汽轮机典型事故及预防

1、汽轮机典型事故及预防 第一节汽轮机事故处理原则和一般分析方法 电力工业的安全生产， 对国民经济和人民生活关系极为密切， 发电设备的事故， 不但对本企 业造成严重的损失， 而且直接影响工农业生产。 随着单机容量的不断增大， 大型机组的安全 运行， 对电力系统具有举足轻重的影响。 近年来大型机组严重的设备损坏事故时有发生。 因 此大力开展汽轮发电机组的反事故演习，仍然是一项非常迫切的任务。 汽轮机设备损坏，是电力系统五大恶性事故(即全厂停电、大面积停电，主要设备损坏、火灾、人身死亡 )之一。汽轮机设备一旦发生重大损坏事故，就需相当长的检修时间才能恢复 发电。 能否避免严重的设备损坏事故以及减轻设备

2、损坏的严重程度，则和设备检修技术、 运行技术以及运行人员对事故判断和处理方法正确与否有直接的关系。运行人员一定要把安全放在首位， 要有高度的责任心， 在值班期间应按规定的时间和项目进行认真的巡回检查， 及 时地发现问题并有效地解决， 做到以防为主。 运行人员还应加强运行分析工作， 防患于未然。 一些事故在发生前已有明显的征兆，如能及时地发现和处理，就可以避免或大大减少损失， 如果因缺乏运行分析而不能及时发现， 就会酿成严重的设备损坏事故。 运行人员要求熟练地 掌握设备的结构和性能， 熟悉系统和有关事故处理规定， 经常做好事故预想， 一旦发生设备 故障，能够迅速准确地判断和处理。在处理事故时，应

3、注意以下几项原则。(1) 在事故发生时切忌主观、片面，应根据有关表计指示、信号以及机组对外部征兆进行综 合分析， 并尽可能及时地向班长、 值长汇报， 以便统一指挥。 如果班长、 值长不在事故现场， 应根据运行规程有关规定，及时进行处理。如已达到紧急故障停机条件，可不请示领导，立 即破坏真空紧急停机。在紧急情况下，如不能果断地处理而逐级请示， 就会廷误时间， 造成 事故扩大。 一般地说， 在电网容量较大的情况下， 个别机组停运不会对电网造成很大的危害。 相反， 若主设备特别是高压大容量汽轮发电机组严重损坏，长期不能修复， 对整个电力系统稳定运和的影响是严重的， 所以要力求设备的安全， 在紧急情况

4、下要果断地按照规程规定打 闸停机，切不可存在侥幸心理，拖延处理时间，造成事故扩大。(2) 在事故处理中要坚守岗位，沉着冷静，抓住重点进行操作处理，不要急躁慌乱，顾此失 彼，以致误操作而扩大事故。(3) 机组发生故障时，值班人员必须首先解除对人身和设备安全有威胁的系统，同时应注意 保持维护非事故设备的安全运行， 并加强对公用系统的监视和调整， 根据电网频率， 是当地 增加非事故机组的出力，尽量保持系统运行稳定。 在事故处理结束后， 应抓紧时间立即进行深入细致的调查， 以便正确确定事故发生的原因， 制定有关防范技术措施，防止再次发生类似事故，并确定事故责任。 2 m* o) S o" 尤

5、 要确 正确在电厂中，事故调查工作的特点是时间紧迫，在事故发生后，为了满足工农业用电的急需， 减少事故所造成的损失， 往往要组织抢修， 尽早地恢复事故设备的工作能力。 这样就在求在 很短的时间内完成大量的调查研究工作， 进行细致的客观的分析， 避免得出可能错误的结论。 然而事故的真正原因往往不能轻而易举地作出准确的判断， 这是因为一方面造成某本个设备 或零部件的损坏可能由多种原因造成， 如汽轮机的异常振动， 往往需要进行大量的试验研究 工作才能最后确定事故的原因； 另一方面由于发生事故引起的二次性设备损坏， 使因果关系 混淆， 例如叶片组的围带拉金断落会引起叶片的断裂，叶片的断裂也会引起围带的

6、飞脱。其是在事故发生后判断错误， 廷误了时间， 造成事故扩大以致造成设备的严重损坏时， 定引起事故的真正原因， 就更加困难。 而对于制定有效的防范类似事故发生措施来说， 地确定事故的原因是非常重要的。 下面仅从技术角度，讨论一下汽轮机事故的一般分析方法和程序，供事故分析时参考。(1) 在事故发生后，根据运行班长、值长的报告的现场记录以及现场可以看到的事故范围， 判断确定事故的性质、 需要进一步检查的项目和调查组织范围， 并由现场条件作出初步的结 论。(2) 抓紧时间向有关人员了解情况，主要向当事人以及能够提供有价值情况的其他人员了解、 收集有关事故的各种资料。在消除了事故后， 立即向有关人员了

7、解有关事故发生、 发展经过的感性材料， 而不急于了解 事故发生的原因、后果以及各种推测和见解。重点地调查确定如下各项内容：8 b9 $ |6 p) K1)事故象征最早发生的时间；5 W: ?7 L) 4 u( I e, ?, k1 ?' o0 t: g2)事故特征和发展变化过程；: O2 Y/ c2 y) v! T1 C) q/ t1 r4 H! g" ( : # Y8 o1 B0 T3) 各种现象变化之间的时间间隔；3 ?$ r# Y5 x% + _' G& " H2 D& X1 I" C& O" _, i$ s

8、* u4) 事故当时所采取的措施。" P4 B& _# |% K& F : ) O7 D9 C9 R9 j9 R事故发生和处理以后， 当班的值班人员和其他有关人员应立即分别写出事故的原始情况以及 处理的经过。 4 * Z% I+ , '$ q-2 S+ 人7 乙 E(3)事故发生后，对事故现场和设备损坏情况，应立即组织调查记录，必要时拍下照片或绘 出草图。 需要紧急恢复运行或进行抢修者， 必须经安全监察部门或有关领导同意。 未经调查 和记录的事故现场，不得任意变动。1 , A5 A) q% S1 t8 人# x: " b0 r' h6 D(4

