汽机事故处理1

1、一、事故处理原则1、发生故障时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危险，根据仪表指示和设备的外部特征，正确地判断事故原因，采取措施，消除故障，缩小事故范围，防止主设备严重损坏，同时应注意保持未故障设备的继续运行，并汇报值长。2运行人员在处理事故过程中，应设法保持厂用电的正常运行。3处理事故要精力集中，坚守岗位，决不允许惊慌失措，使事故扩大。处理中要统筹兼顾，接到命令必须执行重复命令制度，命令执行后，应向发令人汇报。4采用DEH型调节保护系统，能针对发生故障对机组起到安全保护作用，如DEH调节保护系统不能正常工作，运行人员应手动操作，以保证机组安全。对于异常事故的处理，虽然规程对部分异常事故的处理

2、写得很清楚很全面，但是规程上说的东西太理论化，太笼统，内容也不够详尽，和实际的异常事故处理有一定差距。在平常的业务考试中作事故处理问答题时，都无法完全准确地写出答案，要么漏写操作项，要么把操作顺序写颠倒。如果实际生产中面对突发的异常事故我们也出现这样的状况，结果是可想而知的。事故预想是一种很好的事故预控方法，可以帮助运行人员在一定程度上克服心理压力，提高技术熟练程度，增强快速反应能力，运行人员经常做事帮预想，对事故处理有很大的作用，减少了运行人员的处理事故时紧张程度。二、满负荷时，高加解列现象：1、发出“高加水位高”声光报警信号。 2、机组负荷突然上升。3、汽包水位大幅度波动，先降后升（虚假水

3、位）。4、汽压突然上升机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，确认清楚后做如下相应处理： 1、满负荷时，可快速减少上层磨给煤量。2、迅速进行汽包水位的预调节工作。高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，汽压先下降是由于主汽压升高，一般来说，主汽压力变化不大时，汽包水位下降不会太多，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修

4、改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm，修改时一定要参考给水流量和蒸汽流量，不得已时采用定排放水（记得放到一定高度马上关闭）。当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位。尽量维持主汽压稳定，汽包水位调节就容易多。3、高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，监视好除氧器水位，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。同时，注意凝汽器水位，加强

5、补水，保持凝汽器水位正常。 4、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。大量减温水从一减投入，一减调门可全开，再热汽温调节初期应全关减温水，之后视其回升状态进行必要的预调节，防止反弹过高。 5、待主蒸汽压力、汽包水位、主再热蒸汽温度稳定后，对高加及疏水系统进行检查，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看

6、给水流量），及时打开旁路。确认引起疏水水位升高的原因，进行必要的处理，包括联系及配合检修人员处理。 6、汽机重点监视压力、轴向位移、差胀、缸胀并注意低加汽侧的情况。注意调节级压力级、温度情况，严防调节级过负荷。注意调整高加水位，以及一、二、三段抽汽逆止门、电动门的关闭情况，严防高加反水进入汽轮机高中压缸。严密监视汽轮机缸温，一旦有水冲击的迹象，立即紧急停机。三、投运高加时，防止疏水管道振动1、机组启动时加热器一般采用随机启动，即并网后投运高低加。2、投运加热器时，按照#6-#5-#3-#2-#1顺序进行投运。3、投高低压加热器之前，确认高低压加热器正常、事故疏水调阀隔离门在开。4、投入汽侧运行

7、,特别是#5、#6机组容易发生振动，因此尽量控制不要出现汽水两相流，疏水应先走事故疏水疏，再倒至正常疏水，倒正常疏水时要注意维护加热器水位。5、待机组负荷达45MW时，进行除氧器加热汽源切换，若机组负荷超过60MW时，再切换除氧器加热汽源时，应缓慢进行，以防除氧器内部振动。6、若机组并网后，由于某种原因未及时投运加热器时，再投运加热器时，应缓慢进行，保证加热器出水温度变化不大于2/min。四、机组补水量大原因1、锅炉排污和吹灰次数；2、汽机和锅炉疏水和放水门的内漏情况；3、对外供汽情况；4、凝补水流量表不准，需校验；5、锅炉“四管”泄露；6、机组之间是否串水。7、凝杂水是否有公共用户。五、高调

