汽机事故预想Word文档下载推荐.docx

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2。

造成轴承损坏,动静摩擦，甚至造成重大设备事故。

2.2现象

1）TSI振动指示增大。

2）DCS“汽轮机轴振大”声光报警。

3）DCS“汽轮机轴承振动大”声光报警。

4）就地实测机组振动大。

2.3原因

1）机组发生油膜振荡。

2）动静碰磨或大轴弯曲.

3）转子质量不平衡或叶片断落。

4）轴承工作不正常或轴承座、盖松动。

5）汽轮机进冷汽、冷水或汽缸变形。

6）中心不正或联轴器松动。

7）滑销系统卡涩造成膨胀不均。

8）润滑油压严重下降或油温过高，使轴承油膜破坏或供油中断.

9）氢温过高或过低，各组冷却器氢温不平衡,发电机两侧风温相差过大。

10）发电机励磁不正常或三相电流不平衡。

11）机组负荷、进汽参数骤变。

12）发电机或系统发生振荡。

13）机组启动过程暖机不充分。

14）蒸汽激振

4处理

1）在启动过程中，进行如下处理：

a。

启动过程中,若因振动超限或振动保护动作停机,当转速降至零时，应立即投入盘车,偏心度合格后方可重新启动，严禁盲目启动。

b.禁止将汽轮机转速停留在临界转速范围之内。

2）加负荷过程中振动增大，应停止加负荷进行观察。

待振动稳定后，方可继续增加负荷，重新加负荷时,应注意振动变化趋势,若振动再次增大时，则禁止继续增加负荷，汇报领导，研究处理。

3）运行中振动增大，就地实测确认后，应检查轴承基础，地脚螺栓紧固情况,检查汽温、汽压、偏心度、真空、缸体壁温差、汽缸膨胀、轴向位移、润滑油压力、温度、回油油流、排汽温度、发电机电流等参数变化情况，发现异常及时调整。

4）机组轴振动达0.125mm报警,应查明原因。

若机组轴振动达0.250mm，汽轮机应自动跳闸,否则手动停机。

5）确认汽轮机内部发生明显的金属撞击声或汽轮机发生强烈振动，应立即破坏真空紧急停机。

6）检查轴承金属温度及润滑油温、油压是否正常,不正常则进行调整。

7）由于发电机三相电流不平衡引起的振动,应降低机组负荷，查明发电机三相电流不平衡的原因，予以消除。

8）调整氢冷器冷却水流量,使两侧氢温相等。

9）检查汽轮机有关进汽阀是否误关，若误关设法恢复或采取降负荷措施降低振动。

10）若机组负荷或进汽参数变化大引起振动增加,应稳定负荷及进汽参数，同时检查缸胀、胀差、轴向位移、上下缸温差变化情况及滑销系统有无卡涩现象，待上述参数均符合要求，振动恢复正常后再进行变负荷.

3轴承损坏

3。

造成轴瓦、轴颈损坏,严重时发生动静摩擦导致汽轮机损坏.

3.2现象

1）轴承金属温度明显升高或轴承冒烟,回油温度升高.

2）推力轴承损坏时,推力瓦块金属温度及轴向位移发生变化.

3）推力轴承监视保护报警。

4）汽轮机振动增加。

3.3原因

1）主油泵、冷油器等故障造成润滑油压降低、轴承断油或润滑油量偏小.

2）润滑油温偏高或油质不合格。

3）轴承过载或推力轴承超负荷，盘车时顶轴油压低或未顶起.

4）轴承间隙、紧力过大或过小。

5）汽轮机进水或发生水冲击.

6）通流部分严重结垢。

7）长期振动偏大。

8）交、直流油泵未按规定投运.

9）发生汽轮机单侧进汽或进汽发生突变，导致推力轴承磨损.

10）大轴接地不好,轴瓦绝缘不好，轴电流使轴瓦烧损。

3.4处理

1）运行中发现轴承损坏应立即紧急停机并破坏真空,同时还应防止汽缸进冷水、冷汽和大轴弯曲。

2）因轴承损坏停机后盘车不能正常投入运行时，应采取手动盘车方式.

3）在事故处理时,润滑油系统、密封油系统运行正常.

