50MW以上陆地安装的透平和燃气轮机发电机组Word文档下载推荐.docx

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在垂直于轴系轴线的横截面上测量的扭转角位置和任意给定参考位置之间的最大的振荡角位移。

3.5

固有频率naturalfrequency

无阻尼线性振动系统的自由振动频率。

注1：

ISO2041中给出了相同的机械系统的固有频率定义。

注2：

通常不必计算阻尼系统的固有频率，其由式

表示，式中

是阻尼比。

3.6

模态向量modalvector

系统在以其相关的固有频率共振时，以系统中任意截面作为参考并将其幅值作为一个单位，得到的系统中各截面的相对值。

3.7

扭转振型torsionalmodeshape

连接每个截面的扭振模态向量值形成的形态。

3.8

节点vibratorynode

振型上相应模态向量幅值为零的点。

3.9

扭振固有模态naturalmodeoftorsionalvibration

当轴系以其固有频率振动时形成的扭转振型。

例如，一阶振动模态或单节点振动模态、二阶振动模态或二节点振动模态。

注：

图2给出了两种振动模态。

3.10

激励扭矩excitationtorque

由发电机、励磁机或其它从动部件引起且能激发轴系扭振的扭转力矩。

3.11

谐波harmonic

激励或响应信号的傅立叶级数中的各项。

3.12

同相模态all-in-phasemode

所有叶片间以同一特定阵列同步振动形成的振动模态。

当转子叶轮与叶片动态耦合时，组合系统将产生某些新的“同相”频率，不同于单独叶轮或叶片各自的频率（见图3）。

这些模态常被称作零节径模态或者“伞形”模态。

3.13

共振转速resonantspeed

轴系被激起共振时的特征转速。

例如，轴系扭振固有频率与激励扭矩任意一个谐波频率相等时的转速。

ISO2041中给出了相同的共振转速/临界转速定义。

3.14

附加扭应力additionaltorsionalstress

由某特定的谐波激励产生的扭振引起的应力，该应力叠加在轴系给定截面传递平均扭矩时产生的扭应力之上。

3.15

合成扭应力synthesizedtorsionalstress

在轴系某一截面上，激励扭矩谐波的矢量和所产生的动态扭应力。

要考虑每一谐波激励扭矩所产生应力的大小和方向。

图4中，上面的6幅图是轴系中一个特定点的前六阶激振谐波对应的附加扭应力的时间历程图。

最下面一幅图是所有谐波矢量叠加的合成作用。

当需要精确的合成扭应力时，不能用平均扭矩来计算。

3.16

禁止频率范围prohibitedfrequencyrange

扭振引起的应力值超过机组连续运行允许的应力值的频率范围。

注：

虽然机组在该频率范围内连续运行是禁止的，但如果提供了对轴系没有累积损伤危险的说明，则机组在该频率范围内暂时运行是允许的。

图1六转子构成的透平发电机组轴系

图2轴系的典型扭振振型

图3叶片－叶轮动态耦合示意图

图4典型的动态扭应力时间历程图

4扭振基本原理

4.1概述

透平发电机组轴系扭振大多是由发电机气隙里的机电扭矩变化激起的。

当机组以三相电流和电压均对称的理想稳定工况运行时，高次谐分量的影响可以忽略不计，发电机气隙中作用在转子上的电磁扭矩基本是常量，通过该扭矩透平机可把机械能传到发电机，并转换为电能输入电力系统。

