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1、10 防止汽轮机大轴弯曲、轴承烧损事故10.1防止汽轮机大轴弯曲、轴承烧损事故重点要求为了防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生，应认真贯彻防止20万千瓦机组大轴弯曲事故的技术措施（85)电生火字87号、基建火字64号等有关规定，并提出以下重点要求：10.1.1 防止汽轮机大轴弯曲10.1.1.1 应具备和熟悉掌握的资料 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。 大轴弯曲表测点安装位置的原始晃动值(双振幅)，最高点在圆周方向的位置。 机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。 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。 正常停机过程的
2、惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。 停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度下降曲线。 通流部分的轴向间隙和径向间隙。 应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。 记录机组起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，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150为止。 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，经上级主管部门批准后再执行。10.1.1.1.1 通过查阅各机组安装记录，已经收集完成各机组转子安装原始弯曲的最大
3、晃动值，最大弯曲点的轴向位置及圆周方向的位置，记录于转子技术档案之中，同时将上述相关数据下发发电部运行值班人员手中学习。10.1.1.1.2 各机组大轴弯曲测点以前轴承箱上测量转子偏心传感器测量。10.1.1.1.3 日常点检标准中规定，当机组每次启动、停机过程记录中包括波德图和轴系临界转速的记录，通过一期机组DM2000、二、三期机组的TN8000系统收集数据，同时与上次收集数据进行分析对比，从而出据初步诊断(评价)意见。10.1.1.1.4 以各机组设计及安装记录为准，对各机组通流部分轴向间隙和径向间隙数据收集于转子技术档案之中，同时将该数据整理下发给发电部运行值班员。10.1.1.2汽轮
4、机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。 大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。 大轴晃动值不应超过制造厂的规定值或原始值的0.02mm。 高压外缸上、下缸温差不超过50，高压内缸上、下缸温差不超过35。 主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。蒸汽过热度不低于50。10.1.1.2.1大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并能正常投入10.1.1.2.2 规程中规定大轴晃动值不超过原始值的110%（制造厂的规定值）10.1.1.2.3 规程中机组禁止启动条件中规定高中压外缸上、下缸温差不超过50，内缸无测点。10.1.1.2.
5、4 机组启动前，按启动曲线要求，蒸汽过热度大于50，但不超过额定值，主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50尚未列入规程。10.1.1.3 机组起、停过程操作措施 机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，不得少于2-4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。 机组起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。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。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。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度
6、正常后，再手动盘车180。当正常盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。 停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180，待盘车正常后及时投入连续盘车。 机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机记录进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。 机组热态起动投轴封供汽时，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。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。 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
7、。 停机后应认真监视凝汽器、高、低压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。 起动或低负荷运行时，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。 汽轮机在热状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。10.1.1.3.1集控规程中规定汽轮机在缸温低于150，锅炉方可进行打水压试验。10.1.1.4 发生下列情况之一，应立即打闸停机。 机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm。 机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动超过0.260mm，应立即打闸停机，严禁强行通过监界转速或降速暖机。 机组运行中要求轴承振
8、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0.260mm应立即打闸停机；当轴承振动变化0.015mm或相对轴振动突然变化0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。 高压外缸上、下缸温差超过50，高压内缸上、下缸温差超过35。 机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50。10.1.1.5 应采用良好的保温材料（不宜使用石棉制品)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。10.1.1.5.1 托电公司各汽轮机汽缸保温均采取硅酸盐保温材料，目前各汽缸保温质量良好，无破损现象
