机械故障诊断技术6旋转机械故障诊断

第六章 旋转机械故障诊断 6 1 旋转机械振动的动力学特征及信号特点 6.1.1 转子特性 转子组件 是旋转机械的核心部分，由转轴及固定装上的各类盘状零件 （如：叶轮、齿轮、联轴节、轴承等）所组成。 从动力学角度分析，转子系统分为刚性转子和柔性转子。 刚性转子 ：转动频率低于转子一阶横向固有频率的转子为刚性转子 ，如电 动机、中小型离心式风机等。 柔性转子 ：转动频率高于转子一阶横向固有频率的转子为柔性转子 ，如燃 气轮机转子。 在工程上，我们也把 对应于转子一阶横向固有频率的 转速称为 临界转速 。 当代的大型转动机械，为了提高单位体积的做功能力 ，一般均将转动部件做成高速运转的柔性转子 (工作转速 高于其固有频率对应的转速 )，采用滑动轴承支撑。 由于 滑动轴承 具有弹性和阻尼，因此，它的作用远不 止是作为转子的承载元件，而且已成为转子动力系统的 一部分。 在考虑到滑动轴承的作用后，转子 轴承系 统的固有振动、强迫振动和稳定特性就和单个振动体不 同了 。 柔性转子的临界转速 由于柔性转子在高于其固有频率的转速下工作，所以在起、停车过程 中，它必定要通过固有频率这个位置。此时机组将因共振而发生强烈的 振动，而在低于或高于固有频率转速下运转时，机组的振动是一般的强 迫振动，幅值都不会太大， 共振点 是一个临界点。故此，机组发生共振 时的转速也被称之为 临界转速 。 转子的临界转速往往不止一个，它与系统的自由度数目有关 。实际情 况表明：带有一个转子的轴系，可简化成具有一个自由度的弹性系统， 有一个临界转速；转轴上带有二个转子，可简化成二个自由度系统，对 应有二个临界转速，依次类推。 其中转速最小的那个临界转速称为一阶临界转速 nc1，比之大的依次叫 做二阶临界转速 nc2、三阶临界转速 nc3。 工程上有实际意义的 主要是前几阶 ，过高的临界转速已超出了转子可 达的工作转速范围。 临界转速的变动 为了保证大机组能够安全平稳的运转，轴系转速应处于该轴系各临界转 速的一定范围之外，一般要求： 刚性转子 n0.75 nc1 柔性转子 1.4 nc1 n 0.7 nc2 式中， nc1、 nc2分别为轴系的一阶、二阶临界转速。 机组的临界转速 可由产品样本查到或在起停车过程中由振动测试获取。 需指出的是 ，样本提供的临界转速和机组实际的临界转速可能不同，因 为系统的固有频率受到种种因素影响会发生改变。设备故障诊断人员应该了 解影响临界转速改变的可能原因。 一般地说 ，一台给定的设备，除非受到损坏，其结构不会有太大的变化 ，因而其质量分布、轴系刚度系数都是固定的，其固有频率也应是一定的。 但实际上 ，现场设备结构变动的情况还是很多的，最常遇到的是换瓦， 有时是更换转子，不可避免的是设备维修安装后未能准确复位等等，都会影 响到临界转速的改变。 多数情况下 ，这种临界转速的改变量不大，处在规定必须避开的转速区 域内，因而被忽略。 6 1 2 转子 轴承系统的稳定性 转子系统的稳定与失稳： 转子 轴承系统的 稳定性 是指转子在受到某种小干扰扰动后能否随时 间的推移而恢复原来状态的能力，也就是说扰动响应能否随时间增加 而消失。 如果响应随时间增加而消失，则转子系统是 稳定 的。 若响应随时问增加，则转子系统就 失稳 了。 油膜涡动与油膜振荡： 在瓦隙较大的情况下，转子常会因不平衡等原因而偏离其转动中心，致 使油膜合力与载荷不能平衡，就会引起 油膜涡动 。油膜涡动是一种比 较典型的失稳。 机组的稳定性能在很大程度上取决于滑动轴承的 刚度和阻尼 。当系统具 有正阻尼时，系统具有抑制作用，振动逐渐衰减。反之系统具有负阻 尼时， 油膜涡动就会发展为油膜振荡 。 油膜涡动与油膜振荡都是 油膜承载压力波动 的反映， 表现为轴的振动 。 （ 1） 油膜涡动与油膜振荡的发生条件 只发生在使用压力油润滑的滑动轴承上。在半润滑轴 承上不发生。 油膜振荡只发生在转速 高于临界转速 的设备上。 （ 2） 油膜涡动与油膜振荡的信号特征 油膜涡动的振动频率随转速变化，与转频保持 f=（ 0.43 0.48） fn。 油膜振荡的振动频率在临界转速所对应的固有频率附 近，不随转速变化。 两者的振动随油温变化明显。 （ 3） 油膜涡动与油膜振荡的振动特点 油膜涡动的 轴心轨迹 是由基频与半速涡动频率叠加成的 双 椭圆，较稳定 。 油膜振荡是 自激振荡 ，维持振动的能量是转轴在旋转中供 应的，具有惯性效应。由于有失稳趋势，导致摩擦与碰撞，因 此 轴心轨迹不规则 ， 波形幅度不稳定，相位突变 。 （ 4）消除措施 设计时使转子避开油膜共振区； 增大轴承比压，减小承压面； 减小轴承间隙； 控制轴瓦预负荷，降低供油压力； 选用抗振性好的轴承结构； 适当调整润滑油温； 从多方面分析并消除产生的因素。 6.1.3 转子的不平衡振动机理 旋转机械的转子由于受材料的质量分布、加工误差、装配因素以 及运行中的冲蚀和沉积等因素的影响，致使其质量中心与旋转中心 存 在 一定程度的 偏心距 。 静不平衡：偏心距较大时 ，静态下，所产生的偏心力矩大于摩擦阻力矩 ，表现为某一点始终恢复到水平放置的转子下部，其偏心力矩小于摩 擦阻力矩的区域内，称之为 静不平衡 。 动不平衡 ： 偏心距较小时 ，不能表现出静不平衡的特征，但是在转子旋 转时，表现为一个与转动频率同步的 离心力矢量 ，离心力 F=Me2 ，从而激发转子的振动。这种现象称之为 动不平衡 。 特点 ：静不平衡的转子，由于偏心距 e较大，表现出更为强烈的动不平衡 振动。 要求： 虽然作不到质量中心与旋转中心绝对重合，但为了设备的安全运 行，必需将偏心所激发的振动幅度控制在许可范围内。 （ 1） 不平衡故障的信号特征 时域波形为近似的等幅正弦波。 轴心轨迹为比较稳定的圆或椭圆，这是因为轴承座及 基础的水平刚度与垂直刚度不同所造成。 频谱图上转子转动频率处的振幅。 在三维全息图中，转频的振幅椭圆较大，其他成份较 小。 （ 2） 敏感参数特征 振幅随转速变化明显，这是因为，激振力与角速度 是指数关系。 当转子上的部件破损时，振幅突然变大。例如某烧结 厂抽风机转子焊接的合金耐磨层突然脱落，造成振幅 突然增大。 6.1.4 转子与联轴节的不对中振动机理 转子不对中包括 轴承 不对中和 轴系 不对中两类。 轴承不对中 本身不引起振动，它影响轴承的载荷分布、油膜形态等运行 状况。一般情况下，转子不对中都是 指轴系不对中 ，故障原因在联轴 节处。 引起轴系不对中的原因： 安装施工中对中超差； 冷态对中时没有正确估计各个转子中心线的热态升高量，工作时 出现主动转子与从动转子之间产生动态对中不良； 轴承座热膨胀不均匀； 机壳变形或移位； 地基不均匀下沉； 转子弯曲，同时产生不平衡和不对中故障。 轴系不对中可分为三种情况 ： 轴线平行不对中 轴线交叉不对中 轴线综合不对中 在实际情况中，都存在着综合不对中。只是其中平行 不对中和交叉不对中所占的比重不同而已。 由于两半联轴节存在不对中，因而产生了附加的弯曲 力。由于转动，这个附加弯曲力的方向和作用点也被强迫 发生改变，从而激发出转频的 2倍、 4倍等偶数倍频的振动 。其 主要激振量以 2倍频为主 ，某些情况下 4倍频的激振量 也占有较高的份量。更高倍频的成份因所占比重很少，通 常显示不出来。 轴系不对中故障特征 ： 时域波形在基频正弦波上附加了 2倍频的谐波。 轴心轨迹图呈 香蕉形或 8字形 。 频谱特征：主要表现为径向 2倍频、 4倍频振动成份， 有角度不对中时，还伴随着以回转频率的轴向振动。 在全息图中 2、 4倍频椭圆较扁，并且两者的长轴近似 垂直。 不对中故障甄别 ： 不对中 的谱特征和 裂纹 的谱特征类似，均以 两倍频 为主，二者的 区分 主要是振动幅值的稳定性，不对中振动比较稳定。 用全息谱技术 则容易 区分，不对中为单向约束力，二倍频椭圆较扁。 轴横向裂纹 则是旋转矢 量，二倍频全息谱比较圆。 带滚动轴承和齿轮箱的机组，不对中故障可能引发出通过频率或啮合 频率的高频振动，这些高频成分的出现可能掩盖真正的振源。如高频振 动在轴向上占优势，而 联轴器 相联的部位轴向工频亦相应较大，则齿轮 振动可能只是 不对中故障所产生的过大的轴向力的响应 。 轴向工频有可能是 角度不对中 ，也有可能是 轴承不对中 。一般情况， 角度不对中 ， 轴向工频 振值比 径向 为大；而 轴承不对中 正好相反，因为 后者是由不平衡引起，它只是对不平衡力的一种响应。 通频振动： 表示振动原始波形的振动幅值。 选频振动： 表示所选定的某一频率正弦振动的幅值。 工频振动： 表示与所测机器转子的旋转频率相同的正弦振动的幅值。 基频振动：工频振动 又叫 基频振动 。 例：对于工作转速为 6000r/min的机器，工频振动频率是 100HZ。 6 1 5 转轴弯曲故障的机理 设备停用一段较长时间后重新开机时，常常会遇到振动过大甚 至无法开机的情况。这多半是设备停用后产生了转子轴弯曲的故障。 转子弯曲有 永久性弯曲 和 临（暂）时性弯曲 两种情况。 永久性弯曲 是指转子轴呈弓形。造成永久弯曲的原因有设计制造缺陷 ( 转轴结构不合理、材质性能不均匀 )、长期停放方法不当、热态停机 时未及时盘车或遭凉水急冷所致。 临时性弯曲 指可恢复的弯曲。造成临时性弯曲原因有预负荷过大、开机 运行时暖机不充分、升速过快等致使转子热变形不均匀等。 轴弯曲振动的 机理 和转子质量偏心类似，因而都要产生与 质量偏心类似 的 旋转矢量激振力 ，与 质心偏离不同 点是 轴弯曲 会使轴两端产生 锥形 运动，因而在轴向还会产生较大的 工频振动 。 转轴弯曲故障的振动信号特征 ： （轴弯曲故障的振动信号与不平衡基本相同。） 时域波形为近似的等幅正弦波； 轴心轨迹为一个比较稳定的圆或偏心率较小的椭圆， 由于轴弯曲常陪伴某种程度的轴瓦摩擦，故轴心轨迹 有时会有摩擦的特征； 频谱成份以转动频率为主，伴有高次谐波成份。与不 平衡故障的区别在于：弯曲在轴向方面产生较大的振动。 6 1 6 转轴横向裂纹的故障机理 转轴横向裂纹的振动响应与所在的位置、裂纹深度及 受力的情况等因素有极大的关系，因此所表现出的形式也 是多样的。在一般情况下，转轴每转一周，裂纹总会发生 张合。转轴的刚度不对称，从而引发非线性振动，能识别 的振动主要是 1X、 2X、 3X倍频分量。 转轴横向裂纹的振动信号特征 ： 振动带有非线性性质，出现旋转频率的 l 、 2 、 3 等高 倍分量，随裂纹扩展，刚度进一步下降， l 、 2 等频率 幅值随之增大， 相位角则发生不规则波动 ， 与不平衡相角稳定 有差别 。 开停机过程中，由于非线性谐频关系，会出现 分频共振 ，即转 子在经过 1 2、 1 3临界转速时，相应的高倍频 (2 、 3 )正好 与临界转速重合，振动响应会出现峰值。 裂纹的扩展速度随深度的增大而加速，相应的 l 、 2 （倍频）的振 动也会随裂纹扩展而快速上升，同时 1 、 2 相位角出现异常波动 。 全息谱表现为 2倍频的椭圆形状 ，与轴系不对中的扁圆形状有明显的 差别。 故障甄别 稳态运行时，应能与不对中故障区分。全息谱是最好的区分方法。 6.1.7 连接松动故障的机理 松动振动异常的基本原因 ： 振动幅值由 激振力 和 机械阻抗 共同决定， 松动使 连接刚度下降 ，这是 松动振动异常的基本原因 。 支承系统松动引起异常振动的机理 ： 从以下两个侧面加以说明。 1)当轴承套与轴承座配合具有较大间隙或紧固力不足时，轴承套受转 子离心力作用，沿圆周方向发生周期性变形，改变轴承的几何参数。进 而影响油膜的稳定性。 2)当轴承座螺栓紧固不牢时，由于结合面上存在间隙，使系统发生不 连续的位移。 上述两顶因素的改变，都属于非线性刚度改变，变化程度与激振力 相联系，因而使松动振动显示出非线性特征。松动的典型特征是产生 2 及 3 、 4 、 5 等高倍频的振动。 