一起发电机跳闸导致汽轮机超速事故的分析

大型发电机组汽轮机超速原因查找及处理摘要：某电厂发生开关偷跳没有联关注汽门故障，导致汽轮机发生超速重大事故。

通过反复查找原因最终解决了次难题，符合电力”二十五项反措”要求，确保了机组能够安全稳定运行避免了重大事故发生。

关键词：汽轮机超速；联关主汽门；解决问题一、概述2012年6月5日我国某电厂发生了开关跳闸导致汽轮机超速事件该事件的发生后果很严重、对发电机的损害很大。

我们学习安全通报后进行了反思。

我厂1号机组为哈尔滨电机厂660mw超临界机组型号为qf-sn-660-2 出口电压为20kv 额定电流为21170 ，功率因数为0.9 。

2010年正式竣工，2011年7月经过168小时运行。

为了该机组投入商业化运营后能够安全稳定。

为防止汽轮机发生超速故障，集团公司要求无论是线路故障造成机组解列时，还是发变组出口开关跳闸时，均应跳汽轮机。

二、查找超速原因过程1、二次回路检查我们对发变组保护a屏、b屏进行保护检验。

跳合闸回路进行校线。

电缆均采用屏蔽电缆，且经过对发变组保护所使用的电缆进行测试。

2、保护装置电路板全面检查我们对保护装置电路板进行了全面检查，未发现异常和损坏，更换备用板后再次进行实验结果未变化。

经过现场检查，1号机电子保护间全年温度比较恒定，且在允许范围内。

环境卫生合格用继电专用的测试仪对保护装置进行模拟量测试，结果合格然后进行发变组保护屏及线路保护屏传动试验，最终发现导致汽轮机超速原因是开关偷跳即为开关不经保护跳闸主汽门不关闭通过查阅发变组保护说明书及咨询厂家技术人员，此型号保护装置无法实现开关偷跳联关主汽门的功能。

通过以上分析，我们将此型号保护装置无法实现开关偷跳联关主汽门的功能归纳为导致存在发变组汽轮机超速隐患试验次数及内容见表一。

三、制定整改措施将线路主开关辅助接点送入dcs，通过组态生成逻辑，当发生开关偷跳或非电量动作开关跳闸时，通过辅助接点的变化进行逻辑判断，进而发出关主汽门的命令，从而避免汽轮机超速问题的发生。

汽轮机超速、轴系断裂事故处置方案1 事故特征1.1 可能发生事故类型的危险源分析1.1.1 蒸汽品质不良，自动主汽门和调速汽门门杆结垢，保护动作后，自动主汽门、调速汽门及抽汽逆止门卡涩或关闭不严，造成汽轮机超速事故。

1.1.2 油质不合格，造成调节保安系统拒绝动作，造成汽轮机超速事故。

1.1.3 人员误操作，停机时负荷未到零解列发电机或停机时没有将可能返汽的供热、回热系统及其它汽源及时切断，造成汽轮机超速事故。

1.1.4 调速系统工作不正常，发电机甩负荷造成汽轮机超速事故。

1.2 事故发生的区域、地点或装置的名称现有两台哈汽产CLN600-24.2/566/566型汽轮机。

汽轮机布置在13.7米运转层平台上。

1.3 事故可能发生的季节和造成的危害程度汽轮机超速和轴系断裂事故的发生没有季节性，随时可能发生。

事故一旦发生，容易造成破坏性大、不易救援、事故发展迅速、设备损坏严重、人身伤害大等后果。

1.4 事故前可能出现的征兆汽轮机与电网解列，转速迅速上升，超出危急保安器动作转速，危急保安器未动作，汽轮机振动急剧增大，动静部分发生磨擦，轴瓦处起火，机组发出巨响声，轴系断裂，前箱、排汽缸破损，转动部件飞出，甚至造成整台机组报废。

2 应急组织与职责2.1 人力资源为确保最大限度地减少突发事件对人员生命、设备安全的危害和社会影响，根据各单位实际情况配备相应应急小组，应急人员经专业培训具备应急处置能力，有能力处理现场发生的汽轮机超速、轴系断裂设备事故。

2.2 应急组织机构2.3 职责2.3.1应急救援小组（组长、副组长）职责a) 负责本单位突发设备事故应急工作的日常管理和综合协调工作；b) 接受应急指挥机构的领导，汇报和通报事故有关情况，必要时请求应急援助；c) 事故发生后，立即赶赴事故现场进行现场指挥，组织现场抢救；d) 督促、检查本单位定期进行事故应急救援演练。

