火力发电厂事故处理Word文档格式.docx
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飞灰磨损、低温腐蚀。
3.2.3
参照水冷壁损坏的处理。
第三节
过热器管损坏
3.3.1
主汽压力下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量；
炉膛负压偏正，泄漏处附近有异声，烟道不严密处有蒸汽或烟气外冒；
泄漏点后烟气温度下降；
引风机电流有可能增加。
3.3.2
管子制造、安装焊接质量不合格，管材不良；
汽包内汽水分离装置工作不良，蒸汽品质不合格导致管内结垢；
管子长期超温，高温腐蚀；
飞灰磨损过热器管；
过热器管内有杂物堵塞或局部水塞，引起超温；
过热器处发生可燃物再燃烧；
3.3.3
过热器管损坏不严重时，应降低汽压及负荷，并汇报调度及有关领导，要求故障停炉处理；
如过热器管严重爆破时，应立即停炉；
当主蒸汽温度发生大幅度变化，则按主蒸汽温度过高或过低进行处理；
停炉后闷炉时注意炉膛压力监视，联系检修及时打开部分检修人孔门。
第四节
再热器管损坏
3.4.1
再热器出口压力下降；
负荷不变时主蒸汽流量升高；
泄漏点附近有异声，泄漏点后烟温下降；
3.4.2
蒸汽品质长期不合格，导致管内结垢；
吹灰器运行不良或飞灰磨损再热器管；
再热器处发生可燃物再燃烧；
再热器干烧。
3.4.3
参见过热器管损坏的处理。
第五节
烟道内二次燃烧
3.5.1
再燃烧处工质温度不正常地升高；
空预器进口或出口烟温不正常地升高，空预器出口风温升高；
再燃烧处烟气负压急剧波动；
烟道不严密处冒烟或冒火星；
在空预器处二次燃烧时，热点检测将报警，严重时空预器外壳发热或烧红。
3.5.2
燃油雾化不良或着火不良，使油烟在尾部积存；
燃烧调整不当或煤粉过粗；
锅炉低负荷运行时间过长，燃油、煤粉在尾部积存；
点火前和停炉后锅炉吹扫不充分；
空预器吹灰不正常。
3.5.3
3.5.3.1
如发现空预器进口或出口烟温不正常地升高或热点检测报警时，应立即查证发生二次燃烧的部位；
3.5.3.2
进行燃烧调整，投入二次燃烧区域附近的吹灰；
3.5.3.3
检查确认锅炉烟道内发生二次燃烧、两侧排烟温度均升高至
200℃时：
立即手动
MFT，并停止所有一次风机、密封风机、送风机、引风机运行，严密关闭各风门挡板，投入二
次燃烧区域附近的吹灰器；
锅炉熄火后，保持汽包高水位，停止进水时立即开启省煤器再循环阀；
当确认火已被熄灭时，可停止吹灰器运行，谨慎开启有关的风门、挡板，启动引、送风机，进行吹扫；
锅炉冷却后，进行内部检查，确认设备正常后方可重新启动。
3.5.3.4
当确认一侧空预器着火时：
关闭着火空预器的风、烟道挡板，迅速降低机组负荷至
50%，保持空预器的转动；
投入空预器内的喷淋装置灭火；
开启该空预器的风烟道放水门；
确认空预器内火被熄灭后，停止喷淋装置运行，用吹灰器对空预器充分吹扫，检查空预器未损坏后，方
可将其投运；
充分放尽对应的空预器风烟道内存水后，关闭该放水门。
第六节
锅炉灭火
3.6.1
“MFT”动作，炉膛负压显著增大，炉膛火焰监视工业电视无火焰，；
汽机、发变组跳闸报警；
汽包水位先下降，后上升。
3.6.2
锅炉配风不当等造成燃烧不稳；
负荷低，骤减负荷使磨煤机组点火能量失去或燃烧自动失灵；
煤质突变，挥发份或燃煤发热值过低；
燃烧自动失灵或火检故障造成磨煤机组跳闸；
水冷壁管严重爆破或锅炉吹灰操作不当，使炉膛进入大量水蒸汽；
制粉系统、燃油系统故障，造成燃料大幅减少或中断；
燃油中大量带水或杂质过多使油枪阻塞，或雾化蒸汽压力过低。
3.6.3
按
MFT
动作处理，若
拒动，则应紧急停炉；
查明熄火原因，并设法消除，对锅炉进行全面检查，确认设备正常后，方可重新启动；
第七节
锅炉结焦
3.7.1
排烟温度上升；
局部管壁温度升高；
炉膛结焦严重时，减温水量将增加。
3.7.2
煤种灰熔点低；
燃烧器热负荷过大，燃烧区温度过高；
煤粉过粗；
