发电车间汽轮发电机组安全防范措施事故处理救援预案.doc

发电车间汽轮发电机组安全防范措施——
事故处理预案

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发电车间汽轮发电机组安全防范措施——
事故处理预案
前 列
淄博建龙化工有限公司发电汽轮机组是建龙化工十万吨硫磺制酸的配套发电项目，于2001年10月26日奠基，2002年9月30日一次并网发电，投资约1600万元。现有职工10人，每小时发电3000千瓦。
事故处置预案领导小组组成成员：
组 长：
副组长：
成 员：

一、事故处理原则
1、发生故障时，运行人员迅速解除对人身和设备的危险，找出发生故障的原因，消除故障，尽快恢复设备正常运行。
2、当机组发生故障时，值班人一般按下述方法和顺序进行操作，消除故障：
A、根据仪表的指示和机组外部的征象，肯定设备已发生故障。
B、迅速清除对人身和设备的危险，必要时应断开发生故障的设备。
C、消除故障动作应迅速，判断要正确，不应急躁，以防事故扩大。
D、如事故发生在交接班时，交班人员应继续工作，接班人员应协助处理，直到故障排除，方可办理交接班工作。
3、事故发生时，禁止无关人员进入故障点或区域内逗留。
4、在机组发生异常情况时，司机应正确的判断故障原因，进行必要的调整和处理。如遇有紧急停机的事故发生，司机有权立即拍危保或按紧急停车按钮，紧急停机，并及时报告班长，并向车间主任、生产部汇报。
5、遇有故障需申请停机消除时，应及时向车间主任或生产部汇报。
6、故障消除后，值班人员应将故障情况经过和时间及消除故障的情况详细记录在值班日记上。
二、故障停机
1、因发生故障而需要紧急停机时，司机必须按下列操作：
A、拍危保或按紧急停机按钮，切断蒸汽进入汽轮机的一切通路，同时检查主汽门，抽汽逆止阀，高低压调节气门是否关闭，并把启动装置，调节同步，抽汽手轮恢复至关闭位置。
B、当确认发电机已与系统解列，应检查转子转速是否下降。
C、启动辅助电动油泵（当应急电源无时应手摇不要空，油泵保持润滑不间断）。
D、必要时可关闭主抽气器蒸汽阀，破坏真空。
E、通知车间主任，必要时报告生产部。
F、完成运行规程的停机操作步骤。
2、遇有下列情况，应立即手按紧急停机按钮紧急停机破坏真空，并完成上述操作。
A、汽轮发电机突然发生强烈震动，震动值达到0.1毫米以上。
B、清楚的听到汽轮机内部有金属响声。
C、水冲击。
D、发电机冒烟失火。
E、汽轮发电机任何一个轴承断油或轴承出口油温急剧升高超过65℃，（无回油温度计），则以轴承温度达70℃为准。
F、轴承内冒烟。
G、油系统失火不能很快扑灭。
H、油系统大量漏油无法迅速控制，或油箱油位突然下降到最低油位以下。
I、轴封严重摩擦发生火花。
3、遇有下列情况也应紧急停机：
A、主汽管破裂。
B、循环水中断。
C、真空骤急下降到0.06MPa以下。
D、气压气温超过额定范围（即超过允许带负荷范围）在规定时间内无法恢复，
E、润滑油压下降到0.04MP，无法恢复。
F、调节系统调速销子折断、脱落或调速门卡涩。
4、遇有下列情况，应申请临时故障停机，计划检修（按正常停机操作）。
A、遇有无法在运行中消除的设备故障，并会导致扩大，危及安全。
B、凝汽器铜管破裂，大量或少量漏水，额定出力下降，凝结水硬度＞5微摩尔/升或电导率＞10μs/cm。
C、冷油器铜管破裂，漏油严重（另一台不能使用）。
D、管道破裂，能在运行中切除，但不能长期运行。
三、各参数不合规范的管理
1、主蒸汽压力变化。
A、主蒸汽压力在不同程度降低情况下，按下表接带负荷：
表一：
气压（MPa）
3.0
2.8
2.6
2.5
2.4
2.3
2.1
2.0以下
负荷（MW）
3.0
2.8
2.4
2.0
1.6
1.2
0.8
停机

