汽机运行操作潜在风险

汽机运行操作潜在风险2024/3/25汽机运行操作潜在风险辅机设备启动的潜在风险

与预防措施转动机械启动的潜在风险与预控措施

潜在风险：人身伤害和设备损坏两方面一、人身伤害：触电和外力伤害、滑跌1.触电原因:电缆破损、接线盒脱落、电机外壳接地不良等。2.外力伤害：转动部件及异物飞出，被转动部件绞住，电缆或开关爆炸。二、设备损坏：1.电机绝缘不合格,导致电机烧坏2.油位低、油质不合格,油环不带油,轴承振动大,导致轴承(瓦)损坏3.冷却水、密封水压力低,造成轴承或盘根或机械密封烧损4.轴流式工作机关门启动,导致电机烧坏5.电机反转,导致工作机轴套松脱,造成设备损坏6.系统阀门开关状态不对,造成设备损坏7.泵体放空气门未开或泵内积存空气,造成设备损坏汽机运行操作潜在风险预防措施：人身伤害和设备损坏一、人身伤害：触电和外力伤害、滑跌的措施1.防触电:⑴初次启动应检查电缆、接线盒完好、电机外壳接地良好,测量电机绝缘合格⑵备用15天及以上或浸水、雨淋、受潮的电机启动前应测量电机绝缘合格,并应做好记录2.外力伤害：⑴检查联轴器护罩完整,安装牢固⑵就地人员应站在相对安全和容易撤离的位置,譬如接线盒背面,至少应站在事故按纽附近⑶就地人员着装应符合规定3.防止滑跌：遇事沉着,不要惊慌失措,切记不要乱跑瞎撞,造成意外伤害汽机运行操作潜在风险预防设备损坏措施(一)二、预防设备损坏1.防止绝缘不合格烧坏电机的措施⑴备用15天及以上或浸水、雨淋、受潮的电机启动前应测量电机绝缘合格,并应做好记录⑵浸水、雨淋、受潮的电机启动前应测量电机绝缘合格,并应做好记录2.防止带负荷启动损坏设备的措施⑴轴流泵不允许在出口门关闭的情况下启动,除非出口门有快开程控⑵设备倒转时禁止启动⑶启动电流在设备定速时或规定时间内不返回,立即停泵⑷设备定速后电流超过额定值的10%,立即停泵3.防止润滑油压低、油质不合格损坏设备的措施⑴检查油位在正常范围内,油压正常(连锁应在投入位置)⑵油质应清晰、不浑浊,更不应有固体颗粒物，油品正确⑶轴承温度或回油温度达到规定值应跳泵或果断停泵⑷注意记录各轴承润滑油的温升及振动值汽机运行操作潜在风险预防设备损坏措施(二)4.防止冷却水及密封冷却水中断,导致轴承、盘根或机械密封烧坏措施⑴启动前应检查确认辅机冷却水、闭式冷却水系统已投入并运行正常⑵检查确认冷却水、密封冷却水压力正常5.防止电机反转损坏设备的措施⑴新安装或检修后的设备穿对轮前必须先空试电机转向正确⑵启动过程中发现设备倒转,应果断停泵汽机运行操作潜在风险防止热力系统及设备损坏

的重点技术措施1.辅机水与闭式水系统⑴卧装闭式水冷却器的辅机水如果是无压回水,其辅机水必须是下进上出,以确保换热效果⑵系统投运过程中必须进行冲洗并排放空气,尤其应注意膨胀水箱空气的排放以及补水调整门的整定⑶辅机冷却水系统充水后，为防止发电机氢气冷却器和励磁机空气冷却器发生泄漏时，导致电气绝缘破坏,应检查:①检查发电机氢气冷却器和励磁机空气冷却器无泄漏②发电机氢气冷却器和励磁机空气冷却器进、回水畅通，温度正常。③发电机底部检漏计无报警汽机运行操作潜在风险润滑油、密封油系统的投入3.润滑油系统⑴防火报警、消防设施调试完毕并投入使用⑵油质必须合格⑶油温符合规定,否则应投加热⑷记录油箱油位⑸油泵连锁正常⑹系统无泄漏渗漏⑺靠近的高温物体、管道已有可靠的保温、隔离措施⑻有效地防止油泄漏污染环境的设施4.发电机密封油系统⑴防止密封瓦磨损的措施：①油质必须合格，否则严禁投入系统②先投润滑油系统，再投密封油系统③密封油系统投入正常后再投盘车⑵防止氢侧密封油进入发电机内部的措施：①确保差压阀动作正常，油氢差压控制在正常范围②平衡阀动作正常，空氢侧压差控制在正常范围③当氢侧密封油箱油位高时，开启强制排油阀，使油位达正常值④氢侧密封油箱油位大幅度波动时，应进行捡漏计排放，以判断发电机内是否进油汽机运行操作潜在风险抗燃油系统的投入5.