下载文档原格式
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
一、汽流激振故障的原因
汽轮机内部的高温高压汽流在通过叶轮、驱动轴等部件时，随着速度的变化也会产生
不同程度的振动和冲击。
一般来说，如叶轮的弯曲刚度不足、转子不平衡、轴承支承变形
等原因都会引起部件振动，产生危及设备安全的汽流激振故障。
汽流激振故障的主要特征是设备受到的振动加速度随着频率的变化呈现出明显的峰值。
而汽轮发电机组汽流激振故障的频率一般较高，多数在3000Hz以上。
此外，激振仅出现
在某些特定的工况下，而不是一直存在。
汽流激振故障的处理方法分为两个方面：一是通过改变汽轮机的结构和参数来改善叶
轮和驱动轴等部件的结构性能，减少激振引起的危害；二是应用现代检测技术进行在线监测，及时发现故障并采取相应的维修或更换措施。
具体措施如下：
1、加强设计优化。
改良汽轮机的结构设计，增加立面负载承载能力，提高叶轮的弯
曲刚度，降低叶轮的振动幅值，减轻驱动轴的振动疲劳。
2、进行现场调试。
采用位移传感器、加速度传感器等现代检测技术对汽轮机内部的
振动状态进行在线监测，辅以传统的振动计测量，以确保汽轮机在运行中始终保持稳定和
安全。
3、及时维修带荷调整。
发现汽轮机存在汽流激振现象时，应及时停机检查，进行相
应的调整和维修，确保轴承平稳、轴线与叶轮轴线间的间隙稳定，消除故障隐患。
总之，通过加强设计优化、现场调试以及及时维修带荷调整等方法，我们可以有效地
避免汽轮发电机组汽流激振故障的发生，提高设备的可靠性和安全性。
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。
350MW机组汽轮机异常振动的原因和处理摘要：随着社会经济的发展，对电力资源的需求逐年增加，给电力行业带来了巨大的压力。
为了保证发电厂重要主机的安全稳定运行，有必要加强汽轮机的维护，降低汽轮机的故障发生概率。
但汽轮机轴承振动问题很难避免，振动会对机组造成严重危害，因此本文分析了350MW机组汽轮机振动的原因及处理方法。
关键词：350MW机组；汽轮机；异常振动；原因；处理1前言在我国经济持续发展的过程中，对各种能源的需求不断增加，电力资源就是其中之一。
汽轮机一直是发电厂最重要的设备之一，它与发电厂的可靠性和发电能力有着密切的关系。
由于火电厂汽轮机极易发生异常振动的问题，甚至还会对发电机组的常规运行造成不利影响，因此借助有效措施，最大限度的减少汽轮机故障问题的出现极为紧迫。
2分析350MW机组汽轮机异常振动原因的必要性350MW汽轮机组是电厂中发电机组的重要组成部分，担负着电厂发电任务的重要主机。
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等问题，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算是较为复杂的故障之一。
造成汽轮机组异常振动的原因是多方面的，跟机组有关的任何一个设备或媒介都有可能是引起汽轮机组振动的原因所在，所以分析350MW汽轮机异常振动的原因是解决异常振动的前提，只有查明原因后才能“对症下药”。
3轮机发生振动的原因3.1摩擦造成汽轮机由于长时间运行，对各个零部件均会造成不同程度的摩擦损伤，当零部件的摩擦损害过于严重时，则会造成汽轮机的异常振动问题。
汽轮机摩擦出现异常振动的特征如下：第一，转子热变形会对汽轮机造成不平衡力，使汽轮机的振动信号受到影响，会出现少量分频、倍频以及高频分量等现象；第二，当汽轮机发生摩擦时，汽轮机的振动会出现波动，波动的持续时间较长。
而汽轮机摩擦过于严重时，汽轮机的振动幅度会大幅增加；第三，汽轮机在冲转过程中，转速超过临界点时，汽轮机的振动幅度会增大。
