300MW双水内冷汽轮发电机轴承振动大原因分析及处理
300MW汽轮机1号轴承振动故障处理(正式)
编订：__________________单位：__________________时间：__________________300MW汽轮机1号轴承振动故障处理(正式) Standardize The Management Mechanism To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level.Word格式 / 完整 / 可编辑文件编号：KG-AO-2000-86 300MW汽轮机1号轴承振动故障处理(正式)使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对管理机制、管理原则、管理方法以及管理机构进行设置固定的规范，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。
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铁岭发电厂1号汽轮机(N300-16.7/537/537)系亚临界、凝汽式、中间一次再热、双缸双排汽型，由哈尔滨汽轮机厂制造，1993年投产运行。
1994-09-01，该机启动升速至1 900 r/min时，顶轴油泵解列，继续升速至2 040 r/min时，润滑油压突然消失，各支撑瓦瞬间处于完全断油状态，被迫停机。
解体检查，发现1号轴承严重烧损，电端2个下瓦块钨金层全部溶化脱落。
瓦所对应的轴颈表面也发生不同程度的磨损，与之相邻的主油泵挡油环因受转子下压而卡在槽体内，所对应的轴颈处亦磨出沟痕，且轴颈表面呈过热特征。
因当时可以利用的检修时间较短，故只做了更换1号瓦瓦块、主油泵浮动挡油环及对轴颈的几处磨损部位进行简单的表面研磨及抛光2项处理。
机组重新启动后，1号瓦"轴振"和"瓦振"值均超出标准规定。
对此曾先后对其进行了多次检修处理，包括在高压转子前端延伸小轴偏心测量盘上钻"质量平衡孔"、转子做高速动平衡试验、更换延伸小轴、对1号瓦瓦体多次检修等。
300MW双水内冷汽轮发电机轴承振动大原因分析及处理
300MW双水内冷汽轮发电机轴承振动大原因分析及处理摘要：本文针对和丰煤电2号双水内冷汽轮发电机振动原因进行了分析，简述了振动处理的过程及效果，找到了汽轮发电机轴承振动产生的主要原因，成功解决了汽轮发电机振动大的问题，对于同类型机组轴承振动大问题的解决具有一定的参考意义。
关键词：双水内冷汽轮发电机；振动；热弯曲1 前言和丰煤电2号汽轮发电机组为上海汽轮机厂生产的300MW亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、直接空冷汽轮机[1]，发电机为上海发电机厂生产的QFS2-300-2型双水内冷汽轮发电机，冷却方式采用“水-水-空”，即定子线圈（包括定子引线、定子过渡引线和出线）、转子线圈采用水内冷，定子铁芯、端部结构件、集电环采用空气冷却；轴系如图1所示。
图1 轴系示意图2号机组自2012年投产以来，轴系振动情况良好，2014年6月进行了第1次大修，在大修后启动发现发电机带负荷至110MW后振动出现大幅攀升，负荷升至额定负荷后， #5瓦和#6瓦轴承振动最高达160μm，已经超过规程规定的127μm，振动接近254μm的保护动作值，影响了机组的正常出力，严重威胁机组的安全稳定运行。
在西安热工研究院的协助下，对2号汽轮发电机组的轴承振动与低发靠背轮工况、测量系统屏蔽不好与转子热弯曲等因素进行逐一排查，最终找到了汽轮发电机轴承振动大的原因，使#5、6瓦振动恢复至正常。
