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无锡伯顿起重电机2018年6月14日讯 某厂为2×360 MW燃煤发电机组，每台锅炉配2台排粉风机，风机型号为2246 B／1201，采用单吸、双侧落地式轴承座支撑离心式风机。
转轴上装有前后2组滚子轴承，轴承型号为Nu 22232 CC／W 33／C3，轴承采用甩油环甩油润滑，在轴承座内设有单独水路通道供冷却水对轴承室冷却。为防止风机静止时反转，在自由端装有逆止器，叶轮由8个后弯叶片焊接组成，风机总重16 350 kg。排粉风机配套电机功率为630 kW，额定电压为6.6 kV，水平布置，鼠笼式电机，电机两端采用端盖式轴承座支撑，驱动端轴承型号为NU 234，非驱动端轴承型号为6332。
2007年大修后，该风机水平、垂直、轴向方向的轴承振动均正常，但随着运行时间的增长，其轴承振动开始不断增大，特别是电机联轴器侧轴承轴向振动增加较为明显。排粉风机振动测点示意图见图1。
其风机电机振动数据记录见下表1
旋转机械常用的振动烈度评定标准IS03945见表2。
对电机临时检查发现电机转子有2根鼠笼导流条与压环连接处存在裂纹，因此用备用电机替换现场运行的电机，更换后的振动数据见表3。
从表3可看出，振动虽有减小，但并不理想。通过调整风机出口挡板开度对电机进行变载荷试验，及在电机满载时测量电机断电前后瞬间、轴承振动变化情况，测试结果显示，电机负载变化和电机断电瞬间前后，其轴承振动变化不明显。在风机后续运行中发现，风机在启动瞬间，转子刚转动时，其2号、3号轴承轴向振动非常大，有时达到19—21 mm/s，远远超过风机振动跳停设定值(11.00mm／s)，但启动运行到全速后，其轴承轴向振动又会有所回落。从风机电机运行情况和振动历史数据分析，风机主要振动特征表现为：
1、轴承振动随着运行时间的增长表现为明显增大趋势，风机在后期运行中，还伴随有启动瞬间轴承轴向振动非常大的情况。
2、4个轴承轴向振动均比水平、垂直方向的振动大，较大轴承振动发生在电机3号轴承。
3、每次启停，振动再现性差，振动数据值存在明显变化；正常运行时，在不同时间段测到的振动值不同，1号轴承轴向振动在1.8～3.6 mm／s之间波动，2号轴承轴向振动在3.7～5.8 mnds之间波动，3号轴承轴向振动在5.0～10 mm／s之间波动，4号轴承轴向振动在4.8～7.2 mm/s之间波动。
4、更换新电机后，轴承振动无明显好转，新电机空转，电机轴承振动正常，较大值为0.49 mm／s，且载荷变化及电机线圈温度变化对振动影响不明显。因此可确定风机电机轴承振动大的根本原因是风机故障。
启动瞬间的振动频谱无法测量，因此仅对全速状态下的轴承振动进行频谱测量，1号、2号、3号、4号轴承轴向振动频谱分别见图2（a）、图2（b）、图2（c）、图2（d）。从振动频谱分析，振动频谱特征除包含基频（16.5 Hz）分量外，其他谐波频率成份明显较丰富，电机4号轴承轴向基频振动振幅比谐波频率振幅大，其余3个轴承轴向振动振幅在谐波频率分量上也大。
从图2可看出，振动谐波频率成份较丰富，而振动主要在轴向较大，采用正向推理方法可知，引起风机此类振动频谱特征的主要故障有：轴承不对中；转子弯曲；支承系统轴向支撑刚度；支承系统存在轴向共振；轴承松动及轴承部件配合不良。下面结合风机电机运行情况，对上述涉及的故障采用逐步排除法，查找振动的根本原因。
不对中故障引起的振动主要有4个特点：①振动振幅较稳定；②靠近联轴器的2个轴承振动振幅较大；③不对中故障的特征频率为2倍频较高，常伴有基频及其他谐波频率成份；④振动随转速、负荷变化明显。振动方向上平行不对中主要以轴向为主，角度不对中和综合不对中时径向、轴向均较大。
排粉风机通过弹性柱销联轴器与电机相连，由表1可知，靠近联轴器的2号、3号轴承轴向振动较大，由图2进一步分析可知，2号轴承轴向振动振幅在7X谐波频率上较大，占通频振幅61％；3号轴承轴向振动振幅在5X谐波频率上较大，占通频振幅74.5％，而2号、3号轴承的2倍频分别仅占通频振幅27％和5％。同时负载对振动影响不大，基本可以排除不对中故障。对中心的复查中，其平行不对中、角度不对中的数值都小于标准要求的0.08 mm及0.05 mm。因此，风机的振动并非由轴承的不对中引起。
