汽轮机的事故处理
汽轮机的事故处理部分
1 事故处理原则
1.1 发生故障时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危胁，找出发生故障的原因，消除故障，同时应注意保持非故障设备的继续运行，必要时设法增加非故障设备的负荷，以保证用户正常供电。
在处理事故过程中，运行人员应保证厂用电的照常供电。
为了完成上述任务，运行人员必须坚守岗位，集中全部精力来保持设备的正常运行，消除所有的不正常情况，正确迅速地执行上级命令。
1.2 机组发生故障时，运行人员一般应按照下述方法顺序进行工作，消除故障：1.
2.1 根据仪表的指示和机组外部的象征，判定设备已发生故障部位及原因。1.2.2 迅速消除对人身和设备的危胁，必要时应立即解列发生故障的设备。
1.2.3 迅速查清故障的性质、发生地点损伤的范围。
1.2.4 保证所有未受损害的机组能正常运行。
1.2.5 消除故障的每一阶段都需要尽可能地报告值长和分场主任，以便及时采取更正确的对策防止故障蔓延。
1.3 消除故障时，动作应当迅速、正确，但不应急躁、慌张，否则不但不能消除故障，反而更使故障扩大。在处理故障时接到命令应复诵一遍，如果没有听懂，应反复问清。命令执行后，应迅速向发令者报告。
1.4 运行班长在处理事故时受值长的领导，但在集控班组所管辖的范围内，工作完全独立。
发生故障时，班长应迅速参加消灭故障的工作，并尽可能首先通知值长，同时将自己所采取的措施报告值长和分场主任。值长的所有命令班长必须听从（威胁设备、人身安全除外）。
1.5 在现场设备发生故障时，发电分场主任或副主任应给予运行人员必要的指示，但这些指示不应和值长的命令相抵触。
1.6 从机组发生故障起直到消除故障、机组恢复正常状态为止，值班运行人员不得擅自离开工作岗位。假如故障发生在交接班的时间，应延迟交接，交班的运行人员应继续工作，并在接班人员协助下，消除故障，直到机组恢复正常运行状态或接到值长关于接班的命令为止。
1.7 禁止与消除故障无关的人员停留在发生故障的地点。
1.8 班长在机组发生故障时对所属值班员发布的命令，应以值班员不离开原岗位地点就能执行为原则，并使值班员能兼顾到原来岗位工作和继续监视主要仪表指示的情况。
1.9 运行人员发现自己不了解的现象时，必须迅速报告班长，共同实地观察研究查清，当发生本规程没有规定的故障象征时，运行人员必须根据自己的知识和判断，主动采取对策，并尽可能迅速把故障情况通知班长。
1.10 故障消除后，班长应将所观察到的现象、故障发展的过程和时间，所采取的消除故障的措施，正确的记录在班长运行记录簿上，司机也应同时将机组故障的情况和经过记录在司机运行记录簿上。
2 主机部分事故处理
2.1 在下列情况下，紧急故障停机
2.1.1 汽轮机转速超过危急保安器动作转速，而危急保安器拒绝动作时。
2.1.2 汽轮机组突然发生强烈振动。
2.1.3 清楚听出汽轮机内部发出金属摩擦声。
2.1.4 水冲击。
2.1.5 轴封处发生火花。
2.1.6 汽轮发电机组任一轴承断油或回油温度急剧升高超过75℃或任一推力瓦块温度突然上升，超过90℃。
2.1.7 轴承内冒烟。
2.1.8 油系统着火，并且不能很快扑灭时。
2.1.9 主油箱油位突然降至最低油位以下。
2.1.10 转子轴向位移达1.4毫米，推力瓦块温度急剧升高。
2.1.11 润滑油压降至0.06～0.07MPa，处理无效时。
2.1.12 发电机内冒烟或氢冷发电机内部爆炸。
2.2 在下列情况下，故障停机
2.2.1 DEH系统失灵，无法增减负荷或不能维持空负荷运行，经值长同意需停机处理时。
2.2.2 主蒸汽管道法兰处强烈喷泄蒸汽。
2.2.3 主蒸汽温度低于460℃。
2.2.4 主蒸汽温度在545～550℃之间连续运行15分钟不能恢复时。
2.2.5 主蒸汽温度超过550℃，达到551℃时。
2.2.6 真空降至60KPa负荷减至零仍不能恢复时。
2.2.7 当转子和汽缸相对膨胀差超过＋３或－１毫米时。
2.2.8 EH系统油压下降至9.2 Mpa，无法恢复时。
2.2.9 EH油箱油位下降至200mm，处理无效时。
2.3 紧急故障停机操作步骤
2.3.1 室内或室外打闸停机，检查自动主汽门、调速汽门、水压逆止门应全关，负荷到零后，手动发电机解列按钮，若发电机没解列时，立即电话联系电气解列。
2.3.2 起动交流润滑油泵。
2.3.3 开启真空破坏门，停止射水泵。
2.3.4 停止对外供汽及三级抽汽，调整轴封供汽。
2.3.5 开启凝结水再循环门，关闭＃１低加入口门，停止收能器。
2.3.6 关闭电动主汽门。
2.3.7 其它同正常停机。
2.4 故障停机操作步骤
2.4.1 减负荷到零后，停止射水泵，开启真空破坏门，适当降低机组真空，真空降至66.7kpa后, 室内或室外打闸停机,检查自动主汽门、调速汽门与水压抽汽逆止门应全关。
2.4.2 向主控发出“注意”“机器危险”信号，联系电气将发电机与系统解列。
2.4.3 启动交流润滑油泵。
2.4.4 停止对外供汽及三级抽汽，调整轴封供汽。
2.4.5 开启凝结水再循环门，关闭1号低加入口门，停止收能器。
2.4.6 关闭电动主汽门。
2.4.7 其它操作同正常停机。
2.5 蒸汽参数偏离额定值
2.5.1 主汽压力超过9.02MPa时，联系锅炉注意汽压升高，达9.22MPa时，联系锅炉降压，超过9.22MPa时，请示值长迅速减负荷故障停机。
2.5.2 主汽压力低于8.24MPa时，适当降低负荷，使监视段压力不超过极限值。
2.5.3 主汽温度超过540℃时应：
2.5.
3.1 主汽温度达541℃时，联系锅炉降低汽温。
2.5.
3.2 主汽温度达545℃时，再次联系锅炉降温，并报告值长。
2.5.
3.3 主汽温度在545～ 550℃之间允许连续运行十五分钟，全年累计不超过二十小时。
2.5.
3.4 主汽温度超过545℃时，每升高１℃减负荷20MW，550℃时负荷减至零。
2.5.
3.5 主汽温度在545～550℃之间连续运行超过十五分钟时，请示值长迅速减负荷到零故障停机。
2.5.
3.6 主汽温度达551℃时，立即发出“注意”机器危险信号故障停机。
2.5.4 主汽温度降低到525℃以下时，立即联系锅炉恢复汽温，降低到
510℃以下时，开始减负荷，并开启导管、本体（前后）、＃２、４调速汽门疏水门。
2.5.5 汽温汽压下降
2.5.5.1 汽压正常，汽温下降至520℃，再次联系锅炉恢复正常，继续下降至510℃，应报告值长，并按下表减负荷，460℃以下故障停机。
2.5.5.2 汽温正常，汽压下降至8.24MPa时应联系锅炉恢复正常，下降至8.24MPa以下时，应报告值长，并按下表减负荷，5.79MPa以下故障停机。
2.5.6 主蒸汽参数变化处理时，汽压以自动主汽门前为准，汽温以混合温度为准，如单管温度急剧下降50℃以上，应以单管温度为准，对照混合温度，进行故障停机。
2.5.7 汽温、汽压、真空同时下降，减负荷数值为各自减负荷值之和。
2.6 真空下降
2.6.1 发现凝汽器真空下降时，应迅速检查弹簧管真空表与排汽室温度表，确认
真空下降后，应迅速查找原因，及时处理，并报告班长。
2.6.2 真空急剧下降时，应立即检查下列各部位：
2.6.2.1 凝汽器循环水出口虹吸。
2.6.2.2 射水泵电流与压力。
2.6.2.3 轴封供汽压力。
2.6.2.4 真空破坏门。
2.6.2.5 低加水封放水门。
2.6.2.6 凝汽器热水井放水门。
2.6.3 凝汽器真空缓慢下降时，应检查下列部位：
2.6.
3.1 凝汽器循环水入出口温度。
2.6.
3.2 射水箱水位、水温。
2.6.
3.3 射水泵电流与压力。
2.6.
3.4 凝结水泵电流与压力，凝汽器水位。
2.6.
3.5 轴封供汽压力。
2.6.
3.6 低加水位。
2.6.
3.7 真空系统空气门，汽水门及其法兰是否严密。
2.6.
3.8 真空破坏门。
2.6.
3.9 热水井放水门。
2.6.
3.10 轴封加热器水位、真空。
2.6.4 真空下降时按下表减负荷：
2.6.5 真空降至66.7KPa以下高于60KPa时，允许运行三十分钟。
2.6.6 真空降落时，在下列情况下，允许机组暂时带下降后真空所对应的负荷运行，但应在最短时间内恢复真空至正常值：
2.6.6.1 真空维持一定数值不再下降。
2.6.6.2 机组振动正常。
2.6.6.3 轴承温度正常。
2.6.6.4 监视段压力在规定范围内。
2.6.6.5 排汽温度在规定范围内。
2.6.6.6 轴封无摩擦。
2.7 甩负荷
2.7.1 发电机突然甩负荷到零，出口油开关跳闸与电网解列
其象征是：功率表指示到零，保护动作，自动主汽门、调速汽门、各级抽汽逆止门关闭，监视段压力到零，转速升高后下降，此时应：
2.7.1.1 起动调速油泵，断开自动主汽门联锁开关。
2.7.1.2 转速降至3000转／分，重新挂闸投入GV控制，设定目标转速3000转／分，将汽轮机保持3000转／分运行。
2.7.1.3 停止对外供汽及三级抽汽。
2.7.1.4 调整轴封供汽量(如单机运行时应倒轴封为备用汽源带)。
2.7.1.5 开启凝结水再循环门，关小1号低加入口门，停止收能器，保持凝汽器
水位。
2.7.1.6 低加疏水导凝汽器，停止疏水泵。
2.7.1.7 停止高压加热器。
2.7.1.8 注意检查轴向位移、胀差、推力瓦温度、振动、机组声音，氢压和密封油压的变化。
2.7.1.9 当胀差出现负值时，向前轴封送入新蒸汽，关闭轴封漏汽至七级抽汽截门，将胀差调整至正值或接近正值。
2.7.1.10 全面检查一切正常后，向主控发出“注意”“已准备”好信号。
2.7.2 发电机突然甩负荷到零，出口油开关跳闸与电网解列时，如主汽门调速汽门未联动关闭应立即打闸停机，汇报、请示值长是否恢复机组运行，如恢复运行其它操作同2.7.1。
2.7.3 保护装置动作，甩负荷到零，发电机未解列时，应进行下列检查与操作：2.7.
