第八章事故分析及处理

1、第八章 汽轮机的事故分析及处理汽轮机在运行中发生任何事故,尤其是设备损坏事故,不仅使设备本身造成极大的损失,而且由于设备损坏事故需要较长时间恢复,所造成的停电损失将更为严重。所以运行人员应熟悉并认真执行运行规程，掌握设备的结构和性能，细心操作，加强检查，精心维护，杜绝事故的发生。本章介绍几种常见的典型事故的现象和处理措施，旨在提高运行人员对事故的综合判断能力和处理事故能力。第一节 汽机真空下降一、现象1汽机所有真空表计指示值均明显下降,直至报警(绝对值127mmHg)。2汽机凝水温度、排汽温度值均上升。3机组负荷相应下降。4汽机房内声响异常。二、原因1真空泵故障或抽空气阀误关。2循环水量减少。

2、3轴封系统故障使轴封压力下降。4真空系统泄漏严重或阀门误开。5凝汽器水位过高。6低旁非正常开启。三、处理措施1、发现汽机真空下降,应迅速核对排汽温度等加以确认,并迅速查明原因。2、若机组正在进行可能涉及真空方面的操作时,应立即停止该操作。3、备用真空泵应自启动,否则应立即开启；机组减负荷,阻止真空进一步下降。若机组负荷减至105MW,汽机真空仍不能维持绝对压力169.3mbar (127mmHg) 时,应立即打闸停机。汽机不允许在绝对压力大于169.3mbar (127mmHg)工况下运行。为避免汽机旁路影响，在处理真空下降异常时,可将汽机旁路暂改手动方式。4、在机组减负荷过程中,应注意汽机振

3、动(低压末级叶片喘振引起)。当机组振动达到跳闸值而机组未跳闸或向跳闸值剧增时,应立即打闸停机。当真空下降是由于一台循环水泵故障跳闸引起时,应立即根据真空情况减负荷。5、当真空下降是由于两台循泵跳闸引起时,则应紧急停炉停机,同时开启破坏真空阀,关闭凝汽器出水阀,并注意汽机旁路工况。若旁路误开,应立即手动强关。6、因真空下降停机时,应同时打闸小机,启动电动给水泵供水。7、发生两台循泵跳闸后,循环水中断,应采用注水泵将凝汽器水位进高后再向凝水 箱回水的方式,将热井凝水温度降至50以下,再启动循泵恢复供水。8、当真空下降是由于系统阀门误动,则立即将其恢复;若系泄漏,应立即进行隔离,并 预以消除。9、凝

4、汽器热井水位过高时,应立即判明原因。若系水位调节失灵,则暂改手动恢复正 常;若系凝泵故障,则应启动备用泵停用故障泵，若系凝汽器钛管漏，应立即申请停机。10、当真空下降原因为轴封汽中断时,应采取措施恢复。若无法恢复,则应立即停机并 破坏真空。11、在处理真空下降故障时,应注意后缸喷水工况,排汽温度达57时,应开始喷水, 达79喷水调阀应开足。12、对循环水量减小引起的真空下降,应注意胶球收球网工况。若收球网堵塞,应立即 进行收球网冲洗。13、运行中应注意凝汽器补水情况,若发现室外凝水箱水位指示不正常，应立即开启 室外凝水箱补水调阀旁路补水，防止室外凝水箱低水位造成汽机真空下降。14、运行中发生真

5、空泵运行异常时应检查: a. 真空泵系统进口阀是否关闭。b. 真空泵密封水温是否正常（25），制冷压缩机是否正常运行。c. 热交换器密封水进、出口温差应不大于8。如过高,应检查过滤器、连接管、进口喷嘴有无阻塞现象。d. 分离器水位应正常。如过低应检查低水位补水电磁阀及浮子式水位开关工作是否正常,过滤器是否阻塞。如过高应开启分离器放水阀并联系检修检查溢水管路。e. 真空系统是否存在严重泄漏。凝汽器绝对压力在34mbar(25.4mmHg)时,真空系统漏气量应不大于3.78ml/sec。 第二节 汽压汽温异常 运行中汽压汽温异常应按如下规定执行： 1初压升高（1）在正常情况下,初压应控制在额定压力

