汽机事故案例(精华版)

汽轮机事故案例一、防止汽轮机超速案例1：国电某厂，在进行小机超速试验时，小机测量转速值为实际值一半，导致小机飞车，转子叶片断裂。案例2：国华某厂，2009-5-29，#4机小修滑停，主汽门关闭超时。#1高压主汽门在3-4%的时候出现关闭超时，关闭时间长达3.473s；打闸时，点检人员就地检查发现主汽门在3-4%阶段缓慢关闭到位。2010年8月25日，1号机定子接地发电机跳闸，汽机跳闸。磨煤机全部在运行，手动MFT，手动开PCV阀，锅炉泄压，汽轮机转速最高至3146r/min后下降。机组跳闸过程中：1、高压主汽门关闭时间2分09秒、3分57秒；中压主汽门关闭时间419毫秒，1分51秒。2、由于主汽门关闭超时，惰走时间217分钟本次跳机由于汽机主汽门关闭超时，造成锅炉未及时发出MFT，造成锅炉压力升高，安全门动作。逆功率原理1、程序逆功率发电机逆向功率达到动作值后（0.01pu，约13MW），并且汽轮机跳闸信号（电气中习惯称主汽门关闭）出现，延时1.5S后保护出口。这部分是落实反措中的“严禁带负荷解列”要求，目的应为防止汽轮机超速。事故按钮中的GCB分闸按钮务必谨慎，若在汽门卡涩时按下，可能导致超速。一般情况下使用紧急停机按钮即可实现解列目的，操作风险要低很多。电气逆功率发电机逆向功率达到动作值后，延时20S后保护出口。该保护是用于保护汽轮机末级叶片的，发电机长时间逆功率运行表明汽轮机已无进汽，发电机运行于电动机状态，末级叶片在没有蒸汽冷却的情况下，容易出现超温损坏。该保护与规程中“无蒸汽运行时间超过1分钟”需紧急停机条款是一致的。规程条款中需注意的是“无蒸汽运行”的判断，不能以汽门关闭作为条件，实际还是得通过逆功率情况进行判断，所以这条按照逆功率拒动来理解更合适。当然，若误解了“无蒸汽运行”，按“紧急停机”按钮来执行本条，操作上风险也是很低的，但却无助于改变发电机的“电动机”运行状态。事实上要出现双套逆功率拒动或开关拒动而后备保护不动的概率都是极低的。2010年11月8日国华某330MW机组，在进行倒厂用电过程中，由于进线开关合闸不成功，11段厂用段失电造成机组跳闸。汽轮机在停运过程中造成高压转子第6、7、8级动叶叶轮出汽侧与下一级隔板板体发生严重碰磨事故，致使高压转子返厂修复，机组被迫转入大修的严重后果。03：06机组并网，参数为主汽：4.92MPa、393℃，再热汽0.06MPa、389℃。胀差分别为3.67mm/2.82mm/4.57mm。03：30，负荷升至30MW，主汽4.7MPa、431℃，再热汽0.38MPa、温度435℃，胀差HP/IP/LP分别为：3.99mm/2.78mm/4.83mm。04：00，负荷43MW，启动12磨煤机，负荷升至55.61MW，主汽4.95MPa、496℃，再热汽0.62MPa、435℃，胀差分别为3.99mm/2.78mm/4.83mm。04：42主汽温度降至506℃，再热气温降至488℃，高压缸胀差最大达6.08mm后开始下降。二、汽轮机轴系损坏04：45倒厂用电时厂用母线时11段工作电源进线开关未合到位，备用电源开关退出，11给水泵跳闸，汽包水位低保护动作，锅炉MFT。04：56汽机转速到0，就地盘车无法启动，手动盘车转子无法盘动。开缸后检查主要问题如下：高压转子第6、7、8级动叶叶轮出汽侧与下一级隔板板体发生严重碰磨，叶轮进汽侧有明显过热痕迹，出汽侧叶轮轮毂表面有磨损沟痕，最深达16毫米以上，相应下一级隔板进汽侧板体表面附着有金属熔融物，其中第8级隔板表面附着金属熔融物横断面显示分成两层，表层表面呈灰黑色过热氧化物痕迹，底层表面呈黄色锈蚀痕迹。1、汽轮机厂家设定胀差保护定值不合理，未起到保护作用；动静间隙裕度不足，厂家设计、施工安装控制不当，实际间隙与胀差遮断保护值不匹配。启动运行说明书中高压胀差限值为6mm报警、6.5mm遮断，机组启动并网后高压胀差最大到6.08mm，未达到遮断值。2、设备管理、技术管理不到位。6KV11段进线开关在前期损伤，返厂修复后，在出厂检查验收没有进行开关特性试验。3、运行管理不到位。