汽轮机振动及事故处理.ppt

第三章 汽轮机几种典型运行事故,汽轮机常见故障,机组振动 油系统着火 水冲击 超速,机组振动故障,机组振动故障的现场处理要求,近几十年国内有关单位对机组振动故障处理的历史和经验教训说明，对振动故障的定性一般并不困难，但在确定故障的具体原因时，由于对造成故障的机理分析有分歧，使得误判时有发生。因此，机组振动故障的诊断除需要现场经验外，还应该掌握一定的基础理论和科学的分析能力，这样才能快捷地找出故障的确切原因，提出正确的根治措施，而不致盲目地一概采用现场高速动平衡的方法，使得表面上振动有所减小，实际上没有根治，机组经过一段时间的运行或检修后，振动重复出现。,汽轮发电机组振动故障特征汇总表,汽轮发电机组振动故障特征汇总表(续),常见振动故障的诊断,下面介绍机组常见振动故障特征、判断方法。 质量不平衡 转子的弯曲 动静碰摩 油膜失稳和汽流激振 结构共振 结构刚度不足 联轴器不对中 裂纹转子 转子中心孔进油 转子截面刚度不对称,质量不平衡,转子质量不平衡是汽轮发电机组最常见的振动故障，它约占了故障总数的80。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。 处理手段：低速动平衡，高速动平衡。,9,转子不平衡（Rotor Imbalance）,质量不平衡的一般特征,最关键的特征是：稳定的工频振动在整个信号中占主要成分。 工频振幅为主的状况应该是稳定的，这包括： 各次启机； 升降速过程； 不同的工况，如负荷、真空、油温、氢压、励磁电流等。 工频振动的相位同时也是稳定的。 第二个主要依据是这种状况的重复性。,转子质量不平衡的分类特征,汽轮发电机组转子的质量不平衡产生的原因有三个： 原始不平衡； 转动过程中的部件飞脱、松动; 转子的热弯曲。 原始不平衡是主要原因。,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。 这种不平衡的特点： 除振幅和相位的常规特征外，它的最显著特征是“稳定”，这个稳定是指在一定的转速下振动特征稳定，振幅和相位受机组参数影响不大，与升速时或带负荷的时间延续没有直接的关联，也不受启动方式的影响。 具体所测的数据中，在同一转速，工况相差不大时，振幅波动约20，相位在1020范围内变化的工频振动均可以视为是稳定的。 对于新机组，原始不平衡在第一次升速就会显现出来，在对转子进行任何处理之前的升降速振动数据中，特征重复性很好。,转动部件飞脱和松动,汽轮发电机组振动发生转动部件飞脱可能有叶片、围带、拉金以及平衡质量块； 飞脱时产生的工频振动是突发性的，在数秒钟内以某一瓦振或轴振为主，振幅迅速增大到一个固定值，相位也同时会出现一个固定的变化。相邻轴承振动也会增大，但变化的量值不及前者大。这种故障一般发生在机组带有某一负荷的情况。 发生松动的部件可能有护环、转子线圈、槽楔、联轴器等。 部件松动所造成的工频振动大的情况可以发生在升速、定速或带负荷过程。有的情况下大振动会变小，出现波动现象。,平衡质量块飞脱的一个案例,某电厂的200MW机组大修后启机，3、4号轴承振动大进行动平衡，接长轴联轴器加重1600g，用两个M14的螺钉固定，升速到2600rpm时，3号轴承附近发出一声响声，振动增大，立即停机，发现平衡块飞脱。2600rpm平衡块飞前，3号轴振为 179mm14，瓦振为 41mm69，飞后3号轴振为 220mm60，瓦振为 47 mm118，平衡块飞脱使得轴振和瓦振相位变化约60，轴振振幅增加40mm，瓦振振幅增加 6mm。