3.1 检查轴向位移、低真空、低油压、振动保护装置及DEH系统油压、油温、油位跳机保护动作情况，若动作正确，应按事故停机处理。
2.7.
3.2 如保护误动，立即报告值长，与值长一同看后，则应立即断开保护开关，重新挂闸投入GV控制，设定目标转速3000转／分，开启自动主汽门与调速汽门，恢复汽轮机正常运行。
2.7.
3.3 汽轮机无蒸汽运行不得超过三分钟，否则应解列。
2.7.
3.4 通知热工检查保护装置。
2.8 水冲击
2.8.1 汽轮机水击的主要象征：
2.8.1.1 主汽温度急剧下降50℃以上。
2.8.1.2 主汽压力摆动。
2.8.1.3 主汽管法兰、轴封、汽缸结合面冒出白色湿汽或溅出水点。
2.8.1.4 清楚听出蒸汽管内有冲击声。
2.8.1.5 推力瓦块温度和轴承回油温度升高。
2.8.1.6 机组振动逐渐剧烈，机组内部发出金属噪音和冲击声。
2.8.2 汽轮机发生水冲击时，立即破坏真空紧急停机，全开本体、导管、电动主汽门前及主蒸汽管道疏水。
2.8.3 凡因水冲击紧急停机时应：
2.8.
3.1 正确记录惰走时间及惰走时真空的变化。
2.8.
3.2 惰走时仔细倾听汽机内部声音。
2.8.
3.3 检查推力瓦块及回油温度。
2.8.
3.4 记录轴向位移数值。
2.8.4 汽轮机发生水击后，检查各部若正常，可恢复运行，但需加强主蒸汽管道及汽机疏水，注意机组振动及倾听内部声音，若重新启动时转动部分发生磨擦或内部有异音，应立即停机，检查内部。
2.8.5 若在汽轮机水击时，推力瓦块温度或轴承的出口油温升高，轴向位移超过1.4毫米，或惰走时间较正常缩短,必须停机检查推力轴承，并根据推力轴承状态，决定汽机是否解体检查。
2.8.6 为了防止汽机发生水击应：
2.8.6.1 当蒸汽温度和压力不稳定及锅炉水位异常升高时，要特别加强对设备的监视。
2.8.6.2 加热器水管破裂时，应迅速关闭抽汽逆止门与加热汽门，停止加热器。
2.8.6.3 假设水通过不严密的抽汽逆止门进入汽轮机时，应迅速停机。
2.8.6.4 起机时应注意正确的暖管与疏水。
2.9 转子轴向位移增大
2.9.1 发现转子轴向位移逐渐增大时,应特别注意推力瓦块温度,推力轴承回油温度,并经常检查和倾听汽轮机运行情况和内部声音,注意振动有无增加.
2.9.2 轴向位移超过+1毫米时,应:
2.9.2.1 迅速减负荷，使轴向位移至＋１毫米以内。
2.9.2.2 检查推力瓦块和推力轴承回油温度。
2.9.2.3 注意机组振动，倾听机组内部及轴封处摩擦声，报告班长。
2.9.2.4 如果轴向位移增大并伴随不正常的声响、噪音和振动，在空负荷下超过1.4毫米时，应破坏真空紧急停机。
2.10 机组不正常的振动和异音
2.10.1 机组突然发生强裂振动或发出清楚的金属磨擦声音时，应破坏真空紧急停机。
2.10.2 在负荷变动情况下，机组发生不甚强烈的振动时或可疑声音，应降低负荷直到振动消除时为止，同时检查：
2.10.2.1 润滑油压是否正常。
2.10.2.2 轴承入口油温是否正常。
2.10.2.3 主汽温度是否正常。
2.10.2.4 机组热膨胀是否正常。
2.10.3 若机组振动轴向位移增加引起的，应迅速降低负荷，使轴向位移减少到振动消除为止。若降低负荷无效，并伴随着不正常声音时，则应故障停机。
2.10.4 若汽轮机组解除励磁振动消失，提升电压振动增加，则振动为电气方面原因，应通知电气处理。
2.10.5 汽轮机转子冲动后，在两端轴封处或通流部分听出清晰的磨擦声应停止启动。
2.10.6 机组启动过程中，在1200转／分以下，轴承振动超过0.03mm，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。
2.10.7 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±0.015mm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。
2.10.8 运行中汽轮机叶片损坏和脱落的象征是：
2.10.8.1 通流部分发出不同程度的冲击声。
2.10.8.2 机组振动增加。
2.10.8.3 监视段压力升高，但负荷没变或减少。
2.10.8.4 如末级叶片断落，凝汽器铜管被打坏，会出现凝结水硬度急剧升高或凝结水流量增加的象征。
上述现象，事故时不一定同时出现，因此运行中听到通流部分发出清晰的金属响声或声音不正常时，同时机组剧裂振动时，应破坏真空停机。
2.11 油系统工作失常
2.11.1 调速油压与润滑油压同时下降时，应迅速启动调速油泵恢复油压，并检查主油泵工作是否正常，如主油泵有异音并越来越大时，应迅速破坏真空紧急停机，并报告班长。
2.11.2 油箱油位与油压同时下降时，应检查：
2.11.2.1 油管是否破裂，油系统法兰是否漏油。
2.11.2.2 开启冷油器水侧出口放空气门，检查水中有无油花，若冷油器铜管漏泄，应请示值长，单台冷油器运行，停止漏泄冷油器，并向油箱补油。
2.11.3 主油箱油位下降，油压不变，应检查下列各项：
2.11.
3.1 事故放油门与油箱放水门是否严密。
2.11.
3.2 冷油器铜管是否漏油。
2.11.
3.3 各轴承回油管是否漏油。
2.11.
3.4 调速油泵与润滑油泵法兰是否漏油。
2.11.
3.5 密封油箱是否满油，发电机是否进油。
2.11.
3.6 漏油无法消除时，开启辅助油箱至主油箱补油门，向主油箱补油，起动交流润滑油泵，故障停机。
2.11.4 油压降低，油位不变，一般是压力油漏到油箱中去或主油泵吸入侧滤网堵塞，此时应：
2.11.4.1 启动调速油泵，将油压恢复正常。
2.11.4.2 检查主油泵和溢油伐是否正常。
2.11.4.3 润滑油泵出口逆止门是否严密。
2.11.4.4 油箱回油是否增加。
2.11.5 一个或几个轴承油量减少，出口油温急剧升高，超过极限或轴承断油冒烟时，应手动危急保安器，破坏真空紧急停机。
2.11.6 各轴承温度普遍升高时，应开大冷油器冷却水门，并检查滤过网是否堵塞。
2.11.7 在启动汽轮机过程中，若调速油泵发生故障，则应迅速起动润滑油泵停机。若主油泵已接近工作转速，应迅速提升转速至额定转速。
2.11.8 汽轮机运行中油系统着火时应：
2.11.8.1 采取有效措施迅速灭火，保证机组安全。
2.11.8.2 火灾不能立即扑灭，直接威胁机组安全时，应破坏真空停机，停机时起动润滑油泵，严禁起动调速油泵运行。
2.11.8.3 火灾无法控制或危急油箱时，应立即开启事故放油门，并通知电气，排除发电机氢气。
2.11.8.4 切断电气设备电源。
2.12 失火
2.12.1 汽机室内失火，尚未延及机组设备和油管时应：
2.12.1.1 迅速通知消防队，值长及分场主任。
2.12.1.2 在消防队没有到来之前，应立即使用消防设备灭火，失火地点有电线时，必须先切断电源。
2.12.1.3 设法防止火灾蔓延，在火灾威胁机组安全时，取得班、值长的同意，故障停机。
2.12.1.4 司机必须坚守岗位，加强对机组的监视，司机处理火灾的范围，仅限于直接管辖的机组。
2.12.2 在各种情况下灭火方法：
2.12.2.1 未浸油类物质着火时，可用沙子、水和泡沫灭火剂灭火。
2.12.2.2 浸有油类物质着火时，可用沙子及泡沫灭火剂灭火。
2.12.2.3 油箱和油管路着火时，应用泡沫灭火剂或湿雨布灭火，不许用水或沙子，火势严重威胁机组安全时，可故障停机；火势严重威胁油箱安全时，可将油箱油排出，破坏真空紧急停机。
2.12.2.4 带电的电动机线圈或电线、电缆着火时，应先切断电源，然后灭火，但不许使用沙子。
2.12.3 发电机爆炸时应：
2.12.
3.1 立即打闸停机，同时手动解列按钮，破坏真空。
2.12.
3.2 起动调速油泵。
2.12.
