汽轮机运行危险点分析

1、汽轮机运行危险点分析1.1主机部分 1.1.1汽轮机组的冷态启动 1.1.1.1投运盘车 1.1.1.2升温、升压 1.1.1.3本体、管道疏水 1.1.1.4冲转1.1.1.5升速1.1.1.6中速暖机1.1.1.7升速至阀切换（对主汽阀方式冲转）1.1.1.83000rpm定速1.1.1.9停运交流润滑油泵1.1.1.10并网1.1.1.11带初始负荷.1.1.1.12升负荷1.1.1.13单阀、顺序阀控制的切换1.1.2热态开机1.1.2.1轴封系统投运，凝汽器抽真空1.1.2.2冲转1.1.2.3升速，接带负荷1.1.3汽轮机本体的运行维护1.1.3.1汽门的运行维护1.1.3.2汽缸

2、的运行维护1.1.3.3大轴的运行维护1.1.3.4汽封的运行维护1.1.3.5叶片的运行维护1.1.3.6轴瓦的运行维护1.1.4汽轮机组的停运1.1.4.1减负荷1.1.4.1解列、打闸1.1.4.2惰走1.1.4.3零转速1.1.4.4破坏真空，退轴封1.1.4.5退除氧器加热1.1.4.6停机后至停盘车前的汽轮机组的运行维护1.2设备、系统部分1.2.1主蒸汽系统的运行维护1.2.2汽轮机润滑油系统的运行1.2.2.1润滑油系统投运前的检查1.2.2.2系统补油1.2.2.3油泵启动1.2.2.4润滑油系统的运行维护1.2.2.5油温调整1.2.2.6主油箱排烟风机的运行维护1.2.2

3、.7主机润滑油自动反冲洗装置的清洗1.2.2.8冷油器的切换1.2.2.9油净化装置的运行1.2.2.10润滑油系统的停运1.2.3eh油系统的运行1.2.3.1eh油系统的投运1.2.3.2eh油系统的运行维护1.2.3.3eh油系统的停运1.2.3.4eh油精滤装置的投、退1.2.4空气系统的运行1.2.5凝结水系统的运行1.2.5.1凝结水系统的运行维护1.2.5.2凝汽器的运行维护1.2.5.3凝汽器运行中半边清洗1.2.5.3.1凝汽器半边退出1.2.5.3.2清洗1.2.5.3.3清洗完毕后的恢复1.2.5.4凝结水泵的运行维护1.2.5.5低加的运行维护1.2.5.6低加运行中投

4、运1.2.5.7低加运行中退出1.2.5.8凝结水系统管阀的运行维护1.2.5.9凝结水系统停运1.2.6给水除氧系统的运行1.2.6.1给水除氧系统的运行维护1.2.6.2除氧器上水1.2.6.3 除氧器加热1.2.6.4除氧器的运行维护1.2.6.5电动给水泵组启动前的检查1.2.6.6启动电动给水泵1.2.6.7电动给水泵的运行维护1.2.6.8电动给水泵组的停运1.2.6.9 高加水侧投运1.2.6.10 高加汽侧投运1.2.6.11高加的运行维护1.2.6.12高加运行中投运1.2.6.13 高加退出1.2.6.14高加故障解列1.2.7轴封、抽真空系统的运行1.2.7.1轴封供汽1

5、.2.7.2凝汽器抽真空1.2.7.3轴封系统运行维护1.2.7.4轴加的运行维护1.2.7.5抽真空系统运行维护1.2.7.6真空泵的运行维护1.2.7.7真空泵的倒换1.2.8辅助蒸汽系统投运1.2.9压缩空气系统的运行维护1.2.10循环水系统的运行1.3定期试验与轮换1.3.1甩负荷试验1.3.2低油压跳闸保护试验1.3.3注油试验1.3.4超速试验1.3.5凝汽器真空严密性试验1.3.6机械超速试验1.3.7主汽门、调速汽门活动试验1.4事故处理1.4.1紧急停机1.4.2凝汽器真空下降的处理1.4.3汽轮机叶片损坏的处理1.4.4汽轮机进水的处理1.4.5锅炉灭火的处理1.4.6机

