汽轮发电机反事故技术措施培训课件

汽轮发电机反事故技术措施培训课件CONTENTS目录01汽轮机反事故措施概述02防止汽轮机烧瓦事故技术措施03防止汽轮机严重超速技术措施04防止汽轮机组大轴弯曲技术措施CONTENTS目录05防止汽缸进冷汽冷水技术措施06防止油系统着火技术措施07发电机反事故技术措施08氢系统安全防护措施CONTENTS目录09典型事故案例分析与应急处理01汽轮机反事故措施概述汽轮机运行风险与事故类型机械故障类风险

包括轴承损坏、转子断裂、叶片脱落等，主要由润滑不良、质量不平衡、材料疲劳等导致，可引发振动异常、设备停机等事故。控制系统故障风险

涉及调节系统卡涩、超速保护失效、电液伺服阀故障等，可能导致转速失控、负荷波动，严重时引发超速事故，需定期校验保护装置。汽水系统事故类型

典型如汽轮机进水/冷蒸汽，表现为轴向位移增大、上下缸温差超43℃、汽温10分钟内骤降50℃，可造成叶片损伤、大轴弯曲等恶性后果。油系统安全风险

存在漏油着火、油质劣化、油压异常等风险，运行中需确保油位正常（主油箱滤网差压≤100mm）、油温控制在35-45℃，防止烧瓦事故。反事故措施编制依据与目标编制依据依据《反事故技术措施汇编》、《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》(DL/T834-2003)、《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分)、《电力建设安全施工管理规定》及《质量、安全健康、环境管理手册》等相关标准和规定。调试质量目标确保在调试工作中不发生人身及设备事故，确保整套启动试运过程中不发生任何一起恶性事故。重点防控方向以防止轴系失稳、大轴弯曲、断油烧瓦及非正常超速为重点，同时防止火灾、设备及容器超压、爆炸、误操作等事故的发生。2023版二十五项反措变动要点转速监测系统强化汽轮发电机组轴系应至少安装两套转速监测装置在不同的转子上。两套装置转速值相差超过30r/min后分散控制系统（DCS）应发报警。技术人员应分析原因，确认转速测量系统故障时，应立即处理。抽汽逆止阀与关断阀优化抽汽供热机组的抽汽逆止阀关闭应迅速、严密，联锁动作应可靠，布置应靠近抽汽口，并必须设置有能快速关闭的抽汽关断阀，以防止抽汽倒流引起超速。超速保护投运要求细化各种超速保护均应正常投入运行。超速保护不能可靠动作时，禁止机组运行（超速试验所必要的启动、并网运行除外）。甩负荷试验条件调整对新投产机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组，应进行甩负荷试验。《火力发电建设工程机组甩负荷试验导则》（DL/T1270）所列不宜进行甩负荷试验的机组除外，包括：未设置旁路系统；仅设置5%串级启动疏水系统；配置不具备热备用功能的启动旁路系统。电液伺服阀维护规范电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。油系统冲洗时，电液伺服阀必须按规定使用专用盖板替代，不合格的油严禁进入电液伺服阀。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和动作稳定。02防止汽轮机烧瓦事故技术措施机组启动前油系统检查要求01油箱油位及冷油器充油检查机组检修后启动前，各油箱油位应符合规程要求，冷油器充油后需将进出口油门开启，确保油系统通路正常。02油质与油温控制标准油质不合格或启动时油温低于30℃严禁启动机组，正常运行油温应控制在35至45℃范围内。03油泵及电源系统检查直流油泵的直流电源系统容量需满足该泵维持60分钟以上额定负荷运行，任何一台油泵工作失常时禁止机组启动。04油系统监测装置检查油系统投入后，需确认油位计、油压表、油温表及相关信号装置装设齐全、指示正确，确保运行参数可有效监控。05盘车与顶轴油泵检查投盘车前必须开启盘车油门、顶轴油泵，大修后需确认大轴顶起高度达到0.02mm以上，保障转子转动平稳。运行中油系统维护与切换操作

