防止电力生产重大事故二十五项重点要求汽机部分

防止电力生产重大事故二十五项重点要求汽机部分汽轮机高中压部分采用合缸结构，通流部分反向布置；低压缸对称分流布置。高、低压缸均采用双层缸结构。高压和中压进汽口都布置在高中压缸中部，是整个机组工作温度最高的部位。高压、中压阀门采用落地式，左右两侧对称布置。高中、低压转子均采用整锻结构，无中心孔。高中压转子的高压部分由1个单列调节级和8个压力级组成，中压部分由6个压力级组成，转子长7364mm；低压转子由2×6个压力级组成，转子长8320mm。高中压转子与低压转子、低压转子与发电机转子均采用刚性联轴器联结。轴系共有6个支持轴承，其中汽轮机4个，发电机2个。＃1和＃2轴承为可倾瓦轴承，＃3、＃4、#5、#6轴承为椭圆轴承。为轴系定位和承受转子轴向力，另设有一个独立结构的活支可倾瓦块型推力轴承，位于中低压轴承箱内的推力盘处，其中工作推力瓦和定位推力瓦各11块，分别位于转子推力盘的前后两侧，承受轴向推力。汽缸通过横销相对于基础保持2个固定点（绝对死点），一个在中低压轴承箱基架上#2轴承中心线后205mm处，另一个在低压缸左右两侧基架上低压进汽中心线前360mm处。机组启动时，高中压缸、前轴承箱向前膨胀，低压缸向前、后两个方向膨胀。转子相对于汽缸的固定点（相对死点）在转子推力轴承处，机组启动时，转子由此处向前后膨胀。机组具有阀门管理功能，能实现全周进汽和部分进汽两种不同的进汽方式，并能实现节流调节与喷嘴调节的无扰切换。采用喷嘴配汽（部分进汽）：高压部分共有4个调速汽门，对应于4组喷嘴，喷嘴的序号与调速汽门序号相对应（见图1），4组喷嘴汽道数均为37只。当I、Ⅱ号调速汽门阀杆开启到39.2mm时，Ⅲ号调速汽门开启，当Ⅲ号调速汽门阀杆行程达到39.2mm时，Ⅳ的调速汽门开始开启。采用节流配汽（全周进汽）：高压部分4个调速汽门根据控制系统的指令按相同的阀位开启，对应于4组喷嘴同时进汽。再热蒸汽通过2个中压联合汽阀从汽缸下半右、左两侧分别进入中压部分（见图2），中压部分为全周进汽，因此中压调速汽门仅采用节流调节方式运行。中压联合汽阀内主汽门和调速汽门共用1个阀座，由各自独立的油动机分别控制。调节阀口径Φ510mm，流量在30%以下时起调节作用，以维持再热器内必要的最低压力，流量大于30%时，调节阀一直保持全开，仅由高压调节阀调节负荷。图1高压阀门配置示意图图2中压阀门配置示意图TV—高压主汽门GV—高压调节阀RSV—中压主汽门IV—中压调节阀盘车装置采用电液操纵摆动齿轮切向啮入式自动低速盘车，具有电操纵液压投入机构，用润滑油压驱动，可程控、远控或就地控制；可连续盘车也可间歇盘车。旁路装置采用40%B—MCR容量，高、低压两级串联、三级减温电动旁路系统。●启动方式：1）、高中压缸联合启动（配有一套预暖缸装置）2）、中压缸启动（配有一套侄暖缸装置）。●300MW汽轮机技术规范1）型号：N300—16.7/537/537—8型（合缸）2）型式：亚临界中间再热两缸、两排汽凝汽式汽轮机（全电调型）3）额定功率：300MW（ECR工况）4）最大功率：330MW（VWO工况）5）额定蒸汽参数主蒸汽（高压主汽门前）:16.7MPa/537℃再热蒸汽（中压联合汽阀前）:3.181MPa/537℃额定主蒸汽流量:898.6t/h6）背压:5.8kPa（冷却水温度为22℃时）7）额定工况下汽耗：2.998kg/kwh8）额定工况下保证热耗:7891kJ/kwh9）最大主蒸汽流量:1025t/h10）转向：从机头往发电机方向看为顺时针11）额定转速：3000r/min12）轴系临界转速（计算值）第一阶:（发电机转子一阶）l347r/min第二阶:（低压转子一阶）1688r/min第三阶:（高中压转子一阶）175Or/min第四阶:（发电机转子二阶）3625r/min第五阶:（低压转子二阶）3654r/min第六阶:＞40OOr/min13）通流级数（共27级）其中:高压缸：1个调节级+8个压力级中压缸：6个压力级低压缸：2×6个压力级14）给水回热系统：3高加+1除氧+4低加（除氧器采用滑压运行）15）给水泵拖动方式：2×50%B-MCR小汽轮机带动，1×35%B-MCR电动调速给水泵作备用。16）轴封系统:自密封系统17）末级动叶片高度：851mm18）汽轮机本体外形尺寸（长×宽×高）：18055mm×7464mm×6634mm（高度指从连通管吊环最高点到运行平台距离）19）汽轮机与凝汽器连接方式：弹性连接20）运行平台高度：12.6m●额定工况各段回热抽汽参数、流量总表抽汽段号12345678抽汽器JG1JG2JG3CYJD5JD6JD7JD8抽汽点（第几级后）69121516/2217/2318/2419/25抽汽压力（MPa）5.7743.5341.6560.80.4680.260.1370.063抽汽压损（%）565抽汽温度（℃）383318.4439.1337.1272.3205.5140.387.3抽汽流量（t/h）64.0867.34735.96921.01626.12124.00824.4749.992●机、炉、电大联锁保护图3机、炉、电大联锁简图●汽轮机保护●ETS跳闸保护以下任一保护动作，ETS发出跳闸信号，汽机跳闸通过程跳逆功率联跳发电机，条件满足后联跳锅炉。