1、6. 汽轮机运行,汽轮机组的运行涉及机组的启动、启动前的准备、各种工况的启动方式、启动中的有关试验，运行维护、各种机械、热力参数和物理量的监控，各种机械性能和保护的定期试验，停机及事故处理、停机方式、事故处理原则、各种参数限值的确定以及停机后对机组的保养等三个主要方面,6.1 启停与材料强度,6.1.1 金属材料的机械性能 弹性变形与塑性变形 应力与应变 屈服极限与强度极限 冲击韧性、延伸率、断面收缩率 交变应力与疲劳极限,6.1.2 高温材料的一般介绍,图53某汽轮机转子钢材的高温持久强度,蠕变与应力松驰,6.1.2.2.1 蠕变曲线,图55某材料在某一高温下应力 图56某材料在某一应力下变
2、化对蠕变的影响 温度变化对蠕变的影响,应力松弛,钢材的冷脆性和热脆性 a)冷脆性： b）热脆性,热冲击与热疲劳,6.1.3 热应力、热膨胀、热变形及其对汽轮机工作的影响 汽轮机在启动、停机和负荷变化时，它的各部件如汽缸法兰、螺栓、转子、蒸汽管道、蒸汽室等，由于所处的条件不同，蒸汽对它们的加热或冷却的情况也不同，这就使各部件之间以及部件内各部分之间产生了温差，又由于各部件是按照一定方式装配在一起的，,互相约束限制，不能自由膨胀、收缩，于是就会在零部件之间或零部件内部产生热应力，热应力大小，不仅直接影响机件承受的强度，而且也成为限制汽轮机启、停及负荷变化速度的重要因素。 温差还引起零部件的热膨胀和
3、热变形，当汽缸与转子热膨胀不同，还引起相对膨胀，如果它们超过了允许范围，就会使动静部分之间间隙减小以至消失，造成机组的振动，甚至动静部分的摩擦碰撞等严重事故,汽轮机的热应力,a）汽缸的热应力 如图512所示，金属壁两侧存在温差时，则加热或 冷却的一侧承受的最大热应力 为：,图512 金属平壁被加热时沿厚度方向的温度分布,b）转子的热应力,图516冷态起动转子温度变化 与热应力关系1主蒸汽温度；2第一级后汽温,b）转子的热应力,与热应力关系 1. 主蒸汽温度；2第一级后汽温； 3转子表面温度；4转子中心孔温度； ； 5中心孔应力；6表面应热力； ； 7残余应力,图615冷态起动转子温度变化,图6
4、16热态起动转子温度变化,与热应力关系 1. 主蒸汽温度；2第一级后汽温； 3转子表面温度；4转子中心孔温度； ； 5中心孔应力；6表面应热力； ； 7残余应力,图617 负荷变化时转子温度变化与热应力关系,1第一级后汽温；2中心孔温度；3转子表面温度；4中心孔应力； 5残余应力； 6表面应力,6.1.4 汽轮机的热膨胀,（甲） （乙） 甲双缸滑销系统 乙单缸滑销系统 1纵销；2横销；3立销；4猫爪横销；5斜销,6.1.5 汽轮机的热变形,c）转子的热弯曲,图526 转子弯曲度测量示意图,6.2 汽轮机组的启动,合理的启动方式，不但要保证机组安全可靠。而且还要求启动时间最短，这就是说，汽轮机各
5、部件的热应力、热膨胀、热变形应在允许范围内，同时在不发生异常振动、不引起摩擦和裂纹的前提下，尽量缩短总的启动时间，可见，首先应找出启动中允许的最大金属温升速度，启动中，如能通过调整主蒸汽参数或流量并准确保持这一温升速度，就能保证机组安全而又快速启动。当然，在实际启动操作中，金属温升速度难以精确保持为某一确定数值，为了避免金属温升速度超过允许数值，蒸汽的温升速度要掌握的稍微低一些，因此实际的启动时间总比理想的时间要长。,现将影响机组启动、停机的主要因素列举如下： 热应力：较大的热应力常出现在厚重而温度变化幅度大的部件上，例如调节汽室处的汽缸、汽缸法兰和螺栓以及汽轮机转子。 相对膨胀胀差：胀差使通
6、流部分的轴向间隙发生变化，如果在启停中控制不当，则可能导致动静部分的摩擦碰撞。大型汽轮机多为多缸结构，机组长度大，胀差问题更为突出。,6.2.1 汽轮机组的启动,热变形、热翘曲：法兰内外壁温差引起的汽缸截面椭园变形；上下汽缸温差引起的汽缸拱背变形；转子的热弯曲变形，都是热变形。热变形的大小决定于温差的大小，也取决于加热（冷却）的急剧程度。 机组振动：除了通过临界转速的振动以外，还有转子热挠曲引起的振动，动静部分碰摩的振动、轴承系统的油膜振荡、转子机械不平衡引起的振动、电磁力不平衡引起的振动、联轴器找正对中不合格引起的振动等。若振动过大，将引起动静部分的碰撞与摩擦，因此振动也是影响启动的一项重要
