汽机常见事故处理

汽机常见事故处理事故处理原则1 机组发生故障时，运行人员应按照下面的所述方法顺序处理，消除故障2 事故发生时应按照“ 保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。3 据仪表指示、LCD 显示、光字牌报警、 DCS 显示及故障打印和机组外部现象，确定设备已发生故障。4 发生事故在值长的领导下，运行人员迅速地按照规程处理事故，各岗位应及时联系，密切配合，并将故障情况和采取的措施及时逐级汇报，以防止故障扩大。5 迅速消除对人身和设备的危险，必要时应解列或停用故障设备。6 迅速查清故障原因，采取正确的措施，消除故障。同时应注意保持非故障设备的继续运行。7 处理故障时要镇静，分析要周密，判断要正确，处理要果断，行动要迅速。接到命令应复诵，如果没有听清或听懂，应问清楚后再执行，命令执行后应及时向发令人汇报。8 机组发生故障时，有关领导必须到现场监督处理，并给予运行人员必要的指示，除特殊情况外这些指示应通过值长发布。9 运行值班员对所发现的异常现象疑惑不解时，必须及时汇报上一级领导，共同实地的观察研究查清原因。当发现在本规程内没有规定的故障现象时，运行人员必须根据自己的知识加以分析、判断，主动采取对策，并尽快汇报上一级领导。10 从机组发生故障起，到机组恢复正常运行状态为止，运行人员应坚守工作岗位。假如故障发生在交接班时间内，应延时交接班;在未签写接班日志前，交班的运行人员应继续工作，接班人员可在交班人员的主持下协助故障处理，但不可擅自操作，直到机组恢复正常运行状态或接到值长准予交接班的命令为止。11 故障消除后，各岗位运行人员应分别将机组故障现象、时间、地点、及处理经过情况，如实详细地记录在交接班记录簿上。12 班后会议应对所发生的故障进行讨论分析，必要时可由有关领导召开“故障分析” 会议，或由值长召开全值的“故障分析”会议。13 与处理故障无关人员，应远离故障现场。运行中遇有下列情况时，应立即破环真空紧急停机二1 汽轮机转速超过 3330r/min，危急保安器未动作。2 机组突然发生强烈振动，轴承振动突然增加 0.05mm。3 汽轮机内部明显发出金属撞击声和摩擦声。4 汽轮机组发生水冲击。5 轴封、挡油环处冒火花。6 机组任一轴承断油、冒烟、轴承回油温度急剧上升超过 75。7 油系统着火不能很快扑灭时，严重威胁机组安全。8 主油箱油位突然急剧下降到最低油位以下时。9 轴向位移突然增大超过+1.0mm 或-1.2mm，推力瓦金属温度急剧上升到 95。10 轴承润滑油压下降到 0.06MPa，启动直流油泵无效时。11 发电机、励磁机冒烟、着火。12 再热蒸汽、主给水及油系统管道或附件破裂，无法隔离，危急人身或设备安全时。13 抗燃油压低于 9.8MPa。14 抗燃油位低于 230mm。15 抗燃油温低于 20运行中遇有下列情况可不破坏真空故障停机三1. 主蒸汽温度升高到 545运行 30min，不能恢复或超过 545时。2 主蒸汽温度下降至 432时。3 汽轮机无蒸汽运行超过 1min。4 主蒸汽压力升高到 13.73MPa,连续运行 30min 不能恢复或超过 13.73MPa 时。5 排汽装置真空下降超过极限值 0.67Kpa/min。6 主要汽水管道破裂，不能维持运行。7 高、中压主汽门、调速汽门门杆卡涩，调整无效时。8 调节级后蒸汽压力超过允许值。汽轮机超速四现象：1 机组负荷突然甩到零，机组发出不正常声音。2 机组转速超过规定值并继续上升。3 主油泵出口压力，安全油压，及润滑油压增加。