汽流激振
汽轮机气流激振发生的原因
汽轮机气流激振发生的原因
1. 气流分布不均匀这一点可太关键啦！就好比一群人跑步，有的跑得快有的跑得慢，这不就乱套了嘛！比如说汽轮机里的气流，如果分布不匀，那能不出现激振吗？
2. 轴系的稳定性不好也是个大问题呀！这就好像是站在摇晃的桥上，能稳得住吗？就像那个汽轮机的轴系，不稳定的话，气流激振不就容易发生啦！
3. 密封间隙的变化也会引发呀！这就好像门的缝隙变了，风刮进来的感觉都不一样了。
比如汽轮机密封间隙有了变化，气流激振不就可能出现喽！
4. 蒸汽参数的波动也能惹祸呢！这就跟天气一会儿晴一会儿阴似的，让人捉摸不透。
像蒸汽参数老是波动，那汽轮机气流激振能不发生吗？
5. 叶片的结构不合理也是原因之一呀！这不就像人长得畸形一样，行动能正常吗？要是汽轮机叶片结构有问题，气流激振肯定容易来呀！
6. 运行负荷的变化也得注意呀！就好比你一会儿背轻的包，一会儿背重的包，能适应得过来吗？汽轮机运行负荷变化了，气流激振就可能跟着来了。
7. 气流的漩涡和紊流可别小瞧呀！这就像水里的漩涡和紊流，多让人头疼。
在汽轮机里要是有这些，气流激振很容易出现呀！
8. 调节系统的故障也会导致呢！这就像车的控制系统坏了，能不出问题吗？汽轮机调节系统出故障，气流激振可能就来了呀！
9. 气流的脉动也能引发呀！这就跟心跳不规律一样让人担心。
气流有了脉动，那汽轮机气流激振就可能发生啦！
10. 进汽方式的不合理也是个事儿呀！这就好像进门的方式不对，能不别扭吗？汽轮机进汽方式不合理，气流激振就容易找上门啦！
我觉得呀，这些原因都得好好重视，不然汽轮机气流激振可真会带来大麻烦呢！。
汽流激振的机理
引起汽流激振的机理主要是由于密封间隙内压力径向分布不均和转子转矩径向不平衡。
具体分为：1汽封腔内压力周向变化起的激振力。
汽体压将促使转子产生位移，形成涡动，由于涡动是汽流引起的，故称它为汽流激振； 2转子转矩不平衡引起的激振力。
由于机组安装、运行中汽缸跑偏、转子径向位移等原因，转子相对于汽缸将发生偏移，造成蒸汽在转子上做的功径向分布不平衡，引起转子涡动。
汽流激振容易发生在大功率、叶片较小的高压转子上，加之高压转子质量较小，在不大的激振力作用下，会引起较显著的涡动。
汽流激振特征一般表现为：1振动频率低于转子工作频率；2振动有良好的再现性；3只能在大容量汽轮机高压转子上发生。
由汽流激振机理可知，消除这种振动的对策不外乎从减少激振力和增加系统阻尼两个方面入手，就现阶段来说，增加系统阻尼还只能从支承系统增加，具体对策如下：
1）调整汽缸和转子中心，避免运行中转子和汽缸中心发生明显偏移。
2）增大转子与隔板之间的轴向间隙。
由计算和实验得到随着喷嘴、静叶与动叶之间的轴向间隙的增大，可以显著地减少汽流涡动的激振力，但由此会明显降低汽轮机的内效率。
3）改变调速汽门开启程序，以此避免转子在单侧蒸汽力作用下发生明显的径向偏移和在转子上产生不平衡力矩。
4）增加轴瓦阻尼，例如减少轴瓦间隙、增加轴瓦长度，采用黏度较大的润滑油等。
5）采用稳定性较好的轴瓦，增设挤压油膜阻尼器等。
6）提高转子临界转速。
学习专题——汽轮机汽流激振解决方案和具体实施措施
绥中培训队五值
前 言
进年来，伴随时代的发展，人类的科学技术也一直在飞速的 提升, 自从发明了电后，电力开始逐渐在我们的生活中产生不可 替代的重要性。大容量火电机组已经成了电力行业的主力军。大 容量汽轮发电机轴系变长, 支持轴瓦数量增多, 机组的蒸汽参数 不断提高, 产生的汽流激振力也随之增大。汽流激振问题也必将 会越来越严重影响汽轮发电机组的安全运行。因此, 加强大型机 组的汽轮机汽流激振的研究也显得非常重要。根据汽流激振机理 和国外大容量机组的运行经验, 已确认汽流振动故障更容易发生 在高参数、大容量汽轮机的高压( 或高中压) 转子上。由于蒸汽 激振力近似地正比于机组的出力, 因此, 由汽流振动引起的不稳 定振动就成为限制大容量机组出力的主要因素; 尤其随着超临界 机组的投运, 汽流激振引起的低频振动会更加突出, 所以加强对 高参数、大容量机组汽流激振的研究很有必要。
具体实施措施
提高汽轮机高压转子临界转速，增加高 压转子刚度。 采用油膜动特性系数交叉耦合项小、稳 定性更好的轴承，如可倾瓦轴承。 高压汽轮机内缸采用镰刀形偏心汽封槽 结构可降低汽流激振力。
具体实施措施
改进叶顶汽封、隔板汽封和高压转子前后轴 封的间隙、结构，以减小漏气和汽流激振力， 增加阻尼。同时，在汽封间隙处静止部件的 下半周采用不同结构，以平衡偏心引起的汽 流激振力。在叶顶汽封和轴封间隙等处安装 止涡装置或逆向注入蒸汽，利用该装置或流 体的反涡旋，干扰间隙内工质的周向流动来 减小蒸汽在汽封中的切向流动速度，从而减 小汽流激振力。 采用节流调节全周进汽和变压运行，可以避 免部分进汽产生的汽流激振力。
