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汽轮机油系统常见故障原因及防控策略摘要：汽轮机是发电装置中的关键能源，其工作状况与整个电力系统的安全运行有着密切的联系，因此，汽轮机的高效工作是保障电力系统安全稳定运行的关键。
可见，汽轮机对电力系统的影响是显著的。
但是，在长时间的使用过程中，汽轮机会发生故障，因此，要提高电力系统的稳定性，就需要对汽轮机运行过程中比较常见的一些故障问题进行分析，并找到相应的对策。
从分析中可以看出，在汽轮机中，油系统发生故障的概率很高，并且会直接影响到汽轮机的工作状态。
关键词：汽轮机；燃油系统；常见故障；防控策略；引言：在运转过程中，燃油系统起到了对轴承进行润滑，降低摩擦，为轴承散热，以及对系统及设备的安全调节作用。
但是，因为长时间的高负荷运行，造成了其燃油系统在实际运行中存在着诸如润滑油变质、氧化等问题，如果得不到及时地处理，很容易对其工作状态造成严重的影响。
为此，应定期对透平油系统的运行状况进行检测，并对其进行定期的维护与维护，并尽可能降低其过载，从而有效地提高透平油系统的运行效率。
1.汽轮机油系统的结构和功能1.1油罐油罐是汽轮机润滑油系统中的一个关键部件，它的作用不可忽视。
油罐主要用于供给润滑油和调节油，其主要的结构和功能是：进油口负责通入油，排油口主要负责导出油，检修入口是位于油罐面板上用于检查和维修的通道口，滤网主要负责过滤，密封装置主要防止油的挥发，液位指示器主要用于判断油量的多少，风机是用于维持油罐中的负压的装置，净化装置主要用于净化油中的杂质。
油罐的作用就是要根据规范的规定来设计油罐，要确保油罐内的油是洁净的，不能在油中有杂质和沉淀物；要将油罐内的气液分开，不要混在一起。
而其中，最为关键的就是风机，风机是每个油罐都必须安装的设备，风机可以在任何时候将风机从风机中抽离出来，并在风机中产生负压，保证风机的正常工作。
由于汽轮机的各个轴承的位置都是采用无压力回油的，因此，油罐中的油通过油罐管道流过，并依靠油罐中的气压比外部大气压低而在油管中流动，因此，油罐中的油的流速由风机来控制。
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。
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。
中压叶片结垢、低压缸锈蚀原因分析及避免措施作者：刘晓磊来源：《机电信息》 2015年第30期刘晓磊（武乡西山发电有限公司，山西长治046300）摘要：介绍某厂600MW汽轮机首次大修中对叶片状况的检查情况，并分析了蒸汽带水与蒸汽溶解携带对叶片的锈蚀情况，同时提出了应对叶片腐蚀和损伤的防护方法。
关键词：汽轮机叶片；结垢；锈蚀；蒸汽带水；溶解携带；预防措施0引言某厂600MW亚临界机组，汽轮机由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产，型号为NZK600�16.7/538/538，是一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、冲动反动联合式直接空冷凝汽式汽轮机。
共有40级，高压转子10级，其中第1级为单列调速级，其余为9个压力级，中压转子6级，低压转子2×2×6级；中压缸采用高合缸结构；两个低压缸均为双流反向布置。
