汽轮机调节阀的汽流激振分析与解决方法

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300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析

300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析一、引言汽轮机是现代大型电厂的主要动力装置之一，汽轮机组的安全稳定运行对电厂的正常运营至关重要。

在汽轮机组的运行过程中，由于各种原因导致的汽流激振问题经常出现，给汽轮机组的安全稳定运行带来了很大的挑战。

本文主要围绕300MW汽轮机组汽流激振问题展开讨论，对该问题的产生原因、影响、处理方法等进行深入分析，以期为相关从业人员提供一定的参考。

二、汽流激振问题的产生原因汽流激振是指由于汽轮机内部高速气流的作用而引起的振动问题。

其主要产生原因如下：1. 气动力不平衡在汽轮机组的设计和运行过程中，往往会产生气动力不平衡，导致气流在汽轮机内部产生过大的压力差，从而引起振动。

2. 气动力瞬变汽轮机组在启动和停机的过程中，往往会出现气动力的瞬变现象，这种气动力的不稳定性会导致汽流产生激振。

3. 非定常气动力当汽轮机组在部分负载、变负载或其他非定常运行状态下，气流也会产生非定常的特性，从而引起汽流激振。

三、汽流激振问题的影响汽流激振问题在汽轮机组运行过程中会产生一系列的不良影响，主要表现为：1. 振动增加汽流激振会导致汽轮机组内部的振动增加，严重时甚至会引起零部件的破坏。

2. 动、静叶片损伤汽流激振会引起汽轮机组内部动、静叶片的损伤，降低汽轮机的效率，缩短零部件的使用寿命。

3. 声音扩散汽流激振会引起汽轮机组内部的噪音扩散，影响电厂的生产环境和周边居民的生活环境。

四、汽流激振问题处理方法针对汽流激振问题，需要采取一系列的处理方法，以减轻其不良影响，保障汽轮机组的安全稳定运行。

主要的处理方法如下：1. 设计改进在汽轮机组的设计过程中，应当充分考虑气动力平衡和流场分布等因素，尽量减少气流激振的产生。

2. 运行调整在汽轮机组的运行过程中，应当根据实际情况，调整气动力的平衡和流场的分布，减少汽流激振的发生。

3. 监测诊断通过对汽流激振进行监测和诊断，及时发现问题，采取相应的措施，减少其对汽轮机组的影响。

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
一、汽流激振故障的原因
汽轮机内部的高温高压汽流在通过叶轮、驱动轴等部件时，随着速度的变化也会产生
不同程度的振动和冲击。

一般来说，如叶轮的弯曲刚度不足、转子不平衡、轴承支承变形
等原因都会引起部件振动，产生危及设备安全的汽流激振故障。

汽流激振故障的主要特征是设备受到的振动加速度随着频率的变化呈现出明显的峰值。

而汽轮发电机组汽流激振故障的频率一般较高，多数在3000Hz以上。

此外，激振仅出现
在某些特定的工况下，而不是一直存在。

汽流激振故障的处理方法分为两个方面：一是通过改变汽轮机的结构和参数来改善叶
轮和驱动轴等部件的结构性能，减少激振引起的危害；二是应用现代检测技术进行在线监测，及时发现故障并采取相应的维修或更换措施。

具体措施如下：
1、加强设计优化。

改良汽轮机的结构设计，增加立面负载承载能力，提高叶轮的弯
曲刚度，降低叶轮的振动幅值，减轻驱动轴的振动疲劳。

2、进行现场调试。

采用位移传感器、加速度传感器等现代检测技术对汽轮机内部的
振动状态进行在线监测，辅以传统的振动计测量，以确保汽轮机在运行中始终保持稳定和
安全。

3、及时维修带荷调整。

发现汽轮机存在汽流激振现象时，应及时停机检查，进行相
应的调整和维修，确保轴承平稳、轴线与叶轮轴线间的间隙稳定，消除故障隐患。

总之，通过加强设计优化、现场调试以及及时维修带荷调整等方法，我们可以有效地
避免汽轮发电机组汽流激振故障的发生，提高设备的可靠性和安全性。

汽轮机组汽流激振原因分析及处理方法

汽轮机组汽流激振原因分析及处理方法摘要：我国发电厂汽轮机组在使用中会经常遇到汽轮机组汽流激振问题。

本文针对汽轮机叶片偏心造成各级叶轮间隙沿周向分布不均导致的内部汽流激振，提出了基于微控的多阀门调节技术，利用优化阀位指令和反馈修正来解决汽轮机组汽流激振问题，经过对阀门控制逻辑的验证及实践，证明了该解决方案的作用和效果，对汽轮机正常运作提供了保障。

关键词：汽轮机汽流激振、叶片偏心、多阀门微控调节1前言汽轮机属于热力电厂中最重要的设备，汽轮机的正常运作对热电厂稳定运行起到了到决定性效果，对于社会的正常秩序也起到了相应的维稳作用。

