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1、防止汽轮机重大设备事故,华北电力科学研究院有限责任公司汽轮机技术研究所2011年7月,1,内容概要,前言第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文第二部分：工作中的预防第三部分：安全事故案例分析,2,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文,大唐集团二十五项反措，与汽机安全相关的主要是：第9项“防止汽轮机超速和轴系断裂事故”、第10项“防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故”以及第1项“防止火灾事故”的部分内容。大唐集团二十五项反措，全文引用了原国家电力公司2000版防止电力生产重大事故的二十五项重点要
2、求同章节内容，并在此基础上作了补充。以下主要针对第10项，结合近期安全工作，重点介绍大唐集团二十五项反措(以下简称“反措”)相关内容。,3,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文,10 防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故10.1 防止汽轮机大轴弯曲10.1.1.1 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。解释：有就地转子晃度百分表的，以就地表为准。且要在转子裸露部位标识键相记号。每次停机后，不仅要记录核对晃度数值，而且要核对晃度的方向。(案例一),4,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重
3、点要求实施导则(2009)相关条文,10.1.1.7 通流部分的轴向间隙和径向间隙。10.1.1.10 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，经上级主管部门批准后再执行。10.3.2 汽封改造时，汽封块禁止采用可调整垫块型式。对已改造成调整垫块形式的汽封块必须保证调整螺钉与汽封块螺纹的旋入深度满足：不小于螺纹公称直径(对钢汽封块材料)；不小于1.5倍螺纹公称直径(对铸铁汽封块材料)。螺栓必须使用高强度螺栓。调整结束后，螺栓必须有防松措施。,5,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文,解释：通流间
4、隙的调整(主要是汽封间隙调整)，是一个专题，牵涉到汽轮机效率的提高以及安全风险的增大。目前还无法通过试验准确判断汽封间隙的调整作为单一因素对汽轮机效率的影响，由于测量技术制约，所有的效益都是基于计算。但是可能对机组安全运行带来风险。要合理处置经济与安全这对矛盾。因汽封间隙调小，可能产生启动过程中短期的轻磨擦，影响启动时间，多次冲车过程中必须控制振动安全余量，按反措执行。还可能在带负荷状态下，由整圈的静磨擦，振动呈周期性波动，考虑到汽缸膨胀与热变形因素，造成运行中长期顽固性磨擦，时刻影响汽轮机运行安全。,6,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条
5、文,解释：汽封改造更要慎重，尤其是蜂窝式汽封，其材质与结构决定了一旦发生通流间隙事故，蜂窝汽封将会严重放大事故后果。材质上，各种材料硬度见表(金属硬度)：结构上，动静接触是一个面，磨擦面远大于汽封齿，磨擦力量远远大于传统的齿式汽封。追求简化的汽封间隙调整方式更增汽封脱落故障概率。案例二,7,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文,10.1.2.2 大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的士0.02mm。解释 这里应计算矢量偏差。所以要在转子上所晃度高点标识。远传电磁晃度表(偏心表)只有数值而无方向，就地百分表更可靠。建议出厂未设计就地百分
