汽轮机运行分析
二○○九年六月
目录
第一部分：汽轮机
汽轮机的运行工况
进汽压力 (1)
进汽温度 (2)
调节级汽压 (3)
调节级温度 (4)
调速汽门后汽压 (5)
蒸汽流量 (5)
抽汽压力 (6)
抽汽温度 (7)
排汽温度 (7)
轴封汽压力 (8)
轴封汽温度 (8)
轴向位移 (9)
汽轮机转速 (9)
汽轮机负荷 (10)
汽轮机振动 (11)
热应力、热胀、热变形的影响
汽缸膨胀 (14)
汽缸与转子的相对膨胀 (15)
上、下缸温差 (17)
汽缸、法兰内外壁温差 (18)
汽缸壁、法兰、法兰与螺丝温差 (18)
转子热弯曲 (19)
油系统的运行
油压 (19)
油箱油位 (20)
冷油器出油温度 (21)
轴承温度 (21)
推力瓦温 (22)
第二部分：汽轮机辅助设备
凝汽器的运行
凝汽器水位 (23)
凝结水温度 (24)
凝结水流量 (24)
凝汽器真空变化原因 (25)
循环水出水真空 (26)
凝结水导电度 (26)
凝汽器温升 (27)
凝汽器端差 (27)
凝结水过冷 (28)
除氧器的运行
除氧器汽压 (28)
给水箱水位 (29)
除氧器振动冲击或喷水 (29)
给水含氧量 (30)
加热器的运行
加热器汽压 (30)
加热器出水温度 (31)
高压加热器给水流量 (32)
加热器水位 (32)
加热器端差 (32)
第三部分：辅机
泵与电动机的运行
电动机外壳（或铁芯）温度 (33)
轴承温度 (34)
辅机轴承振动 (35)
电动机电流 (35)
轴承油位 (36)
给水泵的运行
给水流量 (37)
给水压力 (39)
给水管道与锅炉压力差 (39)
平衡出口压力 (39)
浮动环进水压力 (40)
循环水泵的运行
循泵进口真空 (40)
循泵出口压力 (41)
压缩空气压力 (41)
气泵油压 (42)
抽汽逆止门使用的动力气缸的内在结构 (42)
第四部分：发电机
发电机风温 (42)
双水内冷进水温度 (42)
双水内冷出水温度 (43)
双水内冷进水压力 (43)
双水内冷流量 (43)
发电机静子温度 (44)
发电机检漏仪绝缘值 (44)
小网振荡 (45)
随励磁电流增大，可导致转子径向不对称温差使汽机振动增大 (45)
发电机并网信号消失 (46)
附：
机组原则性启动程序 (47)
冷态启动锅炉点火前系统检查和准备工作 (48)
DCS故障 (49)
凝结器铜管化学处理 (50)
金属材料 (58)
火力发电厂金属技术监督 (62)
俺太累了 (70)
第一部分：汽轮机
一、汽轮机的运行工况
⑾进汽压力
?变化原因：
①锅炉出力变化或发生扑、熄火等故障；
②锅炉调节不当或自动调节失灵；
③主蒸汽管系运行方式变化；
④机组负荷突变或失去负荷；
⑤锅炉再热或旁路系统阀门误动作；
⑥电网频率突变；
⑦锅炉主汽门或汽机总汽门、主汽门、调门误关；
⑧主机抽汽时主机负荷变化。
?进汽压力升高的影响：
①汽温不变，汽压升高，汽机总焓降增加，维持同一负荷，调速汽门关小，蒸汽流量减少，调节
级及各中间压力级都将降低。由于机组为喷嘴调节，各调门按顺序开启，调门总开度虽关小，但先开几只调门开度仍大，在汽压升高，调节级压力下降时，调节级焓降增加较多，使调节级叶片应力也随之升高，尤其前几只调门开度大对调节级叶片应力增加较为显著，但一般只要进汽压不是过高，动叶应力不会超过允许值。[调节级:喷嘴调节汽轮机的第一级称为调节级,其通流面积是随负荷变化而变化的]
②调门采用无节流运行，若人为关闭的调门只数过多，使调节级压力降低，而其它调门开足，汽
压升高使调节级焓降增加很大，调节级叶片应力有超限危险，根据计算捷克AK22机组，在其他四只调门关闭，第一调门全开运行时，调节级动叶弯应力将超限三倍左右。
③汽压升高，汽温不变，汽机低压段湿度增加，不但使汽机的湿汽损失增加，降低汽机的相对内
效率，并且增加了几级叶片的侵蚀作用，为了保证安全，一般要求排汽干度大于88%，高压大容量机组为了使后几级蒸汽湿度不致过大，一般都采用中间再热，提高中压进汽温度。
④运行中汽压升高，调门开度不变，蒸汽流量升高，负荷增加，要防止流量过大，机组过负荷，
对汽动给泵则应注意转速升高，防止发生超速，给水压力升高过多。
⑤汽压升高过多至限额，使承压部件应力增大，主汽管、汽室，汽门壳体、汽缸法兰和螺栓吃力
过大，材料达到强度极限易发生危险，必须要求锅炉减负荷，降低汽压至允许范围内运行。
?进汽压力降低的影响：
①汽压降低，汽轮机的焓降要减小，同时在调门开度不变时，由于压力降低，蒸汽比容增大，调门的
通流能力一定，则蒸汽流量相应地减少，，汽轮机出力降低，汽动给泵则转速降低，影响给水压力，流量降低。
②要维持汽轮机出力不变，汽压降低时，调门必须开大，增加蒸汽流量，各压力级的压力上升，会使
通汽部分过负荷，尤其后几级过负荷较严重；同时机组轴向推力增加，轴向位移上升，因此一般汽压过多要减负荷，限制蒸汽流量不过大。
③低汽压运行对机组经济性影响较大，中压机组汽压每下降0.1Mpa，热耗将增加0.3～0.5%，一般机
组汽压降低1%，使汽耗量上升0.7%。
④汽压降低过多，会影响抽汽器与汽动辅助油泵的运行。
⑿进汽温度：
?变化原因：
①锅炉燃烧调节不当或锅炉负荷变化；
②减温装置失效或锅炉主汽或再热器旁路系统减温水门泄漏；
③给水压力变化，减温水量改变；
④并炉时，锅炉主汽管疏水未放尽或运行时过热器、再热器带水发生汽温剧降或水冲击；
⑤给水温度突然变化；
⑥联合汽门故障，如门杆折断或门座逃出等使再热器两侧流量偏差。
?进汽温度升高的影响；
①维持高汽温运行可以提高汽轮机的经济性，但不允许超限运行，因为在超过允许温度运行时，引起
金属的高温强度降低，产生蠕胀和耐劳强度降低，脆性增加，长期汽温超限运行将缩短金属部件的使用寿命。因此，必须严格控制汽温不准超限运行。并建立汽温超限运行时间的统计，以便及时分析金属超限的影响程度，加强金属监督，防止发生脆化爆破。
②主汽管及附件采用铬钼合金钢，承受温度较高，20号碳素钢按规定常用于450℃及以下温度，国产
30万机组汽缸及转子叶片采用铬、钼、珠光体热强钢，一般常用于550℃，持久强度比较稳定。
③汽温升高使机组的热膨胀和热变形增加、差胀上升，汽温升高的速度过快，会引起机组部件温差增
大，热应力上升，还使叶轮与轴的紧力、叶片与叶轮的紧力发生松弛，易发生通汽部分动静摩擦，如由于管道补偿作用不足或机组热膨胀不均易引起振动增加。[差胀:转子与汽缸的相对膨胀,汽轮机在起停和工况变化时,由于转子和汽缸之间存在温差,因此其轴向存在膨胀差.推力盘同一侧,动静部分之间的膨胀之差.]
?进汽温度降低的影响;
①汽温降低，使汽轮机焓降减少，要维持一定负荷，蒸汽流量增加，调节级压力上升，调节级的焓降
减小，对调节级来讲安全性较好。
②在汽压、出力不变的情况下，汽温降低蒸汽流量增加，末级叶片焓降显著增大，会使末级叶片和隔
板过负荷，一般中压机组汽温每降低10℃，就会使最后一级过负荷约1.5%，一般汽温降低至某一规定值要减负荷，防止蒸汽流量过大。
③汽温降低汽机高压部分压力级焓降减小，喷嘴出口速度减小，如圆周速度不变，则叶片进口相对速
度的数值降低，其方向也改变，蒸汽与叶片要发生冲击，为维持同一负荷，蒸汽流量增加，要使蒸汽从各级叶片中通过，叶片反动度要增加，引起转子轴向推力加大，因此低汽温时应加强对轴向位
移、推力瓦温的监视。[反动度：蒸汽在动叶通道内膨胀时的理想焓降△h
和在整个级的滞止理想
b
*之比。]
焓降△h
t
④汽温降低，汽轮机后几级蒸汽湿度增加，加剧了湿蒸汽对后几级叶片的冲蚀，缩短叶片的使用寿命。
⑤汽温降低要注意下降速度不能过快，汽温突降将引起机组各金属部件温差增大，热应力上升，因温
降产生的温差会使金属承受拉伸应力，其允许值比压缩应力小，且差胀向负值变化，会使机组发生振动，甚至动静摩擦。一般高压机组规定汽温突降50℃以上要紧急处理，避免由于温差引起热应力超限，影响机组使用寿命。
⑥汽温急剧下降，往往是水冲击的预兆，注意降至一定值，开启主汽管及汽缸疏水门，若剧降至限额
应迅速停机，防止水冲击对机组造成损坏。水冲击的象征除了汽温突降，有时会出现轴封、主汽门、调速汽门等法兰、门杆轴封冒白色湿蒸汽，机组振动增大，汽机或抽汽管内有水击声等现象。
⑦低汽温运行，机组焓降减少，汽耗量增加，汽机经济性下降。一般汽温每降低10℃，机组效率将降
低0.5%。
⑧汽温、汽压同时降低，使蒸汽保持一定过热度，汽温降低的危害性要小，一般可参照汽压降低的程
度进行分析处理，滑参数运行的机组，汽温降低的限额则以蒸汽过热度为准。如国产30万机组要求滑参数时蒸汽过热度130℃以上。
?进汽温度热偏差的影响；
①国产30万机组，锅炉为甲、乙两炉膛。由于燃烧，蒸汽流量分配的差异，尚有热偏差，因此对汽
机过热汽温及再热汽温两侧都有一定偏差，锅炉用调节油水比，减温水等办法尽可能缩小汽机两侧进汽温度偏差，有时各高压调速汽门开度不一或联合汽门故障关闭，使过热器或再热器两侧流量偏差，会造成汽机两侧进汽温度热偏差增大。
②制造厂要求汽机汽温热偏差不超过15℃。如热偏差过大，使汽缸左右两侧进汽受热不均匀，热膨胀
不均将引起机组动静部分发生中心偏斜，机组振动增加，热偏差增大应联系锅炉调整，如果热偏差严重超限应紧急停炉。
⒀调节级汽压：
?变化原因：
A：汽门开大而升高；
①负荷增加；
②汽压或汽温下降，使蒸汽流量增加；
③真空严重下降，使蒸汽流量增加；
④通流部分磨损，调节级或第一、二压力级叶片进口打坏；
⑤抽汽量增加。
B：汽机叶片通流部分结垢，调节级压力升高。
?调节级压力变化的影响：
①正常运行时，调节级压力可代表机组负荷变化，负荷突降至0，调节级压力也跌至0，调节级汽压
是随蒸汽流量的增加而上升的，如负荷不变，调节级压力上升是说明蒸汽流量增加。机组经济性发
生变化，调节级压力过高，汽轮机通流部件强度易发生严重超限，因此一般汽轮机除规定最高负荷外，还规定调节级最高汽压的限额。
②调节级压力上升，可以判断汽机通流部分的清洁状况，分析叶片是否结垢，在分析叶片有否结垢情
况时，不宜选择同一负荷比较，因为负荷受汽压、汽温或真空等因素影响，应选择同一蒸汽流量下与大修后通汽部分清洁时比较，如果上升，说明通流部分结了盐垢。
③ΔP=（P—P净）/P净3100%；
P：实测的调节级汽压；
P净：叶片在大修后洁净状况下的调节级汽压
ΔP：调节级压力相对增大值；
一般要求调节级压力相对增长值不超过5%，如果超过15%，应设法带低负荷清洗叶片。叶片结垢严重会影响机组出力不足，由于效率下降，蒸汽流量上升，机组运行经济性变差叶片结垢使反动度上升，轴向推力增加，叶片长期结垢运行易发生断叶片事故。
⒁调节级温度
?变化原因：
①负荷变化；
②进汽温度变化；
③调速汽门开度变化；
④蒸汽流量改变；
⑤调节级部分叶片损坏。
?调节级温度变化的影响：
①调节级温度一般随进汽温度升高或蒸汽流量增加而上升，并与调节级压力相应变化。
②调速汽门的节流将影响调节级汽温变化，调速汽门开大，节流作用减小，调节级温度相应升高。
③高压大容量单元机组在起动时应注意调节级温度突变，因滑参数起动，开始时汽压较低调速汽门开
