防止汽轮机叶片损坏规定

检修方案一、主要内容与适用范围本篇汽轮机、发电机检修规范和工艺，本规范工艺只限于机组设备的一般检修工作使用，对重大的项目如直轴，换叶片等工作没有偏写进去，以待今后完善。

二、引用依据本篇的编写是根据制造厂家的《安装使用说明书》和图纸要求以及《汽轮机设备检修》一书等到资料。

本规程工艺如有与水电部及制造厂有关规定相抵触时，以水电部制造厂为准，由于水平有限，难免有错误之处，望大家批评指正。

三、总则搞好发电厂的设备检修，是保证发电设备安全、经济运行，提高发电设备可用系数，充分发挥设备潜力的重要措施。

是设备全过程管理的一个重要环节。

各级管理部门和每一个工作者都必须充分重视检修工作，提高质量意识，自始至终坚持“质量第一“的思想，切实贯彻”应修必修，修必修好“的原则。

检修人员要达到“三熟、三能”，“三熟”是指系统和设备的构造、性能；熟悉设备的装配工艺、工序和质量标准，熟悉安全施工规程。

“三能”是能掌握钳工手艺，能与本职业密切相关和其它一两种工艺，能看懂图纸，并绘制简单零部件图。

1、检修计划根据本厂规定的具体办法和要求进行，应对设备进行调查了解，分析设备的技术状况，落实检修项目，项目为一般和特殊项目两种，也可分为标准项目和特殊项目。

重工业特殊项目，具体内容见水利电力部“发电厂检修规程”2、检修准备工作编制大修工作计划，安排施工进度，制定施工技术措施和安全措施；做好物资准备(包括材料、备品、安全用具、施工器具等)及场地布置。

准备好技术记录表格，组织检修人员讨论大修计划、项目、进度施工方案，学习工艺规程、质量标准，技术措施、安全施工方案及安全规程。

3、施工管理贯彻安全施工规程，确保人身和设备的安全，严格执行质量标准。

工艺措施和岗位责任制，保证检修质量及时掌握进度，保证按期竣工，节约工料，防止浪费。

汽轮机大修工作开始尽快解体检查，分析设备技术状况，针对发现的缺陷，落实修理方法，及时做好检修记录，内容包括设备的技术状况，系统或结构的改变。

2024年汽轮发电机组的常见故障及处理2024年汽轮发电机组常见故障分类：1.装置故障，2.电气故障，3.机械故障，4.润滑油和冷却水质量问题，5.其他问题。

1. 装置故障：1.1 锅炉问题：包括炉渣成分异常、炉膛结焦、过热器脱漆、管子泄漏等。

处理方法：及时清理炉渣、防止结焦、定期检查过热器和管道等。

1.2 百叶窗堵塞：百叶窗是汽轮发电机组的关键部件，如果堵塞会导致进气量减少，影响燃烧效果。

处理方法：定期清理百叶窗，保持畅通。

1.3 燃烧器问题：燃烧器堵塞、喷嘴损坏等会影响燃烧效果。

处理方法：定期检查清理燃烧器，更换损坏喷嘴。

1.4 煤粉喷射器故障：煤粉喷射器堵塞、喷射不稳定等问题会影响燃烧效果。

处理方法：定期检查清洁煤粉喷射器，调整喷射稳定性。

2. 电气故障：2.1 发电机线圈绝缘老化: 发电机是汽轮发电机组的核心设备，线圈绝缘老化会导致绝缘损坏，影响发电效率。

处理方法：定期进行绝缘检测，发现问题及时更换损坏线圈。

2.2 断路器故障：断路器是电气保护装置，如果故障会导致发电机组停机。

处理方法：定期检查断路器，及时更换故障断路器。

2.3 控制系统故障：控制系统是汽轮发电机组的核心部件，如果故障会导致发电机组无法正常启动或运行。

处理方法：定期检查控制系统，及时修复故障。

3. 机械故障：3.1 汽轮机叶片损坏：汽轮机叶片损坏会降低功率输出，影响发电效率。

处理方法：定期检查叶片磨损情况，及时更换损坏叶片。

3.2 水泵故障: 水泵是汽轮发电机组的关键组件，如果故障会导致冷却水流量不足，影响发电效率。

处理方法：定期检查水泵，及时更换故障水泵。

3.3 齿轮箱故障：齿轮箱是汽轮发电机组的传动装置，如果故障会导致转速不稳定，影响发电效率。

处理方法：定期检查齿轮箱，及时更换故障部件。

3.4 轴承故障：轴承是汽轮发电机组的关键部件，如果故障会导致摩擦增加，影响发电效率。

处理方法：定期检查轴承，及时更换故障轴承。

4. 润滑油和冷却水质量问题：4.1 润滑油污染：润滑油污染会导致润滑效果减少，增加摩擦，影响设备寿命。

1、防止火灾事故的预防措施1.1防止汽轮机油系统火灾事故的预防措施1.1.1油系统应尽量避免使用法兰、螺母连接，禁止使用铸铁、铸铜阀门。

1.1.2油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。

宜采用厚度为1～2mm的隔电纸、青壳纸或其它致密耐油、耐热和耐酸的材料，抗燃油系统的密封圈应使用高质量的氟橡胶或丁晴橡胶。

1.1.3油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，必须明火作业时要办理动火工作票，并采取有效措施，附近的热力管道或其他热体的保温应紧固完整，并包好铁皮。