6、表的应加装。,8,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文,10.1.2.4 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。解释：切记：必须是汽轮机主汽阀前汽温，而不是炉侧过热器出口汽温。(案例一)炉侧温度够了，而机侧温度还低，应继续暖管，不可侥幸于冲车后汽温很快拉上来。很危险。,9,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文,10.1.3.1 机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于24h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。10.1
7、.3.2 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。当机组己符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。解释：,10,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文,这几条连续起来，强调了盘车的极其重要性。机组起动前必须保证足够的盘车时间。尤其是热态起动下，或是一次起动不成功，降速到盘车投入，要再次冲车之前，必须盘车4小时。不可盲目抢时间。若盘车中断导致晃度变大，则继续盘车时间不但要满足小时数(4+中断时间)，还要保证晃度值与原始值偏差不大于0.02mm。若由于振动原因造成冲车不成功，必须降速到盘
8、车投入。若振动保护动作，必须破坏真空，降速投盘车，严格执行盘车要求。同时查明原因，排除故障。案例三,11,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文,10.1.3.2 停机后立即投人盘车。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，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。解释：强调了盘车不动，不能吊车，也不能强行手盘。避免损伤汽封。,12,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则
9、(2009)相关条文,10.1.3.7 供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。9.1.13 危急保安器动作转速一般为额定转速的110%1%。9.2.5 严格按超速试验规程的要求，机组冷态启动带25%额定负荷（或按制造要求)，运行34h后立即进行超速试验。,13,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文,防止电力生产重大事故的二十五项重点要求辅导教材(原国家电力公司2011)对的解释：“机组在下列情况下应做危急保安器动作试验：新安装机组、机组大修后、危急保安器解体或调整后、机组做甩负荷试验前和停机一个月以上再次起动时。在进行危急保安器
10、动作试验时，应满足制造厂对转子温度的规定。对于冷态起动的机组，一般要求其带25负荷运行34h 后方可进行试验。”案例四,14,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文,10.2 防止汽轮机轴瓦损坏(断油)10.2.1 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。解释：汽轮机打闸前，应保证油泵联锁正常，并已手动正常启动。案例五,15,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相
11、关条文,10.2.6 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。解释：油系统测点至关重要，油箱油位、发电机进油报警等装置必须保持良好。出现问题要立即修理。不可麻痹。案例六,16,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文,10.2.9 润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、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
