运行规程事故处理

第1章事故处理总则

1.1事故处理总则

1.1.1发生事故时，机组领班应在值长统一指挥下，带领木班值班人员根据各自的职

责迅速坚决地处理事故，现场领导应根据现场实际状况，予以必要妁指导，但

不得与值长的命令相抵触，若有抵触，应以值长的命令为准。对值长口勺命令除

直接危害人身、设备安全口勺外，均应坚决执行。并按如下原则从容、冷静地进

行处理。

1.1.2迅速解除对人身和设备口勺威胁，应首先保证人身安全。

1.1.3最大程度地缩小事故范围，保证非故障设备口勺正常运行。

1.1.4故障消除后尽快恢复机组正常运行，满足系统负荷日勺需求，保证对外供电。只

有在设备确已不具有运行条件或继续运行对人身、设备安全有直接危害时，方

可停运机组。

1.1.5事故发生时，应停止一切检修与试验工作。机组人员有权制止无关人员进入事

故现场。

1.1.6当发生本规程未列举日勺事故时，运行人员应根据自己的经验，详细状况作出对

日勺判断，积极采用对策迅速处理。

1.1.7遇自动装置故障时，运行人员应对日勺判断，及时将有关自动装置切至手动，及

时调整，维持机组参数正常，防止事故犷大。

1.1.8事故处理完毕，运行人员应实事求是地把事故发生日勺时间、现象及所采用的措

施，详细记录在值班记录中，下班后立即召集有关人员对事故原因、责任及后

来应采用日勺措施认真讨论、分析。总结经验，从中吸取教训。

1.1.9交、接班时发生事故，交、接班人员应互相协助，但须服从当班领班、值长日勺

统一指挥。直至事故处理告一段落后，方可交、接班。

第2章锅炉事故处理

2.1事故停炉与故障停炉

2.1.1锅炉MFT动作条件

⑴汽机跳闸。

⑵所有给水泵全停。

⑶两台送风机全停。

(4)两台引风机全停。

⑸主蒸汽压力高至303kg/cm2(PS-3#006A/B/C三选二)。

(6)所有磨煤机，给煤机均跳间(纯燃煤)。

⑺两台一次风机全停(纯燃煤)。

(8)重油燃烧器入口油压(PT-3#135)低至6kg/cm?(纯燃重油)。

(9)所有重油燃烧器入口阀关闭(纯燃重油)。

(10)ABC之DCSCPU故障。

A如下任何一种条件产生则发生DCDAS异常MFT

aCPU-A和CPU-B两个同步发生异常。

bCPU单元供电异常。

B如下任何一种条件产生则发生CPU异常信号

aCPU卡故障。

b网络通信故障。

存储器故障。

d追踪接受故障。

e回路数据加载故障。

f计算时间溢出。

g存储器溢出。

h电源故障(CPU卡供电电压低)。

(11)再热器保护动作MFT

A在再热器内无蒸汽流动时燃油折算为重油流量＞38.8T/h延时10秒动作。

B在再热器内无蒸汽流动时有给煤机运行时延时10秒动作。

C在再热器内无蒸汽流动时燃油折算为重油流量＞32.4T/h时延时20秒动作。

(12)所有火焰丧失。

(13)炉膛压力高至3.327KPa(PS-3#035A/B/C三选二)。

(14)炉月堂压力低至-4.413KPa(PS-3#036A/B/C三选二)。

(15)柴油燃烧器入口油压(PT-3#165)低至6kg/cm?(纯燃柴油)。

(16)所有柴油燃烧器入口阀关闭(纯燃柴油)。

