300MW仿真机汽机常见事故处理

1、国电宝鸡（宝二）发电公司仿真培训中心 #2高加泄漏现象#2高加水位异常，#2高加正常疏水门及事故疏水门开大，给水泵AB出口流量之和与省煤器入口流量偏差大。1监视汽机运行参数时，发现#2高加水位异常。2检查#2高加正常疏水门及事故疏水门动作正常，疏水阀开度比正常运行偏大。3检查比较给水泵AB出口流量之和与省煤器入口流量偏差，偏差增大。4正确判断#2高加水侧泄漏。5汇报教练员，请求解列高加并限制机组负荷至90%。6CCS控制切BASE，降低机组负荷。7稳定主再热蒸汽参数，控制汽包水位在正常范围。8关闭#1、#2、#3高加抽汽电动门，确认抽汽管道各疏水阀联开。9高加切除后，注意主、再热汽温的变化，及

2、时调整减温水流量，防止汽温超限。10隔离高加水侧：先开高加旁路门（三通阀），完全开启后，手动关闭高加出口门。11就地关闭高加给水注水门，打开水侧放水门泄压。12高加解列完毕，全面检查机侧TSI各参数、各监视段压力、除氧器水位、热井水位、给水泵、凝泵运行正常，检查疏扩二温度及减温水已开启。13检查锅炉、电气侧主要参数在正常范围内。14检查高加#1、#2、#3抽汽电动门关闭严密并切电。（仿真机未做高低加系统，以下均口述）15关闭#1、#2、#3高加连续排汽手动门16关闭#1高加至#2高加逐级及事故疏水调阀后手动门，关闭#2高加至#3高加逐级疏水调阀前手动门17检查#2高加汽侧压力为0，开启#2高加

3、汽侧排气门18开启#2高加汽侧、水侧放水门19通知检修处理。20拆除安全措施21关闭汽、水侧放水门，开启#1高加出口管道放空气门22开启高加出口电动门注水门高加注水，连续冒水后关闭（以上口述）23（操作）开启高加出口电动门，到位后开启入口电动门（检查给水流量稳定）24开启抽汽逆止门，按#3、#2、#1顺序点动开启抽汽电动门，控制加热器出口水温，升温率3/min25开启#1、#2、#3高加连续排汽手动门，26调整#1、#2、#3高加水位正常，并计算下端差是否正常。汽轮机凝汽器A侧铜管破裂现象热井水位明显升高。处理1监视机组运行参数，热井水位明显升高。2检查发现凝汽器水位快速上升、凝汽器A侧循环水

4、出口压力由120KPa缓慢下降至90KPa，A侧循环水温逐渐上升。3正确判明凝汽器A侧铜管破裂。4汇报教练员，要求快速减负荷至150MW-160MW5切除CCS，打跳磨煤机A，投入CD层油枪后，打跳磨煤机B，控制主再热汽温，负压，汽包水位、除氧器、热井水位等正常6开启#5低加出口管道放水电动门（就地画面开启电动门前手动门），或者开启除氧器放水至定排手动门，降低热井水位。7中辅汽源切换至母管，开启中辅至轴封供汽电动门，检查调整轴封压力正常40KPa。8快速减负荷过程中，检查监视DEH上各参数正常9停止吹灰、定排等工作，关小连排。10负荷200MW以下（就地画面）关闭A侧侧凝汽器汽侧空气门，注意其

5、真空值的变化，若真空急剧下降应立即中止操作。11机组负荷200MW以下，关闭凝汽器A侧循环水入口、出口电动门，检查机组真空回头12通知胶球清扫值班员检查关闭A侧凝汽器胶球清洗出入口门。13开启A侧凝汽器水侧放空气门及水侧放水门。（口述）14切除凝汽器A侧循环水电动门及胶球泵电源。15机组真空回头，检查燃烧稳定，撤出油枪，稳定各参数在正常范围内，检查热井水位缓慢下降，关闭#5低加出口放水门。16根据真空，停运一台循环泵。（口述不必操作，仿真机停运一台循环泵真空下降过快）17注意监视汽轮机#3、4轴承振动、油温和金属温度变化。18教练员告凝汽器A侧铜管消缺结束19拆除安全措施，电动门及胶球泵电源送

