60MW汽机运行及事故处理
第一章工艺原理
汽轮机工作原理
锅炉来的新蒸汽经过高调门进入汽轮机，在喷嘴内膨胀，压力降低，流速加快，比容增大，蒸汽的热能转变成动能，高速流动的蒸汽经过汽轮机上的动叶片做功，又将动能转变为机械能，带动汽轮机转子按照3000r/min-的速度均匀转动。
汽轮机的转子与发电机转子用刚性连轴器连接起来，当汽轮机以3000r/min的速度转动，带动发电机转子转动时，由于磁感应的作用，发电机静子线圈中产生电流，通过变电配电设备向用户供电。
第二章工艺流程与工艺指标
第一节工艺流程文字叙述
从锅炉来的新蒸汽通过两根主汽管进入主汽门后，再由四根导汽管分别引入四个高调门，进入汽轮机，蒸汽在汽轮机内膨胀做功，冲动汽轮机，从而带动发电机发电。在汽轮机内做完功的乏汽排入凝汽器，被凝汽器铜管内的循环水冷却成凝结水，凝结水被凝结泵升压后依次进入轴加、1#低加、2#低加、3#低加被回热抽汽加热后打至除氧器，经过加热、除氧成为锅炉给水，再经过给水泵升压后送往高压加热器，然后送入锅炉，从而使工质完成一个热力循环。
三台六万机组都有一级中压工业抽汽，做了部分功的蒸汽从中调门前抽出后，经过一抽水动逆止门、一抽电动门、一抽快关门、与中压减温减压器出口汇合后并入15MW机组主蒸汽母管。5#、6#机还带有二级低压工业抽汽，从低压旋转隔板前抽出后，经过水动逆止门、供热电动门、快关门后进入减温器，抽汽经减温后进入西厂分汽包与小机组一抽汇合，分别供化肥、化工、化工二厂用汽。
4#机有六级回热抽汽，5#、6#机有五级回热抽汽。二级、三级回热抽汽分别进入2#、1#高加，加热锅炉给水，蒸汽凝结成水后，经高加疏水管送至除氧器，4#机四抽与5#、6#机三抽并入蒸汽母管，加热除去除氧器水中的氧气。其余三级抽汽分别进
入3#、2#、1#低加，加热凝结水，疏水被排至凝汽器。
循环水由蓄水池通过循环泵打至循环水主管道，分别进入凝汽器、空冷器、冷油器及各泵机冷却水管路，冷却换热后回至凉水塔，通过凉水塔将带来的热量散到空气中后进入蓄水池再次循环。
汽封系统由均压箱、轴加及相关管路组成。从除氧间来的蒸汽经均压箱分别送至机组前后汽封及主汽门、高、中调门汽封，汽封回汽经过管道被送至轴加，加热凝结水，疏水被送至凝汽器，机组前汽封漏气分别被送入1#高加及各低加。主汽门、高调门的门杆漏气，被送至除氧器。
真空系统由射水泵、射水箱、射水抽气器、凝汽器等组成，射水箱内的水经过射水泵打至射水抽气器，射水抽气器通过空气管将凝汽器内不凝结的气体抽出来，维持了凝汽器的正常真空。
供油装置包括油箱、高压启动油泵、交直流润滑油泵、冷油器等。在机组正常运行时，主油泵在汽轮机转子的带动下产生高压油，一部分供保安系统，另一部分去两台射油器，一台射油器出油为主油泵供油，另一台射油器出油经冷油器、滤油器给各轴承供油，回油回至油箱。
EH油从油箱通过EH油泵送至各油动机、高压蓄能器及保护装置，再回至EH油箱。
第二节工艺流程图
1.汽机总控图
2．主蒸汽系统
3．轴封及本体疏水系统
4．凝结水系统
5．真空系统
6．循环水系统
7．给水除氧系统
8．高加系统
9．润滑油系统
第三节主要控制点
HI1401 负荷
SI1402 转速
DI1401 热膨胀
CZH 胀差
PI1301 甲主汽管压力
PI1302 乙主汽管压力
TI1301 甲主汽管汽温
TI1302 乙主汽管汽温
FI1301 甲主汽管流量
FI1302 乙主汽管流量
FI1303 一抽流量
PI1311 调节级压力
PI1312 一抽压力
PI1313 二抽压力
PI1314 三抽压力
PI1315 四抽压力
PI1316 五抽压力
PI1317 六抽压力
PI1318 七抽压力
PI1310 轴封压力
TI1315 轴封温度
PI1805 减温减压器出口温度TI1801 减温减压器出口压力FI1802 减温减压器出口流量TI1306 后缸排汽温度
PI1327 凝汽器真空
PI1202 后缸排汽真空
LI1201 凝汽器水位
PI1208 凝结水压力
TI1203 凝结水温度
FI1201 凝结水流量
TI1451A 3#瓦侧进风温度
TI1415B 4#瓦侧进风温度
TI1419 发电机出风温度
LI1501 油箱油位
FI1801 中压外送蒸汽流量LI2201 蓄水池水位
LI1202 1#低加水位
LI1203 2#低加水位
LI1204 3#低加水位
LI1205 1#高加水位
LI1206 2#高加水位
LI2203 低位水箱水位
PI1025 除氧器蒸汽母管压力
PI1027 除氧器补给水母管压力
PI1011A、B 给水泵出口母管压力A、B EHOILP EH油压
EHT1 EH油温
TI1206 1#低加入口水温
TI1207 1#低加出口水温
TI1210 2#低加出口水温
TI1213 3#低加出水温度
TI1222 1#高加入口水温
TI1206 1#高加出口水温