(17)给水流量低至280T/h(FT-3#001A/B/C三选二)延时30秒

(18)o

(19)汽水分离器出口蒸汽温度高至510℃(TE-3#005A/B/C三选二)。

(20)第一级过热器出口蒸汽温度高至533℃〔TE-3#007A/B/C三选二)。

2.1.2遇下列状况之一时应手动MFT,立即事故停炉。

⑴锅炉具有MFT动作条件，而MFT拒动。

⑵承压部件(如：水冷壁、过热器、汽水管道)爆破，使工质温度急剧升高，导致

管壁严重超温，无法维持锅炉正常运行或威胁设备及人身安全时。

⑶锅炉尾部烟道内发生严重再燃烧，使排烟温度不正常升高到200c时。

(4)锅炉油管道或油系统火警，威胁设备或人身安全时。

⑸锅炉压力升高至安全阀动作压力而所有安全阀拒动时。

2.1.3遇有下列状况之一时，应请示故障停炉

⑴给水品质严重恶化，多方处理无效。

⑵锅炉承压部件泄漏，运行中又无法处理。

⑶受热面金属壁温严重超过限值，且通过多方设法处理或降负荷仍无效。

(4)安全阀动作后无法使其回座。

⑸电除尘不能工作，短时间不能恢复。

(6)FGD出口烟气温度超过80℃。

2.1.4锅炉跳闸时的现象

⑴控制室发出声光报警，BTG盘上“MFTACTION”指示灯亮，汽机跳间、发电机

解列。

⑵给水流量降至零，主蒸汽压力、主汽温度、再热蒸汽温度急剧下降。

⑶锅炉所有燃料切断，机组负荷到零。

(4)锅炉保护MFT动作时，将自动完毕下列处理

A锅炉辅助设备联锁INT系统

a关闭再热器喷水遮断阀。

b停所有给煤机。

C停所有H勺一次风机(PAF)o

d停所有H勺磨煤机。

e停重油泵。

f停点火油泵。

B锅炉自动控制ABC系统

a关闭过热器喷水控制阀。

b关闭再热器喷水控制阀。

C锅炉燃烧器控制BMS系统。

a关闭所有点火器角阀。

b关闭所有重油枪及柴油枪角阀。

c全开燃料风及辅助风档板。

D汽机/发电机联锁(T/GINT)系统

E汽机跳闸。

F发电机解列。

⑸锅炉保护联锁系统

A关闭点火油遮断阀。

B关闭重油遮断阀。

C关闭柴油遮断阀。

(6)给水控制系统

跳脱所有给水泵。

2.1.5锅炉保护MFT动作跳间，应进行下列处理

⑴锅炉跳闸后，应确认自动完毕日勺工作与否完毕，否则手动操作。

⑵确认磨煤机跳闸后，一次热风间门、热风挡板应关闭，冷风挡板开15%。

⑶注意调整炉膛压力自动控制正常。否则应手动调，维持炉膛负压正常。

(4)注意机组辅汽系统和汽机侧口勺轴封系统运行正常。

(5)汇报有关人员。

(6)查明跳闸原因并消除后，对炉膛进行吹扫。对点火油，重油及柴油进行泄漏测

试。确认“MFTRESET”灯亮后，锅炉重新点火，尽快恢复机组运行。

⑺若跳间原因一时难以查明或难以消除，重新启动锅炉也许威胁人身和设备安全

时，则按机组停运处理。

2.2锅炉炉管损坏

2.2.1现象

(1)炉膛负压变正且不稳定，炉管损害处有泄漏声。严重时从不严密处向外冒蒸汽

和烟气。

⑵给水流量不正常增大，补水量增大。

⑶炉管损害处后来日勺烟气温度下降。

(4)引风机调整档板不正常地开大。

⑸锅炉燃烧不稳，严重时会导致灭火。

(6)主、再热蒸汽参数异常变化"

