先介绍情况： 北重10万机组，前后大修时改造低压轴端外侧两圈为接触式汽封的。 运行中关二档漏汽门时造成轴封压力从20KPA升至50KPA，保持约20分钟后调整下来，同时轴加抽汽风机电流从9.1降到8.8A，4小时后负荷从7.6万升至8万后，几分钟后4#瓦盖、3#大轴振动上升到报警。4#瓦盖30um->60um，3#大轴80um->170um，其它轴振、瓦振均有所上升，幅度不同。负荷升到8.5万时，3#大轴接近200um，未再加负荷。 频谱为1X、2X，2X约为1X的10%差点。 汽机布置简图： 1#大轴 高缸 2#大轴 联轴器 3#大轴 低缸 4#大轴 联轴器 5#大轴 发电机 6#大轴 补充一下： 轴封压力从20KPA升至50KPA后，低压差胀一直较原来偏高。（开停机后均如此） 1、我们用的是本特利监视系统，轴瓦盖振动是垂直方向，大轴是垂直向左右45度各一。 2、大修是前年完成的，运行过程中出现的异常； 3、轴封压力从20KPA升至50KPA后约30分钟，3#大轴1X振动相位发生了20度左右变化，整个幅值没大的变化。 4、当天，怀疑轴封积水影响，作了很多积水处理操作措施，振动并没有回到原始状态，仍然在150um左右。 5、次日决定短时间停开机一次，停机惰走过二阶时，转速在2200-2300RPM左右4#瓦、3#大轴满表，（分别超过80um、200um）。开机时分别是83um、170um，有明显的降低。 6、停机检查末级叶片无异常； 7、开机后振动均不超过报警值，但如果轴封供汽温提高，有上升趋势。一直控制二档漏汽到七段的开度。3#、4#大轴、4#瓦盖接近报警。负荷带满。 新发展： 几天后机组再次停开机，只是在盘车中低缸有点声音，现象与前述基本无变化。两天后3#大轴振动突然超200um，被迫停机揭缸。低压缸轴封部份未见异常，16级、17级、21级、22级叶顶汽封磨，21级叶轮围带磨损严重脱落，叶片断裂数片。 开缸发现21级围带、叶片严重磨了，必须更换叶轮，就近找汽轮机厂检修，偶然发现正向的16级同样存在两只叶片根部轴向汽封齿位置有可见裂纹，汽轮机厂叫叶片外包的部位，历时两个月检修调试完毕，开机一切顺利，振动全部合格。 这次检修，更换16、17、21、22叶顶配合部位的径向汽封，非常不利，涉及动静之间的间隙问题，而又没有合适的机具找同心安装，担心死了，最后保障2.5mm以上间隙，咨询汽轮机厂家要求保障2mm以上，冲转没问题才放心了。 大修中还是对接触式汽封作了仔细检查，3#大轴一圈接触汽封有位移卡涩现象，坚持更换了整圈。 总结： 第一汽缸内有金属磨擦声音时千万要小心谨慎，不要盲目冲转；（血的教训啊，如果第二次坚持不开机转而开缸检查，不会有如此严重的后果） 第二新式式汽封对碰磨非常敏感，我们的国产机组状态不良，轴偏移大时容易引起没法开机。 当时厂内讨论：一认为轴封积水，一认为磨擦。 个人意见接触式汽封磨擦，证据如下： 1、低压差胀一直较原来偏高，磨擦使低压转子温度升高； 2、停开机过程，惰走时过临界振动较开机大，证明盘车后大轴热弯曲有所改善； 实际上对这次振动原因仍然不是很明确，但后果是严重的。还是一句话，汽轮机的东西无小事，任何疏忽都可能造成大的事故。 [ 本帖最后由 yan0hong 于 2006-11-21 10:59 编辑 ]