锅炉设计压力17.51MPa，最大连续蒸发量为2080t/h，额定蒸发量为1830.8t/h，额定蒸汽温度541℃。
该机组于2006年10月投产，2013年7、8、9月间进行了首次A级检修，这次揭缸发现中压叶片结垢、低压缸锈蚀。
当锅炉水含盐量过大或炉内汽水分离不当时，蒸汽会带走一部分锅炉水，而锅炉水中含有盐类，被蒸汽带走的盐类，一部分随蒸汽流过蒸汽所通过的各种设备，最后随凝结水返回锅炉，另一部分则沉积在蒸汽流程中的设备内。
锅炉的给水都含有一定量的盐分，蒸汽溶解携带能力是由蒸汽参数（压力、温度）决定的，参数越高的蒸汽溶解盐分的能力越强，相反则越低。
当高参数的蒸汽不断做功而参数降低后，蒸汽中原先溶解的盐分析出并附着在叶片表面，就形成积盐。
同时，热力系统中由于破损和氧化而脱落下的金属在随工质流动，最后也附着在叶片表面，形成积盐。
1原因分析影响中压叶片结垢、低压缸锈蚀的原因是蒸汽带水、蒸汽品质差，经过分析，可总结如表1所示。
1.1蒸汽带水（1）汽水分离元件能力的影响。
汽包内设置114个轴向旋流式分离器，分离器直径254mm，轴向叶片直径125mm，高度155mm，分两排布置。
汽轮机的异常与事故处理————————————————————————————————作者：————————————————————————————————日期:ﻩ汽轮机的异常与事故1、在什么情况下需要破坏真空紧急停机？答:在下列情况下，应破坏真空紧急停机：（1）机组转速升到3330r/mｉn，而危急保安器不动作，即将危急汽轮机设备安全。
（2）确认汽温、汽压、负荷大幅度变化,发生了水冲击。
（3）主蒸汽、再热蒸汽温度在10ｍin内上升或下降50℃以上。
（4）机组发生强烈振动，或机组内部有明显的金属摩擦声、撞击声。
（5）轴封摩擦冒火花。
（6）轴承润滑油低到保护值，启动辅助油泵无效或任一轴承断油冒烟。
（7）主要系统管道突然破裂，不能维持运行。
（8）轴向位移达到极限值。
（9）推力瓦钨金温度达到保护值,而保护拒动。
（10）任一轴承温度达到保护值，而保护拒动。
（11）油系统大量漏油，油箱油位降到最低值，而补油无效。
（12）油系统着火不能及时扑灭，威胁机组安全。
（13）高、中、低压胀差值达到保护值,而保护拒动。
（14）发电机、励磁机冒烟着火，发电机内氢气爆炸。
2、破坏真空紧急停机的操作步骤有哪些?答:破坏真空紧急停机的操作步骤如下：（1）按下盘上停机按钮或手打危急保安器后,确认高、中压自动主蒸汽门及调汽门关闭，确认高压缸排汽止回门、各段抽汽止回门关闭，负荷到零,发电机解列，转速下降。
（2）启动润滑油泵。
（3）开真空破坏门，破坏真空,停止射水泵运行。
（4）调整汽封,需要时切换汽封为备用汽源，开启本体、导管疏水。
（5）倾听机组声音，记录转子惰走时间。
（6）调整并维持除氧器、凝汽器水位。
（7）转速到零,真空到零，切断汽封供汽和其他进入缸体和凝汽器的汽源和疏水。
（8）启动盘车，倾听盘车状态下转动声音。
（9）完成其他停机操作，做好记录。
3、在什么情况下进行一般故障停机？答:在下列情况下进行一般故障停机：（1）主蒸汽、再热蒸汽温度降至允许最低值。
一总则为防止汽轮机叶片损坏事故的发生，在严格执《行运行规程》《二十五项反事故技术措施》有关规定的同时，结合我厂实际情况，特制定预案。
