防止汽轮机进水措施

防止汽轮机进水措施（共5篇）

防止汽轮机进水措施 篇1

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。

防止汽轮机进水措施 篇2

1.1 高中压缸上、下缸温差明显增大, 又或是其以非常迅猛的速率增加。

两个缸的温差在设备合理运作的时候, 一般不大于42℃, 而且其变动性也不会大于5℃/分钟, 假如大于这两种限制的话, 就要通过合理的方法来处理。

1.2 主、再热蒸汽温度突降, 过热度减小。

主汽温度要高于汽缸最高金属温度50度, 蒸汽过热度不低于50度, 主汽温度变化率在5℃/分钟的范围之类的信息都是工作者要认真分析的。

1.3 汽轮机振动增大。

其中进入了水分等, 导致一些气温非常高的, 金属材质的零件在短时间中因为手冷而发生收缩现象, 此时就会出现变形, 机组非常距离的振动, 动静部分轴向和径向碰磨, 所以, 当其运作合理的时候, 如果出现了轴振不合理的变化的话, 一般就是有水分进入其中而导致的。

1.4 抽汽管道发生振动。

当其中进入水分的话, 饱和蒸汽产生的气锤效应和金属材料热变形都会产生管道的强烈振动, 即如高加投运过快造成的管道振动, 不仅会干扰到装置, 同时还有可能带来伤亡现象。

1.5 盘车状态下盘车电流增大或盘车跳闸。

当设备启动或者是停止的时候, 盘车电流变化一般3-5A, 此时汽封和转子之间互相扰动就会发生跳闸之类的问题。

1.6 具体的进水案例分析

某台600MW超临界机组为一次中间再热、单轴、三缸、四排汽凝汽式汽轮机, 直流锅炉。29日滑参数停机, 18点30分机组解列投盘车, 电流29.2A正常。机组解列前, 就地打开一、二、三段抽汽电动门前疏水手动门、高中压导汽管疏水手动门、高中压本体疏水手动门和机侧主再热汽管道疏水手动门;之后, 真空到零就地关闭轴封减温水手动门。21:03高排管道上下壁温度分别由185℃和195℃开始下降, 下壁温相对上壁温下降较快, 至21:44下壁温降至103℃, 至23:57上壁温降至100℃并稳定下来。30日2:00工作者看到温差为34℃, 感觉汽缸中有冷汽, 2:30盘车跳闸, 电流最大至75A, 高压外缸上下壁温度分别为254℃和190℃, 3:10最低下缸105℃、上缸254℃;当里面存水以后, 工作者对设备和体系开展全面的闷缸活动。

2 导致问题发生的关键要素

2.1 锅炉主、再热蒸汽温度失控或主蒸汽流量瞬间突增;

在启动的时候, 压力快速的增加, 或滑参数停机过程中降压降温速度过快, 此时过热温就开始下降, 有时候会趋于饱和, 使得管线中出现水分。

2.2 汽轮机回热系统加热器水位高、除氧器满水, 同时保护设备不运作, 导致水通过抽气管线重新回到设备中, 形成水的影响力。

2.3 在运行的时候, 供汽管线运作不合理, 或者是没有得到有效地暖管, 其中存在水分。

当期停止的时候, 替换到备用的上, 由于处理不合理使得轴封供汽带水。

2.4 机组滑参数停机后, 没有进行正确的闷缸活动, 未在规定的时间中将阀门闭合, 导致气缸中流进了冷气。

2.5 因为不正确的活动, 或者是没有将阀门紧闭, 此时无法将再

热器中的水合理的切除, 这样残存在其中的水就会流到高压缸里面。如果机组活动的话, 残存的水就会被引入设备中。

2.6 高旁减温水在高旁关闭后不能联关, 又或者是因为阀门无法紧闭, 凝结水泵运行的情况下自再热冷段进入汽缸。

当上面讲述的这些机组中存在水分之后, 通过细致的分析, 发现关键的要素是, 当它停止运行之后, 电泵是工作状态的, 抽头阀没有闭合, 锅炉A侧再热减温一直有4.3吨流量, 直到30日3:10停止电泵流量才到零。

