汽轮机故障案例分析[上汽]
上汽1000MW汽轮机常见故障及应对策略
上汽1000MW汽轮机常见故障及应对策略作者：牛小川邓新国来源：《中国科技纵横》2020年第06期摘要：本文针对上汽1000MW汽轮机出现频率较高的故障进行记录分析，提出应对策略。
关键词：上汽;1000MW汽轮机;常见故障中图分類号：TK323 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2020）06-0164-020引言上汽1000MW机型有独特的设计，记录和研究它的常见故障是一件有意义的工作。
1 1号轴承振动超限1.1概况及振动特点该机包含4段大轴，采用单轴承支撑，有5个轴承。
主蒸汽为两侧进汽，进汽端设在2号轴承，汽缸膨胀死点设在2号轴承，转子相对于汽缸的膨胀死点也设在2号轴承。
轴承绝对振动采用振速表示法，保护跳闸值设为11.8mm/s;大轴相对振动值采用振幅表示法，未设置跳闸保护，但作为振动参考依据，其值不允许大于130μm。
该机型在运行几年后一般是在某日起频繁出现1瓦轴振报警（报警值≥83μm），居高不下，最高可超过130μm，有的机组甚至达到220μm。
振动发生后与负荷高低无明显的关系。
轴承绝对振动有轻微升高，但无明显增大。
即使大轴相对振动超过130μm，轴承座绝对振动依然在3.0mm/s以下。
主蒸汽温度的变化对振动影响较大。
振动数据以工频（50Hz）为主，其它频率所占比例不大。
工频分量占到90%以上，高频和低频占比之和低于10%[1]。
1.2 1号轴承振动原因分析（1）该机型1号轴承为大轴的自由端，外连接有液压盘车，有甩尾的可能（见图1）。
（2）高压缸较小，转子重量轻，1号轴承载荷较轻，轴承压比小，稳定性和抗扰动能力较差。
长期低负荷运行时，此情况尤甚。
（3）一旦轴承刚度下降，高压转子受汽流扰动（如负荷变化、高加抽汽量变化以及主蒸汽温度、高压缸排汽变化等）影响，使大轴在1号轴承中轻微失稳，造成振动增大，轴承磨损。
1.3运行管控策略（1）机组降负荷及重大操作，如吹灰、启动制粉系统等，提前采取措施避免汽温大幅扰动。
汽轮机事故案例
汽轮机事故案例汽轮机是一种常见的热力机械设备，广泛应用于发电厂、化工厂等工业领域。
然而，由于各种原因，汽轮机事故时有发生，给生产安全和人员生命财产造成严重威胁。
下面我们就来看几个汽轮机事故案例，以便引起大家的重视和警惕。
案例一，某发电厂汽轮机事故。
某发电厂的汽轮机在运行过程中突然发生爆炸，造成了严重的人员伤亡和设备损坏。
经过调查，事故原因主要是由于汽轮机叶片疲劳断裂，导致叶片脱落并撞击其他部件，最终引发爆炸。
而叶片疲劳断裂的原因则是由于长期高负荷运行和缺乏定期检修保养所致。
这一事故给发电厂带来了巨大的经济损失，也给相关责任人敲响了警钟。
案例二，化工厂汽轮机事故。
某化工厂的汽轮机在运行过程中出现了异常振动和噪音，随后发生了严重的事故。
经过调查，事故原因是汽轮机轴承故障导致的。
而轴承故障的原因则是由于长期高速运转和润滑不良所致。
这一事故不仅给化工厂造成了严重的设备损坏，还给周围环境和人员的安全带来了威胁，引起了社会各界的高度关注。
案例三，某船舶汽轮机事故。
某船舶的汽轮机在航行中突然发生了故障，导致船舶失去动力，险些造成触礁事故。
经过调查，事故原因是汽轮机控制系统故障导致的。
而控制系统故障的原因则是由于长期使用和维护不当所致。
