汽轮机高压调门异常波动的安全技术措施(正式)

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汽轮机高压调门异常波动的安全技术措施(正式)

Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level.

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文件编号：KG-AO-6930-54 汽轮机高压调门异常波动的安全技

术措施(正式)

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#3汽轮机多次发生高压调门异常波动的现象，甚至08月02日因高压调门波动导致主机EH油压低机组跳闸的事故发生。目前尚未找到导致高压调门波动的原因所在，专业督促技术支持部进一步查找造成#3机调门异常波动原因。同时对于3A主机EH油泵与3B 主机EH油泵在备用状态下启动电流相差大的状况，专业也将督促技术支持部采取相应措施防止调门异常波动情况下备用EH油泵无法启动。结合近期#3机高压调门波动的现象，做出以下临时应对措施：

1、加强#3汽轮机高压调门开度、EH油压等DCS 参数监视，一旦高压调门有异常波动的现象能及时发现；

2、高压调门波动时，观察高调开度DCS曲线波动

是否有正弦波动特征、是否有波动发散的趋势；

3、若高压调门波动期间一次调频频繁动作时，在DEH画面新增有投退DEH一次调频回路操作按钮，退出DEH一次调频回路，并退出机组协调控制模式；

4、若高压调门波动呈正弦波动特征或发散特征时，主机EH油压会持续下降，此时应及时启动备用主机EH油泵运行；

5、若高压调门频繁波动，退出DEH一次调频回路后，高调开度与机组负荷曲线仍成正弦或发散波动形态，将机组控制模式由限压模式切换至初压模式，并保持锅炉侧参数稳定；（删除）

6、调门波动期间对汽轮机轴向位移、胀差、各轴瓦振动等参数加强监视；

发电部

20xx年08月11日

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汽轮机甩负荷试验导则+

汽轮机甩负荷试验导则 电力工业部建设协调司建质【1996】40号 一九九六年五月 编写说明 1本导则受电力部建设协调司的委托。于95年5月完成讨论稿，10月完成送审稿，12月完成报批稿。96年元月经审批，由电力部建设协调司审核通过。 2本导则是在200MW机组甩负荷试验方法的基础上，经修改补充编写的，适用于各种容量的机组，为机械液压型和电液型调节系统的通用性试验导则。对于试验机组，应根据导则的基本精神编写具体的试验措施。 3试验目的暂为考核汽轮机调节系统动态特性，在不断总结甩负荷试验经验的基础上，再加以完善、补充，以适应大容量、高自动化机组的要求。 4在讨论稿和送审稿中的其它甩负荷方法，如测功法等，暂不呈现在导则中，待进一步取得经验后再作补充。 1适用范围 适用于各种容量的机组，为机械液压型和电液型调节系统的通用性试验导则。对于试验机组，应根据导则的基本精神编写具体的试验措施。 2目的 考核汽轮机调节系统动态特性。 3要求 3.1机组甩负荷后，最高飞升转速不应使危急保安器动作。 3.2调节系统动态过程应能迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行。 4试验条件 4.1主要设备无重大缺陷，操作机构灵活，主要监视仪表准确。 4.2调节系统静态特性符合要求。 4.3保安系统动作可靠，危急保安器提升转速试验合格，手动停机装置动作正常。 4.4主汽阀和调节汽阀严密性试验合格，阀杆无卡涩，油动机关闭时间符合要求。 4.5抽汽逆止阀联锁动作正常，关闭严密。

4.6高压启动油泵、直流润滑油泵联锁动作正常，油系统油质合格。 4.7高压加热器保护试验合格。 4.8利用抽汽作为除氧器或给水泵汽源的机组，其备用汽源应能自动投入。 4.9汽轮机旁路系统应处于热备用状态(旁路系统是否投入，应根据机、炉具体条件决定)。 4.10锅炉过热器、再热器安全阀调试、校验合格。 4.11热工、电气保护接线正确，动作可靠，并能满足试验条件的要求，如：解除发电机主开关跳闸联锁主汽门关闭。 4.12厂用电源可靠。 4.13发电机主开关和灭磁开关跳合正常。 4.14系统周波保持在50±0.2Hz以内，系统留有备用容量。 4.15试验用仪器、仪表校验合格，并已接入系统。 4.16试验领导组织机构成立，明确了职责分工。 4.17已取得电网调度的同意。 5试验方法 5.1突然断开发电机主开关，机组与电网解列，甩去全部负荷，测取汽轮机调节系统动态特性。 5.2凝汽或背压式汽轮机甩负荷试验，一般按甩50％、100％额定负荷两级进行。当甩50％额定负荷后，转速超调量大于或等于5％时，则应中断试验，不再进行甩100％负荷试验。 5.3可调整抽汽式汽轮机，首先按凝汽工况进行甩负荷试验，合格后再投入可调整抽汽，按最大抽汽流量甩100％负荷。 5.4试验应在额定参数、回热系统全部投入等正常运行系统、运行方式、运行操作下进行。不能采用发电机甩负荷的同时，锅炉熄火停炉、停机等试验方法。5.5根据机组的具体情况，必要时在甩负荷试验之前。对设备的运行状态及运行参数的控制方法等，可以作适当的操作和调整。 5.6甩负荷试验准备工作就绪后，由试验负责人下达命令，由运行系统进行甩负荷的各项工作。 5.7在机组甩负荷以后，调节系统动态过程尚未终止之前，不可操作同步器(具有同步器自动返回功能的电液调节系统除外)。

