汽轮机典型故障及预防措施【完整版】

下面是小编为大家整理的汽轮机典型故障及预防措施【完整版】,供大家参考。

　

　汽轮机典型故障及预防措施 一、汽轮机真空下降 汽轮机运行中，凝汽器真空下降，将导致排汽压力升高，可用焓减小，同时机组出力降低；排汽缸及轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，机组产生振动；凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形，甚至断裂。

　若保持负荷不变，将使轴向推力增大以及叶片过负荷，排汽的容积流量减少，末级要产生脱流及旋流；同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损伤叶片。

　因此机组在运行中发现真空下降时必须采取如下措施：

　1.发现真空下降时首先要对照表计。如果真空表指示下降，排汽室温度升高，即可确认为真空下降。在工况不变时，随着真空降低，负荷相应地减小。

　2.确认真空下降后应迅速检查原因，根据真空下降原因采取相应的处理措施。

　3.应启动备用射水轴气器或辅助空气抽气器。

　4.在处理过程中，若真空继续下降，应按规程规定降负荷，防止排汽室温度超限，防止低压缸大气安全门动作。

　汽轮机真空下降分为急剧下降和缓慢下降两种情况：

　1.真空急剧下降的原因和处理 1.循环水中断 循环水中断的故障可以从循环泵的工作情况判断出。若循环泵电机电流和水泵出口压力到零，即可确认为循环泵跳闸，此时应立即启动备用循环泵。

　若强合跳闸泵，应检查泵是否倒转；若倒转，严禁强合，以免电机过载和断轴。如无备用泵，则应迅速将负荷降到零，

　打闸停机。

　循环水泵出口压力、电机电流摆动，通常是循环水泵吸入口水位过低、网滤堵塞等所致，此时应尽快采取措施，提高水位或清降杂物。

　如果循环水泵出口压力、电机电流大幅度降低，则可能是循环水泵本身故障引起。如果循环泵在运行中出口误关，或备用泵出口门误门，造成循环水倒流，也会造成真空急剧下降。

　2.射水抽气器工作失常 如果发现射水泵出口压力，电机电流同时到零，说明射水泵跳闸；如射水泵压力、电流下降，说明泵本身故障或水池水位过低。

　发生以上情况时，均应启动备用射水磁和射水抽气器，水位过低时应补水至正常水位。

　3.凝汽器满水 凝汽器在短时间内满水，一般是凝汽器铜管泄漏严重，大量循环水进入汽侧或凝结水泵故障所致。处理方法是立即开大水位调节阀并启动备用凝结水泵。必要时可将凝结水排入地沟，直到水位恢复正常。

　铜管泄漏还表现为凝结水硬度增加。这时应停止泄漏的凝汽器，严重时则要停机。如果凝结水泵故障，可以从出口压力和电流来判断。

　4.轴封供汽中断 如果轴封供汽压力到零或出现微负压，说明轴封供汽中断，其原因可能是轴封压力调整节器失灵，调节阀阀芯脱落或汽封系统进水。

　此时应开启轴封调节器的旁路阀门，检查除氧器是否满水

　(轴封供汽来自除氧器时)。如果满水，迅速降低其水位，倒换轴封的备用汽源。

　2.真空缓慢下降的原因和处理 因为真空系统庞大，影响真空的因素较多，所以真空缓慢下降时，寻找原因比较困难，重点可以检查以下各项，并进行处理。

　1.循环水量不足 循环水量不足表现在同一负荷下，凝汽器循环水进出口温差增大，其原因可能是凝汽器进入杂物而堵塞。对于装有胶球清洗装置的一机组，应进行反冲洗。

　对于凝汽器出口管有虹吸的机组，应检查虹吸是否破坏，其现象是：凝汽器出口侧真空到零，同时凝汽器入口压力增加。

　出现上述情况时，应使用循环水系统的辅助抽气器，恢复出口处的真空，必要时可增加进入凝汽器的循环水量。

　凝汽器出入口温差增加，还可能是由于循环水出口管积存空气或者是铜管结垢严重。此时应开启出口管放空气阀，排除空气或投入胶球清洗装置进行清洗，必要时在停机后用高压水进行冲洗。

　2.凝汽器水位升高 导致凝汽器水位升高的原因可能是凝结水泵入口汽化或者凝汽器铜管破裂漏入循环水等。

　凝结水泵入口汽化可以通过凝结水泵电流的减小来判断，当确认是由于此原因造成凝汽器水位升高时，应检查水泵入口侧兰盘根是否不严，漏入空气。凝汽器铜管破裂可通过检验凝结水硬度加以判断。

