火力发电厂汽轮机运行事故处理.doc

1、第七篇 汽轮机事故处理事故处理原则1. 在值长统一指挥下，迅速处理故障。有关领导协助处理事故时，所下操作命令必须通过值长下达。2. 事故处理遵循“保人身、保设备、保电网”的原则。事故处理人员应根据事故象征，迅速确认设备发生的故障性质、原因，消除对人身、设备的威胁，必要时应解列或停运故障设备。3. 根据单元机组的运行特点，任一专业或岗位事故，都将直接影响整个单元机组的安全。因此，发生故障时，各岗位应互通情况，在值长和班长的统一指挥下，密切配合，迅速处理故障。4. 禁止与消除故障无关的人员停留在发生故障的地点。5. 迅速查清事故原因及故障的性质、地点和范围，及时采取正确的措施，消除故障，同时应注意

2、保持非故障设备的连续运行。如故障原因不明或故障未消除禁止恢复故障设备运行。必须迅速报告主值, 共同观察研究处理。当发生本规程内没有规定的故障现象时，运行人员必须根据自己掌握的知识加以分析判断，主动采取对策，并尽可能的把故障情况逐级汇报。6. 确保厂用电系统及其所带负荷用户的供电，如厂用电失去，要确保保安电源安全停机，并尽快恢复厂用电系统供电。7. 事故处理时头脑要镇静，分析要周密，判断要正确，处理要果断，行动要迅速。不应急躁慌张，否则不但不能消灭故障，反而使故障扩大。在事故处理时，值长及班长下达命令一定要清晰，运行人员必须执行重复命令制度，命令执行后，应向发令人汇报。8. 事故处理过程中应迅速

3、、正确地执行上级命令，如认为上级命令有错误，应申明理由拒绝执行，如上级坚持，应执行并做好记录，如执行后会对人身、设备、系统造成危害，应申明理由拒绝执行，并汇报有关领导。9. 事故情况下，运行人员必须坚守岗位，如事故发生在交接班期间，应延缓交接班，无关人员应远离故障现场，协助人员必须在统一指挥下进行。10. 事故处理完毕，应将发生事故的时间、现象、原因、运行方式及处理情况如实、详细地记录在交接班日志上，并对发生的事故进行分析、总结经验。11. 有关技术领导在机组发生故障时，必须尽快赶赴现场协助事故处理，并给予运行人员必要的指示，但这些指示不应和值长的命令相抵触。预想题目#12机任意一台给水泵跳闸

4、预 想 人王兴银参加人员郑志明 刘敏 赵凯凯 齐学智 王兴银 董文静 郭伟杰 王文博 赵艳丽运行方式机组负荷260MW，工抽70T/H，机炉协调，RB投入#12-B汽泵电泵运行，#12-A汽泵检修事故现象1. 给水泵跳闸声光报警2.给水压力下降3.给水流量下降4.除氧器水位升高，5.凝汽器水位上水处理过程1.汇报值班长给水泵跳闸，并通知锅炉，立即检查RB是否动作， 2.若RB动作，立即退出工业抽汽，检查RB动作后负荷减至120MW,并配合锅炉控制好主汽压力及主再热温度，注意调整凝汽器，除氧器水位，辅汽压力及轴封压力在正常范围内，注意监视机组胀差，轴向位移，振动，缸温等参数正常，并联系邻机注意辅

5、汽压力及抽汽流量的变化。3.若因电泵跳闸，立即联系电气，检查电泵跳闸原因4.待电泵跳闸原因消除后，启动电泵接待负荷。5.若RB未动作，立即与锅炉联系，退出协调投入功率回路，根据主汽压力减负荷，并退出工业抽汽。6.若因汽泵跳闸，检查汽泵各参数正常，立即联系检修，检查汽泵跳闸原因，尽快处理，汽泵跳闸原因消除后，冲转汽泵接待负荷7.负荷降至最低时，任无法维持时试启各油泵正常，应联系班值长准备停机。8. 待机炉原因消除后，做好开机的准备。破坏真空紧急停机：37.1破坏真空紧急停机的条件：1）汽轮机转速升高到危急保安器动作转速（3360r/min）而电超速保护和危急保安器不动作。2）机组发生强烈振动，数

6、值达0.254mm，或汽轮机内部有明显的金属摩擦声或撞击声。3）轴向位移大至1mm。4）汽轮机胀差小于-1.0mm或大于15.8mm。5）轴承润滑油压低至0.048MPa。6）汽轮机发生水冲击或10分钟内主，再热汽温直线下降50，上、下缸温差超过55.6，抽汽管道进水报警且超过跳闸值。7）轴封处摩擦发生火花。8）汽轮发电机组任意一个轴承回油温度急剧上升至82或轴承断油冒烟。9）汽轮发电机组轴承金属温度达到一定值见表汽轮发电机组轴承金属温度轴承号123456推力瓦任一点温度11311311311310710710710）汽轮机主油箱油位低至563mm，又不能及时补油时。11)油系统着火，不能迅速

