汽轮机常见事故处理.docx

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汽轮机常见事故处理

汽轮机运行常见事故及处理

1 汽轮机紧急事故停机 

汽轮机破坏真空紧急停机：

①、转速升高超过3300～3360r/min，或制造厂家规定的上限值，而危急保安器与电超速保护未动作；②汽轮机发生水冲击或汽温直线下降（10min内下降50℃）；③、轴向位移达极限值或推力轴承温度超限而保护未动作；④、胀差增大超过极限值；⑤、油系统油压或主油箱油位下降，超过规定极限值；⑥、汽轮机轴承金属温度或轴承回油温度超过规定值，或轴承冒烟时；⑦、汽轮发电机组突然发生强烈振动或振动突然增大超过规定值；⑧、汽轮机油系统着火或汽轮机周围发生火灾，就地采取措施而不能扑灭以致严重危机设备安全；⑨、加热器、除氧器、等压力容器发生爆破；⑩汽轮机主轴承摩擦产生火花或冒烟；发电机冒烟、着火或氢气爆炸；励磁机冒烟、着火。

汽轮机不破坏真空紧急停机：

①、凝汽器真空下降或低压缸排汽温度上升，超过规定极限值；②、主蒸汽或再热蒸汽参数超限；③、主蒸汽、再热蒸汽、抽汽、给水、凝结水、油系统管道及附件破裂无法维持运行；④、调节系统故障，无法维持运行。

⑤、主蒸汽温度升高（通常允许主蒸汽温度比额定温度高5℃左右）超过规定温度及规定允许时间时。

机组运行中，对于机组轴瓦乌金温度及回油温度出现以下情况之一时，应立即打闸停机：

①任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃时；②、主油瓦乌金温度超过85℃或厂家规定值时；③、回油温度急剧升高或轴承内冒烟时；④、润滑油泵启动后，油压低于运行规程允许值；⑤、盘式密封回油温度超过80℃或乌金温度超过95℃时；⑥、发现油管、法兰及其他接头处漏油、威胁安全运行而又不能在运行中消除时。

汽轮机紧急故障停机的步骤：

①、立即遥控或就地手打危急保安器；②、确证自动主汽门、调速汽门、抽汽止回阀关闭，负荷到零后，立即解列发电机；③、启动辅助油泵；④、破坏真空（开启辅抽空气门或关闭主抽总汽门），并记录转子惰走时间；⑤进行其他停机操作（同正常停机）。

2 凝结器真空下降的现象及处理 

凝结器真空下降的主要特征：

①、凝汽器真空表指示降低，排汽温度升高；②、在进汽量相同的情况下，汽轮机负荷降低；③凝结器端差明显增大；④、凝汽器水位升高；⑤、当采用射汽抽汽器时，还会看到抽汽器口冒汽量增大；⑥、循环水泵、凝结水泵、抽气设备、循环水冷却设备、轴封系统等工作出现异常。

凝结器真空急剧下降的原因：

①、循环水中断；②、低压轴封供汽中断；③、真空泵或抽气器故障；④真空系统严重漏气；⑤、凝汽器满水。

凝结器真空急剧下降的处理：

①、若是循环水泵掉泵或循环水量不足引起，启用备用循环泵；②、若是凝结泵掉泵或热水井水位过高引起，则立即启动备用凝结泵或开大凝结泵出水门；③、若是抽气器喷嘴堵塞，则切换备用抽气器或启用辅抽保持真空，再联系处理；④、若是真空系统泄露引起，可以在泄露处加膨胀补偿节；⑤、若是低压轴封中断，立即查找原因并处理。

