汽轮机常见事故.docx
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汽轮机常见事故
汽轮机常见事故
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，则常常是和轴向位移事故联系在一起的。
当正向或负向推力超过推力瓦承载能力时，或推力瓦油膜破坏时，都将发生推力瓦烧损事故。
造成推力瓦烧损的原因一般有以几个方面：
1）汽轮机发生水击或蒸汽温度下降处理不当。
2）由于蒸汽品质不良，叶片结垢。
3）机组突然甩负荷或中压缸汽门瞬间误关。
4）油系统进入杂质，使推力瓦油膜破坏。
推力瓦烧损的事故主要表现为轴向位移增大，推力瓦乌金温度及回油温度升高，外部象征是推力瓦冒烟。
当发现轴向位移逐渐增加时，应迅速减负荷使之恢复正常，特别注意检查推力瓦块金属温度和回油温度，并经常检查汽轮机运行情况和倾听机组有无异音，测量振动。
（二）支持轴承烧损的原因及处理
支持轴承烧损的原因主要是润滑油压降低，轴承断油，个别是情况也有电流击穿油膜，油质不良或油温过高，使油膜破坏。
轴承断油的原因如下：
1）运行中进行油系统切换时发生误操作，而对润滑油压未加强监视，使轴承断油，造成烧瓦。
2）机组定速后，停调整速油泵时未注意监视油压，射油器因进空气而工作失常，使主油泵失压，润滑油压降低而又未联动，几个因素合在一起，使轴承断油，造成群瓦烧损。
3）油系统积存在大量空气未及时排除，使轴瓦瞬间断油。
4）汽轮发电机组在启动和停止过程中、高、低压油泵同时故障。
5）主油箱油位降到零以下时，空气进入射油器，使油泵工作失常。
6）厂用电中断，直流油泵不能及时投入，如保险熔断，直流电源或油泵故障等。
7）安装或检修时，油系统存留棉球等杂物，使油管堵塞。
8）轴瓦在检修中装反，运行中移位。
9）机组强烈振动，轴瓦乌金研磨损坏。
轴瓦烧损的事故现象是：
轴瓦乌金温度及回油温度急剧升高，一旦油膜破坏，机组振动增大，轴瓦冒烟。
此时应立即手打危急保安器，解列发电机。
为减轻轴瓦损坏程度，遇到下列是情况之一时，也应立即打闸停机：
1）任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高超过70℃。
2）轴瓦乌金温度超过90℃。
3）润滑油压下降到O．04Mpa，启动交、直流油泵无效。
为防止轴瓦烧损，应采取如下技术措施：
1）为保证油泵和联动装置的可靠性，润滑油泵的电源必须可靠，调速油泵和交流润油泵的电源由两段厂用电分供，以防两台油泵同时失去电源。
机组运行中，高压油泵、交流油泵、直流油泵和低油压保护装置应定期进行试验，保证可靠好用。
在每次机组启动前，要进行油压联动试验。
在正常停机前要先试验交、直流油泵，确认其良了后，再进和停机。
直流润滑油泵和直流密封油泵故障应及时修复。
直流润滑油泵电源保险丝，在许可的情况尽量选用较高等级。
机组大、小修后，均应进行直流油泵的带负荷启动试验。
调速油泵和润滑油泵工作失常时，按下述原则处理：
在汽轮机启动过程中，调速油泵发生故障时，应迅速启动交流润滑油泵，停止故障油泵，并停止汽轮机的启动。
打闸停机过程中，交流润滑油泵发生故障时，应迅速启动直流油泵，继续停机。
停机时发现交、直流润滑油泵都故障时，应保持主机在正常下继续空负荷运行，直到一台油泵修复为止，此时故障泵应设法迅速立即修复。
2）为防止油系统切换时发生误操作，冷油器油侧进、出油门应有明显的禁止操作的警告牌。
在进行油系统操作时，如串联与并联运行方式的切换，投入备用冷油器或滤油器等必须按事先填好的操作票逐项进行，并注意将容器内的空气排净。
操作时由汽轮机运行负责人监护，操作人与司机密切配合，注意监视油压、油温、油流。
机组启动前向系统供油时，应首先启动交流润滑油泵，缓慢开出口门，通过充油门排除调速系统积存的空气，然后再启动调速油泵。
在启动盘车前，要确认油压、油温、油流正常。
3）机组启动定速后，停用调速油泵时，要缓慢地关闭出口门，设专人监视主油泵出口油压和润滑油压的变化。
发现油压降低时，立即通知操作人员开启油泵出口门，查明原因，采取相应措施。
4）安装或检修时，对有可能发生位移的瓦胎，应加止动装置。
切实防止轴瓦位置装错油孔不对，加堵板不拆或有棉纱布等杂物留在油系统内。
5）汽轮机轴承应装有防止轴电流的装置，保证轴瓦乌金温度及润滑油系统内各油温测点指示准确。
五、通流部分
动静磨损中间再热式汽轮机，参数高、容量大、汽缸数目多，又有内外缸之分，因此汽缸和转子的膨胀关系比较复杂。
汽轮机通流部分的磨损，一般发生在机组启、停和工况变化时，产生磨损的主要原因是：
汽缸与转子不均匀加热和冷却；启动与运行方式不合理；保温质量不良及法兰螺栓加热装置使用不当等。
