新鲜气压缩机透平试车方案

1、新鲜气压缩机透平试车方案一、试车目的1、检验透平机组及其附属设备（包括透平本体、调速机构、电气、仪表及其安全联锁、润滑油系统及真空表冷器等）的安装质量。2、通过试车，可以暴露设备中存在的缺陷并及时加以消除，使各调速机构、运动部件等得到良好的磨合，为下一步化工投料试车创造有利的条件。3、检查机组本体各运动部件运转是否正常、机组的润滑、冷却、密封，调节、控制、报警、联锁系统等工作是否正常，是否满足生产要求。4、通过试车，提高操作人员的操作水平。二、试车小组成员试车总负责人：试车小组负责人：试车小组成员：三、编制依据1、GB50275-98 压缩机、风机、泵安装工程施工及验收规范2、SHT3514-

2、2001 石油化工设备安装工程质量检验评定标准3、SHT3538-2005 石油化工机器设备安装工程施工及验收通用规范4、GB50231-98 机械设备安装工程施工及验收通用规范5、SH3505-1999 石油化工施工安全技术规程四、机组相关参数 1、透平参数设备名称新鲜气压缩机透平第一临界转速（rPm）设备位号TM-97制造厂家西门子（SIMENS-EHNK）进汽压力（MPa）10.493结构型式双输出轴冷凝抽汽式汽轮机进汽温度（）510旋转方向逆时针(从调速器端看)抽汽压力（MPa）2.917型号EHNK50/45/25-3(D0360)排汽压力（MPa）0.01功率（KW）25725蒸汽

3、流量（kg/h）55000叶轮个数12（5+7）正常转速（rPm）9700最大连续转速（rPm）9803总重量（kg）29500脱扣转速（rPm）10776外形尺寸（长×宽×高mm）4400×3900×3002、真空设备设备名称数量尺寸（mm）设计压力（KPa）设计温度（）介质材料换热面 积（m2）透平TM-97表冷器11800×6400壳程：103管程：590壳程：100管程：65壳程：蒸汽管程：循环水壳程：CS管程：304SS1268.3透平表冷器一级抽气器23280370CS/SS透平表冷器二级抽气器23280370CS/SS表冷器抽气器

4、中间水冷器1203×1829壳程：103管程：593壳程：100管程：66壳程：蒸汽管程：循环水壳程：CS管程：304SS4.1表冷器抽气器后水冷器1152×1829壳程：103管程：593壳程：100管程：66壳程：蒸汽管程：循环水壳程：CS管程：304SS2.2五、蒸汽透平单体试车程序 1、电气、仪表调试合格2、油系统的运行正常及调试合格3、冷凝系统运行正常及调试合格4、调速保安系统静态试验合格5、与透平相关的联锁试验合格，并投用，屏蔽压缩机相关联锁。6、暧管合格7、暖机、升速8、机组保护系统试验9、停机六、试车应具备的条件1、所有的机械安装工作全部完成，相关

5、数据符合技术要求，有完整的安装记录。配置的临时性管道全部拆除。汽轮机与压缩机的联轴器已脱开。2、检查油系统孔板、限流孔板、阀门等管件是否安装齐全，安装方向是否正确。3、油运完成；油箱中加入足量润滑油，加到指定油位；油泵（包括辅助油泵）试车完成，油泵联锁灵敏好用；润滑油、控制油低油压联锁试验完成；油系统调节阀调试合格；电加热器试运行良好。油系统具备投运条件。4、冷却水系统冲洗完成，系统无泄漏，阀门开关灵活，冲洗临时管道已拆除，系统恢复正常，具备投运条件。 5、高压蒸气管道吹扫完成，系统恢复正常，具备投运条件，无泄漏，可用中压蒸汽进行汽轮机单机试车。 6、中压蒸汽系统吹扫完成，

