汽輪機組汽流激振故障原因及分析

宋光雄， 陳松平， 宋君輝， 梁會釗

（1.華北電力大學 能源動力與機械工程學院，電站設備狀態監測與控制教育部重點實驗室，北京 102206；2.蘇州熱工研究院有限公司，蘇州 215004）

采用高參數、大容量是提高汽輪機組熱效率的重要途徑之一.蒸汽參數提高，蒸汽密度增大，則發生汽流激振的可能性增加.隨著600MW、1000 MW超臨界及以上大型機組大量投運，汽流激振已成為機組面臨的主要振動問題之一［1］.汽流激振是由蒸汽激振力誘發在汽輪機轉子上產生的一種自激振動，使軸系穩定性降低，產生很大低頻振動，誘發轉子失穩，影響機組運行的安全和可靠性，限制機組出力.

目前，國內已有不少機組在運行中發生汽流激振引起的不穩定低頻振動事故.筆者通過整理近年來我國汽輪機組汽流激振事故的典型案例，歸納分析汽流激振故障原因和振動特征.根據分析結果，提出了汽流激振故障診斷的依據、預防及處理措施，為機組安全穩定運行提供技術參考與借鑒.

1 汽流激振故障案例

表1匯總了幾年來國內汽輪機組發生的典型汽流激振故障案例［2-25］.分析表1可知，故障主要發生在300MW及以上功率機組，如圖1所示.300MW機組發生故障的次數最多，主要因為過去十幾年該功率機組是國內火力發電的主力機組，隨著機組容量從300MW向600MW及以上發展，機組發生汽流激振事故的可能性增加.分析發現，配汽方式不當、動靜間隙不均、軸瓦穩定性差是引起汽流激振的主要原因.汽流激振的誘發因素示于圖2.

表1 汽輪機組汽流激振事故分析Tab.1 Cause analysis of steam－excited vibration faults in steam turbine unit

圖1 事故機組功率分析Fig.1 The power ranking survey of troubled unit

圖2 汽流激振誘發原因Fig.2 Share of various factors leading to steam－excited vibration

2 汽流激振原因分析

通過總結分析汽流激振事故案例可知，引起汽流激振的主要原因分為蒸汽激振力過大和軸瓦穩定性差兩方面.汽輪發電機組汽流激振故障的具體原因分析見圖3.

圖3 汽輪機組汽流激振故障原因分析Fig.3 Cause analysis of steam－excited vibration faults in steam turbine unit

2.1 蒸汽激振力大

隨著蒸汽參數的提高，蒸汽密度增大，作用在汽輪機轉子上的激振力也增大.在超過某個門檻負荷后，激振力擾動克服系統阻尼抑制，使轉子運行的穩定性下降，誘發軸系失穩.汽輪機蒸汽激振力主要包括葉頂間隙激振力、汽封蒸汽激振力和不對稱蒸汽力及力矩，主要由動靜間隙不勻和配汽因素造成.

（1）汽封設計不當主要指葉頂汽封、隔板汽封及高壓轉子前后軸封的間隙或結構設計不當，使動靜間隙沿圓周方向分布不均勻，蒸汽在不同位置泄漏量不同，在轉子上產生一個不平衡的力矩.高負荷時該力矩增大，導致軸系失穩.如富騰熱電廠2號20 MW機組調試期間突發汽流激振故障，由于設計不合格，只能更換轉子，對內缸進行改造來消除故障［5］.

（2）汽缸或轉子偏移使汽缸與轉子不同心，高壓轉子軸封和隔板汽封的蒸汽壓力沿周向分布不均勻，趨向于使轉子產生渦動.如襄樊電廠1號300 MW機組因高中壓缸跑偏，多次發生振動，突發跳機事故［8］.

（3）軸系不對中分為聯軸器不對中、軸瓦中心標高變化及轉子與靜子不同心三類.軸系不對中會造成軸承載荷變化和動靜間隙周向分布不均，引起轉子轉矩沿徑向不平衡，嚴重時可誘發高負荷下低頻振動，是導致汽流激振的直接原因之一.如某350 MW機組因1號軸承座下沉引起不對中，在260 MW工況附近出現低頻擾動［26］.

