第十一章 汽轮机典型事故及处理

1、第十一章 汽轮机典型事故及其预防随着火力发电机组的单机容量不断增大，大型机组在电力生产系统中发挥着愈来愈重要的作用。保障发电设备的安全运行对提高电厂以至工农业生产的经济性具有非常重要的意义。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，就需要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损坏的严重程度，与运行人员的操作技术水平以及对事故判断和处理方法正确与否有直接关系。因此，需要运行人员具有较强的责任心，了解设备结构，熟悉系统，严格执行运行规程规定，防止误操作事故。同时熟悉掌握引起各种重

2、大事故的原因、预兆和象征，抓住事故的苗头，对事故做出迅速准确的判断和处理，从而避免或减少事故发生，减少事故带来的损失。为了预防大容量高参数机组发生重大事故，本章将列举几种大机组曾发生过的典型事故，并介绍其预防措施。第一节 汽轮机事故处理原则电力生产的基本方针是“预防为主，安全第一”，因为发电厂发生事故，尤其是发电设备的严重损坏事故，对企业将造成严重的经济损失。这就要求运行值班人员要熟练的掌握设备结构和性能，熟悉汽、水、油等系统和事故处理规程，经常做好事故预想和进行事故演习培训，一旦事故发生，就能迅速、准确的判断和熟练的操作处理。一、事故处理总则1、运行值班人员在监盘和巡回检查中发现异常，应根据

3、异常征兆，对照有关表计、信号进行综合分析判断，并尽快向班长、值长及所属车间汇报，以便共同分析判断，统一分析处理。如果班长、值长不在事故现场，应根据运行规程有关规定，自己及时进行处理；如果已经达到紧急故障停机条件，为保证主设备的安全应果断打闸，破坏真空停机，千万不可存在侥幸心理或担心承担责任而犹豫不决，拖延了处理时间，造成事故扩大。2、发生事故时，班长是本专业处理事故的组织和指挥者；值长是处理事故的统一指挥者，值长的命令班长必须服从；班长应在值长统一指挥下，带领本班值班人员根据各自的职责迅速果断地处理事故，车间领导应根据现场实际情况，给予必要的指导，有权在处理事故时指挥班长和本专业人员，但不得与

4、值长的命令相抵触，若有抵触，应以值长的命令为准。对值长的命令除直接危害人身、设备安全的外，均应坚决执行。并按以下原则沉着、冷静地进行处理。（1）迅速解除对人身和设备的威胁，应首先保证人身安全。（2）最大限度地缩小事故范围，确保非故障设备的正常运行。（3）故障消除后尽快恢复机组正常运行，满足系统负荷的需求，确保对外供电。只有在设备确已不具备运行条件或继续运行对人身、设备安全有直接危害时，方可停运机组。（4）事故发生时，应停止一切检修与试验工作。机组人员有权制止无关人员进入事故现场。（5）当发生规程未列举的事故时，运行人员应根据自己的经验，具体情况作出正确判断，主动采取对策迅速处理。（6）遇自动装

5、置故障时，运行人员应正确判断，及时将有关自动装置切至手动，及时调整，维持机组参数正常，防止事故扩大。（7）事故处理完毕，运行人员应实事求是地把事故发生的时间、现象及所采取的措施，详细记录在值班记录中，下班后立即召集有关人员对事故原因、责任及以后应采取的措施认真讨论、分析。总结经验，从中吸取教训。（8）交、接班时发生事故，交、接班人员应互相协助,但须服从当班班长、值长的统一指挥。直至事故处理告一段落后，方可交、接班。 二、 汽轮机的几种典型事故处理1、 紧急停机在下列情况下，应采取紧急停机（1）汽轮机发生强烈振动或内部发出明显的金属摩擦、撞击声音及其他不正常的声音。（2）汽轮机的转速升高至333

6、0r/min而危急保安器不动作。（3）主蒸汽温度突然下降，且超过规定的极限值或出现水冲击现象。（4）主轴承或端部轴封发出较强火花或冒浓烟。（5）任一主轴承或推力轴承瓦块的乌金温度及回油温度快速上升，且超过规定的极限值。（6）汽轮机油系统着火，就地采取措施无法扑灭。（7）油系统油压或主油箱油位下降超过规定值。（8）汽轮机转子轴向位移超过规定的极限值，而轴向位移保护未动作。（9）主蒸汽管道、抽汽逆止门前管道及油系统管道或附件发生破裂，急剧泄漏。（10）发电机、励磁机内强烈冒烟或着火。2、紧急停机的通常操作顺序1、 手打危急保安器，确信自动主汽阀、调速器阀、抽汽逆止阀已迅速关闭，调整抽汽机组的旋转隔

7、板关闭。2、 向主控室发出“注意”“机器危险”信号，解列发电机，这时转速下降，记录惰走时间。3、 启动交流油泵，注意油压变化。4、 开启真空破坏们，停止抽汽器设备，破坏凝汽器真空。5、 开放凝结水再循环门，关闭低压加热器出口水阀，保持凝汽器水位。6、 调整抽汽式机组应关闭中、低压电动送汽阀，解列调压器。7、 根据需要联系值长投入减温减压器。8、 其它操作按一般停机规定完成。9、 处理结束后，报告值长及车间领导。三、事故处理导则1、事故发生时，应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。2、事故发生时的处理要点：（1）根据仪表显示及设备的异常现象判断事故发生的部位。（2）迅速处理事故，首先解除

8、对人身、电网及设备的威胁，防止事故蔓延。（3）必要时应立即解列或停用发生事故的设备，确保非事故设备正常运行。（4）迅速查清原因，消除事故。3、故障发生时，所有值班员应在值长统一指挥下及时正确地处理故障。值长应及时将故障情况通知非故障机组，使全厂各岗位做好事故预想，并判明故障性质和设备情况以决定机组是否可以再启动恢复运行。4、非当值人员到达故障现场时，未经当值值长同意，不得私自进行操作或处理。当确定危及人身或设备安全时，可先处理后然后及时报告值长。5、当发生本规程范围外的特殊故障时，值长及值班员应依据运行知识和经验在保证人身和设备安全的原则下进行及时处理。6、在故障处理过程中，接到命令后应进行复