在该理想工况下，扭振通常很小或不会发生。

扭振的发生是由于电力系统出现瞬态的或不对称稳态扰动的结果，其扰动引起发电机气隙磁场的变化，并进而引发了电磁扭矩的变化。

表1概括了不同类型系统扰动下气隙扭矩变化的典型分量。

这些分量的大小取决于每种扰动的性质和严重程度。

扰动可以分为瞬态类或稳态类。

通常，瞬态类扰动在较短时间内就消失了，但稳态类扰动会持续一段较长的时间。

电厂中常发生的各种电气故障的详细情况参见附录C。

表1扰动类型

扰动类型

阶跃变化

线路频率下的激励

2倍线路频率下的激励

0.1~0.9倍线路频率下的激励

瞬态类

三相故障

×

不对称故障a

非同期并网

断开线路（三相）

闭合线路（三相）

单相开关切合

瞬态次同步谐振（SSR）

电网中可控硅控制的负载扰动（例如变速电动机）

稳态类

线路不对称b

负载不对称c

稳态次同步谐振（SSR）

a不对称故障包括相间短路、单相短路或两相短路。

这些故障可能发生在输电系统，更严重的是发生在发电机机端。

b线路不对称：

输电线路或者系统中的不对称，比如不换位输电线路。

c负载不对称：

系统电负载的不对称。

透平发电机组轴系的扭转激励由发电机机端的下列因素引发：

a）不对称短路，它会引起单向、线路频率和2倍线路频率的瞬态扭矩；

b）机组非同期并网，它会引起很大的单向、线路频率的瞬态扭矩；

c）其它扰动源引起的激励，包括：

三相短路、线路开关切合、附近运行的大功率设备（比如电弧炉）引发或者传递的负载变化；

d）次同步谐振，如果发电机被接入长距离输电线路会激发次同步扭振模态。

在电网系统稳定性研究中，常用简单的集总质量—弹簧系统模型来模拟这些次同步谐振频率及其振型；

e）线路或者负载不对称导致的负序电流，该负序电流产生2倍线路频率的扭矩。

考虑到可能来自电网的激励，设计整个轴系扭振固有频率时有必要关注线路频率和2倍线路频率。

对于那些可由发电机扭振激发的模态以及经过评估认为对整个机组完整性至关重要的那些模态，扭振固有频率应与线路频率和2倍线路频率有足够的避开裕度。

这是在大型透平发电机组避免扭振时首先要考虑的问题。

确定这个避开频率范围时通常需考虑以下几个方面：

—数学模型偏差引起的计算误差；

—扭振固有频率的试验验证；

—轴系固有频率和激振频率之间要求的避开裕度；

—任何规定的或者由经验得到的电网频率偏离值；

—工作温度效应。

如果结构设计强度不足或固有频率没有足够避开电网频率，那么轴系本体上的机械部件就会参与扭振。

这些机械部件包括热套式联轴器、联轴器螺栓和透平机长叶片，其中叶片的动态扭振特性更为复杂，下文将详细讨论。

4.2叶片的影响

叶片组零节径固有频率振型是叶片组所有叶片均呈现同相振动时的振型，因此轴系的扭振能激起这些振型的切向分量。

另外，由于叶片、叶轮和轴系之间模态的相互耦合，使得组装后的叶片－叶轮－转轴系统的扭振固有频率不同于未连接的各部件的固有频率（见图3）。

需要注意的是，对于其他非零节径的叶片振型，其不同扇区的叶片振动相位与相邻扇区的叶片振动相位相反，因而该部分叶片振动的模态不会受到轴系扭振的激发。

对于短叶片和中等长度叶片（比如高压转子和中压转子叶片以及低压转子的前几级叶片），它们的最低零节径模态频率通常不在扭振分析所关注的频率范围内。

因此，计算耦合轴系的扭振固有频率时，这些叶片可以认为是刚性的，而仅考虑其扭转惯量。

对于长叶片（比如低压转子末级和次末级叶片或者压气机第一级叶片），它们的零节径模态频率落入或者足够接近线路频率和/或2倍线路频率区域时将显著影响到最终的系统模型，因此长叶片的零节径模态频率在考虑扭振时就成为关键。

长叶片振型和轴系振型同相或反相相互叠加，形成各种耦合的轴系振动模态。

不利的情况下，由于受到电网扰动引起的额外扭矩时，这些振型会放大转子/叶片的应力。

因此，计算轴系和叶片耦合系统的固有频率时，有必要将长叶片作为分支系统建模，该分支系统完全复制这些叶片的零节径模态振型（同相）。

评价这些叶片能否可只用它们的扭转惯量表征或者作为分支系统建模的标准如下。

如果叶栅和叶轮（或者鼓形转子的转子部分）的最低零节径模态频率小于2.5倍电网系统的额定线路频率（额定电网频率为50Hz的国家这个频率就是125Hz，额定电网频率是60Hz的国家就是150Hz），就应该考虑把叶栅作为分支系统建模。

