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摘要：某厂1000MW发电机在调试启动带负荷过程中存在振动快速爬升现象，在高负荷阶段表现得尤其明显，技术人员判断故障原因为热不平衡以及动静碰摩，因转子热弯曲量过大，在三次动平衡处理未果后，发电机进行抽转子检查，最終通过检修手段，对密封瓦、轴瓦以及转子与铁芯间隙进行了调整，机组振动值达到合格范围。该机组的振动特征及处理过程具有代表性，本文给出了分析、诊断的思路和处理过程，可以为类似故障的治理提供借鉴。
关键词：发电机组；动平衡；动静摩擦
前 言
某厂#2汽轮机是上海汽轮机有限公司和德国西门子公司联合设计制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动式汽轮机N1000-26.25/600/600，机组设计额定输出功率为1000MW。发电机由上海电机厂设计制造，型号为THDF-125/67，水氢氢冷却，无刷励磁，励磁机型号为ELR-70/90-30/6-20N。汽轮机为五支撑，发电机为三支撑，整个轴系由8只落地式径向轴承支撑。轴系支承见图1。
图1 #2机组轴系结构
1 机组振动情况介绍
#2机组于2013年9月11日18：00进行第一次调试启动，顺利到达3000r/min，在定速过程中因为振动大打闸停机；第二次冲转，机组顺利定速，并网带低负荷，振动情况良好；9月16日机组消缺后再次启动，并网带800MW负荷后7瓦轴振动快速爬升，最高到239?m。
1.1 第一次启动
#2汽轮发电机组首次启动，低转速下各轴颈原始偏摆较小，表明轴颈光洁度良好，对轮连接状态正常，转子不存在热弯曲。
22：27，机组首次3000rpm时发电机振动见表1。图2为发电机各轴振波特图。经分析，认为发电机转子在定速时出现动静摩擦，初步判断摩擦部位为近#6瓦处的油档和密封瓦。决定低速盘车，待转子热弯曲消失后再次冲转。
表1 #2发电机首次3000r/min振动（一倍频幅值/一倍频相位/通频幅值）
6号轴承
（?m/?/?m） 7号轴承
（?m/?/?m） 8号轴承
（?m/?/?m）
X方向轴振 71/228/86 36/60/58 9/99/14
Y方向轴振 47/351/66 31/214/60 22/259/33
图2 #2机组发电机轴振升降速波特图
1.2 第二次启动
机组第二次启动，9月13日0：25，3000rpm定速振动良好。5：04各项试验结束后发电机轴系振动如表2所示。9月13日～9月16日，由于其他缺陷，机组400MW以下负荷运行，发电机轴系振动基本稳定，处于良好水平。
表2 #2发电机3000r/min振动（一倍频幅值/一倍频相位/通频幅值）
6号轴承
（?m/?/?m） 7号轴承
（?m/?/?m） 8号轴承
（?m/?/?m）
X方向轴振 21/94/51 73/81/84 13/109/18
Y方向轴振 9/176/31 44/235/68 24/296/32
瓦盖振动 <5 <5 <5
1.3 高负荷运行情况
9月17日1：58，表3为发电机刚到800MW振动数据，800MW运行一段时间后，#7瓦轴振出现快速爬升，主要是工频成分增加，同时#6、#7瓦轴振也随之不同程度增加，分析主要原因为动静摩擦。将密封油温从41℃提高到50℃，#7瓦轴振并未恢复，持续爬升到239μm。采取降负荷措施后轴振才开始逐渐降低，但未回复至原有状态。由于系统其他缺陷，机组停运。
表3 #2发电机800MW振动（一倍频幅值/一倍频相位/通频幅值）
6号轴承
（?m/?/?m） 7号轴承
（?m/?/?m） 8号轴承
（?m/?/?m）
X方向轴振 51/113/72 88/76/134 19/110/26
Y方向轴振 25/209/46 48/232/112 30/283/39
瓦盖振动 <5 <5 <5
2 振动原因分析与处理
