第一節?汽輪機超速

一、超速的案例及原因

二、防止汽輪機超速應采取的主要措施

一、超速的案例及原因

汽輪機轉速超過額定轉速的112%,即為超速。嚴重超速可以導致汽輪發電機組嚴重損壞,甚至毀壞報廢,是汽輪發電機設備破壞性最大的事故。近10年來,國內曾發生過以下幾次超速造成的設備嚴重毀壞事故:

(1)1985年某廠一臺國產200MW機組運行中,發電機開關掉閘甩負荷后,轉速上升,危急保安器雖然動作基本上關閉了高壓自動主汽門、調節汽門,但由于右側中壓主汽門自動關閉器滑閥活塞下部壓力油進口縮孔旋塞在運行中退出,支住滑閥活塞不能移動泄壓,造成右側中壓主汽門延時關閉,再熱器余汽的能量使機組轉速繼續上升,約在3800r/min時,機組劇烈振動,中、低壓轉子間的加長軸對輪螺栓斷裂拉脫,高、中壓轉子繼續上升到4500r/min左右,軸系斷裂成5段,高中壓轉子、汽缸通流部分嚴重毀壞,軸承、油管損壞后透平油漏出起火,經奮力搶救撲滅。事故后經鑒定,汽輪機本體報廢,發電機修復后繼續使用,經8個多月耗資1400多萬元才恢復運行。

(2)1988年某廠一臺國產200MW汽輪發電機組,在進行危急保安器提升轉速試驗時,在用超速滑閥提升轉速中調節系統失控,轉速突然上升到3500r/min多,機組劇烈振動,造成軸系斷裂為13段,多處是軸頸部分斷裂,整個汽輪機和發電機毀壞報廢,損失2500多萬元。

(3)1990年某廠一臺25MW中壓汽輪機組,在鍋爐滿水后蒸汽帶水進入汽輪機時打閘停機,但因自動主汽門、調節汽門卡澀未能完全關閉,機組仍帶有2萬多千瓦有功負荷,而汽機運行人員卻按解列按鈕將發電機與系統解列,造成機組嚴重超速,軸系斷裂為11段,多處從軸頸部位扭斷,汽機葉輪、大軸、汽缸斷裂飛出,汽輪機和發電機毀壞報廢。

(4)1990年某自備廠一臺50MW供熱機組,在機組停機時,負荷減到7MW再也減不下來,操作人員未看功率表,只看到調節汽門已關閉,即打閘停機并將機組解列,主汽門、調節汽門雖然關閉,但與熱網連接的抽汽逆止門卡澀未能關閉,導致熱網系統蒸汽返入汽輪機造成機組嚴重超速報廢。

(5)1993年某廠一臺高壓25MW汽輪發電機運行中處理勵磁機整流子炭刷冒火時,突然形成環火,即打閘停機,但因自動主汽門、調節汽門卡澀未能完全關閉,繼續向機內進汽,導致機組嚴重超速毀壞。

上述超速事故案例表明,造成汽輪機超速的主要原因是:

(1)國產220MW機組調節保安系統制造設計上留有隱患,在進行提升轉速危急保安器試驗時,調節系統易于進入開環失控區(即調節系統不能自動控制轉速,而使轉速直線上升,其原因在于超速試驗滑閥的進油口面積比調速滑閥的相應排油口面積大2.1倍。對此制造廠已作改進)導致機組超速。

(2)調節保安系統檢修后調試項目不全,以及運行中透平油質不良導致調速部套卡澀銹蝕,致使機組甩負荷后調節系統不能維持飛升轉速在危急保安器動作轉速以下,以及危急保安器銹蝕、卡澀拒動,造成機組超速。

(3)自動主汽門、調節汽門、抽汽逆止門等由于積結鹽垢、產生高溫氧化皮、門桿彎曲等原因造成卡澀,在危急保安器動作后,不能迅速關閉嚴密,使機組繼續進汽造成超速。

二、防止汽輪機超速應采取的主要措施

1985年某廠國產220MW機組嚴重超速事故后,原水電部以[85]水電生字85號文發了緊急通報,并以[1986]電生火字194號文發了“關于發送防止220MW機組嚴重超速事故的技術措施”,同時生產司、基建司先后兩次發文要求新機組進行甩負荷試驗。對其后的幾次超速事故,能源部都發了通報并提出了防范措施。上述通報和技術措施,對防止超速事故提出了全面的、針對性的措施要求。并在1992年頒發的二十項反措中提出重點要求,應該認真學習貫徹。這里對主要防范措施再作一些強調和說明:

(1)調節系統在機組額定參數下甩掉額定電負荷后,應能將機組轉速維持在危急保安器動作轉速以下,這是防止超速的最基本措施。這就需要通過提高檢修質量,做好調試工作,進行調節系統靜態特性試驗,確保調節系統的良好性能。

(2)提高調節保安系統和主汽門、調節汽門、抽汽逆止門檢修質量,確保不發生機械卡澀及高溫氧化皮卡澀缺陷。

(3)保持良好的透平油油質,保證不因油中水分引起調節保安部套銹蝕或油中雜質引起部套卡澀、拒動。

(4)堅持危急保安器的各項定期試驗,防止危急保安器拒動。

(5)堅持進行定期的自動主汽門、調節汽門嚴密性試驗,防止甩負荷后不能快速關閉嚴密。

(6)堅持執行運行中定期活動主汽門、調節汽門和抽汽逆止門定期試驗的規定,并保持良好的蒸汽品質,防止積結鹽垢等因素造成汽門卡澀。

(7)各種超速保護均應投入運行,超速保護不能可靠動作時,禁止將機組投入運行或繼續運行。

(8)除發電機甩負荷外的停機時,在打閘后應先檢查有功功率表到零,電能表停轉或逆轉后,再將發電機與系統解列,或采用逆功率保護動作解列。

(9)鑒于國產220MW機組調節保安系統存在的隱患,制造廠已明確將危急保安器的動作轉速降低為額定轉速的108%~110%,后備保護的動作轉速降低為額定轉速的112%;并且在未能確證超速滑閥改進效果前,進行超速試驗時,先使用同步器提升轉速到3150r/min以上,再用超速滑閥提升轉速。

第二節?汽輪機軸系斷裂

汽輪機軸系斷裂事故后果極為嚴重,甚至造成機組毀壞報廢。造成軸系斷裂的原因很復,國內外已發生的軸系斷裂事故表明,大都發生在機組嚴重超速事故中,其技術原因除超速產生的離心力、劇烈振動引起的破壞外,又同軸系連接件質量不良有關。

軸系斷裂事故除超速事故中列舉的案例外,以下再列舉幾個典型案例。

(1)多臺蘇制和國產200MW中間再熱式機組發生過高中壓轉子間對輪螺栓由于扭振、螺栓材質及裝配工藝而疲勞斷裂故障,例如有幾臺機組在進行多次快關試驗中或試驗后一段時間,發現高中壓轉子間對輪螺栓疲勞斷裂,有的總共12條螺栓中,竟斷裂9條,有的斷裂5條,有的1~3條。也有在未進行快關試驗的情況下發生個別螺栓斷裂的情況,但斷裂的條數及斷口數要少的多。多條螺栓斷裂中,有的螺栓除在對輪中分面和兩側端面處斷裂外,還在對輪孔內不受剪切力部位發生斷裂,因此,有的一條螺栓竟有5個斷口,且都是疲勞斷口。經分析并進行試驗,認為同機組扭振有關。即汽輪發電機軸系的動力側和負荷側,在突然甩負荷、負荷突然大幅度變化,特別是系統發生接地短路故障、非同期并列、系統產生負序電流、發生次同步振蕩等引起的交變扭曲載荷,將引起軸系產生扭振,如其頻率與軸系固有扭振頻率耦合,將引起軸系扭振的共振,導致連接軸系的對輪螺栓產生疲勞裂紋,螺積的結果,造成螺栓斷裂。高中壓轉子采用三軸承機組的1號對輪最易發生螺栓斷裂,而且一旦在運行中1號對輪螺栓大量斷裂并導致對輪脫開,則高壓轉子只一側有軸承,將對機組造成嚴重毀壞。

(2)國產200MW三排汽機組,在中低壓轉子之間接有兩段空心管狀加長軸,兩個軸承間長約4m,之間共有3個對輪,其晃度和端面瓢偏超標,在不利條件下既是振動的激振因素,又是振動發散的重要因素,其他同型機組也多次發生加長軸引起的故障。制造廠決定降低危急保安器動作轉速,主要是考慮了加長軸薄弱的因素。