这一事故给船舶的航行安全带来了严重威胁，也给船员和乘客的生命财产造成了潜在危险。
综上所述，汽轮机事故的发生往往与长期高负荷运行、缺乏定期检修保养、润滑不良、控制系统故障等因素有关。
因此，我们在使用和维护汽轮机时，务必加强对设备的监测和管理，定期进行检修保养，保证设备的安全稳定运行，以防止事故的发生，确保生产安全和人员的生命财产安全。
汽轮机运行所遇事故总结范本
汽轮机运行所遇事故总结范本标题：汽轮机运行事故总结报告摘要：本文通过对多起汽轮机运行事故的归因分析和总结，提出了相应的改进措施，旨在提高汽轮机运行的安全性和可靠性。
一、引言汽轮机是一种重要的能源转换装置，广泛应用于发电厂和工业生产中。
然而，在汽轮机的运行过程中，时有发生事故，给设备运行和人身安全带来威胁。
因此，对汽轮机运行事故进行总结和分析，能够为改进运行管理、提高设备安全性和可靠性提供有力支持。
二、事故案例分析这里列举了两起典型的汽轮机运行事故案例，并进行了归因分析。
1. 案例一：汽轮机叶片磨损引发故障在一台600MW汽轮机的运行过程中，发生了一起故障，导致汽轮机的热效率下降和运行不稳定。
经过调查和分析，发现事故的主要原因是汽轮机叶片磨损严重，导致叶片几何形状变化，进一步影响了汽轮机的运行性能。
2. 案例二：汽轮机操控系统故障引发事故一台800MW汽轮机在运行过程中突然停机，并伴随有异响和电气故障的报警。
经过排查，发现事故的根本原因在于汽轮机操控系统的故障，导致汽轮机无法正常运行，最终发生了停机事故。
三、事故原因分析基于对多起事故案例的调查和分析，总结出了导致汽轮机运行事故的常见原因。
1. 设备故障：包括叶片磨损、轴承失效、密封件泄漏等。
2. 操控系统故障：如控制操纵系统故障、自动调节系统故障等。
3. 过载运行：长期高负荷运行和短期过载运行会导致设备疲劳和损伤加剧。
4. 操作不当：人为操作不规范、参数设置错误等都可能引发事故。
5. 设备老化：长期使用、维护不当等会导致设备老化和性能下降。
四、改进措施针对汽轮机运行事故的原因，提出以下改进措施，以提高汽轮机运行的安全性和可靠性。
1. 设备维护管理：建立完善的设备维护管理制度，定期对设备进行检查、维护和修复，防止设备的磨损和老化。
2. 操控系统升级：对汽轮机的操控系统进行升级和改造，提高其稳定性和可靠性。
3. 运行监测系统：建立运行监测系统，实时监测汽轮机的运行状态和性能参数，及时发现故障和异常。
上汽给水泵汽轮机异常问题分析与可靠性改造
上汽给水泵汽轮机异常问题分析与可靠性改造摘要：中煤新集利辛发电有限公司一期工程2×1000MW机组，选用半容量汽动给水泵作为锅炉给水设备，使用上海汽轮机厂生产的给水泵汽轮机四台，该产品经济高效，市场占有率较高，但为了追求价格优势，保持市场竞争力，在一些重要设备的配置上有些许欠缺。
本文通过该设备在现场使用中发生的某次事故，深入分析原因，提出给水泵汽轮机低压进汽调阀关键部件可靠性改造的课题，具体阐述了改造原理，给出了阀门位移传感器和控制卡冗余改造方案。
本改造项目在硬件选择上，充分利旧，遵循既能方便维修，又够降低备件成本的原则，新增的冗余设备都保持了与原有设备的统一。
在软件组态、校准与测试等方面，着重介绍，剖析难点，最终实现改造目的。
改造后给水泵汽轮机能够长周期稳定运行，各指标完全满足电厂的使用要求，冗余功能正常，能够实现无扰切换，消除了设备隐患，提高了机组可靠性。
