第十章 防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故 原文：“为了防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生，应认真《防止20万千瓦机组大轴弯曲事故的技术措施》[(85)电生火字87号、基火字64号]等有关规定，并提出以下重点要求。” 第一节 防止汽轮机转子弯曲 第一节 防止汽轮机转子弯曲 一、条文10．1．1、10．1．1．1～10．1．1．10 原文：“10．1．1 应具备和熟悉掌握的资料。 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。 10．1．1．2 大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值(双振值)，最高点在圆周方向的位置。 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。 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。 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。 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。 10．1．1．7 通流部分的轴向间隙和径向间隙。 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。 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或汽缸金属温度低于150℃为止。 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。” 所有现场工作人员都应该熟悉掌握机组的重要设计、制造和运行的数据资料，尤其是运行人员，更应该熟悉机组运行规程。通过对一些技术数据，就能了解机组的运行状态；通过定时记录重要数据的变化，就能发现机组存在的问题和即将发生的事故，以便于及时处理和防止重大事故的发生。 二、条文10．1．2、10．1．2．1、10．1．2．2 原文：“10．1，2 汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。 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。 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±0．02mm。” 根据多起汽轮机转子弯曲事故的发生情况来看，多数重大事故的先兆都能通过机组的一些重要仪表来显示出来的。例如：轴向位移突然增大、振动突然增大、晃动突然增大、胀差值突然变化、油压突然降低、上下缸温差增大、主蒸汽温度突然降低等。因此，机组的重要表计和保护必须投入运行，以防止重大事故的发生。 对于转子晃动的监视，要高度重视转子晃动值的相位测量。由于转子晃动值是一个向量，只有对其的绝对值和相位同时进行比较，才能真正地评定其是否发生变化。目前，大多数电厂运行人员对起动前转子晃动值的相位不重视、不了解，在转子上不做标识，仅凭转子晃动的绝对值作为起动前的判据是错误的，并容易造成误判断而酿成事故的发生。因此，在转子晃动测量时，除了测量出转子晃动的绝对值外，还应测量其相位。机组起动前应将转子晃动的绝对值和相位变化作为机组能否起动的判据。 三、条文10．1．2．3、10．1．2．4 原文：“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℃。 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℃。” 运行中机组的汽缸上、下缸温度测点必须齐全、准确，汽缸上、下缸温差必须在规定要求的范围内，以防止过大的缸体热变形。为了防止进入汽轮机中的主蒸汽带水，要求主蒸汽过热度最低不能低于50℃，其温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不能超过额定蒸汽温度。 例如：1995年6月，沈海热电厂发生2号200MW机组高压转子弯曲事故。其事故原因如下： (1)高压内缸上、下壁温度测点损坏，起动中无法监视高压内缸上、下壁温度变化。 (2)冲转前，机侧主蒸汽温度只有200／220℃，暖管时间短，而在主蒸汽压力1．6MPa下对应的饱和温度为204℃，过热度只有16℃，导致汽轮机进水，高压内缸上、下缸温差增大，从而造成了高压转子弯曲事故。 四、条文10．1．3、10．1．3．1、10．1．3．2 原文：“10．1．3 机组起、停过程操作措施。 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。 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。” 在机组正常起动、停机和事故工况下，正确投入盘车，是避免转子发生永久性弯曲事故的重要措施之一。为了避免出现转子发生永久性弯曲，要求在机组起动前至少连续盘车2—4h，热态起动时至少连续盘车4h。如果盘车过程中发生盘车跳闸或由于其他原因引起的盘车中断，都应重新计时。振动是转子发生弯曲最明显的标志，如果机组在起动过程中因为振动异常而必须回到盘车状态时，则应认真检查、分析引起振动的因素，在没有明确结论时，严禁盲目起动。如果具备了起动条件，则还应连续盘车4h后方可起动。 例如：1995年3月，通辽发电总厂发生4号200MW汽轮机高压转子弯曲事故。其事故原因是由于机组在停机处理缺陷后，再次起动升速时2号轴承发生振动，在没有查明事故原因的情况下，93min内连续起动4次，使高压转子与前汽封发生摩擦，从而导致了转子弯曲事故的发生。 五、条文10．1．3．3～10．1．3．5 原文： “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。 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。 