连接松动故障的振动特征 ： 轴心轨迹混乱，重心飘移。 频谱图中，具有 3 、 5 、 7 等高阶奇次倍频分量， 也有偶次分量。 松动方向的振幅大。 当高次谐波的振幅值大于转动频率振幅的 1/2 时，应怀疑有松动故 障。 6 1 8 碰摩故障的机理 动静件之间的 轻微摩擦 ，开始时故障症状可能并不十分明显，特 别是滑动轴承的 轻微碰摩 ，由于润滑油的缓冲作用，总振值的变化是 很微弱的，主要靠 油液分析 发现这种早期隐患；有经验的诊断人员， 由 轴心轨迹 也能做出较为准确的诊断。 当动静碰摩发展到一定程度后，机组将发生 碰撞式大面积摩擦 ，碰摩特 征就将转变为主要症状。 动静碰摩的特点分析： 动静碰摩与部件松动具有类似特点。 动静碰 摩是当间隙过小时发生动静件 接触再弹开 ，改变构件的动态刚度 ； 松动 是连接件紧固不牢、受交变力 (不平衡力、对中不良激励等 )作 用，周期性地 脱离再接触 ，同样是改变构件的动态刚度。 不同点是 ，前者还有一个 切向的摩擦力，使转子产生涡动 。转子强迫振 动、碰摩自由振动和摩擦涡动运动叠加到一起，产生出复杂的、特有 的振动响应频率。 由于碰摩力是不稳定的接触正压力，时间上和空间位置上都是变化的， 因而摩擦力具有明显的非线性特征 (一般表现为丰富的超谐波 )。因此 ， 动静碰摩与松动相比 ，动静碰摩振动成分的周期性相对较弱，而非 线性更为突出。 碰摩故障的振动特征 ： 1) 时域波形存在 “ 削顶 ” 现象，或振动远离平衡位置时出现高频小幅 振荡。 2) 频谱上除转子工频外，还存在非常丰富的高次谐波成分 (经常出 现在气封摩擦时 )。 3) 严重摩擦时，还会出现 1 2 、 l 3 、 1/N 等精确的分频成 分 (经常出现在轴瓦磨损时 )。 4) 全息谱上出现较多、较大的高频椭圆，且偏心率较大。 5) 提纯轴心轨迹 (1 、 2 、 3 、 4 合成 )存在 “ 尖角 ” 。 6) 轴瓦磨损时，还伴有轴瓦温度升高、油温上升等特征，气封摩 擦时，在机组起停过程中，可听到金属摩擦时的声音。 7) 轴瓦磨损时，对润滑油样进行铁谱分析，可发现如下特征： 谱片上磁性磨粒在谱片入口沿磁力线方向呈长链密集状排列， 且存在超过 20 m的金属磨粒； 非磁性磨粒随机地分布在谱片上，其尺寸超过 20 m； 谱片上测试的光密度值较上次测试有明显的增大。 碰摩故障的故障甄别： 1) 由于故障机理与松动类似，两者不容易加以区分。据现 场经验： 松 动 a.松动时以高次谐波为特征； b.松动振动来源于不平衡力， 故松动振动随转速变化比较 明显； c. 在波形表现形式上 ：松动则 不存在削顶问题。 碰 摩 a.摩擦时以分谐波为特征； b.碰摩受间隙大小控制，与转 速关系不甚密切； c.在波形表现形式上 ：摩擦常 可见到削顶波形。 2) 局部碰摩与全弧碰摩的区分 全弧碰摩 分频明显，超谐波消失， 局部轻摩擦 很少有分频出现，谐波幅值小但阶次多， 局部严重摩擦 介于两者之间，有分频也有低次谐波，且谐波幅值比基 频还大。基频则由未碰撞前的较大值变为较小值。 在轨迹上 ， 局部摩擦轨迹 乱而不放大，正进动； 连续全弧摩擦 则随时间逐渐扩散，进动方向为反进动。 6.1.9 喘振的机理 喘振 是一种很危险的振动，常常导致设备内部密封件、叶轮导流扳、轴 承等损坏，甚至导致转子弯曲、联轴器及齿轮箱等机构损坏。它也是流体机械 特有的振动故障之一。 喘振 是压缩机组严重失速和管网相互作用的结果。它既可以是管网负荷急 剧变化所 引起 ，也可以是压缩机工作状况变化所 引起 。 当进入叶轮的气体流量减少到某一最小值时，气流的分离区扩大到整个 叶道，使气流无法通过。这时叶轮没有气量甩出，压缩机出口压力突然下降。 由于压缩机总是和管网连在一起的，具有较高背压的管网气体就会倒流到叶轮 里来。瞬间倒流来的气流使叶轮暂时弥补了气体流量的不足，叶轮因而恢复正 常工作，重新又把倒回来的气流压出去，但过后又使叶轮流量减少，气流分离 又重新发生。如此周而复始。压缩机和其连接的管路中便产生出 一种低频率 高振幅的压力脉动 ，造成机组强烈振动。 喘振 是压力波在管网和压缩机之间 来回振荡 的现象，其强度和频率不但和 压缩机中严重的旋转脱离有关，还和管网容量有关； 管网容量越大，则喘振 振幅愈大，频率愈低 ；管网容量小，则喘振振幅小，喘振频率也较高，一般 为 0.5 20Hz。 6 2 不平衡分析案例 例 6-1：某厂芳烃车间一台离心式氢气压缩机 是该厂生产的关键设备之一。驱动电动机功率为 610KW，压缩机轴功率 550KW，主机转子转速 15300r min，属 4级离心式回转压缩机，工作介质是氢气 ，气体流量 38066m3 h，出口压力 1.132MPa，气体 温度 200 ，该压缩机配有本特利公司 7200系列振 动监测系统；测点有 7个，测点 A、 B、 C、 D为压缩 机主轴径向位移传感器，测点 E、 F分别为齿轮增速 箱高速轴和低速轴轴瓦的径向位移传感器，测点 G 为压缩机主轴轴向位移传感器。 该机组于 5月中旬开始停车大检修， 6月初经检修各项静态指标均 达到规定的标准。 6月 10日下午启动后投入催化剂再生工作。再生工作要连续运行 一周左右。再生过程中工作介质为氮气。压缩机启动后，各项动态 参数，如流量、压力、气温、电流振动值都在规定范围内，机器工 作正常。 运行不到两整天，于 6月 12日上午振动报警： 测点 D振动值越过报警限，高达 60 80m之间波动； 测点 C振动值也偏大，在 50 60m之间波动； 其它测点振动没有明显变化。 当时， 7200系统仪表只指示出各测点 振动位移的峰 峰值 ，它说 明设备有故障，但是什么故障就不得而知了。依照惯例，设备应立 即停下来，解体检修，寻找并排除故障，但这要使再生工作停下来 ，进而拖延全厂开车时间。 