9、诵，如果不清，应及时问清楚，操作应正确、迅速。操作完成后，应迅速向发令者汇报。值班员接到危及人身或设备安全的操作指令时，应坚决抵制，并报告上级值班员和领导。 7、故障处理时，值班员应及时将有关参数、画面和故障打印记录收集备齐，以备故障分析。8、发生事故时，值班员外出检查和寻找故障点时，集控室值班员在未与其取得联系之前，无论情况如何紧急，不允许将被检查的设备强行送电启动。9、当事故危及厂用电时，应在保证人身和设备安全的基础上隔离故障点，设法保住厂用电。10、在交接班期间发生事故时，应停止交接班，由交班者进行处理，接班者可在交班者同意下并由交班值长统一指挥协助处理，事故处理告一段落再进行交接班。1

10、1、事故处理过程中，可以不使用操作票，但必须遵守有关规定。 第二节 汽轮机严重超速 汽轮机的转速超过危急保安器动作转速n(n=111112n,n为额定转速)并继续上升，称为严重超速。汽轮机各转动部件，一般按112n进行强度校核，运行中，汽轮机转速若超过此极限时，各转动部件会超过设计强度而断裂，造成机组强烈振动而损坏设备。严重时，会造成汽轮机飞车，引起机组轴系断裂，使整台机组报废。 一、汽轮机超速的现象（1）汽轮机转速表和频率表指示超过高限值并继续上升，压力油和润滑油也成比例升高。（2）机组振动加剧。（3）运转声音不正常。（4）机组突然甩负荷到零。 二、汽轮机超速的原因 汽轮机发生超速的原因，主

11、要是调节保安油系统故障或设备故障，使系统工作不正常，因此不能起到控制转速的作用。 （1）汽轮机油质不良，如油中有杂质或带水而净化系统又不按规定投入运行时，将使调速和保安部套锈蚀和卡涩。 （2）调节系统调整不好，不能维持机组空转；或转速变动率、迟缓率过大等。 （3）危急保安器卡涩或行程不足，或动作转速偏高、附加保护装置（如电超速保护）定值不当或拒动。 （4）因蒸汽品质不良，自动主汽阀和调及汽阀阀杆结垢，而一旦需要，阀门关闭时，却因卡涩而拒动，从而引起超速。 （5）抽汽逆止阀、高压缸排汽逆止阀卡涩或关闭不到位等。 三、防止超速的措施 为避免汽轮机超速事故的发生 ，首先要求汽轮机调节系统有良好的静态

12、和动态特性。其次，在运行中重在预防，为此，应采取如下技术措施： （1）对调节、保安系统的一般要求 各超速保安装置均应完好并正常投入，主汽阀、调节汽阀、抽汽逆止阀应能迅速关闭严密、无卡涩，机组在任何一种工况下运行时，调节系统都能保持机组稳定，并能在部分或甩全负荷后良好地工作。 （2）加强油质监督 定期进行油质化验分析，油净化装置要正常投入运行，防止油中带水和杂物，以免造成调节部套锈蚀和卡涩。 （3）加强汽水品质监督 运行中加强汽水品质监督，防止蒸汽带盐，以使汽阀阀杆结垢，造成卡涩。 （4）定期进行调节保安系统的试验 1）调节保安系统定期试验是检查该系统是否处于良好状态、在异常情况下是否能迅速准确

13、动作、防止机组严重超速的主要手段之一。 2）保护装置实验。汽轮机大修后，危急保安器或调节系统在解体或调整后连续运行2000小时后，甩负荷试验前，以及停机一个月后再启动时，应进行两次提升转速试验，两次动作转速差不应超过0.6。危急保安器校正在（1.111.12）n，若其动作转速偏高或偏低，均应进行调整。3）阀门严密性试验和关闭试验。为避免汽轮机在甩去全负荷或紧急停机时出现过分的超速，以及在低速时能有效地控制器转速，应定期作阀门严密性试验。阀门严密性试验是为检查主汽阀和调节汽阀关闭程度的试验，同时检查抽汽逆止阀的严密性。第三节 汽轮机水冲击 汽轮机水击事故是一种恶性事故，如处理不及时，易损坏汽轮机

14、本体设备。汽轮机运行中突然发生水击，使高温下工作的蒸汽室、汽缸、转子等金属部件骤然冷却，而产生很大的热应力和热变形，导致汽缸发生拱背变形，产生裂纹，并能使汽缸法兰结合面漏汽，胀差负值增大，汽轮机动、静部分发生碰摩损伤；转子发生大轴弯曲，同样也使动静部分发生碰摩，这些都将引起机组发生强烈振动。水击发生时，因蒸汽中携带大量水分，水的速度比蒸汽的快，将形成水塞汽道现象，使叶轮前后压差增大，导致轴向推力急剧增加，如果不及时紧急停机，推力轴承将过载而被烧毁，从而使汽轮机发生剧烈的动静碰摩而损坏。另外，发生水击时进入汽轮机的水将对高速旋转的动叶片起着制动作用，特别是低压级的长叶片，其叶顶线速度可高达300

15、400m/s以上，水滴对其打击力相当大，严重时将把叶片打弯或打断。总之，水击将造成汽轮机严重损坏。 一、水击现象（1）主蒸汽温度急剧下降，主汽阀和调节汽阀的阀杆、法兰、轴封等处可能冒白汽。（2）机组振动逐渐增大，直到剧烈振动。（3）推力轴承乌金温度迅速上升，机组转动声音异常。（4）汽缸上下温差变大，下缸温度要降低很多。二、水击发生的原因 （1）锅炉的蒸发量过大或蒸发不均引起气水共腾。 （2）锅炉减温器泄漏或调整不当，运行人员误操作或给水自动调节失灵造成锅炉满水。 （3）汽轮机启动中没有充分暖管或疏水排泄不畅；主汽管道或锅炉的过热器疏水系统不完善，可能把积水带到汽轮机内。 （4）滑参数停机时，由

