汽机学习笔记

1月份汽轮机冲转升速过程中的注意事项1) 汽轮机挂闸后如汽轮机转速急剧上升，盘车脱开，应立即手动停止汽轮机运行，不许再次挂闸。2) 汽轮机挂闸后如发现汽轮机转速缓慢上升，维持在20r/min以下，盘车脱开，可以手动停机一次，重新投入盘车后，再次挂闸。3) 汽机升速过程中应保持蒸汽参数稳定。4) 机组启动过程中，化学应定期进行水质化验，保证合格的汽水品质。5) 汽机升速过程中，应在就地仔细倾听机组摩擦声音，严密监视机组各轴承振动及各轴承金属温度情况，若发现异常，应立即打闸停机查明原因。严禁采用降速暖机和硬闯临界转速等方法来消除振动。6) 汽机升速过程中应注意汽缸绝对膨胀、高中压缸胀差及低压缸胀差的变化，在胀差增大明显异常时，可采取调节蒸汽参数及稳定转速的方法（胀差正增长，应降低蒸汽温度），来减小胀差的进一步扩大。高中压缸胀差达到停机值，应立即破坏真空紧急停机，并投入连续盘车直到汽缸和转子温度相匹配。低压缸胀差增大异常时应避免机组的跳闸。7) 机组启动过程中，发现高中压缸上下温差大于42时，应立即查明原因，检查疏水门的状态，如汽缸上下温差达56以上时，应立即打闸停机。8) 在升速过程中，如遇需要保持转速的情况，则调出控制设定对话框点“保持”按钮。转速应符合“汽轮机转速保持推荐值”的要求，禁止机组在临界转速范围和低压叶片共振区内停留运行。9) 根据各油、氢、水温度，及时投入并调整各冷却器水量，维持各温度在要求范围内。检查各油箱、水箱液位正常。10) 发电机转速达1500r/min时，应详细检查发电机碳刷活动正常，无跳动。11) 待汽机转速达3000r/min后，机组运行稳定，无异常报警信号，得到值长允许并网命令后，方可将励磁投入，合上励磁开关，进行发电机升压操作。2月份机组停运注意事项1、滑停过程中注意汽温、第一级金属温度的下降速度，汽温的下降应严格按机组滑停曲线进行，再热汽温的下降速度尽量跟上主汽温，主、再热蒸汽的温度偏差必须满足偏差曲线要求。2、严密监视主、再热蒸汽温度的变化，应始终保持至少有50的过热度，如发现主、再热蒸汽的过热度下降到50以下，应立即请示值长打闸停机。若有水击象征或汽机侧主、再热汽温在10min内急剧下降50时，应立即紧急停机。3、严密监视调节级金属温降速率，各抽汽管道上下温差20。任一参数超过极限值应立即打闸停机，并充分疏水。4、在机组滑停过程中要严密监视胀差、上下缸温差、各轴承振动、轴向位移、轴承金属温度，注意上述参数不得超过报警值，否则应停止降负荷、降温、降压。达到停机条件应立即停机。5、滑停过程中机、炉要协调，降温、降压过程不应有回升现象。停用磨煤机时，应密切注意主汽压力、温度、炉膛压力和汽包水位的变化。6、低负荷时，加强除氧器、各加热器及排汽装置的水位监视，根据负荷合理调整给水泵转速，防止给水泵转速失控，导致发生水位事故。7、低负荷运行阶段，为防止由于压差不足而造成蒸汽在加热器之间的倒流，必要时关闭正常疏水调节门，采用事故疏水调节门维持加热器水位的正常运行。8、机组只要在跳闸或正常停机时无意外情况发生，真空应一直保持到机组惰走至400r/min以下或到盘车投入为止。在跳闸停机后，一般不希望立即破坏真空，防止排汽部分介质密度突然增加产生一个制动作用而引起叶片事故（危急情况除外）。9、在锅炉冷却过程中，盘车必须投入并严密监视汽轮机上下缸温差42，防止汽轮机进冷汽、冷水。10、冬季滑停，当环境温度小于2时，做好直接空冷系统防冻措施，应开启高、低压旁路，维持直接空冷系统最小防冻流量。3月份间断盘车的规定停机后因汽机检修或厂用电故障需间断盘车，汽机间断盘车按以下盘车规定进行间断盘车：1、 汽轮机第一级金属温度450不许间断盘车。2、 汽轮机第一级金属温度在350450之间，每隔15分钟盘车180。3、 汽轮机第一级金属温度在250350之间，每隔30分钟盘车180。4、 汽轮机第一级金属温度在150250之间，每隔60分钟盘车180。5、 汽轮机第一级金属温度150，允许停止盘车。盘车过程中按以下方法进行间断盘车：如果每“M”分钟盘车180，第一次要在“M/2”分钟时进行盘车180，以后按每“M”分钟盘车180，如果由每“M”分钟盘车180恢复到连续盘车，则在最后一次盘车180后，等待“M/2”分钟进行连续盘车。4月份防止厂用电全停汽轮机断油烧瓦预案一、汽轮机油系统介绍我厂机组正常运行时由主油泵供油，机组启停过程中由交流润滑油泵供油、直流润滑油泵备用。