汽轮发电机组轴系振动检测方案
汽轮发电机组轴系振动检测方案
汽轮发电机组轴系振动检测方案预览说明:预览图片所展示的格式为文档的源格式展示,下载源文件没有水印,内容可编辑和复制汽轮发电机组轴系振动检测方案二零一八年四月11. 轴系结构概述55MW汽轮发电机组，主设备机组轴系设计如下：━━━━━━━▲━━━━━▲━━━━━━━━━━━▲▲│←--- 4800 --→│←--2085-→│←-----5900 ----------→│#1 #2 #3 #4轴系设计临界转速：汽机一阶：1952 r/min汽机二阶：>3791 r/min发电机一阶:1645 r/min发电机二阶:>3972 r/min2. 振动检测内容2.1 升速至工作转速过程2.1.1冲转前确认振动测试系统处于完好状态(关键点:测试前对振动测试系统进行接线检查,原始记录上有检查人和项目负责人签字)和已制定好振动工况记录表格，记录参数至少包括：时间、转速、负荷、蒸汽温度、压力、凝汽器排汽温度、真空、润滑油、密封油温度及压力、支持轴承、推力轴承金属温度及回油温度温度、汽轮机热膨胀、差胀、轴向位移、汽轮机各部分金属温度及高中压缸上下温差等。
2.1.2冲转前确认机组振动保护投入，记录各轴振动测量通道间隙电压值。
2.1.3冲转前核实高中压转子弯曲指示器数值与初始值之差不大于0.03mm，否则禁止冲转。
2.1.4挂闸冲转，在150~200r/min时测定各轴振动静态偏摆量，转速至500r/min时作短暂停留，进行摩擦检查，倾听汽轮机内部动静部分、轴封、轴承内部、发电机及励磁机内部是否有异常声音，情况正常方可继续升速。
2.1.5机组升速至1350r/min作中速暖机，升速中各轴承座振动应小于30μm，如轴承座振动加大到50μm，应降速分析原因或进行处理，非临界转速下轴承座振动大于80μm或轴振动大于254μm，必须打闸停机。
2.1.6机组升速至2300r/min作高速暖机，升速中先后要通过发电机一阶、汽2。
5汽轮发电机轴系振动测试诊断及处理
汽轮发电机组轴系振动测试、诊断及处理刘占生(哈尔滨工业大学,能源科学与工程学院)1.转子表面粗糙度对转子轴振测量及动平衡精度的影响1.1问题的提出转轴振动是反映汽轮发电机组工作状况的关键参数。
国际上考核汽轮发电机组振动是以轴振为标准。
在我国，300MW以上汽轮发电机组及核电机组考核指标中明确规定振动以轴振为准则。
然而，在测量轴振位移时，得到的信号中含有因转轴的表面粗糙度（表面凹坑或凸起，转轴的椭圆度等）形成的干扰成分。
这些干扰成分经常使保护系统发生误报警而引起停机，造成巨大的经济损失。
根据这些信号对转子进行动平衡，精度会受到影响，进行故障诊断常发生误诊。
图1示是为某旋转机械在不同转速下的轴振信号。
途中红点标注部分为测量轴表面凹坑，从中可看出，随着转子转速的升高，轴振幅值和相位在发生变化，而转子表面缺陷却不发生变化，这就是振动信号和干扰信号的区别。
图1 转速为1761转/分时，轴振信号图2 转速为2943转/分时，轴振信号图3 转速为3187转/分时，轴振信号图4 转速为3307转/分时，轴振信号1.2解决方法1.2.1低速补偿方法上述问题早已引起了人们的重视，美国Bently Navada公司转子动力学研究所曾提出了低速补偿的方法，但由于许多旋转机械(如，汽轮机发电机组)在不同负荷下，转子与静子间的胀差会发生变化，使传感器在不同转速、不同负荷下测量时所对的转轴位置不同，因此这种方法在测量时不仅未能消除干扰，反而引入了一个附加干扰。
因此，这种方法适用于转子与静子不发生轴向相对位移的场合。