发电机转子3000r/min定速以及低负荷运行时振动情况良好，说明转子原始质量不平衡是好的。发电机转子初次定速时振动出现快速爬升，从振动频谱成分、爬升的速率以及升降速波特曲线的对比分析，判断发电机转子发生了动静摩擦，使得转子发生热弯曲。机组带负荷过程中，800MW以前振动随负荷增大缓慢爬升，重复性较好，判断转子发生了稳定性热弯曲，这种热弯曲可能来源于转子材质、联轴器、以及电气等原因，在现场常通过动平衡解决。800MW运行一段时间后，振动较快爬升，判断转子发生了动静摩擦，发电机摩擦一般发生在油挡、密封瓦等部位。
在处理系统缺陷过程中，决定对#7瓦振动进行处理，主要基于发电机存在的两点故障：动静碰摩和转子热不平衡。当时决定不对发电机进行扩大检查，在运行方式上将密封环油流量从0.25L/h降低至0.18L/h，提高密封油温缓解密封瓦碰摩；同时，进行动平衡处理，降低机组热不平衡量。
2.1 第一次动平衡
第一次加重在励发对轮加重530g，加重角度310°。
9月21日机组启动，19：05，3000rpm定速，发电机振动数据见表4。并网带负荷，#7瓦轴振随负荷上升逐渐爬升，以一倍频变化为主，特别是500MW以上爬升速度加快，负荷稳定后振动也能维持稳定，到900MW负荷时#7瓦轴振爬升至240μm（通频）。#6、#8瓦轴振趋势与#7瓦相同。 第一次动平衡处理与预期偏差较大，分析可能原因是发电机转子动静摩擦没有消除（图3）。
表4 #2发电机3000r/min振动（一倍频幅值/一倍频相位/通频幅值）
6号轴承
（?m/?/?m） 7号轴承
（?m/?/?m） 8号轴承
（?m/?/?m）
X方向轴振 49/246/62 58/198/76 33/208/37
Y方向轴振 24/29/41 29/297/59 29/311/36
图3 #2发电机第一次动平衡后轴振趋势图（并网-900MW-解列）
2.2 第二次动平衡
利用机组停机消缺机会，对发电机转子进行第二次动平衡调整，加重位置依然在励发对轮，将第一次平衡块调整为300g/25?。
9月23日机组启动，10：48，3000rpm定速，发电机振动数据如表5。机组带负荷到1000MW时，#7瓦轴振爬升至270μm（通频），工频振动分量230μm。趋势图如图4.
表5 #2发电机3000r/min振动（一倍频幅值/一倍频相位/通频幅值）
6号轴承
（?m/?/?m） 7号轴承
（?m/?/?m） 8号轴承
（?m/?/?m）
X方向轴振 44/229/64 72/4/83 18/357/22
Y方向轴振 22/27/42 31/168/56 12/214/22
图3 #2发电机第二次动平衡后轴振趋势图（并网-1000MW-解列）
第二次动平衡调整后#7瓦振动仍然与预期偏差较大，#7瓦振动在带负荷过程中依然出现大幅爬升，发电子转子动静碰摩依然没有消除。在试图运行中摩开间隙的同时，继续进行第三次动平衡处理。
2.3 第三次动平衡
转子热不平衡如此之大，如需彻查，需抽转子，经与上海发电机厂确认后，再次进行平衡配重尝试，该次配重主要是想控制满负荷阶段发电机6、7瓦的轴振水平。第三次加重将平衡块调整为385g/25?。
经第三次配重，满负荷运行#7瓦轴振基本稳定在200μm。
3 抽转子检查及处理
经过三次动平衡尝试后，#2发电机振动有所较小，但依然很大，这主要源于发电机转子热不平衡较大以及高负荷阶段发生的动静摩擦。稳定的热不平衡量在现场一般可以通过现场的平衡的方法解决，但是由于高负荷段动静摩擦的影响，这台机组三次动平衡均收效甚微。汽机部位的摩擦常采用坚持运行现场摩开的方法，但是发电机密封瓦部位的碰摩与汽机汽封部位的碰摩不同，很难磨开，#2发电机带负荷过程证明了这点。
为了机组安全稳定运行，决定对#2发电机进行抽转子检查，进一步查找发电机转子热不平衡量以及动静摩擦的原因。
发电机转子交流阻抗试验和极平衡试验：数据反映状态良好，排除了发电机转子匝间短路的可能。发电机转子还进行了通风试验：该试验在静态状态下，只能检测和评估通风孔是否通畅，各孔通风量的大小因检测手段的限制无法定量评估，试验初步排除了通风道堵塞是机组振动主要原因的可能。
