汽轮机状态检测故障诊断与状态维修课件

汽轮机状态监测、故障诊断与汽轮机状态监测、故障诊断与状态检修状态检修 华北电力大学华北电力大学 韩中合韩中合汽轮机状态监测、故障诊断与状态检修 华北电力大学 韩中1主要内容主要内容1.状态监测、故障诊断与状态检修的基本概念2.汽轮机设备状态监测、故障诊断与状态检修主要内容1.状态监测、故障诊断与状态检修的基本概念21.1.状态监测、故障诊断与状态检修状态监测、故障诊断与状态检修基本概念基本概念1.1状态监测状态监测设备状态监测，是指用人工或专用的仪器工具，按照规定的监测点对能反映设备性能状态的某些参数(如振动、温度、压力、湿度、位移、端差、真空等）进行间断或连续的监测，以掌握设备异常的征兆和劣化程度。汽轮机及辅助设备人或专用仪器监测设备状态判断运行或设备状态参数图图1.1 1.1 设备状态监测流程设备状态监测流程1.状态监测、故障诊断与状态检修基本概念1.1状态监测汽轮31.1.状态监测、故障诊断与状态检修状态监测、故障诊断与状态检修基本概念基本概念设备的状态监测方法：在线监测、离线监测、定期解体点检。在线监测：是通过电厂的DCS、DAS、DEH、MIS等系统在线监测和显示各设备状态的特征参数；离线监测：是采用便携式振动监测仪、油液分析仪、红外线热成像仪、超声波检漏仪等对设备进行定期或不定期监测获得设备状态的特征参数；定期解体点检：是在设备的大、小修，低谷消缺，设备停运期间按设备解体点检标准、检修工艺及作业标准对设备解体以判断设备部件可能发生的劣化倾向状态。1.状态监测、故障诊断与状态检修基本概念设备的状态监测方法41.1.状态监测、故障诊断与状态检修状态监测、故障诊断与状态检修基本概念基本概念1.2故障诊断故障诊断设备故障诊断，是指在设备运行中或基本不拆卸的情况下，根据设备的运行技术状态运行技术状态，判断故障的部位和原因，并预测设备今后的技术状态变化。设备技术状态是指：(1)设备的强度和性能，如汽轮机内效率、振动情况、润滑油温、轴向位移、真空等；(2)设备所受的应力；（如叶片、转子、汽缸）(3)设备的故障和劣化。1.状态监测、故障诊断与状态检修基本概念1.2故障诊断51.1.状态监测、故障诊断与状态检修状态监测、故障诊断与状态检修基本概念基本概念1.3状态检修状态检修检修体制的演变经过了2个阶段：事后检修和预防性检修。事后检修：也称故障检修，是最早的检修方式，这种检修方式以设备出现功能性故障为判据，在设备发生故障且无法继续运行的时候才进行检修。采用这种检修方式需要付出很大的代价和检修费用，不仅检修不足而且会严重的威胁到设备和人身的安全。1.状态监测、故障诊断与状态检修基本概念1.3状态检修61.1.状态监测、故障诊断与状态检修状态监测、故障诊断与状态检修基本概念基本概念预防性检修：是设备还没有发生故障，即对设备进行维修，以预防设备发生故障。预防性检修是第二次产业革命时期，开始推行的，经过多年的发展，根据检修的技术条件、目标的不同而出现了定期检修、以可靠性为中心的检修、状态检修、故障查找、使用至损害再修等7种检修方式；其中以定期检修和状态检修这两种检修方式最为主要。1.状态监测、故障诊断与状态检修基本概念预防性检修：是设备71.1.状态监测、故障诊断与状态检修状态监测、故障诊断与状态检修基本概念基本概念定期检修:定期检修也称计划检修，这种检修方式以时间为依据，根据长期实践经验,预先设定检修工作内容与周期。我国电力工业的定期检修制度是20世纪50年代从前苏联引入的。直到80年代定期检修仍是主流的检修制度。定期检修主要是根据设备的运行周期，编制设备的大修与小修计划，贯彻预防为主的方针，当设备到达检修的时间周期时，不论设备是否有缺陷和问题，都要停下来进行检修。特点是“到期必修，修必修好”。1.状态监测、故障诊断与状态检修基本概念定期检修:定期检81.1.状态监测、故障诊断与状态检修状态监测、故障诊断与状态检修基本概念基本概念采用定期检修,可以把故障隐患消灭在萌芽状态,避免大量严重故障或事故的发生，定期检修在保证重大设备正常工作中确实起到了直接防止和延迟故障的作用，但实践证明，定期检修制度不可避免地存在两大缺点：检修过剩与检修不足。检修过剩会增加生产成本,检修不足则造成故障停机和事后检修,两者都影响企业的经济效益。在这种形势下，将机械设备状态监测和故障诊断技术纳入设备管理检修体制，发展了状态检修。1.状态监测、故障诊断与状态检修基本概念采用定期检修,可以91.1.状态监测、故障诊断与状态检修状态监测、故障诊断与状态检修基本概念基本概念状态检修:状态检修也称为预知性检修或预测维修，这种检修方式是在定期检修和监测技术的基础上，发展形成的一种新的检修制度。利用在线或离线监测监测技术，以设备当前的状况为依据，通过状态监测，识别故障识别故障的早期征兆，对故障部位、严重程度及发展趋势作出判断判断，确定设备是否存在缺陷与问题缺陷与问题、是否需要退出运行进行必要的检检修修，判断设备最佳检修时机最佳检修时机。状态检修的特点是“该修则修，修必修好”。状态检修是当前耗费最低、技术最先进的检修方式，它作为设备安全、稳定、长周期、全性能、优质运行提供了可靠的技术和管理保障。1.状态监测、故障诊断与状态检修基本概念状态检修:状态101.1.状态监测、故障诊断与状态检修状态监测、故障诊断与状态检修基本概念基本概念设备状态监测和诊断技术是两项既有区别又密切联系的设备管理技术。设备状态监测是状态检修的初级阶段，而设备诊断技术是状态监测后的识别和判断阶段。设备状态监测是状态检修的核心。设备状态监测和诊断技术是实施状态检修、预知检修的重要基础。1.状态监测、故障诊断与状态检修基本概念设备状态监测和诊断111.1.状态监测、故障诊断与状态检修状态监测、故障诊断与状态检修基本概念基本概念实践证明，设备状态检修可以实现经济效益和社会效益上的提高。主要表现在以下三个方面：1.能够充分利用已有的状态信息，通过多方位、多角度的分析，最大限度地把握设备的状态，依此制定合理的检修维护策略；2.可以通过适时的检修来避免重要设备故障，同时又避免了不必要的检修作业，依此在有限检修经费中寻求优化分配使用。