文章结尾举一反三，对该型号给水泵汽轮机轴振监测系统进行分析，提出增加可靠性的改进建议，开阔了思路。
关键字：可靠性；阀门控制卡；冗余改造；给水泵汽轮机；位移传感器1.引言中煤新集利辛发电有限公司单机容量1000MW,选用上海汽轮机厂配套生产的半容量汽动给水泵，给水泵汽轮机型号为ND(Z)89/84/06,该汽轮机能采用多种汽源供汽，外切换，变参数，启动和运行方式灵活。
但由于我厂该型号给水泵汽轮机关键部件冗余度配置不足，存在较大的安全隐患。
本文从电厂实际案例出发，在事故的发生、原因分析、故障处理和改进措施方面着手，发现问题、解决问题、消除隐患。
希望能给大家在处理同类问题时提供一些帮助。
1.选题背景和意义2.1背景2017年7月8日13时22分, #2机组负荷932MW，主汽压力28MPa，主汽温度606℃，主给水流量2495t/h，分离器出口平均温度432℃， 2A、2B汽泵运行，2A\2B\2C\2E\2F磨煤机运行，2B给水泵汽轮机转速5028r/m，入口流量1300t/h，低压调门指令、反馈均为74%。
上汽660MW汽轮机ATT试验风险案例及改进措施
上汽660MW汽轮机ATT试验风险案例及改进措施摘要：本文主要介绍某660MW超超临界机组上汽西门子汽轮机运行中ATT试验时事故过程、原因分析及改进策略。
期望能为同类型机组提供一定参考和借鉴意义。
关键词：超超临界上汽西门子 ATT试验某火力发电厂660MW超超临界上汽西门子汽轮机组某次阀门ATT试验时发生因中调门油动机插装阀卡涩引起EH油压力低的异常情况，通过查找分析故障原因，并提出优化措施。
1.设备概况本机组汽轮机是由上海汽轮机有限公司和SIEMENS公司联合设计制造的660MW超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、反动凝汽式汽轮机。
其采用全周进汽加补汽阀的配汽方式，高、中压缸切向进汽。
高、中压阀门布置在汽缸两侧，与汽缸直接连接。
蒸汽由两只高压主汽门及高压调门进入单流的高压缸，从高压缸下部的两个排汽口进入再热器，经再热器加热后，由两只中壓主汽门及调门进入双流的中压缸，由中压外缸顶部的中低压连通管进入两个双流的低压缸。
2.汽轮机汽门EH油路介绍汽轮机采用上汽引进制造的SIEMENS 660MW超超临界汽轮机，型号N660-25/600/600。
每台机组有2个高压主汽门、2个中压主汽门、 2个高压调门、2个中压调门、1个补汽阀（正常不参与调节，供油手动门关闭状态），其中每个主汽门有2个跳闸电磁阀（并列运行方式），一个方向阀；每个调门有2个跳闸电磁阀（并列运行方式），一个伺服阀。
正常运行中所有主汽门、调门跳闸电磁阀状态均为得电关闭；主汽门方向阀为失电打开。
主汽门、调门总计16个跳闸电磁阀，任一个跳闸电磁阀失电均会导致油动机内4个插装阀动作，泄油回路导通，油动机迅速关闭。
如图1中为高压主汽门1、高压调门1EH油控制油路，7为电液伺服阀，8为油动机，1、2为跳闸电磁阀，3、4，5、6为插装阀（共四个）。
正常运行时跳闸电磁阀1、2均得电关闭，使跳闸电磁阀模块下插装阀油压建立，油动机活塞进油腔室导通，油动机卸油回路隔绝，调门开度由电液伺服阀调节进回油量控制。
汽轮机轴瓦损坏事故事故案例分析