1）集控室手动停机。2）汽轮机电气超速，n≥3300r/min动作（三选二）。3）汽轮机TSI超速，n≥3300r/min动作（三选二）。4）润滑油压低，P≤0.0392MPa（三取二）。5）EH油压过低，P≤7.8MPa（三取二）。6）凝汽器真空低，凝汽器真空≤81.3KPa（三取二）。7）轴向位移过大，（≥+1.2mm或≤-1.65mm）。8）DEH故障停机。9）轴振动过大。（任一轴承X或Y方向≥0.25mm）。10）主油箱油位低超限。11）排汽缸温度超限。12）锅炉MFT信号。13）发电机全停信号。14）主蒸汽、再热蒸汽温异常。103%超速限制保护以下任一保护动作使高、中压调速汽门关闭，延时2±0.5秒后，重新恢复，维持机组3000r/min。1）汽轮机转速≥103%。2）发电机解列。3）ETS跳闸条件动作（该项动作后机组不重新恢复）。●机械超速保护汽轮机转速达110～111％（3300～3330r/min）额定转速时，危急遮断器飞环在离心力的作用下迅速击出，打击危急遮断器的撑钩，使撑钩脱扣。通过机械遮断机构使遮断隔离阀组的机械遮断阀动作，泄掉高压保安油，从而使高中压主汽门、调速汽门迅速关闭，遮断机组进汽。●手动停机●就地手动停机机组紧急状态下，在机头手拉“手动停机机构”，通过机械遮断机构的连杆使危急遮断器装置的撑钩脱扣。并导致遮断隔离阀组的机械遮断阀动作，泄掉高压保安油，从而使高中压主汽门、调速汽门迅速关闭，遮断机组进汽●集控室手动停机机组紧急状态下，在集控室按手动停机按钮，通过ETS使高压遮断电磁阀动作，泄掉高压保安油，从而使高中压主汽门、调速汽门迅速关闭，遮断机组进汽。●汽轮机跳闸后联动设备1、联关高、中压主汽门及调速汽门。2、联关各段抽汽逆止门及电动门。3、联关高排逆止门。4、联开汽机高中低压疏水门。5、联开紧急排汽门。6、联跳发电机。7、负荷≥30%，联锁锅炉MFT动作。8、高旁投自动时，联锁开启高、低旁路。9、联锁高加水侧解列。防止电力生产重大事故二十五项重点要求汽机部分防止汽轮机超速条文“9.1.1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转速以下。”调节系统的静态与动态特性合格动态品质不良引发超速事故案例1.1998年吉林二道江电厂7号100MW汽轮机，运行中，窜轴指示增大，解除汽机保护回路，试验窜轴装置时，由于保护回路不合理（窜轴保护动作，汽轮机与发电机同时跳闸），造成甩负荷，最高转速3699转/分。事故后检查，主汽门、调速汽门不严，三段抽汽（除氧器供汽）逆止门卡。案例2.1996年吉林热电厂10号200MW抽凝机组（0.25MPa采暖供热），180MW负荷运行中，主汽门关闭信号电缆短路突然甩负荷，由于一、二段抽汽逆止门卡，供热抽汽逆止门没关，造成严重超速，最高转速达4362转/分。条文“9.1.2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，禁止机组起动和运行。”超速保护的动作转速必须经机组升速试验确认（可在试验台予整定）国内第一台毁机事故的江西分宜电厂50MW机组，事故前危急保安器卡，调门严重漏汽，发生电气系统故障甩负荷后，主汽门未关，严重超速达4700转/分，轴系断为4段。▲配备电超速保护条文“9.1.3机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确和失效，严禁机组起动。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。”转速测量系统必须可靠、准确。条文“9.1.4透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组起动。”油质监督附.检验标准颗粒度NAS1638水分㎎/L酸值㎎KOH/g透平油7级200MW及以上≤100200MW以下≤200≤0.2(未加防锈剂)≤0.3(加防锈剂)抗燃油5级质量分数≤0.1%≤0.2条文“9.1.5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。”大修后必须做的调试项目油循环合格后方可向调节系统充油，静止试验结果由运行验收。条文“9.1.6正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。”