汽轮机题库

汽轮机超速

1 主要危害：严重时导致叶轮、叶片及围带松动变形脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴飞车。

2 现象：

a) 机组负荷突然至零；

b) 转速飞升超过危急遮断器动作值；

c) 润滑油压、主油泵出口油压上升；

d) 汽轮机声音异常，振动增大。

3 原因：

a) 发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常；

b) 危急遮断器超速试验时转速失控；

c) 高中压主汽门、调门、抽汽供热快关阀、抽汽逆止阀、高排逆止阀等关闭不严或卡涩关不到位；

d) 汽轮机调速部套如伺服阀、卸荷阀等卡涩。

4 处理：

a) 立即进行紧急故障停机操作，确认转速应下降；

b) 若转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施，开启汽轮机低压旁路；

c) 检查高排通风阀，缸体疏水阀应开启；

d) 查明超速原因并消除故障，全面检查确认汽轮机正常后重新启动，应经校验危急遮断器及各超速保护装置动作正常后，并网带负荷；e) 重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位

移、推力瓦温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。

5 防止措施：

a) 启动前认真执行汽轮机开机前试验，确认调速系统静态试验合格；在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下严禁启动；b) 运行中应注意监视汽轮机各调节门的开度，发现阀门异常摆动或卡涩应及时处理或隔离；

c) 停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩，应设法将负荷减至0MW，汽轮机先打闸后通过“程跳逆功率”保护解列发电机，严禁带负荷解列发电机；

d) 运行中汽轮机任一超速保护故障，不能消除时应停机消缺；

e) 按规定进行危急遮断器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽阀调节阀及各段抽汽逆止阀的活动试验；

f) 加强汽、水、油品质监督，品质符合 DL/T 246 规定；

g) 转速监测控制系统工作应正常，否则应停机消缺或禁止开机；

h) 要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证；

i) 汽机专业人员，应熟知 DEH 的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH 系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠；

j) 确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁启动；

k) 在机组正常启动或停机的过程中，应按要求投入汽轮机旁路系统；

在机组甩负荷或事故超速状态下，低压旁路系统必须开启，机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂的规定值；

l) 对新投产或调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验；对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创造条件进行甩负荷试验；m) 进行超速试验时，在满足试验条件的前提下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值；