特别是在做到能对设备的寿命进行正确估计后，就可以更有效地储存和安排设备备件，这可节省大量的备品经费。3.通过设备的状态分析，对于预防类似事故、提高设备监督管理水平具有重要的指导意义。1.状态监测、故障诊断与状态检修基本概念实践证明，设备状态122.2.汽轮机设备状态监测与故障诊断汽轮机设备状态监测与故障诊断设备的状态监测和分析诊断是状态检修的先决条件，只有完善汽轮发电机组的状态监测和分析诊断技术，及时做出故障诊断，才能够做到时机合理的状态检修。针对汽轮机设备，目前国内外常用的状态监测和分析诊断技术有：振动监测与诊断技术、油液污染监测技术、转子应力监测技术、汽轮机性能监测技术等。2.汽轮机设备状态监测与故障诊断设备的状态监测和分析诊断是132.2.汽轮机设备状态监测与故障诊断汽轮机设备状态监测与故障诊断2.1 振动监测分析与诊断2.2 汽轮机性能监测2.汽轮机设备状态监测与故障诊断2.1 振动监测分析与诊断142.1 振动监测分析与诊断2.1.1 汽轮发电机组轴系振动监测与诊断2.1.2 汽轮机叶片振动监测2.1 振动监测分析与诊断2.1.1 汽轮发电机组轴系振动监152.1.1 2.1.1 汽轮发电机组轴系振动监汽轮发电机组轴系振动监测与诊断测与诊断2.1.1.1 2.1.1.1 振动测量传感器振动测量传感器2.1.1.2 2.1.1.2 振动的基本参数振动的基本参数2.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准2.1.1.4 2.1.1.4 机组振动故障诊断方法机组振动故障诊断方法2.1.1.5 2.1.1.5 机组振动故障分类机组振动故障分类2.1.1.6 2.1.1.6 机组振动故障诊断机组振动故障诊断2.1.1 汽轮发电机组轴系振动监测与诊断2.1.1.1 162.1.1 2.1.1 汽轮发电机组轴系振动监汽轮发电机组轴系振动监测分析与诊断测分析与诊断 通常情况下，旋转设备的损坏都会在振动强度上有所表现。振动信号中包含了丰富的机组状态信息，当机组状态发生变化时，其振动形态也将随之发生改变。对机组振动进行监测，并利用适当方法对监测到的信号进行分析，可提取反映设备状态的信息。振动监测由振动传感器和分析系统组成，带有分析功能的监测系统，可获取较为全面的振动信息，包括幅值、相位、频率、振动波形、轴心轨迹和振动趋势等，根据这些信息可判断振动的起因，进行事故分析。2.1.1 汽轮发电机组轴系振动监测分析与诊断 172.1.1.1 2.1.1.1 振动测量传感器振动测量传感器种类：电涡流位移传感电涡流位移传感器器、速度传感器速度传感器、加加速度传感器。速度传感器。电涡流传感器：电涡流传感器：非接触式测量，既能做静态也能做动态测量。针对汽轮发电机组的振动，具有合适的频率相应范围。可以直接测量转轴的振动。图图2.1 2.1 电涡流传感器电涡流传感器2.1.1.1 振动测量传感器图2.1 电涡流传感器182.1.1.1 2.1.1.1 振动测量传感器振动测量传感器速度传感器：接触式测量，只能做动态测量，低频相应不好，体积、重量大，测量15Hz以下振动有较大误差。用于测量轴承振动。图图2.2 2.2 速度传感器速度传感器2.1.1.1 振动测量传感器速度传感器：接触式测量，只能192.1.1.1 2.1.1.1 振动测量传感器振动测量传感器加速度传感器：接触式测量，只能用于动态测量。工作频率范围较高，一般用于汽轮机叶片振动测量。图图2.3 2.3 加速度传感器加速度传感器2.1.1.1 振动测量传感器加速度传感器：接触式测量，只202.1.1.1 2.1.1.1 振动测量传感器振动测量传感器2.1.1.1 振动测量传感器212.1.1.2 2.1.1.2 振动的基本参数振动的基本参数振幅振幅：表示方法：双振幅A 单振幅A/2 有效值Vrms=0.707A 平均值Vc=0.637A通频振幅通频振幅：各种频率振动分量的叠加值。基频振幅基频振幅：基波振动频率（机组振动的基波为转子的工作频率）下运动量值按正弦规律变化的振动幅值。AA/2VcVrms图图2.5 2.5 各种振幅示意各种振幅示意2.1.1.2 振动的基本参数通频振幅：各种频率振动分量的222.1.1.2 2.1.1.2 振动的基本参数振动的基本参数相位相位：在振动领域内，相位可以看作振动信号上某一点（例如高点、正向零点），与振动信号频率相同的基准信号或转子 上 某 一 点 之 间 的 关 系。在振动相位测量中，都是把振动的一个周期分成360等分，它们之间的超前或滞后关系，直接用角度表示。每一个振动信号，都有自己的相位。因此，相位有1X，2X，3X，等频率的相位，但工程最常用的是基频振动相位。一般说的相位也是指基频的。基准信号振动信号图图2.6 2.6 相位示意图相位示意图2.1.1.2 振动的基本参数相位：基准信号振动信号图2.232.1.1.2 2.1.1.2 振动的基本参数振动的基本参数轴承振动烈度轴承振动烈度V Vrmsrms：轴承振动速度的均方根值，单位是mm/s。轴承振动烈度Vrms与振动位移的近似关系为A为双振幅，为振动主频率。2.1.1.2 振动的基本参数轴承振动烈度Vrms：轴承振242.1.1.3 机组振动标准机组振动标准 机组振动是因为存在激振力，而旋转机械在运行过程中，一些激振力，如转子不平衡力、电磁激振力、转子径向刚性不对称引起参数振动中的惯性力、汽流冲击力等是始终存在的，因此旋转机械的振动是不可避免的。所谓机组发生所谓机组发生振动故障振动故障，是指机组（轴，是指机组（轴承、转轴）承、转轴）振动振动幅值（或轴承振动烈度幅值（或轴承振动烈度）超超过了过了保证机组安全运行的保证机组安全运行的许可值许可值。2.1.1.3 机组振动标准 机组振动是因为存在激振力252.1.1.3 机组振动标准机组振动标准 振动对机组安全运行、工作人员健康和工作效率都是有害的。从减少振动危害考虑，希望机组振动愈小愈好，但实际上振动不但不可能降为零，而且要想获得和保持很小的振动，需要花费较大的劳动。因此，对于实际运行机组，机组振动的容许与否只能以标准来评定。振动标准，也反映了机组的制造、安装和运行水平。