汽轮机运行工况分析(五)轴封压力、温度分析

调试报告调试报告(篇1)电子调试实践报告一、背景介绍本次电子调试实践的主要目的是为了提高我们对电子原理和电路板组装的理解和应用能力。

本次实践任务是利用电子元件和电路板组装一个简单的电路，并且通过调试使得电路能够正常工作。

在这个过程中我们需要运用前期所学的电子知识，包括电子元件的种类和特点、电路原理、进行电路排布和组装等方面的知识，并且需要掌握基本的电路调试方法。

二、实验原理我们选用的是一个简单的放大器电路。

这个电路的主要原理是将输入的微弱信号经过放大后输出使信号得以放大。

其中所选用的主要元器件是两个晶体管、一个电容器、两个电阻和一个两用开关。

晶体管具有放大电路信号的特点，而电容器和电阻则是用来调整电路的阻抗和时间常数的。

两用开关则主要是用来控制电路开关和反馈电路的功率平衡。

三、实验流程1.进行原理分析在组装电路之前我们首先需要进行原理分析。

根据所选用的原理，我们可以将电路分为两个部分，即输入部分和输出部分。

在输入部分，我们需要将输入的微弱信号转化为电流信号，并通过反馈电路送至输出端。

在输出端，我们需要将经过反馈的信号加以放大，以达到提高信号质量的作用。

2.进行元器件选择在选择元器件的时候，我们需要根据电路原理和所选用的电压等级、功率等参数进行选择。

晶体管的类型和两用开关的种类也要进行多次测试，以保证电路的性能稳定。

此外，我们还需要对电路的总功耗进行估算，以避免过度烧毁元器件，导致电路工作不正常。

3.进行电路排布和组装在进行电路排布和组装之前，我们要先设计好电路图，并且根据元器件之间的电缆纽线，在框架上进行布局。

在电路组装的过程之中，我们需要注意好电子元器件之间的相互连接，例如控制线路和搭接通道等，同时注意元器件的电流方向和电压极性，避免出现短路电路或元器件之间相互干扰的情况。

4.进行电路调试在完成电路组装之后的调试过程中，我们主要通过示波器等设备对电路进行分析，并且通过排除不正常的元件进行错误排除。

汽轮机常见故障诊断及处理【教学目标】一、知识目标（1）掌握汽轮机真空异常事故现象、原因分析及处理方法。

（2）了解汽轮机水冲击事故现象、原因分析及处理方法。

（3）了解汽轮机油系统事故现象、原因分析及处理方法。

（4）了解机组RB动作方式。

（5）熟悉汽轮机停机条件。

二、能力目标（1）针对汽轮机典型事故，能够根据事故现象，查找原因，制定相应处理措施。

（2）RB动作后的运行调整。

【任务描述】本节任务是在仿真机上设置汽轮机典型故障，模拟实际机组的真实故障过程，使学生了解汽轮机常见故障的现象、如何诊断以及如何去快速的处理，从而提高故障诊断与处理能力。

【任务准备】—、任务导入（1）发生什么情况汽轮机需要实施故障停机？遇到什么情况下，停机时需要破坏真空？（2）汽轮机真空下降的原因有哪些？怎样处理？（3）汽轮机发生水冲击的原因有哪些？怎样预防？二、任务分析及要求（1）能说出机组的汽轮机停机条件。

（2）能够在仿真机上根据汽轮机真空下降的现象，查找原因，正确判断，并给出相应的处理方案。

（3）能说明机组运行中汽轮机防进水的对策。

【相关知识】一、汽轮机故障停机条件汽轮机遇到下列情况之一时，应进行故障停机：（1）主蒸汽、再热蒸汽温度超过规定值，而在规定时间内不能恢复正常；主蒸汽、再热蒸汽温度在l0min内急剧下降50°C。