检修还对轴系对中情况进行复查调整：复查数据反映汽发对轮中心略有上张口（0.08mm），复装时按要求调整为下张口（0.01mm），励发对轮复装时下张口控制在0.15mm。
汽、励端密封瓦本身的尺寸数据、椭圆度、平直度，均符合要求。复查时发现密封瓦座合缝处有0.08mm左右的错位现象，汽、励端密封瓦支座的内挡迷宫密封与转轴有明显摩痕，励端密封瓦内圆及平面均有碰摩痕迹，尤其是平面摩痕较为明显。密封瓦座合缝错位，使得密封瓦轴向间隙变小，使得密封瓦活動受阻，极易导致密封瓦与转子碰磨。
复装前对迷宫铜条进行了修刮去翻边处理，同时按图纸要求控制了间隙，消除了错位现象。
#6和#7轴瓦检查发现球面接触状态较差。#6瓦呈线接触，接触面积严重不足；#7瓦接触角范围小于90°，两侧接近水平方向范围无接触。通过现场研摩，发电机两瓦最终达到了接触角大于120°，接触面积大于80%，接触点分布均匀的配合要求。
转子与铁芯气隙隔板与转子励端护环外圆有明显摩痕，护环外圆60°弧度范围碰摩痕迹锃亮，有略显过热现象，气隙隔板内圆上1～3点位置摩痕严重发黑。复装时严格控制了该配合间隙。检修中保留了之前加重平衡块。
4 处理结果
检修工作完成后，机组冲转，振动正常，顺利定速。并网前发电机进行电气试验，励磁电流加到2000A左右，发电机6、7瓦轴振基本稳定，该状态与处理前电气试验阶段6、7瓦振动明显爬升相比，有了明显好转。
发电机并网及后续升负荷过程中，6、7瓦轴振，尤其是7瓦轴振，其振幅和相位基本保持稳定。1000MW运行时，各瓦的轴振均低于50μm（DCS值，单峰）。
5 结语
（1）#2发电机高负荷振动快速爬升的根本原因是动静碰摩，发生部位是密封瓦以及护环隔板，轴瓦支撑情况较差也对振动的发生有较大影响。
（2）近年来，随着节能改造的进行，汽机各部位汽封间隙控制得较小，汽机在大修后启动过程中常出现动静碰摩故障，汽机部位的碰摩通过多启动几次或带负荷运行，一般都能够摩开间隙，振动趋于稳定。发电机的碰摩的发生比汽机要少得多，常发生于油挡、密封瓦 和护环等部位，有一些很难摩开，因此在检修过程中要严把质量关。
参考文献
[1] 陆颂元.汽轮发电机振动[M].北京：中国电力出版社，2000.
[2] 陆颂元. 大型汽轮发电机组高效动平衡的策略和技巧[J]. 汽轮机技术，Vol.35，2002（3）：1-5.
[3] 陆颂元. 大型机组动静碰磨的振动特征及现场应急处理方法[J]. 中国电力，Vol36，2003（1）：6-11.
作者简介，
张春林（1973-），男，江苏常州人，高级工程师，从事发电厂电气方面工作
关键词：发电机组；动平衡；动静摩擦
前 言
某厂#2汽轮机是上海汽轮机有限公司和德国西门子公司联合设计制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动式汽轮机N1000-26.25/600/600，机组设计额定输出功率为1000MW。发电机由上海电机厂设计制造，型号为THDF-125/67，水氢氢冷却，无刷励磁，励磁机型号为ELR-70/90-30/6-20N。汽轮机为五支撑，发电机为三支撑，整个轴系由8只落地式径向轴承支撑。轴系支承见图1。
图1 #2机组轴系结构
1 机组振动情况介绍
#2机组于2013年9月11日18：00进行第一次调试启动，顺利到达3000r/min，在定速过程中因为振动大打闸停机；第二次冲转，机组顺利定速，并网带低负荷，振动情况良好；9月16日机组消缺后再次启动，并网带800MW负荷后7瓦轴振动快速爬升，最高到239?m。
1.1 第一次启动
#2汽轮发电机组首次启动，低转速下各轴颈原始偏摆较小，表明轴颈光洁度良好，对轮连接状态正常，转子不存在热弯曲。
22：27，机组首次3000rpm时发电机振动见表1。图2为发电机各轴振波特图。经分析，认为发电机转子在定速时出现动静摩擦，初步判断摩擦部位为近#6瓦处的油档和密封瓦。决定低速盘车，待转子热弯曲消失后再次冲转。
表1 #2发电机首次3000r/min振动（一倍频幅值/一倍频相位/通频幅值）
6号轴承
（?m/?/?m） 7号轴承