2.1.1.3 机组振动标准 振动对机组安全运行、工作262.1.1.3 机组振动标准机组振动标准机组振动标准的作用机组振动标准的作用 振动标准有两个作用：一个作用是用来考核旋转设备设计水平、制造质量、机组施工安装以及检修质量，计、制造、安装质量对一台投运后需运转几十年的机组的安全起决定性的作用；在设计、制造、安装质量完好的前提下，机组投运同样可能因各种原因出现新的振动问题，如设备在运行工况的各种条件下的变动，转子平衡状态的变化、轴承性能的变化、基础不均匀沉降等等，还可能由于运行操作不当，导致正常运行的机组振动增大，因此，振动标准的另一个更重要的作用是保障机组安全运行，防止发生设备事故。2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准的作用272.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准机组振动标准机组振动标准 评定机组振动状况标准，目前有轴承振幅、转轴振幅和轴承振动烈度三种尺度。制定这些标准的主要出发点是为了避免转动和静止部件应力过载、轴瓦过载、动静碰磨、转动部件过度磨损，防止与振动有关的故障进一步扩大。下面具体介绍评定现场运行机组振动健康状况标准的三种尺度。2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准282.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准 在电力工业法规中规定，评定机组振动以轴承垂直、水平、轴向三个方向振动中最大者作为评定的依据。这三个方向在轴承座上的测量位置如右图所示：垂直振动测点是在轴承座顶盖上正中位置；水平振动测点是在轴承盖中分面正中位置，平行于水平面，垂直于转子轴线；轴向振动测点是在轴承盖上方与转子轴线平行。图图2.7 2.7 轴承三个方向振动测点的位置轴承三个方向振动测点的位置(1)(1)以轴承振幅为尺度的振动标以轴承振幅为尺度的振动标准准2.1.1.3 机组振动标准 在电力工业法规中292.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准我国电力工业轴承振幅振动标准我国电力工业轴承振幅振动标准 汽轮发电机组转速优良合格打闸值150030 50 703000 20 30 50100 评定机组振动的运行工况时，以机组额定转速下、各种负荷（包括满负荷）下轴承某一方向振动最大值，作为评定机组振动状态的依据。表表2.1 2.1 我国电力工业技术管理法规中汽轮发电机组轴承振动标我国电力工业技术管理法规中汽轮发电机组轴承振动标准（双振幅），准（双振幅），mm）我国在1954年制定的电力工业技术管理法规中就正式规定了在电厂运行的1500、3000r/min汽轮发电机组轴承振动标准，该法规在1957年、1959年和1980年又重新作了修订，但机组振动标准一直未变。2.1.1.3 机组振动标准我国电力工业轴承振幅振动标准 302.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准 国际电工委员会振动标准国际电工委员会振动标准 表表2.2 2.2 国际电工委员会汽轮机振动标准（双振幅），国际电工委员会汽轮机振动标准（双振幅），m m 测点转速（r/min）1000150018003000360060007200轴振动7550402521126轴承振动1501008050422512 测量方向规定为“轴承座上沿直径方向测得的振动”，即所有径向振动都可作为评定机组振动状态的依据。振动测点在轴承座上的位置没有明确。标准对振动限制值没有作出规定，在标准规范指出，“一台汽轮机振动高于表2.2相应规定值情况下，也可以持续良好地运行。”从标准本身来看，它相当于表2.1（我国电力工业标准）中“良”这一档。2.1.1.3 机组振动标准 国际电工委员会振动标准 表2312.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准 制定振动标准的目的，是防止因振动发生危害，但是由于各种形式机组的转子质量、刚度、支承动刚度、油膜刚度、基础动刚度、动静间隙等因素不同，在同样的轴承振幅条件下，振动对机组引起的危害将不同，这是采用轴承振动为尺度评定机组振动状态的缺点。这些缺点主要表现在三个方面：1）机组各轴承振动和轴承三个方向振动的不等效性2）没有考虑不同频率的振动分量的不等效性3）不能反映对周围环境危害的程度 2.1.1.3 机组振动标准 制定振动标准的目的322.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准1）机组各轴承振动和轴承三个方向振动的不等效性 以轴承振动为尺度的振动标准，一般都把机组各个轴承和轴承三个方向振动等效看待，即相同的振幅发生在不同的方向和不同的轴承上，有着同样的危害。事实上并非如此，因为当激振力一定时，轴承振幅与支承动刚度成反比；而转轴相对振动又与轴承座动刚度成正比。因此，在不大的轴承振幅下，转轴可能存在较大的相对振动。过大的转轴振动会引起轴瓦乌金过载(疲劳剥落、裂纹和碎裂)、转轴动应力过载、轴瓦调整垫块过载(金属疲劳剥落、凹坑，使轴瓦失去紧力)、径向动静摩擦等故障，加速转动部件不均匀磨损。2.1.1.3 机组振动标准1）机组各轴承振动和轴承三个方向332.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准2）不同频率的振动分量的不等效性 振幅振动标难，对振动中所含的不同频率的振动分量没有给予另外的规定，而机组实际振动中常常含有较显著的不同频率的振动分量。不同频率的振动有着不同的危害。在以轴承和转轴振幅为尺度的振动标准中，其容许值一般是随转速升高而显著减少，这是由于在同样振动幅值下，频率较高的振动，需要较大的能量，造成的危害较大。在振动标准中将机组振动看作只含基波一种成分，虽然对于现场运行的大多数机组是可行的，但是还有不少机组振动含有较大的 1/2X、2X或3X振动分量，有时这些分量超过基波分量，这时合理地评定机组振动状态应以不同频率振动分量与相对应的转速分别作出评价。