2.3.2应急救援小组成员职责a) 经培训具备各种设备突发事故的预防、救援工作的能力；b) 执行应急组长或副组长下达的指令，搞好应急抢险、调度救援力量（含人员、物资、设备）等各项工作；c) 参与设备突发事故应急预案的培训和演练。

目录一、【案例一】机组启动检查漏项 (2)二、【案例二】检修操作运行设备导致小机跳闸 (4)三、【案例三】辅机跳闸造成全厂停电后烧瓦 (5)四、【案例四】电泵油温高最终引起厂用电失去 (7)五、【案例五】野蛮操作造成汽轮机烧瓦 (9)六、【案例六】检修无票作业造成跑油烧瓦 (11)七、【案例七】小机油箱油位低造成小机跳闸 (14)八、【案例八】真空下降运行人员发现不及时 (15)九、【案例九】表计不准责任心不强造成汽缸进水 (17)十、【案例八】逻辑清楚盲目操作 (18)十一、【案例十一】操作票执行不严格操作随意性大 (19)十二、【案例十二】超负荷运行滑销系统卡振动大停机 (20)十三、【案例十三】事故处理经验不足造成事故扩大 (21)十四、【案例十四】思想麻痹，安全意识淡薄 (22)十五、【案例十五】违章操作造成大轴弯曲 (23)十六、【案例十六】操作不规范引起真空下降 (26)十七、【案例十七】高排压比低保护动作停机 (27)十八、【案例十八】机组由于功率回路故障处理不当停机 (28)十九、【案例十九】DCS失电 (29)二十、【案例二十】背压高保护停机 (31)汽轮机案例分析题一、【案例一】机组启动检查漏项1、事件经过1999 年4 月12 日，某电厂2 号机组在大修后的启动过程中4 月1日，#2 机组B 级检修结束后，经过一系列准备与检查后，#2 机于4 月12 日15 时55 分开始冲转，15 时57 分机组冲转至500r/min，初步检查无异常。

16 时08 分，升速至1200r/min，中速暖机，检查无异常。

16 时15 分，开启高压缸倒暖电动门，高压缸进行暖缸。

16 时18 分，机长吴X 令副值班员庄XX 开高压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄开高、中压缸法兰加热疏水门，操作完后报告了机长。

16 时22 分，高压缸差胀由16 时的2.32mm 上升2.6lmm，机长开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。

关于贵定海螺1#汽轮发电机组飞车事故案例一、事故经过2018年5月1日22:34分，贵定公司因雷击造成外供电线路失电，导致余热发电1#、2#机组同时跳停，当班操作员立即通过中控按钮启动应急油泵，并电话通知相关领导。

巡检工立即赶到汽轮机现场，发现1#机组有异音，且机头位置喷油，无法靠近，随即对2#机组进行应急处理，并立即报告分厂和工段领导。

22:40分，公司领导到达现场，组织人员对现场采取保护和应急处置。

恢复供电后，对1#机组进行了初步检查，发现排气缸开裂，安全阀冲开，励磁机端盖脱落，手动盘车无法盘动等。

在安排专人现场监控后向区域专业组领导、股份公司相关部室人员进行了汇报。

5月2日贵州区域领导、机电专业组、装备管理部、自动化所、海川工程、南汽厂家相关人员，先后到达现场进行了详细检查，并于5月3日召开专题会议，对事故的原因、后续修复及防范措施进行分析研讨。

二、设备损坏情况经检查，汽轮机后缸上、下缸体开裂，第八、九级叶片全部脱落，第七级叶片外圈磨损及3块变形，前六级叶片外圈磨损，第七～九级隔板断裂，隔板汽封、径向汽封、前后汽封全部磨损，主油泵小轴断裂及油封环磨损，主油泵挡油环断裂，正推力瓦全部磨损，1#～4#瓦损坏，主轴1#、2#瓦轴径磨损，轴向位移及测速探头全部磨损，汽轮机侧联轴器及齿轮位移，盘车电机壳体断裂，励磁机定转子摩擦损坏，整流盘连接线断裂及风扇叶片磨损，凝汽器约20根铜管受损，发电机转子需返厂检修测试。

