汽轮机运行常见事故和处理 于占海.docx

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汽轮机运行常见事故和处理于占海

电力生产的基本方针是“安全第一，预防为主，”因为发电厂发生事故，尤其是发电设备的严重损坏事故，不但对本企业造成严重的经济损失，而且会对国民经济和人民生活带来重大的损失。

汽轮机的发展，不仅参数不断提高，容量不断增大，而且自动控制，安全保护方面也达到相当完善和可靠的程度。

但是在运行时，汽轮机仍受到各种程度的事故威胁。

由于几组参数高，容量大，一旦发生事故，损失特别重大，所以，尽量避免发生事故和正确处理事故，保障汽轮机的安全运行，时发电厂的头等任务。

在运行中，往往是事故一旦发生，各种不正常德现象一时并发，错综复杂，似乎使人难以找出事故的真正原因。

但是，实际上任何一次事故的发生，尽管有各种原因，但总有一，二个主要的或根本的原因。

找出了主要原因，事故就不难消除。

较广义地讲，汽轮机事故应该包括汽轮机主机事故和汽轮机厂房中同汽轮机主机有关的系统事故。

这些系统有：

凝结水系统、给水系统、循环水系统、旁路系统、凝汽器和真空抽气系统、汽轮控制系统系统等。

一、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和否有直接的关系。

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

二、常见事故及处理

（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。

（二）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。

（三）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。

三、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。

　　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。

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，应迅速关闭和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，要求全面检查和修复调节、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。

四、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。

　　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。

五、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.

六、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和稳定，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。

七、汽轮机动静部分摩擦及大轴弯曲

事故原因：

1）动静部分发生摩擦的原因

①、动静间隙安装、检修调整不当。

②、动静部套加热或冷却时膨胀或收缩不均匀。

③、受力部分机械变形超过允许值。

④、推力轴承或主轴瓦损坏。

⑤、机组强烈振动。

⑥、转子套装部件松动油位移。

⑦、通流部分的部件损坏或硬质杂物进入通流部分。

⑧、在转子弯曲或汽缸严重变形的情况下强行盘车。

2）引起大轴弯曲的主要原因：

　　①、动静部分摩擦使转子局部受热。

　　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。

　　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。

事故象征：

1）机组振动增大，甚至强烈震动。

2）前后汽封处可能产生火花。

3）汽缸内部金属摩擦声音。

4）有大轴挠度指示表计的机组，指示值将增大或超限。

5）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。

6）上下汽缸温差可能急速增加。

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。

八、汽轮机叶片损坏和脱落

事故原因

1）机械损伤

①、外来的机械杂质随蒸汽进入汽轮机内打伤叶片。

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。

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。

2）腐蚀和锈蚀损伤

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。

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。

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。

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。

5）叶片本身存在的缺陷

①、设计应力过高或结构不合理，如叶片顶部太薄。

②、叶片振动特性不合格。

③、叶片材质不良或错用材料。

④、加工工艺不良。

6）运行维护原因

①、电网频率变动超出允许范围、过高、过低都有可能使叶片振动频率进入共振区，产生共振而使叶片断裂。

②、机组过负荷运行，使叶片的工作应力增大，尤其是最后几级叶片，蒸汽流量增大，各级焓降也增加，使其工作应力增加很大而严重超负荷。

③、主蒸汽参数不符合要求，频繁而较大幅度的波动，主蒸汽压力过高，主蒸汽温度偏低或水击，以及真空过高，都会加剧叶片的超负荷或水蚀而损坏叶片。

④、蒸汽品质不良使叶片结垢、腐蚀，叶片结垢后将使轴向推力增大，引起某些级过负荷。

腐蚀容易引起叶片应力集中或材质的机械强度降低，都能导致叶片损坏。

⑤、停机后由于主蒸汽或抽汽系统不严密，使汽水漏人汽缸，时间一长，使通流部分锈蚀而损坏。

事故象征

1）汽轮机内部或凝汽器内有突然的响声。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

九、调节系统常见事故原因及分析

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。

（一）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：

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；

2）机组在空转时的转速，跟随主蒸汽参数，凝汽器真空变化；

3）油动机呆滞不动，失去正常情况下的脉动现象。

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。

1）调节气门漏气

2）抽汽逆止阀关闭不严往汽轮机内返汽。

3）油动机行程调整不当。

4）同步器低限行程不够。

5）调速器滑环在调节汽阀关闭方向行程不足。

6）调节系统活动部件卡涩。

（二）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：

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。

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。

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。

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，