汽轮发电机组典型事故处理潜在风险与预控措施.doc

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1、汽轮发电机组典型事故处理潜在风险与预控措施1.1 汽轮机超速1.1.1 项目简述机组的最高转速在汽轮机的调节系统动态特性允许范围内称正常转速飞升；超过危急保安器动作转速至3600r/min称事故超速；大于3600 r/min称严重超速。超速是汽轮发电机组设备的破坏性事故。1.1.2 潜在风险1.1.2.1 设备损坏方面 汽轮机超速造成汽轮发电机组设备损坏。 事故情况下，操作不当，造成汽轮机超速。1.1.3 预控措施1.1.3.1 防设备损坏方面的措施 防汽轮机超速造成汽轮发电机组设备损坏的措施在额定蒸汽参数下，调节系统应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动作

2、转速以下。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，禁止机组启动和运行。机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组启动。机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静态试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常情况下，严禁启动。正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。在机组正常启动或停机的过程中，应严格按

3、运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启。机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。在任何情况下绝不可强行挂闸。机械液压型调节系统的汽轮机应有两套就地转速表，有各自独立的变送器（传感器），并分别装设在沿转子轴向不同的位置上。抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并必须设置有快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创造条件进行甩负荷试验。坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时

4、间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。危急保安器动作传速一般为额定转速的1101。进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。数字式电液控制系统（DEH）应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件；对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。汽机专业人员，必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠。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。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按照制造厂

5、的要求条件妥善保管。主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型联轴器或类似联轴器的机组，定期检查联轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装。要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证。严格执行运行、检修操作规程，严防电液伺服阀（包括各类型电液转换器）等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。 防事故情况下，操作不当，造成汽轮机超速的措施机组转速超过3330 r/min，而危急保安器拒动时，应破坏真空紧急停机。高、中压主汽门、调门、高排逆止门及各抽汽逆止门、电动门关闭，否则手动强行关闭。联系值长要求锅炉泄压，检查高、低旁路阀打开。对机组进行

6、全面检查，必须排除故障，确认机组正常后方可重新启动；全速后应进行危急保安器超速试验，合格后方可并列带负荷。1.2 厂用电中断1.2.1 项目简述本机组厂用电全部失去，正常运行中所有转动的高、低压设备停止转动，备用交流辅机未联动，直流设备自启，交流照明熄灭，真空急剧下降，机组跳闸，负荷到零。1.2.2 潜在风险1.2.2.1 设备损坏方面本机组厂用电全部中断，引起机组超速、轴瓦损坏，低压缸安全膜破裂，氢冷发电机氢压下降。1.2.3 预控措施1.2.3.1 防设备损坏方面的措施防本机组厂用电全部中断，引起机组超速、轴瓦损坏，低压缸安全膜破裂，氢冷发电机氢压下降的措施检查大、小直流润滑油泵及发电机直

7、流密封油泵已联启，否则手动启动，确保不化瓦、减少漏氢。高、中压主汽门、调门、高排逆止门及各抽汽逆止门应关闭，否则手动强行关闭。手动关闭主、再热蒸汽管道及汽轮机本体疏水门。严禁向凝汽器排汽水。转子静止后，定时手动盘车180，减少转子热弯曲。1.3 汽轮机轴瓦烧损1.3.1 项目简述机组正常运行中因主油泵或注油器工作失常，油管道泄漏，冷油器泄漏，出口滤网堵塞，润滑油泵出口逆止门不严，而引起缺油、断油，或油质不合格等原因，导致汽轮机轴瓦烧损1.3.2 潜在风险1.3.2.1 设备损坏方面汽轮机运行中缺油、断油或油质不合格，造成轴瓦损坏。1.3.3 预控措施1.3.3.1 防设备损坏方面的措施防汽轮机

8、运行中缺油、断油或油质不合格，造成轴瓦损坏的措施机组低油压保护、润滑油泵联锁投入正常。汽轮机的润滑油泵及其低油压联锁试验，应定期进行试验，保证处于良好的备用状态。润滑油泵不允许随意退出备用。油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等）时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，装设齐全、指示正确，并定期进行校验。机组启动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应果断处理。在机组启、停过程中应按制造厂规定的转速启、停顶轴油泵。确认系统油管路无泄漏，系统油压正常

