转子振动测量、计算基础及汽轮机组振动标准

转子振动测量、计算基础及汽轮机组振动标准

1. 常用的振动测量参数

常用的振动测量参数有振幅、振动速度（振速）、振动加速度。对应单位表示为：mm、mm/s、mm/s2。

振幅是表象，定义为在波动或振动中距离平衡位置或静止位置的最大位移。振幅在数值上等于最大位移的大小。振幅是标量，单位用米或厘米表示。它描述了物体振动幅度的大小和振动的强弱。系统振动中最大动态位移，称为振幅。在下图中，位移y表示波的振幅。振动速度反映的是振动能量的大小，振动加速度则表征的是转子激振力的大小程度。

λ=wavelength，y=amplitude

2. 位移、速度、加速度三者的区别

位移、速度、加速度都是振动测量的度量参数。就概念而言，位移的测量能够直接反映轴承/固定螺栓和其它固定件上的应力状况。例如：通过分析汽

轮机上滑动轴承的位移，可以知道其轴承内轴杆的位置和摩擦情况。速度反映轴承及其它相关结构所承受的疲劳应力。而这正是导致旋转设备故障的重要原因。加速度则反映设备内部各种力的综合作用。

表达上三者均为正弦曲线，分别有90度，180度的相位差。现场应用上，对于低速设备(转速小于1000rpm)来说，位移是最好的测量方法。而那些加速度很小，其位移较大的设备，一般采用折衷的方法，即采用速度测量，对于高速度或高频设备，有时尽管位移很小，速度也适中，但其加速度却可能很高的设备采用加速度测量是非常重要的手段。

3. 现场的一般选用原则

振动位移：与频率f无关，特别适合低频振动（<10Hz））选用，一般用于低转速机械的振动评定。

振动速度：速度V=Xω，与频率f成正比，通常推荐选用，一般用于中速转动机械（或中频振动（10~1000Hz））的振动评定。

振动加速度：A=Vω=Xω2，与频率f2成正比，特别适合高频振动选用，一般用于高速转动机械（或高频振动（>1000Hz））的振动评定。

其中：

工程上对于大多数机器来说，最佳诊断参数是速度（速度的有效值），因为它是反映诊断强度的理想参数，表征的是振动的能量；所以国际上许多振动诊断标准都是采用速度有效值作为判别参数。振幅相同的设备，它的振动状态可能不同，所以引入了振速。加速度是用的峰值，表征振动中冲击力的大小。

4. 振动速度与位移换算

其中：S p-p为振动位移峰峰值，V f：振动速度，A：振动幅值，f：振动频率，n：转子转速。

当f＝50Hz时，振动速度与振动位移对应值见下表：

表1 振动速度与振动位移对应值

5. 汽轮机组轴承振动标准

(1) 附属机械轴承振动标准

表2 附属机械轴承振动标准

(2) 机组轴振动标准

国产200MW及以下机组，一般以测轴承为准，如测轴振动制造厂家无规定时，可参照下表执行。

表3 大型汽轮发电机组轴振参考标准(双振幅,um)

(3) 轴承振动标准

表4 轴承振动标准(双振幅,mm)

(4) ISO-3945振动标准

表5 ISO-3945振动标准

(5) IEC振动标准

表6 国际电工委员会IEC振动标准(双振幅,um)

6. 我国现行的汽轮机振动标准规定

(1) 汽轮机转速在1500r/min时，振动双振幅50um以下为良好，70um 以下为合格；汽轮机转速在3000r/min时，振动双振幅25um以下为良好，50um以下为合格。

(2) 标准还规定新装机组的轴承振动不宜大于30um。

(3) 标准规定的数值，适用于额定转速和任何负荷稳定工况。

(4) 标准对轴承的垂直、水平、轴向三个方向的振动测量进行了规定。在进行振动测量时，每次测量的位置都应保持一致，否则将会带来很大的测量误差。

(5) 在三个方向的任何一个方向的振动幅值超过了规定的数值，则认为该机组的振动状况是不合格的，应当采取措施来消除振动。

(6) 紧停措施还规定汽轮机运行中振动突然增加50um应立即打闸停机。同时还规定临界转速的振动最大不超过100um。

泵类振动标准

泵类振动标准 泵类也是状态监测与故障诊断工作中接触较多的设备，我国国家标准GB-10889－1989“泵的振动测量与评价方法”等效采用ISO2373－1974来评定泵的振动烈度等级，见表19和表20。 表19 GB 10889-1989泵的分类 注：1.卧式泵的中心高规定为由泵的轴线到泵的底座上平面间的距离。 2.立式泵本来没有中心高，为了评价它的振动级别，取一个相当尺寸当做立式泵的中心高：即把立式泵的出口法兰密封面到泵轴线间的投影距离规定为它的相当中心高。 表20 GB 10889-1989泵的振动标准

该标准适用于除潜液泵、往复泵以外的各种形式的泵和泵用调速液力耦合器，转速范围为600-1200r/min。标准规定将主要测点上在三种不同的流量工况下测得的振动速度有效值中的最大的一个定为泵的振动烈度。 对石油化工用离心式压缩机及汽轮机，API617、API612标准规定，在制造厂进行机械运转试验时，转子振动位移的峰峰值不应超过A 值或25.4μm中的较小值，A=25.4（12000/n）1/2，n为最大连续工作转速。对石化大机组，转子实际运行中振幅的许可值应该遵照制造商的规定。在无制造商规定时，也可以认为： 小于A值时为优良状态，A为25.4（12000/n）1/2 或25.4μm中的较小值； 大于A值、小于B值时为合格状态，B＝(1.6～2.5)A，转速较低时取大值，转速高时取小值，B值可设为低报警值；

大于B值、小于C值时为不合格状态， C＝1.5B ，C为高报警值或连锁值；大于C值为不允许状态。 另外，当振动值变化的增量超过报警值（B值）的25％时，应受到关注。1毫米=1000μm（微米）=100丝一毫米=100丝 辅机振动是用转速分类的，一般1500转以上的不大于5丝， 1500到1000转的不大于8.25丝，750到1000转的不于10 丝，750转以下的不大于12.5丝。大致如此。 振动的范围是由各厂自己定还是有国标？生产厂家应该是根据国标来做的吧，可是我们厂的标准为什么和二楼的不同呢？我厂的是 30005；15008.5；100010；750123000rpm的转机振动不超过6 丝，0.05mm=50微米 1500rpm的转机振动不超过10丝，0.085mm=85微米 1000rpm的转机振动不超过13丝，0.100mm=100微米 750rpm的转机振动不超过16丝。 0.12mm=120微米 我厂的是

(完整版)水轮发电机组振动标准的探讨

水轮发电机组振动标准的探讨 一、概述 水轮发电机组的振动由于其所具有机组在制造厂不能进行运行试验、各机组构造和支承条件各异的特点，设计单位和制造厂所编制的振动预测往往和机组的振动状态有着较大程度的差异。多年来国际电工委员会（IEC）和国际标准化组织（ISO）也曾组织制定过相关规程，有关国家先后提出过若干提案，但至今都未形成正式的国际标准。 1. 目前，在国内外广泛使用于水轮发电机组的振动判断标准如表1。 表1

