汽轮机典型事故及预防

一、汽轮机真空下降汽轮机运行中，凝汽器真空下降会导致排汽压力升高、可用焓降减少，机组出力降低；同时排汽缸及轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，引起机组振动；凝汽器铜管受热膨胀后可能出现松弛、变形甚至断裂。若保持负荷不变，轴向推力将增大，叶片过负荷，排汽容积流量减少，末级叶片可能产生脱流和旋流，并在叶片某一部位产生较大激振力，有可能损伤叶片。机组运行中发现真空下降时，必须采取以下措施：1.发现真空下降时，首先对照真空表确认。若真空表指示下降且排汽室温度升高，即可确认真空下降。在工况不变的情况下，真空降低时负荷也会相应减小。2.

确认真空下降后，应迅速查找原因，并根据原因采取相应处理措施。3.

应及时启动备用射水抽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，避免低压缸大气安全门动作。

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。可通过循环水泵的工作状态判断：若电机电流和水泵出口压力降为零，说明循环泵跳闸，应立即启动备用循环泵。若强行合闸跳闸泵，应先检查泵是否倒转，若倒转则严禁强合，以免电机过载或断轴。如无备用泵，应迅速将负荷降至零并打闸停机。若循环水泵出口压力和电机电流摆动，通常是入口水位过低或滤网堵塞所致，应尽快提高水位或清理杂物。若出口压力和电流大幅降低，则可能是泵本身故障。此外，运行中出口门误关或备用泵出口门误开导致循环水倒流，也会造成真空急剧下降。2.

射水抽气器工作失常。若射水泵出口压力和电机电流同时降为零，说明射水泵跳闸；若压力和电流下降，则可能是泵本身故障或水池水位过低。出现上述情况时应启动备用射水泵和射水抽气器，水位过低时需补水至正常水位。3.

凝汽器满水。短时间满水通常由凝汽器铜管严重泄漏（大量循环水进入汽侧）或凝结水泵故障引起。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，直至水位恢复正常。铜管泄漏还表现为凝结水硬度增加，此时应停止泄漏的凝汽器，严重时需停机。凝结水泵故障可通过出口压力和电流变化判断。4.

轴封供汽中断。若轴封供汽压力降至零或出现微负压，说明供汽中断，原因可能是压力调节器失灵、调节阀阀芯脱落或汽封系统进水。此时应开启轴封调节器旁路阀门，并检查除氧器是否满水（若轴封供汽来自除氧器），若满水则迅速降低水位，并切换至备用轴封汽源。（二）真空缓慢下降的原因和处理真空系统庞大，影响因素较多，因此缓慢下降时查找原因较为困难，重点可从以下方面检查和处置：1.

循环水量不足。表现为同一负荷下凝汽器循环水进出口温差增大，原因可能是凝汽器堵塞。装有胶球清洗装置的机组可进行反冲洗。对于出口管有虹吸的机组，应检查虹吸是否破坏，表现为出口侧真空降至零且入口压力升高。此时应启动循环水系统辅助抽气器恢复出口真空，必要时增加循环水量。若温差增大由出口管积存空气或铜管结垢引起，应开启放空气阀排气，或投入胶球清洗装置清洗，必要时停机后用高压水冲洗。2.

凝汽器水位升高。可能由凝结水泵入口汽化或铜管破裂漏入循环水导致。若为泵入口汽化，可通过凝结水泵电流减小来判断，此时应检查泵入口侧法兰盘根是否不严而漏入空气。铜管破裂可通过检测凝结水硬度确认。3.

射水抽气器工作水温升高。工作水温升高会使抽气室压力上升，降低抽气器效率。发现水温升高时应开启工业水补水以降低工作水温度。4.

真空系统漏入空气。可通过严密性试验检查。此外，漏空气还表现为凝结水过冷度增加和凝汽器端差增大。二、汽轮机超速汽轮发电机组为高速精密配合设备，作为原动机具有强大的动力矩。运行中若调节系统失灵，转速可能急剧升高，导致转子零件应力超限，可能引发叶片甩脱、轴承损坏、转子断裂甚至整机报废。超速是严重威胁人身安全和设备安全的恶性事故。虽然设计上设置了多重保护，但超速事故仍难以完全杜绝，主要原因如下：1.调节系统缺陷：·

