汽轮机进入冷蒸汽的危害和处理方法论文
摘要：结合多年的实践经验和书本上的理论知识，简述高压大容量汽轮机，尤其是大型再热式汽轮机，由于进水或冷汽造成设备损坏事故，在国内外发电厂多次发生过，因此高压大型汽轮机组进水或进冷气问题引起了国内外各有关单位的重视。全面分析了汽轮机进水进冷气的各种因素及事故处理的方法，防止汽轮机组进水进冷汽的技术防范措施，并且举事故案例进行了说明。
关键词：汽轮机；进水；进冷蒸汽。
在国内大型汽轮机组发生的设备损坏事故同样大多数和汽轮机进水或进冷气有着直接和间接的关系。
1汽轮机组进水或进冷气对设备造成的危害。
1.1造成叶片的损坏。
汽轮机组进水时，会使动叶片发生水冲击，将会造成叶片的严重损坏，特别是对较长的叶片更容易造成断裂、扭曲，例如末级长叶片拉金断裂、围带裂纹以及叶片的损坏事故绝大多数都是水冲击造成的，当汽机本体汽缸进水或进冷蒸汽时，也会因为湿度过大造成对动叶片的水冲击。
1.2引起动静磨擦。
当汽轮机进水或进冷蒸汽时，由于气缸和高压汽封体受到急剧的冷却，还会导致汽缸和高压汽封体的变形，导致动静间隙的改变，从而造成动静磨擦。
1.3引起大轴弯曲。
引起大轴弯曲一般表现为两种情况：
①汽轮机进水或进冷蒸汽引起动静磨擦造成大轴弯曲；②汽轮机组停机后，在热状态下发生汽缸进水或进冷蒸汽造成大轴弯曲。
1.4引起裂纹。
由于产生过大的热应力引起部件裂纹，在高温状态下工作的受热部件，突然在水或冷蒸汽的冲击下，将会产生很大的热应力，在较大的应力作用下，或者在频繁交变的较低的热应力作用下都将会引起裂纹。高压气封套和汽封套处转子的表面和相对应的汽封体发生的裂纹都是由于来自汽封系统冷水或冷气反复作用的结果。
1.5产生永久变形。
造成部件的永久变形，机组的高温金属部件受到水或冷蒸汽的急剧冷却，其热应力超过了材料的屈服极限以后，就会产生永久变形，阀门和汽缸的结合面受到水或冷蒸汽的冲击产生了内张口造成了漏气。隔板的一侧急剧冷却将会发生凹状变形造成结合面漏气。
1.6造成推力轴承的损坏。
当锅炉携带的大量水进入汽轮机后，还会使轴向推力增大，致使推力轴承超载而受到损坏，因水的密度比蒸汽大得多，故在喷嘴中不可能获得恰当的出口速度和喷射角，而是打击叶片的背弧，水的流动受到阻碍，不能很好的通过叶片，而使叶片中的压降增大，轴向推力增加，其轴向推力的增大值往往达到正常值的十倍以上。
对于再热机组，高压缸的汽流方向，通常与中低压缸的汽流方向相反，进水的瞬间增大的.推力，主要作用在薄弱的“非工作面”上，所以更容易造成推力瓦片的损坏。
1.7造成设备腐蚀。
长期停运的汽轮机，进水或进汽将会造成设备的严重腐蚀损坏。
1.8还有某些间接的影响。
除了上述的对设备直接损坏以外，同时还存在某些间接的影响，如因动静磨擦引起的强烈振动，还会造成轴瓦损坏，油管断裂、通流部件的变形漏气量的增加对设备运行的经济性和安全性都会带来影响。
2造成汽轮机组进水或进冷气的可能因素。
从国内外汽轮机进水事例来看，热力系统设计不合理、设备存在缺陷、以及运行人员的误操作都有可能造成汽轮机组进水或进冷蒸汽事故。梳理了一下能够进入汽轮机的水或冷蒸汽主要来自以下几方面。
2.1汽压突升都可能使蒸汽带水。
来自锅炉和主蒸汽系统，由于误操作或调速系统失灵，使蒸汽温度或汽包失去控制，都有可能将水或冷蒸汽带入汽轮机中。
由于一些突发原因使汽轮机组负荷突然增加，滑参数启动和停机过程中汽轮机调速汽门突然关小造成汽压突升都可能使蒸汽带水。