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理汽轮发电机组是大型电力设施，其稳定性直接影响电网的正常运行。
但在使用过程中，往往会出现故障。
其中，汽流激振故障是一种典型的故障类型。
本文将对汽流激振故障的成因、特征及处理方法进行详细分析。
1. 成因汽流激振故障的主要成因是转子受到气体流动的作用，从而产生振荡。
具体来说，当转子旋转时，周围气体也跟随转动，形成较大的气体旋转强度。
该旋转强度会通过气体与转子间的相互作用力，传递到转子上，从而导致振动。
此外，转子的支撑结构刚度较低也是一种可能的成因。
如果支撑结构不能提供足够的刚度，转子受到的气体作用力将更明显，进而促使振动。
2. 特征汽流激振故障的特征表现为噪音和振动。
噪音产生的原理与成因雷同，来自转子受到气体作用力的运动。
振动则是由于转子在旋转过程中，受到激振力的作用产生。
锅炉磨损过重和其他因素的影响也会使得其发生更加严重的振动。
汽流激振故障通常表现为一定的频率和振幅，主要集中在低频或中低频带，可通过频率分析来判定是否存在此类故障。
然而，某些情况下，激振幅值可非常小，且只出现在一特定转速附近，这增加了隐蔽性，也使故障诊断更加困难。
3. 处理方法汽流激振故障的处理方法一般分为三类：结构强化、动态平衡与控制动力性能。
结构强化：可通过提高转子支撑结构刚性来减缓振动，例如增加支撑点、提高支撑刚度或加装支撑件等。
此外，合理的支撑结构设计也可以减弱转子失衡和轴向力的影响。
动态平衡：若因转子失衡而导致振动，则需要进行动态平衡。
该方法适用于不同转速下存在较大失衡量的情况，能够减小振动幅值。
控制动力性能：可通过控制机组的运行参数，例如改变喷气角度、调节喷嘴压力、减小机组负荷等，来改善转子受力情况，降低振动水平，稳定机组运行。
此方法适用于在一定运行范围内发生振动的情况。
综上所述，汽流激振故障是汽轮发电机组常见故障之一，特征是噪音和振动。
处理方法包括结构强化、动态平衡和控制动力性能等。
诊断和处理此类故障，可采用振动监测技术，检测相关频率，分析其原因，采取相应的措施解决问题，以达到稳定机组运行的目的。
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理汽轮发电机组是一种常用的发电设备，它通过汽轮机驱动发电机发电。
但是在运行过程中，由于各种原因导致的汽流激振故障是不可避免的。
本文将对汽流激振故障进行分析和处理。
汽流激振故障是指汽轮机运行过程中，在流体动压力的作用下，装置或装置元件的振动频率和振动幅值不断增大，最终导致超过了设备的振动极限而引发的振动故障。
汽流激振故障对汽轮机的安全性和可靠性都有很大的影响。
汽流激振故障的原因有很多，主要可以分为以下几点：1.元件失稳：汽轮机的元件在长时间运行后，可能出现疲劳、断裂或者松动等情况，导致元件失稳，从而引起汽流激振故障。
2.设计不合理：如果汽轮机的设计不合理，例如流道形状不当或者装置结构不合理等，都可能导致汽流激振故障。
3.操作不当：如果操作人员在运行过程中没有按照正确的操作规程进行操作，例如不按照规定的负载运行、周期性起停等，都可能增加汽流激振故障的发生概率。
针对这些原因，我们可以采取以下措施进行处理：1.定期检查和维护：对汽轮机进行定期检查和维护，可以及时发现和解决元件失稳的问题，避免其演变为汽流激振故障。
2.优化设计：对已经发生汽流激振故障的汽轮机，可以通过对流道形状进行调整或者对装置结构进行改进来解决问题。
3.加强操作人员培训：通过对操作人员进行培训，提高他们的操作技能，确保他们能够按照正确的操作规程进行操作，从而减少操作不当引起的汽流激振故障。
我们还可以对已经发生汽流激振故障的汽轮机进行以下处理措施：1.降低负载：在汽流激振故障发生后，可以通过降低负载来减少振动的幅值，从而降低振动对设备的影响。
