中小型供热机组运行中Word格式.docx
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振动状态所决定的。
汽轮发电机组振动，其危害性是较大的,振动在一定范围内，机组
可以长时间运行，当振动过大时将会影响机组的安全以至于机组无法
运行，汽轮发电机组振过大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，地脚螺丝断裂。
2.机座（台扳）二次浇灌体松动，基础产生裂缝。
3.汽轮机叶片动应力过高而疲劳折断。
4.危急保安器发生误动作。
5.流通部分的装置发生磨擦或磨损；
汽轮机过大的振动会造成轴
封、径向汽封磨损，使汽封间隙加大漏汽量增如，从而使机组经济
性降低，同时增大转子的轴向推力.振动过大造成隔板汽封磨损，严重
时可能引起主轴的弯曲。
6.滑销磨损。
滑销严重磨损时，影响机组的热膨胀，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、滑环破损、电气绝缘磨破，以致造成接地短路。
9．励磁机整流子及其碳刷磨损加剧等。
从以上几点可以看到，振动直接威胁着机组的安全运行。
另外，
长期的振动还会造成基础及周围建筑物的损坏，振动所产生的噪音对
运行人员的生理及精神状态也是十分有害的。
因此，在机组已出现振
动时，就应及时找出引起振动的原因，并予以消除，决不允许在强烈
振动的情况下让机组继续运行。
2．2振动的标准
汽轮发电机组的振动水平，通常是用汽轮机、发电机以及励磁机
轴承的振动值来表示的．汽轮发电机组的振动大小是反映机组设计、制
造、安装、检修及运行管理等方面的综合指标。
机组振动过大，会造
成汽轮机动静部分的碰撞和摩擦，严重时会造成转子弯曲．机组振动过
大还会造成机组轴瓦、轴承座及机组连接管件的损坏．因此对机组的振动
严格控制在允许范围内。
1980年电力工业部颁布的“电力工业技术
管理法规”中规定了汽轮发电机组振动评价标准，它是以轴承双倍振
幅作为控制值，轴承振动测点是以在轴承座上测得的水平、垂
直和轴向三个方向上的最大振幅不应超过表一中数值。
汽轮机转速
优秀（mm）
良好（mm）
合格（mm）
1500
＜0.03
＜0.05
＜0.07
3000
＜0.02
表一汽轮机振动标准
法规中还规定新安装机组的轴承振动不宜大于0．03mm。
2.3振动的原因
汽轮机在运行中，机组发生振动的原因是比较复杂的，主要有：
（1）润滑油压下降，油量不足。
（2）润滑油温度过高或过低，油膜振荡。
（3）油中进水，油质乳化。
（4）油中含有杂质，使轴承乌金磨损。
（5）轴承间隙不合格。
（6）轴承紧力不足。
（7）主蒸汽温度过高或过低。
（8）启动时转子弯曲值较大。
（9）汽轮发电机组转子中心不正。
（10）联轴器松动及联轴器螺栓松动。
（11）转子不平衡。
（12）汽轮机滑销系统卡涩，致使汽缸膨胀受阻。
（13）热态启动时上下汽缸温差大，致使汽缸变形。
（14）汽轮机叶轮或隔板变形。
（15）汽轮机动静部分摩擦。
（16）汽轮发电机组轴承座松动。
（17）励磁机工作失常。
（18）汽流引起激振。
（19）汽轮机主蒸汽及抽汽管道支调架设计不合理。
经验证明,汽轮发电机的大部分事故,尤其是比较严重的设备损坏事故,都在一定程度上表现出某种异常振动。
如果运行人员能够根据振动的特征，及时对机组发生振动的原因作出正确的判断和恰当的处理，就能够有效地防止事故的进一步扩大。
从而避免或减少事故所造成的危害。
相反，如果对机组在运行中发生的异常振动判断错误或处理不当时，就会导致事故进一步发展，以致造成严重的设备损坏。
因此对于汽轮发电机组在运行中发生的异常振动现象，必须认真慎重的对待。
然而，汽轮发电机组的振动往往是多种复杂的因素综合作用的结果，要想迅速准确的判断一起机组振动的原因，往往不是一件轻而易举的事情。
这需要掌握一定的知识和技能，对机组结构和能引起机组振动的几种可能因素有所了解，并根据振动的现象特点加以分析，从中找出振动原因进行消除。