8、门在机组运行中突关掉一个,有什么现象,如何解决?高调门在机组运行中突然掉了一个，负荷短时间下降、主汽压力上升这点是肯定的。如果机组协调在投入的状态，上述现象可能持续一会就结束了。首先汽轮机在什么配汽方式下运行，是单阀配汽还是顺序阀配汽。如果是单阀配汽，四个调节汽门开度相同，关闭一个汽门对汽轮机能有多大影响呢，我想只要机组负荷不是很高，或者说只是不是95%额定负荷以下，应该都没有问题，汽轮机这点扰动还是能受的了，但前提是，关一个汽门汽轮机振动与轴承温度（特别是#1 #2轴承）不发生大的变化。如果机组在额定负荷，关闭一个高调门，能难免会造成锅炉超压，安全门要动了。如果汽轮机是在顺序阀方式下运行，那

9、情况可能就要复杂一点，比如，顺序阀阀序为#3#4-#1-#2，汽轮机运行在#3 #4全开，#1半开，#2全关的状态，约85%负荷吧，这时如果掉的是#2汽门，对汽机一点点影响都没有，如果掉的是#1汽门，对汽机有影响，但不至于造成振动或轴承温度的突然升，但如果掉的是#3或#4汽门，那就保不准了，因为国产的机组，很多情况下都只能在一种阀序下运行，换一种阀序，就可能会造成#1、#2轴承振动高或温度高，弄不好要跳机，想想看，如果#3、#4中的一个掉了，是不是就相当于换了阀序了，危险呀。若当时汽轮机在顺序阀运行时，开关高调门时，将顺序阀切至单阀运行，所有调门同时动作对负荷波动影响小些，再就是开关油动机隔离

10、门时一定要缓慢。六、单侧中主门或者中调门突然关闭有什么影响？运行中单侧中主门或者中调门突然关闭，不用过分紧张。负荷高的时候，要立即降负荷，此时要特别注意再热器压力以及高排压力，高排压力高毕竟是接保护的，必要时可以适度开启低压旁路。同时注意气温的变化，作好超前调节，防止超温。一般单侧的中压主气门关闭，对机组的负荷影响也没有想象中的那么大，大概是减少1015%负荷。但是应该注意对轴向位移，机组振动，高排压力，高排温度，特别是中压两侧汽室，阀体温度温差变化的监视。单侧进汽时间不可过长，否则应停机处理，防止单侧进汽时间过长引起汽缸二侧温差加大引起的不良后果。在处理过程中。短期无法开启的话，为了机组安全

11、着想，我还是建议停机处理。正常运行过程，若需要关闭中主或中调，应先降低负荷和主汽压，先缓慢关闭中调再关中主，监视好注意监视负荷及再热蒸汽压力的变化，并严密监视汽轮机推力轴承金属温度、轴承回油温度、轴移、差胀、振动、上下缸温差等参数。若两侧中主或中调突然全关，立刻打闸。因为轴向推力会突然加大。七、汽轮机TV1(或TV2)阀突然关闭现象：1、负荷、汽包水位、给水流量突然下降。2、主汽压急剧上升。3、TV1关闭，GV1、2、3、4、5、6全开。4、安全门可能动作。处理：1、负荷突然下降，从汽压判断是机侧还是炉侧问题，发现TV1关闭，立即跳磨降负荷到180MW左右。2、严密监视和控制主汽压不超，检查汽

12、机轴向位移、振动、推力瓦温度、胀差等，若异常，应继续降负荷。若达跳闸条件或手动打闸条件时，立即手动打闸。 3、开启主蒸汽管道疏水、高压导汽管疏水。4、关闭该侧高压调门、TV1进油门，将TV1、GV1、3、5强制关闭。5、通知热工立即处理，将TV1恢复开启，然后开启GV1油动机进油门同样将GV5、3逐渐恢复正常。6、正常后关闭疏水门，恢复调度负荷。八、汽包水位调节的几点注意事项1、给水量与蒸发量的平衡水位稳定。2 、汽泵出口压力和主汽压（汽包压力）。3 、汽泵再循环门自动开关情况。影响给水量4 、机侧注意除氧器、凝汽器、除盐水箱水位。小机控制方式是否切手动。5 、投入协调时，退出锅炉自动，稳定煤

13、量，控制好主汽压不大幅波动。6 、自动能调节的就不要解为手动，手动时加减幅度应根据水位下降速度给定，注意给水量与蒸发量不要相差过大，以免过调。 水位高低调节辅助手段：1、水位高：开定排（一次门事故时最好先打开）；必要时打闸一台汽泵。2 、水位低：打闸一台炉水泵，打磨降负荷。九、满负荷运行中，突然发生一台汽泵或小机故障/跳闸1、观察给水流量、汽包水位将大幅度下降。2、确认电泵联启正常，否则立即手动启动。将电泵泵转速调节切至手动方式，根据当时负荷蒸发量直接给定电泵勺管指令，关闭再循环门，注意电泵电机不能过电流。3、同时锅炉快速减煤量减负荷，满负荷时可以考虑立刻打掉上层磨同时关闭所有的疏水及排污门。