4 机组振动增大。原因：1 汽轮机调节系统工作不正常，存在缺陷。2 汽轮机油质不良，使调节系统和保安系统拒动，失去了保护作用。3 未按规定的时间和条件进行危急保安器的试验，危急保安器动作转速发生变化。4 因蒸汽品质不良，主汽门和调速汽门门杆结垢，造成汽门卡涩而不能关闭。5 抽汽逆止门，高排逆止门失灵，造成高加疏水汽化或公用系统蒸汽进入汽轮机。处理：1 机组甩负荷到零后，转速达到 3090r/min，检查高、中压调门及抽汽逆止门关闭，否则应故障停机，转速维持 3000r/min，查明原因并消除，将机组并列，任一参数达到掉闸数值应故障停机。2 机组转速升至 33003360r/min，检查机械超速保护或电磁阀超速保护应动作。否则应手动打闸停机，确认高中压主汽门应关闭，各抽汽逆止门、高排逆止门关闭，并检查各抽汽电动门以及三抽至除氧器、辅汽联箱电动门。切断汽轮机各种进汽，立即开启真空破坏门紧急停机。3 汽轮机与外界系统隔绝后，汽轮机转速仍没有降至脱离危险的程度或不再下降时，应通知锅炉立即熄火，开主、再热蒸汽对空排气阀。4 汽轮机超速停机后应消除引起超速的原因，并经校验合格后方可重新启动，再次启动时应加强对机组的全面检查，发现异常应立即查明原因并加以消除。汽轮机断叶片五现象：1 汽轮机通流部分发生异音或瞬间发出清晰金属撞击声。2 机组振动增大。3 同负荷下，各监视段压力升高。原因：1 材料强度不够或制造工艺不良。2 周波超出范围，长期运行使叶片振动频率不合格。3 机组负荷变化频繁，使叶片材料发生疲劳。4 蒸汽参数过低或水冲击，末级叶片过负荷或长期喘振。处理：1 象征明显，确信叶片断落，应立即破坏真空紧急停机。2 运行中不明显的断叶片象征，应根据监视段压力及机组振动情况加以判断，适当减负荷，及时汇报有关领导。轴向位移增大六现象：1.轴向位移增大至+0.8mm、-1.0mm 报警。2.推力瓦温度急剧升高，回油温度升高。3.机组振动增大。4.胀差指示相应变化。原因：1 主蒸汽参数降低。2 机组突然甩负荷。3 汽轮机发生水冲击。4 真空大幅度降低。5 推力瓦磨损、断油。6 蒸汽品质不合格，叶片严重结垢。处理：1 发现轴向位移增大，立即核对推力瓦温度、推力回油温度，确认轴向位移增大，汇报值长，适当减负荷，使轴向位移及回油温度、推力轴承温度恢复正常。2 检查监视段压力，不应高于规定值，否则应汇报值长，适当减负荷。3 若是主蒸汽参数不合格，引起轴向位移增大，应立即调整锅炉燃烧，恢复正常参数。4 减负荷无效，轴向位移达+1.0mm、-1.2mm，保护动作，按紧急停机处理。5 推力瓦断油或推力瓦任一温度超过 95，回油温度超过 75，应紧急停机。6 若因断叶片、汽机水冲击，机组振动超限，应紧急停机。7 轴向位移上升到极限值保护不动作时，应紧急停机。直接空冷排汽装置真空下降七现象：1 “排汽装置真空” 指示下降，就地真空表， CRT 显示排汽装置真空下降。2 CRT 显示汽轮机排气温度上升。3 排汽装置真空低” 声光报警。4 同负荷下进汽量增加或进汽量不变负荷下降。原因：1 风机工作不正常、系统阀门误操作，造成风量不足。2 轴封供汽量不足，或轴封供汽带水。3 排汽装置水位过高。4 水环真空泵及气水分离器工作失常。5 水环真空泵工作水温高。6 真空系统泄漏或系统阀门误操作。7 轴加无水位。8 散热片散热效果不好。处理：1 发现排汽装置真空下降，迅速核对各排汽温度，确定真空下降。2 排汽装置真空下降，应适当降低机组负荷直至报警消失，及时查明原因进行处理。