3 关于反措和导则是如何避免水分进入的

3.1 运行中主、再热蒸汽温度突降超规定值或下降至极限值, 要赶紧的停运设备。

3.2 如果盘车里有水的话, 要确保其活动, 直到它的两个缸的温

差合理。而且要认真的开展设备的声响等的监测活动。

3.3 设备在升速的时候, 如果出现了水分的话, 要赶紧的将其停运。

3.4 当设备运作的时候, 它的进水监测如果出现反应的话, 就要立即的分析具体的要素, 而且认真的处理。

假如振动等的变化导致其出现问题的话, 要赶紧将设备停运。

4 非常显著的逻辑分析

4.1 高压主汽门前、主蒸汽导汽管侧疏水门:汽机跳闸或负荷<10%联锁开, 负荷>15%联锁关。

4.2 高排逆止门前后均有一个疏水门, 每个门自带有两个疏水罐, 设置两个开关, 高液位的以及相对应的。

高排逆止门前疏水门:汽机跳闸或负荷<10%或高排逆止门已关或疏水罐水位高联锁开。

4.3 再热蒸汽热段管道疏水门:汽机跳闸或负荷<10%联锁开;负荷>15%或疏水罐水位低联锁关。

5 避免进水的方法简述

5.1 CRT画面上增加主、再热蒸汽过热度报警。

当前主蒸汽压力下对应的饱和温度与主蒸汽实际温度的偏差低于50发出报警。主蒸汽管道上的疏水门, 最好按照以下进行:

5.1.1 如果过热度控制在35℃之中的时候, 此时疏水阀自行运行。

5.1.2 假如该温度超过了50℃时, 此时疏水阀自行闭合。

5.2 增加凝汽器水位高联开#5低加出口排水电动门的逻辑, 避免因为其水位太高而发生问题。

5.3 增加主汽温度、再热汽温度、等温差的变化率显示, 如果升高到预警值的时候, 就会自行的预警。

5.4 安装液位罐测量水位的, 设置液位高报警联开疏水门逻辑, 确保液体预警的时候, 是红色的显示。

工作者要在规定的时间中分析水位的稳定性特征, 为了避免开关无法运作, 或者是电级出现外泄现象等, 要有充足的备件。

5.5 当装上TSI体系的探头之后, 要留下最初的安装信息的记载资料, 这样便于后续的分析活动。

5.6 要准备好齐全手动盘车要用到的所有的装置设备。

6 当设备进入之后的应对方法

假如设备在运作的时候, 明确其中存在水分的话, 要赶紧使设备停运, 当设备停止之后, 要即刻的开始运行盘车装置, 要防止中途的时候其出现停顿。要将导管等运行。假如因为加热器中有充足的水分而导致问题发生的话, 要赶紧将这个装置停止运行。要记载其惰走活动的用时, 要监听设备的运作声响。假如轴位移大于规定的数值的话, 该时限变少的话, 要将设备停止, 然后全面的分析。假如该时间是合理的话, 别的没有不正常的状态的话, 要将设停运重启, 不过要开展好疏水活动。

如果盘车出现了掉闸现象的话, 或许是由于大轴早就出现了弯曲, 然后撞击到摩叶顶就出现了不利现象。这个时候, 应该认真地记载所有的电压数据, 结合探头自身的特性, 结合间隙电压出现的改变来明确其弯曲的性质, 也能够将它看成是手动盘车时的参考信息, 这个时候不应该将油泵停运, 这主要是因为如果停止的话, 会使得无法判定弯曲的方位。

如果察觉其中存在水分以后, 要赶紧的开展闷缸活动, 也就是要闭合全部的疏放的阀门。如果两个缸的温度差值不是很大, 能够手动盘车后先将转子反转180℃, 当时间超过一个钟头之后, 然后再进行一样的反转活动, 如果明确手动的盘车非常简单的话, 可以运行电动性质的。

参考文献

[1]国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求2000年.[1]国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求2000年.