汽轮机在我国电厂的广泛使用中，随着社会对电力需求的不断提升，相对应的电力设施也在不断的更新扩容中，各类汽轮机不断推出高参数、大负荷机组的投入运营。

但由于汽轮机在设计生产及安装调试中的问题隐患，在后期投入使用后带来了不少的问题。

在工业设计生产过程中，对于叶轮偏心问题的研究由来已久，早在20世纪40年代便由美国通用电气公司提出了通过配平来平衡叶轮偏心，从而在轴承结构上解决了汽流激振问题。

随着工业科技的进步，在工业化标准不断提升的今天，制程工艺问题已经不再困扰着汽轮机的稳定运行，影响汽轮机汽流激振的多发生在汽轮机的安装和调控中。

本文以汽轮机运作中汽流激振问题展开研究，分析了导致汽轮机汽流激振的主要问题，根据汽流激振问题主要发生在轴承转子偏心导致的汽轮机在高负荷运转时引起叶顶汽流激振力和汽封汽流激振力，该问题可造成汽轮机轴承的强烈振动，轻则影响汽轮机运作效率、减少使用寿命，重则可能直接导致汽轮机宕机，在我国近几年多起因汽轮机故障的案例中，均对汽轮机汽流激振问题给予了重视。

1汽轮机汽流激振现象的产生本文以某电厂二期工程配套的某MTP400MW汽轮机组为单轴、双缸两排汽、五级抽汽、间接空冷、一次中间再热、抽汽凝汽式机组。

整机组预热启动后，测试在78%负荷区以上发生轴振X及Y方向偶发性的振动，至95%负荷量过程中，振动频率及次数也随之增加，并伴发强烈振动至自动降速状态；自动降速过程中，振动频率降低，负荷降低至78%以下振动消失，异常振动参数如表1所示。

气动调节阀出现波动振荡或振动的原因及处理方法

气动调节阀出现波动振荡或振动的原因及处理方法1.阀门失调：阀门的失调是最常见的波动、振荡或振动的原因之一、失调可能是由于阀门安装不当、内部部件磨损或粘附造成的。

处理方法包括重新调整阀门的位置和方向，更换磨损的部件或清洁粘附的部件。

2.阀门带宽不当：阀门的带宽是指流量变化与阀门位置变化的比率。

如果阀门的带宽不当，就可能导致波动、振荡或振动。

处理方法包括调整阀门带宽，使其适应实际流量需求。

3.空气源压力不稳定：气动调节阀通常使用空气作为动力源。

如果空气源的压力不稳定，就可能导致阀门波动、振荡或振动。

处理方法包括检查和调整空气源的压力，确保其稳定。

4.管道震荡：管道震荡是由于流体在管道中流动引起的机械振动。

这种振动可能会传导到气动调节阀，并导致波动、振荡或振动。

处理方法包括增加管道的刚度和稳定性，减少流体的速度和压力，或使用吸振器减震。

5.控制系统失效：控制系统的失效可能导致气动调节阀波动、振荡或振动。

处理方法包括检查和修复控制系统中的故障，确保其正常工作。

6.阀门内部部件磨损或粘附：阀门内部部件的磨损或粘附可能会导致阀门的工作不稳定，从而引起波动、振荡或振动。

处理方法包括定期检查和更换磨损的部件，清洁粘附的部件。

7.过大的媒体压力差：如果气动调节阀在过大的媒体压力差下工作，可能会导致波动、振荡或振动。

处理方法包括减小媒体压力差，或采用耐高压的阀门。

总之，波动、振荡或振动对气动调节阀的正常运行会带来一系列问题。

为了解决这些问题，需要仔细分析可能的原因，并采取相应的处理方法。

定期维护和保养气动调节阀也是非常重要的，以确保其正常工作和长期稳定性。

大型汽轮机汽流激振问题的分析和处理

大型汽轮机汽流激振问题的分析和处理轴承油膜振荡(或油膜半速涡动)和汽流激振(或蒸汽激振、蒸汽涡动)是汽轮发电机组运行中轴系最可能产生的两类不稳定自激振动。

它们呈现突发性的振动特征，均为低频振动，造成的危害较大。

前者产生的振动主要与转速有关，可能发生在机组各转子的支撑轴承上，后者则通常与机组所带的负荷有关，主要产生于大容量高参数机组的高压和高中压转子上。

对于轴承油膜不稳定产生的振动问题，在国内外已作了充分的理论和试验研究，并总结出一些处理该类故障的切实可行措施，如改变轴承型式、轴承比压、轴承间隙、润滑油的粘度等。

而对于汽流激振引起的低频振动，由于以前机组运行中发生的次数相对较少，其机理分析和故障处理较为复杂，处理效果有时也不十分理想，在国内未能引起足够的重视。

随着300MW、600MW等级的大型机组大量投运，汽流激振问题日益暴露出来。

目前国内已有一些机组的高压(或高中压)转子在运行中发生汽流激振引起的不稳定低频振动。

例如，作为当前我国火力发电主力的国产300MW机组，据不完全统计，已有20多台机组的高压(或高中压)转子发生过汽流激振故障，严重影响电厂的安全运行。

国内个别200MW及以下容量机组的高压转子也发生过突发性汽流激振。

此外，已有多台进口的超临界机组投运以来，也陆续出现过高压转子支撑轴承不稳定的汽流激振问题。

根据汽流激振机理和国外大机组的运行经验，已确认汽流激振问题更容易发生在高参数、大容量汽轮机的高压转子上，尤其是超临界汽轮机组上。

由于蒸汽激振力近似地正比于机组的出力，因此，由汽流激振引起的不稳定振动就成为限制超临界机组出力的重要因素。

例如，在前苏联和美国早期生产和投运的超临界机组中，这类低频振动问题比较突出，带负荷工况运行时，因振动大引起的跳机故障或被迫限制负荷运行，都直接影响了机组的可用率。

随着国产超临界机组的加紧研制和将来的陆续投运，也必将会面临此类低频振动问题。

因此，加强超临界机组汽流激振的研究显得非常重要。

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理汽轮发电机组是大型电力设施，其稳定性直接影响电网的正常运行。

