1、*报告人田瑞峰 page 1 汽轮机运行 哈尔滨工程大学核能科学与工程教研室 *报告人田瑞峰 page 2 3.1汽轮机的事故处理原则 电力工业安全生产，对国民经济和人民生活关系密切。发电设备如果发生事故，不 但对企业造成严重损失，而且影响人民的生活和生产。 核电站和常规火电站对事故的等级划分不一样，但是汽轮机发生事故都会给电力生 产带来损失。 运行人员的技术水平、特别是对事故的判断和处理方法正确与否关系到事故发生时 ，能否避免或减轻设备的损害。 要求运行人员要有高度的责任心，把安全放在首位。值班期间，按规定完成各项检 查、监视工作，预防问题的发生。 对机组运行中可能出现的事故，应以预防为主，
2、要求运行人员熟练地掌握设备结构 和性能，熟悉系统和有关事故处理规定。但发生事故时应按照一定的原则进行处理。 汽轮机发生运行事故的原因： l机组本身存在缺陷，包括结构缺陷、材料缺陷、制造缺陷、安装缺陷、检修缺陷。 l运行操作不当。 *报告人田瑞峰 page 3 3.1汽轮机的事故处理原则 事故处理原则： l机组发生争故时，运行人员必须严守岗位，沉着冷静、抓住重点，采取正确措施 、进行处理操作，不要急躁慌乱顾此失被，以致发生误操作、使事故扩大。 l机组发生故障时，运行人员一般应按照下列顺序和方法进行工作，消除故障： 根据仪表和机组外部的象征，确定机组或设备确己发生故障。 根据有关表计指示、报警信号
3、及机组状态进行综合分析，迅速查清故障的性质 、发生地点和损伤范围。 及时向班长、值长汇报情况，以便在统一指挥下，迅速处理事故。 迅速解除对人身和设备的威胁，必要时应立即解列故障设备，防止故障蔓延， 保证其它末受损害的设备正常运行。 l牢固树立保设备思想。通常在电网容量较大的状况下，个别机组停运不会对电网 造成很大危害；相反，若主设备特别是大容量汽轮机组严重损坏，长期不能修复， 对整个电力系统稳定运行的影响则是严重的，所以在紧急情况下要果断地按照规程 规定打闸停机，切不可存在侥幸心理，硬撑硬顶，造成事故扩大。 *报告人田瑞峰 page 4 3.1汽轮机的事故处理原则 事故处理原则： l事故一旦发
4、生，往往各种不正常的现象瞬时并发，必须认真分析，抓住起 主导作用的主要原因，事故才能得到迅速正确处理。 l事故消除后，应将事故的原因、事故的发展过程、损坏的范围、恢复正常 运行采取的措施、防止类似事故的方法和事故发生时的监视过程，以及机组 主要技术参数做好详细的记录。 *报告人田瑞峰 page 5 3.2汽轮机的典型事故及处理方法 u真空下降 u汽轮机进水 u汽轮机大轴弯曲 u汽轮机叶片损坏 u汽轮机轴承损坏 u超速 u油系统着火 *报告人田瑞峰 page 6 u真空下降 n事故危害 导致排汽压力升高，作功能力减小，使机组出力减小。 排汽缸和轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，机组产生振动。