度较大，待锅炉升压时，为维持机组负荷不致上升过快，将调速汽门关小，节流作用增加，从焓熵图可知，调门节流作用引起温度降低。另外，由于调门关小，第一级喷嘴流通面积减小，要通过同一蒸汽流量，需增加喷嘴焓降，使其蒸汽流速增加，第一级喷嘴焓降增大，调节级温度也将降低。
如果起动过程，锅炉升压前，汽机调门近全开，调节级温度达到最高，在升压过程中，调门关小速度过快，将会发生调节级温度突降，使汽缸产生很大的热应力，因此起动时，须注意监视调节级温度变化速度不超限。
⒂调速汽门后汽压：
?变化原因:
①调速汽门开度变化；
②进汽压力变化；
③调速汽门门杆折断或阀座松脱等故障；
④汽机负荷或蒸汽流量变化。
?调速汽门后汽压变化的影响：
①调速汽门后汽压一般可作为监视负荷变化或蒸汽流量变化的依据。
②各调速汽门后汽压变化说明各调速汽门的开度在发生变化。不同的负荷。各调门开启顺序及开度情
况从调门后汽压进行分析。当该调门未开启时，调门后汽压和调节级压力相接近，若该调门近开足，则调门后汽压和汽机进汽压力相接近。如果该调速汽门或联合汽门的门杆折断或其他故障，则该调门后汽压反映出调门处处于常关或关不严状况。关不严状况的现象：调门后汽压低于进汽压力而高于调节级压力。
③引起调门振动大的原因一般是由于周围环境温度高，导致触点氧化而接触不好引起的。
⒃蒸汽流量：
?变化原因：
①汽机负荷变化；
②汽压或汽温变化；
③抽汽量变化；
④真空变化；
⑤通流部分严重损坏或结垢；
⑥电网频率变化；
⑦流量计漏水；
⑧旁路系统阀门不严密。
?蒸汽流量变化的影响：
①运行时，蒸汽流量可以用来监视汽机负荷，如果蒸汽流量增大则表示汽机附和上升，蒸汽流量时监
视汽机运行安全的重要依据，流量改变，对调节级及最末级的焓降变化最大，因此蒸汽流量增加使调节级及最末级的反动度增大，引起轴向推力增加。蒸汽流量过大必将引起汽机隔板、叶片应力增大过负荷及轴向推力过大，有些机组规定蒸汽流量限制就是这个道理。
②蒸汽流量改变，因为调节级和最末级焓降发生改变，使他们的速度比偏离最佳值，，因此效率必将
降低，而中间各级在流量改变时，焓降基本上保持不变，其速度比保持不变，则中间各级的效率保持不变，在经济负荷下的蒸汽流量，调节级及末级焓降变化接近速度比最佳值，蒸汽流量时监视机组汽耗率的重要数据，及时分析汽耗率大小保持机组经济运行。[速度比：轮周速度与喷嘴出口汽
流速度的比。x
1=u/c
1
]
③蒸汽参数的变化对流量计要产生偏差，因为蒸汽流量时采用重量流量，而流量表差压计的喷嘴或孔
板的设计是按一定参数选择的，参数发生变化将引起仪表指示偏差。
④流量计是利用差压原理指示的，如果流量表低压端漏水，则误指示降低。
⒄抽汽压力：
?变化原因：
①负荷变化；
②蒸汽流量变化；
③抽汽流量变化；（加热器凝结水流量，除氧器汽压、对外用户供汽量等变化或抽汽逆止门卡涩等）
④通汽部分叶片结垢；
⑤抽汽级叶片折断；
⑥夹层蒸汽调整。
?抽汽压力变化的影响：
①抽汽压力一般随蒸汽流量而改变，当抽汽量改变时，抽汽压力也相应发生在一个很小的范围内变化，
因为在汽轮机的第一级和最末级的压力基本保持不变时，抽汽压力的改变必然引起各级焓降的重新分配。如抽汽压力升高，使抽汽级以前各级焓降减小，而使抽汽级后各级的焓降增加。但这种影响并不是均匀的：影响严重的是抽汽级前后两级。当抽汽量减少，抽汽压力相应升高些，使抽汽级前一级的焓降减少的最多，使抽汽级后一级的焓降增加的最多，而其他各级焓降变化较小。
②还为了分析汽轮机通汽部分叶片结垢的部位，除调节级压力作为监视比较外，各级抽汽压力也可作
为监视比较点，但需注意该级抽汽量，汽机进汽量都要选择相同条件下比较。在汽机相同进汽量、相同抽汽量情况下，如果某一级抽汽压力上升较多，则可说明这一级抽汽口后几级叶片结垢严重。
③抽汽压力也是监视机组安全运行的一项数据。当抽汽停用或用量极少时（比如：高加停用或热用户
不需），抽汽压力升高，由于高压各级的焓降缩小，致使反动度增大，轴向推力增大。另外因为汽轮机抽汽的后几级蒸汽流量比抽汽使用时相应增加，要维持额定负荷运行，易引起汽机抽汽后几级隔板、叶片应力增加超荷。国产30万机组，当三台高加未投用，第一、二、三级抽汽停用时，机组要进行限制蒸汽流量或减负荷运行，防止汽机应力超限，当抽汽量过大，抽汽压力降低，使抽汽级前几级焓降过大，应力增加。为防止滥用抽汽，抽汽量过多引起前几级隔板或叶片应力超限，有些机组规定调节级压力与一级抽汽压力差及一级与二级抽汽压力差的限额就是这个道理，发现压力差超限应限制抽汽量或减负荷。
⒅抽汽温度：
?变化原因：
①蒸汽流量或负荷变化；
②抽汽量变化；
③从抽汽管倒入冷汽或水，如加热器管子泄漏，减温水门未关，加热器疏水系统倒流，备用汽系统倒
回，抽汽管积疏水等。
④汽机叶片故障。
?抽汽温度变化的影响：
①抽汽温度一般用于监视抽汽运行工况变化，例如某一台机组调节级叶片换新，因材质问题，投运后
不久损坏，当时其他运行工况反映不显著，但一级抽汽温度明显上升。
②为了防止抽汽用户冷汽或冷水倒入抽汽管进入汽缸，引起温度差突增或水冲击事故，故有的机组装
设抽汽管道温度差报警装置，以便及时发现，运行中发现抽汽温度突然降低，应分析有否倒入冷汽或水的可能，及时采取隔绝措施。高压大容量机组由于抽汽系统复杂，最易发生汽轮机进水进冷汽事故，引起叶片损伤、动静摩擦，热应力过大发生金属部件裂纹或永久变形，推力轴承损坏等事故。
③汽轮机轴封疏汽至抽汽系统，有时会影响抽汽温度升高。如国产30万机组，七级抽汽无逆止门，
高、中压缸轴封疏汽一部分至七级抽汽系统，当七级抽汽低压加热器未投用，这部分高温蒸汽倒入七级抽汽至低压缸，使该级抽汽温度上升。
⒆排汽温度：
?变化原因：
①凝汽器真空变化；
②起动及低负荷运行时间长，排汽缸喷雾冷却水量不足或喷孔阻塞，运行中喷雾冷却水泄漏。
③无蒸汽运行。
?排汽温度变化的影响：
①一般排汽温度和排汽背压下的饱和温度相接近，有些机组排汽温度测点在排汽缸上，因此要比饱和
温度高些，但他们的变化趋势时相适应的，可以进行对照，背压升高后会引起排汽部分的法兰、螺栓应力增大。
②机组起动时由于调速汽门进汽存在节流以及叶片的鼓风摩擦产生热量，蒸汽流量很小，难以使这些
热量迅速带走，排汽温度将升高，且启动时真空过分低，相应的饱和温度也很高，排汽温度过高，叶片、低压缸、低压轴封热变形增大，排汽室的膨胀量过分增大，若低压轴承座与排汽缸为一体，将使低压转子的中心线抬高破坏转子中心线的自然垂直，从而引起机组的强烈振动，或低压轴封摩擦，排汽温度高还会影响凝汽器铜管，管板上的胀口松动漏水，因此要开启排汽缸喷雾冷却水，降低排汽温度。调节排汽缸喷雾冷却水，要注意避免左右两侧产生温度差，引起膨胀不均匀或冷却水量过大，排汽温度过低。
③正常运行时，排汽温度的升高，不必规定限额，排汽温度与凝汽器背压成正比。根据凝汽器真空下
降值进行处理，而运行时的排汽温度一般不会很高。
④如排汽温度表袋损坏，排汽温度则和室温相接近，将影响真空下降，应分析有否断叶片象征，有末
级叶片断裂打坏排汽温度表袋。
⑤背压升高后汽轮机轴向推力的变化视汽轮机的结构而定，当转子在排汽部分没有阶梯时，轴向推力
随末几级的反动度增大而增大（末几级在背压升高时焓降减小，故反动度增大）。若要长期运行，可根据背压升高的大小拆除最末一级或两级，可避免轴向推力增高过大。当转子在排汽部分有阶梯时，由于背压的升高，可能使轴向推力减小，若背压升高过高，还可能造成反向推力。
⒇轴封汽压力
?变化原因：
①负荷或蒸汽流量变化；
②凝汽器真空变化；
③轴封进汽压力变化；
④抽汽压力变化影响轴封疏汽背压变化；
⑤轴封加热真空变化；
⑥轴封进汽分门或疏汽分门开度变化；
⑦轴封压力调整门调节失灵；
⑧轴封齿磨损，漏汽增加。
?轴封汽压力变化的影响：
①轴封汽压力保持过高，使轴封冒汽增加，轴封漏汽损失大，既不经济浪费蒸汽和热量，又要影响轴
承温度升高或油中有水。
②轴封汽压力调节的过低，要使轴封失汽，影响凝汽器真空降低。
③带轴封内套或小平衡盘的机组，轴封疏汽压力的变化，会影响汽轮机轴向推力的平衡，应注意推力
瓦温度及轴向位移值。轴封疏汽压力过高，轴向位移要增加，疏汽压力过低轴封漏汽量增加，影响经济性。
⒈轴封汽温度：
?变化原因：
①轴封汽母管汽源切换；
②除氧器满水；
③轴封用汽量变化。
?轴封汽温度变化影响：
①轴封汽温度的高低，对汽机的差胀变化油一定关系，因为轴封汽温度对转子要引起伸长或收缩。正
常运行时，轴封汽温度维持接近该压力下的饱和温度的微过热整蒸汽，使轴颈冷却，使轴颈冷却，减少轴颈传热，影响轴承温度升高，应避免轴封带水。
②机组冷态起动时，冲转前向轴封送汽，由于轴封汽温度高于转子温度，引起受热伸长，使汽轮机的
差胀增加。国产30万机组，冷态起动，冲转前半小时向轴封送汽，轴封汽温150℃左右，到冲转时，高、中低压缸的差胀分别增长0.5—0.8毫米。
③机组热态起动时，金属温度较高，如果仍然用低温汽供入高、中压缸轴封，则会造成转子及汽缸突
然局部冷缩变形，出现不应有的负差胀，故要求轴封汽的温度要高些,热态启动时轴封处转子温度一般只比调速级处缸温低30～50℃。
⒉轴向位移：
?变化原因：
①负荷变化；真空变化；汽温变化；运行中叶片断；水冲击；
②叶片结垢严重；蒸汽流量变化；
③油中含水,使传感器特性发生了变化。汽轮机轴封阀兰漏，使油中含水，造成传感器绝缘降低，前
置器输出间隙电压逐渐变小，高压缸轴向位移，高、低压缸相对膨胀差示值变大，低压缸轴向位移示值变小(负值)；
④液压式轴向位移表受主轴油泵出口油压、油温变化，进油滤网阻塞等影响指示偏差；
⑤高压轴封漏汽量大，影响轴承坐温度升高；高压内轴封疏汽压力调节变化；
⑥频率变化；电气式轴向位移表受频率、电压的变化指示偏差；
⑦油膜厚度对其的影响：转子在静止时，其轴颈是与轴瓦乌金表面相接触的；在工作转速下，轴颈在
轴瓦中就被一层油膜抬高，并移向一侧，这种油膜所引起的垂直方向和水平方向的位移都会影响到转子的中心位置。位移量的大小与很多因素有关，如轴瓦上单位面积负荷的减小，轴颈圆周速度的增加，润滑油粘性的提高或轴承温度的降低等都会使位移加大；相反的情况下则使位移减小。由于各转子的轴承工作条件不一定相同。因此轴颈在工作状态下的位移就有大有小。
⑧推力轴瓦磨损或损坏；
⑨抽汽停用，抽汽压差过大；
⑩发电机转子串动。
?轴向位移变化的影响：
①轴向位移变化是表示转子正在轴向推力作用下，转子与汽缸相对轴向位置发生变化，一般转子是向
汽缸低压侧轴向位移，这个方向为正方向，位移值为正值；大容量多缸机组，由于高压缸大都采用反流式布置，轴向推力抵消程度不一，有时转子向汽机车头侧位移，这个方向为负方向，位移值为负值。
②轴向位移向正或负方向增加，说明转子的轴向推力上升，由于轴向推力是由推力轴承来承担的，推
力轴承在受压时产生的弹性变形增加，要注意推力瓦工作面或非工作面的温度变化。
③轴向位移增加过大，使推力轴瓦发生损坏烧熔，产生通汽部分动静摩擦碰撞，尤其在发生水冲击事
故时，轴向推理迅速增加，更易发生设备严重损坏。
⒊汽轮机转速：
?变化原因：
