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25项反措

2017-09-15 50页 doc 105KB 60阅读

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25项反措25项反措 附 录 A 防止汽轮机超速和轴系断裂事故 A.1 原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(2000年版)中防止汽轮机超速和轴系断裂事故原文 为了防止汽轮机超速和轴系断裂事故的发生,应认真贯彻原水利电力部《防止20万千瓦机组严重超速事故的技术措施》和《防止国产200MW机组轴系断裂事故暂行措施》,并提出以下重点要求: A.1.1 防止超速 A.1.1.1 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转速以下。 A.1.1.2 各种...
25项反措
25项反措 附 录 A 防止汽轮机超速和轴系断裂事故 A.1 原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(2000年版)中防止汽轮机超速和轴系断裂事故原文 为了防止汽轮机超速和轴系断裂事故的发生,应认真贯彻原水利电力部《防止20万千瓦机组严重超速事故的技术措施》和《防止国产200MW机组轴系断裂事故暂行措施》,并提出以下重点要求: A.1.1 防止超速 A.1.1.1 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转速以下。 A.1.1.2 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。 A.1.1.3 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。 A.1.1.4 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。 A.1.1.5 机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验,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的情况下,严禁启动。 A.1.1.6 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。 A.1.1.7 在机组正常启动或停机的过程中,应严格按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。 A.1.1.8 在任何情况下绝不可强行挂闸。 A.1.1.9 机械液压型调节系统的汽轮发电机组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。 A.1.1.10 抽汽机组的可调整抽汽逆止门关闭应严密、连锁动作可靠,并必须设置有快速关闭的抽汽截止门,以防抽汽倒流引起超速。 A.1.1.11 对新投产的机组或汽轮机调节系统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。 A.1.1.12 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、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。 A.1.1.13 危急保安器动作转速一般为额定转速的110%?1%。 A.1.1.14 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。 A.1.1.15 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。 A.1.1.16 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系统改造的确定及功能,以确保系统实用、安全、可靠。 A.1.1.17 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的要求条件妥善保管。 A.1.1.18 主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型连轴器或类似连轴器的机组,定期检查连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。 A.1.1.19 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。 A.1.1.20 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。 A.1.2 防止轴系断裂 A.1.2.1 机组主辅设备的保护装置必须正常投入,已有振动监测保护装置的机组,振动超限跳机保护应投入运行;机组正常运行瓦振、轴振应达到有关的优良范围,并注意监视变化趋势。 A.1.2.2 运行100kh以上的机组,每隔3,5年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子,应适当缩短检查周期。 A.1.2.3 新机组投产前、已投产机组每次大修中,必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查,选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。 A.1.2.4 不合格的转子绝不能使用,已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定,根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施,并报主管部门审批后执行。 A.1.2.5 严格按超速试验规程的要求,机组冷态启动带25%额定负荷(或按制造要求),运行3,4h后立即进行超速试验。 A.1.2.6 新机组投产前和机组大修中,必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况,保证各联轴器的紧固和配合间隙完好,并有完善的防松措施。 A.1.2.7 新机组投产前,应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况,最大变形量不得超过轴向间隙的1/3。 A.1.2.8 防止发电机非同期并网及发电机非全相运行。 A.1.3 建立和完善技术档案 A.1.3.1 建立机组试验档案,包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。 A.1.3.2 建立机组事故档案。无论大小事故均应建立档案,包括事故名称、性质、原因和防范措施。 A.1.3.3 建立转子技术档案 —— 转子原始资料,包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性。 —— 历次转子检修检查资料。 —— 机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程 中的汽温汽压负荷的变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。 A.2 修改及说明 A.2.1 原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的防止汽轮机超速和轴系断裂事故部分除9.1.7外,其余仍适用。 A.2.2 原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的防止汽轮机超速和轴系断裂事故部分中的防止轴系断裂中增加防止轴系损坏的内容。 A.2.3 修改以下条款。 A.2.3.1 原9.1.7款修改为:汽轮机旁路系统应处于良好的工作状态,在机组正常启动或停机的过程中,汽轮机旁路系统的投入应严格执行运行规程要求。 A.3 实施细则 A.3.1 防止超速 A.3.1.1 汽轮机调节系统试验,应按厂家技术以及《汽轮机调节控制系统试验导则》(DL/T711 -1999)要求的内容和标准定期进行。确认调节系统静止试验和静态试验合格,系统速度变动率、迟缓率等参数符合规范的要求。汽轮机调速系统各项功能达到设计要求。 A.3.1.2 调速系统整定品质良好,在不同参数下,机组升速、定速及并网过程转速控制平稳。 A.3.1.3 定期进行主汽门及调速汽门的关闭时间测试及严密性试验,关闭时间符合设计要求,关闭过无卡涩现象,严密性试验合格。并将试验结果与成功进行甩负荷试验时的试验数据进行对照,发现问题时及时分析处理。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下,严禁机组启动。 A.3.1.4 定期进行各段抽汽逆止门(包括供热逆止门和截止门)的关闭测试试验确认连锁关闭迅速可靠,关闭时间符合技术规范要求。 A.3.1.5 调节保安系统的定期试验装置应完好,运行人员严格按要求进行定期试验并做好完整的试验记录。定期试验一般包括主汽门和调速汽门的在线活动试验、设计了试验功能的电磁阀活动试验以及危急保安器注油试验等。 A.3.1.6 新安装的机组或机组大小修后、危急保安器解体和调整后、机组进行甩负荷试验前,进行超速试验,确认合格。试验时,主蒸汽、再热蒸汽压力尽量取低值。 A.3.1.7 机组的电气超速保护,要进行实动试验,保证其动作转速符合有关技术要求。机组运行期间电气超速保护必须正常投入。禁止机组在失去超速保护的情况下启动和运行。 A.3.1.8 机组正常运行中,按制造厂及运行规程的规定进行危急保安器注油试验,注油试验不合格时,及时处理。 A.3.1.9 机组的超速预防功能(快关调速汽门),应涵盖超速3%、功率负荷不平衡、机组带负荷解列等内容,定期进行实动试验或仿真试验确认其动作可靠。 A.3.1.10 对设计有附加超速保护的机械液压调速系统,应定期进行检查和调整,保证该功能在机组正常运行时能够可靠投入。 A.3.1.10.1 对于东汽原液调机组,附加超速保护应在机组静止时通过静止试验阀进行校验,校验时附加保护油压表须更换为0.4级标准表。 A.3.1.10.2 对于哈汽原液调机组,附加超速保护功能应在机组大修时,通过检查主油泵推力瓦的磨损情况、随动滑阀后附加超速油口的过封度等进行核实。 A.3.1.11 配汽机构的调整严格按照制造标准进行,汽轮机主汽门和调节汽门阀体与执行机构的连接应保证其在热态下关闭严密。具有凸轮配汽机构的系统,其凸轮的冷态间隙应按进行过热态间隙校核后的数据进行调整,且在其静止试验完毕后应恢复滚轮冷态预留间隙,以防热态下调节汽门关闭不严。 A.3.1.12 定期检查电液伺服阀的安全偏置及电液伺服模块的稳态伺服电流,并做好记录。对于安全偏置不足或反向偏置的要及时进行调整,电液伺服模块出现积分饱和等异常现象时要及时进行分析处理。 A.3.1.13 大小修期间应根据制造厂家的规定,通过相关的试验验证电液伺服阀性能,当电液伺服阀性能不合格时,应对其进行清洗、检测或更换。 A.3.1.14 做好电液伺服阀和电磁阀的备品备件的管理工作,保管和存储应符合技术规范要求。 A.3.1.15 保证汽轮机油和抗燃油的品质的措施 A.3.1.15.1 制定有汽轮机油和抗燃油的品质监督管理标准,严格进行透平油、抗燃油品质的定期检查化验和监督工作,落实责任人。机组投产初期,汽轮发电机组本体和油系统检修后,以及机组油质劣化时,应缩短检查化验周期。 A.3.1.15.2 新建机组及机组大修或调速系统检修工作结束,应将前箱、轴承箱及其箱盖彻底清理干净,并在循环冲洗至油质检验合格后调速系统方能进油。油系统的施工工艺与油净化循环应符合技术规范的要求。透平油和抗燃油的油质及清洁度不合格的情况下,严禁机组启动。 A.3.1.15.3 汽封间隙应调整适当,汽封系统设计及管道配置合理,汽封压力及温度自动调节应正常投入,加强运行中对轴封系统的监视和调整,防止汽封系统蒸汽外漏到油系统。 A.3.1.15.4 汽轮机前箱、轴承箱负压具有调整手段,负压应调整适当,以防止灰尘及汽、水进入油系统。 