但在使用过程中，往往会出现故障。

其中，汽流激振故障是一种典型的故障类型。

本文将对汽流激振故障的成因、特征及处理方法进行详细分析。

1. 成因汽流激振故障的主要成因是转子受到气体流动的作用，从而产生振荡。

具体来说，当转子旋转时，周围气体也跟随转动，形成较大的气体旋转强度。

该旋转强度会通过气体与转子间的相互作用力，传递到转子上，从而导致振动。

此外，转子的支撑结构刚度较低也是一种可能的成因。

如果支撑结构不能提供足够的刚度，转子受到的气体作用力将更明显，进而促使振动。

2. 特征汽流激振故障的特征表现为噪音和振动。

噪音产生的原理与成因雷同，来自转子受到气体作用力的运动。

振动则是由于转子在旋转过程中，受到激振力的作用产生。

锅炉磨损过重和其他因素的影响也会使得其发生更加严重的振动。

汽流激振故障通常表现为一定的频率和振幅，主要集中在低频或中低频带，可通过频率分析来判定是否存在此类故障。

然而，某些情况下，激振幅值可非常小，且只出现在一特定转速附近，这增加了隐蔽性，也使故障诊断更加困难。

3. 处理方法汽流激振故障的处理方法一般分为三类：结构强化、动态平衡与控制动力性能。

结构强化：可通过提高转子支撑结构刚性来减缓振动，例如增加支撑点、提高支撑刚度或加装支撑件等。

此外，合理的支撑结构设计也可以减弱转子失衡和轴向力的影响。

动态平衡：若因转子失衡而导致振动，则需要进行动态平衡。

该方法适用于不同转速下存在较大失衡量的情况，能够减小振动幅值。

控制动力性能：可通过控制机组的运行参数，例如改变喷气角度、调节喷嘴压力、减小机组负荷等，来改善转子受力情况，降低振动水平，稳定机组运行。

此方法适用于在一定运行范围内发生振动的情况。

综上所述，汽流激振故障是汽轮发电机组常见故障之一，特征是噪音和振动。

处理方法包括结构强化、动态平衡和控制动力性能等。

诊断和处理此类故障，可采用振动监测技术，检测相关频率，分析其原因，采取相应的措施解决问题，以达到稳定机组运行的目的。

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理汽轮发电机组是一种常用的发电设备，它通过汽轮机驱动发电机发电。

但是在运行过程中，由于各种原因导致的汽流激振故障是不可避免的。

本文将对汽流激振故障进行分析和处理。

汽流激振故障是指汽轮机运行过程中，在流体动压力的作用下，装置或装置元件的振动频率和振动幅值不断增大，最终导致超过了设备的振动极限而引发的振动故障。

汽流激振故障对汽轮机的安全性和可靠性都有很大的影响。

汽流激振故障的原因有很多，主要可以分为以下几点：1.元件失稳：汽轮机的元件在长时间运行后，可能出现疲劳、断裂或者松动等情况，导致元件失稳，从而引起汽流激振故障。

2.设计不合理：如果汽轮机的设计不合理，例如流道形状不当或者装置结构不合理等，都可能导致汽流激振故障。

3.操作不当：如果操作人员在运行过程中没有按照正确的操作规程进行操作，例如不按照规定的负载运行、周期性起停等，都可能增加汽流激振故障的发生概率。

针对这些原因，我们可以采取以下措施进行处理：1.定期检查和维护：对汽轮机进行定期检查和维护，可以及时发现和解决元件失稳的问题，避免其演变为汽流激振故障。

2.优化设计：对已经发生汽流激振故障的汽轮机，可以通过对流道形状进行调整或者对装置结构进行改进来解决问题。

3.加强操作人员培训：通过对操作人员进行培训，提高他们的操作技能，确保他们能够按照正确的操作规程进行操作，从而减少操作不当引起的汽流激振故障。

我们还可以对已经发生汽流激振故障的汽轮机进行以下处理措施：1.降低负载：在汽流激振故障发生后，可以通过降低负载来减少振动的幅值，从而降低振动对设备的影响。

2.加强监测：对汽流激振故障发生后的汽轮机，可以加强振动监测，及时发现振动异常，进行处理。

汽流激振故障是汽轮发电机组运行过程中常见的故障之一，对汽轮机的安全性和可靠性都有很大的影响。

通过加强检查和维护、优化设计、加强操作人员培训等措施，可以有效地减少汽流激振故障的发生。

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理汽轮发电机组是一种常见的发电装置，使用汽轮机驱动发电机发电。