16、于控制不当，将温降得过快，使汽温低于当时汽压下的饱和温度而成为带水的湿蒸汽。 （5）汽轮机启动时汽封供汽系统管道没有充分暖管和疏水排除不充分，使汽、水混合物送入汽封。（6）停机过程中，切换备用汽封汽源时，因备用系统积水而未充分排除就送往汽封。（7）高、低压加热器水管破裂，再保护装置失灵，抽汽逆止阀不严密，水由抽汽管道返回汽轮机内。（8）停机后，忽视对凝汽器水位的监督，发生凝汽器满水，倒入汽缸。 三、处理方法 汽轮机水击事故是汽轮机运行中最危害的事故之一，运行人员必须迅速、准确地判断是否发生水击，一般以主蒸汽温度是否急剧下降作为依据（水击出时并不一定发生主汽阀和调速汽阀阀杆、法兰等处冒白汽），同

17、时应检查汽缸上下温差变化，因为汽轮机进水时，下缸温度必然下降较大。待确认发生水击事故时，应立即破坏真空紧急停机。处理的基本方法如下：（1）破坏真空紧急停机。（2）开启汽轮机缸体和主蒸汽管道上的所有疏水门，进行充分疏水。（3）正确记录转子惰走时间及真空数值。（4）惰走中仔细倾听汽缸内部声音。（5）检查并记录推力瓦乌金温度和轴向位移数据。（6）注意惰走过程中机组转动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，主蒸汽温度恢复后，可以重新启动机组。但这使要特别小心仔细倾听缸内是否有异音，并测量机组振动是否增大，如果发生异常，应立即停止启动，揭缸检查。（7）如果因为加热器钢管破裂造成机内进

18、水，因迅速手动关闭抽汽逆止阀，同时关闭加热器的加热汽阀，对抽汽管要充分排水。第四节 汽轮发电机组振动大振动是衡量汽轮发电机组运行状态及可靠性好坏的重要指之一，监测汽轮发电机组振动并维持其在允许范围内，对于机组完全经济运行具有十分重要的意义。机组在发生故障时，一般均会伴随出现异常振动，就象人体生病时，体温就要升高一样，异常振动可以认为是发生故障的前兆，同时振动又会使故障扩大和形成新的故障。正确判断振动过大产生的原因、性质及所有的范围，并在这个判断的基础上采取相应措施使振动消除或减小，这是现场运行人员应该具备的基本知识。机组振动过大产生的原因多方面的多，也是十分复杂，它与制造安装，检修和运行水平有

19、关。一、机组异常振动的危害（1）振动造成停机事故当机组振动过大，特别是发生在汽轮机高压端时，有可能引起危急保安器动作，而发生停机事故。（2）振动造成轴系破坏曾经发生过200MW机组断轴恶性事故，经事故专家调查组对事故的调查分析，认为事故产生的主要原因，是有可能出现的在不大超速范围内发生了由油膜振荡开始的“突发性”复合大振动所致。（3）振动使零件松动造成严重事故机组的轴瓦、轴承座的紧固螺钉、基础台板和凝汽器联接管道等零部件在振动过大时引起损坏，轴瓦乌金因振动过大造成磨损甚至脱落，轴承失去减振油膜，使轴系的临界转速下降并接近工作转速，引起共振，强烈的振动会造成轴系损坏事故。（4）振动造成动静磨擦汽

20、轮机转子的过大振动，会使端部轴封及隔板汽封磨擦，间隙增大，至使漏汽量增大，机组运行的经济性下降，严重时还会导致大轴弯曲事故。若发电机发生过大振动，使滑环及电刷的磨损严重，会造成发电机或励磁机事故。二、机组振动的标准由于汽轮发电机组振动危害很大，因此需要制定出振动标准，以对运行的机组进行监督。目前我国采用的1980年电力工业技术管理法规（试行）规定的振动标准如下表（111）。表111汽轮机转速振动双幅值（mm）Rpm良好合格150030000.05及以下0.0250.07及以下0.05及以下还规定了新装轴承振动不宜大于0.03mm，1968年国际电工委员会（IEC）在英国伦敦会议上推荐下表所规定

21、的振动值作为评定机组是否处于良好运行状态的标准。表112汽轮发电机转速rpm100015001800300036006000及以上轴承壳上双倍振幅mm0.0750.050.0420.0250.0210.012转轴双倍振幅mm0.150.010.0840.050.0420.020表中的位移振幅值是指在轴承外壳上和转轴测得的双振幅(也称全振幅或峰峰值)。机组在运行中应该测量各轴承座垂直、水平和轴向三个方向的数值。显然上述标准仅考虑了机组转速对振动状态的影响，规定轴承座振动的允许值随工作转速的增高而减少。因为振幅相同的情况下，在高转速时振动所产生的振动力要比低转速时大，故对机组更加有害。三、临界转速

22、及其振动特点（一）转子临界转速及其有关概念1、临界转速大型汽轮机启动升速过程中，当转速升到某一定数值时，机组的转子产生了较大的振动，等转速升高离开这些转速后，振动随好明显地减小，当转速升高到较高的一个转速下，转子振动又重新增大，等转速进一步升高后，转子振动又降低，这种使转子发生较大振动时的转速称为转子的临界转速。按照转速的高低，依次记为第一、二、三，临界转速，大型汽轮机组启动升速至额定转速，一般都要经过几个临界转速。汽轮机在临界转速下长期转动，振动必然不断增大，振动大到一定值会引起轴承的损坏，甚至会引起动静部分之间的磨擦，导致叶片、轴封损坏，严重时产生大轴弯曲事故。因此决不允许汽轮机在临界转速