6、系统恢复正常，具备投运条件，无泄漏。 7、冷凝水系统冲洗完成，系统恢复正常；冷凝水泵已经过试运行，热井高、低液位报警连锁调试完成，备用泵启停灵敏，DCS控制外送调节阀，能够灵敏调节液位；系统具备投运条件。8、进气速关阀、抽气速关阀联锁试验完成。 9、静态调试真空度跳车试验完成。 10、静态调试振动、位移、轴温联锁停机试验完成。 11、ITCC系统调试完成，具备投运条件。 12、现场照明充足，环境卫生整洁无杂物，楼梯平台畅通无障碍，周围无安全隐患。 运转平台、8.0m平台上的孔洞、沟道的盖板齐全，临时孔洞应装好护栏或盖板，平台有正规的楼

7、梯、通道、过桥、栏杆及其底部护板。13、管道、设备保温完毕。14、现场有足够的消防器材，并处于备用状态，事故排油系统处于备用状态。15、试车机构人员到位，职责明确。 16、 技术人员准备好相应的岗位操作试车记录表、流程图和被批准的汽轮机单体试车方案。 17、参与试车的操作人员经过相应的培训，熟悉相关试车的操作流程。18、机、电、化、仪各专业按照各自管辖范围对分管系统经过认真检查，并在试车会签单上签字，确认无问题。 19、水、电、汽、气等系统供应正常。20、通讯设施、劳动保护用品齐全、汽轮机本体及周边无油脂，消防设施配备完好。岗位上配备足够的、各种规格的F

8、扳手，听棒。 21、调试工程师到场指导试车。 22、加装好测量仪表（汽缸绝对膨胀仪、差胀监测仪、偏心监测仪、汽缸温度监控仪） 。23、加装现场转速测量仪表、振动、位移测量仪表 。七、试车步骤1、系统仪表空气投用。2、开工锅炉蒸汽已到压缩区域，可随时使用。3、系统引入动力电源。4、循环水系统的投用检查打开各冷却器循环水回水阀和上水阀，循环水投入运行；打开水冷器上的排气阀，排气结束后关闭该阀门。5、投用油系统5.1、给油箱加入32#汽轮机油到指定油位。开启油泵后，油箱油位应在油标2/3处。给蓄能器充氮，压力值应为0.550.6MPa。（为控制油压力指标的65

9、-70%）5.2、油过滤器为一用一备。油泵的进出口阀及油冷器和油过滤器的进出阀均为开启状态。检查油系统所有压力表根部阀要全部打开。主、辅油泵的出口阀全开。5.3、油箱油温若低于25需用电加热器进行加热或使油泵提前投入运转来提高油温，汽轮机启动时轴承进油温度必须25。5.4、对油泵进行盘车并进行检查，开启主油泵，运转后，震动、声响正常，出口油压稳定，调整润滑油总管油压为0.130.15MPa，控制油压为0.750.93MPa。辅助油泵投自动。5.5、检查各轴承上油是否正常，通过回油管上的视镜观察各轴承回油是否正常，检查所有油管管路接口有无漏油，油管线应无振动无泄漏。5.6、缓慢打开蓄能器进油阀，

10、关排放阀，投用蓄能器。5.7、检查油系统运转是否正常。在现场要准备好备用油，以备在试车时及时向油箱添加。试车过程中有异常则停车检查分析原因。5.8、透平机组启动前按要求对机组所有报警、联锁系统进行调试，动作灵敏可靠。5.8.1、配合仪表按要求调试油系统的报警、联锁仪表，直至动作灵敏可靠。5.8.2、润滑油、控制油的报警、联锁仪表的试验方法：5.8.2.1、润滑油油压低报警、油泵自启动试验（1）停泵试验：停运转油泵，观察润滑油压低报警是否动作，备用泵是否自启动。（2）用润滑油泵出口的油箱返回线上的阀门调节润滑油总管的压力，使润滑油总管压力缓慢降低，注意观察润滑油压低报警是否动作，备用泵是否自启动