（4）汽缸膨脹不暢引起汽缸跑偏或動靜碰摩，也會引起蒸汽壓力分布不均勻和轉子轉矩沿徑向不平衡.如湛江電廠4臺機組冷態開機時，高中壓汽缸膨脹不暢，使高壓轉子和汽封齒發生動靜碰摩，造成汽封徑向間隙不一致［22］.

（5）安裝與檢修偏差是引起機組汽流激振的重要原因，很多機組故障都是由安裝質量差或檢修或復裝誤差等引起的，安裝質量差可導致動靜間隙分布不均、轉子與汽缸同心度差等.如徐州電廠8號機組在一次大修后一年內發生30多次汽流激振故障.

（6）調門運行方式不當包括調門開啟順序不當和調門開度不當兩方面.調門運行方式不當會引起不對稱蒸汽力和力矩，該力可以影響軸頸在軸承中的位置，改變軸承承載，造成轉子失穩，也會使轉子在汽缸中的徑向位置發生變化，引起通流部分間隙變化，導致激振力增大.如某電廠3號600MW機組突發低頻振動，在改變調門開啟順序后徹底消除故障［15］.

（7）主蒸汽管道與汽缸連接不對中.如西固熱電廠5號機組因導汽管返修缺陷，導致高壓缸扭曲偏斜，從而引起汽流激振［25］.

（8）運行參數變化.有些運行方式敏感于運行參數，如主蒸汽流量、主汽溫、主汽壓；潤滑油溫度；凝汽器真空、軸封參數、軸系不平衡、高壓脹差突變等.如某200MW機組突發低頻振動，振幅敏感于主汽壓變化［19］.

蒸汽激振力過大通常只發生在高負荷狀態下的高中壓轉子上.當轉子存在上述缺陷時，汽流激振會在通過某個門檻負荷或高負荷時，在配汽方式調節負荷過程中被激發.

2.2 軸瓦穩定性差

軸瓦穩定性下降使系統阻尼減小，降低誘發汽流激振的門檻，造成振動突發，是引起汽流激振的重要原因之一.軸瓦穩定性差的原因包括軸瓦型式不當、軸承座標高變化、軸瓦葉頂間隙過大等，這些故障可能來自設計選型、安裝、檢修和運行等各方面.具體分析如下：

（1）軸瓦型式不當.不同軸瓦的穩定性裕度不同，可傾瓦的穩定性高于橢圓瓦，而橢圓瓦的穩定性高于圓筒瓦，穩定性最差的為三油楔瓦.如某200 MW機組采用三油楔瓦軸承，穩定性差，導致易發生汽流激振故障［10］.

（2）軸瓦葉頂間隙過大.葉頂間隙過大會顯著降低軸瓦的穩定性.如海門電廠2號1000MW機組、綏中電廠800MW機組等通過調整葉頂間隙來提高軸瓦的穩定性.

（3）軸承座標高變化.標高變化會使軸系中某些軸承承載變低、比壓減小而失穩.如德州電廠4號機組調試期間高負荷時突發汽流激振就是因為軸承座標高變化和潤滑油溫度低所致［16］.

（4）軸承比壓小、長徑比大.軸承比壓是指軸瓦單位工作面積上所承受的載荷.減小長徑比會增大比壓，并使下瓦油膜力減小，增加軸瓦穩定性.如張家口某300MW機組通過增大比壓、減小長徑比來增加軸瓦穩定性［16］.

（5）潤滑油黏度高.隨著潤滑油黏度提高，軸瓦穩定性降低，因此改變潤滑油溫度是防止低頻振動的有效措施之一.如某300MW機組汽流激振受潤滑油溫影響明顯，溫度提高，低頻振動減少［14］.

軸瓦穩定性差的具體原因所占比重見圖4.

圖4 軸瓦穩定性差的具體原因所占比重Fig.4 The proportion of specific causes leading to poor bearing stability

3 故障特征

汽流激振屬于典型的自激振動，研究其故障特征有利于運行中迅速準確地判斷故障類型及原因，制定處理措施，并及時消除故障.

