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汽轮发电机组发生碰摩的故障分析与处理
汽轮发电机组发生碰摩的故障分析与处理
李岗
北京能源投资(集团)有限公司,北京100022
摘要:
针对汽轮发电机组在启动及运行当中出现的碰摩故障,重点从振动的时域和频域两个方面进行了分析,并提出了处理的原则。
供机组的检修与运行借鉴。
关键词:
汽轮发电机组;碰摩;振动;分析;处理
中图分类号:
文献标识码:
文章编号:
TheanalysisandtreatmentofcollisionandfrictionhappenedinSteamturbinegeneratorunit
LiGang
(BeijingEnergyInvestmentHoldingCo.,Ltd.)
Abstract:
Inthelightoffailureofcollisionandfrictionhappenedinsteamturbinegeneratorunit,Itanalysesthevibrationfromthetimedomainandthefrequencydomainandgivethetreatmentprinciple.Itcouldreferstothemaintainedandoperatingunits.
Keywords:
Steamturbinegeneratorunit,collisionandfrection,vibration,analysis,treatment
0前言
随着大型汽轮发电机组向着高性能、高参数、高效率的发展,动静间隙变小,碰摩的可能性随之增加。
该故障既可能由其它故障引起,如质量不平衡,热弯曲,轴系不对中,基础或缸体下沉,油膜、密封涡动等,又往往是其它故障的诱发因素,造成转子振动增大,磨损、转轴永久热弯曲甚至破坏。
因此深入研究碰摩振动问题发生、发展的机理,正确诊断及时报警处置,对机组的安全运行十分重要。
发生动静摩擦时,其动静摩擦程序不同、性质不同、转子的质量与直径部位的不同,其振动的表现是不一样。
大致上碰摩按照严重程序可分为轻微碰摩和严重碰摩;按照碰摩的部位可以分为局部碰摩和全周碰摩;按碰摩的范围可分为端部碰摩与内部碰摩;按碰摩的性质可分为驱动机械碰摩与发电机碰摩;按部件分为汽封齿碰摩与轴承部件碰摩等等。
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。
1偏心轮激振模型振动公式与意义
众所周知,发电机组的碰摩属于有阻尼系统强迫振动。
其模型图如下图所示:
其偏心轮激振模型的振动幅值、相位的公式为:
A—振动幅值;
m—转子质量;
r—偏心距;
k—刚度系数;
转动频率;
—系统固有转动频率。
—阻尼系数
—振动响应于不平衡力的滞后角
从上式看出:
1.1振动振幅与偏心质量、偏心距成正比,与其刚度成反比;振动相位与偏心质量无关,只与阻尼系数、转动频率和固有转动频率有关;
1.2当偏心质量、系统阻尼系数等参数恒定时,振动响应幅值和相位随转速的变化而变化。
因此旋转机械振动分析必须结合转速进行。
1.3当转动频率接近系统固有转动频率时,即
≈1时,振幅A迅速增大,系统处于共振状态。
常把固有频率对应的转速称为临界转速。
临界转速之前,振动幅值越来越大;临界转速之后,振动幅值随转速的增大而减小。
1.4相位
反映了振动响应于不平衡力的角度,通常又称为滞后角。
随着激振频率的变化,滞后角在
范围内变化。
当
时,
<
;当
时,
≥
;
2汽轮机发电机组在不同转速下发生碰摩时的故障机理分析
2.1转速低于临界转速区,发生碰摩时的故障机理分析
因为实际加工的转子其它几何中心与质量中心总是存在一定的间距,即在旋转时总是存在不平衡离心力的作用。
