防止汽轮机进水措施
如何防止汽轮机进水及预防措施
１ ． ２主、 再热蒸忾 温度突降， 过热度减小 。 主汽温度和蒸汽温度和都要高 于５ 嚷 以上， 同时主汽温度的变化频率应该在每分钟５ ℃的范围， 运行人员要严 加监控 ， 同时还要注意 ， 机侧主汽温度不得低于炉侧１ ０ ＂ ０等。
的进 一 步发展 和 扩大起 到 了至 关重要 的作 用 。 现 针对 汽轮机 进 水的主 要 现象 ， 分析 了进 水的原 因 ， 并进一 步对如 何 防止 汽 轮机进水 和汽 轮机进水 后的处 理 措 施进 行 了具 体 的 阐述 。 １汽轮 机进 水 的主 要现 象
１ ． １高 中压 缸 上 、 下缸 温差 明显增 大 ， 或增大 趋势 加快 。 正常『 青况下 ， 高 中
工 业 技术
●Ｉ
如 何 防 止 汽 轮 机 进 水 及 预 防 措施
范建 中 吕燕宏
（ 华 电 内蒙古 能 源有 限公 司包 头发 电分 公司 ） 中图分 类号 ： ＴＵ７ ５ ８ ． ７ 文献标 识码 ： Ａ 文 章编 号 ： １ ０ ０ ９ — ９ １ ４ Ｘ （ ２ ０ １ ４ ） ２ ８ — ０ ０ ９ ８ — ０ １ 数据， 一旦 发现 异 常情 况 能够及 时 的发 现 并进行 处理 。 特别 是波 物 图 、 盘 车 电 流、 惰 走 路线 、 下 降 曲线等 。 ３ ． ６当汽 轮机在 启动 或是 负荷 较低 时 ， 再 热蒸 汽减温 器应 立 即停 止喷 水 ，
如果锅炉熄火或是甩负荷时， 应立 即切断减温水， 以防止汽轮机进水。 ４完善的防止汽轮机进水措施
火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则
火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则
火力发电厂的汽轮机在运行过程中，对进水和冷蒸汽有一定的防护措施和导则，以确保其正常运行和延长使用寿命。
1. 防进水措施：
a. 安装过滤器和除气器：在汽轮机进气系统中安装过滤器和
除气器，可防止进气中的杂质和水分进入汽轮机，同时排除进气管道内的空气和水分。
b. 关闭进气阀门：当发现进气管道内有水分进入时，及时关
闭进气阀门，防止更多的水进入汽轮机。
c. 安装排水系统：在适当的位置安装排水系统，如排水管道、排水阀等，及时排除进气管道内的水分。
2. 冷蒸汽导则：
a. 正确控制汽轮机的负荷：根据实际情况合理控制汽轮机的
负荷，避免过负荷运行导致冷蒸汽的产生。
b. 控制冷却水温度：合理控制冷却系统的冷却水温度，避免
冷却水温度过低导致冷蒸汽的产生。
c. 确保汽轮机通风良好：保持汽轮机周围通风良好，防止冷
蒸汽在机体表面凝结。
通过以上防进水和冷蒸汽导则，能够有效地保护火力发电厂的汽轮机不受水分和冷蒸汽的危害，提高其运行效率和可靠性。
此外，定期维护和检查设备，及时发现并修复可能存在的问题，也是保证汽轮机正常运行的重要措施。
汽轮机防进水
汽轮机进水（73.000.6.9SM）汽轮机一旦进水，零部件的损坏几乎是不可避免的。
进水引起的故障有：叶片和围带损坏、推力轴承损坏、转子裂纹、隔板套裂纹、转子永久性弯曲、静子部分的永久性变形以及汽封片损坏等。
零部件的损坏程度与水的进入点，水量，进水时间的长短，汽轮机金属温度，机组转速和负荷、蒸汽流量，动、静部分的相对位臵以及运行人员的处理方式等因素有关。
1、总则1.1、培训运行人员处理进水事故。