5防范措施

1）润滑油压低保护必须正确投入，润滑油压低时应能正确、可靠地联动交流、直流润滑油泵。

为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.115MPa时报警，联动交流润滑油泵,降至0。

105MPa时联动直流润滑油泵，降至0。

07MPa低油压保护动作停机,投盘车，降至0.03MPa时停盘车。

2）按规定定期进行润滑油泵自启动试验,保证处于良好的备用状态。

3）加强油温、油压的监视调整，严密监视各轴承金属温度及回油温度,发现异常应按规程规定果断处理。

4）运行中油泵或冷油器的投停切换应缓慢平稳,有专人监视油压变化，严防断油烧瓦。

5）机组运行中保证油净化装置运行正常，油质应符合标准。

6）防止汽轮机进冷水、冷汽引起大轴弯曲、轴承振动及通流部分损坏.

7）汽轮发电机转子应可靠接地，轴瓦绝缘合格。

8）加强油箱油位及滤网前后压差监视，确保在合格范围内。

4叶片损坏

4.1主要危害

造成汽轮机动静摩擦碰磨、转子质量不平衡发生振动，甚至造成大轴弯曲。

4.2现象

1）振动增大.

2）有金属撞击声或盘车时有摩擦声。

3）凝结水硬度可能增大。

4）某监视段压力异常,轴向位移异常变化，推力轴承金属温度及推力轴承回油温度异常升高。

4。

3原因

1）叶片频率不合格或制造质量不良。

2）汽轮机超速或运行频率长时间偏离正常值造成叶片疲劳.

3）汽轮机发生水冲击。

4）汽机动静摩擦。

5）异物进入。

6）投入供热运行时，供热参数偏离正常值。

1）汽轮机叶片在运行中损坏或断落，不一定同时出现上述全部现象,但出现下列现象之一时，应立即破坏真空紧急停机:

a．汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。

b．汽轮机通流部分发出异声，同时机组发生强烈振动。

c．机组振动明显增大，并且凝结水导电度、硬度急剧增大,无法维持正常运行。

2）发现以下情况，应汇报值长及专业人员，进行分析后处理：

a．运行中发现凝结水导电度、硬度突然增加，应检查机组振动、负荷、凝汽器水位，同时汇报值长，通知化学化验凝结水水质。

b．调节级压力或某一段抽汽压力异常变化，在相同工况下汽机负荷下降，轴向位移和推力轴承金属温度有明显变化，并伴有机组振动明显增大，应汇报值长，尽快申请减负荷停机。

1）严防汽轮机超速及水冲击。

2）控制汽轮机在规定的参数、负荷下运行，防止低汽温、低真空、低频率及超负荷运行。

3）加强汽水品质监督.

4）重视汽轮机停机后的养护。

5）A、B级检修时进行叶片测频及探伤。

5大轴弯曲

5。

引起汽轮机强烈振动或动静碰摩，严重时导致汽轮机损坏。

6.6.5。

1）汽轮机转子偏心值、盘车电流超限,连续盘车4h不能恢复到正常值。

2）机组振动随转速升高而增大，临界转速振动比正常情况显著增大.

5.3原因

1）汽轮机发生振动或动静部分发生碰磨。

2）汽轮机发生水冲击，特别是启停机或停机后操作维护不当造成汽缸进水或冷汽。

3）停机后转子在高温情况下停转时间过长。

4）上、下缸温差大造成热弯曲.

5.4处理

1）确认大轴弯曲，应立即紧急停机，未查明原因并消除前不得再次启动。

2）停机后立即投入盘车。

当盘车电流比正常值大、摆动或有异音时,应查明原因及时处理。

当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后再手动盘车180°

。

3）停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180°

，待条件允许后及时投入连续盘车。

4）当盘车盘不动时,不应采用吊车强行盘车,以免造成通流部分进一步损坏。

同时可采取以下闷缸措施，以消除转子热弯曲.

a.关闭进入汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体、抽汽管道疏水门，进行闷缸。

b.严密监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子晃动随时间的变化情况。

c。

当汽缸上、下温差小于50℃时，可手动试盘车，若转子能盘动，可盘转180°

进行自重法校直转子.

d。

转子多次180°

盘转，当转子晃动值及方向回到原始状态时，可投连续盘车。

e.在不盘车时,不允许向轴封送汽.

5）机组启动冲转过程中当转速在600r/min以下时，应密切监视偏心值的变化,当偏心值大于原始值的1.1倍时，应手动停机,重新盘车。

5.5预防要点

1）汽轮机冷态启动前应连续盘车至少2～4h,热态启动不小于4h，应检查转子偏心值及盘车电流应正常。

2）冲转前发生转子弹性热弯曲应适当加长盘车时间，偏心值大于原始值的1.1倍时，不得进行冲转操作，升速中发现热弯曲应加长暖机时间，热弯曲严重或暖机无效时应停机处理。

3）汽轮机轴封供汽前应先启动盘车运行正常，根据缸温选择供汽汽源，充分暖管，保证供汽温度过热度在20℃以上。

4）汽轮机转子偏心度超过原始值的1。

1倍时禁止冲转.