TI1226 2#高加出水温度
TI1412A 发电机定子线圈温度A
TI1412B 发电机定子线圈温度B
TI1412C 发电机定子线圈温度C
TI1412D 发电机定子线圈温度D
TI1412E 发电机定子线圈温度E
TI1412F 发电机定子线圈温度F
TI1412G 发电机定子线圈温度G
TI1412H 发电机定子线圈温度H
TI1412I 发电机定子线圈温度I
TI1412J 发电机定子线圈温度J
TI1412K 发电机定子线圈温度K
TI1412L 发电机定子线圈温度L
TI1413A 发电机定子铁芯温度A
TI1413B 发电机定子铁芯温度B
TI1413C 发电机定子铁芯温度C
TI1413D 发电机定子铁芯温度D
TI1413E 发电机定子铁芯温度E
TI1413F 发电机定子铁芯温度F
TI1413G 发电机定子铁芯温度G
TI1413H 发电机定子铁芯温度H
TI1413I 发电机定子铁芯温度I
TI1413J 发电机定子铁芯温度J
TI1413K 发电机定子铁芯温度K
TI1413L 发电机定子铁芯温度L
TI1511 推力轴承反面油温
TI1512 推力轴承正面油温
TI1530------1539 推力瓦温1#-------10# TI1501A 1#冷油器出油温
TI1501B 2#冷油器出油温
TI1501C 3#冷油器出油温
TI1601A、B 循环水进水温度1、2
TI1602A、B 循环水出水温度1、2
TI1014A、B、C 11#给水泵线圈温度A、B、C TI1017A、B、C 12#给水泵线圈温度A、B、C TI1406A、B 下缸温A、B
TI1409A、B 左法兰温度A、B
TI1408A、B 右法兰温度A、B
TI1411A、B 左螺栓温度A、B
TI1410A、B 右螺栓温度A、B
TI1305A、B 主汽阀后温度A、B
TI1407A、B 调节级后汽温A、B
TI1307A、B 一抽温度A、B
TI1801A、B 中压减温减压器A、B
PI1517 润滑油压
PI1519 高压油压
PI1520 安全油压
PI1506 主油泵进口油压
PI1508 主油泵出口油压
PI1522 顶轴油泵出口油压
PI1525 危急遮断复位油压
PI1224 1#射水抽气器压力
PI1225 2#射水抽气器压力
PI1226 1#射水泵出口压力
PI1227 2#射水泵出口压力
VB1、2、3、4 1#、2#、3#、4#瓦振动
B2TI1、2、3、4 1#、2#、3#、4#瓦温度
说明：查4#，5#，6#机各具体控制点时，应分别加上Q4，Q5，Q6。
第四节工艺指标(A.B.C类)
A类工艺指标：低压外送蒸汽压力：1.27～1.86MPa。
低压外送蒸汽温度：220～240℃。
B类工艺指标：主蒸汽压力：8.83±0.49MPa。
主蒸汽温度：520～545℃。
中压外送蒸汽压力：3.6～4.2 MPa。
中压外送蒸汽温度：420～440℃。
减温减压器出口蒸汽压力：3.6～4.2MPa。
减温减压器出口蒸汽温度：420～440℃。
C类工艺指标：负荷：≤60MW。
转速：3000±30r/min。
4#机主蒸汽流量：≤440t/h。
5#、6#机主蒸汽流量：≤402t/h。
润滑油温：40±5℃。
油箱油位：±100mm。
第三章主要设备简图及设备一览表
1.汽轮机
1.1汽轮机设备构造
4#汽轮机为C50-8.83/4.12型高压单缸、冲动、单抽凝汽式汽轮机，具有一级调节抽汽，通过刚性联轴器直接带动发电机；5#、6#汽轮机为CC50-8.83/4.12/1.5型高压、单缸、双抽凝汽式汽轮机，具有两级调节抽汽。汽轮机汽缸由前汽缸、中汽缸、后汽缸三部分组成，并用垂直法兰联接而成。前汽缸采用耐热合金钢ZG20CrMo铸件，用上猫爪型式支承在前轴承箱上，水平中分面采用高窄法兰结构，取消法兰加热装置，连接螺栓材料选用25Cr2Mo1V；中汽缸采用普通碳钢ZG230-450铸件，水平中分面也是高窄法兰；后汽缸由钢板Q235-A焊接而成，并带有喷淋装置。
4#汽轮机第2～12级隔板采用焊接隔板，13～18级采用铸铁隔板；5#6#汽轮机第2～10级隔板采用焊接隔板，11～17级采用铸铁隔板；第3级为中间蒸汽室。静叶型线采用全三维设计，调节级采用子午面收缩静叶栅，压力级隔板静叶采用“后加载”新叶型，高压部分第2级隔板采用新型的分流静叶栅，低压末级次末级采用弯扭静叶片，在隔板上全部镶有径向汽封齿（包括低压部分）以减少各级的漏汽损失，前后汽封和隔板汽封均为梳齿形结构，弹簧片装于内圆。后汽封为两低齿一高齿，保证任何一工况下至少有一低齿起作用，动叶顶部采用多层汽封，以减少顶部漏汽。转子为整锻加套装轮盘结构，整锻转子的材料为30Cr1Mo1VE，后五级为套装轮盘，材料为35CrMoA和34CrNi3Mo。轮盘通过端面径向键和轴向键与转子相接以减小轮孔部分的应力集中，所有的动叶片均采用全三维设计的新型叶型，全部动叶自带围带整圈联接。在动叶围带处设有径向和轴向汽封，大部叶片的叶根处均设有轴向汽封，以减少级间漏气，提高内效率。为防水蚀，末级叶片加焊司太立合金并带有一根松拉筋。