1.2、当有报警或仪表指示汽轮机正在进水或在危急之中，运行人员必须遵守预定的规程。
1.3、当发现有进水指示时，应立即进行处理。
1.4、对热力系统中所有监视进水的热电偶装设报警装臵和在控制室中使用记录仪。
1.5、警器发出音响时，不要只依赖那些应急阀门的自动动作，要远控操纵并观察这些阀门，确认他的正确位臵。
1.6、接水源的保护仪表出了故障，则切断汽轮机和水源的连接管路，按照缺仪表的要求调整运行工况。
1.7、当发生进水事故时，分析其原因，并不仅在影响区而且在易受同类事故影响的所有其他区域对设备进行调整。
如有必要，应修改运行规程和训练运行人员。
1.8、果发现一台加热器工作不正常或水位超标，或抽汽管道上的用户水检测传感器指示有水，或任何一对汽轮机水检测热电偶指出上、下缸金属温差超过42℃，且下缸温度低于上缸，则被认为是一次进水事故。
如果上、下缸金属温差超过56℃，则应立即停机。
如果此温差没有超过56℃，而且没有任何事故停机的仪表指示和其他信号，则可使机组维持运行，对水进行隔离和处臵。
如果出现以前从未有过的又无法解释的振动或管道摇摆，则也被认为可能有一次进水事故发生，必须立即执行事故操作规程。
1.9、当企图凭指示数据在机组运行中进行水检测，隔离，排水的处理时，必须注意，一旦水进入热态汽轮机中，将会发生超运行限制值的故障，这时机组必须停止运行。
因此，运行人员必须掌握处理这种意外情况的方法。
为了迅速采取措施使汽缸上、下半的温差控制在56℃以下，有必要推荐自动保护方法。
防止汽轮机进水进冷汽事故技术措施
防止汽轮机进水进冷汽事故技术措施1 目的为了防止汽轮机进水或进冷蒸汽发生重大设备损坏事故的发生，根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》，结合12MW汽轮机制定防止汽轮机进水或进冷蒸汽措施。
2 范围本措施适用于12MW汽轮机。
3 内容3.1 水或冷蒸汽来源汽轮机进水或进冷蒸汽大多发生在机组启动、停机、机组跳闸和大幅度负荷变化情况下，有时也会发生在正常负荷稳定工况。
3.1.1 来自锅炉及主蒸汽系统主要来自于：汽包严重满水；主蒸汽管道积水；过热器减温水；主蒸汽温度突降等。
3.1.2 来自抽汽回热系统该系统是防进水保护重点，主要来自于加热器疏水系统。
3.1.3 来自轴封蒸汽系统该系统防进水措施不可能纳入保护中，只能在监视上、操作上给予完成。
主要来自于管道疏水、低压轴封减温水、轴封加热器以及低压加热器疏水系统。
温热态启动必须先投轴封后抽真空，防止汽轮机进冷气。
3.1.4 汽轮机本体疏水反窜。
3.1.5 除氧器严重满水。
3.2 汽轮机进水进冷汽现象3.2.1 汽机上、下缸温差增大；汽缸热膨胀减小。
3.2.2 机组负荷晃动，调节级压力摆动增大。
3.2.3运行机组声音异常并伴有金属摩擦声或撞击声，振动异常上升，汽机轴向位移异常。
并可能伴有主蒸汽温度突降，加热器满水，除氧器满水，凝汽器满水，轴封带水等异常情况，现场可能出现自动主汽门、调门或电动主汽门等门杆法兰或汽封冒白汽。
3.2.4 主蒸汽管道或抽汽管道可能有水击声或剧烈振动。
3.2.5轴向位移变化较大，推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧升高。
3.2.6 汽缸及转子金属温度突然下降。