9、，可以保证机组正常停机后上下缸温差不超过35。10.1.1.6 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。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。10.1.1.6.1 托电公司各汽轮机组的疏水系统畅通，各机组疏水联箱均设置于安装于凝汽器处与凝汽器本体相连的本体疏水扩容器上。各疏水点疏水按压力等级的不同分别接在疏水扩容器A、B11个疏水集管之上。10.1.1.7 减温水管路阀门应能关闭严密
10、，自动装置可靠，并应设有截止门。10.1.1.7.1 托电公司各机组现安装减温水管路上均设置有截止门，调门及关断门暂无内漏缺陷，可关闭严密。10.1.1.8 门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。10.1.1.8.1 托电公司各机组门杆漏汽均引至轴封系统。10.1.1.9 高、低压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作并且也可根据疏水水位自动开启。10.1.1.9.1 托电公司各机组高、低压加热器均装设有紧急疏水阀，且危急疏水均导入凝汽器，可远方操作并且能根据疏水水位自动开启。10.1.1.10 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
11、。10.1.1.10.1 各机组轴封供汽管道在不同位置均设置有可靠疏水点，且机组正常运行当各处疏水点疏水阀门均保持少量开启状态，确保供汽管道中无疏水积存可能。10.1.1.11 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。10.1.1.12 凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。10.1.1.13 严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。10.1.2 防止汽轮机轴瓦损坏10.1.2.1 汽轮机的辅助油泵及其自起动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用
12、状态。机组起动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量起动、联锁试验。10.1.2.2 油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等)时，应在指定人员的监护下按操作规程票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。10.1.2.3 机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求果断处理。10.1.2.4 在机组起停止过程中应按制造厂规定的转速停起顶轴油泵。10.1.2.5 在运行中发生了可能引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬时断油等)的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动。10
13、.1.2.6 油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。待添加的隐藏文字内容310.1.2.7 油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。10.1.2.7.1 油系统油质管理严格执行托电公司油系统油质管理标准，配合化验室人员完成定期的油质化验，同时按照大唐要求完成定期进行油质监督分析工作，加强在、离线滤油设备的日常维护工作，保证滤油设备随时可用，并保证在线设备能够连续投入，详见托电公司油质管理标准。10.1.2.8 应避免机组在振动不合格的情况下运行。10.1.2.9 润滑油压低时应能正确、可
14、靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.08MPa时报警，降至0.070.075MPa时联动交流润滑油泵，降至0.060.07MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至0.03MPa时停盘车。10.1.2.9.1 托电公司各机组润滑油系统定值如下：1、2号机组：润滑油压力0.100MPa作为盘车投入的启动条件上，润滑油压力0.07MPa，2/3跳机(备注：修正0.0928 MPa)。3、4号机组：润滑油压力0.105MPa，联直流油泵，润滑压力0.07MPa作为跳盘车的条件，润滑油压力0.07MPa，2/3跳机(备注：修正0.0928 MP
15、a)。10.1.2.10 直流润滑油泵的直流电流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。10.1.2.11 交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠。10.1.2.12 油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施。10.1.2.12.1 现运行机组经过第一次小修后，由基建遗留下的系统安装的铸铁阀门已经全部取消，目前油系统中安装的阀门不能完全满足全部倒置安装，现已经对所有立装闸阀改为水平安装，系统中
16、仍有部分截止阀门处于立装状态，准备在后继随机组检修中整改完成。10.1.2.13 安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防检修中遗留杂物堵塞管道。10.1.2.13.1 在机组安装中，从事机组移交前生产准备的人员配合施工监理人员严格执行安装验收标准，对安装清理工作实行五方确认，保证不发生油系统内遗留杂物造成管道堵塞事件。10.1.2.13.2 在机组检修中，油系统修后清理工作标准列入作业指导书中单独说明，标准以每处手摸无颗粒感为准，同样实行工作验收五方确认制，确保无杂物遗留油系统中。10.1.2.14 检修中应注意主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油。10.1.2.15 严格执行运行、检
17、修规程，严防轴瓦断油。10.1.2.16 单机容量在100MW及以上的单元机组，对于锅炉灭火后不联跳汽轮机的机组，应设置汽包水位高保护联跳汽轮机组，并同时设置防止汽轮机进水保护装置。10.1.2.17 加强运行操作管理，停机后应确认高压旁路减温水门关闭严密，旁路管疏水打开，以防止因减温水漏泄，造成汽轮机进水。10.1.2.18 加强对抽汽逆止门的检修和试验，防止因抽汽逆止门关闭不严造成向汽轮机返水。10.1.2.18.1 结合机组每次小修均对各抽汽逆止门进行解体检修，重点检查传动部件是否存在可能卡涩现象，且每次修后均逐一对各抽汽逆止门进行传动试验，确保无卡涩可能。加强对机组运行中抽汽逆止门的活动试验执行情况监督，确保发生卡涩提前处理。10.2 实施重点10.2.1 控制好缸温差，防止出现大轴热弯曲。10.2.2 当机组停机后给水泵运行时，应注意防止高排减温水泄漏经过高排返回高压缸。10.2.3 必须建立完善的转子技术台帐。10.2.4 根据起动条件严格控制机组起动，尤其因振动异常造成停机后，必须查明造成振动异常的原因并采取有效的防范措施，连续盘车不少于4h才允许再次起动，严禁盲目起动。10.3防止汽轮机大轴弯曲、轴承烧损事故执行检查表