9、；滤网差压在正常范围内；加强化学监督，定期进行油质检测；发现油质不合格应及时滤油或更换。1.4 汽轮机大轴弯曲1.4.1 项目简述机组正常运行中因主、再热汽温突降，汽缸进入冷气、冷水，轴向位移突然增大，差胀值突然增大，上下缸温差大，机组剧烈振动，动静摩擦。1.4.2 潜在风险1.4.2.1 设备损坏方面机组正常运行中，汽轮机进入冷气、冷水，造成大轴弯曲。1.4.3 预控措施1.4.3.1 防设备损坏方面的措施防机组正常运行中，汽轮机进入冷气、冷水，造成大轴弯曲的措施机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10分钟内突然下降50，立即打闸停机。高中压外缸上、下缸温差超过50，高中压内缸上、下缸温差超过

10、35，立即打闸停机。调整凝汽器、除氧器、高、低加水位正常。变工况运行时，主、再汽温过热度不低于50 。正常运行中，监视上下缸温差、差胀、轴向位移、振动等参数。机组运行中要求轴承振动不超过0.030mm或相对轴振动不超过0.080mm，超过时设法消除，当相对轴振动大于0.260mm立即打闸停机；当轴承振动变化0.015mm或相对轴振动变化0.050mm，查明原因设法消除；当轴承振动突然增加0.050mm，立即打闸停机。机组跳机保护投入正常。1.5 汽轮机水冲击1.1.1 项目简述机组在启动、正常运行和停机过程中，设备缺陷或运行操作不当，往往是导致汽轮机水冲击的直接原因，或者造成事故扩大，汽轮机发

11、生水冲击将造成汽缸上下温差增大，汽缸、隔板套变形，动静摩擦，转子永久性弯曲，振动增大等事故。1.1.2 潜在风险1.1.2.1 设备损坏方面 机组在启动、正常运行或停机过程中，发生水冲击。 给水自动调节失灵，汽包满水，造成汽轮机进水。 过热器或再热器减温器喷水阀失灵打开，造成汽轮机进水。 高、低压加热器、除氧器满水，造成汽轮机进水。1.1.3 预控措施1.1.3.1 防设备损坏方面的措施 防机组在启动、正常运行或停机过程中，发生水冲击的措施详见汽机运行“1.16.3.1”。详见汽机运行“2.3.1”。详见汽机运行“1.4.3.1”。 防给水自动调节失灵，汽包满水，造成汽轮机进水的措施给水自动调

12、节失灵时，立即切至手动，调节汽包水位至规程规定范围内。监视锅炉汽包水位正常，如果水位异常，按照锅炉水位异常事故进行处理。正常运行时主、再热蒸汽温度10分钟下降50，或发现主、再热蒸汽管道法兰、阀门密封环、高中压汽缸结合面有白色蒸汽冒出，按照紧急事故停机处理。锅炉汽包水位保护投入正常。 防过热器或再热器减温器喷水阀失灵打开，造成汽轮机进水的措施过热器或再热器减温器喷水阀失灵时，必须强制干预，防止进入汽轮机的主蒸汽进水，主、再汽温过热度不低于50，其温度必须高于相对应汽缸最高金属温度50，但不能超过额定蒸汽温度。启动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。锅炉熄火或机组甩负荷时，及时切断减温水

13、。 防高、低压加热器、除氧器满水，造成汽轮机进水的措施运行中监视高、低加、除氧器水位正常，水位高时，及时开事故放水门降低水位。高、低加、除氧器水位升高至解列值时，保护应动作，拒动时，立即手动解列。高、低加、除氧器联锁保护投入。1.6 机组异常振动1.6.1 项目简述机组在启动、正常运行或停机过程中，因设备原因或操作不当，发生汽轮机强烈振动造成轴承损坏，动静摩擦，甚至机组损坏事故。1.6.2 潜在风险1.6.2.1 设备损坏方面 汽轮机水冲击，造成振动增大。 汽轮机动静摩擦，造成振动增大。 转子质量不平衡或叶片断裂，引起汽轮机振动。 汽轮机滑销系统卡涩造成膨胀不均，中心不正或联轴器松动，轴承座松

14、动等，引起汽轮机振动。 发电机汽、励端氢温偏差大，引起汽轮机振动。1.6.3 预控措施1.6.3.1 防设备损坏方面的措施 防汽轮机水冲击，造成振动增大的措施详见汽机运行“1.16.3.1”。详见汽机运行“2.3.1”。详见汽机运行“1.4.3.1”。 防汽轮机动静摩擦，造成振动增大的措施汽轮机投盘车时，倾听汽轮机内部声音正常；汽轮机冲转至600r/min,进行检查，发现异常，进行分析处理。 防转子质量不平衡或叶片断裂，引起汽轮机振动的措施机内有清晰的金属撞击声，或机组通流部分有异常声音并伴有剧烈振动，立即破坏真空紧急停机。 防汽轮机滑销系统卡涩造成膨胀不均，中心不正或联轴器松动，轴承座松动等