汽轮机的前轴承为推力支持联合轴承，置于前轴承箱内，支持部分具有球面，可自位，椭圆轴瓦，工作瓦和定位瓦各10块，瓦块为扇形，可摆动。后轴承为椭圆支持轴承，置于后轴承箱内。工作瓦和各支持轴
瓦，均有测油温和乌金瓦温的铂电阻（Pt100）。汽轮机热膨胀死点设在后汽缸处，横向键定位于侧基架。前轴承箱和前汽缸，有垂直键和纵向滑键使汽缸向前热膨胀时保持汽机中心不变，转子则以推力轴承定位向后膨胀,汽缸与转子的相对膨胀用相对膨胀指示器测量。
汽轮发电机组各轴承配备有高压油顶起装置，盘车装置设置在汽机后轴承箱上，为机械传动式低速盘车，盘车转速约4r/min，盘车装置手动投入安全可靠，机组冲转后，盘车装置都能自动退出。汽机罩壳是整体式。
2 凝汽器
2.1凝汽器设计规范，见表1。
表1：凝汽器设计规范
项目单位规范项目单位规范
材质—HSn70-1 冷却面积m2 3500
规格1 mm φ25×1×7150 设计冷却水量t/h 12390
数量1 根5974 水道数道 2
规格2 mm φ25×2×7150设计冷却水温度℃20
数量2 根306 冷却水阻力MPa 0.0416 无水自重t 69.5 蒸汽空间工作压力MPa 0.0049 水侧满水t 105.6 水空间工作压力MPa 0.1568 汽侧满水t 149
N-3500-I型凝汽器由蒸汽室、水室管板、冷却管、中间管板、补偿装置及冷凝聚集器等组成的全焊接结构。蒸汽室和水室焊成一个整体，管束呈汽流向心式的带状排列。管束由5974根φ25×1mm及306根φ25×2mm的Hsn70-1锡黄铜管组成，管子两端胀接在管板上，中间借中间管板支撑。
凝汽器后水室及蒸汽室中间连接一个补偿装置，可以补偿凝汽器壳体与铜管纵向热膨胀的不一致。
2.2凝汽器工作原理
凝汽器中真空形成的主要原因是由于汽轮机的排气被冷却成凝结水，其比容急剧缩小。如蒸汽在绝对压力4kpa时蒸汽的体积比水的体积
大3万多倍。当排汽凝结成水以后，体积就大为缩小，使凝汽器内部形成高度真空。
运行时，冷却水由循环水泵打入前水室下部，经过双流程后，再由前水室上部排出，构成双道双流的布置。
蒸汽由汽轮机排汽口进入，然后排汽迅速地分布在管子全长上，通过管束间的通道使蒸汽能够全面的同管壁进行热交换，使排汽凝结，部分未凝结的蒸汽和空气沿管束内部通道流到中间的空气冷却区，再次进行热交换，最后少量的汽气混合物由抽气口抽出，凝结水滴流在挡板上，通过挡板缺口集中流到凝结水聚集器中，这样可避免大量管子被水淋，使传热情况得到改善。
在管束下部，有一排开孔的除氧半圆槽，凝结水流到槽内利用小孔造成水滴，达到凝结水回热除氧作用，分离出的气体经空气冷却区由抽气口排出。
3 泵类规范，见表2。
表2：泵类规范
名称参数型号
流量
m3/h
扬程
mH
2
O
配用电机
功率
kw
电压
V
转速
r/min
电流
A
汽蚀
余量
m
高压启动油泵150Y-150X2C 140 181 Y315M
2
-2 160 380 2980 292 4
交流润滑油泵100Y-60B 79 38 Y160M
2
-2 15 380 2940 29.4 3.5
直流润滑油泵100Y-60B 79 38 Z
2
-62 22 220 3000 114.2 3.5
凝结泵6LDTN-10 160 120 LYB
2
250-1-4 100 380 1480 202.2 1.6 射水泵250S39 485 39 280S-4 75 380 1480 139.7 3.2
4 冷油器的规范，见表3。
表3：冷油器规范
型号冷却面积m2 进口水温℃出口油温℃铜管规格mm 铜管数量根N25-35-1 42 33 45 Φ15×1×1940472
5 轴封加热器规范，见表4。
表4：轴封加热器规范
型号加热面积蒸汽耗量蒸汽温度蒸汽压力MPa 最大压力重量JQ-50-1 2×25m2 396kg/h 158℃0.49 1.47MPa 2300Kg
6 低压加热器
6.1低压加热器规范说明
JD-190-I型低压加热器是用汽轮机中间级的抽汽来加热主冷凝水的辅助设备，它由管系、壳体、管板、隔板、水室等组成。管系由903根φ16×1mm不同长度的U型铜管组成，其牌号为HSn70-1锡黄铜，铜管用胀接法固定在管板上，管束的热膨胀因管子呈U型而自行补偿，壳体和水室均为焊接结构。
6.2低压加热器规范，见表5。
表5：低压加热器技术规范
项目JD-190-1 JD-190-2 JD-190-3 加热面积（m2）190 190 190 水侧设计压力（MPa） 1.18 1.18 1.18
水侧设计温度（℃）80 150 200