6、组振动的处理1.4.7发电机甩负荷的处理1.4.8负荷骤变的处理1.4.9厂用电部分中断的处理1.4.10厂用电全部中断的处理1.4.11油系统着火的处理1.4.12轴向位移大的处理1.4.13汽水管道故障的处理1.4.14循环水中断的处理1.5其它1.5.1转动设备机械部分的运行维护1.5.2电动机的启动1.5.3电动机的运行维护1.5.4电动机的事故处理1.5.5设备巡视1.5.6打扫设备卫生1.5.7工质流向、阀门标识等的标定1.5.8检修工作序号作业活动危险点、危险源危害结果控制措施1.1主机部分1.1.1汽轮机组的冷态启动1.1.1.1投运盘车1. 润滑油温偏低1. 不能形成正常油膜

7、, 损坏轴瓦2. 油泵振动，产生噪音1. 盘车投运时润滑油温必须大于规程规定值，否则应提前投入电加热。2. 盘车装置啮合不到位1. 盘车不能投运或损坏啮合齿轮1. 盘车投运后应检查盘车装置啮合到位，就地无撞击声；2. 发现盘车装置啮合不到位应停运盘车，联系检修处理。3. 偏心度大1. 汽封磨损，严重时轴瓦、轴颈磨损。1. 开停机时按制造厂规定正确投、退盘车，停机后防止汽缸进水，保证上下缸温差正常；2. 盘车投运后立即进行偏心测量，确认偏心值是否正常，仔细倾听缸内、轴封处有无金属磨擦声；3. 建立转子原始偏心及盘车电流台帐，并熟悉正常情况下盘车电流摆动值以及相应油温。4. 强行盘车1. 设备磨损

8、1. 盘车盘不动时，应先查明原因，不宜使用行车强行盘车。1.1.1.2升温、升压1. 升温、升压速率过大1. 热冲击造成管道应力过大，导致金属寿命损耗增加，严重时导致管道裂纹1. 严格按规程规定控制蒸汽升温、升压速率，从而保证蒸汽管道金属温升速率不超限；2. 升温、升压过程中，应尽量避免蒸汽温度突降甚至蒸汽带水而产生交变热应力或水冲击。2. 汽门内漏1. 导致汽轮机左右膨胀不均，升速时产生异常振动2. 导致上下缸温差异常1. 按规定进行开机前试验，各汽门应动作正常，打闸后dcs中各汽门反馈值应与原始值一致，就地检查无开度；2. 升温、升压过程中，监视汽轮机汽室应无压力，各金属温度不应过快上升；

9、3. 若汽门内漏应联系检修处理正常后方可开机；4. 必要时进行汽门严密性试验。1.1.1.3本体、管道疏水1. 疏水不充分1. 管道振动，损坏设备及建筑物1. 随机暖管并充分疏水；2. 凝汽器水位过高1. 同上2. 真空泵抽水1. 合理调整凝汽器水位，保证凝汽器水位低于疏水扩容器标高。3. 气动疏水阀拒动1. 不能及时疏水，导致开机时发生水击1. 认真作好开机前阀门试验，保证dcs中阀门指示与就地开度一致；2. 检查机房运行用气总门及各分路运行用气阀门确已开启；3. 检查气动执行机构气源接头紧固、无泄漏；4. 检查热控接线完好；5. 检查气动阀机械部分正常；6. 保证压缩空气品质合格。1.1.

10、1.4冲转1. 主要保护未投或拒动1. 设备损坏1. 开机前试验机组各项保护动作正常；2. 机组振动监测系统投入且工作正常，振动等各项主保护在冲转前必须可靠投入。2. 冲转参数选择不当1. 压力过低时，不能快速通过临界转速2. 压力过高时，汽门波动大，升速不易控制，且不利于充分暖机 3. 汽温过高时产生热冲击4. 汽温过低时，过热度不够，可能导致汽轮机发生水击1. 冲转前确认蒸汽参数等各主要测点准确；2. 冲转参数符合规程规定，蒸汽温度与金属温度良好匹配；3. 冲转过程中尽量保证蒸汽参数稳定；4. 严防水击发生，运行人员应该明白低转速时发生水击对汽轮机的危害比高转速时更为严重。3. 强行冲转1