2 5、6号瓦振动特征及原因分析从图1轴系结构示意图知道，5、6号瓦为发电机的支撑轴承，发电机采用双水内冷。
2.1 当机组负荷由115MW开始升功率时，2号发电机5、6号瓦振动开始快速爬升，待机组负荷升到310MW（8月13日22:20）后，并降负荷至240MW（8月13日22:38）时，振动才开始掉头下降，这表明发电机转子存在明显的热弯曲。
2.2 待机组负荷稳定在某一工况下，振动会逐步下降，这不排除转子存在动静碰摩的可能。
2.3 5、6号轴振测量偏差分析（1） 2号机组大修后，6Y轴承振动测定存在明显的测量偏差问题（图2），主要表现为：●在发电机其他振动测点（5X、5Y、6X轴振）相对稳定的前提下，6Y轴振测点的测量结果大幅跳变，这与一般旋转设备的实际振动状态是不相符的；●6Y轴振跳变后，其波形图类似噪声杂波，并非呈现正常的正弦波。
发电厂汽轮机轴承振动大的原因分析及处理措施
发电厂汽轮机轴承振动大的原因分析及处理措施摘要：汽轮机组是发电厂运行的重要基础，汽轮机组作为主要的动力设备其轴承运行的安全性、稳定性至关重要。
所以，在这样的情况下，就需要相关部门和工作人员提高对其的重视程度，还需要对设备自身振动的原因进行分析，并采取科学合理的措施，从而保障能够为发电厂的正常运行奠定一个坚实的基础。
因此，本文主要针对发电厂汽轮机组轴承振动的原因进行分析和研究，并结合实际情况提出相应的处理措施。
关键词：发电厂；汽轮机组；轴承振动；振动处理1、发电厂汽轮机组轴承振动原因分析1.1汽轮机主轴激振现象汽轮机主轴运行工况是反映汽轮机是否安全稳定运行的关键指标。
汽轮机主轴的转速、偏心度、轴振动和胀差等参数变化都会引起轴承的异常振动，尤其是高参数大容量火力发电厂，其蒸汽对汽轮机的叶片不断产生冲击，导致气流激振，汽轮机主轴经常受到气流激振现象的影响后，导致与汽轮机主轴相配合的轴承振动异常，甚至振幅扩大。
1.2高压缸动静碰磨在经过长时间的运行测试后,发现当汽轮机组冲转值超过3000转时,“蛙跳”问题会出现在高压缸中,之后机组中的轴承就出现了异常振动。
通过对高压缸进行检查发现,其内部发生了动静碰磨问题。
而且由于机组中高压转子前汽封段比较长,这就使得其在启动时会发生左右不均的问题,从而使高压缸膨胀工作不顺畅,进而造成机组轴承振动异常问题的发生。
其主要问题有:高压转子的汽封与轴封受到严重磨损;电端的猫爪垂弧差超出了标准范围;红丹对磨接触的面积不足[1]。
1.3人为因素以某电厂汽轮机为例，机组启动过程中,如果人员误触传感器接线盒等,将可能引起振动数据异常。
为排除该因素,机组进行了第2次启动,转速从2300r/min开始,并确保就地测点处无人员干扰。
但机组振动情况再次出现,转速上升至2354r/min时,2号轴承x向振动由45.3μm升至138μm,之后回落至正常;转速上升至2461r/min时,2号轴承y向振动由37.9μm升至250μm,汽轮机振动保护动作,汽轮机跳闸,因此排除了人为干扰造成的机组振动异常。
汽轮机运行振动的大原因分析及应对措施
汽轮机运行振动的大原因分析及应对措施汽轮机是一种利用蒸汽压力来驱动转子运动从而产生机械能的装置，广泛应用于发电、船舶动力、工业生产等领域。
在汽轮机运行过程中，振动问题一直是工程技术人员关注的重点，因为振动会影响汽轮机的稳定运行、安全性能和使用寿命。
本文将从汽轮机振动的大原因分析及应对措施两个方面进行探讨。
一、汽轮机振动的大原因分析1. 惯性力导致的振动汽轮机在运行时转子会因为高速旋转而产生惯性力，这种惯性力会导致轴向、径向和周向的振动。
尤其在启动和停车时，转子受到的惯性力会造成较大的振动。