故障分析 利用计算机进行了频谱分析，见图 6-1，并与故障前 5月 21日相应测 点的频谱图 6-2进行对比，发现： 图 6-1 6月 12日 D点频谱图 图 6-2 5月 21日 D点频谱图 a) 1倍频的幅值明显增加， C点增大到 5月 21日的 1.9倍， D点增大 1.73倍。 b) 其它倍频成分的幅值几乎没变化。 根据以上特征，可作出以下结论： 1) 转子出现了明显的不平衡，可能是因转子的结垢所致； 2) 振动虽然大，但属于受迫振动，不是自激振动。并不可怕。 谐波 频率 HZ 21/5日，振幅 12/6日，振幅 改变量 1 254.88 170.93 295.62 125 2 510.80 38.02 38.82 0 3 764.65 34.40 35.38 1 4 1021.53 23.38 26.72 3 采取措施与事后复查 根据前述结论，因此做以下处理： 1) 可以不停机，再维持运行 4 5天，直到催化剂再生工作完成； 2) 密切注意振动状态，再生工作完成后有停机的机会，做解体检查。 6月 18日催化剂再生工作圆满完成，压缩机停止运行。 6月 20日对机组进行解体检查，发现机壳气体流道上结垢十分严重， 结垢最厚处达 20mm左右。转子上结垢较轻，垢的主要成分是烧蚀下 来的催化剂，第一节吸入口处约 3 4的流道被堵，只剩一条窄缝。 因此检修主要是清垢，其它部位如轴承、密封等处都未动，然后安 装复原，总共只用了两天时间。 6月 25日压缩机再次起动，压缩机工作一切正常。 6 3 轴弯曲分析案例 例 6-2， 某公司一台 200MW汽轮发电机组，型号为 C145 N200 130 535 535，型式为超高压、中间再热单抽冷凝式。 1982年 11月投产， 1994年首次 大修，至高压转子发生弯轴故障前，已运行近 6年，共进行过 7次小修。 在长期的运行中，该机高压转子振动一直保持在较好范围，轴承振动小 于 10m，轴振动小于 100m。 1998年在一次热态起动时 #2、 #3轴、 #1、和 #2轴承振动出现短时突增，被迫紧急关小闸门；再次开大蒸汽闸门，使转子 迅速加速，冲过临界转速（称为冲车）后并网运行。 并网后， #2轴和 #1、 #2轴承振动虽然仍处于良好范围，但其振动有明 显增大趋势，经连续观察运行近一月，也未能恢复至以前运行时的振动水平 。 为此，结合该机历史振动数据、停机前后振动数据及运行参数进行诊断 分析。 (1) 振动趋势历史数据 在长期运行中，该机 l#、 2#轴承振动分别为小于 2 m 及小于 10 m， 2#轴的振幅为 80 90 m。 为便于突出比较，停机前振动数据选取 4月 2 5日，热态 起动后数据选取 4月 6 9日的，作该期间的振动趋势记录曲 线。见图 6-3。 该趋势记录曲线表明长期运行时高压转子的轴及轴承振 动均处于优秀范围，热态起动后高压转子轴承及轴振动仍 然在正常范围以内。 图 63 振动历史历程 曲线 1停机前 1#轴承振动 2 m，热态启动后，为 6 m 曲线 2停机前 2#轴承振动 10 m，热态启动后，为 16 18 m 曲线 3停机前轴 振幅 80 m，热态启动后，为 120 140 m (2) 停机前后数据 1998年 4月 5日因处理锅炉隐患而停机，停机时主要参数及振动数如下： 1) 停机前各轴承和轴振动数据如表 6-2(略）所示，停机前各轴承和轴 振动均 在良好范围，其中， 1#、 2#轴及轴承振动均处于优秀标准以内 ， 反映 高压转子停机前状态良好 。 2) 停机时的临界振动数据。查一周振动趋势记录， 2#、 3#轴停机临界 振动值均未超过 230 m，处于良好范围。 3) 停机主要参数 (4月 5日 )： 停机过程的电流、各点振动、温度等均属正常。 4) 热起动 (4月 6日 )主要参数与振动数据： 主要动力蒸汽参数：压力 2.2MPa，温度 412 ，再热汽温度 392 ，真空 77kPa ，大轴挠度值 30 m，主机润滑油温 40 。 4： 25 冲车：低速 (500 r min)、 10min，摩擦检查。 4： 25 升速至 1600r min，此时 1#轴承振动达 120 m， 2#轴承振动 达 65 m， 2#、 3#轴振动达到监测表的满量程（即轴振动值已大于 400 m ），运行人员采取紧急关闸措施停机。 5： 05 转子静止投盘车，大轴挠度值增大为 120 m，盘车电流 32A。 6： 40 再次起动，快速冲车至 3000 r min定速，然后并入电网。 从热态启动数据知 ：在起动过程中，机组 1#、 2#轴承及 2#、 3#轴振 动异常增大，紧急关闸停机后，电动盘车时机组大轴挠度值增加较大， 盘车电流略有增加。 5) 热态起动运行后的振动数据 自再次起动并网后，机组高压转子轴和轴承振动均未能恢复历史振 动水平，尽管 1#、 2#轴承振动均小于 20 m，仍处于优秀振动标准表 5-7 的范围内，但与历史数据比较均有所增大。尤其是 2#轴的振动增大显著 。从频率成分来看，主要是一倍频成分增加，其余频率的振动成分无变 化，见表 6-3（略）。 6) 运行近一月后，停机时临界振动数据 4月 30日，该机因电网调峰转为备用而停机。在机组停机惰走降速过 程中， 2#轴和 l#、 2#轴承临界振动值比历史数据有成倍的增加，其振动 成分是 1倍频，机组停机时的临界振动数据见表 6-4。 (3) 数据分析 综合图 6一 3、表 62至表 64数据及起动前后运行参数分析，可 得出下列分析结论： 1) 探头所在处的转子跳动值从 30 m增加至 120 m，比起动前增大 了 4倍，反映出高压转子挠曲程度加剧，提示可能已产生转子弯曲。 2) 从振动频率以及振值随转速变化的情况来看。其症状和转子失 衡极为相似。但停机前运行一直很正常，只是在机组停车后再次起动 中振动异常，且在并网后一直维持较大振值， 缺乏造成转子失衡的理 由或转子零部件飞脱的因素，故可排除转子失衡的可能 。 3) 综合二次起动及并网运行一个月后停机惰走振动情况，表明机 组在第一次起动时即存在较大的热弯曲，而停车后间隔 l.5h再次起动 ， 盘车时间不足，极易造成转子永久性弯曲 。 