第四章单元机组事故处理

1、第四章 单元机组事故处理§4.1单元机组的事故特点和处理原则随着技术的不断发展，机组参数不断提高，容量不断增大，自动控制、安全保护方面也日趋完善和可靠。但是在运行过程中，机组仍受到各种程度的事故威胁。而大型机组一旦发生事故，损失也特别大，所以避免发生事故和正确处理事故，保障机组的安全稳定运行是运行人员的重要责任。一、单元机组的事故特点（一）事故的分类与原因机组事故按照部件损坏后的影响程度，可分为四类：致命事故、重大事故、一般事故和轻微事故。致命事故：指主机、系统损毁和导致人员死亡的事故；重大事故；有部件损坏引起整台机组非计划停运的事故；一般事故：部件损坏引起机组出力降低但没有造成机组

2、非计划停运的事故；轻微事故：是部件有损坏但不影响整台机组出力的事故。（二）事故的特点 单元机组任一主、辅机发生故障，轻则降低出力运行，严重时可导致整个机组的停运，运行中要求把炉、机、电看作是一个不可分割的整体，在操作和调整中应尽量做到炉、机、电协调控制。单元机组事故特点如下：机组容量大，事故停运后损失巨大。大型机组结构复杂，发生事故造成设备损坏的检修费用高，周期长；即使没有造成设备损坏，由于金属热应力的限制，其启停时间也较长。大容量单元机组停运，对电力系统的影响巨大，机组启停费用也较高。单元机组发生严重的损坏事故，检修难度大，技术要求高，即使经过较长时间的检修，有时也难以恢复至原来的状态，从而

3、影响机组正常使用和设备寿命。单元机组纵向联系紧密，炉、机、电任一环节发生故障，都将影响整台机组的运行。随着主机容量的增大，对辅机及辅助设备的要求也增高，不论是辅机还是辅助设备损坏都可能造成机组降出力运行或停运。单元机组横向联系较弱，单元机组内部故障一般不影响其他机组运行，事故一般可以限制在本机组范围内。在单元机组故障中，辅机故障占的比例相当高。高参数大容量机组的金属材料在设计时留的裕量极为有限，在运行中对管壁温度、运行参数有更为严格的限制。因参数超限、管壁超温而造成的设备事故占很大比例。由于自动装置及保护装置质量不良、系统设计不佳和使用不当，均会造成设备的停运，甚至还会造成设备损坏事故。单元机

4、组要求炉、机、电，特别是机、炉之间协调操作，如操作不当，也可能造成机组参数超限，甚至造成机组停运或设备损坏事故。二、单元机组事故处理原则机组运行在不正常的工况下不一定马上给机组带来损害，但是，如果处理不当就会造成设备损坏甚至是人身伤亡的恶性事故。所以，事故发生时，运行人员应能迅速判断出事故的种类、严重程度、范围、原因以及可能的后果，避免事故扩大。这就要求运行人员必须通晓本厂机组的运行规程、机组的性质、可能出现的各种事故及处理方法。（一）单元机组事故处理原则发生事故时，应遵循“保人身、保电网、保设备、保厂用电”的原则进行处理。发生事故时，全体运行人员应在值长的统一指挥下，按照规程正确进行处理，值

5、长的命令除明显可能对人身、设备有直接威胁外，均应立即执行；否则应申明理由，拒绝执行，值长坚持时，应向上级领导汇报。事故处理过程中必须坚持“下级服从上级”的原则，运行人员应顾全大局、冷静果断，决不能各自为政。发生事故时，运行人员应看清故障现象和保护信号，准确判断，迅速弄清事故发生原因，消除对人身和设备的威胁，尽可能保证正常机组的运行，严防扩大事故范围。紧急停机时应首先设法保证厂用电，尤其要确保事故保安电源的可靠性。应尽一切可能恢复对停电用户的供电。事故处理时，达到停机条件而保护未动作，应立即手动打闸，辅机达到紧急停运条件而保护未动时，应立即停止辅机运行。要详细记录事故当时的现象、断路器跳闸的先后

6、顺序、事故时的主要参数，特别是有关保护动作和各项操作的执行情况及时间。在机组发生故障和事故处理过程中，运行人员应坚守工作岗位，不得擅自离岗。事故处理过程中，无关人员应立即自动离开集控室或事故现场。事故处理时，应尽快向有关领导汇报。机组事故处理的原则是大体相同的，但各个电厂的机组设备、系统不尽相同，同一个电厂不同情况下的运行方式也各有不同，事故处理的方法也随着设备、系统和运行方式的变化而变化。对300 MW以上大型汽轮发电机组而言，当机组发生事故时应注意以下事项：(1)300MW以上大型机组结构复杂，参数众多，一般均具有较为完善的自动调节及保护装置。当机组发生事故时，应根据各方面的因素综合分析，

7、不能只凭某一现象或某一表计判断事故的性质和范围，从而造成误判断，以至扩大事故。(2)当机、炉主要设备发生故障时，控制系统能自动降低负荷到相应的水平，在发生事故时，运行人员切不可阻扰降负荷，而应调整相应的运行参数和运行方式，帮助机组达到一个新的稳定工况。 (3)机组的一些重要参数超限，有的是自动脱扣，有的是要求人为确认后手动脱扣。这就要求对已出现的报警、超限迅速加以处理，当发现有事故迹象时，要求对几处仪表、测点进行综合判断，尽可能加以确认，达到手动脱扣值立即打闸。参数达到自动脱扣值而保护未动作，也应立即手动打闸。(4)汽轮机有些事故破坏性很大，必须使转子很快静止下来才能把损失减小到最低限度，因此