3 当汽轮机排汽装置压力降至 30Kpa 时，检查备用真空泵应自启动，否则手操启动备用真空泵。4 检查真空泵分离器水位、水温是否正常。5 检查风机系统：(1) 检查风机运行是否正常，否则切换备用风机或增开一台风机。(2) 检查风机出口电动门，若误关，应手动开启。(3) 检查风机压力是否正常，若风机压力低，检查风机系统是否泄漏、堵塞。6 检查轴封系统，若轴封母管压力低,检查轴封两路汽源是否正常,及时调整轴封母管压力至正常。7 检查排汽装置水位是否高,若水箱水位高,应尽快查明原因进行处理。8 检查低压抽汽法兰、低压缸结合面是否有漏气的地方，真空系统是否严密，若真空系统泄漏，则进行封堵，并联系检修处理。9 检查真空破坏门是否误开。10 检查各真空门及法兰是否漏气。11 若汽轮机背压升至 55Kpa，汽轮机跳闸，否则手动跳闸，按事故停机步骤处理。汽轮机水冲击八现象：1 高、中压缸上下缸温差内缸大于 35，外缸大于 50。2 轴向位移、振动、差胀指示增大报警，推力瓦块温度明显升高，汽轮机声音异常。3 加热器满水，加热器水位异常报警。4 抽汽管振动，有水击声，抽气管道法兰有白色蒸汽冒出。5 主、再热蒸汽温度急剧下降。6 主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封有水击声，主汽门、调速汽门门杆处冒白汽。原因：1 锅炉汽包满水。2 汽包压力急剧下降，造成蒸汽带水。3 锅炉汽温调整不当。4 机组启动时，本体疏水、轴封系统疏水及各有关蒸汽管道疏水不畅。5 加热器满水,抽汽逆止门不严。6 除氧器满水。7 炉水品质不合格，蒸汽带水( 汽水共腾)。8 旁路系统减温水门未关严。9 主蒸汽、再热蒸汽过热度低时，调节汽门大幅度来回晃动。处理：1 汽轮机高、中压缸上下缸温差内缸达 35，外缸达 50，应检查原因。2 开启汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水阀，加强本体疏水。3 发现水冲击时，必须迅速果断地破坏真空紧急停机。立即开启汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水门进行充分疏水。记录汽轮机惰走时间，惰走时仔细倾听汽轮机内部声音。4 如由于加热器或除氧器满水引起水冲击，还应立即停用该加热器或除氧器，并从系统中隔放水。5 汽轮机静止后投盘车，应严格执行停机时盘车运行规定，停机后加强本体疏水。6 汽轮机进水紧急事故停机后，经检查机组无异常，同时机组符合热态启动条件，经总工批准方可重新启动。7 汽轮机符合启动条件后，启动汽轮机。在启动过程中，应注意监视轴向位移、振动、轴承温度等参数及汽轮机本体的有关蒸汽管道疏水情况，如汽轮机重新启动时发现有异音或动静摩擦声，应立即破坏真空停机。8 汽轮机进水时，如汽轮机轴向位移、胀差、轴承温度达掉闸值、惰走时间明显缩短或汽轮机内部有异音，应停机检查。机组发生异常振动九现象：1 控制屏显示振动值增大。2 机组发出异音，润滑油压、油温异常。3 “轴振动大” 声光报警。4 就地轴承振动增大。原因：1 油温异常，引起油膜振荡。2 进入轴瓦油量不足或中断，油膜破坏。3 蒸汽参数、机组负荷骤变。4 A、B 侧主汽门、调门开度不一致，蒸汽流量偏差大。5 汽缸两侧膨胀不均匀。6 滑销系统卡涩。7 汽缸金属温差大引起热变形或大轴弯曲。8 轴封损坏或轴端受冷而使大轴弯曲。9 叶片断落或隔板变形。10 转子部件松动或转子不平衡。11 推力瓦块损坏，轴向位移增大或轴瓦间隙不合格。