3.2.7 转子盘车期间盘车电流明显增大或盘车跳闸，汽封有明显摩擦声；3.3 防范措施3.3.1 机组启动前必须检查系统及设备符合以下要求，否则禁止启动。
3.3.1.1主蒸汽、抽汽管道疏水、轴封管道及汽缸本体疏水接管正确，疏水联箱或扩容器的标高应高于凝汽器热水井最高标高，疏水管道应按压力顺序接入联箱或扩容器，并向低压侧倾斜45°，保证疏水畅通。
汽轮机润滑油系统进水的途径以及预防措施
1、汽轮机油系统水分超标的危害油系统中带水对汽轮机的安全运行有相当大的危害,当空气中和汽轮机内的水蒸汽进入润滑油系统后凝结成水,当油和水混合在一起后,再被搅动油即被乳化,而透平油被乳化后能使调节系统中套筒及滑阀等部件严重锈蚀,造成滑阀卡涩,降低系统灵敏度,加重机组运行负荷。
同时,还会造成轴承和轴颈的磨损,引起调节系统和保安装置动作失灵或误动,严重时会导致机组超速甚至飞车。
如果乳化液沉积于油循环系统中,就会妨碍油的循环,影响散热,造成供油不足,容易导致轴承烧瓦。
汽轮机油乳化使汽轮机油的氧化加速,酸值升高,产生较多的氧化沉积物,从而进一步延迟了汽轮机油的破乳化时间,造成恶性循环。
2、汽轮机油系统水分超标的原因1）、轴封系统布置不合理①、轴封间隙的调整的轴向分布的规律应该是外侧小、内侧大。
因为轴封外侧端部距离轴承很近,转子、汽缸垂弧冷热态变化对轴封间隙影响很少,转子过临界转速时该部位的晃度小,不易发生摩擦。
即使发生摩擦,由于距支点近,刚度相对大一些,不易因晃度巨增而造成弯轴事故,而轴封里侧的情况则恰恰相反,这部分汽封间隙运行状态下的不确定度最大,为易弯轴的部位,为保持安全,应该调大一点。
可见,汽封由于在轴封段的最外侧,调得小些对避免轴封漏汽会有关键性作用。
②、高压缸轴封(端部汽封)的作用在于阻止蒸汽沿着转子漏出。
高压缸前后的端部汽封所承受的压差比较大,不但压差存在,为了不使动静机件发生碰磨,而总要留有一定间隙,间隙的存在肯定要导致漏汽,漏汽量一般要达到总汽量的0.5%。
由于以上两个原因,很容易使该处的蒸汽沿转子进入轴承室,引起轴承温度升高,使油系统中带有由蒸汽凝结而成的水。
如果汽轮机高压缸前段轴封间隙调整得不恰当,导致轴封供汽从该处沿轴颈流入轴承室,就可能导致油中带水,从而引起油质恶化。
可见解决油系统中带水的问题关键是消除轴封漏汽。
③、轴承附近的缸体结合面泄露的蒸汽。
结合面包括:高压缸结合面、轴封套结合面。
汽轮机积水防进水说明
汽轮机积水防进水说明汽机防进水建议：1、一般设计准则汽轮机及汽、水系统的设计、控制和运行均应考虑对汽轮机在各种不同的工况下运行时，可能造成汽轮机进水和冷蒸汽的系统和汽轮机本体的不正常积水。
机组应有完善的进水检测，检测装置应能通过温度或水位及其他检测方法，检测出汽轮机内部和外部的积水，特别是能及早检测和判断出可能进入汽缸的外部积水。
机组具有完善的疏水排放系统，在各种不同的工况下，不仅能将储存在汽轮机和管道内的所有疏水排除，而且当发现不正常的积水时，能采用手动或最好采用自动控制方式将其隔离并排出。
为防止疏水阀的内漏而造成工质损失和减少设备的检修维护量，汽、水管道的设计布置及走向应综合考虑疏水点的设置，合理简化疏水系统。
机组具有完善的防进水保护系统，对特别危险的水源，该处设备或该设备的任何一套保护或系统单独发生故障时(包括失电、失气信号故障)，不致引起汽轮机发生进水事故。