11、. 可能导致设备损坏1. 严格执行规程及操作票制度；2. 冲转前盘车必须连续运行，以减少冲转惯性；3. 汽轮机冲不动时，应对系统进行全面检查，任何时候均不允许强行挂闸冲转。4. 冲转后盘车不能脱扣1. 动静部分碰摩，啮合齿轮损坏1. 冲转时盘车应处于“自动”控制方式；2. 热工必须保证盘车控制回路完好，以免啮合手柄不能自动退出；3. 冲转后盘车不能脱扣必须立即打闸停机；4. 冲转时运行人员应远离啮合手柄，防止啮合手柄动作伤人。1.1.1.5升速1. 机组振动大而强行通过临界转速1. 主设备损坏1. 运行人员应该熟知本台机组的升速振动特性和临界转速值；2. 主汽压力必须保证机组能顺利通过临界转速

12、，避免因压力较低在临界转速出现怠速现象；3. 任何时候均禁止在临界转速附近停留；4. 严格执行升速过程中振动大停机的相关规定：在中速暖机前轴系振动超过0.125mm，或通过临界转速时轴系振动超过0.25mm或相对轴振超过厂家规定值时应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或因振动大降速暖机，如振动超标必须回至盘车状态，查明原因并消除后经过连续盘车4小时方可重新启动。2. 主机润滑油压降低1. 导致振动异常，严重时造成轴瓦烧毁1. 开机前试验润滑油压低联锁动作正常；2. 油泵联锁必须可靠投入；3. 建立本台机组最低润滑油压及其对应转速台帐，每次启动时加以对照、分析。3. 轴瓦金属温度或回油温度超限1

13、. 导致振动异常，严重时造成轴瓦烧毁1. 开机前确认轴瓦金属温度及回油温度测点准确；2. 整个冲转过程中，防止振动、轴向位移等参数超限；3. 保证润滑油温正常；4. 加强轴瓦金属温度及回油温度监视，发现问题按规程进行处理。4. 动静碰摩1. 主损坏设备1、整个冲转过程中，汽轮机平台应有人不间断巡视，仔细监听汽缸内、轴封处声音应无异常；一旦听到明显异音，必须立即紧急停机。1.1.1.6中速暖机1. 暖机转速选择不当1. 落入临界转速范围，导致振动增大1. 严格按厂家推荐的转速保持范围和现场安装后的调试结果选择暖机转速，不允许随意提高或降低。2. 暖机不足 1. 汽缸未充分膨胀，机组振动增加2.

14、升速时轴系可能发生脆性破坏3. 带负荷时产生热冲击，造成应力疲劳1. 联系锅炉稳定蒸汽参数；2. 根据厂家提供的转子暖机规程和蒸汽参数变化情况合理确定中速暖机时间，任何时候均不允许缩短暖机时间。3. 汽缸左右膨胀不均1. 动静部分碰摩，机组振动增加，严重时造成主设备损坏1. 确保汽缸膨胀测点准确并检查汽缸左右两侧膨胀值接近或一致；2. 控制主蒸汽左右支管蒸汽温差在规程规定范围内；3. 滑销系统定期加脂，确保滑销系统膨胀、收缩畅通无卡涩。4. 汽缸上下缸温差增大1. 同上1. 开机前检查汽缸保温完整，无脱落或脱空现象；2. 确保汽轮机本体、主蒸汽管道及各段抽汽管道疏水畅通；3. 加强各段抽汽蒸汽

15、温度、抽汽管上下金属管壁温及汽缸上下缸温差的监视，防止汽轮机进水，参考1.1.3条防止汽轮机进水中相关条款进行控制；4. 发现汽缸上下缸温差异常应及时处理，一旦汽缸上下缸温差达到规程规定值，必须立即打闸停机。5. 主机润滑油温升高1. 导致振动异常，严重时造成轴瓦烧毁1. 检查主油箱电加热已自动退出，否则手动退出；2. 根据油温的变化及时调整冷油器出口油温，并通过调整冷油器冷却水量来保证润滑油温在规程规定范围。1.1.1.7升速至阀切换（对主汽门方式冲转）1. 控制系统异常造成阀切换时间过长或转速波动大1. 振动增大2. 损坏叶片1. 启动前进行调节系统仿真试验正常；2. 若阀切换时间超过厂家

