汽轮机事故与预防(正式)

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汽轮机事故与预防(正式)
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文件编号：KG-AO-1571-54 汽轮机事故与预防(正式)
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第一节汽轮机超速
一、超速的案例及原因
二、防止汽轮机超速应采取的主要措施
一、超速的案例及原因
汽轮机转速超过额定转速的112％，即为超速。

严重超速可以导致汽轮发电机组严重损坏，甚至毁坏报废，是汽轮发电机设备破坏性最大的事故。

近10年来，国内曾发生过以下几次超速造成的设备严重毁坏事故：
（1）1985年某厂一台国产200MW机组运行中，发电机开关掉闸甩负荷后，转速上升，危急保安器虽然动作基本上关闭了高压自动主汽门、调节汽门，但由于右侧中压主汽门自动关闭器滑阀活塞下部压力油进口缩孔旋塞在运行中退出，支住滑阀活塞不能移动
泄压，造成右侧中压主汽门延时关闭，再热器余汽的能量使机组转速继续上升，约在3800r/min时，机组剧烈振动，中、低压转子间的加长轴对轮螺栓断裂拉脱，高、中压转子继续上升到4500r/min左右，轴系断裂成5段，高中压转子、汽缸通流部分严重毁坏，轴承、油管损坏后透平油漏出起火，经奋力抢救扑灭。

事故后经鉴定，汽轮机本体报废，发电机修复后继续使用，经8个多月耗资1400多万元才恢复运行。

（2）1988年某厂一台国产200MW汽轮发电机组，在进行危急保安器提升转速试验时，在用超速滑阀提升转速中调节系统失控，转速突然上升到3500r/min 多，机组剧烈振动，造成轴系断裂为13段，多处是轴颈部分断裂，整个汽轮机和发电机毁坏报废，损失2500多万元。

（3）1990年某厂一台25MW中压汽轮机组，在锅炉满水后蒸汽带水进入汽轮机时打闸停机，但因自动主汽门、调节汽门卡涩未能完全关闭，机组仍带有2万多千瓦有功负荷，而汽机运行人员却按解列按钮将
发电机与系统解列，造成机组严重超速，轴系断裂为11段，多处从轴颈部位扭断，汽机叶轮、大轴、汽缸断裂飞出，汽轮机和发电机毁坏报废。

（4）1990年某自备厂一台50MW供热机组，在机组停机时，负荷减到7MW再也减不下来，操作人员未看功率表，只看到调节汽门已关闭，即打闸停机并将机组解列，主汽门、调节汽门虽然关闭，但与热网连接的抽汽逆止门卡涩未能关闭，导致热网系统蒸汽返入汽轮机造成机组严重超速报废。

（5）1993年某厂一台高压25MW汽轮发电机运行中处理励磁机整流子炭刷冒火时，突然形成环火，即打闸停机，但因自动主汽门、调节汽门卡涩未能完全关闭，继续向机内进汽，导致机组严重超速毁坏。

上述超速事故案例表明，造成汽轮机超速的主要原因是：
（1）国产220MW机组调节保安系统制造设计上留有隐患，在进行提升转速危急保安器试验时，调节系统易于进入开环失控区（即调节系统不能自动控制转
速，而使转速直线上升，其原因在于超速试验滑阀的进油口面积比调速滑阀的相应排油口面积大2.1倍。

对此制造厂已作改进）导致机组超速。

（2）调节保安系统检修后调试项目不全，以及运行中透平油质不良导致调速部套卡涩锈蚀，致使机组甩负荷后调节系统不能维持飞升转速在危急保安器动作转速以下，以及危急保安器锈蚀、卡涩拒动，造成机组超速。

（3）自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门等由于积结盐垢、产生高温氧化皮、门杆弯曲等原因造成卡涩，在危急保安器动作后，不能迅速关闭严密，使机组继续进汽造成超速。

