第八章汽轮机事故分析及处理

第八章 汽轮机的事故分析及处理汽轮机在运行中发生任何事故,尤其是设备损坏事故,不仅使设备本身造成极大的损失,而且由于设备损坏事故需要较长时间恢复,所造成的停电损失将更为严重。所以运行人员应熟悉并认真执行运行规程，掌握设备的结构和性能，细心操作，加强检查，精心维护，杜绝事故的发生。本章介绍几种常见的典型事故的现象和处理措施，旨在提高运行人员对事故的综合判断能力和处理事故能力。第一节 汽机真空下降一、现象1汽机所有真空表计指示值均明显下降,直至报警(绝对值 127mmHg)。2汽机凝水温度、排汽温度值均上升。3机组负荷相应下降。4汽机房内声响异常。二、原因1真空泵故障或抽空气阀误关。2循环水量减少。3轴封系统故障使轴封压力下降。4真空系统泄漏严重或阀门误开。5凝汽器水位过高。6低旁非正常开启。三、处理措施1、发现汽机真空下降,应迅速核对排汽温度等加以确认,并迅速查明原因。2、若机组正在进行可能涉及真空方面的操作时,应立即停止该操作。3、备用真空泵应自启动,否则应立即开启；机组减负荷,阻止真空进一步下降。若机组负荷减至 105MW,汽机真空仍不能维持绝对压力 169.3mbar (127mmHg) 时,应立即打闸停机。汽机不允许在绝对压力大于 169.3mbar (127mmHg)工况下运行。为避免汽机旁路影响，在处理真空下降异常时,可将汽机旁路暂改手动方式。4、在机组减负荷过程中,应注意汽机振动(低压末级叶片喘振引起) 。当机组振动达到跳闸值而机组未跳闸或向跳闸值剧增时,应立即打闸停机。当真空下降是由于一台循环水泵故障跳闸引起时,应立即根据真空情况减负荷。5、当真空下降是由于两台循泵跳闸引起时,则应紧急停炉停机,同时开启破坏真空阀,关闭凝汽器出水阀,并注意汽机旁路工况。若旁路误开,应立即手动强关。6、因真空下降停机时,应同时打闸小机,启动电动给水泵供水。7、发生两台循泵跳闸后,循环水中断,应采用注水泵将凝汽器水位进高后再向凝水 箱回水的方式,将热井凝水温度降至 50以下,再启动循泵恢复供水。8、当真空下降是由于系统阀门误动,则立即将其恢复;若系泄漏,应立即进行隔离,并 预以消除。9、凝汽器热井水位过高时,应立即判明原因。若系水位调节失灵,则暂改手动恢复正 常;若系凝泵故障,则应启动备用泵停用故障泵，若系凝汽器钛管漏，应立即申请停机。10、当真空下降原因为轴封汽中断时,应采取措施恢复。若无法恢复,则应立即停机并 破坏真空。11、在处理真空下降故障时,应注意后缸喷水工况,排汽温度达 57时,应开始喷水, 达 79喷水调阀应开足。12、对循环水量减小引起的真空下降,应注意胶球收球网工况。若收球网堵塞,应立即 进行收球网冲洗。13、运行中应注意凝汽器补水情况,若发现室外凝水箱水位指示不正常，应立即开启 室外凝水箱补水调阀旁路补水，防止室外凝水箱低水位造成汽机真空下降。14、运行中发生真空泵运行异常时应检查: a. 真空泵系统进口阀是否关闭。b. 真空泵密封水温是否正常（25） ，制冷压缩机是否正常运行。c. 热交换器密封水进、出口温差应不大于 8。如过高,应检查过滤器、连接管、进口喷嘴有无阻塞现象。d. 分离器水位应正常。如过低应检查低水位补水电磁阀及浮子式水位开关工作是否正常,过滤器是否阻塞。如过高应开启分离器放水阀并联系检修检查溢水管路。e. 真空系统是否存在严重泄漏。凝汽器绝对压力在 34mbar(25.4mmHg)时,真空系统漏气量应不大于 3.78ml/sec。第二节 汽压汽温异常运行中汽压汽温异常应按如下规定执行： 1初压升高（1）在正常情况下,初压应控制在额定压力16.67MPa(170kg/cm 2)以下运行。（2）在非正常工况下,初压超额定值运行必须进行累计。对于短时间超额定值25%20.84MPa(212.54kg/cm2) 的异常工况,每年的累计值不得超过 12 小时。（3）对于短时间超压异常运行工况,必须限制通过的流量不超过额定压力下阀门全开(VWO)时蒸汽流量。2再热汽压升高运行中再热汽压最大不得超过高压调阀全开,额定初压力下高压缸排汽压力的 25%5.3MPa(54.12kg/cm2)。