3.1 發生部位

由表1案例統計發現，事故均發生在高壓轉子或高中壓轉子上.根據故障原因分析［1，27］，葉頂間隙激振力隨葉輪的級功率提高而增大，隨動葉的平均節徑、高度和轉速減小而減小；汽封蒸汽激振力與汽封幾何尺寸，蒸汽流量、壓力、溫度，軸封齒平均間隙等有關；不對稱的蒸汽力及力矩受調節級進汽影響.而汽輪機高壓轉子（或高中壓轉子）處于大功率區，葉輪直徑小，葉片較短，蒸汽壓力高，汽封漏汽量大，軸封或隔板汽封高壓端間隙大于低壓端間隙，且受配汽調節直接影響，所以汽流激振多發生在高參數大功率機組的高壓轉子上.

3.2 低頻振動頻率特征

汽流激振屬典型低頻失穩振動.低頻成分與轉子工作轉速無關，但大多情況下低頻成分以接近0.5倍頻分量為主，輕度汽流激振時略小于0.5倍頻，嚴重時與高中壓轉子一階臨界轉速相吻合.如某200 MW機組發生嚴重汽流激振，振動主頻率與其高壓轉子一階臨界轉速一致［10］.實際蒸汽激振力和軸承油膜阻尼力呈非線性特征，有時還會出現一些諧波成分.汽流激振頻譜與隨機振動不同，隨機振動的低頻成分為連續譜，且主頻率不穩定，而汽流激振可能含單一或多個低頻成分，如圖5和圖6所示［14］，有時也呈連續狀，但含有穩定的主頻，如圖7所示.在汽流激振發生前，有些機組會有一段低頻渦動狀態，這時低頻在某一頻段波動，呈連續譜狀.如某300 MW機組最初渦動頻率在0.375～0.625倍頻之間，穩定后為0.5倍頻，機組失穩［19］.

圖5 某300MW機組汽流激振頻譜Fig.5 Frequency spectrum of the steam－excited vibration in a 300MW unit

圖6 某400MW機組汽流激振頻譜Fig.6 Frequency spectrum of the steam－excited vibration in a 400MW unit

圖7 某320MW機組汽流激振頻譜Fig.7 Frequency spectrum of the steam－excited vibration in a 320MW unit

3.3 低頻振動振幅變化

通過研究故障機理及事故案例發現，汽流激振是突發性故障.在通過門檻負荷后或高負荷下，如配汽方式改變、運行參數變化或運行中軸承座標高變化等因素導致軸瓦穩定性降低，則容易誘發汽流激振.故障發生后，其通頻振幅迅速增大，而增大的頻率成分主要為低頻.圖8為某600MW機組突發汽流激振時通頻振幅的變化情況［15］.圖9為某300 MW機組突發汽流激振前后各頻率成分振幅的變化情況［18］.結合突發汽流激振前的頻譜特征，在事故機組振動突發前的升負荷階段，已能監測到明顯的低頻成分，且隨時間延長低頻成分呈不斷增加趨勢，直至某一門檻負荷后突然增加.如某320MW機組進行變負荷試驗，穩定在204MW時在1號、2號軸承上監測到少量低頻成分，升負荷至220MW，出現明顯的頻率為16～28.5Hz的分量，繼續升負荷，低頻成分明顯增加，達到工頻成分的2倍以上，如圖10所示［28］.

圖8 某600MW機組突發汽流激振時通頻振幅的變化情況Fig.8 The over－all amplitude variation of a sudden steamexcited vibration in a 600MW unit

3.4 與運行參數關系

3.4.1 受機組負荷影響

隨負荷增大，葉頂間隙和密封蒸汽激振力有增大趨勢，進汽不對稱時產生的力也會增大，因此故障一般發生于高負荷時，且隨負荷增大，振動加劇.突發性振動通常有一個門檻負荷，超過此負荷時，振動會在數秒或數分鐘內被激發，而降至一定負荷后振動消失，具有良好的再現性.通常振動消失負荷低于門檻負荷.如德州電廠1號300MW機組升負荷至200MW時突發強烈振動，降負荷至160MW時異常振動消失［12］.圖11給出了某300MW機組振動試驗過程中低頻分量振幅隨負荷變化的情況［14］.