8、必须停止真空泵运行，开启真空破坏阀破坏真空紧急停机。 §4.2 机组停运条件及处理一、锅炉停运条件及处理1.紧急停炉条件1) MFT应动作而拒动时。2) 失去操作员站所有监视画面，出现“死机、黑屏”。3) 所有水位计损坏或失灵，运行中无法监视汽包水位时。4) “四管”及炉外管爆破，不能保持汽包正常水位时。5) “四管”及炉外管爆破，威胁人身或设备安全时。6) 锅炉尾部烟道发生二次燃烧，排烟温度或空预器入口烟温异常升高。7) 锅炉压力升高至安全门动作压力而安全门拒动，同时压力泄放阀无法打开时。8) 炉膛或烟道内发生爆炸，使主要设备损坏。9) 热工仪表、控制电源中断，无法监视调整主要运行

9、参数。10) 锅炉机组范围发生火灾，直接威胁锅炉的安全运行。2.紧急停炉的操作1) 手动同时按下两个MFT按钮，确认MFT动作。2) 将所有自动切换为手动操作。3) 注意保持水位，关闭一、二级过热器减温水总门、再热器减温水总门，停止定排和吹灰。4) 若因炉膛爆管停炉，可保留一台引风机运行，待炉内蒸汽基本消失后，停止引风机；若因省煤器爆管停炉，严禁打开省煤器再循环。如在烟道内发生二次燃烧事故，应立即停止引风机，关闭各风门挡板。5) 锅炉若不能重新启动，其停炉的其它操作按正常停炉顺序进行，如能短时间恢复，则作好启动准备工作，按热态启动进行。3.申请停炉条件1) 锅炉承压部件泄漏，运行中无法消除，但

10、尚能维持运行时。2) 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。3) 锅炉主、再汽温或金属壁温严重超温，经多方调整无法恢复正常时。4) 锅炉严重结焦、堵灰无法维持正常运行时。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) 排烟温度大于200长时间运行时。7) 控制气源失去，短时间内无法恢复时。二、汽轮机停运条件及处理1.破坏真空紧急停机条件（哈汽300MW）1) 机组发生强烈振动，瓦振达0.08mm或轴振达0.254mm以上时。 （正常值：0.03/0.08mm）2) 汽轮机或发电机内有清晰的金属摩擦声或撞击声。3) 主、再热蒸汽管道破裂。4) 汽轮机发

11、生水冲击或主、再热蒸汽温度10min内急剧下降50及以上。5) 任一轴承回油温度升至82或急剧升高10。（正常值：65）6) 任一轴承断油或冒烟时。7) 任一支持轴承瓦温升至113或推力轴承瓦块温度升至107时。（正常值：90/80）8) 轴封或挡油环异常摩擦，冒火花。9) 润滑油压低至0.039MPa，保护拒动时。（ 正常值：0.0960.124MPa）10) 油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全时。11) 轴向位移达±1.0mm而保护拒动时。 （正常值：0.90.9mm）12) 低压缸差胀达到16.45mm或1.5mm保护未动作时。 （正常值：0.7515.7mm）13) 汽

12、轮机转速超过3300r/min，而超速保护未动作时。（正常值：3000r/min）14) 主油箱油位降至260mm低油位停机值，补油无效时。（正常值：0mm）15) 低压缸真空-79.7 kPa，或循环水中断不能立即恢复时。 （正常值：-95kPa）16) 需停机才可避免的人身和设备事故。17) 发电机及励磁系统冒烟着火或氢系统发生爆炸。2.不破坏真空故障停机条件1) 凝结水泵故障而备用泵不能投入，造成凝汽器水位过高时。2) 机组甩负荷后空转或带厂用电运行超过15min时。3) DEH系统和保安系统故障无法维持正常运行时。4) 低压缸胀差增大至+15.7mm或降低至0.75mm，调整无效时。5

13、) 机组处于电动机状态运行时间超过1min时。6) 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。(正常值：14.0MPa/450mm)7) 空负荷运行时，低压缸排汽温度达121时。(正常值：34.2)8) 主、再汽温降至430时。（正常值：537）9) 主、再汽温达到557持续时间超过15min或主、再汽温超过557。10) 机前主汽压力在17.521.67MPa范围内运行超过5min，或超过21.67MPa时。(正常值：16.7MPa)11) 主要辅机故障无法维持正常运行时。12) 凝结水质严重不合格，影响机组安全运行时。13) DCS系统全部操作员站出现故障(所有

14、显示器 “黑屏”或“死机”)，无法对机组进行控制时。3.破坏真空紧急停机步骤1) 汽轮机保护动作停机，否则手按控制盘上“紧急停机”按钮或机头手打危急保安器。2) 检查负荷到零，发电机程序逆功率保护动作，发电机解列灭磁，否则立即手动解列灭磁。3) 检查厂用电备用电源自投，否则立即手动切换。4) 检查转速确已下降，否则应立即查明原因并采取降速措施。5) 交流润滑油泵及高压氢密封备用油泵应联锁启动，否则手动开启。6) 停止真空泵运行，开启真空破坏门。7) 启动电动给水泵，停止A、B汽泵运行，注意维持正常汽包水位。8) 注意高、低压旁路开启时，应立即手动关闭。9) 检查高、中压主汽门、调速汽门、高排逆

15、止门、抽汽逆止门、抽汽电动门关闭。10) 检查下列操作自动完成：a) 轴封汽源、除氧器汽源已自动切换；b) 低压缸喷水阀自动开启；c) 凝结水再循环门自动开启；d) 汽轮机本体疏水门已联锁开启，应立即手动关闭主、再热蒸汽管道疏水门，防止凝汽器进汽水。e) 高、低加汽侧自动解列。f) 确认MFT已动作，否则手动MFT。灭火后确认全部制粉系统和燃油速断阀均已跳闸，过、再热减温水总门关闭，否则立即手动停运或关闭。g) 疏水扩容器喷水减温调整门联开，维持除氧器、凝汽器水位正常。11) 真空到零停止轴封供汽，开启轴封系统疏水门。12) 转速下将至1100r/min时启动顶轴油泵。13) 注意机组惰走情况