油系统切换操作规范运行中油系统进行切换（如冷油器、辅助油泵、滤网等），必须在汽机班长的监护下按操作标准进行操作，操作中必须排尽各处空气并严密监视润滑油压的变化。

辅助油泵定期试验要求在班长的监护下，按照定期工作要求，定期进行辅助油泵的开停试验。试验结束后，备用油泵的出口门必须在开启状态。

低油压联动装置试验每次开机之前，定期试验低油压联动装置，润滑油压的数值以汽轮机中心线标高距冷油器最远的轴瓦为准，运行中，严禁低油压保护退出。

油箱油位及滤网维护各油箱油位保持正常，主油箱滤网前后油位差达100mm时，即时进行清理。润滑油高位补充油箱必须充满合格的润滑油。

润滑油压监控标准保持润滑油压的最低值（在8米平台现场开机盘显示数值）在0.1MPa以上。任一轴瓦的进口油压值，不小于0.06兆帕。低油压保护与油质管理标准

低油压保护设定标准润滑油压最低值（8米平台现场开机盘显示）应保持在0.1MPa以上，任一轴瓦进口油压值不小于0.06MPa。低油压保护必须投入运行，严禁退出。

油质合格判定指标机组启动时油温低于30℃禁止启动，正常运行油温控制在35至45℃。油质不合格（如进水、杂质超标等）时严禁机组启动，运行中需定期化验油质。

低油压联动试验要求每次开机前必须试验低油压联动装置，润滑油压数值以汽轮机中心线标高距冷油器最远的轴瓦为准。运行中备用油泵出口门必须保持开启状态。

油系统运行维护要点油系统投入后需检查油位计、油压表、油温表及信号装置齐全且指示正确。主油箱滤网前后油位差达100mm时需即时清理，高位补充油箱必须充满合格润滑油。03防止汽轮机严重超速技术措施调速系统静态与动态特性试验

静态特性试验要求坚持调速系统静态特性试验，确保在额定参数下，调节系统能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器转速以下。机组大小修后应做调速系统的静态试验或仿真试验。

动态特性试验要求对新装机组或对机组的调速系统进行技术改造以后，应进行调速系统动态特性试验，验证系统在负荷变化等动态工况下的稳定性和响应能力。

试验关键检查项目DEH对调节系统的控制逻辑按厂家要求认真校对，抗燃油质及油温符合启动使用要求。检查高中压主汽门、调速汽门在开启过程中无卡涩，可停留在任何位置，就地阀位与CRT上阀位一致。

汽门关闭时间要求在高中压主汽门及调门全开的情况下，就地手动打闸和CRT上点击“脱扣”，主汽门迅速关闭时间应小于0.15秒，调门迅速关闭时间应小于0.15秒。超速保护装置定期试验要求

静态试验与仿真试验机组大小修后应做调速系统的静态试验或仿真试验，确保调节系统在额定参数下能维持汽轮机在额定转速稳定运行，甩负荷后转速控制在危急保安器动作转速以下。

超速保护装置动作试验机组大修后必须进行超速试验，由汽轮机工段长统一主持指挥，危急保安器动作转速定为额定转速的108%-110%。运行中，多种超速保护均应正常投入，超速保护不能可靠动作时严禁机组启动。