6、16.67MPa(170kg/cm2)以下运行。（2）在非正常工况下,初压超额定值运行必须进行累计。对于短时间超额定值25%20.84MPa(212.54kg/cm2) 的异常工况,每年的累计值不得超过12小时。（3）对于短时间超压异常运行工况,必须限制通过的流量不超过额定压力下阀门全开(VWO)时蒸汽流量。2再热汽压升高运行中再热汽压最大不得超过高压调阀全开,额定初压力下高压缸排汽压力的 25%5.3MPa(54.12kg/cm2)。3主、再热汽温升高（1）运行中应对蒸汽温度做平均值计算, 并且其年平均值不得超过额定汽温值。（2）在年平均值不超过额定值前提下, 允许主、再热汽温不超过额定值1

7、5F(8.3)下运行。（3）在年平均值不超过额定值前提下,主、再热汽温超过额定值达25F(13.9)的年累计时间不得超过400小时。（4）在年平均值不超过额定值前提下,主、再热汽温超过额定值达50F(28)的不正常工况，每次应限定在15分钟以内,且年累计时间不得超过80小时。（5）当主、再热汽温超过1050F(566)时应立即打闸停机。（6）在年平均值不超过额定值前提下,主、 再热汽温两侧温差不应大于25F(13.9); 在4小时间隔内,温差达到75F(41.7)的不正常工况,应不超过15分钟。4主、再热汽温突降（1）运行中必须注意汽温变化,特别在锅炉异常运行时更应加强监视。（2）当主、再热汽

8、温在15分钟内下降100F(55.6)时, 报井系统发出报井,此时除 迅速调整恢复外,还应开出主、再热汽管疏水阀,汽机高压缸疏水阀及一、二级抽汽疏水阀。（3）当主、再热汽温继续下降,在15分钟内下降150F(83.3)时,应立即打闸停机。5运行中主、再热汽温差应维持在规定范围内(见附图五)，超出允许值应立即采取 措施恢复,若15 分钟仍未恢复到允许值内,应立即打闸停机。6主汽门、调门腔室内外壁温差应在规定范围内(见曲线图六)。 第三节 汽轮机严重超速一、现象1、机组负荷指示到零或满刻度大幅摆动。2、机组所有转速表读数均超过危急保安器动作转速,而危急保安器未动作。3、机组发生超速异声,主油泵出口

9、压力相应升高。4、机组振动增加,汽缸内可能有金属响声。二、原因1、DEHC系统故障。2、主汽门、调门、中联门卡涩。3、发电机失同步。4、危急保安器卡涩。5、机组跳闸或解列后,汽轮机抽汽逆止门卡涩。三、处理措施1、确认汽机超速后,应立即破坏真空紧急停机。2、开启事故润滑油泵，停盘车油泵。3、立即关闭电动主汽阀,切断除氧器汽源。4、强关汽机旁路,打闸小机,检查汽机各级抽级逆止门、电动门关闭, 若未关闭应迅速采取有效措施。5、汽机存在阀门卡涩缺陷停机时,应先将发电机负荷减至零,如主汽门、调门中联门卡涩应先关闭电动主汽门,再打闸停机。如抽汽逆止门卡涩, 应先关闭其电动隔离 阀,再停机。6、运行中发现抽

10、汽逆止门有卡涩现象时,应关闭其电动隔离阀,使其退出运行。7、发生超速事故停机后,在没有找到真实原因并得到主管生产的领导批准前跳闸系统不得复位。第四节 汽轮机水冲击一、现象1、主、再热汽温急剧下降。2、从主、再热汽管法兰、汽门接合处，门杆、汽缸结合面、 轴封等处冒出白汽和水滴。3、清楚听到主、再热汽管或抽汽管内有水击声或汽机防进水监测装置报警。4、机组负荷自动下降,振动增大,汽机内部声响异常。5、推力瓦块温度与回油温度突升,轴向位移突增,差胀大幅度变化。6、汽机上、下缸温差明显增大。7、汽机加热器、除氧器水位异常。二、原因1、锅炉减温水或高旁减温水调节装置失灵,造成加热器汽侧蒸汽带水。2、启动过

11、程中,主、再热汽管、高压缸排汽管、抽汽管、及汽机本体疏水不彻底。3、锅炉满水。4、轴封汽源带水。5、加热器管束泄漏或水位自调失灵造成满水。三、处理措施1、汽机带负荷运行中发生水冲击,如未发生其他需要停机的故障,应维持机组运行;如在启动过程中确认发生水冲击,发电机未并网前应立即停机并破坏真空。2、无论停机还是维持运行,均应迅速切断水源开启全部主、再热汽管、高压缸排汽管、抽汽管及汽机本体疏水阀。3、若发生加热器泄漏,保护未动作时,应立即关闭相应的抽汽电动门,开启水侧旁路阀及关闭进出水阀,将该加热器退出运行，并检查抽汽电动门前、后疏水阀应在开启状态。4、汽温下降原因若为减温水装置失灵造成，应立即作必