二职责1 负责布置和检查本部门应急预案的准备和落实工作。
2 负责指挥本部门汽轮机设备事故发生时的抢险工作。
3 负责本部门应急预案的培训工作。
三组织结构组长：孙晓峰副组长：张铁军连向奎组员：顾剑军窦春林魏东朱先海姜涛张汉吉丁力四应急抢险准备1 组织有关人员学习掌握《运行规程》中关于防止汽轮机异常振动事故的技术措施及有关规定。
2 建立健全防止汽轮机叶片损坏事故的组织机构，根据我厂的实际制定相应的安全技术保证措施，明确分工，落实责任。
3 在组长的领导下，各级人员组成抢险应急网络。
4 夜间及节假日应落实好值班工作，随时掌握异常情况，保证信息网络畅通。
做到发生事故时及时组织人员进行抢修工作。
5 生产值班人员和抢修人员应按照要求配备劳动保护用品。
6 运行值班人员应经过专门培训及仿真机反事故演习的培训，经考试合格后方可上岗工作。
五应急预案目标1 当发生事故时，能采取有效措施，控制事故扩大和由此引起的人身伤害和设备事故。
2 将发生事故所造成的经济损失减少到最低。
六防止汽轮机叶片损坏的措施1 加强汽机岗位值班员的技术培训，熟知本岗位的《运行规程》，提高对事故的预防和处理能力。
2 机组启动前，启动中按以下规定执行。
（1）大轴晃动不大于原始值0.02mm(2 ) 了解本机组临界转数和停机的转子惰走曲线。
（3）高压内缸上，下壁温差不超过35℃，高压外缸，中压缸上，下壁温差不超过50℃（4）主蒸汽温度至少高于汽缸金属温度80℃以上，蒸汽过热度不低于50℃，主蒸汽温度两侧偏差不超过15℃。
（5）汽缸总膨胀表必须好用，并做好启动全过程记录。
（6）汽轮机转子冲动前，转子连续盘车冷态2—4小时，热态启动时不少于4小时，如盘车过程中出现短时间中断，应适当增加盘车时间。
（7）机组启动时主机各项保护必须投入，不能投入时禁止启动汽轮机（8）冲动前，应全面检查汽缸温度和温差情况，盘车电流，大轴晃动度并进行听音。
汽轮机叶片腐蚀原因一、酸腐蚀：汽轮机的隐形杀手嘿，大家伙儿，今儿咱们来聊聊汽轮机叶片腐蚀的那些事儿，特别是那让人头疼的酸腐蚀。
你想象一下，汽轮机这家伙，整天在高温高压下拼命干活，突然有一天，它告诉你：“嘿，哥们儿，我叶片被酸给啃了！”是不是挺吓人的？1.1 酸性物质的偷袭说起来，这酸腐蚀啊，就像是个潜伏的间谍，悄无声息地就混进了汽轮机的世界里。
蒸汽里头那些个酸性物质，一到低压缸初凝区，嘿，就开始搞事儿了。
它们喜欢躲在汽相里，等初凝水一出来，立马儿就扎堆儿，浓度噌噌往上涨，PH值直线下降。
这下可好，铸铁、钢件这些“硬汉”也顶不住了，纷纷中招，被啃得那叫一个惨。
1.2 溶解氧的推波助澜更糟的是，如果气缸里头空气多，比如漏了点儿空气进去，或者溶解氧含量超标了，那简直就是给酸腐蚀添了把火。
溶解氧这家伙，跟酸性物质那是狼狈为奸，一块儿祸害叶片，让腐蚀来得更猛烈些吧！二、氧腐蚀：看不见的腐蚀大魔王说完酸腐蚀，咱们再来聊聊氧腐蚀。
这氧腐蚀啊，也是个狠角色，专门挑叶片的软肋下手。
2.1 氧与铁的较量叶片表面原本有层保护膜，主要成分是氧化铁，挺结实的。
但一旦这层膜破了，嘿，氧腐蚀就笑开花了。
它会在叶片表面和水之间搞个小电池，铁呢，就从阳极那头被拽出来，变成铁离子，叶片就这么一点点被腐蚀了。
2.2 温度、PH的帮凶说起来，氧腐蚀这家伙还挺挑环境的。
温度、PH值、溶解氧、负荷、流速，这些都是它的帮凶。
