汽轮机汽缸进水主要原因及防范措施

防止汽轮机进水进冷汽事故技术措施1 目的为了防止汽轮机进水或进冷蒸汽发生重大设备损坏事故的发生，根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》，结合12MW汽轮机制定防止汽轮机进水或进冷蒸汽措施。

2 范围本措施适用于12MW汽轮机。

3 内容3.1 水或冷蒸汽来源汽轮机进水或进冷蒸汽大多发生在机组启动、停机、机组跳闸和大幅度负荷变化情况下，有时也会发生在正常负荷稳定工况。

3.1.1 来自锅炉及主蒸汽系统主要来自于：汽包严重满水；主蒸汽管道积水；过热器减温水；主蒸汽温度突降等。

3.1.2 来自抽汽回热系统该系统是防进水保护重点，主要来自于加热器疏水系统。

3.1.3 来自轴封蒸汽系统该系统防进水措施不可能纳入保护中，只能在监视上、操作上给予完成。

主要来自于管道疏水、低压轴封减温水、轴封加热器以及低压加热器疏水系统。

温热态启动必须先投轴封后抽真空，防止汽轮机进冷气。

3.1.4 汽轮机本体疏水反窜。

3.1.5 除氧器严重满水。

3.2 汽轮机进水进冷汽现象3.2.1 汽机上、下缸温差增大；汽缸热膨胀减小。

3.2.2 机组负荷晃动，调节级压力摆动增大。

3.2.3运行机组声音异常并伴有金属摩擦声或撞击声，振动异常上升，汽机轴向位移异常。

并可能伴有主蒸汽温度突降，加热器满水，除氧器满水，凝汽器满水，轴封带水等异常情况，现场可能出现自动主汽门、调门或电动主汽门等门杆法兰或汽封冒白汽。

3.2.4 主蒸汽管道或抽汽管道可能有水击声或剧烈振动。

3.2.5轴向位移变化较大，推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧升高。

3.2.6 汽缸及转子金属温度突然下降。

3.2.7 转子盘车期间盘车电流明显增大或盘车跳闸，汽封有明显摩擦声；3.3 防范措施3.3.1 机组启动前必须检查系统及设备符合以下要求，否则禁止启动。

3.3.1.1主蒸汽、抽汽管道疏水、轴封管道及汽缸本体疏水接管正确，疏水联箱或扩容器的标高应高于凝汽器热水井最高标高，疏水管道应按压力顺序接入联箱或扩容器，并向低压侧倾斜45°，保证疏水畅通。

浅论如何防止汽轮机进水进冷汽[摘要]为保障汽轮机的安全运行，本文剖析了汽轮机进水进冷汽发生的原因，进而从监视蒸汽温度，监视汽缸上下缸温度，监视加热器、除氧器、凝汽器、汽包水位，保证疏水系统畅通等四个方面提出防止汽轮机进水进冷汽的预防措施。

[关键词]汽轮机、进水进冷汽危害、预防措施中图分类号：u664.113 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）09-0146-01随着超高压、大容量汽轮机，尤其是大型再热机组的大量出现，造成国内外多次发生因进水或进冷汽造成设备损坏的事故。

因此，防止汽轮机进水进冷汽，对保证汽轮机安全运行尤为重要。

一、汽轮机进水进冷汽的发生汽轮机因进水或进冷汽可能会引起推力瓦磨损、叶片断裂、动静摩擦、大轴弯曲、汽缸变形、汽缸结合面泄漏等事故。

因水的密度比蒸汽大得多，如果水进入汽轮机，则水在喷嘴内不能获得足够的的加速，出喷嘴时的绝对速度比蒸汽小得多，其相对速度的进汽角远大于蒸汽相对速度进汽角，以致于不能按正确的方向进入动叶通道，而打在动叶片进口边的背弧上，这除了对动叶产生制动力外，还产生了轴向力，使汽轮机轴向推力增大。

且水在流动过程中速度慢，不能很好地通过动叶，使动叶中压降增加，也使轴向推力增大，在实际中其值最大可达通常值的十倍，若不及时停机，产生轴向动静碰磨造成推力瓦烧损。

水对高速旋转的叶片有制动作用，特别是低压级的长叶片，其叶顶的线速度可达300～400m/s 以上，水滴对其冲击剧烈，严重时会把叶片打弯或打断。

水或湿蒸汽从主、再热蒸汽管道进入汽轮机时，导致机组强烈振动，并可能引起汽缸变形或胀差的急剧变化导致汽轮机轴向动静摩擦。

水或湿蒸汽由抽汽管道或高压缸排汽管倒流入汽轮机时，则引起下汽缸收缩，发生汽缸拱背变形，导致动静部分碰磨，甚至产生大轴弯曲。

从大量汽轮机进水、进冷汽事故分析，热力系统的设计不合理，设备存在的缺陷及运行人员的监视不严、误操作，均有可能造成汽轮机进水进冷汽事故。

针对缸体进水的原因及途径如何进行防止及处理汽轮机进水是发电厂所发生的事故中最为严重的一种，这种事故的发生将引起机组热冲击、剧烈振动、轴承损坏、转子掉叶片、汽缸变形产生裂纹、动静间隙减小发生碰磨和盘车卡死、最严重时发生大轴永久性弯曲设备严重损坏。

