二十五项重点要求防止汽轮机大轴弯曲事故刘海渊PPT课件

.,1,培训内容,2.3防止汽机油系统着火事故8.1防止汽轮机超速事故8.2防止汽轮机轴系断裂及损坏事故8.3防止汽轮机大轴弯曲事故8.4防止汽轮机轴瓦损坏事故,.,2,8.3防止汽轮机大轴弯曲事故,.,3,1.熟悉掌握的资料转子状态、惰走曲线,条文：8.3.1应具备和熟悉掌握的资料：条文:(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。条文：(2)大轴弯曲表测点安装位置的转子原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置。条文：(3)机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。条文：(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。条文：(5)正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空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。,.,4,1.熟悉掌握的资料启停过程参数和状态,条文：(6)停机后，机组状态正常情况下的汽缸主要金属温度的下降曲线。条文：(7)通流部分的轴向间隙和径向间隙。条文：(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。条文：(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。条文：(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。,.,5,2.启动条件重要表计必须投入、缸温监视,条文：8.3.2汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动。条文：（1）大轴晃动（偏心）、串轴（轴向位移）、胀差、低油压和振动等表计显示正确，并正常投入。条文：（2）大轴晃动值不应超过制造商的规定值或原始值的0.02mm。条文：（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。条文：（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。,.,6,2.启动条件缸温,案例1：1995年6月，辽宁某热电厂一台200MW汽轮机，发生高压转子弯曲事故。机组起动冲转前，机侧主蒸汽温度只有200/220，暖管时间短，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。并在机组起动过程中，高压内缸上、下壁温度测点损坏，无法监视高压内缸上、下壁温度变化，导致汽轮机进水，高压内缸上、下缸温差增大，造成高压转子弯曲事故。案例2：1990年1月，河北某电厂50MW机组，在锅炉加负荷的过程中，无人监视汽包水位，而致使满水。主蒸汽温度约6min内由427降低到265，下降了126。在主蒸汽温度降低的过程中，汽轮机控制室无人及时发现温度的变化，也未能正确判断汽轮机发生水冲击，使汽轮机较长时间进入低温蒸汽和水，并在带24MW负荷解列的过程中，调节汽门又未能关闭，致使转速急速飞升达4000r/min以上，轴系断为11段。因而，机组在水冲击的作用下，转子弯曲，并在带负荷解列的过程中，使机组严重超速而毁坏。,.,7,3.机组启、停操作按规定投入盘车,条文：8.3.3机组启、停过程操作措施：条文：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24h，热态启动不少于4h。若盘车中断应重新计时。条文：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。,.,8,3.机组启、停操作按规定投入盘车,案例3：1995年某电厂200MW机组，在停机处理缺陷后，起动升速2号轴瓦发生振动，在没有查明原因的情况下，在93min内连续起动4次，使高压前汽封发生摩擦，导致高压转子弯曲事故。案例4：1987年辽宁某电厂200MW机组，运行中轴向位移突然增大、保护动作、机组跳闸，在未查明原因的情况下，人为解除轴向位移保护，又两次强行起动，导致设备严重损坏。案例5：2006年一台超临界600MW机组，机组达到起动参数，在主机盘车脱开，汽机转子停转时间长达23分钟的状态下，仍强行起动，造成主机偏心达到500m，打闸停机。,.,9,3.机组启、停操作严禁强行盘车,条文：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。当汽封摩擦严重时，将转予高点置于最高位置，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，严禁用起重机强行盘车。条文：8.3.3.4停机后因盘车装置故障或其他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。条文：8.3.3.5机组热态起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。,.,10,3.机组启、停操作闷缸措施,（1）尽快恢复润滑油系统向轴瓦供油。（2）迅速破坏真空，停止快冷。（3）隔离汽轮机本体的内、外冷源，消除缸内冷源。（4）关闭进入汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体、抽汽管道疏水门，进行闷缸。（5）严密监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子晃动随时间的变化情况。（6）当汽缸上、下温差小于50时，可手动试盘车，若转子能盘动，可盘转180进行自重法校直转子，温度越高越好。（7）转子多次180盘转，当转子晃动值及方向回至原始状态时，可投连续盘车。（8）开启顶轴油泵。（9）在不盘车时，不允许向轴封送汽。,.,11,3.机组启、停操作采取闷缸措施后避免了永久性弯曲,案例6：1995年山东某电厂一台300MW机组，发生油系统断油烧瓦，机组被迫紧急停机事件。停机后，电动连续盘车盘不动，用吊车强行盘车也盘不动，之后采取闷缸措施，从而避免了转子发生永久弯曲。案例7：1996年山东某发电厂一台200MW机组，汽轮机进水、振动超标，紧急停机后盘车投不上，随后果断采用闷缸措施，机组再次起动一切正常，避免了转子发生永久弯曲。案例8：1997年山东某电厂一台300MW机组，在试运期间，因两台小汽轮机故障而跳闸。