汽机部分事故处理.doc

出现下列情况之一时，应立即破坏真空紧急停机：汽轮机转速超过危急保安器动作转速而危急保安器拒动；轴向位移超过保护动作值而保护未动；高中低压缸胀差超过保护动作值而保护未动；汽轮机发生水冲击，或主、再热蒸汽温度在10分钟内急剧下降50以上；机组突然发生剧烈振动达保护动作值而保护未动作或机组内部有明显的金属撞击声；汽轮机任一轴承断油或推力轴承金属温度达限值、支持轴承金属温度达限值；轴承或端部轴封摩擦冒火时；润滑油供油中断或轴承润滑油压下降至0.07MPa；主油箱油位急剧下降无法维持；发电机冒烟、着火；油系统着火，无法很快扑灭并已严重威胁人身或设备安全；发电机氢气系统发生火灾；密封油系统油氢差压失去，发电机密封瓦处大量漏氢，经调整无效。紧急停机步骤：在集控室手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认发电机解列，汽轮机转速下降，高、低压旁路开启；检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各段抽汽逆止门、电动门关闭；事故排放阀BDV及事故排放电动门联开；通风阀VV及通风电动门联开。检查润滑油泵联启，润滑油压、油温正常。检查汽机主再热蒸汽管道、抽汽管道疏水门开启。停运真空泵，开启真空破坏门；关闭高、低压旁路，关闭至凝汽器所有疏水排汽；当汽轮机转速下降至2000 r/min，检查顶轴油泵联启，各轴承油压正常真空到0，停运轴封供汽；转速至0，检查盘车自动投入正常；若自投不成功，应手动投入，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等；停机过程中应注意机组的振动、润滑油温、密封油氢差压正常；运行人员应到现场仔细倾听机组内部声音，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；其它操作与正常停机相同。故障停机条件：机侧主、再热蒸汽温度超过594；凝汽器真空下降到-74.7KPa或循环水中断不能立即恢复时；真空缓慢下降，虽减负荷至0，但仍不能维持；低压缸或排汽温度大于80，经处理无效，继续上升至107时；汽轮机组任一轴承回油温度超过75；EH油压低于7.8MPa；定子冷却水中断而保护不动作，或发电机定子线圈漏水，无法处理；主汽、高压给水管道或其它汽、水、油管道破裂，无法维持机组正常运行时；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；发电机氢气或密封油系统发生泄漏，无法维持机组正常运行时；厂用电全部失去。机炉电大联锁保护动作，联动跳闸汽机保护未动作。故障停机步骤：报告值长，立即故障停机。汽机打闸，确认发电机解列灭磁，锅炉MFT。汽机转速下降，确认汽机高中压主汽门及调门、各抽汽逆止门自动关闭，高低旁自动开启。确认交流润滑油泵、顶轴油泵自启动，否则手动启动，并检查润滑油压、顶轴油压正常。转速到0，投入盘车。其它操作与检查见正常停机操作。机组严重超速现象: 机组突然甩负荷到零，转速超过3000 r/min并继续上升；汽轮机声音异常，振动增大；DEH电超速、TSI电超速、机械超速保护动作、超速限制保护信号发出。原因: 发电机甩负荷。DEH系统控制失常。汽轮机高、中压主汽门、调门关不严。机组跳机时抽汽逆止门、电动门未关或关不严。转速超过保护设定值而保护不动作。保护装置动作正常，但主汽门、调门或抽汽逆止门卡涩，不能关闭严密。