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。
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。
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。
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。6KV 11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。
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
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。
#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。
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。
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 4:59 DCS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
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，
逆功率原理
1、程序逆功率
பைடு நூலகம்
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。
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。
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。
二、汽轮机轴系损坏
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。