汽机事故预想汇总

1汽轮机超速1.1主要危害严重时导致叶轮、叶片及围带松动变形脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。

1.2现象1）机组突然甩负荷到零，转速超过3000rpm并继续上升，可能超过危急保安器动作转速。

2）DEH电超速、OPC超速、TSI电超速、机械超速保护动作、报警发出。

3）机组发出异常声音、振动变化。

1.3原因1）DEH系统控制失常。

2）发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。

3）进行超速保护试验时转速失控。

4）汽轮机脱扣后，主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门及抽汽逆止门、供热快关阀等卡涩或关不到位。

5）汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格。

1.4处理1）汽机转速超过3330rpm而保护未动作应立即手动紧急停机，并确认主机高、中压主汽门，高、中压调门，各抽汽逆止门、供热快关阀应迅速关闭。

2）破坏凝汽器真空，锅炉泄压。

汽机跳闸后，检查主机主汽门、调门和抽汽逆止门应关闭严密。

若未关严，应设法关严若发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。

4）当超速保安系统各环节部套设备，未发现任何明显损坏现象，且停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整），且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。

并网前必须进行危急遮断器注油试验，并网后，还须进行危急遮断器升速动作试验，试验合格后，方允许重新并网带负荷。

5）重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力轴承温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。

6）由于汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格引起超速，应经处理且严密性合格后才允许启动。

1.5防范措施1）启动前认真检查高、中压主汽门、调速汽门开关动作灵活，调节系统存在调节部套卡涩、调整失灵或其他工作不正常时，严禁启动。

2）机组启动前的试验应按规定严格执行。

3）机组主辅设备的保护装置必须正常投入，汽轮机安全监控系统各参数显示正确，否则禁止启动，运行中严禁随意退出保护。

4）主汽门、调速汽门严密性试验不合格，严禁进行超速试验。

5）严格按规程要求进行调节保安系统的定期试验并做好完整的试验记录，运行中任一汽轮机超速保护故障不能消除时应停机消除。

6）应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽门、调速汽门及各抽汽逆止门的活动试验。

7）在机组正常启动或停机的过程中，汽轮机旁路系统的投入应严格执行规程要求。

8）停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩，应将负荷减至0MW，锅炉熄火，汽轮机打闸，发电机解列。

9）加强汽、水、油品质监督，品质符合规定。

10）转速监测控制系统工作应正常。

11）检查 OPC 功能应正常。

2汽轮发电机组振动大2.1主要危害造成轴承损坏，动静摩擦，甚至造成重大设备事故。

2.2现象1）TSI 振动指示增大。

2）DCS“汽轮机轴振大”声光报警。

3）DCS“汽轮机轴承振动大”声光报警。

4）就地实测机组振动大。

2.3原因1）机组发生油膜振荡。

2）动静碰磨或大轴弯曲。

3）转子质量不平衡或叶片断落。

4）轴承工作不正常或轴承座、盖松动。

5）汽轮机进冷汽、冷水或汽缸变形。

6）中心不正或联轴器松动。

7）滑销系统卡涩造成膨胀不均。

8）润滑油压严重下降或油温过高，使轴承油膜破坏或供油中断。

9）氢温过高或过低，各组冷却器氢温不平衡，发电机两侧风温相差过大。

10）发电机励磁不正常或三相电流不平衡。

11）机组负荷、进汽参数骤变。

12）发电机或系统发生振荡。

13）机组启动过程暖机不充分。

14）蒸汽激振2.4处理1）在启动过程中，进行如下处理：a.启动过程中，若因振动超限或振动保护动作停机，当转速降至零时，应立即投入盘车，偏心度合格后方可重新启动，严禁盲目启动。

b.禁止将汽轮机转速停留在临界转速范围之内。

2）加负荷过程中振动增大，应停止加负荷进行观察。

待振动稳定后，方可继续增加负荷，重新加负荷时，应注意振动变化趋势，若振动再次增大时，则禁止继续增加负荷，汇报领导，研究处理。

3）运行中振动增大，就地实测确认后，应检查轴承基础，地脚螺栓紧固情况，检查汽温、汽压、偏心度、真空、缸体壁温差、汽缸膨胀、轴向位移、润滑油压力、温度、回油油流、排汽温度、发电机电流等参数变化情况，发现异常及时调整。