6、电正常。20关闭各放水门，稍开凝汽器A侧循环水出口门充水，水侧放空气门见水后关闭空气门，全开凝汽器循环水出口门，开启A侧循环水入口门。21就地开启A侧凝汽器汽侧空气门，注意凝汽器真空值应上升。22汇报教练员，逐步将机组负荷加至正常。小机A#1主油泵故障跳闸，#2主油泵联动正常现象小机A#1主油泵跳闸，备用#2油泵联启正常，导致汽泵A跳闸，汽包水位急剧下降处理1监视汽机运行参数，发现DCS“小机A#1主油泵故障跳闸”“给水泵汽机A跳闸”报警。2检查电泵自启，否则迅速手启电泵。 3提高电泵转速，监视电泵入口压力大于1.05MPa，维持汽包水位正常。4判断汽泵A跳闸原因为#1主油泵跳闸，备用#2油泵

7、联启正常，汇报教练员，联系检修。5汽泵A跳闸后，检查小机A转速下降，最小流量再循环电动门及调阀开启，汽泵A出口门关闭。6检查汽泵B转速自动上升，及时切汽泵B手动，防止汽泵B超速7检查小机A跳闸后#2主油泵运行正常，油系统运行正常8确认小机A转速到300rpm后，投入小机A盘车。9检查电泵轴承温度，耦合器温度，电泵密封水压力等正常，根据电泵油温带机组负荷，必要时降低机组负荷。10降负荷过程注意维持汽包水位正常、主再热蒸汽压力、温度等参数正常，调整除氧器、热井水位正常。11待负荷稳定后，全面检查机、炉、电各系统参数。12布置安全措施，联系检修处理小机A#1主油泵跳闸（口述安全措施）13启动小机A#

8、1主油泵，停止#2主油泵投备用；小机A抽真空正常后开启排汽蝶阀，14点开四抽（辅汽）至小机A管道暖管15冲动小机A（考察冲转经过）16汽泵A、B并泵操作，降低电泵出力17检查汽泵A/B运行稳定，投入汽泵A/B自动（汽泵A/B偏置调整）18停止电泵运行，投入电泵有效备用，检查电泵出口电动门联开，辅助油泵运行正常，密封水压正常，电泵启动条件满足汽泵A前置泵故障跳闸现象DCS“给水前置泵A事故跳闸”、“给水泵汽机A跳闸”报警，汽包水位急剧下降。处理1监视汽机运行参数，发现光子牌、DCS“给水前置泵A事故跳闸”、“给水泵汽机A跳闸”报警，汽包水位急剧下降。2检查电泵自启，否则迅速手启电泵。3提高电泵转

9、速，监视电泵入口压力大于1.05MPa，维持汽包水位正常。4正确判断汽泵A跳闸原因为前置泵A跳闸引起。5汇报教练员，通知检修人员到位，通知助手就地检查汽泵A前置泵跳闸原因。7通知助手将汽泵前置泵开关拉至检修位置，测量绝缘是否正常。8汽泵A跳闸后，检查小机A转速下降，最小流量再循环电动门及调阀开启，汽泵A出口门关闭。9CCS切BASE，减少总煤量，根据电泵油温带负荷10确认小机A转速到300rpm后，投入小机A盘车。11降负荷过程注意维持汽包水位正常、主再热蒸汽压力、温度等参数正常。12待负荷稳定后，全面检查机、炉、电各系统参数正常。13布置安全措施，联系检修处理汽泵A前置泵跳闸14检查汽泵A前

10、置泵故障原因为电气方面，布置安全措施。15启动前置泵A，小机A抽真空正常后开启排汽蝶阀16点开四抽至小机A管道暖管15冲动小机A16汽泵A、B并泵操作，降低电泵出力17检查汽泵A/B运行稳定，投入汽泵A/B自动（汽泵A/B偏置调整）18停止电泵运行，投入电泵有效备用，检查电泵出口电动门联开，辅助油泵运行正常，密封水压正常，最小流量再循环调阀开启且投自动位，电泵启动条件满足#5低加满水现象#5低加水位异常，#5低加正常疏水门及事故疏水门开大，#6、7、8低加逐级和事故疏水自动开大，凝结水流量与正常值偏差大，#5低加抽汽逆止门可能关闭。1监视汽机运行参数时，发现#5低加水位异常。2检查#5低加正常

