汽轮机的运行维护
运行中对汽轮机设备进行正确的维护、监视和调整，是实现安全、经济运行的必要条件。为此，机组正常运行时要经常监视主要参数的变化情况，并能分析其产生变化的原因。对于危害设备安全经济运行的参数变化，根据原因采取相应措施调整，并控制在允许的范围内。
汽轮机运行中的主要监视项目，除汽温、汽压及真空外，还有监视段压力、轴向位移、热膨胀、转子(轴承)振动以及油系统等。
在正常运行过程中，为保证机组经济性，运行人员必须保持：规定的主蒸汽参数和再热蒸汽参数、凝汽器的最佳真空、给定的给水温度、凝结水最小过冷度、汽水损失最小、机组间负荷的最佳分配等。
一、汽轮机运行中的监视
1．负荷与主蒸汽流量的监视
机组负荷变化的原因有两种：一种是根据负荷曲线或调度要求由值班员或调度员主动操作；另一种是由于电网频率变化或调速系统故障等原因引起。
负荷变化与主蒸汽流量变化的不对应一般由主蒸汽参数变化、真空变化、抽汽量变化等引起。遇到对外供给抽汽量增大较多时，应注意该段抽汽与上一段抽汽的压差是否过大，避免因隔板应力超限及隔板挠度增大而造成动静部件相碰的故障。
当机组负荷变化时，对给水箱水位和凝汽器水位应及时检查和调整。
随着负荷的变化，各段抽汽压力也相应地变化，由此影响到除氧器、加热器、轴封供汽压力的变化，所以对这些设备也要及时调整。轴封压力不能维持时，应切换汽源，必要时对轴封加热器的负压要及时调整。负压过小，可能使油中进水；负压过大，会影响真空。增减负荷时，还需调整循环水泵运行台数，注意给水泵再循环门的开关或调速泵转速的变化、高压加热器疏水的切换、低压加热器疏水泵的启停等。
2．主蒸汽参数的变化
一般主蒸汽压力的变化是锅炉出力与汽机负荷不相适应的结果，而主蒸汽温度的变化，则是锅炉燃烧调整、减温水调整、直流炉燃水比不当、汽包炉给水温度因高压加热器运行不正常发生变化等所致；主蒸汽参数发生变化时，将引起汽轮机功率和效率的变化，并且使汽轮机通流部分的某些部件的应力和机组的轴向推力发生变化。汽轮机运行人员虽然不能控制汽压、汽温，但应充分认识到保持主蒸汽初参数合格的重要性，当汽压、汽温的变化幅度超过制造厂允许的范围时，应要求锅炉恢复正常的蒸汽参数。
3．再热蒸汽参数的监视
再热蒸汽压力是随着蒸汽流量的变化而变化的。再热蒸汽压力的不正常升高，一般由中压调速汽门脱落或调节系统发生故障而使中压调速汽门或自动主汽门误关引起的，应迅速处理，设法使其恢复正常。
再热蒸汽的温度主要取决于锅炉的特性和工况。再热蒸汽温度变化对中压缸和低压缸的影响，类似于主蒸汽温度的变化，在此不再赘述。
4．真空的监视
真空是影响汽轮机经济性的主要参数之一，运行中应保持真空在最有利值。真空降低，即排汽压力升高时，汽轮机总的比焓降将减少，在进汽量不变时，机组的功率将下降。如果真空下降时继续维持满负荷运行，蒸汽量必然增大，可能引起汽轮机前几级过负荷。真空严重恶化时，排汽室温度升高，还会引起机组中心变化，从而产生较大的振动。所以，运行中发现真空降低时，要千方百计找到原因并按规程规定进行处理。
末级长叶片对允许的最低真空也有严格规定。
5．胀差的监视
正常运行中，由于汽缸和转子的温度已趋于稳定，一般情况胀差变化很小，但决不能因此而放松对它的监视。当机组运行中蒸汽温度或工况大幅度快速变动时，胀差变化有时也是较大的。如：机组参与电网调峰时、负荷变化速率较大。主蒸汽、再热蒸汽温度短时内有较大的变化，汽缸夹层内由于导汽管泄漏有冷却蒸汽流动，汽缸下部抽汽管道疏水不畅等都将引起胀差的变化。特别是在高压加热器发生满水，使汽缸进水时，胀差指示很快就会超限，应引起注意。
6．对其他表计的监视
正常运行中，运行人员在监视时，还要注意润滑油温、油压、轴承金属温度、各泵电流等。如发生异常，只要及时发现，就应得到正确处理。
二、汽轮机运行中的监督
1．汽轮机通流部分结垢的监督
定期监督汽轮机通流部分可能堆积的盐垢，是汽轮机安全和经济运行的必要条件。喷嘴和叶栅通道结有盐垢，将导致通道截面积变窄，而使结垢级各级叶轮和隔板压差增大，比焓降增加；应力增大，使隔板挠度增大，同时引起汽轮机推力轴承负荷增大。汽轮机的配汽机构也可能结垢，使汽门和调速汽门卡涩，在甩负荷时将导致汽轮机严重超速的事故。
在凝汽式汽轮机中，通流部分的结垢监视是根据调节级压力和各段抽汽压力(最后一、二级除外)与流量是否成正比而判断的，一般采用定期对照分析调节级压力相对增长率的方法。
当新蒸汽维持额定参数和各段抽汽均投入运行时，在相同的蒸汽流量下，调节级压力的相对增长率ΔP 按下式计算：
()%100/?''-=?P P P P
式中 P ‘——叶片干净时的调节级压力(MPa)；
P ——叶片运行时的调节级压力(MPa)。
一般规定，冲动式机组调节级压力的相对增长率不应超过10％，反动式机组不应超过5％。近代大型冲动式汽轮机常带有一定的反动度，因此该增长率控制应较纯冲动式机组更严格，制造厂都有规定。此公式也可用于其他监视段的监视，这样有助于推断结垢的段落及结垢速度。
有时压力的升高也可能是其他的原因造成的。如：某一级叶片或围带脱落并堵到下级喷嘴上，一、二段抽汽压力同时升高，说明是中压调门或高压缸排汽逆止门关小或加热器停运等情况。这就需要根据具体情况做全面分析，特别是要看压力升高的情况是在短时内发生的，还是长期的渐变过程。
汽轮机通流部分结垢的原因，主要是蒸汽品质不良引的，而蒸汽品质的好坏又受到给水品质的影响。所以，要防止汽轮机结垢，首先要做好对给水和蒸汽品质的化学监督，并对汽、水品质不佳的原因及时分析，采取措施。
2．轴向位移的监视
汽轮机转子的轴向位移是用来监视推力轴承工作状况的。近来，一些机组还装设了推力瓦油膜压力表，运行人员利用这些表计监视汽轮机推力瓦的工作状况和转子轴向位移的变化。
汽轮机轴向位移停机保护值一般为推力瓦块乌金的厚度减0．1—0．2mm ，其意义是当推力瓦乌金磨损熔化而瓦胎金属尚未触及推力盘时即跳闸停机，这样推力盘和机组内部都不致损坏，机组修复也比较容易。
在推力瓦工作失常的初期，较难根据推力瓦回油温度来判断。因为油量很大，反应不
灵敏，推力瓦乌金温度表能较灵敏地反映瓦块温度的变化。但是运行机组推力瓦块乌金温度测点位置及与乌金表面的距离，均使测得的温度不能完全代表乌金最高温度。因此，各制造厂根据自己的经验制定了限额。油膜压力测点能够立即对瓦块负荷变化作出反应，但对油膜压力的安全界限数值，目前还不能提出一个共同的标准。
当轴向位移增加时，运行人员应对照运行工况，检查推力瓦温度和推力瓦油回温度是否升高及差胀和缸胀情况。如证明轴向位移表指示正确，应分析原因，并申请做变负荷试验，做好记录，汇报上级，并应针对具体情况，采取相应措施加以处理。
3．汽轮机的振动及其监督
不同机组、同一台机组的不同轴承，各有其振动特点和变化规律，因此运行人员应经常注意机组振动情况及变化规律，以便在发生异常时能够正确判断和处理。
带负荷运行时，一般定期在机组各支持轴承处测量汽轮机的振动。振动应从三个方面测量，即从垂直、横向和轴向测量。垂直和横向测量的振动值视转子振动特性而定，也与轴承垂直和横向的刚性有关。每次测量轴承振动时，应尽量维持机组的负荷、参数、真空相同，以便比较，并应做好专用的记录备查，对有问题的重点轴承要加强监测。运行条件改变、机组负荷变化时，也应该对机组的振动情况进行监视和检查，分析振动不正常的原因。
正常带负荷时各轴承的振动在较小范围内变化。当振动增加较大时(虽然在规定范围内)，应向上级汇报，同时认真检查新蒸汽参数、润滑油温度和压力、真空和排汽温度、轴向位移和汽缸膨胀的情况等，如发现不正常的因素，应立即采取措施予以消除，或根据机组具体情况改变负荷或其他运行参数，以观察振动的变化。
