机组冷态启动轴封带水事故
机组冷态启动轴封带水事故
概况介绍
某电厂600MW机组在春节停运后的冷态启动中，启动初期由于轴封电加热器不能够投运，轴封供汽由辅助蒸汽汽源直接供给，由于辅助蒸汽投运时疏水不畅，导致轴封供汽温度低至103℃，一直持续到机组负荷450MW。
9.2 事故经过
1999年2月26日，#2机组进行冷态启动前的准备工作，辅助设备及系统逐步投入运行。
27日白班投运辅助蒸汽系统，中班在执行投入主机轴封供汽操作卡过程中，发现轴封电加热器不能投运（17组电加热丝已经全部坏掉），检修处理无效。
当时锅炉已点火，考虑的设备和系统运行的安全性，必须投入主机抽真空系统，因此被迫在辅助蒸汽不经过轴封电加热器加热的情况下直接供向轴封，加上低压轴封供汽减温水调节阀工作不正常，致使主机低压轴封供汽温度跌至103℃，后来虽然隔离了减温水，但是仍然不能够使轴封供汽温度回升。
2月28日8点10分，轴封供汽切换至#1机组冷段再热汽供给，但情况却无明显好转，甚至负荷达到450MW后，轴封供汽温度低还在一直报警，高、低压段轴封供汽温度分别为180℃和104℃。
经过隔离减温水，提高轴封供汽压力，强开卸荷阀至50%等措施后，轴封供汽温度虽然有上升迹象，但是减温水一投入轴封供汽温度就会立即下跌，而且在104℃附近持续4个多小时才开始回升。
在此情况之下，运行人员将冷段供轴封供汽调节阀的手动旁路开启适当的开度，进行认为调压至105mbar(原90mbar)，各温度开始回升，高压段轴封供汽温度升高到298℃，低压轴封供汽温度升至150℃（全开减温水隔离阀），但稳定一段时间之后，轴封供汽温度又出现快速下跌现象，实际上轴封供汽仍处于非正常的运行方式下。
直至3月2日14时，机组负荷达到458MW，轴封供汽母管中积水完全蒸发、疏尽后，开启低压缸轴封减温水手动隔离阀，关闭冷再至轴封调节阀的旁路阀，轴封卸荷阀投入自动，轴封母管温度303℃，低压轴封蒸汽温度160℃，轴封供汽系统恢复正常运行方式。
9.3 原因分析
9.3.1 辅助蒸汽系统投入时疏水不畅，导致辅助蒸汽系统的大量积水进入轴封供汽系统。
9.3.2 轴封供汽系统17组电加热丝全部烧坏，不能够正常投运。
在正常情况下，辅助蒸汽过热度比较低，由于辅助蒸汽没有经过加热直接供到轴封在流动过程中，经过散热又会产生大量的凝结水。
9.3.3 辅助蒸汽系统疏水设计不合理。
冷段至辅助蒸汽母管供汽管段、冷段至辅助蒸汽旁路供汽管段、冷段至轴封供汽系统供汽管段、辅助蒸汽母管管段等不同压力等级的疏水全都接在同一根疏水母管上，引起相对压力较低的辅助蒸汽母管疏水不畅。
9.3.4 锅炉点火升温几小时后才投主机轴封供汽抽真空，导致蒸汽管道暖管疏水不及时。
9.3.5 低压轴封减温水调节阀工作不正常，甚至在低压轴封供汽温度低到105℃时还没有完全关闭。
9.4 教训及措施
9.4.1 在机组冷态启动过程中，应该先投入轴封供汽、抽真空，然后锅炉在点火，以充分疏尽管道中的积水。
9.4.2 加强对系统设备的检查维护，确保轴封电加热器能够经常保持良好的备用状态，轴封供汽减温水调整门能够正常动作，精确调节。
9.4.3 对疏水系统进行改造，将不同压力等级的疏水分开后再分别连接到凝汽器进行回收，确保个管道内疏水畅通。
9.4.4 汽轮机启动过程中，轴封供汽参数必须符合规程规定要求，不得超出允许变化范围。
9.4.5发现减温水自动调节失灵时，要及时联系检修人员进行处理。
如果轴封供汽温度超出
许可变化范围，要解除自动进行手动调节到正常值。
某双水内冷发电机的一次漏水事故处理及分析
