汽轮发电机组不平衡振动分析
汽轮机振动异常波动分析与处理
汽轮机振动异常波动分析与处理摘要：汽轮机是发电厂中将热能转换为机械能的主要设备，前端接受锅炉高温高压蒸汽，后端连接发电机旋转切割磁感线产生电力，因此汽轮机的安全稳定运行关系到整个电厂的安全生产。
在汽轮机的安全监视系统中，振动是其中一项重要参数。
受理论及制造和安装水平所限，汽轮机转子振动问题一直是影响电厂安全稳定运行的主要原因。
基于此，本文主要对汽轮机振动异常波动现象与处理措施进行分析探讨。
关键词：汽轮机；振动异常；波动分析；处理方式1、设备概况某发电厂#2汽轮机是国产350MW超临界、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、双抽、凝汽式汽轮机。
汽轮机采用高、中压分缸结构，低压部分采用双分流结构，低压末级叶片为680mm。
该汽轮机轴系由高压转子、中压转子和低压转子组成，共有4个轴承，其中#1和#2轴承位于高压转子两端，#3和#4轴承位于低压转子两端，中压转子没有独立轴承，而是通过两端的联轴器分别与高压转子和低压转子相联，因此中压转子的负荷由#2和#3轴承来承担。
汽轮机轴系结构布置图如图1所示。
图 1""汽轮机轴系结构布置图该机组的滑销系统结构从调速器端向发电机端依次为#1轴承箱、高压缸、#2轴承箱、中压缸、#3轴承箱、低压缸、#4轴承箱。
机组设2个绝对死点，分别在#3轴承箱、低压缸中部。
#3轴承箱、低压缸分别由预埋在基础中的2块横向定位键和2块轴向定位键限制其中心移动，形成机组的绝对死点。
运行中，低压缸以各自的绝对死点为中心沿轴向和横向自由膨胀。
高、中压缸分别由4只“猫爪”支托，“猫爪”搭在轴承箱上，“猫爪”与轴承箱之间通过键配合，“猫爪”在键上可自由滑动。
高压缸前后分别与#1和#2轴承箱，中压缸前后分别与#2和#3轴承箱，在水平中分面以下都用定位中心梁连接。
汽轮机膨胀时，#3轴承箱通过定中心梁引导中压缸、#2轴承箱、高压缸至#1轴承箱的静子部分向调速器端膨胀。
#1、#2轴承箱同时受基架上导向键的限制，可沿轴向自由滑动，但不能横向移动。
汽轮发电机组振动故障分析与治理
前 轴承座 和基础进 行 了检 查和调 整 、多 次复查 联轴 器 中心 等维 修工作 ，但效 果不 明显。
二、转轴 振动分析 ５ ＂ ｔ ０ ｔ 设计时 只配置 了瓦振传感器 ，前期故障分析只能 以 瓦振 为主。不能完全反 映轴 振。２ ０ １ ０ 年４ 月１ ５ 日，利用机组 检修机会 ，加装 了１ 套轴振测量系统。 测试 结果表 明 ，低转速下 轴振 已经很大 。４ ０ ０ ｒ ／ ｍ ｉ ｎ 时１ 轴振达到 １ ０ ０ ｍ。产生这 种现象有３ 种 可能性 ：测点处轴颈
１ ２ 振虽有所降低 ，但 仍维 持在 较高幅值 上 ，且低速时轴振
图１ 汽轮发 电机组轴系布置示意图 自２ ０ ０ ７ 年投产 以来 ，机组开停机过 临界振 动过大 。１ 瓦
过临界时垂直瓦振达到 １ ８ ０～２ ３ ０ ｍ，且 频 繁 出现 下 瓦 损 坏
读 数仍 然很 大。
片 ，３ 瓦底部加０ ． ０ １ ａ ｒ ｍ 垫 片、左侧加０ ． ０ ０ ５ ｍｍ垫片 、右侧减 ０ ． ０ ０ ５ ｍ ｍ垫 片 。复 查联 轴器对 中情 况 ，上 开 口为０ ． ０ ３ ５ ｍ ｍ， 左 开 口为０ ． ０ １ ａｍ。本次 检修后 ，３ ｒ Ｏ ０ ０ ｒ ／ ｍ ｉ ｎ 定 速后 １ 垂 直和 水 平轴振从 原２ ６ ５ ｉ ｎ 、２ ４ ３ ｍ分别 降为 ２ ０ ０ ｍ、１ ９ ０ ｍ。
