大型汽轮机具有高温、高压、高转速和结构精密复杂、动静间隙很小的特点，特别是启动、停机、负荷大幅度变化等变工况过程中，动静部分膨胀、收缩引起的胀差变化及动静间隙的变化、热应力引起的变形以及推力的变化、故障引起的强烈振动等都严重威胁着汽轮机设备的安全。若制造、检修质量不良，运行操作不当，对异常情况处理的决策不当或对紧急情况的处理不及时，都将造成设备严重损坏，修复困难，有的甚至导致设备报废，不仅影响企业自身经济效益，而且造成系统出力降低，影响对用户的正常供电。
进入80年代，随着大量200MW及以上机组相继投产，大型汽轮机组设备严重损坏事故时有发生，如严重超速、大轴弯曲、水冲击、烧轴瓦、掉叶片、机组振动、油系统着火、承压部件爆漏事故等，对安全生产造成严重影响。
为使汽轮机专业及从事电力生产综合领导的人员、专业人员和安监人员在防止汽轮机设备重大事故方面掌握需要注意的关键问题，在决策时应注意的禁区，也就是说在比较重大的问题上知道应该怎么办，不应该怎么办。现根据部颁规程和二十五项反措有关汽轮机方面的规定、要求和近年来汽轮机设备典型事故的教训，对以下各类事故分别加以叙述，供有关领导、专业人员、安监人员结合本单位设备实际情况借鉴、参考。
第一节 超速
一、超速事故的主要原因
汽轮机转速超过额定转速的112%，即为超速。严重超速可以导致汽轮发电机组严重损坏，甚至毁坏报废，是汽轮发电机组设备破坏性最大的事故。近10年来，国内曾发生过多次超速造成的设备严重毁坏事故，造成汽轮机超速的主要原因包括：
（1）机组调节保安系统有缺陷、故障。如调速汽门不能正常关闭或漏汽量大；调速系统迟缓率过大或部件卡涩；危急保安器不动作或动作转速过高等。
（2）国产200MW机组调节保安系统制造设计上留有隐患，在进行危急保安器提升转速试验时，调节系统易于进入开环失控区，导致机组超速。
（3）调节保安系统检修后调试项目不全，透平油质不良导致部套卡涩锈蚀，在机组甩负荷后调节系统不能维持飞升转速低于危急保安器动作转速，以及危急保安器锈蚀、卡涩拒动，造成机组超速。
（4）自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门等由于积结盐垢、产生高温氧化皮、门杆弯曲等原因造成卡涩，在危急保安器动作后，不能迅速关闭严密，使机组超速。
二、防止汽轮机超速的措施
主要有以下几方面：
（1）调节系统在机组额定参数下甩掉额定电负荷后，应能将机组转速维持在危急保安器动作转速以下。
（2）提高调节保安系统和主汽门、调节汽门、抽汽逆止门检修质量，确保不发生卡涩。
（3）保持良好的透平油和抗燃油油质，保证调节保安部套不因油中水分引起锈蚀或油中杂质造成卡涩、拒动。
（4）坚持危急保安器的各项定期试验，防止危急保安器拒动。
（5）坚持定期进行自动主汽门、调节汽门严密性试验，防止甩负荷后不能快速关闭严密。
（6）坚持执行运行中主汽门、调节汽门定期活动和抽汽逆止门定期试验的规定；保持良好的蒸汽品质，防止积结盐垢等因素造成汽门卡涩。
（7）各种超速保护均应投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止将机组投入运行或继续运行。
（8）除发电机甩负荷外的停机，汽轮机打闸后应先检查有功功率表到零，电能表停转或逆转后，再将发电机与系统解列，或采取逆功率保护动作解列，严禁带负荷解列。
（9）鉴于国产200MW机组调节保安系统存在的隐患，制造厂已明确规定将危急保安器的动作转速降低为额定转速的108%～110%。
