660MW汽轮机事故处理

1、事故处理的基本原则是什么？

答案：1、尽可能避免对人员的伤害。

2、尽可能避免对设备的损坏。

3、尽可能保证厂用电、厂用抽汽的正常供给。

4、尽量使机组不减或少减负荷。

5、尽可能减少汽水损失及厂用电。

2、高加紧急停用条件、紧急停运操作及加热器停运后对机组负荷限制？

答案：1紧急停用条件：

1.1汽水管道破裂，直接威胁设备及人身安全。

1.2高加水位高处理无效，且保护拒动。

1.3所有水位计失灵，无法监视水位。

2紧急停用操作

2.1关闭进汽电动门及抽汽逆止门，开启抽汽管道疏水门。

2.2解列高加水侧，给水走旁路。

2.3开启高加事故疏水门，使高加水位保持在可监视范围内。

2.4关闭高加疏水至除氧器正常疏水门。

2.5当高加因水位过高保护动作时，应查明原因。严禁在高加发生泄漏时，强行投入高加。

2.6当高加汽、水侧同时解列时，应密切监视给水压力和流量，避免给水中断事故的发生。

2.7机组在高加解列退出运行期间，应保证各监视段压力不超限，必要时应限负荷。

3加热器退出运行时对负荷限制的要求

3.1三台高加解列时，只要锅炉参数符合要求，仍可带满负荷运行。

3.2#1高加运行，其他任意相邻的两台加热器故障撤出运行时，机组出力减至90％额定负荷运行。若再停一台相邻的加热器，应再减10％额定负荷，依此类推。

3.3所有加热器汽侧隔离时，机组最大负荷不得超过50％铭牌出力。

3、给水泵汽化的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1电泵电流摆动且下降；汽泵转速波动、前置泵电流摆动。

1.2给水泵出口压力摆动且下降。

1.3给水流量摆动且下降。

1.4水泵结合面和两侧机械密封处冒出蒸汽。

1.5水泵内部产生噪音或冲击声，泵组及管道振动增加，转子窜动。

2原因

2.2除氧器压力下降太快，与除氧器水温下降不相适应。

2.3由于进口滤网堵塞造成给水泵进口压力过低。

2.4流量低于250t/h（电泵150t/h）时，再循环阀未打开。

2.5汽泵长时间在低转速下运行。

2.6除氧器水位过低，造成泵进水量不足。

3处理

3.1电泵汽化时，在锅炉点火升压阶段，应紧急停电泵，待汽化原因排除后机组重新启动；若在带负荷过程中因除氧器水位低引起电泵汽化，应将负荷转移至汽泵后再立即停电泵，若汽泵还未启动时，应立即停电泵，停止机组运行。

3.2汽泵汽化时立即启动电泵同时停止汽化的汽泵，并根据给水流量适当降低负荷。

3.3稍开汽化泵主泵本体放空气阀放出蒸汽，汽泵盘车灵活、投入盘车正常后方可再启动，再次启动后应仔细倾听内部声音及振动情况。

4、小机油系统油温异常的现象、原因及处理？

答案：1原因

1.1小机冷油器冷却水中断或冷油器冷却水管脏。

1.2小机油箱电加热器误投。

1.3小机轴承回油温度高。

1.4辅机冷却水温高。

1.5温控阀失灵。

2现象

2.1小机各轴承回油温度高。

2.2小机各轴承温度高。

2.3小机冷油器出水温度高。

3处理

3.1检查小机油箱电加热器是否误投，退出小机油箱电加热器。

3.2检查小机冷油器是否正常，进行小机冷油器放空气操作，必要时投入小机备用冷油器。

3.3密切监视小机各轴承温度，检查小机各项运行参数，若轴承温度上升，按小机事故处理原则进行处理。

5、热井水位降低的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1排气装置热井水位指示下降。

1.2排气装置热井水位低报警。

1.3水位低至700mm时，凝结水泵跳闸。

2原因

2.1汽轮机、锅炉热力系统泄漏、用水量大。

2.2补水门应开启，实际未开启或除盐水压力低。

2.3水位测量装置测量指示异常。

2.4机组排气背压升高。

2.5机组除盐水补水门误关或卡涩。

2.6凝结水至凝补水箱调整门误开，造成大量凝结水返回至水箱。

2.7除氧器水位调整门调整失灵，导致凝结水流量大于正常流量，引起水位降低。

2.8＃5低加出口凝结水放水门误开。

3处理

3.1结合就地水位指示检查水位测量装置指示是否正常，若不正常联系热工处理。

3.2热井水位降低，应及时开大机组除盐水补水门补水，保证水位正常。若补水门卡涩无法打开应开启其旁路门补水。

3.3如果排气背压升高导致水位降低，则应调整空冷岛运行方式迅速恢复机组背压正常。3.4检查除氧器水位调整门和凝结水至凝补水箱调整门调整正常，开度应合适。如果除氧器水位调整门误开大且无法调整正常，应通过控制其前后手动门的开度控制凝结水流量恢复正常或者由其旁路门调整供水，将调整门前后手动门关闭对调门进行处理；如果是凝结水至凝补水箱调整门误开，造成大量凝结水被放回凝补水箱则应该迅速关闭该调门，如果调门卡涩则应关闭其前后手动门。

3.5汽轮机或锅炉热力系统泄漏或用水量大时，应查明原因，及时处理。

3.6空冷系统泄漏严重时，应汇报值长，停机处理。

6、辅机冷却水泵跳闸的现象及处理？

答案：1现象

1.1辅机冷却水泵跳闸报警。

1.2确认跳闸辅机冷却水泵图符变绿，电流至零。

1.3辅机冷却水母管压力降低。

2处理

2.1检查备用辅机冷却水泵联启正常，否则立即手动开启。

2.2若备用辅机冷却水泵未能开启，立即将机力塔风机转速加至最高，严密监视两台机组定冷水温、氢温、润滑油温、闭冷水温、辅机轴承温度、磨煤机、风机温度等各辅机冷却水用户温度，立即就地检查空压机运行情况。

2.3在夏季且机组负荷较高时，密切监视辅机冷却水温，将机力塔池补水开至最大，以降低辅机冷却水温。

2.4若水温持续上升，应根据情况降低一台机组负荷，控制其辅机冷却水用户水量。若水温仍不能维持时，可立即降低另一台机组负荷，直至水温趋于稳定为止。

2.5处理期间应加强对运行辅机冷却水泵电流、出口压力的监视，严防辅机冷却水泵过负荷跳闸引起事故扩大，确保另一台机组和空压机安全运行。

2.6事故处理中，值长应协调好两台机组操作，严防因辅机冷却水故障引起两台机组停运。

7、机力塔风机跳闸的现象及处理？

答案：1现象

1.1CRT发“机力冷却塔风机跳闸”报警。

1.2确认跳闸机力冷却塔风机图符变绿。

1.3辅机冷却水温度升高。

2处理

2.1检查跳闸风机无明显故障，可紧急启动一次。

2.2若跳闸风机未能开启，立即将运行机力塔风机转速加至最高，增开一台辅机冷却水泵，适当关小跳闸风机分段的回水电动门，冬季关闭两分段防冻门，监视辅机冷却水温度变化。

2.3监视两台机组定冷水温、氢温、润滑油温、闭冷水温、辅机轴承温度、磨煤机、风机温度等各辅机冷却水用户温度，立即就地检查空压机运行情况。

2.4机组在夏季且负荷高时，应根据情况降低一台机组负荷。若辅机冷却水温升高较快，威胁两台机组安全运行情况紧急时，可立即减负荷直至停运一台机组，确保另一台机组和空压机安全运行。

2.5事故处理中，值长应协调好两台机组操作，严防因辅机冷却水系统异常引起两台机组停运。

2.6增大机力塔池补水，并通过跳闸风机分段塔池放水门控制水位。

8、单台汽泵跳闸的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1“A汽泵跳闸（B汽泵跳闸）”，“RB动作”（机组负荷＞300MW时）声光报警。

1.2给水流量、汽包水位骤降，机组负荷、气温、气压可能下降。

1.3电泵自启动。

1.4若汽泵跳闸后电泵自启动成功且负荷＞450MW，则75％RB动作，CCS自动切至“汽轮机跟随”方式，目标负荷指令自动降至450MW，机组负荷快速降至450MW稳定；炉侧自动跳最上层制粉系统，仅剩四套制粉系统运行，CCS自动减总煤量至450MW对应值后稳定。

1.5若汽泵跳闸后电泵未自启动且负荷＞300MW，则50％RB动作，CCS自动切至“汽轮机跟随”方式，目标负荷指令自动降至300MW，机组负荷快速降至300MW稳定；炉侧自动从上到下跳制粉系统至仅剩三套制粉系统运行，CCS自动速减总煤量至300MW对应值后稳定。

1.6跳闸汽泵高、低压调阀、速关阀关闭，转速下降，相应疏水门自动打开；泵的出口门自动关闭、再循环门自动开启。

2原因

2.1A汽泵（B汽泵）保护动作跳闸。

2.2人员误按控制台汽泵脱扣按钮或误碰现场机械脱扣手柄。

3处理

3.1确认电泵自启动，否则手动启动。电泵启动后根据汽包水位、机组负荷变化趋势调节勺管位置迅速增加给水量。但注意电泵电流不能超过额定值（A），运行汽泵转速不能超过额定值（4950rpm），必要时将运行汽泵切手动控制，维持汽包水位在正常范围内。

3.2自动RB过程中，须密切监视汽包水位、给水流量、总煤量、主再热蒸汽压力温度、机组负荷等重要参数变化趋势，只要RB自动动作正常，一般不需手动干预，待RB自动复归后再手动调整。

3.3若自动RB过程中出现异常，应立即将机、炉控制切为手动，根据给水流量，汽包水位，主蒸汽压力变化趋势按自动RB过程处理，直至机炉负荷、给水流量、总煤量相匹配。

3.4注意监视锅炉燃烧情况，如燃烧不稳，应及时投油助燃。确认跳闸磨出口门自动关，磨出口温度不会上升。

3.5确认跳闸汽泵高、低压调阀、速关阀自动关闭，转速下降，相应疏水门自动打开；泵的出口门自动关闭、再循环门自动开启。监视其惰走情况，转速至500rpm时，确认顶轴油泵自启动、盘车自动投运正常。迅速分析跳闸原因，若原因消除，条件许可，应及时恢复该汽泵。

3.6加强主、再热汽温的调整，避免汽温下降过快、过多。

3.7机组运行稳定后，打开跳闸磨出口门，对跳闸制粉系统充分吹扫后投备用。

3.8RB动作后，应密切监视轴向位移、高低压胀差、上下缸温差、机组振动、转子热应力变化情况。机组工况稳定后，根据情况尽快升负荷。

3.9全面检查、分析汽泵跳闸原因，根据需要将跳闸汽泵隔绝付修。

3.10检查另一台小机凝汽器水位自调是否正常，否则手动调节。

3.11完成间冷部分相应操作。

9、闭冷水泵跳闸的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1发闭冷水泵跳闸报警，备用泵联启。

1.2故障闭冷水泵跳闸，电流指示为零，泵符号由红变绿。

2原因

2.2电动机保护动作跳闸。

2.3闭冷水箱水位低。

2.4闭冷泵入口压力低。

3处理

3.1查备用泵联启正常，密切监视各闭冷水用户温度不超限。

3.2电气原因造成跳闸时应联系检修配合查找原因。

3.3若备用泵未联启则手动开启，并查各参数正常。

3.4若由于闭冷水箱水位低、闭冷泵入口压力低备用泵不能联启时，立即检查停机水泵联启正常，同时应立即补水使闭冷水箱水位、泵入口压力恢复，尽快启动闭冷水泵。期间密切监视EH油温、给水泵、凝泵及空预器轴承温度等闭冷水用户情况，及时查找系统有无泄漏，维持水箱水位正常。