(3)據不完全統計,國產200MW三油楔軸承機組,已有9臺發生過發電機軸承油膜振蕩。1988年發生的國產200MW機組超速事故中,油膜振蕩造成發電機等大軸軸頸扭斷。所謂油膜振蕩,是指軸系與軸承組成的系統中,除轉子繞軸心的正常轉動外,在達到某一速度后,還可能與轉速不同的速度渦動,即轉子軸心繞軸承幾何中心的渦動,大體上相當于轉子轉速的一半,這種渦動將引起油膜厚度的周期性變化,轉子的重量和油膜的彈性力、慣性力相耦合,在渦動速度進入一階臨界轉速時形成激烈的油膜振蕩,其破壞力是很大的,極易造成軸系破壞。油膜失穩的規律是機組存在一失穩轉速,一旦達到這一轉速即發生油膜振蕩,降低機組轉速,就可消除振蕩。額定轉速略低于油膜失穩轉速的機組,故障情況轉速突然升高最易發生油膜振蕩。

防止軸系斷裂事故應采取的主要措施如下:

(1)認真落實防止超速的各項措施,切實防止發生機組超速,以免超速后由于其他技術原因引起設備擴大損壞,造成軸系裂。

(2)減少軸系不大平衡因素,采取防止油膜振蕩、扭振的措施都是涉及面比較廣的專業技術問題,可根據設備情況組織專業技術人員研究制訂針對性措施。

(3)鑒于對輪螺栓斷裂故障頻繁,有關部門和制造廠提出了改進措施,即采用抗疲勞性能較好的鋼種,如40CrNiMoA鋼材,并改進螺栓設計加工工藝、裝配工藝。同時還要定期對螺栓進行探傷檢驗,目前已有不拆卸螺栓進行損傷檢驗的手段,上述措施實施后,對輪螺栓斷裂故障明顯下降。

(4)定期對大軸、大軸內孔、發電機轉子護環等部件進行探傷檢查,以防止產生裂紋導致軸系嚴重損壞事故。

第三節?汽輪機大軸彎曲

汽輪機在不具備啟動條件下啟動,由于上下缸溫差大、大軸存在臨時彎曲、汽缸進水、進冷汽,機組強烈振動以及動靜間隙小等因素,引起大軸與靜止部分摩擦,將會造成大軸彎曲。一般大軸彎曲超過0.07mm以上時,就不能維持機組運行時的正常振動值,必須進行直軸處理。近年來大軸彎曲事故相當頻繁,尤其是200MW及以上中間再熱式機組更為突出,粗略估計在20~30多次以上。1985年水電部召開了防止200MW機組大軸彎曲座談會,對已發生的7臺次大軸彎曲事故進行了技術分析。分析表明:7臺次大軸彎曲事故均發生在啟動過程中,其中5臺次是熱態啟動中發生的;7臺次大軸彎曲事故中,大多數在停機或啟動中發生了汽缸進水,多數在機組一階臨界轉速以下振動大,領導和有關人員執行規程不嚴,強行升速臨界,甚至強行多次啟動。7臺次大軸彎曲都在高壓轉子前汽封處。座談會在分析7臺次大軸彎曲事故技術原因的基礎上,制定了《關于防止200MW機組大軸彎曲技術措施》(簡稱《措施》)這項措施對其他容量的機組也可參照執行。通過《措施》的貫徹落實,頻繁發生大軸彎曲事故的局面得到一定程度的控制。但由于人員不斷變動,新人員對《措施》的掌握程度問題、領導決策問題、設備問題等諸多因素,大軸彎曲事故仍時有發生,迄今未能得到有效控制。例如:

(1)1986年某廠一臺國產200MW機組在電氣系統故障中甩負荷停機后,因電動盤車投不上,手動盤車裝置也失靈,被迫采用半小時盤180°。3h后才投上電動盤車,大軸晃度逐漸恢復到原始值。次日機組在熱態啟動中,采用除氧器汽平衡管蒸汽向軸封送汽,當時真空200mm汞柱,同時用電動主汽門旁路沖轉,節流擴容后,主汽溫度進一步降低。(當時內缸下缸壁溫為370℃)進入軸封的低溫蒸汽及進入汽缸的低溫蒸汽,使缸壁溫度突然下降,上下缸溫差增大,引起汽缸變形拱起,軸封套收縮變形,導致軸封與大軸摩擦局部過熱彎曲。解體檢查大軸高壓汽封處彎曲0.5mm,進行直軸處理后恢復運行。

(2)1987年某廠一臺國產200MW機組,小修后啟動運行不久。因發電機斷水保護誤動掉閘,之后經連續幾次啟動,都因振動大而停機。后解體檢查,高壓轉子高壓汽封處彎曲0.30mm,經檢查該機高壓缸向B列偏移,前側偏移1mm多,后側偏移0.76mm,原因是前部定位銷孔錯位1.5mm多,安裝時就未裝定位銷,導致運行中不均勻受力使汽缸偏移。大修中測量兩側徑向間隙時也未發現汽缸偏移。事故前不久一次停機中,轉子在90r/min時突然止速,對此也未分析查明原因。以致在斷水保護誤動停機過程中,高壓汽封與大軸在高速狀態摩擦,導致大軸彎曲,后經直軸處理,并消除滑銷系統缺陷后恢復運行。

(3)1994年某廠一臺國產220MW機組,停機后熱態啟動中,由于軸封供汽門泄漏,在缸溫406℃情況下將鍋爐305℃蒸汽漏入汽缸,使汽缸、轉子受到不均勻冷卻,大軸產生臨時變形。而啟動時,又因晃度表傳動桿磨損,一直指示在0.05mm不變,當第一次在500r/min時2號軸瓦振動超過0.10mm,最大到0.13mm才打閘停機,停機后未認真查找分析原因,誤認為晃度0.05mm已達到原始值,且在盤車不足4h(僅2h12min)就二次啟動,到1368r/min時3號軸瓦振動0.13mm,即打閘停機。解體檢查高壓轉子調節級處彎曲0.39mm,經直軸處理后恢復運行。

(4)1995年6月某廠一臺200MW機組冷態啟動中,高壓內缸缸壁溫度測點失靈,當轉速升到1000r/min時,機組振動突然增大,但現場運行人員跑到集控室去請示匯報,延誤了及時停機。停機揭缸檢查發現高壓內缸疏水管斷裂,高壓轉子大軸彎曲超標,分析認為高壓缸在啟動中受溫差大影響而變形,導致汽封與大軸摩擦造成永久性彎曲,經直軸處理后恢復運行。

上述事故案例特別是近幾年發生的大軸彎曲事故表明,防止大軸彎曲的反事故措施仍未得到認真貫徹落。發生大軸彎曲,將造成機組長時間停運,解體進行直軸,采用加壓直軸,需將轉子逐步加熱到650℃左右才能加壓,由于加熱過程中易發生故障返工,往往拖長工期,給電廠工作造成被動和麻煩。因此,為防止大軸彎曲事故,應結合設備實際情況,全面認真貫徹或參照執行水電部[1985]電生火字87號和[1985]基火字69號文頒發的《關于防止200MW機組大軸彎曲的技術措施》,把各項措施要求,落實到現場運行規程和運行管理、檢修管理、設備管理工作中,并強調以下幾點:

(1)按照防止大軸彎曲技術措施的要求,組織主要值班人員和廠、車間有關分管運行的領導和專業人員切實掌握各機組技術資料及確切數據,如大軸晃度表測量安裝位置、大軸晃度原始值、機組軸系各軸承正常運行和啟動過程的原有振動值、通流部分徑向、軸向間隙值等等,使指揮者和操作者都做到心中有數。

(2)根據機組設備情況,落實各項防止汽缸進水的技術措施(下面將具體敘述,這里不展開)。

(3)機組啟動前必須檢查:①大軸晃度不超過原始值0.02mm;②高壓外缸及中壓缸上下缸溫差不超過50℃;③高壓內缸上下缸溫差不超過35℃;④主蒸汽、再熱蒸汽溫度至少高于汽缸金屬50℃(但不應超過額定汽溫),蒸汽過熱度不低于50℃(滑參數啟停時還應保持較高的過熱度);不符合上述條件禁止啟動機組。

(4)機組沖轉前應進行充分盤車(一般連續盤車2~4h,熱態啟動取大值),若盤車短時間中斷時,則應按中斷時間的10倍再加4h進行連續盤車方可沖轉。

(5)啟動中在中速以前,軸承振動(特別是1號軸瓦、2號軸瓦)超過0.03mm時應打閘停機,過臨界時振動超過0.10mm應打閘停機,嚴禁硬闖臨界線速開機。停機后仍應連續盤車4h(中間停盤車時按上述要求增加盤車時間),方可再次啟動。