7、扑灭，严重威胁机组及油箱安全时。12)发电机、励磁机冒烟着火，不能及时扑灭时。13)主蒸汽、再热蒸汽、给水的主要管道或阀门爆破，威肋机组安全运行时。14)主机两台润滑油冷却器大量漏油。15)机组任一跳闸保护达到动作值而保护拒动时。37.2破坏真空紧急停机操作步骤：1) 在控制室按下“紧急停机”按钮或在机头将汽机脱扣手柄置于“脱扣”位置，检查发电机解列，锅炉MFT，高中压主汽门、调门关闭，高排逆止门、各抽汽逆止门及电动门应关闭，负荷到0，汽机转速应下降。2) 启动交流润滑油泵，检查润滑油压正常。3) 用主汽向轴封供汽（送不上时可用辅汽），真空到零，停止向轴封供汽。4) 解除真空泵联锁，停止真空泵

8、运行，开启凝汽器真空破坏门。5) 关闭主、再热蒸汽管道上的疏水门，并禁止向凝汽器排汽及热水。6) #1、#2汽动给水泵小机跳闸时，确认电动给水泵联启，运行正常。7) 密切监视串轴、胀差、推力瓦温度、轴承金属温度及辅助设备运行情况。8) 检查凝汽器、除氧器、高低压加热器水位正常。9) 转速下降至600r/min时，检查顶轴油泵是否投入，否则应手动开启。10) 惰走过程中仔细检查机组运转情况，仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。11) 转速到零，投入连续盘车。12) 完成运行规程所规定的停机其它操作，并汇报值长。不破坏真空紧急停机：1) EH油压低到9.3MPa。2) DEH工作失常，汽

9、机不能控制转速或负荷。3) 汽水管道破裂，无法维持机组运行。4) 主蒸汽压力升高，汽机主汽门前压力升高至21.7MPa。5) 主蒸汽或再热蒸汽温度上升至555565且运行时间在10min及以上，或上升至565以上。6) 主汽门前汽温在5分钟内降至465（主再热蒸汽温度10分钟下降50）。7) 高压缸排汽温度大于424，调节级压力与高压缸排汽压力之比1.7，且发电机出口开关闭合，高压或低压旁路阀打开。8) 凝汽器真空低至0.081MPa，经减负荷到零仍不能恢复或循环水中断。9) 发电机周波不在48.5Hz51.5Hz之内。10) 发电机定子线圈冷却水中断30秒后不能恢复或定子冷却水出口水温达90

10、。11) 炉跳机或电跳机联锁保护拒动时。12) 低压缸排汽温度高达120连续运行15分钟，或超过121。13) 高、中压主汽门前两侧温差达42且运行时间达15分钟，或大于42。14) 主、再热蒸汽温差超限。15) 汽轮机失去全部热控电源，短时间不能恢复时。16) 厂用电全部失去，不能恢复时。17) 发电机主要保护动作。 不破坏真空紧急停机操作步骤：1) 在控制室按下“紧急停机”按钮或在机头将汽机脱扣手柄置于“脱扣”位置，检查发电机解列，锅炉MFT，高中压主汽门、调门关闭，高排逆止门、各抽汽逆止门及电动门应关闭，负荷到0，汽机转速应下降。2) 启动交流润滑油泵，检查润滑油压正常。3) 用主汽向轴

11、封供汽（送不上时可用辅汽）。4) #1、#2汽动给水泵小机跳闸时，确认电动给水泵联启，运行正常。5) 密切监视串轴、胀差、推力瓦温度、轴承金属温度及辅助设备运行情况。6) 检查汽轮机本体疏水门动作正常。7) 检查凝汽器、除氧器、高低压加热器水位正常。8) 转速下降至600r/min时，检查顶轴油泵是否投入，否则应手动开启。9) 惰走过程中仔细检查机组运转情况，仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。10) 真空到零，停轴封汽。11) 转速到零，投入连续盘车。12) 完成运行规程所规定的停机其它操作，并汇报值长。主、再热蒸汽参数异常：40.1压力异常：40.1.1现象：1) 主蒸汽压力异常