（10）机组大修后必须按规程要求进行调节系统的静态特性试验或仿真试验。对新装机组或对新机组的调速系统进行技术改造后，应进行调速系统动态特性试验，以保证汽轮机甩负荷后，飞升转速不超过额定值。
第二节 轴系断裂
一、轴系断裂事故的主要原因
轴系断裂事故后果极为严重，将会造成机组毁坏报废。轴系断裂的原因很复杂，国内外已发生的轴系断裂，大都发生在严重超速事故中，其技术原因除超速离心力、剧烈振动引起的破坏外，又与轴系质量的大不平衡、轴系共振、油膜振荡、轴系扭振以及转动部件质量、轴系连接件质量不良有关。
二、防止轴系断裂事故的措施
防止轴系断裂事故应采取的主要措施：
（1）认真落实防止超速的各项措施，切实防止发生机组超速造成轴系断裂。
（2）减少轴系大不平衡因素，采取防止油膜振荡、扭振的措施。
（3）采取防止对轮螺栓断裂措施。
（4）定期对大轴、大轴内孔、发电机转子护环等部件进行探伤检验。
第三节 大轴弯曲
一、大轴弯曲事故的原因
汽轮机在不具备启动条件下强行启动，由于上下缸温差大、大轴存在临时弯曲、汽缸进水、进冷汽以及动静间隙小等因素，引起大轴与静止部分摩擦，将会造成大轴弯曲。此外，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以后，内应力逐渐得到释放从而使转子产生弯曲。近年来大轴弯曲事故相当频繁，尤其是200MW及以上中间再热式机组更为突出，粗略估计在20～30次以上。
二、主要防范措施
近几年发生的大轴弯曲事故表明，防止大轴弯曲的反事故技术措施仍未得到认真贯彻落实。因此，应结合设备情况，全面认真贯彻原水电部《关于防止200MW机组大轴弯曲的技术措施》，及国电公司二十五项反措中“防止大轴弯曲事故的措施”外，并强调以下几点：
（1）按照防止大轴弯曲技术措施的要求，组织主要值班人员和厂、车间有关分管运行的领导和专业人员切实掌握各机组技术资料及确切数据，如大轴晃度表测量、安装位置、大轴晃度原始值、机组轴系运行中和启动过程的正常振动值等等，使指挥者和操作者都做到心中有数。
（2）根据机组设备情况，落实各项防止汽缸进水的技术措施。
（3）机组启动前必须检查：①大轴晃度不超过原始值0.02mm；②高压及中压上下缸温差不超过50℃；③高压内缸上下缸温差不超过35℃；④主蒸汽、再热蒸汽温度至少高于汽缸金属50℃（滑参数启停时还应保持较高的过热度）；⑤不符合上述条件禁止启动机组。
（4）机组冲转前应进行充分盘车2～4h（一般连续盘车，热态启动取大值），若盘车短时间中断时，则应按中断时间的10倍再加4h连续盘车方可冲转。
（5）启动时在中速以前，轴承振动（特别是1、2W）超过0.03m或相对轴振动值超过0.260mm时应打闸停机，过临界时振动超过0.10mm应打闸停机，严禁硬闯临界转速开机或降速暖机。
（6）启动前供汽封的蒸汽温度应高于汽缸金属温度，并应在送汽前充分进行疏水。
（7）启动中若轴承振动、蒸汽参数变化超过规程规定或机内有异常摩擦声、轴封处冒火花，应按规程规定立即停机。
（8）停机后应及时投入盘车，若盘车电流增大、摆动或有异常时，应分析原因并采取措施予以消除。
大轴弯曲事故绝大多数发生在机组启动特别是热态启动中，因此对大中型机组的启动，主持启动的领导人员要持慎重态度，坚持按规程规定和技术措施要求启动机组。启动不顺利时，要认真分析查找原因，决不可侥幸闯关，多次强行启动。
第四节 叶片断裂
一、叶片断裂事故的原因及危害
汽轮机的动叶片是承受蒸汽推动力带动转子的部件，它不仅承受蒸汽推动力，还承受转子高速转动产生的离心力。同时叶片本身存在着固有的振动频率，转动中各喷嘴汽流推动的频率如与叶片自身振动频率合拍共振，将导致叶片疲劳断裂。因此，如果叶片设计、制造上不能满足正常动应力、离心力的需要以及叶片自身频率躲不开共振，在正常运行中将造成叶片裂断。叶片运行中如果动应力、离心力超标也将导致叶片裂断。此外，电网低频率运行、机组不适当的启动、水击等又是加剧叶片损坏的重要因素。