3.5若备用泵在检修或未能开启，造成两台闭冷水泵停运无法恢复时，机组立即故障停机，并检查停机水泵联启正常且立即打开闭冷水至定排回水手动门，及时调整闭冷水箱水位正常。

10、闭冷水温度高的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1闭冷水温度高报警。

1.2各闭冷水用户温度高。

2原因

2.1闭冷水冷却器积空气、脏污、堵塞。

2.2辅机冷却水系统故障，引起辅机冷却水流量低。

2.3辅机冷却水温度高。

2.4机组辅机冷却水自动反洗滤网差压高。

3处理

3.1对闭冷水冷却器闭冷水侧、辅机冷却水侧放空气。

3.2确认闭冷水冷却器脏污、堵塞时，切换为备用冷却器运行，清理堵塞冷却器。

3.3若环境温度过高，可投入两台闭冷水冷却器运行。

3.4若辅机冷却水系统工作不正常，想法恢复其正常。

3.5机组辅机冷却水自动反洗滤网差压高时，倒至旁路运行并进行反冲洗。

3.6闭冷水温度高期间严密监视各用户温度不超限。若闭冷水温度持续升高致使各轴承超温，应降负荷运行，同时尽快恢复闭冷水温至正常。

11、小机真空系统异常的现象、原因及处理？

答案：1原因

1.1小机汽封压力异常。

1.2小机真空泵故障。

1.3小机真空系统泄漏。

1.4小机凝汽器水位异常。

1.5小机凝汽器循环水温、水量变化。

1.6小机夏季负荷过大，造成排汽量过大。

1.7间冷系统异常。

2现象

2.1两台小机凝汽器背压升高、排汽温度升高。

2.2为维持汽泵转速，小机进汽量增大。

2.3若为凝汽器内积空气增多引起，小机凝结水过冷度增大，凝汽器端差增大。

3处理

3.1检查备用真空泵联启或手动立即开启。

3.2小机背压升高过快或达到50KPa时，及时开启电动给水泵上水，机组做好降负荷准备。

3.3检查小机间冷泵运行正常、间冷循环水母管压力正常、小机凝汽器循环水温升、间冷塔

高位水箱水位正常，询问临机小机循环水有无操作。若为间冷水泵故障，则立即开启备用间冷泵，停运故障泵，或增开间冷泵并投用相应分段，以保证小机循环水量满足要求。

3.4若因循环水量减少（已无措施可采取），开启电泵后，根据情况可停运一台小机或两机分别停运一台小机，并及时关闭停运小机凝汽器循环水入口电动门。机组根据情况及时降负荷。

3.5检查小机凝汽器循环水系统是否积有空气。

3.6若循环水温快速升高，立即检查环境风速、风向，及时开大分段百叶窗，注意各分段出水温度变化。

3.7检查小机汽封供汽压力、小机汽封供汽门、溢汽门位置，及时调整小机汽封压力正常，倾听小机汽封处声音正常。

3.8检查主机汽封母管减温器后低压供汽温度、压力，若自调失灵，及时切为手动调整汽封母管减温器、主机汽封母管压力正常。

3.9小机真空系统是否有操作，若有应立即恢复，尤其是一台小机停运检修时，应注意防止影响另一台小机真空。

3.10检查小机真空系统阀门位置是否正确，并查找真空系统有无泄漏点。

3.11检查运行真空泵分离器水位、入口压力、电流等是否正常，若因运行真空泵故障引起，开启备用真空泵后真空应恢复。注意检查停运真空泵入口门关闭良好，否则关闭手动门。3.12若为一台小机真空泄漏原因引起两台小机背压升高，影响两小机正常运行时，应立即开启电动给水泵，停运该小机并解列真空系统。

3.13若两小机凝汽器水位异常，应及时调整至正常，并注意对主机凝结水系统的影响。

3.14若因夏季环境温度高、机组负荷大、间冷塔有分段退出检修等原因引起小机背压异常，可开启电动给水泵后，适当控制小机负荷，减少小机排汽量。

3.15小机背压升高至70KPa时，小机跳闸，否则手动打闸，机组快速降负荷至450MW左右，完成其它相关操作。

3.16事故处理中，值长协调好两台机组操作对间冷公用系统的影响，严防因间冷系统异常引起机组两台小机均停运。

12、除氧器水位异常的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1除氧器水位指示上升或降低。

1.2除氧器水位高或低报警。

1.3除氧器水位调节阀开度异常。

1.4除氧器上水流量增大或减小。

2原因

2.1除氧器水位自动调节失灵。

2.2除氧器水侧系统阀门误操作，如溢流、放水门等。

2.3锅炉爆管、给水或凝结水系统严重泄漏。

2.4高加疏水全部切至凝汽器运行。

2.5运行中给水泵或凝结水泵跳闸。

3处理

3.1发现除氧器水位异常，应检查机组负荷及汽水平衡状况，并核对就地水位计，判断除氧器水位是否真实。

3.2检查除氧器水位调节阀动作情况是否正常，否则应切至手动调节，若阀门误操作应及时恢复至正常运行状态。必要时调整机组负荷以保持除氧器水位，并通知检修处理。

3.3除氧器水位低，检查除氧器上水旁路门开启，必要时可切换凝泵或增开备用凝泵以维持

除氧器水位。

3.4除氧器水位低时，补水量增大，应加强热井水位的监视，必要时增开凝结水输送泵补水，若处理无效，除氧器水位低时，应加强除氧器压力的监视，防止除氧器超压运行。除氧器水位下降至1000mm时，检查给水泵及前置泵跳闸，否则应故障停泵，并完成正常停机的其它操作。

3.5若除氧器水位升高至2100mm时，应及时调节除氧器水位至正常值，必要时可解给水自动，适当增大给水流量向汽包上水。

3.6除氧器水位上升至2150mm时，检查溢流阀自动开启，否则应手动干预，并注意凝结水再循环阀动作情况及热井水位应正常，注意凝汽器压力的变化。

3.7水位上升至2250mm时，检查除氧器放水电动门自动打开，四抽、辅汽至除氧器进汽电动门，除氧器水位调整门、旁路电动门自动关闭；#3高加逐级疏水门关闭，#3高加事故疏水门开启。

3.8水位上升至2300mm时，检查四抽逆止门、电动门、四抽至辅汽、小机进汽电动门联锁关闭；四抽逆止门前、逆止门后及四抽至除氧器电动门前疏水门自动打开。

3.9经上述处理仍无效，无法维持机组正常运行时，汇报值长申请停机。

13、高、低加水位异常的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1发“高加或低加水位异常”报警。

1.2水位达高二值时，危急疏水门打开，同时关闭上级疏水。

1.3水位达高三值时，加热器解列，对应的抽汽管道电动门、逆止门关闭，疏水门开启，水侧旁路门打开，进、出口门关闭。

2原因

2.1疏水门控制失灵。

2.2疏水门泄漏量大，抽汽凝结水量不足。

2.3疏水门堵塞，疏水不畅。

2.4疏水门门杆卡涩，无法动作。

2.5疏水门阀芯脱落。

2.6高加或低加管道破裂泄漏量大。

3处理

3.1加热器出现高水位时，应检查事故疏水阀开启。如果水位继续升高，则关闭上一级加热器的正常疏水阀，停止上一级加热器疏水的进入；同时，开启上一级加热器的事故疏水阀，保证上一级加热器的正常疏水。

3.2当高加联锁保护动作，高加汽侧全部退出时，发电机负荷瞬间上升，主蒸汽压力、温度上升。

3.3因加热器泄漏或水位调节故障无法立即修复时，将故障加热器汽水侧解列，必要时前级加热器也应缓慢退出运行。退低加前级时更应缓慢，以防除氧器进冷水后蒸汽凝结，使除氧器压力降低，给水泵发生汽蚀。

3.4加热器故障切除时，应根据实际情况限制负荷，防止监视段压力超限。

3.5大部份或全部低加切除运行，凝结水走低加旁路时，凝结水温度降低，增加了除氧器负荷，应注意给水含氧量的变化，若除氧器出现过负荷振动，应请示值长适当降负荷。

3.6加热器退出运行时，汽机轴向推力有明显的变化，应严密监视轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度的变化，发现异常，应按有关规定及时进行处理。

14、间冷泵跳闸的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1CRT发“间冷泵跳闸”报警。

1.2确认跳闸间冷泵图符变绿，电流至零。

1.3备用间冷水泵启动。

2处理

2.1检查50％备用间冷泵应联启，否则立即手动启动，检查备用泵启动后运行正常。

2.2若50％备用间冷泵未能联启，立即启动两台机组电动给水泵，#2机停运一台汽动给水泵，同时关闭该停运汽泵小机凝汽器循环水入口门，其它三台小机根据背压降转速，严防因背压高引起小机跳闸。检查33％备用间冷泵联启正常。

2.3#2机组应立即降负荷至450MW，并根据汽包水位和小机运行情况决定是否继续降负荷。

2.4检查停运小机顶轴油泵、盘车联启，排汽温度正常，且对本机另一台小机无影响。

2.5机组稳定后，及时处理故障间冷泵，恢复机组为正常运行方式。

2.6若33％备用间冷泵未能开启，除以上操作外，#1机组应立即停运间冷一个分段，检查运行间冷泵电流不超限，否则再停运一个分段；同时应降负荷并停运一台汽泵，根据情况关闭停运小机凝汽器循环水入口门。

2.7事故处理中，值长应协调好两台机组操作对间冷公用系统的影响，严防因间冷公用系统异常引起两台机组小机均停运导致事故扩大。

15、汽机轴承温度高的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1CRT显示轴承温度高或报警。

1.2就地轴承回油温度指示高。

1.3机组振动可能增大。

2原因

2.1冷油器冷却水系统故障，润滑油温高。

2.2润滑油压低或油质不合格。

2.3轴承进、回油不畅。

2.4机组强烈振动。

2.5轴承损坏。

2.6轴封漏汽大。

2.7机组过负荷，抽汽系统、真空系统运行不正常，推力轴承温度及回油温度均会升高。

3处理

3.1发现轴承温度及回油温度比正常值高时，应立即核对下列参数和进行现场检查：

3.1.1同一轴承温度CRT显示和就地回油温度是否均升高。

3.1.2各个轴承温度均升高时，一般是润滑油温高、润滑油压低或机组转速升高、机组振动大等引起，应立即调整至正常。

3.1.3检查轴承回油窥视窗油流情况，就地仔细倾听轴承内部声音。

3.2调节润滑油温、润滑油压至正常值。

3.3若油质不合格，应加强滤油或换油，油质严重老化应要求停机处理。

3.4推力轴承过负荷引起温度升高时，应调整机组负荷。

3.5若轴封漏汽量大，应在保证排汽背压的前提下，适当降低轴封汽压力。

3.6支持轴承温度达115℃或推力轴承温度达110℃及其回油温度达到75℃时，经处理无效，应故障停机。

16、汽机叶片断落的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1汽缸内有金属撞击声。

1.2机组剧烈振动。

1.3轴向位移、差胀异常变化，推力瓦温度及回油温度升高。

1.4抽汽压力发生不正常变化。

2原因

2.1叶片制造、安装质量差。

2.2低压叶片围带或拉筋脱落。

2.3汽轮机发生水冲击。

2.4通流部分过负荷。

2.5负荷频繁变化，叶片在交变应力下疲劳断裂。

3处理

确认叶片断裂、机组剧烈振动时，应破坏真空紧急停机。

17、密封油泵跳闸的现象及处理？

答案：1现象

1.1CRT报警，跳闸密封油泵图符由红变绿。

1.2备用密封油泵联启。

1.3若备用密封油泵未启，直流密封油泵联启。

2处理预案

2.1检查备用交流密封油泵或直流密封油泵联启正常，否则立即手动启动，检查联启密封油泵出口压力正常，氢油压差大于0.056MPa。就地检查联启密封油泵运行正常，密封油箱、浮子油箱油位正常，差压阀动作正常。

