关于防止汽轮机大轴弯曲事故的学习交流材料
一、相关设备和系统情况
江苏新海发电有限公司1号机组系上海电气集团引进德国西门子技术生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压凝汽式汽轮发电机组，额定容量1030MW 。汽轮机型号为 N1000-26.25/600/600 （TC4F ），发电机型号为 THDF125/67。该机组于 2012年11 月24日投入商业运行。
机组轴系由高压转子、中压转子、两根低压转子、发电机转子和励磁机转子及相应的 8 个支持轴承组成。轴系中高压转子为双支撑结构，中压转子和两根低压转子都是单支撑结构，发电机和励磁机转子是三支撑结构。 汽轮机轴承都是椭圆瓦落地轴承，发电机轴承是端盖轴承。机组的轴系结构示意图见图 1所示。
该机组自投产并运行至 2013年3月，#1 轴承瓦振偶尔出现波动，4月波动现象开始较为频繁出现，多次发生振动突跳现象，轴振动幅值大幅爬升，并且分别于 5月8日、 7月10日和10月23日因#1轴承瓦振超过跳机值引发三次跳机。此问题的存在严重影响了机组运行的安全性和可靠性。在2013年12月开始的机组首次A 级检修
中，公司工程技术人员在前期充分、细致的准备工作基础上，通过设备检修彻底解决了这一重大缺陷，保证了机组的安全、稳定运行。
二、新电公司对照“二十五项重点要求”的检查情况
1、应具备和熟悉掌握的资料。
由于该机组为新建机组，未进行过机组大修，相关的机组安装资料已由施工单位移交公司档案部门。经检查档案部门保管的资料，确认资料齐全、记录完整，记录中的相关数据都符合质量标准的要求。运行规程、运行系统图、检修规程等相关文件都已完成编审批工作。
2、汽轮机启动前必须符合的条件。
上海电气集团引进德国西门子技术生产的1000MW 机组在启动过程中，必须满足设定条件才可以执行后续操作。查看机组启动期间的相关历史数据，未发现异常。
3、机组启停过程操作措施。
对照“二十五项重点要求”的相关规定，未发现在机组启停过程中存在违规情况。
4、汽轮机发生下列异常情况，应立即打闸停机。
检查确认机组各项保护投入率100%，出现制造商规定的停机动作值，立即自动打闸停机。在2013年5月8日、 7月10日和10月23日三次#1轴承瓦振超过跳机值时，保护动作及时、准确。
5、采用良好的保温材料和施工工艺，保证机组正常停机后的温差符合要求。
查看机组停机后的历史数据，确认机组正常停机后的温差符合要求。
6、疏水系统保证疏水畅通；减温水管路阀门应能关闭严密，应设臵逆止阀和截止阀；门杆漏汽至除氧器管路应设臵逆止阀和截止阀；高、低压加热器应装设紧急疏水阀。
对照“二十五项重点要求”的相关规定，对机组现场的管道系统、阀门设臵等情况进行了排查，未发现不符合规定的情况。
7、机组监测仪表完好、准确，定期校验。
运行、检修人员对机组的监测仪表进行排查、梳理，确保电气仪表、热工仪表完好准确率≥99%；继电保护、热工保护正确动作率=100%；热工保护投入率=100%。
8、凝汽器应有高水位报警并在停机后正常投入；除氧器应有水位报警和高水位自动放水装臵。
对现场设备进行检查，确认凝汽器、除氧器具备“二十五项重点要求”中规定的要求。
9、严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。 对运行、检修的相关操作程序进行梳理、检查，确保不发生违反汽轮机进水、进冷汽的情况。
三、新电公司#1机组汽轮机振动大攻关工作开展情况
3.1 第一阶段
3.1.1 情况经过
2013年4月9日#1机组#1轴瓦振动首次异常，4月20日#1机组#1轴瓦振动再次异常。