2.加强监测：对汽流激振故障发生后的汽轮机，可以加强振动监测，及时发现振动异常，进行处理。
汽流激振故障是汽轮发电机组运行过程中常见的故障之一，对汽轮机的安全性和可靠性都有很大的影响。
通过加强检查和维护、优化设计、加强操作人员培训等措施，可以有效地减少汽流激振故障的发生。
某电厂350MW汽轮机振动分析及处理摘要：随着我国社会生产力的不断提高，社会各界对电能的需求量也越来越大，而汽轮机组作为发电厂中做主要的发电设备，在电能的生产方面起到了重大的作用。
然而保障汽轮发电机组的正常运行是提高发电厂电能产量的重要基础。
350MW汽轮机作为发电厂常用的机组，经常会出现机组振动的故障。
基于此，本文首先对某电厂350MW汽轮发电机组的振动故障进行分析，随后根据分析结果给出350MW汽轮发电机组的振动故障的解决措施。
以此仅供相关人士进行交流与参考。
关键词：某电厂；350MW汽轮机；振动分析；处理方法引言：电能作为我国最基础的能源，电能俨然已经成为我们日常生活中无法离开的重要性能源，因此保障好汽轮发电机组的正常运行是提高发电厂电能的前提。
汽轮发电机组属于一种转动速度比较高的机械设备，时常会出现振动的故障，本文首先分析了某发电厂的350MW汽轮机运行过程中存在的振动故障，随后给出了一些350MW汽轮机组运行过程中处理振动故障的方案。
一、某电厂350MW汽轮发电机组的振动故障分析（一）350MW汽轮发电机组简介某电厂的汽轮发电机组采用的是350MW机组，一次中间再热、两缸两排汽、单轴、空冷凝汽式汽轮机。
该汽轮机组轴系的主要组成部分包括发电机、励磁机转子以及高压、低压、中压三种转子。
其中励磁机转子悬挂于发电机转子5号轴承后端的4个径向椭圆形支撑轴承，而米切尔轴承则作为推力轴承。
同时为了探测轴承的振动情况，每个径向轴承都安装着x、y两个电涡流传感器振动测点，而且两个振动测点相互垂直，y测点在锅炉一侧，而x测点则处于除氧器一侧。
在汽轮发电机组的4号瓦轴和5号瓦轴设立振动值逻辑保护固定值：170um为自动跳闸值，110um为报警值[1]。
（二）振动故障与振动原因分析某电厂350MW汽轮发电机组的运行过程中，时常出现4号瓦振动异常，且为x方向，而且振动的幅度的趋势越来越明显，其中还出现过一次异常突变情况。
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理汽轮发电机组是一种常见的发电装置，使用汽轮机驱动发电机发电。
在使用过程中，有时会出现汽流激振故障，这会影响到发电机组的正常运行。
本文将对汽流激振故障进行分析，并提供处理故障的方法。
一、汽流激振故障的原因分析1. 气体流动不稳定：在汽轮机内部，气体是以高速流动的方式进入和流出。
如果气体流动不稳定，会引起汽流激振故障。
造成气体流动不稳定的原因可能包括定子叶片损伤、进气量不足、排气系统阻力过大等。
2. 汽轮机顶盖失稳：汽轮机的顶盖是固定在转子上的零件，如果顶盖在高速运转中失稳，会产生振动力，导致汽流激振故障。
顶盖失稳的原因可能包括材料疲劳、安装不稳、转子不平衡等。
3. 转子不平衡：转子不平衡是导致汽流激振故障的一个常见原因。
转子不平衡可能是由于零件制造不精确、装配过程中的错误等引起的。
二、汽流激振故障的处理方法1. 定期维护保养：定期对汽轮发电机组进行维护保养，包括定期清洗空气滤清器、检查叶片是否有损坏、检查排气系统是否通畅等。
通过定期维护保养，可以确保发电机组的稳定运行，减少汽流激振故障的发生。
2. 检查顶盖安装：检查汽轮机顶盖的安装情况，确保顶盖安装牢固，防止顶盖失稳引起的振动力。
如果顶盖材料疲劳，应及时更换。
3. 平衡转子：对转子进行平衡校正，消除转子不平衡引起的振动力。
可以使用动态平衡仪进行转子平衡校正，确保转子平衡。