大容量汽轮机越来越注重提高其支撑质量和刚性，转子轴颈和轴承之间的油膜对振动的阻尼不可忽视，使轴承振动往往不能反映汽轮机转子的真正振动情况。因此，现代300MW 汽轮机大部分都配有直接测量轴颈振动的装置。现场经验证明，轴振不但比轴承振动能更灵敏地反映汽轮机振动情况，而且还可利用轴振和轴承振动值与相位的差，进一步分析机组振动的原因。
表8—2给出某厂350MW汽轮机正常运行的主要控制指标。
表8—2 某厂350MW汽轮机正常运行的主要控制指标
三、汽轮机组运行的优化管理
1．运行优化管理工作的主要内容
汽轮机组运行中各种参数的变化，如汽压、汽温、真空都将影响到机组运行的经济性与安全性，如何使各种参数及辅机运行方式最接近理想的状态，即是优化管理的目标。机组运行的优化管理是对机组运行性能的在线技术分析，及时发现问题，及时进行改进和调整，
所以，这是一种动态管理模式。
机组运行优化管理工作的内容主要有以下几方面：
(1)根据机组的设计参数及数据、机组目前设备的性能状况，分析节能潜力。
(2)从机组设备和运行方式两方面进行改进和试验调整，确定机组可能达到的最佳运行方式和各性能指标。
(3)根据机组的实际情况，建立机组性能计算及耗差分析模型，研制机组在线数据采集、检测及性能计算系统。
(4)实施机组性能在线监测，为运行操作人员提供在线优化运行的调整依据。
(5)建立以供电煤耗为考核指标的节能管理体系，并利用计算机在线系统进行动态运行考核。
(6)建立以在线检测系统为基础的机组运行优化管理考核机制，明确运行、专职及有关部门领导等人员对机组运行优化管理的职责要求。
2．运行优化管理的思路
在以上工作的基础上，利用计算机实时网络系统建立优化在线监测系统，它包括实时数据采集、热力系统主要流程有关画面参数的显示、性能计算及提供耗差分析图表、提供以可控耗差为基础考核的月度班统计值、提供历史数据的查询、统计报表的打印、为运行人员提供简单扼要的操作量等。正常运行中，该系统可根据不同的工况及外界条件的变化(如环境温度、燃料品质等)，计算出当时工况下的真空系统、回热系统、汽水系统等的实际性能值，并与优化试验结果及机组设计数据确定的机组性能值(即当时工况下应达到的最佳性能值)进行比较，得出各性能值的耗差，运行人员即可从该系统的耗差分析、显示中找出影响当前机组运行经济性的主要问题，从而通过调整运行方式或运行参数使机组运行工况最大限度的接近最优的状态。例如，在一定的负荷和循环水进水温度条件下，对于已有的凝汽器来说，增加循环水流量可以使凝汽器压力降低，使汽轮机做功增加。但增加循环水量必然增加了循环水泵的耗功，只有在增加循环水量使汽轮机增加的做功大于循环水泵由此而增加的耗功时才是合理的。在优化管理系统的耗差分析中，运行人员的调整目标就是使凝汽器压力耗差与循环水泵电耗耗差之和达到最小值，此时机组的真空即为最佳真空。
又如对于主蒸汽压力来说，在不影响安全的情况下，压力越高的机组效率越高，但这只适用于额定工况下的情况。在调峰减荷至部分负荷工况时，如果仍维持较高的主蒸汽压力，则将使调门节流损失增加，调节级效率降低，使给水泵由于维持较高的给水压力而耗功增加，使高压缸排汽温度降低。再热蒸汽温度和降低，因而降低了机组效率。所以，调峰运行的机组一般应采用滑压运行的方式。在运行中，最佳的主蒸汽压力应使主蒸汽压力降低产生的耗差、高压缸效率(调门节流损失)的耗差与小汽机用汽量的耗差三者之和达到最小值。
对于回热系统和汽水系统，不论什么工况，总之各加热器只要控制好水位，保持加热器上、下端差在设计值之内即能达到最佳状态。主蒸汽、再热蒸汽温度应保持设计值，过高将影响到汽轮机金属部件的寿命，偏低则不论什么工况都将使机组效率降低。
四、汽轮机寿命管理
汽轮机寿命管理，是实现机组科学管理的一项重要工作。汽轮机使用寿命控制的主要内容，就是在汽轮机启停及变负荷运行时，最大限度的提高启停速度及响应负荷变化的能力，防止裂纹萌生或降低裂纹的扩展速率，延长汽轮机使用寿命，推迟机组的老化，在安全的基础上，实现长期的经济运行。
关于汽轮机寿命问题国外早有研究。对寿命监测、损耗以及合理的分配进行了一系列分析、试验。为汽轮机管理和运行提供了合理的指导。现在国外制造厂及运行单位一般对制造和使用的机组都作寿命分析和评价，从而得到合理的安全的运行。
我国研究国产汽轮机寿命已有多年，已积累了相当多的数据和经验。
汽轮机寿命取决于其最危险部件的寿命。一般来讲，汽轮机转子作为汽轮机的一个关
键部件，其材料性能、几何形状和运行工况都对汽轮机的正常运行影响很大，汽轮机转子的工作环境较恶劣，热应力变化大，运行温度高，不仅引起低周疲劳损伤，而且还要引起高温蠕变损伤；另外，转子旋转速度高，应力集中部位多，一旦出现裂纹既不能用改变运行方式来阻止裂纹的继续扩展又不易修复，还容易造成转子转动的不平衡，因此转于是整个机组中最危险的部件，它的寿命决定了整台汽轮机的寿命。
汽轮机寿命指的就是转子寿命，一般分为无裂纹寿命和剩余寿命两种。所谓无裂纹寿命是指转子从第一次投运开始直到产生第一条工程裂纹(约0．5mm长，0．15mm深)为止所经历的运行时间，无裂纹寿命又称致裂寿命。根据断裂力学分析，当出现了第一条裂纹时并不意味着转子寿命的终结，还有一定的剩余寿命，而且这一部分寿命在总寿命中占有相当大的比例，只有当裂纹扩展超过临界裂纹时才会出现裂纹失稳扩展造成转子断裂。所以剩余寿命是指从产生第一条工程裂纹开始直到裂纹扩展到临界裂纹为止所经历的安全工作时间。无裂纹寿命和剩余寿命之和就是转子的总寿命。
汽轮机寿命管理的任务就是正确评价汽轮机部件的寿命(包括无裂纹寿命和剩余寿命)，合理分配机组服役期内各种．工况下的寿命损耗率，延长汽轮机的使用寿命。做好机组寿命管理工作，有助于合理使用材料，充分利用设备潜力，避免灾难性事故的发生。
汽轮机寿命管理包含两层内容：第一是国家宏观指定的服役年限内，如何合理分配、有效使用汽轮机寿命，制定汽轮机寿命分配表，指导运行，以取得最大的经济效益；第二是进行汽轮机寿命的离线或在线监测，对汽轮机寿命和实际损耗做到心中有数，保证汽轮机的安全运行。
1．汽轮机寿命分配
目前通常认为汽轮机的服役年限为30年。在这30年里的时间内，如何合理分配汽轮机寿命，充分利用汽轮机的寿命，以取得最大的经济效益是汽轮机寿命分配的出发点。
汽轮机寿命分配与机组接带负荷的性质有密切的关系。对于带基本负荷的机组，汽轮机寿命的损耗主要为高温蠕变和正常检修而需要的启、停的低周疲劳对汽轮机寿命的损耗。若年平均运行以7000h计算，30年内共计蠕变寿命损耗约占总寿命的25％。此外，考虑不定因素(如负荷、蒸汽参数波动，事故带厂用电运行等)的损耗后，剩余小于75％的寿命可分配给汽轮机启、停时使用。接带基本负荷的机组，终生启、停次数少，因此，每次启、停的寿命损耗率可以分配得较大，可选用较高的升温率启动和快速冷却法停机，以缩短机组启、停过程的时间，提高机组运行时间，多发电。
对调峰机组，除检修、维护需要的正常启、停机以外，还应根据电网的要求安排一定次数的热态启动和一定范围内的负荷变动。负荷变化量(率)和热态启、停次数(速度)应视电网的要求而定。如果一味追求汽轮机寿命而减少负荷变化量(率)或减少热态启、停次数(速度)则失去了调峰机组的意义。表8—3为日本某公司推荐的350MW汽轮机寿命分配表。
表8—3 日本三菱公司350MW机组的寿命分配
(1)带厂用电和极热态启动应力水平最高，每次寿命损耗都在0．03％左右。因此，大容量机组从高负荷突变成低负荷运行，或者在高负荷下突然停机再立即启动接带较低负荷时，易形成很大的温差，故尽可能避免这种方式运行，或者尽量缩短这种方式的运行时间，如表8—3，在30年内运行期间仅允许出现10次。