总结
国内外出现汽流激振的汽轮机很少，并且不同汽轮机 解决的方法多种多样。汽流激振一般很难解决，但是通过 现场试验和理论分析也是可以消除的。 绥中发电公司曾改变1号汽轮机调速汽门的开启顺序 方法，有效的控制了1号汽轮机汽流激振。1号汽轮机调速 汽门设计开启的顺序为1号、2号、3号、4号依次开启。经 过分析，采取限制1号高调速汽门开度的方法，投入3号、 4号调速汽门重调机构，限制1号调速汽门的开度，3号或4 号调速汽门提前开启。但是2号汽轮机采用同样的方法， 却发生了汽流激振。 发生汽流激振的汽轮机相对较少，激振力超过轴承正 阻尼时，就会引发激振。一般消除汽流激振有3种方法： 改变汽流激振力、加大转子的刚度、提高转子的阻尼力。
火电厂汽轮机常见的振动故障分析及故障诊断技术
火电厂汽轮机常见的振动故障分析及故障诊断技术摘要：火力发电厂是重要的发电设施，电力设备的安全运行关系到电力供应的稳定性。
汽轮机组是火力发电系统的重要设备，汽轮机组的运行状态直接影响着电力供应，若在运行中汽轮机组发生故障会导致其他设备关联故障，甚至导致火力发电厂无法正常运转，造成不必要的经济损失。
但随着经济的快速发展，人们对电力供应以及电力供应的稳定性，提出了更高的要求，笔者针对火电厂计算机常见的振动故障进行分析，并提出相应的诊断方法，希望对火电厂汽轮机组的故障检修有所帮助。
关键词：火电厂；汽轮机；异常振动；故障排查；技术引言火电厂汽轮机作为一种能量转化设备，其内部结构较为复杂，主要由原动机、压缩机和其他动力机构成，通过电磁力和电感定理实现在电路和磁路之间的能量转换，从而满足发电需求。
由于火电厂汽轮机组长期处于高温高压的环境下工作，其进气压力、温度都处于较高的负荷状态，在运行过程中极易出现故障，导致汽轮机组出现振动。
对于检修工作人员需要具有预先防范的理念，在日常工作中能够及时发现异常震动的原因、并判断其振动位置、进行预防性维修，将异常震动对汽轮机组运行所带来的影响降至最低。
例如，转子作为汽轮机组的核心零件，转子出现质量不平衡或不对中等问题，通过检修人员对常见振动故障的表象原因进行分析，才能够实现精准的故障定位，保障火电厂的正常运转。
1 火电厂汽轮机振动原因1.1汽轮机机件转子热故障汽轮机在长时间使用过程中会出现振动问题，主要表现为转动时出现摩擦抖动或产生涡动的情况，若处于轻微状态，对汽轮机组影响不大；若产生温差，则会导致转子变形，此时转子呈不平衡运转状态，汽轮机组振动幅度明显提升。
产生此问题的主要原因是受热机件在安装过程中不够精准，未按照标准规范要求进行检测，导致部件受热不均衡，出现膨胀或变形等情况，转子运转失衡而产生振动。
在维修过程中，可通过更换磨损机件配件、调效间隙，减少轴位与密封位置摩擦[1]。
汽轮机汽流激振
汽轮机汽流激振文稿归稿存档编号：[KKUY-KKIO69-OTM243-OLUI129-G00I-FDQS58-第十六节气流激振据国外资料报导在300MW和500MW 机组上曾发生过几起汽流激振的例子。
为了能较快地对这一种振动做出确切的诊断并制定有效的消振对策，下面将分别讨论汽流激振机理、特征和消振对策。
2.16.1 汽流激振机理这种振动是近十几年内在大容量高压汽轮机上发现的新问题，国处除对其振动机理进行过理论探讨外，一些国家，例如西德和美国，还建立了模拟置进行有关参数的测试，从其试验研究结果看，引起汽流激振的机理主要是由于密封间隙内压力径向分布不均和转子转矩径向不平衡，下面具体讨论这两种激振力引起振动的机理。
首先将轴封简化如图所示的两个齿，分别表示密封蒸汽入口和出口，轴封腔室内的压力在温度一定时，正比于腔室内的流量，假定转子在静止位置时前后齿的径向间相等，蒸汽流入量等于流出量，腔室内无环流。
若出口间隙小于入口间隙，如图，当转子发生径向位移时（这是所有自激振动的首要前提），出口齿通流面积的相对变化比入口齿通流面积相对变化林大，如果转子径向位移使该方向轴封间隙增大，则出口齿面积与入口齿面积这比也静止时的增大了，蒸汽流出量大于流入量，轴封腔室内压力降低；反之，则会增高。
由于转子的惯性作用，轴子位移和压力变化不是同步的，即转子向上位移到最高位置时，上部间隙为最小，但此时腔室内压力不是最高的；当转子从上部回到静止位置附近时，上部腔室内压力才是最高的。
这样转子上下注会形成一个压差，促使转子从静止位置继续向下运动，而使转子不能在位置上停留。
在转子继续向下运动的过程中，这种惯性滞后作用使下部腔室内压力又开始增加，这种汽体压将促使转子产生位移，形成涡动，由于涡动是汽流引起的，故称它为汽流激振。
当轴封间隙如图所示，情况则正好相反，轴封腔室内的压变化引起的力又阻碍转子移动，使转子趋于稳定。
上述分析的腔室内压差变化引起转子涡动力的分解，如图所示。
汽轮机振动大的原因分析及其解决方法[1]..