抗燃油系统⑴油质合格,油温符合规定,方可启动油泵,否则应启动加热器⑵抗燃油泵进出口门开关正确，⑶蓄能器氮压、卸荷比符合要求⑷连锁试验良好⑸抗燃油有毒性，系统不应泄漏，皮肤不应接触⑹投再生装置时：应先投波纹纤维器，预热后再投硅藻土滤器6.润滑油净化装置无论采用那种净化回路,前提是阀门开关必须正确,确实构成了循环回路,防止设备损坏汽机运行操作潜在风险发电机气体置换7.发电机气体置换在发电机氢气置换过程中，必须用二氧化碳等惰性气体作为中间介质，严禁空气与氢气直接接触置换。用二氧化碳作为中间介质置换，检测氢气纯度应从发电机底部取样；检测二氧化碳纯度应从发电机顶部取样。⑴操作风险:①氢气是窒息气,化学性质活泼,在空气中含量约4～75%范围内极易发生爆炸,直接威胁人身和设备安全②置换过程中,氢侧密封油位波动大,使密封油漏入发电机内,导致发电机绝缘降低

⑵防控措施:Ⅰ.防止氢气泄漏,氢气纯度降低,运行操作不当等,引起爆炸的措施①置换前密封油系统运行正常②发电机及氢气系统气密性试验合格③氢气系统及现场悬挂“氢气运行、严禁烟火”标志牌④氢气、二氧化碳使用前进行化验,纯度应符合规定⑤现场消防器材充足、可靠⑥氢气管道与压缩空气管道有效隔离⑦发电机密封油排烟风机、主油箱排烟风机运行可靠,油箱内不积存氢气⑧气体置换时,充分排净死角⑨氢区动火,应事先经过氢量测定,证实工作区域内空气中含氢量小于0.4%，并严格履行动火手续,方可工作汽机运行操作潜在风险发电机气体置换⑩氢气置换时,禁止剧烈排送，以防因摩擦引起自燃⑾氢气置换时,发电机禁止进行任何电气试验,氢区严禁使用无线电通讯⑿发电机气体置换应在发电机静止或盘车期间进行⒀发电机气体置换时,必须用二氧化碳等惰性气体作为中间介质,严禁空气与氢气直接接触置换⒁用二氧化碳作为中间介质置换,检测氢气纯度应从发电机底部取样;检测二氧化碳纯度应从发电机顶部取样Ⅱ.防止置换过程中,氢侧密封油位波动大,使密封油漏入发电机内,导致发电机绝缘降低的措施①调整充,排各阀门开度,保持发电机内的气压在规定范围内②监视发电机密封油压自动调节跟踪情况正常③调整发电机氢侧密封油位正常④发电机底部检漏计如果有油排出,立即采取措施处理汽机运行操作潜在风险发电机内冷水系统投入8.发电机内冷水系统投入风险分析:⑴内冷水质不合格，导致定子线圈腐蚀。⑵定子线圈通水时,水压高于机内氢压，如果定子线棒发生泄漏，向发电机内漏水，导致发电机绝缘降低。⑶内冷水温度低于机内温度,将使机内结露.预防措施:⑴防止内冷水质不合格，导致定子线圈腐蚀的措施①确认内冷水补水来源品质正常。②加强化学监督，定期进行水质检测。③启动后应视情况投入离子交换器。④水质不合格，进行内冷水排换。⑤检查内冷水压力高于其冷却器的冷却水压⑵防止定子线圈内水压高于发电机氢压，定子线棒发生泄漏，导致发电机绝缘破坏的措施①发电机定子线圈通水前应先对发电机充氢。②定子水压低于发电机氢压在正常范围内。③发电机底部检漏计报警时，立即采取措施处理。重点是确保定子水压低于氢压汽机运行操作潜在风险高、低压加热器的投入和退出9.高、低压加热器的入系和出系一般情况下，低压加热器是随机启动的，而高压加热器要等机组带上一定负荷再投汽侧。对技术先进的大机组而言，其热力系统和顺序控制的设计完全兼顾到安全和使用寿命的需求,不必赘述.本节主要从安全角度和加热器的使用寿命来展开讨论.⑴高压加热器冷态投入，在注水打压合格后,应先开高加出口逆止门,再开高加进水联成阀,以防止锅炉断水.⑵投汽侧时,应按先低压后高压的次序进行.先开启抽汽逆止门,再稍开进汽电动门暖体,然后慢慢开启进汽电动门直至全开,其给水温升应≤56℃/h,最大110℃/h,以减轻对高加的热冲击,防止泄漏.⑶在高加退出时,应逐渐关闭进汽门,使给水温度均匀下降,温降速度≯1.5℃/min为宜.⑷低加的凝结水温变率≯3.0℃/min.