汽轮机发生水冲击原因分析及事故处理

汽轮机发生水冲击原因分析及事故处理（精选9篇）

篇1：汽轮机发生水冲击原因分析及事故处理

汽轮机发生水冲击原因分析及事故处理(1)北极星电力网技术频道 作者: 2012-12-10 10:07:19(阅501次)所属频道: 火力发电 关键词: 汽轮机 水冲击

汽轮机发生水冲击危害：进入汽轮机的蒸汽必须保持足够的过热度：(当湿蒸汽中的水全部汽化即成为饱和蒸汽，此时蒸汽温度仍为沸点温度。如果对于饱和蒸汽继续加热，使蒸汽温度升高并超过沸点温度，此时得到的蒸汽称为过热蒸汽，过热度指的是蒸汽温度高于对应压力下的饱和温度的程度。)正常运行中蒸汽应保持在额定参数允许范围内。如果蒸汽带水进入汽轮机，将使推力急剧增大，将转子向后推移，导致推力瓦烧损和动静碰磨。同时汽轮机运行中汽缸、转子、阀门等都处于高温状态，低温蒸汽或水突然进入汽轮机的某一部位，将造成部件急剧收缩，除本身金属产生大的热应力影响寿命外，局部收缩变形可能导致动静碰磨、大轴弯曲、部件裂纹、接合面变形泄漏等等。近年来汽轮机进水事故时有发生，有的甚至造成设备损坏。

现象：

1.主蒸汽温度和汽缸温度急剧下降，汽缸上、下壁温差升高(发生水冲击此现象最为明显和直观，我曾经在运行中遇到过汽包满水事故，最为直接的现象就是主汽温度快速下降，此时机侧能做的就是快速降负荷，并开启机侧的疏水门优先开启主汽管道和高压内缸等疏水，及时联系锅炉调整，同时对机组的本体画面加强监视，如本体个参数发生异常现象无法挽回，必要时打闸停机并破坏真空处理。)2.主汽门、调速汽门门杆法兰，汽缸结合面，轴封处冒白汽或溅出水滴(此现象说明已经是发生严重水冲击必须立即打闸停机加强放水，并根据情况采取连续盘车或定期盘车。)。

3.蒸汽管道有强烈的水冲击声和振动。(此现象较为严重)4.机组声音异常，机组振动增加。

5.轴向位移增大：定义：又叫串轴，就是沿着轴的方向上的位移。总位移可能不在这一个轴线上，我们可以将位移按平行、垂直轴两个方向正交分解，在平行轴方向上的位移就是轴向位移。轴向位移反映的是汽轮机转动部分和静止部分的相对位置，轴向位移变化，也是静子和转子轴向相对位置发生了变化。全冷状态下一般以转子推力盘紧贴推力瓦为零为.向发电机为正，反之为负,汽轮机转子沿轴向向后移动的距离就叫轴向位移。发生水冲击(蒸汽带水)：水珠冲击叶片使轴向推力增大，同时水珠在汽轮机内流动速度慢，堵塞蒸汽通路，在叶轮前后造成很大压力差，说的通俗一点就是说水比起蒸汽来走的太慢，而力量又很大，不能像蒸汽一样从动叶片之间钻过去，而是打在了叶片上，就像水枪冲击其他东西似的，所以轴向推力才会加大，推力瓦块温度升高(轴向推力过大会使推力轴承超载，而推力瓦主要是起平衡轴向推力的作用，所以会导致瓦块温度升高而乌金烧毁)，胀差(汽轮机转子与汽缸的相对膨胀，称为胀差。习惯上规定转子膨胀大于汽缸膨胀时的胀差值为正胀差，汽缸膨胀大于转子膨胀时的胀差值为负胀差)减小(负涨差大，说明进气温度比缸温低，转子膨胀(收缩)比缸体慢，这在原则上是不允许的。原因：

1.因为负向间隙要比正向间隙小很多，所以说负胀差过大比正胀差过大更危险 2.负胀差的出现一般是甩负荷，热态启动等。负胀差的出现对转子来说寿命很大的，因为转子运行时处于加热状态，出现负涨差时转子被冷却了，随着带负荷或热态启动等，转子又被加热。转子完全加热到冷却在到被加热的循环过程。转子的热应力很大，热疲劳损失也很大。对转子的寿命损失影响特别大。所以机组都规定不允许甩负荷维护空转或带厂用电运行)原因：

1.锅炉满水或汽水共腾(蒸发表面(水面)汽水共同升起，产生大量泡沫并上下波动翻腾的现象，叫汽水共腾。发生汽水共腾时，水位表内也出现泡沫，水位急剧波动，汽水界线难以分清;过热蒸汽温度急剧下降;严重时，蒸汽管道内发生水冲击)原因一是锅水品质太差，二是负荷增加和压力降低过快。

2.锅炉燃烧调整不当。

3.主蒸汽减温水使用不当(特别是刚起炉时由于蒸汽流量较低，减温水投入量过大容易形成水塞，运行人员又忽略其过热度未及时进行调整)。

4.启动过程中，暖管、暖机疏水没排净(热态启动时更是应该充分疏水)。5.加热器满水，抽汽逆止门不严或保护拒动，使水进入汽轮机。

6.除氧器满水或轴封供汽减温减压器减温水门误开或轴封疏水不够充分，使轴封进水。处理：

1.当发生水冲击时，应立即破坏真空停机(破坏真空紧急停机的条件通俗的理解就是，我们的汽轮机再也不能转动了，必须马上让其静止下来。所以我们采用破坏真空紧急停机，减少惰走时间(惰走时间是指发电机解列后,从自动主汽门和调门关闭起到转子完全静止的这段时间)，使汽轮机尽快静止以减小故障的危害程度。由于紧急事故停机破环凝汽器真空时，大量冷空气进入凝汽器，对凝汽器和低压缸迅速冷却，产生很大的“冷冲击”，会造成凝汽器铜管急剧收缩，使其胀口松动，产生泄漏。而且使低压缸和低压转子的热应力增大，有时还会诱发机组振动增大)不破坏真空故障停机指的是汽轮机及附属系统的故障已经无法维持机组的正常运行，但对主机的安全威胁并不大，意思就是汽轮机还是可以转动的，所以就可以采用快速降负荷，然后按正常打闸和正常破坏真空程序来停机)第一：两者停机的条件有区别，是不一样的。

第二：两者对于凝汽器真空的处理有区别。一个是强制破坏真空，一个是自然消除真空。第三：两者产生的结果有区别。一个对设备伤害大(破坏真空停)，一个对设备伤害小(不破坏真空停)。

第四：两者导致转子惰走时间有区别。破坏真空惰走短，不破坏真空惰走时间长。最后：两者让领导的感受有区别。如果领导听说自己的汽轮机破坏真空停机了，那绝对是心头一沉，额头冒汗。后者就好多了，2.开启主汽母管、主汽管道、汽轮机本体所有疏水。倾听机组声音(这点需要到就地用听针判断，倾听是否有摩擦声等)记录振动、惰走时间(如惰走时间延长，表明机组进汽阀门有漏汽现象或不严，或有其它蒸汽倒入汽缸内。如惰走时间缩短，则表明动静之间有碰磨或轴承损坏)，注意除氧器、凝汽器水位的变化。

3.若因加热器满水引起水冲击，应迅速关闭加热器进汽门和进、出水门，打开加热器危急疏水门和水侧旁路门(给水直接走旁路切除加热器，必要时隔离放水)，降低加热器水位。若因高、低除氧器满水引起水冲击，应立即停用四、五段抽汽，关闭四、五段抽汽门，开启放水门降低除氧器水位。

4.惰走中检查下列参数，记录在记录本中：轴向位移，推力瓦块金属温度，汽机振动，高、低压缸胀差，高压缸上、下缸金属温度。

5.汽机转速到零后立即投入连续盘车(这样可以减小上下缸温,同时也可以防止转子因受热不均引起弯曲)。记录盘车电流、转子偏心。若动导部分摩擦，盘车盘不动时(有可能是大轴弯曲，说明问题较严重)，严禁强行盘车(可采用手动定期盘动转子180°消除热弯曲，强行连盘的话，会动静摩擦;1：先开启高压缸调节级疏水，排尽疏水关闭2：同时组织人员定盘转子，找到转子晃动度最大值，做好标记，转动该标记对准下缸，然后每30分钟定盘180度;3：多注意晃动值的变化，到规程定值后，投连续电动盘车，多观查盘车电流，)。