燃烧方式不合理或燃烧器工作不正常；
吹灰器工作不正常或吹灰不及时。
3.7.3
进行燃烧调整，必要时视煤质情况，调整双调节燃烧器内、外二次风叶片角度以及磨煤机分离器叶片开
度；
对结焦的部位加强吹灰；
当炉内结焦严重，过热器、再热器减温水量明显增大，无法维持机组正常安全运行时，应及时汇报调度
及总工，申请故障停炉。
第八节
锅炉满水
3.8.1
“汽包水位高”报警；
水位指示异常地升高；
严重时，过热汽温迅速下降，蒸汽导电度增加。
3.8.2
给水自动调节装置失灵，未及时发现处理；
水位指示不正确，或手动控制时操作不当；
运行工况突变；
3.8.3
水位异常升高时，应核对水位计；
立即检查自动调节动作情况，并根据蒸汽流量、给水流量变化正确判断水位发展趋势，如属自动调节失
灵，应立即手动调整；
开大连排放水；
当汽包压力小于
5
MPa，允许开启热放水联箱放水门；
水位高保护拒动时，应立即手动
MFT。
第九节
锅炉缺水
3.9.1
“汽包水位低”报警；
水位指示异常下降；
3.9.2
给水自动调节失灵；
水位指示不正确，造成运行人员误判断；
水冷壁、省煤器、给水管道爆破。
3.9.3
水位异常降低时，应核对水位计；
水位低保护拒动时，应立即手动
停炉后，确认汽包水位可见时且省煤器出水温度与汽包壁温差小于
83℃时可缓慢进水，否则严禁进水，
具体进水时间由总工程师决定。
第十节
过热器、再热器管壁温度超限
3.10.1
CRT
管壁温度显示过热器、再热器管壁温度超限报警；
3.10.2
炉膛燃烧中心上移，炉膛出口烟温升高；
水冷壁结渣、结灰严重；
炉内燃烧工况扰动；
煤种变化；
尾部烟道档板开度变化；
主、再热汽温超限；
烟道二次再燃烧；
高加未投，给水温度低。
内壁氧化皮脱落造成管内蒸汽流量过小。
3.10.3
加强受热面吹灰；
尽量投用下层磨煤机或增大下层磨煤机出力；
若风量偏大时，应适当减小风量；
通过调节尾部烟道档板来调节汽温，必要时适当降低主、再热汽温来控制壁温；
若系煤种变化引起，应及时调整。
第十一节
空预器电流晃动
3.11.1
单侧或双侧空预器电流不正常大幅晃动；
就地可听见较大磨擦声。
3.11.2
检修后密封片调整不良，动静碰磨；
空预器进口烟温高，热端膨胀量过大；
空预器
LCS
系统跟踪不良，扇形板与径向密封片发生磨擦；
由于下雨等原因造成空预器外壁骤冷，动静碰磨；
空预器内发生二次燃烧现象。
3.11.3
若单侧空预器电流发生晃动，应先至就地将该空预器扇形板提升至最大，如电流晃动现象消失，则可确
认为
系统工作不良，填写缺陷并联系检修处理；
若是密封片检修调整后发生空预器电流晃动，可适当降低机组负荷并联系检修对密封片进行调整；
若是下雨雪等原因致空预器外壁冷却引起空预器电流幌动，可联系检修采取措施进行遮挡，同时对空预
器轴向密封片进行调整，必要时进行减负荷处理；
高负荷时发生空预器电流幌动，一般情况下是因为空预器进口烟温较高致空预器热端膨胀量过大，而与
轴向/周向密封片发生碰磨，可采取投用受热面吹灰降低空预器进口烟温的方式来处理，必要时可降低机组
负荷，同时联系设备处对空预器密封片进行调整；
若处理过程中发生空预器跳闸，则按空预器跳闸处理。
第十二节
空预器跳闸处理
BTG
盘、CRT
上“空预器跳闸”，“空预器停转”报警；
跳闸空预器烟气侧、二次风侧进出口档板联锁关闭；
一、二次风母管压力下降，风机出口压力上升，总风量及氧量下降；
一、二次风温下降，磨煤机出口温度下降。
确认跳闸空预器烟气侧、二次风侧进出口档板联锁关闭；
立即保留三台磨运行，投入运行磨油枪，减负荷到
360MW；
确认炉膛负压、二次风母管压力、一次风母管压力正常，必要时可手动调整；
关闭跳闸空预器的一次风进出口档板，监视运行磨的一次风流量及出口温度，必要时手动调整正常。
就地检查
是否自动提升至最高位，否则在空预器跳闸
15
分钟内应将其扇形挡板手动提到最高，试
投空气马达盘动转子，注意倾听空预器内部声音，若无异常可试投空预器交、直流马达，注意电流是否正
常；
若空预器跳闸
