汽轮发电机组振动分析论文范文第1篇
1#4机组轴承振动异常现象及原因查找分析
1.1异常现象
#4机组第二次大修后于2009年6月9日并网发电, 启动期间各项试验数据正常, 6月13日23:38#3轴承振动值突升至0.168mm, #1/#2/#4轴承振动值伴随小幅度升高, 6月14日00:54轴承振动值达0.300 mm, 机组紧急停运。
1.2异常原因查找分析
(1) 机组停运后对可能引起振动异常的原因点进行排查: (1) 检查轴承润滑油品质, 满足规范要求; (2) 由人孔进入低压缸初步检查转子末级叶片, 未发现异常; (3) 检查转子配重块, 未发现异常; (4) 检查轴封蒸汽联箱入口滤网及轴封加热器疏水滤网, 未发现异常; (5) 检查#2、#3轴承座下方基础台板及该处汽缸支撑, 未发现异常; (6) 检查润滑油箱回油滤网, 未发现异常; (7) 轴承座内振动计的安装状况及现场控制盘信号确认检查, 未发现异常; (8) 进入到凝汽器热井内部检查, 未发现异常; (9) 对#2、#3、#4轴瓦进行揭瓦检查, 未发现异常; (10) 低压缸1开缸检查, 揭开低压缸1外上缸及内上缸, 未发现异常。 (2) 对机组6月13日振动突升过程中采集到的技术数据进行分析: (1) #2轴承金属温度在90℃左右 (报警值为107℃) , 虽未造成异常, 但该金属温度值偏高; (2) #3轴承金属温度在60℃左右, 该金属温度值偏低; (3) #3轴承金属温度与润滑油回油温度接近。 (3) 综合以上 (1) 与 (2) 内容, 判断本次轴承振动值突升异常应为#3轴承负载偏低造成的油膜振荡, 随后调整增加#3轴承负载值。
2#3机组轴承振动异常现象及原因分析
2.1异常现象
2009年11月26日12:46#3机组#3轴承振动值由0.044mm突升至0.210mm, 并在0.210mm左右波动, 随后运行人员将机组负荷逐渐升高, #3轴承振动才缓慢下降, 13:33#3轴承振动在0.050mm左右波动, 发现机组维持在高负荷运转时, #3轴承振动可维持在正常值, 本次机组未异常停运。
2.2异常原因分析
通过对#3机组#3轴承振动现象进行分析, 发现与#4机组#3轴承振动现象相似, 主要表现在以下三点: (1) #2轴承金属温度在90℃左右, 金属温度值偏高; (2) #3轴承金属温度在60℃左右, 金属温度值偏低; (3) 另:#3轴承金属温度与润滑油回油温度接近。拟初步判断本次振动异常与#4机组相同, 均为#3轴承负载偏低造成的油膜振荡。
2.3异常处理
在上述异常原因分析的基础上, 决定在#3机组正常停运期间调整增加#3轴承负载值, 该调整工作于2010年2月22日完成, 机组再次启动后各项运行参数均正常, 这也充分证明了2.2原因分析的正确性。
3调整方法步骤
4结束语
本次#4机组轴承振动异常造成机组紧急停运, 查找原因并现场处理, 前后共历时1个月时间, 判断异常原因为#3轴承负载偏低造成的油膜振荡, 随后通过调整增加#3轴承负载值消除此异常现象, 当#3机组轴承振动异常时, 通过#2、#3轴承金属温度及回油温度状况, 准确判断此轴承振动与#4机组状况相同, 随后也通过调整增加#3轴承负载值消除此异常, 处理时间缩短为7天时间。
将现场调整增加#3轴承负载值方法进行汇总总结, 可为今后有相似异常现象处理借鉴使用, 缩短施工处理工期。
摘要：600MW汽轮机出现轴承振动异常, 通过现场原因查找分析, 确认原因为轴承负载偏低造成的油膜振荡, 通过简易液压装置现场测量调整轴承负载, 增加轴承负载值, 轴承振动问题得到及时解决。
汽轮发电机组振动分析论文范文第2篇
1 汽轮机组真空相关概述
关于真空系统, 其在构成上集中表现在密闭蒸汽、抽真空系统两方面为主, 主要在凝汽器作用下完成转化蒸汽过程, 使汽轮机组运行中有相应的能源作为保证, 若机组停止运行, 凝汽器真空将由抽真空系统所确定。而在实际运行状态下, 机组内部空气都需利用抽真空系统进行调节, 可使空气流入问题得以控制, 但需注意这种运行状态下的凝汽器真空, 是循环冷却水、内部蒸汽共同作用的结果, 而凝汽器换热面积、水量与水温等是决定冷却水、蒸汽热转换的主要因素。从机组基本部件与构成看, 为满足真空稳定要求, 既需做好循环水温度、水量与换热面积控制, 也要求使抽真空系统可靠运行, 这样才能达到汽轮机组应用下效益最大化的目标[1]。