6.如果惰走时间、转子偏心及盘车电流正常，汽轮机内部无异常(说明问题不严重)，符合热态启动条件，停机24小时后可重新启动，但全部管道应充分疏水。升速及带负荷过程中应注意轴向位移，推力瓦块温度及高、低缸胀差指示，仔细倾听机组声音，测量机组振动，如发现汽机内部有异常或磨擦声音应立即停止启动(加强监视和检查，发现问题及时处理。按规定是要总工批准方可启动的)。

7.如果惰走中轴向位移、胀差、振动、推力轴承金属温度明显升高，惰走时间明显缩短，盘车电流增大或摆动范围增加(说明内部动静部分已发生摩擦)，禁止启动。停机后应根据检查推力轴承情况决定是否揭缸检查，不经检查，汽机不允许重新启动。8.如果停机时发现汽轮机内部有异音和转动部分有摩擦，则应揭缸检查。案例分析

1.1977年某厂一台苏制100MW高压机组，用电动主汽门旁路门启动，机组达到3000r/min时，由于锅炉减温水量过大，加之电动主汽门前积水未疏净，开启电动主汽门后，蒸汽带水进入汽轮机，主汽门、调节汽门冒白汽，现场值班人员层层请示汇报延误了打闸停机，加之启动前未投轴向位移保护，致使推力瓦片磨损6mm之多，动静部分严重磨损，叶轮同隔板磨擦产生的溶渣约4mm厚，虽然两个月抢修恢复了运行，但遗留隐患造成低压转子叶轮轮缘甩脱、隔板裂纹等多次事故。(锅炉满水或蒸汽管道积水，使蒸汽带水进入汽轮机)2 1988年某厂一台国产100MW高压机组停机后，除氧器满水经机组轴封溢汽管(逆止门不严)返到高压汽封处，造成高压缸前端剧冷收缩变形，接合面间隙增大漏汽，被迫转大修对按合面刷镀找平后，才恢复正常。(回热设备热交换器管子爆漏或汽侧满水，若抽汽逆止门不严，水将进入汽轮机)3 1993年某厂一台300MW机组运行中主汽温度降低，由于现场运行规程规定1min下降50℃才打闸停机，致使低到400℃左右才打闸停机，导致推力瓦片磨损。(此类事故也较为常见，由于锅炉的的汽包满水或汽温调整不当导致主汽温度快速下降，运行人员存在侥幸心理对事故的判断与处理反应迟钝错过最佳处理时机。本是完全可以避免的.)4 70年代某厂一台50MW机组，停机中进行凝汽器汽侧灌水查漏中对水位缺乏监视，以致凝汽器满水进入汽缸，直到从汽封洼窝处往外溢水才被发现(4.凝汽器汽侧灌水找漏或停机后对凝汽器汽侧水位缺乏监视，凝汽器满水进入汽轮机。因凝汽器水位计最高量程在1500MM-2000MM左右，一般是以凝结水泵的入口静压和真空信号管做为灌水找漏时凝汽器的水位监督。这在今后运行中是有可能遇到的。所以要严格按规程执行缸温低于83°才可对凝汽器灌水找漏。

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篇2：汽轮机发生水冲击原因分析及事故处理

CC50-9.3/4.2/1.3型高压、单缸、双抽汽、冲动冷凝式汽轮机是南京汽轮机厂生产的。此装置主要向化工区各装置提供高、中、低压等级的抽汽, 并利用剩余蒸汽发电。运行方式为母管制方式, 运行过程中机、炉启停不是一一对应的关系, 本文主要研究汽轮机发生水击现象的预防和处理。

1 汽轮机发生水击的现象

汽轮机发生水击的现象: (1) 主蒸汽温度10 min内下降50℃或50℃以上; (2) 前后汽封处冒白汽或溅出水珠; (3) 蒸汽管道有水击声和强烈振动; (4) 负荷下降, 汽轮机声音变沉, 机组振动强烈; (5) 轴向位移增大, 推力瓦温度升高, 差胀减小或出现负差胀; (6) 低压缸金属温度迅速下降。

2 汽轮机发生水击的危害

(1) 引起动静部分摩擦。汽轮机进水或冷蒸汽后使处于高温下的金属部件突然冷却而急剧收缩, 产生很大的热应力和热变形, 使相对膨胀急剧变化, 机组强烈振动, 动静部分轴向和径向碰磨。径向碰磨严重时会产生大轴弯曲事故。 (2) 造成叶片的损伤及断裂。当进入汽轮机通流部分的水量较大时, 会使叶片损伤和断裂, 特别是第15～18级的叶片。 (3) 阀门或汽缸接合面漏气。若阀门和汽缸受到急剧冷却, 会使金属产生永久变形, 导致阀门或汽缸接合面漏汽。 (4) 引起金属裂纹。在机组启停时若经常进水或冷蒸汽, 金属在频繁交变的热应力作用下会出现裂纹。若汽封处的转子表面受到来自汽封供汽系统的水或冷蒸汽的反复急剧冷却, 就会出现裂纹, 并不断扩大。 (5) 引起汽缸变形及汽封间距减小, 导致前后汽封磨损。汽轮机运行中突然发生水击, 将使高温下工作的蒸汽室、汽缸金属部件骤然冷却, 从而产生很大的热应力和热变形, 导致汽缸发生拱背变形。当汽封系统疏水不畅时, 会有少部分冷蒸汽进入前后汽封, 导致前后汽封急剧冷却, 从而改变汽封间距, 引起汽封磨损。

3 汽轮机发生水击的原因

3.1 运行方面

(1) 汽轮机启动中主蒸汽管道没有充分暖管或疏水排泄不畅;主蒸汽管道或锅炉的一、二级过热器疏水系统不完善, 可能把积水带到汽轮机内。 (2) 汽轮机启动时, 汽封系统管道没有充分暖管, 疏水排除不充分, 使汽、水混合物被送入汽封集箱。 (3) 停机减负荷过程中, 切换外密封时, 因汽封系统管道积水或疏水不充分就直接送往汽封集箱。 (4) 停机后, 忽视对凝汽器水位的监督, 发生凝汽器满水, 倒入汽缸。 (5) 高低压加热器满水时, 联锁保护装置未动作, 且运行人员未及时发现并解列, 就会导致水由抽汽管道返回汽轮机内。 (6) 运行中, 高压除氧器压力过高导致水从前汽封漏气管道返回汽封系统。

3.2 设备方面

(1) 主蒸汽至汽封集箱、汽封集箱至机组前后汽封管道过长, 阀门设置过多, 导致汽封系统疏水不畅, 从而使水或低温蒸汽进入前后汽封造成水击。 (2) 汽封系统疏水逆止门不严, 疏水膨胀箱里的高压水汽返回汽封集箱, 导致供汽带水进入汽轮机。 (3) 前汽封至高压除氧器漏气管道逆止门不严, 导致高压除氧器的水返回前汽封, 造成汽轮机水击。 (4) 轴加风机排气管道过粗, 产生虹吸现象, 使水蒸汽返回轴封系统, 造成汽封系统供汽带水。 (5) 机组一、三段抽汽逆止门、快关门不严, 在机组纯凝工况下运行时, 管网高低压、高低温蒸汽返回汽缸, 造成汽轮机发生水击现象。 (6) 高低压加热器水管破裂, 联锁保护装置失灵, 抽汽逆止门、快关门未动作, 水由抽汽管道返回汽轮机内。

4 防止汽轮机水击的措施

4.1 设计方面

(1) 汽封供汽管应尽可能短, 在汽封进汽调节门前后以及汽封集箱处均应装疏水管。 (2) 疏水管应有足够的通流面积, 疏水管道的去向应按照该厂不同压力等级合理安排, 防止因为阀门不严造成高压水或湿蒸汽返回汽封系统。 (3) 设置水位监视和报警装置 (包括信号和声光系统报警) , 除氧器、加热器和凝汽器应装高水位报警。加热器水位高时, 应有自动事故放水联锁保护, 抽汽逆止门、快关门应能自动迅速关闭。 (4) 在抽汽管道上加装排空门, 在抽汽逆止门、快关门不严或卡涩时及时开启, 将低温低压湿蒸汽排向大气。 (5) 热工连锁保护数值一定要设置合理, 信号传送及设备动作一定要准确迅速, 防止因为信号不到位或设备动作不迅速而引起事故。 (6) 轴加风机排气管道的长短及粗细一定要符合要求, 应根据本厂运行情况合理设计和布局, 这样能使汽封集箱的湿汽及时顺利地排出, 防止产生虹吸现象。