12、2) 主蒸汽压力指示升高或降低。3) 主蒸汽压力高或低报警。40.1.2原因：4) 机组负荷骤变。5) 锅炉调节不当或自动控制故障。40.1.3处理：1) 主蒸汽压力变化时要求锅炉调整，尽快恢复至正常范围。2) 若负荷变化过快引起主蒸汽压力异常，应稳定负荷，待压力恢复正常后再进行负荷变动。3) 若主蒸汽压力升高，在机组不超负荷的情况下适当增加机组负荷，并注意主汽温度、凝汽器真空、排汽温度、轴向位移、差胀的变化。4) 汽压下降时，应根据情况适当关小调门，主汽压力低于额定压力90，减负荷至主蒸汽压力恢复到14.9MPa，否则手操减负荷。5) 当主汽门前压力升至17.5MPa时应汇报值长。主汽压在1

13、7.5MPa21.7MPa，全年累计运行时间不超过12小时。6) 主汽门前压力升高至21.7MPa， 联系值长，脱扣停机。7) 主汽门前压力恢复后按正常方式带负荷。40.2主、再热蒸汽温度异常40.2.1主蒸汽温度异常现象：1) 机组负荷骤变。2) 主、再热蒸汽温度指示升高或降低。3) 主、再热蒸汽温度高或低报警。40.2.2原因：1) 主、再热蒸汽减温水调节不当或失灵。2) 汽包满水。3) 锅炉燃烧调节不当或失灵。4) 锅炉严重结焦。5) 水质不合格，汽水共腾。40.2.3处理：1)主、再热蒸汽温度变化时要求锅炉调整，尽快恢复至正常范围。1) 主、再热蒸汽温度上升至545，应汇报主值或值长要

14、求锅炉尽快恢复，主、再热蒸汽温度在545551之间，全年累计运行时间不超过400小时。2) 主、再热汽温上升至565，运行15分钟仍不能恢复或超过565，汇报值长，脱扣停机。主、再热蒸汽温度在565运行全年累计运行时间不超过80小时。3) 主、再热汽温下降至520，应汇报主值或值长，要求锅炉调整。4) 主、再热汽温下降至495，机组带额定负荷，若汽温继续下降，联系主值或值长采取滑压运行，汽温每下降降负荷10MW，开启汽机本体疏水，并保持蒸汽过热度不小于150。汽温下降与机组负荷对照表汽温下降与机组负荷对照表汽温 495490485480475470465465以下负荷 MW3002502001

15、50100500停机5) 主、再热汽温下降至465，虽经调整和减负荷到零仍不能恢复，脱扣停机。6) 主、再热汽温下降，在2分钟内下降50以上，汇报主值或值长，脱扣停机。7) 正常运行时，高压或中压主汽门前两侧温差应小于14，温差达42且运行时间达15分钟，或大于42，应汇报主值或值长，脱扣停机，且不能在4h内出现第二次这种运行方式。8) 主蒸汽温度与再热汽温度的偏差，应按表49规定限额处理，运行时要尽量避免出现短时间的周期性温度波动，如偏差超过正常值，应联系锅炉及时调整，并汇报主值，偏差超过允许的最大值时，应不破坏真空紧急停机。9) 机组负荷在0225MW范围内，仅允许正温差（即主汽温再热汽温

16、T）。 10) 机组负荷在225300MW范围内，允许正温差或负温差（即主汽温再热汽温士T）。主再热蒸汽温差限值表负荷（MW）允许偏差T正常值最大值02883225284230028 2842 2811) 汽温、汽压同时下降时，按汽温下降处理。12) 运行中汽温变化时，应加强对机组振动、声音、胀差、轴向位移、推力轴承温度、汽机上、下缸温差及转子应力变化情况的监视。凝汽器真空下降：41.1现象：1) DEH与DCS画面显示凝汽器真空降落。2) DEH、DCS画面显示低压缸排汽温度升高。3) “真空低”声光报警。4) 机组负荷相应下降。41.2原因：1) 循环水泵故障，循环水系统阀门误关或开度不够

17、，循环水量减少，循环水中断。2) 凝汽器热水井水位高。3) 轴封系统工作不正常。4) 真空泵故障或真空泵气水分离器水位过高、过低。5) 真空系统泄漏。6) 小汽机轴封系统异常。7) 旁路系统误开。8) 真空破坏门误开。9) 大小机排大气安全门是否有裂纹。41.3真空降落时处理原则1) 发现凝汽器真空降落应将DEH与DCS画面真空指示相对照，并对照排汽温度，检查汽封压力、循环水压力和凝汽器水位等，迅速查明原因，及时处理，同时汇报班长和值长。2) 若真空系统正有操作，应立即停止操作，并恢复操作前状态。3) 发现真空异常下降且不能稳定时，应启动备用真空泵，提高凝汽器真空。4) 真空降落至0.087M