(6)啟動前供汽封的蒸汽溫度應高于汽缸金屬溫度,并應在送汽前充分進行疏水,防止積水帶入汽封引起驟冷。

(7)啟動中若軸承振動、蒸汽參數變化超過規程規定或機內有異常摩擦聲、軸封處冒火花,應按規程規定立即停機。

(8)停機后應及時投入盤車,若盤車電流增大、擺動或有異常時,應分析原因并采取措施予以消除。若汽封磨擦嚴重時,可先手動方式定時盤車180°,待摩擦基本消除后再投入連續盤車。因故暫時停止盤車時,應監視大軸彎曲度的變化,當轉子熱彎曲較大時,應先手動定時盤車180°,待大軸熱彎曲基本消失后再連續盤車。

(9)對上下缸溫差大(有的機組正常運行中上下缸溫差已超過啟動條件的標準)的機組,可結合檢修改進汽缸保溫,采用優質的保溫材料(如硅酸鋁纖維氈、微孔硅酸鈣等)和嚴格的保溫工藝。實踐證明效果是顯著的。

大軸彎曲事故絕大多數發生在機組啟動中,特別是熱態啟動中,因此對大中型機組的啟動,領導(指負責啟動的廠、車間領導)一定要持慎重態度,堅持嚴格按規程規定和技術措施要求啟動機組。當啟動不順利時,一定要認真分析查找原因,消除異常后按規定啟動,決不可為了趕工期,為了不影響安全考核等等而僥幸闖關,多次強行啟動,在這一點上,決策是否再次啟動的各級領導人員都應正確對待,不符合啟動條件的,決不強行啟動。熱態啟動不順利的,可待機組溫度降低,具備啟動條件后再啟動,切實防止因決策失誤而造成大軸彎曲。

第四節?汽輪機掉葉片

汽輪機的動葉片是承受蒸汽推動力帶動轉子轉動的部件。這不僅承受蒸汽推動力,還承受轉子高速轉動產生的離心力。同時葉片本身按其幾何形狀和安裝方式而存在著固有的振動頻率,在轉動中受各噴嘴或靜葉片汽流推動的頻率如與葉片固有振動頻率相同而共振,將導致葉片疲勞裂斷。因此,葉片在運行中如果動應力、離心力超標或產生共振疲勞,將導致葉片裂斷;如果葉片設計、制造上不能滿足正常的動應力、離心力的需要以及葉片自身頻率躲不開共振,在正常運行中也將造成葉片裂斷。

在正常運行中,如發生葉片斷裂,斷落的葉片將夾在間隙很小的動靜部分中造成碰磨,或斷落的葉片在本級碰磨后,其殘骸沿汽流進入后幾級造成動靜部分碰磨,造成設備嚴重損壞。其破壞力很大,并具有突發性。

低壓轉子后幾級葉片,特別是末級,次末級葉片、衛帶、拉筋等如斷落甩出后,將打壞凝汽器上部銅管或鈦管,造成凝汽器突發性泄漏,導致汽水品質急劇惡化。

多年來,掉葉片事故時有發生,不少事故造成設備嚴重損壞。下面列舉幾次比較典型的掉葉片事故案例。

(1)1982年,某廠一臺國產100MW機組運行中發生低壓轉子次末級葉片(432)斷落,打壞本級幾片動葉片。由于無備用葉片,為了盡快開機,采取截斷園周對側等長度葉片維持平衡的辦法,臨時恢復機組運行,但由于損壞的不止一片,在損壞的每片葉片對側截短葉片,結果導致一處相鄰的3片葉片都被截斷。機組恢復運行后十幾個小時,又發生了次末級掉葉片,斷落的葉殘骸卡在末級隔板靜葉中,其伸出部分將末級655葉片根部整級車了一道深槽而全部全部報廢,當時機組強烈振動并引起低壓轉子大軸彎曲。解體檢查系連續截斷3片處后面的第一片葉片斷裂。其斷口疲勞紋十分粗糙,分析認為該葉片在其前面連續截斷3片葉片后,運行工況惡化,經受的動應力嚴重超標,導致短期疲勞裂斷。

(2)1986年某廠一臺進口220MW機組運行中突然發生強烈振動,機組運行聲音類似拖拉機響聲,立即打閘停機。停機后制造廠家代表到現場出具書面手續,建議再啟動機組試一試,電廠未采納建議。解體后發現低壓轉子進汽第一級葉片(169)大量疲勞斷落。經整級更換葉片并采取增加松拉筋措施降低葉片動應力后,恢復了正常運行。

(3)80年代后期到90年代初期,某廠4臺進口200MW機組,相繼發生低壓轉子倒數第3級和次末級葉片由于汽缸疏水不暢及處于過渡區、濕汽區等因素,而動應力增大,致使疲勞斷落。斷落后造成本級和末級葉片嚴重損壞,幸好4臺機有一個備用低壓轉子,有條件逐個進行徹底修復。該廠革新了一套不拆卸葉輪進行拆裝葉片、打孔穿拉筋的工具,更換了裂斷的葉片,增大了拉筋直徑,對末級葉片拉筋也作了改進。經逐臺修復更換后,恢復了正常運行。

(4)前面提到的超速事故中,葉片承受超標離心力斷落是很典型的。1985年某廠200MW機組超速事故后檢查,中壓轉子低壓段的次末級倒T型葉根,在轉子超速4500r/min左右。葉根兩側肩部全部剪斷,葉片飛出;低壓轉子超速約3800r/min,其末級葉片根部銷釘受離心力拉彎約0.6mm。再加1990年某廠25MW機組超速事故后,發現所有葉片全部從葉輪上甩脫飛出,對這次事故的超速有兩種分析,一種是4500r/min以上,另一種則低一些。

防止葉片裂斷和擴大損壞的主要措施有以下幾方面:

(1)新機組驗收時應檢查確定葉片經探傷、測頻合格。投產后大修中應對葉片進行損傷檢查,對葉片或葉片組進行測頻檢驗,發現問題及時解決,不使葉片帶缺陷、隱患、將機組投入運行。

(2)采取措施防止加熱器滿水,并保持疏水系統暢通(如合理布置疏水管路、開大汽缸疏水孔等),保證汽缸不積水或從疏水系統、抽汽系統向汽缸返水。

(3)經常保持系統頻率在合格范圍運行,并盡可能減少機組在偏離正常頻率下的運行時間(如事故情況下與系統解列后單機或部分機組偏離正常頻率的運行時間)。

(4)對同型機組發生掉葉片的故障信息,可與制造廠和發生故障的電廠聯系,結合實際情況采取預防措施。

(5)機組運行中振動突然增加,聽到甩脫葉片的撞擊聲,機組內部有摩擦聲以及凝汽器管子突然泄漏等情況,是掉葉片的故障象征,應按規程規定果斷停運機組進行檢查,切不可拖延時機,否則高速轉動下將造成設備嚴重損壞。

(6)發生個別葉片斷落故障后,除對斷裂葉片采取技術措施外,還應對未斷落的葉片全面進行探傷、測頻檢驗,確無問題方可恢復機組運行。

若斷裂或損壞葉片較多時,不能簡單地采取對稱割短葉片的措施將機組恢復運行。應由汽機專業人員,必要時請試研機構葉片專業人員、制造廠家等提出修復措施,經審查批準后,實施修復工作。

第五節?汽輪機汽缸進水

進入汽輪機的蒸汽必須保持足夠的過熱度,正常運行中蒸汽應保持在額定參數允許范圍內。如果蒸汽帶水進入汽輪機,將使推力急劇增大,將轉子向后推移,導致推力瓦燒損和動靜碰磨。同時汽輪機運行中汽缸、轉子、閥門等都處于高溫狀態,低溫蒸汽或水突然進入汽輪機的某一部位,將造成部件急劇收縮,除本身金屬產生大的熱應力影響壽命外,局部收縮變形可能導致動靜碰磨、大軸彎曲、部件裂紋、接合面變形泄漏等等。近年來汽輪機進水事故時有發生,有的甚至造成設備損壞。例如:

(1)1977年某廠一臺蘇制100MW高壓機組,用電動主汽門旁路門啟動,機組達到3000r/min時,由于鍋爐減溫水量過大,加之電動主汽門前積水未疏凈,開啟電動主汽門后,蒸汽帶水進入汽輪機,主汽門、調節汽門冒白汽,現場值班人員層層請示匯報延誤了打閘停機,加之啟動前未投軸向位移保護,致使推力瓦片磨損6mm多,動靜部分嚴重磨損,葉輪同隔板磨擦產生的溶渣約4mm厚,雖然兩個月搶修恢復了運行,但遺留隱患造成低壓轉子葉輪輪緣甩脫、隔板裂紋等多次事故。