5）汽轮机启动时应充分暖管、疏水，严防冷水或冷汽进入汽轮机。

6）严格按照典型启动曲线升温、升压进行暖机，主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。

蒸汽过热度不低于50℃.

7）严格监视振动、胀差、缸胀、轴向位移、汽缸滑销系统等正常，避免动静碰摩引起大轴弯曲.

8）汽轮机升速时,应检查确认轴系振动正常;

如果发现异常振动，应打闸停机直至盘车状态。

6轴向位移增大

6.1主要危害

推力轴承损坏,严重时导致汽轮机动静部分摩擦。

6。

1）轴向位移异常增大超限,“汽机轴向位移大"

报警发出.

2）轴向位移增至极限值机组跳闸。

3）推力轴承、回油温度异常升高.

4）机组振动增大.

5）严重时汽轮机本体有摩擦声.

6.3原因

1）机组负荷、蒸汽或抽汽流量瞬间突变。

2）蒸汽参数及过热度下降或汽轮机水冲击。

3）凝汽器真空突然降低。

4）推力轴承断油或磨损.

5）叶片结垢严重或断落。

6）发电机转子窜动

7）表计失常。

8）汽轮机动静部分摩擦

6.4处理

1）发现轴向位移值增大，应立即检查负荷、主再热及供热蒸汽参数、凝汽器真空，调节级压力及各监视段压力、推力轴承金属及回油温度、缸胀、胀差、上下缸温差、振动、机组内部声音变化情况。

2）若机组其他参数未发现异常，汇报值长减负荷，使轴向位移恢复至正常范围，同时通知热工校验表计。

3）若因真空变化引起轴向位移增大,应设法恢复正常真空。

4）若因锅炉蒸汽参数变化,蒸汽或抽汽流量突变引起轴向位移异常变化时，应尽快恢复蒸汽或抽汽参数正常或稳定，必要时限制蒸汽或供热流量。

5）当轴向位移值超过+1。

2mm或—1。

65mm，应紧急停机。

6）当轴向位移值增大,机组转动部分出现金属撞击声或伴有强烈振动,应按紧急停机规定处理。

7汽轮机进水

7.1危害

引起汽缸变形、动静间隙消失或发生碰摩、叶片损坏、大轴弯曲等。

7.2现象

1）主、再热蒸汽温度突降，过热度减小.

2）汽缸内缸内外壁温差明显增大。

3）轴向位移增大，推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧上升。

4）推力瓦及回油温度升高。

5）机组发生强烈振动。

6）主蒸汽或再热蒸汽管道振动，高、中压主汽门，高、中压调门，任一抽汽电动门门杆或从进汽管法兰、轴封、汽缸结合面处冒出白汽或溅出水滴。

7）盘车状态下盘车电流、偏心值增大。

7.3原因

1）锅炉汽水分离器满水。

2）负荷急剧变化或煤水比失调,主蒸汽、再热蒸汽温度急剧降低。

3）加热器、除氧器满水倒灌进入汽轮机。

3）轴封供汽疏水不畅或减温水门开启过大,抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。

4）凝汽器水位控制失灵,凝汽器满水。

5）主、再热器减温水调整不当。

6）主、再热器管道疏水不畅。

7.4处理

1）确认汽轮机发生进水，应紧急停机,破坏真空。

2）开启汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水阀,充分疏水。

3）尽快切断有关汽、水源，加强主、再热汽管、本体抽汽管道、轴封汽母管等有关系统的疏水

4）停机惰走过程中应注意监视振动、轴向位移、胀差、轴承温度等参数,倾听汽轮机内部声音,记录惰走时间。

惰走时间明显缩短,应逐级汇报，决定是否揭缸检查,否则不准重新启动。

5）如因加热器、除氧器满水引起汽轮机进水,应立即停用满水的加热器或降低除氧器水位，并开启疏水门.

5）汽轮机在盘车状态发现进水,必须保持盘车运行一直到汽轮机上下缸温差恢复正常。

确认有关缸体疏水开启，同时加强汽轮机内部声音、转子偏心值、盘车电流的监视。

6）汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机进行盘车。

7）汽机进水停机后24小时内严禁启动,再启动时必须检查上下缸温差,转子偏心正常。

7。

1）机组应有足够数量和可靠的汽缸金属温度测量元件和参数显示，保证缸体温度显示画面正常，并定期进行校验.