１ ． 汽轮机 和联轴器动平衡过程分析 本次停机后对 ｌ 轴颈作 了修磨处理 ，处理后轴颈晃度 降
为０ ． ０ ３ ｍ ｍ，在汽 轮 机 末 级 叶片 加 重 ４ ８ ８ ｇ Ｌ １ ８ ０ 。。
五 、动平衡后轴颈 中心位置和最小油膜厚 度情 况 动平衡后 机组振动明显减小 ，机组带满 负荷稳定运行 。 测试数据表明 ，满 负荷稳定运行工况下 ，１ 肆 由 颈垂直 和水平 方 向上 的偏 移量稳定在０ ． １ ４ ２ ｍ ｍ和０ ． １ ６ ７ ｍｍ，最 小油膜厚 度 达到０ ． １ ３ ３ ｍ ｍ。轴承润滑状况明显 改善 。
水氢冷350MW汽轮发电机机组振动问题分析及改进
2020.23科学技术创新汽轮发电机机组振动可能发生在安装后运行的初期，也可能发生在运行一段时间之后。
汽轮发电机振动问题十分复杂，原因有很多，各种原因引起的特征有相同之处，也有不同之处，没有统一的规律。
当发电机转子发生振动时，需要专业人员根据实际情况进行分析，查找出造成振动的原因，并给出相应的解决方案来保证发电机转子振动恢复正常。
大型汽轮发电机出现振动问题的处理过程通常有以下四步：一是进行振动测试和数据采集工作，进行设计资料、安装、检修和运行情况资料的收集；二是对采集到的数据和收集到的资料进行分析，确定振动的主要特征，根据振动特征制定处理方案，若振动特征对应的问题可能性较多，可以制定进一步的现场检查方案或试验方案，并根据结果制定处理方案；三是实施处理方案；四是观察处理方案的实施效果，确定是否解决问题，效果如何，是否需要做进一步处理。
振动的处理还包含着很大的经验性。
在解决大型汽轮发电机出现的振动问题过程中，需要加强梳理归纳，不断总结积累相关处理经验。
水氢冷350MW汽轮发电机采用端盖式轴承，发电机定子振动和转子振动相互耦合。
发电机运行时，定子机座除了承受铁芯传来的电磁振动外，还将承受转子不平衡力产生的机械振动。
某电厂两台水氢冷350MW汽轮发电机组的轴系轴承布置如图1所示。
图1发电机组轴承布置示意图1＃机组满负荷运行时，发电机5＃轴承座垂直方向振动位移峰峰值最大为54μm，该值大于30μm的整定值；6＃x向轴振位移峰峰值最大为95μm，该值大于76μm的整定值值。
1＃机满负荷运行工况TSI监测画面如下图2所示。
图21＃机满负荷TSI监测画面针对该两处振动超标，通过机组升、降速振动试验，发电机励磁电流试验，机组有功负荷试验，端盖及机座外部振动特性试验和结构固有频率试验，对该机组的振动故障进行分析和诊断并给出改进建议。
1振动异常原因分析1.11＃机5＃座振偏大原因分析调取1＃机5＃、6＃轴振随转速的变化曲线可以发现：发电机5#、6＃轴振在3000rpm以下存在600rpm附近和2882rpm 附加存在两个临界转速（而该型号发电机在3000rpm以下的设计临界转速只有一个为1400rpm，第二阶临界转速为3400rpm）。
600MW汽轮发电机组振动问题分析
600MW汽轮发电机组振动问题分析本文旨在针对国产的600 MW大容量汽轮发电机组进行振动分析，该发电机组有两种结构，现在将分别对不同结构的机组进行异常振动分析研究，找出振动的实质性因素，为处理振动问题提供有效的总结和一些现场处理的措施与方案。
标签：振动600 MW 蒸汽低压转子一、轴系结构类型由我国生产制造的600 MW汽轮发电机组分为两种轴系结构。
