汽机专业生产应急预案

1、精品文档动力公司汽机专业生产应急预案批准：叶运城 卢宏波审核：冯学云编制：宁夏宝丰能源动力公司2014年2月19日目录一 总则 3二 概况 3三 动力公司应急预案组织机构 3四 事故预案 41 编制依据 42 事故处理原则 44 汽机部分 62欢迎。下载精品文档4欢迎下载汽机专业生产应急预案一总则为贯彻落实集团公司1号文件精神，遵循“安全第一，预防为主”的方针，坚持防 御和救援相结合的原则，提高运行人员的事故处理能力和应急能力，保证人身、设备安 全，将事故造成的损失和影响降低到最低程度，特制定本预案，从而保证汽机专业的安 全稳定生产。概况动力一期是宝丰能源集团为年产24万吨的焦炉煤气回收制甲醇

2、配套设计的动力装置，为园区提供热力和电力。本装置设计2*240+1*25MVy按照热电联产标准设计，汽机为南京汽轮机厂生产的型号为 CCZK25-8.83/4.0/1.3 的高压、单缸、双抽汽、冲动直接 空冷凝汽式汽轮机。动力二期是宝丰能源集团有限公司焦化废气回收综合利用制烯烃项目发电装置热电 工程设计容量为3X 25MW由背式汽轮发电机组，配4X 260t/h高温、高压中温分离循环 流化床锅炉。汽轮机为中国长江动力公司（集团）武汉汽轮发电机厂生产的 CB25-8.83/1.27/0.69型，单缸、单轴、高温、高压、冲动式抽汽背压式机组。三 汽机车间应急预案组织机构四事故预案1编制依据1、编制

3、依据1南京汽轮电机（集团）有限责任公司供 CCZK25-8.83/4.0/1.3 型25MW抽汽凝汽式汽轮机产品使用说明书及图纸；中国长江动力公司（集团）武汉汽轮发电机厂生产的CB25-8.83/1.27/0.69 型抽汽背压式汽轮机产品使用说明书及图纸。2宁夏宝丰能源汽轮机操作规程3电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇4电业安全工作规程（热力机械部分）；2事故处理原则1. 本应急预案只给运行人员提供了如何预防和处理事故，但不包括运行中可能发 生的一些微小的缺陷和影响不大的异常现象。2. 运行人员在工作中要加强设备的检查维护，从根本上杜绝产生事故的根源， 经常进行事故预想，发生事故要头脑冷静

4、，判断迅速，处理正确、果断。精品文档3. 事故处理时应先设法消除危急人身、设备安全的事故，设法恢复机组运行，保 证厂用电。4. 当事故发生时，尽量先报告班长、值长、车间主任，在其协助指示下，迅速的 消除故障，按本规程的规则进行操作。5. 在发生事故时，车间所有值班人员，必须坚守岗位，集中全部精力消除不正常 的现象，正确迅速地执行上级命令，直到故障消除为止。不得擅自离开工作岗位。6. 在消除故障时，动作要迅速正确，不要急噪惊慌。当接到命令时要复诵一遍， 不懂要问清，命令执行完要向发命令者汇报。7. 运行班长在处理故障时受值长的领导，但在车间范围内工作完全独立。8. 车间主任、专业副主任及技术员在

5、设备发生故障时，必须到达现场，监督消除 故障，并给予运行人员必要的指示。9. 在发生故障时，值班人员按照下面的顺序进行工作，消除故障：（1）根据表计指示和机组各部象征确证设备已发生故障。（2）迅速搞清故障发生的地点、性质及影响到的范围。（3）迅速采取措施解除对人身或设备的危害。（4）保证非故障设备的能正常运行 , 弄清故障的性质和发生的地点后， 尽快恢复 设备的正常运行。（5）在处理故障时，如果感到本班人员力量不够时，应立即报告车间主任或值长， 要求增添检修人员或其他的运行人员协助。10. 故障发生在交接班时，禁止交接，直到故障消除时或接到值长关于交班的命 令时，方可进行交班。11. 值班人员

6、在发现设备不正常现象，自己不了解和不知对策时，必须立即请示 班长，禁止自己不懂，盲目地进行处理，以免扩大事故。12. 运行班长在设备上发生故障时，对所属工作人员发布命令，应以工作人员不 离开原来的工作地点，能执行工作为原则并能兼顾到原来的工作岗位。13. 在故障时主操应根据事故处理和运行规程设法消除，不要拖延，当发现事故 处理规程没有规定的事故象征时，主操应根据自己的认识和判断，主动采取对策，并 给予值班员必要的命令和指示。14. 在消除故障时，与消除故障无关的人员禁止在现场停留，以免妨碍工作。故 障消除后，所有运行人员应当正确的将观察到的现象，故障发生的时间和情况处理故 障的操作过程分别记录