14、此时保持汽机快速降负荷150MW，并且降低主汽压至12MPA。4、危急时刻也可以考虑紧急停运一台炉水泵来缓解水位下降的幅度。机侧严密监视除氧器、凝汽器、除盐水箱、高加水位，维持各水位正常，严密监视电泵、运行汽泵的运行参数。5、在整个事故处理过程中，应始终保持给水量和锅炉蒸发量的匹配，给泵出口压力和主汽压（汽包压力）的对应，不要因为虚假或晃动的水位而造成过调的现象。6、汽包水位可能出现大幅度波动的情况：1)高加故障解列；2)制粉系统启停；3)炉膛燃烧不稳（落焦、制粉系统出力不均等）；4)炉水泵跳闸及启停；5)冷态启动中，炉水达到沸点时；6)机组启动过程中的冲转、并网；7)电/汽泵切换；8)给水主

15、、旁路的切换；9)汽泵故障跳闸；10)安全阀动作；11)汽机主汽门/调门大幅波动或突然关闭；12)机组突然大幅度甩负荷或跳闸。十、水冲击产生的机理水冲击又称水锤，是由于蒸汽或水突然产生的冲击力，使承载其流动的管道或容器发生声响和震动的一种现象。水冲击是工质在管道流动不畅的情况下产生的。电厂中的水冲击大多是由于蒸汽管道积水或疏水不畅而形成空气塞、水塞障碍，以致高速蒸汽不能顺畅通过，于是蒸汽冲击这些水塞，从而发出巨响和强烈的震动，甚至造成设备的严重损坏。水冲击事故是电厂的大敌，轻则引起管道的强烈震动，重则破坏管道的支吊架，拉裂管道弯头焊接口，若水冲击事故发生在汽轮机内部，其造成的危害将更大：损伤汽

16、轮机叶片，冷水冲击热态汽轮机会使汽缸、大轴产生巨大的热应力，直接导致汽缸和转子发生变形、弯曲，出现或扩展裂纹，严重损害汽轮机，甚至导致整台机组报废。水冲击事故一般较容易发生在再热器冷段蒸汽管道发生水冲击的前提条件是管道形成水塞。造成水塞的原因一方面是因为积水，另一原因是疏水不畅。高加水位失调、水位高疏水倒灌；高压旁路减温水门关不严、误开或失控；）再热减温水失控；主再热器蒸汽管道在暖管过程中，暖管不充分，操作过快，大量蒸汽遇冷凝结成水积于管道中；疏水不畅：疏水管道堵塞或疏水阀故障如阀芯脱落疏水口安装过高，未安装在管道的最低点；疏水管径过小；疏水阀前后压差过小；疏水管出口与其他高压疏水管连接时高压

17、疏水倒灌至低压疏水管。再热器冷段水冲击事故的预防措施正是由于水冲击事故是电厂的常见事故，且它的危害性比较大，应该引起我们的重视，特别是对预防汽轮机水冲击更应尤为重视。从设计安装方面预防水冲击：接到疏水联箱和疏水膨胀箱的疏水管应按压力等级分开，联箱上压力高的管段应放在最外侧；疏水管应有足够的通流面积，而再热器系统设备庞大，压力较低，为此，其冷、热段的疏水管径尤应大些；疏水联箱和疏水膨胀箱应有足够的容积和排泄能力；疏水节流孔板的结构应便于防止堵塞和检查；装设温度测点，借助温差预报积水情况。从运行维护方面预防水冲击：杜绝一切能够流积于主、再热蒸汽管道的水源。机组启动前的系统检查尤为重要，应核实各减温

18、水门在关闭状态；确保疏水畅通，消除水塞，检查确认各疏水门在应开的位置；操作缓慢，暖管充分，为防止蒸汽在管道内大量凝结而积水，开启阀门时应缓慢进行，同时注意管道的震动，当发现管道有撞击声，应减慢操作速度，必要时关小或关闭阀门，直至撞击声消除后才可继续操作。增设疏水管道，及时疏尽积水控制暖管速度设置合理的疏水管径，保证疏水畅通。十一、机组故障跳闸后的处理1、立即确认大机润滑油系统交/直流油泵联启正常，润滑油压油温正常，否则手启，手启顶轴油泵。2、立即确认主汽门、调门、抽汽门、高排逆止门关闭严密，汽轮机转速下降。3、立即启电泵，调整汽包水位。4、检查冷再至辅汽供汽电动门关闭。5、打开大机各疏水阀门（