图2 4月9日#1轴瓦异常振动时负荷、轴振、瓦振曲线
3.1.2 事后分析
3.1.2.1 2013年4月9日首次出现#1轴瓦异常振动后，对补汽阀进行检查，确认补汽阀处于关闭状态、未有动作，为确保机组运行期间补汽阀不发生误动，将补汽阀EH 进油门关闭。但4月20日依然再次出现#1轴瓦异常振动，故基本可排除补汽阀问题。
3.1.2.2 振动突变时，低频量（25Hz 左右）突增。在振动未突变时，#1瓦也在一定范围内波动，其波动原因为存在低频量。
图3 1X振动列表图
从图3可以看出，4月9日在振动突然增大前，#1瓦X 方向轴振0.5倍频（25Hz ）在7μm ～45μm 范围内波动，在突变后#1瓦X 方向轴振0.5倍频在78μm ～101μm 间波动，振动增大成分主要是低频成分（25Hz ）, 同时工频振动也有一定的增大，在突变消失后#1瓦X 方向轴振0.5倍频又变成在7μm ～30μm 间波动。
图4 #1瓦X 方向轴振频谱
由图5可以看出，在4月20日#1轴瓦振动突然增大时，#1轴瓦
的频谱分析中也有较大的25HZ 分量。
图5 4月20日#1轴瓦异常振动时频谱图
从机组正常运行#1瓦轴振等存在低频量，且振动突变时也主要是低频量突增等现象，分析机组异常振动原因为#1瓦油膜失稳或高压转子汽流激振，但考虑到高压缸对称进气，汽流激振可能性较小（制造厂认为不可能是汽流激振）。
要消除低频量，只能增加轴瓦稳定性，提高轴瓦抗失稳能力。采取措施一般为：1、提高#1瓦承载（提高#1瓦标高），2、检查轴瓦、及间隙、紧力情况，3、适当缩小轴瓦顶隙，增大轴瓦侧隙。但这种处理需要一定时间。
3.1.3 事后采取的措施
(1)运行人员采取措施，降低高缸两侧的调门进汽差异。
(2)确保轴承进油量、油温正常。
(3)为确保机组运行期间补汽阀不发生误动，将补汽阀EH 进油门关闭.
(4)运行人员发现#4、#5轴瓦的顶轴油模块逆止门不严，怀疑#4、
#5轴瓦的顶轴油进入#1轴瓦造成#1轴瓦异常，于5月1日#1机组开机后将#4、#5轴瓦的顶轴油进油门关闭。
3.2 第二阶段
3.2.1 情况经过
2013年5月8日因#1机#1轴瓦振动异常汽机跳闸。2013年7月10日再次因#1机#1轴瓦振动异常机组跳闸。
3.2.2 事后分析
图6 2013年7月10日跳机#1轴X 振动和1瓦振动频谱图
如图5所示，4月20日#1轴瓦异常振动时的轴振动已呈现较大的低频成分（≈60μm ），且其瓦振动不但存在低频成分，还存在一定量
的高频成分。
从图6来看，与此前相比较轴振动的低频成分显著增大（≈120μm ），且轴承座振动也呈现明显的低频振动和大量的高次谐波。
图7 2013年7月10日跳机前1瓦轴振低频分量趋势图
1
图8 2013年7月10日跳机前1瓦轴振低频分量趋势图2
从图7和图8 来看，19：20～19:40#1轴瓦的轴振低频成分最大不超过30μm,20:45～21:05低频振动成分最大接近80μm ，从整体上看低频振动幅值呈现逐步增大趋势。
3.2.2.1 #1轴瓦的瓦振和轴振的振动特征
（1）轴瓦振动在运行中会突然跳升，轴振也呈现同步爬升。
（2）轴瓦振动跳动现象最初发生在额定负荷附近，后在较低负荷也出现，且波动的频次趋于频繁，波动的幅值趋于增大，似乎有一定的随机性。
（3）振动跳动时轴振出现较大的25Hz （半频）振动成分，但瓦
振除有一定的低频分量外，还有很多幅值较大的高次谐波分量，此时油膜压力也会同步波动。
（4）振动跳动是前箱附近伴随异常的声音。
（5）振动跳动的持续时间长短不一。
（6）#1轴瓦轴振的基数不断增大趋势。