⑺有关管排金属温度异常升高。

2.2.2原因

(1)水质不良，炉管内结垢。

⑵煤质不良，结礁或磨损。

(3)材质、工艺不良。

(4)热偏差大。

⑸长期超温运行。

(6)吹灰器内漏或未正常退出，蒸汽吹破炉管。

2.2.3处理

⑴假如炉管损坏不严重能维持锅炉燃烧稳定及主、再热蒸汽温度在正常水平，可

减少锅炉负荷作短时运行，同步向有关领导请示停炉。

⑵继续运行中应加强对损坏部位的监视，防止故障的扩大和恶化。

⑶继续运行中应加强对汽温和过热器壁温口勺监视，如严重超温应立即停炉。

(4)假如损坏严重，不能维持锅炉运行时应立即停炉。

2.2.4锅炉炉管损坏停炉注意事项

⑴锅炉停止后，停止电除尘运行。

⑵炉膛吹扫结束后，控制好锅炉泄压和冷却速度，保留一侧风组运行，风量不超

过15%,维持护膛负压以排除炉内湿蒸汽。

⑶停炉后，注意空预器处干燥。

(4)注意省煤器、空预器、电除尘灰斗口勺运行状况，防止堵灰。

2,3锅炉灭火

2.3.1现象

⑴炉膛压力异常波动。

⑵烟气含氧量异常波动。

⑶火焰监视TV上火焰闪烁且消失。

(4)烟气温度减少。

(5)炉膛变黑、烟囱冒黑烟。

(6)锅炉MFT保护动作。

2.3.2原因

⑴所有给煤机故障跳闸(纯燃煤时)。

⑵所有日勺油燃烧器跳闸(纯燃油时)。

(3)锅炉负荷太低，燃烧工况不稳而无油枪助燃，或有油枪助燃而油中带水，雾化

蒸汽和油系统故障等。

(4)煤质变差，挥发份过低，煤粉过粗，煤粉日勺水份过大，磨煤机出口温度太低等

燃烧工况恶化。

(5)炉内大面积垮焦。

(6)水冷壁严重爆破将火焰吹熄。

⑺风量不平衡，炉膛负压过大。

2.3.3处理

⑴灭火引起锅炉MFT动作，则按本章口勺2.1.5《锅炉MFT保护动作》处理。

⑵若燃烧空气异常减少，导致燃烧不稳定期按“MFT—PB”启动锅炉跳间。

⑶确认所有燃料切断，并对锅炉充足吹扫。

(4)迅速查明原因，设法消除后锅炉重新点火，恢复机组运行。

⑸若原因一时无法查清或消除，重新启动也许威胁人身和设备安全时，则按机组

停运处理。

2.4锅炉尾部烟道再燃烧

2.4.1现象

⑴尾部烟道烟气温度不正常升高。

⑵炉膛和烟道负压剧烈变化。

⑶SCR入口烟温升高也许导致SCR跳脱。

(4)烟道、人孔门等不严密处冒烟或冒火星。

2.4.2原因

⑴燃烧调整不妥或煤粉过粗或炉膛负压过大，使着火燃烧不完全，末燃尽。勺煤粉

进入烟道。

⑵油燃烧器燃烧不良，配风不妥或雾化不良，使未燃烬口勺碳黑和油滴沉积在烟道

内。

⑶锅炉低负荷运行时间过长，炉内温度过低或过剩空气量太小导致煤粉或油燃烧

不完全在尾部积聚。

(4)停炉后燃料漏入炉内并在尾部积聚或停炉及MFT后炉膛吹扫不充足使未燃烬

日勺煤粉或油在尾部积聚V

2.4.3处理

⑴烟道内烟气温度不正常时，应立即调整燃烧，对受热面吹灰。

⑵尾部烟道发生严重再燃烧并威胁锅炉设备安全时应立即停炉。

⑶停炉后停止送、引风机运行，关闭各风烟档板隔离通风并采用灭火措施。

（4）待再燃烧现象消除，烟道内温度不再回升并趋稳定下降时方可启动风组，缓慢

谨慎调整风、烟档板，进行必要的通风冷却和吹扫。

⑸锅炉吹扫、冷却后，要进行烟道内部检查，确认设备正常后方可重新点火。

2.4.4防止

⑴调整好炉内燃烧式况，以免未完全燃烧物产生。

（2）燃油时，尤其要注意燃油日勺完全燃烧。

⑶机组启、停和正常运行中要按规定及时吹灰。

2.5主汽蒸参数异常

2.5.1主汽压力异常

（1）现象

A主汽压力不小于（或不不小于）变压运行的设定压力。

B主汽压力偏差高（或低）报警。

C机组负荷短时不小于（或不不小于）设定值。

D汽水流量不正常地变化，主汽压力偏差不小于±0.78MPa（湿态）或±1.47MPa

（干态）时20秒后汽机调速器切至手动，机组控制模式切BF。

主汽压力高于安仝门整定压力时，安全门动作.