圖9 某300MW機組突發汽流激振前后各頻率成分振幅變化情況Fig.9 Amplitude variation in a 300MW unit before and after a sudden steam－excited vibration

圖10 某320MW機組升負荷軸振瀑布圖Fig.10 Waterfall picture of shaft vibration in a 320MW unit during load－up period

圖11 某300MW機組發生汽流激振時低頻分量振幅隨負荷的變化Fig.11 Amplitude variation with load for low－frequency component of steam－excited vibration in a 300MW unit

圖12給出了近年來突發汽流激振時事故機組帶負荷率的情況.由圖12可以看出，汽流激振主要發生在機組帶80%額定負荷以上.由圖1又知，機組功率越大，發生汽流激振的概率越大.

圖12 汽流激振發生負荷區間Fig.12 Load range when steam－excited vibration easy to occur

3.4.2 調門開啟順序及開度影響

配汽不當會引起不對稱蒸汽力和力矩，是導致汽流激振最重要的原因之一，如果機組振動受調門變動影響，則更能反映故障原因.如某600MW機組在高負荷下順序閥運行時振動良好，切換到單閥運行時則振動波動很大［7］；某600MW機組滿負荷時將1～3號調門全開，4號調門開度在40%以上，能很好地抑制汽流激振［2］；某300MW機組在運行中進行閥切換，低頻振動立即出現大幅波動［14］（圖13）.

圖13 某300MW機組汽流激振0.5倍頻分量變化曲線Fig.13 The 0.5Xcomponent curve of steam－excited vibration in a 300MW unit

有些機組在高負荷時發生激振，滿負荷時激振卻消失，或滿負荷正常，降負荷至某區間后又發生激振，這主要是由于在這些高負荷階段配汽不當引發了較大不對稱的蒸汽力和力矩，誘發軸系失穩，而滿負荷時進汽相對均勻，激振力較小，與汽流激振受負荷影響的特征并不矛盾.如文獻［19］中提到某200 MW機組在工況115～125MW與155～170MW間極不穩定，文獻［23］中提到某300MW機組由滿負荷開始降負荷時突發汽流激振故障.圖14給出某電廠11號200MW機組進行變負荷試驗時振動的趨勢.由圖14可以看出，低頻振動在滿負荷時消失，降負荷至180MW左右時激發.

3.5 其他相關特征

3.5.1 軸心軌跡

高中壓轉子發生汽流激振時，軸心軌跡不再保持規則的橢圓狀，而是畸變為內“8”狀的雙橢圓，如文獻［19］中案例.或嚴重時完全失穩，軸心軌跡不規則，如某200MW機組因配汽不當發生汽流激振，軸心位置大幅波動，軸心軌跡紊亂，見圖15［10］.

圖14 某電廠11號機組順序閥變負荷試驗時振動趨勢Fig.14 Vibration tendency of No.11valve in a certain power plant at varying loads

圖15 某200MW機組汽流激振軸心軌跡Fig.15 Orbit of shaft center in a 200MW unit with steam－excited vibration

3.5.2 再現性

汽流激振的一個典型特征是具有良好再現性，即在某工況附近多次發生.如徐州電廠8號機組曾發生30多次汽流激振，導致機組一年左右時間無法帶滿負荷運行，造成極大經濟損失.

4 故障處理措施

機組突發汽流激振故障，誘發軸系失穩，會限制機組出力，甚至引起跳機事故.因此，根據故障具體原因找出相應處理措施對機組安全運行具有重要意義.故障處理可以從減小蒸汽激振力和提高軸瓦穩定性兩方面入手.