n) 机组运行中超速保护严禁退出。

汽轮机强烈振动

1 主要危害：造成轴承损坏，动静摩擦，甚至严重损坏汽轮机。

2 现象：

a) 汽轮机运行中声音异常，CRT 振动指示增大；

b) “汽机轴振大”声光报警。

3 原因：

a) 汽轮机动静碰摩、大轴弯曲；

b) 转子质量不平衡或叶片断落；

c) 轴承工作不正常或轴承座刚度不足；

d) 汽缸进水或进冷汽造成汽缸变形；

e) 轴承进油温度大幅度变化或油压不正常；

f) 主蒸汽和再热蒸汽温度与汽缸金属温度相差太大；

g) 转子中心不正或联轴器松动；

h) 滑销系统卡涩造成缸体膨胀不均；

i) 启动时疏水不畅；

j) 汽轮机排汽缸温度过高；

k) 发电机定转子电流不平衡；l) 汽轮机振动测量表计故障。

4 处理：

a) 注意每一轴承的振动趋势，判明振动类型；

b) 汽轮机在一阶临界转速前，任一轴承瓦振振动超过 0.05 mm 或轴振超过 0.125 mm，应立即打闸停机查找原因；

c) 过临界转速时，如轴承瓦振振动超过0.10 mm 或轴振超过0.25 mm，应立即打闸停机并查找原

因，严禁强行通过临界转速或降转速暖机；

d) 升速期间振动超限，应停机检查，不得降转速运行；

e) 运行中，当轴承振动变化±0.015 mm 或轴振变化±0.05 mm，应查明原因设法消除；

f) 当轴承瓦振振动突然增加 0.05 mm，应立即打闸停机

g) 若机组负荷或进汽参数大幅变化，应稳定负荷调节参数；

h) 运行中，机组轴振动达0.125 mm 报警，应汇报值长适当降低负荷，查找原因；轴振超过 0.25

mm 或轴承瓦振振动超过 0.08 mm 应立即打闸停机；

i) 检查机组油温、油压、风温、差胀、轴移、缸胀、缸体上下温差、蒸汽温度等参数是否正常，

并进行相应的调整处理；

j) 检查发电机定转子电流、线圈铁芯温度等参数是否正常，并消除不正常原因；

k) 确认汽轮机内部有明显的金属摩擦、撞击声或汽轮机发生强烈振动，应立即破坏真空停机。

大轴弯曲

1 主要危害：引起汽轮机强烈振动或动静碰摩，严重时导致汽轮机损坏。

2 主要现象：

a) 汽轮机转子偏心度超限，连续盘车 4 h 不能恢复到正常值；

b) 盘车时电流周期性变化。

3 原因：

a) 汽轮机发生振动或动静部分发生碰摩；

b) 运行中进水，特别是开停机或停机后操作维护不当造成汽缸进水或冷汽。

4 处理：确认大轴弯曲，应立即停机，未查明原因并消除不得再次启动。

5 防止措施：

a) 机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于

2 h～4 h，热态启动不少4 h；若盘车中断应重新计时；

b) 机组启动过程中因振动异常停机，必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时连续盘车不少于 4 h 才能再次启动，严禁盲目启动；

c) 停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，

应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子偏心，当确认转子偏心正常后，再手动盘车 180o，待盘车正常后及时投入连续盘车；d) 停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子偏心的变化，当偏心较大时，应采用手动盘180o，待盘车故障消除后及时投入连续盘车；

e) 机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理；

f) 机组热态启动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配；

g) 疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机；

h) 停机后应认真监视凝汽器、高低压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水；

i) 机组启动或低负荷运行时，不得投入再热器减温水；在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水，加强蒸汽温度的监视；

j) 汽轮机在热态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，锅炉不应进行打水压试验；

k) 汽轮机每次冲转前及停机后均应测量转子偏心及盘车电流应正常。冲转前发生转子弹性热弯曲应适当加长盘车时间，升速中发现弹性

热弯曲应加长暖机时间，热弯曲严重时或暖机无效时应停机处理；l) 汽轮机盘车状态应采取有效的隔离措施，防止汽缸进水和冷汽，停机后汽轮机缸体疏水关闭闷缸；

m) 汽轮机上下缸温差或转子偏心超限时禁止汽轮机冲转。

系统非同期振荡的原因，现象及处理：

a)原因：

1)中枢变电站电压低于事故极限；

2)长线路输送功率超过稳定极限；

3)联络线或变压器突然切除，使环线网络突然开环；

4)系统大容量发电机失磁或突然切除；

5)发生相间短路故障，特别是临近大容量发电厂和大负荷长线路发生短路故障不能迅速切除，或切除后又重合于故障。

b)现象：

1)发电机、变压器、线路的电流表、电压表、有功表、无功表指示周期性剧烈摆动，电压表、无功表摆动呈下降趋势；

2)振荡中心的电压摆动最大，通常降低，周期性地降低到零；

3)频率升高或降低，一般是送端升高、受端降低并摆动；

4)发电机、变压器发出有节奏的鸣声，与有关表计摆动合拍；

5)失去同步的电网联络线输出功率往复摆动。

c)处理：

1)如励磁装置投“手动”位，应不待省调命令，立即增加发电机无功至最大，提高系统电压，如励磁装置投“自动”位，不得将其退出，强

励动作时 10s 内严禁手动干预；

2)立即将情况汇报省调，以便判明振荡中心；

3)如我厂频率降低,立即增加机组有功出力至最大；如我厂频率升高，则根据情况降低机组有功出力，报告值长，汇报省调；

4)经上述处理仍不能拖入同步，则应分析情况，根据调度规程的规定，按省调命令将失步系统解列，然后重新并列；

5)若振荡是由于我厂发电机误并列或失磁引起，应立即断开发电机主开关；

系统恢复同步的象征是：表计摆动减慢，摆动幅度减小至消失，频率差减小直至消失。

母线或400V 母线在正常运行方式，工作电源开关发生跳闸，按如下原则处理：

a)备用厂变自投成功，应检查有关厂用母线电压是否恢复正常，复归有关控制开关，检查保护装置动作情况，判明故障点，并加以隔离；b)备用厂变未自动投入并确认“闭锁”光字牌不亮，可不经任何检查，立即试送备用电源一次；

