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汽轮机打闸后防止阀门冲击的措施(一)
防止汽轮机水冲击事故的措施
防止汽轮机水冲击事故的技术措施
针对德州电厂汽轮机水冲击事故，对汽轮机水冲击事故的防范技术措施进行了整理，要求运行人员认真学习，工作中严格执行。
一汽轮机水冲击事故的现象
1、DEH-CRT指示汽轮机上下缸温差≥41.7℃,显示进水。
2、蒸汽室深、浅孔热电偶指示温差大。
3、轴向位移、振动、推力轴承金属温度指示增大报警，差胀指示减小，汽轮机声音异常。
4、加热器、除氧器满水，加热器水位异常报警。
5、抽汽管振动，有水击声，抽汽管道法兰有白色蒸汽冒出。
6、主、再热蒸汽温度急剧下降。如10分钟下降50℃。
7、主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封有水击声，主汽门、调速汽门杆处冒白汽。
8、DCS-CRT显示轴封母管温度急剧下降，轴封供汽带水。
二、汽轮机水冲击事故的原因
1、锅炉汽包满水。
2、汽包压力急剧下降，造成蒸汽带水。
3、锅炉汽温调整不当。
4、机组启动时，本体疏水、轴封系统疏水及各有关蒸汽管道疏水不畅。
5、加热器泄漏或疏水不畅导致满水。除氧器满水。
6、机组负荷突然变化。
7、炉水品质不合格。蒸汽带水（汽水共腾）。
8、旁路系统减温水门未关严；旁路投停操作时，减温、减压操作失当。
9、主蒸汽、再热蒸汽过热度低时，调节汽门大幅度来回晃动。
10、轴封减温水调节失灵。
三、汽轮机水冲击事故的处理
1、调整锅炉保持主、再热汽温符合要求。
2、汽轮机上、下缸温差达41.7℃，若振动、差胀正常，且无其他事故，应保持机组负荷检查原因。
3、开启汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水阀，加强本机疏水。
4、若因为加热器满水引起汽轮机进水，应立即停用满水的加热器，并隔离放水。
5、若汽轮机上下缸温差>55.5℃或正常运行时主蒸汽、再热蒸汽在失控条件下降至451.7℃
（#1、2、3、4机）或发现主蒸汽、再热蒸汽管道法兰主汽门、调门门杆处冒白汽，或10分钟下降50℃，按紧急事故破坏真空停机处理。
6、记录汽轮机惰走时间，惰走时仔细倾听汽轮机内部声音。
7、汽轮机静止后投盘车，应严格执行停机时盘车运行规定，停机后加强本体疏水。
8、汽轮机进水紧急事故停机后，经检查机组无异常，若汽轮机再启动时，汽缸上下温差
必须<41.7℃，转子偏心应<0.076mm，并经过18小时盘车后，经总工批准方可重新启动。
9、汽轮机符合启动条件后，启动汽轮机。在启动过程中，应注意监视轴向位移、振动、
轴承温度等参数及汽轮机本体各处缸温测点和有关蒸汽管道疏水情况，如汽轮机重新启动时发现有异音或动静摩擦声，应立即破坏真空停机。
10、汽轮机进水时，如汽轮机轴向位移、差胀、轴承温度达脱扣值、惰走时间明显缩短或
汽轮机内部有异音，应停机检查。
四、汽轮机水冲击事故的防范
1、机组启动期间：
（1）汽轮机启动前,出现以下情况禁止启动。
a、主要仪表缺少或不正常，且无其它监视手段：包括主蒸汽及再热蒸汽压力、温度表、
轴向位移指示表、差胀表、 汽缸膨胀表、高中压上下缸温度表、轴瓦温度表、轴承回油温度表等。
b、蒸汽室内的深孔热电偶与浅孔热电偶间的最大温差> 83 ℃。
c、高、中压缸上、下温差>41.7℃。
(2)冲转参数的确定
a、主蒸汽进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56℃。
b、主蒸汽温度、再热汽温度以机侧温度为准
（3）旁路系统的操作
a、当I、II级旁路暖管后投入旁路系统。先投Ⅲ级，再投Ⅱ级，最后投Ⅰ级，先投减压，后投减温。根据实际情况调整旁路开度。
b、调整高旁减压阀时，必须同步调整高、低压旁路减温水门；如关闭高旁减温减压阀，必须同步关闭高、低压旁路减温水门。
c、在调整旁路时，高压旁路和低压旁路开度调整要同步，防止发生再热汽压过高、过低现象，使高、中压缸均匀进汽，避免出现冲转异常现象。
d、由于II级旁路后的管道上弯、高于中压主汽门，为了防止II级旁路减温水或其后的冷汽对汽机的影响，务必检查开启II级旁路后的管道最低点的疏水
（4）冲转期间的操作
a、汽轮机冲转前及启动过程中，检查各加热器危急疏水电动门在“自动”位，检查汽轮