F主汽压力高于303kg/cn?时，锅炉MFT保护动作。

(2)原因

A给水流量控制异常(干态时)。

B燃料调整异常(湿态时)。

C主机调门异常动作。

D忽然甩负荷。

(3)处理

A给水控制切至手动操作，机组切至“BM”模式运行。

B根据机组负荷，合适减少给水流量。给水流量变化时，亲密监视燃料流量和主

汽温度。待锅炉操作稳定后，查明原因把给水控制切至自动。

C加强对汽轮机膨胀、胀差、轴向位移，轴振及轴瓦温度日勺监视。

D主汽压力平均值不应超过额定压力的105%,整年超过105%运行时间，合计不

超过12小时；压力瞬时变化不应超过130%,否则应停炉。

2.5.2主蒸汽温度异常

(1)现象

A主汽温度高556'C或低5171报警。

B如主汽温度低于DEH设置日勺报警和跳闸值时，汽机主汽温度低保护动作。

C若遇受热面泄漏或爆破，则爆破点前各段工质温度下降，爆破点后各段温度升

rCXJ>

主蒸汽温度低报警（DEH设定）

主蒸汽温度低跳闸（DEH设定）

⑵原因

A燃料与给水H勺比例失调。

B燃料构造或燃烧工况变化。

C炉膛火焰中心变化。

D减温水控制失灵，使减温水流量不正常地减小或增大。

E给水温度或风量不正常。

F过热器处发生可燃物再燃烧。

G炉膛严重结焦。

H受热面泄漏、爆破。

⑶处理

A自动装置失灵时，应立即将其切至手动，手操调整使之恢复正常。

B设法调整减温水量。合适变化燃料量，及时调整风量和燃烧。

C调整炉膛火焰中心高度。

D若汽温高是由于受热面泄漏、爆破或烟道内可燃物再燃烧引起，除按汽温过高

处理外，还应分别按对应之规定处理。

E若出口汽温高，W/S出口过热度低时则对炉膛水冷壁进行吹灰。

F加强对汽轮机膨胀、胀差、轴向位移，轴振及轴瓦温度日勺监视。

G汽机侧主蒸汽温度年平均值不超过538℃。异常状况下，超过552C整年合计

不超过400小时，到达5660C持续15分钟日勺合计时间整年不超过80小时。主

汽温超过566℃应请示停炉。

H汽机侧主汽两侧主汽阀前进汽温偏差应不不小于14℃。非正常运行工况下，

主蒸汽两侧主汽阀前进汽温差容许至28℃o持续超过15分钟或超it28℃应请

示停机。

I当汽机侧主汽温度五分钟内急剧减少50'C时，应故障停机。

J采用上述措施后，假如主汽温度在“过热器金属壁温高”报警后仍继续升高则

手动MFTo

K采用上述措施后，假如主汽温度低至汽机跳闸值时，按机组跳闸处理。

2.6再热蒸汽温度高

2.6.1现象

⑴再热蒸汽温度高报警(582℃)o

⑵再热系统各点温度上升。

⑶若遇受热面泄漏或爆破，则爆破点前冬点温度下降，爆破点后冬点温度上升°

(4)单侧主汽门或中压调门故障导致流量偏差时，流量减少侧再热汽温升高。

2.6.2原因

(1)再热器减温水、燃烧器摆角或省煤器出口烟气档板自动调整失灵，导致再热器

减温水量减少或燃烧器摆角上升或一级再热器烟气流量过大。

(2)风量过大。

⑶再热器受热面泄漏爆破或再热器处发生可燃物再燃烧。

(4)单侧中压主汽门或中压调门故障。

⑸冷再安全门动作。

(6)主汽温度升高。

(7)大旁路BTV误启动。

(8)主汽系统爆管。

2.6.3处理

⑴再热器减温水、燃烧器摆角或省煤器出口烟气档板自动调整不正常时，应立即

将其切至手动，手操调整使之恢复正常。

⑵如是风量过大则应合适减少风量及时调整燃烧，对水冷壁进行吹灰，必要时可

合适减少主蒸汽温度。

⑶如再热器受热面泄漏，爆破或再热处发生可燃物再燃烧，导致再热汽温度升高

B寸，除迅速采用降温措施外，还应分别按对应规定进行处理。

(4)再热汽温年平均不超过574'C,每年超过580℃合计时间不得不小于400小时,

每年超过594c时间不得不小于80小时。

⑸如蒸汽参数无法控制，达汽机故障停机条件时应请示停机。

2.7汽水管道水冲击

2.7.1现象

⑴水冲击时，压力、给水流量大幅度波动。

⑵有水击声，管道发生振动，严重时支吊架损坏。

(3)汽水分离器满水时，分离器水位高报警，当满水严重时，后包覆过热器及后来

的工质温度明显下降。

2.7.2原因

⑴给水管道或省煤器充水时未排尽空气。

⑵蒸汽管道通流前暖管不充足，疏水未排尽或操作过快。

(3)热态启动时，由于省煤器、冷渣斗处工质处在汽化状态而进水量大计，管内工

质口勺压力、流量、温度发生剧烈变化。

(4)管内蒸汽温度突降。

⑸汽水分离器满水导致水冲击。

2.7.3处理

⑴给水管道或省煤器水冲击时，应合适减少流量充足暖管、排尽空气，直至恢复

正常。

⑵蒸汽管道通汽充压时发生水冲击，应减少流量充足暖管、疏水，待水冲击消失

后，方可逐渐增长流量。

⑶热态启动或停炉后进水时，如省煤器、冷渣斗处发生水冲击时，应迅速减少给

水流量。热态启动进水过程中要待炉本体各点工作温度均低于饱和温度后，方

可增大给水流量。

⑷由于分离器满水而导致水冲击时，应迅速确认分离器水位控制阀LCV—31001A

/B/CH勺开度及电动阀MV-3#001A/B/C在启动状态。若系阀门未启动应立即

手动启动，恢复分离器水位正常。

⑸当汽水管道内口勺水冲击消失后，应及时检查设备及支吊等有否损坏。