亚临界600 MW机组是早期的高压转子和低压转子分开，由11个轴承构成；另一种超临界600 MW机组轴系结构的该汽轮机组由高中压转子组合成一个转子，由9个轴承构成。
其发电机转子的轴系排列结构均是这样的顺序：高压、中压、2个低压、发电机和励磁机等转子。
若是后来投入运行的超临界600 MW机组是高压与中压组合成一个高中压转子。
两种轴系结构的机组的转子均是由刚性联轴器来连接的，转子都是双支承结构，亚临界机组的三支承结构是励磁机转子，超临界机组的却是集电小轴。
另外一个区别就是不同的厂家在生产该机组时将两低压转子间用一个连接短轴连接，大致的原理基本是一致的。
二、现场常见振动问题的分析和治理1.低压转子的振动分析和治理1.1轴承座的振动问题轴承座出现较大的振动是很多出现振动的早期国内生产的600MW机组的一个共同问题，轴承座振动不会造成轴振动的大型问题，但反映了轴承座出现了振动问题，有的还有振动超标的性质。
这样过大的振动问题缘由是因为轴承座的动刚度小的因素。
早期国产機组的低压转子的轴承座的振动原因多数是因为其坐落于低压缸凹窝之上，而该低压缸钢性弱，尺寸偏大，所以会造成轴承座的动刚度下降，由此开始出现轴承座的偏大振动问题。
后期制造的机组将低压转子的支承轴承改变成落地式的构造，轴承座就不会受到低压缸的刚度所影响，然而还是出现了轴承座的异常振动，此时的振动就与轴承座自身的支承刚度有关，表明其刚度出现了不足的问题。
当机组运行过程中，现场出现轴承座的异常振动时，其解决方案是首先对低压转子的动平衡进行调整，最大限度减小其激振力。
汽轮发电机组异常振动原因分析及处理
３ 销 系统 ． 滑
无论是 汽轮机还是发 电机 ，当机组带负荷受热后都要产生
膨 胀 ， 销 系 统 的作 用就 是 引导 机 组 膨 胀 。 温度 变化 时 ， 滑 汽缸 和
同轴度 ， 励磁机联轴器端面瓢偏 ９ ￣ ０ｘ ｍ。
在凝汽器水位处于运行状态时对低 压缸滑销进行检查 ， 后
转子的中心线必须始终保持一致 ， 不能引起汽缸 、 轴承座等有关
转 速 ／ｒ ｎ （ ｍｉ） ／
８ ０ ０ １５ ０ ０ １０ ４ ０
０ ０ ｍ
３Ｊ ｆ
ｌ ６ １ ８ １Ｏ １
２ ０
４ ０
Ｈｚ
６ Ｏ
８ Ｏ
１０ ０
４上
２ ８ ３ ２
５ 上
３ ３ ４ ２
５ —
１ ６ １ ９ ８ ０
图 ３ ５ 瓦水平振 动频谱图 用电桥测直流 电阻等 ， 显示均为正常值 。试车时， 通过改变励磁 电流试验 ， 查看轴系振动有无减小或复原 ， 完全可 以排 除发 电机
转 子 匝 间短 路 故 障 。
２ ５ ３５
４检查后 ， 发现 ３ 轴瓦上瓦碎 裂 、 乌金脱落； ５ 瓦 对机组励磁机转子 ５ 瓦端共进行了三次加重 ， 动平衡结束 后 ，机组 冲转至 ３０ ｒ ｉ 网时又出现励 磁机 阻尼环及 固定 ０ ０／ ｎ并 ｍ 下部悬空 ， 实测轴径 与轴瓦有 ３０ ｍ间隙。 ０１ ｘ 另外 ， 各轴 瓦顶间隙 ３ ０ ４ ０ ｍ， ５ — ０ １ 乌金 与轴径接触面夹角 ５ 。６ 。接触 点分布不均 ｘ ５～０，
概 况
Ｔ ２８￣ Ｋ ６ ． １
文献 标 识 码
一
、
热力 厂。七 电站 ５ 机 为武汉 汽轮 机厂 制造 的 Ｃ ５ ３ ３ ２—．／ ４ ０９ 型 中压单缸抽汽凝汽式机组 ， ．８ 整个轴系采用刚性连接 ， 轴系 结 构 如 图 １ 示 。 组 共有 ５ 轴 承 ， 部 为 圆筒 式 轴 瓦 。 ２ 所 机 个 全 １、 轴承支撑汽轮机转子 ， ４ 轴承支撑发 电机转子 ，励磁 机为单 ３、 支撑结构。 ０ ７ ２ ０ 年调试完成投入运行后 ， 瓦一直振动较大 ， 轴 且