7、在运行日志中。15. 发生事故时，运行人员应迅速判明事故发生的原因，果断的解除人身和设备的 危险，保证设备继续运行，应采取一切措施保证厂用电。16. 全面分析仪表指示（确认仪表指示正常）和设备外部象征，确定事故已发生机 发生的原因，采取措施进行处理。17. 在处理事故时应考虑周密，运行人员处理果断准确，不得惊慌失措，防止事故 扩大化。18. 在交接班发生事故时，要停止交接班，由交班人员进行处理，接班人员协助处 理，待事故处理后经领导同意方可交接班。3 汽机部分3.1 故障停机3.1.1 当发生下列情况之一 , 应立即紧急故障停机（破坏真空）1 转速上升到额定转速的 109-110%（ 即 :3

8、270-3300r/min） 而危急保安器不动作。2 机组突然发生强烈振动。3 汽轮机内部发生明显的金属摩擦声音。4 汽轮机内部过水或水击。5、汽轮发电机组任何一个轴承冒烟、 或轴封处有火花 , 或轴承回油温度突然上升至极 限值75 C。6、润滑油压下降至极限值，无法恢复时。7、油箱油位突然降到最低油位以下，无法恢复时。8、油系统突然着火并且不能很快扑灭时，严重威胁机组安全运行。9、发电机或励磁机冒烟或着火。10、主蒸汽管道或给水母管破裂无法恢复 , 危及机组安全运行时。3.1.2 当发生下列情况司机应报告班长得到同意后进行故障停机（但不破坏真空）1 凝汽器真空下降到-59KPa以下。2 .进

9、汽温度达到545C，运行15分钟不能下降时，大于550C，立即故障停机。3 .进汽温度低至485C，负荷减至零，运行15分钟不能上升时，小于480C，立即 故障停机。4进汽压力高达9.32MPa，节流无效时。5. 进汽压力低至7MPa运行15分钟不能恢复时。6汽温汽压同时上升时，汽温大于545C，汽压高于9.32MPa寸，立即故障停机。7. 调速油压低于0.8MPa,无法恢复时。8. 汽轮机保护不动作时。9. 汽轮机组无蒸汽运行时间超过 3分钟。10. 后汽缸安全门动作时。11 .抽汽压力升高到安全阀不动作。12. 调速系统不能维持正常运行而无法消除时。13、汽轮机全部失去热控仪表电源或汽轮机

10、失去热控仪表电源导致机组异常运行。3.1.3 紧急故障停机操作步骤破坏真空1. 手打危急保安器或按“紧急停机”按扭。检查确认汽轮机转速下降，自动主汽门， 调速汽门，旋转隔板，抽汽速关阀应关闭。2. 向主控室发出“注意” “机器危险”信号，同时通知电气主控立即将发电机与电网 解列。3. 注意辅助油泵自启动正常， 否则应手动启动交流或直流润滑油泵 （油系统失火故障， 不启动辅助油泵和交流或直流润滑油泵）。4. 停真空泵运行 , 开真空破坏门。5. 关闭手动主汽门、 电动主汽门及其旁路一、 二次门和各段抽汽电动门以及抽汽至外 网电动门，将调压器至零抽汽位置，并断开电源。开相关疏水门。6. 开大凝结水

11、再循环门，注意转速至零，停止向轴封供汽。7. 报告值长，完成其他操作。3.1.4 故障停机操作步骤不破坏真空1. 发“注意”、“机器危险”信号，通知主控室。2. 手打危急保安器或按“紧急停机”按钮，检查确认汽轮机转速下降，自动主汽门、 调速汽门、旋转隔板、抽汽速关阀应关闭。3. 注意辅助油泵自启动正常，否则应手动启动交流或直流润滑油泵。4. 关闭手动主汽门、 电动主汽门及其旁路一、 二次门和各段抽汽电动门以及抽汽至外网电动门，将调压器至零抽汽位置，并断开电源。开相关疏水门。5. 开大凝结水再循环门，注意转速至零，真空至零，并停止向轴封供汽。6. 完成其他停机操作并报告班长、值长。3.2 进汽压

12、力、温度不正常的处理3.2.1 进汽压力不正常时 1当汽压不符合规定急剧变化时，应迅速联系锅炉，如不能很快恢复时应报告值长， 必须仔细倾听监视汽轮机的振动、热膨胀、差胀的变化，注意调速汽门的开度、汽缸 内部的声音、监视段压力、负荷、真空、汽温等情况，并将变化时间及汽压值和所发 现的情况，处理经过记录下来。2. 进汽压力不正常时，按规定进行减负荷：3. 汽压超过9.32MPa后应关小电动主汽门节流降低压力，节流无效时故障停机。3.2.2 进汽温度不正常时1. 当汽温小于525C或大于540C时，均应联系锅炉恢复。2. 当汽温超过545C时，汇报班长、值长，汽轮机连续运行30分钟以后仍不能降低时,