（?m/?/?m） 8号轴承
（?m/?/?m）
X方向轴振 71/228/86 36/60/58 9/99/14
Y方向轴振 47/351/66 31/214/60 22/259/33
图2 #2机组发电机轴振升降速波特图
1.2 第二次启动
机组第二次启动，9月13日0：25，3000rpm定速振动良好。5：04各项试验结束后发电机轴系振动如表2所示。9月13日～9月16日，由于其他缺陷，机组400MW以下负荷运行，发电机轴系振动基本稳定，处于良好水平。
表2 #2发电机3000r/min振动（一倍频幅值/一倍频相位/通频幅值）
6号轴承
（?m/?/?m） 7号轴承
（?m/?/?m） 8号轴承
（?m/?/?m）
X方向轴振 21/94/51 73/81/84 13/109/18
Y方向轴振 9/176/31 44/235/68 24/296/32
瓦盖振动 <5 <5 <5
1.3 高负荷运行情况
9月17日1：58，表3为发电机刚到800MW振动数据，800MW运行一段时间后，#7瓦轴振出现快速爬升，主要是工频成分增加，同时#6、#7瓦轴振也随之不同程度增加，分析主要原因为动静摩擦。将密封油温从41℃提高到50℃，#7瓦轴振并未恢复，持续爬升到239μm。采取降负荷措施后轴振才开始逐渐降低，但未回复至原有状态。由于系统其他缺陷，机组停运。
表3 #2发电机800MW振动（一倍频幅值/一倍频相位/通频幅值）
6号轴承
（?m/?/?m） 7号轴承
（?m/?/?m） 8号轴承
（?m/?/?m）
X方向轴振 51/113/72 88/76/134 19/110/26
Y方向轴振 25/209/46 48/232/112 30/283/39
瓦盖振动 <5 <5 <5
2 振动原因分析与处理
发电机转子3000r/min定速以及低负荷运行时振动情况良好，说明转子原始质量不平衡是好的。发电机转子初次定速时振动出现快速爬升，从振动频谱成分、爬升的速率以及升降速波特曲线的对比分析，判断发电机转子发生了动静摩擦，使得转子发生热弯曲。机组带负荷过程中，800MW以前振动随负荷增大缓慢爬升，重复性较好，判断转子发生了稳定性热弯曲，这种热弯曲可能来源于转子材质、联轴器、以及电气等原因，在现场常通过动平衡解决。800MW运行一段时间后，振动较快爬升，判断转子发生了动静摩擦，发电机摩擦一般发生在油挡、密封瓦等部位。
在处理系统缺陷过程中，决定对#7瓦振动进行处理，主要基于发电机存在的两点故障：动静碰摩和转子热不平衡。当时决定不对发电机进行扩大检查，在运行方式上将密封环油流量从0.25L/h降低至0.18L/h，提高密封油温缓解密封瓦碰摩；同时，进行动平衡处理，降低机组热不平衡量。
2.1 第一次动平衡
第一次加重在励发对轮加重530g，加重角度310°。
9月21日机组启动，19：05，3000rpm定速，发电机振动数据见表4。并网带负荷，#7瓦轴振随负荷上升逐渐爬升，以一倍频变化为主，特别是500MW以上爬升速度加快，负荷稳定后振动也能维持稳定，到900MW负荷时#7瓦轴振爬升至240μm（通频）。#6、#8瓦轴振趋势与#7瓦相同。 第一次动平衡处理与预期偏差较大，分析可能原因是发电机转子动静摩擦没有消除（图3）。
表4 #2发电机3000r/min振动（一倍频幅值/一倍频相位/通频幅值）
6号轴承
（?m/?/?m） 7号轴承
（?m/?/?m） 8号轴承
（?m/?/?m）
X方向轴振 49/246/62 58/198/76 33/208/37
Y方向轴振 24/29/41 29/297/59 29/311/36
图3 #2发电机第一次动平衡后轴振趋势图（并网-900MW-解列）
2.2 第二次动平衡
利用机组停机消缺机会，对发电机转子进行第二次动平衡调整，加重位置依然在励发对轮，将第一次平衡块调整为300g/25?。
9月23日机组启动，10：48，3000rpm定速，发电机振动数据如表5。机组带负荷到1000MW时，#7瓦轴振爬升至270μm（通频），工频振动分量230μm。趋势图如图4.
