防止汽轮机进水措施

防止汽轮机进水措施

1、防止高加满水倒灌汽轮机

1.1运行中高加水位保护必须投入并在高加投运前试验高加水位保护动作正常；

1.2运行中高加保护动作后应检查确认高加水位保护是否是正确动作，如是正确动作，不可在水位高情况下强行解除高加水位保护投高加，应退出高加汽水侧运行并检查高加是否泄漏，如高加泄漏应通知检修处理，确认高加无泄漏后，方允许在水位正常后重投高加水汽侧运行；

1.3运行中应维持高加水位正常，当出现高加水位异常应通过核对就地水位计、高加出口水温等方法确认高加水位，如无法监视高加水位应按规程要求处理。

1.4按规程要求定期对各段抽汽止回阀开关灵活性进行检查，并检查开关是否到位。定期对抽汽止回阀进行解体检查，及检查各段抽汽电动门严密性。

2、防止低加满水倒灌汽轮机

2.1运行中低加水位增高时，应开启至凝结器直疏门，保持低加正常水位；

2.2运行中应保持低加水位正常，当出现低加水位异常应通过核对就地水位计、低加出口水温、就地是否有水击声音等方法确认低加是否满水，如无法监视低加水位应退出低加汽水侧进行查漏；

2.3开停机过程中出低加水位过高，如是＃2高加疏水影响则应开启

＃2高加危机疏水，并开启低价直疏门来降低低加水位至正常；

2.4按规程要求定期对各段抽汽止回阀开关灵活性进行检查，并检查开关是否到位。定期对抽汽止回阀进行解体检查，及检查各段抽汽电动门严密性。

3、防止轴封供汽带水

3.1正常运行中应保持除氧器正常水位运行，防止满水导致轴封供汽带水进入汽封；

3.2运行中进行轴封供汽切换时应加强疏水，只有待所有管段彻底疏完水后方允许倒换轴封供汽；

3.3运行中低压轴封一般不需投用轴封减温水，如确需投运应及时开启疏水，防止因雾化不好使轴封供汽带水。

4、防止蒸汽带水造成水冲击

4.1汽机运行中蒸汽温度突然急剧下降50℃以上及运行规程中有明确规定的水中击现象应按事故规程处理；

4.2机组并网及升负荷时应注意汽包水位变化，尽量避免汽包水位较高时突然加负荷，以防止蒸汽带水；

4.3 机组启、停过程中要密切监视主、再热蒸汽温度变化，注意锅炉投用主、再热蒸汽减温水和调整汽包水位时，大幅提高给水泵转速，可能会造成蒸汽带水。

5、防止停机后汽轮机进水事故的预防措施：

5.1 汽轮机打闸后应将高加、低加进汽电动门、轴加进汽门、轴加进汽门、三抽至除氧器电动门关闭；停机后将凝结器补水门全部关严。

5.2 停机后应将轴封供汽调节总门、轴封至除氧器隔离门、辅汽联箱至轴封隔离门、＃2高加至除氧器疏水隔离门、门杆漏汽至除氧器隔离门关严；定期对相关阀门严密性进行检查。

5.3 停机后严密监视高、低加、除氧器和凝汽器水位，水位涨高时应检查水位上涨原因，并设法降低水位。

5.4 停机后应严密监视汽轮机缸温，发现上下缸温差不正常时应查明原因，采取运行能执行的必要隔离措施。

5.5 停机后应将高排逆止门前、后疏水隔离门打开，投入高排逆止门前后水位联锁；如水位上涨过快应查明原因并加强疏水，防止水倒灌进汽轮机高压缸。

6、防止锅炉水压试验时汽轮机进水事故的预防措施

6.1锅炉水压试验前的系统隔离：

6.1.1锅炉进行过热器水压试验前应进行以下检查：

6.1.1.1应关闭严密的阀门：

电动主汽门及其旁路门；电动主汽门前疏水电动门、手动门、排地沟门；新蒸汽至高温轴封供汽一、二次门；新蒸汽至夹层加热联箱手动门、电动门；高旁及减温水隔离门；高压自动主汽门、高压调门；高压缸前、后轴封供汽门、中压缸前轴封供汽门。定期对相关阀门严密性进行检查。

6.1.1.2应全开的阀门：

电动主汽门后疏水手动门、电动门；高排逆止门后疏水手动门、电动门；高排逆止门前疏水手动门、电动门；夹层加热联箱疏水门；五加

热器进汽电动门；高压导汽管疏水一次门、二次门；高调速汽门室疏水一次门、二次门。

6.1.2锅炉进行再热器水压试验前，除按过热器水压试验要求进行检查外，还应进行以下检查：

6.1.2.1应关闭严密的阀门：

中压自动主汽门前疏水手动门、电动门、；中压自动主汽门、中压调速汽门；高排逆止门后疏水手动门、电动门。定期对相关阀门严密性进行检查。

6.1.2.2应全开的阀门：

中压导汽管疏水门；中压调门疏水门、高排逆止门前疏水电动门及其手动门。

6.2锅炉水压试验过程中的检查：

6.2.1锅炉汽包上满水后应检查电动主汽门后疏水门是否发热，如有水漏出，应再手紧电动主汽门及其旁路门，无效时报告值长、总指挥；

6.2.2锅炉起压后再次检查电动主汽门后疏水门是否有水漏出；检查电动主汽门后、夹层联箱、新蒸汽至轴封供汽门后压力表有无变化。

6.2.3进行再热器水压试验时应在再热器上满水后检查中压导汽管疏水门是否发热，判断中压主汽门是否关闭严密;升压过程应按升压速率要求控制好高压给水旁路开度及给水泵转速,防止升压过快或超压。

进行水压试验时应严密监视高排逆止门前疏水 ,如无法控制汇报总指挥要求停止试验

6.2.4 无论过热器水压试验还是再热器水压试验，都应严密监视高、中压缸的缸温变化，发现异常时应及时处理和汇报。

7.3锅炉水压试验后的疏水操作：

7.3.1锅炉过热器水压试验后，全开电动主汽门前疏水门，开启过热器向空排气门。

7.3.2锅炉再热器水压试验后，全开中压主汽门前疏水门、高排逆止门后疏水门，开启再热器向空排气门。

锅炉给水泵汽轮机油系统故障和处理(标准版)

锅炉给水泵汽轮机油系统故障和处理(标准版) Security technology is an industry that uses security technology to provide security services to society. Systematic design, service and management. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0215

锅炉给水泵汽轮机油系统故障和处理(标 准版) 1设备概况 平圩发电有限责任公司现装有2台600MW汽轮发电机组，每台机分别配有2台小汽轮机驱动的锅炉给水泵。小汽机型号： G6.6-0.78(8)，额定功率6607kW，额定转速5400r/min。小汽机的油系统分高压与低压两部分：低压为润滑油系统，正常油压 0.141MPa，油压低报警0.105MPa，油压低低跳闸0.07MPa；高压为控制油系统，采用MOOG－Ⅱ型数字式电液控制系统，滑压运行，压力范围12.6～14.7MPa。高低压油系统一、二次安全油路在薄膜阀接口处相连。 2给水泵汽轮机油系统故障及处理 2.1控制油系统二次安全油压低