各种解列方式（四取二、四取三、四取一加逆功率、保安油压）严重超速事故多由带负荷解列造成（如吉林热电厂10号，二道江电厂7号）△统一采用逆功率保护解列△逆功率保护未正式投入前,完善原保护回路主机保护动作→主、调汽门关闭→发电机解列→机危急跳闸动作条文“9.1.7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。”多数机组的旁路以启动功能为主，不能实现热备用△专题研究，确定各类型机组旁路的功能条文“9.1.8在任何情况下绝不可强行挂闸。”△机组跳闸后即停机检查，待原因明确经批准后恢复△明确保护解除与修改保护回路的授权人条文“9.1.9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置上。”转速测量系统及转速表应准确、可靠▲每台机配备两套转速表条文“9.1.10抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。”▲供热抽汽机组必须加装快关阀▲汽轮机除氧水箱内的凝结水汽化返入汽轮机对超速影响较大，对该段抽汽逆止门应重点监督，甩负荷试验时该段抽汽正常投入。△新建机组的除氧抽汽管路已按两台逆止门串联安装设计，200MW以上在运机组应增装一台可靠的抽汽逆止门。△给水泵出口逆止门故障可引起泵组倒转。给水泵停泵联关泵出口门，出口门全开后再缓慢开启，确认逆止门严密后，将出口门全开，备用。条文“9.1.11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。”考核机组对甩负荷工况的适应能力两种试验方法项目常规法测功法试验目的直接测取汽轮机调节系统动态特性间接测取机组甩负荷瞬时最高转速适用范围汽轮机调节系统考核试验或验收试验；适用于首台新型机组或改造后的机组适用于已用常规法进行过甩负荷试验的同型其它机组；机组大小修前后的校核试验试验方法机组与电网解列，转速飞升，调节汽门关闭，记录汽轮机转速变化过渡过程；以转速飞升至转速稳定或转速飞升至危急保安器动作（不合格）为试验终结机组不与电网解列，手操保护动作关闭调节汽门，机组转速不飞升，记录发电机有功功率变化过渡过程试验不用分级，直接甩100％额定负荷以有功功率降到零或不能降到零（不合格）为试验终结试验结果由转速飞升曲线直接测取调节系统动态参数；试验结果具有一定精度；可以全面考核调节系统特性，评价调节系统运行安全性已知转子转动惯量，根据功率变化曲线，经计算间接得到瞬时最高转速；试验结果转速偏高，对于验收试验偏于安全，必要时可以修正；可以评定调节系统的安全性特点直接、全面、成熟、规范、精度高；是考核调节系统安全的标准试验方法机组不与电网解列，不升速，相对安全；试验方法简单；间接测取瞬时最高转速，与常规法相比，转速略高；可做为调节系统验收试验方法▲新机，调节系统改造后机组及已投产尚未进行试验的机组必须安排△机组大修后采用测功法试验进行验收条文“9.1.12坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。”条文“9.1.13危急保安器动作转速一般为额定转速的110％±1％。”条文“9.1.14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。”调节保安系统的各项试验应坚持按规程要求进行，对不能执行的定期试验项目要申报原因并采取相关措施。（包括汽动给水泵小汽机的各项试验）危急保安器充油试验机组运行2000小时后，应进行充油试验。当危急保安器离心棒动作转速定值较高时，充油往往不能将危急保安器飞锤压出。可用降低危急保安器动作转速的办法来保证机组运行中能定期进行充油试验。部分机组在高压胀差超过2㎜时，进行充油试验可能出现危急保安器杠杆脱不开造成跳闸。可在检修时适当减少危急保安器打击板宽度的办法解决。超速试验危急保安器动作转速应在3270－3300转/分之间。电超速动作转速可在3310转/分。附加保护动作值可在3330转/分。危急保安器超速试验前不宜做充油试验。汽门试验每天进行一次高压主汽门与再热主汽门活动试验。每天（或至少每周）进行一次负荷范围较大的变动以活动调速汽门。每月进行一次抽汽逆止门关闭试验。每年应进行汽门严密性试验。供热机组安装的快速关断阀，每月进行一次15％行程的活动试验。△水压逆止门的水压控制部分易锈蚀卡涩，可研究完善化改造。除氧器抽汽管道上的逆止门动作不灵活，后果较为严重，应特别注意。新机不宜配水压逆止门。▲供热机组在供热期也要坚持充油压出试验。条文“9.1.15数字式电液控制系统（DEH）应设有完善的机组起动逻辑和严格的限制起动条件；对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。”