危险因素分析及控制措施.doc

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流危险因素分析及控制措施.精品文档.汽机部分危险因素分析及控制措施定期试验与轮换一、低油压跳闸保护试验1.危险点：1.1.热态时进行实际联动试验1.2试验结果不合格2.危害后果：2.1造成汽缸进水、冷气，导致汽缸变形、转子弯曲。2.2可能导致轴瓦烧毁3.控制措施：3.1实际联动试验应在汽轮机冷态时进行。检查并确认主蒸汽、再热蒸汽系统已无积压、积水。3.2确保试验方法正确。试验结果不合格，必须立即查找原因并进行相应处理。二、注油试验1.危险点：1.1操作不当1.2误动（碰）脱扣手柄2.危害后果：2.1试验结果不准确，动作压力与上次试验结果相差太大

2、。汽轮机误跳闸。2.2汽轮机误跳闸3.控制措施：3.1开启注油试验阀时应缓慢操作。试验过程中，注油试验手柄应一直置于“试验”位置并保持，手动脱扣手柄复位后方可缓慢松开。3.2机头脱扣手柄和注油试验手柄应一座必须标识正确、清晰，以免误动。衣服袖口扣好，防止操作时因重心失稳或地板打滑而误碰脱扣手柄。三、超速试验1.危险点：1.1暖机不足1.2准备工作不充分1.3升速过快1.4手动打闸时，注油试验手柄未及时放开1.5试验时间过长1.6蒸汽过热度不够1.7振动异常1.8旁路系统未切除或真空偏低2.危害后果2.1造成转子脆性破坏2.2汽轮机严重（事故）超速，损坏主设备2.3转子骤冷2.4汽轮机发生水冲击

3、，损坏主设备2.5主设备损坏2.6排汽温度升高，导致：汽缸中心变化。凝汽器铜管松弛。真空泵工作效率下降。末级叶片过热。3.控制措施：3.1机组带负荷50MW暖机4h后方可进行3.2超速试验前应进行高、中压主蒸汽门、调门严密性合格，注油试验动作压力正常。试验前手动脱扣一次且动作正常，检查各汽门关闭严密。就地及集控转速表校验准确，指示一致。在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。3.3机组不宜在高转速停留时间过长，并应注意升速平稳，防止转速突然升高。3.4机组在任何情况下转速大于3330r/min，超速保护未动，必须立即打闸停机。电超速试验时尤应注意，若要手动脱扣，必须放开注油试验手柄。

4、3.5超速试验应准备充分，力求紧凑并要求15 min内完成。3.6滑参数停机时，严禁进行超速试验。整个试验过程中，应保持蒸汽参数稳定，并有足够的过热度。3.7在工作转速下，各瓦振动应合格，否则不允许进行超速试验。保持油温、油压稳定，加强振动监视。3.8超速试验时，旁路系统必须切除。维持厂家规定的空负荷额定转速时的背压值。四、ETS运行中模拟试验1.危险点：误操作2.危害后果：汽轮机跳闸3.控制措施：3.1试验前应灯光试验正常。3.2 A、B通道必须分开进行。3.3进行另一通道试验前ETS必须复位。3.4操作人员应熟悉ETS跳闸逻辑及试验步骤，试验时必须有专人监护。五、主蒸汽门、调速汽门活动试验

5、1.危险点：1.1试验措施不完善1.2试验时机组运行状态不适宜2.危害后果：2.1调节级叶片过载。推理轴承损坏。2.2导致机组因负荷大幅度波动而串轴3.控制措施：3.1主蒸汽门试验应单侧进行就地检查，试验并确认汽门确已开启、汽轮机各项参数正常后，方可进行另一侧主蒸汽门试验。主蒸汽门全行程试验时，阀门关闭顺序应是同侧调门全关后再迅速全关同侧主蒸汽门。阀门开启时应是同侧主蒸汽门全开后再开启同侧调门，以免负荷大幅度波动或主蒸汽门因背压作用不能开启。试验期间，运行人员应在阀门旁边观察阀门动作平滑、自由，不应有跳动或间歇动作。进行全行程活动试验时，必须严密监视轴向位移和推理瓦温。任何时候均不允许汽轮机单