18、Pa， “真空低”报警，备用真空泵应联启，否则手动启动。 5) 真空降落至0.088MPa时，机组带额定负荷，如继续降低，应汇报主值和值长降低机组负荷，随着真空的逐渐下降应相应地及时降低机组负荷，按真空每降落0.001MPa降负荷50MW；当真空降至0.082MPa时，机组降负荷到零。6) 真空降至0.081MPa汽机应自动脱扣，“真空低跳闸”报警；ETS盘“LV”灯亮；跳闸通道AS#1、#2灯亮；按故障停机条例进行停机7) 真空降落时，应注意汽动给水泵的运行，必要时切换至电动给水泵运行。8) 注意低压缸排汽温度的变化，达80时投入排汽缸喷水；如果排汽温度达121并且在15分钟内降不下来或超过

19、121，应汇报主值和值长脱扣停机。9) 因真空系统管道或设备损坏而造成真空降落时，除了按照正常处理外，还应立即隔绝故障部分系统的设备；隔绝无效，但能维持一定的真空时，应汇报处理，真空不能维持时应减负荷停机。10) 检查循环水泵运行正常，备用泵出口蝶阀在关闭状态，系统压力正常，凝汽器进、出水门在开启状态。11) 检查真空泵运行状况及蝶阀状态是否正常，如不正常则应立即联系处理。41.4处理：1） 检查轴封系统：1. 轴封供汽母管压力是否正常，若压力低，则应检查轴封汽源及溢流门动作是否正常。2. 检查轴加风机运行是否正常，轴加水位是否过高，如有异常，应及时处理。3. 检查真空破坏门是否关闭严密。4.

20、 检查小机轴封系统阀门状态是否正确，负压系统是否泄漏，如泄漏则启动电动给水泵，解列泄漏的小机并关闭其排汽蝶阀。5. 事故停机时应关闭主、再热蒸汽管道至凝汽器疏水门，并禁止向凝汽器排汽及热水。2） 循环水中断：1. 循环水中断时，真空急剧下降，“低真空”报警。2. 循环水中断应立即恢复循环水，无法恢复应立即脱扣停机，锅炉“MFT”，发电机解列，注意汽轮机转速应下降。3. 开启交流润滑油泵运行，注意润滑油压正常。4. 严禁使用旁路系统（包括锅炉旁路至凝汽器）。5. 关闭循环水进水门，开启循环水联络门，用邻机循环水供本机开式水用户。6. 注意润滑油温及各热交换器温度的变化。7. 关闭主、再热蒸汽管道

21、上的疏水门。8. 循环水中断，使凝汽器温度升高，应待凝汽器冷却到50左右时方可向凝汽器送水。注意对凝结水硬度的监视。9. 开启低压缸喷水降温。10. 真空接近于零，停止汽机轴封供汽，开启凝汽器真空破坏门。11. 根据情况必要时应检查大、小机大气隔膜是否破裂。12. 循环水泵有明显故障或有电气故障信号，严禁抢合循泵。13. 完成停机的其他操作。3） 循环水量减少：1. 检查循环水泵进口旋转滤网是否脏污。2. 检查凝汽器是否积聚空气，开启凝汽器各水室空气门放尽空气后关闭。3. 检查凝汽器循环水进、出水门开度。4. 检查循环水泵运行工况。5. 检查备用循环水泵出口蝶阀状态。4）凝汽器管板脏污：现象：

22、凝汽器进水压力增大，真空逐渐降落。处理：运行中投入凝汽器胶球清洗系统；凝汽器半边解列掏脏。5）凝汽器水位高：现象：凝汽器水位高，凝结水温度下降，真空逐渐下降。原因：凝结水泵故障或备用凝结水泵出水逆止门倒水；除氧器水位自动调整或凝汽器水位自动调整失灵和手动调整不当等。处理原则：运行凝结水泵故障应切换为备用凝结水泵运行，检查原因，若无备用泵或两台凝结水泵均故障，不能立即消除时，应汇报主值和值长脱扣停机，当真空到零后，凝汽器向外排水；备用凝结水泵出水逆止门倒水应关闭其出水门或换泵运行（泵不倒转）；除氧器水位自动调整或凝汽器水位自动调整失灵应改为手动调整。6）凝汽器铜管破裂大量漏水：现象：凝汽器水位升

23、高，水色混浊，硬度增加。处理：汇报主值和值长，降低机组负荷，开启#5低加出口门前排水电动门，然后解列半边凝汽器找漏，堵漏。若运行中无法消除应停机消除。要特别注意除氧器、凝汽器水位，若除氧器、凝汽器水位无法维持正常运行，应立即停机，并维持凝汽器水位，防止凝汽器水位过高进入汽缸。真空系统漏空气应检查真空系统管路上的法兰，阀门盘根，大、小机大气隔膜，真空破坏门，处于负压下的抽汽管道及疏水，汽缸结合面，大、小机轴封系统，低压加热器水位计，低压旁路后的管路系统等处是否漏空气，查明漏气地点用填料堵塞空隙，涂抹白厚漆或焊补等方法进行堵漏工作。甩负荷在跳机甩负荷情况下，需要开主、再蒸汽管道疏水时，应根据主、再