机本体至危急疏水扩容器的所有疏水阀开启，检查汽轮机本体危急疏水扩容器各疏水管温度正常，确认各疏水管道畅通。
b、在阀切换前，根据蒸汽室内壁温度；查图“主汽门前启动蒸汽参数要求”曲线，确认
蒸汽室内壁温度要高于主蒸汽压力相应的饱和温度，以防蒸汽室内壁结露。
2、机组运行期间
a、控制高、低压加热器及除氧器水位在正常范围，否则开启危急疏水，必要时解列运行 b、主汽压力维持额定、主蒸汽温降至500℃时，应开启汽机本体、主蒸汽导管疏水，并对金属温度、轴向位移、推力温度加强监视。
c、主汽温度10min内下降30℃，应开启主、再热蒸汽管道及本体疏水，汇报值长，并对
机组振动、轴向位移、差胀严密监视。
d 、主蒸汽温度、压力同时下降，虽未达到停机温度，但主蒸汽温度低于第一级金属温度50℃以上时应汇报值长，要求故障停机。（#1、2、3、4机）
3、停机期间
a、按滑停曲线降温、降压，控制下降速度不大于下列数值。主汽压力下降0.078MPa/min；
主汽温度下降2.12℃/min,瞬间最大不超过3℃/min；再热汽温下降2.12℃/min,瞬间最大不超过3℃/min；
b、机组打闸后，关闭下列气动疏水门：A、B主汽门前、，关闭气缸疏水、导管疏水、抽汽
电动门前疏水等与汽缸直接连通的疏水门，无特殊需要，在高压缸进汽室金属温度降至150℃以前不予开启。
c、从滑停开始，每30分钟，记录一次汽缸金属温度。投盘车后，监视并每小时记录一次汽缸温度、大轴偏心率、盘车电流、金属温度等参数，直至停止盘车。
d 、停机中如果发现排汽温度升高，应开启凝结水泵，投Ⅲ级喷水，并查明原因。停机后
要严密监视排汽温度、缸温、高、低压加热器、除氧器及凝汽器水位应正常，防止蒸汽、抽汽、疏水系统阀门不 严，造成汽轮机进冷汽、冷水。
e、当汽轮机停机后，任一金属温度200℃以上时，不准对凝汽器、加热器注水检漏，如进
行，要制定好防止汽缸急剧冷却发生大轴弯曲事故的可靠措施，并经总工批准。 f、注意对各加热器、凝汽器水位的监视，维持低水位，在高压调节级或中压持环温度大
于121℃时，凝汽器水位计、各加热器水位计及高中压缸金属温度测量不得退出运行。
4、机组启、停过程中的操作重点注意事项
a、机组启动投轴封供汽前，应根据缸温选择、调整供汽汽源温度，并加强暖管和疏水，以使供汽温度与金属温度相匹配；机组热态启动时，应确认盘车装臵运行正常后，先向轴封供汽，后抽真空；停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。【汽轮机打闸后防止阀门冲击的措施】
b、在机组启动前，主蒸汽管、再热蒸汽管和供汽管道要充分暖管、疏水。主机疏水系统
投入时，要严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高，以防水或冷汽进入汽轮机。
c、停机后应认真监视凝汽器、高低压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。 d 、10%额定负荷以下，一般情况下不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩
负荷时，应及时切断主、再热蒸汽减温水。
5、停机后的试验
a、主汽门前不加堵板的锅炉水压试验，应在汽轮机转子及汽缸任一点金属温度100℃以下
或主汽门前水压试验用水与调节级蒸汽室内壁温差小于83.3℃的情况下进行。否则，必须经总工批准
b、汽轮机静止时的调速系统的动作试验一定要在锅炉点火前、主蒸汽压力为零时进行，否则，冷汽、冷水可能进入汽轮机。
6、遇有下列情况，应加强汽温的监视
1、锅炉燃烧不稳或运行工况变化时；
2、锅炉除灰、吹灰或炉内结焦时；
3、汽机高压加热器投、停，导致给水温度大幅度波动时；
4、负荷及水位变化过大时；
汽轮机打闸后防止阀门冲击的措施(二)
防止汽轮机水冲击的技术措施
防止汽轮机水冲击的技术措施
(1) 在机组启、停过程和变工况运行中应按规定的曲线控制参数变化，要严格按规程规定控制升(降)速、升(降)温、升(降)压、加(减)负荷的速率，并保证蒸汽过热度不少于50℃。
(2) 蒸汽管道投用前(特别是轴封供汽管道、法兰，加热系统和高中压导汽管)应充分暖管，疏水，严防低温水汽进入汽轮机。
(3) 要严密监视锅炉汽包水位，注意调整汽压和汽温。
(4) 注意监视除氧器，凝汽器水位，防止满水。停机后更应认真监视凝汽器、加热器及除氧器水位，特别在运行过渡状态防止满水进入汽机造成转子弯曲。
