0 引言

汽轮发电机组主机振动故障是影响机组安全稳定运行的主要因素之一，因其原因涉及制造、安装、运行等诸多方面，使得机组振动故障的分析诊断成为火电机组运行故障处理的一大难题^{[ 1, 2 ]}。发电机振动的原因尤为复杂，这是因为发电机转子振动既具有一般转动机械振动和材质、质量平衡、对中、临界转速等有关的特点，又与因内部电路线圈受冷却或加热条件不均匀（如匝间短路、内摩擦）、膨胀受阻等引起的热弯曲有关，还可能是因基础老化、定子接触不良、连接螺栓紧力不足^{[ 3 ]}等因素导致轴承刚度下降而出现的结构共振情况^{[ 1, 2 ]}。

1 设备概况

某电厂2号汽轮机为东方汽轮机有限公司生产的NC200/140-12.70/0.245/535/535 型超高压、一次中间再热、3缸2排汽、抽汽凝汽式机组。汽轮发电机组的轴系由高压转子、中压转子、低压转子和发电机转子组成，各段转子间均采用法兰式刚性联轴器连接，轴系支撑结构如图1所示。

图1(Figure 1)

图1 轴系支撑结构示意图

2 振动故障分析处理

故障处理期间机组共进行了4次启动试验。

2.1 第1次启动2.1.1 故障现象

该机组因发电机转子接地故障停机后进行了转子检修工作，处理了匝间短路等问题，重新安装恢复系统，发电机充氢后，机组采用高、中压缸联合启动方式冷态冲车；升速至500 r/min时，机组磨检，就地检查、听针监听未见异常；随后升速至1400 r/min进行中速暖机，暖机0.5 h后继续升速至2450 r/min进行高速暖机；待运行参数符合要求后升速至3000 r/min。冲车过程中各瓦轴振见表1所示。

表1(Table 1)

表1 机组第1次启动轴振数据 μm∠（°）

表1 机组第1次启动轴振数据

2.1.2 振动特征

通过分析机组第1次启动定速3000 r/min时振动数据，发现存在如下特征：

（1） 从频谱看，机组4—7号瓦轴振主要以基频强迫振动为主；定速后6x 轴振有缓慢下降趋势，与氢温的变化有一定的相关性。低压转子两端（4号瓦和5号瓦）基频振动呈反相；发电机转子两端（6号和7号瓦）轴振相位差约120°。

（2） 6、7号瓦轴振频谱中存在10~20 μm的2倍频振动分量。

定速3000 r/min 后，发现5 号瓦温度升高至95 ℃，明显高于其他瓦温。现场分析认为5号瓦在此次检修后，中心相对偏高，载荷较重，遂决定将6号瓦垫高60 μm。通过降低5号瓦载荷、提高6号瓦载荷，降低了5号瓦在工作转速下的瓦温。

2.2 第2次启动2.2.1 故障现象

在调整了6号瓦标高、发电机内充空气后，机组进行第2次启动，按冲车曲线升速至3000 r/min；定速运行一段时间后，测得各瓦振动见表2所示。后因6 号瓦轴振缓慢爬升，且5 号瓦瓦温仍较高（93 ℃），遂决定打闸停机。

表2(Table 2)

表2 机组第2次启动轴振数据 μm/μm∠（°） 注：1） 55/43∠125分别为“通频/基频∠相位”数值。

表2 机组第2次启动轴振数据

2.2.2 振动特征

第2次启动定速时机组振动存在如下特征：

（1） 6、7号瓦轴振以基频为主且呈反相；与第1次启动相比，6、7号瓦轴振相位变化50°~100°。

（2） 定速后6、7号瓦轴振（尤其6号瓦）振幅有较大幅度的爬升，相位也存在周期性变化（先增后减），可能与存在一定的摩擦有关。

（3） 同时观察发现励端左侧氢冷器出口风温与其他氢冷器有10 ℃左右的偏差；就地检测该氢冷器投运后进、出口风温，温升不到2 ℃，表明冷却效果很差。而5号瓦振频谱中存在频率为0~10 Hz、幅值为0~20 μm的低频分量，且停机后惰走时间仅30min（相同真空下正常惰走时间约4 min），因此怀疑5号瓦瓦面有损伤。遂决定揭开5号瓦检查，适当修刮瓦面；同时更换励端左侧氢冷器。