4. 增强检测手段：增加汽轮发电机组的振动监测和故障检测手段，及时发现和处理潜在的汽流激振故障。
可以使用振动传感器等设备，监测发电机组的振动情况，及时判断是否存在汽流激振故障。
5. 提高制造精度：加强对汽轮发电机组零部件的制造精度控制，减少由于制造不精确导致的汽流激振故障。
加强装配过程中的质量控制，确保零部件的精确装配。
三、汽流激振故障的处理注意事项1. 处理汽流激振故障时，应先确定故障的具体原因。
可以通过检查设备、振动监测等手段进行故障诊断，找出故障的真正原因。
350MW超临界汽轮发电机组振动异常原因分析及处理摘要：汽流激振力产生的部位主要有汽缸内部动静轴向间隙处、径向汽封间隙处，径向汽封间隙主要包括隔板汽封、围带叶顶汽封、过桥汽封及前后轴封处，围带顶隙比隔板汽封、轴封对汽流激振的影响程度更大。
结构设计不当、安装检修质量不达标、运行中转子位置偏移或汽缸位置偏移造成动静间隙周向分布不均，在高负荷工况下高（中）压缸内易引发汽流自激振动问题，且具有反复性。
运行参数设置和配汽方式对机组发生汽流自激振动的负荷门槛值的影响也极其关键。
文献多从运行参数调整或配汽方式调整方面介绍汽流激振控制的手段，但从设备安装检修角度解决汽流激振问题的实例鲜有介绍。
关键词：超临界；汽流激振；门槛负荷值；防旋汽封引言在我国的北方地区，电力系统不仅保障了城市经济的快速发展和居民日常生活用电，而且关系到冬季供暖的民生问题。
因此，加强汽轮发电机组的日常保养与检修维护，保障城市供电，为经济和民生发展保驾护航，已经成为发电厂运维部门的重要工作。
作为高速旋转设备，汽轮发电机组的振动是不可避免的，但是振动超过限值一定程度后，会对电站安全、稳定、连续、经济生产构成较大的威胁，严重威胁电力安全生产活动。
1机组振动情况概述某机组2017年11月经过大修后，于2018年1月16日21:00冲转，至17日凌晨4:30机组升速至2667r/min左右时，5号轴承瓦振达93μm，并有进一步增长的趋势，已严重超标并危及机组安全，必须打闸进行低转速下振动试验分析及动平衡试验处理。
17日～18日在B低压转子上经过1次动平衡加重后，当机组再次启动冲转至2800r/min左右时，发现4号轴承瓦振又超过100μm，同B低压转子一样，不得不打闸停机，在A低压转子上进行动平衡配重，在A低压转子上经过1次动平衡加重，机组于20日14:39时顺利升速至空载3000r/min，轴振最大为2Y振动，达119μm，瓦振最大为3号瓦垂直振动，约37μm，此时，机组轴系振动已完全合格。
350MW超临界机组热态启动振动大原因分析和处理摘要：针对某超临界350MW机组汽轮机热态启动轴瓦振动大的问题，通过分析该机组升速过程中的伯德图和振动参数，推断机组存在较大的碰磨。
经检查，确认故障原因为热态启动条件下，汽轮机转子刚度下降，并且真空引起的弹簧基础排汽缸变形改变了缸体与基础台板之间的接触状况和支撑刚度，导致动静摩擦，轴系振动超标。
据此提出汽轮机热态时采用降低真空并且提高升速率的冲转方式，顺利升至额定转速，保障了机组安全稳定运行。
关键词：热态启动；振动；刚度；弹簧基础；真空；升速率随着电厂不断向高参数、高效率、高性能方向发展，汽轮机系统也变得更加复杂，振动问题也更加频繁[1～3]。
现代大型汽轮发电机组轴系通常是由多根转子和多个轴承所组成的静不定结构，一般由高中压转子、低压转子、发电机转子和集电环组成。
受结构条件等因素的限制，轴系各轴承座所采取的支撑型式不同[4～5]。
高中压转子轴承大多为落地式，低压转子轴承大多位于排汽缸上。
工作状态下不同轴承所处的工作环境差异较大。
由此导致冷态到热态过程中机组各轴承的标高变化量不同。
冷态下对中良好的轴系，热态下有可能处于不对中状态，导致振动上升。
某电厂2号机组调试期间汽轮机热态情况升速过临界时，低压缸前后轴承振动始终较大，无法升至额定转速。
