汽轮机应用

汽轮机重大事故原因分析及防范措施华电国际山东莱城电厂何洪滨2006-6-12作者简介：本文作者何洪滨,现年54岁,具有38年火力发电厂工作经验。

自1970年在山东莱芜电厂（3X125MW）参加工作，曾从事汽机运行、热力试验、转动机械动平衡、2002～2004年，负责组建兴源热电公司(2×25MW)。

历任生技部主任、安监副总、检修副总，现任华电国际莱城电厂检修副总工程师。

自2005年，何洪滨同志多次参加华电国际、华电集团公司组织的安全性评价，2006至2007年任华电集团安全性评价专家组组长，先后对28家发电企业进行了安全性评价。

在参与安全性评价活动中，掌握了发电单位大量发电事故第一手资料，为本文的编写奠定了基础。

目录前言第一部分汽轮机本体设备事故与预防措施1 汽轮机超速事故案例分析及应采取的防范措施２汽轮机烧瓦事故原因及防范措施３防止大轴弯曲4 汽轮机叶片事故的预防5 汽轮机轴系常见振动的类型、特征及其处理6 汽轮机膨胀与滑销系统第二部分汽轮机油系统１汽轮机油系统事故的防止与控制2 抗燃油油质劣化的原因及处理3 油系统防火前言汽轮机是超大型高速旋转热能动力设备，其结构原理复杂、具有较高的技术含量。

同时，由于汽轮机运行环境条件和技术条件所决定，对金属材料性能、制造安装工艺、运行调整和控制技术都有较高要求。

另外，发电行业属于社会公益事业,涉及到社稷民生和国民经济,对其能否保持长周期安全稳定运行具有更高要求。

因此，确保汽轮机安全稳定运行，将汽轮机设备事故率将低到最低水平，是从事汽轮机专业全体从业人员的责任和义务。

近几年以来，伴随着我国电力工业的迅速发展和发电设备制造水平以及热工控制、电气保护现代化技术的快速提高，汽轮机本体重、特大事故发生率比上世纪呈明显下降趋势。

根据目前国内发电行业发展趋势和国家节能减排政策的贯彻落实情况来看，发电设备现正处于上大压小、新老交替时代，安全生产形势还不容乐观。

本文仅结合网络媒体公开发行的相关统计报道和个人几十年从业经验，对汽轮机专业自上世纪80年代至今发生的一些重特大事故进行归纳整理，以期为汽机专业安全生产起到微薄的启迪作用。

因本人技术水平有限，文中难免存在较多错误之处，恳切希望在座的各位领导、各位专家批评指正。

第一部分汽轮机本体设备事故与预防措施第一节汽轮机超速事故案例分析及应采取的防范措施汽轮机超速事故是能够造成汽轮发电机组毁灭性事故之一，是火力发电厂灾难性事故，对主发电设备安全构成极大威胁。

椐《〈防止电力生产重大事故的二十五项重点要求〉辅导教材》介绍；“根据我国12台·次毁机事故的统计表明，约70％为严重超速，约30％为事故超速；其中3台为200MW机组，其余为50MW及以下的机组，抽汽机组约占30％；平均事故率约为1．5年1台·次，近年来曾有1年2台·次的记录。

因此，超速引发轴系断裂事故在我国较为突出。

”一、汽轮机超速导致设备严重损坏的典型案例1984年分宜电厂发生50MW机组超速事故。

事故前在危急保安器拒动缺陷尚未消除、调速汽门严重漏汽的情况下，还是强行起动机组，使机组在发电机甩负荷的过程中严重超速，造成了毁机事故。

1999年阜新电厂发生200MW机组轴系断裂事故。

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再次起动，从而引发了轴系断裂事故。

新疆丰收电厂发生6MW机组严重超速损坏事故。

1992年11月19日，丰收电厂1号机组在准备并网时，发生严重超速事故。

其事故原因是由于油中含有杂质，造成调速汽门卡涩，危急保安器未能在规定的转速下动作，从而引起了机组严重超速事故。

1993年11月，甘肃八O三电厂25MW机组发生严重超速损坏事故。

其事故原因是由于当机组有功摆动时，又减不下来负荷，所以只好带负荷解列，从而引起汽轮机转速飞升；又由于调速汽门拒动，自动主汽门卡涩，使大量蒸汽继续进入汽轮机，转速骤升到4300r／min，结果造成了机组严重超速事故。

阜新电厂发生200MW机组轴系断裂事故。

1999年8月19日，在机组甩负荷后的热态起动恢复的过程中，由于旁路系统未能开启，而中压汽门又滞后于高压汽门开启，使再热蒸汽压力高达2．8MPa，结果导致了在中压汽门开启后产生了压力波冲击，低压隔板损坏，最终造成了轴系断裂的重大事故。

1991年上海高桥电厂一台50MW机组在正常停机的过程中，未预先关闭工业抽汽热网电动隔离门，逆止门联锁保护也未投入，而机组打闸后逆止门又未能关闭，致使热网蒸汽倒流进入汽轮机，引起机组严重超速，造成了轴系断裂1988年2月秦岭电厂发生5号机组因超速而导致轴系断裂事故。

事故中机组超速的原因是：D05型调速系统改造为D09型后，调速器滑阀的泄油口改变，其面积有所减少，而超速试验滑阀油口维持原尺寸，进油口面积为泄油口的2．1倍，使调速系统易于进入开环失控区域。

这一设计变更，在此次事故之前，制造厂未通知运行单位。

此次事故后，现场实际测量油口时，才发现这一重大变动。

二、汽轮机超速的主要原因汽轮机超速事故是由于汽轮机在调速和保护系统故障及本身的缺陷造成的，但往往和运行操作维护有着直接的关系，按不同的事故起因和故障环节，分析讨论。

