汽轮机常见事故的分析

汽轮机常见事故的分析

王清宇

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一、汽轮机事故的危害

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，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。不但对本企业造成严重的损失，而且直接影响工农业生产。

二、汽轮机常见事故的分析和处理

（一）汽轮机真空下降。

   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。

 汽轮机真空下降分为急剧下降和缓慢下降两种情况。 

1、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循环泵的工作情况判断出。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，此时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、电机电流摆动，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，提高水位或清降杂物。 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。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。

2、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。出现上述情况时，应使用循环水系统的辅助抽气器，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。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。

（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，汽轮机作为原动机，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高，转子零件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，在设计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：

1、调节系统有缺陷 

（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； 

（5）有关定期试验要按规定进行。

1）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。

2）机组每运行2000h后应进行危急保安器试验。

3）每天进行一次自动主汽门活动试验。 带固定负荷的机组，每天或至少每周进行一次负荷较大范围的变动，以活动调速汽门。装有中压调整汽门定期活动装置的机组，每天或至少每周进行一次中压调速汽门活动试验。

4）每月进行一次抽汽止回阀关闭试验，当某一抽汽止回阀存在缺陷时，禁止汽轮机使用该段抽汽运行。 

5）大修前后应进行汽门严密性试验。

6）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。

（三）汽轮机水冲击 

水或冷蒸汽进入汽轮机，可能造成设备严重损坏。水冲击将造成叶片的损伤、动静部分碰磨、汽缸裂纹或产生永久变形，推力轴承损坏等。下面根据水或冷汽的来源分别进行讨论

1、来自锅炉及主蒸汽系统 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。

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。

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，胀差向正值发展。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。

（四）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：

1、推力轴承烧损的原因及处理原则：

 如果仅仅是推力轴承烧损，则常常是和轴向位移事故联系在一起的。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，都将发生推力瓦烧损事故。 造成推力瓦烧损的原因一般有以几个方面：

1）汽轮机发生水击或蒸汽温度下降处理不当.

2）由于蒸汽品质不良，叶片结垢。

3）机组突然甩负荷或中压缸汽门瞬间误关。

4）油系统进入杂质，使推力瓦油膜破坏。 推力瓦烧损的事故主要表现为轴向位移增大，推力瓦乌金温度及回油温度升高，外部象征是推力瓦冒烟。 当发现轴向位移逐渐增加时，应迅速减负荷使之恢复正常，特别注意检查推力瓦块金属温度和回油温度，并经常检查汽轮机运行情况和倾听机组有无异音，测量振动。

2、支持轴承烧损的原因及处理：

支持轴承烧损的原因主要是润滑油压降低，轴承断油，个别是情况也有电流击穿油膜，油质不良或油温过高，使油膜破坏。轴承断油的原因如下：

1）运行中进行油系统切换时发生误操作，而对润滑油压未加强监视，使轴承断油，造成烧瓦。

2）机组定速后，停调整速油泵时未注意监视油压，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。 

（五）通流部分动静磨损 

 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。在启动、停机和变工况运行时，转子与汽缸膨胀差超过极限数值，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，要揭缸检修。

（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。

1、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。

2、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。

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，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。

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。

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存在，而且能对叶根在轮槽内部的部位进行探伤，检查叶根有无裂纹。

4）严格保证叶片检修工艺质量。检修中除换新叶片的工艺质量必须良好以外，其他一般拉金银焊工艺、型线变化处的圆角或倒角等均应保证工艺质量良好。调换或重装叶片，应严格执行检修工艺质量标准。注意叶片铆钉头处及拉金孔处的倒角及加工粗糙度。叶根应修刮，使接触紧密，封口片应有足够的紧力。围带铆接应保证质量良好。

5）喷嘴叶片如发现有弯曲变形，应设法校正，通流部分应清理干净，防止遗留杂物，紧固件应加松保险，以防振动脱落。

6）起吊搬运时防止将叶片碰损。喷砂清洗时砂粒要细。叶片和叶轮上不准用尖硬工具修刮更严格禁止电焊。叶片酸洗时不应将叶片冲刷过度，清洗后应将酸液清洗干净，防止腐蚀。避免用单个叶片或叶片组来盘动转子，以免将叶片弄弯。

7）当发现叶片有时明显的热处理工艺不当而遗留下过大的残余应力时，应进行高温回火处理。采取以上措施将能帮助我们把叶片的断事故控制在最小程度，从而提高汽轮机运行的安全性和经济性。