处理汽机转速超过3330 r/min而保护未动作应立即手动紧急停机，并确认高、中压主汽门，高、中压调门，各抽汽逆止门应迅速关闭，BDV阀自动打开。汽机跳闸后，检查主汽门、调门和抽汽逆止门应关闭严密。若未关严，应设法关严，破坏凝汽器真空，锅炉泄压。确认转速下降，否则停运EH油泵，关闭高、中压主汽门，高、中压调门。设法切断其它汽源。只有当超速保安系统各环节部套设备发现无任何明显损坏现象，停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整）后，且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，经生产副厂长或总工程师批准后，方可重新启动机组。并网前必须进行危急遮断器喷油试验，并网后，还须进行超速试验，试验合格后，方允许重新并网带负荷。若停机过程中，机组差胀、振动或内部有异常声音时，或调节保护系统各环节部套有明显损坏，应查明原因，消除缺陷后，方可重新启动汽轮机，重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力瓦温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。汽轮机水冲击现象机组负荷晃动。汽轮机高、中压缸壁温差明显增大。高、中压主汽门，高、中压调节门或任一抽汽电动门、抽汽逆止门杆、轴封处冒白汽。汽轮机内部、主、再热蒸汽管道、抽汽管道或旁路系统发生水冲击或产生振动。轴向位移、推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧升高，汽缸及转子金属温度突然下降，差胀减少并向负方向发展。机组声音异常并伴有金属摩擦声或撞击声，振动增大。第一级进汽压力摆动增大。主、再热蒸汽温度10分钟内突降50。水冲击是汽轮机的恶性事故之一，以上现象不一定同时出现。原因: 给水自动调节失灵,造成汽水分离器满水。主、再热蒸汽减温水调整不当。机组负荷急剧变化，主、再热蒸汽温度急剧降低。蒸汽管道疏水不畅。除氧器或高、低加满水。轴封蒸汽温度调整不良、疏水不良，轴封带水。处理主、再热蒸汽温度10分钟内突降50，高、中压主汽门、高、中压调节门或任一抽汽电动门、抽汽逆止门门杆、轴封处冒白汽，必须迅速破坏真空紧急停机。确认水冲击时，必须迅速破坏真空紧急停机，尽快切断有关汽、水源，加强主、再热汽管、本体抽汽管道、轴封蒸汽母管等有关系统的疏水。机组惰走时，注意测听机组内部声音，并全面检查。若机组惰走正常，大轴晃动度不大于原始值0.03mm，轴向位移、推力瓦温度、轴承振动、胀差、汽缸温差等均正常，经值长同意，汽缸本体、蒸汽管道充分疏水后，符合启动条件时，可重新启动。若是加热器或除氧器满水引起的进水应隔离故障的加热器或开启除氧器事故放水，并加强抽汽管道疏水。当汽轮机因水冲击而停机后，应先进行手动盘车，检查机组无异常后，方可投入连续盘车。汽轮机因水冲击紧急停机过程中，若伴有轴向位移大报警或跳闸信号，则停机后应由检修进行推力轴承解体检查，否则禁止启动汽轮机。汽轮机紧急停机过程中，若惰走时间明显缩短，且伴有金属碰撞声，则汽轮机应揭缸检查，否则禁止启动汽轮机。如果转子被卡住，应设法每小时将机组盘车一次，当转子转动自如时，应继续谨慎的连续盘车。重新启动过程中若机组声音、振动、轴向位移、推力瓦温度、胀差等有异常时，应立即破坏真空紧急停机，汇报领导。汽轮机断叶片现象：汽轮机内部有明显的金属撞击声；机组振动增大；某监视段压力异常，轴向位移，推力轴承金属温度异常变化；凝结水硬度、导电率上升。处理：汽轮机叶片在运行中损坏或断落，不一定同时出现上述全部现象，但出现下列现象之一时，应立即破坏真空紧急停机。