12、要调整或隔离。5、发生水冲击,应密切注意以下事项:a. 仔细倾听汽机内部声音。b. 认真检查轴向位移与差胀值,主轴承、推力轴承金属温度与回油温度。c. 监视机组振动和上、下缸温差。d. 加强主、再热汽温监控,严防故障处理过程中出现超温工况。e. 停机过程中应记录惰走时间和惰走时真空变化。6、对于汽缸温度高于260以上的进水停机工况,再次启动前, 盘车时间一般应不小于24小时,且上、下缸温差小于28,大轴偏心度正常。7、运行中发现加热器水位异常或汽机上、下缸温差增大时,应加强监视并通过检查加热器就地水位指示、加热器进出水温、机组负荷、差胀、振动的变化加以核对,确认加热器水位异常时,应立即将加热器

13、退出运行,并开启相应抽汽管的疏水阀。8、汽机由高负荷降至低负荷的过程中,轴封汽源将进行自动切换,若备用汽源带水,造成汽机轴封处受冷、振动、差胀发生异常时,应立即至现场检查疏水情况。当轴封母管疏水缩孔疏水不畅时，应开启疏水缩孔旁路阀。9、除氧器水位异常时,应按相应规定处理。第五节 汽机低压缸排汽温度高一、现象1、排汽温度上升至57以上(特别是在低负荷或空负荷工况时)。2、机组振动可能增大。二、原因机组在低负荷或启动工况下,蒸汽流量小, 叶轮摩擦鼓风产生的热量,引起排汽温 度上升。三、处理措施1、机组启动及低负荷工况下,必须加强监视排汽温度变化。2、排汽温度达到57时,排汽缸喷水装置应自动投入,

14、否则应手动控制其旁路阀,降低排汽温度。手操开启必须缓慢,以防排汽缸冷却过快。3、排汽温度达到79时,喷水阀应全开,达到93时,报井系统发出报井,当进一步上升到107时应立即打闸停机。4、尽量避免让机组在空负荷或低负荷(小于105MW)下长期运行。5、喷水减温工况对汽机末级叶片具有潜在危胁,因此必须尽量减少。在启动中应尽可能增加机组负荷,防止出现升温过快。当排汽温度持续在57 以上时,则应减慢加荷率,以0.5%以下速率加荷,直至排汽温度恢复正常,以防止机组变形和轴封摩擦。6、若排汽温度主要是由于汽机真空下降引起，则参照“汽机真空下降”处理。第六节 汽机振动一、原因1、汽机真空下降或排汽温度高引起

15、汽机中心偏移,或末级叶片喘振。2、轴承座不均匀下沉引起轴系中心偏移。3、启动中升速或加负荷过快引起汽机膨胀不均。4、汽机滑销系统卡涩。5、汽机叶片断落。6、汽机发生水冲击。7、汽机轴向位移或差胀过大引起动静碰擦。8、轴承油温过高或过低、油压不正常或油质不合格使轴承油膜破坏。9、轴承本身故障,如球面松动,轴颈顶部间隙过大,轴瓦乌金损坏。10、轴承座和台板接触不良,或其台板螺钉松动。11、大修后机组轴承中心未找正,或机组内部动静部分有遗留杂物。12、发电机转子绕组发生匝间短路(或两点接地)。13、发电机氢温或密封油温异常。二、处理1、当发生机组振动突然增大,但不甚剧烈时,应努力寻找原因,加强观察,

16、分析原因,不能消除时应逐级汇报并采取对策。2、经变化负荷仍无效,振动继续上升达跳闸值时,应立即破坏真空停机, 注意检查惰走情况,记录惰走时间和惰走过程真空变化。3、启动冲转中发生机组振动,应参照“冷态手动方式启动”中有关规定执行。4、运行中汽机振动增大时,一般可将进汽方式转换至全周(FA)方式,并观察振动变化情况。5、运行中因某些原因造成汽机内部部件损坏,振动异常增大,若此时能清晰听到汽机内部有金属撞击声或磨擦声,就应立即打闸,破坏真空停机, 而不管此时振动数值是否达到跳闸值。停机后未进行相关检查不准再行启动。运行中若发生轴封部分有明显碰擦以致出现火花时，也应立即作破坏真空紧急停机处理。第七节

