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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。机组推力增大，动静严重碰磨，在带24MW负荷解列的过程中，调节汽门和自动主汽门未能关闭，致使转速急速飞升达4000r/min以上，轴系断为11段。机组严重超速而毁坏。 主汽门卡涩、带负荷解列 案例2：1993年11月，甘肃某电厂25MW抽汽机组，发电机失磁，有功负荷急剧摆动，致使调节汽门门架损坏，调节汽门失控。主汽门存在门杆弯曲、卡涩、关不严等重大缺陷，大修中未能彻底消除，使设备带病运行。在带负荷解列的过程中，自动主汽门卡涩，致使转速飞升至4200r/min以上，轴系断裂为8段，造成机组严重超速、重大设备损坏事故。 严禁带负荷解列、强行挂闸 案例4：1999年5月，广东某自备电厂一台机组，在停机的过程中，由于调节汽门严重漏汽，自动主汽门卡涩，致使机组严重超速至7800r/min，造成一人死亡，设备损坏的特大事故。 油质不合格、伺服阀卡涩 案例5：1993年11月甘肃某电厂25MW机组，由于机组负荷摆动停机处理，减负荷减不下来，在带负荷解列的过程中，调速汽门拒动，主汽门卡涩，转速飞升到4300r/min，机组严重超速损坏。 案例6：2006年6月，广东某电厂一台600MW机组，给水泵汽轮机在进行速关阀活动试验时，由于速关组合件出口接头处和速关阀油动机内，存有加工铁屑（3个约3mm×5mm呈卷曲状的机加工铁屑）堵在接口处，加之设备缺陷，在速关阀进行活动试验时，导致给水泵汽轮机跳闸。 案例7：2007年4月某电厂一台600MW机组，在进行锅炉给水扰动试验时，由于油质清洁度不合格，导致伺服阀卡涩，发生给水泵汽轮机低压调门突关故障。 案例8：2007年4月某电厂一台600MW机组，机组正常运行，由于A泵汽轮机高压调门长期不动，存在EH油死角残存杂质，导致伺服阀卡涩，发生给水泵汽轮机高压调门突开，转速达5742r/min，触发机组RB事件。 案例9：2007年11月某电厂一台600MW机组，在大修后进行MCS系统试验过程中，由于B泵汽轮机EH系统油质清洁度不合格，导致伺服阀卡涩，低压调门突开，转速飞升至5900r/min，超速跳闸，触发机组RB事件。 案例10：2004年7月，广东某电厂一台600MW机组，机组负荷正常变化过程中，4只调节汽阀均发生了严重卡涩拒动故障。解体后发现3、4号调节汽阀油缸内抗燃油油质劣化、变黑、变硬，缸筒、活塞杆有拉痕，活塞杆与轴套卡死。经分析认为：由于调节汽门严重漏汽，油动机与阀杆装配中心存在偏差，抗燃油在活塞杆与轴套密封处微渗，抗燃油长时间在高温蒸汽的烘烤下而劣化，致使活塞杆与轴套严重卡涩。该严重卡涩故障，在同型机组上也相继发生过，由于机组在正常运行中及时发现，避免了在事故等异常工况下，机组严重超速设备损坏的重大事故。 3.汽轮机旁路系统、挂闸问题 条文：8.1.7 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。 条文：8.1.8 在任何情况下绝不可强行挂闸。 条文：8.1.9 汽轮发电机组轴系应安装两套转速监测装置，并分别装设在不同的转子上。 事故工况低压旁路必须开启 案例1：1993年广东某电厂一台300MW机组，在机组甩负荷的过程中，联动开启高压旁路，低压旁路因未投联锁而未能开启，由于中压主汽门和调节汽门卡涩而未能关闭，使机组转速在17s后达4207 r/min，手动开启低压旁路、转速才得以控制。 案例2：1999年辽宁某电厂一台200MW机组，在机组甩负荷后热态起动过程中，由于旁路未能开启，而中压汽门又滞后高压汽门开启，使再热蒸汽压力高达2.8MPa，在转速急速飞升，以及在压力波的冲击下使低压隔板损坏，造成了轴系断裂12段的特大毁机事故。 案例3：2007年09月，一台超临界600MW机组，在启动过程中主蒸汽压力3.35 MPa，再热蒸汽压力 0.7 MPa。EH油系统蓄能器因油箱油位低退出三组。中速暖机运行后，开始升速，此时中压调节汽门全开，汽轮机转速只能升至2100r/min左右。低压旁路因未投联锁而未能开启，开大高旁提高再热蒸汽压力，转速升高仍然缓慢。