二、防止汽轮机超速应采取的主要措施
1985年某厂国产220MW机组严重超速事故后，原水电部以[85]水电生字85号文发了紧急通报，并以[1986]电生火字194号文发了“关于发送防止220MW 机组严重超速事故的技术措施”，同时生产司、基建司先后两次发文要求新机组进行甩负荷试验。

对其后的
几次超速事故，能源部都发了通报并提出了防范措施。

上述通报和技术措施，对防止超速事故提出了全面的、针对性的措施要求。

并在1992年颁发的二十项反措中提出重点要求，应该认真学习贯彻。

这里对主要防范措施再作一些强调和说明：
（1）调节系统在机组额定参数下甩掉额定电负荷后，应能将机组转速维持在危急保安器动作转速以下，这是防止超速的最基本措施。

这就需要通过提高检修质量，做好调试工作，进行调节系统静态特性试验，确保调节系统的良好性能。

（2）提高调节保安系统和主汽门、调节汽门、抽汽逆止门检修质量，确保不发生机械卡涩及高温氧化皮卡涩缺陷。

（3）保持良好的透平油油质，保证不因油中水分引起调节保安部套锈蚀或油中杂质引起部套卡涩、拒动。

（4）坚持危急保安器的各项定期试验，防止危急保安器拒动。

（5）坚持进行定期的自动主汽门、调节汽门严密性试验，防止甩负荷后不能快速关闭严密。

（6）坚持执行运行中定期活动主汽门、调节汽门和抽汽逆止门定期试验的规定，并保持良好的蒸汽品质，防止积结盐垢等因素造成汽门卡涩。

（7）各种超速保护均应投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止将机组投入运行或继续运行。

（8）除发电机甩负荷外的停机时，在打闸后应先检查有功功率表到零，电能表停转或逆转后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。

（9）鉴于国产220MW机组调节保安系统存在的隐患，制造厂已明确将危急保安器的动作转速降低为额定转速的108％～110％，后备保护的动作转速降低为额定转速的112％；并且在未能确证超速滑阀改进效果前，进行超速试验时，先使用同步器提升转速到3150r/min以上，再用超速滑阀提升转速。

第二节汽轮机轴系断裂
汽轮机轴系断裂事故后果极为严重，甚至造成机
组毁坏报废。

造成轴系断裂的原因很复，国内外已发生的轴系断裂事故表明，大都发生在机组严重超速事故中，其技术原因除超速产生的离心力、剧烈振动引起的破坏外，又同轴系连接件质量不良有关。

轴系断裂事故除超速事故中列举的案例外，以下再列举几个典型案例。

（1）多台苏制和国产200MW中间再热式机组发生过高中压转子间对轮螺栓由于扭振、螺栓材质及装配工艺而疲劳断裂故障，例如有几台机组在进行多次快关试验中或试验后一段时间，发现高中压转子间对轮螺栓疲劳断裂，有的总共12条螺栓中，竟断裂9条，有的断裂5条，有的1～3条。

也有在未进行快关试验的情况下发生个别螺栓断裂的情况，但断裂的条数及断口数要少的多。

多条螺栓断裂中，有的螺栓除在对轮中分面和两侧端面处断裂外，还在对轮孔内不受剪切力部位发生断裂，因此，有的一条螺栓竟有5个断口，且都是疲劳断口。

经分析并进行试验，认为同机组扭振有关。

即汽轮发电机轴系的动力侧和负荷侧，
在突然甩负荷、负荷突然大幅度变化，特别是系统发生接地短路故障、非同期并列、系统产生负序电流、发生次同步振荡等引起的交变扭曲载荷，将引起轴系产生扭振，如其频率与轴系固有扭振频率耦合，将引起轴系扭振的共振，导致连接轴系的对轮螺栓产生疲劳裂纹，螺积的结果，造成螺栓断裂。

高中压转子采用三轴承机组的1号对轮最易发生螺栓断裂，而且一旦在运行中1号对轮螺栓大量断裂并导致对轮脱开，则高压转子只一侧有轴承，将对机组造成严重毁坏。

（2）国产200MW三排汽机组，在中低压转子之间接有两段空心管状加长轴，两个轴承间长约4m，之间共有3个对轮，其晃度和端面瓢偏超标，在不利条件下既是振动的激振因素，又是振动发散的重要因素，其他同型机组也多次发生加长轴引起的故障。