13、 故障停机（全年不应超过20小时），当汽温超过550E以上时，立即故障停机。3. 汽温急剧变化时，必须监视汽轮机的运行情况：振动、热膨胀、差胀、调速汽门的 开度、汽缸内部的声音，并注意负荷、真空、汽压等参数。4. 当汽温急剧降低时，必须打开本体疏水门，汽温恢复后关闭，汽温不正常时按规定 减负荷。3.3 真空降低的处理3.3.1 发现真空下降时，司机应迅速按下列顺序进行检查1 核对有关表计：弹簧真空表、排汽温度，判断真空是否下降。2 检查射汽抽气器进汽压力是否正常，轴封供汽是否中断。3 真空系统是否有漏气，真空系统截门是否有人动过。4 检查循环水泵入口压力、出水温度及冷水塔运行情况是否正常。5

14、检查热井水位是否正常，凝结水泵盘根是否有漏气。6 真空继续下降时，检查上述情况都正常，应报告班长，要求对真空系统全面检查， 根据掌握的情况进行处理。3.3.2 真空降低时，按进行减负荷维持真空。3.3.3 真空下降的原因及处理：1 冷凝器故障2 热井水位升高2.1 凝结水泵工作失常现象：凝结水泵电流下降，出口压力降低，热水井水位升高，过冷却度增加 处理：倒换备用泵，停止故障泵。2.2 误开再循环门，误开补水门 现象：热水井水位升高，凝结水泵电流高，凝结水压力高，过冷却度增加。 处理：关闭再循环水门，关误开的补水门。3 轴封供汽中断 原因：汽压低，负荷低，均压箱压力低。 现象：均压箱压力低为零，

15、后汽封处有吸气声。 处理：及时调整，提高均压箱压力或倒为新蒸汽。4 真空系统漏气4.1 原因： 凝结水泵盘根漏气，应关的真空系统截门误开。 真空系统截门盘根漏气、法兰接合面漏气，管子破裂。4.2 现象： 真空降低，甚至能听到吸气声。 抽气管漏气。（负荷大，真空高；负荷小，真空低）4.3 处理： 全面检查真空系统，若无法消除漏气，按真空下降规定减负荷。 关闭误开截门，设法堵塞切断漏气点。 若确认抽气管漏气应加负荷。3.4 汽轮机轴向位移增大3.4.1 原因 :1主蒸汽参数不合格 , 汽机通流部分过负荷。 2汽轮机动、静叶片结垢严重。3水冲击。4推力瓦断油 , 推力瓦片磨损熔化。10欢迎。下载精品

16、文档5冷凝器真空下降。6抽汽运行方式变化抽汽压差上升。7. 电网频率下降。8. 发电机组过负荷，一、二段抽汽流量超过额定值。3.4.2 现象 :1差胀指示增大（推力瓦磨损熔化时）。2推力瓦温度升高。3机组声音异常 , 振动增大。3.4.3 处理 :1发现轴向位移增大时 , 应检查下列各项 , 并报告班长。 推力瓦块温度变化。 检查负荷、主蒸汽参数、速度级压力的变化。 机组各部振动及内部声音。2如确认轴向位移确实增大时 , 应降低负荷使轴向位移恢复正常值为止。3若轴向位移增大是因叶片结垢引起 , 则应降低负荷运行。4若轴向位移增大引起危急保安器动作而停机时，应破坏真空。3.5 汽轮机运行中发生振

17、动3.5.1 原因 :1动静部分发生摩擦。2汽温过高或过低。3润滑油温过高、过低或油压过低。4发电机、励磁机工作失常。5断叶片或排汽温度过高 .6与汽轮机连接的管道振动引起。3.5.2 处理 :1向电气发“注意”“减负荷”信号。2用恢复油压、油温和降低负荷等方法消除振动。3突然发生强烈振动并清楚的听到金属摩擦时 , 应破坏真空停机。3.6 厂用电失去3.6.1 现象 : 1车间照明熄灭声音异常。 2机组发出沉闷的声音，汽温、汽压升高后又下降，真空下降，排汽温度上升。3. 顺控设备画面报警，所有电动门和交流电机失电，各运行泵电流到零。4. 汽机保护画面中，发电机主开关跳闸信号报警，自动主汽门关闭

18、信号报警。5. 转速表显示负值。3.6.2 处理 :1. 首先确认危急保安器在掉闸位置，速关阀、调速汽门、抽汽速关阀关闭。否则， 手打危急保安器。此后可按故障停机步骤操作。2. 确认转速下降后，立即启动直流润滑油泵 , 注意油压变化。3. 立即就地手动关闭先前运行的循环水泵的出口电动门，以防循环水泵倒转。4. 在DC画面上，将各电动门复位，将各运行泵操作开关、联锁断开（如凝结泵， 给水泵，循环泵等）。5. 手动关闭锅炉来汽门、 电动主汽门、 一、二段抽汽电动门以及抽汽至外网电动门， 打开电动主汽门前后防腐门以及抽汽管路上所有疏水门，打开本体疏水门，并保持 一定的真空。6. 如厂用电恢复 , 应