调速汽门无法正常关闭或关闭不严；·

调节系统迟缓率过大或部件卡涩；·

调节系统动态特性不良；·

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。2.超速保护系统故障：·

危急遮断器不动作或动作转速过高；·

危急遮断器滑阀卡涩；·

自动主汽门和调速汽门卡涩；·

抽汽止回阀失灵，发电机跳闸后高加疏水汽化或邻机抽汽进入本机。3.运行操作调整不当：·

油质管理不善，油中有杂质、酸价过高，或汽封漏汽导致油中进水，引起调速和保护部件卡涩；·

同步器调整超出范围或范围过大；·

蒸汽品质不良，导致主汽门、调速汽门结垢；·

超速试验操作不当，转速飞升过快。

防止超速重在预防，应采取以下措施：（一）对调节保安系统的一般要求：·

各超速保护装置应完好并正常投入；·

正常参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下运行；·

额定参数下甩去额定负荷后，调节系统应能将转速维持在危急保安器动作转速以下；·

调节系统速度变动率应不大于5%，迟缓率应小于0.2%（大机组）；·

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；·

调节保安系统定期试验装置应完好可靠。（二）调节保安系统定期试验：·

定期试验是检查保安系统是否处于良好状态、异常时能否准确动作、防止超速的重要手段，须按规定进行。·

新安装或大修后、危急保安器解体或调整后、停机一个月以上再启动、或甩负荷试验前，应进行提升转速动作试验，且须满足制造厂对转子温度的要求。·

机组每运行2000小时后应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；带固定负荷的机组应每天或至少每周进行大幅负荷变动，以活动调速汽门。装有中压调速汽门活动装置的机组，应每天或至少每周进行一次中压调速汽门活动试验。·

每月进行一次抽汽止回阀关闭试验，若有缺陷则禁止使用该段抽汽。·

大修前后应进行汽门严密性试验。·

机组安装后应与制造厂联系，取得同意后进行甩负荷试验，试验前须完成静态试验、危急保安器试验、汽门严密性试验及抽汽止回阀试验，全部合格后方可进行。（三）防止汽门卡涩的措施：·

严重超速大多由汽门卡涩无法及时关闭引起，防止卡涩是防超速的关键。·

高、中压自动主汽门错油门下部节流旋塞应拧紧并冲捻固定。·

调速汽门凸轮间隙及框架与球形垫间间隙应调整适当，确保热态时关闭严密，热态停机后可检查凸轮间隙以核对冷态间隙是否合适。·

大修中应检查门杆弯曲程度并测量阀杆与套筒间隙，不合标准者应更换或处理。·

检修中应检查门杆与阀杆套是否存在氧化皮，较厚者应清除，必要时可适当放大间隙防止卡涩。·

应测量主汽门及各调速汽门预启阀行程并检查卡涩情况，若卡涩需解体处理，彻底清除氧化皮及垢迹，并用红丹油作接触检查。·

蒸汽品质应符合要求，防止门杆结垢。·

阀座松动或抬起会导致门杆跳动甚至运行中断裂。（四）对油系统的要求：·

调速部套油系统管道中的铸造型砂等杂物应彻底清理干净。·

机组安装时油系统施工工艺及油循环应符合相关规程要求。·

润滑油中可添加防锈剂，检修时调节部套可在防锈母液中浸泡24小时以增强防锈效果。·

为防止大量水进入油系统，应采用不易倒伏的汽封型式，调整好汽封间隙，合理设计汽封系统及管道配置，确保汽封压力自动调节正常投入。·前箱、轴承箱负压不宜过高，一般以12～20mm水柱为宜（或轴承室油档无油及油烟喷出即可），防止灰尘及水汽进入油系统。三、汽轮机水冲击

水或冷蒸汽进入汽轮机可能造成严重设备损坏，如叶片损伤、动静碰磨、汽缸裂纹或永久变形、推力轴承损坏等。设计和运行部门须高度重视，以预防为主，一旦发生须果断处理。按进水来源分述如下：1.来自锅炉及主蒸汽系统

因误操作或自动装置失灵，锅炉汽温或汽包水位失控，可能导致水或冷蒸汽经主蒸汽管道进入汽轮机，严重时引发水冲击。发生进水时应迅速破坏真空紧急停机，并开启汽轮机本体及主蒸汽管道疏水阀。停机后应记录转子惰走时间及真空变化，惰走过程中仔细倾听内部声音，检查窜轴表指示及推力瓦块温度和回油温度。中间再热机组主蒸汽温度下降引起水击时，高压缸进水会使负轴向推力增大，应重点监视非工作瓦块金属温度。滑参数启停过程中，若调速汽门突然关小导致汽压升高，或降温过快而汽压未相应降低使过热度偏低，均可能使蒸汽管道积水并进入汽轮机。2.来自再热蒸汽系统

再热蒸汽系统设有减温水装置调节温度，若水从冷段反流至高压缸或积存在冷段管内，表现为冷段止回阀法兰冒白汽、高压外缸下缸金属温度降低，此时应立即通知锅炉关闭减温水门。旁路减温水未关严也会造成同样后果。再热蒸汽热段若疏水管径过小，启动时疏水不畅也可能导致进水。3.来自抽汽系统

