一、振动故障情况
2005年6月份，2号机组投产后第一次大修中汽轮机高、中、低压转子未做质量平衡，未抽发电机转子，检修后各瓦轴振除1号瓦轴振有明显增大外，其它各瓦轴振基本维持大修前水平。
2007年初，发现发电机下部厂房6.3m层平台振动大，至2005年5月小修后最大振动达170μm,7、8号瓦(发电机)水平振动分别达82μm、62μm ，发电机两个瓦的轴振随励磁电流增大也显著增大，在接近满负荷下8号瓦轴振已达110μm 。因轴瓦振动过大，造成厂房13m层平台上发电机静子冷却水管和静子顶部排气管振裂、振断，发电机中性点接线盒的多股接地软线磨损断裂。
为了查明2号机组存在的振动问题，对发电机静子、轴瓦、厂房6.3m层楼板振动，以及机组各瓦轴振、瓦振进行了测试。
(1)轴系振动在有功功率640MW ，励磁电流5094A工况下，测量了2号机组各瓦轴振、瓦振值(表1)。
(2)发电机静子振动为了查明7、8号轴瓦水平振动故障原因，首先排除或确定静子底座与台板、台板与基础之间连接状况，在有功负荷635MW，励磁电流4980A工况下，对发电机静子相关点的振动进行了测量，结果如表2、表3所示，测点分布如图1所示。
基础和台板各点水平方向差别振动，均小于10μm。
(3)厂房6.3m层楼板振动为了查明厂房6.3m层楼板各点振动状况，在630MW负荷下测试了该楼板各点振动值及相位值，振动测点分布如图2，测量结果如表4所示。
同时还测量了6.3m平台上A、B、C、D4根柱子，距楼板1、2m处轴向(沿转子轴线)和纵向(水平、垂直于转子轴线)振动，其幅值为7- 15μm。发电机静子出线箱轴向振动小于6μm。
二、故障原因分析及诊断
2.1 2号机组振动历史
(l)新机投产时振动新投产时考核机组振动水平只采用转轴相对振动，未测量轴瓦振动，从各瓦轴振幅值来看，除7号瓦轴振为78μm 外，其它各瓦轴振不论X还是Y方向，在600MW 负荷下基本小于50μm ，已达到优良水平(表5)。
(2)大修后振动从CRT显示值来看，除1号瓦轴振明显增大外，其它各瓦轴振未有明显变化(表6)。
2.2振动分析及诊断
2.2.1 7号、8号瓦水平振动
由于7号、8号瓦轴振不大，而且轴瓦垂直振动也不大(表1) ，但水平振动较大。引起轴瓦振动故障原因一是激振力大，二是支撑动刚度低。一般轴瓦振幅与激振力成正比，与轴承座支撑动刚度成反比。
(l)支撑动刚度轴承座支撑动刚度包括结构刚度、连接刚度、共振3个要素。结构刚度是由轴承座壁厚、外形尺寸、几何形状决定，一般称静刚度;接刚度是指轴承座与台板、台板与基础之间连接紧密程度;共振是指轴承座支撑自振频率与激振力频率接近或符合。
由同型机组运行经验判断，2号机组7、8号轴承座结构刚度正常，由表2、表3测点1-1、2-1、23-1、24-1、25-l、27-1、46-l、48-l看，这些测点基础垂直、水平向振幅均小于10μm ，说明基础在这两个方向支撑动刚度正常。
由表1的7号、8号瓦垂直振动幅值和表2静子各点垂直振幅值来看，可以排除7号、8号瓦和静子支撑共振。由表2中1-3、2-3、23-3、24-3、25-3、27-3、46-3、48-3的8个测点水平振幅值看出，基本可以排除静子水平向共振，但静子与台板水平向存在15-30μm 的差别振动，说明两者之间水平向连接刚度不足。
当静子与台板、台板与基础连接松动时，即使结构刚度很高，也无共振，在不大的激振力作用下，也会产生较大的轴瓦振动。由表2静子与台板、台板与基础之间，垂直向各点差别振动均小于10μm ，说明这些部件之间连接无松动。但是，静子与台板之间水平向差别振动较大，特别是静子中部测点8-3、10-3、12-3、29-3、30-3、37-3、39-3，其差别振动达25-45um ，静子两端与台板之间水平向差别振动也达15-30μm ，这是在静子自重承载下，在一定的激振力作用下，静子在台板上产生了水平向位移。由轴瓦振动相位可以看出，7号、8号瓦振动型式(静子也相同)，除整体作水平位移外，还以静子两侧台板中心为支点，发生左右摆动，因此距地面愈高，水平振幅值愈大。静子平移和左右摆动，都不会在垂直方向上产生明显的振动分量，所以这两个轴瓦正中位置垂直振动都不大，但端盖中分面左右两侧垂直振动却较大，这是由于静子左右摆动引起。
由于轴瓦垂直振动和轴振幅值不大，表明引起振动的激振力不十分大，只是轴承座水平向刚度差，才产生了明显振动。
(2)激振力由表1可见，5、6、7、8号轴瓦振动主要分量是基频，因此从振动性质上来说是属于普通强迫振动，引起普通强迫振动的激振力有以下3 种：l)转子不平衡力;2)不均衡电磁力;3)轴系连接同心度和平直度。由于新机投运时未测轴瓦振动，因此引起6、7号瓦水平振动大的转子不平衡力是机组投运时已存在，还是运行以后才增大的，目前已无从查考。
由于新机投运时未测轴瓦振动，因此引起6、7号瓦水平振动大的转子不平衡力是机组投运时已存在，还是运行以后才增大的，目前已无从查考。
由于转子匝间短路或空气间隙不均，转子通入励磁电流后，对转子会产生不均衡电磁力，引起普通强迫振动，从改变励磁电流观察，轴瓦振动并没有随励磁电流改变而立即变化(图3-图5) ，故可以排除这一激振力影响。
轴系连接同心度和平直度是联轴器螺栓拧紧后，两个转子不是同心和平直，这一故障在新机投运和大修中都可能出现。由350-450r/min下7、8号瓦轴振晃度基频分量小于20μm ,3000r/min下7、8号瓦轴振小于50μm(表5) ，可排除这一激振力。
2.2.2 5、6号瓦垂直和轴向振动
根据同型机组运行经验，改型机组的低压转子轴承支撑刚度显著偏低，所以5、6号瓦转轴相对振动只有37、49μm ，但瓦振垂直振动高达90、80μm，轴向振动更高达126、95μm 。
引起5、6号瓦振动的激振力与引起7、8号瓦振动的水平激振力相同，均为转子残余不平衡偏大所致。
2.2.3厂房6.3m层楼板振动
由表4可见，厂房6.3m层楼板超过50μm 振动测点有：3、4、8、14、17、26、29、34、35、36，其中测点3、35振动最大，幅值达166、164μm ，因此机组起停过程中某些测点振动会更大.