否则，只要把该叶栅总惯量加在轴系模型中的合适点上即可。

通常，低压转子末级叶片（有些情况下也包括次末级叶片）需要作为分支系统建模。

4.3发电机转子绕组的影响

考虑铜绕组和槽楔对转子本体刚度影响效果的建模，需要发电机转子结构设计方面的专门知识。

5评估

5.1概述

本部分为安装叶片后的耦合轴系扭振特性的评估提供了两种方法：

a）计算的固有频率与相连电网系统频率之间的最大频率避开裕度（见5.2）；

b）动态应力分析，以保证瞬态类故障（见表1）引起的应力峰值满足相关要求（见5.3）。

仅当5.2中定义的频率避开裕度不满足要求时，才需要做稳态类故障下的应力分析。

关于扭振计算的详细内容在第6章中给出。

5.2频率边界限值

制定本标准的目的是保证电网系统中线路激振频率附近和2倍线路激振频率附近转子的扭振不会激起轴系任何一阶的模态振动。

需要说明的是，对激发的扭转力不敏感的轴系模态频率和相应的振动是允许落在频率禁止区域的（见5.3）。

设备供应商的计算应注明某一阶模态对于电网激励是否敏感。

允许的扭振频率边界限值在图5和表2中给出，并在本条a）到g）中详细描述。

图5扭振频率禁止区域的定义

表2转频为50Hz或60Hz的机器固有频率与线路频率和2倍线路频率的边界限值

说明

频率边界限值

A

允许的电网频率偏离值上限

A1

允许的电网频率偏离值下限

A2

B

允许的电网频率最大/最小值与共振峰值频率之间的偏离限值

C

计算不确定度

D

计算不确定度的减少量，适用于制造厂实施了发电机转子全速（动态）试验和低压转子静态试验（比如模态试验）。

E

计算不确定度的减少量，适用于制造厂实施了相关所有转子（如发电机、励磁机、低压转子）全速试验，或者可以得到相似轴系的成功运行经验数据。

F

温度效应。

补偿在室温下计算或者试验时的刚度与正常工作温度下刚度的变化。

如果已经考虑了温度效应，那么F值为零。

a）允许的电网频率偏离限值（电网频率振荡导致的线路频率和2倍线路频率的频移）定义为A，适用于特定应用的要求连续满负荷运行的设备。

该值和表2中给出的其它频率边界限值使用户能够评估针对他们电网要求的特定的频率边界限值。

该电网频率偏离限值在世界上不同地区是不一样的，用户和供应商应达成一致意见。

一般情况下，不同的电网频率偏离上限和下限值（A1和A2）应该专门标明。

b）频率边界限值B是轴系固有频率和允许的电网频率最大/最小值之间的避开范围，以避免共振附近出现任何动力放大。

c）耦合轴系扭振固有频率评估精度的置信度。

例如，如果评估是基于单纯的计算结果，则频率边界限值标为C，适用于考虑到可能的计算不确定性，即计算结果没有得到试验验证的情况。

d）如果得到了试验的验证，那么评估频率值的置信度就会增加，允许计算不准确性的频率边界限值C则会减小。

频率边界限值减小的程度取决于试验完成的水平和试验配置。

例如，相比于制造厂对轴系各部件进行不同程度的试验，现场对组装完毕的轴系扭振测量结果的置信度更高。

e）D是频率边界限值C的减小量，适用于制造厂在发电机转子上进行了全速试验以及在低压转子上进行了静态试验的情况。

E是进一步减小的频率边界，适用于在发电机转子、低压转子和励磁机转子上均实施了全速试验或者有成功运行经验的类似轴系的情况。

f）温度影响转子的动刚度，因此，分析中应考虑轴系实际的运行温度。

如果计算中部件的特性仅按室温下取值，评估频率边界限值时就需要引入温度效应补偿F。

g）根据用户需求和不同机组的特殊要求，应偏离线路频率和2倍线路频率的C、D和E取值可以不同。

上述频率限值取决于许多其他因素，比如电站地理位置、电网的整体性、评估的准确度和所供应设备的运行历史。

因此，本部分无法给出具体的A-F因子的取值，仅在附录B中给出了几个典型值以及它们对应的频率边界限值示例。

然而，需要强调的是不同的应用条件下这些取值会有所变化。

应用中实际取值要依据用户和供应商达成的相关协议而定。

满足下面准则中任何一条，扭振频率就应是可以接受的（见图5）。

准则1：

未经试验确认的轴和叶片耦合系统扭振固有频率的计算值应在额定线路频率和2倍线路频率的-（A2+B+C）到+（A1+B+C）区域之外。

图5示出基本频率禁止区域（PFEZ）。

如果满足这一条准则，则不需要任何试验确认。

如果在制造厂对各转子进行的试验已验证了计算方法的可靠，那么模型的不确定性就会降低，所需要的频率限值就可以减小，下列替代准则就可以应用。

准则2：

如果计算结果经过制造厂对发电机转子的全速动态试验以及相邻低压转子的静态试验的验证，那么频率禁止范围为额定线路频率和2倍线路频率的-（A2+B+C-D）到+（A1+B+C-D）区域。