1.2.2基于小波滤波方法根据振动信号的特点，将振动幅值变化大于某一设定值作为约束条件，采用小波方法滤掉转轴表面干扰成分，是当前采用的一种方法。
图5为转子在2089转/分时，光滑转子表面的轴振信号，视这组信号为真正的轴振信号。
然后，在传感器所对的径向平面内砸一个小坑，再将转子加速到2089转/分，测得的振动信号如图6所示。
汽轮机轴系振动试验方案
江苏华电句容发电有限公司一期（2×1000MW）工程汽轮机轴系振动试验方案联合体：华电电力科学研究院上海电力建设启动调整试验所二○一二年一月1设备及系统概述1.1系统描述略（此方案为原则性方案，中标后根据现场实际情况另行完善）2试验目的及目标2.1对汽机轴系进行调整和试运，考察系统与设备设计的合理性、安装质量的好坏，了解系统设备的运行特性，以便该系统能够长期、安全、经济运行；2.2完成项目质量验评表要求，各项指标优良率达到85%以上；2.3监测汽轮发电机组的振动升降速特性，对机组出现的振动原因进行故障诊断，并通过相应的振动处理措施，保证机组的振动达到安全运行的目的；2.4检验机组对运行环境的适应能力。
适当改变运行工况，测量机组振动特性；2.5汽轮发电机组的轴系稳定，主机各轴承的垂直和水平方向振动达到部颁新投产机组的振动标准，小于50μm，轴振小于76μm；2.6保证系统试运过程中，重要环境因素控制得当；2.7保证系统试运过程中设备和人员的安全，例如，确保联锁保护试验完整并合格，防止设备在异常工况下试运，保证不发生设备和人员损伤事故。
3编制依据及参考资料3.1《火电工程启动调试工作规定》（原电力工业部建设协调司1996）；3.2《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（国家发改委2009）；3.3《火电机组达标投产考核标准》（2006年版）；3.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》；3.5《旋转机械转轴径向振动的测量和评定》GB/T11348.2-2007;3.6设备厂家的运行维护说明书及设计图纸等；4试验范围及相关项目4.1汽机轴系系统各联锁、保护传动检查；4.2机组的振动在线监测从机组整套启动试运开始，包括机组的冲转、升速、带负荷、超速、稳定运行以及机组甩负荷期间的振动监测。
4.1测试机组升速过程中轴系振动情况。
4.2机组空负荷时，汽机排汽温度变化，机组轴系振动情况。
4.3机组半负荷时，汽机润滑油温度变化，机组轴系振动情况。
汽轮发电机组振动故障诊断及案例
汽轮发电机组振动故障诊断及案例汽轮发电机组是一种常见的发电设备，但在运行过程中可能会出现振动故障，影响发电机组的稳定运行。
振动故障诊断是保证汽轮发电机组正常运行的重要环节，下面将列举一些常见的振动故障及其诊断案例。
1. 振动源失衡故障：振动源失衡是引起汽轮发电机组振动的常见原因之一。
失衡会导致旋转部件的质量分布不均匀，引起振动。
诊断方法可以通过在转子上安装动平衡仪，测量转子在不同位置的振动幅值，确定失衡位置。
2. 轴承故障：轴承是汽轮发电机组重要的支撑部件，若轴承出现故障会导致振动增大。
常见的轴承故障有磨损、断裂等。
诊断方法可以通过振动信号分析，观察振动频谱图，确定轴承故障类型。
3. 齿轮啮合故障：汽轮发电机组中的齿轮传动系统是重要的动力传递装置，若齿轮啮合不良或损坏，会引起振动。
诊断方法可以通过振动信号分析，观察齿轮啮合频率和频谱图，确定齿轮啮合故障。
4. 沉降及基础故障：汽轮发电机组的基础和支撑结构若出现沉降或损坏，会导致振动增大。
诊断方法可以通过测量基础的竖向位移，判断是否存在沉降或基础故障。