(5) 定期检查加热器水位调节及高水位报警装置；定期检查加热器高水位事故放水门、抽汽逆止门动作是否正常。
(6) 机组热态启动前应检查停机记录和停机后汽缸金属温度记录。若有异常应认真分析，查明原因，及时处理。
(7) 启、停机过程中，应认真监视和记录各主要参数。包括主、再热汽温，压力，各缸温度，缸差，轴向位移，排汽温度等。
(8) 机组冲转过程中因振动异常停机而必须回到盘车状态时，应全面检查，认真分析，查明原因，严禁盲目启动。当机组已符合启动条件时，应连续盘车不少于4h，才允许再次启动。
(9) 当汽轮机发生水冲击时，应立即破坏真空、停机。在停机过程中应注意机内声音、振动、轴向位移、推力瓦温、上下缸温差及惰走时间，并测量大轴偏心。如无不正常现象，在经过充分疏水后，方可重新启动。在重新启动过程中，若发现汽机内部或转动部分有异音，或转动部分有摩擦，应立即打闸停机，并进入人工盘车。
（10）机组启动和低负荷时，不得投入再热器减温水。
（11）汽轮机在热状态下，则锅炉不宜进行水压试验，如确实需要进行，应采取有效措施，防止水漏入汽轮机。
汽轮机打闸后防止阀门冲击的措施(三)
防止汽轮机通流损坏技术措施
浙江大唐乌沙山发电有限责任公司
防止汽轮机通流损坏技术措施
目录
1、机组启动防止通流损坏技术措施 .............................................. 3
1.1 启动要求及规定 ........................................................... 3 1.2 机组启动防止汽轮机通流部分损坏的措施 ..................................... 4
2、 机组检修期间防止汽轮机通流损坏技术措施： ................................. 4
3 、机组运行期间防止汽轮机通流损坏技术措施 ................................... 5
3.1、汽轮机水冲击 ............................................................ 5
3.2、汽轮机发电机组振动大 .................................................... 6
3.3、轴向位移增大 ............................................................ 7
3.4、大轴弯曲 ................................................................ 7
3.5、叶片损坏 ................................................................ 8
3.6、轴承金属温度升高 ........................................................ 9
3.7、汽轮机超速 ............................................................. 10
防止汽轮机通流损坏技术措施
1、机组启动防止通流损坏技术措施
1.1 启动要求及规定
1.1.1 启动要求
1.1.1.1 机组大修后启动，应由生产副总经理或总工程师主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。
1.1.1.2 机组小修后启动，应由总工程师或发电部部长主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。
1.1.1.3 机组正常启动由值长统一指挥并主持集控人员按规程启动，发电部运行高级主管负责现场技术监督和技术指导。
1.1.1.4 机组大小修后启动前应检查有关设备、系统异动、竣工报告以及油质合格报告齐全。
1.1.1.5 确认机组检修工作全部结束，工作票全部注销，现场卫生符合标准，有关检修临时工作平台拆除，冷态验收合格。
1.1.1.6 机组设备检修后，由发电部组织，设备部点检员，设备维护人员共同参加启动。
1.1.1.7 机组大小修后由设备部负责统一协调安排、发电部配合做各阀门传动试验。
1.1.1.8 热工人员做好有关设备、系统联锁及保护试验工作，并做好记录。
