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摘要：本文针对抚顺发电有限责任公司2号汽轮发电机组长期出现非稳定性振动现象，根据振动测试、揭缸检查、运行调整所得到的经验与结果，应用振动机理研究中得来的启示，基于综合分析对该机组振动原因进行性质定位，并对下一步工作提出较为稳妥的意见。
关键词：非稳定性 综合分析 诊断 意见
1. 前 言
1.1 设备简介
抚顺发电有限责任公司2号汽轮发电机组（简称#2机），为东汽制造的200MW三缸两排汽采暖、凝汽两用式机组；该机组轴系轴系较长，由高压转子、中压转子、低压转子、发电机转子和励磁机转子组成，各转子之间为刚性靠背轮联接，共有12个支持轴承及1个推力轴承。 2002年5月整套启动、调试，6月移交生产；自调试起，#2机一直频繁出现机组轴系偏心大、振动大问题，且不稳定。
1.2 事件过程简述
2002年10月机组开始第一次小修，用时21天，揭高压缸，重找各对轮中心，问题没能解决。2003年4月进行第二次扩大性小修，用时32天，揭高、中压缸，调整通流间隙和对轮中心；高压内、外缸夹层温差大得到解决，振动缺陷仍然存在。2003年7月为解决轴系振动问题将机组转大修，用时42天，揭高、中、低压三缸进行检查调整，做转子动平衡试验，同时根据东汽意见调整轴瓦：减小了#1、#3瓦顶隙，#1瓦中心上抬10道，开机几天后缺陷再度重现。2003年9月底，我公司改变调门进汽次序，由原1-2-3-4改为4-3-2-1（#3、#4调门在上方），维持几天后，机组振动大问题又呈不稳定性出现。此后，在中电投东北分公司指导下实施《改变阀序抑制2号机间隙激振的方案》，对#2机高压调速汽门的重叠度进行了调整有所好转；10月份共发生18次，11月份仅发生5次，机组偏心、振动发生率得以控制。但在12月份投入采暖抽气后，机组偏心越限、振动大的发生频率和振动幅度均再度加剧，直到2004年2月3日#2机轴振动出现历史最大值，持续运行近6分钟后，机组振动全面回落至今一直处于历史最好水平运行，并且经历了多次机组调峰及甩热负荷的考验。
2. 振动特征
2003年10月4日~6日，在机组不停机的情况下，对#2机振动进行了测试，其间多次测到振动增大的过程，发现#2机振动呈现如下特征：
a. 异常振动主要表现在#1、#2瓦轴振，它们分别可增大到160微米和240微米，#1瓦瓦振可达32微米，偏心测点振动最大大于450微米。
b. 通频振幅增大的主要成分是1倍频分量，即工频，占通频振幅的85%以上；通频振幅增大时，测点1X、1Y、2Y的2倍频、3倍频振幅同时也有增加；大振幅时#1、#2瓦振动中所含的低频分量，如25HZ、28HZ的成分很小，在两瓦测点一倍频振幅增加的同时，没有发现这些低频分量有明显地变化。
表1：测试期间四次振动增加的通频振幅最高值（微米）：
测点
振幅
1X
1Y
2X
2Y
3X
3Y
4X
5X
偏心
150
103
209
103
111
58
104
140
99
226
110
112
98
61
420
156
100
237
108
125
106
63
>445
129
96
236
109
115
96
61
372
c. 振幅增大的同时，#1、#2瓦轴振相位有明显增加，最大变化量到500；因测试没有安装键相传感器，只好利用3X和4X作为基准比较得到的相位变化结果如下：
表2：两次振动增加时相位的变化（时间间隔30分钟）
测点
相对
4X
相对
3X
1X
2X
33°
157°
33°
170°
33°
190°
43°
187°
149°
269°
149°
277°
158°
283°
163°
285°
高压缸 中压缸
#1瓦 #2瓦 #3瓦
高压转子膨胀 中、低压转子膨胀
图1：#2机转子膨胀示意图
d. 测振表明，各次振动增大的过程可以分为两个阶段，第一阶段，1X、2X振幅缓慢增加，1Y、2Y振幅以及各测点间隙电压基本保持不变，持续约一小时左右后，进入第二阶段，偏心读数大于50微米，各测点振幅明显增大，同时，#2瓦、#1瓦轴颈向上偏南（右）移动，这时开始调整负荷，持续数近1小时，振幅达到最高值后，开始缓慢下降，振幅下降恢复需要的时间约2小时，大于增大的时间；
e. 振幅增加时，#2瓦轴颈相对轴承向上偏南移动约22~45微米，#1轴颈有类似的移动，移动量较小，偏心测点移动量最大；
表3：两次振动增加时轴颈位置的变化量
测点
向上位移
1X
1Y
2X
2Y
偏心
0
0.010mm
0.014mm
0.018mm
0.073mm
0.010mm
0.010mm