(2)1988年某廠一臺國產100MW高壓機組停機后,除氧器滿水經機組軸封溢汽管(逆止門不嚴)返到高壓汽封處,造成高壓缸前端劇冷收縮變形,接合面間隙增大漏汽,被迫轉大修對按合面刷鍍找平后,才恢復正常。

(3)1987年某廠一臺進口200MW超高壓機組,運行中低壓缸疏水不暢或疏水系統向汽缸返水,使汽缸下部積水,增大了葉片動應力,造成葉片斷裂事故。

(4)1993年某廠一臺300MW機組運行中主汽溫度降低,由于現場運行規程規定1min下降50℃才打閘停機,致使低到400℃左右才打閘停機,導致推力瓦片磨損。

(5)70年代某廠一臺50MW機組,停機中進行凝汽器汽側灌水找漏中對水位缺乏監視,以致凝汽器滿水進入汽缸,直到從汽封洼窩處往外溢水才被發現。

上述事故案例表明,造成汽輪機進水的主要原因是:

1)鍋爐滿水或蒸汽管道積水,使蒸汽帶水進入汽輪機;

2)回熱設備熱交換器管子爆漏或汽側滿水,若抽汽逆止門不嚴,水將進入汽輪機;

3)I級旁路減溫水及再熱器減溫水門不能嚴密關閉,在停機后啟動給水泵時給水進入汽輪機;主蒸汽系統裁門不嚴密,機組高溫狀態下鍋爐打水壓時,水進入汽輪機;

4)疏水管路連接不合理或疏水聯箱容積小,幾路同時疏水時,疏水壓力升高,致疏水壓力低的管路向機內返水;

5)汽封溢汽管、門桿漏汽管接入除氧器的系統,當除氧器滿水,逆止門不嚴時,返入汽輪機;

6)凝汽器汽側灌水找漏或停機后對凝汽器汽側水位缺乏監視,凝汽器滿水進入汽輪機。

在防止汽輪機進水方面,1985年美國頒布了《防止水對發電用汽輪機造成損壞的導則》(簡稱《導則》)國家標準,從設備、系統的設計、運行、檢測、試驗及維護等方面提出了全面的防止進水措施。部已將上述《導則》納入設計規程,可組織專業人員對照設備系統檢查落實,這里再強調一下應采取的主要措施:

(1)機組啟動前必須對來汽管道充分進行疏水,啟動中蒸汽必須保持較高的過熱度。當啟動中或運行中蒸汽溫度突然直線下降50℃或10min內下降50℃應立即打閘停機,或者發現汽溫突然下降,并且來汽管道、主汽門、調節汽門冒白汽時,也應立即打閘停機,不需向上請示匯報。

(2)機組啟動前應將軸向位移保護投入,運行中不得將軸向位移保護退出,特別是啟動中,進行主汽門、調節汽門嚴密性試驗中軸向位移保護動作后,不得以懷疑保護誤動為理由,退出保護強行掛閘。在軸向位移指示達到規定值,如保護不動作時,應立即打閘停機。

(3)再熱器減溫水及I級旁路減溫水管路閥門應可靠嚴密,并應有串聯截止門,以保證在停機狀態或啟動給水泵后不致將水漏入汽缸。機組主汽門不嚴,鍋爐熱態打壓時,應采取阻止水進入汽輪的措施。

(4)采取措施防止加熱器滿水返入汽缸。當鍋爐滅火或機組跳閘時應及時切斷再熱器減溫水。

(5)完善調節級、高壓排汽、再熱蒸汽進口、各抽汽口等可能有水進入汽缸處的溫度測點,以便于及時監視汽缸進水或進冷汽,并堅持定期試驗,確保抽汽逆止門動作可靠,嚴密不漏。

(6)改進疏水系統使其管道、聯箱、容器的斷面或容積適應疏水量的需要,并按壓力合理布置進入聯箱、容器的位置順序,確保各級疏水暢通,不發生疏水壓力升高返入低壓缸。

(7)確保門桿漏汽管道和汽封溢汽管道上的逆止門動作可靠、截止門嚴密不漏,防止除氧器滿水返入汽缸。同時在機組停運后,仍應監視除氧器水位和凝汽器水位,防止除氧器、凝汽器滿水返入汽缸。

第六節?汽輪機振動

對轉動機械來說,微小的振動是不可避免的,振動幅度不超過規定標準的屬正常振動。這里所說的振動,系指機組轉動中振幅比原有水平增大,特別是增大到超過允許標準的振動,也就是異常振動。任何一種異常振動都潛伏著設備損壞的危險。比如軸系質量失去平衡(掉葉片、大軸彎曲、軸系中心變化、發電機轉子內冷水路局部堵塞等)、動靜磨擦、膨脹受阻、軸承磨損或軸承座松動,以及電磁力不平衡等等都會表面在振動增大,甚至強烈振動。而強烈振又會導致機組其他零部件松動甚至損壞,加劇動靜部分摩擦,形成惡性循環,加劇設備損壞程度。異常振動是汽輪發電機運轉中缺陷,隱患的綜合反映,是發生故障的信號。因此,新安裝或檢修后的機組,必須經過試運行,測試各軸承振動及各軸承處軸振在合格標準以下,方可將機組投入運行。振動超標的則必須查找原因,采取措施將振動降到合格范圍內,才能移交生產或投入正常運行。多年來,不少機組因振動大而拖延了投產期和檢修期。對生產運行來說,接收了振動符合標準的機組以后,還必須加強振動監督,對振動監測做到制度化、經常化,必須在機組振動突然增大達到規程規定值時,及時果斷地將機組停運,防止擴大損壞,或對振動雖然增大,但尚未達到規程規定緊急停機數值的異常及時對比分析,查找原因,并采取措施防止設備損壞事故的發生。

多年來,由于振動監督工作薄弱,或機組振動異常達到規定停機標準而未停機,導致設備擴大損壞的事故時有發生,現列舉幾個典型案例:

(1)1990年某廠一臺100MW雙水內冷機組,在上級安監部門負責人到現場檢查時,發現該機振動很大,該機沒有監督振動的盤表,值班人員說這臺機移交生產時振動就大。查找振動記錄薄時,現場和車間都沒有記錄(最后找到一次前兩個月的振動記錄),后用攜帶型振動表進行實測,發電機汽側軸瓦振動0.22mm,勵側軸瓦振動0.25mm,當即要求該廠技術負責人停機。停機后經全面檢查發現發電機水內冷轉子局部水路阻塞,造成發電機轉子質量不平衡引起強烈振動。據現場人員反映,前兩天這臺機振動就有所增大,但因振動監督薄弱,而未能發現振動嚴重超標。

(2)1994年某廠200MW機組大軸彎曲事故中,當啟動到轉速500r/min時振動增大,按防止大軸彎曲技術措施規定,轉速在1300r/min以下振動超過0.03mm時,應打閘停機。而這次事故中,振動高達0.10mm,最大0.13mm,才打閘停機,導致機組大軸彎曲。

(3)1984年某廠一臺蘇制200MW機組在進行快關試驗中,試驗人員在試驗間隔中檢查機組情況時,發現高中壓轉子間對輪附近的2號軸瓦振動比原來增大0.02mm,但振幅值還在合格標準以內,對此異常情況經分析研究后決定停機檢查,經檢查1號對輪12條螺栓中已有8條斷開,1條裂縫,該機高壓轉子只有一個承力軸承,依靠1號對輪連接后經2號軸瓦支承,若在帶負荷情況下對輪斷開,后果難以設想。由于及時監測、分析振動異常,正確對待才避免了毀機事故。

上述事故案例表明,汽輪機組的運行必須堅持進行振動監測,以便在振動突然超標時立即將機組停運,或在振動異常變化時分析原因、采取措施防止機組設備嚴重損壞。在振動監測方式,一般應做好以下幾項工作:

(1)法規規定,轉速在3000r/min的機組軸承在各種運行方式下,軸承的垂直、水平和軸向3個方向雙振幅值在0.025mm以下為良好,在0.05mm及以下為合格。這就是評定、控制機組振動的標準。新安裝或檢修后的機組應盡可能保持較低的振動值,如超過0.05mm,即視為不合格。應查找原因,采取措施,將振動降到允許范圍才能將機組投入運行。運行中的機組振動增大并超過允許值的應分析原因,采取措施將振動降到允許范圍以內,若突然增加了0.05mm,則應立即將機組停運。

