汽轮机强烈振动事故的原因和处理方法

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。例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，加剧动静部分磨擦，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。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。

【事故现象】

（1）机组运行中突然发生强烈振动。

（2）主轴承振动突然增加0.05mm。

（3）运转层能清晰听到金属响声。

（4）机组内部有异声。

（5）机组惰走时间明显缩短。

（6）除去发电机励磁时，振动消除。

（7）发电机升压时，振动增大。

【事故原因】

（1）原始质量不平衡。

（2）转动部件脱落。

（3）转子原始弯曲。

（4）转子热弯曲。

（5）进水弯曲。

（6）转轴不对中。

（7）联轴器松动。

（8）齿式联轴器缺陷。

（9）动静碰磨。

（10）电磁不平衡。

（11）油膜涡动。

（12）油膜震荡。

（13）典型气流激振。

（14）刚度不对称。

（15）结构刚度不足。

（16）转子中心孔进油。

（17）轴瓦松动或高次谐波共振。

（18）发电机通风孔堵塞。

（19）密封瓦碰磨。

（20）支撑标高变化。

（21）轴裂纹。

【事故处理】

发现机组振动增大时应检查下述各项：

（1）汽温、负荷、真空、排汽温度。

（2）油压、油温及各轴承回油温度。

（3）轴向位移、差胀、缸胀、上下缸温差。

（4）轴封是否磨擦或轴封汽带水。

（5）发电机风温。

（6）各轴承、基础台板、滑销系统是否螺栓松动或卡涩。(www.xing528.com)

（7）倾听汽轮机内部声音、跟踪测量、记录振动。

（8）主蒸汽和再热蒸汽温差过大。

（9）检查高压自动主汽门。调门，中压联合汽门两侧是否正常；检查汽门振动声音等是否正常，是否有卡涩等缺陷。

（10）汽轮机汽缸两侧热膨胀不均匀。

（11）发电机转子进水压力，出水温度和流量是否正常，发电机有否漏水。

（12）机组在启动过程中，应避免转速停留在共振区。

发现振动增大，检查各部无其他异常，设备无明显故障，应报告值长和有关人员，适当降低负荷或调整有功、无功出力。如果振动减少，应制定妥善处理方案；如果负荷减到零，主轴承振动仍超过0.254mm，应故障停机并注意惰走时间及细听机内声音；如果汽轮发电机组在除去励磁后，振动消除或在升压时机组发生振动增大，则说明振动是由发电机转子线圈故障引起。

【预防措施】

（1）法规规定，转速在3000r/min的机组轴承在各种运行方式下，轴承的垂直、水平和轴向3个方向双振幅值在0.025mm 以下为良好，在0.05mm 及以下为合格。这就是评定、控制机组振动的标准。新安装或检修后的机组应尽可能保持较低的振动值，如果超过0.05mm，即视为不合格。应查找原因，采取措施，将振动降到允许范围才能将机组投入运行。运行中的机组振动增大并超过允许值的应分析原因，采取措施将振动降到允许范围以内，若突然增加了0.05mm，则应立即将机组停运。

（2）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）测试或测试记录不完整等，不利于有关振动规定的认真执行。

（3）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。

（4）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，如果振动比上次测试结果增加了0.05mm 时，应立即打闸停机。如果振动增加但未达到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。

（5）机组启动中也应进行振动监测并做好记录，如果振动值达到防止大轴弯曲反事故技术措施的规定时（1300r/min以下超过0.03mm，过临界时超过0.1mm）应立即打闸停机，查找原因，采取措施后方可再次启动。

（6）对国产200MW 机组部分轴承振动偏大的问题，水电部以[1987]基火字104号文发出了《关于进行国产200MW 机组振动普查的通知》，尚未进行普查并且振动偏大的机组，可组织进行振动普查，并与厂家联系采取改进措施。

（7）对重要的辅机也应定期进行振动监测工作。发现问题及早采取措施，防止设备扩大损坏。

【事故案例1】

1.事故简述

1999年6月24日20∶45#5炉点火，21∶25盘车检修结束，投入连续盘车，测大轴晃度0.04mm，22∶00 开始抽真空，投入一、二级旁路系统，23∶30 投入轴封供汽，23∶50法兰螺栓夹层加热装置暖管。高外上内壁温136℃，高内上内壁温142℃，高内下内壁温132℃，高外下内壁温116℃，左螺栓温度138℃，左外法兰温度140℃，左内法兰温度139℃，右螺栓温度140℃，右内法兰温度140℃，右外法兰温度141℃。