B、当蒸汽压力过低时，空载运行半小时，若气压仍不能升高，应紧急停机。
C、发现汽压降低时，密切注意轴承温度及轴向位移变化。
2、主蒸汽温度变化
A、主蒸汽温度允许在最高445℃ ，最低400℃ 范围内带额定出力运行。
B、主蒸汽温度升高到445℃——450℃ 时，运行不能超过半小时，应联系锅炉岗位，通知降温，若半小时内温度不能降低时，应作为故障停机。
C、主蒸汽温度应控制在400——440℃范围内运行，当温度降到400℃以下时，根据下表接带负荷：
表二：
主蒸汽温度（℃）
420
400
395
390
385
380
375
370
负荷（MW）
3.0
3以下
2.6
2.0
1.6
1.0
0.4
0

D、当气温降至400℃以下时，应与锅炉联系，通知升温，若气温下降至380℃时，应开启隔离阀前所有疏水，半小时内仍不能恢复正常温度，则故障停机。
3、真空下降
A、遇真空下降时，可按下表限制负荷：
表三：
真空（MPa）
0.09
0.088
0.086
0.078
0.070
0.065
0.060以下
负荷（MW）
3.0
2.6~3.0
2.0~2.4
1.0~1.4
0.5~0.8
0
停机

B、真空下降减负荷运行时，应能在30分钟内恢复，否则应继续降低负荷，直至真空能稳定在某一直不再下降时，可按上表所列限带负荷，但应：
（1）震动正常。
（2）轴向位移，推力瓦温正常。
（3）监视段压力不超过0.70MPa。
（4）排气温度带负荷时不超过60~70℃ ，空载时不超过120℃。
四、各种异常情况的原因及处理
1、各种真空下降原因及处理方法。
（1）轴封断气，应迅速调整供气。
（2）凝结水水位高或凝结水无法从凝汽器中抽出。
原因
A、凝结水泵发生故障，凝结水位升高，水泵电流减少，水泵出口压力降低，且主抽空气管冒汽。
B、凝结水管路再循环阀开大。
C、凝结器不严密或铜管破裂。
D、备用凝结水泵出口逆止阀不严，水从备用泵倒入热水井。
E、凝结水泵进出口阀门阀芯脱落或损坏。
处理
A、迅速启动备用泵，停下故障泵，
B、检查、关闭再循环阀。
C、检查凝结水电导率是否上升。
D、检查水泵轴封盘根及入口阀门盘根。
E、检查水泵和凝汽器侧连接管上阀门是否开启。
F、如不能处理，应申请停机。
2、抽汽器工作不正常
（1）主抽汽器冷却器凝结水量不足或中断
现象：
A、抽汽器凝结水进出口温度差过大（＞7-8℃）或过小。
B、抽汽器排汽管冒汽量增大。
C、凝结水泵电流降到空载值，出水压力到“零”，或电流水压均大幅度摆动。
处理：
A、适当开启凝结水再循环阀。
B、温差过小，则水冷却器水则短路，应予检修，
C、必要时向凝汽器补充脱盐水。
D、启用备用，停主轴。
（2）主轴一、二级喷嘴堵塞或结垢。
现象：
A、增加进汽压力，才能达到正常值或仍达不到。
B、冷却器凝结水温下降。
C、排汽管倒吸或该级真空表摆动。
处理：
A、将该级进汽压力在0——2 0 MPa范围内迅速变动数次，以蒸汽气流冲刷喷嘴。
B、如不能消除，则按真空额规定值接带负荷或故障停机。
3、循环水量不足或断水
现象：
A、循环水进口管压力比正常值下降或为零。
B、真空急剧下降。
C、排汽管温度急剧上升。
D、主抽汽器冒汽管大量冒汽。
E、冷油器出口油温及冷却器出口水温升高。
F、凝汽器安全模板冲破，凝汽器发出响声。
处理：
A、迅速将负荷降到零，按紧急停机按钮，将发电机解列停机。
B、故障停机后，投入电动盘车装置进行盘车。
C、在循环水断水后，应对机组的水、油温、机组振动及轴向位移等做好监视。
D、循环水恢复后，经检查机组无异常后，可重新启动。
4、油系统工作时常
（1）注油器工作时常造成主油泵工作失常。
原因：
A、系统漏油使注油器过负荷。（漏油在注油器前，则造成注油器工作油压和油量降低，引起流量比大。漏油在注油器后，同样造成注油器工作油量减少，引起流量大，而称注油器过负荷）。