2．4实例
汽轮发电机组的振动过大问题，常常发生在新安装的机组或机组
进行过大修后。
2000年6月我在一台C12-3．43／0．981机组调试工作中，
曾遇到机组振动过大问题。
由于安装质量存在严重问题，安装记录中
有关数据的虚假和错误，对所发生的分析、判断形成了误导，使其故
障原因不能及时排除，延长了机组调试时间，但最终通过对机组进行
彻底的检查和处理，使其投入正常运行。
2．4．1经过和现象
机组第一次起冲转启动，在低速暖机过程中未出现现任何异常
问题，升速至界转速时机组振动增大，最大值达到0.09mm．，接近
0.1mm的极限值。
转速至3000r／min后，发现2#、4#轴承温度偏高，
且振动较大，其中2#号轴承回油温度升至64℃，接近65℃正常报警
值，振动最大值为0.062mm，超出合格范围。
检查机组除润滑油压稍微
偏低（润滑油压0.072MPa）外，其他方面一切正常。
2．4．2原因分析
对于此台机组所发生的情况，通过查看安装记录，各轴承顶部的
间隙和轴承外壳紧力、转子找正的数据均符合制造厂要求。
虽然如此，
但从此机组启动过程中所发生的2#轴承和4#轴承振动大、温度偏高
来看，分析其原因可能是2#轴承和4#轴承顶部间隙不足、轴承外壳
紧力过小所致，再加上油压偏低，使2#轴承和4#轴承的油量不足，
从而表现为温度偏高和振动。
由于润滑油压在运行中已无法调整，决定停机处理。
停机后复查
2#轴承和4#轴承的顶部间隙分别为0．25mm和0．35mm，不符合制造
厂规定的0．38～0．48mm标准，2#4#轴承外壳紧力分别为0和0．01mm，
不符合制造厂规定的0.02～0.04mm标准。
停机后将注油器喷嘴扩大0．2mm，使润滑油压达到要求。
对2#轴承和4#轴承的顶部间隙和紧力，按制造厂规定重新进行
调整后再次启动，但升速至1000r／min时，机头径向振动过大，达到
0.03mm，经降低转速延长暖机时间，振动数值仍无改变。
从现场各运
行参数来看，其他均正常。
经过查找和分析，认为可能是汽轮机蒸汽
室两侧进气导管的支撑不合理引起。
在安装时，导气管处安有吊架外，
在运转层地面上又分别加装了两个支撑弹簧，弹簧刚性又较大，在静
态时弹簧已被压缩。
所以在导汽管、气缸等受热膨胀后，弹簧不能被
有效地压缩，使导气管和气缸被抬起，从而造成汽轮机中心发生改变，
机组产生振动。
随将弹簧支架拆除，弹簧支架拆除后，机组振动减少
至0.008mm。
升速至2500r／min时，各轴承振动仍较大，在垂直、
水平、轴向三个方向上，其最大值分别为0.045mm、0.056mm、0.042mm，
且各轴承回油温度较高，1#轴承和2#轴承回油温度分别达到了60℃和62℃，但包括润滑油压在内的其它运行参数均正常。
随转速的进
一步升高，轴承的振动和温度也随之增加。
鉴于各轴承的振动过大等，
通过分析认定安装质量存在严重问题，部分安装记录不真实。
机组产
生振动的主要原因是由于转子中心不正引起。
第二次停机后对各轴承的间隙、紧力及联轴器中心进行测量，发
现其大部分数值均不符合制造厂规定，尤其以联轴器找中心数值偏差
为甚。
联轴器找中心在圆周方向上偏差最大值为0.23mm，在端面上偏
差为0.07mm，远远超出了制造厂规定的0.04mm和0.03mm的标准。
对上述问题按标准要求进行修正后进行第三次开机，开机过程中
各项参数指标均在规定范围内，升速至3000／min，机组在振动、
轴承温度等参数上也表现正常。
在做完相关试验后，机组进入72小时
试运阶段。
3调节系统的摆动
3．1调节系统摆动的危害
汽轮发电机组由于调节系统故障，会使机组的负荷或转速出现非
正常状况，如机组负荷或转速的摆动，会造成调速汽门蒸汽室、汽缸
等部件产生交变的应力变化，有可能损坏机组的有关部件，影响到机
组的安全运行。
另外，如果机组是单机运行，发生转速的摆动，还会使所带动的
电动机等用电设备的转速随之发生波动，进一步会影响到产品质量。
3．2调节系统摆动的原因
调节系统的摆动是指汽轮机单独运行时转速摆动，并列运行负荷