表5 #2发电机3000r/min振动（一倍频幅值/一倍频相位/通频幅值）
6号轴承
（?m/?/?m） 7号轴承
（?m/?/?m） 8号轴承
（?m/?/?m）
X方向轴振 44/229/64 72/4/83 18/357/22
Y方向轴振 22/27/42 31/168/56 12/214/22
图3 #2发电机第二次动平衡后轴振趋势图（并网-1000MW-解列）
第二次动平衡调整后#7瓦振动仍然与预期偏差较大，#7瓦振动在带负荷过程中依然出现大幅爬升，发电子转子动静碰摩依然没有消除。在试图运行中摩开间隙的同时，继续进行第三次动平衡处理。
2.3 第三次动平衡
转子热不平衡如此之大，如需彻查，需抽转子，经与上海发电机厂确认后，再次进行平衡配重尝试，该次配重主要是想控制满负荷阶段发电机6、7瓦的轴振水平。第三次加重将平衡块调整为385g/25?。
经第三次配重，满负荷运行#7瓦轴振基本稳定在200μm。
3 抽转子检查及处理
经过三次动平衡尝试后，#2发电机振动有所较小，但依然很大，这主要源于发电机转子热不平衡较大以及高负荷阶段发生的动静摩擦。稳定的热不平衡量在现场一般可以通过现场的平衡的方法解决，但是由于高负荷段动静摩擦的影响，这台机组三次动平衡均收效甚微。汽机部位的摩擦常采用坚持运行现场摩开的方法，但是发电机密封瓦部位的碰摩与汽机汽封部位的碰摩不同，很难磨开，#2发电机带负荷过程证明了这点。
为了机组安全稳定运行，决定对#2发电机进行抽转子检查，进一步查找发电机转子热不平衡量以及动静摩擦的原因。
发电机转子交流阻抗试验和极平衡试验：数据反映状态良好，排除了发电机转子匝间短路的可能。发电机转子还进行了通风试验：该试验在静态状态下，只能检测和评估通风孔是否通畅，各孔通风量的大小因检测手段的限制无法定量评估，试验初步排除了通风道堵塞是机组振动主要原因的可能。
检修还对轴系对中情况进行复查调整：复查数据反映汽发对轮中心略有上张口（0.08mm），复装时按要求调整为下张口（0.01mm），励发对轮复装时下张口控制在0.15mm。
汽、励端密封瓦本身的尺寸数据、椭圆度、平直度，均符合要求。复查时发现密封瓦座合缝处有0.08mm左右的错位现象，汽、励端密封瓦支座的内挡迷宫密封与转轴有明显摩痕，励端密封瓦内圆及平面均有碰摩痕迹，尤其是平面摩痕较为明显。密封瓦座合缝错位，使得密封瓦轴向间隙变小，使得密封瓦活動受阻，极易导致密封瓦与转子碰磨。
复装前对迷宫铜条进行了修刮去翻边处理，同时按图纸要求控制了间隙，消除了错位现象。
#6和#7轴瓦检查发现球面接触状态较差。#6瓦呈线接触，接触面积严重不足；#7瓦接触角范围小于90°，两侧接近水平方向范围无接触。通过现场研摩，发电机两瓦最终达到了接触角大于120°，接触面积大于80%，接触点分布均匀的配合要求。
转子与铁芯气隙隔板与转子励端护环外圆有明显摩痕，护环外圆60°弧度范围碰摩痕迹锃亮，有略显过热现象，气隙隔板内圆上1～3点位置摩痕严重发黑。复装时严格控制了该配合间隙。检修中保留了之前加重平衡块。
4 处理结果
检修工作完成后，机组冲转，振动正常，顺利定速。并网前发电机进行电气试验，励磁电流加到2000A左右，发电机6、7瓦轴振基本稳定，该状态与处理前电气试验阶段6、7瓦振动明显爬升相比，有了明显好转。
发电机并网及后续升负荷过程中，6、7瓦轴振，尤其是7瓦轴振，其振幅和相位基本保持稳定。1000MW运行时，各瓦的轴振均低于50μm（DCS值，单峰）。
5 结语
（1）#2发电机高负荷振动快速爬升的根本原因是动静碰摩，发生部位是密封瓦以及护环隔板，轴瓦支撑情况较差也对振动的发生有较大影响。
（2）近年来，随着节能改造的进行，汽机各部位汽封间隙控制得较小，汽机在大修后启动过程中常出现动静碰摩故障，汽机部位的碰摩通过多启动几次或带负荷运行，一般都能够摩开间隙，振动趋于稳定。发电机的碰摩的发生比汽机要少得多，常发生于油挡、密封瓦 和护环等部位，有一些很难摩开，因此在检修过程中要严把质量关。
参考文献
[1] 陆颂元.汽轮发电机振动[M].北京：中国电力出版社，2000.
[2] 陆颂元. 大型汽轮发电机组高效动平衡的策略和技巧[J]. 汽轮机技术，Vol.35，2002（3）：1-5.
[3] 陆颂元. 大型机组动静碰磨的振动特征及现场应急处理方法[J]. 中国电力，Vol36，2003（1）：6-11.
作者简介，
张春林（1973-），男，江苏常州人，高级工程师，从事发电厂电气方面工作