2.2来自再热蒸汽系统。
再热蒸汽管路中，通常设有减温水装置以调节再热蒸汽温度，如减温水门不严或操作，都可能使减温水进入汽轮机，由于减温水倒入高压缸造成设备损坏的事例发生过多起。再热蒸汽疏水系统设计不合理，也会使积水进入汽轮机。
2.3来自抽汽系统。
当加热器运行故障如加热器管子泄漏，水位调节装置失灵，疏水系统故障，抽气系统逆止门不严都有可能使加热器的积水进入汽轮机，除氧器满水，也可能使水进入汽轮机，在过去发生的汽轮机进水事故中以抽汽系统故障占的比例最大，尤其是汽轮机长叶片的水冲击事故，绝大部分是由于抽汽系统故障造成。
2.4来自汽封系统。
如在启动过程中，汽封供气系统暖官和疏水不充分或不畅，向汽封供汽时，将水和汽一并送入汽封，特别是在甩负荷时，需要使用汽封高温汽源，如果这时对高温汽源暖官疏水不充分或疏水不畅，将积水随汽源一起进入汽封，高温的大轴表面将受到急剧冷却，这对机组的安全运行是不利的。
一般正常运行的汽轮机组，汽封汽源通常是汽平衡；如除氧器水位失去控制也会导致汽封系统进水。
2.5来自凝汽器。
由于凝汽器灌水，进入汽轮机的事例曾频繁发生过，在汽轮机组正常运行时凝汽器水位也受到重视，而且当水位升高后就会严重的影响到凝汽器真空，所以说汽轮机正常运行时一般凝汽器的水位是不会灌入汽缸的，但在停机以后，常常忽视对凝汽器水位的监督，如果进入凝汽器的补水旁路门（软化水补水门等）关闭不严就会使水到灌入汽缸，以致造成大轴弯曲和设备变形。
2.6来自汽轮机本身的疏水系统。
从疏水系统向汽轮机返水，多数是设计方面的原因而造成的。例如不同压力的疏水接到同一个联箱上，疏水管的设计尺寸不科学，这样压力大的疏水可能从压力低的管道返回汽缸。疏水管路直径和节流孔板选择不科学或在运行中堵塞。级内疏水开孔不合理，都有可能使汽缸积水返入汽缸。
显然除了上述几种引起气缸进水的因素外，根据不同机组的热力系统不同，还会有其他水源进入汽轮机的可能，所以值班员要根据实际情况要具体的去分析。
3防止汽轮机组进水进冷气的措施。
3.1对有关设备和汽水系统都要满足下面的技术要求。
①新蒸汽系统除汽轮机电动主闸门前的疏水管外，在其他的管道上应装设适当的疏水管，还要装设排地沟检查管；②主蒸汽管道上的旁路系统及凝疏管，除主要用于排气外，还能起到疏水作用，所以旁路和凝疏管路布置要从主蒸汽管道最低的水平管段的底部引出；③接到疏水扩容器上的疏水，按压力等级分别接到高、中、低压疏水联箱，疏水管按照由高到低的顺序连接，压力高的疏水要远离疏水扩容器；④疏水扩容器与凝汽器之间的连通管的尺寸要足够大，使得扩容器压力基本上接近凝结器的压力。扩容器应装设在适当的标高位置，使疏水能够畅通无阻的排入凝汽器热水井中；⑤所有的抽汽管道必须装设足够大的疏水管，每个抽汽逆止门和截止门前后的疏水管不要连在一起，而应单独接到凝汽器外壳上的疏水联箱上。凝汽器上所有的疏水管应安装在热水井最高水位以上的位置。抽汽逆止门在加热器满水时，能自动关闭；⑥汽轮机的疏水要单独的接入通往凝汽器的联箱上，其他疏水不允许与汽轮机疏水联箱连接在一起；所有通过联箱向凝汽器排水的疏水管，都要与联箱轴向中心线成45度角连接到联箱上，联箱上所有的疏水管入口面积应为联箱总排水面积的1/10;⑦每个抽汽管道上均应设有两个温度测点，一个装在加热器附近，另一个装在抽汽口附近，以便根据显示不同的温度判断加热器工作的正常，也可用两处的温差作为报警讯号；⑧设计规定汽封供汽管应尽量缩短，在汽封调节器前后和汽封供汽联箱上应装设疏水管，直接导向低压加热器的轴封漏汽管道上，必须装设逆止门；⑨所有加热器应布置在汽轮机中心标高以下，每台加热器要有独自的旁路系统。