19、循环水失去不能开去凝汽器的疏水）。6、确认凝汽器再循环开、低压缸喷水投入正常。注意调整凝汽器水位、除氧器水位。7、根据真空调整轴封供汽。8、转速到0时记录惰走时间并及时投入盘车装置。厂用电中断时，处理步骤：1、破坏真空紧急事故停机。2、检查汽机交流油泵、 BFPT交流油泵、开式冷却水停机泵均自启动，否则手操启动，若不成功检查汽机直流油泵和BFPT直流油泵自启动。否则，应手操启动直流油泵。3、若故障前电泵带负荷运行，应检查电泵直流油泵自起（#1机）。4、将各辅机的联动开关解除，将各辅机控制开关扳回停止位置。6、手动关闭可能有汽水倒入汽机的阀门。十二、凝汽器真空低1、真空下降,经济性降低,同时机组

20、出力减少，2、真空下降后，若保持机组负荷不变，汽轮机的进汽量势必增大，使轴向推力增大以及叶片过负荷。3、由于真空下降，使排汽温度升高，从而引起排汽缸变形，机组中心偏移，使机组产生振动，4、以及凝汽器铜管因受膨胀产生松弛、变形甚至断裂。(5)真空下降,对末级叶片工作不利,末级要产生脱流及旋流,同时还会在叶片的某一部件产生较大的激振动,有可能损害叶片,容易造成事故现象1、指示表指示，DEH CRT或厂用CRT显示凝汽器真空下降。2、厂用CRT或DEH CRT显示，汽机低压缸排汽温度上升。3、BTG盘“真空低”声光报警。4、BTG盘“排汽温度高”声光报警。原因1、循环水泵故障。2、轴封系统工作不正常

21、。3、凝汽器热井水位高。（#6机开机过程中曾出现）4、真空泵故障。5、真空系统泄漏。6、BFPT真空系统泄漏。处理1、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BTG盘手操启动备用真空泵。2、检查循环水系统。(1) 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。(2) 检查凝汽器循环水进出口差压是否正常，差压高则进行凝汽器胶球冲洗或利用夜间低谷时进行半边清洗。(3) 检查循环水泵运行是否正常，若循环泵故障停泵引起凝汽器真空下降，一台循环泵故障停泵迅速关闭故障泵出口阀，汽机减负荷直到凝汽器真空恢复至正常真空。(4) 检查吸水池水位正常。(5) 循环水管及凝结器

22、水室放空气。3、检查轴封系统。(1) 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。(2) 若低压轴封汽温度低，在辅助盘关小轴封减温器喷水隔离门，手动调节低压轴封汽温度在150。(3) 若轴封加热器负压低，启动轴封加热器备用抽气机，检查轴加U形管水封是否破坏，水位是否高。4、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，步骤见“凝汽器水位异常”一节。5、检查低压抽汽法兰，低压缸结合面是否有漏气的地方，真空系统是否严密，若真空系统泄漏，则进行封堵，并联系检修处理。6、检查真空泵入口气动阀应开，分离水箱水位、水温正常。7、检查BFPT真空系统是

23、否泄漏，轴封系统是否正常,若BFPT系统泄漏使凝汽器真空不能维持在报警值以上时，应启动电动泵脱扣BFPT，关闭排汽蝶阀及旁路阀，机组发生RB减负荷至50，并及时联系检修进行处理，尽快恢复满负荷运行。8、检查真空破坏阀是否误开，破坏阀水封是否破坏。9、检查辅汽疏水箱水位，凝结水收集水箱水位正常。10、检查高加事故疏水阀、各蒸汽管道、汽机本体疏水阀是否有误开。11、凝汽器真空下降至0.084MPa，BTG盘“真空低”声光报警，汽机以高负荷变化率减负荷，直到报警消失，减负荷过程中的检查与操作见停机步骤。 12、凝汽器真空下降至0.0800MPa汽机自动事故脱扣，BTG盘“真空低停机”声光报警。否则手

