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
制装置失灵。
（7）、高压启动油泵、润滑油泵、事故油泵之一故障或其自启动装置失灵。
（8）、高、中压外缸内壁上下温差不大于或等于50℃（9）、盘车装置，盘车不动或盘车电流超限。
（10）、汽轮机动静部分有清楚的摩擦声或其他异音。（11）、汽、水、油、气品质不合格。
三、冷态启动：
1、进入汽轮机的蒸汽至少有50℃以上的过热度，并考虑与缸温匹配。
2、冲转前应对主、辅设备及相关系统进行全面检查，均应具备启动条件。
3、汽轮机冲转：
（1）、汽轮机冲至400—600r/min ，迅速切断进汽，进行摩擦检查，仔细倾听汽轮机内部声音，确认流通部分无摩擦各轴承回油正常，应立即升速，升速率一般为每分钟100r/min2（2）、暖机时间，暖机转速应按制造厂提供的启动曲线进行。（3）、暖机时间和温度应满足制造厂规定的要求。
4、并网及带负荷：
（1）、并网后立即带5﹪额定负荷暖机，在此负荷下至少稳定运行30min主蒸汽温度每变化2℃，稳定暖机时间增加1min
（2）、严格按启动曲线要求控制升负荷率。主蒸汽参数的变化率。
（3）、升负荷至预定的负荷点，确认相应的疏水阀应关闭。（4）、检查确认汽轮机振动，汽缸膨胀、胀差、轴向位移、轴承金属温度、回油温度、油系统压力，温度等主要参数在正常范围。
（5）、高、低压加热器应随机启动，当供除氧器的抽汽压力高于除氧器内部压力并能克服高度差引起的静压时，应换为该段抽汽，除氧器滑压运行。
（6）、根据负荷的增加应及时调整凝汽器真空，切换或投入给水泵、循环泵、疏水泵、等辅助设备。
四、热态启动：
主汽温度比调节级金属温度高100℃，保证主蒸汽温度有50℃以上的过热度。
热态启动操作：
1、先送汽封，后抽真空。低缸汽封供汽温度为120℃—
150℃。
2、机组保护投入，若电调启动，则电调系统检查正常。
3、锅炉作好机组冲转后快速带负荷的准备，尽可能将高、
低加热器旁路阀开大，以满足机组并网后快速带负荷的需要。
（1）、冲转前检查盘车电流正常，大轴晃动不超过原始值±
0.02mm
（2）、冲动转子在600r/min停留5min。全面检查机组。确认良好后，以200—250r/min升速至3000r/min定速后，检查机组正常。通知电气并网带上初始负荷。（不宜在3000r/min长时间空转）
（3）、升负荷过程中，监视汽缸的胀差和壁温。振动的变化情况。
（4）、机组若在1200r/min以下，轴承振动超过0.03mm，立即打闸停机，投入连续盘车。检查转子弯曲值，盘车电流和上下缸温差。
（5）、汽轮机冲转后根据低压缸排汽温度投、切低压缸喷水，正常情况下排汽缸温度不超过65℃可以长期运行，一般不得超过80℃
启动前的试验、技术方案及措施
一、汽轮机启动前的试验：
1、汽轮机调速系统静止试验。
2、汽轮机全部跳机保护试验及机、炉、电大连锁试验。
3、抽汽逆止门，控制阀，调节阀开关及保护连锁试验。
4、除氧器、加热器等主要辅助设备的保护试验。
5、各种油泵、水泵启停及保护连锁试验。
6、辅机应经一定时间的连续运转证明可靠。
二、技术方案：
1、编制试运项目，标准和负责单位或个人的“实验项目
总目录”。
2、按逻辑关系和关键路径原则编制的“启动调试项目网
络图”。
3、按主线表示的试验进度表。
4、单机、分系统试运措施。
三、试运检查、调试的内容：
1、对设备、机械或系统一个一个地启动、实验和调整，
以确认是否与设计性能相否。
2、检查操作指令、测量仪表、信号、程控、连锁保护等
功能是否正确。
3、根据现场实际情况，对辅机进行带负荷；热工保护、
程控试验和整个分系统进行调试；考验工程质量确定是否具备参加整套启动试运的条件。
4、分部试运及调整试验应由安装及调试单位做出技术记
录，各项试验结果将作为整套启动试运的依据。
5、分部试运合格后，由施工、调试、建设监理，生产等
单位及时进行验收签证。
四、汽轮机的主要保护：
1、汽轮机事故跳机保护。
2、机械超速保护。
3、轴向位移保护。
4、低真空保护。
5、润滑油压低保护。
6、轴振动保护。
7、推理瓦温度高保护。
8、高低压加热器及除氧器水位保护。
9、低压缸排汽安全阀（保护膜）
10、抽汽逆之门保护。
五、汽轮机的主要监测参数：
1、汽轮机转数、盘车电流。
2、汽轮机转子偏心度、振动。
3、汽轮机转子轴向位移。
4、主汽温度、压力及排汽压力、温度。
5、主汽流量，主给水流量，疏结水流量。
6、推力轴承，支持轴承，金属温度及回油温度，润滑温度。
