发电厂汽机事故和处理Word格式文档下载.docx
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4.1.3.5
真空下降很快且无稳定趋势时或真空下降到28.8KPa主机未跳闸时，应紧急停机；
4.1.3.6
真空下降到30KPa，小机保护拒动时应手动打闸；
4.1.3.7
真空系统故障：
真空系统管道或设备损坏，泄漏造成真空下降时，除按上述规定处理外，应立即将故障部分隔绝，隔绝无效，真空不能维持时，应按规定减负荷停机。
真空泵跳闸时，应启动备用泵；
真空破坏门误开或真空破坏门水封失去时应立即恢复；
4.1.3.8
两台循泵均停且抢合不成功时，按“循环水中断”的事故处理：
立即脱扣停机，并禁止向凝汽器排汽水，并尽可能保持凝汽器真空，若真空接近零时立即开启真空破坏门，以防凝汽器起压，
汽机惰走过程中必须保证排汽缸喷水正常投入。
将仪用空压机冷却水切到另一台机组供；
应注意闭冷水温度，尽量保证润滑油冷油器温度在正常范围内。
循环水中断应及时通知化学将升压泵进水门切换到另一台机循环水母管。
4.1.3.9
循环水系统故障：
虹吸破坏导致真空下降时，应检查水室真空泵自启并运行正常。
若凝汽器脏污结垢，应检查胶球清洗系统是否正常投用，严重时，应隔离半边凝汽器进行清理。
4.1.3.10
轴封系统故障：
因轴封压力下降影响真空时，应查明原因，及时恢复轴封母管压力，若因轴封汽母管供汽中断无法恢复，应作紧急停机处理。
轴加疏水器失灵，使轴加水位降低影响凝汽器真空时，应将疏水器隔绝，开启轴加放水门放地沟，汇报并联系消缺后尽早恢复正常。
4.1.3.11
凝汽器水位异常升高时，应注意汽包水位、除氧器水位是否正常，凝汽器补水门、溢流阀动作是否正常，凝汽器满水时应放水到可见水位；
第二节
汽轮发电机振动
4.2.1
BTG盘声光报警；
TSI柜指示振动大；
CRT振动显示增大或报警；
机组声音异常。
4.2.2
油膜振荡；
蒸汽激振。
汽机暖机不良，上下缸温差过大、汽机差胀过大或滑销系统卡涩。
运行工况瞬变，使轴向推力异常变化，动静部分摩擦。
汽机叶片断落或内部机械零件损坏脱落。
汽机进冷汽冷水发生水冲击。
润滑油压力严重下降，使轴承油膜破坏或供油中断。
8.
主机轴承损坏，轴承基础或地脚螺栓松动。
9.
真空过度下降，引起汽机中心偏移或末级叶片喘振。
10.
开、停机中，机组转速在临界转速范围。
11.
转子质量不平衡引起振动。
12.
发电机磁场不平衡、风扇脱落或发电机非全相运行，电力系统振荡。
4.2.3
处理：
m时，应降速至零进行盘车，直至偏心度低于76μ1.