（7）振动跳动时，通常采取降负荷或限制蒸汽流量来控制或消除振动突升，提高油温对抑制振动波动也有一定作用。
（8）#1轴瓦润滑油压较以前略有降低，为2.5MPa 左右。
3.2.2.2 #1轴瓦瓦振大和轴振波动的可能原因
（1）高压转子动静碰磨产生热弯曲。
（2）轴承支座摆动。
当#1轴瓦垫铁与轴承支座接触差，呈局部点接触时，转子运行中会对轴承支座产生冲击振动，造成轴承支座的摆动，在瓦振动频谱上呈现高频振动分量，且会产生异常撞击声。当出现新的扰动时，#1轴瓦垫铁与轴承支座接触状态改变，振动可能复原，这种振动与扰动有关，呈现一定的随机性。
（3）轴系稳定性不足。
#1 轴承承载较轻，油膜压力只有 2.5MPa 左右，数值较同型机组 5MPa 左右的油膜压力明显偏小，因而轴承稳定性较差，轴瓦磨损后，转子下沉，承载进一步减小（油膜压力有降低趋势），同时顶隙增大，使得轴承稳定性继续降低。 当转子在汽流力作用下发生移位时，转子偏心产生的汽流激振力进一步降低了轴系稳定性，造成轴系
失稳，就会出现低频振动。
（4）高压转子外伸端不平衡 。
高压转子相对较小，其前与盘车装臵的齿形联轴器相连，后通过联轴器与中压转子相连，它们都可认为是高压转子的外伸端。当齿形联轴器过度磨损，或与高压转子连接存在较大偏差，在变工况时高压转子外伸端会产生不平衡，引起不平衡振动。同样，当高/中转子联轴器连接螺栓紧力不足或不均匀时，在变工况时联轴器连接状况恶化，会产生附加的质量不平衡，从而也会影响高压转子的振动。 此外，当运行后因工况突变（如甩负荷）时或应力释放引起联轴器或盘车齿轮晃度增大，都会造成平衡恶化使振动出现爬升。
3.2.3 事后采取的措施
（1）由于2013年4月9日、4月20日#1轴瓦在机组负荷1000MW 出现异常振动后，将机组负荷降低至950MW 左右振动情况即回复正常，而5月8日机组跳机时的机组负荷也为1000MW 。故在5月8日机组跳机后将机组负荷限制在950MW 以下。但2013年7月10日机组跳闸时机组的负荷为930MW ，后发现7月10日机组跳机时尽管未超过原有的负荷限值950MW ，可是由于当时气温较高，机组背压偏高，主蒸汽流量为2540T/h，已达到5月份（第一次机组跳闸）950MW 时的主蒸汽流量值，因此进行机组的负荷控制时以主蒸汽流量为准，主蒸汽流量不超过2450 T/h。
（2）在现场架设瓦振测量装臵监测目前DCS 中的#1轴瓦瓦振数据是否受到干扰。
（3）适当改变轴封温度。
（4）运行进行压力偏臵试验。
（5）运行人员加强监视，一旦出现轴瓦振动异常的情况，立即降低机组负荷。
（6）将主机润滑油温由50℃提高至52℃。
3.3 第三阶段
3.3.1 情况经过
10月23日#1机#1轴承振动参数突然跳变，轴承振动保护动作，机组跳闸。
3.3.2 事后分析
3.3.2.1 振动特征
（1）引起跳机主要是低频成份，基频振动基本不变。
（2）轴振动和轴承座振动同步增大。
（3）机组跳闸后转速降低低频振动即消失，再定速正常。 振动趋势图和频谱图见图7所示。
图7 2013年10月23日跳机#1轴X 振动和1瓦振动趋势和频谱图
3.3.2.2 振动分析
综合以上振动特征，就#1轴瓦振动突增并跳闸而言，原因与此前两次跳机是一致的，即，机组在运行中低频振动成分急剧增大，振动迅速发散引起机组跳闸。
因为负荷稳定#1轴瓦仍然又诱发了很大的低频成分，因此其振动性质属于轴承自激振动，这种振动本身就具有突发性，其出现和消失都非常快，以秒计。
据目前的状况来看，#1轴瓦自身的油膜形成非常脆弱，任何轻微扰动都可能破坏其正常工作并诱发失稳加剧，进而导致低频振动成分剧增。当机组跳闸后转速下降，工作状态离开了失稳区域则低频成分很快消失。