23、下或在其附近长期运行。在启动过程中，运行人员应牢记汽轮发电机组的各阶临界转速并使机组迅速通过各临界转速。2、刚性转子和挠性转子各种旋转机械的转子，当其工作转速低于第一临界转速时，则达到工作转速时不会经过临界转速，这种转子称为刚性转子。若转动机械的转子，其工作转速高于第一临界转速，在启动达到工作转速的过程中，必然要通过临界转速，这种转子称为挠性转子和柔性转子。现在电站汽轮发电机组的转子，有的是挠性转子，有的是刚性转子，随着机组容量的增大，轴向尺寸相应增大，但轴径增加不多，特别是发电机转子更是如此，为了减小转子的尺寸和重量，多采用挠性转子。3、安全范围为了保证机组的安全运行，机组的工作转速应该避开

24、各阶临界转速，并留有一定的富裕度（或安全距离）。对于刚性转子，其第一临界转速应比工作转速n0高出25%以上，即n01.25n0，但不允许在2n0附近；对于挠性轴，其工作转速在两阶临界转速之间，较其中低的一个临界转速nc.n应低出40%，另一较高的临界转速nc.n+1应高30%左右，即应满足1.4nc.nn00.7 nc.n+1的要求。近年来，由于采用了高速动平衡，提高了平衡精度，故转子临界转速与工作转速要求避开的安全距离可以减少很多，国外有些制造厂采用了只有5%n0的安全距离。四、机组发生振动的原因振动可分为强迫振动和自激振动。强迫振动是由外界激振力引起的，对汽轮发电机组而言，激振力主要是机械

25、激振力和电磁激振力；自激振动则是振动系统通过本身运动不断向自身馈送能量，自己激励自己，汽轮发电机转子自激振动主要是由油膜自激，间隙自激，摩擦涡动等原因造成的。（一）机械激振力引起的强迫振动1、转子质量不平衡转子由于制造、安装、检修及运行方面的缺陷，使转子的质心不在旋转中心上，转子旋转时就产生不平衡的离心力，使机组运行时发生振动。振动的频率与转速一致，波形为正弦波。相位稳定，振动的主要原因绝大多数是转子质量不平衡。在现场发生的机组振动原因中转子质量不平衡占有很大的比重。对于一个绝对刚性的转子，当其支承和基础所组成的固有频率高于工作转速时，则可以忽略共振的影响，此时作用在转子上的不平衡离心力F为：

26、F = m2e （111）式中 m偏心质量；转子旋转角速度；e不平衡质量的偏心距。上式中m一定时，偏心矩e可视为一个常数（此时静挠曲值为零，e可视为动挠曲值），则离心力和转速的平方成正比，而振动的大小一般与引起振动的干扰力成正比，那么这种振动振幅的大小可以看作和转速平方成正比。可表示为：A1/A2=n12/n22 （112）式中A1、A2分别表示在转速为n1和n2下的振幅。然而振动的大小与转速的高低，常常并不是简单的二次方关系，如通过临界转速前后的振动明显地增大，然后又变小（这是因为实际转子并不是绝对刚性的），振动总的趋势是随转速的升高而迅速增大的。转子的质量中心偏离旋转中心线，可能是由于冷态

27、时就存在静不平衡和动不平衡，也可能是运行中因转子沿圆周受热不均，产生热弯曲所致。汽轮机转子在出厂前应做静平衡和高速动平衡试验，并且振动应符合要求，制造厂出厂时遗留的不平衡量，通常是沿整个转子长度分布的，如将平衡重量集中在转子两端，就可能引起转子的附加弯曲。运行中的汽轮机也有可能由于转子残余应力及材料不均匀，以致在温度变化时振动增大，这就需要在高温即带负荷状态下找动平衡。平衡状态好的转子，一般不会产生较大的振动，同时运行中的噪声也会低些。汽轮机在运行中出现动叶片和拉金损坏，动叶不均匀磨损，蒸汽携带的盐分在叶片上不均匀沉积等，会使转子产生静不平衡和动不平衡。汽轮机在大修时拆装叶轮、连轴节，动叶等转

28、子上的零部件，或车削转子轴颈时加工不符合要求，也会使机械不平衡量增大。所以，要使机组振动达到良好状态，必须从制造、安装、运行等各个方面予以保证。2、热不平衡许多汽轮发电机组在热态时振动较大，其原因是由于转子沿横截面方向受到不均匀的加热或冷却，而使转子产生了热变形。产生不均匀加热和冷却的原因有：（1）转子线圈中匝间短路。（2）转子线圈槽中绝缘厚度不均匀，因此在各槽中的温差彼此不同。（3）在转子上某些零件不对称热变形。对发电机转子来说主要是指端部零件，特别是端部线包，由于线包受热膨胀，在径向发生不对称变形而破坏转子的平衡。（4）通风孔堵塞，转子冷却不均匀。（5）转子上残余应力过大。当转轴上某一部分

29、存在过大的残余应力时，转轴温度升高后，转子会产生弯曲，转子冷却后又自然变直。转轴上过大的残余应力产生，一般是制造时遗留下来的，也有的是由于发电机失火或严重的动静磨擦而造成的。（6）转轴横断面上金相组织不一，造成线胀系数不同。线胀系数大的一侧伸长比线胀系数小的一侧多，使轴弯曲。3、动静磨擦产生的机械激振力由于动静磨擦，转子承受附加的不平衡力从而产生振动，如元宝山电厂法国AA公司制的300MW汽轮机，由于发电机外伸端炭刷与滑环磨擦产生旋转不平衡引起机组振动。又如东方300MW机组低压转子叶轮底部过度R角较平缓与低压正向第二级隔板汽封磨擦引起机组振动等。（二）电磁激振力引起的强迫振动电磁干扰力引起的