19、迅速启动给水泵给锅炉上水以及循环水泵、凝结泵、交流润滑 油泵, 停止直流润滑油泵运行 , 根据机组所处状态恢复正常运行。3.7 水冲击3.7.1 原因:1锅炉运行失常。2并炉时疏水不良。3加热器管束泄漏。4抽汽管道上逆止门不严。3.7.2 现象:1主蒸汽温度急剧下降。2从主蒸汽管道法兰、各门杆、汽封等处冒出湿蒸汽或溅出水珠。 3主蒸汽管及抽汽管道有冲击声。4轴向位移增大 , 推力瓦块温度升高。5振动增大 , 机内声音异常。 6加热器出口水温下降。3.7.3 处理 :1. 确认汽轮机发生水冲击时 , 应迅速破坏真空停机 ;2. 如因加热器满水引起 , 应立即停止汽水侧 ; 视抽汽压力情况，打开事

20、故放水门。3. 在惰走过程中应细听机内声音 , 如一切正常应报告值长和车间主任。须重新启动 时,应彻底疏水 ,仔细检查。4. 正确记录惰走时间和热膨胀、差胀指示。3.8 油系统故障3.8.1 油压、油位同时下降原因:外部油管破裂 , 冷油器铜管漏油。处理:1) 如冷油器漏油 , 应切换备用冷油器 , 并向油箱补油。2) 外部油管漏油时 ,应设法消除 ,并同时向油箱补油 .当漏油量大时，应破坏真空 紧急故障停机。3) 整个处理过程注意防火措施。3.8.2 油压下降 , 油位不变原因:1) 主油泵或注油器工作失常。2) 滤油器堵塞。3) 主油泵出口逆止门失常。4) 辅助油泵、交流润滑油泵或直流润滑

21、油泵出口逆止门不严。处理:1) 当润滑油压降至0.13MPa(表)时,应联动交流润滑油泵,调整润滑油节流阀以提 高油压,如无效时,当润滑油压降至0.08MPa寸,破坏真空故障停机。2) 如主油压下降 , 应启动辅助油泵恢复正常 , 如油压继续下降 , 油泵伴有异音 , 应 立即破坏真空故障停机。3.8.3 油位下降 , 油压不变原因:1) 油位计失灵。2) 回油管路漏油。3) 冷油器漏油。4) 油箱内滤网堵塞。5) 误开放油门或滤油机跑油。处理：1) 及时报告班长并查明原因。首先，如属油位计问题，须更换浮子油位计。2) 如冷油器漏油可切换备用冷油器 , 关闭故障冷油器出入口油门。3) 当油位下

22、降至极限时 , 应破坏真空故障停机。4) 如因滤网堵塞，须待停机后彻底清洗滤网。3.9 轴承温度升高3.9.1 原因：1. 轴承内有异物。2. 断油或油量减少 .3. 汽封间隙过大漏气。4. 冷油器冷却水减少或断水 .5. 轴向推力增大。3.9.2 现象：1轴承回油量中断或减少。2轴承温度升高或冒烟。3.9.3 处理：1 任何一个轴承温度高于正常温度3C,应查明原因并设法消除。2 轴承温度升至90C报警,升至100C时,磁力断路油门动作,破坏真空停机。3.10 发电机跳闸3.10.1 主开关动作 , 转速超过 3240 r/min 而未到 3300r/min.1 现象 :1) 机组声音突变，发

23、电机 “跳闸信号”发出。2) 功率表指示到零。3）负荷、主蒸汽流量、抽汽室压力到零，抽汽压力低停机保护动作。4）主蒸汽速关阀、调速汽门、抽汽速关阀、旋转隔板关闭。5）汽机转速升高，主油压、调速油压升高。2处理:1）解除抽汽压力低停机保护。2）解列中、低压调压器，关闭各段抽汽电动门，将给定值调节器放至低限位置。3）当转速下降至 3000r/min 时，重新挂闸，开启调速汽门少许维持汽轮机 3000r/min 。4）调整轴封压力，凝汽器水位。5）检查机组一切正常，报告班长、值长，得到允许后方可重新并网接带负荷。3.10.2 发电机主开关跳闸，转速升至 3300r/min, 危急保安器动作1现象:1

24、）转速升高又下降。2）其它现象同上条。2处理:1）及时启动辅助油泵 , 解列中、低压调压器，关闭各段抽汽电动门，将给定值调 节器放至低限位置。2）当汽轮机转速下降至 3000r/min 以下，重新挂闸，开启调速汽门少许维持汽轮 机以 3000r/min 运行。3）其它处理同上条。3.10.3 发电机主开关动作，转速上升至 3300r/min, 危急保安器未动作1现象:1）机组声音突变，发电机 “跳闸信号”发出。2）功率表指示到零。3）自动主汽门、调速汽门、抽汽速关阀、旋转隔板未关闭。4）汽轮机转速飞升超过危急保安器动作转速并发出高亢的超速声， 主油压、 调速 油压升高。2. 处理：1）立即手打