1.1.4禁止在与系统连接或未经清洗干净的油管道上进行焊接工作。

在拆下的油管上进行焊接时，拆下的油管必须事先冲洗干净，必须采取可靠的隔绝措施，近油源侧的法兰应拆开通大气。

1.1.5油管道法兰、阀门及旋转设备、轴承、调速系统等应保持严密不漏油，如有漏油应及时消除，严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀门等热体保温层内。

1.1.6油管道法兰、阀门的周围及下方，如敷设有热力管道或其他热体，这些热体保温必须齐全，保温外面应包铁皮，并定期检查保温层情况。

1.1.7检修时如发现保温材料内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料。

1.1.8事故排油阀应设两个串联钢质明杆截止阀，其操作手轮不允许加锁，应设在距油箱5m以外的地方，并有两上以上的通道，其一次阀为常开阀，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。

事故排油应排到主厂房外的事故油池内。

1.1.9室外事故油池内应明显无积水，应密封，不渗漏雨水，其排油路应畅通，并应定期检查，做好记录。

1.1.10汽轮机主油箱排油烟管道应按规定引至厂房顶外或厂房外无火源处，并避开上下方有发电机出线或变压器的地方，并设禁火标志。

排油烟管出口应装护罩或朝下，以防止雨水或异物进入没烟管道内。

1.1.11在各种运行工况下，应保证油管道自由膨胀。

1.1.12机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，威胁机组安全时应立即停机处理。

浅谈汽轮机叶片结垢及其预防叶片作为汽轮机的关键部件，又是最精细、最重要的零件之一，它在最苛刻的条件下承受高温、高压、巨大的离心力、蒸汽力、腐蚀和震动以及湿蒸汽区水滴冲蚀的共同作用，仍保持较高的性能。

空气运动学性能加上几何图形、震动强度及运行方式对机组的安全可靠起决定性的影响，但由于一些实际中的操作，汽轮机叶片结垢现象已经制约了机组的正常运行。

基于此，本文就汽轮机叶片结垢及对策建议和预防措施展开了讨论。

标签：汽轮机；叶片；结垢；预防措施1、汽轮机叶片结垢及结垢原因分析某汽轮机投运多年来，从未因设备故障造成过停机，运行工况一直处于良好状态。

但自上个月起，汽轮机在负荷未增加的情况下，主蒸汽进汽流量有所增加，且调节级后压力也有所上升，进汽调节阀开度不断增大，并且随着调节级后压力的提升，调节汽阀的开度已全开，无调节手段。

为了维持生产，不得不采取降低氧气产量，减少进入空压机、增压机的空气量，减轻汽轮机的负荷等一系列措施，但汽轮机的工况一直未见好转。

为保证汽轮机的运行功率，不得不提高蒸汽的初压，增大进气流量，但这种方法会使汽轮机组的安全性降低，存在一定的潜在危险性，不能长期使用。

经分析，认为造成汽轮机运行工况恶化的原因是汽轮机的喷嘴（静叶片）和动叶片等过流部件结垢（分析结垢种类为溶解盐垢类），尤其是中间叶片部位结垢比较严重，从而导致有效过流面积减小，摩擦损失增大，机械效率下降。

又根据主蒸汽流量增加，调节级后压力上升，凝汽器真空度同时上升的情况，判断调节级后各级蒸汽温度较高，使得结垢现象产生，尤其是第四到第六级结垢较严重。

调节级、第二、第三级由于蒸汽压力较高，蒸汽中所含盐类不易析出，结垢相对较轻，第七、第八级在湿蒸汽区间运行，故结垢的可能性也较小。

2、汽轮机叶片结垢的对策2.1化学方法和手工清洗（1）化学方法。

使用W（H2SO4）=10%的稀硫酸进行人工清洗（使用时注意安全），因为稀硫酸与钠盐会发生化学反应，生成可溶性的盐、二氧化碳和水，可以消除部分的结垢。

汽轮机事故与预防之汽轮机烧轴瓦影响轴承故障的因素很多，如设计结构、安装检修工艺等等。

这里主要讲轴瓦烧损事故。

多年来，轴瓦烧损事故比较频繁，主要是异常情况下，轴向位移突然超过允许值而烧损工作面或非工作面推力瓦片，和断油烧损承力轴瓦。

下面列举几起典型事故案例：（1）1997年某厂一台100MW机组，启动前未投轴向位移保护，启动中在蒸汽减温水量大，且管道积水致使蒸汽带水，汽温急剧下降，主汽管道、主汽门、调节汽门冒白汽，司机跑到集控室向值长请示汇报，控制盘上轴向位移、胀差满表，值长却怀疑热工电源有问题延误停机，结果推力瓦磨损6mm多，机组严重损坏。

