汽轮机振动大的原因分析及其解决方法

汽轮机振动大的原因分析及其解决方法摘要：为了保障城市经济的发展与居民用电的稳定，加强汽轮机组日常保养与维护，保障城市供电已经成为了火力发电厂维护部门的重要任务。文章就汽轮机异常振动的原因进行了分析与故障的排除，在振动监测方面应做的工作进行了简要的论述。 关键词：汽轮机；异常振动；故障排除；振动监测；汽流激振现象 对转动机械来说，微小的振动是不可避免的，振动幅度不超过规定标准的属于正常振动。这里所说的振动，系指机组转动中振幅比原有水平增大，特别是增大到超过允许标准的振动，也就是异常振动。任何一种异常振动都潜伏着设备损坏的危险。比如轴系质量失去平衡（掉叶片、大轴弯曲、轴系中心变化、发电机转子内冷水路局部堵塞等）、动静磨擦、膨胀受阻、轴承磨损或轴承座松动，以及电磁力不平衡等等都会表面在振动增大，甚至强烈振动。 而强烈振又会导致机组其他零部件松动甚至损坏，加剧动静部分摩擦，形成恶性循环，加剧设备损坏程度。异常振动是汽轮发电机运转中缺陷，隐患的综合反映，是发生故障的信号。因此，新安装或检修后的机组，必须经过试运行，测试各轴承振动及各轴承处轴振在合格标准以下，方可将机组投入运行。振动超标的则必须查找原因，采取措施将振动降到合格范围内，才能移交生产或投入正常运行。 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。转子永久性弯曲和临时性弯曲是两种不同的故障，但其故障机理相同，都与转子质量偏心类似，因而都会产生与质量偏心类似的旋转矢量激振力。 与质心偏离不同之处在于轴弯曲会使两端产生锥形运动，因而在轴向还会产生较大的工频振动。另外，转轴弯曲时，由于弯曲产生的弹力和转子不平衡所产生的离心力相位不同，两者之间相互作用会有所抵消，转轴的振幅在某个转速下会有所减小，即在某个转速上，转轴的振幅会产生一个“凹谷”，这点与不平衡转子动力特性有所不同。当弯曲的作用小于不衡量时，振幅的减少发生在临界转速以下；当弯曲作用大于不平衡量时，振幅的减少就发生在临界转速以上。针对转子热变形的故障处理就是更换新的转子以减低机组异常振动。没有了振动力的产生机组也就不会出现异常振动。 （三）摩擦振动的特征、原因与排除 摩擦振动的特征：一是由于转子热弯曲将产生新的不平衡力，因此振动信号的主频仍为工频，但是由于受到冲击和一些非线性因数的影响，可能会出现少量分频、倍频和高频分量，有时波形存在“削顶”现象。二是发生摩擦时，振动的幅值和相位都具有波动特性，波动持续时间可能比较长。摩擦严重时，幅值和相位不再波动，振幅会急剧增大。三是降速过临界时的振动一般较正常升速时大，停机后转子静止时，测量大轴的晃度比原始值明显增加。摩擦振动的机理：对汽轮机转子来讲，摩擦可以产生抖动、涡动等现象，但实际有影响的主要是转子热弯曲。动静摩擦时圆周上各点的摩擦程度是不同的，由于重摩擦侧温度高于轻摩擦侧，导致转子径向截面上温度不均匀，局部加热造成转子热弯曲，产生一个新的不平衡力作用到转子上引起振动。 三、在振动监测方面应做好的工作目前 200MW 及以上的机组大都装设了轴系监控装置，对振动实施在线监控，给振动监测工作创造了良好的条件。其他中小型机组有的虽装有振动监测表，但准确度较差，要靠携带型振动表定期测试核对，有的机组仅靠推带振动表定期测试记录。对中小型机组的振动监测工作，一般都比较薄弱，不能坚持定期（每周、每 10 天等）测试或测试记录不全不完整等等，不利于有关振动规定的认真执行。