,现场动平衡加重实例影响系数法,某200MW机组大修后启动，3000 rpm时3瓦垂直方向振动约100mm，决定进行动平衡 平衡计算过程如下： 原始振动：A0 = 97 mm277 在接长轴试加重：Pt = 781g135 再次启机3000rpm，测：A1 = 140 mm269 计算影响系数 a = (A1-A0)/Pt = (140 mm269- 97 mm277)/ 781g135 = 0.0589(mm/g) 116.9 计算最终加重量： P = 1646.9g340 加重后的结果： A = 17 mm121,转 子 的 弯 曲,转子热弯曲,转子热弯曲引起的质量不平衡的主要特征是工频振动随时间的变化。 随机组参数的提高和高参数下运行时间的延续，工频振幅逐渐增大，相位也随之缓慢变化，一定时间后这种变化趋缓，最终基本不变。 存在热弯曲的转子降速过程的振幅，尤其是过临界转速时的振幅，要比转子温度低启机升速时的振幅大。 两种情况下的波特图可以用来判断是否存在热弯曲。为此有时需要安排专门的试验，机组不采用滑参数停机的方式，较快地减负荷，以观察转子温度高的情况下降速过程的幅频特性，和冷态启机时进行比对。 一旦转子温度降低，转子的弯曲会很快恢复。因此，测试必须在转子弯曲没有完全恢复前进行。,转子热弯曲产生的原因,新机转子的热弯曲一般来自材质热应力。这种热弯曲状态是固有的、可重复的，因而可以用平衡的方法处理。 有时运行原因也会导致热弯曲。如：汽缸进水、进冷空气、动静碰摩等。只要没有使转子发生永久塑性变形，这类热弯曲都是可以恢复的，引起热弯曲的根源消除后，工频振动大的现象也会随之自行消失。 发电机转子也常会因为通风道堵塞引起转子一测温度高于对面一侧，转子发生类似于一阶振型的弯曲，它自然对一阶振动影响最大，表现最明显应该在过一阶临界转速时的工频振动增大。,转子永久性弯曲,当转子最大内应力超过材料的屈服极限，使转子局部产生塑性变形，当外力和热应力消除后，变形不能消失，称为：塑性弯曲，也称永久性弯曲 永久性弯曲是设备事故，使设备不能投入运行，必须进行直轴处理，将会造成很大的经济损失,转子永久性弯曲产生的原因：,动静摩擦转子径向局部过热膨胀弯曲 当转速低于第一临界转速时，主轴的弯曲方向和转子不平衡离心力的作用方向基本一致，往往产生愈摩愈弯、愈弯愈厚的恶性循环，以致使主轴产生永久性弯曲。 停机后，汽缸、转子金属温度较高，汽缸内任何意外原因进冷水，也会造成主轴弯曲 进水后，汽缸产生拱背变形，盘车被迫停止 静止的高温转子下半部被水浸泡，当上下温差达到150200时，就会造成主轴永久性弯曲。 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，从而使转子产生弯曲变形。 另外，套装转子在装配时，由于偏斜，蹩劲也会造成主轴弯曲,防止主轴弯曲的措施：,汽轮机安装时，必须考虑热状态变化，合理调整动静间隙，以保证在正常运行工况下不会发生动静摩擦。 汽缸应具有良好的保温条件，保证在正常起动和停机过程中不产生过大的上下部温差。 主蒸汽、再热蒸汽及抽汽管道必须有完善的疏水系统。在停机后注意切断与公用系统相连的各种水源，严防汽缸进水。 运行中加强对机组振动的监视，及早发现动静摩擦。 在第一临界转速以下汽轮机轴承振动达到0.04mm时，必须打闸停机，不得盲目升速或降速暖机。 起动前必须认真检查主轴的晃度、上下缸温差及冲转参数，在冲转条件不具备情况下，严禁起动。