A:系统频率变化或与电网解列；
B:负荷突降到0，发电机已经解列，转速升高：
①速系统作用良好，转速上升值较小；
②调速系统作用不好，转速骤升，危急保安器卡涩未动作；
③调速汽门及自动主汽门卡住或不严密；
④抽汽逆止门卡住蒸汽倒回。
C:负荷骤降倒0，发电机解列，磁力断路器或危急保安器动作，主汽门关闭，转速下降。
?转速变化的影响：
①汽轮机起动时，用液调控制转速达到合理暖机以及根据一定的升速率进行升速。当机组并网运行后，
汽机转速一般随频率而变化，在频率升高至50赫兹以上，应注意转速升高，危急保安器误动作，在频率严重降低时，应注意主油泵出口油压，润滑油压下降的情况。
②突然甩负荷，发电机与电网解列时，要特别监视转速变化，主汽门已关闭，转速下降，应及时启动
辅助油泵。如果主汽门未关闭，应注意转速升高值，超速时，叶片圆周速度增加，叶片受高速离心力作用易疲劳折断，升高至3360r/min以上，需破坏真空紧急停机，当机组出现严重超速，运转声音不正常，声音变高和刺耳，调速油压升高，同时机组振动增加，这时应迅速切断汽源，防止自动主汽门与调速汽门或抽汽逆止门卡住，蒸汽继续进入或倒回汽缸，发生严重超速飞车事故。
⒋汽轮机负荷：
?变化原因：
①液调同步器变化；
②真空变化；
③汽压变化；
④调速系统工作不正常，调门门杆折断或门左脱落等；
⑤频率变化使调速汽门相应变化；
⑥调速油压降低（如油管漏油等）；
⑦抽汽量变化；
⑧负荷突降至0；
a．发电机与电网解列；
b．热工保护动作（低真空等），磁力断路器动作；
c．发电机故障（差动保护等动作）；
d．自动主汽门或危急保安器误动作；
e．调速系统失灵或调速油压降低；
f．单元机组锅炉故障停炉等原因连锁停机。
⑨负荷晃动的原因：
a．电网震荡；
b．发电机失去励磁；
c．调速器迟缓率大或油动机内有残余空气；
d．调速器门重叠度大，某一调门刚微开；
e．错油门重叠度大；
f．油压不稳定晃动；
g．调速系统静态特性曲线不合格、比较平直；
h．调门或连杆因结垢等原因卡涩；
i．CCS指令的震荡也会引起调门的震荡。
⑩一、二次油压泄漏。
?负荷变化的影响：
①负荷变化速度在机组起动时，需控制增负荷速度，防止增负荷过快，使汽轮机金属部件由于温差增
大产生热应力过大，差胀升高，正常运行则对负荷变化速度不作严格规定。
②负荷突变较少，对机组影响不大，如突降至0，与电网解列，对机组影响较大，要求处理迅速。负
荷突变是常见事故之一，遇到雷雨，季节性灾害或电气运行方式薄弱时更易负荷突然变化，以至甩负荷。
?负荷晃动的原因：
①负荷晃动的情况有不同，有的是在升降负荷时出现调速系统激烈摆动。有的是突然出现晃动或逐步
出现增大的晃动。对于突然出现晃动其频率与振幅一般都是无规律的，往往是由于调速系统不清洁，外物侵入或热膨胀补偿不足引起调速汽门不规则的卡涩，对运行中出现晃动，并逐步增大，其晃动频率与幅度是有规律的，往往由于调速系统磨损或连杆间隙太小，迟缓率太大造成的。
②调速系统在某一负荷下晃动，往往是由于调速汽门重叠不当，负荷晃动后使汽机进汽量上下波动，
对汽轮机运行不利，同时对电网的稳定产生不良影响。运行中发生在某一负荷下晃动，可用改变负荷的办法来消除晃动，对于调速系统不稳定的机组，调节负荷要注意升降速度，不宜过快。
③发电机震荡或失去同期，负荷及电机电压均会出现剧烈摆动，发电机会发出有节奏的呜声，其节奏
与表计摆动合拍；
④调门抖动使负荷波动，原因是存在LVDT高频干扰，调门端子箱电缆受损，调门电缆工作在高温环
境，绝缘极易老化，电缆接地会造成调门抖动。建议：更换耐高温（500度以上）电缆。将接线盒内部的四壁使用海绵，将电缆与其它东西隔开。扩大接线盒入口孔洞，避免电缆与其磨损。多个调门晃动，幅度为几毫米，建议更换换伺服阀，同时测量伺服阀控制信号和LVDT的线路绝缘，调A 值，稳定，或者打开机柜柜门（卡件“冻感冒”了）。
⒌汽轮机振动：
?变化原因：
①起动过程中，发生振动增大一般有：
a．暖机不当或升速过快；
b．油温过低，超临界时振动增大；
c．停机后未按规定盘车，引起轴在弯曲下起动；
d．由于法兰内外温差或汽缸法兰温差增大引起汽缸热变形，或者正负差胀过大造成动静摩擦；e．暖机时汽温过低；
f．汽缸、法兰螺栓加热装置使用不当；
g．排汽缸温度过高或排汽缸冷却水调节不当，左右侧产生温差；
h．门窗开启穿堂风，使汽缸半面冷却；
i．热态起动，汽缸进冷水或冷汽，引起转子弯曲。
②检修质量不好引起的一般有：
a．转子动平衡未校好；
b．汽轮机和发电机中心不正；
c．轴承油隙不合格，轴瓦紧力不够而松动；
d．汽轮机或发电机的机械转动部分松动；
e．滑销系统卡住；
f．发电机转子通风孔或水冷转子水路部分堵塞。
③运行中振动突然增大：
a．动静部分摩擦或局部碰撞；
b．叶片断裂飞出，引起转子转动不平衡；
c．转子部件在高速时松动或发生不对称位移；
d．轴承乌金脱壳损坏；
e．水冲击大轴弯曲；
f．频率变化；
g．汽温或负荷突降或突升，使机组膨胀不均；
h．润滑油温过低，使油膜破坏或发生油膜振荡；
i．轴承油压下降，油温不足，油膜破坏
j．发电机负序电流过大引起套箍失去紧力，由于发电机静子负电流的作用，转子表面将产生涡流，特别是转子的端部，表面温度将升高。由于套箍热容量较小，其瞬间平均温度将显著高于转子本体，这就使套装部件之间形成温差而失去紧力。这种故障只是在发电机转子上产生，根据电网不对称负载或瞬间发生短路的时间与机组振动发生变化时间的对应关系，便可明确振动变化的原因。最后通过检查发电机套箍晃摆值和嵌装面处是否有过热和电弧烧伤痕迹而得到证实。当嵌装面没有发生明显烧伤而只是转子平衡恶化时，可以采用调整转子平衡的方法改善机组振动；
k．不对称电磁力；发电机瓦盖振大也可能是该瓦负荷减轻的原故；
l．随机组运行工况而变的不稳定不平衡，随机组运行工况而变的不稳定不平衡是指发生在额定转速
下，随转轴传递扭矩的增大和转子本身温度（砺磁电流、有功负荷）的升高而改变的不稳定不平衡，当这些参数稳定后，振动立即或慢慢趋于稳定，因此振动幅值和相位都有较好的重现性；m．转轴与水接触。由于疏水不畅、汽缸进水、水封漏水等原因，可能导致运行中汽轮机转轴与水接触，从而使机组发生突然性强烈振动，这种现象在现场较为常见，在新机启动和大修后启动较容易发生。转轴与水接触引起突然增大是由于转轴局部遭到冷却，使转子形成热弯曲而引起不平衡振动。但是这种故障引起转子热弯曲不像其他原因引起转子热弯曲的产生和消失都有一个缓慢的过程，转子遇水局部遭到冷却引起热弯曲很短，一般只要1-2min即可使机组的振动增大到100μm 以上，同样在这么短的时间内强烈振动即可消失。这是由于转子遇水后引起转子热弯曲的热交换强度非常高，转轴一旦与水接触或停止接触，转子热弯曲形成或消失很快完成，所以采用快速停机，测取转子临界转速下振动变化和盘车转速下测转子弯曲值，是不能验证转子在运行中是否发生热弯曲的。
n . 中心孔进油。机头及对轮两端堵板紧力不够或存在间隙，在停机或汽温降低时中心孔内空气凝结从而形成真空从两端吸油。在运行中由于转子内温度变化大，中心孔内的空气在热段膨胀，在冷段凝结，转子上存在一个不断变化的质量不平衡量，引起轴的振动。
?汽轮机振动的影响：
①机组振动增大的原因比较多，起动时如果振动增大，应降低转速（对于N125机组，必须立即停机，
查明原因并消除之，方可再次起动）延长起动时间，待振动正常后，方可升速，如果降速振动未下降，应立即停机。检查转子弯曲正常再行起动，运行中振动增大可适当减负荷，分析运行工况情况。
如运行时突然强烈振动或伴随有不正常声音，必须破坏真空紧急停机。
②机组长期在振动大的情况下运行，将增加不安全性：
a．易引起金属材料强度的减弱或疲劳断裂；
b．动静之间可能发生摩擦或碰撞；
c．易使危急保安器误动作；促使发电机及励磁机电刷加快磨损；
d．使轴承乌金脱壳，温度升高；
e．汽机出力受到限制；
f．使管系振动引起结合面等处泄漏。
③振动应从三个方向测量，即从垂直、横向和轴向测量，垂直和横向侧得的振动视转子振动特性与轴
承刚性而定。测量轴承振动时，尽量维持机组负荷、参数、真空不变，便于分析。绝大多数振动是垂直方向指示出来，但在测量三个方向振动时，横向也比较大。
④高压大容量机组，轴向径向增大和轴系临界转速降低，直接影响到轴承工作的稳定性，易引起轴承
油膜振荡，特别是发电机前后轴承，油膜振荡是一种低频自激振动，振荡频率近似等于一阶临界转速的自振频率，一旦出现这类振荡时，振幅会骤然增大，转速再增加，振荡频率基本不变，但其振幅仍然继续增大，必须使机组低于出现油膜振荡的转速下运行。国产30万机组在运行初期，发生过油膜振荡，后采取了缩小轴承长径比，抬高轴承高度，提高轴承比压，30号透平油改用22号透平油以及运行中提高轴承油温等措施，解决了油膜振荡的问题。
⑤（附）防止发电机负序电流使机组振动恶化的措施有：
1.限制发电机不对称负载；
2.增加套箍和转子本体之间连接紧力，但这是大容量发电机转子设计中的一个难题，因此采用这
个措施要慎重；
3.合理补偿发电机转子端部不平衡。
⑥（附）正常的发电机转子产生的电磁力在直径方向是均衡的，因此它不会引起转子振动；均衡的电
磁力只对静子产生周期性吸力。但是当转子线圈发生故障时，转子会产生不对称电磁力，引起转子振动；不对称电磁力的频率等于转子磁极对数乘以转子工作效率；对于两极发电机转子来说，不对称电磁力频率与转子工作频率相等。这种故障引起振动的特点是振动随励磁电流的增大而加大，而且无时滞。因此可以通过改变励磁电流观察振动变化，当振动随励磁电流增大立即增大时，表明不
稳定普通强迫振动是由不对称电磁力激起的。引起不对称电磁力的故障有发电机转子线圈局部短路、空气间隙不均匀，后者通过测量转子空气间隙值可以查明。发电机转子线圈匝间或对地短路，除了会引起不对称电磁力外，还会造成转子局部受热，使转子产生热弯曲，造成不平衡振动，因此振动除了随励磁电流增大而立即增大外，还包括含随时间增大而加大的成分，一般后一种现象较前者显著。
⑦（附）机组解列、并列和增减负荷时，振动幅值和相位突然发生，并有较好的重现性中，而与机
组受热状态无关，当有功负荷稳定时，振幅和相位较为稳定。这是区分振动是由联轴器处失去紧力还是转轴套装处失去紧力所引起的最重要依据。产生这种振动变化，是由于活动式联轴器在传递扭矩改变时，其活动部件突然产生不对称径向位移，使转子平衡状态改变。活动式联轴器力传递是由主动星形轮通过外套或蛇形弹簧带动从动星形轮。外套或蛇形弹簧跟随两个转子一起旋转，在旋转状态下外套的径向位置由齿间的间隙保证。当齿牙磨损后，齿间和齿顶间隙增大，外套会偏向一侧，产生偏心而引起不平衡力，造成振动变大。外套的径向位置决定于其不平衡力和径向磨擦力，而径向磨擦力由传递力矩和齿牙之间的接触面形状所决定。因此，传递力矩的改变，直接影响磨擦力的大小，从而改变了外套的原始平衡状态，使外套处于新的平衡位置，导致转子振动的变化。这种变化是在改变有功负荷的瞬间完成的，所以振动变化无时滞现象。
励磁电流增大后，振动并不立即增大，而是稳定一段时间后逐渐增大；同样，当励磁电流减少或去掉时，振动不立即减少。由试验结果绘成的曲线呈阶梯状。转子受热后的振动变化量称为振动热变量。