On the way to struggle, time always flies quickly. The current difficulties and troubles are many, but as long as you don’t forget your original intention and step by step towards your goal, the final outcome will be determinedby time.整合汇编简单易用（页眉可删）汽轮机轴瓦损坏事故事故案例分析事故经过11月24日晚电厂#1机组计划停机，此时需启动热电#2炉供热电#1机发电,需完成热电#2炉与主汽母管并汽工作。
现场参与本次并汽操作的人员有热电车间专工于永志、白班班长郭子涛、运行班班长王小明和司炉孙立夫等。
11月24日15：50分，启动炉#2炉点火。
17：02分，锅炉主汽压力2.2Mpa,温度380℃。
17：05分，班长曹金富汇报电厂值长于泳准备并汽，同时通知锅炉值班员孙立夫缓慢开启炉主汽旁路门，汽机开启#1炉主汽母管疏水、电动主汽门前疏水、三通疏水。
随后，班长曹金富与热网值班员按惯例（为缩短并汽时间）到双减站开#4双减和#1双减电动门，使蒸汽流量分流。
几分钟后,专工于永志便用对讲机通知在炉主汽门就地操作的值班员孙立夫缓慢开启炉主汽门。
17：10分左右，当班司机胡忠良发现汽机主汽温度由360℃快速降至240℃，汽机自动主汽门及前轴封处冒白汽，轴向位移指示增大，盘面显示轴向位移保护动作，在场的白班班长郭子涛立即跑到机前手摇同步器至零，手关自动主汽门不成功后，就地手打危急遮断器错油阀，事故停机。
停机后，串轴表指示为1.4mm（保护正常动作值为0.7mm），轴向位移油压0.18Mpa（保护正常动作值为0.245 Mpa）,控制室显示推力瓦温为123℃。
17：40分，专工于永志、班长曹金富、郭子涛三人现场商量，一致认为表计不准，机组没有异常问题。
上汽660mw超超临界汽轮机油动机动作异常造成跳闸的分析及处理
第 32 卷 第 10 期2019 年 10 月江西电力职业技术学院学报Journal of Jiangxi Vocational and Technical College of ElectricityVol.32 No.10Oct.2019上汽660MW超超临界汽轮机油动机动作异常造成跳闸的分析及处理黄聪（广东粤电大埔发电有限公司，广东梅州 514200）摘 要：针对某电厂660MW上汽超超临界汽轮发电机组1号、2号机组在启动过程中，因汽轮机汽门油动机动作异常造成机组跳闸的事件，通过深入分析事件的原因，提出油动机内部的插装式单向阀存在问题并制定改造的措施，对措施一一落实，最后达到了预期的效果，保证了机组的正常运行。
关键词：上汽超超临界机组；油动机；插装式单向阀；卡涩中图分类号：TM621 文献标识码：B 文章编号：1673-0097(2019)10-0007-020 引言某电厂1号、2号汽轮机采用上海汽轮机厂引进西门子技术生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压凝汽式汽轮发电机组，汽轮机型号为N660/-25/600/600。
机组采用HMN型积木块组合。
该机组具有优异的热力性能、可靠性高、效率高、高稳定性、运行灵活、快速启动及调峰能力。
汽轮机共有9只油动机，分别是主汽门油动机2只、调门油动机2只，再热主汽门油动机2只，再热调门油动机2只，以及补汽阀油动机1只［1］。
