汽轮机汽流激振的治理探讨 宋为平
300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析
300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析一、引言汽轮机是现代大型电厂的主要动力装置之一，汽轮机组的安全稳定运行对电厂的正常运营至关重要。
在汽轮机组的运行过程中，由于各种原因导致的汽流激振问题经常出现，给汽轮机组的安全稳定运行带来了很大的挑战。
本文主要围绕300MW汽轮机组汽流激振问题展开讨论，对该问题的产生原因、影响、处理方法等进行深入分析，以期为相关从业人员提供一定的参考。
二、汽流激振问题的产生原因汽流激振是指由于汽轮机内部高速气流的作用而引起的振动问题。
其主要产生原因如下：1. 气动力不平衡在汽轮机组的设计和运行过程中，往往会产生气动力不平衡，导致气流在汽轮机内部产生过大的压力差，从而引起振动。
2. 气动力瞬变汽轮机组在启动和停机的过程中，往往会出现气动力的瞬变现象，这种气动力的不稳定性会导致汽流产生激振。
3. 非定常气动力当汽轮机组在部分负载、变负载或其他非定常运行状态下，气流也会产生非定常的特性，从而引起汽流激振。
三、汽流激振问题的影响汽流激振问题在汽轮机组运行过程中会产生一系列的不良影响，主要表现为：1. 振动增加汽流激振会导致汽轮机组内部的振动增加，严重时甚至会引起零部件的破坏。
2. 动、静叶片损伤汽流激振会引起汽轮机组内部动、静叶片的损伤，降低汽轮机的效率，缩短零部件的使用寿命。
3. 声音扩散汽流激振会引起汽轮机组内部的噪音扩散，影响电厂的生产环境和周边居民的生活环境。
四、汽流激振问题处理方法针对汽流激振问题，需要采取一系列的处理方法，以减轻其不良影响，保障汽轮机组的安全稳定运行。
主要的处理方法如下：1. 设计改进在汽轮机组的设计过程中，应当充分考虑气动力平衡和流场分布等因素，尽量减少气流激振的产生。
2. 运行调整在汽轮机组的运行过程中，应当根据实际情况，调整气动力的平衡和流场的分布，减少汽流激振的发生。
3. 监测诊断通过对汽流激振进行监测和诊断，及时发现问题，采取相应的措施，减少其对汽轮机组的影响。
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
一、汽流激振故障的原因
汽轮机内部的高温高压汽流在通过叶轮、驱动轴等部件时，随着速度的变化也会产生
不同程度的振动和冲击。
一般来说，如叶轮的弯曲刚度不足、转子不平衡、轴承支承变形
等原因都会引起部件振动，产生危及设备安全的汽流激振故障。
汽流激振故障的主要特征是设备受到的振动加速度随着频率的变化呈现出明显的峰值。
而汽轮发电机组汽流激振故障的频率一般较高，多数在3000Hz以上。
此外，激振仅出现
在某些特定的工况下，而不是一直存在。
汽流激振故障的处理方法分为两个方面：一是通过改变汽轮机的结构和参数来改善叶
轮和驱动轴等部件的结构性能，减少激振引起的危害；二是应用现代检测技术进行在线监测，及时发现故障并采取相应的维修或更换措施。
具体措施如下：
1、加强设计优化。
改良汽轮机的结构设计，增加立面负载承载能力，提高叶轮的弯
曲刚度，降低叶轮的振动幅值，减轻驱动轴的振动疲劳。
2、进行现场调试。
采用位移传感器、加速度传感器等现代检测技术对汽轮机内部的
振动状态进行在线监测，辅以传统的振动计测量，以确保汽轮机在运行中始终保持稳定和
安全。
3、及时维修带荷调整。
发现汽轮机存在汽流激振现象时，应及时停机检查，进行相
应的调整和维修，确保轴承平稳、轴线与叶轮轴线间的间隙稳定，消除故障隐患。
总之，通过加强设计优化、现场调试以及及时维修带荷调整等方法，我们可以有效地
避免汽轮发电机组汽流激振故障的发生，提高设备的可靠性和安全性。
大型汽轮机汽流激振问题的分析和处理
大型汽轮机汽流激振问题的分析和处理轴承油膜振荡(或油膜半速涡动)和汽流激振(或蒸汽激振、蒸汽涡动)是汽轮发电机组运行中轴系最可能产生的两类不稳定自激振动。
它们呈现突发性的振动特征，均为低频振动，造成的危害较大。
前者产生的振动主要与转速有关，可能发生在机组各转子的支撑轴承上，后者则通常与机组所带的负荷有关，主要产生于大容量高参数机组的高压和高中压转子上。
对于轴承油膜不稳定产生的振动问题，在国内外已作了充分的理论和试验研究，并总结出一些处理该类故障的切实可行措施，如改变轴承型式、轴承比压、轴承间隙、润滑油的粘度等。
而对于汽流激振引起的低频振动，由于以前机组运行中发生的次数相对较少，其机理分析和故障处理较为复杂，处理效果有时也不十分理想，在国内未能引起足够的重视。
随着300MW、600MW等级的大型机组大量投运，汽流激振问题日益暴露出来。
目前国内已有一些机组的高压(或高中压)转子在运行中发生汽流激振引起的不稳定低频振动。
例如，作为当前我国火力发电主力的国产300MW机组，据不完全统计，已有20多台机组的高压(或高中压)转子发生过汽流激振故障，严重影响电厂的安全运行。
国内个别200MW及以下容量机组的高压转子也发生过突发性汽流激振。
此外，已有多台进口的超临界机组投运以来，也陆续出现过高压转子支撑轴承不稳定的汽流激振问题。
根据汽流激振机理和国外大机组的运行经验，已确认汽流激振问题更容易发生在高参数、大容量汽轮机的高压转子上，尤其是超临界汽轮机组上。
由于蒸汽激振力近似地正比于机组的出力，因此，由汽流激振引起的不稳定振动就成为限制超临界机组出力的重要因素。
例如，在前苏联和美国早期生产和投运的超临界机组中，这类低频振动问题比较突出，带负荷工况运行时，因振动大引起的跳机故障或被迫限制负荷运行，都直接影响了机组的可用率。