某双水内冷发电机的一次漏水事故处理及分析【摘要】双水内冷发电机漏水事故时有发生，它直接影响到电网的安全稳定运行。
通过对一次135MW发电机漏水事故的处理和分析，提出改进措施，以减少漏水事故的发生。
【关键词】发电机；漏水事故；处理分析；改进措施1 概述双水内冷汽轮发电机是指定子、转子绕组均采用水内冷却的发电机；定子铁心及结构件采用空气冷却，定子端部压圈由冷却水铜水管加强冷却的发电机。
我国是最早研制生产双水内冷发电机的国家。
因此，双水内冷发电机技术在国内得到了很大发展；但由于材质、制造工艺、运行检修等方面存在的问题，双水内冷发电机的漏水事故时有发生，它直接影响到电网的安全稳定运行。
135MW发电机普遍配置了高阻漏水报警仪，但它存在准确度不高、漏水不报警、调试整定不精确等问题。
下面通过对一次135MW发电机漏水事故的处理和分析，提出改进措施，减少漏水事故的发生。
2 事故经过2011年7月4日3时55分，某发电厂的4号发电机（容量135MW）事故音响报警：发电机开关及磁场开关绿灯闪光、“1DL事故音响”、“FMK事故音响”、“发电机保护动作”、“保护Ⅰ跳闸信号”、“保护Ⅱ跳闸信号”、“4号机故障录波器”、“110kV故障录波器”、“220kV故障录波器”、“控制回路断线”、“复合电压动作”等光字牌亮；4号发电机保护A、B屏“差动保护”出口信号灯亮，C屏“主汽门关闭”、“发电机断水”、“灭磁开关联跳发电机开关”等出口信号灯亮，“发电机开关跳闸1”、“发电机开关跳闸2”、“停微机励磁调节器”、“停手动工频柜”、“跳发电机灭磁开关”、“关主汽门”出口跳闸灯亮，机组故障跳机；保护动作情况：4号发电机保护A、B屏差动保护动作；故障发生时，机组各轴承振动瞬间上升，故障切除后，振动恢复正常；汽机惰走时间为17分钟多，与正常停机惰走时间无明显区别，停转后电动盘车无法立即投入，立即进行人工盘车并对轴系进行检查，发现发电机转子与励侧端盖有摩擦现象、发电机集电环与刷架有摩擦，部分刷握磨损；拆除擦磨部位部件后，继续人工盘车并全面检查后，投入电动盘车，盘车电流为29A，与故障前相比无明显变化。
轴封蒸汽带水，机组振动大跳闸！
轴封蒸汽带水，机组振动大跳闸！设备简况：1号机组于1991年9月投产，汽轮机为英国GEC公司生产的N362.5-16.8/540/540亚临界、单轴、三缸、双排汽、一次中间再热、冲动、凝汽式。
轴系有9个轴承。
制造厂给定的轴承振动高保护逻辑与定值为：同一轴承左、右侧轴振及座振同时达到0.162mm，机组跳闸。
2011年9月由北京北重进行低压缸通流改造。
2017年完成揭缸检修后,连续安全稳定运行142天至2018年2月13日调停。
3月10日至3月31日完成备用消缺，本次备用消缺中汽轮发电机组本体仅解体励磁机#9轴承，消除油挡漏油。
4月4日启动，运行正常。
事件经过：4月9日22:23 汽轮机低压缸#5/6轴承轴振、座振逐步上升，相邻轴承振动升高，中、低压转子偏心率升高。
查汽机润滑油压与油温、各轴承金属温度与回油温度、高中压与低压轴封压力与温度、低压缸进汽压力与温度、低加疏水水位、除氧器水位、凝汽器水位与真空等参数均稳定正常（见附件1及附件2），无任何异常变化。
就地检查无明显异音。
22:44 #6轴承左侧轴振0.281mm，右侧轴振0.093mm，座振0.135mm，#5轴承左侧轴振0.242mm，右侧轴振0.162mm，座振0.178mm，汽机振动高保护动作跳闸。
锅炉、发电机跳闸，厂用电切换正常（见附件3）。
22:50转速2000r/min破坏真空。
