第七章汽轮机的事故处理和预防

1、第七章 汽轮机的事故处理和预防第一节 汽轮机的事故处理原则和基本要求汽轮机组脱离正常运行方式的各种工作状态，统称为异常或故障；凡正常运行的工况遭到破坏，被迫降低设备出力，减少或停止向外供电，甚至造成设备损坏、人身伤亡时，称为事故。汽轮机设备严重损坏是电力系统恶性事故之一。汽轮机设备一旦发生重大事故，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损坏的严重程度，则和运行人员的技术水平以及对事故的判断和处理方法正确与否有直接关系，因此运行人员一定要把安全放到首位，要有高度的责任心，及时发现问题并采取有效的措施，做到预防为主。运行人员还应加强运行分析工作，经常做好事故预想，

2、一旦发生设备故障，能够迅速准确地判断和处理。一、事故处理原则在处理事故时，应遵循以下原则：（1）机组发生事故时，运行人员必须严守岗位，沉着冷静，抓住重点，采取正确措施，进行处理操作，不要急躁慌乱，顾此失彼，以致发生误操作，使事故扩大。（2）机组发生故障时，运行人员一般应按照下列顺序和方法进行工作，消除故障：1）根据仪表和机组外部的象征，确定机组或设备确已发生故障。2）根据有关表计指示、报警信号及机组状态进行综合分析，迅速查清故障的性质、发生地点和损伤范围。3）及时向班长、值长汇报情况，以便在统一指挥下，迅速处理事故。4）迅速解除对人身和设备的威胁，必要时应立即解列故障设备，防止故障蔓延，保证其

3、它未受损害的设备正常运行。（3）牢固树立保设备思想。通常在电网容量较大的状况下，个别机组停运不会对电网造成很大危害；相反，若主设备特别是大容量汽轮机组严重损坏，长期不能修复，对整个电力系统稳定运行的影响则是严重的，所以在紧急情况下要果断地按照规程规定打闸停机，切不可存在侥幸心理，硬撑硬顶，造成事故扩大。（4）事故一旦发生，往往各种不正常的现象瞬时并发，必须认真分析，抓住起主导作用的主要原因，事故才能得到迅速正确处理。二、紧急故障停机步骤当处理事故需要停机时，应根据事故性质分别采取紧急故障停机和一般故障停机方式。紧急故障停机的步骤通常是：（1）立即遥控或就地手打危急保安器。（2）确证高、中压主汽

4、门、调节汽门关闭，负荷到零后，通知电气迅速解列发电机。（3）启动辅助油泵。（4）破坏真空。（5）进行其它停机操作（同正常停机）。三、紧急停机条件紧急故障停机时，机组的金属温度变化不易控制，这对机组的使用寿命影响较大，而且操作紧张，容易顾此失彼，以致损坏设备，因此除非突发严重故障，应尽量避免紧急停机方式。一般在下列情况时，应采取紧急故障停机：（1）转速升高超过危急保安器动作转速（各机超速试验结果）而未动作。（2）转子轴向位移超过轴向位移保护动作值而保护未动作。（3）汽轮机胀差超过规定极限值。（4）油系统油压或油位下降，超过规定极限值。（5）凝汽器真空下降或低压缸排汽温度上升，超过规定极限值。（6

5、）任一轴承的回油温度或轴承的乌金温度超过规定值。（7）汽轮机发生水冲击或汽温直线下降（10min内下降50）。（8）汽轮机内有清晰的金属摩擦声。（9）汽轮机轴封异常摩擦产生火花或冒烟。（10）汽轮发电机组突然发生强烈振动或振动突然增大超过规定值。（11）汽轮机油系统着火或汽轮机周围发生火灾，就地采取措施而不能扑灭以致严重危及设备安全。（12）主要管道破裂又无法隔离或加热器、除氧器等压力容器发生爆破。（13）发电机冒烟或氢气爆炸。（14）励磁机冒烟着火。第二节 汽轮机大轴弯曲汽轮机大轴弯曲是汽轮发电机组恶性事故中最为突出的事故，必须引起足够重视。特别是大容量汽轮机由于缸体结构复杂，使得汽缸的热膨

6、胀和热变形变得复杂，增大了汽轮机大轴弯曲的危险性。另外，整段转子的采用也在一定程度上增大了汽轮机大轴弯曲的可能性。一、汽轮机大轴弯曲的原因引起汽轮机大轴弯曲的原因是多方面的，但在运行现场，形成大轴弯曲主要有以下几种情况：（1）由于通流部分动静摩擦，转子局部过热（热点温度可达6501300），一方面显著降低了该部位屈服极限，另一方面受热局部的热膨胀受制于周围材料而产生很大压应力。当应力超过该部位屈服极限时，发生塑性变形。当转子温度均匀后，该部件呈现凹面永久性弯曲。（2）在第一临界转速下，大轴热弯曲方向与转子不平衡力方向大致一致，动静磁磨时将产生恶性循环，致使大轴产生永久弯曲；在第一临界转速以上，

7、热弯曲方向与转子不平衡力方向趋于相反，有使摩擦脱离的趋向，所以高速时引起大轴弯曲的危害比低速时要小。（3）停机后在汽缸温度较高时，因某种原因使冷汽、冷水进入汽缸时，汽缸和转子将由于上下缸温差产生很大的热变形，甚至中断盘车，加速大轴弯曲，严重时将造成永久弯曲。（4）转子的原材料存在过大的内应力。在较高的工作温度下经过一段时间的运行以后，内应力逐渐得到释放，从而使转子产生弯曲变形。（5）运行人员在机组启动或运行中由于未严格执行规程规定的启动条件、紧急停机规定等，硬撑硬顶也会造成大轴弯曲。二、防止汽轮机大轴弯曲事故发生的措施为防止大轴弯曲事故发生，通常可采取如下一些措施。1.认真做好每台机组的基础技