2.1.1故障现象 2号机小汽机在运行时常出现二次安全油压低(7～5MPa，设定不低于7MPa)，多次出现高压主汽门突然关闭，造成小汽机跳闸(低压汽门在强行关闭状态)。2001-07-25，2A小汽机低压主汽门活动试验过程中，二次安全油压降至3MPa，高、低压主汽门关闭，小汽机跳闸，重新挂闸后各项检查正常。2B小汽机汽门活动试验时也出现二次安全油压降低的现象。多次更换卸荷阀整体备件，未见效果。 2.1.2原因分析及处理 为查找原因，2001年7月底，解体油动机卸荷阀(见图1)，并与实际系统运行方式进行比较分析，怀疑阻尼孔2孔径较大(实测1.8mm)。2号机小汽机高、低压主汽门油动机卸荷阀是DB型先导溢流阀，根据实际需要，上部先导阀可通过阻尼孔2或外供油口13供油构成内供内排、外供内排式。 汽门活动试验时，油动机动力油失去，二次安全油通过卸荷阀阻尼孔2卸压，如阻尼孔径偏大，导致安全油母管压力较大降低，造成小汽机跳闸。

汽轮机常见故障分析..

在实际运行中，由于各种因素的影响，机器永久完全正常运转是不可能的，要求绝对不出故障也是难以作到的。有些故障的出现，不是运行操作方面的原因，而是由其他原因造成的，诸如设备本身的质量、外界的影响、自然条件、偶然原因等。但是应当做到少出故障，不出大故障；即使出现故障后，也能采取措施，使故障所造成的损失减少到最小程度。更主要的是我们应当尽量做到预先防止故障的发生，将故障消灭在萌芽状态，防患于未然。 在机组发生故障或事故时，特别应当注意下述问题： 发生故障时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危险，找出发生故障的原因，消除故障，同时注意保持非故障设备的运行。 在处理故障时，运行人员必须坚守岗位，集中全部精力来力争保持机组的正常运行，消除所有的不正常情况，正确、迅速地向上级报告，并迅速准确地执行命令。消灭事故时，动作应当迅速、正确，不应急躁、慌张，否则不但不能消除故障，反而更会使故障扩大。 一、主蒸汽参数不符合规定 主蒸汽(也叫新汽)的温度和压力不符合规定，对汽轮机组对性能、强度和安全可靠性以及使用寿命等，都具有很大的影响，甚至可能造成事故，因此必须严格控制。关于工业汽轮机主蒸汽参数偏离额定规范时的处理方法，目前尚未现行规范，但可参考我国电力部制定的电站汽轮机的规定。 1．中温中压机组 蒸汽压力允许在规定压力土0.5表压范围内变化。比规定汽压超过0.5～2.0表压时，通知锅炉迅速降压。超过2.0表压后，应关小主汽阀或总汽阀节流降压，以保持汽轮机前的蒸汽压力正常。如果节流无效，则应和主控制室联系故障停机。比规定压力降低0.5～3.0表压时，应通知锅炉升压。降低5.0表压后应根据制造厂规定及具体情况降低负荷。当继续降低到制造厂规定停机的数值时，应联系故障停机。 蒸汽温度允许在规定汽温±5℃范围内变化。比规定温度超过5～10℃时，通知锅炉降温；超过10～25℃以上，或在这一温度下连续运行30分钟以后仍不能降低时，可通知故障停机；超过极限温度运行时间全年不应超过20小时。比规定汽温降低5～20℃时，通知锅炉升高温度；降低20℃后，根据制造厂规定及具体情况减负荷；根据汽温下降温度及时打开主蒸汽管上的疏水阀和汽室上的疏水阀。 温度和压力同时达到高限时，每次连续运行时间不应超过15～30分钟，全年不应超过20分钟。 2．高温高压机组 蒸汽压力允许在规定汽压±2表压范围内变化。比规定汽压超过2～5表压时，通知锅炉降压；超过5个表压以上，关小主汽阀或总汽阀进行节流降压，保持汽轮机前压力正常；当节流无效时，应和主控制室联系故障停机。比规定压力降低2～5表压，通知锅炉升压；降低5表压以下时根据具体情况和制造厂规定减负荷；汽压继续降低到制造厂规定停机数值或降低到保证用汽设备正常运行的最低汽压以下时，联系故障停机。 蒸汽温度允许在规定温度±5℃（或℃）范围以内变化。比规定温度超过5～10℃时通知锅炉降温；超过10℃以上，或在这一温度下运行15～30分钟后(全年不

防止汽轮机油中进水的技术措施(正式)

防止汽轮机油中进水的技术 措施(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 1.汽机轴封供汽压力，应视本机轴封冒汽 及真空情况调整而决定，应保持在50-60Kpa 范围内；各给水泵汽轮机轴封供汽应保证各轴 封不向外冒汽、真空又为最佳。 2.加强对油系统中排烟设备的运行调整， 保持轴承箱在10-20mm水柱的微负压下运 行，防止轴承箱负压过大造成油中进水。 3.运行值应根据每天的油质化验报告和机

组负荷变化情况及时调整各轴封供汽压力。 4.轴加负压应保持在-1.0～-1.6Kpa之间，最低不得低于-0.8Kpa。 5.在启停机过程中，轴封供汽压力应经常进行调整，并按规定及时进行轴封汽源的切换，轴加负压在机组启动和停止中，应随机组负荷的变化而随时进行调整。 6.运行人员应加强对各轴封处，各瓦回油窗的检查，发现问题及时处理。 7.应加强对油质的化验工作，发现油质不合格，应及时联系检修进行连续滤油，直到油质合格为止。 8.各机组的轴封压力调节器应保持自动状态良好，灵活好用，以便于及时调节。 请在这里输入公司或组织的名字

锅炉给水泵汽轮机油系统故障和处理(正式版)

文件编号：TP-AR-L3760 In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives. （示范文本） 编订：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 锅炉给水泵汽轮机油系统故障和处理(正式版)

锅炉给水泵汽轮机油系统故障和处 理(正式版) 使用注意：该安全管理资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 1 设备概况 平圩发电有限责任公司现装有2台600 MW汽轮 发电机组，每台机分别配有2台小汽轮机驱动的锅炉 给水泵。小汽机型号：G6.6-0.78(8)，额定功率6 607 kW，额定转速5 400 r/min。小汽机的油系统分 高压与低压两部分：低压为润滑油系统，正常油压 0.141 MPa，油压低报警0.105 MPa，油压低低跳闸 0.07 MPa；高压为控制油系统，采用MOOG－Ⅱ型数 字式电液控制系统，滑压运行，压力范围12.6～ 14.7 MPa。高低压油系统一、二次安全油路在薄膜阀

汽轮机振动大的原因分析及其解决方法[1]