制造厂决定降低危急保安器动作转速，主要是考虑了加长轴薄弱的因素。

（3）据不完全统计，国产200MW三油楔轴承机组，已有9台发生过发电机轴承油膜振荡。

1988年发生的
国产200MW机组超速事故中，油膜振荡造成发电机等大轴轴颈扭断。

所谓油膜振荡，是指轴系与轴承组成的系统中，除转子绕轴心的正常转动外，在达到某一速度后，还可能与转速不同的速度涡动，即转子轴心绕轴承几何中心的涡动，大体上相当于转子转速的一半，这种涡动将引起油膜厚度的周期性变化，转子的重量和油膜的弹性力、惯性力相耦合，在涡动速度进入一阶临界转速时形成激烈的油膜振荡，其破坏力是很大的，极易造成轴系破坏。

油膜失稳的规律是机组存在一失稳转速，一旦达到这一转速即发生油膜振荡，降低机组转速，就可消除振荡。

额定转速略低于油膜失稳转速的机组，故障情况转速突然升高最易发生油膜振荡。

防止轴系断裂事故应采取的主要措施如下：
（1）认真落实防止超速的各项措施，切实防止发生机组超速，以免超速后由于其他技术原因引起设备扩大损坏，造成轴系裂。

（2）减少轴系不大平衡因素，采取防止油膜振荡、
扭振的措施都是涉及面比较广的专业技术问题，可根据设备情况组织专业技术人员研究制订针对性措施。

（3）鉴于对轮螺栓断裂故障频繁，有关部门和制造厂提出了改进措施，即采用抗疲劳性能较好的钢种，如40CrNiMoA钢材，并改进螺栓设计加工工艺、装配工艺。

同时还要定期对螺栓进行探伤检验，目前已有不拆卸螺栓进行损伤检验的手段，上述措施实施后，对轮螺栓断裂故障明显下降。

（4）定期对大轴、大轴内孔、发电机转子护环等部件进行探伤检查，以防止产生裂纹导致轴系严重损坏事故。

第三节汽轮机大轴弯曲
汽轮机在不具备启动条件下启动，由于上下缸温差大、大轴存在临时弯曲、汽缸进水、进冷汽，机组强烈振动以及动静间隙小等因素，引起大轴与静止部分摩擦，将会造成大轴弯曲。

一般大轴弯曲超过0.07mm以上时，就不能维持机组运行时的正常振动值，必须进行直轴处理。

近年来大轴弯曲事故相当频繁，
尤其是200MW及以上中间再热式机组更为突出，粗略估计在20～30多次以上。

1985年水电部召开了防止200MW机组大轴弯曲座谈会，对已发生的7台次大轴弯曲事故进行了技术分析。

分析表明：7台次大轴弯曲事故均发生在启动过程中，其中5台次是热态启动中发生的；7台次大轴弯曲事故中，大多数在停机或启动中发生了汽缸进水，多数在机组一阶临界转速以下振动大，领导和有关人员执行规程不严，强行升速临界，甚至强行多次启动。

7台次大轴弯曲都在高压转子前汽封处。

座谈会在分析7台次大轴弯曲事故技术原因的基础上，制定了《关于防止200MW机组大轴弯曲技术措施》（简称《措施》）这项措施对其他容量的机组也可参照执行。

通过《措施》的贯彻落实，频繁发生大轴弯曲事故的局面得到一定程度的控制。

但由于人员不断变动，新人员对《措施》的掌握程度问题、领导决策问题、设备问题等诸多因素，大轴弯曲事故仍时有发生，迄今未能得到有效控制。

例如：（1）1986年某厂一台国产200MW机组在电气系
统故障中甩负荷停机后，因电动盘车投不上，手动盘车装置也失灵，被迫采用半小时盘180°。

3h后才投上电动盘车，大轴晃度逐渐恢复到原始值。

次日机组在热态启动中，采用除氧器汽平衡管蒸汽向轴封送汽，当时真空200mm汞柱，同时用电动主汽门旁路冲转，节流扩容后，主汽温度进一步降低。

（当时内缸下缸壁温为370℃）进入轴封的低温蒸汽及进入汽缸的低温蒸汽，使缸壁温度突然下降，上下缸温差增大，引起汽缸变形拱起，轴封套收缩变形，导致轴封与大轴摩擦局部过热弯曲。