A.3.1.15.5 机组运行期间,透平油净化装置、抗燃油再生过滤装置,应正常投入运行。机组投产初期,汽轮发电机组本体和油系统检修后,以及机组油质劣化时,油净化装置必须连续运行,必要时采取临时措施加大滤油出力。 A.3.1.16 正常停机时,在打闸后,应先检查有功功率是否到零,有功功率表到零或负值以后,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。 A.3.1.17 旁路控制系统的各执行机构,必须动作可靠、快速灵活,各阀门关闭严密。控制逻辑功能与汽轮机控制和连锁功能相适应,保证旁路系统能够按照设计的功能可靠地投入。投入FCB功能的机组上不应使用简易旁路系统。 A.3.1.18 按设计要求保证旁路系统的热备用状态,严防系统内积水或疏水不畅。 A.3.1.19 汽轮发电机主轴上应至少装有一套转速监视装置,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。用于电调机组转速控制的测量系统的可靠性不小于三取二系统。 A.3.1.20 定期进行转速表的检查校验工作,确保完好。机组启动前进行主要表计的巡察判断,冲转时注意观察调速汽门开启、转子转动、转速表计的指示等关联情况,发现机组转速表等重要运行监视表计显示不正确或失效,及其它威胁机组安全运行的现象时应中断启动立即停机。 A.3.1.21 机组启动挂闸时必须具备启动条件,禁止在强制启动条件下挂闸。机械液压调节系统的机组应规定明确的机组启动限制条件。 A.3.1.22 新建机组及调节系统进行了重大改造的机组在启动试运阶段进行甩负荷试验;对已投产尚未进行甩负荷试验的机组,创造条件进行甩负荷试验。将机组甩负荷试验的各项条件状态,试验结果记录存档,以备以后对照分析。甩负荷后, 机组的控制系统应能将转速控制在危急保安器动作转速以下。对于甩负荷试验不成功的机组应分析原因,进行必要的改进,使机组的控制系统达到要求。 A.3.1.23 按照导则的要求进行甩负荷试验。机组进行甩负荷试验前应制定严格的试验方案和安全措施。严格落实甩负荷试验的条件要求,确保机组的各项保护投入,并确认能正常发挥作用。机组不具备甩负荷试验条件时不进行试验。 A.3.1.24 对采用调速油泵的机械液压调速系统,调速油泵工作流量不超出工作区,并保证透平油含水不超标。防止调速泵过流量和汽化造成调速脉动油压的波动。 A.3.1.25 大修中应检查门杆弯曲和测量阀杆与套筒间隙,检查门杆与门杆套是否存在氧化皮。阀体与导向套筒的间隙不符合标准的要进行更换或处理。对较厚的氧化皮应设法消除,氧化皮较厚的部位可用适当放大间隙的办法来防止卡涩。 A.3.1.26 检修中应检查测量主汽门预启阀、主汽门及各调速汽门行程,并检查是否卡涩。如有卡涩必须解体检查处理,解体时应彻底除去氧化皮。阀碟与阀座接触部分的垢迹及氧化皮也应认真清理,并用红丹油作接触检查。 A.3.1.27 蒸汽品质应符合要求,防止门杆结垢卡涩。 A.3.1.28 调节系统的重大改造必须经专家论证。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。改造方案应报上级主管部门审定。负责改造的制造厂家必须具有相应的专业资质和良好的业绩。 A.3.1.29 具有齿型连轴器或类似连轴器的机组,在大小修期间必须检查连轴器的润滑和磨损情况,发现问题及时处理。 A.3.2 防止轴系断裂及损坏 A.3.2.1 保证机组处于良好的运行状态 A.3.2.1.1 保证机组振动监测系统正常投入,机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围。 A.3.2.1.2 已有振动保护装置的机组,振动超限跳机保护应投入运行,严格执行保护投退管理规定,不得随意退出主机振动保护。 A.3.2.1.3 按规程定期对机组的振动进行测量、记录和分析,掌握每台机组在不同工况下的振动规律,如各次谐波分量、轴系各临界转速下的振动值等,发现异常要及时查找原因,制定对策。 A.3.2.1.4 机组大修后应对轴系的振动进行全面的测量和分析,记录轴承的波德图。 A.3.2.1.5 机组各种工况运行中,严密监视机组胀差和轴向位移,保证相关保护正常投入。特别是在机组启动、停机和负荷变动过程中,机组升速率和负荷变动率需严格按照厂家说明书及规程要求进行设定,控制好汽缸温变速率,调整好机组胀差。 A.3.2.1.6 机组差胀极限控制值应留有一定的余量,当胀差失去控制达到胀极限控制值时,应立即停机。 A.3.2.1.7 严格按超速试验规程的要求,机组冷态启动带25%额定负荷(或按制造厂要求),运行3,4h后立即进行超速试验。 A.3.2.1.8 加强运行管理,注意机组出力与真空对应关系,防止叶片过负荷。 A.3.2.1.9 严格执行电气专业的操作规程和各项防范措施,防止发电机非同期并网。 A.3.2.1.10 对可调整抽汽供热机组,如果设计有级组压差保护(如中压缸压差保护),则机组运行期间禁止解除级组压差保护。没有设计级组压差保护的,应按制造厂家的规定限制监视级组的压差,防止监视级组过负荷运行和闷缸。 A.3.2.1.11 高中压缸联合启动机组,高排温度高保护和高压缸压比保护必须正常投入。要制定防止机组启动过程闷缸的措施,加强机组启动过程中对高压缸各部分温度的监视,发现温度异常升高现象立即停机并进行分析和处理。 A.3.2.2 加强汽水品质的监督和管理,保证运行中汽水品质合格。大修中应对叶片盐垢进行取样分析,针对分析结果制定有效的防范措施,防止叶片表面和叶根销钉孔的间隙结盐、腐蚀。 A.3.2.3 加强设备的检查和维护 A.3.2.3.1 新机组投产前,应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况,最大变形量不得超过轴向间隙的1/3。 A.3.2.3.2 新机组投产前和机组大修中,必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况,并有完善的防松措施。绘制平衡块分布图。 A.3.2.3.3 新机组投产前和机组大修中,检查各联轴器轴孔、轴销及间隙配合满足标准要求,紧固防松措施完好。 A.3.2.3.4 新机组投产前、已投产机组每次大修中,必须进行转子表面和中心孔探伤检查。按设计要求对汽轮机及发电机转子的变径处进行圆角半径的测量核实,并用放大镜及磁粉检 查接刀处是否有裂纹。要结合拆卸轴上套装部件对平时不暴露的部位进行此项检查。运行10万小时以上的机组,每隔3,5年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子,应适当缩短检查周期。 A.3.2.3.5 新机组投产前,机组每次大修中,对转子应力集中部位(高中压转子调节级叶轮根部和轴封处凹槽等)可进行金相和探伤检查,选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。对运行100kh以上或运行蒸汽温度波动剧烈的汽轮机高中压转子,在检修中要加强金相检查,监督材料老化及蠕变发展。 A.3.2.3.6 大修中要加强对叶栅、隔板、叶轮、叶根销钉、围带及其它连接件的监督、检查、探伤,防止转动体损坏造成大的不平衡力。 A.3.2.3.7 大修中要指定有经验的专人,对清理后的叶片进行详细的检查。检查时要特别注意不调频叶片后几级和调频叶片的型线根部断面过渡区(包括叶根销钉孔附近)、叶片表面硬化区、围带铆钉和叶顶交接处以及其它相关接刀处等薄弱环节,检查这些地方有无裂纹、损伤变形或振动疲劳裂纹扩展等现象。 A.3.2.3.8 修中对对轮螺栓进行外观或金属探伤检验,必要时更换。 A.3.2.3.9 汽轮发电机组如经受了电气系统的冲击或急剧的运行工况改变,应对机组的运行情况特别是振动进行详细检查并做好记录,必要时应安排停机,解体检查对轮螺栓、发电机定子线圈等部件。 A.3.2.3.10 存在缺陷的转子必需经过技术鉴定确认可继续运行,且在根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施后方可继续使用。使用期间定期对转子缺陷进行状态检查,当缺陷有扩大趋势时,必须重新进行技术鉴定,确认不能继续使用的,坚决停止使用。 A.3.2.3.11 发生断油烧瓦事故的转子,应进行无损检测,防止留下更大的安全隐患。 A.3.2.4 加强技术资料建立、保管和应用的管理 A.3.2.4.1 建立机组试验档案,包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。新的试验完成后,设备责任人应完成对比分析报告,提出对设备现状的评价和使用建议。 A.3.2.4.2 建立机组事故档案。记录事故名称、性质、原因和防范措施。对重复性事故,应对照历史记录,找出深层次原因。 A.3.2.4.3 建立转子技术档案。包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性等原始资料;历次转子检修检查资料;机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程中的汽温汽压负荷的变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。根据转子档案记录,定期对转子进行分析评估,把握转子寿命状态。 A.4 实施重点 A.4.1 调节系统存在调节部套卡涩、调整失灵或其它工作不正常的情况时,严禁启动。 A.4.2 严格按规程要求进行调节保安系统的定期试验并做好完整的试验记录。 A.4.3 保证汽门严密性试验和关闭时间合格。 A.4.4 保证转速测量、保护和监视仪表正常投入。 A.4.5 有振动监测保护装置的机组,振动超限跳机保护起停机时必须投入运行。 A.4.6 防止高、中压缸闷缸或过负荷 。 A.4.7 防止发电机非同期并列 。 A.5 防止汽轮机超速和轴系断裂事故执行检查表 防止汽轮机超速和轴系断裂事故执行检查表 填报单位: 检 查 情 况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 防止汽轮机超速 调节系统静止试验和静态试验合格,系统速度变动率、迟 1 缓率等参数符合规范要求。汽轮机调速系统各项功能均应 达到设计要求 调速系统整定品质良好,在不同参数下,机组升速、定速 2 及并网过程转速控制平稳。 甩负荷后, 机组的控制系统应能将转速控制在危急保安 3 器动作转速以下。 主汽门、调速汽门关闭应严密(严密性试验合格) 4 5 主汽门、调速汽门及调节部套不存在卡涩现象 主汽门、调速汽门关闭时间应符合设计及规程要求,与以 对设6 往较好状态无明显差别 备状7 抽汽逆止门关闭严密、关闭迅速无卡涩,联锁动作可靠 态的机组的电气超速保护经实动试验确认其动作转速符合有 8 要求 关技术要求。 运行中电液伺服阀(包括各类型电液转换器)不卡涩、不 9 泄漏和系统稳定;电液伺服模块安全电流偏置状态良好, 没有积分饱和等异常现象。 10 调节保安系统的定期试验装置应完好 11 抗燃油、透平油油质合格 旁路控制系统的各执行机构,必须动作可靠、快速灵活, 各阀门关闭严密,功能控制逻辑与汽轮机控制和连锁功能12 相适应,保证旁路系统能够按照设计的功能可靠地投入。 投入FCB功能的机组上不应使用简易旁路系统。 数字式电液控制系统(DEH)应设有完善的机组启动逻辑和 监测1 严格的限制启动条件 和保2 危急保安器动作值为汽轮机额定转速的109-111%范围内 护装机组的超速预防功能(快关调速汽门),应涵盖超速3%、 3 置的功率负荷不平衡、机组带负荷解列等内容 设置4 供热抽汽管道设置有快速关闭的抽汽截止门 要求 5 高压缸启动方式下应有再热压力为零的挂闸限制条件 王斌 防止汽轮机超速和轴系断裂事故执行检查表(序) 填报单位: 检 查 情 况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 汽轮发电机主轴上应至少装有一套转速监视装置,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 6 的变送器(传感器),并分别装设在沿转子轴向不同的位 监测置上。用于电调机组转速控制的测量系统的可靠性不小于和保三取二系统。 