17、 汽机轴向位移增大一、现象1、轴向位移指示偏离正常指示范围。2、推力瓦温度明显上升, 推力轴承回油温度也可能升高( 正常油温升应小于25)。3、机组振动增大,可能伴有异声。二、原因1、负荷突变。2、主、再热汽温突降。3、机组通流部分结垢严重。4、润滑油温或油压异常或推力瓦磨损。5、汽机进水，发生水冲击。6、电网周波下降。三、处理1、轴向位移增大原因系上述1、2条时,应立即稳定工况,防止参数进一步变化。2、如机组通流部结垢严重,应降低机组负荷运行。3、当轴向位移达到极限(0.89mm)且有其它象征,如机组振动、 推力瓦温度异常,应立即打闸停机并破坏真空。4、当推力瓦块温度达到180F(82)报井

18、,继续增大达到190F(88)应打闸停机。5、当轴向位移增大,汽机推力轴承瓦块温度发生变化时,应按照附图七中的规定执行。6、当原因为上述第4,5,6条时,参见相应故障处理规定执行。 第八节 高、低压加热器异常一、现象1、加热器水位上升至高水位:相应的危急疏水阀开启。2、低加水位上升至高高水位:联锁保护动作。水侧走旁路,抽汽逆止阀、电动隔离阀以及上一级疏水调阀关闭。3、六号高加水位上升至高高水位:联锁保护动作。水侧走旁路关闭抽汽逆止阀、电动隔离阀以及上一级疏水调阀。汽机负荷有所增加,除氧器水位和给水温度有所下降。4、七、八号高加水位上升至高高水位:联锁保护动作。 水侧走旁路，关闭七、八号高加的抽

19、汽逆止阀、电动隔离阀、汽机负荷猛增, 给水温度迅速下降。5、加热器进出水温差大（70）时，联锁保护动作，关闭该加热器抽汽电动门。6、加热器进出水温差变化率大（110/hr）时，联锁保护动作，关闭该加热器抽汽电动门。二、原因1、加热器管束发生泄漏。2、加热器疏水调节系统故障。3、疏水加热器或闪蒸箱工况异常。三、处理1、运行中发现加热器水位异常时,应前往现场核对水位和检查疏水阀开度,若疏水调节系统故障,可暂改手动维持,此时应维持机组负荷稳定.#1、#2 低加水位异常时,还应检查疏水加热器和闪蒸箱工况是否正常。2、运行中低加危急疏水阀开启而水位仍较高时,应怀疑管束泄漏,可利用隔离方法加以确认。当确认

20、存在泄漏故障时,必须立即停用(三、 四号低加水侧必须同时停用,一号低加疏水加热器、闪蒸箱必须同时停用,一号低加停用前,应将轴封系统转向阀切至回凝汽器)。3、发现高加疏水阀阀位明显大于正常工况开度,且高加端差亦明显增大时,应怀疑该高加管束可能存在泄漏缺陷。若水位仍能维持,可逐级汇报, 以便进一步确认。若水位不能维持且给水旁路保护动作,则不应重新投用, 并逐级汇报。4、除因机组负荷增减或发生工况突变等明显扰动因素造成高加水位异常跳停外,其它稳定工况发生高加跳停时均应通知热控人员前来检查,运行人员也应作相应检查,以判断高加是否存在缺陷。5、经检查未发现高加存在明显异常,且机组负荷已处稳定状态,可再行

21、投用高加。投用应尽可能在250MW负荷以下进行。6、投用高加应先开启高加进水阀,随后检查观察高加水位,确认无异常可恢复高加水侧,随后再依次投用高加汽侧。7、投用高加汽侧应缓慢,注意控制高加水温上升率111/h, 由此每台高加投用时间可控制在20分钟左右。8、加热器退出运行时,汽机负荷限制规定:a.任一加热器退出运行,可带满负荷。b.七、八号高加退出运行,可带满负荷。c.六、七、八号高加从高压到低压顺序退出运行，仍可带满负荷。d.高加全部退出运行工况下,另有其它加热器退出时,每退出一台, 负荷应降低5%。e.八号高加运行时,如二台相邻低加退出,负荷应降低10%,三台相邻低加退出,负荷应降低20%