增加轴承稳定性需要采取提高轴承比压，消除轴瓦缺陷等等措施，估计#1轴瓦可能存在比较大的缺陷，使轴承本身就工作在失稳区域的边缘。
3.3.3 事后采取的措施
（1）将机组的轴瓦进口润滑油温由当时的52℃，提高至55℃。（上海汽轮机厂要求的润滑油温范围为50℃--55℃。）
（2）运行人员严控两侧主汽温，确保两侧主汽温不出现过大偏差。
（3）运行人员密切监视#1轴瓦的顶轴油压，当#1轴瓦顶轴油压下降到1.7MPa 以下时，机组限负荷运行。
3.4 检修情况
2013年12月，江苏新海发电有限公司开始#1机组的首次A 级检修，本次机组检修的重点任务就是要解决#1轴瓦的异常振动问题，确保机组修后的安全运行。
3.4.1 检修中发现的问题
（1）#1轴瓦顶隙不符合标准（0.17--0.21mm ，标准为0.30--0.35mm ）。
（2）#1轴瓦两侧垫块间隙超标（两侧的垫块间隙一侧为0.06mm ，另一侧为0.29mm ，标准为0.01--0.03mm ）。
（3）#1轴瓦底部垫铁接触情况较差，存在较深的沟痕。
（4）#1轴承座紧固螺栓松动。
（5）#1轴瓦进油口处有冲刷痕迹。
（6）高压缸动静部件同心度偏差较大。检查高压缸动静部件同心度，发现高压缸#1轴瓦端转子偏B 0.65 mm ，转子偏上0.05 mm；
（7）液压盘车传动轴推力间隙超标。
3.4.2 基于发现问题进行的振动原因分析
（1）轴承的安装缺陷，包括垫铁与轴承支座的接触不良、轴瓦间隙不均匀等，进而引发了低频、基频，甚至高次谐波的振动波动。
（2）轴承承载较轻、稳定性裕度不足，再加上汽流扰动力影响，使得轴承存在轻微失稳，引发了低频振动波动。
（3 ）该型机组的高压缸受热后是以2号轴承座为死点向机头膨胀，由于高压缸重量轻，且长期处于高温、高压等恶劣环境下运行，现场容易出现因缸体跑偏或高压转子的大幅浮起而引发的动静碰摩，最终导致1号轴振的基频振动波动。
3.4.3 针对问题采取的处理措施
（1）轴瓦返厂处理，加工至标准尺寸。
（2）轴瓦底部的球面垫块接触面返厂重新加工。
（3）轴瓦两侧的垫块间隙调整至标准值；
（4）调整高压缸动静部件同心度。
（5）将#1轴瓦的标高向上调整0.09 mm。
3.5 机组修后情况
#1机组A 级检修后于2014年2月11日冲转至3000 rpm, 目前机组负荷最大已达到1030MW ，各道轴瓦的轴振最大不超过55um ，瓦振最大不超过5.0mm/s，且振动情况非常稳定。同时，根据修后#1轴瓦振动频谱的分析，修前#1轴瓦一直存在的25HZ 分量，现在也基本消失（见图8）。根据目前的机组运行情况，可以认定#1机组#1轴瓦异常振动问题已得到圆满解决。
图8 2014年3月19日#1轴振动和#1瓦振动频谱图
四、意见或建议
1、在问题的分析过程中，公司技术人员通过多种方式进行验证，确认在轴瓦异常振动时出现的高次谐波（见图6）是真实的。这点与当前的主流观点（即轴瓦振动不应该出现200 Hz以上的高次谐波）相左。建议在机组出现轴瓦振动异常且存在高频值时，在没有确认此高频值是否是干扰的情况下，不要草率加装滤波装臵将此高频值滤掉，确保设备安全。
2、在现场的测量过程中发现，我们现场的数据采集仪器中反映出来的数据与DCS 中反映的数据有偏差（即峰峰值与有效值的偏差），后经上海汽轮机厂确认该单位在1000MW 机组上提供的#1轴瓦的瓦振跳机值11.8mm/s是有效峰值，即峰峰值。因此，上海汽轮机厂1000MW 机组的瓦振跳机值比国家标准中的瓦振跳机值要求更严格。此点提醒同类型机组的厂家予以注意。