3主、再热汽温升高（1）运行中应对蒸汽温度做平均值计算, 并且其年平均值不得超过额定汽温值。（2）在年平均值不超过额定值前提下, 允许主、再热汽温不超过额定值 15F(8.3)下运行。（3）在年平均值不超过额定值前提下,主、再热汽温超过额定值达 25F(13.9)的年累计时间不得超过 400 小时。（4）在年平均值不超过额定值前提下,主、再热汽温超过额定值达 50F(28)的不正常工况，每次应限定在 15 分钟以内,且年累计时间不得超过 80 小时。（5）当主、再热汽温超过 1050F(566)时应立即打闸停机。（6）在年平均值不超过额定值前提下,主、 再热汽温两侧温差不应大于 25F(13.9); 在 4 小时间隔内,温差达到 75F(41.7)的不正常工况,应不超过 15 分钟。4主、再热汽温突降（1）运行中必须注意汽温变化,特别在锅炉异常运行时更应加强监视。（2）当主、再热汽温在 15 分钟内下降 100F(55.6)时, 报井系统发出报井,此时除 迅速调整恢复外,还应开出主、再热汽管疏水阀,汽机高压缸疏水阀及一、二级抽汽疏水阀。（3）当主、再热汽温继续下降,在 15 分钟内下降 150F(83.3)时,应立即打闸停机。5运行中主、再热汽温差应维持在规定范围内(见附图五)，超出允许值应立即采取 措施恢复,若 15 分钟仍未恢复到允许值内,应立即打闸停机。6主汽门、调门腔室内外壁温差应在规定范围内(见曲线图六)。第三节 汽轮机严重超速一、现象1、机组负荷指示到零或满刻度大幅摆动。2、机组所有转速表读数均超过危急保安器动作转速,而危急保安器未动作。3、机组发生超速异声,主油泵出口压力相应升高。4、机组振动增加,汽缸内可能有金属响声。二、原因1、DEHC 系统故障。2、主汽门、调门、中联门卡涩。3、发电机失同步。4、危急保安器卡涩。5、机组跳闸或解列后,汽轮机抽汽逆止门卡涩。三、处理措施1、确认汽机超速后,应立即破坏真空紧急停机。2、开启事故润滑油泵，停盘车油泵。3、立即关闭电动主汽阀,切断除氧器汽源。4、强关汽机旁路,打闸小机,检查汽机各级抽级逆止门、电动门关闭, 若未关闭应迅速采取有效措施。5、汽机存在阀门卡涩缺陷停机时,应先将发电机负荷减至零,如主汽门、调门中联门卡涩应先关闭电动主汽门,再打闸停机。如抽汽逆止门卡涩, 应先关闭其电动隔离 阀,再停机。6、运行中发现抽汽逆止门有卡涩现象时,应关闭其电动隔离阀,使其退出运行。7、发生超速事故停机后,在没有找到真实原因并得到主管生产的领导批准前跳闸系统不得复位。第四节 汽轮机水冲击一、现象1、主、再热汽温急剧下降。2、从主、再热汽管法兰、汽门接合处，门杆、汽缸结合面、 轴封等处冒出白汽和水滴。3、清楚听到主、再热汽管或抽汽管内有水击声或汽机防进水监测装置报警。4、机组负荷自动下降,振动增大,汽机内部声响异常。5、推力瓦块温度与回油温度突升,轴向位移突增,差胀大幅度变化。6、汽机上、下缸温差明显增大。7、汽机加热器、除氧器水位异常。二、原因1、锅炉减温水或高旁减温水调节装置失灵,造成加热器汽侧蒸汽带水。2、启动过程中,主、再热汽管、高压缸排汽管、抽汽管、及汽机本体疏水不彻底。3、锅炉满水。4、轴封汽源带水。5、加热器管束泄漏或水位自调失灵造成满水。三、处理措施1、汽机带负荷运行中发生水冲击,如未发生其他需要停机的故障,应维持机组运行;如在启动过程中确认发生水冲击,发电机未并网前应立即停机并破坏真空。2、无论停机还是维持运行,均应迅速切断水源开启全部主、再热汽管、高压缸排汽管、抽汽管及汽机本体疏水阀。3、若发生加热器泄漏,保护未动作时,应立即关闭相应的抽汽电动门,开启水侧旁路阀及关闭进出水阀,将该加热器退出运行，并检查抽汽电动门前、后疏水阀应在开启状态。4、汽温下降原因若为减温水装置失灵造成，应立即作必要调整或隔离。5、发生水冲击,应密切注意以下事项:a. 仔细倾听汽机内部声音。b. 认真检查轴向位移与差胀值,主轴承、推力轴承金属温度与回油温度。c. 监视机组振动和上、下缸温差。d. 加强主、再热汽温监控,严防故障处理过程中出现超温工况。e. 停机过程中应记录惰走时间和惰走时真空变化。