8、术工作（1）每台机组必须备有机组安装和大修的资料以及大轴原始弯曲度、临界转速、盘车电流及正常摆动值等重要数据，并要求主要值班人员熟悉掌握。（2）运行规程中必须编制各机不同状态下的启动曲线以及停机惰走曲线。（3）机组启停应有专门的记录。停机后仍要认真监视、定时记录各金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等。2.设备、系统方面的技术措施（1）汽缸应有良好的保温，保证机组停机后上下缸温差不超过35，最大不超过50。（2）机组在安装和大修中，必须考虑热状态变化的条件，合理地调整动静间隙，保证在正常运行中不会发生动静摩擦。（3）疏水系统合理布置，保证疏水畅通，不反汽，不互相排挤。（4）汽轮机各监视

9、仪表完好，各部位金属温度表计齐全可靠，大轴弯曲指示准确。3.运行方面的技术措施（1）每次启动前必须认真检查大轴的晃动度，确认大轴弯曲度在允许范围内。（2）上下汽缸温差在规定范围内。一般要求高中压外缸上下缸温差不超过50，内缸上下缸温差不超过35。（3）汽轮机启动前应充分连续盘车，一般不少于24h（热态取大值），并避免盘车中断，否则延长连续盘车时间。（4）热态启动时，应对机组进行认真全面地检查，保证汽封送汽温度，主汽温度与金属温度匹配，并充分疏水。（5）启动过程中严格控制轴承振动，一阶临界转速以下不超过0.03mm，过临界时不超过0.1mm，否则立即打闸停机，严禁硬闯临界转速或降速暖机。（6）机

10、组变工况运行时，要加强机组状态监视，控制各个参数在规定范围内。（7）机组停机后，应立即投入盘车，盘车电流大或有摩擦声时，严禁强行连续盘车，必须先进行180°间断盘车，待摩擦消失后再投入连续盘车。停机后还应做好防止冷汽、冷水进入汽轮机的措施。三、大轴弯曲事故典型事例某厂一台国产200MW机组，在一次热态启动时，冲转前大轴晃动度超过原始值0.09mm，汽缸上下缸温差80。冲转后在低速检查时就发现振动明显增大。当时错误地采取了升速暖机的措施，当升速到1200r/min时，机组发生强烈振动，运行人员没有紧急停机而是降速暖机而后又升速到1300r/min时，2号轴承振运达0.12mm，高压前汽

11、封摩擦冒火，前轴承晃动，这时才紧急停机，惰走时间仅2min，转子停止转动以后，使用电动和水力盘车都无法盘动转子，23min后用吊车盘动转子180°，1h后投入水力盘车，2号轴承处大轴晃动值0.55mm，连续盘车48h后，2号轴承处大轴晃动值仍为0.5mm，确认大轴发生永久性弯曲。揭缸检查，发现高压前汽封齿大部分已磨损倾倒，第18级动叶片铆钉头和隔板阻汽片在90度的范围内发生了严重摩擦。转子高压端4号汽封稍前的位置最大弯曲度为0.72min，后来在直轴台架上复测该处最大弯曲度为0.7mm。造成这次事故的原因主要有两条：在机组不满足热态启动条件、大轴晃动度和上下缸温差严重超限的情况下，错

12、误地冲动汽轮机；低速时发现振动没有紧急停机，反而错误升速，加之中速时强烈振动不立即停机，反而错误采取降转速暖机的措施，一错再错。从中我们应该吸取教训，严格执行规程规定，机组发生强烈振动情况时，严禁降速暖机，必须采取果断的停机措施，防止事故的发生和扩大。第三节 汽轮机进水进冷汽高压大容量汽轮机，尤其是大型再热汽轮机，由于进水进冷汽造成的设备损坏事故，在国内外多次发生过。据美国GE公司统计：从1967年到1972年六年期间该公司生产的汽轮机所发生的25起事故中，70.4%是由于汽轮机进水造成的。国内大型汽轮机所发生的设备损坏事故亦大多和汽轮机进水有着直接和间接的关系。一、造成汽轮机进水的原因从国内

13、外一些汽轮机进水事例来看，热力系统设计不合理，设备存在缺陷以及运行人员的误操作都有可能造成汽轮机进水进冷汽事故。（1）来自锅炉和主再热蒸汽系统。由于误操作或蒸汽温度、汽包水位失去控制，都有可能使水或冷汽进入汽轮机。当某种原因使汽轮机负荷突然增加，滑参数启动和停机过程中汽轮机调节汽门突然关小造成汽压突然升高都有可能使蒸汽带水。再热蒸汽管路中，若减温水门不严或误操作，都可能使减温水进入汽轮机，减温水进入高压缸造成设备损坏的事例曾多次发生。此外，若主、再热蒸汽管道及锅炉过热器疏水系统不完善，也可能将积水带入汽轮机。（2）来自抽汽系统。当加热器运行故障，例如管束泄漏，水位调节装置失灵，疏水系统故障，抽

14、汽系统逆止门不严等都有可能使加热器的积水进入汽轮机；除氧器满水也可能使水进入汽轮机。在过去发生的汽轮机进水事故中，抽汽系统故障占的比例最大，尤其是汽轮机长叶片的水冲击事故，绝大部分是由于抽汽系统故障造成的。（3）来自轴封系统。汽轮机启动时，轴封系统暖管或疏水不充分，在轴封送汽时，水将进入汽封，尤其是在甩负荷时，需要投入轴封高温汽源，如果这时暖管疏水不充分，将积水带入轴封，高温的大轴表面将受到不均匀的骤冷冲击，对大轴的危害是十分严重的。（4）来自凝汽器。由于凝汽器满水，使水进入汽轮机的事例曾多次发生。汽轮机正常运行时，凝汽器的水位要严格监视，因为当水位升高后，就会严重地影响真空，所以在汽轮机正常