在第一次热态起动时，高压转子的轴及轴承振动急剧增加 (转速高 达 1600r min时，轴振幅即已超满量程值，即至少已大于 400 m， 表明在第一次起动时，转子存在较大的热弯曲， 而停车 1.5h后再 次起动，盘车时间严重不足，极易造成转子永久性弯曲 。 机组起动并网连续运行近一月，其振动一直处于稳定状态。 1#、 2#轴承和 2#轴振幅在热态起动后比历史数据有明显的增大。并且 振 幅增大的主要原因是一倍频振幅增大 。工频振幅的增大反映出转 子弯曲程度的增大，振幅的稳定反映出弯曲量的大小基本恒定。 查起动后运行近一月的频谱图，除 1倍频振动和 2#轴处的少量 2倍频 振动成分外，无其它振动频率成分。少量 2倍频振动成分的产生， 则分析认为是高压转子弯曲后与中压转子的对中性变差所造成的。 中、低压转子各轴承及各轴的振动与历史数据相比基本无变化，反 映出故障的发生部位主要是在高压转子。 诊断结论 尽管该机组高压转子振动仍在良好范围以内，但从各种参数的综 合分析来看，均表明高压转子上已发生了转子弯曲故障。而无论是转 子弯曲引起机组过临界振动过大或是存在围带损伤等事故隐患，均对 该机组安全运行构成极大的威胁。因此，诊断分析的结论是：该机立 即进行提前大修，解体查明故障并予以消除。 解体大修检查情况 ： 5月 4日，该机提前转入大修。经揭缸解体检查证实，高压转子前 汽封在距调速级 180mm处弯曲 0.08mm，中压转子在 19级处弯曲 0.055mm ，高压汽封、围带、隔板汽封和中压汽封、隔板汽封及围带均有不同 程度的 摩擦损伤 ，其中，中压 19级近半圈围带前缘已磨坏，为此，高 压转子采取直轴、中压转子采取低速动平衡处理，同时对损伤的围带 也进行了相应的处理，经大修处理后高压转子振动重新恢复到优秀标 准内。 6 4 不对中分析案例 例 1：主风机对中不当造成的故障 某冶炼厂一台新上的烟机一主风机组于 1997年 5月中旬投用。机 组配置及测点如图 64所示。 首先，该机组在不带负荷的情况下试运了 3天，振幅约 50 m， 5 月 20日 2:05开始带负荷运行，各测点振值均有所上升，尤其是 2#测点 的振动由原来的 55 m上升至 70 m以上，运行至 16： 54机组发生突发 性强振，现场的本特利监测仪表指示振动满量程，同时机组由于润滑 油压低而联锁停机。停机后，惰走的时间很短，大约只 l 2min，停 车后盘不动车。 电动机 增速箱 风机 烟机 6 5 4 3 2 1 图 64 机组配置及测点图 机组事故停机前振动特点如下： 1) 20日 16： 54之前，各测点的通频振值基本稳定，其中烟机 2#轴承的 振动大于其余各测点的振动。 20日 16； 54前后，机组振值突然增大， 主要表现为联轴器两侧轴承 ,即 2#、 3#轴承振值显著增大，如表 64 所示。 表 64 强振前后各轴承振动比较 注意： 2#轴承与 3#轴承变化最大，说明最接近故障点。 2) 20日 14:31之前，各测点的振动均以转子工频、 2倍频为主，同时存 在较小的 3 、 4 、 5 、 6 等高次谐波分量， 2#测点的合成轴心轨 迹很不稳定，有时呈香蕉形，有时呈 “ 8” 字形，图 6-5是其中一个时 刻的时域波形和合成轴心轨迹 (1 、 2 )。 部位 1#轴承 2#轴承 3#轴承 4#轴承 强振前振值 26 76 28 20 强振时振值 50 232 73 22 图 6-5 2#测点的合成轴心轨迹图 (1倍频、 2倍频 ) a)轴心轨迹 b)径向振动波形 3) 20日 14： 31时，机组振动状态发生显著变化。从时域波形上看，机 组振动发生跳变，其中 2#、 3#轴承的振动由大变小（如，烟机后水平 方向由 65.8 m降至 26.3 m，如图 6-6所示），而 1#与 4#的振动则由 小变大（如烟机前垂直方向由 14.6 m升至 43.8 m，如图 6-7所示） ，说明此时各轴承的载荷分配发生了显著的变化，很有可能是由于联 轴器的工作状况改变所致。同时， 2#轴承 V方向出现很大的 0.5 成分 ，并超过工频幅值， H方向除有很大的 0.5 成分外，还存在突出的 78Hz成分及其它一些非整数倍频率分量，如图 68所示。烟机前 78Hz 成分也非常突出。这说明此时机组 动静碰摩 加剧。 图 68 2#轴承振动频谱图 4) 机组运行至 20日 16： 54前后，机组振值突然急剧上升，烟机后 V方向和 H方 向的振值分别由 45 m、 71 m上升至 153 m和 232 m，其中工频幅值上升最 多。且占据绝对优势（ V方向和 H方向工频幅值分别为 120 m和 215 m），同 时 0.5倍频及高次谐波幅值也有不同程度的上升。这说明，此时烟机转子已出 现 严重的转子不平衡 现象。 5) 开机以来，风机轴向振动一直较大，一般均在 80 m以上，烟机的轴向振幅 也在 30 50 m之间。 20日 16： 54达最大值 115 m，其频谱以 1 为主，轴向 振动如此之大，这也是很不正常的。 不对中故障的特征之一就是引发 1X倍频 的轴向窜动 。 频谱图及故障现象 故障分析结论 综上所述，可得出如下结论： 1) 机组投用以来，风机与烟机间存在明显不对中现象， 且联轴器工作状况不稳定。 2) 20日 14： 31左右，一联轴器工作状况发生突变，呈咬 死状态，烟机气封与轴套碰摩加剧。其 直接原因是对中不 良 ，或联轴器制造缺陷。 3) 20日 16： 54，由于烟机气封与轴套发展为不稳定的全 周摩擦，产生大量热量，引起 气封齿与轴套熔化 ， 导致 烟 机转子 突然严重失衡 ，振值严重超标。 因此分析认为造成本次事故的主要原因是机组对正曲线 确定不当。 