16、规定，应打闸停机，通知热控处理。2. 阀切换时蒸汽室内壁温度偏低1. 在蒸汽室内形成水滴，导致汽轮机发生水击1. 启动时在保证顺利通过临界转速的条件下，建议采用压力较低的蒸汽；2. 阀切换必须在蒸汽室内壁温度等于或高于主汽阀前蒸汽压力对应的饱和温度时方可进行。1.1.1.83000rpm定速1. 真空偏低造成后汽缸排汽温度升高，最终导致1. 机组轴系中心变化，振动异常增大，损坏主设备；2. 凝汽器钛管松弛；3. 真空泵工作水汽化，效率降低，造成真空下降，严重时冲破大气隔膜。1. 监视后汽缸排汽温度不得超限，其它所有汽轮机监视仪表的读数，都应在允许（报警）范围内；2. 运行人员必须清楚后汽缸喷水

17、虽然可以降低后汽缸排汽温度，但不能保证后汽缸不过热，因此必须保证规定的背压；3. 尽快并网带初始负荷；4. 若短时间内无法并网，而低压缸又出现过热，在未并网前可将机组降至暖机转速。2. 定速不稳1. 无法并列1. 启动前进行调节系统仿真试验正常；2. 尽量稳定真空和进汽参数，避免主汽压力过高；3. 联系热控处理。1.1.1.9停运交流润滑油泵1. 润滑油母管失压1. 轴瓦烧毁、轴颈磨损1. 检查主油泵进出口压力正常后方可停运主机交流润滑油泵；2. 停运交流润滑油泵时，油泵联锁不允许退出，防止因交流润滑油泵出口逆止门不能关下或关闭不严而造成主机润滑油系统失压。1.1.1.10并网1. 发电机空气

18、冷却器冷却水未及时投入1. 发电机超温1. 及时投运发电机空冷器冷却水并确认其自动调节装置动作正常。1.1.1.11带初始负荷1. 初负荷选择不当1. 对汽轮发电机组造成冲击1. 并网后立即加负荷至规程规定的初负荷进行暖机。2. 暖机时间过短1. 对汽轮机造成热冲击1. 根据规程规定选择暖机时间；2. 根据蒸汽参数变化适当延长暖机时间。1.1.1.12升负荷1. 升负荷速率过大或负荷与蒸汽参数严重失配1. 对汽轮机造成热冲击 2. 可能导致汽轮发电机组振动增大1. 加强蒸汽参数的监视，与锅炉加强联系，控制升温、升压及升负荷速率；2. 加强汽轮机各部分金属温度的监视，严格控制金属温升率；3. 按

19、规程规定负荷点和时间带负荷充分暖机；4. 避免因升负荷速率过大，导致汽温、汽压下降，使金属产生交变热应力，严重时甚至发生水击事故。2. 轴向位移、胀差、振动等参数异常1. 造成主设备损坏1. 同上2. 发现轴向位移、胀差、振动等参数异常，应密切监视。视情况保持负荷适当延长暖机时间，以上参数达到停机值应破坏真空果断停机。3. 疏水阀未及时关闭1. 疏扩超压、爆破造成设备损坏、紧急停机甚至发生人身伤亡事故1. 疏扩进汽时，必须保证减温水量充足；2. 检查疏扩压力、温度显示正确；3. 疏水自动可靠投入，汽轮机各部疏水阀在各个负荷点应能及时关闭并就地确认；4. 定期对各疏水阀阀体温度进行监测，以便判断

20、各疏水阀阀门内漏情况；5. 按规定周期对疏扩及其相连管道、弯头、附件进行探伤检查。1.1.1.13单阀、顺序阀控制方式的切换1. 控制系统异常导致负荷波动大1. 串轴2. 引起参数变化，导致超压或汽温骤降1. 机组大修后阀门特性试验合格；2. 开机前进行调节系统仿真试验合格；3. 如阀切换时负荷波动大应联系热工处理。2. 阀门开、关顺序不对 1. 造成叶片损坏1. 运行人员必须熟知本台机组为顺序阀控制时的阀门开启顺序并监视其确已严格按此顺序开启，否则有可能造成叶片损坏；2. 运行人员应该熟知本台机组为单阀、顺序阀控制时的热力特性。3. 阀切换时机选择不当1. 局部应力过大或产生交变热应力1.