B、油箱油位过低而导致“吸空”现象发生。
C、注油器在油箱内的压力油管漏油（即进油管），而导致主油器工作油压过低，甚至失去油压。
现象：
A、注油器出口（主油泵进口）压力降低。
B、相同转速下调速油压降低。
C、严重时造成油压波动的。
处理：
A、主油泵进口油压降低到0.02MPa时，启动电动油泵。
B、检查油箱油位，当管道充满油后油位应在中部位。
C、高压油和润滑油压不应低于极限值。
D、禁止用提高汽机转速的办法来提高油压。
（2）油压油位同时降低
原因：泄漏到系统之外
处理：
A、检查油系统各处是否漏油。
B、检查冷油器铜管是否断裂（出口冷却水有无油花）。
C、切换备用冷油器。
D、漏油故障仍不能消除，应故障停机。
（3）油压降低，油位正常
原因：压力油管漏油至油箱或主油泵吸入侧滤网堵。
处理：
A、启动辅助油泵，检查油压是否上升。油压上升，停辅助油泵后油压下降，则是逆止阀不严密。（在不影响正常运行，待停机时处理）
B、检查注油器工作是否正常（法兰接头漏油，滤网堵塞）。
C、油温正常，润滑油压降低，则应更换油滤器。
（4）油位降低，油压正常
原因：回油管或油箱处有油漏到系统外。
处理：
A、检查回油管及油箱有无漏油。
B、油位过低应加油。
五、轴承温度升高
（1）任一轴承较正常显著升高2~3℃，应检查：
A、该轴承的油是否正常。
B、冷油器出口油温是否升高。
C、其他轴承温升情况。
D、若2#轴承瓦温升高，应调整轴封供汽，使进气量减少并检查其温度是否降低。
（2）各轴承温度和冷油器进出油温都升高。
A、视轴承润滑油压是否正常，若润滑油压下降到0.08，可调滤油器，检查油压是否恢复，油温是否下降。
B、检查冷油器工作情况，调节进水阀，降低油温，调用滤水器或启用备用冷油器。
六、汽轮机转子轴向位移
（1）轴向位移逐渐增大时，（可根据轴向位移油压来判断），应特别注意检查推力瓦推力轴承现场温度，并检查汽轮机运行情况和倾听机组有无异常声音，注意振动，若轴向位移超过正常值。
处理：
A、迅速降低负荷，使轴向位移降到规定值以下；
B、检查推力轴承温度及推力瓦乌金温度；
C、检查汽缸内有无摩擦声，轴封有无摩擦声；
D、检查主蒸汽温度、压力及监视段压力；
E、测机组各轴承振动情况；
F、报告车间主任及生产部；
G、轴向位移大，并伴随不正常的声响，振动增加，大于0.08毫米时应解列，紧急停机并破坏真空。
七、水冲击（汽轮机进水）
1、水冲击的主要征象：
A、主蒸汽温度急剧降低，降到该气压下的饱和温度以下。
B、轴封冒气管、主汽管法兰盘，轴封汽缸结合面，溢出湿蒸汽或汽溅出水滴。
C、主汽管、抽汽管路有水击声。
D、机组振动逐渐剧烈。
E、机组内发生金属的响声和碰击声。
F、主蒸汽压力，抽汽压力波动。
G、轴向位移、推力瓦温度上升的。当汽轮机发生水冲击时，必迅速、果断的采取措施，否则将引起严重设备损伤（如推力瓦轴承溶化、轴封破坏，叶片碰毁、隔板破裂、大轴弯曲等）。
处理：
A、破坏真空紧急停机。
B、全开主蒸汽管路疏水。
C、正确记录惰走时间及此时真空变化。
D、惰走时，倾听汽缸内部声音。
E、检查推力轴承温度。
F、检查轴向位移变化。
假如在惰走期间，没有发现机组内部异常声音，且惰走时间，推力轴承温度，轴向推力等各方面情况正常，则可再次启动汽轮机：
A、汽温在380℃以上且排除锅炉故障。
B、主蒸汽管路充分疏水。
C、适当延长暖机时间，其它步骤按正常开机进行。
D、再次启动正常后，全面检查无问题，可接带负荷。
E、再次启动时发现机组有异常情况，应紧急停机检查。
F、随时检查轴向位移，推力轴承温度和润滑油温度变化。
预防水冲击发生和停机后，汽轮机进水，进汽等：
A、当蒸汽温度压力不稳定时，应特别注意监视。
B、机组启动前应正确暖机和疏水，并保证冲动转子时的汽温、汽压。
C、停机后应将热水井的水打到最低可见水位，并关严冷凝水再循环阀及脱盐水补充阀。