11、疏水门及事故疏水门动作开大，#6、7、8逐级和事故疏水阀开度比正常运行偏大。3检查比较凝结水流量与正常流量偏差，偏差增大。4正确判断#5低加水侧泄漏。5汇报教练员，请求解列低加。6CCS控制切BASE，稳定机组负荷，防止解列#5低加时，负荷超限。7调整主、再热蒸汽参数，控制汽包水位、除氧器在正常范围。8缓慢关闭#5低加抽汽电动门ES501和ES503，确认抽汽疏水阀开启，未开启时手动开启；注意控制低加出水温度变化不超过2/min。9关闭#5低加抽汽逆止门及逐级疏水门，检查汽侧水位不应升高。10#5低加汽侧无压后，缓慢开启#5低加水侧旁路门CS 31，注意除氧器不应过负荷。11关闭#5低加进口手

12、动门CS 29，关闭出口电动门CS 30。12#5低加解列完毕，全面检查机侧TSI各参数、各监视段压力、除氧器水位、热井水位、给水泵、凝泵运行正常；检查疏扩二温度及减温水已开启。13检查锅炉、电气侧主要参数在正常范围内。14检查#5低加抽汽电动门ES501、ES503关闭严密并切电（仿真机未做高低加系统，以下均口述）15关闭#5低加连续排汽手动门HV 52，16关闭#5低加至#6低加逐级疏水调阀前手动门和事故疏水调阀前手动门，关闭#3高加疏水至#5低加手动门HD 29，关闭#5低加出口管道放水手动门CS 39，关闭放水电动门CS 40并切电17检查#5低加汽侧压力为0，开启#5低加汽侧排气门1

13、8开启#5低加汽侧、水侧放水门19通知检修处理。20拆除安全措施21关闭汽、水侧放水门，汽侧排气门，开启#5低加出口管道放空气门（以上口述）22缓慢开启#5低加入口手动门给#5低加注水，连续冒水后关闭放空气门。23开启#5低加出口电动门，到位后全开入口手动门，关闭#5低加旁路手动门CS 3124开启#5低加抽汽逆止门，全开#5低加抽汽电动门ES501，点动开启抽汽电动门ES503，控制加热器出口水温，升温率2/min。25开启#5低加连续排汽手动门，26调整#5、6、7、8低加水位正常，并计算下端差是否正常。高加水位高保护误动作现象汽压上升、负荷升高、高加切除。1在监视汽机运行参数时，能根据负

14、荷突升等现象及时发现高加解列。2确认#1、#2、#3高加抽汽电动门、逆止门关闭，管道疏开。高加水侧走旁路。3检查各高加水位，正常疏水阀及事故疏水阀动作情况。4判断高加水位高保护误动，汇报教练员。5适当减少燃料，限制机组负荷，并及时调整减温水流量，防止主、再热汽超温。6确认高加保护投入后，投高加水侧。依次开启高加出、入口门。7按压力由低到高顺序依次投入三台高加，检查各高加水位、正常疏水阀及事故疏水阀动作正常。控制高加出口水温温升率3/min8将机组恢复到高加解列前正常负荷，注意维持主再热蒸汽压力、温度正常。9注意过热汽温的变化，参数波动较大时减温水切手动调整。10注意再热汽温的变化，参数波动较大

15、时减温水切手动调整。11高加投运正常后，计算高加下端差是否正常。12操作过程中，严密监视893各受热面壁温不超限。#2高加泄漏现象#2高加水位异常，#2高加正常疏水门及事故疏水门开大，给水泵AB出口流量之和与省煤器入口流量偏差大。处理1监视汽机运行参数时，发现#2高加水位异常。2检查#2高加正常疏水门及事故疏水门动作正常，疏水阀开度比正常运行偏大。3检查比较给水泵AB出口流量和与省煤器入口流量偏差，偏差增大。4正确判断#2高加水侧泄漏。5汇报教练员，请求解列高加并限制机组负荷至90%。6CCS控制切BASE，降低机组负荷。7稳定主再热蒸汽参数，控制汽包水位在正常范围。8关闭#1、#2、#3高加