汽侧压力（MPa）0.2 0.4 0.78
汽侧温度（℃）100 200 200
7.高压加热器的规范，见表6。
表6：高压加热器技术规范
型号JG350-I JG350-II
壳程
设计压力MPa 1.74 3.11 设计温度℃350 430 工作压力Mpa 1.584 2.836 工作温度℃335 404
工作介质过热蒸汽、凝结水
腐蚀裕度 1.0 1.0
焊缝系数 1.0 1.0 安全伐开启压力MPa 1.70 3.0
管程
设计压力MPa 18.48 18.48 设计温度℃215 250 工作压力Mpa 16.8 16.8 工作温度℃195 225 工作介质锅炉给水
腐蚀裕度0.5 0.5 焊缝系数 1.0 1.0 安全伐开启压力18 18
8 空冷器的规范，见表7。
表7：空冷器技术规范
项目单位规范项目单位规范
型号KJVQ-280-12×9.5-2750 空冷器工作水压MPa 0.2 冷却容量KW 4×280最高进水温度℃33 冷却空气量m3/h 25 空气压降MPa 0.000363 耗水量m3/h 4×70水压降MPa 0.00864 冷却气体温度℃≤40
9 给水泵
9.1给水泵的规范，见表8。
表8：给水泵规范
给水泵规范电机规范
型号2DG-10KJ 型号YK1600-2/990
流量270m3/h 功率1600KW
扬程1515mH
O 电压6000V
2
转速2980r/min 转速2982r/min
效率77%
9.2给水泵稀油站的规范，见表9。
表9：给水泵稀油站规范
稀油站规范电机规范
-4 型号XYZ-63 型号Y100L
2公称流量 6.3L/min 功率 3.0KW
工作压力0.4MPa 电压380V
油箱容积 1.0m3转速1430r/min
换热面积5m2电流 6.8A
过滤面积0.082m2
9.3 技术说明
9.3.1 2DG-10KJ给水泵是单壳多级泵，设计在高压、高温下运行。
9.3.2 为平衡向转子吸入端产生的轴向推力，采用了平衡盘和止推轴承，平衡盘能够100%的平衡轴向推力，止推轴承用来承受残余轴向力和平衡机构事故状态下的轴向力。
9.3.3 轴端采用填料密封,并有冷却水冷却,首盖、尾盖及衬套带散热片。
9.3.4 轴承采用强制润滑，泵组油系统包括：主油泵、辅助油泵、油箱及冷却过滤器。
9.3.5 联轴器采用齿型加长联轴器。
10 液力偶合器
10.1 液力偶合器概述
GWT58型液力偶合器是安装在电动机和给水泵之间的一种调速的传动装置，它可以在电机输入转速恒定时，通过操作勺管，对输出转速进行无级调节。
液力偶合器相当于离心泵和涡轮机的组合，当电机通过偶合器输入轴驱动泵轮时，泵轮如一台离心泵，使工作腔中的工作油沿泵轮叶片流道向外缘流动，穿过泵轮与涡轮的空隙，冲击涡轮叶片以驱动涡轮，使其象涡轮机一样把液体的动能和压能转变成为输出轴的机械能，然后液体又经涡轮内缘流回到泵轮，开始下一次循环，从而不断地把电机的能量柔性地传递给工作机。
10.2 GWT58型液力偶合器主要结构
10.2.1 旋转部分：输入轴、背壳、泵轮、外壳、输出轴、涡轮，其中泵轮和涡轮装有一定数量的叶片。
10.2.2 固定部分：导管、勺管、排油器、导管支座、滑动轴承、滚动轴承、推力轴承。
10.2.3 调速控制部分：由电动执行器和杆系组成。
10.3 调速原理
在偶合器运转时，主油泵将偶合器油箱内的工作油吸入，经冷油器进入勺管壳体中的进油腔，并经泵轮入油口进入工作腔。同时工作腔中的油液从泵轮泄油孔泄入外壳（勺管室）形成一个旋转油环，这样，就可以利用调速装置（电动执行器和杆件）操纵勺管径向伸缩，以改变外壳里的油环厚度，即改变工作腔室中的油量，实现对输出转速的无级调节，勺管排出的油通过排油器回到油箱。
10.4 GWT58型液力偶合器规范，见表10。
表10：GWT58型液力偶合器及辅助油泵电机规范项目单位规范项目单位规范
型号GWT58 制造厂家大连液力机械有限公司
输入转速r/min 3000 辅助
油泵
电机型号Y802-4-135
功率变化KW 1125～3250 功率KW 0.75 转差率 1.5～3.25 转速r/min 1390 加油量升545 电压V 380
重量Kg 1180
11 除氧器
11.1设备构造，见表11。
表11：除氧器设备技术规范
项目单位规范项目单位规范
型号GYMC260-1 水箱容积m378 设计温度℃350 设计压力MPa 0.69
最高汽流压力MPa 1.14 工作温度℃158
最高汽流温度℃314 额定出力t/h 260
额定工作压力MPa 0.59 制造厂家青岛现代锅炉成套设备有限公司旋膜除氧器由除氧塔和水箱组成，在除氧塔内有两级除氧装置：
11.1.1 一级除氧组件由筒体、隔板、旋膜管、双流连通管、入口混合管和蒸汽管件焊为一体，并有水室，汽室和水膜裙室。
11.1.2 二级除氧组件由篦组和填料两部分组成.