3.3 待发电机解列去掉励磁后，立即联系电气向发电机内充二氧化碳。2.12.3.4 转速降至500转／分时，重新挂闸投入GV控制，设定目标转速，恢复真空，保持机组300转／分运行，火灾消除后，接到值长的通知后停止汽轮机。
2.12.4 励磁机着火或冒烟时，应立即通知主控换备用励磁机，联系值长适当减少负荷，确认励磁全部去掉后，用四氯化碳灭火剂灭火，如火不能很快扑灭时或主控通知停机时，可破坏真空停机。
2.13 厂用电全停
2.1
3.1 厂用电全停的象征是：照明熄灭（事故照明除外），现场声音变静，交流电动机全停，电流到零，循环水水压到零，真空下降，凝汽器水位升高，EH油泵跳闸，DEH保护动作，机组跳闸，主汽门、调速汽门全关，此时应：
2.1
3.1.1 投入直流密封油泵。
2.1
3.1.2 发电机负荷到零后向电气发出“注意”“机器危险”信号通知电气解列发电机，注意发电机无蒸汽运行不得超过3分钟。
2.1
3.1.3 起动直流润滑油泵，开启真空破坏门。
2.1
3.1.4 注意机组胀差、轴向位移、冷油器出口油温、发电机氢温及油压变化并及时调整。
2.1
3.1.5 断开所有交流电动机操作开关和联锁。
2.1
3.1.6 维持空氢侧直流密封油泵正常运行。
2.1
3.1.7 关闭所有倒转泵出口门。
2.1
3.1.8 其它操作同正常停机操作。
2.1
3.1.9 注意电源恢复后，立即启动设备。
2.1
3.1.10 做好记录，报告班长。
2.14 周波及负荷急剧变化
2.14.1 周率变化
2.14.1.1 汽轮机不允许周率超出50±0.5赫芝的情况下运行，否则应迅速联系主控将周率恢复正常；若被迫在低周率下运行时，应检查:
ａ轴向位移是否增大。
ｂ推力瓦块温度与推力轴承回油温度是否升高。
ｃ机组振动情况。
ｄ及时倾听机组声音,发现问题立即采取措施。
2.14.1.2 若周率下降影响主油泵工作，已威胁机组正常运行时，则应投入调速油泵，保持调速油压与润滑油压正常。
2.14.1.3 周率下降时应注意各泵电机电流变化，如超过额定值致使电机过热出现异常情况，及时报告班长采取措施。
2.14.2 负荷骤然升高
2.14.2.1 负荷骤然升高时应：
ａ迅速检查调速汽门位置并校对功率表，若负荷确实超过规定值，及时调整负荷至正常。
ｂ检查推力瓦块温度与回油温度。
ｃ倾听机组内部声音及检查振动情况，汽温、汽压、油温及真空是否正常；
ｄ检查凝汽器与加热器水位是否正常。
ｅ轴向位移与胀差应正常。
2.15 汽轮机严重超速
2.15.1 汽轮机转速超过危急保安器动作转速，继续上升的象征是：
2.15.1.1 转速表与周波表指示升高。
2.15.1.2 机组发出不正常的声音。
2.15.1.3 调速油压升高。
2.15.1.4 机组振动增大。
2.15.2 处理方法
2.15.2.1 立即打闸停机，全开真空破坏门。
2.15.2.2 迅速检查自动主汽门，调速汽门，抽汽逆止门应严密关闭，如转速仍有上升趋势，应立即关闭电动主汽门、各级抽汽截门。
2.15.2.3 起动交流润滑油泵，查清原因并消除后，方可重新启动。
2.16 管道故障
2.16.1 主蒸汽管道破裂及故障时应：
2.16.1.1 迅速查明破裂和故障点。
2.16.1.2 采取一切办法，切断故障管道，并注意人身安全。
2.16.1.3 若管道破裂威胁机组安全运行时，应破坏真空停机。
2.16.1.4 开启汽机室窗户放掉蒸汽。
2.16.2 主蒸汽管法兰结合面盘根损坏时应：
2.16.2.1 设法减少蒸汽的漏泄。
2.16.2.2 如强烈喷泄蒸汽时，应隔断发生漏泄的管道，在现场有蒸汽聚集时，应开启周围的窗户。
2.16.2.3 故障管路不能迅速隔开，且汽管法兰损坏程度足以威胁机组安全运行时，应立即停机。
2.16.3 凝结水管路发生故障时应：
2.16.
3.1 切断故障管路。
2.16.
3.2 如影响除氧器供水时，则应迅速减负荷，将凝结水排入地沟。
2.16.
3.3 如故障段不能切除，影响机组安全运行时，应故障停机。
2.16.4 抽汽管道破裂时应：
2.16.4.1 迅速关闭抽汽逆止门，切断故障管路。
2.16.4.2 若关闭抽汽逆止门仍不能切断时（如逆止门前至汽轮机一段管路）应减少负荷至漏泄消除为止，并立即通知检修处理。
2.16.4.3 如故障部分不能切除，威胁机组安全运行时，应立即停机。
2.16.5 为防止抽汽管路故障，长期备用管路投入前，必须进行疏水暖管，将管路疏水全部排除，为此首先开启逆止门前后疏水门，直到疏水全部排除为止。2.16.6 循环水管路破裂时，应切换运行方式，隔断故障管路，必要时凝汽器可半侧运行，要加强监视冷油器出口油温和发电机氢温，若循环水量不能维持机组真空，应降低负荷或停机。
2.17 发电机氢气系统失常
2.17.1 发电机氢压下降时应：
2.17.1.1 立即汇报值长，通知电气查找及消除漏泄点。
2.17.1.2 检查密封油泵或三级注油器工作是否正常。
2.17.1.3 检查发电机空、氢侧密封油压是否正常。
2.17.1.4 检查密封油箱油位是否正常。
2.17.1.5 检查排污门及排氢门是否误开。
2.17.1.6 检查氢系统管道、法兰、发电机结合面等处是否漏泄。
2.17.1.7 根据漏泄原因采取相应措施及时消除，并及时进行补氢。
2.17.1.8 如漏氢处难以消除时，请示值长降氢压运行。具体数值按值长指示执行，并及时补氢维持改变后的氢压数值。
2.17.1.9 在氢压下降过程中，应严密监视氢压变化情况，并及时报告值长、电气。
2.17.1.10 严禁现场明火，防止氢气爆炸。
2.17.1.11 漏氢严重无法消除时，请示值长减负荷故障停机，通知电气来人向发电机内充二氧化碳排氢。
2.18 EH系统故障
2.18.1 EH 系统油压下降
2.18.1.1 EH系统油压下降的原因：
a EH油管路故障,堵塞或漏泄。
b EH油泵故障或出口滤网堵塞。
c 表计失灵或不准。
d 溢流阀误动作。
e 蓄能器泄漏。
2.18.1.2 EH系统油压下降的处理：
a 迅速查明故障原因，及时消除，如备用EH油泵联动失灵时，迅速启动备用EH 油泵防止机组跳闸。
b 如EH油压下降至9.2 Mpa无法恢复时，汇报值长，故障停机。
2.18.2 EH系统油箱油位下降
2.18.2.1 EH系统油箱油位下降的原因：
a EH油管路、法兰、阀门泄漏。
b 蓄能器泄漏。
c EH油冷却器管束漏泄。
2.18.2.2 EH系统油箱油位下降的处理：
a 应立即查明原因，设法隔断漏泄部位，及时消除，并及时汇报值长。
b 油箱油位降至430 mm时，应及时通知调速班补油，防止因油位低而使机组跳闸。
2.18.3 EH系统油压、油位同时下降
2.18.
3.1 EH系统油压、油位同时下降的原因：
a EH油管路、法兰、阀门呲开。
b 蓄能器泄漏。
2.18.
3.2 EH系统油压、油位同时下降的处理：
a 应立即查明下降原因，参照油压下降与油位下降的处理，设法隔断漏泄部位，及时消除，并及时汇报值长。
2.19 DCS系统故障：
2.19.1 汽机操作员站死机的现象及处理：
2.19.1.1 现象：
a 屏幕上数据不更新,保持数据不动。
b 右上角时间不动。
c 左上角报警条不动。
d 键盘和鼠标操作失灵。
2.19.1.2 处理
a 立即联系热工人员处理,重新启动操作员站。
b 可用锅炉操作员站共同监视调整,如热工人员在场，在热工人员许可下也可用工程师站操作，必要时可就地手动进行调整，尽量减少操作量,保持稳定运行。
c 加强对室内外各参数及机组全面检查。
d 汽机操作员站重新启动后，恢复正常操作。
e 做好记录，汇报班长、值长。
2.19.2 汽机操作员站掉电现象及处理
2.19.2.1 现象
a 屏幕出现黑屏。
b 键盘及鼠标操作失灵。
2.19.2.2 处理
a 立即联系热工人员处理,重新启动操作员站。
b 可用锅炉操作员站共同监视调整,如热工人员在场，在热工人员许可下也可用工程师站操作，必要时可就地手动进行调整，尽量减少操作量,保持稳定运行。
c 加强对室内外各参数及机组全面检查。
d 汽机操作员站重新启动后，恢复正常操作。
e 做好记录，汇报班长、值长。
2.19.3 I/O 站掉电及通讯失败
2.19.
3.1 现象
a 屏幕上所有数据不更新,保持数据不动。
b 出现“*”显示。
2.19.