16、，记录惰走时间，检查串轴、胀差、推力瓦温。14) 转速到零投入盘车运行。15) 若遇有发电机冒烟或氢气爆炸时，立即进行CO2置换。16) 若遇有油系统着火，应立即进行灭火并采取措施控制火势蔓延，若火势已危及主油箱安全时，应打开事故放油门，控制放油速度，转速到零时全开事故放油门。17) 如果因汽轮机振动大停机时，注意惰走至临界转速时机组振动。18) 若需恢复运行时，锅炉点火重新启动，检查汽机具备启动条件。19) 若不能恢复运行时，其它操作按机组正常停机操作。4.不破坏真空故障停机的步骤1) 除不破坏真空外，其余操作同破坏真空紧急停机步骤。2) 根据机组情况开启高、低压旁路门，高、中、低压各组疏水

17、门已联锁开启，并确认低旁三级减温器喷水阀，凝汽器扩容器喷水阀已联锁开启，凝汽器真空及低压缸排汽温度正常。3) 完成其余操作。三、发电机停运条件及处理1.发电机紧急停机条件1) 发电机、励磁变、主变、高厂变内部冒烟着火。2) 发电机、主变、高厂变及励磁系统故障，保护装置拒动。3) 发电机互感器冒烟、着火、爆炸。4) 发电机主断路器以外发生长时间短路，定子电流表指向最大，电压严重降低，发电机后备保护拒动。5) 当定子线棒温差达14或引水管出水温差达12，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90或出水温度超过85时。（正常值：出水温度65，其余无明确规定）水内冷机组定子绕组的特点是绕组内部直接通水冷却

18、。当水通道结垢或被异物堵塞，水流量减小时，在强大电流的作用下，线棒发热超过绝缘允许温度，可能造成绝缘破坏，发展成接地短路或相间短路。 为了及时掌握定子线棒及其出水温度的变化，在发电机每槽上下层线棒间埋有测温元件，在定子线圈出水侧，塑料王管（聚四氟乙烯PTFE，俗称铁氟龙、塑料王）与出水汇流管的连接处也装设了测温元件,当温度超过规定值或温差超过允许值时，即认为水内冷回路线棒堵塞。 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中规定：为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置。 应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内

19、、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1时，应停机查漏消缺。6) 发电机封闭母线含氢量达1%。7) 需紧急停机的人身事故。2.发电机紧急停机处理1) 发电机保护动作或手动按下发电机紧急停机按钮。a) 迅速查明跳闸原因，检查保护动作情况。b) 检查主断路器断开。c) 检查磁场断路器断开。d) 检查汽轮机已跳闸，否则手动打闸。e) 锅炉MFT动作，否则手动MFT。f) 检查厂用电是否切换为备用电源，否则手动切换，但必须确定工作断路器在断开位置。g) 若确认发电机可以运行，锅炉立即点火，恢复汽轮机3000r/min运行。2) 其他操作按锅炉灭火、汽轮机紧急停机处理。§4.3 锅炉事故及处理一

20、.锅炉灭火灭火可能导致锅炉外爆和内爆。锅炉外爆：锅炉内部积存的可燃性混合物瞬间爆燃，从而使炉内压力急剧升高，超过结构设计允许值，造成水冷壁、刚性梁及炉顶、炉墙结构破坏的现象。锅炉内爆：当锅炉内负压过高，超过了炉墙结构所承受的限度时，炉墙会向内坍塌，这种现象称为锅炉内爆。1、灭火现象：1）炉膛无火，火检无信号；2）炉膛负压增大；3）汽温、汽压急剧下降；4）水位瞬间下降而后上升；5）MFT动作，机、电跳闸。2、灭火原因：1）燃烧调整操作不当；2）炉膛负压过大或剧烈波动；3）煤质不良或煤种突变；4）炉膛漏风大，炉膛温度过度降低；5）自动装置失灵；6）水冷壁严重爆管；7）炉内大量掉焦；8）火检信号故障

21、；9）吹灰不正常，扰动过大；10）MFT动作。3、灭火处理：1）发生灭火时MFT应动作，否则，应立即手动MFT；2）切断进入锅炉的全部燃料；3）汽机跳闸，否则应立即手动打闸；4）切断所有减温水；5）维持汽包水位在正常范围（汽包水位事故除外）；6）尽量维持过热器压力；7）调整炉膛负压；8）查明原因消除故障后,重新点火；短时内无法消除故障,则按正常停炉处理；9）锅炉灭火后,严禁采用爆燃方式点火。4、灭火预防措施：1）合理调整燃烧，均衡配风；保证合适的过剩空气系数，保持正常的一次风、辅助风速、风率；2）保证炉膛负压稳定在正常范围内，在炉膛掉大焦，引、送风机自动跳闸后要及时调整炉膛压力，及时投油稳燃；

22、3）应及时了解煤质的变化，在低负荷、燃用劣质煤或煤种突变时及时调整，燃烧不稳时立即投油稳燃；4）消除炉膛各部漏风；5) 磨煤机运行方式改变时要作好事故预想，必要时投油稳燃。6）在发生给煤机断煤、炉膛压力波动大、低负荷燃烧不稳等情况时，要及时投油稳燃；7）机组减负荷或停运制粉系统与吹灰不得同时进行；8）应及时打焦，防止结焦过多。事故举例1： 2008t/h锅炉一次风机跳闸造成灭火事故【简述】 2001年5月14日7:10 ，#4机组因炉MFT动作跳闸，MFT首出为“黑炉膛”。起因为#3一次风机因失去两台润滑油泵跳闸。【事故经过】 5月14日7:00机组负荷396MW，主汽压力11.08MPa，总