![汽轮机振动大的原因分析及其解决方法[1]..](https://img.taocdn.com/s3/m/d2d0700bc381e53a580216fc700abb68a982adc9.png)
汽轮机振动⼤的原因分析及其解决⽅法[1]..汽轮机振动⼤的原因分析及其解决⽅法[1]..汽轮机振动⼤的原因分析及其解决⽅法摘要：为了保障城市经济的发展与居民⽤电的稳定，加强汽轮机组⽇常保养与维护，保障城市供电已经成为了⽕⼒发电⼚维护部门的重要任务。
⽂章就汽轮机异常振动的原因进⾏了分析与故障的排除，在振动监测⽅⾯应做的⼯作进⾏了简要的论述。
关键词：汽轮机；异常振动；故障排除；振动监测；汽流激振现象对转动机械来说，微⼩的振动是不可避免的，振动幅度不超过规定标准的属于正常振动。
这⾥所说的振动，系指机组转动中振幅⽐原有⽔平增⼤，特别是增⼤到超过允许标准的振动，也就是异常振动。
任何⼀种异常振动都潜伏着设备损坏的危险。
⽐如轴系质量失去平衡（掉叶⽚、⼤轴弯曲、轴系中⼼变化、发电机转⼦内冷⽔路局部堵塞等）、动静磨擦、膨胀受阻、轴承磨损或轴承座松动，以及电磁⼒不平衡等等都会表⾯在振动增⼤，甚⾄强烈振动。
⽽强烈振⼜会导致机组其他零部件松动甚⾄损坏，加剧动静部分摩擦，形成恶性循环，加剧设备损坏程度。
异常振动是汽轮发电机运转中缺陷，隐患的综合反映，是发⽣故障的信号。
因此，新安装或检修后的机组，必须经过试运⾏，测试各轴承振动及各轴承处轴振在合格标准以下，⽅可将机组投⼊运⾏。
振动超标的则必须查找原因，采取措施将振动降到合格范围内，才能移交⽣产或投⼊正常运⾏。
⼀、汽轮机异常振动原因分析汽轮机组担负着⽕⼒发电企业发电任务的重点。
由于其运⾏时间长、关键部位长期磨损等原因，汽轮机组故障时常出现，这严重影响了发电机组的正常运⾏。
汽轮机组异常振动是汽轮机常见故障中较为复杂的⼀种故障。
由于机组的振动往往受多⽅⾯的影响，只要跟机本体有关的任何⼀个设备或介质都会是机组振动的原因，⽐如进汽参数、疏⽔、油温、油质、等等。
因此，针对汽轮机异常震动原因的分析就显得尤为重要，只有查明原因才能对症维修。
针对导致汽轮机异常振动的各个原因分析是维修汽轮机异常振动的关键。
汽轮机盖振的原理
汽轮机盖振原理
汽轮机盖振的原理主要涉及到转子的挠曲和汽流激振。
转子的挠曲会导致轴向振动，其幅值与转子的挠曲程度成正比，而各轴承振动的相位则取决于转子挠曲弹性线的形状。
在一阶临界转速附近，转子两个轴承的轴向振动相位相反；而在二阶临界转速附近，转子两个轴承的轴向振动相位相同。
汽流激振则是由于汽轮机内流中的蒸汽发生一定程度的膨脹，产生切向力转矩和从高压端到低压端的轴向力，导致高中压转子的叶片在不均匀汽流的冲击作用下发生振动。
此外，汽轮机盖振动与汽轮机盖和盖上附件的密切关系也有其独特的频率，通常与汽轮机的旋转频率不同。
振幅反映了盖的振动程度，而相位差则反映了盖振动与大轴振动之间的时间差。
以上信息仅供参考，如需了解更多信息，建议查阅汽轮机相关书籍或咨询专业人士。
亚临界330MW供热机组汽流激振问题的研究及解决
亚临界330MW供热机组汽流激振问题的研究及解决摘要:轴系稳定性是火电机组安全高效运行的一个重要因素,汽流激振引发的轴振突增问题是汽轮机重大安全隐患之一。
本文针对一台亚临界300 MW级别供热机组存在的轴振大范围突增问题进行研究,诊断结果认为是由汽流激振引发的机组轴系失稳。
最终,采用对喷嘴进汽规律重新优化设计的方案,解决了机组存在的由汽流激振导致的轴振突增故障;不仅改善了机组轴系的安全稳定性状况,而且还避免了停机所带来了经济损失。
这对我国占主流的300 MW级别供热机组的安全高效稳定运行具有一定的借鉴意义。
关键词:亚临界330 MW 供热机组轴振突增汽流激振喷嘴进汽安全性目前，为了降低发电煤耗，火电机组是沿着大容量、高蒸汽初参数（压力、温度）、多压力级数的方向发展[1,2]；但是，随着级数的增加致使转子的跨距增加、临界转速变低、轴系整体稳定性下降，汽流激振对机组安全性和经济性的影响也日益突出。
然而，通过实际案例剖析发现：汽流激振故障不仅容易在600 MW级别及其以上的超大型汽轮机上发生，也经常发生在300 MW级别和200 MW级别的机组；并且致使机组发生降负荷或者限负荷运行问题，极大地影响了机组的发电容量和经济性；并且，激振力也会对叶片和轴瓦的安全性、轴系的稳定性等都会有不同程度的影响[3,4]。
由于，新增供热机组都是300 MW级别的且该级别机组在国内发电机组占有很大的比例[5~7]，因此，300MW级别机组的汽流激振的机理分析研究与有效解决措施具有非常重要的科学价值和实际意义。