当转子的转速低于临界转速区时,如上所述,其振动的高点OB与不平衡力间OA的夹角(相位
)小于90°其振幅会随着转速的增加而增加。
如果此时振动的高点OB发生了碰摩,随着时间的推移,热量的积累,转轴会受热发生几何变形,形成新的不平衡力。
在新的不平衡力OB与原不平衡力OA合成作用下,会产生一个较原来大的新的不平衡量OC,这样会加重摩擦的程度,造成大量的热量积累,使得转子越磨越弯。
如果弯曲超过材料的弹性极限,则转子会发生永久热弯曲,甚至发生破坏事故。
图1工作转速低于临界转速时的摩擦振动
图2:
转速低于临界转速区发生碰摩的振动表现
如图2所示为华宁#2机在2012年7月大修后首次冲转时的波德图。
由于低压缸刚度较差,在抽取真空后,低压内缸下沉,造成轴封齿与低压转子上部发生碰摩。
从图2可看出,在升速时,随着转速上升其振幅不断增大,在900r/min进行定速暖机(临界转速为1400r/min左右)。
由于发生碰摩,阻尼较大,所以其相角未发生大的变化。
但随着转速的增加,热量的积累,其振幅迅速增大。
在3X相对轴振达到190
时机组因偏心大而打闸停机。
在惰走过程中,由于热变形的存在,机组的振动值远大于冲转时的数值,随后机组停机投入盘车至正常。
2.2转速接近临界转速区,发生碰摩时的故障机理分析
图3临界转速附近发生的摩擦振动
当转子转速接近于转子固有频率(临界转速)时,此时在激振力的作用下,转子会引起共振,振幅迅速放大。
因此在临界转速发生摩擦,对机组的危害较大。
所以机组规定在临界转速区内,严禁机组停留;严禁强行通过临界转速或降速暖机。
2.3转速高于临界转速区,发生碰摩时的故障机理分析
图4工作转速高于临界转速时的摩擦振动
如图4所示:
当转子工作转速大于临界转速后,发生的碰摩,同样也会在高点产生一个不平衡量OB,但由于运行转速大于临界转速,滞后角大于90°。
不平衡量OB与原不平衡量OA合成后产生的不平衡量OC幅值较小,较前两种情况为轻。
但是,如果碰摩较重,或转子质量较轻,动静不能及时脱离,则机组也可能由于热弯曲而发生危险,应及时在振动大时打闸停机。
图5运行转速在大于临界转速区上产生碰摩振动图
如图5所示:
为华宁#2机组2012年大修后启动中2X轴振波德图。
其低压转子的临界转速为1400r/min左右。
当机组冲过临界转速后,可以看出振幅有个小的回落,同时相位也发生大的变化。
但随即轴封又产生了新的区域摩擦,虽然转速大于临界转速,但是由于热弯曲较大,振幅、相位变化大,为防止弯曲过大,机组在2X相对振动为170
时打闸停机。
但由于热弯曲的存在,在惰走到临界转速时,2X的相对轴振达到了400
,相位也发生较大变化。
后机组停机盘车到正常。
2.4在额定工作转速下,发生碰摩时的故障机理分析
在额定工作转速下,发生碰摩时的故障机组类似于运行转速大于临界转速时的故障现象。
有一个重要的区别是,在前一种情况下工作转速是变化的。
在变化的转速下,其滞后角是变化的,即使发生碰摩,在转轴的横剖图上,其碰摩的角度也是变化的。
这样有利于减轻摩擦发热,使得动静尽早脱离。
而在额定工作转速下,其相位角不变,如果发生碰摩,则碰摩的部位基本是不变的,则其产生的热量积累较快,热变曲明显,尤其值得注意防范。
图6 转子在额定工作转速下发生摩擦振动极坐标图
图6为华宁#1机组在2012年7月大修后启动时5X的轴振极坐标图。
机组在顺利冲转至3000r/min后,由于5瓦轴承(发电机励端)处的油档发生碰摩,在定速后热量积累发生热弯曲,导致5X的轴振幅值不断增加,最后振动保护动作跳闸。
经检查调整油档间隙后,再次启动正常。
3碰摩故障的具体案例分析:
转子发生碰摩故障后,主要表现为力冲击与热冲击两种现象。
即有额外激振力的作用,也有由于摩擦发热产生的热应力热膨胀的影响。