二、保安电源系统介绍我厂保安电源系统有汽机保安PC和锅炉保安PC两段保安母线，配有一台1400KW柴油发电机组，交流润滑油泵、交流顶轴油泵、盘车电机电源取自汽机保安PC段。机组正常运行时保安母线由机组厂用电带，柴油发电机联动备用。如发生厂用电全停，柴油发电机自动起动接带保安母线。从保安母线失压到柴发接待负荷，大约需要12秒钟的时间。每台机组设有一组220V动力用直流系统，两台机组220V直流系统间设有联络可互为备用，直流润滑油泵、直流顶轴油泵、空氢侧直流密封油泵电源取自机组220V直流母线。三、防止厂用电全停汽轮机断油烧瓦预控措施1. 加强油质监督，保证油质合格，油质不合格严禁机组启动。运行中补加油采用与已注油、同一牌号、同一油源、同一添加剂的油品，并且补加油各项性能指标不低于已注油。（检修负责）2. 汽轮机的辅助润滑油泵及启动装置，按运行规程规定间隔15天进行定期试验一次，保证处于良好的备用状态。机组启动前进行辅助油泵联动试验正确。机组停止时，进行辅助油泵启动联锁试验。3. 机组启动定速3000rpm/min后，进行主油泵油泵切换时，停运润滑油泵时，注意监视油压变化情况，发现异常立即启动润滑油泵，查明原因并采取相应措施。4. 主油箱油位保持正常，定期检查回油箱滤网清洁度，定期活动主机润滑油箱油位计，发现系统漏油及时处理。每前夜班记录主油箱远方就地油位。5. 机组启停运行中按运行规程要求控制主机润滑油温。6. 定期抽查化验主机润滑油油质，油质不合格及时通知检修滤油。7. 机组正常运行时要严格监视推力瓦、轴瓦钨金温度及回油温度。8. 油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。9. 直流润滑油泵的直流电流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。10. 安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防检修中遗留杂物堵塞管道。11. 机组大小修中按照轴瓦检修作业指导书仔细检查轴瓦乌金有无磨损、擦伤、剥落、裂纹、脱胎等现象，大修中应对各轴瓦进行金属检验进行确定轴瓦状况。12. 油系统消除缺陷时认真做好防止轴瓦烧损的危险点分析。13. 厂用电全停，柴发联启不成功，主机直流油泵或直流顶轴油泵启动不成功，立即真空紧急停机，减少汽轮发电机组惰走时间。14. 油系统进行操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等）时，应在指定人员的监护下按操作票顺序进行缓慢操作，操作中严密监视润滑油压变化，严防切换过程中断油。15. 润滑油压低时应能正确可靠的联动交流、直流润滑油泵。每次机组启动及停机前必须进行低油压保护试验。16. 每半个月进行一次柴油机启、停联动实验，并对储油箱补油泵进行启、停实验及时对油箱进行补油。17. 每次机组启动前，进行汽机、锅炉保安电源1、2、3号电源开关之间的联动切换实验及柴油机的联启实验。以保证各电源之间的可靠切换。18. 冬季柴油机冷却水温度低柴油机不能可靠联动，应加强柴油机室内汽暖检查，当汽暖工作异常及时调整，必要时投入临时电加热器保证柴油机室内温度。19. 备用中的柴油机加强检查，发现柴油机油位低、蓄电池电压低及柴油机油水回路漏泄等缺陷及时通知检修处理，保证柴油机系统备用状态良好。20. 柴油机备用状态，电气人员加强巡检，特别是开关位置状态、控制回路铅丝等异常报警要及时发现及时处理。21. 电气巡检人员加强蓄电池组、110V、220V直流母线监视，发现异常及时调整处理。22. 加强蓄电池维护，利用大小修期间对蓄电池进行充放电，以保证蓄电池容量完好。23. 检修按检修规程工艺进行检查主机油系统设备，避免正常运行时油系统漏泄主机辅助润滑油泵出口逆止门不严卡涩等缺陷存在。四、厂用电全停处理措施1. 柴发启动成功1) 发生全厂厂用电中断时，应立即检查汽机自动跳闸，否则立即手动打闸停机，按“破坏真空紧急停机”处理。检查负荷到零，汽轮机转速连续下降，确认高中压主汽门、调节汽门、高排逆止门、各抽汽逆止门均联锁关闭，高压缸排放阀开启，同时解除正常运行时各设备连锁。2) 检查主机直流润滑油泵、空、氢侧直流密封油泵、直流顶轴油泵自动启动，否则立即手动启动，各润滑、密封油压正常。