汽轮机的事故处理.docx
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汽轮机的事故处理
汽轮机的事故处理部分
1事故处理原则
1.1发生故障时,运行人员应迅速解除对人身和设备的危胁,找出发生故障的原因,消除故障,同时应注意保持非故障设备的继续运行,必要时设法增加非故障设备的负荷,以保证用户正常供电。
在处理事故过程中,运行人员应保证厂用电的照常供电。
为了完成上述任务,运行人员必须坚守岗位,集中全部精力来保持设备的正常运行,消除所有的不正常情况,正确迅速地执行上级命令。
1.2机组发生故障时,运行人员一般应按照下述方法顺序进行工作,消除故障:
1.2.1根据仪表的指示和机组外部的象征,判定设备已发生故障部位及原因。
1.2.2迅速消除对人身和设备的危胁,必要时应立即解列发生故障的设备。
1.2.3迅速查清故障的性质、发生地点损伤的范围。
1.2.4保证所有未受损害的机组能正常运行。
1.2.5消除故障的每一阶段都需要尽可能地报告值长和分场主任,以便及时采取更正确的对策防止故障蔓延。
1.3消除故障时,动作应当迅速、正确,但不应急躁、慌张,否则不但不能消除故障,反而更使故障扩大。
在处理故障时接到命令应复诵一遍,如果没有听懂,应反复问清。
命令执行后,应迅速向发令者报告。
1.4运行班长在处理事故时受值长的领导,但在集控班组所管辖的范围内,工作完全独立。
发生故障时,班长应迅速参加消灭故障的工作,并尽可能首先通知值长,同时将自己所采取的措施报告值长和分场主任。
值长的所有命令班长必须听从(威胁设备、人身安全除外)。
1.5在现场设备发生故障时,发电分场主任或副主任应给予运行人员必要的指示,但这些指示不应和值长的命令相抵触。
1.6从机组发生故障起直到消除故障、机组恢复正常状态为止,值班运行人员不得擅自离开工作岗位。
假如故障发生在交接班的时间,应延迟交接,交班的运行人员应继续工作,并在接班人员协助下,消除故障,直到机组恢复正常运行状态或接到值长关于接班的命令为止。
1.7禁止与消除故障无关的人员停留在发生故障的地点。
1.8班长在机组发生故障时对所属值班员发布的命令,应以值班员不离开原岗位地点就能执行为原则,并使值班员能兼顾到原来岗位工作和继续监视主要仪表指示的情况。
1.9运行人员发现自己不了解的现象时,必须迅速报告班长,共同实地观察研究查清,当发生本规程没有规定的故障象征时,运行人员必须根据自己的知识和判断,主动采取对策,并尽可能迅速把故障情况通知班长。
1.10故障消除后,班长应将所观察到的现象、故障发展的过程和时间,所采取的消除故障的措施,正确的记录在班长运行记录簿上,司机也应同时将机组故障的情况和经过记录在司机运行记录簿上。
2主机部分事故处理
2.1在下列情况下,紧急故障停机
2.1.1汽轮机转速超过危急保安器动作转速,而危急保安器拒绝动作时。
2.1.2汽轮机组突然发生强烈振动。
2.1.3清楚听出汽轮机内部发出金属摩擦声。
2.1.4水冲击。
2.1.5轴封处发生火花。
2.1.6汽轮发电机组任一轴承断油或回油温度急剧升高超过75℃或任一推力瓦块温度突然上升,超过90℃。
2.1.7轴承内冒烟。
2.1.8油系统着火,并且不能很快扑灭时。
2.1.9主油箱油位突然降至最低油位以下。
2.1.10转子轴向位移达1.4毫米,推力瓦块温度急剧升高。
2.1.11润滑油压降至0.06~0.07MPa,处理无效时。
2.1.12发电机内冒烟或氢冷发电机内部爆炸。
2.2在下列情况下,故障停机
2.2.1DEH系统失灵,无法增减负荷或不能维持空负荷运行,经值长同意需停机处理时。
2.2.2主蒸汽管道法兰处强烈喷泄蒸汽。
2.2.3主蒸汽温度低于460℃。