,动静碰摩,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。随着现代机组动静间隙变小，碰摩的可能性随之增加。 碰摩使转子产生非常复杂的振动，是转子系统发生失稳的一个重要原因，轻者使得机组出现强烈振动，严重的可以造成转轴永久性弯曲，甚至整个轴系毁坏。 对碰摩的故障特征，进行了许多研究，但是，这些研究结果和实际情况还有距离，因为相同的特征对应着许多其它的故障。 碰摩的诊断是目前具有一定难度的主要振动故障。 每年全国都会有几台大机组发生动静碰摩而出现大振动，但在处理过程中却往往要走弯路。需要进行多次开机，平衡加重或支撑加固，为此延误数周已是常事。最终开缸检查，方发现汽封或通流部分已严重摩擦。,机组碰摩原因(1),机组动静碰摩通常有下列起因： 转轴振动过大。 不管何种起因，大振动下的转轴振幅一旦大到动静间隙值，都可能与静止部位发生碰摩。因此，碰摩常常是中间过程，而非根本原因。 由于不对中等原因使轴颈处于极端的位置，整个转子偏斜。 非转动部件的不对中或翘曲也会导致碰摩。,机组碰摩原因(2),动静间隙不足 有时是设计上的缺陷所造成的。也经常是安装、检修的原因，动静间隙调整不符合规定所致。 动静间隙是受多种因素影响的。如: 真空、凝汽器灌水、缸温等， 即便在开缸状态下调整好，扣缸后的上下间隙也要变化 缸体跑偏、弯曲或变形 机组高压转子前汽封比较长，启机中参数掌握不当容易造成这个部位发生碰摩，进而造成大轴塑性弯曲。全国大约有近30台机组发生过这样的故障。 开机过程中，上下缸温差过大，造成缸体弯曲变形，是碰摩弯轴的主要运行原因之一。,碰摩的后果：,轻的： 汽封磨损汽封漏汽量增大降低汽轮机效率 重的： 叶片断裂、主轴弯曲，甚至汽轮机完全损坏,碰摩通常发生的部位：,隔板汽封 叶片围带汽封 轴端汽封 各轴承的油挡部位 发电机的径向碰摩通常发生在密封瓦处,碰摩发生的机理,碰摩的种类,全周碰摩 转子在它转动的一周中始终与静子保持接触。 发生全周碰摩的静子在360周向都要接触，转子可以是只有部分弧段接触，也可以是全局接触。 部分碰摩 转子在它转动的一周中只有部分弧段接触。 部分碰摩在静子上只有部分弧段接触。,碰摩的三种物理现象,碰撞 由于碰撞，使转子在不平衡引起的强迫同步响应的基础上叠加一个自由振动响应，这个自由振动的频率是转子的固有频率，是整个振动响应的主要成分。 摩擦 转子刚度的改变 碰摩的响应 碰摩转子的响应中应该含有次同步、同步和超同步等谐波成分。 实际碰摩的响应受到碰摩发生的轴向位置、冲击的锐度、结构对不同频率振动的传递特性等因素的影响，使得各频谱成分在实际信号中复杂化。不同的情况次同步和超同步会呈现不同的量值。,碰摩转子的动力特性,碰摩发生时作用在转轴上有两种力： 冲击力，即碰撞力。该力引起碰摩点局部压缩变形，并引起转轴的反弹运动。 碰摩时的冲击效应有下列特点： 由于冲击作用时间很短，相当于一个脉冲函数，因此，产生宽频带响应 由于转轴的旋转，碰摩是重复过程，因而产生的是周期性的振动。 撞击时具有高的法向力和切向力。 接触材料之间存在着能量的吸收和转移。 接触表面的力、转子的反弹运动以及材料的局部变形都有高度的非线性特性。 摩擦力。摩擦力是作用在接触点的切向力，转轴上的摩擦力与旋转方向相反。摩擦力的大小取决于接触点的法向力及摩擦表面的性质。 碰摩过程中的摩擦和碰撞一样，同样具有非线性特性。因此，这个过程的振动信号含有丰富的谐波分量。 碰摩的高度非线性使其经常带有混沌特性。 严重的碰摩可以使材料磨损后变为轻度碰摩，甚至能完全脱离碰摩状态。 