23、风量58%，总煤量185t/h，机组运行正常。7:10操作员在操作画面发现#3一次风机两台润滑油泵运行，派巡检人员就地检查。巡检人员发现该风机润滑油压为0.7MPa，远大于正常润滑油压，所以就地立即停#2润滑油泵，而此时#1润滑油泵的反馈不正常，造成#3一次风机失去两台润滑油泵跳闸。启动辅机故障减负荷逻辑（RB），跳D、E、F制粉系统，同时又因一次风压低，使A、B制粉系统跳闸，此时油层未在服务，因而黑炉膛逻辑动作，导致炉MFT，机组跳闸。经处理机组于8:10与系统并列。【事故原因】 1. #3一次风机原运行#1润滑油泵反馈不正常，#2润滑油泵联启。巡检人员就地停止#2润滑油泵，使两台润滑油泵停

24、止反馈同时出现，导致#3一次风机跳闸。 2. 运行操作员下令模糊不清、巡检人员就地盲目操作，各级岗位之间协调沟通不好，缺乏事故预判能力。 3. 运行管理不到位，相应技术措施、规定不完善。【防范措施】 1.加强运行管理，制定相应技术措施。规定机组运行期间凡是能在操作画面操作的设备必须在操作画面上启动、停止，禁止在就地操作。 2.加强运行人员的技术培训，增强运行人员事故预判能力。做好相应的事故预想。 3.进一步提高运行人员责任心，避免麻痹大意、盲目操作，严格执行安规、运规的要求。事故举例2：宁波北仑港电厂锅炉爆炸事故二、锅炉结焦煤灰的熔融性是指煤中灰分熔点的高低。当炉内温度达到或高于灰分的熔点时，

25、固态的灰分将逐渐变成熔融状态。熔化的灰分具有粘性，当它未得到及时冷却而与受热面接触时，就会粘附在受热面上造成结渣（或称结焦），使传热效率下降、烟气流动阻力增加，影响着锅炉的安全经济运行。变形温度DT、软化温度ST、熔化温度FT是表征煤灰熔融性的三个有代表性的温度，可用以判断所用煤种在炉内燃烧过程中结渣的可能性。为了避免高温对流受热面结渣，一般要求控制炉膛出口的烟气温度比ST低50100。各种煤的灰熔点一般为11001600。通常ST>1400的煤称为难熔灰分的煤，ST12001400的煤称为中熔灰分的煤，ST<1200的煤称为易熔灰分的煤。灰的熔化性质对锅炉的设计和运行有很大影响，

26、因为它是影响炉膛和高温对流受热面污染程度的主要因素。其中灰的软化温度与结渣的关系更大些。实践证明，对于固态除渣煤粉锅炉，当灰的软化温度小于1350，就有可能造成炉内结渣，当灰的软化温度大于1350，炉内结渣的可能性将减小。1.现象1) 主蒸汽、再热蒸汽温度异常升高，减温水量增加；2) 从锅炉观火孔观察炉膛，有结焦现象；3) 过热器、再热器管壁温异常升高或管壁温度偏差增大；4) 排烟温度异常升高；5) 有时发生明显的塌焦迹象。2.原因1) 燃用易结焦煤种；2) 炉膛风量太小，导致炉膛内形成还原性气氛而使灰熔点降低；3) 长时间锅炉维持高负荷运行；4) 煤粉太粗或燃烧器故障；5) 炉膛长时间未吹灰

27、或吹灰器投用不合理；6) 炉底排渣不畅或渣斗搁渣造成堵焦；7) 燃烧调整不当或火焰偏斜，造成局部热负荷过大。3.处理1) 监视过热器、再热器管壁不超温；2) 加强水冷壁吹灰；3) 过、再热器管壁超温或减温水流量明显偏大时，应申请将负荷处理；4) 检查和更新燃用煤种；5) 加、减机组负荷，使渣产生一个热力振动；6) 结焦严重时，应汇报并申请停炉处理。三、汽包水位事故水位事故包括：缺水事故、满水事故。缺水严重时，可能造成水冷壁干烧损坏；满水严重时可能造成汽轮机水冲击事故。 汽包水位低1.原因1) 给水自动调节装置失灵，给水调节阀、给水泵调速系统故障。2) 汽包水位计故障或水位计指示不准确，造成运行

28、人员误判断而误操作。3) 负荷突然变化，控制调整不当。4) 运行中对水位监视不够，给水调整操作不当。5) 水冷壁或省煤器受热面管爆破，锅炉给水或排污系统泄漏，造成缺水。2.处理1) 发现汽包水位低时，应对照蒸汽和给水流量，检查和校对汽包水位计指示是否正确。2) 将给水自动切到手动调整，增大给水量，若正在排污，应立即停止排污工作，将水位控制在正常范围内。3) 若给水压力低，给水量升不上去，应提高给水压力或启动电动给水泵。4) 当汽包水位降至低值（330mm）时，水位保护应正确动作，否则应按下MFT停炉按钮，立即停止锅炉运行。5) 停炉后，查明原因，消除故障，锅炉补水至汽包正常水位，重新点火恢复锅

29、炉运行。6) 当出现锅炉长时间严重缺水，所有水位计看不到水位时，禁止向锅炉上水。因为在严重缺水时，水循环不正常，部分水冷壁管可能已经干烧、过热，在此情况下，如果强制进水，巨大的温差热应力加上大量的水突然蒸发成蒸汽，压力突然升高，会造成水冷壁管爆破。 汽包水位高1.原因1) 给水自动调节装置失灵，给水调节阀、给水泵调速系统故障。2) 汽包水位计故障或水位计指示不准确，造成运行人员误判断而误操作。3) 负荷突然变化，控制调整不当。4) 运行中对水位监视不够，给水调整操作不当。2.处理1) 发现汽包水位高时，对照蒸汽流量和给水流量，检查和校对汽包水位计指示是否正确。2) 将给水自动切到手动调整，减少