汽轮机在运行过程中，由于转子的不平衡会产生不平衡力，这种不平衡力会导致转子的振动增大，严重时会引起转子破坏甚至整机故障。
汽轮机的轴承一旦出现故障，例如轴承间隙过大、轴承磨损、轴承损伤等情况都会导致汽轮机产生振动。
轴承故障还会对汽轮机的转子运动平衡性产生严重影响，加剧了振动。
4. 风叶和叶片损坏导致的振动汽轮机的风叶和叶片一旦出现损坏，例如风叶变形、断裂、叶片损伤等情况都会导致汽轮机的振动增大。
这种振动会直接影响汽轮机的运行稳定性和叶片的受力情况。
汽轮机与其连接的系统在运行时可能会出现共振现象，这种共振现象会导致振动的增大。
尤其是在系统结构设计和安装时忽略了系统动态特性，往往会造成共振现象。
二、汽轮机振动的应对措施1. 动平衡汽轮机在制造和安装后，需要进行动平衡调试。
通过动平衡调试可以减小转子的不平衡力，降低振动。
2. 定期维护和检测轴承对汽轮机的轴承进行定期的维护和检测，及时发现和处理轴承故障，确保轴承的正常运行。
3. 定期更换和检查风叶和叶片风叶和叶片是汽轮机的重要零部件，应定期进行更换和检查，避免因为风叶和叶片的损坏导致振动的增大。
4. 振动监测系统安装振动监测系统，可以实时监测汽轮机的振动情况，一旦发现异常振动，及时进行处理。
5. 结构设计和安装时考虑系统共振问题在汽轮机的结构设计和安装时，要考虑系统的动态特性，避免因为共振现象导致振动的增大。
#2汽轮机#1轴承振动大原因分析及处理建议
#2汽机#1轴承临界转速时振动大原因分析及处理建议一、设备概况根据汽轮机的特性，哈汽300MW机组高中压缸转子设计临界转速为1150～2000转之间，我厂#2汽轮机高中压转子实际临界转速在1600转左右。
从机组投产至今，存在两个问题：1、#1轴承在启停过临界转速时轴振幅值相对较高；2、高负荷运行时#1轴承低频波动大。
二、原因分析1、过临界从近几次机组启停机波德图数据可见（如表1和图1～5）：过临界时的转速均在1600转左右；1X和1Y在临界转速时振动幅值和相位角均接近，无明显变化，从中说明#2高中压转子过临界转速时的振动无恶化趋势。
表1 #1轴承最近启停S8000系统波德图数据：单位：μm汽轮机从600转至2040转升速时，汽轮机的升速率为300rpm/min，停机时为自然惰走降速，下降速率约98rpm/min（取2000转至1500转期间的平均值），启动时汽轮机过临界转速的升速率高，临界转速通过的时间短，临界振动幅值升高到一定值时维持时间短，快速下降。
停机惰走时降速较慢，汽轮机过临界的时间比启动时较长，临界振动幅值会随着时间的增加而升高，直至过临界转速后振动幅值下降。
另外，高中压缸隔板汽封在2014年大修时已改为布莱登汽封，当机组停机时，由于进入的蒸汽量少，相应进入汽封弧段背部的蒸汽量也少，作用于汽封弧段背部的关闭力就小，当蒸汽流量减少到3%~30%，这时：汽封块在开启力的作用下，各汽封处于张开状态，远离转子，使汽封齿与转子的径向间隙保持在较大状态，汽机打闸后汽封总间隙可达3.6～4.0mm，前后轴封汽封径向总间隙为1.0～0.1mm，最近#2汽机启停机过临界转速时振动幅值最高在244.08μm，远小于汽封径向间隙值，过临界转速后振动幅值迅速下降至正常范围，从中说明临界转速时振动幅值对高中压缸动静部分不会产生碰磨。
（如下图）2、低频波动从#2机1号轴承启停机及带负荷时瀑布图可见，在冲转至定速3000转时低频振动不明显（如图5），主要以1倍频为主，并网后随着负荷升高而升高（如图6），说明引起1号轴承低频振动波动的原因和汽流击振相关。
300MW汽轮机异常振动原因分析及对策