目前，解决汽流激振的优先考虑方法就是消除激振力保证轴系稳定性，其次再考虑更换稳定性较好的滑动轴承或者更换阻尼更大的轴承；对于偶然出现的汽流激振则可考虑变真空、变润滑油温等治理措施[3]。
同时，许多研究发现：当喷嘴进汽规律设计不合理时，也可能会导致机组投运喷嘴调节方式时，在部分负荷区对轴系将产生很大的横向汽流力，致使轴心位置和轴承工作特性等发生一定程度的改变，出现轴承失稳、轴振幅值增加、甚至汽流激振等问题[7~8]。
汽轮机后轴震动原因
汽轮机后轴震动原因
汽轮机后轴（即转子轴）的震动原因可以从多个方面进行分析，以下是一些常见的可能因素：
1.质量不平衡：长期运行过程中，由于叶片磨损、腐蚀、结垢
或蒸汽流冲击导致汽轮机转动部件的质量分布不均匀，形成
质量偏心，进而引起振动。
2.热变形：汽轮机在运行中产生大量热量，转子会因受热而发
生热膨胀和热弯曲，尤其是高温高压部位的热应力变形可能
导致转子中心线偏离，从而引发轴向和径向振动。
3.摩擦与磨损：轴瓦与转子接触面间的摩擦力不均或轴瓦磨损
严重，造成轴颈与轴瓦间隙异常，也可能引发振动。
4.汽流激振：由于蒸汽流动不均匀或者设计不合理，使得蒸汽
流动对转子产生的动态作用力失衡，引发汽流激振现象，这
种振动通常具有明显的频率特性，并且与蒸汽参数变化密切
相关。
5.同心度偏差：安装过程中，若转子与静止部件如轴承座、联
轴器等的同心度调整不当，或因运行中的热膨胀等因素导致
同心度丧失，也会引起较大的振动。
6.轴系刚性不足：如果汽轮机轴系的设计、制造或安装过程中
刚性不够，容易受到外力或扭矩的影响产生共振，加剧振动
问题。
7.电网影响：电网电压波动、瞬时功率变化或启停机操作过程
中的电气暂态现象可能引起电机及连接的汽轮机轴系振动。
8.其他机械故障：比如轴上部件松动（如平衡块）、轴上零部
件损坏（如叶片断裂）、轴承损坏或润滑不良等都可能导致
汽轮机后轴出现异常振动。
解决汽轮机后轴振动问题需要根据具体情况进行详细检查和分析，通过监测数据、频谱分析等手段确定振动源，再针对性地采取措施进行调整或维修。
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装置，使用汽轮机驱动发电机发电。
在使用过程中，有时会出现汽流激振故障，这会影响到发电机组的正常运行。
本文将对汽流激振故障进行分析，并提供处理故障的方法。
一、汽流激振故障的原因分析1. 气体流动不稳定：在汽轮机内部，气体是以高速流动的方式进入和流出。
如果气体流动不稳定，会引起汽流激振故障。
造成气体流动不稳定的原因可能包括定子叶片损伤、进气量不足、排气系统阻力过大等。
2. 汽轮机顶盖失稳：汽轮机的顶盖是固定在转子上的零件，如果顶盖在高速运转中失稳，会产生振动力，导致汽流激振故障。
顶盖失稳的原因可能包括材料疲劳、安装不稳、转子不平衡等。
3. 转子不平衡：转子不平衡是导致汽流激振故障的一个常见原因。
转子不平衡可能是由于零件制造不精确、装配过程中的错误等引起的。
二、汽流激振故障的处理方法1. 定期维护保养：定期对汽轮发电机组进行维护保养，包括定期清洗空气滤清器、检查叶片是否有损坏、检查排气系统是否通畅等。
通过定期维护保养，可以确保发电机组的稳定运行，减少汽流激振故障的发生。
2. 检查顶盖安装：检查汽轮机顶盖的安装情况，确保顶盖安装牢固，防止顶盖失稳引起的振动力。
如果顶盖材料疲劳，应及时更换。
3. 平衡转子：对转子进行平衡校正，消除转子不平衡引起的振动力。
可以使用动态平衡仪进行转子平衡校正，确保转子平衡。
4. 增强检测手段：增加汽轮发电机组的振动监测和故障检测手段，及时发现和处理潜在的汽流激振故障。
可以使用振动传感器等设备，监测发电机组的振动情况，及时判断是否存在汽流激振故障。
5. 提高制造精度：加强对汽轮发电机组零部件的制造精度控制，减少由于制造不精确导致的汽流激振故障。
加强装配过程中的质量控制，确保零部件的精确装配。
三、汽流激振故障的处理注意事项1. 处理汽流激振故障时，应先确定故障的具体原因。
可以通过检查设备、振动监测等手段进行故障诊断，找出故障的真正原因。
汽流激振故障的诊断与处理
故 障在 现场 日益 暴 露 出来 ， 重 影 响 了 电厂 的安 严
全稳定 运行 。 根 据汽流 激振 机理和 国外 大容量 机组 的运 行
平衡 蒸汽 力可 能 引 起转 子 产 生 自激 振 动 ， 而影 从
响机 组轴 系 的稳 定性口 。 ］