600MW超临界汽轮发电机组振动问题分析
600MW超临界汽轮发电机组振动问题分析摘要：汽轮发电机组的振动问题是电厂机组云心常见的故障现象，长时间的振动可能导致转动部件的疲劳损伤、轴承磨损、设备共振等问题，严重时可能导致设备损坏，影响电力生产的安全性和稳定性。
本文针对600MW超临界汽轮发电机组振动问题进行了深入分析。
包括转子质量不平衡、蒸汽激振力、轴系不平衡、轴承座和基础松动等。
并提出了一系列针对性的解决措施。
希望本文的研究能够为解决600MW超临界汽轮发电机组振动问题提供一些有益的思路和方法。
关键字：600MW超临界汽轮发电机组；振动问题；原因分析；解决措施在电力系统中，600MW超临界汽轮发电机组作为核心设备之一，具有较高的热效率和功率输出，其运行稳定性和可靠性对于整个系统的安全和稳定具有至关重要的作用。
然而，在实际运行中，汽轮发电机组经常会出现各种问题，其中振动问题是最为常见的问题之一。
振动问题不仅会影响设备的正常运行，还会对设备的安全性和可靠性造成威胁。
因此，对600MW超临界汽轮发电机组振动问题进行深入分析，并提出相应的解决措施，对于保障电力系统的安全和稳定具有重要意义。
一、转子质量不平衡在转子的制造过程中，材料不均匀、加工误差等因素可能导致转子质量不平衡。
此外，长期运行中的磨损、腐蚀等问题也会引起转子质量不平衡。
安装过程中，安装不到位或轴承座与转子对中不良等也会导致这种不平衡。
这种不平衡质量会在转子旋转时产生离心力，进而引起机组振动。
由于转子不平衡质量在旋转时产生的离心力是周期性的，因此机组的振动频率与转子的转速一致。
通常情况下，振动大小会随着转速的增加而增加。
这是因为随着转速的增加，不平衡质量产生的离心力也相应增加。
如果转子的不平衡质量主要集中在某一侧，那么振动的方向将与转子的旋转方向一致。
另外，由于转子的不平衡质量是固定的，因此振动的幅值和相位角通常不会随时间变化，表现出较好的稳定性。
针对由转子质量不平衡引起的振动问题，可以采取以下措施进行解决：通过在转子上添加平衡块，使转子在旋转时达到平衡状态，从而消除因转子不平衡引起的振动；改善蒸汽管道状况可以降低机组振动；调整轴系上各轴承座的相对位置使整个轴系的平衡状态达到最优；针对地基不牢固或轴承座松动引起的振动问题，可以通过加固轴承座和基础的方法来解决。
汽轮发电机振动分析及现场动平衡处理
汽轮发电机振动分析及现场动平衡处理大多数的汽轮发电机振动故障可以用现场高速动平衡的方法进行处理。
本文介绍了柔性转子的振动特性，阐述了现场校正一、二、三阶转子不平衡所采用的方法。
通过实例证明对称加重法虽然可能使汽轮发电机存在的三阶不平衡得到一定的校正，但是灵敏度低，且可能破坏一阶平衡状态;而在转子外伸端的联轴器加重时一般会取得较好的效果。
所取得的振动治理经验对同型机组类似振动故障的诊断及现场处理有一定的借鉴意义。
关键词：汽轮发电机;柔性转子;振动;现场动平衡引言汽轮发电机是火力发电厂的核心设备，振动水平是衡量机组安全可靠性最重要的指标。
剧烈的振动容易导致设备部件的疲劳损坏，一些重大的毁机事故直接或间接地与振动有关。
在汽轮发电机的各种振动故障中，不平衡引起的振动占到70%以上，还有部分故障也可以通过平衡的手段使振动得到改善，因此现场动平衡是消除振动的主要手段[1]。
