汽轮机维护规程

有哪些

汽轮机维护关键环节

1. 日常检查：包括汽轮机运行状态监控，如振动、温度、压力等参数的记录与分析。

2. 定期保养：执行周期性的清洁、润滑、紧固和调整工作。

3. 故障排查：及时识别和修复异常，防止故障扩大化。

4. 部件更换：根据磨损情况更换关键零部件，如叶片、轴承等。

5. 系统优化：定期评估和改进汽轮机的运行效率和安全性。

标准

汽轮机维护作业规范

1. 安全第一：所有维护工作必须在停机状态下进行，遵循相关安全规程。

2. 精准测量：使用精确的仪器设备进行参数测量，确保数据准确无误。

3. 专业操作：维护人员需具备相应资质，严格按照制造商的操作手册执行任务。

4. 详细记录：每次维护工作后，应详细记录操作过程及结果，便于追踪和分析。

5. 预防为主：通过定期维护和数据分析，预测潜在问题，提前采取预防措施。

是什么意思

汽轮机维护的重要性

1. 延长寿命：定期维护能减少部件磨损，提高设备使用寿命。

2. 保证性能：保持汽轮机在最佳运行状态，确保发电效率和稳定性。

3. 降低风险：及时发现并解决隐患，防止设备故障导致的生产中断。

4. 节省成本：预防性维护通常比维修成本更低，避免了因设备故障造成的经济损失。

5. 环保要求：良好的维护有助于减少排放，符合环保法规要求。

汽轮机作为电力生产的核心设备，其稳定运行对整个电厂的运营至关重要。本规程旨在指导维护人员以科学、严谨的态度进行日常和定期维护，确保汽轮机的高效、安全运行，为电厂的可持续发展提供有力保障。各环节的实施必须严格按照标准执行，以实现最优的维护效果。

汽轮机维护规程范文

1、总则

1.1、工艺流程简述

cb25—8.83/5.0/0.7型汽轮机：高温高压单缸一级调整抽汽背压式汽轮机。

从锅炉出来的新蒸汽经由2根蒸汽母管进入位于机组头部两侧的主汽阀，再通过高压调节阀(群阀提板）七个一组调节阀进入喷嘴，蒸汽经1个双列调节级，再通过低压调节阀(群阀提板）五个一组调节阀进入喷嘴，一个单列调节级，6个压力级做功后，由后汽缸排汽口排入排汽管网。在复速级后设一级可调工业抽汽。

2、汽轮机主要技术规范

2.1.汽轮机设计主要技术参数

2.2、汽轮机结构

型汽轮机为单缸、单轴、冲动、高温次高压、抽背式，具有一级调整抽汽及一级背压排汽。 汽轮机结构包括静止部分和转子部分。

静止部分包括前、后汽缸、隔板套、隔板、前后轴承座、前后轴承和前后汽封。前汽缸借助前端的猫爪与前轴承座相连，前轴承座支撑在前座架上，后汽缸则支撑在左右两个后座架上。为了确保机组在运行中的膨胀和对中，前座架上布置了轴向导向键，使机组在运行中可以自由向前膨胀和上下膨胀，在后座架上有横向键，后汽缸尾部有轴向导板，保证了汽缸在膨胀时的对中，同时横向销与汽轮机中心线的交点形成了机组的膨胀死点。

转子部分包括整段转子和套装叶轮片以及联轴器。它前后支撑在前轴承和后轴承上，在汽缸中与喷嘴组及各级隔板组成了汽轮机的流通部分，借助刚性联轴器与发电机转子相连。前端的支撑点为推力轴承前轴承，在运行中形成转子的相对死点。汽轮机后端联轴器还装有盘车装置的传动齿轮，在启动前和停车后可以进行电动盘车。

前后汽封、隔板汽封均为梳齿式结构。

本机组本体为前、后两段组成的单汽缸结构，通流部分由一双列调节级，一单列调节级和两压力级共四级组成。高压段配汽采用提板式调节汽阀，由高压油动机控制，中压段配汽采用带平衡室的旋转隔板，由中压油动机控制。高压油动机装于前轴承座上。中压油动机置于后汽缸右侧的托架上。