因此，电厂应明确规定测试振动的周期，给汽机车间专业人员和运行现场配备较高精密度的振动表，并建立专业人员保存的和运行现场保存的振动测试登记簿，按规定周期测试并将测试结果记入登记簿。测试中发现振动比上次测试结果增大时，专业人员应及时向领导汇报，并分析振动增大原因，研究采取措施，必要时增加振动测试次数，以监测是否继续增大。运行中如发现机组振动异常时，应立即使用现场保管的振动表进行测试，如振动比上次测试结果增加了 0.05mm 时，应立即打闸停机。如振动增加虽未达到0.05mm，但振动异常时听到机组有响声（如掉叶片等），或机内声音异常时，也应停机进行检查。对一般的振动增大，也应向车间汇报，以便组织分析原因，采取措施。 四、结论总之，机组振动测试结果是研究分析机组运行状况的重要技术依据。多年来，不少机组因振动大而拖延了投产期和检修期。对生产运行来说，接收了振动符合标准的机组以后，还必须加强振动监督，对振动监测做到制度化、经常化，必须在机组振动突然增大达到规程规定值时，及时果断地将机组停运，防止扩大损坏或对振动虽然增大，但尚未达到规程规定紧急停机数值的异常现象。及时对比分析，查找原因，并采取措施防止设备损坏事故的发生。 作者简介：赵珣（1982），女，内蒙古根河人，湛江电力有限公司助理工程师，研究方向：集控工程师。(1) 转动部分平衡的不正确。(2)汽轮机、发电机等对中不好。(3)机组附属转动件，如调速器、主轴带动的油泵、危急保安器等部件平衡的不好， 安装不良。(4)受热的机件安装的不正确，在冷态安装时没有考虑它们热态工作时的自由热膨胀、热变形，使得机件在受热工作时不能自由膨胀而变得有些弯曲，破坏平衡。如各种轴在受热无处膨胀时，将被顶弯，失掉平衡，造成振动；机壳受热不能自由膨胀时，也会变形引起振动。(5)某些机件配合尺寸不符合要求，如轴封片与轴颈配合间隙不对，配合过紧，则在受热时轴颈与密封片相摩擦，引起振动。(6)轴承有缺陷，如轴瓦巴氏合金脱层、龟裂；轴承与轴瓦安装间隙不合适；瓦壳在轴承座中松动；轴承动态性能不好，发生半速涡动或油膜振荡等，造成振动。(7)机组基础不符合要求或基础下沉，都会使机组发生振动。2、运行方面的原因(1)汽轮机汽缸保温不良、在启动前预热的不充分或者不正确，因而造成蒸汽轮机在启动时转子处于弯曲状态。(2)固定在汽轮机转子、联轴器、变速器齿轮轴上的某些转动零件松弛、变形或者位置移动，引起回转体的重心位置改变加剧振动，如叶轮和轴结合松动、某些部分变形等。一些有严格重量要求的回转零件，如联轴器个别螺栓更换而又未做平衡试验，也会破坏平衡，加剧振动。(3)回转部件的原有平衡被破坏，如叶片飞脱，叶片或叶轮腐蚀严重，叶轮破损，轴封损坏，叶片结垢，个别零件脱落，发电机转子内冷水路局部堵塞，以及静止部分与转动部分发生摩擦等等。(4)启动前预热不均匀，机壳产生变形，使机组内动静部件间隙不均匀，甚至产生摩擦，引起振动。(5)蒸汽管路或气体管路对机组的作用力，使机组变形、移位；管路与机组联接不合要求等等也都造成振动。(6)轴承润滑不够或不适当，油泵工作不稳定，或者油膜不稳定。(7)新蒸汽等运行参数与要求值偏差太大。新蒸汽参数偏差过大而末及时调整，使汽轮机部件热膨胀及热应力变化剧烈；汽压、汽温过低未及时采取措施；排汽缸温度过高引起汽缸变形等等。(8)机组运行转速离实际临界转速太近、机组某部件的固有振动频率等于或低倍于汽轮机运行频率，使部件或汽轮机发生共振。(9)汽轮机内部转动部件与汽封偏心，产生蒸汽自激振荡引起振动。