（2）主蒸汽、高压给水管道或其他汽、水、油管道破裂，无法维持机组正常运行时。

（3）高中压缸差胀超限达保护动作值而保护不动作。

（4）低压缸A或B排汽温度大于80°C，经处理无效，继续上升至120°C 时。

（5）两台EHG油泵运行，但EHG油压仍低于8.9MPa，经处理后仍不能恢复正常。

或定子冷却水中断而保护不动（6）发电机定子冷却水导电度达9.5cmS/作，或发电机定子绕组漏水，无法处理。

（7）汽轮机主油泵工作严重失常。

（8）真空缓慢下降，虽减负荷至0,但仍不能维持。

（9）发电机氢气或密封油系统发生泄漏，无法维持机组正常运行时。

（三）、本体部分和热工仪表的检查：1、机组各部件完整无缺、保温良好。

2、滑销系统，可动部分能正常自由膨胀，在冷状态下，测量各膨胀间隙大小，并记录检测结果。

3、检查所有压力表、温度计、流量表应齐全完整无误，仪表考克均开启，压力表、流量表、汽缸膨胀指示应在零位。

4、热工警报讯号应完好，会同主控室值班人员试验信号指示情况，5、投入热工保护联锁和有关表计的自动记录。

6、将所有的油壶加油杯的油加好，电源应断开。

（四）、汽、水系统的检查：1、自动主汽门关闭，主汽门前疏水门阀开。

2、汽轮机隔离汽门及旁路门关闭。

隔离汽门前疏水阀。

3、抽汽速关阀关；抽汽隔离阀关；抽汽速关阀疏水开，轴封疏水开。

4、轴封隔离门、轴封进汽门、轴封调节门关。

5、汽轮机本体疏水开。

6、冷凝器检查。

（1）、冷凝器水位计应清晰、照明完好。

水位计考虑处于工作状态；（2）、循环水进水阀开、出水阀关、排空阀开；（3）、抽汽器、凝结疏水门开；（4）、关闭循环水放水阀；（5）、冷凝器水位应在热井水位的3/4处，水位不够应开补给水阀，补充软化水。

（6）、打开冷凝器真空阀，关闭真空破坏阀（并加以水封）。

7、凝结水泵系统检查（1）、凝结水泵出口阀开，进口阀关，空气阀开；（2）、再循环阀开；（3）、备用泵进水阀开，排空阀关；8、真空系统检查（1）、辅轴、主轴进汽阀关，空气阀开；（2）、主轴、凝结水进出口阀开，旁路阀关；（3）、主轴一级疏水开、二级疏水开、排地沟阀开。

9、启动前的各项检查准备工作完成后，报告值班长，在取得许可后，通知锅炉值班长（或司炉）供汽。

三、暖管（到隔绝阀前）辅机启动和疏水（一）、暖管（1）、汽轮机隔绝阀前主蒸汽管的暖管，打开蒸汽管疏水，使管内压力逐步提高，维持在0.2～0.3MPa加热管道，暖管10～15分钟。

（2）、暖管时应注意，疏水阀疏水及直放疏水的畅通。

阀门无泄露，管内无水冲击声和振动，检查主汽门是否关严，严防暖管蒸汽漏入汽缸。

（3）、主蒸汽管道升压升温。

汽轮机轴瓦温度高的分析及处理摘要: 本文分析了某350MW机组运行中2号轴瓦温度高的原因，阐述了影响可倾瓦温度的关键因素，并通过调整轴瓦的载荷分配、合理选择轴承的油隙、修刮可倾瓦的进出油楔等手段，使该轴瓦温度明显降低，确保了机组的安全运行。

关键字：轴承；温度；载荷；垫铁0 引言某厂引进型350MW机组，为亚临界一次中间再热、双缸双排汽、单轴凝汽器汽轮机，该机组共有3个落地式轴承座，设有4个径向轴承，其中：1、2号轴承为可倾瓦；3号轴承下半部为可倾瓦块结构，上部为圆筒形轴承；4号轴承为圆筒形轴承，设有一只推力轴承，推力轴承布置在1号轴承座内。

运行过程中#2径向支持轴瓦温度偏高，正常运行中在85℃左右，最高达到91℃，且还有增大趋势,设计95℃报警，105℃停机，2号轴瓦温度高危及轴承使用寿命甚至损坏，严重影响了机组运行安全。