7、因素。 缩短启动时间：在保证安全的前提下，尽量缩短启动时间，尽快并网发电，以减少启动耗用，节约开支，提高设备利用率。,6.2.1.1 330MW汽轮机启动方式的规定,a)冷态启动：停机48小时后，在高压缸第一级处的金属温度低于190；中压缸第一级处金属温度低于150。 b)温态启动：停机 4048小时，高压缸第一级处金属温度190300，中压缸第一级处金属温度150290。 c)热态启动：940小时，高压缸第一级处的金属温度300430，中压缸第一级处的金属温度290430。 d)极热态启动：停机19小时，高压缸第一级处金属温度430500，中压缸第一级处金属温度430500。,6.2.2 冷
8、态滑参数启动,5.2.3 330MW汽轮机的启动特点：,四种启动方式的启动程序基本相同，其差别仅在于冲转时主蒸汽和再热蒸汽温度不同，高压缸隔离的条件不同和机组升速、升负荷的速度不同。,各种启动方式冲转时的蒸汽参数（仅供学习、参考）,6.2.2.1 启动前检查,a）确认各检修工作全部完成，有关设备及系统符合启动条件。 b）检查各楼梯、栏杆、平台完整，各保温完好，所有临时安全设施已拆除，现场清洁且照明充足。 c）检查仪用压缩空气系统投运正常，联系热工送上各种有关的控制气 源、控制电源、仪表电源、报警电源等。 d）送上各有关辅机及电动门电源，检查转向或限位正确，机械无卡涩。,e）联系化学或检修对主油
9、箱、抗燃油箱、旁路控制油箱及给水泵油箱 等加油至要求油位且油质合格。 f）联系化学向真空泵气水分离器及凝汽器、水冷箱等补水至正常水位 且水质合格。 g）完成主、辅设备有关的联锁保护试验，确证合格。,6.2.2.2 辅助设备及系统投运,a）投运辅汽联箱，调节联箱压力在0.81.3MPa范围，此时汽温 约300。 b）检查水冷塔及综合泵房补水池水位正常，分别启动高、低压工业水泵各一台，投入工业水系统。 c）确证凝汽器进、出水门已开启，通知循泵房启动循环水泵，向循环 水系统充水排空气。 d）启动交流润滑油泵及排烟风机，向润滑油系统充油排气。,e）将发电机密封油箱加油至正常油位后，启动主密封油泵，投入
10、发电机密封油系统。 f）发电机充氢结束，氢压及氢纯度正常，检查油氢差压正常。 g）启动定子冷却水泵，投入发电机水冷系统。 h）启动两台顶轴油泵，检查顶轴油压正常，确证大轴已顶起，投入盘车装置。 i）投运凝结水系统，进行凝结水再循环，并联系化学投入精处理装置。,6.2.3 330MW汽轮机冷态启动的操作,5.2.5.1 下列任一条件不满足，禁止启动或并网 a）汽轮机主要联锁保护试验不合格。 b）高、中压主汽门、高排逆止门、抽汽逆止门之一卡涩或严密性试验不合格。 c）调节系统不能维持空转或甩负荷后转速升至超速保护动作值 d）汽轮机上、下缸温差大于60或内外壁温差大于130。 e）交流润滑油泵、直流
11、润滑油泵、盘车装置、顶轴油泵、调速油泵之一 工作失常。,f）主要仪表或检测信号之一失灵。如转速、轴向位移、差胀、振动、油 位、氢油差压、主要金属温度测点等。 g）主要自动调节控制系统失灵。如轴封调节；高、低旁控制系统等。 h）汽轮机转子晃动值偏离原始值 0.02mm。 i）汽轮机任一差胀或轴向位移大于规定值。 j）发电机密封油系统不正常。 k）机组跳闸原因未查明，缺陷未消除。 l）其它危及机组安全运行的严重缺陷。,j）缓慢开启除氧器水位调整门向各低加充水排气，并向除氧器上水至正常水位。 k）确认除氧器水质合格，启动除氧器再循环泵，检查运行正常。 l）开启辅汽联箱至除氧器进汽调整门，加热除氧水温
12、至炉要求。 m）启动一台给水泵，向炉上水。 n）投运调速油系统，进行油循环。 o）启动高、低压旁路控制油站，检查油压正常。 p）启动两台真空泵，检查凝汽器真空逐渐建立。,q）投入轴封系统，启动轴封风机。 r）当凝汽器真空达 20KPa时，锅炉点火。 s）投入旁路系统，并利用旁路辅助调节升温升压率，注意高压排汽缸温 度及凝汽器真空的变化，及时投入低压缸喷水。 t）当凝汽器真空达 90KPa以上时，可停止一台真空泵运行，并注意此时真空变化。 u）检查各疏水管疏水畅通，并及时向各疏水扩容器投入减温水。,6.2.4 冲转的准备,检查所有辅助设备及系统运行正常，无禁止启动条件存在，汽轮发电机已连续盘车1
