汽轮机安装工程安全技术措施（优选10篇）

汽轮机安装工程安全技术措施

(一) 汽轮机本体安装

1、汽轮机转子、缸体等吊装专用工具应妥善保管，分类摆放，并应定期检查、保养。专用工具应按设计要求使用。

2、在翻缸操作中，应用型钢靠下吊点处与缸体结合面固定好，防止结合面切割钢丝绳。

3、转子起吊横梁上部千斤绳在初次使用时，应准确找好中间位置，否则起吊横梁侧向受力将过大。

4、转子起吊横梁与千斤绳加减丝之间不允许采用两个卸扣对接的方式连接。

5、在低压外缸上半组合过程中，缸内应搭设可靠的作业平台。

6、吊装专用工具应认真进行检查，并经负荷试验合格后，方可使用。

7、自制吊装专用工具应经认真核算，否则不得使用。

8、将较重设备存放于非指定存放区域时，存放位置的结构应经核算，一般情况下设备应存放于指定区域。

9、吊装用行车必须经负荷试验和有关部门验收合格后，方可使用。

(二)定子拖运、吊装

1、定子吊装前编制详细的吊装措施并严格执行。

2、确认定子运输路线地基情况，清除定子吊装路线的空间障碍物，确保安全顺利进行。

3、钢丝绳应检查有无损伤，并且绑扎在定子外壳专用吊耳上。

4、定子起吊设专人指挥，设安全监护人，吊装过程中发现问题及时处理，处理完毕后再继续吊装。

5、起吊时定子应保持水平，定子起吊离地100mm后，停止起吊，检查桥吊、钢丝绳是否有不安全因素，确认安全可靠，徐徐吊装就位。

(三)凝汽器拖运、就位

大型机组的凝汽器因受体积和重量所限采用了厂房外整体组合，利用卷扬机拖运至拖运平台，再拖运至就位。

1、凝汽器组合重量较大，组合平台(即拖运平台)地基应平整、夯实，垫碎石处理，组合平台设计满足凝汽器要求。

2、升降平台加固处理:受升降平台使用性能所限，其侧向刚度较小，为防止拖运时产生的水平推力使其产生过大变形，升降平台四周应采取加固措施。

3、拖运所用机械、锁具等应事先计算，满足拖运要求。

4、拖运一般采用双绳拖运，拖运过程中应保持双绳保持同步。

汽轮机安装工程安全技术措施：汽轮机安全控制技术运行防火

(1)加强巡视检查。巡视检查机组油系统附近的蒸汽管道的严密性，以防漏油着火。运行人员发现任何渗油或漏油情况，必须认真查明部位及其原因，并在运行日记上记录备查。发现有引起着火危险的漏油情况或漏油较严重时，运行人员除加强监视外，应采取防火措施，并尽快报告上级。当机组振动较大时，应及时采取减少振动的措施。

(2)机组在运行过程中或定期试验时，发现下列情况，应停机检查并予排除。①主汽门或调速汽门明显不严密或出现卡涩现象。②油系统油质不洁或漏油严重。③调节、保安系统出现失灵和卡涩现象。④轴承振动明显增大，超过0.05mm。⑤机组内有明显异常声音。

(3)机组在运行或试验时出现下列情况，应减负载或停机解决。①主汽门、汽门、调速汽门的抽汽止回阀卡死。②水、汽、油系统管道、法兰、焊缝泄漏，明显危及机组安全。③附近机组或其他部位发生火灾，明显危及机组安全。

(4)机组运行或试验中出现下列情况，应立即停机。

①汽轮机油系统着火，就地采取措施还不能迅速扑灭。

②转轴转速飞升，超过额定转速112%。

③机组内部发生明显的金属响声或其他不正常响声，主轴承或端部油封发生火花或冒烟。

④机组突然发生强烈振动。蒸汽系统、给水系统、油系统管道或附件发生破裂。

⑤蒸汽或过热蒸汽温度突然上升或下降，超过规定的极限，或出现水冲击现象。

⑥转轴轴向位移或胀差超过规定限值。

⑦油系统油压或油箱油位下降超过规定限值，轴承回油温度突然上升超过规定限值。

⑧发电机冒烟，或有绝缘烧焦气味。

⑨水冷发电机组断水超过30s。

⑩邻近机组大火或其他火灾，火势蔓延迅速，严重危及机组安全运行。

(5)运行中发生火灾时的紧急处理

①机房失火，但未蔓延到机组时，应立即采取火源隔离措施及灭火措施，控制火势蔓延。当火势蔓延到机组并威胁机组安全时，应按事故处理规程规定紧急停机。

②电气系统、油系统应分别切断电源、油源和气源。

③应迅速喷雾状水或泡沫灭火。同时，迅速搬走附近的可燃物质，以防止火势蔓延到邻近机组。并加强对运行机组的保护。

④机组停机后，要视具体情况，继续盘车或维持低速运行，尽可能避免造成设备损坏。同时要防止全厂用电中断，应保证消防用电和现场照明。

⑤机组在运行中发生火灾时，运行人员和工作人员不得擅自离开岗位，必须服从统一指挥，进行有关操作。

汽轮机安装工程安全技术措施：汽轮机组大修前热力试验 技术

1.前言

**能源发电公司**电厂1号机组汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的nzk300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。配套锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的1056t/h亚临界一次中间再热、燃煤自然循环汽包锅炉，发电机为哈尔滨电机厂生产的qfsn-300-20型水、氢、氢冷，机端自并励发电机，机组热力系统采用单元制布置。