(2)在正常负荷变化工况下，尽管应力水平不高，疲劳寿命损伤也较小，但由于次数多，所以30年内寿命损耗达30％，计划30年内发生12000次变化，每年平均400次。这个数据应很好掌握，对于各种机组应加以控制，否则将可能缩短使用寿命。
(3)热态和温态启动共损耗寿命47．3％，两者的应力水平相近，每次的寿命损耗率在0．01％左右，计划安排在30年内分别启动3000次和1000次，即每年100次和30次，按目前我国的实际情况，三菱机组的调峰性能较强。
2．汽轮机寿命监测
汽轮机寿命分配虽然为运行人员预先给定了运行方案及寿命损耗率，但是，在实际工作过程中，由于不可预测的因素存在，可能导致实际寿命损耗率与预测值有较大偏差，因此，有必要对汽轮机寿命进行监测。
汽轮机寿命监测就是定期或不定期(每次启、停中或启停后)地对汽轮机寿命的实际损耗情况进行核算，以确保机组的安全运行。
监测的方法有两种：离线监测与在线监测。
离线监测：一方面定期地对汽轮机转子的蠕变损耗进行统计计算；另一方面在每次启、停机之后或负荷大幅度(或快速)变动之后，根据调节级出口的蒸汽温度变化曲线，查取各个阶段的温度变化量和温度变化率(或经历时间)，计算其热应力以及寿命的损耗率或直接在转子寿命曲线上查取极限疲劳循环周次，从而计算出寿命的损耗率。
在线监测：则是将调节级出口蒸汽压力、温度、汽轮机转速等相关参数转化为数字信号输入微机，微机按预先给定的数学模型以时间为第二变量进行追踪计算，求出监督部位的热应力及相应的寿命损耗率，随时将计算结果输送到终端或进行显示和打印，实时指导运行人员进行参数的调整，为汽轮机的寿命管理描绘了一个美好的前景。
3．汽轮机寿命诊断方法
图8—11为汽轮机寿命诊断方法的概要，该方法是在对实际机组部件进行调查并作广泛的时效老化研究的基础上，以在寿命诊断实践中能取得成效为目的而建立的，它具有无损检
验与理论计算并用，而且能充分考虑到材料的时效老化的特点，下面简要介绍寿命诊断方法。
图8—11 汽轮机寿命诊断方法框图
(1)根据部件材料使用条件下的温度、应力分布用有限元进行寿命诊断分析，在该材料特性中的循环应力、应变关系需要考虑时效老化的影响。用软化检查结果进行修正。
(2)在计算寿命损耗时，要考虑过去运行历史的积累损伤，时效老化的影响，在其材料主要特性中的蠕变断裂特性、低周疲劳特性用软化检查结果进行修正。
(3)剩余寿命的计算应结合将来运行计划，以循环周次满足由蠕变损伤和疲劳损伤综合作用下开始产生裂纹为计算依据。
(4)将来的材料劣化情况可以依靠以往测量数据的趋势来预测。
(5)对于现在已经有裂纹或缺陷的部位或判断不久将会发生裂纹的部位，要进行裂纹扩展计算。在此也要考虑时效老化的影响，用脆化检查的结果对材料特性中的裂纹扩展特性和断裂韧性进行修正。
以上评价的结果，如果与过去大修记录相对照无矛盾或遗漏的话，那么就可以决定机
组的某一部件或部位是需要补修还是更换或是限制运行等措施。
绥电B厂电气运行技术问答 发电机正常运行时，励磁回路之间有一定的绝缘电阻和分布电容，它们的大小与发电机转子的结构、冷却方式等因素有关。当转子绝缘损坏时，就可能引起励磁回路接地故障，发电机转子绕组的接地故障包括一点接地和两点接地。接地是指励磁绕组绝缘损坏或击穿而使励磁绕组导体与转子铁芯相接触。发电机转子一点接地是一种较为常见的不正常的运行状态。发生一点接地后，无电流流过故障点，不形成电流通路，无电流流过故障点，励磁电流仍保持正常，对发电机并无直接危害，但转子绕组对地已产生电压，当系统发生各种扰动时，电压可能出现较大值，极易造成另外一点接地，从而形成两点接地短路，即发生两点接地故障时会形成部分线圈短路，这是一种非常严重的短路事故。其后果是：⑴转子绕组的一部分短路，另一部分绕组的电流增加，转子磁场发生畸变，力矩不平衡，这就破坏了发电机气隙磁场的对称性，引起发电机的剧烈振动，同时无功出力降低。⑵故障点流过很大的短路电流，接地电弧将烧坏励磁绕组和转子本体. 接地电流有时还造成转子和汽轮机叶片等部件被磁化。⑶转子本体局部通过转子电流，引起局部发热，使转子发生缓慢变形，而造成偏心加剧机体震动。 1、邹县电厂真空严密性试验实际如何操作？是否停止真空泵？ 答：邹县电厂真空严密性试验在机组负荷800MW运行稳定的情况下进行试验，试验时首先解除所有备用真空泵的联锁，然后停止真空泵运行，检查真空泵入口门联关，当所有真空泵停止后30s开始计时，以后每分钟记录一次真空值，记录8分钟。取后5分钟的真空记录值计算出真空平均下降速度。合格标准：0.133kpa/min优秀；0.266kpa/min良好；0.399kpa/min 合格。 2、轴加出口至凝结水贮水箱管路作用？
1、凝汽器的的作用是什么？ 答：凝汽器的作用是把汽轮机排出乏汽凝结成水，在汽轮机排汽口建立并保持高度真空。 2、什么是凝汽器的最有利真空？ 答：当提高真空使汽轮发电机组增加的电功率与增加冷却水流量所造成的循环水泵多耗的电功率之差值为最大时，对应的凝汽器真空即称为最有利真空（也称为经济真空）。 3、加热器端差增大原因可能有那些？ 答：（1）加热器受热面结垢，使传热恶化。 （2）加热器内积聚空气，增加了传热热阻。 （3）水位过高，淹没部分管束，减少了换热面积。 （4）抽汽门或止回阀未全开或卡涩。 （5）旁路门漏水或水室隔板不严使短路。 4、除氧器的作用是什么？ 答：除氧器的作用就是除去给水中的氧气，保证给水品质。同时除氧器也是一级混合式加热器。 5、试述热力除氧原理。 答：加热除氧器的工作原理是这样的：用压力稳定的蒸汽通入除氧器内，把水加热到除氧器压力下的饱和温度，在加热过程中，水面上蒸汽分压力逐渐增加，气体分压力逐渐降低，使溶解在水中的气体不断地逸
出，待水加热到饱和温度时，气体分压力接近于零，水中气体也就被除去了。 6、什么叫“自生沸腾”？ 答：自生沸腾是指：过量较高压力疏水进入除氧器时，其热量足以使除氧器给水不需抽汽加热即可达到沸腾，这种情况将使除氧器内压力升高，排汽量增大，内部汽水流动工况受到破坏，除氧效果恶化。 7、凝结水泵空气管有什么作用？ 答：因为凝结水泵开始抽水时，泵内空气难以从排气阀排出，因此在上部设有与凝汽器连通的抽气平衡管，以便将空气排至凝汽器由抽气器抽出，并维持泵入口腔室与凝汽器处于相同的真空度。这样，即使在运行中凝结水泵吸入新的空气，也不会影响泵入口的真空度。 8、离心泵都有那些主要零部件？ 答：离心泵的主要零部件有叶轮、吸入室、压出室、径向导叶及流道式导叶、密封环、密封机构、轴向力平衡机构、轴承部件、轴承等。 9、给水泵在运行中入口发生汽化有哪些象征？ 答：给水泵在运行中入口发生汽化的象征有：泵的电流、出口压力、入口压力剧烈变化，本内伴随有“沙沙”声音。
文件编号：RHD-QB-K5011 （解决方案范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 汽轮机运行中的技术与安全措施标准版本
汽轮机运行中的技术与安全措施标 准版本 操作指导：该解决方案文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时进行更好的判断与管理。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 一、机组达到3000转/分且转速大辐度摆动并不上网的技术措施： 1、注意检查主、再热蒸汽压力情况，联系锅炉降低压力。 2、如果因真空太高，此时可手动微开真空破坏门，适当降低真空，增大进汽量，以稳定转速。 3、联系锅炉，关闭高压旁路，以增大高压缸进汽量，维持转速以便并网。 二、开机过程中真空下降的技术措施： 1、检查真空破坏门是否关闭严密。