13、2小时以上且转子晃动度小于规定最大值，蒸汽品质符合冲转条件。 有关参数稳定在下列值（供参考）： 主汽压力 4.0MPa 主汽温度 380 再热汽压力 l.5Mpa,再热汽温度 360 调速油温 35 调速油压 12.OMpa润滑油压 0.150.2MPa润滑油温 35凝汽器真空 90KPa,6.2.5 汽机挂闸、冲转,a）确证汽机允许挂闸，且主汽温度大于主汽门阀体温度（40-60） 后挂闸，投入汽机保安系统。 b）检查确认安全油压约1MPa，高中压主汽门缓慢开启。 c）确认高压缸倒暖阀开启，抽真空阀关闭。 d）做主机跳闸通道模拟保护试验及各跳闸按钮试验合格。 e）确认调节系统允许投入灯亮，投入
14、调节系统。,f）设定中压调门开度限制值为100，高压调门开度限制30。 g）设定目标转速 1000rpm。 h）解锁转速指令，确认中压调门开启正常，此时升速率为100rpm。 i）汽机冲转后应检查盘车装置自动脱扣，各信号显示准确，否则应即 刻停机。 j）当转速达500rpm时，应停止升速，听音检查。 k）当机组转速达1000rpm时，机组应自动停止升速，并稳定在1000rpm，进行暖机。,l）当高压外缸下法兰金属温度大于190，检查高压缸倒暖阀自动关 闭，高排逆止阀强制关闭，抽真空阀自动开启。 m）确认高压缸已处于真空状态，设定目标转速为 3000rpm。 n）解锁转速指令，机组转速继续上升，
15、当升至1020rpm时，检查高压主汽门自动关闭。 o）当机组转速升至3000rpm时，确认机组自动停止升速。 p）全面检查机组无异常后，汇报值长，停运交流润滑油泵。检查顶轴油 泵及盘车电机应自动停止，并暖机20分钟。,6.2.6 机组升速中注意事项,a）进入汽轮机的主蒸汽至少应有50的过热度且应高于汽缸最高壁温507O。 b）维持主、再热蒸汽参数的稳定。 c）汽机冲转时的升速率由 DEH根据中压缸缸温自动给出。 d）在升速过程中，若要保持转速，则按闭锁键即可，但严禁在临界转速区停留 。,e）应特别加强各轴承振动的监视，一旦振动超限，应即刻停机，严禁降速消振。 f）检查汽机本体、管道应无水冲击及
16、异常振动现象。 g）检查汽缸绝对膨胀、各缸差胀、轴向位移、上下缸温差及各轴承温度正常。 h）注意旁路系统及各辅机的运行情况。 i）注意凝汽器真空及发电机油/氢差压变化。 j）根据油温、风温、氢温、水温要求及时投入各冷却器。,6.2.7 机组并网带负荷,a）确认机组运行正常，准备并网。 b）在 DEHCRT中投入负荷控制功能。 c）自动并网： 1)设定目标负荷为30MW，升负荷率2MWmin。 2)并网后负荷至7MW即可解锁负荷指令。,d)手动并网： 1)设定目标负荷为10MW，升负荷率6MWmin。 2)当发电机并网后立即解锁负荷指令，以防逆功率保护动作。 3)设定目标负荷30MW，升负荷率2
17、MWmin解锁负荷指令。 4)投入应力限制功能。,6.2.8 机组升负荷,a）当机组达到30MW负荷后，按照启动曲线重新设定目标负荷为70MW， 升负荷率3MW/min，解锁负荷指令。 b）随负荷的增加，注意低旁应逐渐关小及至全关，此时再热汽压力仍维持在1.5MPa。 c）一般情况下各低加随机启动，高加水侧随给水系统的投运而投入， 高加汽侧在切缸后投入。 i）当机组负荷大于20额定负荷时，进行以下操作。 1)投入高加汽侧，注意给水温度变化。 2)确认五段抽汽压力大于除氧器设定压力时，将除氧器加热汽源由辅汽 切换至五段抽汽供，并停止除氧器再循环泵运行。,d）根据低加疏水箱水位及时启动低加疏水泵，
18、检查运行正常。 e）当高压缸切换条件满足时，高压缸允许切换灯亮。 f）检查高压主汽门重新开启，高压缸抽真空阀自动关闭，高排逆止阀自由释放。 g）高压缸切换完成后负荷约45-50MW，检查高压缸排汽口温度正常并保持该负荷约30分钟。 h）设定高压缸限制为100，解锁负荷指令。当高压旁路完全关闭后， 将负荷控制切换至“负荷调节”方式。,i）当机组负荷大于20额定负荷时，进行以下操作。 1)投入高加汽侧，注意给水温度变化。 2)确认五段抽汽压力大于除氧器设定压力时，将除氧器加热汽源由辅汽 切换至五段抽汽供，并停止除氧器再循环泵运行。 3)检查主、再蒸汽管道及本体疏水门关闭。 4)检查一至五段抽汽管道
19、疏水门关闭，六、七段抽汽管道疏水门待高加,投运后关闭，关闭各疏水扩容器的减温水阀。 5)检查低压缸喷水阀关闭。 j）设定目标负荷为额定值，升负荷率为3MWmin解锁负荷指令。 k）当机组负荷高达40额定负荷时，启动第二台给水泵。 l）约55额定负荷时，机组改定压运行。 m）按启动曲线升负荷至额定后，根据机、炉运行情况，投入协调控制。 n）对机组进行全面检查并汇报值长。,6.2.8.1 机组升负荷中注意事项,a）主再蒸汽温度变化率，升负荷率必须严格按照机组启动曲线执行。 b）高压调门进汽方式依据高压缸温度自动选择，当t270为全周进汽，t270为部分进汽。 c）转子热应力、各金属温度变化率、汽缸
