二十五项反措防止汽轮机超速课件.ppt

1、防止汽轮机超速、防大轴弯曲防止汽轮机超速、防大轴弯曲运行部案例案例1 119991999年年8 8月月1919日，某电厂日，某电厂200MW200MW机组轴系断裂事故。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汽压力高达2.8MPa2.8MPa，导致了在中压汽门开启后产生了压力，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。波冲击，低压隔板损坏，最终造成了轴系断裂的重大事故

2、。案例案例2 219971997年，某电厂年，某电厂300MW300MW机组旁路系统故障引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进入低压缸，不能关闭，导致高温、高压蒸汽通过旁路直接

3、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。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，

4、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，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

5、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

6、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

7、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

8、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

9、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。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）

10、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

11、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；（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

12、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

13、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

14、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

15、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

16、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）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

17、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

18、，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号低压加热器满水进入中压缸，中压缸上、下缸温差达 264，造成了中压转子发生永久性弯曲事故。8.3.3.9 启动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。8.3.3.10 汽轮机在热状态下，锅炉不得进行打水压试验。案例1983年6月，某发电厂 7号汽轮机

19、转子弯曲事故。其事故原因是：在锅炉正在补水过程中，运行人员工作不负责任，将锅炉补水变成了满水打压，使低温蒸汽进入汽缸，在上、下缸温差增大的情况下，仍按照正常工况启动，结果造成了高压转子发生永久性弯曲事故。而且在启动过程中，机组发生了剧烈振动后，运行人员在没有查明原因的情况下，又强行启动了两次，加重了设备的损坏程度。8.3.4 汽轮机发生下列情况之一，应立即打闸停机：（1）机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm；（2）机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过 0.1mm或相对轴振动值超过0.26mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机；（3）机组运行中要求轴承振

20、动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.26mm应立即打闸停机；当轴承振动或相对轴振动变化量超过报警值的25，应查明原因设法消除，当轴承振动或相对轴振动突然增加报警值的 100，应立即打闸停机；或严格按照制造商的标准执行；案例某发电厂 4号机组（125MW）转子弯曲事故。其事故原因是：转子本身存在着较大的原始动不平衡量，使转子产生较大的不平衡振动，而暖机转速又过于接近高、中压转子的临界转速，使转子产生共振，导致转子发生动静部分碰磨，最终导致了汽轮机转子发生永久性弯曲事故。（4）高压外缸上、下缸温差超过50，高压内缸上、下缸温差超过35；（5）机

21、组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10分钟内突然下降50。调峰型单层汽缸机组可根据制造商相关规定执行。案例1986年1月，某发电厂 1号汽轮机（200MW）转子弯曲事故。其事故原因是：在机组滑停时，主蒸汽温度降得太快，使转子受到急剧冷却，动静发生摩擦，从而造成了转子发生永久性弯曲事故。8.3.5 应采用良好的保温材料和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35，最大不超过50。8.3.6 疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45度。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低

22、于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于76mm。8.3.7 减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。8.3.8 门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。8.3.9 高、低压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位自动开启。8.3.10 高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。8.3.11 机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表，应按热工监督条例进行统计考核。8.3.12 凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧

23、器应有水位报警和高水位自动放水装置。案例11994年2月，某发电厂4号汽轮机停机后汽缸进水造成转子弯曲事故。汽轮机进水的主要原因就是由于凝汽器远方电子水位计失灵，就地水位计的玻璃管锈渍严重，很难看清水位。另外，运行人员对待工作责任心不强，也是这次事故发生的重要原因。案例22010年12月，某发电厂 1号机组（300MW）在168小时满负荷试运过程中，因发电机顶轴油管路泄漏申请降负荷停机消缺，在降负荷过程中，由于调整不当发生除氧器水位高报警，虽然高水位自动放水阀门已经打开，但水位仍然未见下降，原因是放水管道上的手动门被人关闭，机组100MW负荷紧急手动打闸，停机后发现四段抽汽电动门法兰向外大量喷水，经查四段抽汽管道温度测点未见下降，未造成汽轮机进水，说明汽轮机打闸还是及时的、抽汽逆止门还是严密的，否则，后果不堪设想。8.3.13 严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。谢谢 谢谢