2.2检查密封油泵跳闸原因，联系检修处理尽快恢复备用。

2.3如果两台交流密封油泵均故障，检查直流油泵联启，氢油压差在正常范围内，立即派人就地检查直流密封油泵运行正常，密封油箱、浮子油箱油位正常，差压阀动作正常。并查找备用交流密封油泵未联启原因，尽快恢复一台交流密封油泵运行。

2.4如三台密封油泵均无法正常工作，密封油自动切换至润滑油母管供，立即降发电机氢压至0.002～0.005MPa，并快速降负荷，严密监视氢油差压和发电机各温度正常。若上述参数不能维持，应立即停机并紧急排氢。

18、主油箱油位异常降低的原因及处理？

答案：1原因

1.1润滑油系统管路泄漏跑油，系统放油阀门误开。

1.2润滑油净化处理系统故障跑油。

1.3主机冷油器泄漏。

1.4主机密封油系统泄漏跑油。

1.5油位指示失常。

2处理

2.1核对就地油位指示，确认油位降低非指示失常。

2.2检查系统各阀门开关位置正确、无内漏现象，否则联系检修处理。

2.3检查系统管路有无泄漏，如有漏点及时联系检修堵漏；若泄漏较大无法处理则应视油位下降速度减负荷停机或紧急停机。

2.4若为油净化装置故障漏油则应停运净化系统并将其解列交检修处理。

2.5若为冷油器泄漏，应立即切换为备用冷油器运行，将泄漏冷油器隔绝检修。

2.6若密封油系统故障跑油，按密封油系统故障处理部分规定进行处理。

2.7油位下降低至700mm时应及时向主油箱补油，维持油位在正常范围；如果油位下降较快无法维持则应破坏真空紧急停机。

2.8紧急停机过程中应通过补油等措施控制油位下降速度，直至惰走完成，防止油位太低造成轴瓦断油烧瓦情况发生。

19、主机轴承温度升高的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1轴承温度及回油温度升高并报警。

1.2润滑油温度上升。

1.3机组振动可能增大。

1.4轴向位移可能增大。

2原因

2.1冷油器冷却水中断或脏堵，或冷油器进水管放水阀误开，引起润滑油温度高。

2.2润滑油压力太低或轴承进油管堵塞。

2.3机组振动大轴承油膜破坏造成动静磨擦。

2.4润滑油质不合格。

2.5轴承固定部分松动或安装工艺不良。

2.6表计失灵。

3处理

3.1各轴承温度普遍升高，应检查润滑油温度和润滑油压力是否正常。若润滑油压力低“按润滑油压力低”处理。

3.2润滑油压力正常，润滑油温度升高，应检查润滑油温度自动调节及冷却水系统运行情况，若润滑油温度自动调节失灵应切至手动控制，必要时开启油温调节旁路阀控制油温，并通知热工消缺，若冷油器脏堵应投入备用冷油器，隔离原运行冷油器并通知检修清扫。

3.3若冷却水中断无法恢复，且润滑油温度持续上升无回落趋势时，应立即破坏真空紧急停机。

3.4若阀门误操作应立刻恢复正常运行状态。

3.5轴承温度升高时，应加强对润滑油压力、轴承金属温度及回油温度、机组振动、轴向位移的监视。

3.6如轴振动增大，应按“机组发生异常振动”情况处理。

3.7个别轴承温度升高，应检查轴承有无金属磨擦声，正确判断轴承是否损坏或断油。

3.8如推力轴承金属温度或回油温度升高，应检查轴向位移是否正常，并按“轴向位移增大”处理。

3.9确认主机轴承金属温度或回油温度异常升高，应调整机组负荷，消除上升趋势，否则汇报值长，做好停机准备工作。

3.10如汽轮发电机组任一轴承断油冒烟或回油温度突然上升超过保护动作值而保护不动作时，应破坏真空紧急停机。

3.11机组检修后启动冲转时，如任一轴承金属温度或回油温度急剧上升，应立即打闸停机并破坏真空。

20、机组振动大的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1CRT各轴承振动指示大，就地实测也大。

1.2轴承手感振动明显，机组声音异常。

1.3各轴承温度会有所升高。

2原因

2.1润滑油压、油温异常或油膜振荡。

2.2机组暖机不充分，缸体膨胀不畅或疏水不良。

2.3大轴弯曲。

2.4运行参数、工况剧变，使轴向推力异常变化。

2.5断叶片或汽机内部机械零件损坏，脱落。

2.6主机轴承损坏。

2.7汽机进冷汽、冷水或水冲击。

2.8启停机中，机组转速在临界转速区内。

2.9发电机方面的原因造成的机组振动，如磁场不平衡。

3处理

3.1机组振动异常增大至保护动作值时汽机应跳闸，否则手动停机。

3.2检查润滑油压、油温是否正常，轴承金属温度及回油温是否正常，不正常则应进行调整。

3.3若为水冲击造成振动，应隔绝冷汽、冷水源，加强本体疏水。

3.4若由于发电机引起的振动，应降低机组负荷进行观察处理。

21、主机凝结水泵跳闸的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1发“A主机凝结水泵跳闸（B主机凝结水泵跳闸）”报警；可能发相应的电气故障报警。

1.2原运行凝结水泵停运，电流降为零，出口门联关。

1.3备用凝结水泵自启动。

1.4热井水位可能上升，除氧器水位可能下降。

2原因

2.1电气故障，如电机保护动作、所接母线失电等。

2.2运行凝结水泵轴承温度高。

2.3热井水位低于700mm。

2.4误停凝结水泵。

3处理

3.1确认备用凝结水泵自动启动，否则手动启动。密切监视除氧器水位变化趋势，必要时手动调节维持除氧器水位正常。查明跳闸原因并消除。

3.2若因热井水位低于700mm引起，则应立即查明原因及时补水使其恢复正常。

3.3若备用凝结水泵在检修状态，确认无相关电气故障报警，可强启跳闸凝结水泵一次。若有明显电气故障或强启失败则不允许再启动，应打闸停机。

3.4无论何种情况，若处理过程中除氧器水位急降时应脱扣一台汽泵触发50％RB保护动作；若除氧器水位急降至1000mm时，应汇报值长锅炉MFT紧急停止机组运行。

22、密封油压力降低的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1密封油压力指示下降、密封油压力低报警。

1.2油—氢差压指示减小、差压低报警。

1.3压力极低时机内氢压可能下降。

2原因

2.1密封油泵故障，造成出口压力低。

2.2差压调整阀故障，压力调整失常。

2.3密封油滤网脏污，造成出口油压降低。

2.4压力测量指示失常。

2.5系统阀门误动卸压。

3处理

3.1发现密封油压力下降，应立即核对就地压力表计确认油压是否下降，并查明原因，必要时将泵切换至备用交流密封油泵运行，尽快恢复系统正常运行。

3.2检查系统各阀门位置正确，无误开情况。

3.3在两台交流密封油泵故障的情况下，可启动直流密封油泵，但必须做好以下工作。

3.3.1直流油泵运行时，每8小时对发电机进行排、补氢一次。排氢通过氢气纯度检测仪管路上的放气阀缓慢进行，以保证发电机内氢气纯度在96％以上，并注意油氢差压调节正常。

3.3.2直流密封油泵运行，且估计12小时内交流密封油泵不能恢复运行时，应停运密封油再循环泵及密封油真空泵，关闭真空油箱进油阀及密封油真空泵入口阀，将真空油箱破坏真空后退出运行。

3.4当各密封油泵均发生故障时，发电机应紧急停机并排氢直至润滑油压能对机内氢气进行密封。

3.5当主机润滑油至密封油供油停止时，应注意监视各油箱油位及油氢差压正常，密封油真空箱真空正常，监视发电机内氢压并及时补氢，并联系检修尽快处理。

3.6油氢差压调节阀故障时，应联系检修进行重新调整，期间可利用油氢差压调节旁路阀调整油氢差压在正常范围内。

如密封油压力低因密封油滤网差压高引起时，应及时切换滤网，并做好隔离工作，及时通知检修清洗。

当密封油压力低造成氢气大量泄漏，发电机氢压下降无法控制时，则应破坏真空紧急停机。

23、定冷水泵跳闸的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1发定冷水泵跳闸报警，跳闸泵图符变绿、电流至零。

1.2备用泵联启，定子冷却水流量轻微波动。

1.3若备用泵未能联启，发电机失去定冷水，汽轮机跳闸。

2原因

2.1定冷水泵电气故障。

2.2运行定冷水泵出入口压差≥0.14MPa。

3处理

3.1备用泵联启后检查定冷水各流量、压力、定冷水箱水位正常，发电机各部温度正常，就地检查泵运行正常。查找跳闸泵跳闸原因并进行处理，及时恢复备用。

3.2若备用泵未能联启，应立即手动开启。

3.3手动启动备用泵未成功或启动后跳闸，造成两台定冷水泵停运时，发电机断水保护动作，汽轮机跳闸，否则应立即手动紧急停机。

3.4做好机组跳闸后的其它各项工作，严密监视发电机各部温度。

3.5联系检修迅速查明原因，尽快恢复一台定冷水泵运行。

24、定冷水温度升高的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1定冷水冷却器出水温度指示升高或报警。