11、。5.8.2.2、试验润滑油油压过低停机联锁停泵试验：停主油泵，时刻注意观察控制盘油压低报警是否动作，备用泵是否自启动。若备用泵未自启，继续观察润滑油过低联锁是否动作，是否联锁停机，并由仪表校验润滑油压值，使备用泵能及时自启：断备用泵的电，重复上述试验，观察润滑油过低联锁是否动作（启备泵）。5.8.2.3、用做润滑油同样的方法做控制油的油压低报警、速关油的油压过低联锁试验。5.8.3、启动条件的校验（1）启动条件： 润滑油泵出口压力：1.3MPa 润滑油油温度：25 各联锁停机指示灯灭速关阀打开电磁阀复位微机操作界面点动允许启动（2）启动条件检验a.启动校验：机组润滑油、控制油系统满足以上开机

12、条件，DCS操作界面允许启动指示灯应亮。b.启动条件检验：润滑油压力大于0.15MPa，润滑油油冷器后温度低于25，各停机联锁满足动作值，允许启动指示灯应灭。5.8.4、轴位移、轴瓦温度、振动高报值，跳车联锁值的校验：由仪表给出模拟信号，注意联锁、报警的动作值。5.8.5、汽轮机调节系统静态试验5.8.5.1、条件确认（1）投用油系统，检查确认润滑油、控制油系统运行正常，各供油点油压符合要求。（2）确认现场操作盘，室内控制盘投用良好。（3）确认电磁阀投入正常使用状态。5.8.5.2、速关阀试验（1）现场打开速关阀：打开速关控制器左侧两个旋钮，先开启动油，建立油压，后开速关油，待油压平衡后，关闭

13、启动油。在速关阀全开后，接着开启抽汽速关阀，之后，在速关阀全开的状态下，分别进行手动和远程速关试验，发出速关指令后，速关阀及抽汽阀均应立即关闭，速关阀关闭时间小于1秒。（2）手动将紧急跳车杠打下，速关阀应迅速关闭，注意速关阀关闭时间。（3）再次打开速关阀，按就地盘“紧急停机”按钮，关闭电磁阀，速关阀应迅速关闭。（4）在速关阀开启后，降低速关油压力，注意观察并记录速关阀产生关闭动作的时的油压值。通过关小速关油路上阀门或油泵出口阀门，使速关油压力下降，油压降至0.45MPa后，降压速度应放缓。（5）排汽、抽汽的压力保护功能暂时解除。5.8.5.3、调节系统（1）本汽轮机使用数字式调节器，调节器选用

14、开环调节手动操作方法，在速关阀开启后，改变调节器的输出，调节器的最小输出信号与电液转换器输出的0.15MPa二次油压相对应，这时调节汽阀为0开度，调节器的最大输出信号与电液转换器输出的0.45MPa二次油压相对应，调节汽阀为最大开度，在速关阀发生速关动作时，调节汽阀也应同时关闭，调节器的抽汽调节为退出状态。（2）调节系统调试应在系统油温25，错油门滑阀旋转状态下进行，调试结果作好记录。6、凝汽系统投用6.1、整个系统已具备合格的脱盐水和循环冷却水，蒸汽管网已送中压、低压蒸汽。6.2、向表冷器HE-1015的热水井补脱盐水，补水至热水井液位计的3/4处。6.3、对表冷器配套抽引器的蒸汽管进行暖管

15、。6.4、全开循环水出水阀，稍开进水阀。6.5、开启新鲜气压缩机冷凝器泵，打开热水井补脱盐水阀，进行循环。热水井水位自动调节系统暂退出控制，现场人员注意控制热水井水位和泵的运转情况，如有异常及时停泵进行处理。6.6、抽引器投入运行启动抽引器是在汽轮机启动之前使表冷器很快建立足以启动汽轮机的真空而用的，抽引器是在汽轮机正常工作时，伴同表冷器的运行而工作的。抽引器的操作应注意下列基本步骤：（1）应保证排气管道畅通无阻。（2）中间冷却器和后冷器的凝结水疏水管路应畅通。（3）开启冷却水进/出口阀门，使冷却水循环于中间冷却器和后冷却器。打开冷却器的排空阀，排完后关闭。（4）逐渐开启开工抽引器的进汽阀，阀