(10) 发电机电磁力不平衡引起振动。首先我想提出，振动问题是汽轮机事故中最为棘手的问题，它的机理和处理手段比较复杂，下面我只是大略的概括下。汽轮机的振动最为常见的有下列：1、质量不平衡，占 70%。2、中心不正，占 20%。3、动静磨擦，占 5%。4、基础松动或接触不好，套装部件松动。5、油膜振荡6、气流激振7、匝间短路。其中气流激振常有下列情况：1、汽封圆周间隙相差大，以致形成涡动2、调节汽门的开度到一定值，振动发生，跨过后振动消失，且重复性好。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 机组膨胀机组的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。最明显的例子是在开机过程中，当机组的暖机时间不够或者升速加负荷过快，则机组各部分的膨胀就不一样，这样一方面会产生应力，减少机组的寿命；另一方面就会引起过大的差别膨胀，从而影响机组的开机过程。当机组的膨胀不充分时，极易引起机组的振动和动静碰磨。2 润滑油温轴颈在轴瓦内的稳定性如何决定了机组诱发振动的可能性有多大，当稳定性太差时，外界因素的变化很容易引起机组振动的产生。而润滑油在轴瓦内形成的油膜如何又是影响转子稳定性的一个重要影响因素，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。3 轴封温度每一轴封的温度都不一样，在运行规程所允许的范围内调整轴封温度会对机组的振动产生一定的影响。轴封温度对机组振动的影响主要表现为温度对轴承座标高的影响和温度对端部汽封处动静间隙的影响，这两方面对机组振动的影响机理在前面已经述及，在此不再重复。4 机组真空和排汽缸温度机组真空和排汽缸温度总是相辅相成的，其中一个因素的变化必然引起另一个因素的改变。对于轴承座坐落在排汽缸上的机组来说，排汽缸温度的变化主要表现在对轴承座标高的影响上，所以会对机组的振动产生影响。5 发电机转子电流当电流通过发电机转子时会产生热量，这部分热量就要会使发电机转子产生膨胀，当发电机本身存在一定量的质量不平衡时，由于膨胀会使该不平衡量产生的力矩发生改变，从而引起机组的振动变化；当发电机自身存在膨胀不均时，即使冷态情况下质量平衡较好，也会由于膨胀的不均匀性产生动态的质量不平衡，而这一质量不平衡在发电机转子恢复到冷态时也会随之消失。另一方面，如果发电机转子内部本身存在短路情况，当电流通过发电机转子时会产生局部放热过大的现象，此处的转子由于受到较多的热量堆积而使膨胀较大，这就与其他地方的膨胀产生差别，又会形成一动态的质量不平衡。6 断叶片当汽轮机发生断叶片时，转子的质量分布明显发生改变，因此机组的振动会发生明显的变化，这种情况在现场有时可能不会被察觉，因为振动的变化既包括振动大小的变化也包括振动相位的变化，而现场大多数仪表只能监视振动大小的变化。为了尽量避免断叶片的现象发生，除了在设计制造和安装检修期间采用适当的措施来保证外，运行中在增减机组负荷时应尽量平稳。7 大机组的调门控制方式根据资料和本人的现场经验，东方汽轮机厂生产的 300 MW 机组在运行过程中已经有好几台机组出现了1 号和 2 号大轴振动偏大的现象。通过对振动机组大轴振动的频谱分析发现，当振动发生时振动明显存在半频分量。根据分析及最后采用的措施来看，改变机组调门的控制方式可以控制的机组的振动。