电站2号汽轮发电机组振动故障分析 热电站2号汽轮发电机组为北京重型电机厂制造的12000KW单缸冲动背压式汽轮机组，汽轮机转子为一个双列速度级和四个压力级叶轮均套装在主轴上，末端用刚性靠背轮与发电机转子连接，励磁机本身不带转轴和轴承，装在套筒上的电枢直接套装在发电机转轴上。整个转子轴系由四个轴承支承,结构如图1-1所示。 图1-1轴系支承结构示意图 该机组投产于1976年10月,1995以来在运行中4号轴承出现轴向振动偏大的现象，保持在50μm左右。经检修几次处理后有所好转，但效果不佳，一直保持在40μm～50μm之间，有时振动短时间增大至80μm，对机组安、稳、长、满、优运行构成重大隐患。2003年6月全停后启动，振动异常增大，经多方面分析处理，这个存在多年的问题被基本解决，机组恢复正常了运行。 2 机组振动及处理情况 (1)2003年6月11日,在停机3个月后启动,升速至2200r/min时,4瓦轴向振动88μm ，2400r/min时其值达140μm ,打闸停机； (2)2003年10月19日,再次启动,升速至2230r/min时,4瓦轴向振动153μm,停机； (3)2003年10月28日,做现场动平衡,共启停12次,最高升速至2790r/min,4瓦轴向振动达190μm ,停机 ； (4)2003年11月3日 ,拆走发电机转子做高速动平衡，11月14日,回装发电机转子； (5)2003年11月17日，启动,升速至1400r/min时,4瓦轴向振动 100μm,水平振动130μm,由于对手势理解错误没有打闸停机，4瓦轴向最高振幅为197μm。当转速升至约2700r/min时,4瓦轴向振动降至64μm,水平振动降为33μm,3000r/min定速时轴向振幅81μm,并网运行直至11月19日外界热负荷降低，因2号机振动不稳定无法保障安全生产而停机。这两天的振动情况见表2-1； 表2-1 带负荷后2号机4瓦振动情况 时间 负荷 (KW) 水平振动 (μm) 垂直振动 (μm) 轴向振动 (μm) 17日19:00 3000 18 14 58 17日20:00 4300 18 16 64 17日21:00 4500 17 23 68 18日2:00 3500 22 25 77 18日4:00 3600 23 21 82 18日8:00 3700 24 22 90 19日5:00 4000 24 22 96 19日13:00 2000 22 21 92 (6)2003年11月24日-28日,对2号机进行检修,紧4号轴承座地脚螺栓、发电机静子地脚螺栓,并研刮4瓦球面； (7)2003年11月28日,开机,升速至1400r/min时,4瓦轴向和水平振动均达200μm ,且1、2、3瓦水平振动均增大； (8)2003年12月1日-3日,找转子中心； (9)2003年12月4日,启动,振动强烈，停机，振动情况见表2-2； 表2-2 找中心后2号机振动情况（依时间顺序） 转速 r/min 1瓦(µm) 2瓦(µm) 3瓦(µm) 4瓦(µm) 4号轴承座地脚螺栓垂直(µm) ※ 水平 轴向 水平 轴向 水 平 垂直 轴向 水 平 垂直 轴※ 向 1212 38 8 11 11 28 26 5 69 37 55 65 30 28 60 51 68 55 1376 113 50 42 27 114 48 21 167 72 127 145 77 81 130 121 144 112 1191 45 8 12 18 29 30 6 68 47 65 73 26 24 75 67 69 51 1400 115 61 53 30 148 59 18 220 — — — — — 164 152 168 136 注：带※的项格中四个数值按顺时针方向分别为炉侧靠发电机、炉侧靠励磁机、电侧靠励磁机、电侧靠发电机四角的振幅值。以下各表含义相同。 (10)2003年12月5日-8日，检测发电机空气间隙，检查发电机转子两侧的平衡块，紧固松动的平衡块； （11）2003年12月9日，做动平衡，升速至1240r/min时，测量 4瓦振动，见表2-3。同时，1瓦水平方向振动为31μm，加平衡块后，振动无明显变化，停机； （12）2003年12月11日，处理基础局部二次灌浆，发现其强度已经明显降低，露出台板垫铁后，发现垫铁数目少于图纸上标注的垫铁数目，见图2-1。其中标记为×的是原设计垫铁，标记为△的是应后增加的垫铁，而实际上标记为△的垫铁根本不存在。