由于汽轮发电机组轴系是多转子系统，相互之间有一定影响;而且在现场受加重位置的限制，有时无法在计算好的位置加重;此外大型机组启动一次的费用高达十万元以上，启动次数和时间受到了限制，因此现场高速动平衡是振动处理中十分重要而又有一定难度的环节。
随着汽轮发电机容量的增大，转子轴向长度及其重量也不断增加，而转子径向尺寸因受到材料强度限制增长不大，这样就迫使采用工作转速大于第一临界转速和第二临界转速的柔性转子[2]。
汽轮发电机转子均属于柔性转子，一般200 MW及以下的发电机工作转速在一、二阶临界转速之间，大多数300MW及以上的发电机工作转速在二、三阶临界转速之间。
这两类转子的平衡方法存在较大的差异，因此在现场动平衡时应采取针对性的处理方案才能取得理想的效果。
1 柔性转子的振动特性在不平衡作用下柔性转子的振动可表示为：柔性转子平衡主要根据其振型正交原理进行。
所谓正交是指在平衡某一阶振型时，不影响其他振型的平衡状态。
现场动平衡时通常一阶不平衡采用对称加重的方法，它与二阶振型是正交的;二阶不平衡采用反对称加重的方法，它与一阶不平衡是正交的。
汽轮机运行中振动大的原因及危害
汽轮机运行中振动大的原因及危害一、汽轮机异常振动原因分析汽轮机组担负着火力发电企业发电任务的重点。
由于其运行时间长、关键部位长期磨损等原因，汽轮机组故障时常出现，这严重影响了发电机组的正常运行。
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。
由于机组的振动往往受多方面的影响，只要跟机本体有关的任何一个设备或介质都会是机组振动的原因，比如进汽参数、疏水、油温、油质、等等。
因此，针对汽轮机异常震动原因的分析就显得尤为重要，只有查明原因才能对症维修。
针对导致汽轮机异常振动的各个原因分析是维修汽轮机异常振动的关键。
二、汽轮机组常见异常震动的分析与排除引起汽轮机组异常振动的主要原因有以下几个方面，汽流激振、转子热变形、摩擦振动等。
（一）汽流激振现象与故障排除汽流激振有两个主要特征：一是应该出现较大量值的低频分量；二是振动的增大受运行参数的影响明显，且增大应该呈突发性，如负荷。
其原因主要是由于叶片受不均衡的气体来流冲击就会发生汽流激振；对于大型机组，由于末级较长，气体在叶片膨胀末端产生流道紊乱也可能发生汽流激振现象；轴封也可能发生汽流激振现象。
针对汽轮机组汽流激振的特征，其故障分析要通过长时间的记录每次机组振动的数据，连同机组满负荷时的数据记录，做出成组曲线，观察曲线的变化趋势和范围。
通过改变升降负荷速率，从5T/h到50T/h的给水量逐一变化的过程，观察曲线变化情况。
通过改变汽轮机不同负荷时高压调速汽门重调特性，消除气流激振。
简单的说就是确定机组产生汽流激振的工作状态，采用减低负荷变化率和避开产生汽流激振的负荷范围的方式来避免汽流激振的产生。
（二）转子热变形导致的机组异常振动特征、原因及排除转子热变形引发的振动特征是一倍频振幅的增加与转子温度和蒸汽参数有密切关系，大都发生在机组冷态启机定速后带负荷阶段，此时转子温度逐渐升高，材质内应力释放引起转子热变形，一倍频振动增大，同时可能伴随相位变化。
由于引起了转子弯曲变形而导致机组异常振动。
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汽轮发电机组不平衡振动分析[摘要]汽轮发电机异常振动是一种复杂的综合性故障形式，而不平衡振动是汽轮机振动中最常见的形式。