5、 凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形、甚至断裂。 排汽容积减小，使末级产生脱流和旋涡。 若保持负荷不变，将使轴向推力增大或叶片过负荷。 n现象 凝汽器真空下降。 低压缸排汽温度升高。 凝汽器水位升高，端差明显增大，凝结水过冷度增大。 机组负荷降低或带同样负荷时主蒸汽流量增大。 循环水泵、凝结水泵、抽气设备、循环水冷却设备等工作出现异常 *报告人田瑞峰 page 7 n真空急剧下降的原因与处理 1.循环水中断 主要表征：凝汽器真空急剧降落，排汽温度显著升高，循环水泵电机电流和进出口 压差到零。 原因及处理： 循环水泵出口压力、电机电流摆动，通常是循环水泵吸入水位过低、入口滤网 脏堵所致，此时应尽快
6、采取措施，提高水位或清楚杂物。 若循环水泵出口压力、电机电流大幅度下降则可能是循环水泵本身故障引起。 启动备用循环水泵，关闭事故泵的出水门；若两台泵均处于运行状态同时跳闸时 ，即使发现并未反转时，可强行合闸；无备用泵，应迅速将负荷降到零，打闸关 机。 循环水泵出口误关，备用泵出口误关，造成循环水倒流，也会使真空急剧下降 。若在未关死前及时发现，应设法恢复供水，根据真空情况紧急减负荷；若发现 较晚，需不破坏真空紧急停机。 循环水泵失电或跳闸，需不破坏真空紧急停机。 *报告人田瑞峰 page 8 n真空急剧下降的原因与处理 2.射水抽汽器工作失常 若射水泵出口压力、电机电流同时到零，说明射水泵跳闸
7、；若射水泵出口压力、 电机电流下降，则是由于泵本身故障或水池水位过低。发生以上情况均应启动备用 射水泵，水位过低时应补水至正常水位。 3.凝汽器满水 凝汽器在短时间内满水，一般是由于铜管泄漏严重（同时凝结水硬度增大）， 大量循环水进入汽侧或凝结水泵故障（出口压力和电机电流减小甚至到零）所致。 处理方法是：立即开大水位调节阀并启动备用凝结水泵，必要时将凝结水排入地沟 ，直至水位恢复正常。 4.低压轴封供汽中断 轴封供汽中断得原因可能有：负荷降低时未及时调整轴封供汽压力使供汽压力 降低；汽源压力降低蒸汽带水；轴封压力调整器失灵，调节阀芯脱落。因此在机组 负荷降低时，要及时调整轴封供汽压力为正常值；
8、若是轴封压力调整器失灵应切换 为手动，待修复后投入；若因轴封供汽带水造成，则应及时消除供汽带水。 *报告人田瑞峰 page 9 n真空急剧下降的原因与处理 5.真空系统管道严重漏气 真空系统漏入的大量空气，最终都汇集到凝汽器中，使传热热阻增大，真空异 常下降。运行中真空管道严重漏气，可能是由于膨胀不均使管道破裂，或误开与真 空系统连接的阀门所致。若是真空管道破裂漏气则应查漏补漏予以解决；若是误开 阀门引起的，应及时关闭。 6.冬季运行时，利用限制凝汽器冷却水入口流量保持汽轮机排汽温度，致使冷却水流 速过低而在冷却水出口管道上部形成汽塞，阻止冷却水的排出，也会导致真空急剧 下降。 *报告人田瑞峰
9、 page 10 n真空缓慢下降的原因与处理 1.循环水量不足 表征：同一负荷下，凝汽器循环水进出口温差增大。 原因及处理： 凝汽器铜管内有杂物进入或结垢严重而使部分管堵塞。要用胶球清洗装置进行 反冲洗等处理。 若凝汽器出口真空降低且入口压力增大，虹吸被破坏，应启动循环水系统的辅 助抽汽器，使形成出水真空，必要时启动备用泵增大循环水量恢复虹吸作用；当 循环水系统没有备用泵或抽汽器装置时，应关小循环水出水门放空气并维持较高 的循环水母管压力运行；管板堵塞或循环水真空部位漏气造成的虹吸破坏，需清 理管板堵塞并消除漏气。 若循环水泵进口真空降低，则是循环水泵进口法兰或盘根等处漏气，处理方法 是调整水