25、危急保安器，破坏真空紧急停机。2）如需重新启动，必须做危急保安器超速试验，经调整合格，确认正常，才允许 重新启动。3.10.4 危急保安器误动作1. 现象:1）主油压、调速油压、转速不变。2）负荷到零 , 自动主汽门、调速汽门、抽汽速关阀、旋转隔板关闭。3）各段抽汽压力到零。2. 处理:1）关闭各段抽汽电动门 , 解列中低压调压器。2）手摇给定值调节器降至空负荷位置 , 根据情况启动辅助油泵。3）报告值长、车间主任 ,查明原因后 ,方可重新接带负荷。4）发电机变电动机运行时间不允许超过 3 分钟，否则联系电气解列。3.11 负荷骤然升高3.11.1 负荷骤然升高的原因及处理1原因：1）由于并列

26、运行的其他机组发生故障，系统周波下降。2）油系统故障使脉冲油压突然下降。3）由于调整不当，给定值调节器位置摇的过高。2处理：1）迅速检查负荷表、油动机行程、脉冲油压、监视段压力，确认负荷增加超过 额定值，应通知主控制室减去部分负荷，不超负荷运行。2）检查热膨胀、推力瓦块温度、机组振动、初终参数，并倾听机组内部声音。3）注意凝结水压力。4）在初参数和真空正常的情况下，机组允许超过额定负荷10%运行，但运行时间不允许超过 1 小时。3.12 失 火3.12.1 汽机房一般设备着火：1立即通知消防人员、值长、分场领导。2通知电气值班人员拉掉火灾电气设备电源。3尽力防止火势蔓延到汽管、油管、汽机本体及

27、其它易燃物品。 4火势威胁附近机组安全时，得到值长同意视情况停机或紧急停机。 5火灾发生时任何值班员都不得擅自离开工作岗位， 要加强监视， 准备随时接受 上级命令。6灭火时不懂灭火器具性质的人不能乱用（运行人员应知道用灭火器的使用方 法）3.12.2 灭火用具： 1非油类物质着火，可用水、湿布、砂子及泡沫灭火器。 2油类着火，可将油放入事故油箱内或利用湿布，灭火器灭火，砂子灭火（但禁 止在汽机调速系统及转动部分使用砂子灭火。3.12.3 电气设备着火：1一般电气设备着火（如电动机、导线）：1）切断电源。2）电动机着火不得使用砂子，可用二氯化碳、四氯化碳、干式灭火剂灭火。3）电动机冒烟立即停止运

28、行，通知电气检查。2发电机励磁机着火： 从端盖监视孔、风室等处冒出明显的烟气，或同时有绝缘烧焦的气味时：1）紧急故障停机，启动辅助油泵、联系值长，要求解列灭磁。2）为避免在火灾时使一侧过热，主轴弯曲，在火熄后，将发电机维持300r/min 左右，以后按值长指示处理。3）当接到主控室发来“已掉闸”的信号后，在电气人员同意，并监护下向发电机 内喷灭火剂，直到火熄为止。4）当水源中断时，要用一切方法灭火，但不得使用砂子、泡沫灭火机。可用干式 灭火器、二氯化碳、四氯化碳灭火器。5）电气设备的整个灭火过程要防止触电。3.13 汽轮机油系统着火3.13.1 原因： 汽轮机油系统漏油地点一般是高压油管法兰、

29、电动油泵出口油管法兰、油动机、表管接头等。汽轮机调节润滑用油，燃点低的只有200C，而热体或保温层温度达到 200 C左右，油喷上后立即起火。因此当汽轮机的调节部件，主机轴承油泵油挡、油系 统管道阀门、热体管道保温，在维护、工艺、保温、操作、设计、材料、消防等方面 的某一环节发生问题，势必形成火灾。1 、维护方面1) 靠近热源部分的油管道或有油设备发生漏油，未采取处理措施。2) 漏油与热体部分接触，并已发生冒烟象征，而未采取彻底解决措施。3) 油泵油挡的泄油孔、卸油槽、泄油管堵塞不畅通，使漏油外溢。4) 各轴承都安装有专用抽油烟机，使轴承座内产生一定负压，各轴承通往油烟机 的油管， 由于积油未

30、及时疏通， 造成堵塞， 使轴承座内负压降低， 造成轴承漏油， 并临近汽缸保温热体，造成冒烟起火。5) 在检修工作中，找正、滤油、安装等工艺用油，由于处理不当，致使余油掺到 热体保温上，当检修完毕，机组启动，负荷到一定值后，即发生冒烟起火。2 、工艺方面1) 油管道安装时，由于焊接变形而未作研刮找平处理，组装后有时暂时未漏，但 运行一段时间后发生泄漏。2) 油管道法兰盘之间，垫片厚度，内外径尺寸不符和要求，造成垫层不正，过厚 过薄，而发生漏油。3) 油管道法兰，所有螺栓，有时没有全部装上，或没有均匀对称上紧，并未达到 足够的紧力而造成漏油。4) 油管道安装时强迫对中焊接，致使管道有预应力，当机组