1 油动机说明汽轮机EH油动机为单侧作用的油动机，即通过EH供油系统来的压力油开启，弹簧力关闭。
油动机工作时，从EH供油系统来的压力油经过过滤器后分为两路，一路到快关电磁阀，用于建立安全油；一路到电液伺服阀，用于开关汽门的动力用油。
电磁阀块安装在油缸缸体上，上面安装有快关电磁阀、逆止阀和插装式单向阀。
电磁阀块通过内部油路和油缸体油路相连。
快关电磁阀接受保护系统来的控制信号，电磁阀带电后建立安全油，汽门开启，失电后控制单向阀的压力油接通回油，使单向阀打开；汽门关闭，为了加快油动机的关闭时的速度，在单向阀后又增加了一个通流面积更大的单向阀（见图1）。
汽轮机的维修案例分析与经验总结说明书
汽轮机的维修案例分析与经验总结说明书[汽轮机的维修案例分析与经验总结说明书]维修案例分析一：涡轮磨损与修复问题描述：在使用汽轮机过程中，涡轮叶片出现了磨损现象，导致功率损失和效率降低。
案例分析：1. 涡轮磨损原因：a) 高温腐蚀：由于工作介质中的杂质或与介质反应产生的化学物质，导致表面磨损。
b) 过速或过载运行：长期运行在高速或过载状态下，导致叶片疲劳破裂和磨损。
c) 油润滑不良：导致摩擦增加和热量集中，加剧了叶片的磨损。
d) 涡轮叶片材质不合适：选择不合适的材质，无法承受高温和高压环境，容易引起磨损。
2. 磨损修复方法：a) 使用磨料复复合技术：通过喷焊或喷涂等手段，在涡轮叶片表面修复磨损部分，恢复其功能。
b) 优化涡轮叶片材质：选择高温强度、耐腐蚀性能更好的材料，以减少磨损发生的可能性。
c) 定期维护和保养：定期对涡轮机进行维护，清洗和更换叶片，保证其正常运行状态。
经验总结：从以上案例可以看出，在使用汽轮机时，涡轮的磨损是一个常见的问题，但也有相应的修复和预防措施。
合理选择涡轮叶片材质、正确的维护方式和定期保养都可以减少涡轮的磨损，保持汽轮机的高效运转。
维修案例分析二：轴承故障与更换问题描述：在汽轮机的运行过程中，发现轴承出现异常噪音并伴有振动，需要进行故障分析和更换。
案例分析：1. 轴承故障原因：a) 润滑不良：由于润滑剂不足或污染等原因，导致轴承摩擦增加，进而引发故障。
b) 磨损：长期运行、过高的负荷或振动等因素，导致轴承零件磨损，降低了其工作效率和寿命。
c) 尺寸不匹配：安装时未选择合适的轴承尺寸，导致过紧或过松状态，影响其正常工作。
2. 轴承更换方法：a) 拆卸轴承：先停机并将汽轮机部件拆卸，清理轴承安装处。
b) 选配新轴承：选择符合规格要求的新轴承，并进行预装和调整。
c) 安装新轴承：将新轴承按照正确的安装步骤，放置于轴承座内，并进行调整和固定。
经验总结：通过以上案例分析，我们可以得出以下经验总结：轴承的故障主要是由润滑不良、磨损或尺寸不匹配引起的。
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目录1.阀门支架 (3)2.延伸轴及调速体晃动大 (4)3.低压缸差胀大 (5)4.K值变化 (6)5.转子弯曲 (7)6.调节级热电偶套管断裂 (8)7.再热进汽管道焊接 (9)8.压力密封环的安装方向 (10)9.大修时高中压外缸无法顶开 (11)10.铸焊件气孔、裂纹常规处理 (12)11.低压缸隔热罩脱落 (13)12.汽缸中分面间隙 (14)13.喷油电磁阀问题 (16)14.盘车突然损坏 (16)15.轴联轴器盖板的正确安装 (19)16.