具体原因是：由于机组受热后 1 号和 2 号轴承的膨胀不一样，结果造成 1 号轴承负荷较轻而 2 号轴承负荷较重的情况，再加上轴承的稳定性不是太好，于是在外界因素的影响下机组很容易发生振动异常，如果将调门的控制方式由顺序阀控制改为单阀控制，则可以避免顺序阀控制时 3 号调门开启而 4 号调门未开时给转子施加的向上的作用力，而正是这个作用力使 1 号轴承的比压减小从而使 1 号轴承的负荷较轻极易使转子失稳造成机组的振动。蒸汽轮机异常振动原因的分析和处理措施关键词：蒸汽轮机,振动,措施 摘要：对合成气压缩机组蒸汽轮机异常振动原因进行分析，介绍处理措施。 在某大型合成氨装置中，合成气压缩机驱动机采用由意大利新比隆公司设计生产的中压冷凝式蒸汽轮机。自 2002 年初到 8 月份该汽轮机振动逐渐增加，在同样工况下前轴承处振动由 25m 慢慢上升至近 70m，特别是在开停车过程中，前轴承处轴振动达 125m 以上，另外轴承座外壳振动和现场噪音也明显增大，严重影响机组本身和整个合成系统的安全、稳定、高负荷运行。 1 汽轮机支承系统简介 合成气压缩机组汽轮机型号为 ENK32/45 汽缸靠两侧的猫爪和后端两侧的支板支承在后机架上，缸体后端两侧支板处各设一横销，缸体前后两端下面中间部位各设一纵销，这样整个缸体的定位死点就处于后端，开停车时缸体以后端为定位端向前膨胀或向后收缩。 汽轮机转子支承在前后径向轴承上，前后径向轴承分别安装在前后轴承座内，在前轴承座内还安装有止推轴承。汽轮机前轴承座安装在前机架上四角由 4 个球形垫圈支承，球形垫圈的高度可由下部的调整螺母调节，轴承座两侧各用 2 个固定螺栓压紧，并且固定螺栓都采取了防松措施。前轴承座两侧通过 2 根以汽缸前端伸出的悬臂杆同缸体连接，当缸体向前膨胀时，悬臂螺杆也推动前轴承座在球形垫圈上向前移动，为此在冷态安装时，轴承座固定螺栓不压死，其头部同压板间预留有 0.020.03mm 的膨胀间隙 A。 为保证轴承座的左右方向定位，在轴承座的下方还设有一纵向导销。 2 振动原因查找和分析 为查找合成气压缩机组汽轮机异常振动的原因。在 2002 年年度大修前，多次对汽轮机进行全面检查，发现前轴承座的 4 个固定螺栓头部同压板间有较大间隙，且分布不均匀，顺着汽轮机方向看，4 个螺栓的间隙分别为：前左 0.50mm，前右 0.60mm，后左 1.10mm，后右 1.20mm.。 汽轮机正常运行时，由于轴承座受热膨胀，补偿了轴承座固定螺栓头部同压板间冷态预留的膨胀间隙，二者间应基本处于无间隙状态。由图 l 可以看出，轴承座每侧 2 个固定螺栓都采取了连接点焊的防松措施，因此螺栓不会自己松动退出。因此固定螺栓头部同压板间出现较大间隙的原因只能是轴承座出现了下沉，轴承座与固定螺栓对应处下移量大致等于该部位实际出现的间隙量。在前轴承座中，径向轴承的安装位置靠近后端两个支承点，由于轴承座后端下沉量较大，所以径向轴承实际下沉量要大于轴承座平均下沉量（0.85mm）。 汽轮机前径向轴承随轴承座下沉，引起其上支承的汽轮机转子前端下沉，转子下沉量大致等于前径向轴承下沉量。经查资料汽轮机前轴封，平衡盘汽封及前几级叶轮汽封处径向间隙均为 0.200.40mm ，因此转子的下移量足以使转子前端同汽缸前汽封下部及前几级隔板汽封下部产生磨擦，引起转子和汽缸振动，转子振动带动轴承座产生振动。因汽缸质量较大，受影响相对小些。由于磨擦主要发生在前端，所以转子前端及前轴承座振动升幅比后端要大。动静部件间的磨擦和产生的振动也使现场噪音有所增加。