20、上下壁、内外壁温变化趋势正常。,d）汽缸绝对膨胀、各缸差胀、轴向位移、振动等参数在正常范围内。 e）各油温、风温、氢温、水温及轴承温度变化正常。 f）低压缸排汽温度及凝汽器真空正常。 g）除氧器、凝汽器及各加热器水位正常。,6.2.9 330MW汽轮机的热态启动,热态滑参数启动与冷态滑参数启动的区别在于冲转前汽轮机的金属温度起点不同，由于金属温度较高，为避免金属的剧烈冷却，一般只采用压力法启动，不采用真空法，以便使蒸汽的压力与温度符合汽轮机金属温度的要求。热态启动时，除了金属温度较高外，再就是金属部件之间存在温度差异，这是由于停机后各部件的冷却速度不同而造成的，由此，引起了动静间隙的变化，给启
21、动带来比冷态启动更多的问题。汽轮机组的一些重大设备事故如大轴弯曲、动静部分摩擦等往往是发生在热态启动中，由于操作不当，处理不正确而酿成的。因此需要了解和掌握热态启动的规律，通过大胆细心操作，就可以达到在任何温度状态顺利启动的目的。,图630冷态启动曲线,图631温态启动曲线,图632热态启动曲线,图633极热态启动曲线,6.3 汽轮机的运行维护,6.3.1330MW汽轮机运行中的主要指标 6.3.1.1 压力 a)汽轮机运行12个月的入口平均压力不应超过额定压力； b)在保证汽轮机年平均压力不超过额定压力的前提下，允许连续运行的压力不超过额定压力的108； c)在异常运行工况下，允许压力摆动到
22、额定值的120，但全年累计运行的时间不能超过12小时。 d)再热器安全阀整定到使再热器前的汽机排汽压力不超过汽机额定功率下运行时压力120。,6.3.1.2 温度,a)连续运行的年平均汽温不大于额定汽温540； b)在保证年平均汽温不大于额定汽温540的前提下，允许连续运行的温度不大于548； c) 在异常运行工况下，汽温可超出的范围如下： 超14时，年累计运行时间不能超过400小时； 超28时，年累计运行时间不能超过80小时。 上述条件中的所谓运行时间，是指汽机带负荷的运行时间。,6.3.1.3 运行参数表,序号 参数名称 单位 额定值 报警值 最大值 跳闸 1 机组出力 MW 330 35
23、0 2 主蒸汽压力 MPa 17.75 17.75 3 主蒸汽温度 540 540 4 主蒸汽流量 t/h 938.9 1003.9 5 再热蒸汽压力 MPa 3.789 4.022 6 再热蒸汽温度 540 540,7 再热蒸汽流量 t/h 849.3 903.0 8 低压缸进汽压力 MPa 0.483 0.507 9 低压缸进汽温度 258 258.8 10 低压缸排汽流量 t/h 626.6 664.5 11 低压缸排汽压力 MPa 0.0049 0.021 0.021 12 低压缸排汽温度 32.5 33.8 13 高压缸胀差 mm,序号 参数名称 单位 额定值 报警值 最大值 跳闸
24、14 中压缸胀差 mm 15 低压缸胀差 mm 16 轴向位移 mm 17 轴承振动 m 60 100（140） 130（180） 18 高压缸轴承温度 90 19 中压缸轴承温度 90,20 低压缸轴承温度 90 21 工作瓦块回油温度 22 非工作瓦回油温度 23 冷油器出口油温 24 油箱油温 75 25 油箱油位 mm,序号 参数名称 单位 额定值 报警值 最大值 跳闸 26 交流润滑油泵出口油压 MPa 27 调速油压 MPa 28 调速油箱油温 50 29 调速油泵供油温度 30 保安油系统油压 MPa 1 31 高压缸真空暖缸期间排汽压力 MPa,6.3.1.4 汽轮机组定期试验
25、,根据制造厂的要求和现场运行的实际情况，应定期进行以下试验： a)主汽门严密性试验。 b)真实超速试验。 c)模拟超速试验。 d)低真空试验。 e)润滑油压低试验。 f)主汽门、调速汽门活动试验。 g)调速油泵联动试验。 h)主油箱油位低试验。 i)润滑油泵联动试验。,6.4 汽轮机组的停运,汽轮机的停机是指从带负荷运行状态，转为减去全部负荷，与电网解列，打闸切断汽轮机进汽到转子静止的过程。根据停机目的不同，单元机组的停机可分为额定参数停机和滑参数停机。,6.4.1 330MW汽轮机的停运操作,6.4.1.1 停机概述 机组停机，分正常停机和事故停机；正常停机，又可分调峰停机和大小修停机。根据