2、检查真空泵组是否工作正常。 3、汽封压力是否太低，送汽封是否及时。 4、凝结器水位是否太高，注意控制凝结器水位。 5、真空式阀门应检查注水是否正常，以免真空系统不严密，致使真空下降。 6、检查循环水一次滤网是否堵塞严重，致使循环水量减小，导致真空下降。 7、联系热工检查表计和测点是否正常。 三、停机过程中的防范措施： 1、主、再热蒸汽温度的下降速度要控制在1.5—2.5℃/分，以免下降过快而引起汽缸和转子的应力增加和负胀差增大。 2、联系锅炉要先降温后降压，严格根据滑停曲线进行。
3、主、再热蒸汽温度始终保持50℃过热度。 4、如主汽温度低于高压缸下半壁温度35℃以上时，应停止降温降压，以免发生水冲击。 5、注意调整汽封压力。 6、主、再热蒸汽温差≤40℃. 7、注意轴向位移、推力瓦温度、轴承回油温度、振动的监视及机内磨擦声。 四、首次机组启动应作好如下技术和安全措施： 1、严格按照规程规定的压力、温度，达到冲转条件开始冲转。 2、一经冲转，盘车应立即脱开。否则应立即打闸停机。 3、冲转后要注意倾听机组内部声音。 4、严密监视汽缸内外壁温度不超过规程规定的范围，防止汽缸变形。
1、机油净化装置如何投入？ 答：1、启动真空泵，开启真空阀、油、水分离塔与真空分离塔的切换阀； 2、真空达0.06Mpa时，停止真空泵，关闭真空阀； 3、水室排水阀向引水阀注水至最低水位处； 4、调节真空泵油净器上真空泵的进油量，使真空泵油位保持略低与中心线； 5、启动真空泵，当真空度达最大值时微开充气阀，使真空保持在0.075～0.095Mpa； 6、开启进油阀，当真空室油位达中心线时启动排油泵； 7、开启真空泵油净化器进、出油阀，使真空泵油位保持正常； 8、根据油质情况，开启某个切换阀选用其中的某种净化功能。 2、主机油净化装置油位控制电磁阀是带电关闭还是失电关闭？ 答：带电关闭的，失电开启。 3、投密封油备用油源时，高、低压备用油源间联络门处于何种状态？为什么？ 答：高、低压备用油源间联络门应处于开启状态。因为正常运行中高压备用油源的备用差压阀是处于关闭备用的，当氢、油压差达0.056Mpa时，备用油源才能投入。所以在正常运行中，如果联络门不开，因没有油流过，将导致减压阀不起作用，使安全门频繁动作，因此要求此门应处于开启状态。 4、密封油系统中平衡阀的工作原理？ 答：平衡阀平衡活塞的上侧引入空侧密封油，下侧引入被调节并输出的氢侧密封油压。此两种油压分别作用在平衡活塞的两面，当空侧油压高于氢侧油压时，平衡活塞带动阀芯向氢侧移动，加大阀门开度，使氢侧油两增加，，则进入密封瓦的氢侧油压随之增加，直至达到新的平衡；反之平衡活塞带动阀芯向空侧移动，减小阀门的开度，使氢侧油量减少，其压力也随之减少，直至达到新的平衡。 5、密封油系统中差压阀的工作原理？ 答：压差阀的活塞上面引入机内氢气压力（压力为p1），活塞下面引入被调节并输出的空侧密封油（压力为p），活塞自重及其配重片重量（或调节弹簧）之和为p2（可调节），则使p=p1+p2（上下力平衡）。 当机内氢气压力p1上升时，作用于活塞上面的总压力（p1+p2）增大，使活塞向下移动，加大三角形工作油孔的开度，使空侧油量增加，则进入空侧密封瓦的油压随之增加，直到达到新的平衡；当机内氢气压力p1下降时，作用于活塞上面的总压力（p1+p2）减少，使活塞上移，减少三角形油孔的开度，使空侧油量减少，压力p随之减少，直到达到新的平衡。 6、我厂300MW汽轮机供油系统主要由那些设备组成？ 答：汽轮机供油系统主要由主油泵、注油器、电动交流润滑油泵、电动直流润滑油泵、顶轴油泵、冷油器、滤油器、电热器、油箱等组成。 7、我厂300MW主油泵的作用？ 答：在额定转速或接近额定转速运行时，主油泵供给润滑油系统的全部压力油，包括压力油总管，机械超速遮断和手动遮断压力油总管，高压和低压密封油备用油总管的用油。 8、启动油泵的作用？
汽机运行技术试题 135MW机组汽轮机运行考题 姓名得分 1. 填空题（每空格1分） 1.1 135MW机组高、中压缸内主蒸汽是逆向流动的，即高中压缸是对称式布置的，低压缸为对称流式布置。 1.2 135MW机组共装有4 个高压调节汽门，有2 个高压自动主汽门。 1.3 135MW机组共装有2 个中压联合汽门，每个中压联合汽门由1 个中压主汽门和1 个中压调节汽门同装在一个壳体内，其动作是分开的，阀门结构是紧凑的。 1.4 135MW机组高压缸为双层缸结构，汽轮机共有3 个转子，都是整体锻造。 1.5 高压缸与前轴承箱采用工字梁联接，推力轴承布置在#2 轴承箱内。 1.6 推力轴承中有工作瓦和非工作瓦两种瓦块型式，当汽轮机转子推力盘紧靠工作瓦块时，轴向位移定位为零位。 1.7 给水泵的前置泵作用是提高给水泵入口压头，增加汽蚀余量。. 1.8 给水泵备用时，常采用倒暖的暖泵方式。 1.9 凝汽设备主要由凝汽器、真空泵、循泵等组成。 1.10 为保证凝结水质，凝汽器常采用表面式换热方式。 1.11 凝汽器端差指的是排汽温度与循环水出水之差。 1.12 循环水流量与排汽量之比称为循环水冷却倍率。 1.13 凝汽器排汽压力随着排汽量、循环水量、循环水温度的变化而变化的特性叫凝汽器的热力特性。 1.14 超高压以上的机组，高压缸一般作成窄式，以减少汽缸的内外壁温差，从而加快开机速度和缩短带负荷时间。 1.15 双层缸启机时，必须在汽缸夹层通入加热蒸汽，以防止出现较大胀差。 1.16 为控制上、下缸温差，减小热应力，启机时应控制升温升压速度。 1.17 一级旁路系统的作用是高压缸不进汽时维持再热器蒸汽流量，避免干烧。 1.18 机组冷态启机暖管的目的是充分疏水和减少热应力。 1.19 冷态开机，胀差多为正值，热态开机，胀差多为负值。 1.20 真空严密性试验时，真空下降速度大于466pa/min 时为不合格。 1.21 凝汽器铜管结垢时，端差会增加，循环水温升将减少。 1.22 循环水漏入凝汽器汽侧时，凝结水水位增加，过冷度增加。 1.23 机组通流部分结垢时，会使反动度增加，轴向推力增加。 1.24 润滑油MPa压低至0.07MPa 时联动交流润滑泵，低至0.04 MPa 时联动直流润滑泵，低至0.04 时停机，润滑油压低至0.03MPa 时连跳盘车。 1.25 机组轴向位移达到0.8或-1.0mm 时报警，达到1.0或-1.2mm 时停机。 1.26 我公司13.5万机组汽机型式为超高压中间再热。 1.27 我公司13.5万机组汽机高中压转子临界转速是1664rpm ，低压转子临界转速是2325rpm ，发电机转子临界转速是1285rpm 。 1.28 我公司13.5万KW机组汽机共有7 级抽汽加热器，其中#1低加加热器布置在凝汽器中，为混合加热器。
汽轮机试题库 一、填空 1、除氧器并列前应检查，并使两台除氧器的（水位）、（压力）、（水温）基本相同，否则不能并列。 2、正常运行中，除氧器压力维持在（0.02~0.04） 3、正常运行中，除氧器水温应控制在（102~104℃） 4、正常运行中，除氧器水位保持在（2/3）左右，高于（3/4）或低于（2/5）报警。 5、双减在运行期间应经常监视其出口（压力）、（温度），保持在规定范围之内。 6、机组停运后，后汽缸排汽温度降至50℃以下时，停冷凝器。 7、凝结水过冷却度应在（1~2℃），最大（3℃）。 8、冷凝器两侧循环水出水温度差不大于（2℃）。 9、冷凝器端差，应在（7~12℃）之间。 10、热井水位应维持在（1/2）左右。 11、凝结水硬度正常运行中不大于（3），启动时不大于（20）方可回收。 12、正常运行中，凝结水含氧量不大于（50）。 13、开机时油温达40℃时投入冷油器，保持润滑油温在（35~45℃）之间。 14、若冷油器停后备用，其出口油门、出口水门应在（开启）位置。 15、当发电机风温达（30℃）时，投入空冷器，保持发电入口风温在（20~35℃之间），最高不超过（40℃）。 16、发电机两侧进口风湿差不应超过（3℃）。 17、低加的投入1#机组应在负荷大于1500，2#、3#机组应在负荷大于（3000）时进行。 18、正常运行中，低加水位保持在（1/2）左右，最高不超过（2/3）刻度。 19、正常运行中，低加（空气门）应调整到一定开度，防止蒸汽漏入冷凝器，影响真空。 20、高加的投入，1#机在负荷达3500，2#、3#机在负荷达7000时进行。 21、及时调整高加进汽量，保证其出口水温150℃ 22、凝结水泵启动前的检查，电机绝缘良好，盘动转子灵活，水泵及电机内无杂音，保护罩牢固可靠。 23、凝结水泵启动前向热井补水至3/4。