10、泵盘根、密封水、拧紧法兰螺栓。 循环水出口管积存空气，应开启水管的放水门。 2.凝汽器水位升高 凝结水泵入口汽化，铜管破裂等。 *报告人田瑞峰 page 11 n真空缓慢下降的原因与处理 3.射水抽汽器工作温度升高 工作水温升高，使抽汽室压力升高，降低了抽汽器的效率。当发现水文升高时 ，应启用工业水补水，以降低工作水温。 4. 真空系统管道及阀门不严密使空气漏入 真空系统是否漏入空气，可通过严密性试验来检查。凝结水过冷度增加，凝汽 器传热端差增大。 5. 凝汽器内冷却水管结垢或脏污 6.冷却水温上升过高 预防措施： l加强对循环水系统的维护。 l加强对凝水系统的维护。 l将强对凝汽器水位和轴封
11、供汽压力的监视。 l各种泵的检查。 l汽水水封设备维护。 *报告人田瑞峰 page 12 u汽轮机进水 n事故危害 叶片的损伤和断裂。 动静部分擦碰。 永久变形。 引起金属裂纹。 推力轴承损伤。 n现象 汽轮机轴向位移、振动、胀差负值大。 抽汽管上下温差大于报警值，抽汽管振动，有水击声和白色蒸汽冒出。 主蒸汽或再热蒸汽温度急剧下降 管道振动，轴封处有水击声，结合面有蒸汽冒出。 推力瓦乌金温度和回油温度急剧增高 加热器满水或汽包、凝汽器满水 *报告人田瑞峰 page 13 n现象 监视段压力异常升高，机组负荷骤然降低。 上下缸温差大。 n产生原因 来自过热和主蒸汽系统。来自锅炉和主蒸汽系统。由于
12、误操作或自动调整装置 失灵，锅炉蒸汽温度或汽 包水位失去控制，有可能使水或冷蒸汽从锅炉经主蒸汽 管道进入汽轮机。严重时发生水 冲击。对中间再热机组，高压缸进水，使得负轴 向推力增大，所以要重点监视非工作瓦块金属温度。 来自再热蒸汽系统。再热蒸汽系统中通常设有减温水装置，用以调节再热蒸汽 温度。在这种情况下，如果阀门关闭不严或减温器喷水阀失灵打开，或误操作， 水有可能从再热蒸汽冷段反流到高压缸或积存在冷段内，启动时会造成汽轮机进 水或管道振动。对再热热段，如果疏水管径太小，疏水不畅，启动时也会造成汽 轮机进水。 来自抽汽系统和给水加热器。水或冷蒸汽从抽汽管道进入汽轮机，多数是由于 加热器管子泄漏
13、或加热器疏水不畅引起。另外，除氧器漏水，水可能从抽汽、门 杆漏气倒流人汽轮机，产生水冲击。 *报告人田瑞峰 page 14 n产生原因 来自轴封系统。汽轮机启动时，如果轴封系统暖管不充分，疏水将被带 人轴封内。如果轴封母管和轴封供汽管道疏水不畅，也会将水带人轴封 内。正常运行中，轴封供汽来自 除氧器平衡管的机组，若除氧器满水，就 要引起轴封进水。另外，在停机过程或事故情况下，切换备用汽源，轴封 也有进水可能。 来自凝汽器。凝汽器满水倒人汽缸的事故曾多次发生。 来自疏水系统。从疏水系统向汽缸返水，多半是设计问题。如把不同压 力的疏水接 到同一联箱上且泄压管的尺寸又偏小，压力大的疏水就可能从 低压
14、疏水管返回汽缸。汽轮机进水或冷蒸汽的可能性是多方面的，根据不 同机组的热力系统，除上述原因外，还会有其他水源进入汽轮机的可能性 ，所以要求运行人员具体分析。 *报告人田瑞峰 page 15 n处理原则 当机组发生水冲击事故时，应立即破坏真空紧急停机，密切监视推 力瓦温度、回油温 度、振动、轴向位移和机内声音，开启汽轮机本体及有 关蒸汽管上的疏水门，注意转子惰走情况。停止后，立即投入盘车，注意 盘车电流并测量大轴弯曲值。转子如果在停机过程中没 有发现任何不正常 情况，可小心谨慎地重新启动。若停机或再次启动有异常情况时，应开缸 检查。 *报告人田瑞峰 page 16 n预防措施 运行中和停机后均应