汽轮机设有七段不调整抽汽，高压缸设有二段抽汽，分别供#1、#2高加;中压缸设有二段抽汽，分别供#3高加及除氧器;低压缸设有三段抽汽，分别供#5、#6及#7低加。

1号机组于____年将投产，受电厂委托，内蒙古电力工程院汽机所将于____年4月对1号机组进行大修前热力试验，测定机组在100%负荷至80%负荷(300mw、280mw、260mw、240mw)工况的热力试验，测定该机组热力系统的运行状态，为机组的经济运行及评价大修效果提供依据。

2.机组概况

型号:nzk300-16.7/537/537

机组主要技术规范

型式

亚临界、一次中间再热、双缸、双排汽、直接空冷凝汽式

额定功率

300 mw

主汽压力

16.7 mpa

主汽温度

537 ℃

再热汽压

3.410 mpa

再热汽温

额定转速

3000 r/min

额定排汽压力

14.0 kpa

额定主汽流量

940.45 t/h

再热蒸汽流量

782.64 t/h

补给水率

0

给水温度

275.8 ℃

周波

50hz

计算热耗率

8165kj/kw.h

发电机额定氢压

0.31 mpa

末级叶片长度(mm)

620

回热级数

7级

汽轮机级数

高缸1个调节级 12个压力级、中缸9级、低缸2×6级

旋转方向

面对机头向发电机方向看为顺时针方向

机组各工况下设计保证值如下表所示:

项目

发电机端功率(kw)

排汽压力(mpa)

%

热耗率

kj/kw·h

汽耗率

kg/kw·h

tha工况

300012

0.0140

8165.0

3.135

vwo工况

329638

8171.5

3.204

t—mcr工况

318630

8171.2

3.164

trl工况

300009

0.0300

3

8515.8

3.360

轴振动

≤76μm

3.试验目的

3.1 通过试验测定汽轮机组大修前相对内效率﹑热耗率﹑汽耗率，为评价机组的运行状况提供依据。

3.2 根据试验测定机组在各个工况下的热耗及汽耗，绘制热力特性曲线，为机组的大修效果作出评价。

4.试验的调整

4.1 负荷调整

试验在固定调节阀开度下进行，阀门应尽量保持在“阀点”上，试验负荷与保证负荷之间容许有正负5%的偏差。

4.2 机组参数的调整

4.2.1 试验时，机组的主蒸汽参数，再热蒸汽参数应保持在额定值。

其波动范围为:

主蒸汽压力:16.7mpa±0.042mpa(±0.25%);

主蒸汽温度:537℃±4℃ ;

再热蒸汽温度:537℃±4℃;

4.2.2 试验期间，应保持机组的功率因数在0.85，保持发电机组氢压在额定值(0.30 mpa)。

4.2.3 试验期间再热器减温水不投运。

4.2.4 排汽压力:绝对压力的±1.0%或0.14kpa之间大者。

4.2.5 电功率:±0.25 %。

5、测点布置、测量仪表及记录

5.1 测点布置见附图1

5.2 测量仪表

5.2.1 功率测量:用两表法测量发电机输出端功率，采用经过校验的0.1级单相瓦特表，人工记录。

5.2.2 压力测量:压力测量采用0.25级1151型压力变送器输入数据采集器(英国施伦伯杰公司生产的“3595”imp")打印记录。

5.2.3 温度测量:温度测量采用经校验的镍铬-镍硅(分度号为k型)热电偶或pt100铂热电阻送入数据采集装置打印记录。

5.2.4 流量测量:流量用孔板或喷嘴测量，孔板差压用0.25级差压变送器输入数据采集装置打印记录，喷嘴采用asmi标准制作及校验。

5.2.5 除氧器水位和排气装置热井水位变化用人工记录。

5.2.6 其它补水和各种泄漏、取样水等流量用超声波流量计或用量杯人工进行测量。

5.3记录方法

5.3.1所有热电偶，铂电阻输出信号全部接入"imp"数采系统。

5.3.2流量信号使用0.25级差压变送器接入"imp"数采系统。

5.3.3辅助人工记录的测点:

压力，电功率，凝汽器水位，除氧器水位，阀门开度;

5.3.4采样间隔:

流量，电功率:每分钟记录一次;

压力，温度:每分钟记录一次;

液位:初始，终了各一次;

其他参数每五分钟记录一次。

6.系统隔离措施

在试验期间关闭以下阀门，并保证严密性(阀门关闭后下游管道应该保持冷却)，为了正确处理可能发生的任何事故，机组运行人员对隔离的系统做详细记录，做好反事故措施。系统检查及隔离如下:

6.1 蒸汽管道疏水

6.1.1 高压主汽阀前疏水;