22、,以此类推,直到负荷应降低50%。9、高加危急疏水开启工况下,应加强凝泵运行监视,防止超负荷。10、应高度重视任一加热器水位工况,发现异常应迅速表明原因加以消除。当水位到保护动作值而保护拒动时,应果断关闭对应的抽汽,电动隔离阀疏水阀，同时加热器水侧改走旁路,并检查确认停用的抽汽管路上疏水阀应开启。第九节 除氧器故障一、水位异常1原因（1）水位自动调节系统跳至手动方式或失灵。（2）凝结水泵故障。（3）低压给水管路破裂、安全阀动作或阀门误关。（4）热水箱放水阀误开或大量泄漏。（5）凝汽器高水位回水阀误开。（6）高加危急疏水阀开启。（7）高压给水系统故障,给水流量突变。（8）水位信号错误。2现象和特

23、征（1）水位高至2200mm,除氧器溢流阀开启。（2）水位高至2500mm,报井系统发出报井。（3）水位高至2550mm,除氧器进水调阀强关。（4）水位高到2650mm，跳除氧器再循环泵，强关进汽电动门，强关6高加正常疏水调阀，强关除氧器进水调门旁路电动门。（5）水位高至2815mm，汽机跳闸。 （6）水位低至1500mm,报警系统发出报警。（7）水位低至655mm,给泵跳闸。3处理措施（1）检查除氧器就地水位计水位,确认水位异常。（2）如热水箱的放水阀或水位调节阀有异常,应立即联系消除。（3）检查凝汽器水位、凝泵出口流量、压力，如确认凝泵故障，应立即调用备用泵。（4）检查确认加热器水侧安全阀

24、动作,应立即停用相应低加。（5）检查确认低压给水管破裂，应设法隔离该管段，若无法隔离应停机处理。（6）若水位调节系统失灵,则应稳定负荷,改用手动控制水位, 必要时开启调节阀电动旁路阀暂时维持水位。（7）若系凝泵再循环阀误开,应关闭其手动隔离阀。（8）若凝汽器水位高引起高水位回水阀开启,应立即减负荷,并迅速关闭高水位回水阀隔离阀。同时加强凝汽器水位监视,严防小机进水。（9）在处理除氧器水位异常时,应注意给泵工况,若发生给泵振动突增, 出水压力晃动不稳时,说明给泵进口发生汽化应立即停泵。若除氧器水位降至给泵跳闸值,而给泵未跳闸时,应立即手动停泵。（10）当除氧器水位上升至高高水位,而溢流阀未开启时

25、,应立即采取措施手动放水,并停止除氧器进水。（11）因汽包水位调节造成给水量大幅度变化时,应同时注意除氧器水位变化,必要时暂改手动方式运行。（12）当除氧器水位改手动控制时,应尽量维持负荷不变,负荷改变时, 应预先考虑到除氧器水位变化,并应适当降低负荷变化率。二、压力异常1原因（1）进水量突变。（2）备用汽源误开或正常进汽误关。（3）汽机负荷突变或过负荷。（4）高加跳闸或高加疏水系统工作不正常。2处理（1）当进水量过大时,可适当降低除氧器水位定值或改手动方式进水。（2）汽机过负荷时应立即减荷。（3）汽源不正常时,应迅速采取措施恢复。（4）高加运行不正常应立即处理,必要时联系检修。三、除氧器出水

26、含氧量不合格1原因（1）除氧器排气门开度太小。（2）凝汽器过冷却度增大。（3）机组负荷增加过快。（4）凝水系统加药不正常。2处理（1）适当增加除氧器排汽阀开度。（2）检查凝结水含氧量,注意调节凝汽器的运行工况。（3）适当开启再沸腾管进汽阀。（4）降低加负荷速率。（5）联系化学，恢复凝水系统正常加药。四、除氧器水击或振动1原因（1）进入除氧器的水温太低。（2）机组负荷太轻。2处理（1）检查凝水系统有无异常,并尽快恢复。（2）机组启动时,检查除氧器再循环系统运行是否正常。（3）当多台低加退出运行时,应及时投用除氧器再循环泵。（4）如机组负荷太低,应尽可能增加负荷。第十节 凝汽器故障一、凝汽器水位异

27、常1原因（1）凝汽器水位调节装置故障。（2）凝汽器钛管严重泄漏。（3）系统中阀门误开或管路破裂。（4）凝泵跳闸、进口发生汽化或进口滤网堵塞。（5）高加危急疏水阀开启。2处理（1）确认水位自动调节装置失灵,应改手动调节,维持凝汽器正常水位, 必要时启动注水泵补水。（2）确认凝泵再循环阀误开或凝汽器高水位回水阀误开, 应关闭对应的手动隔离阀。（3）凝泵进口汽化、出水压力晃动或进口滤网差压超限,立即调备用泵运行。（4）凝汽器水位低至-100mm时,凝泵将跳闸。水位异常下降时, 应到现场核对水位。如因补水调阀故障引起，应开启调阀旁路阀补水。（5）若水位异常下降是由凝结水管路破裂引起,应尽快隔离,无法隔