26、停机性质的不同，停机的操作步骤略有差异。,6.4.1.2 330MW汽轮机正常停运的操作,a)机组停运前准备： 1）接到停机命令后，通知各岗位做好停机前的准备工作，并根据检修 工作需要选择停机方式，控制汽缸金属温度。 2）联系将辅汽联箱汽源切至老厂供。 3）进行交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵和盘车装置的启停试验，确认良好。 4）若停机时要进行“高中压主汽门严密性”或“实际超速”等试验，,b)机组减负荷。 1）设定目标负荷为160MW，选择减荷率为2MW/min，解锁负荷指令。 2）根据需要投入旁路系统。 3）当负荷减至约160MW时，可停止一台给水泵运行。 4）设定目标负荷为70MW额定
27、负荷时，解锁负荷指令。 5）当负荷减至约20额定负荷时，进行以下操作： 检查低压缸喷水阀自动打开，否则手动开启。,则应根据试验要求做好有关的准备工作。 检查防进水保护有关疏水阀自动打开，否则手动开启。 适当开启主再蒸汽管道疏水门。 撤出高加汽侧运行，检查六、七级抽气管道疏水门应自动开启。 将除氧器汽源切至辅汽联箱供。 根据低加疏水箱水位，停疏水泵。,6）设定目标负荷为10MW，解锁负荷指令。 7）当负荷减至约1O%额定负荷时；高压调门开度指示为零，汽机将自 动倒缸。检查高压主汽门、调门关闭；排汽逆止门及倒暖阀关闭；抽真空阀自动打开，注意高压缸真空及高压排汽缸金属温度的监视。 8）减负荷时注意事
28、项。 注意凝汽器、除氧器压力和水位变化。 注意轴封压力，汽缸各金属温度及各加热器水位的变化。,注意主、再蒸汽的下降速率，轴向位移，各缸差胀、振动在允许范围内。 注意各调门应无卡涩。 9）减负荷至10MW左右时，检查机组无异常，汇报值长，按下主机跳闸按钮，检查主汽门、调门、抽汽逆止门应关闭，发电机逆功率动作，机组转速下降。 c）机组盘车后操作。 1）检查润滑油泵，顶轴油泵和盘车电机自动启动，否则手动启动。 2）在DEH控制台上将高中压调门阀位限制，目标转速，负荷值减至零。 3）停运调速油泵，检查调速油压消失。,4）当转速降至盘车转速时，检查盘车自动啮合，转速约54rpm,并记录惰走时间，测量大轴
29、晃动值。 （5）停止抽真空系统运行，开启真空破坏门。 （6）当凝汽器真空至零后，停轴封供汽。 （7）根据锅炉的要求决定是否停用旁路系统、除氧器加热汽源及给水泵的运行。 （8）根据停机时间长短，决定是否停用辅汽联箱。 （9）停止定子冷却水系统的运行。 （10）根据除氧器，凝汽器水位及各用户的情况决定凝结水泵的停运。,（11）当低压排汽缸温度小于50时，可停循环水泵运行。 （12）当汽缸最高金属温度小于150时，可停止盘车运行。 （13）投入测量转子弯曲的百分表，并调整该表计“0”位，注意转子弯曲值变化。 （14）当发电机排氢结束后，停止密封油泵运行。 （15）当汽机最高金属温度小于120，停止润
30、滑油泵运行。,（16）待汽机完全冷却后，停止顶轴油泵运行。 （17）联系值长决定工业水泵的停运。d)停机后的设备保养（停止运行不超过10天）。1)隔绝可能返回汽轮机内部的汽水系统，并开启主再汽管道、抽汽管道、旁路及本体所有疏水门。2)关闭与公用系统联接的汽、水、气阀门。3)切断辅助设备及有关阀门的电源、气源。,4)放尽各水箱、凝汽器热井、加热器、循环水进出水室等的存水。5)除氧器、加热器，采用湿储存保养。6)保持润滑油净化系统的连续运行，若油温70，可停止运行。7)无特殊情况，应保持交流润滑油泵运行，当主油箱油温70时，停止该泵运行。8)保持调速油系统的调速油循环泵运行，当油温60，可停止运行
31、。9)每天投入盘车半小时，记录转子晃动度。,6.5 汽轮机的事故处理,5.5.1 事故处理原则 a)根据仪表指示、声光报警、以及外部象征，确证设备或系统已发生故障。 b)发生故障时，应尽快解除人身和设备的危险，必要时应解列或停用故障设备或系统，并及时向上一级汇报。 c)在值长、班长统一指挥下，迅速查明事故原因，采取正确手段消除故障，确保非故障设备安全运行。 d)各值班人员必须严格遵守有关规定，在处理故障时，应互通情况，互相配合，接到命令要复诵，并迅速执行，命令执行后应及时向发今人汇报。,e)对所发生的事故现象，应沉着冷静，分析周密，主动采取对策，并迅速汇报，不得随意猜测和盲动，以防事故的蔓延。
