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电厂汽机运行调整中常见问题分析及措施摘要：电厂在具体发展过程中，除了要满足人们的日常生活用电需求，还要保证电厂能从中获得相应的经济效益。
但在实际中，电厂汽机经常会出现振动、叶片、油系统等故障问题，严重制约了电厂的稳定发展。
因此，必须采取有效的控制措施，本文主要对电厂汽机运行调整中的问题及措施进行分析，具体分析如下。
关键词：电厂；汽机；调整；问题1电厂汽机运行调整中的问题分析1.1振动问题汽机是整个电厂在运作过程中最为重要的组成部分，汽机是否能够安全稳定的运行直接影响整个电厂的后续发展，在对汽机进行调整的过程中，很容易出现振动方面的问题，如果震动幅度较大，则会带来较为严重的安全隐患，而且汽机在振动的过程中，机器的轴承部分很容易受到损伤，轴承部分本身就是一个较为脆弱的部件，如果汽机的震动幅度较大将会直接导致轴承出现变形或者是弯曲的情况，一旦轴承出现问题，那么整个汽机都无法进行正常的运行，进而会对整个发电过程造成影响。
1.2叶片故障问题根据电厂汽机的实际运行情况，会设置不同的静叶片和动叶片结构，对汽机的稳定运行都有着不同的功能。
而在对电厂汽机运行调整的过程中，由于调整不当经常会造成叶片故障问题，在叶片故障统计中发现，相对来说动叶片发生的概率较大，特别是在汽机高速运行的过程中，动叶片的损坏程度也将越高。
汽机在高速转动下所产生的离心力，会使得叶片高速运转，汽机所喷出的蒸汽温度也会不断升高，这些高温蒸汽不断冲击着动叶片，将会使动叶片发生不同程度的，甚至引发其他故障问题，从而影响到汽机的安全稳定运行。
1.3油系统问题汽机在运行过程中，需要润滑油、密封油等，作用是降低汽机运行的磨损。
一旦电厂汽机运行过程中油系统出现问题的情况下，将会直接影响到电厂汽机的安全运行。
正是因为汽机在运行过程中需要使用一些润滑油，将会导致汽机的油系统出现问题，当油系统出现问题以后就会影响整个电厂的正常运行，电厂在运行过程中的风险性也会大大提高。
浅谈汽轮机调节系统常见缺陷及消除办法摘要：在我国社会经济快速发展的态势下, 汽轮机作为一种重要的能量转换设备在火力发电厂中得到了较为广泛的应用。
汽轮机运用过程中可以实现热能向动能的转变, 同时它对提高生产工作效率也具有十分重要的影响作用。
汽轮机的调节系统影响汽轮机的稳定性，当调节系统发生故障会导致汽轮机无法正常进行能源的转化和可持续利用。
本文针对汽轮机调节系统的常见缺陷进行讨论，提出相应的解决办法。
关键词：汽轮机；调节系统；常见缺陷；消除办法汽轮机调节系统是由电子控制器、操作系统、执行系统、保护机构、以及油系统这五个部分组成的。
其整体系统结构是在先进的网络技术与控制技术推动下实现的。
可以为汽轮机系统提供强大的技术支持与保护功能，不但提高了汽轮机系统运行的可靠性，也提高了汽轮机功率、频率等运行参数的精度，是汽轮机发电安全的保障。
1 汽轮机调节系统概述汽轮机调节系统的主要构成部分为电子控制器、油系统以及保护系统等，故障发生的主要部位是油系统和保护系统以及执行系统部分。
我国目前对于汽轮机的修理由原来对于机组的大量定期修理变成了现在的预测维修状态，而调节系统的故障诊断成为实现预测修理的重要部分，能够帮助我国尽快实现预测维修。
因此，对于调节系统的了解和故障分析能够帮助解决整个机组的安全问题，有利于汽轮机调节系统的正常运行。
系统的管理主要通过高压的控制油系统和润滑油系统来实现。
这两种油系统对于整个汽轮机的调节系统有十分重要的功能。
润滑油系统主要是保证汽轮机供油环节得以稳定进行。
执行系统部分的功能主要是依靠高压控制油来保证驱动机构的驱动力，从而对整体汽阀进行有效控制。