3) 电气人员确认柴油发电机自启成功，机、炉保安段备用电源切换正常，保安电源电压正常，否则立即手动启动柴油机，确保保安电源电压正常。4) 机炉保安电源恢复正常后，启动主机交流润滑油泵、氢密封油备用泵、空、氢侧交流密封油泵、交流顶轴油泵运行，停止相应直流油泵运行并投入备用。5) 检查高、低压旁路是否动作，若已打开应立即手动关闭。切断所有进入排汽装置的热水和蒸汽，做好防止汽轮机进冷水冷汽的措施。6) 立即查明厂用电源消失原因，针对原因进行处理，尽快恢复厂用电源系统运行，按规程要求进行其它操作。2. 柴发启动不成功，汽机侧各直流油泵联启正常1) 发生全厂厂用电中断时，应立即检查汽机自动跳闸，否则立即手动打闸停机，按“破坏真空紧急停机”处理。检查负荷到零，汽轮机转速连续下降，确认高中压主汽门、调节汽门、高排逆止门、各抽汽逆止门均联锁关闭，高压缸排放阀开启，同时解除正常运行时各设备连锁。2) 检查主机直流润滑油泵、空、氢侧直流密封油泵、直流顶轴油泵自动启动，否则立即手动启动，各润滑、密封油压正常。3) 电气人员确认柴油发电机不能自启，通知检修处理，尽快恢复保安电源供电。厂用电全停，220V直流母线电压、电流加强监视，事故处理控制在一小时以内，防止直流蓄电池组电量耗尽。4) 注意排汽装置真空，在真空未降至零前，尽量保持轴封供汽。5) 汽轮机惰走时，注意倾听机组内部声音，检查机组振动、胀差、轴向位移、轴承金属温度、润滑油温、油氢压差等参数的变化。6) 待转速到零后，保安电源未恢复供电，应立即组织人员设法进行定期手动盘车。如果手动无法盘车，记录转子静止时间，汽轮机进行闷缸处理。7) 保安电源在一小时内无法恢复供电，立即对发电机紧急排氢，将机内氢压降到0Pa，具备条件对发电机进行气体置换，然后停止密封油系统的运行，密封油系统停止禁止发电机进行气体置换。8) 检查高、低压旁路是否动作，若已打开应立即手动关闭。切断所有进入排汽装置的热水和蒸汽，做好防止汽轮机进冷水冷汽的措施。9) 立即查明厂用电源及柴油机启动不成功原因，针对原因进行处理，尽快恢复厂用电源系统运行，按规程要求进行其它操作。五、我厂针对厂用电全停存在的隐患1. 机组厂启动备用电源可靠性不高，我厂启动备用电源取自500KV系统，没有外接专用电源，一旦两条500KV线路全部跳闸，就会造成全厂停电。据了解我厂准备从4号矿接引35KV电源与我公司35KV母线对接，作为我厂专用紧急备用电源，望尽快实施，提高厂用备用电源的可靠性。2. 机组运行时直流润滑油泵、交流润滑油泵未进行定期试验，不能满足安全评价要求，也不能确保主机交直流油泵控制回路完好。3. 厂用电源消失柴油机启动不成功，真空破坏门失电打不开，电源需要改至系统运行。5月份汽轮发电机组破坏真空紧急停机的条件6.1.1. 机组发生强烈振动（汽轮发电机组任一轴振动达0.250mm）。6.1.2. 汽轮机断叶片或汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。6.1.3. 汽轮机发生水冲击或高中压缸上、下缸温差达56。6.1.4. 汽轮机轴封或挡油环磨擦冒火。6.1.5. 汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟或轴承金属温度升高至下列数值：#1#6支持轴承达113，#7#9支持轴承达100，推力轴承达107。6.1.6. 汽机润滑油压降至0.048MPa，启动交、直流润滑油泵仍无法恢复。6.1.7. 汽轮机主油箱油位急剧下降补油无效，下降至300mm。6.1.8. 汽轮机转速升至危急保安器动作转速（3300r/min），而危急保安器拒动。6.1.9. 汽轮机轴向位移达1.0mm。6.1.10. 汽轮机高中压缸胀差大于+11.1mm或小于-5.1mm 或低压缸胀差大于+27.8mm或小于-4.3mm。6.1.11. 汽轮发电机组周围或油系统着火，无法很快扑灭，严重威胁机组安全运行。6.1.12. 发电机内冒烟、着火或氢气系统发生爆炸。6.1.13. 发电机空侧密封油完全中断无法恢复。6.1.14. 直接空冷系统大面积冻坏无法恢复。6.1.15. 厂用电全部失去。6.1.16. 其它严重威胁机组设备安全运行或人身安全的故障。6月份汽轮发电机组不破坏真空紧急停机条件6.1.17. 除1.1项目之外的机组其它保护达到动作值而保护拒动。6.1.18. 