⑸高加水侧退出时,应先关高加进水联成阀,再关高加出口逆止门,以防止锅炉断水.⑹加热器投入时,先投水侧,再投汽侧;退出时,先停汽侧,再停水侧.⑺在加热器的汽侧操作时,尤其应注意防止凝结器掉真空.⑻无论高、低加是哪种形式,一经投入运行,即应调整疏水水位,既要防止加热器满水,又要防止汽水两相流冲刷疏水管道.⑼在调整疏水水位的同时,应使加热器的上、下端差保持在最佳值,以保证机组运行的经济性.汽机运行操作潜在风险冷油器、冷水器的停止和投入10.冷油器、冷水器的停止和投入操作要点:⑴运行中的冷油器因管束泄漏或冷却水侧清理，停运检修。操作时应专人监护，先停冷却水侧，后停油侧，确保油中不进水。⑵停冷油器时易造成油温升高,应及时调整运行中的冷油器冷却水量，保证油温正常。⑶冷油器检修结束,工作票已终结,安全措施撤除,操作时仍应专人监护,依次投入油、水侧运行,防止断油,并及时调整油温符合规定值。⑷投冷油器时,为防止冷油器内水压大于油压造成油中进水,应先投油侧,再投水侧。⑸冷油器充油时,微开冷油器进油门注油,待冷油器油侧放空气门连续溢流后关闭,再缓慢交替开启冷油器进、出油门,保持油压正常。严防因充油过快或油侧放空气不彻底,引起润滑油压下降或大幅度波动，造成润滑油低油压保护动作跳机,或轴承瞬间缺油而损坏。⑹运行中的冷油器出水门应全开,用进水门调整油温。⑺正常情况下，应有一台冷油器作备用。⑻冷油器冷却回水应接入无压管道。冷油器滤网的切换汽机运行操作潜在风险电动给水泵停运隔离1.风险分析:⑴停止过程中出口逆止门不严，造成给水泵倒转。⑵出口电动门或中间抽头电动门不严，关闭入口电动门，将低压侧管道崩开。给水泵出口门、逆止门、暖泵门、中间抽头门等不严，给水泵解体时，造成检修人员烫伤。2.预防措施:⑴停运前先关闭给水泵出口门，确认关闭严密后再停泵。⑵电动给水泵应可靠隔离水源。⑶开启管道放水门放水消压，确认给水泵内压力到零，泵内水已放净，方可允许检修人员工作。⑷有关阀门采取停电、上锁、挂警告牌等安全措施。汽机运行操作潜在风险盘车装置的投入风险分析:⑴顶轴油压低，大轴顶起高度不够，造成机组轴瓦或盘车电机损坏。⑵润滑油压低、油温异常，油膜建立不正常,造成轴瓦损坏。⑶盘车啮合不正常，造成盘车齿轮损坏。⑷动静摩擦，造成汽机通流部分损坏或盘车电机烧毁。预防措施:①检查顶轴油泵出口压力和母管压力正常,逐个记录轴承的顶轴油压和顶起高度。②投入盘车低油压保护及顶轴油泵联锁。③检查润滑油温、油压正常。④确认发电机密封油系统运行正常。⑤投入润滑油低油压联锁后，再投入盘车运行。⑹启动前确认盘车装置啮合良好,启动后检查盘车啮合无异音。投入盘车运行:⑴开启盘车油门，启动顶轴油泵，记录顶轴油压及大轴顶起值，备用顶轴油泵置“自动、备用”。⑵手动盘车180o无异常，“投入”盘车联锁，启动盘车装置运行，顶轴油压不低，检查动静部分无异常摩擦。⑶记录转子偏心值和盘车电流及电流晃动值。⑷密切关注盘车的运行情况.汽机运行操作潜在风险除氧器上水加热除氧器上水加热风险分析:⑴辅汽母管疏水不充分，造成管道振动。⑵投加热方式不正确，造成除氧器振动。⑶抽汽逆止门、电动隔离门关闭不严密，除氧器中的冷水、冷汽倒入汽缸，造成大轴弯曲。⑷公用系统隔离不彻底，祸及邻机。预防措施：⑴投入加热蒸汽前，管道充分疏水。⑵严格控制除氧器的升压、升温速度。⑶密切监视汽缸金属温度变化和盘车运行情况，发现汽缸进汽，应采取措施处理。汽机运行操作潜在风险电动给水泵的启动风险分析:主要是从设备考虑⑴传动、保护试验不完善,保护动作不正确.⑵系统阀门开关不对,尤其是手动阀门.⑶暖泵不良,泵体上下温差大,导致泵组、给水管道振动.⑷油系统工作不稳定,造成断油化瓦.为防止设备损坏应采取的措施:⑴按《阀门检查卡》检查给水系统阀门开关正确，冷却水、密封水及油系统正常。⑵除氧器水位、水温符合要求，油箱油位正常、油质良好。⑶启动辅助油泵，做“低油压”试验良好，并对油系统全面检查。