防止汽轮机超速和轴系断裂事故培训课件

防止汽轮机超速和轴系断裂事故培训课件CONTENTS目录01事故概述与危害02事故原因分析03防止超速事故技术措施04防止轴系断裂事故技术措施CONTENTS目录05定期试验与维护06运行操作与应急处理01事故概述与危害汽轮机超速事故定义与危害

汽轮机超速的定义汽轮机在运行中，转速超过制造商设定的最大安全转速，即为超速。通常认为汽轮机转速超过额定转速的112％，即为严重超速。

超速对叶片的危害超速会导致汽轮机叶片承受过大的离心力，从而引起叶片变形、破碎甚至脱落，造成设备严重损坏。

超速对轴承及轴系的危害超速运行会增加轴承的磨损，导致轴承过热失效，还可能使轴系因过大应力发生弯曲、断裂等严重事故。

超速引发的安全风险严重超速可能导致汽轮机爆炸、转子飞出等恶性事故，造成人员伤亡、设备毁坏和生产中断，是发电厂十大重大恶性事故之一。轴系断裂事故定义与危害

轴系断裂事故定义轴系断裂事故指汽轮机转子轴系在运行中发生断裂，导致机组无法正常运行的严重设备损坏事故。

设备损坏风险轴系断裂会造成转子、叶片、轴承等关键部件损坏，如秦岭发电厂200MW机组轴系断裂成12节，导致机组完全毁坏。

安全与经济影响事故可能引发厂房结构损坏、人员伤亡，同时导致长时间停机，造成巨大经济损失，如阜新电厂200MW机组轴系断裂事故影响深远。典型事故案例分析

01案例一：保护失效与强行启动导致超速毁机1984年江西某电厂50MW机组，在危急保安器拒动缺陷未消除、调速汽门严重漏汽情况下强行启动，发电机甩负荷后转速飞升达4700r/min，造成机组毁坏。

02案例二：带负荷解列引发轴系断裂1990年河北某电厂50MW机组，锅炉灭火恢复中汽包满水，带24MW负荷解列时调节汽门和自动主汽门未能关闭，转速飞升超4000r/min，轴系断为11段。

03案例三：油质不合格与伺服阀卡涩致超速1993年甘肃某电厂25MW机组，因油质清洁度不达标导致伺服阀卡涩，负荷摆动时调节汽门失控，主汽门卡涩关不严，带负荷解列后转速飞升至4300r/min，轴系断裂为8段。

04案例四：旁路系统未投用引发超速风险1993年广东某300MW机组甩负荷时，高压旁路联动开启但低压旁路未投联锁，中压主汽门和调节汽门卡涩未能关闭，17秒后转速达4207r/min，手动开启低压旁路后转速才得以控制。02事故原因分析超速事故原因：调节系统缺陷

调速汽门关闭异常或漏汽调速汽门不能正常关闭或漏汽量过大，导致汽轮机甩负荷后蒸汽仍持续进入，引起转速飞升。如1984年分宜电厂50MW机组因调速汽门严重漏汽，强行起动后甩负荷时发生严重超速毁机事故。

调节系统迟缓率与卡涩问题调节系统迟缓率过大或部件卡涩，会造成转速控制滞后。油质不合格、蒸汽带盐导致门杆结垢等，均可能引起调节部套卡涩，如甘肃八O三电厂25MW机组因调节汽门卡涩失控引发超速。

调速系统动态特性与整定不当调速系统不等率过大、动态特性不良或整定不当，会导致甩负荷后转速控制失效。数字式电液控制系统（DEH）逻辑不完善或机械液压调节系统参数设置错误，均可能引发超速风险。

同步器调整超出规定范围运行中同步器手动或电动调整超过规定范围，不仅会使机组甩负荷后转速飞升过高，还可能导致调节部套失去脉动，造成卡涩，增加超速事故发生的可能性。超速事故原因：保护系统失效