特别是溶解氧和PH值，简直就是它的左膀右臂。
所以，要想防住氧腐蚀，这些条件可得盯紧了。
三、水冲蚀：水滴石穿的威力最后咱们来说说水冲蚀。
这水冲蚀啊，就像是水滴石穿的故事，不过主角换成了汽轮机叶片和高速运动的水滴。
3.1 低负荷下的水滴狂欢汽轮机在低负荷运行时啊，流道扩张角变大，回流区也跟着扩大。
这时候啊，那些液态水滴就像开了挂一样，被汽流带着到处乱撞。
特别是末级叶片那儿啊，湿度大水滴多撞击力还强。
这一撞啊就撞出了水冲蚀的坑坑洼洼。
汽轮机的异常与事故1、在什么情况下需要破坏真空紧急停机？答：在下列情况下，应破坏真空紧急停机：（1）机组转速升到3330r/min，而危急保安器不动作，即将危急汽轮机设备安全。
（2）确认汽温、汽压、负荷大幅度变化，发生了水冲击。
（3）主蒸汽、再热蒸汽温度在10min内上升或下降50℃以上。
（4）机组发生强烈振动，或机组内部有明显的金属摩擦声、撞击声。
（5）轴封摩擦冒火花。
（6）轴承润滑油低到保护值，启动辅助油泵无效或任一轴承断油冒烟。
（7）主要系统管道突然破裂，不能维持运行。
（8）轴向位移达到极限值。
（9）推力瓦钨金温度达到保护值，而保护拒动。
（10）任一轴承温度达到保护值，而保护拒动。
（11）油系统大量漏油，油箱油位降到最低值，而补油无效。
（12）油系统着火不能及时扑灭，威胁机组安全。
（13）高、中、低压胀差值达到保护值，而保护拒动。
（14）发电机、励磁机冒烟着火，发电机内氢气爆炸。
2、破坏真空紧急停机的操作步骤有哪些？答：破坏真空紧急停机的操作步骤如下：（1）按下盘上停机按钮或手打危急保安器后，确认高、中压自动主蒸汽门及调汽门关闭，确认高压缸排汽止回门、各段抽汽止回门关闭，负荷到零，发电机解列，转速下降。
（2）启动润滑油泵。
（3）开真空破坏门，破坏真空，停止射水泵运行。
（4）调整汽封，需要时切换汽封为备用汽源，开启本体、导管疏水。
（5）倾听机组声音，记录转子惰走时间。
（6）调整并维持除氧器、凝汽器水位。
（7）转速到零，真空到零，切断汽封供汽和其他进入缸体和凝汽器的汽源和疏水。
（8）启动盘车，倾听盘车状态下转动声音。
（9）完成其他停机操作，做好记录。
3、在什么情况下进行一般故障停机？答：在下列情况下进行一般故障停机：（1）主蒸汽、再热蒸汽温度降至允许最低值。
（2）主蒸汽温度、压力超过允许最高值，不能立即恢复。
（3）汽轮机无蒸汽运行超过3min.（4）凝汽器真空下降，当负荷降至零时，真空仍为50Kpa或排汽缸温度达80℃以上。
汽轮机叶片损坏原因及预防
摘要:汽轮机叶片损坏事故包括叶片裂纹、断落、水蚀、围带飞脱、拉筋开焊或断裂。
叶片损坏是电厂常见的一种设备损坏事故。
本文从常见叶片事故发生时的征象入手,介绍了叶片损坏的原因最后提出了防止叶片断裂和损坏事故的发生的方法。
关键词:叶片;损坏;事故
1 常见叶片事故发生时的征象
单个叶片或围带断落飞出时,会发生金属撞击声;调节级围带飞脱时,如果堵在下一级叶片上或调节级后某级叶片断落时通流部分堵塞,将使调节级汽室压力或某些抽汽压力升高;低压末级叶片或围带飞脱落入凝汽器时,在凝汽器内有碰击声,若打坏凝汽器铜管,将会使凝结水硬度和电导率突增,热井水位增高,凝结水冷却度增大;当叶片不对称脱落较多时,使转子不平衡,引起机组振动明显增大。
2 叶片损坏的原因
2.1 叶片本身的原因
2.1.1 振动特性不合格。