汽轮机内部有明显的金属摩擦声；机组发生强烈振动。正常运行中如发现汽机监视段压力异常变化时，应立即进行综合分析，如伴随相同工况下负荷下降，轴向位移，推力瓦块温度有明显变化或相应轴承的振动明显增大时，应尽快申请减负荷停机。如汽轮机低压叶片断裂打破凝汽器钛管，使凝结水硬度、导电率上升，但机组无异音，振动无明显增大，应按以下方法进行处理：如凝结水硬度上升较小，未超标，应汇报值长对凝汽器半边隔离堵漏；如凝结水硬度、钠离子上升较快并严重超标，应申请停机汽轮发电机组振动大现象:TSI各轴承振动指示大，就地实测也大。轴承手感振动明显，机组声音异常。各轴承温度会有所升高。原因:润滑油压、油温异常或油膜振荡。机组暖机不充分，缸体膨胀不畅或疏水不良。大轴弯曲。运行参数、工况剧变，使轴向推力异常变化。汽轮机断叶片或汽机内部机械零件损坏，脱落。汽轮发电机组轴承损坏。汽机进冷汽、冷水或水冲击。真空下降引起汽机轴中心线偏移或末级叶片振动。开停机中，机组转速在临界转速区内。发电机方面的原因造成的机组振动，如磁场不平衡。处理机组振动异常增大至保护动作值时汽机应跳闸，否则手动停机。检查润滑油压、油温是否正常，轴承金属温度及回油温度是否正常，不正常则应进行调整。若为水冲击造成振动，应隔绝冷汽、冷水源，加强本体疏水。若由于发电机引起的振动，应降低机组负荷进行观察处理。机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.25mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.080mm，超过时应设法消除，当轴承振动超过0.08mm或相对轴振动大于0.250mm应立即打闸停机；当轴承振动变化0.015mm或相对轴振动变化0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。汽轮发电机组轴承温度高现象：一个或数个轴承金属温度升高；一个或数个轴承回油温度升高。原因：润滑油温升高或压力降低，油质不合格；轴承内有杂物或油路堵塞；轴承动静部分摩擦；轴封漏汽过大。处理：当轴承回油温度升高23，应全面检查：该轴承的金属温度；其它各轴承的金属温度及回油温度；润滑油压及油温；各轴承振动情况；轴封供汽压力；轴封冷却器内真空。若轴承内有杂物或油路堵塞 ，使轴承金属温度，回油温度升高，应汇报值长，启动交流润滑油泵，适当提高润滑油压。经采取措施仍无效，并继续升高到规定值时，应破坏真空紧急停机。润滑油温升高，使各轴承金属温度、回油温度升高时应立即查明温度升高的原因，如冷却水中断或冷却水压力降低，应尽快恢复正常；如冷却水调节门失灵，应立即联系热工处理，如冷却水门误关，应立即开启。冷油器脏污、堵塞，应立即切换备用冷油器运行，联系检修清理。润滑油压降低应立即启动交流润滑油泵，并寻找原因，予以处理。当汽轮机任一轴承金属温度达到121，发电机任一轴承金属温度达到105，推力轴承金属温度达到110，或任意轴承回油温度达到75时，应立即破坏真空紧急停机。轴向位移异常现象：轴向位移指示增大；“汽机轴向位移大”声光信号报警；推力轴承金属温度升高；机组振动可能增大；汽轮机调节级压力，监视段压力升高。原因：汽轮机叶片过负荷；汽轮机通流部分严重结垢或叶片脱落；汽轮机发生水冲击；推力轴承断油，推力瓦块磨损；加热器故障切除；凝汽器真空下降；平衡鼓汽封片磨损。