16、抽汽电动门，确认抽汽管道各疏水阀联开。9高加切除后，注意主、再热汽温的变化，及时调整减温水流量，防止汽温超限。10隔离高加水侧：先开高加旁路门（三通阀），完全开启后，手动关闭高加出口门。11就地关闭高加给水注水门，打开水侧放水门泄压。12高加解列完毕，全面检查机侧TSI各参数、各监视段压力、除氧器水位、热井水位、给水泵、凝泵运行正常，检查疏扩二温度及减温水已开启。13检查锅炉、电气侧主要参数在正常范围内。14检查高加#1、#2、#3抽汽电动门关闭严密并切电。（仿真机未做高低加系统，以下均口述）15关闭#1、#2、#3高加连续排汽手动门16关闭#1高加至#2高加逐级及事故疏水调阀后手动门，关闭#

17、2高加至#3高加逐级疏水调阀前手动门17检查#2高加汽侧压力为0，开启#2高加汽侧排气门18开启#2高加汽侧、水侧放水门19通知检修处理。20拆除安全措施21关闭汽、水侧放水门，开启#1高加出口管道放空气门22开启高加出口电动门注水门高加注水，连续冒水后关闭（以上口述）23开启高加出口电动门，到位后开启入口电动门（检查给水流量稳定）24开启抽汽逆止门，按#3、#2、#1顺序点动开启抽汽电动门，控制加热器出口水温，升温率3/min炉侧减少煤量，控制主再热汽温正常。25开启#1、#2、#3高加连续排汽手动门，26调整#1、#2、#3高加水位正常，并计算下端差是否正常。汽机单侧汽门MSV1误关现象负

18、荷大幅下滑，主汽超压，安全门可能动作，DEH主汽阀MSV1阀位显示为零， DEH上主汽压力显示降为原来的二分之一，汽包水位下降，汽温先升后降。处理1监视汽机运行参数时，发现机组负荷大幅下滑，主汽超压，安全门可能动作，DEH主汽阀MSV1阀位显示为零，2判断主机左侧主汽门MSV1关闭，并汇报教练员。3立即开启PCV阀、高、低旁路快速泄压、调整过、再汽温。4CCS切BASE，快速减弱燃烧，待汽包水位回头打下层磨A，投CD层油枪稳燃，加大上层磨煤机出力，控制汽温下降。5降负荷及停磨过程注意维持汽包水位正常、主再热蒸汽压力、温度等参数正常。6维持过再热汽温的正常,必要时手动调整减温水。7立即启电泵，监

19、视泵入口压力加转速，调节汽包水位；关闭汽泵A、B出口电动门，防止汽泵倒转给水中断。8根据汽包压力变化，关闭PCV阀，逐渐关小直至全关高低旁路，提升炉膛负压，控制汽温突降。9检查切换中辅汽源，保证中辅压力在正常范围内。10立即开启中辅至轴封供汽电动门，调整汽封正常，维持机组真空。11切换除氧器汽源由中辅供汽，维持除氧器压力0.1MPa以上，进一步保证电泵入入口压力不低于1.25MPa。12监视主机推力轴承温度及回油温度上升情况，主机推力轴承温度上升较快，达到脱扣值时，应将汽机手动打闸。13检查监视主机振动、胀差、缸胀，一旦异常应果断停机。14迅速切换厂用系统，由备用电源代厂用，保证厂用供电正常1