惰走过程中振动继续上升，#6轴承左侧轴振0.353mm，右侧轴振0.138mm，座振0.228mm，#5轴承左侧轴振0.281mm，右侧轴振0.213mm，座振0.183mm。
机组停运后，4月10日02:30 调度令转备用。
事前工况：机组负荷180MW，主汽温度540℃，主汽压力100bar，再热汽温540℃，再热蒸汽压力30bar，凝汽器压力45mbar。
各轴承振动情况基本正常，见下表：轴承编号#1 #2 #3 #4 #5 #6 #7 #8 #9左45°轴振（μm）52 41 137 43 56 50 52 81 110右45°轴振（μm）8 50 84 26 31 12 33 55 123 座振（μm）7 10 9 22 21 21 4 12 61 原因分析：4月10日，邀请西安热工院、湖南省电科院及北京北重协助对机组运行工况与TDM数据进行分析【见附件A：《华能岳阳电厂1号机振动大跳机调查报告单（湖南省电科院）》及附件B：《华能岳阳电厂1号机组振动原因分析及建议（西安热工院）》】，振动分析结论为：1.机组跳闸前运行参数无明显变化，无操作，排除运行参数异常导致机组振动。
水内冷发电机故障案例原因分析和防范措施
水内冷发电机事故案例短路事故原因及防范措施我公司双水内冷发电机短路后，我公司电气专业通过查看现场、检查运行记录、调DCS运行记录等，对发电机短路发生的起因进行全面分析，并制定了相应的防范措施，在分析和处理过程中有不当的地方，请各位领导专家给予批准指正。
一、原因分析：1、造成本次短路的原因有两个方面：1.1、发电机上下层线棒连接的水电接头部分的手包绝缘受潮。
1.2、发电机端部绕组加固用的涤玻绳表面脏污，在手包绝缘受潮后，起着相间线棒短路搭桥，造成发电机AB相短路及接地短路。
2、受潮原因分析：2.1、发电机启动前停机备用10天。
备用期间，我公司维护车间在发电机冷却风室中设置了照明加热装置对发电机下面铁芯进行直接加热处理，防止发电机受潮，但因功率小（1K多瓦），达不到通过加热防止发电机受潮的目的。
2.2、在发电机停运期间，发电机内冷水系统停运，造成发电机定子线圈温度低。
夏季空气特别潮湿，空气湿度大（我公司两台空冷机组在夏天运行时要定期排除发电机冷却风室冷却器产生的积水，空气湿度非常大），容易在发电机定子线圈部分结露，使发电机定子线圈受潮。
QFS型双水内冷发电机端部上下层线棒连接的水电接头部分的手包绝缘绝缘最薄弱，该部分绝缘受潮也最严重。
定子线圈水冷手包绝缘绝缘受潮后，一般通过常规的绝缘检查是不容易暴露问题的（发电机在没有安排检修工作的时候，发电机出口与母线连接部分是连接好的，我公司的母线是采样的露天布置的母线，在天气潮湿的情况下，通常只有10多兆欧），通常只有通过定子端部手包绝缘表面电位测试才能发现该问题。
3、涤玻绳表面脏污原因分析：3.1、我公司发电机在2000年投入运行后，汽轮发电机励端轴承大量漏油，漏油通过发电机励端上端盖缝隙进入发电机内部，附着在发电机铁芯、定子线圈上。
2006年，该发电机进行了大修，对汽端轴承进行了处理，较大程度的缓解了漏油问题，同时在大修中清理了发电机内部，但附着在上下层线棒之间和铁芯缝隙处油无法完全清理干净，发电机内部有少量的油长期存在。
机组正常运行中的汽水系统事故及异常处理
机组正常运行中的汽水系统事故及异常处理一)减温水调门或电动门卡涩1、原因1)门杆导向装置卡涩。
2)门杆螺杆上螺扣损坏。
3)电动或气动执行器传动机构故障。
2、危险点1)减温水无法及时调节，锅炉管壁或蒸汽温度超限。
2)两侧汽温偏差大。