二、国际电工委员会（IEC）和国际标准化组织（ISO）汇集各国、各知名标准化协会提案提炼的相关标准铸就了水轮发电机组振动测量、评判标准系列的基石 1.ISO 10816-5（2000）《在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动第 5部分：水力发电厂和泵站机组》是目前最具权威性的轴承座振动评定标准之一（目前，ISO 10816已替代了ISO 2372 和ISO 3945）。 GB/T 6075.5-2002《在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动第 5部分：水力发电厂和泵站机组》实际上相当于ISO 10816-5（2000）的中译本，因此，完全可以GB/T 6075.5-2002替代国际标准化组织的相关标准ISO 10816-5（2000）。 相关的主要内容是： 1）对轴承座绝对振动的测量，通常用惯性传感器测量振动速度V rms，单位为mm/s(对于300～1800r/min的中高速机组而言，低于300r/min机组建议测量振动位移S P-P，单位为μm)。在支架振动响应可以忽略的情况下，也可将位移传感器固定在刚性支架上，直接测量振动位移S P-P。 2）上下导轴承座均支撑于基础上的立式机组，水轮机工况的推荐值参见表3、图1。 表3 的推荐值参见表4、图2。

振动诊断标准

第十章参考标准 为了方便现场诊断查找使用，我们把收集到的各类有代表性的诊断标准，按照国际标准化组织、国际电工委员会、相关国家标准和诊断对象分类列出，同时把属于同类设备的有关标准排列在一起，它们在数值上可能有些差异，我们可以根据诊断对象的具体情况参照选用。在每个标准后面，以“注”的形式简要说明了该标准的主要特点、约束条件及应用范围。 第一节国际标准化组织（ISO）的相关标准文件 一、可予采用的国际标准 ISO 1925机械振动——平衡——名词术语 ISO 1940（全部）机械振动——刚性转子的平衡品质要求 ISO 2017-1机械振动与冲击——弹性安装系统——第一部分：主动与被动隔离的应用 ISO 2041振动与冲击——名词术语 ISO 2954旋转与往复机器的机械振动——对振动烈度测量仪的要求 ISO 5348 机械振动与冲击——加速度计的机械安装 ISO 7919（全部），非往复机械的振动——在转轴上的测量及评价准则 ISO 8528-9由往复式内内燃机驱动的交流发电机组——第九部分：机械振动的测量与评定 ISO 8569机械振动与冲击——振动与冲击对室内敏感设备影响的测量与评价 ISO 10816（全部），机械振动——在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动 ISO 11342：1998，机械振动——挠性转子机械平衡的方法与准则 ISO 13372，机器的状态监测及诊断——名词术语 ISO 13373-1，机器的状态监测及诊断——振动状态监测与诊断——第一部分：总则 ISO 13379，机器的状态监测及诊断——数据解释及诊断技术的一般指南ISO 14694，工业风机——平衡品质与振动水平技术要求

设备振动标准

“刚性连接”中，相对的连接件之间不得有位移，在大多数的紧固中都是这样的连接。 “挠性连接”中，相对的连接件既有约束或传递动力的关系，又可以有一定程度的相对位移。 如常见的联轴器，刚性联轴器将两个部分用螺栓紧固，这样的安装要求同心度极高，稍有误差，机械就会震动，而且寿命不长。 挠性联轴器就有措施，在联轴器的两部分之间，使用滑块、弹性柱销、木销或万向节等，即传递了动力，也满足了设备的使用要求。 刚性联轴器不具有补偿被联两轴轴线相对偏移的能力，也不具有缓冲减震性能；但结构简单，价格便宜。只有在载荷平稳，转速稳定，能保证被联 两轴轴线相对偏移极小的情况下，才可选用刚性联轴器。属于刚性联轴器的 有套筒联轴器、夹壳联轴器和凸缘联轴器等。其它联轴器都是挠性联轴器了． 企业设备振动故障诊断 相对标准的建立及应用 陈兆虎李兰儒张红 摘要本文结合克拉玛依石化厂实际情况，从安全性、经济性出发，叙述建立适合现代企业设备管理维修的动设备振动故障诊断相对标准的方法，以及相对标准应用效果。 一、设备振动故障诊断标准 1.标准的类型及理论依据 标准有绝对标准和相对标准两大类型。绝对标准就是人们常说的国际标准。各种转动机械的振源主要来自结构设计，制造、安装质量，调试情况和环境本身。振动的存在必然不同程度引起设备自身及其附属管线的结构疲劳和损伤。美国齿轮制造协会(AGMA)提出在低频域(10Hz以下)，以位移作为振动标准；中频域(10Hz～1kHz)，以速度作为振动标准；而高频域(1kHz以上)则以加速度作为标准。 理论已经证明，振动部件的疲劳与振动速度成正比，振动所产生的能量与振动速度的平方成正比，能量传递的结果必然造成磨损或其它缺陷。因此，在振动判断标准中，无论从疲劳损伤还是磨损等缺陷来说，以振动速度标准最为适宜。 )标准mm/s 表1 电动机器振动(v rms

水轮发电机组振动危害性分析及预防

水轮发电机组振动危害性分析及预防 水轮发电机组在运行中产生振动现象是不可避免的，这是由多种因素引发机组振荡的综合效应。在设备运行生产管理工作中，应注意加强对机组振动现象及其危害性的分析与预防。 1 水轮发电机组振动类型 1.1 机械类振动。由于机械部分的平衡力引起的振动称为机械类振动。例如，转动部分重量不平衡、轴线偏差、摆动过大等。其主要特点是振动频率与机组转速一致，有时振幅与转速成正比。 1.2 电气类振动。由于电气方面的原因造成发电机磁场不平衡而引起的振动称为电气振动。例如，发电机在三相电流不对称情况下运行磁场不均匀，发电机短路故障等。其主要特点是振幅与励磁电流大小成正比。 1.3 水施类振动。由于某些原因引起水轮机蜗壳内受力不平衡而造成的振动称为水施类振动。例如，尾水涡带、叶片水卡门涡列、转轮圆圈边间隙不均匀、转轮气蚀等。其特点是振幅与导叶开度有关，往往开度愈大，振幅愈大。 2 水轮机组振动所带来的危害 2.1 引起机组零部件金属和焊缝间疲劳破坏区的形成和扩大，从而使之产生裂纹，甚至断裂损坏而报废。 2.2 使机组部分紧固部件松动，不仅会导致这些紧固件本身的断裂，而且加剧被其连接部分的振动，促使它们加速损坏。 2.3 加速机组转动部分相互磨损程度。如大轴剧烈摆动可使轴与轴瓦

