毕业论文汽轮机故障及预防处理(汽轮机油系统故障分析及预防措施)

1.汽轮机油系统故障分析及预防措施

前言汽轮机润滑油的燃点最低只有200℃左右，油系统一旦发生大量泄漏，润滑油很容易喷溅到附近高温管道上引发火灾，如果早期控制不得力，火势将会迅速蔓延、扩大，严重威胁设备、人员的安全，即使是内部泄漏，也会导致润滑油母管压力低而造成停机事件，严重的会引发轴承缺油烧瓦等重大事故，所以预防汽轮机油系统跑油是发电厂安全生产工作的重点之

对某电厂1台200 MW机组因汽轮机油严重乳化导致调速系统卡涩而被迫停机的事故进行了分析，根据油、水分析和破乳化试验结果，认为引起事故的主要原因是汽轮机油系统进入了较多的工业冷却水.事故导致了汽轮机油严重乳化，系统金属腐蚀加剧，对此提出了相应的防范措施.

介绍了汽轮机润滑油乳化的机理，并根据实际运行中汽轮发电机组润滑油乳化产生的危害，对润滑油乳化的原因进行了分析，最后提出相应的预防措施.

2.汽轮机真空下降的原因及处理方法

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汽轮机真空下降的原因分析及处理措施

摘要：汽轮机真空系统泄漏是关系到汽轮机安全、经济运行的一项重要指标，对引起其下降的原因与部位进行诊断，并采取有效的措施提高真空系统的严密性是电力生产部门一项基础性工作。

关键词：汽轮机真空下降处理措施

汽轮机真空下降，将导致排汽压力升高，可用焓减小，同时机组出力降低；排汽缸及轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，机组产生振动；凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形，甚至断裂；若保持负荷不变，将使轴向推力增大以及叶片过负荷，排汽的容积流量减少，末级要产生脱流及旋流；同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损伤叶片。汽轮机真空下降分为急剧下降和缓慢下降两种情况。

一、真空急剧下降的原因和处理

1.循环水中断。循环水中断的故障可以从循环泵的工作情况判断出。若循环泵电机电流和水泵出口压力到零，即可确认为循环泵跳闸，此时应立即启动备用循环泵。若强合跳闸泵，应检查泵是否倒转；若倒转，严禁强合，以免电机过载和断轴。如无备用泵，则应迅速将负荷降到零，打闸停机。循环水泵出口压力、电机电流摆动，通常是循环水泵吸入口水位过低、网滤堵塞等所致，此时应尽快采取措施，提高水位或清降杂物。如果循环水泵出口压力、电机电流大幅度降低

3.3MW凝汽式汽轮机主汽门卡涩故障治理的论文资料

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4.汽轮机发生水冲击的现象原因及处理

首先是关于汽轮机发生水冲击的现象有：

(1) 主再热气温10分钟内下降50度或50度以上。

(2) 主汽门法兰处汽缸结合面，调节汽门门杆，轴封处冒白汽或溅出水珠。

(3) 蒸汽管道有水击声和强烈振动 3l`yy])t

(4) 负荷下降，汽轮机声音变沉，机组振动增大

(5) 轴向位移增大，推力瓦温度升高，差胀减小或出现负差胀。

汽轮机发生水冲击的原因有以下几种：

(1) 锅炉满水或负荷突增，产生蒸汽带水。

(2) 锅炉燃烧不稳定或调整不当。

(3) 加热器满水，抽汽逆止门不严。

(4) 轴封进水。

(5) 旁路减温水误动作。

(6) 主蒸汽，再热蒸汽过热度低时，调节汽门大幅度来回晃动。

汽轮机发生水冲击应做如下处理：

(1) 启动润滑油泵，打闸停机。

(2) 停射水泵，破坏真空，给水走液动旁路，稍开主汽管向大气排汽门。除通知锅炉以外疏水门外，全开所有疏水门。

(3) 倾听机内声音，测量振动，记录惰走时间，盘车后测量转子弯曲数值，盘车电动机电流应在正常数值且稳定。

(4) 惰走时间明显缩短或机内有异常声音，推力瓦温度升高，轴向位移，差胀超限时，不经检查不允许机组重新启动。

为防止发生水冲击，在运行维护方面着重采取如下措施；

(1) 当主蒸汽温度和压力不稳定时，要特别注意监视，一旦汽温急剧下降到规定值，通常为直线下降50度时，应按紧急停机处理。

(2) 注意监视汽缸的金属温度变化和加热器，凝汽器水位，即使停机后也不能忽视。如果发觉有进水危险时，要立即查明原因，迅速切断可能进水的水源。

(3) 热态启动前，主蒸汽和再热蒸汽管要充分暖管，保证疏水畅通。

(4) 当高加保护装置发生故障时，加热器不能投入运行。运行中定期检查加热器水位调节装置及高水位报警，应保证经常处于良好状态。加热器管束破裂时，应迅速关闭汽轮机抽汽管上的相应汽门及逆止门，停止发生故障的加热器。