2.1.1.3 机组振动标准2）不同频率的振动分量的不等效性342.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准3）不能反映对周围环境危害的程度 在一定的轴承振幅下，振动传给基础的激振力与轴承座动刚度成正比，所以振动对周围环境的危害随轴承座动刚度的增大而加大。所以，以轴承振幅为尺度的标准，没有考虑因轴承动刚度不同对周围环境危害的差别。2.1.1.3 机组振动标准3）不能反映对周围环境危害的程度352.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准 由于轴承振幅与支承动刚度有关，轴承振幅不能正确反映转轴振动状态，一些专家提出采用以转轴振动为尺度的振动标准来评定机组振动状态。随着振动测试技术的发展，转轴振动测量在现场获得广泛应用，在上世纪70年代中期，不少国家在采用以轴承振动为尺度的振动标难的同时，又附上以转轴振动为尺度的振动标准。有些标准是简单地将轴承振动增大一倍，作为转轴振动标准。通过十几年来大量的现场实测，发现轴承附近的转轴振动在许多情况下不是简单地比轴承振动大一倍，而是与许多因素有关，因此在70年代后期，在采用以轴承振动为尺度的振动标准的同时又给出比轴承振动大一倍的转轴振动标准的做法，已不再提倡而是采用实测转轴振动，以独立尺度评定机组振动状态。2.1.1.3 机组振动标准 由于轴承振幅与支承动刚度362.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准(2)(2)以转轴振幅为尺度的振动标准以转轴振幅为尺度的振动标准 目前我国还没有制定转轴振动标准。下面介绍国际上影响较大和目前国内采用较普遍的三个轴振标准：VDI-2059和ISO7919/11986标准、ISO DIS7919/2 标准、美国WH和GE公司轴振标准。VDI-2059 VDI-2059和和ISO7919ISO79191-19861-1986标准标准 VDI是德国工程师协会的简称，它在1981年颁布了“透平机组转轴测量及其评价”，简称VDI-2059。国际标准化组织(ISO)1986年制定的”回转机械转轴振动测量和评价”(ISO7919/1-1986)与VDI-2059有关部分的规定和规范基本相同。2.1.1.3 机组振动标准(2)以转轴振幅为尺度的振动标372.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准表表2.3 VDI-20592.3 VDI-2059汽轮发电机组转轴振动标准，汽轮发电机组转轴振动标准，m m 等级转子工作转速（r/min）10001500180030003600良好7662574440报警1421161068275停机209170156121110表2.3中的转轴振幅不是直接测量得到，而是经换算求得测量平面内的转轴最大位移Smax（测量平面内轴心轨迹最大位移单峰值）。2.1.1.3 机组振动标准表2.3 VDI-205938图图2.8 2.8 转轴位移瞬时值转轴位移瞬时值S S1 1、S S2 2、轴心轨迹轴心轨迹K K和转轴位移和转轴位移S SK K的关系的关系 为了确定转轴在径向测量平面内的运动，必须在这个测量平面内安装两个传感器，面且最好两个传感器相互垂直。如果一个径向平面内安装的1、2两个传感器相互垂直，其振动位移分别为S1、S2，则在测量平面内转轴动态位移SK：2.1.1.3 机组振动机组振动标准标准图2.8 转轴位移瞬时值S1、S2、轴心轨迹K和转轴位移S392.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准 ISO DIS7919/2 ISO DIS7919/2 标准标准 ISO DIS7919/2以两个相互垂直方向上轴振最大位移的蜂峰值作为评价机组振动标准。分为三个区，A A区：轴区：轴振小于该值，为良好；振小于该值，为良好；B B区：轴振小于该值，为合格，超区：轴振小于该值，为合格，超过此值，应发出警报；过此值，应发出警报；C C区：轴振小于该值，机组可以短区：轴振小于该值，机组可以短时间运行，发出报警，并应尽快采取消振措施，如果轴振时间运行，发出报警，并应尽快采取消振措施，如果轴振超过此值，应跳闸超过此值，应跳闸(打闸打闸)停机。停机。（大唐集团采用该标准）项目等级转子工作转速（r/min）1500180030003600RabsRabsRabsRabsA10012090110801007590B200240185220165200150180C320385290350260320240290注：注：R R转轴相对振动；转轴相对振动；abs abs转轴绝对振动。转轴绝对振动。表表2.4 2.4 ISO DIS7919/2 ISO DIS7919/2 转轴振动评价标准转轴振动评价标准 ，m m 2.1.1.3 机组振动标准 ISO DIS7919/2 402.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准 某些机组轴振绝对值虽然没有超出表2.6B区，但瞬态或在一段时间内，轴振变化值较大，这种现象表明机组存在异常，为此ISO DIS7919/2 对此作出了规定，如果轴振变化值超过表2.6B区的25，不管是减少还是增大，应发出报警，并应查明轴振变化原因，采取相应措施。观察振动在新的状态下能否稳定下来，这是十分重要的，它将为拟定消振措施提供依据。2.1.1.3 机组振动标准 某些机组轴振绝对值虽然没412.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准美国西屋和美国西屋和GEGE公司轴振标准公司轴振标准 表表2.5 2.5 美国西屋和美国西屋和GEGE公司轴振标准公司轴振标准(3000r/min)(3000r/min)，mm等 级 良好报警跳闸轴振值（双振幅）75以下125以下250以上 表2.5所列的轴振幅值，是采用振动仪表直接测量得到的。