32、 f)机组发生故障后，有关领导及技术人员应赶赴现场协助处理，除特殊情况外，给予运行人员的必要指示应通过值长发布。 g)故障消除后各岗位应如实、详细地进行记录，并对所发生的故障进行讨论分析。 h)与处理故障无关人员，应远离现场。,6.5.2 汽轮机的停机条件,6.5.2.1 汽轮机的主保护 达到下列任意条件时，汽轮机保护动作，关闭主汽门、调门，紧急停机。 1）汽机转速超过110112的额定转速。 2）低真空。 3）润滑油压低。,4）轴向位移达到极限值。 5）高压缸排汽保护。 6）调速油压低。 7）轴振超限。 8）胀差超限。 注：在停机操作中，当需要破坏真空时，机组转速必须小于2700rpm时，方
33、可允许打开真空破坏阀。,6.5.2.1 紧急停机条件,1）机组突然发生强烈振动，或突增0.05 mm或轴振动达0.13mm。 2）汽机断叶片或其内部发生明显的摩擦声。 3）汽缸内发生水冲击。 4）任一轴承断油或冒烟。 5）任一轴承金属温度达到 110 。 6）推力轴承回油温度达到80。 7）轴封处冒火花。,8）发电机或励磁机冒烟、着火或氢爆炸。 9）汽轮发电机组油系统着火，无法很快扑灭，严重威胁机组安全运行。 10）转速升至 3300rPm而保护未动。 11）润滑油箱油位低。 12）润滑油系统发生严重泄漏或润滑油母管油压低。 13）转子轴向位移达到-0.7mm或+0.5mm。 14）主、再热蒸
34、汽管道或给水管道破裂，严重危及设备安全运行时。 15）高、中、低压缸任一差胀超出极限值。,6.5.2.3 一般故障停机条件,1）当任一保护应跳而未跳时（属紧急停机的除外）。 2）主蒸汽或再热蒸汽温度上升至568以上。 3）主蒸汽或再热蒸汽温度突降50以上且汽温下降率大于10min。 4）机组在凝汽器真空禁止运行区运行超过3分钟。 5）低压缸排汽温度空载时超过100。,6）润滑油温高达55，经处理后仍无法下降。 7）主油箱油位低报警后，仍在下降，无法及时补油。 8）控制油系统严重泄漏，经处理无效或两台油泵运行，油压仍低于10MPa，无法维持机组的正常运行。 9）高、中压调速汽门阀位控制回路故障。
35、 10）发电机密封油系统故障，无法保持必要的油压和油位时。,6.5.3 汽轮机的典型事故,5.5.3.1 汽轮机跳闸 1）现象： 汽轮机跳闸报警、发电机解列、MFT动作。 交流润滑油泵、顶轴油泵、盘车马达自动启动。 机组负荷到零，声音突变，转速上升后又下降。 各主汽门、调门关闭，高排逆止阀及各抽汽电动门、逆止门关闭，高压缸抽真空阀开启。 防进水保护有关阀门打开，低压缸喷水投入。旁路系统动作。,2）原因： 机组跳闸保护动作或误动。 发变组保护动作。 手动打闸。 锅炉MFT。 3）处理： 尽快查明原因并及时汇报。 若跳闸保护动作正确，应进行事故停机处理。,若是跳闸保护误动，立即报告值长并经总工批准
36、后退出误动保护，重新恢复机组运行。 若是人为误动，则应尽快复归，按要求将负荷带到原始值。 在事故处理过程中应确认辅汽切换正常，加强对轴封供汽情况监视。 注意各辅机运行情况。 注意凝汽器真空，排汽温度变化。 及时调整旁路运行状况。 完成正常停机的其他操作。 对机组进行全面检查，待故障消除后方可按照启动程序重新执行。,6.5.3.2 汽轮机严重超速,1）现象： 负荷突然至零。 机组转速至超速保护动作值后继续上升且汽机转速高报警。 润滑油压上升，汽轮机振动明显增大，声音严重异常。 2）处理： 一旦发生超速事故时应即刻紧急停机。 锅炉尽快泄压。 停运调速油泵。 尽快汇报并组织人员对机组进行全面检查，待
37、查明超速原因,故障消除且确认设备正常，机组模拟超速试验合格后，方可重新启动。 机组定速后做真实超速试验合格，才允许并网带负荷。,6.5.3.3 主、再汽压力异常,1）现象： 主再汽压力指示升高或降低。 主再汽压力高或低报警。 机组负荷偏离正常值。 2）原因: CCS故障或人工调节不当。 机组负荷突变。 高加保护动作。,锅炉方面异常。 3）处理: CCS故障，应即刻切至手动尽快恢复正常汽压。 若是主再蒸汽压力下降，应按滑压曲线接带相应负荷。 若是高加保护动作，应及时降低机组出力。 主汽压力升至 MPa，高旁快开，主汽压力升至19.5MPa21.25MPa，一年内累计时间不超过12小时，否则应故障