1. 调速系统存在缺陷：汽轮机调速系统任务，不但要保证汽轮机在额定转速下正常运行，而且还保证在汽轮机甩负荷以后转速升高不超过规定的允许值，所以调速系统是防止汽轮机超速的第一措施。

如果在汽轮机甩掉负荷以后不能保持空载运行，就可能引起超速。

汽轮机甩负荷后，转速飞升过高的原因有以下几个方面。

（1）调速汽门不能关闭或漏汽量大。

（2）抽汽逆止门不严或拒绝动作。

（3）调速系统迟缓率过大或调节部件卡涩。

2、运行方式不合理或调整不当（1）调速系统转速不等率或局部转速不等率过大。

（2）调速系统动态特性不当。

（3）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。

3、危急保安器不动作或动作转速过高危急保安器的动作转速一般规定在额定转速的110±1%为动作转速。

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。

但由于保安器自身机械部件卡涩或调整不当将会发生拒动而失去应有的保护作用。

造成危急保安器不动作或动作转速过高的主要原因是：①重锤或飞环导杆卡涩。

②重锤或飞环动静部件不同心。

③弹簧径向变形，以致与孔壁产生磨擦。

④重锤或飞环与保安器挂钩之间间隙过大，撞击子飞出后不能使危急保安器滑阀动作。

⑤重锤或飞环与保安器挂钩轴向安装位臵偏差。

⑥重锤或飞环弹簧刚度不符合设计要求。

4、危急保安器滑阀卡涩，无法动作①危急保安器滑阀阀芯与阀套配合间隙不符合安装要求。

②阀芯光洁度不够。

③油质不良，含有机械杂质。

5、自动主汽门和调速汽门卡涩①门杆弯曲或密封套阻汽片间隙太小。

②汽水品质不良，门杆结垢或积有氧化皮。

③油动机油质不良，有机械杂质或部件锈蚀。

6、自动主汽门和调速汽门严密性不合格在上述分析原因中最常发生的且危害性最大的是自动主汽门和调速汽门不严密和关闭时发生卡涩。

众所周知，汽轮机主汽门、调速汽门动作可靠并确保严密是调节保安系统最基本的要求，汽轮机所有的跳机保护最终都是建立在主汽门、调速汽门动作可靠并严密关闭的基础之上的，否则，所有保护都失去了安全停机的保护意义，甚至会扩大为恶性毁机事故。

影响调速汽门严密性的主要原因是（1）参与调峰机组调速汽门在顺序阀状态运行时，个别调门长期处于微小开度下受汽流高速冲刷，阀芯、阀座严重汽蚀。

某厂300MW机组#6高调门阀芯、阀座汽蚀图片（2）采用镶嵌式阀座结构的高调门扩散管紧力消失脱出撞击磨损，严密性受到破坏。

（3）阀座密封线堆焊硬质合金脱落（4）高压缸进汽导管疏水不良，阀芯阀座发生水蚀。

①导管疏水安装位臵不在导管最底部。

②各导管疏水未采取合理并联或疏水管异物堵塞，在顺序阀方式运行时，起不到后序开启调阀及导管预暖管和疏水的作用。

三、自动主汽门和调速汽门严密性试验及要求：《汽轮机调节控制系统试验导则》（DL/T711—1999）第6.2.2 条试验是在汽轮机空负荷状态下进行的。

蒸汽参数和真空应尽量保持额定。

主（再热）蒸汽压力最低不得低于额定压力的50%。

主汽阀或调阀关闭后，汽轮机转速应能下降至下式计算植N＜（P/P0）×1000r/min式中：P —试验条件下的主蒸汽或再热蒸汽压力，MPaP0——额定主蒸汽或再热蒸汽压力，MPa四、防止汽轮机超速事故的措施（1）运行采取的防范措施在运行方面，必须严格执行《二十五项反措》第九章第一节关于“防止超速”的各项规定要求。

1、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，透平油和抗燃油的油质及清洁度不合格的情况下，禁止机组起动和运行。

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。

在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁起动3、在正常停机时，应采用先打闸，检查主汽门和调速汽门关闭到零，检查发电机有功功率到零，再解列发电机，或通过发电机逆功率保护动作，解列发电机。

4、自动主汽门，调速汽门要开、关灵活，严密性合格，按规定定期进行自动主汽门杆活动试验。

5、机组大修后，甩负荷试验前，必须进行主汽门、调速汽门严密性试验，保证符合严密性要求。

6、运行中发现主汽门、调速汽门、抽汽逆止门卡涩时，要及时消除，消除前要有防止超速的安全措施，必要时要加装快速关断阀，主汽门卡涩不能立即消除时，应停机处理。

7、在机组正常起动或停机的过程中，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。

8、在进行危急保安器动作试验时，应满足制造厂对转子温度的规定。

对于冷态起动的机组，一般要求其带25％负荷运行3—4h后方可进行试验。

（2）设备与检修技术管理方面采取的防范措施1、机械液压型调节系统的汽轮机应有两套就地转速表，有各自独立的变送器(传感器)，并分别装设在沿转子轴向不同的位臵上。

对汽轮机电液调节系统，应有在转速测量系统故障情况下的判断和限制功能。

转速测量系统必须采用冗余配臵，应具有当第1次采样与第2次采样的转速差大于设定的转速差值(一般为500r/min)时，即可判断出为转速测量系统故障，并立即作出停机处理功能。

2、抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并必须设臵有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。

3、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，应积极创造条件进行甩负荷试验。