2 真空严密性问题的原因分析
本文在研究中主要选取某电厂三台供热机组作为实例, 机组运行中发现真空与其预期数值存在较大差异, 难以满足真空严密性要求。以其中一台机组为例, 其预期数值应保持在400Pa/min, 但运行中基本徘徊在1000Pa/min左右, 要求通过两台射水抽气器配合, 才可使真空保持正常。在此背景下便需做好真空严密性问题产生的原因分析工作。一般系统中有过量空气的进入, 成为导致系统严密性问题产生的原因, 而空气的漏入除通过系统漏点外, 也可能与蒸汽一同被送入凝汽器中。其中漏入问题的产生多以系统漏点的存在为主要原因。该问题主要表现在: (1) 真空部位的低压缸轴问题, 如在低压轴工作压力不正常且低压轴封间隙存在问题的情况下, 真空系统中便会有空气流入; (2) 汽轮机组在抽汽过程中停留在负压状态, 此时加热器壳体、管道可能有法兰连接问题存在, 导致空气漏入; (3) 泄漏问题出现在低压缸结合面, 机组启停时本身会有交变应力存在, 此时低压缸很容易受应力影响而出现变形问题, 若变形较为严重, 空气便会从结合面处漏入; (4) 加热器疏水管道、疏水扩容器以及汽轮机组自身, 在系统运行中因振动影响, 容易有裂纹在构件中产生, 此时可能有空气漏入, 不利于机组的可靠运行。除此之外, 真空严密性问题产生的原因也包括其他如凝汽器铜管结垢、管壁因汽水相冲而产生泄漏等。一旦真空严密性难以保证, 其可能带来一系列明显问题, 如能耗的增加、机组效率的降低等, 且射水抽气设备、真空设备应用下, 由于有空气存在于内部, 要求水与电需求量增多, 这样就导致整个电厂成本增多。因此, 真空严密性问题的存在, 成为当前汽轮机组应用中亟待解决的问题[2]。
3 解决真空严密性问题的相关策略
针对真空严密性问题, 实际解决过程中首先需做好查漏与治理工作。如对于与真空系统相关的设备, 其本身涉及到较多连接点, 一般若泄漏程度较为轻微, 很难对其进行检测。尽管有电厂利用火焰方式也可检测机组运行情况, 但其操作过程极为繁琐。在此背景下便可考虑将高位灌水方式引入, 其实现的原理主要表现在以50℃为低压缸排汽温度环境下, 向凝汽器中注入水, 在此基础上分析水位变化, 针对其中存在的问题采取有效处理措施, 可使机组真空泄漏得到有效控制。同时, 对于较多如低压轴密封等存在的问题, 在解决过程中可考虑将调控手动门装设其中, 在轴封供汽母管压力稳定的基础上, 对供汽量采取手动调节方式, 有利于轴封压力下操作困难问题的解决。另外, 在解决真空严密性问题中, 还需采取相应的技术改进措施, 主要包括对凝汽器补水系统的改善、低压加热器的改进以及真空系统管道的加固等。以补水系统优化为例, 运行过程中面临的问题多表现在水量不充足方面, 这样在水泵跳闸情况下便使真空严密性受到影响, 所以在改进中可考虑对管道容水量进行增加, 并优化供水设备, 以此达到真空严密性问题解决的目标[3]。
4 结语
真空严密性问题的解决是保证汽轮机组可靠运行的关键所在。实际控制真空严密性问题中, 要求正确认识严密性问题产生的原因, 在此基础上采取针对性的策略, 包括做好适时做好查漏与治理工作, 尤其需判断其中的连接点, 同时应采取技术改进措施, 完善其中相关的系统设备, 这样才可提升机组的运行效率。
摘要：随着电厂建设步伐的不断加快, 对汽轮机组综合性能也提出更高的要求。而这些性能中以真空严密性最为关键, 若真空严密性难以保证, 整个机组运行经济性都将无法实现, 此时便需考虑如何做好治理真空严密性工作。本文将对汽轮机组真空相关概述、真空严密性问题的原因以及解决真空严密性问题的主要策略进行探析。
关键词：真空严密性,汽轮机组,治理
参考文献
[1] 陈丽梅.汽轮机组真空严密性分析及治理思路[J].机电信息, 2014, 06:69+71.