30、机组强迫振动，主要是转子与静子间磁力分部不均（即磁通量分布不匀）造成的。例如转子上不均匀匝间短路，转子与静子之间空气间隙不均等导致磁通量不均匀分布，引起机组振动。这里应该指出的是转子以某一频率振动时，将引起静子的倍频振动。例如3000转/分机组转子以50赫芝转动时，静子由于受磁极两次作用力的变化而引起频率为100赫芝的振动，即倍频振动。（三）由于系统刚度的消弱而引起的强迫振动“转子支承”线性系统（有阻尼的强迫振动的振幅可以认为与系统的动力放大系数成正比，与系统的静刚度成反比）的静刚度下降，一方面使系统振幅增加，另一方面使系统的固有频率下降。现代大功率汽轮发电机转子的二阶临界转速（即其二阶固有振

31、动频率）比工作转速3000r/min高出仅约4%8%，当系统刚度降低时，随着固有频率的下降，工作转速将趋近其固有频率，使机组的振幅剧烈增大。系统刚度不足产生的振动，其特点同由质量不平衡产生的振动，但有时亦出现高次谐波，这主要是由于部件有裂纹，直接破坏裂纹处存在着微小的冲击所致。引起静刚度降低的主要原因是：（1）汽轮发电机组各支承轴瓦、轴承座、基础框架等主要部件之间连接刚度减弱。（2）轴承座和基础台板之间脱开或出现间隙。（3）在基础承载元件中出现裂纹。（四）自激振动通过对振动频率波形的测量，发现振动频率和汽轮发电机组的转动频率不符，而且低于转速相应的频率，或在振动波形中含有低频谐波，则可断定机组

32、发生了自激振动。自激振动也称为负阻尼振动，即振动本身运动所引起的阻力，不仅阻力不能防止振动，反而进一步助长此振动的进行，振动体通过本身的运行，不断地向自身馈送能量，一旦有初期振动，则不需要外界向振动输送能量，就可保持振动。这种振动与外界的激励无关，自已激励自己，故称自激振动。（五）联轴器找中心不正引起振动对于刚性或半刚性联轴器，在按联轴器找中心不正确，即找中心时两联轴器平面间有张口或圆周上有偏差，将使各转子轴线相连在一起时不能形成一条自然光滑的连续曲线。由于联轴器止口间以及螺栓和螺孔都是紧密配合，当用螺栓将联轴器连接之后，转子将是同心的，只是在转子中引起附加弯矩，其方向和大小稳定不变，所以本身

33、并不直接引起振动，但这会引起各轴承承担的转子重量重新分配，使轴承工作条件改变，间接引起振动。例如加大或减小轴承的单位负载或油温，会使临界转速、转子的动态挠度，以及轴承工作的稳定性发生变化，从而引起机组振动。有些机组在安装时，找中心工作进行得很好，但运行时，由于冷凝器内真空的建立会使低压缸下沉，各轴承座由温度不同而产生不同的热膨胀不同等都有可能引起转子中心连线的改变，也会引起振动。联轴器平面有偏斜，或其止口及连接螺栓的节圆不同心时，若螺栓将转子联接后，两转子的轴线仍不连续，则在远离联轴器挠曲头将出现甩动，对轴承产生一周期性外力，引起强迫振动。（六）轴承工作条件恶化引起的振动为保证汽轮机受热后的自

34、由膨胀，轴承座都置放在台板上并不固定死，即允许其在台板上滑动。若因滑销系统卡涩、滑动面上有脏污等原因，使汽缸膨胀不畅，则轴承座受到猫爪的向前推力时，将发生倾斜，与台板的接触面积减小，只要受到激振力便会发生强烈振动。国产300MW机组轴承座膨胀不畅，死点不死曾引起机组的强烈振动。若轴产生弯曲，轴颈将在轴承中发生涡动，使油隙沿轴向前后变化，轴承座受到沿轴承前后变化的力，即受到相当于前后交变的作用力，引起轴承座的轴向振动。五、振动试验及分析（一）资料收集和振动原因初步分析汽轮发电机组在运行中振动的原因是多样的。为了分析振动原因并采取消除振动的措施，除了对振动情况加以监视和测量，了解它们随运行条件变化

35、的规律外，还应对机组的构造、安装和检修、运行情况等进行了解，主要从下列几方面进行：（1）振动异常的历史、现状和振动情况（振幅、频率、相位和波形）。（2）机组运行时的汽缸膨胀、转子胀差，油温和油压，汽机各段压力、发电机风温或其它和运行有关的某些参数是否有异常情况。（3）机组的结构、各转子的临界转速。（4）机组的安装技术数据。（5）近期的检修情况，其中应注意机组运行以来的重大事故及其处理情况，机组找中心记录，目前各转子轴颈扬度以及和安装时数据的比较，滑销系统有无变化等等。根据收集的资料进行初步分析，判断属于哪一类的振动进行初步分析，判断属于哪一类的振动，机组的振动基本上可以分为两大类，即强迫振动和

36、自激振动。强迫振动的频率多数和转速频率相同。引起这类振动的原因有：转子质量不平衡，机组中心不正，共振性振动，带负荷以后由于热不平衡产生的不对称变形弯曲，不对称的电磁吸力等。自激振动的振动频率多数和转速频率不同步，常见的这类振动有：油膜振荡，间隙振动和转子两个相互垂直方向刚度不同所引起的倍频振动。（二）振动的试验和分析为了进一步判断产生振动的原因和了解机组发生的缺陷情况，可以进行一些针对性试验，以便确定引起振动的原因和提出消除振动的对策。试验的目的是要找出振动的规律，看它和哪些运行参数有关，如转速、负荷、蒸汽温度、励磁电流、真空、油温等等，试验时除需要变化的参数外，其他参数尽量保持不变，以免影响