随着国产超临界机组的加紧研制和将来的陆续投运，也必将会面临此类低频振动问题。
因此，加强超临界机组汽流激振的研究显得非常重要。
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理汽轮发电机组是一种常用的发电设备，它通过汽轮机驱动发电机发电。
但是在运行过程中，由于各种原因导致的汽流激振故障是不可避免的。
本文将对汽流激振故障进行分析和处理。
汽流激振故障是指汽轮机运行过程中，在流体动压力的作用下，装置或装置元件的振动频率和振动幅值不断增大，最终导致超过了设备的振动极限而引发的振动故障。
汽流激振故障对汽轮机的安全性和可靠性都有很大的影响。
汽流激振故障的原因有很多，主要可以分为以下几点：1.元件失稳：汽轮机的元件在长时间运行后，可能出现疲劳、断裂或者松动等情况，导致元件失稳，从而引起汽流激振故障。
2.设计不合理：如果汽轮机的设计不合理，例如流道形状不当或者装置结构不合理等，都可能导致汽流激振故障。
3.操作不当：如果操作人员在运行过程中没有按照正确的操作规程进行操作，例如不按照规定的负载运行、周期性起停等，都可能增加汽流激振故障的发生概率。
针对这些原因，我们可以采取以下措施进行处理：1.定期检查和维护：对汽轮机进行定期检查和维护，可以及时发现和解决元件失稳的问题，避免其演变为汽流激振故障。
2.优化设计：对已经发生汽流激振故障的汽轮机，可以通过对流道形状进行调整或者对装置结构进行改进来解决问题。
3.加强操作人员培训：通过对操作人员进行培训，提高他们的操作技能，确保他们能够按照正确的操作规程进行操作，从而减少操作不当引起的汽流激振故障。
我们还可以对已经发生汽流激振故障的汽轮机进行以下处理措施：1.降低负载：在汽流激振故障发生后，可以通过降低负载来减少振动的幅值，从而降低振动对设备的影响。
2.加强监测：对汽流激振故障发生后的汽轮机，可以加强振动监测，及时发现振动异常，进行处理。
汽流激振故障是汽轮发电机组运行过程中常见的故障之一，对汽轮机的安全性和可靠性都有很大的影响。
通过加强检查和维护、优化设计、加强操作人员培训等措施，可以有效地减少汽流激振故障的发生。
1000MW汽轮机汽流激振机理和消振措施探讨
1000MW汽轮机汽流激振机理和消振措施探讨华润电力（贺州）有限公司摘要：汽流激振的特征，认为由流体产生的切向力是引起机组自激失稳的主要原因，汽流激振消振措施和成效关键词：自激振动；汽流激振；防涡汽封应用；全实缸洼窝中心及汽封测调目前我国投运的1000MW机组，汽轮机发生突发性振动的概率极高；近年伴随超超临界机组的相继投运，振动原因也出现了不同的表现形式。
汽流激振由于在我国现有机组发生的案例相对较少，相关机理研究和实用有效的消振对策方面业界缺乏广泛的共识。
通过对汽流激振机理和成因的分析，结合我司汽流激振消振措施的成功实施，为解决这一难题提供了有益的借鉴。
1 汽流激振的特征1.1汽流激振一般容易出现在高蒸汽密度高参数汽轮机的大功率区及叶轮直径较小和短叶片的高压转子上，振动特征以低频分量为主，25~28Hz，非线振动。
在50%低负荷下的振动特性低频分量在10μm以下，但随着负荷的增加，低频分量与负荷正相关性明显；随着负荷增加，振动突变的频率也逐步增加，趋势图不再平稳，而是呈现密集的锯齿状。
由于汽流激振在机组高负荷下突发发生，发生时间短，控制手段有限，很容易导致振动保护动作，是一种危害极大的汽轮机设备隐患。
1.2我司汽轮机为某公司生产的N1000-25/600/600，；超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式。
配置及参数：容量1045MW，进汽压力25.0MPa(表压力) 进汽温度600 ℃。
2012年6月26日#1机启机定速3000rpm，2Y频谱图显示除69μm工频分量外，已经出现了12.5Hz和25Hz的分频分量， 12.5Hz分量幅值小于5μm， 25Hz分量幅值8~9μm。
机组开始带低负荷时，1~4号轴承均出现了25Hz分频分量振动，在704MW时发生2Y剧烈振动.2012年10月18，#2机负荷由500MW升至550MW时，机组开始出现大幅低频波动，波动频率为28Hz~29Hz 。
350MW汽轮机气流激振的问题及策略分析
350MW汽轮机气流激振的问题及策略分析摘要：由于汽轮机组长期处于高温、高压、运行状态，运行部位零部件会出现磨损状况，给机组的安全稳定运行带来危害。
文章先介绍了汽轮机组气流激振的机理特点及一般处理策略，之后基于某电厂的350兆瓦汽轮机组在调试运行过程中发生的气流振荡问题的因素开展了进一步分析，致使机组发生气流激振的因素一般包含了压力轴向改变造成的激振力与转矩失衡造成的激振力，同时针对问题因素，提出了有关的处理策略，其中包括提高支撑系统阻尼、调整润滑油参数、科学调节升降及阀序等，希望基于本文的研究能够为相关人员提供帮助。
关键词：350MW汽轮机；气流激振；处理策略引言在电厂运行中，伴随机组参数提高，汽轮机组发生激振的几率也随之提高。
此问题的产生会极大影响电厂正常运行，所以，加以分析致使气流激振的因素，使用相应处理将其处理，便显得尤为关键了。
本文根据实例研究了某电厂350兆瓦汽轮机组在调试运行过程中出现气流激振的问题，之后探讨了致使该问题的因素，确定了针对性的应变策略，以下是详细的研究内容：1.汽轮机气流激振特点及机组运行状况在机组出现气流激振之后，因为是自激振动，处理这些情况，无法通过平衡方式来消除。
通常而言，气流机转换可能出现于转子上，出现一次后，会循环再次发生。
