汽轮机安全措施13篇

第1篇 汽轮机中修方案安全措施

燃气-蒸汽联合循环发电系统计划于2022年10月30日对燃气发电13#汽轮机进行中修,计划工期 15天,为保证此次检修工作顺利、安全的进行,制定如下检修方案。

一、成立检修工作小组

组 长:王法国

副组长:王东升

成 员:靖亮、侯枕云、张勇、酆烽、郑培迎、刘新杰、王春利、刘易斯、范胜德、肖建凯

二、检修前的准备工作

1、提前提交停机申请,并制定13#机系统相应的停机、开机方案及安全措施。

2、提前落实检修所需的各种材料、备件、工器具等。

3、提前在各检修设备处搭建检修平台。

4、需外委项目提前对相关单位进行安全告知,明确施工任务,并办理相关手续,动火票等。

5、13#机停机前做主汽门、调门严密性试验,达到指导主汽门、调门检修的目的。

三、中修项目

1、拆除上汽缸保温,汽机揭缸

(1)测量并调整汽缸洼窝中心。

(2)清理隔板套、隔板及静叶。

(3)隔板检查。

(4)检查、清理修正隔板汽封及汽封检查。

(5)隔板之间的间隙测量、调整。

(6) 汽封间隙测量调整。

(7)通流间隙测量调整。

2、前后汽封检查、更换

(1)清扫、检查高低压轴封

(2)清理、检查汽封,或更换

(3)汽封间隙测量调整。

3、转子检查

(1)检查轴颈椭圆度、晃度及转子弯曲度。

(2)测量对轮、推力盘、主油泵、测速盘、转子叶轮等晃度及瓢偏度。

(3)汽轮机转子清扫、检查。

(4)检查动叶片、复环。

(5)检查叶轮上平衡块。

(6)检查叶轮及平衡孔。

(7)检查转子动叶、推力盘、轴颈、对轮等有无松动及裂纹等情况。

(8)靠背轮中心调整。

4、轴承检查、修复

(1)检查轴瓦钨金面及推力瓦块钨金面,及油囊修刮。

(2)测量推力瓦块厚度并调整推力间隙。

(3)检查轴瓦球面、垫铁的接触情况。

(4)测量轴瓦间隙及瓦盖紧力。

(5)推力间隙检查。

(6)修正油档间隙。

5、盘车装置

(1)盘车装置的检查、检修。

6、主汽门、调门检查修复

(1)检查阀杆表面磨损及弯曲度。

(2) 检查阀杆连接件。

(3)检查、调整各阀的行程及部件间隙尺寸。

(4)检查各固定销的保险是否可靠。

7、调速系统及油系统检修

(1)清洗检查调速系统有关部套,检查保护装置及试验装置。

(2)高压、交流、直流、顶轴油泵检查。

(3)主油泵检查。

(4)危急遮断器检查。

(5)主油箱放油,清扫,处理泄漏点

(6)润滑油放入检修油箱,进行滤油

(7)双联滤油器更换滤芯

(8)eh油泵检查

(9)eh油系统冷却器清洗

(10)eh系统油滤芯更换

8、辅机及管道

(1)疏水系统、汽封系统检查,更换泄漏阀门。

(2)轴封风机检查。

(3)凝汽器清洗,灌水严密性试验

(4)高调门冷却水管改造

(5)凝结水泵更换一台

(6)凝结水泵轴承冷却器清洗

(7)凝结水泵进出口冷却水管清洗,进水阀更换

(8)真空泵检查,更换进出口盘根。

9、汽机本体扣缸、恢复保温。

10、三单元除氧楼及11#、12#炉项目

(1)11#锅炉低压集箱排空手动阀漏汽,更换

(2)11#锅炉二级省煤器疏水阀芯处漏水,更换

(3)11#锅炉高压蒸发器手动排空阀不严,更换

(4)11#锅炉除氧蒸发器手动排空不严,更换

(5)11#锅炉高压饱和蒸汽放空一次门盘根漏汽,更换

(6)11#锅炉高压省器放空一次阀(东侧)漏汽,更换

(7)11#锅炉高压包放空一次门漏汽,更换

(8)11#锅炉二级高压省煤器放空阀漏汽,更换

(9)12#锅炉高压包手动排空阀不严,更换。

(10)12#锅炉高压包集箱手动放空阀不严,更换。

(11)12#锅炉低压集箱手动放空阀不严,更换。

(12)11#锅炉高压上水气动阀疏水一次阀漏水,更换阀门

(13)三单元3#高压泵和2#高压泵电机之间上方蒸汽阀门漏水(北侧法兰),更换垫片

(14)三单元3#高压泵入口手动阀更换。

(15)三单元3#高压泵泵体焊补

(16)三单元2#高压泵入口手动阀更换

(17)三单元1#高压泵入口手动阀更换

(18)三单元1#高压泵泵体出口机械密封更换。(钳工)

(19)三单元2#高压泵泵体出口端机械密封更换(钳工)

(20)三单元1#低压泵更换出口侧机封。(钳工)

(21)11#炉高压二级省煤器疏水一次阀泄漏,更换。

(22)除氧器取样管泄漏,修复

四、机组试验项目

1、机组静态打闸试验

2、主汽门严密性试验

3、高压调门严密性试验

4、超速保护试验

(1)电超速

(2)机械超速(机组并网运行24小时,机组热胀完成后,解列后空负荷进行)

五、中修安全措施及注意事项

1参加中修的全体工作人员必须认真学习严格执行相关规程。认真执行“开停机制度”、“动火工作票制度”、“检修工作票制度”等。

2各检修区域工作负责人在交待工作的同时必须交待安全措施及注意事项。在检查执行工作的同时须检查安全措施的执行情况,发现不安全因素及时纠正,对违反安全规程的违章作业应及时制止。对发生不安全情况要先采取措施挽救,事后应分析原因,杜绝后患。

3进入检修施工现场必须戴好安全帽,穿工作服工作鞋,高空作业必须用安全带。

4检修使用的工具在抢修前应作一次全面检查,特别专用工具应完好可用。

5高空作业使用的脚手架搭好后,应经验收符合要求,每天登高作业前应仔细检查。梯子放置应符合规定。禁止从脚手架上抛物件。

6检修前应对汽机房行车作一次全面检查,确保使用安全。葫芦、千斤顶、专用的钢丝绳、索具、卸扣、吊转子及汽缸专用工具均应详细检查,完好可用。

7进入汽缸、发电机定子内部,必须穿无钮扣工作服及无钉工作鞋,带入工器具要有专人保管记录。

8一切电气设备及转动设备的检修工作,必须确认电源已隔绝,挂上禁止合闸警告牌并加锁,有接地要求的接地线应良好,在取得运行方许可开工通知后,应核对设备铭牌,经验电证实无电后,方可进行工作,并注意与带电设备的安全距离。

9检修各容器设备及相关管道等时必须确认已隔绝汽、水、油等,确认管道无压,有关阀门均已关闭并挂上警告牌或上锁,同时得到运行负责人的许可,取得开工通知单后方可进行工作。