5. 振动传感器故障：振动传感器是汽轮发电机组振动监测的重要设备，若传感器本身存在故障，会导致振动信号异常。
诊断方法可以通过更换传感器或检查传感器连接线路，判断传感器是否故障。
6. 风扇故障：汽轮发电机组中的风扇若出现故障，会引起振动。
常见的故障有叶片脱落、叶片失衡等。
诊断方法可以通过观察风扇转速、振动信号等，判断风扇是否故障。
7. 调节阀故障：汽轮发电机组中的调节阀若存在故障，会导致汽轮机转速不稳定，进而引起振动。
诊断方法可以通过检查调节阀的工作状态、振动信号等，判断调节阀是否故障。
8. 润滑系统故障：汽轮发电机组的润滑系统若存在故障，会导致部件摩擦增大，引起振动。
诊断方法可以通过检查润滑系统的工作状况、油液清洁度等，判断润滑系统是否故障。
9. 高温故障：汽轮发电机组中的高温部件若存在故障，会引起振动。
汽轮发电机组振动在线监测技术措施
汽轮发电机组振动在线监测技术措施汽轮发电机组是目前主要用于发电的设备之一，它具有工作稳定、效率高、发电能力强等优点。
然而，由于汽轮发电机组长时间工作，会产生一定的振动，如果振动过大会导致设备的损坏和故障，甚至对运行安全造成威胁。
因此，为了确保汽轮发电机组的正常运行，需要采取一些振动在线监测技术措施。
本文将从振动传感器的选择、数据采集与处理以及故障诊断与预测等方面进行论述。
首先，振动传感器的选择对于汽轮发电机组的振动在线监测至关重要。
传感器应具备高灵敏度、快速响应、长寿命等特点，能够准确地测量发电机组的振动状况。
一般来说，压电式传感器是常用的振动传感器之一，它具有高灵敏度、快速响应和宽频带等特点。
此外，还可以采用静电式、电磁式等其他类型的传感器进行振动监测。
其次，振动数据的采集与处理是进行振动在线监测的核心环节。
数据采集系统应具备高采样率、高精度和高稳定性，能够准确地采集发电机组的振动数据。
一般来说，可以采用数据采集卡将振动传感器采集的模拟信号转换成数字信号，并通过采集软件将数据传输到中央处理单元进行处理。
在数据处理方面，可以采用滤波、去噪、平滑等方法对原始数据进行处理，提取有用信息，并进一步进行故障诊断与预测。
最后，故障诊断与预测是振动在线监测的最终目标。
通过对振动数据进行分析，可以判断设备是否存在异常振动，并进一步诊断故障位置和原因。
常用的方法包括时域分析、频域分析、能量分析等。
时域分析可以通过观察波形图判断振动是否正常，频域分析可以通过傅里叶变换将时域信号转换成频域信号，并根据频谱图进行故障诊断。
能量分析可以通过对振动信号的能量进行统计分析，判断设备是否存在异常振动。
综上所述，振动在线监测技术措施可以通过选择适当的振动传感器、采集与处理振动数据以及进行故障诊断与预测来实施。
这些措施可以帮助及时发现设备的异常振动情况，预防设备的故障和损坏，保障汽轮发电机组的正常运行。
同时，振动在线监测技术也为设备维护提供了有力的支持，可以提高设备的可靠性和安全性。
汽轮发电机组轴系扭转振动测试
Ａｂ ｔ ａ ｔ Ｔｈ ｓ ｐ ｐ ｒｓ ｕ ｉｓ ｔ ｅ ｍ ｅ ｈ ｄ ｆ ｔ ｒ ｉ ｎ ｌｖ ｂ ａ ｉ ｎ ｎ ｔ ｒ ｌ ｒ ｑ ｅ ｃｅ ｅ ｔｏ ｔ ａ ｔ ｒ ｓ ｒ ｃ ： ｉ ａ ｅ ｔ ｄｅ ｈ ｔ ｏ ｓ ｏ ｏ ｓｏ ａ ｉ ｒ ｔ ａ ｕ ａ ｆ ｅ ｕ ｎ ｉｓ ｔ ｓ ｆｓ ｅ ｍ ｕ — ｏ