9、) 收集有关运行资料，如操作记录簿，运行日记，运行记录报表，记录或仪表 的记录纸带或曲线图，以及汽、 水、油的分析化验资料等。这些资料应包括事故发生前的一 段时间，事故发生的当时和事故处理期间的全过程。. f$ S5 _ w& v0 h' P; d9 y9 _确定事故发生的时间和事故扩大的先后顺序，般比' L5 w% M% H3 E 通过分析这些资料，运行人员提供的情况更可靠。)x7 d4 $ | 0$ p8 D6 J 2 人！ x; j, o* s( L0 d! g(5)根据以上的情况和资料，进行综合分析，最后确定最初的事故征兆出现的时间和性质， 以及有事故发生、 发

10、展、 变化处理的时间先后顺序， 当运行人员提供的情况和记录仪表反映 的情况不一致时， 应以仪表记录资料为准。 根据记录纸带一般可以确定出主汽阀动作、 汽轮 机负荷突变、进汽中断、新蒸汽压力、温度以及真空变化情况，并根据这些记录资料，对照 检查事故的时间顺序。 8 y7 '7 d 0 K- Q) N5 4 b; P4 U" '& G+ h6 F(6) 以设备的零部件进行解体检查，注意检查解体后破损部件的初始形 象、相互位置， 作好记录， 以便再对破损部件情况检查。设备检查应围绕以下目的和要求进 行：C( J5 a9 R- H. v7 T ; l., F$ g3

11、p+ L)'# Q$ '7 Y . j. 1)初步确定破坏程度和造成损坏的技术上的原因。这是分析事 故最关键的一环，往往- t2 e. _) z: J3 J% . Q% b9 X1 H1 L8 i8 e/ r5 j 也是最困难的一项工作。4 d4 j0 U% K. U+ a8 F: V( s6 ! M: 2 I" J1 Y7 H2)确定设备损坏的次序和互相影响的因果关系。$ N9 y$ F" e1 F, _5 u( f6 J8 S: p" x+ s* b9 M2 U5 k/ b9 QO N" ! z3) 破损部件对其他部件带来的影响和可能

12、存在的问题。 - i9 qO z7 |/ e2 q& V , n " z* y5 P. J+ M 4)查明整个机组损坏的程度和修复项目。是疲劳断裂还是机械损伤，有无塑性变形，断口是 汽缸是否存在积水和水刷的痕迹。 注意保护 ( 6 V7 U: G' E7 c# _9 K" y: Y& z5 R( |- u8 I9 ?" H# J 在解体检查时， 应注意断裂表面的性质， 否磨损和侵蚀， 各紧固部件之间是否发生位移， 好断口，以便以后做进一步的微观分析检查。# C1 s6 A3 I3 A: G5 l 通过检查编制出设备损坏情况一览表， 并附上必

13、要的照片和草图， 标明 事故部件和断口的相对位置。' YO z. |7 '! A1 T. g O k. '+ L7 |9 A( D (7)根据需要对破损零部件进行强度检验、材料试验、断口微观分析检查并提出书面报止日。/ l9 H% I! V' 6 i1 q , D4 C, t& E- nO d(8) 由上述检查试验所得到的资料，经过综合分析，最后确定事故的原因。 如果不能得到事故的肯定原因， 则应全面地考虑引起事故的各种可能性， 然后再将那些与事 故经过的特征相矛盾的设想原因淘汰。 为了最后确定事故原因， 有时还需要检查汽轮机运行 的历史情况、 检修记录

14、以及安装记录， 所以平时做好准确的记录和注意整理历史资料是非常 重要的。4 U. |O D6 L& c- z: |: $ M7 v& _8 _O a' k7 j" M. D 有些事故要在修复的过程中或修复后的试验检查中才能最终确定 真正的原因， 所以在分析各种原因时， 一定要考虑到客观上的可能性， 以免贻误检查和修复 的时机，拖长事故的分析时间。! 2 4 : a' ( D- g$ I; K / s. I9 V- j6 O/ J N(9) 在拟定汽轮机修复措施时，要注意零部件可能存在的内伤以及可能引起的后果，对于不 能确保安全的零部件， 最好更换备品。

15、 如果缺乏必要的备件， 必须重新使用残缺的部件时 (如 叶片、轴承以及传动零部件 )，应制定安全监督措施，并作好计划限期更换。4 i9 BO LO I2 3 QO I+ C3 F$ E& n* M+ W(1O) 根据事故的原因，分析事故的教训，制定出防止类似事件的技术措 施。 ) ?7 I; E# l% A1 X' M d) t! o0" % v0 O' 5 P6 f. 8 X 最后按规定写出事故调查报告，报告内容一般应包括： M- |% a7 w7 B+ |! H: O# M; r# I+ p% g( b$ ?8 D' N) ' 1)汽轮机设

16、备和损坏部件的技术特性。8 U2 j% R9 b% L2) 按照事故发生、发展、处理的时间顺序写出事故经过。 e/ _* v. W, R# o3 f! '5 fO 8 x! D+ + $ N+ e/ V' d" U% N: d( j, '4 IO x! f3) 设备损坏事故和有关检查试验情况。 w& V3 G-v; U; # A* N) w, H" b 4)对事故原因和发展过程的分析意见，包括对运行人员事故处理的评价。* Q" U（ x" u5 U:人8 u9 V!-+ l, B（ _* N, T4 c% o（ q5） 事