3、处理1) 立即将燃烧和负荷调整至管壁温度不超过报警值，且主再热汽温在合格范围内的工况，必要时通过加减负荷的方法调整。
2)立即派人到就地查看阀门位置，并在监盘人员的指挥下进行手动操作。
3) 联系设备部专工进行处理。
二)给水泵转速调节失灵1、原因1)MEH控制系统故障，发出报警。
2)给水泵指令与反馈偏差大，小机调门开完时，指令可能已超过100％（指令会大于100％是因为欲开启再热冷段至小机的调门），所以出现降低指令而调门不关的现象。
3)调门卡涩，指令未超过100％时，发出指令反馈不跟踪。
4)电泵液力耦合器故障。
2、危险点1)可能引发给水泵超速。
2)引起给水、减温水流量异常变化，导致锅炉受热面超温、汽轮机进水。
3)处理过程中，给水泵打闸时可能引发锅炉给水流量低保护动作。
3、处理1)MEH控制系统故障报警时，应将负荷稳定在两侧给水泵不互相压水的范围内，用少量调节正常给水泵的方法调节过热度，通知热工尽快处理；若故障给水泵流量出现异常波动，应立即启动电泵并入系统，关闭故障泵出口门后将其打闸，期间不得退出相关保护。
2)小机调门开度达到100％时，立即查看辅汽压力，辅汽压力无法调高时，应降低负荷。
3)小机调门卡涩出现时，应并入电泵运行，将出现卡涩的汽泵出口门关闭后打闸。
4)电泵液力耦合器故障时，若给水量波动使锅炉汽水参数超限，应立即将其打闸；若波动较小，通过调节其它参数可以暂时消除其影响，则应尽快并入汽泵，关闭电泵出口门后停止电泵。
三)汽水品质不合格1、原因1)机组检修后未充分进行冲洗。
2)精处理故障。
3)除氧器、给水加药系统故障。
4)凝汽器泄露，精处理无法将水质处理至合格范围2、危险点1)锅炉受热面管道结垢，传热系数下降，引发爆管。
空分事故案例分析 (1)
一、空压机组增压机高压缸轴瓦温度高1、问题描述某系统增压机在原始安装结束第一次试车时，出现高压缸止推轴承TI4721/TI4722温度高，满负荷是最高102℃，但因在设计指标范围内，制造厂家认为属于正常现象，所以，没有进一步检查。
2010年2月份，轴承温度急剧恶化，在高压三段操作压力最高只有60bar是(设计69bar)，轴瓦温度最高已达109℃，严重制约着空分高负荷生产。
1、可能原因分析(1)油质、油量等存在问题。
(2)轴瓦本身存在制造质量问题。
(4)油温高、轴瓦间隙小（5）赃物进入轴承磨坏轴瓦，造成轴瓦磨损（6）轴瓦破损原因总结：设计原因，空压机采用846号透平油（中新为ISO VG 46相当于30#透平油），油质，油量、轴瓦外观检查并无问题，可能是轴瓦本身或设计有问题。
1、处理措施和建议2010年2月份，利用停车机会，对空压机组高压缸轴瓦进行了检查，发现轴瓦厚度不均，间隙小。
对瓦块进行了刮瓦修复，并将油压由原来的0.98bar调整至1.5bar，检查结束后，3月份开车，在90%生产负荷下，轴瓦温度最高76℃，取得了不错的效果。
沈鼓制造的压缩机普通存在轴瓦温度有一个偏高，建议对机组油质，油压，轴瓦进行检查，若以上没有问题，联系厂家解决。
二、分子筛蒸汽加热器泄漏1、问题描述2009年1月31号上午，某系统操作人员发现在分子筛蒸汽加热器E4201的底部水侧管子与壳体的间隙有水流出，为进一步确认，将蒸汽加热器底部保温全部拆除，打开蒸汽加热器底部壳侧盲法兰处有大量空气排出，而且还随着所加工空气的流量变化而变化，由此判断，蒸汽加热器管侧有漏点。
2、可能原因分析(1)分子筛蒸汽系统超压，超出材料承受范围。
(2)运行中，蒸汽加热器管壳侧温差过大，产生应力。
(3)蒸汽加热器后汽水分离器无液位，产生水击。
(4)冬季停车期间，防冻不彻底，冻坏设备。
