汽轮机经济运行概论课件

主讲：郝杰汽轮机安全经济运行主讲：郝杰汽轮机安全经济运行级内损失和级的相对内效率多级汽轮机的效率汽轮机运行分析汽轮机事故诊断与处理级内损失和级的相对内效率级内损失和级内相对内效率级内损失项和相对内效率喷嘴损失动叶损失叶栅损失余速损失扇形损失叶轮摩擦损失部分进汽损失漏汽损失湿汽损失级内损失和级内相对内效率级内损失项和相对内效率级内损失项和相对内效率级内各项损失：1.叶栅损失2.余速损失3.叶高损失4.扇形损失5.叶轮摩擦损失6.部分进汽损失7.漏汽损失8.湿汽损失级内损失项和相对内效率级内各项损失：1.叶栅损失式中：D、G——级的进汽流量，级内损失项和相对内效率级的相对内效率（级效率）：级内功率：式中：D、G——级的进汽流量，级内级内损失项和相对内效率级内损失项和相对内效率叶栅损失

叶栅损失包括喷管损失和动叶损失，由下列损失组成：1）叶型损失2）叶端损失3）冲波损失叶栅损失叶栅损失包括喷管损失和动叶损失，叶栅损失

1.叶型损失叶型损失是指平面气流绕流叶栅时产生的能量损失。1）边界层（附面层）摩擦损失边界层摩擦损失的大小

i）叶型

ii）表面光洁度

iii）叶型表面压力分布边界层叶栅损失1.叶型损失边界层叶栅损失1.叶型损失2）边界层脱离引起的涡流损失无边界层脱离边界层脱离边界层脱离点（a）无涡流（b）有涡流叶栅损失1.叶型损失无边界层脱离边界层脱离边界层脱离点（a叶栅损失1.叶型损失3）尾迹损失在强度和工艺条件许可的情况下，应尽量减小出口边的厚度，以减小尾迹损失。叶栅损失1.叶型损失①进汽角的影响：定义：冲角=叶型进口角－汽流进口角

喷嘴：动叶：为正时，正冲角为负时，负冲角

1）冲角等于零时，叶栅损失最小；

2）正冲角的叶栅损失大于负冲角的叶栅损失。设计工况时，汽流进口角和叶型进口角相等，叶栅损失最小叶栅损失①进汽角的影响：叶栅损失②相对节距影响：当节距增大时，汽道中的汽流受腹面的约束随之减弱，背面出口段的扩压范围和扩压程度都将明显增大，于是叶型背面出口段的流动恶化，使叶型损失增加。反之，相对节距过小，不仅使单位流量的摩擦面增加，而且出口边的相对厚度增大，使尾迹损失增加，即叶型损失增加，故只有在最佳节距下，叶型损失才最小。叶栅损失②相对节距影响：叶栅损失叶栅损失一般认为≮15mm；否则，端部损失占整个叶型损失的比重就大，速度系数就低。2.叶端损失蒸汽流过叶栅时，在其通道的顶部和根部形成附面层产生磨擦损失。叶栅损失一般认为≮15mm；否则，端部损失占整个叶栅损失3.冲波损失汽流在跨声速和超声速范围内流动时，可能产生冲波，气流突然被压缩产生能量损失。叶栅损失3.冲波损失余速损失

汽流在动叶栅中做功后，以一定的速度离开，其动能未被本级利用。余速损失汽流在动叶栅中做功后，以一定的速度离叶高损失

式中：－系数，单列级（未包括扇形损失）（包括扇形损失）复速级

l

－叶高－轮周有效焓降叶高损失式中：－系数，单列级扇形损失

环形叶栅，其节距t、圆周速度u随叶高lb有所不同，会偏离最佳值。

式中：lb

－动叶高度

db

－动叶平均直径

E0

－级理想能量采用直叶片采用扭叶片扇形损失环形叶栅，其节距t、圆周速度u随叶高lb

式中：－摩擦损失所消耗功率

－经验系数1.0-1.3

u

－圆周速度－级的平均直径

v

－汽室中蒸汽平均比容

叶轮摩擦损失叶轮以3000rpm旋转时，与两侧的蒸汽摩擦带来的损失。叶轮摩擦损失叶轮以3000rpm旋转时，与两侧的蒸汽摩擦带部分进汽损失

目的：增加高压级的叶片高度。引起鼓风损失和斥汽损失。部分进汽损失目的：增加高压级的叶片高度。部分进汽损失1.鼓风损失当时，只有当动叶通过喷嘴弧段时，才有工作蒸汽通过作功。当动叶通过无喷嘴弧段时，不但没有工作蒸汽作功，反而象鼓风机风扇一样，与充满停滞的蒸汽摩擦，产生损失。整个圆周长度工作喷嘴所占弧长度—护罩所占弧长与整周弧长之比—与级型有关的系数，单列级取0.15，复速级取0.55部分进汽损失1.鼓风损失整个圆周长度工作喷嘴所占弧长度—护罩部分进汽损失2.斥汽损失由于动叶经过不装喷嘴弧段时，已充满停滞的蒸汽。当进入喷嘴段时，高速汽流要排斥并加速停滞在汽道内的蒸汽，产生损失。—经验系数，单列级取0.012，复速级取0.016—喷管组数—喷管叶栅的平均直径，m部分进汽损失2.斥汽损失—经验系数，单列级取0.012，复速漏汽损失

1.冲动级的漏汽损失包括隔板漏汽损失和动叶顶部的漏汽损失。漏汽损失1.冲动级的漏汽损失漏汽损失

1.冲动级的漏汽损失1）隔板漏汽损失—不含漏汽损失时级的有效焓降式中：—汽封齿数；

—汽封流量系数；

—汽封间隙面积，

v1t—喷嘴出口处比容。漏汽损失1.冲动级的漏汽损失—不含漏汽损失时级漏汽损失

1.冲动级的漏汽损失2）动叶顶部漏汽损失式中：—动叶顶部间隙的流量系数，一般取0.58—动叶顶部反动度

—动叶顶部的当量间隙dbδzδr漏汽损失1.冲动级的漏汽损失式中：—动叶顶部间隙漏汽损失

2.反动级的漏汽损失反动级漏汽量要比冲动级漏汽量大。一是内径汽封直径比隔板汽封直径大，使内径处漏汽量大；二是动叶前后压差较大，使叶顶漏汽量大。漏汽损失2.反动级的漏汽损失式中：—级内平均干度，，x1、x2—级进、出口处干度

—未考虑湿汽损失时级的有效焓降末级湿度限制在12％～14％湿汽损失

式中：—级内平均干度，湿汽损失

损失产生原因：①过饱和损失（过冷损失）②夹带损失③制动损失④扰流损失⑤工质损失湿汽损失损失产生原因：湿汽损失

常用去湿方法：捕水装置空心喷嘴镀硬质合金湿汽损失常用去湿方法：级的结构因素对效率的影响

1.盖度盖度：动叶进口高度与喷嘴出口高度之差根部盖度顶部盖度盖度盖度过大：产生停滞区，产生漩涡流，造成损失；盖度过小：产生叶顶漏汽。级的结构因素对效率的影响1.盖度根部盖度顶部盖度盖度盖级的结构因素对效率的影响叶高与盖度之间的关系级的结构因素对效率的影响叶高与盖度之间的关系式中：