汽轮机振动大的原因分析及其解决方法 摘要：为了保障城市经济的发展与居民用电的稳定，加强汽轮机组日常保养与维护，保障城市供电已经成为了火力发电厂维护部门的重要任务。文章就汽轮机异常振动的原因进行了分析与故障的排除，在振动监测方面应做的工作进行了简要的论述。 关键词：汽轮机；异常振动；故障排除；振动监测；汽流激振现象 对转动机械来说，微小的振动是不可避免的，振动幅度不超过规定标准的属于正常振动。这里所说的振动，系指机组转动中振幅比原有水平增大，特别是增大到超过允许标准的振动，也就是异常振动。任何一种异常振动都潜伏着设备损坏的危险。比如轴系质量失去平衡（掉叶片、大轴弯曲、轴系中心变化、发电机转子内冷水路局部堵塞等）、动静磨擦、膨胀受阻、轴承磨损或轴承座松动，以及电磁力不平衡等等都会表面在振动增大，甚至强烈振动。 而强烈振又会导致机组其他零部件松动甚至损坏，加剧动静部分摩擦，形成恶性循环，加剧设备损坏程度。异常振动是汽轮发电机运转中缺陷，隐患的综合反映，是发生故障的信号。因此，新安装或检修后的机组，必须经过试运行，测试各轴承振动及各轴承处轴振在合格标准以下，方可将机组投入运行。振动超标的则必须查找原因，采取措施将振动降到合格范围内，才能移交生产或投入正常运行。 一、汽轮机异常振动原因分析 汽轮机组担负着火力发电企业发电任务的重点。由于其运行时间长、关键部位长期磨损等原因，汽轮机组故障时常出现，这严重影响了发电机组的正常运行。汽轮机组异常振动是汽轮机常见故障中较为复杂的一种故障。由于机组的振动往往受多方面的影响，只要跟机本体有关的任何一个设备或介质都会是机组振动的原因，比如进汽参数、疏水、油温、油质、等等。因此，针对汽轮机异常震动原因的分析就显得尤为重要，只有查明原因才能对症维修。针对导致汽轮机异常振动的各个原因分析是维修汽轮机异常振动的关键。 二、汽轮机组常见异常震动的分析与排除 引起汽轮机组异常振动的主要原因有以下几个方面，汽流激振、转子热变形、摩擦振动等。 （一）汽流激振现象与故障排除 汽流激振有两个主要特征：一是应该出现较大量值的低频分量；二是振动的增大受运行参数的影响明显，且增大应该呈突发性，如负荷。其原因主要是由于叶片受不均衡的气体来流冲击就会发生汽流激振；对于大型机组，由于末级较长，气体在叶片膨胀末端产生流道紊乱也可能发生汽流激振现象；轴封也可能发生汽流激振现象。针对汽轮机组汽流激振的特征，其故障分析要通过长时间的记录每次机组振动的数据，连同机组满负荷时的数据记录，做出成组曲线，观察曲线的变化趋势和范围。通过改变升降负荷速率，从5T/h到50T/h的给水量逐一变化的过程，观察曲线变化情况。通过改变汽轮机不同负荷时高压调速汽门重调特性，消除气流激振。简单的说就是确定机组产生汽流激振的工作状态，采用减低负荷变化率和避开产生汽流激振的负荷范围的方式来避免汽流激振的产生。 （二）转子热变形导致的机组异常振动特征、原因及排除 转子热变形引发的振动特征是一倍频振幅的增加与转子温度和蒸汽参数有密切关系，大都发生在机组冷态启机定速后带负荷阶段，此时转子温度逐渐升高，材质内应力释放引起转子热变形，一倍频振动增大，同时可能伴随相位变化。由于引起了转子弯曲变形而导致机组异常振动。转子永久性弯曲和临时性弯曲是

防止汽轮机设备重大损坏事故的措施

防止汽轮机设备重大损坏事故的措施1. 防止汽轮机超速和轴系断裂事故 1.1 对调速系统的要求 1.1.1调速系统应具备良好的调节性能，在空负荷时能控制机组转速在3000rpm 稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在3300rpm以下。 1.1.2机组大修或调速系统解体检修、更换零部件后必须做调节系统静态试验， 速度变动率和迟缓率应符合制造厂和设计要求。 1.1.3机组大修或调速系统解体检修、更换零部件后做超速试验应合格。 a.在做超速试验前必须注油试验合格。 b.超速试验必须在同一条件下进行两次，其两次转速之差不得超过18rpm。 c.超速试验前必须有足够的暖机时间（120MW负荷，7小时），使转子调节 级处温度达260℃以上。 d.电超速试验转速不得超过110%额定转速（3300rpm），机械超速试验转速 不得超过112% 额定转速（3360rpm）。 e.机械超速试验脱扣后危急保安器飞锤复位转速不得低于3030rpm。 1.1.4机组连续运行2000小时后应做注油试验，超速试验。 1.1.5机组滑停后严禁做超速试验。 1.1.6确保自动主汽门和调节汽门严密性试验和快关试验合格。 a.运行机组每日早班完成高压主汽门、高压调门、中压调门松动试验（注： 我厂汽轮机主调门活动试验逻辑尚未完善，目前无阀门松动试验功能，待相关逻辑完善后执行）。 b.每年进行一次高、中压主汽门和高、中压调门的严密性试验，试验要求应 在额定汽压、真空正常和空负荷下进行。 c.当自动主汽门（调速汽门）单独全关而调速汽门（自动主汽门）全开时， 汽轮机转速能下降至DEH控制系统给出的合格转速以下。 d.对主汽门关闭试验要求：手动脱扣时主汽门能迅速关闭，从开始动作全关 时间应低于0.5s。 e.对调整汽门关闭要求：手动脱扣时各调速汽门应迅速关闭，各抽汽逆止门

主机油中进水的原因、危害及防范措施

编号：SM-ZD-15896 主机油中进水的原因、危 害及防范措施 Through the process agreement to achieve a unified action policy for different people, so as to coordinate action, reduce blindness, and make the work orderly. 编制：____________________ 审核：____________________ 批准：____________________ 本文档下载后可任意修改

主机油中进水的原因、危害及防范 措施 简介：该方案资料适用于公司或组织通过合理化地制定计划，达成上下级或不同的人员之间形成统一的行动方针，明确执行目标，工作内容，执行方式，执行进度，从而使整体计划目标统一，行动协调，过程有条不紊。文档可直接下载或修改，使用时请详细阅读内容。 排汽凝汽式汽轮发电机组，采用电液调节系统，机组润滑油与控制油为同一油源。自投产以来，已多次发生轴封漏汽进入润滑油，导致油质恶化，严重影响了机组的安全稳定运行。 1造成油中进水的主要原因 (1)轴封径向间隙调整过大，轴封漏汽沿轴窜入轴承室，造成油中带水。机组检修时，为了避免在启动过程中高速转动的轴系因过临界转速振动或转子热膨胀而碰磨轴封尖齿。一般在调整轴封时增大了轴封间隙。在机组正常运行中影响了轴封的严密性，造成了轴封漏汽沿轴窜入轴承室，这是油中进水的根本原因。 (2)轴封齿倒伏，密封作用降低造成油中进水。在轴封径向间隙调整过程中，考虑转子膨胀及轴系振动不全面，使轴