转子弯曲在支承转子的2个轴承上产生明显的径向基频振动。轴弯曲会使轴两端产生锥形运动，在轴向产生较大的基频振动，并伴随有2倍频及其他高次谐波。该风机振动较明显的特征是轴向振动较大，从图2（a）、图2（b）可知，1号、2号轴承分别在5X，7X谐波频率振幅上较高，在基频上的振动振幅并不大，分别占通频振幅的35％和10％。因此，风机转子弯曲故障也可被排除。
当轴颈轴承力中心在轴向不发生变化时，轴向振幅与轴承座高宽比、激振力和轴承座轴向两端支撑刚度差成正比。转子的支撑系统各部件之间如存在连接的紧密程度不够，或存在支承结构构件本身质量较差、强度不足(支撑脚高度不同及轴承座裂纹故障等)时，将引起支撑系统的支撑动刚度不稳定或在轴向支撑系统的支撑动刚度存在较大差异，在转子激振力的作用力下，轴承座前后振幅值存在差异，即使轴颈承受力中心在轴向不发生变化的情况下，轴承座轴向也会产生分量。其振动频谱特征包含基频分量外，还存在相当多的2倍频分量，有时也能激发3倍频振动分量，或伴随着4、5甚至6倍转速频率的高阶次谐波频率的振动。通过现场检测可知，风机基础及台板振动小于1mm/s基础与轴承座、轴承座垫铁与基础台扳接触面的连接部件的差别振动仅为2—3um。可确认动态下轴承座各连接部件之闸的连接紧密程度良好。发生故障的排粉风机过去一直运行正常，对轴承座检查也未发现裂纹。因此，可排除风机支撑系统设计或结构构件本身质较较燕及轴承座存在裂纹而存在支撑刚度问题。
当轴承座轴向自振频率与转子工作频率率接近或成整数倍时，轴承产生轴向共振绝大部分轴承座轴向共振是以2倍频频率形式出现。一些轴向刚度特别差的轴承座会发生基频轴向共振。从现场测试结果来看，该风机振动明显的特征是在5x、7X谐波频率振幅I较高。此外有资料指出，当轴承顶部振幅与基础振幅之比小于1.5—2.0时，袭明支承系统存在共振，而现场排粉风机轴承顶部振幅与基础振幅之比远大于5，因此也可排除支承系统存在轴向共振。
该风机采用双列球而滚予轴承，滚动轴承松动故障包括轴承内圈与轴领之同产生的松动、轴承外圈与箱体孔之间产生的松动或同时存在轴承内外圈松动和过大的轴承内部游隙。轴承部件配合不良包括闻轴颈或轴肩台加丁不良（晃度、椭园度等超标）、轴颈弯曲、轴承安装倾斜、轴承内圈装配后造成与轴心线不重台、滚动轴承的固定圆螺母松动等造成配合不良。其振动特征为：松动部件对来自转于动态力的非线性响应，频i昔也显示出出非线性的特征，通频比基顿数值大许多，频谱除基频外，迁有很太的谐波分较，特别是出现3～10倍频，有时还有可能出现20倍频成分，严重的松动还会产生分次谐波分较；振动不稳定，工作转速达到某一阀值时，振幅突然增大或减小，振动方向以松动方向为较大。
由图2看出，风机振动频谱的通频比基额数值大许多，在1号轴承轴向振动的5倍频振动幅值分量占通频幅值的51％；2号轴承轴向振动幅值分量占通频幅值的61％，谐波频率成分明显较大。显然滚动轴承松动故障不能被排除。在解体检修中，发现2号轴承内圈出现松动并存在过跑内圈，与之配合处的轴颈出现不均匀磨出，造成2号轴颈中间轴径大、两侧轴径小，同时轴颈内侧轴凸肩也被磨去了1 mm左右，风机2号轴颈及测点位置见图3，其测量数据见表4。
由此可确定，引起风机轴向振动故障的主要原因是风机在运行中2号轴承的轴承内圈与轴颈配合出现松动，轴承内圈与轴颈存在相对运动，造成轴颈和轴凸肩都同时存在磨损（轴颈内侧轴凸肩磨损较为为严重）。振动随着运行时问的延长，轴承内圈与轴径磨损增大，这也是造成风机启动瞬间轴向振动严重超标的主要原因。
由于工期较紧，对排粉风机转轴、轴承进行了整体更换。复装后试转排粉风机，各轴承振动数据见表5，从表5数据可看各轴承振动均已达标。
1、从这次处理振动过程中可知，由于电机采用端盖式支撑轴承座，与风机落地式轴承相比，其刚度相对较小。风机出现故障时，电机振动明屁比风机振动大。这种现象往往容易误导检修，建议在以后处理类似振动故障时，对端盖式支撑轴承座刚度相对低的问题以高度重视。
2、运行中的轴承如内圈与轴颈的紧力变小或消失，使轴承跑内圈带来部件磨损，造成风机轴承内圈与轴颤配合发生明显松动时，建议在检修中不要过分打磨轴径，以防止改变轴承内群与轴颈的配台。
3、在风机启动前以及运行中，应注意检查轴承冷却水系统和油系统是否正常。通常转子的热容远远大于轴承热容，当冷却水系统及油系统出现故障时，很容易造成轴承温升过快，轴颈与轴承温差过大．使轴承内圈与轴颈峨力消失造成跑内圈。
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