摆动；
各连接机构产生的具有一定频率和一定幅度摆动，以及由此而
影响到的调速汽门的窜动。
汽轮机转速（或负荷）的摆动和连接机构的摆动虽是两种不同摆
动现象，但它们是互相关连又互相影响的。
按其摆动特性一般又分为
三种类型：
（1）连续摆动。
（2）在一定负荷区域内摆动。
（3）运行方式变换时摆动。
调节系统摆动的原因较多并且比较复杂，主要有以下几点：
（1）局部速度变动率太小，调节系统静态特性线在空负荷区域太
平，引起转速作周期性摆动，回转式油动机反馈凸轮由于局部磨损而
升程不够，使局部速度变动率减小，因而在与凸轮磨损处相应负荷下
产生负荷摆动现象。
（2）调节系统迟缓率太大，空转或单独运行会造成周期性和非周
期性的转速摆动，并列运行时会造成负荷周期性和非周期性摆动，这
主要因为：
a．调速系统部件的严重磨损使活动间隙变大。
如传动机构
的绞接处松旷。
b．调节部套的卡涩。
如错油门产生腐蚀、油质不清洁、
油压不均而引起的液压卡涩，油动机活塞杆与杆套的间隙不合适造成
卡涩及配汽机构的卡涩等。
c．断流式错油门过封度过大。
d。
调速器重
锤支承表面磨损。
由于迟缓率一般不超过0．5％，因此迟缓率的存在对
转速自振的影响是不大的。
当汽轮机转速在n＝3000／rmin。
下运行时，
转速的自振只有15r／min。
（3）油动机时间太长，工作能力不足，其主要原因如下：
a．错油
门套筒油口与错油门位置不正确。
b．错油门的通流断面太小。
c．通过错
油门的间隙严重泄漏。
d．排油不畅通或排油的惯性太大。
e．油系统有漏
油点，造成油压下降。
（4）错油门的重叠度不当或在有磨损腐蚀的情况下压力油漏入油
动机，引起整个系统不稳定。
（5）断流式错油门的凸缘棱角过锐，当开启时引起油量的突然变
化，产生轴向反作用力，（平口错油门）表现得更加明显，因而促使油
动机不断摆动，使系统不稳定。
（6）带动调速器的减速齿轮及蜗轮蜗杆节距不等，轴向窜动量大
也是造成摆动的原因。
（7）油系统混入空气。
油系统混入空气主要有两种情况：
一种情
况是在检修后整个调节系统的管路及部套中都存满空气，起动时又
没有很好注意排出，特别是有些死角很不易排出。
另一种情况是在机
组运行中混入的，如油箱的油位低，前轴承箱内高压油管路漏泄造成
油流飞溅和回油流速高，使油中空气不能分离等。
检修中注意管路的死角区，能钻排气孔的地方尽量钻排气孔。
部
套上原有的排气孔一定保持畅通，起动是为了排除调节系统个部套中
的空气，首先启动低压润滑油泵，通过油系统压缩先排除空气是必要
的。
（8）油压波动。
油压波动对整个调节系统的影响很大，特别对全
液压调节系统的影响尤为显著。
因为这种调节系统是依靠油压的变化
经过放大传递进行工作的。
当油压没有按被调参数的需要进行变动，
而是自发性的扰动时，就会大大恶化调节系统的品质。
如国产汽轮机
液压式调节系统（脉冲泵及旋转阻尼），油压波动的主要原因是主油泵
出口油压波动。
（9）具有全速调速器的随动系统，全速调速器的轴向窜动大。
（10）调速汽门的重叠度不当，调速汽门的重叠度采用不当会出
现转速或负荷的摆动，这种摆动是在某一负荷区域内产生，过了这一
负荷区便会消失。
一般合适的重叠度在前一汽门开至汽门前后压力差
10%时后汽门开启为宜。
3．3实例
2001年七月我参加某自备电厂一台c12．3．43／0．98机组调试工作，
在试运过程中，调速系统曾发生过负荷和转速大幅度波动故障，后
经处理得以消除，机组顺利投入运行。
3．3．1现象
此台机组在运行中未并入电网，只带厂用电单机运行。
在低负荷
时，机组运行正常，随用电量的增加，机组在电负荷超过2500kW时，
出现了转速波动现象，转速波动幅度大约15转左右，并且随电负荷的
升高，转速波动的幅度也随之加大，至4000kW负荷时，转速波动幅
的已达60多转，无法正常运行。
3．3．2故障分析
针对可能造成汽轮发电机组负荷或转速波动的主要原因，其分析
如下：
此台机组发生的负荷、转速波动，从运行实际情况来分析，机组
