事故处理规程第一版正式

1、目 录目 录 I第一章事故处理总则11事故处理原则12机组紧急停运操作要点13紧急停炉的处理3第二章事故停机分类41紧急故障停机（破坏真空）42故障停机（可不立即破坏真空）43申请停机54锅炉保护停炉55锅炉手动停炉66锅炉请示停炉6第三章主机事故处理81汽轮机水冲击82汽轮机严重超速103汽轮机强烈振动124汽轮机轴承磨损135汽轮机轴承金属温度高146汽轮机通流部分故障157叶片损坏168大轴弯曲169转子轴向位移大1810汽轮机胀差异常1811主、再热蒸汽温度异常1912主、再热蒸汽压力异常2013除氧器超压2114凝汽器钛管泄漏2215凝汽器压力升高2316汽水管道破裂2617油系统着

2、火2618机组甩负荷2819厂用电中断3020EH油压低3121锅炉灭火3222锅炉尾部烟道再燃烧3323汽包水位低3324汽包水位高3425汽水共腾3526给水流量突降或中断3527给水温度骤降3628水冷壁损坏3629省煤器损坏3730过热器损坏3831再热器损坏3832主、再汽温高3933主、再汽温低4034主、再热蒸汽两侧温度偏差大4135主蒸汽压力异常4136炉膛压力高4237炉膛压力低4238汽包水位计损坏4339机组甩部分负荷4340锅炉结焦4441厂用电中断4542仪表电源中断4543机组控制气源中断4644安全门故障4645发电机过负荷4746发电机不对称运行4747发电机温

3、度异常4848运行中1YH故障4849运行中2YH故障4850运行中3YH故障4951发电机测量用电流互感器二次开路4952发电机起动时升不起电压4953发电机励磁回路绝缘电阻低5054发电机机壳内积水5055发电机低周运行5056发电机强励动作5057发电机非同期并列5158发电机失磁5159发电机转子一点接地5160发电机转子两点接地5261发电机定子接地5262发电机发生振荡或失步5263发电机逆功率5364发电机非全相运行5365发电机内部爆炸、着火5366防止氢系统着火及灭火措施：5467发电机断水5468发变组开关跳闸54第四章辅机事故处理561辅机事故处理原则562转动机械常见故

4、障处理563给水泵组系统事故处理584主油箱油位上升615主机润滑油压下降626主油箱油位下降627凝结水泵发生下列情况之一应紧急停泵638凝结水泵发生下列情况之一，泵自动跳闸：639凝结水泵汽化或漏空气6310凝汽器水位异常6411除氧器振动大6512除氧器出水溶氧大6513除氧器水位异常6614密封油压低6615定子冷却水中断6716热网加热器水位升高6817热网加热器疏水罐水位升高6818热网补水除氧器振动6819热网补水除氧器水位下降6920热网补水除氧器水位升高6921热网回水压力下降6922热网回水压力升高6923热网循环水泵汽化7024空预热器转子停转7025空预器故障7126引

5、风机跳闸7127引风机失速7228送风机跳闸7329送风机失速7330一次风机跳闸：7431密封风机故障：7532给煤机跳闸7533给煤机断煤7634磨煤机跳闸7735磨煤机堵煤7736磨煤机自燃及爆炸：7837磨煤机出口一次风管堵7938磨煤机振动8039电除尘电场产生严重闪络而跳闸8040钢带除渣机打滑8041钢带除渣机张紧补压电机频繁起动8142钢带除渣机清扫链条打滑8143钢带除渣机清扫链条张紧补压电机频繁起动8244碎渣机停止8245220KV系统异常及事故处理8246220KV双母线运行，一条母线故障：8347220KV线路故障开关跳闸：8448220kV母线PT二次空开跳闸854

6、9220kV线路开关非全相8550系统振荡8651周波的管理规定8652220KV升压站全停的处理：8653SF6GIS开关拒合的处理8754SF6GIS开关拒分的处理8755GIS室发生SF6泄漏8756SF6气体压力低的处理8757PT和CT事故处理8858避雷器故障处理8859厂用电系统异常及事故处理8960开关拒合的处理8961开关拒分的处理9062开关误合闸的处理9063开关误拉闸的处理9064高压厂用工作变故障跳闸90656kV母线故障91666KV厂用母线电源开关跳闸9267400V任一母线失压9268全厂厂用电中断9269变压器异常及事故处理9370变压器过负荷的处理9471变

7、压器温度高9472变压器瓦斯保护动作时的处理9573“变压器轻瓦斯”信号发出时的处理：9574变压器“重瓦斯保护动作”跳闸的处理9675变压器保护动作跳闸的处理9676变压器差动保护动作检查及处理9777变压器油位不正常的处理9778变压器着火时的处理：9779主变冷却器全停9780直流配电装置故障9881直流系统接地故障处理9882充电器故障处理9983蓄电池组故障处理9984蓄电池室着火处理：10085直流母线电压消失：10086UPS异常及事故处理10087柴油发动机异常及事故处理10188厂用电动机的异常运行及处理10389电动机运行中跳闸10390电动机合闸后立即跳闸10491电动机