11.2 工作原理
水中溶解气体量的多少与气体的种类，水的温度及各种气体在水面上的分压力有关。除氧器的工作原理是：把压力稳定的蒸汽通入除氧器加热给水，再加热过程中，水面上水蒸气的分压力逐渐增加，而其它气体的分压力逐渐降低，水中的其它气体就不断的分离析出。当水被加热到除氧器压力下的饱和温度时，水面上的空间全部被水蒸汽充满，各种气体的分压力趋于零，此时水中的氧气及其他气体即被除去。
12.循环水泵及配用电机规范，见表12
表12：循环水泵及配用电机规范
循环水泵
项目单位规范
配
用
电
机
项目单位规范
型号800S32A 型号YKK5002-8
流量m3/h 4950 功率KW 450
扬程H
2
O 26 电压V 6000 汽蚀余量m 7 电流 A 57.7 转速r/min 730 转速r/min 743
第四章开停车操作步骤
第一节汽轮机启动的基本要求
1 汽轮机的正常启动，在班长的领导下按本规程的规定执行，但必须汇报值长及车间领导。
2 机组在下列情况下禁止启动
2.1 危急保安器动作不正常，主汽门、调速汽门、抽汽逆止门动作失灵。
2.2 调速系统不能维持空转或甩负荷后不能控制转速。
2.3 盘车电流较正常值相差5A。
2.4 汽轮发电机组动、静部分有明显的摩擦声。
2.5 复速级处上、下缸温差大于50℃。
2.6 转子与汽缸相对膨胀值达-1.0或+
3.0mm。
2.7 缺少重要表计或重要表计指示不正常（转速表、主蒸汽压力表、温度表、串轴表、胀差表、真空表、主要金属测点温度）
2.8 EH油或润滑油油质不合格或油箱油位太低。
2.9 EH油泵、启动油泵、顶轴油泵、交、直流润滑油泵中任何一台油泵或盘车装置工作不正常。
2.10自动停机保护装置之一不正常时。
3 汽轮机启动状态划分
汽轮机的启动依据复速级下缸内壁温度可分为冷态启动、温态启动、热态启动三种状态：复速级下缸内壁金属温度小于150℃为冷态启动，从150℃～350℃范围内为温态启动，温度大于350℃为热态启动。
第二节启动前的准备工作
1 班长接到值长的启动命令，领导本班人员做好开机准备，通知和联系有关岗位，准备好开机操作票。
2 检查机组安装、检修工作已全部结束，工作票已终结，分部试转正常。现场清
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
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。
汽机事故预想汇总
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。
汽轮机超速事故应急处置方案
汽轮机超速事故应急处置方案 （ISO45001-2018） 1总则 1.1目的 为及时、有效地处理汽轮发电机组超速事故，避免或减少因发电机组超速带来的人员伤亡、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超速事故应急处置。 2事故特征 2.1危险性分析和事件等级 2.1.1危险性分析 因调速系统有缺陷、超速保护系统故障、运行中操作不当等原因，造成发电机组超速保护动作或拒动作，致使发电机组被迫停止运行，机组严重超速时，则可能使叶片脱落、轴承损坏、大轴折断，甚至整个机组报废从而对汽轮机等发电设备构成严重威胁甚至造成损坏、现场人员伤亡。 2.1.2事件等级 2.1.2.1三级状态：运行中汽轮机发生超速，超速保护发出超速报警信号，转速
未达超速保护动作定值。 2.1.2.2二级状态：运行中汽轮机发生超速，汽轮机超速保护发出报警信号，超速保护动作，发电机组跳闸。 2.1.2.3一级状态：运行中汽轮机发生超速，汽轮机超速保护拒动作，通过危急打闸强迫机组停止运行，但是可能造成汽轮机组损坏，发生汽轮机动静摩擦、烧瓦、大轴弯曲、汽轮机飞车，或者造成人员伤亡等重特大事故。 2.2事件可能发生的地点和时间段 2.2.1 1#、2#机组 2.2.2发电机组超速事故主要发生在机组启停机操作、调速系统试验、机组故障甩负荷三个特定阶段。 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 启机前没有做超速试验。 3 组织机构及职责 3.1成立应急救援指挥部 总指挥：生产副总经理 副总指挥：总工程师、安全副总经理、副总工程师、副总会计师、副总经济师等公司班子成员 成员：公司各部门经理 应急救援办公室设在生产技术部。 3.2应急救援指挥部的职责
汽轮机运行及事故处理
3 汽轮机运行及事故处理 3.1 汽轮发电机组设备及特性介绍
3.1.1 汽轮机本体结构及系统 3.1.1.1 CZK50-8.83/0.981型汽轮机为东方汽轮机厂生产的冲动式、高温、高压、可调抽汽、直接空冷凝气式汽轮机。 汽轮机转子由一级复速级和十八级压力级组成，进汽调节方式采用喷嘴调节，新蒸汽两根主汽管道通过主汽阀后由四根导汽管分别引入四个调节阀进入汽轮机，调节阀的动作由油动机通过齿条及凸轮配汽机构控制，工业抽汽由中压油动机控制的旋转隔板来调整，余下部分继续膨胀做功后排入排气装置、空冷岛。 汽轮机前轴承箱内装有测速机构、主油泵、危急遮断装置、轴向位移传感器、推力轴承等部套，前轴承座与前汽缸用“猫爪”相连，在横向、垂直方向均有定位的膨胀滑销，以保证轴承座在膨胀时中心不变。汽轮机后汽缸横销中心线与纵销中心线之交点为汽缸的死点，转子相对膨胀的死点位于推力轴承上，汽缸以汽轮机中心线为准均匀地向两侧自由膨胀。