7、凝结水箱，高低压加热器，除氧器，疏水箱；油箱液位指示。
8、各段抽汽压力、温度的变化。
调试人员的职责
对调试人员的职责要求：
1、调试人员必须全面掌握机组的设计特点，自动化水平
以及机组的运行特性。
2、熟知汽轮机全部设备，包括汽轮机本体；调节系统、
凝汽设备、加热器、除氧器、各种水泵等的构造和工
作原理。
3、熟知每个阀门的位置、仪表的用途，各种保护及自动
装置的工作原理和作用。
4、熟练地掌握汽轮机设备的启动、停机和正常运行的操
作。
5、能根据规程要求及相关经验正确而迅速地处理所发生
的各种事故和异常情况。
6、调试人员必须对现场的设备及系统进行全面检查。其
中包括：查看设备供货与设计是否一致。
7、调试人员根据图纸、资料结合现场实际情况，检查系
统布置的合理性。
8、调试人员尽可能提出安装、设计和制造方面的缺陷和
问题。提出合理化改进建议以保证试运工作的顺利进
行。
9、调试人员应掌握有关图纸、资料的基础上熟悉掌握各
项设备及系统的调试内容、方法和步骤。
10、编写符合实际情况的调试大纲，调试技术方案和措施。
机组整套启动方案及措施
一、机组整套启动步骤：
1、空负荷调试。
2、带负荷调试。
3、满负荷试运。
二、试运步骤：
1、单机试运
2、分系统试运
三、单机试运、单台辅机试运：
1、主要是辅机包括电动机及其电气部分试运。
2、带机械部分试运和带负荷单系统试运。
四、分部试运阶段的主要调试技术方案及措施：
1、循环水系统试运措施。
2、工业水系统试运措施。
3、凝结水系统试运措施。
4、除氧器投运措施。
5、高、低加热器投运措施。
6、真空泵及其系统调试措施。
7、电动给水泵启动调试方案。
8、有关水管道冲洗措施。
9、汽轮机润滑油及调节保安系统调整试验措施。
10、盘车系统调试措施。
11、发电机冷却水系统调试措施。
12、汽轮机旁路系统的调试措施。
汽轮机的主要调试方案及基本内容
一、分部试运及调整试验的内容：
1、有关阀门的活动与调整。
2、辅助设备安全门的预整定。
3、真空系统严密性检查。
4、附属机械试运行
5、汽水管道的吹扫和冲洗。
6、汽轮机辅助设备试运行。
7、油系统试运和油循环。
8、调节系统和自动保护装置试验
二、空负荷调试基本内容：
1、按机组冷态或热态启动曲线开机，即汽轮机冲转、升
速至主机达额定转速。
2、机组轴系振动监测。
3、调节保安系统有关参数的调试和整定。
4、汽轮机跳闸试验。
5、电气试验，并网带初负荷试验。
6、自动主汽门、调节汽门严密性试验。
7、超速试验。
三、带负荷调试的基本内容：
1、机组分阶段带负荷直到带满负荷。
2、汽水品质调试。
3、相应的投入和试验各种保护及自动装置。
4、厂用电切换试验。
5、启停试验。
6、真空严密性试验。
7、自动主汽门及调门活动性试验。
8、协调控制系统符合变动试验。
9、汽轮机旁路试验。
10、甩负荷试验。
四、满负荷试运基本内容：
1、机组满负荷试运一般分72h和24h两个阶段进行。
2、连续完成72h满负荷试运行后，停机进行全面的检查、
消缺。
3、消缺后开机，连续完成24h满负荷试运。
4、在整套启动试运阶段应如实做好试运期间的各项记录。
5、整套启动试运过程中发生的问题，由建设单位全面负
责，组织有关单位消缺完善。
6、整套启动试运后，须由质检中心站进行质量评价。
7、启动验收和整套启动试运的工作总结。
五、汽轮机运行：
1、按照正常运行控制参数限额规定，监视汽轮机主要参数及其变化值不超限。
2、按规定内容进行设备定期巡检及维护。
3、每小时对定时打印或抄录的参数进行分析，使机组在经济状态下运行。
4、定期进行有关设备的切换及试验。
5、负荷调整。
汽轮机典型事故预防措施
一、汽轮机超速：
1、主要危害：
1）导致叶轮松动变形
2）叶片及围带脱落
3）轴承损坏
4）动静摩擦甚至断油
2、主要特征：
汽轮机转速升高超过危机保安器动作值
3、主要原因：
1）发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。
2）危机保安器超速试验时转速失控。
3）发电机解列后，抽汽止回阀泄漏或关闭不到位。
4、处理要点：
1）立即紧急故障停机，确认转速应下降。
2）若发现转速连续升高，应采取果断隔离及泄压措施。
3）查明超速原因并消除故障，全面检查确认汽轮机正常，方可重新启动。
4）应经校验，危机保安器及各超速保护装置动作正常，并可并网带负荷。
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、推力瓦温度等进行重点。检查
与监视，发现异常情况应停止启动。