从碰摩的严重程度来看,可以分为轻微碰摩和严重碰摩。
以下从上述两个方面进行案例分析。
3.1轻微碰摩的具体案例分析:
3.1.1京泰发电(2×300MW)#2机组小修后发生摩擦故障分析
(1)事件经过:
京泰#2机在2012年3月份进行了B级检修工作,机组正常启动并网带负荷。
在并网初期机组振动正常,但经过两天的带负荷后,机组的5瓦(发电机机端轴承)轴振出现了波动现象,其振动值在58
~121
之间变化。
如图7所示
图7机组带负荷5瓦轴振出现波动
(2)故障分析
现场通过汽轮机故障诊断系统(TDM)调取了5瓦的振动图。
如图8,9,10所示。
从图8上显示,5瓦的波形有“削顶”现象,同时合成的轴心轨迹也不光滑,有尖角;从图9看出,5X轴振主要以一倍频分量为主,间有少量的二倍频;从图10显示,在额定转速下,5X的轴振的幅值出现了变化,同时其相位在196°~315°之间变化,相位差达到119°。
综上所述,判断为5瓦发生了碰摩,由于5瓦是发电机的轴承,没有汽封,怀疑为密封瓦或油档发生碰摩。
经询问检修人员,在检修中为了消除轴瓦漏油,将油档由传统非接触式油档改造为接触式油档(内含背带弹簧的碳精密封接触环)。
这样易造成了碳精环与转子接触后,摩擦生热变形,造成上述现象。
由于碳精环具有一定的弹性,其与转轴的表面接触后摩擦力不大,属于轻微摩擦。
所以5瓦的轴振在带负荷后经过一定时间的摩擦生热,才出现了轴振波动大的现象。
由于在工作转速下发生的碰摩,其转子产生振动的滞后角接近于180°,即转子热弯曲产生的一阶不平衡力有自动将转子校直的趋势,由此使转轴碰摩减轻或动静脱离。
但是当转轴碰摩消失后,碰摩引起的转轴径向不对称温差逐渐消失,转子热弯曲消失,校直转子热弯曲一阶不平衡力也随之消失。
此时转子在原始弯曲、振动、转轴晃度和较小轴封间隙下,转轴可能再次发生碰摩,产生的热弯曲再次使转子自动校直,动静碰摩脱离。
所以其振动的振幅与相位表现为一定的周期性。
图8京泰#2机5瓦轴振时域波形图
图9京泰#2机5瓦轴振频谱图
图10京泰#2机5瓦轴振极坐标图
(3)处理:
停机后将其油档改为非接触式油档后,再次启动轴系振动正常。
3.1.2华宁热电#2机组转子轻微碰摩故障分析
(1)故障经过:
华宁#2机组于2012年8月A修完毕启动,在机组接带负荷当中,其轴系振动受真空影响严重。
当真空每升高0.5KPa时,其低压缸的两侧轴振幅值会迅速增大,同时其对应的相应也会出现大约90°的波动。
影响了机组的接带负荷,影响机组的运行安全。
(2)故障分析:
调取TDM上轴振的极坐标图,如图11所示。
可看出低压缸的轴振的振幅与相位出现大幅度的波动,结合就地听针听取低压两侧轴封处,轴封上部明显有摩擦的金属铉声,同时结合轴振又受真空影响严重的事实。
判断由于低压缸的刚性较差,在受到大的气压差时,低压缸下沉,造成轴封上部与转子出现碰摩。
图11轴振在真空变化时的振动变化图
(3)处理:
查明故障原因后,决定采取带负荷进行磨合的措施,当磨合至振动正常振幅与相位俱不摆动后,再微调上涨真空。
这样经过六天的磨合,机组顺利接带负荷,轴系振动正常。
3.2严重碰摩的具体案例分析:
机组发生严重碰摩时,由于其摩擦力较大,机组的受热量大或转轴相对质量小,使得转轴变形量大,振动幅值变化大,相位也变化大(一般会达到180°左右),很快会达到跳机值。
同时会伴随高频分量的出现。
而发生轻微碰摩时,其表现为频谱主要是一倍频分量,只伴随极少量的多倍频。
同时振动与相位在不断的变化,相位的变化幅度一般在90°以内,幅值能控制在跳闸值之内。
3.2.1京玉#2机正常运行当中发生轴振大停机故障分析
(1)事件经过:
2012年6月8日,京玉发电(2×300MW)#2机组调度下令进行深度调峰,负荷由215MW降为123MW,18:
