B25MW汽轮机振动处理

机组在整套启动时,首次启动发现汽轮机汽轮机轴振较大,5500r／min时,2号轴承大轴振动2Y约140—150μm,然后,进行振动分析和处理,机组轴系振动全部达到优良标准。     

国华准格尔电厂2号汽轮机轴系振动原因分析及处理

国华准格尔电厂2号机组自投产以来,轴系2、3号轴承原始振动值达75μm左右,1号轴承轴颈在盘车状态下晃度大。2003年底,2号机组2、3号轴承频繁出现间歇性振动,最大峰值达134μm。2003年8月中旬以来,发电机7号轴承振动在增负荷时呈较大的增长趋势,最大达103μm,已严重影响到机组的正常稳定运行。通过对机组轴系振动在线监测数据和基建期间安装遗留问题的综合讨论分析,制定了相应的检修方案,在2004年初大修中实施后较好地解决了这些问题。     

十里泉电厂125MW机组异常振动的诊断及处理

十里泉电厂2号机组大修后启动升速至3000r/min时,3号、5号轴承垂直振动分别为64μm、75μm,3X轴振为154μm,在处理过程中4X轴振变为182μm,低压转子和发电机转子的轴承振动相互影响,通过在发电机转子高速动平衡使振动水平达优良,本文详细介绍了该异常振动现象特征、原因及处理过程。     

北重330MW机组间隙性振动原因分析及处理

国华某电厂亚临界4×330MW汽轮机组,均在稳定运行数月后2、3号瓦出现较为严重的间隙性振动问题。经过对同类型机组调研和分析,初步判断为油挡积碳引起的碳化物摩擦振动。通过调整润滑油箱的微负压值以及对气密油档进行改造,使2号瓦振动幅值稳定在65μm,1号瓦振动幅值降至10μm,机组振动幅值正常,运行稳定。     

发电机组励磁机振动故障分析与处理

受结构特点、工作环境等众多因素影响,发电机组励磁机振动故障处理工作较为困难。以某台机组励磁机振动故障处理为实例,通过振动测试试验分析,认为励磁机振动故障原因为励磁机转子质量不平衡、定子外壳和轴瓦支撑系统的刚度较低等。基于励磁机振动和平衡特点,通过现场动平衡处理,机组各测试位置的振动值均明显降低,其中5号瓦水平、垂直通频振动值分别由处理前195μm、70μm下降至60μm、15μm,振动幅值下降明显,动平衡消振效果显著,可以保证机组的长期安全稳定运行。     

300 MW 汽轮机4号轴承振动的原因分析

详细分析了国电蓬莱电厂1号机组4号轴承振动随转速、负荷以及真空的变化规律,认为4号轴承的异常振动为4号轴承座的支承刚度偏低所致.对此进行处理后,4号轴承振动瓦振小于20μm,轴振小于33μm.     

某330 MW汽轮机高中压转子间断性振动诊断处理

某330 MW机组汽轮机高中压转子出现间断性振动,轴振最大达130～141μm,超过振动保护值.分析认为,本次振动波动的因为是该机组2号、3号瓦油挡处油泥堆积碳化导致动静碰摩.在小修过程中检查清理油挡并改善高、中压汽缸端部保温后,机组振动恢复正常.     

某换流站3号调相机振动保护单回路隐患分析及改进措施

某换流站3号调相机励磁端X向轴振达263μm（跳机值为254μm），调相机振动跳机1、2、3（开关量）信号触发，引发调相机振动保护跳机。通过数据分析及对轴振传感器复现实验，结果表明此次跳机是由于传感器接头脏污导致。传感器接头脏污后，其灵敏度降低，当间隙电压突变时，会引起TSI振动测量值突变，进而导致振动报警、跳机。因此在后续机组检修中应注意传感器脏污问题，针对热工单点保护问题进行控制逻辑优化，以防振动测量值突变导致调相机跳机。     

某300MW汽轮机轴系振动问题分析及处理

某300MW机组启动调试时,首次启动升速至3000r/min,轴系最大轴振位于汽轮机3#轴承X方向,为100μm,在进行发电机短路试验时,汽轮机大轴振动随励磁电流增加逐渐增大,其中2#轴承Y方向振动最大升至205μm,经过振动分析和处理后,机组轴系振动全部达到优良标准。     

正交方向上两个轴振信号之间关联性分析

振动保护逻辑设计对机组安全运行影响较大,采用正交方向上两个轴振信号组合逻辑设计模式可以有效地降低单点保护误动概率。建立了机组转子—轴承系统动力学模型,分析了正交方向上两个轴振信号之间的关联性。研究结果表明,轴承动力特性和振动响应受轴承载荷的影响较大,不同载荷下轴心轨迹形状会发生较大改变,两个方向上轴振幅值比可以在一个比较大的范围内变化。轴承载荷越大,X方向和Y方向的幅值比越大,越容易导致振动保护系统拒动。振动保护逻辑设计时,轴振跳机值可参照国际标准,而报警值则建议参照机组历史运行记录,在历史值基础上增加30~50μm。     