1.2定冷水回水温度指示升高或报警。

1.3定子线圈温度普遍升高或报警。

2原因

2.1定冷水冷却器脏堵。

2.2定冷水温度自动调节失灵。

2.3定冷水冷却器冷却水进出水门误关或门芯脱落。

2.4辅机冷却水压力降低或温度升高。

2.5表计失灵。

3处理

3.1发现定冷水温度升高，应立即检查并采取相应措施。

3.2若因定冷水冷却器脏堵引起时，应投入备用冷却器，隔离运行冷却器，并通知检修处理。

3.3若定冷水温度自动调节失灵，应检查运行定冷水冷却器冷却水、定冷水进出水门均在开位；若门芯脱落，应及时投入备用冷却器，退出故障冷却器。

3.4若冷却水压力下降或温度升高，应设法恢复冷却水系统正常运行必要时投入两台定冷水冷却器并列运行。

3.5当定冷水进水温度升高至49℃或回水温度升高至73℃，应严密监视定子线圈温度，汇报值长，按规定相应降低机组负荷。

3.6发电机定冷水回水温度上升至78℃时，检查保护动作机组跳闸，否则应故障停机。

25、定冷水压力降低的原因、现象及处理？

答案：1现象

1.1定冷水压力下降。

1.2定冷水流量下降。

1.3定冷进水压力低并报警。

2原因

2.1运行定冷水泵故障。

2.2定冷水箱水位过低。

2.3定冷水滤网脏堵。

2.4定冷水压力调节门故障。

2.5表计失灵。

2.6误开系统放水门。

3处理

3.1发现定冷水压力降低，应立即检查并采取相应措施果断进行处理，设法恢复正常运行。

3.2定冷水泵出口压力降至0.666MPa时检查备用泵自启动。

3.3若定冷水压力调节门故障，应手动调节，并维持定子线圈的进水压力在0.196MPa且流量不低于92T/H。

3.4若经上述处理无效，定冷水回水温度高至78℃，延时2秒，或定子线圈进水流量小于63T/H，保护动作跳机，否则立即故障停机。

26、主机凝结水压力异常低的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1凝结水母管压力异常降低。

1.2可能发“凝结水精处理装置异常”，“凝结水泵入口滤网差压高”声光报警。

1.3凝结水泵电流异常增大或异常减小且波动。

1.4除氧器水位异常降低，热井水位可能会异常升高或降低。

1.5凝结水再循环阀或溢流阀异常开大。

1.6凝结水系统管路可能泄漏。

2原因

2.1凝结水精处理装置放水门故障开启。

2.2凝结水泵入口滤网堵。

2.3运行凝结水泵入口电动碟阀误关，运行凝结水泵机械故障。

2.4热井水位低。

2.5凝结水再循环阀或凝结水溢流阀失灵开大。

2.6凝结水排污电动门误开。

2.7凝结水系统管路或阀门泄漏。

2.8凝结水系统多个用户同时开启造成瞬间用水量大。

2.9低负荷时除氧器水位调节阀失灵开大。

2.10备用凝结水泵出口逆止门内漏。

3处理

3.1若凝结水压力、除氧器水位下降较快，应立即启动备用凝结水泵，维持除氧器水位。检查原运行凝结水泵电流、入口电动碟阀是否误关，迅速分析原因并消除后可停一台凝结水泵。

3.2检查凝结水再循环阀、凝结水溢流阀、除氧器水位调节阀是否失灵开大。若是，则将上述调阀切手动关小；若拒动，则速到就地手动调节（若带调节手轮）或用其阀前（后）手动截止阀调

节。待凝结水系统运行稳定后分析原因并消除。

3.3检查凝结水排污电动门是否误开，若是，则立即关闭。若拒动，则速到就地手动关闭。

3.4若发“凝结水精处理装置异常”报警，则迅速开启精处理装置旁路门，关闭进出水门，凝结水走旁路。速到现场查明原因。

3.5若因热井水位低引起，则应立即查明原因并及时补水使其恢复正常。

3.6若在主控CRT画面短时间内无法找到凝结水母管压力降低原因，则保持两台凝结水泵运行，同时派人检查凝结水系统是否泄漏。在此期间密切监视除氧器水位、热井水位、凝结水泵电流，必要时降负荷。

3.7若找到凝结水系统现场漏点，则迅速隔绝。运行中不能隔绝漏点时，应申请降负荷停机。

27、氢温升高或降低的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1氢温指示升高或降低。

1.2氢温高或低报警。

1.3定子铁芯温度升高或降低。

2原因

2.1氢温自动调节失灵。

2.2辅机冷却水压力、流量、温度变化。

2.3机组负荷突增或突降。

2.4表计失灵。

3处理

3.1发现氢温升高或降低，应查明原因设法消除，恢复正常运行。

3.2检查氢温自动调节情况，若失灵应切至手动调节或旁路阀调节。

3.3检查辅机冷却水流量、压力及温度情况，并保持在正常范围。

3.4加强对机组振动的监视，必要时降机组负荷运行。

3.5加强对氢压及定子铁芯温度的监视，若氢温升高，应视铁芯温度情况降负荷运行。

28、凝结水温度异常高的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1凝结水温度、机组背压异常升高。

1.2凝结水温度升高至70℃时，凝结水精处理装置解列。

1.3凝结水含氧量、电导率、金属及金属氧化物含量上升。

1.4轴封加热器汽侧负压可能升高，造成汽机轴封因回汽不畅而外泄。

2原因

一般是环境温度高，机组负荷高，背压高造成。

3处理

3.1检查机组背压升高，确认凝结水温度确实异常升高。

3.2调整空冷风机运行频率，若机组背压仍无法降低，则密切监视凝结水含氧量、电导率、金属及金属氧化物含量变化趋势。若凝结水品质超限，可增大机组补水，多补充高品质冷除盐水，若仍不能维持凝结水品质则按化学规程相关条款处理。

3.3将机组补水直接补到空冷岛，以提高凝结水品质。

3.4密切监视凝结水精处理装置运行情况，若凝结水精处理装置解列，检查其自动切为旁路无误，否则手动干预，确保凝结水不中断。

3.5密切监视轴封汽系统运行情况，同时加强监视主机润滑油系统油净化装置运行情况，防止润滑油含水量升高。

29、氢气纯度异常的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1就地和CRT显示氢气纯度低。

1.2发电机铁心和转子温度可能升高。

2原因和处理

2.1若由于氢气干燥器故障，应及时联系检修处理。氢气干燥器应定期放水。

2.2检查氢冷器是否泄漏，若泄漏应及时减负荷隔离泄漏氢冷器并联系检修处理。

2.3检查定冷水压力在正常范围内，防止压力过高造成定冷水泄漏。

2.4补氢纯度不合格时，及时通知化学。

2.5检查密封油再循环泵、排烟风机和密封油真空泵运行正常，防止因密封油油质不合格影响氢气纯度。

30、EH油泵跳闸的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1发“＃1EH油泵跳闸（＃2EH油泵跳闸）”报警，可能发相应的电气故障报警。

1.2备用EH油泵自启动。

1.3可能发“EH油压低”报警，可能会因为EH油压低造成机组跳闸。

1.4可能发“EH油箱油位低”报警。

2原因

2.1电气方面故障，如电机保护动作、所接母线失电等。

2.2EH油箱油位低。

2.3人为误停。

3处理

3.1确认备用EH油泵自启动，EH油压恢复正常；否则立即手动启动备用EH油泵。

3.2若EH油箱油位低，则迅速补油，并查找原因消除。

3.3若两台EH油泵均不能启动，则EH油压由蓄能器短暂维持，此时应严格保持机组负荷稳定，汽压稳定，防止由于压力、负荷波动导致控制油压过低，尽快恢复一台EH油泵运行。3.4期间可开启电动给水泵备用。

3.5若因EH油压低造成大、小机跳闸，则按机组跳闸处理。

31、汽机跳闸的现象、原因及处理？

答案：1、现象

1.1、机组跳闸，声光报警，负荷到零，转速下降。

1.2、高中压主汽门、调门关闭、开度指示到零。

1.3、高排逆止阀、各级抽汽逆止阀及抽汽电动阀关闭，VV、BDV阀开启。

1.4、发电机解列。

1.5、如机组负荷＞35％，则MFT动作。

1.6、如机组跳闸后，炉MFT未动，则汽压、汽温急剧上升，汽包水位先下降后上升，EBV阀动作。

2、原因

2.1、汽机保护动作或保护误动作跳闸。

2.2、电气保护动作或保护误动作解列。

2.3、锅炉MFT。

2.4、人为误操作。

3、处理

3.1、检查高中压主汽门、调门、高排逆止门和各段抽汽电动门、逆止门关闭，机组转速下降。

3.2、检查VV、BDV阀开启、防进水保护动作正常。

3.3、检查交流润滑油泵和交流启动油泵联锁启动正常，否则手动启动。

3.4、检查发电机逆功率动作正常，否则手动解列，厂用电自动切换正常。

3.5、若甩负荷前机组负荷＞35％，锅炉MFT，按MFT动作处理，如MFT未动作，则手动MFT，紧急停炉。

3.6、若甩负荷前机组负荷＜35％，则锅炉紧急投油枪，停运磨煤机，减燃料量至最小。若汽机短时间内不能恢复，应停炉。

3.7、通知邻机加强对辅汽、小机间冷和辅机冷却水系统的监视和调整。

3.8、其余按正常停机处理，检查给水、凝结水调节正常，汽包、除氧器和热井水位正常。3.9、若属保护动作引起，应查明保护动作原因，并通知检修处理，待故障排除或经总工程师批准后方可重新启动恢复机组运行。

32、RB保护动作的现象、原因及处理？

答案：1、现象

1.1、RB保护动作声光报警，发相应辅机跳闸光字。

1.2、机组负荷下降，就地声音突变，轴向位移变化。

1.3、CCS模式自动切换到机跟随方式。

1.4、各段抽汽压力下降。

1.5、锅炉侧相关联锁动作（投油，停运上层磨煤机等）。

2、原因

2.1、主要辅机跳闸。

2.2、主要辅机保护误动作。

2.3、人为误操作。

3、处理

3.1、RB保护动作后按设定的速率自动减负荷至设定值。监视汽温、汽压、水位等参数的变化，调整并维持参数正常。

3.2、注意加强对轴向位移、排汽背压及低压缸排汽温度的监视；调整好除氧器、加热器、排汽装置水位；维持辅汽母管压力正常。

3.3、检查给水泵自动调节情况，若给水自动调节不能满足锅炉需要时，解除给水自动，手动进行调整，注意给水泵最小流量再循环阀动作情况。

3.4、全面检查机组运行情况，尽快查明原因并作相应处理。

3.5、故障消除后应及时恢复至原运行方式。

33、主机真空泵跳闸的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1CRT发真空泵跳闸报警，跳闸真空泵图符由红变绿。

1.2机组背压缓慢升高。

1.3第一备用真空泵可能联锁启动，其出口门自动开启。

1.4若第一备用真空泵未联启则第二备用真空泵可能联启。

2原因

2.1汽水分离器水位低。

2.2真空泵密封水泵跳闸。

2.3真空泵电气故障。

3处理

2.1运行中一台真空泵跳闸，应立即检查跳闸泵的入口气动门联锁关闭，否则立即就地关闭真空泵入口手动门，期间密切注意机组背压变化情况。

2.2检查第一备用真空泵联启正常，入口气动门联锁打开，否则应立即手动开启第一备用真空泵并打开入口气动门。

2.3若第一备用真空泵未自启，检查第二备用真空泵自启动正常，机组背压正常。

2.4若备用真空泵未自启动，可手动强启一次。

2.5排汽装置背压变化时，注意对热井水位的监视和调整。

2.6若3台真空泵均不能投入运行，应快速减负荷并按背压曲线接带负荷，当背压升高至65Kpa 时，机组跳闸，按机组跳闸预案中相关部分处理。

2.7处理期间加强对大小机汽封系统的监视。

2.8处理期间若机组真空持续下降，按汽机真空低处理预案中相关部分处理。

2.9联系检修相关人员共同查找真空泵跳闸原因，消除后及时恢复正常运行方式。

34、轴封温度异常的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1就地或CRT显示低压轴封温度高或低。