4.2 运行方面

(1) 在机组启停过程中, 要严格按本厂规程规定控制升 (降) 速、升 (降) 温、升 (降) 压、加 (减) 负荷的速率, 并保证蒸汽过热度不少于50℃。 (2) 蒸汽管道投用前 (特别是汽轴封供气管道、主蒸汽管道) 应充分暖管、疏水, 严防低温水汽进入汽轮机。 (3) 要严密监视主蒸汽压力和温度, 如有大的变化, 应迅速联系锅炉运行人员及时调整。 (4) 注意监视除氧器、高压加热器、凝汽器水位。 (5) 定期检查并核对就地和盘面上高低压除氧器、高压加热器的水位;定期检查加热器事故放水电动门、抽汽逆止门、快关门动作是否正常。 (6) 启停机过程中, 应认真监视和记录各主要参数, 包括主蒸汽、调节级、各法兰、螺栓、上下汽缸和后缸排汽温度, 绝对膨胀, 轴向位移, 低压缸差胀等。 (7) 机组冲转过程中因振动超过规定值而必须打闸停机时, 应全面检查机组, 就地倾听机组各轴瓦振动, 检查润滑油温、油压, 认真分析, 查明原因, 原因不明严禁启动。当机组已符合启动条件时, 应连续盘车不少于4 h, 才允许再次启动。 (8) 在机组运行时, 应定期做抽汽逆止门、快关门开启关闭试验, 确保动作信号可靠, 开关灵活。

4.3 汽轮机发生水击的处理方法

(1) 启动交流润滑油泵, 高压启动油泵, 打闸停机。 (2) 停真空泵, 打开真空破坏门, 及时通知锅炉、管网运行人员调整主蒸汽压力, 开启汽轮机本体、主蒸汽和抽汽管道上的所有疏水门, 进行充分疏水。 (3) 倾听机内声音, 监视振动, 记录转子惰走时间, 盘车后测量大轴晃动, 盘车电动机电流应在正常数值且稳定。 (4) 惰走时间明显缩短或机内有异常声音, 推力瓦温度升高过快, 轴向位移、差胀、偏心超限时, 不经检查不允许机组重新启动。 (5) 如果因为高压加热器钢管破裂造成汽轮机内进水, 应迅速关闭抽汽逆止门、快关门, 同时开启抽气管道的排空门, 解列高压加热器, 对抽汽管道充分排水。

5 结语

笔者通过不断的学习和实践编写本文, 目的在于查找引发汽轮机水击事故的设计、设备、运行方面的原因, 通过采取积极的措施来减少事故发生的几率, 并在事故发生后采取相应的策略尽量减少设备损害。同时希望通过本文与大家共同探讨、交流意见, 从而更好地解决此类问题。

参考文献

篇3：汽轮机水冲击原因及处理措施

【关键词】汽轮机；水冲击；事故

【中图分类号】TK26 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）09-0273-01

一、汽轮机水冲击的概念

汽轮机运行中，由于水或冷蒸汽（低于汽缸金属温度较多或接近饱和蒸汽）进入汽轮机，造成机组设备损坏、机械故障和非计划停运。汽轮机进水造成的事故称为水冲击事故。

二、汽轮机水冲击的危害

1）叶片的损伤和断裂；水进入汽轮机通流部分，使动叶片，特别是较长的叶片受到水冲击而损伤或断裂，

2）动静部分碰磨；水或冷蒸汽由主蒸汽或再热蒸汽管道进入汽轮机时，使处于高温下的金属部件突然冷却而急剧收缩，产生很大的热应力和热变形，使相对膨胀急剧变化而导致轴向碰磨和机组强烈振动。

3）热应力引起的金属裂纹；在进水或进冷蒸汽时，将使高温部件受到剧冷或不均匀冷却，进而产生相当大的热应力，导致裂纹产生。

4）产生永久性变形，使阀门或汽缸的结合面漏气；金属部件受到严重的急剧冷却时，可能产生永久变形。

5）推力轴承损伤；由于水的密度比蒸汽大很多，在喷嘴内不能获得与蒸汽同样的加速度和喷射角，不能按正确方向进入动叶通道，而打到动叶片背弧上，且水在流动中速度慢，不能很好的通过叶片，使叶片压降增加，并使轴向推力增大，推力轴承工作瓦因超载损坏。

三、水冲击的原因

（1）热力系统设计不合理：1）疏水点设置及疏水管径选择不合理，级内疏水开孔不当；2）疏水管道安装不按疏水压力等级而混装，且管道无45度斜切安装；3）疏水联箱设置容积不够；

（2）来自锅炉及主蒸汽系统。1）由于运行人员的误操作或控制系统故障及其自动装置失灵，引起设备误动作，2）锅炉运行不稳定或旁路设备减温水们不严，也有发生蒸汽带水或冷蒸汽进入汽轮机的危险；3）滑参数启、停过程中，机炉配合不当，机组升速率过快，引起锅炉汽水共腾，大量水经主蒸汽系统进入汽轮机；4）启动时暖管时间不足，主蒸汽管道或过热器的疏水排放不当，使汽轮机进水。

（3）来自再热蒸汽系统。1）再热冷段，常设置喷水减温装置，以调节再热汽温，但当机组启停及低负荷运行过程中，由于减温水门不严或开度不当，而造成汽轮机进水；2）再热热段，若疏水管径太小，启动时由于疏水不畅，也会造成汽轮机进水。

（4）来自抽汽系统。由于汽轮机回热系统加热器管子破裂引起泄漏（高加系统更加严重），而保护装置失灵或水位调节失灵，造成满水，也可能因抽汽逆止门不严，引起疏水倒灌入汽轮机。

（5）来自轴封系统。1）随着机组容量增加，机组轴系加长，轴封系统管道相应增加。2）轴封减温水调节不当或不严，尤其在机组停机时，不及时关闭，也将引起轴封进水；3）轴封加热器注水门不严，轴封加热器注水时操作不当而引起轴封进水，严重时造成大轴热弯曲而产生严重危害。

（6）来自凝汽器。机组启停时凝汽器满水，造成疏水扩容器菏水，水倒入高、中压缸。

（7）来自汽轮机旁路系统。大型汽轮机都设有较大容量的旁路系统，高压旁路系统减温水误开或旁路后自动疏水装置失灵，都有可能将水倒入高压缸。

（8）来自机组试验及检查项目。

（9）来自快冷系统。

四、防止进水、进冷汽的主要措施简述如下

防止汽轮机进水的主要任务是找出进水或进冷蒸汽的来源，只有这样才能确切判断事故原因，从而采取针对性措施。

（1）对有关设备和汽水系统应满足以下技术要求：正确设置疏水点和布置疏水管；在再热冷段最低点安装疏水罐，并设高低位报警，且尽量靠近汽轮机；回热加热器和除氧器应有可靠的多重保护防止水位升高返回汽轮机，并有警示运行人员注意的系统。

（2）在运行维护方面，要注意做到如下几点：

1）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的象征，应果断地采取破坏真空紧急事故停机措施。

2）机组启动前（尤其热态启动）前，主再热蒸汽管道要充分暖管，保障疏水畅通。暖管期间严密监视蒸汽和金属温度的变化。

3）当主再蒸汽温度和压力不稳定时，要加强监视，一旦汽温急剧下降到规定值，通常为直线下降50度，应按紧急停机处理。

4）对除氧器和凝汽器水位注意监视，防止满水情况发生。在此特别强调机组停运后水位监视往往被运行人员忽视。

5）滑参数启停机时，汽温、汽压按照规定逐渐升高和降低，避免升降过快，并保证蒸汽的过热度不低于50度。

6）在高壓加热器保护装置发生故障时，加热器不应投入运行。

7）锅炉熄火后蒸汽参数不能可靠保证情况下，不应向汽轮机供汽。

8）定期检查再热器和旁路系统的减温水门的严密性，如发现泄漏应及时检修处理。

9）汽包炉应严密监视汽包水位，防止发生满水事故而造成蒸汽带水进入汽轮机；对于直流炉要严密监视启动系统的贮水箱和各阀门状态，防止因调节装置和阀门故障造成贮水箱满水，使蒸汽带水冲击汽轮机。