12、。解释：,17,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文,实质是：直流润滑油泵联锁启动同时，汽轮机停机，直流油泵作停机用。这一点不因直流系统容量或油系统不同而改变。实际情况是，很多汽轮机制造厂的规定与反措规定不符，因为改制后，少了一个全行业通行的反措规程。制造厂不执行某个企业的反措。基建电厂经常按制造厂的要求执行。,18,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文,例：联锁保护定值(MPa),19,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文,其中关键
13、是当油压低到直流油泵联锁启动时，汽轮机是否应停机？即：直流油泵的联锁值与低润滑油压跳闸值应是一样的。即使在各集团公司的层面上，也有观点认为可以在直流油泵起动时不必停汽轮机。电厂更普遍。我们的观点是，本质安全要求当直流油泵启动时必须联锁停机。不能抱坚持一会的侥幸心态。案例七,20,油系统管道设计现状,1、直流油泵出口接到冷油器出口,21,油系统管道设计现状,2、直流油泵出口接到冷油器入口,22,油系统管道设计现状,东方600MW及以上机组，大多接到冷油器入口东方300MW及以下机组，大多接到冷油器出口哈汽600MW及以上机组，大多接到冷油器入口哈汽300MW及以下机组，两种接法都有上汽机组，大多
14、冷油器入口,23,油系统管道设计现状,对于直流油泵接到冷油器出口的系统，直流油泵不能长期运行，必须在直流油泵联锁启动时，汽轮机跳闸。对于直流油泵接在冷油器入口的系统，油系统允许直流油泵长期运行。是否要按规定，同时汽机跳闸？直流油泵运行是否符合本质安全？只剩直流油泵仍然维持汽轮机运行，这是一种侥幸心态，期望短期内恢复交流油泵。然而冒着汽轮机重大损毁的危险，本质上是不安全的。,24,第一部分：中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则(2009)相关条文,10.2.19 润滑油系统在机组正常运行时发现泄漏需要处理时，要认真做好相应的技术措施并经生产副总经理（总工程师）批准方可进行
15、。现场维修时必须有监护人。解释：润滑油系统的任一小跑冒滴漏缺陷，如果无票、违章、无监护地处理，都有可能演变成大的油系统事故，危及机组整体安全。案例八,25,第二部分：工作中的预防,1、首先应严格执行大唐集团二十五项反措机组定期工作揭缸检修指导意见等文件相关规定。不打折扣。在安全与提效两者之间应有明确的界线。提高效益不能以牺牲机组安全性为代价。如减小通流动静间隙以提高经济性，除去已提及的重大事故，运行中的中小型、顽固性碰磨同样危及汽轮机安全。(案例九)如锅炉灭火后的汽轮机操作。(案例十),26,第二部分：工作中的预防,2、了解油系统及关键设备结构现在的油系统基本都是套装结构，从外观很难了解内部的
16、结构与走向。要收集系统图纸与关键设备结构图纸，专业内部研究。结合已发生过的各个实例，排除设备在结构，安装方面存在的隐患，把安全工作做在机组启动之前。如冷油器、滤网的切换阀，各个油泵的出口逆止阀等。,27,第二部分：工作中的预防,3、对淹没式安装油泵，实践表明某些特殊情况下泵壳内仍然可能聚集气体(如下图)，如果没有有效排气方式，则有可能造成气塞。因此泵壳上应保留放气接口，如果需要测量油泵出口油压，应在油泵出口逆止阀前另设测量接口，不得简化、替代。,28,第二部分：工作中的预防,29,交流油泵,直流油泵,第二部分：工作中的预防,某些油泵虽然是淹没式安装，但出口油管不是直接引向冷油器，而且经过油箱部
17、一个倒“U”形弯再拐回来。如下图：这种结构必须严格注意法兰接口的严密性，避免接口漏入空气。为防万一，也要在倒“U”形管顶部加装放空气管。但应注意：放空气管出口应插入油箱油位之下，并有足够深度，否则此管本身就会漏入空气。,30,第二部分：工作中的预防,31,油箱内部结构,油箱外部倒“U”形管,第二部分：工作中的预防,4、油压联锁保护定值整定在集团内部，必须坚持反措规定，直流油泵的联锁定值与保护停机值应一致。制造厂如果出厂设置与反措不一致，应以集团反措规定通告之，沟通协调，重新整定保护值。不可以直流系统的技术先进可靠性等因素无视此规定。没有备用油源的汽轮机就是不安全的。,32,第二部分：工作中的预
18、防,5、机组启动前的重点检查工作5.1主机辅机保护的传动大小修后，在保护逻辑的传动过程，应从一次元件传起，即从开关、传感器本体处进行加载模拟信号、短接、解线等操作，不具备有一次元件传动的，也要从尽量接近一次元件的线路位置加入模拟信号。在大小修中，可能出现接线错误、开关校验偏差等问题。不可从就地的端子盒内操作。更不允许从DCS逻辑中直接操作。,33,第二部分：工作中的预防,5.2重要测点的检查传动在系统中，有些不进入联锁保护逻辑、只作监视用，但又十分重要测点的检查，也应从一次元件处传动检查。如汽缸温度测点，应在保温之前，从缸体上一次元件处直接与操作员站作核对。对润滑油系统压力开关，要搞清楚压力开