摩擦的另一个重要效应是对转子的局部加热。局部加热的后果是转子弯曲，工频振动增大。,碰摩的信号特征,碰摩具有多种征兆，易变的信号特征与外界条件有密切的关系，在某一时刻出现的征兆，在其它时刻可能不再复现，这使得碰摩故障的表现带有一些不确定性。,碰摩的诊断,碰摩的现场诊断是一项难度比较大的技术。如果认定了碰摩，常需要开缸处理，工作量较大，这就要求诊断的高准确性。 现有的诊断方法主要还是根据振幅、频谱和轴心轨迹进行判断。另外还可以观察轴颈静态位置，碰撞点力的作用可使轴颈中心发生较大的变化。单纯用瓦振信号进行判断，只能看到频谱。转轴信号可以提供丰富的碰摩信息。 机组升降速的波特图、极坐标图和级联图、全频谱级联图。 现场运行人员在启机过程常采取“听诊”的方法，对碰摩的确定有时也是有用的。但要注意，由于高中压缸都是双层缸，有的机组低压缸也是双层缸，通流部分的碰摩声很难传出来，只有轴端汽封的碰摩声比较容易听到。因而，不能片面地将某一种方法的结论作为是否发生碰摩的决定性判据。,防止动静碰磨的技术措施：,根据机组的结构特点及运行工况，合理地设计和调整各部位的动静间隙 认真分析转子和汽缸的膨胀特点和变化规律，在起动、停机和变工况时注意对胀差的控制和调整 在机组起停过程中，应严格控制上下缸温差、蒸汽参数的变化、监视段压力及轴的窜动 在运行中防止水冲击，停机后严防汽缸进冷汽冷水 起动前及升速过程中，应严格监视转子晃度和振动，不得在超限增况下强行起动,一台机组碰摩实例,某200MW机组正常运行小修后第一次启动就发生了碰摩。 碰摩情况： 启动按常规进行到3000 rpm定速，保持2小时准备做超速试验，这时运行人员先试验同步器，将转速降到2350 rpm又很快回升到3000 rpm，这时3号轴承振动从20mm开始急剧增大，主要是工频成分，2、4号轴承振动也同时上升，并发现3号轴承处涌出大量烟雾。大约经过7min，3号轴承振幅已上升到75mm，随后紧急打闸停机。揭开3号轴承盖，发现大轴与3号轴承挡油环发生了碰摩。摩出的凹槽深34mm，宽56mm，张角60,轴承振动情况,该案例说明： 碰摩时各振动分量增加的速度很快。由于打闸及时，幸未造成严重事故。,轴颈磨损情况,碰摩时轴承振动瀑布图,碰摩中降速过程和处理后降速过程轴承振动级联图,油膜失稳和汽流激振,这是一种自激振动。 自激振动的发生以横向振动形式出现，以转子的低阶临界转速为振动频率，它的出现与转速或负荷密切相关。维持这种振动的能量来自于系统自身内部的某种机制。 自激振动和强迫振动本质上的区别在于： 自激振动中，维持振动的扰动力是由它自身的运动所产生并受其控制的，一旦运动停止，扰动力随之消失； 自激振动以它本身的固有频率振动，与外界激振力频率无关。 强迫振动中，持续作用的交变力独立于运动存在着，即使振动停止，它仍然会存在。系统振动的频率与交变作用力的频率相等。,旋转机械中可以产生涡动和振荡的最主要的振源：,转子内部阻尼； 动压轴承和密封、油封； 汽封； 汽轮机组的气动耦合； 顶隙激振； 叶轮通流部分相互作用力； 转子内滞留液体； 干摩擦碰摩； 扭转变形涡动； 弯扭耦合。,实际中时而可见的汽轮发电机组轴系动力失稳的类型：,滑动轴承油膜失稳造成的半速涡动和油膜振荡； 汽流激振； 转轴材料内阻引起的不稳定振动、转轴和套装叶轮之间的内摩擦以及中心孔进油造成的振动等。,一个失稳问题的实例,某苏制BT503型双抽凝汽式机组，高压转子，低压转子的临界转速分别是1800 rpm和1900 rpm，发电机转子临界转速是1365 rpm。 