#3机组运行中,汽轮机高压调门异常波动的安全技术措施

第一篇：#3机组运行中,汽轮机高压调门异常波动的安全技术措施

#3机组运行中，汽轮机高压调门异常波动的安全技术措施

#3汽轮机多次发生高压调门异常波动的现象，甚至08月02日因高压调门波动导致主机EH油压低机组跳闸的事故发生。目前尚未找到导致高压调门波动的原因所在，专业督促技术支持部进一步查找造成#3机调门异常波动原因。同时对于3A主机EH油泵与3B主机EH油泵在备用状态下启动电流相差大的状况，专业也将督促技术支持部采取相应措施防止调门异常波动情况下备用EH油泵无法启动。结合近期#3机高压调门波动的现象，做出以下临时应对措施：

1、加强#3汽轮机高压调门开度、EH油压等DCS参数监视，一旦高压调门有异常波动的现象能及时发现；

2、高压调门波动时，观察高调开度DCS曲线波动是否有正弦波动特征、是否有波动发散的趋势；

3、若高压调门波动期间一次调频频繁动作时，在DEH画面新增有投退DEH一次调频回路操作按钮，退出DEH一次调频回路，并退出机组协调控制模式；

4、若高压调门波动呈正弦波动特征或发散特征时，主机EH油压会持续下降，此时应及时启动备用主机EH油泵运行；

5、若高压调门频繁波动，退出DEH一次调频回路后，高调开度与机组负荷曲线仍成正弦或发散波动形态，将机组控制模式由限压模式切换至初压模式，并保持锅炉侧参数稳定；（删除）

6、调门波动期间对汽轮机轴向位移、胀差、各轴瓦振动等参数加强监视；

发电部

2013年08月11日

第二篇：加强对汽轮机异常振动的控制确保汽轮机组安全运行

加强对汽轮机异常振动的控制确保汽轮机组安全运行

摘要：汽轮机作为火力发电厂三大主机之一，其安全稳定运行是保障电力供应的基础。汽轮机可靠运行很大程度上取决于机组的振动状态。本文针对汽轮机在运行时产生振动的常见原因进行分析，制定出相应的防范措施，保障汽轮机组稳定运行。

关键词：汽轮机；振动原因；防护措施

一、汽轮机振动原因的危害

汽轮机组结构非常复杂，它由汽轮机转子、发电机转子和励磁机转子组成。汽轮机组是在振动状态下工作的，其振动值的大小会直接影响汽轮机的安全运行。当振动超过某一限值时，轻者噪音增大，影响转子及其零部件的使用寿命；重者动静部分发生摩擦，损坏零部件，甚至造成整台机组毁坏严重影响电厂安全稳定运行。

汽轮发电机组振动异常时可能引起的危害和严重后果如下：

1、机组部件连接处松动，地脚螺丝松动、断裂；

2、机座(台板)二次浇灌体松动，基础产 生裂缝；

3、汽轮机叶片应力过高而疲劳折断；

4、危机保安器发生误动作；

5、通流部分的轴封装置发生摩擦或磨损，严重时可能因此引起主轴的弯曲；

6、滑销磨损，滑销严重磨损时，还会影响机组的正常热膨胀，从而进一步引起更严重的事故；

7、轴瓦乌金破裂，紧固螺钉松脱、断裂；

8、发电机转子护环松弛磨损，芯环破损，电气绝缘磨破，一直造成接地或短路；

9、励磁机整流子及其碳刷磨损加剧等。

二、汽轮机振动原因的机理分析

（一）设计原因

轴承选型不合理，造成轴承工作稳定性差，因此产生油膜振荡引起汽轮机组的振动；结构设计刚度不够，发电机转子进入热态时产生不平衡或支撑力刚度变化从而引起振动；随热态负荷的增加、各轴瓦振动急剧爬升也可能引起汽轮机组振动。以上都是设计考虑不当所造成。

（二）制造原因

1、转子不平衡产生的振动；

2、联轴器的加工不精确；

3、转子制造缺陷产生的振动；

4、其他原因。

（三）安装和检修原因

1、轴承标高不合理；

2、转子中心不正：1.转子与汽缸或静子的同心度；2.轴系连接的同心度和平直度；3.轴承标高；

3、轴承特性；

4、滑销系统；

5、摩擦引起振动；

6、转子结垢；

7、转子中心孔。

（四）运行原因

机组的振动除了与上面的各方面因素有关外，还与机组的运行状况存在很大的关系。

1、机组膨胀；

2、汽缸的上下温差过大；

3、真空下降；

4、轴封供汽带水；

5、轴 承润滑；

6、发电机转子电流；

7、断叶片。

（五）异常振动的原因有以下几个方面，汽流激振、转子热变形、摩擦振动等。

1.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，如负荷，且增大应该呈突发性。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（一年以上）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50/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。