4）机组轴振动达0.125mm 报警，应查明原因。

若机组轴振动达0.250mm，汽轮机应自动跳闸，否则手动停机。

5）确认汽轮机内部发生明显的金属撞击声或汽轮机发生强烈振动，应立即破坏真空紧急停机。

6）检查轴承金属温度及润滑油温、油压是否正常，不正常则进行调整。

7) 由于发电机三相电流不平衡引起的振动，应降低机组负荷，查明发电机三相电流不平衡的原因，予以消除。

8）调整氢冷器冷却水流量，使两侧氢温相等。

9）检查汽轮机有关进汽阀是否误关，若误关设法恢复或采取降负荷措施降低振动。

10）若机组负荷或进汽参数变化大引起振动增加，应稳定负荷及进汽参数，同时检查缸胀、胀差、轴向位移、上下缸温差变化情况及滑销系统有无卡涩现象，待上述参数均符合要求，振动恢复正常后再进行变负荷。

3轴承损坏3.1主要危害造成轴瓦、轴颈损坏，严重时发生动静摩擦导致汽轮机损坏。

3.2现象1）轴承金属温度明显升高或轴承冒烟，回油温度升高。

2）推力轴承损坏时，推力瓦块金属温度及轴向位移发生变化。

3）推力轴承监视保护报警。

4）汽轮机振动增加。

3.3原因1）主油泵、冷油器等故障造成润滑油压降低、轴承断油或润滑油量偏小。

2）润滑油温偏高或油质不合格。

3）轴承过载或推力轴承超负荷，盘车时顶轴油压低或未顶起。

4）轴承间隙、紧力过大或过小。

5）汽轮机进水或发生水冲击。

6）通流部分严重结垢。

7）长期振动偏大。

8）交、直流油泵未按规定投运。

9）发生汽轮机单侧进汽或进汽发生突变，导致推力轴承磨损。

10）大轴接地不好，轴瓦绝缘不好，轴电流使轴瓦烧损。

3.4处理1）运行中发现轴承损坏应立即紧急停机并破坏真空，同时还应防止汽缸进冷水、冷汽和大轴弯曲。

2）因轴承损坏停机后盘车不能正常投入运行时，应采取手动盘车方式。

3）在事故处理时，润滑油系统、密封油系统运行正常。

3.5防范措施1）润滑油压低保护必须正确投入，润滑油压低时应能正确、可靠地联动交流、直流润滑油泵。

为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.115MPa 时报警，联动交流润滑油泵，降至0.105MPa 时联动直流润滑油泵，降至0.07MPa低油压保护动作停机，投盘车，降至0.03MPa时停盘车。