定期活动试验开机前应在汽机班长主持下进行主汽阀活动试验；运行中按定期工作要求，在班长监护下进行辅助油泵开停试验，试验结束后备用油泵出口门必须保持开启状态。

低油压联动与转速表校验每次开机前定期试验低油压联动装置，润滑油压数值以汽轮机中心线标高距冷油器最远的轴瓦为准，运行中严禁低油压保护退出。转速表显示不正确或失效时严禁机组启动，运行中无有效监视手段时必须停机。主汽门与调门严密性及活动试验严密性试验标准与要求高中压主汽门、调速汽门应严密性合格，确保在机组甩负荷或停机时能有效切断蒸汽，防止汽轮机超速。试验应符合制造厂规定及《电力设备预防性试验规程》要求。定期活动试验制度按照定期工作要求，在汽机班长监护下进行主汽门、调速汽门活动试验，确保阀门开关灵活、无卡涩。运行中发现主、调汽门卡涩时，应及时处理，无法消除时需停机处理。试验操作与监督要点开机前进行主汽阀静态试验，检查抽汽速断阀门关闭可靠性；停机打闸后，确认主汽门、调汽门及抽汽逆止门关闭严密。试验过程中严密监视油压、阀位指示及CRT画面一致性。04防止汽轮机组大轴弯曲技术措施启动前大轴偏心度与缸温检查大轴偏心度检查标准汽轮机冲转前必须检查大轴偏心度≤0.02mm，大轴晃动值不超过原始值的0.02mm，确保转子无弯曲变形风险。汽缸上下缸温差控制要求汽缸上下缸温差（调端高压缸上下部排汽区、中压缸上下两端排汽区）应≤42℃，温差超标严禁启动，防止热应力导致设备损坏。主汽阀入口蒸汽温度条件主汽阀入口温度至少应具有56℃的过热度，确保进入汽轮机的蒸汽无液态水，避免水冲击事故发生。运行中振动与温差监控标准振动监控阈值标准汽轮机运行中轴振应控制在0.15mm以下，轴承振动不超过0.03mm。若超过此值，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。上下缸温差控制限值汽缸上下缸温差（调端高压缸上下部排汽区、中压缸上下两端排汽区）应≤42℃，超过时严禁启动。停机闷缸处理过程中，上下缸温差一般应≤50℃。汽温突降预警指标运行中汽温在10分钟内下降50℃及以上，或主汽温低于额定值10℃时，应立即检查是否发生水冲击，及时采取紧急停机措施。抽汽管温差监控要求抽汽管上下温差应≤报警值，发现异常温差或振动时，需排查加热器、除氧器满水等问题，防止冷汽冷水进入汽缸。停机后盘车与闷缸处理规范

盘车投入基本要求停机后应及时投入盘车，盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应及时查明原因处理。当汽缸温度在149℃以上时不可中断盘车和油循环。

盘车故障处理原则盘车不动时严禁用吊车强行盘车；因盘车故障临时停止盘车时，应监视转子弯曲度变化，弯曲度较大时需手动盘车180°，待盘车正常后投入持续盘车。

闷缸处理操作要点发生汽轮机进水无法正常投盘车时，执行闷缸处理：真空到0kPa，关闭与缸体相连所有疏水阀，停止轴封供汽和抽汽器，维持顶轴油泵和润滑油泵运行（除非厂用电消失或油系统着火），直至缸温低于150℃。

闷缸后试投盘车条件试投盘车需满足：润滑油泵和顶轴油泵工作正常，最高瓦温≤90℃；上下缸温差≤50℃；手动试投盘车无异音；相关设备运转正常。05防止汽缸进冷汽冷水技术措施水冲击现象识别与应急处理

01水冲击典型现象轴向位移、振动、胀差增大；上下缸温差大于43°C；汽温10min内下降50°C；除氧器、加热器、凝汽器满水；法兰、轴封冒白汽；抽汽管上下温差超限及振动。

02水冲击主要危害导致叶片损伤、动静部件碰磨引发大轴弯曲、汽缸永久变形、推力轴承损伤，严重时造成机组停运及设备报废。

03应急处理关键步骤立即破坏真空紧急停机；开启汽缸本体及相关管道疏水；记录惰走时间及异常参数；停机后严禁强行盘车，按规程进行闷缸处理。

04预防控制措施严密监视蒸汽参数、加热器及除氧器水位；停机后保持盘车运行至缸温低于150°C；轴封供汽前充分疏水并确保过热度大于14°C。加热器与除氧器水位保护要求