通过200mw—660mw机组多起不平衡振动事例的分析，对不平衡振动随转速、负荷等重要参数的变化规律及不平衡振动的频谱特征进行了小结，提出了不平衡振动诊断时注意的事项，为科学诊断不平衡振动故障提供了借鉴。
[关键词]振动不平衡振幅基频中图分类号：tm311 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）08-235-020 引言对转动机械来说，微小的振动是不可避免的，但如果机组转动中振幅比原有水平增大较多，甚至是增大到超过允许标准，就属于异常振动。
异常振动既是汽轮发电机运转中缺陷、隐患的综合反映，反过来又将造成故障的进一步恶化和设备损坏，形成恶性循环。
异常振动还可能造成周围设备的损坏、人员的不适和职业病的发生。
准确分析判断振动类型对处理振动事故至关重要。
汽轮机组振动原因虽然很多，但最常见的振动主要有不平衡引起的振动。
不平衡引起的振动占到现场异常振动的80%左右。
虽然随着制造厂加工、装配精度以及电厂检修质量的不断提高，这类故障的发生率正在逐渐减少。
即使如此，质量不平衡目前仍是现场机组振动的主要故障。
原始质量不平衡、转动过程中部件飞脱、转子弯曲等都会造成不平衡振动。
1 原始不平衡原始质量不平衡指的是转子开始转动之前在转子上已经存在的不平衡。
它们通常是在加工制造过程中产生的，或是在检修时更换转动部件造成的。
2004年5月，某200mw机组小修后曾发生振动随转速升高迅速增大的现象，且转速稳定时，振动也变化不大。
过临界时#2轴振更是一度达到400um。
但轴向振动却只有50um左右。
带负荷运行中#2轴振则稳定在180um左右。
升降负荷过程中振动幅值相近。
时域波形和频谱图上基频分量稳定在155um左右，是典型的初始质量不平衡振动。
对汽轮机转子加重平衡后振动明显减小。
最终稳定运行时在80um以下。
2 转动过程中的部件飞脱汽轮发电机组叶片、围带、拉金以及平衡质量块转动部件发生飞脱，使原本的平衡状态发生改变，造成了质量不平衡，便引起了机组的异常振动。
与其他不平衡振动不同的是振动具有突增性。
振动突增至某一较高数值时，通常可以听见较大的声响。
2004年9月，某200mw机组带175mw负荷，振动突然增大，特别是#4、#5轴振更是分别增大到190um和270um。
同时凝汽器水位异常升高，分析原因为转动部件飞脱打破凝汽器铜管。
进行紧急停机，并对低压缸揭缸检查，检查结果低压叶片围带脱落一段，直接打破凝汽器铜管6根，最终凝汽器铜管堵管38根。
3 转子弯曲转子发生弯曲后，由于转子质量中心的变化，原本平衡良好的转子也就发生了质量不平衡。
引起转子的弯曲的原因主要有动静摩擦、热弯曲、重力弯曲，另外套装转子在装配时，由于偏斜，蹩劲也会造成主轴弯曲。
转子的原材料存在过大的残余内应力，在较高的温度下经过一段时间的运行后，内应力逐渐得到释放，也会使转子产生弯曲变形。
3.1 动静摩擦汽轮发电机组转动部件与静止部件的碰摩是运行中常见故障。
动静摩擦会使转子径向局部过热膨胀而弯曲。
随着现代机组动静间隙变小，碰摩的可能性随之增加。
碰摩常常是中间过程，大部分时候转子弯曲才是碰摩的根本原因。
2005年，某200mw机组振动一直趋高，在1400rpm中速暖机开始时，#3振幅达到130um，之后随着暖机时间的延长，振幅逐渐减小。
中速暖机时间结束，#3振幅达到100um，升速过程中振幅又迅速增大。