某电厂660MW超超临界机组振动故障诊断及处理

某电厂660 MW超超临界机组5、6、8号轴振严重超标,通过对轴系安装、轴承间隙等方面的调整,同时在发-励联轴器进行动平衡加重,使8号轴振降至76μm以内。另外,考虑到额定转速下5、6号轴振最大振动已接近200μm,决定采用现场动平衡技术,在低-发联轴器上加重,将5、6号轴振降至76μm以内,从而使机组轴系各测点振动均达到优良水平。     

徐州电厂6号机振动原因分析及改进建议

一、前言徐州电厂1985年安装了两台(5、6号机)200MW 汽轮发电机组,其中一台机组在调试时,发现机组对油温十分敏感,多次发生不稳定振动,在3～4瓦间的延伸轴轴振甚大,在3000r/min 时振幅值为450μm 左右,超速试验时达700μm 左右。     

齿形联轴器严重磨损引起小汽轮机振动的诊断

1振动测试 某超临界660 MW机组的小汽轮机为柔性转子,其临界转速计算值一阶为2 301r/min、二阶为6 945 r/min,与给水泵采用齿形联轴器连接.1号轴承(进汽端)、2号轴承(排汽端)为可倾瓦,支承小汽轮机转子,3、4号轴承支承给水泵转子(图1).该小汽轮机投产时振动状况较好(表1),运行几个月后振动增大,1χ轴振达112 μm以上(正常值为36 μm左右),严重威胁机组安全运行.     

印度T厂3×660MW燃煤电站项目2号机组振动综合治理研究

印度T厂3×660MW燃煤电站2号机组3~6号轴承振动超标,7~8号轴承轴振接近报警值,8号轴承振动超标。通过对机组振动数据进行分析,断定3~6号轴承瓦振大,7~8号轴承轴振大的原因是:I低压转子、II低压转子和发电机转子均存在质量不平衡,8号轴承瓦振大的原因是8号轴承附近的地脚螺栓和端盖螺栓存在松动。首先对8号轴承附近的螺栓进行紧固,使8号轴承瓦振降至合格范围,然后通过各转子综合动平衡,最终在I低压转子、II低压转子、低低对轮、低发对轮、励磁机转子上加重,使机组轴系振动降至合格范围。     

超临界660MW机组9号轴承不稳定振动的原因分析及处理

介绍了黄岛电厂5号机组大修后起动过程中9号轴承处轴振动(9号轴振)爬升和突变的现象和特点,特别是振动的突变具有一定的典型性和代表性。分别分析了振动爬升和突变的原因,提出了控制发-滑联轴器螺栓紧力在1 700～2 000 kN.m和9号轴颈处的晃度在0.05 mm以内的措施,实施后3 000 r/min定速及带负荷过程中轴振小于90μm,达到优良水平。     

汽轮发电机组轴承低频振动故障分析

针对某厂300 MW火电机组汽轮发电机1号轴X方向振动幅值较大且伴随低频振动的问题,通过对机组启动、运行过程中振动数据的频谱分析,结合低频振动的故障机理及振动现象分析,找出故障的原因,提出了提高轴承稳定性的改进措施。应用结果表明:改进措施实施后,机组1号轴启动及带负荷运行过程中,各项振动幅值均小于70μm,且低频振动分量消失,振动数据达到了国家标准优秀水平。     

某600MW超临界机组振动故障分析与处理

某电厂引进型600 MW超临界机组3号瓦轴振突然变大,幅值在80～240 μm波动,2号瓦瓦温升高到106℃,严重威胁机组的安全运行通过变油温、变负荷、变真空试验,采用正向推理方法,准确分析了振动故障原因并给出了处理措施,对大型机组类似振动故障分析具有借鉴意义.     

某600 MW超临界机组振动故障分析与处理

某电厂引进型600 MW超临界机组3号瓦轴振突然变大,幅值在80 μm至240 μm之间波动,2号瓦瓦温升高到106 ℃,严重威胁到机组的安全运行。通过变油压、变负荷、变真空试验,采用正向推理方法,准确分析了振动故障原因并给出了处理措施,对大型机组类似振动故障分析具有借鉴价值。     

600MW汽轮机超速试验中轴系振动突变原因分析与处理

某600 MW汽轮机大修后进行超速试验,机组转速至3284 r/min时各轴瓦振动发生突变,其中2号瓦振动最大突变量为276μm,致使机组振动保护动作停机。经现场分析检查,确认轴承振动突变原因为中、低压转子对轮防鼓风摩擦护板脱落。处理时同时对高、中压转子进行了高速动平衡试验,处理完毕后机组再次启动时,各轴瓦振动幅值明显降低,各瓦轴振均在国家标准优良范围内。     

某F级燃气机组振动故障诊断及处理

某F级燃机在热态停机惰走过程中1号轴承瓦振、2号轴承及3号轴承轴振均超过跳机保护值,根据振动现象、燃机转子结构及采集的振动数据,判断振动的主要原因为热态停机后的惰走过程中转子存在弯曲,通过2次现场动平衡校正,降低了机组热态停机后惰走时的振动异常.