12 前轴承箱内运转部件脱落。13 转子弯曲值较大，超过规定值。14 空冷系统真空低。15 发电机引起振动。16 汽轮发电机组各轴瓦地脚螺丝松动。17 油中含有杂质，使轴瓦乌金磨损或油中进水、油质乳化。处理：1 机组突然发生强烈振动，或清楚听出机组内部发出金属撞击声或磨擦声，应迅速破坏真空紧急停机。2 运行中发生异常振动(1) 发现轴承振动逐渐增大，测轴振超过 0.125mm 或瓦振动超过 0.05mm 汇报值长，设法消除振动，如轴振超过 0.250mm，轴瓦振动超过 0.1mm，振动保护动作, 否则停机。(2) 运行中突然听到机组内部发生冲击声，或凝结水导电度突然增大，同负荷下监视段压力升高，振动明显增大，应立即破坏真空紧急停机。(3) 当瓦振变化0.015mm 或轴振变化0.015mm 应查明原因设法消除，当瓦振动达到0.05mm 时报警，当瓦振突然增加 0.05mm 时，应立即打闸停机。(4) 负荷变动时，应降低负荷直至振动消除。(5) 如不能直接查清振动原因，应采取降低负荷的措施，若振动或异音仍不能消除，汇报值长及有关领导共同研究处理。3 启动、停机时发生异常振动。(1) 启动升速中，500r/min 以下转子偏心超过 0.07mm;在中速时，瓦振超过 0.05mm 应立即打闸停机。机组通过临界转速时，瓦振超过 0.10 mm 或轴振超过 0.25mm,应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机，汇报值长，查明原因，消除后方能重新启动。(2) 在盘车状态时,当端部轴封或通流部分发生摩擦应禁止启动，汇报值长和有关领导,待查明原因后,接值长命令方可重新启动。(3) 停机过程中，端部轴封或汽缸内部清楚听到摩擦声，应破坏真空紧急停机,汇报值长。(4) 因异常振动停机，应注意惰走时间及仔细倾听机组内部声音，加强连续盘车时间。汽轮机油系统异常十油压下降1 发现油压下降，应立即查明油压下降的原因，系统有无漏油现象。2 若润滑油压下降，油位正常，检查冷油器或溢流阀是否故障，并及时联系处理，启动润滑油泵，维持正常油压，如油压继续下降，应按规程规定作停机处理。3 安全油压下降，油位正常，则可能是内部高压油管泄漏或主油泵工作失常所致，这时应启动启动油泵，维持正常油压，否则影响机组安全运行时应停机。4 如外部油管路泄漏，在积极联系处理的同时，还应做好防火工作。油位下降1 当油位突然下降时，应检查系统管道是否破裂，油箱放油门、取样门是否误开，油泵盘根是否大量漏油。2 油位下降到-180mm，应及时联系补油，汇报值长，做好防火措施。3 当补油无效时，油位未降到最低停机值以前应汇报值长，启动交流润滑油泵进行故障停机。油位下降到-260mm 时，应紧急停机。汽轮发电机轴承温度高 11现象：1 控制屏显示轴承温度高报警。2 就地轴承回油温度升高。原因：1 润滑油温度高或压力低，油质不合格。2 轴承进、出油管堵塞。3 轴承动静摩擦。4 轴封漏汽过大。5 振动引起油膜破坏，润滑不良。处理：1 任一轴承温度升高 23，应查明原因设法消除。2 轴承温度高报警，应加强监视。3 各轴承温度普遍升高，若润滑油压力低，按润滑油压下降处理，若润滑油压力正常，应检查运行冷油器出入口阀门状态是否正确，调节润滑油温至正常值。4 个别轴承温度高，就地倾听轴承内有无金属摩擦声和观察轴承回油情况，当温度高报警时应减小负荷。5 若轴封压力高，轴封漏汽量大，应检查轴封供汽调节阀，调节轴封压力至正常值。6 推力瓦块温度在同一负荷下升高 23，应及时检查负荷、汽温、轴向位移、真空、振动，必要时减小负荷。