30、给水量，汽包水位高值（+140mm）时事故放水门应联锁打开，否则手动打开，将水位控制在允许范围内。3) 当汽包水位升至高值（+240mm）时，水位保护应正确动作，否则应按下MFT停炉按钮，立即停止锅炉运行。4) 停炉后，查明原因，消除故障尽快调整汽包水位到正常范围，重新点火恢复锅炉运行。恢复后注意检查各段汽温的变化，冲转汽温符合汽轮机要求。5) 停炉后，锅炉停止上水时，应打开省煤器再循环门。事故举例1：600MW机组磨煤机切换导致汽包水位高灭火停机【事故原因】 磨煤机在跳闸后煤粉管道内积存了大量的煤粉，磨煤机启动时通风量又较低，导致磨煤机再次启动后，炉内热负荷突然大幅度增加，使炉水迅速膨胀，汽

31、包水位大幅度升高，11秒内由正常值升高至高值，达到保护值。【处理过程】 2001年5月31日0时，运行人员发现B磨煤机振动，采取了投B1、B2两支油枪稳燃，启动A磨煤机，停B磨煤机的方式。0:18，机组负荷由270MW升至290MW，炉侧主汽压力上升至17.9MPa，右侧主汽安全门动作。0:19负荷由290MW升至310MW，投AGC，0:23汽包水位高值报警，0:25汽包水位高值报警，锅炉MFT保护动作灭火。运行人员按照规程要求降机组负荷至20MW，维持较低的汽包水位，0:37锅炉重新点火，0:46启动A磨煤机，0:47汽包水位高值报警，锅炉MFT保护动作灭火，汽包水位高值保护动作，汽轮机跳

32、闸，逆功率保护动作发电机解列。1:42#3机组重新并网。【防范措施】 1.加强运行日常分析及异常分析的管理。2.300MW及以下负荷进行磨煤机切换时，要先投油枪，停止磨煤机后再启动备用的磨煤机。3.跳闸后的磨煤机启动前必须进行吹扫，防止煤粉管道内积存的煤粉对锅炉燃烧产生的热冲击。4.制定磨煤机启停及切换运行操作措施，以规范磨煤机的启停操作。5.加强主岗人员运行技术培训，掌握直吹式制粉系统起停对燃烧影响，作好水位超前控制预想。事故举例2：秦皇岛热电厂4号锅炉严重缺水事故四、锅炉受热面管损坏事故 省煤器管的损坏1.现象1) 锅炉炉管泄漏检查装置报警。2) 汽包水位可能下降，给水流量不正常地大于蒸汽

33、流量。3) 泄漏点附近有泄漏声，泄漏点后烟温降低，省煤器两侧烟温偏差、排烟温度偏差及空预器出口两侧风温偏差增大。4) 省煤器爆破时有显著响声，严重时从不严密处喷出烟气和蒸汽。5) 引风机电流增大。省煤器灰斗有湿灰，严重时有水溢出，电除尘器极板之间可能造成短路。2.原因1) 给水品质不合格，造成管内结垢，垢下腐蚀；2) 材质不良，制造、安装、焊接质量不合格；3) 飞灰冲刷磨损外壁；4) 停止进水时，省煤器再循环门未开，或省煤器区域发生二次燃烧导致管子过热。5) 吹灰器故障，吹坏管壁。3.处理发现省煤器附近有异音时应小心打开检查孔检查，并进行仪表分析和参数的趋势分析。1) 确认省煤器损坏但泄漏不严

34、重，能维持正常水位和炉膛负压时，应降低机组负荷和主汽压力，防止损坏面积扩大，汇报值长，申请停炉。2) 加强对给水和汽温自动调整的监视和控制，必要时切为手动进行调整，维持汽包水位和主、再汽温在正常范围内。3) 若省煤器爆破不能维持参数正常运行，应紧急停炉。4) 停炉后继续向锅炉进水，严禁开启省煤器再循环门。5) 待炉膛吹扫结束后停止送、引风机运行，保持自然通风6小时，经请示总工同意后，启动送、引风机，保持25%30%风量强制通风冷却。当汽包壁温差50时应停运送、引风机并关闭风烟通道。 水冷壁管的损坏1.现象1) 锅炉炉管泄漏检测装置报警。2) 炉膛内有响声，炉膛压力由负压变正压（引风机投自动时电

35、流增大），严重时从看火孔内喷出烟气和蒸汽，电除尘器极板之间会造成短路。3) 汽包水位下降，给水流量不正常的大于蒸汽流量。4) 燃烧不稳，主汽压力、蒸汽流量下降，泄漏侧烟气温度下降。2.原因1) 给水品质长期不合格，炉水处理不当；管内产生结垢、腐蚀，管外高温腐蚀；2) 材质不良，制造、安装、焊接质量不合格；3) 膨胀不良，热应力增大造成损坏； 4) 吹灰器故障吹坏管壁；5) 炉膛上部焦块坠落砸坏水冷壁；6) 工质流量分配不均或有杂物堵塞，造成管壁过热损坏。3.处理1) 发现炉内有异音时应小心打开看火孔检查，并进行仪表分析和参数的趋势分析。2) 确认水冷壁损坏，但泄漏不严重能维持正常水位和炉膛负压