24、动脱扣汽机，按事故停机步骤处理。十三、汽轮机超速事故v超速事故是汽轮机事故中最为危险的一种事故。转速超过危急保安器动作转速并继续上升，称为严重超速。严重超速主要发生在汽轮发电机与系统解列（空负荷）或运行中甩负荷的情况下。当机组严重超速时，则可能使叶片甩脱、轴承损坏、大轴折断，甚至整个机组报废。所以，为了防止汽轮机超速，在设计时已考虑了多道保护措施。但是，汽轮机超速事故仍时有发生，所以应给予足够的重视。（#2机存在主汽门内漏及卡涩现象，执行好防超速措施）原因：（1）调速系统有缺陷。调速汽门不能正常关闭或漏汽量过大； （2）汽轮机超速保护系统事故。危急保安器不动作或动作转速过高。危急遮断器滑阀卡涩

25、；自动主汽门和调速气门卡涩；抽汽逆止门不严或拒绝动作。（3）运行操作调整不当。油质管理不善；蒸汽带盐，造成主汽门和调整汽门卡涩；超速试验操作不当，转速飞升过快。 预防措施：1、 在额定参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器转速以下。2、 各种超速保护均能正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动。3 、机组的转速表显示不正确或失效时，严禁机组启动，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。4、 透平油和抗燃油的油质应合格，油质不合格时，严禁机组启动。油质情况5、 正常停机时，先打闸，检查有功功率到零，千瓦表停转或逆转后，方

26、可解列发电机，或用逆功率保护动作停机。严禁带负荷解列。6、 机组大修后，停机一个月以上再启动，甩负荷试验前，运行2000小时（可用充油试验代替）后必须做超速试验。7、 机组运行中应经常化验油质，确保油质合格。8、高中压自动主汽门、调速汽门开关灵活，严密性试验合格。机组大修后，甩负荷试验前必须做汽门严密性试验。9、 定期做好如下试验9.1 进行阀门的松动试验。试验时，应在机组长主持下进行。9.2 每月进行一次抽汽逆止门活动试验。9.3 机组正常运行不具备做超速试验应由喷油试验代替。10、 运行中发现主、调汽门卡涩时，通知有关人员设法消除。运行中不能消除应停机处理。11、 在升负荷过程中，当发现负

27、荷升不上去，判断为汽门卡涩后，应先减负荷后增负荷进行汽门活动。12、 每次停机打闸后，检查主、调汽门，抽汽逆止门应关闭严密。十四、大轴弯曲和断裂事故大轴弯曲通常分为热弹性弯曲和永久性弯曲。热弹性弯曲即热弯曲，是指转子内部温度不均匀，转子受热后膨胀不均或受阻而造成转子的弯曲。通过延长盘车时间，当转子内部温度均匀后，这种弯曲会自行消失。永久弯曲是转子局部地区受到急剧加热（或冷却），其应力值超过转子材料在该温度下的屈服极限，使转子局部产生压缩塑性变形。当转子温度均匀后，该部位将有残余拉应力，塑性变形并不消失，造成转子的永久弯曲。原因：（1）汽轮机在不具备启动条件下启动。启动前，由于上下汽缸温差过大，

28、大轴存在暂时热弯曲。 （2）汽缸进水。停机后在汽缸温度较高时，操作不当使冷水进入汽缸会造成大轴弯曲。 （3）机械应力过大。转子的原材料存在过大的内应力或转子自身不平衡，引起同步振动。 （4）轴封供汽操作不当。疏水将被带入轴封内，致使轴封体不对称地冷却，大轴产生热弯曲。 预防措施：1、 汽轮机冲转前必须检查大轴偏心度0.076mm，大轴晃动值不超过原始值的0.02 mm。汽轮机大修后启动时，必须用千分表在每个轴承挡油环上测量主轴的跳动量0.0254mm。2 、汽缸上下缸温差（指调端高压缸上下部排汽区；中压缸上下两端排汽区）42汽轮机组禁止启动。主汽阀入口温度至少具有56的过热度。3、 机组冷、热

29、态启动应按“启动时主蒸汽参数”、“冷态启动转子加热规程”、“热态启动推荐值”图表曲线进行。4、 在任何情况下，汽轮机第一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度低56或高111。5、 热态启动时，应先送汽封后抽真空，汽封送汽前必须充分疏水，确认管道无水后才可向汽封送汽。6、 汽封供汽必须具有14以上的过热度，低压供汽封汽温度控制在121177之间。7、 机组未盘车前禁止向汽封供汽。8、 当高、中压汽封供汽温度小于150或汽封供汽温度与调端高压缸端壁温差小于85时，检查汽封喷水应关闭。9、 在机组启动过程中，按“汽轮机转速保持推荐值”“冷态转子加热规程” “热态启动推荐值”曲线进行暖机，暖机时间由中压缸