火力发电厂汽轮机汽缸防进水措施 篇3

关键词：汽轮机；进水；原理；处理

中图分类号：TK268 文献标识码：A 文章编号：1000－8136（2012）03－0052－02

汽轮机汽缸进水是危害机组安全稳定运行的重大故障，《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发［2000］589号）中明确要求电力生产企业应制订严格措施予以防范，本文对火电机组汽缸进水案例的分析，可为电厂预防和处理机组类似故障提供参考和帮助。

1 汽缸进水现象及常见方式

1.1 高旁减温水进入高压缸

因高旁减温水阀门关闭不严或隔离阀卡涩，高旁减温水通过高压缸排汽管道逆向流入高压缸，造成机组缸温骤降。

如某厂300 MW机组正常停机过程中，检查发现因高旁减温水隔离阀卡涩，停机过程中高旁蒸汽量逐渐减少，由于没有及时调整减温水，超量的高旁减温水却经高缸排汽管道不断逆流进入高压缸，导致缸温剧降80 ℃。

1.2 再热器减温水进入中压缸

再热器减温水阀门卡涩或关闭不严，减温水经中压进汽管道进入汽缸。

某厂200 MW机组正常停机过程中，因炉侧右侧再热蒸汽二级减温水调整门卡涩，来自给水泵的高压减温水随再热蒸汽进入中压缸，导致中压缸下缸温度突降83 ℃。

1.3 加热器泄漏，高压疏水经低压疏水管路、低压抽汽管路进入汽缸

因某些原因，高、低压加热器汽侧进水会经汽缸抽汽管道返流至汽缸内；或者因高压疏水与低压疏水连接在同一根管道上，高压疏水因压力高会以湿蒸汽方式进入低压疏水管路，经低压抽汽管路逆流进入汽缸，引起汽缸下缸温度快速下降。

1.4 凝汽器满水淹没汽缸，轴封减温水通过轴封进入汽缸

运行中，因操作控制不当或凝汽器换热管泄漏导致凝汽器满水，以及流量过大的轴封减温水通过轴封进入汽缸。这些情况在电厂机组启、停过程中较易发生。

2 汽缸进水原因分析

从上述故障中机组进水方式可以看出，汽缸进水的水源主要来自给水和凝结水。由于给水压力很高，一旦形成进水通道，进水量會较大，造成的后果较严重。一般情况下，汽轮机汽缸进水的原因主要有以下方面：

2.1 设备状态不良

重要阀门长期运行后因腐蚀、杂质进入，出现关闭不严或卡涩情况，过量减温水随蒸汽进入汽缸。汽缸的抽汽电动门不严，湿蒸汽逆流入汽缸中。某些机组中与汽缸相连容器或管道的温度测点不全或故障，无法监测重要管道内部工质的状态，运行人员不能及时发现有低温工质进入缸内。

2.2 运行操作不当

汽轮机停运、停止抽真空后，若汽轮机系统中的一些疏水门操作失误，缸内疏水排出不畅，也会造成汽缸下缸温度快速下降的情况。

2.3 监督检查不力

机组停运后，运行人员容易放松警惕，忽略对重要对象的监视。机组停运、启动盘车后，运行人员对汽缸温度及相关设备、运行参数监视不足，加热器水位、凝汽器水位上升及汽缸温度变化大等异常情况没有被及时发现或迅速处理，直到盘车突然跳闸时才被发现，造成了事故的扩大。

2.4 运行参数控制不当

运行人员经验不足，运行各专业间沟通不够，各系统交叉作业等，容易发生因运行参数控制不当而造成汽缸进水故障。如辅汽联箱汽源切换时偶发蒸汽参数低时，会引起轴封供汽参数降低，运行人员没有及时调整运行方式导致轴封进水；又如在锅炉进行上水、打压试验时，汽轮机侧往往会因没有采取足够的防范措施而引发汽缸进水。

3 汽缸进水后的处理措施

3.1 常规处理措施

发现汽轮机汽缸进水后，一定要按照事先制订的事故处理措施及时处理，避免事故扩大。如果机组在运行期间发生了汽缸进水，应立即破坏凝汽器真空紧急停机。若由于加热器满水或除氧器满水引起汽缸进水，应立即停用加热器及除氧器。停机时要注意观察、记录机组惰走时间，仔细听机内声音。如果发现轴位移超限、惰走时间缩短应及时停机检查。如惰走时间正常，且无其他异常，机组可重新启动，但启动时要充分疏水，冲转前连续盘车时间应≥4 h。