20、5检查小机A/B转速下降，最小流量再循环电动门、调阀开启，汽泵A/B出口电动门关闭。16小机A/B转速到300转及时投入小机盘车。17联系检修检查汽机主汽门MSV1关闭原因并消除。18参数稳定后，询问汽机主汽门MSV1是否处理好，如告须立即打闸停机。19立即汽机打闸，检查发电机出口开关、灭磁开关已跳开，检查厂用切换正常。20汽机打闸后立即启动交流润滑油泵，检查汽机高中压主汽阀、调阀、高排逆止门、抽汽逆止门关闭，高、中、低组疏水门全开，转速下降，安排专人检查启动顶轴油泵，转速到零投盘车。21检查锅炉已MFT，则应检查运行磨煤机、给煤机、一次风机跳闸，过再热器减温水总门已全关，各油枪已退出，手动关

21、闭各油枪角阀及来回油跳闸阀手动门；凝汽器循环水管路A侧管板堵塞现象凝汽器真空降低，DEH上A侧排汽温度升高，进一步检查凝汽器A侧循环水压力由120KPa缓慢下降。处理1监视汽机运行参数时，及时发现凝汽器真空降低。核对排汽温度，确认真空下降。2立刻启动备用真空泵，检查真空泵运行正常。3将锅炉控制切手动，减少降低燃烧，汽机关调门降低机组负荷，稳定真空。4全面检查循环水泵、大、小机轴封母管压力、凝汽器水位、真空破坏阀等系统和设备工作状况。5根据循环水管路两侧压力和温升偏差，正确判断凝汽器循环水管路A侧管板堵塞。6汇报教练员，通知胶球清扫值班员进行凝汽器胶球清扫。7密切监视真空下降情况，适当降低机组负

22、荷，维持凝汽器压力在14.7Kpa以上。8控制汽包水位在正常范围,维持主、再热蒸汽温度正常。汽机振动大现象汽轮机#1瓦振动缓慢上升，汽轮机振动大报警处理1监视汽机运行参数时，发现#1瓦振动缓慢上升，汽轮机振动大报警，汇报裁判汽机#1瓦轴振大。2就地检查汽轮机运行情况，测#1瓦轴瓦振动，联系检修检查（口述）3检查汽轮机润滑油压、油温是否正常4检查汽轮机轴承金属温度及回油温是否正常5检查汽轮机轴封压力有无变化，高压缸轴封漏气至除氧器电动门TD-22是否关闭，供汽温度及压力有无变化。6检查主、再热汽温、汽压是否稳定7检查汽轮机差胀、轴向位移是否稳定。8检查#1瓦振动仍缓慢上升，降低机组负荷，观察机组

23、振动变化9启动交流润滑油泵，高压启动油泵，手动停机，解除真空泵B备用，开启真空破坏电动门，停运真空泵A。10检查汽轮机跳闸，锅炉MFT，发电机出口开关3310、3312跳闸，励磁开关Q7跳闸，厂用切换正常，小机A跳闸。11检查汽轮机主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门均已关闭，汽轮机转速下降。12检查中辅联箱供汽电动门联开、四抽至小机供汽电动门联关，轴封辅助汽源电动门联开，轴封母管压力正常。13检查一次风机、磨煤机、给煤机均已跳闸，检查火检风机、微油火检风机运行正常，引送风机运行正常，吹扫10分钟后停运，锅炉焖炉。14汽轮机惰走过程中加强各轴瓦振动、温度的监视，汽轮机惰走过程中检查DEH其余参

24、数正常，记录过临界转速时最大振动值 um。15在发变组保护屏退出规定压板：打开断水压板、失磁压板、二套逆功率压板。16转速降至1200rpm检查顶轴油泵 联启正常，就地检查轴承油膜压力4MPa。17汽轮机转速到0，投入盘车，记录转子惰走时间及盘车电流；（口述）。18真空到0，关闭中辅至轴封供汽手动门，停止轴封供汽，停止轴封风机。19口述：高压内缸上半内壁温度降到150以下时，停盘车和停顶轴油泵；布置安全措施，检修处理。凝汽器真空下降 现象a) 各真空表计指示下降，排汽压力指示升高，DEH、CRT显示“凝汽器真空低”；b) 排汽缸温度升高，凝结水过冷度、循环水出、入口温差可能增大，凝结水温度升高