运行中发生叶片断裂，断落的叶片将夹在间隙很小的动静部分中碰磨，或断落的叶片在本级碰磨后，其残骸沿汽流进入后几级动静部分碰磨从而造成设备严重损坏。其破坏力很大，并具有突发性。
低压转子后几级叶片，特别是末级，次末级叶片、卫带、拉筋等如断落甩出后，将打坏凝汽器上部铜管或钛管，造成凝汽器突发性泄漏，影响汽水品质急剧恶化。
二、防止叶片断裂和扩大损坏的主要措施
（1）新机组验收时应检查确认叶片经探伤、测频合格。投产后大修中应对叶片进行损伤检查，对叶片或叶片组进行测频检验，发现问题及时解决，不使叶片带缺陷、隐患，将机组投入运行。
（2）采取措施防止加热器满水，并保持疏水系统畅通，保证汽缸不积水或从疏水系统、抽汽系统向汽缸返水。
（3）尽可能减少机组在偏离正常频率下的运行时间。
（4）机组运行中振动突然增加，听到甩叶片的撞击声、机组内部有摩擦声以及凝汽器管子突然泄漏等情况，是断叶片的故障象征，应按规程规定果断停机检查，不可拖延时间，否则高速转动下将造成设备严重损坏。
（5）发生个别叶片断落故障后，除对断裂叶片采取技术措施外，还应对未断落的叶片全面进行探伤、测频检验。
断裂或损坏叶片较多时，不能简单地采取对称割短叶片的措施将机组恢复运行。
（6）电网应保持正常频率运行，防止频率偏高或偏低以致引起某些叶片陷入共振。
（7）蒸汽参数和各段抽汽压力、真空等超过制造厂规定的极限值时，应限制机组出力。
第五节 汽轮机进水
一、汽轮机进水事故的原因
进入汽轮机的蒸汽必须保持足够的过热度，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某一部位，将造成部件急剧收缩，导致动静碰磨、大轴弯曲、接合面变形泄漏等等。近年来汽轮机进水事故时有发生。
造成汽轮机进水的主要原因如下：
（1）锅炉满水或蒸汽管道积水，使蒸汽带水进入汽轮机。
（2）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，水返人汽轮机。
（3）级旁路减温水及再热器减温水门不能严密关闭，在停机后启动给水泵时水进入汽轮机；主蒸汽系统阀门不严，机组高温状态下锅炉打水压时，水进入汽轮机。
（4）疏水管路连接不合理或疏水联箱容积小，几路同时疏水时，压力大的疏水就有可能从压力低的管路向机内返水。
（5）汽封溢汽管、门杆漏汽管接人除氧器的系统，当除氧器满水，逆止门不严时，返入汽轮机。
（6）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。
（7）误操作或调节系统失灵，使蒸汽温度或汽包水位失去控制，都有可能使水或冷汽进入汽轮机。
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二、主要防范措施
在防止汽轮机进水方面，1985年美国颁布了《防止水对发电用汽轮机造成损坏的导则》国家标准，从设备、系统的设计、运行、检测、试验及维护等方面提出了全面的防止进水措施，原电力部已将《导则》纳人设计规程。再强调以下主要措施：
（1）机组启动前必须对来汽管道充分进行疏水，启动中蒸汽必须保持较高的过热度。启动中或运行中蒸汽温度突然直线下降50C或10min内下降50（2应立即打闸停机，运行中汽温突然下降，并且来汽管道、主汽门、调节汽门冒白汽时，应立即打闸停机，不需向上请示汇报。