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。 二、汽轮机组常见异常震动的分析与排除 引起汽轮机组异常振动的主要原因有以下几个方面，汽流激振、转子热变形、摩擦振动等。 （一）汽流激振现象与故障排除 汽流激振有两个主要特征：一是应该出现较大量值的低频分量；二是振动的增大受运行参数的影响明显，且增大应该呈突发性，如负荷。其原因主要是由于叶片受不均衡的气体来流冲击就会发生汽流激振；对于大型机组，由于末级较长，气体在叶片膨胀末端产生流道紊乱也可能发生汽流激振现象；轴封也可能发生汽流激振现象。针对汽轮机组汽流激振的特征，其故障分析要通过长时间的记录每次机组振动的数据，连同机组满负荷时的数据记录，做出成组曲线，观察曲线的变化趋势和范围。通过改变升降负荷速率，从5T/h到50T/h的给水量逐一变化的过程，观察曲线变化情况。通过改变汽轮机不同负荷时高压调速汽门重调特性，消除气流激振。简单的说就是确定机组产生汽流激振的工作状态，采用减低负荷变化率和避开产生汽流激振的负荷范围的方式来避免汽流激振的产生。 （二）转子热变形导致的机组异常振动特征、原因及排除 转子热变形引发的振动特征是一倍频振幅的增加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，一倍频振动增大，同时可能伴随相位变化。由于引起了转子弯曲变形而导致机组异常振动。转子永久性弯曲和临时性弯曲是

汽轮机调门重叠度的优化和调整

汽轮机调门重叠度的优化和调整 单子心 （华能南通电厂江苏南通 226003） 摘要：针对机组高压调门开度对汽机经济性的影响，通过对汽轮机调门升程流量特性变化的分析，对调门重叠度进行整定和调整，以提高机组在高负荷段的经济性。改进后，机组调门调节特性明显改善，机组经济性也得到提高，并为一次调频特性调整改进工作创造了条件，达到预期的目的。 关键词：重叠度；升程流量特性；调节系统 1 汽机调门重叠度简介 1.1 定义： 采用喷嘴调节时，多个调节汽门依次开启，在前一个调门尚未全开时，后一调门便提前打开。当前一个调门全部打时，下一调门提前开启的量称为阀门的重叠度。 1.2 目的： 设置重叠度的目的是为了使汽机控制指令与蒸汽流量成线性关系，保证机组良好的调节特性，有利于机组滑参数运行。 1.3 作用： a）影响调节特性：多个调门依次开启，若后阀在前阀全部开启后才开启，那么根据单个阀门的特性可以推断出多个阀门的升程与流量的关系呈波形曲线，显然这是不符合调节系统静态特性曲线的，为了使配汽机构特性曲线比较平滑，一定要设置重叠度。 b）影响机组的经济性：重叠度过大，即前一阀门开度较小时，后一阀门就已开启，会加大节流作用，此时节流损失变大，对机组的经济性影响也最大。重叠度较小或无重叠度时，节流损失最小，能提高机组经济性，但影响调节特性。 1.4 特性： 下面图1和图2分别为单阀和多阀联合的升程流量特性：

说明： a）图1为典型的单阀升程流量特性曲线，对于单一调门，这种特性曲线是一定的，可以通过试验方法得出。 b）从图1我们可以看出在阀门开度50％左右，出现拐点，特性逐步开始呈非线性。 c）从图1可以得出阀门的有效升程，数值在70％左右，此后阀门再开大，流量增加较少。

汽轮机本体安装说明书概论

东方汽轮机厂 N600-24.2/538/566-1型汽轮机本体安装说明书 编号：D600C-000105ASM (适合600E) 第全册 2004年6月

编号：D600C-000105ASM 编制： 校对： 审核： 会签： 审定： 批准：

目录 序号章-节名称页数备注 1 I 概述 1 2 II 汽轮机现场安装流程图 4 3 III 安装程序8 4 III-1 地脚螺栓与基架的安装9 5 III-2 安装低压缸12 6 III-3 安装轴承箱16 7 III-4 安装高中压缸部件19 8 III-5 汽缸找中（合缸找中）22 9 III-6 汽缸找中（半空缸）25 10 III-7 转子找中26 11 III-8 隔板找中32 12 III-9 隔板找中调整34 13 III-10 通流间隙检查35 14 III-11 灌浆39 15 III-12 最终装配41 16 III-13 最终找中(HIP/ALP/BLP) 45 17 III-14 BLP-GEN最终找中48 18 III-15 BLP/GEN联轴器的铰孔及珩磨50 19 III-16 全部联轴器螺栓的拧紧53 20 III-17 附件安装54 21 III-18 油冲洗的准备工作58 22 III-19 第一次油冲洗62 23 III-20 第二次油冲洗65 24 III-21 轴承复位67 25 III-22 最终（第三次）油冲洗69 26 III-23 蒸汽吹管70 27 III-24 蒸汽吹洗后复位73

序号章-节名称页数备注 28 附录1 T-G基础预埋件安装手册76 29 附录2 T-G基础样板安装手册91 30 附录3 连接低压缸下半与凝汽器的气体保护焊规程93 31 附录4 联合再热阀联接规程97

汽轮机甩负荷方案

目录 1 调试依据 (1) 2调试目的 (1) 3调试对象及范围 (1) 4调试前应具备的条件 (1) 5调试方法及工艺流程 (2) 6调试步骤、作业程序 (3) 8调试验评标准 (5) 9环境、职业健康、安全、风险因素控制措施 (5) 10实验记录和监视 (6) 11组织分工 (6)