机组启动升速过程中，转速低于600rpm以下，偏心度超过76m后，方可再启动。
μ
汽机转速大于600rpm时，当转子振动达127m时，应降速暖机，但应禁止在转子临界转速及叶片共振区停留。
轴振动保护拒动时，应立即脱扣停机。
启动升速过程中，若因振动超限或振动保护动作脱扣停机，当转速降至零时，应立即投入连续盘车，偏心度合格后方可重新启动。
升负荷过程中振动增大，应停止升负荷进行观察。
待振动稳定后，方可继续增加负荷，重新升负荷时，应注意振动变化趋势，若振动再次增大，则禁止继续增加负荷，汇报领导，分析处理。
运行中振动增大时，应检查轴承基础，地脚螺栓紧固情况，检查汽温、汽压、偏心度、真空、上、下汽缸温差、汽缸膨胀、轴向位移、轴承油压力、温度、回油油流、排汽温度、发电机电流等参数变化情况，发现异常及时调整。
运行中因叶片断落或内部元件松动脱落引起振动增大，并听到机内有明显金属声音时，应立即紧急停机，检查内部情况。
若由于发电机引起振动时，应降低负荷查明原因，并采取相应措施。
第三节
轴承温度升高：
4.3.1
轴承本身损坏或油质不良；
润滑油压低，轴承缺油或断油；
冷油器冷却水中断或油温自动调节失灵；
润滑油压、油温异常变化造成油膜破坏；
负荷突变或发生水冲击；
强烈振动；
轴封漏汽。
4.3.2
轴承温度升高时，应核对所有表计，当发现轴承温度、回油温度异常升高时，应分析原因，采取措施；
全部轴承温度均升高时，应检查油温、油压，设法调整至正常；
若个别轴承温度升高，应检查轴承进油压力、回油油流、轴承振动、轴封或汽缸漏汽情况，确定处理对策。
若油质不合格，应联系检修滤油；
当轴承润滑油进油温度超过49℃时，应立即进行调整，降低油温，轴承回油温度超过77℃时和支承轴承金属温度超过107℃时，报警发出，此时应分析查明原因，及时处理，使之恢复正常。
若支承轴承金属温度超过113℃或轴承回油温度超过82℃，应立即紧急停机。
推力轴承温度异常升高时，应核对负荷、真空、轴向位移、油压、油温变化情况，并汇报值长，必要时要求降低负荷，调整使推力瓦温度降至正常范围。
推力瓦金属温度超过99℃，报警发出。
当推力瓦金属温度超过107℃时，应立即紧急停机。
第四节
轴向位移增大
4.4.1
机组负荷，蒸汽流量瞬间突变；
凝汽器真空下降；
机组通流部分结垢；
加热器投停；
主、再热汽温下降或汽机发生水冲击时；
推力轴承磨损或润滑油压、油温异常。
4.4.2
轴向位移增大时，应核对相关表计，确认轴向位移异常增大后，汇报值长，必要时要求减负荷，使轴向位移恢复至正常范围。
稳定机组负荷，调整油温在规定范围内，加强监视推力轴承工作情况。
如果因真空变化引起轴向位移增大，应设法提高真空。
如果因锅炉蒸汽参数变化，蒸汽流量增加引起轴向位移异常变化时，应尽快恢复蒸汽参数正常，必要时限制蒸汽流量。
当轴向位移超限或推力瓦金属温度超过107℃时，应紧急停机。
第五节
汽机绝对膨胀及差胀异常
4.5.1
各暖机阶段时间不充足；
滑销系统卡涩；
暖机升速、增减负荷速度太快；
机组空载运行时间太长；
蒸汽参数异常；
轴封汽温度太低或太高；
水冲击、断叶片及通流部分严重污垢；
汽机进冷汽、冷水。
4.5.2
在机组冷态启动过程中，根据汽机热应力和汽机差胀情况控制好主、再汽温及升负荷率；
滑参数停机时，应控制好降温速率和减负荷速率；
机组热态启动时，应选择好冲转参数，并尽快升速、并网、带负荷；
当汽缸差胀超限时，应故障停机。
第六节
汽机水冲击
4.6.1
轴向位移异常增加，推力瓦块温度升高；
主、再热蒸汽管道有关阀门门盖，门杆处，汽机轴封端部，汽缸结合面等处冒出白色蒸汽；
汽机内部、主/再热汽管道或抽汽管道有水击声；