为 防止汽轮 发 电机组 的扭振破 坏 ， 从设 计制造 阶段 开始就应进 行 尽可能 准确 的分 析计算 ， 掌握 和控 制其 扭振 特性 。但 由于 汽轮发 电机组 结 构 、 扭振模 式 和机 理的复 杂性 ， 使得任 何 理论分 析和计 算 都或 多 或少 存在 误差 ， 就 要靠模 拟 和实机 试验 来修正 。 这 轴 系扭 振试 验 主要测 试轴 系的 固有 频率及振 型 。测 试是 通 过一 定 的测量 方 法 在轴 系 运转 过 程 中 ， 消 除平均 角速度 影 响 的基础上 ， 取 由交 变角速 度 引起 的交变弧 长 （ 测 或扭角 ） 其扭 振交变 角速 度 （ 及 或频 率） 。所 测得 的动态 过程 可 以是测 点 处 扭振 的角 位 移 变化 规 律 ， 可 以是 该 点 的 扭 应 变 （ 力 ） 化 的 也 应 变
规律 。
１ 测 试 方 法
ｌ ＿ｌ 激 振
现 场试验 时 ， 为根 据响应 测 出 固有 频率 ． 必须人 为 激起轴 系做扭 转振 动 。 国内外的理 论分 析 与试验 研 究表 明 ， 要 可采用 ５ 主 种机 械或 电气 激振方 法 ： 车起合 激 振 ； 网激 振 ； 合 串补 电 容激振 ； 态不 盘 并 起 稳 对 称短 路变频 激 振 ； 磁变频 激振 。 励 稳态 不对 称 短路 变频激振 就是 在 汽轮机 升 、 降速 过程 中施 加远 小于 额定 值 的励磁 电流 ， 使 发电机 再 直 接 或通过 一外 接 阻抗进行 不对称 短 接或 负载运 行 ， 从而产 生一 负序 电流分 量 ， 此分量 电流将 产 生一反 向旋转 磁场 ， 和正 向旋转 的转子 磁场 相互作 用 ， 它 产生 一个两 倍基 频 的交变扭 矩 ， 从而激 起轴 系扭 振 。 这 是 一种稳 态激 振 。 采用稳 态 不对称 短路变 频激 振进 行测 试时 只涉 及机 组本 身 ， 电网无 关 ， 与 因此可 以避免 在 机 、 网联
汽轮机振动故障排查方法
汽轮机振动故障排查方法1. 修改轴承盖振动保护动作逻辑分析一般汽轮机组都设有轴承盖振动检测信号，信号经TSI检测柜，按“或”逻辑执行保护动作，只要有一个信号越限，即发生停机动作。
这样，在运行中极易发生由于单一信号误动造成机组停运的事故，给电厂的安全和经济造成巨大损失。
为避免此类事故的发生，需将原逻辑关系改进，提高机组盖振动保护的安全可靠性。
2. 保护回路校验分析探头校验完毕后，回装时要注意安装牢固，接线端子处用胶带缠紧，做好绝缘措施，防止接点处粘连出现短路现象；并要对信号电缆进行绝缘测试，保证信号传输的准确性，对TSI柜内接线进行规整。
3. 油膜振荡排查措施分析通过以上对油膜振荡发生原理分析可知，如何提高轴承和转子工作稳定性和安全性是故障处理的关键，而为了达到这一目的必须要减小二者相互之间的摩擦作用，这可以通过使用压力和湿度都是以润滑油来实现，同时还应当减少润滑动力的粘度值，以避免油膜承载力过大。
在故障处理过程中切不可使润滑油的粘度过大，以免影响油分布的均匀性，导致相互之间的摩擦力增加。
另外，油膜振荡故障还可以用减小轴瓦顶部间隙、增加上轴瓦轴承合金宽度、缩减轴颈和轴瓦接触角等多种方式来进行解决。
4. 汽流激振排查措施分析通过对气流激振故障产生原理分析可知，在进行该故障排查解决的过程中，首先应当对汽轮机转子的稳定平衡状态进行检查分析，查看转子质量中心是否和旋转中心处于相同的运行状态。
另外，电厂技术人员在平常检查过程中应当对汽轮机组转子的振动运行数据进行详细记录，并与机组满负荷状态下的振动数据进行整合分析，制定转子的振动曲线图，通过对曲线的观察和分析，判定转子运行的状态。
5. 转子热弯曲故障排查措施由于汽轮机转子工作区域在蒸汽区，因此热弯曲故障的发生较为常见，因此设计人员在进行设计的过程中应当使用耐腐蚀性强、耐高温的材料作为机组转子的制作材料。