第3章汽机事故处理

3.1事故停机和故障停机

3.1.1汽机跳闸动作条件

⑴汽轮发电机组轴承处双幅轴振超过0.25mmo

⑵汽轮机轴向位移增大至+1.0mm或-1.0mm。

2

⑶汽轮发电机组润滑油压低于0.5kg/cm0

(4)汽轮机电超速(3330rpm)o

⑸汽轮机机械超速(3300rpm)o

(6)凝汽器真空降至550mmHg。

⑺主蒸汽温度低(动作值参见本篇第2章。勺《主蒸汽温度异常》)。

(8)DEH故障。

(9)发电机跳间。

(10)锅炉MFT动作。

3.1.2事故停机条件

⑴机组轴振忽然增大超过0.25mm,或清晰地听到金属摩擦声时。

(2)汽轮机汽缸上下温差忽然增大超过56℃,或汽轮机发生水冲击时。

⑶汽轮机轴封处冒火花时。

(4)汽轮机轴向位移增大至+1.0mm或-1.0mm时。

⑸汽轮机胀差达21.0mm时或一1.0mm时。

(6)汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟或任一径向轴承全属温度达113'C、或推力

瓦金属温度达107℃时。

⑺经启动盘车油泵、直流润滑油泵涧滑油压仍减少至0.5kg/cm2时。

(8)润滑油箱油位减少至一200mm如下，补油无效，且主油泵出口油压波动或系

统严重漏油时。

(9)油系统着火不能立即扑灭，严重威胁机组安全时。

(10)发电机和励磁机冒烟或着火时。

(11)汽轮机转速超过3330rpm,而超速保护拒动作时。

(12)高压汽水管道破裂，威胁人身和设备安全时。

(13)发电机氢系统发生爆炸时。

3.1.3故障停机条件

⑴主蒸汽压力超过额定值H勺130%o

⑵主蒸汽温度达566“C持续时间超过15分钟，或超过566℃。

⑶再热汽温度达594(持续时间超过15分钟，或超过594℃。

(4)主蒸汽或再热蒸汽两侧进汽温差28℃持续时间15分钟，或超过28℃0

⑸主、再热蒸汽温度5分钟内迅速下降50C,且调整无效。

(6)主蒸汽温度低至对应保护动作值(动作值参见本篇第2章的《主蒸汽温度异

常》)而保护未动作。

⑺低压缸排汽温度>120℃。

(8)凝汽器真空降至550mmHg。

(9)EH油压低于83kg/cr<无法恢复。

(10)汽轮机持续无蒸汽运行超过1分钟。

(11)仪控电源中断机组失去控制和监视手段，或汽轮机重要监视仪表故障不能立即

恢复。

(12)本机组厂用电源所有中断。

(13)高压缸排压力不小于额定压力125%时。

(14)发电机跳间。

(15)锅炉MFT动作。

3.1.4事故停机环节

⑴在BTG盘上按“TURBINETRIP”按钮或在机头操作脱扣手柄使汽机跳闸。

⑵确认高、中压主汽阀，高、中压调阀，各抽汽逆止阀应迅速关闭，汽机转速应

下降。

(3)立即启动汽机盘本油泵、辅助油泵。

(4)停止真空泵运行，全开凝汽器真空破坏阀。

⑸检查并确认除本体疏水外各排凝汽器的疏水关闭。

(6)按正常停机环节完毕其他停机操作。

3.1.5故障停机环节

⑴在BTG盘上按“TURBINETRIP”按钮或在机头操作脱扣手柄使汽机跳闸。

(2)当油压减少至设定值时汽机油泵、辅助油泵应自启，否则手动启动。

⑶按正常停机环节完毕其他停机操作。

3.2汽轮机超速

3.2.1现象

⑴机组忽然甩负荷到零，转速超过3000rpm并继续上升，甚至转速超过保护设定

值而保护不动作。

⑵汽轮机声音异常，振动增大。

3.2.2原因

(1)发电机甩负荷。

(2)DEH系统控制失常。

⑶汽轮机高、中压主汽阀关不严。

(4)机组跳机时抽汽逆止阀、电动阀未关或关不严。

3.2.3处理

⑴汽机转速超过3330rpm而保护未动作应紧急停机，并确认高、中压主汽阀，高、

中压调阀，各抽汽逆止阀应迅速关闭。

(2)确认转速下降，否则停运EH油泵，关闭高、中压主汽阀，高、中压调阀。设

法切断其他汽源。

⑶对机组进行全面检查，查明超速原因并消除，重新启动应进行各项超速试脸合

格后方可并网。

3.3运行中叶片损坏或断裂

3.3.1现象

⑴汽轮机内部发出明显金属摩擦声或撞击声。

⑵机组振动增大V

⑶汽轮机监视段压力异常，轴向位移、推力瓦温度异常变化。

(4)汽轮机低压叶片断落打破凝汽器钛管使凝结水导电度上升。

⑸若抽汽口处的叶片断裂进入抽汽管道，卡在抽汽逆止阀处，也许导致抽汽逆止

阀卡涩或进入加热器打烂钢管导致加热器水位升高。

3.3.2处理

⑴汽轮机叶片在运行中损坏或断落，不一定同步出现上述所有现象，但出现下述

现象之一时，应紧急停机处理

A汽轮机内部发出明显的金属摩擦声或撞击声。

B机组发生强烈振动。

⑵正常运行中若发现调整级或某级抽汽压力异常变化，应立即进行综合分析。若

在相似工况下伴随出现负荷下降，轴向位移、推力瓦温度有明显变叱或对应轴

承日勺振动明显增大时应尽快申请减负荷故障停机。

3.4汽轮机轴向位移增大

3.4.1原因

⑴负荷或蒸汽流量突变。

⑵叶片严重结垢。

⑶叶片断裂。

(4)主、再热蒸汽温度和压力急剧下降。

⑸轴封磨损严重，漏汽量增长。

(6)发电机转子串动.