条文“9.1.16汽机专业人员，必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH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“9.1.17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。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按照制造厂的要求条件妥善保管。”在电调改造中充分发挥汽机专业人员的作用。抗燃油油质颗粒度、水份、酸值和电阻率等性能不合格，是造成电液伺服阀故障的主要原因。透平油颗粒度超标是造成电液转换器故障的主要原因。▲大修中对电液伺服阀进行清洗、检测。电力工业液压控制质量检验测试中心检测设备与项目电液伺服阀性能试验台对国内、外各型电液伺服阀进行清洗及静、动态全性能试验液压调节及保安部套试验及联动试验台多功能喷油试验台模拟机组实际在喷油状态下进行调速器特性试验和调速器与滑阀组配合试验确定调速器安装间隙及过封动作值。危急保安器超速试验台各种油泵、射油器特性试验站各种液压阀、油缸试验台条文“9.1.18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，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，应严格按制造厂规定的要求安装。”▲小修进行齿型联轴器检查条文“9.1.19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。”条文“9.1.20严格执行运行、检修操作规程，严防电液伺服阀（包括各类型电液转换器）等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。”二．防止汽轮机轴系断裂条文“9.2.1机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监测保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。”轴系断裂是严重超速和通流部分严重损坏进一步发展的后果振动保护是防止轴系损坏的有效卫士▲机组冲动前必须投入振动保护△在役机组均应配备振动保护条文“9.2.2运行100kh以上的机组，每隔3～5年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。”条文“9.2.3新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。”条文“9.2.4不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施，并报主管部门审批后执行。”按规定时间对规定部位进行转子探伤检查▲每次大修对有中心孔的转子进行中心孔探伤检查；对200MW及以下转子的调节级根部、轴封弹性槽、倒T型叶片的叶轮根槽及套装叶轮的轴向键槽进行检验条文“9.2.5严格按超速试验规程的要求，机组冷态起动带25％额定负荷（或按制造要求），运行3~4h后立即进行超速试验。”满足制造厂对转子温度的要求条文“9.2.6新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的固定情况，保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施。”轴系各转子间以联轴器或加长轴联接，依靠联接螺栓把合在一起，当联接工艺不良或联接件存在缺陷时，在大扭矩和震动的作用下，很容易产生断裂破坏。加长轴问题国内哈尔滨汽轮机厂，东方汽轮机厂及北京重型电机厂制造的20万千瓦三缸、三排汽凝汽式汽轮机为了在结构上布置的需要，在中、低压转子上各接有一段加长轴，以刚性联轴器和转子连成一体。两加长轴的悬臂端也为刚性联轴器，供联接两转子用。加长轴为中空的管状结构。壁厚为25㎜。连接后的两加长轴位于3、4号轴承之间，两轴承的中心距为4030㎜，故可将这一段视为一个转子。加长轴在制造厂分别装在中低压转子上，其晃度和端面瓢偏往往很大，达不到联轴器标准的要求，许多机组在运行中就存在着加长轴的不平衡和晃度大的问题，在不利条件下即成为震动激发因素，更可以成为震动发散的重要因素。另外加长轴的临界转速接近制造厂原规定的危急保安器动作转速（3330－3360转/分），这也是调低该转速到3300转/分以下的原因之一。1、加长轴的检修与组装①加长轴悬臂端对轮的晃度和瓢偏，至少应符合半挠性对轮的合格要求，即晃度0.05㎜，瓢偏0.03~0.04㎜。若不合格必须进行处理。严禁在转子组合状态下在车床上车旋加长轴的对轮面和外园，使悬臂对轮晃度和瓢偏虚假地符合要求。正确的做法应该是，作好标志后解体加长轴，检查中压转子后对轮与低压转子前对轮的瓢偏和晃度，应符合制造厂出厂的合格标准，否则套装对轮应重新装配。