汽轮机常见故障分析及维修措施

ZHEJIANG WATER CONSERVANCY AND HYDROPOWER COLLEGE 毕业论文 题目：汽轮机常见故障分析及维修措施 ——海宁市红宝热电有限公司汽轮机为例 系（部）：电气工程系 专业班级： 姓名： 学号： 指导教师： 2011 年05 月10 日

摘要 随着社会飞速地发展，热电厂在国民经济中扮演着越来越重要的角色。尤其是在这些年连续出现用电紧张的情况下，热电厂的作用就尤为明显了。一个热电厂由汽轮机、锅炉、化水、电气、输煤等部门组成，而汽轮机是其非常重要的一个环节。 汽轮机的工作原理就是一个能量转换过程，即热能--动能--机械能。锅炉把具有一定温度、压力的蒸汽排入汽轮机内，依次流过一系列环形安装的喷嘴膨胀做功，将其热能转换成机械能，通过联轴器驱动发电机发电。膨胀做功后的蒸汽由汽轮机排汽部分排出，排汽至凝汽器凝结成水，再送至加热器、经给水送往锅炉加热成蒸汽，如此循环。 同时，在汽轮机每日每夜毫无休息时间的工作下，故障也是其难以避免的。所以，为了提高热电厂的经济效益，如何减少热电厂汽轮机故障及故障应采取的维修措施就显得尤为重要了。 关键词 汽轮机；故障；分析；措施

目录 摘要 (2) 关键词 (2) 引言 (6) 1 绪论 (6) 2 汽轮机简介 (8) 2.1 汽轮机静子部分简介 (8) 2.2凝汽设备简介 (8) 2.3抽气器简介 (9) 2.4汽轮机调节系统的作用与基本要求 (9) 3 C25-4.90/0.981/470℃汽轮机常见故障及处理措施 (10) 3.1 不正常振动 (10) 3.1.1 安装或检修质量不良 (10) 3.1.2管道 (10) 3.1.3汽轮机滑销系统装配、调整不当 (10) 3.1.4 对中不好 (11) 3.1.5 轴承 (11) 3.1.6汽轮机与被驱动机的轴向定位不符合要求 (10) 3.1.7 运行操作 (10) 3.1.8发电机设备缺陷 (11) 3.2转子轴向位移过大及汽轮机水冲击 (11) 3.3 油系统故障及排除 (15) 3.3.1压力油油压偏低 (15) 3.3.2 主、辅油泵切换困难 (16) 3.3.3 漏油 (16) 3.3.4 油管路振动 (17) 3.4 调节保安系统故障及排除 (17) 3.4.1 速关阀开启不正常 (17)

防止汽轮机油中进水的技术措施(最新版)

Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 防止汽轮机油中进水的技术措施 (最新版)

防止汽轮机油中进水的技术措施(最新版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 1.汽机轴封供汽压力，应视本机轴封冒汽及真空情况调整而决定，应保持在50-60Kpa范围内；各给水泵汽轮机轴封供汽应保证各轴封不向外冒汽、真空又为最佳。 2.加强对油系统中排烟设备的运行调整，保持轴承箱在10-20mm 水柱的微负压下运行，防止轴承箱负压过大造成油中进水。 3.运行值应根据每天的油质化验报告和机组负荷变化情况及时调整各轴封供汽压力。 4.轴加负压应保持在-1.0～-1.6Kpa之间，最低不得低于-0.8Kpa。 5.在启停机过程中，轴封供汽压力应经常进行调整，并按规定及时进行轴封汽源的切换，轴加负压在机组启动和停止中，应随机组负荷的变化而随时进行调整。 6.运行人员应加强对各轴封处，各瓦回油窗的检查，发现问题及时处理。 7.应加强对油质的化验工作，发现油质不合格，应及时联系检修

汽轮机振动分析与故障排除

成人高等教育毕业设计 题目：汽轮机振动分析与故障排除 学院(函授站）：机械工程学院 年级专业：热能与动力工程 层次：本科 学号： 姓名：张华 指导教师： 起止时间：年月日～月日

内容摘要 我国经济的快速发展对我国电力供应提出了更高的要求。为了保障城市经济的发展与居民用电的稳定，加强汽轮机组日常保养与维护，保障城市供电已经成为了火力发电厂维护部门的重要任务。汽轮机组作为发电厂重要组成部分其异常振动对于整个发电系统都有着重要的影响，汽轮机组异常振动是汽轮机常见故障中较为复杂的一种故障。由于机组的振动往往受多方面的影响，只要跟机本体有关的任何一个设备或介质都会是机组振动的原因。因此，针对汽轮机异常震动原因的分析就显得尤为重要，只有查明原因才能对症维修。针对导致汽轮机异常振动的各个原因分析是维修汽轮机异常振动的关键。文章就汽轮机异常振动的原因进行了分析与故障的排除，在振动监测方面应做的工作进行了简要的论述。 关键词:汽轮机；异常振动；分析；排除

内容摘要 0 前言 (3) 第一章振动原因查找和分析 (4) 第2章汽轮机组常见异常震动的分析与排除 (4) 2.1汽流激振现象与故障排除 (5) 2.2转子热变形导致的机组异常振动特征、原因及排除 (5) 2.3摩擦振动的特征、原因与排除 (6) 第三章运行方面 (6) 3.1 机组膨胀 (6) 3.2 润滑油温 (6) 3.3轴封进汽温度 (7) 3.4机组真空和排汽缸温度 (7) 3.5 发电机转子电流 (7) 3.6断叶片 (7) 第四章关于汽轮机异常振动故障原因查询步骤的分析 (7) 第五章在振动监测方面应做好的工作 (8) 结论 (10)

汽轮机汽缸进水主要原因及防范措施

汽轮机汽缸进水主要原因及防范措施 一、造成汽轮机进水的主要原因： 1)锅炉满水或蒸汽管道积水，使蒸汽带水进入汽轮机。 2)回热设备热交换器管子爆漏或汽侧满水，若抽汽逆止门 不严，水将进入汽轮机。 3)Ⅰ级旁路减温水及再热器减温水门不能严密关闭，在停 机后启动给水泵时进入汽轮机；主蒸汽系统阀门不严 密，机组高温状态下锅炉打水压时，水进入汽轮机。 4)疏水管路连接不合理或疏水联箱容积小，几路同时疏水 时，疏水压力升高，致疏水压力低的管路向机内返水。 5)汽封溢汽管、门杆漏汽管接入高加或除氧器系统，当除 氧器满水，逆止门不严时，返入汽轮机。 6)停机后对凝汽器汽侧水位缺乏监视，凝汽器满水进入汽 轮机。 二、防止汽轮机进水应采取的主要措施 1)汽轮机应装设防进水监测装臵并可靠投入。 2)疏水管道阀门应定期疏通清理检查，确保畅通。 3)加热器、除氧器水位调整应平稳，水位报警及保护应可 靠。 4)应有足够数量和可靠的汽缸金属温度测量元件和参数 显示，并定期进行校验。 5)锅炉水压试验期间，除按正常操作措施外，要求下列阀