1 影响轴瓦温度的因素由于汽轮机轴承处在高转速、大载荷的工作条件下，所以要求轴承工作必须安全可靠，且摩擦力小。

为了满足这两点要求，汽轮机轴承都采用以油膜润滑理论为基础供油，由供油系统连续不断的向轴承内供给压力、温度符合要求的润滑油。

转子的轴颈支撑在浇有一层质软、熔点低的巴氏合金上，并作高速旋转，使轴颈与轴瓦之间形成油膜，建立液体摩擦，从而减小摩擦阻力。

摩擦产生的热量由回油带走，使轴承温度始终保持在合理的范围之内。

轴承的工作情况主要依据轴承温度、轴承回油温度、轴承振动、轴系的稳定性等来衡量。

影响轴瓦温度的因素有：1）轴瓦乌金工作面有脱胎、损伤现象，或与轴颈接触不均匀。

若轴瓦有脱落、损伤会破坏油膜稳定性，接触不良会导致轴颈与轴瓦局部摩擦增大，轴瓦温度升高。

2）轴瓦载荷分配不均。

轴瓦载荷分配不均造成的原因是转子中心偏差、轴承座温度和杨度变化、转子受到向下的力过大、轴振动过大、转速超过允许值、轴封漏汽引起轴承座标高发生变化等。

对于动压式滑动轴承，如果轴承载载过轻，轴承油膜过厚，油膜容易失稳而发生油膜振荡；如果轴承载荷过重，油膜容易破裂而产生轴瓦和轴颈局部干磨擦而使轴瓦温度升高。

汽轮机轴封系统常见问题分析及对策发表时间：2020-01-09T09:20:29.577Z 来源：《当代电力文化》2019年 17期作者：苗原青[导读] 在介绍了轴封系统作用及控制逻辑特点之后，针对轴封供汽参数引起的问题摘要：在介绍了轴封系统作用及控制逻辑特点之后，针对轴封供汽参数引起的问题，从供汽汽源、疏水系统、减温水、汽源切换速度、轴封系统布置以及控制逻辑等方面分析了原因，并对目前存在的单机运行机组情况进行了分析，提出了相应的建议，为机组的安全稳定运行提供了保障。

关键词：轴封系统；供汽参数；单机运行；控制逻辑；汽源切换速度1 轴封系统概述轴封系统的作用是向汽轮机本体和给水泵汽轮机的轴端提供密封蒸汽，并将端部漏汽回收至轴封加热器，进一步加热凝结水，避免工质浪费。

在汽轮机高压区域，轴封作用是防止蒸汽向外泄露，在低压区域，则是防止外界空气漏入汽轮机内部，确保机组真空和安全运行。

300MW及以下容量机组轴封系统供汽一般由外部汽源供给，轴封系统结构复杂，为防止高压蒸汽泄漏，高压缸轴封较长，前轴封可达六个腔室，分别根据不同腔室蒸汽参数将其引至相应参数的抽汽管道或低压加热器，其中最外腔室为与空气混合的回汽，引至回汽母管送到轴封加热器。

600MW超临界及以上容量机组轴封系统已实现自密封，即在高负荷时，高中压缸漏汽和主汽门及调门漏汽量可满足低压缸供汽需要，无需外部供汽汽源。

其轴封结构相对简单，高压缸前轴封为四个腔室后轴封为三个腔室，中低压缸均为两个腔室。

2 轴封系统控制特点轴封系统参数的控制主要是轴封母管压力和母管温度的控制。

不同容量和参数的机组，其对轴封供汽参数的设计要求不同。

以引进西门子技术的上汽1000MW机组为例，轴封供汽母管压力一般维持在3.5KPa，由供汽调节阀和溢流阀控制。

机组启动阶段，供汽调节阀打开，分别供至汽缸各个轴封段，轴封母管压力靠辅汽汽源调节，随着负荷增加，一般达到20%以上负荷时，机组可达到自密封阶段，关闭轴封供汽调节阀，随着高压部分漏汽量增加，轴封母管压力大于3.5KPa，打开溢流调节阀，多余蒸汽流入凝汽器（或低压加热器汽侧）。

空气压缩机组汽轮机轴瓦温度高原因分析及处置措施摘要:空气压缩机组汽轮机在运行过程中汽轮机轴瓦温度异常升高，对可能产生原因进行逐项排查，原因较多，首先在运行过程中对相关工艺指标进行控制。

关键词：汽轮机；径向轴承；止推瓦1.空气压缩机组有关情况介绍该压缩机组是空气压缩机为蒸汽透平、空压机、增压机一拖二。

多离心式机壳为水平剖分式，汽轮机规格型号： DK080/170R型式：冷凝式制造厂： MAN TURBO AG空压机C01型号：RIKT125-4（1+1+1+1）型式：多级离心式级数： 4级制造厂：MAN TURBO AG Schweiz增压机： C05型号： RG40-4 型式：离心式级数： 4级制造厂：MAN TURBO AG汽轮机外形简图1.顶轴油泵2、蒸汽透平的机壳3盘车装置4速关阀HV79025.调速阀SV7904 6、轴承箱 7、仪器支架 8皮囊式蓄能器 9、底座1.1汽轮机有关参数类型：全凝式，16级，型号：DK080/170R，主蒸汽进口压力：9.19MPa（G）进口温度：530℃，进口流量：144t/h，排汽压力：0.02MPa（A），排汽温度：60℃透平正常转速：4589 rpm，汽轮机第一临界转速区: 648—792rpm汽轮机第二临界转速区: 1145—1400rpm，汽轮机第三临界转速区: 1602—4496rpm调速器调速范围：4497～4818 rpm，跳闸转速：5300rpm，透平额定功率：39615kW透平旋转方向：从透平侧看顺时针，汽轮机高压端轴承温度TI7982设计值90摄氏度，报警值100℃，联锁值110℃。