15、密切监视汽缸金属温度和上下缸温差。 注意监视汽包、给水加热器、除氧器、凝汽器水位，防止满水事故发生。 启动时，主蒸汽、再热蒸汽系统、汽封系统的暖管应充分，疏水应通畅。 正确设置疏水点和布置疏水管。疏水扩容器与凝汽器间连通管的尺寸应足够 大，使扩容器的压力基本接近凝汽器压力。汽缸的疏水不应与压力高的疏水管 接在一起。 在再热蒸汽的减温水调节门前设置一动力操纵的截止门。当再热蒸汽停止流动 时，两个阀门能迅速自动关闭等。 定期检查汽封系统的连续疏水，确保不被堵塞。 在滑参数停机时，汽温和汽压按规定逐渐降低。 当高压加热器保护装置故障时，不能投入运行，同时相应抽汽管上的疏水门要 开启。 抽汽管上的逆止
16、门在加热器水位高时，应能自动关闭。 打闸停机前，不得切除串轴保护。 *报告人田瑞峰 page 17 u汽轮机大轴弯曲 n危害 大轴弯曲事故，大多发生在机组启动(特别是热态启动)或滑停过程中和停机后。 大轴弯曲通常分为热弹性弯曲(指转子内部温度不均匀，引起转子沿径向的热膨胀不 同而产生的弯曲)和永久性(塑性)弯曲(转子局部区域受到急剧加热或冷却时，使该区 域与临近部位产生很大的温度差，使受热部位热膨胀受约束，产生很大的热应力， 超过材料的屈服极限时，使转子局部产生塑性变形)。二者的区别是：前者当温度均 匀后，热弯曲会消失，而后者不能。汽轮机大轴弯曲时，由于转子质量中心与回转 中心不重合，存在偏心
17、，偏心引起摩擦，摩擦热变形进一步加大偏心，使汽轮机转 子振动，且随转速升高振动加剧。 *报告人田瑞峰 page 18 n产生原因 动静部分摩擦 (1)设计制造、安装等方面存在缺陷，给大轴弯曲留下隐患。 (2)汽缸受热不均，造成上下缸温差过大，法兰内外壁温差过大，使汽缸产生热变 形可能导致轴端和隔板汽封径向间隙消失而产生摩擦。 (3)转子自身的动不平衡。转子动平衡质量不高或转子质量平衡定位不完善，造成 转子在升速过程中，产生异常振动，可能引起机组动静部分摩擦。 (4)机组热态启动前，大轴晃动度超过规定值，当转速升高时，不平衡离心力增大 ，将引起机组剧烈的振动，不及时停机，弯曲了的转子必然加剧和汽
18、封的摩擦o 水冲击 汽缸进水后，汽缸与转子急剧冷却，造成汽缸变形，转子弯曲。 *报告人田瑞峰 page 19 n产生原因 动静部分摩擦 (1)设计制造、安装等方面存在缺陷，给大轴弯曲留下隐患。 (2)汽缸受热不均，造成上下缸温差过大，法兰内外壁温差过大，使汽缸产生热变 形可能导致轴端和隔板汽封径向间隙消失而产生摩擦。 (3)转子自身的动不平衡。转子动平衡质量不高或转子质量平衡定位不完善，造成 转子在升速过程中，产生异常振动，可能引起机组动静部分摩擦。 (4)机组热态启动前，大轴晃动度超过规定值，当转速升高时，不平衡离心力增大 ，将引起机组剧烈的振动，不及时停机，弯曲了的转子必然加剧和汽封的摩擦