机组的主要问题是： 2号瓦经常碎瓦。据记载，从1980年到1991年底，对2号瓦上、下瓦共进行过12次补焊、浇乌金或换备品瓦。 多次测量表明，机组的振动特征为： 高压转子随负荷增大而出现的突发性半周振动。随时间推移，机组振动日趋恶化，出现半周振动的起始负荷区域在不断扩大，发生大振动次数增多。 这台机组的振动带有典型性，它是以轴系的失稳为主，同时存在其他振动缺陷。,机组振动问题的处理要点,采取了系列措施后，半周振动一步步减小。这些措施中，没有发现哪一项有十分显著的效果，也没有发现某项没有任何作用。 修复三号瓦、前端加重、联轴器加重、调整联轴器罩 分析后认为：机组的1、2号轴瓦是半速涡动的重要原因，联轴器、联轴器罩、不平衡重以及汽流力也都有直接影响。这些因素相互交织、综合作用，使得该机组与单一因素造成的机组振动不同，振动缺陷长期以来难以判断和解决。 高压转子的半频振动是非典型的油膜半速涡动。表现为和负荷有密切关系，受工频振动影响显著，与转速的联系不很明显。,结构共振,如果结构系统存在和激振力一致的固有频率，发生共振现象，这就是结构共振。 汽轮发电机组的共振结构通常有三种形式： 转子支撑结构系统； 转子支撑缸体结构系统； 转子支撑台板结构系统。 上述三种结构形式中，如果支撑、缸体或台板存在与转子激振力一致的自振频率，在一定条件下会发生共振。造成共振的激振力大多数来自于转子的不平衡力，因此。共振频率与转速同频。,结构共振的特点,结构共振是小激振力的输入产生高振幅的输出。共振时的响应取决于结构系统的频响特性，激振力的大小不起关键作用。 机组结构设计时应使与转子关联的结构自振频率避开50Hz和其他一些特殊频率点、频率区，如发电机、励磁机结构应避开100Hz，汽轮机结构应避开25Hz、100Hz等。,结构共振&过临界转速时的振动对比,转子在同步的不平衡力作用下过临界转速时所表现出来的轴振动峰，实际上是转子自身结构的共振响应，如果此时瓦振出现过高的振动峰，甚至瓦振大于轴振，则可以判断轴承支撑结构系统在这个转速下发生了共振。因为通常情况下，瓦振完全是由于转子作用在其上的力产生的强迫振动，瓦振应该明显地小于轴振。,结构共振案例苏200MW发电机转子2倍频共振,对早期从苏联引进的200MW机组查证表明，发电机转子上均没有铣出用于减小转子本体刚度不对称的横向槽，先天的设计制造缺陷使得这一类型发电机转子成为两倍频的激振源。 在国内多台同型号机组的发电机两轴承和相邻轴承上发现有较大的两倍频的分量。测试和分析结果表明，在与发电机相邻的汽轮机低压缸后部所出现的两倍频，即100Hz的振动分量，与低压缸的结构共振有直接的关系。 根据有关资料，西屋公司1994年在波兰RYBNIK4号机组改造时同样发现过高的两倍频振动，那台机组结构和我国的苏联机组类似。可见，这种在低压缸部位存在着的100Hz的结构共振问题是这种类型机组所固有的结构设计缺陷。,结构共振的现场判断方法,根据振幅转速曲线中非临界转速的共振峰分析是否存在结构共振造成的共振点。 进行结构频响函数的测试。 这种测试一般采用锤击法。锤击法使用装有力传感器的激振锤敲击构件，用数据记录仪采集响应信号并用频谱分析仪作频谱分析，确定结构的固有频率和有关的响应特性。这是模态试验中的规范方法。,结构刚度不足,结构刚度不足是指机组支撑结构刚度过低。这里所说的“刚度”，是广义的，泛指转子支撑-缸体-基础整个系统的刚度。 刚度不足多发生在低压转子。原因是： 设计阶段缺乏足够的刚度校核。