3.2 盘车无法启动时的处理措施

当缸内动静部件间隙发生很大变化，出现动静接触时，可能会导致盘车无法正常启动。

盘车掉闸后无法再次启动时，可能是汽轮机大轴已经弯曲，因碰磨叶顶汽封造成了盘车电机过电流。此时应当记录各轴瓦振动探头间隙电压值，根据间隙电压的变化判断大轴的弯曲程度。盘车无法启动期间，建议顶轴油泵继续运行，便于分析判断大轴的弯曲位置。

3.3 维持汽缸上、下缸温差（不增大）的方法

维持汽缸上、下缸温度不增大（闷缸）的实质就是切断进入汽缸的冷源，争取维持或减小汽缸上、下缸温差，排除温差对转子弯曲度造成进一步的影响。闷缸操作的基本步骤和要求如下：①破坏真空到0 kPa，关闭汽轮机本体疏水门，进行闷缸；②关闭各段抽汽管的隔离门和疏水阀；③停止轴封供汽，在汽缸轴封或汽缸的漏气处，用保温棉进行封堵，防止进冷气；④油系统、顶轴系统维持运行，减轻瓦面损伤。

若采取上述措施后，转子仍无法盘动，说明转子可能发生永久弯曲变形，不可贸然启动机组，应做好揭缸检查的准备。

3.4 机组汽缸进水处理

本文1.1节中所述的第一个案例，停机10 h后盘车跳闸，无法再次投入。检查发现高旁减温水经高排进入高压缸内，致使汽缸下壁温骤降240 ℃以上。上、下缸温差过大，下缸急剧收缩，1号机组转子与汽缸动静部分抱死。

现场处理时，及时切断了进水点，排出缸内积水后，关闭了本体所有疏水阀门进行保温闷缸，并维持润滑油、顶轴油系统运转。采取闷缸措施20 h后，该机组上、下缸温差恢复正常，动静部分基本脱离，从定时手动盘车过渡到电动盘车。就地监听缸内碰磨情况、监测大轴弯曲度变化。经过一段时间连续盘车，转子弯曲度逐渐恢复至正常值，就地监听也无异音。该机组数日后1次启动成功，汽轮机各瓦轴振均达到优良值（＜80 μm），机组整体运行稳定，取得了良好的处理效果。

4 汽缸进水的防范措施

（1）汽轮机组运行中应加强重要设备、部件的维护，保证重要阀门（如主蒸汽进汽阀、再热蒸汽进汽阀，轴封、抽汽、高排等与汽缸系统连接的阀门及重要减温水阀门）的动作灵活可靠、关闭严密，发现缺陷及时消除。

（2）完善缸温和与汽缸相连管道的温度测点，确保指示正确。机组启动、停运过程中不得放松对主要缸温测点、与汽缸相连管道温度测点的监视，以及对高、低压加热器、排汽装置的水位监视，发现问题及时汇报、排查处理。

（3）运行人员应加强业务学习，熟练掌握防止汽缸进冷汽的相关技术措施。在停机后缸温低于150 ℃前，要严密监视、定时记录汽缸内缸壁温、大轴弯曲值、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等参数，加强对加热器、排汽装置的水位监视，坚持对汽水系统巡回检查，发现异常应认真分析、及早汇报、尽快处理。

（4）有关人员应当具备和熟练掌握以下知识：转子安装原始弯曲的最大晃度值、机组正常运行的波特图和盘车电流、正常停机惰走曲线、正常停机后汽缸金属温度下降曲线、通流部分轴向和径向间隙，以处理故障。

（5）机组启、停过程中投高旁时，要严密监视高旁后温度和高旁逆止阀附近温度，根据温度情况及时关闭减温水阀门。机组停运过程中，高旁汽侧关闭后，应及时关闭高旁减温水手动阀。机组启动和低负荷时，不得投入再热蒸汽减温水，在锅炉灭火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。

5 结束语

汽轮机汽缸进水是危害机组安全稳定运行的重大故障，《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发［2000］589号）中明确要求电力生产企业应制订严格措施予以防范，本文对火电机组汽缸进水案例的分析，可为电厂预防和处理机组类似故障提供参考和帮助。

参考文献：

［1］梁振明，乔永成.汽轮机启停过程中上下缸温差增大的控制［J］.中国电力，2010（08）.