[2] 郭钢军.新建300MW汽轮机组真空严密差原因分析与对策[J].广东科技, 2010, 24:181-182.
汽轮发电机组振动分析论文范文第3篇
1 故障现象
2006年12月份投运后, 高调门出现不严现象, 转速控制困难, 并且#2高调门内部有异音, 门杆振动, 停机检查发现预启阀座磨损严重, 并且移位脱落, 一开始认为是装配问题, 重新按装配工艺更换预启阀座及压紧环, 2007年3月, #2机运行中, 发现#4高调门有振动现象, 停机后发现门座断裂, 同厂家联系更换了门座, 在阀门调试中发现各调门摆动, 检查发现#2高调门伺服阀故障, EH油酸值升高;更换了伺服阀及EH油, 2007年10月, 因#2机调门门杆振动, 负荷摆动, 停机检修, 拆检#1#2#3#4高调门, 发现预启阀底座磨损严重, 更换了阀座及阀杆, #3#4调门阀座与阀蝶焊为一体, 压紧环进行了点焊, 重新调整了阀门行程, 调试时#3调门不动作, 更换了伺服阀。2007年12月, #2高调门又出现卡涩、摆动现象, 2008年2月, #2机检修发现#2高调门预启阀座磨损、脱落。进行了检修。5月份停机。
2 故障原因分析
2.1 伺服阀故障
伺服阀是一个力矩马达和两级液压广大及机械反馈系统所组成。第一级液压放大是双喷咀和挡板系统;第二级放大是滑阀系统。当有欲使执行机构动作的电气信号由伺服放大器输入时, 则伺服阀力矩马达中的电磁铁线圈中就有电流通过, 并在两旁的磁铁作用下, 产生一旋转力矩使衔铁旋转, 同时带动与之相连的挡板转动, 此挡板伸到两个喷阻中间。在正常稳定工况时, 挡板两侧与喷阻的距离相等, 使两侧喷咀的泄油面积相等, 则喷咀两侧的油压相等。当有电气信号输入, 衔铁带动挡板转动时, 则挡板移近一只喷咀, 使这只喷咀的泄油面积变小, 流量变小, 喷咀前的油压变高, 而对侧的喷咀与挡板间的距离变大, 泄油量增大, 使喷咀前的油压力变低, 这样就将原来的电气信号转变为力矩而产生机械位移信号, 再转变为油压信号, 并通过喷阻挡板系统将信号放大。挡板两侧的喷咀前油压与下部滑阀的两个腔室相通, 因此, 当两个喷咀前的油压不等时, 则滑阀两端的油压也不相等, 两端的油压差使滑阀移动并由滑阀上的凸肩控制的油口开启或关闭, 以控制高压油通向油动机活塞下腔, 克服弹簧力打开汽阀, 或者将活塞下腔通向回油, 使活塞下腔的油泄去, 由弹簧力关小或关闭汽阀。
可见使阀门频繁摆动的动力就是力矩电动机使入口的液压油压力波动, 阀门也自然摆动。
当伺服阀本身出现故障时引起阀门门杆振动。伺服阀振动的故障一般由于伺服阀振荡、弹簧管疲劳、磁钢磁性变化、伺服阀滤芯堵塞、伺服阀主阀芯卡涩、伺服阀阀口磨损等原因引起。
2.2 抗燃油油质不合格
EH系统普遍采用磷酸酯抗燃油, 由于这类油是一种人工合成物质, 在使用中极易劣化, 抗燃油污染颗粒度增加, 会造成伺服阀卡涩, 高温环境会加速油质劣化, 造成酸值升高和固体颗粒物增多;酸值升高会造成液压件腐蚀, 颗粒度增加会造成液压部件卡涩和磨损, 使伺服阀不灵敏, 造成调门摆动。
2.3 阀位控制卡 (V C C) 和位移传感器故障 (LVDT)
阀位控制卡可根据系统给出的阀位控制信号与阀位反馈信号的偏差, 按预定的开度调节阀门的位置, 如果阀位反馈信号不正确, V C C无法把阀门控制信号与实际阀位反馈信号进行比较, 可能造成阀门控制信号失效, 造成高压调速汽门波动, 影响汽轮机安全运行。
2.4 调速汽门设计问题