30、进汽温度达到260时开始计算。10、 在机组启动过程中，要有专人监视汽轮机组各轴瓦振动，汽轮的轴振动应在0.125mm以下，通过临界转速时，轴承振动超过0.1mm或相对轴振动值超过0.254mm时立即打闸停机。严禁强行通过临界转速或降速暖机。11、 机组运行过程中轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于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时，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。12、 按集控运行规程，当发现有汽轮机水冲击现象时，立即打闸停

31、机。13、 所有高、低加、除氧器水位保护应投入运行且定期试验，发现加热器泄漏时，应立即停止加热器运行并将抽汽逆止门关闭。14、 停机后应按及时投入盘车，当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应及时通知各有关部门及领导，查明原因及时处理。如发生汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车1800进行直轴。当盘车不动时，严禁用吊车强行盘车。停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车1800，待盘车正常后及时投入连续盘车。15、 机组启动、运行、停机过程中，开关各汽水阀门时严防蒸汽

32、、冷空气、疏水、凝结水进入抽汽管、漏汽管、或疏水管返回汽缸。16、 每班应校对一次除氧器、加热器就地水位表与CRT上水位指示值。十五、汽机进水十五、汽机进水汽轮机进水或进低温蒸汽，使处于高温下的金属部件受到突然冷却而急剧收缩，产生很大的热应力和热变形，致使汽轮机由于胀缩不均匀而发生强烈振动。而过大热应力和热变形的作用将使汽缸产生裂纹、引起汽缸法兰结合面漏汽、大轴弯曲、胀差负值过大，以及汽轮机动静部分发生严重磨损等事故。 原因1、给水自动调节失灵，造成汽包满水。2、锅炉汽包压力急剧下降。3、过热器或再热器减温器喷水阀失灵打开。4、主再热汽管道疏水不畅。5、加热器管泄漏或疏水不畅。6、轴封母管和轴

33、封供汽管疏水不畅。7、机组负荷突然变化。8、炉水品质不合格。9、高中压缸疏水不良。10、除氧器满水。处理：1、汽机上下缸温差达42时，应保持机组负荷，检查原因。2、开启汽机本体及有关蒸汽管道疏水阀。3、主蒸汽压力急剧下降至TPC动作值，而TPC不动作，运行人员应以高负荷率降负荷，直到主蒸汽压力恢复到TPC设定值以上或20调门开度所对应的负荷。4、若因过热器或再热器减温器喷水阀失灵打开且主、再蒸汽温度急骤下降，引起汽机进水，应隔离过热器或再热器减温器喷水。5、如因为加热器满水引起汽机进水，应立即停用满水的加热器，并隔离放水。6、如汽机上下缸温差达56或正常运行时主蒸汽再热蒸汽温度在5分钟内下降至

34、453或发现主蒸汽、再热蒸汽管道法兰、阀门密封环、高中压汽缸结合面有白色蒸汽冒出，按紧急事故停机处理。7、记录汽机惰走时间，惰走时仔细倾听汽机内部声音。8、汽机转子停止后盘车，严格执行停机时盘车运行规定。9、汽机进水紧急事故停机后，24小时内严禁启动，汽机再启动时，汽缸上下温差必须42，转子偏心应0.076mm。10、汽机符合启动条件后，启动汽机。在启动过程中，应注意监视轴向位移，差胀、振动、轴承温度等控制指标及汽机本体的有关蒸汽管道疏水情况，如汽机重新启动时发现有异音或动静磨擦声应立即破坏真空停机。11、汽机进水时，如汽机轴位移、差胀、振动、轴承温度达到脱扣值，惰走时间明显缩短或汽机内部有异

35、音，应停机检查。防止措施：1、任何情况下机组运行，都必须保证主汽温有56度的过热度。 2、机组启停过程中，注意检查汽机本体各疏水阀动作情况及各疏水阀是否畅通，20%负荷以下时，中压调节门后所有疏水阀都应在全开位置，10%负荷以下时，中压调门前所有疏水阀都应在全开位置。3、机组启停过程中，轴封汽源的投入和切换，必须进行暖管疏水，使轴封温度与金属温度相匹配。4、定期进行抽汽逆止门试验，确保各抽汽逆止门动作可靠，关闭严密。5、控制汽包水位正常，严禁造成汽包满水。6、严格控制主、再热蒸汽参数，严禁造成主、再热蒸汽参数变化过大，正常运行时主汽压力变化率应小于0.12MPa/NIN，温度变化过大时，要注意