汽轮机调节系统的保护系统主要由危急遮断器等部件组成，主要负责在汽轮机调节系统出现超速或者是其他的故障时，进行保护以及安全停机，保证整个汽轮机的安全运行。
目前我国汽轮机实现并网之后，汽轮机的旋转速度已经作为一个提前反馈的信号来对整个汽轮机的调节系统进行整体的掌控。
浅析电厂汽轮机常见故障及处理措施电厂的汽轮机是电力发电的核心设备之一，常见故障的发生会导致电厂的运行中断，产生巨大的经济损失。
因此，及时识别和处理汽轮机的常见故障是电厂运行管理的重要任务之一、本文将对电厂汽轮机的常见故障和处理措施进行浅析。
1.转子失衡故障转子失衡是汽轮机运行中常见的故障之一，主要由转子质量分布不均或叶片失衡引起。
失衡会导致机组振动加大，进而引起机组振动超限保护及仪表误差等问题。
处理该故障的常见措施是进行动平衡调整，即在特定转速下给转子定位附加平衡质量。
2.轴瓦磨损故障由于长时间的运行或设备设计、制造方面的原因，轴瓦的工作表面会出现磨损，严重时会导致水平移动间隙过大，进而影响汽轮机的工作性能。
处理该故障的方法主要有加工研磨、更换轴瓦等，需要根据磨损情况选择合适的处理方式。
3.叶片断裂故障叶片断裂是汽轮机运行过程中较为严重的故障之一，会导致叶片脱落、进一步破坏叶轮以及转子的严重失衡等问题。
处理此类故障需要及时停机，更换受损叶片，对其他叶片进行检查和修复。
4.油脂污染故障油脂污染是指燃气轮机中的润滑油或箔片油中加入了杂质或污染物质，导致油路流动不畅，增加油温，从而影响汽轮机的正常运行。
处理该故障的常见方法是定期清洗油回路和更换油品，确保油系统的良好工作。
5.过热故障过热是指汽轮机的热端温度超过设计值，导致叶片和叶轮等部件的温度过高。
处理过热故障的方法主要有降低负载、增加冷却水量、减少转速等方式，以降低汽轮机工作温度。
6.普通断轴普通断轴是指主动叶片或副动叶片漏叶，导致碰撞轴或磨损部件，进而造成断轴。
处理该故障主要采取检修叶片，修复受损部件，防止再次发生断轴。
总之，电厂汽轮机的常见故障多种多样，处理的方法也因故障种类而异。
在应对和处理这些故障时，电厂应建立完善的检修管理制度，进行预防性的维护保养工作，及时发现故障并采取有效的措施进行处理，以确保汽轮机的正常运行和安全稳定的发电。
电厂汽轮机组安装调试常见问题分析及处理措施发布时间：2021-06-24T16:57:15.700Z 来源：《中国电业》2021年7期作者：刘方[导读] 现阶段，在所有电厂当中汽轮机设备有着很重要的地位刘方新疆天富能源股份有限公司天河热电分公司新疆石河子，832000摘要:现阶段，在所有电厂当中汽轮机设备有着很重要的地位，其运转质量和维修养护工作的质量很大程度上会对整个系统的运转的安全可靠性造成一定影响。
怎样加强对汽轮机设备的安装调试和维修养护技术更好的控制安全事故的发生，已经成为目前电厂非常重要的一项研究课题。
由此文章专门从技术方面着手，创造性的对汽轮机设备在每个安装阶段的技术要点和难点进行解析，通过对正确安装调试以及维护技术的使用，最终目的则是提升国内汽轮机设备后期运行期间的实时性和可靠性。
关键词：汽轮机设备；安装调试；运行维护1阐述电梯设备安装调试以及运转维护的重要意义1.1确保当今社会用电安全性汽轮机设备是以当今社会对电力能源的需求量构建而成的设备网络体系。
现阶段因为汽轮机设备技术比较落后，造成一些汽轮机设备安装和使用期间伴随一些隐蔽故障，在不知情的状况下会造成用电安全事故以至于出现故障等。
给群众或电厂带来很大损失，同时也会威胁到人们的生命以及财产安全，所以汽轮机设备的安装调试非常重要，后面的运转维护工作也同样如此。
1.2确保社会经济稳定发展针对群众日常生活以及社会发展来说，电能是最基本的能源。