机组振动明显增加。
4.6.2
锅炉满水；
主、再热温骤降或蒸汽带水；
高、低加、除氧器满水，而高水位保护失灵或抽汽逆止门关闭不严；
蒸汽管道及汽缸疏水不畅；
轴封带水。
4.6.3
当确认汽轮机发生水冲击时，应紧急停机；
切断有关汽、水源，加强主、再汽管道、汽缸本体、抽汽管道、轴封母管等有关系统的疏水，详细记录惰走时间和转子偏心度，仔细倾听机组内部声音；
加热器、除氧器满水，应立即隔离放水；
轴封汽带水，应立即切断水源，加强管道疏水；
汽机因水冲击停机后，盘车时要注意盘车电流是否增大，再次启动前必须连续盘车18小时以上，且转子偏心度＜76m，上、下缸温差小于41.7℃。
若因汽缸变形严重，转子卡住，盘车不动，则应严格遵守停机后盘车的规定，每隔一小时进行试盘，直至能够盘动转子后投入连续盘车，严禁强行盘车；
汇报总工，决定是否再次启动。
第七节
叶片损坏或断落
4.7.1
汽缸内有异声；
机组振动剧增；
轴向位移，差胀异常变化，推力轴承温度、回油温度异常升高；
监视段压力不正常；
低压缸末级叶片断裂打破铜管时，凝结水导电度、硬度等将增加，热井水位异常升高。
4.7.2
汽机制造安装质量不良、材质不良；
汽机通流部分结垢、腐蚀；
汽机低周波运行；
汽机过负荷；
汽机动静碰磨；
汽机逆功率运行；
汽机振动大；
汽机水冲击。
4.7.3
汽缸内发出金属撞击声，机组强烈振动时，应破坏真空紧急停机；
若因末级叶片断落而打破凝汽器铜管，使凝结水电导率、硬度上升，但机组无异声，振动无明显增大，凝结水水质未到三级处理值时，汇报值长减负荷，进行凝汽器半面隔绝查漏；
若凝结水水质达到三级处理值时，应故障停机。
第八节
汽机超速
4.8.1
汽机超速报警发出；
汽机声音突变；
汽机振动增大。
4.8.2
DEH转速调节器失灵；
超速保护失灵；
汽机跳闸后，主汽门、调门或抽汽逆止门卡涩。
4.8.3
当发现汽机转速超过3300rpm，保护拒动时，应紧急停机；
若汽机打闸后，汽机转速仍然上升，应紧急停机，同时开启电磁泄压阀，开启各加热器的危急疏水门；
只有当超速保安系统未发现有任何损坏现象，停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速保护系统调整合格（包括危急遮断器调整）后，且主汽门、调门、抽汽逆止门等严密性试验合格后，方可重新启动机组。
并网前必须进行充油试验，并网后，还须进行超速试验，试验合格后，方可重新并网带负荷。
第九节
EH油系统故障
4.9.1
EH油系统油压下降处理：
EH油压降至11.03MPa时，报警发出，备用泵应联启，否则应立即启动备用EH油泵；
发现EH油压下降，应立即检查EH油滤网差压、EH油箱油位、EH油温及EH油系统泄漏情况；
若EH油滤网差压超限时，立即切换备用滤网，联系检修清洗更换滤网；
若EH油系统漏油，应隔离泄漏点，并注意监视油压、油位，汇报领导，联系检修及时处理。
若不能维持，则应故障停机；
若EH油压下降，启动备用泵仍无效。
当油压降至9.31MPa时，汽机将自动跳闸，否则应紧急停机。
4.9.2
EH油位下降处理：
EH油箱油位下降至635mm将发出报警，此时应确认油位确实下降，联系检修加油，并查找油位下降原因。
若因EH油系统漏油时，应隔离泄漏点，并注意监视油压、油位，当油位下降至381mm时，应故障停机。
4.9.3
EH油温升高的处理：
当EH油温度升高，应检查EH冷却器冷却水是否正常，冷却水缺水或冷却水中断，应立即设法恢复供水。
检查EH油温控阀是否失灵，若温控阀失灵，则立即联系检修处理；
EH油箱电加热器误动或控制失灵，此时应立即切断电加热器电源。