36、时，应降低机组负荷和主汽压力，防止损坏面积扩大，汇报值长申请停炉。3) 加强对给水和过热汽温自动调整的监视和控制，维持汽包水位和汽温正常。4) 若损坏严重不能维持正常运行或造成锅炉灭火，应紧急停炉。5) 停炉后应继续向锅炉进水，关闭排污门和省煤器再循环门，若汽包上下壁温差明显增加或补水后水位不能回升时，停止向锅炉进水。6) 待炉膛吹扫结束后，停止送、引风机，保持自然通风6小时；经请示总工同意后，启动送、引风机，保持2530%额定风量强制通风冷却。当汽包壁温差50时，应停运送、引风机并关闭风烟通道。 过热器管的损坏1.现象1) 锅炉炉管泄漏检测装置报警。2) 主汽压力下降，蒸汽流量不正常地小于给

37、水流量。3) 过热器附近有漏泄声，严重时从不严密处喷出烟气和蒸汽。4) 泄漏的过热器后烟温降低。5) 过热器两侧汽温（减温水量）偏差异常，泄漏点后金属壁温升高。6) 引风机电流增大。2.原因 1) 蒸汽品质不合格，过热器管内壁结垢造成传热恶化。2) 管材质量不良，不符合要求，制造有缺陷，焊接质量不良，安装、检修质量不良，管内有遗留杂物堵塞。3) 燃烧调整不当，火焰中心上移或火焰偏斜造成过热器区域烟温升高或烟气侧热偏差过大。4) 水冷壁结焦使炉膛出口烟温升高。5) 过热器结焦堵灰严重，形成烟气走廊，使流通部分烟气流速增大，加速冲刷磨损。6) 减温水使用不当造成蒸汽侧热偏差过大；减温器内喷嘴脱落，

38、堵塞管口或造成流量分配不均。7) 吹灰器安装不正确，对过热器管造成冲刷磨损。3.处理1) 发现过热器附近有异音时，应小心打开检查孔检查，并进行仪表分析和参数的趋势分析。2) 确认过热器损坏，但泄漏不严重能维持正常水位和炉膛负压时，应降低机组负荷和主汽压力，防止损坏面积扩大，汇报值长，申请停炉。3) 加强对给水和汽温自动调整的监视和控制，必要时切为手动进行调整，维持汽包水位和主、再汽温在正常范围内。4) 若过热器管爆破严重，按规定紧急停炉。5) 停炉后继续向锅炉进水，待炉膛吹扫结束后停止送、引风机运行保持自然通风6小时，经请示总工同意后，启动送、引风机，保持25%30%风量强制通风冷却。当汽包壁

39、温差50时，应停运送、引风机并关闭风烟通道。 再热器管的损坏1.现象1) 锅炉炉管泄漏检测装置报警。2) 再热汽压力下降，负荷不变时主蒸汽流量增大。3) 再热器附近有漏泄声，严重时从不严密处喷出烟气和蒸汽。4) 泄漏的再热器后烟温降低。5) 再热器两侧汽温（减温水量）偏差异常，泄漏点后金属壁温升高。6) 引风机电流增大。2.原因1) 蒸汽品质不合格，再热器管内壁结垢造成传热恶化。2) 管材质量不良，不符合要求，制造有缺陷，焊接质量不良。安装、检修质量不良，管内有遗留杂物堵塞。3) 燃烧调整不当，火焰中心上移或火焰偏斜造成烟温升高或烟气侧热偏差过大。4) 旁路系统投入不正常，再热器管壁超温.5)

40、 水冷壁结焦使炉膛出口烟温升高。6) 再热器结焦堵灰严重，形成烟气走廊，使流通部分烟气流速增大，加速冲刷磨损。7) 吹灰器安装不正确或冷段再热器防磨板损坏，造成管壁冲刷磨损。3.处理1) 发现再热器附近有异音时应小心打开检查孔检查，并进行仪表分析和参数的趋势分析。2) 确认再热器损坏，但泄漏不严重能维持正常水位和炉膛负压时，应降低机组负荷，防止损坏面积扩大，汇报值长，申请停炉。3) 加强对给水和汽温自动调整的监视和控制，必要时切为手动进行调整，维持汽包水位和主、再汽温在正常范围内。4) 若再热器管爆破按规定紧急停炉。5) 停炉后继续向锅炉进水，待炉膛吹扫结束后停止送、引风机运行保持自然通风6小

41、时，经请示总工同意后，启动送、引风机，保持25%30%风量强制通风冷却。当汽包壁温差50时，应停运送、引风机并关闭风烟通道。五、 烟道二次燃烧二次燃烧：由于烟道内沉积大量可燃物经氧化升温，在一定条件下引起复燃的现象。烟道二次燃烧可能造成省煤器、过热器、再热器等受热面过热损坏；空预器、引风机等设备过热损坏。1、现象1) 二次燃烧处烟温、工质温度不正常地升高；2) 烟道及燃烧室内的负压剧烈变化；3) 排烟温度不正常地升高，烟囱冒黑烟。2、原因1) 煤质突变或运行工况变化时，燃烧调整不当，油枪雾化不良，煤粉过粗，使未燃烬可燃物在尾部烟道受热面沉积；2) 低负荷或启、停过程中燃烧不良，使可燃物积存在烟

42、道内；3) 未按规定进行蒸汽吹灰。3、处理1) 如发现烟气温度不正常地升高，应分析原因，进行燃烧调整，并对受热面进行吹灰；2) 若在过热器、再热器处发生二次燃烧时，除按汽温异常处理外，也应进行受热面吹灰；3) 经采取措施无效，确系烟道内再燃烧，且排烟温度升至250时，应手动MFT停炉并停止送风机、引风机运行，关闭所有风门和挡板，保持预热器运行，保持炉底水封及各灰斗密封正常，严禁通风；4) 在停用引风机和送风机后，利用吹灰蒸汽进行灭火，待烟温明显下降，方可停止蒸汽灭火；5) 确认设备无损坏、烟温正常及烟道内无火源后，方可启动引风机、送风机，并经复查正常后锅炉方可重新点火启动。§4.4