5、预防措施：
1）汽轮机启动前认真检查主汽门、调速器门的安装质量，检查各汽门开关动作灵活。调节、保安系统出
现缺陷应及时消除，严禁带病运行。
2）调速系统定期试验是防止机组超速的主要手段之一，要按规定进行。调速系统速度变动率不大于
5％，迟缓率液调不大于0.2％，电调不大于0.06％3）应进行危机保安器超速试验合格，各停机保护的在线试验和主汽阀、调节阀及抽汽止回阀的活动试验
良好。
4）汽门严密性试验应合格，停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩，应设法将负荷减至“0”MW，汽轮
机先打闸后解列发电机，其关闭时间应符合设计要
求。
5）要认真贯彻电力部建设协调司1999年《汽轮机电
负荷试验导则》的要求进行新机甩负荷试验。
6）调节保安系统投入前必须有油质合格报告，运行中应定期化验，过滤。
7）为防止油进水，应保汽封间隙调整适当，汽封压力应符合设计要求，轴承负压98—196pa合格，排油
烟风机运行正常，油箱负压在196—245pa。
8）超速试验前必须进行主汽门、调节汽门严密性试验。试验结果应符合要求。
9）汽轮机保护动作可靠并已投入，连锁及报警号正确。
10）主机的就地和远控停机按钮试验正常，主汽阀、调节阀、抽汽止回阀联动可靠。
11）所有转速就地和远控停机按钮装置校验合格，超速试验时至少两只进过校验合格的独立的转速探头
和转速显示装置。
二、汽轮发电机组轴瓦损坏：
1、主要危害：
造成轴颈损坏，严重时发生动静摩擦导致汽轮机损坏。
2、主要特征：
1）轴承钨金温度明显升高或轴承冒烟。
2）推理轴承损坏时，推力瓦快金属温度升高。
3）回油中发现钨金碎末。
3、主要原因：
1）轴承断油或润滑油量偏小
2）油压偏低，油温偏高或油质不合格
3）轴承过载或推力轴承超负荷
4）轴承间隙紧力过大或过小
5）汽轮机汽缸进水或发生水冲击
6）汽轮机轴或轴承振动偏大造成轴瓦损坏
7）交直流油泵自动连锁不正常，有关连锁保护定值不正常，造成事故供油不正常
4、处理要点：
1）运行中发现轴承损坏应立即紧急故障停机
2）因轴承损坏停机后盘车不能投入运行，不能强制盘车，应采取可靠的隔离措施，防止汽缸进水或冷汽5、预防措施：
1）汽轮发电机组所有油管路安装正确，支持轴承、推力轴承、发电机密封瓦安装正确。汽轮发电机转子
应可靠接地。
2）油循环清洗方式合理有效，油质合格清扫全部滤网。
油质应符合标准。
3）油系统中的压力表、油温表及其变送装置，轴承金属温度表等校验合格，安装位置正确，指示正确。
4）低油压连锁、保护、油位报警、各轴承金属温度、回油温度及轴向位移报警、保护按规定在启动前试
验和运行中定期试验正常。
5）直流油泵联动试验合格，直流油泵单独运行转速、油压、轴承回油情况均正常，能满足停机和盘车的
要求。
6）冷油器的投入和切除应在严格监护下操作。应事先放尽所投冷油器中空气并注意监视润滑油压力，流
量和温度的变化。
7）当机组定速主油泵工作正常后，密切监视停掉高压油泵或润滑油泵，就地润滑油压的变化，防止少油
或断油。
8）油箱内滤网前后油位差应随时监视，定期清扫滤网。
9）正常停机，先做交流润滑油泵、直流润滑油泵启动试验，正常后方可打闸停机。
10）盘车启动后注意盘车电流变化，防止盘车状态下磨损轴瓦。
11）在运行中不得随意退出或停用油系统中主要监视仪表。
三、防止汽轮机大轴弯曲：
1、主要危害：
引起汽轮机强烈振动或动静碰磨，严重时导致汽轮
机损坏。
2、主要特征：
1）汽轮机偏心度超限，连续盘车4h不能恢复到正常值。
2）临界转速振动显著增大。
3、主要原因：
1）动静部分发生摩碰
2）汽轮机进水，特别是停机后汽缸进水
4、处理要求：
大轴发生热弯曲，消除后应连续盘车4h方可启动，不消除不得再次启动。
6、预防措施：
1）汽轮机每次冲转前及停机后均应测量转子偏心度及盘车电流应正常。
2）高压缸排汽逆止门、各段抽汽逆止门及其控制装置试验灵活无卡涩，连锁动作可靠。
3）汽轮机正常运行情况下，在不同负荷下应经常测量各轴承振动值并掌握振动规律。
4）启动时必须确认大轴晃动、轴承振动、轴振动、胀差、轴向位移、汽缸壁温及防水检测等重要监视仪
表安好投入，否则禁止启动。
5）汽轮机冲转前高中压内外缸壁温差不超过50℃高中压缸上下温差不得超过35℃
6）主蒸汽、抽汽、本体疏水畅通，严防汽轮机进水，进冷气。
7）启动过程中有专人检测振动，在1200r/min以前轴承振动超过0.03mm立即停机，过临界转速轴承振
动超过0.10mm或轴振动超过0.25mm立即停机。