另外，如果汽轮机转子发生了热弯曲故障，技术人员应当立即将故障转子取下进行更换，以彻底解决机组振动故障问题。
汽轮发电机组的振动及分析
汽轮发电机组的振动及分析摘要：汽轮机组异常振动是汽轮机常见故障中较为复杂的一种故障。
汽轮发电机组的振动是一个比较复杂的问题，但是我们只要能抓住振动时表现出来的不同特点，加以分析判断，就有可能找出振动的内在原因并予以解决。
关键词：“汽轮机组”“振动”“分析”“试验”1、机组的振动特征及原因1.1安装和检修方面1.1.1 机组中心如果转子与汽缸或静子的同心度偏差过大，则可能会引起汽流激振、电磁激振和动静碰磨。
若碰磨发生在转轴处，则会使转子发生热弯曲而引起不稳定普通强迫振动。
1.1.2 滑销系统当滑销系统卡涩时，机组的膨胀就会受到限制，当机组的膨胀受到限制时就会引起机组较大的振动，严重时以至于不能开机或者引起动静碰磨。
1.1.3轴承自身特性轴承自身特性对机组振动的影响主要包括轴瓦紧力、顶隙和连接刚度等几个方面。
轴瓦紧力和顶隙主要影响轴承的稳定性，如果轴承的稳定性太差，在外界因素的影响下容易使机组振动超标。
1.1.4 转子中心孔现代汽轮机转子大轴大都留有中心孔，在中心孔两端用堵头封堵，在检修期间如果不慎让异物（包括油、水等）进入中心孔，在转子装复回原后开机，机组肯定会出现振动异常的现象。
1.1.5 活动部件检修期间如果有活动部件进入汽轮机，大修后开机活动部件可能在汽流的冲击下撞伤甚至损坏汽轮机叶片，从而造成严重的事故，并引发机组振动。
1.2、运行方面如果在机组设计制造、安装和检修期间各方面都做得比较完美，那机组就不会因为振动过大而影响运行了吗？答案是否定的，机组的振动除了与上面的各方面因素有关外，还与机组的运行状况存在很大的关系。
1.2.1机组膨胀前面已经讲述机组滑销系统对机组振动的影响情况，而机组的膨胀是受其滑销系统制约的。
当滑销系统本身不存在问题时，如果运行人员操作不当，机组也会出现膨胀不畅的问题。
1.2.2润滑油温油膜的形成除了与轴承乌金有关外，还有一个重要因素就是润滑油油温，润滑油油温应该在一个合理的范围内，过高过低都对油膜的形成不利。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
汽轮发电机组轴系振动检测方案
二零一八年四月
1
1. 轴系结构概述
55MW汽轮发电机组，主设备机组轴系设计如下：
━━━━━━━▲━━━━━▲━━━━━━━━━━━▲
▲
│←--- 4800 --→│←--2085-→│←-----5900 ----------→│
#1 #2 #3 #4
轴系设计临界转速：
汽机一阶：1952 r/min
汽机二阶：>3791 r/min
发电机一阶:1645 r/min
发电机二阶:>3972 r/min
2. 振动检测内容
2.1 升速至工作转速过程
2.1.1冲转前确认振动测试系统处于完好状态(关键点:测试前对振动测试系统
进行接线检查,原始记录上有检查人和项目负责人签字)和已制定好振动工况记录表格，记录参数至少包括：时间、转速、负荷、蒸汽温度、压力、凝汽器排汽温度、真空、润滑油、密封油温度及压力、支持轴承、推力轴承金属温度及回油温度温度、汽轮机热膨胀、差胀、轴向位移、汽轮机各部分金属温度及高中压缸上下温差等。
2.1.2冲转前确认机组振动保护投入，记录各轴振动测量通道间隙电压值。
2.1.3冲转前核实高中压转子弯曲指示器数值与初始值之差不大于0.03mm，否
则禁止冲转。
2.1.4挂闸冲转，在150~200r/min时测定各轴振动静态偏摆量，转速至
500r/min时作短暂停留，进行摩擦检查，倾听汽轮机内部动静部分、轴封、轴承内部、发电机及励磁机内部是否有异常声音，情况正常方可继续升速。