［2］李志翔.浅析汽轮机高中压缸温差大原因［J］.科技资讯，2007（27）.

（编辑：尤俊丽）

The Water Inlet Measures of Steam Turbine Cylinder in Thermal Power Plant

Zhao Xia

Abstract: The steam turbine as one of the main power plant equipment, control systems throughout the electricity production has always been, its performance will directly affect the safe, economical and stable operation of the turbine group and grid. The article describes a cylinder of water phenomena and common way, analysis of the cylinder inlet reason, measures to deal with the cylinder water.

Key words: steam turbine; water inlet; principle; processing

防止汽轮机进水措施 篇4

1 事故现场介绍

某电厂的汽轮机组处于正常运行时, 对其进行了一次负荷急剧下降的操作, 随后恢复正常运行, 结果出现机组润滑油箱油位异常升高的现象。未到24h的时间, 油箱油位升高已经达到了10cm, 由专业技术人员检查之后发现, 大机油箱中润滑油的上面漂浮着一层油花, 油花的颜色为乳白色;并且汽轮机轴承的油位观察窗上面也能够明显的看到一层油花, 油花的颜色也是乳白色;润滑油中进水之后, 润滑油的油压有一定的下降;轴瓦的温度与之前相比更高;油净化气疏水量与之前相比也有所增大, 对其给予外挂大功率真空滤油机处理, 油位的上升趋势得到一定的控制;与此同时, 技术人员在检查的过程中还发现, 在机组负荷发生变动的时候, 润滑油箱的油位也会产生很大的变化。

2 汽轮机润滑油箱系统介绍

2.1 润滑油系统

该电厂的汽轮机润滑油箱润滑油系统的组成部分结构如下:阀门、加热器、汽轮机主轴驱动的主油泵、盘车装置、顶轴装置、油箱、冷油器、油位指示器、逆止门、排烟系统、事故油泵、润滑油泵、滤网还有各种规格不锈钢管道及监测仪表等。其功能和作用主要有下面这两个:一方面, 为汽轮机发电机轴承提供润滑油, 另一方面, 对保安系统的压力油进行调节。

2.2 轴封系统

该电厂的汽轮机润滑油箱轴封系统是采用具有自动调节装置的闭式轴封系统, 其组成部分主要包括轴封加热器、轴端汽封、有关管道组成的闭式轴封系统、供汽母管压力调整机构还有减温器等。

该机组采用的是自密封汽封系统, 如下图1所示:这个机组系统中, 包含有四个阀门站, 这四个部分一个是低压阀门站;一个是高压阀门站, 一个是溢流蒸汽阀门站, 还有一个是辅助蒸汽阀门站, 他们具有协同作用, 共同调节供汽汽源站, 在系统的作业中, 首先由高、中压缸轴端汽封的漏汽通过喷水来将温度降低下来, 然后以抵押轴端汽封的形式进行传输, 最后供应给汽轮机汽封系统, 在这个过程中, 若出现了多余的漏汽, 那么此时溢流蒸汽阀门站就会发挥溢流作用, 将漏汽转移到低压加热器或凝汽器。除此之外, 轴封系统中还增加了旁路自动调压装置的设计, 它的主要作用是, 如果机组系统在运行中, 如果发现轴封供汽压力过高, 系统的安全运行会受到影响, 那么溢流阀会自动开大, 这样部分轴封用汽就会通过溢流阀进入凝汽器, 从而减小供汽压力, 直至压力值为适宜为止;而如果在运行中出现轴封供汽压力太低的时候, 溢流阀会自动关小, 通过这种方式来使供汽压力升高。