不仅如此，造成机组发生激振的频率较低，而形成障碍时还会和开启顺序有关[1]。
某厂2台350兆瓦机组，是优化机型，一号机组在投入利用，首次运行后，在负荷提升至209兆瓦时，二号轴承震动幅度持续提高，达到了警报值。
中压外缸进汽处缸上/下温差8℃，再热汽温569℃，高低压缸胀差分别是2.3毫米、4.9毫米，热膨胀两侧依次是24.8毫米与23.9毫米。
在控制稳定负荷过程中振动超标，引起了2次跳机情况。
根据DCS信息收集结果，振动频率在27赫兹，转换至保护性动作，间隔十秒。
在此之后启动带负荷运行期间，又发生了以上故障。
2.致使350MW汽轮机气流激振问题的因素通过振动问题分析，在负荷提升至总负荷的七成左右之后，便会发生振动偏大的情况，有着突发性的特点，最大振动情况一般出现于高中压转子，进而可知，机组出现震动和负荷的上升息息相关，振动频率大概是27Hz，存在自激振动特征。
300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析
300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析摘要：汽轮机是热电厂的核心设备之一，而汽轮机组汽流激振问题一直是影响汽轮机安全运行与可靠性的重要因素。
本文通过对300MW汽轮机组汽流激振问题的分析，总结出了其主要原因和处理方法，以期为相关领域的研究和实践提供一定的借鉴意义。
关键词：汽轮机组；汽流激振；问题分析；处理方法一、引言汽轮机作为热电厂的核心设备之一，在发电过程中承担着转化热能为动能的重要功能。
在汽轮机运行过程中往往伴随着汽流激振问题，这些问题会对汽轮机的安全运行和可靠性造成严重影响。
尤其是在大型汽轮机组中，汽流激振问题更加严重，因此对于这一问题的研究与处理显得尤为重要。
1.汽轮机组结构设计存在缺陷在300MW汽轮机组中，由于叶片、转子、定子等零部件的结构设计不合理，存在着气体流动不良、叶片共振、叶片尾激振等问题。
这些问题会导致汽轮机组在高速运转时，气体流动受阻，压力波动加剧，从而产生气动力的非线性响应，最终引发汽流激振问题。
2.汽轮机组运行工况不佳在汽轮机组的正常运转过程中，由于负载变化、进汽温度、进汽压力、机组转速等运行工况的突变，会导致汽流激振问题的产生。
特别是在汽轮机组负载急剧变化时，气体流动容易失稳，从而引起气体动力学问题，最终导致汽流激振现象的发生。
3.汽轮机组零部件磨损严重随着汽轮机组的长期运行，在高温、高压、高速的工作环境中，零部件往往会出现严重的磨损和劣化现象。
这些磨损和劣化会导致叶片、转子、定子等零部件的非理想变形，从而引起汽流激振问题的发生。
1.结构设计优化针对汽轮机组结构设计存在的问题，可以通过改进叶片、转子、定子等零部件的结构设计，优化气动外形和内部流道结构，提高零部件的动态刚度和减振能力，从而减缓汽流激振问题的产生。
2.运行工况调整3.零部件维护保养对汽轮机组的叶片、转子、定子等关键零部件进行定期的维护和保养工作，修复和更换磨损严重的零部件，以保证汽轮机组的零部件在良好的工作状态下，减少汽流激振问题的发生。
300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析
300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析近年来，随着火电厂容量的日益扩大和运行环境的恶劣化，汽轮机组在运行中遇到了越来越多的振动问题。
其中，汽流激振是一种普遍存在的振动问题，特别是在大型、高压、高温汽轮机组中更加突出。
本文将通过对汽流激振问题的分析，介绍其发生机理和处理方法，以期为汽轮机组的运行与维护提供参考。
一、汽流激振的发生机理汽流激振是指汽轮机组在运行中，由于气体流动对叶片产生的气动作用力迫使叶片偏离其原有位置，从而导致叶片发生振动的现象。
其发生机理主要与气动力和结构动力相互作用有关。
在汽轮机组中，气体在叶轮转动的过程中所产生的气动力是汽流激振的主要原因之一。
气流的高速流动所产生的气动力作用在叶片上，相应产生了一个偏离力，这个偏离力会导致叶片偏离原有位置，并在振动的过程中耗散一部分能量，最终形成汽流激振。
另外，结构动力方面也是汽流激振发生的一个重要原因。
叶轮转动时叶片振动导致叶轮轮盘及其他机构的振动，而这种结构振动也会受到气动力的迫使而进一步发展。
各种因素叠加起来，最终形成汽流激振。
1.降低进口气旋数量汽流激振的发生与气体的进口气旋数量有很大关系。
若在进口采取适当的设计措施可以从根本上降低汽流激振的发生概率。
具体操作中，可以采用增大叶轮几何宽度、增加气道的面积和利用调节叶片等方式来有效地减少进口气旋数量，降低汽流激振的发生概率。
2.增加琴键角度叶片在汽轮机组转动的过程中，受到气动力的作用而发生弯曲和拉伸变形。
而叶片在弯曲和拉伸变形的过程中，会与其它叶片之间产生相互作用力，从而导致叶片之间的相互激振。
因此，通过增加叶片之间的琴键角度，可以有效的降低叶片之间的相互作用力，减小汽流激振的发生概率。
3.锁定叶片的谐振频率谐振频率在一定程度上决定着汽流激振的发生。
在实际操作中，可根据叶片的尺寸、材料性质和气动力学参数等因素，确定叶片的谐振频率，然后通过改变叶片形状和大小，调整叶片的谐振频率，从而锁定叶片的谐振频率，减小汽流激振的危害。
300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析
300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析