21、在机组升速、并网和带低负荷时建议采用单阀方式；2. 所有新转子或新装调节级叶片的旧转子至少要经过六个月的全周进汽方式的初始运行，以免产生过大的局部应力；3. 如条件允许，汽轮机加负荷至某个较高负荷（根据各厂汽轮机热力特性确定）后立即从单阀切换到顺序阀运行，以便使转子内部温度变化最小。1.1.2热态开机1.1.2.1轴封系统投运，凝汽器抽真空1. 送轴封、抽真空顺序不当1. 轴颈骤冷，汽封松动、变形2. 轴封段和汽缸发生热变形，严重时导致轴封段永久性弯曲3. 轴向位移负值增大1. 先送轴封后抽真空，再通知锅炉点火。2. 轴封蒸汽温度与转子表面金属温度不相匹配 1. 轴封段产生热冲击1. 按厂家规

22、定保证轴封蒸汽温度与转子表面金属温度相匹配；2. 切换轴封汽源时要缓慢，防止汽温骤变；3. 保证低压轴封减温水自动动作灵活、可靠。3. 轴封系统疏水不够1. 轴封段产生热冲击2. 轴封段和汽缸发生热弯曲，严重时导致轴封段永久性弯曲3. 汽轮机进水1. 送轴封前充分暖管疏水；1.1.2.2冲转1. 冲转蒸汽参数选择不当1. 汽缸、转子金属骤冷，产生裂纹2. 轴向位移负值增大3. 负胀差增大4. 交变热应力造成疲劳破坏1. 根据规程规定正确选择冲转蒸汽参数，保证蒸汽参数与金属温度良好匹配，避免汽缸、转子急剧冷却；2. 启动前必须充分疏水。1.1.2.3升速，接带负荷1. 操作不紧凑1. 延长启动时

23、间，造成金属骤冷，负胀差增大1. 冲转后经摩擦检查无异常应迅速、平稳升速，升速率选择300rpm/min；无特殊情况不得改变升速率；2. 定速后经必要检查正常后应尽快并网；3. 并网后尽快加负荷至启动曲线所对应的负荷点，不但要确认第一级金属温度不再下降，而且还要确认胀差不应负值增加，否则需继续增加负荷。1.1.3汽轮机本体的运行维护1. 汽轮机进水1. 产生热冲击，造成汽缸裂纹2. 汽缸、转子变形造成动静碰磨、盘车卡死，严重时大轴永久性弯曲，最终导致主设备损坏3. 运行中进水，汽轮机进水，导致叶片损坏1. 汽轮机防进水监测、保护装置可靠投入；2. 汽缸金属温度测点显示正确，并定期校验；3. 疏

24、水系统投入时，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高；4. 疏水管道、阀门应定期疏通、检查，确保畅通；在机组启动时，主蒸汽管道必须充分暖管、疏水；5. 汽轮机启动时，主蒸汽参数必须符合厂家启动曲线要求，并且保证蒸汽过热度不低于50；6. 防止锅炉满水或主蒸汽温度失控或主蒸汽流量瞬间突变造成蒸汽带水；7. 确保加热器、除氧器水位调整平稳，水位报警及保护动作可靠；8. 防止轴封供汽带水；9. 防止过热器减温水阀门内漏；10. 汽轮机在热态下，若主蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行水压试验；11. 在停机时，若出现上下缸温差大，应迅速查明原因，切断进水点；停机后也应认真监视凝汽器、加热器、除氧器水位；

25、12. 当出现门杆冒白汽、上下缸温差增大、轴向位移异常、主蒸汽汽温快速下降等达到规程规定值时应立即打闸停机；13. 各厂应根据本厂实际情况，制订具体的防止汽轮机进水的安全措施并督促实施。2. 机组振动1. 主设备损坏1. 防止动静碰磨或大轴弯曲；2. 防止汽缸进水或进冷汽造成汽缸变形；3. 防止中心不正或联轴器松动；4. 防止叶片断落导致转子质量不平衡；5. 防止轴承工作不正常或轴承座松动；6. 防止滑销系统卡涩或膨胀不均。1.1.3.1汽门的运行维护1. 卡涩1. 负荷波动2. 停机或甩负荷时可能导致机组超速1. 加强汽水品质监督，坚持定期排污；2. 在透平油和eh油油质不合格时，严禁机组启

26、动；3. 对于新建或大修后的机组，在油质检查合格前，不允许向调节系统部套通油；4. 定期化验油质，建立油质监督档案以免调节系统和保安系统部件锈蚀、卡涩； 5. 油净化装置、滤油装置应保持运行状态，连续或定期对油质进行处理；6. 定期进行汽门活动试验；7. 在机组大修或调节系统检修后，电液调节系统应进行仿真试验正常；8. 阀体检修时彻底除去氧化皮；9. 加强各汽门开度监视。2. 某一汽门误关或阀芯脱落1. 负荷波动2. 叶片过载损坏3. 推力瓦磨损1. 同上；2. 正常运行中，发现负荷突然直线下降，某一汽门后压力指示下降至零，则可判断为汽门阀芯脱落，应进行停机处理。3. 汽门内漏1. 开机时导致

