二十五项反措防止汽轮机超速

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1、防止汽轮机超速、防大轴弯曲,运行部,案例11999年8月19日，某电厂200MW机组轴系断裂事故。该机组在甩负荷后的热态启动恢复过程中，由于旁路系统未能开启，而中压汽门又滞后于高压汽门开启，使再热蒸汽压力高达2.8MPa，导致了在中压汽门开启后产生了压力波冲击，低压隔板损坏，最终造成了轴系断裂的重大事故。 案例21997年，某电厂300MW机组旁路系统故障引发的事故。该机组投产前旁路系统各功能试验正常，投产后旁路系统投入自动。在一次机组甩负荷时，旁路自动打开，但此时厂用电自动切换失败，厂用电失去，动力设备全停，旁路系统失去冷却水，但旁路系统阀门因失去电源不能关闭，导致高温、高压蒸汽通过旁路直接

2、进入低压缸，低压缸防爆膜全部爆破，低压缸超温，而且低温蒸汽通过中低压缸连通管进入中压缸，中压缸被急剧冷却。该事故暴露了旁路系统设计上存在的缺陷，具备保护功能的旁路系统，其阀门必须具有可靠的控制电源。,案例32011年5月19日，某电厂6号机组(150 MW)因旁路使用不当导致的超速事故。该机组在一次非紧急停机过程中，22时57分，负荷减到零，23时06分19秒，汽轮机手动打闸，23时06分26秒，手动解列发电机，解列后运行人员发现汽轮机转速已达到 3200r/min并继续上升，立即在主控室再次按“手动停机”和在机头拍危急遮断器，23时07分27秒，转速升至 3480r/min时开启真空破坏门，

3、23时08分06秒，转速最 高升至3654r/min 后开始下降，在降速过程中，转速反复波动。23时33分，机组转速降至1500r/min时，各轴承振动增大，其中2号轴承轴振和瓦振最大均超出测量范围(500m和200m)。23时34分，在检查机组各供汽阀门是否关严时，发现中压主汽门和调门均没有关闭；23时37分，汽轮机转速降至 1360r/min，关闭高压旁路后汽轮机转速才逐渐下降。23时50分，转速到零。经揭缸检查，发现高、中压转子发生永久性弯曲。 该事故从发生到找到真正的原因历时约31分钟，其中暴露出的各种问题值得大家认真思考！,防止汽轮机超速 8.1.8 在任何情况下绝不可强行挂闸。 案

4、例1987年9月，某电厂200MW汽轮机严重损坏事故。某电厂 1号机组在运行时出现轴向位移突然增大，保护动作使机组跳闸。在未查明原因的情况下，解除了轴向位移保护，强行启动了两次，结果导致设备严重损坏和事故扩大。 8.1.9 汽轮发电机组轴系应安装两套转速监测装置，并分别装设在不同的转子上。,8.1.10 抽汽供热机组的抽汽逆止门关闭应迅速、严密，联锁动作应可靠，布置应靠近抽汽口，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。 案例11991年，某电厂一台50MW机组在正常停机的过程中，未预先关闭工业抽汽热网电动隔离门，逆止门联锁保护也未投入，因而，在机组打闸后逆止门未能关闭，致使

5、热网蒸汽倒流进入汽轮机，引起机组严重超速，造成了轴系断裂事故。 案例21999年，某地方电厂一台50MW机组超速事故。其事故原因是：在机组甩负荷的过程中，抽汽逆止门故障而未能关闭，致使热网蒸汽倒流，从而造成了机组严重超速损坏。,8.1.11 对新投产机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。 8.1.12 坚持按规程要求进行汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试、汽门严密性试验、超速保护试验、阀门活动试验。 某制造厂新型高压调门结构带来的问题。 8.1.13 危急保安器动作转速一般为额定转速的1101。,8.1.14 进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压

6、力尽量取低值。 8.1.15 数字式电液控制系统（DEH）应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件；对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。 8.1.16 汽轮机专业人员，必须熟知调节系统(DEH)的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠。,案例某电厂一台引进型300MW机组，由于左、右两只中压调节汽门控制信号接反，因此，在进行中压主汽门活动试验时，致使左侧中压主汽门和右侧调节汽门同时关闭，截断了中压缸进汽，从而导致了推力瓦烧损事故的发生。 8.1.17 电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运

7、行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题应及时处理或更换。备用伺服阀应按制造商的要求条件妥善保管。,8.2.5 严格按超速试验规程的要求，机组冷态启动带1025额定负荷，运行3h4h后（或按制造商要求）立即进行超速试验。 案例某电厂一台200MW机组，在机组一次检修后，没有按规程在启动过程中完成超速试验，而是利用停机的机会，在发电机解列后进行。汽轮机打闸后，由于没有退出大联锁保护致使锅炉灭火，运行人员没有再次点火，而是利用锅炉的蓄热，继续进行超速试验，汽轮机升速过程中高压转子振动急剧增大，被迫停机，在投入盘车时，盘车电流及晃度值均严重超标。

8、后经揭缸检查，冷态下测量高压缸前轴封第1档内段处最大晃度超过0.4mm，转子已塑性弯曲。,防止汽轮机大轴弯曲事故,8.3.1 应具备和熟悉掌握的资料： （1） 转子安装原始弯曲的最大晃动值(双振幅)，最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置； （2） 大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值(双振幅)，最高点在圆周方向的位置； （3） 机组正常启动过程中的波德图和实测轴系临界转速；,（4） 正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压； （5） 正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空值和顶轴油泵的开启时间和紧急破坏真空停机过程的惰走曲线； （6） 停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温