护装应有并网信号下闭锁机组启动的逻辑,防止带初始负荷动王斌 置的7 作,调门突开导致机组转速飞升 设置8 机组必须有转速信号偏差大报警或切自动逻辑 王斌 要求 9 汽轮机正常运行过程中,轴振、瓦振保护系统必须投入 王斌 10 汽轮机应具有轴振、瓦振监视、保护系统 1 定期进行转速表的检查校验工作,确保完好。 定期(小修时)进行DEH系统静态试验,超速预防功能的 2 应通过实动或仿真试验确认动作可靠。 大小修期间应根据制造厂家的规定,通过相关的试验验证 3 电液伺服阀性能,当电液伺服阀性能不合格时,应对其进 行清洗、检测或更换。 定期检查电液伺服阀的安全偏置及电液伺服模块的稳态 伺服电流,并做好记录。对于安全偏置不足或反向偏置的4 要及时进行调整,电液伺服模块出现积分饱和等异常现象检修时要及时进行分析处理。 维护做好电液伺服阀和电磁阀的备品备件的管理工作,保管和 5 的要存储应符合技术规范要求。 求 严格按进行透平油、抗燃油品质的定期检查化验和监 6 督。机组投产初期,汽轮发电机组本体和油系统检修后, 以及机组油质劣化时,应缩短检查化验周期。 机组油质劣化在线滤油设备出力不足时,应采取临时措施 7 提高滤油出力。 新建机组及机组大修或调速系统检修工作结束,应将前 箱、轴承箱及其箱盖彻底清理干净,并在循环冲洗至油质8 检验合格后调速系统方能进油。油系统的施工工艺与油净 化循环应符合技术规范的要求。 防止汽轮机超速和轴系断裂事故执行检查表(序) 填报单位: 检 查 情 况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 汽轮机主汽门和调节汽门阀体与执行机构的连接能够保 9 证其热态时关闭严密;具有凸轮配汽机构的系统,其冷态 凸轮间隙应按进行过热态间隙校核后的数据进行调整 对设计有附加超速保护的机械液压调速系统,应定期进行 10 检查和调整,保证该功能在机组正常运行时能够可靠投 入。 大修中应检查门杆弯曲和测量阀杆与套筒间隙,检查门杆 与门杆套是否存在氧化皮。阀体与导向套筒的间隙不符合11 检修标准的要进行更换或处理。对较厚的氧化皮应设法消除, 氧化皮较厚的部位可用适当放大间隙的办法来防止卡涩。 维护 检修中应检查测量主汽门预启阀、主汽门及各调速汽门行 的要程,并检查是否卡涩。如有卡涩必须解体检查处理,解体求 12 时应彻底除去氧化皮。阀碟与阀座接触部分的垢迹及氧化 皮也应认真清理,并用红丹油作接触检查。 对采用调速油泵的机械液压调速系统,调速油泵工作流量 13 不超出工作区,并保证透平油含水不超标。防止调速泵过 流量和汽化造成调速脉动油压的波动。 具有齿型连轴器或类似连轴器的机组,在大小修期间必须 14 检查连轴器的润滑和磨损情况,发现问题及时处理。 15 汽封间隙应调整适当,汽封系统设计及管道配置合理 按规程要求进行汽门严密性试验、门杆活动试验,并做好 1 试验记录 按规程要求进行汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间 2 测试,并做好测试记录 运行新安装的机组或机组大小修后、危急保安器解体和调整 要求后、机组进行甩负荷试验前,进行超速试验,确认合格并3 做好试验记录。试验时,主蒸汽、再热蒸汽压力尽量取低及定 值。 期试4 定期进行危急保安器充油试验(每运行2000小时) 验 汽轮机各种超速保护应全部正常投入运行。禁止机组在失 5 去超速保护的情况下启动和运行。 在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下, 6 严禁机组启动 防止汽轮机超速和轴系断裂事故执行检查表(序) 填报单位: 检 查 情 况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 机组启动挂闸时必须具备启动条件,禁止在强制启动条件 7 下挂闸。机械液压调节系统的机组应规定明确的机组启动 限制条件。 机组启动前进行主要表计的巡察判断,冲转时注意观察调 速汽门开启、转子转动、转速表计的指示等关联情况,发8 现机组转速表等重要运行监视表计显示不正确或失效,及 其它威胁机组安全运行的现象时应中断启动,立即停机。 透平油和抗燃油的油质及清洁度不合格的情况下,严禁机 9 组启动。 汽轮机透平油油净化装置及抗燃油再生及过滤装置应投 10 入连续运行。 汽轮机前箱、轴承箱负压应调整适当,以防止灰尘及汽、 运行11 水进入油系统。 要求按设计要求保证旁路系统的热备用状态,严防系统内积水及定12 或疏水不畅 期试正常停机时,在打闸后,先检查有功功率到零,千瓦时表验 13 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。 蒸汽品质应符合要求,防止门杆结垢卡涩。 14 汽封压力及温度自动调节应正常投入,加强运行中对轴封15 系统的监视和调整,防止汽封系统蒸汽外漏到油系统。 新投产或汽轮机调节系统经重大改造后的机组,应进行甩16 负荷试验 17 完成一次调频试验,测试结果符合要求 王斌 18 电跳机保护必须投入 王斌 19 汽轮机启动、停机过程中,轴振、瓦振保护系统必须投入 王斌 20 汽轮机主辅设备的保护装置应正常投入 防止汽轮机超速和轴系断裂事故执行检查表(序) 填报单位: 检 查 情 况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 在运行、检修操作规程中,应有电液伺服阀(包括各类型 1 电液转换器)、汽门严密性和各项超速保护的定期检查、 试验标准 应制定有汽轮机油和抗燃油的品质监督管理标准,建立透 2 平油、抗燃油品质的定期检查化验和监督工作制度,落实 责任人。 技术调节系统的重大改造必须经专家论证。汽机专业人员,必 管理 须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作,参与DEH系统 3 改造方案的确定及功能设计,以确保系统实用、安全、可 靠。改造方案应报上级主管部门审定。负责改造的制造厂 家必须具有相应的专业资质和良好的业绩。 对已投产尚未进行甩负荷试验的机组,创造条件进行甩负 4 荷试验。将机组甩负荷试验的各项条件状态,试验结果记 录存档,以备以后对照分析。 防止轴系断裂及损坏 机组振动监测系统正常投入,正常运行中瓦振、轴振应达1 到有关标准的优良范围。 已有振动保护装置的机组,振动超限跳机保护应投入运 2 行,严格执行保护投退管理规定,不得随意退出主机振动 保护。 机组各种工况运行中,严密监视机组胀差和轴向位移,保 3 证相关保护正常投入。机组差胀极限控制值应留有一定的 余量,当胀差失去控制达到胀极限控制值时,应立即停机。 超速试验前,应按要求在机组带25%额定负荷(或按制造运行4 要求)运行3,4h后进行 要求 5 运行中注意机组出力与真空对应关系,防止叶片过负荷。 6 制定并执行防止发电机非同期并网的措施 机组启动、停机和变负荷,机组升速率和负荷变动率需严王斌 7 格按照厂家说明书及规程要求进行设定。 对可调整抽汽供热机组,如果设计有级组压差保护(如中 压缸压差保护),则机组运行期间禁止解除级组压差保护。8 没有设计级组压差保护的,应按制造厂家的规定限制监视 级组的压差,防止监视级组过负荷运行和闷缸。 高中压缸联合启动机组,高排温度高保护和高压缸压比保 护必须正常投入。要制定防止机组启动过程闷缸措施,加9 强机组启动过程中对高压缸各部分温度的监视,发现温度 异常升高现象立即停机并进行分析和处理。 10 运行中汽水品质合格 运行10万小时以上的机组,每隔3,5年对汽轮机、发电 机转子的变径处进行检查。运行时间超过15年、寿命超1 过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频 繁的转子,应适当缩短检查周期。 新机组投产前、已投产机组每次大修中,进行转子表面和2 中心孔探伤检查 新机组投产前、已投产机组每次大修中,对高温段应力集 3 中部位进行金相和探伤检查,并选取不影响转子安全的部 位进行硬度试验 4 具备条件的,每次小修对汽轮机末级叶片进行宏观检查 已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子,必须进行 5 了技术评定,并根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行 安全措施 6 新机组投产前,对焊接隔板的主焊缝进行认真检查 每次大修应对汽轮机隔板进行详细检查并记录变形量(最7 大变形量不超过轴向间隙的1/3) 监督8 大修中应对汽轮机叶片盐垢进行取样分析 与维9 每次大修对汽轮机叶片进行探伤和外观等重点检查 护 新机组投产前和机组大修中,必须检查平衡块固定螺丝、 10 风扇叶固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺 丝的紧固情况,并有完善的防松措施。绘制平衡块分布图。 各联联轴器轴孔、轴销及间隙配合满足标准,紧固防松措11 施完好。 12 大修中对对轮螺栓进行外观或金属探伤检验,必要时更换 汽轮发电机组如经受了电气系统的冲击或急剧的运行工 况改变,应对机组的运行情况,特别是振动进行详细检查13 并做好记录,必要时安排停机,解体检查对轮螺栓、发电 机定子线圈等部件 14 发生断油烧瓦事故的转子,应进行无损检测 按规程定期对机组的振动进行测量、记录和分析,掌握每 台机组在不同工况下的振动规律,如各次谐波分量、轴系 15 各临界转速下的振动值等,发现异常要及时查找原因,制 定对策。机组大修后应对轴系的振动进行全面的测量和分 析,记录轴承的波德图。 防止汽轮机超速和轴系断裂事故执行检查表(序) 检 查 情 况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 建立机组试验档案,包括投产前的安装调试试验、大小修 后的调整试验、常规试验和定期试验 1 应保存有汽轮机振动历次测试记录及台帐资料 2 1 建立汽门关闭时间、汽门严密性定期试验记录台帐 3 建立甩负荷试验测试记录和试验报告技术档案 4 建立调节保安系统静态试验技术档案 5 建立机组有关振动和动平衡结果的技术档案 建立机组事故档案。无论大小事故均应建立档案,包括事技术2 故名称、性质、原因和防范措施 资料 3 建立转子技术档案 保存转子原始资料,包括制造厂提供的转子原始缺陷和材4 料特性 5 保存有历次转子检修检查资料 保存机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、 冷热态起停次数、起停过程中的汽温汽压负荷的变化率、6 超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理等记 录。 附 录 B 防止汽轮机大轴弯曲、轴承烧损事故 B.1 原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(2000年版)中防止汽轮机大轴弯曲、轴承烧损事故原文 为了防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生,应认真贯彻《防止20万千瓦机组大轴弯曲事故的技术措施》[(85)电生火字87号、基建火字64号]等有关规定,并提出以下重点要求: B.1.1 防止汽轮机大轴弯曲 B.1.1.1 应具备和熟悉掌握的资料 —— 转子安装原始弯曲的最大晃动值(双振幅),最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。 —— 大轴弯曲表测点安装位置的原始晃动值(双振幅),最高点在圆周方向的位置。 —— 机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。 —— 正常情况下盘车电流和电流摆动值,以及相应的油温和顶轴油压。 —— 正常停机过程的惰走曲线,以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。 —— 停机后,机组正常状态下的汽缸主要金属温度下降曲线。 —— 通流部分的轴向间隙和径向间隙。 —— 应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线,并应全部纳入运行规程。 —— 记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数,直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150?为止。 —— 系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验,必须预先制定安全技术措施,经上级主管部门批准后再执行。 B.1.1.2 汽轮机起动前必须符合以下条件,否则禁止起动。 —— 大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确,并正常投入。 —— 大轴晃动值不应超过制造厂的规定值或原始值的?0.02mm。 —— 高压外缸上、下缸温差不超过50?,高压内缸上、下缸温差不超过35?。 —— 主蒸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50?。 B.1.1.3 机组起、停过程操作措施 —— 机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定,不得少于2-4h,热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。 —— 机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态,应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时,连续盘车不少于4h才能再次起动,严禁盲目起动。停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时,应查明原因及时处理。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,当确认转子弯曲度正常后,再手动盘车180?。当正常盘车盘不动时,严禁用吊车强行盘车。 —— 停机后因盘车故障暂时停止盘车时,应监视转子弯曲度的变化,当弯曲度较大时,应采用手动盘车180?,待盘车正常后及时投入连续盘车。 —— 机组热态起动前应检查停机记录,并与正常停机记录进行比较,若有异常应认真分析,查明原因,采取措施及时处理。 —— 机组热态起动投轴封供汽时,应确认盘车装置运行正常,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。应根据缸温选择供汽汽源,以使供汽温度与金属温度相匹配。 —— 疏水系统投入时,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。供汽管道应充分暖管、疏水,严防水或冷汽进入汽轮机。 —— 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。 —— 起动或低负荷运行时,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,应及时切断减温水。 —— 汽轮机在热状态下,若主、再蒸汽系统截止门不严密,则锅炉不得进行打水压试验。 B.1.1.4 发生下列情况之一,应立即打闸停机。 —— 机组起动过程中,在中速暖机之前,轴承振动超过0.03mm。 —— 机组起动过程中,通过临界转速时,轴承振动超过0.10mm或相对轴振动超过0.260mm,应立即打闸停机,严禁强行通过监界转速或降速暖机。 —— 机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm,超过时应设法消除,当相对轴振动大于0.260mm应立即打闸停机;当轴承振动变化?0.015mm或相对轴振动突然变化?0.05mm,应查明原因设法消除,当轴承振动突然增加0.05mm,应立即打闸停机。 —— 高压外缸上、下缸温差超过50?,高压内缸上、下缸温差超过35?。 —— 机组正常运行时,主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50?。 B.1.1.5 应采用良好的保温材料(不宜使用石棉制品)和施工工艺,保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35?,最大不超过50?。 B.1.1.6 疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开,疏水管应按压力顺序接入联箱,并向低压侧倾斜45?。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下,其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于φ76mm。 B.1.1.7 减温水管路阀门应能关闭严密,自动装置可靠,并应设有截止门。 B.1.1.8 门杆漏汽至除氧器管路,应设置逆止门和截止门。 B.1.1.9 高、低压加热器应装设紧急疏水阀,可远方操作并且也可根据疏水水位自动开启。 B.1.1.10 高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段,其供汽管路应有良好的疏水措施。 B.1.1.11 机组监测仪表必须完好、准确,并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表,应按热工监督条例进行统计考核。 B.1.1.12 凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。 B.1.1.13 严格执行运行、检修操作规程,严防汽轮机进水、进冷汽。 B.1.2 防止汽轮机轴瓦损坏 B.1.2.1 汽轮机的辅助油泵及其自起动装置,应按运行规程要求定期进行试验,保证处于良好的备用状态。机组起动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前,应进行辅助油泵的全容量起动、联锁试验。 B.1.2.2 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规程票顺序缓慢进行操作,操作中严密监视润滑油压的变化,严防切换操作过程中断油。 B.1.2.3 机组起动、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,应按规程规定的要求果断处理。 B.1.2.4 在机组起停止过程中应按制造厂规定的转速停起顶轴油泵。 B.1.2.5 在运行中发生了可能引起轴瓦损坏(如水冲击、瞬时断油等)的异常情况下,应在确认轴瓦未损坏之后,方可重新起动。 B.1.2.6 油位计、油压表、油温表及相关的信号装置,必须按规程要求装设齐全、指示正确,并定期进行校验。 B.1.2.7 油系统油质应按规程要求定期进行化验,油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下,严禁机组起动。 B.1.2.8 应避免机组在振动不合格的情况下运行。 B.1.2.9 润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能,要求当润滑油压降至0.08MPa时报警,降至0.07,0.075MPa时联动交流润滑油泵,降至0.06,0.07MPa时联动直流润滑油泵,并停机投盘车,降至0.03MPa时停盘车。 B.1.2.10 直流润滑油泵的直流电流电源系统应有足够的容量,其各级熔断器应合理配置,防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。 B.1.2.11 交流润滑油泵电源的接触器,应采取低电压延时释放措施,同时要保证自投装置动作可靠。 B.1.2.12 油系统严禁使用铸铁阀门,各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网,若装设滤网,必须有防止滤网堵塞和破损的措施。 B.1.2.13 安装和检修时要彻底清理油系统杂物,并严防检修中遗留杂物堵塞管道。 B.1.2.14 检修中应注意主油泵出口逆止门的状态,防止停机过程中断油。 B.1.2.15 严格执行运行、检修规程,严防轴瓦断油。 B.2 修改及说明 J.2.1 原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故的所有条款均适用。 J.2.2 增加以下条款 J.2.2.1 单机容量在100MW及以上的单元机组,对于锅炉灭火后不联跳汽轮机的机组,应设置汽包水位高保护联跳汽轮机组,并同时设置防止汽轮机进水保护装置。 J.2.2.2 加强运行操作管理,停机后应确认高压旁路减温水门关闭严密,旁路管疏水打开,以防止因减温水漏泄,造成汽轮机进水。 J.2.2.3 加强对抽汽逆止门的检修和试验,防止因抽汽逆止门关闭不严造成向汽轮机返水。 B.3 实施细则 B.3.1 防止汽轮机大轴弯曲 B.3.1.1 相关专业技术人员对下列资料进行搜集、整理和归档工作,并掌握相关数据,加强实时数据与历史数据的对比分析,以便及时发现问题并采取措施,防止恶性事故发生和事故扩大: B.3.1.1.1 转子安装原始弯曲的最大晃动值(双振幅),最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。 B.3.1.1.2 大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值(双振幅),最高点在圆周方向的位置。 B.3.1.1.3 机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。 B.3.1.1.4 正常情况下盘车电流和电流摆动值,以及相应的油温和顶轴油压。 B.3.1.1.5 正常停机过程的惰走曲线,以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。 B.3.1.1.6 停机后,机组正常状态下的汽缸主要金属温度下降曲线。 B.3.1.1.7 通流部分的轴向间隙和径向间隙。 B.3.1.1.8 建立机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线,并应全部纳入运行规程。 B.3.1.1.9 记录机组起停全过程中的主要状态。停机后定时记录汽缸金属温度大轴弯曲、盘车电流汽缸膨胀、胀差等重要参数,直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150?为止。 B.3.1.1.10 系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验,必须预先制定安全技术措施,经批准后执行。 B.3.1.2 汽轮机起动前必须符合以下条件,否则禁止起动。 B.3.1.2.1 大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确,并正常投入。 B.3.1.2.2 大轴晃动值不超过制造厂的规定值,且与原始值相比的矢量变化值不大于0.02mm。 B.3.1.2.3 高压外缸上、下缸温差不超过50?,高压内缸上、下缸温差不超过35?。 B.3.1.2.4 主蒸汽温度、再热汽温度必须高于对应汽缸的最高金属温度50?,但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50?。 B.3.1.2.5 汽封系统已运行稳定,温度符合所处启动状态的要求。 B.3.1.2.6 回热系统的各加热器水位指示正常,机组各位置疏水系统工作正常。 B.3.1.2.7 机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定,一般不得少于2-4h,热态启动不少于4h。若盘车中断应重新计时。 B.3.1.3 机组起、停过程操作措施 B.3.1.3.1 严格按照规程要求控制汽封温度,机组热态启动时应根据缸温选择与金属温度相匹配的汽源供汽,防止汽封系统积水或汽封温度与轴颈温差过大。投轴封时,在确认盘车装置运行正常后,先向轴封供汽,后抽真空。 