6.1.2 再热主蒸汽冷端;

6.1.3 再热主蒸汽热端;

6.1.4 高排逆止阀前后疏水;

6.2 汽机本体和抽汽疏水

6.2.1 所有汽机本体疏水;

6.2.2 所有抽汽管疏水。

6.3 旁路系统

6.3.1 高压旁路门;

6.3.2 高压旁路减温水阀门;

6.3.3 高压旁路前、后疏水阀;

6.3.4 低压旁路门;

6.3.5 低压旁路减温水阀门;

6.3.6 低压旁路前疏水阀。

6.4 辅助蒸汽联箱

6.4.1 冷再供辅汽;

6.4.2 4段抽汽到联箱;

6.4.3 启动锅炉至辅助蒸汽联箱阀门;

6.4.4 辅助蒸汽联箱到除氧器供汽。

6.5 加热器

6.5.1 所有加热器水侧旁路门;

6.5.2 所有加热器紧急疏水门。

6.6 给水和除氧器

6.6.1 锅炉蒸汽吹灰停止运行

6.6.2 锅炉给水系统再循环门;

6.6.3 锅炉连排扩容器疏水门;

6.6.4 锅炉连排到除氧器门;

6.6.5 除氧器紧急放水门;

6.6.6 暖风器疏水门;

6.6.7 热网疏水门。

6.7 排汽装置

6.7.1 补水门和紧急补水门;

6.7.2 凝结水至除盐水箱;

6.7.3 生水加热器冷凝水门;

6.7.4 高、低压加热器紧急疏水门。

6.8 其它

6.8.1 化学加药;

6.8.2 化学取样;

6.8.3 凝结水至空调、辅助蒸汽联箱、燃油加热减温水及补水门。

7.试验方法

7.1 试验准备工作就绪后，先进行预备性试验以检查运行设备及系统隔离的状态，检查测量仪表是否符合试验要求，向运行人员交底。

7.2 预备性试验前应进行空冷岛的冲洗及真空严密性试验，(试验在240-260mw负荷下进行)其真空下降值应不大于0.3kpa/min 。

7.3 试验时间安排及试验步骤:

试验机组负荷调整至300mw、280mw、260mw、240mw四个负荷工况点下进行。

7.3.1 试验时机组应保持负荷、主汽温度﹑主汽压力、再热蒸汽温度、再热蒸汽压力稳定。

7.3.2 切断机组与外系统的汽水管道，关闭锅炉的连排﹑定排﹑锅炉停止蒸汽吹灰，切断除氧器的外供汽源，除氧器由本机抽汽供汽，系统隔离完毕。

7.3.3 机组在试验前10分钟停止补水﹑保持凝汽器与除氧器水位稳定。

7.3.4 试验时，回热系统按“试验原则性热力系统”运行，各加热器的进汽门﹑进﹑出水门全开，旁路门关闭。

7.3.5 试验工况稳定30分钟，试验记录60分钟，主要参数每分钟记录一次，其余参数每5分钟记录一次。

7.3.6 试验结束通知当班值长恢复原运行方式，调整负荷，在下一负荷点继续进行试验。

8.安全、职业健康、环境保护注意事项

8.1试验工作人员应认真负责，听从指挥，发现设备和仪表异常立即通知试验负责人。

8.2 试验工作人员不得操作现场任何设备，确保人身和设备安全。

8.3 试验期间工作人员必须佩戴相应防护装具及工作服，做好防烫伤、噪声等危害健康的事故预案。

8.4运行人员不得随意改变机组运行方式和工况，如确需进行操作调整，应与试验负责人协商后进行。试验期间如出现事故，应立即停止试验，运行人员按规程规定进行处理。

8.5试验中如出现异常，使实验结果出现偏差，应立即停止试验，待查明原因后再进行试验。

8.6 试验结束后，机组恢复正常运行，按照“三标一体”的要求，保证“工完、料净、场地清”，材料垃圾必须堆放到指定的垃圾场，对环境造成污染的废弃物必须按锡林发电公司指定地点进行回收。

9.试验数据处理

9.1每次试验结束后，参与试验各方应共同审阅试验数据并确认计算所需的记录数据。

9.2 试验采用的蒸汽性质表、图依据为第6届国际蒸汽品质会议(1963年)制订的图表。

9.3蒸汽膨胀过程线以以下实测状态点为根据，参考制造厂的设计资料，在h-s 图上逐点逐段连接而成:1主蒸汽、2再热蒸汽冷段、3再热蒸汽热段、4中压缸排汽、5低压缸进汽、6汽轮机排汽(过程线终端)，其中的1、2、3、4、5状态点均可能由实测的蒸汽压力和温度值确定，6状态点应落在排汽压力线上，该点的焓值等于排汽焓减去排汽损失。

9.4 系统设备条件的修正

试验中热力系统的运行条件与对应的保证条件不符时，应进行修正，修正计算的原则:令试验实测的主蒸汽流量和通流部分效率(即蒸汽的膨胀过程线)保持不变，根据流量平衡和能量守衡定律、汽轮机在变工况下运行时性能变化的规律，用逐次逼近法求出当系统的运行条件转化为保证条件时的输出电功率和热耗率。