6、侧进汽长时间运行。3.2在厂家规定的负荷及主蒸汽压力范围内试验。试验应在“协调”方式或发电机功率反馈回路和第一级压力反馈回路投入的方式下进行。必须采用单阀控制方式事故处理一、紧急停机1.危险点：急躁慌乱、主次不分2.危害后果：2.1汽轮机损坏2.2烧瓦2.3厂用电全停2.4疏水扩容起爆破3.控制措施：3.1严格执行规程中有关需破坏真空紧急停机和不需破坏真空故障停机的各项规定。3.2下列情况下，在任何转速时均不得破坏真空：汽轮机跳闸停机前、主蒸汽门关闭前及发电机解列前。3.3紧急停机条件之一出现后，如保护未动或无此项保护，则应立即手动打闸，启动主机交流润滑油泵，发电机解列锅炉灭火。3.4全开真空

7、破坏门，停运真空泵。3.5若厂用电中断，应迅速启动直流油泵运行。3.6关闭向凝汽器排放热气、热水的阀门。3.7开启疏水扩容器减温水。二、凝汽器真空下降的处理1.危险点：1.1误判1.2不能及时查清原因1.3处理不当2.危害后果：2.1误降机组出力2.2降低机组出力，严重时可能造成低压缸末级叶片喘振、机组振动。汽轮机串轴、过负荷。3.控制措施：3.1发现真空下降，应对照低压缸排汽温度来确认真空确已下降。3.2根据仪表指示、设备运行状况及运行经验，迅速查找原因并进行相应处理。3.3发现真空下降时，及时启动备用真空泵并按规定限制负荷。若负荷下降至30额定负荷时真空仍不能恢复，应立即减负荷至零、停机。

8、防止低压缸排汽温度超温，大气释放阀冲破。真空低保护不得轻易解除。三、汽轮机叶片损坏的处理1.危险点：拖延观望，犹豫不决。2.危害后果：2.1动、静部分碰磨2.2转子质量不平衡，振动异常增大。2.3运行工况恶化。3.控制措施：3.1汽轮机内部发出明显的金属撞击声或汽轮机发生强烈振动时，应立即破坏真空停机。3.2若运行中发现监视段压力异常，应立即进行分析，同时参照振动、轴向位移、推力轴承金属温度的变化判断叶片是否断裂。四、汽轮机进水处理1.危险点：1.1处理错误1.2扩大事故2.危害后果：汽缸、转子变形，造成动、静部分碰磨和盘车卡死，严重时大轴永久性弯曲3.控制措施：3.1运行中主蒸汽、再热蒸汽温

9、度突降超过规定值或下降至极限值，应立即紧急停机。3.2汽轮机盘车中发现进水，必须尽量保持盘车连续运行，同时加强汽轮机内部声音、转子偏心度、盘车电流的监视。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，确认转子弯曲度正常后再手动盘车180。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。3.3汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机进行盘车。3.4汽轮机运行中监测报警时，应迅速查明原因并消除。若振动、差胀、上下缸的变化达到停机值时，应立即停机。3.5运行人员应该明确，汽轮机低转速下进水对设备的威胁更大。五、锅炉灭火处理1.危险点：1.1汽轮机发生水冲击1.2未及时进

10、行系统倒换2.危害后果：2.1主设备损坏2.2轴封拉冷气，凝汽器掉真空3.控制措施：3.1炉跳机保护应可靠投入。如此项保护经研究报批后未投，则应迅速减负荷至30MW以下，尽量保持较高蒸汽参数。严密监视主蒸汽、再热蒸汽温度，保证至少120的过热度，否则必须打闸停机。正确使用管道疏水。联系锅炉运行人员解除全部减温水，汽轮机运行人员切除高、低压加热器。恢复时，加负荷应快速平稳，防止因主蒸汽压力大幅度波动而引起蒸汽带水。3.2加强各项参数的监视，注意轴封、辅助蒸汽、除氧器汽源的倒换。六、机组振动异常的处理1.危险点：硬撑硬顶2.危害后果：2.1轴承损坏2.2动静摩擦2.3毁机3.控制措施：3.1机组振

11、动监测系统应工作正常，振动保护必须可靠投入。若运行中退出振动保护进行检修，须经总工程师批准并限期恢复。3.2机组启动过程中，在中速暖机之前轴承振动超过0.03mm应立即打闸停机。通过临界转速时，任一轴承振动超过0.10mm或任一轴颈相对振动超过厂家规定值时，也应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。3.3机组启动过程中因振动异常而停机时，必须回到盘车状态，并全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4h后方可再次启动，严禁盲目启动。3.4稳定工况，当轴承振动变化达0.015mm或相对振动变化达0.05mm时，应查明原因设法消除，否则应立即打闸停机。3.5正常运