37、振动原因的分析。1、转速试验转速试验其目的是判别振动是否由于转子偏心（质量不平衡、轴弯曲、联轴器中心不正）所引起，并且可以找出机组的共振转速和工作转速接近的程度，检查和轴承座相连的支承系统（包括基础、管道）是否存在共振现象。试验方法是在启动和停机过程中，把测振仪放在最大振动的轴承座以及和轴承座相连的最大振动部件上。最好使用多点函数记录仪自动记录转速、各处振幅和相位角。手工记录时，转速变化应慢一些，3000r/min以下机组每升高100r/min记录一次，3000r/min以下机组每100r/min测读一次，试验转速最好升到工作转速的1.1倍，但应小于危急保安器动作转速。试验过程中，应注意振动变

38、化趋势，记录振动最大值及其相应转速，以便绘制出振动随转速变化的曲线。寻找机组临界转速和连接部件的共振转速。判别振动的原因分析如下：（1）转子上质量不平衡引起的振动频率和转速是一致的，波形是正弦波，相位单一且稳定，径向振幅较大。（2）转子中心不正和转子有初始弯曲等，在测试时可以看出振动频率通常等于转速频率，有时为其2或3倍，轴向振动幅值随转速增大而增大，约为径向振幅的50%或更大，相位呈现较稳定的单一、二个或三个读数。可以从出现较大的轴向振动来判断。2、负荷试验负荷试验就是改变机组的有功负荷时观察机组振动的变化。有功负荷改变时，机组传递的力矩和热状态都在变化。力矩是通过靠背轮传递的。机组热状态的

39、改变是由于负荷改变时进入汽缸的蒸汽量也相应地变化，汽轮机各级内的温度和压力也随之变动，其结果是使转子、汽缸、轴承座等的热膨胀或胀差、变形等也产生变化。因此通过负荷试验可以判断振动是否和机组中心、热膨胀，靠背轮本身缺陷以及质量不平衡等等有关。试验方法可以从零负荷上升至满负荷，也可以从满负荷下降到零。负荷下降时温度能较快地稳定下来。一般把负荷分为五级，如满负荷、3/4、1/2、1/4和零。每改变一次负荷立即测取初始的振动值，然后保持这一负荷不变，待温度稳定后（这时热膨胀指示值亦趋于稳定）再测一次振动，记录汽缸的绝对膨胀值，然后变负荷做下个试验，直到完成各个预定的分级为止。负荷在很大范围内变动时就不

40、可避免在改变负荷的同时要改变转子励磁电流，即改变功率因数，这样机、电两方面就会相互影响。为了能得出正确的试验结果，可以在改变负荷时使转子励磁电流保持不变；然后在改变励磁场电流时使负荷保持不变。在改变负荷时应按照机组运行规程中所规定的速度增减负荷。机组并列和解列时要注意振动表指示是否有突变现象。试验时需记录：负荷、功率因数、振动值（振幅、相位、波形）、膨胀值、转子胀差、真空、排汽温度、滑动面间隙，电机转子励磁电压、励磁电流等。前轴承座或猫爪纵向膨胀指示器应左右对称地安置两个，以便观察两侧膨胀差。试验时指示器可改用百分表。还应注意轴承座和台板之间的间隙（主要是高、中压缸），管道布置不当时汽缸受过大

41、推力很容易引起翘起或中心歪斜以致产生振动。机组热膨胀是否不畅可以人两侧的膨胀指示器看出。如果两侧指示数值相同但是数值较小（和类似机组相比），说明汽缸膨胀受阻。如果两侧指示值有较明显的差异时，说明两侧膨胀不均匀。引起上述情况的原因可能是多样的。例如国产300MW机组，由于高中压缸及其附属管道较重，轴承座与台板之间又未润滑，中压缸热容量较大，结果在受热后汽缸不能顺利地向前膨胀，直到推力大到能克服轴承座和台板之间的磨擦力时，高、中压缸才突发性地向前推过一段距离，即通常所说的“跳胀”现象，由于推力过大和三号轴承箱刚度不足，又出现了轴承段死点不死的问题在运行过程中引起强烈振动。经过对三号轴承箱的加固和前

42、、中箱台板的重新装配，热膨胀才恢复正常。局部热变形的原因常见有汽机前轴承座受热不均，或是汽缸对轴承座推力点过高，以致和底板局部脱离，引起机组振动。这可以检查轴承座四周和底板之间的间隙来确定。转子上有残余应力、材质不均，转子横断面上有不对称温差，或是个别转子在中心孔内有液体（油或水）等都会使转子产生热弯曲。也会产生振动。3、真空试验真空试验的目的就是判别振动和真空以及排汽温度之间的关系。真空试验方法就是将机组负荷稳定在某一较低的负荷下（例如1/2负荷，这样可以使真空值变化范围大一些），先记录初始振动和真空值。以水银真空计作为读数标准，在允许范围内分成几个等级（例如负压为26.74KPa左右）。改

43、变真空后立即测读，稳定半小时后再测一次振动值，直到该负荷下允许的最低真空。试验时要保持负荷不变，真空变动后要进行调节使负荷维持一定。可以用调节风机转速改变真空，试验时要记录机组振动、绝对压力，排汽温度和负荷。真空改变后排汽部分除了受大气压力作用外，还受相应的排汽温度变化的影响，因此要根据机组的构造来分析影响振动的具体因素。4、轴承油膜试验轴承油膜试验是判别振动是否由于轴承内油膜不稳定或破坏所产生。出现这类振动的原因有两种：第一种是由于轴承缺油或是由于运行改变，间隙过小而产生轴承和轴的干磨擦，这种振动显示振幅和相位都不稳定，频率很高，是转速的若干倍，机组发生突发性抖动，停机后检查，发现轴瓦有擦痕