1.2低压轴封温度高或低报警。

1.3低压差胀变化。

2原因

2.1轴封减温水调整门动作失常。

2.2轴封减温水旁路门和隔离门误动。

2.3轴封减温水滤网脏。

2.4凝结水系统异常。

2.5启动期间轴封汽源参数不正常。

3处理

3.1轴封减温水调整门动作失常时，及时切为手动调整。

3.2检查减温水隔离门和旁路门位置正确。

3.3轴封减温水滤网脏时，严密监视低压轴封和小机轴封温度，温度持续上升无法降低时，申请停机处理。

3.4检查凝结水系统正常。

3.5调整汽封汽源参数合格。

35、轴抽风机跳闸的现象及处理？

答案：1现象

1.1CRT发轴抽风机跳闸报警，跳闸轴抽风机图框由红变绿。

1.2备用轴抽风机联启。

1.3若备用轴抽风机未联启，汽机轴封处向外冒蒸汽。

2处理

2.1一台轴抽风机跳闸，备用轴抽风机应联启，如备用轴抽风机未联启，应立即手动启动备用轴抽风机。

2.2根据CRT报警情况、就地及配电盘检查情况及时分析轴抽风机跳闸原因，处理后恢复备用。

2.3若备用轴抽风机启动后跳闸或不能启动，则立即开启轴封风机旁路门排至大气，观察汽封母管压力、汽机各轴封处汽封溢汽、机组真空情况。

2.4在轴抽风机跳闸期间，应密切监视各轴瓦回油室是否有水珠增多现象，密切监视机组声音、振动情况，并保证滤油机的正常运行。

2.5通知检修尽快处理并恢复轴抽风机的正常运行。

36、主机润滑油压力下降的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1各就地表计、CRT显示润滑油压力下降。

1.2润滑油压力低报警。

1.3轴承金属温度及回油温度可能升高。

1.4机组振动可能增大。

2原因

2.1主油泵或油涡轮泵工作失常。

2.2主油箱油位过低。

2.3交流辅助油泵、直流事故油泵出口逆止门不严密。

2.4压力油管道泄漏。

2.5油涡轮泵出口溢流门动作不回座或调整不当。

2.6表计指示故障。

2.7冷油器泄漏。

3处理

3.1核对各润滑油压力表计，确认润滑油压力下降。

3.2检查主油泵进出口油压，判断主油泵及油涡轮泵工作是否正常。必要时启动交流辅助油泵及启动油泵，注意油压变化情况。

3.3检查主油箱油位是否正常，若油位降低时应及时补油。

3.4检查备用油泵出口逆止门是否严密，必要时通知检修消缺。

3.5若油系统阀门误动作，应立即予以纠正。

3.6当油涡轮泵出口溢流门故障不能回座时，应立即通知检修处理，期间应严密监视润滑油压，并根据油压情况进行相应处理。

3.7当润滑油压力降至0.13MPa或主油泵出口油压低于1.205MPa，交流辅助油泵应自启动，否则手动启动。

3.8当润滑油压力降至0.105MPa，直流事故油泵应自启动，否则手动启动，当润滑油压力降至0.07MPa汽轮机跳闸，应立即破坏真空并完成其它停机操作。

3.9对冷油器进行查漏，如果为冷油器泄漏则迅速切换冷油器，并将泄漏冷油器进行隔绝联系检修处理。

37、主机润滑油温度升高的现象、原因及处理？

答案：1现象

1.1各就地表计、CRT显示油温升高。

1.2冷油器出口油温高。

1.3各轴承温度及其回油温度高或报警。

1.4润滑油温度高报警。

1.5机组振动可能增大。

1.6主机润滑油箱油位可能升高，润滑油压力可能降低。

2原因

2.1冷油器工作失常。

2.2辅机循环水中断或循环水温度升高。

2.3主油箱加热器误投。

2.4各轴承润滑油供油调整门误动造成供油压力、流量降低，导致回油温度上升。

2.5轴瓦故障导致回油温度上升。

2.6轴封漏汽窜入轴瓦导致油温升高。

2.7润滑油温自动调节失灵，应切换到手动调节。

3处理

3.1检查冷油器工作是否正常，否则倒为备用冷油器运行，必要时投运两台冷油器并列运行。

3.2辅机循环水系统运行是否正常，压力、温度均在正常范围，若为辅机循环水泵跳闸则迅速启动备用水泵恢复系统压力；若为辅机循环水温度高则检查机力通风塔运转是否正常。3.3如为冷却水调阀故障引起时，应立即切至手动调整或用旁路手动门调节。

3.4检查主油箱加热器未投入，若误投则应迅速停止加热器，必要时停运加热器电源。

3.5检查各轴瓦供油压力调整门开度合适，轴瓦供、回油情况应正常，否则应及时调整。

3.6检查各轴瓦运行应正常，若因轴瓦故障导致油温升高则应迅速破坏真空紧急停机。

3.7检查主机轴封系统运行正常，若因轴封压力高或轴封间隙大造成轴封漏汽至轴瓦中时，应及时调整轴封压力正常。

3.8若油温持续上升无法恢复，则应紧急停机，再进行处理，避免油温过高产生烧瓦事故。

汽轮机典型事故处理

汽 轮 机 典 型 事 故 处 理 杨伟辉刘欢王熙博 2015年7月3日

目录 汽轮机水冲击 (1) 汽轮机组异常振动 (3) 汽轮机超速 (5) 汽轮机大轴弯曲 (6) 机组真空下降 (8) 汽轮机油系统着火 (10)

汽轮机水冲击 1.现象 1）主蒸汽、再热蒸汽和抽汽温度急剧下降，过热度减小。 2）汽缸上、下缸温差明显增大。 3）主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封或汽轮机内有水击声，或从进汽管法兰、轴封、汽缸结合面处冒出白色的湿蒸汽或溅出水滴。 4）轴向位移增大，推力轴承金属温度和回油温度急剧上升。 5）机组发生强烈振动。 2.原因 1）锅炉汽温调节失灵，主蒸汽温度、再热蒸汽温度急剧下降，蒸汽带水进入汽轮机。 2）加热器管子破裂，大量给水进入汽侧或加热器水位调节失灵，造成加热器满水，加热器保护拒动，或加热器抽汽逆止门不严，水从加热器导入汽轮机。 3）轴封蒸汽温度不够或调节门动作不正常，水带入汽轮机轴封腔室。 4）7号低加满水，直接进入汽轮机。 5）抽汽管道低位疏水点调节门动作不正常，造成抽汽管道积水进入汽轮机。 6）高旁减温水门不严或误开。 7）高中压缸疏水不畅。 8）除氧水位高Ⅲ值未及时解列，造成水倒入汽轮机。 3.处理

1）紧急破坏真空停机。同时查找分析进水原因，切断进水途径。如确认加热器管束破裂，立即切除该加热器。 2）汽机打开各部疏水门。 3）细听机内声音，正确记录惰走时间。 4）监视推力瓦温度、轴向位移及高、低压缸胀差变化。 5）转子静止后投入连续盘车，测量大轴弯曲，检查上下缸温差。 6）如停机惰走过程中，一切正常，可重新启动，但启动前要充分疏水。再次启动时汽缸上下缸温差＜42℃，转子偏心度应＜0.076mm，重新启动过程中，密切监视机组振动、声音、推力瓦温及轴向位移、胀差、上下缸温差等数值。重新启动过程中，发现机内有异音或振动增大应停止启动。 7）如水冲击时，推力瓦温明显升高，轴向位移超过极限值，惰走时间较正常明显缩短时，应停机检查。 8）汽轮机盘车过程中发现汽缸进水，应迅速查明原因并消除，保持盘车运行直到汽轮机上下缸温差恢复正常。同时加强汽轮机内部听音检查，加强大轴晃动度、盘车电流的监视。 9）汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机，进行盘车。

汽轮机运行常见事故及处理

汽轮机运行常见事故及处理 汽轮机2010-06-07 10:39:18 阅读305 评论0 字号：大中小订阅 2.2.1 汽轮机紧急事故停机 汽轮机破坏真空紧急停机：①、转速升高超过3300～3360r/min，或制造厂家规定的上限值，而危急保安器与电超速保护未动作；②汽轮机发生水冲击或汽温直线下降（10min内下降50℃）；③、轴向位移达极限值或推力轴承温度超限而保护未动作；④、胀差增大超过极限值；⑤、油系统油压或主油箱油位下降，超过规定极限值；⑥、汽轮机轴承金属温度或轴承回油温度超过规定值，或轴承冒烟时；⑦、汽轮发电机组突然发生强烈振动或振动突然增大超过规定值；⑧、汽轮机油系统着火或汽轮机周围发生火灾，就地采取措施而不能扑灭以致严重危机设备安全；⑨、加热器、除氧器、等压力容器发生爆破；⑩、、汽轮机主轴承摩擦产生火花或冒烟；发电机冒烟、着火或氢气爆炸；励磁机冒烟、着火。 汽轮机不破坏真空紧急停机：①、凝汽器真空下降或低压缸排汽温度上升，超过规定极限值；②、主蒸汽或再热蒸汽参数超限；③、主蒸汽、再热蒸汽、抽汽、给水、凝结水、油系统管道及附件破裂无法维持运行；④、调节系统故障，无法维持运行。⑤、主蒸汽温度升高（通常允许主蒸汽温度比额定温度高5 ℃左右）超过规定温度及规定允许时间时。 机组运行中，对于机组轴瓦乌金温度及回油温度出现以下情况之一时，应立即打闸停机：①任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃时；②、主油瓦乌金温度超过85℃或厂家规定值时；③、回油温度急剧升高或轴承内冒烟时；④、润滑油泵启动后，油压低于运行规程允许值；⑤、盘式密封回油温度超过80℃或乌金温度超过95℃时；⑥、发现油管、法兰及其他接头处漏油、威胁安全运行而又不能在运行 中消除时。 汽轮机紧急故障停机的步骤：①、立即遥控或就地手打危急保安器；②、确证自动主汽门、调速汽门、抽汽止回阀关闭，负荷到零后，立即解列发电机；③、启动辅助油泵；④、破坏真空（开启辅抽空气门或关闭主抽总汽门），并记录转子惰走时间；⑤进行其他停机操作（同正常停机）。 2.2.2 凝结器真空下降的现象及处理 凝结器真空下降的主要特征：①、凝汽器真空表指示降低，排汽温度升高；②、在进汽量相同的情况下，汽轮机负荷降低；③凝结器端差明显增大；④、凝汽器水位升高；⑤、当采用射汽抽汽器时，还会看到抽汽器口冒汽量增大；⑥、循环水泵、凝结水泵、抽气设备、循环水冷却设备、轴封系统等工作出现异 常。 凝结器真空急剧下降的原因：①、循环水中断；②、低压轴封供汽中断；③、真空泵或抽气器故障； ④真空系统严重漏气；⑤、凝汽器满水。