运行人员经验不足，暴露出专业人员前期准备不足，对机组特性掌握不够，运行规程编制不全面，对运行人员的培训不到位。运行人员在机组启动操作过程中违反运行规程，未有效控制参数异常变化。这是一起由电气设备引起的，运行人员违反规程规定，引发制造厂家设计、基建安装安全隐患的扩大性事故。升负荷过程84分钟时间主汽温度由394℃升至522℃，高压缸胀差由3.67升至5.75mm，跳闸前高压缸胀差最大达6.08mm，已超报警值6.00mm。高压外缸内壁上下缸温差最大超114.9℃，超过《汽轮机启动运行说明书》高压外缸上下缸温差不超过50℃规定。300MW典规25项反措请关注我厂规程附录中的各启动曲线三、汽轮机进冷汽14：32锅炉点火后，高旁开度从8%逐渐增大，最大至28%，在此过程中低旁保持关闭（再热汽压力升至0.2Mpa后，低旁才会开启）。此时主汽压力0.16Mpa，主汽温度175℃。14：50发现盘车转速下降。14：57汽机盘车停运，转速到零。15:00锅炉手动MFT，低旁开启，再热汽泄压到零。15:03打闸6B小机。15:05隔离轴封供汽，停运真空泵、破坏凝汽器真空，对汽轮机进行闷缸。15:08上下缸温差最大达到110℃（392/281℃）。此后温差缩小，稳定在62℃左右，超过汽轮机盘车允许值55℃。事件造成汽轮机在热态工况下盘车停运29小时27分，延误机组启动49小时。在锅炉点火初期，因冷再蒸汽管道疏水不充分，锅炉再热器起压后，冷再管道上的冷气返回至汽轮机高压缸，出现高压缸上下缸温差大、轴封回汽温度下降等异常现象，最终导致动静部件变形卡涩，发生汽轮机盘车停运。四、轴瓦损坏2011年4月15日22:30，华电某厂临修结束后启动。16日4:59DCS中“发电机密封油膨胀箱液位高”报警信号发出，采取放油处理，5:26，液位高报警信号消失。7:53，DCS中“发电机密封油膨胀箱液位高”报警信号再次发出。16:12，机组负荷618MW，汽轮机跳闸，首出原因显示“汽轮机润滑油压低”。转速到零后，就地投入盘车因电流大跳闸，盘车无法正常投入，手动盘车不动。汽轮机轴瓦、推力瓦解体后，发现各轴瓦钨金、轴颈均有不同程度磨损。初步认为发电机密封油回油膨胀箱下部系统回油不畅，导致密封油回油膨胀箱油位升高，并进入发电机内部。同时，引起汽轮机润滑油主油箱油位下降，油位降至BOP油泵吸入口部位后，汽机润滑油主油泵不出力，润滑油压失去，最终造成轴瓦烧损、汽轮机无法盘动。暴露的主要问题1.运行人员对机组运行状态与异常情况不敏感，在报警并放出大约10升油的情况下，对于再次发出报警信号没有引起重视，也没有采取措施。2.交接班制度执行不严格，交接班记录不全面，对当班出现的异常情况，交班人员未向接班人员进行详细交代，接班人员对前班出现的异常情况（膨胀箱油位高报警）没有引起重视。3.发电机进油后，发电机汽侧、励侧油水报警器未能及时发出报警（解体检查发现，汽侧报警器为浮子上方磁钢碎裂，励侧报警器为浮子上方磁钢失磁），导致未能及时发现发电机进油。4.对“主机油箱油位远方指示不稳定，油位低报警信号长期处于不可靠状态”的缺陷没有引起重视。该缺陷自机组试运以来长期存在，却未录入缺陷管理系统，也未采取任何临时防范措施和应急手段，致使对主油箱油位变化情况失去监视。5.主油箱油位由1250mm下降至600mm以下直至跳机，运行人员未能及时发现，暴露出巡回检查制度执行不严格，巡回检查不认真、不到位。国华某电厂，2014年12月18日10时43分，#6机组跳闸，SOE首出“汽轮机瓦温高跳闸”，检查为#7瓦温度达到跳闸值为107℃(最高达到107.5℃），发电机程跳逆功率动作，发电机跳闸，锅炉主控自动降至48％，高低旁联动正常，其余设备联动正常。检查发现#7瓦下瓦部分钨金被碾压，碾压部分靠近汽端。#6机组正常运行时，因#7轴瓦顶轴油管老化泄漏，造成#7轴瓦润滑油建立的压力油楔受顶轴油管泄漏影响，油楔的刚度和稳定性降低，由于油楔未完全被破坏，#7瓦瓦温偏高。12月18日，#7轴瓦顶轴油软管破裂进一步扩展，油楔刚度及稳定性急剧恶化，油楔完全被破坏，导致#7轴瓦瓦温短时快速升高，保护动作，机组跳闸。