与一般机组振动标准、规范一样，是以额定转速下(3000r/min)空负荷和不同负荷，包括满负荷下轴系中轴振最大值，作为评价机组振动状态的依据。该标准与表2.4相比，接近于3600r/min机组转轴相对振动标准。因此对3000r/min机组和转轴绝对振动来说，表2.5标准是相当高的。采用这一标难，还应考虑下列一些问题。2.1.1.3 机组振动标准美国西屋和GE公司轴振标准 422.1.1.3 2.1.1.3 机组振动机组振动标准标准1)转轴相对和绝对振动没有区分：转轴绝对振动和相对振动的关系，从现场实测结果来看，并不是所有的情况下转轴绝对振动都比相对振动大，估计制定标准时已考虑到这种现象。2)轴振方向没有规定：按WH和GE公司规定，测轴振涡流传感器安装如图2.4所示，但有些机组只在左或右45方向上只安装一个传感器。现场实测证明，右45和左45方向上轴振和瓦振差别甚大，前者与油膜刚度有关；后者与轴承座支承和连接刚度有关，因此有些机组原来在左45方向振动过大，大修后涡流传感器改装在右45后，空负荷和带负荷下振动都达到了良好水平，实际是两个方向上振动差别所致。2.1.1.3 机组振动标准1)转轴相对和绝对振动没有区分：432.1.1.3 2.1.1.3 机组振动机组振动标准标准3)原始晃摆值没有扣除：如果轴振测点在轴颈上，其原始晃摆值一般小于20 m。如轴振测点偏离轴颈较远，进口机组测点原始晃摆值一般小于30 m；国产和引进机型机组一般为40-60 m。这一晃摆值在工作转速下是直接叠加在轴振幅值内，从轴振测量正确性考虑，应将轴振值扣除原始晃摆值，但目前使用的振动监测系统都无此功能。若要扣除，应测取晃摆值、转轴相对或绝对振动的幅值和相位，计算求得。2.1.1.3 机组振动标准3)原始晃摆值没有扣除：如果轴振442.1.1.3 2.1.1.3 机组振动机组振动标准标准（3 3）以轴承振动烈度为尺度的振动标准）以轴承振动烈度为尺度的振动标准 所谓轴承振动烈度，是指轴承振动速度的均方根值，单位是mm/s（近似等于振动速度双幅值的1/3）。1977年国际标准化组织提出了以轴承振动烈度为尺度的振动标准，即ISO 3945-1977。依据：主要轴承、各种负荷下三个方向振动烈度最大者。（大唐集团采用该标准）支承形式Vrms（mm/s）0.150.171.121.82.84.57.111.218284571刚性支承优良尚可不允许柔性支承优良尚可不允许表表2.6 ISO3945-19772.6 ISO3945-1977大型旋转机械振动烈度推荐值大型旋转机械振动烈度推荐值(600(60012000r/min)12000r/min)2.1.1.3 机组振动标准（3）以轴承振动烈度为尺度的振452.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准 就其本质来说，ISO3945-1977与以轴承振幅为尺度的振动标准基本相同，所不同的是它采用了振动速度这个参数。从振动能量考虑，不同频率的振动分量的不等效性得到了考虑，但事实上机组振动过大引起的故障，不仅决定于振动能量，而且还决定于振动的位移值，如动静碰磨与振动位移就直接有关。因此，采用以振动烈度为尺度的振动标准，并没有克服以轴承振动为尺度的振动标准所存在的弊病，而且还带来了一个不直观的振动量值观念，对此目前还有许多人持不同看法。该标准在现场应用不广范。2.1.1.3 机组振动标准 就其本质来说，I462.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准（4 4）机组振动报警和跳闸值整定）机组振动报警和跳闸值整定 1 1）振动报警和跳闻值整定原则）振动报警和跳闻值整定原则 机组振动达到报警和跳闸值，并不意味着机组已经处于危急状态，作为报警值设计意图，是让运行人员把注意力集中到振动持性变化方面来，迫使他们考虑振动故障原因，并随时难备采取可能的纠正性操作；当振动达到跳间值时，如再不停机，机组振动增大将危及机组的安全。跳间值的设定要考虑到当振动达到跳间值时，切断汽源停机过程中振动还会继续增大，此时应保证机组仍能承受将发生的振动，即机组不会产生明显的损伤。从目前统计来看，振动跳闸值近似为振动报警值的1.5-2.0倍。2.1.1.3 机组振动标准（4）机组振动报警和跳闸值整定472.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准2 2）振动报警和跳闸值整定）振动报警和跳闸值整定 VDI2059和ISO7919/1对运行机组轴振报警和跳闸值都作出了明确的规定（表2.3），其中报警值近似为振动良好水平的1.8-1.9倍，而跳闸值又是报警值的1.5倍。表2.3中轴振幅值是轴心轨迹最大位移单幅值，若将表2.3振幅乘2近似为双振幅，则对3000r/min机组为240m，这一数值与目前国内较普遍采用轴振跳闸值为250m较为接近，而且与ISO7919/2标准中（表2.4）3000r/min机组转轴相对振动跳闸值260m也较为接近。2.1.1.3 机组振动标准2）振动报警和跳闸值整定482.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准表2.7 日本对容量400MW以上汽轮发电机组振动报警值的规定(双振幅)，m报警值转子转速（r/min）轴承转轴1500-18003000-36001500-18003000-3600额定转速以下10575210150额定转速81621751252.1.1.3 机组振动标准表2.7 日本对容量400MW以492.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准 国内进口和引进的WH及GE公司机组，对振动报警和跳闸值规定如表2.8。轴承转轴报警值75125跳闸值125250表2.8 美国WH和GE公司机组振动报警和跳闸值的规定（3000r/min）(双振幅)，m 表2.8振动报警和跳间值是包括机组启动过程的振动，但规定又指出，在临界转速区轴振跳闸值可以放大到380 m，轴瓦振动没有放宽的规定，而且这一规定只局限在发电机相励磁机轴承上，不适用于汽轮机轴瓦。