38、停机。 主汽压力超至21.25MPa，应故障停机。,6.5.3.4 主、再汽温异常,1）现象： 主再汽温度指示升高或降低。 主再汽温度高或低报警。 2）原因： CCS故障或人工调节不当。 锅炉方面异常。 3）处理：,主再蒸汽任一温度升至 545，应降低汽温。 主再蒸汽温度在548554，一年内累计运行不超400小时，每次运行时间不超30分钟，否则应故障停机。 主再蒸汽温度554568一年内累计运行时间不超 80小时，每次连续运行不超10分钟，否则应故障停机。 主再蒸汽温度达568以上应故障停机。 主再蒸汽温度降至520应尽快恢复汽温。 主再蒸汽温度从 515开始，每下降 1应减负荷 5MW,6
39、.5.3.5 汽轮机振动异常,1）现象： 轴承振动大报警且 CRT显示值增大。 就地振动明显增大。 2）原因： 机组转子中心未调整好。 机组轴瓦间隙未调整好。 汽缸金属温差大，引起汽缸变形或大轴弯曲过大。,启动过程中暖机不良。 启动升速中发生油膜振荡。 润滑油压过低或油质恶化。 主或再热蒸汽参数发生剧烈变化。 汽缸内发生水冲击。 汽机断叶片或内部构件脱落。 汽机滑销系统卡涩。 低压缸轴封供汽不正常或空负荷排汽温度高引起转子中心破坏。 发电机或励磁机引起振动。,3）处理： 汽轮机突然发生强烈振动，或内部有明显金属摩擦声音，应紧急停机。 若机组在运行中，振动逐渐增加时可适当减少负荷，检查原因并及时
40、汇报值长，当轴振动达0.13mm，应紧急停机。 若机组在升速过程中，当转速小于 2900rpm，轴振动达0.18mm，或转速大于2900rpm，轴振动达0.13mm均应紧急停机，禁止降速消振。,6.5.3.6 周波异常,1）现象： 周波指示下降或上升。 负荷自动上升或下降。 辅机出力减少或增大。 机组声音异常。 2）原因： 电网有功负荷大于有功电源容量将使周波下降。 电网有功负荷小于有功电源容量将使周波上升。 系统振荡。,3）处理： 周波异常时应立即报告值长。 低周波时应限制发电机不能过负荷。 当周波低时，应注意润滑油压的变化，必要时可启动交流润滑油泵运行。低周波时，有关辅机出力将减少，应加强
41、对主再蒸汽参数、机组振动、轴向位移、推力轴承温度及凝汽器真空等参数的监视。 当周波达 48Hz时，应汇报值长要求机组解列带厂用电，待系统正常后再并网，当周波达37.5Hz时，应故障停机。 当周波高时，应及时减负荷并调整有关运行参数在许可范围内。 当周波高于51Hz时应汇报值长要求解列带厂用电运行。 由于系统振荡引起的周波异常，应立即汇报值长，并执行值长的命令,6.5.3.7轴向位移异常,1）现象： CRT及记录显示增大。 轴向位移大报警。 推力轴承回油温度异常升高。 机组振动增大。 2）原因： 机组负荷突变或过负荷。,蒸汽参数突变。 汽机水冲击。 推力轴承故障。 通流部分结垢或叶片断裂。 凝汽
42、器真空低。 加热器突然停运。 发电机转子窜动。 电网周波下降。,3）处理： 发现轴向位移异常，应立即核实查找原因，加强监视并作相应处理。 若是机组负荷或蒸汽参数突变引起，应立即稳定工况，制止参数进一步变化。 若是机组发生水冲击或断叶片引起，应紧急停机。 若是通流部分结垢或凝汽器真空低引起，应适当降低负荷。 当轴向位移达-0.7mm或+0.5mm或推力轴承回油温度达80 ，均应紧急停机。,6.5.3.8 汽轮机水冲击,1）现象： 主蒸汽或再热器温度急剧下降。 各汽门门杆、汽缸结合面、轴封等处冒出白汽或溅出水滴。 汽轮机内部或蒸汽管道有水击声。 机组负荷摆动并自动下降。 推力瓦块与回油温度上升，轴
43、向位移增大，差胀大幅度变化，汽缸温度突然下降，机组剧烈振动。 加热器或除氧器水位异常。,2）原因: CCS故障或炉原因造成主、再蒸汽参数剧降。 锅炉满水。 加热器满水。 主、再蒸汽管道、抽汽管道本体疏水不彻底。 轴封汽源带水。,3）处理: 上述现象不一定同时出现，若确证汽轮机发生水冲击，应立即紧急停机。 开启主、再蒸汽管道，汽机本体及轴封母管等系统有关的疏水门。 若加热器或除氧器满水而致，应立即切除故障加热器或打开除氧器危急放水门，并加强抽汽管道的疏水。,准确记录并分析惰走时间，及时投入连续盘车，测量大轴弯曲值。 严密监视推力轴承回油温度，轴向位移，上下缸温差及各缸的胀差。 倾听机内声音，监视