危急保安器拒动或动作转速异常危急保安器动作转速一般为额定转速的110％±1%，若其滑阀卡涩或动作转速设定过高，将导致超速保护失效。如1984年分宜电厂50MW机组因危急保安器拒动缺陷未消除，强行起动后甩负荷时严重超速至4700r/min，造成毁机事故。

主汽门、调汽门卡涩或关闭不严自动主汽门、再热主汽门及调节汽门应能迅速关闭严密，无卡涩，阀门关闭时间要求主汽门≤0.5s、电调机组调节汽门≤0.4s。若蒸汽带盐使门杆结垢或油质不合格导致卡涩，如甘肃八O三电厂25MW机组因主汽门卡涩，带负荷解列时转速飞升至4300r/min，造成轴系断裂。

抽汽逆止门联锁动作不可靠抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并设置快速关闭的抽汽截止门。每月需进行关闭试验，若某一抽汽逆止门存在缺陷且无法消除时禁止使用该段抽汽运行，防止抽汽倒流引起超速。

转速测量与监视装置失效机组重要运行监视表计尤其是转速表显示不正确或失效时严禁起动，运行中无有效监视手段必须停机。机械液压型调节系统汽轮机应有两套独立就地转速表，分别装设在转子轴向不同位置，如1999年阜新电厂200MW机组因转速监视手段缺失再次起动后引发轴系断裂。超速事故原因：运行操作不当带负荷解列操作违规停机时未确认有功功率到零即解列发电机，导致蒸汽继续进入汽轮机，引发转速飞升。如1990年河北某电厂中压50MW机组带24MW负荷解列，转速达4000r/min以上，轴系断为11段。超速试验操作不规范未按规程进行暖机即开展试验，或转速超过111%额定转速时未及时手动打闸。如某机组冷态启动后未带25%额定负荷运行3-4小时就做超速试验，存在超速风险。旁路系统投用不当甩负荷或事故状态下未开启旁路系统，导致再热蒸汽压力过高。1993年广东某300MW机组甩负荷时低压旁路未联动开启，中压汽门卡涩，转速17秒内升至4207r/min。强行挂闸与启动操作错误在调节部套卡涩、保护失效时强行起动机组。1984年江西某电厂50MW机组危急保安器拒动、调速汽门漏汽，仍强行起动，甩负荷后转速达4700r/min造成毁机。停机保养与隔离措施缺失长期停运未做好防腐，导致汽门或调节部套锈蚀卡涩；停机时未可靠隔离蒸汽和疏水系统，造成蒸汽倒流。如某机组停机后未排净加热器积水，导致汽门腐蚀卡涩。轴系断裂事故原因：转子质量问题

材料质量不达标制造汽轮机时使用的材料质量不符合标准，导致其机械性能不足，容易发生断裂。

制造工艺存在缺陷生产过程中可能存在焊接不牢、热处理不当等问题，这些都会降低汽轮机转子的耐久性。

转子内部存在隐患不合格的转子禁止使用，已经过主管部门批准并投运的有缺陷的转子应进行技术评定，根据机组的具体情况制定相应的安全措施，并报主管部门审批后执行。轴系断裂事故原因：运行维护不当启停操作不规范导致热应力过大未严格按规程要求的启停方式和曲线执行，如冷态启动带25％及以上额定负荷后未运行3～4小时立即进行超速试验，易产生过大热应力，增加轴系断裂风险。振动保护未正常投入或超限未处理机组启动和停机过程中振动保护未投入，或运行中轴瓦振动超过0.025mm、轴振动超过0.075mm未及时处理，长期振动过大易引发轴系疲劳断裂。超速试验操作违规超速试验时转速超过111%额定转速危急保安器未动作，未立即手动打闸；或正常参数下调节系统无法维持空负荷运行仍强行并网，可能导致轴系超速损坏。停机保养及防腐措施不到位停机时未可靠隔离蒸汽和疏水系统，未排净加热器、凝汽器积水，或长期停机未对通流部分采取防腐措施，导致转子腐蚀，降低轴系强度。转子检查周期未严格执行运行100kh以上机组未每隔3—5年进行转子表面和中心孔探伤检查，运行超15年、调峰频繁转子未缩短检查周期，无法及时发现潜在裂纹等缺陷。03防止超速事故技术措施调节系统性能要求