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。” 近年来，转子弯曲事故仍不断出现，由于未能正确投入盘车和采取必要的措施，导致了多起转子发生永久弯曲事故。重点强调并重申，当盘车盘不动时，决不能采用吊车强行盘车，以免造成通流部分进一步损坏。同时可采取以下闷缸措施，以清除转子热弯曲。 1)尽快恢复润滑油系统向轴瓦供油。 2)迅速破坏真空，停止快冷。 3)隔离汽轮机本体的内、外冷源，消除缸内冷源。 4)关闭进人汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体、抽汽管道疏水门，进行闷缸。 5)严密监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子晃动随时间的变化情况。 6)当汽缸上、下温差小于50℃时，可手动试盘车，若转子能盘动，可盘转180°进行自重法校直转子，温度越高越好。 7)转子多次180°盘转，当转子晃动值及方向回到原始状态时，可投连续盘车。 8)开启顶轴油泵。 9)在不盘车时，不允许向轴封送汽。 目前，通过采取闷缸措施，已成功避免了多起转子发生永久弯曲。 例如：1995年青岛电厂一台300MW机组，发生油系统断油，机组被迫紧急停机。停机后大部分轴承钨金熔化，电动连续盘车盘不动，用吊车强行盘车也盘不动，之后采取闷缸措施，从而避免了转子发生永久弯。 又如：1996年山东胜利发电厂一台200MW机组，汽轮机进水、振动超标，紧急停机后盘车投不上，随后果断采用闷缸措施，机组再次起动后，一切正常，证明转子未产生永久弯曲。 又如：1997年十里泉电厂一台300MW机组在试运期间，因两台小汽轮机故障而跳闸。再起动时，因高压旁路减温水逆止门不严，使汽轮机进水，振动超标，被迫打闸停机。停机后，电动盘车投不上，采用吊车强行盘车，钢丝绳被拉断，此时高、中压缸内缸上、下温差已大于180℃。之后采用闷缸措施，机组再次起动后，一切正常，也证明转子未产生永久弯曲。 六、条文10．1．3．6 原文：“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。” 机组热态起动时，选择正确的轴封供汽和抽真空方式，是防止汽轮机转子弯曲的重要措施。为了防止抽真空时抽人冷空气，要求抽真空前必须投入盘车和先向轴封供汽。在向轴封供汽时，要根据不同的汽缸金属温度选择不同的轴封汽源，以降低该处热应力。停机后，为了防止冷空气漏人汽缸内，要求必须先破坏真空，并确定真空已经到零后，方可停止轴封供汽。 例如：1994年2月，丰镇发电厂发生2号汽轮机高压转子弯曲事故。事故发生在机组停运后，当时高压缸金属温度406℃，由于轴封供汽门不严，锅炉的低温蒸汽经轴封供汽门漏人汽缸，转子局部受到急剧冷却，使高压转子发生永久性弯曲事故。 七、条文10．1．3．7、10．1．3．8 原文： “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。 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。” 防止汽轮机进水、进冷汽是防止汽轮机转子弯曲的重要措施之一。因此，在机组起动、运行中和停机后，应严密监视高低压加热器、凝汽器、除氧器、各疏水联箱的水位。在机组起动前，主、再热蒸汽管道必须充分暖管、疏水，并确保疏水畅通。否则，一旦汽轮机进水或进冷汽，转子将局部受到急剧冷却，并将导致转子永久性弯曲事故的发生。 例如：1993年11月，洛河电厂发生2号机组转子弯曲事故。事故是由于在机组起动过程中，由高压缸旁路系统向高压缸进水，高压缸上、下缸温差达200℃，导致了高压转子发生永久性弯曲事故。 又如：1990年10月朝阳发电厂发生200MW汽轮机中压转子弯曲事故。其事故原因是由于机组在运行中4号低压加热器满水进人中压缸，中压缸上、下缸温差达264℃，造成了中压转子发生永久性弯曲事故。 又如：1994年2月，北京第一热电厂发生4号机组转子弯曲事故。其事故原因是在4号机组停机盘车时，由于凝汽器远方电子水位计失灵，使凝汽器满水进入汽缸，上、下缸温差大于200℃，导致了汽轮机转子发生永久性弯曲事故。 八、条文10．1．3．9、10．1．3．10 原文： “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。 10．1．3．10 汽轮机在热状态下，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。” 机组在起动过程中和低负荷运行时，由于再热蒸汽流量很小，如果投入减温水会引起再热蒸汽带水。锅炉熄火或机组甩负荷时应及时切断减温水，也是为了防止汽缸进水、进冷汽。汽轮机在热态下，如果要进行锅炉打水压试验，必须保证主蒸汽、再热蒸汽系统的截止门行锅炉打水压试验。 例如：1983年6月，清河发电厂发生7号汽轮机转子弯曲事故。其事故原因是由于在停炉操作尚未全部结束，而锅炉正在补水过程中，运行人员工作不负责任，将锅炉补水变成了满水打压，使低温蒸汽进入汽缸，在上、下缸温差增大，汽缸、隔板套变形，动静部分间隙变小的情况下，仍按照正常工况起动，结果造成了高压转子发生永久性弯曲事故。而且在起动过程中，机组发生剧烈振动后，运行人员在没有查明原因的情况下，又两次强行起动，加重了设备的损坏程度。 九、条文10．1．4、10．1．4．1～10．1．4．3 原文： “10．1．4 发生下列情况之一，应立即打闸停机。 10．1．4．1 机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0．03mm。 10．1．4．2 机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0．10mm或相对轴振动值超过0．260mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。 10．1．4．3 机组运行中要求轴承振动不超过0．03mm或相对轴振动不超过0．080mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0．