27、汽缸膨胀不均2. 停机或甩负荷时可能导致机组超速3. 停机后导致上下缸温差增大1. 冲转前检查主汽阀后应无压力，汽室金属温度不应过快上升；2. 按规定周期进行汽门严密性试验并要求合格；3. 汽门内漏严重，必须经处理正常后方可进行汽轮机的启动；4. 阀蝶与阀座接触部分的垢迹及氧化皮应利用适当时机认真清理；5. 建立停机惰走曲线台帐，每次停机进行对比分析。1.1.3.2汽缸的运行维护1. 汽缸保温不良1. 停机后造成汽缸上、下缸温差增大，导致汽缸变形，盘车跳闸，转子弯曲1. 选择合适的保温材料和保温工艺，定期检查汽缸保温完整，保温层无脱落或脱空现象；2. 汽缸上、下缸金属温度测点必须齐全、准确并定

28、期校验；3. 加强汽缸上、下缸温差的监视；4. 建立停机后、机组正常状态下汽缸主要金属温度的下降曲线台帐。2. 汽缸裂纹1. 局部应力增大，裂纹扩展，最终导致设备损坏1. 严防汽轮机热态进水；2. 开、停机时，保证金属温升（降）率符合厂家规定；3. 尽量避免负荷、参数急剧波动；4. 运行人员应该明白，机组甩负荷后带3040额定负荷比甩去全负荷所产生的热应力更大；5. 降负荷时更容易造成汽缸因拉应力超标而导致汽缸裂纹，因此应严格控制降负荷速率。3. 膨胀不畅1. 动静碰磨，主设备损坏1. 定期校验，确保汽缸膨胀测点准确；2. 监视汽缸膨胀值应和以前在同样运行工况下的数值一致；3. 监视汽缸左右膨

29、胀差正常；4. 确认汽缸膨胀受阻应通知检修通过加润滑脂或调整轴承座的办法予以消除；5. 汽缸膨胀不足或严重偏移时严禁机组运行。1.1.3.3大轴的运行维护1. 大轴弯曲、轴系断裂1. 主设备损坏1. 运行人员必须熟知国电公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求，严格按照其中“防止汽轮机大轴弯曲事故”和“防止汽轮机超速和轴系断裂事故”部分中相关条款进行控制。2. 大轴磨损1. 主设备损坏1. 提高检修质量，防止油系统进硬质杂物；2. 加强汽轮机油质监督和净化处理，确保油质合格；3. 开机前化验油质合格方能启动；4. 加强机组振动参数的监视，振动异常，按规程规定进行相应处理；5. 运行人员必须熟

30、知国电公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求，参考其中“防止汽轮机轴瓦烧损事故”部分中相关条款进行控制。3. 轴向位移异常1. 主设备损坏1. 检查轴向位移测点显示正确，并定期校验；2. 定期试验轴向位移保护动作正常；3. 要求锅炉尽量稳定蒸汽参数，避免负荷、真空大幅度波动，特别是应避免汽轮机发生水击；4. 加强蒸汽品质监督，防止通流部分结垢；5. 将监视段压力与以往同负荷工况进行比较、分析；6. 避免强烈振动造成汽封磨损导致漏汽量增加；7. 加强推力瓦温及回油温度的监视；8. 严禁低参数、低真空超负荷运行；9. 不允许汽轮机单侧进汽运行（主汽门活动试验可短时关闭除外）。1.1.3.4汽封

31、的运行维护1. 汽封片磨损1. 漏汽量增加，轴向位移增大2. 油中进水1. 保证轴封蒸汽温度与转子金属温度良好匹配；2. 控制轴封蒸汽温度变化速率，避免汽轮机转子轴封段骤冷、骤热；3. 避免汽轮机组发生强烈振动；4. 防止汽缸上下缸温差过大，左右膨胀不均；5. 偏心不合格时严禁机组启动。1.1.3.5叶片的运行维护1. 蒸汽品质不良1. 通流部分结垢，最终导致叶片损坏1. 加强蒸汽、给水品质的监督，做好定期排污工作；2. 运行人员应了解汽、水品质恶化时的三级处理标准并遵照执行；3. 发现监视段压力异常变化认真加以分析。2. 叶片超负荷运行造成叶片断裂，最终导致：1. 动静碰摩2. 转子质量不平