1500rpm时#3轴振达到120um。
升速过临界时1713rpm #3轴振达到320um，汽机跳闸。
降速过程中#2轴振最高达到400um。
仔细倾听轴封及汽缸等处，未听见明显的碰摩声。
停机后转子静止时，测量大轴的晃度从原始值92um明显增加到124um。
盘车4小时后再次冲转时情况类似。
中速暖机结束时振幅80um，升速过程中振幅又迅速增大。
升速过临界时1807rpm#3轴振达到320um，汽机跳闸。
之后将1400rpm中速暖机时间延长至3小时，并升速至1470rpm 继续暖机1小时，暖机结束时#3振幅60um，过临界时最大振动达到280um。
并网带负荷后#2轴振则稳定在140um到190um之间。
负荷增大时振幅稍有增大。
且负荷变化时，振幅变化具有迟缓性，一般在负荷变化后3—5分钟分钟振幅发生变化。
停机时，过临界时#3瓦轴振达到400um顶表。
惰走时间有正常的32min减少到24min。
投入盘车后大轴扰度141um，比原始值高出31um。
缸温降到150℃后停止盘车，对汽缸进行揭缸检查，发现中压缸第5级叶顶围带汽封全部磨损，页顶围带磨损0.3mm，中压缸前后汽封也出现严重磨损。
2012年11月，某660mw机组小机盘车投入时，#1轴振迅速增大到69um，仔细倾听#1轴封处有轻微的碰摩声音，之后随着盘车时间的增长，#1轴振逐渐恢复到12um的正常值。
分析过程如下：该机组小机为杭汽厂引进的nk63/71型汽轮机机，小机不设真空破坏门，小机轴封间隙较小，保温也比较好。
在停机后缸温下降缓慢。
小机盘车4小时后停止盘车运行，此时缸温还比较高。
该小机未设内缸缸温测点，盘面上显示的缸温测点实际上是外缸缸温，在小机正常运行中最高只到110℃左右，不能以此作为停盘车参考。
停盘车将近6小时后再投盘车时，大轴出现轻微的热弯曲。
由于轴封间隙较小，热弯曲的结果造成#1轴封处出现轻微的动静碰摩。
随着时间的推移，热弯曲逐渐减轻，同时，汽封片被磨损后碰摩现象也消失。
从上图可以看出，停机后小机盘车4小时停止盘车运行，小机盘车时间明显偏短。
在较高的汽缸温度下，过早的停止盘车造成了转子的热弯曲以致引起了轻微的碰摩。
3.2 热弯曲由于疏水不畅、暖机不充分、汽缸内进冷气冷水、汽缸保温不良、发电机转子冷却不均匀或匝间短路等都可能造成转子热弯曲。
3.2.1 疏水不畅、暖机不充分造成的热弯曲2011年6月某600mw机组#1小机首次单转冲转蒸汽参数0.78mpa/176.3℃，偏心14.5um，升速率300rpm/min，冲转过程在振动随转速上升，至800rpm暖机时已上升至100um以上无法稳定，继续升速，转速最高冲至1500rpm，振动大打闸。
投盘车后偏心超过100um。
分析认为主要是由于转子产生了暂时的热弯曲引起不平衡振动，而热弯曲原因是辅助蒸汽尽管有240℃，但其用户太少，单转小机进汽量小流通量不大，造成小机主汽门前蒸汽只有180℃左右；同时检查发现轴封疏水不畅通。
经采取措施疏通轴封疏水，并投入锅炉暖风器增加辅汽流通量等措施确保小机进汽温度上升至220℃，6月18日再次冲转，升速率300rpm/min，转速至1500rpm 暖机，振动最大不超过30um。
暖机结束，设目标转速3000rpm，升速率300rpm/min，过临界转速最大56um。
转速到达3000rpm，最终振动稳定在20um以下。