16、后压力约为0.2MPa时，暖管5分钟后升至正常工作压力。（5）在表冷器内压力达到约-0.035 MPa左右时，启动主抽引器，并逐渐关闭开工抽引器，在停止开工抽引器之前，应先关闭抽引管路上的阀门，而后停止蒸汽供应，以防止空气经过开工抽引器倒流入表冷器。（6）启动主抽引器应先开启二级抽引器，再开启一级抽引器。（7）检查真空度，如果启动一组主抽不能保证其真空度，投用另一组主抽引器。汽轮机在启动时真空度应达到-0.06MPa，最低不低于-0.053MPa。7、蒸汽管道暖管（1）按照一定升温速率及压力由低而高的原则进行，具体做法是：暖管导淋的前阀全开，后阀控制开度，调节升温、升压速度，控制主蒸汽旁路阀开

17、度维持管内压力0.5MPa，升温速率510/min，暖管30min。注意检查管道、阀门有无外漏，如正常即可缓慢升压暖管。 （2）当管道温度达到150后，可以按0.1MPa/min的速率提升管内压力，确保导淋无不排出。（3）要求暖管过程管道温差不能太大，暖管过程中及时调整暖管导淋的开度。 （4）暖管期间，若由于关小排放阀，发现管线振动或摇晃时，是轻度水冲击的前兆，应缓慢开大排放导淋。 （5）根据蒸汽条件（使用开工锅炉产出的4.2MPa的蒸汽），蒸汽温度315，暖管合格，可以进行冲转。8、汽轮机单体试车8.1、冲转前的检查确认（1）润滑油压(包括各轴承供油压力)和控制

18、油压、油温正常，备泵处于自动状态。 （2）盘车运行正常，水循环冷却系统正常。（3）电气、仪表系统调试后均恢复正常状态。 （4）冷凝器系统运行正常，冷凝液备泵处于“自动”备用状态。 （5）确认速关阀为打开状态、蒸汽主阀打开。（6）确认抽汽调节阀全开。（7）蒸汽主阀旁路阀、调速汽阀均处于关闭状态。 （8）机组静态调试结束，确认都正常。 （9）确认汽轮机调速系统具备汽轮机冲转条件。8.2、透平试车8.2.1低速暖机及联锁试验（1）速关阀全开后，按预先设定的操作方式（转速控制或阀位控制）增大调节器的输出，相应调节汽阀随电液转换器输出二次油压的升高而开启

19、。（2）冲转后，按照汽轮机升速曲线在转速800转/分，停留约30分钟，在低速暖机保持时间内，对机组运转情况进行仔细检查。（3）在低速暖机阶段，试电子超速跳车联锁，联系仪表给定跳车值900转/分，检查机组是否跳车。（4）跳车正常后，重新冲转至800转/分。（5）低速暖机时的注意事项： 汽轮机启动暖机过程应按启动曲线进行。倾听缸内及汽封片处应无摩擦及异常声响。 检查轴承油压、回油量及回油温度应正常。 表冷器液位、真空及轴封蒸汽压力应稳定在设定值。检查各轴承温度、轴振动、轴位移的变化情况。汽轮机启动暖机过程中应注意疏水阀要畅通。 上述各参数若超标，应找出原因并

