（河北省电力研究院，河北石家庄050021）收穑日期：2003-06-机发生的异常振动进行了分析诊断，确认为油膜涡动所致，据此提出了处理措施，终振动得以消除。

　　动2机为美国通用公司生产的350MW凝汽机组，配备有2台汽动给水泵。2003- 03小修之后，A汽动给水泵小汽轮机（以下简称小汽轮机）频发振动，每当小汽轮机带大负荷时，轴振动会突然增大，大可达104Lm，接近跳机值。经测试分析，确认由油膜涡动引起，对此提出了处理措施，消除了振动。

　　1振动分析小汽轮机为美国通用公司生产的DEV731型工业汽轮机，共有7级，额定功率为4668kW，额定转速为5300r/min，并配备美国本特利公司生产的3500型振动监测保护系统，转子计算一阶临界转速为3 000r/min，其前后轴瓦均采用圆筒瓦结构支撑。

　　小汽轮机正常运行时使用主机的4段抽汽作为低压汽源，当主机负荷较低时，使用辅助蒸汽供汽，当低压汽源不够时需要高压蒸汽来补充。低压蒸汽和高压蒸汽均有各自的主汽门和进汽室。当5个低压调速汽门全部开启后，高压调速汽门才开启。

　　由于泵组轴无暴露段，且3500型振动监测保护系统无泵组键相装置，故无法对泵组的转速进行跟踪测量，只能对小汽轮机的振动进行频谱分析。为了激发振动，首先进行了小汽轮机变转速试验。机组在带300MW负荷时，将小汽轮机转速由4 1、2轴振均在60Lm以内，振动无明显变化；此后进行了变负荷试验，小汽轮机转速维持5000r/min不变。当机组负荷升至320MW时，小汽轮机突发35Hz振动，振动频谱图如所示。

　　振动突发时A小汽轮机1、2轴振频谱当这种振动突发时，其频谱中35Hz振动分量显著增大，并替代工频分量成为频谱中的主要成分。

　　根据汽轮机振动理论，小于基频的低频振动产生原因有汽流激振或轴瓦自激振动。根据小汽轮机运行方式及运行参数，分析认为上述2种振动情况均有可能发生。

　　为了进一步确定振动原因，又进行了下述试验：在满负荷下切断主汽，用辅汽或4段抽汽带动小汽轮机；变油温试验。在切断主汽，用辅汽带动小汽轮机的试验过程中，小汽轮机产生了突发振动。由此可以断定小汽轮机产生振动的主要原因为轴瓦自激振动，这是因为汽流激振均发生在高参数机组上，而辅汽为低参数汽源，不会导致汽流激振。为此，又进行了变油温试验。具体试验内容为：有功负荷310MW，保持小汽轮机的汽源参数不变，真空不变，将小汽轮机润滑油温从当前的47*C降低到40*C，维持运行0.5h以上，再将油温从40*C升至50*C以上，监测其低频振动的变化情况。试验中当油温降到44*C时，小汽轮机振动突增，低频振动出现，运行1h后，将油温由40 *C升高到51 *C时，低频振动消失，如所示。该试验进一步证明小汽轮机振动原因为轴瓦自激振动，即转轴发生了油膜涡动。

　　2原因分析一根不受任何载荷、完全平衡的理想转轴在高速转动时，其轴径中心应与轴承中心重合。如果转轴受到外界扰动，就会使轴径中心偏离轴承中心一个小位移，轴径在轴承中的位置见。此时，偏离轴承中心的轴径必然受到油膜弹性恢复力的作用，以迫使轴径返回原中心位置。但是，由于轴径的偏移，油流所产生的压力分布发生了变化，被轴径带动而高速流动的润滑油从大间隙流进小间隙，油压逐渐升高，而流出后油压逐渐降低。这个压差垂直于径向偏移方向，即失稳分力，它具有迫使转轴沿着垂直于径向偏移方向进行同向涡动的趋势。当失稳分力超过阻尼力时，转轴就会脱离平衡位置并围绕平衡位置产生涡动。一旦发生涡动，转轴又将受到离心力的作用，这个离心力又会进一步加大轴径的偏移量，从而进一步减小油膜间隙，使压差增大，使失稳分力更大，如此周而复始，继而形成了自激振动。

　　对于实际的汽轮发电机组转子，轴径中心不可能始终停留在一点上，当轴径在外界扰动下发生偏移时，油膜必然会产生垂直于偏移方向的切向失稳分力。当阻尼力大于失稳分力时，涡动是收敛的，轴径中心将很快回到平衡位置；当切向失稳分力大于阻尼力时，涡动发散，引起强烈自激振动；当二者相近时，轴径也是不稳定的，但涡动幅度较小。小汽轮机突发性振动属于上述第3种情况。