门处于开启状态：本体疏水门；主、再热蒸汽导管疏水门；高排逆止门前后疏水门；门杆漏汽母管疏水门；主汽至轴封供汽门后疏放水门；高、低压轴封供汽母管放水门。 6)机组启动过程中，炉点火后及时严密监视汽缸金属温度 变化，发现温度下降及时汇报值长，加强机组听音、大轴偏心测量工作。 7)机组启动前必须对蒸汽管道进行充分疏水，启动中蒸汽 必须保持较高的过热度。当启动中或运行中蒸汽温度突然直线下降50℃或30min内下降50℃应立即打闸停机，或者发现汽温突然下降，并且来汽管道、主汽门、调节汽门冒白汽时，也应立即打闸停机，不需向上请示汇报。 8)机组冲动前，汽缸有明显进水迹象，严禁冲动汽轮机， 延长机组盘车时间。 9)机组启动前应将轴向位移保护投入，运行中不得将轴向 位移保护退出，特别是启动中，进行主汽门、调节汽门严密性试验中轴向位移保护动作后，不得以怀疑保护误动为理由，退出保护强行挂闸。在轴向位移指示达到规定值，如保护不动作时，应立即打闸停机。 10)机组停运后，定期进行汽缸金属温度记录，发现汽缸 有进冷汽迹象时，及时查明原因。

汽轮机常见故障及措施全解

《汽轮机设备故障诊断》 常见故障分析 一、汽轮机原理简介 汽轮机是用蒸汽做功的一种旋转式热力原动机，具有功率大、效率高、结构简单、易损件少，运行安全可靠，调速方便、振动小、噪音小、防爆等优点。主要用于驱动发电机、压缩机、给水泵等，在炼油厂还可以充分利用炼油过程的余热生产蒸汽作为机泵的动

力，这样可以综合利用热能。 一列喷嘴叶栅和其后面相邻的一列动叶栅构成的基本作功单元称为汽轮机的级，它是蒸汽进行能量转换的基本单元。蒸汽在汽轮机级内的能量转换过程，是先将蒸汽的热能在其喷嘴叶栅中转换为蒸汽所具有的动能，然后再将蒸汽的动能在动叶栅中转换为轴所输出的机械功。具有一定温度和压力的蒸汽先在固定不动的喷嘴流道中进行膨胀加速，蒸汽的压力、温度降低，速度增加，将蒸汽所携带的部分热能转变为蒸汽的动能。从喷嘴叶栅喷出的高速汽流，以一定的方向进入装在叶轮上的动叶栅，在动叶流道中继续膨胀，改变汽流速度的方向和大小，对动叶栅产生作用力，推动叶轮旋转作功，通过汽轮机轴对外输出机械功，完成动能到机械功的转换。排汽离开汽轮机后进入凝汽器，凝汽器内流入由循环水泵提供的冷却工质，将汽轮机乏汽凝结为水。由于蒸汽凝结为水时，体积骤然缩小，从而在原来被蒸汽充满的凝汽器封闭空间中形成真空。为保持所形成的真空，抽气器则不断的将漏入凝汽器内的空气抽出，以防不凝结气体在凝汽器内积聚，使凝汽器内压力升高。集中在凝汽器底部及热井中的凝结水，通过凝结水泵送往除氧器作为锅炉给水循环使用。 只有一列喷嘴和一列动叶片组成的汽轮机叫单级汽轮机。由几个单级串联起来叫多级汽轮机。由于高压蒸汽一次降压后汽流速度极高，因而叶轮转速极高，将超过目前材料允许的强度。因此采用压力分级法，每次在喷嘴中压力降都不大，因而汽流速度也不高，

主机油中进水的原因、危害及防范措施(2021新版)

主机油中进水的原因、危害及防范措施(2021新版) Security technology is an industry that uses security technology to provide security services to society. Systematic design, service and management. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0766

主机油中进水的原因、危害及防范措施 (2021新版) 排汽凝汽式汽轮发电机组，采用电液调节系统，机组润滑油与控制油为同一油源。自投产以来，已多次发生轴封漏汽进入润滑油，导致油质恶化，严重影响了机组的安全稳定运行。 1造成油中进水的主要原因 (1)轴封径向间隙调整过大，轴封漏汽沿轴窜入轴承室，造成油中带水。机组检修时，为了避免在启动过程中高速转动的轴系因过临界转速振动或转子热膨胀而碰磨轴封尖齿。一般在调整轴封时增大了轴封间隙。在机组正常运行中影响了轴封的严密性，造成了轴封漏汽沿轴窜入轴承室，这是油中进水的根本原因。 (2)轴封齿倒伏，密封作用降低造成油中进水。在轴封径向间隙调整过程中，考虑转子膨胀及轴系振动不全面，使轴封径向间隙过

小，令机组在启动过程中因转子膨胀与轴系振动造成轴封尖齿与转子碰磨，尖齿倒伏，密封作用降低，造成轴封漏汽，使蒸汽沿轴窜入轴承室。 (3)轴封进汽联箱供汽压力过大，使轴封室成为正压，造成轴封漏气。 (4)轴封抽汽器抽气压力不足，抽气管堵塞，造成负压不足，使蒸汽沿轴窜出，造成轴封漏汽。 (5)盘车齿轮或靠背轮转动鼓风的抽吸作用，造成轴承箱内局部负压，吸入蒸汽。另外轴承室排烟风机出力太大，使轴承室负压增大，使轴封漏汽，更易进入润滑油系统。 (6)机组高中压缸膨胀不畅这一先天性问题长期困扰机组运行，当机组启动时，3号轴承座前仰，2号轴承座后仰，在机组过临界转速轴系剧烈振动时，两者决定了轴承箱油档间隙，间隙调整时必须给予足够考虑，否则将碰磨油档尖齿，造成油档间隙过大，使轴封漏汽更易进入轴承室。 (7)汽缸结合面变形、密封不严密，造成蒸汽泄漏，进入轴承室，

汽轮机常见故障分析及措施

专科毕业论文 题目:CC60-8.83/3.9/1.2汽轮机常见故障分析及措施 学院：内蒙古农业大学 专业：热能动力设备与动力姓名：王建新 学号： 指导教师： 职称： 论文提交日期：2011年6月 目录

0、前言 1、汽轮机原理简介 2、CC60-8.83/3.9/1.2汽轮机概述 3、CC60-8.83/3.9/1.2汽轮机常见故障及处理措施3.1、不正常振动 3.2、转子轴向位移过大及汽轮机水冲击 3.3、油系统故障及排除 3.4、调节保安系统故障及排除 3.5、凝汽系统故障及排除 4、结语 5、参考文献 6、附录 6.1、图0-0642-7238-00，汽轮机蒸汽疏水系统图6.2、图0-0640-7238-00，汽轮机润滑油系统图6.3、图0-0641-7238-00，汽轮机调节系统图