在使用过程中，有时会出现汽流激振故障，这会影响到发电机组的正常运行。

本文将对汽流激振故障进行分析，并提供处理故障的方法。

一、汽流激振故障的原因分析1. 气体流动不稳定：在汽轮机内部，气体是以高速流动的方式进入和流出。

如果气体流动不稳定，会引起汽流激振故障。

造成气体流动不稳定的原因可能包括定子叶片损伤、进气量不足、排气系统阻力过大等。

2. 汽轮机顶盖失稳：汽轮机的顶盖是固定在转子上的零件，如果顶盖在高速运转中失稳，会产生振动力，导致汽流激振故障。

顶盖失稳的原因可能包括材料疲劳、安装不稳、转子不平衡等。

3. 转子不平衡：转子不平衡是导致汽流激振故障的一个常见原因。

转子不平衡可能是由于零件制造不精确、装配过程中的错误等引起的。

二、汽流激振故障的处理方法1. 定期维护保养：定期对汽轮发电机组进行维护保养，包括定期清洗空气滤清器、检查叶片是否有损坏、检查排气系统是否通畅等。

通过定期维护保养，可以确保发电机组的稳定运行，减少汽流激振故障的发生。

2. 检查顶盖安装：检查汽轮机顶盖的安装情况，确保顶盖安装牢固，防止顶盖失稳引起的振动力。

如果顶盖材料疲劳，应及时更换。

3. 平衡转子：对转子进行平衡校正，消除转子不平衡引起的振动力。

可以使用动态平衡仪进行转子平衡校正，确保转子平衡。

4. 增强检测手段：增加汽轮发电机组的振动监测和故障检测手段，及时发现和处理潜在的汽流激振故障。

可以使用振动传感器等设备，监测发电机组的振动情况，及时判断是否存在汽流激振故障。

5. 提高制造精度：加强对汽轮发电机组零部件的制造精度控制，减少由于制造不精确导致的汽流激振故障。

加强装配过程中的质量控制，确保零部件的精确装配。

三、汽流激振故障的处理注意事项1. 处理汽流激振故障时，应先确定故障的具体原因。

可以通过检查设备、振动监测等手段进行故障诊断，找出故障的真正原因。

汽轮机调节阀门波动的原因分析

汽轮机调节阀门波动的原因分析汽轮机是一种常见的能源转换装置，广泛应用于电力、制造业等领域。

在汽轮机运行过程中，调节阀门波动是一个常见的问题。

本文将分析汽轮机调节阀门波动的原因，并提供相应的解决方案。

一、压力波动汽轮机工作过程中，燃烧产生的高温高压气体经过部分膨胀，驱动汽轮机旋转，进而产生功。

调节阀门用于调节进气量，以保持汽轮机的运行稳定。

然而，压力波动会导致阀门的开度不断变化，从而引发阀门波动。

导致压力波动的原因主要有以下几点：1.燃烧不稳定：如果燃烧室内的混合气比例不均匀，会导致燃烧不稳定，进而引起高温高压气体的波动。

解决方案：优化燃烧室设计，确保混合气的均匀分布，提高燃烧效率，减少压力波动。

2.进气系统失效：进气系统中的设备故障或负荷突然变化，会导致进气量的波动，从而引发阀门波动。

解决方案：加强进气系统的维护和管理，确保设备正常运行，减少进气量波动。

3.管道堵塞：管道堵塞会导致进气阻力的变化，进而引起压力波动。

解决方案：定期检查清理管道，确保畅通无阻，减少压力波动。

二、温度波动汽轮机工作过程中，温度波动也是引发调节阀门波动的原因之一。

主要原因如下：1.外界环境温度变化：外界环境的温度变化会直接影响汽轮机进气温度，从而引起温度波动。

解决方案：根据外界温度变化情况，及时调整进气温度控制策略，使进气温度保持稳定。

2.燃料热值波动：燃料的热值不稳定会导致燃烧温度的波动，进而引发调节阀门的波动。

解决方案：优化燃料选择和储存，确保燃料质量稳定，减少热值波动。

三、机械振动汽轮机工作时，由于旋转部件和运动部件的存在，机械振动也是导致调节阀门波动的原因之一。

1.旋转部件不平衡：汽轮机旋转部件的不平衡会引起振动，从而影响阀门的稳定性。

解决方案：定期进行动平衡校正，保证旋转部件平衡。

2.机械磨损：长时间运行会导致汽轮机部件磨损，增加了机械振动的可能性。

解决方案：定期检修和更换磨损严重的部件，减少机械振动。

3.安装和固定不牢固：汽轮机阀门系统的安装和固定不牢固会导致振动过大，影响阀门的工作稳定性。

大型汽轮机气流激振问题的分析与处理

大型汽轮机气流激振问题的分析与处理新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古自治州轮台县841000摘要：随着我国电力工业的结构调整，研究、生产和发展超临界压力机组是火力发电节能、环保、提高发电效率、降低发电成本的必然趋势。

但汽轮机蒸汽参数的增加会导致高压缸进汽密度和流速的增加，作用在高压转子上的切向力会提高动静间隙、密封结构和转子-汽缸对中的灵敏度，从而增加作用在高压转子上的激振力。

这些都会降低轴系的振动稳定性，严重时会诱发高压转子失稳，产生很大的低频振动。

由于蒸汽激振力与机组的出力近似成正比，因此。

蒸汽激振引起的不稳定振动成为限制超临界机组出力的重要因素。

例如，在苏联和美国超临界压力机组的早期生产和运行中。

这种低频振动问题比较突出。

当在负载条件下运行时，机器跳闸或被迫在有限负载下运行，这直接影响机组的可用性。

在我国，随着国产超临界机组的发展和将来的投产，将会面临这种低频振动问题。

因此，加强对超临界机组蒸汽激振的研究十分重要。

关键词：汽流激振;低频振动;振动稳定性;超临界汽轮机；介绍汽轮机汽流激振的机理和振动特征,以及近年来国内若干大型汽轮机高压转子汽流激振引起的低频振动的分析和现场处理情况,归纳总结引起该类振动的主要因素,提出了我国在发展高参数、大容量机组,特别是超临界机组中对汽流激振应采取的对策。