25、；c) 负荷下滑，或维持负荷不变、蒸汽流量增大；d) 光字盘发出“真空低”声光报警。处理：a) 发现凝汽器排汽压力升高时，迅速对照真空表、排汽温度表、凝结水温度表，确认真空下降时，应迅速查明原因分别情况处理；b) 当凝汽器排汽压力升至14.7 KPa时，启动备用真空泵，若排汽压力继续升高，则压力每上升1KPa，减负荷50MW；若负荷降至30%额定负荷，真空仍不能恢复，应立即减负荷到“0”MW停机。c) 当排汽压力上升至14.7KPa时，发真空低报警信号；排汽压力上升至19.7KPa，低真空保护动作，否则手动停机。处理真空下降原因及处理：1) 循环水量减少或中断：a) 若主机负荷在90%以上，三

26、台循环泵运行时一台泵跳闸，应立即降负荷至80%左右，维持排汽压力14.7KPa以下；b) 若两台循环泵运行，有备用泵时应立即启动备用泵，并确认跳闸泵出口蝶阀已联关，备用泵出口蝶阀已联开。若无备用泵时，应首先检查并确认跳闸泵的电气及机械部分无明显异常后，可强投一次跳闸泵否则应立即减负荷至50%额定负荷，维持排汽压力在14.7KPa以下；c) 若循环泵电源中断，三台泵均停运时，应立即按破坏真空紧急停机处理，汽管道至凝汽器疏水。厂用电恢复后，先关闭凝汽器循环水入口门，后启动循环泵，待低压缸排汽温度降至50以下时，再开启凝汽器循环水入口门，向凝汽器通水；d) 若因循环水泵入口滤网堵或水塔水位低造成循环

27、水量减少，应立即清理滤网或向水塔补水。 2) 水环式真空泵工作失常：a) 若运行泵跳闸，备用泵未联动，应立即手操启动；b) 若分离水箱水位过低，应查找原因，补水至正常水位；c) 若真空泵出口密封水温度升高，应开大密封水冷却器冷却水门调整至正常。3) 凝汽器热井水位高：a) 若运行凝结泵跳闸，备用泵未联动时，应立即手操启动；b) 凝汽器热井水位调节阀自动失灵时，应立即解除自动，手动调整，并检查开启凝汽器热井至凝结水贮水箱放水门CS35，使凝汽器水位恢复正常；c) 若凝汽器铜管大量泄漏，化学化验凝结水硬度大于2.0umol/L时，应汇报教练员，减负荷至5060%，停止半侧凝汽器运行，进行查漏，开启

28、#5低加出口门前放水门，将部分凝结水排地沟并加强补水，凝汽器查漏期间应注意#3、#4轴承振动、油温和轴承金属温度；d) 凝结泵入口滤网堵塞，应启动备用泵，停止故障泵，并将故障泵解列隔离进行清扫。4) 轴封系统工作失常：a) 若溢流站调节失灵，应手动调整维持正常的轴封母管压力，母管压力维持不住时，立即开启备用汽源供汽门；b) 若为小机漏真空引起，应检查小机轴封供汽及负压部分，如密封水回水门开度、排汽蝶阀等，无法恢复时，关闭排汽蝶阀，停止小机并及时给排汽蝶阀供密封水，节流密封水回水门，以维持主机真空。轴向位移增大现象1) 轴向位移指示增大。2) 推力轴承金属温度升高。3) 机组声音异常，振动增大。

29、4) 调节级压力、监视段压力升高。处理1) 发现轴向位移增大，立即检查推力瓦块温度、回油温度、胀差与各监视段压力，注意机组振动与机内声音，采取措施，汇报值长，降负荷使各参数恢复至正常。2) 若主、再热蒸汽参数降低，引起机组过负荷时，应及时调整锅炉燃烧，恢复参数，并适当减少机组负荷。3) 若真空下降，应立即查找原因恢复真空值，否则，按真空下降事故处理规定减负荷，直至凝汽器真空、轴向位移及各监视段压力恢复正常值。4) 汽轮机叶片结垢，应汇报教练员，降低机组出力，使轴向位移及各监视段压力恢复正常。5) 汽轮机发生水击时，应立即破坏真空紧急停机。6) 当轴向位移增大到+0.6mm或-1.05mm时发出