后汽缸上缸裂纹 后汽缸下缸裂纹第八、九级叶片断裂及变形 第七级叶片外圈磨损及3块变形前六级叶片外圈磨损 第七～九级隔板断裂径向汽封、前后汽封磨损 隔板汽封磨损主油泵小轴断裂 主油泵挡油环断裂正推力瓦全部磨损 轴瓦损坏主轴1#瓦轴径磨损 轴向位移及测速探头全部磨损汽轮机侧联轴器及齿轮位移 盘车电机壳体断裂励磁机定转子摩擦损坏 整流盘连接线断裂三、事故原因分析正常情况下，在系统失电后，发电机组会自动解列，机组转速会迅速上升，汽轮机电气及机械保护动作，自动关闭主汽门，但因不间断交流电源装置（UPS）处于旁路状态及操作员未及时按下急停按钮，均不能对主汽门提供关闭信号，导致主汽门不能关闭，汽轮机飞车。

汽轮机常见事故分析及处理一、汽轮机真空下降汽轮机运行中，凝汽器真空下降，将导致排汽压力升高，可用焓减小，同时机组出力降低；排汽缸及轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，机组产生振动；凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形，甚至断裂；若保持负荷不变，将使轴向推力增大以及叶片过负荷，排汽的容积流量减少，末级要产生脱流及旋流；同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损伤叶片。

因此机组在运行中发现真空下降时必须采取如下措施：1)发现真空下降时首先要对照表计。

如果真空表指示下降，排汽室温度升高，即可确认为真空下降。

在工况不变时，随着真空降低，负荷相应地减小。

2)确认真空下降后应迅速检查原因，根据真空下降原因采取相应的处理措施。

3)应启动备用射水轴气器或辅助空气抽气器。

”4)在处理过程中，若真空继续下降，应按规程规定降负荷，防止排汽室温度超限，防止低压缸大气安全门动作。

汽轮机真空下降分为急剧下降和缓慢下降两种情况。

(一)真空急剧下降的原因和处理1．循环水中断循环水中断的故障可以从循环泵的工作情况判断出。

若循环泵电机电流和水泵出口压力到零，即可确认为循环泵跳闸，此时应立即启动备用循环泵。

若强合跳闸泵，应检查泵是否倒转；若倒转，严禁强合，以免电机过载和断轴。

如无备用泵，则应迅速将负荷降到零，打闸停机。

循环水泵出口压力、电机电流摆动，通常是循环水泵吸入口水位过低、网滤堵塞等所致，此时应尽快采取措施，提高水位或清降杂物。

如果循环水泵出口压力、电机电流大幅度降低，则可能是循环水泵本身故障引起。

如果循环泵在运行中出口误关，或备用泵出口门误门，造成循环水倒流，也会造成真空急剧下降。

2．射水抽气器工作失常如果发现射水泵出口压力，电机电流同时到零，说明射水泵跳闸；如射水泵压力．电流下降，说明泵本身故障或水池水位过低。

发生以上情况时，均应启动备用射水磁和射水抽气器，水位过低时应补水至正常水位。

3．凝汽器满水凝汽器在短时间内满水，一般是凝汽器铜管泄漏严重，大量循环水进入汽侧或凝结水泵故障所致。

浅析汽轮机超速原因及预防措施摘要：汽轮机超速严重威胁发电厂设备和人身安全，特别是发生严重超速造成的事故，更会引起整个机组的运行瘫痪，导致重大的经济损失，是能够造成汽轮发电机组毁灭性事故之一。

汽轮机超速是汽轮机运行过程中的重大故障。

文章旨在通过对汽轮机超速的原因分析，提出对应的预防措施，防止超速事故的发生。

关键词：汽轮机；超速原因；预防措施；汽轮机在高速旋转过程中，转子、叶片等转动部分所受的离心力和转速的平方成正比，转速即使升高不大，但转子所承受的离心力成几何倍数增长。

超速会使转子承受的离心力超过设计值，严重时会导致叶轮、叶片及围带等部件松动脱落，造成轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。

在发电厂生产过程中，应高度重视预防汽轮机超速，进行及时的故障处理，杜绝发生严重超速事故。

1.产生超速的主要原因一般来说，汽轮机超速主要是由于汽轮机调保系统故障及本身的缺陷、发电机跳闸、运行操作不当引起的。

按上述不同的事故起因和故障环节，进行具体的分析和讨论如下。

1.1调速系统自身缺陷汽轮机调速系统的主要任务首先是要能够保证汽轮机维持在额定转速稳定运行，并且还能保证机组甩负荷以后转速升高不超过规定的允许值，因而调速系统的稳定可靠是防止汽轮机超速的首要措施。