的温度升高，使轴瓦烧毁；发电机转子振动过大增加滑环电刷磨损程度，并使温度升高，使轴瓦烧毁；发电机转子振动过大增加滑环电刷磨损程度，并使电刷火花不断增大。 2.4 尾水管中形成的涡流脉动压力可使尾水管壁产生裂缝，严重时可使整体尾水设施遭到破坏。 2.5 水轮机组共振引起的后果更加严重。如机组设备与厂房的共振，可使整个设备和厂房遭到不同程度的损坏。 3 引起振动的原因及预防措施 3.1 机械方面的因素有：①由于主轴的弯曲或挠曲、推力轴承调整不良、轴承间隙过大、主轴法兰连接不紧和机组几何线中心点不准引起空载低速时的振动；②因转轮等旋转件与静止件相碰而引起的振动； ③转动部分重量不平衡引起的振动，且随转速上升振动增大而与负荷无关，这是常见的，特别是焊补转轮或更换浆叶后更容易发生。 对机械原因引起的振动应采取的措施：通过动平衡、调整轴线或调整轴瓦间隙等来提高相对同心度和精密度。 3.2 水施方面的因素有：①尾水管中水流涡带所引起的压力脉动诱发的水轮机振动，严重的还引起厂房共振；②卡门涡列引起的振动，当水流流经非流线型障碍物时，在其后面尾流中分裂一系列变态旋涡，即所谓卡门涡列，这种涡列交替地作顺时针或反时针方向旋转，在其不断旋转与消失过程中，会在垂直于主流方向发生交变力导致的叶片振动，严重时会发出响声，甚至使叶片根部振裂；③转轮止漏间隙不均匀引起的振动，间隙大处其流速较小而压力较大，其振频与止漏环

机械设备振动标准

机械设备振动标准 它是指导我们的状态监测行为的规范 最终目标：我们要建立起自己的每台设备的标准（除了新安装的设备）。 ?监测点选择、图形标注、现场标注。 ?振动监测参数的选择：做一些调整：长度、频率范围 ?状态判断标准和报警的设置 1 设备振动测点的选择与标注 1.1监测点选择 测点最好选在振动能量向弹性基础或系统其他部分进行传递的地方。对包括回转质量的设备来说，建议把测点选在轴承处或机器的安装点处。也可以选择其他的测点，但要能够反映设备的运行状态。在轴承处测量时，一般建议测量三个方向的振动。铅垂方向标注为V，水平方向标注为H，轴线方向标注为A，见图6-1。 图6-1 监测点选择

图6-2在机器壳体上测量振动时，振动传感器定位的示意图 1.2 振动监测点的标注 （1）卧式机器 这个数字序列从驱动器非驱动侧的轴承座赋予数字001开始，朝着被驱动设备，按数字次序排列，直到第一根轴线的最后一个轴承。在多根轴线的(齿轮传动)机器上，轴承座的次序从驱动器开始，按数字次序继续沿着第二根轴线到被驱动器往下排列，接着再沿着第三根轴线往下排列，直到机组的末端为止。常见的几种标注方法见图6-3～6-5。 图6-3 振动监测点的标注 图6-4 振动监测点的标注

图6-5 振动监测点的标注 （2）立式机器 遵循与卧式机器同样的约定。 1.3 现场机器测点标注方法 机壳振动测点的标注可以用油漆标注，也可以在机壳上粘贴钢盘来标注振动测点，最好采用后一种方法标注。采用钢盘时，机壳要得到很好的处理。钢盘规格为厚度5mm，直径30mm，用强度较好的粘接剂粘接，以保证良好的振动传递特性。 2 设备振动监测周期的确定 振动监测周期设置过长，容易捕捉不到设备开始劣化信息，周期设置过短，又增加了监测的工作量和成本。因此应根据设备的结构特点、传动方式、转速、功率以及故障模式等因素，合理选定振动监测周期。当设备处于稳定运行期时，监测周期可以长一些；当设备出现缺陷和故障时，应缩短监测周期。在确定设备监测周期时，应遵守以下原则； 1）安装设备或大规模维修后的设备运行初期，周期要短（如每天监测一次），待设备进入稳定运行期后，监测周期可以适当延长。 2）检测周期应尽量固定。 3）对点检站专职设备监测，多数设备监测周期一般可定为7至14天；对接近或高于3000转/分的高速旋转设备，应至少每周监测1次。 4）对车间级设备监测，监测周期一般可定为每天1次或每班1次。 5）实测的振动值接近或超过该设备报警标准值时，要缩短监测周期。如果实测振动值接近或超过该设备停机值，应及时停机安排检修。如果因生产原因不能停机时，要加强监测，监测周期可缩短为1天或更短。 3 设备振动监测信息采集 3.1 振动监测参数的选择

汽轮发电机组的振动

汽轮发电机组的振动 第一节概述 汽轮发电机组在运行中总会存在一定程度的振动，关键在于应使机组振动值维持在允许范围内。机组振动是评价机组运行可靠性的重要依据之一，机组振动异常是运行中的常见故障。强烈振动表明机组内存在缺陷，如在此情况下不采取措施而继续运行，由于振动力的作用，会使机组各连接部位松动，削弱了连接刚性，振动将随之进一步加剧。振动过大会使机组动静部分及松动部位互相摩擦、轴承合金破坏、转子大轴疲劳甚至出现裂纹、叶片断裂、危急保安器误动作。为此，汽轮机组振动过大，应正确分析振动产生原因、振动性质，判断造成振动过大的部位，并采取相应措施，使振动减小到允许范围。汽轮机检修工作应掌握产生振动的规律及与振动联系密切的设备，提高检修质量，防止出现异常振动。 机组产生振动异常原因是多方面的，情况复杂，它涉及到机组制造、安装、检修和运行各个方面，所以无论是检修人员、还是运行人员均应具备这方面的基本知识。 机组振动过大，将引起设备损坏，甚至造成严重后果。振动过大的危害性主要表现在以下几个方面。 1 ．直接造成机组停机事故 当机组振动过大，尤其在高压端振动过大，有可能引起危急保安器遮断油门动作而停机。 2 ．机组振动造成动静部分摩擦

机组强烈振动会使轴封、隔板汽封产生磨损，间隙增加，使机组运行经济性下降、轴向推力上升甚至造成推力瓦块损坏。如果磨损严重还会造成转子弯曲，当热应力超过屈服极限，将使转子产生永久性弯曲。如果振动发生在发电机侧，会加速滑环与碳刷的磨损，线圈电气绝缘磨损而造成电气事故，最后导致机组火灾，这种事故在电厂时有发生。 3 ．振动导致机组零部件损坏 振动过大动应力增加，会使叶片、围带等转动零件损坏，叶片、围带断裂又引起更大的质量不平衡振动。振动过大也会损坏轴承合金。 4 ．振动使各连接件松动 机组振动过大时，将使轴承上的连接件、主油泵、凝汽器及发电机冷却管、法兰连接螺栓振松或损坏，甚至造成基础裂纹。 第二节振动标准 机组振动是客观存在的，振动过大会造成极大危害，所以运行中的机组振动值必须保持在一定范围内，这个范围就是振动的标准，我国电力部颁布了汽轮发电机组振动的振幅值标准，见表4－l 。 表4－1 汽轮发电机组振动标准（水电部1980年颁发） 机组的振动状况，应在额定转速下，通过测量任何运行工况时轴承座的振动峰值来评定，并以轴承座的垂直（⊥）、水平（一）、轴向（☉）