发电机转子产生热不平衡的原因，总的来说是由于转子上某些零件产生不对称热变形和转子热弯曲。发电机转子产生不对称热变形的零件主要是指端部零件，特别是端部线包。由于线包受热膨胀，在径向发生不对称位移，破坏了转子的质量平衡。
⑧ a.轴瓦乌金碎裂在中小机组上较为常见，乌金碾压在大机组上较为常见。轴瓦乌金碎裂与碾压一
般是新机投运不久即发现，有些机组大修后才发生。有些机组轴瓦碎裂后继续运行，碎块面积不断减少，最后轴颈与瓦胎直接相碰磨，由此不仅使轴颈严重磨损，而且由于转子下落，通流部分产生严重磨损。转子在工作转速下，轴颈与乌金之间存在着厚度为100-300μm的油膜（由轴颈直径、轴瓦形式、转速等决定），轴颈和轴瓦之间存在着相对振动。进一步来说，转子上的激振力通过轴颈、油膜传给轴承座，使油膜产生了交变的应变力。当应力过大时，乌金表面会形成细小的疲劳裂纹，进而高压交变的油膜压力楔入小裂纹，使小裂纹不断扩大并贯通，乌金便形成碎块。这些碎块在交变的油楔力作用下，又从瓦胎上脱落下来，使碎块之产相互撞击和交变的压力油楔入小裂纹，使碎块边缘继续裂成碎粒，小碎粒不断地被油流冲走，乌金承载面积不断减少，最后因此比压过高，乌金温度升高软化，将剩余的承载乌金挤压变成薄片，从油隙中挤出，转子下落，轴颈与瓦胎直接相磨。这是乌金碎裂损坏的全过程。
b.引起轴瓦乌金碎裂的原因有两个：一是轴颈相对位移过大，引起较大的交变油膜压力；二是
油膜刚度大和阻较小，使油膜不能有效地起缓冲和阻尼作用。
⑨一般机组的轴颈在安装和检修中都要经严格检查，其晃摆值（断开联轴器，揭掉上瓦）小于0.02mm，
在这样小的晃摆值下，加之油膜弹性缓冲，对振动的影响并不大，所以在振动故障诊断中，可以忽略这种激持力，但是当轴颈某一段晃摆值大于0.04mm时，虽然对普通强迫振动影响不大，但会引起轴瓦乌金疲劳损坏。
二、热应力、热膨胀、热变形的影响
⑾汽缸膨胀：
?变化原因：
①负荷改变；
②汽缸夹层或法兰加热装置阀门泄漏；
③汽温变化；
④滑销系统或轴承台板滑动面卡涩，汽缸突然胀缩；
⑤汽缸保温脱落不全；
⑥季节性的变化，冬季大雨夏季；
⑦穿堂风的影响；
⑧车肚挡风板不全。
?汽缸膨胀变化的影响：
①汽缸受热以后在长、宽、高几个方面都要膨胀，滑销系统的合理布置，满足了汽缸几个方向上的自
由膨胀的要求，保证汽轮机与发电机，转子与静子部分以及轴承座中心一致，使汽缸在加热和冷却时不发生过大的应力和变形。汽缸膨胀值的大小，取决于汽缸的长度和汽缸金属材料的线膨胀系数及汽缸金属温度。对于高压汽轮机，因为其法兰宽度和厚度远远大于汽缸的厚度，所以汽缸膨胀值往往取决于法兰的平均温度，由于汽缸的金属温度的分布有一定的规律性，可以用调节级汽缸内壁的金属温度与汽缸膨胀的对应关系，便于对照分析。
②机组起动或增负荷，汽缸膨胀绝对值是决定升速或增负荷的重要参考指标。因为有时汽缸膨胀因滑
销系统活轴承台板滑动面卡涩而出现滞后现象。如果该时单根据金属温度升高情况定升速、增荷是比较危险的。汽缸膨胀滞后必将引起汽缸与转子的相对膨胀迅速上升，这时应加强对膨胀和机组振动的监视。
③汽缸膨胀方向根据汽缸的死点而定。一般汽轮机都是向机头方向膨胀，汽缸左右侧膨胀必须注意均
匀，对于使用夹层，法兰加热装置的机组，更须不断对照左右两侧膨胀值和金属两侧温差。具有双层汽缸的机组，汽缸膨胀值主要是由外法兰的平均温度决定的。
④（附汽缸金属事故主要是变形和开裂）汽缸变形：影响汽轮机的安全经济运行，其表现形式是汽缸
水平结合面因变形而漏汽，以及汽缸圆周发生变形而导致汽轮机中心变化。为此在检修时不得不进行水平结合面的修刮和局部补焊（也可用热喷涂进行修复）以及重新调整汽轮机中心。
⑤（附）变形主要原因有： a.汽缸残余应力过大（汽缸形状复杂，厚薄不均匀，铸造时各部分的凝
固和冷却速度不一而产生内应力，在运行过程中会因残余应力的作用而导致汽缸变形。为了消除铸造残余应力需要进行消除应力退火处理）； b.蠕变的影响：（高压汽轮机汽缸的工作温度往往会在产生蠕变的温度以上，因此在长期运行过程中就会有蠕变现象发生，由于汽缸形状复杂，厚薄不均匀，各部分的温度和压力不同，使各部分的蠕变速度不同，因而各部分蠕变[塑性变形]量不同，导致汽缸变形）； c.汽轮机基础不良，造成各部分受力大小的不同而产生汽缸变形。用于测量基础沉降的观测点应齐全、装设牢固，并有合适的保护装置，基础验收时就应进行沉陷观测以作为原始数据，测量数值应估读到0.1mm，在下列安装阶段还要进行测量：I.汽轮机、发电机和凝汽器等大件重载设备均已就位；II.汽轮机扣大盖前；III.轴系连接对轮前； IV.机组第一次整套启动后。
⑥（附）汽缸开裂：汽缸裂纹大部分都产生在温度梯度大、圆角半径小或汽缸厚度不对称的地方，法
兰与汽缸壁的过渡区以及各调节汽门汽道之间最容易产生裂纹。产生裂纹的原因很复杂。 a.内因：汽缸的结构、材质、工艺等方面的原因。 b.温度条件及应力状态等方面的原因。汽缸在结构上如果拐角的半径小及壁的厚薄差别大而又过于陡峭，则容易导致应力集中及应力的增大，在一定的条
件下就会导致裂纹的产生。出现了裂纹的汽缸可以采取挖除补焊等方法以消除裂纹和防止裂纹的继续扩展。
⑦机组有功负荷增大后转子产生的热不平衡：振动并不是随有功负荷的增大而立即增大，而是稳定一
段时间后，振动才逐渐增大；同样，当有功负荷减少时，振动并不立即减少。这种现象说明振动与机组受热状态有关，它明显地包含民一个随机组有功负荷增大而增大的热变量。与发电机类同，这种热变量也有两种形式：一种是随空负荷下振动减少而减少或消失；另一种与空负荷下振动大小无关。后者又有两个原因；汽缸、轴承座膨胀不良和汽轮机转子受热后平衡恶化。
⑧根据现场发生的汽缸膨胀不良表现的各种现象，可以概括为以下三种表现形式，这三种形式产生的
振动特征及机理如下：
a.汽轮机各轴承座之间的相互位置发生了变动：产生这种现象的后果是直接导致转子中心变动。对活动式联轴器，各轴承座之间位置的相对变化，会改变转子之间的连接中心状态。当两个转子中心偏差过大时，活动式联轴器会失去调节作用中，产生激振力；
b.改变动静部件之间径向间隙：它所产生的最严重后果是直接导致动静部分磨擦。如果磨擦发生在转轴上，将引起转子热弯曲因而造成振动；
c.改变轴承座和台板之间的接触状态：这种现象最严重的表现形式是滑动面之间出现间隙，由此降低了轴承座连接刚度，在激振力不变的情况下，振幅增大，这是现场发生汽缸膨胀不良，引起振动增大的最常见的故障形式.
⑨半速涡动和油膜振荡:轴瓦自激振动一般分为半速涡动和油膜振荡两个过程。转子工作转速在两倍
转子第一临界转速以下所发生的轴瓦自激振动，称为半速涡动，因为这时自激振动频率近似为转子工作频率的一半。这种振动由于没有与转子临界转速发生共振，因而振幅一般不大，现场大量机组实结果多为40－100μm。转子工作转速高于两倍第一临界转速时所发生的轴瓦自激振动，称为油膜振荡，这时振动频率与转子第一临界转速接近，从而发生共振，所以转子表现为强烈的振荡。对于轴颈在外界偶然扰动下所发生的任一偏移，轴承油膜除了产生沿偏移方向的弹性恢复力保持和外界载荷平衡外，仍然要产生一个垂直于偏移方向的失稳分力，这个失稳分力将驱动转子涡动。[振动相位是振动信号由正向零点位置到标准信号脉冲前沿的距离。]
⑿汽缸与转子的相对膨胀：
?变化原因：
①向正值方向增加；
a．起动暖机时间不充足，升速或增荷过快；
b．汽缸夹层、法兰加热装置加热汽温太低或流量较低，引起加热不足；
c．进汽温度升高，在机组启动或运行过程中主蒸汽温度变化将影响各级蒸汽温度，主蒸汽温升速度愈快汽缸与转子间的胀差愈大；主蒸汽温降速度愈快，胀差减小愈快，以至出现负胀差；
d．轴封汽温升高或轴封供汽量过大，在启动前要向轴封供汽，若轴封供汽温度高于轴封金属温度，转子的轴封端和轴封体被加热，而轴封体是嵌在汽缸的两端，其膨胀对汽缸轴向长度几乎没有影响，但转子轴封端的膨胀却影响转子的长度，因而正胀差加大，由于轴封端占转子的长度的比例较小故对总胀差（即胀差测量值）影响较小，可是轴封处的局部胀差却比较大。如果轴封供汽温度过高，可能使轴封的轴向间隙消失，动静部分发生摩擦，若轴封供汽温度低于轴封金属温度则相反，轴封被冷却，轴封处的局部差胀为负值，为了避免轴封处出现过大的正胀差和负胀差，轴封供汽温度应略高于轴封金属温度；e．真空变化，由于排汽缸对应的转子轴端露在汽缸外，因此排汽温度变化主要影响排汽缸的膨胀量，随着排汽温度的升高排汽缸的膨胀量比对应转子轴端膨胀量大，使低压缸的相对膨胀减小。如果排汽温度的升高是由于凝汽器内压力升高而引起的，为了保持机组的转速或功率保持不变，进汽量需相应增加，从而引起高压缸胀差增大。但一般不允许采用提高凝汽器压力的办法来调整各汽缸的胀差；
f．转速变化；
g．调速汽门开度增加；
h．滑销系统或轴承台板面滑动卡涩，汽缸膨胀不出；
i．轴承油温升高；
j．推力轴承磨损，轴向位移增加；
k．汽缸保温脱落或穿堂冷风；
l．双层汽缸夹层中流入冷汽或冷水；
m．多转子机组，相邻转子差胀变化；
n．差胀指示器零点不准或触点磨损，电气式差胀指示器还受频率，电压升高影响指示偏差。
②向负方向增加：
a．负荷下降或甩负荷；
b．汽温急剧下降；
c．水冲击；
d．轴封汽温度降低；
e．汽缸夹层、法兰加热装置加热过度，超高压和亚临界机组多采用双层缸结构，因此在启动时必须在汽缸夹层中通以适当温度的蒸汽，否则回出现较大的正胀差，增加法兰螺栓加热装置蒸汽的温度和流量，就可以加大启动过程中汽缸的膨胀量，可以减小正胀差；
f．进汽温度低于金属温度；
g．轴向位移向负值方向变化；
h．轴承温度降低；
i．双层汽缸夹层中流入高温汽（夹层或法兰加热装置漏入高温汽、汽缸进汽套管轴封漏汽管）；j．多转子机组，相邻转子差胀变化；
k．电气式差胀指示器受频率、电压下降的影响；
l.转子回转（泊桑）效应，转子在旋转时，产生很大的离心力，转子材料在离心力的作用下沿径向产生弹性伸长，从而使轴向长度缩短，故在相同加热条件下，转子的轴向膨胀量较静止时小，因而对差胀产生影响。
?相对膨胀变化的影响：
①汽缸和转子的相对膨胀又称差胀。习惯上规定转子膨胀大于汽缸膨胀时，差胀为正值。转子与汽缸
相比，转子的体积小，而又全部浸在蒸汽的包围之中，两者受热情况有别，通常用受热面积与该部件体积之比值简称“体面比”（A/V）来描述。显然转子的体面比远大于汽缸，在加上转子在运行中高速旋转对蒸汽产生很大的扰动，因此蒸汽与转子间换热系数也比较大，转子被封闭在汽缸里面向外散热量也小。冷态起动时，汽机受热后，由于转子的质量小，接触蒸汽面积大，加热的较快，故膨胀的也快；而汽缸膨胀的慢，出现正胀差。转子与汽缸的相对轴向位置发生变化，内部动静间隙发生变化。正差胀值过大超限会引起高低压轴封或隔板轴封齿或者叶片出口与隔板动静摩擦，发生大轴弯曲等故障。
②差胀向正值增大，一般在机组冷态起动与增负荷时出现，当负荷及进汽参数稳定后，差胀变化不大，
因为该时汽缸为稳定传热状态，汽缸与转子的差值保持在某一值。如运行中汽缸保温层脱落，阀门泄漏引起汽缸内外温差增大等因素，差胀也会变化。