36、检查过热器、再热器喷水调节阀动作是否正常(若因过热器或再热器喷水调节阀失灵打开且主、再热汽温急骤下降，应立即隔离过热器或再热器减温器喷水)，检查高旁喷水阀是否误开(建议正常运行时关闭高旁阀前手动隔离门及高旁喷水手动隔离门)。7、确认高加、低加及除氧器水位保护正常投入，检查各加热器水位正常，水位调节阀动作正常，如加热器水位高-高保护不能正常动作，应立即停用满水的加热器，并隔离放水。8、汽机上下缸温差达42度时，应保持机组负荷，汽机本体及有关蒸汽管道疏水阀开，检查原因并汇报总工以上有关领导。9、如汽机上下缸温差达56度或正常运行时，主、再热汽温度5分钟降至453度以下或发现主蒸汽、再热蒸汽管道法兰

37、、阀门密封环、高、中压缸结合面有白色蒸汽冒出,立即按紧急事故停机处理。10、服从化学监督，蒸汽品质不合格时要及时调整、处理。十六、轴瓦损坏事故轴承温度高处理1、轴承温度高报警，应加强监视。2、各轴承温度普遍升高，若润滑油压力低，按润滑油压下降处理。若润滑油压力正常，应检查润滑油冷却器调节阀是否失灵，运行冷油器出入口阀状态是否正确，调节润滑油温至正常值。（轴承温度普遍升高：油温度升高、油质恶化）3、个别轴承温度高，就地倾听轴承内有无金属摩擦声和观察轴承回油情况。当温度高报警时，减少机组负荷。（轴承温度个别升高：负荷增加、轴承受力分配不均，进回油不畅，轴承内进入杂物，轴封漏汽过大，振动引起油膜破坏

38、、润滑不良）4、若轴封压力高，轴封漏汽量过大，应检查轴封汽源调节阀，调节轴封压力至正常值。5、轴承金属温度达112或推力轴承及发电机、励磁机轴承金属温度达107按紧急事故停机处理；若轴承回油温度达82则手动脱扣汽机，按事故停机处理。润滑油压低处理1、润滑油压下降至0.075MPa时BOP应自启动，油压下降至0.069MPa时EOP应自启动，否则在BTG盘手动启动BOP和EOP，注意监视汽轮发电机组各轴承金属温度和回油温度变化。2、检查主油箱油位，如油位低应启动润滑油输送泵及净油机向主油箱补油，并注意主油箱油位变化。3、检查主油泵进出口压力，若是主油泵，注油器工作失常，应汇报值长、机组长，联系在

39、适当的时间停机检修。4、检查润滑油管道是否有泄漏。5、对冷油器进行查漏，若是冷油器泄漏，应切换冷油器。6、检查BOP或EOP出口压力表，若是出口逆止门不严应联系检修，若运行中逆止阀无法检修，应汇报值长、单元长，联系在适当的时间停机检修。7、若润滑油压低至0.034MPa而自动脱扣拒动，应手动脱扣汽机，处理见“紧急事故停机步骤”。v推力瓦烧毁表现在推力瓦轴承乌金温度升高，由于轴承油压、油温的影响外，主要还由于汽轮机轴向推力的增加。v推力瓦烧损的事故现象主要表现为轴向位移增大，推力瓦乌金温度及回油温度升高，机器的外部现象是推力瓦冒烟。为保证轴向位移表的准确性，还应和胀差表的指示值相对温度，并经常检

40、查汽轮机运行情况和倾听机组有无异音，并检查测量振动。如果轴向位移大，推力瓦温度急剧升高，并伴随不正常的响声，噪声和振动，或轴向位移超过规程，应迅速破坏真空紧急停机。预防措施1、严格按照定期工作一览表进行BOP、SOB、EOP自启试验，顶轴油泵启动试验，并对大机油箱、小机油箱、净油机进行定期放水，对试验结果做好记录，试验中出现的问题要及时联系检修处理.2、加强化学油质监督，定期化验分析油中杂质及水分，油质不合格时及时处理，防止调速部件卡涩和轴瓦磨损。（油中水份超标，一般是轴封进水，或冷油器泄漏）3、对汽轮机盘车电机、电源每班检查一次，确认其处于良好备用状态。4、正常停机时，汽机手动打闸前要先启动

41、BOP、SOB。5、顶轴油泵的启、停必须在汽轮机转速大于1000rpm情况下进行。6、若轴封压力高，轴封漏汽量过大，可能会造成润滑油中带水，所以正常运行时，应调整轴封压力至正常值。7、定期检查油质，油净化装置保持运行状态，定期对油质进行处理。8、冷油器运行中，禁止水压大于油压运行。9、运行中冷油器切换，必须将切换冷油器注油并将空气放净，在指定的专人监护下进行，并设专人监视油压，油温和油位的变化，严防油温升高和油压下降。10、运行中汽轮机轴承温度达107度、汽轮机推力轴承温度或发电机、励磁机轴承温度达99度、轴承回油温度达77度，机组降负荷，直至温度正常，并汇报副总及以上有关领导，同时查明原因。