一方面，这种计算有一定的难度，因为结构过于复杂，计算中所要用到的一些系数目前尚缺少，如结合面刚度等；另一方面，设计阶段没能进行充分的试验。和结构共振一样，设计存在一定的盲目性，最终导致结构动态特性出现问题。 大机组发电机转子轴承多是端盖轴承，除了可能出现端盖的结构共振外，刚度设计不足也是可能发生的。 汽轮机高压转子支承轴承通常位于前箱和中箱，箱式结构一般不会出现刚度偏低的问题。 刚度不足不会成为机组振动的直接原因。在不平衡量很小的情况下，只要没有发生动静碰摩，即使支承刚度过低也不会出现振动问题。,现场表现形式,结构共振和结构刚度低在现场将表现为不同的形式： 共振表现：在整个转速范围内的某一点或几点瓦振绝对值增大，轴振与瓦振之比减小； 刚度低的表现： 振动在整个可变化的转速范围内偏大。但一般偏大的量不明显，且往往无从比较，实际中较难认定。 可能使瓦振接近或大于轴振。而且它应该是同一类型机组的通病。 真空、排汽缸温度、支承系统热状态等参数变化时，轴承座绝对标高或转轴相对轴瓦垂直位置会发生变化。 在无精确测量轴承座绝对标高手段的条件下，要想准确地对刚度低做出判断是不易的。,联轴器不对中,联轴器不对中是汽轮发电机组振动常见故障。联轴器不对中是指相邻两根转轴轴线不在同一直线上；或不是一条连续的光滑曲线，在联轴器部位存在拐点或阶跃点。 联轴器有三种不对中： 平行不对中 角度不对中 综合不对中 它们会给机组带来下列后果： 转子连接处将产生两倍频作用的弯矩和剪切力； 相邻轴承将承受工频径向作用力。 两种力的作用都将使转轴的轴承受力情况恶化，对结构和安全产生不利影响。,设计、安装与检修阶段的要求,设计阶段 根据选用的轴承、转子的质量、轴承标高的热变化量等确定各轴承的负荷分配，再计算确定各个轴颈中心在轴承中的偏位角和偏心率，即轴颈静态位置。然后根据转子的重力挠曲线确定各轴承的扬度，供安装时使用。 机组安装与检修时 依照设计单位提供的各轴承的扬度值，对各轴承座和缸体进行找正找平。如果轴承的标高高于规定值，这个轴承的负荷要比原定值高，如果轴承的标高低于规定值，负荷则要比预定值低，这两种不对中都是不希望出现的。,裂纹转子,汽轮发电机组转子出现裂纹的故障不多见，但仍偶有发生。这种故障一旦开始出现，对设备的威胁十分大。 近些年来，国外已经发生了30多台大型汽轮发电机转轴裂纹事故，其中有些是灾难性的。 转子裂纹产生的原因多是疲劳损伤。 运行时间长的老机组，由于应力腐蚀，会在转子原本存在诱发点的位置产生微裂纹，其后随着环境因素的持续作用，微裂纹逐渐扩展，发展为宏裂纹。 原始的诱发点通常出现在应力高且材料有缺陷的地方，如轴上应力集中点、加工时留下的刀痕、划伤处、材质存在微小缺陷的部位等。 随着机组使用寿命的延长和很多机组被用做调峰，转轴疲劳损伤急剧，裂纹出现的可能性在增加。,转轴裂纹的形式,横向裂纹是最常见的形式，多发生在转轴紧配合的套装部件的根部，或轴颈发生突变的台肩根部。,裂纹转子的振动特点,裂纹实际上造成了转轴径向刚度不对称，这样它应该具有刚度不对称转轴的特点。升降速过程在任一临界转速一半时，出现两倍频共振峰，两倍频相位发生突变。这个两倍频振动使得转子不再做弓形回转，转子因此要承受交变应力，反向应力加大，转子在低周或高周应力作用下产生疲劳，会进一步促使裂纹迅速扩展。 当裂纹具有一定深度后，转轴一定发生弯曲。这种弯曲后的转子会引起低速转动时原始晃度发生变化，升降速过程和带载荷时工频分量（1X）振动增大。动平衡时也可能出现不正常的现象，如影响系数反常、平衡效果与计算值相差太远。