15、运行时，凝汽器内的水一般是不会倒灌入汽缸的。但停机以后，则往往忽视对凝汽器水位的监督，如果进入凝汽器的联络立水门（如除盐补水门等）关闭不严，就会发生凝汽器满水，并灌入汽缸的事故。（5）来自汽轮机本身的疏水系统。从疏水系统向汽缸返水，多数是设计方面的原因造成的。例如把不同压力的疏水接到一个联箱上，而且泄压管的尺寸又偏小，这样压力大的疏水，就有可能从压力低的管道返回汽缸。疏水管路直径和节流孔板选择不当或在运行中堵塞，会使积水返回汽缸。此外，级内疏水开孔不当，也有可能使汽缸积水。显然，除了上述几种原因可能引起汽缸进水，由于不同机组的热力系统不同，还会有其它水源进入汽轮机的可能。所以，运行人员要根据具

16、体情况具体分析，并制定相应的防止措施。二、防止汽轮机进水进冷汽的主要措施（1）对有关设备和汽水系统应满足以下技术要求：1）新蒸汽系统除汽轮机电动主闸门前疏水管外，在其它的管段口也应装设内径不小于25mm的疏水管。并装设排水至地沟的检查管。2）主蒸汽管道的旁路系统和凝疏管，除主要用以排汽外，还能起到良好的疏水作用，所以旁路和凝疏管路布置应从蒸汽管道的最低水平管段的底部引出并尽可能接近汽轮机。3）接到疏水扩容器的疏水，应按压力等级分别接到高、中、低压疏水联箱上；汽轮机本体疏水应单独接入扩容器或联箱，不得接入其它疏水。疏水管按压力等级由高到低的顺序成45°斜切联接，压力高的疏水远离疏水扩容

17、器。扩容器通往凝汽器的连接管道应足够大。4）所有抽汽管道必须装设足够大的疏水管，各逆止门和截止门前后的疏水管不要连接在一起，应单独接到通往凝汽器的疏水联箱上。凝汽器上所有疏水连接管均应安装在热井最高水位以上。抽汽逆止门在加热器满水时，应能自动关闭。5）在抽汽管上应有两个温度测点，一个装在加热器附近，另一个装在抽汽口附近，以便根据此两个温度指示值判断加热器工作情况是否正常，也可用这两处的温差作为报警讯号。6）汽封供汽管应尽量缩短，在汽封调节器前后和汽封供汽联箱上都要装设疏水管。在接到低压加热器的轴封漏汽管上必须装设有逆止门。7）回热加热器和除氧器应有可靠的多重保护防止水位升高返回汽轮机，并有提示

18、运行人员注意的系统。8）再热冷段管应设置疏水罐，并设置高、低水位自动疏水装置。再热蒸汽减温水除调节阀外，还应装设动力操纵的截止门，当再热器内蒸汽停止流动时调节阀和截止门应能迅速自动关闭，汽轮机甩负荷时，减温水门应自动关闭，且滞后于主汽门和调节汽门关闭的时间要尽可能缩短。（2）在运行维护方面，要做到如下几点：1）加强运行监督，严防发生水冲击现象，一旦发现汽轮机水冲击的象征（例如汽温骤降，振动增大，声音异常等）应果断地采取紧急事故停机措施。经验证明对于汽轮机水冲击事故，运行人员所采取的处理措施是否及时得当，对设备的损坏程度影响很大。2）注意监督汽缸的金属温度变化和加热器、凝汽器的水位，即使在停机以

19、后也不能忽视，对水位的监督，当发现有进水危险时，要及时地查明原因，注意切断可能引起汽缸进水的水源。3）在机组启动前应全开主、再热蒸汽管道疏水门，特别是热态启动前，主蒸汽和再热蒸汽要充分暖管，并保证疏水畅通。4）高压加热器水位调整和保护装置要定期进行检查试验，保证其工作性能符合设计要求，高压加热器保护不能满足运行要求时，禁止高压加热器投入运行。5）定期检查加热器管束，一旦发现泄漏情况应立即切断水源与汽轮机隔离，并及时检修处理。6）在锅炉熄火后，蒸汽参数得不到可靠保证的情况下，一般不应向汽轮机供汽。如因特殊要求（如快速冷却汽缸等），应事先制定必要的监督措施。7）加强除氧器水位监督，定期检查水位调节

20、装置，杜绝发生满水事故。8）在汽轮机滑参数启动的过程中，汽温、汽压都要严格按照运行规程规定，保证必要的蒸汽过热度。9）汽封系统应能满足机组各种状态启动供汽要求，正常运行中要检查各个连续疏水情况正常。10）运行人员应该明确：在汽轮机低转速下进水，对设备的威胁要比在额定转速下或带负荷运行状态下还要大，因为在低转速下一旦发生动静摩擦，容易造成大轴弯曲事故。另外，在汽轮机带负荷的情况下进水时，因蒸汽量较大，汽流可以使进入的水均匀分布，从而使因温差引起的变形小一些，一旦进入的水排除后，汽缸的变形也可以较快地恢复，所以在汽轮机低转速下运行时，尤其要注意监督汽轮机进水的可能性。11）给水泵小汽轮机应做好和大

21、机一样的防范措施。三、汽轮机进水事故事例某电厂7#机是一台200MW机组。1983年6月17日4时8分时，由于锅炉高温段省煤器泄漏，报中调批准进行临时检修。使用给水泵向锅炉上水打压查漏，4时30分时，压力升到14.5MPa，锅炉过热器安全门动作，即关闭给水阀停止给水泵运行。6月18日1时冲动汽轮机，1时45分升速到1400r/min时，汽轮发电机组发生强烈振动，高压缸前后轴封处冒火，运行人员立即关调节汽门，降转速700r/min时，汽轮机轴向位移保护动作，汽轮机跳闸。后多次强行启动，均不成功。开缸检查汽轮机转子从高压第2级到第11级的动叶围带被汽封片磨出沟道，最深达3mm，汽封片磨损严重，大轴

22、弯曲值达0.58mm。这次事故原因是汽轮机进水，加上运行的一系列错误操作，导致汽轮机大轴永久性弯曲。具体原因分析如下：（1）锅炉打压查漏时，虽然电动主汽门已关闭，但没用手摇紧，汽轮机自动主汽门前压力曾上升到11MPa未引起足够重视，造成汽轮机进水。（2）运行人员没有执行规程规定，达到紧急停机规定未执行紧急停机，而是采用了降速暖机的错误方法。第四节 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，在运行中转速一旦失去了控制，就会在瞬间急剧升高，以致造成严重的超速事故。一、汽轮机超速的原因汽轮机超速原因除由于汽轮机调节保安系统故障和设备本身的缺陷造成之外，和运行操作维护也有着直接的关系，