如果供电发生问题，单位办公无法正常运转，电厂生产设备也会出现停工，这样就会给每个行业造成严重损失。
汽轮机设备如果发生问题，会对当今社会经济的稳定发展造成不利影响，同时也会对当今社会秩序的稳定性造成威胁，若汽轮机设备发生故障或运转效率低。
部分行业会失去最基本的能源支撑，生产车间出现停工问题等，对经济发展造成很大影响。
2电厂汽轮机组安装调试常见问题分析及处理措施由于汽轮机组缸体的数量增加、运行参数提高，势必导致机组汽缸重量增大、轴系加长、整台机组安装精度要求提高。
电厂汽轮机组安装调试常见问题及处理措施分析摘要：在社会不断发展的过程中，电厂的地位不断提升，其运行的稳定性与否将直接关系到电力供应情况。
在电厂运行过程中，汽轮机组是其中的重要组成部分，需要通过科学安装调试工作的进行保证运行质量。
而在汽轮机组实际运行中，也会出现一定的问题，需要能够积极做好情况把握，针对性采取措施处理。
关键词：汽轮发电机；装配调试；优化设计现阶段，我国电力体制得到了不断深入改革发展，使得发电企业面临更为激烈的市场竞争，电厂若想不断提升自身市场竞争实力，实现可持续发展，不仅要保证发电机组的良好运行，还应通过多样化的手段减少自身成本支出。
当前，我国电厂汽轮机运行过程中，仍存在较大的优化空间，因此，发电企业应将重点放在电厂汽轮机调试与优化上，进一步提升生产效率，减少生产成本支出。
1汽轮机安装的主要特点在火力发电厂中汽轮机是其中十分重要的设备，其主要表现为结构相对较为复杂、重量相对较大、体积较为庞大等，但是其还拥有较高的技术含量和精密性。
施工中要做好交叉作业、立体施工等方面的工作，所以针对汽轮机本身较为复杂的安装工作，需要确保安装环节的质量，促使其能够正常投入使用。
由于各个安装程序相对较为复杂，大幅提升了安装工作的难度，再加上人们对于安装质量有较高要求，使得安装工程成为一项长期性工程。
汽轮机在其安装中将会涉及很多内容，需要综合利用各个学科来进行安装作业。
2汽轮机检修与维护内容2.1检查内容日常检查发电厂汽轮机的内容主要包括对设备进行全面检查和清洗，将设备在运行过程中存在缺陷的设备零部件修补和替换，并对整个汽轮机设备进行定期抽查。
针对汽轮机设备内部的小修项目，主要是消除部分小修零件在整个汽轮机正常运转过程中可能存在的问题，重点检查其运转时磨损的部件。
在对汽轮机进行整体大修前，维护检修工作人员必须全面做好汽轮机工作检查，确定待检修的大型项目。
2.2维护内容对发电厂汽轮机的日常维护，主要是为了保证发电厂能够正常发电和平稳供电，在发电厂的发电过程中，避免由于发电或供电过程出现故障而对人们日常生活造成的不良影响。
试论电厂汽机运行调整中常见的问题及措施摘要：火力发电厂汽轮机组安全稳定运行时，需要提高汽轮机在单位时长下的工作效率，这对缓解我国用电紧张、提高能源结构优化具有重要意义。
因此，目前国内外许多汽轮机技术人员在研究汽轮机工况变化条件时，不仅采用了指定的方法，而且还积极与其他方法进行检测证明，以保证汽轮机的经济效益、运行时间和安全稳定运行，达到综合平衡的效果。
本文通过分析汽轮机运行中可能存在的问题，然后针对不同的问题，提出汽轮机优化措施，以指导汽轮机运行的全过程。
关键词：电厂汽机；运行调整；常见；问题；措施引言随着电厂汽轮机使用寿命的延长，如果维护得当，可以提高汽轮机的工作效率。
但根据实际情况，电厂汽轮机的安装、调试和维护存在不足，导致汽轮机运行效率降低。
对此，本文对我电厂汽轮机运行过程中常见的问题进行分析，并提出解决措施，具体如下。
1电厂汽机运行调整中常见的问题1.1汽轮机振动原因分析引起汽轮机振动的原因主要包括油膜失稳、受热膨胀不均匀、动静摩擦以及气流震荡。
1）油膜失稳。