（2）1985年某厂一台200MW机组大修后进行主汽门、调节汽门严密性试验，由于中压自动主汽门关闭超前于高压自动主汽门，刹时负面推力增大，轴向位移保护动作不能继续实验，后现场决策人员决定退出轴向位移保护继续实验，结果造成推力瓦非工作面最大磨损，已磨损部份瓦胎。

再如1993年某厂一台300MW机组，投产时低旁不能联动，一次锅炉事故引发停机后，高旁动作低旁未联动，中压转子推力增大，轴向位移保护动作不能挂闸，值长令热工检查轴向位移保护，热工人员将保护电源断开，失去轴向位移保护，致使推力瓦片磨损约4mm。

（3）1994年，某厂一台300MW机组设计时未考虑润滑油泵联动装置，安装中电厂提出后设计代表增加了联动装置，但二次回路设计不合理，调试中未进行实际联动实验，移交生产后也未按期进行实际联动实验，以致在故障停机时，交、直流润滑油泵均未能联动，值班人员也未监视润滑油压并手动开启润滑油泵，致使停机中断油烧瓦。

（4）1986年某厂一台200MW机组，在一次事故中因汽封漏汽量大而使主油箱积水结垢严重，主油泵排气阀被堵塞未能排出空气，致主油泵入口存有空气。

停机中热工人员未办理工作票即将热工保护总电源开关断开，工作后又忘记合上，启动前运行人员未按规程规定进行低油压交、直流油泵联动实验。

探究汽轮机常见故障问题及检修对策摘要：新时代发展背景下，我国社会经济水平在不断的提高，人们对于整个电力行业的发展要求也在逐步的加强，为了能够满足对于电力能源的使用标准，就要注重对电力工程整体建设以及相关设备运行问题的综合分析。

目前在电力能源的生产过程中会消耗大量的资源，特别是汽轮机设备使用过程中对于煤炭资源的使用提出了较高的要求，如果汽轮机设备存在故障问题，不仅会造成能源的浪费，也会引发相应的安全事故，危害到整个电力行业的发展。

因此要全面的注重对汽轮机设备常见故障问题的分析，保证汽轮机的整体使用效果。

关键词：汽轮机；常见故障；故障问题；检修对策引言在人们的生活过程中，电力能源已经成为非常重要的组成部分，发电也影响到了未来国家整个电力行业的发展。

在发电过程中，为了保证各项电力能源生产工作的有序开展，就要提高汽轮机的整体运行维护。

汽轮机在使用过程中会存在高温运行状态，这就需要保证设备的稳定性。

在这一基础上，还要提高汽轮机的检修维护力度。

每一个工作人员都要全面的分析深入的了解设计图纸，并结合实际情况，对汽轮机使用过程中的一些问题进行全面的防范，利用科学的检修和运行维护措施，加强整个汽轮机的使用效果。

1电厂汽轮机故障问题检修分析对于当前的电厂运行工作而言，汽轮机设备是整个电厂运行系统中非常重要的核心，一旦汽轮机存在故障问题将会影响到整体的运行效率。

而具体的故障问题主要涉及到以下几个方面：首先，油系统的故障。

当汽轮机运行的时候随着运行时间的增长，汽轮机内部的温度会逐渐的升高，这样会给整个油系统带来一定的影响。

如果汽轮机的油箱冷却水温度太高，无法及时的控制整体的水压变化，也会导致整个汽轮机的运行存在一定的难度。

其次，汽轮机叶片故障。

汽轮机在使用过程中叶片很容易出现问题，如果叶片存在了故障整个汽轮机的运行都会受到较大的阻碍。

而造成叶片故障的具体原因包括汽轮机内部使用的油质量过低或者系统的轴颈部受到了严重的磨损。

汽轮机检修规程汽轮机检修规程1 设备概况本规程适用于本企业单机容量为1.2MW汽轮机组或特殊型式的汽轮机组可作参考。

1.1 主要技术规范汽轮机型式：中压单缸单抽汽凝汽式汽轮机型号：C12～3.43/O.784蒸汽初压(MPa)：3.43 蒸汽初温(℃)：435转速(r／min)：3000 临界转速r／min)：～1955额定功率(KW)：12000 最大功率(Kw)：15000轴承中心距(mm)：3448 本体总长(mm)：6307级数：Ⅱ级额定进汽量(t/h)：88最大进汽量(t/h)：110 抽汽压力调节范围(MPa)：O.59～O.98额定抽汽量(t/h)：50 最大抽汽量(t/h)：75排汽压力(MPa)：0.0049 冷却水温(℃)：20-33给水温度(℃)：1631.2 主机结构及技术特性1.2.1 汽轮机本体为高、中、低三段组成的单缸结构。