3、完好标准

3.1、零部件无质量缺陷，各项技术指标符合要求。

3.2、在各种工况下正常运行，达到各项工艺指标规定。

3.3、所有保护装置、信号、指示仪表、记录仪表完整、指示正确，动作可靠。

3.4、所有辅助设备技术工况及运行情况良好。

3.5、所使用的水、油、汽必须合格。

3.6、设备基础及联接紧固件必须完好、牢固可靠。

3.7、防腐、保温层完整、涂色标志符合规定。

3.8、阀门、管线敷设合理、无堵塞、无泄漏、无锈蚀。

3.9、现场整齐、通风照明良好。

3.3  技术资料

3.3.1  有产品合格证、质量证明书、使用说明书、总装配图、零部件图。

3.3.2  有安装、试车、验收资料。

3.3.3  设备档案、检修及验收记录齐全，填写及时、准确。

3.3.4  设备运转时间和累计运转时间有统计、准确率100%。

3.3.5  设备易损件有图样。

3.3.6  设备操作规程、维护检修规程齐全。

3.4设备及环境

3.4.1  设备清洁、表面无灰尘；油垢。

3.4.2  基础及周围环境蹬洁。

3.4.3  设备及管线、阀门等无泄漏。

4、汽轮机的定期检查

5、设备的日常维护

5.1、机组正常运行中，运行人员必须认真合理地进行调整，保证安全、稳定、经济的运行。

5.2、加强巡回检查制度，定时定点检查机组的声音、振动、推力瓦块温度，各轴瓦油压、油温及各汽、水、油系统的严密情况等，严防漏油着火。

5.3、机组在运行中，油泵油温应保持在35—45℃，温升一般不应超过10—15℃，检查发电机的出、入口风温，及时调整冷却水量，保证风温在规定范围内。

5.4、检查调节系统动作应正常，各油动机动作平稳，无超温现象。

5.5、在各种工况下正常运行，达到各项工艺指标规定。

5.6、所有保护装置、信号、指示仪表、记录仪表完整、指示正确，动作可靠。

5.7、所有辅助设备技术工况及运行情况良好。

5.8、所使用的水、油、汽必须合格。

5.9、设备基础及联接紧固件必须完好、牢固可靠。

5.10、防腐、保温层完整、涂色标志符合规定。

5.11、阀门、管线敷设合理、无堵塞、无泄漏、无锈蚀。

5.12、搞好文明生产，做好所管理的设备卫生，保持清洁

5.13、现场整齐、通风照明良好。

6、汽轮机检修内容

6.1、小修

6.1.1、检修和清洗过滤器

6.1.2、清除油、水、汽系统管线、阀门、法兰的泄漏缺陷

3.1.3、消除运行中发生的故障缺陷

6.1.4、对运行中振动和轴位移较高的轴承进行修理

6.2、中修

6.2.1、包括全部小修项目

6.2.2、解体检查径向轴承或止推轴承，测量瓦量、瓦背紧力、油封间隙、转子窜量和分窜量，必要时进行调整或更换零部件，清扫轴承箱

6.2.3、检查、测量各轴颈、推力盘的完好情况，必要时进行修理

6.2.4、各联轴器部件清洗，检查轮毂和螺栓配合、磨损情况，对联轴器轮毂、螺栓等进行无损探伤

6.2.5、检查止推轴承表面粗糙度及测量端面跳动

6.2.6、清洗检查危急遮断器，测量危急遮断器飞锤与轴位移凸台及危急保安器飞锤头部间隙

6.2.7、检查、调整各振动探头，轴位移探头及所有报警信号、联锁、安全阀及其它仪表装置

6.2.8、检查各弹簧支架，有重点的检查管道、管件、阀门等的冲刷情况，进行修理或更换

6.2.9、检查清理调节阀的传动机构，试验主汽阀动作情况

6.2.10、机组检修前复查中心线，检修后重新找正

6.3大修内容

1）、包括全部中修全部内容

2）、拆卸汽缸、清洗检查转子密封、喷嘴、叶轮、隔板、缸体等零件腐蚀、磨损、冲刷结垢等情况，并进行无损探伤

3）、转子清洗除垢、宏观检查、形位公差检查。有关部位进行无损探伤，及测振探头检查

4）、宏观检查叶轮、转子进行无损探伤，根据检查和检验情况决定转子是做动平衡还是更换

5）、检查叶片腐蚀情况、叶根的紧固情况以及积垢情况，测定各单独叶片或成组叶片的静频率

6）、检查清洗汽缸体封头螺栓及中分面螺栓，并做无损探伤

7）、汽缸、隔板无损探伤，汽缸支座螺栓检查及导向销检查

8）、解体检查调节阀、错油门、高压及中压油动机等，测量有关部位间隙，阀头、阀座探伤检查

9）、解体检查主汽阀、危急保安器等安全保护装置

10）、盘车机构检查、修理

11）、清洗各级汽封、平衡盘密封、轴端汽封等，测量各部位汽封间隙，修理或更换损坏件

12）、检查转子在缸体中的轴向工作位置，测量各通流部位轴向间隙，视情况进行调整

13）、汽缸、隔板与轴承座洼窝中心检查，并根据情况进行调整。必要时测量汽缸、轴承座中分面的水平度，视情况进行调整

14）、所有检测部位，全部做好检修前原始记录，以便安装时对照

7、常见故障及处理