2.2.4主蒸汽温度在545~550℃之间连续运行15分钟不能恢复时。
2.2.5主蒸汽温度超过550℃,达到551℃时。
2.2.6真空降至60KPa负荷减至零仍不能恢复时。
2.2.7当转子和汽缸相对膨胀差超过+3或-1毫米时。
2.2.8EH系统油压下降至9.2Mpa,无法恢复时。
2.2.9EH油箱油位下降至200mm,处理无效时。
2.3紧急故障停机操作步骤
2.3.1室内或室外打闸停机,检查自动主汽门、调速汽门、水压逆止门应全关,负荷到零后,手动发电机解列按钮,若发电机没解列时,立即电话联系电气解列。
2.3.2起动交流润滑油泵。
2.3.3开启真空破坏门,停止射水泵。
2.3.4停止对外供汽及三级抽汽,调整轴封供汽。
2.3.5开启凝结水再循环门,关闭#1低加入口门,停止收能器。
2.3.6关闭电动主汽门。
2.3.7其它同正常停机。
2.4故障停机操作步骤
2.4.1减负荷到零后,停止射水泵,开启真空破坏门,适当降低机组真空,真空降至66.7kpa后,室内或室外打闸停机,检查自动主汽门、调速汽门与水压抽汽逆止门应全关。
2.4.2向主控发出“注意”“机器危险”信号,联系电气将发电机与系统解列。
2.4.3启动交流润滑油泵。
2.4.4停止对外供汽及三级抽汽,调整轴封供汽。
2.4.5开启凝结水再循环门,关闭1号低加入口门,停止收能器。
2.4.6关闭电动主汽门。
2.4.7其它操作同正常停机。
2.5蒸汽参数偏离额定值
2.5.1主汽压力超过9.02MPa时,联系锅炉注意汽压升高,达9.22MPa时,联系锅炉降压,超过9.22MPa时,请示值长迅速减负荷故障停机。
2.5.2主汽压力低于8.24MPa时,适当降低负荷,使监视段压力不超过极限值。
2.5.3主汽温度超过540℃时应:
2.5.3.1主汽温度达541℃时,联系锅炉降低汽温。
2.5.3.2主汽温度达545℃时,再次联系锅炉降温,并报告值长。
2.5.3.3主汽温度在545~550℃之间允许连续运行十五分钟,全年累计不超过二十小时。
2.5.3.4主汽温度超过545℃时,每升高1℃减负荷20MW,550℃时负荷减至零。
2.5.3.5主汽温度在545~550℃之间连续运行超过十五分钟时,请示值长迅速减负荷到零故障停机。
2.5.3.6主汽温度达551℃时,立即发出“注意”机器危险信号故障停机。
2.5.4主汽温度降低到525℃以下时,立即联系锅炉恢复汽温,降低到
510℃以下时,开始减负荷,并开启导管、本体(前后)、#2、4调速汽门疏水门。
2.5.5汽温汽压下降
2.5.5.1汽压正常,汽温下降至520℃,再次联系锅炉恢复正常,继续下降至510℃,应报告值长,并按下表减负荷,460℃以下故障停机。
汽温℃
510
505
500
495
490
485
480
475
470
465
460
460以下
负荷MW
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
停机
2.5.5.2汽温正常,汽压下降至8.24MPa时应联系锅炉恢复正常,下降至8.24MPa以下时,应报告值长,并按下表减负荷,5.79MPa以下故障停机。
汽压MPa
8.24
7.75
7.26
6.77
6.28
5.79
5.79以下
负荷MW
100
80
60
40
20
0
停机
2.5.6主蒸汽参数变化处理时,汽压以自动主汽门前为准,汽温以混合温度为准,如单管温度急剧下降50℃以上,应以单管温度为准,对照混合温度,进行故障停机。
2.5.7汽温、汽压、真空同时下降,减负荷数值为各自减负荷值之和。
2.6真空下降
2.6.1发现凝汽器真空下降时,应迅速检查弹簧管真空表与排汽室温度表,确认真空下降后,应迅速查找原因,及时处理,并报告班长。