③高压大容量机组，差胀是起动中的一个关键，达到起动时间短，差胀值小，必须要及时分析差胀变
化的原因。准确合理使用汽缸夹层及法兰加热装置，分析运行工况的变化，确保差胀控制在安全范围内，冷态起动，进汽温度，真空，转速等都是影响差胀的因素，例如：真空下降，维持同一转速，进汽量增加，高压差胀要上升，但中、低压缸摩擦鼓风热量因流量增加容易带走，可能差胀要下降些。又如：转速对差胀影响，因为鼓风摩擦热量和叶片长度成正比，和转速三次方成正比，转速升高，产生的鼓风摩擦热量增大，差胀会增加，但升至某一转速，蒸汽流量增加后可把鼓风热量带走的比较多，对差胀的影响就小了，另外，对于大直径转子在金属部件受热情况不变，当转速上升时，
机组运行分析 、进汽压力 进汽压力升高的影响： ①汽压升高，汽温不变，汽机低压段湿度增加，不但使汽机的湿汽损失增加，降低汽机的相对内效率，并且增加了几级叶片的侵蚀作用，为了保证安全，一般要求排汽干度大于88%，高压大容量机组为了使后几级蒸汽湿度不致过大，一般都采用中间再热，提高中压进汽温度。 ②运行中汽压升高，调门开度不变，蒸汽流量升高，负荷增加，要防止流量过大，机组过负荷，对汽动给泵则应注意转速升高，防止发生超速，给水压力升高过多。 ③汽压升高过多至限额，使承压部件应力增大，主汽管、汽室，汽门壳体、汽缸法兰和螺栓吃力过大，材料达到强度极限易发生危险，必须要求锅炉减负荷，降低汽压至允许范围内运行。 进汽压力降低的影响： ①汽压降低，则蒸汽流量相应减少，汽轮机出力降低，汽动给泵则转速降低，影响给水压力，流量降低。 ②要维持汽轮机出力不变，汽压降低时，调门必须开大，增加蒸汽流量，各压力级的压力上升，会使通汽部分过负荷，尤其后几级过负荷较严重；同时机组轴向推力增加，轴向位移上升，因此一般汽压过多要减负荷，限制蒸汽流量不过大。 ③低汽压运行对机组经济性影响较大，中压机组汽压每下 降O.IMpa，热耗将增加0.3? 0.5%，一般机组汽压降低1%，使汽耗量上升0.7%。 、进汽温度： 进汽温度升高的影响； ①维持高汽温运行可以提高汽轮机的经济性，但不允许超限运行，因为在超过允许温度运行时，引起金属的高温强度降低，产生蠕胀和耐劳强度降低，脆性增加，长期汽温超限运行将缩短金属部件的使用寿命。 ②汽温升高使机组的热膨胀和热变形增加、差胀上升，汽温升高的速度过快，会引起机组部件温差增大，热应力上升，还使叶轮与轴的紧力、叶片与叶轮的紧力发生松弛，易发生通汽部分动静摩擦，如由于管道补偿作用不足或机组热膨胀不均易引起振动增加。进汽温度降低的影响; ①汽温降低，使汽轮机焓降减少，要维持一定负荷，蒸汽流量增加，调节级压力上升，调节级的焓降减小，对调节级来讲安全性较好。 ②在汽压、出力不变的情况下，汽温降低蒸汽流量增加，末级叶片焓降显著增大，会 使末级叶片和隔板过负荷，一般中压机组汽温每降低10C,就会使最后一级过负荷约1.5%, 一般汽温降低至某一规定值要减负荷，防止蒸汽流量过大。 ③汽温降低为维持同一负荷,蒸汽流量增加,要使蒸汽从各级叶片中通过,叶片反动度要增加,引起转子轴向推力加大,因此低汽温时应加强对轴向位移、推力瓦温的监视。 ④汽温降低,汽轮机后几级蒸汽湿度增加,加剧了湿蒸汽对后几级叶片的冲蚀,缩短叶片的使用寿命。 ⑤汽温降低要注意下降速度不能过快，汽温突降将引起机组各金属部件温差增大，热 应力上升，因温降产生的温差会使金属承受拉伸应力，其允许值比压缩应力小，且差胀向
汽轮机检修规程 1.本汽轮汽轮机简介 本汽轮机为南京汽轮机厂制造的N50-8、83-3 型号,高压、单缸、冲动冷凝式汽轮机,与锅炉,发电机及其附属设备组成一个成套发电设备。本汽轮机不能用于拖动不同转速或变转速机械。 机组进行了以下优化设计:调节级采用了新型的子午面收缩静叶喷嘴;采用了后加载叶型,在有效降低叶栅损失的基础上增加了叶片强度,并且使得变工况运行时通流部分能维持较高的热力性能;高压部分的隔板还采用了分流叶栅结构;低压部分采用了应用全三维技术设计的复合弯扭叶栅,并采用了自带冠叶片;动叶顶部普遍采用了高低齿汽封,以降低泄漏损失、上述措施有效提高了机组的安全性、效率与做功能力。 本机组汽轮机调节系统采用了DEH—NK汽轮机数字式电液控制系统,由计算机控制部分(也叫计算机控制系统)与EH液压执行机构组成。系统控制精度、自动化水平高,它能实现升速(手动或自动),配合电机并网,负荷控制(阀位控制或功频控制)及其她辅助控制,并与DCS通讯,控制参数在线调整与超速保护功能等。能使汽轮机适应各种功况并长期安全运行。 汽轮机主要技术规范: 名称单位数值主汽门前蒸汽压力 MPa(a) 8、83 最高 9、32 最低 8、34 主汽门前蒸汽温度℃ 535 最高 540 最低 525 进汽量 t/h 额定工况 182 最大工况 221、3 汽轮机额定功率 MW 50 汽轮机最大功率 MW 60 额定工况排汽压力 KPa(a) 4、82 最大工况排汽压力 KPa(a) 5、46 给水温度℃额定工况 216、6 最大工况 227、3 额定工况汽轮机汽耗(计算值) Kg/KW、h 3、62 额定工况汽轮机热耗(计算值) KJ/KW、h 9201、7 额定工况汽轮机汽耗(保证值) Kg/KW、h 3、73 额定工况汽轮机热耗(保证值) KJ/KW、h 9477、8 调节级后蒸汽压力 Mpa 额定工况 5、947 最大工况 7、332 冷却水温度℃额定 20 最高 33 汽轮机转向 (机头向机尾瞧)顺时针 汽轮机额定转速 r/min 3000 汽轮机单个转子的临界转速 r/min 1850
汽轮机检修管理 发表时间：2017-11-07T18:05:31.033Z 来源：《电力设备》2017年第18期作者：雷东润 [导读] 摘要：汽轮机是火力发电厂三大主机的重要组成部分，借助于分析和控制汽轮机的检修要点，能够使汽轮机长期高效运行，保证汽轮机性能的优异性，对发电厂安全、经济、稳定运行产生重要影响，确保发电厂供电安全、持续、稳定。因此要求发电厂汽轮机工作人员应抓住并做好修前准备、过程控制和修后总结等工作要点，才可以修复甚至提高汽轮机性能。 （唐山冀北电力检修有限公司河北唐山 064000） 摘要：汽轮机是火力发电厂三大主机的重要组成部分，借助于分析和控制汽轮机的检修要点，能够使汽轮机长期高效运行，保证汽轮机性能的优异性，对发电厂安全、经济、稳定运行产生重要影响，确保发电厂供电安全、持续、稳定。因此要求发电厂汽轮机工作人员应抓住并做好修前准备、过程控制和修后总结等工作要点，才可以修复甚至提高汽轮机性能。 关键词：火力发电厂；汽轮机检修；要点探析 1 汽轮机检修准备 1.1修前数据采集。汽轮机检修前需要收集汽轮机启停机及正常运行中的振动、温度、真空、效率等参数，并与历次检修数据对比分析，得出缺陷内容、性质、发展趋势等，还需要收集正常运行中处理完和未处理完的缺陷、故障率高的缺陷等，并查看、整理保养记录，最后经综合整理、分析后依此制定检修项目。汽轮机运行的信息量非常大，检修前的数据收集、分析、整理工作量大，需要负责人更加认真、负责、细致和严谨。 1.2检修项目制定。汽轮机检修项目分为两类，一类是标准项目，另一类是特殊项目。负责人应根据对汽轮机修前数据的采集和分析及相关检修导则制定出标准项目，如金属监督、调速系统清理、轴承检查调整等。根据政策、市场环境、特殊缺陷等制定改造等特殊项目，如通流部分改造、真空系统改造等。 1.3检修工期制定。根据检修项目及相关检修导则，制定出合理的检修工期。合理的检修工期能使整个检修过程紧张有序，并按时完成全部检修项目。如果工期不足会引起漏项、检修质量下降、不安全事件频出等；而工期过长会增加生产、检修、保养成本，同样可能会引起检修质量下降、不安全事件频出等。 1.4备品备件准备。汽轮机检修项目一经确定，项目负责人就需要立即开展备品备件的准备工作。备品备件准备时，要对检修项目逐条确认，查找图纸、台账等，列出检修可能需要的备件。再根据检修设备必须更换和可能更换的备件和安装数量及库存量来制定需提交的备件采购计划。备件计划需做到规格准确、数量合理。 1.5专用工具准备。汽轮机检修项目一经确定，项目负责人就需要在准备备品备件的同时开展专用工具的准备工作。项目负责人要对检修项目逐条排查确认，查找图纸、核对库存，将检修所需专用工具物品、数量准备齐全，还需对专用工具的使用性能进行确认和修复，以保证检修工作能顺利开展。 1.6检修文件准备。检修文件的准备包括检修作业文件包、作业指导书、检修工艺卡、技改方案及外委项目的技术协议等。内容包括了对检修人员的作业指导、施工方案、试验方法、验收标准、施工工期、质量保证与考核等。确保检修保质、保量、有序地顺利完成。 2 汽轮机检修中油系统的常见故障 根据多年的汽轮机故障处理经验以及众多汽轮机研究成果发现，当前在我国的汽轮机的油系统中普遍存在的故障主要有EH油系统故障和DEH油系统故障。 2.1汽轮机的EH油系统故障。EH油系统故障作为汽轮机的油系统中较为常见的故障类型，在实际工作中经常出现，包括EH油系统的油动机开调门失效、EH油系统油箱的油压及油位下降和油温超出正常范围。导致EH油系统这些故障产生的原因，主要包括复阀堵死或卡涩、AST系统带电的不正常、DEH控制系统故障、油箱进油阀故障、溢油阀卡死、油加热器故障以及EH油系统冷却水系统故障等。 2.2汽轮机的DEH油系统故障。该故障也是汽轮机的油系统故障中最常见的类型之一，其故障类型通常包括DEH油系统的AST电磁阀与隔膜阀关闭故障、EH油系统油箱油温或者油位低于正常运行值以及DEH油系统储能器故障等。导致这些故障产生的原因主要有OPC电磁阀没有送电或没有关严、EH油箱油阀或冷却水系统出现故障等。 3 汽轮机检修过程控制 3.1安全管理。安全包括人身安全和设备安全，安全是所有工作的基础，必须始终坚持“安全第一，预防为主”的原则。检修开工前应制定完善的组织机构，成立安全监察组，各级人员要既管生产又管安全，层层签订安全责任状。施工前做好施工人员三级安全教育，把好安全第一关。施工时做好班前班后安全、技术教育和交底，把安全落实到每一个人和每一项工作中去。严格把好两票关，严禁无票工作，从技术上提供安全基本保障。严格质量验收，把好设备安全关。 3.2项目控制。将项目书中每一个项目指定负责的小组，按照计划完成每一项检修任务。在检修过程中，可通过协调会、专题会等形式及时对现场出现的问题进行协调和解决；根据检修情况及时调整、增加和取消项目；并定期对项目进行“回头看”，防止出现漏项、错项等。 3.3工期控制。因汽轮机全面检修项目多、工期长、人员复杂，容易引起工期失控。因此需对小组长的选定、小组人员的分配、小组工作内容的分配进行合理安排。项目进度节点也要严格控制，重要设备节点按倒推工期原则制定必须完成的节点并严格控制。行车及专用工具也提前规划、合理安排和协调，提高行车及工具利用率。工期的控制最常用也最简单的方法是通过进度图进行检查与控制。 3.4质量控制。为使检修达到既定目标、恢复或提高设备性能，应严格按规程、导则、图纸、说明书、作业指导文件等进行施工。验收时按火力发电厂相关规定进行三级验收，不可流以形式或走过场，验收人员应亲自进行检查与测量，对重要数据应进行多次测量防止出现错误。 3.5设备试运。设备试运是设备检修后的最后一道冷态质量验收，是保证机组检修后一次启动成功的关键。应严格按火力发电厂试运规定填写试运单进行试运，以便及时发现问题并处理。 4 汽轮机油系统故障检修对策 油系统的正常运行是保证汽轮机正常运行的首要之重。因此，必须保证油系统的安全运行时间，最大限度的降低其故障率。根据统计油系统的故障情况，可以从以下几个方面入手:
汽轮机本体检修交流材料 一、汽轮机本体大修目的 1.1对汽轮机本体设备进行全面的解体、测量、检修和调整，最大程度的恢复设备的经济性和安全性能；掌握设备状态变化的规律，对变化的原因进行分析和记录，以采取必要的措施； 1.2对本体设备的零部件按照规定进行检验和修理，对存在安全隐患、失效和达到使用周期的零部件进行必要的更换，保证设备运行可靠性； 1.3对修前存在的主要设备问题进行技术分析和诊断，并进行处理； 1.4根据节能要求对设备和系统进行必要的技术改造，改善设备运行性能； 状态分析和专家分析系统的局限性，做好资料的积累以掌握设备状态变化； 二、修前的技术分析要求 2.1运行工况分析 根据技术在启停过程和运行中存在的异常现象，如机组振动异常、胀差超限、符合失稳、调门卡涩、汽封漏气、轴承温度不正常等，及运行的监控参数是否符合制造厂家的规定，进行全面的梳理和分析，充分发现设备存在的问题； 2.2修前性能试验和设备分析
对机组修前的经济性进行效率试验，并通过调节系统的各种试验分析系统的可靠性和完好性；对各经济指标进行分析对比，是否达到制造厂家的设计值，对存在的偏差进行针对性检查和处理； 2.3设备可靠性分析 通过对可靠性指标的统计和分析，确定影响机组强迫停运的主要因素，确定大修的检查重点和方向。 三、汽轮机大修项目包含的主要内容 现在各发电厂都有大修导则，附有大修参考项目表，包括标准项目和更改项目，是确定大修项目的主要依据。修前技术分析发现的问题，应作为大修重点项目。此外，还有根据节能要求进行收资调研后确定的改造项目，一般应包含以下内容： 3.1通过解体测量和数据对比，掌握设备状态变化的项目； 3.2对承受高温、高压、高应力部件，根据技术监督规定必须进行的检测和试验项目； 3.3提高汽轮机经济性的项目； 3.4保证安全可靠的项目； 四、汽轮机本体大修的重点 4.1汽缸变形检查（主要和抽气口和弯头部位），结合面水平的测量，中分面间隙检查，同心度检查； 4.2转子弯曲和瓢偏测量，椭圆度检查和推力间隙检查；
参数的选择对汽轮机内效率浅析 原创：孙维兵连云港碱厂22042 摘要：简要叙述电力和工业用汽轮机的内效率，以及蒸汽初、终参数选择对对全厂能耗的影响。 关键词：汽轮机内效率蒸汽参数能耗 一、汽轮机内效率 1、背压汽轮机数据模拟本表来源某碱厂6000kw背压机组，带下划线的为表计显示值。其他为计算或模拟值。
本机组型号B6－35 /5，设计蒸汽压力℃，排汽压力。设计内效率%。 由于蒸汽和喷管叶片的磨擦生热，被蒸汽吸收后汽温提高，在下一级得到利用，机组级数越多，利用次数越多，总内效率有所提高。热机内效率η＝100％×实际焓降÷理想焓降，汽轮机的内效率表示的是设计的汽轮机组的完善程度，相当于存在的所有不可逆损失的大小，即实际利用的焓降与理论上能达到的焓降的比值。 严济慈说：“所费多于所当费，或所得少于所应得，都是一种浪费”。提高热机的热效率的方法有二种，一是提高高温热源的温度，二是降低低温热源即环境的温度；低温热源变化较小，因此提高蒸汽初温和初压就成为提高机组的热效率的途径。相对地，提高热机的内效率则基本上只有一种方法，即设计更完善的机组使汽机内部各种不可逆损失减少到最少。 从热力学第二定律上看，冷源损失是必不可少的，如果用背压抽汽供热机组，它是将冷源损失算到热用户上，导致所有背压热效率接近100%，但内效率差距仍然很大。 2、纯碱行业真空透平机、压缩透平机和背压汽轮机相对内效率比较
各个背压供热机组热效率都接近100%，但汽耗率分别为、、、kg/kwh，即消耗同样多的蒸汽量发出的电能有大有小。小容量汽轮机的汽封间隙相对较大，漏汽损失较大，同时由于成本投资所限，汽轮机级数少，设计的叶型也属早期产品，所以容量小的机组内效率很低。目前电力系统主力机组亚临界压力汽轮机组都较大，总内效率高达90-92%，热力学级数达到27级；相比于发电用汽轮机，工业汽轮机级数少，内效率偏低，明显是不经济的。 3、喷咀和喷管。冲动式汽轮机的蒸汽在静止的喷咀中膨胀加速，冲击汽轮机叶片。对喷咀来说，存在临界压力和临界压力比。如渐缩喷管，流量达到最大值时，出口压力p2与进口压力p1之比βc约为，当背压p2下降低于βc ×p1时，实际流量和汽体的速度不再增加，相当于压力降白白损失了。反动式汽轮机内效率较高，但单级压降较冲动式更小。纯碱厂常用的压缩工业汽轮机有11级，但压力降能力较小，实际运行时内效率不高。真空岗位的工业汽轮机，只有一级双列速度级，单级压力降能力是有限的，如果选择的排汽参数太小，那
浅谈火电厂汽轮机检修管理 发表时间：2018-05-23T10:39:26.287Z 来源：《基层建设》2018年第4期作者：齐治国[导读] 摘要：汽轮机是火电厂的核心设备，电力企业的领导人员一定要高度重视汽轮机的检修管理工作。 大唐巩义发电有限责任公司河南巩义 451200摘要：汽轮机是火电厂的核心设备，电力企业的领导人员一定要高度重视汽轮机的检修管理工作。只有在检修工程中做好每个环节的管理工作，才能从根本上保证检修的质量，检修工作的顺利进程才能得以保障，电力企业才能正常运转，并发挥其应有的效益。 关键词：火电厂；汽轮机；检修管理 1前言 通过对汽轮机设备检修工作的精细化合理化管理，检修人员清晰了自己的工作思路，检修工作得以明确分工，这使得检修工作趋向于提高检修质量，保证了汽轮机检修后能安全、稳定、长周期高效运行。 2汽轮机概况 汽轮机是以蒸汽为动力，并将热能转变为机械能的旋转机械。当前，汽轮机已被广泛应用到到各个领域，主要应用于火电厂。汽轮机作为火电厂的核心设备直接影响着火电厂的运转，因此需要做好汽轮机的日常的维护和检修管理。汽轮机与其他的原动机的主要的区别在于其单机工作的效率很高，且使用寿命也很高。汽轮机这方面的优势，使它在石化、冶金和化工等行业中被作为拖动动力装置广泛应用。此外汽轮机与电动机相比较有明显的优势，它可以根据使用场合的不同制造出符合其要求的汽轮机，但电动机不能满足这一点，功率太大的电动机不仅制作成本高，而且使用过程中会浪费大量能源。在功率太大的情况下，生产出符合要求的电动机是很难实现的，这可以采用汽轮机来完成，并且汽轮机还具有节能的效果。 3汽轮机检修管理的工作思路在对作为火电厂核心设备的汽轮机进行检修时一定要制定相关的工作思路，不能进行盲目的检修。在进行检修时，首先要实事求是，充分考虑电厂内外部检修资源，对可能出现的故障进行客观全面的分析，再根据实际配置情况制定科学合理的检修步骤与方案。如：第一步，根据火电厂检修人员的分配情况确定汽轮机主修项目，并将维修标准项目纳入到检修工作中；第二步，统一对检修维护进行管理，整合资源，对资源重新优化分配，以实现检修维护一体化管理的目标。只有做好汽轮机的检修管理工作，才能保证汽轮机的正常动作，发挥电力企业的经济效益。 4设备的故障与检修 4.1汽轮机组异常振动及检修 汽轮机组往往会因为汽流激振、摩擦振动或转子热变形等因素造成振动故障。气流激振往往是由于汽轮机叶片运行中受到不均衡气流冲击而导致的，由于叶片末端气流出现混乱，汽轮机往往会异常振动，振动会突发性地明显增大；汽轮机异常振动也可能由转子热变形引起，热转子变形往往与温度及蒸汽参数密切相关，导致引起一倍频振幅的增加；摩擦也可使汽轮机出现抖动涡动等现象，转子内部因此而受温不均匀，导致转子出现热弹性弯曲，从而产生新的不平衡力，摩擦严重导致振幅急剧增大。对这种异常振动的检修，要在确定产生气流激振的状态后，采取避开激流激振的负荷范围的方式，减小激流激振的影响。 4.2凝汽器故障及检修 凝汽器能够在汽轮机排汽口保持一定的真空度，在凝汽设备的作用下，汽轮机的蒸汽能膨胀为相对低的排气压力，从而使汽轮机的热效率提高；此外，凝汽器还可将排汽凝结成洁净的凝结水，应用于锅炉给水循环。一旦凝汽器产生真空气密性不良或结垢等问题，凝气器真空度便会降低，在高温情况下，循环水温度会比平时高出许多，使设备的吸势量和蒸汽的冷凝温度受到影响，排气压力不断升高，使机组出现故障，如振动等。 通常会通过对喉部以下凝汽器侧和真空系统进行罐水检漏的方式进行这类故障的检修，对清理喷嘴和汽轮机轴封进行定期检查，从而加强抽汽效率消除机组漏气点。有时在进行凝汽器除垢时，也可采用化学方法进行。 4.3盐垢的形成及清除 汽轮机往往会由于水质不好或设备其它原因产生盐垢，一旦盐垢产生，汽轮机出力便会在很大程度上下降。要想预防这种现象的产生，相关部门一定要对水质进行严格控制，严格监测热蒸汽的含盐量和饱和蒸汽。机组正常工作时，饱和蒸汽含盐量比过热蒸汽含盐量高。而出现故障便可能导致过热蒸汽含盐量高出饱和蒸汽含盐量汽轮机一旦出现盐垢堆积的状况，进行检修时，可先打开汽轮机汽缸，取出转子，可采取喷手工除垢的方法清除盐垢，有时也可使用柠檬酸溶液和软水对盐垢进行清理。 5汽轮机检修管理措施火电厂汽轮机的检修管理的顺利进行可有效保障火电厂的正常运转及企业经济效益的提高。企业领导已经越来越重视汽轮机的检修管理工作，并制定了相关的管理制度，在检修管理过程中检修人员一定要从以下几点抓好做好汽轮机的检修工作。 5.1人员配置和技术支持 一定要根据检修项目合理分配检修人员，检修现场的管理工作需要安排专人组织。在对汽轮机进行检修时，往往具有涉及面广工期长等特点，因此，相关工作组一定要按照技术要求认真进行工作，在遇到技术问题时，可请教技术部门并在其指导下完成检修工作。优化检修工序，缩短检修工期降低检修成本。 5.2明确技术要求 进行检修时，一定要了解并明确检修的技术指标。如汽轮机主轴和发电机的各种零件的准确拆装时间及具体工序。只有明确了检修项目的技术指标，才能保证检修工作的顺利进行，避免工作失误，才能在缩短检修时间的前提下保障汽轮机检修的质量。 5.3检修工具管理 对在汽轮机检修过程中所要使用的大量检修工具，一定要做好相关管理工作，相关人员往往因为不好的工作习惯而导致工具丢失现象的出现。检修过程中交换工作组时，如果上一组工作人员不保管好检修工具，下一组便不能按照工期及时进行汽轮机的检修，来重影响检修工作的正常进行。因此必须要管理好检修工具，避免检修工具的丢失保证检修工作顺利进行。 5.4加大检修力度