2.汽轮机运行过程中轴瓦温度升高原因分析及处理2．1、测温热电偶问题。

措施：经仪表进行排查和校验2．2供油温度高。

措施：工艺人员进行了检查冷却水流量和温度，必要时投用备用油冷器。

2.3、润滑油流量过小。

措施：检查油箱油位，油泵的工作情况，油滤器压差油系统阀门开度，及是否漏油，查出原因予以处理。

运行中的汽轮机系统真空下降原因以及数据分析一、凝汽器真空的形成凝汽器中真空的形成是由于汽轮机的排汽被凝结成水，其比容急剧缩小。

如蒸汽在绝对压力4KPa时，蒸汽的体积比水容积大3万多倍。

当排汽凝结成水后，体积就大为缩小，使凝汽器汽侧形成高度真空，它是汽水系统完成循环的必要条件。

在运行中真空下降，将直接影响汽轮机汽耗和机组出力，同时也给机组的安全稳定运行带来很大的影响。

因此，对影响凝汽器真空的原因进行分析和处理十分必要。

二、凝汽器真空下降的原因分析1、真空急剧恶化的原因分析及对策(1) 轴封供汽中断。

汽封压力调整器失灵、汽封系统进水等，都可使轴封供汽中断，这样导致大量空气漏入排汽缸，使凝汽器真空急剧下降。

此时应迅速将均压箱的新蒸汽门开少许，保证排汽缸信号管有少许蒸汽冒出。

而汽封系统进水则应视具体情况酌情对待，严重时应打闸停机。

（2）真空系统大量泄漏。

由于真空系统管道或阀门零件破裂损坏，引起大量空气漏入凝汽器，这时应尽快找出泄漏处，设法采取应急检修措施堵漏，否则应停机检修。

(3) 抽气器故障。

抽气器为射水式抽气器，当射水泵或射水系统故障，都将对抽气器的工作带来影响。

此时要尽快切换备用泵，及时检修；如系统管道故障，应视情况采取应急措施或停机处理。

(4) 凝汽器故障。

凝汽器管泄漏、凝结水泵故障或运行人员操作不当，都可以造成凝汽器满水而导致真空下降。

(5) 循环水中断。

当发生厂用电中断、循环水泵电机跳闸等现象时，都可导致循环水中断，造成真空下降。

为防止运行泵跳闸造成循环水中断，备用泵必须保证运行泵发生故障时随时启动，以防止断水事故的发生。

2、真空缓慢下降的原因分析及对策(1) 真空系统不严密。

该故障通常表现为汽轮机同一负荷下的真空值比正常时低，并稳定在某一真空值，随着负荷的升高凝汽器真空反而升高。

真空系统严密程度与泄漏程度可以通过定期真空系统严密性试验进行检验。

若确认真空系统不严密，可用蜡烛或专用的检漏仪器检测各负压管道、阀门以及凝汽器本体，发现漏泄点及时消除。

6FA燃气蒸汽联合循环机组汽轮机低压轴封供汽温度波动大原因分析及对策摘要：某6FA燃气蒸汽联合循环机组运行中汽轮机低压轴封供汽温度在120-170℃之前反复波动，低压轴封金属会产生热疲劳，轴封蒸汽温度低时，可能发生轴封进水。

本文针对该问题，分析原因并经过试验，在减温水调门前增加手动门节流，大幅减少了运行中低压轴封供汽温度波动的的幅度。

关键词：6FA燃气蒸汽联合循环机组；低压轴封供汽温度1机组概况某6FA燃气蒸汽联合循环机组汽轮机轴封系统采用自密封结构，系统图如图1。

正常运行时，高压轴封漏气流入均压箱，通过减温器降温至150℃向低压轴封供汽。

轴封加热器出口的凝结水雾化后作为减温器的减温水。

启动时，使用高压过热器出口蒸汽作为气源，通过均压箱同时向高、低压轴封供汽。

该厂机组启动时，低压轴封供汽温度稳定在150℃±5℃，基本满足要求。

运行中，低压轴封供汽温度允许温度为121-176℃，实际运行中2分钟完成一次从最高值172℃到最低值118℃的波动曲线如图2。

低压轴封供汽温度波动较大，低温时蒸汽过热度不满足要求，可能造成轴封进水；高温时，引起轴封金属膨胀动静间隙变小，转子热应力加剧；温度在高温低温之间反复变化，引起金属热疲劳。