汽机事故预想

汽机事故预想

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１汽轮机超速 １.1主要危害 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。 1.2现象 1）机组突然甩负荷到零,转速超过3０00ｒpm并继续上升，可能超过危急保安器动作转速。 ２)DEH电超速、OＰＣ超速、ＴSＩ电超速、机械超速保护动作、报警发出。 ３)机组发出异常声音、振动变化。 1.３原因 1）DEH系统控制失常。 2)发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。 3）进行超速保护试验时转速失控。 4)汽轮机脱扣后，主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门及抽汽逆止门、供热快关阀等卡涩或关不到位。 5）汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格。 1．4处理 １)汽机转速超过3330rpｍ而保护未动作应立即手动紧急停机,并确认主机高、中压主汽门,高、中压调门,各抽汽逆止门、供热快关阀应迅速关闭。 2）破坏凝汽器真空，锅炉泄压。汽机跳闸后，检查主机主汽门、调门和抽汽逆止门应关闭严密。若未关严,应设法关严若发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。 4）当超速保安系统各环节部套设备，未发现任何明显损坏现象,且停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整）,且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行危急遮断器注油试验,并网后,还须进行危急遮断器升速动作试验,试验合格后，方允许重新并网带负荷。 5）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、推力轴承温度等进行重点检查与监视,发现异常应停止启动。 ６)由于汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格引起超速，应经处理且严密性合格后才允许启动。 1．5防范措施 1)启动前认真检查高、中压主汽门、调速汽门开关动作灵活，调节系统存在调节部套卡涩、调整失灵或其他工作不正常时,严禁启动。 2)机组启动前的试验应按规定严格执行。 ３) 机组主辅设备的保护装置必须正常投入,汽轮机安全监控系统各参数显示正确，否则禁止启动,运行中严禁随意退出保护。 4）主汽门、调速汽门严密性试验不合格，严禁进行超速试验。 5）严格按规程要求进行调节保安系统的定期试验并做好完整的试验记录，运行中任一汽轮机超速保护故障不能消除时应停机消除。 6)应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽门、调速汽门及各抽汽逆止门的活动试验。 7）在机组正常启动或停机的过程中,汽轮机旁路系统的投入应严格执行规程要求。 8）停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩,应将负荷减至0MW，锅炉熄火,汽轮机打闸，发电机解列。 9)加强汽、水、油品质监督,品质符合规定。 10）转速监测控制系统工作应正常。

汽轮机火灾事故现场处置方案(正式)

编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 汽轮机火灾事故现场处置 方案(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑

文件编号：KG-AO-3276-78 汽轮机火灾事故现场处置方案(正 式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 1事故风险描述 1.1事故类型 汽轮机火灾事故。 1.2事故区域 4米平台汽轮机头下方的抽汽管道附近。 [注：根据本公司实际进行描述，地点和位置尽量精确，考虑事故位置对救援的影响] 1.3事故的危害严重程度及其影响范围 汽轮机油系统着火，火势凶猛若处理不及时，可能造成事故扩大，威胁到动力及控制电缆安全以及邻机的安全运行，严重时甚至会造成汽轮机油箱爆炸等重大事故。 1.4事故前可能出现的征兆

（1）油系统有发生漏油现象，附近伴有轻微烟气。 （2）汽轮机阀门、油系统等附近出现火焰，并伴有烟尘。 2 应急机构及职责[注：各公司根据实际，言简意赅明确职责] 2.1应急处置小组 （1）指挥员：当值值长 （2）运行应急组：集控运行值班人员 （3）警戒疏散组：义务消防员、检修人员、保卫人员 2.2 职责 （1）指挥员：是事故现场的总指挥，负责油系统火灾事发现场应急工作的组织、指挥、协调、救援、恢复等应急工作；负责向上级汇报、通报重大突发事件应急预案的实施进展情况，听取指示并贯彻执行。 （2）运行应急组：在值长指挥协调下，迅速解除对人身和设备的威胁，根据仪表指示和设备外部特征，正确地判断事故原因；根据火灾情况对设备采取相应

全国20起汽轮机事故汇编

一富拉尔基二电厂86年3号机断油烧瓦事故 （一）、事故经过86年2月23日3号机（200MW）临检结束，2时25分3号炉点火，6时20分冲动，5分钟即到3000转/分定速。汽机运行班长辛××来到三号机操作盘前见已定速便说：“调速油泵可以停了”，并准备自己下零米去关调速油泵出口门，这时备用司机王××说：“我去”，便下去了。班长去五瓦处检查，室内只留司机朱××。王××关闭凋速油泵出口门到一半（原未全开）的时候，听到给水泵声音不正常，便停止关门去给水泵处检查。6时28分，高、中压油动机先后自行关闭，司机忙喊：“快去开调速油泵出口门”，但室内无值班员。班长在机头手摇同步器挂闸未成功。此时1—5瓦冒烟，立即打闸停机。此时副班长跑下去把调速油泵出口门全开，但为时已晚。6时33分，转子停止，惰走7分钟，经检查除1瓦外，其他各瓦都有不同程度的磨损。汽封片磨平或倒状，22级以后的隔板汽封磨损较重，20级叶片围板及铆钉头有轻度磨痕。转入大修处理。

汽机事故预想

1汽轮机超速 1.1主要危害 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。 1.2现象 1）机组突然甩负荷到零，转速超过3000rpm并继续上升，可能超过危急保安器动作转速。 2）DEH电超速、OPC超速、TSI电超速、机械超速保护动作、报警发出。 3）机组发出异常声音、振动变化。 1.3原因 1）DEH系统控制失常。 2）发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。 3）进行超速保护试验时转速失控。 4）汽轮机脱扣后，主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门及抽汽逆止门、供热快关阀等卡涩或关不到位。 5）汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格。 1.4处理 1）汽机转速超过3330rpm而保护未动作应立即手动紧急停机，并确认主机高、中压主汽门，高、中压调门，各抽汽逆止门、供热快关阀应迅速关闭。 2）破坏凝汽器真空，锅炉泄压。汽机跳闸后，检查主机主汽门、调门和抽汽逆止门应关闭严密。若未关严，应设法关严若发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。 4）当超速保安系统各环节部套设备，未发现任何明显损坏现象，且停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整），且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行危急遮断器注油试验，并网后，还须进行危急遮断器升速动作试验，试验合格后，方允许重新并网带负荷。 5）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、推力轴承温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。 6）由于汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格引起超速，应经处理且严密性合格后才允许启动。 1.5防范措施 1）启动前认真检查高、中压主汽门、调速汽门开关动作灵活，调节系统存在调节部套卡涩、调整失灵或其他工作不正常时，严禁启动。 2）机组启动前的试验应按规定严格执行。 3）机组主辅设备的保护装置必须正常投入，汽轮机安全监控系统各参数显示正确，否则禁止启动，运行中严禁随意退出保护。 4）主汽门、调速汽门严密性试验不合格，严禁进行超速试验。 5）严格按规程要求进行调节保安系统的定期试验并做好完整的试验记录，运行中任一汽轮机超速保护故障不能消除时应停机消除。 6）应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽门、调速汽门及各抽汽逆止门的活动试验。 7）在机组正常启动或停机的过程中，汽轮机旁路系统的投入应严格执行规程要求。 8）停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩，应将负荷减至0MW，锅炉熄火，汽轮机打闸，发电机解列。 9）加强汽、水、油品质监督，品质符合规定。 10）转速监测控制系统工作应正常。

汽轮机常见事故及其处理方法

一、凝结器真空下降的现象及处理 (1) 1.1凝结器真空下降的主要特征 (1) 1.2凝结器真空急剧下降的原因 (1) 1.5凝结器真空缓慢下降的处理 (1) 1.3凝结器真空急剧下降的处理 (1) 1.4凝结器真空缓慢下降的原因 (1) 二、主蒸汽温度下降 (2) 2.1主蒸汽温度下降的影响 (2) 2.2主蒸汽温度下降的处理 (3) 三、汽轮机轴向位移增大 (3) 3.1影响汽轮机轴向位移增大的原因 (3) 3.2轴向位移大的处理 (4) 四、汽轮机大轴弯曲事故 (4) 4.1事故现象 (4) 4.2事故处理 (4) 4.3预防措施 (5) 五、厂用电源中断事故现象及处理 (5) 5.1厂用电源中断事故现象 (5) 5.2厂用电源中断事故处理 (5) 六、水冲击事故 (5) 6.1水冲击事故前的象征 (6) 6.2发生水冲击事故的处理 (6) 6.3水冲击事故后，重新开机的基本要点 (6)

6.4水冲击事故后，如有下列情况，应严禁机组的重新启动 (6) 七、凝结泵自动跳闸处理 (6) 八、汽轮机发生超速损坏事故 (7) 8.1汽轮机发生超速事故的原因 (7) 8.2汽轮机发生超速事故的处理 (7) 九、汽轮机油系统事故 (7) 9.1汽轮机油系统事故产生的原因 (8) 9.2汽轮机油系统事故的现象 (8) 9.3汽轮机油系统事故的处理 (8) 十、汽轮机轴瓦损坏事故 (8) 10.1轴瓦损坏的原因 (9) 十一、叶片断落事故 (9) 11.1事故象征 (9) 11.2事故处理 (10) 十二、汽轮机事故处理原则和一般分析方法 (10) 十三、在汽轮机组启动过程中，造成凝结器真空缓慢下降的原因 (10) 13.1汽轮机轴封压力不正常 (10) 13.2凝结器热水井水位升高 (11) 13.3凝结器循环水量不足 (11) 13.4轴封加热器满水或无水 (12) 十四、在汽轮机组正常运行中，造成凝结器真空缓慢下降的原因 (12) 14.1轴封加热器排汽管积水严重 (12) 14.2凝结器汽侧抽气管积水 (12) 14.3凝结水位升高 (13)

汽轮机反事故措施示范文本

汽轮机反事故措施示范文 本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月

汽轮机反事故措施示范文本 使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 因汽轮机是在高温、高压、高转速下工作，并有各辅 助设备和辅助系统协调工作，往往由于某一环不慎而产生 事故，而影响调试工作顺利进行。造成事故的原因是多方 面的。如热状态下动静部件的间隙变化、启动和负荷变化 时的振动、轴向推力的变化。蒸汽参数变化、油系统工作 失常以及各种隐患等，如果发现和处理不及时，都可能引 起事故，所以在启动和试运期间，应采取有效措施，将事 故消除在萌芽期。 汽轮机几种常见典型事故及监视、分析和处理方法： 8．1 在运行中凝汽器真空下降： 真空下降，排汽温度增高，易使排汽缸变形，机组中 心偏移，使机组产生振动，以及凝汽器铜管产生松驰，变

形甚至断裂。 试运期间，应随时监视，如果发现排汽室温度升高，真空指示下降，抽气器冒汽量增加等现象，首先应降低负荷，查找原因。 真空下降的原因及处理： 8．1．1 循环水中断或供水不足：查找循环水系统，主要检查循环水泵和各电动阀门。 8．1．2 后轴封供汽中断：查找供汽压力是否产生变化，蒸汽带水使轴封供汽中断，轴封压力调整器失灵等。 8．1．3 抽气器水源中断，或真空管严重漏气。 8．1．4 凝汽器水位升高：查找凝结泵入口是否产生气化，可检查泵的电流是否下降。 8．1．5 检查真空系统管道与阀门是否严密。 以上原因，如不能在运行中及时处理，应停机处理，机组不得在低真空下长期运行。

汽轮机事故应急处理预案

汽轮机事故应急处理预案 为快速、正确的处理各种事故,提高事故处置应急能力,防止发生设备重大损坏事故及人身伤害事故,降低事故损失,特制定事故应急处理预案。 一、事故应急处理领导小组 组长:副组长:成员: 二、事故处理原则 1、发生事故时,现场值班人员应沉着冷静,正确判断,准确而迅速的处理。 2、尽快消除事故根源,隔绝故障点,防止事故蔓延。 3、在确保人身安全和设备不受损害的前提下,尽可能恢复设备正常运行,不使事故扩大。 4、发挥正常运行设备的最大的出力,尽量减少事故对用户的影响。 5、运行当值值班长是事故处理的直接指挥者,应快速正确的判断事故发生的原因,统一指挥各专业人员准确进行操作,防止发生混乱而扩大事故。 6、在处理事故的同时,现场负责人应按事故的汇报程序逐级向领导汇报,各级人员应快速赶到事故现场,直接参与或监督事故处理,力争用最短的时间消除事故,减少损失。 7、发生重大事故或处置严重威胁设备及人身安全的隐患时,厂主要负责人应直接指挥处理,调度一切资源,尽快消除,避免扩大事故。