机组在甩负荷时后汽轮机应能维持额定转速运行，否则就可能引发超速问题。

（1）调速系统迟缓率超出规定值或调节系统部件发生卡涩。

（2）调速系统转速不等率或局部转速不等率超出规定值。

（3）调速系统动态特性不当。

（4）调速系统整定不当，如同步器调整范围、配汽机构膨胀间隙、DEH 控制参数整定不符合要求等。

（5）调速汽阀不能完全关闭到位或泄露量大。

（6）抽汽逆止门未动作或泄漏。

1.2危急保安器动作转速值过高或者不动作危急保安器的动作转速应设定为额定转速的 109%-111%。

这一动作转速的设定充分考虑了转动部件设计机械强度，并留有一定的安全裕度，在该转速下可靠动作不会对转动部分造成危害。

二十五项反措学习-防止汽轮机超速事故学习（每一条都有带血的案例）汽轮机转速超过额定转速的112％，即为超速。

严重超速可以导致汽轮发电机组严重损坏，甚至毁坏报废，是汽轮发电机设备破坏性最大的事故。

1.转速测量、监视和保护条文：8.1.1 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危急保安器动作值转速以下。

条文：8.1.2 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，禁止机组运行。

条文：8.1.3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不准确或失效，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，必须停止运行。

保护故障、转速失去监视情况下强行启动案例1：1984年7月，我国第1台毁机事故机组，江西某电厂50MW汽轮机，事故前危急保安器拒动缺陷尚未消除、在调节汽门严重漏汽的情况下，机组仍采用主汽门旁路门强行起动，在发电机甩负荷的过程中，严重超速至4700r/min，造成了毁机事故。

案例2：1999年辽宁某发电厂200MW机组发生轴系断裂事故。

运行人员在主油泵轴与汽轮机主轴间齿型联轴器失效，机组转速失去控制，并在无任何转速监视手段的情况下而再次起动，在转速急速飞升的过程中，引发了轴系断裂事故。

2.油质合格严防卡涩、静态试验、停机解列条文：8.1.4 透平油和抗燃油的油质应合格。

油质不合格的情况下，严禁机组起动。

条文：8.1.5 机组大修后，必须按规程要求进行汽轮机调节系统静态试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。

在调节部套有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁机组启动。

条文：8.1.6 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。

严禁带负荷解列、强行挂闸（DEH挂闸原理，了解一下）案例1：1990年1月河北某电厂一台中压50MW机组，锅炉灭火后，在恢复的过程中，汽包满水。

汽门关闭不严导致机组跳闸后超速【案例简述】3月1日某电厂1、2号炉，4、6号机母管制运行，带电负荷31MW，7号机组单元制运行，带电负荷80MW，汽机各保护均在投入状态，其他的参数运行稳定，全厂总负荷111MW。

8时，汽机7号主值班员郝某接班后检查各参数均正常，机组运行稳定。

8月20分，郝某发现轴向位移指示偏大至－0.52mm（轴向位移正常指示在－0.26mm，动作值－1.2mm，最大±2.0mm），且摆动，打电话联系热工微保班值班人员李某要求进行处理。

8时40分，热工微保班值班员李某来到现场，检查后向郝某交待，处理轴向位移需将串轴保护电源断开，必须有班长和监护人在场，同时叮嘱要加强监视，如果串轴保护值继续发展到－0.7～－0.8mm 时，再联系处理。

10时10分，当值值长刘某得知此情况后，令热工人员必须马上安排处理。

10时50分，热工微保班班长郝某、值班员李某来到现场，请示值长，要求退出串轴保护，以便检查。

值长刘某在得到运行副总孟某批准同意后将串轴保护联锁主汽门开关断开，当值长刘某询问有没有发电机跳闸的可能时，热工人员回答说：“没事，串轴保护电源已断开”（实际只断开了跳主汽门的回路，去发电机保护回路压板未断）。

此时，热工分场专工胡某恰好来到7号控制室看他们处理，随后郝某令李某在保护屏处活动串轴保护测量板和鉴别板，郝某来到操作盘前监视，两块板活动后，串轴保护指示明显摆动，增大到－2.0mm（动作值－1.2mm跳闸，该表量程±2.0），持续约7min左右。