汽轮发电机组无蒸汽运行时间超过1分钟。6.1.19. DCS监控功能全部失去。6.1.20. DEH工作失常，汽轮机不能控制转速或负荷。6.1.21. 仪用空气失去，无法对机组气动阀门、挡板进行控制操作，导致机组无法维持正常运行。6.1.22. 主要汽、水、油管道破裂，无法维持机组正常运行。6.1.23. 发电机定子冷却水导电度达9.5s/cm或发电机定子线圈漏水，无法处理。6.1.24. EH油泵或EH油系统故障，危及机组安全运行。6.1.25. DEH、TSI系统重要运行监视表计故障，致使汽轮机一些重要参数无法监控，不能维持机组正常运行。6.1.26. 汽轮机高压主汽门前主蒸汽压力升高至21.67MPa。6.1.27. 主、再热蒸汽温度之一升高至552566之间连续运行时间超过15分钟，或超过566。6.1.28. 主、再热蒸汽温度在10min内急剧下降50。6.1.29. 高压或中压两侧主汽门前温差达42时间超过15分钟或温差达424小时内重复出现两次或温差达43。6.1.30. 机组满负荷运行时，主蒸汽温度与再热蒸汽温度偏差42或机组负荷接近零时，主蒸汽温度与再热蒸汽温度偏差83（均仅限于再热蒸汽温度低于主蒸汽温度）。6.1.31. 低压缸排汽温度升高至120。7月份汽轮机叶片损坏或断落6.2. 现象6.2.1. 汽轮机内部发出明显的金属撞击声或磨擦声。6.2.2. 机组振动明显增大。6.2.3. 汽轮机监视段压力、级间压差、轴向位移、推力轴承金属温度变化异常。6.2.4. 在蒸汽参数及真空不变工况下，调节汽门开度比以往同负荷时增大，某级叶片后压力异常升高。6.2.5. 若抽汽口处的叶片断落，可能进入抽汽管道卡在抽汽逆止门处造成抽汽逆止门卡涩或进入加热器打坏钢管造成加热器水位异常升高。6.2.6. 机组盘车时有摩擦声。6.3. 原因6.3.1. 叶片本身存在缺陷。6.3.2. 汽轮机过负荷运行。6.3.3. 汽轮机动静部分发生摩擦。6.3.4. 异物进入汽轮机内或汽轮机水冲击。6.3.5. 汽轮机汽缸内零部件脱落，打坏叶片。6.3.6. 蒸汽品质不合格，叶片结垢引起局部过负荷或腐蚀破坏。6.3.7. 运行中叶片水蚀造成叶片强度降低。6.3.8. 汽轮机超速或运行频率长时间偏离正常值，使叶片落入共振转速范围，造成叶片疲劳。6.4. 处理6.4.1. 汽轮机在运行中叶片损坏或断落，不一定同时出现上述全部现象，但发现汽轮机内部发出明显的金属撞击声或磨擦声或机组发生强烈振动，应立即破坏真空紧急停机。6.4.2. 正常运行中如发现汽轮机监视段压力或级间压差异常变化，应立即进行综合分析。若伴随出现在相同工况下负荷下降，轴向位移、推力轴承金属温度有明显变化，或相应轴承振动明显增大时，应立即汇报值长，申请减负荷停机。6.4.3. 如叶片断落打坏加热器钢管造成加热器水位异常升高，按“加热器水位升高”处理，防止汽轮机进水。8月份汽轮机水冲击6.5. 现象6.5.1. 主、再热蒸汽温度或抽汽温度急剧下降，过热度减小。6.5.2. 汽轮机高中压缸上下缸温差增大并报警。6.5.3. 汽轮机胀差减小，轴向位移增大，推力轴承金属温度及回油温度急剧升高。6.5.4. 负荷波动并减小，汽轮机监视段压力异常升高。6.5.5. 抽汽管道上、下壁温差突然增大。6.5.6. 汽轮机内部或蒸汽管道内有水击声或金属噪声，机组或蒸汽管道振动增加。6.5.7. 从蒸汽管道法兰、阀杆、轴封、汽缸结合面等处冒出白色蒸汽或溅出水滴。6.5.8. 盘车状态下盘车电流增大。6.6. 原因6.6.1. 锅炉汽包满水或主蒸汽流量瞬间突增产生汽水共腾。6.6.2. 锅炉燃烧不稳或调整不当。6.6.3. 锅炉汽温调节不当或失灵，造成主、再热蒸汽温度急剧下降，蒸汽带水进入汽轮机。6.6.4. 加热器管束破裂大量漏水或加热器水位调节失灵，造成加热器满水而加热器保护拒动或加热器阀门关闭不严时，水从加热器倒入汽轮机。6.6.5. #7低加满水直接进入低压缸。6.6.6. 除氧器满水倒入汽轮机。6.6.7. 汽机启动或停止时暖管疏水不彻底或疏水不畅。6.6.8. 轴封供汽系统或抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。6.6.9. 轴封供汽温度调节失灵，水进入汽轮机轴封部。6.6.10. 机组启停过程中，高旁减温水故障，通过冷再管道进水。6.7. 