19、o 水冲击 汽缸进水后，汽缸与转子急剧冷却，造成汽缸变形，转子弯曲。 *报告人田瑞峰 page 20 n预防措施 在设计、制造、安装、检修方面 (1)在设计制造汽轮机时，要保证机组结构合理、通流部分膨胀通畅、动静间隙(尤 其是轴封间隙)合适，主蒸汽和再热蒸汽管及汽轮机本体有完善的疏水装置。 (2)安装检修时：应按要求调整汽封间隙，不得任意缩小动静部分的径向间隙； 联轴器找中心后，要保证大轴晃动值小于0.05mm；机组要有良好的保温。 (3)对机组的胀差、大轴晃动值、轴或轴承振动、汽缸的膨胀、轴向位移、汽缸壁 温等置测点，安装表计，各表计指示正确。 运行方面 (1)汽轮机冲转前，必须符合下列条件
20、： 1)大轴晃动度不超过原始值的0.02mm； 2)高压内缸上下温差不超过35 ，高压外缸及中压缸上下温差不超过50 ； 3)主蒸汽和再热蒸汽温度在不超过额定值的前提下至少较汽缸最高金属温度 高60100 ，且至少有50的过热度。 *报告人田瑞峰 page 21 运行方面 (2)冲转前应充分盘车，一般不少于24h。 (3)热态启动应严格遵守运行规程中的所有规定。 (4)启动升速过程中应有专人监视轴承震动，若有异常，应查明原因，及时处理。 (5)启动过程中疏水系统投入时，应注意保持凝汽器的水位低于疏水扩容器的标高。 (6)机组启停和变工况运行，应按规定的曲线控制参数变化，严格控制汽轮机的胀差 及
21、轴向位移变化。当10分钟内汽温直线下降50 以上，应立即打闸停机。 (7)机组运行中，轴承振动值一般不应超过003mm，大于005mm时应设法消除。 (8)停机后应立即投入盘车。 (9)停机后应认真监视凝汽器、除氧器、加热器的水位，防止产生水冲击。 (10)汽轮机处于热状态，若主蒸汽系统截止阀不严，锅炉不宜进行水压试验。 (11)转子处于静止状态时，禁止向轴封供汽和进行暖机。 *报告人田瑞峰 page 22 u汽轮机叶片损坏 叶片损坏事故包括：叶片裂纹、断落、水蚀；拉金开焊或断裂；围带飞脱；叶轮 损坏等。汽轮机发生的事故中，由于叶片损坏而导致的事故占很大一部分。 n象征 汽轮机内部或凝汽器内有
22、突然的响声，伴随机组突然发生振动。 当叶片不对称脱落较多时，使转子不平衡，引起机组振动明显增大。 调节级围带飞脱堵在下一级静叶片上时，使通流部分堵塞，导致调节汽室压力 升高。 低压末级叶片飞脱落人凝汽器内时，除了有较强的撞击声，且若打坏铜管，会 使凝结水的硬度和导电率突增，热井水位增高，凝结水的过冷度增大。 若机组抽汽部位叶片断落，则叶片可能进入抽汽管。使抽汽逆止阀卡涩，或进 入加热器使管子损坏，水位升高。 *报告人田瑞峰 page 23 n损坏原因 叶片损坏的原因很多，但不外乎下列三个方面： 叶片本身 (1)振动特性不合格。 (2)设计不当。叶片设计应力过高或叶栅结构不合理，以及振动强度特性
23、不合格 ，均会 导致叶片损坏。 (3)材质不良或错用材料。 (4)加工工艺不良。 运行方面 (1)低电网频率运行。汽轮机的振动特性是按照50Hz设计的，当电网频率降低时 ，可能使或叶片组处于共振范围引起共振。 (2)超负荷运行。一般机组过负荷运行时，各级叶片应力增大，特别是末几级叶片 。 (3)低温过低。新蒸汽温度降低，带来两种危害：一是末几级叶片处湿度过大产生 水 蚀，二是在出力不降低时会使流量增加，引起叶片过负荷。 *报告人田瑞峰 page 24 运行方面 (4)蒸汽品质不良。蒸汽含盐会使叶片结垢腐蚀，还使蒸汽通道减小，级焓降增加 ，导致叶片应力增大。 (5)真空过高或过低。真空过高，使末