解体下来的加长轴在机床（可在立车）上测量各部分的相对偏差，以判断是否做机加处理。②各部偏差已处理合格的加长轴按标志装到转子上，螺栓对号入座，但即禁止强行打入，也不可松装，一般要用铰对轮螺栓孔的办法来调整，组装加长轴。③加长轴对轮晃度和瓢偏合格后，将面临两加长轴对轮铰孔的问题。对轮铰孔在转子中心调整合格后进行，但对于冷态中心要求有一定高差的转子，在铰孔前，应将转子（对轮）的几何中心对正，中心偏差尽量做到在0.02㎜之内。铰孔前，将联轴器临时组合，其组合晃度应符合要求，并确保铰孔过程中晃度不变。每铰完一个孔，立即配制新销（螺栓），新销直径可以比铰刀直径小0.01－0.015㎜。手握铜棒将螺栓打入，并复查晃度以满足组合晃度与单转子对轮对应点晃度之差在±0.02㎜以内。2、国产20万千瓦机组，由于加长轴组装工艺不良，引起多起设备故障，举例如下：①陡河电厂5号机（哈汽制造）更换中压转子后启动，因3瓦振动严重超标，机组不能定速。究其原因，主要是新中压转子在制造厂高速动平衡后组装加长轴时，工艺不当所致。加长轴连接到转子上后，悬臂端晃度达0.51㎜。当时厂家在组合状态将加长轴外园及对轮外园、端面进行加工，使对轮晃度和瓢偏虚假达到标准，实际隐藏了对轮不对中及转子不平衡的因素。后经调整中心及铰孔配销与轴系高速动平衡后解决。②下花园发电厂3号机（东方汽轮机厂生产20万千瓦机组）大修后启动，两次升速到1400－1500转/分，均因振动过大紧急停机。3号轴承最大到0.14㎜，4号轴承振动超过0.20㎜。分析原因是大修中机组更换全部对轮螺栓材质时，未按规定工艺铰孔配销，销子和孔最大间隙达0.09㎜，组合晃度增大。后重新按规定调整对轮，再次铰孔配销，第三次开机，机组振动恢复到大修前水平。▲机组大修应检查、调整各联轴器组合晃度。条文“9.2.7新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的1/3。”哈汽200MW机组及上汽125MW机组的焊接隔板由于结构设计及焊接工艺控制等原因，造成隔板刚度不足，运行中隔板变形量大以致发生轴向磨损，后经采取加固措施，使隔板变形问题得到缓解，但仍未根本解决问题。1987年通辽电厂1号200MW机组曾发生中压转子严重损坏事故（后更换新中压转子），其主要设备原因就是焊接隔板质量问题。事故分析认为13级动叶覆环脱落打击14级隔板后，由于隔板导叶焊接不牢固，致使14级导叶脱落，又影响到15级隔板损坏。在通流部分出现异常后，引起窜轴保护动作，运行将保护解除，造成事故扩大。2003年沈海电厂一台200MW机组（双排汽供热机组），又发生一起中压转子严重损坏（报废）事故。该机中压转子共10级，除前两级外其余各级隔板导叶均与板体及外缘脱开，各级叶轮轮缘严重磨损叶片脱落。事故的主要设备原因，仍是新更换仅运行一年多的焊接隔板仍存在严重的焊接缺陷。本次事故前，将振动保护解除，造成扩大事故。▲机组大修中应检查焊接隔板的变形情况并做焊缝质量检验及必要的加固。条文“9.2.8防止发电机非同期并网。”由于扭矩剧增造成轴系损坏条文“9.3建立和完善技术档案。”建立机组及转子的技术档案三．防止汽轮机大轴弯曲条文“10.1.1应具备和熟悉掌握的资料。”条文“10.1.1.1转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。”条文“10.1.1.2大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置。”条文“10.1.1.3机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。”条文“10.1.1.4正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。”条文“10.1.1.5正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。”条文“10.1.1.6停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。”条文“10.1.1.7通流部分的轴向间隙和径向间隙。”条文“10.1.1.8应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。”条文“10.1.1.9记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动和汽缸金属温度低于150℃为止。”条文“10.1.1.10系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管部门批准后再执行。”200MW汽轮机轴封间隙宜取0.6～0.9㎜（半径），下部间隙宜取大值。高压前轴封第Ⅰ、Ⅱ汽封套及高压内缸隔板的径向间隙为：上部间隙0.6～0.7㎜，下部间隙0.8～1.0㎜，左右间隙0.7㎜。