在各规定中，表2.8的要求是最高。2.1.1.3 机组振动标准 国内进口和引进的502.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准3 3）设置报警和跳闸值应考虑的一些问题）设置报警和跳闸值应考虑的一些问题a)a)跳闸方式跳闸方式 手动打闸或自动跳间。手动打闸可能会存在一定的时滞，或人为的疏忽存在较大的延时，尤其是当振动增长较快时，即使按规定的跳闸值打闸，当降速通过转子临界转速时，尤其是当故障发生在汽轮机高压转子上时，将会发生几倍于跳闸值的振动，此时极易引发汽轮机弯轴事故。2.1.1.3 机组振动标准3）设置报警和跳闸值应考虑的一些512.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准b)b)保护方式保护方式 一般一个轴瓦上装有两个振动测点，跳闸保护主要有以下三种：一对一。即一个轴瓦上两个振动信号中任一个达到跳闸值，即跳闸停机。这种保护对机组本身安全有利，但误跳机的机率较高，例如振动信号干扰或传感器断路等，都能引起跳闸。二对二。即一个轴上的两个振动传感器的振动信号都达到跳闸值才能跳机。这种方式可以显著减少误跳机的可能，但是当其中一个振动传感器损坏时，再大的振动也不会跳机。三对三。即相邻的两个轴瓦上的三个振动传感器的振动信号都要达到跳闸值才能跳机，由此可以进一步减少误跳机，但保护功能显著降低。2.1.1.3 机组振动标准b)保护方式 522.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准(3)(3)转轴相对、绝对振动和不同方向上轴振的差别转轴相对、绝对振动和不同方向上轴振的差别 ISO7919/2标准（表2.4）的报警和跳闸值对轴振相对、绝对振动分别作出了规定，但其他几个规定将轴振相对和绝对振动等同看待。显然转轴绝对振动要比相对振动大。转轴测振方向除VDI-2059标准(表2.3)和ISO7919/2标准(表2.4)有明确规定，是指轴振最大位移外，其他规定都没有明确测振方向。由现场大量测试结果表明，左45方向上轴振和右45方向上轴振，一般差别近一倍，这主要是由油膜厚度差别所致。2.1.1.3 机组振动标准(3)转轴相对、绝对振动和不同方532.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准(4)瓦振不同方向振动的差别瓦振不同方向振动的差别 评定机组振动状态，以瓦振三个方向中最大值作为评价依据，从机组稳定运行要求来说是合理的，但作为报警和跳闸值一般只将垂直振动信号接入，但由于机组结构形式不同，被保护的这一方向不一定呈现的振动最大，例如大机组低压转子的轴瓦，其轴向振动较垂直高2倍多，这些轴瓦垂直振动仍在报警值以下，但轴向振动已超过150 m，长期运行显然是不安全的。2.1.1.3 机组振动标准(4)瓦振不同方向振动的差别542.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准(5)(5)不同轴瓦的不等效性不同轴瓦的不等效性 当支承动刚度较高时，若瓦振接近报警值，长期运行也会带来明显的损伤，如轴瓦鸟金碎裂。例如汽机高压转子的轴瓦。(6)(6)不同振动故障对机组安全的威胁的差别不同振动故障对机组安全的威胁的差别 振动达到跳闸值时，如果是稳定的振动，例如稳定不平衡引起振动过大跳闸停机，不会对机组造成明显的损伤，但如果是不稳定的振动，例如转轴碰磨引起跳闸，这是现场较为常见的振动赦障，当轴瓦振动达到上述所列的跳闸时，如果碰磨是在转子一阶临界转速以上，则在降速通过临界转速时，恐怕弯轴事故仍难避免，此时建议采用轴振保护较为有效。2.1.1.3 机组振动标准(5)不同轴瓦的不等效性552.1.1.3 2.1.1.3 机组振动标准机组振动标准 综合以上所述，机组振动跳闸值虽然需要规定一个具体的数值，但在整定时还须依据机组结构、运行和不同的轴瓦，作适当的调整和改进。例如当采用一对一保护时，为了防止误跳闸，可采用延时跳闸，从而可以避免转轴振动受脉冲信号干扰、测振系统接线松动或断路引起的误跳。另如，为了防止汽轮机高压转子弯曲，l、2瓦不能采用二对二保护方式，应采用轴振跳闸值与瓦振报警值联动跳闸保护。2.1.1.3 机组振动标准 综合以上所述，机562.1.1.4 2.1.1.4 机组振动故障诊断方法机组振动故障诊断方法 （1 1）故障诊断分类）故障诊断分类:在线诊断在线诊断和和离线诊断。离线诊断。在线诊断是对运行状态下的机组振动故障原因作出粗线条的诊断，以便运行人员作出纠正性操作，防止事故扩大，因此诊断时间上要求很紧迫，目前采用计算机实现，又称自动诊断系统。系统的核心是专家经验，但是如何将分散的专家经验系统化和条理化，变成计算机的语言，是目前国内外许多专家正在研究的一个问题，也是诊断准确的关键。2.1.1.4 机组振动故障诊断方法 （1）故障诊断分类572.1.1.4 2.1.1.4 机组振动故障诊断方法机组振动故障诊断方法 离线诊断是为了消除振动故障而进行的诊断，这种诊断在时间上不那么紧迫，可以将振动信号、数据拿出现场，进行仔细地分析、讨论或模拟试验，因此称它为离线诊断。在故障诊断深入程度上要比在线诊断具体的多，因此难度大。离线故障诊断技术包括诊断思维方法、振动故障范围及其特征（包括数据处理）和机理。2.1.1.4 机组振动故障诊断方法 离线诊断是为了消582.1.1.4 2.1.1.4 机组振动故障诊断方法机组振动故障诊断方法（2）机组振动故障诊断的思路和方法机组振动故障诊断的思路和方法 振动故障诊断思路和方法经历了三个阶段：直接寻找振动故障直接寻找振动故障振动原因分析振动原因分析振动故障诊断振动故障诊断。三种不同的提法反映了人们认识振动故障的思路和方法的不同。2.1.1.4 机组振动故障诊断方法（2）机组振动故障诊断592.1.1.4 2.1.1.4 机组振动故障诊断方法机组振动故障诊断方法直接寻找振动故障：直接寻找振动故障：机组振动，解体检查直观寻找。