汽轮机停机和事故

汽轮机停机和事故处理: 停机是指汽轮机从正常带负荷运行到盘车或静止状态的过程。包括减负荷、打闸、发电机解列、转子惰走、投盘车等过程。停机过程是汽轮机各金属部件降温冷却的过程,所以在汽缸内壁或转子面产生拉应力,与启动相比更容易造成设备损坏。另外由于转子的冷却速度快于汽缸,胀差将出现负值,因此停机过程要注意汽轮机各部件的温度变化,主要是防止冷却不均匀或冷却过快产生过大的热应力、热变形、负胀差,造成设备损坏。 汽轮机的停机方式:正常停机和故障(事故)停机 一.正常停机:有计划地停机,如按预定计划检修停机或调度要 求停机。 正常停机:额定参数停机、滑参数停机 (一)额定参数停机 停机时,主蒸汽参数不变,依靠关小调节气门逐渐减负荷到零,直到转子静止的过程,称为额定参数停机.额定参数停机常用于短时间停机处理缺陷后,立即恢复运行的状况. 在这种情况下要求停机后汽轮机金属温度保持较高的水平。其优缺点:能保持汽缸处于较高的温度水平,便于下次启动,热应力小,负胀差较小;但是停机后要等较长时间,才能检修;不能利用锅炉余热。 (二)滑参数停机 停机如果是以检修为主要目的,希望机组尽快地冷却,则可选择滑参数停机方式。滑参数停机是指在调节气门全开状态下, 汽轮机负荷随着锅炉蒸汽参数的降低而下降,汽机的金属温度也随着相应下降。直至负荷到零为止。它可以使机组停机后汽缸金属温度降低到较低的水平,大大缩短了汽缸冷却的时间.其优缺点:采用滑参数停机有利于降低汽缸温度,有利于提前检修;可减少停机过程中的能量和汽水损失,可利用锅炉余热发电;滑参数停机对叶片喷嘴起清洗作用.但是采用此方式停机,热应力较大. 停机注意事项: 1. 汽轮机停机是启动的逆过程,启动过程的注意事项基本适用于停机。由于停机时汽轮机承受热拉应力,所以对新蒸汽的滑降有一定的规定,一般平均降温速度为1~1.5℃/ min。 2.滑参数停机过程中,新蒸汽温度应始终保持50℃以上的过热度,以保证蒸汽不带水,在短时间内出现大的温降时,应果断打闸停机,以防出现动静间隙消失导致动静摩擦。 3. 停机前的准备工作:试转辅助油泵、盘车电机和顶轴油泵等。 4.滑参数停机过程中不得进行汽轮机超速试验。 5.按照先打闸,再解列发电机的原则操作 6、打闸发电机解列后,应准确记录汽轮机转子的惰走时间,这是判断汽轮机动静部分和轴承工作是否正常的重要依据.如果按同样的规律停机,若转子惰走时间明显缩短,可能是轴承工作恶化或是汽轮机内部动静部分发生摩擦,若惰走时间明显拉长,则是汽轮机的进汽阀或是抽汽逆止门关闭不严,有压力蒸汽漏入或返回汽轮机所致. 7、停机后转速到零,真空到零,断轴封汽,及时投入连续盘车,隔绝轴封漏汽及其它水源,防止进冷水冷气,导致大轴弯曲事故。 停机过程: 1. 滑降负荷或直接降负荷。 2. 启动油泵。 3. 打闸、查自动主汽门、调速汽门关闭、抽汽逆止门关闭。 4.发电机解列,转速下降。 5.打闸停机后要降低真空,使转子静止时真空到零。这是因为(1)惰走过程中真空降得慢,机组降速至临界转速时停留的时间就长,对机组的安全不利。(2)如果转子已经停止,还有较高真空,这时轴封供汽又不能停止,也会造成上下缸温差增大和转子变形不均发生弯曲。 6. 止速后投盘车。转子静止后,盘车装置应立即投入运行. 盘车的目的在于防止和消除大轴弯曲,均匀冷却轴颈,减少汽 缸温差. 停机后的维护 1.严密切断与汽缸连接的汽水来源,防止汽水倒入汽缸,引起 上下缸温差增大,甚至设备损坏。 2.认真监视除氧器、凝汽器,高低压加热器,汽封冷却器的水 位,防止满水进入汽轮机,造成汽轮机大轴弯曲事故。 3.认真做好停机记录 4.