前言 CC60-8.83/3.9/1.2汽轮机常见故障分析及措施 摘要：本文对蒸汽轮机的原理及CC60-8.83/3.9/1.2汽轮机进行简单介绍，重点分析了CC60-8.83/3.9/1.2汽轮机运行过程中常见的故障，提出了解决措施。 关键词：汽轮机故障分析措施 一、汽轮机原理简介 汽轮机是用蒸汽做功的一种旋转式热力原动机，具有功率大、效率高、结构简单、易损件少，运行安全可靠，调速方便、振动小、噪音小、防爆等优点。主要用于驱动发电机、压缩机、给水泵等，在炼油厂还可以充分利用炼油过程的余热生产蒸汽作为机泵的动力，这样可以综合利用热能。 一列喷嘴叶栅和其后面相邻的一列动叶栅构成的基本作功单元称为汽轮机的级，它是蒸汽进行能量转换的基本单元。蒸汽在汽轮机级内的能量转换过程，是先将蒸汽的热能在其喷嘴叶栅中转换为蒸汽所具有的动能，然后再将蒸汽的动能在动叶栅中转换为轴所输出的机械功。具有一定温度和压力的蒸汽先在固定不动的喷嘴流道中进行膨胀加速，蒸汽的压力、温度降低，速度增加，将蒸汽所携带的部分热能转变为蒸汽的动能。从喷嘴叶栅喷出的高速汽流，以一定的方向进入装在叶轮上的动叶栅，在动叶流道中继续膨胀，改变汽流速度的方向和大小，对动叶栅产生作用力，推动叶轮旋转作功，通过汽轮机轴对外输出机械功，完成动能到机械功的转换。排汽离开汽轮机后进入凝汽器，凝汽器内流入由循环水泵提供的冷却工质，将汽轮机乏汽凝结为水。由于蒸汽凝结为水

防止汽轮机水冲击事故的措施(正式)

编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 防止汽轮机水冲击事故的 措施(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑

文件编号：KG-AO-3478-11 防止汽轮机水冲击事故的措施(正 式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 针对德州电厂汽轮机水冲击事故，对汽轮机水冲击事故的防范技术措施进行了整理，要求运行人员认真学习，工作中严格执行。 一汽轮机水冲击事故的现象 1、DEH-CRT指示汽轮机上下缸温差≥41.7℃,显示进水。 2、蒸汽室深、浅孔热电偶指示温差大。 3、轴向位移、振动、推力轴承金属温度指示增大报警，差胀指示减小，汽轮机声音异常。 4、加热器、除氧器满水，加热器水位异常报警。 5、抽汽管振动，有水击声，抽汽管道法兰有白色蒸汽冒出。 6、主、再热蒸汽温度急剧下降。如10分钟下降

50℃。 7、主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封有水击声，主汽门、调速汽门杆处冒白汽。 8、DCS-CRT显示轴封母管温度急剧下降，轴封供汽带水。 二、汽轮机水冲击事故的原因 1、锅炉汽包满水。 2、汽包压力急剧下降，造成蒸汽带水。 3、锅炉汽温调整不当。 4、机组启动时，本体疏水、轴封系统疏水及各有关蒸汽管道疏水不畅。 5、加热器泄漏或疏水不畅导致满水。除氧器满水。 6、机组负荷突然变化。 7、炉水品质不合格。蒸汽带水（汽水共腾）。 8、旁路系统减温水门未关严；旁路投停操作时，减温、减压操作失当。 9、主蒸汽、再热蒸汽过热度低时，调节汽门大幅度来回晃动。

防止汽轮机水冲击事故的措施标准版本

文件编号：RHD-QB-K4760 （解决方案范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 防止汽轮机水冲击事故的措施标准版本

防止汽轮机水冲击事故的措施标准 版本 操作指导：该解决方案文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时进行更好的判断与管理。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 针对德州电厂汽轮机水冲击事故，对汽轮机水冲击事故的防范技术措施进行了整理，要求运行人员认真学习，工作中严格执行。 一汽轮机水冲击事故的现象 1、DEH-CRT指示汽轮机上下缸温差≥41.7℃,显示进水。 2、蒸汽室深、浅孔热电偶指示温差大。 3、轴向位移、振动、推力轴承金属温度指示增大报警，差胀指示减小，汽轮机声音异常。 4、加热器、除氧器满水，加热器水位异常报

警。 5、抽汽管振动，有水击声，抽汽管道法兰有白色蒸汽冒出。 6、主、再热蒸汽温度急剧下降。如10分钟下降50℃。 7、主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封有水击声，主汽门、调速汽门杆处冒白汽。 8、DCS-CRT显示轴封母管温度急剧下降，轴封供汽带水。 二、汽轮机水冲击事故的原因 1、锅炉汽包满水。 2、汽包压力急剧下降，造成蒸汽带水。 3、锅炉汽温调整不当。 4、机组启动时，本体疏水、轴封系统疏水及各有关蒸汽管道疏水不畅。

5、加热器泄漏或疏水不畅导致满水。除氧器满水。 6、机组负荷突然变化。 7、炉水品质不合格。蒸汽带水（汽水共腾）。 8、旁路系统减温水门未关严；旁路投停操作时，减温、减压操作失当。 9、主蒸汽、再热蒸汽过热度低时，调节汽门大幅度来回晃动。 10、轴封减温水调节失灵。 三、汽轮机水冲击事故的处理 1、调整锅炉保持主、再热汽温符合要求。 2、汽轮机上、下缸温差达41.7℃，若振动、差胀正常，且无其他事故，应保持机组负荷检查原因。 3、开启汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水阀，加强本机疏水。