10油系统在工作前应放尽余油,在拆开管道时应在下方放置油盘,以防外泄,开口后及时封闭。

11检修现场使用油类清洗零部件时,要用油盘,盛油桶须随用随盖,使用汽油时应禁止现场明火作业,废油、废抹布、手套等危险废弃物应按《废弃物管理程序》执行。

12现场使用电火焊作业时要做好隔离工作,并对飞溅的火星下方要做好防止燃烧的安全隔离措施 。

13电气试验现场要用警示线围好,并派专人监护,试验时要确保设备上无人工作。

14拆下的设备零部件应严格按检修现场6s管理定置稳妥,不随地乱放,不造成二次环境污染。

15起吊重物时,严禁下方有人员逗留,同时禁止起吊重物在人员上方通过,不准将手脚伸入重物下方,必须在重物下方工作时,应做好重物下方的支撑工作。

16使用行车吊物时,应由经过培训考试合格取得操作证的人员操作,地面起重指挥工应由有资质的、有经验的起重工担任。

17汽缸揭缸、盖缸、吊转子等重大起吊工作时,专业人员要到现场监护,工作人员要检查现场环境,确认无障碍及下方无人员时,方可下令操作,起吊时平稳。

18检修人员携带使用的工器具,应每天清点,不乱放乱拿,发现短缺要及时寻找,清查。要特别防止遗留在设备、容器、阀门、汽缸、发电机内,工作时要做到落手清,现场清。

19本次检修,严格按检修现场6s管理,切实保护好设备地等。检修工作结束,在机组试运前,要做到工完料尽场地清,工具点清,现场扫清,设备揩清。

第2篇 汽轮机转子裂纹原因分析运行安全措施

1裂纹情况

河北省南部电网某厂#2机为上海产单缸冲动凝汽式汽轮机,1972年6月投产,容量50 mw,型号为n5090,运行至1986年,更换了汽轮机转子。2003年10月,在该机组大修的过程中,汽轮机转子调速级及汽封处发现裂纹,见图1。

经河北省电力研究院锅检中心对该处裂纹进行深度测量,结果为:a处裂纹深度13.6 mm,b处4.4mm,c处3.5 mm。

2原因分析

该缺陷严重了影响机组的安全运行,排除制造因素,转子出现裂纹主要是由于交变热应力引起的金属疲劳损伤超出了材料的屈服极限而造成的,原因分析如下。

a. 随着电力行业的不断发展,该厂在20世纪90年代初成为河北省南部电网的主要调峰厂之一,机组启/停次数增加,造成低周热疲劳率增加,机组在多次交变应力作用下,引起金属材料内部微观缺陷的发展,从而造成金属热疲劳,引发金属裂纹。

b. 机组启动过程中暖机时间短,热应力大。该机组启动时存在负差胀过大的缺陷,为控制差胀,保证机组的正常顺利启动,从冲车到机组接带初始负荷的时间比较短,蒸汽流量快速增大,加剧金属温升,造成汽轮机转子尤其是高调门部位和高压侧轴封处热应力较大;另外,根据调度的预计负荷安排,从并网到带满负荷,暖机时间明显不足,这些都会加大转子的热应力。

c. 冷机的邻机启动对转子的损坏程度尤其大,在用额定参数的蒸汽冲车时,蒸汽会在金属表面进行剧烈的凝结放热,使汽缸和转子外表温度急剧上升,尤其是转子加热面积大,升温更快,转子表面所受的热压应力就更大,当热压应力超过金属材料的屈服极限后,就会在该处产生局部塑性变形。随着转子的不断加热,其承受的热应力减小,但塑性变形不会随着转子热应力的减小而自行恢复,它在周围弹性区的影响下会出现残余拉伸应力,在高温条件下,该残余应力随时间增加而减小,即金属松弛现象,尤其在轴径最大的前汽封和调节级处,这种金属变形现象更明显。若邻机启动次数增加,其损坏程度更加严重,这样转子表面很快就会产生疲劳裂纹。

d. 机组超速试验使转子裂纹加剧。在做超速试验过程中,转子离心力加大,停下来后产生泊桑效应,每多做一次超速试验对机组转子的危害就会加大一次。

e. 机组消缺时,需将汽缸温度降到很低,强制冷却汽轮机,使汽轮机带很少的负荷, 到汽轮机的最后几级,甚至变成了鼓风机,因机组鼓风损失产生的热量带不走,温度很高,而蒸汽处于低温、低压状态,使机组产生很大的热变形,也会使转子产生裂纹。

f. 在1999年10月大修前,该机一直存在着机组振动大的缺陷,大修检查发现转子第17级断裂5片,第19级断裂3片,掉叶片会引起转子运行失去平衡,长期运行造成金属疲劳损伤,引发转子裂纹。

g. 在机组找振动加平衡块过程中,机组转子处于静止状态,机组需要保持真空,仍然需要送汽封,这时对汽轮机转子影响是最严重的。处于静止状态的转子局部受热,膨胀不均匀,产生较大的热应力和热变形,也会使转子产生裂纹。

h. 该厂汽轮机高压轴封的五档泄汽泄到二段抽汽,来加热#5高加,而在机组并网后到投入高加的时间里,五档泄汽只能沿着大轴到四档泄汽,然后通过四档泄汽泄入#3低加。在此过程中,五档泄汽的温度比四档泄汽的温度高得多,使转子高压轴封处产生热冲击,造成热疲劳,加速转子裂纹的产生。 

3处理方案

通过载荷工况分析,原结构复合应力最大的位置为端部弹性凹槽、叶轮过渡角等转子截面存在突变处。经上海汽轮机有限公司对该转子进行强度计算后,初步确定2种切削方案,见表1,为转子车削加工提供必要的理论依据。

 计算表明,圆角半径不变时,随着车削深度的增加,最大应力也随之增加;而随着圆角半径的增加,最大应力随之减小。经比较最终选择了方案1。经上海汽轮机有限公司车削后提出以下建议:

a. 减少不必要的启/停次数。

b. 减缓启动速率,降低启动中温度的变化率。

c. 尽量采用滑参数启动方式。

d. 避免参与启/停调峰。

4防止措施

为了防止转子发生断裂,在运行上采取了以下措施:

a. 发现转子有裂纹的机组一般不参与启/停式调峰,以减少启/停次数,减少对机组的热冲击。

b. 机组在启动时,要减慢启动速度,延长启动时间;冲车前要严格控制汽温、汽压参数,主汽温度必须比调节级室金属最高温度高50~100 ℃,并且过热度不低于80 ℃。在冲车时,适当延长冲车时间,机组带负荷速度减慢。

c. 在机组启动之前要按规定检查各个疏水门的状态,防止上、下缸温差大。

d. 汽封疏水管要充分疏水,汽封汽源要与汽缸温度匹配,汽缸温度低于150 ℃时,使用汽平衡来汽作汽封汽源;汽缸温度高于150 ℃时,使用三段抽汽作汽封汽源。

e. 停机后要严密监视汽缸温度,防止冷水、冷汽进入汽缸。

f. 加强运行参数的监视,保证蒸汽参数在正常范围。当蒸汽参数偏离允许范围时,要及时联系、调整,防止超温、超压。

g. 机组冷态启动时不得使用邻机汽源启动。

h. 连续盘车中,若因设备检修要求需停止连续盘车时必须经上级部门批准,尽量减少停止连续盘车的时间。

5结束语

发现转子有裂纹的机组,在启/停过程中应放慢启动速度,延长启动时间,尽量减小热应力,以保证机组的安全。同时建立、健全机组的寿命管理体系,加强设备可靠性管理,这是保证设备安全之本。

第3篇 汽轮机超参数运行安全措施

为了保证机组的安全运行,特制定关于汽轮机超参数运行的安全措施:

1、汽压升高至9.32mpa时,联系锅炉降压,短时间内汽压无下降或呈上升趋势时,汽机专业缓慢加负荷至汽压无上升趋势或稳定时(最高不得高于9.5mpa),停止加负荷。待汽压下降时,再根据汽压缓慢减负荷,禁止大幅度加减负荷,加减负荷期间注意调整真空。

汽压降至8.34mpa时, 联系锅炉升压,短时间内汽压无上升或呈下降趋势时,汽机专业缓慢减负荷至汽压稳定无明显变化时(附表),待汽压上升时,再根据汽压再缓慢加负荷,禁止大幅度加减负荷,加减负荷期间注意调整真空。具体如下:

汽压(℃)8.0以上7.84~7.947.64~7.847.54~7.647.44~7.54

负荷(mw) 35以上 30 ~ 35 20 ~ 3015 ~ 2010 ~ 15

3、汽温升至540℃时,联系锅炉专业降温,并密切注意机组振动情况,短时间内汽温无下降或呈上升趋势时,汽机专业缓慢加负荷,确保汽温无上升趋势或无明显变化时(最高不得高于545℃),停止加负荷,待汽温下降时,再根据汽温缓慢减负荷,期间禁止大幅度加减负荷,加减负荷期间注意调整真空。

4、汽温低至525℃以下时,联系锅炉专升温,短时间内汽温无上升或呈下降趋势时,汽机专业缓慢减负荷,确保汽温无下降趋势或稳定时(附表),停止减负荷,待汽温上升时,再根据汽温缓慢加负荷,禁止大幅度加减负荷,加减负荷期间注意调整真空。具体如下:

汽温(℃)505~540500~505490~500

负荷(mw) 35以上25 ~ 355 ~ 25

正常运行中真空不得低于-0.050mpa,若在空冷管束冻结情况下,可适当调整真空,低速进行暖空冷管束,但最低不得低于-0.040mpa,以确保机组安全、稳定运行。

各值严格按照以上规定执行,以确保机组安全、稳定运行。

第4篇 汽轮机扣大盖安全措施

一、 安全措施

1. 对行车的起吊重量、行车速度、起吊高度、起吊速度以及起吊及纵横向行车的极限范围性能认真检查,这些性能应满足扣大盖的工艺要求。

2. 检查行车钢丝绳完整情况,并对其进行动负荷校验。

3. 起吊工作要由专人统一指挥。

4. 起吊过程要平稳。

5. 严禁在起吊重物下站人。

二、 技术措施

1、 扣大盖所需的设备零部件,预先进行清点检查,无短缺或不合格的情况,并按一定的次序放置整齐。

2、 施工用的工具和器具应仔细清点和登记,扣完大盖后再次清点,不得遗失。

3、 汽缸内各部件及其空隙必须仔细检查并用压缩空气吹扫,确保内部清洁无杂物、结合面光洁、各孔洞通道部分应畅通。

4、 对汽缸的各个零部件的结合部位,都涂敷自制的垫料。

5、 汽缸内在运行中可能松脱的部件,扣缸前最后锁紧。在运行中可能松脱无用的部件,应予拆掉。

6、 吊装上缸时,用精密水平仪监视水平结合面,使之与下缸的扬度相适应,安放时装好涂油的导杆,下降时随时检查,不得有不均匀的下落和卡住现象。

7、 汽缸水平结合面上的涂料,在上缸扣至接近下缸时涂抹,此时将上缸用方木临时支垫好,确保安全。

8、 在上下缸水平结合面即将闭合而绳索尚未放松时,将定位销打入汽缸销孔。

9、 扣大盖工作从内缸装第一个部件开始到上缸就位,全部工作连续进行,不中断。

10、 扣盖完毕后盘动转子倾听,汽缸内部应无摩擦音响。

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年月 日

第5篇 防止汽轮机超速安全措施

1所有的超速保护均应投入运行,超速保护不能可_动作时,禁止将机组投入运行或继续运行。

2按我公司《集控运行技术标准》进行危急保安器试验,包括充油试验和提升转速试验。

3机组重要运行监视表计,尤其是转速表,显示不正确或失效时,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。

4调速系统、deh系统、tsi系统有关超速保护的部分经过检修或调整后必须进行超速试验。

5机组检修后要求作严密性试验合格,一般情况下正常停机时,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,严禁带负荷解列。

6保证正常运行时eh油系统的过滤装置连续运行。

7保证蒸汽品质合格

8高压主汽门、中压主汽阀及中压调节阀应每月作一次阀门活动试验。

9进行超速试验时,如转速达3360r/min超速保护不动作,应立即打闸停机。

10机组打闸停机时,应注意转速的变化情况,检查高排逆止门、各抽汽逆止门电动是否关闭严密,停机时如振动值达0.254mm时应立即破坏真空。

11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。

12危急保安器动作转速一般为额定转速的110±1%,如出现超速不动作情况应立即手动打闸。

13汽机专业人员必须熟知deh的控制逻辑、功能及运行操作,以确保系统实用、安全、可_。

14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。

15在机组正常启动或停机过程中,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。

16每次大小修结束后应进行一次抽汽逆止门关闭时间的测定,不能可_关闭的阀门必须进行处理,不合格的一定不得启机。

17运行中主汽门发生卡涩应当停止机组运行,联系检修处理。

18汽轮机组在大修后或调速系统检修后的启动必须作下列试验,并符合规定:

危急遮断喷油试验及手动遮断试验;

自动主汽门与调节汽门严密性试验;

危急遮断器压出试验;

超速试验。

19汽轮机超速试验一般应符合下列要求:

危急遮断器动作转速应符合制造规定,一般为额定转速的110--112%。

危急遮断器飞锤应试验两次,动作转速差不应超过0.6%。

危急遮断器脱扣后应能复归,飞锤的复位转速 一般不低于3030r/min。

机组进行103%超速试验时,当转速达3090r/min时,opc应动作,显示gv、iv开度指示到零,gv1-6,iv1-2关闭。

机组进行110%超速试验时,当转速达3300r/min时,电超速保护动作显示tv、gv、iv、rv迅速关闭,crt画面指示各阀位到零。

20我厂新投入的两台机组必须按有关要求进行甩负荷试验并合格。

第6篇 汽轮机转子裂纹原因分析及运行安全措施

1裂纹情况

河北省南部电网某厂#2机为上海产单缸冲动凝汽式汽轮机，1972年6月投产，容量50 mw，型号为n5090，运行至1986年，更换了汽轮机转子。2003年10月，在该机组大修的过程中，汽轮机转子调速级及汽封处发现裂纹，见图1。