32、衡，振动增大3. 运行工况恶化1. 严格执行制造厂各项有关控制负荷的特殊运行工况的相关规定；2. 控制汽轮机在规定的参数、负荷下运行，避免低汽温、低真空、低频率及超负荷运行；3. 严防汽轮机超速及发生水击；4. 加强对各监视段压力及各监视段间压力降的监视，并建立相应台帐；5. 当汽轮机采用顺序阀控制方式时，监视各汽门应按规定顺序开启。3. 叶片维护不当1. 同上1. 重视汽轮机停机后的养护；2. 定期进行叶片测频及探伤工作。4. 围带、拉筋断裂1. 叶片强度下降，自振频率变化，最终导致设备损坏1. 提高装配质量，尽量减小局部应力；2. 防止发生水击事故；3. 对低压部分围带、拉筋定期进行检查。

33、1.1.3.6轴瓦的运行维护1. 轴瓦烧毁1. 设备损坏1. 运行人员必须熟知国电公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求，严格按照其中“防止汽轮机轴瓦烧损事故”部分中相关条款进行控制。1.1.4汽轮机组的停运1.1.4.1减负荷1. 负荷下降速率、蒸汽温降速率、压降速率过大 1. 蒸汽参数与负荷不相匹配，蒸汽过热度不够，汽轮机发生水击2. 汽轮机各受热部件冷却不均匀3. 汽缸金属温降速率大4. 主蒸汽汽温失控或蒸汽带水5. 负胀差增大1. 密切监视机组负荷、参数变化情况，并加强与锅炉的联系；2. 降低一定负荷后应停留一段时间，待金属温度下降速度减缓、温差减小后方可继续降负荷；3. 负荷、蒸

34、汽温降率、压降率、高中压缸金属温降率，应始终处于受控状态且符合停机曲线；4. 发现汽温急剧下降，应按规程规定停机；5. 加强胀差、轴位移、振动、缸温等主要参数的监视；6. 及时切换汽封汽源为高温蒸汽供给。2. 汽缸温差增大1. 动静碰磨，损坏主设备1.确保机组各部疏水阀能在不同工况时及时开启；2.防止除氧器压力、温度失配而造成除氧水汽化，并注意及时倒换除氧器汽源；3.加强除氧器、加热器水位监视，根据压差情况及时倒换高加疏水；4.加强汽缸温差及抽汽温度、抽汽管道金属温度的监视，发现异常及时处理，必要时按规定打闸停机；5.联系锅炉及时解列减温水并做好减温水阀门内漏的防范措施。3. 后汽缸过热1.

35、造成机组轴系中心变化，导致机组振动异常增大，损坏主设备2. 凝汽器钛管松弛3. 真空泵工作水汽化，效率降低，造成真空下降，严重时冲破大气隔膜1. 及时投运后汽缸喷水；2. 保持较高真空；3. 禁止机组倒拖运行，特殊情况下机组倒拖时间不应超过一分钟（或参考厂家规定）。4. 未及时进行系统倒换1. 高加水位高2. 辅汽及轴封失压，导致真空下降1. 加强高加水位监视，根据压差情况及时倒换高加疏水；2. 根据负荷情况及时倒换辅汽汽源；3. 注意轴封汽源的倒换和压力调整。1.1.4.2解列、打闸1. 汽门关不下1. 汽轮发电机组超速1. 参考1.1.3.1条防止汽门卡涩相关条款进行控制；2. 减负荷过程

36、中发现汽门卡涩应设法消除；3. 定期进行主汽门、调门、抽汽逆止门的活动试验，按规定进行超速试验并要求合格；4. 打闸后检查主汽门、调门、各段抽汽逆止门均已完全关闭；5. 如打闸后因主汽门未全部关闭，汽轮机转速未下降，应紧急停运全部eh油泵，就地再进行一次手动打闸，待主汽门关闭后启动eh油泵。2. 带负荷解列1. 汽轮发电机组超速1. 正常停机时，在打闸前，应先检查有功功率到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。1.1.4.3惰走1. 交流润滑油泵未及时启动1. 润滑油系统失压，轴瓦断油，烧毁轴瓦1. 停机前必须进行油泵启停试验正常；2. 打