一、汽流激振机理根据目前的研究结果,汽轮机汽流激振力通常来自3个方面。

1.叶顶间隙激振力。

汽轮机叶轮在偏心位置时,由于叶顶间隙沿圆周方向不同,蒸汽在不同间隙位置处的泄漏量不均匀,使得作用在叶轮沿圆周向的切向力不相等,就会产生一作用于叶轮中心的横向力(合力),也称为间隙激振力。

该横向力趋向于使转子产生自激振动。

在1个振动周期内,当系统阻尼消耗的能量小于该横向力所做的功,这种振动就会被激发起来。

叶顶间隙不均匀产生的间隙激振力大小与叶轮的级功率成正比,与动叶的平均节径、高度和工作转速成反比。

因此,间隙激振容易发生在大功率汽轮机及叶轮直径较小和短叶片的转子上,即大型汽轮机的高压转子上。

汽轮机调节汽阀抖动原因分析及处理

汽轮机调节汽阀抖动原因分析及处理摘要：目前国内常用的汽轮机为杭汽的三系列积块式汽轮机，这种汽轮机以其小巧的体积、高效率、强大的功率、长久的使用寿命、稳定可靠的运行、易于控制的转速、无易燃和易爆的特性，以及能够有效利用工厂的余热等优点，被广大的石油、石化和发电行业所采纳。

该机型运行稳定可靠、结构简单，在我国得到广泛使用。

然而，其复杂的安全控制系统由于其高度的关联性和对配合精度的高要求，也为维修和安装调试过程带来了不少挑战。

特别在一些大型机组中由于其结构复杂而导致的调节阀门动作频繁、振动较大等问题尤为突出。

本篇文章针对汽轮机调节汽阀出现抖动的原因进行了深入的分析，并提出了相应的处理建议。

关键词：汽轮机；调节汽阀；抖动原因；处理1阀门开度抖动原因分析1.1上位机与下位机控制信号检查机组操作员协同设置了三种不同的机组控制模式：反应堆控制棒的自动模式和汽轮机调节系统上位机的自动模式；汽轮机调节系统上位机与反应堆之间的联锁功能，以及在运行中出现异常时报警和停机保护等。

反应堆的控制棒处于自动化状态，而汽轮机的调节系统则是上位机处于手动模式；核电站正常运行时反应堆控制棒和汽轮机调节系统控制状态。

反应堆的控制棒处于手动状态，而汽轮机的调节系统上位机也是手动操作。

当核电站处于这两种状态时，由于阀门定位不准确导致了调节阀动作错误。

观察阀门定位器和阀杆的抖动，我们发现在三种不同的状态下，通过现场安装的百分表仍然可以观察到，其幅度和频率之间并没有显著的差异。

利用下位机的阀门模块，输出信号被设定为一个恒定的数值，确保阀门保持在一个固定的开度，而定位器和阀门的开度仍然会发生抖动。

同时测量阀门位移量并记录，当位移超过设定阈值时报警，并且触发调节阀进行泄压操作。

1.2定位器抖动原因在液压元件的运动副里，存在大量的环状缝隙，这些缝隙通常会充满油液。

由于液压油粘度大、密度高、流动性差等特点，因此，当活塞与液压缸或油缸壁接触时即产生一定的摩擦力，使它们之间发生相对运动。

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
汽轮发电机组汽流激振是指发电机组在内部转子电流不平衡、偏转和稳定性变异超出允许范围时，负责传送汽涡流到转子槽方向，通过涡流干扰在转子结构上，从而产生许多振动，可能导致发电机组损坏。

汽流激振是汽轮发电机组振动的主要原因之一，因此，必须特别重视。

汽流激振的主要原因是发电机组内部电流不均衡，其表现为三相电流不平衡，偏转不均匀、偏移大或稳定性变异超出允许的范围。

如果出现汽流激振，应首先检查发电机组内部电流是否不均衡。

对已知发电机流量不均衡的情况，可采取以下措施：
1.减少发电机供电电流。

可以通过降低发电机内部电阻或电容器来减少内部电流。

2.根据手动或自动控制系统调整额定功率。

可通过降低发电机厂家出厂时额定功率来调整功率，采用加变桨法降低特定负荷下峰值转矩。

3.将转子流量均衡装置的设计参数更改，使流量多相均衡装置正常工作。

4.正确安装发电机组。

正确安装发电机组，以减少汽流激振的发生。

以上是汽轮发电机组汽流激振的分析及处理方法，在有效地处理汽流激振的同时，应结合实际操作，进行备份准备，以确保设备安全运行。

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理【摘要】汽轮发电机组在运行过程中可能出现汽流激振故障，给发电机组运行安全造成严重威胁。

本文通过对汽流激振的定义、危害、成因分析、检测方法和处理措施进行了分析，以期提高对这一故障的认识和处理水平。

汽流激振是指在汽轮机内部空间中，由于叶片的旋转和流动体积变化引起的空气机械共振现象，会导致设备损坏、生产中断等严重后果。

对汽流激振进行及时的检测和处理至关重要。

未来，需要进一步加强对汽流激振的研究，完善相关检测方法和处理措施，以保障汽轮发电机组的稳定运行。

【关键词】汽轮发电机组、汽流激振、故障分析、处理、危害、成因分析、检测方法、背景介绍、问题意义、总结问题、展望未来1. 引言1.1 背景介绍汽轮发电机组是一种常见的发电设备，通过汽轮机驱动发电机转动，转换热能为电能。