,轴裂纹的检查&监测,检修时转子表面的探伤检查 根据振动信号进行诊断和监测 前一种方法是目前最重要的有效方法。,轴裂纹的监测内容（1）,定转速下的工频和两倍频振幅及相位 在机组稳态运行条件下，如果有一或两个轴承（转轴）的工频和两倍频振幅出现十分缓慢地增加，相位也发生缓慢地变化，在排除了转轴中心孔进油、轴承标高变化、联轴器中心变化、转动部件位置缓慢偏移等可能性之后，可以将其作为怀疑转子出现裂纹的一条根据。 这里所指的“缓慢”，应该以周计或以月计，以数周或数月的振动记录进行比较，对应于转轴裂纹的缓慢发展。除非裂纹发展的后期，振动可能逐日有所变化。 对于怀疑出现裂纹的转子，观察和记录这种变化的有用的工具是极坐标图和时间趋势图。在极坐标图中可以给出一个振动容许变化的范围，考虑到振幅和相位的变化，这个变化区应该是一个扇形区。,轴裂纹的监测内容（2）,变转速下的两倍频振幅及相位 在机组升降速过程在临界转速一半处出现两倍频共振峰是转轴裂纹的关键判据，随裂纹深度的发展，这个共振峰值应该逐渐增大。 发电机转子本体刚度不对称和联轴器不对中在升降速过程和裂纹产生完全相同的特征。这些故障往往难于区分。 发电机转子本体刚度不对称产生的两倍频振动特征应该出现在发电机支撑或邻近结构部件上，两倍频振幅、相位不会随时间变化； 联轴器产生的两倍频特征，在消除或调整了联轴器的对中之后，应该随之有所变化。这些情况可以用来区别它们。 扭转振动测量可用来诊断轴裂纹的扩展。扭转振动测量与横向振动测量一起在裂纹诊断中可以产生出一种新的方法，用于轴裂纹的早期检测。,裂纹转子案例（1）,广西合山电厂4号50MW机组汽轮机转子裂纹 广西合山电厂4号机组运行四万小时后于1986年11月在汽轮机转子前汽封发现十多条裂纹，其中最深的一条在轴肩凹槽处，深10mm。 该转子裂纹是在一次大修后期转子准备回装时，电厂人员在一个偶然机会用肉眼发现的。,裂纹转子案例（2）,瑞士芬斯堡的Stal-Laval Turbine AB两台700MW发电机转子均发现了裂纹。 1980年初次在一台发电机转子励磁端的线槽底部发现了疲劳裂纹。立即对另一台相同的发电机进行超声波检查，尚没有发现裂纹。 对第一台处理完毕再检查第二台，在其上发现了裂纹。 1981年两台机组均投入正常运行。 运行一个月后，一台机组的振动发生了变化，停机检查发现裂纹已达转子直径的一半，停机过程振动剧烈。 另一台从1981年3月11日开机运行（当时它的裂纹深度是45mm），运行不到两个月，5月1日停机检查发现裂纹为5055mm。随后的两周运行发现振动有少量变化，再次停机检查发现裂纹已达200mm，接近直径的25% 两台机组发电机转子报废。,发电机转子励磁端的线槽底部裂纹,机组转子报废前最后一次停机过程（1981年1月31日）轴振波特图和极坐标图,裂纹转子案例（3）,美国Grang Gulf 核电站反应堆再循环泵转子裂纹 1991年12月29日对转子升速振动测试波特图与一年前的振动响应相比，二阶共振发生转速降低了190 rpm。这说明结构刚度降低了，可能轴承发生了问题，也可能是转轴有裂纹。停泵检查发现轴在某些部位存在将近圆周270近60%轴径深度的裂纹。,断轴故障,转子在薄弱环节因裂纹等原因，使轴突然折断的严重事故。 转子的薄弱部位有：中心孔、锻件的宏观缩孔和夹杂聚结区，轴颈、轴身表面的沟槽、与叶轮套装的边缘和联轴器螺栓等。断轴往往是从这些薄弱环节开始的。 断轴起因：主要是材料缺陷，另还有腐蚀疲劳、疲劳损伤、过载损坏和热疲劳等几种。 过载损坏：因实际载荷超过材料的屈服极限，使轴进人塑性失稳状态而断轴。