严禁硬闯临界或降速暖机。
8）热态启动先送汽封，后抽真空。
9）运行中应严密监视蒸汽温度，蒸汽温度突降50℃必须立即停机。
10）机组停机后，注意监视凝结水箱、水位，以防汽缸进水变形。
11）如盘车电流异常，应及时查明原因处理，如动静摩擦清晰可闻，可先进行180°间歇盘车，待转子热
弯曲消失后再投入连续盘车，当盘不动车时，严禁
强行盘车。
12）停机后应认真监视凝汽器，除氧器的水位，可靠地切断有可能反向汽缸的水源和冷汽，防止汽缸进水
造成大轴弯曲。
四、汽轮机水冲击：
1、主要危害：
引起汽缸变形，动静间隙消失发生摩碰，大轴弯曲。
2、主要特征：
1）上、下汽缸温差明显增大。
2）主蒸汽温度突降。
3）轴向位移与推力瓦温度显著变化。
4）汽轮机轴或轴承振动增大。
5）抽汽管道发生振动。
6）盘车状态下盘车电流增大。
3、主要原因：
1）锅炉主蒸汽温度失控或蒸汽流量瞬间突增造成蒸汽带水。
2）加热器管束破裂满水倒灌进汽轮机。
3）轴封进汽或抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。
4、处理要点：
1）运行中主蒸汽温度突降超过规定值或下降至极限值，应立即紧急故障停机。
2）汽轮机盘车中发现进水，应立即查明并切断进水点，保持盘车运行一直到汽轮机上下汽缸温差恢复正
常，同时加强汽轮机内部声音，转子偏心度盘车电
流等的监视。
3）汽轮机在升速过程中，发现进水应立即停机进行盘车。
5、预防措施：
1）锅炉应防止误操作或自动失灵使锅炉满水进入汽轮机。
2）汽轮机进水监测装置应可靠投入，运行中应防止除氧器、高低加热器。轴封加热器等满水。加强水位
监督。
3）停机后注意隔绝一切可能返水，返冷汽的来源。严密监视汽缸上下温差。
4）防止由于本体疏水系统设计、运行不合理，造成汽轮机缸体上下温差超标。
5）主汽温度10min内汽温急剧下降50℃时，应紧急停机。
6）热态启动前，主蒸汽充分暖管，保证疏水畅通。
五、机组轴承出现过大振动：
1、主要危害：
造成轴承损坏、动静摩擦、大轴弯曲甚至毁机。
2、主要原因：
1）动静碰撞或大轴弯曲。
2）转子质量不平衡或叶片断落。
3）轴承工作不正常或轴承座松动。
4）汽缸进水或冷汽造成汽缸变形。
5）中心不正或联轴器松动。
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。
火力发电厂-汽轮机反事故措施
火力发电厂汽轮机反事故措施 目录 1. 防止汽轮机烧瓦事故的技术措施 2. 防止汽轮机严重超速的技术措施 3. 防止汽轮机组大轴弯曲的技术措施 4. 防止汽缸进冷汽冷水的技术措施 5. 防止油系统着火技术措施 6. 防止除氧器超压爆破的技术措施 1?防止汽轮机烧瓦事故的技术措施 1.1.1机组检修后启动前，在冷油器充油和油系统投运前，各油箱油位应符合规程要 求，并将各冷油器充油后，将冷油器进出口油门开启。 1.1.2 油质不合格或机组启动时油温低于30C时禁止机组启动。正常运行油 温控制在35至45 C。 1.1.3 直流油泵的直流电源系统应有足够的容量（至少满足该泵维持60分钟 以上的额定负荷）。 1.1.4 任何一台油泵工作失常时，禁止机组启动。 1.1.5油系统投入后，应认真检查油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，要求 装设齐全、指示正确。 1.1.6 投盘车前开启盘车油门、顶轴油泵，大修后需确认大轴顶起高度为0.02mm 以 上。 1.1.7 机组启动中应及时调整油温，严禁油温大幅度摆动。 1.2机组运行中 1.2.1运行中油系统进行切换（如冷油器、辅助油泵、滤网等），必须在汽机 班长的监护下按操作标准进行操作，操作中必须排尽各处空气并严密监视润 滑油压的变化。 1.2.2 在班长的监护下，按照定期工作要求，定期辅助油泵的开停试验。试验结束 后，备用油泵的出口门必须在开启状态。