处理：发现轴向位移增大，应立即作以下检查：机组负荷、主再热蒸汽参数、凝汽器真空、胀差、振动；调节级压力及各监视段压力；推力瓦块各金属温度及回油温度；机组内部声音；由于主蒸汽、再热蒸汽参数降低，引起机组过负荷时，应汇报值长、提高蒸汽参数，应适当减少机组负荷。若凝汽器真空下降，按真空下降的事故处理规程规定处理，直到凝汽器真空、轴向位移以及监视段压力恢复正常为止。汽轮机叶片结垢，应汇报值长降低机组出力，使轴向位移以及各监视段压力恢复正常。汽轮机发生水冲击，应立即破坏真空紧急停机。轴向位移至-1.05mm或+0.6mm时，并伴随有不正常的响声或剧烈振动，应破坏真空紧急停机。推力轴承断油、推力瓦块磨损或其它原因引起轴向位移增大达到-1.65mm或+1.2mm或推力轴承金属温度升高至110或回温度升高到75时，应破坏真空紧急停机发电机着火及氢气系统爆炸现象：发电机铁芯、线圈温度急剧上升。定子冷却水出口温度升高。发电机出口风温升高。有绝缘材料焦臭味。如发电机内部有明火将出现剧烈的爆炸声响。发电机内部氢压升高。原因：密封油压低等原因造成发电机漏氢并遇有明火。发电机氢纯度下降，含氧量超标达到临界点以上。同时机械部分碰撞、摩擦产生火花达到氢自燃温度。处理：如发电机着火或氢气爆炸时，应立即破坏真空紧急停机，迅速关闭来氢门，进行排氢并向机内充二氧化碳，保持发电机内压力不低于0.03MPa，在机内氢气未排空之前，应保持密封油系统运行。如发电机各部温度急剧升高，应尽快检查发电机氢气冷却水系统运行是否正常，尽一切努力降低发电机各部温度。发电机内部氢气纯度下降，应及时排补氢。氢系统泄漏，应设法隔离，并且泄漏点周围严禁用明火，包括开关阀门时阀门扳手与手轮间的撞击或摩擦亦应该绝对避免。如密封油压低引起漏氢，应及时提高密封油压，维持油氢压差正常。为避免发电机在扑灭火时，由于一侧过热，使转子弯曲，在发电机转子完全静止后，应尽快投入连续盘车或间断盘车，然后按值长的命令进行处理主机油系统工作失常主油泵工作失常现象：前箱内有噪音；主油泵出口压力下降。原因：主油泵叶轮损坏，前箱内压力油管道泄漏；油涡轮增压泵异常；主油泵出入口管道泄漏。处理：检查主油泵入口压力是否正常，前箱内有无异音、管道有无大量泄漏。密切监视主油泵出口及润滑油压力的变化并立即汇报值长；主油泵入口压力低，联系检修调整油涡轮节流阀、旁路阀、溢流阀，以保证润滑油系统油压，同时保证增压泵（BOP）正常工作，维持增压泵（BOP）出口压力；确认主油泵出入口管道泄漏，联系检修处理；确认主油泵故障，并得到值长的同意后，启动交流辅助油泵和交流启动油泵，减负荷至零后，不破坏真空故障停机。润滑油压下降 原因:主油泵和油涡轮增压泵工作不正常。压力油管泄漏。冷油器泄漏、放油门误开。主油箱油位低。处理:润滑油压下将时，应立即核对各表计，查明原因；当润滑油压下降到0.115MPa时，联起辅助油泵，当润滑油压下降到0.105MPa时，事故油泵应自动启动，否则手动启动；当润滑油压低至0.07MPa时，汽机应自动脱扣，否则手动停机，并按紧急停机处理；润滑油压下降时，应立即检查轴承金属温度，回油温度，发现回油温度异常升高。达到极限时，应立即破坏真空停机；检查主油泵进出口压力是否正常，若主油泵及油涡轮增压泵工作失常无法恢复，汇报值长，申请停机；如因事故油泵、辅助油泵或启动油泵出口逆止阀关不严，经处理无效，汇报值长，申请停机；对冷油器进行查漏，若是冷油器泄漏应迅速切换至备用冷油器，并隔离故障冷油器，联系检修。压力油管破裂大量喷油时，应立即紧急停机处理。同时将漏油或喷油与高温部件临时隔绝，防止发生火灾。主油箱油位低，应立即补油。经处理仍无法维持油位时，应紧急停机处理。在启动过程中，若辅助油泵故障而造成润滑油压下降时，应立即启动事故油泵，打闸停机，待故障消除后，方可启动汽机。