3.2.2 发电机转子冷却不均匀造成的热弯曲2011年8月，某600mw机组调试时，振动突然发生爬升现象，各轴承振动都有明显增加，发电机前后轴承振动均增大将近20um。
检查发电机两端氢气温度相差约12℃。
原来，当时进行了发电机四角氢气冷却器投入操作，由于一组氢气冷却器有漏，在对角投入两组氢气冷却器时，由于标示不对，实际上投入的都是汽端的两个氢冷器。
改变氢气冷却器投运方式后，振动恢复正常。
3.3 重力弯曲汽轮发电机长期停运时转子长期停留在同一个固定位置因重力而引起的弯曲。
现阶段许多处于待关停的机组这种现象比较突出。
2010年，某200mw机组停机3个多月后再次启动，投入盘车时，大轴扰度较以前上升35um，在冲转过程中振动大，被迫延长暖机时间4小时。
对于这种待关停的机组，停盘车前应将缸温降到更低，并应考虑停盘车后过一定时间进行盘转180度。
避免汽轮发电机转子长期停留在同一个固定位置因重力而引起的弯曲。
4 不平衡振动的普遍特征从大量现场振动实例可以发现，不平衡振动具有以下显著特征：不平衡引起的振动的对转速的变化最敏感，其振幅与转速平方成正比，在转子通过临界转速时振幅明显地增大。
但与负荷关系不大。
不平衡引起的振动径向振动较大而轴向振动却较小，时域波形和频谱图上均具有稳定的1倍频分量。
5 对不平衡振动诊断时应注意的事项汽轮发电机组振动故障的诊断分析方法很多，在振动诊断时应注意调查当时是否进行了相关操作，并分析振动随转速、负荷等重要参数的变化趋势，有条件的还可以利用频谱仪根据振动的频谱特征进行分析。
在分析时，不能拘泥于理论知识，必须将各种知识有机结合起来。
5.1 注意调查当时是否进行了相关操作突然发生的振动爬升或突增现象往往与操作有关，当发生振动增大时，第一时间询问是否进行了某项操作并对照相关影响参数对判断振动原因非常重要。
2011年8月2日，某600mw机组调试时突然发生振动增大的现象，低压缸两侧振动增大尤其明显。
crt上相关参数检查正常，低压缸轴封进汽温度维持170℃左右。
询问当时的操作，进行了凝泵变频器的升频。
至就地测量发现轴封处和轴封回汽管道温度明显降低。
经分析，因轴封进汽管道穿入低压缸，低压排汽缸喷水增大影响到了这部分轴封进汽管道，使其温度迅速降低，导致低压缸轴封实际进汽温度偏低。
将低压缸轴封进汽温度提高到220℃左右，振动有所改善但不稳定。
停机后，对穿过低压缸的轴封进汽管道加装保护套管后正常。
5.2 注意分析不平衡与不对中等振动的关系。
不平衡振动与不对中等振动有着显著的区别，但也有着千丝万缕的联系。
一些理论认为不平衡振动以基频为主，而不对中振动2倍频较大。
但在现场诊断诊断中，我们发现大部分不严重的不对中故障，振动仍是以基频为主，特别是角度不对中时。
我们不能发现振动以基频为主就排除不对中，一味怀疑是不平衡。
另外，各种振动经常是同时发生的。
在现场诊断振动时，必须将各种知识有机结合起来，这样才能找到问题的真正根源。
6 结论振动是一种比较复杂的故障形式，不平衡振动则是振动故障中最主要的表现形式。
科学诊断需要不断总结现场经验和学习振动理论知识。
突然爬升的不平衡振动往往与操作有关，不平衡振动有着显著的频谱特征，与各主要运行参数的变化规律也比较独特。
将这几方面知识有机结合、灵活应用，可以尽快找出故障的确切原因，提出正确的根治措施。
参考文献：[1] 杨建刚.旋转机械振动分析与工程应用[m]. 北京：中国电力出版社，2007[2] 寇胜利.发电机组的振动及现场平衡[m].北京：中国电力出版。