在额定转速以及低负荷时，调节系统均表现稳定，转速负荷无波动现
象，可以说此台机组迟缓率过大的情况不应存在。
机组在低负荷（1000kW以下）时正常运转，转速、负荷变化平
稳。
负荷增至2500kW后，转速发生波动，并且随负荷增大转速波动
也相应增大。
由此可以判定机组的速度变动率过小，并且应是局部的
速度变动率过小。
局部速度变动率发生改变，则与调节汽门的重叠度
有关。
通过以上分析，此台机组转速、负荷发生摆动的主要原因应是调
节气门重叠度过大所致。
虽然在安装时，调节气门重叠度是按照制造
厂规定进行调整的，并且每个调速汽门门杆上的调整螺母已锁紧，再
用电焊将螺母与螺杆焊住，但是在运行中仍有一些原因是调速汽门的
重叠度发生了改变，从而机组转速、负荷发生了大幅度的摆动。
基于
以上分析，决定停机对其调速汽门进行检查处理。
在停机冷却以后，打开前箱、蒸汽室检查调速系统各滑阀和调速
汽门，发现2#和3#调速汽门的调整螺母焊接处已开裂，其重叠度发
生改变，而其他调速滑阀则无异常。
造成调速汽门调整螺母松动的原因：
一是个调速汽门门杆上的两
个螺母没有相互锁紧；
二是在用电焊进行焊接时，使用的电焊条材料
与螺母、门杆的材料不一致，机组在受热时，螺母、门杆和焊接材料
的膨胀幅度不一样，致使焊点开裂，调节螺母产生松动，从而使调速
汽门的重叠变发生改变，在负荷增加到2#和3#调速汽门工作区域
时，转速、负荷产生了波动。
经过相应处理，重新调整2#和3#调速汽门的重叠度后，机组再
次启动，调速系统故障消除，顺利投入正常运行。
4通流部分积盐
在火力发电厂中，锅炉水以及锅炉生产的蒸汽中含有气体杂质和，
非气体杂质。
非气体杂质也叫蒸汽含盐。
蒸汽在通过汽轮机通流部分时
随压力的降低，盐类物质的溶解度降低，就会逐渐以结晶的方式析出，
沉淀在汽轮机通流部分上。
4．1盐类的形态
蒸汽中所含盐类的形态主要以下两种：
一种是溶解在蒸汽中的硅
酸和各种钠化合物：
一种是固态微粒钠盐和铁的氧化物。
在实际情况
下，过热蒸汽中的杂质大都是第一种形态，而以第二种形态存在的量
则较少。
对于．亚临界、超亚临界参数的成分是金属氧
化物。
4．1．2盐类的分布
在汽轮机的不同级中，蒸汽温度和压力各不同，因而沉淀的盐类
也各不同。
其规律大致是汽轮机前、后几级中的积盐量较少，中间几
级积盐较多。
在同一级中，部位不同，积盐的分布也不同。
例如在叶
轮的边缘、复环的内表面、叶轮孔、叶轮和隔板的背面等处，积盐量
往往较多。
对于背压式机组和经长期启停的汽轮机，其通流部分的积
盐量则相对较少。
4．2汽轮机通流部分积盐的危害
汽轮机通流部分积盐将对汽轮机的运行造成不良影响。
（1）使汽轮机通流表面变得粗糙，增大蒸汽流动时的摩擦损失，
从而降低汽轮机的效率；
（2）汽轮机通流部分积盐使蒸汽的通流截面积减少，从而降低汽
轮机的输出功率；
（3）盐类物质沉积在隔板喷嘴上，会增大隔板前后的压力差，从
而增大隔板的弯曲应力；
（4）盐类物质沉积在动叶上，会增大叶轮前后的压力差，从而增
大隔板的轴向推力，使推力轴承过负荷，严重时甚至会造成推力轴承
乌金融化，动静部分发生摩擦、碰撞；
（5）一些盐类物质对通流部分尤其是叶片有腐蚀作用，腐蚀作用
会降低叶片强度，严重时会使叶片断裂造成重大事故；
（6）盐类物质沉积在轴封上，使轴封环卡死失去弹性而造成轴封
摩擦损伤；
（7）当沿汽轮机圆周积盐不均匀时，将影响转子的平衡，使汽轮
机振动加大，甚至造成严重事故。
所以汽轮机通流部分的积盐应尽量避免，这需要一方面从根本入
手，加强对锅炉水和锅炉蒸汽品质的监督和处理；
另一方面要对通流
部分的积盐及时进行清除，以防止影响到汽轮机的正常运行或者造成
设备的损坏。
4-3通流部分积盐的清除
汽轮机内盐类的清除方法较多，主要有以下几种；
（1）停机大修时用机械方法清除。
机械方法又有机器喷砂清除和
人工清除两种。
（2）低负荷清洗
低负荷清洗就是汽轮机维持低负荷运行，利用在主蒸汽管道上加
装的喷水装置，向送往汽轮机的蒸汽中喷入洁净的除盐水或凝结水。