（2）机组启动前应将轴向位移保护投入，运行中不得退出，特别是启动中，进行主汽门、调节汽门严密性试验中轴向位移保护动作后，不得以怀疑保护误动为理由退出保护强行挂闸。
（3）再热器减温水及级旁路减温水管路阀门应可靠严密，并应有串联截止门，以保证在停机状态或启动给水泵后不致将水漏入汽缸。机组主汽门不严，锅炉热态打压时，应采取防止水进入汽轮机的措施。当锅炉灭火或机组跳闸时应及时切断再热器减温水。
（4）采取措施防止加热器满水返人汽缸。
（5）完善调节级、高压排汽、再热蒸汽进口、各抽汽口等可能有水进入汽缸处的温度测点，以便于及时监视汽缸进水或进冷汽。
（6）改进疏水系统使其管道、联箱、容器的断面或容积适应疏水量的需要，并按压力合理布置进入联箱、容器的位置顺序。
（7）确保门杆漏汽管道和汽封溢汽管道上的逆止门动作可靠、截止门严密不漏。机组停运后，仍应监视除氧器水位和凝汽器水位。
（8）滑参数启动和停机的过程中，汽温、汽压都要严格按照运行规程规定保持必要的过热度。
第六节 振动
一、振动事故的原因
转动机械，振动幅度不超过规定标准的属正常振动。这里所说的振动，系指超过允许标准的异常振动。异常振动是转动设备发生异常的表现。比如轴系质量失去平衡（掉叶片、大轴弯曲、轴系中心变化、发电机转子内冷水路局部堵塞等）、动静摩擦、热膨胀不均、转子热弯曲、轴承损坏以及电磁力不平衡等都会表现出振动增大，甚至强烈振动。而强烈振动又会导致机组其他零部件松动甚至损坏，加剧动静部分摩擦，形成恶性循环。异常振动是汽轮发电机运转中缺陷、隐患的综合反映，是发生故障的信号。因此，新安装或检修后的机组，各轴承振动及各轴承处轴振在合格标准以下，方可将机组投入运行。对振动符合标准的机组还必须加强振动监督，对振动监测做到制度化，监测装置再保证投用率和正确率。在振动突然增大达到规程规定时，应果断地将机组停运。
多年来，由于振动监督工作薄弱，或机组振动异常未按规程及时停机，导致设备扩大损坏事故时有发生。
二、主要防范措施
对汽轮机组的运行，必须坚持进行振动监测，以便在振动突然超标时立即将机组停运，或在振动异常变化时分析原因、采取措施加以控制，防止设备严重损坏。在振动监测方面，一般应做好以下几项工作：
（1）运行中的机组振动增大并超过允许值的应分析原因，及时采取措施将振动降低到允许范围内，若突然增加了0.05mm，则应立即将机组停运。
（2）电厂应明确规定振动测试周期，正常情况下，每周或每10天测一次，给专业人员和运行现场配备较高精度的振动表，建立专业人员保存的和运行现场保存的振动测试登记簿，将每次测试结果记人登记簿。机组振动异常时，应立即使用现场保管的振动表进行测试，如振动比上次测试结果增加了0.05mm或相对轴振动大于0.260mm时，应立即打闸停机，或振动增加虽未达到0.05mm，但振动异常时听到机组有响声（如掉叶片等），或机内声音异常时，也应停机进行检查。
（3）机组启动中也应进行振动监测并做好记录，如振动值达到防止大轴弯曲技术措施的规定时，应立即打闸停机。
（4）对重要的辅机也应定期进行振动监测工作。发现问题及早采取措施，防止设备扩大损坏。
第七节 烧轴瓦
一、烧轴瓦事故的原因
轴瓦烧损事故比较频繁，主要是轴向位移突然超过允许值而烧损推力瓦片工作面或非工作面，和断油烧损承力轴瓦。
二、主要防范措施
防止烧轴瓦事故方面应结合设备实际情况贯彻水电部颁发的《关于防止汽轮机轴瓦损坏的技术措施》。并强调以下几点：
（1）运行中轴瓦钨金温度或回油温度（含推力瓦、密封瓦）达到现场规程规定时，应按规程规定果断停机。