补足台板垫铁后启动，振动情况见表2-4； 表2-3 12月9日2号机4瓦振动情况 转速r/min 4瓦(µm) 4号轴承座地脚螺栓垂直(µm)※ 水平 垂直 轴向※ 1240 56 52 78 86 32 31 61 65 72 53 图2-1 2号机后台板垫铁布置图 表2-4补足台板垫铁后2号机振动情况（依时间顺序） 转速 r/min 1瓦(µm) 2瓦(µm) 3瓦(µm) 4瓦(µm) 4号轴承座地脚螺栓垂直(µm)※ 水平 轴向 水平 轴向 水 平 垂直 轴向 水 平 垂直 轴※ 向 1200 39 12 11 9 26 26 10 29 24 17 23 21 19 17 18 25 21 1400 110 — — — 109 — — 110 — — — 1200 47 13 11 7 24 28 8 35 26 19 25 24 24 22 16 26 23 （13）2003年12月12日，将台板、垫铁点焊后做现场动平衡，共启停10次，2号机空载振动合格，其值见表2-5； 表2—5现场动平衡后2号机振动情况（依时间顺序） 转速 r/min 1瓦(µm) 2瓦(µm) 3瓦(µm) 4瓦(µm) 4号轴承座地脚螺栓垂直(µm)※ 水平 轴向 水平 轴向 水平 垂直 轴向 水平 垂直 轴※ 向 1470 — — — — — — — — — 6 7 6 7 8 10 7 12 3000 7 7 19 18 32 9 8 13 6 23 — （14）2003年12月13日，2号机4号轴承座基础局部二次灌浆，至此2号机振动处理告一段落。 3 机组振动故障分析 3.1机组轴承轴向振动分析 3.1.1转轴轴向窜动或沿轴方向振动 由现场振动现象看，03年6月11日和10月19日两次启动均因4瓦轴向振动过大而打闸停机。一提起轴向振动，人们很容易联想到转轴轴向窜动或沿轴方向的振动，事实上，当转轴沿轴向运动时，对于支承转子的轴承来说，由于轴颈与轴瓦之间处于液体摩擦状态，其摩擦系数很低，且轴颈沿轴向运动速度很小，因此由于转轴轴向运动而传给轴承的轴向力是微不足道的，它不可能引起轴承的轴向振动。 3.1.2转子不平衡力 转子不平衡引起的激振力是径向的,它本身不会直接激起轴承座的轴向振动,只有当激振力投影点偏离轴承座轴向中心线或轴承座支承刚度分布不对称，使轴承座产生偏转时，才产生轴向位移分量,引起轴向振动。从10月28日至11月17日的振动情况可以看出:现场动平衡无法改善4瓦的轴向振动,发电机转子高速动平衡也没有使4瓦轴向振动降低,说明导致4瓦轴向振动的直接原因不是转子不平衡力。 3.1.3轴承座支承刚度 现场振动测试中常采用检测连接部件之间差别振动的方法来检测轴承座支承刚度。从表2-2和表2-3可以看出:4瓦轴向和4号轴承座地脚螺栓垂直方向的振动,在炉侧靠发电机、炉侧靠励磁机、电侧靠励磁机、电侧靠发电机四角的振幅值存在着明显差别,说明轴承座支承刚度分布不均,其电侧刚度较差,而电侧靠发电机一角的刚度最差；另外,4号轴承座地脚螺栓垂直方向振动振幅要大于4瓦垂直方向的振幅,这说明振动的根源处于轴承座的基部。 3.1.4基础台板与基础接触不良 造成基础台板与基础接触不良的原因有: (1)二次灌浆质量不高。其中包括未充实和水泥标号较低。 (2)基础台板垫铁走动。这种现象主要是由于二次灌浆质量不好、台板垫铁间距过大、吃力不均、垫铁之间及与台板之间未焊牢，在过大轴承振动下使垫铁发生走动。 (3)基础台板垫铁过高。这种现象对轴承座垂直方向动刚度影响不大，但显著的降低了轴承座水平和轴向动刚度，而且往往在较大轴向振动作用下，使轴承座台板二次灌浆松裂，其动刚度进一步降低,形成恶性循环。 (4)轴承座漏油。由于汽轮机油浸入二次灌浆，使其强度显著降低，在振动作用下不仅使二次灌浆松裂，而且使二次灌浆与台板分离，使振动进一步扩大。 (5)轴承座振动过大。不论是哪个方向振动过大，都可以使基础二次灌浆松裂，使轴承座振动扩大，二次灌浆松裂加剧。 (6)基础台板垫铁氧化。此情况会造成台板与基础脱空,使台板与基础之间的连接刚度显著降低。 从2号机现场看,明显存在(4)、(5)两条所述情况,可能会因此而造成基础台板与基础接触不良,使振动不断加剧。因此决定打掉原来的二次灌浆,重新灌注。 3.1.5 轴承轴向振动处理结果 12月11日处理基础二次灌浆,证明二次灌浆确实已被汽轮机油浸透,强度降低,另外,还发现基础台板垫铁数目少于图纸所标数目,见图2-1，进一步证明4号轴承座支承刚度不足。补足垫铁后,2号机振动情况见表2-4,由表可见: (1)4号轴承座地脚螺栓垂直方向的振动值均有大幅降低,尤其是原来轴承座支承刚度较差的电侧,说明轴承座支承刚度明显改善； (2)在炉侧靠发电机、炉侧靠励磁机、电侧靠励磁机、电侧靠发电机四角的振幅值较均匀一致,说明轴承座支承刚度分布较均匀； (3)4瓦轴向振动明显好转，且四角均匀一致,说明4瓦轴向振动起因于4号轴承座支承刚度不足。 (4)经过强烈振动后,当转速再次降为1200r/min时,4瓦轴向振动值和4号轴承座地脚螺栓垂直方向的振动值均有所上升,说明在二次灌浆质量不好、垫铁之间及与台板之间未焊牢时，过大的振动会使基础台板垫铁走动, 影响到轴承座支承刚度。 3.2机组轴承径向振动分析 3.2.1径向振动的起因 由机组振动情况可知,2号机水平方向振动异常发生于2003年11月17日,发电机转子做完高速动平衡回装以后；11月24日-28日对2号机进行检修,紧4号轴承座地脚螺栓、发电机静子地脚螺栓,并研刮4瓦球面后,4瓦水平振动值增加一倍,达到200μm,且1、2、3瓦水平振动均增大 。 3.2.2径向振动原因分析 由上述情况看,2号机水平振动可能源于发电机转子做完高速动平衡回装后,机组轴系的动平衡被破坏，造成整个轴系产生动不平衡量。在紧4号轴承座地脚螺栓、发电机静子地脚螺栓时,由于检修条件的限制,进一步破坏了4号轴承座支承刚度,在两个因素的共同作用下,整个轴系强烈振动，随即4号轴承座支承刚度更加恶化，形成恶性循环。 3.2.3轴承径向振动处理结果 (1)2003年12月11日,处理基础台板垫铁后，机组水平和垂直方向振动也明显改善,见表2-4,表明机组的径向振动确实受到4号轴承座支承刚度的影响； (2)2003年12月12日,现场动平衡后,机组径向振动合格,见表2-5。说明由于整个机组轴系产生动不平衡是径向振动的主要因素。 4 问题讨论 （1） 2003年11月17日第二次启动过程中,当转速升至约 2700r/min时出现振动从197μm骤降为64μm的现象,且水平方向振动降为合格,其原因尚且不明。本人认为可能是支承系统存在共振：因为在轴承座轴向宽度较小的发电机、励磁机轴承上，特别是当轴承座与台板、台板与基础之间的连接不稳固时较易发生共振，而且从振动现象看，振幅与转速存在着明显的关系。 （2）2003年11月17日机组偶然启动成功,在以后两天的带负荷运行中,机组4瓦的振动情况如表2-1所示,由表可见:4瓦水平、垂直方向振动较稳定,轴向振动振幅与机组负荷和运行时间有关,机组负荷增加振幅增大,机组运行时间增长,振幅也增大。这可能是机组转子存在挠曲和轴承支承刚度不足且不均两个因素共同作用的结果。 在旋转状态下,转子的挠曲会使轴颈在轴瓦内的油膜承力中心点随转速周期性的沿轴向变化，促使轴承座沿轴向某一底边发生周期性的轴向偏转,引起轴承的轴向振动。对结构一定的轴承来说,此振动的单振幅与轴瓦载荷、激振力和轴承座轴向两端支承刚度有关,机组负荷增加, 轴瓦载荷增大,使得轴向振幅增大；机组带振运行时间增长,使轴承座支承刚度进一步遭到破坏,也会造成振幅增大。 （3）2003年12月13日，2号机升速过程中的振动故障处理完毕，15日正常开机，在带负荷运行过程中3瓦水平振动仍然较大，见表4-1，使2号机只能限负荷运行。 表4-1 正常运行时2号机振动情况 负荷（KW） 油温℃ 1瓦(µm) 2瓦(µm) 3瓦(µm) 4瓦(µm) 水平 垂直 轴向 水平 垂直 轴向 水平 垂直 轴向 水平 垂直 轴向 4000 40 10 8 9 31 10 12 48 14 9 8 9 21 4100 39.8 8 7 8 31 12 9 49 14 9 8 7 20 6100 39.6 19 8 13 34 6 14 51 13 14 8 10 24 8000 39.6 15 11 13 36 7 17 58 18 13 12 12 24 上表表明：2号机在带负荷运行过程中只有2、3瓦水平方向振动低于良好水平，且振动随负荷增大而增强，由于测振仪器的限制，无法进一步测定振动特征，暂时没有找到确切的原因。本人推测是由于在加固4瓦轴承座基础时，由于增加垫铁，进行二次灌浆，造成 4瓦轴承座发生位移，使联轴器中心发生变化所引起的。 5 结论 （1）激振力和支承动刚度是引起汽轮发电机组振动的两大原因,其中激振力因素的测定、评定存在一定的困难,而且许多激振力，例如转子不平衡力、电磁激振力、气流冲击力等，在运行机组上始终是存在的,因此,在处理振动问题时应首先检测支承动刚度因素，这不仅是因为其检测和诊断方法较成熟简便,而且是因为处理支承动刚度的过程往往会影响到激振力因素（从2号机振动的处理过程即可看出），否则,将会引起不必要的重复,不但会延误检修时间，而且造成经济浪费。 （2）现有的测振仪器仅为一块振动表，无法满足对振动特征测量的要求，建议购置一些功能全面的测振仪器或引进一套适用的振动故障诊断系统，以便提高汽轮机组振动故障诊断的准确率，缩短故障处理时间，提高经济效益。