10时58分，郝某向保护屏走去，刚一拉开保护屏门，即看到超速保护测量板4个红灯闪烁（实际是串轴保护动作），10时59分，7号机表盘铃响警报器掉牌（发电机跳闸掉牌），电气值班员立即向值长刘某报告发电机跳闸，负荷由80MW降到零，刘某马上令锅炉值班员稳定参数，防止灭火，随即跑到汽机操作盘前，发现主汽门关闭掉牌（实际上电气串轴保护也已掉牌），主值班员郝某跑到机头手摇同步器准备挂闸，抬头一看转速表转速在3600r/min，立即手打危急保安器停机，没有反应，立即跑回控制室，看到表盘汽机转速已达3653r/min（实际最高达3699r/min，热工转速表记忆值），立即关闭电动甲乙主汽门和一、二、三段电动抽汽门。

事故调查报告2015年6月12日企业概况浙江恒洋热电有限公司于2003年12月注册成立，由中达联合控股集团有限公司和嘉兴大洋纸业股份有限公司共同投资组建，位于海盐县沈荡镇开发区，是一家热电联产股份制企业，其主要产品：热能、发电、硫酸铵。

恒洋热电联产项目是一座区域性的公用热电厂，采用高效率、低污染的循环流化床锅炉集中供热。

项目建设规模为四台130t/h次高温次高压循环流化床锅炉、一台24.5MW抽凝式汽轮机组和三台12MW背压式汽轮机组及相应配套设施，形成年发电量32000万KWh，年供热大于280万吨的生产能力，供热管网设计供热能力456t/h，出口母管蒸汽压力0.98MPa、温度300℃；供热覆盖区域为沈荡、于城、百步、武原镇西片、西塘桥西片及南湖区余新镇、凤桥镇南片等区域，蒸汽管网分东、西、南管线及凤桥支线，现有200家左右用户接入蒸汽管网，实现了集中供热，替代传统小锅炉。

设备简介发生事故的2号汽轮机是青岛捷能汽轮机股份有限公司2004年制造的C25‐4.90/0.981（470℃）,次高温次高压、单缸、抽汽凝汽式汽轮机,与东风厂制造的两台QF2‐30‐2A发电机配套使用。

汽轮机本体主要由静子和转子部分组成，静子部分的汽缸为单缸结构，由前、中、后缸三部分组成，前缸采用合金铸钢，中钢采用铸钢，后钢采用钢板焊接式结构，通过垂直中分面连接成一体。

主汽门、高压调节汽阀蒸汽室与汽缸为一体，新蒸汽从两侧主汽门直接进入高压调节汽阀蒸汽室内，为防止主汽门阀杆下涩，主汽门阀杆可作活动试验。

汽缸下部有工业抽汽口和加热器用回热抽汽口，汽缸排汽室通过排汽接管与凝汽器刚性连接。

转子部分采用套装型式，叶轮及联轴器套装在转子上，共有13级动叶，其中一级双列调节级、一级单列调节级、11级压力级（其中包括三级扭叶级）。

转子通过刚性联轴器与发电机转子连接，转子前端装有主油泵叶轮。

机组前轴承箱装有推力轴承前轴承、主油泵、调节滑阀、保安装置、油动机等。

关于乌鲁木齐石油化工总厂热电厂“2·25”关于乌鲁木齐石油化工总厂热电厂“2·25”特别重大事故调查处理的批复中国石油天然气集团公司、哈尔滨汽轮机厂有限责任公司：中国石油天然气集团公司《关于报送<乌鲁木齐石油化工总厂热电厂3号汽轮发电机组“2·25”特别重大事故调查报告>的报告》(中油质字[1999]提279号，以下简称《报告》)收悉。

经研究，批复如下：一、1999年2月25日，中国石油天然气集团公司乌鲁木齐石油化工总厂热电厂3号汽轮发电机发生超速飞车事故，设备直接经济损失1916万元。

事故发生后，中国石油天然气集团公司受国家经贸委委托，与新田维吾尔自治区经贸委等组成了联合调查组，对事故进行了调查。

事故调查程序符合有关规定。

二、同意《报告》对事故直接原因和性质的分桥。

事故的直接原因是：由于1．27兆帕抽汽逆止阀铰制孔螺栓断裂使阀碟脱落，抽汽逆止阀无法关闭；3号汽轮发电机组当班操作人员在发电机差动保护动作后，末关闭抽汽电动门就解列调压器，致使发电机超速飞车，并导致发电视组油系统起火。