19、关装什么位置。有些汽轮机油压开关不是装在汽机平台上，而是零米的油箱上，这样的安装方式，开关整定时必须加入油压高差修正。(某些东方300MW)振动传感器的金属屏蔽外壳必须完整，一点裂纹都不能出，如果有必须更换。否则可能产生大量干扰信号。,34,第二部分：工作中的预防,5.3主机疏水（手动门、新机设计合理性托电小汽机）主机疏水系统中存在一部分手机阀门，有些疏水管道是一手动一电动阀门配置，在某些情况下(如检修、电动阀内漏、误操作等)，手动阀门会关闭。因此在启动前必须逐一检查疏水系统手动阀的开关状态，并确认打开。某些需要在运行中状态下保持常开状态备用的疏水管道经常配备自动疏水器，实际运行中不时有故障(
20、如卡涩)，因此在运行中要定期摸管检查，出出故障的疏水器要用旁路作热备用，并快更换。,35,第二部分：工作中的预防,案例十一 对于新机组，要检查疏水管道设计的合理性，不在同一压力级别的疏水不得接入同一个疏水集管。运行中压级别相同，启动过程中压力不同的疏水(如高中压缸联合启动、中压缸启动过程中的高排逆止阀前后疏水)，也不能接入同一个疏水集管，避免疏水反顶。,36,第二部分：工作中的预防,5.4轴封系统检查 轴封系统的疏水是否通畅，决定了启动前轴封蒸汽温度是否能尽快与汽缸温度匹配(尤其是热态、极热态)。机组启动前应检查轴封疏水系统的手动门开关状态，仔细摸管。轴封减温水喷头很容易堵塞，机组检修后凝结水
21、中杂质难以避免。应在启动前提前冲洗减温水管路、检查滤网及喷头。,37,第二部分：工作中的预防,5.5油系统冲洗 大小修后，应为润滑油、抗燃油、密封油系统预留足够的管道冲洗时间，润滑油、抗燃油质在汽轮机启动前必须达到相关标准规定。油管道冲洗过程中，所有伺服阀、电磁阀必须拆下，短接或加装专用的临时堵板。油质合格后方可回装。冲洗时应注意包括有关手动阀、旁通阀的开关操作，在冲洗结束后，机组启动前要检查并确认油系统所有手动阀、旁通阀都在正确的开关位置上。,38,第二部分：工作中的预防措施,5.6 冷油器、油滤网在检修或更换后，启动前应做切换试验。尤其试运机组期间，油质比较差，在机组运行中滤网堵塞是常有的
22、事。滤网切换就存在一定风险。要求在机组启动之前，对滤网(包括冷油器)进行一次切换操作，验证切换阀的可靠性。同时观察切换过程中润滑油变化，得到切换操作的经验。对冷油器也是如此。有时夏季不得不在中间位置下运行，希望获得最大冷却水量。,39,第二部分：工作中的预防,6、运行中当润滑油系统的消缺，可处理可不处理的，建议暂不处理。机组运行中如冷油器、油滤网法兰渗油漏油，不能随意紧螺栓，能不紧最好不紧。必须要处理的，严格执行两票三制，要有相关领导签发的安全措施，且处理过程中要有运行人员现场监护，而且要与主控室随时保持沟通。(案例八)如果必须等停机后再处理，应等到转速惰走到0再进行。(案例八),40,第二部
23、分：工作中的预防,7、汽轮机润滑油泵切换安全操作汽轮机定速后，停止交流润滑油泵之前，必须确认：有特征表明主油泵已开始打油，如润滑油压比汽机起动前有增加、交流润滑油泵电流有下降、就地如有主油泵出口压力表要提前观察确认等。如果交、直流润滑油泵在逻辑中做有联锁投入条件，必须先确认联锁已投入。操作盘上油泵直启按钮必须已做好并已经过正常使用。停交流润滑油泵时要有人准备随时按直启按钮。,41,第二部分：工作中的预防,在停止交流润滑油泵后，观察油压变化，如果下降到联锁值后，交流油泵没联启，立即盘上直启交流润滑泵。如果发生油压下降联启了交流油泵，未查清原因前，不允许再停交流油泵。严禁用退出交流泵联锁备用的方式
24、强行停止交流油泵。(正事例1，Tr1号机；反事例2，Z电烧瓦),42,第二部分：工作中的预防,8、汽机运行中如有瓦温偏高问题，禁止用起动交流润滑油泵、增加油量的方法去降低瓦温。易掩盖故障、引起振动、断油。汽机运行中，如有缸温、振动等参数发生突发性的大幅变动，应引起高度重视，及时向主管领导反应。积极创造条件停机检查，确有必要话应揭缸检查。运行人员要按定期工作要求严格执行有关试验。案例十二,43,第二部分：工作中的预防,9、正常停机油泵操作 在汽轮机盘车状态下，分别记录交流、直流润滑油泵独立工作时的电机电流。在汽轮机首次启动定速状态下，当主油泵与交流润滑油泵同时工作时，记录交流润滑油泵电机电流；当