(2)目前200MW及以上的機組大都裝設了軸系監控裝置,對振動實施在線監控,給振動監測工作創造了良好的條件。其他中小型機組有的雖裝有振動監測表,但準確度較差,要靠攜帶型振動表定期測試核對,有的機組僅靠推帶振動表定期測試記錄。對中小型機組的振動監測工作,一般都比較薄弱,不能堅持定期(每周、每10天等)測試或測試記錄不全不完整等等,不利于有關振動規定的認真執行。因此,電廠應明確規定測試振動的周期,給汽機車間專業人員和運行現場配備較高精密度的振動表,并建立專業人員保存的和運行現場保存的振動測試登記簿,按規定周期測試并將測試結果記入登記簿。測試中發現振動比上次測試結果增大時,專業人員應及時向領導匯報,并分析振動增大原因,研究采取措施,必要時增加振動測試次數,以監測是否繼續增大。運行中如發現機組振動異常時,應立即使用現場保管的振動表進行測試,如振動比上次測試結果增加了0.05mm時,應立即打閘停機。如振動增加雖未達到0.05mm,但振動異常時聽到機組有響聲(如掉葉片等),或機內聲音異常時,也應停機進行檢查。對一般的振動增大,也應向車間匯報,以便組織分析原因,采取措施。總之,機組振動測試結果是研究分析機組運行狀況的重要技術依據。一是要堅持定期測試準確,做好記錄;二是據以執行緊停規定或從振動異常中查找原因,采取措施防止設備擴大損壞。

(3)機組啟動中也應進行振動監測并做好記錄,如振動值達到防止大軸彎曲反事故技術措施的規定時(1300r/min以下超過0.03mm,過臨界時超過0.1mm)應立即打閘停機,查找原因,采取措施后方可再次啟動。

(4)對國產200MW機組部分軸承振動偏大的問題,水電部以[1987]基火字104號文發出了《關于進行國產200MW機組振動普查的通知》,尚未進行普查并且振動偏大的機組,可組織進行振動普查,并與廠家聯系采取改進措施。

(5)對重要的輔機也應定期進行振動監測工作。發現問題及早采取措施,防止設備擴大損壞。

第七節?汽輪機燒軸瓦

影響軸承故障的因素很多,如設計結構、安裝檢修工藝等等。這里主要講軸瓦燒損事故。

多年來,軸瓦燒損事故比較頻繁,主要是異常情況下,軸向位移突然超過允許值而燒損工作面或非工作面推力瓦片,和斷油燒損承力軸瓦。下面列舉幾起典型事故案例:

(1)1997年某廠一臺100MW機組,啟動前未投軸向位移保護,啟動中在蒸汽減溫水量大,且管道積水導致蒸汽帶水,汽溫急劇下降,主汽管道、主汽門、調節汽門冒白汽,司機跑到集控室向值長請示匯報,控制盤上軸向位移、脹差滿表,值長卻懷疑熱工電源有問題延誤停機,結果推力瓦磨損6mm多,機組嚴重損壞。

(2)1985年某廠一臺200MW機組大修后進行主汽門、調節汽門嚴密性試驗,由于中壓自動主汽門關閉超前于高壓自動主汽門,瞬間負面推力增大,軸向位移保護動作不能繼續試驗,后現場決策人員決定退出軸向位移保護繼續試驗,結果造成推力瓦非工作面最大磨損2.58mm,已磨損部分瓦胎。再如1993年某廠一臺300MW機組,投產時低旁不能聯動,一次鍋爐事故引起停機后,高旁動作低旁未聯動,中壓轉子推力增大,軸向位移保護動作不能掛閘,值長令熱工檢查軸向位移保護,熱工人員將保護電源斷開,失去軸向位移保護,致使推力瓦片磨損約4mm。

(3)1994年,某廠一臺300MW機組設計時未考慮潤滑油泵聯動裝置,安裝中電廠提出后設計代表增加了聯動裝置,但二次回路設計不合理,調試中未進行實際聯動試驗,移交生產后也未定期進行實際聯動試驗,以致在故障停機時,交、直流潤滑油泵均未能聯動,值班人員也未監視潤滑油壓并手動開啟潤滑油泵,致使停機中斷油燒瓦。

(4)1986年某廠一臺200MW機組,在一次事故中因汽封漏汽量大而使主油箱積水結垢嚴重,主油泵排氣閥被堵塞未能排出空氣,致主油泵入口存有空氣。停機中熱工人員未辦理工作票即將熱工保護總電源開關斷開,工作后又忘記合上,啟動前運行人員未按規程規定進行低油壓交、直流油泵聯動試驗。機組啟動定速后,操作人員未與司機保持聯系而并監視潤滑油壓,就關閉啟動油泵出口門,由于主油泵入口存有空氣不上油,致使斷油燒瓦,汽封被磨平倒伏,部分葉片鉚釘頭磨損。

(5)某廠生產的300MW、125MW機組、200MW機組在用啟動油泵開機定速后停啟動油泵時,主油泵出口油壓突然晃動甚至多次造成潤滑油壓突然降低、斷油燒瓦,其主要原因是主油泵出口逆止門前后管道內積存空氣,若積存空氣不能排凈,就會導致油系統工作不正常。經在逆止門上增設排氣孔,并在定速后緩慢關小啟動油泵出口門,使啟動油泵出口油壓低于主油壓后再停啟動油泵。使這類事故得到控制。

(6)某廠生產的200MW帶有渦輪泵的組合油箱機組,主油泵與啟動油泵特性不匹配,在定速后緩慢關小啟動泵出口門至接近關完時,潤滑油壓突然下降,交、直流油泵雖相繼聯動起來,甚至把啟動油泵再開起來,潤滑油壓也不能恢復,僅1988年這類機組就發生4臺燒軸瓦事故。經分析主要原因有以下幾點:

1)主油泵的壓力和流量均比啟動油泵的低,特性不匹配,當并列運行時主要是啟動油泵工作,而主油泵處于半工作或不工作狀態,當停用啟動油泵時,造成主油泵瞬間流量增加,入口壓力下降,潤滑油向主油泵的補油量突增,加之溢油閥關閉不及時,造成潤滑油壓突降,甚至導致斷油燒瓦。

2)渦輪泵出力不足,設計流量小于實際流量,且三油楔軸瓦改橢圓瓦后增大了潤滑油耗油量,更加劇了這一矛盾,使油泵在變工況時容易產生氣蝕而造成油壓突降(礦物油在常溫下所含空氣6%~12%,而水僅2%,說明油泵比水灰更易產生氣蝕)。且渦輪泵在流量減少時,轉速將增大,進一步加劇了氣蝕。

3)交、直流潤滑油泵在渦輪泵已產生氣蝕的情況下雖聯動起來,但因也具備了氣蝕條件,啟動瞬間流量很大,也產生氣蝕而不上油。這些泵都布置在主油箱一側,相距很近,入口互相干擾也是不上油的因素之一。

(7)直流潤滑油泵聯動裝置回路裝有交流中間繼電器,在廠用電中斷情況下,直流潤滑油泵不能聯動,造成停機中斷油燒瓦。

對于上述問題,各電廠與制造廠研究從設計上采取改進措施,同時電廠也采取一些臨時措施防止這類事故的發生。

推力軸承是控制汽輪發電機軸系在允許的軸向范圍內轉動,一旦軸系推力突然增大,使軸系超過允許范圍,若軸向位移保護未動作,則將造成推力瓦片鎢金燒損,甚至銅質瓦胎磨損,而導致一系列軸向間隙變化、磨損,造成機組嚴重損壞。

承力軸承是承受軸系的重量在給定的中心線上轉動。在軸瓦鎢金和軸頸之間靠形成的油膜承受軸系的重量(推力瓦片與推力盤之間也靠油膜承受推力),當一旦斷油或缺油時,將形不成油膜,軸系重量壓在軸瓦上,軸頸同鎢金直接接觸,就會產生高溫將鎢金熔化,軸頸將與瓦胎摩擦。同時機組徑向間隙變小,造成徑向動靜部分嚴重摩擦,導致機組嚴重損壞。

因此,燒軸瓦事故(不論推力瓦或承力軸瓦)不僅是軸瓦損壞問題,而且可能導致汽輪發電機組動靜部分磨損的設備損壞事故。

在防止燒軸瓦事故方面應結合設備實際情況和制造廠有關說明,繼續貫徹水電部[1963]水電生字287號文版發的《關于防止汽輪機軸瓦損壞的技術措施》。這里強調以下幾點:

(1)運行中軸瓦鎢金溫度或回油溫度(含推力瓦、密封瓦)達到現場規程規定時,應按規程規定果斷停機。

(2)涉及潤滑油系統的切換操作如切換冷油器、過濾器以及啟動定速后停用啟動油泵等,均應填用操作票,在班長監護下按操作票順序緩慢進行操作,操作中應同司機保持密切聯系,嚴密監視潤滑油壓變化,若潤滑油壓變化應即停止操作,查明原因后再繼續操作。同時操作中必須事先對可能存有空氣的設備、部件進行充分排放空氣,排凈后方可投入潤滑油系統。