（1）減小蒸汽激振力.減小激振力是消除汽流激振的根本性措施.根據故障原因，消除或減小激振力的主要措施有：高負荷下調整負荷時要加強調門開度和軸振監視，選擇最佳配汽方式；升降負荷時應控制升降負荷率，防止脹差增長過快，運行中嚴禁采用降低主蒸汽壓力、增加主蒸汽流量方式提高負荷；安裝檢修時通過調整葉頂間隙和汽封或軸封間隙、在汽封部位安裝止渦裝置、調整轉子與汽缸的同心度、調整軸系對中、防止轉子或汽缸偏移等措施來減小激振力.

（2）提高軸瓦穩定性.軸瓦穩定性提高，則系統阻尼增大，能增強對激振力擾動的抑制，降低發生汽流激振的可能性.常用的方法有：運行中控制潤滑油溫度接近額定值，保持軸系中心穩定，調整軸封參數抑制振動；安裝檢修時更換穩定性更高的軸瓦型式；調整軸瓦間隙及軸承座標高；消除軸瓦本身缺陷，如損傷等；防止軸封漏汽；減小軸瓦長徑比，增大軸承比壓，并消除軸系不平衡帶來的擾動.

具體措施見圖16.在故障處理時，應遵循經濟性原則，即根據故障原因，先通過在線運行方式調整，然后在檢修安裝時針對具體故障進行修復.如某600MW機組先采用改變調門開啟順序，并增大4號調門開度，提高潤滑油溫度方法抑制振動，然后在停機檢修后調整葉頂間隙和軸瓦頂隙，并調整軸承座標高，消除了故障［2］.由于配汽因素是導致汽流激振最主要的原因，很多時候調整調門運行方式就能消除故障.

圖16 汽流激振故障處理措施Fig.16 Treatment of steam－excited vibration faults

5 結 論

汽輪發電機組發生汽流激振的原因可能來自設計、安裝、檢修和運行等各方面，為預防事故發生，應采取以下措施.

（1）在設計階段，進行考慮汽流激振影響的軸承穩定性計算.通過改變轉子結構幾何尺寸，縮短軸承間距來提高轉子剛度和臨界轉速；選用油膜動特性系數交叉耦合項小、穩定性好的軸承；設計時改變汽封結構和布置，適當增大葉頂汽封徑向間隙，減小軸向間隙，安裝止渦裝置等.通過這些措施可提高轉子剛度、系統阻尼及減小運行中的激振力，從而較好地預防汽流激振.

（2）安裝或檢修時，盡量保證轉子在汽缸中的位置，使圓周方向動靜間隙均勻，防止漏汽不均勻導致的激振力.也可通過改變軸承幾何形狀（如減小長徑比、調整軸承座標高、增大比壓、減小軸瓦頂隙等）來提高系統阻尼；采取平衡等手段降低軸頸擾動.

（3）運行中，研究并采用對機組擾動最小的調門運行方式，避免部分進汽；防止因受熱不均導致的汽缸偏移或轉子跑偏等；提高潤滑油溫度，防止軸承座標高變化或軸瓦損傷，提高軸承穩定性；控制振動水平，降低軸頸擾動.對易發生汽流激振的負荷段，應盡量少停留或快速通過.

［1］史進淵，楊宇，孫慶，等.超超臨界汽輪機技術研究的新進展［J］.動力工程，2003，23（2）：2252－2257.SHI Jinyuan，YANG Yu，SUN Qing，et al.New developments in the technique research on ultra supercritical steam turbine［J］.Journal of Power Engineering，2003，23（2）：2252－2257.

［2］郝向中.600MW汽輪發電機組汽流激振原因分析及對策［J］.電力設備，2007，8（7）：76－79.HAO Xiangzhong.Cause analysis and countermeasures of steam－excited vibration of 600MW steam turbine unit［J］.Power Equipment，2007，8（7）：76－79.

［3］王向前，劉景春，楊曉東.800MW超臨界汽輪機汽流激振問題的解決［J］.東北電力技術，2002（3）：4－7.WANG Xiangqian，LIU Jingchun，YANG Xiaodong.The solution for the steam－flow exciting vibration of a 800MW supercritical turbine［J］.Northeast Electric Power Technology，2002（3）：4－7.