凝结器真空缓慢下降的原因：

①、真空系统不严密；②、凝结器水位升高；③、循环水量不足；④、抽气器工作不正常或效率降低；⑤、凝结器铜管结垢；⑥、冷却设备异常。

凝结器真空缓慢下降的处理：

对照仪表指示、设备缺陷、系统特点等多方查找原因，并对症处理。

应避免长时间在低真空下运行，造成设备的损坏。

3 主蒸汽温度下降 

主蒸汽温度下降的影响：

①、在机主出力不变的情况下，将增大进汽量，从而导致末级焓降增大，末级叶片过负荷。

②、末几级蒸汽湿度增大，将加剧末几级长叶片的水冲刷，降低叶片的经济性和安全性，同时也降低其使用寿命；③、蒸汽温度急剧下降，高温部件将产生很大的热应力和热变形。

④、主蒸汽温度降低会导致高压部分的焓降减少，要引起各级的反动度增加，增加机组的轴向推力，推力瓦块温度升高，

机组运行的安全可靠性降低；⑤、蒸汽温度过度降低可能造成汽轮机水冲击事故。

主蒸汽温度下降的处理：

①、主蒸汽温度降低时，提升蒸汽温度；②、主、再热蒸汽温度下降至规程规定值时，开始降负荷。

③、当蒸汽温度下降时，应开启高、中压调速汽门室疏水，高、中压调速汽门后导管疏水门，汽轮机本体疏水门，抽汽隔绝门前疏水门。

④、当主、再热蒸汽温度下降至极限时，故障停机。

⑤、蒸汽温度下降过程中，如果出现温度骤降或在10min内温度下降超过50℃，立即故障停机。

⑥、在蒸汽温度下降过程中，要特别注意胀差、轴位移、振动的变化，超出标准立即故障停机。

⑦、在当蒸汽温度下降时发现汽轮机有进水象征时，按汽轮机进水处理。

4 汽轮机轴向位移增大 

影响汽轮机轴向位移增大的原因：

①、叶片结垢；②、汽轮机进水；③、通流部分过负荷；④、真空降低；⑤、推力轴承损坏；⑥、蒸汽参数变化大；⑦、负荷变化或机组突然甩负荷；⑧、回热加热器停止；⑨、高压轴封严重磨损；⑩、汽轮机单缸进汽。

轴向位移大的处理：

①、发现轴向位移大时，应检查推力轴承温度、推力轴承回油温度（65℃）。

②、倾听机组内部声音，检查轴承振动；③、检查运行工况是否变化，采取相应措施恢复正常。

④、当轴位移达到报警值时，应降低机组负荷；⑤、当推力瓦温度达极限值（95℃）时，应故障停机；⑥、当轴位移达到极限值而保护未动作时，应故障停机。

5 汽轮机大轴弯曲事故

事故现象：

①、机组振动增大、甚至发生强烈振动；②、前后汽封处可能会产生火花；③、汽缸内部有金属摩擦声；④、有大轴扰度指示的机组，大轴扰度指示值增大或超限（转子弯曲度大于0.035mm）；⑤、在推力轴承损坏的情况下，推力瓦温度升高，轴向位移指示值增大；⑥、汽缸上、下缸温差增大等 事故处理：

结合仪表指示及运行工况，判断机组已发生较为严重的故障。

应果断停机，并记录惰走时间。

停机后若转子盘不动，不要强行盘车，以免造成其他部件的更大损坏。

发生这类故障，应揭缸检查处理后，再考虑下次的启动。

预防措施：

①、每次启动前必须认真检查大轴的晃动度，确认大轴弯曲度在允许范围内，一般要求大轴晃动值不超过原始值0.02MM。

②、上下汽缸温差不超过50℃；热态启动时。

轴封系统应先送蒸汽，然后抽真空，一般轴封送汽温度高于轴封段壁温30—50℃。

（禁止转子在不转动的情况下进行暖机和向轴封送汽）。

 ③、汽轮机启动前应充分连续盘车、一般不少于2-4h，无论任何原因停机时，必须立即投入盘车；若转子热弯曲较大时，应先盘车1800，待转子热弯曲消失后再投入连续盘车。

④、机组启动时必须投入有关的仪表和保护装置，如：

转速表、超速保护、轴向位移保护、轴弯曲指示、大轴与轴承振动、汽缸膨胀、胀差、低油压保护、低汽温保护等，并检查大轴绕度、上下缸温差在规定范围内，方可启动。

6 厂用电源中断事故现象及处理 

厂用电源中断事故现象：

机组声音突变，所有照明灯熄灭，事故照明启动；凝汽器循环水压力到零，真空急剧下降；热水水位升高，凝结泵、给水泵、输水泵等停转，事故报警器鸣叫；主抽汽器排水管冒白色蒸汽。