当高旁开至92%时，汽轮机转速突升至3090r/min，OPC动作，并使主机跳闸。 案例4：2004年上海某电厂一台600MW机组，中压调节汽门LVDT位置反馈变送器故障，导致中压调节汽门关闭，低压旁路未能开启，汽机跳闸，锅炉MFT动作，机组跳闸。 4.抽汽机组，防止抽汽倒流 条文：8.1.10 抽汽供热机组的抽汽逆止门应迅速、严密，连锁动作应可靠，布置应靠近抽汽口，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。 防止抽汽倒流 案例1：2013年6月17日重庆某自备热电厂1号汽轮机发生飞车严重事故。机组容量60MW，上海汽轮机厂制造，CFB锅炉，DCS系统是福克斯波罗公司制造。3号先甩负荷，然后是2号甩负荷。厂用电全停，锅炉超压，1号机转速先降到2500r/min，后升至3700r/min，保护未动作。汽机转子断成3节，有一节将汽机主厂房顶打穿飞出至输煤栈桥，飞得最外的有100多米远，汽机、发电机完全报废。 原因：抽汽逆止门无法关闭，致使供热管道内大量的蒸汽倒回至汽轮机，造成超速飞车事故 。 案例2：1999年4月，新疆地方电厂一台50MW两段可调整抽汽汽轮机，在机组甩负荷的过程中，抽汽逆止门故障而未能关闭，致使热网蒸汽倒流，造成机组严重超速达4500r/min，机组损坏。1.27MPa抽汽逆止阀阀碟铰制孔螺栓断裂使阀碟脱落，抽汽逆止阀无法关闭，是事故的主要直接原因。机组甩负荷，抽汽逆止门故障而未能关闭，并在电动门未关闭的情况下，解列调压器，是致使热网蒸汽倒流，造成机组严重超速事故的主要原因。 5.汽轮机试验要求 条文：8.1.11 对新投产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。 条文：8.1.12 坚持按规程要求进行汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试、汽门严密性试验、超速保护试验、阀门活动试验。 条文：8.1.13 危急保安器动作转速一般为额定转速的110％±1％。 条文：8.1.14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。 注油试验（捋一捋注油试验（喷油压出试验）就地是怎么动作的！！） 案例1：2007年5月4日10时30分，按照定期工作安排进行汽轮机飞锤注油试验。试验过程中将试验滑阀手柄由“试验”位恢复“正常”位时机组遮断跳机 。 原因：试验人员没有完全将试验手柄扳到“复置”位引起机组跳闸 超速试验 案例1：2011年2月10日，南非ESKOM电力公司的DUVHA电站4号机组在进行超速试验时，各种保护失灵，且负责现场进行手动打闸的人员不在岗位上，汽轮机转数10秒左右就从3000RPM升高到了4500RPM，造成了飞车事故，厂房顶被飞出的叶片或轴穿了个大洞，好在没有伤及其它运行中的5台机组，该电站总装机3600MW,于1975-1984建设。 案例2：2004年河北某电厂一台300MW机组，该机组按规程要求进行HPT（高压跳闸集成块）和OSP（超速保护集成块）定期在线试验。在进行OSP试验时，由于1号、2号电磁阀电缆线间短路，使高中压调节汽门全部关闭，机组负荷由300MW快速下降到11MW，锅炉安全门动作，手动MFT大联锁动作，机组跳闸停机。 案例3：2007年内蒙某电厂一台600MW机组，在管接头断裂抗燃油大量泄漏的过程中，虽已发出油压低停机信号，但由于AST电磁阀组拒动，速关功能失效，使主汽门、调节汽门仍按正常调节速度缓慢关闭，逆功率保护动作机组跳闸停机。AST电磁阀组拒动事件，若发生在机组甩负荷等异常工况下，可导致机组严重超速事故。 案例4：1988年2月，陕西某电厂一台200MW机组，在高参数下进行超速试验的过程中，发生轴系断裂13段的特大设备损坏事故。 经分析认为：在额定参数下进行超速试验的过程中，由于调节系统开环、转速失控，轴系稳定裕度偏低和转速的急速飞升等综合因素，是造成轴系严重损坏事故的原因。 案例55：2003年天津某电厂500MW机组，运行中高压调节汽门突然关闭，经5s机组负荷由350MW降至40MW，由于给水泵汽轮机供汽压力的降低，给水流量由910t/h降低到45t/h，“给水流量中断保护”动作停炉，连锁发电机跳闸停机。