［4］馮庭有，陳凡夫.基于1036MW超超臨界汽輪機汽流激振分析［J］.電力技術，2010，19（增刊2）：34－39.FENG Tingyou，CHEN Fanfu.The analysis on the steam－flow exciting vibration of 1036MW ultra－supercritical turbine［J］.Electric Power Technology，2010，19（s2）：34－39.

［5］孫欽山.汽輪機汽流激振的原因分析及消振措施［J］.熱力發電，2007，4：74－76.SUN Qinshan.Cause analysis and elimination measures of vibration excited by steam flow in the steam turbine［J］.Thermal Power Generation，2007，4：74－76.

［6］廉文清，崔強，辛士紅，等.300MW機組調試過程中典型故障處理［J］.內蒙古電力技術，2008，26（6）：1－4.LIAN Wenqing，CUI Qiang，XIN Shihong，et al.Treatment to typical fault during commissioning 300 MW power units［J］.Inner Mongolia Electric Power Technology，2008，26（6）：1－4.

［7］云峰，施永紅.600MW亞臨界汽輪機振動故障分析與消除［J］.電站系統工程，2010，26（5）：49－51.YUN Feng，SHI Yonghong.Analysis and resolution of vibration fault for 600MW subcritical turbine［J］.Power System Engineering，2010，26（5）：49－51.

［8］張風光，李守倫，羅劍斌.國產300MW汽輪機高中缸跑偏引起蒸汽激振的處理［J］.河南電力，2006，4：44－45.ZHANG Fengguang，LI Shoulun，LUO Jianbin.The solvent of steam flow excited vibration induced by HIP case runs to be partial about one domestic 300 MW steam turbine［J］.Henan Electric Power，2006，4：44－45.

［9］羅劍斌，郭文忠，劉玉明，等.某超臨界600MW汽輪機汽流激振故障分析與處理［J］.熱力發電，2009，38（12）：64－67.LUO Jianbin，GUO Wenzhong，LIU Yuming，et al.Analysis and disposal of vibration trouble induced by steam flow in one supercritical 600MW steam turbine［J］.Thermal Power Generation，2009，38（12）：64－67.

［10］趙鋼，蔣東翔，周斌，等.汽流激振故障的分析及處理［J］.汽輪機技術，2004，46（2）：122－124.ZHAO Gang，JIANG Dongxiang，ZHOU Bin，et al.Suppression of low－frequency vibration fault［J］.Turbine Technology，2004，46（2）：122－124.

［11］牟法海，石瑞平，王建，等.汽流激振故障的診斷與處理［J］.熱力透平，2010，39（1）：75－78.MOU Fahai，SHI Ruiping，WANG Jian，et al.Diagnosis and dealing of steam－induced vibration［J］.Thermal Turbine，2010，39（1）：75－78.

［12］吳兆瑞，宋斌，蔣瑞金，等.華能德州電廠2－300MW汽輪發電機組異常振動特征及處理［J］.中國電力，1995，5：9－13.WU Zhaorui，SONG Bin，JIANG Ruijin，et al.Abnormal vibration features and it's elimination measures of 300MW steam turbine generating unit in Huaneng Dezhou Thermal Power Plant［J］.China Electric Power，1995，5：9－13.

［13］黃燕.單缸抽汽125MW汽輪機組2號軸承突發振動的原因及對策［J］.熱力透平，2007，36（2）：184－186.HUANG Yan.Reason and countermeasures of No.2 bearing vibration for single－casing 125MW steam turbine with extraction steam［J］.Thermal Turbine，2007，36（2）：184－186.

［14］魏繼龍.300MW汽輪機的汽流激振及處理［J］.湖南電力，1999，19（4）：44－46.WEI Jilong.The treatment of 300MW steam turbine's steam－induced vibration［J］.Hunan Electric Power，1999，19（4）：44－46.

［15］鄭勇，李明，王永慶，等.大型汽輪機汽流激振故障的分析處理［J］.陜西電力，2009，2：68－70.ZHENG Yong，LI Ming，WANG Yongqing，et al.Analysis ＆treatment of steam flow excited vibration for large－sized steam turbine［J］.Shanxi Electric Power，2009，2：68－70.