防进水和冷蒸汽保护应与整个电厂的仪表监视、报誉和控制系统相结合，满足以下要求:a) 对汽轮机启动、停机和各种不同运行工况，从盘车到满负荷，均应考虑防进水保护;b) 任何情况下，能够手动或自动请求保护动作，并在动作后，可由人工解除;c) 可为运行人员提供各系统及设备连续的状态显示和汽轮机金属温度记录;d) 在控制、监测系统中装有计算机的机组，可充分利用计算机对汽轮机及管道上、下温差、疏水管壁温度进行显示、记录和报警。
防进水和冷蒸汽保护的有关疏水阀操作、监视、报警部分，宜集中于一专用装置或计算机一部分组件，装于集控室，以便操作监视，并提供这些保护系统进行定期试验的方法及条件。
本体和管道疏水的疏水阀推荐采用动力操作方式，根据运行工况的需要可自动打开或关闭，也能在控制室远方操作，并在便于操作与检修的位置设置一手动截止阀，以备动力阀故障时使用。
疏水排放系统应有设计施工图，如小管径管道的布置只给出布置示意图，则应在图中给出详细的技术要求。
工程竣工之后，应按照实际疏水排放系统提交竣工图纸。
针对缸体进水的原因及途径如何进行防止及处理
针对缸体进水的原因及途径如何进行防止及处理汽轮机进水是发电厂所发生的事故中最为严重的一种，这种事故的发生将引起机组热冲击、剧烈振动、轴承损坏、转子掉叶片、汽缸变形产生裂纹、动静间隙减小发生碰磨和盘车卡死、最严重时发生大轴永久性弯曲设备严重损坏。
为了防止此类事故的发生，下面对其原因及途径进行分析和研究，从而更好的加以控制、预防以保证机组安全稳定运行。
一、首先对汽轮机进水的原因及途径进行研究分析：1，汽轮机在启动过程中如果控制不当，最容易造成汽轮机汽缸进水，途径大致有以下几种：1.1 启机时，轴封供汽系统疏水不尽或积水，易造成汽轮机轴封处进水；1.2启动时，电动主汽门前、后疏水电动门开启时间较晚，开电动主汽门旁路后，带压的冷水、冷汽对自动主汽门和高调门突然冷却，阀门关不严，引起汽轮机进水；（原来#2机启动时曾经发生过，造成高压下内缸缸温突降接近100度）；1.3 启动时，电动主汽门前、后及中压主汽门前、后疏水电动门未打开或开启时间较晚，疏水未疏尽就进行冲车；1.4启动时，因凝汽器水位过高造成扩容器疏水母管没入水中，致使疏水沿着疏水管道倒流进入汽缸或阀体；1.5 启动时，缸体、抽汽逆止门前及导管疏水开的过早，疏水反压进入汽缸；1.6 启动时，高排逆止门不严、逆止门前后疏水未开或开启不及时，造成汽缸进水；1.7 暖夹层时，由于夹层进汽分门不严，造成汽缸进水；1.8 夹层、法兰投入时，因进汽联箱或进汽分门后疏水未尽造成汽缸或法兰进水。
2，机组运行中。
2.1机组运行中，锅炉主、再热汽系统减温水调整失常，造成主、再热汽温急剧下降或带水；2.2 加热器满水倒灌进入汽轮机；2.3 测温元件有缺陷或汽包水位高，造成运行人员误判断。
事例：2004年9月4日，由于运行人员违反运行规程和25项反措，擅自解除水位保护，而检修人员未认真执行保护投停管理规定，未履行审批手续，解错保护，致使锅炉水位无法监视，机组失去锅炉灭火保护，造成汽包满水，蒸汽带水，主蒸汽温度下降，#1、2瓦振动大而被迫打闸停机。
汽轮机防止进水进冷汽的措施有哪些
汽轮机防止进水进冷汽的措施有哪些⑴加强运行监督，严防发生水冲击现象，一旦发现汽轮机水冲击象征（如汽温骤降、振动增大、声音异常等），应果断采取紧急或故障停机措施，减少设备损坏程度；⑵注意监视汽缸的金属温度变化和上、下缸温差在规定范围内；⑶机组启动前和启动过程中应按规定疏水，并确保疏水畅通；⑷加热器水位保护联锁不正常时，加热器不应投入。
注意监视各级加热器（包括除氧器）水位，抽汽压力不超过额定值（监视汽侧是否超压也可以判断加热器是否进水），定期进行加热器危急疏水阀试验。