—开式轴向间隙；

—喷嘴闭式轴向间隙；

—动叶闭式轴向间隙。级的结构因素对效率的影响2.轴向间隙经济上：轴向间隙小，减少漏汽损失，缩短机组的轴向长度；安全上：防止动、静相碰，希望轴向间隙大些。喷嘴高度ln<5050～9050～90>50喷嘴闭式间隙1～21～21～21～2动叶闭式间隙2～32～32～32～3总轴向间隙3～43～43～43～4式中：—开式轴向间隙；级的结构因素对效率的级的结构因素对效率的影响3.径向间隙经济上：减小径向间隙，装径向汽封，减少径向漏汽损失，提高效率；安全上，要考虑机组振动和热膨胀，不能太小。级的结构因素对效率的影响3.径向间隙级的结构因素对效率的影响4.叶片宽度叶片宽度增加，增大端部损失，对于较短叶片影响明显。但叶片过窄，将使其强度降低，同时在汽道表面粗糙度相同的情况下，雷诺数减小，导致叶型损失增加。级的结构因素对效率的影响4.叶片宽度级的结构因素对效率的影响5.平衡孔目的：在叶轮上开设平衡孔是为了减少轴向推力。平衡孔使叶根的漏汽损失和吸汽损失增大，级效率下降。平衡孔的大小对级效率的影响，取决于隔板漏汽量无平衡孔有平衡孔级的结构因素对效率的影响5.平衡孔无平衡孔有平衡孔级的结构因素对效率的影响6.拉筋用拉筋把叶片连接成组，作用是叶片的调频手段。但拉盘使汽流受阻，产生扰动。单排拉盘使级效率下降约1%～2%。级的结构因素对效率的影响6.拉筋6.围带 有自带围带和铆接围带两种。作用：1）防止漏汽；2）叶片的调频。级的结构因素对效率的影响6.围带级的结构因素对效率的影响多级汽轮机各段级的工作特点1.高压段在多级汽轮机的高压段，工作蒸汽的压力、温度很高，比容较小，因此通过该级段的蒸汽容积流量较小，所需的流通面积也较小。对于小容量汽轮机，应保证有足够大的喷嘴高度，以减小端部损失，提高喷嘴效率。高压段的各级中，可能存在的级内损失有：喷嘴损失、动叶损失、余速损失、叶高损失、扇型损失、漏汽损失、叶轮摩擦损失、部分进汽损失等。多级汽轮机各段级的工作特点1.高压段多级汽轮机各段级的工作特点2.低压段低压段的特点是蒸汽的容积流量很大，要求低压段各级具有很大的流通面积，因而叶片高度势必很大。由于蒸汽容积流量很大，而通流面积受到一定限制，因此余速损失较大，但各级余速损失动能一般都可被下一级利用；低压段处于湿蒸汽区，湿汽损失越往后越大；叶片高度很大，漏汽间隙所占的比例很小，故漏汽损失很小，叶高损失也很小；蒸汽比容很大，故叶轮摩擦损失很小；采用全周进汽，故没有部分进汽损失。

多级汽轮机各段级的工作特点2.低压段多级汽轮机各段级的工作特点3.中压段中压段的情况介于高压段和低压段之间。该段蒸汽的比容不像高压段那样很小，因此，漏汽损失很小，叶轮摩擦损失较小；叶高损失较小；级的余速动能一般可被下一级利用。由此可见，中压段各级的级内损失较小，效率比高压段和低压段都高。多级汽轮机各段级的工作特点3.中压段多级汽轮机的效率多级汽轮机的损失：1）外部损失不直接影响蒸汽的状态的损失，包括：①机械损失②外部漏汽损失2）内部损失直接影响蒸汽状态的损失，包括：①进汽机构的节流损失②排汽管的压力损失③中间再热管道的压力损失多级汽轮机的效率多级汽轮机的损失：多级汽轮机的效率1.进汽阻力损失蒸汽经过主汽门，调节汽门和蒸汽室时将产生压降，其中主汽门和调节汽门的压降最大，若忽略蒸汽通过进汽机构的散热损失，则蒸汽通过进汽机构的过程为一节流过程，即蒸汽通过进汽机构后虽有压力下降，但比焓值不变，由于节流的存在引起的理想比焓降损失，称为进汽阻力损失。蒸汽通过进汽结构时的节流损失与气流速度、阀门类型、阀芯型线以及汽室形状等因素有关。一般在设计上要求流过主气门，管道等的蒸汽速度小于或等40~60m/s，蒸汽的进汽压力降落控制在下式范围之内：

多级汽轮机的效率1.进汽阻力损失多级汽轮机的效率2.排汽阻力损失进入汽轮机的蒸汽在作完功后，从末级动叶出来经排汽管排出，排气在排气管中流动时，由于摩擦、涡流、转向等阻力作用而有压力下降，这部分没做功的压将损失，称为汽轮机的排气阻力损失。

kPa式中：——排汽管的阻力系数；

——排汽管出口压力，对于凝汽式机组为凝汽器喉部压力。

——排汽管中气流速度；对于凝汽式机组，对于背压式机组。多级汽轮机的效率2.排汽阻力损失多级汽轮机的效率3.中间再热管道压力损失中间再热蒸汽流经再热器、冷段、热段管道时，由于流动损失产生压降。——高压缸排汽压力，MPa式中：多级汽轮机的效率3.中间再热管道压力损失——高压缸排汽压力汽轮机的相对内效率

对于没有回热抽汽、没有前后端轴封漏气和门杆漏气的纯凝汽式汽轮机，相对内效率为：

汽轮机的相对内效率对于没有回热抽汽、没有前后端汽轮机的绝对内效率——进入汽轮机的新蒸汽比焓；——对于纯凝汽式汽轮机为凝结水比焓，即汽轮机排汽压力下的饱和水比焓，有回热抽汽式改为末级高压加热器出口给水比焓。——忽略本机组水泵耗功，且蒸汽动力装置按郎肯循环工作时的循环热效率。式中：汽轮机的绝对内效率——进入汽轮机的新蒸汽比焓；——对于纯凝汽kJ（kw.h）