10）加强汽封系统的连续疏水，确保不被堵塞。

11）机组停运后，缸温在热态下凝汽器灌水找漏和锅炉水压试验应制定专项措施。

12）停机后系统尚未全停前，运行人员仍应监视汽缸金属温度和系统状况，防止进水和进冷蒸汽。

13）运行人员应该明确：在汽轮机低转速下进水对设备的威胁要比在额定转速下或带负荷运行状态下还要大，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。

14）给水泵小汽轮机也应做好和大机一样的防范措施，这点运行人员应注意。

五、汽轮机发生水冲击时如何处理

1）启动润滑油泵，打闸停机，停机后立即投入盘车；

2）停真空泵，破坏真空，给水倒走旁路。除通锅炉以外疏水门外，全开所有疏水门；

3）仔细倾听机内声音，测量振动，记录情走时间，盘车后测量转子弯曲数值，盘车电动机电流应在正常数值且稳定，盘车一旦掉闸可能是因为大轴已经发生弯曲碰磨叶顶汽封造成电机过流。

4）惰走时间明显缩短或机内有异常声音，推力瓦温度升高，轴向位移，差胀超限时，不经检查不允许机组重新启动；

5）迅速查清汽轮机进水或冷蒸汽的原因，并消除。

6）发现汽轮机进水后要进行闷缸处理，即关闭所有本体疏放水门。

六、总结

汽轮机水冲击事故造成设备损坏和机组非计划停运，在国内外多次发生。其产生的原因是多方面的，但并不是不可预防。除必要的监控和保护系统，运行人员的监视和采取的措施及时得当，将很大程度上防止水冲击的发生或降低设备的损坏程度。

防止汽轮机进水、进冷蒸汽，应从设计、运行、检测、试验及维护等各方面入手，尤其加强运行人员对水冲击的认识的培训，才能取得较好的效果。

参考文献

[1]国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求2000年

[2]《大型汽轮机运行》裘烈钧山东x-&大学1994年

篇4：浅谈冲击式水轮机配水环管的安装

1.1 配水环管的画线与配割

传统的施工方式是先将配水环管管口修齐,然后将其放样至样板上,这种方式仅适用于凑合节两端配水环管管口角度一致的规则情况下,不适用于管口角度不一样的非规则情况,故通过以下施工方式解决此问题:

分出管节1及管节2的腰线,并分别将腰线反至管节内部待用,然后在两腰线中确定2个最短位置点,按照施工方便分别选取A、D2点为最短位置点,连接A、D2点(图1)。

连接另一侧腰线,此时两腰线处于同一平面上,分别用2点(图1中B、C 2点)测两腰线之间的最短距离。两点相对距离越远,则测出的精度值越高,使BF及CH长度与凑合节管内径一致,此时将在对侧腰线上确定2点,即E、I点。

分出管节1及管节2的最高线,然后连接AE、DI,以最高线为基准线,当与AE相交时确定最高线中的最高点G,同时也能确定一最低点G1,当与DI相交时确定最高线中的最高点J,同时也能确定一最低点J1,而此时管节1中GEG1A、管节2中JIJ1D均处于同一面内,两管口角度一致,将不规则情况转变成规则形状,便于施工放样的顺利进行,此时AEID平面即为凑合节的平面投影图。

1.2凑合节的画线与配割

凑合节的画线与配割方式与配水环管的画线与配割方式大致一样,如凑合节投影平面图AEID(图2),先分出凑合节两腰线E2 I2与A2D3 (如凑合节是斜管口,则尽量使一腰线与斜管口的最短腰线重合),分别测出配水环管处AD、EI、AI、ED、GJ1,G1J的距离,在凑合节最短腰线上取B2、C32点,两点距两端点尽可能一致,同时B2C3距离与AD距离相等,然后分别将AI、ED两距离以B2、C32点为基准点反至凑合节另一腰线处,分别得出F2、H22点。

分别作出凑合节的最高线及最低线,连接B2F2及G3H2,从最高线上找出一点向下引垂线,使该垂线刚好与B2F2的连线相交,从而得出最高点G2及最低点G3。相同方式找出另一面最高点J2及最低点J3,同时用EI=F2H2、GJ1=G1J=G2J3=G3J2校验以上尺寸是否符合要求,由于在画线及施工过程中存在的特殊条件,难免有部分误差存在,如校验尺寸符合要求,则可进行配割,如不符合要求,复查以上尺寸且根据实际情况局部调整,同时在画线过程中注意坡口尺寸,以避免造成二次局部配割。

2 配水环管的焊接及变形控制

2.1 配水环管焊接的温差控制

在施工现场,焊接作业区温度早晨低于0℃,而中午在12℃左右,下午则在3～4℃,如此大的温差变化给焊接带来一定难度,故在焊前将构件焊接区各方向大于或等于2倍钢板厚度且不小于150 mm范围内母材加热到20℃以上方可施焊,且在焊接过程中均不应低于这一温度,测温应位于被加热面的反面。在焊缝未完成而结束任务时,采用石棉布及履带式加热板使焊缝缓慢冷却,确保焊缝不陡然冷却。

2.2配水环管的焊接顺序

由于配水环管分6段运至工地组装焊接,每节均设置一段凑合节,故焊缝较多,如每段均与凑合节先定位,则配水环管将形成一整体,由于在配水环管焊接中配水环管管节间传递力矩,故会产生较大的变形超标,造成下步工作困难,故每个凑合节先与配水环管焊接一面,然后再焊另一面。实践证明,该方式能较好地控制变形。

2.3 WDB620贝氏体钢的化学成分和焊接特点

WDB620贝氏体钢标准化学成分:W(C)≤0.07%,W(Si)0.15%～0.4%,W(Mn)≤1.0%～1.6%,w(P)≤0.02%6,W(S)<0.012%,W(Ni)<0.5%,W(V)<0.08%,W(Nb)≤0.08%,W(B)≤0.03%。由Ceq和Pcm很低,在保证具有良好强韧性的同时,尤其具有优良的焊接性(称为焊接无裂纹钢),钢的抗拉强度达到620 MPa,屈服强度达到490 MPa。

2.3.1 热影响区的淬硬倾向

焊后冷却过程中,易在热影响区中出现低塑性的脆硬组织,这种组织在焊缝扩散氢量较高和接头拘束较大时易产生氢致裂纹。

2.3.2 冷裂纹敏感性

低合金高强度钢焊接时出现的裂纹主要是冷裂纹,焊接时必须予以重视。钢的强度级别越高,淬硬倾向越大,冷裂纹敏感性也越大。

2.3.3 再热裂纹倾向

当焊接厚壁压力容器等结构件时,焊后需进行消除应力热处理。对于含铬、钼、钒、钛、铌等合金元素的钢材,在热处理过程中(也可能发生于焊后再次高温加热的使用过程中),易在热影响区的粗晶区产生晶间裂纹。焊接这类高强度低合金钢时,应重视防止再热裂纹问题。防止再热裂纹的主要措施是尽量选取对再热裂纹不敏感的材料,选择强度较低的焊接材料,提高预热温度和焊接线能量,以及尽量减少焊接接头中的应力集中等。

2.4 配水环管焊接的注意事项

(1)焊条应储存在干燥通风良好的地方,在使用前,必须按产品说明书及有关工艺文件规定烘干,低氢型焊条烘干温度为350～380℃,保温时间应为1.5～2 h,烘干后缓冷至110～120℃的保温筒中存放,在大气中放置4 h应重新烘干,重复烘干次数不超过2次,受潮焊条不能使用。

(2)电焊条采用CHE607RH型且不大于φ4.0 mm的施焊。

(3)施焊前应检查焊接部位的组装和表面清理质量,如不符合要求,应修磨补焊后方能施焊,坡口组装间隙超过允许偏差时,可在坡口单侧或两侧堆焊,修磨其符合要求后方能组焊。

(4)厚钢板多层焊时应连续施焊,每一道焊缝焊接完成后应及时清理焊渣及表面飞溅物。发现影响焊接质量的缺陷时,应清除后再焊。遇有中断施焊的情况,应采取适当的后热保温措施,再次焊接时重新预热温度应高于初始预热温度。