20运行人员发现6瓦(低压缸励侧轴承)处的水平轴振开始升高,到18:
55,6瓦轴振由13.1
升至180
,机组保护停机。
(2)对此故障的分析:
事后通过调取故障时的频谱图,如图12所示。
图12京玉#2机轴振大跳机频谱图
在整个轴振大直至保护动作过程中,频谱图显示只有一倍频较大,伴有很少量的二倍频分量。
故主要对此时间段内的通频及一倍频分量进行了分析,如表1所示。
表1显示,五瓦及六瓦的一倍频振幅发生了较大的变化,最大为六瓦X向的轴振振幅变化为173μm;同时五、六瓦轴振的相位也发生了大幅度的变化,最大变化为六瓦Y向相位变化为194°,判断为碰摩故障,导致机组转轴受热变形振动大跳机。
后经了解,运行人员机组在降负荷期间进行轴封供汽切换汽源的过程中,低压轴封供汽温度波动幅度大(在150℃~300℃变化),引起低压缸汽封膨胀不均,动静间隙变小,局部摩擦,导致6瓦轴振动大超限停机。
同时,由于低压缸绝对压力由8.1KPa降为6.58KPa,低压缸会受压下沉,这也是引起碰摩的原因之一。
表1京玉故障跳机轴振分析表(2012.06.08)
京玉故障跳机轴振分析表(2012.06.08)
时间
18:
05
18:
15
18:
25
18:
35
峰峰值(μm)
1X幅值(μm)
1X相位(°)
峰峰值(μm)
1X幅值(μm)
1X相位(°)
峰峰值(μm)
1X幅值(μm)
1X相位(°)
峰峰值(μm)
1X幅值(μm)
1X相位(°)
五瓦X向轴振
27
20
70
131
125
180
131
125
180
146
146
215
五瓦Y向轴振
24
17
155
63
52
268
63
52
268
59
56
309
六瓦X向轴振
15
6
8
147
146
59
147
146
59
180
179
88
六瓦Y向轴振Y
13
4
28
80
77
193
80
77
193
99
98
222
五瓦X向轴振1X的幅值差(μm)
(18:
05-18:
35)
126
五瓦Y向轴振1X的幅值差(μm)
(18:
05-18:
35)
39
五瓦X向轴振1X的相位差(°)
(18:
05-18:
35)
145
五瓦Y向轴振1X的相位差(°)
(18:
05-18:
35)
154
六瓦X向轴振1X的幅值差(μm)
(18:
05-18:
35)
173
六瓦Y向轴振1X的幅值差(μm)
(18:
05-18:
35)
94
六瓦X向轴振1X的相位差(°)
(18:
05-18:
35)
80
六瓦Y向轴振1X的相位差(°)
(18:
05-18:
35)
194
(3)处理:
机组停机后对低压转子末级叶片及末级隔板进行了检查。
发现如下问题:
低压缸汽侧末级隔板与低压缸排汽导流环底部接缝处发现一长约200mm的阻汽片;低压转子末级叶片接近叶顶处有轻微划痕;低压缸电侧末级隔板阻汽片有两处松动,且有磨损,低压转子末级叶片围带上未见明显划痕。
其它检查未发现问题。
机组重新起动后正常。
3.2.2岱海发电#1机发生碰摩分析。
(1)故障经过:
岱海发电#1机于2011年4月8日大修后,启动正常。
但经过一天带负荷后,机组的6瓦(二号低压缸励端轴承)振动突增,达到保护值后机组打闸停机。
如图13所示。
图13岱海发电#1机因振动大跳闸
(2)故障分析。
图14岱海#1机组6瓦轴振瀑布图
调取故障时的6瓦轴振瀑布图(如图14)可看出,机组的振动发生时的轴振以一倍频分量为主,但伴随着高倍频分量,同时出现了1/2X、l/3X、1/NX等精确的分频成分。
结合检修时对低压轴封间隙按设计下限调整,起动就地能听到轴封处有金属碰摩的铉声并且真空变化时振动有明显变化的特征,初步怀疑低压轴封发生碰摩。
(4)处理:
经停机检查低压轴封,确证发生了摩损的情况,对轴封间隙适当进行了放大,再次起动后机组运行正常。