9.5参数修正

修正项目包括:主汽压力、主汽温度、再热蒸汽温度、再热系统压降、排汽压力的修正等。参数修正需借助修正曲线进行。

10.试验组织机构

试验总指挥一名;

试验现场运行操作指挥一名;

试验技术负责人两名:工程院一名，电厂一名;

试验人员若干名。

11.附录

机组原则性系统及测点位置图见附录1 。

试验记录项目见附表2。

汽轮机安装工程安全技术措施：防止汽轮机水冲击技术

防止汽轮机组水冲击事故

的预防措施

1.汽轮机水冲击的原因;

1.1锅炉满水，汽水共腾;

1.2锅炉并汽，疏水不充分;

1.3汽轮机启动前疏水不充分;

1.4主蒸汽温度下降过快，蒸汽过热度不足;

1.5高、低压加热器、轴封加热器管束破裂满水，水从抽汽管倒回汽轮机。

2.水冲击的现象;

2.1主蒸汽温度急剧下降，从主蒸汽管法兰，汽门法兰，门杆及轴封处，冒出白色湿蒸汽及水滴;

2.2汽轮机内发出水冲击声;

2.3主蒸汽管或抽汽管发出水冲击声;

2.4汽轮机本体或主蒸汽、抽汽管道发生振动;

2.5轴向位移增大，推力瓦温度升高，负荷降低;

2.6以上现象不一定同时出现，只要判断为水冲击，应立即按水击处理。

3.汽轮机发生水击的处理;

3.1发生水冲击应立即破坏真空紧急故障停机，开启本体和管道疏水，严格监视机组振动、轴向位移及倾听机内的声音;

3.2准确记录转子的惰走时间，检查推力瓦温度的变化;

3.3如果转子惰走时间、汽轮机各部正常，可在停机后充分疏水情况下，汇报值长，值长同意后方可重新启动;

3.4水冲击后的机组启动，必须充分疏水、冲动、升速、加负负过程要十分小心，应安排专人测振，或启动过程中发生异常，应立即按紧急故障停机处理;

3.5若水击后停机过程中惰走时间明显减少或汽机内部有金属摩擦声，推力瓦温度明显较正常升高，应解体检查。

4.防止汽轮机水冲击的预防措施:

4.1值班员加强对锅炉的调整，严密控制汽包水位和主蒸汽温度;

4.2锅炉并汽时，必须采用负压并列，即锅炉压力小于母管压力，二道门前疏水彻底，主蒸汽母管疏水彻底，尤其是#4锅炉并汽时，尤其注意母管疏水，同时汽轮机做好开电动门前疏水和按照规程减负荷的准备;

4.3汽轮机启动时必须注意疏水，热态启动主蒸汽温度必须高于上缸温度50℃以上并有50℃以上的过热度;

4.4汽轮机上缸温度高于400℃才允许彻底关闭汽轮机本体疏水;

4.5任何情况下也不允许汽轮机在低参数下超负荷运行，以防止汽轮机末级湿度大，过负荷;

4.6加强加热器水位监视，高加保护连锁必须投入并保证动作正常;

4.7严格执行汽轮机运行规程，发现主蒸汽参数异常，在减负荷的同时，尽快调整到额定参数运行。

汽轮机安装工程安全技术措施：防止汽轮机进水技术

进入汽轮机的蒸汽必须保持足够的过热度，正常运行中蒸汽应保持在额定参数允许范围内。如果蒸汽带水进入汽轮机，将使推力急剧增大，将转子向后推移，导致推力瓦烧损和动静碰磨。同时汽轮机运行中汽缸、转子、阀门等都处于高温状态，低温蒸汽或水突然进入汽轮机的某一部位，将造成部件急剧收缩，除本身金属产生大的热应力影响寿命外，局部收缩变形可能导致动静碰磨、大轴弯曲、部件裂纹、接合面变形泄漏等等。近年来汽轮机进水事故时有发生，有的甚至造成设备损坏。

主要原因:

1)锅炉满水或蒸汽管道积水，使蒸汽带水进入汽轮机;

2)回热设备热交换器管子爆漏或汽侧满水，若抽汽逆止门不严，水将进入汽轮机;

i级旁路减温水及再热器减温水门不能严密关闭，在停机后启动给水泵时给水进入汽轮机;主蒸汽系统裁门不严密，机组高温状态下锅炉打水压时，水进入汽轮机;

4)疏水管路连接不合理或疏水联箱容积小，几路同时疏水时，疏水压力升高，致疏水压力低的管路向机内返水;

汽封溢汽管、门杆漏汽管接入除氧器的系统，当除氧器满水，逆止门不严时，返入汽轮机;

6)凝汽器汽侧灌水找漏或停机后对凝汽器汽侧水位缺乏监视，凝汽器满水进入汽轮机。

预防措施:

(1)机组启动前必须对来汽管道充分进行疏水，启动中蒸汽必须保持较高的过热度。当启动中或运行中蒸汽温度突然直线下降50℃或10min内下降50℃应立即打闸停机，或者发现汽温突然下降，并且来汽管道、主汽门、调节汽门冒白汽时，也应立即打闸停机，不需向上请示汇报。