43、汽轮机事故及处理一、机组超速汽轮发电机组是在高转速下旋转的动静间隙极小的精密机械设备。由于汽轮机的进汽参数高，进汽流量大，汽轮机具有极大的转动力矩。一旦调速系统在运行中失灵，在巨大的转动力矩作用下，汽轮机转速瞬间急剧升高，转子零部件的应力将达到不允许的数值，甚至造成转子断裂毁掉整个机组。与此同时，往往造成人身伤亡。因此汽轮机超速事故是危害性极大的恶性事故。1. 现象1) 负荷到零，发电机解列。2) 转速上升至危急保安器动作值而不跳闸，转速继续上升。3) 机组声音异常，机组振动增大。4) 主油泵出口油压升高。5) 轴瓦金属温度上升。2.原因1) 发电机甩负荷，汽轮机调节系统工作不正常。2) 各超

44、速保护拒动。3) 发电机解列后，主汽门和调速汽门卡涩或关不到位。4) 发电机解列后，抽汽逆止门卡涩或关不到位。5) 超速试验时仪表失常或操作不当，转速失控。3.处理1) 甩负荷后，若控制系统良好，转速升高到3090r/min时，OPC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，恢复机组正常工况。2) 甩负荷后DEH不能控制转速，转速上升，电超速保护或危急保安器不动作时，立即破坏真空紧急停机，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，停运抗燃油泵。4) 若转速继续升高，锅炉

45、应立即停炉，并立即打开汽轮机旁路系统，尽快泄压。5) 查明超速原因并消除故障，全面检查确认汽轮机正常后方可重新启动，并经校验危急保安器及各超速保护装置动作正常后方可并网带负荷。6) 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，发现异常应打闸停机。事故举例：秦岭电厂5号汽轮机严重超速事故二、 强烈振动汽轮发电机组的异常振动对机组危害很大。振动过大，会使轴承乌金脱落、油膜破坏而发生烧瓦事故。过大的振动会造成动静间隙消失，发生动静碰磨而严重损坏设备，因摩擦产生的热量可能造成大轴弯曲，强烈的振动还会造成某些固定件的松动甚至脱落。因此，运行人员应对机组的异

46、常振动有足够的认识，及时发现异常振动，查找原因并处理，防止因振动过大造成设备损坏。1.现象1) 轴振指示增大。2) ETS画面显示“汽机轴振保护动作”。3) 机组声音异常，就地测量、感觉振动明显增大。2.原因1) 汽轮机动、静碰磨或大轴弯曲。2) 润滑油压低，油温过高或过低，油膜不稳。3) 启动过程中暖机不良，膨胀不均，转子中心变动。4) 转子质量不平衡或叶片断落。5) 轴承工作不正常或轴承座松动。6) 汽缸进水或冷汽造成汽缸变形。7) 中心不正或联轴器松动。8) 滑销系统卡涩造成膨胀不均。9) 发电机定子、转子电流不平衡。（如转子励磁绕组局部短路、接地或接线有错误；定子绕组短路或接地）10)

47、 低压缸排汽温度严重超限。3.处理1) 汽轮机冲转后，在中速暖机前，任一轴承振动超过0.03mm，轴振动超过0.125mm，立即打闸停机查找原因。2) 通过临界转速时，轴承振动超过0.1mm或轴振超过0.254mm应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。3) 机组运行中轴承振动不超过0.03mm或轴振不超过0.08mm，超过时应设法消除，当轴振动大于0.254mm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了0.05mm，应立即打闸停机。停机后必须认真分析原因，采取针对措施，方可慎重地再次启动。

48、4) 运行中当排除汽机原因引起振动时，应升降发电机无功，观察振动变化情况判断发电机转子绕组或定子绕组是否发生故障。5) 运行中突然发生强烈振动或汽轮机内部发出明显的金属摩擦声音时，应立即破坏真空紧急故障停机，并注意机组惰走时间，倾听机组内部声音。 事故举例：汽轮机冲转过程中2号瓦振动大停机事故三、轴承损坏1.现象1) 轴承乌金温度明显升高或轴承冒烟。2) 回油温度升高。3) 推力轴承损坏时，轴向位移增大，推力瓦块金属温度升高。4) 回油中发现乌金碎末。5) 汽轮机振动增加。2.原因1) 轴承断油或润滑油量偏小。2) 油压偏低，油温偏高或油质不合格。3) 轴承过载或推力轴承超负荷，盘车

49、时顶轴油压低或轴未顶起。4) 轴承间隙、紧力过大或过小。5) 汽轮机进水或发生水击。6) 长期振动偏大造成轴瓦损坏。7) 交、直流油泵联锁不正常，有关联锁、保护定值不正确，造成事故时供油不正常。3.处理1) 运行中发现轴承损坏应立即破坏真空紧急停机。2) 因轴承损坏停机后，不允许投入盘车运行且不应强制盘车，应采取可靠的隔离措施，防止汽缸进水或冷汽。3) 轴承损坏后应彻底清理油系统，确保油质合格方可重新启动。4) 在发生轴承断油烧瓦事故后应禁止启动交、直流润滑油泵，以防止轴颈因急剧冷却而产生龟裂。事故举例：珠江电厂94年2号机断油烧瓦事故四、叶片损坏1.现象1) 机组振动增大。2) 临界转速下振

50、动异常增大。3) 汽轮机内有金属撞击声或盘车时有摩擦声。4) 低压缸末级叶片断裂打断凝汽器冷却水管时，凝结水硬度增大。5) 负荷一定时进汽量增大，监视段压力升高、轴向位移、推力轴承金属温度异常。2.原因1) 叶片频率不合格或制造质量不良。2) 汽轮机超速或运行频率长时间偏离正常值造成叶片疲劳。3) 汽轮机发生水冲击。4) 汽轮机动静部分严重摩擦。5) 末级叶片处于低真空、低流量下运行产生颤振。关于叶片颤振：大功率汽轮机末级动叶长度大，叶顶薄而微弯，故抗振性能减弱，加之圆周速度大，且常工作在小功率即小容积流量下，容易导致叶片发生颤振而损坏。在小容积流量下，汽轮机末级动叶根部可能出现脱流，产生涡流