23、现按照不同的事故起因和故障环节，将引起汽轮机超速的原因分为以下几种情况进行讨论。1.调节系统有缺陷汽轮机调节系统除了要保证汽轮机在额定转速下正常运行，而且还要保证在甩掉全负荷的情况下转速的升高不超过规定值。所以调节系统是防止汽轮机超速的第一关卡。如果汽轮机甩掉全负荷以后，不能正常保持空载运行，就可能引起超速。汽轮机甩掉负荷后，转速飞升过高的原因常有以下几个方面。（1）自动主汽门、调节汽门不能正常关闭或漏汽量过大。（2）调节系统迟缓率过大或部件卡涩。（3）调节系统变动率过大。（4）调节系统动态特性不良。（5）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

24、故障（1）危急保安器不动作或动作转速过高。危急保安器的动作转速一般规定在高于额定转速的10%12%，如果在汽轮机转速升高时，危急保安器不动作或动作转速过高，将会引起超速事故。造成危急保安器不动作或动作过迟的原因主要有下列几种：1）飞锤或飞环导杆卡涩。2）弹簧在受力后产生过大的径向变形，以致与孔壁产生摩擦。3）脱扣间隙过大，撞击子飞出后不能使危急保安器滑阀动作。（2）危急保安器滑阀卡涩。（3）自动主汽门和调节汽门卡涩。（4）抽汽逆止门不严或拒绝动作。3.运行操作调整不当（1）油质管理不善，如汽封漏汽过大造成油中进水，引起调节和保护部套卡涩。（2）运行中同步器调整超过了正常调整范围，这时不但会造成

25、机组甩负荷后飞升转速升高，而且还会使调节部套失去脉动，从而造成卡涩。（3）蒸汽带盐造成主汽门和调节汽门卡涩。（4）超速试验操作不当，转速飞升过快。二、防止汽轮机超速的措施（1）坚持调节系统静态特性试验。汽轮机大修后或为处理调节系统缺陷更换了调节部套后，均应作汽轮机调节系统试验。调节系统的速度变动率和迟缓率应符合技术要求。（2）对新装机组或机组的调节系统进行技术改造后，应进行调节系统动态特性试验，以保证汽轮机甩负荷后，飞升转速不超过规定值。对于新投产机组必须进行汽轮机甩负荷试验。（3）机组大修后、甩负荷试验前、危急保安器解体检查以后、运行2000h以后，都应作超速试验。对具有飞锤注油压出试验设备

26、的机组，在运行2000h以后可用注油试验代替超速试验。但在注油试验不合格时，仍需作超速试验。超速试验严格按规定进行，高速下停留时间不宜过长。此外，超速试验次数要力求减少。在作超速试验时，升速应平稳，注意防止转速突然升高，并应事先采取防止超速的技术措施。（4）合理地整定同步器的调整范围，上限富裕行程不宜过大，一般要求高限比额定转速高+（3%5%）n0；低限（频率下降的方向）（5%7%）n0。配汽机构要保证汽轮机在热状态下能严密关闭调节汽门。（5）汽轮机的各项附加保护（如电超速保护、超速限制滑阀、电磁遮断器滑阀等）要进行严格的检查试验，保证符合技术要求，并经常投入运行。如因设备存在缺陷需要处理时，

27、应经主管领导批准，制定出相应的安全措施并抓紧处理，消除缺陷后应及时投入运行。（6）高、中压主汽门，调节汽门开关要灵活，严密性合格，机组大修后、甩负荷试验前，必须进行主汽门和调节汽门严密性试验，并保证符合技术要求。（7）按照规定定期进行自动主汽门、调节汽门的活动试验，以及抽汽逆止门的开关试验。当汽水品质不符合要求时，要适当增加活动次数和活动行程范围。（8）运行中发现主汽门、调节汽门卡涩时，要及时消除汽门卡涩。消除前要有防止超速的措施。主汽门卡涩不能立即消除时，要停机处理。（9）在汽轮机运行中，注意检查调节汽门开度和负荷的对应关系以及调节汽门后的压力变化情况，若有异常，应检查门座是否升起或门芯是否

28、下移，尤其是提板式配汽机构，过去曾多次发生此类事故。（10）加强对油质的监督，定期进行油质的分析化验，防止油中进水或杂物造成调节部套卡涩或腐蚀。（11）加强对蒸汽品质的监督，防止蒸汽带盐使门杆结垢造成卡涩。（12）运行人员要熟悉超速象征（如声音异常，转速指示连续上升，油压升高，振动增大，负荷到零或仅带厂用电等），严格执行紧急停机规定。（13）采用滑压运行的机组以及在机组滑参数启动过程中，调节汽门要留有裕度，不应开到最大限度，以防同步器超过正常调节范围，发生甩负荷超速。（14）机组长期停运时，应注意做好停机保护工作，防止汽水或其它腐蚀性物质进入（或残留在）汽机及调节供油系统内，引起汽门或调节部套

29、锈蚀。（15）在停机时，先打危急保安器，关闭主汽门和调节汽门，确信发电机电流倒送后，再解列发电机，避免发电机解列后，由于主汽门和调节汽门不能严密关闭造成的超速。但也应注意发电机解列至打闸的时间不能拖得过长，因这时属无蒸汽运行状态，时间过长，会使排汽缸温度升高，胀差增大。三、超速事故事例某电厂5#机（200MW机组）计划1988年2月12日小修。停机时，进行超速试验。1988年2月12日发电机解列。锅炉油枪减至两只，汽压仍然较高。稍开一级旁路，全开中压主汽门前的排大气阀。维持再热蒸汽压力在0.8MPa，温度为507/505；主蒸汽压力12.6MPa，温度为517/520。汽轮机润滑油温度41。试