B.3.1.3.2 机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态,并进行全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时,连续盘车不少于4h,并确认转子晃动值已稳定且符合启动要求才能再次起动,严禁盲目起动。 B.3.1.3.3 机组启动过程中记录各个轴承(轴振、瓦振)的波德图,发现异常,应分析原因研究对策。 B.3.1.3.4 疏水系统投入时,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。供汽管道应充分暖管、疏水,严防水或冷汽进入汽轮机。 B.3.1.3.5 机组启动或低负荷运行时,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,应及时切断减温水。 B.3.1.3.6 任何情况下,高旁减温水的设定值应保证高旁后的蒸汽有足够的过热度。 B.3.1.3.7 机组启动和运行过程中,运行人员应定时检查各加热器水位,发现问题及时处理。机组停运后,仍需认真监视高、低压加热器水位,控制好凝汽器和除氧器水位,防止汽轮机进水。 B.3.1.3.8 机组停机时记录转子陏走曲线,机组停机后应认真分析停机记录和参数变化,并对比以往停机陏走曲线,发现异常应分析原因研究对策。机组热态起动前应检查停机过程和停运期间的记录,并与正常停机状态比较,确认停机过程不存在任何问题,方可再次启动。 B.3.1.3.9 停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或盘车状态有异音时,应及时查明原因并处理。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,控制上下缸温差,监视转子弯曲度。定期手动盘车180?,确认摩擦消除后投入连续盘车。当正常盘车盘不动时,严禁用吊车或其它方式强行盘车。 B.3.1.3.10 停机后,因故暂时停连续止盘车时,应监视转子弯曲度的变化,定期手动盘车180?。能够正常连续盘车后,待弯曲恢复及时投入连续盘车。 B.3.1.3.11 机组停运退出轴封系统时,应待凝汽器真空到零后,方可停止轴封供汽。 B.3.1.3.12 当机组停机而给水泵未停时,应有防止高排减温水泄漏且经过高排返回高压缸的措施。 B.3.1.4 机组启停及正常运行过程中振动保护和汽包水位高保护应投入。 B.3.1.5 严格执行运行、检修操作规程,严防汽轮机进水、进冷汽。锅炉水压试验与汽机调速系统静态试验不得同时进行,且在汽轮机热状态下,若主、再蒸汽系统截止门不严密,锅炉不得进行打水压试验。 B.3.1.6 发生下列情况之一,应立即打闸停机。 B.3.1.6.1 机组起动过程中,在中速暖机之前,轴承振动超过0.03mm。 B.3.1.6.2 机组起动过程中,通过临界转速时,轴承振动超过0.10mm或相对轴振动超过0.254mm,应立即打闸停机,严禁强行通过监界转速或降速暖机。 B.3.1.6.3 机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.080mm,超过时应设法消除,当相对轴振动大于0.254mm应立即打闸停机;当轴承振动变化?.015mm或相对轴振动突然增加?0.05mm,应查明原因设法消除,当轴承振动突然增加0.05mm,应立即打闸停机。 B.3.1.6.4 高压外缸上、下缸温差超过50?,高压内缸上、下缸温差超过35?。 B.3.1.6.5 机组正常运行时,主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50?。 B.3.1.7 对设备、系统的要求 B.3.1.7.1 单元控制室有盘车状态和电流显示,转子停转时能及时报警。 B.3.1.7.2 应采用良好的保温材料(不宜使用石棉制品)和施工工艺,保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35?,最大不超过50?。 B.3.1.7.3 疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。疏水联箱按照压力等级分开设置,疏水管按压力顺序接入联箱,并向低压侧倾斜45?。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下,其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。 B.3.1.7.4 冷段再热和各段抽汽蒸汽管的各个低点均应设有疏水,在最低疏水点加装自动疏水或报警装置,系统中不能出现积存疏水的死点。防腐蚀汽管直径应不小于φ76mm。严禁疏、放水管道共用支管和同时进行疏、放水。 B.3.1.7.5 高、低压加热器应装设紧急疏水阀,可远方操作和根据疏水水位自动开启。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。 B.3.1.7.6 减温水管路阀门应能关闭严密,自动装置可靠,并应设有截止门。 B.3.1.7.7 门杆漏汽至除氧器管路,应设置逆止门和截止门。 B.3.1.7.8 通流部分的轴向间隙和径向间隙符合制造厂的技术规范。 B.3.1.7.9 高、低压轴封应分别供汽。特别注意高、中压缸轴封段的供汽管路应有良好的疏水措施。 B.3.1.7.10 轴封供汽温度测点应靠近轴封处,能准确反映轴封供汽温度。轴封减温水调节用温度测点安装位置应合理,减温水喷头雾化良好,截门应严密。 B.3.1.7.11 机组监测仪表必须完好、准确,并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表,应按热工监督条例进行统计考核。 B.3.1.7.12 进行系统改造后及运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验前,必须预先制定安全技术措施,经上(厂)级主管部门批准后再执行。系统改造后必须以书面形式通知与此有关的生产人员,并应尽快修改相应系统图及运行规程。 B.3.2 防止汽轮机轴瓦损坏。 B.3.2.1 应按运行规程要求进行汽轮机辅助油泵及其自起动装置的定期试验,保证辅助油泵处于良好的备用状态。 B.3.2.2 机组起动前进行辅助油泵的全容量起动和连锁试验,并保证其在启动过程中处于联动状态。机组正常停机前也应进行辅助油泵的起动和连锁试验。 B.3.2.3 机组起动前就地检查油压、油温和各瓦回油正常。 B.3.2.4 应确保组合油箱内交直流备用油泵不窝空气,起泵后应能立即起压供油。发现交直流备用油泵有窝空气现象时,应设法排除空气或定期开启备用油泵。 B.3.2.5 油系统中的冷油器、油泵、滤网等切换操作时,注意放尽设备内的空气和预防逆之门卡涩。必须按操作票的顺序缓慢进行操作,操作中严密监视润滑油压的变化,严防切换操作过程中断油。对于正常运行中由主油泵供润滑油的系统,在停电动油泵前,应确认主油泵逆止门已开启(电动油泵电流下降),主油泵工作正常后方可停电动油泵。 B.3.2.5.1 应避免机组在振动不合格的情况下运行。 B.3.2.5.2 机组启动过程停顶轴油泵和停机过程起顶轴油泵的转速,均不得低于制造厂的规定值。 B.3.2.5.3 运行中加强对透平油温度的控制,防止超温运行。停机陏走中应逐渐降低油温,盘车中油温不宜超过35?。 B.3.2.5.4 机组起动、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,应按规程规定的要求果断处理。 B.3.2.5.5 在运行中发生了可能引起轴瓦损坏(如瓦温异常升高、剧烈振动、水冲击、瞬时断油等)的异常情况下,应在确认轴瓦未损坏之后,方可重新起动。 B.3.2.5.6 油位计、油压表、油温表及相关的信号装置,必须按规程要求装设齐全、指示正确,并定期进行校验。 B.3.2.5.7 严格执行有关汽轮机油的品质监督管理标准,按规程要求定期对油系统进行油质化验。油质劣化迅速时,应缩短化验周期,并及时处理。在油质及清洁度超标的情况下,严禁机组启动。 B.3.2.5.8 正常投入油净化装置和排烟风机。系统中的滤油设备应在线连续投运。 B.3.2.5.9 新油到货时,应按《L-TSA汽轮机油》进行分析,出具检验报告。 B.3.2.5.10 注意抗氧化剂和防锈剂的消耗,若运行油中抗氧化剂含量低于0.15%或锈蚀试验不合格,应按规定补加。 B.3.2.5.11 机组运行中油系统有故障须处理时,必须预先进行危险点分析、制定安全措施,严格执行两票制度。检修中必须有监护人现场监护。 B.3.2.5.12 确保润滑油压低时能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。润滑油压低报警值、备用油泵连锁值、停机值、停盘车值必须按制造厂设计要求整定,变送器与机组轴心标高不一致时,还必须进行定值修正。润滑油系统、密封油系统、顶轴油系统的压力信号测点不要贴近汽轮机轴系,如不能避免,则要有可靠的防震动损坏措施。 B.3.2.5.13 直流润滑油泵的直流电流电源系统应有足够的容量,满足故障状态下直流润滑油泵足够运行时间的需要。 B.3.2.5.14 直流润滑油泵的各级熔断器应合理配置,防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。 B.3.2.5.15 汽机交流辅助润滑油泵电源由保安电源带,控制接触器应采取低电压延时释放措施,并保证自投装置动作可靠。机组应定期进行保安段带负载切换试验。 B.3.2.5.16 油系统严禁使用铸铁阀门,各阀门不得水平安装,安装位置应能防止因门芯脱落而引起断油。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌,事故放油门应为二道门,且有防误动措施。 B.3.2.5.17 润滑油压管道原则上不宜装设滤网,若装设滤网,必须有防止滤网堵塞和破损的措施。 B.3.2.5.18 油箱内部及套装油管路内油管应有可靠支撑和固定措施,防止油管破裂漏油。 B.3.2.5.19 机组大修时,彻底清除油系统油箱内的沉淀、油泥等杂物,作业过程中开口处必须严密包扎,以防有外物掉入,油系统管口的封堵、开封要有相关的文字记录,严防检修中遗留杂物堵塞管道。油管、油箱清理后,应经有关部门验收合格后方可注油。 B.3.2.5.20 当汽轮机油装入设备后进行系统冲洗,应连续循环滤油,直至取样分析各项指标与新油无差异。颗粒度检测合格后,才能停止油系统的连续过滤循环。 B.3.2.5.21 保证轴瓦良好的工作状态,定期进行检查修复工作,更换轴瓦前严格对新瓦进行探伤检查。 B.3.2.5.22 安装法兰垫圈时,垫圈的孔径应略大于管径,防止忘记开孔或开孔过小。 B.3.2.5.23 汽封间隙符合质量标准,汽封系统设计及管道配置合理,汽封压力自动调节投入良好,能够防止汽封冒汽引起油中进水。 B.3.2.5.24 安装和检修时,若在管道上加装临时滤网或堵头,应带有尾巴,以便识别,并留有记录,以防忘拆。机组启动前必须拆除临时滤网。 B.3.2.5.25 定期检查及维护主油泵、润滑油泵、高备泵、射油器等设备的出口逆止门,保证可靠动作,防止油泵切换过程中断油。 B.3.2.5.26 机组C级以上检修后及轴承进行检修后,应调整并记录顶轴油泵开启后各轴瓦处转子的顶起高度。正常运行后,应定期记录各瓦的油膜压力,并注意其变化趋势。 B.3.2.6 严格执行运行、检修操作规程其他有关规定,严防轴瓦断油。 B.4 实施重点 B.4.1 控制好缸温差,防止出现大轴热弯曲。 B.4.2 当机组停机后给水泵运行时,应注意防止高排减温水泄漏经过高排返回高压缸。 B.4.3 必须建立完善的转子技术台帐。 B.4.4 根据起动条件严格控制机组起动,尤其因振动异常造成停机后,必须查明造成振动异常的原因并采取有效的防范措施,连续盘车不少于4h才允许再次起动,严禁盲目起动。 