7.1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。因此机组在运行中发现真空下降时必须采取如下措施：

7.1.1发现真空下降时首先要对照表计。如果真空表指示下降，排汽室温度升高，即可确认为真空下降。在工况不变时，随着真空降低，负荷相应地减小。

7.1.2确认真空下降后应迅速检查原因，根据真空下降原因采取相应的处理措施。

7.1.3应启动备用射水轴气器或辅助空气抽气器。”

7.1.4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，防止低压缸大气安全门动作。汽轮机真空下降分为急剧下降和缓慢下降两种情况。

7.2真空急剧下降的原因和处理

7.2.1.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。

7.2.2.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。

7.3.3.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。

7.4.4.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。

7.3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。

7.3.1.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。

7.2.2.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。

7.3.3.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。

7.4.4.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。

7.4、汽轮机超速

7.4.1调速汽门不能正常关闭或关闭不严；

7.4.2调节系统迟缓率过大或调节部件卡涩；

7.4.3调节系统动态特性不良；

7.4.4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。

7.4.2汽轮机发生超速事故的处理：

7.4.2.1、发生超速事故应手打危急保安器，破坏真空故障停机，大闸后应检查自动主汽门、调汽门、抽汽止回阀迅速关闭，转速应下降；

7.4.2.2、如果转速超过3360r/min而危急保安器未动作，应立即手打危急保安器，破坏真空紧急故障停机；

7.4.2.3、如果危急保安器动作，自动主汽门、调速汽门、抽汽止回阀卡住或关不严时，应设法关闭上述阀门或立即关闭电动主汽门和抽汽门；

7.4.2.4、如果采取上述措施后，机组转速仍不降低，应迅速关闭与汽轮机相连的一切汽门，以切断汽源；

7.4.2.5、必要时可将发电机励磁投入，增加制动力；

7.4.2.6、机组停运后，要求全面检查与修复调节、保安系统的缺陷，否则不允许机组再次启动；

7.4.2.7、机组重新启动时，要注意检查机组的振动情况，在并网前，要求做危急保安器动作试验，动作转速合格后，方允许机组并入电网。

7.5、汽轮机水冲击

7.5.1.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。对于中间再热机组，因主蒸汽温度下降发生水击时，由高压缸进水，就使得负轴向推力增大，所以要重点监视非工作瓦块金属温度。在滑参数启动和停机过程中，由于某种原因调速汽门突然关小，造成汽压升高，则可能使蒸汽管积水。在滑参数停机时，如果降温速度太快而汽压没有相应降低，使蒸汽的过热度很低，就可能在管道内产生凝结水，到一定程度，积水就可能进入汽轮机。

7.5.2.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。

7.5.3.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。

7.5.4.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。

7.5.5.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。

7.5.6.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。汽轮机进水进冷蒸汽的可能性是多方面的，根据不同机组的热力系统，还会有其他水源进入汽轮机的可能性，所以运行人员要根据具体情况进行分析。