2.3 第3次启动2.3.1 振动情况

更换励端左侧氢冷器、对5号瓦面（存在轻微损伤）进行修刮后，5号瓦标高下降约30 μm。机组进行第3次启动，定速3000 r/min时4—7号瓦轴振（通频）数据见表3所示。

表3(Table 3)

表3 机组第3次启动轴振数据 μm∠（°）

表3 机组第3次启动轴振数据

2.3.2 处理效果

从表3可知，此时机组各瓦振动情况均较好，6、7号瓦瓦振低于20 μm，5号瓦瓦温85 ℃，遂决定停机进行氢气置换，准备正式启动（即第4次启动）。

2.4 第4次启动2.4.1 振动测试数据

发电机充氢完毕后，机组进行第4次启动，定速3000 r/min时6、7号瓦瓦振达76 μm，表现为较稳定的基频强迫振动，而其轴振最大仅65 μm。将机组转速降至2900 r/min，测得6、7 号瓦瓦振分别降为30 μm、23 μm，6号瓦瓦振随转速变化情况见图2。

图2(Figure 2)

图2 6号瓦瓦振随转速变化曲线

2.4.2 振动特征及原因分析2.4.2.1 振动特征

此次启动刚定速3000 r/min时，6、7号瓦轴振正常（说明轴系的激振力不大），但是垂直瓦振都超过了70 μm（就地实测6号瓦轴向瓦振60 μm，水平瓦振30 μm）。

6、7号瓦瓦振以基频强迫振动为主，且与转速的相关性很强（转速下降100 r/min，振动值下降了约40 μm，见图2）。

2.4.2.2 振动原因分析

经分析，认为6、7号瓦瓦振波动的原因有：

（1） 发电机两端6、7号轴承为端盖轴承，坐落在发电机定子上，长期运行后可能出现端盖与定子间局部连接不紧固、螺栓松动等问题，导致接触面积下降、连接刚度降低。

（2） 发电机端部绕组松动引起定子固有频率下降。

（3） 运行中温度、膨胀等因素影响到转子固有频率，使共振点发生偏移^{[ 4 ]}，诱发了机组发电机轴承在工作转速下的结构共振。

2.4.3 处理结果

打闸降速至1000 r/min，再次挂闸定速至3000 r/min后，6、7号瓦瓦振降低至45 μm；加励磁电流后6、7号瓦瓦振迅速下降，遂并网带负荷50 MW，振动数据汇总见表4，发电机轴系振动情况较好，可长期运行。

表4(Table 4)

表4 机组第4次启动轴振数据 μm∠（°）

表4 机组第4次启动轴振数据

3 结语

汽轮发电机组发电机转子振动问题涉及电气、机械等多方面因素，其结构特点和工作环境导致发电机转子振动故障的诊断和处理较为困难。运行中发电机转子出现振动问题的原因有发电机转子材质不良、冷却系统故障、转子线圈膨胀受阻、匝间短路引起的热弯曲、槽楔或护环等部件松动、刚度不对称、支撑轴承刚度下降等，而支持轴承刚度不足引起的结构共振难以彻底治理。

解决发电机转子振动问题的根本办法是在设计阶段，使转子结构的固有频率较大幅度地避开工作转速的倍频^{[ 1, 5 ]}。投运机组出现结构共振问题时，主要考虑从减小发电机转子轴系激振力（如精细动平衡）和提高支持轴承刚度两方面着手^{[ 6, 7 ]}。例如在大修期间，要确保轴承座底板与台板、台板与基础、轴承座中分面间接触良好及连接螺栓紧力足够且均匀；保证定子四周承载均匀，或增加支撑结构，改变结构的固有频率等。此外，安装中轴承的中心及标高、油挡间隙要合理，运行中发电机的油温、风温、冷却水温也应控制在合理范围内。