24、热汽压力、本扩温度逐个开启。在跳机甩负荷情况下，由于轴封区金属温度较高，轴封供汽一般采用主蒸汽供汽，在主汽供汽故障情况下，再采用辅汽供汽。42.1机组甩负荷到零， DEH可以控制转速。现象：1) 负荷到零，调节级压力到零。2) 汽机转速上升后又下降稳定在一定范围内（未超过危急保安器动作转速）。3) OPC动作。处理：1) 检查DEH控制汽机转速3000r/min。2) 将轴封汽源切换至主汽供汽，维持轴封汽压力、凝汽器水位、除氧器水位。3) 启动电动给水泵运行，停止#1、2汽泵。4) 将辅助联箱汽源切换为邻机供汽。5) 密切注意汽温、汽压、缸温变化，要求锅炉保持一定参数运行。6) 全面检查机组情

25、况，如轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动、声音等正常。7) 检查正常后，联系值长，进行发电机并网。8) 机组并网后，按照规定带负荷，并完成其它操作。42.1机组甩负荷到零，DEH不能控制转速，110超速保护或危急保安器动作：现象：1) 负荷到零。2) 汽轮机声音突变。3) 汽机转速升高达到3300r/min。4) OPC动作后仍不能控制转速。5) 110超速保护或危急保安器动作并发出报警信号。处理：1) 检查并确认汽机主汽门、高调门、中调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门、电动门均关闭严密，汽机转速下降；若转速继续上升应破坏真空紧急停机，汇报值长要求停炉。2) 汽机转速下降时启动交流润滑油泵，

26、检查油压正常。3) 将轴封供汽切换至主汽供汽，维持轴封汽压力、凝汽器水位、除氧器水位。4) 确认电动给水泵启动， #1、#2汽泵停止。5) 将辅助联箱汽源切换为邻机供汽。6) 密切注意汽温、汽压、缸温变化，要求锅炉保持一定参数运行。7) 全面检查机组情况，如轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动、声音等正常。8) 联系值长对机组重新挂闸启动至3000r/min。9) 机组并网后，按照规定带负荷，并完成其它操作。10) 如果DEH不能维持汽轮机空负荷运行则应停机。发电机保护动作：现象：1) 发电机主保护动作来光字牌。2) 机组声音突变，负荷到零，调节级压力到零。3) 汽机转速下降或上升后又下降。

27、4) 主汽门、高调门、中调门、高排逆止门及各级抽汽逆止门、电动门均关闭。处理：1) 检查汽机主汽门、高调门、中调门及各级抽汽逆止门、电动门均关闭严密，汽机转速下降；若转速继续上升应破坏真空紧急停机，汇报值长要求停炉。2) 启动交流润滑油泵，检查油压正常。3) 将轴封供汽切换至主汽供汽，维持轴封汽压力、凝汽器水位、除氧器水位。4) 确认电动给水泵启动， #1、#2汽泵停止。5) 将辅助联箱汽源切换为邻机供汽。6) 密切注意汽温、汽压、缸温变化，要求锅炉保持一定参数运行。7) 全面检查机组情况，如轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动、声音等正常。8) 查明机组跳闸原因，若由于人员误动引起，则汇报

28、值长，机组重新挂闸启动至3000r/min； 若由于保护动作引起，则通知有关部门处理，待缺陷消除后，接值长或有关领导通知后，方可重新启动机组运行。9) 机组并网后，按照规定带负荷，并完成其它操作。10) 如果DEH不能维持汽轮机空负荷运行则应停机；机组甩负荷后转速上升超过3300r/min，则应立即破坏真空紧急停机。11) 在各种甩负荷情况下应特别注意汽温变化，以防引起水冲击。汽轮机严重超速：现象：1) 汽轮机发生不正常的声音。2) 汽轮机转速超过3300r/min 还继续上升。3) 机组振动增大。主要原因：1) 发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。2) 危急保安器超速试验时转速失控。

29、3) 发电机解列后主、再热主汽门、调速汽门，抽汽电动门，抽汽逆止门，高排逆止门等卡涩或关闭不到位。处理：1) 立即按下汽轮机紧急跳闸按钮或手动危急遮断装置进行紧急停机。2) 检查并确认汽机高中压主汽门、高中压调速气门、高排逆止门及各级抽汽逆止门、电动门均关闭严密，若未关严应设法关严。3) 确认主机缸体疏水门开启，开启主、再热蒸汽管道上疏水，并注意本扩压力、温度。4) 危急情况下可投入高、低压旁路运行，泄压。5) 停止真空泵运行，开启真空破坏门。6) 检查交流润滑油泵联启正常，检查油压正常。7) 真空下降至0.073MPa时应停用高、低压旁路，关闭主、再热蒸汽管道上的疏水门。8) 仔细倾听汽轮发