处理6.7.1. 上述现象不一定同时出现，运行中如确认汽轮机发生水冲击，应立即破坏真空紧急停机。6.7.2. 主蒸汽温度或再热蒸汽温度不正常下降时，应加强对汽轮机高中压缸上下缸温差的监视，当高中压缸上下缸温差达56时，应立即破坏真空紧急停机。6.7.3. 开启汽轮机本体所有疏水门及有关蒸汽管道疏水门，充分进行疏水。6.7.4. 查明并彻底消除水冲击的原因或隔离故障设备。6.7.5. 准确记录和分析转子惰走时间，并在惰走时仔细倾听汽轮机内部声音，检查机组振动、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、上下缸温差等情况，以确定机组是否可以再启动。6.7.6. 汽轮机转子静止后，立即投入连续盘车，检查转子偏心度及盘车电流的变化。如转子变形严重或内部动静部分摩擦盘车盘不动时，禁止强行盘车，但油系统仍应正常投入。6.7.7. 如惰走时未听出异声和转动部分摩擦声，同时惰走时间、振动、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、上下缸温差及连续盘车均正常，则在发生水冲击的原因消除后并将汽轮机本体、主再热蒸汽管道上的疏水及其它相关疏水彻底疏尽后方可联系值长重新启动。6.7.8. 汽轮机水冲击时，如上述项目明显超限，禁止启动，及时汇报有关领导，由总工决定是否揭缸检查。6.7.9. 汽轮机进冷汽冷水程度较轻，如汽轮机运行参数无明显变化，可以不作停机处理，但必须加强疏水。9月份汽轮机胀差异常6.8. 现象6.8.1. LCD画面汽轮机胀差指示增大。6.8.2. “汽轮机胀差大”报警。6.8.3. LCD画面汽缸绝对膨胀指示比相应工况偏大或偏小。6.8.4. 汽轮机第一级蒸汽温度与第一级金属温度差值增大。6.9. 原因6.9.1. 汽机启动时，冲转蒸汽参数选择不合适，主、再热蒸汽温度与第一级金属温度不匹配。6.9.2. 主、再热蒸汽温度变化速度过快。6.9.3. 增减负荷速度过快。6.9.4. 汽机启动时，暖机时间不够。6.9.5. 轴封供汽温度过高或过低。6.9.6. 滑销系统卡涩。6.9.7. 汽轮机进冷汽冷水或水冲击。6.9.8. 汽轮机轴向位移增大引起胀差异常。6.9.9. 表计失灵。6.10. 处理6.10.1. 发现汽轮机胀差异常时，应立即核对相关表计，确认胀差异常，分析原因，作相应处理。6.10.2. 机组启动过程中，根据第一级金属温度选择合适的冲转蒸汽参数并严格控制。6.10.3. 检查主、再热蒸汽温度是否波动过大、减温水调节门动作是否正常。6.10.4. 机组启动过程中，如正胀差增加较快，应减慢升温、升速、升负荷速度，直至停止升温、升速、升负荷。6.10.5. 机组停止过程中，如负胀差增加较快，应减慢降温、降负荷速度，直至停止降温、降负荷。6.10.6. 机组热态、极热态启动过程中，如高中压缸负胀差增加较快，应适当加快启动速度。6.10.7. 机组启动过程中，应严格按照“冷态启动转子加热规程”暖机时间曲线进行暖机，必要时应适当延长暖机时间。6.10.8. 严格控制轴封供汽温度在正常范围内。如低压缸正胀差增加较快，可适当降低低压轴封供汽温度，但最低不低于121，或适当降低真空。如低压缸负胀差增加较快，可适当提高低压轴封供汽温度，但最高不高于177，或适当提高真空。6.10.9. 认真检查汽缸绝对膨胀，分析滑销系统有无卡涩现象。 6.10.10. 当高中压缸胀差增大至+10.3mm或-4.5mm 或低压缸胀差增大至+27mm或-3.5mm时报警，应结合汽缸绝对膨胀、第一级蒸汽温度与第一级金属温度差值对胀差的发展趋势尽早作出预判并采取快速减负荷等相应措施，使胀差恢复至正常值。6.10.11. 当高中压缸胀差继续增大至+11.1mm或-5.1mm 或低压缸胀差增大至+27.8mm或-4.3mm时，汽轮机胀差保护动作，汽机自动跳闸，否则应立即破坏真空紧急停机。在正胀差异常而进行停机时，应充分考虑泊桑效应对转子长度的影响，停机前尽一切努力缓解胀差异常。10月份汽轮机异常振动6.11. 现象6.11.1. LCD画面机组轴振动、轴承振动指示升高。6.11.2. 机组“轴承振动大”报警。6.11.3. 就地机组振动明显增大，声音异常。6.11.4. 支持轴承金属温度及回油温度可能升高。6.12. 原因6.12.1. 汽轮机启动过程中暖机不良造成振动。