第八篇第四章汽轮机异常运行及常规事故处理

第四章汽轮机异常运行及常规事故处理

第一节汽机突然脱扣

4.1.1运行中汽机突然脱扣的现象

4.1.1.1机组负荷到零，机声突变。

4.1.1.2 BTG盘“汽机跳闸”声光报警。

4.1.1.3 CRT显示负荷到零，高中压主汽门，调门开度棒形图指示到零。

4.1.1.4 BTG盘及 CRT转速显示低于 3000r／min。

4.1.2 运行中汽机突然脱扣原因

4.1.2.1 EH油在低至9.30MPa。

4.1.2.2轴承润滑油压低至0.040MPa。

4.1.2.3轴向位移增至发电机侧2.28mm，调速器侧0.25mm（记录仪表读数）。

4.1.2.4 凝冷器真空低至0.081MPa。

4.1.2.5 汽机转速升至3300r／min以上。

4.1.2.6高压缸排汽压力大于4.8 MPa。

4.1.2.7高压缸排汽温度大于427℃。

4.1.2.8调节级压力与高压缸排汽压力之比小于1.7，且高压或低压旁路打开。

4.1.2.9锅炉MFT。

4.1.2.10发电机主开关跳闸。

4.1.2.11 DEH电源失去。

4.1.2.12任一轴瓦轴颈处振动达0.254mm（#6轴瓦轴振达0.32mm）。

4.1.2.13 DEH在手动方式且高旁或低旁阀打开。

4.1.2.14 高旁或低旁打开且低压旁路阀故障。

4.1.2.15 高旁或低旁打开且冷再压力变送器故障。

4.1.2.16 人为误操作或保护误动。

4.1.3汽机突然脱扣的处理

4.1.3.l 确认交流润滑油泵应自启动，否则予以手动开启，检查润滑油压正常，若交流润滑油泵故障，直流润滑油泵应自启，否则应手动开启直流润滑油泵。

4.1.3.2确认各级抽汽隔离阀，逆止阀自动关闭，否则应手动关闭；检查高中主汽门及调门关闭。

4.1.3.3 检查各疏水阀自动打开，如凝汽器真空低跳闸，则高压疏水不许排入凝汽器。

4.1.3.4尽快查明跳闸原因，汇报单元长及值长。

4.1.3.5 如果汽机突然脱扣，系保护动作造成，则按事故停机处理，确认停机后的现象及其他各自动装置动作正确。

4.1.3.6自动装置失灵时，运行人员立即转为手动控制。

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4.1.3.7 迅速查阅事故记录，弄清脱扣原因，事故性质、程度，消除事故根源，汇报有关领导以决定是否予以再启动。

4.1.3.8 脱扣后发现事故严重、危及人身安全及设备时，应立即破坏真空，按紧急停机处理。

4.1.3.9 确认机组惰走是否正常，对机组进行安全检查，转速到零后记录惰走时间及大轴偏心度，记录交班。

4.1.3.10 汽机在惰走过程中需及时调整转子冷却水进水压力，维持0.3MPa。

4.1.3.11 脱扣后确认机组无异常现象时，应立即做好再启动的一切准备。

4.1.3.12 转速至零后盘车应自动投入运行，否则手动投入。

第二节机组负荷晃动

4.2.1机组负荷晃动现象

4.2.1.1BTG盘表计及CRT显示负荷有较大幅度变化。

4.2.1.2机组声音不正常，轴承部位振动平衡被破坏，CRT显示数值有明显变化。

4.2.1.3负荷晃动时间较长时，各差胀值，轴向位移，推力轴承回油温度值也有变化。

4.2.1.4机组参数不稳，调门开度变化频繁。

4.2.2 机组负荷晃动原因

4.2.2.1电网发生振荡或发电机失步。

4.2.2.2 DEH装置故障。

4.2.2.3 EH油压异常波动范围大。

4.2.2.4 CCS装置故障或调节特性不好。

4.2.2.5 一次调频回路投入，电网频率变化较大。

4.2.3 运行中负荷晃动处理

4.2.3.1根据现象及CRT、BTG盘各指示报警、查明原因。

4.2.3.2若电网频率变化，引起机组负荷骤变，应使机组不超过最大保证负荷，应将汽机控制方式切至“OA”方式，同时切除一次调频，汇报值长。

4.2.3.3 如果发生电网振荡或发电机失步，则按电气有关规定处理。

4.2.3.4 DEH装置如果工作不正常，引起负荷骤变，将汽机控制方式切为“一级手动”方式，汇报有关领导，联系热工人员，仍无法维持正常运行作故障停机处理。

4.2.3.5 如果 EH油压引起负荷晃动，则应立即启动备用 EH油泵，停止运行的 EH油泵，检查EH 油压是否正常，联系检修人员处理，若不能立即消除EH油压异常波动，又不能维持机组正常运行，应减负荷停机。