水位保护装置投运要求所有高、低压加热器及除氧器水位保护必须投入运行，且需定期进行试验，确保保护动作可靠。

水位异常处理措施运行中发现加热器泄漏时，应立即停止该加热器运行，并关闭对应的抽汽管道蒸汽阀门，防止水倒入汽缸。

除氧器超压防护规定严格按压力容器管理规程，定期检查除氧器安全附件。正常运行中监视高加疏水至除氧器调整门工作状况，防止无水位运行导致超压。

停机后水位监视要求汽轮机停止后，每1小时检查并记录除氧器、加热器水位，直至高压缸第一级金属温度低于150℃，防止冷汽冷水进入汽缸。疏水系统维护与阀门操作规范

疏水系统日常巡检要点定期检查疏水管道有无泄漏、腐蚀，保温层是否完好；监测疏水阀前后压力差，确保疏水通畅；每季度对疏水系统滤网进行清理，防止堵塞。

疏水阀门操作安全规程开关疏水阀门时应缓慢操作，防止水冲击；机组启动前必须全开本体及管道疏水阀，暖管结束后按规程关闭；停机后保持疏水阀开启直至缸温降至150℃以下。

特殊工况疏水控制要求锅炉灭火后立即关闭减温水电动门、调整门；热态启动时轴封供汽前必须充分疏水，确保蒸汽过热度≥14℃；高低压疏水联箱应分开设置，防止冷汽串入高温管道。

疏水阀门定期试验标准每月进行疏水阀动作试验，确保阀芯无卡涩；每年对高压疏水阀进行严密性试验，泄漏量应≤0.5%额定流量；重要疏水阀应具备远方操作功能及状态指示。06防止油系统着火技术措施油系统防火设计与材料要求管道连接与阀门材质规范油系统管道法兰严禁使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫），应采用金属缠绕垫等防火材质；严禁使用铸铁阀门，阀门应选用铸钢或锻钢材质，确保密封严密且耐高温。热体隔离与保温防护措施油管道的法兰、阀门等易漏油部位附近不准有明火，其附近的热力管道或其他热体的保温应结实完整并包好铁皮，防止漏油渗入保温层引发火灾。事故排油系统设计要求事故排油阀应设两个钢质截止阀，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌；事故放油池应每月检查一次，发现内部积水应及时处理，确保排油畅通。设备及管道防火维护标准机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理；运行中应常常检查润滑油管道不漏油，各油系统油压在正常范围内。事故排油阀与消防设施配置

事故排油阀设置规范事故排油阀应设两个钢质截止阀，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的"禁止操作"标志牌，确保紧急情况下能快速开启。

事故放油池维护要求事故放油池应每月检查一次，发现内部积水应立即通知有关部门处理，防止油水混合引发二次事故。

消防设施配置标准油系统运行区域应配备足够的消防设施，如沙箱、干式灭火器、1211灭火器等，并定期检查确保完好有效。

热力管道防火隔离措施油管道的法兰、阀门等可能漏油的部位附近不准有明火，附近热力管道或其他热体的保温应结实完整并包好铁皮，防止渗漏油污引发火灾。油系统泄漏应急处理流程

泄漏初期应急响应立即停止油系统相关操作，汇报当班班长并隔离泄漏区域，严禁明火靠近。检查泄漏点位置及漏油量，若泄漏点无法隔离或热力管道已渗油，立即启动停机程序。

火情控制与灭火措施油系统失火时，优先使用干式灭火器或1211灭火器扑救。火势威胁主油箱时，破坏真空紧急停机，保持润滑油供应至机组静止后开启事故放油门；威胁氢气系统时同步进行事故排氢。

事故停机与系统隔离确认漏油无法控制时，执行紧急停机操作，切断油源并关闭相关阀门。开启事故排油阀将油排至事故放油池，防止油液蔓延。停机后检查油箱油位，确保高位补充油箱油量充足。