额定参数下稳定运行能力在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。

速度变动率与迟缓率标准调节系统速度变动率应小于5%，迟缓率应小于0.2%，以保证转速控制的精确性和稳定性。

大修后静态或仿真试验机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在卡涩、调节系统工作不正常时，严禁起动。

动态特性与甩负荷试验对新投产的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，确保甩负荷后转速飞升不超过危急保安器动作值。超速保护装置配置与要求转速监测装置双重化配置

汽轮发电机组轴系应安装两套转速监测装置，分别装设在不同的转子上，确保转速测量冗余可靠。当两套装置转速值相差超过30r/min时，分散控制系统（DCS）应发报警，技术人员需及时分析处理。超速保护功能正常投入要求

各种超速保护（如危急保安器、电超速保护等）均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组起动和运行。危急保安器动作转速一般为额定转速的110％±1%，电超速保护动作值通常为114%额定转速。保护装置定期试验要求

坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验等。新投产机组或调节系统重大改造后必须进行甩负荷试验；机组每运行2000h后应进行提升转速试验或危急保安器充油试验；电调机组运行中每月定期做AST电磁阀试验。保护部套性能与维护要求

电液伺服阀（包括各类型电液转换器）性能必须符合要求，运行中严密监视其状态，不卡涩、不泄漏且系统稳定。大修中需进行清洗、检测等维护工作，发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按制造厂要求妥善保管。汽门严密性与关闭时间要求01汽门严密性试验标准汽门严密性试验应按规定定期进行，机组大修前后及运行中每年均需开展。试验时应尽可能维持凝汽器真空正常，注意轴向推力变化和推力瓦温度，避免在临界转速附近长时间停留。02汽门关闭时间限值自动主汽门关闭时间应≤0.5秒，调节汽门关闭时间应≤0.5秒。机组大修后必须进行汽门关闭时间测试，确保阀门动作迅速，防止超速事故发生。03严密性不合格的后果汽门严密性不合格或关闭时间超限，将导致甩负荷时蒸汽无法有效切断，可能引发汽轮机超速。如1984年分宜电厂50MW机组因调速汽门严重漏汽强行起动，甩负荷后严重超速造成毁机事故。04试验与运行管理要求新投产机组或调节系统重大改造后必须进行甩负荷试验；运行中发现主汽门、调速汽门卡涩时需及时消除，无法立即消除时必须停机处理，严禁带病运行。油质管理与监督油质合格标准与要求透平油颗粒度按SAEA-6D标准≤6级，水份≤0.1%；电调机组抗燃油颗粒度按SAEA-6D标准≤3级，水份≤0.1%，酸值≤0.2mgKOH/g；液调机组抗燃油颗粒度按SAEA-6D标准≤5级，水份≤0.1%，酸值≤0.3mgKOH/g。油质监督与定期化验强化对油质的监督，定期进行油质的分析化验，防止油中进水或杂物造成调节部套卡涩或腐蚀。机组大、小修后，油循环要有技术措施，油质经监督机构油化验人员检验合格后方可起动。油系统维护措施定期进行主油箱放水工作，油净化装置应正常投入运行。应强化汽封压力的监视和调整，防止压力过高引起油中进水；前箱、轴承箱负压以12～20mmH2O为宜，以防止灰尘及水（汽）进入油系统。油质异常处理原则在油质及清洁度不合格的状况下，严禁机组起动。运行中发现油质劣化、颗粒度超标等问题，应及时采取滤油、更换等措施，必要时停机处理，确保调节保安系统正常工作。转速测量与监视系统转速测量装置配置要求汽轮发电机组轴系应安装两套转速监测装置，分别装设在不同的转子上，确保独立监测。机械液压型调节系统汽轮机应有两套就地转速表，配备各自独立的变送器（传感器），并分别装设在沿转子轴向不同的位置上。转速表计的准确性要求机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效时严禁机组起动。运行中无任何有效监视转速手段时，必须停止运行。两套转速监测装置显示值相差超过30r/min后，分散控制系统（DCS）应发报警，技术人员需及时分析处理。转速测量系统的可靠性保障转速测量系统的传感器、变送器等部件应定期校验，确保测量准确。新机组投产前、大修后及重要部件更换后，均需对转速测量系统进行全面检查和校验，防止因测量失效导致超速事故。旁路系统与抽汽逆止门管理旁路系统的规范投用机组正常起动或停机过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启。机组再次起动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。抽汽逆止门的功能要求抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。汽轮机的各抽汽逆止门、排汽逆止门及供热抽汽的快速关闭逆止门应符合上述要求。抽汽逆止门的定期试验每月应进行一次抽汽逆止门关闭试验，当某一抽汽逆止门存在缺陷时，应马上消除，假设无法消除时禁止使用该段抽汽运行。04防止轴系断裂事故技术措施转子检查与维护要求