汽封块的退让间隙应增加到2.5㎜以上。▲汽轮机轴封与汽封的易磨损轴段，采用铁素体等软材质汽封圈。条文“10.1.2汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。”条文“10.1.2.1大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。”条文“10.1.2.2大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的±0.02㎜。”▲每次大修后向运行提供晃动表安装处大轴晃动原始值的数值与相位机组晃动值相对变化的标准为：在相位不变的条件下，其绝对值允许变化±0.02㎜采用接触式就地晃动测量表时，注意测量杆与大轴接触情况（丰镇电厂因误判断造成弯曲）监视晃动值变化是防弯轴重要措施之一条文“10.1.2.3高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃。”条文“10.1.2.4主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。”监视汽缸上、下缸温差是防弯轴重要措施之一▲在役机组均应配备汽缸金属温度测点，测量元件必须可靠、准确增设汽缸上、下缸温差大报警讯号●300MW下列情况下，禁止汽轮机启动：1）任一安全保护装置失灵。2）机组保护动作值不符合规定。3）汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下。4）任一主汽门、调速汽门、抽汽逆止门卡涩或关不严。5）汽轮机转子弯曲值相对于原始值大于0.02mm。6）盘车时有清楚的金属摩擦声或盘车电流明显增大或大幅摆动。7）主要显示仪表（如测转速、振动、轴向位移、胀差、润滑油压、抗燃油压、冷油器出口油温、轴承回油温度、主蒸汽及再热蒸汽压力与温度、凝汽器真空等的传感器和显示仪表以及调节、保安系统压力开关、测汽缸金属温度的双支热电偶和显示仪表等）不全或失灵。8）交、直流润滑油泵、润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。9）润滑油和抗燃油油质不合格，润滑油进油温度不正常，回油温度过高。10）回热系统中，主要调节及控制系统（如除氧器水位、压力自动调节、旁路系统保护及自动调节、汽（电）动给水泵控制系统等）失灵。11）高中压外缸和高压内缸内、外壁温差大于50℃。12）高压主汽门壳内、外壁温差大于55℃。13）高中压外缸内壁与高压内缸外壁温差大于50℃。14）高中压外缸外壁上、下温差大于50℃。15）高压内缸外壁上、下温差小大35℃。16）高中压外缸法兰内、外壁温差大于80℃。17）高中压外缸上半左、右法兰温差大于10℃18）高中压外缸上、下法兰温差大于10℃。蒸汽温度应符合规定300MW机组冷态冲转参数如下：（1）主蒸汽压力3.0MPa。（2）主蒸汽温度300℃，并保证有50℃及以上过热度。（3）主蒸汽压力上升速度≯0.02MPa/min，主蒸汽温度变化率≯1℃/min。（4）再热蒸汽温度：210℃～237℃，（5）再热蒸汽温度变化率≯1.2℃/min。300MW机组温态冲转蒸汽参数如下：1）主蒸汽压力：7.84～8.0MPa。2）主蒸汽温度选择比高压内缸内上壁温高80～100℃，并有50℃以上的过热度。3）再热蒸汽温度300～327℃。4）主蒸汽温度变化率≯1℃/min。5）再热蒸汽温度变化率≯1.2℃/min事故案例1995年沈海电厂2号200MW汽轮机，因高压内下缸内、外壁温度测点先后损坏，启动中无法监视高压内缸上、下缸温差，启动过程主蒸汽过热度仅16℃，导致高压内缸上、下缸温差大而变形，造成高压转子弯曲。条文“10.1.3.1机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于2～4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。”条文“10.1.3.2机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。”防弯轴重要措施之一，盘车过程监视晃动变化通辽电厂4号200MW机组，中速暖机过程振动大，四次重复挂闸，未执行盘车规定，导致转子弯曲条文“10.1.3.3停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180°。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。”条文“10.1.3.4停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180°，待盘车正常后及时投入连续盘车。”