6.12.2. 机组启动升速过程中轴承发生油膜振荡。6.12.3. 汽轮机升速在临界转速的共振区域。6.12.4. 汽轮机检修后转子质量不平衡、动静中心不一致或联轴器松动。6.12.5. 机组启动前转子偏心度超过限额。6.12.6. 润滑油压降低、润滑油温或发电机密封油温度过高或过低使轴承油膜破坏或供油中断。6.12.7. 轴承固定不良或损坏。6.12.8. 轴封供汽温度与轴封金属温度严重不匹配，使轴端弯曲。6.12.9. 汽轮机断叶片或内部零件损坏脱落。6.12.10. 汽轮机进冷汽冷水或发生水冲击。6.12.11. 机组动静部分发生磨擦。6.12.12. 机组启动或运行中胀差超过限额。6.12.13. 汽轮机滑销系统卡涩造成膨胀不均。6.12.14. 机组负荷、蒸汽参数骤变。6.12.15. 汽轮机单侧进汽。6.12.16. 排汽装置真空下降引起低压缸中心偏移或末级叶片喘振。6.12.17. 汽轮机在低周波运行时发生叶片共振。6.12.18. 由发电机、励磁机故障引起的振动。6.13. 处理6.13.1. 汽轮机启动冲转及升速过程中如振动异常增大，按下列原则处理：6.13.1.1. 汽轮机冲转前盘车中，转子偏心度应小于0.075mm，否则禁止冲转。6.13.1.2. 汽轮机冲转后，在转速600r/min时，当转子偏心度达0.075mm，应打闸停机，转速降至零后投入盘车，待转子偏心度小于0.075mm，方可重新启动。6.13.1.3. 汽轮机升速过程中，禁止在临界转速附近保持转速或暖机。6.13.1.4. 汽轮机启动升速过程中，在任何转速下，当任一轴振动达0.125mm时，应立即暂停升速并降低转速至轴振动小于0.125mm，进行保持转速暖机1520min，并认真进行听音检查，各项控制指标均正常后重新升速。6.13.1.5. 如由于轴承发生油膜振荡引起机组振动，运行中较难消除，应停机消除油膜振荡后再重新启动。6.13.1.6. 如因安装或检修工艺不良，停机后由检修人员重新调整。6.13.1.7. 汽轮机启动升速过程中，在任何转速下，当任一轴振动达0.250mm时，汽轮机振动保护动作，汽机自动跳闸，否则应立即手动打闸停机。记录转子惰走时间，投入盘车，并分析查明振动原因后，方可重新启动，严禁盲目启动。禁止采用降速暖机或强行升速的方法消除振动。6.13.2. 正常运行中当机组发生不甚强烈的振动或听到可疑声音时，应立即汇报值长，查明原因作相应处理。6.13.3. 检查润滑油压、油温及发电机密封油温度情况是否正常，并按要求进行调整。6.13.4. 检查各轴承金属温度及回油温度是否升高，判断轴承是否损坏。6.13.5. 若由于轴封供汽温度与轴封金属温度严重不匹配，应检查轴封蒸汽系统的运行情况，及时调整轴封供汽温度与该工况下金属温度相匹配。6.13.6. 倾听机组内部声音。6.13.7. 若机组负荷或蒸汽参数变化大引起振动增加，应稳定负荷及蒸汽参数，同时检查胀差、汽缸绝对膨胀、轴向位移、上下缸温差变化情况及滑销系统有无卡涩现象，待上述参数均符合要求、振动恢复正常后再进行变负荷。如发生水冲击，则按“汽轮机水冲击”处理。如轴向位移异常，则按“汽轮机轴向位移增大”处理。6.13.8. 若振动是由发电机引起，应降低发电机有功或无功负荷，查找发电机定、转子电流不平衡原因并消除。6.13.9. 电力系统振荡引起机组异常振动，应立即汇报值长，若振动超限，应紧急停机。6.13.10. 正常运行中，当任一轴振动异常增大达0.125mm时报警，应立即汇报值长，适当降低机组负荷，查明原因予以处理，直至振动稳定减小为止。重新升负荷时应特别注意振动变化，若振动继续增大，禁止升负荷并汇报领导。6.13.11. 在稳定工况下，任一轴振动突然增加0.05mm，一般预示着机组发生了损坏或是故障预兆，应立即采取措施将机组振动稳定在允许限值内，查明原因设法消除，否则应立即手动打闸停机。6.13.12. 若经处理无效，任一轴振动继续升高至0.250mm时，汽轮机振动保护动作，汽机自动跳闸，否则应立即破坏真空紧急停机。6.13.13. 运行中发现汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声，应立即破坏真空紧急停机。运行中发现汽轮机轴封或挡油环磨擦冒火，应立即破坏真空紧急停机。11月份汽轮机轴承温度升高6.14. 现象6.14.1. LCD画面汽轮机轴承金属温度指示升高。