4.2.3.6注意控制汽包水位正常。

4.2.3.7 注意检查除氧器压力、水位，凝汽器水位，轴封系统，各加热器运行情况正常。

4.2.3.8 检查各径向轴承、推力轴承金属温度、回油温度、轴向位移、差胀，振动正常。

4.2.3.9 若负荷晃动确系CCS装置故障应切至OA方式，联系热工人员处理。

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第三节真空下降

4.3.1真空下降的现象

4.3.1.1BTG盘真空记录仪，CRT显示及就地表计指示凝汽器真空值下降。

4.3.1.2 CRT显示汽机低压缸排汽温度上升。

4.3.1.3 BTG盘“凝汽器真空低”声光报警。

4.3.2 真空下降的原因

4.3.2.1 循环水泵故障，循环水压力低，水量减少，或循环水中断。

4.3.2.2凝冷器热水井水位高。

4.3.2.3大小机轴封系统工作不正常。

4.3.2.4 真空泵故障或真空泵气水分离器的水位过高或过低，进气蝶阀动作不正常。

4.3.2.5 真空系统管道及设备损坏或泄漏。

4.3.2.6负压系统泄漏。

4.3.2.7 发生引起凝汽的真空下降的误操作，真空破坏门误动。

4.3.3真空异常下降时的处理

4.3.3.1 发现真空下降时，应迅速核对其各表计指示，在真空下降的同时，排汽温度也相应上升，才可确认汽机真空真正下降。

4.3.3.2真空异常下降时，运行人员应迅速查明原因，检查备用真空泵在备用时能自启动，否则手动开启。

4.3.3.3真空异常降至0.088MPa机组可带额定负荷，如继续降低，应按真空每降0.00lMPa减负荷

4.3.3.4 凝汽器真空降至0.081 MPa汽机应自动脱扣，ETS盘“ LV”灯亮，跳闸通道AS#2灯亮，“真空低”报警信号发出，按故障停机条例进行停机。

4.3.3.5在真空下降过程中，密切注视低压缸排汽温度，当低压缸排汽温度达80℃时，自动打开排汽缸喷水阀。如果排汽缸温度达121℃并不能很快降下来（15分钟），则应紧急停机并排除故障。如超过 121℃应立即紧急停机并排除故障。

4.3.3.6因真空系统管道或设备损坏而造成真空下降时，除按正常处理外，应立即隔绝故障部分系统的设备，隔绝无效，但能维持汽机一定真空时，应汇报领导后处理，真空不能维持时则减负荷停机。