0∶35#5机冲动，高外上内壁温135℃，高内上内壁温141℃，高内下内壁温130℃，高外上内壁温109℃，左螺栓温度168℃，左外法兰温度170℃，左内法兰温度169℃，右螺栓温度170℃，右内法兰温度169℃，右外法兰温度170℃。

0∶40升速至500r/min，投入法兰螺栓夹层加热装置。0∶50升速至950r/min，开始暖机。0∶55#2 瓦振动突然增大，最大0.08mm，立即打闸停机。此时高外上内壁温135℃、高内上内壁温139℃、高内下内壁温120℃、高外上内壁温110℃、左螺栓温度183℃、左外法兰温度192℃、左内法兰温度182℃、右螺栓温度184℃、右内法兰温度181℃、右外法兰温度191℃。

1∶10大轴静止，投入盘车，测大轴晃度0.43mm，1∶20 测大轴晃度0.22mm，2∶10分测大轴晃度达到正常值0.045mm，4∶16#5 机重新冲动，5∶00#5 发电机并列。

2.原因分析

（1）法兰螺栓加热装置暖管过早监视调整不当：23∶30法兰螺栓加热装置开始暖管，暖管后未及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快，0∶35转子冲动时，高压外缸内法兰由139℃升至169℃。至打闸时高压外缸内法兰升至182℃，但高压外缸内壁温度尚未加热上来，汽缸夹层加热未跟上，使高压外缸内壁温度与高压外缸法兰内壁温度之间温差过大，引起缸体变形，引起#2瓦振动。

（2）高压缸前轴封段冷却收缩：22∶00 开始抽真空，当时高压内缸内下壁缸温141℃，23∶30投入轴封供汽，由于运行人员不能准确掌握理解运行规程，在缸温刚低于150℃后，就按机组冷态启动规定执行，使抽真空与轴封投入的间隔过长，引起高压缸前轴封段冷却收缩，在缸体变形的情况下，加剧轴系振动，使#2瓦振动骤增。

3.预防措施

汽缸缸温在140℃左右抽真空后到投入轴封供汽的时间较长，转子轴封段局部冷却。运行监视调整不当，在法兰螺栓加热装置暖管后未能及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快。运行人员对运行规程掌握理解不够，在机组运行中发生甩负荷至50MW 以下时，必须及时投入高压缸前后、中压缸前轴封供汽，防止转子轴封段急剧冷却。

【事故案例2】

1.事故简述

该机型号为N200—130/535/535，东方汽轮机厂制造。发电机由东方电机厂生产。1986年12月安装后进行试运转，启动升速过程中，在低压转子临界转速下4、5瓦垂直振动达85μm，额定转速下3、4、5瓦振动均超过50μm，最大的是4瓦垂直振动，幅值达100μm。因此，首先进行了轴系平衡。

轴系平衡后，各转子临界转速和额定转速下各瓦振动均小于50。带负荷20MV 运行4h，进行超速试验，当转速升至3200r/min时，发现1瓦水平方向存在低频抖动，振幅超过200μm，由于当时条件限制，只测量了通频振幅，振动频率未能测到。

由振动波形和振动现象初步判断机组发生了油膜振荡，故采用提高轴瓦进口油温的方法，并以较高的升速率进行了超速。而后进行了72h试运。当机组有功负荷升至160MW时，机组又出现强烈振动而紧急停机。

2.原因分析

振动主要分量是低频成分。在机组上能产生低频振动的只有分谐波共振、气流激振和轴瓦自激振动。由于其振动频率不等于转速的整数分之一，可以排除分谐波共振；振动是在空负荷下就发生，而且与机组负荷无直接的关系，可以排除气流激振。因此，这种低频振动只能是轴瓦自激振动，而且振幅如此之大且振动频率与发电机转子的第一临界相接近，因此这种轴瓦自激振动属于油膜振动。

3.预防措施

（1）减小轴瓦顶隙。

（2）减小轴瓦长径比。

（3）提高6瓦标高。