44、振动情况。 若上述监视项目均未发生异常，则在发生水冲击原因消除后，并将主、再蒸汽管道上的疏水彻底疏尽后方可重新启动,6.5.3.9 轴承温度高,1）原因： 润滑油压力低或油质不合格。 主油箱油位低或油流量减少。 冷油器冷却水中断或减少，冷却水温度高或油温自动调节失灵。 轴承损坏。 机组过负荷。 轴封漏汽大。,2）处理： 发现轴承温度突然升高或轴承回油温度突然升高，应核实并分析原因。及时调节润滑油温至正常值。 若油质不合格，应加强滤油或换油。 若机组过负荷，应适当减负荷至正常值。 若轴封漏汽大引起，则视凝汽器真空情况适当调整轴封汽压力。 当任一轴承金属温度达到110或推力轴承回油温度高达80时，
45、应紧急停机。,6.5.3.10 凝汽器真空异常,1）现象： 凝汽器真空指示下降，排汽温度升高并报警。 机组负荷自动下滑。 2）凝汽器真空缓慢下降原因： 循环水量不足或水温过高。 轴封汽压力偏低或带水。 真空泵工作异常。 真空系统阀门误操作。,凝汽器热负荷过大。 真空系统泄漏。 3）凝汽器真空急剧下降原因： 循环水中断。 轴封供汽中断。 凝汽器满水至抽气口。 真空破坏阀误开。 真空泵跳闸，备用泵未联动。,4）处理：当真空下降时，应核对排汽温度。 确认真空下降，应及时启动真空泵，并查明原因进行处理。 当真空连续下降，应适当减负荷，使各监视段压力不超正常允许值，但 注意机组不在凝汽器真空禁止运行区内
46、运行。 若一台循泵因故跳闸，应迅速减负荷，并根据凝汽器真空带相应负荷。,当凝汽器绝对压力达到0.021MPa，低真空保护动作，若拒动应手停。 故障停机时应及时投入低压缸喷水，禁止投用低压旁路。 若是循环水中断引起低真空保护动作，应关闭凝汽器循环水进水门，待 排汽温度降至50时再向凝汽器通水。 若是凝汽器满水引起低真空保护动作，应立即启动备用凝泵并停止凝汽 器补水，必要时通知化学化验凝结水水质。,6.5.3.11 厂用电中断,1）现象： 交流照明熄灭，事故照明亮，MFT动作，机组跳闸。 机房内声音突变，所有运行交流电机停转，交流备用设备不联动，电流 表指示至0。 汽温、汽压、凝汽器真空迅速下降。
47、 2）处理： 厂用电中断，应进行紧急停机。,检查直流润滑油泵，直流密封油泵自启动，否则应立即手动启动，并注 意润滑油压和油氢差压正常。 复位各辅机开关，切除联锁。 当柴油发电机启动后，检查交流润滑油泵，主密封油泵，交流密封油泵， 顶轴油泵及盘车电机自动启动。,待密封油压正常后，检查交、直流密封油泵自停。 待润滑油压正常后，停直流油泵。 凝汽器真空未到零时，应设法保持轴封汽运行正常。 厂用电恢复后应对机组进行全面检查，并根据系统状况尽快启动各辅机。检查大轴晃动度，若偏大应进行直轴。 检查主再汽参数正常后按照启动操作规程进行重新启动。,6.5.3.12 厂用电部分中断,1）现象： 中断段电源所带的
48、运行辅机停转，备用辅机自启动。 各跳闸泵报警。 机组负荷相应降低。 2）处理： 检查备泵应自启动，否则应手动启动备用泵。 复位跳闸泵按钮并解除联锁。 尽快恢复厂用电。 加强主汽参数、凝汽器真空、水位、及各油温、轴承温度、除氧器水位等的监视，厂用电恢复后，应汇报值长并按规定加负荷。,6.5.3.13 带厂用电运行,1）现象： 发电机主开关跳闸，负荷甩到厂用负荷，汽机转速上升后又下降。 高低压旁路自动投入工作。 抽真空阀打开，高压调节汽门关闭，高排逆止门关闭，抽汽逆止门关闭。 低压缸喷水自动投入，有关疏水门开启。 2）处理：,立即将汽机转速降至 3000rpm。 注意高中压缸金属温度及高压缸排汽端
49、金属温度的变化。 维持主蒸汽压力4MPa，再热蒸汽压力1.5MPa主、再蒸汽温度500。 全面检查机组运行情况无异常后，等故障查明并消除后，汇报值长并网。 机组并网后，若无特殊原因，应尽快将负荷加至原负荷值。 加强主再蒸汽参数及差胀、差向位移和汽缸温度变化的监视。,6.5.3.14 火灾事故,1）值班人员一旦发现火情，应立即采取相应措施，并按安规有关规 定执行。若火势严重，电话“119”召唤消防队。 2）在消防队未到之前，由值长、机组长统一指挥灭火，并设法控制火灾 区域，不使其蔓延。 3）值班人员应严守岗位，加强对机组运行设备的监视，保证非故障设备 的运行，若火势危及机组安全时，应紧急停机，并立即排氢。 4）电气设备着火应先切断电源，然后用二氧化碳、四氯化碳、l211等灭 火器灭火，禁止用砂、泡沫灭火器灭火。,