油膜振动和半速涡动会引发汽轮机设备的振动现象，尤其是当发电机转子转速不足第一临界转速的一半时就会出现半速涡动现象，而且伴随着振动会一直持续到最高转速。
因此在转子转速不断变化的过程中，这个涡动的频率也会随之变化，可以根据这一点对半速涡动现象进行判断，避免汽轮机振动现象发生。
2）受热膨胀不均匀。
引起这种现象的原因主要是因为气缸膨胀受阻或加热不均匀造成的，使得汽轮机设备转子中心出现偏差，轴承位置标高出现变化，产生了机械振动。
3）动静摩擦。
汽轮机在持续运行状态下，随着动静间隙的不断减少，各零件之间的碰撞情况也就更容易产生，也就极易引起汽轮机设备的剧烈振动，甚至出现轴承的变形破坏掉整个轴承结构，造成汽轮机设备停机，引发更大的安全事故及经济损失。
4）气流震荡。
为提高汽轮机设备的运行效率，通常会通过增大跨距来降低临界转速，而汽轮机运行转速与临界转速的差距增大时，汽轮机轴系统便会变得不稳定。
浅析核电汽轮机通流改造实施难点及应对措施摘要：在核电厂中，汽轮机的应用十分广泛。
在核电机组汽轮机中，存在汽轮机调门开度小的现象，导致节流损失增大。
在调研各机组通流改造技术方案、改造前后汽轮机热耗、改造静态投资、改造节能效果的基础上，重点分析实施通流改造项目的经济效益，并对比不同外部条件对改造效益的影响。
本文首先分析了通流改造技术原理，其次探讨了核电汽轮机通流改造实施难点，最后就实施难点的主要应对措施进行论述，以供参考。
关键词：核电汽轮机;通流改造;实施难点;技术措施引言为了更好地完成核电汽轮机的通流改造,核电厂以项目管理的方式推进汽轮机的通流改造,对制约核电汽轮机的通流改造质量及检修工期的因素进行了系统分析,并对设备制造质量控制、安装质量与风险控制等多个关键环节的实施难点进行预判,提出一系列行之有效的技术方案及管理措施。
1通流改造技术原理汽轮机通流部分，即蒸汽在汽轮机本体中流动做功所经过的汽轮机部件的总称，包括截流调节装置、汽轮机静叶栅和动叶片、汽封和轴封及其他相关辅助装置。
汽轮机通流改造是对汽轮机本体部分进行技术升级改进。
随着热力叶轮机械技术、计算流体动力学技术的发展，国内汽轮机设计制造厂商已普遍采用先进成熟的三维气动设计理论进行汽轮机通流部分的设计，动静叶片采用先进叶型、后加载叶型、复合弯扭叶片，改善参数沿叶高的分布，减少端部二次流损失，降低汽封漏汽损失等;提高末级根部反动度，利于变工况运行，提高低负荷运行效率和安全性，改善机组调峰性能。
同时，先进制造技术可以提高机组部套强度，提升改造后机组的运行可靠性。
此外，传统汽轮机通流能力设计往往偏大，对机组实际运行经济性有较大影响。
结合通流改造，可以综合考虑机组部分负荷经济性，适当减小通流裕量，以保证改后实际运行经济性。
然而，汽轮机通流部分改造是否能达到预期效果，除汽机本体性能外，还取决于辅机系统对通流改造的适应性，即辅机状态会影响通流改造的实际效果。
论核电厂汽轮机整机启动和调试中存在的问题及解决方法摘要：随着我国电力装机容量的大幅增加，目前核电机组已经成为发电的主要方向之一，核电机组的安全稳定运行意义十分重大，因此总结核电机组的调试经验和教训，提高调试质量，为提高可靠性的机组具有重要的意义。
关键词：汽轮机；调试；解决方法；冲转；常规岛引言：基于我国社会经济的迅猛发展，电力行业发展也突飞猛进，装机容量不断增加。
当前我国核电机组已经普遍使用，装机容量不断增加，而核电机组运行的稳定性对人类社会发展有着显著的影响。
基于此，本文结合了某核电厂汽轮机的整机调试，对核电汽轮机组调试过程中存在的问题进行分析与探讨，总结经验和教训，从而提高机组的可靠性，确保机组的安全稳定运行。
1.汽轮机的整机冲转介绍常规岛整组启动试验是一个综合性试验，牵涉系统和配合部门众多，文件准备和系统完整度准备需要做的工作较多。