调门处于小开度时, 调节阀碟上受的力是交变应力, 造成了大阀碟对予启阀的不断冲撞, 同时上部油动机活塞座有弹簧的压力, 阀杆的冲撞力难以向上传递, 那么预启阀座在阀杆的长期的冲撞下, 造成了磨损, 使间隙增大, 造成了轴向的晃动, 同时轴向使调整垫块与门杆轴向间隙增大。由于调门进汽为外腔室进汽, 蒸汽作用力主要作用于阀头和阀套侧壁, 使阀套及阀瓣内外腔室产生较大的压差, 内外腔得不到平衡, 在蒸汽扰动力的作用下引起振动。
检查发现预启阀座及支撑预启阀座的阀碟支撑面都被磨成球面, 造成预启阀座移位, 分析原因是阀碟支撑面太窄, 支撑面积及强度不够。同时, 调门的开启重叠度是客观存在的, 在调门的重叠度阶段, 流量特性曲线如果与实际不吻合, 那么在流量特性曲线的拐点处就造成了在很小的开度变化时造成了流量有较大的变化, 在功率回路投用的情况下, 为了维持负荷的稳定, 就会造成调门的频繁调节, 形成震荡。
3 采取的技术措施
(1) 加强油质管理。定期更换硅藻土滤芯及系统中其它精密滤芯, 保持滤芯清洁。保证蓄能器压力正常, 维持油压稳定。定期对抗燃油进行化验, 保证油质合格。对离汽缸较近的高调门及蓄能器处的的抗燃油管道进行改造, 使其远离汽缸, 防止因环境温度太高, 使抗燃油酸值升高。
(2) 更换了#2#3高调门的伺服阀及滤芯, 检查更换存在问题的V C C卡和LVDT, 保证控制系统的可靠运行。在流量特性曲线的拐点处, 为了避免调门的晃动, 因为晃动与位置有关, 可以加减负荷来避开这一点。当然, 为了尽量减少拐点的影响, 我们应该对流量特性曲线进行细调, 以适应实际工况。
(3) 对于高压调门阀杆的固有轴向振动, 因为是阀碟及阀座的空间结构决定的, 对予启阀及阀座重新装配, 保证阀门行程40mm, 阀杆与调整垫块轴向间隙为0.0 4 m m~0.0 6 m m, 减少轴向的振动。
对阀碟支撑预启阀座的支撑面, 加宽10mm, 厚度加厚10mm, 防止预启阀座受到的冲击磨损而使其移位, 引起行程及轴向间隙变化, 导致负荷摆动及调门振动。
在阀门提升力足够的情况下, 在阀套侧壁钻Φ10mm平衡孔, 使阀套及阀碟内外腔室压差减小, 内外腔得到平衡, 减小蒸汽扰动力引起的振动。
4 结语
通过采取以上技术措施, #2机组运行中, 调门振动现象基本得到了控制。
摘要：德州热电公司#2双抽50MW机组系武汉汽轮机厂生产的一台带较大抽汽量非标两级调整抽汽汽轮机组, 自投运以来经常出现高压调速汽门振动的现象, 开停机过程中造成调门不严, 转速控制困难;检查发现预启阀座磨损、移位现象。通过对引起振动故障原因的分析, 提出了修复和改造及提高机组安全稳定运行的措施, 以期达到预期的目的。
汽轮发电机组振动分析论文范文第4篇
1 振动的影响
振动除了要消耗一部分功率使机组的效率降低以外, 还会造成以下一系列的不利影响, 甚至会危及机组的安全运行。 (1) 机组的转动部分和轴承受周期交变力的作用, 会造成螺栓松动、焊缝开裂, 甚至使主轴因材料疲劳而损坏。 (2) 机组固定部分的轴承、机架、地脚螺栓、连接螺栓等会因振动而变形、松动。 (3) 机组输出的频率和波形会因振动而变化, 降低供电的质量。 (4) 严重的还会破坏机组运行的稳定性, 致使机组无法运行。
2 引起水力发电机组振动的原因以及测振