１ １ 叶 顶 间 隙 激 振 力 ．
不 同 ， 汽在 不 同间 隙位 置处 的泄漏 量不 均匀 ， 蒸 进
力 的主要 因素 ； 其 随着超 临界机 组 的投 运 ， 流 尤 汽 激振 引起 的低 频振 动会 更 加 突 出 ， 以加 强对 高 所 参数 、 大容 量机 组 汽 流激 振 的研 究很 有 必 要 。本
第３ ９卷 第 １期 ２１ ０ ０年 ３月
Байду номын сангаас
热 力 透 平
Ｔ Ｅ ＭＡＬ ＴＵＲ ＢＩ Ｈ Ｒ ＮＥ
Ｖ０ ． ９ ＮＯ １ １３ ．
Ｍａ ．２ １ ｒ Ｏ ０
汽 流激振 故 障 的诊 断 与处 理
牟 法海 石瑞 平 王 建 卢 盛 阳 ， ， ， ， 李铁 军
Ａｂ ｔ ａ ｔ ｓｒ ｃ ： Ｔｈ ｓ ｅ ｓ ｙ ｐ ｅ ｅ ｔ ｈ ｃ ａ ｉｍ ，ｆ ａ ｕ ｅ ｎ ｅ ｌ ｇ ｏ ｔａ ｉｄ ｃ ｄ ｖ ｂ ａ ｉ ｎ ｏ ｕ ｂ － ｉ ｓ ａ ｒ ｓ ｎ ｓ ｔ ｅ ｍｅ ｈ ｎ ｓ ｅ ｔ ｒ ｓ ａ ｄ ｄ ａ ｉ ｆ ｓ ｅ ｍ－ｎ ｕ ｅ ｉ ｒ ｔ ｆｔ ｒ ｏ ｎ ｏ
汽流激振
The American Electric Power Amos No.3 (1300MW，双轴)
机组于1973年3月投入商业运行时，高压 转子即存在汽流激振问题。同年11月检修 中拟将1号瓦更换为可倾瓦，因其它原因 未能实施，只将1号轴瓦旋转15°以提高 其横向稳定性。但是满负荷工况下汽流激 振引起1号轴瓦剧烈的低频振动，被迫降 低机组负荷，当负荷稳定在1230MW时，1 号轴瓦低频振动消失。
蒸气激振力之三—静态蒸汽力
由于高压缸进汽方式的影响，高压蒸汽产生一作用于转 子的蒸汽力，其一方面可影响轴颈在轴承中的位置，改 变了轴承的动力特性（轴承载荷变化）而造成转子失稳， 另一方面使转子在汽缸中的径向位置发生变化，引起通 流部分间隙的变化。在喷嘴调节汽轮机中该蒸汽力是由 于部分进汽引起的，通常考虑到汽缸温差方面的因素， 喷嘴调节模式运行时首先开启控制下半180°范围内的 喷嘴的调节汽阀，一般是下缸先进汽。调节级喷嘴进汽 的非对称性，引起不对称的蒸汽力作用在转子上，在某 个工况其合力可能是一个向上抬起转子的力，从而减少 了轴承比压，导致轴瓦稳定性降低。此力的大小和方向 与机组运行中各调门的开启顺序、开度和各调门喷嘴数 量有关。
第六部分
油膜失稳与蒸汽激振 特征分析、对策及案例
第一小节
简介
关键词 • 超临界压力
• 汽轮机
• 蒸汽激振 • 低频振动
轴系振动稳定性简介
轴系振动稳定性属于自激振动范畴。自激振动是指 由振动体自身所激励的振动，其振动与机组转子质 量不平衡等无直接的关系，而是由于机械振动系统 内部的力激发起来的。维持自激振动的能量来源于 系统本身运动中获取的能量。系统一旦失稳，振幅 将随时间迅速发散（线性系统）或呈极限轨迹（非 线性系统）。机组轴系设计中应尽量消除或削弱能 够引起转子不稳定自激振动的机制，如轴承油膜不 稳定、蒸汽涡动等。轴系的设计还应能提供足够的 阻尼，吸收和削弱引起自激振动的能量。轴系的阻 尼主要来源于支持轴承的油膜阻尼。
大型汽轮机气流激振问题的分析与处理
大型汽轮机气流激振问题的分析与处理新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古自治州轮台县841000摘要：随着我国电力工业的结构调整，研究、生产和发展超临界压力机组是火力发电节能、环保、提高发电效率、降低发电成本的必然趋势。
但汽轮机蒸汽参数的增加会导致高压缸进汽密度和流速的增加，作用在高压转子上的切向力会提高动静间隙、密封结构和转子-汽缸对中的灵敏度，从而增加作用在高压转子上的激振力。
这些都会降低轴系的振动稳定性，严重时会诱发高压转子失稳，产生很大的低频振动。
由于蒸汽激振力与机组的出力近似成正比，因此。
蒸汽激振引起的不稳定振动成为限制超临界机组出力的重要因素。
例如，在苏联和美国超临界压力机组的早期生产和运行中。
这种低频振动问题比较突出。
当在负载条件下运行时，机器跳闸或被迫在有限负载下运行，这直接影响机组的可用性。
在我国，随着国产超临界机组的发展和将来的投产，将会面临这种低频振动问题。
因此，加强对超临界机组蒸汽激振的研究十分重要。
关键词：汽流激振;低频振动;振动稳定性;超临界汽轮机；介绍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、汽流激振机理根据目前的研究结果,汽轮机汽流激振力通常来自3个方面。