⑷检查泵体温度接近低压给水温度。⑸解除给水泵“自动”，联系电气测量给水泵电机绝缘并送动力电源及操作电源。⑹检查给水泵无闭锁条件，给水泵符合启动要求。⑺给水泵启动,作如下检查\操作①给水泵出口电动门、中间抽头电动门关闭，最小流量阀开启，液耦勺管关至5%以下启动。②辅助油泵启动。③给水泵电动机启动。④给水泵流量＞380t/h，最小流量阀自动关闭。⑤检查给水泵的振动、声音、出口压力、润滑油压力、各轴承温度及回油温度等均应正常。⑥随给水泵转速的上升，给水压力亦应升高。⑦检查润滑油压力0.2MPa以上，延时30s辅助油泵自动停止。⑧当轴承进油温度升至40-45℃，投入润滑油冷却器冷却水，控制油温＞30℃。⑨及时投入工作油冷却器冷却水。汽机运行操作潜在风险汽轮发电机组的启动所谓启动，是指汽轮发电机组由盘车状态过渡到正常运行状态的过程。启动方式的划分:1.按启动时的蒸汽参数分为:额定参数启动和滑参数启动。2.按进汽方式分为:高中压缸启动和中压缸启动。3.按启动时的汽缸金属温度分为:冷态、温态、热态、极热态等。单就汽轮机的冷态启动而言，主要经过如下过程：1.轴封送汽2.真空系统拉真空3.锅炉点火后,投旁路4.冲转5.摩擦检查6.升速7.暖机8.阀切换9.定速10.油泵切换11.必要的试验12.假并列13.并列14.初负荷暖机15.逐渐接带负荷,直至满负荷.汽轮机启动实质上是汽轮机的加热过程,由于体积庞大、结构复杂、制造精密，加热过程中的热应力、热膨胀、热变形更加复杂。又因其功率大、转速高，一旦出现意外，损失很大，所以其风险主要来自设备损坏。为规避风险，因而《运行规程》中规定了诸多禁止启动的条款。汽机运行操作潜在风险拉真空、送汽封1、拉真空操作风险分析：拉真空设备无外乎真空泵，只要检查气水分离器注水高度符合要求、冷却器送上冷却水；系统按阀门卡检查正确，即可避免风险发生。2、汽轮机轴封送汽风险分析：⑴轴封供汽管道、轴封进回汽疏水不充分，造成疏水管道堵塞、振动。⑵轴封汽源选择不当，与缸温或启动方式不匹配，出现虚假膨胀。⑶轴封壳体积水引起轴封与轴颈摩擦，导致汽轮机振动。预防措施：⑴汽源管路和轴封进回汽充分疏水，并保证有足够的过热度。⑵选择适当的轴封汽源。⑶尽量保持轴封汽压、汽温稳定，避免大起大落、频繁热冲击。对自密封系统而言，其参数为：⑴轴封母管压力为0.007～0.021MPa。⑵低压轴封供汽温度为120～180℃，低压轴封温度控制器整定为150℃，并应有14℃以上的过热度。汽机运行操作潜在风险投旁路旁路系统的作用是将高压主汽门前的主蒸汽经过一级旁路减温减压后送入锅炉再热器，再经过二级旁路减温减压后送入凝汽器。一级旁路设有一级减温器，二级旁路设有三级减温器。其目的在于避免再热器干烧和主、再热蒸汽管道暖管。风险分析：⑴旁路门开启过快，疏水暖管不充分，造成管道振动。⑵高、低压旁路投入后超压、超温，导致三级减温器超温，造成凝汽器泄漏。预防措施：⑴旁路投入前稍开进汽门充分暖管并疏水。⑵旁路门开度应根据汽轮机冲转参数的要求及时调整。⑶投入旁路时应从低到高依次开启，高、低压旁路的开度相互匹配。⑷根据高、低压旁路后的蒸汽温度，及时调整减温水。汽机运行操作潜在风险机组冲转风险分析：⑴冷汽、冷水进入汽轮机,引起上下缸温差大,造成汽缸变形,大轴弯曲。⑵暖机不充分，上下缸温差大,振动异常。⑶调速系统异常，油质不良，汽门卡涩，导致汽轮机超速、化瓦。⑷差胀、串轴异常，导致轴向动静碰摩。预防措施：⑴严格按照冷态启动曲线冲转、升速、暖机、定速、并网、接带负荷。⑵蒸汽温度必须高于相应汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。⑶机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于2～4小时，若盘车中断应重新计时。⑷确认主、再热蒸汽管道及汽轮机本体疏水通畅。