3 结论

篇5：谈谈汽轮机水冲击事故

关键词 汽轮机;水冲击;事故

1 汽轮机水冲击的概念

汽轮机水冲击，即水或冷蒸汽（低温饱和蒸汽）进入汽轮机而引起的事故，是汽轮机运行中最危险的事故之一。此类事故在国内外时有发生，会造成严重后果，因而要求锅炉和汽机运行人员予以高度重视。一旦发生此类事故，必须正确、迅速、果断地处理，以免造成汽轮机设备的严重损坏。

首先是关于汽轮机发生水冲击的现象有：

（1）主再热汽温10分钟内下降50度或50度以上；

（2）主气门法兰处汽缸结合面，调节气门门杆，轴封处冒白汽或溅出水珠；

（3）蒸汽管道有水击声和强烈振动；

（4）负荷下降，汽轮机声音变沉，机组振动增大；

（5）轴向位移增大，推力瓦温度升高，差胀减小或出现负差胀。

2 水冲击的危害

2.1 动静部分碰磨。汽轮机进水或冷蒸汽，使处于高温下的金属部件突然冷却而急剧收缩，产生很大的热应力和热变形，使相对膨胀急剧变化，机组强烈振动，动静部分轴向和径向碰磨。径向碰磨严重时会产生大轴弯曲事故。

2.2 叶片的损伤及断裂。当进入汽轮机通流部分的水量较大时，会使叶片损伤和断裂，特别是对较长的叶片。

2.3 推力瓦烧毁。进入汽轮机的水或冷蒸汽的密度比蒸汽的密度大得多，因而在喷嘴内不能获得与蒸汽同样的加速度，出喷嘴时的绝对速度比蒸汽小得多，使其相对速度的进汽角远大于蒸汽相对速度进汽角，气流不能按正确方向进入动叶通道，而对动叶进口边的背弧进行冲击。这除了对动叶产生制动力外，还产生一个轴向力，使汽轮机轴向推力增大。实际运行中，轴向推力甚至可增大到正常情况时的10倍，使推力轴承超载而导致乌金烧毁。

2.4 阀门或汽缸接合面漏气。若阀门和汽缸受到急剧冷却，会使金属产生永久变形，导致阀门或汽缸接合面漏汽。

2.5 引起金属裂纹。机组启停时，如经常出现进水或冷蒸汽，金属在频繁交变的热应力作用下，会出现裂纹。如汽封处的转子表面受到汽封供汽系统来的水或冷蒸汽的反复急剧冷却，就会出现裂纹并不断扩大。

3 水冲击的原因及预防

汽轮机发生水冲击的原因比较多，但总结下来主要有以下几个方面:

3.1 锅炉方面

（1）锅炉蒸发量过大或不均，化学水处理不当引起汽水共腾。

（2）锅炉减温减压阀泄漏或调整不当，气压调整不当。

（3）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。

（4）运行人员误操作以及给水自动调节器的原因造成锅炉满水。

3.2 汽轮机方面。汽轮机启动过程中，汽水系统暖管时间不够，疏水不净，运行人员操作不当或疏忽，使冷水汽进入汽轮机内。

3.3 其他方面。（1）再热蒸汽冷段采用喷水减温时，由于操作不当或阀门不严，减温水积存在再热蒸汽冷段管内或倒流入高压缸中，当机组启动时，积水被蒸汽带入汽轮机内。

（2）汽轮机回热系统加热器水位高，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）除氧器发生满水事故，使水经除氧器汽平衡管进入轴封系统。

（4）启动时，轴封管道未能充分暖管和疏水，也可能将积水带到轴封内；停机时，切换备用轴封汽源，因处理不当使轴封供汽带水。

4 防止汽轮机水冲击的措施

4.1 设计方面

（1）正确设置疏水点和布置疏水管。在锅炉出口至汽轮机主汽阀间的主蒸汽管道上，每个最低点处均应设置疏水点；主蒸汽管道的疏水管不得与锅炉任何疏水管的联箱连接，再热蒸汽管道的最低点处亦应设置疏水点。

（2）汽封供汽管应尽可能短，在气封调节器前后以及汽封供汽联箱处均应装疏水管。

（3）疏水管应有足够的通流面积，以排尽疏水。

（4）设置可*的水位监视和报警装置，除氧器、加热器和凝汽器应装高水位报警；加热器水位高时，应有自动事故放水保护、抽汽逆止门应能自动关闭。

4.2 运行维护操作方面

（1）在机组启、停过程中要严格按规程规定控制升(降)速、升(降）温、升(降)压、加(减)负荷的速率，并保证蒸汽过热度不少于80℃。

（2）蒸汽管道投用前（特别是轴封供气管道，法兰，夹层加热系统和高中压导汽管）应充分暖管，疏水，严防低温水汽进入汽轮机。

（3）要严密监视锅炉汽包水位，注意调整汽压和汽温。

（4）注意监视除氧器，凝汽器水位，防止满水。

（5）定期检查加热器水位调节及高水位报警装置；定期检查加热器高水位事故放水门、抽汽逆止门动作是否正常。

（6）机组热态启动前应检查停机记录和停机后汽缸金属温度记录。若有异常应认真分析，查明原因，及时处理。

（7）启、停机过程中，应认真监视和记录各主要参数。包括主、再热汽温，压力，各缸温度，法兰、螺栓温度，缸差，轴向位移，排汽温度等。

（8）机组冲转过程中因振动异常停机而必须回到盘车状态时，应全面检查，认真分析，查明原因，严禁盲目启动。当机组已符合启动条件时，应连续盘车不少于4 h，才允许再次启动。

（9）当汽轮机发生水冲击时，应立即破坏真空、停机。在停机过程中应注意机内声音、振动、轴向位移、推力瓦温、上下缸温差及惰走时间，并测量大轴幌度。如无不正常现象，在经过充分疏水后，方可重新启动。在重新启动过程中，若发现汽机内部或转动部分有异音，或转动部分有摩擦，应立即拍机，并进入人工盘车。

4.3 汽轮机发生水冲击的处理措施

（1）启动润滑油泵，打闸停机。

（2）停射水泵，破坏真空，给水走液动旁路，稍开主气管向大气排气门。除通知锅炉以外疏水门外，全开所有疏水门。

（3）倾听机内声音，测量振动，记录惰走时间，盘车后测量转子弯曲数值，盘车电动机电流应在正常数值且稳定。

篇6：汽轮机发生水冲击原因分析及事故处理

我厂天然气压缩机驱动汽轮机由杭州汽轮机股份有限公司生产。2015年末对汽轮机进行试车,并且试车一举成功。该汽轮机为反冲动单缸凝气式汽轮机,型号HNK32/45,汽轮机号WT8431,相关参数见表1、2。

本汽轮机径向后轴承采用可倾瓦轴承。后轴承两侧安装有铝制档油板,在靠近汽轮机气缸一侧安装油封环即油挡。油封环由两组铝制密封梳齿及回油槽组成, 分上下两半,并用螺钉固定在轴承箱上,油封环结构如图1所示。两组密封梳齿间通有0.02 MPa气封氮气, 其作用主要是阻止轴承箱中飞溅的回油沿着转轴向外泄漏,同时也能阻止汽轮机泄漏的轴封蒸汽窜入轴承箱。

2事故现象

工艺人员在对汽轮机定期盘车时,发现一台汽轮机后轴承箱油封环有漏油现象。观察备用汽轮机后轴承箱油封环,在盘车期间也有润滑油泄漏现象。汽轮机长时间的泄漏润滑油,不仅对设备的周围环境造成污染, 而且还浪费了机体润滑油,导致单位经济损失,危害最大的是给汽轮机长期稳定运行和现场操作人员带来安全隐患。

3事故原因分析

了解化工行业的人都知道汽轮机的轴承箱漏油是一个普遍现象,然而造成轴承箱漏油的原因是多种多样的,有设备本身设计的原因,加工制造的原因,还有操作人员不正确操作等原因。为彻底解决本台汽轮机组后轴承箱油封环漏油,采取措施如下:

(1)拆下油封环,重新调整转轴与油封环梳齿间隙值,使此间隙符合设备规定(规定要求下间隙5~10丝, 侧间隙15~20丝,上间隙20~25丝)。

(2)处理油封环中封面,清理干净中封面上的旧密封胶,并重新在油封环中封面上均匀连续涂抹密封胶。

(3)扩大后轴承箱内油封环侧的挡油板与回油槽的孔隙。

(4)打开轴承箱上盖,启动润滑油系统,观察后轴承箱回油情况。发现润滑油回油未受阻,轴承油封环未漏油。

进行完上述措施后,重新回装轴承体,开启润滑油系统,发现后轴承箱油封环漏油情况并没有改善。以上原因排除后,结合上述措施(4),打开手动盘车罩盖,后轴承箱与大气直接连通,发现油封环漏油现象消失,并发现打开的罩盖处,有股气流向机体外吹出。当盖上手动盘车罩盖,油封环漏油现象又再次发生。即判断是由于此股气流造成后轴承箱内正压过大导致油封环漏油。

接下来对盘车期间轴承箱正压的来源进行分析:后轴承箱进气的地方有两处,一处是油封环的气封气(0.02MPa氮气),关闭气封氮气后观察到后轴承箱内正压没有降低,排除气封氮气气量大造成后轴承箱正压大;另一处是离心压缩机投用的干气密封隔离气(0.005 MPa氮气)通过联轴器护罩窜到汽轮机后轴承箱,在润滑油系统运行的条件下,短时间停止压缩机隔离气(注意: 盘车期间长时间停止供给隔离气会造成润滑油窜到压缩机气缸),观察到后轴承箱此股气流消失了,即可判断汽轮机后轴承箱正压是由于压缩机干气密封隔离气通过联轴器护罩进入轴承箱所致。

4事故原因处理

针对事故原因,机务人员采取以下技改措施:

(1)给后轴承箱上增加一个现场防空管,并在管内安装一个油沫分离器,使后轴承箱放空的油烟能够回收,减少润滑油的浪费。

(2)在润滑油站上方增设了一个适当规格的排油烟风机,使轴承箱内的负压控制在49.5~98 Pa,并在排气管道上也安装了一个油沫分离器,用以回收油烟。

采取以上措施后, 汽轮机后轴承箱的漏油现象得到了根本的解决。

5总结

汽轮机投用润滑油系统前,应按规定调整好轴承油封环梳齿与轴间隙;初装油封环中分面处,密封胶涂抹需均匀连续(本厂此台漏油汽轮机就发现油封环中封面涂胶有间断处)。建议设备厂家在轴承箱上设置现场防空管;在润滑油站上方安装排油烟风机以保证后轴承箱内的微负压条件;或者把后轴承箱的油封环改成接触式无泄漏油封环。从而大大降低汽轮机后轴承箱漏油的几率。

摘要：在对杭州汽轮机股份有限公司生产的汽轮机试车过程中,发现汽轮机的后轴承漏油。为彻底解决该问题,通过对可能导致漏油的原因进行逐一排查。最终发现漏油是由于后轴承箱内正压过高所导致,采取相应措施后,成功消除了后轴承箱漏油的现象。

关键词：汽轮机,油封环,润滑油,轴承

参考文献

[1]中国杭州汽轮机股份公司.汽轮机操作指导[M].

[2]伊犁新天煤化工股份公司.天然气压缩机岗位操作规程[M].2015.

[3]张磊.汽轮机运行技术问答[M].第1版.北京:中国电力出版社,1997.

[4]袁明,杨小刚.汽轮机设备安装与检修问答[M].第1版.北京:化学工业出版社,2015.

篇7：汽轮机发生水冲击原因分析及事故处理

摘要：针对冲击式水轮机水斗根部难于加工的问题，根据水斗结构复杂和开放性差的特点，对水斗数控加工中遇到的被加工表面曲率过大以及刀具与被加工面干涉造成的铣刀长径比过长，难于实现加工的情况，以某冲击式水轮机转轮结构为基础，对水斗根部卸荷面附近区域进行结构优化.建立了水斗有限元分析模型，计算并施加等效的边界条件和载荷.有限元分析结果表明：水斗e方案平均应力小于许用值60MPa，交变应力幅值小于许用值30MPa；且该方案满足数控可加工性和水斗强度要求.

关键词：冲击式水轮机；水斗；工艺性；结构优化

DOI： 10.15938/j.jhust.2015.02.002

中图分类号：TH123+3

文献标志码：A

文章编号：1007-2683（2015）02-0007-05

0 引 言

冲击式水轮机对水头变化的适应能力较强，适用于高水头、小流量的水电站且开挖量较小，因而水轮的水斗设计与制造引起各国的重视.对水斗设计中既包括理论分析和水头的实体建模.

冲击式水轮机转轮由沿着圆周方向紧密排列的水斗构成，而水斗表面由数量繁多的自由曲面组成，这导致了水斗结构非常复杂，设计和制造缺陷会产生裂纹，采取水流模拟过程和有限元分析法适用于水斗设计，提高其制造质量.水斗易断裂失效部位可采用有限元分析，并预测防范.

水斗结构设计中考虑更多的是水力特性和强度特性，这就加剧了水斗数控加工的难度.如果水斗正面和背面过渡曲面的曲率较大，那么对工艺性需要考虑.采用直径较小数控铣刀进行曲率较大的曲面加工意味增大了铣刀的长径比，数控铣刀长径比达到14.铣刀长径比的增加，将会引起刀具挠曲变形以及刀柄振动等问题，这将严重降低水斗表面的加工精度和加工质量，甚至造成刀具损坏，

由于在水斗设计和加工方面存在不足，本文针对水斗的工艺性，对水斗根部高应力区域进行了结构优化研究.

1 工艺性分析

冲击式水轮机水斗根部是应力水平最高的区域.该区域的最大综合应力、平均应力以及交变应力幅值都应该严格符合相应的许用标准.然而，水斗根部的局部结构形式对转轮水力参数的影响却非常小，几乎可以忽略不计，在工艺性方面，水斗结构复杂而且开放性差，水斗根部是最难加工的部位.因此，针对水斗根部的工艺性，展开对水斗根部的结构优化研究是十分必要的.

1）曲面曲率分析.水斗根部曲面最大内切球的直径决定了数控加工可以采用的铣刀的最大直径，如果水斗正面和背面之间的过渡曲面曲率较大，即最大内切球直径较小，那么铣刀的直径就必须随之减小，如图l（a）所示，由于水斗整体结构尺寸不变，那么铣刀刀杆的长度就不变，最终导致铣刀长度与直径比值增大，刀具振动以及刀具刚度弱等问题变得更加突出，给水斗数控加工带来严重的困难，

对于该问题，最直接的措施就是适当调整水斗正面和背面之间的过渡曲面，使其曲率变化均匀，避免出现曲率突变的情况，有些情况，为了保证过渡曲面曲率变化均匀且曲率不过大，水斗根部的卸荷而深度可能会增加，尽管卸荷面深度增加，会使此处应力水平稍微升高，但是考虑到水斗数控可加工性的大幅度提升，这也是非常值得的.关键要在水斗结构设计中，做到既保证强度要求，又具有很好的工艺性.

2）刀具与曲面干涉分析.水斗紧密的排列在轮毂圆周上，造成水斗根部的开放性很差，加工空间很有限，这在水斗数目较多的转轮加工中表现的尤为突出，例如图l（b）所示，尽管水斗根部过渡曲面的曲率变化均匀，且曲面最大内切球直径较大，但是分水刃与卸荷面过渡处存在刀具直线不可达到的情况.

对于此类问题，就需要尝试采用直径更小的数控铣刀来完成水斗加工，如果曲面干涉严重，甚至有可能无法通过数控机床完成水斗加工，而只能采用手工打磨的方式实现.避免此类问题最有效的措施就是在冲击式转轮设计过程中，对结构的工艺性予以周密的考虑.

2 结构优化方案的提出

本文以某冲击式转轮结构为基础，对其水斗根部卸荷面进行了基于工艺性的结构优化研究.

水斗根部卸荷面结构优化方案如图2所示.其中图2（a）为原结构方案，由于水斗正面和背面的过渡面曲率不均匀，导致某位置曲率偏大，因而只能采用直径约为32mm的铣刀进行加工.水斗空间有限，铣刀最小长度约为600mm，因此加工该结构的铣刀长径比要达到18.75，这是很难实现的.图2（b）～图2（e）为水斗根部结构优化方案，通过调整卸荷而的过渡型线，使曲率分布更均匀，同时降低了最大曲率.各个方案可以采用的铣刀直径分别约为40mm，50mm，60mm和70mm，对应的铣刀长径比分别约为15，12，10和8.5.