2.6.2真空急剧下降时,应立即检查下列各部位:
2.6.2.1凝汽器循环水出口虹吸。
2.6.2.2射水泵电流与压力。
2.6.2.3轴封供汽压力。
2.6.2.4真空破坏门。
2.6.2.5低加水封放水门。
2.6.2.6凝汽器热水井放水门。
2.6.3凝汽器真空缓慢下降时,应检查下列部位:
2.6.3.1凝汽器循环水入出口温度。
2.6.3.2射水箱水位、水温。
2.6.3.3射水泵电流与压力。
2.6.3.4凝结水泵电流与压力,凝汽器水位。
2.6.3.5轴封供汽压力。
2.6.3.6低加水位。
2.6.3.7真空系统空气门,汽水门及其法兰是否严密。
2.6.3.8真空破坏门。
2.6.3.9热水井放水门。
2.6.3.10轴封加热器水位、真空。
2.6.4真空下降时按下表减负荷:
真空KPa
86.7
84
81.3
78.7
76
73.3
66.7
60
负荷MW
100
80
60
40
20
10
0
停机
2.6.5真空降至66.7KPa以下高于60KPa时,允许运行三十分钟。
2.6.6真空降落时,在下列情况下,允许机组暂时带下降后真空所对应的负荷运行,但应在最短时间内恢复真空至正常值:
2.6.6.1真空维持一定数值不再下降。
2.6.6.2机组振动正常。
2.6.6.3轴承温度正常。
2.6.6.4监视段压力在规定范围内。
2.6.6.5排汽温度在规定范围内。
2.6.6.6轴封无摩擦。
2.7甩负荷
2.7.1发电机突然甩负荷到零,出口油开关跳闸与电网解列
其象征是:
功率表指示到零,保护动作,自动主汽门、调速汽门、各级抽汽逆止门关闭,监视段压力到零,转速升高后下降,此时应:
2.7.1.1起动调速油泵,断开自动主汽门联锁开关。
2.7.1.2转速降至3000转/分,重新挂闸投入GV控制,设定目标转速3000转/分,将汽轮机保持3000转/分运行。
2.7.1.3停止对外供汽及三级抽汽。
2.7.1.4调整轴封供汽量(如单机运行时应倒轴封为备用汽源带)。
2.7.1.5开启凝结水再循环门,关小1号低加入口门,停止收能器,保持凝汽器水位。
2.7.1.6低加疏水导凝汽器,停止疏水泵。
2.7.1.7停止高压加热器。
2.7.1.8注意检查轴向位移、胀差、推力瓦温度、振动、机组声音,氢压和密封油压的变化。
2.7.1.9当胀差出现负值时,向前轴封送入新蒸汽,关闭轴封漏汽至七级抽汽截门,将胀差调整至正值或接近正值。
2.7.1.10全面检查一切正常后,向主控发出“注意”“已准备”好信号。
2.7.2发电机突然甩负荷到零,出口油开关跳闸与电网解列时,如主汽门调速汽门未联动关闭应立即打闸停机,汇报、请示值长是否恢复机组运行,如恢复运行其它操作同2.7.1。
2.7.3保护装置动作,甩负荷到零,发电机未解列时,应进行下列检查与操作:
2.7.3.1检查轴向位移、低真空、低油压、振动保护装置及DEH系统油压、油温、油位跳机保护动作情况,若动作正确,应按事故停机处理。
2.7.3.2如保护误动,立即报告值长,与值长一同看后,则应立即断开保护开关,重新挂闸投入GV控制,设定目标转速3000转/分,开启自动主汽门与调速汽门,恢复汽轮机正常运行。
2.7.3.3汽轮机无蒸汽运行不得超过三分钟,否则应解列。
2.7.3.4通知热工检查保护装置。
2.8水冲击
2.8.1汽轮机水击的主要象征:
2.8.1.1主汽温度急剧下降50℃以上。
2.8.1.2主汽压力摆动。
2.8.1.3主汽管法兰、轴封、汽缸结合面冒出白色湿汽或溅出水点。
2.8.1.4清楚听出蒸汽管内有冲击声。
2.8.1.5推力瓦块温度和轴承回油温度升高。
2.8.1.6机组振动逐渐剧烈,机组内部发出金属噪音和冲击声。