如果满足本条准则，就不需要进行进一步的测量来验证计算结果。

重要备注：

当解释带叶片转子的静态试验结果时应当慎重（见附录A.4）。

准则3：

如果计算结果经过了制造厂对发电机转子和相关联的低压转子的全速动态试验的验证，则完全获知全速下的叶片耦合效应。

这种情况下，频率禁止范围可被进一步减小到额定线路频率和2倍线路频率的-（A2+B+C-E）到+（A1+B+C-E）区域。

如果满足这一条准则，就不需要进行任何进一步现场测量。

准则4：

如果对组装完毕的轴系进行了现场全速试验，且扭振固有频率对电网频率敏感，则该测量的扭振固有频率应该处于额定线路频率和2倍线路频率的-（A2+B）到+（A1+B）区域以外。

如果现场试验表明扭振固有频率对电网频率不敏感，那么本条准则规定的频率禁止区域可不强求执行。

如果计算或试验是基于室温条件下进行的，考虑到温度对弹性模量的影响，其计算频率和试验频率的频率边界限值会比运行工况下的频率边界限值更高。

当不同材料弹性模量的温度效应已知时，合适的修正因子就可以很容易地计算出来，那么F值就为零。

相反，如果不同材料弹性模量的温度效应未知，F的取值应由设备供应商提供。

室温下的计算频率或者测量频率应经过F值修正后减小，然后才可以适用准则1到准则4规定的频率边界限值。

如果不能满足以上频率边界限值准则，可进行更详细的应力分析来证明动应力可以满足要求（见5.3），或修改关键部件的设计。

5.3动应力评估

开展动应力评估可以证明以下两点：

a）表1列举的瞬态类故障条件下产生的峰值应力是可以接受的；

b）5.2中规定的频率边界限值不满足，但相关模态对激励不敏感，也就不会给整个轴系安全性带来任何问题，这样的轴系也是可以接受的。

这两种情况下，设备供应商有责任通过计算证明动应力没有超过可接受的数值，或者证明在可比电网条件下，有相同或者相似设计的其他机组正在安全运行。

尤其要注意潜在高应力区域，比如联轴器螺栓、叶片根部以及轴系中轴径最小的那些部分。

建模技术、计算方法和验收准则以用户和供应商达成的协议为准（见6.1）。

6扭振计算

6.1概述

如果已知轴系上每个部件的详细参数，就可以计算轴系的无阻尼扭振固有频率和模态振型，包括叶片－叶轮－转轴的耦合效应（自由振动）。

如果5.2中的频率边界限值不能满足，那么应计算表1中强迫激励引起的系统振动响应（强迫振动）大小，且应力水平应该符合供应商的经验值要求。

轴系的供应商应负责采用通用方法计算扭振，包括合适的激励形式及任何容许的计算简化。

所用方法应与有关各方达成一致。

6.2计算参数

在轴系的扭振计算中，应考虑整个轴系各部件的极质量惯性矩和扭转刚度特性，以及叶片－叶轮的耦合分支系统和特定的运行参数。

另外，如果有必要进行强迫振动计算，需要了解扭振的阻尼和相关激振力方面的知识。

有时，供应商可能不是轴系某些部件的原始制造商（OEM），比如透平机和发电机可能由不同的供应商制造。

6.3计算结果

使用上述计算方法得到的结果可确定：

a）固有频率和对应的模态振型；

b）轴系上扭应力的幅度和扭矩。

6.4计算报告

如果合同要求进行扭振计算，机组供应商应提供相应的报告。

报告的内容应由用户和供应商共同确定。

一般情况下，报告应包括机组的主要参数，轴系的配置（包括叶栅分支系统建模的简要介绍）以及计算结果。

如果机组供应商把扭振计算分包，应在报告明确说明。

7扭振测量

7.1概述

如果初步计算结果表明扭振固有频率落在基本频率禁止区域，就有必要采取进一步措施，包括变更轴系部件尺寸或者通过试验验证计算结果，也可以采用5.2节中允许的减小频率边界限值的办法。