31、运行时有热位移，有 时使管道蹩劲较大，而造成法兰密封面漏油。5) 油管道安装完毕后，应按规定在不同条件下做不同压力等级的水压试验，如果 未按要求打水压，可能发生焊接砂眼、气孔、密封面等泄漏。6) 轴承油挡由于与轴的配合间隙不当，间隙偏大，油挡与轴承的连接螺栓未装紧 或紧力不够等情况而造成漏油。7) 调速部套与轴承压盖处露出部分配合间隙过大，密封圈失效等造成漏油。3 、保温方面1) 热体表面保温不完好，如厚度不够，破裂不完整，保温层表面有裂纹，当漏油 时立即起火而造成火灾。2）热体保温层上已有渗油，未及时清理，当热体温度上升到油的燃点，立即冒烟 着火。4、操作方面1）发生热体部分冒烟、着火时，应

32、正确判断是漏油还是喷油造成着火，尤其是喷油 着火，来势猛，发展快，后果严重，应迅速正确判断，切勿耽误处理时机。2）发生火灾时，立即打闸停机。为减少机组惰走时间，必须破坏真空，有时在匆忙 处理中，往往忘记破坏真空，使故障进一步扩大，造成严重后果。3）机组打闸后，应断开高压油泵联锁，防止高压油泵使喷油进一步加剧，火势越来 越猛，造成严重后果。4）机组打闸后，已确定为油管喷油并构成火灾，而忘了打开事故排油门，有时要开 事故排油门，但通道却被大火封死，运行人员无法操作。5、设计方面1）轴承油挡结构不合理，如泄油孔太小，挡油片数量不够，油挡处挠度大，油挡为 不可调整式，没有内油挡，油挡座固定螺栓孔透眼等

33、造成漏油。2）油管道安装不合理，管道未考虑热膨胀可能，管道支吊架不全或不牢固，管道布 置时有上弓，造成、蹩空气，引起油管振动，管件间隔小于150mm。3）管件选择不符合设计标准，如未按压力等级选取法兰、管接头、表管壁厚，使用 铸铁阀门、考克等。6、材料方面1）油管法兰垫采用了胶皮垫、塑料垫，当老化受振后，造成漏油或喷油。2）表门接头采用未退火铜垫，即使上紧后仍漏油。3）表接头未采用整体锻件。4）未采用无缝钢管做压力表管。5）使用铸铜、铸铁旋塞阀，当振裂后大量漏油。3.13.2 防止汽轮机组油系统火灾事故的措施 针对以上分析的原因，应采取以下措施预防和制止火灾事故的发生。3.13.2.1 设计方

34、面1）油管道布置设计上应做到油管道与蒸汽管道保温表面保持不小于150mm勺净距,对于运行中经常静止不动的油管道应加大距离。油管道尽量集中布置，便于加挡板 或防爆设施。油管道应考虑到热膨胀。对于高压油管道上的阀门、法兰必须加防爆 盒。如果有条件，可采用高压油管道与排油管道套装结构。2）在前轴承箱座下，由于油管道，接头密集，与其相邻的下方热力管道较多，应装 设防爆油箱，并接有泄油管排向低位油箱，泄油管在布置上必须考虑到防止堵塞的 措施。仪表管、压力表管应减少交叉，支架敷设牢固，防止自身或与柱架，平台、地板等 由于振动而磨漏。3）在能清理油管道的前提下，应尽量减少油管道的连接法兰，以减少泄漏点，提高

35、 安全性。4） 油管道使用的阀门、法兰、接头、公称压力低于1MPa的法兰与铸铁阀门，一般 应比其工作压力相应的等级提高一级。调节油系统的阀门，都应使用钢质阀门，压 力油管道，应使用无封碳素钢管。5）改进不合理的油挡结构，如不可调整式改为可调整式。视油挡泄油情况可增加阻 油片的片数或加装内油挡。在高温部分的油挡，可在油挡与汽封之间加接油罩、隔 热板等。6）对于油管道上的阀门，其门杆格兰盘根，可采用新型的聚四氟乙烯配件，或采用 石棉盘根与粉末状聚四氟乙烯混合物结构。3.13.2.2 工艺方面1）油管道法兰的密封面应平整光洁， 接触均匀，并不得有贯通密封面内外缘的沟痕， 如果密封面接触不良，应进行修

36、刮。调节油管道应采用对焊法兰，平焊法兰的内外 侧均应施焊。2）油管道的法兰密封面应使用耐油橡胶石棉板，不得使用塑料垫或胶皮垫，垫片厚 度对于调节油管一般不超过0.5mm对于润滑油或回油管一般不超过 1.0mm3）油管道法兰连接时， 应无歪斜， 不得强力对口， 管道不应蹩劲， 法兰螺栓应齐全， 对称均匀上紧，紧力应达到要求。4）油管道与基础、设备、管道或其他设施应留有膨胀或防磨间隙，以保证设备运行 时，不妨碍汽轮机与油管道自身的热膨胀防止因油管道蹩劲磨损而造成泄漏。5）对于轴承油挡，消除漏油在工艺上应符合下列要求：内外油挡与轴配合间隙应符 合要求；油挡泄油孔必须畅通；油挡螺栓数量全，紧力均匀并上