(5) 在锅炉熄火后蒸汽参数得不到可靠保证的情况下，不应向汽轮机供汽。如因特殊需要（如快速冷却汽缸）应事先制定可靠的技术措施。

(6) 对除氧器水位加强监视，杜绝满水事故发生。

(7) 滑参数停机时，汽温，汽压按照规定的变化率逐渐降低，保持必要的过热度。

(8) 定期检查再热蒸汽和1,2级旁路的减温水门的严密性，如发现泄漏应及时检修处理。

(9) 只要汽轮机在运转状态，各种保护就必须投入，不得退出。

(10) 运行人员应该明确，在汽轮机低转速下进水，对设备的威胁更大，此时尤其要监督汽轮机进水的可能性。

5.跪求一篇关于汽轮机水冲击方面的论文8000字

论汽轮机水冲击事故 来源：中国论文下载中心 [ 09-07-08 10:24:00 ] 编辑：凌月仙仙 【论文摘要】汽轮机水冲击是造成汽轮机设备严重损坏的最恶性事故之一。

为防止水冲击事故的发生，参考有关专业资料、运行规程及部颁运行规程，结合我厂实际情况编写本措施。 机、炉、电、化等主要相关生产单位要教育运行人员认识水冲击的严重危害，认真学习和执行技术措施中的各项规定。

技术措施中未尽事宜执行运行规程中规定；现行运行规程规定与此技术措施有出入的，执行本措施规定。 【论文关键词】汽轮机 水冲击 事故 一、汽轮机水冲击的概念 汽轮机水冲击，即水或冷蒸汽（低温饱和蒸汽）进入汽轮机而引起的事故，是汽轮机运行中最危险的事故之一。

此类事故在国内外时有发生，会造成严重后果，因而要求锅炉和汽机运行人员予以高度重视。一旦发生此类事故，必须正确、迅速、果断地处理，以免造成汽轮机设备的严重损坏。

首先是关于汽轮机发生水冲击的现象有： （1）主再热汽温10分钟内下降50度或50度以上； （2）主气门法兰处汽缸结合面，调节气门门杆，轴封处冒白汽或溅出水珠； （3）蒸汽管道有水击声和强烈振动； （4）负荷下降，汽轮机声音变沉，机组振动增大； （5）轴向位移增大，推力瓦温度升高，差胀减小或出现负差胀。 二、水冲击的危害 （一）动静部分碰磨 汽轮机进水或冷蒸汽，使处于高温下的金属部件突然冷却而急剧收缩，产生很大的热应力和热变形，使相对膨胀急剧变化，机组强烈振动，动静部分轴向和径向碰磨。

径向碰磨严重时会产生大轴弯曲事故。 （二）叶片的损伤及断裂 当进入汽轮机通流部分的水量较大时，会使叶片损伤和断裂，特别是对较长的叶片。

（三）推力瓦烧毁 进入汽轮机的水或冷蒸汽的密度比蒸汽的密度大得多，因而在喷嘴内不能获得与蒸汽同样的加速度，出喷嘴时的绝对速度比蒸汽小得多，使其相对速度的进汽角远大于蒸汽相对速度进汽角，气流不能按正确方向进入动叶通道，而对动叶进口边的背弧进行冲击。 这除了对动叶产生制动力外，还产生一个轴向力，使汽轮机轴向推力增大。

实际运行中，轴向推力甚至可增大到正常情况时的10倍，使推力轴承超载而导致乌金烧毁。 （四）阀门或汽缸接合面漏气 若阀门和汽缸受到急剧冷却，会使金属产生永久变形，导致阀门或汽缸接合面漏汽。