(7)系统周波变化幅度大。

(8)凝汽器真空下降。

(9)汽轮机发生水冲击。

(10)推力轴承磨损或断油。

3.4.2处理

⑴当轴向位移增大时，应严密监视推力轴承日勺进、出口油温、推力瓦金属温度、

胀差及机组振动状况。

⑵当轴向位移增大至报警值时，应汇报领班、值长，规定减少机组负荷。

⑶若主、再热蒸汽参数异常，应恢复正常。

(4)若系统周波变化大、发电机转子串动，应与中调联络，以便尽快恢复正常。

(5)当轴向位移达一1.0mm或+1.0mm时保护动作机组自动停机。否则手动打间紧急

停机。

(6)轴向位移增大虽未达跳机值，但机组有明显H勺摩擦声及振动增长或轴承回油温

度明显升高应紧急停机。

⑺若轴向位移增大而停机后，必须立即检查推力轴承金属温度及轴承进、回油温

度，并手动盘车检查无卡涩，方可投入持续盘车，否则进行定期盘车。必须经

检查推力轴承、汽轮机通流部分无损坏后方可重新启动。

3.5凝汽器真空下降

3.5.1现象

(1)BTG盘、CRT“真空低”声光报警，备用真空泵联动°

⑵CRT真空表显示凝汽器真空下降。

⑶CRT及就地表计显示汽轮机低压缸排汽温度升高。

(4)负荷瞬时下降。

3.5.2原因

⑴循环水系统故障。如循环水泵跳闸、凝汽器循环水进、出口阀误关及循环水母

管破裂等。

(2)汽轮机(包括小汽轮机)轴封供汽不正常。

⑶真空泵故障或其工作水温过高、水位不正常。

(4)凝汽器热水井水位过高。

⑸真空系统泄漏。

(6)凝汽器补水箱缺水，凝结水回收水箱水位低。

⑺凝汽器钛管污脏或循环水二次滤网堵塞。

3.5.3处理

⑴当发现凝汽器真空下降，应对照真空表和低压缸排汽温度，若真空确已下降则

应立即启动备用真空泵运行。分析真空下降日勺原因，尽快处理并汇报领班、值

长。

⑵当发现循环水压力急剧下降时，应联络循泵值班员检查循环水泵与否跳闸，并

启动备用泵运行。若循环水泵未跳，但电流、出水压力下降，则也许是循环水

管厂外破裂，一经证明则紧急停机。

⑶若真空下降系汽轮机轴封系统工作不正常，则应检查辅汽联箱压力与否正常、

轴封加热器疏水与否畅通，并将轴封压力调整至正常值。

(4)若真空泵工作失常，则应检查其电流、汽水分离器水位及工作水温与否正常并

进行调整。若经采用措施无效时，应启动备用真空泵运行。

⑸若凝汽器水位过高应根据不一样的原因调整水位至正常。

(6)检查机组当时有无影响真空下降的操作，如有应立即停止，并恢复原状。

⑺检查真空系统日勺管道、法兰有无泄漏现象，如有应设法隔离。

(8)当真空下降至650mmHg时开始减负荷，当真空降至550mmHg时，负荷应减至零。

(9)当真空降至550mmHg如下低真空保护应动作跳间，否则应手动停机，但不破坏

真空。

3.6汽轮机水冲击

3.6.1现象

⑴CRT报警，显示汽轮机上下缸温差不小于42℃。

(2)高、中压主汽阀，高、中压调阀或任一抽汽电动阀、抽汽逆止阀门杆冒白汽。

⑶蒸汽或抽汽管道发生水冲击或产生振动。

(4)轴向位移、推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧升高，汽缸及转子金属

温度忽然下降，差胀减少并向负方向发展。

⑸机组声音异常并伴有金属摩擦声或撞击声，振动增大。

(6)第一级进汽压力摆动增大。

3.6.2原因

⑴汽水分离器满水.