水轮发电机组振动分析

水轮发电机组振动分析 水轮发动机组振动有诸多原因以及危害。由于破坏了转轮结构和固定导叶，这种振动现象会威胁水电站运行的安全性和稳定性，降低水电站的经济效益。文章阐述了水轮发电机组原理、原因以及危害等问题，为了提高机组安全稳定运行延长机组使用寿命，我们要减少水轮发电机组振动这种现象。 标签：水轮发电机组振动；原理；振动；危害 1 概述 随着社会的发展，水利工程对人们的生活至关重要，我们应该采取有效措施保障水利工程项目内部机电设备的正常运行。为了提高水轮发电机组的稳定性，对水轮发电机组振动进行分析与研究。 2 水轮发电机组振动原理 在机组运转的状态下，在水轮机作为其原动力的前提下，水能的作用能够直接有效激发水轮发电机组振动，还能够间接维持机组振动。流体、机械、电磁三者是相互影响相互作用的，由于气隙在不对称的状态下，由于发电机定子与转子之间的磁拉力不平衡的情况，当流体激起机组转动部分振动时会造成机组转动部分的振動，而发电机的磁场和水轮机的水流流场也会受到转动部分的运动状态的影响。 3 关于水轮发电机组振动的原因 3.1 机械原因 （1）机组轴线不同心。因为轴心线受到水轮机轴与发电机轴不同心的现象导致不正，因此出现振动，造成机械故障。它的主要振动特征1倍频和2倍频为径向振动的主要频率；2倍频分量与轴系不对中成正比，2倍频分量比例越大，轴系不对中越的现象越显著，一般会超过1倍频分量。 （2）不平衡的转子质量。水轮发电机组转子质量不平衡是是旋转机械最常见的故障，也是导致机组振动的常见原因之一。其转子质量不平衡振动现象表现有三点：随着转速增加振动频率也随之增加；以圆或椭圆为轴心轨迹；以转频为主要振动频率。 （3）轴承缺陷。引起发生干摩擦的原因：导轴间隙过大、松动、润滑不好，或轴承与固定止漏环轴线不正等，这些因素都会使机组横向振动。为了解决机械原因引起的振动等问题不影响精密度和相对同心度的降低，需要利用动平衡来调节轴瓦间隙和轴线等。

试论述引起水轮发电机组振动的原因

试论述引起水轮发电机组振动的原因、振动机理及相应振动故障的处理措施 水轮发电机组的振动与一般动力机械振动有一定差异，机组振动的现象是比较明显的，但振源往往是隐蔽的，除了机器本身转动或固定部分引起的振动外，还需考虑发电机电磁力以及作用于水轮机过流部分的流动压力对系统及其部件振动的影响。引起水轮发电机组振动的原因多种多样，往往是几种振源同时存在，通常认为使机组产生振动的干扰力源主要来自水力、机械和电气三个方面，三者相互影响、相互作用，常常交织在一起，形成耦合振动。 水轮发电机组的一般振动不会危害机组，但当机组振动超过允许值，尤其是长期振动及发生共振时，对供电质量、机组使用寿命、附属设备及仪器是性能、机组基础和周围的建筑物，甚至对整个水电站的安全经济运行等，都会带来严重的危害。 其危害性大致有以下几类： 1)引起机组零部件金属和焊缝间疲劳破坏区的形成和扩大，从而使之产生裂纹，甚至 断裂损坏而报废。 2)使机组部分紧固部件松动，不仅会导致这些紧固件本身的断裂，而且加剧被其连接 部分的振动，促使它们加速损坏。 3)加速机组转动部分相互磨损程度。如大轴剧烈摆动，可使轴与轴瓦的温度升高，使 轴瓦烧毁；发电机转子振动过大增加滑环与电刷的磨损程度，并使温度升高，使轴瓦烧毁，并使电刷火花不断增大 4)尾水管中形成的涡流脉动压力，可使过水系统发生振荡，机组出力摆动，使尾水管 壁产生裂缝，严重时可使整体尾水设施遭到破坏。 5)水轮机组共振引起的后果更加严重。如机组设备与厂房的共振，可使整个设备和厂 房遭到不同程度的损坏 1、水力方面 水力振动由水轮机水力部分的动水压力的干扰造成的振动叫水力振动。产生振动的水力因素主要有:尾水管内低频涡带、卡门涡列、叶道涡引起的水力不稳定、过度过程中

电动机振动标准

1毫米=1000μm（微米）=100丝 一毫米等于100丝啊辅机振动是用转速分类的，一般1500转以上的不大于5丝，1500到1000转的不大于8.25丝，750到1000转的不大于10丝，750转以下的不大于12.5丝。大致如此。 振动的范围是由各厂自己定还是有国标？生产厂家应该是根据国标来做的吧，可是我们厂的标准为什么和二楼的不同呢？我厂的是30005；15008.5；100010；75012 3000rpm的转机振动不超过6丝，0.05mm=50微米 1500rpm的转机振动不超过10丝，0.085mm=85微米 1000rpm的转机振动不超过13丝，0.100mm=100微米 750rpm的转机振动不超过16丝。0.12mm=120微米 我厂的是7500rpm,40um.3000rpm,50um.1500rpm,85um.1000rpm,100um.小于750rpm,120um. 振动的测量一般测量其振动的峰峰值（即是振动的位移量），单位mm（或者是um，1mm＝1000um＝100丝） 一般，我们编写电厂运行和检修规程时，设备振动标准目前抄自“中华人民共和国电力行业标准DL5011-92《电力建设施工及验收技术规范（汽轮机组篇）》（1992-06-23发布 1993-10-01实 施）。 1）水泵和一般附属机械见第9.2.13条的表9.2.13“附属机械轴承振动（双振幅）标准”

2）汽轮机发电机组： 9.9.3 汽轮机从开始冲动转子至达到额定转速，一般应按下列规定执行： （8）汽轮机在启动过程中如发生异常振动，以及大型机组低于一阶临界转速时轴承双振幅振动值超过0.04mm时，应立即紧急停机，进行连续盘车，测量大轴晃动的变化，并找出原因，禁止 降速暖机。 （9）汽轮发电机组通过临界转速时应平稳迅速，各轴承的振动值应符合制造厂规定，一般双振 幅不应超过0.10mm，不得任意硬闯临界转速。 （10）汽轮机稳定在额定转速时，各轴承的振动值不得超过制造厂的规定，主轴承的双振幅值应不大于0.03mm；如机组具备符合要求的测轴颈振动装置，则应以轴振为准，引进型机组的轴振值应不大于制造厂的规定（一般为0.125mm报警，0.254mm跳闸），其它国产机组制造厂无规定时，可参照附录N执行，由于各轴承刚度不一样，各轴承振动与轴振无一定比例关系。 9.9.6 汽轮机超速试验应按下列规定执行： （9）严密监视汽轮机转速及各轴承的振动，当任一轴承的振动值较正常运行值突增0.03mm以上 时，应立即紧急停机。 9.9.7 汽轮机组试运行时存在下列情况之一者不得进行超速试验： （2）在额定转速下任一轴承的振动异常时； 9.12.4 汽轮发电机组在带负荷运行时，机组的振动值应符合下列要求： （1）额定转速为3000 r/min的汽轮发电机组，在带负荷试运行时，各主轴承或轴的双振幅振动 值可按本篇第9.9.3条的有关规定执行； （2）发电机和励磁机轴承的轴向振动以不大于0.05mm为宜，超过此值时应研究处理。