20、调整至正常，否则不得升速。上述调试的每一项有问题时，应处理后再进行下一步，若需停机处理，停机消除后，再启动应按方案要求重新逐步调试。8.2.2、升速（1）升速过程应密切监视油温、油压、油位；轴承温度及回油；油泵运行状况及切换；汽机组振动。（2）低速暖机完毕后，按升速曲线升速到5000转/分（过临界到额定转速的75%），停留15分钟，然后升速到额定转速。  （3）表冷器热井水位要控制好。  （4）达到额定转速后，检查：主油泵出口油压；透平机组轴承油温、瓦温及润滑油压。8.2.3、速关机构功能检验 在第一低速暖机转速时，使用现场停机按钮、手动停机阀

21、使停机电磁阀动作，相应速关阀、调节汽阀应立即关闭，速关阀的关闭时间小于1.0 秒。    8.2.4、机组正常连续运行2小时，做好相关记录。8.3、停机停机分两种类型-正常停机和故障停机8.3.1、正常停机（1）降负荷联系调度做好准备。（2）切除热负荷。逐渐关闭抽气管路上的阀门。（3）阀门关闭后，关闭抽气阀。（4）降低转速到低速暖机转速800r/min，运行10min，打闸关闭主汽门，检查主汽门是否关闭严密。（5）停止抽引器运行，使真空逐渐降低，随后停下冷凝水泵。（6）真空降到零。（7）当轴瓦的温度降至常温时，2-4小时后，停油系统。8.3.2

22、故障停车当运行的汽轮机发生下列某一情况时，应紧急停机。可以按下面板上的“紧急停机”，瞬间切断进汽。（1）当机组转速超过额定值的12%。（2）机组发生强烈振动或清楚听到机组内有金属撞击声时。（3）调节系统不稳定，而无法予以消除时。（4）轴承冒烟时。（5）油大量泄漏，油位降低快。（6）表冷器真空降到-0.06 MPa。（7）发生其他事故而认为立即停机时（如油系统失火、电气系统发生严重故障、主蒸汽管路或排汽管路破裂等）。故障停机时，应遵照以下原则处置：（1）在最短时间内对事故的性质、范围作出判断。（2）迅速解除对人身和设备的危险。（3）在保证设备不受损坏的前提下，尽快回复供电。（4）防止误操作。八、

23、机组试车安全措施1、参加试车人员必须严格遵守公司、建设单位各项安全规章制度，管理规定。2、负责操作汽轮机的各专业人员必须分工明确，责任到人，统一指挥，操作人员必须严格按照压缩机操作规程和试车方案要求操作。3、机组试车前，应在周围拉红色警戒绳设置禁区，禁止与试车无关人员入内。4、试车前必须检查，机组的各紧固件应无松动现象，机组本体上的工具，材料及其它杂物已清理干净。5、汽轮机启动时和运转过程中，严禁任何人以任何方式接触机组运转部件。6、汽轮机试运过程中，操作人员必须坚守岗位，严禁离岗、脱岗。7、汽轮机停车检修时，必须切断电源，电源开关上设置“正在检修、勿动”等警示牌，并有专人看护。8、汽轮机试运

24、现场应备有足够的消防器材，泵房周围道路畅通。9、油站保持干净整洁，设保卫人员，禁止闲杂人员进入。九、事故预案  1 、蒸汽管道出现异常声音（一般为水击）  处理措施：减少热电外送蒸汽量，开大高压蒸汽管线沿途导淋，保证暖管合格，冲转前保证汽轮机速关阀前的温度至少到315度以上。    2、汽轮机缸体出现异常声音 汽轮机冲转后，若发现有异常声音且判断为机械故障可现场停机，停止冲转，多为蒸汽带水或有异物进入机体。冲转前检查缸体导淋，轴封汽疏水等去疏水膨胀箱的疏水阀门打开 。3、汽轮机保温棉周