⑸充分暖机，控制上下缸温差、差胀、轴向位移等应符合规程规定。⑹启动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。⑺主、再热蒸汽温度在10分钟内突然下降50℃，应立即打闸停机。⑻高中压外缸上、下缸温差超过50℃，高中压内缸上、下缸温差超过35℃，应立即打闸停机。⑼机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.030mm，应立即打闸停机。⑽机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.100mm或相对轴振动值超过0.260mm，应立即打闸停机，严禁强行通过或降速暖机。汽机运行操作潜在风险禁止启动的限制一般地，下列情况汽轮机禁止启动a.任一跳机保护试验不合格。b.抽汽逆止门关闭不严或卡涩，本体疏水门开关异常。c.调速系统不能维持空转或甩负荷后不能控制转速。d.转子偏心度＞75+58.8μm（#1机原始偏心58.8μm）。e.汽轮发电机组动静部分有明显的摩擦声。f.高、中压上/下缸温差超过42℃。g.差胀超过-2.8～+21.8mm。h.辅助油泵或盘车装置失常。i.透平油质、抗燃油质不合格或油温低于21℃。j.主要表计失常。k.保护电源及自动保护装置失常。l.控制气源不正常。m.轴封供汽不正常。汽机运行操作潜在风险紧急停机的条款（一）紧急停机，破坏真空的条款⑴汽轮机转速升至3300rpm电气超速保护未动作。⑵机组发生异常振动。⑶清楚地听出设备发生金属摩擦声。⑷端部轴封冒火花。⑸汽轮机发生水冲击或汽缸进水。⑹汽轮发电机组任一轴承冒烟着火或轴承温度急剧升高超过113℃。⑺润滑油压降至0.07MPa，经启动交直流油泵无效时。⑻轴向位移突然增大至±1mm，且推力轴承温度异常升高。汽机运行操作潜在风险紧急停机的条款（二）不破坏真空，紧急停机的条款⑴油系统着火，不能扑灭而严重威胁机组安全时。⑵发电机、励磁机冒烟着火。⑶汽温突然下降50℃。⑷10min内汽温急剧下降超过50℃。⑸凝结器真空降低至65kPa。⑹差胀＜-21.8mm、＞+2.8mm。⑺高、中压缸上、下温差56℃，且明显不正常。⑻启、停过程中主、再热蒸汽过热度＜56℃。⑼DEH失电。⑽发电机故障。⑾锅炉MFT。汽机运行操作潜在风险汽轮发电机组的热态启动风险分析：热态的机组，停机时间短、缸温高，也可能正处于大轴弯曲较大的状态。启动时的风险相对较冷态大一些，其区别为：1.拉真空时,应先送轴封,后拉真空.2.四高的特点⑴缸温高,要求主、再热汽压、汽温平稳上升.⑵冲转参数选择的高,锅炉不容易控制.⑶升速率高,但仍要求平稳.⑷升负荷率高,防止汽缸温度下降.预防措施:⑴严格按《热态启动曲线》要求,选择适当的冲转参数、升速率、升负荷率。⑵热态启动的全过程应注意汽缸温升、温差、差胀、轴向位移的变化。⑶严格监视机组振动和汽缸膨胀。汽机运行操作潜在风险汽轮发电机组的停止风险分析：1.停机过程中汽温调整不当，加热器水位控制不当，冷汽、冷水进入汽轮机，引起上下缸温差大，造成汽缸变形，转子弯曲。2.停机后,系统隔离不完善,执行制度不严,致使冷汽、冷水进入汽轮机,造成汽缸变形转子弯曲。3.违规长时间停盘车或盘车意外眺闸,导致转子弯曲。预防措施:⑴降压、降温速度严格按照停机曲线执行。⑵主、再热蒸汽温度在10分钟内突然下降50℃，应立即打闸停机。⑶高中压外缸上、下缸温差超过50℃,内缸上、下缸温差超过35℃,立即打闸停机。⑷主、再热蒸汽管道及汽轮机本体疏水通畅。⑸停机后,确认高、中压主汽门、调门、高排逆止门及抽汽逆止门、电动门关闭严密.⑹停机时，凝汽器真空到零,方可停止轴封供汽。⑺调整凝汽器、除氧器、高、低压加热器水位，防止汽轮机进水。⑻投入盘车后，电流比正常值大、摆动或有异音，应查明原因，及时处理。