对于中间再热机组

kJ/（kw.h）

式中：——汽轮机组的新蒸汽流量。t/h；

——再热蒸汽流量，t/h；

——再热蒸汽初比焓，kJ/kg；

——高压缸排汽比焓，kJ/kg。

汽轮机的热耗率

汽轮机运行分析运行参数对于汽轮机工作的影响：1.进汽压力2.进汽温度3.调节级汽压4.抽汽压力5.排汽温度6.轴封汽压力7.轴封汽温度8.轴向位移9.动静相对膨胀10.上下缸温差11.凝汽器水位12.凝汽器真空13.凝结水过冷度14.除氧器汽压15.给水箱水位16.给水温度17.加热器端差汽轮机运行分析运行参数对于汽轮机工作的影响：1.进汽压力11进汽压力1.进汽压力升高影响：汽机的湿汽损失增加，降低汽机的相对内效率，并且增加了几级叶片的侵蚀作用。运行中汽压升高，调门开度不变，蒸汽流量升高，负荷增加，要防止流量过大，机组过负荷，汽动给水泵的转速升高，给水压力升高。汽压升高过多至限额，使承压部件应力增大，主汽管、汽室，汽门壳体、汽缸法兰和螺栓受力过大，材料达到强度极限易发生危险。要求：一般要求排汽干度大于88%；锅炉减负荷，降低汽压至允许范围内运行。进汽压力1.进汽压力升高进汽压力2.进汽压力降低影响：蒸汽流量相应减少，汽轮机出力降低，汽动给泵则转速降低，影响给水压力，流量降低。低汽压运行对机组经济性影响较大，中压机组汽压每下降0.1MPa，热耗将增加0.3～0.5%，一般机组汽压降低1%，使汽耗量上升0.7%。要维持汽轮机出力不变，汽压降低时，调门必须开大，增加蒸汽流量，各压力级的压力上升，会使通汽部分过负荷，尤其后几级过负荷较严重；同时机组轴向推力增加，轴向位移上升。措施：一般汽压下降过多要减负荷，限制蒸汽流量不过大。进汽压力2.进汽压力降低进汽温度进汽温度升高影响：汽轮机的经济性提高。超限运行，会引起金属的高温强度降低，产生蠕胀和耐劳强度降低，脆性增加，长期汽温超限运行将缩短金属部件的使用寿命。汽温升高使机组的热膨胀和热变形增加、差胀上升，汽温升高的速度过快，会引起机组部件温差增大，热应力上升，还使叶轮与轴的紧力、叶片与叶轮的紧力发生松弛，易发生通汽部分动静摩擦，如由于管道补偿作用不足或机组热膨胀不均易引起振动增加。进汽温度进汽温度升高进汽温度2.进汽温度降低影响：维持汽轮机出力不变，蒸汽流量增加，调节级压力上升，调节级的焓降减小，调节级的安全性较好；末级叶片焓降显著增大，会使末级叶片和隔板过负荷；叶片反动度要增加，引起转子轴向推力加大。汽温降低，汽轮机后几级蒸汽湿度增加，加剧了湿蒸汽对后几级叶片的冲蚀，缩短叶片的使用寿命。低汽温运行，机组焓降减少，汽耗量增加，汽机经济性下降。一般汽温每降低10℃，机组效率将降低0.5%。

进汽温度2.进汽温度降低进汽温度2.进汽温度降低要求：加强对轴向位移、推力瓦温的监视。汽温降低至某一规定值要减负荷；高压机组规定汽温突降50℃以上要紧急处理。进汽温度2.进汽温度降低进汽温度3.进汽温度热偏差热偏差过大，使汽缸左右两侧进汽受热不均匀，热膨胀不均将引起机组动静部分发生中心偏斜，机组振动增加，热偏差增大应联系锅炉调整，如果热偏差严重超限应紧急停炉。进汽温度3.进汽温度热偏差调节级汽压

正常运行时，调节级压力可代表机组负荷变化，负荷突降至0，调节级压力也跌至0，调节级汽压是随蒸汽流量的增加而上升的。影响：调节级压力上升，可以判断汽机通流部分的清洁状况。不宜选择同一负荷比较，应选择同一蒸汽流量下与大修后通汽部分清洁时比较。调节级压力过高，汽轮机通流部件强度易发生严重超限。要求：汽轮机除规定最高负荷外，还规定调节级最高汽压的限额。一般要求调节级压力相对增长值不超过5%，严重时应设法带低负荷清洗叶片。调节级汽压正常运行时，调节级压力可代表机组负抽汽压力影响：抽汽压力的改变必然引起各级焓降的重新分配。影响严重的是抽汽级前后两级。各级抽汽压力也可作为通汽部分叶片结垢监视比较点，但需注意该级抽汽量，汽机进汽量都要选择相同条件下比较。抽汽压力升高，由于高压各级的焓降缩小，致使反动度增大，轴向推力增大。要求：有些机组规定调节级压力与一级抽汽压力差及一级与二级抽汽压力差的限额，压力差超限应限制抽汽量或减负荷。抽汽压力影响：排汽温度影响：排汽温度过高，叶片、低压缸、低压轴封热变形增大，排汽室的膨胀量过分增大，若低压轴承座与排汽缸为一体，将使低压转子的中心线抬高破坏转子中心线的自然垂直，从而引起机组的强烈振动，或低压轴封摩擦。排汽温度高还会影响凝汽器铜管，管板上的胀口松动漏水。排汽温度升高，背压升高，当转子在排汽部分没有阶梯时，轴向推力随末几级的反动度增大而增大。当转子在排汽部分有阶梯时，可能使轴向推力减小，若背压升高过高，还可能造成反向推力。要求：

开启排汽缸喷雾冷却水，降低排汽温度。排汽温度影响：轴封汽压力影响：

轴封汽压力保持过高，使轴封冒汽增加，轴封漏汽损失大，浪费蒸汽和热量，使轴承温度升高或油中有水。轴封汽压力调节的过低，要使轴封失汽，影响凝汽器真空降低。带轴封内套或小平衡盘的机组，轴封疏汽压力的变化，会影响汽轮机轴向推力的平衡，应注意推力瓦温度及轴向位移值。轴封汽压力影响：轴封汽温度

轴封汽温度的高低，对转子要引起伸长或收缩，影响汽轮机的差胀变化。正常运行时，轴封汽温度维持接近该压力下的饱和温度的微过热蒸汽，使轴颈冷却，使轴颈冷却，减少轴颈传热，影响轴承温度升高，应避免轴封带水。冷态启动时，冲转前向轴封送汽，由于轴封汽温度高于转子温度，引起受热伸长，使汽轮机的差胀增加。热态启动时，金属温度较高，如果仍然用低温汽供入高、中压缸轴封，则会造成转子及汽缸突然局部冷缩变形，出现不应有的负差胀，故要求轴封汽的温度要高些，热态启动时轴封处转子温度一般只比调速级处缸温低30～50℃。轴封汽温度轴封汽温度的高低，对转子要引起伸长轴向位移规定：转子是向汽缸低压侧轴向位移为正方向，位移值为正值；转子向机头侧位移为负方向，位移值为负值。影响：

轴向位移向正或负方向增加，引起推力瓦工作面或非工作面的温度变化。轴向位移增加过大，使推力轴瓦发生损坏烧熔，产生通汽部分动静摩擦碰撞，尤其在发生水冲击事故时。轴向位移规定：汽缸与转子的相对膨胀

汽轮机在启停和工况变化时，由于转子和汽缸之间存在温差，因此其轴向存在膨胀差，或简称胀差。规定：单缸汽轮机为例，汽缸死点在排汽口中心附近，转子与汽缸的相对死点在推力轴承推力面处。汽缸由死点向进汽端膨胀，前猫爪通过横销使推力轴承向前移动，从而带动转子移动，而转子本身又以相对死点为基准向排汽端膨胀，转子与汽缸的相对膨胀关系可以看作汽缸转子均以推力面为基准向排汽端膨胀。胀差的大小意味着汽轮机动、静轴向间隙相对于静止时的变化，正差胀表示自喷嘴（静叶）至动叶间轴向间隙增大；反之，负差胀表示该轴向间隙减小。汽缸与转子的相对膨胀汽轮机在启停和工况变化时汽缸与转子的相对膨胀影响因素：冷态启动，进汽温度，真空，转速等都是影响差胀的因素。差胀向负方向增大，一般在热态启动和滑参数停机，负荷下降或汽温急剧下降时出现。负差胀允许的限额要小于正差胀允许限额。负差胀的增加是比较危险的，容易发生叶片进口侧与喷嘴隔板的动静摩擦或轴封齿的碰擦，尤在高压末级及高压前几级的轴向间隙较小更为危险。汽缸与转子的相对膨胀影响因素：汽缸与转子的相对膨胀要求：准确合理使用汽缸夹层及法兰加热装置，分析运行工况的变化，确保差胀控制在安全范围内。汽缸与转子的相对膨胀要求：汽缸与转子的相对膨胀汽缸受热膨胀不畅受到的力