6.14.2. “汽轮机轴承温度高”报警。6.14.3. LCD画面汽轮机轴承回油温度指示升高。6.14.4. 机组振动可能增大。6.14.5. 汽轮机轴向位移可能增大。6.15. 原因6.15.1. 冷油器冷却水中断或不足，或冷却水温度高，引起润滑油温度高。6.15.2. 润滑油压力太低或轴承进油、回油不畅。6.15.3. 润滑油温异常变化造成轴承油膜破坏。6.15.4. 润滑油质恶化。6.15.5. 机组振动大造成轴承油膜破坏。6.15.6. 轴承损坏。6.15.7. 机组负荷急剧变化，如甩负荷或负荷突然大幅度上升，引起轴向推力异常增加。 6.15.8. 汽轮机进冷汽冷水严重时，引起推力轴承过负荷。6.15.9. 表计失灵。6.16. 处理6.16.1. 发现汽轮机轴承温度升高时，应立即核对相关表计，确认轴承温度升高，查明原因作相应处理。6.16.2. 各轴承温度普遍升高，应检查润滑油温度和润滑油压力是否正常。若润滑油温度高，应检查冷油器冷却水调节门自动调节情况及开式冷却水系统运行情况，按“汽机润滑油温度高”处理。若开式冷却水中断不能迅速恢复，润滑油温度持续上升，应立即破坏真空紧急停机。6.16.3. 若润滑油压力低，应按“汽机润滑油压下降”处理。6.16.4. 若冷油器冷却水调节门自动调节失灵引起润滑油温异常变化，应将油温调节切至手动，必要时用冷却水旁路门调节汽机润滑油温，并通知热控人员处理。6.16.5. 若为油质变差，应联系化学化验油质，加强油质监督，分析油质恶化原因并消除，保持润滑油净化装置连续运行，必要时启动润滑油净化装置真空薄膜过滤分离系统或通知检修滤油。6.16.6. 如机组振动增大，应按“汽轮机异常振动”处理。6.16.7. 个别轴承温度升高，应检查轴承回油流动情况，用听针倾听轴承有无金属磨擦声，会同检修人员一起查找原因，正确判断轴承是否断油或损坏。6.16.8. 如推力轴承金属温度或回油温度升高，应检查轴向位移是否正常，并按“汽轮机轴向位移增大”处理。6.16.9. 汽轮机轴承温度升高时，应加强对轴承金属温度及回油温度、机组振动、轴向位移、润滑油温度、润滑油压力、润滑油质等参数的监视。6.16.10. 当汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟，应立即破坏真空紧急停机。6.16.11. 当汽轮发电机组任一轴承温度达下列规定值：#1#6支持轴承金属温度达113，#7#9支持轴承金属温度达100，推力轴承金属温度达107，应立即破坏真空紧急停机。12月份排汽装置背压升高6.17. 现象6.17.1. LCD画面排汽装置背压指示升高，就地排汽装置真空指示下降。6.17.2. “排汽装置背压高”报警。6.17.3. LCD画面及就地低压缸排汽温度指示升高。6.17.4. “低压缸排汽温度高”报警。6.17.5. LCD画面及就地凝结水温度指示升高。6.17.6. 空冷风机投自动时，空冷风机转速升高。6.17.7. 相同负荷下主蒸汽流量增加，监视段压力升高。6.18. 原因6.18.1. 直接空冷系统故障，空冷风机控制系统或空冷风机故障、蒸汽分配阀误关、直接空冷系统散热器表面脏污或大量管束冻结。6.18.2. 风向、风速变化、环境温度过高。6.18.3. 真空泵跳闸而备用真空泵未联动或真空泵运行失常，工作水温高、气水分离器水位过高或过低。6.18.4. 轴封蒸汽系统故障，轴封供汽压力低或中断、轴封供汽带水或轴加水封破坏。6.18.5. 排汽装置水位调节失灵、凝泵故障等，造成排汽装置热井水位过高。6.18.6. 真空系统管道或设备漏泄或损坏，真空系统漏空气。6.18.7. 低压缸安全门、排汽管道防爆门破损。6.18.8. 真空破坏门误开或不严。6.18.9. 真空系统阀门水封、凝泵密封水失去。6.18.10. 真空系统阀门（真空系统各放水门、放气门等）误开或不严。6.18.11. 凝结水储水箱水位过低。6.18.12. 旁路系统误开。6.18.13. 运行中有大量的高温蒸汽或疏水进入排汽装置或疏水门误开。6.18.14. 排汽装置热负荷过大。6.19. 处理6.19.1. 发现排汽装置背压升高，应迅速对照低压缸排汽温度变化及就地真空表，只有在各背压表指示升高同时低压缸排汽温度也相应升高，方可判断为排汽装置背压真正升高。6.19.2. 