3.2 处理
a 立即联系热工人员进行处理。
b 各参数的调节就地进行调节，尽量减少操作量。
c 注意监视室内其它表计和室外就地表计的变化，维持机组的正常运行。
d 若短时间内不能恢复,同时TSI装置失灵,应请求值长故障停机。
e I/O站重新启动或通讯恢复正常后,恢复正常调节运行。
f 加强对机组的全面检查,汇报值长、班长。
2.19.4 部分I/O站掉电及通讯失败的现象及处理
2.19.4.1 现象
a 部分参数不更新。
b 出现“*”显示。
2.19.4.2 处理
a 立即联系热工人员处理。
b 加强对失灵参数的监视,以室内外立盘及就地参数为准。
c 将有关参数的调节改为就地调节。
d I/O站重新启动或通讯正常后,恢复正常运行。
e 作好记录,汇报班长、值长。
3 辅助设备的事故处理
3.1 在下列情况下，紧急停止故障泵，起动备用泵
3.1.1 水泵水轮损坏，泵内发出明显的冲击声和磨擦声。
3.1.2 水泵轴瓦冒烟或着火。
3.1.3 水泵或轴承发生强裂振动。
3.1.4 电动机冒烟或电流指示超过红线。
3.1.5 电动机电源断相或放炮。
3.2 在下列情况下，迅速起动备用泵，停止故障泵
3.2.1 轴承温度超过80℃。
3.2.2 轴承有异音，同时温度升高。
3.2.3 水泵盘根冒烟或漏水严重处理无效时。
3.2.4 水泵或电机振动超过极限值。
3.2.5 电动机外皮温度超过75℃。
3.3 凝结水泵落水
3.3.1 象征
3.3.1.1 电流及压力下降。
3.3.1.2 凝汽器水位升高。
3.3.2 处理
3.3.2.1 加大盘根密封水量。
3.3.2.2 全关＃１低加入口门，观察水泵是否恢复正常，否则停泵重新起动或启动备用泵。
3.4 凝汽器铜管破裂或胀口不严
3.4.1 象征
3.4.1.1 凝汽器水位升高，凝结水硬度和过冷度增大。
3.4.1.2 流量增加，凝结水泵电流和压力增高。
3.4.2 处理
3.4.2.1 将凝汽器改为半侧运行，查找漏泄部位。
3.4.2.2 凝结水不合格时，可根据化学值班员意见排向大地。
3.4.2.3 漏泄严重时请求停机处理。
3.5 凝汽器水位升高
3.5.1 象征
3.5.1.1 凝结水泵电流与压力升高，凝结水过冷度增大。
3.5.1.2 严重时真空逐渐下降。
3.5.2 处理
3.5.2.1 检查凝结水再循环门及凝汽器补水门是否误开或开度过大。
3.5.2.2 检查备用凝结水泵出口逆止门是否卡涩或损坏，卡涩或损坏时，应关闭泵出口门。
3.5.2.3 检查运行凝结水泵是否正常，若泵出口压力增大，电流下降，须检查凝结水系统各截门是否误关。
3.6 凝汽器循环水出入口温度差升高时应
3.6.1 检查循环水出口虹吸是否正常。
3.6.2 检查循环水入口压力是否正常,如入口堵塞,应及时进行半侧清扫。
3.6.3 联系泵站，检查循环水泵运行是否正常。
3.6.4 调整循环水出口门开度。
3.6.5 报告班长。
3.7 循环水虹吸破坏
3.7.1 象征
3.7.1.1 出口虹吸瞬间增大，后又逐渐回到零。
3.7.1.2 循环水入口压力比正常升高。
3.7.2 处理
3.7.2.1 立即关小循环水出口门，使虹吸恢复原数值或小于原数值。
3.7.2.2 必要时应增加循环水泵的运行台数，开启循环水出口放空气门，放尽空气后关闭。
3.7.2.3 如循环水出口管漏泄，应将循环水出口保持微正压运行，联系检修处理漏泄处。
3.8 低压加热器铜管破裂
3.8.1 象征：
3.8.1.1 加热器汽侧压力升高，水位升高。
3.8.1.2 满水时抽汽压力摆动。
3.8.2 处理
3.8.2.1 报告班长和司机。
3.8.2.2 开启低加凝结水旁路门。
3.8.2.3 关闭空气门和加热汽门。
3.8.2.4 关闭入出口水门，停止低压加热器。
3.9 高压加热器钢管破裂
3.9.1 象征
3.9.1.1 水位及汽侧压力升高。
3.9.1.2 严重满水时抽汽管有水击声。
3.9.2 处理
3.9.2.1 检查保护装置是否动作，如保护装置拒绝动作时，应立即手动打跳。
3.9.2.2 迅速关闭抽汽逆止门，加热汽门，停止加热器。
3.9.2.3 全开高加旁路水门，全关1号高加入口水门和2号高加出口水门。
3.10 高加疏水调整门自动调整失灵应
3.10.1 立即切换为电动调整。
3.10.2 电动调整失灵时，通知付司机手动调整水位，同时联系热工处理。3.10.3 如手动也无法保持水位时，应停止高加运行。
3.11 射水泵或凝结水泵盘根发热或冒烟时应
3.11.1 适当调整盘根冷却水量。
3.11.2 适当调整盘根压盖间隙。
3.12 射水泵与凝结水泵盘根喷水时应
3.12.1 适当调整盘根水量。
3.12.2 适当压紧盘根压盖，勿紧偏斜。
3.12.3 注意盘根喷出的水，防止进入轴瓦和电机。
3.13 水泵轴承发热时应
3.13.1 检查振动是否正常，轴承是否漏油，油质是否良好，油量是否充足。
3.13.2 处理无效时，起动备用泵，停止故障泵。
3.14 水泵叶轮损坏
3.1
4.1 象征
3.1
4.1.1 出口压力下降或摆动。
3.1
4.1.2 电流升高。
3.1
4.1.3 泵内有异音或磨擦声。
3.1
4.1.4 振动增大。
3.1
4.2 处理
3.1
4.2.1 立即停止故障泵，起动备用泵。
3.1
4.2.2 报告班长。
3.15 厂用电源中断
3.15.1 象征
3.15.1.1 运行泵出口压力和电流指示到零。
3.15.1.2 泵停止转动。
3.15.2 处理
3.15.2.1 立即投入备用泵，撤回运行泵操作开关。
3.15.2.2 无备用泵时，允许强投跳闸泵一次。
3.15.2.3 处理无效时，将泵处于备用状态，电源恢复后，立即起动。
3.15.2.4 报告班长。
3.16 给水泵事故处理
3.16.1 在下列情况下紧急停止给水泵
3.16.1.1 直接危害人身和设备安全时。
3.16.1.2 电动机内部冒烟或着火。
3.16.1.3 给水泵内部有清楚的磨擦声或发生强烈振动，电流不正常增大。
3.16.1.4 给水泵严重汽化。
3.16.1.5 轴承冒烟或轴承温度超过75℃。
3.16.1.6 已达到跳泵条件而保护未动作。
3.16.2 紧急停止故障泵步骤
3.16.2.1 断开故障泵操作开关，起动辅助油泵，若离事故按扭近，可先手动事故按扭，若油泵不联动，立即手动投入。
3.16.2.2 投入联动泵操作开关，正常后停止其辅助油泵。
3.16.2.3 注意故障泵是否倒转，然后全关出口门。
3.16.2.4 故障泵联锁切至解除位置，联动泵联锁投入联动位置。
3.16.2.5 报告班长。
3.16.3 在下列情况下，一般故障停泵
3.16.3.1 润滑油压降至0.07MPa以下时，起动辅助油泵，调整溢油阀或切换油滤过网均无效，仍下降时。
3.16.3.2 电机风温超过75℃调整冷却水无效或电机内有烧焦气味时。
3.16.3.3 给不泵振动超过0.1毫米时。
3.16.3.4 轴向位移增大超过1.5毫米，且平衡盘压力摆动很大时。
3.16.3.5 电流超过红线，且电机过热。
3.16.3.6 调速装置失灵，不能调节时。
3.16.4 一般故障停止给水泵操作步骤
3.16.
4.1 迅速启动备用泵。
3.16.
4.2 迅速停止故障泵。
3.16.5 运行中给水泵跳闸，备用泵自动投入运行时的操作步骤。
3.16.5.1 投入跳闸泵的辅助油泵操作开关。
3.16.5.2 投入联动泵的操作开关。
3.16.5.3 停止联动泵的辅助油泵。
3.16.5.4 断开跳闸泵操作开关。
3.16.5.5 将跳闸泵联锁切至解除位置，全关跳闸泵出口门。
3.16.5.6 将联动泵联锁投至联锁位置。
3.16.5.7 通知电气检查跳闸原因，并报告班长。
3.16.6 运行中给水泵跳闸，备用泵未联动时操作步骤：
3.16.6.1 立即投入跳闸泵辅助油泵。
3.16.6.2 迅速投入备用泵操作开关。
3.16.6.3 若备用泵投不上，而跳闸泵无明显损坏象征时，立即强投跳闸泵一次。
3.16.6.4 如给水泵都投不上，应立即通知司炉，汇报班长、值长。
3.16.7 给水泵汽化
3.16.7.1 汽化原因
a 高压除氧器压力突然下降或水位过低。
b 给水泵入口滤过网堵塞或入口门柄脱落。
c 给水泵出力过小。
3.16.7.2 汽化象征
a 给水泵出口压力下降并摆动。
b 给水泵电流下降并摆动。
c 给水泵出现噪音、水击声、振动增大。
d 平衡盘压力摆动。
e 给水流量下降。
3.16.7.3 汽化处理步骤
a 投入汽化泵辅助油泵操作开关。
b 投入备用泵操作开关，断开其油泵操作开关。
c 断开汽化泵操作开关解除联锁。
d 投入备用泵联锁。
e 报告班长。
3.16.8 给水泵平衡盘工作失常
3.16.8.1 象征
a 出口压力及电流摆动，电流较正常值增大。
b 推力指示发生变化。
c 平衡盘有金属磨擦声，振动增大。
d 平衡盘压力摆动或不正常升高或降低。
3.16.8.2 处理：同给水泵汽化处理。
3.16.9 给水系统水压下降时应：
3.16.9.1 迅速起动备用泵。
3.16.9.2 检查运行泵和系统工作情况。
3.16.9.3 联系锅炉用水情况。
3.17 除氧器的事故处理：
3.17.1 除氧器水位升高
3.17.1.1 检查水位表计是否真实准确。
3.17.1.2 关小机补水门。
3.17.1.3 水箱满水时应全关机软化水补水门，开启水箱放水门放水，水位计见水后，关闭放水门，重新开启机补水门保持正常水位。
3.17.2 除氧器水位下降
3.17.2.1 检查水位表计是否真实准确。
3.17.2.2 迅速开大机补水门，必要时联系化学值班员加大软化水流量、开启机补水旁路门，3号机还可开启补水至凝汽器甲、乙侧截门。
3.17.2.3 检查给水泵出口压力，电流是否正常，联系炉方用水情况。
3.17.2.4 检查系统放水门是否误开，有无漏泄。
3.17.2.5 如果因锅炉故障用水量过大影响水位，应设法保证水位。
3.17.2.6 除氧器水位降至1000mm以下，采取措施处理无效继续下降时，应联系锅炉停炉。
3.17.2.7 报告班长，做好记录。
3.17.3 汽轮机甩负荷时迅速关闭压力调整门，若抽汽逆止门不严时，全关三抽八米截门，注意保持除氧器水位。
3.17.4 除氧器水侧过负荷产生振动
3.17.
4.1 立即减少上水量、关小主机凝汽器补水门，注意除氧器压力。
3.17.