17、故原因的最后结论。如果事故原因暂不能完全肯定，应根据可能 的推断以及进一步试验分析的意见，确定出事故责任人。"A% d/ e1 y% c$ 8 u2 7 C, m* 3 X- % C$ e/ t9 A6） 事故后的修复情况和修复后的设备运行情况。7 I2 A' W8 J, K, d8 A+ a$ Q$ Y1 H0 A5 K7） 通过类似事故分析得到的教训， 包括对防止类似事件的安全措施， 对现有 规程以及对设备运行维护的评价。 6 : Z: & M& n' o# B9 B+ e , e/ 4 O# f+ C1 G1 i/ O% w0 t, fO k1

18、W J/ F2 W- M4 N ” ' * p7 q* x1 t0 i: y) J: 1 f: V |8 t. _8 E, h; q) J7 T+ Z- d* r: g8 1 N9 k3 k% z% x , n5 U! c+ O9 u） n 1 m f7 c, f8 A7 n 第二节 常见事故一、 轮机真空下降 汽轮机运行中，凝汽器真空下降，将导致排汽压力升 高，可用焓减小，同时机组出力降低；排汽缸及轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化， 机组产生振动；凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形，甚至断裂；若保持负荷不变，将使轴 向推力增大以及叶片过负荷， 排汽的容积流量减少， 末级要产生脱流及

19、旋流； 同时还会在叶 片的某一部位产生较大的激振力， 有可能损伤叶片。 因此机组在运行中发现真空下降时必须 采取如下措施： 1 ）发现真空下降时首先要对照表计。如果真空表指示下降，排汽室温度升 高，即可确认为真空下降。在工况不变时，随着真空降低，负荷相应地减小。2）确认真空下降后应迅速检查原因，根据真空下降原因采取相应的处理措施。3）应启动备用射水轴气器或辅助空气抽气器。 ” 4在） 处理过程中，若真空继续下降，应按规程规定降负荷，防止排汽室温度超限，防止低压缸大气安全门动作。 汽轮机真空下降分为急剧下降和缓慢下降两 种情况。 （一）真空急剧下降的原因和处理1循环水中断 循环水中断的故障可以从

20、循环泵此时的工作情况判断出。 若循环泵电机电流和水泵出口压力到零，即可确认为循环泵跳闸，电机提高应立即启动备用循环泵。若强合跳闸泵，应检查泵是否倒转；若倒转，严禁强合，以免电机 过载和断轴。如无备用泵，则应迅速将负荷降到零，打闸停机。 循环水泵出口压力、 电流摆动， 通常是循环水泵吸入口水位过低、 网滤堵塞等所致，此时应尽快采取措施， 水位或清降杂物。 如果循环水泵出口压力、电机电流大幅度降低，则可能是循环水泵本身 故障引起。 如果循环泵在运行中出口误关，或备用泵出口门误门，造成循环水倒流，也会 造成真空急剧下降。2射水抽气器工作失常如果发现射水泵出口压力，电机电流同时到零，说明射水泵跳闸；如

21、射水泵压力电流下降，说明泵本身故障或水池水位过低。发生以 上情况时， 均应启动备用射水磁和射水抽气器，水位过低时应补水至正常水位。3凝汽器满水 凝汽器在短时间内满水，一般是凝汽器铜管泄漏严重，大量循环水进入汽侧或凝结水 泵故障所致。 处理方法是立即开大水位调节阀并启动备用凝结水泵。 必要时可将凝结水排入 地沟， 直到水位恢复正常。 铜管泄漏还表现为凝结水硬度增加。 这时应停止泄漏的凝汽器， 严重时则要停机。 如果凝结水泵故障， 可以从出口压力和电流来判断。 4轴封供汽中断 如 果轴封供汽压力到零或出现微负压， 说明轴封供汽中断， 其原因可能是轴封压力调整节器失 灵，调节阀阀芯脱落或汽封系统进水

22、。 此时应开启轴封调节器的旁路阀门， 检查除氧器是否 满水 （轴封供汽来自除氧器时）。如果满水，迅速降低其水位，倒换轴封的备用汽源。（二 ）真空缓慢下降的原因和处理 因为真空系统庞大，影响真空的因素较多，所以真空缓慢下降 时，寻找原因比较困难，重点可以检查以下各项，并进行处理。 1 循环水量不足 循环水出现量不足表现在同一负荷下， 凝汽器循环水进出口温差增大， 其原因可能是凝汽器进入杂物而 堵塞。对于装有胶球清洗装置的一机组，应进行反冲洗。对于凝汽器出口管有虹吸的机组， 应检查虹吸是否破坏，其现象是：凝汽器出口侧真空到零，同时凝汽器入口压力增加。 上述情况时， 应使用循环水系统的辅助抽气器，

23、恢复出口处的真空， 必要时可增加进入凝汽 器的循环水量。 凝汽器出人口温差增加，还可能是由于循环水出口管积存空气或者是铜管 结垢严重。 此时应开启出口管放空气阀， 排除空气或投入胶球清洗装置进行清洗， 必要时在 停机后用高压水进行冲洗。 2凝汽器水位升高 导致凝汽器水位升高的原因可能是凝结水 泵入口汽化或者凝汽器铜管破裂漏入循环水等。 凝结水泵入口汽化可以通过凝结水泵电流的 减小来判断， 当确认是由于此原因造成凝汽器水位升高时， 应检查水泵入口侧兰盘根是否不 严，漏入空气。 凝汽器铜管破裂可通过检验凝结水硬度加以判断。3射水抽气器工作水温升高 工作水温升高，使抽气室压力升高，降低了抽气器的效率

24、。当发现水温升高时，应 开启工业水补水，降低工作水温度。4真空系统漏人空气真空系统是否漏入空气，可通过严密性试验来检查。 此外，空气漏入真空系统，还表现为凝结水过冷度增加，并且凝汽器端 差增大。 ） V- W' g2 o0 |5 b$ , m+ A* s; O$ h8 w" p9 5 Z9 h9 T& E/ L. U） K* S 6 y9 M' Y& L. A" 6 % d% G汽轮机作为原动机，转子零件二、 汽轮机超速 汽轮发电机组是在高速下工作的精密配合的机械设备， 具有强大的动力矩， 在运行中调节系统一旦失灵。 就可能使汽轮机转速急剧升