(3)機組啟動前應檢查試驗交、直流潤滑油泵工作正常,并投入低油壓保護和聯動。停機時應有專人監視潤滑油壓,必要時應手動投入潤滑油泵。

(4)當發生水沖擊、瞬間斷油或其他可能引起軸瓦損壞的異常情況后,應查明軸瓦確未損壞以后,才能重新啟動機組。

(5)直流潤滑油泵、直流密封油泵的電源應可靠,其聯動裝置回路裝有交流中間繼電器的應改為直流中間繼電器,其電源電纜應采取可靠防火措施或采用耐火電纜,以保證失去交流電源或電纜火災時確保停機時對軸瓦可靠供油。

(6)潤滑油系統的截門一般應平裝,以防門桿斷裂時斷油,潤滑油系統和冷油器冷卻水系統的截門宜采用明桿截門(即門桿隨截門開啟向外伸出),以便于一目了然地知道截門的開、關程度。

(7)對于主油泵與啟動油泵特性不匹配或運行中潤滑油壓突變的機組,可與制造廠和同型機組電廠聯系采取改進措施,防止斷油燒瓦事故的發生。

(8)1982年華北局制訂的防止燒軸瓦措施中規定,當軸瓦鎢金溫度和回油溫度達到下列數值時應打閘停機:

1)任一軸承回油溫度超過75℃或突然升到70℃;

2)主軸瓦鎢金溫度超過80℃;

3)回油溫度升高,軸承內冒煙時;

4)潤滑油泵啟動后,油壓低于運行規程允許值時;

5)盤式密封瓦回油溫度超過80℃,或鎢金溫度超過95℃時。

以上措施規定可供參考。

第八節?汽輪機超溫及溫度變化失控

進入汽輪機的蒸汽溫度超限或變化速度失控,將嚴重影響汽輪機的安全和壽命,具體分析如下。

(1)機組額定汽溫及允許最高汽溫范圍是根據金屬材質強度特性確定的,超出允許溫度,將明顯降低材料的屈服強度,在超溫(高于額定溫度)下長時間運行能增加發生裂紋的危險。因此,規程對超過額定溫度分檔次規定了允許時間,并規定達到允許最高溫度時應打閘停機,以保證設備的使用壽命。同時還規定建立超溫記錄簿,對每次超溫的最高溫度和持續的時間都要記入超溫記錄簿,作為分析超溫情況的依據,并進行必要的考核。但是,一些電廠對超溫還沒有引起足夠的重視,例如某廠裝有4臺100MW高壓機組,80年代初期該廠嚴重超溫,超溫記錄簿上有一臺機5個月內超溫50多次,其中一次超溫到580℃長達24h(額定汽溫535℃),經整頓后,該廠將主汽溫度記錄表改為圓盤式,每天一張記錄紙,使用前先在表紙上劃好允許汽溫變化范圍的上下限,運行精心調整做到溫度不超限。據了解,目前有一些電廠對規程關于超溫的規定還沒有認真執行。

再如某廠一臺100MW機組,鍋爐檢修中將甲、乙兩側過熱器減溫水控制系統按錯,啟動后一側過熱蒸汽超溫,控制加大減溫水實際上減小了減溫水,另一側控制關小,實際加大了減溫水,致使一側溫度高達600℃,另一側則降到390℃,現場決策人員認為兩根來汽管進入一個自動主汽門后混合起來,可按平均溫度(600℃+390℃=495℃)對待。這種決策顯然是不科學的。其后明確規定對汽溫的監控以單管為準,只要其中一根管超標就要按規程規定處理。

對于低汽溫已在第三節大軸彎曲,第五節汽缸進水等節中講了,不再重復。

(2)從啟動到正常運行,機組經歷了從冷態或熱態逐步增溫到滿負荷下溫度的過程;從滿負荷減到空負荷到停止運行,機組又經歷了從滿負荷下的溫度逐步減低到熱態或冷態溫度過程;在機組正常運行中,這種增溫,減溫幅度不大,但在大幅度加減負荷以至甩負荷時,機組也將經歷大幅度增溫和減溫(即冷卻)的過程。

由于汽缸、閥門和大軸表面到中心孔的厚度都很大,在增溫和冷卻過程中,都存在由于溫差引起的熱應力,增溫的一側要膨脹,但受部件內部存在溫差制約,不能自由膨脹而產生壓應力,減溫的一側要收縮,也受溫差制約不能自由收縮而產生拉伸應力,如果溫度變化率過快,產生的壓應力或拉應力使材料表面達到屈服點甚至超過屈服點,則將形成殘余變形。隨機組起停,加減負荷累積下來,就會使材質表面產生裂紋并不斷發展影響機組的使用壽命。一些電廠對溫度變化率過快影響機組壽命認識不足,在設備起、停、加減負荷等變工況情況下對溫度變化率控制不嚴格,經常出現溫度大幅度直線升、降、例如有的廠吹灰器不能正常投運,過熱器積灰結焦影響正常運行,于是在后夜低負荷時采用突然降負荷并使過熱器降溫掉焦掉灰,這種措施在短時間改善鍋爐運行狀況也有一些效果,但在這處過程中蒸汽溫度呈數十度直線升降,對機爐材質將造成熱應力嚴重超標;再如有的電廠在沒有技術措施保證正常的溫度變化率的情況下,盲目縮短起停時間未搞速起停等等,這些做法在初期可能看不出影響,但經過一段時間,可能造成汽缺變形、部件裂紋、汽封嚴重磨損等等而發生事故并影響設備壽命。

因此,在控制機組溫度變化率方面,應采取以下主要措施:

(1)根據制造說明和典型規程的規定,制訂機組冷態啟動、溫態啟動、熱態啟動(300MW機組運行規程規定,高壓缺調節級內缺內壁200℃以下為冷態,200~370℃為溫態,370℃以上為熱態,美國通用公司對冷態規定為150℃以下,溫態為150~375℃,熱態相同)、滑參數啟動、帶負荷、停機的依據,嚴格按曲線規定控制溫度變化率。

(2)熱態啟動時,嚴防低于機組金屬濕度的蒸汽進入機內或送入封,并落實各項防止汽缺進水的措施。金屬表面聚冷比聚熱對壽命的影響更大。

(3)在運行中或故障情況下,要盡量避免汽溫大幅度變化。

(4)快速啟、停應有技術措施,并經試驗確保溫度變化在正常允范圍內方可實施。

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第九節?汽輪機承壓部件、壓力容器爆破

汽輪機管道系統承壓部件和壓力容器爆破也將造成嚴重后果,如主蒸汽管道,給水管道、高加疏水管道、除氧器等發生爆破,不僅造成設備損壞,而且會造成人身傷害,現將比較典型的事故案例列舉如下:

(1)90年代初期某廠一臺蘇制100MW機組運行中發現電動主汽門前主蒸汽管焊口附近漏汽,隨即將機組停運后進行檢查,發現Ф273mm主蒸汽管道與電動主汽門的焊縫已有1/4圓周裂透。割管檢查發現主蒸管道使用是Ф273mm×30mm的厚壁管,而電動主汽門接口處壁厚僅20mm,且外徑略大于273mm,施工安裝時將主蒸汽管內壁作了斜坡擴孔,對接處壁厚約18mm。投產后也未檢查過該焊縫的情況,致長期運行中受管道力矩和熱應力等影響產生裂紋。另一根主蒸汽管也已產生裂紋。由于發現后及時停機檢查,才未釀成毀滅性災害。

(2)1987年某廠300MW機組中甲側主汽管上的大旁路鑄鋼三通與管道焊口運行中突然斷開,最大水平位位移1.2m,并引起另一Ф33mm×16mm管道折斷,汽水灰塵進入發電機小間造成發電機出口短路,廠房也局部損壞,造成這次事故的主要原因是三通外徑380mm,管口外徑353mm,對接焊口時三通管外壁未削坡(15℃),有陡的臺階,斷口尚鑄鋼側熔合線斷開,熔合金屬均在管道一側。事故前累計運行7.26萬h,事故后檢查其他機組,也有類似裂紋缺陷。

(3)*時期某廠搞“改革”,養活了高加法蘭螺栓條數,并將法蘭接合面外側焊在一起,投運后從法蘭處爆開,汽水噴出造成附近一值班人員死亡。此外,高加疏水管彎頭沖刷減薄爆破造成人員傷亡事故曾多次發生。