常规岛整组启动是指常规岛各系统按照核电厂启动需求，各系统按照逻辑顺序启动，最终达到汽轮机冲转并网的要求。
尽早暴露汽轮机安装过程中隐藏的各种问题提前解决，为后续临界后核蒸汽冲转和并网扫清障碍。
2.调试问题描述及现场诊断处理2.1汽机1#瓦温度异常升高2.1.1异常情况一号机热试期间，第一次冲转时，汽轮机组挂闸后，机组转速开始攀升，过程中主控监视发现1号瓦温度迅速上升，在机组转速约200~250rpm时刻手动打闸。
打闸后，在汽机转速下降过程中1号瓦温度先上升到约158.1度后有下降过程，然后又再次上升到177.5度后重新下降。
在此过程中，偏心与温度出现同步变化，现场听音检查无明细剐蹭异音，过程中1号瓦温度有波动现象，至盘车状态1号瓦温仍约90℃左右。
2.1.2 原因分析与处理事件发生后，经专家讨论对1号轴瓦进行了解体检查，在机组降温达到检修条件后，进行1号轴瓦翻瓦解体，发现1号轴瓦上、下瓦均有明显磨损迹象，其中上瓦磨损较轻（图1），下瓦较严重（图2）。
同时，1号轴颈表面也有明显的磨损（图3），表现为在轴向对应轴瓦宽度范围内均有磨痕，最深沟痕深度约0.15~0.2mm左右。
浅析汽轮机调节系统常见缺陷及解决方案摘要针对调节系统工作不稳定的情况，对其进行科学的理论分析，总结并归纳了影响汽轮机调节系统工作稳定的各种原因及处理措施。
从而确保汽轮发电机组安全稳定的运行。
关键词汽轮机调节系统缺陷迟缓率稳定汽轮机调节系统是由调速器、错油门、油动机和调速汽门等组成的，主要作用是调节汽轮机进汽量，满足系统负荷变化的需求。
但是，在实际的工作中，由于检修或运行调整不当，汽轮机的调节系统经常会发生一些异常现象，给设备的安全运行带来隐患。
下面就介绍几种常见的缺陷，并浅析缺陷的解决方案。
1、调节系统不能维持汽轮机空转汽轮机在启动过程中，当主汽门全开后，汽轮机空转转速不能维持在额定数值，而是连续上升，甚至达到危急保安器的动作转速，使机组不能并网，原因如下：1.1调速汽门自身存在缺陷。
一种情况是调速汽门的阀碟与阀座因研磨不佳或在生产运行中长期受蒸汽冲刷而逐渐腐蚀、磨损，使结合面不严而漏入蒸汽；另一种情况是因为阀碟和蒸汽室壁的安装位置处有缝隙或者沙眼，蒸汽绕过调速汽门进入汽轮机内。
这些缺陷可以采用研磨补焊的方式加以消除。
1.2同步器调整不当，下限偏高。
例如：调速汽门下限行程不够，使阀杆移动至下限限位点时，调速汽门仍处于悬空状态。
这些情况可以通过调整调速汽门行程界限及同步器工作范围加以消除。
1.3错油门、油动机和调速汽门等部件发生卡涩。
造成卡涩的原因有很多，如果蒸汽品质不良，会使调速汽门的阀杆积盐积垢，造成调速汽门卡涩；如果油中有杂质，会使错油门和油动机的滑阀和活塞卡涩；在安装或者检修过程中，调速汽门的阀杆安装歪斜，会造成单面卡涩。
解决这类缺陷和隐患时，应依据造成卡涩的不同情况而采取相应的措施，如提高蒸汽品质和透平油的质量等。
1.4调速系统中传动杠杆的铰链连接发生松动或脱落。
在机械传动的调速系统中，因机组震动而使得铰链连接松脱，造成调速汽门不能正常开启和关闭。
因此，机组在正常运行中，应定时检查调速系统的铰链连接是否有松脱现象。
试论电厂汽机运行调整中常见的问题及措施摘要：在电厂的生产中，汽机是十分重要的一环，为了保证设备的正常使用，必须进行科学的安装与调试。
同时，其在运行过程中也会出现一系列的问题，尽管汽机的结构复杂、体积大、重量大，但由于其技术先进与精度较高，所以在电厂中得到了广泛的应用。
对于此类复杂的机组，要想使其正常使用，就必须做好相应的安装工作，确保其安装质量。
关键词：电厂汽机；运行调整；问题及措施1 汽机较常出现的故障1.1 因振动所导致的故障当汽机出现振动问题时，就无法保证静子、转子运行的稳定性，最终给汽机设备运行的稳定性带来影响。