25、高，在设计（1）调节系的应力将达到不允许的数值，可能使叶片甩脱、轴承损坏、转子断裂，甚至整个机组报废。 因此， 汽轮机超速是对人身安全和设备危害极大的恶性事故。 为了防止汽轮机超速， 时考虑了多道保护措施，但汽轮机超速事故仍不能完全避免，其主要原因如下。 统有缺陷 1）调速汽门不能正常关闭或关闭不严；2）调节系统迟缓率过大或调节部件卡涩；3）调节系统动态特性不良； 4）调节系统整定不当，如同步器调整范围、配汽机构膨胀间隙 不符合要求等。 （2） 汽轮机超速保护系统故障1）危急遮断器不动作或动作转速过高；2）危急遮断器滑阀卡涩； 3）自动主汽门和调整汽门卡涩； 4）抽汽止回阀失灵，发电机跳闸后高

26、 加疏水汽化或邻机抽汽进入汽轮机。（3） 运行操作调整不当 1）油质管理不善，油中有杂质，酸价过高，汽封漏汽过大，油中进水，引起调速和保护部套卡涩； 2）运行中同步器调整超 过了调整范围或调整范围过大；3）蒸汽品质不良，造成主汽门、调整汽门结垢；4）超速试验操作不当，转速飞升过快； 避免超速的发生，重在预防，为此应采取如下措施： （1） 对 调节保安系统的一般要求1）各超速保护装置均应完好并正常投入；2）在正常参数下调节系统应能维持汽轮机在额定转速下运行；3）在额定参数下，机组甩去额定负荷后，调节系统应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应不大于5，迟缓率应小于

27、O2 （大机组 ）； 5）自动主汽门、 再热主汽门及调节汽门应能迅速关闭严密、 无卡涩； 6）调节保安系统的定期试验装置应完好可靠。（2）调节保安系统定期试验 1）调节安器动作试验。提升转速试验时，应满足制造厂对转子温度的要求。200MW 机组在高压缸胀差超过 可能出现危急保安器杠杆脱不开， 而造成机组跳闸。 4） 带固定负荷的机组，每天或至少每周进行一次负荷较 装有中压调整汽门定期活动装置的机组， 每天或至少每周 5）每月进行一次抽汽止回阀关闭试验，当某一抽汽止回保安系统定期试验是检查调节保安系统是否处于良好状态， 在异常情况下是否能迅速准确动 作，防止机组严重超速的主要手段之一。有关定期试

28、验要按规定进和行。 2） 新安装机组或 大修后、或危急保安器解体或调整后、或停机一个月后再交启动时、或机组甩负荷试验前， 应提升转速进行危急保 3）机组每运行 2000h 后应进行危急保安器充油试验。部分 +3mm 时进行危急保安器充油试验， 每天进行一次自动主汽门活动试验。 大范围的变动， 以活动调速汽门。 进行一次中压调速汽门活动试验。7）机阀存在缺陷时，禁止汽轮机使用该段抽汽运行。6）大修前后应进行汽门严密性试验。组安装后应与制造厂联系，取得同意后进行甩负荷试验。试验前应先进行节系统静态试验、 危急保安器动作试验、汽门严密性试验、抽汽止回阀试验，并在各项试验合格后才能进行。（3）防止汽门

29、卡涩的措施1）汽轮机严重超速事故大多数是由于汽门卡涩等原因不能及时严密关闭而引起的。防止汽门卡涩，保证其能迅速严密关闭，是防止严重超速事故的关键。2）高、中压自动主汽门错油门下部节流旋塞应拧紧冲捻固定。3）调节汽门凸轮间隙及调节汽门框架与球形垫之间间隙应调整适当， 以保证在热态时调速汽门能关闭严密， 关可在热态停 机后检查凸轮是否有一定间隙来核对冷态凸轮间隙是否适当。4）大修中应检查门杆弯曲和测量阀杆与套简间隙，不符合标准的应进行更换或处理。5）检修中检查门杆与阀杆套是否阀蝶与阀座接触部分的垢迹及氧化皮也应认真 7）蒸汽品质应符合要求，防止门杆结垢卡涩。8）阀座松（4）对油系统的要求 1）调速

30、部套油系统管 2）机组安装时油系统的施 II 艺与油循环要求应符 II 艺暂行规定的要求。 3）润滑油中可添 24h，以提高防锈效果。4）为防止大量水存在氧化皮。 对较厚的氧化皮应设法清除， 氧化皮厚的部位可用适当放大间隙的办法来防止 卡涩。 6）检修中应测量主汽门及各调节汽门预启阀行程，并检查是否卡涩。如有卡涩，必 顺解体检查处理。 解体时应彻底除去氧化皮， 清理，并且用红丹油作接触检查。汽封间隙应调整适当， 汽封系统设计及管道配置 5）前箱、轴承箱负压不宜过高，以防止灰尘及水、汽 1220mm水柱为宜（或轴承室油档无油及油烟喷出动、抬起、 导致门杆跳动， 甚至运行中门杆断裂。 道中的铸造型

31、砂等杂物应彻底清理干净。 合（84）基火字第 145 号文汽轮发电机油系统施 加防锈剂，检修时调节部套可在防锈母液中浸泡 进入油系统， 应采用不易倒伏的汽封型式。 合理，汽封压力自动调节正常投入。 进入油系统。一般前箱、轴承箱负压以 即可 ）。 % b2 N（ c1 Z8 B8 Z $ j9 w- _* 8 '1 N' O1 ; X, M% v' p- H. A水或冷蒸汽进入汽轮机，可能造成设备严重损坏。水动静部分碰磨、 汽缸裂纹或产生永久变形， 推力轴承损坏等。 对此， 关于汽轮机进水事故， 应以预防为主， 若运行中一旦发生， 下面根据水或冷汽的来源分别进行讨论。1来