解体检查大轴高压汽封处弯曲0.5mm，进行直轴处理后恢复运行。

（2）1987年某厂一台国产200MW机组，小修后启动运行不久。

因发电机断水保护误动掉闸，之后经连续几次启动，都因振动大而停机。

后解体检查，高压转子高压汽封处弯曲0.30mm，经检查该机高压缸向B列偏移，前侧偏移1mm多，后侧偏移0.76mm，原因是前部定位销孔错位1.5mm多，安装时就未装定位销，导致运行中不均匀受力使汽缸偏移。

大修中测量两侧
径向间隙时也未发现汽缸偏移。

事故前不久一次停机中，转子在90r/min时突然止速，对此也未分析查明原因。

以致在断水保护误动停机过程中，高压汽封与大轴在高速状态摩擦，导致大轴弯曲，后经直轴处理，并消除滑销系统缺陷后恢复运行。

（3）1994年某厂一台国产220MW机组，停机后热态启动中，由于轴封供汽门泄漏，在缸温406℃情况下将锅炉305℃蒸汽漏入汽缸，使汽缸、转子受到不均匀冷却，大轴产生临时变形。

而启动时，又因晃度表传动杆磨损，一直指示在0.05mm不变，当第一次在500r/min时2号轴瓦振动超过0.10mm，最大到0.13mm才打闸停机，停机后未认真查找分析原因，误认为晃度0.05mm已达到原始值，且在盘车不足4h（仅2h12min）就二次启动，到1368r/min时3号轴瓦振动0.13mm，即打闸停机。

解体检查高压转子调节级处弯曲0.39mm，经直轴处理后恢复运行。

（4）1995年6月某厂一台200MW机组冷态启动中，高压内缸缸壁温度测点失灵，当转速升到
1000r/min时，机组振动突然增大，但现场运行人员跑到集控室去请示汇报，延误了及时停机。

停机揭缸检查发现高压内缸疏水管断裂，高压转子大轴弯曲超标，分析认为高压缸在启动中受温差大影响而变形，导致汽封与大轴摩擦造成永久性弯曲，经直轴处理后恢复运行。

上述事故案例特别是近几年发生的大轴弯曲事故表明，防止大轴弯曲的反事故措施仍未得到认真贯彻落。

发生大轴弯曲，将造成机组长时间停运，解体进行直轴，采用加压直轴，需将转子逐步加热到650℃左右才能加压，由于加热过程中易发生故障返工，往往拖长工期，给电厂工作造成被动和麻烦。

因此，为防止大轴弯曲事故，应结合设备实际情况，全面认真贯彻或参照执行水电部[1985]电生火字87号和[1985]基火字69号文颁发的《关于防止200MW机组大轴弯曲的技术措施》，把各项措施要求，落实到现场运行规程和运行管理、检修管理、设备管理工作中，并强调以下几点：
（1）按照防止大轴弯曲技术措施的要求，组织主要值班人员和厂、车间有关分管运行的领导和专业人员切实掌握各机组技术资料及确切数据，如大轴晃度表测量安装位置、大轴晃度原始值、机组轴系各轴承正常运行和启动过程的原有振动值、通流部分径向、轴向间隙值等等，使指挥者和操作者都做到心中有数。

（2）根据机组设备情况，落实各项防止汽缸进水的技术措施（下面将具体叙述，这里不展开）。

（3）机组启动前必须检查：①大轴晃度不超过原始值0.02mm；②高压外缸及中压缸上下缸温差不超过50℃；③高压内缸上下缸温差不超过35℃；④主蒸汽、再热蒸汽温度至少高于汽缸金属50℃（但不应超过额定汽温），蒸汽过热度不低于50℃（滑参数启停时还应保持较高的过热度）；不符合上述条件禁止启动机组。