2）按规定定期进行润滑油泵自启动试验，保证处于良好的备用状态。

3）加强油温、油压的监视调整，严密监视各轴承金属温度及回油温度，发现异常应按规程规定果断处理。

4）运行中油泵或冷油器的投停切换应缓慢平稳，有专人监视油压变化，严防断油烧瓦。

5）机组运行中保证油净化装置运行正常，油质应符合标准。

6）防止汽轮机进冷水、冷汽引起大轴弯曲、轴承振动及通流部分损坏。

7）汽轮发电机转子应可靠接地，轴瓦绝缘合格。

8）加强油箱油位及滤网前后压差监视，确保在合格范围内。

4叶片损坏4.1主要危害造成汽轮机动静摩擦碰磨、转子质量不平衡发生振动，甚至造成大轴弯曲。

4.2现象1）振动增大。

2）有金属撞击声或盘车时有摩擦声。

3）凝结水硬度可能增大。

4）某监视段压力异常，轴向位移异常变化，推力轴承金属温度及推力轴承回油温度异常升高。

4.3原因1）叶片频率不合格或制造质量不良。

2）汽轮机超速或运行频率长时间偏离正常值造成叶片疲劳。

3）汽轮机发生水冲击。

4）汽机动静摩擦。

5）异物进入。

6）投入供热运行时，供热参数偏离正常值。

4.4处理1）汽轮机叶片在运行中损坏或断落，不一定同时出现上述全部现象，但出现下列现象之一时，应立即破坏真空紧急停机：a．汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。

b．汽轮机通流部分发出异声，同时机组发生强烈振动。

c．机组振动明显增大，并且凝结水导电度、硬度急剧增大，无法维持正常运行。

2）发现以下情况，应汇报值长及专业人员，进行分析后处理：a．运行中发现凝结水导电度、硬度突然增加，应检查机组振动、负荷、凝汽器水位，同时汇报值长，通知化学化验凝结水水质。

b．调节级压力或某一段抽汽压力异常变化，在相同工况下汽机负荷下降，轴向位移和推力轴承金属温度有明显变化，并伴有机组振动明显增大，应汇报值长，尽快申请减负荷停机。

4.5防范措施1）严防汽轮机超速及水冲击。

2）控制汽轮机在规定的参数、负荷下运行，防止低汽温、低真空、低频率及超负荷运行。

3）加强汽水品质监督。

4）重视汽轮机停机后的养护。

5） A、B 级检修时进行叶片测频及探伤。

5大轴弯曲5.1主要危害引起汽轮机强烈振动或动静碰摩，严重时导致汽轮机损坏。

6.6.5.2现象1）汽轮机转子偏心值、盘车电流超限，连续盘车4h 不能恢复到正常值。

2）机组振动随转速升高而增大，临界转速振动比正常情况显著增大。

5.3原因1）汽轮机发生振动或动静部分发生碰磨。

2）汽轮机发生水冲击，特别是启停机或停机后操作维护不当造成汽缸进水或冷汽。

3）停机后转子在高温情况下停转时间过长。

4）上、下缸温差大造成热弯曲。

5.4处理1）确认大轴弯曲，应立即紧急停机，未查明原因并消除前不得再次启动。

2）停机后立即投入盘车。

当盘车电流比正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。

当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后再手动盘车180°。

3）停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180°，待条件允许后及时投入连续盘车。

4）当盘车盘不动时，不应采用吊车强行盘车，以免造成通流部分进一步损坏。

同时可采取以下闷缸措施，以消除转子热弯曲。

a. 关闭进入汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体、抽汽管道疏水门，进行闷缸。

b. 严密监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子晃动随时间的变化情况。

c. 当汽缸上、下温差小于50℃时，可手动试盘车，若转子能盘动，可盘转180°进行自重法校直转子。

d. 转子多次180°盘转，当转子晃动值及方向回到原始状态时，可投连续盘车。

e. 在不盘车时，不允许向轴封送汽。

5）机组启动冲转过程中当转速在600r/min以下时，应密切监视偏心值的变化，当偏心值大于原始值的1.1倍时，应手动停机，重新盘车。

5.5预防要点1）汽轮机冷态启动前应连续盘车至少2～4h，热态启动不小于4h，应检查转子偏心值及盘车电流应正常。

2）冲转前发生转子弹性热弯曲应适当加长盘车时间，偏心值大于原始值的1.1倍时，不得进行冲转操作，升速中发现热弯曲应加长暖机时间，热弯曲严重或暖机无效时应停机处理。

3）汽轮机轴封供汽前应先启动盘车运行正常，根据缸温选择供汽汽源，充分暖管，保证供汽温度过热度在20℃以上。