1 调试依据 1.1 《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）》 1.2 《火电工程启动调试工作规定》 1.3 《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》 1.4 《电力建设施工质量及评价规范》汽轮机机组篇（2009年版） 1.5 《火力发电厂基本建设工程启动和竣工验收规程（2009年版）及相关规程》1.6 《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇（2009年版）》； 1.7 《汽轮机甩负荷试验导则》 2调试目的 2.1测取汽轮发电机组甩负荷时调节系统动态过程中功率、转速和调门开度等主要参数随时间的变化规律，以便于分析考核调节系统的动态品质。 2.2 了解机、炉、电部分设备及其自动控制系统对甩负荷工况的适应能力。 3调试对象及范围 3.1汽轮发电机组及主要配套辅助设备，以及相关的自动控制系统。 4调试前应具备的条件 4.1汽机专业应具备的条件 4.1.1汽机各主辅设备无重要缺陷，操作机构灵活，运行正常。 4.1.2调节系统静态特性符合设计要求，各阀门校验试验合格。 4.1.3各主汽门与调节汽门的总的关闭时间测定完毕且符合设计要求。 4.1.4超速保护动作可靠，提升转速试验合格。 4.1.5远方与就地手动停机试验合格，动作可靠。 4.1.6主汽门严密性试验合格。 4.1.7汽机所有停机保护联锁及顺控经过确认，动作可靠。 4.1.8所有抽汽逆止门、排汽逆止门联动正常，关闭迅速无卡涩现象。 4.1.9经空负荷及带负荷试验，汽机主辅设备运转正常，各主要监视仪表指示正确。 4.1.10调节保安系统用油的油质完全符合要求。 4.1.11交、直流润滑油泵启停和联锁正常。 4.1.12隔离三段抽汽至除氧加热供汽。 4.1.13减温减压器暖管充分，可根据需要随时投入。

汽机缺陷分析及处理

6MW余热电站汽轮机缺陷原因分析及处理 1．故障现象 我公司综合利用焦炉剩余煤气余热发电站，采用洛阳发电设备厂生产的汽轮机，型号：N6-3.34。从2007年6月并网发电至今的7年运行时间当中，汽轮机出现的主要故障现象为以下三个方面：（1）汽轮机的振动偏高；(2)真空度相对较低；（3）调速系统不稳定; 2.故障分析 2.1汽轮机的振动偏高 振动是一种周期性的反复运动。处在高速旋转下的汽轮发电机组，在正常运行中总是存在着不同程度和方向的振动。对于振动，我们希望它愈小愈好。不同转速机组的振动允许值不同，凡是在允许范围内的振动，对设备的危害不大，因而是允许的。超出允许范围，就会对设备造成伤害。而本机组在运行中最高振动超过85um,最低振动时也在50um以上，超出了汽轮机振动的允许范围50um以下。 汽轮机振动过高直接威胁着机组的安全运行，因此，在机组出现过高振动时，就应及时找出引起振动的原因，并予以消除，绝不允许在强烈振动的情况下让机组继续运行。 汽轮发电机组的振动是一个比较复杂的问题，造成振动的原因很多，为找出汽轮机振动大的原因，我们曾通过做试验方法

来查找汽振动大的原因： 1）励磁电流试验 目的在于判断振动是否是由于电气方面的原因引起的，以及是由电气方面的哪些原因引起的。 2）转速试验 目的在于判断振动和转子质量不平衡的关系，同时可找出转子的临界转速和工作转速接近的程度。 3）负荷试验 目的在于判断振动和机组中心，热膨胀，转子质量不平衡的关系，判断传递力矩的部件是否有缺陷。 4）轴承润滑油膜试验 目的在于判断振动是否是由于油膜不稳，油膜被破坏和轴瓦紧力不当所引起的。 5）真空试验 目的是判断振动是否是由于真空变化后机组中心在垂直方向发生变化引起的。 6）机组外部特性试验，实际上就是在振动值比较大的情况下测量机组振动的分布情况，根据振动分布情况分析判断不正常的部位。 2.1.1汽轮机振动是一个多方面的综合因素，通过以上实验对振动过高的原因分析如下： 1)通过汽轮机的转速实验，在开机，暖机过程中，每一个阶

汽轮机高压调门异常波动的安全技术措施(最新版)

Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 汽轮机高压调门异常波动的安全 技术措施(最新版)

汽轮机高压调门异常波动的安全技术措施 (最新版) 导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 #3汽轮机多次发生高压调门异常波动的现象，甚至08月02日因高压调门波动导致主机EH油压低机组跳闸的事故发生。目前尚未找到导致高压调门波动的原因所在，专业督促技术支持部进一步查找造成#3机调门异常波动原因。同时对于3A主机EH油泵与3B主机EH油泵在备用状态下启动电流相差大的状况，专业也将督促技术支持部采取相应措施防止调门异常波动情况下备用EH油泵无法启动。结合近期#3机高压调门波动的现象，做出以下临时应对措施： 1、加强#3汽轮机高压调门开度、EH油压等DCS参数监视，一旦高压调门有异常波动的现象能及时发现； 2、高压调门波动时，观察高调开度DCS曲线波动是否有正弦波动特征、是否有波动发散的趋势； 3、若高压调门波动期间一次调频频繁动作时，在DEH画面新增有投退DEH一次调频回路操作按钮，退出DEH一次调频回路，并退出机

汽轮机说明书

中国长江动力公司（集团） 文件代号Q3053C-SM 2011年3 月日

产品型号及名称C7.5-3.8/1.0抽汽凝汽式汽轮机文件代号Q3053C-SM 文件名称使用说明书 编制单位汽轮机研究所 编制 校对 审核 会签 标准化审查 批准

目录 1前言--------------------------------- 2 2主要技术数据------------------------- 2 3产品技术性能说明和主要技术条件------- 3 4产品主要结构------------------------- 3 5安装说明----------------------------- 5 6运行和维护--------------------------- 17 7附录：汽轮机用油规范----------------- 25