4.2 保持压力、水位应正常。
3.17.5 汽水管道发生振动
3.17.5.1 当投入某一蒸汽管路发生振动时，应立即停止操作将门关闭，充分疏水后再重新投入。
3.17.5.2 投入水管路发生振动时，应立即停止操作，关闭该截门，检查该管路中是否串入蒸汽或温差过大产生冲击，消除后重新投入。
3.17.5.3 正常运行时汽水管路若发生振动时，应及时查明原因，消除振动。3.17.5.4 软化水管路发生冲击时，应通知化学值班员提高软化水压力。
汽轮机典型事故处理
汽 轮 机 典 型 事 故 处 理 杨伟辉刘欢王熙博 2015年7月3日
目录 汽轮机水冲击 (1) 汽轮机组异常振动 (3) 汽轮机超速 (5) 汽轮机大轴弯曲 (6) 机组真空下降 (8) 汽轮机油系统着火 (10)
汽轮机水冲击 1.现象 1）主蒸汽、再热蒸汽和抽汽温度急剧下降，过热度减小。 2）汽缸上、下缸温差明显增大。 3）主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封或汽轮机内有水击声，或从进汽管法兰、轴封、汽缸结合面处冒出白色的湿蒸汽或溅出水滴。 4）轴向位移增大，推力轴承金属温度和回油温度急剧上升。 5）机组发生强烈振动。 2.原因 1）锅炉汽温调节失灵，主蒸汽温度、再热蒸汽温度急剧下降，蒸汽带水进入汽轮机。 2）加热器管子破裂，大量给水进入汽侧或加热器水位调节失灵，造成加热器满水，加热器保护拒动，或加热器抽汽逆止门不严，水从加热器导入汽轮机。 3）轴封蒸汽温度不够或调节门动作不正常，水带入汽轮机轴封腔室。 4）7号低加满水，直接进入汽轮机。 5）抽汽管道低位疏水点调节门动作不正常，造成抽汽管道积水进入汽轮机。 6）高旁减温水门不严或误开。 7）高中压缸疏水不畅。 8）除氧水位高Ⅲ值未及时解列，造成水倒入汽轮机。 3.处理
1）紧急破坏真空停机。同时查找分析进水原因，切断进水途径。如确认加热器管束破裂，立即切除该加热器。 2）汽机打开各部疏水门。 3）细听机内声音，正确记录惰走时间。 4）监视推力瓦温度、轴向位移及高、低压缸胀差变化。 5）转子静止后投入连续盘车，测量大轴弯曲，检查上下缸温差。 6）如停机惰走过程中，一切正常，可重新启动，但启动前要充分疏水。再次启动时汽缸上下缸温差＜42℃，转子偏心度应＜0.076mm，重新启动过程中，密切监视机组振动、声音、推力瓦温及轴向位移、胀差、上下缸温差等数值。重新启动过程中，发现机内有异音或振动增大应停止启动。 7）如水冲击时，推力瓦温明显升高，轴向位移超过极限值，惰走时间较正常明显缩短时，应停机检查。 8）汽轮机盘车过程中发现汽缸进水，应迅速查明原因并消除，保持盘车运行直到汽轮机上下缸温差恢复正常。同时加强汽轮机内部听音检查，加强大轴晃动度、盘车电流的监视。 9）汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机，进行盘车。
汽轮机运行常见事故及处理
汽轮机运行常见事故及处理 汽轮机2010-06-07 10:39:18 阅读305 评论0 字号：大中小订阅 2.2.1 汽轮机紧急事故停机 汽轮机破坏真空紧急停机：①、转速升高超过3300～3360r/min，或制造厂家规定的上限值，而危急保安器与电超速保护未动作；②汽轮机发生水冲击或汽温直线下降（10min内下降50℃）；③、轴向位移达极限值或推力轴承温度超限而保护未动作；④、胀差增大超过极限值；⑤、油系统油压或主油箱油位下降，超过规定极限值；⑥、汽轮机轴承金属温度或轴承回油温度超过规定值，或轴承冒烟时；⑦、汽轮发电机组突然发生强烈振动或振动突然增大超过规定值；⑧、汽轮机油系统着火或汽轮机周围发生火灾，就地采取措施而不能扑灭以致严重危机设备安全；⑨、加热器、除氧器、等压力容器发生爆破；⑩、、汽轮机主轴承摩擦产生火花或冒烟；发电机冒烟、着火或氢气爆炸；励磁机冒烟、着火。 汽轮机不破坏真空紧急停机：①、凝汽器真空下降或低压缸排汽温度上升，超过规定极限值；②、主蒸汽或再热蒸汽参数超限；③、主蒸汽、再热蒸汽、抽汽、给水、凝结水、油系统管道及附件破裂无法维持运行；④、调节系统故障，无法维持运行。⑤、主蒸汽温度升高（通常允许主蒸汽温度比额定温度高5 ℃左右）超过规定温度及规定允许时间时。 机组运行中，对于机组轴瓦乌金温度及回油温度出现以下情况之一时，应立即打闸停机：①任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃时；②、主油瓦乌金温度超过85℃或厂家规定值时；③、回油温度急剧升高或轴承内冒烟时；④、润滑油泵启动后，油压低于运行规程允许值；⑤、盘式密封回油温度超过80℃或乌金温度超过95℃时；⑥、发现油管、法兰及其他接头处漏油、威胁安全运行而又不能在运行 中消除时。 汽轮机紧急故障停机的步骤：①、立即遥控或就地手打危急保安器；②、确证自动主汽门、调速汽门、抽汽止回阀关闭，负荷到零后，立即解列发电机；③、启动辅助油泵；④、破坏真空（开启辅抽空气门或关闭主抽总汽门），并记录转子惰走时间；⑤进行其他停机操作（同正常停机）。 2.2.2 凝结器真空下降的现象及处理 凝结器真空下降的主要特征：①、凝汽器真空表指示降低，排汽温度升高；②、在进汽量相同的情况下，汽轮机负荷降低；③凝结器端差明显增大；④、凝汽器水位升高；⑤、当采用射汽抽汽器时，还会看到抽汽器口冒汽量增大；⑥、循环水泵、凝结水泵、抽气设备、循环水冷却设备、轴封系统等工作出现异 常。 凝结器真空急剧下降的原因：①、循环水中断；②、低压轴封供汽中断；③、真空泵或抽气器故障； ④真空系统严重漏气；⑤、凝汽器满水。
汽机事故预想
汽机事故预想
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１汽轮机超速 １.1主要危害 严重时导致叶轮、叶片及围带松动变形脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。 1.2现象 1）机组突然甩负荷到零,转速超过3０00ｒpm并继续上升，可能超过危急保安器动作转速。 ２)DEH电超速、OＰＣ超速、ＴSＩ电超速、机械超速保护动作、报警发出。 ３)机组发出异常声音、振动变化。 1.３原因 1）DEH系统控制失常。 2)发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。 3）进行超速保护试验时转速失控。 4)汽轮机脱扣后，主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门及抽汽逆止门、供热快关阀等卡涩或关不到位。 5）汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格。 1．4处理 １)汽机转速超过3330rpｍ而保护未动作应立即手动紧急停机,并确认主机高、中压主汽门,高、中压调门,各抽汽逆止门、供热快关阀应迅速关闭。 2）破坏凝汽器真空，锅炉泄压。汽机跳闸后，检查主机主汽门、调门和抽汽逆止门应关闭严密。若未关严,应设法关严若发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。 4）当超速保安系统各环节部套设备，未发现任何明显损坏现象,且停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整）,且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行危急遮断器注油试验,并网后,还须进行危急遮断器升速动作试验,试验合格后，方允许重新并网带负荷。 5）重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力轴承温度等进行重点检查与监视,发现异常应停止启动。 ６)由于汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格引起超速，应经处理且严密性合格后才允许启动。 1．5防范措施 1)启动前认真检查高、中压主汽门、调速汽门开关动作灵活，调节系统存在调节部套卡涩、调整失灵或其他工作不正常时,严禁启动。 2)机组启动前的试验应按规定严格执行。 ３) 机组主辅设备的保护装置必须正常投入,汽轮机安全监控系统各参数显示正确，否则禁止启动,运行中严禁随意退出保护。 4）主汽门、调速汽门严密性试验不合格，严禁进行超速试验。 5）严格按规程要求进行调节保安系统的定期试验并做好完整的试验记录，运行中任一汽轮机超速保护故障不能消除时应停机消除。 6)应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽门、调速汽门及各抽汽逆止门的活动试验。 7）在机组正常启动或停机的过程中,汽轮机旁路系统的投入应严格执行规程要求。 8）停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩,应将负荷减至0MW，锅炉熄火,汽轮机打闸，发电机解列。 9)加强汽、水、油品质监督,品质符合规定。 10）转速监测控制系统工作应正常。
汽轮机火灾事故现场处置方案(正式)
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 汽轮机火灾事故现场处置 方案(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-3276-78 汽轮机火灾事故现场处置方案(正 式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 1事故风险描述 1.1事故类型 汽轮机火灾事故。 1.2事故区域 4米平台汽轮机头下方的抽汽管道附近。 [注：根据本公司实际进行描述，地点和位置尽量精确，考虑事故位置对救援的影响] 1.3事故的危害严重程度及其影响范围 汽轮机油系统着火，火势凶猛若处理不及时，可能造成事故扩大，威胁到动力及控制电缆安全以及邻机的安全运行，严重时甚至会造成汽轮机油箱爆炸等重大事故。 1.4事故前可能出现的征兆