关于防止汽轮机大轴弯曲事故的学习交流材料
一、相关设备和系统情况
江苏新海发电有限公司1号机组系上海电气集团引进德国西门子技术生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压凝汽式汽轮发电机组，额定容量1030MW 。汽轮机型号为 N1000-26.25/600/600 （TC4F ），发电机型号为 THDF125/67。该机组于 2012年11 月24日投入商业运行。
机组轴系由高压转子、中压转子、两根低压转子、发电机转子和励磁机转子及相应的 8 个支持轴承组成。轴系中高压转子为双支撑结构，中压转子和两根低压转子都是单支撑结构，发电机和励磁机转子是三支撑结构。 汽轮机轴承都是椭圆瓦落地轴承，发电机轴承是端盖轴承。机组的轴系结构示意图见图 1所示。
该机组自投产并运行至 2013年3月，#1 轴承瓦振偶尔出现波动，4月波动现象开始较为频繁出现，多次发生振动突跳现象，轴振动幅值大幅爬升，并且分别于 5月8日、 7月10日和10月23日因#1轴承瓦振超过跳机值引发三次跳机。此问题的存在严重影响了机组运行的安全性和可靠性。在2013年12月开始的机组首次A 级检修
中，公司工程技术人员在前期充分、细致的准备工作基础上，通过设备检修彻底解决了这一重大缺陷，保证了机组的安全、稳定运行。
二、新电公司对照“二十五项重点要求”的检查情况
1、应具备和熟悉掌握的资料。
由于该机组为新建机组，未进行过机组大修，相关的机组安装资料已由施工单位移交公司档案部门。经检查档案部门保管的资料，确认资料齐全、记录完整，记录中的相关数据都符合质量标准的要求。运行规程、运行系统图、检修规程等相关文件都已完成编审批工作。
2、汽轮机启动前必须符合的条件。
上海电气集团引进德国西门子技术生产的1000MW 机组在启动过程中，必须满足设定条件才可以执行后续操作。查看机组启动期间的相关历史数据，未发现异常。
3、机组启停过程操作措施。
对照“二十五项重点要求”的相关规定，未发现在机组启停过程中存在违规情况。
4、汽轮机发生下列异常情况，应立即打闸停机。
检查确认机组各项保护投入率100%，出现制造商规定的停机动作值，立即自动打闸停机。在2013年5月8日、 7月10日和10月23日三次#1轴承瓦振超过跳机值时，保护动作及时、准确。
5、采用良好的保温材料和施工工艺，保证机组正常停机后的温差符合要求。
查看机组停机后的历史数据，确认机组正常停机后的温差符合要求。
6、疏水系统保证疏水畅通；减温水管路阀门应能关闭严密，应设臵逆止阀和截止阀；门杆漏汽至除氧器管路应设臵逆止阀和截止阀；高、低压加热器应装设紧急疏水阀。
对照“二十五项重点要求”的相关规定，对机组现场的管道系统、阀门设臵等情况进行了排查，未发现不符合规定的情况。
7、机组监测仪表完好、准确，定期校验。
运行、检修人员对机组的监测仪表进行排查、梳理，确保电气仪表、热工仪表完好准确率≥99%；继电保护、热工保护正确动作率=100%；热工保护投入率=100%。
8、凝汽器应有高水位报警并在停机后正常投入；除氧器应有水位报警和高水位自动放水装臵。
对现场设备进行检查，确认凝汽器、除氧器具备“二十五项重点要求”中规定的要求。
9、严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。 对运行、检修的相关操作程序进行梳理、检查，确保不发生违反汽轮机进水、进冷汽的情况。
三、新电公司#1机组汽轮机振动大攻关工作开展情况
3.1 第一阶段
3.1.1 情况经过
2013年4月9日#1机组#1轴瓦振动首次异常，4月20日#1机组#1轴瓦振动再次异常。