在汽轮机运行过程中，汽流激振是一种常见的故障现象，也是影响汽轮发电机组正常运行和寿命的重要因素。

汽流激振是指在汽轮机部件表面上由于汽流的激振作用而引起的振动现象。

这种振动会导致部件表面的磨损和疲劳破坏，严重影响设备的安全性和可靠性。

对汽流激振进行分析及处理具有重要的意义。

在实际运行中，汽流激振的成因复杂，可能与流体动压力、结构共振等多种因素有关。

必须对汽流激振的定义、危害、成因分析、检测方法以及处理措施进行深入研究和分析，以确保汽轮发电机组的安全运行。

本文将对汽流激振故障进行深入探讨，希望能为相关领域的研究和工程实践提供参考和帮助。

1.2 问题意义汽轮发电机组作为重要的发电设备，在发电过程中往往会遇到各种故障问题，其中汽流激振故障是一种较为常见且危害较大的问题。

汽流激振故障一旦发生，不仅会导致设备的性能下降，甚至可能造成设备的严重损坏，影响到电力供应的稳定性和可靠性。

对于汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理，具有重要的现实意义。

通过对汽流激振故障进行深入分析，可以帮助工程技术人员更好地掌握汽轮发电机组运行中可能遇到的问题，提高故障诊断的准确性和效率，及时有效地处理汽流激振故障，保障设备的安全稳定运行。

300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析

300MW汽轮机组汽流激振问题及处理分析一、引言汽轮机是发电厂中最重要的设备之一，其性能直接关系到整个发电厂的运行效率和安全性。

在汽轮机运行过程中，由于气流对叶片的振动作用，往往会产生汽流激振问题，给汽轮机的安全稳定运行带来一定的影响。

特别是300MW汽轮机组，其叶片振动频率更高，对汽流激振问题的处理要求更为严格。

本文将就300MW汽轮机组汽流激振问题及处理进行分析与研究。

二、问题概述汽轮机在运行时，叶片受到气流的冲击，会出现振动现象。

一般情况下，叶片的振动是从汽流激振中产生的。

汽流激振是指气体在叶片上产生如压力、振幅等非定常非线性现象的振动。

它的发生与气体在叶片上产生的压力脉动有关，使叶片产生强烈的振动甚至破损。

对于300MW汽轮机组来说，汽流激振问题可能会导致严重的设备损坏和安全事故，因此需要及时有效的处理。

汽流激振的主要原因可以归结为以下几点：首先是气体在叶片上的径向、切向和纵向非定常压力脉动；其次是叶片在气流作用下产生的自由振动；再次是叶片共振与气流作用的叠加效应。

上述原因导致了叶片的振动频率与气流的脉动频率相近，产生了共振现象，加剧了汽流激振的发生。

300MW汽轮机组由于设备更加复杂，叶片振速更高，对汽流激振的敏感度更大。

三、问题处理分析1. 流场数值模拟流场数值模拟是处理汽流激振问题的重要手段之一。

通过对汽轮机内部气体流场进行数值模拟分析，可以得到气体在叶片上的压力分布情况，进而确定可能引发汽流激振的区域。

在300MW汽轮机组中，由于设备结构更为复杂，叶片摆度更大，通过数值模拟分析可以精确地预测出汽流激振发生的可能位置，并提前采取相应的处理措施。

2. 叶片结构优化对于300MW汽轮机组来说，叶片的结构优化是有效处理汽流激振问题的关键。

通过改变叶片的形状、材料、密封以及叶片与转子的连接方式等方面进行优化设计，可以降低叶片在汽流作用下的振动幅度，从而减少汽流激振的发生可能性。

3. 叶片振动监测与预警系统在300MW汽轮机组中，建立叶片振动监测与预警系统是非常重要的一环。

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理
汽轮发电机组是目前电力行业中应用广泛的一种发电设备，其主要工作原理是通过燃烧燃料产生的高温高压气体驱动汽轮机转动，再带动发电机进行电能转换。

在汽轮发电机组的运行过程中，由于操作、设备的老化、维护不到位等原因，很容易出现各种故障。

其中，汽流激振故障是一种较为常见的故障，下面将对其进行分析及处理。

1.故障原因
汽流激振故障是由于汽流振动引起的，其原因主要有以下几点：
（1）管道和阀门的不平衡、受力不均衡导致振动
（2）风量、汽量以负荷变化导致汽流不稳定
（3）设备老化或维护不到位导致设备失衡或过度损耗
2.故障表现
汽流激振故障的表现主要为机组振动加剧或不均匀，声音变大或变粗，有时甚至会导致机组间隔脱开或摆动。

严重的情况下，可能会导致机组损坏或故障。

3.故障处理
（1）检查设备管道、阀门、支撑架等，确保其处于良好状态，无振动、松动等问题。

（2）根据负荷和流量的情况，进行适当的调整，使汽流尽可能稳定。

（3）定期进行设备维护和保养，及时更换老化的设备。

（4）对于因设备老化或失衡导致的激振故障，需要进行设备更换或改进。

总之，汽流激振故障的处理要根据具体情况进行，其中最为重要的是做好设备的维护和保养工作，确保机组的正常运行。

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理汽轮发电机组是现代发电厂常用的一种发电设备，由汽轮机和发电机组成。