42、11、运行中汽轮机轴承金属温度达112度、汽轮机推力轴承温度或发电机、励磁机轴承温度达107度，按紧急事故停机处理,轴承回油温度达82度按事故停机处理。12、运行中发生中压联合汽门突然关闭，应立即停机，防止轴向推力急剧变化造成推力轴承磨损。十七、辅机故障处理1、有备用辅机时故障辅机自动跳闸，应检查备用辅机自启动是否正常，若备用辅机未自启动时要立即将备用辅机手动开出，同时复置跳闸辅机的声光信号并完成其他紧急停用的操作。2）无备用辅机或备用辅机不正常（启动不出或启动后又跳闸）时，一般电厂规定在外观检查无明显异常的情况下可将已跳闸辅机试启动一次。3）当备用辅机和故障辅机都不能使用时，应根据该辅机停用

43、对主机的影响程度进行进一步的事故处理：重要辅机，如凝结水泵、发电机水内冷泵、空冷泵、射水泵或机械真空泵、循环水泵等出现这种情况，应进行不破坏真空事故停机。4、对不能运行的辅机停运的后果要密切注意，不要因为考虑不周，没有及时进行处理而使事故扩大。十八、汽动给水泵反转的象征及处理象征：1、“汽动给水泵反转”信号发出2、汽动给水泵转速降至0后转速又上升3、该泵出口压力升高4、除氧器压力、水位升高5、该泵组发出不正常声音，泵组各轴承振动增大6、汽泵出口电动阀未全关7、 轴向位移负方向增大处理1、 立即关闭该泵出口电动阀，若汽动给水泵出口电动阀失电应手动关闭。2、若其出口门不关，该泵发生反转，且反转转速

44、逐渐上升，立即停止另一台汽动给水泵和电动给水泵及其前置泵运行，并关闭其对应的出口电动阀。开启锅炉安全阀锅炉泄压，立即手动关闭省煤器入口给水电动阀及给水旁路阀。3、全开汽动给水泵最小流量再循环调节阀。4、关闭汽动给水泵中间抽头阀。5、严禁关闭该泵前置泵的入口电动阀。6、汽动给水泵确已停转，检查各系统正常后，方可锅炉上水。十九、给水泵汽化象征：1给水泵入口管及泵体内发生不正常噪声；2出入口压力、流量降低并大幅度摆动； 3给水压力下降；4电动给水泵电机电流低并摆动。2原因：1除氧器压力、水位突然降低。2入口滤网堵塞。3流量过低而再循环门未开启。4前置泵发生故障或前置泵入口门运行中误关。3处理：1迅速

45、查明给水泵汽化的原因，并消除异常。2调整除氧器压力、水位在正常范围内，禁止向除氧器大量补冷水，以免除氧器压力、温度突降。3如除氧器压力、水位突然降低引起给水泵汽化，应立即调整除氧器压力、水位。4如前置泵故障或给水泵入口滤网堵塞引起给水泵汽化，应立即启动备用给水泵运行，停止汽化给水泵运行，联系检修进行处理。5如给水泵流量低、再循环门未开引起给水泵汽化，应立即开启给水泵再循环门。6当给水泵汽化短时不能消除时，应立即启动备用给水泵，停止汽化给水泵运行，查明汽化原因消除后投入备用。二十、盘车投不上时，怎么处理？当汽轮机故障打闸停机后，由于某种原因，盘车装置无法投入（包括手动盘车）或盘不动，而汽缸和转子温度比较高，将有可能引起汽缸和转子发生永久性变形，造成重大设备损坏事故。当发生此类事故时，为保证汽轮机安全，降低汽轮机上下缸温差，防止汽缸和转子发生永久弯曲，应采取汽轮机闷缸。闷缸措施如下：1、确认盘车装置无法投入（包括手动盘车），特别是盘不动时，不能用吊车或蒸汽冲转强行盘车，以免造成汽轮机通流部分损坏。2、尽可能保持润滑油泵、顶轴油泵运行，以降低瓦温保证不化瓦。3、机组停机后，立即破坏真空，当转速降至零时，停止轴封供汽。4、关闭冷再至辅汽前后隔离门。5、关闭主、再热蒸汽管道疏水手动门