飞舞中
范文一：破坏真空紧急停机条件
破坏真空紧急停机只有在汽轮机已跳闸且发电机已解列，即汽轮机处于自由惰走状态时，方允许破坏真空
发生下列情况之一，立即破坏真空紧急停机
1 汽轮发电机组转速升至3300r/min，而超速保护未动作。
2 汽轮发电机组突然发生强烈振动或任一轴振超过0.254mm。
3 汽轮发电机组内部有明显的金属撞击或摩擦声。
4 轴向位移达极限值（±1.0mm）或推力轴承金属温度达到107℃。
5 润滑油供油中断或油压下降至0.045MPa，备用泵启动仍无效。
6 汽轮机主油箱油位下降至-540mm，补油无效。
7 汽轮机任一轴承金属温度突然升高，支持轴承金属温度达到113℃，发电机、励磁机轴承金属温度达到107℃。
8 汽轮机发生水冲击，上下缸温差超过56℃，10分钟内主、再热汽温急剧下降50℃。 9 汽轮机轴封异常摩擦冒火花。
10 发电机、励磁机冒烟着火或氢气系统发生爆炸。
11 汽轮发电机组油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全。
12 轴封汽源中断时。
1 下列情况下破坏真空紧急故障停机:
1.1 汽轮机转速达到3360r/min，而危急保安器未动作。
1.2 轴承座振动超过0.07mm，或清楚地听到机组内发生金属磨擦声和撞击声。
1.3 任何一个轴承回油温度急剧上升至70℃以上或轴瓦金属温度超过100℃。
1.4 油箱油位急剧下降到油位低150mm停机值以下无法恢复。
1.5 润滑油压下降, 开备用油泵无效降到0.06MPa以下。
1.6 汽轮机主油泵发生故障。
1.7轴封冒火花，同时发生不正常的振动时。
1.8 油系统着火不能很快扑灭, 威胁机组安全运行。
1.9 汽轮机水击或主蒸汽温度10分钟内下降50℃以上。
1.10调节系统异常。
1.11 轴向位移超过-1.5mm或+1.5mm时，轴向位移保护未动作。
1.12循环水中断不能很快恢复。
1.13 主蒸汽或抽汽管道破裂。
1.14汽轮机发生水冲击时。
1.15当差胀超过-3mm或+5mm时。
2 下列情况紧急故障停机, 但不破坏真空:
2.1 主汽门前汽温550℃以上不能立即降低。
2.2 主蒸汽压力高于10.15MPa不能立即降低。
2.3 调门全关，发电机变电动机无蒸汽运行超过3min。
2.4 主汽门阀杆卡住，无法活动。
2.5 排汽缸安全门已经对空排汽。
2.6 凝汽器真空降至60kPa以下。
2.7 发电机着火。
2.8 凝结水泵故障，备用泵无法投入，凝汽器水位过高。
2.9 机组甩负荷后，空转达3min以上。
2.10 汽缸胀差增大，调整无效超过极限值。
2.11 DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行。
2.12机组启停及运行中推力轴承温度至85℃，经采取措施无效，推力轴承温度超过100℃时。
范文二：汽机紧急停机条件及操作
机组遇有下列情况之一时，应破坏真空紧急停机: 1 机组转速超过危急保安器动作转速而电超速保护及危急保安器均拒动;
2 机组突然发生强烈振动轴振超过 0.25mm 或汽轮机内部有明显的金属摩擦声或撞击声;
3 汽机轴向位移超过?1.0mm，而保护未动作;
4 汽轮机发生水冲击;
5 汽轮机端部轴封摩擦冒火;
6 发电机冒烟着火或氢系统发生爆炸;
7 机组周围或汽轮机油系统着火，无法很快扑灭并严重威胁人身或设备安全;
8 油系统泄漏，主油箱油位下降至-300mm 以下;
9 汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟时;
10 润滑油压下降至0.06MPa 而保护未动作;
11 汽轮发电机组任一支持轴承金属温度超过113?或推力轴承金属温度超过107?或任一轴承回
油温度超过77?;
12 密封油系统油氢压差失去，发电机密封瓦处大量漏氢; 13 高中压缸胀差超限达保护动作值而保护不动作; 14 厂用电全部中断。
遇有下列情况之一，应不破坏真空紧急停机:
1 全部操作员站故障，所有画面黑屏或死机，无法监视、操作时; 2 EH 油压低于8.5MPa，保护拒动;
3 凝汽器压力升高至 65KPa，保护拒动;
4 低压缸排汽温度达 120?，持续15 分钟，或排汽温度超过120?; 5 高压缸排汽温度达 475?;