如超速、轴系共振、油膜振荡、电气故障引起的巨大冲击扭矩和汽缸进水均会使轴的载荷明显升高。 过载损坏主要发生于联轴器螺栓和轴颈处，断口周围有明显的宏观塑性变形。,防止措施：,选用优质大锻件材料 为了降低锻件中的氢和氧含量，应进行真空去气处理； 另外，为了降低材料的脆性转变温度和提高断裂韧性，应对锻件进行水淬火热处理。 合理设计轴结构，减小应力集中 改善机组的设计和运行，防止轴系失稳、超速和汽缸进水，还要防止导致轴颈损伤的电气故障和断路器误操作 采用高灵敏的探伤方法，定量显示轴内部的缺陷及其发展，并用断型力学评估 对汽轮发电机组的轴系进行寿命在线监测,转子中心孔进油,汽轮机转子中心孔进油在现场时有发生。 造成进油的原因通常有两种可能， 中心孔探伤后油没有及时清理干净，残存在孔内； 大轴端部堵头不严，运转起来后由于孔内外压差使得润滑油被逐渐吸入孔内。,振动的特征,在振动特征上有一点是共同的，即工频振动增大的现象； 工频振幅随时间缓慢增大，时间度量大约是数十分钟或12小时。出现的工况一般在定速后空负荷或带负荷过程；与热弯曲有类似的地方。 这种故障的发现通常在新机调试阶段或机组大修后。往往初始的一、二次启动没有这种现象，后几次越来越明显。因此，判断的一个很重要的依据是将几次开机的振动值进行比较。,处理措施,一旦确定振动是由中心孔进油所造成的，只有取下轴端堵头，清理中心孔。,某国产200MW机组中心孔进油的实例,某国产200MW机组结束72h和24h调试后移交生产试运行。试运行期间3号轴承振动增大，导致机组振动超标停机8次。3号轴承振动有下列特点： 从冲转升速，过临界转速，到3000 rpm，机组振动，3号轴承振动均正常； 负荷50MW以上时（中缸温度400左右），3号轴承振动和轴振同时上升，波形为标准的正弦波，主要成分是工频；而且振动相位发生变化； 3号轴承振动随负荷、缸胀、真空等影响明显； 振动一旦大起来，改变负荷和其它参数都不能使振动降下来，只有停机 停机降速过程，过临界转速时的振动比启动升速时明显增大； 停机后大轴挠度达到100110mm，在转子完全停止后的2h内可以恢复到原始值。,振动分析和检查结果,从振动随负荷变化的情况看，象热弯曲和中心孔进油。 将3号轴承振动和72h调试期间的振动比较，得知初始振动是好的。如果存在热弯曲，振动表现应始终相同。 揭高、中压缸检查转子碰摩情况和打开中心孔堵头检查有否积油。发现： 中、低压接长轴孔内有1.52.0kg透平油，中压转子中心孔内有0.5kg透平油。,转子截面刚度不对称,汽轮发电机组轴系中可能出现截面刚度不对称的是发电机转子。当这种转子水平放置时，在重力作用下的，在各个临界转速的一半时有一个响应峰，其振动频率是转速的2倍。 转子刚度的不对称又使转子在旋转的一周中静挠曲线改变两次，这样，就会产生两倍频的激振力，这个激振力与电磁力无关，是转子的力学特性决定的。,采取的措施,转子两个主轴方向刚度差别越大，1/2临界转速的响应峰值和两倍频激振力也越高。为降低这个刚度差，通常在发电机转子本体的大齿表面沿轴向铣出一定数量的圆弧形横向月牙槽。槽深为转子本体半径的1/41/5。,油系统着火故障,油系统着火(oil system firing),汽轮发电机组的调节，润滑、密封油管路及设备漏油引起的火灾。 一般表现为瞬时爆炸式的着火，火势凶猛，如不能及时切断油源，火势将迅速 蔓延扩大，可造成烧毁设备和厂房以致人身伤亡，使电厂长时间丧失发电能力。 油系统着火的两个基本条件: 漏油 油管路附近有热源