0.038mm
0.025mm
0.063mm
f. #1、#2瓦振动增大时，#3瓦振动增加量很小，#4、5瓦振幅、相位均基本不变。
3. 引起振动原因分析
3.1 排除汽流激振
虽然在过去的处理过程中有单位将#2机的振动定性为汽流激振，但现已经确切排除汽流激振的可能。
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，如负荷，且增大应该呈突发性；这两点#2机均不具备。
在测振中只测到了很低的27~28Hz的分量，有单位称在#2机上测到量值为工频振幅四分之一的28Hz分量，并以此判断为汽流激振。低频振幅大到何种程度才能算做汽流激振？根据现场经验，至少应该接近或等于一倍振幅。如果28Hz振幅为一倍频振幅的四分之一，这个比例过低。试想，如果一倍频振幅为100微米，四分之一的一倍频振幅28Hz分量仅为25微米，两者之和也就是125微米，这种振幅不足以视为振动异常。汽流激振的低频振幅和工频振幅量值相当。
#2机改变调门顺序后一周内振动趋于稳定，对这种情况如何解释？汽轮机的进汽口一般分布为几个连续的圆周弧段，高压蒸汽通过不同弧段的进汽会对转子产生径向作用力，这个力可以改变转子相对于轴承和缸体的径向位置，因此可能产生的不利后果有三：第一，如果造成转子过大的位移，形成通流部分或汽封的径向偏心，当构成适当的间隙参数时，则会发生汽流激振；第二，如果造成转子过大的上移，轴颈在轴承中的偏心减小，轴瓦负载减轻，轴承稳定性降低，则会发生油膜失稳；第三，如果转子偏心过大，会造成通流部分径向间隙或轴端汽封间隙，甚至油档间隙消失，引发动静部件碰磨。
#4 #3
#1 #2
#4CV
合力
#2CV
#1CV #3CV
（高压调速汽门编号）
图2：调门布置及蒸汽力及转子受力矢量图
上述三种情况中，前两者均属汽流影响造成的轴系失稳，后者实质是动静碰磨。改变调门开启次序，可以改变转子工作状态的位置(见图2)，动静间隙随之变化。如果#2机发生碰磨的位置在上部，#3、#4调门全开自然可以压低高压转子上浮量，减轻或消除碰磨。因此，改变调门次序振动短时间好转实质原因不是因为抑制了汽流激振，而是抑制了碰磨。
3.2 排除转子热变形等
造成在高负荷工况下汽轮机转子以一倍频振幅为主缓慢增大通常还有两个原因：转子热变形和中心孔进油。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。#2机在正常带负荷运行中振动增大，整个转子和缸体的温度场已经均匀，如果存在内应力，应在这之前早已释放。
中心孔进油同样可以造成带负荷阶段转子发生热弯曲，进而出现一倍频振幅缓慢增加的现象。一般情况，由于中心孔进油引发的振动在机组初始几次启机时振动不大，后期随着油逐渐进入孔内，振动问题突出。其特征主要为随负荷增加振动增大，只有减负荷停机，调整其他运行参数均无效。而#2机的情况与此有些类似，但又不完全相象。
关于#2机振动原因，还可以排除高中对轮紧力、标高、对中存在缺陷；同时，也排除转子原始质量不平衡过大为主要原因。从机组调试阶段初始几次启机情况看，过临界的振动不大，况且在去年做了高速动平衡，原始质量不平衡状况良好。
3.3 对历史数据的分析
从历史数据反映，#2机自投运以来，振动状况一起不稳定，主要表现在#1、#2瓦，而且经常在1000rpm暖机时就呈现增大，如：
Ø2002年6月25日，1450rpm暖机#1振动增大，两次冲临界未过；
Ø2002年7月18日，升速过临界#1瓦振动80um，保护动作；
Ø2002年9月26日，汽机振动大跳机；
Ø2002年10月2日，1807rpm#1瓦振动100um；
2002年10月第一次小修后：
Ø2002年11月3日，1000rpm暖机#2瓦轴振123um，上升到256um，降速暖机再升速，
1000rpm#2瓦轴振53um；
Ø2003年1月15日，1773rpm跳机，#1瓦振100um，2X300um；
Ø2003年2月16日，带负荷#1、#2瓦轴振增大；
2003年4月第二次小修后：
Ø2003年5月10日，1000rpm暖机偏心增大，#4、#2瓦轴振增大；
Ø2003年7月6日，1710rpm#1瓦振动80um，跳机；
Ø2003年7月7日，#2瓦轴振340um；偏心轴振大事故跳机；
2003年8月大修后振动仍然不稳定：
Ø2003年8月24日，开机过程1000rpm中速暖机后升到1420rpm，1X、1Y、2X、3X、4X振动增大，只好降速暖机二次冲临界。
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