这是一起责任事故。

三、同意《报告》对事故有关贵任人员的责任分析和处理意见。

请中国石油天然气集团公司按照干部管理权限落实对有关责任人员的行政处分决定，公布处理结果。

四、同意《报告》提出的防范措施建议。

乌鲁木齐石油化工总厂要切实落实防范措施，汲取事故教训，确保安全生产。

五、哈尔滨汽轮机厂有限责任公司应尽快解决1．27兆帕抽汽逆止阀铰制孔螺栓与阀臂装配尺寸不合理、阀管制造不符合图纸要求的问题，优化产品结构设计，进一步健全质量保证体系。

认真检查在用的1．27兆帕抽汽逆止阀装配尺才和阀管制造情况，对存在间题的要与用户协商，尽快整改，避免发生同类事故。

关于责任人员行政处分和事故防范措施落实情况，在用1．27兆帕抽汽逆止阀的检查和整改情况，请报国家经贸委。

国家经济贸易委员会一九九九年十暑月十二日关于报送《乌鲁木齐石油化工总厂热电厂3号汽轮发电机组“2·25”特别重大事故调查报告》的报告(中油质字[1999]第279号)国家经济贸易委员会：1999年2月25日，我集团公司所属乌鲁木齐石油化工总厂热电厂3号汽轮发电机组发生“飞车”事故。

汽轮机运行中跳闸机侧事故处理要点一、汽轮机跳闸后的处理：1、汽轮机运行中ETS保护动作机组跳闸时，检查负荷指示到零，确认高、中压主汽门、调速汽门以及各段抽汽电动门、逆止门和高排逆止门均关闭，事故排放阀联锁开启。

2、在DEH画面中检查汽轮机跳闸首出，根据跳闸原因对症处理。

3、检查发电机已解列，注意机组转速不应升高，否则应立即查明原因并采取降速措施。

4、检查交流润滑油泵已自启动，否则手动启动交流润滑油泵，确认润滑油压正常。

5、检查A、B小机已跳闸，电动给水泵已联锁启动，注意监视凝汽器、除氧器水位的变化，及时提高凝结水母管压力在1.8Mpa以上，防止投入凝结水杂项母管负荷时引起备用凝结泵低水压联动，注意检查凝汽器真空及低压缸排汽温度正常。