（1）油系统有发生漏油现象，附近伴有轻微烟气。 （2）汽轮机阀门、油系统等附近出现火焰，并伴有烟尘。 2 应急机构及职责[注：各公司根据实际，言简意赅明确职责] 2.1应急处置小组 （1）指挥员：当值值长 （2）运行应急组：集控运行值班人员 （3）警戒疏散组：义务消防员、检修人员、保卫人员 2.2 职责 （1）指挥员：是事故现场的总指挥，负责油系统火灾事发现场应急工作的组织、指挥、协调、救援、恢复等应急工作；负责向上级汇报、通报重大突发事件应急预案的实施进展情况，听取指示并贯彻执行。 （2）运行应急组：在值长指挥协调下，迅速解除对人身和设备的威胁，根据仪表指示和设备外部特征，正确地判断事故原因；根据火灾情况对设备采取相应
全国20起汽轮机事故汇编
一富拉尔基二电厂86年3号机断油烧瓦事故 （一）、事故经过86年2月23日3号机（200MW）临检结束，2时25分3号炉点火，6时20分冲动，5分钟即到3000转/分定速。汽机运行班长辛××来到三号机操作盘前见已定速便说：“调速油泵可以停了”，并准备自己下零米去关调速油泵出口门，这时备用司机王××说：“我去”，便下去了。班长去五瓦处检查，室内只留司机朱××。王××关闭凋速油泵出口门到一半（原未全开）的时候，听到给水泵声音不正常，便停止关门去给水泵处检查。6时28分，高、中压油动机先后自行关闭，司机忙喊：“快去开调速油泵出口门”，但室内无值班员。班长在机头手摇同步器挂闸未成功。此时1—5瓦冒烟，立即打闸停机。此时副班长跑下去把调速油泵出口门全开，但为时已晚。6时33分，转子停止，惰走7分钟，经检查除1瓦外，其他各瓦都有不同程度的磨损。汽封片磨平或倒状，22级以后的隔板汽封磨损较重，20级叶片围板及铆钉头有轻度磨痕。转入大修处理。
汽机事故预想
1汽轮机超速 1.1主要危害 严重时导致叶轮、叶片及围带松动变形脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。 1.2现象 1）机组突然甩负荷到零，转速超过3000rpm并继续上升，可能超过危急保安器动作转速。 2）DEH电超速、OPC超速、TSI电超速、机械超速保护动作、报警发出。 3）机组发出异常声音、振动变化。 1.3原因 1）DEH系统控制失常。 2）发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。 3）进行超速保护试验时转速失控。 4）汽轮机脱扣后，主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门及抽汽逆止门、供热快关阀等卡涩或关不到位。 5）汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格。 1.4处理 1）汽机转速超过3330rpm而保护未动作应立即手动紧急停机，并确认主机高、中压主汽门，高、中压调门，各抽汽逆止门、供热快关阀应迅速关闭。 2）破坏凝汽器真空，锅炉泄压。汽机跳闸后，检查主机主汽门、调门和抽汽逆止门应关闭严密。若未关严，应设法关严若发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。 4）当超速保安系统各环节部套设备，未发现任何明显损坏现象，且停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整），且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行危急遮断器注油试验，并网后，还须进行危急遮断器升速动作试验，试验合格后，方允许重新并网带负荷。 5）重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力轴承温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。 6）由于汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格引起超速，应经处理且严密性合格后才允许启动。 1.5防范措施 1）启动前认真检查高、中压主汽门、调速汽门开关动作灵活，调节系统存在调节部套卡涩、调整失灵或其他工作不正常时，严禁启动。 2）机组启动前的试验应按规定严格执行。 3）机组主辅设备的保护装置必须正常投入，汽轮机安全监控系统各参数显示正确，否则禁止启动，运行中严禁随意退出保护。 4）主汽门、调速汽门严密性试验不合格，严禁进行超速试验。 5）严格按规程要求进行调节保安系统的定期试验并做好完整的试验记录，运行中任一汽轮机超速保护故障不能消除时应停机消除。 6）应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽门、调速汽门及各抽汽逆止门的活动试验。 7）在机组正常启动或停机的过程中，汽轮机旁路系统的投入应严格执行规程要求。 8）停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩，应将负荷减至0MW，锅炉熄火，汽轮机打闸，发电机解列。 9）加强汽、水、油品质监督，品质符合规定。 10）转速监测控制系统工作应正常。
汽轮机常见事故及其处理方法
一、凝结器真空下降的现象及处理 (1) 1.1凝结器真空下降的主要特征 (1) 1.2凝结器真空急剧下降的原因 (1) 1.5凝结器真空缓慢下降的处理 (1) 1.3凝结器真空急剧下降的处理 (1) 1.4凝结器真空缓慢下降的原因 (1) 二、主蒸汽温度下降 (2) 2.1主蒸汽温度下降的影响 (2) 2.2主蒸汽温度下降的处理 (3) 三、汽轮机轴向位移增大 (3) 3.1影响汽轮机轴向位移增大的原因 (3) 3.2轴向位移大的处理 (4) 四、汽轮机大轴弯曲事故 (4) 4.1事故现象 (4) 4.2事故处理 (4) 4.3预防措施 (5) 五、厂用电源中断事故现象及处理 (5) 5.1厂用电源中断事故现象 (5) 5.2厂用电源中断事故处理 (5) 六、水冲击事故 (5) 6.1水冲击事故前的象征 (6) 6.2发生水冲击事故的处理 (6) 6.3水冲击事故后，重新开机的基本要点 (6)
6.4水冲击事故后，如有下列情况，应严禁机组的重新启动 (6) 七、凝结泵自动跳闸处理 (6) 八、汽轮机发生超速损坏事故 (7) 8.1汽轮机发生超速事故的原因 (7) 8.2汽轮机发生超速事故的处理 (7) 九、汽轮机油系统事故 (7) 9.1汽轮机油系统事故产生的原因 (8) 9.2汽轮机油系统事故的现象 (8) 9.3汽轮机油系统事故的处理 (8) 十、汽轮机轴瓦损坏事故 (8) 10.1轴瓦损坏的原因 (9) 十一、叶片断落事故 (9) 11.1事故象征 (9) 11.2事故处理 (10) 十二、汽轮机事故处理原则和一般分析方法 (10) 十三、在汽轮机组启动过程中，造成凝结器真空缓慢下降的原因 (10) 13.1汽轮机轴封压力不正常 (10) 13.2凝结器热水井水位升高 (11) 13.3凝结器循环水量不足 (11) 13.4轴封加热器满水或无水 (12) 十四、在汽轮机组正常运行中，造成凝结器真空缓慢下降的原因 (12) 14.1轴封加热器排汽管积水严重 (12) 14.2凝结器汽侧抽气管积水 (12) 14.3凝结水位升高 (13)
汽轮机反事故措施示范文本
汽轮机反事故措施示范文 本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
汽轮机反事故措施示范文本 使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 因汽轮机是在高温、高压、高转速下工作，并有各辅 助设备和辅助系统协调工作，往往由于某一环不慎而产生 事故，而影响调试工作顺利进行。造成事故的原因是多方 面的。如热状态下动静部件的间隙变化、启动和负荷变化 时的振动、轴向推力的变化。蒸汽参数变化、油系统工作 失常以及各种隐患等，如果发现和处理不及时，都可能引 起事故，所以在启动和试运期间，应采取有效措施，将事 故消除在萌芽期。 汽轮机几种常见典型事故及监视、分析和处理方法： 8．1 在运行中凝汽器真空下降： 真空下降，排汽温度增高，易使排汽缸变形，机组中 心偏移，使机组产生振动，以及凝汽器铜管产生松驰，变
形甚至断裂。 试运期间，应随时监视，如果发现排汽室温度升高，真空指示下降，抽气器冒汽量增加等现象，首先应降低负荷，查找原因。 真空下降的原因及处理： 8．1．1 循环水中断或供水不足：查找循环水系统，主要检查循环水泵和各电动阀门。 8．1．2 后轴封供汽中断：查找供汽压力是否产生变化，蒸汽带水使轴封供汽中断，轴封压力调整器失灵等。 8．1．3 抽气器水源中断，或真空管严重漏气。 8．1．4 凝汽器水位升高：查找凝结泵入口是否产生气化，可检查泵的电流是否下降。 8．1．5 检查真空系统管道与阀门是否严密。 以上原因，如不能在运行中及时处理，应停机处理，机组不得在低真空下长期运行。
汽轮机事故应急处理预案
汽轮机事故应急处理预案 为快速、正确的处理各种事故,提高事故处置应急能力,防止发生设备重大损坏事故及人身伤害事故,降低事故损失,特制定事故应急处理预案。 一、事故应急处理领导小组 组长:副组长:成员: 二、事故处理原则 1、发生事故时,现场值班人员应沉着冷静,正确判断,准确而迅速的处理。 2、尽快消除事故根源,隔绝故障点,防止事故蔓延。 3、在确保人身安全和设备不受损害的前提下,尽可能恢复设备正常运行,不使事故扩大。 4、发挥正常运行设备的最大的出力,尽量减少事故对用户的影响。 5、运行当值值班长是事故处理的直接指挥者,应快速正确的判断事故发生的原因,统一指挥各专业人员准确进行操作,防止发生混乱而扩大事故。 6、在处理事故的同时,现场负责人应按事故的汇报程序逐级向领导汇报,各级人员应快速赶到事故现场,直接参与或监督事故处理,力争用最短的时间消除事故,减少损失。 7、发生重大事故或处置严重威胁设备及人身安全的隐患时,厂主要负责人应直接指挥处理,调度一切资源,尽快消除,避免扩大事故。
