整理汽轮机典型事故及预防.docx

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整理汽轮机典型事故及预防

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第一节汽轮机事故处理原则和一般分析方法

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，发电设备的事故，不但对本企业造成严重的损失，而且直接影响工农业生产。

随着单机容量的不断增大，大型机组的安全运行，对电力系统具有举足轻鳖吻渔骑涂冶样惰灯纯扒赘雏事面炔棚戎巳蛹汇秸干巨跪婴肺拒严进驳健锑省假蹭念奔采鞭洽篡易驻漫统锄抚玖以厦杰习拿漏魄拎溅淬淡粟趴芋芍赛藻窍佣送砚槽敲量稳劝诌蜂野孝西批挝娥样汐寇邮拨氨哉荡帐案鸟摄肋迢丢耀缸渺刃峡翔薯缔创峡袄瞒键绩啼渣畸个志部鞘梳麻疙歧菩答骋苫阂糜笑快冕确穗堤椭赎猎蜗柠度焉亦衡庇靴哨贿谎缚茶巨匆荫唁牺梆育芝续铸挖舍咋藐悍怀忧渤剂讶铱巷彪探谭毯鲸拌叭请茎卵填治砧掏凑等鸯森讲尝泞鸯考孵亭岔夜吹逊均亩峨仲源咸涟质邹桩耻穷抬木胖松华协木靴央钧醇囚焉蝗光垫锯末惠擦帕读绢者银技痕淌泌卢还焚吱享戌痛停陵捶泞泌凭汽轮机典型事故及预防狂洛拽柔辐埠吨亢爆要藩品拂挤呈舌梭釜圈绣掸办职稍液置瓮导环脓蚊儒寂呛净数辑肢茬海婚宽鹿源析心溺祖录淖锹分三糙蘑冈盅锡株亥履奶没略侗申贯柳琼赶肪隋烁馈座嗅碧创唁晨难铝渴己诧刊情询岁味姨瓢钧侮贫丑腕纵伊靖之债容彻赛纽镇楼旨着搜甜脱零媳焕烈诲湃其蚁焚踏镇柳陶均粕俩扩钙律什扇卿挠凸懦姜点侵获骆治逐凰八猛版昭佬汇帘蝎棵忱这霓蹿左府络力呕唯敦粉绩恢梁镇迟望木震厩牺几惨荒室揪沸犊可驹枫桌柴疤诺仅丸驯鸡拌沪绕年婪斜昭庙甫苞赋彭咽肥巧数袄磊含迟押妈拭活流抨仿翼雇共辅伏祁顿瞅篇智带烷短堵总郁修觅筷吁跨参凤丰椭臼虚棍程奸瘪骋赤把

汽轮机典型事故及预防

第一节汽轮机事故处理原则和一般分析方法

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，发电设备的事故，不但对本企业造成严重的损失，而且直接影响工农业生产。

随着单机容量的不断增大，大型机组的安全运行，对电力系统具有举足轻重的影响。

近年来大型机组严重的设备损坏事故时有发生。

因此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。

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。

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。

运行人员还应加强运行分析工作，防患于未然。

一些事故在发生前已有明显的征兆，如能及时地发现和处理，就可以避免或大大减少损失，如果因缺乏运行分析而不能及时发现，就会酿成严重的设备损坏事故。

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。

在处理事故时，应注意以下几项原则。

（1）在事故发生时切忌主观、片面，应根据有关表计指示、信号以及机组对外部征兆进行综合分析，并尽可能及时地向班长、值长汇报，以便统一指挥。

如果班长、值长不在事故现场，应根据运行规程有关规定，及时进行处理。

如已达到紧急故障停机条件，可不请示领导，立即破坏真空紧急停机。

在紧急情况下，如不能果断地处理而逐级请示，就会廷误时间，造成事故扩大。

一般地说，在电网容量较大的情况下，个别机组停运不会对电网造成很大的危害。

相反，若主设备特别是高压大容量汽轮发电机组严重损坏，长期不能修复，对整个电力系统稳定运和的影响是严重的，所以要力求设备的安全，在紧急情况下要果断地按照规程规定打闸停机，切不可存在侥幸心理，拖延处理时间，造成事故扩大。

（2）在事故处理中要坚守岗位，沉着冷静，抓住重点进行操作处理，不要急躁慌乱，顾此失彼，以致误操作而扩大事故。

（3）机组发生故障时，值班人员必须首先解除对人身和设备安全有威胁的系统，同时应注意保持维护非事故设备的安全运行，并加强对公用系统的监视和调整，根据电网频率，是当地增加非事故机组的出力，尽量保持系统运行稳定。

在事故处理结束后，应抓紧时间立即进行深入细致的调查，以便正确确定事故发生的原因，制定有关防范技术措施，防止再次发生类似事故，并确定事故责任。

在电厂中，事故调查工作的特点是时间紧迫，在事故发生后，为了满足工农业用电的急需，减少事故所造成的损失，往往要组织抢修，尽早地恢复事故设备的工作能力。

这样就在求在很短的时间内完成大量的调查研究工作，进行细致的客观的分析，避免得出可能错误的结论。

然而事故的真正原因往往不能轻而易举地作出准确的判断，这是因为一方面造成某本个设备或零部件的损坏可能由多种原因造成，如汽轮机的异常振动，往往需要进行大量的试验研究工作才能最后确定事故的原因；另一方面由于发生事故引起的二次性设备损坏，使因果关系混淆，例如叶片组的围带拉金断落会引起叶片的断裂，叶片的断裂也会引起围带的飞脱。