定期探伤检查要求新机组投产前、已投产机组每次A修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。运行100kh以上的机组，每隔3—5年应对转子进行一次检查；运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。

转子材质与缺陷处理对转子应力集中部位进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。不合格的转子禁止使用；已投运的有缺陷转子应进行技术评定，制定安全措施并报主管部门审批后执行。

停机保养与腐蚀防护加强机组停机时的保养工作，防止各类腐蚀产生：确保机组和外界蒸汽、疏水系统可靠隔离；停机时间较长时，排净各加热器、冷却器及凝汽器的汽侧及水侧积水；汽缸温度冷却到接近室温且空气湿度较大时，对汽轮机通流部分采用防腐措施。

振动与运行参数监控机组正常运行时轴瓦振动应≤0.025mm，轴振动应≤0.075mm，并注意监视变化趋势。运行中必须有完善的保证振动保护正确动作的措施，确保不发生误动，在机组启动和停机过程中振动保护必须投入运行。振动监测与保护

振动保护投入要求机组启动、停机及正常运行过程中，振动保护必须投入运行，确保振动超限能及时动作跳闸。振动优良范围标准正常运行时轴瓦振动应≤0.025mm，轴振动应≤0.075mm，并需密切监视其变化趋势。临界转速运行控制过临界转速时，实际垂直振动若>140μm，应立即打闸停机，查明原因后方可重新启动。振动异常处理原则运行中发现振动异常升高，应及时分析原因，采取降负荷或停机措施，防止轴系损坏。运行操作规范

正常启停操作要求机组正常启动或停机过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启。机组再次起动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。

停机解列操作规范正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。

严禁强行挂闸规定在任何情况下绝不可强行挂闸。若机组跳闸后需重新挂闸，必须确认故障已消除，各项参数符合启动条件，并严格按照规程操作。

转速监测与控制运行中必须保证转速表等重要监视表计准确可靠，显示不正确或失效时严禁机组起动；运行中无有效监视转速手段时必须停止运行。机械液压型调节系统应有两套独立的就地转速表，分别装设在沿转子轴向不同位置。

抽汽逆止门操作与试验每月应进行一次抽汽逆止门关闭试验，确保其严密、联锁动作可靠。当某一抽汽逆止门存在缺陷时，应马上消除，若无法消除则禁止使用该段抽汽运行。汽水品质监督

汽水品质的重要性汽水品质不合格会导致蒸汽带盐，使主汽门、调速汽门阀杆结垢，造成卡涩，威胁机组安全运行。

汽水品质的监督要求应严格执行电力部汽水标准，加强对汽水品质的监督化验，确保各项指标符合规定。

品质异常时的应对措施当汽水品质较差时，应适当增加主汽门、调汽门的活动次数和活动行程范围，防止门杆结垢卡涩。05定期试验与维护调节系统静态与动态试验

01静态特性试验要求调节系统速度变动率应小于5%，迟缓率应小于0.2%。机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常，在调节部套存在卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁起动。

02动态特性关键指标在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。新投产的机组或调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验，验证动态飞升转速不超过规定值。