（4）机组冲转前应进行充分盘车（一般连续盘车2～4h，热态启动取大值），若盘车短时间中断时，则应按中断时间的10倍再加4h进行连续盘车方可冲转。

（5）启动中在中速以前，轴承振动（特别是1号
轴瓦、2号轴瓦）超过0.03mm时应打闸停机，过临界时振动超过0.10mm应打闸停机，严禁硬闯临界线速开机。

停机后仍应连续盘车4h（中间停盘车时按上述要求增加盘车时间），方可再次启动。

（6）启动前供汽封的蒸汽温度应高于汽缸金属温度，并应在送汽前充分进行疏水，防止积水带入汽封引起骤冷。

（7）启动中若轴承振动、蒸汽参数变化超过规程规定或机内有异常摩擦声、轴封处冒火花，应按规程规定立即停机。

（8）停机后应及时投入盘车，若盘车电流增大、摆动或有异常时，应分析原因并采取措施予以消除。

若汽封磨擦严重时，可先手动方式定时盘车180°，待摩擦基本消除后再投入连续盘车。

因故暂时停止盘车时，应监视大轴弯曲度的变化，当转子热弯曲较大时，应先手动定时盘车180°，待大轴热弯曲基本消失后再连续盘车。

（9）对上下缸温差大（有的机组正常运行中上下
缸温差已超过启动条件的标准）的机组，可结合检修改进汽缸保温，采用优质的保温材料（如硅酸铝纤维毡、微孔硅酸钙等）和严格的保温工艺。

实践证明效果是显著的。

大轴弯曲事故绝大多数发生在机组启动中，特别是热态启动中，因此对大中型机组的启动，领导（指负责启动的厂、车间领导）一定要持慎重态度，坚持严格按规程规定和技术措施要求启动机组。

当启动不顺利时，一定要认真分析查找原因，消除异常后按规定启动，决不可为了赶工期，为了不影响安全考核等等而侥幸闯关，多次强行启动，在这一点上，决策是否再次启动的各级领导人员都应正确对待，不符合启动条件的，决不强行启动。

热态启动不顺利的，可待机组温度降低，具备启动条件后再启动，切实防止因决策失误而造成大轴弯曲。

第四节汽轮机掉叶片
汽轮机的动叶片是承受蒸汽推动力带动转子转动的部件。

这不仅承受蒸汽推动力，还承受转子高速转
动产生的离心力。

同时叶片本身按其几何形状和安装方式而存在着固有的振动频率，在转动中受各喷嘴或静叶片汽流推动的频率如与叶片固有振动频率相同而共振，将导致叶片疲劳裂断。

因此，叶片在运行中如果动应力、离心力超标或产生共振疲劳，将导致叶片裂断；如果叶片设计、制造上不能满足正常的动应力、离心力的需要以及叶片自身频率躲不开共振，在正常运行中也将造成叶片裂断。

在正常运行中，如发生叶片断裂，断落的叶片将夹在间隙很小的动静部分中造成碰磨，或断落的叶片在本级碰磨后，其残骸沿汽流进入后几级造成动静部分碰磨，造成设备严重损坏。

其破坏力很大，并具有突发性。

低压转子后几级叶片，特别是末级，次末级叶片、卫带、拉筋等如断落甩出后，将打坏凝汽器上部铜管或钛管，造成凝汽器突发性泄漏，导致汽水品质急剧恶化。

多年来，掉叶片事故时有发生，不少事故造成设
备严重损坏。

下面列举几次比较典型的掉叶片事故案例。

（1）1982年，某厂一台国产100MW机组运行中发生低压转子次末级叶片（432）断落，打坏本级几片动叶片。

由于无备用叶片，为了尽快开机，采取截断园周对侧等长度叶片维持平衡的办法，临时恢复机组运行，但由于损坏的不止一片，在损坏的每片叶片对侧截短叶片，结果导致一处相邻的3片叶片都被截断。