51、。脱流随容积流量的减小而加剧，逐渐发展到前面的级。产生涡流的级效率下降，原来做功的级轮周功率逐渐下降，直至变为鼓风耗功的级。同时，叶片上的瞬时汽流动力与叶片位移之间有相位差，叶片在汽流力、弹性力和惯性力的共同作用下，从汽流中吸取能量而发生大幅振动，即颤振。6) 叶片腐蚀。3.处理1) 确认汽轮机内部发生明显的金属撞击声或汽轮机发生强烈振动，应立即紧急停机。2) 若运行中发现调节级或监视段压力异常，应立即进行分析，同时参照振动、轴向位移、推力轴承金属温度的变化，确认叶片断落应停机处理。五、大轴弯曲1.现象1) 汽轮机转子偏心度超限，连续盘车4h不能恢复到正常值。2) 临界转速振动显著增大。2.原

52、因1) 汽轮机发生振动或动静部分发生碰磨。2) 运行中进水，特别是开、停机过程或者停机后操作维护不当，造成机组轴封部分或汽缸进水或冷汽。3) 上下缸温差大造成转子热弯曲。4) 停机后未按规定进行盘车。3.处理确认大轴发生弯曲，应立即停机，待查明原因并消除后方可再次启动。事故举例：朝阳发电厂98年1号机大轴弯曲事故六、汽轮机水冲击汽轮机水冲击：是指汽轮机进水或进低温蒸汽的现象。水冲击会产生极大的热冲击和轴向推力，造成汽轮机部件损坏。管道水击：水在压力管道中流动时，当遇到阀门突然启闭或泵突然启停时，水的流速会突然发生急剧变化，由于流体的惯性和压缩性，引起管道中的流体压力发生反复、急剧的周期性变化，

53、急剧升高的压力将大大超过正常工作压力，并伴随管壁的扩张和收缩，发出强烈的振动和噪音，有如管道受到捶击，这种现象称为水击或水捶。运行中如果汽轮机进水或低温蒸汽，会使处于高温下的金属部件受到急剧冷却，产生很大的热应力和热变形，致使高温部件产生裂纹，阀门和汽缸结合面漏汽，大轴永久弯曲等。急剧冷却还会使大轴快速收缩，导致很大的负胀差，造成汽轮机动静部分发生严重磨损。由于水滴和蒸汽相比重度大、流速低，当发生水冲击事故时，水滴会撞击在动叶片进口背弧处。大量水滴撞击叶片背弧，对汽轮机产生十分明显的制动作用，具体表现为机组运行时出力显著降低。水冲击会使轴向推力急剧增大，可能造成推力轴承轴瓦乌金熔化，如果不及时

54、停机，过大的轴向位移可能造成通流部分严重碰磨，甚至叶片大量损坏、断落。叶片损坏造成的汽轮机振动，又会损坏轴承、基础以及油管路。1.现象1) 汽机上、下缸金属温差明显增大。2) 主、再热蒸汽温度急剧下降50。3) 启停和变工况过程中汽温在10分钟内下降50，蒸汽管道法兰、汽门结合面处冒湿蒸汽或溅出水滴。4) 负荷下降，机组声音异常，振动增大。5) 主蒸汽或抽汽管道有强烈的水声或振动，抽汽管道上防进水热电偶发出进水报警信号。6) 轴向位移增大，推力瓦块温度升高，负胀差增大。2.原因1) 锅炉汽包满水。2) 主蒸汽流量瞬间突增或炉水品质恶化产生汽水共腾，造成蒸汽带水。3) 除氧器、加热器满水且抽汽逆

55、止门不严，水倒入汽轮机。4) 高旁减温水门误开。5) 开机过程中，暖管疏水不充分。6) 锅炉做水压试验时，堵阀不严使水进入汽轮机。7) 主、再热蒸汽减温水调节不当或失灵。8) 轴封蒸汽减温水调整不当，轴封疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。9) 轴封加热器满水沿轴封泄汽管道进入汽缸。10) 停机后锅炉过、再热蒸汽减温水门不严，沿主、再热蒸汽管道进入汽缸。3.处理1) 只要发生上述现象的任意一条即可判断为水冲击，应立即破坏真空紧急停机。2) 检查高、中、低压组各疏水门已联锁开启。3) 若因加热器泄漏满水引起，应迅速关闭加热器进汽门，切除故障加热器，并开启加热器事故疏水调节门降低水位。4) 若因除氧器满

56、水引起，应立即停运四段抽汽，关闭四段抽汽至小机进汽门，必要时可将小机打闸停机，启动电动给水泵运行。5) 停机过程中，记录机组惰走时间，倾听机组内部声音，及时投入盘车，记录盘车电流及盘车电流摆动值，测量大轴弯曲值。6) 检查串轴、胀差、推力瓦块温度、回油温度及振动情况。事故举例：某厂83年汽轮机进水大轴弯曲事故§4.5 发电机事故及处理一、发电机振荡或失步电力系统正常运行时各发电机都处于稳定状态，但当系统发生某些重大故障时，系统的稳定性遭到破坏，使发电机产生振荡，轻则使发电机各表计摆动，重则使发电机强烈振动失去同步，系统瓦解成若干小系统，给电网运行和国民经济带来严重后果。因此，应避免产生失步现象，稳定电力系统。振荡是当电力系统发生重大故障时，破坏了发电机与电力系统的功率平衡，由于转子惯性的作用，