12、行中，不但要注意轴承振动幅度的变化，而且要加强振动相位的监视。七、发电机甩负荷的处理1.危险点：1.1厂用电中断1.2机组超速。汽轮机轴向推力急剧变化2.危害后果：主设备损坏3.控制措施：3.1参照厂用电中断的控制措施3.2确认汽轮机已联动跳闸，主蒸汽门、调门、各段抽气逆止门已联动关闭，汽轮机转速飞升不超过危急保安器动作转速。检查旁路系统已按规定开启，必要时可迅速手动开启低压旁路泄压。确认润滑油系统供油正常，轴向位移及各瓦金属温度正常，汽缸内声音正常，惰走时间无明显缩短。不推荐带厂用电或维持汽轮机空转运行，3min内不能恢复应打闸停机。发电机变电动机运行时逆功率保护应动作，否则应立即打闸停机。

13、八、负荷骤变的处理1.危险点：1.1汽轮机轴向推力急剧变化。1.2热冲击2.危害后果：2.1导致推理瓦烧毁，甚至汽轮机通流部分磨损。2.2导致汽轮机寿命损耗过大3.控制措施：3.1负荷突然升高或降低应对照有关表计分析原因，超负荷时应将负荷降至额定值，分析、确认汽轮机内部无异常。3.2根据锅炉要求调整汽轮机进汽量，稳定蒸汽参数。3.3若控制系统异常，应立即切为手动控制。3.4若调速汽门误动或阀芯脱落，应根据机组情况带负荷，调速汽门卡涩时不得强行增、减负荷。3.5任何时候不允许汽轮机单侧进汽长时间运行。3.6禁止超负荷运行。3.7尽量避免机组甩负荷带3040额定负荷运行。九、厂用电部分中断的处理1

14、.危险点：处理不及时、不果断。2.危害后果：扩大事故范围，造成跳机。3.控制措施：3.1立即检查有关备用辅机自动联动正常，否则应手动投入，断开失电辅机开关。3.2尽量维持给水压力正常。3.3根据机组运行情况。快速降低机组负荷。3.4加强与锅炉运行人员的联系。3.5注意通知邻机增开循环水泵，及时调节循环水入、出口门和循环水母管联络门，注意检查跳闸循环水泵出口蝶阀确已关闭。3.6注意辅助蒸汽、轴封蒸汽汽源的切换和调整。3.7注意需就地启动的水泵、油泵、风机的检查。3.8监视其他各运行参数正常。十、厂用电全部中断的处理1.危险点：1.1直流油泵未及时启动1.2转子静止时盘车不能投运。1.3处理不当，

15、导致排汽压力、温度升高。1.4现场照明失去2.危害后果：2.1轴瓦断油，烧毁轴瓦。密封油系统失压，发电机漏氢，严重时导致氢、油系统爆炸。2.2大轴弯曲2.3大气释放阀被冲破2.4无法进行事故处理，甚至发生人身伤害。3.控制措施：3.1立即启动直流润滑油泵、直流密封油泵运行，维持轴承、密封瓦供油。联系电气运行人员尽快恢复厂用电，并优先恢复保安电源。若保安电源短时间内无法恢复，则应考虑及时倒氢。3.2联系电气运行人员尽快恢复厂用电，并优先恢复保安电源。若转子静止后，保安电源仍未恢复，尽量手动盘动转子180，并记录转子静止时间和位置。厂用电恢复后，动力设备应分别启动，并经电气运行人员许可，严禁瞬时启

16、动大容量辅机。各厂应建立蓄电池放电时间台账，并定期进行充、放电试验。3.3不破坏真空故障停机处理。复置失电辅机停用开关，解除泵部联锁，但应至少保持一台原运行循环水泵在1min内不能解除联锁。这样一旦厂用电迅速恢复时，循环水泵能立即自启动供水，有利于缩短事故处理时间。关闭循环水母管联络门，以免扩大事故范围。对于一些必须操作的电动门、调门进行手动操作。不得开启管道疏水门，不得向凝汽器排汽、排水。3.4现场事故照明应定期试验，储备足够数量的手电筒并保证完好备用。进行事故处理时，防止滑倒、碰伤、坠落、十一、油系统着火的处理1.危险点：1.1处理不当，扩大事故范围1.2消防器材使用不当1.3安全防护意识