解体检查情况 事故后解体发现： 1) 烟机前瓦 (1#测点 )瓦温探头导线破裂； 2) 副推力瓦有磨损，但主推力瓦正常； 3) 二级叶轮轮盘装配槽部位的法兰过热，有熔化痕迹及裂纹； 4) 气封套熔化、严重磨损，熔渣达数公斤之多； 5) 上气封体拆不下来； 6) 烟机 主风机联轴器咬死，烟机侧有损伤。 机组修复后，在 8月底烟机进行单机试运时，经测量发现烟机轴承箱 中分面向上膨胀 0.80mm，远高于设计给出的膨胀量 0.37mm。而冷态下 当时现场找正时烟机比风机反而高 0.396mm，实际风机出口端轴承箱中 分面仅上胀 0.50mm，故热态下烟机比风机高了： 0.80 0.396 0.50=0.696mm，从而导致了机组在严重不同轴的情况下运行，加重下 联轴器的咬合负荷，引起联轴器相互咬死，烟机发生剧振。 例 2：复合不对中故障的诊断 图 6-9 机组简图和测点布置 2000年 4月上旬某厂催 化主风机检修后，开机运行 ，电动机轴承温度和振值都 较正常 (振值为 9 m)。但是 ，半小时后电动机联轴器端 轴承温度持续增加，振值从 原 9 m一直升到 53 m，已 经超出电动机制造厂出厂标 准。 2000年 4月 17日和 18日 对该机组进行了全面的测试 。鉴于故障的发生位置主要 在电动机侧，所以测试主要 集中在电动机侧。 联机后，在正常载荷的情况下，测试结果分别如图 6-10图 6-16所示， 各点的振幅见表 6-7。 从以上测试结果中可以看出，电动机测点 1轴向的振幅偏高，已经超 该机组出厂的振动标准（小于 50m），表现出故障频率主要为工频。同 时，从电动机测点 2垂直方向的频谱图上不难看出，其 2倍频的振幅远高于 工频对应的振幅。电动机水平方向的振幅较小，主要是工频成分。 对比图 6-10、图 6-11，联机状态下的轴向振幅 53.0m是脱机状态下的 轴向振幅 25.4m和 2倍，这是 角度不对中的特征 。 测点频谱图 图 6-12 测点 2#垂直方向频谱图 图 6-14 测点 2#水平方向频谱图 图 6-13 测点 3#垂直方向频谱图 图 6-15 测点 3#水平方向频谱图 图 6 12到图 6 15都是在联机 状态下，图 6 12 中 1阶转频的振幅 很低， 2X频振幅最 高，对应的 3#点垂 直方向（图 6 13） 1X、 2X、 3X倍频 幅值都存在。水平 方向 2#、 3#点主要 振动都是 1X、 2X 倍频的振幅（图 6- 14、图 6-15）。 这 是不对中的特征 。 对比图 6-12与图 6-16，图 6-16的主要振动是 1倍频的振动，图 6-12的 主要振动是 2倍频的振动。 从对图 6-10图 6-16的综合分析中可以看出：电动机轴和增速齿轮 箱输入轴在垂直方向存在着严重的不对中。 解体后发现： 1) 电动机轴和齿轮箱低速轴在垂直方向，相差 100 m， 已大大超过维修规范所要求的限值。 2) 电动机的轴承室原刷镀层（修复的部位）发生变形， 使轴承室产生了一定的锥度，严重地破坏了原有的配合 精度。 这说明，在加载运行的初始阶段，电动机轴与其轴承 维修时的正确位置并没有被破坏。因此，其壳体轴向的振 动并不大。但是，电动机轴和齿轮箱低速轴在 垂直方向 存 在严重的平行不对中，引起的动载荷迫使电动机滚动轴承 逐渐离开原始的位置，发生了偏斜。这样，就造成了电动 机轴和齿轮箱低速轴之间，又产生了 角度不对中 的故障。 因此，它最终是一种复合型不对中，既包含了 平行不对中 的特点，又存在角度不对中的特征 。 6 5 热变形分析案例 汽轮机、高温气体透平机、航空发动机等机器，需要引入 高温、高压气体将整个缸体或壳体加热，介是缸体的不均匀 的，上缸的温度大于下缸的，反映在转子上是上半侧的热传 导量大，下半侧的热传导量小，如果转子在热态下静止不动 ，则很快会发生弯曲变形。 对于空压机而言，由于空气被压缩发热，而缸体上、下的 结构并不对称，储热容量相差大，同样也能造成缸体、转子 的不均匀热变形。因此，对于这种转子在起动之前必须充分 盘车，避免起动后引起过大的振动。 例 6-5 转子热膨胀阶段的弯曲振动 某炼油厂催化车间一台离心式空压机，开车后轴振幅逐渐上升 ，启动约 40 min，振幅达到 90 m，往后在操作参数不变状态下，振 幅会自动逐渐下降，最后轴振幅稳定在 35 m左右，这是该机每次开 车的振动规律。机器在开车阶段振幅较大的原因，是因为空压机到达 额定压力后温度上升，转子的装配零件首先受热膨胀。由于轴上零件 (叶轮、轴套、平衡盘、密封套和止推盘等 )的轴向接触端面彼此不平 行， 热膨胀时迫使转轴强制弯曲 ，产生不断增大的不平衡振动。 往后 随着转子温度逐渐趋于均匀 ，轴也获得充分伸长，消除了轴上装配零 件对轴施加的热弯曲应力，因此转子因弯曲产生的不平衡振动就慢慢 自动消失。 例 6-6 壳体非均匀膨胀造成的振动 某炼油厂主风机启动两个小时，带上负荷后，风机 出口侧振值急剧上升，最大达 164 m，机组振动频谱上， 转子工频振动占绝对忧势；铁谱分析亦未发现明显磨损， 红外测试表明，主风机外壳温度分布不均匀，外壳上对称 位置温度差最大达 30 。分析认为导致强强振的 原因是 ： 风机开机由于负荷上升过快造成 壳体热膨胀不均 ， 致使转 子与壳体不同心 。一旦壳体到达热平衡，振值应会下降。 两天后机组振值降至 89 m（一级报警值为 90 m），恢复 正常。以后该机组开机时，注意 缓慢提升负荷 ，再未发生 类似情况。 图 6-17 锅炉引风机示意图 6 6 支承松动分析案例 例 6-7 某发电厂一台大型锅炉引风机。由一台转速 840r min的电动机直联驱动。 该机组运转时振动很大，测量结果显示电动机工作很平稳。总振幅不超过 2.5mm s，但在风机上振幅很高，前后轴承 在水平和垂直方向上的振幅却很大。 AFV=150 m， AFH=250 m， ARV=87 m， ARH=105 m。风机的轴 向振幅小于 50 m。频率分析指出， 振动频率主要是转速频率成分 。这些 数据表明，风机振动并不是联轴节不 对中或轴发生弯曲，应诊断为转子的 不平衡故障。