为了预防发生水冲击，在运行维护方面着重采取以下措施：

7.5.6.1、当主蒸汽温度和压力不稳定时，要特别注意监视，一旦汽温急剧下降到规定值，通常为直线下降50℃时，应按紧急停机处理。

7.5.6.2、注意监视汽缸的金属温度变化和加热器、凝汽器水位，即使停机后也不能忽视。如果发觉有进水危险时，应立即查明原因，迅速切断可能进水的水源。

7.5.6.3、热态启动前，主蒸汽和再热蒸汽要充分暖管、保证疏水畅通。

7.5.6.4、当高压加热器保护装置发生故障时，加热器不以投入运行。运行中定期检查加热器水位调节装置及高水位报警装置，应保证经常处于良好状态。加热器管束破裂时，应迅速关闭抽汽管上相应的进汽门及止回阀。

7.5.6.5、在锅炉熄火后蒸汽参数得不到保证的情况下，不应向汽轮机供汽。

7.5.6.6对除氧器水位加强监督，杜绝事故发生。

7.5.6.7滑参数停机时，汽温、汽压按着规定的变化率逐渐降低，保持必要的过热度。

7.5.6.8、定期检查再热蒸汽和i、ⅱ级旁路的减温水阀的严密性，如发现泄漏应及时检修处理。

7.5.6.9、只要汽轮机在运转状态，各种保护就必须投入，不准退出。

7.5.6.10、运行人员应该明确，汽轮机在低转速下进水，对设备的威胁更大，此时尤其要注意监督汽轮机进水的可以能性。

7.6、汽轮机油系统事故

汽轮机油系统事故产生的原因：

7.6.1、由于本身机械部分的损伤或破坏导致主油泵工作失常；

7.6.2、由于油系统的管道、阀门、冷却器等部件的安装检修不良，运行中机组振动而松弛，以及储油设备破裂或误操作等原因导致油系统漏油；

7.6.3、由于轴封间隙大、油系统不完善、汽轮机回油室负压过高、轴封冷却器不正常或轴封冷却器不正常或轴封抽汽器容量不足导致油系统进水；

7.6.4、油系统着火。

7.6.5汽轮机油系统事故的现象：

7.6.5.1、油系统压力下降、油量减少及主油泵声音异常；

7.6.5.2、油箱油位降低；

7.6.5.3、轴承油挡漏油，油管振动增加；

7.6.5.4、油系统着火。

7.6.6汽轮机油系统事故的处理：

7.6.6.1、启动辅助油泵，若仍不能维持油压则立即紧急停机。

7.6.6.2、发现油压降低或油箱油位下降时，应立即检查主油泵出口的高、低压油管道及有关管件，并采取有效措施堵漏；

7.6.6.3、检查油箱放油阀是否误开.

7.7、汽轮机轴瓦损坏事故

7.7.1、轴瓦损坏的原因：

7.7.1.1、发生水击或机组过负荷，引起推力瓦损坏；

7.7.1.2、轴承断油；

7.7.1.3、机组强烈振动；

7.7.1.4、轴瓦本身缺陷；

7.7.1.5、润滑油中夹带有机械杂质，损伤乌金面，引起轴承损坏。

7.7.1.6、检修方面的原因；

7.7.1.7、由于安装或检修质量不高，造成轴承受力分配不均，会使过载的轴承造成损坏；

7.7.1.8、油温控制不当，影响到轴承油膜的形成与稳定，严重时会导致轴瓦乌金损坏；

7.7.1.9、运行方面的原因。

7.7.1.10、轴电流的存在，会造成轴承的损坏。

7.7.2事故象征：

7.7.2.1、轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃；

7.7.2.2、主轴瓦乌金温度超过85℃，推力瓦乌金温度超过95℃；

7.7.2.3、回油温度升高且轴承内冒烟；

7.7.2.4、润滑油压下降至运行规程允许值以下，油系统漏油或润滑油泵无法投入运行；

7.7.2.5、机组振动增加。

7.7.3事故处理：在机组运行中发现以上象征且证明机组已发生异常或损坏，应立即打闸紧急停机，检查损坏情况，采取检修措施进行修复。

7.8、汽轮机动静部分摩擦及大轴弯曲

7.8.1事故原因：

7.8.1.1动静部分发生摩擦的原因

7.8.1.2、动静间隙安装、检修调整不当。

7.8.1.3、动静部套加热或冷却时膨胀或收缩不均匀。

7.8.1.4、受力部分机械变形超过允许值。

7.8.1.5、推力轴承或主轴瓦损坏。

7.8.1.6、机组强烈振动。

7.8.1.7、转子套装部件松动油位移。

7.8.1.8、通流部分的部件损坏或硬质杂物进入通流部分。

7.8.1.9、在转子弯曲或汽缸严重变形的情况下强行盘车。

7.8.2引起大轴弯曲的主要原因：

7.8.2.1、动静部分摩擦使转子局部受热。

7.8.2.2、停机后在汽缸温度较高时，由于某种原因使冷水进入汽缸，引起高温状态的转子下侧接触到冷水，局部骤然冷却，出现很大的上下温差而产生热变形，造成大弯曲。据计算结果，当转子上下温差达到至150~200℃时，就会造成大弯曲。