32、自锅炉$ S3 R3 . 1 s% c 三、汽轮机水冲击 冲击将造成叶片的损伤、 设计和运行部门必须高度重视。 必须采取迅速果断的措施进行处理。及主蒸汽系统 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，有可 能使水或冷蒸汽从锅炉经主蒸汽管道进入汽轮机。严重时会使汽轮机发生水冲击。汽轮机进水时，必须迅速破坏真空，紧急停机， 并开启汽轮机本体和主蒸汽管道上的疏水门， 进行 疏水。 凡因水冲击引起停机时， 应正确记录转子惰走时间及惰走时真空变化。 在惰走过程中 仔细倾听汽轮机内部声音，检查窜轴表指示及推力瓦块和同油温度。对于中间再热机组，因主蒸汽温度下降发生水击时， 由高压缸进水，

33、 就使得负轴向推力增大， 所以要重点监视非 工作瓦块金属温度。 在滑参数启动和停机过程中，由于某种原因调速汽门突然关小，造成 汽压升高， 则可能使蒸汽管积水。 在滑参数停机时， 如果降温速度太快而汽压没有相应降低， 使蒸汽的过热度很低，就可能在管道内产生凝结水，到一定程度，积水就可能进入汽轮机。 2来自再热蒸汽系统 再热蒸汽系统中通常设有减温水装置， 用以调节再热蒸汽温度。 水有 可能从再热蒸汽冷段反流到高压缸或积存在冷段管内，其现象是：冷段止回阀法兰冒白汽， 高压外缸下缸金属温度降低。发生上述现象时，应立即通知锅炉人员将减温水门关闭。1 给旁路减温水未关严， 会造成同上述情况一样的后果。 对

34、再热蒸汽热段， 如果疏水管径太小， 启动时疏水不畅，也会造成汽轮机进水。3来自抽汽系统 水或冷蒸汽从抽汽管道进入汽轮机， 多数是加热器管子泄漏或加热器系统故障引起。其现象是： 某台加热器水位升高，加 热器汽侧压力高于抽汽压力， 壳体或管道有水冲击声， 抽汽止回阀门杆冒白汽或溅水滴，差向正值发展。 发现上述情况时，首先开大加热器疏水调节阀。如果确认加热器泄漏，立即将其停止。 另外， 若除氧器漏水， 水可能从抽汽、 门杆漏汽倒入汽缸。4来自轴封系统 汽轮机启动时，如果汽封系统暖管不充分， 疏水将被带人汽封内。事故情况下，当切换备用汽 源时，轴封也有进水的可能。 在正常运行中， 轴封供汽来自除氧器的

35、机组， 若除氧器满水时， 轴封就要带水，轴封加热器满水也有可能使水倒入轴封。发现轴封进水时，应立即开启轴封供汽管道的疏水阀，适当控制进汽量， 检查除氧器水位、轴封抽汽器水位、轴封抽风机运 行情况，分别进行处理。5来自凝汽器 凝汽器灌水而进入汽轮机的事故曾多次发生。在汽轮机正常运行时， 凝汽器水位是受到重视的，而且水位升高会严重影响真空， 所以在汽轮机正常运行时， 凝汽器水位一般不会灌人汽缸。但在停机以后， 往往忽视以凝汽器水位的监视。如果进入凝汽器的补水阀关闭不严，就会使水灌入汽缸，造成水击。6来自汽轮机本身疏水系统 从疏水系统向汽缸返水，多数是设计方面的原因造成的。如果不同压力的疏水 接到一

36、个联箱上， 而且泄压管的尺寸又偏小， 这样压力大的漏水， 就有可能从压力低的管道 进入汽缸。这时的事故现象，首先表现为上、下缸温差增大，继而使汽缸变形，动静部分发 生碰磨。 汽轮机进水进冷蒸汽的可能性是多方面的，根据不同机组的热力系统，还会有其 他水源进入汽轮机的可能性，所以运行人员要根据具体情况进行分析。为了预防发生水冲50 C时，应按紧急停机处理。 2）注意监 即使停机后也不能忽视。 如果发觉有进水危 3）热态启动前，主蒸汽和再热蒸汽要 4）当高压加热器保护装置发生故障时，加热器不以投入运行。击，在运行维护方面着重采取以下措施： 1）当主蒸汽温度和压力不稳定时，要特别注意监 视，一旦汽温急

37、剧下降到规定值，通常为直线下降 视汽缸的金属温度变化和加热器、 凝汽器水位， 险时，应立即查明原因，迅速切断可能进水的水源。 充分暖管、保证疏水畅通。运行中定期检查加热器水位调节装置及高水位报警装置，应保证经常处于良好状态。加热器管束破裂时，应迅速关闭抽汽管上相应的进汽门及止回阀。5）在锅炉熄火后蒸汽参数得不到保证的情况下，不应向汽轮机供汽。6）对除氧器水位加强监督，杜绝事故发生。7）滑参数停机时，汽温、汽压按着规定的变化率逐渐降低，保持必要的过热度。8）定期检查再热蒸汽和I、n级旁路的减温水阀的严密性，如发现泄漏应及时检修处理。9）只要汽轮机在运转状态，各种保护就必须投入，不准退出。10）运

38、行人员应该明确，汽轮机在低转速下进水，对设备的威胁更大，此时尤其要注意监督汽轮机进水的可以能性。4 _8 j3 u+ T3 3 d % W; b5 R& i, S） m7 Y5 % O; K+ J% D2 o4 Z8 f + U& X% J6 ） V7 F! p$ w. ! |8 K, h- , . |: p' J8 C4 F% '1 x5 |6 ; Y, T" n3 p如果仅仅是推力轴承烧损，则常常是和轴向位 当正向或负向推力超过推力瓦承载能力时， 或推力瓦油膜破坏时， 都 造成推力瓦烧损的原因一般有以几个方面：1）汽轮机发生水击或2）由于蒸汽品质不