—轴向膨胀面积—弹性模量汽缸与转子的相对膨胀汽缸受热膨胀不畅受到的力—轴向膨胀面积汽缸与转子的相对膨胀汽缸受热膨胀不畅引起的变形

—膨胀阻力产生的弯矩—抗弯刚度汽缸与转子的相对膨胀汽缸受热膨胀不畅引起的变形—膨胀阻力产上、下缸温差影响：上下缸温差大，使汽缸产生热膨胀变形，出现拱背现象，下汽缸低部动静之间的轴向间隙减小，易造成磨损，下汽缸下部的隔板汽封和复环汽封，引起大轴弯曲，振动增大。规定：

上下缸温差规定不超过50℃。启动中保证下缸疏水畅通，改善下缸保温结构及材料，缸下装挡风板，启动时合理地使用汽缸夹层加热装置。说明：上下缸温差最大值出现在调整段区域内，几种类型机组经过试验确定：调整处上下缸温差每增加1℃，该处动静间隙约减少0.01mm左右，一般汽轮机径向间隙为0.5～0.6mm左右。上、下缸温差影响：上、下缸温差—线性膨胀数—上下缸温差—汽缸轴向长度—汽缸直径上下缸温差引起的汽缸变形量0.12－0.29mm上、下缸温差—线性膨胀数—上下缸温差—汽缸轴向长度—汽缸直内、外缸温差—线性膨胀数—内外缸温差—泊松比内外缸温差引起的汽缸壁热应力内壁；外壁：—弹性模量内、外缸温差—线性膨胀数—内外缸温差—泊松比内外缸温差引起冷油器出油温影响：油温过高，不但影响油压降低，使轴承正常润滑受到影响，而且使轴承温度相应升高，长期维持高油温运行使汽轮机油质容易老化，使用寿命缩短。油温过低，黏度增加，影响轴承油膜建立，容易使机组振动增大，有的大容量机组，油温过低，有可能引起轴承油膜震荡。规定：一般规定冷油器出油温度不超过40℃～45℃。冷油器出油温影响：凝汽器水位影响：凝汽器水位升高，凝结水温下降，凝汽器过冷度增加，经济性下降。凝汽器水位过低，易导致凝结水泵汽蚀。原因分析：凝汽器水位升高应参照凝结水量、凝泵电流、凝结水压力、导电度等表计分析原因。如凝结水流量下降，说明凝泵发生故障或出力不足；若凝结水流量增加，凝结泵电流增加，说明由于凝结水水量太大，凝泵来不及打水，应检查凝结水量增大的原因；如果凝泵电流与凝结水压力及流量下降或晃动，一般说明因漏空气失水。凝汽器水位影响：凝汽器真空影响：真空下降，汽轮机的焓降减少，如果出力保持不变，则耗汽量增加，运行经济性下降，一般真空度下降1%，汽耗率上升1～2%。真空下降过多，会使后几级热量大量减少，维持同一出力，蒸汽流量增加较多，使后几级反动度增加，轴向推力增大，推力瓦温度及轴向位移上升。真空升高如果超过极限真空，经济性反而下降，因为汽轮机往往受最末级叶片通汽能力的限制，当真空继续提高至极限真空后，汽机出力不会继续增加，一部分蒸汽受叶片通道限制，只能在叶片外膨胀，这部分热降不能利用，则经济性下降，另外，如果真空过高也将使汽轮机的轴向推力增加，对安全运行不利。凝汽器真空影响：凝汽器真空要求：根据真空下降值，按规定减负荷或停机。

凝汽器真空要求：凝汽器真空原因分析：

凝汽器真空原因分析：凝汽器真空原因分析：真空缓慢下降（1）冷却水量不足。（2）冷却水进水温度升高。（3）冷却水管结垢或脏污。（4）凝汽器内缓慢漏入空气。（5）抽气器效率降低。（6）冷却水内有杂物，使部分冷却水管堵塞。（1）冷却水中断。

真空急剧下降（2）凝汽器水位升高，淹没了抽气口。（3）抽气器故障。（4）汽轮机低压轴封供汽中断或真空系统管道破裂。凝汽器真空原因分析：（1）冷却水量不足。（2）冷却水进水温凝结水过冷度概念：汽轮机排汽在饱和压力下凝结水，凝结水温度应等于该压力下的饱和温度。当凝结水温度低于饱和温度，产生过冷。影响：凝结水的热量被循环水带走，降低经济性。另外过冷还会使凝结水含氧量增加，影响管道腐蚀。要求：运行中出现过冷度增加，如凝汽器水位正常，可进行空气严密性实验，检查抽气设备工作正常。凝结水过冷度概念：除氧器汽压影响：除氧器汽压过高超限，影响金属强度，易发生塔顶封头爆破等损坏事故；负荷突然下降时，由于给水箱存水热容量较大，给水泵进水温度不能迅速下降，除氧器压力升高，除氧器水温不能及时跟上，影响除氧效果，这种情况要到除氧器在新的压力接近平衡时为止。要求：在不影响除氧器强度的原则下，除氧器压力尽量维持的高些使其出水温度较高。除氧器汽压影响：给水箱水位影响：给水箱水位在较高或较低时，水位变化速度将是很快的。给水箱水位若全满，将使除氧器筒体及管道发生冲击及振动，若水倒回抽汽管，逆止门不严，汽轮机要发生水冲击紧急停机事故；给水箱水位过低，将要影响电厂运行安全，如该时发生给水管或主蒸汽管等爆破，或者电气系统甩负荷事故，给水箱水位将会迅速下降，严重影响给水泵运行，威胁锅炉供水。给水箱水位影响：给水温度影响：给水温度降低，锅炉排烟温度降低，一般对于锅炉来说，排烟温度每降低1℃，锅炉效率可以提高约0.05%。给水温度降低，空预器出口一、二次风温分别降低，锅炉在低负荷燃烧效率下降。一次风热风温度的降低，将会影响到锅炉制粉系统的干燥出力。给水温度降低，为了维持在相同燃烧率下的中间点温度，要相应增加燃料量。

给水温度影响：加热器端差概念：加热蒸汽压力下的饱和温度与加热器出水温度称为端差。影响：在一定负荷下，端差增加，表明因加热器铜管表面污脏或其中聚空气，使传热条件恶化。要求：一般表面式加热器端差不超过3～7℃。带有过热段蒸汽冷却的高压加热器，可以充分利用加热蒸汽的过热度，使出水温度接近或超过该级抽汽压力下的饱和温度，端差为负值，提高了热经济性。加热器端差概念：汽轮机事故诊断与处理通流部分摩擦事故大轴弯曲事故

大轴断裂事故

水冲击事故

油系统着火事故真空下降事故

汽轮发电机甩负荷

汽轮机超速事故

轴承烧瓦事故

汽轮机事故诊断与处理通流部分摩擦事故大轴弯曲事故大轴断裂通流部分摩擦通流部分动静摩擦的原因

（1）动静部套加热或冷却时，膨胀或收缩不均匀；（胀差超标、上下缸温差超标）（2）动静间隙调整不当；（轴向间隙过小、径向间隙过小）（3）受力部分机械变形超过允许值；（隔板变形、叶轮变形）（4）推力或支承轴瓦损坏；（5）转子套装部件松动位移；（6）机组强烈振动；（7）通流部分部件破损或硬质杂物进入通流部分；（8）在转子弯曲或汽缸严重变形的情况下强行盘车。通流部分摩擦通流部分动静摩擦的原因通流部分摩擦事故象征及处理