1.叶顶间隙激振力。
汽轮机叶轮在偏心位置时,由于叶顶间隙沿圆周方向不同,蒸汽在不同间隙位置处的泄漏量不均匀,使得作用在叶轮沿圆周向的切向力不相等,就会产生一作用于叶轮中心的横向力(合力),也称为间隙激振力。
该横向力趋向于使转子产生自激振动。
在1个振动周期内,当系统阻尼消耗的能量小于该横向力所做的功,这种振动就会被激发起来。
叶顶间隙不均匀产生的间隙激振力大小与叶轮的级功率成正比,与动叶的平均节径、高度和工作转速成反比。
因此,间隙激振容易发生在大功率汽轮机及叶轮直径较小和短叶片的转子上,即大型汽轮机的高压转子上。
汽轮机常见的振动类型
常见汽轮机的振动类型时影响汽轮机稳定运行的因素有很多，一旦电厂汽轮机运行过程中出现故障，将会直接影响发电系统的正常工作。
汽轮机组的振动是机组运行必须要监测的一个非常重要的参数，因为当机组振动超过规定的范围，将会引起设备的损坏，甚至造成严重后果：使转动部件损坏。
当机组振动过大时，会使叶片、围带、叶轮等各部件的应力增加，从而产生很大的交变应力，导致疲劳而损坏；使机组动、静部分发生磨损；使各链接部件松动；直接造成运行事故。
当机组振动过大，同时又发生在高压缸端侧时，有可能危及保安器误动作而发生停机事故。
（一）汽轮机振动的常见原因1. 轴承的轴向振动引起轴承轴向振动过大的原因有：弯曲的转子在旋转时，轴颈产生偏转，轴颈在轴瓦内的油膜承力中心沿轴向随转速发生周期性变化，从而引起轴承座的轴向振动；轴瓦受力中心跟轴承座几何中心不重合；轴承座不稳固。
挠曲的转子在旋转时，将力图使轴瓦及轴承座作相应的偏转，但轴承无法追随轴颈的偏转只能形成轴向振动。
轴向振动的幅值同转子的挠曲程度成正比，而各轴承振动的相位则取决于转子挠曲弹性线的形状。
在一阶临界转速附近转子2个轴承的轴向振动相位相反。
而在二阶临界转速附近转子2个轴承的轴向振动相位则相同。
2. 汽流激振一般情况下，汽轮机组中的高中压转子是发生汽流激振的主要部件。
其原因是汽轮机内流中的蒸汽会发生一定程度的膨脹，这样一来，一方面会使高中压转子产生切向力转矩，另一方面还会产生一个从高压端到低压端的轴向力，在这2种外力作用下，高中压转子的叶片会在不均匀汽流的冲击作用下使汽轮机转子发生汽流激振这一故障。
3. 转子热弯曲所谓的汽轮机转子就是指汽轮机组中能够转动的部分，同时转子承担着汽轮机能量转化的重要任务，而转子热弯曲故障的产生与转子本身工作温度以及蒸汽的参数设定值有一定的关系。
目前，转子热弯曲故障多在汽轮机组冷态起机定速带负荷运行中发生，这是因为在这种工作条件下，转子工作温度较高，同时叶片、叶轮和主轴在高速旋转下，会受到较大的离心应力，进而容易发生弯曲形变，如果转子发生热弯曲故障后仍不采取措施，那么还将会导致摩擦振动等其他故障的产生，影响电厂发电机组运行安全。
汽轮机振动大原因分析及处理
汽轮机振动大原因分析及处理一、现象2004.05，#2机检查性大修结束，在启机及带负荷过程中#1瓦振动、瓦温均正常，随着时间的延长，#2机#1瓦振动逐渐增大，在2005.02、2006.02、2008.02分别对#2机#1瓦振动大进行过检修，每次检修后振动虽然较检修前有所减小，但变化不是很明显，每次检修后运行一段时间振动又开始逐渐增大，在同一时期内其振动随着负荷的增大而增大，当负荷不变时，凝汽器真空高时比真空低时振动稍有增大，2010.03.05，启机过临界时振动最大为329μm，2010.03.17，负荷为295MW时振动最大为180μm二、原因分析1、油温过高或过低，油膜振荡。
#2机振动是在运行中逐渐增大的，润滑油油温与振动有一定的关系，油温越低振动越大，但油温过高又会引起轴瓦温度上升且由于#1瓦为可倾瓦产生油膜振荡的可能性很小，从振动频谱分析来看主要是工频，1/2倍频引起的振动很小，因此油膜振荡的可能性较小2、油中进水，油脂乳化如果油中进水，油膜变薄，轴瓦温度升高，而#1瓦瓦温正常，且油脂化验合格。
3、转子热变形或弯曲转子热变形引发的振动特征是与转子温度和蒸汽参数有密切关系，大都发生在机组冷态启机定速后带负荷阶段，此时转子温度逐渐升高，材质内应力释放引起转子热变形，振动增大。
如果大轴弯曲，那么转子在空转、低负荷及高负荷时振动应该都大，这点与我们现场的情况相似。
4、动静碰摩动静发生摩擦时，振动的幅值具有波动性，波动时间可能比较长。
摩擦严重时，幅值不在波动，振幅会急剧增加，导致跳机，且会有摩擦声。
但#2机振动基本稳定没有明显的波动现象，且通过启停机和运行中检查未发现有摩擦的迹象5、叶片损坏或段落如果叶片损坏或段落，振动会急剧增加，最后跳机。