本文通过对机组振动数据及结构进行分析，确定故障原因，提出了一种切实可行的冲转方式，解决了弹簧基础汽轮发电机热态启动振动大问题，保证了机组的安全稳定运行。
1机组概况该工程2号机组汽轮机为阿尔斯通公司制造的超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、双抽供热、湿冷抽汽凝汽式汽轮机。
轴系由高中压转子、低压转子、发电机转子构成以及7个支持轴承组成，整个轴系为单轴承支撑。
其中#1～#6轴承上的X、Y向装有轴振测量装置。
机组轴系布置见图1。
图1汽轮机轴系布置图机组以高压外缸下法兰温度作为不同启动类型划分的标准，低于130℃为冷态，高于130℃属于温/热态启动。
东汽350MW超临界汽轮机汽流激振故障分析和处置摘要：陕西华电杨凌热电有限公司安装东汽350×2MW超临界燃煤热电联产机组，于2015年底实现双投。
在机组投产后2016至2017年间，多次发生机组振动突并造成3次机组非计划停运事故，经过对杨凌公司机组振动突升的现象分析判断，确认为汽轮机高中压转子发生了汽流激振。
本文针对杨凌公司2台机组的振动特征和汽流激振产生的原因，提出在机组不揭缸情况下的运行和检修振动控制方案，并通过机组大修中的转子中心调整，从根本上解决汽流激振问题，以此对东汽350MW超临界机组汽轮机汽流激振问题进行讨论。
关键词：汽流激振负载分配通流间隙1 概况杨凌热电安装东方汽轮机厂CJK375/306.9-24.2/0.4/566/566型超临界、一次中间再热、双缸双排汽、间接空冷、抽汽凝汽式汽轮机，发电机选用上海电气QFS2-350-2型双水内冷发电机，自励磁方式。
机组轴系由高中压转子、低压转子、发电机转子组成，转子对轮采用刚性连接双支撑结构（见图1）。
机组1、2号轴承为可倾瓦，3~6号轴承为椭圆瓦。
1、2号机组分别于2015年11月和12月通过168小时试运后转商业运行，#1机组于2016年3月7日和2016年8月13分别发生2号轴承振动突升，#2机组于2016年4月14发生因2号轴承振动突升造成的机组振动保护动作引起机组解列。
2、振动现象及特征分析2.1 #1机组2016年3月7日2号轴承振动保护动作过程及运行参数2016年3月7日19:40时机组负荷336MW；主汽压力23.6MPA；温度545℃；再热压力4.63、温度554.8；主蒸汽流量1146t/h；真空84.5KPA；润滑油压0.119MPA；润滑油温43.5℃；控制方式为单阀控制；#2瓦振动X向30~60um之间波动，19:48时机组#1机组2号轴承振动X向在14秒内自58um突然升至249.1um，引发振动保护动作，机组跳闸，首发“汽轮机振动大停机”，其间机组运行稳定，无其他操作。
调取TDM系统数据后可知，1号机组随机组负荷增加至310MW时1号、2号轴承振动出现波动，振幅在30~40μm之间波动，原因为1瓦和2瓦出现25Hz的低频分量，振动工频量变化较小，由半频分量的大幅波动造成了通频量波动。
振动保护动作前后的2瓦X向振动频谱如下图2图3所示：2.2 #1机组2016年8月13日2号轴承振动保护动作过程及运行参数2016年8月13日15:00 #1机组负荷345MW，主汽压力24.03MPa，主汽温度537.67℃，再热汽压力5.17MPa，主蒸汽流量1196t/h。
汽轮机配汽方式为单阀控制方式，GV1、GV2、GV3、GV4开度为98.5%。
汽轮机#1轴承X、Y相振动分别为24.5、28μm，#2轴承X、Y相振动分别为60、41μm，#3轴承X、Y相振动分别为44、26μm。
润滑油压力0.186MPa，温度43.3℃。
15：31:25汽轮机#1、#2、#3轴承振动突然增大，#1轴承X、Y相振动分别阶跃至124、102μm，#2轴承X、Y相振动分别阶跃至282、178μm，#3轴承X、Y相振动分别阶跃至62.24、31.53μm，机组振动大保护动作，机组解列。