44、，通常振动最大的轴承即是故障所在处。另一种原因是由于产生了油膜振荡，振动频率等于转子的第一临界转速而转子运行转速在临界转速二倍以上，振动随产转速急剧增大，严重时有敲瓦声音。引起油膜不稳定的因素很多，在电厂试验时主要是改变油温以判断相应的油粘度变化对油膜稳定性的影响。试验方法是先将轴进口油压升高（0.20.4）×105Pa，这时进油量会增加，如果是由于缺油引起振动将会有所变化。如果不是由于缺油的原因，可以接着进行油温变化的试验。一般是从正常油温向两边变动，范围可以是±510，先由正常温度向下降，每改变12测量一次振动（可以稳定510min），到最低值后将油温恢复到正常，再向上

45、升，每升高12测一次振动，直到最高点，最后恢复正常。油膜不稳定或遭到破坏时，振动常急剧上升。因此只有发现有这种趋势可停止试验，因此可以判明振动和油膜有关，试验同时察看振动波形和频率，记录振幅，相角和频率，波形以及各轴承进、出口油温。轴承油膜工作的稳定性和轴承负荷系数有关。因此，当测试出振动和油膜有关时可以从改变轴承负荷系数有关的因素着手，通常负荷系数增大时轴承运行趋于稳定，因此增大比压，升高油温（降低粘度），减少轴颈长度都能扩大轴承稳定进行的范围；此外采用椭圆瓦或可倾瓦等也都提高轴承运行的稳定性，有效地防止出现油膜振荡。在进行轴承油膜试验以后，可以采取相应易行的措施来消除振动。5、外特性试验外

46、特性试验其目的是检查汽轮发电机组外部的一些部件是否有松动和接触不良，如果紧固螺丝松动，轴承座和基础台板接触不好，由于热变形或管道推力使机件翘起或脱开，基础松动，以便加以紧固，消除过大振动。试验在机组较大振动下进行，按照所测部件画出外形图，在对称位置上测量振动值，顺次测量三个方向上的振动值，注意使传感器的主灵敏度方向和所期望的测量方向相同。在图上标上振动值以便分析比较，测量中特别注意有明显振动差别的相邻部件，试验时要保持蒸汽参数，有功负荷和其它运行参数稳定。试验中应记录振幅、相位和频率，必要时观察振动的波形。试验后进行分析，以轴承座为例，如果各连接件部分刚度都正常，在扰动力的作用下，振动值沿轴承

47、座高度降低而减小。如果发现相邻两部件的振动有较大的差别，多数是连接不好或固定螺栓松动；左右两侧对称位置上测出的振动差别过大，说明两边紧固状态不同；台板下二次灌浆不良时，也会使台板和基础有较大的振动差。基础发生不均匀下沉时会引起各处的负载再分配，其结果使运行机组的振动逐渐变大，这可以经过定期的测量和比较组的前后有关资料（安装和检修方面）来发现，然后在机组大修时进行相应的调整。以上所述是汽轮机常见的一些振动原因和试验方法，机组的振动原因是比较复杂的，应根据收集的资料，振动特征和积累的经验，全面地加以分析，才能更加准确地鉴别。第五节 轴承温度高汽轮机轴承温度高，主要针对支持轴承和推力轴承的轴瓦而言。

48、一、轴承回油温度升高和轴瓦断油轴承油温升高可分为：所有轴承温度均升高和某一个轴承的温度升高两种情况。汽轮机在运行中，如果发现所有轴承油温均有升高，应首先检查润滑油和油量是否正常，如润滑油压和油量均正常，可确认是冷油器工作失常所致。如果发现某一轴承油温升高，应检查该轴承进油管是否被杂物堵塞，有的300MW机组供油支管上装有自动反冲洗滤网，应检查是否滤网堵塞使轴承供油量减少，不足以冷却轴承而使油温升高。如检查无异常，表明轴承内进入杂物、钨金损坏，磨擦产生热量。如发现全部轴承和某一轴承油温快速升高表明轴承断油。防止轴承油温升高和断油的措施如下：（1）冷油器的切换阀和出口滤网前后截止阀、旁路阀应有明显

49、的严禁操作的警告卡片，运行中进行油系统的操作时，如切换冷油器及清理滤网等，必须让有经验的负责人在场监护，与司机密切配合，加强对油压、油温和油流的监视。（2）对润滑油的油阀门和冷油器的水侧阀门，应装设阀杆向外伸出的明杆阀门，以便标识开关程度，同时阀门应标有开关方向和手轮止动装置。（3）交直流润滑油泵和低油压保护装置，应定期试验，保证动作可靠。（4）机组定速停止高压油泵时，应确认主油泵工作正常，方可切换。（5）运行中对冷油器出口油温的调整应少调勤调。特别是在冬季、因冷却水温低，水侧阀门开度很小。若调整不当，很可能使油温过高、过低而破坏轴承中的油膜。近年来因油温过低而引起的异长振动也很常见，所以应严

50、格控制出水侧阀门的开度。如发现任一轴承回油温度急剧升高超过75时，要紧急停机。冷油器应有可靠的备用水源，既能保证有可靠的备用水源，也能保证有冷却水用。（6）推力轴承及支持轴承的乌金上应装有可靠的温度测点。（7）汽轮机轴承应采取防止轴电流的措施，如加装钢导线接地等。（8）安装和检修时，对可能发生位移的轴瓦，应加止动装置切实防止轴瓦位置装错油孔不对，如堵板或有纱布等杂物留在油管内。检修完毕应有验收手续，确保系统的安全运行。二、轴瓦烧损事故1、轴瓦烧损的事故征象和危害（1）轴承轴瓦乌金温度、润滑油回油温度明显升高，一旦油膜破坏，机组振动增大，轴瓦冒烟；（2）汽轮机轴向位移增大，若超过规程规定值，轴向