8、事故处理结束后,应按有关规定,及时组织召开分析会,调查事故发生原因,吸取事故教训,并举一反三,制定防范措施,严肃追究责任人,及时按程序上报有关部门。 三、电气事故应急处置措施 1、发电机非同期并列:并列合闸瞬间产生强烈的冲击电流,系统电压显著降低。静子电流剧烈摆动,发电机发生强烈震动,并发出强烈音变。 (1)将发电机解列停机。 (2)拉出手车开关对静子线圈及发电机开关等进行详细检查。 (3)经检查未发现不正常现象时,可重新启动并列。 (4)如非同期并列合闸后,发电机已迅速拉入同期,并经检查未发现有明显损坏象征异常,可允许暂时运行,安排适当的机会停机检 查处理。 2、发电机自动跳闸: (1)检查灭磁开关是否断开,如没有断开应手动掉闸。 (2)检查何种保护动作,并根据保护动作情况和事故象征对有关设备进行检查。 (3)如是人员误动引起应立即将发电机并入运行。 (4)如发电机由于内部故障而掉闸时,应对动作保护装置进行检查,验证动作是否正常。

汽轮机飞车事故案例

汽轮机飞车事故案例 1999年2月25日凌晨1时40分左右，中国石油乌鲁本齐石油化工总厂(以下简称乌石化)热电厂3号发电机一变压器组污闪，3号汽轮发电机组甩负荷。在当班操作人员进行事故处理时，发生汽轮机超速飞车的设备事故，同时发电机及机组油系统着火。事故无人员伤亡，设备直接经济损失1916万元。 乌石化热电厂3号汽轮发电机组的汽轮机为哈尔滨有限责任公司生产的CC50—8.83／4.02／1.27型高压双缸双抽冷凝式汽轮机，发电机为哈尔滨电机厂生产的QF—60—2型发电机，总成设计为西北电力设计院，安装、调试由新疆电力安装公司承担，投产日期为1997年1月30日。1998年5月12日至6月18日进行了鉴定性大修。 一、事故经过 凌晨1时37分48秒，3号发电机一变压器组发生污闪，使3号发电机组跳闸，3号机组电功率从41MW甩到零。汽轮机抽汽逆止阀水压联锁保护动作，各段抽汽逆止阀关闭。转速飞升到3159r／min后下降。司机令副司机到现场确认自动主汽门是否关闭，并确认转速。后又令另一副司机启动交流润滑油泵检查。车间主任赶到3号机机头，看到副司机在调整同步器。车间主任检查机组振动正常，自动主汽门和调速汽门关闭，转速2960r／min，认为是污闪造成机组甩负荷，就命令副司机复位调压器，自己去复位同步器。副主任在看到3号机控制盘上光字牌显示“发电机差动保护动作和“自动主汽门关闭”后，向司机询问有关情况，同意维持空转、开启主汽门，并将汽机热工联锁保护

总开关切至“退除”位置。随后副主任又赶到3号机机头，看到副司机正在退中压调压器，就令副司机去复位低压调压器，自己则复位中压调压器。副司机在复位低压调压器时，出现机组加速，机头颤动，汽轮机声音越来越大等异常情况(事后调查证实是由于低压抽汽逆止阀不起作用，造成外管网蒸汽倒流引起汽轮机超速的)。车间主任看到机组转速上升到3300r／min时，立即手打危急遮断器按钮，关闭自动主汽门，同时将同步器复位，但机组转速仍继续上升。车间主作和另一副司机又数次手打危急遮断器按钮，但转速依然飞速上升，在转速达到3800r／min时，车间主任下令撤离，此时的转速为4500r／min。 约1时40分左右，3号机组发生超速飞车。随即一声巨响，机组中部有物体飞出，保温棉渣四处散落，汽机下方及冷油器处起火。乌石化和热电厂领导迅速赶至现场组织事故抢险，并采取紧急措施对热电厂的运行设备和系统进行隔离。于凌晨4：20将火扑灭，此时，汽轮机本体仍继续向外喷出大量蒸汽，当将1.27MPa抽汽供外网的电动门关闭后，蒸汽喷射随即停止。 二、事故性质及原因 经调查，这是一起由于关键设备存在隐患及事故应急处理时无序操作导致飞车的责任事故。主要原因如下： (一)1.27MPa抽汽逆止阀阀碟铰制孔螺栓断裂使阀碟脱落，抽汽逆止阀无法关闭，是机组超速飞车的主要直接原因。 通过调查表明，3号机发生超速飞车是在按正常程序恢复生产，复位低压调压器时，由于外管网低压蒸汽倒流进入汽轮机所引起的。

汽轮机常见事故处理

汽轮机运行常见事故及处理 1 汽轮机紧急事故停机 汽轮机破坏真空紧急停机：①、转速升高超过3300～3360r/min，或制造厂家规定的上限值，而危急保安器与电超速保护未动作；②汽轮机发生水冲击或汽温直线下降（10min内下降50℃）；③、轴向位移达极限值或推力轴承温度超限而保护未动作；④、胀差增大超过极限值；⑤、油系统油压或主油箱油位下降，超过规定极限值；⑥、汽轮机轴承金属温度或轴承回油温度超过规定值，或轴承冒烟时； ⑦、汽轮发电机组突然发生强烈振动或振动突然增大超过规定值；⑧、汽轮机油系统着火或汽轮机周围发生火灾，就地采取措施而不能扑灭以致严重危机设备安全；⑨、加热器、除氧器、等压力容器发生爆破；⑩汽轮机主轴承摩擦产生火花或冒烟；发电机冒烟、着火或氢气爆炸；励磁机冒烟、着火。 汽轮机不破坏真空紧急停机：①、凝汽器真空下降或低压缸排汽温度上升，超过规定极限值；②、主蒸汽或再热蒸汽参数超限；③、主蒸汽、再热蒸汽、抽汽、给水、凝结水、油系统管道及附件破裂无法维持运行；④、调节系统故障，无法维持运行。⑤、主蒸汽温度升高（通常允许主蒸汽温度比额定温度高5℃左右）超过规定温度及规定允许时间时。 机组运行中，对于机组轴瓦乌金温度及回油温度出现以下情

况之一时，应立即打闸停机：①任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃时；②、主油瓦乌金温度超过85℃或厂家规定值时；③、回油温度急剧升高或轴承内冒烟时； ④、润滑油泵启动后，油压低于运行规程允许值；⑤、盘式密封回油温度超过80℃或乌金温度超过95℃时；⑥、发现油管、法兰及其他接头处漏油、威胁安全运行而又不能在运行中消除时。 汽轮机紧急故障停机的步骤：①、立即遥控或就地手打危急保安器；②、确证自动主汽门、调速汽门、抽汽止回阀关闭，负荷到零后，立即解列发电机；③、启动辅助油泵；④、破坏真空（开启辅抽空气门或关闭主抽总汽门），并记录转子惰走时间；⑤进行其他停机操作（同正常停机）。 2 凝结器真空下降的现象及处理 凝结器真空下降的主要特征：①、凝汽器真空表指示降低，排汽温度升高；②、在进汽量相同的情况下，汽轮机负荷降低；③凝结器端差明显增大；④、凝汽器水位升高；⑤、当采用射汽抽汽器时，还会看到抽汽器口冒汽量增大；⑥、循环水泵、凝结水泵、抽气设备、循环水冷却设备、轴封系统等工作出现异常。 凝结器真空急剧下降的原因：①、循环水中断；②、低压轴封供汽中断；③、真空泵或抽气器故障；④真空系统严重漏气；⑤、凝汽器满水。

汽轮机典型故障处理

汽轮机典型故障处理 1. 破坏真空停机： 1、汽轮机转速升至3360rpm，危急遮断器拒动时。 2、机组突然发生强烈振动而保护拒动时或正常运行时振动瞬间突变达 时。 3、汽轮机或发电机内有清晰的金属磨擦声或撞击声。 4、汽轮机轴向位移大，或推力瓦金属温度过高而保护拒动时。 5、润滑油供油中断或油压降低而保护拒动时，备用泵启动仍无效时。 6、油系统严重泄漏，主油箱油位过低，经处理无效时。 7、汽轮机轴承金属温度过高而保护拒动时。 8、汽机发生水冲击或上下缸温差大。主、再热汽温急剧下降，抽汽管道 进水报警且温差超过大而保护拒动时。 9、轴封或挡油环异常摩擦冒火花。 10、任一轴承回油温度过大而保护拒动时或任一轴承断油冒烟时。 11、主机高、中压胀差过小或过大而保护拒动时。 12、发生火灾，严重威胁机组安全时。 2.不破坏真空停机： 1.机组保护具备跳闸条件而保护拒动。 2.机组范围发生火灾，直接威胁机组的安全运行。 3.机组的运行已经危及人身安全，必须停机才可避免发生人身事故时。 4.主给水、主蒸汽、再热蒸汽管道发生爆破，不能维持汽包正常水位。 5.炉管爆破，威胁人身或设备安全时。 6.机前压力在过高运行超时或机前压力超压时。 7.主、再热蒸汽温度过高，连续运行超过时 8.高压，低压缸排汽温度过大。 9.汽轮机抗燃油压降低，保护拒动时。 10.机组真空低，循环水中断不能立即恢复时。 11.汽轮机重要运行监视仪表，尤其是转速表，显示不正确或失效，在 无任何有效监视手段的情况时。 12.机组无蒸汽运行时间超过 13.热工仪表电源中断、控制电源中断、热控系统故障、空压机及系统 故障造成控制汽源压力低或消失，电源及汽源无法及时恢复，机组无法 维持原运行状态时。 14.当热控DCS系统全部操作员站出现故障（所有上位机“黑屏”或“死 机”），且无可靠的后备操作监视手段时。 15.涉及到机炉保护的控制器故障，且恢复失败时。 16.机组热工保护装置故障，在限时内未恢复时。

汽轮机常见事故及其处理方法

锡林郭勒职业学院 （ 二 〇 一一 年 四 月 毕业论文 题 目：汽轮机的常见故障及其处理方法 学生姓名：张超 系 别：机械与电力工程系 专 业：电厂设备运行与维护 班 级：热电08（4） 指导教师：史志慧 讲师

【摘要】 汽轮机是电厂的主要设备,汽轮机是否安全运行是保证电厂安全的基础,下面就汽轮机的主要部件常见的事故加以分析论述。 汽轮机大轴弯曲是汽轮机恶性事故最典型的一种，这种事故多出现在高参数大容量的汽轮机中，破坏性极其严重，对这一事故的防治尤其重要。汽轮机真空的高低,直接影响到机组的安全性和经济性。汽轮机真空下降 ,将导致排汽压力升高,可用焓减小,同时机组出力降低;排汽缸及轴承座受热膨胀,轴承负荷分配发生变化,机组产生振动;凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形,甚至断裂;若保持负荷不变,将使轴向推力增大以及叶片过负荷,排汽的容积流量减少,末级要产生脱流及旋流;同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力,有可能损伤叶片。 【关键词】：汽轮机事故轴弯曲推力轴承轴向位移定位 目录 一、凝结器真空下降的现象及处理 (1) 1.1凝结器真空下降的主要特征 (1) 1.2凝结器真空急剧下降的原因 (1) 1.5凝结器真空缓慢下降的处理 (1) 1.3凝结器真空急剧下降的处理 (1) 1.4凝结器真空缓慢下降的原因 (1) 二、主蒸汽温度下降 (2) 2.1主蒸汽温度下降的影响 (2) 2.2主蒸汽温度下降的处理 (3) 三、汽轮机轴向位移增大 (3) 3.1影响汽轮机轴向位移增大的原因 (3) 3.2轴向位移大的处理 (4) 四、汽轮机大轴弯曲事故 (4)