尽管机组振动的原因很多, 彼此还可能交织在一起, 甚至产生相互加剧的连锁反应, 例如水力振动可以引起发电机空气间隙不均匀, 而触发电气振动。但是, 在诸多因素之中, 必定有主要的和次要的, 只要掌握振源的特点和变化规律, 就可准确地做出判断, 及时找到和排除振源。表1是水力振动方面的一个分析例子, 表中引出其振源、振因、振频, 以及负荷情况。
表1中的振动频率分类为:
高频振动:大于100Hz
低频振动:0.50Hz～10Hz
不定频振动:2Hz～20Hz
高低频振动具有正弦波, 其频率与振幅几乎不变, 不定频振动无一定周期, 经常变化。
对机组振源的分析, 通常根据运行经验判断和仪器测振相配合的方式进行。
2.1 经验判断
根据长期运行经验, 总结出有关振动的一些规律。例如水力振动是水轮机过流部件内的水力不平衡和水流不稳定而引起的振动, 一般其振幅随负荷 (即流量) 增加而增大。判断方法是:关闭导叶, 将机组作同步电动机运行, 如振动立即消失, 则表明属水力振动;反之, 则可能是机械和电气因素。
然后, 进一步将主轴联接法兰拆开, 让发电机单独作同步电动机运行, 如振动立即消失, 则表明是来自机械振动;反之, 则可能是电气因素。
2.2 仪器测振
用测振仪作精密定量测振。测出振动部位的振动波形 (振幅及频率) , 再对照有关频率值, 进行精密定量分析计算。
各种运行工况下额振动原因皆有不同。
空载无劢时, 原因有发电机转子或水轮机转轮动不平衡;轴线不直;中心不对;推力轴承轴瓦调整不当;主轴联接法兰连接不紧;与发电机同轴的励磁机转子中心未调好;水斗式水轮机喷咀射流与水斗的组合关系不当;转轮叶片数与导叶数组合不当。
消除的方法有:动平衡试验, 加平衡块, 消除不平衡;调整轴线和中心, 调整推力轴瓦;调整励磁机转子中心;改善组合关系。
空载带励时, 原因有转子线圈短路;定子与转子的气隙有很大不对称或定子变形;转子中心与主轴中心偏心。消除方法有用示波器测出线圈短路位置并进行处理;停机调整气隙间隙。气隙的最大值或最小值与平均值之差不应超过10%;如偏心很大时, 需用调整定子与转子中心的方法予以消除。
空载或带负荷时, 转动部件与固定部件碰撞, 例如止漏环迷宫间隙偏小, 都能引起振动, 消除的方法有增加止漏环迷宫间隙, 使不小于0.001D (D为止漏环的直径) ;如相碰撞, 应校正主轴轴线。
空载或带负荷时, 原因有转轮轮缘上突出部件布置不对称, 例如:肋板或平衡块等;转轮或导叶流道堵塞, 如:木块、石块等;转轮止漏环偏心或不圆、或水压脉动;固定支架松动, 如:轴承壳体、机架等。消除的方法为刮去突出部件或用盖板遮盖, 使其平滑过渡;清除堵塞物;调整修理止漏环;加固支承结构。
空载时, 接近临界转速, 或倍于临界转速也能引起振动, 可在开停机过程中越过此振动区;改变结构的固有振动频率。
许多水电站的运行经验表明, 水电发电机组振动, 直接影响机组甚至水电站厂房的安全稳定运行, 同时影响电厂的经济效益。尤其是机组向高比转速、大容量方向发展, 单机容量增大, 机组结构尺寸增大。为减少金属用量, 机组刚度相对地降低, 振动问题将更加突出。为提高水电厂的安全性、经济性和可靠性, 必须对机组振动问题加强调查、研究和总结, 提出相应的措施, 以提高水电设备的设计制造水平和水电厂的安全经济运行水平。
摘要：水轮发电机组振动是水电站存在的一个普遍问题, 其震动原因常常很复杂, 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。
关键词：水力发电机组,振动,原因
参考文献
[1] 郑源, 张强.水电站动力设备[M].中国水利水电出版社, 2003.