为了防止此类事故的发生，下面对其原因及途径进行分析和研究，从而更好的加以控制、预防以保证机组安全稳定运行。

一、首先对汽轮机进水的原因及途径进行研究分析：1，汽轮机在启动过程中如果控制不当，最容易造成汽轮机汽缸进水，途径大致有以下几种：1.1 启机时，轴封供汽系统疏水不尽或积水，易造成汽轮机轴封处进水；1.2启动时，电动主汽门前、后疏水电动门开启时间较晚，开电动主汽门旁路后，带压的冷水、冷汽对自动主汽门和高调门突然冷却，阀门关不严，引起汽轮机进水；（原来#2机启动时曾经发生过，造成高压下内缸缸温突降接近100度）；1.3 启动时，电动主汽门前、后及中压主汽门前、后疏水电动门未打开或开启时间较晚，疏水未疏尽就进行冲车；1.4启动时，因凝汽器水位过高造成扩容器疏水母管没入水中，致使疏水沿着疏水管道倒流进入汽缸或阀体；1.5 启动时，缸体、抽汽逆止门前及导管疏水开的过早，疏水反压进入汽缸；1.6 启动时，高排逆止门不严、逆止门前后疏水未开或开启不及时，造成汽缸进水；1.7 暖夹层时，由于夹层进汽分门不严，造成汽缸进水；1.8 夹层、法兰投入时，因进汽联箱或进汽分门后疏水未尽造成汽缸或法兰进水。

2，机组运行中。

2.1机组运行中，锅炉主、再热汽系统减温水调整失常，造成主、再热汽温急剧下降或带水；2.2 加热器满水倒灌进入汽轮机；2.3 测温元件有缺陷或汽包水位高，造成运行人员误判断。

事例：2004年9月4日，由于运行人员违反运行规程和25项反措，擅自解除水位保护，而检修人员未认真执行保护投停管理规定，未履行审批手续，解错保护，致使锅炉水位无法监视，机组失去锅炉灭火保护，造成汽包满水，蒸汽带水，主蒸汽温度下降，#1、2瓦振动大而被迫打闸停机。

汽轮机防止进水进冷汽的措施有哪些⑴加强运行监督，严防发生水冲击现象，一旦发现汽轮机水冲击象征（如汽温骤降、振动增大、声音异常等），应果断采取紧急或故障停机措施，减少设备损坏程度；⑵注意监视汽缸的金属温度变化和上、下缸温差在规定范围内；⑶机组启动前和启动过程中应按规定疏水，并确保疏水畅通；⑷加热器水位保护联锁不正常时，加热器不应投入。

注意监视各级加热器（包括除氧器）水位，抽汽压力不超过额定值（监视汽侧是否超压也可以判断加热器是否进水），定期进行加热器危急疏水阀试验。

解保护投加热器时，一定要确认加热器内水位虽偏高但还可见，且汽侧压力正常。

若就地磁能水位计满水，严禁解保护投加热器；⑸注意对加热器是否泄漏进行检查。

运行中应比较给水泵出口流量和给水流量偏差，注意加热器水位调整门开度和以前同负荷比较是否有大的变化，危急疏水阀是否经常动作，端差有无明显变化。

凝结水流量是否有明显增长。

开机还可在加热器水侧通水时将汽侧放水阀打开，检查有无水放出；⑹抽汽逆止门在加热器满水时应能自动关闭。

抽汽电动门前、逆止门后疏水不应接在一起，应单独排放。

抽汽管道上有两个温度测点，一个靠前，一个在加热器附近，运行中据此两处温度和温差可以分析加热器是否工作正常；⑺再热器事故喷水或高旁减温水故障，再加上高排逆止门不严，可造成严重的高压排汽缸进水。

应注意监视再热器事故喷水或高旁减温水阀门状态及高排压力、温度、声音、振动等情况；⑻在汽机滑参数启、停机过程中，蒸汽的过热度应予保证；⑼高、低压轴封母管温度正常。

高压轴封母管温度和高中压缸排汽端金属壁温差最大不超过111℃；低压轴封母管温度最低一般不低于90℃，否则应检查轴封减温水是否泄漏，同时应对低压轴封母管疏水排汽，以提高轴封母管温度；⑽汽轮机低转速下进水，对设备的威胁要比在额定转速或带负荷情况下还要大。

因为在低转速下一旦发生动静摩擦，容易造成大轴弯曲事故。

带负荷情况下进水时，因蒸汽量较大，汽流可以使进入的水均匀分布，从而使因温差引起的变形小一些，一旦进入的水排除后，汽缸的变形也可较快恢复；⑾给水泵小汽机应做好和主机一样的防范措施。

600MW机组汽轮机停机后汽缸进冷水（汽）造成盘车跳闸原因分析及处理措施摘要：以某台600MW超临界机组为例，介绍汽轮机进水和进冷气的原因，分析了反措和有关导则要求，提出了进水后的解决方法和详细的防范措施。