1.2.3 每次开机之前，定期试验低油压联动装置，润滑油压的数值以汽轮机中心线标高距冷油器最远的轴瓦为准，运行中，禁止低油压保护退出。 1.2.4 各油箱油位保持正常，主油箱滤网前后油位差达 100mm 时，即时进行清理。 润滑油高位补充油箱必须充满合格的润滑油。 1.2.5 保持润滑油压的最低值（在 8米平台现场开机盘显示数值）在 0.1 以上。 任一轴瓦的进口油压值，不小于 0.06 兆帕。 1.2.6 发现下列情况之一者，应立即停机 1.261推力轴承温度高110C。 1.262支持轴承温度高110C。 1.2.6.3轴承冒烟 1.2.6.4润滑油压低0.06Mpa，同时直流油泵联起。 1.2.6.5油箱油位低—150mm补油无效。 1.3 停机中 1.3.1 机组盘车期间低油压保护必须投入，交流润滑油泵运行时，直流油泵不得 退出备用。 1.3.2 正常盘车期间，当汽缸温度在149C以上时不可中断盘车和油循环。 1.3.3 机组惰走或盘车过程中，严密监视油压的变化。 1.4 机组启动、停机、正常运行中严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温 度超标时，应按规程果断处理。 2. 防止汽轮机严重超速的技术措施 2.1 在额定参数下，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转速以下。 2.2 各种超速保护均能正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启 动。 2.3 机组大小修后应做调速系统的静态试验或仿真试验。 2.4 机组的转速表显示不正确或失效时，严禁机组启动，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。
大唐集团发电厂汽轮机事故案例分析题
目录 一、【案例一】机组启动检查漏项 (2) 二、【案例二】检修操作运行设备导致小机跳闸 (4) 三、【案例三】辅机跳闸造成全厂停电后烧瓦 (5) 四、【案例四】电泵油温高最终引起厂用电失去 (7) 五、【案例五】野蛮操作造成汽轮机烧瓦 (9) 六、【案例六】检修无票作业造成跑油烧瓦 (11) 七、【案例七】小机油箱油位低造成小机跳闸 (14) 八、【案例八】真空下降运行人员发现不及时 (15) 九、【案例九】表计不准责任心不强造成汽缸进水 (17) 十、【案例八】逻辑清楚盲目操作 (18) 十一、【案例十一】操作票执行不严格操作随意性大 (19) 十二、【案例十二】超负荷运行滑销系统卡振动大停机 (20) 十三、【案例十三】事故处理经验不足造成事故扩大 (21) 十四、【案例十四】思想麻痹，安全意识淡薄 (22) 十五、【案例十五】违章操作造成大轴弯曲 (23) 十六、【案例十六】操作不规范引起真空下降 (26) 十七、【案例十七】高排压比低保护动作停机 (27) 十八、【案例十八】机组由于功率回路故障处理不当停机 (28) 十九、【案例十九】DCS失电 (29) 二十、【案例二十】背压高保护停机 (31)
汽轮机案例分析题 一、【案例一】机组启动检查漏项 1、事件经过 1999 年4 月12 日，某电厂2 号机组在大修后的启动过程中4 月1日，#2 机组B 级检修结束后，经过一系列准备与检查后，#2 机于4 月12 日15 时55 分开始冲转，15 时57 分机组冲转至500r/min，初步检查无异常。16 时08 分，升速至1200r/min，中速暖机，检查无异常。16 时15 分，开启高压缸倒暖电动门，高压缸进行暖缸。16 时18 分，机长吴X 令副值班员庄XX 开高压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄开高、中压缸法兰加热疏水门，操作完后报告了机长。16 时22 分，高压缸差胀由16 时的2.32mm 上升 2.6lmm，机长开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。1 6 时25 分，发现中压缸下压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄开高、中压缸法兰加热疏水门，操作完后报告了机长。16 时22 分，高压缸差胀由16 时的 2.32mm 上升 2.6lmm，机长开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。1 6 时25 分，发现中压缸下增大，报告值长。13 时02 分，经就地人员测量，#2 瓦振动达140μm，就地明显异音，#2。机手动打闸，破坏真空停机。18 时08 分，#2 机转速到零，投盘车，此时转子偏心率超出500μm，指示到头，#2 机停炉，汽机闷缸，电动盘车连续运行。18 时18 分至24 分，转子偏心率降至40 70μm 后，又逐渐增大到300μm并趋向稳定，电动盘车继续运行。 在13 日的生产碰头会上，经过讨论决定：鉴于14 小时的电动盘车后，转子偏心率没有减少，改电动盘车为手动盘车180 度方法进行转子调直。并认为，高压转子如果是弹性变形，可利用高压缸上、下温差对转子的径向温差逐渐减少，使转子热弯曲消除。经讨论还决定，加装监视仪表，并有专人监视下运行. 13 日12 时40 分起到18 时30 分，三次手动盘车待转子偏心率下降后，改投电动盘车，转子偏心率升高，并居高不下，在300μm 左右。15 日19 时20 分，高压缸温度达145℃，停止盘车，开始做揭缸检查工作. 2、原因分析： 1) 4 月12 日16 时18 分，运行人员在操作#2 汽机高压缸法兰加热系统的过程中，