⑼缸温在150℃以上时，禁止凝汽器注水检漏和检修与汽轮机本体有关的设备、系统.⑽定时记录汽缸金属温度、轴向位移、盘车电流、汽缸膨胀、差胀、大轴晃动值等重要参数，直到机组下次热态启动，或汽缸金属温度低于150℃为止。⑾汽缸最高点温度150℃以上禁止停盘车。⑿停机前交、直流润滑油泵试验正常；如试验不正常，禁止停机。汽机运行操作潜在风险汽轮发电机组的试验汽轮机超速保护试验注油试验103%OPC试验110%电超速试验机械超速试验汽轮机主汽门全行程关闭试验汽轮机主汽门、调门门杆活动试验抽汽逆止门、高排逆止门活动试验真空严密性试验汽轮机交、直流油泵、密封油备用泵联锁试验主机保护试验辅机保护与连锁试验甩负荷试验汽机运行操作潜在风险注油试验1.风险分析:⑴注油试验时，危急遮断器不动作。⑵注油试验过程中，操作不当，导致机组跳闸。2.预控措施:防止注油试验过程中，操作不当，导致机组跳闸.①注油试验过程中，试验手柄在“试验”位应保持住(不得松手)。②试验完毕，应将试验压力表门关严。③试验压力表指示到0后，才能将手动脱扣手柄“复位”，最后放开试验手柄。汽机运行操作潜在风险OPC试验1.风险分析:⑴转速达3090r/min时OPC电磁阀不动作。⑵OPC电磁阀动作时，高中压调速汽门不关闭或关闭不严密。2.预防措施⑴转速达3090r/min时OPC电磁阀不动作,立即停止试验，联系处理。⑵OPC电磁阀动作时，高、中压调速汽门不关闭或关闭不严密,立即打闸，停机处理。汽机运行操作潜在风险110%超速试验1.风险分析:⑴手动脱扣试验时主汽门、调门有卡涩现象。⑵试验过程中汽轮机轴向位移、振动、差胀等参数突然变化导致轴瓦或动、静部分损坏。⑶转速达3300r/min时,AST电磁阀不动作。⑷AST电磁阀动作时，高中压主汽门、调门及各抽汽逆止门不关闭或关闭不严密。2.预防措施⑴试验过程中,轴向位移、振动、差胀等参数任何一项超过规定值应立即停止试验,达到跳闸值应动作跳闸,否则手动停机。⑵试验过程中,如果听到汽轮机内部有明显的金属声或其它不正常声音,应立即停机。⑶试验过程中,严密监视各轴瓦温度和机组转速。⑷转速达3300r/min时,AST电磁阀不动作,立即打闸,停机处理。⑸手动脱扣试验时,主汽门、调门有卡涩现象,立即停止试验,停机处理。⑹AST电磁阀动作时,高中压主汽门、调门及各抽汽逆止门不关闭或关闭不严密⑻立即打闸,停机处理。汽机运行操作潜在风险机械超速试验1.下列情况下，应进行机械超速保护试验⑴新安装和大修后的机组。⑵危急保安部套解体调整后。⑶甩负荷试验前。⑷机组甩负荷，调节保安系统工作不正常。2.试验要求⑴危急保安器注油、汽门严密性、110%电气超速试验合格并就地(或遥控)脱扣试验正常。⑵冷态启动超速试验应带25%负荷连续运行8小时进行。⑶危急保安器动作转速为3300rpm左右，试验应进行两次，且后两次动作转速差≯18rpm。3.风险分析⑴试验过程中轴向位移、振动、差胀等参数突变导致轴瓦或动、静部分损坏。⑵转速达3330rpm时危急遮断器不动作。⑶危急遮断器动作时，高中压主汽门、调门及各抽汽逆止门不关闭或关闭不严密。4.预防措施⑴车头装设转速表并由专人值守,转速达3360rpm而危急保安器不动作，立即打闸。⑵严格监视轴向位移、振动、差胀等参数变化情况，任何一项接近规定值应即停止试验，达到跳闸值应动作跳闸，否则手动停机。⑶如果听到汽轮机内部有明显的金属声或其它不正常声音，应立即停机。⑷危急遮断器动作,高中压主汽门、调门及各抽汽逆止门不关闭或关闭不严立即打闸。汽机运行操作潜在风险汽门活动试验1.风险分析⑴易发生负荷波动或锅炉超压。⑵机组振动。⑶主汽门、调门卡涩。2.预防措施⑴熟练掌握DEH的操作步骤。⑵根据试验负荷曲线确定机组负荷。⑶汽门活动试验前，机组退出ADS、稳定负荷运行。⑷确认DEH、FSSS等系统工作正常。⑸确认DEH运行方式在“自动”。⑹转速反馈回路投入。⑺加强监视机组的振动，振动增大时立即终止试验，恢复原运行方式。