1前言 C7.5-3.8/1.0型汽轮机系中温中压、单缸、冲动、抽汽凝汽式汽轮机，具有一级工业调整抽汽。额定功率为7500kW，工业抽汽额定压力为 1.0MPa，额定抽汽量为9.5t/h。本汽轮机与发电机、锅炉及其他附属设备成套，安装于企业自备电站或热电厂，同时供热和供电。机组的电负荷和热负荷，可按用户需要分别进行调节。同时，亦允许在纯凝汽工况下，带负荷7500kW长期运行。本机系热电联供机组，具有较高的热效率和经济性。机组结构简单紧凑，布置合理，操作简便，运行安全可靠。 2主要技术数据 2.1 汽轮机型式中温中压、单缸、冲动、抽汽凝汽式 2.2 汽轮机型号C7.5- 3.8/1.0 型 2.3 新蒸汽压力 3.8(2.03.0+-)MPa 2.4 新蒸汽温度390(1020+-)℃ 2.5 额定功率7500kW 最大功率9000kW 2.6 额定转速3000r/min 2.7 额定进汽量46t/h 2.8 最大进汽量50t/h 2.9 额定抽汽参数压力 1.0 MPa 温度272.3℃ 流量9.5 t/h 2.10 最大抽汽量15t/h

汽轮机一般常识

汽轮机一般常识 轴承盖对轴瓦压紧之力称为轴瓦紧力.紧力的作用是保证轴瓦在运行中的稳定,防止轴瓦在转子不平衡力的作用下产生振动. 紧力值等于两则铅丝厚度的平均值与顶部铅丝厚度的平均值之差. 当差值为负值时,就表明轴瓦顶部有间隙. 在不向轴封供汽的情况下,凝汽器真空一般能过到50kpa左右，此值侧说明真空系统有漏气的地方。 汽机热态启动时，轴封供汽必须在抽真空前投入。 轴封供汽投入时，汽轮机盘车必须投入连续运行，以防转子弯曲。 汽轮机定速后应尽快和机组并网。 汽轮机空转时排气温度不超过120度。排汽温度过高，将产生热胀变形，【后期气缸翘起】，使汽轮机中心偏移，造成低压轴封摩擦。带负荷时排汽温不能超过60度。 注意凝汽器水位,减少过冷度。 汽轮机打闸后不能立即关闭轴封供汽门，要待转子静止真空降至零时才能关闭轴封供汽门。转子静止时严禁向轴封供汽。如发现有蒸汽漏入汽缸时，应将盘车投入连续运行。 汽轮机规定转子静止后投入盘车，直到高压首级金属温度降至150度以下，停止盘车。可以定期将转子旋转180度。 转子的轴向膨胀大于汽缸轴向膨胀侧称正胀差，反之承负胀差。 汽轮机在冷态启动前胀差的指示只能为零或负值；而轴向位移的指示只能为正值或零。 减负荷快，负荷突然下降，汽轮机过水，蒸汽温度低于转子和汽缸温度，排气温度上升------胀差也会出现负值。 汽轮机停机时间在十二小时以内，侧为retail启动。其他情况下汽轮机启动侧为冷态启动。 钢性联轴器要求两对轮端面偏差不大于0.02～0.03mm,圆周偏差不大于0.04mm. 汽轮机本体及控制 1.汽轮机本体有哪些部分组成的？ 汽轮机本体由三个部分组成的： （1）转动部分：由主轴，叶轮、动叶栅联轴器及其它装在轴上的零件组成； （2）固定部分：由汽缸、喷嘴隔板、隔板套、汽封、静叶片、滑销系统等组成； （3）控制部分：由自动主汽门，调速汽门.调节装置，保护装置和油系统等组成。2.什么是冲动式汽轮机?什么是反动式汽轮机？ 冲动式汽轮机指的是蒸汽只在喷嘴叶栅中进行膨胀做功，而在动叶栅中只改变流动方向不膨胀做功者. 反动式汽轮机指的是蒸汽不仅在喷嘴叶珊中进行膨胀，而且在动叶中栅中也进行膨胀的汽轮机。 3.什么是凝汽器式汽轮机？什么是背压式汽轮机？ 凝汽式汽轮机是指进入汽轮机的蒸汽做功后全部排入凝汽器，凝结成水全部返回锅炉。 汽轮机的排气压力高于大气压力，其排汽全部供给用户使用，因而可不设凝汽器.由于全部排汽均供给用户使用，从而避免了在凝汽器的冷源损失：这中汽轮机称为背压式汽轮机。 4．简述汽轮机滑销系统的作用及滑销种类。 汽轮机在受热膨胀时是以死点为中心向周围膨胀，滑销系统的作用就是保证机组在受热膨胀时不受阻碍，同时在产生一定膨胀的条件下保证机组的中心位置不变. 滑销的种类有纵销、横销、立销、斜销、角销等。

汽轮机负荷波动原因分析和处理措施

汽轮机负荷波动原因分析和处理措施 姓名：XXX 部门：XXX 日期：XXX

汽轮机负荷波动原因分析和处理措施 以长江动力Q3052C型汽轮机为例，针对汽轮发电机组在运行中出现功率波动的问题，通过对505E控制系统调节回路各环节的分析和试验，找出了EH油内含颗粒杂质过多是造成该问题的主要原因，并结合实际工况通过控制器内部PID参数整定消除部分影响。列举运行中可能出现的问题，提出分析建议和处理措施。湖北大峪口化工有限责任公司3#机为长江动力Q3052C型。在试车成功后一段时间，突然出现电负荷有大幅波动且滞后很大现象。经多方排查，检测出EH油质不达标准，经处理后虽已无明显波动现象，但控制滞后还是较大。根据实际工况重新整定PID参数后，基本能达到工艺控制要求。调节回路波动主要原因分析 2.1主控制器（505E）故障 2.1.1原因分析：505E是以微处理器为基础的调速器，通过电液转换机构对汽轮机调节汽门进行控制，实现对汽轮发电机组实行自动控制的系统。在机组运行过程中，505的工作直接影响汽轮机转速和机组负荷，密切关系机组的发电质量和安全。 2.1.2处理措施：关闭阀位限制器试着手动控制汽阀。用这种方式锁定汽阀且执行机构输出稳定，但系统仍然振荡，则说明问题不在于控制器 2.2转速传感器、功率变送器故障 2.2.1原因分析：本机组采用的是2个磁阻式探头互为冗余，输入信号高选为主。505E实测机组功率和机组转速作为反馈信号，转速偏差作为一次调频信号对给定功率进行修正，功率给定与功率反馈比较后， 第 2 页共 7 页