油箱油位下降 原因：冷油器泄漏或放油门误开。事故放油门误开。密封油压力高或其他原因，使密封油进入发电机。压力油管破裂外漏。润滑油温急剧下降。处理：检查主油箱油位，应及时向主油箱补油，并观察油位变化。对冷油器进行检查，若冷油器内漏，应切换备用冷油器运行，隔离故障冷油器进行检修。检查主油箱事故放油阀是否误开。调整密封油系统使其恢复正常，防止发电机进油。压力油管严重破裂外漏，应紧急破坏真空停机。油箱油位升高原因轴封汽压太高；轴封加热器真空低；冷油器水压大于油压时冷油器泄漏；贮油箱润滑油输送泵运行时，主油箱补油阀未关或未关严；主油箱排油烟风机故障跳闸，备用排油烟风机未联启。油箱油位升高的处理发现油箱油位升高，应进行油箱底部放水。联系化学，化验油质。调整轴封蒸汽压力正常。尽量提高轴封加热器真空。如冷油器泄漏，应将冷油器解列，关闭冷油器进出水门。如因小机油箱补油引起，立即恢复正常。主油箱排油烟风机故障跳闸时备用排油烟风机应启动。EH油压低现象：“EH油压低”声光信号报警CRT及就地EH油压指示下降；EH油箱油位下降原因：油箱油位过低EH油泵故障或进出口滤网堵塞卸载阀、溢流阀故障；供油系统泄漏或误操作油动机伺服阀泄漏；处理：EH油压降低到9.2MPa时，备用泵应自启动，否则立即手动启动。检查EH油系统是否有泄漏，如有泄漏，在保证系统运行的前提下隔离泄漏点，汇报值长联系检修处理，若系统无法隔离，应汇报值长申请停机处理。检查卸载阀动作情况，若动作压力偏低，应汇报值长、联系检修调整。若油动机伺服阀泄漏，应汇报值长，要求减负荷并尽快对泄漏点进行隔离，通知检修处理。EH油泵故障造成出口油压低时，应启动备用泵，停止运行泵。汇报值长、通知检修进行处理。EH油压降低到7.8MPa时，停机保护应动作，否则应手动打闸故障停机。蒸汽参数异常主汽压力主蒸汽的额定压力为24.2MPa，正常运行时不应大于25.4MPa。否则，尽快恢复正常。若负荷降低过快，引起主汽压力异常，应设法稳定。待汽压恢复正常后，再进行降负荷工作。如因锅炉原因造成蒸汽压力升高，在负荷不超及其它运行条件许可的前提下，可适当增加机组负荷。若机组满负荷运行主蒸汽压力高，可适当开启PCV阀。主蒸汽压力在25.4129.04 MPa之间的运行时间不得超过5分钟，否则应汇报值长，立即停机处理。主蒸汽压力在25.4129.04MPa之间的运行时间全年累计不得超过12小时，且主汽流量不得超过额定压力下调门全开时的流量。主蒸汽压力瞬时波动的峰值，不得超过29.04 MPa。否则应汇报值长立即停机处理。主蒸汽压力下降时，应尽快恢复。若负荷增加过快，引起主蒸汽压力异常，应设法稳定负荷，待汽压恢复正常后，再进行加负荷工作。若因锅炉原因造成主蒸汽压力降低，则联系值长适当降低负荷，待主汽压力恢复后，再加负荷至正常值。再热蒸汽压力:任何情况下，高压缸排汽压力不允许超过5.66MPa。主蒸汽、再热蒸汽温度主蒸汽、再热蒸汽温度的额定值为566，正常运行中不得大于574，否则应尽快恢复。汽温上升至574580，应汇报值长，应尽快恢复，且全年累计运行时间不得超过400小时。汽温上升至580594，连续运行时间不得超过15分钟。否则应汇报值长故障停机，并且全年累计运行时间不得超过80小时。汽温上升超过594，应立即汇报值长故障停机。机组负荷480MW以上时汽温如低于520，应汇报值长故障停机处理。50额定负荷以上时，汽温如低于474或50额定负荷以下时，汽温如低于460，应汇报值长故障停机处理。汽压正常，汽温在10分钟内直线下降50以上，应立即故障停机。