9、度的下降曲线； （7） 通流部分的轴向间隙和径向间隙；,（8） 应具有机组在各种状态下的典型启动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程； （9） 记录机组启停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态启动或汽缸金属温度低于150为止； （10） 系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管领导或总工程师批准后再执行。,8.3.2 汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动： （1） 大轴晃动(偏心)、串轴(轴向位移)、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入； （

10、2） 大轴晃动值不超过制造商的规定值或原始值的 0.02mm；,（3） 高压外缸上、下缸温差不超过50，高压内缸上、下缸不超过35； （4） 蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50，但不超过额定蒸汽温度，且蒸汽过热度不低于50。,四、防止汽轮机大轴弯曲事故,案例11995年6月，某电厂2号机组（200MW）高压转子弯曲事故。其事故原因为： 1）高压内缸上、下壁温度测点损坏，启动中无法监视高压内缸上、下壁温度变化。 2）冲转前，暖管时间不够，机侧主蒸汽温度只有200220，而在主蒸汽压力 1.6MPa下对应的饱和温度为204，过热度只有16，导致汽轮机进水，高压内缸上、下缸温差增大，从而造成了高压

11、转子弯曲事故。,案例2某电厂300MW机组在一次启动过程中，未能充分进行机前管道暖管，仅凭过热器出口温度已超饱和温度50，便认为参数已满足冲车条件，结果冲车过程中振动急剧增大，紧急停机。经连续盘车后，转子晃度为0.02mm0.03mm，与启动前相比变化不大，但转子晃度高点与原始记录相反，因此转子的晃度实际已变化0.05mm0.06mm，转子实际已发生塑性变形。经揭缸检查，高中压转子中间部位最大晃度超过1mm。,8.3.3 机组启、停过程操作措施： 8.3.3.1 机组启动前连续盘车时间应执行制造商的有关规定，至少不得少于2h4h，热态启动不少于4h。若盘车中断应重新计时。 8.3.3.2 机组

12、启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4h才能再次启动，严禁盲目启动。,案例1995年3月，某发电总厂4号汽轮机（200MW）高压转子弯曲事故。其事故原因是：机组在停机处理缺陷后，再次启动升速时2号轴承发生振动，在没有查明振动原因的情况下，93min内连续启动了4次，使高压转子与前汽封发生摩擦，从而导致了转子弯曲事故的发生。,8.3.3.3 停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封磨擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭与汽缸相连通的所有疏水（闷缸措施），保持上下缸温差，监视转

13、子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，进行试投盘车，盘车投入后应连续盘车。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。,8.3.3.4 停机后因盘车装置故障或其它原因需要暂时停止盘车时，应采取闷缸措施，监视上下缸温差、转子弯曲度的变化，待盘车装置正常或暂停盘车的因素消除后及时投入连续盘车。 案例11996年，某发电厂一台 200MW机组，汽轮机进水、振动超标，紧急停机后，盘车投不上，随后，果断采用了闷缸措施，机组再次启动后，一切正常，证明转子未产生永久弯曲。,案例21997年，某发电厂一台 300MW机组在试运期间，因两台汽动给水泵汽轮机故障而跳闸。再启动时，因高压旁路减温水阀门不严，导致汽轮机进水，振动

14、超标，被迫打闸停机。停机后，电动盘车投不上，采用吊车强行盘车，钢丝绳被拉断，此时高、中压缸内缸上、下温差已大于 180。之后，采用了闷缸措施。机组再次启动后，一切正常，也证明转子未产生永久弯曲。,案例32000年12月，某电厂一号机组（进口600MW）试运期间，在带满负荷运行半小时后，维持400MW运行，因发现低温再热器泄漏停机处理，汽轮机投入盘车（液力盘车）两个多小时后，突然停止，当时汽缸温度 470480，及时采取闷缸措施，经过四天半的时间，缸温下降到250时，盘车盘动转子，连续盘车至转子温度低于150，停止盘车检查，未见异常。机组再次启动时，一切正常，转子未发生弯曲。,闷缸措施： （1）

15、开启顶轴油泵、润滑油泵保持轴瓦供油。 （2）若转子能盘动，则可投入连续盘车。若转子盘不动，则禁止强行盘车，待汽缸温度降低后可试投盘车，盘车投入后应连续盘车。 （3）关闭进入汽轮机的所有汽门以及与汽缸连通的所有疏水门。 （4）迅速破坏真空，停止向轴封送汽，停止快冷。 （5）严密监视和记录汽缸各部位的温度、温差和转子晃动随时间的变化情况。,8.3.3.5 机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。 8.3.3.6 机组热态启动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸

16、温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。,案例1994年2月，某电厂2号汽轮机高压转子弯曲事故。事故发生在机组停运后，当时高压缸金属温度406，由于轴封供汽门不严，锅炉的低温蒸汽经轴封供汽门漏入汽缸，转子局部受到急剧冷却，使高压转子发生永久性弯曲事故。 8.3.3.7 疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。,8.3.3.8 停机后应认真监视凝汽器（排汽装置）、高低压加热器、除氧器水位和主蒸汽及再热冷段管道集水罐处温度，防止汽轮机进水。 案例11993年11月，某发电厂 2号机组转子弯曲事故。其事故原因是：在机组启动过程中，高压旁路系统中的水进入了高压缸，高压缸上、下缸温差达 200，导致了高压转子发生永久性弯曲事故。 案例21990年10月，某发电厂 200MW汽轮机中压转子弯曲事故。其事故原因是：机组在运行中 4号低压加热器