28、离时应停机处理。（6）因加热器危急疏水阀或低旁突然开启,造成凝汽器热井水位异常升高时应尽快降荷,防止高水位回水阀动作。（7）运行中应注意室外凝结水箱水位,防止水位过低影响凝汽器正常补水。（8）发生凝汽器钛管泄漏时,按相应规定处理。二、凝汽器泄漏1现象（1）凝结水硬度增加。（2）凝结水导电度异常升高。（3）凝结水过冷却度增加。（4）炉水PH值下降。（5）凝汽器水位升高或补水异常减少。2处理（1）确认凝汽器钛管泄漏,应进行查漏处理。（2）将机组负荷降至150MW以下,维持一台循泵运行。（3）停用胶球清洗装置,并进行隔离。（4）停用半侧凝汽器,判断确定泄漏位置。1）关闭停用侧凝汽器水侧抽空阀。2）关

29、闭停用凝汽器循环水侧进出水阀、联通阀、及反冲洗阀放尽存水。3）监视分析凝结水水质变化情况。如凝结水水质明显转好, 说明停用侧存在泄漏。（5）对停用侧凝汽器查漏,查漏时应将汽机旁路系统退出运行并隔离，防止旁路强制打开。（6）查漏时若真空偏低,应继续适当降低负荷。（7）凝汽器泄漏侧消缺后投运时,应先投用循环水侧,后开启水、 汽侧抽空气阀。投用水侧时应加强监控,防止对凝汽器产生热冲击。第十一节 润滑油系统故障一、油箱油位异常的原因与处理1、确认油箱油位下降,应立即查明原因,设法排除故障,必要时紧急加油。2、当油位迅速下降,经采用补救措施无效时,应立即破坏真空紧急停机。3、油位下降的原因是系统漏油,则

30、漏油可能由下列情况引起,应作相应处理：（1）油管路破裂大量泄漏,此时应立即停机。（2）油箱连接管路中,如放油阀、排污阀、管路连接法兰、油泵油封等处泄漏，一经查出，应尽快消除。4、轴承油滤网发生堵塞,应及时清理。5、运行中发现油位上升,应进行底部放水检查。如油中含水,应分析可能出现的漏水漏汽点,若系轴封压力过高所致,可适当降低轴封压力,并应在运行中增加放水次数,同时检查主机油净化装置工作是否正常，同时联系检修用滤油机进行滤油循环。若系冷油器泄漏,应切换冷油器; 若两只冷油器均泄漏,则立即停机处理。6、主机油箱油位异常变化时，应对密封油储油箱油位作相应检查。7、运行中应注意油箱排油烟机工作情况,油

31、箱内真空发生变化会引起油位变化。二、油温异常的原因与处理1、运行中发现轴承回油温度突然升高3以上或轴承金属温度突然升高6 以上,应立即寻找原因。主机#1、轴承瓦块温度上升到116, 发出报井,上升至127应立即打闸停机,#4、轴承瓦温上升至107发出报井, 上升至121应立即打闸停机。2、所有轴承温度普遍升高,应检查冷油器工况,必要时手动调节恢复。3、若系个别轴承异常,应检查轴承的回油流动情况与油压, 如回油量明显减少,瓦温已达到极限,应立即打闸停机,并破坏真空。4、推力轴承油温升高,应核对轴向位移指示,并参照轴向位移增大条文处理。三、油压异常1运行中油压下降的可能原因（1）主油泵故障。（2）

32、油涡轮泵故障,或其入口滤网堵塞。（3）油系统管路破裂大量漏油。（4）备用油泵逆止门泄漏及其余管路泄漏造成油流短路。（5）油箱油位过低。（6）过压阀误动或泄漏。2油压异常的处理（1）运行中发现油压下降,应立即查明原因设法消除。 当油压下降迅速无法控制时,应立即破坏打闸停机,并破坏真空。（2）当油压明显下降,但仍能维持机组运行,以便进行检查处理时,应注意:1） 当主油泵出口油泵降至1.3MPa(13.3kg/cm2)或轴承油压降至103. 4 KPa05kg/cm2)时,盘车油泵自启动。2）当主油泵出口油压降至1. 24MPa( 12. 6kg/cm2) 或轴承油压降至68.9KPa7kg/cm2