最终原因：在装置运行期间，严格控制蒸汽加热器的操作压力和温度，分离器液位控制在250mm以上，没有发生过水击现象。
轴封系统组成,作用,原理,启停,调整及事故处理
一、轴封蒸汽系统的组成和作用 ............................. 错误!未定义书签。
（一）轴封蒸汽系统的主要功能 ........................... 错误!未定义书签。
（二）轴封系统介绍 ..................................... 错误!未定义书签。
（三）轴封结构......................................... 错误!未定义书签。
（四）系统组成及主要设备 ............................... 错误!未定义书签。
二、汽封蒸汽的压力和温度控制 ............................. 错误!未定义书签。
（一）密封蒸汽温度极限控制装置的工艺功能（高） ......... 错误!未定义书签。
（二）密封蒸汽温度极限控制装置的工艺功能（低） ......... 错误!未定义书签。
（三）功能描述......................................... 错误!未定义书签。
（四）运行注意事项 ..................................... 错误!未定义书签。
（五）轴封系统的温度联锁 ............................... 错误!未定义书签。
（六）启动时允许空气进入的时间限制 ..................... 错误!未定义书签。
三、轴封系统的启停 ....................................... 错误!未定义书签。
（一）轴封系统投运前的检查 ............................. 错误!未定义书签。
（二）轴封供汽系统的投入 ............................... 错误!未定义书签。
（三）轴封供汽系统停运 ................................. 错误!未定义书签。
机组正常运行中的辅汽系统和定冷水系统事故及异常处理
机组正常运行中的辅汽系统和定冷水系统事故及异常处理辅汽压力突降1、原因1)辅汽压力外部汽源突然失去，如老厂来汽、辅汽联络门突关，或四抽突关。
2)供辅汽联箱汽源切换时出现异常。
3)启动时两台小机都在辅汽上带，或启动初期用户用汽量过大难以保持压力。
4)辅汽联箱泄漏。
5)机组跳闸,无外界汽源。
2、危险点分析1)辅汽用户压力下降，可能会造成小机出力不足，小机调门全开，给水量下降，严重时调门卡涩不能动作，小机转速失去控制作用。
2)辅汽压力过低，可能还会闭锁启动油枪、影响空预器吹灰，甚至影响轴封。
3、处理1)正常运行时，应迅速开启冷再供辅汽调门，维持辅汽压力，2)冷再如果不能供辅汽，可以打开老厂来汽或辅汽联箱联络门。
3)关闭不用要的辅汽用户，提高压力。
4)小机出现调门开完卡住时，及时启动备用泵将该泵退出打掉，控制辅汽压力不得突升，严防因压力回升造成小机超速或给水流量突升；缓慢节流小机汽源电动门降低汽轮机转速，当其出力不影响主给水流量时，关闭汽泵出口电动门后打闸，若打闸后调门仍卡涩则该小机转检修状态。
一、定冷水系统一)定冷水压力偏低（包括定冷水冷却器漏投）1、原因1)运行定冷水泵故障。
2)定冷水箱水位过低。
3)定冷水滤网堵。
4)定冷水压力调节阀故障。
