防止汽轮机、燃气轮机事故.docx

防止汽轮机、燃气轮机事故
防止汽轮机超速事故
1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超速保护动作转速以下。
2各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行。
3机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须立即停止运行。
4汽轮机润滑油和抗燃油的油质应合格。润滑油、抗燃油应严格按规程进行滤油，各电磁阀与伺服阀必须按规定在滤油过程中使用专用盖板替代，不合格的油严禁进入电磁阀或伺服阀。在油质不合格的情况下，严禁机组启动。
5新建或机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静态试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁机组启动。汽轮机高中压主汽阀、高中压调节汽阀关闭时间应该符合相关标准要求。
6机组停机时，应先将发电机有功、无功功率减至零，检查确认有功功率到零，电能表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用汽轮机手动打闸或锅炉手动主燃料跳闸联跳汽轮机，发电机逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。
7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，应开启旁路系统。机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造商规定的压力值。
8在任何情况下绝不可强行挂闸。
9汽轮发电机组轴系应设计安装两套独立的转速监测装置，保证转速测量准确可靠。
10抽汽管道必须设置能够快速、可靠、联锁关闭的逆止门，布置应靠近抽汽。供热机组应在抽汽逆止门后设置能够快速联锁关闭的抽汽快关门、截止门，以防止抽汽倒流引起超速。
11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。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应创造条件进行甩负荷试验。
12坚持按规程要求进行高中压主汽阀、高中压调节汽阀、抽汽逆止门关闭时间测试；进行高中压主汽阀严密性试验、高中压调节汽阀严密性试验、危急保安器动作试验和超速保护试验；定期进行高中压主汽阀、高中压调节阀和抽汽逆止门阀门活动试验。
13危急保安器动作转速一般应为额定转速的110%±1%。
14进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。
15数字式电液控制系统（DEH）应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件。对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制启动条件。
16汽机专业人员，必须熟知数字式电液控制系统的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠。
17电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按照制造厂的要求条件妥善保管。
18主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型联轴器或类似联轴器的机组，定期检查联轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装。
19要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面、充分的论证。
20严格执行检修、运行操作规程，严防电液伺服阀（包括各类型电液转换器）等部套卡涩，造成保护或主汽阀、调节汽阀拒动。
8.2防止汽轮机轴系断裂及损坏事故
8.2.1机组主辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监测保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。
8.2.2运行10h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。
8.2.3新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对转子高温段应力集中部位按照
《火力发电厂金属技术监督规程》(DL/T438-29)相关规定执行，可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；带中心孔的汽轮机转子无损探伤按照《汽轮发电机组转子中心孔检验技术导则》(DL/T717-2013)相关规定执行，可采用内窥镜、超声波、涡流等方法对转子进行检查；对实心转子探伤按照《整锻式汽轮机实心转子体超声波检验技术导则》(DL/T930-25)相关规定执行，对转子进行表面和超声波探伤；焊接转子无损探伤按照《汽轮机主轴焊缝超声波探伤规程》(DL/T505-25)相关定执行。8.2.4不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定，按照《火电机组寿命评估技术导则》(DL/T654-29)用断裂力学的方法进行安全性评定和缺陷扩展寿命估算；同时根据机组的具体情况、缺陷性质、严重程度制定相应的安全运行监督措施，并报主管部门审批后执行。
8.2.5严格按超速试验规程的要求，机组冷态启动带25%-30%额定负荷，连续运行3〜4h(或按制造厂要求)，解列后立即进行超速试验。
8.2.6新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺栓、风扇叶片固定螺栓、定子铁芯支架螺栓、各轴承和轴承座螺栓的紧固情况，保证各联轴器螺栓的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松动措施。
8.2.7新机组投产前和大修中，应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的1/3。
8.2.8为防止由于发电机非同期并网造成的汽轮机轴系断裂及损坏事故，应严格落实10・9条规定的各项措施。
8.2.9建立机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。
8.2.10建立机组事故档案，无论大小事故均应建立档案，包括事故名称、性质、原因和防范措施。
8.2.11建立转子技术档案，包括制造商提供的转子原始缺陷和材料特性等转子原始资料；历次转子检修检查资料；机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态启停次数、启停过程中的汽温汽压负荷的变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。
8.2.12加强汽水品质的监督和管理。机组大修时应对汽轮机转子叶片、隔板上的沉积物量进行测量，并取样进行成分分析，针对分析结果制定有效的防范措施，应防止叶片表面和叶根销钉孔的间隙积盐、腐蚀。
8.2.13对于送出线路加装串联补偿装置的发电企业，应研究制定防止发生次同步谐振造成发电机转轴断裂事故的有效措施。
8. 3防止汽轮机大轴弯曲事故
8.3.1应具备和熟悉掌握的资料
（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。
（2）大轴弯曲表测点安装位置的原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置。
（3）机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。