（五）引起金属裂纹 机组启停时，如经常出现进水或冷蒸汽，金属在频繁交变的热应力作用下，会出现裂纹。如汽封处的转子表面受到汽封供汽系统来的水或冷蒸汽的反复急剧冷却，就会出现裂纹并不断扩大。

三、水冲击的原因及预防 汽轮机发生水冲击的原因比较多，但总结下来主要有以下几个方面： （一）锅炉方面 （1）锅炉蒸发量过大或不均，化学水处理不当引起汽水共腾。 （2）锅炉减温减压阀泄漏或调整不当，气压调整不当。

（3）启动过程中升压过快，或滑参数停机过程中降压降温速度过快，使蒸汽过热度降低，甚至接近或达到饱和温度，导致管道内集结凝结水。 （4）运行人员误操作以及给水自动调节器的原因造成锅炉满水。

（二）汽轮机方面 汽轮机启动过程中，汽水系统暖管时间不够，疏水不净，运行人员操作不当或疏忽，使冷水汽进入汽轮机内。 （三）其他方面 （1）再热蒸汽冷段采用喷水减温时，由于操作不当或阀门不严，减温水积存在再热蒸汽冷段管内或倒流入高压缸中，当机组启动时，积水被蒸汽带入汽轮机内。

（2）汽轮机回热系统加热器水位高，且保护装置失灵，使水经抽汽管道返回汽轮机内造成水冲击。 （3）除氧器发生满水事故，使水经除氧器汽平衡管进入轴封系统。

（4）启动时，轴封管道未能充分暖管和疏水，也可能将积水带到轴封内；停机时，切换备用轴封汽源，因处理不当使轴封供汽带水。 四、防止汽轮机水冲击的措施 （一）设计方面 （1）正确设置疏水点和布置疏水管。

在锅炉出口至汽轮机主汽阀间的主蒸汽管道上，每个最低点处均应设置疏水点；主蒸汽管道的疏水管不得与锅炉任何疏水管的联箱连接，再热蒸汽管道的最低点处亦应设置疏水点。 （2）汽封供汽管应尽可能短，在气封调节器前后以及汽封供汽联箱处均应装疏水管。

（3）疏水管应有足够的通流面积，以排尽疏水。 （4）设置可*的水位监视和报警装置，除氧器、加热器和凝汽器应装高水位报警；加热器水位高时，应有自动事故放水保护、抽汽逆止门应能自动关闭。

（二）运行维护操作方面 （1）在机组启、停过程中要严格按规程规定控制升（降）速、升（降）温、升（降）压、加（减）负荷的速率，并保证蒸汽过热度不少于80℃。 （2）蒸汽管道投用前（特别是轴封供气管道，法兰，夹层加热系统和高中压导汽管）应充分暖管，疏水，严防低温水汽进入汽轮机。

（3）要严密监视锅炉汽包水位，注意调整汽压和汽温。 （4）注意监视除氧器，凝汽器水位，防止满水。

（5）定期检查加热器水位调节及高水位报警装置；定期检查加热器高水位事故放水门、抽汽逆止门动作是否正常。 （6）机组热态启动前应检查停机记录和停机后汽缸金属温度记录。