⑻就地检查主汽门、调门状态良好。⑼出现卡涩现象应退出试验并采取相应的措施。汽机运行操作潜在风险真空系统严密性试验1.试验要求:负荷稳定在80%额定负荷以上,关闭真空泵入口门或停真空泵运行,停止半分钟后开始记录，每分钟记录真空值,试验进行8分钟,取后5min的平均值为真空下降速度.试验应每月进行一次.2.风险分析:试验前真空过低,操作时,真空下降快导致跳机。3.预控措施⑴检查备用真空泵处于良好备用状态。⑵试验过程中发现真空下降较快，立即停止试验，恢复至试验前状态。⑶停止试验后真空仍不恢复，开启备用真空泵维持真空。汽机运行操作潜在风险汽轮发电机组典型事故处理1.汽轮机超速机组的最高转速在汽轮机的调节系统动态特性允许范围内称正常转速飞升；超过危急保安器动作转速至3600rpm称事故超速；大于3600rpm称严重超速。超速是汽轮发电机组设备的破坏性事故。预防措施:⑴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.⑵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.⑶机组重要运行监视表计,尤其是转速表显示不正确,严禁机组启动.运行中的机组,在无,有效监视手段的情况下,必须停止运行.⑷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。⑸机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静态试验或仿真试验，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情况下,严禁启动.⑹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,再热汽压力不得大于制造厂规定的压力值.汽机运行操作潜在风险汽轮机超速⑺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.⑻抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠,并必须设置有快速关闭的抽汽截止门,以防止抽汽倒流引起超速.⑼对新投产的机组或汽轮机调节系统经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.⑽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.⑾危急保安器动作传速一般为额定转速的110％±1％.⑿进行危急保安器试验时,在满足试验条件下,主汽和再热汽压力尽量取低值.⒀DEH系统应设计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.⒁电液伺服阀（电液转换器）的性能必须符合要求.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.⒂机组转速超过3330rpm,而危急保安器拒动时,应破坏真空紧急停机.汽机运行操作潜在风险汽轮机大轴弯曲成因:⑴运行中,因主、再热汽温突降或加热器满水,汽缸进入冷气、冷水,差胀值突然增大,上下缸温差大,机组剧烈振动,动静摩擦.⑵备用中的机组,汽缸进入冷气、冷水,上下缸温差大,导致汽缸、大轴弯曲.预防措施:⑴机组运行时,主、再热汽温度10分钟内突然下降50℃,立即打闸停机.⑵高中压外缸上、下缸温差超过50℃,内缸上、下缸温差超过35℃,立即打闸停机.⑶调整凝汽器、除氧器、高、低加水位正常.⑷变工况运行时，主、再汽温过热度不低于50℃.⑸正常运行中，监视上下缸温差、差胀、轴向位移、振动等参数.⑹机组运行中要求相对轴振动不超过125μm,当相对轴振动大于250μm且临瓦振动达报警值主保护未动作,立即打闸停机.