电厂汽轮机运行中节能降耗的对策分析孙利华 发表时间：2018-01-31T12:10:13.450Z 来源：《基层建设》2017年第33期作者：孙利华 [导读] 摘要：汽轮机运行的节能降耗在电厂的降耗管理中的作用重大，要使得汽轮机节能降耗工作能够顺利实施，就要对其影响因素进行研究分析，采取科学合理的解决措施，有效提升电场汽轮机运行的节能降耗。 神华国能（神东电力）郭家湾电厂陕西榆林 719408 摘要：汽轮机运行的节能降耗在电厂的降耗管理中的作用重大，要使得汽轮机节能降耗工作能够顺利实施，就要对其影响因素进行研究分析，采取科学合理的解决措施，有效提升电场汽轮机运行的节能降耗。本文探讨了电厂汽轮机运行中节能降耗的对策。 关键词：电厂；汽轮机运行；节能降耗；对策 在当前社会发展形势下，发展节能经济、绿色经济、环保经济已成为我国现代社会发展的主要内容。为了实现我国经济的可持续发展，在电厂汽轮机运行过程中，就必须做好节能降耗工作，保证凝汽器的真空度，保证汽轮机所需水的温度，做好余烟回收利用，加强管理，进而为电厂的综合效益提供保障。 1汽轮机节能降耗的必要性 汽轮机是电厂生产运行过程中的重要组成部分，同时也是电厂进行能源控制的关键设备。在我国电力系统的发展进程中，通过不断的研究探索，研发了有关汽轮机的节能改造技术，这一技术改造，可有效提高电能的使用效率，减少能耗损失，对电厂在正产运转情况下做到节能降耗有着重要的促进关系，不仅可在极大程度上提升电厂的经济效益，还对电厂实现可持续发展具有积极的促进作用。除此之外，相关研究人员在进行汽轮机节能降耗研究分析时，还提升了汽轮机的使用和维护水平，发挥了汽轮机的作用，提高了生产效益。 2发电厂汽轮机运行能耗问题 2.1汽轮机组能耗高问题 汽轮机是发电厂中的主要动力设备，通过汽轮机实现了电能、动能、热能的转化。通常情况下，汽轮机应配合其他相关设备一起使用才能最大程度发挥其应有的功能。这些相关设备包括：发电机、凝汽器、加热器、泵、锅炉等。而导致汽轮机组能耗高情况出现的原因主要有以下几方面：汽轮机外缸、喷嘴室发生变形；汽轮机轴端汽封部位、隔板汽封部位漏气；汽轮机低压缸出汽边被腐蚀，导致气阀压被损伤；调整汽轮机组时，冷却水温度过高；凝汽器真空度过高；汽轮机实际运行负荷与设计负荷存不相符；运转方式不合理，没有进行优化等。 2.2空冷凝汽器问题 导致空冷凝汽器出现问题的主要原因有以下几方面：受空气中风沙影响，凝汽器中会积累大量沙尘，造成凝汽器翘片管热阻增加，进而对凝汽器传热功能产生严重的影响，阻挡通道；凝汽器位于负风压区域时，风机会吸入部分空气，导致流通受阻；凝结水含溶氧量大时，会降低凝汽器热传效率，并导致管道和相关设备受侵蚀；冬季时，空冷凝汽器容易出现流量不均衡情况，就会对汽轮机的正常运行造成严重影响，从而使得汽轮机运行效率被降低。 2.3冷却塔问题 冷却塔问题主要表现在以下方面：冷却塔喷头堵塞；喷头与喷孔设计部匹配。一旦冷却塔出现上述问题，就会使得冷却塔内部水温升高，进而导致汽轮机排气温度升高，降低其真空度，造成能耗增加。 3电厂汽轮机运行中节能降耗的对策 3.1汽封换型 导致汽轮机组热耗高的一个重要原因是汽轮机的汽缸运行效率低。汽轮机通流间隙是否合理、汽封密封性的优劣直接影响着汽缸的运行效率。部分电厂的梳齿式汽封为结构落后的传统汽封，它的安装间隙较大，密封效果不佳，这将显著降低汽缸的运行效率。因此，选择合理的气封形式，科学调整通流间隙是提高汽轮机缸效率的有效途径。目前，汽轮机最常用的气封类型有七种：梳齿型汽封、侧齿型汽封、刷式汽封、蜂窝型汽封、接触型汽封、DAS型汽封、布莱登汽封。这七种气封类型各有优缺点，采用何种类型应根据具体电厂的实际情况，充分考虑改造效果和设备运行的可靠性。 3.2通流部分节能降耗措施 3.2.1通流部分湿蒸汽冲洗及化学冲洗方法。针对通流部件会出现积垢问题，在此提出两种冲洗方法，湿蒸汽冲洗与化学冲洗方法。在处理通流部分的积垢时，将转子吊出，置于备妥的支架上，首先使用高压水或溶剂进行湿冲洗，之后用刮刀、砂纸等工具手工清除，清除积垢时要叶片的保护。湿蒸汽冲洗是最常使用的清洗措施，它是将清洗装置（减温减压器）产生的饱和蒸汽通入汽轮机，在运转状态下冲洗积垢，积盐被湿蒸汽中凝结水带走而得以清除，对垢层是盐和SiO2混合物的积垢，当溶于水的化合物被冲掉后，不溶于水的SiO2垢层会随之瓦解而被除去。在特殊情况下，当湿蒸汽冲洗不能有效清除硅垢时（湿蒸汽冲洗方法不能彻底清除积垢），可以用化学冲洗，化学冲洗是在冲洗蒸汽的基础上加入化学药品进行冲洗，如加入NaOH溶液。但化学药品会腐蚀通流部分的构件，当时用化学冲洗时，应严格控制添加剂的浓度、温度，并在最后用纯净的湿蒸汽进行二次冲洗以避免残留的化学药剂对叶片产生腐蚀。 3.2.2低压缸排气通道优化节能改造。国产汽轮机低压缸排汽通道普遍存在一定的结构设计缺陷，这就是在排汽通道内部设计安装了7号、8号低压加热器；此外，还安装了大量的支撑钢架和抽汽管道。此种结构既加大了汽轮机低压缸排汽的阻力系数，同时使凝汽器汽侧排汽场的汽流分配严重不均，甚至产生涡流场。这种不合理的结构是致使凝汽器换热效率低、真空低的一个重要原因。针对这一问题，根据Fluent流场模型在通道内部安装排气导流板。 3.3加强汽轮机的运行管理 汽轮机在运行过程中可以采用定—滑—定的运行方式。就是在高负荷区域下，改变通流面积。在低负荷下，使用低水平的定压调节。而在中间负荷区，根据实际情况来加减负荷，使得汽门的开关处于滑压运行状态。为了提高给水温度和投入率，减少加热器端差，应该在高负荷运行时适当提高汽轮机的主汽温度、主汽压力。 3.4汽轮机冷端改造 3.4.1凝汽器改造。针对凝汽器换热效率低的问题，可以采用基于先进三维计算流体力学开发的新型管束布置（可以采用基于流体力学软件优化的管束布置），可以增大管束边界、降低汽侧边界流速、缩短汽流流程、均衡凝结负荷、疏通不凝结气体抽气通道、消除不凝结
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
火电厂汽轮机检修管理探讨 发表时间：2019-07-05T12:02:46.527Z 来源：《电力设备》2019年第4期作者：彭晓锋 [导读] 摘要：火电厂即火力发电厂，是利用可燃物来生产电能的工厂。 （北京石油化工工程有限公司西安分公司） 摘要：火电厂即火力发电厂，是利用可燃物来生产电能的工厂。火电厂的运行发展过程中对人们的日常生活有着积极的影响，对生活过程中电力资源的供应起着决定性的作用。本文通过对火电厂汽轮机的检修管理工作进行分析探讨，提出以下观点。 关键词：火电厂；汽轮机检修；管理探讨 火电厂是目前重要的发电方式之一，在发电过程中汽轮机是最主要的运用设备，在运用过程中，通过利用高温、高压蒸汽或燃气通过透平变为低压空气或冷凝水的降压过程来进行发电的。在科学的应用当中，汽轮机具有功率大、效率高且寿命长的优点，能有效的促进火电厂经济效益的全面提升。 一、火电厂汽轮机检修管理的意义 近几年来，随着我国经济实力的不断提升，电力系统也普遍的得到了发展。作为电力系统产业，火电厂的发展对电力系统的供应起着决定作用。在火电厂的发展过程中，汽轮机的检修是确保火电厂正常生产的前提保障。基于汽轮机检修管理制度的实行，落实了汽轮机在运行过程中的定期检查，及时清理，以及维护维修和保养措施，在一定的基础上延长了汽轮机的使用寿命，也提升了汽轮机的工作效率。落实了在使用过程中的安全管理，减小了在使用过程中发生危险事故的概率。在汽轮机检修管理的实行过程中，确保了电力资源的正常供应，防止了发生的电力供应不足为人们日常生活带来的不便，确保了电力系统供应的稳定性。在汽轮机检修管理的应用过程中，提升了整体的供电技术，节约了经济成本，促使火电厂长期有效的发展[1]。 二、火电厂汽轮机检修存在的问题 （一）缺乏专业的技术人才 在火电厂汽轮机的检修过程中，由于人员技能不达标，致使在维修过程中，维修人员一味的参照维修教程来进行维修工作，没有明确的分析出产生故障的原因，分析不到位，对发生的故障不能及时的排除，没有从根本上解决问题，为后期的工作埋下一定的安全隐患。在火电厂汽轮机的工作过程中，工作人员不能及时的发现汽轮机存在的一些问题，从而错过了最佳的维修时期，降低了汽轮机整体性能的同时，加大了维修资金的投入。例如，在火电厂汽轮机的工作过程中，在燃烧燃料时，就会产生一定的杂质和碎屑，使得在设备的运行操作过程中，一些偏大的碎屑和杂质进入汽轮机油系统，对汽轮机中的轴承造成摩擦损伤，使得汽轮机油系统出现故障，伺服闸门卡死，汽轮机不能正常的进行工作。这些问题都是人员技能不达标，缺乏相应的专业技术能力造成的[2]。 （二）检修方式不当 在火电厂汽轮机的应用过程中，检修方式是否得当是汽轮机正常运行的关键。如果在检修过程中，检修方式不当，就会影响正常的工作状态，降低电力系统的输出效率，从而抑制火电厂的发展，对电力系统当中整体的经济发展方向也会造成一定的影响。例如油系统的故障检修方法，异常震动的检修方法等。此外，在维修过程中，维修人员不能及时的掌握科技发展过程中一些新型的设备功能，不能有效的落实检修方法。 三、火电厂汽轮机检修管理探讨 （一）加强汽轮机检修队伍道德建设 在火电厂的运行过程中，要落实汽轮机检修管理工作，就要在工作过程中全面的认识到人才建设的作用和意义，不断的落实火电厂汽轮机的检修队伍的建设，从而落实汽轮机检修管理工作。首先，作为管理负责人，要在工作过程中全面的认知到火电厂汽轮机检修为整个火电厂发展带来的意义和作用。然后针对现存的汽轮机检修人员要加强培训，落实检修过程中的安全意识，制定科学的管理方案对检修人员展开培训。检修人员的职业道德素养是确保检修技能水平全面提升，责任能力有效落实的前提保障。为此，在汽轮机的队伍建设过程中，要首先落实工作人员的道德素质建设，使其具备一定的职业道德素养，加强汽轮机检修队伍的道德建设，培养一支具有职业道德素养的检修队伍[3]。 （二）明确技术要求 火电厂汽轮机检修管理的有效落实离不开检修人员检修技术的全面提升。为此，在工作过程中，要全面有效的落实相关人员的责任能力，提升检修人员的岗位意识，加强工作人员检修能力水平的全面提升，明确技术要求，促使检修人员积极的投入到技术培训过程中。在检修培训过程中，一定要把检修指标贯彻落实到检修人员的技能培训过程中。相关负责人要聘请优秀的检修人才，有计划的为检修人员开展培训课程，从而促使检修人员贯彻学习检修管理过程中常见的故障，以及故障产生的原因和解决方法。明确检修过程中的检修方法和步骤，借助定期考察的方式来加深检修人员对工作流程的记忆。优化检修工序，确保汽轮机的检修质量，提升汽轮机在运行过程中的工作效率[4]。 （三）制定科学的维修管理制度 在火电厂汽轮机检修管理过程中，要制定科学严谨的维修管理制度，从而有效的提升检修人员的工作意识，积极有效的投入到工作岗位当中。在管理制度的制定过程中，要有效的结合以往维修过程中人员出现的一些问题，把这些问题有效的融入到维修管理制度当中，并制定相应的惩治措施。在维修管理制度的运行过程中，全面的提升了检修人员的岗位意识，落实了责任能力。在更加人性化的管理制度的运行下，有效的改变了以往检修过程中人员行为不受约束，按照自己的意愿进行检修的现象。在维修管理制度当中，与检修人员的绩效工作工资进行挂钩，一旦出现由于人员忽视而产生的检修工作不落实的情况，就要对检修人员采取罚款的措施，从而有效的提升工作人员岗位责任[5]。 （四）落实新型技术的加入 在火电厂的发展过程中，要使得火电厂的有效发展，就要在管理过程中，及时的关注火电厂新型设备的投入，落实新型技术的加入，促使汽轮机检修技术的不断更新和变革，从而落实火电厂汽轮机检修管理。在此过程中，针对火电厂汽轮机的检修管理，首先要保证检修工具的有效管理，使得检修工具能够有效的匹配相应的汽轮机维修过程。在检修过程中，要促使检修人员不断的自我学习和自我提升，学习和借鉴国内外一些优秀的检修技术，合理的引入智能控制系统，有效的确保在新型技术的加入当中，提升整体的检修工作质量水平，促