30、验开始前，在额定转速下进行手动脱扣汽轮机试验，高中压主汽门和调节汽门关闭正确。汽轮机转速正常下降，重新复置，定速后做1#飞锤动作试验，使用试验滑阀提升转速到3210r/min时，汽轮机跳闸，主汽门、调节汽门关闭，但1#飞锤动作指示灯未亮，试验人员误认为1#飞锤动作。试验人员将机组恢复到3000r/min继续运行2#飞锤的动作试验。当转速升到3302r/min时，1#飞锤动作指示灯亮，同时听到一声响，好像汽门的关闭声音。试验人员认为2#飞锤动作，即松开超速试验滑阀手柄，随即发现飞锤并没有动作，调节汽门也没有在关闭位置，但是转速已降至3020r/min。此时，试验负责人认真检查机组的振动，但并没有

31、发现异常。向总工汇报后继续试验，当转速表出现3352r/min数字后，转速突然跃升到3456r/min，即刻手动脱扣汽轮机。随即听到一声巨响，机组后部着火，高压后汽封冒出大量蒸汽，试验人员立即按停机按钮，停止高、低压油泵运行，并开始事故紧急排油、排氢，将火扑灭。设备损坏情况：轴系断为13段，7个联轴节螺栓被切断，5处轴颈断裂（发电机2处，低压转子两侧叶轮根部和危急保安器小轴腰部），1#7#轴承（除2#轴承外）箱均被击碎飞散，经济损失达2510万元左右。经过调查认为，轴系稳定性裕度偏低和转速飞升到35003600r/min是轴系断裂的主要原因。引起这次事故的主要原因则在于：（1）汽轮机结构设计上

32、轴承油膜易于失稳，稳定性裕度不足，在不太大的超速范围内，发生了油膜振荡开始的“突发性”复合大振动，造成损坏。（2）不正常的超速是由于调节系统改型后调速器滑阀的泄油口面积减小，而超速试验滑阀油口维持原尺寸，进油口面积为泄油口面积的2.1倍，使调节系统容易进入开环区。另外，超速试验手柄太短，定位不好，操作困难，也是其中的一个原因。第五节 汽轮机真空下降汽轮机真空下降是运行现场常遇到的情况，所以运行人员应熟练掌握检查分析真空下降的原因以及处理方法等有关技术知识。凝汽器真空下降的主要象征为：排汽温度升高，真空表指示降低，凝汽器端差增大，在调节汽门开度不变的情况下，汽轮机的负荷降低。当采用射汽抽气器时通

33、常还会看到抽气器排气口冒汽量增大。汽轮机的真空下降可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及处理在机组运行中，发现真空急剧下降时，可以从以下几个方面检查原因并采取相应的处理措施。1.循环水中断循环水中断的故障可从循环水泵的电流和水泵的出口压力来分析判断，如发现循环水泵电动机电流和水泵压力到零时，即可确认循环水中断。这时如不属于厂用电中断，就应立即启动备用循环水泵或迅速切换系统，由邻机供水；如属于两台水泵瞬间故障掉闸，水泵未出现倒转时，可立即强行合闸。注意在操作过程中要根据真空变化情况适当减少汽轮机负荷并严密监视汽轮机真空。当真空下降到最低允许值仍不能恢复正常运行且真空值有继续下

34、降趋势时，要采取紧急停机措施。如循环水泵因逆止门不严等原因发生倒转时，不可强行合闸，以免造成设备损坏。循环水泵电动机电流和水泵出口压力大幅度降低，通常是由于循环水泵吸水口水位过低或吸水口被杂物堵塞所致。这时应立即采取措施提高吸水口水位，清除吸水口杂物并同时降低汽轮机负荷。2.后轴封供汽中断后轴封供汽中断时将会有大量的空气漏入排汽缸，不但会使汽轮机真空迅速降低，同时还会因冷却轴颈使转子收缩造成负的胀差。后汽封中断通常是由于负荷大幅度变化，汽封压力调整器失灵，供汽汽源中断，汽封系统进水等情况造成的。一般情况下运行人员可以通过检查及时地发现问题并采取针对性的处理措施。3.抽气器故障如发生射汽抽气器喷

35、嘴堵塞，冷却器满水，射水抽气器水泵失压，水池水位过低等情况时，都会使抽气器工作失常。这时可首先切换备用抽气器，然后检查处理故障，必要时可启用辅助抽气器以保持汽轮机真空。4.凝汽器满水凝汽器满水通常是由于水调整器失灵，加热器或凝汽器铜管泄漏以及运行人员维护不当造成的。这时可通过凝结水泵出口压力、电动机电流以及凝汽器外壳温度颁情况作出判断，当采用射汽抽气器时，还会从排气口喷出水来。这时应马上启动备用凝结水泵开大凝结水泵出口门迅速排水，必要时可将部分凝结水排入地沟，以尽快使真空、水位恢复正常。5.真空系统大量漏气真空系统大量漏气通常是由于膨胀不均匀或机械碰撞造成真空系统管路或管件破裂引起的。必要时可

36、在管路上加装膨胀补偿节。二、真空缓慢下降的原因及处理造成真空缓慢下降的原因较多，但检查原因往往比真空急剧降低更困难。真空下降原因一般可归结为以下几个方面：1.真空系统不严密真空系统不严密的典型特征是真空降到某一数值即保持稳定，这说明漏气量与抽气量达到了平衡。而且有时随着负荷的增高，汽轮机真空也随之增高。真空系统容易泄漏的地方通常是抽汽管路与汽缸的法兰、人孔门、安全门与排汽管连接法兰、中、低压缸排汽连接管与汽缸连接法兰等部位。可用烛焰或专用的检漏仪进行检漏并及时消除。用烛焰检漏时要注意防火。真空系统的严密性一般规定在额定负荷的80%以上的稳定工况下通过试验鉴定。2.凝汽器水位升高引起凝汽器水位升