⑺机组跳机保护投入正常.⑻加强对备用机组的监视.汽机运行操作潜在风险汽轮机水冲击成因:⑴给水自动失灵,保护未动作,造成汽轮机进水.⑵过热器或再热器减温器喷水阀失灵打开,造成汽轮机进水.⑶高、低压加热器、除氧器满水,造成汽轮机进水.预防措施:⑴给水自动失灵时,立即切至手动,调节过热度至规程规定范围内。⑵运行中主、再热汽温度10分钟下降50℃,或发现主、再热汽管道法兰、阀门密封环、高中压汽缸结合面有白色蒸汽冒出,按照紧急事故停机处理。⑶锅炉贮水箱水位保护投入正常。⑷防过热器或再热器减温器喷水阀失灵打开,造成汽轮机进水的措施⑸过热器或再热器减温器喷水阀失灵时，必须强制干预，防止进入汽轮机的主蒸汽进水,主、再汽温过热度不低于50℃,其温度必须高于相对应汽缸最高金属温度50℃,但不能超过额定蒸汽温度。⑹启动或低负荷运行时,不得投入再热蒸汽减温器喷水。⑺锅炉熄火或机组甩负荷时,及时切断减温水。⑻运行中监视高、低加、除氧器水位正常,水位高时,及时开事故放水门降低水位。⑼高、低加、除氧器联锁保护投入。汽机运行操作潜在风险机组异常振动1.成因:⑴汽轮机水冲击,造成振动增大.⑵汽轮机动静摩擦,造成振动增大.⑶转子质量不平衡或叶片断裂,引起汽轮机振动.⑷汽轮机滑销系统卡涩造成膨胀不均,中心不正或联轴器松动,轴承座松动等,引起汽轮机振动。⑸发电机汽、励端氢温偏差大,引起汽轮机振动。2.预防措施:⑴汽轮机投盘车时，倾听汽轮机内部声音正常；汽轮机冲转至600rpm,进行检查,发现异常,进行分析处理。⑵机内有清晰的金属撞击声,或机组通流部分有异常声音并伴有剧烈振动，立即破坏真空紧急停机.⑶机组启动及运行过程中,监视汽缸的绝对膨胀,相对膨胀,轴承座无松动.⑷汽轮机振动保护投入正常.⑸加强对发电机氢温的监视和调整,发电机任意两点氢温偏差不大于2℃.汽机运行操作潜在风险汽轮机轴瓦烧损1.成因:⑴油管道泄漏、阀门安装错误而引起缺油、断油.⑵油质不合格.⑶轴承结构不合理.⑷保护设计不合理.2.预防措施⑴机组低油压保护、润滑油泵联锁投入正常。⑵汽轮机的润滑油泵及其低油压联锁试验,应定期进行试验,保证处于良好的备用状态.润滑油泵不允许随意退出备用.⑶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票顺序缓慢进行操作,操作中监视润滑油压的变化,严防切换操作过程中断油.⑷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,并定期进行校验.⑸机组启、停和运行中严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度.⑹机组启、停过程中应按规程规定的转速启、停顶轴油泵.⑺事故油泵电机不得装设保险.⑻加强化学监督,定期进行油质检测,发现油质不合格应及时滤油或更换.汽机运行操作潜在风险油系统失火预防措施：⑴现场消防器材齐全、完好.⑵设备或法兰面损坏引起着火,严重威胁设备安全,立即破坏真空打闸停机，同时进行灭火.⑶当火势无法控制或危急到主油箱时,立即打开事故放油门,将油排至事故油坑内,但必须保证在惰走时间内润滑油不中断.⑷油系统着火威胁到发电机氢气系统时,在破坏真空紧急停机的同时,发电机进行事故排氢.⑸油系统各处严密不漏油.⑹油系统周围及下方敷设的热力管道或其它热体的保温和铁皮齐全、完好.⑺发现油漏到保温层内要立即处理漏点、更换保温,并将漏出的油及时擦拭干净.⑻禁止在油管道、法兰、阀门上施.⑼油管道、法兰、阀门及可能漏油部位的附近不准有明火.⑽必须进行明火作业时,严格执行动火工作票制度,并做好有效的安全措施,准备充足的灭火设备后方可开工.汽机运行操作潜在风险电动给水泵跳闸1.危害:⑴电动给水泵事故跳闸,处理不当,造成锅炉缺水.⑵给水泵倒转.2.预防措施:⑴备用中的电动给水泵其备