3 强度分析

为了确保改进的水斗根部卸荷面满足强度设计要求，分别对上述优化结构方案进行了有限元应力计算，

水斗材料为ZGOOGr16Ni5Mo，其材料机械性能如表l所示.

1）有限元模型.冲击式水轮机水斗属于周期循环结构，其周期为2π/2。，而水压力载荷并不一定是周期循环的，如果水斗数Zs是喷嘴数Zp的整数倍，那么水斗水压力载荷是周期循环的，其周期为27r/Zp；如果水斗数Zs不是喷嘴数Zp的整数倍，那么水斗水压力载荷就不是周期循环的（也可看做循环周期为2π）.本文分析的冲击式转轮水斗数Zs为21个，喷嘴数Zp为6个，显然水压力载荷不是周循环的.为了简化水斗的有限元分析模型，通常选取包含5个水斗在内的扇形区域作为一个近似的周期分析模型，如图3所示；并采用SOLID92单元对几何模型进行有限元网格剖分，如图4所示.

2）边界条件.为模拟近似周期循环的水斗结构，在第1和第5个水斗的外侧面施加周期对称边界条件，如图5所示.为防止水斗模型产生刚体位移，在轮毂把合螺栓处，约束相应节点的Fl由度，如图6所示.

3）载荷.冲击式水轮机水斗工作时承受着喷嘴射流的交变冲击载荷，且射流冲击在水斗内表面上形成变化的压力场，可见水斗受力复杂、不易模拟.通常可以近似的认为来自喷嘴的射流力主要作用在3个相邻的水斗上，其中第3个水斗承受1/2的射流力；第2个和第4个水斗承受1/4的射流力；第1个和第5个水斗不受射流力作用.单个喷嘴产生的射流力，由下式计算：

F= 60N.×106/（耵.，2，.ZuDi）.

（1）式中：F为单个喷嘴产生的射流力；Nr为额定功率；n〈sub〉r〈∕sub〉为额定转速；Zn为喷嘴数；D1为节圆直径，经过计算得到本文分析的水斗承受的单个喷嘴射流力，并将该射流力等效为面压力施加在水斗射流直径范同内如图7所示.

此外，为模拟转轮转速引起的离心力作用，在有限元模型上施加转速，如图8所示.

4）结果分析.为保证各个方案有限元分析结果的可比性，本文在水斗高应力区设置了相同单元长度，而在未修改区采用了完全相同的单元.表2为各个水斗结构方案的应力计算结果汇总表，从表中数据可知，方案a到方案e的最大综合应力、交变应力幅值和平均应力是逐渐增大的.图9是水斗e方案最大综合应力分布云图，其值达到46.6MPa；图10是水斗e方案平均应力分布图，其值达到28.1MPa，小于许用值60MPa；图11是水斗e方案交变应力幅值分布图，其值达到14.7 MPa，小于许用值30MPa可见，尽管对水斗卸荷面进行了工艺性结构优化，其应力水平仍能很好的满足强度要求.因为水-之间空间狭窄，继续调整卸荷面曲率分布进而增加刀具直径会遇到刀具与被加工表面干涉的问题，因此，可以认为方案e既保证了水斗强度要求，又显著提高了水斗的数控可加工性，实现了水斗根部结构优化的目的.

4 结 语

基于冲击式水轮机水斗的数控可加工性，对水斗根部卸荷面附近区域进行了结构优化研究，并得到以下主要结论：

1）详细分析了水斗根部数控加工中存在的被加工面曲率过大以及刀具与被加工面干涉造成的铣刀长径比过长，难于实现加工的问题.

2）以某冲击式水轮机转轮结构为基础，对水斗根部卸荷而附近区域进行了结构优化和调整.

篇8：汽轮机振动故障的原因及处理

汽轮发电机组是电厂系统中重要的设备, 其是否安全运行关系到整个电厂能否安全稳定运行。汽轮发电机组在运行过程中不可避免存在或大或小的振动, 振动在正常范围内对机组的组件不会产生破坏作用, 但如果振动超过一定的临界值后, 将对机组设备造成极大的危害。本文主要对汽轮发电机组振动的危害及振动产生的原因进行简要介绍。

2 汽轮发电机振动的危害

(1) 降低机组的经济性。当机组的振动超过规定范围时, 易造成机组汽封间隙增大, 汽封间隙增大易导致汽轮机组的经济性降低。

(2) 造成动静碰磨。当机组发生强烈振动时, 机组动静部分就会发生碰磨, 会使轴封及隔板汽封产生磨损, 导致汽轮机转子与轴封之间的间隙过大, 引起蒸汽外漏或者空气内漏, 影响机组的效率和真空。严重时会引起转子大轴弯曲。

(3) 造成设备事故。当机组振动过大时, 将影响危急遮断器等保护设备的正常运行, 严重时引起这些设备的误动作, 将导致机组直接事故停机。

(4) 机组各连接部件松动。如果机组振动过大, 容易造成与汽轮机组相连接的轴承、轴承箱、导汽管、主油泵等部件共振, 致使连接螺栓松动, 引起重大的事故。

3 汽轮机振动原因分析

汽轮机组在启停和运行过程中会产生不正常的振动, 主要有以下几个方面的原因:

3.1 转子故障引起的振动

(1) 转子质量不平衡。如果转子在运行中叶片发生折断、脱落或者结垢、腐蚀、磨损等, 就易引起机组不正常的振动。主要表现为整个机组轴承均发生较大的振动、转子在通过临界转速时振幅有较明显的增大、振动频率与转速相等且为正弦波。

(2) 转子与与汽缸或静子的同心度偏差过大。此时则易引起汽流激振、电磁激振以及动静碰磨。若在转轴处发生碰磨, 转子将会产生热弯曲, 从而引起机组不稳定普通强迫振动。

(3) 转子热弯曲。如果汽轮机转子由于材质不均匀、大轴上套装的零件与轴凸台之间轴向间隙不足或不均匀, 则在机组增加负荷时, 振动就会明显增大。

3.2 轴承安装及运行引起的振动

(1) 轴承标高偏差。如果支持汽轮机转子两端的轴承标高在安装或检修时调整超出或者低于设计值, 那么汽轮机转子两端轴承的负荷就会产生不合理的分配, 易诱发汽轮机组的自激振动、汽流激振、轴瓦乌金过热等现象, 从而引起机组的振动偏大。

(2) 润滑油油压不稳。润滑油在轴瓦内形成的油膜是否完整关系到转子振动是否在稳定范围内。如果润滑油油压不够或者偏高, 都会对油膜形成的完整性产生重要影响, 从而影响到机组的振动。

(3) 润滑油油温不稳。润滑油在轴瓦内形成的油膜除了与油压有关, 还与润滑油油温有关, 油温过高或者过低都对油膜的形成产生不利的影响, 从而影响到机组的振动。这包括冷油器出口处油温过高或过低、轴承轴瓦回油温度过高等。

(4) 润滑油油质不良。当润滑油油质不在规定的范围内, 易导致轴承内的油膜形成不好, 造成振动时有时无、振动频率和转速不符等现象, 不易判断, 极易引起机组振动突然增大, 造成事故。

3.3 运行方面的原因

(1) 滑销系统卡涩。当汽轮机组带负荷受热后就要产生膨胀, 但是汽轮机组系统本身是不能让其自由膨胀, 引导机组膨胀的就是滑销系统。当汽轮机组由于某种原因滑销系统发生卡涩时, 汽轮机组的膨胀就会受到限制, 出现膨胀不畅问题, 从而引起机组较大的振动, 严重时甚至不能启机或者引起动静碰磨, 造成更大的破坏。