汽轮机前轴承为推力支持联合轴承,置于前轴承箱内,后轴承为支持轴承,置于后轴承箱内，为椭圆轴承。前汽缸两侧设有法兰螺栓加热装置。 汽轮机的盘车装置装于后轴承盖上，由电动机驱动（电机功率7.5KW），通过蜗轮蜗杆及齿轮减速达到所需的盘车速度，属于电液操纵摆动齿轮切向齿入式自动低速盘车（型号PC-7.5/4.29），盘车转速4.9r/min。可电操纵液压驱动投入（程控、遥控）或手动投入。当转子速度高于盘车速度时，盘车装置自动退出工作位置，无电源时，在盘车电动机的后轴侧装有手轮，进行手动盘车。 3.1.1.2主蒸汽系统: 主蒸汽从锅炉经2根φ273×22主蒸汽管进入主汽阀，再通过主蒸汽管经主汽阀后由四根φ219×16导汽管分别引入四个调节阀进入汽轮机.主汽阀用7个M30的螺栓固定在主汽阀构架上，相互之间没有滑销，其热膨胀补偿主要靠四周15mm厚支持板的变形完成。主汽阀构架用8个M20螺栓固定在汽轮机运转层以下的基础上。主汽阀由油动机活塞下的透平油的作用将阀门开启，当活塞下的油压泄掉后，由主汽阀操纵座上的弹簧压力使其关闭。主汽阀带有预启阀，当预启阀打开后，主汽门上下压力平衡，使提升力减小。，阀蝶行程75mm。预启阀行程15mm。主汽阀带有蒸汽滤网，其阀杆漏气引入相应的设备。中压段漏气引入0.588MPa除氧器，低压段和汽封加热器相连。主蒸汽管材质为12Cr1MoVG，主汽管最底部有充分的疏水。 3.1.1.3调节阀：
汽轮机运行常见事故及处理
汽轮机运行常见事故及处理 摘要：该文通过大型汽轮机各类事故的典型案例，阐述了汽轮机各类事故的引发原因和对设备损坏的严重性，并根据原水电部、能源部、电力部历次颁发的有关防止汽轮机各类事故的反事故技术措施，参考国外有关技术资料，提出了防止汽轮机各类事故的主要技术措施，可供从事发电生产综合管理工作的领导和专业人员在处理有关汽轮机方面的工作时参考。 关键字：汽轮机；事故；预防；处理 中图分类号：如 TK123 文献标识码：A STEAM TURBINE COMMON ACCIDENT AND PROCESSING Abstract: this article through large steam turbines of all kinds of accidents typical cases, this paper expounds the steam turbines of all kinds of accidents caused reason and for the damage of equipment, and according to the seriousness of electric energy, water and electricity department, all previous issued by the relevant prevent steam turbines of all kinds of accidents technical measures against accidents, reference foreign relevant technical data, put forward to prevent steam turbines of all kinds of accidents, the main technical measures for engaged in power production integrated management of leadership and professional in dealing with the steam turbine aspect work reference Key words: steam turbine; Accident; Prevention; processing 正文内容： 汽轮机的发展，不仅参数不断提高，容量不断增大，而且自动控制，安全保护方面也达到相当完善和可靠的程度。但是在运行时，汽轮机仍受到各种程度的事故威胁。由于几组参数高，容量大，一旦发生事故，损失特别重大，所以，尽量避免发生事故和正确处理事故，保障汽轮机的安全运行，时发电厂的头等任务。 在运行中，往往是事故一旦发生，各种不正常德现象一时并发，错综复杂，似乎使人难以找出事故的真正原因。但是，实际上任何一次事故的发生，尽管有各种原因，但总有一，二个主要的或根本的原因。找出了主要原因，事故就不难消除。 较广义地讲，汽轮机事故应该包括汽轮机主机事故和汽轮机厂房中同汽轮机主机有关的系统事故。这些系统有：凝结水系统、给水系统、循环水系统、旁路系统、凝汽器和真空抽气系统、汽轮控制系统系统等。 一、汽轮机事故处理原则和一般分析方法 电力工业的安全生产，对国民经济和人民生活关系极为密切，发电设备的事故，不但对本企业造成严重的损失，而且直接影响工农业生产。随着单机容量的不断增大，大型机组的安全运行，对电力系统具有举足轻重的影响。近年来大型机组严重的设备损坏事故时有发生。因此大力开展汽轮发电机组的反事故演习，仍然是一项非常迫切的任务。 汽轮机设备损坏，是电力系统五大恶性事故(即全厂停电、大面积停电，主要设备损坏、火灾、人身死亡)之一。汽轮机设备一旦发生重大损坏事故，就需相当长的检修时间才能恢复发电。能否避免严重的设备损坏事故以及减轻设备损坏的严重程度，则和设备检修技术、运行技术以及运行人员对事故判断和处理方法正确与否有直接的关系。运行人员一定要把安全放在首位，要有高度的责任心，在值班期间应按规定的时间和项目进行认真的巡回检查，及时地发现问题并有效地解决，做到以防为主。运行人员还应加强运行分析工作，防患于未然。一些事故在发生前已有明显的征兆，如能及时地发现