解保护投加热器时，一定要确认加热器内水位虽偏高但还可见，且汽侧压力正常。
若就地磁能水位计满水，严禁解保护投加热器；⑸注意对加热器是否泄漏进行检查。
运行中应比较给水泵出口流量和给水流量偏差，注意加热器水位调整门开度和以前同负荷比较是否有大的变化，危急疏水阀是否经常动作，端差有无明显变化。
凝结水流量是否有明显增长。
开机还可在加热器水侧通水时将汽侧放水阀打开，检查有无水放出；⑹抽汽逆止门在加热器满水时应能自动关闭。
抽汽电动门前、逆止门后疏水不应接在一起，应单独排放。
抽汽管道上有两个温度测点，一个靠前，一个在加热器附近，运行中据此两处温度和温差可以分析加热器是否工作正常；⑺再热器事故喷水或高旁减温水故障，再加上高排逆止门不严，可造成严重的高压排汽缸进水。
应注意监视再热器事故喷水或高旁减温水阀门状态及高排压力、温度、声音、振动等情况；⑻在汽机滑参数启、停机过程中，蒸汽的过热度应予保证；⑼高、低压轴封母管温度正常。
高压轴封母管温度和高中压缸排汽端金属壁温差最大不超过111℃；低压轴封母管温度最低一般不低于90℃，否则应检查轴封减温水是否泄漏，同时应对低压轴封母管疏水排汽，以提高轴封母管温度；⑽汽轮机低转速下进水，对设备的威胁要比在额定转速或带负荷情况下还要大。
因为在低转速下一旦发生动静摩擦，容易造成大轴弯曲事故。
带负荷情况下进水时，因蒸汽量较大，汽流可以使进入的水均匀分布，从而使因温差引起的变形小一些，一旦进入的水排除后，汽缸的变形也可较快恢复；⑾给水泵小汽机应做好和主机一样的防范措施。
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防止汽轮机进水措施
1、防止高加满水倒灌汽轮机
1.1运行中高加水位保护必须投入并在高加投运前试验高加水位保护动作正常；
1.2运行中高加保护动作后应检查确认高加水位保护是否是正确动作，如是正确动作，不可在水位高情况下强行解除高加水位保护投高加，应退出高加汽水侧运行并检查高加是否泄漏，如高加泄漏应通知检修处理，确认高加无泄漏后，方允许在水位正常后重投高加水汽侧运行；
1.3运行中应维持高加水位正常，当出现高加水位异常应通过核对就地水位计、高加出口水温等方法确认高加水位，如无法监视高加水位应按规程要求处理。
1.4按规程要求定期对各段抽汽止回阀开关灵活性进行检查，并检查开关是否到位。
定期对抽汽止回阀进行解体检查，及检查各段抽汽电动门严密性。
2、防止低加满水倒灌汽轮机
2.1运行中低加水位增高时，应开启至凝结器直疏门，保持低加正常水位；
2.2运行中应保持低加水位正常，当出现低加水位异常应通过核对就地水位计、低加出口水温、就地是否有水击声音等方法确认低加是否满水，如无法监视低加水位应退出低加汽水侧进行查漏；
2.3开停机过程中出低加水位过高，如是＃2高加疏水影响则应开启
＃2高加危机疏水，并开启低价直疏门来降低低加水位至正常；
2.4按规程要求定期对各段抽汽止回阀开关灵活性进行检查，并检查开关是否到位。
定期对抽汽止回阀进行解体检查，及检查各段抽汽电动门严密性。
3、防止轴封供汽带水
3.1正常运行中应保持除氧器正常水位运行，防止满水导致轴封供汽带水进入汽封；
3.2运行中进行轴封供汽切换时应加强疏水，只有待所有管段彻底疏完水后方允许倒换轴封供汽；
3.3运行中低压轴封一般不需投用轴封减温水，如确需投运应及时开启疏水，防止因雾化不好使轴封供汽带水。