经河北省电力研究院锅检中心对该处裂纹进行深度测量，结果为：a处裂纹深度13.6 mm，b处4.4mm，c处3.5 mm。

2原因分析

该缺陷严重了影响机组的安全运行，排除制造因素，转子出现裂纹主要是由于交变热应力引起的金属疲劳损伤超出了材料的屈服极限而造成的，原因分析如下。

a. 随着电力行业的不断发展，该厂在20世纪90年代初成为河北省南部电网的主要调峰厂之一，机组启/停次数增加，造成低周热疲劳率增加，机组在多次交变应力作用下，引起金属材料内部微观缺陷的发展，从而造成金属热疲劳，引发金属裂纹。

b. 机组启动过程中暖机时间短，热应力大。该机组启动时存在负差胀过大的缺陷，为控制差胀，保证机组的正常顺利启动，从冲车到机组接带初始负荷的时间比较短，蒸汽流量快速增大，加剧金属温升，造成汽轮机转子尤其是高调门部位和高压侧轴封处热应力较大；另外，根据调度的预计负荷安排，从并网到带满负荷，暖机时间明显不足，这些都会加大转子的热应力。

c. 冷机的邻机启动对转子的损坏程度尤其大，在用额定参数的蒸汽冲车时，蒸汽会在金属表面进行剧烈的凝结放热，使汽缸和转子外表温度急剧上升，尤其是转子加热面积大，升温更快，转子表面所受的热压应力就更大，当热压应力超过金属材料的屈服极限后，就会在该处产生局部塑性变形。随着转子的不断加热，其承受的热应力减小，但塑性变形不会随着转子热应力的减小而自行恢复，它在周围弹性区的影响下会出现残余拉伸应力，在高温条件下，该残余应力随时间增加而减小，即金属松弛现象，尤其在轴径最大的前汽封和调节级处，这种金属变形现象更明显。若邻机启动次数增加，其损坏程度更加严重，这样转子表面很快就会产生疲劳裂纹。

d. 机组超速试验使转子裂纹加剧。在做超速试验过程中，转子离心力加大，停下来后产生泊桑效应，每多做一次超速试验对机组转子的危害就会加大一次。

e. 机组消缺时，需将汽缸温度降到很低，强制冷却汽轮机，使汽轮机带很少的负荷， 到汽轮机的最后几级，甚至变成了鼓风机，因机组鼓风损失产生的热量带不走，温度很高，而蒸汽处于低温、低压状态，使机组产生很大的热变形，也会使转子产生裂纹。

f. 在1999年10月大修前，该机一直存在着机组振动大的缺陷，大修检查发现转子第17级断裂5片，第19级断裂3片，掉叶片会引起转子运行失去平衡，长期运行造成金属疲劳损伤，引发转子裂纹。

g. 在机组找振动加平衡块过程中，机组转子处于静止状态，机组需要保持真空，仍然需要送汽封，这时对汽轮机转子影响是最严重的。处于静止状态的转子局部受热，膨胀不均匀，产生较大的热应力和热变形，也会使转子产生裂纹。

h. 该厂汽轮机高压轴封的五档泄汽泄到二段抽汽，来加热#5高加，而在机组并网后到投入高加的时间里，五档泄汽只能沿着大轴到四档泄汽，然后通过四档泄汽泄入#3低加。在此过程中，五档泄汽的温度比四档泄汽的温度高得多，使转子高压轴封处产生热冲击，造成热疲劳，加速转子裂纹的产生。 

3处理方案

通过载荷工况分析，原结构复合应力最大的位置为端部弹性凹槽、叶轮过渡角等转子截面存在突变处。经上海汽轮机有限公司对该转子进行强度计算后，初步确定2种切削方案，见表1，为转子车削加工提供必要的理论依据。

 计算表明，圆角半径不变时，随着车削深度的增加，最大应力也随之增加；而随着圆角半径的增加，最大应力随之减小。经比较最终选择了方案1。经上海汽轮机有限公司车削后提出以下建议：

a. 减少不必要的启/停次数。

b. 减缓启动速率，降低启动中温度的变化率。

c. 尽量采用滑参数启动方式。

d. 避免参与启/停调峰。

4防止措施

为了防止转子发生断裂，在运行上采取了以下措施:

a. 发现转子有裂纹的机组一般不参与启/停式调峰，以减少启/停次数，减少对机组的热冲击。

b. 机组在启动时，要减慢启动速度，延长启动时间；冲车前要严格控制汽温、汽压参数，主汽温度必须比调节级室金属最高温度高50～100 ℃,并且过热度不低于80 ℃。在冲车时，适当延长冲车时间，机组带负荷速度减慢。

c. 在机组启动之前要按规定检查各个疏水门的状态，防止上、下缸温差大。

d. 汽封疏水管要充分疏水，汽封汽源要与汽缸温度匹配，汽缸温度低于150 ℃时，使用汽平衡来汽作汽封汽源；汽缸温度高于150 ℃时，使用三段抽汽作汽封汽源。

e. 停机后要严密监视汽缸温度，防止冷水、冷汽进入汽缸。

f. 加强运行参数的监视，保证蒸汽参数在正常范围。当蒸汽参数偏离允许范围时，要及时联系、调整，防止超温、超压。

g. 机组冷态启动时不得使用邻机汽源启动。

h. 连续盘车中,若因设备检修要求需停止连续盘车时必须经上级部门批准，尽量减少停止连续盘车的时间。

5结束语

发现转子有裂纹的机组，在启/停过程中应放慢启动速度，延长启动时间，尽量减小热应力，以保证机组的安全。同时建立、健全机组的寿命管理体系，加强设备可靠性管理，这是保证设备安全之本。

第7篇 汽轮机扣大盖安全措施和技术措施

一、 安全措施

1． 对行车的起吊重量、行车速度、起吊高度、起吊速度以及起吊及纵横向行车的极限范围性能认真检查，这些性能应满足扣大盖的工艺要求。

2． 检查行车钢丝绳完整情况，并对其进行动负荷校验。

3． 起吊工作要由专人统一指挥。

4． 起吊过程要平稳。

5． 严禁在起吊重物下站人。

二、 技术措施

1、 扣大盖所需的设备零部件，预先进行清点检查，无短缺或不合格的情况，并按一定的次序放置整齐。

2、 施工用的工具和器具应仔细清点和登记，扣完大盖后再次清点，不得遗失。

3、 汽缸内各部件及其空隙必须仔细检查并用压缩空气吹扫，确保内部清洁无杂物、结合面光洁、各孔洞通道部分应畅通。

4、 对汽缸的各个零部件的结合部位，都涂敷自制的垫料。

5、 汽缸内在运行中可能松脱的部件，扣缸前最后锁紧。在运行中可能松脱无用的部件，应予拆掉。

6、 吊装上缸时，用精密水平仪监视水平结合面，使之与下缸的扬度相适应，安放时装好涂油的导杆，下降时随时检查，不得有不均匀的下落和卡住现象。

7、 汽缸水平结合面上的涂料，在上缸扣至接近下缸时涂抹，此时将上缸用方木临时支垫好，确保安全。

8、 在上下缸水平结合面即将闭合而绳索尚未放松时，将定位销打入汽缸销孔。

9、 扣大盖工作从内缸装第一个部件开始到上缸就位，全部工作连续进行，不中断。

10、 扣盖完毕后盘动转子倾听，汽缸内部应无摩擦音响。

编写：

批准：

年月 日

第8篇 汽轮机运行中的技术与安全措施

一、机组达到3000转/分且转速大辐度摆动并不上网的技术措施：

1、注意检查主、再热蒸汽压力情况，联系锅炉降低压力。

2、如果因真空太高，此时可手动微开真空破坏门，适当降低真空，增大进汽量，以稳定转速。

3、联系锅炉，关闭高压旁路，以增大高压缸进汽量，维持转速以便并网。

二、开机过程中真空下降的技术措施：

1、检查真空破坏门是否关闭严密。

2、检查真空泵组是否工作正常。

3、汽封压力是否太低，送汽封是否及时。

4、凝结器水位是否太高，注意控制凝结器水位。

5、真空式阀门应检查注水是否正常，以免真空系统不严密，致使真空下降。

6、检查循环水一次滤网是否堵塞严重，致使循环水量减小，导致真空下降。

7、联系热工检查表计和测点是否正常。

三、停机过程中的防范措施：

1、主、再热蒸汽温度的下降速度要控制在1.5—2.5℃/分，以免下降过快而引起汽缸和转子的应力增加和负胀差增大。

2、联系锅炉要先降温后降压，严格根据滑停曲线进行。

3、主、再热蒸汽温度始终保持50℃过热度。

4、如主汽温度低于高压缸下半壁温度35℃以上时，应停止降温降压，以免发生水冲击。

5、注意调整汽封压力。

6、主、再热蒸汽温差≤40℃.