叶片的腐蚀 (20)17.调门阀碟上紧定螺钉脱落 (22)18.弹簧座注油孔 (23)19.中压主汽门轴端漏汽接管（即油动遮断阀蒸汽接管）问题 (23)20.中压主汽门门杆漏汽 (25)21.阀杆连接 (26)22.中压主汽门、中压调节汽阀打不开问题分析： (27)23.高中压缸上下半温差 (28)24.盘车脱扣 (31)1.阀门支架案例描述：在机组启动过程中，再热主汽温度达到450°C时，发现再热主汽门弹簧支架存在严重偏差，此图以机组右侧靠近前轴承箱的支架作为示例。
根据我厂图纸安装位置要求，热态阀门支撑位置应由管道设计者对锅炉与汽缸之间的主蒸汽管道及再热蒸汽管道进行挠性分析计算后得到，冷态情况下连接杆的位置应根据计算结果作一定偏置，保证支架在运行状态下垂直偏差在±4°以内。
现场机组启动过程中发现在再热主汽温度达到450°C时，此连接杆向调阀端偏移了75mm，向左侧偏移了40mm，处于图中的fc位置，偏移量超出预订范围，存在安全隐患，因此现场对此问题进行了专题讨论。
分析原因主要是当初设计院与我方设计部门在设计此处时，对此机组的热态偏移量计算出现问题，造成我方在设计图纸上并未对此处的弹簧支架进行预偏。
处理方案：现场与安装单位以及业主协调，认为可以在热态的情况将弹簧支架整体进行平移，由设计院重新计算相关偏移量，然后我方设计人员认可，施工单位进行现场操作。
具体操作如下：1，松掉原本的弹簧支架与基础的连接螺母，并在将要移动的方向挖出部分地基，补焊钢板。
2，用行车承载中主门的重量，缓慢卸掉弹簧支架的载荷。
3，在地基上焊接螺母，用大螺栓水平顶住弹簧支架进行平移。
移动到相应位置对弹簧支架座与底板进行整圈焊接。
移动后支架在热态情况下处于正常的偏移范围。
2.延伸轴及调速体晃动大案例描述：某电厂在机组大修检查过程中，发现汽轮机延伸轴调速体处的晃动达到0.22mm，严重超过我们设计要求。
分析处理：经过现场检查，调速体和延伸轴的螺纹连接有点松动，现场将其拧紧（此处螺纹为倒牙，拧紧时需注意）后测量轴调速体的晃动还有0.07mm，仍然无法满足我们设计要求。
经过对延伸轴几个点晃动的再次测量发现，延伸轴本身晃动在0.03mm之内，满足我们要求，故晃动超标只在轴延伸盘处，现场处理方案：将轴延伸盘上的高点用砂皮进行打磨，以满足设计要求。
案例描述：安装转子延伸轴过程中，发现延伸轴推力盘处晃度0.10mm，如下图分析处理：后检查整个延伸轴安装情况，在安装紧固的情况下测量其余各点包括转子延伸轴头部晃度，发现均在2丝以内。
确定为局部晃度超标，转子延伸轴本身晃度良好。
于是打磨晃度超标处高点。
总结：延伸轴晃动大一般有两种情况，轴整体晃度大和局部晃度大。
整体晃度大首先调整延伸轴与转子的连接，必要时对端面进行磨削；局部晃度大即对高点处进行打磨。
3.低压缸差胀大案例描述：某超临界机组电厂反馈，在运行过程中一直存在低压差胀超过报警值和跳机值的现象，在运行中低压差胀最大到16.55mm，停机时胀差最大到21mm。
原低压差胀报警值为15.24mm，跳机值为16mm，低压差胀报警值、跳机值是否可以更改，更改到多少合适？案例分析：汽轮机转子与汽缸的相对膨胀，称为差胀。
习惯上规定转子膨胀大于汽缸膨胀时的差胀值为正差胀，汽缸膨胀大于转子膨胀时的差胀值为负差胀。
本机型有两个低压缸，并且轴向通流间隙比较小，低压差胀报警和跳机值限制相对严格。