调取TDM系统数据可知，从振动上升到跳机整个过程9秒种，机组振动保护动作前后振动值及各瓦瓦温见表2。
跳机时2X振动半频分量快速上升至280μm，工频分量27μm基本不变。
2.3 #2机组2016年4月14日2号轴承振动保护动作过程及运行参数2016年4月14日17:55，#2机AGC投入，负荷342MW，主汽压力23.66MPa，主汽温度556℃，再热汽温555.6℃，主机润滑油压0.16MPa，主机润滑油温41.9℃，真空78.1kPa （两台循环泵运行），主机#2瓦轴振在31至51μm之间波动；17:59#2瓦Y向轴振突然增大至201um，18:00#2瓦Y向轴振继续增大至247.9um，#2瓦X向振动最大至220.3μm，机组跳闸，首发“汽轮机振动大停机”，同时发电机解列、锅炉MFT保护动作。
其间机组运行稳定，无其他操作。
2.4 #1、2机组振动共性及特征分析1）#1、2机组3次振动突升均在大负荷330MW~350MW工况下发生，机组振动突升时汽压、汽温及润滑油温度都正常稳定且运行无操作。
2）#1、2机组振动波动均为随机突发。
3）振动突升时振动频谱均表现为工频分量基本不变，低频分量的大幅跃升。
#1机组表现为25Hz的半频分量，#2机组为28.1Hz的低频分量增大，均对应机组高中压转子的临界转速。
4）在振动突升后运行人员可通过减负荷操作手段使振动快速下降并恢复正常。
5）振动保护动作护后机组在降速过程中在高中压转子临界转速时振动没有明显放大。
通过#1、2机组对此振动突升振动表现分析，由于高中压转子临界转速设计高于1500r/min，另外通过振动突升时振动频率均为半倍频特征，可排除油膜振荡及摩擦产生的振动，再结合振动突升的随机性和对应大负荷工况下蒸汽流量大的特征，可确认机组高中压转子发生振动突升为汽流激振所致。
3 振动机理分析3.1 机组动静间隙变化产生汽流激振由于杨凌公司2台机组均为超临界热电联产机组，在机组试运和投产初期，由于高中压转子与汽缸膨胀不均，造成汽轮机高中压缸动静间隙产生不均匀变化，在机组大负荷、蒸汽流量大时动静间隙不均匀引起的汽流力，造成汽缸跑偏或转子偏移，使转子及叶顶汽封径向间隙一侧偏大，另一侧偏小。
间隙小的一侧叶片工作效率较高，压力也较高，叶片受切向力较大，间隙大的一侧压力较低，叶片受切向力较小，使转子受到一个垂直于运动方向的切向力，使转子运行处于不稳定状态。
当切向力增大破坏转子稳定后，造成高中压转子自激振动。
当汽流激振发生时，振动频率对应转子临界转速且工作转速的一半。
3.2高压调门喷嘴大流量工况下蒸汽冲动力至转子失稳，影响动静间隙，产生汽流激振。
由于杨凌公司机组在数次汽流激振发生时机组控制方式为单阀控制方式。
在机组高负荷大蒸汽流量运行时调节汽门开启过程中，由于各调门开度及其喷嘴数不同，喷嘴出口蒸汽合力也会使转子发生偏移，造成动静间隙变化和影响轴承载荷，当轴承比压变小稳定性变差后导致转子失稳，产生汽流激振。
4、运行中采取的措施4.1改变控制方式及调整阀序杨凌公司#1、2机组高压调节汽门布置方式如图所示。
首先在#2号机组进行了调节汽门开度对转子振动的影响试验，通过试验判断各调门开度与转子振动之间关系。
通过试验得到1号、3号调门开启会使转子向左或向下偏移，有利于转子稳定；2号、4号调门开启会使转子上浮或向右偏移，使转子稳定性变差，减小2号、4号调门开度增加转子稳定性。
对此采取改汽轮机控制方式为顺序阀控制，同时将原高压调阀开启顺序#3、#4→#2→#1改为#3、#4→#1→#2。
4.2 调整润滑油压和油温通过试验提升润滑油压至45℃后振动无明显改变，考虑原运行润滑油温度在41℃左右偏低，决定将润滑油温度维持在43℃左右，将润滑油压力由0.118MPa提升至0.156MPa维持运行。