加热器疏水应有旁路系统和自动切换装置，以便在加热器水位高时，把过量的疏水切换排入凝汽器中；⑩再热蒸汽的减温水调整门，要装设动力操作的截止门，当再热器内蒸汽停止流动时，调节门和截止门应迅速自动关闭。汽轮机甩负荷时，减温水应自动关闭，且滞后于主气门和调节汽门关闭的时间应尽可能短。
3.2从运行方面的维护，要做以下几方面工作。
①加强运行监督，严防发生水冲击，一但发现汽轮机有水击的象征（例如汽温骤降、振动增加）应采取紧急故障停机的措施。经验证明对于汽轮机进水事故，运行值班员的处理是否迅速得当，对设备损坏严重与否有着密切的关系。②严密意监督汽缸温度和加热器、凝汽器水位，即使在停机以后也不能忽视，如发现有进水危险时，要迅速查明原因，切断水源。③热态启动前，主蒸汽和再热蒸汽要充分暖官，保证疏水畅通。④高加保护要进行定期试验，保证保护动作可靠，高加保护动作不正常时，严禁高压加热器投入运行。⑤定期检查加热器水位调节装置，保证水位调节装置和高水位报警装置工作正常。⑥定期检查加热器管束，发现泄漏应及时处理。⑦在锅炉灭火后，蒸汽参数得不到可靠的情况下，不应向汽轮机供汽。⑧加强除氧器水位监督，定期检查水位调节装置，杜绝发生满水事故。⑨汽轮机滑参数起停时，汽温汽压都要严格按照规程规定调整，至少要保持主蒸汽过热度50℃以上。⑩定期检查再热蒸汽减温水阀门是否严密，如发现泄露及时检修处理。11运行值班员应该清楚：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时大的多。因此在高于临界转速下，一旦发生动静磨擦，会使转子朝着磨擦强度减小的方向扭曲。
另外带负荷进水时，蒸汽量较大，汽流可以使进入的水均匀分布，使得因温差引起的变形小一些，进水一旦排除后保持一定的流量，有利于汽缸变形的及早恢复，因此在低转速下运行的汽轮机，如果发现进水应立即停机，而在额定转速下或带负荷运行时发现进水象征，当振动、胀差、串轴或其他异常状态尚未达到不得怒停机的地步，只要能迅速切断水源，尚可以继续保持运行状态，以避免停机时过临界转速造成更严重的设备损坏。
4汽轮机进水事故的案例。
例一：某厂一台5万kW凝汽式汽轮机组，启动后带负荷2万kW,检查机组各部运行正常逐渐加负荷到3.8万kW,此时运行值班员发现汽封和新蒸汽 管 道 流 量 孔 板 法 兰 冒 白 汽，新 蒸 汽 温 度 由520℃降至490℃,值班人员开启新蒸汽管道疏水门。接着调气门门杆处也冒白汽。运行值班人员以为除氧器压力高，关闭了三段抽汽。此时又发现汽轮机两侧冒白汽，这时，新蒸汽温度已降至300℃以下。随即减负荷到零，这时因系统周波下降，机组负荷又从零加至1万kW,同时运行人员发现推力轴承处温度计套管冒油，温度计指示达到最高刻度。胀差达4mm,才打闸停机。
造成这次事故的原因是：事故前锅炉出现水位下降，给水压力低，调水位时因给水管路一个调整门门芯装错，电动隔离门失灵，造成锅炉满水。没有按规定停炉，因此大量带水的蒸汽进入汽轮机形成水击。