7、注意轴向位移、推力瓦温度、轴承回油温度、振动的监视及机内磨擦声。

四、首次机组启动应作好如下技术和安全措施：

1、严格按照规程规定的压力、温度，达到冲转条件开始冲转。

2、一经冲转，盘车应立即脱开。否则应立即打闸停机。

3、冲转后要注意倾听机组内部声音。

4、严密监视汽缸内外壁温度不超过规程规定的范围，防止汽缸变形。

5、根据内外壁温差及时投入汽缸加热装置。

6、严密监视轴向位移、推力瓦温度和轴承回油温度。

7、冲转后高、低压加热器即可随机启动，以增大高压缸疏水量，提升高压外缸内壁的温度。也有利于加热器的逐渐升温加热。

8、注意高、低压胀差变化情况并及时调整，以便将胀差值控制在正常范围。

9、转速达200转/分，注意顶轴油泵停止。

10、注意排汽温度和凝结水水位情况。

11、过临界转速应快而平稳，且振动不超过0.1mm.。

五、防止油系统着火的技术和安全措施：

1、油系统的布置应尽量远离高温管道，油管最好能布置在低于高温蒸汽管路的位置。

2、汽轮机油系统的安装和检修，阀门、法兰结合面应不渗不漏。

3、油系统的阀门、法兰盘及其它可能漏油的部位附近敷设有高温管道或其它热体时，这些热体的保温应牢固完整，并外包铁皮或玻璃丝布涂油漆。压力油管的法兰接头处应有保护罩，防止漏油时直接喷射。保温层表面温度一般不应超过50℃，如有油漏至保温层内，应及时更换保温层。

4、油系统有漏油现象时，必须查明原因，及时修复，漏出的油应及时拭净。运行中发现油系统漏油时，应加强监视，及时处理。如运行中无法消除，而又可能引起火灾事故时，应采取果断措施，尽快停机处理。    ，

5、事故排油门的标志要醒目，油门的操作把手应有两个以上的通道可以到达，且操作把手与油箱或与密集的油管区间应有一定的距离，以防油系统着火后被火焰包围，无法操作。为了便于紧急情况下能迅速开启，操作把手平时不应上锁。

6、汽轮机在运行中发生油系统着火，如属于设备或法兰结合面损坏喷油起火时，应立即破坏真空门停机，同时进行灭火。为了避免汽轮发电机组轴瓦损坏，在破坏真空后的惰走时间内，应维持润滑油泵运行，但不得开启高压油泵。有防火油门的机组，应按规定操作防火油门。当火势无法控制或危急油箱时，应立即打开事故放油门放油。

六、防止大轴弯曲的技术措施：

1、冲转前的大轴晃动度、上下缸温差、主蒸汽及再热蒸汽的温度必须符合规程的规定。

2、冲转前进行充分的盘车，不少于4h，并尽可能避免中间停止盘车。若盘车短时间中断，则应适当延长连续盘车时间。

3、热态启动时，应严格遵守运行规程中的操作规定，当轴封需要使用高温汽源时，应注意与金属温度相匹配，轴封管路经充分疏水后方可投入。

4、启动升速中应有专人监视轴承振动，如果发现异常，应查明原因并进行处理。中速以前，轴承振动超过允许值时应打闹停机。过临界转速时振动超过0．10mm应打闸停机。严禁硬闯临界转速开机。

5、机组启动中，因振动异常而停机后，必须经过全面检查，并确认机组已符合启动条件，仍要连续盘车4h，才能再次启动。

6、启动过程中疏水系统投入时，应注意保持凝汽器水位低于疏水扩容器标高。

7、当主蒸汽温度较低时，调：节汽阀的大幅度摆动，有可能引起汽轮机发生水冲击。

8、机组在启、停和变工况时，应按规定的曲线控制参数的变化。当汽温下降过快时，应立即打闸停机。

9、机组在运行中，轴承振动超标应及时处理。

10、停机后应立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应及时分析处理。当轴封摩擦严重时，应先改为手动方式盘车180’，待摩擦基本消失后投入连续盘车。当盘车盘不动时，禁止强行盘车。

11、停机后应认真检查、监视凝汽器、除氧器和加热器的水位，防止冷汽、冷水进入汽轮机，造成转子弯曲。

12、汽轮机在热态下，如主蒸汽系统截止阀不严，则锅炉不宜进行水压试验。如确需进行采取有效措施，防止水漏入汽轮机。

13、热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线比较，发现异常情况及时处理。

14、热态启动时应先投轴封后抽真空，高压轴封使用的高温汽源应与金属温度相匹配轴封汽管道应充分暖管、疏水，防止水或冷汽从轴封进入汽轮机。

七、防止大轴断裂事故的措施：

1、检修时，应定期对汽轮发电机大轴、发电机转子护环等部件进行探伤检查，以防止产生裂纹，导致轴系严重损坏事故。

2、减少轴系不平衡因素，必须正确设计制造和精良安装推力轴承及各支持轴承，采取有力措施，防止油膜振荡的发生。

3、为防止联轴器螺栓的断裂事故，采用抗疲劳性能较好的钢种，改进螺栓设计加工工艺、装配工艺。同时还要定期对螺栓进行探伤检验。

4、防止发

机组超速，以免超速后又由于其它技术原因引起设备扩大损坏，造成轴系断裂。

5、发电机出现非全相运行时，应尽力缩短发电机不对称运行时间，加强对机组振动的监视，确保汽轮发电机组和轴系不受损伤。

八、防止汽轮机进水进冷汽的技术措施：

1、加强主蒸汽温度和再热蒸汽温度的控制。在自动调节不稳定或燃烧不正常时，应采取必要的操作措施，如将自动切为手动控制，投油助燃防止锅炉灭火。

应采取必要的操

2、保持炉水及蒸汽品质，防止因炉水品质不良引起汽水共腾，加强炉水品质监督和管理。

3、加强汽包水位的监视与调节，防止负荷的急剧变化时产生虚假水位。

4、注意监督汽缸金属温度变化和加热器水位，当发现有进水的危险时，要及时的查明原因，注意切断可能引起汽缸进水的水源。

5、加强除氧器水位监督，定期检查水位调节装置，杜绝发生满水事故。

6、定期检查减温装置的减温水门的严密性，如发现泄漏应及时检修处理。

7、在汽轮机滑参数启动和停机的过程中，汽温、汽压都要严格按照规程规定保持必要的过热度。

8、在锅炉熄火后，蒸汽参数得不到可靠保证的情况下，不应向汽轮机供汽。

第9篇 汽轮机运行中技术安全措施

一、机组达到3000转/分且转速大辐度摆动并不上网的技术措施:

1、注意检查主、再热蒸汽压力情况,联系锅炉降低压力。

2、如果因真空太高,此时可手动微开真空破坏门,适当降低真空,增大进汽量,以稳定转速。

3、联系锅炉,关闭高压旁路,以增大高压缸进汽量,维持转速以便并网。

二、开机过程中真空下降的技术措施:

1、检查真空破坏门是否关闭严密。

2、检查真空泵组是否工作正常。

3、汽封压力是否太低,送汽封是否及时。

4、凝结器水位是否太高,注意控制凝结器水位。

5、真空式阀门应检查注水是否正常,以免真空系统不严密,致使真空下降。

6、检查循环水一次滤网是否堵塞严重,致使循环水量减小,导致真空下降。

7、联系热工检查表计和测点是否正常。

三、停机过程中的防范措施:

1、主、再热蒸汽温度的下降速度要控制在1.5—2.5℃/分,以免下降过快而引起汽缸和转子的应力增加和负胀差增大。

2、联系锅炉要先降温后降压,严格根据滑停曲线进行。

3、主、再热蒸汽温度始终保持50℃过热度。

4、如主汽温度低于高压缸下半壁温度35℃以上时,应停止降温降压,以免发生水冲击。

5、注意调整汽封压力。

6、主、再热蒸汽温差≤40℃.