泄漏处理后检查与恢复泄漏处理完成后，清理现场油污，检查保温层内渗油情况并更换受污染保温材料。对油系统进行压力试验，确认无泄漏后，方可重新启动机组，启动前需化验油质合格。07发电机反事故技术措施定子绕组短路预防与检查端部松动与相间短路预防检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固状况。200MW及以上的发电机在大修时应做定子绕组端部振型模态试验，对模态试验频率不合格(振型为椭圆、固有频率在94-115Hz之间)的发电机，应进行端部结构改造。端部检查与振动特性试验加强机组检修期间发电机定子绕组端部的松动和磨损情况的外观检查，每次大修、小修都应当仔细检查。若发现有环氧泥时，应借助内窥镜等工具检查。发现端部结构松动时，除重新紧固外，还应进行振动模态试验，确认固有频率避开94-115Hz。薄弱部位绝缘检查加强对发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管、水接头等处绝缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》(DIJT596-1996)，对定子绕组端部手包绝缘加直流电压测量，不合格的应及时消缺。转子匝间短路监测与试验

动态与静态匝间短路试验运行的发电机应在停机过程和大修中分别进行动态、静态匝间短路试验，以便及早发现异常。

在线监测装置应用有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置，实现对转子匝间短路故障的实时监控。

制造与安装过程管理加强转子在制造、运输、安装及检修过程中的管理，防止焊渣或金属屑等微小异物进入转子通风道，以免造成匝间短路。

匝间绝缘质量提升改善转子匝间绝缘的制造工艺，提高转子匝间绝缘的质量水平，从源头降低匝间短路风险。非全相运行与非同期并网防范

防止发电机非全相运行措施发电机出口开关不允许非全相运行。当出现非全相运行时，相关保护应及时起动断路器失灵保护，在断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。

断路器非全相运行预防维护按照规程规定定期小修，重点检查主轴、连接板、销钉、合闸铁芯等是否卡涩，二次回路转换接点压力是否足够；考虑季节变化影响，在温差变化大或潮湿季节加强箱保温及加热驱潮装置投入。

防止发电机非同期并网措施新投产、大修或同期回路改动的机组，并网前需全面校核同期回路，进行倒送电或发电机-变压器带空载母线升压试验，以及假同期试验，确保整步表与自动准同期装置一致性。08氢系统安全防护措施氢气系统防爆与泄漏检测

氢气系统防爆技术措施对氢气系统的操作应连续进行，且控制一定的速度。严禁用铁器敲打来开启氢气系统的管道和阀门，操作现场不准离人。运行中的发电机附近严禁放置易燃易爆物品并且禁止在充氢管道上搭接电焊机地线。

氢气泄漏检测与监控发电机运行中应检查排烟风机可靠运行，并且定期从排烟机出口和主油箱取样，监视其中含氢量是否超过规定值（2%），如超过时应查明原因，并消除。

氢气系统明火作业管理在氢气系统附近进行明火作业时，应有严格的管理制度。明火作业的地点所测量空气中含氢量必须低于0.4%，并办理动火工作票，采取有效的防火防爆措施。

人员防护与操作规范不允许穿容易产生静电火花的衣服及带铁钉的鞋对氢气系统操作和巡视检查。气体置换、补氢及正常运行时，必须进行死角的排放，确保系统内气体纯度符合要求。密封油系统运行维护要点

密封油质监督与控制密封油系统油质需达到OOG四级以上标准，油循环后必须确保清洁度。运行中定期化验油质，防止油中进水导致调速和保护部套卡涩。密封油压差调节密封瓦氢空侧油压需保持0.085±0.01MPa的压差，由差压阀自动控制。引压管需严密无渗漏，确保压差测量准确，避免因油压偏差影响密封效果。密封瓦检查与维护油循环阶段需对密封瓦进行翻瓦清理，检查水平接合面接触情况，确保两侧面均匀接触，接触斑点达1-2点/cm²。密封瓦间隙应控制在0.19-0.23mm，偏大需更换，偏小可研磨处理。系统泄漏监测与处理定期检查油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等部位，确保严密不漏油。发现漏油应及时联系检修消除，严禁漏油渗漏至下部蒸汽管、阀保温层，必要时停机处理。氢冷发电机动火作业管理

动火作业前氢气浓度检测要求在氢气系统附近进行明火作业时，必须对气体进行取样分析，确保氢气浓度低于规定值（通常要求低于2%），合格后方可开工。动火作业许