某汽轮机发电机组润滑油中进水事件分析及处理 张煜

某汽轮机发电机组润滑油中进水事件分析及处理张煜 发表时间：2018-12-22T14:15:41.380Z 来源：《建筑学研究前沿》2018年第26期作者：张煜[导读] 在汽轮机实际工作中，水分在润滑油中积累是一个长期的过程，而发展至超标水平多由于机组相关参数调整偏差。 海南核电有限公司海南省昌江县 572733 摘要：本文描述了某电厂2号汽轮机组停运期间出现的润滑油含水量超标事件，结合异常现象分析了油中进水的原因，并通过有针对性的后续检查明确了问题根源在于汽轮机旁路系统阀门内漏，造成蒸汽经轴封系统进入轴承箱从而导致油中含水超标。关键词：汽轮机，润滑油，进水 在汽轮机实际工作中，水分在润滑油中积累是一个长期的过程，而发展至超标水平多由于机组相关参数调整偏差、油品指标监管不严和检修过程操作不当等原因，是汽轮机机组运行中的较为常见的故障现象，尤其是对于新投运机组，由于各系统尚在磨合期间，运行特性匹配处于适应和优化阶段，较易发生油中进水事件。2017年10月，某发电公司2号机组按计划打闸停备，在停机后对油品的化验中发现润滑油中水分较多，超出了相关规范要求，现结合该异常事件对润滑油中含水超标问题进行分析和讨论。 一、机组概况 某发电公司2号机组为由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司设计、制造的650MW 级核电机组，是一台单轴、四缸六排汽带中间汽水分离再热器的反动凝汽式汽轮机，凝汽器刚性地布置在基础上，通过膨胀节与低压缸连接。机组供油系统为汽轮发电机的支持轴承、推力轴承和盘车装置提供润滑，为氢密封系统供备用油以及为危急保安装置提供压力油，汽轮机轴封系统蒸汽来自主蒸汽系统和辅助蒸汽系统，根据机组状况可以进行切换。每个汽缸的轴封均配置独立的蒸汽调整阀门，以适应不同的轴封用汽需求。循环水系统设置两台循环水泵。 二、事件经过 2017年10月15日，根据工作计划安排，2号机组于16：12打闸停机，两台循环水泵分别于15日19：30和16日2：45停运。16日运行人员通知化学人员对润滑油系统进行取样，化验结果显示润滑油中含水量超过1000ppm以上，远大于80ppm的标准值，显示汽轮机润滑油中含有大量水分。 三、润滑油进水原因 1、油品含水超标机理 水分、乳化剂和高速搅拌，是润滑油乳化含水超标的三个必要因素，其中超标的水分为乳化发生的主要影响因素，而乳化剂的出现与油中添加的抗氧化剂和防锈剂是有关系的，由于油品中的添加剂大都为具有一定表面活性的化合物或混合物，其分子结构中，具有亲油性的非极性基团和一定表面活性的亲水性能极性基团，在高速运动状态下，极性基团对水具有一定的亲和能力，而亲油性的非极性基团又能够溶于油，故而添加剂以含有两种不同基团的特性，作为中间媒介促成了水与油的结合，即发生了油的乳化及含水超标现象。 2、汽轮机润滑油进水原因 生产过程中汽轮机润滑油中是含有水分的，并且只要水分含量在允许范围内，润滑油品质是可以保证其润滑、散热和防锈等正常功能实现的。 从油中水分的来源分析，有油系统自身携带和油系统外部存进入两种情况，因此，对于发生润滑油含水超标的原因查找，可以从油系统内外水分的两种进入途径进行分析。 2.1 油系统内部水分存在 汽轮机油系统是一个封闭的循环系统，由主油箱、主油泵、冷油器、过滤器和轴承（箱）组件以及相关阀门和管路组成，正常情况下，各部分均处于封闭环境内，与外界没有直接接触，不可能有空气或水分的直接进入，但是，由于油品在循环工作中，会有温度升高、发热出现的水分析出以及由于组件磨损、锈蚀导致的含有杂质情况，这样，系统中部分设备如发生工作异常，就可能导致油中水分聚集和超标，包括有： （1）主油箱排烟风机。排烟风机的作用主要为抽出润滑油系统中的水分和漏入系统的空气，当其有出力下降、停运或控制阀门调整不当、卡涩时，此时会使得主油箱内负压不足，轴承箱和主油箱中的水分和空气等不能及时被导出，大大增加油中水分和空气的聚集程度，形成乳化的可能； （2）油烟分离器。作为一种滤网式分离装置，油烟分离器应及时的进行冲洗和清理，如发生堵塞情况，则会使得排烟风机工作能力下降，油烟排出困难，影响油中空气和水分的排出； （3）润滑油过滤器。机组正常运行中，油品连续工作，颗粒度、水分等指标会逐渐恶化、超标，需要进行既定的过滤器组件运维措施，如滤油机的滤芯更换，以及如油品指标恶化严重，可能对主油箱内的油品进行直接补充或过滤，而在进行主油箱顶部人孔拆装操作过程等，均会有空气和水分进入油系统。 另外，油系统在循环倍率的设计方面，也应保持在一定的范围内。循环倍率为每小时主油泵出油量与主油箱的容积之比，一般应在10以下，如油品循环倍率过大，会使得油品在主油箱中的停留时间过短，油中所含空气、水分及氢气等成分不能充分析出和分离，导致油品恶化，影响油品寿命。 2.2 油系统外部水分进入 现场运行表明，汽轮机润滑油乳化主要原因是由于油系统外部水分进入所致，从系统设置分析，与油系统有边界影响的有润滑油冷却水系统、轴封系统以及外界大气环境。 （1）润滑油冷油器故障 相对的，润滑油冷油器造成油中含水的情况比较直接和容易判断，虽然设计上冷油器的水侧压力应小于油侧压力，以确保即使发生冷油器渗漏，也只能使油进入水中，而水不会进入油中，但实际上，现场的冷油器内漏故障中，总会有一定量的冷却水进入油中。冷油器渗漏导致油中含水的主要原因有冷却水水压调整不当或冷油器内漏等。

给水泵汽轮机油泵故障跳闸处理方法

给水泵汽轮机油泵故障跳闸处理方法 甘肃大唐国际连城发电有限责任公司3、4号机组自2005年投运以来，多次出现因给水泵汽轮机油泵故障而引起的给水泵汽轮机跳闸事件，严重影响了机组安全稳定运行。经过对给水泵汽轮机油泵连锁及油泵性能的多次试验，我们查明了跳闸原因，并对给水泵汽轮机油系统进行了改进。在给水泵汽轮机操作油及润滑油系统加装蓄能器作为辅助油源，用逆止阀隔断蓄能器与溢流阀之间油管路，在油泵故障时维持安全油压、润滑油压的连续性，保证了给水泵汽轮机不跳闸，从而稳定了机组的安全运行，成功解决了由于给水泵汽轮机油泵故障而引起跳闸的问题。 标签：小汽轮机油系统跳闸蓄能器 前言 连城发电公司3、4号机组为N300-16.7/537/537型、亚临界、一次中间再热、凝汽式汽轮机，额定蒸汽量为1024t/h。机组给水系统配置了两台50 %负荷的给水泵汽轮机（以下简称小机）和一台50%负荷电动给水泵，小机为TGQ型6MW 汽轮机。配备的小机油系统由两台交流油泵和一台直流油泵，同时配置油箱及排烟装置。该油系统不参与小机配汽机构的调节装置，调节系统由主汽轮机抗燃油系统提供，控制系统由独立的MEH控制系统完成。油箱交流油泵为型号：YB-E200/50-CC双联叶片泵。直流润滑油泵是单叶片泵，型号为YB-E200，以便在故障状态下为小机提供紧急备用油源。其中交流油泵高压油出口及低压油出口均配备溢流阀，调整后压力分别为2.5MPa和0.25MPa。小机正常运行时，交流油泵供保安系统用油和润滑系统用油，油泵出口分操作油和润滑油。操作油分为两路，一路直接供低压主汽门操作用，另一路经节流孔板后接入安全油压，供打闸电磁阀、低压主汽门卸荷阀，危急遮断器等用油。 一、现场实际情况及问题分析 我公司3、4号机组自2005年投产以来，小机油泵在运行中出现下列异常情况，给我公司设备安全稳定运行带来了不良影响和很大的损失。2007年4月小机主油泵在运行期间轴承碎裂卡死，备用油泵未联启导致汽泵跳闸，锅炉汽包水位波动无法控制，造成主机非停。2008年3月小机油泵电流突然降低至4A，操作油及润滑油压持续下降至跳机值，备用油泵未联启，待小机跳闸后手动操作备用油泵启动，经解体检查尼龙棒加工的对轮销已全部断裂。 目前主要存在的问题为：1、运行油泵卡涩或对轮联接销断裂后，备用油泵联启时小机跳闸。2、小机跳闸后电泵不能及时联启造成汽包水位波动，引起主机跳闸，锅炉灭火等非停事件。 二、问题分析及及方案研究