条文“10.1.3.5机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。”当转子出现热弯曲，机组振动大停机后，不要强行盘车，可采用闷缸靠自重校直条文“10.1.3.6机组热态起动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。”▲轴封高温汽源有可靠测温元件，汽温与金属温度相匹配条文“10.1.3.7疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。”条文“10.1.3.8停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。”▲各机高、低压加热器、除氧器和凝汽器均配备水位报警讯号。条文“10.1.3.9起动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。”条文“10.1.3.10汽轮机在热态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。”条文“10.1.4发生下列情况之一，应立即打闸停机。”条文“10.1.4.1机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03㎜。”条文“10.1.4.2机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10㎜或相对轴振动值超过0.250㎜，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。”条文“10.1.4.3机组运行中要求轴承振动不超过0.03㎜或相对轴振动不超过0.080㎜，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.250㎜应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.015㎜或相对轴振动变化±0.05㎜,应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05㎜，应立即打闸停机。”中速暖机前1、2瓦振动达0.03㎜立即打闸停机，是防止弯轴的极为重要措施之一200MW机组通过临界转速时，轴承振动不应超过0.1㎜，正常运行中，1、2号轴承振动达0.06㎜，其它轴承振动达0.1㎜时，振动保护动作停机（单瓦振动达定值即跳机）国产引进型300MW、600MW机组的发电机与励磁机转子为三支点结构，升速过临界励磁机轴承轴振动制造厂允许值为0.38㎜。三支点结构大轴弯曲事故是汽轮机恶性事故之一，各类型汽轮机运行操作不当都可能造成弯轴，但这类事故多发生在冲动式多缸的高中压转子上，尤其是轴跨度比较大而轴又较细，也就是挠度较大的转子上。国产200MW高压转子就属于这类转子。200MW机组高中压两个转子由三个轴承支撑，即三支点结构。高中压对轮找中心确定高中压对轮下张口及确定高压缸径向汽封间隙时，要利用临时假瓦。在安装和检修调整时，高中压转子为四支点，而实际运行是三支点。根据制造厂提供的数据，三支点状态下在高压第二级隔板处的静挠度比四支点增加0.20mm，而且挠度变化最大的位置应该在调节级前。机组运行时各种因素的影响下，有可能使轴封间隙消失发生摩擦。125MW机组为冲动式汽轮机，有一个整锻双支撑的高中压转子和一个焊接结构单支撑的低压转子，两转子组成三轴承支承。对该型机组应注意三个轴承的负荷分配和低压通流中部动挠度的变化及高中压转子中间轴封段径向间隙（尤其下部）的配置。48234765482347654030390020909400高压转子中压转子加长轴低压转子发电机转子半挠联轴器#1#2#3#4#5#6#7调节级1530676低压转子高中压转子＃低压转子高中压转子＃2＃1＃3假瓦59494829中间轴封745三排汽200MW汽轮发电机组轴系支承简图125MW机组汽轮机轴系支承简图摩擦振动众所周知，大轴旋转时的动挠度与转子的偏心值成正比，转子原始不平衡(或热偏心)越大，其动挠度(或轴振动)越大。当转速小于临界转速时，因动、静摩擦产生热变形的方位正好与原来转子的偏心的方位相重合。热变形引起摩擦，摩擦热变形进一步加大偏心，可以在短时间内使动挠度大大加剧，动静摩擦振动恶化，这是引起大轴永久弯曲的危险区域。大轴弯曲大多发生在机组升速过程，此时，在操作上不能犹豫，也不可降速暖机，而应立即打闸至盘车状态。在临界转速下发生摩擦时，振动不是固定在某一方位上，而是构成转子全周摩擦，热弯曲变形是暂时的，故可以较快的提升速度通过临界。