经PID运算和功率放大后，通过电液转换器和油动机控制调节阀门开度来消除偏差信号，对机组功率实现无差调节，若功率不反馈，则以阀位控制方式运行，即通过增加转速设定，开大调节汽阀，增加进汽量达到增加负荷的目的。若转速传感器、功率变送器故障则会影响到整个回路的稳定。 2.2.2处理措施：分别拆下2各转速传感器接至转速数字显示仪，转速均为正常。校验功率变送器电流和功率均输出正常。 功率变送器校验表输入电流（A)输出电流（mA)功率 (KW)17.255195210.4510388313.6515581416.852*******.0525969备注：此表型号：JA866-4P3 最大功率25969KW 2.3位移传感器故障 2.3.1原因分析：作为阀门位置反馈的线性位移传感器，随着阀门的变化而变化，其芯杆在线圈中反复移动，由于芯杆与线圈间存在一定的间隙，芯杆移动过程中经常与线圈发生摩擦，线圈磨损，金属芯杆与磨损的线圈接触会影响传感器的输出，造成位置反馈的不稳定引起阀门的波动。更严重的是芯杆被线圈卡涩而不能畅通地移动，在位移信号增大给芯杆积聚了一定的力后，又使芯杆产生一个跳动，通过调节回路的作用也使调节汽门产生波。2.3.2处理措施：拆下后检查发现传感器无故障，但芯杆有细微弯曲，校直后波动相对之前较为平稳。 2.4调节阀控制系统 2.4.1原因分析：汽轮机进汽调节阀控制系统主要由DDV伺服阀、油动机、卸荷阀、LVDT组件、伺服卡等构成，电液转换器由汽轮机前轴承座中的主油泵供油。主油泵（即汽轮机轴头油泵）输出1.1MPa的压力油，经节流孔和电调装置专用的滤油器后供给电液转换器。当汽轮机 第 3 页共 7 页

汽轮机使用说明书

N30-3.43/435型汽轮机使用说明书 1、用途及应用范围 N30-3.43/435型汽轮机系单缸、中温中压、冲动、凝汽式汽轮机。额定功率30MW，与汽轮发电机配套，装于热电站中，可作为电网频率为50HZ地区城市照明和工业动力用电。 其特点是结构简单紧凑、操作方便、安全可靠。汽轮机不能用以拖动变速旋转机械。 2、主要技术数据 2.1 额定功率：30MW 2.1 最大功率：33MW 2.3 转速：3000r/min 2.4 转向：从机头看为顺时针方向 2.5 转子临界转速：1622.97r/min 2.6 蒸汽参数： 压力： 3.43MPa 温度：435℃ 冷却水温：27℃（最高33℃） 排汽压力（额定工况）：0.0086MPa 2.7 回热抽汽：4级（分别在3、6、8、11级后） 2.8给水加热：2GJ+1CY+1DJ 2.9 工况： 工 况 项 目进汽量抽汽量排汽量冷却水温电功率汽耗Go Gc Ge Ne t/h t/h t/h ℃kW Kg/kw·h 额定工况131.0 0.0 102.77 27 30007.1 4.366 夏季凝汽工况135.5 0.0 107.98 33 30029.4 4.512 最大凝汽工况145.0 0.0 114.14 27 33055.7 4.387 最大供热工况143.5 20.0 93.51 27 30049.2 4.776 70%额定负荷工况93.0 0.0 73.93 27 21013.9 4.426 50%额定负荷工况69.5 0.0 56.47 27 15009.0 4.631 高加切除工况122.0 0.0 107.8 27 30032.7 4.062 2.10 各段汽封漏汽流量 前汽封后汽封

汽轮机空负荷运行的运用

汽轮机空负荷运行的运用 （云南****有限公司，云南**） 摘要：云南****有限公司以生产****为主，同时配置石油焦回转窑煅烧余热利用系统CN30-8.83/（1.6）型汽轮发电机组，汽轮机排汽缸内装有喷水降温装置。机组稳定运行受回转窑煅烧系统影响较大，煅烧堵料、停窑检修，机组面临停机和极热态启动风险，通过对排汽温度、负荷、初参数、真空、上下缸温差等有效控制，保障机组安全空负荷运行，取得较好的经济效果。 关键词：汽轮机空负荷运行；排汽缸喷水降温装置；上下缸温差；汽轮机寿命管理、极热态启动 0 前言 汽轮机组由**汽轮电机（集团）有限责任公司生产， 2011年11月出厂，型式为高压、单缸、带非调整抽汽、冷凝式汽轮机组。2012年11月安装，2013年11月投产。公司一期工程为一窑、一炉、一机单元制运行方式。烟气余热利用工艺见图1 图1 烟气余热利用示意图 经过后燃烧器充分燃烧后小部分高温烟气（20000Nm3/h）引入到导热油炉中加热导热油，供成型生产所需物料及设备加热用，导热油