汽轮机技术问答基础知识 汽轮机技术问答顾名思义就是带大家了解一些汽轮机技术上的问题，例如常见的故障、常见问题等，下面就随变宝网小编一起了解下汽轮机遇问题后如果解决吧！ 在汽轮机运行过程中，汽轮机渗漏和汽缸变形是最为常见的设备问题，汽缸结合面的严密性直接影响机组的安全经济运行，检修研刮汽缸的结合面，使其达到严密，是汽缸检修的重要工作，在处理结合面漏汽的过程中，要仔细分析形成的原因，根据变形的程度和间隙的大小，可以综合的运用各种方法，以达到结合面严密的要求。 汽缸漏气原因 1．汽缸是铸造而成的，汽缸出厂后都要经过时效处理，就是要存放一些时间，使汽缸在住铸造过程中所产生的内应力完全消除。如果时效时间短，那么加工好的汽缸在以后的运行中还会变形，这就是为什么有的汽缸在第一次泄漏处理后还会在以后的运行中还有漏汽发生。因为汽缸还在不断的变形。 2．汽缸在运行时受力的情况很复杂，除了受汽缸内外气体的压力差和装在其中的各零部件的重量等静载荷外，还要承受蒸汽流出静叶时对静止部分的反作用力，以及各种连接管道冷热状态下对汽缸的作用力，在这些力的相互作用下，汽缸发生塑性变形造成泄漏。 3．汽缸的负荷增减过快，特别是快速的启动、停机和工况变化时温度变化大、暖缸的方式不正确、停机检修时打开保温层过早等，在汽缸中和法兰上产生很大的热应力和热变形。 4．汽缸在机械加工的过程中或经过补焊后产生了应力，但没有对汽缸进行回火处理加以消除，致使汽缸存在较大的残余应力，在运行中产生永久的变形。
5．在安装或检修的过程中，由于检修工艺和检修技术的原因，使内缸、汽缸隔板、隔板套及汽封套的膨胀间隙不合适，或是挂耳压板的膨胀间隙不合适，运行后产生巨大的膨胀力使汽缸变形。 6．使用的汽缸密封剂质量不好、杂质过多或是型号不对；汽缸密封剂内若有坚硬的杂质颗粒就会使密封面难以紧密的结合。 7．汽缸螺栓的紧力不足或是螺栓的材质不合格。汽缸结合面的严密性主要靠螺栓的紧力来实现的。机组的起停或是增减负荷时产生的热应力和高温会造成螺栓的应力松弛，如果应力不足，螺栓的预紧力就会逐渐减小。如果汽缸的螺栓材质不好，螺栓在长时间的运行当中，在热应力和汽缸膨胀力的作用下被拉长，发生塑性变形或断裂，紧力就会不足，使汽缸发生泄漏的现象。 8．汽缸螺栓紧固的顺序不正确。一般的汽缸螺栓在紧固时是从中间向两边同时紧固，也就是从垂弧最大处或是受力变形最大的地方紧固，这样就会把变形最大的处的间隙向汽缸前后的自由端转移，最后间隙渐渐消失。如果是从两边向中间紧，间隙就会集中于中部，汽缸结合面形成弓型间隙，引起蒸汽泄漏。
1. 冷油器为什么要放在机组的零米层？若放在运转层有何影响？ 冷油器放在零米层，离冷却水源近，节省管道，安装检修方便，布置合理(能充分利用油箱下部位置)。机组停用时，冷油器始终充满油，可以减少充油操作。若冷油器放在运转层，情况正好相反，它离冷却水源较远，管路长，要求冷却水有较高的压力，停机后冷油器的油全部回至油箱。起动时，要先向冷油器充油放尽空气，操作复杂，而且冷油器放在运转层，影响机房整体美观和清洁卫生。 2．轴封间隙过大或过小，对机组运行有何影响？ 轴封间隙过大，使轴封漏汽量增加，轴封汽压力升高，漏汽沿轴向漏入轴承中，使油中进水，严重时造成油质乳化，危及机组安全运行。 轴封间隙过小，容易产生动静部分摩擦，造成转子弯曲和振动。 3. 影响轴承油膜的因素有哪些？ 影响轴承转子油膜的因素有：①转速；②轴承载荷；③油的粘度；④轴颈与轴承的间隙；⑤轴承与轴颈的尺寸；⑥润滑油温度；⑦润滑油压；⑧轴承进油孔直径。 4. 凝汽器底部的弹簧支架起什么作用？为什么灌水时需要用千斤顶顶住凝汽器？ 凝汽器底部弹簧支架除了承受凝汽器的重量外，当排汽缸和凝汽器受热膨胀时，补偿其热膨胀量。如果凝汽器的支持点没有弹簧，而是硬性支持，凝汽器受热膨胀时向上，就会使低压缸的中心破坏而造成振动。 如果停机，为了查漏，对凝汽器汽侧灌水。由于灌水后增加了凝汽器支持弹簧的负荷，会使凝汽器弹簧严重过载，使弹簧产生不允许的残余变形，故应预先用千斤顶将凝汽器顶住，防止弹簧负荷过大，造成永久变形。 在灌水试验完毕放水后，应拿掉千斤顶，否则低压缸受热向下膨胀时，由于凝汽器阻止而只能向上，会使低压缸中心线改变而出现机组振动。 5．什么叫凝汽器的热负荷？ 凝汽器热负荷是指凝汽器内蒸汽和凝结水传给冷却水的总热量(包括排汽、汽封漏汽、加热器疏水等热量)。凝汽器的单位负荷是指单位面积所冷凝的蒸汽量，即进人凝汽器的蒸汽量与冷却面积的比值。 6．什么叫循环水温升？温升的大小说明什么问题？ 循环水温升是凝汽器冷却水出口温度与进口水温的差值，温升是凝汽器经济运行的一个重要指标，温升可监视凝汽器冷却水量是否满足汽轮机排汽冷却之用，因为在一定的蒸汽流量下有一定的温升值。另外，温升还可供分析凝汽器铜管是否堵塞、清洁等。
为什么说多级汽轮机的相对效率较单级汽轮机可得到明显的提高？ ①在全机总比焓降一定时，每个级的比焓降较小，每级都可在材料强度允许的条件下，设计在最佳速比附近工作，使级的相对效率较高；②除级后有抽汽口，或进汽度改变较大等特殊情况外，多级汽轮机各级的余速动能可以全部或部分地被下一级所利用，提高了级的相对效率；③多级汽轮机的大多数级可在不超临界的条件下工作，使喷嘴和动叶在工况变动条件下仍保持一定的效率。同时，由于各级的比焓降较小，速度比一定时级的圆周速度和平均直径也较小，根据连续性方程可知，在容积流量相同的条件下，使得喷嘴和动叶的出口高度增大，叶高损失减小，或使得部分进汽度增大，部分进汽损失减小，这都有利于级效率的提高；④由于重热现象的存在，多级汽轮机前面级的损失可以部分地被后面各级利用，使全机相对效率提高。 简述在汽轮机的级中，蒸汽的热能是如何转化为机械能的。 具有一定压力、温度的蒸汽通过汽轮机的级时，首先在喷管叶栅通道中膨胀加速，将蒸汽的热能转化为高速汽流的动能，然后进入动叶通道，在其中改变方向或者既改变方向同时又膨胀加速，推动叶轮旋转，将高速汽流的动能转变为旋转机械能。 汽轮机主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力升高有哪些危害？ 当主蒸汽温度不变，主蒸汽压力升高时，蒸汽的初焓减小；此时进汽流量增加，回热抽汽压力升高，给水温度随之升高，给水在锅炉中的焓升减小，一公斤蒸汽在锅炉的吸热量减少。此时进汽量虽增大，但由于进汽量的相对变化小于机组功率的相对变化，故热耗率相应减小，经济性提高，反之亦然。 当凝汽器漏入空气后将对汽轮机组运行产生什么影响? ① 影响机组运行的经济性：a.使传热恶化，凝汽器压力Pc 上升，蒸汽的做功能力↓ ，使循环效率降低。b.使凝结水过冷度↑，低压抽汽量↑，机组的功率下降。② 影响机组运行的安全性：a.使Pc 上升，排汽温度↑→机组振动和冷却水管泄漏。b.使过冷度↑→凝结水含氧量↑，加剧低压设备、管道及附件的腐蚀。 为了满足等截面直叶片强度要求，其出口边越厚越好，这种说法是否准确？请分析说明理由。 不准确。出口边厚度越厚，对叶片来说，强度更安全，但是由于尾迹损失 与叶片出口边厚度成正比， 厚度增加， 将使叶片出口边尾迹损失增大， 叶型损失会显著增加， 效率降低。所以在满足强度允许的情况下，出口边厚度不是越厚越好。 某喷嘴的进口处过热蒸汽压力0p 为1.0Mpa ，温度为300℃，若喷嘴出口处压力1p 为0.6Mpa ，问该选用哪一种喷嘴？ 什么是多级汽轮机的重热系数？重热系数的大小与哪些因素有关？ 将各级的理想焓降之和大于汽轮机理想焓降部分占汽轮机理想焓降的份额叫做重热系数。 影响因素：（1）多级汽轮机各级的效率（2）多级汽轮机的级数（3）各级的初参数 某汽轮机型号为N600—24.2/566/566，解释说明型号中各字母、数字表示的含义。根据压力大小分类，该机属于什么压力等级？ N-汽轮机型式是凝汽式，600-额定功率为600MW ，24.2-蒸汽初压是24.2MPa ，566-蒸汽初温是566摄氏度，566-再热温度是566摄氏度。亚