8、开关合闸转不起来10492电动机运行中有异音10593电动机运行中出现定子电流不正常的周期性摆动10594电动机过负荷10595电动机定子温度升高超过规定值10696电动机振动异常10697轴承发热，温度过高10698电动机着火的处理10699电动机运行中注意事项107100电力电缆的事故处理107101封闭母线异常运行及事故处理107102刀闸异常运行及处理108103220kV母线保护装置异常处理108第一章 事故处理总则1 事故处理原则1.1 事故发生时，应按“保人身，保设备，保电网”的原则进行处理。1.2 发生事故时，运行人员应根据设备参数变化、设备联动和报警提示判断故障发生的区域，迅

9、速查找事故首发原因，消除对人身和设备安全的威胁，必要时应立即解列发生故障的设备，同时努力保证非故障设备的正常运行。1.3 发生事故时，要在值长的指挥下，组织一切可以利用的力量和人员按规程规定进行事故处理，当发生本规程未列举的事故及故障时，值班人员应根据自己的经验作出判断，主动采取对策，迅速进行处理并及时汇报。1.4 处理事故时应当准确、迅速，接到命令后应复诵一遍，值班员对值长（或主值）下达的命令存在异议时可申明理由，在值长坚持并重复下达命令时除可能直接对人身、设备造成危害外，均应立即执行，命令执行后，应迅速向发令者汇报执行情况。1.5 事故处理的每一阶段都要迅速汇报值长。以便及时汇报网、省调，

10、正确地采取对策，防止事故蔓延1.6 处理事故时，应确保厂用电系统的正常运行，若 “备自投”装置未动作（非保护闭锁），在确认工作电源进线开关已跳闸时，允许立即手动强送一次。厂用电失去后，应启动柴油机，以保证机组保安电源供电正常1.7 当判明是系统与其它设备故障时，则应采取措施，维持机组运行，以便有可能尽快恢复机组的正常运行；1.8 发生事故时值班员要立即汇报，如发生值班员操作和巡视职责范围内的设备事故，值班员来不及汇报，为防止事故扩大，可根据实际情况先进行处理，待事故处理告一段落再逐级向上汇报； 1.9 事故处理中，达到紧急停炉、停机条件而保护未动作时，应立即手动停止机组运行；辅机达到紧急停运条

11、件而保护未动作时，应立即停止该辅机运行；1.10 发生事故时，所有人员不得干涉记录仪、打印机的工作。1.11 若出现机组突然跳闸情况，事故处理完后，事故原因已查清，应尽快恢复机组运行；如事故原因未查明或未消除故障前，严禁再次启动机组或设备。1.12 在机组发生故障和处理事故时，运行人员不得擅自离开工作岗位。如果事故处理发生在交接班时间，应停止交接班，在事故处理完毕再进行交接班。在事故处理中接班人员要主动协助进行事故处理； 1.13 事故处理完毕，值班人员应将事故发生时的现象和时间、汇报的内容、接受的命令及发令人、采取的操作及操作的结果详细进行记录。班后会组织全值人员进行事故分析，写出事故分析报

12、告，不得隐瞒事故真相。2 机组紧急停运操作要点2.1 破坏真空紧急停机的操作步骤2.1.1 按下控制盘上“紧急停机”按钮或在机头将危急保安器手动遮断与复位杠杆置于“脱扣”位置。2.1.2 检查负荷指示到零，高中压主汽门、高中压调速汽门、高排逆止门、各段抽汽逆止门、各段抽汽电动门关闭严密，汽轮机转速开始下降。2.1.3 如发电机未解列，应立即解列发电机，注意机组转速不应升高，否则应立即查明原因并采取降速措施。2.1.4 单操启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，确认润滑油压正常。2.1.5 停真空泵，开启真空破坏门。2.1.6 检查高、低压旁路是否投入，若已投入，应手动关闭。2.1.7 单操关闭以

13、下各疏水阀，并确认主、再热蒸汽管道各手动疏水阀在关闭位置，否则应立即手动关闭。2.1.7.1 主蒸汽总管疏水阀2.1.7.2 A侧主蒸汽管道疏水阀2.1.7.3 B侧主蒸汽管道疏水阀2.1.7.4 高压旁路阀前疏水阀2.1.7.5 冷段再热蒸汽管道疏水阀2.1.7.6 高排逆止门前疏水阀2.1.7.7 高排逆止门后疏水阀2.1.7.8 A侧再热蒸汽管道疏水阀2.1.7.9 B侧再热蒸汽管道疏水阀2.1.7.10 再热蒸汽母管疏水阀2.1.8 锅炉MFT，锅炉减温水电动门关闭，所有燃料已切断。2.1.9 若发电机逆功率保护动作，检查厂用电自动切换正常，否则手动切换。若发电机逆功率保护不动作，手动

14、切换厂用电后解列发电机、灭磁。2.1.10 启动电动给水泵，停止A、B汽动给水泵，注意监视凝汽器，除氧器水位的变化。2.1.11 检查调整轴封供汽压力、温度，润滑油温度、凝汽器水位、除氧器水位正常。2.1.12 确认#1、#2、#3高加，#5、#6低加已自动解列，四段抽汽电动门已联锁关闭。2.1.13 真空到零，停轴封，并停止轴封冷却器风机运行。2.1.14 转速降至1000r/min顶轴油泵自启动，否则单操启动顶轴油泵运行，确认顶轴油压正常。 2.1.15 转速至零，延时几秒钟后，盘车装置应自动投入，否则应手动投入盘车装置。2.1.16 停机过程中应注意机组的振动、串轴（推力瓦温度）、胀差、