260mm应立即打闸停机；当轴承振动变化±0．015 mm或相对轴振动变化±0．05mm，应查明原因设法消除， 当轴承振动突然增加0．05mm，应立即打闸停机。” 重申并规定了机组在起动和运行中轴承和轴振动的要求值和极限值，强调了在机组起动或运行中振动超标的打闸停机条件，特别强调要高度重视振动相对变化值，轴承振动变化±0．015mm或相对轴振动变化±0．05mm，就应查明原因并设法消除；当轴承振动突然增加0．05mm时，就应立即打闸停机。 例如：贵溪电厂发生4号125MW机组转子弯曲事故。其事故原因是由于转子存在较大的原始动不平衡量，使转子产生较大的不平衡振动，而暖机转速又过于接近高、中压转子的临界转速，使转子产生共振，同时动静间隙又过小，使转子发生动静部分碰磨，最终导致了汽轮机转子发生永久性弯曲事故。 十、条文10．1．4．4、0．1．4．5 原文：“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℃。 10．1．4．5 机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在lOmin内突然下降50℃。” 在机组运行中，要经常注意监视缸温和主汽温度的变化，特别要注意的是上、下缸温差增大和主蒸汽温度的急剧下降，如果发现上、下缸温差增大或主蒸汽温度下降的趋势，应及时调整。主蒸汽温度下降太快是过水的征兆，不但增加热应力，而且也可能引起剧烈的热变形，将导致动、静部分摩擦与转子永久性弯曲。 例如：1986年1月，富拉尔基第二发电厂发生1号200MW汽轮机转子弯曲事故。其事故原因是由于在机组滑停时，主蒸汽温度降得太快，使转子受到急剧冷却，动静发生摩擦，而造成了转子发生永久性弯曲事故。 因此，要求在机组滑停时，要严格控制降温速度，保证各参数在规定范围内。在停机过程中，如发现有异常情况，应立即打闸停机。 十一、条文10．1．5 原文： “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℃。” 汽缸两侧及上下保温应完整，应使用保温性能良好的保温材料，保温层的厚度应达到设计规程要求。经常检查汽缸的保温情况，发现保温层有脱空、脱落现象时，要及时处理。汽缸保温的施工工艺和材料，必须保证在停机后的上、下缸最大温差不超过50℃。 由于石棉材料是制癌物，因此要求禁止使用。已有的石棉保温，也应结合检修进行更换为硅酸铝纤维毡等保温材料。 十二、条文10．1．6～10．1．9 原文： “ 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高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45°。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管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于76mm。 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。 10．1．8 门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。 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。” 疏水系统的设计必须合理，疏水系统的阀门、联箱标高、联箱水位自动控制装置应能保证蒸汽管道和汽缸的疏水畅通。疏水系统、减温水系统的阀门必须保证关闭严密，其自动装置应安全可靠。高压加热器应装有紧急疏水阀，该紧急疏水阀应有水位高联动开启和远方操作的功能。 为了防止从除氧器通过门杆漏汽向回返冷汽，要求门杆漏汽至除氧器上应设逆止门和截止门，并应保证该逆止门和截止门严密。 十三、条文10．1．10 原文：“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。” 近年来，汽轮机进水和进冷汽造成转子弯曲事故仍频繁发生，特别是300MW合缸机组较为突出，多发生在高中压轴封段处，应引起重视，除应加强运行管理外，还应深入分析疏水系统存在的问题，并加以改造和消除隐患，以防止进水事故的继续发生。 原文： “10．1．11 机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是转子弯曲表、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。 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。” 监测仪表对于运行人员了解和掌握机组运行状态至关重要，如果没有完好、准确监测仪表就等于失去了有效监督机组运行状态的眼睛。因此，要求监测仪表必须完好、准确，尤其是重要仪表更应定期校验、100％投入运行。机组报警装置必须保证完好、投入。凝汽器的水位报警装置，要求在停机后也能正常投入，以防止停机后凝汽器满水进入汽缸。除氧器的高水位报警必须投入，高水位自动放水装置必须好用。 例如：1994年2月，北京第一热电厂发生4号汽轮机停机后汽缸进水造成转子弯曲事故，其中汽轮机进水的主要原因就是由于凝汽器远方电子水位计失灵，就地水位计的玻璃管锈渍严重，很难看清水位。另外，运行人员对待工作责任心不强，也是这次事故发生的重要原因。 十五、条文10．1．13 原文：“10．1．13 严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。” 总结汽轮机以往所发生的转子弯曲事故，发现大多数的事故在发生、发展过程中都有运行人员违章操作、领导违章指挥的成分，违章操作和操作不当往往是事故的直接原因或者是事故扩大的原因。 因此，要求运行人员必须遵守运行规程，一切操作要按规程的规定操作，不要因为某个领导的指挥而违背运行规程。检修人员在大修时，要严格按照规程规定的项目进行，确保检修质量，消除设备隐患。
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