而#2机的振动并没有急剧增加，而是在不同的负荷振动不同。
因此可以排除叶片损坏或段落。
6、动不平衡如果转子存在动不平衡，则振动主要是跟转速有关，而且振动与负荷有关，在某一负荷状态下振动较大，这一点与现场的情况相似，但是否是主要原因还需要进一步确认7、轴承座地脚螺栓松动如果地脚螺栓松动，则轴承座振动应该也大，但实际上轴承座振动不大，松动的可能性不大。
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。
第二讲 超超临界汽轮机的固体颗粒侵蚀与汽流激振
• 从低压级（缸）的损失看，由于低压级的蒸 汽 比容很大，所以叶轮摩擦损失很小；由于低压 级均是全周进汽，所以没有部分进汽损失；而低 压级的叶片高度很大，漏汽间隙所占比例很小， 因此漏汽损失很小；另一方面，由于蒸汽容积流 量很大，而通流面积受到一定限制，因此低压级 的余速损失较大；由于低压级一般都处于湿蒸汽 区，所以存在湿汽损失，而且压力越低该项损失 越大。总而言之，对于低压级（缸），由于湿汽 损失很大，使其效率降低很多，尤其是最后几级 。
见教材
普通型
改进型
• 再热第1级的固粒冲蚀及防SPE措施 再热第1级固体颗粒物冲蚀主要表现在导叶出口 背弧上，说明固体颗粒物冲蚀机理不同于调节级 ，其机理是静/动叶片之间固体颗粒物复杂的多 重反射冲击现象。来自导叶出口的粒子首先打在 动叶进汽边背弧上，粒子在动叶上获得巨大切向 速度，并以小角度冲击导叶出口背弧表面，对导 叶形成严重的冲蚀。
汽流激振故障特征
（1）对负荷变化较敏感 通常出现在机组带负荷过程中，且一般发生在高 负荷区。振动与负 荷之间有一定的重复性。 蒸汽激振常出现在机组并网后负荷逐渐增加的过 程中，其主要特征是振动敏感于机组负荷，一般 发在机组带较高负荷时突发性振动。通常有一个 门槛负荷值，超过此门槛值，立即激发蒸汽激振 ，而当负荷降低到某一数值后，激振可消失，有 较好的重复性，与轴承油膜涡动不同，蒸汽激振 产生的低频振动的频率与转子的工作转速无关， 常与转子的一阶临界转速相吻合。
第二章 第五节 超超临界汽轮机的 固体颗粒侵蚀与汽流激振
固体颗粒的侵蚀SPE(Solid Particle Erosion)
• 喷嘴和叶片的固体颗粒物冲蚀（SPE）是超临 界参数汽轮机问世以来就面临的严重问题。超 临界机组采用直流锅炉，启动和变负荷运行过 程中，蒸汽管道中产生的氧化物受交变热应力 的作用而剥离进入蒸汽中，对主蒸汽调节阀、 再热蒸汽调节阀、调节级喷嘴和动叶、再热第 1级静、动叶造成固体颗粒物冲蚀现象。严重 影响机组运行的安全性、可靠性和经济性。
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。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
油膜失稳与蒸汽激振 特征分析、对策及案例
第一小节 简介
关键词
• 超临界压力 • 汽轮机 • 蒸汽激振 • 低频振动
轴系振动稳定性简介
轴系振动稳定性属于自激振动范畴。自激振动是指 由振动体自身所激励的振动，其振动与机组转子质 量不平衡等无直接的关系，而是由于机械振动系统 内部的力激发起来的。维持自激振动的能量来源于 系统本身运动中获取的能量。系统一旦失稳，振幅 将随时间迅速发散（线性系统）或呈极限轨迹（非 线性系统）。机组轴系设计中应尽量消除或削弱能 够引起转子不稳定自激振动的机制，如轴承油膜不 稳定、蒸汽涡动等。轴系的设计还应能提供足够的 阻尼，吸收和削弱引起自激振动的能量。轴系的阻 尼主要来源于支持轴承的油膜阻尼。
蒸汽激振的振动特征
➢ 蒸汽激振出现在机组并网之后、负荷逐渐增加的过程中， 主要特点是振动敏感于负荷，且一般发生在较高负荷。 突发性振动通常有一个门槛负荷，超过此负荷，立即激 发蒸汽激振，而当负荷降低至某一数值时，振动即能恢 复，有较好的重复性。蒸气激振引起的振动有时与调门 的开启顺序和调门开度有关，通过调换或关闭有关阀门 能够避免低频振动的发生或减小低频振动的幅值。
该机组于1968年12月17日11:40首次并网，1969年 5月25日11:30首次达到额定负荷(715MW)。随后试 图通过超压5％带到最大负荷（790MW），当机组 有功负荷带到740MW时，高压转子突发剧烈振动， 被迫手动打闸停机。在之后的几次试验中发现高 压转子突发振动与机组负荷有密切关系，且重复 性较好。