停机后解体检查发现：前后各段汽封磨损倒齿，除个别级外，叶轮、叶片、复环等转动部分都发生了程度不同的磨损。隔板汽封几乎全部磨损。推力轴承工作瓦片全部烧毁、推力盘磨损，数级叶轮变形，其中第11级向前弯曲3.3mm,飘偏约0.22mm;汽缸呈现磁性。
设备损坏到如此严重的程度，与运行人员处理不及时有关，首先在事故情况减负荷到零后，没有果断停机又重新接带负荷，因而延误了时间，运行人员在新蒸汽温度、轴向位移、胀差均已超限的情况下，还没有按规定及时紧急停机，造成了严重的设备损坏。
对这次事故应该接受教训如下：①在汽机带负荷运行时，水冲击有一个发生的过程，运行规程规定了按主蒸汽温度降低的情况成比例地降低负荷，便于锅炉恢复正常运行，同时也便于在情况进一步恶化时紧急停机，这项规定应严格执行，有时水冲击形成的过程非常的快，可能来不及逐步减负荷，此时应根据有关水冲击事故处理规程果断处理，紧急故障停机。②汽轮机的轴向位移保护要经常投入并保持准确可靠。③调气门门杆漏气通往除氧器的管道上应装设逆止门防止倒流。
例二：某厂一台10万kW凝汽式机组投产运行5个月后，为处理机组振动采用滑参数停机检修。
2时开始滑停，当负荷降到7.7万kW时气压89kg/cm2、汽温530℃；23时49分负荷滑到零，当时的发电机已经和系统解到、汽压40kg/cm2、汽温252℃；23时53min开励磁开关。
23时54min切除汽机保护，当时电气做试验要求汽轮机维持300转/min运行，汽机运行人员想利用这个机会作危急保安试验，当有人站在前箱上正落下信号器上的小罩子准备开始作压出试验的时候，感到汽机前箱晃了一下，同时油动机大拉杆窜动了一下，前箱汽封磨擦冒火，于是立即打闸停机，惰走15min26s.
经检查推力瓦10个工作瓦片全部严重磨损，厚度从39.98mm磨到35.68mm,共磨掉4.3mm.除1.5mm厚的乌金全部磨掉外，磷青铜瓦胎也磨去2.8mm左右。其它如推力盘，高压汽缸前后轴封、隔板汽封、低压汽缸前后轴封、叶轮、隔板油档等均有不同程度的磨损。
事故调查组分析认为，造成事故的原因是多方面的。在汽轮机滑停过程中特别是事故前半小时，负荷和汽温都降低的比较快，如机组负荷降到4万kW以后，不到10min的时候就降到零；新蒸汽温度不 到11min内 就 下 降 了162℃,由456℃降 到294℃,而气压又未及时下降。到气温降到252℃时还有40kg/cm2,蒸汽几乎到饱和状态。一般机组滑停要求气温下降速度控制在1~1.5℃/min,最大不超过2℃/min,在发生上述的工况后未采取相应的补救措施（如降低汽压，开大疏水门和主蒸汽管道疏水）调速汽门在开度很小的状态下运行，使凝结水在蒸汽管道内积聚，调速汽门摆动使积水进入汽轮机，从而引起水冲击使推力瓦烧毁。
发电机解解列后又退出了汽轮机保护，造成了事故的扩大。如果串轴保护不解除，当推力瓦乌金磨下1.2mm时就应该保护动作跳闸停机，设备磨损就不会这样严重。
通过这次事故可以得到如下教训：①滑参数停机要严格按照规定降低蒸汽参数，在一定压力下，至少要保持蒸汽温度有50℃以上的过热度。②在滑停过程中进行危急保安器试验，频繁开关调速汽门的操作是比较危险的，如必须进行要制定好专项防护措施，加强对蒸汽参数变化的监督。保证调速汽门前主蒸汽管道充分疏水。③在汽轮机打闸或滑压降转速以前不应退出包括串轴保护在内的汽轮机主要保护装置。
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