若有异常应认真分析，查明原因，及时处理。 （7）启、停机过程中，应认真监视和记录各主要参数。

包。

6.汽轮机大轴弯曲的 原因 及防范

汽轮机大轴弯曲

大轴弯曲的现象

1. 机组发生异常振动，轴承箱晃动，轴封冒火花或形成火环

2. 胀差发生变化

3. 过临界转速时，振动明显增大

4. 惰走时间明显缩短，甚至发生急刹车现象

5. 晃动度超限，盘车电流摆动，连续盘车4小时不能消除，严重时盘车投不上

原因：

1. 启动前晃动度超过规程要求

2. 上下缸温差超限（疏水不畅，汽缸进水，下缸保温不良等）

3. 机组发生振动时未按规程规定紧急故障停机

4. 汽缸进冷水冷汽或主再热汽温突变

5. 汽封系统使用不当

6. 转子发生摩碰局部过热

7. 转子应力释放

处理：

1. 按照规程规定紧急故障停机

2. 未查明原因并消除，不得再次启动

预防措施：

1. 运行中注意监视主再热汽温的变化，10分钟下降50度时，应故障停机。左右蒸汽温差42度时，故障停机。

2. 注意监视汽封温度压力的变化，防止汽封带水。

3. 严密监视凝结器除氧器高低加水位，并根据其它表计判断，防止假水位，特别是冬季要注意防止表计上冻。

4. 注意胀差、汽缸膨胀、轴向位移、机组振动、高中压缸温度。

5. 启动前，注意缸壁温差和大轴挠度符合规程规定。

6. 启动前根据规程规定盘车。一般不少于2-4小时。

7. 升速过程中要注意监视机组的振动，如果有异常要查明原因。

8. 锅炉灭火时注意监视主再热气温，并注意及时关闭抽头电动门。

9. 防止汽缸进冷水冷汽，并注意监视缸壁温差的变化。

10. 热态启动时严格按热态启动的要求。

事故案例

1. 热态启动时由于汽封送的过小，真空又高，造成汽缸进低温汽。由于汽缸温度监视不够，没有发现异常，冲转时机组发生动静部分摩擦。

2. 由于汽缸滑销卡涩，机组发生摩擦，当升速中，转速有下降的现象，并且伴随机组振动。未及时故障停机，反而开大调速汽门升速，后停机后未查出汽缸膨胀有跳跃现象。反复多次启动，造成大轴弯曲。

3. 轴封高温汽进入汽缸夹层，对猫爪及第一汽封套局部加热较强烈，标高的变化和汽封套的变形，造成汽封套下径向间隙消失，产生摩擦。

4. 晃动表故障，晃动度一直是0.05MM，未引起重视，并且上下缸温差一直是0度。在下缸温度表失灵的情况下，启动过程中造成大轴弯曲。停机时汽缸以明显进水，而抄表人员未分析判断。

5. 高压旁路减温水门不严，并且高排逆止门不严，锅炉点火后造成，高压缸进水，未及时判断出汽缸进水，盲目启动造成大轴弯曲。

6. 滑参数停机中，汽温下降率过大，胀差明显超限，值长未及时命令打闸停机，造成大轴弯曲。

7. 停机后未及时停给水泵，造成一次汽打压，汽缸进水，未采取必要的措施，盲目启动，造成大轴弯曲。

8. 功率表无指示，由于接线错误，并网后有功功率和无功功率表均无指示，没有及时停机处理，使DEH系统在没有功率反馈的条件下，将高压油动机开到最大，根据发电机转子电流2000A，推算有功负荷在33-45MW，蒸汽流量在220t/h左右，促使高压胀差的变化率增大。

9. 华能汕头电厂2号机组在大修后的启动过程中，因漏掉对高压缸法兰加热左右侧回汽门的检查，左侧汽门实际开度很少，使高压缸左右法兰温差严重超限，监盘又较长时间没有发现，造成高压转子大轴弯曲事故

10. 蒸汽经轴封供汽门漏入汽缸，汽缸受到冷却，大轴发生塑性弯曲

7.300MW汽轮机运行特性分析毕业论文

一、项目提出的背景1.1 汽轮机'>300MW汽轮机电液控制系统 洛阳首阳山电厂二期2x汽轮机'>300MW汽轮机为日立公司TCDF-33.5亚临界压力、中间再热、双缸双排汽、冲动、凝汽式汽轮机，于1995年12月和1996年3月投产。

汽轮机调节系统为数字电液调节（D—EHG），采用低压汽轮机油电液调节。执行机构的设置为1个高压油动机带动4个高压调速汽门，2个中压油动机带动2个中压调速汽门。

每个油动机由一个电液伺服阀控制，1台汽轮机的3个油动机（CV、左右侧ICV）的电液伺服阀均为日本制造的Abex415型电液伺服阀。控制油和润滑油均采用同一油源即主油箱内的N32号防锈汽轮机油，在控制油路上安装一精密滤网（精度为51μm）。

1.2 存在问题 首阳LU电厂3、4号机组从1995年试运开始，机组启动冲转过程中经常出现油动机突然不动的现象，经检查控制系统正常，信号传输正常，均为伺服阀故障所致，伺服阀更换后调节系统恢复正常。机组在带负荷稳定运行和中压调节门活动试验日寸，也出现油动机不动的情况及油动机全开或全关的现象， 检查均为伺服阀故障。

伺服阀出现故障必须进行更换，而这种调节系统设计形式伺服阀无法隔离，只能被迫停机更换。首阳山电厂3、4号机组由于伺服阀原因造成的停机：2000年分别为8次、5次，2001年分别为1次、2次；截止到2002年6月仅3号机组由于伺服阀原因造成的停机就达4次。