300MW汽轮机异常振动原因分析及对策摘要：汽轮机作为发电系统的重要组成部分，其运行状态直接影响整个发电系统。
然而，汽轮机异常振动故障一直是火电厂发电系统中不可避免的问题，如何有效地预防和解决这一故障十分重要。
本文首先阐述了分析汽轮机异常振动原因的必要性，论述了汽轮机异常振动的原因，并提出了汽轮机异常振动的相应对策。
关键词：汽轮机；异常振动；原因；对策汽轮机作为发电系统的重要组成部分，降低其故障率对整个系统具有重要意义。
由于其运行时间长、关键部件长期磨损等原因，汽轮机经常发生故障，严重影响机组的正常运行。
汽轮机组异常振动是汽轮机中较为复杂的故障之一，由于机组的振动往往受到多方面的影响，只要与机组本体有关的任何设备或介质都是引起机组振动的原因，如进汽参数、疏水、油温、油质等。
因此，分析汽轮机异常振动的原因显得尤为重要，只有找出原因，才能对症维修。
一、分析汽轮机异常振动原因的必要性汽轮机组是火电厂中发电机组的重要组成部分，也担负着火力发电任务的重点。
因此汽轮机组的运行时间较长，关键的运行零部位也由于长时间的运作磨损严重，造成汽轮机组经常出现故障，而这些时常出现的故障也严重影响着发电机组的正常运作。
在汽轮机组的多种故障中，汽轮机组的异常振动是较为复杂的故障之一。
汽轮机组发生异常振动是由很多因素或多方面的因素综合导致的，任何一个设备只要和汽轮机机体有关，都有可能引起汽轮机机组振动；分析清楚汽轮机组振动的原因，是解决振动的前提，只有这样才能正确高效的处理故障和问题。
二、汽轮机异常振动的原因1、汽轮机持续运行导致的振动。
汽轮机在运行过程中可能会出现缸胀不均匀、油系统温度下降、蒸汽质量下降和真空度下降等现象，这些都会导致汽轮机的异常振动。
例如，运行过程中振动值处于合格数值范围内的汽轮机，经历过停机大修再次重启初期，汽轮机一号轴承附近振动数值开始上升，但随着功率提升振动逐渐恢复正常，这种振动就是受蒸汽品质的影响造成的激振。
汽轮发电机组轴承振动原因浅析
汽轮发电机组轴承振动原因浅析汽轮发电机组轴承振动是影响其正常运行的常见故障之一。
本文将从以下几个方面对汽轮发电机组轴承振动的原因进行浅析。
1. 轴承本身存在质量问题：轴承作为汽轮发电机组的关键部件之一，其质量直接关系到设备的可靠性和运行稳定性。
如果轴承的材质、加工工艺、热处理等工艺不合格，容易出现孔径不准、精度不高、硬度不足等问题，从而导致轴承在高速旋转中产生不稳定的振动。
2. 轴承润滑不良：轴承润滑状态不良是引发轴承振动的常见原因之一。
轴承在高速旋转过程中，需要有足够的润滑油膜来减少摩擦和磨损。
如果润滑油供给不足或润滑油质量不合格，会导致轴承干摩擦、润滑不良，从而引发振动问题。
3. 轴承安装不当：轴承的正确安装是保证其正常运行的重要条件之一。
如果轴承在安装过程中没有正确对中，或者安装不紧密，容易导致轴承在高速旋转中产生偏心、不平衡等问题，进而引发振动。
4. 磨损和损伤：轴承在运行过程中会受到来自外界的载荷和振动的作用，长时间运行或者受到不良工况的影响，容易导致轴承的表面磨损、颗粒堆积、划伤等现象。
这些磨损和损伤会导致轴承的几何形状发生变化，从而引发轴承振动。
5. 系统不平衡：汽轮发电机组是一个相对复杂的机械系统，其中包括转子、轴承、风扇等组件。
如果系统中的某个组件质量分布不均匀或者受到外界载荷作用，都会导致转子系统的不平衡，从而引发轴承振动。
针对以上几个原因，可以采取以下措施来减少轴承振动：1. 选用质量可靠的轴承，确保其材质和加工工艺符合要求。
2. 定期检查和维护轴承润滑系统，保证润滑油的供给和质量。
3. 在安装轴承之前，进行合理的对中和装配操作，确保轴承安装的准确性和稳定性。