D、定期检查热水井水位。
E、各汽阀应关严，疏水应开启。
八、不正常振动和异声
（1）机组发生强烈振动（0.08毫米以上）或发生能清楚听出来的金属声，应破坏真空紧急停机。
（2）负荷变动时，机组发生不甚强烈的振动（0.07毫米以下），应检查：
A、润滑油压是否下降，润滑油油温是否升高或降低。
B、推力轴承及各轴承温度是否上升。
C、主蒸汽温度是否升高。
D、主蒸汽温度是否降低到使湿蒸汽进入汽轮机内的程度。
（3）假如汽轮发电机组在除去发电机励磁以后振动消除，或提升电压时机组振动，说明振动是由发电机转子线圈短路所引起。
（4）当汽轮机转子开始冲动后，在两端轴封或通流部分听出清楚的摩擦声音时，停止启动，查明原因。
（5）当汽轮机启动时发出比过去正常启动情况下振动有明显增大，应降低转速，暖机直至消除振动为止，然后再提升转速。若振动依然存在，可再次降低转速，如此处置最多不可超过三次，三次后仍存在时，则可能由下列原因引起。
A、大轴弯曲。
B、汽轮机的某些部位变形，如汽缸等。
C、叶轮与轴的紧力消弱。
D、机组各转动部分与各固定部分之间掉入杂物。
E、汽轮机通流部分，轴封或档板等与轴摩擦。
F、汽轮发电机组中心不正。
G、汽轮发电机组两侧轴瓦间隙不合格。
H、油膜不稳定。
I、轴承座、机座和基础台板结合不合要求。
J、发电机部分机械松动。
K、汽轮机或蒸汽管道的正常膨胀受到阻碍等。
以上故障和缺陷，只能在故障停机后通过检修才能消除。运行人员一般不能直接弄清上述原因。因此其它一切正常情况下，随负荷减少而声音振动并不能消除时，应汇报领导。
九、停机时间明显缩短，应查明原因，并做出处理，否则不能盲目投入运行。
十、汽轮发电机组不允许在周波超过50 0.5周/秒的情况下运行。否则应迅速联系供电局电调将周波恢复正常。同时周波下降时，应注意主汽门的情况，防止主汽门因油压不足而突然自动关闭。
十一、甩负荷与超速
1、负荷甩到“零”，调节器工作正常，转速升到一定值后稳定，危急遮断器未动作，此时应：
A、通知电气主操，汽轮发电机已解列。
B、调整轴封供汽。
C、开启再循环阀，调整热水井水位。
D、停用抽汽。
E、检查下列各项并处理。
（1）轴向位移。
（2）推力轴承温度。
（3）主蒸汽温度、压力，抽汽器进汽压力及其疏水。
（4）机组振动情况，有无摩擦等。
（5）油温、油压。
（6）若解列后检查一切正常，可向电气主操提出重新并列。
2、甩负荷到“零”，而调节器工作不正常，致使转速升高到危保动作。此时应立即检查功率表指示，其值为“零”，观察转速升高后是否下降，主汽门、调速气门是否关阀，并按下列各项检查处理：
A、旋回调速，启动装置，抽汽手轮，肯定转速不再上升，否则应关闭进汽隔离阀和抽汽隔离阀。
B、油压降低时立即启动电动油泵。
C、重复前条中的B~E步骤。
D、恢复正常后，等许可，可重开机并列可接带负荷。
3、甩负荷到“零”，调节系统及危保工作均不正常，转速在3300转/分以上，危急遮断器仍未动作。
现象：
A、汽轮机发出不正常声音。
B、转速表指示上升。
C、油压增加。
D、机组振动增大。
处理：
A、立即拍危保，旋回调速器，启动装置及抽汽手轮，检查各气门是否关闭严密。
B、如危急遮断油门失灵，立即安紧急停机按钮。
C、若转速仍在上升，应破坏真空，迅速关闭进气门和抽汽隔离阀。
D、进行前述中的B~C步骤停机操作。
4、危保误动作或人为误动作。
现象：
A、功率表和指针在“零”位或负值。
B、电流表指示有电流。
C、调速器门和抽汽门关闭。
D、主汽流量为零。
E、转速不变。
处理：
A、查看机组无异常情况，且符合上述现象时。
B、调整轴封供汽。
C、开再循环阀，调整热水井水位。
D、把主汽阀手轮旋到关位，合上危保，。
E、逐步开启主蒸汽门，视有功功率，及电流表上升状况，若无异常，接带额定负荷。