汽轮机应急预案
汽轮机应急预案 Company Document number：WUUT-WUUY-WBBGB-BWYTT-1982GT
汽轮机应急预案 一、事故处理原则 1. 机组发生故障时，应根据仪表指示及外部现象，确定设备已发生故障及故障原因。 2. 迅速消除对人身和设备的危险，必要时应立即解列发生故障的设备。 3. 在机组长的统一指挥下，迅速处理故障，各岗位应及时联系，密切配合并将故障情况和采取措施及时逐级汇报，以防止事故扩大。 4. 处理故障时要镇静，分析要周密，判断要正确，处理要果断，行动要迅速，接到命令应重复一遍，如果没有听懂，应反复问清，命令执行后应及时向发令人汇报。 5. 处理故障的同时，应注意保持非故障设备的继续运行。 6. 当发生本规程内没有规定的故障现象时，运行人员必须根据自己掌握的知识加以分析判断，主动采取对策，并逐级汇报。 7. 从机组发生故障至恢复正常状态止，值班人员不得擅自离开工作岗位，若故障发生在交接班时，应延迟交班，交班人员应继续工作并在接班人员协助下，共同消除故障，直至事故处理完毕，接到机组长命令后方可交接班。 8. 事故处理完毕，各岗位人员应分别将机组故障现象，时间，地点及处理经过情况如实详细地记录在交接班日志上。 9. 有关技术领导在机组发生故障时，必须尽快赶赴现场协助事故处理，并给予运行人员必要的指示，但这些指示不应和机组长的命令相抵触。 二、汽轮机事故处理 1、汽轮机在下列情况下应自动停机： 1). 轴承润滑油压低至。 2). 轴向位移达到±0.5mm。
3). .汽轮机转速升至7150rpm。 4). 排汽压力，安全阀拒动。 5). 高压缸进气温度低于300℃。 6). 主变高压侧开关跳闸。 7). 供电母线失电。 8). 任一轴瓦轴颈处振动位移达ｍｍ。 9). 汽机跳闸。 2、紧急停机 机组遇到下列情况之一，应立即紧急停机。 1. 汽轮机转速升高至危急保安器动作转速(7280RPM)而超速保护不动作。 2. 机组内有明显的金属摩擦声或撞击声。 3. 机组发生强烈振动。 4. 轴封处冒火花。 \ 5. 汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟或回油温度达82℃。 6. 汽轮机组轴承金属温度达到下列值。 #1 #2 #3 #4 瓦 113℃ #5 #6 #7 #8 瓦 107℃推力瓦任一点 107℃ 7. 汽轮机主油箱油位低至-260mm. 8. 油系统着火，不能迅速扑灭，严重威胁机组及油箱安全时。 9. 汽轮机发生水冲击。 10. 发电机、励磁机冒烟、着火。 紧急停机操作步骤。
汽轮机事故处理原则和一般分析方法正式版
Guide operators to deal with the process of things, and require them to be familiar with the details of safety technology and be able to complete things after special training.汽轮机事故处理原则和一般分析方法正式版
汽轮机事故处理原则和一般分析方法 正式版 下载提示：此操作规程资料适用于指导操作人员处理某件事情的流程和主要的行动方向，并要求参加施工的人员，熟知本工种的安全技术细节和经过专门训练，合格的情况下完成列表中的每个操作事项。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 电力工业的安全生产，对国民经济和人民生活关系极为密切，发电设备的事故，不但对本企业造成严重的损失，而且直接影响工农业生产。随着单机容量的不断增大，大型机组的安全运行，对电力系统具有举足轻重的影响。近年来大型机组严重的设备损坏事故时有发生。因此大力开展汽轮发电机组的反事故演习，仍然是一项非常迫切的任务。 汽轮机设备损坏，是电力系统五大恶性事故(即全厂停电、大面积停电，主要设备损坏、火灾、人身死亡)之一。汽轮机设
备一旦发生重大损坏事故，就需相当长的检修时间才能恢复发电。能否避免严重的设备损坏事故以及减轻设备损坏的严重程度，则和设备检修技术、运行技术以及运行人员对事故判断和处理方法正确与否有直接的关系。运行人员一定要把安全放在首位，要有高度的责任心，在值班期间应按规定的时间和项目进行认真的巡回检查，及时地发现问题并有效地解决，做到以防为主。运行人员还应加强运行分析工作，防患于未然。一些事故在发生前已有明显的征兆，如能及时地发现和处理，就可以避免或大大减少损失，如果因缺乏运行分析而不能及时发现，就会酿成严重的设备损坏事故。
汽轮机典型的事故处理