图1 汽轮机轴封系统图图2 汽轮机低压轴封供汽温度变化趋势2低压轴封供汽温度波动大原因分析低压轴封蒸汽是均压箱内的蒸汽经过凝结水喷水减温后得到的。

低压轴封温度周期性剧烈变化应从下列因素进行分析：2.1 凝结水压力、凝结水温度的影响该机组凝结水泵是工频泵，凝结水泵出口压力恒定约2.7MPa。

凝结水泵出口仅设置轴封加热器，凝结水温度工作在40℃附近，随抽汽流量有±5℃变化。

由于水的比热容只有4.2kJ/（kg*℃），凝结水温度变化对于减温水量的影响可以忽略，凝结水泵出口压力几乎不变，故凝结水压力、凝结水温度变化不是引起轴封温度波动的主要因素。

2.2 减温水调门调节特性的影响减温水调门的PID整定参数不合适，在外界产生微小扰动时减温水调门不能快速调整减温水流量使低压轴封供汽温度稳定在150℃，导致低压轴封供汽温度振荡。

汽轮机轴封高低压温度
汽轮机轴封高低压温度的问题一直备受关注。

汽轮机是一种常见的动力设备，它通过燃烧燃料产生的高温高压气体来驱动涡轮转动，进而带动轴封工作。

轴封是汽轮机的重要部件之一，它主要起到密封作用，防止高温高压气体泄漏。

在汽轮机运行过程中，轴封的高低压温度是需要密切关注的。

高温会导致轴封材料变软，从而降低密封效果；而低温则可能使轴封变得脆弱，容易破裂。

因此，合理控制轴封的高低压温度对于汽轮机的正常运行至关重要。

为了保持轴封的高低压温度在可接受的范围内，操作人员需要采取一系列措施。

首先，应确保汽轮机的循环系统正常运行，保持冷却水的流量和温度稳定。

其次，可以采用一些降温措施，如增加轴封冷却水的流量或降低冷却水的温度。

此外，还可以通过调整轴封间隙的大小来控制轴封的温度。

当然，操作人员还需定期检查轴封的工作状态，及时发现并处理异常情况，以确保轴封的正常运行。

需要注意的是，不同型号的汽轮机可能对轴封的高低压温度有不同的要求。

因此，在实际操作过程中，操作人员需了解和掌握汽轮机的技术参数，并根据具体情况进行调整。

同时，还应定期进行维护保养，以延长轴封的使用寿命。

汽轮机轴封高低压温度是汽轮机运行中需要重点关注的问题。

合理
控制轴封温度，保持其在可接受范围内，对于汽轮机的正常运行至关重要。

操作人员应采取相应的措施，确保轴封的工作状态良好，以提高汽轮机的运行效率和安全性。

背压式汽轮机运行中排汽温度升高的原因分析及建议闵峰发布时间：2021-08-09T15:41:00.887Z 来源：《中国科技信息》2021年9月中作者：闵峰[导读] 对于电力、钢铁、石油工业、自备电站等企业，背压式汽轮机的排汽温度较高，为了提高其运行安全性，本文对高排气温度进行了比较。

其结果是系统地考虑了设计、运行、技术调整等高效解决排气温度高问题的方法，提高其安全性。

国投新疆罗布泊钾盐有限责任公司闵峰 622727198604****16 摘要：对于电力、钢铁、石油工业、自备电站等企业，背压式汽轮机的排汽温度较高，为了提高其运行安全性，本文对高排气温度进行了比较。

其结果是系统地考虑了设计、运行、技术调整等高效解决排气温度高问题的方法，提高其安全性。

关键词：背压式汽轮机；排汽温度分析背压式汽轮机是主要的供热机组，应用于电力、钢铁、石油工业等领域。

但在运行中，不匹配的热负荷与排汽流量，尤其是当排汽流量过低而温度过高时，影响其安全运行。

为此分析了一种典型机组，它限制了机组的载荷，根据实际载荷调整了设计载荷，降低了排汽温度，控制了排气温度，更换转子材料等技术措施保证了机组的安全，提高了机组的经济性。

一、背压式汽轮机在使用中的局限性1.不适用于低负荷。

与具有相同性能的相比凝汽式机组，背压式汽轮机的焓降低，蒸汽量较大，以致锅炉所配用送风、引风、磨煤机、水泵等辅助设的容量和更高的能耗。

尽管泵的能耗有所下降，但用电率仍然很高。

在低负荷的情况下，这些辅机只消耗很少的能量，因此全厂的热效率非常低。

此外，汽轮机轴封泄漏量较大，基本上是常数，在负荷较低时也降低了机组的效率。

向外供汽管道的热损失基本上是恒定的，当负荷较低时，管道效率会大大降低。

所有这些因素使得压力蒸汽轮组在负载较低时效率较低。

为避免供汽能力不足，我国部分背压式汽轮机电站在实际运行时倾向于选择较大的机组容量和较小的供汽量，这使得热值和经济性非常低，无法在后期运行因此，在选择背压式时，务必要学会避免低负荷运行。