7.8.2.3、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转后，内应力逐渐得到释放，从而使转子产生弯曲变形。

7.8.3、事故象征：

7.8.3.1、机组振动增大，甚至强烈震动。

7.8.3.2、前后汽封处可能产生火花。

7.8.3.4、汽缸内部金属摩擦声音。

7.8.3.5、有大轴挠度指示表计的机组，指示值将增大或超限。

7.8.3.6、若是推力轴承损坏，则推力瓦温度将升高，轴向位移指示值可能超标并发出信号。

7.8.3.7、上下汽缸温差可能急速增加。

7.8.4事故处理方法

通过各种特征，如机组振动大、汽缸内有金属摩擦声或汽封处产生火花等，结合有关表计指示值变化判断是这种事故，应果断地故障停机，不要采取降负荷或降转速继续暖机，以致延误了停机时间而扩大事故，加剧设备的损坏。停机时要记录转子惰走时间，静止后进行手动盘车。如果盘车不动，不要强行盘动，必须全面分析研究，采取适当措施，直至揭缸检查。

7.9、汽轮机叶片损坏与脱落

7.9.1事故原因

7.9.1.1、外来的机械杂质随蒸汽进入汽轮机内打伤叶片。

7.9.1.2、汽缸内部固定零件脱落，如阻汽片、导流环等，造成叶片严重损伤。

7.9.1.3、因轴承或推力瓦损坏、大轴弯曲、胀差超限以及机组强烈振动，造成通流部分动、静摩擦，使叶片损坏。

7.9.2腐蚀和锈蚀损伤

7.9.2.1叶片的腐蚀常发生在开始进入湿蒸汽的各级，这些级段在运行中，蒸汽干、湿交替变化，使腐蚀介质易浓缩，引起叶片腐蚀。另外，长期停机备用的机组往往会因为空气中的潮气或蒸汽漏人机内造成叶片严重锈蚀。

7.9.2.2叶片受到侵蚀消弱后，不但强度减弱，而且叶片被侵蚀的缺口、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，从而使叶片因应力过大或共振疲劳而断裂。

7.9.2.3水蚀损伤

水蚀一般多发生在末几级湿蒸汽区的低压段长叶片上，尤其是末级叶片。受水蚀严重，叶片将出现缺口、孔洞等，叶片强度降低，降低叶片的强度，导致断裂损坏。

7.9.2.4水击损伤

汽轮机发生水击时，前几级叶片的应力会突然增加，并骤然受到冷却，使叶片过载，末几级叶片则冲击负荷更大。叶片遭到严重水击后会发生变形，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，成为叶片断裂的根源。水击有时会使叶片拉筋断裂，改变了叶片连接形式，甚至原来组成的叶片变成单个叶片，改变了叶片振动频率，降低叶片的工作强度，致使叶片发生共振，造成断裂。

7.9.3叶片本身存在的缺陷

7.9.3.1、设计应力过高或结构不合理，如叶片顶部太薄。

7.9.3.2、叶片振动特性不合格。

7.9.3.3、叶片材质不良或错用材料。

7.9.3.4、加工工艺不良。

7.9.4 事故象征

7.9.4.1、汽轮机内部或凝汽器内有突然的响声。

7.9.4.2、当断落的叶片落入凝汽器时，会使凝汽器铜管打坏，使凝汽器内循环水漏人凝结水中，导致凝结水硬度和导电度突然增大，凝结水水位增高，凝结水泵电动机电流增大。