B.5 防止汽轮机大轴弯曲、轴承烧损事故执行检查表 防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故执行检查表 填制单位 检 查 情 况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 防止汽轮机大轴弯曲 有转子安装原始最大弯曲点的晃动值(双振幅)、轴向位置、圆周方向 1 的位置记录 有大轴弯曲表测点安装位置的原始晃动值(双振幅),最高点在圆周方 2 向的位置记录 3 应有机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速记录台帐 有正常情况下盘车电流和电流摆动值,以及相应的油温和顶轴油压记 4 录 有正常停机过程的惰走曲线,以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间 5 等记录 技术6 有紧急破坏真空停机过程的惰走曲线 资料 7 有机组停机后,正常状态下的汽缸主要金属温度下降曲线 8 有通流部分的轴向间隙和径向间隙记录 9 运行规程中有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线 10 有机组起停全过程中的主要参数和状态记录 有停机后汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重 11 要参数的定时记录(直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150? 为止) 12 系统改造后,及时进行系统图、运行规程的修改 1 汽轮机启动前必须符合下列条件: 大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确,并正常 投入 大轴晃动值不超过制造厂的规定值,且与原始值相比的矢量变化值不 大于0.02mm 操作高压外缸上、下缸温差不超过50?,高压内缸上、下缸温差不超过35? 主蒸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 要求 度),蒸汽过热度不低于50? 汽封系统已运行稳定,温度符合所处启动状态的要求 回热系统的各加热器水位指示正常,机组各位置疏水系统工作正常 机组起动前连续盘车时间执行制造厂的有关规定,并不少于2-4h,热 态起动不少于4h(若盘车中断应重新计时) 防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故执行检查表(序) 填制单位 检查情况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 2 机组起、停过程操作措施: 根据缸温选择轴封供汽汽源,以使供汽温度与汽缸金属温度相匹配 投轴封时,在确认盘车装置运行正常后,先向轴封供汽,后抽真空 机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态,并进行全面检查、 认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时,连续盘车不少于4h, 并确认转子晃动值已稳定且符合启动要求才能再次起动 机组启动过程中记录各个轴承(轴振、瓦振)的波德图,发现异常,应 分析原因研究对策 疏水系统投入时,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。 供汽管道投入时,应充分暖管、疏水,防止水或冷汽进入汽轮机 机组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,应及时切断减温水 任何情况下,高旁减温水的设定值应保证高旁后的蒸汽有足够过热度 机组启动和运行过程中,定时检查各加热器水位,发现问题及时处理 操作机组停运后,认真监视高、低压加热器水位,监视并控制好凝汽器和 规定 除氧器水位,防止汽轮机进水 机组停机时记录转子陏走曲线。机组停机后应认真分析停机记录和参 数变化,并对比以往停机陏走曲线,发现异常应分析原因研究对策 机组热态起动前应检查停机过程和停运期间的记录,并与正常停机状 态比较,确认停机过程不存在任何问题,方可再次启动。 停机后立即投入盘车 盘车电流较正常值大、摆动或盘车有异音,必须及时查明原因并处理 汽封摩擦严重时,将转子高点置于最高位置,关闭汽缸疏水,控制上 下缸温差,监视转子弯曲度。定期手动盘车180?,确认摩擦消除后投 入连续盘车 当正常盘车盘不动时,严禁用吊车或其它方式强行盘车 停机后,因故暂时停连续止盘车时,应监视转子弯曲度的变化,定期 手动盘车180?。能够正常连续盘车后,待弯曲恢复及时投入连续盘车 机组停运退出轴封系统时,应待凝汽器真空到零后,再停止轴封供汽 当机组停机而给水泵未停时,应有防止高排减温水泄漏且经过高排返 回高压缸的措施 防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故执行检查表(序) 填制单位 检 查 情 况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 3 发生下列情况之一,应立即打闸停机: 机组起动过程中,在中速暖机之前,轴承振动超过0.03mm 机组起动过程中,通过临界转速时,轴承振动超过0.10mm或相对轴振 动超过0.254mm 机组运行中轴承振动超过0.03mm,或相对轴振动超过0.08mm时应设法 消除;当相对轴振动大于0.254mm时应立即打闸停机 机组运行中,当轴承振动变化?0.015mm或相对轴振动突然变化? 0.05mm,应查明原因设法消除;当轴承振动突然增加0.05mm时应立即操作打闸停机 规定 当高压外缸上、下缸温差超过50?,高压内缸上、下缸温差超过35? 时,应立即打闸停机 机组正常运行时,主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50?时 4 机组启停及正常运行过程中振动保护和汽包水位高保护应投入 王斌 锅炉水压试验与汽机调速系统静态试验不得同时进行,且在汽轮机热 5 状态下,若主、再蒸汽系统截止门不严密,锅炉不得进行打水压试验 进行系统改造后及运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验 6 前,必须预先制定安全技术措施,经上(厂)级主管部门批准后执行 1 应在单元有盘车状态和电流显示,转子停转时能及时报警 王斌 应采用良好的保温材料(不宜使用石棉制品)和施工工艺,保证机组 2 正常停机后的上下缸温差不超过35?,最大不超过50? 3 疏水系统能保证疏水畅通 疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高 疏水联箱按照压力等级分开设置 设备疏水管按压力顺序接入联箱,并向低压侧倾斜45? 和系 疏水联箱或扩容器能保证在各疏水门全开的情况下,其内部压力应低 统的于各疏水管内的最低压力 要求 防腐蚀汽管直径不小于φ76mm 冷段再热和各段抽汽蒸汽管的各个低点均应设有疏水,在最低疏水点 4 加装自动疏水或报警装置,系统中不能出现积存疏水的死点。 5 在冷段再热和各段抽汽蒸汽管的最低疏水点加装自动疏水或报警装置 6 严禁疏、放水管道共用支管和同时进行疏、防水。 7 高、低压加热器装设可远方操作并可根据水位自动开启的紧急疏水阀 防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故执行检查表(序) 填制单位 检 查 情 况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 8 除氧器有水位报警和高水位自动放水装置 9 凝汽器设有高水位报警并在停机后仍能正常投入 系统改造后必须以书面形式通知与此有关的生产人员,并应尽快修改 10 相应系统图及运行规程。 11 减温水管路阀门关闭严密 12 减温水系统自动装置可靠 设备13 减温水管路应设有截止门 14 门杆漏汽至除氧器管路,设置逆止门和截止门 和系 15 通流部分的轴向间隙和径向间隙符合制造厂的技术规范 统的16 高、低压轴封应分别供汽 要求 17 高、中压缸轴封段的供汽管路有良好的疏水措施 18 轴封供汽温度测点应靠近轴封处,并能准确反映轴封供汽温度 轴封减温水调节用温度测点安装位置应合理,减温水喷头雾化良好,王斌 19 截门应严密 机组监测仪表如大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表完好、准确, 20 并经过定期校验 防止汽轮机轴瓦损坏 1 按运行规程要求进行汽轮机辅助油泵及其自起动装置的进行定期试验 2 机组起动和正常停机前,进行辅助油泵起动试验及连锁试验 3 机组起动前,就地检查油压、油温和各瓦回油确认正常 4 发现备用油泵有窝空气现象时,应设法排除空气或定期开启备用油泵 油系统进行切换操作(如冷油器、辅助油泵、滤网等)时,有专人监 运行5 护按操作票要求和相关规定进行操作 及操运行中由主油泵供润滑油的系统,在停电动油泵前,应确认主油泵逆 6 作的止门已开启(电动油泵电流下降),主油泵工作正常后方可停电动油泵 要求 7 避免机组在振动不合格的情况下运行 8 油质及清洁度超标的情况下,严禁机组启动 9 按制造厂规定的转速起停顶轴油泵 10 运行中加强对透平油温度的控制,防止超温运行 11 停机陏走中应逐渐降低油温,盘车中油温不宜超过35? 防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故执行检查表(序) 填制单位 检查情况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 12 机组起、停和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度 13 油净化装置和排烟风机正常投入。 14 系统中的滤油设备应在线连续投入运行 运行在运行中发生了可能引起轴瓦损坏(如瓦温异常升高、剧烈振动、水 及操15 冲击、瞬时断油等)的异常情况下,应在确认轴瓦未损坏之后,方可作的重新起动。 要求 机组运行中油系统有故障须处理时,必须预先进行危险点分析、制定安 16 全措施,严格执行两票制度。检修中必须有监护人现场监护。 17 油系统主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌 1 汽轮机的辅助油泵备用状态良好,自起动装置可靠的投入 2 确保组合油箱内交直流备用油泵不窝空气,起泵后应能立即起压供油 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, 3 并定期进行校验 4 油压低联动交流、直流润滑油泵润滑正确、可靠,定值经正确修正 润滑油系统、密封油系统、顶轴油系统的压力信号测点不要贴近汽轮 5 机轴系,如不能避免,则要有可靠的防震动损坏措施 直流润滑油泵的直流电源系统有足够的容量,满足故障状态下直流润 6 滑油泵足够运行时间的需要 交流、直流润滑油泵各级熔断器配置合理,防止故障时熔断器熔断使 7 设备润滑油泵失去电源,保证辅助油泵能够正常的全容量起动 和系8 汽机交流辅助润滑油泵电源由保安电源带 统的交流润滑油泵电源的接触器,应采取低电压延时释放措施,并保证自 王斌 9 要求 投装置动作可靠 10 油系统严禁使用铸铁阀门 11 油系统各阀门不得水平安装 12 润滑油压管道上装设的滤网,要有防止滤网堵塞和破损的措施 油箱内部及套装油管路内油管应有可靠支撑和固定措施,防止油管破 13 裂漏油 14 事故放油门应为二道门,且有防误动措施 王斌 15 轴瓦工作状态良好 王斌 16 汽封间隙、系统设计及管道配置合理,压力自动投入良好 17 透平油油质合格 防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故执行检查表(序) 填制单位 检 查 情 况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 1 定期进行轴瓦的检查修复工作 2 更换轴瓦前严格对新瓦进行探伤检查 3 油系统法兰垫圈的孔径应略大于管径 4 机组大修时,彻底清除油系统油箱内的沉淀、油泥等杂物 5 在油系统安装和检修时,必须采取防止异物进入系统的措施 安装和检修时,若在管道上加装临时滤网或堵头,应带有尾巴,以便 6 检修识别,并留有记录,以防忘拆 7 维护机组启动前必须拆除临时滤网 王斌 要求 定期检查及维护主油泵、润滑油泵、高备泵、射油器等设备的出口逆王斌 8 止门,保证可靠动作 当汽轮机油装入设备后进行系统冲洗,应连续循环滤油,直至取样分 9 析各项指标与新油无差异 机组大小修后及轴承进行检修后,记录顶轴油泵开启后各轴瓦处转子 10 的顶起高度,正常运行后,应定期记录各瓦的油膜压力,并注意其变 化趋势 严格执行有关汽轮机油的品质监督管理标准,按规程要求定期对油系 1 统进行油质化验 2 油质劣化迅速时,应缩短化验周期,并及时处理 油质3 新油到货时,应按《L-TSA汽轮机油》进行分析,出具检验报告 管理 注意抗氧化剂和防锈剂的消耗,若运行油中抗氧化剂含量低于0.15% 4 或锈蚀试验不合格,应按规定补加 5 油管、油箱检修清理后,应经有关部门验收合格后方可注油 王斌 1 其它 运行和检修中严禁踩踏润滑油管路 附 录 C 增补反事故措施 C.1 防止汽轮机闷缸事故。 