汽机出现振动问题时，应由专业的检修人员进行检修，同时做好相关数据、资源等方面的管理，对汽机异常情况进行排除，并对汽机运行过程中的运行参数、杂音等进行全面管理并制定相应的排除方案，找到导致故障的原因并进行解决。
因此应认识到振动给汽机设备所带来的不利影响，并对其进行有效的处理。
1.2 因仪表问题所导致的故障在进行汽机设备检修过程中应找到故障发生的中心，并确定检修位置，充分做好仪表检查与校验工作，从而保证检修工作效率，保证汽机可以稳定运行。
此外，当汽机设备仪表出现故障时，检修人员还可以使用监控设备了解相关参数，找到仪表产生故障的原因，充分利用相关数据的同时做好数据反馈。
可见仪表故障检修效率、水平与设备运行状态有着直接的关系。
1.3 因油系统所导致的故障随着热力发电厂的不断发展，也给热力发电厂生产提出了更高的要求，因此，应全面保证汽机运行的稳定性与安全性，减少油系统故障的发生。
导致汽机设备中油系统故障也是影响其运行的主要故障，因此，应对导致油系统故障的原因进行分析并确定检修方法，密切关注油压位置并避免油压位置变化过快。
同时，还应采用监控技术对油系统中所产生的数据进行实时汇总，从而对油系统故障进行控制。
2调试问题与分析某电厂的一期工程的设计和采用的汽机组是凝汽式的功率为600MW的汽机组（型号N600），其主轴由四个部分组成，分别为发电机转子、低压转子A、低压转子B和高压转子。
核电汽轮机机调试中存在的问题及处理方法摘要：本文简要地阐述了AP1000核动力蒸汽透平机组的特性，着重分析了在机组运行中遇到的一些问题，并根据具体情况提出了一些对策，得到了较好地解决，对类似装置的试车具有一定的借鉴意义。
关键词：核电汽轮机组：问题分析：处理引言核电设备的试车周期长，工艺控制严格。
某AP1000核电厂采用了美国的第三代核能技术和三菱公司的蒸汽涡轮技术。
在实际运行中，发现了汽轮机转子顶起高度不够，汽轮机主蒸汽疏水阀门控制不当，汽轮机盘车时的电流变化较大等问题。
通过对设备运行过程中出现的故障进行理论剖析，并结合实际进行故障排除，取得了良好的效果。
1、机组简介某核电厂AP1000型核动力涡轮是由日本三菱公司生产的。
汽轮机主体阀包括4台高压主汽阀，4台高压调节阀，6台再加热主汽阀，6台再加热调节阀。
高压主汽阀是一种带有预启阀的调节阀，它是通过主汽阀来对启动初期的速度进行控制的，在速度达到额定速度1500 r/min后，将主汽阀控制切换为调节阀控制。
汽轮机润滑油系统的基本构成单元包括了油净化、储存、输送单元、轴承润滑、顶轴、盘车单元、排油烟单元，高压控制油单元和事故排油单元等。
从油母管道中流出的机油，在通过不同的滤清器后，被送到两个顶部轴向油泵中。
上轴油由上轴油泵增压，然后通过上轴油母管，再通过每个支承的上轴油分支管道输送到各个支承轴承。
在蒸汽透平机3~8号瓦和发电机9~10号瓦中，分别配有顶轴油，在每个顶轴油分支管道中都装有一个流量调节阀，用来控制流入每个轴承的顶轴油的流量。
然后，上轴油流入到发电机轴承中，上轴油的流速由节流孔的直径来控制[1]。
2、调试中的主要问题分析及处理2.1发电机转子顶起高度不足2.1.1问题描述在开启了润滑油系统之后，某AP1000机组开启了顶轴油泵 B，它的出口压力为13.4 MPa，测得了发电机大轴顶起高度：9号瓦0.02 mm,10号瓦0.06 mm，这并不符合大轴顶起高度超过0.07 mm可以启动盘车的要求。
检查现场9号和10号轴承衬套的回油值较其他轴承衬套的回油值降低3—5摄氏度。
手工盘传动装置的转子比以前更重。
2.1.2原因分析参考第一台盘车投入运行之前，蒸汽发电机组转子顶轴过程中的资料，确定发电机大轴顶高：9#瓦特0.19毫米，10#瓦特0.10毫米。