图2 4月9日#1轴瓦异常振动时负荷、轴振、瓦振曲线
3.1.2 事后分析
3.1.2.1 2013年4月9日首次出现#1轴瓦异常振动后，对补汽阀进行检查，确认补汽阀处于关闭状态、未有动作，为确保机组运行期间补汽阀不发生误动，将补汽阀EH 进油门关闭。但4月20日依然再次出现#1轴瓦异常振动，故基本可排除补汽阀问题。
3.1.2.2 振动突变时，低频量（25Hz 左右）突增。在振动未突变时，#1瓦也在一定范围内波动，其波动原因为存在低频量。
图3 1X振动列表图
从图3可以看出，4月9日在振动突然增大前，#1瓦X 方向轴振0.5倍频（25Hz ）在7μm ～45μm 范围内波动，在突变后#1瓦X 方向轴振0.5倍频在78μm ～101μm 间波动，振动增大成分主要是低频成分（25Hz ）, 同时工频振动也有一定的增大，在突变消失后#1瓦X 方向轴振0.5倍频又变成在7μm ～30μm 间波动。
图4 #1瓦X 方向轴振频谱
由图5可以看出，在4月20日#1轴瓦振动突然增大时，#1轴瓦
的频谱分析中也有较大的25HZ 分量。
图5 4月20日#1轴瓦异常振动时频谱图
从机组正常运行#1瓦轴振等存在低频量，且振动突变时也主要是低频量突增等现象，分析机组异常振动原因为#1瓦油膜失稳或高压转子汽流激振，但考虑到高压缸对称进气，汽流激振可能性较小（制造厂认为不可能是汽流激振）。
要消除低频量，只能增加轴瓦稳定性，提高轴瓦抗失稳能力。采取措施一般为：1、提高#1瓦承载（提高#1瓦标高），2、检查轴瓦、及间隙、紧力情况，3、适当缩小轴瓦顶隙，增大轴瓦侧隙。但这种处理需要一定时间。
3.1.3 事后采取的措施
(1)运行人员采取措施，降低高缸两侧的调门进汽差异。
(2)确保轴承进油量、油温正常。
(3)为确保机组运行期间补汽阀不发生误动，将补汽阀EH 进油门关闭.
(4)运行人员发现#4、#5轴瓦的顶轴油模块逆止门不严，怀疑#4、
#5轴瓦的顶轴油进入#1轴瓦造成#1轴瓦异常，于5月1日#1机组开机后将#4、#5轴瓦的顶轴油进油门关闭。
3.2 第二阶段
3.2.1 情况经过
2013年5月8日因#1机#1轴瓦振动异常汽机跳闸。2013年7月10日再次因#1机#1轴瓦振动异常机组跳闸。
3.2.2 事后分析
图6 2013年7月10日跳机#1轴X 振动和1瓦振动频谱图
如图5所示，4月20日#1轴瓦异常振动时的轴振动已呈现较大的低频成分（≈60μm ），且其瓦振动不但存在低频成分，还存在一定量
的高频成分。
从图6来看，与此前相比较轴振动的低频成分显著增大（≈120μm ），且轴承座振动也呈现明显的低频振动和大量的高次谐波。
图7 2013年7月10日跳机前1瓦轴振低频分量趋势图
1
图8 2013年7月10日跳机前1瓦轴振低频分量趋势图2
从图7和图8 来看，19：20～19:40#1轴瓦的轴振低频成分最大不超过30μm,20:45～21:05低频振动成分最大接近80μm ，从整体上看低频振动幅值呈现逐步增大趋势。
3.2.2.1 #1轴瓦的瓦振和轴振的振动特征
（1）轴瓦振动在运行中会突然跳升，轴振也呈现同步爬升。
（2）轴瓦振动跳动现象最初发生在额定负荷附近，后在较低负荷也出现，且波动的频次趋于频繁，波动的幅值趋于增大，似乎有一定的随机性。
（3）振动跳动时轴振出现较大的25Hz （半频）振动成分，但瓦
振除有一定的低频分量外，还有很多幅值较大的高次谐波分量，此时油膜压力也会同步波动。
（4）振动跳动是前箱附近伴随异常的声音。
（5）振动跳动的持续时间长短不一。
（6）#1轴瓦轴振的基数不断增大趋势。