第十节
主机润滑油系统故障
4.10.1
润滑油压力下降
主油泵故障或涡轮增压泵故障；
压力油管道泄漏；
主油箱油位低；
润滑油温度高。
4.10.2
润滑油压下降时，运行人员应检查各轴承金属温度、回油温度、回油油流是否正常；
发现润滑油压下降应迅速查明原因，采取有效对策消除故障，当油压降至76kPa时，BOP、SOB应自动投入，否则应手动启动，当油压降至69kPa时，EOP应自动投入，否则应手动启动。
当润滑油压降至48kPa时，汽机应跳闸，否则紧急停机。
判明为主油泵或涡轮增压泵故障使油压下降，应启动BOP及SOB，汇报领导；
若发现轴承温度升高，采取措施无效且温度超限或轴承断油时，应紧急停机。
油箱油位异常：
4.10.2.1
系统管道泄漏；
主油箱放油门误开；
密封油系统漏油；
冷油器泄漏。
4.10.2.2
发现油位下降，应立即检查润滑油系统是否漏油，若油系统漏油时，联系检修向油箱加油，汇报有关领导；
若油箱油位急剧下降或油位下降至1270mm补油来不及时，应紧急停机，停机时应保证汽轮机惰走所需用油；
检查发现油净化装置泄漏，应立即隔离油净化系统，联系检修处理；
密封油系统漏油，在不影响机组运行的前提下进行必要的隔离，无法隔离时则排氢，进行故障停机；
若主油箱油位升高时，确认油净化处理正常并查明原因联系化学化验，若系冷油器泄漏，应立即切换冷油器并隔离，必要时联系检修滤油。
4.10.3
油温升高的处理：
若闭冷水温升高，则调整闭冷水温度至正常，若闭冷水中断则按“闭冷水中断”处理；
若油温自动调节不正常，应使用旁路门调整油温；
若冷油器脏污，则切换冷油器，必要时两路冷油器并列运行；
第十一节
密封油系统故障
4.11.1
油/氢差压降低：
若空侧密封油泵故障，应切为高压备用密封油供油，维持油/氢差压55kPa；
若油/氢差压继续下降，应启动密封油备用泵，以维持油/氢差压在55kPa。
若油/氢差压不能维持，继续下跌至35kPa时，应注意直流密封油泵自动投入，否则应手动启动。
直流密封油泵启动后，若油/氢差压不能维持，则紧急排氢，故障停机，；
若油/氢差压调整调节失灵，应联系检修处理；
4.11.2
氢侧密封油泵故障或氢侧密封油中断：
氢侧密封油泵故障停运，应严密监视发电机氢气纯度不低于90%，并确保主油箱及空侧密封油箱排烟风机的运行；
若空/氢侧密封油差压平衡阀失灵，应及时联系检修调整，并加强去沫油箱油位监视。
4.11.3
去沫油箱油位高：
去沫油箱油位升高时，应检查空/氢侧密封油差压平衡阀工作情况，及时联系检修调整
若去沫油箱油位升高至报警值时，手动开启氢侧回油高液位浮子阀控制去沫油箱及氢侧密封油箱油位；
必要时谨慎开启去沫油箱放油门放油；
4.11.4
氢侧密封油箱油位异常降低：
当发现油位降低，发出低油位报警时，应关小高液位浮子阀，并开大低液位浮子阀向油箱补油，维持油位正常；
若液位无法维持时，应关闭高液位浮子阀；
第十二节
凝汽器泄漏
4.12.1
现象
凝结水导电度、硬度、二氧化硅等大幅度增加，凝补水量减少；
4.12.2
处理
联系化学化验热井水质，判断哪只凝汽器可能泄漏；
降低机组负荷到450MW以下，凝汽器单侧隔离查漏；
1）
缓慢关闭待解列凝汽器进水阀，注意循泵电流及真空变化情况，若真空无法维持，应汇报值长继续减负荷直至真空稳定；
2）
关闭待解列侧凝汽器至水室真空泵的虹吸隔离阀。
3）
关闭待解列侧凝汽器出水阀；
4）
逐渐开启待解列侧凝汽器水室放水阀及放气阀进行放水；
5）
待解列侧凝汽器放水结束后，注意机组汽水品质的变化情况，若明显好转，说明隔离正确，否则可按上述方法进行另一侧凝汽器隔离，通知检修人员进行查漏、堵漏；