小拆小查，逐渐扩大，大拆大卸，振动即使消除了，故障原因往往仍不明。成功率低：(1)故障直观可见性。故障直观可见性。肉眼或一般的测量直观寻找，能找到的是直观可见的故障，如轴承座松动、台板接触不好、转子上存在活动部件等；对于直观不能发现的故障，如转子不平衡、系统共振、汽轮发电机转子存在热弯曲等故障，即使多次寻找，也无法查明。(2)发现故障的偶然性。发现故障的偶然性。即使对于直观可见故障，也不是通过12次解体检查就能发现，寻找本身有较大盲目性，因此发现故障带有较大偶然性。(3)设备结构和设备结构和故障机理的复杂性。故障机理的复杂性。大型汽轮发电机组结构复杂，零部件多，结构复杂，引起振动的原因很复杂，一次解体寻找振动故障不可能对机组每一个部件都做仔细检查，即使是直观可见的振动故障，在一次解体寻找中也未必能发现，因此直观寻找在大机组上成功率往往是很低的。2.1.1.4 机组振动故障诊断方法直接寻找振动故障：机组602.1.1.4 2.1.1.4 机组振动故障诊断方法机组振动故障诊断方法振动原因分析：振动原因分析：对机组振动首先进行一些测试，观察振动与哪些运行参数有关，然后对其振动原因进行分析，排除一些无关的因素，确定一个可疑的故障范围，再去寻找振动故障原因，这样不仅减少了振动故障的怀疑面，而且显著地提高了寻找故障的成功率。这种振动原因分析方法，虽然避免了直观寻找的较大盲目性，但是它仍然没有摆脱振动故障原因以眼见为实的思路，有不少机组振动虽经多次寻找，但始终未有结果，或经多次解体检查消缺，最后振动消除，但振动故障原因仍不清楚。2.1.1.4 机组振动故障诊断方法振动原因分析：对机组振612.1.1.4 2.1.1.4 机组振动故障诊断方法机组振动故障诊断方法振动故障诊断振动故障诊断：是采用演绎推理的方法，以故障特征为基础，与振动特征进行比较、分析，或采用逐个排除的方法，对振动性质，故障原因和具体部件做出判断。要求对振动故障特征有深入的认识。推理方法：反向推理和正向推理，两种推理方法在目前的振动故障诊断中都使用。2.1.1.4 机组振动故障诊断方法振动故障诊断：是采用演622.1.1.4 2.1.1.4 机组振动故障诊断方法机组振动故障诊断方法反向推理:也称为目标直接推理，它是依据振动特征反推出振动故障原因，因此称它为反向推理。在推理过程中只与单一的目标有关，当振动特征与故障特征符合时，即诊断为振动原因。振动特征：是指要诊断的机组振动，经调查、测试、分析后归纳得出的振动现象和征兆。故障特征：是经归纳总结得到的具体的，明确地故障所呈现的振动现象和特点。2.1.1.4 机组振动故障诊断方法反向推理:也称为目标直632.1.1.4 2.1.1.4 机组振动故障诊断方法机组振动故障诊断方法诊断举例：诊断举例：柔性转子存在一阶不平衡的故障特征是：在一阶临界转速下轴承或转轴振动会呈现显著峰值。因此，当某台机组启动中在一阶临界转速下发生强烈振动，该振动特征与一阶不平衡的故障特征相符。如采用反向推理，即可做出该机组一阶临界转速下，强烈振动故障原因是转子存在一阶不平衡一阶不平衡的诊断。优点：优点：不需要了解故障范围，而只要对有关的故障特征有所了解，即可进行诊断，简单、容易掌握。目前国内这种诊断方法应用相当广泛，国内外在线诊断目前主要采用这种推理方法。缺点：缺点：诊断结果不肯定和产生漏诊断、误诊断。2.1.1.4 机组振动故障诊断方法诊断举例：642.1.1.4 2.1.1.4 机组振动故障诊断方法机组振动故障诊断方法诊断结果不肯定原因诊断结果不肯定原因1）机组绝大多数振动故障特征有多方面的反映，不同的故障其特征存在着显著的交叉，故障和特征之间不是一一对应的关系，有时是多重交叉关系。例如引起转子基频振动大的原因可能有多种情况：(1)转子不平衡离心力；（2）固定式联轴器连接的转子不同心、不平直和轴颈本身不圆；（3）不对称电磁力等。2）即使同一种故障在特征上也有多方面的反映，就拿最简单的振动故障转子不平衡来说，它可以在升速过程中发生振动过大，但也有不大的，而只是在工作转速下振动大；有时则相反。因此，仅仅依据振动特征反推故障，必然会得出几种不肯定的诊断结果，这就是目前一般都习惯采用的：可能是某种原因，或大概是某种原因。得出这种不肯定的诊断结果，从方法上来说是采用了反向推理的必然结果。2.1.1.4 机组振动故障诊断方法诊断结果不肯定原因652.1.1.4 2.1.1.4 机组振动故障诊断方法机组振动故障诊断方法产生漏诊断和误诊断原因：产生漏诊断和误诊断原因：由于故障和特征之间不是一一对应的关系，一种故障在特征上有多重反映，不同的故障特征相互交叉等原因，在诊断的反向推理过程中，不仅可能会得出错误的诊断，而且还会漏掉真正引起振动的故障。目前在实际振动故障诊断中，为了避免漏诊断，往往采取不惜误诊断的做法，将一台机组振动说成是多种故障原因的综合反映，为此对一台机组振动故障诊断往往提出45个或更多的可能原因，而且各个原因之间往往互不相干。但现场绝大部分实际机组振动的故障原因是12个，而且这些故障原因是相互密切相关的。2.1.1.4 机组振动故障诊断方法产生漏诊断和误诊断原因662.1.1.4 2.1.1.4 机组振动故障诊断方法机组振动故障诊断方法1.现场消振经验证明：当故障诊断准确率为20%30%时，虽然有一定的参考价值，但它的误导作用影响太大，会对消振带来极为不利的影响。故障诊断准确率：是指实际故障与诊断故障的符合程度，例如实际故障是一个，诊断出三个可能的原因，其中一个符合，其准确率为33%；又如实际故障是两个，诊断出三个，但一个也不符合，其诊断准确率为零。资料统计来看，反向推理法诊断的准确率大部分为30%左右，有些更低。2.1.1.4 机组振动故障诊断方法现场消振经验证明：当故672.1.1.4 2.1.1.4 机组振动故障诊断方法机组振动故障诊断方法正向推理：正向推理：对能够引起机组振动故障的全部原因，与机组实际存在的振动特征、故障历史进行比较、分析，采取逐个排除的方法，不能排除的故障即为诊断结果。注意：推理的结论是不能排除的故障即为诊断结果。