7、注意轴向位移、推力瓦温度、轴承回油温度、振动的监视及机内磨擦声。

四、首次机组启动应作好如下技术和安全措施:

1、严格按照规程规定的压力、温度,达到冲转条件开始冲转。

2、一经冲转,盘车应立即脱开。否则应立即打闸停机。

3、冲转后要注意倾听机组内部声音。

4、严密监视汽缸内外壁温度不超过规程规定的范围,防止汽缸变形。

5、根据内外壁温差及时投入汽缸加热装置。

6、严密监视轴向位移、推力瓦温度和轴承回油温度。

7、冲转后高、低压加热器即可随机启动,以增大高压缸疏水量,提升高压外缸内壁的温度。也有利于加热器的逐渐升温加热。

8、注意高、低压胀差变化情况并及时调整,以便将胀差值控制在正常范围。

9、转速达200转/分,注意顶轴油泵停止。

10、注意排汽温度和凝结水水位情况。

11、过临界转速应快而平稳,且振动不超过0.1mm.。

五、防止油系统着火的技术和安全措施:

1、油系统的布置应尽量远离高温管道,油管最好能布置在低于高温蒸汽管路的位置。

2、汽轮机油系统的安装和检修,阀门、法兰结合面应不渗不漏。

3、油系统的阀门、法兰盘及其它可能漏油的部位附近敷设有高温管道或其它热体时,这些热体的保温应牢固完整,并外包铁皮或玻璃丝布涂油漆。压力油管的法兰接头处应有保护罩,防止漏油时直接喷射。保温层表面温度一般不应超过50℃,如有油漏至保温层内,应及时更换保温层。

4、油系统有漏油现象时,必须查明原因,及时修复,漏出的油应及时拭净。运行中发现油系统漏油时,应加强监视,及时处理。如运行中无法消除,而又可能引起火灾事故时,应采取果断措施,尽快停机处理。 ,

5、事故排油门的标志要醒目,油门的操作把手应有两个以上的通道可以到达,且操作把手与油箱或与密集的油管区间应有一定的距离,以防油系统着火后被火焰包围,无法操作。为了便于紧急情况下能迅速开启,操作把手平时不应上锁。

6、汽轮机在运行中发生油系统着火,如属于设备或法兰结合面损坏喷油起火时,应立即破坏真空门停机,同时进行灭火。为了避免汽轮发电机组轴瓦损坏,在破坏真空后的惰走时间内,应维持润滑油泵运行,但不得开启高压油泵。有防火油门的机组,应按规定操作防火油门。当火势无法控制或危急油箱时,应立即打开事故放油门放油。

六、防止大轴弯曲的技术措施:

1、冲转前的大轴晃动度、上下缸温差、主蒸汽及再热蒸汽的温度必须符合规程的规定。

2、冲转前进行充分的盘车,不少于4h,并尽可能避免中间停止盘车。若盘车短时间中断,则应适当延长连续盘车时间。

3、热态启动时,应严格遵守运行规程中的操作规定,当轴封需要使用高温汽源时,应注意与金属温度相匹配,轴封管路经充分疏水后方可投入。

4、启动升速中应有专人监视轴承振动,如果发现异常,应查明原因并进行处理。中速以前,轴承振动超过允许值时应打闹停机。过临界转速时振动超过0.10mm应打闸停机。严禁硬闯临界转速开机。

5、机组启动中,因振动异常而停机后,必须经过全面检查,并确认机组已符合启动条件,仍要连续盘车4h,才能再次启动。

6、启动过程中疏水系统投入时,应注意保持凝汽器水位低于疏水扩容器标高。

7、当主蒸汽温度较低时,调:节汽阀的大幅度摆动,有可能引起汽轮机发生水冲击。

8、机组在启、停和变工况时,应按规定的曲线控制参数的变化。当汽温下降过快时,应立即打闸停机。

9、机组在运行中,轴承振动超标应及时处理。

10、停机后应立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时,应及时分析处理。当轴封摩擦严重时,应先改为手动方式盘车180’,待摩擦基本消失后投入连续盘车。当盘车盘不动时,禁止强行盘车。

11、停机后应认真检查、监视凝汽器、除氧器和加热器的水位,防止冷汽、冷水进入汽轮机,造成转子弯曲。

12、汽轮机在热态下,如主蒸汽系统截止阀不严,则锅炉不宜进行水压试验。如确需进行采取有效措施,防止水漏入汽轮机。

13、热态启动前应检查停机记录,并与正常停机曲线比较,发现异常情况及时处理。

14、热态启动时应先投轴封后抽真空,高压轴封使用的高温汽源应与金属温度相匹配轴封汽管道应充分暖管、疏水,防止水或冷汽从轴封进入汽轮机。

七、防止大轴断裂事故的措施:

1、检修时,应定期对汽轮发电机大轴、发电机转子护环等部件进行探伤检查,以防止产生裂纹,导致轴系严重损坏事故。

2、减少轴系不平衡因素,必须正确设计制造和精良安装推力轴承及各支持轴承,采取有力措施,防止油膜振荡的发生。

3、为防止联轴器螺栓的断裂事故,采用抗疲劳性能较好的钢种,改进螺栓设计加工工艺、装配工艺。同时还要定期对螺栓进行探伤检验。

4、防止发

机组超速,以免超速后又由于其它技术原因引起设备扩大损坏,造成轴系断裂。

5、发电机出现非全相运行时,应尽力缩短发电机不对称运行时间,加强对机组振动的监视,确保汽轮发电机组和轴系不受损伤。

八、防止汽轮机进水进冷汽的技术措施:

1、加强主蒸汽温度和再热蒸汽温度的控制。在自动调节不稳定或燃烧不正常时,应采取必要的操作措施,如将自动切为手动控制,投油助燃防止锅炉灭火。

应采取必要的操

2、保持炉水及蒸汽品质,防止因炉水品质不良引起汽水共腾,加强炉水品质监督和管理。

3、加强汽包水位的监视与调节,防止负荷的急剧变化时产生虚假水位。

4、注意监督汽缸金属温度变化和加热器水位,当发现有进水的危险时,要及时的查明原因,注意切断可能引起汽缸进水的水源。

5、加强除氧器水位监督,定期检查水位调节装置,杜绝发生满水事故。

6、定期检查减温装置的减温水门的严密性,如发现泄漏应及时检修处理。

7、在汽轮机滑参数启动和停机的过程中,汽温、汽压都要严格按照规程规定保持必要的过热度。

8、在锅炉熄火后,蒸汽参数得不到可靠保证的情况下,不应向汽轮机供汽。

第10篇 汽轮机扣大盖安全措施技术措施

一、 安全措施

1. 对行车的起吊重量、行车速度、起吊高度、起吊速度以及起吊及纵横向行车的极限范围性能认真检查,这些性能应满足扣大盖的工艺要求。

2. 检查行车钢丝绳完整情况,并对其进行动负荷校验。

3. 起吊工作要由专人统一指挥。

4. 起吊过程要平稳。

5. 严禁在起吊重物下站人。

二、 技术措施

1、 扣大盖所需的设备零部件,预先进行清点检查,无短缺或不合格的情况,并按一定的次序放置整齐。

2、 施工用的工具和器具应仔细清点和登记,扣完大盖后再次清点,不得遗失。

3、 汽缸内各部件及其空隙必须仔细检查并用压缩空气吹扫,确保内部清洁无杂物、结合面光洁、各孔洞通道部分应畅通。

4、 对汽缸的各个零部件的结合部位,都涂敷自制的垫料。

5、 汽缸内在运行中可能松脱的部件,扣缸前最后锁紧。在运行中可能松脱无用的部件,应予拆掉。

6、 吊装上缸时,用精密水平仪监视水平结合面,使之与下缸的扬度相适应,安放时装好涂油的导杆,下降时随时检查,不得有不均匀的下落和卡住现象。

7、 汽缸水平结合面上的涂料,在上缸扣至接近下缸时涂抹,此时将上缸用方木临时支垫好,确保安全。

8、 在上下缸水平结合面即将闭合而绳索尚未放松时,将定位销打入汽缸销孔。

9、 扣大盖工作从内缸装第一个部件开始到上缸就位,全部工作连续进行,不中断。

10、 扣盖完毕后盘动转子倾听,汽缸内部应无摩擦音响。

编写:

批准:

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第11篇 防止汽轮机超速的安全措施

1所有的超速保护均应投入运行,超速保护不能可_动作时,禁止将机组投入运行或继续运行。

2按我公司《集控运行技术标准》进行危急保安器试验，包括充油试验和提升转速试验。

3机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效时，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。

4调速系统、deh系统、tsi系统有关超速保护的部分经过检修或调整后必须进行超速试验。

5机组检修后要求作严密性试验合格，一般情况下正常停机时，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，严禁带负荷解列。

6保证正常运行时eh油系统的过滤装置连续运行。

7保证蒸汽品质合格

8高压主汽门、中压主汽阀及中压调节阀应每月作一次阀门活动试验。

9进行超速试验时，如转速达3360rmin超速保护不动作，应立即打闸停机。

10机组打闸停机时，应注意转速的变化情况，检查高排逆止门、各抽汽逆止门电动是否关闭严密，停机时如振动值达0.254mm时应立即破坏真空。

11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。

12危急保安器动作转速一般为额定转速的110±1%，如出现超速不动作情况应立即手动打闸。

13汽机专业人员必须熟知deh的控制逻辑、功能及运行操作，以确保系统实用、安全、可_。

14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。

15在机组正常启动或停机过程中，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。

16每次大小修结束后应进行一次抽汽逆止门关闭时间的测定，不能可_关闭的阀门必须进行处理，不合格的一定不得启机。

17运行中主汽门发生卡涩应当停止机组运行，联系检修处理。

18汽轮机组在大修后或调速系统检修后的启动必须作下列试验，并符合规定：

危急遮断喷油试验及手动遮断试验;

自动主汽门与调节汽门严密性试验;

危急遮断器压出试验;