37、高的原因一般分为两类：（1）凝结水泵工作不正常。这时通常表现为凝结水泵电动机电流减小，水泵出口压力降低。这时应注意检查凝结水泵吸入侧水门盘根、水泵轴封盘根、密封水源是否正常，水泵及凝汽器汽侧联络管上的截门是否开启，水泵是否有摩擦等异音。必要时可启动备用泵，将故障设备停下进行检查维修。（2）凝汽器或加热器铜管破裂。这时可通过凝结水硬度、加热器水位进行检查判断。另外还应检查凝结水再循环门是否关闭，备用泵逆止门是否严密，即是否存在凝结水短路循环等情况。3.循环水量不足循环水量不足表现为同一负荷下凝汽器循环水进出口水温增大，这时应注意循环水泵工作是否正常，进口滤网是否阻塞，循环水出口虹吸是否被破坏。4

38、.抽气器工作不正常或效率降低抽气器工作不正常或效率降低表现为真空降低，端差增大。这时应注意检查抽气器汽源（对射汽式抽气器）及水源（对射水式抽气器）的压力是否正常，射汽抽气器疏水系统工作是否正常，冷却水量是否足够，喷嘴是否堵塞，射水式抽气器水位、水温是否正常，排水和吸水口的距离是否符合要求。必要时可通过试验检查抽气器的工作效率与能力。此外汽轮机凝汽器铜管结垢，循环水冷却设备工作效率低等情况都会造成汽机真空降低。这时可以通过凝汽器端差，进水温度的变化进行分析判断。三、为防止真空降低引起设备损坏事故应采取的技术措施（1）加强运行监视，保持凝汽器水位正常，凝汽器水位自动调整器应投入。（2）注意汽封压力

39、调整。具有两个以上排汽缸的大型机组，进入每个排汽缸的汽封进汽管上应有调整分门，以防进汽分配不均。汽封压力调整器应投入正常运行。（3）循环水泵、凝结水泵、抽气器应有备用设备，以便在需要时能进行切换，或联锁自动投入运行。（4）循环水量和凝汽器进水温度应符合设计要求。（5）加强对循环水质的监督，经常保持凝汽器铜管的清洁。近几年来的实践证明，胶球清洗装置对保持铜管的清洁是行之有效的，故应加强胶球清洗装置的维护，使其经常保持正常运行。（6）严格检修工艺要求，保证真空系统严密性符合要求。（7）加强对冷却塔等冷却设备的运行维护，以提高冷却效率。（8）低真空保护装置应投入运行，整定值应符合设计要求，不得任意改

40、变报警、停机的整定值。第六节 汽轮机叶片损伤一、叶片损伤的原因汽轮机叶片损伤的原因很多，归纳起来可分为以下几个方面。1.机械损伤造成叶片机械损伤主要有以下几种情况：（1）外来的机械杂物穿过滤网进入汽轮机，或滤网本身损坏进入汽轮机，造成叶片损伤。（2）汽缸内部固定零部件脱落（如阻汽环、导流环、测温套管破裂等），造成叶片严重操作。（3）汽轮机因轴瓦（包括推力瓦）损坏，胀差超限，大轴弯曲，以及强烈振动造成动静摩擦使叶片损伤。叶片的机械损伤除上述原因引起的严重损坏以外，还包括在进出汽道打出微小的缺口或损伤，以致成为叶片疲劳裂纹的起源点，最终导致叶片断落。2.水击损伤水冲击时，前几级叶片的应力突然增加，

41、并受到骤然冷却；末几级叶片则冲击载荷更大。叶片遭到水冲击后发生变形，其进汽侧扭向内弧，出汽侧扭向背弧，并在进、出汽侧产生细微裂纹，成为叶片振动断裂的起源地。水击还常使拉金大面积断裂，改变了叶片的连接形式，成组叶片变成单只叶片，不仅降低了叶片的工作强度，而且还改变了叶片振动的频率，从而使叶片陷入共振造成断裂。3.腐蚀和锈蚀损伤叶片的腐蚀损伤常发生在开始进入湿蒸汽的各级，这是因为腐蚀剂需要适度的水分才能发生化学作用，但若水分多到足以聚集的腐蚀剂冲走，则腐蚀不会发生。所以腐蚀常发生在干湿交替变化、使腐蚀介质易于浓缩的阶段，这些级段又称为过渡区，由于腐蚀介质的影响，将使叶片材料抗振强度急剧下降。钢质叶

42、片主要是应力腐蚀损伤，这种损伤是由于腐蚀和应力相结合而引发的。另外，蒸汽漏入停止的汽轮机时将会造成叶片的严重锈蚀。叶片受到侵蚀削弱以后不仅强度减弱而且被侵蚀的缺口孔洞还将产生应力集中现象，侵蚀严重的叶片还会改变叶片的振动频率，使叶片因应力过大或共振造成疲劳断裂。4.水蚀（水刷）损伤水蚀通常又称为水刷，它是蒸汽中分离出来的水滴对叶片作用的一种机械损伤。水蚀一般发生在末几级低压长叶片上，尤其是末级叶片，因其旋转线速度高，且蒸汽湿度也大，故水蚀表现更加突出。5.叶片本身存在缺陷叶片本身缺陷包括以下几个方面的因素。（1）振动特性不合格。由于叶片振动频率不合格，运行中产生共振，即使扰动不大，叶片在共振状

43、态下也会产生很高的动应力使叶片损坏；如果扰动力很大，则运行几个小时后，就能造成叶片损坏。（2）设计应力过高或结构不合理。当叶片设计选用应力过高，叶栅结构不合理时，例如，叶片顶部过薄，扭曲角度大等，致使围带铆钉头应力过大且应力集中，往往运行不久就发生铆钉头断裂，围带裂纹折断的事故。（3）材质不良或错用材料。叶片材料机械性能差，金属组织有缺陷或有夹渣、裂纹，叶片经过长期运行后，材料疲劳性能及振动衰减性能变差等将导致叶片损坏。（4）加工工艺不良。例如表面光洁度不好，留有加工刀痕，扭转叶片的接刀不当，围带铆钉孔或拉金孔处无倒角（或倒角尺寸位置不合理）等都将会导致应力集中，从而引起叶片损坏。此外，在叶片