8、事故处理结束后,应按有关规定,及时组织召开分析会,调查事故发生原因,吸取事故教训,并举一反三,制定防范措施,严肃追究责任人,及时按程序上报有关部门。 三、电气事故应急处置措施 1、发电机非同期并列:并列合闸瞬间产生强烈的冲击电流,系统电压显著降低。静子电流剧烈摆动,发电机发生强烈震动,并发出强烈音变。 (1)将发电机解列停机。 (2)拉出手车开关对静子线圈及发电机开关等进行详细检查。 (3)经检查未发现不正常现象时,可重新启动并列。 (4)如非同期并列合闸后,发电机已迅速拉入同期,并经检查未发现有明显损坏象征异常,可允许暂时运行,安排适当的机会停机检 查处理。 2、发电机自动跳闸: (1)检查灭磁开关是否断开,如没有断开应手动掉闸。 (2)检查何种保护动作,并根据保护动作情况和事故象征对有关设备进行检查。 (3)如是人员误动引起应立即将发电机并入运行。 (4)如发电机由于内部故障而掉闸时,应对动作保护装置进行检查,验证动作是否正常。
汽轮机飞车事故案例
汽轮机飞车事故案例 1999年2月25日凌晨1时40分左右，中国石油乌鲁本齐石油化工总厂(以下简称乌石化)热电厂3号发电机一变压器组污闪，3号汽轮发电机组甩负荷。在当班操作人员进行事故处理时，发生汽轮机超速飞车的设备事故，同时发电机及机组油系统着火。事故无人员伤亡，设备直接经济损失1916万元。 乌石化热电厂3号汽轮发电机组的汽轮机为哈尔滨有限责任公司生产的CC50—8.83／4.02／1.27型高压双缸双抽冷凝式汽轮机，发电机为哈尔滨电机厂生产的QF—60—2型发电机，总成设计为西北电力设计院，安装、调试由新疆电力安装公司承担，投产日期为1997年1月30日。1998年5月12日至6月18日进行了鉴定性大修。 一、事故经过 凌晨1时37分48秒，3号发电机一变压器组发生污闪，使3号发电机组跳闸，3号机组电功率从41MW甩到零。汽轮机抽汽逆止阀水压联锁保护动作，各段抽汽逆止阀关闭。转速飞升到3159r／min后下降。司机令副司机到现场确认自动主汽门是否关闭，并确认转速。后又令另一副司机启动交流润滑油泵检查。车间主任赶到3号机机头，看到副司机在调整同步器。车间主任检查机组振动正常，自动主汽门和调速汽门关闭，转速2960r／min，认为是污闪造成机组甩负荷，就命令副司机复位调压器，自己去复位同步器。副主任在看到3号机控制盘上光字牌显示“发电机差动保护动作和“自动主汽门关闭”后，向司机询问有关情况，同意维持空转、开启主汽门，并将汽机热工联锁保护
总开关切至“退除”位置。随后副主任又赶到3号机机头，看到副司机正在退中压调压器，就令副司机去复位低压调压器，自己则复位中压调压器。副司机在复位低压调压器时，出现机组加速，机头颤动，汽轮机声音越来越大等异常情况(事后调查证实是由于低压抽汽逆止阀不起作用，造成外管网蒸汽倒流引起汽轮机超速的)。车间主任看到机组转速上升到3300r／min时，立即手打危急遮断器按钮，关闭自动主汽门，同时将同步器复位，但机组转速仍继续上升。车间主作和另一副司机又数次手打危急遮断器按钮，但转速依然飞速上升，在转速达到3800r／min时，车间主任下令撤离，此时的转速为4500r／min。 约1时40分左右，3号机组发生超速飞车。随即一声巨响，机组中部有物体飞出，保温棉渣四处散落，汽机下方及冷油器处起火。乌石化和热电厂领导迅速赶至现场组织事故抢险，并采取紧急措施对热电厂的运行设备和系统进行隔离。于凌晨4：20将火扑灭，此时，汽轮机本体仍继续向外喷出大量蒸汽，当将1.27MPa抽汽供外网的电动门关闭后，蒸汽喷射随即停止。 二、事故性质及原因 经调查，这是一起由于关键设备存在隐患及事故应急处理时无序操作导致飞车的责任事故。主要原因如下： (一)1.27MPa抽汽逆止阀阀碟铰制孔螺栓断裂使阀碟脱落，抽汽逆止阀无法关闭，是机组超速飞车的主要直接原因。 通过调查表明，3号机发生超速飞车是在按正常程序恢复生产，复位低压调压器时，由于外管网低压蒸汽倒流进入汽轮机所引起的。
汽轮机常见事故处理
汽轮机运行常见事故及处理 1 汽轮机紧急事故停机 汽轮机破坏真空紧急停机：①、转速升高超过3300～3360r/min，或制造厂家规定的上限值，而危急保安器与电超速保护未动作；②汽轮机发生水冲击或汽温直线下降（10min内下降50℃）；③、轴向位移达极限值或推力轴承温度超限而保护未动作；④、胀差增大超过极限值；⑤、油系统油压或主油箱油位下降，超过规定极限值；⑥、汽轮机轴承金属温度或轴承回油温度超过规定值，或轴承冒烟时； ⑦、汽轮发电机组突然发生强烈振动或振动突然增大超过规定值；⑧、汽轮机油系统着火或汽轮机周围发生火灾，就地采取措施而不能扑灭以致严重危机设备安全；⑨、加热器、除氧器、等压力容器发生爆破；⑩汽轮机主轴承摩擦产生火花或冒烟；发电机冒烟、着火或氢气爆炸；励磁机冒烟、着火。 汽轮机不破坏真空紧急停机：①、凝汽器真空下降或低压缸排汽温度上升，超过规定极限值；②、主蒸汽或再热蒸汽参数超限；③、主蒸汽、再热蒸汽、抽汽、给水、凝结水、油系统管道及附件破裂无法维持运行；④、调节系统故障，无法维持运行。⑤、主蒸汽温度升高（通常允许主蒸汽温度比额定温度高5℃左右）超过规定温度及规定允许时间时。 机组运行中，对于机组轴瓦乌金温度及回油温度出现以下情
况之一时，应立即打闸停机：①任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃时；②、主油瓦乌金温度超过85℃或厂家规定值时；③、回油温度急剧升高或轴承内冒烟时； ④、润滑油泵启动后，油压低于运行规程允许值；⑤、盘式密封回油温度超过80℃或乌金温度超过95℃时；⑥、发现油管、法兰及其他接头处漏油、威胁安全运行而又不能在运行中消除时。 汽轮机紧急故障停机的步骤：①、立即遥控或就地手打危急保安器；②、确证自动主汽门、调速汽门、抽汽止回阀关闭，负荷到零后，立即解列发电机；③、启动辅助油泵；④、破坏真空（开启辅抽空气门或关闭主抽总汽门），并记录转子惰走时间；⑤进行其他停机操作（同正常停机）。 2 凝结器真空下降的现象及处理 凝结器真空下降的主要特征：①、凝汽器真空表指示降低，排汽温度升高；②、在进汽量相同的情况下，汽轮机负荷降低；③凝结器端差明显增大；④、凝汽器水位升高；⑤、当采用射汽抽汽器时，还会看到抽汽器口冒汽量增大；⑥、循环水泵、凝结水泵、抽气设备、循环水冷却设备、轴封系统等工作出现异常。 凝结器真空急剧下降的原因：①、循环水中断；②、低压轴封供汽中断；③、真空泵或抽气器故障；④真空系统严重漏气；⑤、凝汽器满水。
汽轮机典型故障处理
汽轮机典型故障处理 1. 破坏真空停机： 1、汽轮机转速升至3360rpm，危急遮断器拒动时。 2、机组突然发生强烈振动而保护拒动时或正常运行时振动瞬间突变达 时。 3、汽轮机或发电机内有清晰的金属磨擦声或撞击声。 4、汽轮机轴向位移大，或推力瓦金属温度过高而保护拒动时。 5、润滑油供油中断或油压降低而保护拒动时，备用泵启动仍无效时。 6、油系统严重泄漏，主油箱油位过低，经处理无效时。 7、汽轮机轴承金属温度过高而保护拒动时。 8、汽机发生水冲击或上下缸温差大。主、再热汽温急剧下降，抽汽管道 进水报警且温差超过大而保护拒动时。 9、轴封或挡油环异常摩擦冒火花。 10、任一轴承回油温度过大而保护拒动时或任一轴承断油冒烟时。 11、主机高、中压胀差过小或过大而保护拒动时。 12、发生火灾，严重威胁机组安全时。 2.不破坏真空停机： 1.机组保护具备跳闸条件而保护拒动。 2.机组范围发生火灾，直接威胁机组的安全运行。 3.机组的运行已经危及人身安全，必须停机才可避免发生人身事故时。 4.主给水、主蒸汽、再热蒸汽管道发生爆破，不能维持汽包正常水位。 5.炉管爆破，威胁人身或设备安全时。 6.机前压力在过高运行超时或机前压力超压时。 7.主、再热蒸汽温度过高，连续运行超过时 8.高压，低压缸排汽温度过大。 9.汽轮机抗燃油压降低，保护拒动时。 10.机组真空低，循环水中断不能立即恢复时。 11.汽轮机重要运行监视仪表，尤其是转速表，显示不正确或失效，在 无任何有效监视手段的情况时。 12.机组无蒸汽运行时间超过 13.热工仪表电源中断、控制电源中断、热控系统故障、空压机及系统 故障造成控制汽源压力低或消失，电源及汽源无法及时恢复，机组无法 维持原运行状态时。 14.当热控DCS系统全部操作员站出现故障（所有上位机“黑屏”或“死 机”），且无可靠的后备操作监视手段时。 15.涉及到机炉保护的控制器故障，且恢复失败时。 16.机组热工保护装置故障，在限时内未恢复时。
汽轮机常见事故及其处理方法
锡林郭勒职业学院 （ 二 〇 一一 年 四 月 毕业论文 题 目：汽轮机的常见故障及其处理方法 学生姓名：张超 系 别：机械与电力工程系 专 业：电厂设备运行与维护 班 级：热电08（4） 指导教师：史志慧 讲师
【摘要】 汽轮机是电厂的主要设备,汽轮机是否安全运行是保证电厂安全的基础,下面就汽轮机的主要部件常见的事故加以分析论述。 汽轮机大轴弯曲是汽轮机恶性事故最典型的一种，这种事故多出现在高参数大容量的汽轮机中，破坏性极其严重，对这一事故的防治尤其重要。汽轮机真空的高低,直接影响到机组的安全性和经济性。汽轮机真空下降 ,将导致排汽压力升高,可用焓减小,同时机组出力降低;排汽缸及轴承座受热膨胀,轴承负荷分配发生变化,机组产生振动;凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形,甚至断裂;若保持负荷不变,将使轴向推力增大以及叶片过负荷,排汽的容积流量减少,末级要产生脱流及旋流;同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力,有可能损伤叶片。 【关键词】：汽轮机事故轴弯曲推力轴承轴向位移定位 目录 一、凝结器真空下降的现象及处理 (1) 1.1凝结器真空下降的主要特征 (1) 1.2凝结器真空急剧下降的原因 (1) 1.5凝结器真空缓慢下降的处理 (1) 1.3凝结器真空急剧下降的处理 (1) 1.4凝结器真空缓慢下降的原因 (1) 二、主蒸汽温度下降 (2) 2.1主蒸汽温度下降的影响 (2) 2.2主蒸汽温度下降的处理 (3) 三、汽轮机轴向位移增大 (3) 3.1影响汽轮机轴向位移增大的原因 (3) 3.2轴向位移大的处理 (4) 四、汽轮机大轴弯曲事故 (4)
汽轮机典型事故预防措施