C.1.1 反事故措施及实施细则。 C.1.1.1 无论何种启动类型或供热类型的机组应做到:启动过程和供热工况的热工控制逻辑完整,保护完善可靠;开、闭环控制回路中的各反馈变量(阀位、行程开关等)测量准确可靠。 。 C.1.1.2 高排逆止门前后疏水应分别布管至疏水扩容器 C.1.1.3 各种调节控制阀门(高、中压调速汽门,旋转隔板或用于调节抽汽压力的蝶阀,供热调节阀,旁路等),控制平稳顺畅,调节品质良好。 C.1.1.4 对高中压缸联合启动机组的要求 C.1.1.4.1 高排通风阀的通流能力和高压缸冷却流量,应能保证汽轮机高转速长时间空转时,高压缸内任何位置的温度不会持续升高到危险值。 C.1.1.4.2 高排逆止门应关闭严密,能够避免因高排逆止门漏汽影响高压缸内蒸汽的流向,而使高压缸排汽温度高的保护失效。 C.1.1.4.3 加强机组空转和初负荷阶段对高压缸各温度点的监视,特别是高压缸排汽温度和一段抽汽温度,如有温度异常升高的现象应及时采取措施或停机。 C.1.1.4.4 机组进行汽门严密性试验时,在高转速、高再热汽压条件下,应加强对高压缸各温度点的监视,如有温度异常升高,应立即降低再热汽压力。 C.1.1.5 对中压缸启动机组的要求 C.1.1.5.1 启动过程中高压缸采用真空防鼓风措施的机组,高排通风阀或疏水的通流能力应足够,高压缸通汽前能够使高压缸内真空达到或接近凝汽器的真空值,凝汽器的真空值满足启动要求;高排逆止门应关闭严密,能够避免因高排逆止门漏汽影响高压缸内真空的建立。 C.1.1.5.2 启动过程中高压缸采用蒸汽逆流冷却措施的机组,控制好冷再压力,保证逆流流量能够将高压缸温度控制在合理的水平;高压缸转顺流前加强对高压缸各温度点的监视,如有温度异常应及时采取措施或停机。 C.1.1.5.3 高压缸由逆流转顺流时,高、中压调速汽门开启应顺畅平稳,旁路控制稳定,防止调速汽门大幅波动。 C.1.1.6 对供热机组的要求 C.1.1.6.1 供热机组应增设防止闷缸和级压差大(过负荷)保护。 C.1.1.6.2 供热抽汽调节门性能稳定,调节品质优良。 C.1.1.6.3 抽凝供热机组的抽汽压力控制速率应高于热网加热控制速率。 C.1.1.6.4 背压供热机组的供热管道上应增设100%容量的安全门。 C.1.1.7 加强A级检修期间对转子、叶片和围带的金属监督和探伤检查。按照制造厂的要求进行叶片测频工作。 C.1.1.8 严格控制运行参数。尽量减少机组40%额定负荷以下工况的运行时间和深度滑参数停机的次数;注意运行中对汽温的控制,防止或减少机组某级工作在湿蒸汽区的情况。 C.1.2 实施重点 C.1.2.1 热工控制逻辑完整,保护完善可靠。 C.1.2.2 开、闭环控制回路中的各反馈变量(阀位、行程开关等),测量准确可靠。 C.1.2.3 加强启动、变工况下对汽缸压力、温度的监视。 C.1.3 汽轮机叶片和围带损坏事故执行检查表 防止汽轮机闷缸事故执行检查表 填制单位 检 查 情 况 整改完成情况 应完成的工作 项目 序号 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 1 启动过程和供热工况的热工控制逻辑完整,保护完善可靠 2 开、闭环控制回路中各反馈变量(阀位、行程开关等)测量准确可靠 3 高、中压调速汽门控制平稳顺畅,调节品质良好 4 旁路系统控制平稳顺畅,调节品质良好 综合5 高排逆止门关闭严密 6 高排逆止门前后疏水应分别布管至疏水扩容器 要求 加强A级检修期间对转子、叶片和围带的金属监督和探伤检查。按照 7 制造厂的要求进行叶片测频工作 减少机组40%额定负荷以下工况的运行时间和深度滑参数停机的次数, 8 注意汽温的控制,防止或减少机组某级工作在湿蒸汽区的情况 高排通风阀有足够的通流能力,满足高中压缸联合启动机组启动通风 1 高中的需要 高中压缸联合启动机组高、中压缸流量分配合理,能够保证长时间高 压缸2 转速空转时,高压缸内任何位置的温度不会持续升高到危险值 联合机组空转和初负荷阶段加强高压缸各温度点的监视,特别是高压缸排 3 启动汽和一段抽汽温度,如有温度异常升高的现象应及时采取措施或停机 机组进行汽门严密性试验时,在高转速、高再热汽压条件下,加强对 机组 4 高压缸各温度点的监视,如有温度异常升高,应立即降低再热汽压力 高排通风阀有足够的通流能力,满足高压缸采用真空防鼓风措施的中 1 压缸启动机组保持真空的需要 启动过程中,对于高压缸采用真空防鼓风措施的机组,注意凝汽器维 中压2 持较高的真空,在高压缸进汽前保证缸内真空满足启动要求 缸启启动过程中,对于高压缸采用蒸汽逆流冷却措施的机组,控制好冷再 3 压力,保证逆流流量能够将高压缸温度控制在合理的水平 动机高压缸转顺流前加强对高压缸各温度点的监视,如有温度异常应及时 4 组 采取措施或停机 高压缸由逆流转顺流时,高、中压调速汽门开启应顺畅平稳,旁路控 5 制稳定,防止调速汽门大幅波动 1 供热机组的供热调节阀控制平稳顺畅,调节品质良好 供热2 旋转隔板或用于调节抽汽压力的蝶阀控制平稳顺畅,调节品质良好 3 供热机组应增设防止闷缸和级压差大(过负荷)保护 机组 4 抽凝供热机组的抽汽压力控制速率应高于热网加热控制速率 C.2 防止水轮发电机组事故 C.2.1 防止机组飞逸事故 C.2.1.1 机组应设置停机过程剪断销剪断、调速系统低油压、电气和机械过速等保护装置,防止机组发生飞逸。过速保护装置应定期检验,并正常投入。 C.2.1.2 调速系统、机组保护系统、工作闸门(主阀)系统正常可靠投入运行。 C.2.1.3 机组调速系统必须进行水轮机调节系统的静态模拟试验、动态特性试验和导叶关闭规律检验等,各项指标合格。 C.2.1.4 机组大修后或新机组投运前必须通过甩负荷和过速试验,验证水压上升率和转速上升率符合设计要求,过速整定值校验合格。 C.2.1.5 工作闸门(主阀)应具备动水关闭的功能,导水机构拒动时能动水关闭。应保证工作闸门(主阀)在最大流量下动水关闭时,关闭时间不超过机组在最大飞逸转速下允许持续运行的时间。 C.2.1.6 立式水轮发电机机组应安装抬机监控、保护装置,当旋转部分抬机量超过设计值时快速停机。 C.2.2 防止水轮机(含水泵水轮机,下同)重大事故 C.2.2.1 防止水轮机通流部件损坏事故 C.2.2.1.1 水轮机在设计中应综合考虑能量特性指标、稳定性指标及汽蚀特性指标,保证机组的稳定运行。 C.2.2.1.2 水轮机的导水机构必须设有防止导叶破坏的安全装置,如装设剪断销、导叶限位、导叶轴向调整和止推等装置。 C.2.2.1.3 水轮机各种工况下运行时,应保证顶盖垂直振动和主轴摆动应不大于GB/T 8564,2003《水轮发电机组安装技术规范》中规定的允许值。若机组异常振动和摆度超过允许值应启动报警和事故停机回路。 C.2.2.1.4 水轮机水下部分检修应检查转轮体与泄水锥的连接牢固可靠。 C.2.2.1.5 水轮机通流部件应定期检修,重点检查通流部件磨损、裂纹和汽蚀,防止磨损、裂纹、大面积汽蚀等造成通流部件损坏。水轮机通流部件补焊处理后,应进行修型,以保证型线符合设计要求,转轮大面积补焊或更换新转轮必须做静平衡试验合格。 C.2.2.2 防止水轮机导轴承烧损事故 C.2.2.2.1 油润滑的水导轴承应定期检查油位、油色,并定期进行油质化验。 C.2.2.2.2 水润滑的水导轴承应保证水质清洁、水流畅通和水压正常,水导润滑水应设有能自动切换的主、备用供水,流量计、压力变送器和示流器等装置应正常工作。 C.2.2.2.3 应保证水轮机导轴承测温元件和表计显示正常, 信号整定值正确。对设置有外循环油系统的机组,其控制系统应正常工作。 C.2.2.3 防止液压装置破裂和失压事故 C.2.2.3.1 液压装置中的压油罐、接力器等压力容器及安全阀、逆止阀、截止阀等附件制造焊接完毕后,安装前必须对所有焊缝进行探伤检查,并通过按GB/T 8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》要求进行的耐压试验和严密性试验。 C.2.2.3.2 压力油罐的油压和油位均应保持在正常工作范围内,压力容器、油泵、压力传感器、压力开关及安全附件的调整试验应符合GB/T 8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》要求。设有自动调整和保护装置的压力容器,其保护装置的退出应经批准,保护退出后,加强监视,限期恢复。 C.2.2.3.3 压力油罐的自动补气阀应定期检查清洁。 C.2.2.3.4 压力油罐油位计不得采用有机玻璃管型磁珠液位计,应选择钢质磁翻板液位计或其它不易老化破裂的原料生产的液位计。 C.2.2.3.5 机组大修后应做低油压事故停机试验。 C.2.2.4 防止定子绕组绝缘损坏事故 C.2.2.4.1 加强对大型发电机环形接线、过渡引线绝缘的检查,定期按照DL/T 596,1996《电力设备预防性试验规程》的要求进行试验。 C.2.2.4.2 定期检查发电机定子铁心螺杆紧力,发现铁芯螺杆的紧力不符合出厂设计值应及时处理。定期检查发电机硅钢片叠压整齐、无过热痕迹,燕尾槽无开裂和脱开现象,发现有硅钢片滑出应及时处理。 C.2.2.4.3 定期对抽水蓄能发电电动机线棒端部与端箍相对位移与磨损检查,发现端箍与支架连接螺栓松动应及时处理 C.2.2.4.4 调峰运行的发电机,应在检修中分别进行动态、静态匝间短路试验,有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置。 C.2.3 防止水轮发电机(含抽水蓄能发电电动机,下同)重大事故 C.2.3.1 防止定子绕组端部松动引起相间短路 定子绕组在槽内应紧固,槽电位测试应符合要求;定期检查定子绕组端部有无下沉、松动或磨损现象。新安装或大修(必要时)的200MW及以上的汽轮发电机应做定子绕组端部振型模态试验,发现问题应采取针对性的改进措施。 C.2.3.2 防止发电机局部过热损坏 C.2.3.2.1 发电机出口、中性点引线连接部分应可靠,在机组运行中应定期对励磁变至静止励磁装置的分相电缆、静止励磁装置至转子滑环电缆、转子滑环的红外成像测温检查。 C.2.3.2.2 定期检查电制动刀闸动静触头的接触情况,发现压紧弹簧松脱或单个触指与其它触指不平行,应及时处理,避免在大电流作用下烧毁设备。 C.2.3.2.3 制造、运输、安装及检修过程应防止焊渣或金属屑等微小异物掉入定子铁芯通风槽内。 C.2.3.2.4 冷却系统、油系统应运行正常,定期检查、清洗,并做压力或渗漏试验,做好防止冷却水中断、大量漏油、漏水等造成轴承损坏、定转子绝缘降低的措施。冷却系统或油系统不正常应尽快停机或禁止启动。 C.2.3.3 防止发电机机械损伤和部件松动 C.2.3.3.1 在发电机风洞内工作,应有专人把守发电机进人门,工作人员穿无金属的工作服、工作鞋,进入发电机内部工作前,禁止带入的物件应全部取出,带入物品应清点记录,工作完毕撤出时清点物品正确,确保无遗留物品。 C.2.3.3.2 主、辅设备的保护装置,如温度、振摆度超限报警、停机保护回路,必须正确可靠、定期检验,并正常投入。必须定期分析发电机运行参数,判断运行趋势。机组重要运行监视表计和装置动作不正确或失效等,严禁机组启动。运行中的机组失去监控时,必须停机。 C.2.3.3.3 发电机应尽可能保证在设计工况下运行,尽量避开机组运行的高振动区或气蚀区。 C.2.3.3.4 旋转部件联接件要防止松脱,应定期进行检查;旋转风扇应安装牢固,叶片无裂纹、变形,导风板安装应牢固并与定子线棒保持足够间距。 C.2.3.3.5 定子(含机座)、转子各部件、定子线棒槽楔等应定期检查,定、转子之间空气间隙必须符合设计要求。