汽轮机是发电的主要设备，300MW汽轮机组系统中的汽流激振是十分常见的故障，其
会影响整体系统的运行安全和稳定性。
本文将对汽流激振的问题原因及处理方法进行分析。
300MW汽轮机组汽流激振主要是由于汽机房周围空气压力变化时发生的，具体来说可
能是机组功率变化引起的空气压力变化、机体运行振动造成的空气压力变化或者排气管路
故障造成的空气压力变化。
此外，由于汽轮叶片旁游流的影响，会使汽轮机的压力系统激
振分贝数提高，产生汽流激振，具体表现为汽轮机运行时微小的转速波动和叶片噪声。
要解决300MW汽轮机组汽流激振，需采取有效措施。
首先，应根据汽流激振的原因，
采取有效措施进行汽机空气压力控制。
空气压力设定值不宜超过设计值，由于叶片侧壁旁
游流，汽轮机入口压力设定值和排气压力设定值应适当增加。
其次，汽轮试转过程中，要
控制功率变化的幅度，避免汽流激振的发生。
另外，要检查汽轮机及其附属设备的振动是
否符合要求，并根据实际情况配置消声器、抑振器等，减少汽轮机的噪声振动。
此外，检
测与旁游流参数有关的参数，确保叶片旁游流不会影响汽流激振的产生。
最后，要开展完
整的定期检测，及时发现汽流激振现象，确保机组运行稳定。
通过以上分析，300MW汽轮机组汽流激振问题可以通过以上措施来改善，有效预防汽
流激振的发生，确保机组稳定运行。
300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析
300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析摘要：本文主要介绍了300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析。
首先介绍了汽流激振的形成原因和危害性，然后详细分析了汽流激振问题出现的原因和机理。
接着介绍了处理汽流激振问题的方法和策略，并结合实际案例进行了分析。
最后总结了处理汽流激振问题的经验和教训，并提出了未来工作方向和建议。
关键词：汽流激振；汽轮机组；问题分析；处理策略1. 介绍汽轮机是一种利用燃料燃烧产生的高温高压蒸汽来驱动涡轮旋转，从而产生电能的设备。
在汽轮机运行过程中，蒸汽的流动会产生一定程度的湍流，湍流对汽轮机的叶片和叶根会产生振动作用，这种振动即为汽流激振。
汽流激振不仅会导致汽轮机性能下降，还可能损坏轴承、叶片和叶根，严重时会导致汽轮机停机维修，给电厂的正常运行带来严重影响。
对汽流激振问题进行深入的分析和处理具有重要的意义。
2. 汽流激振问题的危害性汽流激振可导致汽轮机性能下降，功率损失增加，还会引起振动噪声，甚至对汽轮机组的机械零部件产生疲劳损伤。
一旦汽流激振严重，可能导致汽轮机停机，给电厂的正常运行造成严重影响，严重时还可能给电网系统带来电力波动和负荷断电等安全隐患。
3. 汽流激振问题的原因和机理（1）蒸汽流动不均匀。
蒸汽在汽轮机内部流动时，可能会受到叶片形状不均匀、叶片间距不一致、弯曲与扭曲等因素的影响，从而导致蒸汽流动的不均匀。
（2）叶片与叶根的不稳定振动。
叶片与叶根的设计和制造质量不良，容易受到汽流激振的影响，从而产生不稳定振动。
（3）系统共振。
如果汽轮机组与其他系统的振动共振频率相近，就会引起系统共振，产生汽流激振。
4. 汽流激振问题的处理方法和策略（1）加强对汽轮机叶片和叶根的设计和制造质量管理，确保叶片和叶根的质量满足使用要求。
（2）建立汽流激振监测系统，采用振动传感器和数据采集装置对汽流激振进行实时监测，及时发现和处理汽流激振问题。
（3）采用改善叶片设计、调整叶片间距、加装减振装置等技术手段来减缓汽流激振带来的影响。
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
汽轮发电机组汽流激振是指发电机组在内部转子电流不平衡、偏转和稳定性变异超出允许范围时，负责传送汽涡流到转子槽方向，通过涡流干扰在转子结构上，从而产生许多振动，可能导致发电机组损坏。
汽流激振是汽轮发电机组振动的主要原因之一，因此，必须特别重视。
汽流激振的主要原因是发电机组内部电流不均衡，其表现为三相电流不平衡，偏转不均匀、偏移大或稳定性变异超出允许的范围。
如果出现汽流激振，应首先检查发电机组内部电流是否不均衡。
对已知发电机流量不均衡的情况，可采取以下措施：
1.减少发电机供电电流。
可以通过降低发电机内部电阻或电容器来减少内部电流。
2.根据手动或自动控制系统调整额定功率。
可通过降低发电机厂家出厂时额定功率来调整功率，采用加变桨法降低特定负荷下峰值转矩。
3.将转子流量均衡装置的设计参数更改，使流量多相均衡装置正常工作。
4.正确安装发电机组。
正确安装发电机组，以减少汽流激振的发生。
以上是汽轮发电机组汽流激振的分析及处理方法，在有效地处理汽流激振的同时，应结合实际操作，进行备份准备，以确保设备安全运行。
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理【摘要】汽轮发电机组在运行过程中可能出现汽流激振故障，给发电机组运行安全造成严重威胁。
本文通过对汽流激振的定义、危害、成因分析、检测方法和处理措施进行了分析，以期提高对这一故障的认识和处理水平。
汽流激振是指在汽轮机内部空间中，由于叶片的旋转和流动体积变化引起的空气机械共振现象，会导致设备损坏、生产中断等严重后果。
对汽流激振进行及时的检测和处理至关重要。
未来，需要进一步加强对汽流激振的研究，完善相关检测方法和处理措施，以保障汽轮发电机组的稳定运行。