37、闸前即启动交流润滑油泵运行；3. 主机润滑油泵联锁开关必须置于“联锁”位置。2. 正胀差增大1. 动静间隙消失，导致动静部分碰摩1. 停机前监视并记录汽轮机胀差值，务必将降速时由于转子的泊桑效应造成胀差突增考虑进去。3. 振动异常增大1. 主设备损坏1. 控制停机参数正常，防止汽缸进冷水、冷气；2. 保证润滑油和密封油油温、油压稳定，避免油温过快下降；3. 避免因真空波动等原因导致机组转速在临界区域过长时间停留；4. 加强振动监视，建立停机惰走振动转速台帐，在过临界时作好振动异常增大的事故预想，必要时可适当破坏真空；5. 加强汽缸温度监视，防止上下缸出现较大温差。4. 润滑油冷油器冷却水未及时

38、退出1. 造成润滑油油温快速下降轴瓦骤冷收缩，可能导致振动增大甚至烧毁轴瓦1. 加强油温监视，及时关闭冷油器冷却水。1.1.4.4零转速1. 盘车未及时投运1. 转子发生热弯曲1. 停机前必须试验盘车电机、顶轴油泵工作正常后方可打闸停机。2. 保证盘车装置啮合气缸气源压力正常；3. 转速至零，盘车应立即自动投运，否则手动投运。1.1.4.5破坏真空，退轴封1. 高转速时即破坏真空1. 末级叶片损坏1. 机组正常惰走过程中，不可急于破坏真空，可破坏真空的具体转速根据厂家资料决定。2. 破坏真空、退轴封操作顺序或时间把握不当1. 转子和汽缸局部冷却，严重时造成轴封摩擦或汽缸变形2. 后汽缸排汽温度

39、升高，大气隔膜被冲破1. 停机时降转速、破坏真空、退轴封时机应控制恰当，做到转速到零、真空到零、轴封压力到零；2. 应避免在凝汽器真空到0后，轴封系统仍较长时间运行；也应避免在凝汽器真空未到0时就退出轴封系统运行。3. 停机后后汽缸排汽温度超限1. 大气隔膜破裂1. 破坏真空前，确认主蒸汽管道疏水阀已可靠关闭（主蒸汽管道带压时）；2. 加强除氧器水位监视，防止除氧器高水位保护动作而瞬时向凝汽器排放大量热水；3. 加强主汽门后压力和温度的监视，当主汽门、调门未关或关闭不严而大量漏汽时，应采取相应措施进行处理；4. 加强排汽温度监视，必要时投运后汽缸喷水减温。1.1.4.6退除氧器加热1. 抽汽管

40、道阀门关闭不严1. 汽 缸进水1. 退除氧器加热时应缓慢操作，防止除氧器压力、温度失配汽化，三抽电动门、逆止门关闭不严而返汽；2. 加强管道疏水；3. 严密监视汽缸温差及抽汽温度、抽汽管道金属壁温差，发现问题相应处理；4. 提高检修质量，确保三抽电动门、逆止门关闭严密。1.1.4.7停机后至停盘车前汽轮机组的运行维护1. 盘车跳闸1. 转子弯曲1. 盘车运行信号和跳闸报警信号必须保持正常；2. 盘车未停之前仍应有专人监盘，严密监视盘车电流、润滑油压、偏心、汽缸上下缸温差等参数正常；3. 定期就地巡视。2. 汽缸进冷水冷气1. 造成汽轮机汽缸变形、盘车停运，转子弯曲1. 参考 1.1.3 “防止汽轮机进水”部分相关条款进行控制。1.2设备、系统部分1.2.1主蒸汽系统的运行维护1. 蒸汽品质不良1. 叶片结垢2. 汽门卡涩，机组超速1. 参考 1.1.3.5 “叶片运行维护”部分相关条款进行控制。2. 超压1. 可能导致承压部件应力超限2. 末级叶片水蚀1. 检查主蒸汽温度、压力测点准确并定期校验； 2. 定期试验主蒸汽参数异常声光报警正常；3. 避免负荷、蒸汽流量骤变；4. 发现调节系统失常而造成汽门波动应立即联系热控处