通过与其他几个主要轴顶高值的比较，可以判断出9号和10号瓦的进气节流口或管路有不同程度的阻塞。
2.1.3.处理方法对发电机9,10瓦的节流孔板和输油管进行抽油和清洗，并对其进行清洗。
再一次将顶轴油泵 B开启，输出压力为13.4 MPa，对汽轮机的各个转子顶起高度进行了测试，结果显示一切正常，在各个支座上的转子顶起高度如表1所示。
表1汽轮发电机轴承顶起高度2.2主蒸汽疏水阀控制不当引起一回路过冷却2.2.1问题描述汽轮机主蒸汽的各疏水点包括1个疏水器，1个并列的旁路疏水阀，以及前后隔离阀，疏水器是一种可持续地获得疏水，疏水阀是一种自动动作的气动阀，它是通过疏水罐上的水位控制装置来实现的。
为了保证蒸汽透平的安全，当蒸汽机组脱扣时，气压式疏水阀门是开启的。
在常规工况下，疏水槽内的疏水是从疏水槽中不断流出的，当负载变化剧烈时，由于疏水槽内的水流会超过疏水槽的承载容量，这时，会利用疏水槽上的液位调节开关进行联动，开启气压式疏水阀，将过量的疏水排出。
与主蒸汽系统有关的管路，一共有12条疏水路线，这些路线都是DN50气动阀，其中，在主蒸汽母管、旁排管道及汽轮机主汽阀前的10路疏水是带疏水罐的疏水阀，其他两路为不带疏水罐的疏水阀[2]。
在初步的设计中，采用了以下几个步骤：（1）蒸汽机组脱扣，疏水阀门自动打开。
(2）当疏水池的水位很高时，疏水池旁通处的疏水池阀门会自动打开。
(3）在没有空气来源和电源断开的情况下，该疏水阀门仍处于打开状态。
不带疏水罐的疏水阀指的是到达二级汽水分离器加热蒸汽管道调节阀组前的疏水，它可以用作启动疏水，在启动初期，将暖管阶段产生的疏水排出，最初的设计控制逻辑是：（1）汽轮机跳闸，自动打开疏水阀。
(2）在蒸发器负载不到20%的情况下，打开蒸发器。
“汽轮机脱扣，疏水阀门自开”的运行模式会带来如下问题：（1）在机组启动阶段，在汽轮机脱扣时，主汽管路上12个DN50气压式疏水阀门在挂扣（脱扣后）时，因核岛初始温度和产汽能力较差，造成一次主蒸汽管路无法形成高压。
(2）主蒸汽管线的初始温管工作不能顺利进行。
(3）在常规情况下，在汽轮机组脱扣后，一回路因12个DN50气压疏水阀门始终处于打开的情况下，会造成一回路的过冷。
2.2.2原因分析本文针对核岛上的主要蒸汽疏水性问题，提出了一种基于核岛上热交换器的疏水性分析方法。
2.2.3应对措施为解决上述问题，本文提出了一种改进的主汽管路疏水器逻辑，消除了“汽轮机脱扣，疏水器自开”的设计方案。
在添加疏水罐内水位高度讯号结束60秒后，将对应的气压式疏水阀门连锁的关闭。
2.3汽轮机轴振异常升高2.3.1问题描述结果表明，6级轴振都有较大幅度的增大，3级、4级和5级轴振峰值大于100微米，随着机组负载的增大，轴振值逐渐减小。
而且在每台发电机起动加载到这段时间内，都会发生相同的情况，而其他的情况则没有太大的改变。
现场检验无显著的不正常现象。
2.3.2.理由在提升负载过程中，当将负载的变化率从5 MW/h降低到2 MW/h时，其振动状况几乎未发生改变，而海阳核电和三门核电4个机组都发生了这样的振幅上升，因此可以排除负载的变化率对振幅的影响。
初步分析认为，由于新装置初次投入运行，密封面过窄，导致动、静态摩擦力过窄，致使密封面过窄，导致轴向振动增加。
图1 3X轴振与发电机功率变化曲线在使用了轴封制冷机之后，低压轴封的供蒸汽温度也相应地下降，低压轴封的冷凝变形，与使用轴封制冷机之前相比，大轴与轴封的缝隙减小；所以，当机组负载增加时，3-6级轴振也有增加的趋势，最大为3 X，达到57微米，与未投入使用时的水平比较，有了很大的降低。
结果表明，在使用轴封式制冷机之前和之后，轴向振动与载荷之间的关系曲线见图1。