炉出口小于300℃烟气再进入锅炉循环利用，剩余大部分烟气（220000Nm3/h）直接进入余热锅炉生产蒸汽。回转窑窑头石油焦下料方式为插板阀皮带秤式，窑尾下料为溜管式，由于石油焦潮湿、下溜管结焦等因素的影响，煅前煅后都会发生堵料，加上导热油炉旁路前置，导致锅炉入口烟温、烟气量急剧下降，汽轮机无法维持负荷运行，煅前断料、风管检修等也会造成几个小时的停窑时间，每月约有2次故障停窑，针对此实际情况，有必要摸索汽轮机滑参数空负荷运行，以保障机组安全连续运行和减少停产损失。 1空负荷运行有利于汽轮机寿命管理 汽轮机寿命是指从初次投入运行至转子出现第一条宏观裂纹（长度为0.2-0.5mm）期间的总工作时间。汽轮机正常运行时，主要受高温和工作应力的作用，材料因蠕变要消耗一部分寿命。在启、停和工况变化时，汽缸、转子等金属部件受到交变热应力的作用，材料因疲劳也要消耗一部分寿命，在两个因素共同作用下，金属材料内部就会出现宏观裂纹。对汽轮机寿命损耗大的工况，主要是超温运行和热冲击等应力循环变化幅度较大的工况。如机组的启动，尤其是极热态启动、甩负荷、汽温急剧降低、水冲击等。本机组的寿命分配见表1 本机组设计寿命为 30年，要达到机组的设 计寿命，就要减少机组 启停次数，控制好温度 变化率，减少机组每次

汽轮机转速调节系统问题分析及处理

汽轮机转速调节系统问题分析及处理 发表时间：2018-11-17T15:57:07.047Z 来源：《基层建设》2018年第29期作者：孟志祥 [导读] 摘要：通过对柴油加氢装置离心式循环氢压缩机第一次冲转失败，发生的经过、现象进行介绍，分析了汽轮机冲转失败的原因，最终确定为调节系统汽阀动作过快，并采取了相应的改进措施，保证循环氢压缩机正常开机，节省了开机时间延安石油化工厂联合一车间陕西延安 727406 摘要：通过对柴油加氢装置离心式循环氢压缩机第一次冲转失败，发生的经过、现象进行介绍，分析了汽轮机冲转失败的原因，最终确定为调节系统汽阀动作过快，并采取了相应的改进措施，保证循环氢压缩机正常开机，节省了开机时间 关键词：循环氢压缩机；调节汽阀；电液转换器；错油门；油动机 一、设备概况 延安石油化工厂联合一车间140万吨/年柴油加氢装置离心式循环氢压缩机是装置的关键设备，其主要作用是保持反应系统氢分压、带走反应热以及控制反应床层温度，从而保证加氢反应的顺利进行；压缩机型号为BCL407型多级垂直剖分式，由沈阳鼓风机集团制造；压缩机由背压式汽轮机驱动，汽轮机由杭州汽轮机厂制造，型号为NG32/25/0；汽轮机为双侧进气，采用向上进汽和向下排气的结构，调节系统为电子——液压式，速关阀位于气缸的两侧，3.5Mpa蒸汽通过其进入蒸汽室。当机组正常运行时，速关阀中的油压克服弹簧力顶开阀门，出现故障时，速关油路压力卸至回油，速关阀将快速关闭。 二、汽轮机转速调节系统的结构及原理 调节系统主要由转速传感器、转速控制系统、电液转换器、油动机、调节汽阀组成。转速控制系统同时接收两个转速传感器变送的汽轮机转速信号，将接收到的转速信号与转速设定值进行比较后输出执行信号（4～20mA电流），再经过电液转换器转化成二次油压（0.15～0.45MPa），二次油压通过油动机操纵调节气阀，从而改变汽轮机的转速。 油动机与错油门组合调节执行器，是调节系统的重要部件 油动机主要由油缸（5）、错油门（8）、连接体（7）和反馈机构组成；活塞杆（4）上装有反馈导板（3）及调节汽阀杠杆相连的关节轴承，断流式错油门的滑阀和套筒装在其壳体中，错油门滑阀的上端是转动盘，转动盘和弹簧座之间装有推力球轴承，弹簧的作用力取决于调节螺栓杠杆的位置。 油动机将由调速器输入的二次油信号转换成油缸活塞的行程，并通过杠杆系统操纵调节气阀的开度，使进入汽轮机的蒸汽流量与所要求的流量或功率相适应，油动机的错油门从二次油路中获得压力信号，并控制作为动力的压力油进入油缸活塞的上腔或下腔。 二次油压的变化使错油门滑阀产生上下运动。当二次油压升高时，滑阀上移。由接口通入的压力油进入油缸活塞上腔，而下腔与回油口相通，于是活塞向下移动，并通过调节气阀杆杠系统使调节阀开度增大，与此同时，反馈导板、弯角杠杆将活塞的运动传递给杠杆，杠杆便产生与滑阀反向的运动使反馈弹簧力增加，于是错油门滑阀返回到中间位置。一次调节过程完毕，此时汽轮机在新的工况点运行。通过活塞杆上的调节螺栓调整反馈导板的斜度可改变二次油压与活塞杆行程之间的比例关系， 三、汽轮机调节系统问题分析及相应处理措施 在2017年4月5日冲转的过程中，当调速汽阀开度＞30%时，汽轮机转速＜500r/min，机组根据启动保护逻辑联锁停机，其目的是防止机组转子部件卡涩有摩擦，或低转速时，进气量太大，损坏透平。 四、原因分析： 1、机组转子部件卡涩或有摩擦，导致转速与调节汽阀开度不匹配。冲转过程中，现场操作人员并没有发现异常声音或振动，且开机前经过充分盘车，也并无异常，故排除这一可能 2、主蒸汽进气量不足或机组负荷太高。在冲转前，速关阀打开之后，由于调节汽阀内漏，机组未接收到调速信号时，转速已经达到780r/min左右，为了保证冲转过程顺利进行，先将主蒸汽手阀关一半，以减少内漏量而不足以推动转子做功；而此时机组的负荷为，压缩机的入口压力1.64MPa，流量12万Nm3/h，汽轮机蒸汽压力3.6MPa，温度390℃，机组基本上是以最低负荷启动，主蒸汽手阀开一半足可以满足1000r/min低速暖机条件，故也排除这一可能 3、调节汽阀动作过于频繁，开启速度过快，导致调节汽阀开度为30%时，蒸汽进气量不足以在这段时间内将转子的转速推动到 500r/min以上。 对转速控制的基本流程进行分析：1、设定低速暖机给定值1000r/min；2、控制系统将接收到的两路转速信号取较高值；3、根据上述两个值进行PID计算，算出电流增量；4、再在原输出电流上叠加上电流增量就是新的输出电流；5、输出电流转化成二次油压信号. 经过分析，决定尝试通过串级控制修改比例积分增益影响，减少电流增量，从而减少二次油压的增量，以控制调节汽阀开度变慢，最终当调节汽阀开度为30%时，汽轮机转速升至680r/min左右，第二次冲转正常。具体数值见下表