这一诊断结果包含两层含义，一层是当只有一个故障不能排除时，它即是引起故障的原因；另一层含义是当还剩下两个以上故障不能排除时，这些故障是振动的可能原因，需要进一步做工作，排除其中无关的故障。2.1.1.4 机组振动故障诊断方法正向推理：对能够引起机682.1.1.4 2.1.1.4 机组振动故障诊断方法机组振动故障诊断方法 正向推理在排除和不能排除的故障比较中，也采用了反向推理，但是这种反向推理是在故障范围明确的前提下采用的排除方法（所以，明确振动故障范围是正向推理诊断故障的前提），因此在思维方式上要比反向推理直接诊断故障来的更严密。正向推理可以获得相对高的诊断准确率，基本上可以避免采用反向推理诊断故障所出现的漏诊断和误诊断的结果。正向推理要取得较高的诊断准确率和肯定性的诊断结果，要解决好以下三个问题：（1）明确振动故障范围；（2）掌握故障特征和故障机理；（3）正确获取机组振动特征。2.1.1.4 机组振动故障诊断方法 正向推理在排除和不能692.1.1.5 2.1.1.5 机组振动故障分类（故障范围）机组振动故障分类（故障范围）为了获得较高的诊断准确率，应采用正向推理，正向推理必须首先明确振动故障范围。换句话说，采用正向推理诊断振动故障，首先应明确引起汽轮机发电机组振动到底有哪些故障原因。目前机组振动故障分类方法主要的有两种：（1）按振动性质划分按振动性质划分：普通强迫振动、电磁激振、拍振、撞击振动、随机振动、轴瓦自激振动、参数振动、汽流激振、摩擦涡动等；（2）按故障源划分按故障源划分：例如转子不平衡、机组中心不正、轴瓦不稳定、机械松动、。2.1.1.5 机组振动故障分类（故障范围）为了获得较高70 表表2.2.9 9 汽汽轮轮机机发发电电机机组组振振动动分分类类 表2.971表表2.10 2.10 不同原因引起的振动频谱不同原因引起的振动频谱表2.10 不同原因引起的振动频谱722.1.1.5 2.1.1.5 机组振动故障分类机组振动故障分类 目前，许多研究人员，采用这样的分类方法：首先将机组振动按振动性质划分，然后按振动类别将振动故障原因再分类。P1832.1.1.5 机组振动故障分类 目前，许多研究人员，采用732.1.1.6 2.1.1.6 机组振动故障诊断机组振动故障诊断 就每一类振动故障范围而言，故障原因又可分为两个方面：激振力和支承动刚激振力和支承动刚度。度。激振力大和支承动刚度低都会引起较大振动，当振动增大时，如何肯定或排除其中一个方面的原因，是进行具体故障诊断时需要做的第一步工作。下面介绍激振力和支承动刚度的关系及检测、诊断方法。2.1.1.6 机组振动故障诊断 就每一类振动故障742.1.1.6 2.1.1.6 机组振动故障诊断机组振动故障诊断1.1.振幅与激振力和支承动刚度的关系振幅与激振力和支承动刚度的关系 在线性系统中，部件呈现的振幅与作用在该部件上的激振力成正比，与它的动刚度成反比，可用下式表示：式中，A振幅，P激振力，Kd部件动刚度。其中，式中，Kc 部件静刚度，动态放大系数，激振力圆频率，n振动系统自振圆频率，阻尼系数。(2-1)(2-2).支承动刚度的诊断支承动刚度的诊断 2.1.1.6 机组振动故障诊断1.振幅与激振力和支承752.1.1.6 2.1.1.6 机组振动故障诊断机组振动故障诊断部件静刚度又称刚度系数，它是表示部件产生单位位移(变形)所需的静力；动刚度是表示部件产生单位振幅(位移)所需的交变力。由式（2-2）可见，轴承座动刚度与其静刚度成正比，而与动态放大系数成反比。当=n时，若忽略系统阻尼，即=，即使静刚度很大，动刚度Kd也为0。由公式(2-1)可知，这种情况下，在不大的激振力作用下，轴承也会产生很大的振动，这种现象即为共振。2.1.1.6 机组振动故障诊断部件静刚度又称刚度系数，762.1.1.6 2.1.1.6 机组振动故障诊断机组振动故障诊断 共振分为支承系统共振支承系统共振和系统部件共振系统部件共振两种。前者是激振力通过支承系统输入振动系统，当支承系统自振频率与激振力频率符合时而产生的一种共振，例如轴承座某一方向自振频率与激振力频率相符而产生的共振；后者是振动系统内某一部件自振频率与激振力频率相符而产生的共振，例如转子临界转速、汽缸、大直径管路、发电机和励磁机静子某一方向自振频率与激振力频率相符。这两种共振使轴承振动增大的机理不同，前者是由于支承动刚度降低，在激振力一定时，使振幅增大；后者是由于部件共振，使振动惯性力增大并作用于轴承或基础，这是在支承动刚度不变的情况下，由于激振力增大而使其振幅增大。在机组振动中这两种共振都会发生。2.1.1.6 机组振动故障诊断 共振分为支承系统共振和772.1.1.6 2.1.1.6 机组振动故障诊断机组振动故障诊断2.2.轴承座动刚度检测方法轴承座动刚度检测方法 进行振动故障诊断时，在激振力和支承动刚度两类故障中，首先应肯定或排除其中一个。现场实践证明，检测轴承座动刚度是肯定或排除是否存在支承动刚度故障的一种简单而有效诊断方法。影响轴承座动刚度的因素有三个：轴承轴承座静刚度、动态放大系数座静刚度、动态放大系数和轴承座连接刚度轴承座连接刚度。下面具体介绍这三个因素的故障检测和诊断方法。2.1.1.6 机组振动故障诊断2.轴承座动刚度检测方782.1.1.6 2.1.1.6 机组振动故障诊断机组振动故障诊断（1 1）连接刚度的检测）连接刚度的检测 转子的支承系统一般由轴承盖、轴承座、基础台板、基础横梁等部件组成，这些部件连接的紧密程度，直接影响着部件刚度。部件之间连接紧密程度对刚度的影响，称连接刚部件之间连接紧密程度对刚度的影响，称连接刚度。度。检查部件连接紧密程度传统的方法有检查连接螺丝预紧力、连接部件之间的间隙等方法，但这些检测方法不仅手续麻烦，而且不能检测动态下连接的紧密程度。大量的现场振动测试结果表明，采用检测连接部件之间差别振动，是检查连接部件动态下连接紧密程度简单、有效的方法。所谓差别所谓差别振动，是指两个相邻的连接部件振幅的差值。振动，是指两个相邻的连接部件振幅的差值。差别振动值本身己说明两个连接部件之间在动态下产生了相对位移量，这种微小的位移将显著地降低部件的动刚度（但在静态下连接部件之间可能并无间隙存在，而且连接螺丝预紧力往往也正