盘车运行期间定期检查盘车电流、润滑油泵、顶轴油泵的运 行情况。 . 二、故障(事故)停机:电网突然发生故障或汽轮发电机组 发生严重异常的情况下,保护装置动作或手动停机以达到保 护机组避免设备损坏或减少损坏的目的。当机组发生事故时, 为了不扩大事故,将设备损坏控制在最小范围,必须进行事 故停机。紧急事故停机的处理原则是先打闸切断汽轮机进汽, 然后在完成停机必要的其他操作。现代汽轮机组装有足够的 保护装置。事故停机的操作一般在相应的保护和连锁拒动的 情况下进行。 汽轮机事故处理原则: 1.机组运行中出现事故或故障时,均应按规程规定,以保人身、保设备、保电网为原则处理。 2.运行人员应根据仪表指示的变化和现象迅速准确地判断事故原因。及时处理,防止事故扩大,解除对人身和设备的威胁。 3.坚决执行紧急停机规定。 紧急停机的操作步骤: 1、手动停机按钮或手动危急保安器打闸 2、确认自动主汽门、调速汽门关闭、抽汽逆止门关闭。 3、启油泵 4、破坏真空 紧急事故停机时,可以不经过请示,立即打闸停机,根据事故性质,确定是否破坏真空。事故对设备造成的直接危害大,机组需要尽快停下来,以降低对设备的损坏,就应破坏真空,以缩短惰走时间;破坏真空停机,缩短惰走时间,是通过空气对转子剧烈摩擦,增加对转子的制动实现的,对汽轮机叶片有一定的影响。打闸后不再继续对设备造成直接危害,应不破坏真空。 汽轮机紧急停机条件 发生下列情况之一时,应破坏真空紧急停机: 1. 汽轮机升速至3360r/min,而危急保安器未动作。 2. 轴向位移达到极限,推力瓦温度明显升高时。 3. 胀差超限时。 4. 轴封摩擦冒火花。 5. 从汽轮机内部发出明显的金属摩擦声。 6.机组启动过程中,过临界时轴承振动超过0.1mm;轴振超过0.26mm。 7.机组发生强烈振动或任一轴承振动突然增加了0.05mm。 8.确认发生水冲击。 9.主汽温度急剧下降50℃或10min内下降50℃以上。 10.润滑油压下降到0.06Mpa. 11. 汽轮机发电机组任一轴承断油或回油温度急剧上升至75℃。 12.轴承冒烟或冒火花。 13.主油箱油位急剧下降到低限 14.油系统着火不能很快扑灭,危及机组安全时。 15.主轴瓦钨金温度超过85℃。 16.推力瓦钨金温度超过95℃。 17.主要系统管道破裂不能维持机组运行时。 18.发电机励磁机冒烟着火时。 发生下列情况之一时,应不破坏真空停机。 1.主汽温度升高到545℃运行30min,升高到546~550运行3min,主汽温度超过550℃。 2.主汽温度降至460℃。 3.主蒸汽压力升高至9.87Mpa,运行30min。 4.汽轮机无蒸汽运行超过3min,应立即联系发电机解列。 5.凝汽器真空降低到62KPa。 6.发电机断水时间超过30秒。 7.确认发电机内部漏水。 复习题 为什么停机时温降率比启机温升率小 为什么要求转速到0真空到0 紧急停机的条件 一.1999年3月3日5:02 #1机冲车,6:15并网带负荷, 7:25 #1机负荷加至40MW,7:25 #1机副司机在接受班长投入“低真空停机保护”命令后,在“低真空停机”光字牌信号不亮的情况下投入保护,造成#1机跳闸,负荷甩到零,“主汽门关闭”信号发,“发电机跳闸”信号发,7:40 #1机恢复,并网带负荷。原因:运行人员没有及时发现“低真空停机”信号不亮的缺陷,造成信号已经复归的误判断,导致在投该保护时引起#机组解列停机。属于一类障碍。 二.8月22日#4机循环泵掉闸经过 事故经过:8月22日,15:50#4机监盘人员张淳光发现#4机A循环泵掉闸,B循环泵联动,B循环泵出口门蓝闪,恢复B循环泵电机操作开关,显示运行状态正常,这时B循环泵又掉闸,状态蓝闪,张淳光立即手动抢合A循环泵电机,启动 正常。