220MW汽轮机组负荷波动的分析与处理

220MW汽轮机组负荷波动的分析与处理付建国刘金川顾军连轶娟郭磊韩宝玉 （焦作电厂河南焦作454001） 摘要：通过对焦作电厂#１机组负荷波动的现象的分析与处理，阐述了在实际运行中分析负荷波动的方法，对解决电液调节系统负荷波动问题有一定的借鉴作用。 关键词：负荷波动；阀位反馈；球型铰链 1引言 数字电液调节系统普遍运用于现代大型汽轮机组的调节，它具有灵敏度高，稳态精度高，动态响应快；可采用各种调节规律，如PID、最佳控制规律等，容易综合各种信号，容易实现各种逻辑电路，容易满足各种运行方式要求，便于与系统连接，实现进一步自动化等优点。焦作电厂总装机容量1320MW，为6台N220-12.7/535/535型超高压中间再热三缸三排汽冷凝式汽轮机。从1999年到2003年，陆续将6台机组的原机械液压调节系统改为新华公司的DEH-ⅢA数字电液调节系统；经过几年运行实践，对于处理系统运行中出现的问题摸索和总结了一定的经验。2007年9月我厂#1机组在正常运行时负荷大幅波动，我们及时组织力量进行分析和处理，最终消除了引起负荷波动的故障点。 2调节方式简述 为便于理解负荷波动的分析过程，下面先将我厂机组负荷的调节方式及各控制回路的特点做一下简要介绍： 2.1控制方式 机组正常运行时采用“协调”控制方式，阀门管理采用“顺序阀”控制，DEH中“一次调频”投入，协调画面中“调频”投入。 2.2控制回路简介 2.2.1功率回路：功率回路是以实际功率为反馈信号的闭环控制回路，投入时调节系统自动调整实际功率向目标功率靠拢：实际功率低于目标功率时调速汽门自动开大，功率增加，直到两者相等；实际功率高于目标功率时调速汽门自动关小，功率减小；直到两者相等。 2.2.2一次调频回路：一次调频回路投入时，调节系统根据汽轮机转速调节机组负荷，转速死区2998-3002Rpm,当转速＞3002 Rpm调速汽门关小，功率减少，当转速＜2998Rpm时，调速汽门开大，功率增加。转速每变化±1 rpm时，负荷变化±7.5MW。 2.2.3顺序阀调节：即喷嘴调节方式:在顺序阀调节时#1、2高调门同时开启，当#1、2高调门开度＞75%时，#3高调门始开，#3高调门开度＞70%时#4高调门始开，为机组正常运行时的调节方式。 2.2.4单阀控制：既节流调节方式，#1、2、3、4高调门同时开启或关闭。在机组启停和高压调门376

汽轮机调门重叠度的优化和调整

汽轮机调门重叠度的优化和调整 1 汽机调门重叠度简介 1.1 定义： 采用喷嘴调节时，多个调节汽门依次开启，在前一个调门尚未全开时，后一调门便提前打开。当前一个调门全部打时，下一调门提前开启的量称为阀门的重叠度。 1.2 目的： 设置重叠度的目的是为了使汽机控制指令与蒸汽流量成线性关系，保证机组良好的调节特性，有利于机组滑参数运行。 1.3 作用： a）影响调节特性：多个调门依次开启，若后阀在前阀全部开启后才开启，那么根据单个阀门的特性可以推断出多个阀门的升程与流量的关系呈波形曲线，显然这是不符合调节系统静态特性曲线的，为了使配汽机构特性曲线比较平滑，一定要设置重叠度。 b）影响机组的经济性：重叠度过大，即前一阀门开度较小时，后一阀门就已开启，会加大节流作用，此时节流损失变大，对机组的经济性影响也最大。重叠度较小或无重叠度时，节流损失最小，能提高机组经济性，但影响调节特性。 1.4 特性： 下面图1和图2分别为单阀和多阀联合的升程流量特性：

说明： a）图1为典型的单阀升程流量特性曲线，对于单一调门，这种特性曲线是一定的，可以通过试验方法得出。 b）从图1我们可以看出在阀门开度50％左右，出现拐点，特性逐步开始呈非线性。 c）从图1可以得出阀门的有效升程，数值在70％左右，此后阀门再开大，流量增加较少。

说明： a）多个阀门的联合特性就只取决于阀门开启的重叠度。 b）图2中的曲线Ⅰ选择的重叠度过小，即前一阀开度很大后才开后一阀，系统在调节时会生产较大的波动，在后一阀门将开启时，会发生调门大幅窜动的情况。 c）图2中的曲线Ⅱ选择了合理的重叠度，阀门联合升程流量特性波动小，系统调节性能基本呈线性，稳定性最好。 d）图2中的曲线Ⅲ选择的重叠度过大，除前面所讨论的会使经济性下降外，还会破坏升程流量特性的线性度，会使两个阀门重叠部分的流量增长过快，产生局部不等率变动，当汽机在该功率下运行时，有可能出现晃动。 2 重视调门升程流量特性的变化 阀门重叠度有两种表述：行程重叠度和压力重叠度。 行程重叠度：ξH ＝1－H1 / H max 式中H1为后阀开始开启时的前阀行程，H max为前阀全开行程。 压力重叠度：ξp ＝1－P1 / P max 式中P max和P1为后阀开始开启时，前阀的前、后压力。 行程重叠度只有几何意义，没有热力学意义，压力重叠度才是决定调门调节特性的关键参数，一般以前一阀门开至前、后压力比P1/P max=0.85～0.90时，后一阀开启较