机组恢复运行后十几个小时，又发生了次末级掉叶片，断落的叶残骸卡在末级隔板静叶中，其伸出部分将末级655叶片根部整级车了一道深槽而全部全部报废，当时机组强烈振动并引起低压转子大轴弯曲。

解体检查系连续截断3片处后面的第一片叶片断裂。

其断口疲劳纹十分粗糙，分析认为该叶片在其前面连续截断3片叶片后，运行工况恶化，经受的动应力严重超标，导致短期疲劳裂断。

（2）1986年某厂一台进口220MW机组运行中突然发生强烈振动，机组运行声音类似拖拉机响声，立
即打闸停机。

停机后制造厂家代表到现场出具书面手续，建议再启动机组试一试，电厂未采纳建议。

解体后发现低压转子进汽第一级叶片（169）大量疲劳断落。

经整级更换叶片并采取增加松拉筋措施降低叶片动应力后，恢复了正常运行。

（3）80年代后期到90年代初期，某厂4台进口200MW机组，相继发生低压转子倒数第3级和次末级叶片由于汽缸疏水不畅及处于过渡区、湿汽区等因素，而动应力增大，致使疲劳断落。

断落后造成本级和末级叶片严重损坏，幸好4台机有一个备用低压转子，有条件逐个进行彻底修复。

该厂革新了一套不拆卸叶轮进行拆装叶片、打孔穿拉筋的工具，更换了裂断的叶片，增大了拉筋直径，对末级叶片拉筋也作了改进。

经逐台修复更换后，恢复了正常运行。

（4）前面提到的超速事故中，叶片承受超标离心力断落是很典型的。

1985年某厂200MW机组超速事故后检查，中压转子低压段的次末级倒T型叶根，在转子超速4500r/min左右。

叶根两侧肩部全部剪断，叶
片飞出；低压转子超速约3800r/min，其末级叶片根部销钉受离心力拉弯约0.6mm。

再加1990年某厂25MW 机组超速事故后，发现所有叶片全部从叶轮上甩脱飞出，对这次事故的超速有两种分析，一种是4500r/min 以上，另一种则低一些。

防止叶片裂断和扩大损坏的主要措施有以下几方面：
（1）新机组验收时应检查确定叶片经探伤、测频合格。

投产后大修中应对叶片进行损伤检查，对叶片或叶片组进行测频检验，发现问题及时解决，不使叶片带缺陷、隐患、将机组投入运行。

（2）采取措施防止加热器满水，并保持疏水系统畅通（如合理布置疏水管路、开大汽缸疏水孔等），保证汽缸不积水或从疏水系统、抽汽系统向汽缸返水。

（3）经常保持系统频率在合格范围运行，并尽可能减少机组在偏离正常频率下的运行时间（如事故情况下与系统解列后单机或部分机组偏离正常频率的运行时间）。

（4）对同型机组发生掉叶片的故障信息，可与制造厂和发生故障的电厂联系，结合实际情况采取预防措施。

（5）机组运行中振动突然增加，听到甩脱叶片的撞击声，机组内部有摩擦声以及凝汽器管子突然泄漏等情况，是掉叶片的故障象征，应按规程规定果断停运机组进行检查，切不可拖延时机，否则高速转动下将造成设备严重损坏。

（6）发生个别叶片断落故障后，除对断裂叶片采取技术措施外，还应对未断落的叶片全面进行探伤、测频检验，确无问题方可恢复机组运行。

若断裂或损坏叶片较多时，不能简单地采取对称割短叶片的措施将机组恢复运行。

应由汽机专业人员，必要时请试研机构叶片专业人员、制造厂家等提出修复措施，经审查批准后，实施修复工作。

第五节汽轮机汽缸进水
进入汽轮机的蒸汽必须保持足够的过热度，正常运行中蒸汽应保持在额定参数允许范围内。

如果蒸汽。