排汽装置背压升高时，应立即查明原因作相应处理，设法恢复排汽装置背压，并汇报值长。6.19.3. 排汽装置背压升高时，应检查当时机组有无影响背压的操作，有这种操作时，应立即停止操作或恢复原运行方式，使背压恢复正常。6.19.4. 检查直接空冷系统是否正常：6.19.4.1. 各空冷风机投自动时应自动升高转速，若风机控制系统故障，风机转速过低，应切至手动将转速升高，通知热控人员处理。6.19.4.2. 若空冷风机跳闸，应立即手动增加其它风机的转速以维持背压正常。若由于电气故障导致空冷风机部分或全部跳闸，应立即减负荷运行，同时查明原因，汇报值长，通知检修人员处理。6.19.4.3. 检查蒸汽分配阀是否误关，如误关应立即开启。6.19.4.4. 若直接空冷系统散热器表面脏污，应及时进行清洗。6.19.5. 检查真空泵运行是否正常。如运行真空泵跳闸，应检查备用真空泵自动启动，否则立即手动启动。如真空泵出力下降，应立即启动备用真空泵，停止故障泵并关闭入口气动门。若真空泵都故障，应采取措施恢复真空泵运行，并根据真空相应减负荷或故障停机。6.19.6. 检查轴封蒸汽系统是否正常：6.19.6.1. 如轴封供汽压力低，排汽装置背压缓慢升高，应立即查明原因，采取措施恢复正常轴封供汽压力，否则按规定减负荷停机。6.19.6.2. 如因轴封供汽中断无法恢复，排汽装置背压急剧升高，应立即破坏真空紧急停机。轴封供汽中断时应注意监视汽机高中压缸、低压缸负胀差不得超限，否则立即破坏真空紧急停机。6.19.6.3. 轴封供汽带水时应开启疏水门加强疏水，查看并关闭低压轴封供汽减温水调节门。6.19.6.4. 检查轴加水位是否正常，如轴加水封破坏，应及时向轴加水封注水，恢复正常水封。6.19.6.5. 如果轴封加热器严重漏泄，无法维持轴封蒸汽系统运行，汇报值长，立即故障停机。6.19.7. 检查排汽装置热井水位是否正常。如水位过高，应关闭排汽装置水位调节门，根据除氧器水位开大除氧器水位调节门或开启热井排放门，如凝泵故障造成排汽装置热井水位过高，应立即启动备用凝泵。排汽装置水位异常升高至2600mm时，应立即故障停机。6.19.8. 检查真空系统管道或设备是否漏空气，如真空系统漏泄或损坏，应立即隔绝故障设备与系统或采取措施设法堵漏，并通知检修人员处理。排汽装置背压无法维持时，按规定减负荷停机。6.19.9. 检查低压缸安全门、排汽管道防爆门是否破损，如破损应联系检修人员处理。6.19.10. 检查真空破坏门是否误开或不严，如误开应立即关闭严密，并调整真空破坏门水封正常。6.19.11. 检查真空系统阀门水封、凝泵密封水是否正常投入，盘根是否漏空气。6.19.12. 检查真空系统阀门是否误开或不严，如误开应立即关闭严密。6.19.13. 检查凝结水储水箱水位是否正常，如水位过低，应立即向凝结水储水箱补水至正常水位。6.19.14. 检查旁路系统是否误开，如误开应立即手动关闭。6.19.15. 检查是否有大量的高温蒸汽或疏水进入排汽装置，疏水门是否误开，设法恢复正常。6.19.16. 当真空泵入口门前压力升高至12KPa时，应检查备用真空泵自动启动，否则立即手动启动，保持三台真空泵并列运行。6.19.17. 如采取措施无效、排汽装置背压继续升高至48KPa，应汇报值长，迅速根据不同负荷下对应的最大运行背压值（背压保护限制曲线）及背压升高的速度和幅度开始减负荷。若背压缓慢升高，应酌情减负荷，维持背压在60KPa以下；若背压快速升高，应快速减负荷，尽量维持背压在60KPa以下。6.19.18. 若经减负荷无效，排汽装置背压继续升高至65KPa或达到背压保护限制曲线停机值延时15min时，汽轮机低真空保护动作，汽机自动跳闸，否则应立即手动打闸停机，按“不破坏真空紧急停机”处理。6.19.19. 排汽装置背压升高时，应特别注意低压缸的振动情况，发现汽机振动明显增大时，应采取减负荷的方法来消除振动，如减负荷无效且振动继续增大超限时，立即故障停机。6.19.20. 排汽装置背压升高过程中，应密切注意低压缸排汽温度，当排汽温度升高至70时，检查低压缸喷水门自动开启，否则立即手动开启，当排汽温度达120，应立即手动打闸停机。6.19.21. 排汽装置背压升高过程中，应注意监视段压力、轴向位移不超限。6.19.22. 排汽装置背压升高过程中，高、低压旁路应切至手动，禁止开启旁路系统。因背压高停机时，切断所有进入排汽装置的热水和蒸汽。