由这些振动测点分布可以看出，结构刚度薄弱处振动幅值大，是楼板存在局部共振所致。瓦水平振动的激振力相同。
由表4振动数据可知，振动主要分量是基频，属于普通强迫振动，引起楼板振动的激振力与引起7、8号瓦水平振动的激振力相同。
7、8号瓦振动的激振力通过厂房13m层平台支撑柱子(轴向和纵向)转至厂房6.3m柱子距6.3m层楼板造成楼板垂直振动，因2号机组平台柱子刚度特别大，所以这些柱子距6.3m层平台上部lm和2m处轴向、纵向振动只有7-15μm 。
2.2.4 8、9号瓦轴振
2号机组8号瓦轴振随励磁电流增大而加大现象，最早出现在2009年2月，图3为2009年5月7-9日励磁电流与7、8、9号瓦X方向轴振趋势，可见轴振随励磁电流增大而逐渐爬升，励磁电流降低，轴振逐渐下降，时滞(振动峰值滞后于励磁电流峰值的时间)时间长达2-3h，而且在较低的励磁电流下，轴振与励磁电流关系已不敏感。在后来运行中，这种现象又自行消失，图4为2009年8月11日励磁电流与7、8、9号瓦轴振趋势，励磁电流增大，轴振基本不变，但在2009年8月15日之后励磁电流与轴振关系又变得敏感(图5).
依据上述振动变化和振动测试结果，对7、8、9号瓦轴振故障原因分析如下：
(l)振动性质 由表1可见，7、8号瓦轴振主要分量是基频，因此从振动性质上仍属于普通强迫振动。
(2)激振力与支撑油膜刚度 转轴相对振动与激振力成正比，与轴瓦油膜刚度成反比，因此运行中轴瓦油膜刚度不可能发生如图3、图5的轴振趋势，这种随励磁电流变化而轴振滞后变化的故障原因，只能是激振力随励磁电流变化而变化，这种变化规律只能是随着励磁电流增大发电机转子产生了热弯曲所致。所以，这种不平衡是可逆的，即励磁电流减小，转子热不平衡消失或复原。
(3)转子热弯曲发电机转子随励磁电流增大产生热弯曲有多种原因，由目前振动特征来看，可以排除转轴上内应力过大、转轴材质不均、转轴存在横向裂纹、槽楔紧力不均、线包热膨胀热阻不均、转轴上套装零件紧力不足等故障原因，但转子径向冷却不均，如通风孔局部堵塞、转子径向受热不均，转子线包局部短路等原因则不能排除。
依据以往的消振经验，这些故障使发电机转子产生热弯曲时滞一般有30-45min，这与目前机组励磁电流与轴振的时滞比较吻合。在2009年12月机组小修停机前及停机后的测试和对转子做相关电气试验 (RSO试验、静态交流阻抗试验、极平衡试验、两极线圈之间的电压分布试验等)时，发现发电机转子线圈有部分匝间短路，这表明引起转子热弯曲确实是由于发电机转子匝间短路导致转子发热引起热变形，从而导致转子热弯曲使转子的激振力增大。
三、消振对策
2号机组简单易行的消振对策如下：
(l)调整低压转子、发电机转子或低压转子/发电机转子(低/发)联轴器的平衡，可降低5、6号瓦垂直和7、8号瓦水平振动以及厂房 6.3m层楼板振动。
(2)由于发电机转子匝间短路或通风口局部堵塞转子产生了热弯曲，当时从电气方面测试未发现异常西屋公司2009年9月认为是密封瓦碰磨引起，要求将密封油温提高到最高限额49℃运行，当时8、9号瓦轴振确实有所减小，但随后无明显效果。分析认为密封瓦碰磨不可能产生与励磁电流有如此相关性的振动(图3) ，发电机转子热弯曲故障原因应是转子匝间短路或转子通风孔局部堵塞。
2009年12月停机小修，对转子进行电气试验，试验结果证明转子励侧存在匝间短路。