（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。
（5）正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空值和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。
（6）停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度下降曲线。
（7）通流部分的轴向间隙和径向间隙。
（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。
（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，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150°C为止。
（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，经总工程师批准后再执行。
8.3.2汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动。
（1）汽轮机大轴晃动（偏心）、串轴（轴向位移）、胀差、轴振、瓦振、主再热蒸汽温度、汽缸金属温度、推力瓦温度、轴瓦温度、低油压、汽包(储水罐)水位等表计显示正确，并正常投入使用。
(2) 汽轮机轴振(瓦振)、轴向位移、胀差、推力瓦温、轴瓦温度、低油压、主再热蒸汽温度10min下降50C、汽包
(储水罐)水位高等跳机保护传动试验合格，并正常投入。
(3) 大轴晃动值不超过制造商的规定值或原始值的土0.02mm。
(4) 高压外缸上、下缸温差不超过50C,高压内缸上、下缸温差不超过35°C。
(5) 蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50C,但不超过额定蒸汽温度，且蒸汽过热度不低于50C。
(6 )汽轮机润滑油、抗燃油油质合格，润滑油温不低于35C,但最高不超过45C。
(7)发电机密封油系统投运正常，氢气纯度合格、压力正常。
8.3.3机组启、停过程操作措施
8.3.3.1机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，不得少于2〜4h,热态启动不少于4h。若盘车中断应重新计时。
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,且大轴晃动度不超过原始值土0.02mm时才能再次启动，严禁盲目起动。
8.3.3.3停机转子静止后立即投入盘车。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，将转子高点置于最高位置，关闭与汽缸连通所有疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度恢复，手动试盘车正常后，投入盘车连续运行。当盘车盘不动时，严禁使用行车或其它手段强行盘车。
8.3.3.4停机后因盘车故障或其它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，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180C方式消除。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。
8.3.3.5机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机记录进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。
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。应根据缸温选择汽封供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。
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。
8.3.3.8停机后应确认过热器减温水门、再热器减温水门、高压旁路减温水门、轴封减温器减温水门等关闭严密,否则应采取措施进行隔离或开启管道上疏水门，防止因阀门内漏造成汽轮机进水。
8.3.3.9停机后应认真监视凝汽器（排汽装置）、高低压加热器、除氧器、再热冷段、热段管道集水罐等水位，并通过监视高排管道、各段抽汽管道的上下管壁温差判断是否有进水现象，防止因凝汽器满水、除氧器、加热器满水等造成的汽轮机进水。
8.3.3.10机组启动或低负荷运行时，锅炉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，应立即切断过热蒸汽及再热蒸汽减温水，宜设置锅炉熄火联锁关闭过热蒸汽及再热蒸汽减温水门控制逻辑。
8.3.3.11汽轮机在热状态下，若主、再热蒸汽管道未加装水压试验堵阀或堵阀不严，锅炉不得进行打水压试验。
8.3.4汽轮机发生下列情况之一，应立即打闸停机：
（1）机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm。
（2）机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动超过0.26mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。
（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0.260mm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1%，应立即打闸停机或严格按照制造商的标准执行。
（4）高压外缸上、下缸温差超过50C，高压内缸上、下缸温差超过35°C。
(5) 机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内下降超过 50°C。
(6) 汽包水位高至锅炉MFT保护定值时。
8.3.5应采用良好的保温材料(不宜使用石棉制品)和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35C,最大不超过50C。调峰型单层汽缸机组可根据制造商相关规定执行。
8.3.6疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于①76mm。
8.3.7减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。
8.3.8加强对抽汽逆止门的检查和检修，防止因抽汽逆止门关闭不严造成向汽轮机返水。门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。
8.3.9高、低压加热器应装设可快速开启的紧急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位联锁开启。
8.3.10高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段应有良好的疏水措施。配备喷水减温装置的低压汽封温度测点应与喷水装置保持不小于2米的距离。宜加装低压汽封管道上下管壁温度测点，以监视减温水喷咀的雾化效果，防止水进入低压轴封。
8.3.11机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲、振动、轴向位移、轴瓦、推力瓦和汽缸金属温度等监测表计，应按热工监督条例进行统计考核。
8.3.12凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有高水位报警和高水位自动放水装置。
8.3.13对于锅炉灭火后不联跳汽轮机的亚临界机组，必须设置汽包水位高联跳汽轮机保护。
8.3.14严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。