33、)时,事故油泵自启动。3） 主油泵进口油压下降至68.9KPa(0.7kg/cm2)时,电动抽吸油泵自投。4）如油压降至定值,上述油泵未自投,应手动启动。（3）如因主油泵故障而引起油压下降,油泵噪音增大, 油压晃动时应申请停机处理。（4）因油涡轮泵故障,电动抽吸油泵启动后,如油压能维持正常值,则机组可继续运行,待机处理。（5）因油涡轮旁路节流阀运行中发生变化,引起油压变化时, 则重新调整该节流阀。（6）当因油管路破裂泄漏造成油压迅速下降时,应立即破坏真空停机。（7）在启动升速过程中,因盘车油泵和电动抽吸泵故障而油压下降时, 应停机处理。（8）油箱油位低参照有关条文处理。（9）过压阀误动或泄漏，

34、应开启盘车油泵，重新调整过压阀。 第十二节 密封油系统故障1当运行中密封油泵发出噪音增大或振动增大,应检查油泵进口管路有无泄漏、油箱油位是否过低,以及联轴节是否松动或轴承损坏等。2运行中若出现密封油泵马达电流增大,应注意检查油泵出口滤网是否堵塞以及过压阀是否开启。3当密封油泵故障跳闸停用,而使密封油事故油泵投运时, 为防止氢压纯度进一步下降,必须在运行中每8小时吹扫一次发电机氢冷系统,（以纯度高的新氢气来置换机内氢气)保证氢气纯度在9092%以上（操作见氢气系统规定）。4运行中若密封油泵出口压力低于7.3bar(7.4kg/cm2)或运行泵跳闸,备用泵应自投，母管压低于7.7kg/cm2，事故

35、密封油泵应自投。若未能正确自投，就手动投入。5当运行中密封油泵、事故油泵均不能投用时,机组可采用二次事故密封油供油方式(由轴承油供密封油)运行.此时机内氢压最高可达约8psi,应按电气规程规定降低负荷运行。6运行中密封油真空泵发生过热,必须停真空泵,让其冷却,并用手盘转泵轴随后关闭泵进口阀,让其运转一小时。如果泵内可能有异物,不得强行盘转泵轴。7密封油真空泵停运时,油箱破坏真空阀应开启,未开启时,应开手动破坏真空阀。密封油真空泵停运期间,应参照上述第三条执行,以保证氢气纯度。8密封油真空泵停运期间,因油箱真空降低,油位会有所下降。真空泵恢复运行时,因油箱真空上升,可能会造成密封油泵出口压力瞬时

36、下降。9密封油箱油位异常时,应检查系统阀门位置是否异常， 检查汽机主油箱，密封油箱真空是否发生变化。当确认密封油箱内油位调门故障时,应启动事故油泵,停运主密封油泵。当确认是因油箱真空变化引起时,应调整至正常。当密封油箱油位异常升高时,应启动事故密封油泵的停用密封油真空泵,必要时调节油箱进油阀H-09,使密封油箱油位正常，同时检查主油箱油位,并按相应规定处理。10运行中密封油调压装置不正常时,应尽可能进行手动恢复密封油与发电机内氢气差压在正常值,在手动调节期间,机内氢压发生变化时，应及时调节密封油差压在合格范围内。第十三节 定子冷却水系统故障一、现象1、定子冷却水温度异常。2、定子冷却水压力流量

37、异常。3、定子冷却水导电度高。二、原因1、定子冷却水泵故障。2、定子冷却水箱水位异常,冷却器管束泄漏。3、定子冷却水离子交换器树脂失效。4、冷却水系统滤网脏。5、冷却水压力与温度调节装置异常。三、处理1、确认定子冷却水泵故障,应立即调用备用泵。2、确认定子冷却水箱水位低时,应及时补水。确认定子冷却水水箱水位高造成泵出水压力异常高时应立即停止补水，并开启水箱放水阀放水至正常。3、确认离子交换器进出差压超限或失效时,进行树脂更换, 注意进入离子交换器的水温度小于50。4、处理定子冷却水系统故障时,可适当减负荷,以减缓水温上升速度。5、当运行参数达到跳闸值,而机组未跳闸时,应打闸停机。6、确认冷却器