(2)机组启动前应将轴向位移保护投入，运行中不得将轴向位移保护退出，特别是启动中，进行主汽门、调节汽门严密性试验中轴向位移保护动作后，不得以怀疑保护误动为理由，退出保护强行挂闸。在轴向位移指示达到规定值，如保护不动作时，应立即打闸停机。

(3)再热器减温水及i级旁路减温水管路阀门应可靠严密，并应有串联截止门，以保证在停机状态或启动给水泵后不致将水漏入汽缸。机组主汽门不严，锅炉热态打压时，应采取阻止水进入汽轮的措施。(4)采取措施防止加热器满水返入汽缸。当锅炉灭火或机组跳闸时应及时切断再热器减温水。

(5)完善调节级、高压排汽、再热蒸汽进口、各抽汽口等可能有水进入汽缸处的温度测点，以便于及时监视汽缸进水或进冷汽，并坚持定期试验，确保抽汽逆止门动作可靠，严密不漏。

(6)改进疏水系统使其管道、联箱、容器的断面或容积适应疏水量的需要，并按压力合理布置进入联箱、容器的位置顺序，确保各级疏水畅通，不发生疏水压力升高返入低压缸。

(7)确保门杆漏汽管道和汽封溢汽管道上的逆止门动作可靠、截止门严密不漏，防止除氧器满水返入汽缸。同时在机组停运后，仍应监视除氧器水位和凝汽器水位，防止除氧器、凝汽器满水返入汽缸。

汽轮机安装工程安全技术措施：防止汽轮机超速技术

一、防止汽轮机超速技术措施

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。

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，禁止机组起动和运行。

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，严禁机组起动。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、透平油油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组起动。

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，严禁起动。

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。

7、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。

8、抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。

9、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。

10、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。

11、危急保安器动作转速一般为额定转速的110%±1%。

12、进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽尽量取低值。

13、数字式电液控制系统(deh)应设有完善的机组起动逻辑和严格的限制起动条件。

14、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。

15、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。备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管。

16、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。

17、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。

二、汽轮机超速事故处理方法

1如果转速超过3360r/min，危急保安器未动作，应立即手打危急保安器，破坏真空紧急故障停机。

2如果危急保安器动作，而自动主汽门，调速汽门或抽气逆止门卡涩或关闭不严，应设法关闭以上各气门或者立即关闭电动主汽门和抽气门。

3如果采取上述措施后机组转速仍然降不下来，则应迅速关闭一切与汽轮机相连的气阀，以截断气源。

4必要时可以要求电气人员将发电机励磁投入。

5机组停下后，应全面检查调节保安系统，消除缺陷。重新启动后，在并列前，必须做危急保安器超速试验，确认动作转速正常后，方可并列投入运行。

汽轮机安装工程安全技术措施：防止汽轮机轴系断裂技术

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、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。

1.振动是反映机组运行状况的重要指标，许多重大设备事故的先兆都会在振动上表现出来，因此，明确要求振动超限跳机保护必须投入运行，充分发挥该保护的作用，以确保机组的安全、稳定运行。

2.运行lookh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。

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。

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。

5.严格按超速试验规程的要求，机组冷态起动带25%额定负荷(或按制造要求)，运行3-4h后立即进行超速试验。

6.新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施。

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。

8.防止发电机非同期并网。发电机非同期并网，使转子的扭矩剧增，对机组尤其是对转子产生的损害非常大，轻则损害转子的寿命，重则将导致机组轴系的严重毁坏事故。

9.在机组起、停过程中适当降低汽轮机金属温度变化率，以减少热应力，对于蠕变损伤部件，在更换之前可适当降低运行蒸汽参数。

10..机组冷态起动前，注意预暖措施，使汽缸、转子均匀地加热到一定温度。

11.监视轴和轴承座的振动，特别要注意与轴温度场有明显关系的强烈振动。

12.机组在下列情况下应做危急保安器动作试验:新安装机组、机组大修后、危急保安器解体或调整后、机组做甩负荷试验前和停机一个月以上再次起动时。在进行危急保安器动作试验时，应满足制造厂对转子温度的规定。对于冷态起动的机组，一般要求其带25%负荷运行3-4h后方可进行试验。

13.对于机组在运行中可能产生松脱的零件，如平衡块的固定螺丝、风扇叶的固定螺丝、定子铁芯的支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝、各联轴器螺丝等，在新机组安装和大修时必须认真检查，确保其有安全的防松措施，以防止这些零部件在运行中脱落，而造成设备损坏事故。

14.对于新投产的机组，安装时要认真检查各级隔板的主焊缝，并且逐级做好标记，以防止装反。在大修中拆装隔板时，也要做好标记，严禁不做标记无序摆放。在大修时，应检查隔板的变形情况，变形超过要求时，要对隔板进行修复和补强。

15.发电机非同期并网，使转子的扭矩剧增，对机组尤其是对转子产生的损害非常大，轻则损害转子的寿命，重则将导致机组轴系的严重毁坏事故。 必须采取有效措施，严防发电机非同期并网