【关键词】汽轮发电机组、汽流激振、故障分析、处理、危害、成因分析、检测方法、背景介绍、问题意义、总结问题、展望未来1. 引言1.1 背景介绍汽轮发电机组是一种常见的发电设备，通过汽轮机驱动发电机转动，转换热能为电能。
在汽轮机运行过程中，汽流激振是一种常见的故障现象，也是影响汽轮发电机组正常运行和寿命的重要因素。
汽流激振是指在汽轮机部件表面上由于汽流的激振作用而引起的振动现象。
这种振动会导致部件表面的磨损和疲劳破坏，严重影响设备的安全性和可靠性。
对汽流激振进行分析及处理具有重要的意义。
在实际运行中，汽流激振的成因复杂，可能与流体动压力、结构共振等多种因素有关。
必须对汽流激振的定义、危害、成因分析、检测方法以及处理措施进行深入研究和分析，以确保汽轮发电机组的安全运行。
本文将对汽流激振故障进行深入探讨，希望能为相关领域的研究和工程实践提供参考和帮助。
1.2 问题意义汽轮发电机组作为重要的发电设备，在发电过程中往往会遇到各种故障问题，其中汽流激振故障是一种较为常见且危害较大的问题。
汽流激振故障一旦发生，不仅会导致设备的性能下降，甚至可能造成设备的严重损坏，影响到电力供应的稳定性和可靠性。
对于汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理，具有重要的现实意义。
通过对汽流激振故障进行深入分析，可以帮助工程技术人员更好地掌握汽轮发电机组运行中可能遇到的问题，提高故障诊断的准确性和效率，及时有效地处理汽流激振故障，保障设备的安全稳定运行。
300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析
300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析一、引言汽轮机是发电厂中最重要的设备之一，其性能直接关系到整个发电厂的运行效率和安全性。
在汽轮机运行过程中，由于气流对叶片的振动作用，往往会产生汽流激振问题，给汽轮机的安全稳定运行带来一定的影响。
特别是300MW汽轮机组，其叶片振动频率更高，对汽流激振问题的处理要求更为严格。
本文将就300MW汽轮机组汽流激振问题及处理进行分析与研究。
二、问题概述汽轮机在运行时，叶片受到气流的冲击，会出现振动现象。
一般情况下，叶片的振动是从汽流激振中产生的。
汽流激振是指气体在叶片上产生如压力、振幅等非定常非线性现象的振动。
它的发生与气体在叶片上产生的压力脉动有关，使叶片产生强烈的振动甚至破损。
对于300MW汽轮机组来说，汽流激振问题可能会导致严重的设备损坏和安全事故，因此需要及时有效的处理。
汽流激振的主要原因可以归结为以下几点：首先是气体在叶片上的径向、切向和纵向非定常压力脉动；其次是叶片在气流作用下产生的自由振动；再次是叶片共振与气流作用的叠加效应。
上述原因导致了叶片的振动频率与气流的脉动频率相近，产生了共振现象，加剧了汽流激振的发生。
300MW汽轮机组由于设备更加复杂，叶片振速更高，对汽流激振的敏感度更大。
三、问题处理分析1. 流场数值模拟流场数值模拟是处理汽流激振问题的重要手段之一。
通过对汽轮机内部气体流场进行数值模拟分析，可以得到气体在叶片上的压力分布情况，进而确定可能引发汽流激振的区域。
在300MW汽轮机组中，由于设备结构更为复杂，叶片摆度更大，通过数值模拟分析可以精确地预测出汽流激振发生的可能位置，并提前采取相应的处理措施。
2. 叶片结构优化对于300MW汽轮机组来说，叶片的结构优化是有效处理汽流激振问题的关键。
通过改变叶片的形状、材料、密封以及叶片与转子的连接方式等方面进行优化设计，可以降低叶片在汽流作用下的振动幅度，从而减少汽流激振的发生可能性。
3. 叶片振动监测与预警系统在300MW汽轮机组中，建立叶片振动监测与预警系统是非常重要的一环。
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
汽轮发电机组是目前电力行业中应用广泛的一种发电设备，其主要工作原理是通过燃烧燃料产生的高温高压气体驱动汽轮机转动，再带动发电机进行电能转换。
在汽轮发电机组的运行过程中，由于操作、设备的老化、维护不到位等原因，很容易出现各种故障。
其中，汽流激振故障是一种较为常见的故障，下面将对其进行分析及处理。
1.故障原因
汽流激振故障是由于汽流振动引起的，其原因主要有以下几点：
（1）管道和阀门的不平衡、受力不均衡导致振动
（2）风量、汽量以负荷变化导致汽流不稳定
（3）设备老化或维护不到位导致设备失衡或过度损耗
2.故障表现
汽流激振故障的表现主要为机组振动加剧或不均匀，声音变大或变粗，有时甚至会导致机组间隔脱开或摆动。
严重的情况下，可能会导致机组损坏或故障。
3.故障处理
（1）检查设备管道、阀门、支撑架等，确保其处于良好状态，无振动、松动等问题。
（2）根据负荷和流量的情况，进行适当的调整，使汽流尽可能稳定。
（3）定期进行设备维护和保养，及时更换老化的设备。
（4）对于因设备老化或失衡导致的激振故障，需要进行设备更换或改进。
总之，汽流激振故障的处理要根据具体情况进行，其中最为重要的是做好设备的维护和保养工作，确保机组的正常运行。
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理汽轮发电机组是现代发电厂常用的一种发电设备，由汽轮机和发电机组成。
在汽轮发电机组的正常运行过程中，有时会出现汽流激振故障，这种故障严重影响了发电机组的运行效率和安全性。
对汽流激振故障进行分析和处理至关重要。
汽流激振故障是由于汽轮机内部流动产生的不稳定性引起的。