水轮发电机机架固定螺栓、定子基础螺栓、定子铁芯螺栓和调节螺栓的紧固应良好,有可靠的防松动措施。机架和定子支撑、转动轴系等承载部件的承载结构、焊缝、基础、配重块等应定期检查,无松动、裂纹、变形等现象。临时配重应固定牢靠。 C.2.3.3.6 水轮发电机风洞内应避免使用在电磁场作用下会发热的材料或能被电磁吸附的金属联接材料,否则应有可靠的防护措施,且强度应满足使用要求。 C.2.3.3.7 水轮发电机机械制动系统应定期检查,制动闸、制动环应平整无裂纹,固定螺栓无松动,制动瓦磨损后应及时更换,制动闸及其供气油系统无发卡、串腔、漏气和漏油等影响制动性能的缺陷。制动回路转速整定值应定期进行校验,严禁高转速下投入机械制动。 C.2.3.3.8 防止水轮发电机非同期并网,同期装置可靠,定期校验。 C.2.3.4 防止发电机轴承烧瓦事故 C.2.3.4.1 带高压油顶起装置的推力轴承设计应保证在高压油顶起装置失灵的情况下,推力轴承在不投入高压油顶起装置时安全停机无损伤。高压油顶起装置应定期检查试验,严禁泄漏油。有交直流备用切换功能的应定期检查试验。 C.2.3.4.2 润滑油油位应具备远方自动监测功能,并定时检查;润滑油应定期进行化验,油质劣化应尽快处理,油质不合格禁止启动机组。 C.2.3.4.3 冷却水水质、水压和流量在合格范围内,各工况下,冷却水温、油温、瓦温在允许范围内,其监测和保护回路正确可靠。 C.2.3.4.4 机组异常运行可能损伤轴承时,必须确认轴瓦未损坏后,方可重新启动。 C.2.3.4.5 轴承瓦应定期检查,无脱胎、脱壳、裂纹等缺陷,轴瓦接触面、轴领、镜板表面应符合设计要求。巴氏合金轴承瓦应定期检查合金与瓦坯的接触情况,必要时进行无损探伤检测。 C.2.3.4.6 6轴承的轴电流保护回路应正常投入,出现轴电流报警应及时检查处理,禁止机组长时间无轴电流保护运行。 C.2.4 实施重点 C.2.4.1 机组应设置停机过程剪断销剪断、调速系统低油压、电气和机械过速等保护装置,防止机组发生飞逸。过速保护装置应定期检验,并正常投入。 C.2.4.2 机组大修后或新机组投运前必须通过甩负荷和过速试验,验证水压上升率和转速上升率符合设计要求,过速整定值校验合格。 C.2.4.3 水轮机各种工况下运行时,应保证顶盖垂直振动和主轴摆动应不大于GB/T 8564,2003《水轮发电机组安装技术规范》中规定的允许值。若机组异常振动和摆度超过允许值应启动报警和事故停机回路。 C.2.4.4 油润滑的水导轴承应定期检查油位、油色,并定期进行油质化验。 C.2.4.5 压力油罐的油压和油位均应保持在正常工作范围内,压力容器、油泵、压力传感器、压力开关及安全附件的调整试验应符合GB/T 8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》要求。 C.2.4.6 定期检查发电机定子铁心螺杆紧力,发现铁芯螺杆的紧力不符合出厂设计值应及时处理。定期检查发电机硅钢片叠压整齐、无过热痕迹,燕尾槽无开裂和脱开现象,发现有硅钢片滑出应及时处理。 C.2.4.7 冷却系统、油系统应运行正常,定期检查、清洗,并做压力或渗漏试验,做好防止冷却水中断、大量漏油、漏水等造成轴承损坏、定转子绝缘降低的措施。冷却系统或油系统不正常应尽快停机或禁止启动。 C.2.4.8 发电机应尽可能保证在设计工况下运行,尽量避开机组运行的高振动区或气蚀区。 C.2.4.9 同期装置运行可靠,防止发电机非同期并列 。 C.2.4.10 防误装置应采用单元电气闭锁回路加微机“五防”的功能。 C.2.5 防止水轮发电机组事故执行检查表。 防止水轮发电机组事故执行检查表 填制单位 检 查 情 况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 防止机组飞逸事故 机组应设置停机过程剪断销剪断、调速系统低油压、电气和机械过速 1 等保护装置 调速系统、机组保护系统、工作闸门(主阀)系统正常可靠,各项指标 2 合格 工作闸门(主阀)应具备动水关闭的功能,导水机构拒动时能动水关 3 设备闭 工作闸门(主阀)在最大流量下动水关闭时,关闭时间不超过机组在 要求 4 最大飞逸转速下允许持续运行的时间 通过甩负荷和过速试验验证水压上升率和转速上升率符合设计要求, 5 过速整定值校验合格 立式水轮发电机机组应安装抬机监控、保护装置,当旋转部分抬机量 6 超过设计值时快速停机 1 过速保护装置应定期检验,并正常投入 试验机组调速系统必须进行水轮机调节系统的静态模拟试验、动态特性试 2 验和导叶关闭规律检验等 要求 3 机组大修后或新机组投运前必须进行甩负荷和过速试验 防止水轮机(含水泵水轮机,下同)重大事 水轮机在设计中应综合考虑能量特性指标、稳定性指标及汽蚀特性指 1 标,保证机组的稳定运行 水轮机的导水机构必须设有防止导叶破坏的安全装置,如装设剪断销、 2 防止导叶限位、导叶轴向调整和止推等装置 水轮水轮机各种工况下运行时,应保证顶盖垂直振动和主轴摆动应不大于 3 机通GB/T 8564,2003《水轮发电机组安装技术规范》中规定的允许值 流部4 机组异常振动和摆度超过允许值应启动报警和事故停机回路 件损5 水轮机水下部分检修时,检查确认转轮体与泄水锥的连接牢固可靠 坏事水轮机通流部件应定期检修,重点检查通流部件磨损、裂纹和汽蚀, 故 6 防止磨损、裂纹、大面积汽蚀等造成通流部件损坏。 7 水轮机通流部件补焊处理后,应进行修型,以保证型线符合设计要求 8 转轮大面积补焊或更换新转轮必须做静平衡试验合格 防止水轮发电机组事故执行检查表(序) 填制单位 检查情况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 1 油润滑的水导轴承应定期检查油位、油色,并定期进行油质化验 防止 2 水润滑的水导轴承应保证水质清洁、水流畅通和水压正常 水轮 3 水导润滑水应设有能自动切换的主、备用供水 机导 轴承4 水导润滑水系统的流量计、压力变送器和示流器等装置应正常工作 烧损5 应保证水轮机导轴承测温元件和表计显示正常, 信号整定值正确 事故 6 对设置有外循环油系统的机组,其控制系统应正常工作 液压装置中的压油罐、接力器等压力容器及安全阀、逆止阀、截止阀 1 等附件制造焊接完毕后,安装前必须对所有焊缝进行探伤检查 液压装置中的压油罐、接力器等压力容器及安全阀、逆止阀、截止阀 2 等通过按GB/T 8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》要求进行的防止耐压试验和严密性试验 液压压力油罐的油压和油位均应保持在正常工作范围内,压力容器、油泵、 装置3 压力传感器、压力开关及安全附件的调整试验应符合GB/T 8564-2003破裂《水轮发电机组安装技术规范》要求 和失设有自动调整和保护装置的压力容器,其保护装置的退出应经批 压事4 准,保护退出后,加强监视,限期恢复 故 5 压力油罐的自动补气阀应定期检查清洁 压力油罐油位计不得采用有机玻璃管型磁珠液位计,应选择钢质磁翻 6 板液位计或其它不易老化破裂的原料生产的液位计 7 机组大修后应做低油压事故停机试验 防止水轮发电机(含抽水蓄能发电电动机,下同)重大事故 加强对大型发电机环形接线、过渡引线绝缘的检查,定期按照DL/T 596 1 ,1996《电力设备预防性试验规程》的要求进行试验 定期检查发电机定子铁心螺杆紧力,发现铁芯螺杆的紧力不符合出厂 防止2 设计值应及时处理 定子 绕组定期检查发电机硅钢片叠压整齐、无过热痕迹,燕尾槽无开裂和脱开 3 绝缘现象,发现有硅钢片滑出应及时处理 损坏定期对抽水蓄能发电电动机线棒端部与端箍相对位移与磨损检查,发 4 事故 现端箍与支架连接螺栓松动应及时处理 调峰运行的发电机,应在检修中分别进行动态、静态匝间短路试验, 5 有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置 防止水轮发电机组事故执行检查表(序) 填制单位 检查情况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 防止1 定子绕组在槽内应紧固 定子2 定子绕组槽电位测试应符合要求 绕组3 定期检查定子绕组端部有无下沉、松动或磨损现象 端部新安装或大修(必要时)的200MW及以上的汽轮发电机应做定子绕组 4 松动端部振型模态试验 引起 相间5 定子绕组端部振型模态试验发现问题的,应采取针对性的改进措施 短路 1 发电机出口、中性点引线连接部分应可靠 在机组运行中应定期对励磁变至静止励磁装置的分相电缆、静止励磁 2 装置至转子滑环电缆、转子滑环的红外成像测温检查 定期检查电制动刀闸动静触头的接触情况,发现压紧弹簧松脱或单个 防止3 触指与其它触指不平行,及时处理,避免在大电流作用下烧毁设备 发电 制造、运输、安装及检修过程采取防止焊渣或金属屑等微小异物掉入 机局4 定子铁芯通风槽内的有效措施 部过 热损5 冷却系统、油系统运行正常,定期进行检查、清洗 坏 6 定期进行冷却系统、油系统压力或渗漏试验 做好防止冷却水中断、大量漏油、漏水等造成轴承损坏、定转子绝缘 7 降低的措施 8 冷却系统或油系统不正常应尽快停机或禁止启动 在发电机风洞内工作,应有专人把守发电机进人门,工作人员穿无金 属的工作服、工作鞋,进入发电机内部工作前,禁止带入的物件应全1 部取出,带入物品应清点记录,工作完毕撤出时清点物品正确,确保 无遗留物品 防止 主、辅设备的保护装置,如温度、振摆度超限报警、停机保护回路, 发电2 必须正确可靠、定期检验,并正常投入。必须。。 机机 3 定期分析发电机运行参数,判断运行趋势 械损 伤和机组重要运行监视表计和装置动作不正确或失效等,严禁机组启动,运 4 部件行中的机组失去监控时,必须停机 松动 发电机应尽可能保证在设计工况下运行,尽量避开机组运行的高振动 5 区或气蚀区 旋转风扇应安装牢固,叶片无裂纹、变形,导风板安装应牢固并与定 6 子线棒保持足够间距 防止水轮发电机组事故执行检查表(序) 填制单位 检查情况 整改完成情况 项目 序号 应完成的工作 是 否 时间 填报人签字 审核人签字 是 否 时间 7 旋转部件联接件要防止松脱,并定期进行检查 定子(含机座)、转子各部件、定子线棒槽楔等应定期检查,定、转子 8 之间空气间隙必须符合设计要求 水轮发电机机架固定螺栓、定子基础螺栓、定子铁芯螺栓和调节螺栓 9 的紧固应良好,有可靠的防松动措施。 定期检查机架和定子支撑、转动轴系等承载部件的承载结构、焊缝、 防止10 基础、配重块等,无松动、裂纹、变形等现象。临时配重应固定牢靠 发电 水轮发电机风洞内应避免使用在电磁场作用下会发热的材料或能被电 机机 11 磁吸附的金属联接材料,否则应有可靠的防护措施,且强度应满足使械损 用要求 伤和 部件12 水轮发电机机械制动系统应定期检查 松动 制动闸、制动环平整无裂纹,固定螺栓无松动,制动闸及其供气油系 13 统无发卡、串腔、漏气和漏油等影响制动性能的缺陷 14 制动瓦磨损后应及时更换 15 制动回路转速整定值应定期进行校验,严禁高转速下投入机械制动 16 同期装置可靠,定期校验 17 防止水轮发电机非同期并网 带高压油顶起装置的推力轴承设计应保证在高压油顶起装置失灵的情 1 况下,推力轴承在不投入高压油顶起装置时安全停机无损伤。 2 高压油顶起装置应定期检查试验,严禁泄漏油。 3 高压油顶起装置有交直流备用切换功能的应定期检查试验 4 润滑油油位应具备远方自动监测功能,并定时检查 防止 5 定期进行润滑油化验,油质劣化应尽快处理,不合格禁止启动机组 发电 机轴6 冷却水水质、水压和流量在合格范围内 承烧各工况下,冷却水温、油温、瓦温在允许范围内,监测和保护回路正 7 瓦事确可靠 故 8 发生可能损伤轴承的异常情况,必须确认轴瓦未损坏,方可重新启动 轴承瓦应定期检查,无脱胎、脱壳、裂纹等缺陷,轴瓦接触面、轴领、 9 镜板表面应符合设计要求 巴氏合金轴承瓦应定期检查合金与瓦坯的接触情况,必要时进行无损 10 探伤检测 轴承的轴电流保护回路应正常投入,出现轴电流报警应及时检查处理, 11 禁止机组长时间无轴电流保护运行 12 同期装置运行可靠,防止发电机非同期并列 13 防误装置应采用单元电气闭锁回路加微机“五防”的功能
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