（7）振动跳动时，通常采取降负荷或限制蒸汽流量来控制或消除振动突升，提高油温对抑制振动波动也有一定作用。
（8）#1轴瓦润滑油压较以前略有降低，为2.5MPa 左右。
3.2.2.2 #1轴瓦瓦振大和轴振波动的可能原因
（1）高压转子动静碰磨产生热弯曲。
（2）轴承支座摆动。
当#1轴瓦垫铁与轴承支座接触差，呈局部点接触时，转子运行中会对轴承支座产生冲击振动，造成轴承支座的摆动，在瓦振动频谱上呈现高频振动分量，且会产生异常撞击声。当出现新的扰动时，#1轴瓦垫铁与轴承支座接触状态改变，振动可能复原，这种振动与扰动有关，呈现一定的随机性。
（3）轴系稳定性不足。
#1 轴承承载较轻，油膜压力只有 2.5MPa 左右，数值较同型机组 5MPa 左右的油膜压力明显偏小，因而轴承稳定性较差，轴瓦磨损后，转子下沉，承载进一步减小（油膜压力有降低趋势），同时顶隙增大，使得轴承稳定性继续降低。 当转子在汽流力作用下发生移位时，转子偏心产生的汽流激振力进一步降低了轴系稳定性，造成轴系
失稳，就会出现低频振动。
（4）高压转子外伸端不平衡 。
高压转子相对较小，其前与盘车装臵的齿形联轴器相连，后通过联轴器与中压转子相连，它们都可认为是高压转子的外伸端。当齿形联轴器过度磨损，或与高压转子连接存在较大偏差，在变工况时高压转子外伸端会产生不平衡，引起不平衡振动。同样，当高/中转子联轴器连接螺栓紧力不足或不均匀时，在变工况时联轴器连接状况恶化，会产生附加的质量不平衡，从而也会影响高压转子的振动。 此外，当运行后因工况突变（如甩负荷）时或应力释放引起联轴器或盘车齿轮晃度增大，都会造成平衡恶化使振动出现爬升。
3.2.3 事后采取的措施
（1）由于2013年4月9日、4月20日#1轴瓦在机组负荷1000MW 出现异常振动后，将机组负荷降低至950MW 左右振动情况即回复正常，而5月8日机组跳机时的机组负荷也为1000MW 。故在5月8日机组跳机后将机组负荷限制在950MW 以下。但2013年7月10日机组跳闸时机组的负荷为930MW ，后发现7月10日机组跳机时尽管未超过原有的负荷限值950MW ，可是由于当时气温较高，机组背压偏高，主蒸汽流量为2540T/h，已达到5月份（第一次机组跳闸）950MW 时的主蒸汽流量值，因此进行机组的负荷控制时以主蒸汽流量为准，主蒸汽流量不超过2450 T/h。
（2）在现场架设瓦振测量装臵监测目前DCS 中的#1轴瓦瓦振数据是否受到干扰。
（3）适当改变轴封温度。
（4）运行进行压力偏臵试验。
（5）运行人员加强监视，一旦出现轴瓦振动异常的情况，立即降低机组负荷。
（6）将主机润滑油温由50℃提高至52℃。
3.3 第三阶段
3.3.1 情况经过
10月23日#1机#1轴承振动参数突然跳变，轴承振动保护动作，机组跳闸。
3.3.2 事后分析
3.3.2.1 振动特征
（1）引起跳机主要是低频成份，基频振动基本不变。
（2）轴振动和轴承座振动同步增大。
（3）机组跳闸后转速降低低频振动即消失，再定速正常。 振动趋势图和频谱图见图7所示。
图7 2013年10月23日跳机#1轴X 振动和1瓦振动趋势和频谱图
3.3.2.2 振动分析
综合以上振动特征，就#1轴瓦振动突增并跳闸而言，原因与此前两次跳机是一致的，即，机组在运行中低频振动成分急剧增大，振动迅速发散引起机组跳闸。
因为负荷稳定#1轴瓦仍然又诱发了很大的低频成分，因此其振动性质属于轴承自激振动，这种振动本身就具有突发性，其出现和消失都非常快，以秒计。
据目前的状况来看，#1轴瓦自身的油膜形成非常脆弱，任何轻微扰动都可能破坏其正常工作并诱发失稳加剧，进而导致低频振动成分剧增。当机组跳闸后转速下降，工作状态离开了失稳区域则低频成分很快消失。