2.8.2汽轮机发生水冲击时,立即破坏真空紧急停机,全开本体、导管、电动主汽门前及主蒸汽管道疏水。
2.8.3凡因水冲击紧急停机时应:
2.8.3.1正确记录惰走时间及惰走时真空的变化。
2.8.3.2惰走时仔细倾听汽机内部声音。
2.8.3.3检查推力瓦块及回油温度。
2.8.3.4记录轴向位移数值。
2.8.4汽轮机发生水击后,检查各部若正常,可恢复运行,但需加强主蒸汽管道及汽机疏水,注意机组振动及倾听内部声音,若重新启动时转动部分发生磨擦或内部有异音,应立即停机,检查内部。
2.8.5若在汽轮机水击时,推力瓦块温度或轴承的出口油温升高,轴向位移超过1.4毫米,或惰走时间较正常缩短,必须停机检查推力轴承,并根据推力轴承状态,决定汽机是否解体检查。
2.8.6为了防止汽机发生水击应:
2.8.6.1当蒸汽温度和压力不稳定及锅炉水位异常升高时,要特别加强对设备的监视。
2.8.6.2加热器水管破裂时,应迅速关闭抽汽逆止门与加热汽门,停止加热器。
2.8.6.3假设水通过不严密的抽汽逆止门进入汽轮机时,应迅速停机。
2.8.6.4起机时应注意正确的暖管与疏水。
2.9转子轴向位移增大
2.9.1发现转子轴向位移逐渐增大时,应特别注意推力瓦块温度,推力轴承回油温度,并经常检查和倾听汽轮机运行情况和内部声音,注意振动有无增加.
2.9.2轴向位移超过+1毫米时,应:
2.9.2.1迅速减负荷,使轴向位移至+1毫米以内。
2.9.2.2检查推力瓦块和推力轴承回油温度。
2.9.2.3注意机组振动,倾听机组内部及轴封处摩擦声,报告班长。
2.9.2.4如果轴向位移增大并伴随不正常的声响、噪音和振动,在空负荷下超过1.4毫米时,应破坏真空紧急停机。
2.10机组不正常的振动和异音
2.10.1机组突然发生强裂振动或发出清楚的金属磨擦声音时,应破坏真空紧急停机。
2.10.2在负荷变动情况下,机组发生不甚强烈的振动时或可疑声音,应降低负荷直到振动消除时为止,同时检查:
2.10.2.1润滑油压是否正常。
2.10.2.2轴承入口油温是否正常。
2.10.2.3主汽温度是否正常。
2.10.2.4机组热膨胀是否正常。
2.10.3若机组振动轴向位移增加引起的,应迅速降低负荷,使轴向位移减少到振动消除为止。
若降低负荷无效,并伴随着不正常声音时,则应故障停机。
2.10.4若汽轮机组解除励磁振动消失,提升电压振动增加,则振动为电气方面原因,应通知电气处理。
2.10.5汽轮机转子冲动后,在两端轴封处或通流部分听出清晰的磨擦声应停止启动。
2.10.6机组启动过程中,在1200转/分以下,轴承振动超过0.03mm,通过临界转速时,轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.260mm,应立即打闸停机,严禁强行通过临界转速或降速暖机。
2.10.7机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.080mm,超过时应设法消除,当相对轴振动大于0.260mm应立即打闸停机;当轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动变化±0.05mm,应查明原因设法消除,当轴承振动突然增加0.05mm,应立即打闸停机。
2.10.8运行中汽轮机叶片损坏和脱落的象征是:
2.10.8.1通流部分发出不同程度的冲击声。
2.10.8.2机组振动增加。
2.10.8.3监视段压力升高,但负荷没变或减少。
2.10.8.4如末级叶片断落,凝汽器铜管被打坏,会出现凝结水硬度急剧升高或凝结水流量增加的象征。
上述现象,事故时不一定同时出现,因此运行中听到通流部分发出清晰的金属响声或声音不正常时,同时机组剧裂振动时,应破坏真空停机。