30、报警信号，并伴有不正常或剧烈振动，应立即破坏真空紧急停机。当轴向位移增大至+1.2mm或-1.65mm时，轴向位移保护动作自动停机，否则，应立即手动紧急停机。汽轮机超速现象：1) 发电机负荷到零，机组声音异常。2) 转速上升至危急保安器动作值而不跳闸，转速继续上升，几块转速表均显示升高。3) 主油泵出口油压升高。4) 机组振动增大。处理：1) 甩负荷后，若控制系统动作良好，转速升高到3090r/min时，OSP动作，DEH自动维持机组转速3000r/min，待故障消除后，机组并网按热态启动增加负荷，恢复机组正常运行工况。2) 甩负荷后DEH不能控制转速，转速上升，危急遮断器或110%电超保护不

31、动时，立即破坏真空紧急故障停机，机头打闸一次，确认转速应下降。3) 迅速检查高、中压主汽门、调速汽门、各段抽汽逆止门及高排逆止门应关闭，否则应立即设法关闭，切断进汽，停止抗燃油泵。4) 若转速继续升高，应设法采取措施泄压：I . 高压主汽门、调门卡涩未关闭时，应开启高旁及再热器向空排汽门、主汽向空排汽门、pcv阀、汽包事故放水电动门及炉侧主汽管道疏水门泄压；II . 中压主汽门、调门或高排逆止门卡涩未关闭时，禁开高旁，开启再热器向空排汽门泄压；III. 抽汽逆止门卡涩未关闭时应设法关闭，并立即检查关闭该段抽汽电动门；IV. 关闭高中压缸本体疏水门，防止蒸汽流通。5) 查明超速原因并消除故障，全

32、面检查确认汽轮机正常并经总工批准后方可重新启动，并网带负荷前必须校验危急保安器及各超速保护装置动作正常。定子冷却水系统故障类 型定 冷 水 系 统现象：定冷水压力、流量异常变化处理1、 定子线圈进水压力、流量同时降低1）检查定子冷却水泵是否故障，当泵出口压力低报警时，备用泵应自启，否则手动投入，停故障泵。2）检查定子冷却水过滤器滤网是否堵塞，堵塞时应联系清洗。3）检查定子冷却水冷却器是否泄漏，当发现压力、流量降低，检查其它正常而水箱水位下降较快时，检查补水电磁阀应开启。在加强补水的同时，再检查水箱放水门是否关严或进行冷却器查漏。4） 发电机定子冷却水压力、流量降低，以致发电机定子冷却水中断信号

33、发出后，按发电机规程有关条款执行。5） 定冷水箱补水结束后，检查关闭严密补水门。防止水箱溢流或将水抽吸到凝汽器内。2、发电机回水温度升高或水质恶化：1）发电机定子冷却水回水温度升高时，开大进水门增加流量。并开大冷却器冷却水门，降低发电机进水温度。调整无效，当回水温度达80时，应汇报值长，立即减负荷直至回水温度恢复正常。2）定子线圈冷却水导电度高报警时，应安排专人就地换水并检查水处理回路投入。如离子交换器出口导电度高报警时，应联系化学对树脂进行再生。汽轮机单侧主汽阀关闭现象：1. 负荷大副下滑，主汽超压，安全门可能动作2. DEH主汽阀阀位显示可能为零3. 投负荷反馈或调节级压力反馈下，各阀门开

34、度增大4. DEH上主汽压力显示降为原来的二分之一5. 汽包水位下降6. 汽温先升后降处理：锅炉侧：立即开启PCV阀、高、低旁路快速泄压、调整过、再汽温。快速减弱燃烧，待汽包水位回头打下层磨，投CD层油枪稳燃，再投EF层油枪，控制汽温下降。过再热汽温上升较快时，可切手动调节，保证汽温在可控范围内，但应预防发生水冲击及汽温突降。立即启电泵，视泵入口压力加转速，调节汽包水位；关闭汽泵A、B出口电动门，防止汽泵倒转给水中断。根据汽包压力变化，关闭PCV阀，逐渐关小直至全关高低旁路，提升炉膛负压，控制汽温突降。 汽温下降快时应果断开启顶棚过、环型集箱、壁再疏水及汽机侧高、中、低压组疏水进行疏水，避免疏