其具体原因有很多，包括转子悬挂系统的运动不均匀、叶轮和引导叶片几何形状的问题以及装配不良等。
这些因素会导致汽轮机叶轮和引导叶片受到汽流的非均匀作用，从而引起振动。
振动频率与叶轮和引导叶片的几何形状、旋转速度和流速有关。
针对汽流激振故障，可以采取以下的分析和处理方法。
需要进行现场检查和测量。
通过安装振动传感器和压力传感器等仪器，对汽轮机叶轮和引导叶片的振动和压力进行实时监测和记录。
这可以帮助确定振动的频率和振幅，并找出问题的具体位置。
然后，根据实际情况，进行现场试验和仿真分析。
通过在汽轮机装置不同位置安装专用仪器，可以模拟不同工况下的振动和压力，找出引起汽流激振的主要原因。
可以利用计算机辅助设计软件对汽轮机叶轮和引导叶片进行仿真分析，确定其几何形状是否合理。
在诊断出汽流激振故障的具体原因后，可以采取相应的处理措施。
一种解决方案是调整叶轮和引导叶片的几何形状。
根据仿真分析的结果，确定是否需要调整叶轮和引导叶片的叶片角度和弯度等参数。
通过合理设计叶片的几何形状，可以改善汽轮机内部流动的稳定性，减少汽流激振的可能性。
另一种解决方案是优化汽轮机的悬挂系统。
通过检查和调整轴承系统的运动平衡性，确保叶轮和引导叶片的运动均匀性。
对设备的安装和调试过程进行仔细的检查和调整，避免装配不良带来的潜在问题。
汽流激振故障是汽轮发电机组常见的故障之一，对其进行分析和处理是发电厂必须面对的问题。
通过现场检查、测量和实验分析，可以确定故障的具体原因，并采取相应的处理措施。
这样可以有效减少发电机组的振动和噪音，提高发电厂的运行效率和安全性。
大型汽轮机汽流激振问题的分析和处理
大型汽轮机汽流激振问题的分析和处理摘要：采用高参数、大容量是提高汽轮机组热效率的重要途径之一。
随着蒸汽参数和蒸汽密度的增加，蒸汽诱发振动的可能性增加。
随着600 MW和1 000 MW超临界及以上大型机组的大量投产，蒸汽诱发振动已成为机组面临的主要振动问题之一。
汽致振动是由汽轮机转子上的汽致振动引起的一种自激振动，它降低了轴系的稳定性，产生较大的低频振动，诱发转子失稳。
关键词：汽流激振；低频振动；振动稳定性；超临界汽轮机；叙述汽轮机汽流激振的机理和振动特征，以及近年来国内若干大型汽轮机高压转子汽流激振引起的低频振动的分析和现场处理情况，归纳总结引起该类振动的主要因素，提出了我国在发展高参数，大容量机组"特别是超临界机组中对汽流激振应采取的对策。
一、汽流激振原因分析1.蒸汽激振力大。
随着蒸汽参数的提高，蒸汽密度增大，作用在汽轮机转子上的激振力也增大。
在超过某个门槛负荷后，激振力扰动克服系统阻尼抑制，使转子运行的稳定性下降，诱发轴系失稳．汽轮机蒸汽激振力主要包括叶顶间隙激振力、汽封蒸汽激振力和不对称蒸汽力及力矩，主要由动静间隙不匀和配汽因素造成。
(1)汽封设计不当主要指叶顶汽封、隔板汽封及高压转子前后轴封的间隙或结构设计不当，使动静间隙沿圆周方向分布不均匀，蒸汽在不同位置泄漏量不同，在转子上产生一个不平衡的力矩。
高负荷时该力矩增大，导致轴系失稳。
由于设计不合格，只能更换转子，对内缸进行改造来消除故障。
(2)汽缸或转子偏移使汽缸与转子不同心，高压转子轴封和隔板汽封的蒸汽压力沿周向分布不均匀，趋向于使转子产生涡动．如某电厂1号300MW机组因高中压缸跑偏，多次发生振动，突发跳机事故。
(3)轴系不对中分为联轴器不对中、轴瓦中心标高变化及转子与静子不同心三类。
轴系不对中会造成轴承载荷变化和动静间隙周向分布不均，引起转子转矩沿径向不平衡，严重时可诱发高负荷下低频振动，是导致汽流激振的直接原因之一。
(4)汽缸膨胀不畅引起汽缸跑偏或动静碰摩，也会引起蒸汽压力分布不均匀和转子转矩沿径向不平衡。
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理汽轮发电机组是一种常见的发电设备，由汽轮机和发电机组成。
在使用中，由于各种因素，如制造、运行和维护等方面的问题，可能导致汽流激振故障的发生。
本文将对汽轮发电机组汽流激振故障的原因、特征和处理方法进行分析。
一、汽流激振故障的原因汽流激振故障是指在汽轮发电机组运行中，由于汽轮机转子受到气体流动的激励作用而引起的机械振动故障。
掌握汽流激振故障的发生原因是预防和解决该故障的关键。
汽流激振故障的主要原因有以下几个方面：1.汽轮机喷嘴、导叶、轮盘等部件几何要素不合理或咬合间隙过大，使得气体流动流场产生不稳定振荡，从而引起机械振动；2.运行过程中存在气体流量、压力等变化或不均匀，导致汽轮机转子弹性变形发生频率与流动激振频率相当或接近，引起振动；3.汽轮机和发电机轴承和机座刚度不足，导致转子振动不稳定；4.汽轮机转子质量分布不均匀或制造不精确，使得转子在旋转时受到不平衡力激励，引起振动。
汽流激振故障的特征是机组运行过程中出现机械振动，并且振幅较大，频率范围一般在100-1000 Hz之间，振动主要发生在汽轮机转子轴向和径向方向。
部分振动信号的频率还会出现倍频峰（2倍频、3倍频等），振动信号呈现周期性，且相邻周期振幅大小存在显著差异。
汽流激振故障的振动信号具有较强的相干性、较小的相位差和较高的平均振幅值。
此外，也会出现模态振动，即自然频率与激励频率相近的振动现象。
三、处理方法1.优化设计。
在制造和安装汽轮机时，应确保各部件几何要素和各咬合间隙设计合理，避免气体流动流场不稳定，减少振动故障的发生。
3.调整流量和压力分布。
对于存在气体流量和压力变化不均匀的问题，可以通过在汽轮机进气口和排气口处安装流量和压力调节器，调节气体流量和压力分布，以减小振动幅度。
4.进行平衡。