4. 定期检查轴承的磨损和损伤情况，及时更换或修复轴承。
5. 对于系统不平衡问题，可以采取质量均衡、动平衡等方法进行调整。
轴承振动是汽轮发电机组常见的故障之一，其原因主要包括轴承本身质量问题、润滑不良、安装不当、磨损和损伤以及系统不平衡等。
300MW汽轮机轴瓦振动大原因分析及处理
２ 原 因分 析
引起汽 轮发 电机组 轴 承振动 大 的原 因 比较
多 ，主要 包 含 设 计 和 制造 方 面 、运 行 调 整方 面 、
安装检修方面等 。而 目前机组的这种情况 ，由于
机 组 投产 以来 ，样 ｌ 瓦振 动一 直 不 高 ，这 就排 除 了 设 计 制 造方 面 的原 因 ；安 装 检修 方 面 的原 因一 般
ｔ ｏ ｎ ｏ ｍ ａ ｒ １ ． Ｋｅ ｙ ｗｏｒ ｄ ｓ ：ｓ ｔ ｅ ａ ｍ ｔ ｕ ｒ ｂ ｉ ｎ ｅ； ｂ ｕ ｓ ｈ； ｖ ｉ ｂ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ
０引 言
汽轮机轴承振动值是衡量机组健康水平 的重 要 参数 ，一 般 大 型 汽轮 机 组都 设 置 有 轴 振 和 瓦振 的监视 ，振动数值与运行人员 的水平 ，设 备的健 康 状 况 ，以及 介 质 的参 数 息 息 相关 。汽 轮 机振 动
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300MW双水内冷汽轮发电机轴承振动大原因分析及处理
发表时间：2016-06-19T13:37:50.110Z 来源：《电力设备》2016年第6期作者：郭启存
[导读] 本文针对和丰煤电2号双水内冷汽轮发电机振动原因进行了分析，简述了振动处理的过程及效果。
（神华国能和丰煤电有限公司运行部新疆塔城 834411）
摘要：本文针对和丰煤电2号双水内冷汽轮发电机振动原因进行了分析，简述了振动处理的过程及效果，找到了汽轮发电机轴承振动产生的主要原因，成功解决了汽轮发电机振动大的问题，对于同类型机组轴承振动大问题的解决具有一定的参考意义。
关键词：双水内冷汽轮发电机；振动；热弯曲
1 前言
和丰煤电2号汽轮发电机组为上海汽轮机厂生产的300MW亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、直接空冷汽轮机[1]，发电机为上海发电机厂生产的QFS2-300-2型双水内冷汽轮发电机，冷却方式采用“水-水-空”，即定子线圈（包括定子引线、定子过渡引线和出线）、转子线圈采用水内冷，定子铁芯、端部结构件、集电环采用空气冷却；轴系如图1所示。
图1 轴系示意图
2号机组自2012年投产以来，轴系振动情况良好，2014年6月进行了第1次大修，在大修后启动发现发电机带负荷至110MW后振动出现大幅攀升，负荷升至额定负荷后， #5瓦和#6瓦轴承振动最高达160μm，已经超过规程规定的127μm，振动接近254μm的保护动作值，影响了机组的正常出力，严重威胁机组的安全稳定运行。
在西安热工研究院的协助下，对2号汽轮发电机组的轴承振动与低发靠背轮工况、测量系统屏蔽不好与转子热弯曲等因素进行逐一排查，最终找到了汽轮发电机轴承振动大的原因，使#5、6瓦振动恢复至正常。
2 5、6号瓦振动特征及原因分析
从图1轴系结构示意图知道，5、6号瓦为发电机的支撑轴承，发电机采用双水内冷。
2.1 当机组负荷由115MW开始升功率时，2号发电机5、6号瓦振动开始快速爬升，待机组负荷升到310MW（8月13日22:20）后，并降负荷至240MW（8月13日22:38）时，振动才开始掉头下降，这表明发电机转子存在明显的热弯曲。