汽轮机运行中的技术与安全措 施(最新版) Security technology is an industry that uses security technology to provide security services to society. Systematic design, service and management. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0142
汽轮机运行中的技术与安全措施(最新版) 一、机组达到3000转/分且转速大辐度摆动并不上网的技术措施： 1、注意检查主、再热蒸汽压力情况，联系锅炉降低压力。 2、如果因真空太高，此时可手动微开真空破坏门，适当降低真空，增大进汽量，以稳定转速。 3、联系锅炉，关闭高压旁路，以增大高压缸进汽量，维持转速以便并网。 二、开机过程中真空下降的技术措施： 1、检查真空破坏门是否关闭严密。 2、检查真空泵组是否工作正常。 3、汽封压力是否太低，送汽封是否及时。 4、凝结器水位是否太高，注意控制凝结器水位。
5、真空式阀门应检查注水是否正常，以免真空系统不严密，致使真空下降。 6、检查循环水一次滤网是否堵塞严重，致使循环水量减小，导致真空下降。 7、联系热工检查表计和测点是否正常。 三、停机过程中的防范措施： 1、主、再热蒸汽温度的下降速度要控制在1.5—2.5℃/分，以免下降过快而引起汽缸和转子的应力增加和负胀差增大。 2、联系锅炉要先降温后降压，严格根据滑停曲线进行。 3、主、再热蒸汽温度始终保持50℃过热度。 4、如主汽温度低于高压缸下半壁温度35℃以上时，应停止降温降压，以免发生水冲击。 5、注意调整汽封压力。 6、主、再热蒸汽温差≤40℃. 7、注意轴向位移、推力瓦温度、轴承回油温度、振动的监视及机内磨擦声。
汽轮机运行部分复习思考题 一、填空题 1．冷态启动过程中，汽缸内壁受到 热压 应力，外壁受到 热拉 应力，且内壁的热应力为外壁的热应力的 两倍 2．由于法兰内外壁温差使法兰在水平面上产生热弯曲，从而使汽缸中部形成。 立 椭圆形，其法兰结合面出现 内张口 3．按启动时新蒸汽参数不同汽轮机启动方式可分为。 额定参数启动 和4．冷态启动汽轮机转子的外表面受到 滑参数启动 热压 应力作用，转子的中心孔受到 热拉 应力作用，稳定工况时热应力 为零 5．汽轮机启动过程中，按冲转时进汽方式不同可以分为。 高中压缸 启动和 中压缸 6．启动。 在第一调节汽门全开而第二调节汽门尚未开启的工况，此时调节级焓降达到了最大，流经第一喷嘴组的流量也达到了最大。此时位于第一喷嘴组后的调节级动叶的应力达到了最大7．当转子轴向膨胀量大于汽缸轴向膨胀量时，胀差为是调节级的危险工况。 正 ，汽轮机在启动及加负荷时，胀差为 正 8．如果惰走时间过长，则可能是； 有外界蒸汽漏入汽轮机，比如蒸汽或再热蒸汽管道阀门或抽汽逆止门不严，致使有压力蒸汽漏入汽缸等 9．在启停过程中上下汽缸存在温差，引起汽缸。 向上拱起 。称为 拱背 变形，汽缸的最大拱起也出现在 调节级区域内 10．影响汽轮机寿命的因素有。 高温蠕变损耗 和 低频疲劳损伤 11．通常汽轮机在启动和加负荷过程中，转子温升比汽缸温升； 快 ，因而胀差值为 正 12．汽轮机启动过程中，蒸汽热量以； 对流方式传给汽缸内壁，热量从汽缸内壁以 导热 13．若凝汽器真空降低且凝结水过冷度增大，说明方式传给外壁； 真空不严密、存在漏气 ，若仅凝汽器真空降低而凝结水过冷度不变，则说明 循环水量可能不足、或管道脏污等 14．当汽轮机受到 。 热冲击 时；对汽缸壁的加热急剧，汽缸壁内温度分布为 双曲线 15．“拱背”变形指的是型，温差大部分集中在内壁一侧， 在启停过程中上下汽缸存在温差，上缸温度高于下缸温度。上汽缸温度高、热膨胀大，下汽缸温度低、热膨胀小，引起汽缸向上拱起 二、选择题 。 1．启动时转子表面产生（ A ）应力。 （Ａ）热压 （Ｂ）热拉 （Ｃ）／ （Ｄ）／ 2．汽轮机转子的最大弯曲部位在（ A ）附近。 （Ａ）调节级 （Ｂ）中间段 （Ｃ）低压段 （Ｄ）／ 3．汽轮机启动过程中，汽缸和法兰内壁温度（ B ）外壁温度，热变形使得汽缸中部截面形成（ ）。 （Ａ）高于、横椭圆 （Ｂ）高于、立椭圆 （Ｃ）低于、横椭圆 （Ｄ）低于、立椭圆 4．额定参数启动通过节流阀的节流损失（ B ），调节级后蒸汽温度变化（ ）。 （Ａ）大、小 （Ｂ）大、大 （Ｃ）小、大 （Ｄ）小、小 5．转子冲转前，真空过低会增大（ B ），真空过高使得（ ）不易控制。
汽轮机设备及运行讲义 (全部) -CAL-FENGHAI-(2020YEAR-YICAI)_JINGBIAN
第一篇汽轮机的结构与性能 第一章概述 第一节汽轮机的基本工作原理 汽轮机是一种以具有一定温度和压力的水蒸气为工质，将热能转变为机械能的回转式原动机。它在工作时先把蒸汽的热能转变成动能，然后再使蒸汽的动能转变成机械能。与其他热力原动机相比，它具有单机功率大、转速高、效率较高、运转平稳和使用寿命长等优点，在现代工业中得到广泛的应用。 一、汽轮机在热力发电厂中的作用 汽轮机的主要用途是作为热力发电用的原动机。在以煤、石油和天然气为燃料的现代 常规火力发电厂、核电站和地热电厂中，都采用以汽轮机为原动机的汽轮发电机组。其发 电量约占总发电量的80％左右。汽轮机的排汽或中间抽汽可以用来满足生产和生活的供热 需要。这种既供热又供电的热电联产汽轮机，在热能的综合有效利用方面具有较高的经济 性。由于汽轮机能够变速运行，故可以用它直接驱动各种泵、风机、压缩机和船舶螺旋桨 等。在生产过程有余能、余热的各种工厂企业中，可以利用各种类型的工业汽轮机，使不 同品位的热能得到合理有效的利用，从而提高企业的节能和经济效益。 汽轮机必须与锅炉、加热器、凝汽器、给水泵等机械设备组成热力系统，才能进行工 作。热力发电厂是能量转换的工厂。锅炉将燃料化学能转换为蒸汽的热能，汽轮机将热能 转换为机械能，发电机将机械能转换为电能。因为我国原煤总产量居世界第一位，根据国 家的燃料政策，我国是以煤炭为主要燃料的国家，所以燃煤火力发电厂在目前及以后相当 长的时间内仍处于我国电能生产的主导地位。因此，作为原动机拖动发电机的汽轮机，显 然在我国电力工业中占有十分重要的地位。 二、汽轮机发展概况和我国汽轮机的发展特点 1．汽轮机的发展概况 汽轮机的发展大致经历了以下几个时期：1883年瑞典工程师拉瓦尔首先发明、制造了
宝鸡北马坊电厂节能改造工程（1×1.5MW抽汽凝汽式汽轮发电机组） 汽轮机技术规范书 发电机技术规范书 招标人: 宝鸡北马坊煤业有限公司 项目管理人：深圳德圣实业有限公司 2008年1月