6、对于汽缸温度高于 260以上的进水停机工况,再次启动前, 盘车时间一般应不小于 24 小时,且上、下缸温差小于 28,大轴偏心度正常。7、运行中发现加热器水位异常或汽机上、下缸温差增大时,应加强监视并通过检查加热器就地水位指示、加热器进出水温、机组负荷、差胀、振动的变化加以核对,确认加热器水位异常时,应立即将加热器退出运行,并开启相应抽汽管的疏水阀。8、汽机由高负荷降至低负荷的过程中,轴封汽源将进行自动切换,若备用汽源带水,造成汽机轴封处受冷、振动、差胀发生异常时,应立即至现场检查疏水情况。当轴封母管疏水缩孔疏水不畅时，应开启疏水缩孔旁路阀。9、除氧器水位异常时,应按相应规定处理。第五节 汽机低压缸排汽温度高一、现象1、排汽温度上升至 57以上(特别是在低负荷或空负荷工况时)。2、机组振动可能增大。二、原因机组在低负荷或启动工况下,蒸汽流量小, 叶轮摩擦鼓风产生的热量,引起排汽温 度上升。三、处理措施1、机组启动及低负荷工况下,必须加强监视排汽温度变化。2、排汽温度达到 57时,排汽缸喷水装置应自动投入, 否则应手动控制其旁路阀,降低排汽温度。手操开启必须缓慢,以防排汽缸冷却过快。3、排汽温度达到 79时,喷水阀应全开,达到 93时,报井系统发出报井,当进一步上升到107时应立即打闸停机。4、尽量避免让机组在空负荷或低负荷(小于 105MW)下长期运行。5、喷水减温工况对汽机末级叶片具有潜在危胁,因此必须尽量减少。在启动中应尽可能增加机组负荷,防止出现升温过快。当排汽温度持续在 57 以上时,则应减慢加荷率,以 0.5%以下速率加荷,直至排汽温度恢复正常,以防止机组变形和轴封摩擦。6、若排汽温度主要是由于汽机真空下降引起，则参照“汽机真空下降”处理。第六节 汽机振动一、原因1、汽机真空下降或排汽温度高引起汽机中心偏移,或末级叶片喘振。2、轴承座不均匀下沉引起轴系中心偏移。3、启动中升速或加负荷过快引起汽机膨胀不均。4、汽机滑销系统卡涩。5、汽机叶片断落。6、汽机发生水冲击。7、汽机轴向位移或差胀过大引起动静碰擦。8、轴承油温过高或过低、油压不正常或油质不合格使轴承油膜破坏。9、轴承本身故障,如球面松动,轴颈顶部间隙过大,轴瓦乌金损坏。10、轴承座和台板接触不良,或其台板螺钉松动。11、大修后机组轴承中心未找正,或机组内部动静部分有遗留杂物。12、发电机转子绕组发生匝间短路(或两点接地)。13、发电机氢温或密封油温异常。二、处理1、当发生机组振动突然增大,但不甚剧烈时,应努力寻找原因,加强观察,分析原因,不能消除时应逐级汇报并采取对策。2、经变化负荷仍无效,振动继续上升达跳闸值时,应立即破坏真空停机, 注意检查惰走情况,记录惰走时间和惰走过程真空变化。3、启动冲转中发生机组振动,应参照“冷态手动方式启动”中有关规定执行。4、运行中汽机振动增大时,一般可将进汽方式转换至全周(FA)方式,并观察振动变化情况。5、运行中因某些原因造成汽机内部部件损坏,振动异常增大,若此时能清晰听到汽机内部有金属撞击声或磨擦声,就应立即打闸,破坏真空停机, 而不管此时振动数值是否达到跳闸值。停机后未进行相关检查不准再行启动。运行中若发生轴封部分有明显碰擦以致出现火花时，也应立即作破坏真空紧急停机处理。第七节 汽机轴向位移增大一、现象1、轴向位移指示偏离正常指示范围。2、推力瓦温度明显上升, 推力轴承回油温度也可能升高( 正常油温升应小于 25)。3、机组振动增大,可能伴有异声。二、原因1、负荷突变。2、主、再热汽温突降。3、机组通流部分结垢严重。4、润滑油温或油压异常或推力瓦磨损。5、汽机进水，发生水冲击。6、电网周波下降。三、处理1、轴向位移增大原因系上述 1、2 条时,应立即稳定工况,防止参数进一步变化。2、如机组通流部结垢严重,应降低机组负荷运行。3、当轴向位移达到极限(0.89mm)且有其它象征,如机组振动、 推力瓦温度异常,应立即打闸停机并破坏真空。4、当推力瓦块温度达到 180F(82)报井,继续增大达到 190F(88)应打闸停机。5、当轴向位移增大,汽机推力轴承瓦块温度发生变化时,应按照附图七中的规定执行。