汽轮发电机组动态分析

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[图文]汽轮发电机组动态分析

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汽轮发电机组动态分析

作者：未知文章来源：网上搜集点击数：更新时间：2006-12-1 19:07:43

率，从理论上说，它不可能形成这种共振。轴瓦系统的高次谐波共振是由于转子振动过大或轴瓦检修工艺不良而引起的，如轴瓦的洼窝内接触不良或失去紧力，使轴瓦系统的自振频率下降到某一高次项频率附近，一旦发生共振，轴瓦便产生较大的响声。
由图6可以看出当机组升速到1770r/min(中压转子临界转速设计值1781r/min)时机组3^#轴相对振动大跳机，可是在1380r/min时已经看出低压转子的临界转速，可见4^#瓦[低压转子前支承瓦(缸体支承临界转速设计值1616r/min)]的软支承造成了临界转速的降低。而3^#轴振幅增大的原因是由于机组大修后，汽封间隙的变小，转子接近临界转速振幅增大，导致动静摩擦跳机。

        图2中，300MW机组启动当中瓦盖振动与轴振动差别大反映轴承支承刚度差而导致的共振问题（机组大修中缸体结合面加垫后，该现象消除）。
        5．机组动态摩擦造成临界转速振动分析
        转轴材料弹性模量与温度有关，温度升高，其值降低。转子的临界转速与转子材料的弹性模量的平方根成正比。因转轴的温度随运行工况有变化，故转子的临界转速亦随工况有所改变。由经验公式：

式中 y₀—转子最大静挠度，cm
        转子的临界转速与转子最大静挠度成反比。
        转轴存在径向不对称温差产生的轴弯曲计算公式：
           δ＝α△tL2 /8 d
式中   α—线膨胀系数
          L—转轴的长度
          d—轴直径
          △t—转轴直径方向沿长度平均温差
          δ—转子最大弯曲值
        可以看出δ与△t呈正比，图5即反映了机组动静摩擦导致△t增大，使δ升高，临界幅值增大跳机的故障特征。
        所以，进行机组振动故障分析，首先要综合地了解机组振动故障信息、特征、机理；认识设备结构、安装条件，才能在机组故障发生时，尤其动态故障发生时有效地进行排除。
        三、机组动态振动防范措施
        综上所述，机组的动态振动是一个复杂的综合了多种故障特征的一个过程。要确保机组安全，就要在其过程当中，严格进行各项设备振动监测管理，并做到如下各项。
        1．轴承座动刚度检测
        (1)进行连接刚度检查；
        (2)掌握机组共振条件；
        (3)确定结构刚度，满足要求范围；
        (4)进行机组动态数据监测，掌握第一手资料。
        2．掌握轴承座软支承共振的判断
        (1)通过转速试验，观察轴承振幅与转速关系；
        (2)通过转轴振动与轴承振动之比（正常比值＝2~3倍或更高，接近或大于时故障严重）确定系统振动故障；
        (3)激振试验，直接测量其动刚度，轴承座正常的动刚度＝(1~3)×10⁷ N/cm；偏低的动刚度=(0.5~1) ×10⁷N/cm。
        3．定期检查
        (1)基础台板垫铁是否氧化、走动、过高(标准≤80mm) ；
        (2)轴承座是否漏油、振动是否过大；
        (3)对于一般的轴承座来说，是同一轴向位置测点上下标高差在l00mm以内的两个连接部件，在连接紧固的情况下，其振动差别应小于2.0μm，滑动面之间正常的振动差别应小于5.0μm，对于发电机后轴承座与台板之间有绝缘垫者，其振动差别应小于7.0μm。当两个相邻部件振动差别明显大于这些数值时，即可判定轴承座连接刚度不足。振动差别越大，故障越严重。

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