动静部分在轴向和径向磨损的原因，往往很难绝对分开，但仍然有所区别。
在轴向方面，沿通流方向各级的汽缸与转子的温差并非一致，因而热膨胀也不同。
在启动、停机和变工况运行时，转子与汽缸膨胀差超过极限数值，使轴向间隙消失，便造成动静部分磨损，在消失的时候，便产生汽封与转子摩擦，同时又不可避免地使转子弯曲，从而产生恶性循环。
另外，机组振动大和汽封套变形都会引起径向摩擦。
通流部分磨损事故的征象和处理如下：
转子与汽缸的相对胀差表指示超过极值或上下缸温差超过允许值，机组发生异常振动，这时即可确认为动静部分发生碰磨，应立即破坏真空紧急停机。
停机后，如果胀差及汽缸各部温差达到正常值，方可重新启动。
启动时要注意监视胀差和温度的变化，注意听音和监视机组的振动。
如果停机过程转子惰走时间明显缩短，甚至盘车启动不起来，或得盘车装置运行时有明显的金属摩擦声，说明动静部分磨损严重，要揭缸检修。
为了防止通流部人磨损，应采取如下措施：
1）认真分析转子和汽缸的膨胀关系。
2）在启动、停机和变工况下，加强对胀差的监视。
3）在正常运行中，由于某种原因造成锅炉熄火，应根据蒸汽参数下降情况和胀差的变化，将机组负荷减到零。
4）合理调整通流部分间隙。
5）防止上下缸温差过大和转子热弯曲，以防振动过大等。
6）正确使用汽封供汽、防止汽封套变形。
7）调整节级导流环必须牢固可靠，保证挂耳的焊接质量。
六、汽轮机叶片损坏
汽轮机发生的事故中，由于叶片的损坏而导致的事故占主要部分。
所谓叶片事故，通常指叶片的断裂，拉金和围带断裂，铆头断裂以及叶轮损坏等。
叶片在运行中的损坏是各式各样的，引起叶片损坏的原因也是多方面的，本节介绍常见叶片事故发生时的征象、原因及预防措施。
（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等与功率的关系部将发生变化。
4）若叶片落入凝汽器，则会交凝汽器的铜管打坏，使循环水漏入凝结水中，从而表现为凝结水硬度和导电度突增。
5）若机组抽汽部位叶片断落，则叶片可能进入抽汽管道，使抽汽止回阀卡涩，或进加入热器使管子损坏，导致水位升高。
6）停机过程中，听到机内有金属摩擦声，惰走时间减少。
7）在停机蔌升速过程中越过临界转速时，机组振动有明显的增大或变化。
（二）叶片损坏的原因叶片损坏的原因很多，但不外乎下列三个方面：
1．叶片本身的原因:
1）振动特性不合格。
由于叶片频率不合格，运行时产生共振而损坏者，在汽轮机叶片事故中为数不少。
如果扰动力很大，甚至运行几个小时后即能发生事故。
这个时间的长短，还和振动特性、材料性能以及叶片结构、制造加工质量等有关。
2）设计不当。
叶片设计应力过高或栅结构不合理，以及振动强调特性不合格等，均会导致叶片损坏。
个别机组叶片甚薄，若铆钉应力较大，则铆装围带时容易产生裂纹。
叶片铆头和围带汤裂事故发生的情况也不在少数。
3）材质不良或错用材料。
材料机械性能差，金属组织有缺陷或有夹渣、裂纹等，叶片经过长期运行后材料疲劳性能及衰减性能变差，或因腐蚀冲刷机械性能降低，这些都导致叶片损坏。
4）加工工艺不良。
加工工艺不严格，例如表面粗糙度不好，留有加工刀痕，扭转叶片的接刀处不当，围带铆钉孔或拉金孔处无倒角或倒角不够或尺寸不准确等，能引起应力集中，从而导致叶片损坏。
有时低压级叶片为了防止水蚀而采用防护措施，当此措施的工艺不良时能使叶片损坏。
国内由于焊接拉金或围带安装工艺不良引起的叶片事故较多，应引起重视。
2．运行方面的原因：
1）偏离额定频率运行。
汽轮机叶片的振动特性都是按运行频率为50HZ设计的，因此电网频率降低时，可能使机组叶片的共振安全率变化而落入共振动状态下运行，使叶片加速坏和断裂。
2）过负荷运行。
一般机组过负荷运行时各级叶片应力增大，特别是最后几级叶片，叶片应力随蒸汽流量的增大而成正比增大外，还随该几级焓隆的增加而增大。
因此机组过荷运行时，应进行详细的热力和强度核算。
3）汽温过低。
新蒸汽温度降低时，带来两种危害：
一是最后几级叶片处湿度过大，叶片受冲蚀，截而减小，应力集中，从而引起叶片的损坏；二是当汽温降低而出力不降低时，流量热必增加，从而引起叶片的过负荷，这同何况能引起叶片损坏。
4）蒸汽品质不良。
蒸汽品质不良会使叶片结垢，造成叶片损坏。
叶片结垢使通道减小，造成级焓降增加，叶片应力增大。
另外结垢也容易引起叶片腐蚀，使强度降低。
5）真空过高或过低。
真空过高时，可能使末级叶片过负荷和湿度增大，加速叶片的水蚀，容易引起叶片的损坏。
另外，真空过低仍维持最大出力不变时，也可能使最后几级过负荷而引起叶片损坏。
6）水冲击。
运行时汽轮机进水的可能性很多，特别是近代大容量再热机组，由于汽水系统
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