转子与汽缸的胀差指示超过极限、轴向位移超过限值、上下缸温差超过允许值，机组发生异常振动轴封冒火，这时即可确认为动静部分发生碰磨，应立即破坏真空紧急停机。如果停机过程转子惰走时间明显缩短，甚至盘车启动不起来，或者盘车装置运行时有明显的金属摩擦声，说明动静部分磨损严重，要揭缸检修。通流部分摩擦事故象征及处理通流部分摩擦防止动静摩擦的技术措施

（1）加强启动、停机和变工况时对机组轴向位移和胀差的监视。在启停过程中注意保持参数和负荷平稳，并控制轴封进汽温度和排汽温度。（2）在机组停机打闸以后注意胀差的变化，要充分考虑转子转速降低后的泊桑效应和由于叶片鼓风摩擦使胀差增大的情况。（3）机组热启动时，注意冲转参数的选择，保持蒸汽有充分的过热度和足够的高于汽缸内壁温度的温差。通流部分摩擦防止动静摩擦的技术措施通流部分摩擦防止动静摩擦的技术措施

（4）在机组启停过程中，应严格控制上下汽缸温差和法兰内外壁温差，不使其超限。（5）应严格监视转子挠度指示，不得超限。机组检修时一定要检查大轴的弯曲情况并作好记录。（6）严格控制蒸汽参数的变化，以防止发生水冲击，损坏推力轴瓦。（7）监视段压力不超过规定值，以防止隔板等通流部件过负荷、轴向推力过大以及通流部件破损等情况发生。通流部分摩擦防止动静摩擦的技术措施通流部分摩擦防止动静摩擦的技术措施

（7）停机后应按规程规定进行盘车，如因汽缸上下温差过大等因素造成动静摩擦使盘车不能正常投入或手动也不能盘动时，不可强行盘车。（8）严格控制机组振动。（9）加强对叶片的安全监督，防止叶片及其连接件的断落。通流部分摩擦防止动静摩擦的技术措施通流部分摩擦案例过程：

2002年12月23日11时，某电厂2号锅炉点火。15时38分，2号汽轮机冲转。17时40分，转速达到3000rpm。19时整，汽轮机转子与前轴承座隔热板发生摩擦，被迫停机消缺。事故原因：（1）运行人员经验不足，不熟悉操作规程，在开机过程中暖机不充分，升负荷速度过快，造成胀差过大，致使转子与前轴承座隔热板发生摩擦，这是主要原因。（2）前轴承座隔热板与转子之间安装的间隙偏小，是发生摩擦的另一原因。通流部分摩擦案例过程：大轴弯曲引起大轴弯曲事故的原因

（1）汽轮机在不具备启动条件下启动。上下汽缸温差过大时强行启动引起大轴与静止部分发生摩擦。（2）汽缸进水、进冷汽。汽缸的上下缸温差加剧引起较大的热变形。（3）机械应力过大。转子的原材料存在过大的内应力或转子自身不平衡，产生异常振动，可能引启动静部分摩擦引起大轴弯曲。（4）轴封供汽操作不当。当汽轮机热态启动时，轴封蒸汽系统必须充分暖管，否则疏水将被带入轴封。大轴弯曲引起大轴弯曲事故的原因大轴弯曲防止大轴弯曲的技术措施

（1）汽轮机冲转前的大轴晃动度、上下缸温差、主蒸汽及再热蒸汽的温度等必须符合有关规程的规定，否则禁止启动。（2）冲转前进行充分盘车，一般不少于2～4h，热态启动取最大值，并尽可能避免中间停止盘车。（3）热态启动时，轴封汽源温度应与金属温度相匹配，轴封管路经充分疏水后方可投入。大轴弯曲防止大轴弯曲的技术措施大轴弯曲防止大轴弯曲的技术措施

（4）启动升速中应有专人监视轴承振动。过临界转速时振动标应打闸停机。严禁硬闯临界转速开机。（5）机组启动中，因振动异常而停机后，全面检查并确认机组已符合启动条件，连续盘车4h后才能再次启动。（6）启动过程中疏水系统投入时，应注意保持凝汽器水位低于疏水扩容器标高。（7）当主蒸汽温度较低时，调节汽阀的大幅度摆动，有可能引起汽轮机发生水冲击。大轴弯曲防止大轴弯曲的技术措施大轴弯曲防止大轴弯曲的技术措施

（8）机组在启、停和变工况运行时，应按规定的曲线控制参数变化。当汽温下降过快时，应立即打闸停机。（9）机组在运行中，轴承振动超标应及时处理。（10）停机后应立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应及时分析、处理。当轴封摩擦严重时，应先改为手动的方式盘车180°，待摩擦基本消失后投入连续盘车。当盘车盘不动时，禁止强行盘车。大轴弯曲防止大轴弯曲的技术措施大轴弯曲防止大轴弯曲的技术措施

（11）停机后应认真检查、监视凝汽器、除氧器和加热器的水位，防止冷汽、冷水进入汽轮机，造成转子弯曲。（12）汽轮机在热状态下，如主蒸汽系统截止阀不严，则锅炉不宜进行水压试验。（13）热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线比较，发现异常情况应及时处理。（14）热态启动时应先投轴封后抽真空，高压轴封使用的高温汽源应与金属温度相匹配，轴封汽管道应充分暖管、疏水，防止水或冷汽从轴封进入汽轮机。大轴弯曲防止大轴弯曲的技术措施大轴弯曲案例过程：

1998年6月17日4：08，某电厂7号机由于锅炉高温段省煤器泄漏进行临检，用给水泵向锅炉上水进行水压试验。4：30时，压力升到14.5MPa，锅炉过热器安全门动作，立即关闭给水阀停止给水泵运行。

6月18日1：00时，冲转汽轮机。1：45时，升速到1400rpm时，汽轮发电机组发生强烈振动，高压缸前后轴封处冒火，运行人员立即关调节汽门，降转速700rpm时，汽轮机轴向位移保护动作，汽轮机跳闸。后多次强行启动，均不成功。开缸检查，汽轮机转子从高压第2〜11级的动叶围带被汽封片磨出沟道，最深达3mm，汽封片磨损严重，大轴弯曲值达0.58mm。大轴弯曲案例过程：大轴弯曲事故原因：锅炉水压试验时，虽然汽轮机电动主汽门已关闭，但没有手紧，汽轮机自动主汽门前压力曾上升到11MPa未引起足够重视，造成汽轮机进水；运行人员没有执行规程规定，达到紧急停机条件时未紧急停机，而是采用了降速暖机的错误方法。大轴弯曲事故原因：大轴断裂引起大轴断裂事故的原因

（1）蠕变和热疲劳。（2）轴承安装不良。（3）超速。大轴断裂引起大轴断裂事故的原因大轴断裂防止大轴断裂事故的措施

（1）检修时，应定期对汽轮发电机大轴、大轴内孔、发电机转子护环等部件进行探伤检查。（2）减少轴系不平衡因素，精良安装推力轴承及支持轴承，采取有利措施，防止油膜振荡的发生。（3）防止发生机组超速。（4）发电机出现非全相运行时，应尽力缩短发电机不对称运行的时间，加强对机组振动的监视。大轴断裂防止大轴断裂事故的措施大轴断裂事故举例：一台600MW机组的转子断轴事故，造成总长51m的转子17处断裂，转子、轴承座、盘车装置、汽缸等碎块横飞。事故分析认为，事故起因是超速试验过程中，轴承由于安装不良，底脚螺栓被振松，轴承失去正常承载能力，转子因强振断裂飞出。大轴断裂事故举例：水冲击水冲击事故的原因