汽机运行几个重要监控指标一、监视段压力的监督在凝汽式汽轮机中，除最后一、二级外，调节级汽室压力和各段抽汽压力均与主蒸汽流量成正比例变化。

根据这个原理，在运行中通过监视调节级汽室压力和各段抽汽压力，就可以有效地监视通流部分工作是否正常。

因此，通常称各抽汽段和调节级汽室的压力为监视段压力。

制造厂已根据热力和强度计算结果，给出高压汽轮机在额定负荷下，蒸汽流量和各监视段的压力值，以及允许的最大蒸汽流量和各监视段压力。

由于每台机组各有自己的特点，所以即使是对相同型号的汽轮机，在同一负荷下的各监视段压力也不完全相同。

因此，对每台机组来说，均应参照制造厂给定的数据，在安装或大修后，通流部分处于正常情况下进行实测，求得负荷、主蒸汽机流量和监视段压力的关系，以此作为平时运行监督的标准。

如果在同一负荷(流量)下监视段压力升高，则说明该监视段以后通流面积减少，多数情况是结了盐垢，有时也会由于某些金属零件碎裂和机械杂物堵塞了通流部分或叶片损伤变形等所致。

如果调节级和高压缸各抽汽段压力同时升高，则可能是中压调速汽门开度受到限制。

当某台加热器停用时，若汽轮机的进汽量不变，则将使相应抽汽段的压力升高。

监视段压力，不但要看其绝对值的升高是否超过规定值，还要监视各段之间的压差是否超过规定值。

如果某个级段的压差超过了规定值，将会使该级段隔板和动叶片的工作应力增大，从而造成设备的损坏事故。

汽轮机结垢时要进行清洗，加热器停用时，要根据具体情况决定是否需要限制负荷以及限制负荷的具体量值。

若通流部分损坏时应及时修复，暂不能修复时，也要考虑在必要时适当地限制汽轮机的负荷。

二、轴向位移及轴瓦温度的监控1、轴向位移汽轮机转子的轴向位移。

轴向位移指标是用来监视推力轴承工作状况的。

作用在转子上的轴向推力是由推力轴承担的，从而保证机组动静部分之间可靠的轴向间隙。

轴向推力过大或推力轴承自身的工作失常将会造成推力瓦块的烧损，使汽轮机发生动静部分碰磨的设备损坏事故。

汽轮机的经济运行分析【摘要】随着科学技术的发展，人们对于电力系统的要求大大提高了，可持续发展理论的深入人心，使得电力系统中最关键的组成部分——汽轮机的运行状况受到人们的普遍关注。

汽轮机的热耗率和汽耗率越高，就说明这个汽轮机在运行过程中存在着问题，发电的成本也就越高，影响汽轮机的经济运行。

【关键词】汽轮机；经济运行；效率；分析国民经济的快速发展，使得人们生产生活用电量的需求急剧增加，无形之中增加了电力系统的压力。

汽轮机作为电力系统正常运行的关键组成部分，它的作用和地位在电力系统中得到了重视，要确保汽轮机能够正常的工作和运行。

随着可持续发展理念不断深入人心，人们对于节能减排的关注度越来越高，并且在电力系统正常运行的过程中，考虑到经济的资金成本投入问题，不断的对汽轮机进行完善和改进，以达到汽轮机能够经济运行的目的，从而节约能源资源，保护生态环境。

一、汽轮机运行的经济指标热耗率反应的是汽轮发电机生产电能的过程中所需要的能量，能够充分的反应出能源的消耗量，汽轮机的燃耗率可根据下面的公式进行计算：（1）公式中，HR——热耗率，KJ/（kw.h）Do——汽轮机所吸收的热量和，KJ/hPel——汽轮发电机的电功率，KW。

汽耗量是汽轮发电机发电时所需要的蒸汽量，也能够发应出能源的消耗量，汽轮发电机的汽耗量可根据下面这个公式计算出来：（2）公式中，SR——汽耗率，Kg/（kw.h）Do——汽轮机所需要的汽量和，Kg/hPel——汽轮发电机的电功率，KW。