运行过程中，特别是停机过程中，随着转速降低，泊桑效应消失，转子伸长，导致差胀超标甚至跳机，但至目前为止尚未因此发生动静碰磨。
超临界600MW低压差胀整定值造成低压缸差胀大的原因众多，其中之一可能是低压缸轴封温度与低压缸排汽温度相差过大。
根据经验，将低压缸轴封温度控制在121～176℃范围下限附近，有助于缓解低压缸差胀大。
低压缸轴封减温装置布置在低压轴封供汽管上用以降低低压汽封蒸汽在供汽管中的温度，喷水减温过程中通过调节喷水量来控制轴封温度。
减温水量供给不足会导致低压轴封温度过高，此外减温装置的冷却水喷头方向装反也会影响减温雾化效果，也会导致低压轴封温度高，引起差胀偏大，必须按照图示方向安装。
典型西屋机组低压轴封减温喷水装置如经过全面分析排查后无异常，可经过技术部门允许，适当放大低压差胀报警和跳机值。
4.K值变化案例描述：某电厂191机组在大修检查过程中，发现修前高压K值变为5.50mm,比安装值7.27mm将近小了2mm，高中压部分轴向通流应如何调整的问题。
分析处理：191机组安装时高中压部分各轴向通流间隙是按照K＝7.27±0.13进行定位的，在机组运行过程中，由于整个转子轴系轴向位置变化和各静止部件变形等因素导致K值变化。
我们建议修后对高中压部分轴向通流调整时，要保证高压部分各级Q值满足设计要求的最小安全值，可以采取的办法有：更换新的中低对轮垫片，将K值恢复到原设计安装值；打磨各级隔板Q值定位面。
5.转子弯曲案例描述：印度某三十万机组由于断油烧瓦事故，导致动静部件摩擦，检修实测高中压转子最大弯曲0.12mm。
分析处理：现场将转子高点朝上，放置一段时间后，复测最大弯曲0.09mm。
后根据我厂技术部门建议，通过延长中速暖机时间及提高暖机温度进行加热除应力校直。
最终机组顺利冲转，并且振动情况良好。
总结：转子弯曲分为临时性弯曲和永久弯曲。
大部分安装时发现的弯曲为临时性弯曲，只要采取合理的方法加以处理均能使弯曲度恢复至安全使用范围。
扣缸前转子弯曲多为运输和存放时间过长因自重而产生的临时性弯曲。
现场处理方法为测出转子的高点，高点朝上放置一段时间，利用自重法校直。
大修开缸时若碰到转子弯曲也因先判断是否为永久性弯曲，先用自重法校直，若经过一段时间的放置后，弯曲度降低至某一值不再变化且仍然超标，可认为是永久性弯曲，造成汽轮机转子永久性弯曲的原因是多方面的，主要因素有两大类：一是转子动静部分严重摩擦，二是热态汽轮机进冷汽冷水。
理论上转子偏心超过0.076mm不能开机，一般需返厂处理。
由于进冷汽冷水造成弯曲的转子需先进行局部除应力处理，然后上车床进行车削去除部分不平衡量，最后进行高速动平衡。
6.调节级热电偶套管断裂案例描述：高压调节级蒸汽温度测点用于测量调节级后蒸汽温度，由于插入深度较深，采用热电偶加内套管及外套管结构。
热电偶放入内套管，而内套管插入外套管中。
由于焊接在高压内缸上的热电偶外套管与持环孔间隙偏小，汽流冲刷下套管容易磨损断裂，因此安装时注意套管焊接对中，保证套管与持环有足够的膨胀间隙。
分析处理：制造厂在新出厂的机组上已完成调节级蒸汽温度测点热电偶套管完善化的设计改进。
主要内容是加大外套管壁厚及过渡段R，并在高压静叶持环下端加装保护套（示意图如下），防止断裂的套管掉入汽缸内造成叶片损伤。
此项工作需返厂部套是高压内缸上半和高压静叶持环上半，返厂工作时间大约3天。
老机组在大修时可针对此项进行优化。