6 机侧主、再热蒸汽温度异常升高至580,594?，持续运行超过15min 或主、再热温度超过594?;
7 主、再热蒸汽温度 10 分钟内下降50?;
8 汽机无蒸汽运行超过 1 分钟;
9 主汽管道、高压给水管道或其它汽、水、油管道破裂严重，无法维持机组正常运行时;
10 汽轮机主油泵工作严重失常;
11 DEH、TSI 系统故障，致使一些重要参数无法监控，不能维持机组运行时。
破坏真空紧急停机步骤:
1 若汽机保护未动作停机，手动按下集控室“汽机跳闸”按钮，确认汽机跳闸，发电机解列;
2 检查高、中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽逆止门确已关闭，高排通风阀开启;
3 立即启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，检查润滑油压正常;4 检查汽机本体及主、再热蒸汽管道、抽汽管道、低压旁路管道的疏水门自动开启;
5 解除真空泵联锁，停运真空泵，关闭至凝汽器的所有疏水，开启凝汽器真空破坏门;
6 检查低压缸喷水自动投入;
7 检查转速降至 1210rpm 顶轴油泵自启，否则手动启动; 8 查轴封供汽正常，汽源切换正常，否则手动切换; 9 根据真空及时调整轴封压力，真空到零，停止轴封供汽，停运轴加风机，停止轴封减温水;
10 转速到零，手动投入盘车，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电流、汽缸金属温度等;
11 停机过程中应注意机组的振动、各轴承金属温度、润滑油温、密封油油氢差压正常;
12 凝汽器、除氧器水位自动调节正常，否则手动调节; 13 检查除氧器汽源、辅汽汽源切换正常;
14 倾听机组内部声音，当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间
明显缩短时，严禁立即再次启动机组。
不破坏真空停机:
1 机组跳闸后，不立即破坏真空，在转速降至 400rpm 时，可停运
真空泵，破坏真空;
2 其他操作同“破坏真空紧急停机”。
范文三：紧急停机
1. 机组发生强烈振动（汽轮发电机组任一轴振动达0.250mm ）。
2. 汽轮机断叶片或汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。
3. 汽轮机发生水冲击或高、中压缸上、下缸温差达56℃。
4. 汽轮机轴封或挡油环磨擦冒火。
5. 汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟或轴承金属温度升高至下列数值：#1～#6支持轴承达
113℃，#7～#9支持轴承达100℃，推力轴承达107℃。
6. 汽机润滑油压降至0.048MPa ，启动交、直流润滑油泵仍无法恢复。
7. 汽轮机主油箱油位急剧下降补油无效，下降至－300mm 。
8. 汽轮机转速升至危急保安器动作转速（3300r/min），而危急保安器拒动。
9. 汽轮机轴向位移达±1.0mm 。
10. 汽轮机高中压缸胀差大于+11.1mm或小于-5.1mm 或低压缸胀差大于+27.8mm或小于
-4.3mm 。
11. 汽轮发电机组周围或油系统着火，无法很快扑灭，严重威胁机组安全运行。
12. 发电机内冒烟、着火或氢气系统发生爆炸。
13. 发电机空侧密封油完全中断无法恢复。
14. 直接空冷系统大面积冻坏无法恢复。
15. 厂用电全部失去。
16. 其它严重威胁机组设备安全运行或人身安全的故障。
1.2 破坏真空紧急停机操作步骤
1. 在控制盘手动按下“紧急停机”按钮或在机头将汽轮机跳闸手柄置于“跳闸”位置。
2. 检查负荷到零，汽轮机转速连续下降，确认高中压主汽门、调节汽门、高排逆止门、各
抽汽电动门及逆止门均联锁关闭，高压缸排放阀开启。确认发电机解列，主变出口500KV 开关（二台）及励磁开关跳闸，厂用电切换成功。确认锅炉MFT 动作，所有磨煤机、给煤机、一次风机、密封风机跳闸，所有油枪供油阀及燃油快关阀关闭。
3. 检查交流润滑油泵、氢密封油备用泵自动启动，否则立即手动启动，润滑油压正常。调
整润滑油温正常。
4. 转速降至2800r/min时，检查顶轴油泵自动启动，否则立即手动启动。