按工作温度的不同，前汽缸为铬铝钢铸件，中汽缸为碳钢铸件，后汽缸为铸铁件。

第1— 6级隔板为精铸喷嘴焊接式隔板，第7一ll级为静叶铸入式铸铁隔板。

汽缸前端用“猫爪”与前轴承座连接，汽缸后部安置在两侧的座架上。

纵向和横向滑销组成滑销系统，在保证汽缸向各个方向自由膨胀的同时，使汽轮机中心线不变。

汽轮机“死点”位于后汽缸中部。

1.2.2 汽轮机通流部分由一个复数级、一个单列级和9个压力级组成。

高压段由一个复数级和2个压力级组成，中低压段由一个单列级和7个压力级组成。

全机共ll级。

末两级动叶片为扭曲叶片，其余各级均为直叶片。

末级动叶片平均直径Dd=156lmm，末级动叶片高度Ld=332nmm。

汽轮机转子为叶轮套装式转子，其临界转速为～1955r／min。

汽轮机转子用刚性联轴器与发电机转子连接。

1.2.3 汽轮机采用喷嘴调节；前缸蒸汽室中装有调节汽阀，随负荷的变化，各调节汽阀依次开启或关闭，调节汽阀通过提板式配汽结构，由高压油动机控制。

中压部分配汽采用带平衡室的旋转隔板，由中压油动机控制旋转隔板的开启，和关闭。

汽轮机检修工艺规程1 检修周期和检修内容1.1检修周期检修项目类别检修周期计划检修时间大修6年及以上60天小修1年及以上20天1.1.1 对于开停机频繁或备用时间较多的机组（年运行小时在5000小时以下），其检修周期根据设备技术状况和运行状况，经主管部门批准，可超出表2的规定。

1.1.2 对技术状况较差的汽轮机组，经报主管部门批准，其检修周期允许低于规定。

1.1.3 新投产或迁装的汽轮机组，第一次大修后应在正式投产后一年左右进行。

1.2 设备检修标准项目：1.2.1汽轮机本体大修标准项目：部件名称标准项目特殊项目重大特殊项目（一）汽缸1、检查汽缸及喷嘴有无裂纹、冲刷、损伤及结合面漏汽痕迹等缺陷，必要时处理；清扫检查汽缸螺栓、疏水孔、压力表孔及温度计套管等。

2、清扫检查隔板套、隔板及静叶有无裂纹、冲刷、损伤、变形等缺陷，必要时处理。

3、检查滑销系统。

4、修补汽缸保温。

5、执行金属监督有关规定（高压机组）。

6、测量上、下汽缸结合面间隙及纵向水平。

*7、测量调整隔板套及隔板的洼窝中心。

*8、测量隔板弯曲。

9、检查汽室联接螺栓，必要时更换。

1、检查基础台板松动情况，必要时二次灌浆。

2、检查并焊补汽缸外壁裂纹。

3、更换部分喷嘴。

4、修刮汽缸结合面。

5、更换汽缸全部保温。

6、更换高压机组高压螺栓俩个以上。

1、处理汽缸大量裂纹或更换汽缸。

2、更换隔板套、三级以上隔板、喷嘴组。

3、吊开轴承箱，检查修理滑销系统或调整汽缸水平。

（二）汽封清扫、检查各汽封、隔板汽封的阻汽片并测量其间隙，必要时对汽封梳齿、汽封块、弹簧等进行修理、调整及少量更换。

1、更换20%以上汽封片。

2、大量调整轴封阻汽片间隙。

（三）转子1、检查主轴、叶轮、轴封套、轴颈、1、叶片调频。

1、直轴推力盘、联轴器、和螺栓的磨损、松动、裂纹及加工质量等情况，测量及调整通流部分间隙，轴颈仰度及转子对、对轮中心。

*2、检查测量轴颈椭圆度及转子弯曲度，测量叶轮、联轴器、推力盘的瓢偏度。

我国大型汽轮机叶片运行状况的研究和对策刘志江袁平国家电力公司热工研究院(陕西西安 710032)0 前言叶片是汽轮机的关键零件，又是最精细、最重要的零件之一。

它在极苛刻的条件下承受高温、高压、巨大的离心力、蒸汽力、蒸汽激振力、腐蚀和振动以及湿蒸汽区水滴冲蚀的共同作用。

其空气动力学性能、加工几何形状、表面粗糙度、安装间隙及运行工况、结垢等因素均影响汽轮机的效率、出力；其结构设计、振动强度及运行方式则对机组的安全可靠性起决定性的影响。

因此，全世界最著名的几大制造集团无不坚持不懈地作出巨大努力，把最先进的科学技术成果应用于新型叶片的开发，不断推出一代比一代性能更优越的新叶片，以捍卫他们在汽轮机制造领域的先进地位。

在1986～1997年间我国电力工业得到持续、高速发展，电站汽轮机正在实现高参数大容量化。

据统计，到1997年底，包括火电、核电在内的汽轮机装机容量已达到192 GW，其中火电250～300 MW机组128台，320.0～362.5 MW机组29台，500～660 MW机组17台；200 MW及以下的机组也有很大发展，200～210 MW机组188台，110～125 MW机组123台，100 MW机组141台。