2）机组启动前应确认防进水保护正常。

3）机组运行中应定期进行汽轮机防逆流保护试验，并检查动作正常。

4）加热器、除氧器水位调整应平稳，水位报警及联锁保护应可靠。

5）停机时应按规定进行疏水，检查各疏水阀动作正常.极热态开机可在冲转前疏水5min后关闭，以防疏水系统的水及冷汽返回汽缸。

6）疏水管道阀门应定期清理检查，确保畅通及能够关闭严密。

8真空下降

8.1现象

1）凝汽器真空下降。

2）低压缸排汽温度上升。

3）“凝汽器真空低”声光报警.

4）凝结水温度不正常上升.

5）机组负荷减少，或主蒸汽流量增大

6）轴向位移增大。

8。

2原因

1）循环水泵故障跳闸，备用泵未自启动或循环水量不足。

2）轴封供汽不足或中断

3）真空系统管道和设备损坏、泄漏。

4）汽轮机或小汽轮机大气薄膜破坏。

5）真空测量系统的排污门误开。

6）真空破坏门误开.

7）补水箱水位低,从补水系统拉空气进入凝汽器。

8）备用循环水泵出口阀误开造成循环水量减少。

9）真空泵水位异常、真空泵冷却器脏污或冷却水不足、运行真空泵进口气动蝶阀误关或备用真空泵进口气动蝶阀误开.

10）凝汽器热井水位过高。

11）进入凝汽器的高温高压疏水阀误开，凝汽器热负荷增大。

12）运行真空泵跳闸，备用泵未联启。

3处理

1）发现真空下降，首先应对照低压缸排汽温度进行确认并查找原因，进行相应处理。

2）发现真空下降时，应迅速核对就地真空表指示及DCS真空显示，核对汽轮机排汽温度的变化，只有在真空下降,同时排汽温度也相应上升情况下，才属于汽轮机真空真正下降。

3）真空下降时，运行人员应迅速查明原因，当凝汽器真空下降至-87。

5kPa检查备用真空泵应自启动,否则手动启动备用真空泵，并根据真空下降情况降负荷（减负荷速率视真空下降的速度决定,维持真空在—87。

5kPa以上）。

4）当凝汽器真空下降至-75.5kPa，汽机跳闸，否则应打闸停机.

5）在真空下降过程中，应密切监视低压缸排汽温度，当低压缸排汽温度达52℃时,确认低压缸喷水阀打开；

若低压缸排汽温度达80℃时报警发出，排汽温度达107℃,则打闸停机。

6）当真空达到跳闸值时，汽轮机保护应自动脱扣;

否则手动打闸汽轮机，按故障停机处理.

7）因真空系统管道泄漏或设备损坏而造成真空下降时,除按正常处理外,应立即隔绝故障部分系统和设备。

若隔绝无效，但能维持汽轮机运行时,应汇报领导，真空不能维持时则减负荷直至停机.

8）检查循环水系统

循环水压力是否正常，若循环水压力低，检查循环水泵运行是否正常，若不正常、启动备用循环水泵,检查循环水泵入口滤网是否堵塞，及时清理。

b.凝汽器管板是否脏污，若凝汽器进水压力增大，循环水泵电流下降而真空逐渐下降，则管板脏污,此时应进行凝汽器半边解列清洗.

检查凝汽器热井水位是否正常，若凝结水温度下降，真空逐渐下降，则为热井水位过高，此时应设法恢复水位正常。

d.检查循环水出水压力是否正常,若出水压力异常上升同时循环水出水温度增大，则循环水回水不畅，检查凝汽器循环水出水阀是否被误关,并进行相应处理。

e。

如循环水全部中断,无法恢复时，应立即打闸停机,并关闭凝汽器循环水进出水门，待凝汽器排汽温度下降到50℃左右时，再向凝汽器通循环水,同时要检查低压缸安全门薄膜有无破损。

f。

检查运行循环水泵出口阀是否误关、备用循环水泵出口阀是否误开，若有误关（或误开）应立即恢复正常。

9）检查真空泵运行状况

a.检查真空泵水位是否正常，若不正常应手动调节至正常.

b.检查真空泵冷却器是否脏污,若脏污则进行清洗。

检查冷却水水温是否正常，过高投入深井水.

c.检查运行真空泵进口蝶阀是否误关,若误关设法将其打开。

d.检查备用真空泵进口蝶阀是否误开，若误开设法将其关闭.