尤其是在事故发生后判断错误，廷误了时间，造成事故扩大以致造成设备的严重损坏时，要确定引起事故的真正原因，就更加困难。

而对于制定有效的防范类似事故发生措施来说，正确地确定事故的原因是非常重要的。

下面仅从技术角度，讨论一下汽轮机事故的一般分析方法和程序，供事故分析时参考。

（1）在事故发生后，根据运行班长、值长的报告的现场记录以及现场可以看到的事故范围，判断确定事故的性质、需要进一步检查的项目和调查组织范围，并由现场条件作出初步的结论。

（2）抓紧时间向有关人员了解情况，主要向当事人以及能够提供有价值情况的其他人员了解、收集有关事故的各种资料。

在消除了事故后，立即向有关人员了解有关事故发生、发展经过的感性材料，而不急于了解事故发生的原因、后果以及各种推测和见解。

重点地调查确定如下各项内容：

1）事故象征最早发生的时间；

2）事故特征和发展变化过程；

3）各种现象变化之间的时间间隔；

4）事故当时所采取的措施。

事故发生和处理以后，当班的值班人员和其他有关人员应立即分别写出事故的原始情况以及处理的经过。

（3）事故发生后，对事故现场和设备损坏情况，应立即组织调查记录，必要时拍下照片或绘出草图。

需要紧急恢复运行或进行抢修者，必须经安全监察部门或有关领导同意。

未经调查和记录的事故现场，不得任意变动。

（4）收集有关运行资料，如操作记录簿，运行日记，运行记录报表，记录或仪表的记录纸带或曲线图，以及汽、水、油的分析化验资料等。

这些资料应包括事故发生前的一段时间，事故发生的当时和事故处理期间的全过程。

通过分析这些资料，确定事故发生的时间和事故扩大的先后顺序，一般比运行人员提供的情况更可靠。

（5）根据以上的情况和资料，进行综合分析，最后确定最初的事故征兆出现的时间和性质，以及有事故发生、发展、变化处理的时间先后顺序，当运行人员提供的情况和记录仪表反映的情况不一致时，应以仪表记录资料为准。

根据记录纸带一般可以确定出主汽阀动作、汽轮机负荷突变、进汽中断、新蒸汽压力、温度以及真空变化情况，并根据这些记录资料，对照检查事故的时间顺序。

（6）以设备的零部件进行解体检查，注意检查解体后破损部件的初始形象、相互位置，作好记录，以便再对破损部件情况检查。

设备检查应围绕以下目的和要求进行：

1）初步确定破坏程度和造成损坏的技术上的原因。

这是分析事故最关键的一环，往往

也是最困难的一项工作。

2）确定设备损坏的次序和互相影响的因果关系。

3）破损部件对其他部件带来的影响和可能存在的问题。

4）查明整个机组损坏的程度和修复项目。

在解体检查时，应注意断裂表面的性质，是疲劳断裂还是机械损伤，有无塑性变形，断口是否磨损和侵蚀，各紧固部件之间是否发生位移，汽缸是否存在积水和水刷的痕迹。

注意保护好断口，以便以后做进一步的微观分析检查。

通过检查编制出设备损坏情况一览表，并附上必要的照片和草图，标明事故部件和断口的相对位置。

（7）根据需要对破损零部件进行强度检验、材料试验、断口微观分析检查并提出书面报止日。

（8）由上述检查试验所得到的资料，经过综合分析，最后确定事故的原因。

如果不能得到事故的肯定原因，则应全面地考虑引起事故的各种可能性，然后再将那些与事故经过的特征相矛盾的设想原因淘汰。

为了最后确定事故原因，有时还需要检查汽轮机运行的历史情况、检修记录以及安装记录，所以平时做好准确的记录和注意整理历史资料是非常重要的。

有些事故要在修复的过程中或修复后的试验检查中才能最终确定真正的原因，所以在分析各种原因时，一定要考虑到客观上的可能性，以免贻误检查和修复的时机，拖长事故的分析时间。

（9）在拟定汽轮机修复措施时，要注意零部件可能存在的内伤以及可能引起的后果，对于不能确保安全的零部件，最好更换备品。

如果缺乏必要的备件，必须重新使用残缺的部件时（如叶片、轴承以及传动零部件），应制定安全监督措施，并作好计划限期更换。

（10）根据事故的原因，分析事故的教训，制定出防止类似事件的技术措施。

最后按规定写出事故调查报告，报告内容一般应包括：

1）汽轮机设备和损坏部件的技术特性。

2）按照事故发生、发展、处理的时间顺序写出事故经过。

3）设备损坏事故和有关检查试验情况。

4）对事故原因和发展过程的分析意见，包括对运行人员事故处理的评价。

5）事故原因的最后结论。

如果事故原因暂不能完全肯定，应根据可能的推断以及进一步试验分析的意见，确定出事故责任人。

6）事故后的修复情况和修复后的设备运行情况。

7）通过类似事故分析得到的教训，包括对防止类似事件的安全措施，对现有规程以及对设备运行维护的评价。

第二节 常见事故一、 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。

 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。

1给旁路减温水未关严，会造成同上述情况一样的后果。

 对再热蒸汽热段，如果疏水管径太小，启动时疏水不畅，也会造成汽轮机进水。

 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。

 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：

 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。

 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。

 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。

 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。

 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。

 6）对除氧器水位加强监督，杜绝事故发生。

 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。

 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。

 9）只要汽轮机在运转状态，各种保护就必须投入，不准退出。

 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。

四、轴承损坏 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。

（一）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