汽轮机安装工程安全技术措施：防止汽轮机轴系断裂

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、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。

振动是反映机组运行状况的重要指标，许多重大设备事故的先兆都会在振动上表现出来，因此，明确要求振动超限跳机保护必须投入运行，充分发挥该保护的作用，以确保机组的安全、稳定运行。

2.运行lookh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。

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。

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。

5.严格按超速试验规程的要求，机组冷态起动带25%额定负荷(或按制造要求)，运行3—4h后立即进行超速试验。

机组在下列情况下应做危急保安器动作试验:新安装机组、机组大修后、危急保安器解体或调整后、机组做甩负荷试验前和停机一个月以上再次起动时。在进行危急保安器动作试验时，应满足制造厂对转子温度的规定。对于冷态起动的机组，一般要求其带25%负荷运行3—4h后方可进行试验。

6.新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施。

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。

8.防止发电机非同期并网。发电机非同期并网，使转子的扭矩剧增，对机组尤其是对转子产生的损害非常大，轻则损害转子的寿命，重则将导致机组轴系的严重毁坏事故。

汽轮机安装工程安全技术措施：汽轮机超速试验措施

为了检查№ 2 机组超速保护动作的准确性和可靠性，保证№ 2 机组安全稳定的运行，特制定本试验措施:

1、组织机构:

1.1 试验总指挥:李增旺 高泽勇

1.2 试验 指挥:马永辉 赵吉顺 史新平组织、协调

1.3 生产技术部:焦海平 试验全过程协调

当值值长:负责指挥机组启动、试验操作

专 责:负责技术交底

1.4 发 电 部:负责指导、监护运行人员机组启动、试验操作;操作票的准备、机炉工况的调节及检查;抄表、记录等。

1.5 检 修 部:负责监督、协调、验收。负责试验准备工作、措施的检查。

1.6工程 公司:负责就地检查。

1.7 工作 成员:泰和工队人员、汽机检修、当值运行人员。

2、试验项目:

2.1电气超速保护试验。

2.2机械超速试验。

3、试验前应具备的条件:

3.1试验必须由总工程师主持，在汽机专业技术人员指导下进行。

3.2试验必须在高、中压主汽门、调门关闭试验、控制室手动“紧急停机按钮”试验、就地手动脱扣试验、和危急保安器注油试验、汽门严密性试验等相关保护联锁试验进行完毕且试验合格后进行。

3.3试验前应配备足够的试验人员、试验仪表及工具。

3.4试验过程中，就地手动跳闸手柄必须有专人负责，前箱处应装设转速表，并经过校验准确。

3.5试验时，应严密监视机组转速、振动、轴向位移、低压缸排汽温度等参数变化。

3.6试验前应投入有关记录仪及打印机，连续打印机组转速、振动、低压缸排汽温度等参数。

3.7空冷凝汽器背压正常，排汽温度在65℃以下，否则应检查排汽缸的冷却喷水装置应自动投入，以保持上述温度。

3.8 ets相关保护投入正确。

3.9 在超速试验工作开始前，所有参加试验的人员在大修指挥部集合，进行安全、技术两交底，明确各自分工和责任。

4、试验的要求及注意事项:

4.1下述情况不得进行超速试验

a)就地或远方停机不正常;

b)高中压主汽门、调速汽门关闭不严;

c)在额定转速下任一轴承的振动异常时;

d)任一轴承温度高于限定值时;

e)调节保安系统、主、调汽门存在问题或有卡涩现象时;

f)主、调汽门严密性试验不合格时

4.2 在提升转速试验前，应使机组带25%以上额定负荷进行暖机运行不少于4h，带负荷前应做喷油试验并合格，提升转速试验之前严禁做喷油试验。

4.3 危急保安器超速脱扣试验应在同一情况下试验两次，两次动作转速差不应超过18rpm。

4.4 试验时不宜在高转速下停留，注意平稳升速防止转速失控

4.5 动作转速应在3300~3360rpm范围之内，若转速达3360rpm危急遮断器飞环未动作时，应立即停机;调整危急遮断器飞环紧力后，才可进行下一次超速试验。

4.6 试验时单控室应设专人监视tsi画面主要参数变化，机头设专人监视转速，并负责就地打闸停机及保护动作后复位遮断转速记录转速表，机长负责监视、指挥升速，在单控监视转速超过试验转速而保护不动时立即打闸停机。

4.7 试验时，汽轮发电机10米平台设一巡检员，负责检查润滑油压变化，并设一专人监视各瓦回油温度、轴承振动、听音和机组的全面检查工作。

4.8 机头监视转速的值班员、汽轮发电机10米平台巡检员、机长各持对讲机一部，保持联络，控制室、机头任一方发现超速保护未动，不必联络，立即打闸停机并及时通知另一方。

4.9试验中，如果其它保护动作或机组出现异常，应立即停止试验，待异常消除后方继续进行试验。

5、试验方法:

5.1 机组并网带负荷25%额定负荷暖机运行4h以上，按正常减负荷到零;

5.2 解列发电机，维持机组额定转速。

6、试验内容:

6.1.deh电气超速保护试验:

6.1.1试验前具备的条件:

机组未并网。

deh在“自动”控制方式。

由热工人员切除tsi超速保护。

6.1.2试验步骤:

(1)进入超速试验画面，将“超速试验钥匙开关”由“正常”位置切至“电气” 超速试验位置。

(2)点击“目标值”按钮，输入目标值3310rpm。

(3)点击“升速率”按钮，输入升速率100rpm/min。

(4)点击“进行/保持”按钮，选择“进行”，汽机开始升速。

(5)转速上升至3300rpm动作，汽轮机跳闸，关闭高中压主汽门、调速汽门。记录当时的动作转速。

(6)如果汽轮机转速上升到3300rpm而电气超速保护未动作，立即手动紧急停机。

(7)重新挂闸，恢复转速至3000rpm。

6.2 ets电气超速保护试验:

6.2.1试验前具备的条件:

(1)机组未并网。

(2)deh在“自动”控制方式。

(3)由热工人员切除deh超速保护。

6.2.2 试验步骤:

6.3 机械超速试验:

6.3.1 验证下列条件均满足:

a)机组未并网;

b)deh在“自动”控制方式;

6.3.2 进入超速试验画面，将“超速试验钥匙开关”由“正常”位置切至“机械”超速试验位置;

6.3.3点击“目标值”按钮，输入目标值3365rpm;

6.3.4 点击“升速率”按钮，输入升速率100rpm/min;

6.3.5 点击“进行/保持”按钮，选择“进行”，汽机开始升速;

6.3.6 转速上升至危急保安器动作，汽轮机跳闸，关闭高中压主汽门、调速汽门。记录当时的动作转速;

6.3.7如果汽轮机转速上升到3360rpm而危急保安器动作未动作，立即手动紧急停机;

6.3.8 重新挂闸，恢复转速至3000rpm。

生产技术部

____年7月8日

汽轮机安装工程安全技术措施：大修汽轮机保温

1.适用范围 :

本作业指导书适用大唐鲁北发电有限责任公司1号机大修汽轮机上汽缸、主调速气门、导气管、抽汽管接口的保温工作。

2. 编制依据

2.1《汽轮机保温技术条件》gb7520-87

2.2《火力发电厂热力设备和管道保温材料技术条件与检验方法》sdj68-85

2.3《电力建设施工及验收规范》(汽轮机机组篇)dl5011-92

2.4《电力建设安全工作规程》 (火力发电厂部分)dl5009-192

2.5《电力建设安全施工管理规定》

3.主要工程量及材料

3.1大唐鲁北电厂1号机汽轮机本体的保温，主要是指高中压汽缸、主汽阀、调节阀、主汽管、导气管、 高压前后汽封等机体外壁部分。

3.2 汽轮机本体各部分保温材料采用硅酸铝毡棉， 保护层由镀锌铁丝网和抹面构成。

3.3材料:硅酸吕毡棉(优质)45方，保温粘合剂 2吨，抹面料4吨，保温拧花网 300平米，bfg星光一号保温材料 30桶，铁丝 10kg，玻璃丝布 50kg.

4.作业人员的资格要求

4.1 所有施工人员应经过上岗前培训及三级安全教育，并考试全格。

4.2 大部分施工人员应为从事该专业工作多年的熟练技术工人。

4.3 作业人员施工前都必须参加施工技术、质量、安全交底活动。

4.4 特殊工种人员应持证上岗。

5.主要机械及工、器具

5.1 机具:砂浆拌和机。

5.2 工具:手推平板车、翻斗车、剪刀、手板锯、刷子、铰钩、铁板等。

6 施工准备

6.1 主要材料设备准备 :

6.1.1 所需保温材料均送到现场库房，并经取样试验合格后方准使用。

6.1.2 汽水管道与汽机本体焊接完毕，各疏水、仪表、插座等应按图纸装好正式接头，各 孔洞全部装好正式堵头，对于为热效率试验所设置的测点接头应按设计装齐，并经有关 施工人员联合检查无遗漏。

6.2 技术准备:

6.2.1 保温所需资料齐全。

6.2.2 所有参加施工人员已进行施工技术、质量、安全交底活动。

6.3 现场条件准备:

6.3.1 对热工测点、导线、仪表、阀门等必须做好安全保护。

6.3.2 汽机下缸部位及缸体区域脚手架搭设，缸体表面清理(包括油污、垃圾等)，保温固定装置检查。 凡需补焊固定装置的铁件， 必须征得点检、监理同意，方能进行施工。

6.3.3 缸体表面清理采用钢丝刷、铲刀、皮老虎、纱头、洗涤剂等，确保缸体表面无油污。

6.3.4 经检查验收具备保温条件，签办工种交接手续。

7.作业程序

点检监理同意开式施工→缸体表面检查清理→螺栓安装→硅酸铝毡棉施工→ 铺设铁丝网→上压板、螺母紧固→硅酸铝毡棉施工→铺设铁丝网→ 上压板、螺母紧固→抹面→检查验收

8.作业方法及质量标准

8.1 作业方法:

8.1.1 汽缸保温，从下汽缸位置着手，按照先粘贴连接管位置后粘贴平壁位置，先狭窄位 置后宽敞位置的顺序进行施工。

8.1.2 汽缸保温根据其使用材料，施工采取粘贴加绑扎的复合式结构。

8.1.3 保温固定件采用 m10 双头螺柱，两端都要加装拼紧螺母，以防止因机组振动而引起螺柱松动，安装双头螺柱前要清除螺母内垃圾污物等。

8.1.4 为便于揭缸检修， 在上下缸的结合部位和法兰连接螺栓端部， 汽缸的粘贴保温层应断开。上下缸的法兰、螺栓用石棉纸包好，并用铁丝扎牢。连接位置采用敷设耐高温矿物棉毡，法兰螺栓之间的空间要塞满保温材料，以防有空隙产生漏缝、漏汽现象。保温材料用铁丝固定，铁丝可生根在螺栓上，铁丝网亦断开。

8.1.5 硅酸铝毡棉施工以粘贴为主，绑扎为辅，铁丝网加固。施工时将硅酸铝毡棉根据缸壁的外形裁成大小相宜的形状， 用调和好的高温粘结剂均匀的涂抹在纤维 毡上，随即敷设在缸壁上，敷设时用手压紧，待粘贴牢靠后再敷设相邻的毡块。低凹部 位使用小块硅酸铝毡棉先粘贴，逐层扩大至大平面。施工时不要在粘贴保温层上 用力拍打，防止将前面的粘贴层振落。另外每贴 50~80mm 左右的硅酸铝毡棉都 要上镀锌铁丝网将之收紧并整理平整。

8.1.6 硅酸铝毡棉接缝处要予超 10mm 左右使其拚缝紧密;由于该材料属软质材 料，运输、施工中已产生了一定的压缩，故施工应按控制厚度进行，并敷设均匀。 平壁与管道的粘贴绑扎保温层连成整体， 不应形成直通接缝。

8.1.7 汽缸粘贴保温应采取连续施工， 保温层的断开面应保持齐整，并注意不要有分层现汽轮机本体保温。

8.1.8 管道保温应尽可能进行单根包扎。 无法进行单根包扎时， 膨胀方向相同的可一起包 扎;膨胀方向不同的可适当减薄保温层，分别进行包扎。

8.1.9 多层保温时，上下层应交错排列，错缝压缝。每层保温施工完毕后均应绑扎牢靠。 保温层的铁丝绑扎不得采用螺旋缠绕的方法。

8.1.10 主保温层施工结束后，随即敷设铁丝网，铁丝网应张拉收紧，并用#10 镀锌铁丝 上下打腰箍，每道间距 500mm。

8.1.11 铁丝网上抹面，采用“二遍涂抹，一遍找平，二遍成活”的工艺，纵横皆留膨胀缝。

8.2 质量要求 :

8.2.1. 严格消除各种隐患，杜绝接缝不严，绑扎不牢等不良施工工艺。

8.2.2 粘贴牢固，紧贴工件，表面平整，拚缝规整严密。

8.2.3制品捆扎牢固，无松脱，拚缝应严密、平整、敷设均匀。

8.2.4 镀锌铁丝网敷设时拉展收紧，固定牢靠，紧贴保温层，不得有鼓包、空层现象。裁断处铁丝网 不露出，边沿没有飞边现象。

8.2.5抹面平整圆滑，表面密实，无裂纹，工艺造型对称美观，表面无铁丝网印痕和外露铁丝头。

9.安全与文明施工措施

9.1 汽轮机本体保温时，汽机油循环基本结束，油系统已在工作，施工时应密切注意安全，不得使用明火，以防火灾。

9.2 汽机在运行时要承受高温、高压，在施工时严禁随意动用电火焊，以防汽缸发生应力变形。必须动用电火焊时，应征得我厂的同意，请焊接队安排有经验的合格焊工， 按规定的工艺要求进行焊接施工，并办理动火票。

9.3 汽缸由于施工部位狭小，应搭好脚手架，满铺脚手板并绑扎牢固，经检查验收后，方准施工。在无法铺脚手板的地方施工时，施工人员必须挂好安全带，做好防滑工作。

9.4 由于下缸管道较多，其位置比较复杂，管道纵横交错，施工时必须注意上下、左右、前后的情况，保证安全施工。

9.5 施工中不能因地方狭小而不戴安全帽，谨防钩钉碰头、戳眼。保温施工请穿好汽包服、戴口罩。

9.6 为防止轴承箱及附近油系统的漏油渗入保温结构内部，须在保温施工前安装隔离层。除在汽缸端部采取油隔离措施外，凡可能漏、渗油的地方，其保温结构外均需安装金属隔离装置。施工后应将轴承箱底部的排油槽清理干净，严防油槽堵塞。

9.7 所有电源接线工作应请电工，不得随意胡乱接线，防止触电。

9.8施工完毕，现场须全面清理，多余的材料拖回去，做到工完料尽场地清，坚持文明施工。

9.9所有参加作业的特殊工种人员必须持证上岗，且在有效期内。

9.10施工现场随时应保持整洁，做到“工完、料尽、场地清”。