轴承座四角不均匀下沉，也破坏了轴承座中心线同转子中心线的平行状态，使径向和止推轴承瓦块工作状况变坏；另外轴承座带动转子下沉，还使转子在汽缸内的径向位置严重偏心，这些都是激起转子振动的重要原因。 分析认为造成轴承座下沉的原因大致有 3 点：球形垫下部与可调支承螺母间磨损；球形垫上部与轴承座下支承面间发生磨损；可调支承螺母松动下移。 3 故障排除 2002 年大修中，把合成气压缩机组汽轮机检修重点放在前轴承座上。将前轴承座吊出检查，发现四角支承系统中的 4 个可调支承螺母均紧固良好。但是，轴承座下部支承面同球形垫接触处磨出 4 个深度不同的环形凹坑，其深度为：前左 0.20 mm，前右 0.40 mm，后左 0.50 mm，后右 0.80 mm。检查前轴承径向瓦块和推力瓦块，均出现偏磨。汽轮机缸体前端轴封、平衡盘密封、缸体前半部各级叶轮密封的汽封齿被严重磨损。转子上镶嵌的前轴封齿，前几级叶轮的级间汽封齿都严重磨损。 在开停车过程中，汽轮机前轴承座要在其球形支承垫上前后移动，但当轴承座下部支承面被球形垫磨出凹坑后，球形垫上部便有部分嵌入凹坑内，严重影响轴承座的前后正常滑动。 检修中，把前轴承座下部支承面精加工处理，消除凹坑，对下半缸内磨损的汽封齿进行了修复，更换了 4 套球形垫及下部调节系统，还更换了前端轴封套、平衡盘汽封套、转子、轴承。前轴承座就位后，以缸体为基准，按原始安装标准重新调整轴承座的高度，水平度和左右位置，使轴承座中心同缸体中心同心。 检修后开车一年多来，合成气压缩机组汽轮机轴振动值小于 30m，前轴承处轴振动值在满负荷、超额定转速下运行时也不超过 20m，开停车过程轴振动值小于 50m，汽轮机前轴承座外壳振动及现场噪音也大大降低。 4 结束语 此合成氨装置中使用的 4 台蒸汽轮机，其轴承座的支承方式都是采用四角 4 个球形垫支承，这种支承方式的优点是轴承座移动灵活，上下位置调整方便，其不足就是支承承力面较小，由于振动等原因，支承元件容易发生磨损，引起轴承座下沉。因此，在对大机组的日常巡检及检修时，要把汽轮机轴承座支承系统的检查作为重点，及时发现问题，防患于未然。必要时可采取在两侧支承元件间各加一备用支承板的措施，如图 1 中所示的部件（备用支承板上部同轴承座下支承面间预留 0.050.06 mm 间隙），能有效地防止因轴承座下降过多造成的动静部件磨擦。汽轮机转子中心孔进油引起的振动分析摘 要 针对 50MW 汽轮机转子中心孔进油的故障事件，通过对汽轮机振动特点的描述，分析了汽轮机振动和转子中心孔进油的原因以及引起振动的机理，提出了该故障的诊断方法和防止转子中心孔进油的措施。 关键词 汽轮机；转子；振动 2004 年河南省电力系统连续出现 2 起汽轮机转子中心孔进油的故障，1 台为 125 MW 机组，1 台为 50 MW 机组。本文针对其中的 1 台 50 MW 汽轮机转子中心孔进油原因进行了分析，并提出该故障的诊断方法和解决问题的途径。 1 振动特点 汽轮机型号为 C50-8.83/0.981，发电机型号为 QF-60-2。如图 1 所示，1 ，2 号轴承支承汽轮机转子，1 号轴承为座落前箱内的落地轴承，2 号轴承座落在排汽缸上，3，4 号轴承支承发电机转子，均为落地轴承。汽轮机和发电机转子以刚性联轴器连接。 1.1 配重前启动 2004-06-26，启动升速至过临界转速的过程中，2 号轴承最大振动为 39.1 祄，其它轴承振动均小于 30 祄，说明汽轮机转子和发电机转子的平衡状态良好。 