51、位移保护或推力瓦磨损保护动作，联锁脱扣汽轮机（3）机组振动加剧，严重时伴随有不正常的响声，噪声增大。一旦发生轴瓦烧毁事故，可能造成轴瓦乌金烧熔、转子轴颈损坏并将造成汽轮机动静部分发生接触摩擦，严重时汽轮机设备损坏。2、 轴瓦烧损的原因（1）汽轮机发生水冲击或汽轮机平衡活塞失去平衡功能或蒸汽温度下降处理不当，造成蒸汽带水进入汽轮机、或因蒸汽品质不良、叶片结构等，造成汽轮机轴向推力明显增大，推力轴承过负荷。（2）润滑油压降低，油量偏小或断油。（3）油系统进入杂质，润滑油油质不合格，致使轴承油膜破坏。（4）润滑油油温过高。（5）机组发生异常振动，油膜破坏使轴瓦乌金研磨损坏。（6）汽轮机转子接地不良，

52、轴电流击穿油膜。（7）运行中进行油系统切换时发生误操作，使轴承断油烧坏。（8）油泵工作失常，或厂用电中断。 3、防止轴瓦烧损的措施（1）确保轴承润滑油系统供油正常。 1）运行人员应经常观测润滑油压力、温度及回油量，并保证油净化系统正常工作，以保证轴瓦不断油； 2）润滑油泵的电源必须安全可靠； 3）运行时，要防止油系统切换时发生误操作； 4）汽轮机运行时，轴封系统应正常工作，以防止润滑油带水。（2）汽轮机轴承应装有防止轴电流的装置，确保机组转子接地良好。（3）轴瓦乌金温度及润滑油系统内各油温测点指示准确可靠。轴瓦乌金温度超过90摄氏度时；任一轴承回油温度超过75摄氏度或突然连续升高至70摄氏度时

53、应立即打闸停机。（4）防止汽轮机发生水冲击和汽轮机通流部分动静接触摩擦等，以防止轴向推力过大或转子异常振动。 第六节 轴向位移异常 汽轮机转子发生轴向推力增大，会使推力轴承过负荷，破坏油膜，致使推力轴承瓦块乌金烧熔。这时，转子发生窜动，轴向位移增大，汽轮机内部转动部件与静止部件之间的轴向间隙消失，因而动、静部件发生摩擦和碰撞，将造成严重损坏事故，如大批叶片折断、大轴弯曲、隔板和叶轮碎裂等。一、汽轮机转子轴向位移异常的现象（1）轴向位移指示增大，差胀也随之变化； （2）推力瓦温急剧升高； 二、汽轮机转子轴向位移异常的主要原因（1）主蒸汽参数、真空、负荷大幅度波动1）新蒸汽温度急剧下降，转子温度也

54、随之降低，因而转子的收缩量大于汽缸的收缩量，致使推力轴承的负荷增加。2）汽轮机凝汽器真空下降，增加了级内反动度，使轴向推力增大。3）汽轮机负荷大幅度波动时，转子轴向推力变化，超负荷运行时蒸汽流量增加，使轴向推力增大。（2） 水冲击或进汽参数突然降低汽机过负荷由于含有大量水分的蒸汽进入汽轮机，水珠冲击叶片使轴向推力增大，同时水珠在汽轮机内流动速度慢，堵塞蒸汽通道，在叶轮前后造成很大的压差，使轴向推力增大。（3） 推力瓦磨损或断油烧瓦推力瓦磨损或断油烧瓦，使推力间隙增大，转子轴向位移增大。（4） 通流部分结垢严重，断叶片或漏汽增加蒸汽品质不良，含有较多的盐时，会使动叶片结垢。动叶片结垢缩小了蒸汽通

55、流面积，叶片前后的压差增大，使轴向推力增大。（5）机组突然甩负荷机组突然甩负荷，出现很大反向轴向推力，转子轴向位移增大。三、汽轮机轴向位移增大的处理（1）当轴向位移增大时，应严密监视负荷、真空、进汽参数、推力轴承的进、出口油温、推力瓦金属温度、监视段压力、各段抽汽压力、胀差及机组振动情况；（2）当轴向位移增大至报警值时，应报告值长，要求降低机组负荷；（3）若主、再热蒸汽参数异常，应恢复正常；（4）若系统周波变化大、发电机转子串动，应与调度联系，以便尽快恢复正常；（5）当轴向位移达1.0mm或+1.2mm时保护动作机组自动停机。否则手动打闸紧急停机；    

56、;  （6）轴向位移增大虽未达跳机值，但机组有明显的摩擦声及振动增加或轴承回油温度明显升高应紧急停机；     （7）若轴向位移增大而停机后，必须立即检查推力轴承金属温度及轴承进、回油温度，并手动盘车检查无卡涩，方可投入连续盘车，否则进行定期盘车。必须经检查推力轴承、汽轮机通流部分无损坏后方可重新启动。        四、汽机轴向位移测量失灵的运行对策      （1）严密监视推力轴承的

57、进、出口油温、推力瓦金属温度，当有超过两块推力瓦金属温度均异常升高，应立即汇报值长，按规程要求采取相应的措施。      （2）当判定汽机轴向位移确实增大时，应按上述汽轮机轴向位移增大的处理措施进行处理。 第七节 汽轮机绝对膨胀及胀差异常汽缸的绝对膨胀叫缸胀。汽轮机启动过程是对汽轮机汽缸、转子及每个零部件的加热过程。在启动过程中，缸胀逐渐增大；停机时，汽轮机各部金属温度下降，汽缸逐渐收缩，缸胀减小。汽缸的绝对膨胀异常是一个综合性问题，它与设计、制造、安装、运行等诸多因素有关。一、汽轮机绝对膨胀异常汽轮机绝对膨胀不畅，表现在启动中因高、中压胀差较大，严重影响启动速度，延长启动时间，威胁机组的安全运行。1、汽轮机绝对膨胀异常的原因（1）轴承座和台板之间的接触状态不良。（2）汽轮机各轴承座之间的相互位置发生了变化。（3）滑销系统有缺陷或受到损坏。（