15、润滑油温、各轴瓦温度及油氢差压正常。2.1.17 惰走过程中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，应查明原因处理，严禁立即再次启动机组。2.1.18 按正常停机步骤完成其余停机操作。2.2 不破坏真空紧急停机的操作步骤2.2.1 接到值长的停机命令后，按下控制盘上“紧急停机”按钮或在机头将危急保安器手动遮断与复位杠杆置于“脱扣”位置。2.2.2 检查负荷指示到零，高中压主汽门、高中压调速汽门、高排逆止门、各段抽汽逆止门、各段抽汽电动门关闭严密，汽轮机转速开始下降。2.2.3 如发电机未解列，应立即解列发电机，注意机组转速不应升高，否则应立即查明

16、原因并采取降速措施。2.2.4 单操启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，确认润滑油压正常。2.2.5 启动电动给水泵，停止A、B汽动给水泵，注意监视凝汽器，除氧器水位的变化。2.2.6 检查调整轴封供汽压力、温度，润滑油温度、凝汽器水位、除氧器水位正常。2.2.7 确认#1、#2、#3高加，#5、#6低加已自动解列，四段抽汽电动门已联锁关闭。2.2.8 确认高、低压门组各疏水阀已联锁开启。2.2.9 在转速下降过程中，应全面检查，倾听机组声音，注意机组振动，注意监视发电机密封油压及轴封供汽压力的变化。2.2.10 转速降至1000r/min顶轴油泵自启动，否则单操启动顶轴油泵运行，确认顶轴油压

17、正常。 2.2.11 转速至零，延时几秒钟后，盘车装置应自动投入，否则应手动投入盘车装置。2.2.12 检查一切正常后，记录盘车电流及转子偏心率，并完成正常停机中的其它操作。3 紧急停炉的处理3.1 立即按下控制盘上“紧急停炉”按钮，使各设备联动。3.2 若“紧急停炉”按钮拒动，则立即手动停止一次风机、密封风机、磨煤机、给煤机，手动切断燃油，立即停止向炉内供应一切燃料和空气，并关闭所有减温水门。3.3 维持30%额定风量，保持炉膛压力正常，进行通风吹扫。3.4 严密监视汽温、汽压、水位并进行适当的调整。3.5 如短时间不能恢复，按正常停炉处理。3.6 若是烟道二次燃烧，则全停引风机、送风机和火

18、检冷却风机，关闭所有风门和烟道挡板密闭炉膛。3.7 若因炉管爆破停炉，则保留一台引风机运行，待烟气与蒸汽消失后，再停止其运行。3.8 若因空预器故障停炉，应对空预器做好手动盘车，并做好安全措施。第二章 事故停机分类1 紧急故障停机（破坏真空）发生下列情况之一时，应立即破坏真空紧急故障停机：1.1 转速超过3330r/min而危急保安器拒动。1.2 机组发生强烈振动，任一轴振达到或超过0.254mm。1.3 轴向位移达+1.0mm或-1.0mm保护拒动。1.4 汽轮机胀差-1.52mm或+16.46 mm且保护未动作时。1.5 润滑油压降低至跳闸值而保护未动作。1.6 润滑油箱油位下降到极限油位

19、-260mm，补油无效时。1.7 任一支持轴承瓦温超过113或推力轴承瓦温度升到107跳闸值而保护拒动。1.8 汽轮发电机组任意一个轴承断油、冒烟、着火或轴承回油温度急剧上升至82时。1.9 汽轮机发生水冲击。1.10 汽轮机叶片断裂或内部有明显的金属摩擦撞击声。1.11 汽轮机轴封处摩擦冒烟或产生火花。1.12 发电机内部冒烟、着火或氢系统发生爆炸。1.13 汽轮机、发电机油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行时。2 故障停机（可不立即破坏真空）发生下列情况之一时，应立即汇报值长，得到同意后立即故障停机（可不立即破坏真空）：2.1 主蒸汽、再热蒸汽温度达到566，连续运行时间超过15分

20、钟仍不能恢复或超过566时。2.2 主蒸汽、再热蒸汽温度下降至460，虽经减负荷至零，仍不能恢复并继续下降至455时。2.3 主蒸汽、再热蒸汽A、B侧主汽门前温差达到42连续运行超过15分钟，仍不能恢复或超过42时。2.4 主蒸汽压力波动，汽机自动主汽门前压力升高超过17.5 MPa，并且连续运行超过5分钟或超过21.67 MPa时。2.5 凝汽器压力升高，虽经减负荷至零，仍不能恢复并继续升高至0.021MPa且保护未动作时。2.6 低压缸排汽温度高达121，连续运行超过15分钟或超过121时。2.7 发电机断水超过30秒，无法立即供水，并且断水保护不动作时，或定子冷却水出水总管温度达到85时

21、。2.8 高中压缸上下温差达56以上。2.9 汽轮机调节级压力与高压缸排汽压力之比<1.7。2.10 高压缸排汽温度超过427时2.11 抗燃油母管油压下降至8.5Mpa以下或抗燃油箱油位低到230mm以下，不能恢复。2.12 主油泵故障或调速系统剧烈晃动不能维持机组运行时。2.13 发电机氢气或密封油系统故障，大量漏氢，不能维持正常运行时。2.14 汽水管道发生爆破，无法维持正常运行。2.15 锅炉MFT保护动作。2.16 主变、高厂变、励磁变严重故障2.17 发电机组发生剧烈振动超过允许值。2.18 定子线棒及引线漏水严重。2.19 发现有明显故障，保护动作，出口开关拒动2.20 其