39、良，叶片结垢。3）机组突然甩负荷或中压缸汽推力瓦烧损的事故主要表现为轴向四、轴承损坏 轴承损坏事故，主要针对汽轮发电机组的推力轴承和支持轴承而言。现分述 如下。 （一）推力轴承烧损的原因及处理原则 移事故联系在一起的。将发生推力瓦烧损事故。 蒸汽温度下降处理不当。外部象征是推力瓦冒烟。 当发现轴向位移逐 特别注意检查推力瓦块金属温度和回油温度， 并经 测量振动。轴承断油，（二）支持轴承烧损的原因及处理 个别是情况也有电流击穿油膜， 油质 1）运行中进行油系统切换时发生误 2）机组定速后，停调整速油泵门瞬间误关。 4）油系统进入杂质，使推力瓦油膜破坏。 位移增大，推力瓦乌金温度及回油温度升高，

40、渐增加时， 应迅速减负荷使之恢复正常， 常检查汽轮机运行情况和倾听机组有无异音， 支持轴承烧损的原因主要是润滑油压降低， 不良或油温过高，使油膜破坏。轴承断油的原因如下： 操作，而对润滑油压未加强监视，使轴承断油，造成烧瓦。时未注意监视油压， 射油器因进空气而工作失常， 使主油泵失压， 润滑油压降低而又未联动， 几个因素合在一起，使轴承断油，造成群瓦烧损。3）油系统积存在大量空气未及时排除，使轴瓦瞬间断油。 4）汽轮发电机组在启动和停止过程中、高、低压油泵同时故障。5）主油箱油位降到零以下时，空气进入射油器，使油泵工作失常。6） 厂用电中断，直流油泵不能及时投入，如保险熔断，直流电源或油泵故障

41、等。7）安装或检修时，油系统存留棉球等杂物，使油管堵塞。 8）轴瓦在检修中装反，运行中移位。9）机组强烈振动，轴瓦乌金研磨损坏。 轴瓦烧损的事故现象是：轴瓦乌金温度及回油温度急剧升高，一旦油膜破坏，机组振 动增大，轴瓦冒烟。此时应立即手打危急保安器，解列发电机。 为减轻轴瓦损坏程度，遇 到下列是情况之一时，也应立即打闸停机：1）任一轴承回油温度超过 75 C或突然连续升高超过70 C。 2）轴瓦乌金温度超过 90 C。 3）润滑油压下降到 O. 04Mpa，启动交、直流油泵 无效。 为防止轴瓦烧损，应采取如下技术措施：1）为保证油泵和联动装置的可靠性，润滑交流油泵、 直流油泵和低油压保护装置应

42、定期进行试验， 要进行油压联动试验。在正常停机前要先试验交、 直流 直流润滑油泵和直流密封油泵故障应及时修复。直流 机组大、 小修后，均应进行直流油油泵的电源必须可靠， 调速油泵和交流润油泵的电源由两段厂用电分供， 以防两台油泵同时 失去电源。 机组运行中， 高压油泵、 保证可靠好用。 在每次机组启动前， 油泵，确认其良了后，再进和停机。调速油泵和润滑油泵工作失常时，按下述原则处理：在汽轮机启动 应迅速启动交流润滑油泵，停止故障油泵，润滑油泵电源保险丝，在许可的情况尽量选用较高等级。 泵的带负荷启动试验。过程中，调速油泵发生故障时， 应迅速启动交流润滑油泵，停止故障油泵， 并停止汽轮机的 启动

43、。打闸停机过程中，交流润滑油泵发生故障时，应迅速启动直流油泵，继续停机。停机时发现交、 直流润滑油泵都故障时， 应保持主机在正常下继续空负荷运行， 直到一台油泵 修复为止，此时故障泵应设法迅速立即修复。2）为防止油系统切换时发生误操作，冷油器油侧进、 出油门应有明显的禁止操作的警告牌。 在进行油系统操作时， 如串联与并联运行方 式的切换， 投入备用冷油器或滤油器等必须按事先填好的操作票逐项进行，并注意将容器内的空气排净。操作时由汽轮机运行负责人监护，操作人与司机密切配合，注意监视油压、油 温、油流。 机组启动前向系统供油时，应首先启动交流润滑油泵，缓慢开出口门，通过充 油门排除调速系统积存的空

44、气， 然后再启动调速油泵。 在启动盘车前， 要确认油压、油温、 油流正常。 3）机组启动定速后，停用调速油泵时，要缓慢地关闭出口门，设专人监视主油 泵出口油压和润滑油压的变化。 发现油压降低时， 立即通知操作人员开启油泵出口门， 查明 原因，采取相应措施。 4）安装或检修时，对有可能发生位移的瓦胎，应加止动装置。切实 防止轴瓦位置装错油孔不对，加堵板不拆或有棉纱布等杂物留在油系统内。5）汽轮机轴承应装有防止轴电流的装置， 保证轴瓦乌金温度及润滑油系统内各油温测点指示准确。* 7 ?86 k3 x: N$ 5 ( ?. e" c: L/ E8 : ? ) Z! S9 u, q! + M

45、9 a! C' f) S ; j9 k. d4 v' T$ E: w' a5 Z 五、通流部分动静磨损 中间再热式汽轮机，参数高、容量大、汽 缸数目多，又有内外缸之分，因此汽缸和转子的膨胀关系比较复杂。 汽轮机通流部分的磨 损，一般发生在机组启、 停和工况变化时，产生磨损的主要原因是：汽缸与转子不均匀加热 和冷却；启动与运行方式不合理；保温质量不良及法兰螺栓加热装置使用不当等。 动静部 分在轴向和径向磨损的原因，往往很难绝对分开， 但仍然有所区别。在轴向方面， 沿通流方 向各级的汽缸与转子的温差并非一致，因而热膨胀也不同。在启动、停机和变工况运行时， 转子与汽缸膨胀差超