汽温下降减负荷过程中，应适当降低主汽压力以保持蒸汽过热度不小于50，否则立即故障停机。主蒸汽、再热蒸汽温差高、中压主汽门前左、右两侧蒸汽温差正常运行中应小于11，瞬时温差允许达到42，但连续运行时间不得超过15分钟；若在该温差下连续运行超过15分钟仍不能恢复，应立即汇报值长，故障停机。高、中压主汽门前左、右两侧蒸汽温差超过42时，应立即汇报值长故障停机。正常运行时，应控制主蒸汽温度不得低于再热蒸汽温度28，再热蒸汽温度不得低于主蒸汽温度42。运行中，汽温变化时，应加强对机组振动、声音、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度、高、中压缸各上、下缸金属温差及各监视段压力的监视。运行中主蒸汽压力、主蒸汽温度同时下降时，应以汽温下降处理为主，应尽快恢复并减负荷，若超过极限值，应立即汇报值长故障停机。凝汽器真空下降现象: 就地真空指示表、CRT显示凝汽器真空下降。CRT显示汽轮机低压缸排汽温度上升。“真空低”声光报警。机组负荷降低。原因: 循环水泵故障。轴封系统工作不正常。凝汽器热井水位高。真空泵故障。真空系统泄漏。小汽机真空系统泄漏。真空破坏门误开。凝汽器循环水入口的二次滤网堵塞或凝汽器管束脏污。处理凝汽器真空下降,查明原因同时应检查备用真空泵自启动,否则手动启动备用真空泵。凝汽器真空下降至-86.7KPa,“真空低”声光报警,汽轮机应以高负荷变化率减负荷,直到报警消失。在真空下降及减负荷过程中，运行人员应注意监视下列各项：各监视段压力不得超过允许值。机组胀差变化应在正常范围。轴向位移及推力瓦块温度应正常凝汽器真空下降至-74.7KPa,汽轮机自动跳闸,否则手动打闸，按故障停机步骤处理。检查循环水系统循环水压力是否正常,若循环水压力低，检查循环水系统是否泄漏、堵塞。检查循环水泵运行是否正常，若循环水泵故障停泵引起凝汽器真空下降，汽机应减负荷直到凝汽器真空恢复至正常真空。若循环水中断，低压缸排汽温度大于80，应喷水降温至80以下方可重新向凝汽器通循环水，防止凝汽器管排胀口不至于因温度变化过大造成泄露。循环水进水滤网堵塞，循环水泵电流下降、摆动，泵出口压力下降，应加强清洗旋转一次滤网。凝汽器堵塞或脏污，二次滤网堵塞或排污门误开，循环水量减少，冷却效果下降，应对二次滤网进行反冲洗和胶球清洗，关闭二次滤网排污门检查轴封系统若轴封母管压力低，检查轴封三路汽源和溢流阀门是否正常，及时调整轴封母管压力至正常。若低压轴封汽温低，关小轴封减温水喷水隔离门，手动调节低压轴封汽温在150。如轴封加热器负压低，启动轴封加热器备用抽风机,检查轴加水封是否破坏,水位是否高。检查凝汽器热井水位是否高,若热井水位高，应尽快查明原因进行处理。检查低压抽汽法兰、低压缸结合面、低压缸安全门等真空系统是否有漏气的地方，如真空系统泄漏使真空下降至保护动作跳机，联系检修处理。检查真空泵工作是否正常。检查小汽机真空系统是否泄漏,如排汽缸结合面、排汽管上安全门等；轴封系统是否正常。若小汽机真空系统泄漏使凝汽器真空不能维持在报警值以上时,应启动电动给水泵,脱扣小汽机,关闭排汽蝶阀及旁路阀，并解列小汽机的真空系统和轴封系统。检查真空破坏门是否误开,破坏门水封是否破坏。检查凝补水箱水位是否正常，凝补水管道是否泄漏。凝汽器水位异常现象:“热井水位低” “热井水位高”声光报警。CRT显示热井水位异常。就地水位计指示异常。原因:凝结水泵故障。凝汽器钛管泄漏。#7、#8低加泄漏。凝汽器水位调节失灵。凝结水系统泄漏。凝补水泵故障。处理凝汽器水位低报警，检查凝汽器补水调节阀动作正常。否则，应打开凝汽器补水调节阀旁路阀，检查凝结水系统有无泄漏。