在高于临界转速时发生摩擦振动，摩擦产生的热变形与转子原来偏心刚好相反，这是一种十分有利的情况，它在一定程度上抵消了原来的不平衡，条文“10.1.4.4高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃。”条文“10.1.4.5机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃。”主蒸汽温度下降过快是过水的征兆富拉尔基二厂1号200MW机组，滑停时，主汽温度下降太快，汽缸变形，高压转子弯曲。条文“10.1.5应采用良好的保温材料（不宜使用石棉制品）和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃，最大不超过50℃。”汽缸保温对上、下缸温差及胀差影响很大。保温材料的选择及保温工艺严格要求条文“10.1.6疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于φ76㎜。”条文“10.1.7减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。”条文“10.1.8门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。”条文“10.1.9高压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位自动开启。”双层缸结构的内下缸，大修中若不吊出，应采用灌水或通气的办法检查内缸疏水管是否畅通正常。对仅具有冷态启动功能的旁路系统，可将减温水系统堵死。应注意检查门杆漏汽至除氧器管路逆止门的动作灵活性或采取立式安装。▲高排逆止门应灵活、严密、扑板式高排逆止门应完善化改造条文“10.1.10高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。”条文“10.1.11机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表，应按热工监督条例进行统计考核。”条文“10.1.12凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。”凝汽器高水位报警在停机后仍能正常投入。四．防止汽轮机轴瓦损坏条文“10.2.1汽轮机的辅助油泵及其自起动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组起动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量起动、连锁试验。”坚持定期试验，停机前进行辅助油泵全容量起动、连锁试验条文“10.2.2油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等）时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。”油系统切换操作，必须有监护人按操作票顺序进行条文“10.2.3机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求果断处理。”条文“10.2.4在机组起停过程中应按制造厂规定的转速停起顶轴油泵。”条文“10.2.5在运行中发生了可能引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬时断油等）的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动。”钨金成分轴瓦温度控制运行中瓦温情况改进建议125MW机组正常运行＜85℃有瓦温高现象轴瓦球面紧力按厂家规定下限尽量向间隙靠近国产200MW机组国内牌号chsnsb11-6正常运行＜95℃，100℃停机东方型200MW机2瓦易出现瓦温高支持推力轴承顶隙按1.5‰D国产引进型300MW600MW机组西屋配方支持轴承正常＜99℃,107℃报警,112℃停机。推力轴承及发电机和励磁机轴承正常＜85℃，99℃报警，107℃停机30万机4瓦温度高，瓦温达107℃轴瓦已损坏。（东方型30万机2瓦温度高）30万机减轻4瓦负荷，低一发对轮高差降至0.38mm。(珠江电厂报警温调至103℃)上汽厂对30万机4瓦轴承座加固，低发对轮高差为0.15mm。（东方型30万机可按厂家标准再适当降低2瓦标高）轴承钨金温度超过正常运行温度时，调整轴承负荷分配是解决措施之一当采用国外钨金的轴瓦损坏修复，更换为国产钨金时，应注意修改瓦温控制值条文“10.2.6油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。”条文“10.2.7油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。”条文“10.2.8应避免机组在振动不