⑵主、再热蒸汽减温水调整不妥。

⑶机组负荷急剧变化，主、再热蒸汽温度急剧减少。

(4)本体疏水不良。

⑸蒸汽管道疏水不畅。

(6)除氧器或高、低加满水。

⑺轴封蒸汽温度调整不良，轴封带水。

3.6.3处理

(1)当发现高压主汽阀、调阀或抽汽电动阀、抽汽逆止阀门杆冒白汽时，应紧急停

机。

⑵当发现汽轮上下缸温差达42,C应及时汇报领班、值长。严密监视主、再热蒸

汽汽温，轴向位移、推力轴承金属温度、推力轴承回油温度、胀差及机组振动

状况。各参数异常变化时，按本规程的有关规定处理。

⑶启动内、外缸及有关蒸汽管道硫水阀。

(4)若是加热器满水引起日勺进水应隔离加热器运行，并启动其抽汽管道疏水阀。

⑸当汽轮机上下缸温差不小于56℃时，应紧急停机。

(6)当汽轮机因水冲击而停机后，应先进行手动盘车，检查机组无异常后，方可投

入持续盘车。

⑺汽轮机因水冲击紧急停机过程中，若伴有轴向位移大报警或跳间信号，则停机

后应由检修进行推力轴承解体检查，否则严禁启动汽轮机。

(8)汽轮机紧急停机过程中，若情走时间明显缩短，且伴有金属碰撞声，则汽轮机

应揭缸检查，否则严禁启动汽轮机。

(9)汽机进水紧急停机后24小时内严禁启动，汽机再启动时上、下缸温差应V

42℃,转子偏心度VO.O75mm。

(10)假如转子被卡住，应设法每小时将机组盘车一次，当转子转动自如时，应继续

谨慎日勺连盘。

3.7机组振动异常

3.7.1原因

⑴机组负荷、参数骤变。

⑵汽缸膨胀受阻，导致转子中心不正。

⑶泗滑油压、油温变化或油中进水、油质乳化、油中含杂质使轴瓦鸨金磨损。

(4)汽轮发电机组动、静部分摩擦。

⑸汽轮机发生水冲击。

(6)汽轮机叶片断裂。

⑺支持轴承及推力轴承工作失常，轴承地脚螺栓松动，或轴瓦松动。

(8)发电机静子、转子电流不平衡或发电机磁力中心变化及转子线图短路。

3.7.2处理

⑴当机组振动增大时，应注意各表计变化，迅速查明原因。

⑵当机组振动达0.125mm报警时应向领班、值长汇报。

⑶减少机组负荷及其他对应H勺措施控制振动值上升。

(4)若是机组负荷、参数变化大引起机组振动，应尽快稳定负荷、参数，同步注意

机组胀差、轴向位移及汽轮机上下缸温差H勺变化。

⑸检查润滑油温、油压及各轴承运行状况，并调整至正常。

(6)就地检查汽轮发电机组运行状况。

⑺检查汽轮机上、下缸温差应不不小于42℃,否则按有关规定处理。

(8)若振动是由电气原因引起应及时汇报领班、值长，规定降负荷。

(9)经采用措施，机组振动仍继续增大至0.25mm时，机组应紧急停机。

(10)汽轮机在正常运行中，某一振动忽然增穴0.03mm,(且相邻轴振也有较大上升

时)虽未达跳间值，应故障停机。

(11)机组因振动大而停机后，应先手动盘车，检查动静部分无摩擦后，方可投入持

续盘车。

3.8汽轮机润滑油系统异常

3.8.1油箱油位、润滑油压同步下降

(1)原因

A主机油冷却器泄漏。

B密封油冷却器管破裂。

C油系统管道、阀门法兰、接头破裂，大量漏油。

D油系统事故放油阀、放水阀、取样阀被误开。

E密封油调整不妥，大量洞滑油漏至发电机内，以致润滑油箱油位大幅下降。

(2)处理

A正常运行中，势涧滑油箱油位降至一150mm时，应补油至0〜50mm之间”

B当润滑油箱油位降至一200mm,且补油无效时，应紧急停机。

C当润滑油压降至0.85kg/cm2时TOP应自启，当泄滑油压降至7.5kg/cm2时AOP

应自启，当涧滑油压降至0.65kg/cm2时EOP应自启，当涧滑油压降至0.5kg/cm2

时汽轮机因低油压保护而自动跳机，否则手动停机。当润滑油压降至0.3kg/cm2

时盘车自动跳间，此时应手动盘车。

3.8.2油位不变、油压下降

(1)原因

A润滑油减压阀工作失常。

B主油泵或射油器工作失常。

C油压表指示错误，或油位计卡涩。

(2)处理

A润滑油压下降时，处理措施同上。

B若油压表错误，则应联络仪控保养处理,

C若油位计卡涩，经检查后发现油位低处理措施同上。

3.8.3汽机盘车油泵故障处理

机组在启动过程中，汽机盘车油泵故障，应分明状况进行处理：

⑴机组转速在临界转速及如下时，若汽机泊泵故障应启动直流润滑油泵、顶轴油

泵停机。

⑵若汽机盘车油泵故障时，机组已过临界转速应立即启动直流洞滑油泵，迅速将

机组转速升至3000rpm暖机，待汽机油泵处理正常并启动后，机组方可继续启

动。

⑶机组在停机过程中但未解列时，应立即将机组负荷升至30MW,待处理正常后

再解列停机。

(4)机组在停机过程中已解列打闸时，应启直流润滑油泵、顶轴油泵停机。

⑸机组在停机的过程中，如各润滑油泵均不能启动则应紧急停机。

3.9轴承金属温度升高

3.9.1现象

(1)BTG盘、CRT高轴承温度高声光报警。

⑵轴承金属温度、泗滑油回油温度显示升高。

3.9.2原因

⑴冷油器冷却效果恶化。

⑵润滑油油压局限性，轴承进油、回油不畅。

⑶轴承内进入杂物。

(4)振动引起油膜破坏。

⑸泄滑油质恶化。

3.9.3处理

⑴检查冷油器冷却水阀与否误动作，否则应手动调整冷却水量。

⑵从回油期视窗检查回油流动状况，与否有金属磨损物，应分析其来源。

⑶分析润滑油油质，保持油净化妆置持续正常运行

(4)