5)定冷水出口门没有全开，或备用泵县流。
6)定冷水系统泄漏。
7)定冷水反冲洗手动门误开。
8)开机时定冷水冷却器定冷水侧手动门未开，水温升高后温度调节度自动调节时导致定冷水压力下降9)备用冷却器未开启定冷水侧阀门，切换时未检查到位没有开启该门，在解列原运行冷却器过程中发生水压降低。
2、危险点分析定冷水压力低会造成发电机冷却水流量下降，可能会定子线圈温度升高，损坏发电机。
3、处理1)检查运行的定冷水泵是否有故障，有故障时可切换定冷水泵。
2)定冷水压力调节门故障，应手动调节，维持定冷水压力和流量，冷却发电定子线圈。
3)检查系统有无泄漏、定冷水出口门是否全开、滤网有无堵塞、定冷水冷却器是否堵塞，反冲洗门是否误开，并设法处理。
汽机专业危险点分析及安全措施
汽机专业危险点分析及安全措施一、汽轮机事故处理过程中的危险点分析及安全措施：1、紧急停机操作的危险点分析及安全措施：（1）危险点分析：进行紧急停机时，由于是带负荷打闸解列，容易出现超速事故，同时如果主要操作步骤未及时完成，容易扩大引发烧瓦、动静摩擦、大轴弯曲等恶性事故；（2）安全措施：①严格执行《运行规程》中事故处理的操作步骤，优先保证转速下降、油系统工作正常、轴封调节、各加热器水位调节、盘车装置的投入等重点操作步骤的执行。
②上述重点操作步骤执行完毕，方可进行其它操作，因此必须分清先后、主次。
2、处理机组跳闸事故操作的危险点分析及安全措施：（1）危险点分析：机组跳闸后，由于是带负荷解列，容易出现超速事故，同时如果主要操作步骤未及时完成，容易扩大引发烧瓦、动静摩擦、大轴弯曲等恶性事故；（2）安全措施：①严格执行《运行规程》中事故处理的操作步骤，优先保证转速下降、油系统工作正常、轴封调节、各加热器水位调节、盘车装置的投入等重点操作步骤的执行。
②上述重点操作步骤执行完毕，方可进行其它操作，因此必须分清先后、主次。
③在上述操作过程中，应迅速判断故障性质、查清机组跳闸原因，确认机组是否存在恢复运行的可能。
如果不能恢复，则按停机操作处理即可，如果可以恢复，必须对设备操作的主次区分清楚，注意以下要点：?对旁路系统的投入优先于主汽疏水的开启；?（发生水冲击除外）汽缸本体疏水（缸内无水产生）不必开启，导管、调速汽门室疏水及抽汽疏水的开启要根据事故处理的人力情况灵活掌握，人力紧张、需迅速恢复时可以不开；?注意油温、轴封、惰走情况及各加热器水位（主要是凝汽器、除氧器）的调节。
?在机组极热态启动进行紧急恢复时不受《运行规程》中热态启动参数的限制，机前参数只要具备50℃以上的过热度、与高内缸上内壁金属温度相差（负温差）在30～40℃以内即可启动，应抓紧时间恢复，操作越延误，影响就越加深，后期机组启动的难度就越大。
3、在紧急事故处理中，通常影响主设备的操作多集中于DCS系统，因此做为主值班员，必须明确自己的职责，分清主次、把握全局，以DCS操作为主、以集控室外操作为辅；4、在事故处理中，值班员必须与机长和其他专业值班员加强联系、沟通和协调，掌握各专业动向、提出具体意见和要求，服从值长和机长的指挥，整个团队协调配合。
华能某机组汽封进水事故警示学习
一、主设备情况：电厂装机容量65万KW，#1、2机为100MW燃油机组，#3、4机组为225MW 燃煤机组，为2001年200MW燃油机组改造机组。
汽轮机型号：N225-12.75-535/535；制造厂家：东方汽轮机厂；投产日期：1976/12/09；大修日期：2001/2/20-2001/12/31，汽轮机通流改造；2002/4/23-2002/5/2因中压末级锁口叶片断揭中低压缸处理。