　　通过频谱分析可知，小汽轮机低压侧2轴瓦低频分量较大，即小汽轮机发生异常振动是由于2轴承发生了油膜失稳并迅速引起1轴承失稳。由于小汽轮机在发生突发性振动前，1、2轴振较小，外界扰动力较小，因此导致振动的主要原因应为轴瓦自身稳定性不足。经查小汽轮机的轴瓦为圆筒瓦，稳定性相对较差，当轴瓦顶隙较大时容易导致轴瓦失稳，产生自激振动。后经了解，小汽轮机低压侧2轴瓦顶隙为370Lm，已超过360Lm的检修标准上限。

　　综上所述，小修时由于轴瓦顶隙调整不当，轴瓦阻尼下降，导致轴瓦失稳。（下转第10页）冲灰用水量的目的。就测试时负荷情况测算，若灰水比降至1：3.7，则冲灰用水量可由310t/h降至195t/h，节水115t/h，还是较为可观的。

　　3.2.2浓缩倍率低于设计值在运行过程中循环水浓缩倍率基本控制在2. 5左右，低于设计值3.2，造成循环水排污量很大，而循环水排污量在全厂排放总量中所占比例非常大。因此，提高循环水浓缩倍率，降低排放量是很有必要的。

　　根据运行需要，调整循环水碱度、硬度等指标，使之接近设计值，也是造成循环水排污增大的一个重要因素。通过更换药物可使循环水在较高的浓缩倍率下运行，这是有效提高浓缩倍率、降低循环水排污量的必要手段。运用到生产中，将产生显著效益。

　　目前较为先进而行之有效的方法是加装一套循环水处理装置（即循环水零排放装置），将循环水进一步排污处理，在满足循环系统水质要求后，再补回到系统中。从已加装零排放系统电厂的运行情况来看，节水效果是很可观的。

　　3.3运行调整方面3.3.1捞渣机补水量过大通过测试观察到，由低压供水泵供捞渣机的补水量过大，造成大量溢流，且服务水至捞渣机的补水也保持15t/h的流量。按设计要求，捞渣机内水温高可控制在50°C左右，在夏季工况下，捞渣机水温仅30°C左右，2台机均是如此。虽然补水量大所造成的溢流终可回收至系统中，但这种运行方式很不经济。该问题可通过运行调整，在维持正常运行参数的条件下，降低补水量，提高运行经济性。

　　3.3.2加强循环水泵冷却水的调节根据设计工况：循环水泵及辅助冷却水泵的冷却水在所有泵均未启动前由生水提供，当泵组启动运行正常后，应切换为由运行泵出口提供，以达到减少生水取用量的目的。但在运行过程中经常保持泵组冷却水2路同时供应。生水供泵组冷却水流量高达660t/h左右，这部分生水终也进入了循环水系统，成为一种形式的补水。而此路大量的生水补充，有时会干扰正常运行。所以在循环水泵组正常投运情况下，冷却水应由泵出口提供，并且在进行投、切生水供冷却水的操作时，应加强对水塔水位的监视，以免造成异常情况。

　　4节水定量分析以上节水措施可实现节水并改善水质水量，节水潜力定量分析见表2.表2节水潜力定量分析项目改善水质水量/（t-h“制氢站冷却水灰浆柱塞泵冷却水循环水至服务水补水*调整灰水比调整浓缩倍率捞渣机补水*循环水泵冷却水调节合计注：*项目为估算值。

　　5结束语节水是一项需要常抓不懈的工作。对于电力企业而言，在投入人力、物力进行节水改造的同时，还需将节约能源的意识深入人心，将工作做到细微之处。

　　（上接第7页）3措施及结果根据经验，将轴瓦顶隙降低到轴径的1. 2~1.5.，即将轴瓦顶隙控制在300Lm之内，以使上瓦的油膜力增加，提高轴瓦稳定性。经过调整后开机，小汽轮机在升、降速过程及带负荷过程中轴振动均正常，在各工况下均未出现低频振动分量，振动处理效果比较明显。

　　4结论小汽轮机的异常振动是因油膜涡动引起的轴瓦自激振动。

　　在无检修机会时可通过提高油温来降低小汽轮机的突发振动。

　　消除小汽轮机振动的主要措施是降低轴瓦的顶隙。

　　对于小汽轮机，由于其工作转速较高，客观上具有发生油膜涡动的条件，因此轴承检修时应严格要求，对可能影响轴承稳定性的指标，如扬度、轴瓦顶隙、紧力、标高等更应严格控制，以避免发生油膜失稳现象。