在汽轮发电机组的正常运行过程中，有时会出现汽流激振故障，这种故障严重影响了发电机组的运行效率和安全性。

对汽流激振故障进行分析和处理至关重要。

汽流激振故障是由于汽轮机内部流动产生的不稳定性引起的。

其具体原因有很多，包括转子悬挂系统的运动不均匀、叶轮和引导叶片几何形状的问题以及装配不良等。

这些因素会导致汽轮机叶轮和引导叶片受到汽流的非均匀作用，从而引起振动。

振动频率与叶轮和引导叶片的几何形状、旋转速度和流速有关。

针对汽流激振故障，可以采取以下的分析和处理方法。

需要进行现场检查和测量。

通过安装振动传感器和压力传感器等仪器，对汽轮机叶轮和引导叶片的振动和压力进行实时监测和记录。

这可以帮助确定振动的频率和振幅，并找出问题的具体位置。

然后，根据实际情况，进行现场试验和仿真分析。

通过在汽轮机装置不同位置安装专用仪器，可以模拟不同工况下的振动和压力，找出引起汽流激振的主要原因。

可以利用计算机辅助设计软件对汽轮机叶轮和引导叶片进行仿真分析，确定其几何形状是否合理。

在诊断出汽流激振故障的具体原因后，可以采取相应的处理措施。

一种解决方案是调整叶轮和引导叶片的几何形状。

根据仿真分析的结果，确定是否需要调整叶轮和引导叶片的叶片角度和弯度等参数。

通过合理设计叶片的几何形状，可以改善汽轮机内部流动的稳定性，减少汽流激振的可能性。

另一种解决方案是优化汽轮机的悬挂系统。

通过检查和调整轴承系统的运动平衡性，确保叶轮和引导叶片的运动均匀性。

对设备的安装和调试过程进行仔细的检查和调整，避免装配不良带来的潜在问题。

汽流激振故障是汽轮发电机组常见的故障之一，对其进行分析和处理是发电厂必须面对的问题。

通过现场检查、测量和实验分析，可以确定故障的具体原因，并采取相应的处理措施。

这样可以有效减少发电机组的振动和噪音，提高发电厂的运行效率和安全性。

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理汽轮发电机组是一种常见的发电设备，由汽轮机和发电机组成。

在使用中，由于各种因素，如制造、运行和维护等方面的问题，可能导致汽流激振故障的发生。

本文将对汽轮发电机组汽流激振故障的原因、特征和处理方法进行分析。

一、汽流激振故障的原因汽流激振故障是指在汽轮发电机组运行中，由于汽轮机转子受到气体流动的激励作用而引起的机械振动故障。

掌握汽流激振故障的发生原因是预防和解决该故障的关键。

汽流激振故障的主要原因有以下几个方面：1.汽轮机喷嘴、导叶、轮盘等部件几何要素不合理或咬合间隙过大，使得气体流动流场产生不稳定振荡，从而引起机械振动；2.运行过程中存在气体流量、压力等变化或不均匀，导致汽轮机转子弹性变形发生频率与流动激振频率相当或接近，引起振动；3.汽轮机和发电机轴承和机座刚度不足，导致转子振动不稳定；4.汽轮机转子质量分布不均匀或制造不精确，使得转子在旋转时受到不平衡力激励，引起振动。

汽流激振故障的特征是机组运行过程中出现机械振动，并且振幅较大，频率范围一般在100-1000 Hz之间，振动主要发生在汽轮机转子轴向和径向方向。

部分振动信号的频率还会出现倍频峰（2倍频、3倍频等），振动信号呈现周期性，且相邻周期振幅大小存在显著差异。

汽流激振故障的振动信号具有较强的相干性、较小的相位差和较高的平均振幅值。

此外，也会出现模态振动，即自然频率与激励频率相近的振动现象。

三、处理方法1.优化设计。

在制造和安装汽轮机时，应确保各部件几何要素和各咬合间隙设计合理，避免气体流动流场不稳定，减少振动故障的发生。

3.调整流量和压力分布。

对于存在气体流量和压力变化不均匀的问题，可以通过在汽轮机进气口和排气口处安装流量和压力调节器，调节气体流量和压力分布，以减小振动幅度。

4.进行平衡。

对于转子质量分布不均匀或制造不精确的问题，可以进行转子平衡，以减少不平衡力激励，降低振动故障的发生。

5.排除故障点。

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理汽轮发电机组是电力站中一种重要的发电设备，通过气流驱动涡轮转动产生电能。

在使用过程中可能会出现汽流激振故障，严重影响设备安全运行和电力生产。

对汽流激振故障进行分析及处理具有重要意义。

汽流激振是指气体流动在与固体或者气体接触的表面上产生的振动现象。

对于汽轮发电机组而言，汽流激振通常出现在汽轮机叶片上，造成叶片振动增大，甚至发生疲劳损伤，影响发电机组的安全和稳定运行。

我们来分析汽流激振故障的可能原因。

导致汽流激振的因素较为复杂，可能包括以下几个方面：1. 气体流动特性：当气流受到阻碍或者突变的时候，可能会在叶片表面形成涡流或者气动力脉动，导致叶片振动增大。

2. 叶片结构设计和加工质量：叶片的结构设计和加工质量直接影响其在气体流动中的稳定性，如果叶片结构设计不合理或者加工质量不过关，可能会导致叶片在气流作用下产生振动。

3. 运行工况：汽轮发电机组在不同运行工况下，叶片所受气流的速度、压力等参数可能会发生变化，如果超出叶片设计范围，就会导致汽流激振现象的出现。

在分析了汽流激振故障的可能原因之后，我们需要针对不同的原因制定相应的处理措施：1. 调整气体流动：对于气体流动特性所致的汽流激振，可以通过调整气体流道的设计，减小气体流动的阻碍和突变，以降低叶片表面的涡流和气动力脉动。