44、的连接件施焊过程中，还经常发生材质超温淬硬，使材质的机械和抗振强度下降，或使叶片产生过大的内应力，从而使叶片损坏。6.运行管理不当由于运行管理不当给叶片造成的危害主要有以下几点。（1）偏离额定频率运行，使叶片落入共振转速范围内，因共振断裂。（2）过负荷运行，使叶片的工作应力增大，特别是最后几级叶片，不但蒸汽流量大，而且焓降也随之增加，使其工作应力大大增加，严重超负荷。（3）进汽参数不符合要求，例如汽压过高，汽温偏低，真空过高等都会加剧叶片的水蚀或超负荷。（4）蒸汽品质不良使叶片结垢，不但会引起腐蚀而且使用监视段压力发生变化，造成某些通流级段过负荷。二、叶片断落的象征汽轮机叶片断落时，一般都有较

45、明显的象征，只要运行人员注意检查监督，通常是能够发现的。（1）汽轮机内部或凝汽器内部产生突然的声响。（2）机组振动包括振幅和相位均发生明显的变化，有时还会产生瞬间的强烈的抖动，这是由于叶片断裂，转子失去平衡或摩擦撞击造成的。但是有时叶片的断落发生在转子的中部，并未引起严重的动静摩擦，在额定转速下也未表现出振动的显著变化，这种断叶片事故，在起停过程中的临界转速附近，振动将会有明显的增加。（3）当叶片损坏较大时，将使通流面积改变，在同一个负荷下蒸汽流量、调节汽门开度、监视段压力等都会发生变化，反动式机组表现尤其突出。（4）若有叶片落入凝汽器，通常会打坏凝汽器铜管，使循环水漏入凝结水中，从而表现为凝

46、结水硬度和电导率突然增大很多，凝汽器水位增高，凝结水泵电动机电流增大。（5）若抽汽口部位的叶片断落，则叶片可能进入抽汽管道，造成抽汽逆止门卡涩，或进入加热器使加热器管子损坏，加热器水位升高。（6）在停机惰走过程或盘车状态下听到金属摩擦声，惰走时间减少。（7）转子掉落叶片后，其平衡情况及轴向推力要发生变化，有时会引起推力瓦温度和轴承回油温度升高。三、防止叶片断裂事故的措施为了防止叶片的断裂事故，要求检修、运行及技术管理、科学试验等各项工作紧密配合。在运行监督方面要求做到：（1）电网应保持在额定频率或正常允许的范围内稳定运行。（2）在汽轮机正常运行和启动过程中，要严格保持新蒸汽参数符合要求，保持机

47、组及管路系统疏水畅通。（3）注意保持加热器、凝汽器在正常水位运行，严防发生满水事故，杜绝叶片受到水冲击。（4）禁止汽轮机过负荷运行，特别要防止在低频率下过负荷运行；机组提高出力运行时，需经过详细的热力和强度核算并经主管领导批准。（5）汽轮机进行低负荷冲洗叶片时，必须严格按规程进行，如规程无明确规定时，必须事先提出并经有关单位领导批准的技术措施。（6）当机组需要在缺乏个别级段等特殊工况下运行时，运行前要经过详细的热力和强度核算并限制出力。（7）运行中注意倾听机内声音，认真监督机内的振动情况，发现叶片断落象征时，应立即进行检查并处理，避免事故扩大。（8）严格控制监视段压力，发现明显的变化时，要及时

48、查明原因进行处理。（9）停机时间较长的机组，应注意做好停机保养工作，严防水、汽进入汽缸，引起叶片腐蚀。（10）加强对蒸汽品质的监督，防止叶片结垢造成腐蚀。四、叶片损坏事故分析实例某发电厂四号机系东方汽轮机厂生产的N200-130/535/535型汽轮机，末级叶片长度为680mm。1977年6月9日子夜，机组带110120MW负荷运行，1时48分突然发生一声巨响，机组产生强烈振动，随即三、四号轴瓦油档冒烟，低压缸四号轴瓦侧汽封冒火花，同时三、四号轴承盖向外喷油，运行人员立即手动同步器减负荷停机，但调节系统卡涩负荷减不下来，1时50分手动打闸停机。在停机惰走过程中振动仍很强烈，直到转速降至1000

49、r/min振动才显著减弱。此后随即投入水力盘车，维持转子转动。解体检查发现，37级30#叶片（叶高680mm，材料2Cr13）从根部136mm处断裂。该级其余叶片全部被打坏，末级所有叶片均有严重水蚀的痕迹。分析其原因主要有以下几个方面。（1）机组运行不正常，一直在偏离设计工况较大的状况下运行。另外电网频率长期低于额定值。对叶片断裂均有一定影响。（2）正常运行中叶片承受拉应力，水力盘车时，除拉应力外还承受一定的脉冲力，这两种因素的叠加可能使叶片承受过大的热应力而疲劳断裂。（3）30#叶片主要由于材质强度问题，在较大的静拉应力和动拉应力下产生裂纹，再加上水力盘车多次使用，促使裂纹扩展，最终导致疲劳

50、断裂。目前对水力盘车已基本上予以否定，设有水力盘车的机组也都停止使用，新制造的汽轮机均不再设水力盘车。第七节 汽轮机轴瓦损坏一、轴瓦损坏原因除了前面讲到的水冲击事故造成的推力瓦损坏以外，导致轴瓦损坏还有以下几个方面的原因。1.轴承断油造成轴承断油的主要原因有以下几点。（1）汽轮机运行中，在进行油系统切换时，发生误操作。（2）机组启动定速后，停止高压油泵时，未注意监视油压。当已出现射油器工作失常、主油泵出口逆止门卡涩等情况时，仍然盲目停止高压油泵，使主油泵失压而润滑油泵又未联动，引起断油。（3）油系统积存大量空气未能及时排除，往往会造成轴瓦瞬间断油，烧坏轴瓦。（4）启动、停机过程中润滑油泵工作失