2.2 待机组负荷稳定在某一工况下，振动会逐步下降，这不排除转子存在动静碰摩的可能。
2.3 5、6号轴振测量偏差分析
（1） 2号机组大修后，6Y轴承振动测定存在明显的测量偏差问题（图2），主要表现为：
●在发电机其他振动测点（5X、5Y、6X轴振）相对稳定的前提下，6Y轴振测点的测量结果大幅跳变，这与一般旋转设备的实际振动状态是不相符的；
●6Y轴振跳变后，其波形图类似噪声杂波，并非呈现正常的正弦波。
●6Y轴振跳变与发电机是否带励磁息息相关，这表明其测量偏差是由于受发电机磁场干扰所引发的。
图2 发电机相关测点的振动趋势图
（2）查询相关测点的历史趋势图（图3）发现，5X轴振、5Y轴振和6X轴振测点的振动趋势基本相符，振动变化相对平稳，这表明该3个测点的测量结果是可靠的。
（3）6X轴振存在有限幅度的跳变（图3），可能原因是测量系统存在小瑕疵，比如测点面光洁度差、或信号传输（特别是信号线的接头处）的屏蔽不好。
图3 发电机相关测点的振动趋势图
2.4 5、6号轴承原因分析
（1）现场对汽轮发电机组进行变负荷操作时，对其轴系的主要影响就是对轮传递的扭矩变化了，其中低发对轮受影响最大。
如果发电机的振动随负荷波动而呈现明显的相关性，这表明低发对轮或发励对轮工况不佳（包括对轮松动、连接螺栓紧力不均匀、或圆周偏差或张口不适等）。
由于扭矩的实时传递性，该故障的显著特征是振动随负荷变化而波动没有、或只有很短的时间滞后。
比较2号发电机转子大修后的振动特征，发现振动跟随负荷变化而立即波动的特征较弱，这表明低发对轮的工况并不是引起5、6号轴承振动的主要原因。
（2）线圈膨胀受阻：转子加载励磁电流后，线槽中的铜线受热将沿轴向膨胀（大型发电机转子线圈的膨胀量可以达10毫米），在旋转过程中线槽中的铜线承受巨大离心力，使铜线紧贴在槽楔和护环的内壁（铜线和槽楔之间有一层楔下垫条），从而使结合面存在着很大的摩擦力，阻碍铜线膨胀。
尽管本次大修后，2号发电机转子振动在某种程度上符合线圈膨胀受阻的特征，但考虑到大修前并未有类似现象，且本次大修未对发电机转子线圈进行任何检修，因此2号发电机存在线圈膨胀受阻的可能性不大。
3 2号汽轮发电机停备检查及处理后效果
3.1 对6号轴承测点进行了更换，测点加装了高屏蔽套管。
3.2 对发电机空冷器冷、热风循环通道以及发电机空冷器冷却水供回水管路进行检查。
发现发电机下部冷热风循环通道未封堵，存在冷、热风串风现象，对冷、热风通道进行了隔离封堵。
发电机空冷器冷却水管路进行通水试验，冷却水供回水通畅未发现问题。
3.3 转子盘车状态对发电机转子冷却水汽侧回水出水孔进行检查，发现个别转子回水孔出水水量明显偏小。
通过在转子汽侧该出水孔装上反冲洗接头，其余的用闷头螺丝堵上，通入水气交替反冲（压缩空气压力至少为0.5Mpa），在出水孔水流偏小的转子线圈内充出大块杂物，对其它转子水出水孔流量进行试验，各转子出水孔流量均匀一致。
2号机组启动后，发电机励磁端、汽机端冷风温度分别由原来47.5℃、43.7℃下降至26.2℃、28.6℃，调整发电机空冷器冷却水流量过程中，发电机励磁端和汽机端冷风温度跟随流量变化。
5号瓦振动X方向45μm，Y方向振动21μm，6号瓦振动X方向42μm，Y方向振动21μm，5、6号轴振测量偏差也有了很大改善，彻底解决了5、6号瓦振动大的问题。
4 结论
杂物进入转子线圈内部堵塞水回路以及发电机空冷器冷热风串风使得发电机转子冷却不均匀，进而引发转子热弯曲，是导致5、6号瓦振动大的主要原因。
参考文献
[1]和丰煤电300MW汽轮机培训教材。
郭启存（1983.10），男，助理工程师，主要从事火力发电厂运行技术管理工作。