15、，引起汽轮机振动的措施机组启动及运行过程中，监视汽缸的绝对膨胀，相对膨胀；轴承座无松动；汽轮机振动保护投入正常。 防发电机汽、励端氢温偏差大，引起汽轮机振动的措施加强对发电机氢温的监视和调整，发电机任意两点氢温偏差不大于2。1.7 汽轮机油系统着火1.7.1 项目简述汽轮机的润滑油和液压调节油的油管道大部分布置在高温管道、热体附近，一旦油管道发生泄漏，压力油喷到高温管道、热体上会引起着火，将酿成火灾事故。1.7.2 潜在风险1.7.2.1 设备损坏方面 油系统着火后，采取措施不当，引起火势蔓延，将造成重大设备损坏。 泄漏的油渗透至保温层，引起火灾。 泄漏的油遇明火着火，或油气与空气混合后遇明火

16、发生燃烧、爆炸。1.7.3 预控措施1.7.3.1 防设备损坏方面的措施 防油系统着火后，采取措施不当，引起火势蔓延，将造成重大设备损坏的措施汽轮机运行时，如果属于设备或法兰面损坏引起着火，严重威胁设备安全，立即破坏真空打闸停机，同时进行灭火。当火势无法控制或危急到主油箱时，立即打开事故放油门，将油排至事故油坑内，但必须保证在惰走时间内润滑油不中断。油系统着火威胁到发电机氢气系统时，在破坏真空紧急停机的同时，发电机进行事故排氢。 防泄漏的油渗透至保温层，引起火灾的措施现场消防器材齐全、完好。油系统各处严密不漏油。油系统周围及下方敷设的热力管道或其它热体的保温和铁皮齐全、完好。发现油漏到保温层内

17、要立即汇报，联系处理漏点、更换保温，并将漏出的油及时擦拭干净。 防泄漏的油遇明火着火，或油气与空气混合后遇明火发生燃烧、爆炸的措施禁止在油管道、法兰、阀门上进行焊接工作。在油管道、法兰、阀门及可能漏油部位的附近不准有明火。必须进行明火作业时，严格执行动火工作票制度，并做好有效的安全措施，准备充足的灭火设备后方可开工。1.8 汽水品质不合格1.8.1 项目简述机组汽水品质不合格，会导致汽轮机叶片结垢，汽轮机效率降低，主汽门、调节汽门卡涩，设备及管道腐蚀。1.8.2 潜在风险1.8.2.1 设备损坏方面蒸汽品质不合格，造成门杆结垢、脱皮。1.8.3 预控措施1.8.3.1 防设备损坏方面的措施防蒸

18、汽品质不合格，造成门杆结垢、脱皮的措施加强化学监督，在线进行蒸汽品质检测。确保凝结水、给水水质合格。正常运行中，凝结水精处理装置严禁退出运行。凝结水硬度、导电率不合格，适当加锯末；经采取措施无效，停凝汽器半侧查漏。凝结水溶氧不合格，检查汽侧负压区泄漏点，予以消除。给水溶氧不合格，开大除氧器排氧门，合理调整补水方式，防止除氧器过负荷。定期进行主汽门、调门门杆活动试验。大修中应检查门杆与阀杆套是否存在氧化皮，对较厚的氧化皮应设法消除。1.9 汽轮机主汽门、调门卡涩1.9.1 项目简述机组运行中，由于设备原因或抗燃油油质等问题，导致主汽门、调门卡涩，将会造成汽轮机严重超速。1.9.2 潜在风险1.9

19、.2.1 设备损坏方面抗燃油油质不合格，引起伺服阀动作失灵，造成汽门卡涩。1.9.3 预控措施1.9.3.1 防设备损坏方面的措施防抗燃油油质不合格，引起伺服阀动作失灵，造成汽门卡涩的措施加强化学监督，定期进行油质检测。发现油质不合格应及时滤油或更换。视情况投入抗燃油再生装置。定期进行主汽门、调门门杆活动试验。发现汽门卡涩，稳定负荷，联系检修处理。运行中无法消除，采取措施，申请停机处理。1.10 真空下降1.10.1 项目简述汽轮发电机组运行中，由于循环水系统故障、真空系统泄漏，或真空泵故障等原因使汽轮机真空下降，将导致汽轮机排汽温度升高，轴向位移增大，推力轴承过负荷和摩擦，严重影响机组的安全