30、电机内部声音，准确记录惰走时间。9) 对机组进行全面检查，并查明原因，待缺陷消除后方可重新启动。10) 必须进行危急保安器升速试验及电超速保护试验，合格后方可并网。11) 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，发现异常应停止启动。12) 其余按破坏真空紧急停机处理。汽轮机水冲击：主要现象：1) 主、再热蒸汽温度和汽缸温度急剧下降，过热度减少，汽缸上、下缸温差42，报警。2) 汽机轴向位移、胀差、振动指示增大，并报警。3) 推力轴承回油温度和金属温度升高。4) 清楚地听到汽轮机内部，主、再热蒸汽管道，抽汽管道内有水击声和金属噪声。5) 主、再

31、热蒸汽管道，抽汽管道振动；管道法兰、阀门密封环、汽缸结合面、轴封等处有白色蒸汽冒出。6) 汽轮发电机组声音有明显变化。7) 盘车状态下盘车电流增大。主要原因：1) 汽包满水。2) 锅炉调整不当。3) 过热器或再热器减温水失控。4) 机组负荷突然增加，主蒸气流量瞬间突增造成蒸气带水。5) 加热器满水且保护失灵或逆止门关闭不严密。6) 机组负荷突增，造成锅炉汽水共腾。7) 高、中压缸疏水不良。8) 高压旁路减温水控制阀不严，内漏。9) 轴封供汽或回热抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。处理：1) 机组发生水冲击，应按破坏真空紧急停机处理。2) 打闸后检查机组主、再热主汽门、调速汽门，抽汽电动门，

32、抽汽逆止门，高排逆止门应迅速关闭。3) 注意汽机本体及有关蒸汽管道疏水门应开启。4) 注意监视轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动等参数。5) 仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。6) 如因加热器、除氧器满水引起汽机进水，应立即关闭其抽汽电动门，解列故障加热器。7) 汽机转速到零后，立即投入连续盘车。8) 汽机转速到零后，投盘车时要特别注意盘车电流是否增大，记录转子偏心度，转子变形严重或内部动静部分摩擦，盘车盘不动时，严禁强行盘车。9) 机组发生水冲击紧急停机后，24小时内严禁启动；再次启动前连续盘车不少于6小时，汽缸上、下缸温差42，转子偏心度应0.076mm。10) 汽机符合热

33、态启动条件后，启动汽机，在启动过程中，应注意监视转子偏心度、轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动等符合控制指标及汽机本体、蒸汽管道的疏水情况；如汽机重新启动时发现有异常声音或动静摩擦声，应立即破坏真空停机并逐级汇报。11) 惰走过程中，如汽机轴向位移、胀差、振动、推力轴承金属温度及回油温度明显升高，惰走时间明显缩短，应逐级汇报，根据推力瓦情况决定是否揭缸检查，否则不准启动。12) 如果停机时发现汽轮机内部有异常声音和转动部分有摩擦，则应揭缸检查。叶片损坏：主要象征：1) 机组振动增大。2) 临界转速振动异常增大。3) 有金属撞击声或盘车时有摩擦声。4) 凝结水硬度增加。5) 监视段压力增高。

34、主要原因：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。处理要点：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，应立即紧急故障停机。2) 若运行中发现调节级或抽汽压力异常，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，确认叶片段落应停机处理。汽轮机强烈振动和异音：现象：1) DEH、TSI振动指示增大。2) 发出“轴振大”声光报警。3) TSI盘灯光报警。4) 机组声音异常。主要原因：1) 机组负荷、参数骤变，机组膨胀不均。2) 汽轮发电机组动静部分、通流部分及端部轴封内部发生摩擦。3) 转子弯曲。4) 汽缸变形，

35、中心改变。5) 润滑油压，油温变化大，轴瓦油膜不稳。6) 发电机静子、转子电流不平衡。7) 汽轮机叶片脱落，叶片松动。8) 平衡重块脱落。9) 发电机部分的机械松动。10) 汽轮机发生水冲击。11) 汽轮机启动过程中升速、升负荷快，暖机不良，造成汽机膨胀不均，引起振动。12) 汽机滑销系统卡涩。13) 真空下降，排汽温度升高，引起汽机中心偏移。14) 轴承座和台板接触不良或台板螺栓松动。处理要点：1) 机组振动达0.127mm报警时，应适当减少负荷，对照控制盘表计，查找原因。2) 如机组负荷，参数变化大引起振动大，应尽快稳定机组负荷，参数，同时注意汽轮机胀差，上、下缸温度变化。3) 机组突然发