汽轮发电机组振动的各种因素

汽轮发电机组振动的各种因素 【摘要】汽轮机组从设计到运行的过程都可能产生振动，必将影响整个系统的功能发挥，对此，必须引起管理部门的重视，本文从其设计，制造，安装和检修几方面进行分析，找出了影响机组振动的因素，提出具有针对性的措施。 【关键词】汽轮发电机振动影响因素 汽轮机组的轴承振动程度直接影响到机组整体的运行情况，只有保证安全的运行，才能保证收益，引起发电机组异常振动的原因很多，可能是由于振动制造的问题，或者是安装检修不当造成的振动，本文就对其进行详细的分析。 1 设计制造不当导致的机组振动 汽轮发电机属于调整运转的机械，一旦质子与旋转中心无法重合，会产生离心力，对轴承产生激振力而使之引起机组振动异常，这就要求在安装时要对每片叶片进行平衡检查，保证其不平衡的数值在合格的范围内。 从制造的角度上来看，造成汽轮发电机组转子不平衡的原因是由于对机械的精度处理不当，装配工艺无法满足生产需要，因此，必须提高机械加工的精度，保证质量，降低转子的原始不平衡。 设计不当也会引起机组振动，轴承的选取，稳定性不足都会导致振动，引发机组运转危险。 2 安装检修不当导致的振动 安装与检修过程中的工艺质量对于机组振动的影响十分大，经过实践分析，由于安装和检修引起振动的情况十分普遍，其中主要有以下几个方面： 2.1 标高安装不当 由于轴承的标高没有按照设计的要求安装将会导致两端不平衡，引发自激振动，油膜振动和汽流激振等；而负面较重的一边，由于吃力太大，会引起轴瓦温度升高，当轴瓦乌金温度达到一定值时，很容易产生轴瓦乌金过热现象，从而造成机组的振动。这就要求在安装过程根据设计的要求进行安装，结合现场的实际情况调整标高，保持平衡。 2.2 轴承自身特征决定 轴承的轴瓦、顶隙对轴承的稳定性有一定的影响，外界因素影响下极容易导致振动。而其连接状况则主要影响其刚度，如果刚度不足，引起的异常振动将较大，这就要求必须做好刚度的控制。

水轮发电机组振动原因分析

水轮发电机组振动原因 分析 集团公司文件内部编码：（TTT-UUTT-MMYB-URTTY-ITTLTY-

水轮发电机组振动原因分析水轮发电机组的振动问题与一般动力机械的振动有一定差异,除了机器本身转动或固定部分引起的振动外,尚需考虑发电机的电磁力以及作用于水轮机过流部分的流动压力对系统及其部件振动的影响。在机组运转的状态下,流体—机械—电磁三部分是相互影响的。例如,当水流流动激起机组转动部分振动时,在发电机转子与定子之间会导致气隙不对称变化,由此产生的磁拉力不平衡也会造成机组转动部分的振动,而转动部分的运动状态出现某些变化后,又会对水轮机的水流流场及发电机的磁场产生影响。因此,水轮机的振动是电气、机械、流体等多种原因引起的。可见,完全按照这三者的相互关系来研究系统的振动是不够的。鉴于问题的复杂性,将引起水轮机组振动原因大致分为机械、水力、电气三方面的因素来研究,为水电厂生产管理、运行、检修人员提供参考意见,以便制定出相应的预防和消振措施。 1水轮发电机组振动的危害振动是旋转机械不可避免的现象,若能将其振幅限制在允许范围内,就能确保机组安全正常运行。但较大振动对机组安全是不利的,会造成如下危害:

ａ)使机组各连接部件松动,使各转动部件与静止部件之间产生摩擦甚至扫膛而损坏; ｂ)引起零部件或焊缝的疲劳、形成并扩大裂缝甚至断裂; ｃ)尾水管低频压力脉动可使尾水管壁产生裂缝;当其频率与发电机或电力系统的自振频率接近时,将发生共振,引起机组出力大幅度波动,可能会造成机组从电力系统中解列,甚至危及厂房及水工建筑物。下面简单介绍几起天桥水电厂机组振动引起的事故,以便从中了解机组振动的起因。 ａ)20世纪80年代初,天桥水电站多次发生因振动摆度过大而引起的设备损坏事故。1980年8月3号机由于上导轴承摆度大导致4个上导瓦背垫块断裂;1982年10月3号机发生发电机扫膛严重事故,上导瓦架与上机架固定螺栓8只中的5只被剪断,1只定位销剪断、瓦架变形。上机架振幅达022ｍｍ,水导轴承处振幅达020ｍｍ。水轮机轴与发电机大轴法兰联接处摆度为074ｍｍ,后经测量分析为机组轴承中心不正,发电机转子外圆度超标,空气间隙不匀等原因所致。

机械设备振动标准

机械设备振动标准 1 设备振动测点的选择与标注 1.1 监测点选择 测点最好选在振动能量向弹性基础或系统其他部分2进行传递的地方。对包括回转质量的设备来说，建议把测点选在轴承处或机器的安装点处。也可以选择其他的测点，但要能够反映设备的运行状态。在轴承处测量时，一般建议测量三个方向的振动。水平方向标注为H，铅垂方向标注为V ，轴线方向标注为A，见图6-1。 图6-1 监测点选择 图6-2 在机器壳体上测量振动时，振动传感器定位的示意图

1.2 振动监测点的标注（1）卧式机器 这个数字序列从驱动器非驱动侧的轴承座赋予数字001 开始，朝着被驱动设备，按数字次序排列，直到第一根轴线的最后一个轴承。在多根轴线的（齿轮传动）机器上，轴承座的次序从驱动器开始，按数字次序继续沿着第二根轴线到被驱动器往下排列，接着再沿着第三根轴线往下排列，直到机组的末端为止。常见的几种标注方法见图6-3 ～6-5 。 图6-3 振动监测点的标注 图6-4 振动监测点的标注 （2）立式机器遵循与卧式机器同样的约定 1.3 现场机器测点标注方法机壳振动测点的标注可以用油漆标注（最简单的一种方 法），标注大小与传感 器磁座大小相似；也可以在机壳上粘贴钢盘来标注振动测点，最好采用后一种方法标