组织机构 分部试运的职责及组织机构： 1、分部试运应在试运指挥部下设试运组的领导下进行。 由施工单位负责（分管试运组长由主体施工单位出任的副总指挥兼任）。 2、建设、调试、生产、设计单位参加。 3、主要辅机设备应有制造厂人员参加。 4、分部试运中向调试工作，一般由调试单位完成。 启动前的准备工作及应具备的条件 一、分部试运应具备的条件： 1、相应的建筑和安装工程已经完工并按《火电工程调态试 运质量检验及评定标准》验收合格。 2、试运需要的建筑和安装工程的记录等资料齐全。 3、具备设计要求的正式电源。 4、组织落实，人员到位，分部试运的计划；方案和措施已 经审批、交底。 二、汽轮机启动前应具备的条件: a)系统要求: （1）、汽轮机各系统及设备完好，阀门位置正确。 （2）、汽、水、油、气系统及设备冲洗合格。
（3）、热控装置的仪表、声光报警、设备状态及参数显示正确。 （4）、计算机控制系统连续正常工作2h~4h以上。 2、有关实验启动前全部试验合格。 3、汽轮机冲动前连续盘车，要求冲转前应连续盘车4h 以上，特殊情况不少于2h。 4、轴封供气及抽真空。 轴封供气： （1）、静止的转子禁止向轴封供气。 （2）、高低压轴封供汽温度一般在130℃—180℃抽真空： （1）、汽轮机轴封未送不应抽真空。 （2）、冲转前应保持适当的真空75-85KPa 5、下列情况之一时，禁止汽轮机冲转或并入电网：（1）、全部转速表失灵。 （2）、调速系统不能维持汽轮机空转或甩负荷后动态飞升转速超出危机保安器动作值。 （3）、主汽门调速汽门；抽汽逆止门关闭不严、卡涩或动作失灵。 （4）、危机保安器超速试验不合格。 （5）、汽轮机任一跳机保护失灵。 （6）、汽轮机任一主要控制参数失去监视或任一主要调节控
浙江恒洋热电厂汽轮机严重超速事故调查报告
事故调查报告 2015年6月12日
企业概况 浙江恒洋热电有限公司于2003年12月注册成立，由中达联合控股集团有限公司和嘉兴大洋纸业股份有限公司共同投资组建，位于海盐县沈荡镇开发区，是一家热电联产股份制企业，其主要产品：热能、发电、硫酸铵。恒洋热电联产项目是一座区域性的公用热电厂，采用高效率、低污染的循环流化床锅炉集中供热。项目建设规模为四台130t/h次高温次高压循环流化床锅炉、一台24.5MW抽凝式汽轮机组和三台12MW背压式汽轮机组及相应配套设施，形成年发电量32000万KWh，年供热大于280万吨的生产能力，供热管网设计供热能力456t/h，出口母管蒸汽压力0.98MPa、温度300℃；供热覆盖区域为沈荡、于城、百步、武原镇西片、西塘桥西片及南湖区余新镇、凤桥镇南片等区域，蒸汽管网分东、西、南管线及凤桥支线，现有200家左右用户接入蒸汽管网，实现了集中供热，替代传统小锅炉。 设备简介 发生事故的2号汽轮机是青岛捷能汽轮机股份有限公司2004年制造的C25‐4.90/0.981（470℃）,次高温次高压、单缸、抽汽凝汽式汽轮机,与东风厂制造的两台QF2‐30‐2A发电机配套使用。汽轮机本体主要由静子和转子部分组成，静子部分的汽缸为单缸结构，由前、中、后缸三部分组成，前缸采用合金铸钢，中钢采用铸钢，后钢采用钢板
焊接式结构，通过垂直中分面连接成一体。主汽门、高压调节汽阀蒸汽室与汽缸为一体，新蒸汽从两侧主汽门直接进入高压调节汽阀蒸汽室内，为防止主汽门阀杆下涩，主汽门阀杆可作活动试验。汽缸下部有工业抽汽口和加热器用回热抽汽口，汽缸排汽室通过排汽接管与凝汽器刚性连接。转子部分采用套装型式，叶轮及联轴器套装在转子上，共有13级动叶，其中一级双列调节级、一级单列调节级、11级压力级（其中包括三级扭叶级）。转子通过刚性联轴器与发电机转子连接，转子前端装有主油泵叶轮。机组前轴承箱装有推力轴承前轴承、主油泵、调节滑阀、保安装置、油动机等。后轴承箱装有汽轮机后轴承、发电机前轴承、盘车装置、联轴器护罩等。 本机组采用的是数字电液调节系统（DEH）。主要由数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节汽阀油动机等组成。汽轮机保安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、试验控制阀、电磁阀、主汽门、TSI仪表监测系统、超速保护等组成。其中设置了电超速和危急遮断器机械超速两套保护装置，电超速保护设定值是110%额定转速（3300rpm），机械超速保护设定值是110‐112%额定转速（3300~3360rpm），危急遮断器可作在线动作试验。当任一保安装置动作时，保安油路被切断，保安油压降为零，活塞上部的弹簧将主汽门、调节汽阀、抽汽阀迅速关闭停机。 事故经过调查 2015年6月11日20点11分许，位于海盐县沈荡镇工业园区的
汽轮机事故实例分析
注：红色与蓝色为ppt展示可能用到的，蓝色是为了让我们看懂，之后记得删除掉 四．实例分析 汽流激振是影响汽轮机稳定的重要因素，近几年来在我国频频发生汽流激振事故，如下表部分汇总：
这仅仅是部分案例，实际案例远多于此。下面主要以绥电1000MW 机组汽流激振事故为例。 1.机组简介 神华国华绥中发电有限责任公司发电B 厂( 以下简称绥电B 厂) 共安装了2 台1 000 MW 超超临界燃煤机组( 3、4 号机) ，3 大主机由东方电气集团引进日立技术制造。3、4 号机组分别于2010年2 月、5 月投入商业运营。 4 号机组主汽轮机为东方汽轮机厂生产的N1000－25/600/600 型汽轮机，由1个单流高压缸、1个双流中压缸及2个双流低压缸依次串联组成。 2.汽流激振情况 4号机组首次出现气流激振为2010年4月12日，当时4号机组准备首次进行满负荷运行，当负荷升到850MW时，1,2号瓦轴开始波动，966MW是震动曲线发散，降负荷后又迅速收敛，当负荷降到
870MW时趋于稳定。再次升负荷到780MW时又出现波动，940MW 时振动曲线再次发散。振动相关参数如图表 1 ，本次汽流激振振动过程趋势如图3。[1] （这里主要看1X,1y,2x，2y的变化，变化特别明显，代表了轴的振动情况。说明激 振时轴振严重。 注：轴振有2个测点，在轴承盖的上部有两个测点伸进去，测量轴承上瓦的振动，两测点成90°分布。从汽机头部看向发电机，左上角的探头侧的是X相振动，右上 角就是Y相了。） 3.绥电B 厂4 号机汽流激振控制方法： 为解决汽流激振问题，利用机组停运消缺机会对1号轴瓦顶隙及
汽轮机轴系断裂事故应急处置方案
汽轮机轴系断裂事故应急处置方案 （ISO45001-2018） 1总则 1.1目的 为及时、有效地处理汽轮发电机组轴系断裂事故，避免或减少因汽轮发电机组轴系断裂带来的重大经济损失和社会影响，特制订本预案。 1.2编制依据 本预案依据《电力企业现场应急处置方案编制导则》 《公司电力设备事故应急预案》 公司《汽轮机运行规程》等，以及电厂的实际情况而制定。 1.3适用范围 本预案适用于公司汽轮发电机组轴系断裂事故处置。 2事故特征 2.1事故类型和危险程度分析 2.1.1危险性分析 因汽轮机振动、超速；发电机非同期并网；电网故障冲击下励磁机与发电机、发电机与汽轮机连接部件安全裕度不足；或未按超速试验规程规定要求进行超速试验；以及机组大修中未对汽轮机、发电机转子的有关标准项目进行认真检查及处理，如未对有关联轴器销子、螺栓、转子叶片根部的销钉进行探伤检查，未对有缺陷的螺栓及时更换等，导致发电机存在轴系断裂的隐患，并最终引发事故。一旦发生发电机轴系断裂事故，势必被迫进行停机检修处理，对电厂损
失极大。 2.1.2事件等级 2.1.2.1三级状态：汽轮机发电机组发生振动、超速报警但未达到动作值；发电机非同期并入电网运行；电网故障冲击下发电机甩去部分负荷。 2.1.2.2二级状态：机组运行中由于发生振动、超速引起机组跳闸或发电机非同期并网、电网故障冲击下发电机甩去全部负荷；机组大修中对汽轮机发电机组转子及相关部套进行检查，发现有关联轴器销子、螺栓、转子叶片根部的销钉有损伤、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紧固不良。 2.1.2.3一级状态：机组运行中由于发生振动、超速引起机组跳闸或发电机非同期并网、电网故障冲击下发电机甩去全部负荷，造成发电机轴系断裂事故。2.2事件可能发生的地点和时间段 2.2.1 1#、2#机组。 2.3可能造成的危害 发生设备损坏或者造成人员伤亡事故。 2.4事前可能出现的征兆 2.4.1汽轮机震动大超过规定值。 2.4.2汽轮机超速。 2.4.3非同期并网。 2.4.4甩负荷。 2.4.5未按规定进行大、小修。 2.4.6大、小修未按规定进行检查，或检查不到位。
汽轮机反事故措施通用版
解决方案编号：YTO-FS-PD759 汽轮机反事故措施通用版 The Problems, Defects, Requirements, Etc. That Have Been Reflected Or Can Be Expected, And A Solution Proposed T o Solve The Overall Problem Can Ensure The Rapid And Effective Implementation. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
汽轮机反事故措施通用版 使用提示：本解决方案文件可用于已经体现出的，或者可以预期的问题、不足、缺陷、需求等等，所提出的一个解决整体问题的方案（建议书、计划表），同时能够确保加以快速有效的执行。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 因汽轮机是在高温、高压、高转速下工作，并有各辅助设备和辅助系统协调工作，往往由于某一环不慎而产生事故，而影响调试工作顺利进行。造成事故的原因是多方面的。如热状态下动静部件的间隙变化、启动和负荷变化时的振动、轴向推力的变化。蒸汽参数变化、油系统工作失常以及各种隐患等，如果发现和处理不及时，都可能引起事故，所以在启动和试运期间，应采取有效措施，将事故消除在萌芽期。 汽轮机几种常见典型事故及监视、分析和处理方法： 8．1 在运行中凝汽器真空下降： 真空下降，排汽温度增高，易使排汽缸变形，机组中心偏移，使机组产生振动，以及凝汽器铜管产生松驰，变形甚至断裂。 试运期间，应随时监视，如果发现排汽室温度升高，真空指示下降，抽气器冒汽量增加等现象，首先应降低负荷，查找原因。 真空下降的原因及处理：