2.1.5机组升速至1350r/min作中速暖机，升速中各轴承座振动应小于30μm，
如轴承座振动加大到50μm，应降速分析原因或进行处理，非临界转速下轴承座振动大于80μm或轴振动大于254μm，必须打闸停机。
2.1.6机组升速至2300r/min作高速暖机，升速中先后要通过发电机一阶、汽
轮机转子一阶临界转速，临界转速下轴承座振动不得大于100μm、轴振动不得
大于254μm，升速中非临界转速下振动控制值同4.1.5条。
高速暖机阶段，应
严格监视前述振动工况记录表中的各项参数，暖机结束时，应满足高中压缸膨
胀大于7mm，高中压差胀小于3.5mm，密封油温度不低于38︒C。
2.1.7机组向工作转速升速中，要通过励磁机一阶临界转速，升速中振动控制
值同4.1.6条，到达工作转速时，如为首次启动，至少要进行30分钟以上振
动稳定试验：全面检测绝对轴振动和相对轴振动值及频谱、时域、轴心轨迹等
信息；全面检测轴承座三各方向的振动值及频谱、时域信息，对轴承座振动偏
大者还应作外特性检测。
2.2 超速试验过程
检测机组在超速试验转速范围内，可能出现的各轴振动和轴承座振动的最大值，检验机组在工作转速附近振动的稳定性。
2.3 并网带负荷运行
2.3.1监视机组并网前后的振动变化。
2.3.2监视机组在增、减负荷或稳定负荷运行中的振动变化。
2.4 变工况振动试验
在机组整套启动的各个阶段，需进行一系列变工况振动试验，检验机组分别在各个运行参数扰动下振动的稳定性，为运行工况调整提供依据。
这些参数
主要包括：
2.4.1 有功、无功负荷。
2.4.2 润滑油温度、压力。
2.4.3 密封油温度、差压。
2.4.4 低压缸排汽温度。
2.4.5 凝汽器真空度。
2.4.6 轴封蒸汽温度、压力。
2.4.7 发电机氢气温度、压力。
2.4.8 发电机内冷水温度、压力。
2.5 停机降速过程
机组打闸停机，按转速差触发连续自动记录降速过程中振动的变化，同时测定机组的惰走曲线，并比较机组每次惰走时间和盘车电流的变化，发现异常
3
情况通知处理。
3．振动评定准则
3.1升降速过程中：在转子临界转速下，轴承座振动小于100μm，轴振动小于
254μm；非临界转速下，轴承座振动应小于50μm，大于80μm时要停机处理。
3.2稳态运行工况及工作转速时，同时按二种评定准则：
一是按照通频振动幅值的大小划分如四个评价区域，如下表（此评价按C1栏数据）。
即：区域A，振动为优秀值，新投产机组振动应在此区域；区域B，振动已达报警值，但通常认为是合格的，可以长期运行；区域C，振动已达停机值，通常认为振动是不合格的，不允许长期连续运行，应设法处理。
二是按照通频振动幅值的变化进行评定。
即通频振动相对于基线值而言，当轴振动幅值的变化达到40~50μm（C2栏B区上限值的25%）或轴承座振动幅值的变化达到20~30μm时，无论振动增大还是减小，应采取步骤查明振动变化原因或进行处理。
各区域上界振动值（μm）
4. 安全注意事项
4.1每次启动冲转前必须认真核实大轴弯曲指示值、高中压缸上下温差值和主
蒸汽参数，高中压转子升速临界转速振动超过定值时，切忌强行升速通过，防止发生大轴碰摩弯曲。
4.2监视机组振动的同时，还要严密监视各轴承金属温度和回油温度，支持轴
承、推力轴承金属温度分别达到100︒C和105︒C，回油温度达到75︒C，必须停机分析，防止发生断油烧瓦。
4.3机组调试试运阶段，运行人员和振动检测人员及时联络，确保机组安全运
行。
4.4机组调试试运阶段，如机组发生灾害性事故，有关人员应听从指挥，迅速
疏散到安全地带。
5。