核电汽轮机最大容量为900 MW。

随着我国电站汽轮机大容量化，叶片的安全可靠性和保持其高效率愈显得重要。

对于300 MW及600 MW机组，每级叶片转换的功率高达10 MW乃至20 MW 左右，即使叶片发生轻微的损伤，所引起的汽轮机和整台火电机组的热经济性和安全可靠性的降低也是不容忽视的。

例如，由于结垢使高压第1级喷嘴面积减少10%，机组的出力会减少3%，由于外来硬质异物打击叶片损伤以及固体粒子侵蚀叶片损伤，视其严重程度都可能使级效率降低1%～3%；如果叶片发生断裂，其后果是：轻的引起机组振动、通流部分动、静摩擦，同时损失效率；严重的会引起强迫停机，有时为更换叶片或修理被损坏的转子、静子需要几周到几个月时间；在某些情况下由于叶片损坏没有及时发现或及时处理，引起事故扩大至整台机组或由于末级叶片断裂引起机组不平衡振动，可能导致整台机组毁坏，其经济损失将以亿计，这样的例子，国内外并不罕见。

汽轮机重大事故的处理原则汽轮机重大事故的处理原则电力生产的基本方针是“安全第一”，因为发电厂发生事故，尤其是发电设备的严重损坏事故，对企业将造成严重的经济损失。

这就要求运行值班人员要熟练的掌握设备结构和性能，熟悉汽水等系统和事故处理规程，经常做好事故预想和进行事故演习培训，一旦事故发生，就能迅速准确的判断和熟练的操作处理。

事故处理总则一、运行值班人员在监盘和巡回检查中发现异常，应根据异常征兆，对照有关表记、信号进行综合分析判断，并尽快向班长、值长及所属车间汇报，以便共同分析判断，统一分析处理。

如果班长、值长不在事故现场，应根据运行规程有关规定，自己及时进行处理；如果已经达到紧急故障停机条件，为保证主设备的安全应果断打闸，破坏真空停机，千万不可存在侥幸心理或担心承担责任而犹豫不决，拖延了处理时间，造成事故扩大。

二、发生事故时，班长是本专业处理事故的组织和指挥者；值长是处理事故的统一指挥者，值长的命令班长必须服从；班长应在值长统一指挥下，带领本班值班人员根据各自的职责迅速果断地处理事故，车间领导应根据现场实际情况，给予必要的指导，有权在处理事故时指挥班长和本专业人员，但不得与值长的命令相抵触，若有抵触，应以值长的命令为准。

对值长的命令除直接危害人身、设备安全的外，均应坚决执行。

并按以下原则沉着、冷静地进行处理。

（1）迅速解除对人身和设备的威胁，应首先保证人身安全。

（2）最大限度地缩小事故范围，确保非故障设备的正常运行。

（3）故障消除后尽快恢复机组正常运行，满足系统负荷的需求，确保对外供电。

只有在设备确已不具备运行条件或继续运行对人身、设备安全有直接危害时，方可停运机组。

（3）事故发生时，应停止一切检修与试验工作。

机组人员有权制止无关人员进入事故现场。

（4）当发生本规程未列举的事故时，运行人员应根据自己的经验，具体情况作出正确判断，主动采取对策迅速处理。

（4）遇自动装置故障时，运行人员应正确判断，及时将有关自动装置切至手动，及时调整，维持机组参数正常，防止事故扩大。

汽轮机二十五项反措汽机油系统防火汽机油系统防火包括：a)油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门。

b)油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。

c)油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，必须明火作业时要采取有效措施，附近的热力管道或其他热体的保温应紧固完整，并包好铁皮。

d)禁止在油管道上进行焊接工作。

在拆下的油管上进行焊接时，必须事先将管子冲洗干净。

e)油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保持严密不漏油，如有漏油应及时消除，严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀保温层。

f)油管道法兰、阀门的周围及下方，如敷设有热力管道或其它热体，则这些热体保温必需齐全，保温外面应保铁皮。

g)检修时如发现保温材料内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料。

h)事故排油阀应设两个钢质截至阀，其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方，并有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。

i)油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。

j)机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道渗入油的，应立即停机处理。

防止炉外管道爆破防止炉外管道爆破包括：k)加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，及时采取措施。

当炉外管道有漏气、漏水现象时，必须立即查明原因、采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。

（汽机专业参照执行）l)定期对导汽管、汽联络管、水联络管、下降管等炉外管道以及弯管、弯头、联箱封头等进行检查，发现缺陷（如表面裂纹、冲刷减薄或材质问题）应及时采取措施。

m)加强对汽水系统中的高中压疏水、排污、减温水等小径管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题即使更换。

n)按照(DL/T 438-2016)《火力发电厂金属技术监督规程》,对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及其相关焊缝进行定期检查。