汽轮机安装方案全解

目录 一、概述。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。2 二、编制依据。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。4 三、施工准备。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。4 四、汽轮机安装。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。4 五、调节保安系统安装。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。15 六、发电机安装。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。15 七、质量保证措施。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。16 八、安全文明施工。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。17 九、环境保护措施。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。17 十、环境因素、危险辨识评价记录表。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。18 一、概述

1、汽轮机主要技术参数 本汽轮机由洛阳中重发电设备有限责任公司制造，单缸、低压冲动空气冷却式汽轮机发电机，用于中广核青海太阳能热发电技术试验项目汽轮发电机组土建、安装及调试项目，以提供电力供应。 1.1主汽门前蒸汽参数及其允许变化范围： 正常： 2.6MPa/ 375℃ 最高： 2.8MPa/ 380℃ 最低： 2.4MPa/375℃ 1.2汽轮机额定功率：1500KW 1.3汽轮机额定转速：5600r/min 1.4汽轮机临界转速：3359r/min 1.5汽轮机旋转方向：顺气流方向看，汽轮机的转向为顺时针方向。 1.6排汽压力：在额定负荷时：（绝）0.015Mpa 1.7汽机本体主要件重量： 汽轮机全量25.1 t 转子 1.122 t 汽轮机上半重量（即检修时最大起重量）： 3.1 t 1.8汽轮机本体外形尺寸（mm）： 长×宽×高4451×3770×2715 1.9汽轮机中心高（距运转平台）：1050mm。 2、调节系统参数 2.1 汽轮机在稳定负荷及连续运转情况下，转速变化的不均匀度为4.5+0.5%。 2.2 汽轮机调整器调速范围，能将正常运行转速作-4%--6%的改变。 2.3汽轮机突然抛全负荷时，最大升速不超过危急遮断器的动作转速。 2.4调节系统的迟缓率小于0.5% 。 2.5危急遮断器的动作转速6104～6216r/min，危急遮断器动作至主汽门关闭。 2.6汽轮机转子轴向位移小于0.7mm。 2.7润滑系统油压力0.0588～0.0784MPa。 3、汽机结构说明

汽轮机运行中振动大的原因及危害

汽轮机运行中振动大的原因及危害 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。 二、汽轮机组常见异常震动的分析与排除 引起汽轮机组异常振动的主要原因有以下几个方面，汽流激振、转子热变形、摩擦振动等。 （一）汽流激振现象与故障排除 汽流激振有两个主要特征：一是应该出现较大量值的低频分量；二是振动的增大受运行参数的影响明显，且增大应该呈突发性，如负荷。其原因主要是由于叶片受不均衡的气体来流冲击就会发生汽流激振；对于大型机组，由于末级较长，气体在叶片膨胀末端产生流道紊乱也可能发生汽流激振现象；轴封也可能发生汽流激振现象。针对汽轮机组汽流激振的特征，其故障分析要通过长时间的记录每次机组振动的数据，连同机组满负荷时的数据记录，做出成组曲线，观察曲线的变化趋势和范围。通过改变升降负荷速率，从5T/h到50T/h的给水量逐一变化的过程，观察曲线变化情况。通过改变汽轮机不同负荷时高压调速汽门重调特性，消除气流激振。简单的说就是确定机组产生汽流激振的工作状态，采用减低负荷变化率和避开产生汽流激振的负荷范围的方式来避免汽流激振的产生。 （二）转子热变形导致的机组异常振动特征、原因及排除 转子热变形引发的振动特征是一倍频振幅的增加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，一倍频振动增大，同时可能伴随相位变化。由于引起了转子弯曲变形而导致机组异常振动。转子永久性弯曲和临时性弯曲是两种不同的故障，但其故障机理相同，都与转子质量偏心类似，因而都会产生与质量偏心类似的旋转矢量激振力。 与质心偏离不同之处在于轴弯曲会使两端产生锥形运动，因而在轴向还会产生较大的工频振动。另外，转轴弯曲时，由于弯曲产生的弹力和转子不平衡所产生的离心力相位不同，两者之间相互作用会有所抵消，转轴的振幅在某个转速下会有所减小，即在某个转速上，转轴的振幅会产生一个“凹谷”，这点与不平衡转子动力特性有所不同。当弯曲的作用小于不衡量时，振幅的减少发生在临界转速以下；当弯曲作用大于不平衡量时，振幅的减少就发生在临界转速以上。针对转子热变形的故障处理就是更换新的转子以减低机组异常振动。没有了振动力的产生机组也就不会出现异常振动。 （三）摩擦振动的特征、原因与排除 摩擦振动的特征：一是由于转子热弯曲将产生新的不平衡力，因此振动信号的主频仍为工频，但是由于受到冲击和一些非线性因数的影响，可能会出现少量分频、倍频和高频分量，有时波形存在“削顶”现象。二是发生摩擦时，振动的幅值和相位都具有波动特性，波动持续时间可能比较长。摩擦严重时，幅值和相位不再波动，振幅会急剧增大。三是降速过临界时的振动一般较正常升速时大，停机后转子静止时，测量大轴的晃度比原始值明显增加。摩擦振动的机理：对汽轮机转子来讲，摩擦可以产生抖动、涡动等现象，但实际有影响的主要是转子热弯曲。动静摩擦时圆周上各点的摩擦程度是不同的，由于重摩擦侧温度高于轻摩擦侧，导致转子径向截面上温度不均匀，局部加热造成转子热弯曲，产生一个新的不平衡力作用到转子上引起振动。 三、在振动监测方面应做好的工作