对拆下来的故障伺服阀进行检查，发现其内部滤芯堵塞、喷嘴堵塞、滑阀卡涩。伺服阀内部滤芯堵塞引起伺服阀前置级控制压力过低，不能控制伺眼阀的第2级滑阀运动，致使油动机拒动（对控制信号不响应）；喷嘴堵塞油动机关闭；伺服阀卡涩，使油动机保持在全开或全关位置。

油质污染是造成上述故障的主要原因，油质污染造成伺阀卡涩的故障占伺服阀故障的85%[1]。1.3 油质状况及防止伺服阀卡涩的措施 由于3、4号机组试运时就经常发生伺服阀卡涩，移交生产后首阳山电厂对油质就非常重视，1996年成立了滤油班加强滤油管理，提高油质清洁度。

伺服阀卡涩频率比试运时降低了许多，但次数还比较多。 日立《汽轮机维护手册》标明，伺服阀可在等于或低于NASl638第7级污染程度的油质中良好工作。

二期油系统管路设计为套管形式，滤网后向伺服阀供油的控制油管位于润滑油回油管中无法取样监测，只能监视润滑油的清洁度。根据旧的《电厂用运行中汽轮机油质量标准》[2]中对油中机械杂质的要求是外观目视无杂质，1996年至今，每周化验3、4号机润滑油，油样透明、无杂质（有一段时间含少量水分，极少检查有杂质）。

新的《电厂用运行中汽轮机油质量标准》[3]除要求外观目视油中无机械杂质外，对油质提出了更高要求：250MW及以上机组要求测试颗粒度，参考国外标准极限值NASl638规定8-9级或MOOG规定6级；有的汽轮机'>300MW汽轮机润滑系统和调速系统共用一个油箱，也用矿物汽轮机油，此时油中颗粒度指标应按制造厂提供的指标，测试周期为每6个月1次。2001年对3、4号机组汽轮机油取样讲行颗粒度分析，运行油颗粒度均合格（见表1）。

伺服阀卡涩引起停机，对机组安全性影响非常大，且伺服阀卡涩引起机组非计划停运影响电厂的经济性。首阳山电厂采取了以下临时措施：（1）定期更换伺服阀，超过3个月后遇到机组停机进行更换；（2）定期切换控制油滤芯，并对其清洗；（3）滤油机连续运行时提高油质清洁度；（4）加强油质检验。

从运行看，因伺服阀卡涩引起停机次数有所减少。但尚无从根本上解决问题，为此经分析、研究提出一系列改造设想，如“采用独立的控制油源”、“不停机更换伺服阀”等，但由于系统改造量大、改造费用高或技术上不可行而均放弃。

经多方分析、调研，提出将伺服阀改型，选用抗污染性能较强的DDV阀的方案。二、Abex415型电液伺服阀2.1 工作原理 电液伺服阀是电液转换元件，又是功率放大元件，它把微小的电气信号转换成大功率的液压能输出，控制调速汽门的阀位。

它的性能优劣对电液调节系统影响很大，是电液调节系统的核心和关键。该伺服阀为射流管式力反馈二级电液伺服阀，为四通阀门，其作用是控制进出液压系统的油量，使其与输入的电信号成比例，主要由阀体、转距电动机（线圈、电枢）、永久性磁铁、第1级射流管、压力反馈弹簧、第2级滑阀、“O”形环、外壳等组成（见图1）。

其工作原理：少量液压油从油源流经滤网，然后流经连接在力矩马达转子上的软管，最后从喷油嘴流出。从喷嘴出来的油喷到2根集油管上，2根油管分别连于滑阀的两端。

无偏移时，每个集油管产生约二分之一的管道压力，因而无差压产生，所以滑阀平衡。电流流过力矩马达时即产生一定力矩，使力矩马达的转子转动一个小角度。

若转子为反时针转动，则喷油管向右移动，引起更多的油喷到右边的集油管上，即产生压力，而左边集油管产生较小的压力。这样滑阀上出现压差，引起滑阀向左移动。

滑阀一直向左移动直到回位弹簧产生的反力与力矩马达产生的力相等为止。这时滑阀处于一新的平衡位置。

第2级电流成正比。如电流极性相反，则滑阀移到另一侧。

2.2 主要特点 。

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