在汽轮机的运行过程中，汽轮机的经济性受到热耗量和汽耗量的影响，如果汽轮机的热耗量和汽耗量过大，就说明汽轮机的发电成本也会增大，从而影响汽轮机的经济运行。

目前，由于各国对于汽轮机的热耗量和汽耗量在意识上存在着很大的差别，但大体上的经济性标准和指标还是保持一致的，汽轮发电机的经济性指标的范围如图一所示：二、汽轮机的经济运行的各项措施1、汽轮机的温度控制汽轮发电机所需要的蒸汽所具有的饱和压力是由蒸汽排出时的温度决定的，要充分的利用机械设备控制汽轮机的凝结水量和给水量，使蒸汽不能进入凝汽器，从而减少汽轮机热量的损耗，降低资源的浪费。

汽轮机运行工况分析（五）轴封压力、温度分析温馨提示: 蓝色加粗字体为相关知识链接。

⒑轴封汽压力（轴封系统组成、作用、原理、启停及事故处理）⑴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。

⑵轴封汽压力变化的影响: （汽机轴封系统学习）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。

（85张图片带你了解600MW机组凝汽器结构）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。

（【大修现场四】汽封【轴端汽封、隔板汽封、通流部分汽封、过桥汽封（平衡活塞汽封）】）⒒轴封汽温度:⑴变化原因:①轴封汽母管汽源切换；②除氧器满水；（除氧器结构及工作原理学习）③轴封用汽量变化。

⑵轴封汽温度变化影响:①轴封汽温度的高低, 对汽机的差胀变化有一定关系, 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℃。

汽轮机组轴瓦温度高的原因分析及处理摘要:本文分析了某600MW汽轮机组普遍存在的6瓦温度高的原因，阐述了影响6瓦温度的关键因素，并通过调整轴承的接触、负荷分配、轴瓦与轴承盖间隙、转子扬度、轴瓦扬度、轴瓦油隙、修补轴瓦和轴颈等手段，从而解决了6瓦温度高的问题。

关键词：6瓦温度高；自位能力；轴瓦、轴颈损伤；检修工艺0引言某电厂汽轮机组是上海汽轮机厂引进美国西屋公司技术制造的亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机。

汽轮机的型号是N600-16.7/537/537，该型号汽轮机组共有11个轴承，1～4、11瓦为四瓦块可倾瓦，5、9、10瓦下瓦为两瓦块可倾瓦、上瓦为圆筒瓦，6～8瓦为圆筒瓦。

自机组投产以来，6号轴承曾经多次出现轴颈损伤、瓦温高等问题，严重影响机组安全稳定运行。

1轴承座和轴承结构特点该型号低压转子轴承座与低压外缸焊接为一体结构，由于低压外缸本身刚度较差，决定了低压轴承座内的轴承标高，将随着真空变化引起的低压缸变形而有所变化。

1号低压缸前轴承为可倾瓦（5瓦），1号低压缸后轴承（6瓦）和2号低压缸前（7瓦）、后轴承（8瓦）均为圆筒瓦。

6号轴承体水平分成两半，装配时用两只销钉来确保两半轴承体准确定位，下半轴承由三块垫铁支撑于轴承座内，左右两块垫铁与中心线呈45度角，在垫块与轴承体间装有调整垫片，可以移动轴承位置，使转子与汽缸同心。

同时下半轴承体略低于水平中分面处，装有一止动销，它延伸到轴承座的一条槽内，以防止轴承转动。

润滑油通过轴承座与垫铁之间通孔进入轴承，沿通道进入上半轴承体的进油槽，可靠地供油润滑。

进油槽并不延伸到轴承两端，部分润滑油经过轴承两端周向油槽的下部回油孔泄到轴承座内，顶轴油在轴承体底部进入轴承。

当转子中心变化引起轴颈倾斜时，轴瓦随之转动自动调位，从而使轴颈与轴承间的间隙在整个轴承长度范围内保持不变，这就要求轴瓦球面垫铁和球面座之间的球形配合面接触非常好。