22、它严重威协设备和人员安全的紧急情况。2.21 厂用电全部失去不能恢复时。2.22 CRT、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。必须停机才能避免人身和设备事故时。2.23 仪用气源失去，无法对机组阀门设备进行控制操作，不能维持机组正常运行时。2.24 达到机组保护动作条件，而保护拒动时2.25 其它威协设备安全的特殊情况。3 申请停机发生下列情况之一时，应立即采取相应措施，无法挽回时应申请停机：3.1 主要仪表或自动装置电源消失，重要调节或保护装置失灵。3.2 所有操作员站故障或电源失去。3.3 氢、油管道或汽水管道破裂。3.4 辅机故障无法维持机组正常运行。3.5 高中

23、压缸主汽门或调门卡涩。3.6 调速系统故障，负荷大幅度波动，经处理无法恢复正常时。3.7 主再热蒸汽管道或高压阀门漏泄无法维持机组正常运行。3.8 定冷水电导达9.5us/cm无法处理。3.9 汽水品质严重恶化，经多种方法处理无效。3.10 锅炉承压部件泄漏，可能吹损其他受热面或对人身造成威胁。3.11 锅炉严重堵灰结焦，经多方处理无法维持正常运行。3.12 安全门动作后不回座。3.13 受热面金属壁温严重超温，经多方调整无效。3.14 全部电除尘故障停运。3.15 发变组失去主保护运行3.16 发电机、主变、高厂变、励磁变绕组、铁芯温度，温升超过允许值，经采取措施无效。 3.17 发电机内氢

24、气压力过低，无法维持发电机正常运行或发电机内氢气品质恶化，采取措施亦不能恢复正常值。3.18 发电机本体内严重漏水，危及设备安全运行。4 锅炉保护停炉4.1 两台引风机全部停止。 4.2 两台送风机全部停止。4.3 汽包水位高值(+240mm, 延时10S)。 4.4 汽包水位低值（-330mm，延时10S）。4.5 炉膛压力高高值（+3200Pa,延时5S）。4.6 炉膛压力低低值(-2400Pa,延时5S)。4.7 两台空气预热器跳闸或全停（转子停转）延时15S发MFT（主、辅电机均停或跳闸）。4.8 总风量30（延时5S）。4.9 火检冷却风压与炉膛差压低于2kPa，延时120S。4.1

25、0 两台火检冷却风机全停，延时120S。4.11 全炉膛无火（煤层3 /4无火，油层2/4无火认为层无火，任一给煤机运行证实投入该保护）。4.12 失去全部燃料（任一油层曾经点火完成投入该保护，全部油角阀或燃油总阀关闭且无磨煤机运行触发保护动作，油角3/4投入认为油层投入）。4.13 有煤粉投入且油燃料切除，（油角未达到3/4投入）一次风机全停。4.14 负荷高于15额定负荷汽轮机保护动作。4.15 炉侧仪表压缩空气压力低至0.4Mpa，延时60S。4.16 手动MFT。5 锅炉手动停炉5.1 锅炉主给水、主蒸汽、再热蒸汽管道发生爆破，不能维持机组正常运行或危急人身设备安全时。5.2 炉管爆破

26、，不能维持机组正常运行或危急人身设备安全时。5.3 炉膛烟道内发生暴破或尾部烟道发生二次燃烧排烟温度不正常地突然升高至250时。5.4 所有汽包水位计损坏、无法判断汽包实际水位时。5.5 安全阀动作不能使其回座，汽压下降，汽温或各段工质参数变化不允许运行时。5.6 锅炉蒸汽压力超限所有安全阀拒动，同时一、二级旁路及ERV阀无法打开时。5.7 锅炉机组范围发生火灾，直接威胁锅炉的安全运行时。5.8 机组运行已经危急人身安全，必须停机才可避免人身事故时。5.9 厂用电全部中断或局部中断，机组不能维持正常运行时。5.10 MFT动作条件满足，而保护拒动时。5.11 当热控DCS系统全部操作员站出现故

27、障且无可靠的后备操作监视手段时。5.12 DEH工作失常或高中压主汽门、调门门杆卡涩、连杆脱落折断，机组不能维持转速或负荷。5.13 高压汽水管道破裂，危及人身、设备安全，无法隔离。5.14 主汽压升高，主汽门前压力升高至21.6MPa。5.15 主再汽温565以上。5.16 主再汽温2min内下降50以上或高中压主汽门前两侧汽温相差达42，15min内不能恢复。5.17 热控保护装置故障，在限时内无法恢复。5.18 热工仪表电源中断、控制电源中断、热控系统故障，电源无法及时恢复，机组无法维持原运行状态。6 锅炉请示停炉6.1 锅炉承压部件泄漏运行中无法消除，但尚能维持运行时。6.2 锅炉主、

28、再汽温或金属壁温严重超温，经多方调整无法恢复正常时。6.3 锅炉严重结焦或严重堵灰难以维持正常运行。6.4 一台空气预热器故障，短时无法隔绝检修。6.5 安全门动作后不回座，经降负荷、降压力调整仍不能回座时。6.6 锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重低于标准，经多方调整无法恢复正常时。6.7 锅炉汽包所有二次水位计损坏时。6.8 汽包就地水位计损坏。6.9 两台电除尘故障无法恢复正常运行时。6.10 各种承压汽水管道及法兰联接处渗漏且无法隔离时。6.11 控制气源失去短时间内无法恢复时。第三章 主机事故处理1 汽轮机水冲击1.1 汽轮机进水事故确认原则1.1.1 如果发现加热器工作不正常或抽汽管道指