24、几级叶片过负荷和湿度增大，加速水蚀使损 坏；真空过低仍维持最大出力不变时，也可能因流量增大使末几级叶片过负荷。 (6)水冲击。水冲击使汽缸等部件产生不规则变形，造成动静碰磨，使叶片损坏。 (7)机组振动过大。造成动静部件碰磨，导致叶片损坏。 (8)启停与增减负荷时，操作不当，使胀差过大，导致动静部件碰磨，叶片损坏。 (9)停机后维护不当。如停机后少量蒸汽漏人汽缸，导致叶片严重锈蚀。 检修方面 (1)动静间隙不合标准。 (2)隔板安装不当，起吊过程碰伤损坏叶片。 (3)机内或管道内留有杂物。 (4)通流部分零件安装不牢固等。 *报告人田瑞峰 page 25 n处理方法 如果危急保安器未动作，应立
25、即手打危急保安器，破坏真空紧急停机。若需重新 启动， 必须做超速试验，经调整合格，确认正常，才可以重新启动。危急保安器动 作后主汽门不能 关闭，多数原因是阀杆卡涩、弹簧松弛或阀座中有杂物，此时应强 行关闭，并立即关闭电动 主汽门破坏真空紧急停机。待缺陷消除后才可重新启动。 n预防措施 运行管理方面 (1)电网应保持在额定频率和正常允许变动范围内稳定运行。 (2)避免机组低频率、超负荷运行。 (3)加强运行中的监视与调节，当初终蒸汽参数及抽汽参数超过规定值时，应相应 减负荷。 (4)加强汽水品质监督，防止叶片结垢、腐蚀。 (5)经常倾听机内声音，检查振动情况的变化。 (6)停机后加强对主汽门严密
26、性的检查，防止汽水漏人汽缸。 *报告人田瑞峰 page 26 检修方面 (1)对每台汽轮机的主要级叶片建立完整的技术档案。 (2)新机组投运前需全面测定叶片的振动特性。对不调频叶片检验频率分散率；对 调频 叶片除需检验频率分散率外。还需检验其共振安全率。 (3)在机组大修时，全面检查叶片、拉金、围带，存在缺陷，及时处理。 (4)严格保证叶片检修工艺。 (5)起吊搬运时防止碰损叶片。 (6)发现叶片有明显的热处理工艺不当而遗留下过大残余应力时，应进行高温回火 处理。 (7)对异常水蚀或腐蚀的叶片损伤应查明原因，采取措施，消除不利因素等。 采取上述预防措施可以把叶片的损坏事故控制在最小程度，从而提
27、高汽轮机运行 的安全性和经济性。 *报告人田瑞峰 page 27 u汽轮机轴承损坏 n危害 轴承损坏事故，主要针对汽轮发电机组的推力轴承和支持轴承而言。当油 膜被破坏，除会引起轴承烧瓦事故外，还会引起如下严重后果。 轴瓦乌金烧熔时，转子因轴颈局部受热而弯曲，引起轴承振动和噪声。 推力瓦乌金烧熔时，转子向后窜动，轴向位移增大，将引起汽轮机通流部分碰 磨，导致机组损坏。 *报告人田瑞峰 page 28 n产生原因 (1)润滑油压过低。造成油压过低的原因有：主油泵磨损；人口滤网脏堵；油 系统逆止门不严密，使部分油从辅助油泵倒流人油箱；各轴承的压力进油管及连 接法兰漏油等。 (2)润滑油温过高。冷油器
28、运行失常使润滑油温升高，油的黏度下降。 (3)润滑油中断。造成润滑油中断的原因有：主油泵故障；油系统管道堵塞； 油箱油位 过低使主油泵不能正常工作等。 (4)油质不良。包括：油质劣化，油中含有机械杂质；油中含水。 (5)轴瓦与轴的间隙过大。轴瓦间隙正常为轴径的0001u0003倍。若过大 ，一是油从轴，瓦中流出速度过快，难形成连续油膜；二是随轴上负荷的增大， 更多的润滑油被挤出，使油膜厚度减小。 (6)乌金脱落。产生原因：轴承振动过大；乌金质量不良或乌金材料因疲劳而 变形；推力轴承负载过大；浇铸乌金时温度过高，使发生大小不一的块状剥落。 (7)发电机或励磁机漏电。使推力瓦块产生电腐蚀，承载能力