注。采用钢盘时，机壳要得到很好的处理。钢盘规格为厚度5mm，直径 30mm， 用强度较好的粘接剂粘接，以保证良好的振动传递特性。 2 设备振动监测周期的确定振动监测周期设置过长，容易捕捉不到设备开始劣化信息，周期设置过短，又增加了监测的工作量和成本。因此应根据设备的结构特点、传动方式、转速、功率以及故障模式等因素，合理选定振动监测周期。当设备处于稳定运行期时，监测周期可以长一些；当设备出现缺陷和故障时，应缩短监测周期。在确定设备监测周期时，应遵守以下原则； 1）安装设备或大规模维修后的设备运行初期，周期要短（如每天监测一次），待设备进入稳定运行期后，监测周期可以适当延长。 2）检测周期应尽量固定。 3）对点检站专职设备监测，多数设备监测周期一般可定为7 至14 天；对接 近或高于3000转/ 分的高速旋转设备，应至少每周监测 1 次。 4）对车间级设备监测（指运行人员），监测周期一般可定为每天1 次或每班1 次。 5）实测的振动值接近或超过该设备报警标准值时，要缩短监测周期配件；如果实测振动值接近或超过该设备停机值，应及时停机安排检修；如果因生产原因不能停机时，要加强监测，监测周期可缩短为 1 天或更短。 3 设备振动监测信息采集 3.1 振动监测参数的选择对于超低频振动，建议测量振动位移和速度；对于低频振动， 建议测量振动 速度和加速度；对于中高频振动和高频振动，建议测量振动加速度。说明如下：（1）设备振动按频率分类。根据振动的频率，设备振动可以分为以下几种：1）超低频振动，振动频率在10Hz 以下。 2）低频振动，振动频率在10Hz 至1000Hz。 3）中高频振动，振动频率在1000Hz至10000Hz。 4）高频振动，振动频率在10000Hz以上。 （2）位移为峰峰值；速度为有效值；加速度为有效值；有时根据需要，速度和加速度还要测量峰值。 3.2 振动监测中的几个“同” 为保证测量结果的可比性，在振动监测中要注意做到以下 几个“同” ： 1 ）测量仪器同； 2 ）测量仪器设置同； 3 ）测点位置、方向同； 4 ）设备工况同； 5 ）背景振动同。并尽量由同一个人测量。 3.3 振动数据采集应严格按监测路径和监测周期对设备进行定期监测。采集设备振动数据时，通常还需要记录设备的其他过程参数，如温度、压力和流量等，以便于比较和趋

水轮发电机振动原因分析及处理

水轮发电机振动原因分析及处理 响洪甸水电站装有4台HL-211-LJ-200水轮发电机，每台机的容量为10 MW，于1958—1961年分批投入生产。 3号水轮发电机组于1960年7月投产，1987年底进行定、转子绝缘的更新改造，更换了定子铁芯，并对定位筋位置进行了修正。 1 振动概况 1991-05-16，运行人员发现3号机下导机架靠4号机方向的一条腿松动。检查后，用现场加焊补强的方法作了暂时处理。在经历了前所未有的高水头运行后，运行及检修人员发现该机振动加剧，再次检查发现，下机架的4条腿与基础之间均存在相互蠕动现象。 1991-10-25，用不同手段在不同工况下对3号机振动情况进行了测量。测量结果表明，3号机的水平振动和垂直振动在大部分工况下都已达到甚至超过规程规定的允许范围(水平0.07 mm，垂直0.03 mm)，特别是转轮压水调相工况时，水平振动达到0.085 mm，垂直振动达0.065 mm。 1991-11-05，对电机气隙进行了测量。通过对28个磁极气隙测量，发现靠下游侧至2号机侧的半圆气隙普遍偏大，一般在12 mm左右，而另半圆的气隙则在8 mm左右，这个趋势和励磁机的气隙变化基本一致，说明3号发电机的某一部分由于某种原因发生了位移，位移幅度可能在2 mm左右。 2 振动原因分析 1992年9月下旬，对3号机组进行了较全面的振动和摆度测试，并做了频谱分析，得到了幅值和频率等实测数据。通过研究分析，得出机组振动的原因如下。 (1) 从上机架的垂直振动测量分析出机组在各种测试工况下都存在着明显的8倍转频的振动。这表明镜板与推力头之间的环氧玻璃垫板有气蚀磨损、镜板与推力头结合面有不平缺陷。由于镜板与推力头的连接螺栓是8个，故使镜板在运转中呈现8个波浪式变形。由于推力瓦块数是8块，因此镜板旋转时会受到8倍转频的轴向振动力，并且镜板联接螺栓与推力瓦块数相等，使得每块瓦对镜板产生的轴向振动力是同步的，从而加剧了振动力。久而久之，造成垫板严重气蚀磨损，并使联接螺栓产生疲劳，严重时发生断裂。 镜板与推力头结合面的不平缺陷，加剧了垫板的气蚀磨损，垫板的磨损使机组的振动变大，这是3号机振动增大的主要原因(在机组大修时检查证明了垫板确实严重气蚀)。 (2) 水导摆度在各种工况下都较大，达到0.45～0.51 mm，超出了允许值，表明橡胶水导瓦间隙变大，需更换或调整。 (3) 上导摆度在2.5 MW负荷工况下达到0.48 mm，超出了允许值；在7.5 MW 大负荷工况下仅为0.14 mm。 (4) 变速试验中，上机架径向振动的转频幅值几乎相同，小于0.04 mm，表明转子机械平衡性能良好，无需再做平衡试验。