喷入的水量应控制在蒸汽湿度小于2％以内。
清洗过程中以汽轮机排
汽凝结水含量Na+量作为监视指标，当汽轮机凝结水中含Na+量与喷入
的除盐水或凝结水的含Na+量相同时，可认为清洗干净。
（3）空负荷清洗
空负荷清洗：
将汽轮机转速控制在800r／min左右，降低进入汽轮
机的蒸汽温度，以凝结水含Na+量作为监督指标，当汽轮机凝结水中
含Na’量与喷入的除盐水或凝结水的含Na’量相同时，可认为已清洗干
净。
清洗完毕后以2℃／min的温升速度升温至汽轮机正常工作温度。
4．4实例
上述几种清洗方法，各有其优缺点，第一种清洗方法，在机组进
行大修时选择好喷沙的粒度大小和速度。
人工的工具和方法，应该说
是比较安全的，对机组不会造成伤害，但工期长。
第二种方法虽省时
省力，但安全性较低，在实际操作时，对喷入主蒸汽管道内的水量很
难控制，水量过大就会造成水冲击，损坏设备。
第三种方法较简单可
行，对于中小型电厂，汽轮机主蒸汽大都采于母管制，用此种方法进
行清洗时，可在开机过程中选择适宜的冲转气温来达到目的。
1999年3月我曾在一台C6-3．43／0．98l机组中作过空负荷清洗。
此
台机组在冬季供热是一段抽汽满负荷运行，并且低压调速气门，经常
处于全关位置，。
从而使进入低压段的蒸汽量较少。
在冬季供暖结束，
一段抽汽退出时出现异常状况，由于监视级压力过高，为
保证机组安全必须降低负荷运行。
其主要参数指标中正常额定运行工
况与异常情况对比如表二所示
参数
工况
负荷（KW）
进气压力
进汽温度
进汽流量
真空
一抽压力
正常工况
6000
3.43
435
30
0.084
1
异常工况
5600
0.086
1.2
表二正常额定运行工况与异常情况对比
后经停机拆开低压调速汽门检查，发现低压段通流部分积盐较严
重，通流面积减少，阻碍了蒸汽进入低压段，从而使负荷降低，一段
抽汽压力升高：
针对此种情况，此台机组的通流部分应进行清洗。
若
采用机械方法清洗。
则需要机组进行大修（而此台机组在冬季供热高峰
之前刚大修完，除通流部分积盐外，其他方面运行均正常）。
机组大修
则需停运较长时间，这会降低全厂的发电出力，影响其经济性，所以
说此种方法不可行。
但由于全厂主蒸汽系统采用母管制，依靠锅炉来
降低进入汽轮机的蒸汽温度会影响到其它机组的正常运行。
再在主蒸
汽管上加装喷水装置，其工作量也较大，且难以实施。
根据这一实际
情况，决定采用在开机时降低冲转蒸汽温度的方法来进行清洗。
选择
冲转时蒸汽压力3．0MPa、温度260℃（规程规定压力3.43MPa、温度
350℃转速600—800r／min，延长暖机时间20分钟。
在其过程中
监测推力轴承温度、轴向位移油压的变化。
暖机结束按正常启动程序
升速至额定转，机组各方面运行正常，并列后带负荷至额定6000kW，
机组各方面参数指标恢复正常。
5汽轮机带不上满负荷
5．1现象
机组带不上满负荷，往往表现为：
（1）在进汽温度、压力额定时，因汽轮机进汽量达不到额定值，使
机组负荷达不到额定值；
（2）在额定工况下，汽轮机进汽量达到额定值，而负荷不能达额
定功率。
5．2汽轮机带不上满负荷的原因主要有：
（1）机组本身问题，如喷嘴严重结垢或堵塞、喷嘴损坏、通流部分
结垢等。
对于通流部分结垢、喷嘴堵塞等机组监视级压力或蒸汽室压
力等方面就可作出判断。
如通流部分结垢，通流面积减小，将使监视
级压力升高，机组进汽量减小，则机组带不上负荷。
（2）同步器行程的高限、低限、
中限，一般在机组调试时对应转速其数值就已确定，在运行中不会再
发生改变。
若同步器失灵，则操作同步器时油动机的行程、脉冲油压
不会发生改变。
（3）功率限制器未调整好，当机组尚未带满负荷时，功率限制器已
过早的起作用，或功率限制器没完全退出。
对于中小型供热机组，一
般不设置功率限制器。
（4）油动机开启侧行程不足。
油动机开启时，若油动机滑阀与套筒
间存在摩擦，造成滑阀卡涩
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