经综合分析认为：由于机组停运时间较长，碳钢管发生锈蚀，运行中导致调节系统卡涩，造成了机组非停事故。 案例6：广东某电厂一台300MW机组，机组大修后未能认真进行接线检查和仿真试验，由于左、右中压调节汽门控制信号接反，在机组运行中进行中压主汽门活动试验时，致使左侧中压主汽门和右侧中压调节汽门同时关闭，截断了中压缸进汽，导致推力瓦烧损。 6.电液调节系统 条文：8.1.15 数字电液控制系统（DEH）应设有完善的机组起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，也应有明确的限制条件 。 条文：8.1.16 汽机专业人员，必须熟知数字电液控制系统 的控制逻辑、功能及运行操作，参与数字电液控制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 。 条文：8.1.17 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。发现问题应及时处理或更换。备用伺服阀应按制造商的要求条件妥善保管。 熟知DEH系统 案例1：2004年某电厂一台300MW机组，在处理高压加热器异常情况的过程中， DEH系统在切除CCS控制方式下运行，由于运行人员不熟悉在该运行方式下无负荷率和负荷跟踪限制等功能，不了解自动保护的特性及定值设置，不了解控制系统存在的问题，以及负荷调整操作方法不当，且操作过程具有随意性。致使调节汽门迅速关小、机组负荷在2s-3s时间内由297MW下降至150MW，汽轮机速度级压力快速降低，透平压比由3降至1.3，低于保护定值（1.7），保护动作而跳机。 7.检修、技改检查确认 条文：8.1.18 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，应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，应严格按制造商的规定安装。 条文：8.1.19 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，进行全面的、充分的论证。 油管断裂 案例1：2007年02月19日14：11#1机组 EH油泵B跳闸，EH油压力快速下降，14：12EH油压低，发汽轮机遮断信号，汽轮机跳闸。 就地检查发现，在汽轮机右侧的高压油储能罐周围地面漏了大量EH油，高压油储能罐上的压力表内弹簧管断裂，导致EH油泄漏，油位降低后使正在运行的EH油泵B跳闸，EH油压下降，造成最终的停机。 原因：汽轮机右侧的高压油储能罐油压表内弹簧管断裂，EH油泄漏，是导致本次停机的主要原因 案例2：2005年10月，一台超临界600MW汽轮机，负荷400MW ，1号高压调节汽门EH进油管喷油，降负荷至237MW打闸停机。1号高压调节汽门EH进油管第一只90°弯管（内外弧交接处）有25mm长裂纹；该弯管的不圆度超标（标准≤5%，实测值10%），造成弯管局部形成”压扁”形貌，导致严重应力集中，运行中产生裂纹、扩展直至开裂，是本次非停事故的原因。 案例3：2004年上海某电厂一台300MW机组，机组负荷258MW，5号高压调节汽门伺服阀进油管与母管连接处断裂喷油，引起“EH油压低”保护动作停机。经分析认为：EH高压油管在高频振动环境下，引起金属疲劳，是油管断裂的主要原因。 案例4：2001年辽宁某电厂，机组负荷580MW正常运行，由于附加保护油管三通的两个焊口间距过小，焊接质量不合格，应力集中较大，致使油管断裂，造成机组甩负荷。 案例5：2007年内蒙某电厂一台600MW机组，蓄能器进油压力表接头断裂泄油，导致EH油压低，保护动作跳机。经检查压力表接头管壁较薄，是接头断裂的主要原因。类似的事故已发生数起，应引起重视，应严格按标准要求选用表接头，以防事故重复发生。 案例6：2004年河北某电厂一台600MW汽轮机，机组起动挂不上闸，经检查发现保安油溢油阀底部齐根断裂。经分析认为：溢油阀连接接头管壁较薄，溢油阀较重，加之运行中的振动，是造成溢油阀底部齐根断裂的主要原因。 |
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