2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两种不同的故障，但其故障机理相同，都与转子质量偏心类似，因而都会产生与质量偏心类似的旋转矢量激振力。与质心偏离不同之处在于轴弯曲会使两端产生锥形运动，因而在轴向还会产生较大的工频振动。另外，转轴弯曲时，由于弯曲产生的弹力和转子不平衡所产生的离心力相位不同，两者之间相互作用会有所抵消，转轴的振幅在某个转速下会有所减小，即在某个转速上，转轴的振幅会产生一个“凹谷”，这点与不平衡转子动力特性有所不同。当弯曲的作用小于不衡量时，振幅的减少发生在临界转速以下；当弯曲作用大于不平衡量时，振幅的减少就发生在临界转速以上。针对转子热变形的故障处理就是更换新的转子以减低机组异常振动。没有了振动力的产生机组也就不会出现异常振动。

1.3摩擦振动的特征、原因与排除

摩擦振动的特征：一是由于转子热弯曲将产生新的不平衡力，因此振动信号的主频仍为工频，但是由于受到冲击和一些非线性因数的影响，可能会出现少量分频、倍频和高频分量，有时波形存在“削顶”现象。二是发生摩擦时，振动的幅值和相位都具有波动特性，波动持续时间可能比较长。摩擦严重时，幅值和相位不再波动，振幅会急剧增大。三是降速过临界时的振动一般较正常升速时大，停机后转子静止时，测量大轴的晃度比原始值明显增加。摩擦振动的机理：对汽轮机转子来讲，摩擦可以产生抖动、涡动等现象，但实际有影响的主要是转子热弯曲。动静摩擦时圆周上各点的摩擦程度是不同的，由于重摩擦侧温度高于轻摩擦侧，导致转子径向截面上温度不均匀，局部加热造成转子热弯曲，产生一个新的不平衡力作用到转子上引起振动。

2.关于汽轮机异常振动故障原因查询步骤的分析

生产中经常遇到瓦盖振、轴振的异常变化，引起振动异常的原因很多。根据振动产生的集中原因，在查找振动主要来源时要注意下面几个要素：振动的频率是1X，2X，1/2X等。振动的相位是否有变化及相邻轴承相位的关系。振动的稳定性如何（指随转速、负荷、温度、励磁电流、时间、等的变化是否变化）。例如汽轮机转子质量不平衡会有下列现象：升速时振 动与转速的二次方成正比，转速高振动大。特别过临界时振动比以往大得多。振动的频率主 要是1X。振动的相位一般不变化及相邻轴承相位出现同相或反相。振动的稳定性好（在振 动没有引起磨擦的情况下），且重复性好。根据振动特征与日常检测维修记录多方面分析，出故障原因最终排除。另外对于一些原本设计上有通病的机组，要做好心理准备并牢记其故障点，一旦出现情况首先要检查设计缺陷部件。例如：某三缸两排气200MW汽轮机,轴封系统同300MW,现低压缸的两端轴承震动常在6、7丝左右，现发现如能维持低压轴封供汽温度在120－130度时，振动基本能降到4丝左右。加负荷时振动要上升，稳定一段时间后要下降，如果低压轴封供汽温度在150度以上时，振动也要上涨。过分析我们可以看出振动主要发生在#4轴，承，其主要原因是#4轴承座在排汽缸上，支撑刚性太差，对温度较为敏感，使#4轴承的标高发生变化。东方300MW汽轮机也存在同样的情况，这可能是设计上的一大通病。针对这一原因，其故障排除要加固#4轴承座的支撑，测量温度对#4轴承标高的具体影响值，以便在找中心时事先降低#4轴承标高。汽轮机异常振动时汽轮机运行过程中不可避免的故障,同时也是较为常见的故障。在进行此类故障排除时,不能急于拆解机组,首先要根据故障特征进行故障分析,确定故障点后查看机组维修记录,确认故障点零部件情况。如故障点零部件为刚刚检修过并更换,因再次确认故障点,确认为改点后进行拆解。一般来讲短期内进过维护保养的部件出现故障的几率远远小于维护时间长的部件。因此,在进行