（2）涉及润滑油系统的切换操作如切换冷油器、过滤器以及启动定速后停用启动油泵等，均应填写操作票，在班长监护下按操作票顺序缓慢进行，操作中应同司机保持密切联系，严密监视润滑油压变化，同时操作中必须事先对可能存有空气的设备、部件进行充分排放空气。
（3）机组启动前应检查试验交、直流润滑油泵工作正常，并投入低油压保护和联动装置。停机时应有专人监视润滑油压，必要时手动投入润滑油泵。
（4）当发生水冲击、瞬间断油或其他可能引起轴瓦损坏的异常情况后，应查明轴瓦确未损坏，才能重新启动机组。
（5）直流润滑油泵、直流密封油泵的电源应可靠，其电源电缆应采取可靠防火措施或采用耐火电缆。
（6）润滑油泵系统的截门一般应平装，以防门杆断裂时断油，润滑油系统和冷油器冷却水系统的截门宜采用明杆截门。高压阀门应挂有明显的“禁止操作”的警告牌。
（7）对于主油泵与启动油泵特性不匹配或运行中润滑油压突变的机组，应采取改进措施。
（8）高、低压油泵和低压油保护装置要定期进行试验。
第八节 蒸汽温度变化失控
一、事故原因及危害
蒸汽超温
机组额定汽温及允许最高汽温范围是根据金属材质强度特性确定的，超出允许温度，将明显降低材料的屈服强度，在超温（高于额定温度）下长时间运行将增加发生裂纹的危险。因此，规程对超过额定温度分档次规定了允许时间，并规定达到允许最高温度时应打闸停机，以保证设备的使用寿命。同时还规定建立超温记录簿，对每次超温的最高温度和持续时间都要记人超温记录簿，作为分析超温情况和判断寿命的依据。但是，有些电厂对超温还没有引起足够的重视。
蒸汽温度变化率从启动到正常运行，机组经历了从冷态或热态逐步增温到额定温度的过程；从满负荷减到空负荷到停止运行，机组又经历了从额定温度逐步减低到热态或冷态温度过程，若升温或降温速率超过允许范围，将危及设备使用寿命，甚至造成损坏事故。
二、主要防范措施
在控制温度变化率方面，应采取以下主要措施：
（1）根据制造说明和典型规程的规定，制订机组冷态、温态、热态启动、滑参数启动、滑参数停机、突然甩负荷后停机以及带负荷，减负荷温度变化率曲线，作为机组启动、带负荷、停机的依据，严格按曲线规定控制温度变化率。
（2）热态启动时，严防低于机组上下缸金属温度的蒸汽或水进入机内或送人汽封，并落实各项防止汽缸进水的措施。
（3）运行中或故障情况下，要尽量避免汽温大幅度变化。
（4）快速启、停应有技术措施，并经试验确保温度变化在正常允许范围内方可实施。
第九节 承压部件、压力容器爆破
一、事故原因及危害
汽轮机管道系统和压力容器爆破也将造成严重后果，如主蒸汽管道、给水管道、高加疏水管道、除氧器等发生爆破，不仅造成设备严重损坏，而且会造成人身伤害。
二、主要防范措施
在防止承压部件、压力容器爆破事故方面应做好以下几方面的工作：
（1）新机组验收时，应组织掌握主蒸汽、再热蒸汽和给水管道安装焊口焊接质量情况，掌握是否有不合格的焊口。对不合格的必须坚持返工。
（2）对检修中施焊的焊口，必须经技术检验合格方可投人运行。
（3）对压力容器要按能源部规定进行检验办理登记手续，并坚持定期检验。
（4）对除氧器要贯彻电力部颁发的《关于防止高压除氧器爆破事故的若干规定》；确需在除氧器或水箱上开孑L时，应制订技术措施，经主管生产的领导批准后方可开孑L。
（5）认真贯彻、执行《电办工业锅炉压力容器检验规程》（DL647-1998），做好热力系统的压力容器和主要汽水管道在设备制造、安装、服役等三个阶段的检验工作。
（6）对高加疏水管和弯头要定期进行测厚，发现冲刷减薄的，要及时更换。
（7）在主蒸汽、再热蒸汽、给水等管道、阀门发生泄漏时，若不能确证排除裂纹缺陷时，应安排停用设备进行检查处理。