25、围出现冒烟、着火   首先准备足够数量的灭火器材，防止漏油着火等事故的发生，若火灾不能控制，为防止事故扩大，则向调度反映后请求停机。4、异常振动 轴承座的对中被破坏而引起振动，振动与汽轮机热状态有关，振动频率与转速合拍，在前、后轴承座三个方位测量振动，可判断哪个部位导向键卡涩。 处理措施：停机检查，重新调整导向件。5、对中不好 5.1 汽轮机转子与汽缸对中不好：汽轮机安装时若转子与汽缸找中不好，在汽轮机单机试车时就会出现振动异常，汽轮机起动过程中，随着转速和机内温度的升高，由于动、静体产生碰擦，在轴振动振幅增大的同时还伴有刺

26、耳的尖叫声，振动信号中有高频分量，振动波形紊乱。 处理措施：停机后复校中心，修复或更换损坏的汽封。 5.2 汽轮机转子与被驱动机转子对中不好：汽轮机单机试车振动良好，机组试出现振动异常，如振动波形有二倍频谐波，大体上可判定振动是由转子对中不好所致，检测轴承座壳体振动，轴向振幅增大表明端面平行度超差；径向振幅增大通常是不同轴度偏差过大，不过往往是两者同时存在。 处理措施：停机，重新调整转子对中状态。如由于外部原因，一时不允许校正对中值，可临时在转子的缸外辅助平衡面上进行不平衡校正，不过这只能是一种权宜之计，彻底的解决办法是在机组停机后，将转子对中调整到正确

27、位置并复校转子平衡状态。 5.3 冷态对中符合要求，运行时中心产生偏移：振动特征除与5.2 相同外还与机组热状态有关，背压式汽轮机当机组达到某一负荷或排汽温度升到一定温度后驱动端振动明显增大；凝汽式汽轮机排汽接管运行时温度高于安装时的环境温度，若安装时预拉量偏小，运行时排汽接管膨胀使汽轮机后轴承中心抬高，同时，运行时排缸内部处于真空状态，排汽缸在大气压力作用下使后轴承中心下移。因此，由轴承中心位置变化产生的振动与排汽温度，排汽真空度有关。 处理措施：停机后在盘车、轴封送汽尽可能保持真空的情况下，检测对中值，据此修正冷态对中值。 5.4 

28、;汽轮机与被驱动机之间有齿轮箱的机组，转子对中时齿轮轴的借偏量与实际不符，机组运行时达到某一负荷后，机组振动、噪声均明显增大，振动波形有高次谐波，高频与工频同步。 处理措施：停机后，检测转子与齿轮轴对中值，根据齿轮啮合力方向重新校正对中值。 6 、汽轮机与被驱动机的轴向定位不符合要求，尤其在与汽轮机直联的发电机组中，若发电机动、静体轴向间隙小于汽轮机转子的轴向膨胀量，运行时，汽轮机转子膨胀推动发电机转子轴向移动，当发电机动、静部分碰擦时机组产生强烈振动并伴有巨大声响，造成设备损坏事故。 采取措施：机组安装时，正确定位，防患于未然 7、 

29、;运行操作 7.1 、轴承工作状态不良，如轴承润滑油量不足，油质不合格（乳化，油中有量气泡、杂质、 水份等），油温过低，轴承间隙过大等造成轴承油膜不稳定，因油膜涡动而引起振动，振动时有时无，振动波形紊乱，振动频率与转速不合拍，振动伴有不正常声响。 处理措施：根据查明此原因作相应处理。 7.2 、蒸汽中带水，进汽温度急骤下降，形成水冲击，机组强烈振动并伴有沉闷的轰鸣声。 处理措施：立即停机，进、排汽管路彻底疏水，锅炉加强运行监视。 7.3 蒸汽品质不良，通流部分结垢、腐蚀，因转子动平衡受到破坏而引起振动，这