分钟内没有转动空预器，则禁止启动空预器交、直流马达及气动马达；
当空预器烟气侧
入口温度低于
204℃后，检查满足投运条件后，投入空预器运行，空预器投运后，应连续吹灰。
发电厂汽机事故及处理第一节
真空下降的处理
4.1.1
所有真空显示值下降，排汽温度升高，凝结水温度相应升高。
同一负荷下，蒸汽流量增加，各监视段压力升高。
当真空降至
5.3KPa（ABS）时，报警。
4.1.2
真空系统严密性不良、真空破坏阀误开；
循环水量减少或循泵故障跳闸；
轴封供汽压力太低，轴加疏水器故障；
真空泵及其辅助设备故障；
凝汽器水位异常升高；
循环水虹吸破坏；
凝汽器管板脏污或管壁结垢；
4.1.3
真空下降的处理：
4.1.3.1
发现真空下降时，应核对表计；
4.1.3.2
真空下降时，值班员应迅速分析查找原因，采取措施予已恢复；
4.1.3.3
真空下降到
5.3KPa
时确认备用真空泵
A、B
自启；
4.1.3.4
6.3KPa
C、D
自启。
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
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；
汽轮发电机振动
4.2.1
盘声光报警；
TSI
柜指示振动大；
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。
主机轴承损坏，轴承基础或地脚螺栓松动。
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
m
时，应降速至零进行盘车，直至偏心度低于
76?
机组启动升速过程中，转速低于
600
rpm
以下，偏心
度超过
76
后，方可再启动。
?
汽机转速大于
时，当转子振动达
127
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。
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
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。
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。
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。
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＜76
m，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。
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。
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
3300
rpm，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。
EH
油系统故障
4.9.1
油系统油压下降处理：
油压降至
11.03
MPa
时，报警发出，备用泵应联启，否则应立即启动备用
油泵；
发现
油压下降，应立即检查
油滤网差压、EH
油箱油位、EH
油温及
油系统泄漏情况；
若
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；
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；
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
油位下降处理：
油箱油位下降至
635
mm
将发出报警，此时应确认油位确实下降，
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