[2] 林亚一.水轮发电机组的安装与检修[M].中国水利水电出版社, 2000.
[3] 华北水利水电学院, 华东水利学院, 等.水力机组安装与检修[M].电力工业出版社, 1981.
[4] 季盛林, 刘国柱.水轮机[M].水利电力出版社, 1985.
汽轮发电机组振动分析论文范文第5篇
1 闸门的振动机理
闸门振动的原因“十分复杂, 但总体来说, 是由于动水作用的不平稳引起的。当闸门与动水接触时, 总会出现振动。闸门的搬动, 通常与闸门开度、门后淹没水跃、止水漏水、闸门底缘型式的影响等因素有关。工程实践证明, 闸门泄流或闸门在动承操捧中受到水流作用时都会发生不同程度的振动。一般情况下, 振动比较微弱, 不致影响闸门的安全运行, 但在某些特定条件下, 闸门将产生强烈振动, 甚至产生共振或动力失稳现象[1,2]。
不同性质的作用力 (激励) 将使闸门结构产生不同性质的振动。一般情况下闸门的作用力仅为作用于结构的外力 (干扰力) 但有时与结构或其周边介质的运动有关形成一个耦合系统。正是由于作用力不停地对闸门系统做功, 输入能量来弥补阻尼所消耗的能量, 才使系统的振动不停止。在流激振动激励机理方面, 国内外的学者也进行了较多的研究和分类。德国Naudascher按激励机理将流激振动分为三种: (1) 外部诱发振动 (微幅随机振动) :该类振动的激励源是水流自身不稳定或紊动形成的脉动压力, 与结构运动无关; (2) 不稳定诱发振动 (如涡激振动) :该类振动的激励源足由水流的不稳定性和反馈机制产生的诱发力造成的, 与振动着的结构有不可分割的联系, 不稳定反馈机制可以是流体动力学的、流体共振的或物体共振的; (3) 运动诱发振动 (自激振动) :该类振动是由结构运动产生的诱发力造成的, 它与物体共振反馈的不稳定振动之间并不存在明显的界限, 只有该类振动在结构运动不存在时, 诱发作用力也消失。不稳定诱发振动和运动诱发振动往往是大振幅的, 它是在一定水流和结构动力条件下才能产生。
引起闸门振动的外因虽有不同的解释, 但闸门的自振频率实际上标志着闸门振动的内因。闸门自振频率是闸门结构本身的固有参数, 决定于闸门结构刚度、质量分布和材料性质等。闸门振动的大小取决于闸门结构的自振频率与激励频率的关系及结构的刚度和阻尼等。当作用力的激励频率接近或等于闸门系统的自振频率, 振幅都将逐渐增大, 闸门就发生共振。当然由于阻尼的影响, 振幅不会无限制地增大但是振幅达到很大的时候, 将使闸门整体或局部发生强烈振动, 使闸门受到损害。因此, 为避免或消除闸门振动, 确保闸门的安全运行, 应该对闸门考虑动力设计。特别是深孔弧门, 其闸门结构的动力设计面临更高的技术要求, 这不仅需要闸门具有较强抵御剧烈震动的能力, 同时还要保证闸门结构具有较高的动力可靠性, 以保证闸门的安全运行。
2 闸门振动振源分析及对应措施
从工程实例来看, 危及闸门结构的振动, 几乎总是与某些水力条件所形成的振源相联系, 当这些振源得到消除或控制之后, 振动也就消失。因此必须弄清引起振动的原因, 以便采用有效的措施予以治理。按照水力条件的不同, 振源可分为下面几类。