期间#4机真空从-84KPa下降,最低至A侧-77Kpa,B 侧-73Kpa,负荷降至79MW,“凝汽器真空低报警”光字牌亮,#4机B射水泵联动。 15:51#3机监盘人员根据#4机事故状态,立即手动启动#3机B循环泵。 #4机副司机汇报在其巡检过程中,15:45左右发现在#4机循环泵坑排污泵处有两名头戴蓝色安全帽,身穿我厂工作服,脚穿雨鞋的工作人员在循环泵坑内。回到主控询问时,A 循环泵突然掉闸。速到就地检查时,发现两名工作人员已不在现场,循环泵事故按钮罩放在地上。 三.08年4月21日#3机自动主汽门犯卡分析 事件经过: 4月21日6:30,#3机准备冲车,关闭防腐门,开启电动主闸门,开启自动主汽门时,到70%犯卡开不动。手摇同步器和就地打闸、自动主汽门活动手轮均关闭不了,联系检修的同时,采取来回活动的措施,检修到场后认为主汽门门杆间隙不平衡导致卡涩,采取电动主闸门停电后稍开过汽暖门体,运行严密监视盘车转速。7:45停炉,8:44#3机全面停止检修主汽门。 事件原因: 检修解体自动主汽门后发现,门芯有氧化生锈皮,初步原因确定为氧化皮造成主汽门卡涩。 某厂一台凝汽式汽轮机为消除缺陷停机。在整个停机过程中未发现异常现象。停机后一小时又四十分钟,运行人员发现高低压汽封信号管冒出大量汽水,同时凝汽器水位已看不见。最初认为是凝汽器铜管破裂引起的。但化验水质合格,证明铜管不漏。班长到现场发现凝结水再循环门留在开启位置,主抽气器出水门未全关闭,约留两圈,因而凝结水母管的凝结水倒回凝汽器造成满水。经启动凝汽水泵排水,使凝汽器水位正常。约六小时后,检修工作完毕,启动汽轮机,当升速到1700~2200转/分时,汽轮机发生剧烈振动,轴向位移指示器摆动,降低转速继续暖机40分钟,再行升速,在转速达到1700~2200转/分时,同样.发生上述异常现象。遂又降速,加长暖机时间到1小时以上,重新升速到临界转速,其振动仍无好转,停机揭缸检查。检查发现第三、四级叶轮之间主轴永久弯曲为0.70毫米,在危急保安器偏心环处测定其晃动度为0.20毫米。由于主轴弯曲,在三次启动中,发生了很大振动,故已将1号和2号轴承局部磨损,高低压轴封及隔板汽封全部磨坏,并发现第七级叶轮部分叶片有松动现象。 原因分析:造成这次轮机满水严重损坏设备事故的主要原因是,停机停止凝结水泵后,未将主抽气器出口门完全关闭,同时又未注意凝汽器水位,致使其他正在运行机组的凝结水经联络母管返回该机凝汽器内,灌入汽缸,使下汽缸突然冷却,并 导致主轴弯曲。启动前,未检查转子弯曲情况及上下缸温度,在启动中一再发生较大的振动又未采取立即停机,而是继续启动,致将高低压轴封和隔板汽封严重磨坏,产生大轴永久弯曲。经验教训: (1)停机后汽缸和转子在热态,如此时汽缸内进水,将发生激烈冷却,极易造成永久变形,必须严格防止。 (2)热态启动前必须检查轴弯曲度及上下缸温差 (3)启动过程中如发生强烈振动,必须打闸停机,进行检查,找出原因并加以消除后才可以再行启动,不得盲目进行低速暖机,造成事故扩大。 六.汽轮机典型事故: (一)汽轮机发生水冲击 现象: 1)主蒸汽温度或再热蒸汽温度急骤下降。 2)汽轮机发生振动并有水击声。 3)蒸汽或抽汽管道发生振动并有水击声。 4)主汽门、调节汽门、汽缸结合面有湿蒸汽冒出。 5)轴向位移增大,推力瓦块温度升高。 6)CRT汽缸上下温差增大且报警。 原因: 1)锅炉汽包满水。 2)锅炉增加蒸汽流量过快,造成蒸汽带水。 3)锅炉减温水调整不当或失灵。 4)锅炉灭火后调整不当。 5)加热器满水,逆止门不严,向汽机倒水。 