我们厂一台机组,调速系统,主油泵入口油压低,多次找原因,注油器,过压伐,主油泵,等,最后请教厂家,厂家说油泵口环换一下,间隙过大而成,果然换了就好,此口环按厂家说的隔几年就要换,此间隙需用百分表打,这是我们都没想到的,我们的同行一个厂家,出现同一现象,我们给它换了口环,很快解决问题,他们非赏感谢

谢谢,这个我们也联系了东汽厂家,来了两人,也没给出具体意见,说估计是汽缸变形大了.

我们的机组也要大修了，有了问题多多请教．大家一定要帮我．有了好方案我会多多上传．

我参加过三台东汽厂N300-16。7/537/537-4型机组汽轮机的检修工作,该机组低压内缸变形的确很严重.中分面出现1~6mm间隙，内部拉筋该裂的全裂了。但只要动静部分没有摩擦，不会影响到4＃轴承振动。建议计算并调整3＃、4＃、5＃轴承载荷。具体情况我不了较，希望将更多细节告知，以利交流

我参加过三台东汽厂N300-16。7/537/537-4型机组汽轮机的检修工作,该机组低压内缸变形的确很严重.中分面出现1~6mm间隙，内部拉筋该裂的全裂了。但只要动静部分没有摩擦，不会影响到4＃轴承振动。建议计算并调整3＃、4＃、5＃轴承载荷。具体情况我不了较，希望将更多细节告知，以利交流

杭汽的机子？检修？很简单的。

结垢的种类 1、 氧化铁垢 由于目前煤价大幅持续上涨，而电价基本不变，不少热电厂的盈利状况在不断下降。造成一些日开夜停机组热力系统腐蚀产生大量铁垢沉积在汽轮机上，在汽轮机前几节叶轮表现得尤为明显，一般颜色呈咖啡色。 2、 水垢（碳酸盐、硫酸盐、硅垢或混合垢） 电厂的水处理设备能除去大多数杂质而达到运行水的要求，但随着运行时间延长或水处理设备的滞后等因素，会在叶片上形成上述水垢，一般颜色呈灰白色。 新技术的优点 1、 除垢彻底。对清洗过程控制得当（包括温度、浓度、时间、流量的因素）除垢率可达100%； 2、 腐蚀率低。华阳恩赛生产的汽轮机专用清洗剂在上海高桥石化试验所（权威部门）进行的腐蚀速率测定为0.0247mm/y，其试验条件材质为A3，温度15℃； 3、 而在已使用过的客户中，测得的腐蚀失重为0.0109%。试验条件的温度为60℃，时间6小时，浓度为原液，搅动转速50r/分钟。在较早应用该技术的客户在实践中也反映该清洗剂对汽轮的腐蚀可忽略不计； 4、 停机时间短。待汽缸温度降至80℃-90℃即可操作，一般降至该温度需2天左右，循环清洗4-6小时，恢复2-3小时，暖机2-3小时，即可满负荷发电。从停机到重新开机一般在3天左右即可完成，从而使生产受到的影响最小； 5、 抽凝或纯凝机组同时可清洗部分凝汽器汽侧有利于真空度的提高；

12月份我厂轴瓦烧毁了4个在抢修过程中，把以前的旧瓦拿出来进行修复，可是下瓦接触面<60%，为了抢时间，我们采用下瓦未被抬高，对乌金再修刮，（我厂的轴瓦是球面瓦）然后重新开瓦口间隙，仅仅用了8天时间，就把抢修工作完成。开机后对轴瓦监测，4个瓦振动都小于0.03mm。一次开机成功。对于轴封磨损情况，根据经验判断，磨损在合格范围，因为轴瓦乌金磨去1mm，所以没有处理轴封，开机后观察我们的判断是正确的，蒸汽流量基本没有变化。在此提出我的经验，供大家学习。