⑸如润滑油压局限性，可启动TOP,观测润滑油压及轴承金属温度变化。

（6）任一径向轴承金属温度达113℃且同步出现轴承金属温度高报警时，应紧急停

机。

⑺任一推力轴承金属温度达107℃且同步出现轴承金属温度高报警时，应紧急停

机。

3.10凝汽器海水泄漏

3.10.1开始泄漏初期水质现象

⑴凝结水泵出口日勺导电率（通过阳离子树脂后口勺导电率）上升。

⑵凝汽器海水泄漏检查用日勺检盐计的导电率（阳离子树脂通过后日勺导电率）上升。

⑶凝汽器海水泄漏检查用H勺Na卡（钠）浓度口勺上升。

（4）CPP人口□勺导电率（通过阳离子树脂后口勺导电率）上升。

⑸CP出口取样的手工化脸导电率（通过阳离子树脂后的导电率）、氯化物、钠H勺

上升。

3.10.2继续泄漏状况下的水质变化

⑴海水泄漏量大并且时间长日勺话，开始泄漏初期水质现象会持续。CPP出口水质

恶化,CPP出口日勺导电率（各塔出口和出口母管有监视仪器）上升。

⑵若水质异常发现迟或运行人员处理太迟，轴加■►除氧器入口-＞除氢器出口-►

ECO入UTW/S导电率（通过阳离子树脂后的导电率）均上升。

3.10.3海水泄漏判断原则

(1)CP出口口勺导电率(通过阳离子树脂后的导电率)达0.5us/cm以上时。

(2)CP出口H勺钠浓度超过20PPb时。

(3)CP出口H勺CL浓度超过0.1PPb时。

3.10.4海水泄漏日勺处理

⑴海水泄漏时的处理流程表见下页

海水泄漏时H勺处理流程表

化脸员—互相联络T发电,课运行人员一互相联络TCPP运行人员

CP出口导电率警报发生确认

CP出口导电率上升确认

（CRT）CPP入口导电率确认

（现场仪器）

热井导电率确认（现场仪器）

热井导电率确认

（CRT）各塔出口导电率确认

（现场仪器）

热井Na*确认（CRT）（现场仪器）

热井Na'确认（现场仪器）

CP出口手工化验—互相联络T发业课一互相联络T出口母管导电率确认

（导电率、Na'、CL）（现场仪器）

CP出口导电率监视（现场仪器）

热井导电率监视（现场仪器）泄漏确定

热升Na'监视（现场仪器）各塔传导率如有上升

CP出口干工化脸停机操作开始要切换至预备塔

（导电率、Na'、CL等）（也考虑凝结器的单边运行）

轴封加热器入口导电率监视1

（手工化验）凝结水再循环运行再生完毕a勺树脂置换

除氧器入口导电率监视真空保持（CPP后来不让海水进入）

（手工化验）

除氧器入口导电率监视1

（手工化验）热井水室泄漏处

ECO入口导电率监视热井导电率确认（CRT）

（手工化验）热井Na'确认（CRT）

（仪器）

不让海水进入锅炉

热井水室泄漏处确认真空破坏，补修泄漏管

热井导电率确认（现场）

热井Na确认（现场）

修补作业后的健全性确认泄漏管修补后确认

热井导也率确认（现场）凝汽器水位上升措施

热井Na'确认（现场）其空吸引容膜确认措施

注意：表中导电率指通过阳离子树脂后的导电率

⑵水质原则对应表

序号项目确认措施警报有无警报值正常值

序号项目确认措施警报有无警报值正常值

现场仪器指示<0.25us

凝结水泵出口导电率

1

（通过阳离子树脂后）>0.25

中控CRT有<0.25us

US

凝汽器海水泄漏用导电率现场仪器指示<0.25us

2

（通过阳离子树脂后）

中控CRT无无<0.25us

现场仪器指示<20PPb

3凝汽器海水泄漏用钠表

中控CRT无无<20PPb

CPP入口导电率现场仪器指示<0.25us

4

（通过阳离子树脂后）

Cpp运行室CRT有有<0.25us

CP出口导电率（阳离子树

5手工化验<0.25us

脂通过后

6氯化物离子c「手工化脸<0.1ppm

7钠离子Na，手工化验<20ppb

第4章电气事故处理

4.1发电机保护

4.1.1概述

发电机保护为三菱机电株式会社随发电机配套设备，盘体内照明用交流220V

电源，控制回路用直流110V电源。除64G2、40G1、40G2为ABB继电器，78G1、

78G2、50N为GE继电器外其他保护继电器均为三菱产品

4.1.2保护配置

保护出口

序号保护名称动作成果备注

继电•器闭锁继电器

1发变组差动87MG86G2全停

2发电机差动87G86G1全停

3负序过流146G1