(2) 上下缸温差大。在机组运行过程中, 如果高、中、低压汽缸上下缸温差过大, 那么就将导致汽缸变形, 致使转子整个轴系发生变化, 引起机组振动增大。

(3) 异常膨胀。在机组运行过程中, 如果系统真空度下降将使排气温度升高, 导致汽缸膨胀异常, 如高压轴封向上抬起等, 从而引起机组振动。

(4) 轴端变形。在机组运行过程中, 如果轴封供汽带水, 使汽轮机轴端受热不均匀而变形, 就会引起转子振动, 进而引起机组振动。

4 机组振动的处理措施

汽轮机组在运行过程中要承受多种作用力的作用, 包括由叶片本身离心力所引起的应力、汽流的作用力、温度差所引起的热应力等等, 由于受到以上各种作用力的作用, 汽轮机组在运行中的振动就无法避免。为正确诊断机组的振动故障, 我们应该首先要熟悉机组的振动特征规律, 再加上搜集的机组运行振动数据和现场测试的结果, 进行仔细的综合分析和细致的推理, 才能正确诊断汽轮机组振动故障的原因。

在运行中, 一旦出现机组振动增大, 应加强监视真空度值、蒸汽参数、轴向位移量、胀差值、汽缸温度以及润滑油温、润滑油压、轴瓦温度, 并仔细监听汽轮机内部的声音。

若在机组启动升速或者机组带负荷过程中发生剧烈振动, 应立即进行停机检查。若振动增大, 应逐步降低转速, 直至振动降到合理范围内为止, 并在此转速下暖机一定时间, 再逐渐提升转速。若以上措施仍不能消除机组振动, 则应停机检查。如果在机组运行中发现不正常机组振动或者声音, 则应逐步降低负荷直到振动消除为止, 并同时查找原因。

5 结语

汽轮机异常振动是汽轮机组运行过程中不可避免的常见故障, 掌握汽轮机异常振动的特征规律, 并通过各种措施将振动控制在一定范围内, 同时加大对机组的监视, 对于电厂的安全稳定运行具有非常重要的实际意义。

参考文献

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篇9：汽轮机发生水冲击原因分析及事故处理

【关键词】水轮机；水导轴承；回转油盆；甩油现象；分析处理

水力发电主要是将江河湖海中水的位能经过水轮机转化成为水轮机的动能，水轮机转动再带动发电机发电。也就是说从某种意义上来说，水力发电就是将水的位能转化成为机械能，再转化成电能的一个过程。水轮机在水力发电的整个过程中起着非常重要的衔接作用，也是发电机得以运转的关键性因素。水轮机属于流体机械的一种，我国在公元前一百年左右就已经出现了类似于现代水轮机功能的结构，即水轮，用来灌溉及粮食加工等等，而现代化的发电设备水轮机则多安装于发电站中，在水的推动下带动发电机完成发电工作。在水轮机的结构中水导轴承回转油盆是其重要的组成部分，其工作质量的好坏，是否存在甩油现象直接影响着水轮机的使用工作效果。

1、水导轴承回转油盆甩油现象分析

以某水力发电公司安装的25MW立轴立轴混流式水轮发电机组为例，其发电机为TS-410/132-16型，水轮机为HL638-LJ-200型。该机组采用自循环自冷式水导轴承，为筒式分半结构。

1.1水轮机水导轴承回转油盆甩油可能造成的危害

在发电机组的运行过程当中，水轮机水导轴承回转油盆一旦发生甩油现象，那么所造成的后果是十分严重的，造成的危害也是巨大的。首先，水导轴承回转油盆出现甩油会使机组的油量迅速增加，多出的油会溢到发电用的水质当中，由于水是循环往复的使用，污染物会随水流排放到河流中，造成水质的污染，对生态环境造成一定程度的破坏；其次，由于油盆中的油被甩出，油量减少，会使水导轴承的冷却及润滑效果都大打折扣，使得水导轴承的温度整体升高，严重的威胁到发电机组的正常稳定运转；最后，当油盆发生甩油现象后，由于轴承温度升高等连锁现象的发生可能会影响到机组运行，此时就要加大对没位及轴承温度的监视和检察力度，对缺失的油进行及时的补充，相应的也就提高了工作人员的检查及维护的工作量，降低了工作效率。

1.2水导轴承冷却及润滑原理

在水轮机水导轴承进行冷却和润滑时，首先在高速回转离心力的作用下，回转油盆内的油会被压进水导轴承进油孔内，后经水导轴承并对水导轴承实现润滑与冷却作用后来到上油盆，此时的油温已经升高，经上油盆内冷却器的作用后，得到冷却的油再进入水导轴承瓦及大轴的间隙中从而回到回转油盆中。经过以上步骤的循环往复就实现了水导轴承的冷却及润滑。

1.3水导轴承回转油盆甩油的原因及情况分析

1.3.1由于设计者在设计初期缺乏对相关实际应用情况的了解，因此在设计时只是依照相应的理论知识进行设计，如设计回转油盆的高度不够，使其在飞速转动时透平油会甩出，水导轴承进油孔存在过小或位置不准确等的设计缺陷，导致当回转油盆内的油在挤入水导轴承油孔时发生甩油现象，等等。在设计初期存在设计缺陷是十分严重的，且设备已经进行了生产制造并投入使用，很多问题都不能再次进行修复，只能从其它方面进行相应的处理来减轻或消除甩油现象。

1.3.2在机组运行的过程当，回转油盆中的油会在高强离心力的推动下高速旋转，如果托管安装不当那么油就无法进行水导轴承，使油盆内的油量增加，转动中的油就会从油盆与水导轴承之间的迷宫处甩出。

1.3.3如果水轮机的摆幅过大，并超出一定的允许范围，就会使油从回转油盆和水导轴承之间甩出，此种原因较易测量，也容易改正。

1.3.4此外，密封结构的尺寸及材料质量优劣也直接的影响着油盆的密封效果，当密封结构数量不足或质量较差时，会密封效果不达标，在回转油盆旋转过程中易出现甩油现象。回转油盆的强度及刚度不能够满足高速旋转的要求，在使用过程中出现变形等情形，也同样较易发生甩油现象。

本文中的水导轴承在运行两天后，发现水导油盆油位下降了3cm左右。拆掉水导轴承后，发现水导回转油盆盖板表面有较多的油迹，底部也悬挂有大量的油珠。这是油从回转油盆盖板与水导轴承密封处溅出、经油盆盖板流到回转油盆底部所致。经检查分析主要是由于水导轴承进油孔设计存在缺陷。当快速回转的油经过进油孔时，撞击进油孔直角边缘后溅到回转油盆盖板内表面，再流经密封环到回转油盆盖板外表面及油盆底部，造成甩油。

2、水导轴承回转油盆甩油处理

对水导轴承进油孔结构进行改造，改造前进油孔尺寸为φ22，由于进油过快，使环境中的水分过多地进入油盆，经冷却器冷却成水，形成油水混合物，造成油位上升，影响冷却和润滑效果，故必须对进油孔进行改造。改造后的水导轴承进油孔主要是加装了导油体，使高速回转的油进入进油孔更为顺畅，不致于造成油冲击引起甩油。导油体材料为Q235，导油体与水导轴承采用焊接结构，安装时必须焊接牢固，并打磨平整，去除毛刺。进油口加工时要用圆弧平顺过渡，使进油顺畅。组装前要清理干净焊渣及铁屑等杂质，保证机组在运行时不会因杂物进入水导轴瓦而引起烧损。

进油孔直径应控制在φ（20±0.10）范围内，若油孔过大，会由于进油过快使环境中的水分过多地进入油盆，经冷却器冷却成水，形成油水混合物，造成油位上升，影响冷却和润滑效果；油孔过小，油循环的速度慢，冷却和润滑效果差，使水导轴承瓦温升高，甚至会造成因瓦温过高而烧损，严重威胁机组的安全运行。

3、结语

综上所述，水轮机水导轴承回转油盆甩油现象的产生原因较为复杂，是种种原因共同产生的后果，如果水导轴承回转油盆出现甩油现象会给机组的正常高质量运行产生不利的后果。根据本文的分析可以看出，对水导轴承进油孔进行结构改造，对水导轴承密封段的圆度进行校核等等方法可以有效的缓解甩油现象的发生，因此对回转油盆的密封结构和密封材料进行合理的设计和选择是控制油盆甩油的有效办法，在设计和生产安装过程中要严格按照相关标准进行设计和采购原材料，严把质量关，相信在相关操作技术不断提高的条件下，水轮机水导轴承回转油盆的甩油问题会逐渐被很好的控制或消除，不再污染环境，电机机组的运行安全性也会逐渐提高，经济效益会更加可观。

参考文獻

[1]陆宝新.广西乐滩水电厂水轮机转轮叶片密封漏油渗水探讨[J].沿海企业与科技，2010（02）.