2.1 弧形闸门止水漏水引起振动
因止水座板安装不平直, 或止水选型不当、柔性不够, 导致止水与止水座板之间呈不连续接触而不能完全密封, 于是在上游静水压力作用下, 水就从止水与座板间隙中射出。这种作用于止水上的脉动压力使止水发生振动, 从而导致了闸门的振动;还有一种情况, 当漏水量较大时, 从闸门顶止水射出的水流直接拍打在门叶背后的梁格上, 引起闸门振动。针对以上情况, 应注意和改进施工质量, 保证止水的密封。具体做法是调整止水位置或更换止水材料尺寸, 使止水与止水座板紧密接触, 消除间隙, 漏水停止后闸门就不再振动。
2.2 波浪冲击闸门 (潜孔式弧门) 引起振动
当闸前水位位于胸墙附近或略低于胸墙时, 在下游出现较大风浪和涌潮作用下, 可能在胸墙底部和弧门露出水面部分的空间形成封闭气囊, 空气被压缩, 形成巨大的气囊冲击压力, 危及弧门安全, 甚至导致闸门支臂失稳破坏。对此, 可在闸门上游加设防浪栅、防浪排, 以削弱或减轻波浪对闸门的冲击, 也可以在胸墙底部设置通气管, 以使在正常泄流等情况下担负排气的作用, 这是避免闸门振动等不利情况的重要设施。
2.3 平面闸门的底缘型式引起振动
这种振动属于自激振动性质。经验证明, 平面闸门采用水平底缘的水力条件很不好, 不仅增加启闭的困难, 更重要的是会引起动水脉动压力, 或引起负压而产生空蚀, 这些都可能引起闸门振动。防振措施为:闸门底缘的设计应特别强调刀刃形底缘及挑出的角度, 一般来讲, 闸门底缘上游倾角不宜小于45°, 下游倾角不宜小于30°, 使泄流时底缘流线顺畅, 避免闸门产生振动;在操作上, 使闸门开度大于底部主梁的宽度, 务求避开小开度的强振区, 尽量使闸门后为明流状念, 底缘不被淹没。
2.4 平面闸门门槽空蚀引起振动
平面闸门是常用的门型, 当高速水流经过闸孔时, 由于门槽段的边界突变, 产生局部压力降低, 出现空穴现象, 引起空蚀破坏。此时发生空蚀时必然伴随着闸门的严重振动, 影响安全运行。对不合理的槽型式, 按照规范进行改建。
2.5 闸后淹没水流引起振动
闸门在一定开度下泄流时, 闸后发生淹没水跃会产生对闸门周期性的冲击, 此时由于水流强烈的脉动压力作用, 引起闸门振动, 这是一种随机荷载下的强迫振动。此时应改变运用条件, 避免闸门在淹没水跃时运用, 尽量使闸后水流保持明流状态并允分通气, 振动可能就不再发牛。当无法避免淹没水跃时, 应提高闸门悬吊结构及支承结构的刚度。
3 结语
引起闸门振动的原因很多, 尽管在设计阶段经过充分研究和论证, 但由于设计时无法全而预见到闸门投入运行后, 闸门发生振动的可能性和强烈程度, 有时只能在出现振动现象后再来研究处理。因此, 对闸门的运行管理和维护保养也必须予以重视。
摘要：钢闸门是水工建筑物的重要组成部分, 从闸门失事过程来看, 在闸门启闭过程中或小开度工作泄流时, 一般都有振动现象, 本文在分析闸门的振动机理的基础上, 重点分析了闸门振动振源分析及对应措施。
关键词：闸门振动,振动特性,振动源分析,应对措施
参考文献
[1] 潘锦江.闸门振动问题探讨[J].水利水电科技进展, 2001, 21 (6) .