29、示有水或任一汽缸上下温差超过42，则认为是一次进水事故，此时若上下缸温差超过56，则应立即停机。1.1.2 如果出现以前从未有过的又无法解释的振动或管道摇摆，则也认为可能有一次进水事故发生，必须立即执行事故操作规程。1.2 主要危害1.2.1 叶片和围带损坏。1.2.2 推力轴承损坏。1.2.3 转子裂纹。1.2.4 大轴弯曲。1.2.5 静止部分永久变形。1.2.6 汽封片磨损。1.3 事故现象1.3.1 主再热蒸汽管道出现强烈振动，汽轮机振动明显增加。1.3.2 主蒸汽温度、再热蒸汽温度急剧下降，过热度减少。1.3.3 汽轮机金属温度突降，推力瓦温度明显上升，胀差减少。1.3.4 汽轮机上

30、下缸温差明显增大。1.3.5 抽汽管道低位疏水立管高水位报警，抽汽管道有水击声。1.3.6 蒸汽管道法兰、汽门阀杆、阀盖、汽轮机轴封或汽缸接合面等处冒白汽或有水滴溅出。1.3.7 串轴及调节级压力异常增大。1.3.8 盘车状态下盘车电流增大。1.4 事故原因1.4.1 锅炉满水或发生汽水沸腾。1.4.2 锅炉燃烧不稳，调整不当或失控。1.4.3 主、再热蒸汽温度失控或主蒸汽流量瞬间突增造成蒸汽带水。1.4.4 高、低加或除氧器满水加热器水位保护拒动，或加热器阀门不严（#7、8低加满水，直接进入汽轮机），水从加热器进入汽轮机。1.4.5 轴封蒸汽温度过低或喷水调门动作不正常，水带入汽轮机轴封腔室

31、。1.4.6 抽汽管道低位疏水点调门动作不正常，造成抽汽管道积水，倒入汽轮机。1.4.7 汽轮机启动过程中，疏水不畅或停机后凝汽器满水。1.4.8 高旁减温水误开。1.4.9 汽轮机启动或停机过程中，疏水门切换不当，使汽轮机进冷汽冷水。1.5 事故处理1.5.1 确认发生水冲击时应立即打闸破坏真空紧急停机。1.5.2 检查高、低压门组各疏水阀已联锁开启。1.5.3 汽轮机水击事故处理主要原则：判断水冲击发生的原因，并彻底消除，切断连接至汽轮机的水击汽源，同时加强疏水，另外，要根据不同情况的原因，采取不同措施； 1.5.4 汽轮机盘车时发现进水，必须保持盘车连续运行直至汽轮机上下缸温差恢复正常。

32、同时加强汽轮机内部声音、转子晃动度、盘车电流等的监视。1.5.5 汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机进行盘车。1.5.6 若水冲击的发生是由于主蒸汽温度急剧下降，除氧器满水或轴封进水引起的，还应立即将小机打闸停机。注意检查电动给水泵应自启动，否则立即单操启动。1.5.7 若水冲击的发生是由于主、再热蒸汽温度急剧下降引起的，应立即迅速处理，如主、再热蒸汽温度在5分钟内急剧下降到455或在5分钟内急剧下降50以上，并伴随有主、再热蒸汽管道振动或明显的水冲击声，主汽门、调速汽门的门杆法兰，高、中压缸的汽缸接合面，轴封处冒白汽或溅出水滴等现象，应立即破坏真空紧急停机。1.5.8 若水冲击的发生是由

33、于加热器满水引起的，应立即停用加热器，关闭加热器进汽门，开启加热器事故疏水调节阀降低水位，并检查进汽电动门前、逆止门后疏水阀确已开启。若满水是由于加热器钢管泄漏造成的，还应迅速解列加热器水侧。1.5.9 若水冲击的发生是由于除氧器满水引起的，应立即停用四段抽汽，强关除氧器水位主、副调节阀及旁路门，开启除氧器溢流门，关闭小机低压进汽电动门，关闭除氧器和辅汽联箱的四段抽汽进汽门，开启四段抽汽电动门前、逆止门后以及小机低压进汽管道疏水阀。待除氧器水位正常，且引起除氧器满水的原因彻底消除后，关闭除氧器溢流门，恢复除氧器水位主、副调节阀自动，由辅汽联箱供汽。1.5.10 7如轴封汽不正常，进冷水冷汽时，

34、应检查轴封减温水，若减温水调门故障全开，应关闭其手动隔离门。另外，当轴封汽源由启动炉汽供给时，应注意充分疏水，确保其温度正常。正常运行时，轴封汽母管温度由150降到121，应查找原因，如降到121以下，同时汽轮机参数有很大变化，振动增大，应按紧急停机处理，同时开启所有轴封疏水门。1.5.11 8.若汽轮机进水，使高、中压缸各上、下金属温差达到56时，应立即破坏真空，紧急停机。1.5.12 紧急停机后，如盘车电流增加，保护动作，盘车投不上，应进行手动盘车，但严禁用起动装置或气动马达强行盘动卡住的转子。如果汽缸因进水而变形，则在转子的偏心度达到允许的极限值范围内和所有成对的上、下缸温差小于42之前