46、过极限数值，使轴向间隙消失，便造成动静部分磨损，在消失的时候， 便产生汽封与转子摩擦，同时又不可避免地使转子弯曲，从而产生恶性循环。 另外，机组振动大和汽封套变形都会引起径向摩擦。 通流部分磨损事故的征象和处理如下：转子与汽 缸的相对胀差表指示超过极值或上下缸温差超过允许值， 机组发生异常振动， 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。 停机后， 如果胀差及汽缸各部温差达到正 常值，方可重新启动。启动时要注意监视胀差和温度的变化，注意听音和监视机组的振动。 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， 或得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

47、，要揭缸检修。 为了防止通流部人磨损，应采取如下 措施： 1）认真分析转子和汽缸的膨胀关系。2）在启动、停机和变工况下，加强对胀差的监视。 3）在正常运行中，由于某种原因造成锅炉熄火，应根据蒸汽参数下降情况和胀差的变 化，将机组负荷减到零。 4）合理调整通流部分间隙。 5） 防止上下缸温差过大和转子热弯曲， 以防振动过大等。 6）正确使用汽封供汽、防止汽封套变形。7） 调整节级导流环必须牢固可靠，保证挂耳的焊接质量。 六、 汽轮机叶片损坏 汽轮机发生的事故中，由于叶片的损坏而 导致的事故占主要部分。 所谓叶片事故， 通常指叶片的断裂， 拉金和围带断裂，铆头断裂以 及叶轮损坏等。 叶片在运行中的

48、损坏是各式各样的，引起叶片损坏的原因也是多方面的， 本节介绍常见叶片事故发生时的征象、原因及预防措施。（一 ）叶片断落的征象 汽轮机在运行中发生叶片断落一般有下列现象：1）汽轮机内部或凝汽器内有突然的响声，此时在汽轮机平台底层常可清楚地听到。 2） 机组发生强烈振动或振动明显增大，这是由于叶片断落而 引起转子平衡破坏或转与落叶片发生碰撞摩擦所致。 但有时叶片的断落发生在转子的中间 级，发生动静部分摩擦时， 机组就不一定会发生强烈振动或振动明显增大， 这在容量较大机 组的高、中压转子上有时会遇到。3）当叶片损坏较多而且较严重时，由于通流部分尺寸改变，蒸汽流量、调速汽阀开度监视级压力等与功率的关系

49、部将发生变化。4） 若叶片落入凝汽器， 则会交凝汽器的铜管打坏， 使循环水漏入凝结水中， 从而表现为凝结水硬度和导电度 突增。 5）若机组抽汽部位叶片断落，则叶片可能进入抽汽管道，使抽汽止回阀卡涩，或进 加入热器使管子损坏，导致水位升高。 6）停机过程中，听到机内有金属摩擦声，惰走时间 减少。 7）在停机蔌升速过程中越过临界转速时，机组振动有明显的增大或变化。 （二 ）叶片 损坏的原因 叶片损坏的原因很多，但不外乎下列三个方面：1叶片本身的原因 1）振动特性不合格。 由于叶片频率不合格， 运行时产生共振而损坏者， 在汽轮机叶片事故中为数不少。 如果扰动力很大，甚至运行几个小时后即能发生事故。这

50、个时间的长短，还和振动特性、材 料性能以及叶片结构、制造加工质量等有关。2）设计不当。叶片设计应力过高或栅结构不合理， 以及振动强调特性不合格等， 均会导致叶片损坏。 个别机组叶片甚薄，若铆钉应力较 大，则铆装围带时容易产生裂纹。叶片铆头和围带汤裂事故发生的情况也不在少数。 3）材 质不良或错用材料。 材料机械性能差，金属组织有缺陷或有夹渣、 裂纹等， 叶片经过长期运 行后材料疲劳性能及衰减性能变差， 或因腐蚀冲刷机械性能降低， 这些都导致叶片损坏。 4） 加工工艺不良。 加工工艺不严格，例如表面粗糙度不好， 留有加工刀痕，扭转叶片的接刀处 不当， 围带铆钉孔或拉金孔处无倒角或倒角不够或尺寸不

51、准确等，能引起应力集中， 从而导2运 设计 使致叶片损坏。 有时低压级叶片为了防止水蚀而采用防护措施，当此措施的工艺不良时能使 叶片损坏。 国内由于焊接拉金或围带安装工艺不良引起的叶片事故较多， 应引起重视。 行方面的原因 1）偏离额定频率运行。汽轮机叶片的振动特性都是按运行频率为 50HZ 的，因此电网频率降低时， 可能使机组叶片的共振安全率变化而落入共振动状态下运行， 叶片加速坏和断裂。 2）过负荷运行。一般机组过负荷运行时各级叶片应力增大，特别是最 后几级叶片，叶片应力随蒸汽流量的增大而成正比增大外，还随该几级焓隆的增加而增大。 因此机组过荷运行时，应进行详细的热力和强度核算。3）汽温过

52、低。新蒸汽温度降低时，带来两种危害：一是最后几级叶片处湿度过大，叶片受冲蚀，截而减小，应力集中，从而引 起叶片的损坏；二是当汽温降低而出力不降低时，流量热必增加，从而引起叶片的过负荷， 这同何况能引起叶片损坏。 4）蒸汽品质不良。蒸汽品质不良会使叶片结垢，造成叶片损坏。叶片结垢使通道减小，造成级焓降增加， 叶片应力增大。 另外结垢也容易引起叶片腐蚀，使 强度降低。 5）真空过高或过低。真空过高时，可能使末级叶片过负荷和湿度增大，加速叶 片的水蚀， 容易引起叶片的损坏。另外， 真空过低仍维持最大出力不变时， 也可能使最后几 级过负荷而引起叶片损坏。6）水冲击。运行时汽轮机进水的可能性很多，特别是