30、种原因引起的振动，除非叶片断落，一般不会是突发性的，振动随运行时常延长而逐渐增大，振动频率与转速合拍。 处理措施：叶片结垢程度可从推力轴承温度，调节级后压力的变化作出判断，如有必要及时清洗或大修时清除。 7.4、凝汽式汽轮机真空降低使排汽温度升高，转子热态对中改变引起振动，往往是汽轮机后端振动增大明显，振动频率与转速合拍。 处理措施：减负荷、提高真空，振动正常后恢复到原有运行工况。7.5、 已投入运行的机组，在起动、改变负荷过程中产生振动大多与操作不当有关，如前次停机后未正常盘车，之后起动时又未充分暧机，如在升速时出现振动异常且在前、后汽封处能清楚听到金

31、属磨擦声，那就表明转子已产生弯曲（配有偏心监视器的汽轮机可利用仪表监测转子弯曲的幅度），这时应降低转速，等振动正常后，保持转速稳定（不得在禁止停留区域内）暧机15 分钟后再升速，若重复3 次异常振动仍不能消除，那就只能停机，检查、修复转子。 运行中负荷变化速度过快时，会因受热件热胀不均匀产生变形而引起振动，如加负荷出现振动应立即减负荷或降速，稳定后按起动曲线给的负荷（或转速）处理措施：变化率加负荷；减负荷出现振动，同理反向操作。 7.6、驱动压缩机的机组，仅在某一负荷出现振动，其它工况均正常，这种现象大多与压缩机及管网特性有关。 处理措施：负荷

32、改变接近该工况时，适当减缓变化速度。 7.7、 驱动压缩机的机组，在减小压缩机流量时操作不慎或防喘振系统整定不当，使工况进入喘振区，压缩机出口压力大幅波动，机组及压缩机排汽管产生强烈振动并伴有巨大声响。 处理措施：紧急停机，规范操作防止压缩机工况进入喘振控制限定的区域。8、 机组运行时，引起汽轮机转子轴向位移增大的原因一般有： 负荷或蒸汽流量增加； 通流部分损坏； 通流部分结垢严重； 推力瓦块磨损； 汽轮机水冲击； 汽轮机排汽压力升高（凝汽式汽轮机为凝汽器真空降低）； 汽轮压缩机组压缩

33、机喘振。 9、油管路振动，因油管道装接不规范而引起汽轮机振动的油管路振动，通常在试运行时都会采取措施予以消除，其它的油管路振动往往未引起足够重视，有些汽轮机运行时出现二次油管道的高频振动，也有一些汽轮机，正常运行时油管路无异常，而在速关停机时，保安油路管道出现振动。油管路振动使管道、接口、焊缝产生动载荷，很可能引起接口密封紧力松驰，焊口开裂而造成漏油、冒油，因此管路产生振动时及时采取措施予以消除。油管路振动与管道装接时的初应力，管内油流速度、状态等有关，大多通过适当设置管夹或支架可得以排除。 10、错油门滑阀故障 错油门滑阀由转动盘和滑阀体粘接而成，在有些汽轮机中

34、，因滑阀旋转阻力矩额外增大或胶粘剂强度下降而发生转动盘与滑前期体脱开的故障，这种情况下由于滑阀体不再转动，调节系统迟缓率明显增大，改变调节器给定值时，二次油压变化，但油动机要么不响应要么产生大幅过调动作，同时，错油门冒气器冒油，用手触摸错油门的进、回油管无振感。 处理措施：及时停机，更换备用错油门滑阀。换下的滑阀可自行重新粘接，粘接前，粘接面上固化的胶粘剂膜层用刮刀、砂布清理干净，胶粘剂可选用室温下剪切强度14.7MPa的单组分厌氧胶，粘接操作按所用胶粘剂的要求进行。 11、二次油压高频振荡 使用液压放大器的汽轮机，有时在某一工况因二次油压振荡而产生二次油压力表指