35、，不得再启动机组，最安全的方法是在再启动前保持18小时以上的盘车。1.5.13 一旦发生进水事故，过快地重新启动机组将可能发生严重事故，以至机组停机半年以上。所以运行人员必须意识到：一旦发生进水事故或出现进水事故迹象，要在24小时或更长时间内启动机组是不可能的。1.5.14 若水冲击时，轴向位移、推力轴承金属温度超限、惰走时间明显缩短，机内有异音，盘车电流增大，且摆动范围增加，则须揭缸检查，不经检查机组严禁启动1.5.15 如在惰走时未听出异音，又未觉察出转动部分摩擦现象且惰走时间、推力瓦块温度及推力瓦回油温度、轴向位移、胀差、偏心率、大轴晃动度、高、中压缸各上、下金属温差等参数均正常，经请示

36、生产厂长（总工）后在充分疏水的基础上可再次启动。再次启动时应取较低的升速率，特别监视机组振动、推力瓦温度及其回油温度的变化，并在现场仔细倾听汽轮机内部声音，若启动正常可并网带负荷，并经常检查轴向位移、推力瓦块温度、差胀和振动。若启动时发现汽轮机内部有异音或振动异常，应立即破坏真空紧急停机，准备揭缸检查。1.5.16 防止水冲击措施：1.5.16.1 汽轮机应装设防进水监测装置并可靠投入。1.5.16.2 汽轮机挂闸前应确保主再热蒸汽管道及本体已充分暖管疏水。1.5.16.3 机组启动或低负荷运行时，不得投入再热器减温水；在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水，加强蒸汽温度的监视，发现问题及

37、时处理。1.5.16.4 在停机时若不出现上下缸温差大，可采用间断开启汽缸疏水方法进行疏水，以防疏水系统的水及冷汽返回汽缸，极热态开机可在冲转5分钟前开启。1.5.16.5 疏水管道阀门应定期清理检查，确保畅通。1.5.16.6 加热器、除氧器、凝汽器水位调整应平稳，水位报警及保护应可靠。1.5.16.7 应有足够数量和可靠的汽缸金属温度测量元件和参数显示，并定期进行校验。2 汽轮机严重超速2.1 危害2.1.1 严重时导致叶轮、叶片及围带松动变形脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴飞车。2.2 现象2.2.1 机组负荷指示突然降到零，转速急剧上升。2.2.2 机组声音异常，振动增大。2.2.3

38、润滑油压、主油泵出口油压上升2.2.4 “发电机跳闸” 及“MFT”光字牌先后发出。2.2.5 所有转速表显示汽机严重超速。2.3 原因2.3.1 发电机甩负荷到零时，汽轮机调速系统工作不正常。2.3.2 进行危急保安器超速试验时转速失控。2.3.3 汽轮机调速部套如伺服阀、卸荷阀等卡涩。2.3.4 发电机解列后高中压缸主、调汽门、抽汽逆止门、抽气电动门、高排逆止门等卡涩或关闭不到位。2.3.5 汽轮机挂闸前再热蒸汽压力未降至零即挂闸。2.3.6 冲转过程中，升速过快。2.3.7 滑参数停机时负荷未减到零即解列发电机。2.3.8 机组发生强烈振动等原因，导致轴系断裂。2.4 处理2.4.1 立

39、即打闸汽轮机，破坏真空，确认机组转速下降。2.4.2 检查各主汽门、调速汽门、抽气电动门、抽气逆止门、高排逆止门关闭。2.4.3 若转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。2.4.4 打闸后，按第一章第二节“机组紧急停运（或跳闸）操作要点”进行其它处理。2.4.5 严密监视停机时各种参数变化，记录惰走时间和打印惰走曲线，记录汽机缸温等参数，对机组进行全面检查。2.4.6 超速原因已查明且故障消除，全面检查汽轮机正常，并经校验危急保安器及各超速保护装置动作正常后方可重新启动。超速的原因不明禁止再次启动汽轮机组。2.5 防止汽轮机超速的措施2.5.1 在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定

40、转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。2.5.2 各超速保安装置均应完好并正常投用，超速保护不能可靠动作时禁止机组起动和运行，机组运行中超速保护严禁退出。2.5.3 机组重要运行监视表记，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组起动。运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。2.5.4 运行中汽轮机任一超速保护故障，不能消除时应停机消缺。2.5.5 汽机自动主汽门、调节汽门应能迅速关闭严密，无卡涩，动作时间小于0.3秒；抽汽逆止门应能迅速关闭严密，无卡涩，动作时间小于1秒。2.5.6 大修中应检查门杆弯曲和测量阀杆和阀杆套间，阀体与导向套筒的间隙，不

41、符合标准的应进行更换或处理。检修中应检查门杆与门杆套是否存在氧化皮，对较厚的氧化皮应设法除去。2.5.7 蒸汽品质应符合要求，防止门杆结垢卡涩。2.5.8 运行中发现汽门卡涩时，要及时消除，消除前要有针对性预防超速的措施，卡涩不能消除时要停机处理。停机过程中，应设法将负荷减至0MW，汽轮机先打闸后解列发电机，严禁带负荷解列发电机。2.5.9 抗燃油的油质应合格，在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组起动。我厂机组抗燃油颗粒度应达到MOOG3级。抗燃油供、回油滤网前后压差报警后，应及时进行隔离更换。2.5.10 严格控制抗燃油在4553，严禁油温超过60防止EH油酸值升高使油质变坏。2.5.11