水或冷蒸汽从抽汽管道进入，多由加热器管子泄漏或系统故障引起。表现为加热器水位升高、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、胀差向正值发展。发现后应首先开大加热器疏水调节阀，确认泄漏则立即停运。此外，除氧器漏水也可能通过抽汽或门杆漏气倒入汽缸。4.来自轴封系统

启动时轴封系统暖管不充分可能将疏水带入汽封；切换备用汽源时也可能进水。正常运行中，若轴封供汽来自除氧器且除氧器满水，或轴封加热器满水，均可能导致轴封带水。发现轴封进水时应立即开启供汽管道疏水阀，控制进汽量，并检查除氧器水位、轴封抽汽器水位及轴封抽风机运行情况，分别处理。5.来自凝汽器

正常运行中凝汽器水位受重视，一般不会灌入汽缸，但停机后往往忽视监视，若补水阀关闭不严，水可能灌入汽缸造成水击。6.来自汽轮机本身疏水系统

不同压力疏水接至同一联箱且泄压管偏小时，压力高的漏水可能从低压管道返入汽缸，初期表现为上下缸温差增大，继而汽缸变形、动静碰磨。四、运行维护预防措施：·

主蒸汽温度和压力不稳时须加强监视，汽温急剧下降至规定值（通常为直线下降50℃）时应紧急停机。

注意监视汽缸金属温度及加热器、凝汽器水位，停机后亦不可忽视；发现进水危险应立即切断水源。

热态启动前主蒸汽和再热蒸汽须充分暖管，保证疏水畅通。

高压加热器保护装置故障时不得投入运行，运行中定期检查水位调节及高水位报警装置，保持良好状态。加热器管束破裂时应迅速关闭抽汽管进汽门及止回阀。·

锅炉熄火后蒸汽参数无法保证时，不应向汽轮机供汽。·

加强除氧器水位监督。·

滑参数停机时须按规定速率降低汽温汽压，保持必要过热度。·

定期检查再热蒸汽及旁路减温水阀的严密性，发现泄漏及时处理。·

汽轮机运行期间各种保护必须投入，不准退出。·

低转速下进水威胁更大，需特别警惕。五、轴承损坏（一）推力轴承烧损的原因及处理原则推力轴承烧损通常与轴向位移相关。当正向或负向推力超过瓦块承载能力，或油膜破坏时，即可发生烧损。主要原因包括：

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汽轮机发生水击或蒸汽温度处理不当；

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蒸汽品质不良导致叶片结垢；

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机组突然甩负荷或中压缸汽门瞬间误关；

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油系统进入杂质破坏推力瓦油膜。推力瓦烧损表现为轴向位移增大、瓦块金属温度及回油温度升高，外部可见冒烟。发现轴向位移逐渐增加时应迅速减负荷恢复，重点检查瓦块温度和回油温度，同时检查机组运行状况、倾听异音并测量振动。（二）支持轴承烧损的原因及处理支持轴承烧损主要由润滑油压降低、断油引起，个别情况为电流击穿油膜、油质不良或油温过高导致油膜破坏。断油原因包括：·

运行中油系统切换误操作，未监视油压导致断油烧瓦；·

机组定速后停调速油泵时未监视油压，射油器进气工作失常，主油泵失压且备用未联动；·

油系统积存大量空气未及时排出，造成瞬间断油；·

启停过程中高、低压油泵同时故障；·

主油箱油位过低，空气进入射油器使油泵工作失常；·

厂用电中断，直流油泵未能及时投入（保险熔断、电源或泵故障等）；·

安装或检修时油系统遗留棉球等杂物堵塞油管；·

轴瓦检修时装反或运行中移位；·

机组强烈振动导致轴瓦乌金研磨损坏。轴瓦烧损表现为瓦温及回油温度急剧升高，油膜破坏后振动增大、轴瓦冒烟，此时应立即手动危急保安器解列发电机。遇下列情况之一也应立即打闸停机：·

任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高超过70℃；·

轴瓦乌金温度超过90℃；·

润滑油压降至0.04MPa，启动交、直流油泵无效。防止轴瓦烧损的技术措施：·

油泵电源须可靠，调速油泵和交流润滑油泵应由两段厂用电分别供电，防止同时失电。运行中高压油泵、交直流油泵及低油压保护装置应定期试验，每次机组启动前进行油压联动试验，正常停机前先试验交直流油泵确认完好后再停机。直流润滑油泵和直流密封油泵故障应及时修复，其电源保险丝在许可范围内尽量选用较高等级。机组大、小修后应进行直流油泵带负荷启动试验。调速油泵或润滑油泵工作失常时：启动过程中调速油泵故障，应迅速启动交流润滑油泵，停止故障泵并停止启动；打闸停机中交流润滑油泵故障，应迅速启动直流油泵继续停机；若交直流油泵均故障，应保持主机空负荷运行直至一台油泵修复。·

油系统切换操作