凝汽水位高报警，检查凝结水泵是否故障，否则应启动备用凝结水泵，停止运行凝结水泵，联系检修。检查凝汽器补水调节阀是否动作正常，否则应关闭凝汽器补水调节阀的隔离阀，用旁路阀调整热水井水位至正常水位。若凝汽器钛管泄漏，应进行凝汽器半面查漏，联系检修。若#7、#8低加泄漏，则凝结水走#7、#8低加旁路，汇报值长、在适当的时间停机检修。若凝补水泵故障，联系检修处理。机组负荷晃动原因:系统冲击、振荡。发电机失步。保安调节系统故障。EH油压波动。处理根据屏幕显示，有关仪表指示、外部象征，迅速查明原因。全面检查各个系统及参数是否在正常范围。若系统发生振荡，应迅速按值长的命令执行相关操作。若发电机失步引起，应降低发电机有功，手动增加励磁。若由于电网周波变化引起机组负荷突变，应严格控制机组出力，不得超出力运行。保安调节系统故障，应立即联系检修处理，若短时间内无法处理好应申请停机处理。检查EH油系统并处理。高加解列高加解列的现象发电机有功功率增加。调节级压力及其他监视段压力升高。高压缸排汽压力及再热热段压力升高，有可能安全门动作。给水温度降低，凝结水流量增大。发生下列情况高加应解列运行任意一台高加水位高三值、发电机甩负荷、主汽阀关闭、高加手动解列指令存在时，发出报警信号，解列高加。高加系统汽水管道及阀门破裂，危及人身和设备安全时，应立即解列高加。高加正常疏水阀及事故疏水阀卡涩，导致高加水位高三值。高加水侧泄漏，导致高加水位高三值。高加解列的处理：关闭一、二、三段抽汽电动阀及逆止阀，并且联动一、二、三段抽汽管道疏水阀开启。高加事故疏水阀自动开启，高加至除氧器疏水阀关闭。关闭高加至除氧器连续排气门。高加水侧走旁路，高加进、出口电动阀自动关闭。汽轮机各监视段不允许超负荷运行，否则适当减负荷。监视除氧器水位调节情况，凝结水泵电流变化情况。监视机组负荷调节情况，防止机组过负荷或再热器超压。注意监视机组调节级压力，轴系的位移、胀差、推力轴承温度、轴承振动等各项参数变化情况。机组带满负荷运行时防止制粉系统超出力。监视主再热汽温，防止主再热汽温超温。厂用电中断主要象征：交流照明灯熄灭，事故照明灯亮，机组声音突变。所有运行辅机突然停转，电流到零，备用辅机不联动，辅机出口压力、流量下降。汽压、汽温、真空下降。凝汽器、除氧器、加热器水位升高。汽机负荷下降到零或热工保护动作。主要原因：电网故障。厂用变或线路故障，备用电源未投入。保护误动或误操作。处理要点：厂用电全部失去后，按不破坏真空故障停机处理。确认发电机跳闸，汽轮机跳闸，锅炉MFT；确认汽机跳闸后，确认发电机出口开关和励磁开关，厂用6kV、380V所有工作电源开关已自动跳开，并进行复位；汽机跳闸后，确认汽机转速下降，所有MSV、GV、RSV、ICV全关，各段抽汽逆止门关闭。高排逆止门关闭，事故排放阀自动开启。检查主机直流润滑油泵、空侧直流密封油泵，否则立即手启。并确认润滑油压力在0.1370.18MPa，密封油与氢气差压在5076kpa左右。否则应降低氢压运行。确认汽动给水泵跳闸，确认汽动给水泵直流事故油泵自动启动，否则应抢投，确认给水汽动给水泵高、低压主汽门、调门关闭，转速下降。将各失电辅机操作按钮复位，并切至手动位。禁止向凝汽器排汽和疏水。检查汽机跳闸后有关疏水阀门均已关闭，隔绝疏水进入凝结器，检查关闭高、低压旁路阀已关闭，防止高温蒸汽进入凝汽器。保证汽机轴封汽源正常，真空到零后，停止轴封供汽。禁止在转子不转时向轴封送汽。关闭主蒸汽、冷再、辅助蒸汽供轴封汽手动阀。注意除氧器、加热器、凝汽器水位，防止汽水倒入汽缸。保安段电源恢复后，启动：交流润滑油泵、空侧交流密