20、、经济运行。1.10.2 潜在风险1.10.2.1 设备损坏方面 真空降低影响带负荷，影响机组的安全运行。 循环水系统故障，造成真空低。 轴封系统工作不正常，造成真空低。 真空泵异常，造成真空低。 疏水门关闭不严或内漏，造成凝结水温度升高，造成真空低。 真空系统泄漏，造成真空低。1.10.3 预控措施1.10.3.1 防设备损坏方面的措施 防真空降低影响带负荷，影响机组的安全运行的措施定期进行真空严密性试验。做好真空泵定期切换工作。发现机组真空降低，立即开启备用真空泵。机组真空系统存在漏点，及时联系处理。 防循环水系统故障，造成真空低的措施循环水泵出口压力正常。根据潮位高低及时调整叶角角度，否

21、则应切换循环泵运行或增开一台循泵。循环水系统无泄漏、堵塞，加强循环水一、二次滤网的清洗。凝汽器循环水进、出口压差大时，进行反冲洗。凝汽器循环水排水负压（开式循环系统）正常。 防轴封系统工作不正常，造成真空低的措施各汽源控制站和溢流站工作正常，轴封母管压力正常；低压轴封母管温度低时，手动调整恢复至正常。 防真空泵异常，造成真空低的措施真空泵汽水分离器水位正常；真空泵运行异常，及时切换至备用真空泵。 防疏水门关闭不严或内漏，造成凝结水温度升高，造成真空低的措施疏水门关闭严密；疏水门有内漏现象时，及时联系处理。 防真空系统泄漏，造成真空低的措施低压抽汽法兰，低压缸结合面无漏汽点，真空系统严密。小机真

22、空系统无泄漏，轴封系统正常。与凝汽器相连的疏水系统及其它管道、伐门无泄漏；真空破坏伐水封正常。1.11 汽动给水泵跳闸1.11.1 项目简述机组正常运行时，两台汽动给水泵运行，供锅炉上水，电泵在备用状态。汽动给水泵事故跳闸后，应及时处理，确保机组正常运行。1.11.2 潜在风险1.11.2.1 设备损坏方面汽动给水泵事故跳闸，处理不当，造成锅炉缺水。1.11.3 预控措施1.11.3.1 防设备损坏方面的措施防汽动给水泵事故跳闸，处理不当，造成锅炉缺水的措施当一台汽动给水泵跳闸后，检查电动给水泵应联启，否则手动启动电动给水泵运行，维持锅炉正常水位。当一台汽动给水泵跳闸后，电泵无法启动，RB应动

23、作，否则应手动减负荷，维持锅炉正常水位。当两台汽动给水泵跳闸后，电泵应联启，RB应动作，否则应手动减负荷， 维持锅炉正常水位。当两台汽动给水泵跳闸后，电泵未联启，MFT，汽机跳闸，按故障停机处理，若MFT不动作，应立即手动停机。汽泵跳闸后，尽快查明原因，恢复正常运行方式。1.12 分散控制系统失灵、热工保护拒动1.12.1 项目简述DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求（包括紧急故障停机），热工保护必须动作可靠，它是机组安全运行的保障。1.12.2 潜在风险1.12.2.1 设备损坏方面 操作员站故障时，处理不当，造成设备损坏。 系统中的控制器或相应电源故障时，处理不当造成设备损坏。

24、热工保护拒动，处理不当造成重大设备损坏。1.12.3 预控措施1.12.3.1 防设备损坏方面的措施 防操作员站故障时，处理不当，造成设备损坏的措施当全部操作员站故障时（所有上位机“黑屏”或“死机”），若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。若无可靠的后备操作监视手段，也应停机、停炉。当部分操作员站故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据当时运行状况酌情处理。运行加强对DPU的监视，发现故障，及时联系处理。 防系统中的控制器或

25、相应电源故障时，处理不当造成设备损坏的措施辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，若条件不允许则应将该辅机退出运行。调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理故障，并根据处理情况采取相应措施。涉及到机炉保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件，涉及到机炉保护的电源故障时则应采取强送措施，此时应作好防止控制器初始化的措施。若恢复失败则应紧急停机。 防热工保护拒动，处理不当造成重大设备损坏的措施定期进行保护定值的核实检查和保护的动作试验。汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等保护（装置）每季度及每次机组检修后启动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值。所有检测用的传感器必须在规定的有效检验周期内。若发现热工保护装置（系统、包括一次检测设备）故障，必须开具工作票经总工程师批准后迅速处理。汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出。其它保护装置被迫退出运行的，必须在24小时内恢复，否则应立即停机处理。