6、当原因为上述第 4,5,6 条时,参见相应故障处理规定执行。第八节 高、低压加热器异常一、现象1、加热器水位上升至高水位:相应的危急疏水阀开启。2、低加水位上升至高高水位:联锁保护动作。水侧走旁路,抽汽逆止阀、电动隔离阀以及上一级疏水调阀关闭。3、六号高加水位上升至高高水位:联锁保护动作。水侧走旁路关闭抽汽逆止阀、电动隔离阀以及上一级疏水调阀。汽机负荷有所增加,除氧器水位和给水温度有所下降。4、七、八号高加水位上升至高高水位:联锁保护动作。 水侧走旁路，关闭七、八号高加的抽汽逆止阀、电动隔离阀、汽机负荷猛增, 给水温度迅速下降。5、加热器进出水温差大（70）时，联锁保护动作，关闭该加热器抽汽电动门。6、加热器进出水温差变化率大（110/hr）时，联锁保护动作，关闭该加热器抽汽电动门。二、原因1、加热器管束发生泄漏。2、加热器疏水调节系统故障。3、疏水加热器或闪蒸箱工况异常。三、处理1、运行中发现加热器水位异常时,应前往现场核对水位和检查疏水阀开度,若疏水调节系统故障,可暂改手动维持,此时应维持机组负荷稳定.#1、#2 低加水位异常时,还应检查疏水加热器和闪蒸箱工况是否正常。2、运行中低加危急疏水阀开启而水位仍较高时,应怀疑管束泄漏,可利用隔离方法加以确认。当确认存在泄漏故障时,必须立即停用(三、 四号低加水侧必须同时停用,一号低加疏水加热器、闪蒸箱必须同时停用,一号低加停用前,应将轴封系统转向阀切至回凝汽器)。3、发现高加疏水阀阀位明显大于正常工况开度,且高加端差亦明显增大时,应怀疑该高加管束可能存在泄漏缺陷。若水位仍能维持,可逐级汇报, 以便进一步确认。若水位不能维持且给水旁路保护动作,则不应重新投用, 并逐级汇报。4、除因机组负荷增减或发生工况突变等明显扰动因素造成高加水位异常跳停外,其它稳定工况发生高加跳停时均应通知热控人员前来检查,运行人员也应作相应检查,以判断高加是否存在缺陷。5、经检查未发现高加存在明显异常,且机组负荷已处稳定状态,可再行投用高加。投用应尽可能在 250MW 负荷以下进行。6、投用高加应先开启高加进水阀,随后检查观察高加水位,确认无异常可恢复高加水侧,随后再依次投用高加汽侧。7、投用高加汽侧应缓慢,注意控制高加水温上升率111/h, 由此每台高加投用时间可控制在 20 分钟左右。8、加热器退出运行时,汽机负荷限制规定:a.任一加热器退出运行,可带满负荷。b.七、八号高加退出运行,可带满负荷。c.六、七、八号高加从高压到低压顺序退出运行，仍可带满负荷。d.高加全部退出运行工况下,另有其它加热器退出时,每退出一台, 负荷应降低 5%。e.八号高加运行时,如二台相邻低加退出,负荷应降低 10%,三台相邻低加退出,负荷应降低 20%,以此类推,直到负荷应降低 50%。9、高加危急疏水开启工况下,应加强凝泵运行监视,防止超负荷。10、应高度重视任一加热器水位工况,发现异常应迅速表明原因加以消除。当水位到保护动作值而保护拒动时,应果断关闭对应的抽汽,电动隔离阀疏水阀，同时加热器水侧改走旁路,并检查确认停用的抽汽管路上疏水阀应开启。第九节 除氧器故障一、水位异常1原因（1）水位自动调节系统跳至手动方式或失灵。（2）凝结水泵故障。（3）低压给水管路破裂、安全阀动作或阀门误关。（4）热水箱放水阀误开或大量泄漏。（5）凝汽器高水位回水阀误开。（6）高加危急疏水阀开启。（7）高压给水系统故障,给水流量突变。（8）水位信号错误。2现象和特征（1）水位高至 2200mm,除氧器溢流阀开启。（2）水位高至 2500mm,报井系统发出报井。（3）水位高至 2550mm,除氧器进水调阀强关。（4）水位高到 2650mm，跳除氧器再循环泵，强关进汽电动门，强关6 高加正常疏水调阀，强关除氧器进水调门旁路电动门。（5）水位高至 2815mm，汽机跳闸。 （6）水位低至 1500mm,报警系统发出报警。（7）水位低至 655mm,给泵跳闸。3处理措施（1）检查除氧器就地水位计水位,确认水位异常。（2）如热水箱的放水阀或水位调节阀有异常,应立即联系消除。（3）检查凝汽器水位、凝泵出口流量、压力，如确认凝泵故障，应立即调用备用泵。（4）