36、生强烈振动或发出能清楚地听出来的金属声音时，应立即紧急停机。4) 检查润滑油温、油压、风温及各轴承温度正常，否则进行调整，达到正常值。5) 就地倾听汽轮发电机组内部声音。6) 检查汽机上下缸温差，若温差大于56，按汽轮机进水处理。7) 如发电机引起振动，应降低机组负荷，查明发电机转子、静子电流不平衡原因。8) 检查胀差、轴向位移、绝对膨胀的变化情况。9) 机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm，应立即脱扣停机。10) 若汽轮机振动达0.254mm，按紧急停机处理。润滑油系统工作异常：48.1油压下降，油位不变：原因：1) 主油泵或注油器工作不正常。2) 润滑油滤网脏污。3)

37、逆止门不严密。处理：1) 润滑油压下降至0.1MPa， 交流润滑油泵、高压启动油泵应自启动；润滑油压下降至0.08MPa，直流润滑油泵应自启动；否则手动启动交、直流润滑油泵。注意监视汽轮发电机组各轴承温度和油温变化，汇报主值、值长。2) 润滑油滤网脏污， 应及时切换为备用滤网运行或旁路门运行，并联系检修清洗。3) 检查主油泵进、出口压力，若是主油泵或注油器工作不正常，应逐级汇报，停机检修。4) 润滑油压下降至0.048MPa，低油压保护自动脱扣汽轮机。48.2油位下降，油压不变：原因：1) 冷油器、回油管等处漏油。2) 油箱放水门、取样门、事故放油门泄漏。3) 油位计失灵。处理：1) 校对油位

38、计，确认油位下降应查找原因，汇报值、班长。2) 检查油箱放水门、取样门、事故放油门是否严密。3) 对冷油器进行放水检查，若泄漏应调换冷油器运行并通知检修。4) 检查油系统管道有无漏油，严防油漏至高温管道及设备上。5) 当油箱油位下降至 mm时，应加油。6) 当油箱油位下降至 mm时，应破坏真空紧急停机。48.3油压、油位同时下降：原因：1) 冷油器大量漏油。2) 油管道大量漏油。处理：1) 油系统大量漏油，应立即设法堵漏，以减少漏油或改变漏油方向，严防油漏至高温管道及设备上，同时迅速对油箱加油并消除缺陷。2) 冷油器大量漏油，应立即切换冷油器。3) 因大量漏油使油箱油位下降至 mm或润滑油压力

39、下降至0.041MPa，立即破坏真空紧急停机。48.4油温高：原因：1) 冷却水温度升高或流量不足。2) 冷油器水侧内存在空气。3) 油温调节门自动调节故障。处理：1) 若冷却水温度高或流量不足，应投入备用冷油器。2) 若冷油器水侧内存在空气，应对冷油器水侧放空气。3) 若油温调节门自动调节故障，应将润滑油温自动解除，手动调节。必要时可用油温调节门旁路门调节。4) 对润滑油进行滤油操作。48.5油箱油位升高：原因：1) 轴封系统漏汽至油系统。2) 冷油器泄漏，油系统停止后，冷却水漏入油侧。处理：1) 联系化学对油箱进行放水。2) 若是轴封汽压力高，适当降低轴封汽压力。3) 对冷油器查漏，若漏，

40、应切换备用冷油器，隔离故障冷油器。4) 对润滑油进行滤油操作。48.6轴承回油温度、金属温度高：原因：1) 冷油器出口油温高。2) 润滑油压低。3) 个别轴承油量不足。4) 轴承磨损。处理：1) 发现任一支持轴承温度突然升高23时，推力轴承金属温度任一点升高5或升高至90时，应查明升高原因，并向班长、值长汇报。2) 如各轴承金属温度普遍升高，应查冷油器出口温度，并调整正常。3) 检查润滑油压、轴承油流是否正常。4) 推力轴承金属温度异常，应倾听机组内部有无异音，并检查负荷、汽温、汽压、真空、轴向位移、振动变化情况，若有异常，应将其调整至正常。5) 当汽轮机任一道支持轴承金属温度（#1瓦、#2瓦