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。
汽轮机运行反事故措施(2021版)
汽轮机运行反事故措施(2021 版) Security technology is an industry that uses security technology to provide security services to society. Systematic design, service and management. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0486
汽轮机运行反事故措施(2021版) 1、编制目的 新疆天业120万吨化工项目配套自备电厂工程安装4台135MW 汽轮发电机组。为确保机组试运工作安全、顺利地进行，确保人身和设备的安全，贯彻“安全第一，预防为主”的方针，特编制本措施。 2、编制依据 2.1《反事故技术措施汇编》 2.2《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》DL/T834-2003 2.3《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分) 2.4《电力建设安全施工管理规定》 2.5《质量、安全健康、环境管理手册》(湖南省火电建设公司) 3、调试质量目标
确保在调试工作中不发生人身及设备事故，确保整套启动试运过程中不发生任何一起恶性事故。 4、调试对象及简要特性介绍 4.1本措施主要针对汽轮机，对发电机组的事故预防进行阐述。 4.2该汽轮机组在设计上采取了多项保证机组安全运行的措施，主要有： 4.2.1汽轮机组采用DEH调节系统，并配有TSI监视系统及ETS 事故跳闸系统，一旦监测参数之一达到跳闸条件，ETS即指挥继电器动作实现汽轮机跳闸。该系统有多种管理功能，可实现协调控制，有很强的逻辑判断功能，而且有多种联锁保护功能。 4.2.2控制部套虽采用高压抗燃油，但如果泄漏至高温部件，也有失火的危险。 4.3尽管汽轮发电机组在设计制造中采取了多种保证安全运行的措施，但运行人员仍然要有高度责任心，把安全放在首位．在试运行阶段要以防止轴系失稳、大轴弯曲、断油烧瓦及非正常超速为重点，同时要防止火灾、防止设备及容器超压，防止爆炸，防止误
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。
汽轮机反事故调试措施讲解学习
技术文件 编号：QJ-ZD0106C-2006 准大Ⅰ期直接空冷机组工程 #1机组汽轮机反事故调试措施 项目负责：彭福瑞韩锋 试验人员：郭才旺明亮 措施编写：韩锋 措施校阅：彭福瑞 措施打印：韩锋 措施初审： 措施审核： 措施批准： 批准日期：年月日 内蒙古能源发电有限责任公司
电力工程技术研究院 1、通则 1.1 启动试运过程中应严格遵照《制造厂运行维护说明书》、《电厂运行维护标准》、以及《启 动调试措施》等有关规定执行。 1.2 启动试运前，必须将机组各项联锁保护、声光报警以及正常监视和记录表计调试完好， 并投入使用。 1.3 试运人员应熟悉本机组的结构特点，系统布置及设备的操作方法，明确每次启动的目 的及要求，做好事故预想。 1.4 运行维护必须严格执行“两票三制”。 2、大型机组的重点事故的防止措施 2.1 防止汽轮发电机组超速。 为防止汽轮机超速，应认真贯彻原水利电力部《防止20万千瓦机组严重超速事故的技术措施》，针对本机组特点，提出以下重点要求： 2.1.1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超速保护动作转速以下。 2.1.2各种超速保护（OPC超速保护、电超速保护和机械超速保护）必须正常投入运 行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行。 