e．运行真空泵跳闸，备用泵未联启，应手动启动备用泵。

10）检查轴封系统

a.轴封母管压力是否正常,若压力低，及时调整轴封汽压力值至正常,因某种原因造成轴封汽中断时,如真空急速下降,则应立即脱扣，如真空下降缓慢，则采取措施恢复轴封汽。

b.若轴封加热器风机故障跳闸，或轴封加热器负压低，启动备用风机，检查轴封加热器U型水封是否破坏，水位是否高；

若两台轴封加热器风机均不能运行时，且不能在短时间内恢复，应严密监视机组真空和胀差变化情况。

如果轴封加热器严重泄漏,不能维持轴封系统运行时，汇报领导，申请停机。

d.如溢流调节门失控，应关小调节门前截门。

如轴封调节门失控，应开启调节门旁路。

如轴封汽温低，应开启疏水门,查看并关闭轴封汽减温水门.必要时可切换辅汽或冷再蒸汽供轴封用汽。

11）检查真空破坏门是否误开，若误开立即关闭；

12）凝结水储水箱水位过低时，关闭凝汽器补水调门及手截门，同时联系化学对储水箱补水。

13）检查锅炉启动疏水、暖风器疏水等外围设备至凝汽器疏水门是否关严且无内漏.

9主、再热蒸汽参数异常

9.1主要危害

超温超压或低温除对汽轮机经济运行产生影响外,对汽轮机寿命的影响也非常大。

转子的高温蠕变寿命损耗随超温时间成正比例地增大，而低温则造成末级叶片水蚀.

9.2原因

1）锅炉控制失常或减温水异常。

2）高压旁路阀误开或泄漏。

3）高压缸排汽压力、温度偏高.

4）高压缸抽汽突然停用。

9。

3处理要点

1）蒸汽参数超过规定范围时，应及时调整恢复正常，同时加强对机组振动、声音、缸胀、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、高中压缸排汽温度、汽缸金属温度的监视，并对汽轮机进行全面检查。

2）详细记录越限值及越限时间.

3）若参数达极限值应按规定停机。

9.4主蒸汽压力异常处理

1）观察高压调门开启情况，若为定压运行，应及时调整机前压力设定。

2）若负荷变化过快引起主蒸汽压力异常,应稳定负荷，待压力恢复正常后再进行负荷调整.

3）主蒸汽压力超过额定压力的120％的累计运行时间全年不得超过12h,每次不超过15分钟。

6.6.9。

5主、再热蒸汽温度异常处理

1）主、再热蒸汽温度上升至“额定温度+14℃”，全年累计运行时间不超过400h。

2）主、再热蒸汽温度上升至“额定温度+28℃”，运行15min仍不能恢复或超过“额定温度+28℃”，应故障停机；

且全年累计运行时间不超过80h.

3）主汽门前蒸汽温度低于下表中各负荷点对应值或发生主汽温10分钟下降50℃时应紧急停机。

负荷

350MW（100％）

280MW（80%）

210MW（60％）

140MW（40％）

允许最低主汽温度

520℃

505℃

480℃

452℃

4）高、中压主汽门前两侧温差要小于14℃，当不正常温差达到28℃，运行15min仍不能恢复或大于28℃时应故障停机。

发生二次不正常情况的时间间隔应大于4h。

5）运行中汽温变化时，应加强对机组振动、声音、胀差、缸胀、轴向位移、推力轴承温度、汽轮机上下缸温差变化情况的监视。

10润滑油系统工作失常

10。

1）润滑油系统失常导致轴承损坏。

2）油系统泄漏易导致火灾发生。

10.2油压下降，油位不变

1）原因：

a.主油泵或射油器工作失常。

b。

交、直流润滑油泵出口逆止门不严。

润滑油系统表计失灵。

d.润滑油溢流阀工作失常.

压力油管道系统内漏。

2）处理：

a.检查主油泵进出口油压，若进出口油压同时下降，应判断为主油泵工作失常,润滑油压降至0。

07MPa，交流油泵应自启动，油压下降至0.07MPa，直流油泵应自启动，否则手动启动交流油泵或直流油泵.注意监视汽轮发电机组各轴承温度和油温变化，汇报有关领导。

b.检查注油器工作是否正常。

检查交、直流油泵是否倒转，止回阀是否严密。

如不严密联系检修处理，若在运行中无法检修应申请停机处理.

d.润滑油压低至0。

07MPa，低油压保护应动作破坏真空紧急停机。

e.表计失灵时联系热工人员校对表计。

10.3油位下降或升高,油压不变

1）原因:

a.冷油器轻微泄漏.

润滑油、密封油系统漏油。

c.润滑油或密封油系统误操作。

2）处理：

校对油位计，确认油位下降，汇报值长。

b.检查氢气