十二、汽轮机叶片运行中损坏或断落
征象：
A、通流部分能听到清脆的金属声或可疑声音，或汽缸内有摩擦声。
B、机组振动明显增大或有周期性振动，发出可疑声音。
C、当叶片断落，打破凝汽器钢管时，出现凝结水量增大，水位上升，电导率及硬度增加。
D、轴向位移增大，推力瓦温升高。
E、蒸汽参数，真空度未变，负荷未调整而甩去部分负荷。
F、运行中，叶片断落时，不一定同时出现上述征状，一般情况下，通流部分听到金属响声，发出可疑声音，同时机组剧烈振动，表示叶片损坏或断落，为预防损坏范围扩大，应作紧急停机处理。
十三、运行中调速气门卡涩
现象：
运行中调节气门及油动机停止轻微跳动，手动改变同步器位置，负荷无变化。
处理：
A、卡涩时，应与锅炉联系，保持汽压、汽温，特别在单机运行时，更应加强监视，关小主汽门，控制负荷和转速，并报告主任。
B、当故障无法消除时，应关闭主汽门，减去全负荷，解列停机。
十四、厂用电中断
现象：
A、循环水泵，电动给水泵，凝结水泵电机电流，出水压力均为零。
B、真空急剧下降，冷凝器安全防暴膜破裂，大量蒸汽冒出。
C、主抽排汽管冒出白色蒸汽。
处理：
A、迅速通知电气主操，将负荷减为零停机，并采取措施尽快恢复供电。
B、视蒸汽压力，开启汽轮油泵，保证润滑油压在最低值以上。若蒸汽压力偏低而不足，改用人工摇油泵。保证润滑供油。
C、尽快联系应急电源，保证锅炉供水。及汽机盘车，启用电动油泵等，按常规停机操作程序进行。
十五、
1、发电机非同期并列
现象：
（1）发电机发生较大的电流冲击。
（2）汽轮发电机发生强烈振动和异常响声。
处理：
（1）若发电机已拉入同步，应对发电机进行检查，无明显异常声音及振动，可不必停机。
（2）若发电机受到电流冲击后，表计剧烈摆动不衰减，发电机未拉入同步，应立即解列，检查无问题后重新并列。
2、发电机震荡（运行中失步）
现象：
A、定子电流表的指针来回剧烈的派动，定子电流的摆动有超过正常值的情况。
B、发电机和母线上的各电压表的指针，都发生剧烈的摆动，经常是电压降低。
C、功率表的指针在全盘上摆动。
D、转子电流表的指针在正常值附近摆动。
E、发电机发生鸣音，其节奏与上列各项表计的摆动合拍。
措施：
A、应尽可能增加励磁电流，以恢复同期。
B、必要时降低有功负荷。
C、上述两项措施仍未使发电机运行正常，将发电机与系统解列。
D、全面检查发电机，励磁系统若无异常，重新并网发电。
3、发电机失去励磁
征象：
A、转子电流表指示等于或近于零。
B、发电机母线电压通常降低。
C、有功功率指示较正常值低。
D、定子电流指示升高。
E、功率因数指示进相。
F、无功功率表指示为负值，即超过零位。
G、定子电流和转子电压有周期性摆动，此时应解列，检查励磁回路。
4、发电机转子两点接地或转子层间短路。
征象：
（1）转子两点接地保护动作发信号或跳闸，（发电机、励磁机开关）
（2）若转子两点接保护步动作，开关不跳闸，此时无功降低，励磁电流增大，严重时等于发电机失磁，无功表为负值。
（3）发电机发生异常振动，励磁柜励磁输出电流增大。
处理：
（1）转子两点接地保护动作，开关跳闸，停机处理。
（2）若转子线圈层间短路，使发电机转子电流增大，发电机组发生振动或失步，应立即降低有功、无功负荷，停机。
5、发电机内部着火
征象：
（1）表计剧烈摆动，差动保护可能动作，发电机、励磁机开关可能跳闸。
（2）发电机各部温度突然猛增，发电机内部有烟火等喷出。
处理：
（1）若保护动作，开关已跳闸，应检查主汽门是否关闭，转速下降。
（2）若保护未动作，则通知汽机司机，按紧急停机按钮。
（3）使汽机转速保持在300~400转/分。
（4）向定、转子供水或用CO2、1211灭火器灭火，灭火时要防止轴与轴承变形。

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