5. 解除真空泵联锁，开启排汽装置真空破坏门，停止真空泵。
6. 检查高、低压旁路是否动作，若已打开应立即手动关闭。
7. 检查汽轮机本体疏水门自动开启，关闭主、再热蒸汽及抽汽管道上的疏水门，禁止向排
汽装置内排汽、排热水。
8. 检查电泵运行正常，调整汽包、除氧器、排汽装置水位维持在正常范围内，确认过热器、
再热器减温水调节门及隔离门关闭。
9. 检查辅汽切换至邻近机组或启动锅炉供给，高、中压辅汽联箱压力、温度正常。
10. 检查汽机轴封供汽切换至辅汽供给，轴封供汽母管压力、温度正常。真空到零后，及时
停止轴封供汽系统。
11. 检查低压缸喷水门自动开启并调整低压缸排汽温度在正常范围内。
12. 在转速下降的同时，进行全面检查，仔细倾听机组内部声音，检查机组振动、胀差、轴
向位移、轴承金属温度、润滑油温、油氢压差等正常。当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，严禁立即再次启动机组。
13. 待转速到零后，投入连续盘车，记录转子惰走时间、盘车电流及转子偏心度。
14. 完成正常停机、停炉的其他操作。
1. 除1.1项目之外的机组其它保护达到动作值而保护拒动。
2. 汽轮发电机组无蒸汽运行时间超过1分钟。
3. DCS 监控功能全部失去。
4. DEH 工作失常，汽轮机不能控制转速或负荷。
5. 仪用空气失去，无法对机组气动阀门、挡板进行控制操作，导致机组无法维持正常运行。
6. 主要汽、水、油管道破裂，无法维持机组正常运行。
7. 发电机定子冷却水导电度达9.5μs/cm或发电机定子线圈漏水，无法处理。
8. EH 油泵或EH 油系统故障，危及机组安全运行。
9. DEH 、TSI 系统重要运行监视表计故障，致使汽轮机一些重要参数无法监控，不能维持机
组正常运行。
10. 汽轮机高压主汽门前主蒸汽压力升高至21.67MPa 。
11. 主、再热蒸汽温度之一升高至552～566℃之间连续运行时间超过15分钟，或超过566℃。
12. 主、再热蒸汽温度在10min 内急剧下降50℃。
13. 高压或中压两侧主汽门前温差达42℃时间超过15分钟或温差达42℃4小时内重复出现两
次或温差达43℃。
14. 机组满负荷运行时，主蒸汽温度与再热蒸汽温度偏差≥42℃或机组负荷接近零时，主蒸
汽温度与再热蒸汽温度偏差≥83℃（均仅限于再热蒸汽温度低于主蒸汽温度）。
15. 低压缸排汽温度升高至120℃。
1.4 不破坏真空紧急停机操作步骤
1. 在控制盘手动按下“紧急停机”按钮或在机头将汽轮机跳闸手柄置于“跳闸”位置。
2. 检查负荷到零，汽轮机转速连续下降，确认高中压主汽门、调节汽门、高排逆止门、各
抽汽电动门及逆止门均联锁关闭，高压缸排放阀开启。确认发电机解列，主变出口500KV 开关（二台）及励磁开关跳闸，厂用电切换成功。确认锅炉MFT 动作，所有磨煤机、给煤机、一次风机、密封风机跳闸，所有油枪供油阀及燃油快关阀关闭。
3. 检查交流润滑油泵、氢密封油备用泵自动启动，否则立即手动启动，润滑油压正常。调
整润滑油温正常。
4. 转速降至2800r/min时，检查顶轴油泵自动启动，否则立即手动启动。
5. 检查汽轮机本体、主、再热蒸汽及抽汽管道上的疏水门自动开启。
6. 若高、低压旁路自动打开，则检查高、低旁减温水动作正常，排汽装置真空应正常。
7. 检查电泵运行正常，调整汽包、除氧器、排汽装置水位维持在正常范围内，确认过热器、
再热器减温水调节门及隔离门关闭。
8. 检查辅汽切换至邻近机组或启动锅炉供给，高、中压辅汽联箱压力、温度正常。
9. 检查汽机轴封供汽切换至辅汽供给，轴封供汽母管压力、温度正常。
10. 检查低压缸喷水门自动开启并调整低压缸排汽温度在正常范围内。
11. 在转速下降的同时，进行全面检查，仔细倾听机组内部声音，检查机组振动、胀差、轴
向位移、轴承金属温度、润滑油温、油氢压差等正常。
12. 待转速到零后，投入连续盘车，记录转子惰走时间、盘车电流及转子偏心度。
13. 完成正常停机、停炉的其他操作。
范文四：直燃机修理系统的紧急停机
直燃机修理系统的紧急停机
紧急停机，是空调制冷装置在运行过程中遇到意外的故障或因外界影响对制冷系统带来严重威胁时，所采取的应急措施。需要紧急停机时操作人员切记惊慌失措而乱关控制阀门或者电器开关应该沉着而迅速地采取有效措施，谨防事故的蔓延和扩大。