6）
待解列侧凝汽器查漏、堵漏工作结束，进行试通循环水，若水质无明显变化，则恢复机组正常运行；
若凝水品质下降，影响到机组正常运行时，应按汽水品质下降的有关规定处理。
第十三节
循环水中断
4.13.1
循环水中断处理：
循泵冷却密封水压力、流量低报警时，立即确认工业水、生活水压力是否正常；
若冷却密封水中断，两台循泵均无法运行时，按循环水中断处理；
若因循环水系统故障，凝汽器真空下降时，应按凝汽器真空下降处理原则处理；
一台循泵跳闸，备泵未自启时，应立即抢合备泵，备泵抢合成功，检查循环水系统运行正常，跳闸泵出口门关闭；
若跳闸泵出口门未关，立即关闭跳闸泵出口门，关闭不了时应立即停备用泵，按循环水中断处理；
若备泵抢合不上，可再抢合一次跳闸泵，抢合不成功时按循环水中断处理；
循环水中断时应立即脱扣停机，并禁止向凝汽器排汽水，并尽可能保持凝汽器真空，若真空保持不住立即开启真空破坏门，以防凝汽器起压，必须保证排汽缸喷水正常投入。
循环水中断时，应注意闭冷水温度，将仪用空压机冷却水切到另一台机组供，尽量保证润滑油冷油器温度在正常范围内。
查明循泵故障原因，并予以消除后恢复向凝汽器及闭冷水冷却器供水，并按正常程序启动机组。
第十四节
发电机氢冷系统故障
4.14.1
发电机冒烟、着火或爆炸，应紧急停机并排氢。
4.14.2
氢气纯度低的处理：
发现氢气纯度降低，应重点检查氢侧密封油泵、空/氢侧密封油差压平衡阀及氢侧密封油箱油位调节情况、仪用气管路是否和氢气断开。
若氢侧密封油压力低于空侧密封油压时，应联系检修调整空/氢密封油差压平衡阀，使氢侧油压高于空侧油压0.5kPa。
发电机氢气纯度下降低于90％时应立即进行排污、补氢直到纯度回到95％以上。
4.14.3
氢气压力低的处理：
发现氢气压力下降，首先应检查自动补氢减压阀工作情况，若自动补氢失灵，应改为手动补氢，维持氢气压力正常，并联系检修处理；
检查油/氢侧差压调整是否正常。
差压偏低应设法恢复正常；
若自动补氢和油/氢侧差压调节工作均正常，则应检查氢侧密封油箱油位是否偏低，发电机氢气系统是否有疏放阀门误开及泄漏点。
4.14.4
氢气温度升高的处理：
发现氢气温度升高，应检查氢气温度控制阀工作情况，若自动失灵应改为旁路门调节；
检查氢气冷却器工作情况是否正常，检查闭冷水压力、温度正常；
检查发电机定子铁芯和线圈是否有异常升高现象，并视情况进行处理。
若氢温仍超出规定值，则应减负荷，控制氢温在正常范围。
4.14.5
氢气露点升高时应检查氢气干燥器的运行情况，并对发电机排污、补氢；
若因发电机内部漏水，则见下节。
第十五节
发电机水冷系统故障
4.15.1
发电机定冷水压力低的原因和处理：
定冷水滤网或定冷水冷却器差压高，切换滤网或定冷水冷却器；
定冷水泵出力不足时，应调整再循环开度，必要时可增开备用泵；
定冷水泵跳闸时，应检查备用泵自投正常；
水箱水位低，应补水至正常水位；
管道、阀门、法兰等泄漏时，应在不影响机组运行的前提下设法隔离。
4.15.2
发电机漏水的原因及处理：
当发电机液位检测器高报警时，应立即到就地排放液体；
如含水量多，应迅速查明原因。
排放液体时，应注意防止氢气大量外泄。
氢气冷却器漏水，应隔离故障的氢气冷却器，并减负荷维持氢温正常，注意发电机铁芯、线圈温度。
若氢压低于定冷水压时，发电机线圈轻微漏水，应迅速降低定子水冷压力，适当提高氢压，汇报领导要求故障停机；
漏水严重危及机组安全运行应紧急停机，停运定冷水系统、隔离氢冷器，并开启发电机本体放水门放水。
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