17、不够。2.危害后果：2.1轮机停机甚至烧坏设备。氢、油系统爆炸。电缆烧毁。威胁人身安全。2.2扩大火势范围2.3威胁人身安全。3.控制措施：3.1迅速判断火源，并立即组织人员使用正确的灭火器采用正确的方式灭火，汇报领导，联系消防部门。迅速采取隔离措施，防止火灾蔓延。若火势不能很快扑灭且威胁汽轮机组安全时，应立即紧急故障停机。当火势威胁到主油箱安全时，机组除进行紧急停机外，还应同时开启主油箱事故放油门，控制放油速度，以使转子静止前润滑油不中断。油系统着火时，禁止启动高压油泵，必要时可降低润滑油压以减少外泄油量，不得已时可停止油系统运行（此点对给水泵汽轮机更为实用）3.2油系统着火应使用干式灭火器

18、、1211灭火器，不允许用水扑灭油系统着火。运行人员应熟知一般消防器材的使用方法及灭火方法，定期进行防火、灭火的反事故演习。3.3灭火时应采取措施，防止烧伤、窒息及中毒。十二、轴向位移大的处理1.危险点：1.1拖延观望、犹豫不决1.2停机后未经仔细检查，即盲目启动。2.危害后果：推理瓦烧毁，通流部分损坏3.控制措施：3.1发现轴向位移增大，立即核对推力瓦块温度，检查负荷、汽温、汽压、真空、振动、差胀等仪表的指示，联系热工运行人员检查轴向位移指示是否正确。一旦确认轴向位移增大，应汇报单元长并适当减负荷，维持轴向位移不超过规定值。检查各监视段压力不应超限，否则适当降低负荷。如轴向位移增大至极限值而

19、采取措施无效，并且机组油不正常的噪音和振动，应迅速破坏真空紧急停机。若汽轮机发生水冲击而引起轴向位移增大或推力轴承损坏，应立即破坏真空、紧急停机。若是主蒸汽参数异常引起轴向位移增大，应立即要求锅炉运行人员调整、恢复。3.2机组因轴向位移异常停机，必须检查推力轴承无损坏并经总工程师批准后方可重新启动。十三、汽水管道故障的处理1.危险点：处理不当或安全防护措施不到位。2.危害后果：2.1人员烫伤2.2设备缺水2.3水淹设备3.控制措施：3.1在尽可能小的范围内迅速隔离故障点并装设围栏，设立“禁止通行“的明显警告牌。3.2主蒸汽管道、再热蒸汽管道及主给水管道破裂，严重威胁人身和设备安全时应立即紧急故

20、障停机处理。3.3主蒸汽管道、再热蒸汽管道及主给水管道附件漏泄，可视情况申请降负荷或故障停机处理。3.4过热蒸汽管道附件（温度计、压力表等）泄漏一般都看不到明显蒸汽，但可听到明显的气流尖啸声，此时运行人员应尽可能避免靠近。如要检查泄漏点，可油有经验人员用挡板缓慢靠近检查，但至少要有两人，并做好必要的防止烫伤的安全措施：佩戴必要的防护工具，如耳塞、手套、面具、探测道具等，禁止用手直接确认。3.5低压汽水管道破裂无法隔离，严重影响凝汽器、除氧器、汽包水位或邻近设备安全运行时应进行停机处理。十四、循环水中断的处理1.危险点：1.1低压缸排汽超温1.2恢复时凝汽器铜管温度较高2.危害后果：2.1导致汽缸中心变化。大气释放阀冲破，延长机组事故处理时间。2.2凝汽器铜管松弛。3.控制措施：3.1应进行不破坏真空停机。尽量维持凝结水系统运行。严密监视低压缸排汽温度，关闭向凝汽器排汽温度，关闭向凝汽器排放热气、热水的阀门3.2通循环水之前，应优先启动凝结水泵投入低压缸喷水、扩容器减温水降温。增大凝汽器补排水量，进行换水降温。循环水系统的恢复，必须待凝汽器铜管充分冷却（低压缸排汽温度低于50）并经总工程师批准后方可进行。