3.3带3S离合器的汽轮机振动大原因分析
图:
3S离合器结构图
3.3.1如图所示为3S离合器结构图,一般安装在低压缸与高中压缸之间。
图:
3S离合器布置图
如图所示,低压转子通过3S离合器与高中压转子连接,而3S离合器是非刚性联轴器,属于挠性联轴器,它可以吸收转轴的轴向膨胀。
由于其制造精密,属于齿轮式联轴器,其受温度和润滑不同时,其振动表现也不一样。
同时其在转速变化时其与刚性联轴器的变化也不一样。
由于在3S离合器每次啮合时,其齿的啮合是随机的不定的,这样会造成其几何中心会有轻微的变化,其质量中心也会变化,则会表现为振动发生变化。
图4X轴振图(时间轴)
如图:
某厂带3S离合器的汽轮机首次冲转,在19:
43分冲转至3000RPM,其4X振动的幅值为0.065mm,相位角227度。
当机组作电气试验保持3000RPM空转时,其4X振动逐渐增大,在20:
50时,振动达到了0.202mm,相位角236度。
机组打闸停机,进行故障分析。
通过对其频谱图分析,其主要为工频分量,其它频率的分量很小。
同时它还具有典型的齿轮联轴器振动特征,即除工频分量外,还具有围绕工频的其它频率振动分量。
据此,判断为3S离合器的质量中心发生了变化,但是3S离合器并没有啮合脱离的动作,只是保持啮合状态进行传递力矩的行为。
其振动变大是在3000RPM时随着时间的延长而变大的,所以考虑是碰磨或其它因素造成的质量中心发生变化。
由于其为齿轮啮合式联轴器,所以首先重点考虑是由于齿轮间啮合传递扭矩摩擦生热造成的热膨胀引起的几何形状的变化。
结合其它相同类型电厂在启动时发生过润滑油压不足的情况,所以考虑是3S离合器的润滑冷却不足造成的振动大。
再次启动后,将主机润滑油温由50℃逐渐降为48℃,其4瓦的轴振逐渐恢复正常。
4发生碰摩故障的原因分析与预防处理
4.1容易引起发电机组发生碰摩的原因很多,主要包括:
4.1.1汽封间隙调整偏小。
为了提高汽轮机的效率,减少漏汽损失,大型发电机组普遍在检修时或安装时将间隙调整至设计值的下限,在机组起动时易出现摩擦振动。
4.1.2动静间隙在运行中变化大。
大型机组在运行中,如果轴承座落在低压缸上,则轴承标高会随着轴承温度、真空、轴封温度等发生变化,导致转子与汽缸的间隙发生变化,甚至间隙消失发生摩擦。
此外启动不合理,导致汽缸膨胀不均、上下缸温差大等也会造成动静摩擦。
4.1.3密封瓦间隙过小、油档调整不当、浮动油档卡涩等也会诱发动静摩擦。
4.1.4转子原始质量偏心较大或转子盘车不充分致使晃度过大,在过临界时引起的振动过大导致动静摩擦。
4.1.5轴承承载分配不合理,个别轴承承载过重、轴承设计安装不合理、润滑油供油不合理,顶轴油系统故障,导致油膜涡动或振荡,造成动静摩擦。
4.1.6此外,轴承安装不规范、基础不牢靠有共振或运行中的汽流激振或参数超限均有可能造成动静摩擦。
4.1.7如果振动发生在发电机侧,重点要考虑电气、密封油和冷却水方面的原因,如励磁碳刷与滑环间紧力是否过大、励磁中心是否对正、发电子转子是否有冷却不均造成变形或有松动现象、密封瓦的接触情况及油档的紧固情况等等。
4.2对产生动静碰摩的预防与处理
4.2.1严格遵守规程及二十五项反措的相关规定,在“机组起动过程中,通过临界转速时,轴承振动超过0.10mm或相对轴振值超过0.260mm,应立即打闸停机,严禁强行通过临界转速或降速暖机。
”;“机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态,应全面检查,认真分析,查明原因。
当机组已符合起动条件时,连续盘车不少于4h才能再次起动,严禁盲目起动。
”
4.2.2为了防止运行当中的动静发生碰摩,检修机组要从以下几点认真开展工作。