汽轮机异常振动原因分析时要格外注意。机组振动测试结果是研究分析机组运行状况的重 要技术依据。多年来,不少机组因振动大而拖延了投产期和检修期。对生产运行来说,接收了振动符合标准的机组以后,还必须加强振动监督,对振动监测做到制度化、经常化,必须在机组振动突然增大达到规程规定值时,及时果断地将机组停运,防止扩大损坏或对振动虽然增大,但尚未达到规程规定紧急停机数值的异常现象。值得注意的是，随着汽轮机功率的增大，在轴承座刚度相当大的情况下，转子的较大振动并不能在轴承座上反映出来。应该直接测量转子的振动数值作为振动标准才是合理的，在运行中，一旦发现振动异常，除应加强对有关参数的监视、仔细倾听汽轮机内部声音外，还应视具体情况立即减负荷乃至停机检查。必要时通过各种试验来分析机组振动异常的原因，采取相应的处理方法及消除措施。

三、汽轮机振动的防护措施

（一）设计制造方面

在汽轮机组未进入现场安装之前时，业主方应委托正规的监理公司对设计制造全过程进行跟踪监督，尽可能将设计制造缺陷减小为零。

（二）安装检修方面

汽轮机组安装、检修过程的控制是减少机组振动最为重要的手段。每一个工序如果不认真加以控制，都有可能增加机组产生振动的因素。故此，笔者认为，在安装、检修过程采用有效措施方法对以下几个环节加以控制，就能够尽可能地减少汽轮机振动影响因素。

1、联轴器装配；

2、控制好轴承轴径水平；

3、轴系对中；

4、轴承研磨；

5、垫铁及滑销系统安装；

6、确立转子中心的办法；

7、动静部分间隙控制；

8、其他。

（三）运行维护方面

1、监视措施

汽轮机应当装设轴承振动测量装置和大轴振动测量装置，用于监视机组的振动情况，当振动过允许值时，应当发出声光报警信号，以提醒运行人员注意，及时采取相应措施，以免造成事故。

2、保护措施

机组应装设振动保护装置，当振动超过极限值时，发出脉冲信号去驱动保护控制电路，自动关闭主汽门，实行紧急停机，保护机组安全。

3、汽轮机组运行中振动的处理办法

1.如机组负荷、参数变化大引起振动，应尽快稳定机组负荷、参数，同时注意汽轮机胀差、上下缸温差变化。2.检查润滑油温、油压及各轴承温度是否正常，否则调整油温、油压，使其正常。3.就地倾听汽轮发电机组内部声音。4.检查汽轮机上、下缸温差，若温差大于42℃，按汽机进水处理。5.如因发电机引起振动，应降低机组负荷，查明发电机转子、静子电流不平衡的原因。6.检查胀差、轴向位移、绝对膨胀。7.若机组振动值超标，立即手动脱扣汽 机，按紧急停机处理。8.运行及停运机组时，严格按照规程操作，发现异常现象，及时处理。加强对汽轮机异常振动的控制确保汽轮机组安全运行

第三篇：锅炉空预器电流波动运行的安全技术措施

锅炉空预器电流波动运行的安全技术措施

近期#1炉连续高负荷运行，发现#1A空预器电流波动较大（最高达36A），就地烟气侧钢梁处有轻微异音，初步分析原因为：由于机组满负荷运行，排烟温度较高，且空预器入口一、二次风温度低，空预器冷端温差增大，造成空预器膨胀不均，再加上空预器的密封间隙调整不当，导致了电流波动。虽然经12日上午投入A侧一、二次风暖风器后，电流基本恢复正常，但为防止空预器电流波动而跳闸，从而威胁机组安全运行，特制定本技术措施。

1、监盘人员将空预器的电流、空预器的排烟温度及入口风温作好曲线，加强监

视；

2、巡检时，仔细倾听空预器异音的异音情况，如异音较大，联系检修调整相应

处的密封装置；

3、如果空预器进出口差压明显升高，应增加空预器的吹灰次数，并确认锅炉燃

烧状况良好；

4、保证1A空预器入口一、二次风温在30℃左右；

5、机组负荷变化较大时，应加强对空预器电流的监视；

6、密切监视空预器出口烟气温度，当出口烟温不正常上升10℃，应立即排查原

因。如果空预器着火，应按规程规定处理；

7、如果空预器跳闸，除按规程规定处理外，还应注意以下事项：

1）、当时机组负荷>300MW，机组RB发生，应按照规程中RB的规定进行

处理；

2）、空预器跳闸后，立即到就地将入口烟气挡板手动摇紧（检修已准备好

梯子在A空气预热器内墙处）；

3）、对空预器电动或者手动盘车（盘车专用工具在#1机侧休息室工具柜内）；

4）、联系检修调整相应的密封装置，打开跳闸空预器入口烟气侧的人孔门；

5）、空预器跳闸后，其热一、二次风挡板不会联关，导致风温降低较快，应立即投入A、B层等离子暖风器，提高磨煤机的入口风温，必要时可关闭跳闸空预器的热一、二次风挡板；

运行部

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