1.1.1.9 准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。
1.1.1.10 所有液位计明亮清洁，各有关压力表、流量表及保护仪表信号一次门全部开启。
1.1.1.11 联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置送电。
1.1.1.12 检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。
1.1.1.13 所有电动门，调整门，调节档板送电，显示状态与实际相符合。
1.1.1.14 确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电至工作位置。
1.1.1.15 当机组大小修后，或受热面泄漏大面积更换管完毕后需安排锅炉水压试验，试验要求及方法见试验规程。
1.1.1.16 检查锅炉本体膨胀指示器应投入，并记录原始值。
1.1.2 机组禁止启动条件
1.1.2.1 影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合《电业安全工作规程》的有关规定。
1.1.2.2 机组主要检测仪表未投入或失灵。
1.1.2.3 机组任一安全保护装置失灵。
1.1.2.4 机组保护动作值不符合规定。
1.1.2.5 机组主要调节装置失灵。
1.1.2.6 机组仪表及保护电源失去。
1.1.2.7 DEH控制系统故障。【汽轮机打闸后防止阀门冲击的措施】
1.1.2.8 BMS监控装置工作不正常。
1.1.2.9 CCS控制系统工作不正常。
1.1.2.10 厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于0.6MPa。
1.1.2.11 汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下。
1.1.2.12 任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门动作不正常。
1.1.2.13 转子偏心度大于0.075mm。
1.1.2.14 盘车时有清楚的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。
1.1.2.15 汽轮机上、下缸温差＞42℃；
1.1.2.16 高压胀差达-4.0mm～10.3mm，低压胀差达-0.76mm～22.7mm。
1.1.2.17 润滑油油箱油位低和EH油油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温度不正常。
1.1.2.18 密封油备用泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障；润滑油系统、EH油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。
1.1.2.19 汽机旁路调节系统工作不正常。
1.1.2.20 汽水品质不符合要求。
1.1.2.21 励磁系统工作不正常。【汽轮机打闸后防止阀门冲击的措施】
1.1.2.22 发电机氢气纯度＜96％。
1.1.2.23 发电机定子冷却水水质不合格。
1.1.2.24 直流、保安电源工作不正常。
1.1.2.25 发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。 1.2 机组启动防止汽轮机通流部分损坏的措施
1.2.1、机组启动前的各项联锁保护试验合格。
1.2.2、确认机组防进水保护的所有一、二次阀开启。
1.2.3、汽轮机冲转前的暖机达到制造厂要求。
1.2.4、机组启动过程的高、中、低压差胀在允许范围内，不得超过报警值，汽缸总胀顺畅。
1.2.5、机组的冲转参数必须符合规程要求：主蒸汽、再热蒸汽温度至少有50℃的过热度，且比第一级金属温度至少高出50℃；冷态启动时，主、再汽温度不得超过允许值。
1.2.6、机组冲转的升速率、升荷率及各阶段的暖机时间应符合汽机启动曲线要求。
1.2.7、汽机轴承的振动值不得超限，当振动保护应动而未动时，必须立即打闸停机。在进行降速或
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