35、水不畅发生水冲击损坏设备。如果锅炉已MFT，则应检查运行磨煤机、给煤机、一次风机跳闸，过再热器减温水总门已全关，各油枪已退出，手动关闭各油枪角阀及来回油跳闸阀手动门；汽机侧：检查切换中辅汽源，保证中辅压力在正常范围内。立即开启中辅至轴封供汽电动门，调整汽封正常，维持机组真空，为开启高低旁路做准备。切换除氧器汽源由中辅供汽，维持除氧器压力0.1MPa以上，进一步保证电泵入入口压力不低于0.1MPa。随时做好启动主机交流润滑油泵，汽机打闸的准备。若汽机跳闸后应立即启动交流润滑油泵，检查汽机高中压主汽阀、调阀、高排逆止门、抽汽逆止门关闭，高、中、低组疏水门全开，转速下降，安排专人检查启动顶轴油泵，转

36、速到零投盘车。电气侧:迅速切换厂用系统，由备用电源代厂用，保证厂用供电正常，如果机组跳闸，发电机解列，厂用切换失败，则立即检查若无保护闭锁信号，应给上同期闭锁压板，强投一次。做好汽机打闸，发电机逆功率拒动手动拉发电机出口开关解列及低负荷下发电机逆功率动作解列的准备。其余操作按发电机解列程序将相关压板打开，并在立盘检查柴油发电机联启灯亮，就地保安段电压正常，否则就地手动启动柴油发电机。交流润滑油泵出口逆止门卡 现象：1. 主机润滑油压力迅速下降，交流润滑油泵出口压力不回零2. 机组各轴承金属温度及回油温度升高3. 直流润滑油泵可能联启4. 立盘发“汽轮机润滑油压低”信号5. 机组可能跳闸处理：1

37、. 试转交流润滑油泵结束时，严密监视主机润滑油压，发生油压下降快但交流润滑油泵出口压力不回零时，立即启动交流润滑油泵维持润滑油压。2. 降低机组负荷，注意DEH汽轮机各参数（轴承金属温度、回油温度、油压等）的变化，做好主机润滑油失去的事故预想。3. 联系检修处理，正常后停止交流润滑油泵，投入“备用”，若无法处理，申请停机。4. 若引起润滑油压力低机组跳闸时，启动直流油泵，破坏真空紧急停机。除氧器水位异常类 型辅 机现象：l 除氧器水位显示升高或降低处理：1、水位升高时：1）、除氧器水位升高较快，应立即手动调小除氧器进水流量，使之与给水流量适应，若水位自动调节失灵，应切为手动或旁路调整。2)、除

38、氧器水位升高至高值时，除氧器溢流阀应自动开启，注意机组真空（若启动阶段凝汽器真空未建立时，溢流阀动作时立即关闭，防止低压缸安全阀动作），若水位仍不下降，应立即开启给水箱放水门。3)、水位继续升高至高值时，联开除氧器事故放水电动门，否则手动打开，注意机组真空。检查四段抽汽至除氧器逆止门应自动关闭，否则手动关闭，四抽电动门及除氧器进汽门应联关。手动关闭高压轴封漏汽至除氧器电动门。4)、水位变化较大时，应到就地对照水位避免出现假水位，如出现假水位，水位自动应切换为手动进行调整。2、水位下降时：1）、除氧器水位降低较快，应对照水位表计，确证下降应立即检查并调大除氧器进水流量，使之与给水流量相适应。2)、若水位调节门失灵，应立即切为手动或旁路进行调整。3)、凝结水流量减少时，应立即检查凝结水压力、凝结泵电流及密封水情况，注意凝汽器水位，必要时投入备用泵运行。（注意凝结水精处理阀门位置是否正确）。4)、锅炉泄漏时，应加大补水量，维持除氧器水位，做好停机准备。5)、水位降低至低值以