25、主油泵与直流润滑油泵同时工作时，记录直流润滑油泵电机电流。这是交、直流润滑油泵正常工作状态下与主油泵同时供油时的电流。汽轮机打闸前，提前手动启动交、直流润滑油泵，确认交、直流润滑油泵正常。在交流润滑油泵已启动并正常工作时，可以打闸停机。,44,第二部分：工作中的预防,10、完善设备管理 现有的设备，要自查资料图纸是否齐全，不全应设法补全。改造的设备，在改造前应要求厂家提供完整、详细的图纸。对有设备分包、外协的厂家，要有对外协单位质量控制计划，并要求提供外协设备图纸与性能说明。对诸如油系统、汽封等重要设备的改造，要提前组织专家进行论证。,45,结 束,46,2011年7月,第三部分：安全事故案例
26、分析,案例一：300MW机弯轴案例二：蜂窝汽封事故案例三：极热态启动事故案例四：超速试验弯轴案例五：润滑油泵失效断油案例六：油系统报警不全断油案例七：六通阀故障断油,案例八：人为操作失误断油案例九：通流间隙引起的故障案例十：停炉不停机安全十一：疏水不畅事故案例十二：稳定运行中参数突变故障,47,案例一,某电厂新投产300MW汽轮机弯轴 某厂300MW汽轮机在半年试生产期内的一次启动过程中，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。结果冲车过程中转速到1000r/min左右，高中压各轴承振动就已到保护值，打闸后又进行一次冲车，600r/min左右就已
27、经振动过大，紧急停机。停机后现场检查，因盘车晃度为23丝，数值变化不大(该机冲转前转子晃度2丝)，因此有意见认为有人认为转子没有弯曲，可能是启动参数不当，通流部分有磨擦。等待进一步分析。,48,案例一,经调试单位检查发现当时的转子晃度高点与调试期间在转子裸露部分标记的转子晃度高点记号相反，这样转子的晃度实际已变化56丝。由此判断转子已发生塑性变形。由于有科学的严格的数据作支撑，现场决定揭缸检查，转子中间部最大晃度达1.44mm。后该转子进行了直轴处理，直轴后晃度恢复正常水平。回装之后启动，机组振动正常。,49,案例一_反思,每台机转子都要选择一个裸露部分，作永久性的转子原始晃度高点标识，并记录
28、于监督表格上。作为停机后安全核对。汽轮机每次启动，蒸汽温度必须以机前测点为依据，过热度不够，必须继续暖管。本案例中冲车时机前过热度不到30。,50,案例二A,A：某电厂蜂窝汽封块导致高压转子弯曲 某电厂装备北重产330MW亚临界汽轮机，为达到热耗考核指标，投产两年后进行了高压部分蜂窝汽封改造，同时调整了汽轮机轴封径向汽封间隙、隔板径向汽封间隙。首次启动过程中即出现振动不稳定现象，刚带上大负荷一瓦轴振即超过保护值。停机转子惰走时间41分钟，较正常情况下减少近15分钟。见图1、图2。盘车时高压缸内有摩擦声，停止电动盘车，每30分钟进行手动盘车180。,51,案例二A,故障程度 高压内、外缸解体，发
29、现新更换的轴端蜂窝汽封后三圈因摩擦已有大部分过热融化，前两圈汽封齿已全部磨损且向汽侧推倒。与之相对应的转子汽封凸台处磨损严重，部分凸台整圈磨掉。测量转子最大弯曲值为0.22mm，位置在距调节级305mm前轴封处。,52,案例二A,故障程度 直轴后发现转子表面有裂纹，转子高齿根部圆周方向最长180mm。最终车削单边48mm。,53,案例二A,处理方案 转子返回制造厂，进行直轴。再车销磨损面裂纹，把硬度过高的表面车销掉。重新加工汽封凸台。改回梳齿式汽封。因为1瓦轴很承受扭矩，且车后轴很仍大汽封直径，车后直径还在安全范围内。本次事故直接经济损失超过120万元。电量损失未计入。原因分析,54,案例二A
30、,蜂窝汽封设计、装配工艺存在严重问题。更换的蜂窝式汽封前侧轴向间隙2.35mm，后侧轴向间隙2.75 mm。机组冷态启动时，该位置的正胀差2.5mm，大于蜂窝汽封前侧轴向间隙0.15mm，汽封齿与转子之间产生轴向碰磨。事故过程中运行操作不当。转子振动值明显变化时，运行人员没有及时打闸。当汽轮机突然发生强烈振动、保护动作后，未采取措施紧急破坏真空，延长了磨擦时间。汽封预留间隙仍取下限，没有充分意识到蜂窝汽封对转子磨擦的危险性。,55,案例二B,B：某电厂动叶蜂窝汽封脱落 某电厂装备上汽产600MW超临界机组。低压I、II缸正反各七级。为提高通流效率，于2008年进行揭缸提效汽封改造。蜂窝汽封使用
31、范围：高、中、低压轴端汽封（除最外一圈），低压I、II缸正反一至六级叶顶围带汽封。揭缸提效检修后共启、停8次，期间汽机未发生任何故障，机组运行稳定。只在某次启动运行中高背压凝汽器钢管发生泄漏，退出单流程运行中对凝汽器钢管查漏堵管处理，期间机组轴系振动无明显异常。,56,案例二B,在2009年停备中，处理凝结器钢管泄漏过程中，发现反向低压内缸第七级动叶顶部及进汽边被打坏，反向第七级上隔板进汽侧静叶根部有一异物。进一步揭内缸检查发现反向第六级围带汽封顶部一块整体脱落，内上缸对应汽封槽拉坏。反七级部分动叶进汽边有打伤痕迹，反六级动叶围带表面磨损并附有蜂窝带合金。情况见下图,57,案例二B,低压II缸