2.11油系统工作失常
2.11.1调速油压与润滑油压同时下降时,应迅速启动调速油泵恢复油压,并检查主油泵工作是否正常,如主油泵有异音并越来越大时,应迅速破坏真空紧急停机,并报告班长。
2.11.2油箱油位与油压同时下降时,应检查:
2.11.2.1油管是否破裂,油系统法兰是否漏油。
2.11.2.2开启冷油器水侧出口放空气门,检查水中有无油花,若冷油器铜管漏泄,应请示值长,单台冷油器运行,停止漏泄冷油器,并向油箱补油。
2.11.3主油箱油位下降,油压不变,应检查下列各项:
2.11.3.1事故放油门与油箱放水门是否严密。
2.11.3.2冷油器铜管是否漏油。
2.11.3.3各轴承回油管是否漏油。
2.11.3.4调速油泵与润滑油泵法兰是否漏油。
2.11.3.5密封油箱是否满油,发电机是否进油。
2.11.3.6漏油无法消除时,开启辅助油箱至主油箱补油门,向主油箱补油,起动交流润滑油泵,故障停机。
2.11.4油压降低,油位不变,一般是压力油漏到油箱中去或主油泵吸入侧滤网堵塞,此时应:
2.11.4.1启动调速油泵,将油压恢复正常。
2.11.4.2检查主油泵和溢油伐是否正常。
2.11.4.3润滑油泵出口逆止门是否严密。
2.11.4.4油箱回油是否增加。
2.11.5一个或几个轴承油量减少,出口油温急剧升高,超过极限或轴承断油冒烟时,应手动危急保安器,破坏真空紧急停机。
2.11.6各轴承温度普遍升高时,应开大冷油器冷却水门,并检查滤过网是否堵塞。
2.11.7在启动汽轮机过程中,若调速油泵发生故障,则应迅速起动润滑油泵停机。
若主油泵已接近工作转速,应迅速提升转速至额定转速。
2.11.8汽轮机运行中油系统着火时应:
2.11.8.1采取有效措施迅速灭火,保证机组安全。
2.11.8.2火灾不能立即扑灭,直接威胁机组安全时,应破坏真空停机,停机时起动润滑油泵,严禁起动调速油泵运行。
2.11.8.3火灾无法控制或危急油箱时,应立即开启事故放油门,并通知电气,排除发电机氢气。
2.11.8.4切断电气设备电源。
2.12失火
2.12.1汽机室内失火,尚未延及机组设备和油管时应:
2.12.1.1迅速通知消防队,值长及分场主任。
2.12.1.2在消防队没有到来之前,应立即使用消防设备灭火,失火地点有电线时,必须先切断电源。
2.12.1.3设法防止火灾蔓延,在火灾威胁机组安全时,取得班、值长的同意,故障停机。
2.12.1.4司机必须坚守岗位,加强对机组的监视,司机处理火灾的范围,仅限于直接管辖的机组。
2.12.2在各种情况下灭火方法:
2.12.2.1未浸油类物质着火时,可用沙子、水和泡沫灭火剂灭火。
2.12.2.2浸有油类物质着火时,可用沙子及泡沫灭火剂灭火。
2.12.2.3油箱和油管路着火时,应用泡沫灭火剂或湿雨布灭火,不许用水或沙子,火势严重威胁机组安全时,可故障停机;火势严重威胁油箱安全时,可将油箱油排出,破坏真空紧急停机。
2.12.2.4带电的电动机线圈或电线、电缆着火时,应先切断电源,然后灭火,但不许使用沙子。
2.12.3发电机爆炸时应:
2.12.3.1立即打闸停机,同时手动解列按钮,破坏真空。
2.12.3.2起动调速油泵。
2.12.3.3待发电机解列去掉励磁后,立即联系电气向发电机内充二氧化碳。
2.12.3.4转速降至500转/分时,重新挂闸投入GV控制,设定目标转速,恢复真空,保持机组300转/分运行,火灾消除后,接到值长的通知后停止汽轮机。
2.12.4励磁机着火或冒烟时,应立即通知主控换备用励磁机,联系值长适当减少负荷,确认励磁全部去掉后,用四氯化碳灭火剂灭火,如火不能很快扑灭时或主控通知停机时,可破坏真空停机。
2.13厂用电全停
2.13.1厂用电全停的象征是:
照明熄灭(事故照明除外),现场声音变静,交流电动机全停,电流到零,循环水水压到零,真空下降,凝汽器水位升高,EH油泵跳闸,DEH保护动作,机组跳闸,主汽门、调速汽门全关,此时应:
2.13.1.1投入直流密封油泵。
2.13.1.2发电机负荷到零后向电气发出“注意”“机器危险”信号通知电气解列发电机,注意发电机无蒸汽运行不得超过3分钟。
2.13.1.3起动直流润滑油泵,开启真空破坏门。
2.13.1.4注意机组胀差、轴向位移、冷油器出口油温、发电机氢温及油压变化并及时调整。
2.13.1.5断开所有交流电动机操作开关和联锁。
2.13.1.6维持空氢侧直流密封油泵正常运行。
2.13.1.7关闭所有倒转泵出口门。
2.13.1.8其它操作同正常停机操作。
2.13.1.9注意电源恢复后,立即启动设备。
2.13.1.10做好记录,报告班长。
2.14周波及负荷急剧变化
2.14.1周率变化
2.14.1.1汽轮机不允许周率超出50±0.5赫芝的情况下运行,否则应迅速联系主控将周率恢复正常;若被迫在低周率下运行时,应检查:
a轴向位移是否增大。
b推力瓦块温度与推力轴承回油温度是否升高。
c机组振动情况。
d及时倾听机组声音,发现问题立即采取措施。
2.14.1.2若周率下降影响主油泵工作,已威胁机组正常运行时,则应投入调速油泵,保持调速油压与润滑油压正常。
2.14.1.3周率下降时应注意各泵电机电流变化,如超过额定值致使电机过热出现异常情况,及时报告班长采取措施。
2.14.2负荷骤然升高
2.14.2.1负荷骤然升高时应:
a迅速检查调速汽门位置并校对功率表,若负荷确实超过规定值,及时调整负荷至正常。
b检查推力瓦块温度与回油温度。
c倾听机组内部声音及检查振动情况,汽温、汽压、油温及真空是否正常;
d检查凝汽器与加热器水位是否正常。
e轴向位移与胀差应正常。
2.15汽轮机严重超速
2.15.1汽轮机转速超过危急保安器动作转速,继续上升的象征是:
2.15.1.1转速表与周波表指示升高。
2.15.1.2机组发出不正常的声音。
2.15.1.3调速油压升高。
2.15.1.4机组振动增大。
2.15.2处理方法
2.15.2.1立即打闸停机,全开真空破坏门。
2.15.2.2迅速检查自动主汽门,调速汽门,抽汽逆止门应严密关闭,如转速仍有上升趋势,应立即关闭电动主汽门、各级抽汽截门。
2.15.2.3起动交流润滑油泵,查清原因并消除后,方可重新启动。
2.16管道故障
2.16.1主蒸汽管道破裂及故障时应:
2.16.1.1迅速查明破裂和故障点。
2.16.1.2采取一切办法,切断故障管道,并注意人身安全。
2.16.1.3若管道破裂威胁机组安全运行时,应破坏真空停机。
2.16.1.4开启汽机室窗户放掉蒸汽。
2.16.2主蒸汽管法兰结合面盘根损坏时应:
2.16.2.1设法减少蒸汽的漏泄。
2.16.2.2如强烈喷泄蒸汽时,应隔断发生漏泄的管道,在现场有蒸汽聚集时,应开启周围的窗户。
2.16.2.3故障管路不能迅速隔开,且汽管法兰损坏程度足以威胁机组安全运行时,应立即停机。
2.16.3凝结水管路发生故障时应:
2.16.3.1切断故障管路。
2.16.3.2如影响除氧器供水时,则应迅速减负荷,将凝结水排入地沟。
2.16.3.3如故障段不能切除,影响机组安全运行时,应故障停机。
2.16.4抽汽管道破裂时应:
2.16.4.1迅速关闭抽汽逆止门,切断故障管路。
2.16.4.2若关闭抽汽逆止门仍不能切断时(如逆止门前至汽轮机一段管路)应减少负荷至漏泄消除为止,并立即通知检修处理。
2.16.4.
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