再起动时，因高压旁路减温水逆止门不严，使汽轮机进水，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，之后采用闷缸措施，机组再次起动一切正常，避免了转子发生永久弯曲。2013年10月26日某厂#1机高旁减温水气动阀、调节门、高排逆止门内漏，导致高加水侧的残余压力通过高旁减温水气动阀、调节门慢慢漏至再热器冷段管道，再漏至高压缸排汽母管，加之高排通风阀状态错误（实际在关闭状态），高压缸排汽母管疏水罐液位高报警信号未发，没有联锁打开疏水气动阀，最后冷水进入汽缸，导致高压缸内缸上、下温差231，中压内缸上、下温差222，之后采用闷缸措施，人工间断盘车直至投入连续盘车，机组再次起动一切正常，避免了转子发生永久弯曲。,.,12,3.机组启、停操作轴封供汽,条文：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。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。案例9：1994年内蒙某电厂200MW机组停运后，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。案例10：2005年某热电厂7号机组热态启机过程中，由于滑销系统卡涩、轴封供汽汽温偏低，造成高压转子弯曲。,.,13,3.机组启、停操作轴封供汽,案例11：2003年湖南某电厂300MW机组，在热态启动过程中，因忘记轴封送汽，高中压轴封送汽滞后抽真空近30min，致使冷气沿高、中压转子轴封处进入汽轮机，转子受到局部冷却，是导致发生转子弯曲的直接原因。机组冲转参数选择不合理。主蒸汽温度307.43/350.4，而高、中压内缸外上壁温度为338.21，内壁上下温度测点已损坏，再热器温度204.45/214.72，中压第一级出口上壁温度335.56，下壁温测点已损坏。机组启动时出现了负温差，是导致转子弯曲增大的重要因素。停机后在未查明出现异常振动原因的前提下多次开机。致使高中压转子永久性弯曲。,.,14,3.机组启、停操作严密监视疏水系统容器水位,条文：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。条文：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12：1990年辽宁某电厂200MW汽轮机，由于4号低压加热器满水进入中压缸，使中压缸上、下缸温差达264，造成了中压转子发生永久性弯曲事故。案例13：1993年河南某电厂300MW机组，在机组起动过程中，由于高压旁路系统减温水泄漏，使高压缸进水，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。,.,15,3.机组启、停操作严密监视疏水系统容器水位,案例14：2005年某电厂3号机组在滑停过程中，因操作不当，主蒸汽温度和压力突降，导致三级抽汽压力低于除氧器的压力，以及三级抽汽逆止门不严，致使除氧器冷源进入中压缸，使中压外缸内壁上、下缸温差达272，立即打闸，转子惰走至1700r/min时，1、2号轴瓦振动突增，即破坏真空停机。后又经两次开机，因振动大而打闸停机。揭缸检查，中压缸第13、14、16级围带脱落。,.,16,3.机组启、停操作正确投入减温水、打水压试验,条文：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。条文：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15：2004年3月，某电厂300MW机组，在机组跳闸后的启动过程中，汽包水位在手动控制方式下，一、二级减温水快关阀和调节阀处于开启状态，减温水联锁保护长时间在解除状态，主蒸汽温度在25min内下降170，运行人员未能认真监控和及时发现，造成主蒸汽带水推力瓦损坏。,.,17,3.机组启、停操作正确投入减温水、打水压试验,案例16：1983年辽宁某电厂7号汽轮机，在停炉操作尚未全部结束，锅炉补水的过程中，将锅炉补水变成了满水打压，使低温蒸汽进入汽轮机，在上、下缸温差增大，汽缸、隔板套变形，动静部分间隙变小的情况，仍按照正常工况起动，而且在起动过程中，机组发生了剧烈振动后，在没有查明原因的情况下，又两次强行起动，加重了设备的损坏，造成高压转子发生永久性弯曲事故。,.,18,3.机组启、停操作监测仪表完好、准确,案例17：1994年北京某热电厂4号机组，在停机盘车时，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，在无法监视凝汽器水位的情况下，凝汽器满水进入汽缸，使上、下缸温差大于200，导致汽轮机转子发生永久性弯曲事故。案例18：2005年8月某电厂1号机组处于停备状态，当凝结器水位降至450mm时，对凝结器补水，就地水位计指示950mm，集控室电接点水位计指示为1050mm，经观察水位不再发生变化，即放弃了对凝汽器水位和金属温度的监视，以及对水位的指示差异的分析。后发现大气释放阀冒汽和真空破坏门冒水，凝汽器满水进入汽缸，误认为是轴封漏汽引起大气释放阀冲坏。由于机头没有大轴晃度测量装置，以盘车电流及其摆动幅度基本不变，判断转子可能弯曲。机组凝汽器水位没有高水位报警装置，同时又未认真监视凝汽器水位，是造成凝汽器满水进入汽缸，使转子发生了永久性弯曲的的主要原因。,.,19,4.打闸停机启动过程振动超标、缸温超标,条文：8.3.4发生下列情况之一，应立即打闸停机：条文：（1）机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm。条文：（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。条文：（3）机组运行中要求轴承振动不超过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5或严格按照制造商的标准执行。条文：（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。条文：（5）机组正常运行时，主蒸汽、再热蒸汽温度在10min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。,.,20,4.打闸停机缸温超标,案例19：1986年1月，黑龙江某发电厂200MW汽轮机，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，而造成了转子发生永久性弯曲事故。案例20：1990年1月，河北某电厂一台50MW机组，在锅炉加负荷的过程中，无人监视汽包水位，而致使满水。主蒸汽温度约6min内由427降低到265，下降了126。未及时发现温