6、邻机运行正常时，将轴封汽源切换为辅汽接带，确认轴封蒸汽压力、温度在正常范围内。

邻机停运时，将轴封汽源切换为冷再热蒸汽接带，根据冷再热蒸汽压力下降情况开启高旁维持压力，待中压辅汽联箱汽源切换正常后，再将轴封汽源切为辅汽接带。

切换过程中严防轴封蒸汽带水。

7、关闭再热冷段至高压辅汽母管电动门，高中压辅汽系统倒为邻机接带。

邻机停运时，启动锅炉尽快点火启动并升温升压，当启动锅炉蒸汽参数合格，供汽管道充分暖管后开启启动锅炉至高压辅汽母管供汽门，由高压辅汽母管接带中压辅汽系统正常。

8、检查四段抽汽至除氧器供汽电动门联锁关闭，中压辅汽联箱至除氧器供汽电动门联锁开启，除氧器加热汽源由中压辅汽联箱供给，供汽前及时对管路充分疏水。

9、检查#1、2、3高加、#5、6低加汽侧已自动解列。

10、检查确认主机高、中、低压门组疏水阀及小机疏水阀已联锁开启，并检查开启其它疏水。

11、关闭高压调节阀门杆一档漏汽至#3高加进汽管手动门。

12、在转速下降过程中，应进行全面检查，倾听机组声音，注意机组振动，检查汽缸金属温度及各抽汽管上、下壁温差，严防汽缸进冷汽、冷水。

13、解列发电机内冷水、氢冷器冷却水，关小主机、小机冷油器冷却水。

浅谈汽轮机超速事故的处理与防止措施当汽轮机转速超过危急保安器动作转速并继续上升时，即会发生严重的超速事故。

汽轮机发生严重超速，即“飞车”事故，是发电厂十大重大恶性事故之一，其后果往往是整台机组毁灭性的损失。

严重超速事故的发生，主要是在运行中突然甩负荷、发电机与系统解列、汽轮机做危急保安器超速试验时控制不当的情况下发生的。

下面就从各方面谈谈如何防止汽轮机严重超速。

一、机组启动前必须具备的条件：1．速度变动率和迟缓率达到标准。

超速保护和转速表计准确并投入。

2．主汽门、调速汽门活动试验正常。

阀门关闭试验正常。

3．主汽门、调门严密性试验正常。

调速系统静态特性试验正常。

4．高排逆止门和各段抽汽逆止门活动、开关正常。

5．润滑油质经化验合格。

调速系统各部件无卡涩。

二、做超速试验时：1．机组甩负荷试验正常，各保护正确并投入，特别是超速保护；做超速试验时要有总工程师和汽机专工在现场，汽轮机超速试验由厂部组织，发电运行部负责操作，设备部机务、热控专业配合。

各表计正确投入，集控室和现场均应有汽轮机转速表。

2．严格按照操作票执行、按程序执行，有条不紊。

超速试验时，应有专人严密监视汽轮机转速及各轴承振动等参数，转速超过规定值，应立即停机。

3．机组大修后，甩负荷试验前，危急保安器解体检查以后或运行2000小时以后，危急保安器试验，超速试验要严格按照规定进行，高速下不宜停留时间过长，超速试验次数要力求减少，注油试验应在超速试验后进行，以免影响危急保安器的动作转速，在做超速试验时，升速应平稳，注意防止转速突然升高，并应事先采取防止超速的技术措施和安全措施。

为了防止大轴在冷脆温度下增加大轴的综合应力，沿长转子的使用寿命，超速试验最好在转子的热状态下进行，一般应20MW—30MW负荷暖机四小时，一般在高压缸内壁金属温度高于150℃时再做超速试验。

以提高转子温度。

4．选择合理的参数，压力、温度应控制在规定范围，投入旁路系统，待稳定后，方可做超速试验。

·故障分析·汽机跳闸后主汽门再次打开造成超速的原因分析韩旭东1,陈晓宣2,李会军2(1.大唐国际张家口发电厂,河北张家口0751332.华北电力大学研究生院,河北保定,071003)摘要:2004年10月9日张家口发电厂1号机电气故障停机时,汽轮机跳闸失败(跳闸后主汽门又打开),手动打闸无效,汽机超速到3190r/m i n。

为此对故障原因进行了分析,同时针对继电器搭接的汽轮机保护装置的设计缺陷进行了详细的分析并提供了解决方案。

关键词:汽轮机保护;缺陷;优化中图分类号:T M714.3文献标识码:B文章编号:1003-9171(2005)11-0048-03A n a l y s i s o nR e a s o n s o f T u r b i n eO v e r s p e e dC a u s e db y R e o p e n i n g Ma i nS t e a m S t o pV a l v e s A f t e r T u r b i n e T r i p p i n gH a nX u-d o n g1,C h e nX i a o-x u a n2,L i H u i-j u n2(1.D a t a n gI n t e r n a t i o n a l Z h a n g j i a k o uP o w e r P l a n t,Z h a n g j i a k o u075133,C h i n a;2.G r a d u a t e S c h o o l,N o r t hC h i n a E l e c t r i c P o w e r U n i v e r s i t y,B a o d i n g071003,C h i n a)A b s t r a c t:O c t.9t h,2004,w h e nN o.1g e n e r a t i n gs e t i nZ h a n g j i a k o up o w e r p l a n t s t o p p e db e c a u s eo f f a i l u r e, t u r b i n e f a i l e dt ot r i p(a f t e r t r i p p i n g,t h em a i ns t e a m s t o pv a l v e s o p e n e da g a i n),m a n u a l c o n t r o l w a s u s e l e s s, t h et u r b i n eo v e rs p e e d e du pt o3190r/m i n.T h i sp a p e ra n a l y z e dt h ef a i l u r ea n dt h ed e s i g n e dd e f e c t so f p r o t e c t i o nu n i t s l a p p e dw i t hr e l a y s,i t a l s op r o v i d e da s o l u t i o ns c h e m e.K e y w o r d s:p r o t e c t i o no f t u r b i n e;d e f e c t;o p t i m i z a t i o n2004年10月9日,张家口发电厂(以下简称张电)1号机组发电机定子一点接地,转子两点接地,转子过电压,主开关跳闸,联跳汽轮机。