关键词：汽轮机；汽缸进水；盘车跳闸；处理措施引言目前在我国的火力发电厂中，汽轮机是一种非常重要的电力设备之，其通过将蒸汽的热能转变为机械能，所以可以称之为火电厂原动机，其安全稳定的运行对于火电厂的正常生产具有非常重要的意义。

但在汽轮机运行过程中，其存在着一些常见的故障，使其运行的安全性和经济性受到较大的影响。

汽轮机进水或进入低温蒸汽，下缸通常会快速冷却，上、下缸温差急剧增大，导致汽缸产生较大的热变形，严重时甚至会因动静间隙消失而引发碰磨、大轴弯曲，造成叶片损伤或断裂、阀门及汽缸结合面漏汽、动静部分碰磨、推力瓦烧损、高温金属部件产生永久变形和由热奕力引起的金属裂纹，严重影响机组的安全稳定运行。

因此，分析汽轮机组汽缸进水故障的现象、原因，总结事故处理经验，制定完善的防进水措施，对机组的安全稳定运行具有非常重要的意义。

一、600MW汽轮机停机后汽缸进冷水（汽）造成盘车跳闸事件600MW1号机组ETS故障跳闸。

经分析，初步判断为主机ETS系统PLC卡件故障触发跳机信号导致跳机。

由运行配合热工人员检查并试验主机ETS系统PLCA/B故障报警查找故障原因。

分别进行了三次汽机挂闸（ETSPLC#A故障触发跳闸）试验，试验期间各自动主汽门和调门均不动作。

试验开始前，主蒸汽压力10.47MPa，主汽温度578℃，高压内缸内壁下温度482℃，高中压缸各金属温度正常。

第一次汽机挂闸（ETSPLC#A故障触发跳闸）试验ETSPLC#A输出故障信号触发主机跳闸，并联开主蒸汽母管疏水电动门、A/B侧主汽门前管道疏水电动门，其余汽机疏水门均未联开。

17：37分运行监盘人员发现后马上在CRT盘上关闭以上电动阀门，并将CRT盘上“汽机疏水3”所有疏水门挂检修牌，后继续进行试验。

汽轮机进冷⽔、冷汽危害汽轮机进⽔和进冷⽓防⽌措施汽轮机进冷⽔、冷⽓的危害汽轮机进冷⽔冷⽓⽔会引起汽缸变形、动静间隙消失发⽣碰磨、⼤轴弯曲等，直接表现为叶⽚的损伤与断裂、阀门及汽缸结合⾯漏汽、动静部分碰磨、推⼒⽡的烧损、汽轮机的⾼温⾦属部件产⽣永久变形、热应⼒引起⾦属裂纹影响使⽤寿命。

根据事故调查规程有关规定，对于⼤型机组，汽轮机进⽔或进冷⽓后如果产⽣上述后果均为重⼤设备事故。

汽轮机进⽔的主要现象汽轮机进⽔后⼀般都有⽐较明显现象，主要如下：1、⾼中压缸上、下缸温差明显增⼤，或增⼤趋势加快。

⾼中压缸上、下缸温差在机组启动、停运、正常运⾏过程中基本是在⼩于42℃之内，差值的变化趋势⼀般也在5℃/min的范围，如果超过这两个限制可就必须采取措施。

2、主、再热蒸汽温度突降，过热度减⼩。

3、汽轮机振动增⼤。

汽轮机进⽔或冷蒸汽，使⾼温⾦属部件突然冷却⽽急剧收缩，易产⽣较⼤热应⼒和热变形，机组胀差变化，机组强烈振动，动静部分轴向和径向碰磨，因此，机组正常运⾏时，轴振异常增⼤的主要原因为汽轮机进⽔或冷⽓。

4、抽汽管道发⽣振动。

回热抽⽓管道进⽔或进冷⽓，饱和蒸汽产⽣的⽓锤效应和⾦属材料热变形都会产⽣管道的强烈振动，即如⾼加投运过快造成的管道振动，在损坏设备的同时有可能造成⼈⾝伤害。

5、盘车状态下盘车电流增⼤或盘车跳闸。

机组启停过程中，盘车电流变化很⼩，转⼦与汽封摩擦时容易造成电流异常增⼤或盘车跳闸。

6、运⾏中轴向位移增⼤，推⼒轴承过负荷，严重者，推⼒⽡磨损，动静摩擦，重⼤设备损坏。

汽轮机进⽔的主要原因1、锅炉主、再热蒸汽温度失控或主蒸汽流量瞬间突增；启动过程中升压过快，或滑参数停机过程中降压降温速度过快，使蒸汽过热度降低，甚⾄接近或达到饱和温度，导致管道内集结凝结⽔。

2、汽轮机回热系统加热器⽔位⾼、除氧器满⽔，且保护装置失灵，使⽔经抽汽管道返回汽轮机内造成⽔冲击。

3、启动时，轴封供汽或回热抽汽管道疏⽔不畅或未能充分暖管，积⽔或疏⽔进⼊汽缸；停机时，切换备⽤轴封汽源，因处理不当使轴封供汽带⽔。