但是对风机振动最大的 外侧轴承在水平和垂直方向上的相位进行分析，发现两个方向上的相位是精确地 同相的，说明是 “ 定向振动 ” 问题，而不是单纯的不平衡。然后对外侧轴承、轴 承架和基础各部分位置进行振动测量，检查出轴承架一边的安装螺钉松动了，使 整个轴承架以另一边为支点进行摆振。用同样方法检查了内侧轴承架的安装螺钉 ，也发现有轻微松动。当全部安装螺钉被紧固以后，风机的振值就大大下降，达 到可接受的水平。 例 6-8 支承松动故障实例 某厂一台离心式压缩机，转速为 7000r min，通过齿轮增速器， 由一台功率为 1470kW，转速为 3600r min的电动机驱动。机组运行中 测得电动机和压缩机的振动很小，振幅不超过 2.5mm s，但是齿轮增 速器却振动很大，水平方向振幅为 12.5mm s，垂直方向振幅为 10mm s，振动频率为低速齿轮的转速频率 (60Hz)，轴向振幅很低。停机 后打开齿轮箱，检查了齿轮和轴承，并没有发现任何问题，怀疑是不 平衡引起的振动。把低速齿轮送到维修车间进行了平衡和偏摆量检查 ，在安装过程中又对电动机和齿轮箱进行了重新对中，但是这一切措 施对于改善齿轮箱的振动毫无效果。 为了对齿轮箱振动作进一步分析，测量水平和垂直方向上的相位 ，发现两个方向上的相位是精确地 同相 ，显示是一种 “ 定向振动 ” ， 然后又对齿轮箱壳体安装底脚和底板进行测振和检查，底脚螺钉是紧 固的，但从底板的振动形态中发现一边挠曲得很厉害。移去底板，就 看到底板挠曲部分下面的水泥浆已经破碎，削弱了该处的支承刚度。 解决底板局部松动的处理办法是把混凝土基础进行刮削，在底板下重 新浇灌了混凝土，当机组放回到原处安装后，齿轮箱的振幅就下降到 2.5mm s以下。 图 618 联机运转时地基的振动频谱图 例 6-9 支承松动故障 某钢铁公司氧气厂三车间压缩机建成以来长期因振动过大，不能投入生产。 该机组由一台 2500 KW，转速 2985 r/min的电动机经增速齿轮箱后，压缩机转 子为 9098 r/min。 现场调查表明：因迟迟不能投产， 厂方已分别对电动机、压缩机转子作过 动平衡校正，也对联轴节进行多次找正、 找同心。但仍然未能降低振动。 根据调 查情况，采用频谱分析技术，期望能从 振动成分的频率分布中分析振动的原因。 测得厂房大地的基础振动： 0.1Hz， 振幅 5.6 mv。 测得地基的固有频率： 7Hz(10.14mv)； 二阶频率： 19 Hz；三阶频率： 29 Hz； 四阶频率： 38 Hz； 测得在联机运转时，地基的振动主频 0.15 Hz；振幅： 110 151 mv。 分析与结论： 1 振动以低频振动为主要矛盾，地基是 0.15 Hz；电机是 50 Hz。两者不一致。 2 地基振动的振幅 151mv(频谱图中）远大于电机的振幅 62 mv。说明地基的振动是主要矛盾。地基偏软，刚度不足。 但与地基固有频率 7 Hz相矛盾，因而问题应在电机与地基 连接部位。 3 根据电修厂方面提供的信息：安装后电机垂直振动大于水 平振动。这与通常的状态相矛盾，即垂直刚度小于水平刚 度，也证明地基存在问题。正常状态是垂直刚度大于水平 刚度。 4 导致地基垂直刚度不足的可能原因： 1）安装垫板与地基 的接触面积不够，空洞面积大，导致弹性变形大。 2）地 脚螺丝与地基的联结刚度不足。 3）地脚螺丝直径偏小， 刚度不足。 例 6-10 离心泵叶轮松动 一台悬臂式单级离 心泵，运转了几个月后 发生了叶轮松动。在泵 侧的两个轴承上检测振 动信号，经频谱分析， 显示有很多旋转频率的 谐波成分 (见图 6 19)， 这些很强的谐波预示泵 的转子零件存在松动问 题。另外，从图中还可 以看出，频谱的噪声底 线很高，谱线连续表明 松动零件对轴施加了一 种不稳定的随机性冲击 力。 图 619 离心泵叶轮松动频谱图 例 6-11 氯气鼓风机转子叶轮松动 一台 4级离心式氯气鼓风机，转速为 2796r/min，由一台 3000r/min的 电动机用带拖动。 这台鼓风机运转时振动很 大，达到 50mm/s，振动的特 点是机器开车后几分钟内振幅 增大，但是当整台鼓风机预热 几小时以后，振幅又降下来。 预热方法是将机壳隔热，并将 热空气鼓进风机入口。 图 6-20所示为开车后 30min 这段时间内，在鼓风机上测得 的振幅与相位随时间的变化曲 线。从图中看出，振动的最大 峰值出现在开车约 4min的时候， 随后振幅下降，但在运转 2030min后，又开始增大。 振动分析表明，鼓风机的旋转频率是引起振动的主要因 素。 从相位上观察，在试验的 30min时间内，转子上的不平 衡矢量转动了 360，从这故障现象中可以判断叶轮发生了 松动。 叶轮在轴上虽然用键固定，但是间隙较大，叶轮轮壳内 孔只要稍微出现一点间隙，就会产生旋转偏心，破坏了预 先的平衡状态。由于旋转偏心方向在连续地变化，因此， 不平衡矢量的相位也跟着变化。 当偏心方向与原先的不平衡方向一致时，振动就增大， 反相时振动就减少，这样就清楚地解释了上面所说的这些 现象。 图 6-21 故障前 a与故障后 b 的频谱图 6 7 油膜涡动及振荡分析案例 例 6-12 某化肥厂的二氧化碳压缩机组，在检修后，运行了 140多天，高压缸振 动突然升到报警值而被迫停车。 在机组运行过程中及故障发生前后， 在线监测系统均作了数据记录。高压缸转子的径向振动频谱图见图 6-21 ， a图是故障前的振动频谱，振动信号只有转频的幅值。 b图是故障发生 时的振动频谱，振动信号除转频外，还有约为 1/2转频 的振幅，这是 典 型的油膜涡动特征 。据此判定高压缸转子轴承发生油膜涡动。 例 6-13 油膜涡动及振荡实例 某公司国产 30万吨合成氨装置，其中一台 ALS16000离心式氨压 缩机组，在试车中曾遇到轴承油膜振荡。 图 622(a)表示高压缸轴振动刚出现油膜振荡时的频谱。