03试验条件与执行标准试验时应保证油质合格，透平油颗粒度按SAEA-6D标准≤6级，抗燃油颗粒度按相应标准执行。汽门严密性试验、关闭时间测试应符合要求，自动主汽门关闭时间≤0.5s，电调机组≤0.3s，确保调节系统动作可靠。危急保安器试验

试验条件与准备冷态启动机组需带25%及以上额定负荷运行3～4小时后进行；试验前应先验证OPC超速保护和手动脱扣装置动作正常；主蒸汽和再热蒸汽压力宜取低值，一般不超过额定压力的40%。

试验类型与周期提升转速试验：新机投产、大修后、危急保安器检修或调整后、停机一个月再启动及甩负荷试验前必须进行；充油试验：运行2000小时后可替代提升转速试验；动作转速整定范围为额定转速的108%～110%。

试验操作与注意事项升速应平稳，严禁在超速状态下停留；机组转速超过111%额定转速危急保安器未动作时，应立即手动打闸停机；试验时需专人监视转速、振动及轴向推力，防止临界转速长时间停留。

试验合格标准危急保安器动作转速应在额定转速的110%±1%范围内；试验应进行两次，两次动作转速差值不应超过0.6%；动作后应能可靠复位，主汽门、调节汽门关闭严密，无卡涩现象。汽门严密性试验

试验目的与重要性汽门严密性试验旨在验证自动主汽门、再热主汽门及调节汽门在关闭状态下的严密程度，防止因阀门漏汽导致机组超速或停机后转速异常升高，是保障汽轮机安全运行的关键措施。

试验基本要求与标准在额定蒸汽参数下，主汽门、调节汽门单独关闭时，汽轮机转速应能降至1000转/分以下。试验时应尽可能维持凝汽器真空正常，同时密切监视轴向推力变化和推力瓦温度，避免在临界转速附近长时间停留。

试验周期与时机机组大修前后、新投产机组、甩负荷试验前必须进行汽门严密性试验；正常运行中应每年进行一次。每次机组启动，达到冲转条件并挂闸后，需做调门严密性试验合格方可冲转升速。

试验注意事项试验前应确保机组保护装置正常投入，试验过程中升速平稳，严禁超速。若试验不合格，需查明原因并消除缺陷，否则严禁机组启动和运行。对于蒸汽品质较差的情况，应适当增加汽门活动次数以防止门杆结垢卡涩。抽汽逆止门关闭试验试验周期与要求每月应进行一次抽汽逆止门关闭试验，确保其动作可靠。当某一抽汽逆止门存在缺陷时，应立即消除，若无法消除时禁止使用该段抽汽运行。试验目的与重要性防止抽汽倒流引起汽轮机超速。抽汽逆止门关闭严密、联锁动作可靠是保障机组安全的重要措施，可有效避免因抽汽回流导致的转速异常升高。试验操作与标准试验时应检查抽汽逆止门关闭时间符合要求，确保其能快速关闭。同时验证联锁保护逻辑的正确性，保证在机组甩负荷或事故状态下逆止门能迅速动作。油质定期化验与处理

油质化验标准与周期透平油颗粒度按SAEA-6D标准≤6级，水份≤0.1%；电调机组抗燃油颗粒度≤3级，水份≤0.1%，酸值≤0.2mgKOH/g。机组大、小修后及运行中需定期化验，油质不合格严禁机组起动。

油质异常处理措施油质及清洁度不合格时，必须进行油循环处理，经监督机构油化验人员检验合格后方可起动。运行中发现油中进水或杂物，应强化主油箱放水，确保油净化装置正常投入。

油系统污染预防强化汽封压力监视与调整，防止压力过高引起油中进水；前箱、轴承箱负压维持在12～20mmH₂O，防止灰尘及水汽进入油系统，定期检查油系统密封性。06运行操作与应急处理机组启停操作规范启动前条件确认机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。调节部套存在卡涩、调节系统工作不正常时严禁起动。启动过程控制要点正常起动或停机过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路。机组再次起动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。停机操作关键步骤正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列，