7.9.4.3、机组振动通常会明显变化，有时还会产生强烈抖动，其原因是叶片断裂脱落，使转子失去平衡或摩擦撞击。

7.9.4.4、叶片损坏较多时会使蒸汽通流面积改变，从而同一个负荷的蒸汽流量、监视段压力、调速汽阀等都会改变。

7.9.4.5、如果断落叶片发生在抽汽级处，叶片就可能进入抽汽管道，造成抽汽逆止阀卡涩或进入加热器，使加热器的管子撞击断裂，引起加热器疏水水位升高。

7.9.4.6在停机惰走过程或盘车状态下，有可能听到金属摩擦声，惰走时间缩短；在启动和停机过程中，通过临界转速时机组振动将会明显的变化。

7.9.5 事故处理方法

这种事故发生在汽缸内，只能根据叶片断裂事故可能出现的象征进行综合判断。当清楚的听到缸内发生金属响声或机组出现强烈振动时，应判断为通流部分损坏或叶片断落，则应紧急故障停机，准确记下惰走时间，在惰走和盘车过程中仔细倾听缸内声音，经全面检查、分析研究，决定是否揭缸检查。

7.10、调节系统常见故障原因及分析

调节系统的正常工作，是机组安全运行的重要保证。如果设备中存在某些缺陷不能及时分析发现，将会引起严重后果。为能及时分析判断设备在运行中存在的隐患，现在对一些常见的进行简要分析。

7.10.1、调节系统不能维持空转

调节系统不能维持空转，一般有下列特征：

7.10.1.1同步器位置已调至最低，机组转速仍高于正常稳定转速，甚至超过危急保安器动作转速；

7.10.1.2机组在空转时的转速，跟随主蒸汽参数，凝汽器真空变化；

7.10.1.3油动机呆滞不动，失去正常情况下的脉动现象。

7.10.2. 产生不能维持空转的根本原因是进气量大于需要，或有其他气源入机内，而调节系统失去了减少进汽量的功能。其原因分析如下。

7.10.2.1调节气门漏气

7.10.2.2抽汽逆止阀关闭不严往汽轮机内返汽。

7.10.2.3油动机行程调整不当。

7.10.2.4同步器低限行程不够。

7.10.2.5调速器滑环在调节汽阀关闭方向行程不足。

7.10.2.6调节系统活动部件卡涩。

7.11、机组甩负荷后不能维持空转

在一般情况下机组能维持空转，但在甩负荷后却不能维持空转，机组的动态飞升转速超过危急保安器动作转速。机组转速飞升过高的原因有以下几点：

7.11.1调节汽阀漏气，抽汽止回阀关闭不严或拒动使抽汽往机内返汽。

7.11.2调节系统迟缓率过大，使调节汽阀关闭速度大大滞后于转速的飞升速度。

7.11.3速度变动率过大，机组甩负荷后的稳定转速也就越大，再加上过调量就会使飞升转速增加到不允许的程度。

7.11.4运行方式不合理，由于某种原因造成主油压下降，也会影响调节系统动作迟缓，延长油动机关闭时间，使飞升转速升高。

7.11.5调节系统动态特性不良，与调速器、措油门、油动机等动作灵敏度有关。

7.12、汽轮机带不上满负荷

机组带不到满负荷与调节系统有关的原因如下。

7.12.1同步器高限行程不足或同步器失灵

7.12.2油动机行程不足

7.12.3主汽阀阀芯脱落

7.12.4调节汽门连接脱落或无法打开

8、紧急停车具备的条件

当发生下列情况之一时，应紧急故障停机：

8.1、汽轮机转速上升至3300r/min而危急保安器不动作。

8.2、机组发生强烈振动，振幅达0.08mm以上。

8.3、汽轮机内部清晰的金属磨擦声和撞击声。

8.4、汽轮机发生水冲击或主蒸汽温度10分钟内急剧下降50℃。

8.5、轴封或油挡环严重摩擦、冒火花。

8.6、汽轮发电机组任何一个轴承断油或冒烟，轴承乌金温度急剧上升至105℃或轴承回油温度突然上升至75℃。

8.7、润滑油压下降至0.039mpa，启动备用油泵无效时。

8.8、油系统着火无法扑灭，威胁到机组安全运行时。

8.9、转子轴向位移超过±1.0mm。

8.10、发电机、励磁系统冒烟或着火。

8.11、油箱油位急剧下降到报警值，经补油不能恢复正常时。

8.12、主蒸汽、给水管道爆破，危及机组安全运行时。