(4)1981年某廠蘇制200MW機組除氧器運行中,由于機組早已滿負荷運行,但未按規程規定在帶負荷150MW以上將除氧器汽源由Ⅱ段抽汽改為Ⅲ段抽汽供氣,加之,除氧器壓力高速門不起作用,安全門排放量不足且性能不良,保護裝置不完善,致使除氧器嚴重超壓爆破,爆破產生的巨大沖擊力將其下部各層的預制板包括集控室上下的預制板全部壓到下部電纜夾層,造成值班人員9人死亡1人重傷;其橫向沖擊力還造成除氧間、廠房A列部分土建結構嚴重損壞,同時汽輪機、發電機、主變壓器也遭到不同程度的損壞,教訓極為沉痛。

(5)上述除氧器爆破后不久,某廠進行除氧器焊縫檢查時,事無未制訂安全技術措施,未經有關領導批準,即在水箱筒壁上割開一個方孔,作為作業人員進出的通道。工作結束后,對后開方孔既未開坡口,也未雙面施焊,只從外面進行了焊接。以致運行中所開方孔焊縫爆開,造成2人死亡。

承壓部件、壓力容器爆破,不僅造成設備嚴重損壞,而且將伴隨造成人身傷害,有的甚至會造成毀滅性災害。上面提到的除器超壓爆破事故就十分嚴懲,若主蒸管道焊口在運行中斷裂,其后果將不堪設想。因此,應高度重視防止承壓部件、壓力容器爆破事故技術措施的落實,切實防止這類事故的發生。

在防止承壓部件、壓力容器爆破事故方面,要組織專業技術人員、壓力容器監察人員和金屬監督人員認真貫徹有關規程規定和反事故技術措施的要求,對承壓部件、壓力容器的結構、材質、焊口、汽源壓力控制、安全門排放能力以及管道、容器腐蝕、沖刷減薄情況和支吊架等等都要做到心中有數,有據可查。并應做好以下幾方面的工作:

(1)新機組驗收時,應組織掌握主蒸汽、再熱蒸汽和給水管道焊口焊接質量情況,要從施工焊口質量的技術檢驗資料中掌握是否有不合格或有超標缺陷的焊口。對不合格的的必須堅持返工,若個別輕度超標不能在移交前返工處理的,投產后要監督運行并創造條件盡快處理。

(2)對檢修中施焊的焊口,必須經技術檢驗合格方可投入運行。同時應按金屬監督有關規定,定期對承壓部件、壓力容器進行損傷、蠕變、測厚等檢驗工作,發現問題要認真研究采取有效措施。

(3)對壓力容器要按能源部規定進行檢驗辦理登記手續,并堅持定期檢驗。

(4)對除氧器要貫徹電力部[1981]電辦字11號文頒發的《關于防止高壓除氧器爆破事故的若干規定》。除保持除氧器設備符合要求外,還要采取控制進除氧器汽源不超壓的可靠措施(如采用二段抽汽作低負荷時除氧器汽源的應有減壓措施)和確保安全門排放量符合規定,并保證動作可靠。此外,若確需在除氧器或水箱上開孔時,應由專業人員制訂技術措施,經有關人員審查,并經主管生產的領導批準后方可開孔。工作結束恢復時,必須保證焊接質量。嚴禁隨意在壓力容器、承壓部件上開孔。

(5)對高加疏水管和彎頭要定期進行測厚,發現沖刷減薄的,要及早更換。

(6)在主蒸汽、再熱蒸汽、給水等管道、閥門發生泄漏時,若不能確證排除裂紋缺陷時,應安排停用設備進行檢查處理,以免發展釀成爆破事故。

第十節?汽輪機油系統火災

汽輪機潤滑油系統漏油,特別是調節系統高壓油系統漏油遇到高溫熱體(處于高溫狀態的管道、閥門、汽缸等)就會起火燃燒,如漏油得不到有效控制,甚至漏油量突然增加,則火勢將迅速發展,造成極其嚴重的后果。70年代國內曾多次發生嚴重的汽輪機油系統火災事故,后經貫徹原水電部署制訂的《汽輪機油系統防火技術措施》,這類事故基本上得到控制,但近年來由于人員不斷更新,在這類事故防范措施的認識上有所淡化,以致汽輪機油系統火災事故又有所抬頭,需要引起重視,現將70年代和近期比較典型的汽輪機油系統火災事故案例列舉如下:

(1)1974年某廠一臺125MW汽輪發電機運行中,油系統漏油起火后,火焰將高壓油管道法蘭使用的塑料墊、膠皮墊迅速燒毀,大量高壓油從法蘭縫隙中噴出,使火勢迅猛發展成大火,火焰將汽機房部分屋頂鋼架燒彎坍塌。大火不僅燒壞了發電機,并順電纜延燒到控制室,將控制盤表全部燒壞,火災中還造成一人窒息死亡。該機經一年多才修復。

(2)1995年某廠一臺國產200MW機組運行中,高壓油動機活塞上壓力表管漏油,檢修人員用膠皮包住漏點并用鐵絲纏緊,交待運行人員10min檢查一次。后在檢查間隔中突然斷開,司機跑到漏油點脫下工作服堵漏,油管斷開約4min后,值長下令值機,隨即油動機下部著火并發展到機頭附近地面的油氣爆燃,形成火線,將一人封在火區內,撤出時從10m平臺掉落到0m造成死亡,另一人被燒傷。

油系統火災事故案例表明,透平油系統漏油,特別是高壓油系統漏油遇到高溫熱體時就會立即起火燃燒,并迅速形成大火,大火又燒壞油系統設施(如法蘭塑料墊、膠皮墊等),增加新的漏油點形成惡性循環,越燒越大。因此,對汽輪機油系統防火工作決不能有所松懈。

在防止汽輪機油系統火災事故方面,應繼續認真貫徹水電部[1974]水電生字50號文頒發的《關于汽輪機油系統防火技術措施》,并再強調以下幾點:

(1)油系統的閥門、管道的法蘭、接頭的接合面必須修刮良好,保證平正,不別勁,法蘭接合面應使用隔電低、青殼低或厚度不大于1.5mm的耐油石棉板。禁止使用塑料墊或膠皮墊(含耐油膠皮墊)。鎖母接頭應采用軟金屬墊圈。

(2)油系統管道、截門、接頭、法蘭等部件一般應按工作壓力的兩倍未選用,油系統管子厚度最薄不得小于1.5mm,油系統不要采用鑄鐵或鑄銅的閥門、考克。

(3)油管路附近的熱管道或熱體必須保溫完好,并外包鐵皮。

(4)對油管路(特別是小直徑管路)應采取防止長期振動磨損減薄的措施,以防止減薄爆破后引起火災。

(5)汽輪機運行中發生油系統法蘭接合面噴油,高壓油管(含壓力表管)破裂等噴油時,應將機組停用,消除漏油缺陷,若噴出的油起火時,應立即破壞真空停機,同時進行滅火。

(6)汽輪機的事故排油系統應可靠并暢通,事故蓄油坑應經常保持完好,并無積水和雜物。當汽輪機系統火勢無法控制或危及油箱時,應立即打開事故排油門將油排入事故蓄油坑。

第十一節?汽輪機凝汽器泄漏

凝汽器泄漏,冷卻水將漏入凝結水進入鍋爐。給水質量劣化導致汽水品質超標,給水長時間超標或大量冷卻水進入系統,將導致鍋爐水冷壁嚴重結垢,產生垢下腐蝕,水冷壁管鼓包、爆破,并且使蒸汽品質不良,大量帶鹽,使汽輪機閥門、通流部分嚴重積結鹽垢和蒸汽攜帶物,不僅通流面積減小影響機組降低出力,而且自動主汽門、調節汽門嚴重積垢,在甩負荷后極易卡澀造成機組超速。多年來,凝汽器泄漏造成嚴重后果的事故時有發生,下面列舉幾次典型的事故案例:

(1)70年代某電廠兩臺100MW機組循環水采用地下水加河面水開式冷卻。由于平時河面水很水,且上游造紙廠廢水排入河道,導致凝汽器銅管內壁附著粘狀物影響真空下降,為提高真空,電廠曾多次在循環水泵入口加砂子沖刷粘狀物,加砂沖刷后真空有所提高,但不能維持。多次加砂以及洪水期間泥沙的磨損、河面水的腐蝕,使凝汽器銅管減薄而頻繁小量泄漏,對此堵不勝堵,累加起來,長時間小量泄漏造成鍋爐水冷壁管結垢厚達數毫米,產生垢下腐蝕、鼓包頻繁爆管;汽輪機大修解體后,葉輪、隔板表面積有大量鹽垢和攜帶物,呈土黃色,葉片、導葉通流部分積結的更多。該廠全部更換了凝汽器銅管,全部改用地下水供循環水并對鍋爐水冷壁進行了酸洗換管,才得到根治。