（1）来自主蒸汽系统。由于误操作或自动调整装置失灵，锅炉蒸汽温度或汽包水位失去控制，汽轮机在启动过程中，没有进行充分暖管，疏水不畅等都会导致蒸汽管道内集结凝结水而进入汽轮机内。（2）来自再热蒸汽系统。再热器减温水装置故障或误操作，可能使水进入汽轮机，或机组启动时暖管不充分，疏水由再热蒸汽冷段管内倒流入高压缸中。（3）来自抽汽系统。水或冷蒸汽从抽汽管道进入汽轮机，多数是因除氧器满水、加热器管子泄漏及加热器系统事故引起。尤其是当高压加热器水管破裂，保护装置失灵时，使水经抽汽管道返回汽轮机内造成水冲击。水冲击水冲击事故的原因水冲击水冲击事故的原因

（4）来自汽封系统。汽轮机启动时汽封系统管道没有充分暖管和疏水排除不充分，使汽、水混合物被送入汽封。停机过程中，切换备用汽封汽源时，因备用系统积水而末充分排除就送往汽封。（5）来自凝汽系统。凝气器满水，倒入汽缸。水冲击水冲击事故的原因水冲击水冲击事故的象征（1）主蒸汽温度急剧下降，主汽阀和调速汽阀的阀杆、法兰等冒白汽，蒸汽管道或抽汽管道内有水击声。（2）轴向位移增大，推力瓦块温度和推力瓦回油温度升高，胀差向负值方向发展。（3）汽轮机振动增大，汽轮机内部有水击声或金属噪声。（4）监视段压力异常升高，机组负荷骤然下降。（5）汽缸金属温度急剧下降，特别是下缸温度。水冲击水冲击事故的象征水冲击水冲击事故的处理（1）破坏真空紧急故障停机。（2）开启汽轮机缸体和主蒸汽管道上的所有疏水门。（3）检查并记录推力瓦乌金温度和轴向位移。（4）正确记录转子惰走时间及真空。（5）情走中仔细倾听汽缸内部声音。

水冲击水冲击事故的处理水冲击水冲击事故的处理（6）注意惰走过程中机组声音和推力轴承工作情况，如惰走时间正常，经过充分排除疏水，蒸汽温度恢复后，可以重新启动机组。但这时要特别注意机组声音和振动情况，如果发生异常，应立即停止启动，揭缸检查。（7）如果因为加热器满水，应迅速关闭加热器进水门；若是由于除氧器满水，应紧急放水，维持正常水位；若由于再热器喷水，迅速关闭锅炉事故喷水，若由于抽汽管倒流造成机内进水，应迅速手动关闭抽汽阀门，对抽汽管要充分排水。水冲击水冲击事故的处理水冲击防止水冲击事故的措施（1）主汽温度和压力不稳定时，应严密监视。汽温急剧下降到规定值或直线下降50℃时，应按紧急停机处理。（2）严密监视汽缸金属温度变化和加热器、凝汽器水位。（3）热态启动时，主蒸汽管要充分暖管，保证疏水畅通。（4）锅炉熄火后，在蒸汽参数得不到保证的情况下，禁止向汽轮机供汽。（5）加强除氧器水位的监视。（6）滑参数停机时，汽温、汽压按照规定的曲线进行，保持必要的过热度。水冲击防止水冲击事故的措施水冲击案例过程：

1993年11月21日8时，某电厂3号机组在盘车状态下，高压缸内缸上下温差138℃，外缸上下温差144℃

。检查发现凝汽器水位高。启动凝结水泵甲运行，开启凝结水泵出口排污门放水，关闭凝汽器补水总门。8时55分，凝汽器水位降至600mm,高压缸上下温差逐渐减小，停凝结水泵甲，关排污门。故障原因:

由于凝汽器补水调节门不严，机组停运后人员责任心不强，思想上麻痹大意，导致凝汽器满水进入汽缸，引起高压缸上、下温差大。水冲击案例过程：油系统着火油系统着火的原因

由于设备结构上存在缺陷、安装检修不合标准及法兰质量不佳，运行不当引起油管道振动使管道破裂，油管接头螺纹部分断裂变形、脱落等，均能造成漏油。当油落至附近没有保温或保温不良的高温部件上时，如高压汽缸、高温蒸汽管道，将引起油系统着火。油系统着火往往是瞬时发生且火势凶猛，如处理不及时，会蔓延扩大，以至烧毁设备，甚至引起爆炸，危及人身安全。油系统着火油系统着火的原因油系统着火油系统着火事故的处理（1）汽轮机在运行中发生油系统着火，如属于设备或法兰结合面损坏喷油起火时，应立即破坏真空停机，同时进行灭火。（2）为了避免汽轮发电机组轴瓦损坏，在破坏真空后的惰走时间内，应维持润滑油泵运行，但不得开启高压油泵。当火势无法控制或危及油箱时，应立即打开事故放油门放油。油系统着火油系统着火事故的处理油系统着火防止汽轮机油系统着火的技术措施

（1）油系统的布置应尽量远离高温管道，油管最好能布置在低于高温蒸汽管路的位置。油管应尽量减少法兰。（2）汽轮机油管道要有牢固的支吊架和必要的隔离罩、防爆箱。高压油管的接头宜按高一级压力选用。大型机组使用抗燃油对防火有利。（3）汽轮机油系统的安装和检修必须保证质量，阀门、法兰接合面不渗不漏。油系统着火防止汽轮机油系统着火的技术措施油系统着火案例过程：

2008年1月13日4时45分，某电厂1号机组巡检人员抄表发现2号轴承处着火，立即回控制室报告司机，司机马上向上级汇报，同时组织人员进行灭火。因火势很大，现场灭火器材数量有限，无法控制，报告值长请求119支援。4时55分，打闸停机，降低润滑油压至0.08MPa。5时17分，转速到零投盘车，盘车电流7A，转子惰走正常，惰走时间22min。5时21分，真空到零，停轴封，停射水泵。期间主油箱补油一次。5时25分，2号轴承着火扑灭。此次2号轴承处着火前，无油烟等异常先兆，且来势迅猛。4分30分，1号机组值班人员到密封油箱处调整油位一次，未发现异常情况；4时35分，班长从1号机组集控室出门，经过1号机组10m平台、0m、2号机组0m巡检签字，均未发现异常情况。油系统着火案例过程：油系统着火事故原因:

（1）2号瓦进油管处漏油喷溅到附近的中压调速汽门保温处引起了火灾。（2）机组润滑油系统以前存在间歇性振动，虽经处理巳基本正常，但由于油系统振动造成的油管焊缝及连接部位的泄漏隐患没有全部消除。油系统着火事故原因:真空下降真空急剧下降的原因

（1）循环水中断。厂用电中断，循环水泵电动机跳闸，水泵止回阀损坏，循环水管爆破。

（2）轴封供汽中断。汽封压力调整器失灵，供汽汽源中断，汽封系统进水。（3）凝汽器空气抽出设备及其系统故障。射汽式抽气器喷嘴堵塞或冷却器满水。（4）凝汽器汽侧满水。铜管泄漏，凝结水泵故障。