29、下降。 *报告人田瑞峰 page 29 n处理原则 (1)当发现轴向位移逐渐增加时，迅速减负荷使恢复正常，特别注意推力瓦金 属温度和回油温度。 (2)当推力轴承轴瓦乌金温度及回油温度急剧升高冒烟，振动增大，说明轴瓦 烧损，此时应立即手打危急保安器，解列发电机。 n预防措施 (1)润滑油泵的电源必须可靠。 (2)为防止切换油系统时误操作，冷油器油侧进、出油门应有明显的禁止操作 的警告牌。 (3)机组启动时先启交流润滑油泵，缓开出口门，通过充油门排除调速系统积 存的空气 后，开启调速油泵。定速后停用调速油泵时，要缓慢关闭出口门，监视 主油泵出口油压和润 滑油压。 (4)安装和检修时，对可能发生位移
30、的瓦块，应加止动装置。 (5)装设各种监视和保护装置。包括：轴承温度、推力瓦块温度、润滑油温测 量装置、油箱油位监视装置、油压低保护装置和轴向位移监视保护装置等。 *报告人田瑞峰 page 30 u汽轮机超速 n现象 功率表指示到零。 转速或频率表指示值连续上升。 机组声音异常，振动逐渐增大。 主油压迅速升高。 n产生原因 调节系统有故障。 汽轮机超速保护系统有故障。 运行操作调整不当 *报告人田瑞峰 page 31 n事故处理方法 如果危急保安器未动作，转速超过指标，应立即手打危急保安器，破坏真空故 障停机。 如果危急保安器动作，而自动主 汽阀、调速汽阀等卡住或关闭不 严时，应设 法关闭以上
31、各汽阀或 者立即关闭电动主汽阀。 如果采取上述办法后机组转速仍 然不降低，则应迅速关闭一切与 汽轮机相连 的汽阀，以截断汽源。 必要时可以要求电气人员将发电励磁投入。 *报告人田瑞峰 page 32 u油系统着火 n危害 汽轮机油系统着火，往往来势凶猛不易控制，若不及时切断油源、热源，火势 将迅速蔓延、扩大，以致烧毁设备、厂房、危及人身安全。 n着火原因 根据燃烧的三个基本条件可燃物、空气、温度，可知汽轮发电机组油系统着 火必须具备两个条件：一是有油漏出；二是附近有未保温或保温不完善的热体。汽 轮机的漏油点一般在高压油管法兰、油动机、表管接头等处。汽轮机的调节润滑用 油，燃点低的只有200，而
32、高温蒸汽管道的保温层外表面温度可达到200左右， 油喷上立即着火。 *报告人田瑞峰 page 33 n预防措施 (1)防止油系统漏油或喷油。对于易损坏的法兰推荐采用耐油橡胶、石棉板等材 料。及时消除调速系统故障，避免由于调速油压晃动导致油管路破裂或损坏。 (2)油系统附近的热体保温良好，要求室温在25时，保温层表面不超过50， 并及时更换浸油保温层。 (3)在油系统的法兰接头及一次表门集中地点装设防爆箱或保护罩。 (4)采用抗燃油。近几年大功率汽轮机上采用了磷酸脂类抗燃油，其自燃温度高 于过热蒸汽温度，且有良好的润滑性能、对金属无腐蚀、抗氧化性能稳定。但价格 较高，有一定毒性，故在一定程度上限制了其应用。 (5)采用隐蔽式管路结构。将高压油管套装在低压回油管内，即使泄漏也不会喷 溅到热体上造成火灾事故。 (6)消防设施齐全。汽轮机厂房内应配置足够的消防器材，并放在明显位置，附 近不得堆放杂物，保持通道通畅。