增加轴承稳定性需要采取提高轴承比压，消除轴瓦缺陷等等措施，估计#1轴瓦可能存在比较大的缺陷，使轴承本身就工作在失稳区域的边缘。
3.3.3 事后采取的措施
（1）将机组的轴瓦进口润滑油温由当时的52℃，提高至55℃。（上海汽轮机厂要求的润滑油温范围为50℃--55℃。）
（2）运行人员严控两侧主汽温，确保两侧主汽温不出现过大偏差。
（3）运行人员密切监视#1轴瓦的顶轴油压，当#1轴瓦顶轴油压下降到1.7MPa 以下时，机组限负荷运行。
3.4 检修情况
2013年12月，江苏新海发电有限公司开始#1机组的首次A 级检修，本次机组检修的重点任务就是要解决#1轴瓦的异常振动问题，确保机组修后的安全运行。
3.4.1 检修中发现的问题
（1）#1轴瓦顶隙不符合标准（0.17--0.21mm ，标准为0.30--0.35mm ）。
（2）#1轴瓦两侧垫块间隙超标（两侧的垫块间隙一侧为0.06mm ，另一侧为0.29mm ，标准为0.01--0.03mm ）。
（3）#1轴瓦底部垫铁接触情况较差，存在较深的沟痕。
（4）#1轴承座紧固螺栓松动。
（5）#1轴瓦进油口处有冲刷痕迹。
（6）高压缸动静部件同心度偏差较大。检查高压缸动静部件同心度，发现高压缸#1轴瓦端转子偏B 0.65 mm ，转子偏上0.05 mm；
（7）液压盘车传动轴推力间隙超标。
3.4.2 基于发现问题进行的振动原因分析
（1）轴承的安装缺陷，包括垫铁与轴承支座的接触不良、轴瓦间隙不均匀等，进而引发了低频、基频，甚至高次谐波的振动波动。
（2）轴承承载较轻、稳定性裕度不足，再加上汽流扰动力影响，使得轴承存在轻微失稳，引发了低频振动波动。
（3 ）该型机组的高压缸受热后是以2号轴承座为死点向机头膨胀，由于高压缸重量轻，且长期处于高温、高压等恶劣环境下运行，现场容易出现因缸体跑偏或高压转子的大幅浮起而引发的动静碰摩，最终导致1号轴振的基频振动波动。
3.4.3 针对问题采取的处理措施
（1）轴瓦返厂处理，加工至标准尺寸。
（2）轴瓦底部的球面垫块接触面返厂重新加工。
（3）轴瓦两侧的垫块间隙调整至标准值；
（4）调整高压缸动静部件同心度。
（5）将#1轴瓦的标高向上调整0.09 mm。
3.5 机组修后情况
#1机组A 级检修后于2014年2月11日冲转至3000 rpm, 目前机组负荷最大已达到1030MW ，各道轴瓦的轴振最大不超过55um ，瓦振最大不超过5.0mm/s，且振动情况非常稳定。同时，根据修后#1轴瓦振动频谱的分析，修前#1轴瓦一直存在的25HZ 分量，现在也基本消失（见图8）。根据目前的机组运行情况，可以认定#1机组#1轴瓦异常振动问题已得到圆满解决。
图8 2014年3月19日#1轴振动和#1瓦振动频谱图
四、意见或建议
1、在问题的分析过程中，公司技术人员通过多种方式进行验证，确认在轴瓦异常振动时出现的高次谐波（见图6）是真实的。这点与当前的主流观点（即轴瓦振动不应该出现200 Hz以上的高次谐波）相左。建议在机组出现轴瓦振动异常且存在高频值时，在没有确认此高频值是否是干扰的情况下，不要草率加装滤波装臵将此高频值滤掉，确保设备安全。
2、在现场的测量过程中发现，我们现场的数据采集仪器中反映出来的数据与DCS 中反映的数据有偏差（即峰峰值与有效值的偏差），后经上海汽轮机厂确认该单位在1000MW 机组上提供的#1轴瓦的瓦振跳机值11.8mm/s是有效峰值，即峰峰值。因此，上海汽轮机厂1000MW 机组的瓦振跳机值比国家标准中的瓦振跳机值要求更严格。此点提醒同类型机组的厂家予以注意。