对于转子质量分布不均匀或制造不精确的问题，可以进行转子平衡，以减少不平衡力激励，降低振动故障的发生。
5.排除故障点。
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理汽轮发电机组是电力站中一种重要的发电设备，通过气流驱动涡轮转动产生电能。
在使用过程中可能会出现汽流激振故障，严重影响设备安全运行和电力生产。
对汽流激振故障进行分析及处理具有重要意义。
汽流激振是指气体流动在与固体或者气体接触的表面上产生的振动现象。
对于汽轮发电机组而言，汽流激振通常出现在汽轮机叶片上，造成叶片振动增大，甚至发生疲劳损伤，影响发电机组的安全和稳定运行。
我们来分析汽流激振故障的可能原因。
导致汽流激振的因素较为复杂，可能包括以下几个方面：1. 气体流动特性：当气流受到阻碍或者突变的时候，可能会在叶片表面形成涡流或者气动力脉动，导致叶片振动增大。
2. 叶片结构设计和加工质量：叶片的结构设计和加工质量直接影响其在气体流动中的稳定性，如果叶片结构设计不合理或者加工质量不过关，可能会导致叶片在气流作用下产生振动。
3. 运行工况：汽轮发电机组在不同运行工况下，叶片所受气流的速度、压力等参数可能会发生变化，如果超出叶片设计范围，就会导致汽流激振现象的出现。
在分析了汽流激振故障的可能原因之后，我们需要针对不同的原因制定相应的处理措施：1. 调整气体流动：对于气体流动特性所致的汽流激振，可以通过调整气体流道的设计，减小气体流动的阻碍和突变，以降低叶片表面的涡流和气动力脉动。
为了更好地预防汽流激振故障的发生，还可以采取一些常规的预防措施，比如：1. 对汽轮发电机组进行定期的检测和维护，及时发现潜在问题并进行修复。
2. 加强对汽轮发电机组操作人员的培训，提高其对汽流激振故障的识别和处理能力。
3. 采用先进的监测和控制技术，实时监测汽轮发电机组的运行状态，及时采取措施防止汽流激振故障的发生。
汽流激振故障对汽轮发电机组的安全运行和电力生产造成严重威胁，因此对其进行分析及处理具有重要意义。
在实际操作中，我们需要不断完善汽流激振故障的分析和处理技术，加强对汽轮发电机组的日常检测和维护，以确保其安全稳定地运行。
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理汽轮发电机组是目前电力系统中使用最广泛的重要设备，其工作状态的稳定性与可靠性直接关系到电力系统的运行安全和稳定。
然而，在汽轮发电机组运行过程中，会出现许多故障，其中之一比较常见的就是汽流激振故障。
本文将就汽流激振故障的分析及处理进行探讨。
一、汽流激振故障的定义汽流激振是指在汽轮机或蒸汽管道中，由于某些原因导致蒸汽流动发生不稳定的情况，使得机床或管道振动，以致产生破坏性振动现象，严重时可能造成设备的损坏。
1. 设备结构方式不利于汽流稳定：若汽轮机转子在中性点附近变形过大，地轴承支座刚度过低，都可能使转子产生严重不对称形变，影响汽流稳定。
2. 同频激振：当汽轮机运行到共振频率处时，即使很小的摄动也能引起振幅急剧增大，从而产生汽流激振。
例如汽轮机转子同频振动，电动机同频振动，泵的同频振动等。
因仿真计算不充分、设计的研究不完整、管道结构的改变等原因，都可能导致管道内部出现不稳定的汽流，从而产生汽流激振现象。
4. 渗流：渗漏流量的变化可能导致汽流稳定性出现改变，引起汽流激振。
当转子与静弹件之间的间隙过大，或者转子运动时，由于高温膨胀系数大，导致转子变形，则会存在流量渗泄问题。
1. 变更管道内的汽流状态以消除不稳定状态：在保证工作安全条件的前提下，可通过变更入口压力、改变排汽口位置、适当改变进口通道的形状、增加噪声屏障等方法，改善汽流条件，达到稳定汽流的目的。
2. 设备结构修正：当汽流不稳定的原因在于设备结构上时，必须通过改变支撑位置、改变结构形式等方式进行调整，来增强抗振能力和稳定汽流。
3. 针对特殊共振频率采取措施：当汽轮机转子的滚动频率或对称频率处于共振状态，可通过增加单个或多个备用机组的可用性或采用不同的运行方式，来规避此类问题。
4. 增加过滤和维护：通过增加过滤和维护来保证设备和管道的清洁度和干燥度，可降低管道内部的不稳定汽流和渗流现象。
同时，为了维护设备的稳定性和掌握设备的运行状况，必须密切关注发电机组的运行参数，记录并分析其水平运行曲线、短时过载曲线等，以提前发现存在风险的可能，及时采取措施避免事故的发生。
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汽轮机汽流激振的治理探讨宋为平
发表时间：2020-03-16T21:12:27.897Z 来源：《电力设备》2019年第20期作者：宋为平
[导读] 摘要：汽流激振与汽轮发电机组的正常运行有着密切的关系。
（哈尔滨汽轮机厂有限责任公司黑龙江哈尔滨 150046）
摘要：汽流激振与汽轮发电机组的正常运行有着密切的关系。
随着机组容量的不断增加，蒸汽参数也在不断提高，汽流激振问题日益突出，相关人员对该问题的重视程度也逐渐提高。
相关人员需要对汽流激振故障进行准确的诊断，这样才能保证机组运行的安全可靠，使突发灾难事故得到有效控制，并且减少不必要的经济损失。
关键词：汽轮机；汽流激振；治理
引言
发电设备向着更高效的方向发展，使得机组容量和工质参数不断提高。
近年来国内在建发电机组已经开始采用31MPa、620℃的蒸汽。
同时600MW以上的大容量发电设备已经成为我国的主力发电机型。
机组的参数和容量提高，汽流对转子作用加剧，使得汽轮机轴系发生汽流激振的可能性不断提高。
因此对发电机组汽流激振的治理越来越受到各家汽轮机研究、设计、制造和运行单位的关注。