汽轮机典型的事故事故处理 1 汽温汽压不正常对汽轮机的影响及处理 主蒸汽压力高会引起进入汽轮机的蒸汽流量加大同时在一定压力提升范围内整机的焓降增大，但气压升高过大，蒸汽管道阀门汽室内以及法兰螺栓中的压力会增大，当应力超过极限时就会拉断的危险，即使当应力极限低于极限值时，超过正常工作压力时，长期运行也会减少里不见得使用寿命。 主蒸汽压力低会引起理想焓降下降，气压降低过多汽轮机带不满负荷。 主蒸汽温度过后高影响通流部分安全运行的主要因素，应加强监视，初温越高机组的效率越高但如果温度高会加快金属的蠕变速度，缩短设备的使用寿命，使机组气缸膨胀过大甚至损坏设备。 主蒸汽温度过低会使机组的轴向推力增大，短时间内气温降低过多，主蒸汽温度直线下降50度10分钟内，可能使机组发生水冲击，并引起转子震动，可能导致动静摩擦，如发现主蒸汽温度直线下降50度以上时为了不发生水冲击，推力瓦不受到损坏应立即打闸停机。 汽轮机规定停机48h后的启动为温态启动 停机8h后的启动为热态启动。 停机2h后的启动为极热态启动。 按启动前汽轮机汽缸金属温度。 1.冷态启动汽缸温度是150℃低于。 2.温态汽缸温度181—350℃. 3.热态汽缸温度350—450℃。 4.极热态启动为450℃以上。 一、进汽温度过高的处理 1 汽机正常运行时进汽温度为435℃(+5℃,-10℃)。最大变化范围为 435℃(+10℃,-15℃) 2 发现进汽温度上升至445℃时，联系锅炉降温，并密切注意机组振动情 况，一般锅炉主汽温度与汽机处的主汽温差是6-8℃,发现表计误差大
时，联系热工进行校验。 3 在锅炉采取措施后，汽温仍超过450℃，应联系值长停机。汽温在450℃ 时每次运行时间不得超过15分钟，全年累计不超过20小时。 4 对以上情况，运行人员必须作详细记录，包括超温情况，减负荷情况及处理时间。 二、进汽温度过低处理 1 发现汽温降低时，应密切注意机组的振动情况，推力瓦温度及轴向位 移的变化情况。 2 汽温降至420℃以下时，应联系锅炉升温。 3 汽温如继续下降时应紧急通知锅炉恢复，汽温在400℃以下时适当降负 荷，汇报班长，开启自动主汽门前疏水及汽缸疏水。 4 汽温下降至370℃减负荷至零，维持时间不得超过15分钟，否则紧急停机。 5 低汽温减负荷参照表（抽汽工况按流量参照）： 6 汽温恢复时，根据汽温情况增加负荷，并在400℃时关闭所有疏水。 7 进汽温度下降较快时，应特别加强注意，防止水冲击事故发生。 三、进汽汽压过高的处理 1 汽压升到3.63Mpa时，汇报班长，通知锅炉降压，汽压升至3.63 Mpa时 运行超过15分钟或者大于3.9Mpa时用进汽总门节流到正常汽压，节流无 效时与值长联系停机。 2 汽压升高时，应注意管道有无漏汽现象、机组的振动情况及轴向位移的变化情况。 四、进汽压力过低的处理 1 发现汽压降低时，应密切注意推力瓦温度与轴向位移变化，并按以下方法处理。
汽轮机火灾事故现场处置方案实用版
YF-ED-J9806 可按资料类型定义编号 汽轮机火灾事故现场处置 方案实用版 In Order To Ensure The Effective And Safe Operation Of The Department Work Or Production, Relevant Personnel Shall Follow The Procedures In Handling Business Or Operating Equipment. （示范文稿） 二零XX年XX月XX日
汽轮机火灾事故现场处置方案实 用版 提示：该解决方案文档适合使用于从目的、要求、方式、方法、进度等都部署具体、周密，并有很强可操作性的计划，在进行中紧扣进度，实现最大程度完成与接近最初目标。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。 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
汽轮机事故专项应急预案
汽轮机事故专项应急预案 1 事故类型和危害程度分析 xx热电厂有4台热电联产发电机组，其中＃1、＃2为哈汽生产的双抽凝汽器汽轮机，＃3为北重生产的单抽凝汽器汽轮机，＃4为北重生产的背压汽轮机。当汽轮机发生事故后，不仅会发生厂用电中断事故，并且处理不当可导致事故扩大，甚至导致人身伤亡事故的发生。汽轮机规范见表12—1、12—2、12—3（68页）。 2 应急处置基本原则 按照“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，坚持防御与救援相结合的原则，以事故的预测、预防为基础，以对事故过程处理的快捷、准确为核心，以全力保证人身、供热、电网和设备安全为目标，以建立事故的长效管埋和应急处理机制为根本，以提高快速反应和应急处理能力，将事故造成的损失和影响降低到最低程度为基本原则。 3 组织机构及职责 3.1 应急组织体系 应急组织体系见图17—1。 图17—1汽轮机事故应急组织体系图
3.2 指挥机构及职责 3.2.1 现场应急指挥部 组长：厂长 副组长：副厂长、副书记 职责：发生汽轮机事故后，现场应急指挥部全面组织开展事故应急工作。 现场应急指挥部下设办公室： 主任：副厂长 成员：各处室领导 职责：负责沟通情况和汇总信息，并及时向电厂应急指挥部或电厂领导汇报。 3.2.2 现场设备隔离组 组长：运行分场副主任 成员：当班运行值长、各专业班组长（单元长） 职责：熟悉汽轮机事故应急预案的内容以及所对应的相关设备、系统；应急预案启动时迅速、准确隔离汽轮机事故所涉设备、系统和其动力源。 3.2.3 引导疏散组 组长：生产设备处处长 成员：生产设备处各专业工程师 职责：熟悉汽轮机事故应急预案的内容以及所涉位置相关道路和周边环境情况；应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，接受指令；根据事故现场人员分布情况，开辟安全疏散通道，组织疏散人员至安全地点。