从图中 可见， 140.5Hz(8430/min)是轴的转速频率 ，由轴的不平衡振动引 起。 55Hz为油膜振荡频率 。当转速升至 8760r min(146Hz)时，油 膜振荡频率 的幅值巳超过转速频率幅值，见图 622(b)，这是一幅 典型的油膜振荡频谱图，从图 (b)中可见，频率成分除了 (146Hz) 和 (56.5Hz)之外，还存在其他频率成分；这些成分是；主轴振动频 率 和油膜振荡频率 的一系列和差组合频率。 图 622 高压缸油膜振荡初期及发展的振动频谱比较 例 6-14 油膜涡动及振荡实例 某公司一台空气压缩机，由高压缸和低压缸组成。低压缸在一次大修后 ，转子两端轴振动持续上升，振幅达 5055 m，大大超过允许值 33 m，但低 压缸前端的增速箱和后端的高压缸振动较小。低压缸前、后轴承上的振动测 点信号频谱图如图 623(a)、 (b)所示，图中主要振动频率为 91.2Hz，其幅值 为工频（ 190Hz）振幅的 3倍多，另外还有 2倍频和 4倍频成份，值得注意的是 ，图中除了非常突出的低频 91.2Hz之外， 4倍频成分也非常明显。对该机组振 动信号的分析认为： 低频成分突出，它与工频成分的比值为 0.48，可认为是轴承油膜不稳定的半 速涡动； 油膜不稳定的起因可能是低压缸两端联轴节的对中不良，改变了轴承上的负 荷大小和方向。 停机检查，发现如下问题： 轴承间隙超过允许值 (设计最大允许间隙为 0.18mm，实测为 0.21mm)； 5块可倾瓦厚度不均匀，同一瓦块最薄与最厚处相差 0.03mm，超过设计允许值 。瓦块内表面的预负荷处于负值状态 PR值 (单位面积上的预加载荷力值）原 设计为 0.027，现降为 0.135，降低了轴承工作稳定性。 两端联轴节对中不符合要求，平行对中量超差，角度对中的张口方向相反， 使机器在运转时产生附加的不对中力。 图 623 低压缸前、后轴承上的振动测点信号频谱比较 对上述发现的问题分别作了修正，机器投运后恢复正常，低压缸两端轴 承的总振值下降到 20 m，检修前原频谱图上反映轴承油膜不稳定的 91.2Hz 低频成分和反映对中不良的 4倍频 成分均已消失 图 623(c)、 (d)。 例 6-15 油膜涡动及振荡实例 1997年 11月，某钢铁公司空压站的一台高速空压机开机 不久，发生阵发性强烈吼叫声，最大振值达 17mm/s（正常运 行时不大于 2 mm/s），严重威胁机组的正常运行。 对振动的信号作频谱分析。正常时，机组振动以转频为 主。阵发性强烈吼叫时，振动频谱图中出现很大振幅的 0.5 转频成分，转频振幅增加不大。基于这个分析，判定机组的 振动超标是轴承油膜涡动所引起，并导致了动静件的摩擦触 碰。 现场工程技术人员根据这个结论，调整润滑油的油温， 使供油油温从 30 提到 38 后，机组的强烈振动消失，恢复 正常运行。 事后，为进一步验证这个措施的有效性。还多次调整油 温，考察机组的振动变化，证实油温在 30 38 左右时， 可显著降低机组的振动。 图 6 24 烟机强振时的频谱 a) 北瓦 b) 南瓦 6 8 碰摩分析案例 例 6-16 某炼油厂烟气轮机正常 运行时，轴承座的振动不 超过 6mm/s。 1993年 11月， 该机组经检修后刚投入运 行即发生强烈振动。 壳体 上测得的振动频谱如图 6 24所示。除转子工频外， 还存在大量的低倍频谐波 成分，如 2 、 3 、 4 、 5 等，南瓦的 5倍频振动 特别突出。时域波形存在 明显的削波现象。 分析认为烟机发生严重的碰摩故障，主要部位应为轴瓦（径向轴承和推力轴承均 由 5块瓦块组成）。 拆开检查，发现南北瓦均有明显的磨损痕迹，南瓦有一径向裂纹，并有巴氏合金 呈块状脱落，主推力瓦有三个瓦块已出现裂纹。 更换轴瓦，经仔细安装调整，开机恢复正常。 例 6-17 碰摩故障实例 1996年 7月 26日，某厂一台主风机运行过程中突然出现强振 现象，风机出口最大振值达 159 m，远远超过其二级报警值 (90 m)，严重威胁着风机的安全生产。图 6 25、图 626分 别是风机运行正常时和强振发生时的时域波形和频谱。 图 6-25 风机运行正常时的波形和频谱 由图可见，风机正常运行时，其主要振动频率为转子工频 101Hz及其 低次谐波，且振幅较小，峰 峰值约 23m。而强振时，一个最突出的特 点就是产生一振幅极高的 0.5 (50.5Hz)成分，其幅值占到通频幅值的 89 ，同时伴有 1.5 (151.5Hz)、 2.5 (252.5Hz)等非整数倍频，此外，工频 及其谐波幅值也均有所增长。 结合现场的一些其它情况分析认为，机组振动存在很强烈的非线性， 极有可能是由于壳体膨胀受阻，造成转子与壳体不同心，导致动静件摩擦 而引起的。随后的停机揭盖检查表明，风机第一级叶轮的口环磨损非常严 重，由于承受到巨大的摩擦力整个叶轮也已经扭曲变形，如果再继续运行 下去，其后果将不堪设想。及时的分析诊断和停机处理，避免了设备故障 的进一步扩大和可能给生产造成的更大损失。 6 9 喘振 例 6-18： 某大型化肥厂的二氧化碳压缩机组由汽轮机和压缩机组成。压缩机 分为 2缸、 4段、 13级。高压缸为 2段共 6级叶轮，低压缸为 2段共 7级叶轮 。低压缸工作转速 6546 r/min，高压缸工作转速 13234 r/min，中间通过 增速齿轮连接。正常出口流量应为 9400 m3/h。但投产后不久，因生产的 原因，将流量下降至额定流量的 66%左右，机器第 4段的轴振幅达 58 m， 而且高压缸机壳和第 4段出口管道振动剧烈，甚至把高压导淋管振裂。当 开大 “ 四回一 ” 防喘阀以后，振幅可下降至 50 m，然而机器剧烈振动的 现象还难以消除。频谱分析显示，一个 55Hz及其倍频成分占有显著的地 位，其幅值随通频振幅的增大而增大，转速频率成分的振幅则基本保持 不变。 从频谱图（图 6-27c）上看出， 55Hz低频成分是引起机器振动的主