42、 应严格控制油中水分不得超标,抗燃油系统再生装置正常投入并保持连续运行。2.5.12 对新投产机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。2.5.13 坚持按规程要求进行超速试验（每次大小修后或每年进行一次）、危急保安器注油试验、汽门活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门活动和关闭时间测试。2.5.14 按规定大小修后应进行汽门严密性试验，修后汽门严密性要合格。2.5.15 做超速试验时,应有专人统一指挥，进行超速试验时，应检验主要仪表指示正确可靠，在满足试验条件下，超速试验应进行两次，两次动作转速差不应超过0.6%。2.5.16 超速试验中转速超过108%额定转速时，不允许长时

43、间运行，当转速达111%额定转速时未跳闸，应手动打闸停机，防止转速突然升高。2.5.17 数字电液控制系统（DEH）应设有完善的机组起动逻辑和严格的限制起动条件。转速监测控制系统工作应正常，否则应停机消缺或禁止开机2.5.18 汽机专业人员与集控值班员，必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠。2.5.19 要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证；2.5.20 伺服阀的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，要求不卡涩、不泄漏，系统稳定。2.5.21 汽轮机

44、的电调部分任何时候都不允许退出运行，如电调部分有故障不能投入时，禁止启机。2.5.22 在机组正常启动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统；机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。2.5.23 正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，再将发电机与系统解列。严禁带负荷解列。2.5.24 升负荷（转速）时，当发现负荷（转速）升不上去时，必须查明原因，严禁强行升速升负荷。2.5.25 检修调速系统适应特别注意零部件的清洁工作,防止尘埃进入滑阀组件,不得乱用试剂清扫滑阀,防止出现腐蚀情况.检修中应轻拿轻放,坚决避免碰伤滑阀组件.2.5.26 对EH油系统的管道

45、, 应做好与其它热力系统隔热的措施,防止出现酸值过高腐蚀调速组件造成超速的现象.2.5.27 对EH油系统进行补油时应特别注意,应事先经过化学监督后再补油,不得补错油号、补入不合格油.2.5.28 化学监督一定要定期监督油质,保证各项指标符合标准。3 汽轮机强烈振动3.1 危害3.1.1 造成轴承损坏，动静摩擦，甚至严重损坏汽轮机。3.2 现象3.2.1 机组声音异常，振动增大。3.2.2 就地能明显感觉到机组振动，就地实际测量振动大。3.2.3 LCD画面显示轴承温度升高或回油温度升高。3.2.4 轴振上升至125m时，出现振动高报警。3.2.5 轴振上升至250m时，振动高保护动作，机组跳

46、闸。3.3 原因3.3.1 差胀超限、上下缸温差超限、汽缸左右两侧法兰金属温差超限或大轴弯曲造成动静摩擦。3.3.2 转子质量不平衡，叶片、围带、拉筋断落或局部结垢造成动平衡失去。3.3.3 汽轮机找正时偏差大，各转子中心不正或联轴器松动。3.3.4 轴承工作不正常或轴承座、基础埋件等部件间联接刚度下降。3.3.5 汽轮机发生水冲击或进冷汽造成汽缸变形。3.3.6 滑销系统卡涩造成汽缸膨胀不均匀。3.3.7 润滑油温过低、油中带水、油质恶化使轴承油膜失稳。3.3.8 发电机不对称运行（如：发电机各组氢气冷却器氢温偏差过大）。3.3.9 汽轮机排汽缸温度过高。3.3.10 发电机定转子电流不平衡

47、。3.3.11 发电机非同期并列。3.3.12 汽轮机振动测量表计故障。3.4 处理3.4.1 全面检查主再热汽温汽压、润滑油温、润滑油压、轴封温度、串轴、差胀、上下缸温差、法兰左右温差、排气温度、发电机风温等参数，同时检查发电机、励磁碳刷接触情况，发电机定子、转子电流及其线圈温度，判断是否由于参数异常引起，并对异常参数进行调整。3.4.2 检查发电机定转子电流、线圈铁芯温度等参数是否正常，并消除不正常原因。3.4.3 机组振动增大时，应适当降低机组负荷，检查振动趋势是否下降，如无下降趋势时，则暂维持当前负荷，同时通知检修检查确认。3.4.4 汽轮机冲转后在轴系一阶临界转速前，任一瓦振出现50

48、m振动或任一轴振达125m应立即打闸停机查找原因，严禁强行通过临界转速或降转速暖机。3.4.5 过临界转速或一阶临界转速以上升速时，如轴承振动超过0.10mm或轴振超过0.25 mm，应立即打闸停机并查找原因，严禁强行通过临界转速或降转速暖机；3.4.6 运行中，当轴承振动变化±0.015mm或轴振变化±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3.4.7 运行中机组轴振动达 0.125mm报警，应汇报值长适当降低负荷，查找原因，振动显示值超过动作整定值而振动保护未动作时，且确认机组发生强烈振动，此时应立即破坏真空紧急停机。3.4.8