51、常。（5）油箱油位过低，空气漏入射油器，使主油泵断油。（6）厂用电中断，直流油泵不能及时投入时，造成轴瓦断油。（7）供油管道断裂，大量漏油造成轴瓦供油中断。（8）安装或检修时油系统存留棉纱等杂物，造成进油系统堵塞。（9）轴瓦在运行中移位，如轴瓦转动，造成进油孔堵塞。（10）由于系统漏油等原因，润滑油系统油压严重下降，低油压保护未能及时投入。2.机组强烈振动机组发生强烈振动会使轴瓦乌金研磨损坏，同时还可能使轴瓦在运行中产生位移。机组强烈振动还会引起轴瓦损坏或工作失常。3.轴瓦制造不良轴瓦制造不良主要表现为乌金浇铸质量不良。如在浇铸乌金前，瓦胎不挂锡或挂锡质量不良，因而运行中发生轴瓦乌金脱胎，乌金

52、龟裂等问题。二、防止轴瓦损坏的技术措施根据上述轴瓦损坏原因，在运行管理方面应采取如下技术措施。（1）冷油器进出口门应挂有明显的禁止操作的警示牌，运行中倒换发电机密封油系统或切换滤网时，除事故情况外，均应在班长监护下由汽轮机运行负责人主持，按操作票进行。操作过程中要严密监视润滑油压变化情况。（2）在进行供油系统的倒换操作时，要注意将准备投入的冷油器、滤网等容器内积存的空气排净。（3）润滑油系统的阀门应采用明杆门，以便识别开关状态或开启程度，并应有开关方向指示和手轮止动装置。（4）高、低压备用油泵和低油压保护装置要定期进行试验。润滑油压应以汽轮机中心线的标高距冷油器最远的轴瓦为准。直流油泵电源熔断

53、器的容量，在不影响直流电源安全的条件下，宜选用较高等级，汽轮机大小修后，均应进行直流润滑油泵的带负荷启动试验。交流润滑油泵应有可靠的自投备用电源。（5）机组启动前向油系统供油时，应首先启动低压润滑油泵，并通过压缩线排出调速供油系统积存的空气，然后再启动高压调速油泵。（6）启动机组并定速后，停用高压油泵时，先缓慢关闭其出口门，并注意监视油泵出口和润滑油压的变化情况。发现油压变化异常时，应立即开启高压油泵出口门，查明原因并采取相应措施。高压油泵出口油压应低于主油泵出口油压，在汽轮机到达额定转速以前主油泵应能自动投入工作，一般要求汽轮机转速达到2800r/min以后主油泵应能开始投入工作。（7）加强

54、对轴瓦的运行监督，汽轮机轴承应装防止轴电流的装置。在轴承润滑油的进出口管路上和轴瓦乌金面上应装温度测点，并保证指示可靠。（8）油箱油位保持正常。滤网前后油位差超过规定值时，应及时清扫滤网。（9）润滑油压要保持在设计要求的范围内运行。（10）停机时，除事故情况外，均应先试验低压润滑油泵，然后停机。在停机惰走过程中要注意润滑油压的变化，如发现润滑油压低，油压继电器又投不上或低压润滑油泵不上油时，要立即采取措施；如汽轮机转速尚能保持轴瓦供油时，可再次挂闸使汽轮机恢复到额定转速运行，待查明原因，消除缺陷后再按正常步骤停机。（11）在机组起停过程中，要合理控制润滑油温。汽轮机正常运行时，一般要求进入轴承

55、的油温保持在3545之间，温升一般不超过1015。润滑油温过高或过低对油膜的稳定均不利。机组启动过程中，转速达到2000r/min以前，轴承的进油温度应接近或达到正常要求。所以对滑参数启动机组，由于其升速较快，冲转前油温应相对高一些，一般要求不低于38。在停机过程中，若轴承已磨损或擦伤，则转速降低到一定数值时，便会丧失形成油膜的能力，从而产生干摩擦或半干摩擦。这种油膜破坏的转速可根据乌金温度的突然升高（可超过正常值50以上）来判断，其值一般为2002000r/min。当出现这种现象时，应采取措施增加降速率迅速停机，切不可在这一转速下停留。（12）当发现在机组运行中有如下情况之一时，应立即打闸停

56、机；1）任一轴承回油温度超过75或突然连续升高至70时。2）主轴瓦乌金温度超过厂家规定值时。3）回油温度升高，且轴承内冒烟时。4）润滑油泵启动后，油压低于运行规定允许值。5）盘式密封瓦回油温度超过80或乌金温度超过95时。三、轴瓦烧毁事故事例1987年2月13日某电厂1#机发生断油烧瓦的事故过程如下：事故当天白班锅炉水位异常升高，蒸汽带水，蒸汽温度急剧下降，按照运行规程脱扣汽轮机。汽轮机打闸停机后，由于厂用电切换时电气操作不当，造成厂用电中断，直流事故油泵自启动，但启动时保险丝熔断，结果造成轴承断油，各轴瓦发生不同程度的损坏。本次烧瓦事故的起因是厂用电中断，直接原因是直流事故油泵启动时熔断保险

57、丝而造成断油烧瓦。事故分析认为，直流事故油泵保险丝溶断的主要原因是蓄电池容量降低，事故时开关频繁动作，加上直流油泵、密封油泵等同时启动，使直流电压大幅度下降，电动机过流，同时也暴露了油泵定期试验的不完善之处。第八节 油系统故障汽轮机油系统着火，通常是瞬间爆发且火势凶猛，如不能及时切断油源，火势将迅速蔓延扩大，以致烧毁设备和厂房，损失极大。为此，水利电力部曾以（74）水电生字第50号字文，发出“水利电力部关于汽轮机油系统防火技术措施。”一、油系统失火事故的原因根据以往汽轮机油系统失火事故的分析，引起油系统失火主要有以下原因。（1）油系统着火，必须具备两个条件。有油漏出；附近有未保温或保温不良的热体。汽轮机油燃点只有200左右，当其落至表面温度高于200的热体表面时，就会立即起火。大型汽轮机组由于工作油压较高，油系统比较复杂，高温蒸汽管道很多，所以就更加剧了着火的危险。（2）设备的结构有缺陷或检修