［16］張學延，李亞軍.300MW機組高中壓轉子低頻振動原因分析及其對策［J］.熱力發電，1999，6：6－9.ZHANG Xueyan，LI Yajun.Low frequency vibration reason analysis and countermeasure of 300MW turbine high medium pressure rotors［J］.Thermal Power Generation，1999，6：6－9.

［17］李琳.非動不平衡振動淺析［J］.熱力透平，2009，38（2）：126－129.LI Lin.Analysis of non－dynamic unbalancing vibration［J］.Thermal Turbine，2009，38（2）：126－129.

［18］段學友，史忠孝，潘云珍，等.300MW機組振動原因分析及處理［J］.內蒙古電力技術，2009，27（5）：17－20.DUAN Xueyou，SHI Zhongxiao，PAN Yunzhen，et al.Cause analysis and treatment to vibration of 300 MW unit［J］.Inner Mongolia Electric Power Technology，2009，27（5）：17－20.

［19］高鋒，于建民.汽輪機的汽流渦動與防治［J］.華北電力技術，2004，12：47－52.GAO Feng，YU Jianmin.Vortex flow in turbine and it's preventive treatment［J］.North China Electric Power Technology，2004，12：47－52.

［20］孟廣波，張瑞青，張延峰.25MW供熱機組發生振動的原因及對策［J］.汽輪機技術，2007，49（3）：225.MENG Guangbo， ZHANG Ruiqing， ZHANG Yanfeng.Vibration reason and course measures of a 25MW heat－supply units［J］.Turbine Technology，2007，49（3）：225.

［21］盧建農.300MW機組運行中振動突增的原因及處理［J］.電力安全技術，2006，8（6）：10－11.LU Jiannong.The causes of the sudden increase vibration and treatment of 300MW unit operation［J］.Electric Safety Technology，2006，8（6）：10－11.

［22］羅日忠.300MW汽輪機組1號軸承振動大的原因及對策［J］.華東電力，2005，33（7）：99－100.LUO Rizhong.Faulty vibration of bearings of 300 MW units and the countermeasures［J］.East China E－lectric Power，2005，33（7）：99－100.

［23］張旭，蔣茗.一起300MW汽輪機軸承振動被迫停機的原因分析［J］.中國電力教育，2007（增刊3）：406－407.ZHANG Xu，JIANG Ming.The analysis of 300MW turbine that was forced to stop about bearing vibration［J］.China Electric Power Education，2007（s3）：406－407.

［24］范建富.鄒縣電廠2號機組（330MW）汽流激振故障分析［J］.山東電力技術，2007，2：59－62.FAN Jianfu.The analysis of Zou Power Plant No.2 units steam flow excited vibration［J］.Shandong Electric Power Technology，2007，2：59－62.

［25］何幼江.典型蒸汽振蕩引起汽輪機高壓轉子低頻振動實例的分析與消除［J］.青海電力，1999，2：33－37.HE Youjiang.A typical example of low frequency vibration of high－pressure rotor caused by steam oscillation［J］.Qinghai Electric Power，1999，2：33－37.

［26］王延博.大型汽輪發電機組軸系不對中振動的研究［J］.動力工程，2004，24（6）：768－774.WANG Yanbo.Shaft mis－alignment induced vibration in high capacity steam－turbine generator sets［J］.Journal of Power Engineering，2004，24（6）：768－774.

［27］荊建平，孟光，趙玫，等.超超臨界汽輪機汽流激振研究現狀與展望［J］.汽輪機技術，2004，46（6）：405－407.JING Jianping，MENG Guang，ZHAO Mei，et al.Survey and outlook on the research of the steam excitation of superior ultra－critical steam turbine［J］.Turbine Technology，2004，46（6）：405－407.

［28］陸頌元.320MW機組軸系汽流誘發非穩定低頻振動的試驗研究及計算分析［J］.動力工程，2001，21（2）：1093－1098.LU Songyuan.The field test and calculation analysis for unstable vibrations of 320MW turbo－generator shaft systems［J］.Journal of Power Engineering，2001，21（2）：1093－1098.