37、紧；轴承盖、油挡中分结合面，涂料应均匀合适，必要时加毛线或开槽镶胶条。3.13.2.3 保温方面1) 对于汽轮机的高温热体表面应敷设保温层，当室温在25C时，保温层表面温度不超过50C。2) 被油浸后的保温层应及时更换，以免受热后汽轮机油自然。3.13.2.4 操作方面1) 汽轮机在正常运行中发现起火， 运行人员应迅速发出事故信号， 并采用有力措施， 全力进行扑救。 如由于油系统喷油而引起大火并无法扑灭且严重威胁机组安全运行， 应立即按运行规程中事故处理的有关规定进行停机，并注意以下几点：a) 打闸停机后，立即破坏真空，启动润滑油泵，并注意切断高压油泵的联锁开关。 为减少喷油，应维持最低的润滑

38、油压，当汽轮机转子静止后，应停止润滑油泵。b) 在确认发电机解列，转速下降的情况下，火势很大并严重危及主油箱时，应立即 开启事故排油阀，并注意主油箱油位的下降情况。c) 运行中汽轮机切换轴封汽源时， 应注意由于温度变化而造成相应轴承处保温冒烟 着火。d) 若着火点在调节系统，应立即关闭调节系统补充油门。e) 油系统着火时严禁用水和砂子灭火(地面上可用砂土灭火) 。3.14 汽轮机断叶片3.14.1 原因：1 叶片振动特性不良。2制造上的缺陷。3末几级叶片受到严重冲蚀。4叶片承受过高的应力。5机组在低频率不稳情况下运行。6启停机过程中操作不当。7由于水冲击、推力瓦烧毁、叶轮严重振动和隔板弯曲等。

39、8运行维护不当，特别是较长时间的停机过程中，因维护保养不当而造成叶片的生 锈腐蚀。3.14.2 现象：1蒸汽通流部分发出金属响声，汽缸内部发出不正常的异音和冲击声。 2机组发生强烈振动。3负荷不变汽轮机中间段压力可能增高。3.14.3 处理： 汽轮机在运行中发现叶片损坏事故时，应立即破坏真空，紧急故障停机。3.15 防止汽轮机大轴弯曲的措施 防止汽轮机大轴弯曲的措施 1转速到零，应及时投入盘车运行。 2加强汽轮机本体疏水，疏水应畅通。 3防止发电机单侧进风（穿堂风）。 4控制上、下缸温差。5禁止凝汽器进汽进水，控制循环水泵运行时间。 6禁止轴封供汽。3.16 汽轮机超速3.16.1 原因 1调

40、节系统有缺陷1）调节汽阀卡涩或漏汽量过大。除机构故障外，主要是由于蒸汽品质不良使门 杆结垢，运行中又未定期活动汽阀。2）抽汽逆止门动作失灵或不严。此种缺陷在运行中较难检查和发现。3）调节系统动态特性不良。4）调节系统整定不当， 如速度变动率过大或给定值调节器 调整范围不合适， 或 配汽机构膨胀间隙不符合要求等。2汽轮机超速保护系统故障1）危急保安器不动作或动作转速过高。这是由于重锤或飞环导杆卡涩引起，也 可能是脱扣间隙过大，飞锤飞出后不能使危急遮断器滑阀动作。2）危急遮断器滑阀卡涩。3）速关阀卡涩或关不严。 3运行操作不当1）油质管理不善，油中带水，使调节和保护部套锈蚀卡涩。2) 汽水品质不良

41、，蒸汽带盐，使调节汽阀和速关阀门杆或其它部位沉积盐垢， 使之卡涩或关闭不严。3) 超速试验操作不当。4) 运行中操作给定值调节器超过了规定调整范围，使调节部套不能脉动，从而 造成卡涩。3.16.2 处理措施：1. 对调节保安系统的一般要求1) 各超速保护装置均应完好并正常投入；2) 在正常参数下调节系统应能维持汽轮机在额定转速下运行；3) 在额定参数下，机组甩去额定负荷后， 调节系统应能将机组转速维持在危急保安 器动作转速以下；4) 调节系统的速度变动率应不大于 5%，迟缓率应小于 0.5%(大机组小于 0.2%)；5) 速关阀及调速汽门应能迅速关闭严密，无卡涩；6) 调节保安系统的定期试验装

42、置应完好可靠。2. 调节保安系统定期试验1) 调节保安系统定期试验是检查调节保安系统是否处于良好状态，在异常情况下 是否能迅速准确动作， 防止机组严重超速的主要手段之一。 有关定期试验要按规 定进行。2) 新安装机组或大修后，或危急保安器解体或调整后，或停机一个月后再次启动 时，或机组甩负荷试验前， 应提升转速进行危急保安器动作试验。 提升转速试验 时，应满足制造厂对转子温度的要求。3) 带固定负荷的机组，每天或至少每周进行一次负荷较大范围的变动，以活动调 速汽门。3. 防止汽门卡涩的措施1) 机组严重超速事故大多数是由于汽门卡涩等原因不能及时严密关闭而引起的。防止汽门卡涩，保证其能迅速严密关