(1)要认真调整转轴的扬度,保证各联轴器的中心与张口等达到设计值。
(2)保证轴承合格的紧力,合格的动静间隙和合格的接触面积,以保证轴承良好的支撑固定作用。
(3)检查汽缸的滑销系统灵活,无卡涩、松动现象,保证热态膨胀正常,动静间隙正常。
(4)认真测量调整转子在冷态时的轴向间隙,使其达到设计值。
防止运行中产生轴向碰摩。
(5)各汽封径向间隙要按设计值进行调整,结合机组检修前的启停机振动情况,在全实缸的状态下进行检查。
如其冷热态下间隙变化大,如受真空影响低压缸下沉等,在调整低压缸间隙时,凝汽器要通过入循环水再调整,并应适当预留下沉间隙。
(6)密封瓦要保证清洁,间隙要调整合适,防止产生卡涩摩擦。
(7)各轴承的油挡要按检修要求调整,既要保证不漏油,又要保证间隙合适不产生负间隙,以免摩擦。
(8)保证顶轴油系统正常,冷态作试验能顶起合适的高度。
如不合格要重新检查顶轴油供油系统并对顶轴油囊作进一步检查修刮。
(9)对于如接触式油档、蜂窝式汽封、接触式汽封等新技术的应用要慎重,作好充分调研工作,防止产生新的问题,造成碰摩。
4.2.3机组在冲转中,要按规程规定的蒸汽参数进行冲转。
既要保证蒸汽不带水,又要不使参数过高,以免胀差大造成碰摩;要避免机组盲目在低转速下长时间暖机,防止低速碰摩造成振动放大;中速暖机时间要足够,保证暖机充分,胀差正常,汽缸正常膨胀;在正常运行当中,要认真调整,特别要对转速、真空、润滑油压、密封油温、油压、轴封蒸汽、阀门阀位等参数的变化,发现偏离正常值,要及时调整至正常。
4.2.4发生碰摩后,要结合转速密切关注振动的变化,包括振幅、相位、频谱分析。
在盘车或摩擦检查转速要就地仔细听音,对听到的异音要认真分析。
如判断发生碰摩,在偏心正常,振动不超标的情况下,可以采取磨合的方法观察运行。
在转速低于临界转速时,为保证机组的安全,在结合偏心变化的前提下,机组振动跳闸值应适当降低,以防产生较大热弯曲;而在通过临界转速区时,要迅速平稳通过,严禁停留或强行闯关;当转速高于一阶转速后,摩擦对振动的影响有所缓解,但也不能掉以轻心,防止碰摩过重跳机。
可适当延长中速暖机时间进行磨合,观察振动的变化。
当振幅稳定,相位不变化时再考虑升速,防止高速时碰摩加重,振动大而发生危险;在工作转速时,如判断发生碰摩,应迅速找出引起碰摩的原因,尽快消除。
同时密切观察振动。
振动达到跳闸值,应严格执行紧急停机规定,防止高速碰摩造成大轴弯曲。
4.2.5由于转子的碰摩是有阻尼的强迫振动,所以可对转子进行精细动平衡,使转子的不平衡量尽量减少,避免机组产生碰摩,这也是一个切实可行的办法。
5汽轮发电机组碰摩故障与其它故障的甄别
5.1碰摩故障与转子松动故障的甄别:
由于碰摩故障与转子松动故障机理类似,两者不容易加以区分。
5.1.1转子松动时的振动表现:
(1)从振动的频谱上分析,松动时除了有一倍频分量外,还有丰富的高倍频分量;
(2)其时域波形无“削顶”现象,较为光滑;
(3)当转速变化时,其振幅与相位变化明显;
5.1.2碰摩故障时的振动表现:
(1)转子发生碰摩时,当为轻微碰摩时,频谱主要为一倍频分量(这点与质量不平衡很类似);
(2)如果碰摩严重则也有丰富的高倍频分量,部分也含有分倍频分量;
(3)其时域波形有“削顶”现象;
(4)在同一转速下其振动的振幅、相位变化明显;
(5)如果着碰摩较为严重,则转子轴心会出现反向的涡动。
(6)振动受外部参部的影响大,如真空、汽温、油温等。
就地有可能听到碰摩的金属铉声。
5.2碰摩故障与转子原始质量不平衡的甄别
5.2.1转子原始质量不平衡的的振动表现:
(1)转子如果存在原始的质量不平衡或是由于转子上有部件脱落或弯曲造成新的质量不平
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