第一部分 汽轮机技术规范书
目录 1.0 总则 2.0 主要技术标准 3.0 汽轮机及辅助系统的基本参数和技术要求 4.0 对于旧机的技术要求标准 5.0 包装、标志、运输 6.0 设计分界 7.0 供货范围 8.0 图纸资料交付进度 9.0 设备监造（检验）和性能验收试验 10.0 交货进度 11.0 技术服务和联络 12.0 差异表
1.0 总则 1.1 概述 1.1.1本技术规范书适用于宝鸡北马坊电厂节能改造工程，本工程采用1台1.5MW冲动式带减速箱的抽汽凝汽式汽轮机，配1台1.5MW的汽轮发电机。它提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.1.2 需方在本技术规范书中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，供方应提供一套满足本技术规范书和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。 1.1.3 供方如对本技术规范书有偏差都必须清楚地表示在“差异表”中。否则需方将认为供方完全接受和同意本技术规范书的要求。 1.1.4 供方执行本规范书所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。 1.1.5 合同生效后15天，供方提出合同设备的设计，制造、铭牌参数（机组改造前）、设备台帐、检修记录、运行记录（适应旧机组）、检验、试验、装配、安装、调试、试运、验收、运行和维护等标准清单提供需方，由需方确认。 1.1.6 本技术规范书是汽机产品订货合同的附件，与合同具有同等法律效力，在协议签订后，应互相按时交换资料，满足各方设计和制造（改造）进度的要求。 1.1.7 本技术规范书未涉及的部分以需方招标文件、供方投标文件、澄清文件为准，未尽事宜双方协商解决。 1.1.8 供方提供的设备需是在安全服役期的、运行状况良好的、成熟的、安全可靠、技术先进以及完整的汽轮机设备，并具有改造（制造）相同类型、相同容量（或同系列机组）及以上汽轮机的能力和运行成功的实践经验，并且至少应有二台汽轮机运行三年以上且具有安全可靠性的运行记录。 1.1.9 供方提供的设备应合理设计和制造，在各种状态下长期、安全和连续运行并实现其功能，设备部件的加工（改造）采用先进技术，并满足安装、运行和维护的要求。所采用的材料满足技术要求，并且是在安全服役期内、高质量的，以使维修降低到最低限度。 1.1.10 供方提供的汽轮机设备其结构设计和制造能保证机组长期、安全、稳定、经济和满负荷的运行。 1.1.11 供方对汽轮机的成套设备（含辅助系统及设备）负有全责，包括分包（或采购）的产品。其分包（或采购）的产品及其制造商应事先征得买方的认可。 1.2 厂址条件 1.2.1 气象条件 陕西省宝鸡市麟游县气象资料 1.2.2 地质条件
汽轮机运行-技术问答（论述题） 1．在什么情况下应紧急故障停机？ 在下列况下应紧急故障停机： (1)汽轮发电机组任一轴承振动达紧急停机值。 (2)汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声和撞击声。 (3)汽轮机发生水冲击，或主、再热蒸汽温度10min内急剧下降50℃。 (4)汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟或轴承回油温度突然上升至紧急停机值。 (5)轴封内冒火花。 (6)汽轮机油系统着火，不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行。 (7)发电机或励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸。 (8)汽轮机转速升高到危急保安器动作转速（3330r/min）而危急保安器未动作。 (9)汽轮机任一轴承金属温度升高至紧急停机值。 (10)润滑油压力下降至紧急停机值，虽经启动交直流润滑油泵仍无效。 (11)汽轮机主油箱油位突降至紧急停机值，虽加油仍无法恢复。 (12)汽轮机轴向位移达紧急停机值。 (13)汽轮机胀差达紧急停机值。 2．叙述紧急停机的主要操作步骤。 破环真空、紧急停机的主要操作步骤是： (1)手打“危急遮断器”或按“紧急停机”按钮，确认高、中压自动主汽门、调速门、高排逆止门、各级抽汽逆止门关闭，负荷到零。 (2)发电机逆功率保护动作，机组解列。注意机组转速应下降。 (3)启动交流润滑油泵、检查润滑油压力正常。 (4)解除真空泵连锁，停真空泵，开凝汽器真空破坏阀。 (5)检查高、低压旁路是否动作，若已打开应立即手动关闭。 (6)手动关闭主、再热蒸汽管道上的疏水阀。检查并启动电泵运行正常。
(7)检查小汽轮机A、B应跳闸。 (8)检查并调整凝汽器、除氧器水位维持在正常范围。 (9)检查低压缸喷水阀自动打开。 (10)开启汽机中、低压疏水。 (11)根据凝汽器真空情况及时调整轴封压力。 (12)在转速下降的同时，进行全面检查，仔细倾听机内声音。 (13)启动顶轴油泵，待转速到零，投入连续盘车，记录惰走时间及转子偏心度。 (14)完成正常停机的其它有关操作。 3．叙述汽轮机发生水冲击的现象及运行处理原则。 现象： (1)主蒸汽或再热蒸汽温度直线下降。 (2)蒸汽管道有强烈的水冲击声或振动 (3)主汽门、调速汽门的门杆、法兰、轴封处冒白汽或溅出水滴。 (4)负荷下降，机组声音异常，振动加大。 (5)轴向位移增大，推力轴承金属温度升高，胀差减小。 (6)汽机上、下缸金属温差增大或报警。 处理原则： (1)机组发生水冲击，应按破坏真空紧急停机处理。 (2)注意汽机本体及有关蒸汽管道疏水门应开启。 (3)注意监视轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动等参数。 (4)仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。 (5)如因加热器、除氧器满水引起汽机进水，应立即关闭其抽汽电动门，解列故障加热器并加强放水。 (6)若汽轮机进水，使高、中压缸各上、下金属温差超标时，应立即破坏真空，紧急停机。 (7)汽机转速到零后，立即投入连续盘车。
为什么说多级汽轮机的相对内效率较单级汽轮机可得到明显的提高？ ①在全机总比焓降一定时，每个级的比焓降较小，每级都可在材料强度允许的条件下，设计在最佳速比附近工作，使级的相对内效率较高； ②除级后有抽汽口，或进汽度改变较大等特殊情况外，多级汽轮机各级的余速动能可以全部或部分地被下一级所利用，提高了级的相对内效 率；③多级汽轮机的大多数级可在不超临界的条件下工作，使喷嘴和动叶在工况变动条件下仍保持一定的效率。同时，由于各级的比焓降较 小，速度比一定时级的圆周速度和平均直径也较小，根据连续性方程可知，在容积流量相同的条件下，使得喷嘴和动叶的出口高度增大，叶 高损失减小，或使得部分进汽度增大，部分进汽损失减小，这都有利于级效率的提高；④由于重热现象的存在，多级汽轮机前面级的损失可 以部分地被后面各级利用，使全机相对内效率提高。 简述在汽轮机的级中，蒸汽的热能是如何转化为机械能的。 具有一定压力、温度的蒸汽通过汽轮机的级时，首先在喷管叶栅通道中膨胀加速，将蒸汽的热能转化为高速汽流的动能，然后进入动叶通道， 在其中改变方向或者既改变方向同时又膨胀加速，推动叶轮旋转，将高速汽流的动能转变为旋转机械能。 汽轮机主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力升高有哪些危害？ 