突然停电的紧急停机
在运转过程中遇到这种情况，直燃机修理对于自动化程度不高的老式设备，应该立即关闭供液阀，停止向蒸发器供液，以免下次启动时因蒸发器液态过多而产生液击:然后关闭制冷压缩机吸排气阀和储液器的出液阀，天大胜远溴化锂机组维修之后拉下电源开关:最后再按日常停机程序处理其他设备。
压缩机出现下列故障时，可以执行日常停机操作:油压过低或者压力升不上去油温已经超过允许值:轴封处制冷剂泄漏严重，压缩机有敲击声。发生比较严重的液击现象排气压力及排气温度过高:天大胜远溴化锂机组维修卸载机构或者能量调节装置失灵:冷冻机油太脏。
当冷却水因为某种原因造成供应突然中断时，应该立即切断电源停止制冷压缩机运转，以免高压压力过高:直燃机修理然后迅速关闭出液阀，压缩机的吸气阀再按照日常停机程序处理其他设备。
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电话:400-636-7337
范文五：DCS失灵后的紧急停机停炉措施
DCS 失灵后的紧急停机停炉应急措施
一、 DCS系统故障:
1、当全部操作员站故障(所有上位机“黑屏”或“死机”),无法操作、监视, 应紧急停炉 MFT 。
2、 当部分操作员站出现故障时, 应由可用操作员站继续承担机组监控任务 (此时 应停止重大操作,维持运行,做好事故预想 ) ,同时迅速排除故障,若故障无法 排除,则应根据当时运行状况酌情处理。
3、 DEH 失电死机造成汽轮机跳闸时,按汽轮机跳闸处理。
4、 FSSS (或 CCS )失电后 MFT 保护应动作,否则立即手动停炉。若手动 MFT 按 钮无效, 则应立即就地同时停止工作和备用电源, 同时关闭燃油母管快关阀、 启 动油快关阀、点火油快关阀。
5、辅机程控失电:尽量稳定运行,加强监视,联系检修处理。不能维持运行时 (运行设备跳闸,备用设备无法启动),应紧急停止机组运行。
二、 DCS系统 PCU 系统节点电源故障(节点离线):
1、当 DAS 系统的 PCU 节点电源故障后,无须停机,立即联系热工人员处理。维 护人员应检查哪些点被其他系统调用, 并参与了保护, 在升为主控前, 应该将保 护暂时解除。
2、当 ECS 系统的 PCU 节点电源故障后,无须停机,立即联系热工人员处理,电 气专业根据机组运行情况,把受影响的设备切到“就地”方式,并做好相应措施 后, 热工人员积极抓紧时间处理故障; 待故障排除, 且操作员站显示状态与现场 设备状态一致后,恢复受影响的设备为“远控”方式。
3、当 MCS 系统的 PCU 节点电源故障后,根据机组运行情况,尽量稳定运行,加 强监视, 若不能维持运行, 运行参数达到停机、 停炉限额, 应紧急停止机组运行。
4、当 SCS 系统的 PCU 节点电源故障后,尽量稳定运行,加强监视,联系维护处 理。不能维持运行时(运行设备跳闸,备用设备无法启动),应紧急停止机组运 行。
5、当 FSSS 系统的 PCU 节点电源故障后,应紧急停炉,若手动 MFT 按钮无效,则 应立即就地同时停止、给煤机电源、和备用电源,同时关闭燃油母管快关阀、启 动油快关阀、点火油快关阀。
三、 DCS系统 PCU 节点通讯故障:
1、 任一节点通讯模件故障后, 该节点虽然离线, 但控制器 BRC300仍在继续工作, 只是失去监视, 若相关设备无就地操作时, 在时间允许情况下, 可在线更换通讯 模件。
2、 更换通讯模件后仍无法正常工作, 按照 DCS 系统 PCU 系统节点电源故障处理。 四、控制器故障:
1、单 BRC300模件故障,运行人员联系热工人员处理,在线更换 BRC300模件。 此期间不应进行在线修改组态、强制参数等工作。
2、 双 BRC300模件故障后, 该站所有设备运行人员无法操作, 若能采取措施保持 机组继续运行,可更换 BRC300后,重新下装组态;若无法保证机组继续运行, 采取紧急停止机组运行。
在下装前运行人员做好本控制器内被控设备跳闸、 自动关闭的准备, 将该控 制器下所有被控设备切换至“就地”控制,启动备用设备,待下装正常,检查运 行正常以后再切换至 “远方” 控制, 恢复机组事故前状态; 若故障不能短时处理, 紧急停止机组运行。
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