二、事故前运行工况：5月14日，电厂#1、4机组正常运行，#2、3机组备用，其中#1机组降参数（3MPa、450℃）带20MW负荷运行，#4机组额定参数带167MW负荷运行。
系统频率49.98HZ。
#1、2、4主变运行，#02高备变带6KVⅢ段运行，6KVⅣ段由工作电源供电。
机侧动力运行方式：#7调速给水泵，甲、丙循环水泵，甲凝结水泵，乙射水泵运行。
炉侧动力运行方式：甲、乙吸风机，甲、乙送风机，B火检风机，甲制粉系统，给粉机除D2、D4停运外其它火嘴均投运，A、B层投手动，转速530r/min，C、D层投自动、转速450r/min，吸风机挡板投自动运行。
抽汽母管汽源：#4机二、四段抽汽，#1机炉自用蒸汽供汽。
一二期抽汽母管并列运行。
三、事故发生、扩大和处理情况：5月14日19:34#4炉炉膛掉焦，就地一声沉闷响声，火焰监视器变暗后亮，“炉膛压力高”信号报警，炉MFT动作，首出原因“炉膛压力高Ⅲ值”（先负后正，—1919pa、＋3177 pa），联跳甲制粉系统，乙火检风机跳闸、甲火检风机联启， #4炉灭火。
机、电跳闸，#4机组负荷由167MW下降到0。
交流润滑油泵联动，主汽门关闭。
6KV Ⅲ段工作电源跳闸，备用电源自投成功。
查保护，炉首出原因“炉膛压力高Ⅲ值”。
19:34确认#4机交流润滑油泵联动启动成功，关闭#4机主蒸汽电动隔离门，全开凝汽器真空破坏门，开#4机主蒸汽及本体相关疏水阀门。
关闭#4机二抽至炉侧抽汽母管阀门，开#4炉自用蒸汽至炉侧抽汽母管阀门，进行炉膛吹扫。
汽轮机润滑油系统进水事故原因分析及措施建议
汽轮机润滑油系统进水事故原因分析及措施建议摘要：汽轮机是生产中最主要的设备，只有全面保证设备的稳定，才能提高生产效率。
其中，润滑油系统是最重要的内容，对设备有润滑、密封和冷却功能，能够全面实现汽轮机运行安全与稳定的目标。
但是在使用过程中，汽轮机润滑油系统还存在一些故障，影响了设备的稳定性与安全。
本文主要针对汽轮机润滑油系统进水问题进行了探讨。
关键词：汽轮机；润滑油系统；进水前言随着电力行业的快速发展，对设备的精细化要求也越来越高，汽轮机润滑油系统在火电厂运行中起到了辅助作用，为稳定电力运行提供充分的保障，汽轮机润滑油主要功能是润滑、密封和冷却，是汽轮机的重要部分，通过润滑油系统的稳定运行，全面确保汽轮机的稳定，对整机组运转起到了积极推动。
随着我国电网的不断扩展与快速发展，电厂对汽轮机润滑油系统的整体性能提出了更高的质量要求。
汽轮机为特种设备，汽轮机润滑系统进水会造成重大的设备损失，因此防止汽轮机润滑系统进水意义重大。
1案例分析某电厂共2台机组，经过抽汽改造后，1号、2号机组汽轮机型号均为CC150/101-13.24/0.981/0.29/535/535，由哈尔滨汽轮机厂制造。
整个汽轮机为3支点支撑，前、中、后轴承均为落地支撑。
主油箱采用落地组合式，正常运行油位时容积20.68m3，轴承油压0.098MPa。
2台机组自2005年投产以后，汽轮机润滑油带水的问题没有得到有效解决。
机组运行中，主油箱油位会出现逐渐升高的现象，运行期间，每天主油箱底部的放水量达到70L，润滑油微水含量严重超标。
尽管机组检修时多次进行了轴封间隙调整，运行上也采取了一些措施，根本问题没有得到彻底解决。
运行和检修人员每天定时对主油箱底部进行放水，其工作量增加，风险因素也相应增加。
2汽机油进水原因分析润滑油带水的原因既有设备自身存在的缺陷，也有运行参数调整控制不当。
（1）汽轮机运行中高压轴封供汽压力偏高，汽封出现了冒汽现象，导致轴封汽通过轴瓦密封间隙进入润滑油系统。