超速试验。

19汽轮机超速试验一般应符合下列要求：

危急遮断器动作转速应符合制造规定，一般为额定转速的110--112%。

危急遮断器飞锤应试验两次，动作转速差不应超过0.6%。

危急遮断器脱扣后应能复归，飞锤的复位转速 一般不低于3030r/min。

机组进行103%超速试验时，当转速达3090r/min时，opc应动作，显示gv、iv开度指示到零，gv1-6，iv1-2关闭。

机组进行110%超速试验时，当转速达3300r/min时，电超速保护动作显示tv、gv、iv、rv迅速关闭，crt画面指示各阀位到零。

20我厂新投入的两台机组必须按有关要求进行甩负荷试验并合格。

第12篇 汽轮机中修方案及安全措施

燃气－蒸汽联合循环发电系统计划于2011年10月30日对燃气发电13＃汽轮机进行中修，计划工期 15天，为保证此次检修工作顺利、安全的进行，制定如下检修方案。

一、成立检修工作小组

组  长：王法国

副组长：王东升

成  员：靖亮、侯枕云、张勇、酆烽、郑培迎、刘新杰、王春利、刘易斯、范胜德、肖建凯

二、检修前的准备工作

1、提前提交停机申请，并制定13#机系统相应的停机、开机方案及安全措施。

2、提前落实检修所需的各种材料、备件、工器具等。

3、提前在各检修设备处搭建检修平台。

4、需外委项目提前对相关单位进行安全告知，明确施工任务，并办理相关手续，动火票等。

5、13#机停机前做主汽门、调门严密性试验，达到指导主汽门、调门检修的目的。

三、中修项目

1、拆除上汽缸保温，汽机揭缸

（1）测量并调整汽缸洼窝中心。

（2）清理隔板套、隔板及静叶。

（3）隔板检查。

（4）检查、清理修正隔板汽封及汽封检查。

（5）隔板之间的间隙测量、调整。

（6） 汽封间隙测量调整。

（7）通流间隙测量调整。

2、前后汽封检查、更换

（1）清扫、检查高低压轴封

（2）清理、检查汽封，或更换

（3）汽封间隙测量调整。

3、转子检查

（1）检查轴颈椭圆度、晃度及转子弯曲度。

（2）测量对轮、推力盘、主油泵、测速盘、转子叶轮等晃度及瓢偏度。

（3）汽轮机转子清扫、检查。

(4)检查动叶片、复环。

(5)检查叶轮上平衡块。

(6)检查叶轮及平衡孔。

(7)检查转子动叶、推力盘、轴颈、对轮等有无松动及裂纹等情况。

(8)靠背轮中心调整。

4、轴承检查、修复

（1）检查轴瓦钨金面及推力瓦块钨金面，及油囊修刮。

（2）测量推力瓦块厚度并调整推力间隙。

（3）检查轴瓦球面、垫铁的接触情况。

（4）测量轴瓦间隙及瓦盖紧力。

（5）推力间隙检查。

（6）修正油档间隙。

5、盘车装置

（1）盘车装置的检查、检修。

6、主汽门、调门检查修复

（1）检查阀杆表面磨损及弯曲度。

（2） 检查阀杆连接件。

（3）检查、调整各阀的行程及部件间隙尺寸。

（4）检查各固定销的保险是否可靠。

7、调速系统及油系统检修

（1）清洗检查调速系统有关部套，检查保护装置及试验装置。

（2）高压、交流、直流、顶轴油泵检查。

（3）主油泵检查。

（4）危急遮断器检查。

（5）主油箱放油，清扫，处理泄漏点

（6）润滑油放入检修油箱，进行滤油

（7）双联滤油器更换滤芯

（8）eh油泵检查

（9）eh油系统冷却器清洗

（10）eh系统油滤芯更换

8、辅机及管道

（1）疏水系统、汽封系统检查，更换泄漏阀门。

（2）轴封风机检查。

（3）凝汽器清洗，灌水严密性试验

（4）高调门冷却水管改造

（5）凝结水泵更换一台

（6）凝结水泵轴承冷却器清洗

（7）凝结水泵进出口冷却水管清洗，进水阀更换

（8）真空泵检查，更换进出口盘根。

9、汽机本体扣缸、恢复保温。

10、三单元除氧楼及11#、12#炉项目

（1）11#锅炉低压集箱排空手动阀漏汽，更换

（2）11＃锅炉二级省煤器疏水阀芯处漏水，更换

（3）11#锅炉高压蒸发器手动排空阀不严，更换

（4）11#锅炉除氧蒸发器手动排空不严，更换

（5）11#锅炉高压饱和蒸汽放空一次门盘根漏汽，更换

（6）11#锅炉高压省器放空一次阀(东侧)漏汽，更换

（7）11#锅炉高压包放空一次门漏汽，更换

（8）11#锅炉二级高压省煤器放空阀漏汽，更换

（9）12#锅炉高压包手动排空阀不严，更换。

（10）12#锅炉高压包集箱手动放空阀不严，更换。

（11）12#锅炉低压集箱手动放空阀不严，更换。

（12）11#锅炉高压上水气动阀疏水一次阀漏水，更换阀门

（13）三单元3#高压泵和2#高压泵电机之间上方蒸汽阀门漏水(北侧法兰),更换垫片

（14）三单元3#高压泵入口手动阀更换。

（15）三单元3#高压泵泵体焊补

（16）三单元2#高压泵入口手动阀更换

（17）三单元1#高压泵入口手动阀更换

（18）三单元1#高压泵泵体出口机械密封更换。（钳工）

（19）三单元2#高压泵泵体出口端机械密封更换（钳工）

（20）三单元1#低压泵更换出口侧机封。（钳工）

（21）11#炉高压二级省煤器疏水一次阀泄漏，更换。

（22）除氧器取样管泄漏，修复

四、机组试验项目

1、机组静态打闸试验

2、主汽门严密性试验

3、高压调门严密性试验

4、超速保护试验

（1）电超速

（2）机械超速（机组并网运行24小时，机组热胀完成后，解列后空负荷进行）

五、中修安全措施及注意事项

1参加中修的全体工作人员必须认真学习严格执行相关规程。认真执行“开停机制度”、“动火工作票制度”、“检修工作票制度”等。

2各检修区域工作负责人在交待工作的同时必须交待安全措施及注意事项。在检查执行工作的同时须检查安全措施的执行情况，发现不安全因素及时纠正，对违反安全规程的违章作业应及时制止。对发生不安全情况要先采取措施挽救，事后应分析原因，杜绝后患。

3进入检修施工现场必须戴好安全帽，穿工作服工作鞋，高空作业必须用安全带。

4检修使用的工具在抢修前应作一次全面检查，特别专用工具应完好可用。

5高空作业使用的脚手架搭好后，应经验收符合要求，每天登高作业前应仔细检查。梯子放置应符合规定。禁止从脚手架上抛物件。

6检修前应对汽机房行车作一次全面检查，确保使用安全。葫芦、千斤顶、专用的钢丝绳、索具、卸扣、吊转子及汽缸专用工具均应详细检查，完好可用。

7进入汽缸、发电机定子内部，必须穿无钮扣工作服及无钉工作鞋，带入工器具要有专人保管记录。

8一切电气设备及转动设备的检修工作，必须确认电源已隔绝，挂上禁止合闸警告牌并加锁，有接地要求的接地线应良好，在取得运行方许可开工通知后，应核对设备铭牌，经验电证实无电后，方可进行工作，并注意与带电设备的安全距离。

9检修各容器设备及相关管道等时必须确认已隔绝汽、水、油等，确认管道无压，有关阀门均已关闭并挂上警告牌或上锁，同时得到运行负责人的许可，取得开工通知单后方可进行工作。

10油系统在工作前应放尽余油，在拆开管道时应在下方放置油盘，以防外泄，开口后及时封闭。

11检修现场使用油类清洗零部件时，要用油盘，盛油桶须随用随盖，使用汽油时应禁止现场明火作业，废油、废抹布、手套等危险废弃物应按《废弃物管理程序》执行。

12现场使用电火焊作业时要做好隔离工作，并对飞溅的火星下方要做好防止燃烧的安全隔离措施 。

13电气试验现场要用警示线围好，并派专人监护，试验时要确保设备上无人工作。

14拆下的设备零部件应严格按检修现场6s管理定置稳妥，不随地乱放，不造成二次环境污染。

15起吊重物时，严禁下方有人员逗留，同时禁止起吊重物在人员上方通过，不准将手脚伸入重物下方，必须在重物下方工作时，应做好重物下方的支撑工作。

16使用行车吊物时，应由经过培训考试合格取得操作证的人员操作，地面起重指挥工应由有资质的、有经验的起重工担任。

17汽缸揭缸、盖缸、吊转子等重大起吊工作时，专业人员要到现场监护，工作人员要检查现场环境，确认无障碍及下方无人员时，方可下令操作，起吊时平稳。

18检修人员携带使用的工器具，应每天清点，不乱放乱拿，发现短缺要及时寻找，清查。要特别防止遗留在设备、容器、阀门、汽缸、发电机内，工作时要做到落手清，现场清。

19本次检修，严格按检修现场6s管理，切实保护好设备地等。检修工作结束，在机组试运前，要做到工完料尽场地清，工具点清，现场扫清，设备揩清。

第13篇 汽轮机超参数运行的安全措施

为了保证机组的安全运行，特制定关于汽轮机超参数运行的安全措施：

1、汽压升高至9.32mpa时，联系锅炉降压，短时间内汽压无下降或呈上升趋势时，汽机专业缓慢加负荷至汽压无上升趋势或稳定时（最高不得高于9.5mpa），停止加负荷。待汽压下降时，再根据汽压缓慢减负荷，禁止大幅度加减负荷，加减负荷期间注意调整真空。

汽压降至8.34mpa时, 联系锅炉升压，短时间内汽压无上升或呈下降趋势时，汽机专业缓慢减负荷至汽压稳定无明显变化时（附表），待汽压上升时，再根据汽压再缓慢加负荷，禁止大幅度加减负荷，加减负荷期间注意调整真空。具体如下：

汽压(℃)8.0以上 7.84~7.94 7.64~7.84 7.54~7.64 7.44~7.54

负荷(mw) 35以上 30 ~ 35 20 ~ 30 15 ~ 20 10 ~ 15

3、汽温升至540℃时，联系锅炉专业降温，并密切注意机组振动情况，短时间内汽温无下降或呈上升趋势时，汽机专业缓慢加负荷，确保汽温无上升趋势或无明显变化时（最高不得高于545℃），停止加负荷，待汽温下降时，再根据汽温缓慢减负荷，期间禁止大幅度加减负荷，加减负荷期间注意调整真空。

4、汽温低至525℃以下时，联系锅炉专升温，短时间内汽温无上升或呈下降趋势时，汽机专业缓慢减负荷，确保汽温无下降趋势或稳定时（附表），停止减负荷，待汽温上升时，再根据汽温缓慢加负荷，禁止大幅度加减负荷，加减负荷期间注意调整真空。具体如下：

汽温（℃） 505~540 500~505 490~500

负荷（mw） 35以上 25 ~ 35 5 ~ 25

正常运行中真空不得低于-0.050mpa，若在空冷管束冻结情况下，可适当调整真空，低速进行暖空冷管束，但最低不得低于-0.040mpa，以确保机组安全、稳定运行。

各值严格按照以上规定执行，以确保机组安全、稳定运行。