7 油质恶化应投入油净化装置进行滤油。8 机组任一轴承断油、冒烟或轴承回油温度急骤上升超过 75时，应破坏真空故障停机。汽轮机大轴弯曲 12象征：1 汽轮机发生异常振动。2 轴端汽封冒火花或形成火环。3 停机后轴承惰走时间明显缩短。4 停机后盘车投不上或盘车电流较正常值大，且周期性变化。5 停机后大轴偏心值大。原因：1 启动前转子偏心度超过规定范围。2 上下缸温差大。3 进汽温度低。4 汽缸进冷汽、冷水。5 机组振动超过规定值时，未立即打闸停机时。6 盘车装置未能及时投入。处理：1 机组出现异常振动时，应立即查找原因汇报值长，设法消除振动。2 机组振动达到停机值或轴封冒火花时，应立即破坏真空故障停机。3 停机后立即投入盘车运行，关闭汽机本体疏水，严密监视上下缸温差及盘车电流、偏心值等参数，严防冷水、冷汽进入汽轮机，将汽轮机与外界系统可靠隔离。4 停机后当轴封摩擦严重，应将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差监视转子弯曲度正常后，再手动盘车 180 度，以确认转子弯曲度正常，投入连续盘车，当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。5 停机后因盘车故障时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采取手动盘车 180 度，待盘车正常后及时投入连续盘车。6 停机后连续盘车不少于 4 小时，汽机上下缸温差、盘车电流、转子偏心值达到启动条件，汇报值长方可重新启动，启动时严密监视转子振动偏心值等参数，发现异常立即打闸停机。汽机油系统着火的处理 131 发现主油箱油位及各油压异常变化时，应迅速查明原因，如油系统漏油引起，应查明泄漏点并设法消除，同时设法与周围热体部分和运行设备隔离。防止油系统着火，同时联系检修人员进行处理。2 机组油系统的设备及管道损坏发生漏油时，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。3 油系统着火后，应立即切断火势危及的设备电源，然后进行灭火，并立即通知消防人员。4 若着火不能迅速扑灭时，火势严重危及设备及人身安全时，应立即破坏真空紧急停机。若润滑油系统着火无法扑灭而停机，保证轴承正常润滑的前提下，降低润滑油压，以减少漏油量;火灾特别严重的，根据具体情况，在征得值长同意后，也可停用润滑油泵。5 火势威胁主油箱或机头平台、厂房、临机安全时，在打闸停机后应开启主油箱事故放油门，在转子静止前维持最低允许油位，转子静止后放净存油。厂用电全部中断 14现象1 交流照明灯熄灭，直流事故照明灯亮，给水泵跳闸，所有运行辅机电流表指到零。停止转动。2 6KV 母线电压到零，控制室喇叭和声、光报警; 汽温汽压及真空迅速下降。3 锅炉 MFT 动作，汽机跳闸，发电机负荷到零。处理1 启动直流润滑油泵，紧急停机。2 解除电动设备联锁，复位按钮。并要求电气尽快恢复电源。3 手动关闭三抽电动门，再依次关闭各抽汽电动门。4 按紧急停机顺序进行停机操作，但停机过程中不得开启旁路系统。5 转子静止后，若盘车无电，应每隔相等时间手动盘车 180。厂用电局部中断 15现象：故障段母线所带辅机全部停止运行，声光报警，电源电压指示为零。原因：某段厂用电母线失电，另一路备用电源自动合闸不成功。处理1 检查备用辅机应联动正常，否则手动抢合。2 将跳闸辅机操作按钮切换至停止位置，解除其联锁开关。