32、反六级围带汽封槽拉坏,58,案例二B,低压II缸反六级部分动叶进汽边打伤情况,59,案例二B,60,案例二B,原因分析 汽轮机厂家设计的原始汽封根部结构为“工”字型，为现场汽封调整便利，汽封生产厂家提供了“T”型结构的蜂窝汽封。每块“T”型结构蜂窝汽封的底部有两个用于进行汽封间隙调整的调整块，通过“加”或者“减”汽封块与调整块间的垫片厚度来进行汽封间隙的调整。与传统的通过车“工”字型汽封根部背弧来进行间隙调整的方式相比较，该结构具有调整间隙简便的“优势”。,61,案例二B,原因分析 该结构致命的隐患就是调整块的紧固螺钉有可能在运行中松脱，因此必须按规定保证螺纹拧入深度、要有一定的防止松脱的措施
33、保障、要采用高强度螺钉。所以在集团反措中针对性的制定了10.3.2 条。但是应该指出，即使按上述方法做了，也不能排除运行中由于高温、变形、振动导致的螺钉松动，以及小螺钉断裂的可能。把转子的安全寄托在2个毫米级直径的小螺钉上，风险太大，是不明智的。也称不上是本质安全。还是应采用“工”字结构汽封，不要怕麻烦。,62,案例二B,事故处理 将低压I、II缸正反第六级叶片（共4级）蜂窝汽封全部更换，低压II内上缸需返汽轮机厂对损坏的汽封槽进行修复。叶片、叶根等处均未发现裂纹，叶片硬度也检验合格，低压II转子不作返厂处理，在现场对损伤部位进行打磨并测频合格后装复。结论 要慎重使用蜂窝汽封。不适用长轴系、中
34、心变化大的汽轮机转子，容易产生磨擦，一旦磨擦，后果非常严重。有些电科院、制造厂不建议使用。,63,案例三,极热态启动操作不当引发的事故 某厂配备哈尔滨汽轮机厂生产的超高压、冲动、三缸、两排汽、供热抽汽凝汽式汽轮机。汽轮机本体由高、中、低压缸三部分组成，共有32级。高、中、低压缸轴端汽封的最外圈为接触式汽封；其它轴端汽封和隔板汽封均采用梳齿式，这些汽封的间隙均为椭圆间隙。在高排逆止门前安装了高压缸排汽通风管道。由于气动高排通风阀返厂检修，在高排通风阀预留位置临时安装了两道手动门和一个短节，以便在高排通风阀回厂后进行安装。,64,案例三,某日，1号机组跳闸，EST显示跳闸首出为“DEH故障”。跳闸
35、前机组负荷180MW，蒸发量540t/h，汽机侧主蒸汽压力12.2MPa，主蒸汽温度537，再热汽温度531。机组跳闸后，锅炉灭火，厂用电系统自投正常。开启高压油泵，倒轴封汽源为辅助联箱，开高压缸排汽逆止门前疏水门。跳闸之后，为尽快恢复带负荷，在不到3小时内汽机共进行了9次冲转。第1次至第8次冲转均由于高排温度高保护动作跳机，第9次由于轴振大保护动作跳机。,65,案例三,22:04，第一次冲转参数 22:05锅炉吹扫完成，锅炉点火。定速后高压缸排汽温度高保护动作机组掉闸。,66,案例三,22:29，汽轮机转速1200r/min，第三次冲转参数 再次高排超温保护动作后，22:40投入高排通风阀,
36、67,案例三,0：01，第八次冲转参数 730r/min时，高排超温保护动作，转子惰走过程中，1、2瓦振动明显增大，最大超过200m。,68,案例三,0:25，第九次冲转参数 369r/min，轴振大保护动作。0:35盘车，盘车电流32/25/36A，测量转子晃度，1瓦0.045mm，2瓦0.15mm。,69,案例三,事故分析 22:040:25，2小时21分，极热态启动9次之多。首次启动，是在锅炉没有点着火的情况挂闸冲车的。汽缸温度从481.2下降到460.9，主蒸汽温度从534.7下降到444.6。从第七次开始，主蒸汽温度已低于汽缸温度。冲转参数中，再热蒸汽压力最高达2.47MPa。存在其
37、它原因，使得高压缸上下缸温度差发生较大的反复的变化，导致动静间隙变形，引起磨擦。(等等等等),70,案例三,但是，最根本的原因不是技术上的，而是意识上的。如此混乱的操作，都是一个抢字作怪，没有对极热态启动对汽轮机操作的风险引起足够重视。忽视反措相关规定。在参数已呈现明显异常时仍侥幸操作。极热态启动要求远高于其它温度下启动，在几次没有成功后，应果断停止启动，投入盘车并有足够时间(4小时)，让转子与汽缸应力释放，稳定锅炉蒸汽参数，详细检查各项监视参数如果有安全意识地按规程操作，根本不会发该事故。事后的各种深入的、深刻的技术分析也无从存在。,71,案例三,事故结果 连续盘车超过48小时，期间已做好直