由于叶片频率不合格,运行时产生共振而损坏者,在汽轮机叶片事故中为数不少。
如果扰动力很大,甚至运行几个小时后即能发生事故。
这个时间的长短,还和振动特性、材料性能以及叶片结构、制造加工质量等有关。
2.1.2 设计不当。
叶片设计应力过高或栅结构不合理,以及振动强调特性不合格等,均会导致叶片损坏。
个别机组叶片甚薄,若铆钉应力较大,则铆装围带时容易产生裂纹。
叶片铆头和围带汤裂事故发生的情况也不在少数。
2.1.3 材质不良或错用材料。
材料机械性能差,金属组织有缺陷或有夹渣、裂纹等,叶片经过长期运行后材料疲劳性
能及衰减性能变差,或因腐蚀冲刷机械性能降低,这些都导致叶片损坏。
2.1.4 加工工艺不良。
加工工艺不严格,例如表面粗糙度不好,留有加工刀痕,扭转叶片的接刀处不当,围带铆钉孔或拉金孔处无倒角或倒角不够或尺寸不准确等,能引起应力集中,从而导致叶片损坏。
有时低压级叶片为了防止水蚀而采用防护措施,当此措施的工艺不良时能使叶片损坏。
国内由于焊接拉金或围带安装工艺不良引起的叶片事故较多,应引起重视。
2.2 运行方面的原因
2.2.1 偏离额定频率运行。
汽轮机叶片的振动特性都是按运行频率为50HZ设计的,因此电网频率降低时,可能使机组叶片的共振安全率变化而落入共振动状态下运行,使叶片加速坏和断裂。
2.2.2 过负荷运行。
一般机组过负荷运行时各级叶片应力增大,特别是最后几级叶片,叶片应力随蒸汽流量的增大而成正比增大外,还随该几级焓隆的增加而增大。
因此机组过荷运行时,应进行详细的热力和强度核算。
2.2.3 汽温过低。
新蒸汽温度降低时,带来两种危害:一是最后几级叶片处湿度过大,叶片受冲蚀,截而减小,应力集中,从而引起叶片的损坏;二是当汽温降低而出力不降低时,流量热必增加,从而引起叶片的过负荷,这同何况能引起叶片损坏。
2.2.4 蒸汽品质不良。
蒸汽品质不良会使叶片结垢,造成叶片损坏。
叶片结垢使通道减小,造成级焓降增加,叶片应力增大。
另外结垢也容易引起叶片腐蚀,使强度降低。
2.2.5 真空过高或过低。
真空过高时,可能使末级叶片过负荷和湿度增大,加速叶片的水蚀,容易引起叶片的损坏。
另外,真空过低仍维持最大出力不变时,也可能使最后几级过负荷而引起叶片损坏。
2.2.6 水冲击。
运行时汽轮机进水的可能性很多,特别是近代大容量再热机组,由于汽水系统相应复杂,汽轮机进水的可能性更有所增加,蒸汽与水一起进入汽轮机,产生水击和汽缸等部件不规则冷却和变形,造成动静部件碰磨,使叶片受到严重损坏。
2.2.7 机组振动过大。
起动、停机与增减负荷时操作不当,如改变速度太快,胀差过大等,使动静部分发生摩擦,导致叶片损坏。
2.2.8 停机后主汽阀关闭不严而未开启疏水阀,有可能使蒸汽漏入机内,引起叶片腐蚀等。
3 防止叶片断裂和损坏事故的发生
3.1 在运行管理,特别是电网频率的管理方面,应采取以下措施:
3.1.1 电网应保持在定额频率和正常允许变动范围内稳定运行。
根据叶片损坏事故的分析统计,电网频率偏离正常值是造成叶片断裂的主要原因,因此对频率的管理极为重要。
3.1.2 避免机组过负荷运行,特别是防止既是低频率运行又是过负荷运行。
对于机组的提高出力运行,必须事先对机组进行热力计算和对主要部件进行强度核算,并确认强度允许后才可,否则是不允许的。
3.1.3 加强运行中的监视。