将联动辅机操作开关置合闸位置并解除其联锁，解除声光报警信号。3 汇报值长，要求尽快恢复电源。4 对于无备用设备的辅机跳闸时，应采取措施不要使其不利影响扩大。5 同时，机组降负荷运行以避免事故扩大。热控电源消失 16现象：1 热控电源指示灯灭。2 仪表指示异常，各指示灯灭。3 电动门、调整门失去电源，各自动调节失灵。4 机组各保护、联锁不能动作。处理1 立即联系热工，恢复电源，并检查监视就地一次仪表，将自动调节改为手动调节。2 汇报值长，尽量保持机组负荷稳定。3 尽量避免调整，根据就地表计指示及各辅机电源表等监视设备运行情况、就地情况，从就地进行必要调整。4 当系统或设备异常影响主要设备安全时，汇报值长，故障停机。5 在 30 分钟内，热控电源不能恢复，故障停机。6 机、炉热控电源同时消失，应故障停机。DCS 故障的处理 171 当全部操作员站故障时( 所有监控机“黑屏” 或“死机”),应立即停机。2 当部分操作员站故障时,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),同时迅速联系热工人员，排除故障。3 辅机控制器或相应电源故障时,可切换至后备手动方式运行并迅速处理系统故障,若条件不允许则应将有关辅机退出运行,解除备用。4 调节回路控制器或相应电源故障时,应将自动切至手动维持运行,同时迅速处理系统故障,并根据处理情况采取相应措施。汽压不变，主蒸汽、再热蒸汽温度异常 18现象1 主、再热蒸汽温度表变化。2 DEH-CRT DCS-CRT 显示报警原因：1 主、再热蒸汽减温器调节失灵。2 锅炉汽包满水。3 锅炉燃烧不稳定，燃烧工况变化。4 机组负荷大幅度变化。5 炉膛结焦或积灰时。处理1 锅炉进行调整，维持机侧主蒸汽不超过 540。2 汽温 545运行超过 30min 不能恢复正常，按故障停机处理。主、再热蒸汽温度超过 545，立即打闸停机。3 在运行中主、再热蒸汽温度变化时，应注意机组振动、声音、胀差、轴向位移及汽轮机上下缸温差。4 主、再热蒸汽低于 520时，锅炉进行调整恢复汽温。5 主、再热蒸汽低于 510时，开始减负荷运行。6 主、再热蒸汽温度降至 500时，开启电动主汽门疏水。7 主、再热蒸汽温度降至 490时，开启主蒸汽导管、汽机本体疏水，并对金属温度、轴向位移、推力温度加强监视。8 主、再热蒸汽温度降至 460时，减至负荷“0”。9 主、再热蒸汽温度降至 460以下仍不能恢复时，应打闸停机。10 主汽温度 10min 内下降 30, 应开启主、再热蒸汽管道及本体疏水，汇报值长，并对机组振动、轴向位移、胀差严密监视。11 10min 内汽温变化超过 50时应立即打闸停机。汽温不变，主蒸汽、再热蒸汽压力异常 19现象1 主、再热蒸汽压力表变化。2 DEH-CRT DCS-CRT 显示报警。3 投入协调控制时，机组负荷相应变化。原因1 控制系统故障。2 机组负荷骤变。处理1 若控制系统故障，引起主、再热蒸汽压力异常，应调节燃烧量，恢复主、再热蒸汽压力。2 若机组负荷变化过快引起主、再热蒸汽压力异常，应设法稳定负荷、待主、再热蒸汽压力恢复后，再进行负荷变动。3 若主、再热蒸汽压力高，可增加机组负荷使压力恢复至正常。4 主蒸汽压力升至 13.73Mpa，连续运行 30 分钟不能恢复或超过 13.73Mpa 时应打闸停机。5 主蒸汽压力降到 12.6Mpa 以下汽轮机减负荷至主蒸汽压力恢复到 12.6Mpa 以上，否则应手操以加大负荷变化率减负荷。6 主、再热蒸汽压力变化时，应注意机组