6)启动时,疏水未排尽或不畅。 处理: 1)如确认汽机发生水冲击,应立即打闸停机,并破坏真空。 2)开启汽机本体及有关蒸汽管道疏水门。 3)如由于除氧器、加热器满水引起水击,应立即关闭抽汽管道隔离门并放水。 4)检查主汽门、调节汽门及各段抽汽电动门关闭情况。 5)记录惰走时间,倾听机组内部声音。 6)检查串轴、胀差,推力瓦钨金温度,回油温度及振动等情况。 7)如惰走时未听到异音和摩擦声,且惰走时间、推力瓦温度,轴向位移,振动均正常,同时机组又符合热态启动条件,经有关领导同意可以进行启动,但汽机本体及管道必须经过充分疏水。升速时,应特别注意各项控制指标,并仔细倾听汽机内部 声音,测量振动,注意监视轴向位移、胀差的变化和汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水情况。如机组启动正常,可以并网带负荷,并随时注意检查轴向位移,推力瓦温度,胀差和振动情况。如机组重新启动时,发现有异音或转动部分有摩擦声,应立即破坏真空停机。 8)汽轮机发生水击时,如轴向位移增大至极限值或推力瓦钨金温度和推力瓦回油温度上升,惰走时间明显缩短,应停机检查。 9)主蒸汽温度在10分钟之内下降50℃或发现主蒸汽、再热蒸汽管道法兰、阀门、密封环、高中压缸结合面有白色蒸汽冒出,应按紧急停机处理。 (二)凝汽器真空下降 凝汽器真空下降的现象,原因及处理: 现象: 1)真空记录仪和指示表指示。 2) CRT显示汽机低压缸排汽温度上升。 3)光字盘发出“真空低”声光报警。 原因: 1)循环水泵故障。 2)轴封系统工作不正常。 3)凝汽器热井水位高。 4)射水抽气系统故障。 5)真空系统泄漏。 处理: 1)发现凝汽器真空下降至80Kpa,光字盘“真空低”声光报警,根据真空减负荷,保持凝汽器真空不低于80Kpa。 2)凝汽器真空下降至67Kpa,汽机自动事故跳闸,光字盘“真空低停机”声光报警,否则手动打闸停机。 3)检查循环水压力是否正常,若循环水压力低,应检查循环水泵运行是否正常,和循环水系统是否泄漏,否则应切换循环泵或增转一台循环泵。 4)检查轴封压力是否正常,若不正常应及时调整恢复其正常。检查轴封冷却器疏水是否正常,水封是否破坏,否则应调整使其恢复正常。 5)检查凝汽器水位是否高,应尽快查明原因进行处理。 6)检查真空系统工作是否正常。 7)检查小机真空系统是否泄漏,轴封系统是否正常,若小机系统泄漏使凝汽器真空不能维持在报警值以上时,应启动电泵,小机打闸停机,关闭排汽蝶阀。 8)检查低压抽汽法兰,低压结合面等是否有漏气的地方,真空系统是否严密,如真空系统泄漏使真空下降至汽机停机,应联系检修处理。 (三)汽轮机超速 一、超速的案例及原因 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。国内曾发生过以下几次超速造成的设备严重毁坏事故: (1)1985年某厂一台国产200MW机组运行中,发电机开关掉闸甩负荷后,转速上升,危急保安器虽然动作基本上关闭了调节汽门,但由于调速系统故障使主汽门延时关闭,余汽的能量使机组转速继续上升,约在3800r/min时,机组剧烈振动,中、低压转子间的加长轴对轮螺栓断裂拉脱,高、中压转子继续上升到4500r/min左右,轴系断裂成5段,高中压转子、汽缸通流部分严重毁坏,轴承、油管损坏后透平油漏出起火,经抢救扑灭。事故后经鉴定,汽轮机本体报废,发电机修复后继续使用,经8个多月耗资1400多万元才恢复运行。 (2)1990年某自备厂一台50MW供热机组,在机组停机时,负荷减到7MW再也减不下来,操作人员未看功率表,只看到调节汽门已关闭,即打闸停机并将机组解列,主汽门、调节汽门虽然关闭,但与热网连接的抽汽逆止门卡涩未能关闭,导致热网系统蒸汽返入汽轮机造成机组严重超速报废。 (3)1993年某厂一台高压25MW汽轮发电机运行中处理励磁机整流子炭刷冒火时,突然形成环火,即打闸停机,但因自动主汽门、调节汽门卡涩未能完全关闭,继续向机内进汽,导致机组严重超速毁坏。 上述超速事故案例表明,造成汽轮机超速的主要原因是: (1)调节保安系统检修后调试项目不全,以及运行中透平油质不良导致调速部套卡涩锈蚀,致使机组甩负荷后调节系统不能维持飞升转速在危急保安器动作转速以下,以及危急保安器锈蚀、卡涩拒动,造成机组超速。 (2)自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门等由于积结盐垢、产生高温氧化皮、门杆弯曲等原因造成卡涩,在危急保安器动作后,不能迅速关闭严密,使机组继续进汽造成超速。 二、防止汽轮机超速应采取的主要措施 1985年某厂国产220MW机组严重超速事故后,原水电部以[85]水电生字85号文发了紧急通报,并以[1986]电生火字194号文发了“关于发送防止220MW机组严重超速事故的技术措施”,同时生产司、基建司先后两次发文要求新机组进行甩负荷试验。对其后的几次超速事故,能源部都发了通报并提出了防范措施。上述通报和技术措施,对防止超速事故提出了全面的、针对性的措施要求。并在1992年颁发的二十项反措中提 出重点要求,应该认真学习贯彻。这里对主要防范措施再作一些强调和说明: (1)调节系统在机组额定参数下甩掉额定电负荷后,应能将机组转速维持在危急保安器动作转速以下,这是防止超速的最基本措施。这就需要通过提高检修质量,做好调试工作,进行调节系统静态特性试验,确保调节系统的良好性能。 (2)提高调节保安系统和主汽门、调节汽门、抽汽逆止门检修质量,确保不发生机械卡涩及高温氧化皮卡涩缺陷。 (3)保持良好的透平油油质,保证不因油中水分引起调节保安部套锈蚀或油中杂质引起部套卡涩、拒动。 (4)坚持危急保安器的各项定期试验,防止危急保安器拒动。 (5)坚持进行定期的自动主汽门、调节汽门严密性试验,防止甩负荷后不能快速关闭严密。 (6)坚持执行运行中定期活动主汽门、调节汽门和抽汽逆止门定期试验的规定,并保持良好的蒸汽品质,防止积结盐垢等因素造成汽门卡涩。 (7)各种超速保护均应投入运行,超速保护不能可靠动作时,禁止将机组投入运行或继续运行。 (8)除发电机甩负荷外的停机时,在打闸后应先检查有功功率表到零,电能表停转或逆转后,再将发电机与系统解列,或采用逆功率保护动作解列。 (9)鉴于国产220MW机组调节保安系统存在的隐患,制造厂已明确将危急保安器的动作转速降低为额定转速的108%~110%,后备保护的动作转速降低为额定转速的112%;并且在未能确证超速滑阀改进效果前,进行超速试验时,先使用同步器提升转速到3150r/min以上,再用超速滑阀提升转速。 (四)锅炉灭火,汽机专业的处理: 一、确认锅炉灭火后,迅速降负荷至低限,并完成降负荷过程中的相关操作。 二、在此期间特别应加强对胀差、串轴、排汽缸温度、除氧器水位、凝汽器水位、振动等参数的监视。 三、在此期间密切监视汽温、汽压变化,始终确保主蒸汽有50℃以上的过热度,严格执行紧停规定。 四、锅炉点火后,炉侧主汽温度不降,机炉之间温差不超过40℃,在此期间加强与司炉联系。 五、加负荷后机侧温度下降幅度不得超过3℃/分钟。否则减缓加负荷速度。 六、加负荷后,炉侧温度回升,可继续回升负荷。 七、如加负荷后,炉侧温度下降速度加大,速降负荷至低限。 八、机炉之间温差大于40℃,不得加负荷。