2.1.3机组重要的运行监测表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。 运行中的机组，在无任何有效监测手段的情况下，必须停止运行。 2.1.4润滑油和抗燃油的油质应合格。在油质和清洁度不合格的情况下，严禁机组启 动。 2.1.5测试汽门关闭时间应符合设计要求，确认高、中压主汽门、调节汽门、低压抽 汽阀及各段抽汽逆止门均能迅速关闭，并严格按规程规定做好上述汽门的定期 活动试验，以避免汽阀卡涩。 2.1.6机组做真实超速前，必须先做手动停机试验，确认就地和远方停机试验合格后， 允许做超速试验，并设专人负责就地和远方停机按扭。当转速超过3300r/min而 安全系统的超速保护未动作时，立即手动停机。 2.1.7正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率、电度表停转或逆转后，再将发电 机与系统解列，或采用发电机逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。 2.1.8在机组正常启动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统； 在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启。机组再次启动时，再热蒸汽 压力不得大于制造厂规定的压力值。 2.1.9在任何情况下均不可强行挂闸。 2.1.10低压可调整抽汽逆止门应严密，联动可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截 止门，以防抽汽倒流引起超速。 2.1.11机组必须进行甩负荷试验。 2.1.12坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、阀门活动试验、汽门 关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。
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。
汽轮机反事故措施正式样本
文件编号：TP-AR-L6829 In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives. （示范文本） 编制：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 汽轮机反事故措施正式 样本
汽轮机反事故措施正式样本 使用注意：该解决方案资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 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
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)
防止汽轮机断油烧瓦反事故技术措施(正式)
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 防止汽轮机断油烧瓦反事故技术措施(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-4812-92 防止汽轮机断油烧瓦反事故技术措 施(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. 运行中禁止随意乱动冷油器进、出口油门，如必须进行倒换时，应在班长监护下，严格按程序票及操作票进行，先投入再退出，操作过程中应严密监视润滑油压的变化情况。发现油压波动，立即停止操作。 2. 冷油器在进行倒换时，要注意先将准备投入的冷油器内的空气排尽。 3. 各类油泵要按规定进行定期试验，低油压保护装置也应动作正常。 4. 机组起动前向油系统供油时，应先启动交流油泵排出管道内的空气，然后再启动调速油泵。 5. 机组启动定速3000r/min后，将高压启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵联锁投入，检查主
