bode图

3检查内容

调试人员经与制造厂及施工单位技术人员沟通，决定通过现场测量转子晃动值对机组进行转子动平衡数据的重新核算以及动静间隙检查，具体检查内容如下：

3.1检查前轴承座动静间隙

3.1.1检查调阀端小轴与转子的对中情况、螺栓拧紧情况；

3.1.2检查前轴承座油封间隙（0.3±0.1mm）及磨损情况;

3.1.3检查前轴承轴瓦顶隙（0.33-0.43mm）、侧隙（0.37-0.41mm）及磨损情况；

3.1.4检查前座内转子段是否有明显碰磨痕迹。

3.1.5开轴承盖后塞尺塞端部汽封间隙，看是否有明显异常情况。（如图3）

图3前轴承座动静间隙

3.2检查后轴承座动静间隙

3.2.1检查后轴承座油封间隙（0.3±0.1mm）及磨损情况；

3.2.2检查后轴承轴瓦顶隙（0.33-0.43mm）、侧隙（0.37-0.41mm）及磨损情况；

3.2.3检查后轴承座内转子段是否有明显碰磨痕迹；

3.2.4开轴承盖后塞尺塞端部汽封间隙，看是否有明显异常情况。（如图4）

图4 后轴承座动静间隙

3.3现场对热力系统进行检查

3.3.1使用点温枪检查主蒸汽管道疏水、本体疏水及轴封疏水温度，判断是否存在水积；

3.3.2检查轴封供汽温度及压力、润滑油供油温度及油压是否符合制造厂《汽轮机运行说明书》要求，对比润滑油流量分配曲线，判断各瓦进油量是否符合制造厂要求；

3.3.3检查汽缸上下缸温差，缸胀，滑销系统是否运行正常；

3.3.4检查后缸喷水是否正常投入。

4检查处理结果

通过现场测得汽轮机1号瓦测速盘处轴晃值为0.09mm，汽轮机2号瓦处轴晃值为0.03mm。查阅技术资料得知机头测速盘与汽轮机转子通过6枚螺栓连接，转子出厂时在进行转子高速动平衡时未带测速盘一起进行，测速盘与转子不同心，造成启动冲转过程中转子的质量不平衡，导致汽轮机组振动异常。

通过间隙测量，发现前轴承座下半油封间隙过小，只有0.1mm，小于标准范围0.3±0.1mm，且目测靠发电机侧油封处有明显的剐蹭痕迹，油封间隙过小导致动静碰磨，造成汽轮机组振动异常。其他间隙较为均匀，测量结果均在标准范围且轴瓦、后轴承座油封及转子段均无磨痕。

经过重新测算动平衡数据及重新调整油封间隙至标准范围内，处理完成后，8号汽轮机组再次启动测量机组各轴承振动均正常、轴心轨迹与波形无畸变（如图5）。

图5 轴心轨迹与波形

5结束语

汽轮机组振动异常，处理不当不仅拖延并网时间，造成业主方经济效益损失，更会造成严重的设备损坏事故，其教训是惨痛的。通过科学的分析汽轮机振动采集系统的数据，查阅相关技术资料记录，判断出引发机组振动异常的具体原因，从而制定相应的检查及解决方案，消除设备隐患，提高了机组运行的安全可靠性。

参考文献：

【1】王鹏，潘维加，陈志胜，韩芹，基于LabVIEW的汽轮机振动数据采集与信号分析系统，汽轮机技术，2008.12

【2】乌日根，汽轮发电机组转子不平衡振动问题研究，工程科技II辑电力工业，TM311,2016年第02期

【3】王锐，李世民，冯培峰，汽轮发电机振动信号的特征图谱，山东工业技术，2019年第19期

【4】陆颂元，吴峥峰，汽轮发电机组振动故障诊断及案例[M]，北京：中国电力出版社，2016