38、轴的准备。48小后，转子晃度逐渐恢复正常。侥幸地避免了一次弯轴事故。欲速则不达。,72,案例四,某电厂东方200MW汽机高压转子弯轴。事件来源：该机机械超速保护实际动作值为3240r/min左右，有安评专家提出不满足反措要求的(101)%。提出整改。电厂整改后，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，在解列后打算3000r/min下进行。电厂认为满足转子的温度要求。,73,案例四,汽轮机打闸后，大联锁保护使锅炉灭火。当班运行人员没有再次点火，而是利用汽包余热，进行超速试验，升速过程中高压转子振动急剧增大，停机惰走，盘车电流及晃度值均严重超标。揭缸检查，冷态下测量高压缸前轴封第1
39、档内段处最大晃度超过0.4mm，确定转子已塑性弯轴。问题一：没有任何一个规程允许在停机过程中进行超速试验。停机过程是转子受冷却的过程。虽然是表面温够高，实际整个转子的温度场是不均匀的。,74,案例四,问题二：锅炉已灭火，蒸汽参数在快速下降中，此时进行超速试验将进一步导致蒸汽压力下降，蒸汽可能带水进入汽缸，直接造成动静部的磨擦。分缸型汽机高压缸前轴封处正是间隙最小的位置，磨擦最为严重。处理方法 该转子在电厂内进行了松驰法直轴。晃度合格后进行低速动平衡。直接经济损失高达50万元以上。,75,案例五,某厂600MW汽轮机润滑油泵失效导致断油某电厂装备哈汽产600MW汽轮机。交、直流润滑油泵均淹没式安
40、装在润滑油箱内，吸入口接近油箱底部。在直流油泵的泵壳引出一根放空气管，上面安装一个手动截止阀。直流润滑油泵出口逆止阀前有引出一个油压测量管。在交流润滑油泵的泵壳上直接引出了油压测量管，无放气口。如下图：,76,案例五,77,直流油泵,交流油泵,放气口,取压口,取压口,案例五,该套系统在投产5年生产运行中表现正常。在第一次大修后的空负荷试验过程中曾出现一次交流润滑油泵不打油，直流润滑油联启，油压正常，并惰走到零的事件。事后再启动交流润滑油泵又恢复正常。此事件没有引起足够的重视，以为是逆止阀的一次卡涩。在一天后的带负荷后停机报备时，值班人员没有提前启动油泵，直接将汽轮机打闸。交流润滑油泵正常联启，
41、但是出口油压为0，系统油压继续下降时，直流润滑油泵又联锁启动，泵出口油压仍然为0。,78,案例五,在转速下降过程中，主油泵还在工作，但油压在持续下降。这个过程持续了4分钟。直到转速下降到2300r/min以下，主油泵不再工作，系统油压直降到零。汽轮机断油，瓦温开始升高，振动增加。惰走时间只有12分钟。在降速过程中，操作员手动启停过一次交流润滑油泵，仍然不打油。汽轮机转速到0后，又手动启动交流油泵，这次油泵工作正常了。系统油压建立。但这次的启动是在已发生烧瓦后的，反而加剧了轴径磨擦面的淬火。,79,案例五_分析,油箱放尽油后检查，系统外观无明显异常。交、直流润滑油泵及出口逆止阀解体检查，未发现异
42、常。事后模拟试验，油泵出口加堵板后，向交流润滑油泵内注压缩空气（5分钟左右），泵内充满空气，启动交流润滑油泵试运，电流34.2A，泵出口压力0MPa。直流润滑油泵空试电机，电流11.5A。而在泵体内注满油的情况下，交、直流润滑油泵的空载电流分别是51A与82A。据此可以认定，事故发生时，两台油泵泵壳内都聚集了气体，形成气塞。,80,案例五_分析,形成气塞的原因还需进一步分析，可能与油箱内设备布置方式、油泵设计特性、抗扰动性能。泵壳上没有有效放气装置，直流油泵泵壳放气管截止阀处于关闭状态，也是造成气塞的又一原因。事故后果 高、中、低压转子都有轴径被严重磨损，对应的油档位置磨损严重，多处部位的硬度
43、超过HB500。前轴承箱内部测速装置等被振松脱落，主油泵两侧浮动油档位置轴径磨损严重。,81,案例五_后果,82,4瓦轴径,案例五_后果,83,被磨损的汽封段,案例五_后果,84,振裂变形的推力瓦座,案例五_处理,高、中、低压转子返制造厂，检查轴径表面除硬度大外，还存在裂纹。车削轴径量最大单边车了7mm，几乎到了轴径强度极限。这么深的裂纹，与事故时最后启油泵，冷油进入高温轴径，加剧淬火关联性很大。同时2瓦轴径处还因磨擦发生了较大弯曲，中低联轴器处晃度1.4mm。三根转子全部要进行回火、车削，重做汽封、瓦块等大量抢修工作。损失严重。,85,案例六,油系统报警不全加巡检不到位引起的断油事故某电厂装
44、备1000MW燃煤直接空冷超超临界汽轮发电机组，汽轮机由东方汽轮机厂生产。过程：某日，汽轮机挂闸冲转；转速升至1360r/min，运行值班人员发现DCS监视画面中的“发电机密封油膨胀箱液位高”报警信号发出，采取放油处理后液位高报警信号消失。汽轮机转速3000r/min暖机时，运行值班人员发现DCS监视画面中的“发电机密封油膨胀箱液位高”报警信号再次发出。8小时后，机组负荷618MW，汽轮机跳闸，首出原因显示“汽轮机润滑油压低”。转速到零后，就地投入盘车因电流大跳闸，盘车无法正常投入，手动盘车不动，关闭汽轮机本体所有疏水气动、手动门，对汽轮机进行闷缸处理。,86,案例六_分析,经现场查看和分析，