41、、#3瓦、#4瓦）达107，或发电机任一道轴承金属温度（#5瓦、#6瓦）达99，或推力轴承金属温度任一点达到99，或各轴承回油温度达77（推力轴承为75）时，应汇报值长，减负荷，并密切监视。6) 当汽轮机任一道支持轴承金属温度（#1瓦、#2瓦、#3瓦、#4瓦）达113，或发电机任一道轴承金属温度（#5瓦、#6瓦）达107，或推力轴承金属温度任一点到107，或轴承回油温度达82时，应破坏真空紧急停机。EH油系统工作异常：49.1EH油压下降：现象：1) EH油压低声光报警。2) EH油压11.2MPa。3) 备用EH油泵自启动。原因：1) EH油泵故障。2) EH油系统泄漏。3) EH油泵滤网压

42、差大。4) EH油卸载阀或溢流阀故障。5) EH油箱油位低。6) 油动机、伺服阀泄漏。7) 隔膜阀关闭不严密。8) 系统放油门误开。9) EH油高压蓄能器氮压降低。处理：1) 当EH油压低于12MPa时，对EH油系统进行检查。2) 当EH油压低至11.2MPa，备用EH泵应自启动，否则手动启动，并对EH油系统进行检查。3) 若是EH油泵故障，应在备用泵启动后，停用故障泵。4) 检查EH油系统有无泄漏，如有泄漏，在保证油压的前提下，隔离泄漏点，若无法隔离且大量漏泻时，应立即故障停机，停EH油泵。5) 检查EH油泵出口滤网压差，如滤网差压大，应在备用泵启动后，停止运行泵，并联系检修，清洗滤网。6)

43、 就地检查EH油卸载阀，溢流阀动作压力，若动作不对应联系检修人员处理。7) 若是油动机、伺服阀泄漏，应汇报主值、值长，联系检修处理。8) 检查高压蓄能器氮压，必要时充氮。9) EH油压低还要检查隔膜阀，行程指示是否到位，系统放油门是否有误开，如有联系检修处理。10) EH油箱油位低时，应尽快联系检修加油。11) 若EH油压下降备用泵启动后仍无效，油压将至9.31MPa，汽机应自动跳闸，否则应手动打闸停机。油系统着火：原因：1) 油系统泄漏至高温部件。2) 电缆着火或其它火情引起。处理要点：1) 根据着火部位，立即进行灭火，采取隔离措施，防止火势漫延并报告消防队2) 若火势漫延且不能很快扑灭，威

44、肋机组运行时，应立即紧急故障停机并破坏真空。3) 汽机打闸后，火势仍不能扑灭且漫延至主油箱时，应开启主油箱事故放油门，但必须使机组静止前润滑油不中断。4) 汽轮机油系统着火时，为减少外泄润滑油量，禁止启动启动油泵。5) 正确使用消防器材进行灭火，同时应防止烧伤及窒息。防止要点：1) 油系统设计安装应减少法兰连接，油管道应固定可靠，防止振动磨损泄漏。靠近油管道的高温管道设备保温完好，表面温度不大于50并有金属外层保护。2) 加强运行巡检，发现轻微漏泻亦应及时消除并采取措施，防止漏油至高温管道设备引起火灾。3) 油系统事故放油门应有明显标志，其位置应操作方便且又不易被火包围，正常运行应有防止误操作

45、的措施。4) 不允许在未彻底清理的油系统上使用明火。5) 不允许用水扑灭油系统着火。现场消防设施完备、充足，运行人员应熟知一般消防器材的使用方法。汽轮机轴向位移增大：现象：1) 发出“轴向位移大”声光报警。2) DEH、TSI轴向位移指示增大。3) 汽轮机推力瓦温度上升。原因：1) 机组负荷、蒸汽参数或流量骤变。2) 汽轮机发生水冲击。3) 推力瓦磨损。4) 叶片结垢严重或断落。5) 凝汽器真空变化。6) 平衡鼓、汽封片磨损。7) 机组过负荷。8) 汽轮机发生强烈振动使平衡鼓汽封片磨损严重，失去平衡作用。处理：1) 轴向位移大报警，应检查推力瓦温度，回油温度，高、中压缸胀差，振动变化情况；仔细

46、倾听汽轮机内部声音。2) 当轴向位移增大至0.9mm， 机组应降低负荷运行，直至报警消失，查找原因。3) 当轴向位移增大至1mm，汽机应自动脱扣，否则应手动停机。4) 负荷或蒸汽参数骤变，应迅速稳定负荷，联系锅炉调整蒸汽参数。5) 如机组轴向位移上升并伴有不正常的响声、剧烈振动，应按紧急停机处理。6) 汽轮机推力瓦温度任何一点上升到107时，应立即破坏真空紧急停机。停机后盘车或油系统故障：不论何种原因使得汽轮机停机而且转子停止转动，必须立即投入连续盘车，保持油系统良好运行，检查盘车设备及汽轮机内部声音正常，盘车和油系统运行时间不少于48小时，当高压缸第一级金属温度和中压缸持环温度降低到121，可以停止