汽轮机典型事故预防措施

组织机构 分部试运的职责及组织机构： 1、分部试运应在试运指挥部下设试运组的领导下进行。 由施工单位负责（分管试运组长由主体施工单位出任的副总指挥兼任）。 2、建设、调试、生产、设计单位参加。 3、主要辅机设备应有制造厂人员参加。 4、分部试运中向调试工作，一般由调试单位完成。 启动前的准备工作及应具备的条件 一、分部试运应具备的条件： 1、相应的建筑和安装工程已经完工并按《火电工程调态试 运质量检验及评定标准》验收合格。 2、试运需要的建筑和安装工程的记录等资料齐全。 3、具备设计要求的正式电源。 4、组织落实，人员到位，分部试运的计划；方案和措施已 经审批、交底。 二、汽轮机启动前应具备的条件: a)系统要求: （1）、汽轮机各系统及设备完好，阀门位置正确。 （2）、汽、水、油、气系统及设备冲洗合格。

（3）、热控装置的仪表、声光报警、设备状态及参数显示正确。 （4）、计算机控制系统连续正常工作2h~4h以上。 2、有关实验启动前全部试验合格。 3、汽轮机冲动前连续盘车，要求冲转前应连续盘车4h 以上，特殊情况不少于2h。 4、轴封供气及抽真空。 轴封供气： （1）、静止的转子禁止向轴封供气。 （2）、高低压轴封供汽温度一般在130℃—180℃抽真空： （1）、汽轮机轴封未送不应抽真空。 （2）、冲转前应保持适当的真空75-85KPa 5、下列情况之一时，禁止汽轮机冲转或并入电网：（1）、全部转速表失灵。 （2）、调速系统不能维持汽轮机空转或甩负荷后动态飞升转速超出危机保安器动作值。 （3）、主汽门调速汽门；抽汽逆止门关闭不严、卡涩或动作失灵。 （4）、危机保安器超速试验不合格。 （5）、汽轮机任一跳机保护失灵。 （6）、汽轮机任一主要控制参数失去监视或任一主要调节控

浙江恒洋热电厂汽轮机严重超速事故调查报告

事故调查报告 2015年6月12日

企业概况 浙江恒洋热电有限公司于2003年12月注册成立，由中达联合控股集团有限公司和嘉兴大洋纸业股份有限公司共同投资组建，位于海盐县沈荡镇开发区，是一家热电联产股份制企业，其主要产品：热能、发电、硫酸铵。恒洋热电联产项目是一座区域性的公用热电厂，采用高效率、低污染的循环流化床锅炉集中供热。项目建设规模为四台130t/h次高温次高压循环流化床锅炉、一台24.5MW抽凝式汽轮机组和三台12MW背压式汽轮机组及相应配套设施，形成年发电量32000万KWh，年供热大于280万吨的生产能力，供热管网设计供热能力456t/h，出口母管蒸汽压力0.98MPa、温度300℃；供热覆盖区域为沈荡、于城、百步、武原镇西片、西塘桥西片及南湖区余新镇、凤桥镇南片等区域，蒸汽管网分东、西、南管线及凤桥支线，现有200家左右用户接入蒸汽管网，实现了集中供热，替代传统小锅炉。 设备简介 发生事故的2号汽轮机是青岛捷能汽轮机股份有限公司2004年制造的C25‐4.90/0.981（470℃）,次高温次高压、单缸、抽汽凝汽式汽轮机,与东风厂制造的两台QF2‐30‐2A发电机配套使用。汽轮机本体主要由静子和转子部分组成，静子部分的汽缸为单缸结构，由前、中、后缸三部分组成，前缸采用合金铸钢，中钢采用铸钢，后钢采用钢板

焊接式结构，通过垂直中分面连接成一体。主汽门、高压调节汽阀蒸汽室与汽缸为一体，新蒸汽从两侧主汽门直接进入高压调节汽阀蒸汽室内，为防止主汽门阀杆下涩，主汽门阀杆可作活动试验。汽缸下部有工业抽汽口和加热器用回热抽汽口，汽缸排汽室通过排汽接管与凝汽器刚性连接。转子部分采用套装型式，叶轮及联轴器套装在转子上，共有13级动叶，其中一级双列调节级、一级单列调节级、11级压力级（其中包括三级扭叶级）。转子通过刚性联轴器与发电机转子连接，转子前端装有主油泵叶轮。机组前轴承箱装有推力轴承前轴承、主油泵、调节滑阀、保安装置、油动机等。后轴承箱装有汽轮机后轴承、发电机前轴承、盘车装置、联轴器护罩等。 本机组采用的是数字电液调节系统（DEH）。主要由数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节汽阀油动机等组成。汽轮机保安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、试验控制阀、电磁阀、主汽门、TSI仪表监测系统、超速保护等组成。其中设置了电超速和危急遮断器机械超速两套保护装置，电超速保护设定值是110%额定转速（3300rpm），机械超速保护设定值是110‐112%额定转速（3300~3360rpm），危急遮断器可作在线动作试验。当任一保安装置动作时，保安油路被切断，保安油压降为零，活塞上部的弹簧将主汽门、调节汽阀、抽汽阀迅速关闭停机。 事故经过调查 2015年6月11日20点11分许，位于海盐县沈荡镇工业园区的

汽轮机事故实例分析

注：红色与蓝色为ppt展示可能用到的，蓝色是为了让我们看懂，之后记得删除掉 四．实例分析 汽流激振是影响汽轮机稳定的重要因素，近几年来在我国频频发生汽流激振事故，如下表部分汇总：

这仅仅是部分案例，实际案例远多于此。下面主要以绥电1000MW 机组汽流激振事故为例。 1.机组简介 神华国华绥中发电有限责任公司发电B 厂( 以下简称绥电B 厂) 共安装了2 台1 000 MW 超超临界燃煤机组( 3、4 号机) ，3 大主机由东方电气集团引进日立技术制造。3、4 号机组分别于2010年2 月、5 月投入商业运营。 4 号机组主汽轮机为东方汽轮机厂生产的N1000－25/600/600 型汽轮机，由1个单流高压缸、1个双流中压缸及2个双流低压缸依次串联组成。 2.汽流激振情况 4号机组首次出现气流激振为2010年4月12日，当时4号机组准备首次进行满负荷运行，当负荷升到850MW时，1,2号瓦轴开始波动，966MW是震动曲线发散，降负荷后又迅速收敛，当负荷降到

870MW时趋于稳定。再次升负荷到780MW时又出现波动，940MW 时振动曲线再次发散。振动相关参数如图表 1 ，本次汽流激振振动过程趋势如图3。[1] （这里主要看1X,1y,2x，2y的变化，变化特别明显，代表了轴的振动情况。说明激 振时轴振严重。 注：轴振有2个测点，在轴承盖的上部有两个测点伸进去，测量轴承上瓦的振动，两测点成90°分布。从汽机头部看向发电机，左上角的探头侧的是X相振动，右上 角就是Y相了。） 3.绥电B 厂4 号机汽流激振控制方法： 为解决汽流激振问题，利用机组停运消缺机会对1号轴瓦顶隙及

汽轮机轴系断裂事故应急处置方案

汽轮机轴系断裂事故应急处置方案 （ISO45001-2018） 1总则 1.1目的 为及时、有效地处理汽轮发电机组轴系断裂事故，避免或减少因汽轮发电机组轴系断裂带来的重大经济损失和社会影响，特制订本预案。 1.2编制依据 本预案依据《电力企业现场应急处置方案编制导则》 《公司电力设备事故应急预案》 公司《汽轮机运行规程》等，以及电厂的实际情况而制定。 1.3适用范围 本预案适用于公司汽轮发电机组轴系断裂事故处置。 2事故特征 2.1事故类型和危险程度分析 2.1.1危险性分析 因汽轮机振动、超速；发电机非同期并网；电网故障冲击下励磁机与发电机、发电机与汽轮机连接部件安全裕度不足；或未按超速试验规程规定要求进行超速试验；以及机组大修中未对汽轮机、发电机转子的有关标准项目进行认真检查及处理，如未对有关联轴器销子、螺栓、转子叶片根部的销钉进行探伤检查，未对有缺陷的螺栓及时更换等，导致发电机存在轴系断裂的隐患，并最终引发事故。一旦发生发电机轴系断裂事故，势必被迫进行停机检修处理，对电厂损

失极大。 2.1.2事件等级 2.1.2.1三级状态：汽轮机发电机组发生振动、超速报警但未达到动作值；发电机非同期并入电网运行；电网故障冲击下发电机甩去部分负荷。 2.1.2.2二级状态：机组运行中由于发生振动、超速引起机组跳闸或发电机非同期并网、电网故障冲击下发电机甩去全部负荷；机组大修中对汽轮机发电机组转子及相关部套进行检查，发现有关联轴器销子、螺栓、转子叶片根部的销钉有损伤、平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固不良。 2.1.2.3一级状态：机组运行中由于发生振动、超速引起机组跳闸或发电机非同期并网、电网故障冲击下发电机甩去全部负荷，造成发电机轴系断裂事故。2.2事件可能发生的地点和时间段 2.2.1 1#、2#机组。 2.3可能造成的危害 发生设备损坏或者造成人员伤亡事故。 2.4事前可能出现的征兆 2.4.1汽轮机震动大超过规定值。 2.4.2汽轮机超速。 2.4.3非同期并网。 2.4.4甩负荷。 2.4.5未按规定进行大、小修。 2.4.6大、小修未按规定进行检查，或检查不到位。

汽轮机反事故措施通用版

解决方案编号：YTO-FS-PD759 汽轮机反事故措施通用版 The Problems, Defects, Requirements, Etc. That Have Been Reflected Or Can Be Expected, And A Solution Proposed T o Solve The Overall Problem Can Ensure The Rapid And Effective Implementation. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards

汽轮机反事故措施通用版 使用提示：本解决方案文件可用于已经体现出的，或者可以预期的问题、不足、缺陷、需求等等，所提出的一个解决整体问题的方案（建议书、计划表），同时能够确保加以快速有效的执行。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 因汽轮机是在高温、高压、高转速下工作，并有各辅助设备和辅助系统协调工作，往往由于某一环不慎而产生事故，而影响调试工作顺利进行。造成事故的原因是多方面的。如热状态下动静部件的间隙变化、启动和负荷变化时的振动、轴向推力的变化。蒸汽参数变化、油系统工作失常以及各种隐患等，如果发现和处理不及时，都可能引起事故，所以在启动和试运期间，应采取有效措施，将事故消除在萌芽期。 汽轮机几种常见典型事故及监视、分析和处理方法： 8．1 在运行中凝汽器真空下降： 真空下降，排汽温度增高，易使排汽缸变形，机组中心偏移，使机组产生振动，以及凝汽器铜管产生松驰，变形甚至断裂。 试运期间，应随时监视，如果发现排汽室温度升高，真空指示下降，抽气器冒汽量增加等现象，首先应降低负荷，查找原因。 真空下降的原因及处理：