汽轮发电机组振动分析论文范文第6篇
1 机泵振动故障产生的原因与相应解决对策
1.1 内部原因
第一, 转子动不平衡。这一问题的存在会直接导致机泵设备发生振动问题, 针对这一问题, 需要以动平衡试验进行测试, 然后实现相应解决对策的落实;第二, 泵轴弯曲。指的是泵轴的幌度超出了标准值范围, 进而引发振动问题, 在实际解决的过程中, 需要实现对泵轴的校直;第三, 平衡装置失灵。当平衡装置发生失灵的现象时, 就会产生摩擦, 进而造成振动问题, 针对这一问题, 一般需要实现平衡装置的有效更换;第四, 间隙过大。这一问题的存在同样会导致振动问题的发生, 需要得到及时且有效的调整, 以在消除振动问题的同时, 避免因摩擦而导致其他部分被磨损;第五, 内部件磨损或者是出现松动的问题。此问题的存在同样会导致内部振动问题的发生, 在实际解决的过程中, 需要及时落实相应的检查维护工作, 针对出现磨损或者是存在零部件松动的问题, 就需要及时进行维修或者是更换。一般情况下, 对于机泵设备而言, 出现内部振动这一故障的原因较多, 而由于内部故障相对较为隐蔽其而表现的不太明显, 所以, 这就需要借助频谱分析来实现有效检测, 通过认真的排查来及时发现振动故障引发的原因, 并实现对相应故障的有效识别与判断, 以做到“对症下药”, 及时消除振动故障, 以确保设备的稳定且高效运行。
1.2 外部原因
一般情况下, 主要的外部原因有:第一, 联轴器故障问题。一般是因为这一部件的连接出现问题, 或者是偏离中心, 亦或是平衡效果差以及发生变形等问题, 都会导致振动问题的发生, 在实际解决的过程中, 需要结合这一部件的实际请情况来落实相应的维修工作, 如需要可对其进行改型;第二, 连接器件发生松动。这一问题一般是因连接的螺栓发生了松动, 进而使得机泵产生了振动的现象, 此时需要对相应的螺栓进行检查, 针对出现松动的零部件进行紧固处理;第三, 出现偏离额定流量的现象。此种现象的发生同样会致使机泵发生振动问题, 需要对泵流量进行调解, 确保各项性能满足实际标准要求, 确保机泵的正常运行, 当工艺更新时, 则就需要及时实现机泵设备的更新;第四, 润滑系统。当该系统难以实现顺畅运行时, 就对致使转子磨损而发生振动问题, 针对这一问题则就需要对润滑油进行及时检查, 并实现定期更换。
2 具体消振对策的落实
对于机泵设备所存在的振动故障而言, 一般是基于内外部因素的影响而形成的, 总体而言, 内部影响因素来自于相应的零部件, 零部件本身的质量或者是实际进行零部件装配不当, 亦或是因长期运行而产生磨损等, 都会导致振动问题的发生;而从外部影响因素上看, 主要是实际运行状态以及机泵本身各个连接紧固性零部件的安装质量等, 都会导致机泵发生振动故障问题。在实际落实消振对策的过程中, 需要以相应数据采集为基础, 实现对机泵测点的标记, 同时, 需要确保相应的测量仪器、位置保持不变, 并固定相应的出检测周期, 通常每个星期进行一次, 最好由同一个人来负责, 以确保相应的检测数据具备可比较性;在此过程中, 如果振动值发生了异常性的改变, 则需要提升测振频率。
在实际解决的过程中, 低于外部振动引发因素, 需要以支架下放进行垫平处理、调整紧固螺栓以及定期更滑润滑油等;而对于内部引发振动的因素而言, 需要进行解体检修, 同时要针对叶轮等零部件进行必要的改造与更新等, 以实现对振动故障的解除。以主动维修的开展与落实, 能够为实现对设备故障问题以及所带来的影响进行预测, 并及时落实相应的消振对策, 为确保设备的安全稳定运行、降低二次隐患发生的频率并延长机泵设备的使用寿命奠定基础, 进而为降低整体维修费用、提升设备运行的效益提供保障。
3 结语
综上, 本文针对化工行业中机泵设备所产生振动故障的原因进行了分析, 在此基础上, 提出了具体解决对策, 并以系统性消振对策的提出为实现机电检修维护工作的完善落实奠定了基础, 通过动态监管的实现, 能够为实现机泵设备的安全可靠运行提供保障。
摘要：机泵作为化工生产行业中的核心装置, 其运行的可靠与否直接关系到化工生产的效益, 同时也影响到了机泵设备的使用寿命, 但是, 在实际运行的过程中, 由于振动故障的发生, 直接影响了机泵设备的运行效率与使用寿命。因此, 实现对机泵振动问题的有效分析与完善解决, 实现相应运行维护维修工作的有效落实至关重要。本文针对机泵振动故障问题进行了分析, 并针对如何消振提出了对策, 以供参考。
关键词：机泵振动,消振,分析,对策
参考文献
[1] 刘超, 王中良, 于涛, 徐佳楠.离心泵振动原因分析[J].管道技术与设备, 2015, 01:30-32.