当主蒸汽温度不变，主蒸汽压力升高时，蒸汽的初焓减小；此时进汽流量增加，回热抽汽压力升高，给水温度随之升高，给水在锅炉中的焓 升减小，一公斤蒸汽在锅炉内的吸热量减少。此时进汽量虽增大，但由于进汽量的相对变化小于机组功率的相对变化，故热耗率相应减小， 经济性提高，反之亦然。 当凝汽器漏入空气后将对汽轮机组运行产生什么影响? ① 影响机组运行的经济性：a.使传热恶化，凝汽器压力Pc 上升，蒸汽的做功能力↓ ，使循环效率降低。b.使凝结水过冷度↑，低压抽汽 量↑，机组的功率下降。② 影响机组运行的安全性：a.使Pc 上升，排汽温度↑→机组振动和冷却水管泄漏。b.使过冷度↑→凝结水含氧量 ↑，加剧低压设备、管道及附件的腐蚀。 为了满足等截面直叶片强度要求，其出口边越厚越好，这种说法是否准确？请分析说明理由。 不准确。出口边厚度越厚，对叶片来说，强度更安全，但是由于尾迹损失 与叶片出口边厚度成正比， 厚度增加， 将使叶片出口边尾迹损 失增大， 叶型损失会显著增加， 效率降低。所以在满足强度允许的情况下，出口边厚度不是越厚越好。 某喷嘴的进口处过热蒸汽压力0p 为1.0Mpa ，温度为300℃，若喷嘴出口处压力1p 为0.6Mpa ，问该选用哪一种喷嘴？ 什么是多级汽轮机的重热系数？重热系数的大小与哪些因素有关？ 将各级的理想焓降之和大于汽轮机理想焓降部分占汽轮机理想焓降的份额叫做重热系数。 影响因素：（1）多级汽轮机各级的效率（2）多级汽轮机的级数（3）各级的初参数 某汽轮机型号为N600—24.2/566/566，解释说明型号中各字母、数字表示的含义。根据压力大小分类，该机属于什么压力等级？ N-汽轮机型式是凝汽式，600-额定功率为600MW ，24.2-蒸汽初压是24.2MPa ，566-蒸汽初温是566摄氏度，566-再热温度是566摄氏度。亚
汽轮机技术问答 1、汽轮机的型号？ 1#机CB12-3.43-1.2.7-0.490型 2#机B3-3.43-1.27型 2、主蒸汽压力范围？ 额定压力3.43MPa，最高3.63MPa，最低3.14MPa。 3、主蒸汽温度范围？ 额定蒸汽温度435℃，最高445℃，最低420℃。 4、1#汽轮机排汽压力范围？ 额定排汽压力0.49MPa，最高0.686MPa，最低0.392MPa。 5、额定转速下汽轮机振动值范围？ ≤0.02mm优≤0.03mm良≤0.05mm合格。 6、汽轮机润滑油压范围？ 0.08-0.12MPa 7、主汽门动作关闭时间？ ＜1S 8、汽轮机润滑油温范围？ 35-45℃之间，最佳40-42℃。 9、发电机进风温度控制范围？ 20-35℃进、出口温差不大于25℃。 10、推力轴承的作用是什么？ 推力轴承的作用是一方面承受转子所有的轴向推力，另一方面是确定转子在汽缸内的轴向位置。 11、同步器的作用？ 在汽轮机孤立运行时改变它的转速，而在并列运行时改变它的负荷。
12、自动主汽门起什么作用？ 自动主汽门的作用是在汽轮机保护装置动作后能迅速切断汽源，并使汽轮机停止运行。 13、汽轮机装有哪些保护装置？ 有汽轮机的超速保护、轴向位移保护、低油压保护、自动主汽门、危急保安器、停机电磁阀,轴瓦金属温度高，轴承回油温度高，振动大，抽汽止回阀，发电机主保护，危急遮断油门。它们在汽轮机转速、轴向位移及供油压力等超过安全范围时，能够自动切断汽轮机进汽，停止设备转动，避免事故进一步扩大。 14、超速保护装置的作用？ 在汽轮机突然甩去全部负荷或调节系统工作失灵时，汽轮机转速的升高可能会达到转子强度所不允许的数值，而发生设备损坏的严重事故，汽轮机在强度上所允许的转速，称为极限转速，超速保护装置就是用来在转速超过额定转速的110-112%时，超速保护装置动作，自动关闭主汽门和调节汽阀，紧急停机，起到了保护设备安全的作用。 15、轴向位移保护装置起什么作用？ 当轴向位移达到一定数值时，发出报警信号，当位移值达到危险值时，保护装置动作，切断汽源停机。 16、低油压保护装置的作用？ 1、润滑油压低于正常要求数值时，首先发出信号，提醒运行人员注意，并及时采取措施。 2、油压继续下降时到某数值时，自动投入辅助油泵，提高油压。 3、辅助油泵启动后，油压继续下跌到某一数值时应打闸停机。
汽轮机理论简答题 1．什么叫工质？火力发电厂采用什么作为工质？ 答：工质是热机中热能转变为机械能的一种媒介物质（如燃气、蒸汽等），依靠它在热机中的状态变化（如膨胀）才能获得功。 为了在工质膨胀中获得较多的功，工质应具有良好的膨胀性。在热机的不断工作中，为了方便工质流入与排出，还要求工质具有良好的流动性。因此，在物质的固、液、气三态中，气态物质是较为理想的工质。目前火力发电厂主要以水蒸气作为工质。 2. 什么叫动态平衡？什么叫饱和状态、饱和温度、饱和压力、饱和水、饱和蒸汽？ 答：一定压力下汽水共存的密封容器内，液体和蒸汽的分子在不停地运动，有的跑出液面，有的返回液面，当从水中飞出的分子数目等于因相互碰撞而返回水中的分子数时，这种状态称为动态平衡。 处于动态平衡的汽、液共存的状态叫饱和状态。 在饱和状态时，液体和蒸汽的温度相同，这个温度称为饱和温度；液体和蒸汽的压力也相同，该压力称为饱和压力。饱和状态的水称为饱和水；饱和状态下的蒸汽称为饱和蒸汽。 3.为何饱和压力随饱和温度升高而增高？ 答：温度升高，分子的平均动能增大，从水中飞出的分子数目越多，因而使汽侧分子密度增大。同时蒸汽分子的平均运动速度也随着增加，这样就使得蒸汽分子对器壁的碰撞增强，其结果使得压力增大，所以说：饱和压力随饱和温度升高而增高。 4. 什么叫喷管？电厂中常用哪几种喷管？ 答：凡用来使气流降压增速的管道叫喷管。电厂中常用的喷管有渐缩喷管和缩放喷管两种。渐缩喷管的截面是逐渐缩小的；而缩放喷管的截面先收缩后扩大。 5. 什么叫节流？什么叫绝热节流？ 答：工质在管内流动时，由于通道截面突然缩小，使工质流速突然增加，压力降低的现象称为节流。
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 汽轮机运行中的技术与安全措施(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-6171-39 汽轮机运行中的技术与安全措施(正 式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 一、机组达到3000转/分且转速大辐度摆动并不上网的技术措施： 1、注意检查主、再热蒸汽压力情况，联系锅炉降低压力。 2、如果因真空太高，此时可手动微开真空破坏门，适当降低真空，增大进汽量，以稳定转速。 3、联系锅炉，关闭高压旁路，以增大高压缸进汽量，维持转速以便并网。 二、开机过程中真空下降的技术措施： 1、检查真空破坏门是否关闭严密。 2、检查真空泵组是否工作正常。 3、汽封压力是否太低，送汽封是否及时。 4、凝结器水位是否太高，注意控制凝结器水位。
5、真空式阀门应检查注水是否正常，以免真空系统不严密，致使真空下降。 6、检查循环水一次滤网是否堵塞严重，致使循环水量减小，导致真空下降。 7、联系热工检查表计和测点是否正常。 三、停机过程中的防范措施： 1、主、再热蒸汽温度的下降速度要控制在1.5— 2.5℃/分，以免下降过快而引起汽缸和转子的应力增加和负胀差增大。 2、联系锅炉要先降温后降压，严格根据滑停曲线进行。 3、主、再热蒸汽温度始终保持50℃过热度。 4、如主汽温度低于高压缸下半壁温度35℃以上时，应停止降温降压，以免发生水冲击。 5、注意调整汽封压力。 6、主、再热蒸汽温差≤40℃. 7、注意轴向位移、推力瓦温度、轴承回油温度、振动的监视及机内磨擦声。