给水泵汽轮机油中带水原因分析及处理

给水泵汽轮机油中带水原因分析及处理 发表时间：2018-01-28T19:56:38.463Z 来源：《电力设备》2017年第28期作者：王志鸿 [导读] 摘要：给水泵汽轮机组附属管道设计原因及所驱动设备为水泵等原因，在试运过程及正常的运行过程中常常发生油中带水的现象，时间一长造成油质恶化，影响机组的安全运行。 （大唐太原第二热电厂山西太原 030041） 摘要：给水泵汽轮机组附属管道设计原因及所驱动设备为水泵等原因，在试运过程及正常的运行过程中常常发生油中带水的现象，时间一长造成油质恶化，影响机组的安全运行。基于此，对给水泵汽轮机油中带水原因进行了分析并提出了相应对策。 关键词：给水泵汽轮机；油中带水；原因分析；处理措施 给水泵汽轮机经常出现油中带水的现象，若油品监督不及时，还会发生油品乳化现象，严重影响汽动给水泵组的安全、经济运行。要及时组织专业技术人员及专家共同分析，找出给水泵汽轮机油中带水的主要原因并能经过现场技术分析及改进，有效地避免给水泵汽轮机油站油中带水的现象，保证给水泵及给水泵汽轮机的安全、经济运行，是确保汽轮发电机组安全、高效、经济运行的重要前提。 一、油中带水的危害 给水泵汽轮机内的水蒸汽进入润滑油系统后，油会被乳化，由此产生的危害主要表现在以下3个方面： （1）使给水泵汽轮机调节系统中套筒及滑阀等部件严重锈蚀，造成滑阀卡涩，降低系统灵敏度，加重机组运行负荷。引起调节系统和保安装置动作失灵或误动，严重时会导致机组超速甚至飞车。 （2）如果乳化液沉积于油循环系统中，就会妨碍油的循环，造成轴承和轴颈的磨损，影响散热，造成供油不足，容易导致轴承烧瓦。 （3）使给水泵汽轮机油的氧化加速，酸值升高，产生较多的氧化沉积物，从而进一步延迟了给水泵汽轮机油的破乳化时间，造成恶性循环。 二、油中进水原因分析 给水泵汽轮机油中带水的原因主要是由设计安装和运行调整两方面的原因引起的，而轴封供汽、漏汽及回汽系统的设计安装不合理或运行中调整不当是给水泵汽轮机油中带水的主要原因。 2.1 轴封间隙过大 为保证给水泵汽轮机的经济性和防止轴封汽进入给水泵汽轮机的轴承中，轴封处的间隙一般都较小，给水泵汽轮机高、中压轴封间隙正常为0.60mm～0.85mm，但为了避免在启停机过程中汽封及汽封的变形造成动静摩擦而大轴弯曲，在安装过程中，往往会把各级汽封间隙留得较大。汽封间隙的实际值大于设计值，使轴封间隙过大，造成漏汽量增加，各段漏汽管路排放能力不足，而使一部分高压汽源（尤其是高压缸前后）漏入下一级，大量排放造成轴承室吸入大量湿蒸汽，使油中带水。 2.2 轴封漏汽回汽阻力过大，回汽不畅 给水泵汽轮机轴封系统的高、中、低压段的最外档漏汽并入到同一个回汽母管被轴加风机从轴封加热器抽出，但回汽管道因为现场安装位置的原因，管道弯头太多，阻力大过，特别是高压缸的前、后轴封漏汽和中压缸前轴封漏汽管由于布置在高、中压缸下面，管道多，难于布置，回汽管布置成较大的凹字形，导致回汽不畅；轴加风机排汽口设在除氧层上面，出口位置太高，再加上弯头多、管径小等原因，又造成轴封汽排汽不畅。给水泵汽轮机轴封系统最外档轴封腔室压力设计值为一6.3kPa，而在实际运行中轴封风机进汽口压力却常常在3kPa～8kPa左右，导致最外档轴封腔室压力大大高于设计值。而在除氧层的轴封风机排汽口又基本上看不到的蒸汽排出，由于回汽和排汽的不畅，轴封漏汽不能及时排出从而进入轴承的油档中，导致了给水泵汽轮机油中带水。 2.3 轴承座内负压太高 机组一般在给水泵汽轮机主油箱上装有排油烟风机，在运行中维持轴承座中的微负压，在油箱油面上负压为98Pa～196Pa，轴承座内负压为49Pa～98Pa，以抽出轴承座内的油烟，防止油质恶化。当主油箱排油烟风机入口的压力表精度不够，使主油箱排油烟风机入口负压高达1000Pa左右，使轴承座内负压过高，轴封漏汽吸入润滑油中，导致油中带水。此外，主油箱排油烟风机安装在主油箱面，而主油箱排油烟风机排汽口设在机房顶部，排汽管较长，在主油箱排油烟风机出口门前后未安装排水门，通过排油烟风机抽出的蒸汽经常有部分水蒸气凝结成水又回流到油箱中，造成油中带水。 2.4 排水门安装不合理 排烟系统由主油箱排烟风机、隔氢装置排油烟风机组成。当这两个排水门无法正常工作，里面长时间积存的大量积水不能及时排走，还影响了隔氢装置排油烟风机的止常工作，导致油中带水。 2.5 轴封供汽调节不当 自密封系统正常运行时其高压缸前后轴封的一档漏汽及中压缸前轴封的一档漏汽并到一个母管进入除氧器，高、中压缸前后轴封的二档漏汽经减温减压后供低压缸轴封提供轴封汽源，高、中、低压缸前后的的最外档漏汽并入到同一个加汽母管被轴封风机从轴封加热器抽出。在运行中，由于进入除氧器高中压轴封的大量漏汽使除氧器压力太高（除氧器压力达到0.6MPa时报警）而需要节流，而高中压缸轴封向低压缸轴封供汽的轴封母管压力设计值为0.03MPa，给水泵汽轮机投产初期，为了保证低压轴封供汽，轴封母管压力常被调整在 0.03MPa～0.035MPa运行，轴封供汽压力过高，导致轴封汽漏入轴承座内，使给水泵汽轮机油中带水。 三、汽动给水泵密封水回水不畅问题方案研究 根据汽泵密封水系统在运行过程中出现的各种问题，并结合汽泵密封水的构造和功能，我们从以下几个方面对该问题产生的原因展开了认真的分析： 3.1运行操作方面的原因 经过对汽泵密封水系统的原理和功能进行仔细的研究分析后，我们了解到该迷宫式密封系统在汽泵正常运行时，密封水回水是通过回水母管、U型水封回收到凝汽器。同时汽泵的迷宫式密封装置采用螺旋型构造，当汽泵运转时，密封水会沿着螺旋槽向汽泵内部流动，从而起到密封给水泵轴端的效果。而当汽泵停运以后，汽泵内的锅炉给水及密封水失去此动力，因此密封槽内部的水全部向外部流出，此时只依靠U型水封回凝汽器已不能满足排水需要。因此，必须及时打开密封水至地沟的排放门进行紧急排泄，如至地沟门不能及时打开，就会造