厂用电源中断事故处理：

1、立即启动事故油泵紧急故障停机。

2、冷油器的冷却水倒为备用水源供给，注意各轴承温度的变化。

3、停止主抽气器的运行，复位各电动机开关至停止位置。

4、注意除氧器水位，厂用电来后立即通知化验室送水。

5、厂用电恢复后，依次启动给水泵、循环泵，班长、司机立即组织启动机组（在启动时，为避免二次厂用电中断，辅机不能同时启动）。

7 水冲击事故 

水冲击事故前的象征：

主蒸汽温度急剧降低或主蒸汽温度在10min内降低50℃以上，汽压大幅度摆动；汽轮机声音突变，发生振动，机内有金属声和冲击声；从主蒸汽管道的法兰、轴封、汽缸结合面处冒出白色蒸汽或溅水点；抽汽管发出水击声或振动；推力轴承温度过高，轴向位移增大；汽缸上下温差变大，下缸温度要降低很多。

发生水冲击事故的处理：

①、发生水冲击事故时，应迅速、果断的进行紧急故障停机。

②、及时全开总汽门前后的疏水门、主汽门前后的疏水门、一、二、三段抽汽的疏水门、汽缸的疏水门。

③、在转子惰走内仔细倾听机内声音，检查各轴承的温度、轴向位移和振动情况。

④、准确记录转子惰走时间，对水冲击事故做详细记录。

水冲击事故后，重新开机的基本要点：

①、水冲击事故停机中，确认机组无异音，动静部分无摩擦声；②、各轴承温度，轴向位移，机子振动和转子惰走时间均正常时；③、加强机组疏水并使主蒸汽温度合格，重新开机时要严格检查机组各部情况，发现异常立即停止启动，再次紧急停机。

水冲击事故后，如有下列情况，应严禁机组的重新启动：

①、水冲击事故中和停机后盘车发现机内有异音或摩擦声；②、推力轴承温度升高，轴向位移超过正常运行参数值；③、惰走时间明显缩短，必须停机检查推力瓦，根据推力瓦的摩擦情况，对汽轮机进行揭大盖检查；④、机组有强烈振动，在惰走时间内不消除；  

8 凝结泵自动跳闸处理 

现象：

凝汽器真空下降，汽机负荷下降；凝结泵的电流、流量指示位零；跳闸凝结泵的开关绿灯闪光，

自启动凝结泵的开关红灯闪光。

处理：

①、若备用凝结泵自启动成功，复位各开关，调整运行参数至正常。

②、若备用凝结泵自启动不成功，手动启动备用凝结泵（无备用凝结泵，强制启动已跳闸凝结泵），若手动启动不成功，按下表规定降低汽机负荷运行，同时联系电气人员就地手动合凝结泵空气开关。

③、若汽机真空降至停机极限值时，应立即停机，启动直流油泵。

9 汽轮机发生超速损坏事故 

汽轮机发生超速事故的原因：

①、汽轮机调节系统存在缺陷（调速系统迟缓率最大不应超过0.5%）；②、超速保安系统故障（危急保安器动作转速为额定转速的110%～112%）；③、运行操作、调整、维护不当。

汽轮机发生超速事故的现象：

①、功率表指示到零；②、转速表或频率表指示值超过红线数字并连续上升；③、机组声音异常，振动逐渐增大；④、主油压迅速升高，离心式主油泵机组上升更为显著。

 汽轮机发生超速事故的处理：

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；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；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；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；⑤、必要时可将发电机励磁投入，增加制动力；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、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。

10 汽轮机油系统事故 

汽轮机油系统事故产生的原因：

①、由于本身机械部分的损伤或破坏导致主油泵工作失常；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；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；④、油系统着火。

汽轮机油系统事故的现象：

①、油系统压力下降、油量减少及主油泵声音异常；②、油箱油位降低；③、轴承油挡漏油，油管振动增加；④、油系统着火。

汽轮机油系统事故的处理：

①、启动辅助油泵，若仍不能维持油压则立即紧急停机。

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；③、检查油箱放油阀是否误开. 

11 汽轮机轴瓦损坏事故 

轴瓦损坏的原因：

①、发生水击或机组过负荷，引起推力瓦损坏；②、轴承断油；③、机组强烈振动；④、轴瓦本身缺陷；⑤、润滑油中夹带有机械杂质，损伤乌金面，引起轴承损坏。

⑥、检修方面的原因；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；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；⑨、运行方面的原因。

⑩、轴电流的存在，

会造成轴承的损坏。

事故象征：

①、轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃；②、主轴瓦乌金温度超过85℃，推力瓦乌金温度超过95℃；③、回油温度升高且轴承内冒烟；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；⑤、机组振动增加。