油泵出口油压正常后，停运高压启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵。 6. 加强对轴瓦的运行监督，在轴承润滑油的进出口管路上和轴瓦乌金面上装设的温度测点应保证指示可靠。经常从窥视孔中了解轴承回油是否畅通。 7. 油箱油位保持正常，油滤网压差过大应及时清洗。大修后的机组，应在各轴承进油管上装滤网进行油循环。 8. 润滑油压要保持在设计要求的范围内运行。运行中应加强对轴向位移的监视，防止轴向位移突然增大。 9. 停机时，除事故情况外，必须先试验交直润滑油泵正常，停机打闸后，投入低速联动顶轴油泵的联锁，注意润滑油压的变化，当转速降至50转/分左右顶轴油泵应自启动，否则应人为启动顶轴油泵。 10. 机组起停过程中，要合理控制润滑油的温度，正常运行时，油温应保持在35~45℃。机组启动时，转速达2500r/min以前，轴承的进油温度应接近
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。
化学反事故措施模板
化学反事故技术措施 依据《国家电网公司化学技术监督规定》和《。。。电力公司技术监督工作管理办法》、《。。。技术监督管理办法》、《。。。化学技术监督实施细则》规定, 发电分公司特制定油、气化学反事故措施。 1油务防范措施 1.1油罐区及油系统防火的防范措施 1.1.1严格执行《电业安全工作规程( 热力和机械部分) 》的各项要求。油区设计和施工必须符合国家颁发的《建筑设计防火规范》及有关规定。油罐区内油罐壁间的防火间距和易燃油、可燃油的储罐与周围建筑物的防火间距应符合规定标准。 1.1.2．。。。各水电站内应划定油区。油区照明应采用防爆型, 并挂有”严禁烟火”等明显的警告标示牌, 动火要办动火工作票。运行中巡回检查路线, 应包括油系统母管管段和支线。 1.1.3油区管理制度必须上墙, 用油应进行严格登记; 进入油区应交出火种, 不准穿钉有铁掌的鞋子。 1.1.4油区的一切电气设施(如开关、刀闸、照明灯、电动机等)均应为防爆型, 电力线路必须是暗线或电缆, 不准有架空线。 1.1.5油区内应保持清洁, 无油污, 不准储存其它易燃物品和堆放杂物。 1.1.6油区内应有符合消防要求的消防设施, 油区内的消防栓数量和布局符合消防标准, 同时配备有沙箱, 消防锨, 移动式泡沫
灭火器, 和消防水喷淋装置以及烟雾灭火器。 1.1.7油区接地线和电气设备接地线应分别装设, 油系统应有明显的接地点, 油管道法兰应用金属导体跨接牢固, 每年须认真检查, 并测量接地电阻。 1.1.8油区内一切电气设备的维修, 都必须停电进行。 1.1.9到油区工作的人员, 应了解油的性质和有关防火防爆规定。对不熟悉的人员应先进行有关油的燃点安全教育后, 方可参加油设备的运行和维修工作。 1.2充绝缘油、透平油设备的防范措施 1.2.1新充入投运前的变压器油质及运行中变压器油质按DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》进行检验。 变压器油质标准
汽轮机水冲击事故
汽轮机水冲击事故 李亿宏汽轮机水冲击事故是一种恶性事故，如不及时处理，易造成汽轮机本体损坏。汽轮机运行中突然发生水冲击，将使高温下工作的蒸气室、汽缸、转子等金属部件骤然冷却，而产生较大的热应力和热变形，导致汽缸发生拱背变形，而产生裂纹，并能使汽缸法兰结合面漏气，负差胀增大，静动部分发生磨擦；转子发生大轴弯曲，同样也会使汽轮机发生动静摩擦，引起机组发生强烈振动。水冲击时，因蒸汽中携带大量水分，形成水塞汽道现象，使叶轮前后压差增大，导致轴向推力剧增，如不及时打闸停机，推力轴承将会被烧损，从而使汽轮机发生剧烈的动静摩擦而损坏。此外，当发生水冲击时，特别是在低压长叶片处，水滴对其打击力相当大，严重时将会把叶片打弯或打断，可见发生水冲击时将会导致汽轮机严重损坏。 一、水冲击的现象： 1、主汽温度急剧下降，10min下降50℃或50℃以上。 2、从自动主汽门、门杆、调门、汽缸法兰平面、轴封等处冒白汽或溅出水滴。 3、主汽管、排汽管及汽机内部发生冲击声或金属噪音。 4、机组振动逐渐增大直至强烈振动。 5、轴向位移增大，轴力瓦温度迅速升高，差胀减小或出现负差胀。 6、汽缸上下缸温差变小，下缸温度降低较多。 二、水冲击的处理方法： 水冲击事故是汽轮机运行中最危险的事故之一，运行人员必须迅速、准确的判断，一般情况下应以主汽温度是否急剧下降为依据。同时应注意检查汽缸上下缸温度的变化，确认发生水冲击时，处理方法如下： 1、立即破坏真空，紧急打闸故障停机。 2、开启主汽管、导管、汽缸、排气管道疏水门，彻底疏水。 3、准确记录惰走时间及真空变化。 4、检查推力瓦温度和润滑油回油温度，注意轴向位移变化，仔细听汽轮机内部声音。
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。