（七）汽轮机转子弯曲 

大轴弯曲通常分为热弹性弯曲和永久性弯曲。热弹性弯曲即热弯曲，是指转子内部温度不均匀，转子受后膨胀而造成转子的弯曲。这时转子所受应力未超过材料在该温度下的屈服极限，所以，通过延长盘车时间，当转子内部温度均匀后，这种弯曲会自行消失。永久弯曲则不同，转子局部地区受到急剧加热(或冷却)，该区域与临近部位产生很大的温度差而受热部位热膨胀受到约束，产生很大的热应力，其应力值超过转子材料在该温度下的屈服极限，在剧烈摩擦时，使转子局部产生压缩塑性变形。当转子温度均匀后，该部位将有残余拉应力，塑性变形并不消失，造成转子的永久弯曲。 造成大轴弯曲的因素主要有两大类，一是转子动静部分严重摩擦。大轴旋转时动挠度子的偏心值成正比，原始的热挠曲越大，动挠度越大。当转速小于临界转速时，振动的位与转子质量偏心方向相一致。二是汽缸进冷汽、冷水，使转子局部受到急剧冷却。

1、摩擦振动引起的大轴永久性弯曲 机组在启运过程中，由于下述原因可能引起摩擦：

1）转子热弯曲，即转子爱热不均匀。

2）转子动弯曲，即转子自身不平衡，引起同步振动。

3）汽缸热挠曲，即汽缸受热不均匀，上缸温度大于下缸温度，引起缸体向上拱背弯曲或者法兰加热不足时，汽缸前部呈立椭圆，中部呈扁椭圆，容易引起动、静部分间隙消失，产生摩擦。

2、汽缸进冷汽、冷水 机组在启动过程中，如有冷汽、冷水进入汽轮机，机组将产生激烈振动。这时，下汽缸受到突然冷却，使得汽缸产生拱背变形，造成通流部份经向间隙消失，使转子汽封体产生摩擦，转子无法，盘车被迫停止。转子在高温条件下突然受到冷水侵袭，转子下冲半部受到冷却，转子表面急剧收缩，使转子弯曲，浸入冷水的下半部为凹面，受到没有冷却部分的约束，承受拉应力。

3、防止大轴弯曲的措施 

（1）在基础技术和管理方面 ，应熟悉掌握以下数据、资料：

1）大轴晃度表测点安装位置，转子原始弯曲的最大晃动度值和最大弯曲点的轴向位置及圆周方向的相位。

2）汽轮发电机轴系各阶监界转速点及正常启动运行情况的各轴承振动值。

3）正常情况下的盘车电流及电流摆动值。

4）正常停机时的惰走曲线和紧急破坏真空停机时的隋走曲线。

5）停机后正常情况下高压内外缸及中压缸上下壁温度的下降曲线。

6）通流部分轴向、径向间隙。

（2）在运行操作方面 

1）汽轮机冲转前必须符合以下条件，否则禁止启动：

①大轴晃动度下超过原始值的O．02mm。

②高压内缸上下温差不超过35℃，高压外缸及中压缸上下温差不超过50℃。

③主蒸汽、再热蒸汽温度至少高于汽缸最高金属温度60～100℃，但不应超过额定汽温，蒸汽过热度不低于50℃。

2）冲转前进行充分盘车，一般不少于2～4h，并尽可能避免中间停止盘车。

3）热态启动时应严格遵守运行规程中的操作规定，当汽封需要使用高温汽源时，应注意与金属温度相匹配，轴封和管路经充分疏水后方可投汽。

4）启动升速中应有专人监视轴承振动，如果有异常，应查明原因并进行处理。

5）机组启动中，因振动异常而停机后，必须经过全面检查并确认机组已符合启动条件，仍要连续盘车4h，才能再次启动。

6）启动过程中疏水系统投入时，应注意保持凝汽器水位低于疏水扩容器标高。

7）当主蒸汽温度较低时，调节汽阀的大幅度摆动，有可能引起汽轮机一定程度的水冲击。 

8）机组在启、停和变工况运行时，应按规定的曲线控制参数变化。当l0min内汽温直线下降50℃以上时，在立即打闸停机。

9）机组在运行中，轴承振动一般不应超过0.03mm，超过0.05mm时应设法消除。

10）停机后应立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应及时汇报、分析、处理。当汽封摩擦严重时，应先改为手动的方式盘车，待摩擦基本消失后投入连续盘车。当盘车盘不动时，禁止用天车强行盘车。

11）停机后应认真监视凝汽器、除氧器、加热器的水位，防止冷汽、冷水进入汽轮机，造成转子弯曲。

12）停机后应检查再热器减温水阀和I级旁路减温水阀是否关闭严密。

13）汽轮机在热状态下，如主蒸汽系统截止阀不严，则锅炉不宜进行水压试验如确需进行，应采取有效措施，防止水漏入汽轮机。

14）热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线比较，发现异常情况应及时汇报处理。 

15）热态启动时应先送汽封，后抽真空，高压汽封使用的高温汽源应与金属温度相匹配，轴封汽管道应充分暖管、疏水。防止水或冷汽从汽封进入汽轮机。

三、结束语

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。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。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。运行人员应加强运行分析工作，防患于未然。因此加强企业汽轮机组维护保养人员培训，提高维修人员素质及专业技能时提高汽轮机故常排除效率的最佳途径，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。保证机组更加安全可靠地运行，为电厂带来显著的经济效益。

参考文献:

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（8）《汽轮机设备检修技术习题解答》山西省电力工业局编.山西科学教育出版社 一九八六年

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