火电厂汽轮机辅机常见故障及检修方法

火电厂汽轮机辅机常见故障及检修方法 摘要：汽轮机作为火电厂运行中不可缺少的部分，其机组设备机构具有复杂性，并且其运转的环境也十分特殊，以此在对其进行施工的时候出现一些故障是十分 常见的。为了保证汽轮机能够正常的工作，本文就以此为背景对火电厂汽轮机辅 助及常见的故障进行分析，从而提出相应的检修方式。 关键词：火电厂；汽轮机辅机；故障检修 引言 目前由于产业经济的发展，除了人们正常生活用电之外，许多工业方面用电 的量有大幅度的增加，在这个基础上就对电力供应系统有了更高的要求。对火电 厂中的各个设备进行合理的养护，能够提高机械故障检修效率。而汽轮发电机是 保证火电厂正常运行的关键。所以，对汽轮机组的相关故障进行检修和解决，保 证汽轮机组能正常使用，是目前火电厂运行中需要一直研究的问题。 1火电厂汽轮机辅机常见故障 1.1油系统方面的故障 在对火电厂汽轮机组进行安装或者使用的时候，经过会有些杂质进入到汽轮 机辅机油系统中，其主要是存在中轴颈上。这种现象会导致系统出现相应的故障，其具体是就是致使中压汽轮机组中的主蒸汽伺服阀被卡住，将伺服空管堵塞，在 这种情况下就对致使汽轮机组无法进行正常的工作，同时也对整个火电厂的运作 产生影响，使其无法正常进行发电工作。 1.2汽轮机辅机振动方面 导致汽轮机辅机产生振动异常的因素有很多，其中具有包含了：转子的热变形、摩擦振动和气流振动等方面。而其中转子的热变形和温度以及蒸汽数据有着 直接的关系。转子热变形问题的产生会让汽轮振动幅度增加。所以，若是在汽轮 机组冷却的情况下，将机器定速负荷进行直接性驱动，那么机组就会出现异常振动，再加上因为在摩擦之后，很容易出现振动与旋涡，这样也就导致由于转子内 部受热不均匀而导致了弯曲的情况，最终就会把汽轮机热弹性形成弯曲的现象， 进而导致其无法正常性运转。 1.3系统异常摆动以及凝汽器真空不足的故障 汽轮机轴瓦振动的异常问题。其具体是因为遭到了汽轮机组调速气门的干扰，其摆动的幅度以及速度也相应增加，从而降低了汽轮机组的稳定性能。高压调速 的气门在工作时继续暴动，特别是在阀门振动过大的时候，就会直接对汽轮机中 的轴瓦产生破坏。在汽轮机辅机凝器机中，凝汽器是十分关键的部分。其中包含 了凝结水泵以及循环水泵等相关设备，凝器设备具体的功能就是将汽轮机中的排 气口爆出在一种相对合适的真空环境中，让进入汽轮机中的蒸汽能够适时的膨胀，从而减少因为排气受到的压力。在这个过程中提升了汽轮机的热效率，并且把汽 轮机运行过程中排放的蒸汽进行快速的凝结为水，以此供应锅炉的使用。汽轮机 凝汽器的排汽压力对汽轮机运转效率有直接性的影响，其中的真空高低也会对汽 轮机的运行有直接性影响。在这个过程中若是凝汽器中真空度不高，就会致使排 汽温度升高，导致振动幅度逐渐增大，并且其温度越高，其振动幅度就越大。因 为循环水温度会在外界温度的影响下升高，凝汽器的吸热量和蒸汽的冷凝温度也 会遭到循环水温的干扰，进而导致排气压力继续上升。从而减少了凝汽器中的真空，真空的气密性和凝汽器结垢均会导致汽轮机凝汽器的真空过低。 2汽轮机辅机故障的具体检修方法

小型水轮发电机组运行中的振动分析正式样本

文件编号：TP-AR-L1191 In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives. （示范文本） 编制：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 小型水轮发电机组运行中的振动分析正式样本

小型水轮发电机组运行中的振动分 析正式样本 使用注意：该解决方案资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 水轮发电机组振动是水电站存在的一个普遍问 题,有设计、制造、安装、检修、运行等方面的原因. 运行中的机组不同程度都存在着振动,电站规定振动 值在某一允许范围内,当振动超过规定的允许值时,便 会影响机组的安全运行和机组的寿命,需及时找出原 因并采取措施消除.同时水轮发电机组的振动是一个 复杂的问题,但从振动的原因来看,一般有机械、水力 及电磁等方面的原因.笔者结合实践谈谈水轮发电机 组运行中的振动问题.机械掘动由于机组机械部分的 惯性力、摩擦力及其他力的干扰造成的振动叫做机械

振动.引起机械振动的因素有:转子质量不平衡、机组轴线不正、导轴承缺陷等.特子质量不平衡.由于转子质量不平衡,转子重心与轴心产生一个偏心距.当主轴旋转时,由于失衡质量离心惯性力的作用,主轴将产生弯曲变形.轴变形越大,振动也越严重.在制造时,要进行转于的静平衡、动平衡试验,使不平衡重量尽可能小,从根本上消除这种振动的原因． 轴线不正.机组轴线不正会引起两种形式的振动,弓状回旋．由于转子、转轮几何中心偏离旋转中心,运行中会产生横向及纵向振动,直接形成回旋对推力轴承、导轴承均构成威胁,还能增大离心惯性力,两者都使振幅增大.从运行角度分析,一般出现在投运年限较长,各导轴承间隙大,没能及时修复,或者检修质量不良等情况下.

水轮发电机组振动原因分析

水轮发电机组振动原因分析 水轮发电机组的振动问题与一般动力机械的振动有一定差异，除了机器本身转动或固定部分引起的振动外，尚需考虑发电机的电磁力以及作用于水轮机过流部分的流动压力对系统及其部件振动的影响。在机组运转的状态下，流体一机械一电磁三部分是相互影响的。例如,当水流流动激起机组转动部分振动时，在发电机转子与定子之间会导致气隙不对称变化，由此产生的磁拉力不平衡也会造成机组转动部分的振动，而转动部分的运动状态出现某些变化后，又会对水轮机的水流流场及发电机的磁场产生影响。因此，水轮机的振动是电气、机械、流体等多种原因引起的。可见，完全按照这三者的相互关系来研究系统的振动是不够的。鉴于问题的复杂性，将引起水轮机组振动原因大致分为机械、水力、电气三方面的因素来研究，为水电厂生产管理、运行、检修人员提供参考意见，以便制定出相应的预防和消振措施。 1水轮发电机组振动的危害振动是旋转机械不可避免的现象，若能将其振幅限制在允许范围内，就能确保机组安全正常运行。但较大振动对机组安全是不利的，会造成如下危害： 务）使机组各连接部件松动，使各转动部件与静止部件之间产生摩擦甚至扫膛而损坏； b）引起零部件或焊缝的疲劳、形成并扩大裂缝甚至断裂；

C )尾水管低频压力脉动可使尾水管壁产生裂缝；当其频率与发电机或电力系统的白振频率接近时，将发生共振，引起机组出力大幅度波动,可能会造成机组从电力系统中解列，甚至危及厂房及水工建筑物。下面简单介绍几起天桥水电厂机组振动引起的事故，以便从中了解机组振动的起因。 a )20世纪80年代初，天桥水电站多次发生因振动摆度过大而引起的设备损坏事故。1980年8月3号机由于上导轴承摆度大导致4个上导瓦背垫块断裂；1982年10月3号机发生发电机扫膛严重事故，上导瓦架与上机架固定螺栓8只中的5只被剪断，1只定位销剪断、瓦架变形。上机架振幅达022m m，水导轴承处振幅达020m m。水轮机轴与发电机大轴法兰联接处摆度为074mm，后经测量分析为机组轴承中心不正，发电机转子外圆度超标，空气间隙不匀等原因所致。 b )1997年2月天桥水电站4号机尾水管锥管段不锈钢衬板与普通钢衬板衔接处(高程8087m )以下约有23m 2普通钢板沿环向脱落。其主要原因是由于叶片翼端间隙射流及尾水管涡带产生的低频水压脉动相互作用,引起锥管段钢板振动，焊缝疲劳破坏后被撕裂或脱落。 c )2000年11月天桥水电站1号机大修后，发生发电机推力瓦12 块被烧毁的严重事故，因推力瓦水平调整不好，轴系中心不正及调速系统失调所致。 d )2002年5月天桥水电站3号机大修检查发现尾水管弯管段垂直