3 原因分析

汽轮机润滑油进水会引发润滑油乳化, 严重影响润滑油油质, 不利水泵组的正常运行。通过多次的启动和停运阶段分析, 笔者发现导致汽轮机润滑油进水的原因有以下几点:1) 外部因素导致油箱进水:油箱顶部盖板未盖好, 润滑油与空间接触, 空气中水分被润滑油吸收;补油中含水量大。2) 润滑油冷油器内部管束内漏。3) 由于接合面变形, 气缸无法严密密封, 泄漏的蒸汽容易进入轴承室。4) 油箱排烟风机出现故障, 油烟无法及时排出, 继而导致主油箱负压增大。5) 轴封因安装不当或运行故障出现较大漏汽, 且此时轴承油档有较大的间隙, 继而导致轴承室进入大量泄漏的蒸汽。6) 加大轴封供气是维持机组真空度最主要的手段, 但随着供气的增加, 轴封也更容易漏气, 本来应该进入冷凝器的漏气, 在这种情况下就会通过轴承箱油档进入润滑油。

4 解决途径

我们为了更加深入的分析汽轮机润滑油箱进水原因, 必须要做好以下工作:1) 对现场进行检查, 排除气缸密封不严、油箱顶部盖板未盖好等外部原因导致的润滑油进水;对新油进行化验, 排除补油中含水量大的原因。2) 通常情况下油压高于水压, 所以说即使冷油器管泄漏, 冷却水也不会进入冷油器管中, 而是润滑油进入冷却水中, 所以说如果存在泄漏多以油位下降为主, 但也可能因操作不当导致冷油器在通油之前进水, 不过这种润滑油进水的危害并不大, 因为进水是暂时的。3) 调整油箱排烟风机的进口风门, 观察油位, 确保能控制油位的上升, 必要的情况下可外挂真空滤油机, 以保持汽轮机回油系统处于微正压状态, 避免润滑油再次进水。4) 根据验收记录检查安装过程, 查看是否按照厂家设计下限来调整轴封间隙, 以排除轴封间隙过大的原因。经综合分析发现汽轮机轴封问题是导致润滑油箱进水的原因, 该原因也是导致润滑油箱进水最复杂的原因, 为了对该原因有一个系统、充分的认识, 本文进行了轴封试验, 从而揭示容易引起汽轮机润滑油箱进水的几个因素, 以及这些因素之间的相互关系。轴加真空度受轴加风机出力的影响。轴加风机容量与轴封加热器壳侧的真空正相关, 轴加真空受不断增加的风机出力的影响越来越小。轴加真空度、轴加供汽压力与低压缸轴封冒汽直接相关, 所以应根据厂家的设计上限来限定机组的轴封供汽压力。同时, 注意操作, 尤其是变工况运行操作, 避免润滑油进水。轴封供汽压力与汽轮机真空严密性直接相关。随着轴封供汽压力的升高, 汽轮机真空度升高, 继而导致轴封加热器真空度升高。

摘要：汽轮机润滑油箱在各大生产工厂中得到广泛应用, 其正常运行直接影响汽轮机的运行。而进水是汽轮机润滑油箱较为常见的故障, 因此, 加强汽轮机润滑油箱进水处理方法的研究尤为重要。本文则首先分析汽轮机润滑油箱进水原因, 然后提出解决方法。

关键词：汽轮机润滑油箱,进水原因,处理方法

参考文献

[1]李志刚.电厂汽轮机润滑油进水原因及预防措施分析[J].数字化用户, 2014.

国产汽轮机转子防止弯曲方案 篇5

随着科学技术的进步和材料技术的发展, 汽轮机进汽的主蒸汽温度和蒸汽再热温度呈逐步升高趋势, 但随着温度的升高, 材料的力学性能有所下降, 造成转子 (尤其中压转子) 蠕性变形弯曲, 这一方面会使转子产生很大的离心力, 易引起机组振动偏大, 另一方面容易造成汽轮机动静摩擦。导致中压转子弯曲的原因如下:一是机组的材料性能不过关;二是在机组的原始设计中, 没有考虑增加冷却蒸汽系统或冷却结构, 因而使机组在运行中发生大轴弯曲, 最终导致转子永久弯曲。针对以上原因, 为防止转子 (尤其中压转子) 弯曲, 除了采用高温性能较好的材料之外, 还应采用蒸汽冷却技术和相应的冷却结构设计。本文重点介绍了4种在300MW、600MW、1000MW机组中应用的冷却结构设计方案, 以降低再热蒸汽所包围的中压缸进汽口处的叶片根部的温度和转子的温度, 提高受影响区域的叶根和转子的蠕变强度, 减少转子弯曲的可能性。