45、认为发电机密封油回油膨胀箱下部系统回油不畅，导致密封油回油膨胀箱油位升高，并进入发电机内部。同时，油量的损失引起汽轮机润滑油主油箱油位下降，油位降至油泵吸入口部位后，汽机润滑油主油泵不出力，润滑油压失去，虽成功联启交直流润滑油泵，但因油位低，交、直流润滑油泵仍无出力，“润滑油压低”保护动作跳闸，最终造成轴瓦烧损、汽轮机无法盘动。,87,案例六_反思,“主机油箱油位远方指示不稳定，油位低报警信号长期处于不可靠状态”，此缺陷没有引起重视。该缺陷自机组试运以来长期存在，却未录入缺陷管理系统，也未采取任何临时防范措施和应急手段，致使对主油箱油位变化情况失去监视。本次临修期间，拟新加装的油位计在机组启动
46、前一日晚上到货，当开机时，新的油位计尚未调试完，以致在机组油箱油位出现异常降低时，未能及时报警。运行人员对机组运行状态与异常情况不敏感，在“密封油膨胀箱液位高”报警，且放出大约10升油的情况下，对于再次发出报警信号没有引起重视，也没有采取有效手段消除隐患。发电机进油后，发电机汽侧、励侧油水报警器未能及时发出报警（解体检查发现，汽侧报警器为浮子上方磁钢碎裂，励侧报警器为浮子上方磁钢失磁），导致未能及时发现发电机进油。,88,案例六_反思,主油箱油位由1250mm下降至600mm以下直至跳机，历时近11小时。运行人员仍未能及时发现，暴露出巡回检查制度执行不严格，巡回检查不认真、不到位。交接班制度执
47、行不严格，交接班记录不全面，对当班出现的异常情况，交班人员未向接班人员进行详细交代，接班人员对前班出现的异常情况（膨胀箱油位高报警）没有引起高度重视，未对异常情况进行跟踪处理。,89,案例七_断油烧瓦,由于六通阀故障导致的断油烧瓦。A电厂与B电厂汽轮机润滑油系统配备相同结构的冷油器入口六通切换阀。结构如图：传统的滑动式六通切换阀如图：A电厂600MW汽轮机在事故前刚进行了汽封改造。低压缸汽封、高中压端轴封用蜂窝汽封，共64圈，采用15CrMoA材质。在高串压进汽平衡环及隔板汽封位置改装了25圈布莱登汽封。事故经过,90,案例七,A厂事故经过(600MW汽轮机组)9：59：21，#3机组润滑油母
48、管压力开始急剧下降，9：59：22润滑油压低保护动作跳机、发电机解列、锅炉灭火，9：59：23直流润滑油泵、交流润滑油泵联启成功，但母管油压继续下降，运行人员按破坏真空紧急停机进行事故处理。机组跳闸的同时，运行人员听到机房内发出一声很大的响声，到现场检查发现发电机两端冒烟起火，现场已有人员在进行灭火，并通知厂消防队，运行人员立即进行紧急排氢。9：59：23开始各轴承振动上升，振动值很大，有些已超过表计量程，随后轴承金属温度急剧上升，主油箱油位上升，转速下降非常快，10：05：47转子静止，对油系统进行外观检查，没有发现明显漏油点。停机后无法进行盘车，采取闷缸措施。对现场设备进行全面仔细检查，发
49、现冷油器进口就地油压表正常，出口就地油压表没有压力。7月12日晚对主油箱内的油进行倒换，对冷油器切换阀进行解体检查，发现切换阀阀蝶的连接螺纹松脱。,91,案例七,六通切换阀实体图，故障图，转子及汽封损伤图。转子检查结果 低压汽封硬度最大超HB490(峰窝汽封)高压汽封硬度最大超HB380(正常277331)低压转子转子联轴器最大晃度0.8mm转子的处理 所有机、电转子、高压内缸全部返厂处理，车轴及轴径，配非标瓦。低压轴径从480车削到470，达到计算强度极限。,92,案例七,B厂300MW机组事故经过9点37分06秒，主油箱油位-39mm，主机润滑油压力突降至0.03 MPa“汽轮机润滑油压低
50、”信号来，主机交直流润滑油泵联启，润滑油压0.093MPa。9点37分08秒，主油箱油位下降至-47mm，主机交流油泵电流67A，直流油泵电流147A，润滑油压0.092MPa。9点37分15秒，主油箱油位下降至-86mm，“汽轮机润滑油箱液位低”信号来，主机交流油泵电流67A，直流油泵电流147A。9点37分45秒，主油箱油位下降至-310mm变坏点，“汽轮机润滑油箱液位低低”信号来，主机交流油泵电流67A，直流油泵电流140A，润滑油压0.078MPa。,93,案例七,9点37分58秒，润滑油压0.06 MPa，汽轮机润滑油压低保护动作汽轮机跳闸，9点38分24秒，就地发现主机润滑油六通阀