汽轮机及辅机振动监测一体化典型设计研究

汽轮机及辅机振动监测一体化典型设计研究 发表时间：2017-01-20T11:37:47.713Z 来源：《电力设备》2016年第24期作者：安庆敏 [导读] 减少因辅机振动引起的经济损失，包括机组停机引起的损失、辅机停机引起的经济损失以及因振动过大引起的能耗损失等[1-4]。（山东电力工程咨询院有限公司山东济南 250013） 摘要：本文在对旋转机械的故障特征及振动故障机理研究的基础上，通过主辅机振动测点的设置和振动传感器选型，使汽轮机与辅机振动监测装置的一体化配置成为典型设计，加强对主机及辅机振动的监视，增强振动测量的可靠性，减少因辅机振动引起的经济损失。 关键词：振动故障；振动监测；一体化 1 引言 旋转机械70%以上的故障都可以通过振动的形式表现出来，为保证电站旋转机械设备的安全可靠运行，对其进行振动监测、分析、故障诊断是必要的。目前国内大容量机组主机及主要辅机基本都配置了振动监测保护装置。汽轮发电机组、给水泵汽轮机、引风机汽轮机的振动监测装置主要选用进口产品；而对于电站重要辅机如送风机、一次风机、引风机、流化风机、电动给水泵、循环水泵、凝结水泵等的振动监测保护装置主要采用国产产品。 汽轮机及辅机振动监测一体化典型设计主要根据汽轮发电机和辅机振动故障分析、诊断和处理的实际经验，结合振动监测装置工作原理，研究汽轮发电机与辅机振动检测装置的一体化配置及选型，对单辅机发电机组及海外工程具有重要的成果价值，产生巨大的社会经济效益。加强对主机及辅机振动的监视，增强振动测量的可靠性，减少因辅机振动引起的经济损失，包括机组停机引起的损失、辅机停机引起的经济损失以及因振动过大引起的能耗损失等[1-4]。 2 汽轮发电机组振动监测仪表系统典型设计 汽轮发电机机监测仪表系统（TSI）通常由汽轮机厂成套供货。目前主机厂配供的TSI系统选型主要有美国EMERSON CSI6500系列、美国Bently 3500系列以及瑞士VIBRO-METER VM600系列等。汽轮发电机组振动及相位测点的设置由主机厂确定，下面以1000MW等级机组为例，分别对三大汽轮机厂在振动及相位测量进行描述。 （1）上海汽轮机厂采用德国西门子技术，反动机型，转子支撑方式为N+1轴承支撑，汽轮机发电机组共8轴承（其中汽轮机5轴承、发电机3轴承）。振动监测包括每个主轴与其轴承之间的相对振动（X向、Y向）以及各轴承的绝对振动（两点）。根据相对运动原理，各主轴的绝对振动测量即复合振动（X向）=主轴相对于轴承座的X向振动矢量+轴承绝对振动矢量A，各主轴的绝对振动测量即复合振动（Y 向）=主轴相对于轴承座的Y向振动矢量+轴承绝对振动矢量B。其主轴相对振动测量采用电涡流式振动传感器，绝对振动测量采用磁电式振动传感器。对于相位测量，在汽轮机本体#2轴承位置设置1个键相测点，采用电涡流式传感器。 （2）哈尔滨汽轮机厂与东方汽轮机厂分别采用日本东芝技术和日本日立技术，冲动机型，转子支撑方式为双轴承支撑，汽轮机发电机组共10轴承（其中汽轮机8轴承、发电机2轴承）。振动监测包括每个主轴与其轴承之间的相对振动（X向、Y向）以及各轴承的绝对振动。其主轴相对振动测量采用电涡流式振动传感器，绝对振动测量采用磁电式振动传感器。对于相位测量，在汽轮机本体前轴承箱位置设置2个键相测点，采用电涡流式传感器。 3辅机振动监测仪表系统 3.1 汽动给水泵及给水泵汽轮机 汽动给水泵及给水泵汽轮机监测仪表系统（MTSI）通常由给水泵汽轮机厂成套供货。MTSI选型与主机TSI系统选型一致。汽动给水泵及给水泵汽轮机振动及相位测点的设置分别由给水泵厂和给水泵汽轮机厂确定。与汽轮发电机组振动测量的复杂性相比，给水泵汽轮机的振动测量则相对固定和简单，以上海汽轮机厂、东方汽轮机厂、杭州汽轮机厂的给水泵汽轮机为例，给水泵汽轮机本体振动监测包括主轴与前、后轴承的相对振动（X向、Y向），共计4点，给水泵本体振动监测包括主轴与驱动端和非驱动端轴承的相对振动（X向、Y向），共计4点。振动传感器均采用电涡流式传感器。其中，给水泵振动传感器由给水泵汽轮机厂统一提供。对于相位测量，在给水泵汽轮机本体设置1个键相测点，采用电涡流式传感器。 3.2 送风机、引风机、一次风机、高压流化风机、增压风机 根据DL/T 367-2010《火力发电厂大型风机的检测与控制技术条件》第3.3条风机及配套电动机、油站的检测和控制，风机至少应设置检测和控制的项目中包括风机振动（带键相）检测、报警、连锁；风机驱动电动机至少应检测和控制的项目中包括电动机轴承振动（带键相）检测、报警、连锁。大型风机振动监视仪表通常由风机厂成套供货，风机振动监视仪表一般选择国产产品，国外工程或单辅机工程可能会根据各工程不同需求选择与主机TSI一致的进口品牌产品。目前用于辅机振动测量的进口品牌由美国EMERSON CSI3000系列、美国Bently 1900系列以及瑞士VIBRO-METER VM600系列等。 大型风机振动及相位测点的设置由风机厂确定，下面以轴流式风机和离心式为例，分别对其振动及相位测量进行描述。离心式风机振动监测包括风机前后轴承或轴承盖的绝对振动（X向、Y向），共计4点以及电机前后轴承的绝对振动，共计4点。风机轴承或轴承盖以及电机轴承振动传感器采用磁电式速度传感器或压电式加速度传感器。对于相位测量，在风机本体设置1个键相测点，采用电涡流式传感器。轴流式风机振动监测包括风机轴承箱或轴承盖的绝对振动（X向、Y向），共计2点以及电机前后轴承的绝对振动，共计4点。风机轴承箱或轴承盖以及电机轴承振动传感器采用磁电式速度传感器或压电式加速度传感器。对于相位测量，在风机本体设置1个键相测点，采用电涡流式传感器。因DL/T 367-2010《火力发电厂大型风机的检测与控制技术条件》为推荐标准，目前通常不设计风机电机振动及风机键相测点。根据相位测量在振动测量中的作用，若风机振动传感器的振动缓冲信号纳入TDM系统，设计中需增加键相测量。风机电机振动传感器的设置可参考执行。 对于单辅机工程，考虑到风机在系统中的重要性，建议风机本体振动测量冗余或三冗余设置，并设置键相测点，将相应缓冲信号送至TDM系统，并对信号进行分析，以此判断机组工作是否正常。 3.3 电动给水泵 根据DL/T 592-2010《火力发电厂锅炉给水泵的检测与控制技术条件》第3.3条锅炉给水泵的检测和控制，锅炉给水泵（包括主给水泵及前置泵）至少应设置检测和控制的项目中包括主泵轴承振动（带键相）检测、报警、连锁（汽动给水泵与驱动汽轮机一同设置，锅炉给