2 亚临界300MW机组冷却技术

亚临界300MW机组冷却蒸汽系统是采用美国西屋公司技术, 使调节级后的一股蒸汽反向流动通过调节级叶轮根部的平衡孔, 来冷却高压转子及蒸汽室;另一股蒸汽通过高压平衡环汽封漏进高压外缸和高压内缸的夹层, 来冷却高压进汽部分及高压内缸外壁;然后经过冷却蒸汽管进入中压进汽平衡环第一道汽封的后部, 与另一股漏进中压进汽平衡环汽封蒸汽汇合, 漏进中压第一级冷却中压转子, 中压内缸与中压外缸的夹层中有来自中压5级后的冷却蒸汽来冷却中压外缸内壁和内缸外壁。

3 亚临界600MW机组冷却技术

亚临界600MW机组冷却蒸汽系统是在高中压分缸的基础上, 为降低中压进汽区域的温度, 由来自高压排汽来的冷却蒸汽, 通过冷却蒸汽管道进入中压部分, 利用中压叶轮与正反向纵树型叶根的预留间隙流动, 来冷却中压第1级叶根, 从而达到防止中压转子弯曲的目的。

4 600MW超临界、超超临界机组蒸汽冷却

600MW超临界、超超临界机组冷却蒸汽系统是在三菱公司高中压合缸结构基础上, 由来自调节后的节流蒸汽为高中压转子中压进汽部分进行冷却, 冷却蒸汽覆盖在高中压转子中压部分的表面, 使得高温再热蒸汽不会接触转子。高中压缸采用双层缸, 高压缸的低温蒸汽有一部分直接通过内缸和外缸的夹层, 进入中压进汽口, 以降低内外缸的温差及压差, 从而冷却中压第1级叶根, 有效防止了中压进汽区域由于鼓风导致的温度升高, 既消除了转子发生大轴弯曲的可能, 又可以延长转子的设计寿命。

5 1 000MW超超临界机组蒸汽冷却

1 000MW超超临界机组冷却蒸汽系统是在东芝公司高中压分缸结构基础上, 为降低中压进汽部分前几级的温度, 设计了中压转子冷却蒸汽系统, 来自高压排汽的冷却蒸汽, 通过冷却蒸汽管道进入中压部分, 利用中压转子前两级叶轮与菌型叶根的预留间隙流动来冷却中压转子前2级叶根, 有效防止了中压进汽区域由于鼓风导致的温度升高, 消除了转子发生大轴弯曲的可能, 达到防止中压转子弯曲的目的, 如图1所示。

6 结语

以上4种方案在国产300MW、600MW、1 000MW汽轮机机组中应用广泛, 降低了转子发生大轴弯曲的可能性, 为机组安全运行和延长转子寿命提供了保证。同时, 还应注意在运行过程中确保操作准确无误, 这不仅是防止转子弯曲的关键, 而且可以及时发现其他原因造成的转子弯曲, 避免事故的进一步恶化。

摘要：汽轮机组转子弯曲将严重影响机组运行安全和转子的使用寿命。针对此问题, 介绍了4种在300MW、600MW、1 000MW机组中广泛使用的防止转子弯曲技术方案, 着重指出防止汽轮机转子弯曲的重要性。

关键词：汽轮机,转子,弯曲

参考文献

[1]王仲奇, 秦仁.透平机械原理[M].北京:机械工业出版社, 1988.

[2]靳智平.电厂汽轮机原理及系统[M].北京:中国电力出版社, 2006.

[3]肖高绘, 葛庆, 蒋浦宁, 等.600MW超临界机组高中压转子弯曲的动平衡修复[J].热力透平, 2009 (12) :259-262.