由于圆柱形轴承是单油楔轴承，因此油膜稳定性较差，并且由于轴瓦结构原因，一但有异物进入轴瓦楔形间隙将会卡在轴颈与轴瓦之间，造成轴颈的损伤。

汽轮机运行值班员中级工判断题判断题(正确的请在括号内打“√”，错误的请在括号内打“×”，共100道题)1。

蒸汽初压和初温不变时，提高排汽压力可提高朗肯循环热效率。

2.物体导热系数越大则它的导热能力也越强。

3。

在焓熵图中，每条等压线上的压力都相等。

曲线从左到右压力由低到高.4。

焓熵图中湿蒸汽区等压线就是等温线。

5.气体温度越高，气体的流动阻力越大。

6。

沿程阻力系数λ只与管壁粗糙度⊿和雷诺数Re有关。

7.蒸汽流经喷嘴时，压力降低,比体积将减小，热能转变为动能,所以蒸汽流速增加了。

8。

当气体的流速较低时，气体参数变化不大，可以不考虑其压缩性。

9.管子外壁加装肋片的目的是使热阻增大,传热量减小。

10.汽轮发电机组每生产1kW.h的电能所消耗的热量叫热效率。

11。

汽轮机轴端输出功率也称汽轮机有效功率。

12。

给水泵出口装设再循环管的目的是为了防止给水泵在低负荷时发生汽化。

（√）13.凝汽器热负荷是指凝汽器内凝结水传给冷却水的总热量。

14。

发电厂所有锅炉的蒸汽送往蒸汽母管，再由母管引到汽轮机和其他用汽处，这种系统称为集中母管制系统。

15.热力循环的热效率是评价循环热功转换效果的主要指标。

16.汽轮机组停止供应调节抽汽后，其调节系统的调节原理就和凝汽式机组一样.(√）17.运行中对汽缸检查的项目包括轴封温度，运转声音和排汽缸振动三项。

18.金属材料的性质是耐拉不耐压,所以当压应力大时危险性较大。

19。

当物体冷却收缩受到约束时，物体内产生压缩应力。

20.液压离心式调速器利用液柱旋转时产生离心力的原理,把感受到的转速变化信号，转变为油压的变化信号。

21。

汽轮机轴向位移保护装置按其感受元件结构，可分为机械式、液压式、电气式三大类.22.在稳定状态下,汽轮机转速与功率之间的对应关系称调节系统的静态特性,其关系曲线称为调节系统静态特性曲线。

23。

汽轮机冷态启动,汽缸转子等金属部件的温度等于室温，低于蒸汽的饱和温度，所以，冲动转子的开始阶段，蒸汽在金属表面凝结并形成水膜，这种形式的凝结称膜状凝结。

轴封压力异常突增情况分析摘要：由于汽缸内与外界大气压力不等，就必然会使缸内蒸汽或缸外空气沿主轴与汽缸之间径向间隙漏出或漏入，造成工质损失，恶化运行环境，为此在转子穿过汽缸两端处都装有汽封，这种汽封称轴端汽封简称轴封。

轴封系统是用来防止蒸汽漏出汽缸，以确保汽轮机有较高的效率，低压轴封用来防止空气漏入汽缸，保证机组有尽可能高的真空，同时也是为了保证汽轮机组运行的高效率。

关键词：轴封系统；低压轴封；运行一、轴封系统简介浙江省能源集团有限公司绍兴滨海热电厂一期主机轴封采用的是迷宫式汽封，这种汽封由带汽封齿的汽封环、固定在汽缸上的汽封套和固定在转子上的轴套三部分组成。

通过把蒸汽的压力能转换成动能，再在汽封中将汽流的动能以涡流形式转换成热能而消耗。

在汽封前后压差及漏汽截面一定的条件下，随着汽封齿数的增加，每个汽封齿前后压差相应减少，这样流过每一汽封齿的流速就比无汽封齿时小的多，就起到减少蒸汽的泄露量的作用 [1]。

气体穿过齿顶间隙进入空腔，由于容积突然扩大，气体膨胀而产生剧烈的漩涡，在容积比间隙容积大很多的空腔中气体流速几乎等于零，气流的绝大部分动能转化为热能，被腔室中的气体吸收，气体温度又从流经间隙时的温度回升到流入间隙前的温度，在空腔内的压力却回升很小，使气流的焓值保持接近于间隙前的数值。

气流残存小部分动能，以余速穿过下一级齿顶间隙继续降低压力和流量。

经过一级一级地重复上述节流及等焓热力学过程，使气体的残余速度非常低，气体压力逐渐降低，最终气体的外漏量非常小，起到了密封作用。

二、事件我厂 #2 机组时常出现轴封压力异常的报警，轴封压力突增至60KPa 以上，轴封溢流调节阀自动退出。

轴封汽压力保持过高，不仅使轴封冒汽增加，轴封漏汽损失大，既不经济浪费蒸汽和热量，而且影响轴承温度升高或油中有水，严重时还会造成机组振动增大。

三、轴封压力异常原因分析1、轴封供汽双阀系统调节本身的缺陷引起因轴封供汽采用双阀系统，即在汽轮机所有运行工况下，供汽压力通过两个调节阀即辅汽供汽调节阀和溢流调节阀来控制 [2]，使汽轮机在任何运行工况下均自动保持供汽母管中设定的蒸汽压力。