提高汽轮机性能及运行特性分析 发表时间：2018-11-02T21:44:21.237Z 来源：《电力设备》2018年第17期作者：梁柯 [导读] 摘要：汽轮机是能够将蒸汽热能转化成机械能的外燃回转式机械，它的主要运行功能就是对来自锅炉的蒸汽进行处理，使之转化成其他形式的能量。 （呼和浩特热电厂内蒙古呼和浩特 010080） 摘要：汽轮机是能够将蒸汽热能转化成机械能的外燃回转式机械，它的主要运行功能就是对来自锅炉的蒸汽进行处理，使之转化成其他形式的能量。汽轮机在人们日常生产中的应用十分广泛，例如压缩机、船舶螺旋桨等机器的工作都需要汽轮机的驱动。汽轮机常规热力试验和性能监测对电厂生产管理和节能有重要意义，一般通过热力性能的试验可以找到汽轮机热力系统中对机组整体运行性能影响最大且有较大改进空间的环节，基于此，本文作者就哈尔滨有限责任公司制造的CZK350/320-24.2/0.4/566/566型超临界、中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷、采暖供热抽汽式汽轮发电机组进行分析，其中不足之处，希望同行多加指正。 关键词：汽轮机；性能；技术 1高载荷静叶的开发 在相同叶弦长度条件下，高载荷静叶的数量比以往静叶少了约14%，且性能得到提高。由于减少了叶片数量，叶片表面的摩擦损失和产生于叶片后缘的尾流损失减少，使提高行性能得以实现。高负荷静叶的特征是：（1）由于叶片头部大头化，因此叶片上游侧也承担负荷，均衡了叶片整体负荷；（2）利用反映叶片背面喉部下游位置曲率分布的曲线和紊流分析等详细的设计方法，设计出最佳的叶片数量和叶型。另外，在叶片头部的圆化时还考虑到了入射角特性和强度方面。 2高载荷动叶的开发 高载荷动叶和高载荷静叶一样，也是削减了叶片数量、增大了每枚叶片的载荷。高载荷动叶的开发目标是：与以动叶相比，降低约15%的叶片数量。与高载荷静叶一样，叶片数量减少，叶片负荷增大，因此叶片负压侧的流动就易于脱流。尤其是冲动式叶片，由于叶片根部附近的背弧曲率大，此倾向很明显。 因此在开发高负荷动叶时，条件是需将叶片强度控制在允许值以内，重点放在其根部附近的叶型设计上：（1）为了控制脱流和边界层的发展，降低二次流损失，设计出增大叶片后缘附近负荷的后加载叶型；（2）在动叶叶片根部设计阶段中，想通过前置静叶的侧壁损失预测正确的入射角是很困难的，因此采取了将叶片前缘部位椭圆化，增大曲率半径和改善入射角特性等措施。特别是，使用了二维叶片紊流分析技术和规定喉部长度的反问题设计法，以及曲线进行叶型设计。使用这些设计手段，设计出沿叶高方向多个基本截面的叶型，并通过积叠面形成叶片。 3优化反动式叶片的开发 3.1开发背景 本次使用的是呼和浩特热电厂2×350MW供热机组，汽轮机采用哈尔滨有限责任公司制造的CZK350/320-24.2/0.4/566/566型超临界、中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷、采暖供热抽汽式汽轮发电机组。为了进一步提高效率，谋求通过级数、转子直径、反动度等设计参数来优化汽轮机结构，并开发适用于此结构的优化叶型。另一方面，在汽轮机高压级中，叶片长度相对较短，沿叶高方向的边界层和二次流领域所占的比例变大，因此必需考虑到这些流场特性的高性能叶片。根据静叶出口的绝对速度和旋转动叶的周向速度，蒸汽将以相对速度流入动叶。由此可见，此相对速度方向离动叶几何入口角越远，叶型损失也交越大。另外，实际中必须考虑边界层和二次流的影响，故想将动叶相对流入角设计成预想的高精度是困难的。如今，在叶型设计中综合应用了基于实验的强化设计法，反问题设计法和二维紊流分析技术，针对流入角的变化，开发出损失特性变化缓慢的圆头动叶。 3.2强化设计的应用 3.2.1测量特性和信号因子 将叶栅视为系统，利用系统输入与输出的理想关系（通过原点的直线），选择信号因子（输入）和测量特性（输出）。 3.2.2误差因子和控制因子 误差因子是可能阻碍理想功能的因子，进行此研究时，选定流入角作为误差因子，考虑到下面叙述的设计叶型时的几何入角，采用了现实的3种流入角（30°，50°，70°）。另一方面，在此研究中，控制因子是决定叶型的参数，由于数值实验时利用了计算机，从计算机环境和设计期间的观点出发，采用选定与流入角特性和损失特性有密切关系的叶片转向角、前缘曲率半径、节弦比和最大叶片负荷部位这4个参数作为控制因子，分别设定了三种方案。在强化设计中，由流入角特性和损失特性对应于比特性和灵敏度特性。 3.2.3叶型设计 四个控制因子进行叶型设计时，仅用这些控制因子不能完全定义叶型形状。因此需预先根据二维紊流分析，将损失评价反映到叶型设计中。再用反问题设计法移动叶片的最大载荷部位，对叶型进行修正。通过用这种反问题设计法进行修正，已足以确定喉部长度。叶片载荷分布的修正范围仅限最大载荷部位附近。 3.2.4SN比和灵敏度特性 针对9种计算方案，进行二维紊流分析，根据此计算结果在三种情况下4个控制因子（A―D），对SN比和灵敏度平均值的因果图。在此研究中，目标是不公将离散度变小（SN比变大），最终还要开发出损失小的叶片。 3.2.5根据最优条件的研究 按照上述两种最佳条件进行叶型设计时，通过二维紊流分析和损失评价可决定叶型。通过积叠沿叶高方向的多个截面，即形成1枚动叶。同以往叶片相比，最佳叶片的数量减少了约33%。 3.3利用二维叶栅风洞进行性能确认试验 通过二维叶栅风洞中，用5孔探针所进行的逐点测量，计算出能量损失系统数。从此结果中，相当于广泛范围汽流入角，损失特性平坦化，而与以往叶片相比，损失自身也大幅降低。 3.4利用空气透平进行级效率的确认试验 为了确认汽轮机的级效率，针对以往叶片和最佳叶片，时行了模型透平试验。用内置热电偶的5孔探针，沿级的出入口径向，对压
( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 汽轮机的运行与检修(2021年) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process
汽轮机的运行与检修(2021年) 7.1一般注意事项 7.1.1汽轮机在开始检修之前，须用阀门与蒸汽母管、供热管道、抽汽系统等隔断，阀门应上锁并挂上警告牌。还应将电动阀门的电源切断，并挂警告牌。疏水系统应可靠地隔绝。工作负责人应检查汽轮机前蒸汽管确无压力后，方可允许工作人员进行工作。 7.1.2汽轮机各疏水出口处，应有必要的保护遮盖装置，防止放疏水时烫伤人。 7.1.3只有经过运行值班负责人的同意后，才允许在运行中的汽轮机上进行下列调整和检修工作。 7.1.3.1在汽轮机的调速系统或油系统上进行调整工作（例如调整油压、校正调速系统连杆长度等），应尽可能在空负荷状态下进行。 7.1.3.2在内部有压力的状况下紧阀门的盘根或在水、油或蒸汽管道上装卡子以消除轻微的泄漏。
以上工作须由熟练人员担任，并在工作负责人指导下进行。 7.1.4如需对运行中的汽轮机的承压部件进行焊接、捻缝、紧螺丝等工作，必须遵守5.1.8规定。 7.2汽轮机的检修 7.2.1揭开汽轮机汽缸大盖时，必须遵守下列事项： 7.2.1.1只许在一个负责人的指挥下进行吊大盖的工作。 7.2.1.2使用专用的揭缸起重工具，起吊前应按照本规程13.2.19的要求进行检查。 7.2.1.3检查汽缸的起吊是否均衡时，以及在整个起吊时间内，禁止工作人员将头部或手伸入汽缸法兰接合面之间。如需将头部或手伸入汽缸法兰接合面之间工作，必须做好可承受汽缸重量的临时可靠支撑措施。 7.2.2大修中须将汽轮机的汽缸翻身时，应由专业人员（必须是熟悉该项起重工作的）指挥，复原时也是一样。进行汽缸翻身工作时要特别注意下列各项： 7.2.2.1场地应足够宽大，汽缸翻身场所必须设安全围栏，以防
汽机技术汽轮机运行考试题库及答案 、填空题1 、运行班长（或值长）在工作负责人 将工作票注销退回之前，不准将（检修设备）加入运行；2、 工作票中运行人员补充安全措施”栏，如无补充措施，应 在本栏中填写：（“无补充”）不得（空白）。3、汽轮机的基本工作原理是力的（冲动原理）和（反动原理）；4、汽轮机的 转动部分通常叫（转子），由（主轴）、（叶轮）、（动叶栅）、 联轴器）及其它装在轴上的零部件组成。5、汽轮机的静 止部分通常由（汽缸）、（隔板）、（汽封）、（轴承）等组成。 6、汽轮机的额定参数下的正常停机主要可以分为（减负荷）、 解列发电机）和（转子惰走）几个阶段。7、根据电力法 规要求：汽轮机应有以下自动保护装置：（自动主汽门）、（超速）、（轴向位移）、（低油压）和（低真空）保护装置。8、 汽轮机调速系统的静态试验是在汽轮机（静止）状态，起动 高压）油泵对调速系统进行试验，测定各部套之间的（关 系）曲线，并应与制造厂设计曲线（基本相符）。9 、汽轮机 的内部损失包括（进汽机构的节流）损失、（排汽管压力） 损失、（级内）损失。10、根据设备缺陷对安全运行的影响 程度，设备缺陷分为严重设备缺陷）、（重大设备缺陷）、（ 般设备缺陷）三类。11 、运行设备出现（一、二）类缺陷 应迅速采取（有效）措施，严防扩大，并及时向有关领导汇
报，需要（停机）处理的，及时提出（停机消缺）意见，严禁带病运行、拼设备。12 、汽轮机事故停机一般分为（破坏真空紧急停机）、（不破坏真空故障停机）、（由值长根据现场具体情况决定的停机）13 、汽轮机调节系统一般由（转速感受机构）、（传动放大机构）、（执行机构）、（反馈装置）等组 成。14 、热电厂供热系统载热质有（蒸汽）和（热水）两种， 分别称为（汽网）和（水热网）15、决定电厂热经济性的 三个主要蒸汽参数是（初压力）、（初温度）、（排汽压力）。16、汽轮机按热力特性分类分为凝汽式汽轮机）、（调整抽 汽式汽轮机）、（背压式汽轮机）。17 、对突发事故的处理， 电力工人应具有（临危不惧）、（临危不乱）、（临危不慌）、（临 危不逃）、果断处理的素质。18 、“两票三制中的两票是指（操 作票）、（工作票）；三制是指（交接班）、（巡回检查）及（定 期切换）制度。19 、排汽缸的作用时将（汽轮机末级动叶）动部分）、（静止部分）、（控制部分）组成。21 、汽轮机额定参数下的起动过程包括（新蒸汽管道的暖管）、（冲动转子）、 排出的蒸汽导入（凝汽器）中20 、汽轮机本体主要由（转 升速暖机）、（并列接带负荷）等。22、过冷度增大主要是 由凝结水的（水位）过高、凝汽器内积存（空气量）过多、循环水（入口）温度过底，凝汽器结构不合理等因素造成的。 23、汽轮机凝汽器的铜管结垢，将使循环水出入口温差（减 少），造成凝汽器端差（增大），真空（降低）。24 、凝汽器