c)备用电源自投后又跳闸或“快切闭锁”光字牌亮，严禁再次强送，若为6kV 母线故障，此时应检查400V 备用电源自投情况正常后，再检查故障 6kV 母线及用电设备；

d)检查发现有明显故障，能隔离，立即将故障点与母线隔离，迅速恢复母线供电；

e)检查母线上无明显故障，应拉开母线上所有用电设备，然后对厂

用母线试送电，成功后先对重要用电设备进行检查，无问题则迅速送电，恢复其运行；

f)6 kV 或400 V 母线由工作电源供电，备用电源热备用而自投入装置停用，工作电源跳闸后，必须经检查为变压器主保护（如差动）动作，判断为变压器内部故障引起，可以立即试送备用电源一次，若试送不成功，，查明原因前严禁再次送电；若为变压器后备保护动作，应判断为母线故障，则不得试送电，应将母线隔离查找故障点。MFT 停炉条件

MFT停炉条件如下：

a) 两台送风机全停；

b) 两台引风机全停；

c) 无油层运行、有磨煤机运行且两台一次风机全停；

d) 两台空预器全停（主、辅电机均停延时 5s）；

e) 失去燃料；

f) 汽包水位高Ⅲ值＋250 mm，延时 5 s；

g) 汽包水位低Ⅲ值－350 mm，延时 5 s；

h) 炉膛压力高Ⅱ值＋3240 Pa；

i) 炉膛压力低Ⅱ值－2490 Pa；

j) 全炉膛灭火；

k) 给水泵全停，延时 10 s；

l) 火焰探头冷却风压低Ⅲ值 2kPa，延时 5 min；

m) 汽机跳闸且电负荷大于 100 MW ；

n) FSSS 系统失电；

o) 手动 MFT。

p)总风量低停炉保护

q）入口温度大于180℃（三取二）且出口烟温大于80℃,浆液循环泵全停二者相“或”后延时10分钟保护动作

r)首次点火连续3~5次点火失败停炉保护

s)炉膛吹扫30分钟后点火未成功停炉保护

MFT 动作时联动设备自动紧急停炉，应自动进行下列动作：——所有油枪电磁阀关闭，供、回油跳闸阀关闭；

——所有一次风机跳闸；

——所有密封风机跳闸；

——所有磨煤机、给煤机跳闸；

——汽轮机及发电机跳闸；

——关闭主、再汽减温水总门及各减温水调节阀，隔绝门；

——中断吹灰系统，并退出正在运行的吹灰器；

——两台汽动给水泵跳闸，电泵联动；

——联跳所有电除尘器、脱硫、脱硝；

——闭锁点火；

——送指令至 MCS，将各层二次风挡板开至 55%。

送风机启动允许条件：

——任意一台引风机在运行；

——送风机入口动叶已关闭；

——送风机出口挡板已关闭；

——无油箱液位低信号；

——无润滑油流量低信号；

——送风机轴承温度＜80℃；

——电机轴承温度＜85℃；

——润滑油压正常；

——控制油压正常≥2.5MPa。

主汽温度每下降10℃

影响供电煤耗上升1.26g/kW.h

控制措施：主汽温偏低一般与过热器积灰、火焰中心偏低、给水温度偏高、燃烧过量空气系数低、饱和蒸汽带水、减温水门内漏等因素有关。运行时，应按规程要求吹灰、根据煤种变化调整风量、一、二次风配比。主汽温度每上升10℃

影响供电煤耗下降1.14g/kW.h

控制措施：主汽温升高会使汽机热耗下降，但一般情况下，运行时不宜超过设计值，以免控制不好，引起超温。