4.3 抬升1、2号轴承高度，增加轴承载荷。
考虑到1号、2号轴承温度差异及动静间隙限制，利用机停机机会首先将#1机2号轴承抬高0.05mm，再利用停机机会将#2机1轴承抬高0.05mm、2号轴承抬高0.10mm，实施后2台机组1、2轴承温度接近，#2机2号轴承振动半频分量由20~25µm减小到12µm，呈下降趋势。
4.4 在运作中发生转子振动突升时采取降负荷措施根据汽流激振发生在机组高负荷大蒸汽流量时产生的特点，汽流激振同机组负荷和蒸汽流量大的对应关系，决定运行人员在运行中发生振动突升时，可立即自行做降负荷处理。
再随后发生的机组振动突升时，运行人员通过降负荷3MW~5MW后振动迅速回落，再未发生振动保护动作，机组解列情况。
5、机组大修中处理方案2台机组分别于2016年9月和2017年9月进行检查性大修，结合大修前机组起停机测试数据及解体复查结果，进行如下调整工作：5.1 大修解体测绘高中压外缸洼窝间隙及轴封体洼窝间隙来看，高压端左侧间隙偏大0.23~0.25mm，中压端右侧间隙偏大0.27~0.30mm，缸体前后端中心各存在0.10~0.15mm的偏扭。
由于停机过程对汽缸偏移的测量数据有误，汽封径向间隙的调整按照制造厂意见全部取中限。
5.2#1机组A修中轴系中心按照制造厂设计要求进行调整，在轴系中心调整完成对轮连接后将1号瓦抬高0.05mm。
2号轴承抬高0.08~0.10mm。
5.3解体复查2台机组1号、2号可倾瓦间隙，调整时间隙按厂家安装说明书标准要求取下限值。
6、实施后的效果在以上措施和方案实施后，杨凌公司2台机组自大修启动后在大负荷运行和采暖供热期，以及接待工业抽汽的各种工况下，再未发生由于汽流激振引起的机组振动突升情况。
至今近3年中各轴瓦运行稳定、振动良好。
充分证明以上在机组不揭缸时采取的运行控制和轴瓦抬升措施可有效控制机组振动突升，并在大修中通过轴系中心和动静间隙调整，杨凌热电有限公司#1、2机组的汽流激振问题得到了有效解决。
7、结论7.1 引起机组振动突升造成机组振动保护动作的原因为高中压转子发生了汽流激振，汽流激振产生的根源是高中压转子在大蒸汽流量下动静部分径向间隙偏差较大，转子因蒸汽流动不均匀产生切向力而发生了涡动。
7.2由于引起汽流激振的根本原因是径向动静间隙不均造成的偏心切向力，故减小机组径向间隙的偏差可有效减小机组振动突升的发生。
对于运行中的机组，改变调节汽门的控制方式和开启顺序、提高轴承比压、改变轴承间隙、提高润滑油温等，可有效减小汽流激振发生。
7.3通过轴承抬升改变轴承间隙可提高轴承稳定性来抑制汽流激振，但不能减小激振力，并且受到负荷点、通流间隙的限制，具有较大的局限性。
7.4在汽流激振发生时虽可通过快速减负荷有效遏制振动增大，但由于汽流激振发散时间较短和随机、突发的特性，运行人员很难采取有效干预措施，若能通过增加有关逻辑控制功能来实现振动突升时的快速减负荷，可有效避免触发振动保护动作。
综上所述，在机组大修中结合新建机组在投运后缸体膨胀的具体情况采取针对性措施，通过机组轴系中心的精确调整，同时根据制造厂的安装标准科学、合理的选择径向动静间隙，可以从根本上解决汽流激振问题。
参考文献[1]杨优才《汽轮机振动现象及原因分析》.无线互联科技 2014年第05期[2]宋光雄《汽轮机组汽流激振故障原因及分析》.动力工程学报.2012(10)[3]刘晓峰《汽轮机汽流激振的原因分析及消振措施》汽轮机技术 2008年第3期[4]李刚等《大型汽轮机组汽流激振机配汽优化研究》江苏工程 2010第29期作者简介：杨军（1971年9月--），男，籍贯：陕西长安县，1991年毕业于西安电力技工学校热能动力专业，1998年在职脱产学习毕业于西北电力职工大学热能动力专业，大学专科、助理工程师、技师，杨凌热电有限公司生产技术部汽机专工，长期从事汽轮机检修与汽轮机技术管理工作。