（5）真空系统大量漏空气。（4）凝结水系统运行不正常，（5）循环水进水温度或机组负荷升高（真空缓慢下降）。真空下降真空急剧下降的原因真空下降真空缓慢下降的原因

（1）循环水量不足。

（2）凝汽器水位高。凝结水泵工作不正常或故障。（3）真空系统不严密。（4）抽汽器工作不正常。抽汽汽压不正常。

（5）凝汽器铜管结垢或闭式循环冷却设备异常。真空下降真空缓慢下降的原因真空下降真空下降的现象（1）凝汽器真空下降，排汽温度升高；（2）机组负荷降低或带同样负荷时的主蒸汽流量增大；（3）凝汽器水位升高；（4）循环水泵、凝结水泵、抽气设备、循环水冷却设备等工作异常。真空下降真空下降的现象真空下降真空下降的处理

（1）当发现汽轮机真空下降后，首先应迅速检查循环泵电流；循环水进出水压力、温度及温升；轴封供汽进汽压力；凝结水温度、过冷度及凝汽器热井水位；真空泵电流或射水泵电流；射水抽气器进水压力等参数。对汽动给水泵排汽进入凝汽器的机组，同时要检查汽动给水泵真空系统运行情况。必要时应提高轴封供汽压力，增加循环水泵、真空泵或射水泵及抽气器的工作能力。真空下降真空下降的处理真空下降真空下降的处理

（2）在查找原因的过程中，应严密监视真空变化情况，严格按规程规定内容进行降负荷。（3）真空继续下降至规定停机极限值，低真空停机保护未动作时，应进行事故停机。（4）真空下降时，应注意低压缸的排汽温度，排汽温度升高至大于允许值时，排汽缸喷水冷却装置应自动投入，否则应手动投用。真空下降真空下降的处理真空下降防止真空下降的措施

（1）加强运行监视，保持凝汽器正常水位。（2）注意汽封压力调整。（3）循环水泵、凝结水泵、抽气器等的备用设备投联锁。

（4）循环水量与凝汽器进水温度符合要求。

（5）加强对循环水质的监督，保持铜管的清洁，胶球清洗装置正常。

（6）真空系统的严密性检查。

（7）加强对冷却塔等冷却设备的运行维护。

（8）低真空保护装置投入。真空下降防止真空下降的措施真空下降案例分析：

8时10分，某电厂3号机组真空由91.8KPa直线下降至63.9KPa，负荷由250MW减至138MW，经查射水泵、凝结水泵、循环水泵运行正常，而凝汽器电触点水位计全红并闪烁，凝汽器就地玻璃管水位计内气泡窜动，看不清水位，判断为凝汽器水位高；即停一台除盐泵，停止向凝汽器补水，开启5号低加出口门前放水门。8时32分，真空开始恢复。9时10分，真空正常，负荷加至250MW。真空下降案例分析：真空下降事故原因:

凝汽器水位计故障后，热工人员责任心不强，没有到现场及时处理，只做口头交代。当日7时06分，3号机组凝汽器电触点水位计指示灯闪烁，热工值班员讲"如果表坏了，等白班处理"，当时CRT上水位指示也不准，致使机组运行中凝汽器水位无法监视。运行人员在凝汽器电触点水位计故障情况下，没有利用其他表计和其他手段监视凝汽器水位，导致凝汽器满水降真空。7时55分，值班人员启动3号除盐水泵向凝汽器补水。8时25分，才发现凝汽器满水，凝结水温度由7时36分的31℃下降至8时19分的15.8℃

，过冷度达15.2℃

。真空下降事故原因:真空下降案例过程：

9月4日，某电厂5号机组正常运行。0m层值班员在接到主值下达的"开6号机组凝汽器至室外放水门"的命令时，心不在焉，拿着工具就去操作，将5号机组的凝汽器汽侧放水门误当成6号机组凝汽器至室外放水门开启，致使运行中的5号机组真空急剧下降，汽轮机"凝汽器真空低"保护动作跳机。真空下降案例过程：真空下降事故原因：（1）习惯性违章。0m层值班员在接到主值"开6号机组凝汽器至室外放水门"的命令时，走错位置，误将5号机组的凝汽器汽侧放水门当成6号机组设备进行操作，是5号机组低真空保护动作跳闸的直接原因。（2）责任心不强。运行主值发出命令后，既没有派监护人对其操作进行监护，也没有注意机组表计参数的变化，更没有直接到就地去查看，没有及时发现人员误操作；错失了异常处理的宝贵时间，便异常扩大，保护动作而停机。（3）设备管理粗放，设备标示牌严重缺损。5号机组与相邻的6号机组，许多设备、阀门都没有明确的标识。即使有标识，部分也因设备陈旧字迹模糊不清。真空下降事故原因：汽轮发电机甩负荷汽轮发电机甩负荷的分类（1）发电机解列，机组转速稳定在危急保安器动作转速以下。（2）发电机解列，危急保安器动作。（3）发电机解列，机组转速高于危急保安动作转速而保安器不动作。（4）负荷甩到零，发电机未解列。汽轮发电机甩负荷汽轮发电机甩负荷的分类汽轮发电机甩负荷发电机解列，机组稳定在危急保安器动作转速以下

原因：电气部分故障，发电机油开关跳闸甩去负荷，调节系统动态特性合格，控制转速在危急保安器动作转速以下，危急保安器未动作。现象：（1）电负荷指示为零。（2）转速表指示上升，并稳定在3000rpm以上某数值。（3）油动机行程减小，调速汽门关至空负荷位置。（4）各段抽汽止回阀关闭。（5）背压机组排汽压力下降，抽汽机组供热汽压下降。汽轮发电机甩负荷发电机解列，机组稳定在危急保安器动作转速以下汽轮发电机甩负荷发电机解列，机组稳定在危急保安器动作转速以下处理：（1）将同步器调至空负荷位置，保持机组转速在3000rpm。（2）及时调整轴封供汽，维持凝汽器真空，监视除氧器压力。（3）背压机组，解列背压调压器，关闭排汽总阀，利用向空排汽阀控制背压；抽汽机组，关闭调节抽汽的电动汽门，解除调压器。（4）各段抽汽止回阀关闭。（5）切换各加热器疏水。（6）检查机组膨胀、胀差、振动、汽缸各部温度，确认正常后，并列发电机。汽轮发电机甩负荷发电机解列，机组稳定在危急保安器动作转速以下汽轮发电机甩负荷发电机解列，调节系统不能控制转速，危急保安器动作原因：电气部分故障，使机组甩去负荷，汽轮机调节系统动态特性不好，造成转速升高过多，致使危急保安器动作。现象：（1）电负荷指示为零。（2）自动主汽阀、调节汽阀、抽汽止回阀关闭，并发出信号。（3）汽轮机转速上升到危急保安器动作转速后下降。（4）危急保安器动作并发出信号。（5）背压机组背压下降，抽汽机组调整抽汽压力下降。汽轮发电机甩负荷发电机解列，调节系统不能控制转速，危急保安器汽轮发电机甩负荷发电机解列，调节系统不能控制转速，危急保安器动作处理：（1）转速降至3000rpm时，迅速摇同步器至空负荷位置，重新挂闸，开启自动主汽门，用同步器控制转速至3000rpm。（2）根据油压变化，启动和停止电动辅助油泵。（3）及时调整轴封压力，维持凝汽器真空，监视除氧器压力。（4）背压机组，解列背压调压器，关闭排汽总阀，利用向空排汽阀控制背压；抽汽机组，关闭调节抽汽的电动汽门，解除调压器。（5）各段抽汽止回阀关闭。（6）切换各加热器疏水。（7）报告领导，调节系统正常后重新并列发电机。汽轮发电机甩负荷发电机解列，调节系统不能控制转速，危急保安器汽轮发电机甩负荷发电机解列，调节系统不能控制转速，危急保安器不动作原因：电气部分故障，使机组甩去负荷，汽轮机调节系统动态特性不好，造成转速升高过多，危急保安器拒动。现象：（1）电负荷指示为零。（2）转速上升至3300-3600rpm，机组运行声音异常。（3）主油泵出口油压迅速升高。（4）机组振动增大。