机组起停和正常运行时,必须加强对各运行参数(例如汽压、汽温、出力、真空等)的监视,运行中不允许这些参数剧烈波动。
严格执行规章制度,起停必须合理,防止动静部件在运行中发生摩擦。
近年来,大容量机组不断增加,由于运行和起停操作复杂,这些机组发生水击而损坏叶片的情况为数不少。
另外,由于大机组末几级使用长叶片,水蚀也是一个威胁。
3.1.4 加强汽水品质监督,防上叶片结垢、腐蚀。
3.1.5 经常倾听机内声音,检查振动情况的变化,分析各级汽压数值和凝结水水质情况若出现断叶征象,如通流部分发生可疑响声,机组出现异常振动,在负荷不变或相对减小情况下中间级汽压升高或凝结水硬度升高,导电度突然增大等,应及时处理,避免事故扩大。
3.1.6 停机后加强对主汽阀严密性的检查,防止汽水漏入汽缸。
停机时间较长的机组,包括为消除缺陷安排的工期较长的停机,应认真做好保养工作,防止通流部分锈蚀损坏。
3.2 在检修管理方面应采取如下措施
3.2.1 每台汽轮机的主要级叶片,应建立完整的技术档案。
新装机组,投运前必须对叶片的振动特性进行全面测定。
对不调频叶片,要检验频率分散率;对调频叶片,除分散率外,尚需鉴定其共振安全率。
对调频叶片,若发现叶片落人共振状态,应尽快采取措施,按实际情况进行必要的调整。
3.2.2 检修中认真仔细地对各级叶片及其拉金、围带等进行检查。
发现有缺陷或怀疑缺陷有时,应进行处理并设法加以消除。
对具有阻尼拉金的叶片,要特别细心检查,必须保持阻尼拉金的完好。
在检查过程中,如果怀疑叶片或叶根有裂纹,则要进行必要的探伤。
目前,采用超声波探伤,不仅能检查叶片和叶轮等部件的表面有无裂纹存在,而且能对叶根在轮槽内部的部位进行探伤,检查叶根有无裂纹。
3.2.3 喷嘴叶片如发现有弯曲变形,应设法校正,通流部分应清理干净,防止遗留杂物,紧固件应加松保险,以防振动脱落。
3.2.4 起吊搬运时防止将叶片碰损。
喷砂清洗时砂粒要细。
叶片和叶轮上不准用尖硬工具修刮,更严格禁止电焊。
叶片酸洗时不应将叶片冲刷过度,清洗后应将酸液清洗干净,防止腐蚀。
避免用单个叶片或叶片组来盘动转子,以免将叶片弄弯。
3.2.5 发现叶片断落、裂纹和各种损伤变形,要认真分析研究,找出原因,采取措施。
对损坏的叶片,行用肉眼检查有无加工不良、冲刷、腐蚀、机械损伤、扭曲变形、松动位移等异常迹象。
对断落、裂纹叶片要保留实物,保护断面。
仔细检查分析断口位置、形状、断面特征、受力状态等,并对照原始频率数据,作必要的测试鉴定。
在叶片换装、拆卸过程中,要对叶片的制造、安装质量作出鉴定。
为进一步分析损伤原因,应对断面和裂纹作出金相、硬度检验,必要时进行材料分析和机械性能试验,以确定裂纹和材质状况。
对同级无外观损伤的叶片进行探伤检验,并根据损伤叶片的原因分析总结,采取相应的处理措施,防止重复发生。
对受机械损作或摩擦损伤的叶片、除认真排除原因外,对可能造成应力集中的裂纹和缺口应进行整修,以防止缺陷扩大。
对弯扭变形叶片的加热整形要慎重,须按材质严格控制加热温度,防止超温淬硬,必要时进行回火处理,消除残余应力和淬硬组织。
对异常水刷或腐蚀造成的叶
片损伤应查明原因,采取措施,消除不利因素。
叶片的焊补和焊热闹必须持慎重态度,应按不同材质制定专门焊接工艺方案,通过小型试验成功后再采用。
采取以上措施将能帮助我们把叶片的断事故控制在最小程度,从而提高汽轮机运行的安全性和经济性。