(2)1994年某廠300MW機組采用海水作循環冷卻水,運行中凝汽器鈦管斷裂,大量海水漏入系統,由于監測手段不完善,停機處理不及時,使汽水品質嚴重惡化,后停機解體檢查,汽輪機通流部分嚴重積結鹽垢,噴嘴及速度級葉片的積鹽,幾乎堵滿了通流斷面。

(3)1995年某廠300MW機組采用海水作循環冷卻水,運行中由于機組末級葉片拱型衛帶斷裂甩脫后打壞了幾根鈦管,大量海水漏入系統,凝結水在線鈉離子表指示嚴重超標,該廠申請調度停半邊凝汽器找漏、堵漏,聯系和操作期間海水繼續進入系統,后雖堵住了斷裂泄漏的鈦管,但運行幾天以后,汽水品質仍大幅度超標。

(4)因凝汽器銅管管材質量不良,安裝工藝不當以及運行管理不善引起的凝汽器頻繁泄漏的事例在許多電廠都發生過,造成了不同程度的影響,這里就不一一列舉了。

(5)1995年,某廠發生凝汽器頻繁泄漏,未及時果斷處理,導致鍋爐水冷壁嚴重結垢,頻繁發生爆管事故。

以上事故案例表明,造成凝汽器泄漏的因素很多,設備本身可能發生泄漏的漏點也很多。因此,凝汽器泄漏是汽輪機運行中常發性缺陷。短時間的輕微、小量泄漏對汽水系統的影響不明顯,即使較大的、將對汽水系統造成嚴重影響的泄漏,對當時汽輪機的運行也沒有直接的明顯影響。這就容易促使現場人員出于爭取多發電,減少事故,臨檢考核等因素,追求眼前利益,不顧長遠嚴重危害而不及時、果斷地處理,慢性的長期積累,必將被迫對設備進行大手術,大拆大換,造成大量的經濟損失和電量損失。

防止凝汽器泄漏導致機爐設備嚴重結垢應采取的主要措施如下:

(1)把好凝汽器管材的選材、安裝質量關,并加強檢修管理,運行管理,確保凝汽器不發生頻繁泄漏。

(2)領導要全力重視支持化學監督工作,根據設備情況制訂出凝結水正常的硬度、鈉離子等控制指標,嚴格控制在指標以下運行,同時還應制訂超標后在某一數值以下,最多可以繼續運行的時間以及嚴重超標達到某一數值時,必須立即停機處理的規定。

(3)凝汽器發生泄漏缺陷后,應根據化學監測的結果,按化學監督規定指標,及時進行找漏、堵漏或立即停運機組。防止冷卻水小量累加或大量進入汽水系統。

(4)使用海水冷卻的機組或其他有條件的機組,應裝設凝結水鈉離子或硬度在線監測儀表、以便及時凝汽器泄漏情況。未裝在線監測儀表的機組,對凝結水化驗周期應作合理的規定,發現凝汽器泄漏時,應增加化驗次數,以便根據超標情況及時果斷處理。

第十二節?生產領導人員在防止

汽輪機重大事故方面需正確對待的幾個問題

(1)按規程規定把緊急情況下的停機權切實交給現場值班人員。汽輪機本體、承壓部件和壓力容器、油系統發生事故具有突發性和迅速擴大的特點,如不及時果斷處理將造成設備事故擴大嚴重損壞,因此規程規定立即停機。在執行上只能靠司機、班長正確判斷、果斷處理。而不能層層請示匯報,延誤時機。有的電廠把停機權交給值長,甚至掌握在總工、廠長手里,很不利于保護設備。

(2)領導要帶頭執行規程,現場運行規程是機組運行工作的準繩,各級人員都要嚴格執行。需要強調的是領導要帶頭執行規程,為各級人員做出表率。總工程師有權批準現場規程,但無權任意修改規程規定,如上下缸溫差、大軸晃度超標,啟動中振動超標等不具備啟動條件,就任意修改規定強行啟動機組。許多事故往往都是領導決策失誤造成擴大的。

(3)處理好保安全記錄、保企業經濟效益同保設備的關系。保持完好的設備是實現企業安全生產、經濟效益和保證電網出力的基礎。當設備發生異常時,必須在確保設備不再擴大損壞的前提下抓緊處理,恢復正常運行。切不可不顧異常情況的危害性,只考慮工期、電量、安全記錄等等而僥幸闖關,強行啟動或拖延停機而導致設備擴大損壞。若擴大造成設備嚴重損壞的重大事故,則安全記錄,企業經濟效益就無從談起。

(4)不具備啟動條件不要強行啟動機組。對影響機組啟動條件的問題,要組織查明原因,消除異常情況,使之具備條件后再啟動機組。啟動中或運行中保護動作后,要組織查明原因,不能無根據地懷疑保護誤動而退出保護繼續啟動,這方面的事故教訓很多,而且都屬于領導決策的范疇,因此各級生產領導應有明確的認識。

(5)領導應經常督促檢查防止各項汽輪機設備重大事故技術措施的貫徹落實。尤其是對止超速、軸系斷裂、大軸彎曲、汽缸進水、掉葉片、承壓部件和壓力容器爆破、油系統著火、燒軸瓦等類事故技術措施的落實情況,要重點督促檢查。發現危及設備安全的缺陷、隱患要抓緊處理,對可能導致設備嚴重損壞的缺陷、隱患必須徹底消除或采取有效的監督措施和安全措施,不能使設備帶缺陷隱患或無可靠安全措施投入運行或繼續運行。

(6)重視金屬監督、化學監督和振動工作。領導要支持上述監督專業人員的工作,并配備必要的監測手段。對監督意見、措施實施中遇到困難和阻力時,領導要堅定地站在監督一方說明生產人員支持監督措施的實施。

(7)重視人員培訓工作。領導要組織有關人員經常對汽輪機運行,檢修人員進行保證汽輪機安全運行的理論培訓和事故培訓的安全教育。加深對現場規程的理解,使之了解不按規程規定辦事的危害性,從而自覺地嚴格執行規程規定,從根本上防止設備嚴重損壞事故的發生。

篇2:防止汽輪機通流部分嚴重磨損事故措施

1、啟動運行中,注意監視軸向位移和推力軸承溫度變化趨勢,并與類似啟動相比較,變化較大時,應查明原因。

2、啟動過程中,高、低壓旁路投入時,注意必須重點監視高壓缸排汽溫度,若此溫度高于規定值(432℃),必須打閘停機。

3、機組運行中,發現汽缸或發電機內有明顯的金屬磨擦聲或異常噪音,應立即打閘停機。

4、投盤車時,在使用自動、手動方式盤車均失敗時,嚴禁強行盤車。

5、機組發生劇烈振動,軸振超過250um而保護未動時,立即打閘停機。

6、禁止負荷大幅度擺動。

7、機組處于盤車狀態時,運行人員應手持聽針就地對每道瓦進行認真測聽。發現問題及時匯報,聯系領導部門人員確認處理。原因未查清、未解決前機組禁止啟動。

篇3:某汽輪機油系統火災事故處理預案

一、事故現象:

1、汽輪機油系統及熱體附近有煙霧或明火;

2、廠房內有著火燒焦的氣味。

二、事故原因:

1、油系統管道的法蘭、閥門、活接、表記等漏油,遇到高溫熱源造成冒煙、著火;

2、汽輪機軸瓦油檔甩油,漏到下部熱體管道上造成冒煙、著火;

3、油系統壓力表管布置不當,運行中由于振動導致摩擦漏油到下部熱體管道上造成冒煙、著火;

4、在油系統上違章進行動火作業,導致火災事故發生;

5、發電機發生短路放炮,導致火災事故發生;

6、由于起吊重物、或落物將油系統管道砸裂,漏油噴到熱體上著火。

三、事故處理過程:

發現火情應立即向值長、班長、消防隊及發電部有關人員匯報,同時立即進行如下處理:

1、由于滲油或輕微漏油、及軸瓦甩油引起的冒煙著火,應立即用現有滅火器滅火,在不威脅機組安全時,監視機組運行,查找漏泄點并設法消除,并將漏油擦凈。

2、若由于其它原因導致油系統火災發生,且威脅機組安全時,應立即打閘停機,組織現有人員進行滅火,同時立即拔通火警電話,詳細匯報著火單位、地點、報火警人姓名及火勢情況。

3、汽輪機油系統著火,威脅機組安全時,應立即啟動低壓油泵,打閘停機,并完成緊急事故停機的其它操作。停機過程中禁止啟動高壓油泵。

4、油系統著火威脅主機油箱時,可將事故放油門打開,防止火災事故進一步擴大。

5、在救火中應正確使用滅火器。