美国是世界上发展超临界机组最早的国 家，在发展超临界压力机组期间，蒸汽 激振问题曾出现在一些450MW、600MW、 700MW、800MW和1300MW容量等级机组上， 主要表现在机组带大负荷运行时高压转 子和调门的突发性低频振动，严重影响 机组的可用率。
The Pennsylvania Power & Light Company runner No.3 (715MW，双轴)
➢对于带有围带汽封的动叶，通过围带汽封蒸汽的不均匀流动会 形成不对称的压力分布，会产生附加的蒸汽激振力。此时总的 蒸汽激振力要大于上述的间隙激振力，特别是对于反动度较小 的透平级，如冲动式汽轮机，二者的差异更大。该附加力的大 小与围带汽封的径向间隙成反比，与叶轮前后压差、围带宽度、 围带半径成正比，而叶轮轴向间隙的减小在一定程度上可降低 蒸气激振的影响。所以，适当放大汽封片的径向间隙、缩小叶 轮轴向间隙可以减小该流体激振力。
蒸气激振力之三—静态蒸汽力
由于高压缸进汽方式的影响，高压蒸汽产生一作用于转 子的蒸汽力，其一方面可影响轴颈在轴承中的位置，改 变了轴承的动力特性（轴承载荷变化）而造成转子失稳， 另一方面使转子在汽缸中的径向位置发生变化，引起通 流部分间隙的变化。在喷嘴调节汽轮机中该蒸汽力是由 于部分进汽引起的，通常考虑到汽缸温差方面的因素， 喷嘴调节模式运行时首先开启控制下半180°范围内的 喷嘴的调节汽阀，一般是下缸先进汽。调节级喷嘴进汽 的非对称性，引起不对称的蒸汽力作用在转子上，在某 个工况其合力可能是一个向上抬起转子的力，从而减少 了轴承比压，导致轴瓦稳定性降低。此力的大小和方向 与机组运行中各调门的开启顺序、开度和各调门喷嘴数 量有关。
蒸气激振力之二—密封流体力
由于转子的动态偏心，引起轴封和隔板汽封腔 室中蒸汽压力分布的不均匀，其结果产生一垂 直于转子偏移方向的合力。与前者一样，该切 向力使转子运动趋于不稳定。研究表明，该流 体力包括蒸汽在密封内轴向流动和周向流动产 生的两部分汽流力。蒸汽轴向流动产生的流体 切向力和径向力与轴封的几何尺寸、轴封蒸汽 流量、温度、压力、轴封齿平均间隙以及转子 角速度等因素有关，而蒸汽周向流动产生的汽 流力可以用类似于描述轴承动特性的四个弹性 和四个阻尼系减率 系统阻尼 系统抗定常干扰界限值
汽流激振力之一—叶顶间隙激振力
➢汽轮机叶轮在偏心位置时，由于叶顶间隙沿圆周方向不同，蒸 汽在不同间隙位置处的泄露量不均匀，使得作用在各个位置叶 轮的圆周切向力不同，就会产生一作用于叶轮中心的横向力 （合力），也称为间隙激振力。叶顶间隙不均匀产生的间隙激 振力大小与叶轮的级功率成正比，与动叶的平均节径、高度和 工作转速成反比。由此也可以看出，间隙激振容易发生在汽机 大功率区段及叶轮直径较小和短叶片的转子上，即高参数大型 汽轮机的高压转子上。
振动失稳之一—油膜涡动/振荡
汽轮发电机组自激振动大多是由支持轴承的油膜 失稳造成的。油膜涡动是油膜力激发的振动。根 据振动频谱很容易识别油膜涡动不稳定，其出现 时的振动频率为同步振动频率的40％～48％，接 近转速频率的一半，也常称为油膜半速涡动。油 膜失稳引起的自激振动通常与转速有关。当机器 出现油膜涡动不稳定，而且油膜涡动频率等于系 统的某一阶固有频率时就会发生油膜振荡。通常 一旦发生油膜振荡，无论转速继续升至多少，涡 动频率将总保持为转子一阶临界转速频率。理论 研究和现场实践经验表明，改变轴承型式、增大 轴承比压、减小轴承顶隙、降低润滑油的粘度等 措施可以消除或减小油膜振荡或油膜涡动。
➢ 蒸汽激振产生的自激振动为转子的正向进动，发生严重 蒸汽激振产生自激振动的振动频率通常与转子第一临界 转速频率相吻合，在绝大多数情况下振动成份以接近工 作转速一半的频率分量为主。此外，由于实际蒸汽力和 轴承油膜力的非线性特性，有时会呈现其它一些谐波频 率分量。
第二小节
工程案例
美国超临界机组蒸汽激振案例
振动失稳之二—蒸汽激振
大型汽轮机发生自激振动的另一主要原因是蒸汽激振。为 提高机组热效率，通常采用的方法是增加级数、提高工作 转速和提高工作介质初参数（压力和温度）。前两种方法 使得转子的临界转速降低，均会导致轴系稳定性下降。最 后一种方法则可能会产生引起轴系自激振动的蒸汽激振 力—工作介质(蒸汽)诱发的激振力，在高热力参数的汽轮 机上表现较为突出。运行经验表明，现代大型汽轮机（尤 其是超临界压力的汽轮机）的高压（或高中压）转子容易 发生蒸汽激振，致使轴系振动失稳。对于超临界和亚临界 压力的大功率汽轮机来说，因为轴承油膜不稳定的影响和 通流部分“蒸汽力”的干扰会结合在一起，会增大轴系产 生低频振动的可能性。