空载 3 000 r/min 下，除了 2 号轴承垂直振动 39 祄外，其它轴承振动均在 30 祄以下。带负荷到 48 MW，2 号轴承振动从 60 祄很快升至 84.5 祄，被迫打闸停机。降速过临界转速 2 号轴承垂直振动达 125 祄。盘车时，大轴挠度比开机增大 40 祄。从 3 000 r/min带负荷停机过程的轴承垂直振动趋势图可知，振动增大的部位主要是 2 号轴承，发电机的 2 个轴承振动基本不变，因而可以判定故障存在于汽轮机侧。 根据以往经验，一般存在转子热变形的机组，只要把空载 3 000 r/min 时的下轴承基频振动降低到 20 祄以下，带负荷后的振动就能维持在 50 祄以内的合格范围。所以停机后在汽轮机末级叶轮进行配重，以降低 2 号轴承的垂直振动。 1.2 配重后启动 2004-06-27，机组配置后再次启动，在空载 3 000 r/min 下，2 号轴承的垂直振动为 15 祄，其它均小于 15 祄。带负荷 20 MW 时振动基本不变，负荷增到 30 MW，2 号轴承振动增大至 40 祄，稳定一段时间后，振动稍有降低。接着开始升负荷至 35 MW，振动升至 46.8 祄。立刻减负荷至 30 MW，振动突升至 54.1 祄，又升负荷至 37 MW，振动继续升高。随即减负荷，当振动升到 91.7 祄时，打闸停机。降速过临界转速 2 号轴承垂直振动达 8 祄。盘车时大轴挠度比开机增大 100 祄。 1.3 第 3 次启动 前 2 次启动过程中，后汽封温度达 300，而该汽封设计汽源为除氧器汽平衡供汽，温度在 150左右，显然后汽封温度偏高；另外，前 2 次启动过程中，本体疏水没有打开。 为了排除这 2 个因素的影响，2004-06-29 又开一次机。在这一次启动过程中，本体疏水全部打开，后汽封温度控制在 160以下。这次从启动升速过程到 20 MW 负荷，2 号轴承振动与上一次差别不大。负荷到 24 MW，2 号轴承振动开始快速突升到 90.7 祄，被迫打闸停机。 3 次启动过程的振动特点为： (1) 振动主要是基频成份，其它分量很少，因此属于不平衡激起的强迫振动； (2) 振动随时间和启停机的次数增多而显著增大，振动突增负荷点一次比一次小，说明振动故障逐次恶化； (3) 当振动突增后，即使减负荷到 0，振动亦不会降低而是继续增加。停机过程中过临界转速的振动值比开机过程大； (4) 2 号轴承振动一旦开始爬升很快发散至报警值，并且没有尽头，在这种振动状态下机组是无法运行的。2 振动原因分析 该机组振动的基本特点是，随着时间增加，不稳定强迫振动增加。造成这种振动的故障缺陷可能是： (1) 汽缸膨胀受阻,使轴承支承刚度降低； (2) 转子热弯曲。 通过检查没有发现绝对膨胀、胀差在启动过程中出现异常，轴承座与台板接触面也没有出现间隙，膨胀也没有卡涩迹象，所以可以排除第一项缺陷，因而转子热弯曲成为主要怀疑对象。 造成转子热弯曲的原因如下： (1) 转轴内应力过大； (2) 转轴材质不均； (3) 转轴套装部件失去紧力； (4) 高温转子与冷水、冷汽接触； (5) 动静摩擦； (6) 转子中心孔进油。 根据振动的变化特点，可以排除第 13 个原因，因为这 3 个原因引起的振动均变化缓慢，而该机的振动会出现突变，且随启停次数的增加，一次比一次严重。 因试运过程中未发现汽缸和本体疏水情况出现异常，可以排除第 4 个原因。 因摩擦振动的相位变化较大，而该机振动的相位变化较小(20。左右)，所以可以排除第 5 个原因。