49、如振动急剧上升，且汽轮机内部有明显的金属摩擦、撞击声，应立即破坏真空紧急停机。3.4.9 机组打闸后，按第一章第二节“机组紧急停运（或跳闸）操作要点”进行其它处理。4 汽轮机轴承磨损4.1 危害4.1.1 造成轴颈损坏，严重时发生动静摩擦导致汽轮机损坏。4.2 现象4.2.1 CRT画面及就地显示轴承钨金温度明显升高或轴承冒烟。4.2.2 推力轴承损坏时，推力瓦块金属温度升高。4.2.3 轴承回油温度升高，回油中发现钨金碎屑。4.2.4 汽轮机振动增加。4.3 原因4.3.1 轴承断油或润滑油量偏小。4.3.2 油压偏低、油温偏高或油质不合格。4.3.3 轴承过载或推力轴承超负荷，盘车时顶轴油

50、压偏低或顶轴油泵未运行。4.3.4 轴承间隙、紧力过大或过小。4.3.5 水冲击造成推力瓦磨损。4.3.6 机组振动长期偏大造成轴瓦损坏。4.4 处理4.4.1 运行中发现轴承损坏应立即打闸破坏真空紧急停机。4.4.2 运行中发现轴承金属温度或其回油温度异常升高，应查找原因并设法消除，消除不了时应申请停机处理。4.4.3 如因汽轮机通流部分结垢等原因引起（推力）轴承磨损，应降负荷运行，消除不了时应申请停机处理。4.4.4 如因汽温骤降或水冲击引起（推力）轴承磨损，按汽轮机水冲击规定处理。4.4.5 打闸后，按第一章第二节“机组紧急停运（或跳闸）操作要点”进行处理。4.4.6 因轴承损坏停机后盘

51、车不能投入，不应强制盘车，应采取可靠的隔离措施，防止汽缸进冷汽（气）、冷水。4.4.7 轴承损坏后应彻底清理油系统，确保油质合格后方可重新启动。5 汽轮机轴承金属温度高5.1 现象5.1.1 CRT画面显示汽轮机轴承金属温度高；5.1.2 就地实际测量轴承金属温度高；5.1.3 CRT画面轴承回油温度升高；5.1.4 伴随轴承温度升高，汽机振动增加。5.2 原因5.2.1 轴承内部损坏；5.2.2 机组振动大导致轴承温度高；5.2.3 轴承供油压力波动；5.2.4 轴承发生油膜振荡；5.2.5 冷油器工作不正常或供油温度高；5.2.6 润滑油质不良。5.3 处理5.3.1 当发现轴承温度高时，

52、应核对有关表记指示正确，确认轴承温度升高可视情况降低机组负荷。5.3.2 检查供油压力，如果润滑油压力低应投入润滑油泵或高备泵运行，同时检查主油泵运行是否正常；5.3.3 检查润滑油滤网前后压差是否正常，否则采取措施使之恢复正常；5.3.4 检查润滑油冷油器工作是否正常，调节门动作是否正常，调节油温在正常范围内；5.3.5 检查机组振动大的原因，设法消除，使振动恢复在正常范围内；5.3.6 通知化学化验润滑油中的含水量，及时投入滤油机工作；5.3.7 注意检查轴承的回油；5.3.8 用听针检查轴承的声音，会同检修人员一起查找原因；5.3.9 值班人员应密切注意轴承金属温度的上升速度；5.3.1

53、0 当支承轴承温度升高到113，推力轴承温度升高到107时，应紧急停机，破坏真空。5.4 防止汽轮机轴瓦损坏技术措施5.4.1 润滑油、密封油油质不合格或油中杂质过多时，禁止启动汽轮机。5.4.2 加强对排油烟系统的维护和检查，保持轴承箱在1020mm水柱的微负压下运行，已保证油烟合理排出，防止污染油质。5.4.3 保证定期化验油质情况，并将化验结果分送策划、运行、检修等相关部门，对油质不合格的机组应提出处理意见。5.4.4 机组运行中，应保证润滑油净化装置投入连续运行。5.4.5 每次启机前，做一次润滑油系统低油压联锁试验，试验结果不正常禁止启机。5.4.6 正常运行中每30天做一次润油压低

54、的联锁，润滑油压低时应能正确可靠的联动交直流润滑油泵。5.4.7 密封油系统投运前必须做低油压联锁试验，在运行中每30天做一次联锁试验。5.4.8 机组大、小修后或机组停机前以及连续运行30天，应对顶轴油泵进行试验。5.4.9 油泵启动试验中，不允许同时关闭两台或以上的油泵出口门，必须在一台油泵试验完其出口门全开备用后，才能进行其余油泵的试转，油泵试转后在开出口门时，应注意应注意是否反转。5.4.10 在机组大、小修后均应进行直流油泵带负荷启动试验，同时交、直流油泵应有可靠的电源。5.4.11 任何一台油泵工作失常，机组禁止启动。5.4.12 启动顶轴油泵后，应检查各瓦顶轴油压，确证大轴已被顶起，开启盘车油门后，方可投入盘车。5.4.13 盘车投入前，密封油系统应投入运行，否则禁止盘车。5.4.14 投入盘车后，应加强对油泵的运行状态、盘车电流、大轴偏心度，各瓦回油情况的监视，并定期进行听音。5.4.15 冲转前应投入低油压、振动、串轴保护，冲转过程中注意油温的调整，严禁油温大幅度波动。应避免机组振动偏大启动。5.4.16 运行中的冷油器进出口门应挂有明显的禁止操作警告牌，运行中切换冷油器时，除事故情况外，均由集控值班员监护下，按操作卡缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。5.4.17 各油箱油位应保持正常，加