为了更好地预防汽流激振故障的发生，还可以采取一些常规的预防措施，比如：1. 对汽轮发电机组进行定期的检测和维护，及时发现潜在问题并进行修复。

2. 加强对汽轮发电机组操作人员的培训，提高其对汽流激振故障的识别和处理能力。

3. 采用先进的监测和控制技术，实时监测汽轮发电机组的运行状态，及时采取措施防止汽流激振故障的发生。

汽流激振故障对汽轮发电机组的安全运行和电力生产造成严重威胁，因此对其进行分析及处理具有重要意义。

在实际操作中，我们需要不断完善汽流激振故障的分析和处理技术，加强对汽轮发电机组的日常检测和维护，以确保其安全稳定地运行。

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理

汽轮发电机组汽流激振故障的分析及处理汽轮发电机组是目前电力系统中使用最广泛的重要设备，其工作状态的稳定性与可靠性直接关系到电力系统的运行安全和稳定。

然而，在汽轮发电机组运行过程中，会出现许多故障，其中之一比较常见的就是汽流激振故障。

本文将就汽流激振故障的分析及处理进行探讨。

一、汽流激振故障的定义汽流激振是指在汽轮机或蒸汽管道中，由于某些原因导致蒸汽流动发生不稳定的情况，使得机床或管道振动，以致产生破坏性振动现象，严重时可能造成设备的损坏。

1. 设备结构方式不利于汽流稳定：若汽轮机转子在中性点附近变形过大，地轴承支座刚度过低，都可能使转子产生严重不对称形变，影响汽流稳定。

2. 同频激振：当汽轮机运行到共振频率处时，即使很小的摄动也能引起振幅急剧增大，从而产生汽流激振。

例如汽轮机转子同频振动，电动机同频振动，泵的同频振动等。

因仿真计算不充分、设计的研究不完整、管道结构的改变等原因，都可能导致管道内部出现不稳定的汽流，从而产生汽流激振现象。

4. 渗流：渗漏流量的变化可能导致汽流稳定性出现改变，引起汽流激振。

当转子与静弹件之间的间隙过大，或者转子运动时，由于高温膨胀系数大，导致转子变形，则会存在流量渗泄问题。

1. 变更管道内的汽流状态以消除不稳定状态：在保证工作安全条件的前提下，可通过变更入口压力、改变排汽口位置、适当改变进口通道的形状、增加噪声屏障等方法，改善汽流条件，达到稳定汽流的目的。

2. 设备结构修正：当汽流不稳定的原因在于设备结构上时，必须通过改变支撑位置、改变结构形式等方式进行调整，来增强抗振能力和稳定汽流。

3. 针对特殊共振频率采取措施：当汽轮机转子的滚动频率或对称频率处于共振状态，可通过增加单个或多个备用机组的可用性或采用不同的运行方式，来规避此类问题。

4. 增加过滤和维护：通过增加过滤和维护来保证设备和管道的清洁度和干燥度，可降低管道内部的不稳定汽流和渗流现象。

同时，为了维护设备的稳定性和掌握设备的运行状况，必须密切关注发电机组的运行参数，记录并分析其水平运行曲线、短时过载曲线等，以提前发现存在风险的可能，及时采取措施避免事故的发生。

抽汽调节阀汽流激振原因分析及对策

书山有路勤为径，学海无涯苦作舟抽汽调节阀汽流激振原因分析及对策高温高压汽轮发电机组，由于一抽抽汽疏水管大量积水，当一抽调节阀开度为33%时，一抽抽汽压力到达42.5MPa 投入管网，蒸汽与一抽管道积水冷热交换，一抽管道部分积水蒸发急剧膨胀，快速形成冷热交换蒸汽汽流漩涡，一抽管道逆止门来回波动，阀蝶受蒸汽汽流涡动产生剧烈激振，一抽调节阀阀杆连接的2 个关节轴承拉长损坏。

增加一个一抽疏水口管道，一抽抽汽投入后没有出现一抽调阀剧烈波动，但是一抽调阀阀座垂直振动烈度数值严重超标。

通过频谱分析得出:一抽调节阀阀座垂直测点振动烈度主要有73Hz 频率分量，当一抽蝶关小时，一抽阀蝶受到蒸汽汽流涡动冲击，蒸汽对阀蝶产生强狄汽流激振。

针对以上情况，对大流量一抽调节阀座结构形式进行比较分析探讨，最后采用一抽钟革阀结构形式，一抽调节阀汽流激振问题得到了圆满解决。

投一抽抽汽时发生汽流剧烈波动双抽冷凝高温高压汽轮发电机组，额定转速3000:/min，额定功率500O0kW，进汽压力10.02MPa，进汽温度530oC。

当功率为35000kw 时，二抽抽汽已投入，抽汽量为1 巧比左右。

投一抽抽汽方式:抽汽速关阀开度50%，抽汽隔离阀开度为100%，待一抽抽汽压力为管网压力相等或略高管网压力，一抽抽汽投人管网时，抽汽速关阀逐步开大，同时调整汽轮机主调门，调整一抽抽汽调节阀，保持一抽抽汽管网压力稳定、抽汽量平稳调节。

总之，投一抽抽汽要求压力流量平稳过渡，逐步微量稳定调节。

而实际情况是:当一抽抽汽调节阀关小至33%左右时，一抽抽汽压力已经达管网压力4.25MPa 左右，抽汽管道逆止门来回波动，同时抽汽量也在O 一8t/h 范围内波动，一抽阀蝶与阀座蒸汽通流口形成汽流涡动，一抽抽汽口汽流剧烈波动，。