特殊情况下，可以在工厂内测量单独部件的扭振或者现场测量完全组装完毕的机组扭振。

这些测量的要求及范围应该在机组供应商和用户之间达成一致。

如果供应商能够证明预测方法足够准确，可以满足较小的基本频率禁止区域、并且达到用户满意，那么可以放弃测量。

7.2测量方法

附录A给出了已成功应用于扭振特性测量的相关测量方法的技术资料。

值得强调的是这些方法在不断改进，且不是仅有的，其它方法也可能同样适用。

因此，为某一特殊应用场合选取最适合的一种方法取决于多种因素。

一般采取的方法是机组供应商通常使用的方法，否则，就需有机组供应商和用户的相关协议来规定其它测量方法。

另外，应认识到在现场组装完毕的机组上做扭振试验费用昂贵且耗时较长，只有在特殊情况下才考虑实施扭振测量。

基于这个原因，首选的方法就是机组供应商保证在设备的设计、制造阶段满足5.2中规定的频率边界限值，以避免进行现场试验。

7.3测量试验报告

如果进行了扭振测量试验，通常机组供应商要提供试验报告，其内容由用户和供应商协商确定。

一般应包括机组的主要参数、轴系配置、测量参数以及试验现场条件。

另外，还应当记录测量设备的类型、精度和校准方法以及所用传感器的测量位置。

如果机组供应商分包了扭振测量，那么也应该在试验报告中明确说明。

当测量条件不同于正常运行工况时，应该用各方同意的修正因子来补偿不同工况下的影响。

8通用要求

8.1机组供应商的责任

透平发电机组的供应商应保证轴系的扭振特性合格。

如果透平机和发电机由不同的制造商提供，一般是透平机制造商负责扭振评估。

为了正确进行扭振计算，用户有责任保证提供给透平机制造商计算所需的有关发电机的所有信息。

不过，在任何情况下，相关供应商和用户都应该有一个清晰的责任分工协议。

8.2质量保证

任何保证机组不发生扭振的质保条款都应在用户和供应商达成的协议中体现出来。

8.3责任

如果需要进行整个轴系的扭振计算，机组供应商应对相关计算负责（即使该供应商对扭振计算进行了分包）。

如果需要对整个轴系实施附加的扭振试验验证，机组供应商应负责实施相关测量工作（即使该供应商对试验进行了分包）。

尤其是对测量方法的选择，供应商应与用户或代表用户的监督机构达成一致意见。

某些运行工况下扭振危及机组的安全时，供应商应在征得其他各方的同意下，采取必要的措施消除该危险的振动、或者保证采用适当措施以避免机组在这些工况下运行。

任何必要的轴系校正行为都在机组供应商的责任范围内。

如果机组供应商的轴系改动影响到相关部件的生产商，还应征得他们的同意。

如果转子部件受到非原始供应商的部分改进，为确保改进后轴系扭振特性合格，新的供应商和用户应就有关方面达成明确的协议。

附录A

（资料性附录）

扭振测量技术

A.1概述

过去已有各种不同的测量方法成功应用于耦合轴系扭振特性的测量，而且这些方法还在不断改进。

为某一特殊应用场合选择最合适的测量方法取决于多种因素。

本附录将介绍其中一些测量方法。

需要强调的是这些方法不是唯一可用的，不同的设备制造商使用的其它方法也同样适用，这里未作讨论。

A.2扭振传感器

可用作扭振传感器的装置有：

a）电涡流探头，感应式探头，激光探头等（非接触式传感器）；

b）应变仪；

c）光学解码器；

d）在圆周某一指定角度上安装的加速度计（最好安装在0°

和180°

，见图A.1，例如参考文献[2]图8和图9）。

另外，还有用户和机组供应商一致认可的其它测量方法。

如果在转子的同一圆周半径r完全相对称的位置上安装两个加速度传感器，且传感器指向同一切线方向，那么该圆周位置的扭转加速度

，这样的测量布置就避免了因转动转子的横向弯曲振动所带来的任何影响。

图A.1加速度计在圆周上的安装位置图

A.3测量参数

基于扭振测量的方法，建议在测量报告中包含下列内容：

a）轴系旋转速度；

b）透平发电机组的输出功率；

c）扭振幅值；

d）扭应变；

e）试验现场的环境温度；

f）扭振固有频率；

g）测量过程中的轴系转速范围；

h）叶片－叶轮耦合节径频率（它是影响扭振的另一附加参数）。

另外，用户和机组供应商在协议中规定的其他测量参数也应在报告中给出。

A.4制造厂转子静态试验

制造厂可对静态工况（非旋转）下的转子进行“模态测量”，它是静态下测量转子的模态振型和固有频率的一种方法。

这些试验对预期的转子特性进行验证，进而有助于校准静态下基本转子本体和悬挂模式下的轴系模型。

由于边界条件影响最终试验结果，重要的是或者进行自由－自由试验，或者是采用硬橡胶径向轴承或类似轴承支撑试验转子。

这些支撑在接触区域对冲击能量的传递只有很小的阻抗，从而确保了试验时在频谱中能准确捕捉到转子的相关扭振模态。