　3.射水抽气器工作水温升高 工作水温升高，使抽气室压力升高，降低了抽气器的效率。当发现水温升高时，应开启工业水补水，降低工作水温度。

　4.真空系统漏入空气 真空系统是否漏入空气，可通过严密性试验来检查。此外，空气漏入真空系统，还表现为凝结水过冷度增加，并且凝汽器端差增大。

　二、汽轮机超速 汽轮发电机组是在高速下工作的精密配合的机械设备。汽轮机作为原动机，具有强大的动力矩，在运行中调节系统一旦失灵，就可能使汽轮机转速急剧升高；转子零件的应力将达到不允许的数值，可能使叶片甩脱、轴承损坏、转子断裂，甚至整个机组报废。

　因此，汽轮机超速是对人身安全和设备危害极大的恶性事故。为了防止汽轮机超速，在设计时考虑了多道保护措施，但汽轮机超速事故仍不能完全避免，其主要原因如下：

　1.调解系统有缺陷 1.调速汽门不能正常关闭或关闭不严。

　2.调节系统迟缓率过大或调节部件卡涩。

　3.调节系统动态特性不良。

　4.调节系统整定不当，如同步器调整范围、配汽机构膨胀间隙不符合要求等。

　2.汽轮机超速保护系统故障 1.危急遮断器不动作或动作转速过高。

　2.危急遮断器滑阀卡涩。

　3.自动主汽门和调整汽门卡涩。

　4.抽汽止回阀失灵，发电机跳闸后高加疏水汽化或邻机抽汽进入汽轮机。

　3.运行操作调整不当 1.油质管理不善，油中有杂质，酸价过高，汽封漏汽过大，油中进水，引起调速和保护部套卡涩。

　2.运行中同步器调整超过了调整范围或调整范围过大。

　3.蒸汽品质不良，造成主汽门、调整汽门结。

　4.超速试验操作不当，转速飞升过快；避免超速的发生，重在预防，为此应采取如下措施：

　对调节保安系统的一般要求：

　1.各超速保护装置均应完好并正常投入。

　2.在正常参数下调节系统应能维持汽轮机在额定转速下运行。

　3.在额定参数下，机组甩去额定负荷后，调节系统应能将机组转速维持在危急保安器动作转速以下。

　4.调节系统的速度变动率应不大于 5％，迟缓率应小于0.2％(大机组)。

　5.自动主汽门、再热主汽门及调节汽门应能迅速关闭严密、无卡涩。

　6.调节保安系统的定期试验装置应完好可靠。

　防止汽门卡涩的措施：

　1.汽轮机严重超速事故大多数是由于汽门卡涩等原因不能及时严密关闭而引起的。防止汽门卡涩，保证其能迅速严密关闭，是防止严重超速事故的关键。

　2.高、中压自动主汽门错油门下部节流旋塞应拧紧冲捻固

　定。

　3.调节汽门凸轮间隙及调节汽门框架与球形垫之间间隙应调整适当，以保证在热态时调速汽门能关闭严密，关可在热态停机后检查凸轮是否有一定间隙来核对冷态凸轮间隙是否适当。

　4.大修中应检查门杆弯曲和测量阀杆与套筒间隙，不符合标准的应进行更换或处理。

　5.检修中检查门杆与阀杆套是否存在氧化皮。对较厚的氧化皮应设法清除，氧化皮厚的部位可用适当放大间隙的办法来防止卡涩。

　6.检修中应测量主汽门及各调节汽门预启阀行程，并检查是否卡涩。如有卡涩，必须解体检查处理。解体时应彻底除去氧化皮，阀蝶与阀座接触部分的垢迹及氧化皮也应认真清理，并且用红丹油作接触检查。

　7.蒸汽品质应符合要求，防止门杆结垢卡涩。

　8.阀座松动、抬起、导致门杆跳动，甚至运行中门杆断裂。

　对油系统的要求：

　1.调速部套油系统管道中的铸造型砂等杂物应彻底清理干净。

　2.机组安装时油系统的施 II 艺与油循环要求应符合(84)基火字第 145 号文《汽轮发电机油系统施 II 艺暂行规定》的要求。

　3.润滑油中可添加防锈剂，检修时调节部套可在防锈母液中浸泡 24h，以提高防锈效果。

　4.为防止大量水进入油系统，应采用不易倒伏的汽封型

　式。汽封间隙应调整适当，汽封系统设计及管道配置合理，汽封压力自动调节正常投入。

　5.前箱、轴承箱负压不宜过高，以防止灰尘及水、汽进入油系统。一般前箱、轴承箱负压以 12～20mm 水柱为宜(或轴承室油档无油及油烟喷出即可)。

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