4、防止蒸汽带水造成水冲击
4.1汽机运行中蒸汽温度突然急剧下降50℃以上及运行规程中有明确规定的水中击现象应按事故规程处理；
4.2机组并网及升负荷时应注意汽包水位变化，尽量避免汽包水位较高时突然加负荷，以防止蒸汽带水；
4.3 机组启、停过程中要密切监视主、再热蒸汽温度变化，注意锅炉投用主、再热蒸汽减温水和调整汽包水位时，大幅提高给水泵转速，可能会造成蒸汽带水。
5、防止停机后汽轮机进水事故的预防措施：
5.1 汽轮机打闸后应将高加、低加进汽电动门、轴加进汽门、轴加进汽门、三抽至除氧器电动门关闭；停机后将凝结器补水门全部关严。
5.2 停机后应将轴封供汽调节总门、轴封至除氧器隔离门、辅汽联箱至轴封隔离门、＃2高加至除氧器疏水隔离门、门杆漏汽至除氧器隔离门关严；定期对相关阀门严密性进行检查。
5.3 停机后严密监视高、低加、除氧器和凝汽器水位，水位涨高时应检查水位上涨原因，并设法降低水位。
5.4 停机后应严密监视汽轮机缸温，发现上下缸温差不正常时应查明原因，采取运行能执行的必要隔离措施。
5.5 停机后应将高排逆止门前、后疏水隔离门打开，投入高排逆止门前后水位联锁；如水位上涨过快应查明原因并加强疏水，防止水倒灌进汽轮机高压缸。
6、防止锅炉水压试验时汽轮机进水事故的预防措施
6.1锅炉水压试验前的系统隔离：
6.1.1锅炉进行过热器水压试验前应进行以下检查：
6.1.1.1应关闭严密的阀门：
电动主汽门及其旁路门；电动主汽门前疏水电动门、手动门、排地沟门；新蒸汽至高温轴封供汽一、二次门；新蒸汽至夹层加热联箱手动门、电动门；高旁及减温水隔离门；高压自动主汽门、高压调门；高压缸前、后轴封供汽门、中压缸前轴封供汽门。
定期对相关阀门严密性进行检查。
6.1.1.2应全开的阀门：
电动主汽门后疏水手动门、电动门；高排逆止门后疏水手动门、电动门；高排逆止门前疏水手动门、电动门；夹层加热联箱疏水门；五加
热器进汽电动门；高压导汽管疏水一次门、二次门；高调速汽门室疏水一次门、二次门。
6.1.2锅炉进行再热器水压试验前，除按过热器水压试验要求进行检查外，还应进行以下检查：
6.1.2.1应关闭严密的阀门：
中压自动主汽门前疏水手动门、电动门、；中压自动主汽门、中压调速汽门；高排逆止门后疏水手动门、电动门。
定期对相关阀门严密性进行检查。
6.1.2.2应全开的阀门：
中压导汽管疏水门；中压调门疏水门、高排逆止门前疏水电动门及其手动门。
6.2锅炉水压试验过程中的检查：
6.2.1锅炉汽包上满水后应检查电动主汽门后疏水门是否发热，如有水漏出，应再手紧电动主汽门及其旁路门，无效时报告值长、总指挥；
6.2.2锅炉起压后再次检查电动主汽门后疏水门是否有水漏出；检查电动主汽门后、夹层联箱、新蒸汽至轴封供汽门后压力表有无变化。
6.2.3进行再热器水压试验时应在再热器上满水后检查中压导汽管疏水门是否发热，判断中压主汽门是否关闭严密;升压过程应按升压速率要求控制好高压给水旁路开度及给水泵转速,防止升压过快或超压。
进行水压试验时应严密监视高排逆止门前疏水 ,如无法控制汇报总指挥要求停止试验
6.2.4 无论过热器水压试验还是再热器水压试验，都应严密监视高、中压缸的缸温变化，发现异常时应及时处理和汇报。
7.3锅炉水压试验后的疏水操作：
7.3.1锅炉过热器水压试验后，全开电动主汽门前疏水门，开启过热器向空排气门。
7.3.2锅炉再热器水压试验后，全开中压主汽门前疏水门、高排逆止门后疏水门，开启再热器向空排气门。