试论汽轮机事故产生的原因及预防措施汽轮机的工作原理是把蒸汽的力量转化为机械功的旋转式动力机械。

发电的功能比较显著，作为各种风机、压缩机、船舶螺旋桨和泵的驱动，满足生产和生活的供热的需要。

但是在汽轮机运行过程中时常会出现各种问题和设备故障，影响汽轮机的使用，影响人们正常的生产生活。

本文将针对汽轮机在运行过程中出现的各种典型故障并作出分析，以及提出预防措施。

1.汽轮机的常见故障及产生原因1.1.漏水问题由于汽缸都是铸造而成的，在出厂后会存放一段时间也就是时效处理，来消除它在铸造过程中产生的内应力。

存放时间过短的话，将使加工成成品的汽缸在今后的使用中出现变形，并在使用中不断变形，所以就会在运行过程中频繁的出现漏汽现象。

复杂的受力情况也是一个重要原因，包括汽缸内外气体的压力差以及内部各零件的重量等静载负荷，蒸汽流出静叶时的反作用，连接管道在冷热状态下的作用力，会产生相互的作用力，也会使汽缸发生变形。

在温度变化过大时快速的启动和停机，都会导致汽缸的负荷骤增或骤减，还有安装方式不正确、打开保温层的时间不对等。

1.2.漏气问题在加工过程中或经过补焊后产生了应力效应，没有及时经过回火消除这种问题，残余应力造成了汽缸的永久变形。

安装和检修过程中的技术问题，造成汽缸隔板、隔板套、汽封体和內缸的膨胀间隙不合适的问题，会产生使汽缸变形性的巨大膨胀力。

汽缸的型号不对、杂质过多和密封剂的质量不达标，里面存在的杂质物使密封面的结合不严密；应力不足的情况下，螺旋栓的预紧力会达不到要求，时间长了还会被拉长，发生断裂或变形，紧力不足，汽缸也会发生泄漏。

通常螺紧固时顺序是从中间向两边，但是由于人为的操作不当会改变这种顺序，转向从两边向中间，这样就会产生间隙，造成蒸汽泄漏。

会引起设备损坏，机器停运，人员受到伤害，影响正确的工作进度，降低工作效率。

1.3.漏油问题其实漏油问题和漏水、漏汽问题的原因在一定程度上是有相似的，漏油问题引起的原因主要是：密封件损坏，紧固件松动；设备或管道连接密封处不良；输油管道及相关设备破裂；焊接处开缝；输油管道支吊架不合理，造成震动过大，最终导致管路因震动断裂；管路和密封件在选材上没有严格把关。

一、引言汽轮机作为火力发电厂的核心设备，其安全稳定运行对整个发电系统的安全至关重要。

然而，在运行过程中，汽轮机可能会发生各种事故，如超速、水击、汽蚀等。

为了确保事故发生时能够迅速、有效地进行处理，保障人员和设备安全，特制定本预案。

二、事故分类及处理1. 汽轮机超速事故（1）现象：汽轮机转速超过规定值，超速保护装置动作。

（2）处理措施：1）确认停机保护动作，确保汽轮机转速下降。

2）检查高中压主汽门、调汽门、抽汽逆止门、高排逆止门是否关闭。

3）检查汽轮机转速下降，确认高低旁路开启，并手动调整。

4）炉侧手动MFT，电气侧检查切换厂用电正常。

5）转速下降至2900RPM时，启动主机交流润滑油泵，600RPM时启动顶轴油泵，维持顶轴油压正常。

6）其余操作参照紧急停机操作。

7）查找汽轮机超速原因，通知相关部门处理。

2. 汽轮机水击事故（1）现象：汽轮机发生水击，导致转速波动。

（2）处理措施：1）立即手动打闸破坏真空，紧急停机。

2）派人就地手动打闸。

3）如果机组仍未掉闸，就地手动停止运行抗燃油泵（解除备用泵联锁）。

4）炉侧手动MFT，关闭汽轮机进汽隔离阀，开启PCV阀泄压，开启过、再热器疏水协助泄压，手动开启低压旁路泄压。

5）检查高中压主汽门、调汽门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭，机组转速开始下降。

6）机组转速降至2900RPM时，启动交流润滑油泵，600RPM时启动顶轴油泵，观察机组惰走情况，并就地听音、化学检查凝结水的硬度。

7）电气侧检查切换厂用电正常。

3. 汽轮机汽蚀事故（1）现象：汽轮机叶片发生汽蚀，导致叶片损坏。

（2）处理措施：1）立即降低汽轮机负荷，减小汽蚀程度。

2）检查汽轮机叶片，确认汽蚀部位。

3）对汽蚀部位进行修复或更换叶片。

4）恢复汽轮机负荷，确保汽轮机安全稳定运行。

三、事故总结与改进1. 事故发生后，立即召开事故分析会，查明事故原因，总结事故教训。

2. 针对事故原因，制定整改措施，防止类似事故再次发生。

汽轮机叶片故障及分析本文主要从汽轮机叶片的概述入手，针对其出现的故障，提出解决方法，为汽轮机的正常运行提供保障。

标签：汽轮机叶片；故障；措施一、工程概况本项目是某电厂的汽轮机的运行情况，2013年7月份进行了一次大修，在该汽轮机大修前基本是正常运行，之后对于汽轮机叶片出现的故障以及解决措施进行了分析研究。