（8）加强金属监督工作，防止承压部件、压力容器爆破事故的发生。
第十节 油系统火灾
一、事故原因及危害
汽轮机油系统，特别是高压油系统漏油遇到高温热体就会起火燃烧，如漏油得不到有效控制，火势将迅猛发展，造成极其严重的后果。
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二、主要防范措施
在防止汽轮机油系统火灾事故方面，应认真贯彻水电部颁发的《关于汽轮机油系统防火技术措施》，并强调以下几点：
（1）油系统阀门、管道的法兰接合面必须修刮良好，保证平正，不捌劲，应使用隔电纸、青壳纸或厚度不大于1.5mm的耐油衬垫。禁止使用塑料垫或胶皮垫（含耐油胶皮垫）。
（2）油系统管道、截门、接头、法兰等部件一般应按工作压力的两倍来选用，小直径油管厚度最薄不得小于1.5mm；油系统不要采用铸铁或铸铜的阀门、考克。
（3）油管路附近的热管道或热体必须保温完好，并外包铁皮。压力油管的法兰接头处应有护罩，以防止漏油时直接喷射。
（4）对油管道（特别是小直径管道）应采取防止振动疲劳和磨损减薄的措施。
（5）汽轮机运行中发生法兰接合面喷油，高压油管破裂等喷油时，应将机组停用，消除漏油缺陷；若喷出的油起火时，应立即破坏真空停机。
（6）汽轮机的事故排油系统应可靠并通畅，事故蓄油坑应经常保持无积水和杂物。当油系统火势无法控制或危及油箱时，应立即打开事故排油门将油排人事故蓄油坑或事故油箱。
（7）现场应配备足够数量的消防器材，并落实消防安全责任制。
第十一节 凝汽器泄漏
一、事故原因及危害
凝汽器铜管、钛管泄漏，冷却水将漏人凝结水，将造成给水质量劣化导致汽水品质超标，给水长时间超标或大量冷却水进入系统，将导致锅炉水冷壁严重结垢，产生垢下腐蚀，水冷壁管鼓包、爆破，并且使蒸汽大量带盐，使汽轮机阀门、通流部分严重积结盐垢，不仅通流面积减小使机组出力降低，而且自动主汽门、调节汽门严重积垢，在甩负荷后极易卡涩造成机组超速。
多年来，凝汽器泄漏造成严重后果的事故时有发生。
二、防止凝汽器泄漏应采取的主要措施
（1）把好凝汽器管材的选材、安装质量关，并加强检修管理，运行管理，确保凝汽器不发生频繁泄漏。
（2）加强化学监督工作，根据设备情况制订出凝结水正常的硬度、钠离子等控制指标，严格控制在指标以下运行；同时还应做出超标在某一数值以下，最多可以运行多长时间以及严重超标达到某一数值时，必须立即停机处理的规定。
（3）使用海水冷却的机组或其他有条件的机组，应装设凝结水钠离子或硬度在线监测仪表，以便及时监测凝汽器泄漏情况，果断处理。
第十二节 对提高汽轮机安全运行水平的建议
（1）根据部有关防止汽轮机重大事故的反事故技术措施和国内外有关提高汽轮机安全运行水平的技术经验，从设备改进上和运行管理上不断采取改进措施。
（2）对引进的大机组，除落实制造厂家的各项运行措施外，还应重视落实部反事故技术措施和吸取国内大机组事故教训，采取改进措施。
（3）运行规程是机组运行工作的准绳，要及时根据反事故技术措施和新的技术经验，修订完善运行规程。领导要带头执行规程，为各级人员做出表率。总工程师有权批准现场运行规程、但无权任意修改规程规定。许多事故往往是领导决策失误造成扩大的。
（4）按规程规定把紧急情况下的停机权切实交给现场值班人员。不要层层请示汇报，延误时机。
（5）不具备启动条件、不要强行启动机组，运行中保护动作后，要查明原因，不能无根据地怀疑保护误动而退出保护继续启动。
（6）重视金属监督、化学监督和振动监测等工作。领导要支持监督专业人员的工作，并配备必要的监测手段。
（7）重视对汽轮机运行、检修人员进行保证汽轮机安全运行的理论培训和事故教训的安全教育。