38、泄漏,应投用备用定冷器，将故障冷却器隔离，消缺后及时恢复备用。 第十四节 闭冷水系统故障一、现象1、闭冷水箱水位异常下降2、闭冷水系统压力晃动3、闭冷水压力低4、闭冷水温度高 二、原因1、闭冷器漏水，排放阀误开2、闭冷水补水异常3、闭冷水系统空气未排尽或调压装置故障4、备用泵逆止阀漏，泵倒转5、发电机氢温调节阀开度大6、闭冷泵入口滤网脏三、处理1、检查闭冷水箱补水调阀或除盐水压力，若属补水压力低，应通知化学增开除盐水泵，若机组凝水箱在补水，紧急情况下可暂停机组凝水箱补水；若属闭冷水箱补水调阀故障，则手动强开该调阀以稳定水位。2、若补水系统正常，但补水工况异常时，应全面检查闭冷水系统是否存在外漏

39、现象，一经查出立即进行隔离处理。3、若外观检查未发现系统外漏，应检查各油箱油位，发现油箱油位异常升高时，应怀疑冷油器漏水，并相应进行切换冷油器操作。4、若仍未找同闭冷水箱水位异常原因，应对闭冷器进行查漏。5、闭冷水压力晃动，可能为闭冷水系统空气未排放彻底，应进行相应的排空气处理；运行中发生压力晃动，可调备用泵运行；若压力仍晃动，则应联系热工人员检查闭冷水调压装置。6. 若检查发生闭冷泵组异常，如振动大，发出不正常声响或轴承马达异常发热，则应调备用泵运行。7、发现备用泵倒转应立即隔离该泵。8、发电机氢冷器很可能积聚空气，运行中应加强对其工况的监视，发现备氢冷器温度偏差大时，应对温度较高的氢冷器闭

40、冷水侧进行放空气操作。9、若闭冷泵入口滤网脏，应调备用泵运行，并及时联系检修清理滤网。第十五节 旁路系统故障一、发生下列情况旁路将闭锁1高旁（1）高压旁路控制盘电源不可用；（2）液压油压力低（MARK V）；（3）凝汽器不在运行：1）凝汽器压力250mbar；2）无循泵运行；3）无凝泵运行。（4）真空破坏阀未关；（5）有MFT指令；（6）冷再温度超限370；（7）冷再压力超限50bar；（8）高旁减温水电动门SGG-7故障或有关闭命令；（9）高旁蒸汽隔离电动门SGG-5故障或有关闭命令；（10）高旁减压阀SGG-6信号不好；（11）高旁流量信号不好（低旁压力或温度信号不好、热再压力或温度信号不

41、好）。2低旁（1）高压旁路控制盘电源不可用；（2）液压油压力低（MARK V）；（3）凝汽器不在运行：1）凝汽器压力250mbar；2）无循泵运行；3）无凝泵运行；4）真空破坏阀未关。（4）有MFT指令；（5）低旁减温水电动阀SGJ-10故障或有关闭命令；（6）低旁蒸汽电动隔离阀SGJ-4故障或有关闭命令；（7）低旁焓值高延时60秒；（8）低旁减压阀SGJ-6信号不好。二、处理1、机组启动时发生旁路故障,应停止启动, 待旁路故障消除后方可继续启动机组。2、正常运行中发生汽机跳闸,旁路强关且不能恢复时,锅炉应跳闸,未跳闸时应立即手动打闸锅炉。3、正常运行中,应加强对旁路控制油系统检查,发现泄漏,

42、应立即采取有效措施,并联系检修处理。第十六节 给水泵跳闸一、现象1、报警系统发出“给水泵跳闸”报警。2、汽包水位波动大。3、“RB”动作,机组快速减荷。二、原因给泵组保护动作或手揿“跳闸”按钮。三、处理1、立即启动电泵，开启出水阀与另一台给泵并列供水。2、检查RB应动作,三磨运行时跳一磨保持下层二台磨运行。若“RB”未正确动作，三磨运行时应立即手动打闸上层磨，并将负荷降至175MW ；两磨运行时应降低炉燃料率，将负荷降至175MW。 3、将另一台给泵控制置“手动”并调节其输出，防止过流量。4、严密监视运行泵工况，维持汽包水位正常。5、加强对锅炉燃烧、炉膛压力及主再热汽温等工况参数的监控。6、根据给水供给能力接带负荷。检查给泵跳闸原因，缺陷消除后尽快恢复正常运方。第十七节 循环水泵跳闸一、原因1. 循泵入口水位低 0mm2. 凝汽器水通路未通3. 循泵内侧轴承温度高 1004. 循泵外侧轴承温度高 1005. 循泵推力轴承温度高 1006. 循泵电机绕组温度高 1507. PLC紧急停8. 凝汽器水室真空破坏阀全开9. 江水与滤网前水位差高 1000mm10.