1汽流激振产生的原因分析
轴瓦稳定性差、蒸汽激振力是导致汽流激振的主要原因，下面对其进行具体阐述。
1.1轴瓦稳定性较差
当轴瓦稳定性逐渐下降时，会减小系统阻尼，从而增加诱发汽流激振的几率，这是导致汽流激振的主要原因之一。
轴瓦叶顶间隙较大、轴瓦选型不当以及轴承座标高发生变化都是导致轴瓦稳定性差的主要原因，这些问题涉及到各个方面，因此需要进行具体分析。
（1）轴承座标高发生变化。
当轴承座标高发生变化时，部分轴承承载逐渐变低，轴承的比压也会减小，从而导致汽流激振问题出现。
（2）轴瓦选型不当。
不同类型的轴瓦的稳定性裕度有所不同，椭圆瓦的稳定性比可倾瓦的稳定性要差，而圆筒瓦的稳定性比椭圆瓦的稳定性低，三油楔瓦的稳定性最差。
如果某厂使用的是三油楔瓦轴承，由于该轴承的稳定性相对较差，就容易产生汽流激振问题。
（3）轴瓦叶顶间隙较大。
如果叶顶间隙较大，会导致轴瓦的稳定性降低，这也容易导致汽流激振问题的发生。
（4）润滑油黏度较高。
现阶段润滑油的黏度逐渐提高，这会导致轴瓦的稳定性逐渐下降，在使用润滑油时，可以将润滑油的温度改变，从而使低频振动问题得到有效避免。
1.2蒸汽激振力大
现阶段蒸汽密度逐渐增大，在汽轮机转子上的激振力也会随之增大。
如果超过了相应的负荷之后，激振力扰动就会抑制系统阻尼，从而降低了转子运行的稳定性。
下面将具体阐述蒸汽激振力大产生的原因。
（1）当汽缸膨胀不畅时，可能会导致汽缸动静碰摩或者跑偏，然后导致蒸汽压力分布不平衡，转子转矩沿径向也会出现不平衡的问题。
（2）于机组汽流激振问题而言，检修偏差与安装偏差是导致其出现的主要原因。
很多机组出现故障时都需要由相关人员进行检修，在检修过程中如果检修人员出现了误差，就会导致汽流激振问题。
此外，机组安装质量与机组汽流激振的产生有着直接的关系，如果安装人员在安装的过程中没有根据安装流程进行严格安装，可能导致机组各个环节难以有效衔接，从而导致机组内部出现一系列问题，最终导致机组汽流激振问题。
（3）于调门运行方式不当而言，一方面是调门开度不当，另一方面是调门开启顺序不当。
当出现调门运行方式不当问题时，就会引发力矩、蒸汽力方面的问题，该力会对轴颈在轴承中的位置产生一定的影响，使轴承承载发生相应的改变，从而造成转子失稳。
（4）于汽封设计不当而言，主要是指隔板汽封、高压转子前后轴封以及叶顶汽封的间隙或者结构设计缺乏科学性，使动静间隙的分布呈现不均匀，蒸汽会在不同的位置出现泄漏，并且在不同位置的泄露量也有所不同，同时会在转子上产生不均衡的力矩。
在高负荷时，该力矩会逐渐增大，从而导致轴系失稳。
2处理汽轮机组汽流激振故障的有效措施
当机组出现汽流激振问题时，不仅会导致轴系失稳，而且会限制机组的正常运行，导致跳机事故，因此相关人员需要对机组突发汽流激振问题进行详细分析，针对具体的情况制定有效的解决策略，这样才能保证机组的安全运行。
在解决机组汽流激振故障时可以从提高轴瓦稳定性、控制蒸汽激振力两方面着手。
2.1提高轴瓦稳定性
当轴瓦稳定性提高时，系统阻尼会逐渐增大，从而使激振力的扰动得到有效控制，使汽流激振的发生几率降低。
普遍使用的方法有：在机组运行的过程中，需要对润滑油的温度进行控制，将温度控制在规定范围内，可以保障润滑油的黏度在适当范围之内，使轴系中心的稳定性得以保持，同时工作人员可以对轴封参数进行调整，通过这样的方式对振动进行抑制；在机组安装或者检修的过程中，工作人员可以使用稳定性较高的轴瓦型式，这样可以将轴瓦稳定性逐步提高；控制轴瓦间隙、轴承座标高；做好轴瓦本身缺陷的修复工作，例如当轴瓦出现损伤时，工作人员应该及时处理；控制轴封漏汽问题；缩小轴瓦长径比，加大轴承的比压，并控制轴系不平衡产生的扰动。
2.2控制蒸汽激振力
在消除汽流激振时使用的有效策略就是减小激振力。
减小激振力的策略包括：在高负荷下，需要调整负荷，并监视调门开度、轴振的具体情况，然后科学的选择配汽方式；在升降负荷时，需要对升降负荷率进行有效控制，避免出现胀差增长较快的问题，在机组运行的过程中，切不可利用增加主蒸汽流量、降低主蒸汽压力的方式将负荷提高；安装、检修人员在工作的过程中，需要对汽封间隙、叶顶间隙、轴封间隙等进行相应的调整，通过这样的方式来控制激振力。
同时可以通过控制汽缸偏移、转子偏移的措施来控制激振力的增加。
在治理实践中，由于工期和成本的限制，工程师们常常希望通过改造轴承或改变汽封的运行状态提高机组抗汽流激振的能力。
但除极轻微的汽流激振可通过单一手段得到治理外，一般都需要结合多种手段共同处置。
这一方面说明，对于运行机组，提高机组抗汽流激振能力手段的功效有限，另一方面也说明机组的动静中心偏移已超过机组所能接受的水平。
因此在治理中，我们不得不关注减小动静中心偏移的手段，特别是合理调整汽缸位置。
在多个机组的汽流激振治理过程中，我们均发现了汽缸非正常位移。
汽缸位移必然影响汽封的位置，进而影响动静间隙的周向均匀程度。
因此将汽缸调整到合理位置也是治理汽流激振的重要手段。
汽缸调整可以在不开缸的条件下进行，其在现场治理中有其独特的优势。
结束语
汽流激振严重影响汽轮机组稳定、安全运行。
为了避免机组出现汽流激振问题，相关人员需要对汽流激振的产生原因进行分析，根据具体的原因制定有效的解决策略，使汽流激振问题得到有效控制，使机组运行的安全性得到保障。
相关人员需要重视汽轮机组安装、检
修、设计等环节的工作，提高汽轮机组的安装质量，控制汽轮机组运行中的各个环节，使运行中产生的不利因素得到有效控制，从而降低汽流激振故障的发生几率，保障机组运行的稳定性。
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