35、针抖动，二次油管路振动，机组负荷或转速出现不衰减的快速波动，遇到这种情况可通过适度关小二次油路上的单向节流阀或调整错油门的调节阀，降低滑阀的转动频率，减小滑阀振幅，扼制二次油的振荡，必要时在二次油管路上加装管夹。 11.1 、汽轮机不能正常起动 采用液压或机械液压式调速器的汽轮机起动时，冲转升速后，调节汽阀突然关闭，致使不能正常起动，这种情况大多是放大器“切断点”整定不当所致。 11.2 、荷（转速）波动 使用液压或机械液压调速器的汽轮机，有些在运行中会出现负荷（转速）或快或慢不衰减的波动，引起调节系统不稳定的原因有很多，这里例举其中

36、的两种：放大器托叉与比例杠杆连接处轴向间隙过大，托叉窜动干扰随动活塞引起二次油压幌 动，使负荷或转速波动。处理措施：检修时重新配作垫片，连接处轴向间隙控制在0.020.03mm，使托叉既能灵活转动又不产生轴向窜动。 12、 电液转换器 采用电液调节系统的汽轮机，在运行一段时间后，电液转换器电流信号与输出油压关系与试运行时测定数据相比较，同样电流信号对应的油压下降，很可能是因油系统清洁度较差，电液转换器进油滤网堵塞引起的。 处理措施：正常停机后，清洗滤网，重新装接好后测定电流与油压关系，若恢复正常，便可投入运行，同时要加强油系统的维护，提高油系统

37、清洁度；如测试结果不正常，可尝试用校正初始值和范围的方法重新整定。运行过程中，电液转换器出现非外部原因引起的故障时，最好是停机后更换备用的电液转换器，并与转换器制造厂商联系，商定修理事宜。如果自己将电液转换器解体进行检修， 由于各方面条件限制，往往达不到预期目的。 13、凝汽系统故障及排除 。凝汽式汽轮机运行时，经常会遇到凝汽系统真空下降的问题，影响系统真空的因素是多方面的，当发现真空下降时，根据特征查明原因，将取相应措施及时处理，下述是一些主要的故障原因。13. 1、 冷却水中断 运行中出现凝汽器真空变为0，同时汽轮机排汽温度急骤升

38、高，凝汽器循环水进口失压的情况，表明冷却水供给中断，这时应立即紧急停机，关闭循环水进水阀，在凝汽器温度降至50后方可向凝汽器供循环水。13.2、 冷却水量不足 在一定负荷下，循环水进、出口温差增大，凝汽器真空缓慢降低，大多是冷却水量不足引起的，尤其在夏季，由于循环水进口温度升高，有的机组既使增大冷却水量亦不能维持要求的真空，这种情况下应限制机组负荷，减小汽轮机排汽量，以恢复正常真空。凝汽器部分冷却水管堵塞或循环水泵运转不正常均会引起冷却水量不足，若是前者循环水进、出口差必然增大。13. 3、凝汽器水位过高 凝汽器中凝结水液面超出热井水位计上限，淹没部分冷

39、却水管时，由于凝汽器汽侧冷却面积减少而使真空缓慢下降，严重时，如水位升高凝结水进入抽气管，则真空迅速下降，抽气器排汽管冒水。水位过高的另一个危害是使凝结水过冷度增加。造成水位过高的原因主要有： 13.3.1、 凝结水泵故障：泵或电机工作不正常，造成不能将凝结水正常抽出，故障部位可从泵出口压力或电机电流的变化作出判断； 13.3.2、冷却水管破裂或管子与管板结合不严密，循环水漏入凝汽器汽侧，从凝结水水质化验可以出判断； 13.3.3、凝结水管路再循阀开度过大； 13.3.4、备用凝结水泵出口逆止阀关不严，凝结水从备用泵倒回到凝汽器。13.4、 轴封送汽调整不当 ，轴封送汽压力过低，大量空气从汽轮后汽封吸入引起真空快速下降。 13.5、 真空系统不严密 真空系统不严密，漏入凝汽器气侧的空气量