53、近代大容量再热机组， 由于汽水系统相应复杂， 汽轮机进水的可能性更有所增加， 蒸汽与水一起进入 汽轮机， 产生水击和汽缸等部件不规则冷却和变形， 造成动静部件碰磨， 使叶片受到严重损 坏。 7）机组振动过大。 8）起动、停机与增减负荷时操作不当，如改变速度太快，胀差过大 等，使动静部分发生摩擦，导致叶片损坏。 9） 停机后主汽阀关闭不严而未开启疏水阀，有 可能使蒸汽漏入机内， 引起叶片腐蚀等。 3检修方面的原因 属于检修不当的主要原因有： 动静间隙不合标准， 隔板安装不当， 起吊搬运过程中碰伤损坏叶片， 或机内和管道内留有杂 物等。 新安装机组管道冲洗不干净， 通流部分零件安装不牢固， 运行时

54、有型砂异物或零件松 脱等， 有可能打坏叶片。 检修中对叶片拉金、 围带等的修理要特别注意，过去曾因拉金和叶 片银焊时发生过热而叶片断裂的事故为数不少，而且对这种事故的原因一般较难分析。 此 外，调节系统不能维持空负荷运行， 危急保安器失灵，以及抽汽系统止回阀失灵， 汽轮机甩 负荷时发生超速， 或超速试验时发生异常情况等， 均能使机组严重超速而引起叶片损坏。 （三 ） 叶片事故原因的分析 引起叶片事故的原因，常常是很复杂的，而且是多方面的，但是其中 必有一种因素起主要作用。 分析叶片事故时应当抓住主要因素， 并从以下几个方面进行考虑： 1）检查叶片损坏情况。事故发生后，应首先检查事故的范围和情况

55、，并作好记录，然后检查 断落位置及断面特征，初步分析事故的原因。2）分析运行及检修资料。检查叶片事故发生前的运行工况有无异常， 如运行参数是否正常， 有无超载超速及低频率运行， 有无叶片结垢、 腐蚀、水刷等情况。查看检修资料，检查动静间隙是否符合标准，有无重大改进和改造等， 对运行和检修资料进行全面细致的分析。3）测定叶片的振动特性。根据历次振动特性试验记录进行分析， 必要时进行振动特性试验， 对照运行频率进行分析。 叶片的振动特性数据主 要为 A0、B0、A1 型振动频率、轮系振动频率以及Zn 附近 ±20的高频数据，并将历次数据进行分析比较。 4）分析损坏叶片的断面性质。对叶片损

56、坏的断面进行仔细的分析，往往 能帮助我们找出叶片损坏的原因，因此这项工作很重要。5）金属材料检验分析。对叶片材料进行金相检查和材质分析，如有可能，应进行疲劳性能和衰减性能试验。 6）强度核算。 复核叶片几何尺寸， 进行热力和强度核算， 检查应力是否过大， 设计制造上是否有问题。 7） 与同类机组进行比较。 （四 ）防止叶片断裂事故的措施 汽轮机运行事故中，因叶片损坏而造 成事故的比重很大。 随着单机容量的增大， 运行系统的操作更加复杂， 因此叶片损坏事故并 未减少。 特别是大容量机组， 发生水击而损坏叶片的事故更是常见。 防止叶片损坏事故极为 重要， 除制造厂在设计和制造方面应更合理， 更完善

57、以外， 运行部门还应从运行和检修等方 面着手，共同采取措施，防止叶片断裂和损坏事故的发生。（1）在运行管理，特别是电网频率的管理方面，应采取以下措施：1）电网应保持在定额频率和正常允许变动范围内稳定运行。根据叶片损坏事故的分析统计， 电网频率偏离正常值是造成叶片断裂的主要原因， 因此 对频率的管理极为重要。 2）避免机组过负荷运行，特别是防止既是低频率运行又是过负荷 运行。对于机组的提高出力运行， 必须事先对机组进行热力计算和对主要部件进行强度核算， 并确认强度允许后才可，否则是不允许的。3）加强运行中的监视。机组起停和正常运行时，必须加强对各运行参数 （例如汽压、汽温、出力、真空等 ）的监视

58、，运行中不允许这些参数剧 烈波动。严格执行规章制度，起停必须合理，防止动静部件在运行中发生摩擦。 近年来， 大容量机组不断增加， 由于运行和起停操作复杂， 这些机组发生水击而损坏叶片的情况为数 不少。另外，由于大机组末几级使用长叶片，水蚀也是一个威胁。4）加强汽水品质监督，防上叶片结垢、腐蚀。 5）经常倾听机内声音，检查振动情况的变化，分析各级汽压数值和 凝结水水质情况若出现断叶征象， 如通流部分发生可疑响声， 机组出现异常振动， 在负荷不变或相对减小情况下中间级汽压升高或凝结水硬度升高，导电度突然增大等，应及时处理， 避免事故扩大。 6）停机后加强对主汽阀严密性的检查，防止汽水漏入汽缸。停机

59、时间较长 的机组， 包括为消除缺陷安排的工期较长的停机， 应认真做好保养工作， 防止通流部分锈蚀 损坏。 （2）在检修管理方面应采取如下措施：1 ）每台汽轮机的主要级叶片，应建立完整的技术档案。 2）新装机组，投运前必须对叶片的振动特性进行全面测定。 对不调频叶片，要检 验频率分散率；对调频叶片，除分散率外，尚需鉴定其共振安全率。对调频叶片，若发现叶 片落人共振状态，应尽快采取措施，按实际情况进行必要的调整。3）检修中认真仔细地对各级叶片及其拉金、 围带等进行检查。 发现有缺陷或怀疑缺陷有时， 应进行处理并设法加以 消除。对具有阻尼拉金的叶片，要特别细心检查，必须保持阻尼拉金的完好。在检查过程中，如果怀疑叶片或叶根有裂纹，则要进行必要的探伤。目前，采用超声波探伤，不仅能检 查叶片和叶轮等部件的表面有无裂纹