二、汽轮机叶片安全的重要性分析叶片是汽轮机的重要组成部分，同时也是发生事故最多的地方，所以，它的安全性与整个电站的安全与满发是息息相关的。

众所周知，电力是国民经济的重要命脉所在。

所以，加强汽轮机叶片的安全性非常有必要，尤其是需要与不断高涨的电力需求相符合，与国民经济的发展相适应，起着重要的作用。

随着叶片高度与蒸汽参数的进一步改善和提高，叶片的工作条件也更加艰难，处在进汽端的调节级叶片，要能够承受最高600℃的高温以及在喷嘴弧段的巨大冲击力，在排汽端，就需要承受巨大的离心力以及接近两倍音速的湿蒸汽流的冲刷【1】。

正由于叶片工作条件的艰辛性，才奠定了叶片在汽轮机中的重要性。

三、汽轮机叶片故障的表现汽轮机叶片故障的表现主要包括：一是汽轮机内部或凝汽器内有突然的响声。

二是当断落的叶片落入凝汽器时，就会损坏凝汽器钢管，从而造成凝汽器内循环水漏入凝结水中，致使凝结水硬度与导电度骤然增加，而且会增高凝结水水位，增大凝结水泵电动机电流。

三是一般情况下，机组振动的变化比较明显，甚至还会出现瞬间的强烈抖动，主要在于叶片断裂脱落造成转子无法保持平衡或是造成摩擦撞击。

然而也会出现叶片在转子中间级断落，不会造成严重的摩擦，在正常的工作转速下，机组的振动增加不明显，只是在启动、停机过程中的临界转速附近，机组振动会明显增大。

四是叶片损坏比较严重时，就会改变蒸汽通流的面积，最终改变了同一个负荷的蒸气流量、监视段压力以及调速汽阀开度等。

五是若是断落叶片出现在抽汽级的地方，叶片进入抽汽管道的可能性增加，从而致使抽汽逆止阀卡涩或直接进入加热器，造成加热器的管子由于撞击而出现断裂，致使加热器疏水水位升高。

发电机逆功率保护与程序逆功率一、发电机逆功率保护：汽轮发电机在某种原因主气门关闭时，汽轮机处于无蒸汽状态运行，此时发电机变为电动机带动汽轮机转子旋转，汽轮机叶片的高速旋转会引起风磨损耗，特别在尾端的叶片可能引起过热，造成汽轮机转子叶片损坏事故。

（可以理解为是对汽轮机叶片的保护）动作功率：Pop =Krel (P1 +P2)P1：汽轮机逆功率运行时最小损耗，一般取额定功率的1%~4%P2：发电机逆功率运行时最小损耗，一般取P2≈（1-n）Pgn（n：发电机效率，Pgn：发电机额定功率）Krel：可靠系数，取0.5～0.8。

一般为（0.5%~2%）发电机额定功率，并根据主气门关闭时保护装置实测功率值校核。

逆功率保护设两段时限：Ⅰ段发信号，可设延时15S。

Ⅱ段定值延时（根据汽轮机允许的逆功率运行时间），动作解列。

RCS985发变组保护装置逆功率跳闸逻辑二、发电机程序逆功率保护：防止发电机在带有一定有功下，突然断开主断路器而主汽门又未全部关闭，此时汽轮发电机有可能出现超速而飞车的事故。

为避免此类事故，对非短路故障的某些类型的保护（失磁保护、失步保护、发电机断水、主变冷却器故障、热机保护等等），动作后先关闭汽轮机主气门。

待发电机逆功率继电器动作后，与主气门关闭接通的辅助接点组成与门，经一短时限组成程序逆功率保护，动作后作用于全停。

主汽门辅助接点，主汽门关闭后开放保护出口，经短延时去启动机组程序跳闸。

动作功率：同逆功率保护动作值。

出口方式：延时1.0~1.5s动作与全停。

RCS985发变组保护装置程序逆功率跳闸逻辑三、两者的主要区别如下：1、发电机逆功率保护（电跳机）首先,逆功率保护是发电机继电保护的一种,作为汽轮发电机出现有功功率倒送，发电机变为电动机运行异常工况的保护。

逆功率保护的简单原理：是按照比较绝对值原理构成的功率方向继电器交流测量回路，其交流电压形成回路采用和差接线方式，从而获得两个比较电量：和电压向量A1与差电压向量A2。

汽轮机进水原因及预防措施以辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司300MW机组为例，分析介绍汽轮机进水的危害及原因，并详细提出了防止汽轮机进水防范措施及处理，为机组安全稳定运行提供指导。

标签：汽轮机组进水原因及预防措施前言汽轮机进水是属于汽轮机运行中重大事故，会引起机组重大损坏，故是一种恶性事故，而且汽轮机启停、负荷变动时及在停机后都有可能发生，并且汽轮机所有进出口通道都有可能进水、进冷汽。