另外，热电偶套管安装时需注意，在插入钻孔底部后需往后退出6.3~6.5mm，然后再焊接固定，详见图纸技术要求。
如上述的调节级温度测点为例：安装时内套管顶部与外套管、外套管顶部与保护套之间分别留有6.5mm的热胀间隙。
许多电厂在安装时未注意此要求，导致热电偶套管损坏。
7.再热进汽管道焊接新疆新沪电厂N152#1机组，现场焊接再热进汽管道时，再热进汽管道外径与再热调门接口外径、中压外缸进汽插管外径偏差很大。
根据图纸设计，再热进汽管道接口尺寸：Φ508×17mm，再热调门接口尺寸：Φ584×55mm，中压外缸进汽插管尺寸：Φ540×33mm。
再热进汽管道材料为：P91；再热调门阀壳、中压外缸进汽插管材料：12Cr2Mo。
分析处理：此问题属于设计图纸原因，设计已出修改单。
针对现场的焊接方案，工艺开始提出对阀门接口车削一条斜坡，与导管外径齐平，但是由于工作量大，业主没能接受。
异径管子对接焊满后以角焊缝过渡，焊接工艺如下：新疆阿拉尔新沪电厂1号机再热进汽管道图1 焊缝示意图针对此类异径管的对焊，参考ASME关于异径管焊接的要求：焊缝长度大于高度三倍以上。
8.压力密封环的安装方向新机安装或检修回装时，应注意进汽插管及抽汽插管密封用的压力密封环的安装方向，密封环的凹凸面需迎着漏汽方向安装，使另外平整的一面能够压紧密封。
否则将造成漏汽现象，影响机组安全及效率。
9. 大修时高中压外缸无法顶开分析处理：产生这个问题的原因主要是高中压外缸与高压内缸、中压内缸之间轴向定位槽（腰带）轴向间隙太小，运行中缸体发生一定变形，导致此处卡涩。
现场处理方案如下：1. 准备千斤顶一个，自制龙门架一个。
2. 将持环或内缸的定位销焊接处焊缝磨去使其能顺利拔出，并做好记号。
3. 将千斤顶通过定位销孔顶住内缸或持环，千斤顶另一端受力于龙门架上，将外缸用行车上提，逐一尝试，使持环或内缸受向下的力，外缸受向上的力将其分开。
建议在新机安装或检修时，在定位槽近水平中分面处适当打磨，增大轴向间隙，防止检修时发生上述问题。
10. 铸焊件气孔、裂纹常规处理高中压外缸、主汽门壳体、再热门壳体等的裂纹、气孔的处理。
对此类问题的大体解决思路是打磨，建议使用抛光刀，如果条件所限也可以使用磨光机。
打磨一定深度，一般半个到一个毫米，再次探伤，进行观察。
根据经验，大部分情况下裂纹和气孔会在打磨几次以后自行消失，如果打磨深度不大，可以不作任何处理。
不过，也会有裂纹和气孔恶化的情况，这时需要在裂纹两端打止裂孔以防止裂纹扩大，继续打磨至裂纹气孔消失。
在这种情况下，一般打磨深度会比较深，需要补焊。
判断需补焊的打磨深度，一般需要设计部门根据不同部位作判断，对主汽门、中主门、汽缸这种比较厚的部位，一般控制在8至20mm。
补焊所需工艺一般也需要技术部门出具，由有资质的焊工现场处理。
一份补焊工艺需要包含以下几点：补焊所需的焊材、焊条，焊前的预热温度，焊后的热处理。
补焊完后，对补焊部分再进行圆滑过渡的打磨处理，再次验伤。
11.低压缸隔热罩脱落部分电厂机组长期运行后，低压内缸隔热罩不同程度脱落。
建议现场检修时对隔热罩进行仔细检查，必要时进行补焊加固。
12.汽缸中分面间隙汽缸水平结合面的间隙是衡量结合面的严密性的重要指标，一般汽缸结合面连接后应符合：不加涂料，均匀压紧1/3螺栓时检查，0.05mm塞尺不入，个别塞入部分不得超过结合面有效密封宽度的1/3.中分面间隙产生的原因：一，汽缸法兰螺栓紧力不足或未能掌握有效紧螺栓方法。