43、闭，是防止严重超速事故的关键。2) 高、中、低压油动机错油门下部节流旋塞应拧紧冲捻固定。3) 调节汽门凸轮间隙及调节汽门框架与球形垫之间间隙应调整适当，以保证在热 态时调速汽门能关闭严密。4) 大修中应检查门杆弯曲和测量阀杆与套筒间隙，不符合标准的应进行更换或处 理。5) 检修中检查门杆与阀杆套是否存在氧化皮。对较厚的氧化皮设法清除，氧化皮 厚的部位可用适当放大间隙的办法来防止卡涩。6) 检修中应测量主汽门及各调节汽门预启阀行程，并检查是否卡涩。如有卡涩， 必须解体检查处理。 解体时应彻底除去氧化皮， 阀蝶与阀座接触部位的垢迹及 氧化皮也应认真清理，并且用红丹油作接触检查。7) 蒸汽品质应符合

44、要求，防止门杆结垢卡涩。8) 阀座松动，抬起，导致门杆跳动，甚至运行中门杆断裂。4. 对油系统的要求1) 调速部套油系统管道中的铸造型砂等杂物应彻底清理干净。2) 机组安装时油系统的施工工艺与油循环要求应符合汽轮发电机油系统施工工 艺暂行规定的要求。3) 润滑油中可添加防锈剂，检修时调节部套可在防锈母液中浸泡 24 小时，以提 高防锈效果。4) 为防止大量水进入油系统， 应采用不易倒伏的汽封形式， 汽封间隙应调整适当。3.17 甩负荷3.17.1 甩负荷到零，发电机解列，调速系统工作正常能维持空负荷运行。1象征：1) 功率表指示到零。2) 汽轮机转速升高后稳定在某一数值。3) 调节汽阀关小至空

45、负荷位置。4) 各段抽汽速关阀均关闭。5) 表明机组调节系统工作正常，甩负荷原因是由于电气部分故障使主开关动作 所引起的。2处理：1)立即手动给定值调节器 降低汽轮机转速到额定值。2) 调节轴封供汽，防止汽源中断，保持凝汽器真空。3) 开启凝结水再循环门，维持凝汽器水位，保证射汽抽汽器有足够冷却水量，当凝汽器水位过低时，应开启化学来水门补充除盐水。4）对汽轮机全面检查，确信一切正常后，通知电气与电网并列，按运行规程要 求接带负荷。3.17.2 甩负荷到零，发电机解列，转速上升，使危急保安器动作。1象征：1）功率表指示到零。2）汽轮机转速升高，危急保安器动作。3）速关阀、调节汽阀及抽汽速关阀均关

46、闭。4）表明甩负荷是由于电气故障引起的，并且汽轮机调节系统工作正常，转速升 高使危急保安器动作，致使汽轮机主汽阀关闭而停机。2. 处理：1）立即启动高压辅助油泵，维持油压。2）调节轴封供汽，开凝结水再循环门对机组进行全面检查。3）给定值调节器调至低限位置。4）除调节系统缺陷后，重新挂闸，缓慢地开启速关阀，用给定值调节器平稳地 将汽轮机转速升至额定值，油压正常后停止辅助油泵。5）确认一切正常后，通知电气将机组并入电网，按要求增加负荷。3.17.3 甩负荷到零，发电机解列，汽轮机转速超过危急保安器动作转速，但危急保安 器不动作，或危急保安器动作而主汽阀未关闭。1. 象征：1）功率表指示到零。2）汽

47、轮机转速飞升超过危急保安器动作转速并发出高亢的超速声。2处理：1）如果危急保安器未动作，则应立即手打危急保安器，破坏真空紧急停机。2）如需重新启动，必须做危急保安器超速试验，经调整合格，确认正常，才允 许重新启动。3）若危急保安器动作后主汽阀不能关闭，多数原因是阀杆卡涩弯曲弹簧松弛或 阀座中有杂物等，此时应强行关闭，并立即关闭电动主汽阀破坏真空紧急停 机，待消除缺陷后才允许重新启动。3.17.4 汽轮机本身的一种缺陷，使汽轮机保护装置动作，机组负荷突然降到零，机组 并未解列。1象征：1）功率表指示到零。2）转速与周波一致。3）速关阀、抽汽速关阀关闭。2处理：1）如果上述情况是由于保护装置误动作引起的， 应迅速手摇给定值调节器至下限位 置。2）开凝结水再循环门。3）调整轴封应正常。4）保持凝汽器正常状态。5）保护装置复位挂闸。6）开启主汽阀，调整给定值调节器 使机组恢复原负荷。3.18 0.4KV 失电（项目）3.18.1 现象：1. 给水泵稀油站油泵跳闸2. 出口