（5）各段抽汽止回阀关闭并发出信号。（6）背压机组背压下降。汽轮发电机甩负荷发电机解列，调节系统不能控制转速，危急保安器汽轮发电机甩负荷发电机解列，调节系统不能控制转速，危急保安器不动作处理：（1）立即手打危急保安器，破坏真空故障停机，自动主汽门、调节汽门迅速关闭并发出信号。（2）抽汽机组关闭抽汽电动门，解除调压器；背压机组，关闭背压送汽阀，解列背压调压器。（3）将同步器摇至空负荷位置。（4）根据油压启动辅助油泵。

（5）完成其他停机操作。（6）报告领导全面检查，确认正常后恢复运行，危急保安器须经试验合格后，方可并列带负荷。汽轮发电机甩负荷发电机解列，调节系统不能控制转速，危急保安器汽轮发电机甩负荷负荷甩至零，发电机未解列原因：汽轮机保护装置或调节系统误动作，引起汽轮机进汽中断。现象：（1）电负荷及主蒸汽流量指示为零。（2）自动主汽门、调节汽门、各段抽汽止回阀关闭并发出信号。（3）转速表仍为3000rpm。（4）主油压不变。

（5）排汽温度升高，背压机组背压下降。汽轮发电机甩负荷负荷甩至零，发电机未解列汽轮发电机甩负荷负荷甩至零，发电机未解列处理：（1）迅速检查机组各保护信号，核对发出信号的保护指示仪表数值，同时检查机组本体情况，若确属设备发玫故障使保护动作，应立即将发电机解列，故障停机。（2）如检查机组本体及有关表计都正常，证实保或调节系统误动时，可将保护开关断开，重新挂闸，迅速恢复机组负荷，同时联系热工查明保护误动原因，尽快消除。（3）处理过程中，必须迅速判断原因，因汽轮机在无蒸汽运行3000rpm不超过3min，否则手动发电机解列事故按钮，故障停机，查明原因。（4）缺陷原因未查清或缺陷未消除前，不允许汽轮机启动。

（5）报告领导，缺陷消除后重新启动。汽轮发电机甩负荷负荷甩至零，发电机未解列汽轮发电机甩负荷防止汽轮发电机负荷的措施（1）严格按照工艺要求及标准检修汽轮机，确保调节系统符合要求。（2）加强对油质的监督管理。检修中对主油箱、油系统管道、附件彻底清理；运行中调整好轴承箱负压和轴封供汽压力。（3）运行中按反事故措施要求，定期对自动主汽门和调节汽门进行活动试验。（4）严禁汽轮机在高压油动机全开或过开的情况下运行，避免油动机卡涩动作不灵。

（5）运行中加强对液压调速系统部套油压的监视，如一、二、三次肪动油压，油动机活塞上下油压指示异常，应立即分析处理。汽轮发电机甩负荷防止汽轮发电机负荷的措施汽轮机超速汽轮机超速的原因（1）调速系统有缺陷。调门不严或卡涩、迟缓率过大等。（2）超速保护系统故障。转速高于额定转速10％～12％时危急保安器不动作；自动主汽门和调速门卡涩；抽汽逆止门不严或拒动。（3）运行操作调整不当。油中进水引起调速系统卡涩；同步器调整超过了规定调整范围；主汽门和调整汽门卡涩；超速试验操作不当，转速飞升过快。汽轮机超速汽轮机超速的原因汽轮机超速汽轮机超速的现象（1）机组负荷突然甩到零，机组发出不正常声音。（2）转速表或频率表指示超过红线值，并继续上升。（3）主油压迅速增加，采用离心式主油泵的机组，油压得更明显。（4）机组振动增大。汽轮机超速汽轮机超速的现象汽轮机超速汽轮机超速的处理（1）如果危急保安器未动作，转速超过3360r/min应立即手打危急保安器，破坏真空紧急停机。（2）如果危急保安器动作，而自动主汽阀、调速汽阀或抽汽止回阀卡住或关闭不严时，应设法关闭以上各汽阀或者立即关闭电动主汽阀和抽汽阀。（3）如果采取上述办法后机组转速仍然不降低，则应迅速关闭一切与汽轮机相连的汽阀，以截断汽源。（4）机组停下后，必须全面检修好调速与保安系统的缺陷。重新启动后须做危急保安器超速试验，确认动作转速正常方可并列投入运行。汽轮机超速汽轮机超速的处理汽轮机超速防止汽轮机超速的措施（1）超速保护装置完好，并正常投入且正常。（2）正常参数情况下，调节系统应能维护汽轮机在额定转速下运行。（3）在额定参数下，汽轮机甩去额定负荷后，调节系统就能将机组转速维持在危急保安器动作转速以下。（4）调节系统的速度变动率不大于5%，迟缓率不大于0.2%。（5）自动主汽门及调节汽门就能迅速关闭严密，无卡涩。（6）调节保安系统的定期试验装置应完好可靠。（7）作汽轮机调节系统静态试验。汽轮机超速防止汽轮机超速的措施汽轮机超速防止汽轮机超速的措施（8）进行汽轮机调节系统动态试验。（9）机组安装或大修后，危急保安器解体或调整后，停机一个月再次启动时，机组甩负荷试验前，应作超速试验。（10）机组每进行2000h，应进行危急保安器的充油试验充油试验不合格时，仍需做超速试验。（11）按规定进行自动主汽门、调节汽门的活动试验，以及抽汽止回阀的开关试验。（12）运行中发现主汽门、调节汽门卡涩时，要及时消除汽门卡涩，消除前做好防止超速的措施。如不能消除，需停机处理。汽轮机超速防止汽轮机超速的措施汽轮机超速防止汽轮机超速的措施（13）加强对油质监督，定期进行油质的分析化验，防止油中进水或杂物造成部套卡涩或腐蚀。（14）加强对蒸汽品质的监督，防止蒸汽带盐使门杆结垢造成卡涩。（15）运行人员要熟悉超速现象，严格执行紧急停机规定。（16）机组长期停运，注意做好停机保护工作，防止汽水或其他腐蚀性物质进入汽轮机及调节供油系统，引起汽门或调节部套锈蚀。（17）机组大修后，应进行汽门严密性试验。运行中，汽门严密性试验就每年进行一次。汽轮机超速防止汽轮机超速的措施汽轮机超速防止汽轮机超速的措施（18）运行中，注意检查汽门开度和负荷的对应关系，以及调节汽后压力变化情况。。（19）加强监视调整汽封压力不要过高，前箱、轴承箱内的负压不宜太高。（20）机组滑压运行或滑参数启动中，调节汽门要留有裕度，以防同步器超出正常调节范围，发生甩负荷超速。（21）在停机时，应先打危急保安器，关闭主汽门和调节汽门，确认发电机电流倒送后，再解列发电机。汽轮机超速防止汽轮机超速的措施