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。

12 叶片断落事故 

事故象征：

①、汽轮机内部或凝汽器内部产生突然的声响；②、当断落的叶片落入凝汽器时，会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；③、机组振动包括振幅和相位通常会明显变化，有时会产生瞬间强烈抖动，有时只有在启动、停机过程中的临界转速附近，机组振动会出现明显增大；④、在同一负荷下蒸汽流量、调节汽门开度、监视段压力都会发生变化；⑤、若断落叶片发生在抽汽部位，则会造成抽汽止回阀卡涩或使加热器管子受撞击损坏，引起加热器疏水水位升高；⑥、在停机惰走过程或盘车状态下，能听到金属摩擦声，惰走时间缩短；⑦、转子掉落叶片后，其平衡情况及轴相推力要发生变化，有时会引起推力瓦温度和轴承回油温度升高。

事故处理：

根据以上现象进行综合判定，当清楚听到汽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

汽缸内声音。

汽轮机常见事故分析及处理

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。

因此机组在运行中发现真空下降时必须采取如下措施：

 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。

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。

3）应启动备用射水轴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，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。

（一）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。

（二）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；避免超速的发生，重在预防，为此应采取如下措施：

（1）对调节保安系统的一般要求

1）各超速保护装置均应完好并正常投入；

2）在正常参数下调节系统应能维持汽轮机在额定转速下运行； 

3）在额定参数下，机组甩去额定负荷后，调节系统应能将机组转速维持在危急保安器动作转速以下：

4）调节系统的速度变动率应不大于5％，迟缓率应小于O．2％（大机组）；  

 5）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；   

6）调节保安系统的定期试验装置应完好可靠。

（2）调节保安系统定期试验：

  1）调节保安系统定期试验是检查调节保安系统是否处于良好状态，在异常情况下是否能迅速准确动作，防止机组严重超速的主要手段之一。

有关定期试验要按规定进和行。

  2）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。

  3）机组每运行2000h后应进行危急保安器充油试验。

部分200MW机组在高压缸胀差超过+3mm时进行危急保安器充油试验，可能出现危急保安器杠杆脱不开，而造成机组跳闸。

   4）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。

  5）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。

  6）大修前后应进行汽门严密性试验。

  7）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。

  （3）防止汽门卡涩的措施：

  1）汽轮机严重超速事故大多数是由于汽门卡涩等原因不能及时严密关闭而引起的。

防止汽门卡涩，保证其能迅速严密关闭，是防止严重超速事故的关键。

   2）高、中压自动主汽门错油门下部节流旋塞应拧紧冲捻固定。

  3）调节汽门凸轮间隙及调节汽门框架与球形垫之间间隙应调整适当，以保证在热态时调速汽门能关闭严密，关可在热态停机后检查凸轮是否有一定间隙来核对冷态凸轮间隙是否适当。

  4）大修中应检查门杆弯曲和测量阀杆与套简间隙，不符合标准的应进行更换或处理。

   5）检修中检查门杆与阀杆套是否存在氧化皮。

对较厚的氧化皮应设法清除，氧化皮厚的部位可用适当放大间隙的办法来防止卡涩。

  6）检修中应测量主汽门及各调节汽门预启阀行程，并检查是否卡涩。

如有卡涩，必顺解体检查处理。

解体时应彻底除去氧化皮，阀蝶与阀座接触部分的垢迹及氧化皮也应认真清理，并且用红丹油作接触检查。

  7）蒸汽品质应符合要求，防止门杆结垢卡涩。

  8）阀座松动、抬起、导致门杆跳动，甚至运行中门杆断裂。

   （4）对油系统的要求：

 1）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。

 2）机组安装时油系统的施II艺与油循环要求应符合（84）基火字第145号文《汽轮发电机油系统施II艺暂行规定》的要求。

3）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24h，以提高防锈效果。

4）为防止大量水进入油系统，应采用不易倒伏的汽封型式。

汽封间隙应调整适当，汽封系统设计及管道配置合理，汽封压力自动调节正常投入。

  5）前箱、轴承箱负压不宜过高，以防止灰尘及水、汽进入油系统。

一般前箱、轴承箱负压以12～20mm水柱为宜（或轴承室油档无油及油烟喷出即可）。

  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。

对此，设计和运行部门必须高度重视。

关于汽轮机进水事故，应以预防为主，若运行中一旦发生，必须采取迅速果断的措施进行处理。

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

防措施。

（一）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