2.3.3应对措施当前，4个AP1000机组在提高负载时，均存在着较大的轴振，且存在较大的振幅，其原因主要是由于运行低压下的轴封冷却系统，造成了轴封与转子间产生较小的摩擦力。
经过几次启动和停止后，密封齿面出现了磨损和增大的现象，3-6轴振动在启动阶段的波动较小。
AP1000的轴振警告度是170微米，300微米，考虑到目前蒸汽透平的轴振度没有到达警告度，而是在逐步下降，可以进行观测操作。
在以后的机组大修中，注意调节蒸汽透平的轴封间隙。
2.4盘车电流异常波动2.4.1异常情况介绍了一、二号低压气缸在第一次启动时，通过冷凝器抽空和一、二号低压气缸的轴封工作情况。
3型低压缸的轴封不能上升，如果轴封的蒸汽调整器开启幅度大于20%，则3型低压缸的电端和调端的蒸汽会从3型高压缸的轴封中溢出，两端的蒸汽在现场的记录中都会出现负压现象。
二号装置冷凝器抽空时，盘车电流从最初标称的32%（大约12安培）到标称的43%（大约19安培），一直到标称的43%。
2.4.2原因分析在现场，当发现盘车电流有增加的迹象时，立刻进行了原因调查，使用了听觉对各个轴承进行了监听，没有明显的摩擦声。
通过与1号和2号低压汽缸的轴密封的对比，得出结论：(1）低压三缸的汽缸温度出现了明显的变化，明显低于低压一、低压二缸的汽缸温度。
(2）一、二号低压缸的蒸汽输入调整器的开启程度大约为50%，输入蒸汽的压力为30 kPa。
而3号低压缸的轴封，其进气调节阀门的开启程度大于20%，则会出现电气端和调节端轴封的漏气现象。
(3）通过对3号低压缸轴封的回汽温度与1号低压缸轴封和2号低压缸轴封的温度相吻合，从而确定管路是否有阻塞现象。
根据上述三个方面的原因，可以得出结论：3号低压缸的轴封回路正常，而且轴封的蒸气没有流入到低压缸中，使得3号低压缸的温度比1号低压缸和2号低压缸低。
着重检查了3号低压缸汽封体，发现1、2号低压缸汽封体上的管道接口与3号低压缸汽封体上接口存在差异，通过阅读低压汽封组装图现场安装图后，再与实地汽封体安装情况相比较，发现汽封体上进出口法兰角与已安装实体存在偏差，从而初步判断3号低压缸汽封体电端、调端装倒。
在拆下3号低压缸的轴封体并进行了检验，结果表明，3号高压缸的轴封体标志与其钢印章不一致，并再次证实了3号高压缸的电气端子和调节端子是安装错的。
轴封体电气和调节端子安装反转后，使得轴封进气腔与轴加风机相连，通过轴加风机将3号低压缸中的空气抽走，因此，3号低压缸轴封进气压力一直处于负压状态。
由于轴封的进气管连接着轴封的回汽腔，在增加了轴封的供汽压力后，轴封的蒸气会从回汽腔中排放到空气中，造成了3#低压缸的出现。
因为3号低压缸轴封体电、调端装倒了，所以，高温蒸汽通过轴封进入汽腔，而20℃左右的低温气体通过轴封返回汽腔，这样就造成了汽封体受热不均匀，造成了不均匀的膨胀，造成了汽封齿与汽轮机转子之间的动静碰摩以及盘车电流的波动。
当冷凝器将真空打破后，该系统的运行速度将逐步恢复到正常水平。
2.4.3应对措施通过对三低压气机气封体的电端和调节端的调换，使轴密封系统再次投入使用，使其运转良好，并使盘车流平稳。
3结论文章介绍了AP1000蒸汽透平单元在试车时出现的一些不正常现象，并对其成因作了比较详尽的剖析，有针对性地给出了相应的对策，为以后同类设备的试车提供了一些宝贵的经验。
此外，因为核电厂的调试时间很久，所以在安装调试阶段，做好设备的维护和保养非常重要。
参考文献[1]罗吉江.AP1000核电汽轮机非核蒸汽冲转试验过程中出现的问题及处理[J].东方汽轮机,2020(1):73-77.[2]罗吉江,赵正清,邹伟明.AP1000核电汽轮发电机组顶轴油调试[J].热力透平,2017,46(2):148-151.。