是一种较易发生的事故，汽机运行人员必须给予充分的重视。

一、汽轮机进水现象及危害现象：1.主蒸汽、再热蒸汽温度10min 内急剧下降50℃。

2.主汽门、调速汽门门杆漏汽。

3.主再蒸汽管道、抽汽管道有汽水冲击声或大幅振动。

4.汽轮机机组振动剧烈增大，轴向位移明显增大、推力瓦块温度急剧升高。

5.汽轮机机组上下缸温差增大。

危害：1.汽轮机管道、门杆及汽缸漏汽，漏汽量增大时，危及人身设备安全。

2.汽缸变形，动静部分产生碰摩。

汽缸将冷却不匀，引起翘曲，特别是在端部轴封处，因原间隙比较小，轴封段又比较长，一旦汽缸汽封处发生翘曲，则转子在汽封处将发生碰摩，甚至在轴封外看到碰摩发生的火花。

3.汽缸上下温差变大发生拱背。

若汽缸由抽汽管、排汽管进水，则下缸温度将变低，汽缸上下温差变大，产生拱背，固定在汽缸内的喷嘴隔板随同产生位移，与转子碰摩，引起转子弯曲。

4.叶片受到水冲击。

水滴的速度比蒸汽速度低，则进入叶片的相对速度小，相对进汽角变大，大于90。

，打击叶片顶部进口的背面，引起叶片的水刷损伤外，5.将叶片打弯，叶片叶顶反向弯扭，使叶片产生损坏。

6.轴向推力增大。

轴向推力增大过多，推力瓦温度过高，引起推力轴承损坏，使转子产生轴向窜动，动静部分产生碰摩，会引起通流部分严重损坏。

7.产生大的热应力、裂纹，影响使用寿命。

转子径向有温差，低周热疲劳，最终在表面产生裂纹。

汽缸形状较复杂，各处温度差别大，在超过材料的屈服限后，会产生永久变形，产生翘曲。

汽轮机末级叶片缺陷治理摘要：窗体顶端摘要本文介绍了阿拉贝拉机型末级叶片的一种故障模式，叶片自由式拉筋凸台在运行后出现结构性缺陷，材料断裂缺失，裂纹等。

通过对该故障的研究，制定了现场治理措施，成功解决该问题，同时针对多电站多机组制定了后续检查维护策略，确保后续该类缺陷得以妥善处理，保证机组的安全稳定运行。

窗体底端关键词半速汽轮机；末级叶片；拉筋凸台；裂纹；微动磨损；高周疲劳；平行度000 引言要求开门见山，突出重点，实事求是引言应与结论相呼应，在引言中提出问题，结论中给出答案。

最好不分段论述，不要插入图表及公式的推导。

窗体顶端某大型核电集团常规岛汽轮机采用阿拉贝拉机型，百万千瓦，冲动式机组。

其中一电站首轮大修时发现低压转子末级叶片拉筋凸台存在材料缺失及裂纹的情况，后续同类电站反馈检查陆续发现该类缺陷。

1背景1.1 设备简介低压转子带 10级动叶，中间对称布置，其中末级叶片为57 英寸的扭曲叶片，整级65片组成，圆弧枞树型叶根、叶身带拉筋凸台，分为背弧侧和内弧侧，叶顶无围带，叶片底部采用4只弹簧片定。

叶片旋转时在离心力作用下发生扭转，从而相邻的叶片拉筋凸台接触，使散装的叶片整圈成组，降低叶片的动应力。

设计上转速在200 r/min时，拉筋凸台开始接触。

转速达400 r/min时拉筋凸台全部接触。

内弧侧拉筋凸台工作面喷涂Cr硬化层，背弧侧表面喷钢丸硬化处理，但厂家装配过程，因间隙偏差而对拉筋凸台背弧侧进行修磨，没有进行喷钢丸操作。

1.2问题描述多个电站在执行低压缸转子检修过程中，发现部分末级叶片背弧侧拉筋凸台存在材料缺失或者裂纹的情况，缺陷的形貌如图1所示。

图 1 低压转子末级叶片拉筋凸台缺陷形貌2 缺陷原因分析窗体底端初步分析产生该现象的故障模式可能涉及设计、制造、安装偏差，叶片振动特性差异，运行工况偏差等，下面进行详细分析。

2.1 外观形貌检查目前存在拉筋凸台裂纹和材料缺失的已有四家电站。

查询了厂家制造完工报告，发现大部分损坏的叶片均和打磨存在关联性，对损伤叶片拉筋凸台端面检查，发现存在如下明显特征：2.1.1 叶片背弧侧（1）拉筋凸台工作面存在接触不均的情况，来回滑动摩擦痕迹，有不同颜色的磨损区，较重部位存在发黑现象，局部存在变形，详见图2-a；（2）存在人工打磨的痕迹,且平面度，光洁度很差，直接影响拉筋凸台接触面积，详见图2-b；（3）裂纹，基本从磨损最重的区域产生并扩展，最终断裂，产生材料缺失，详见图2-c；a bc图2 缺陷叶片背弧接触打磨及裂纹产生扩展现象（4）观察拉筋凸台存在断口的部位，断口上有较为平坦的断面，断面上有多条弯曲的线条，呈现明显的疲劳辉纹的特征[1]。