4.3.3.7 检查循环水泵运行正常，备用泵出口门在关闭状态，系统压力正常，循环水量不少。凝汽器水室进出水门在正常位置。

4.3.3.8 检查轴封系统

(1)轴封母管压力是否正常，若压力低，检查轴封三路汽源和溢流阀门是否正常及时调整轴封汽352

压力值至正常。

(2)检查轴加风机运行是否正常，检查开启轴加U型水封注水阀，轴如水位是否高，如有异常，则应及时恢复。

4.3.3.9 检查真空泵运行状况及蝶阀状态是否正常，如不正常则应立即处理。若不能处理，则立即联系检修处理，同时做好事故停机准备。

4.3.3.10 检查小汽机负压系统是否泄漏，若凝汽器真空不能维持在范围，应立即启动电动给水泵，脱扣泄漏的小机，并关闭其排汽蝶阀。

4.3.3.11检查真空破坏阀是否关严密，真空破坏阀水封是否正常。

第四节汽轮发电机组振动大

4.4.1 运行机组振动增大的现象

4.4.1.1 TSI盘振动显示值增大并报警。

4.4.1.2 DEH—ⅢA CRT振动值棒型图显示增大并报警。

4.4.1.3 现场测振值升高并有明显振动增加。

4.4.2 振动增大的因素（运行中）

4.4.2.1机组升速中发生油膜振荡。

4.4.2.2汽机启动过程中，暖机不良引起振动。

4.4.2.3启动和运行中轴弯曲或差胀超过规定值。

4.4.2.4 轴向推力异常变化，动静间隙的消失而引起动、静摩擦。

4.4.2.5 断叶片或汽机内部部件损坏脱落。

4.4.2.6汽机发生水冲击。

4.4.2.7润滑油压变化大，过高或过低，使轴承油膜破坏或供油中断。

4.4.2.8 润滑油温变化大，过高或过低，使轴承油膜破坏。

4.4.2.9真空过高或较低，引起末级叶片振动。

4.4.2.10 发电机定子电流不平衡。

4.4.2.11 发电机冷却装置流量不均或介质参数超限引起电机本体结构变化。

4.4.3机组振动大处理

4.4.3.1 在启动过程中，可进行如下处理：

(1)当机组转速在 600r／min以下偏心度大于0.0762mm时，应降速到零，进行盘车直到偏心度低于0.0762mm时，方可启动。

(2)禁止将汽机转速停留在临界转速范围之内。

(3)机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm应立即打闸停机.

(4)机组启动过程中,通过临界转速时,轴承振动超过0.1mm或轴振动超过0.26mm立即打闸停机,严禁强行通过临界转速或降速暖机.

4.4.3.2 在负荷控制过程中，当振动达到报警值时，停止升负荷，保持15分钟，进行观察，若振动无下降，则降低负荷 10％，再保持15分钟若仍无下降，则继续下降 10％负荷保持 15分钟，直

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至振动下降并稳定在报警值之下时，方可恢复到所需带的负荷。在降负荷过程中如负荷降至120MW 以下时根据情况考虑是否启动电动给水泵，若负荷必须降到 5％以下时，将汽机脱扣，此过程中，一旦振动大于0.254mm汽机跳闸，按紧急停机处理。

4.4.3.3 机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或轴振动不超过0.08mm,超过时应设法消除,当轴振动超过0.26mm且保护未动时立即打闸停机,当轴承振动变化±0.015mm或轴振动变化±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.汽机在运行中因某种原因可能发生动、静叶片断落，振动异常增大，并能听到汽机内部有金属碰撞声，此时应立即脱扣汽机，并破坏真空，不论振动有何变化，发现汽机内部有金属碰击或摩擦声，应立即脱扣破坏真空停机，并不准再启动。运行中发现轴封有明显摩擦声，甚至冒火花时，也应立即脱扣破坏真空停机。

4.4.3.4 检查轴承金属温度及油温，油压是否正常，推力轴承回油温及瓦温是否正常。不正常则应查明原因进行处理。

4.4.3.5检查汽机上、下缸温差，若温差＞42℃应保持负荷，检查原因，予以消除，若温差＞56℃时则应立即破坏真空，紧急停机。

4.4.3.6 检查各差胀，轴向位移是否正常，如有异常需查明原因。

4.4.3.7若发现由于发电机定子电流不平衡引起的振动，应降低机组负荷，查明发电机转子，静子电流不平衡的原因，予以消除。

4.4.3.8 检查发电机冷却水装置流量分布应均匀，发电机线圈各点温度应正常，若有异常升高，应查明原因予以消除。

4.4.4防止汽轮机大轴弯曲的安全技术措施：

4.4.4.1汽轮机每次冲转前及停机后均应测量转子偏心度及盘车电流应正常。冲转前发生转子弹性热弯曲应适当加长盘车时间，升速中发现弹性热弯曲应加强暖机时间，热弯曲严重时或暖机无效应停机处理；

4.4.4.2汽轮机盘车状态应采取有效的隔离措施，防止汽缸进水和冷汽；

4.4.4.3汽轮机上下缸温差或转子偏心度超限时禁止汽轮机冲转；

4.4.4.4汽轮机启动时应充分疏水并监视振动、胀差、膨胀、轴向位移、汽缸滑销系统等正常，避免动静碰磨，引起大轴弯曲；

4.4.4.5汽轮机升速在80%-85%高中压转子一阶段转速时，应检查确认轴系振动正常；如果发现异常振动，应打闸停机直至盘车状态。

第五节汽轮机严重超速

4.5.1汽轮机转速超过3360r/min 还继续上升时如果不能迅速制止，即将发生重大恶性事故，严重超速时一般特征如下:

4.5.1.1汽轮机发出不正常的声音。

4.5.1.2汽轮机转速超过3360r/min并继续上升。

4.5.1.3 一般情况下机组负荷突然到零。

4.5.1.4 机组振动增大。

4.5.1.5 ?103%、110%超速保护和危急保安器不动作或者虽然已动作但主汽门、调速汽门、抽汽逆354

止门卡涩未关严。

4.5.2 发现汽轮机转速超过3360r/min，而110%超速保护和危急保安器未动作应:

4.5.2.1 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。

4.5.2.2 ?检查并确认汽机TV、GV、IV、RV及各级抽汽逆止门、电动阀均关闭严密，若未关严应设法关严。

4.5.2.3锅炉立即泄压。

4.5.2.4 停止真空泵运行，开启真空破坏门。

4.5.2.5汽机转速下降时启动交流润滑油泵，检查油压正常。

4.5.2.6联系热工强制关闭主、再热蒸汽管道上的疏水阀。

4.5.2.7仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。

4.5.2.8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。

4.5.2.9 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。

4.5.3汽轮机超速的预防措施

4.5.3.1在额定汽参数下，主汽门全开，调节系统应维持空转，甩负荷后能将机组转速控制在电超速或危急保安器动作转速以下。

4.5.3.2各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行。4.5.3.3机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，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。

4.5.3.4透平油及抗燃油的油质应合格。在油质及清洁不合格的情况下，严禁机组起动。机组运行时应定期进行油质化验分析。

4.5.3.5机组大修后必须进行汽轮机调节系统的静态试验或仿真试验。确认调节系统正常。保证速度变动率和迟缓率符合要求。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁起动。

4.5.3.6正常停机时，在打闸前，应先检查有功功率表是否到零，再将发电机与系统解列，严禁带负荷解列。

4.5.3.7在任何情况下决不可强行挂闸。

4.5.3.8每周进行一次高中压主汽门、调速汽门活动试验，每月进行一次抽汽逆止阀活动试验。发现异常应及时汇报处理。

4.5.3.9机组的抽汽逆止阀应严密、联锁动作可靠。对生活用汽，水暖用汽应设置逆止阀，以防止抽汽倒流引起超速。停机前必须检查确实已关闭机组的生活用汽、水暖用汽隔离阀。

4.5.3.10 汽轮机机组调节系统经重大改造后必须进行甩负荷试验。并保证甩负荷后转速飞升不超过规定值。为保证试验安全，试验前必须进行调节系统静态试验，超速试验，汽门严密性试验，油动机关闭时间试验等。

4.5.3.11坚持按要求进行危急保安器试验，主汽门、调速汽门严密性试验，汽门关闭时间测试，抽汽逆止阀关闭时间测试。

4.5.3.12 机组转速超过3360r/min时，应立即打闸停机。

4.5.3.13进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。

4.5.3.14加强蒸汽品质监督，防止阀杆结垢。

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第六节水冲击（汽轮机过水）

4.6.1水冲击的主要现象（下列现象不一定同时出现）

4.6.1.1主、再热蒸汽温度和汽缸金属温度10分钟内急剧下降50℃，汽缸上、下缸温差≥41.8℃，高压内缸上下缸温差超过35℃,DEH、DCS报警。

4.6.1.2 TSI和DEH的CRT上显示汽机轴向位移、胀差、振动指示增大，TSI盘报警。

4.6.1.3推力轴承回油温度和金属温度升高。

4.6.1.4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。

4.6.1.5主、再热蒸汽管道，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。

4.6.1.6 汽轮发电机组声音有明显变化。

4.6.1.7机组发生强烈振动。

4.6.2水冲击的原因

4.6.2.1 汽包满水。

4.6.2.2 锅炉调整不当。

4.6.2.3 过热器或再热器减温水失控。

4.6.2.4加热器满水且保护失灵或逆止阀关闭不严密。

4.6.2.5机组负荷突增，造成锅炉汽水共腾。

4.6.2.6 高、中压缸疏水不良。

4.6.2.7高缸旁路减温水内漏。

4.6.3 处理

4.6.3.1机组发生水冲击，按破坏真空紧急停机处理。

4.6.3.2注意汽机本体及有关蒸汽管道疏水阀自动开启。

4.6.3.3注意监视轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动等参数。

4.6.3.4仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。

4.6.3.5 ?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阀；解列故障的加热器。

4.6.3.6记录转子惰走时间，仔细倾听汽轮机内部声音，汽机转速到零后，立即投入连续盘车。

4.6.3.7 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。

4.6.3.8机组发生水冲击紧急停机后，24小时内严禁启动；再次启动时汽缸上、下缸温差＜41.8℃，转子偏心度应＜0.076mm。

4.6.3.9汽机符合热态启动条件后，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。

4.6.3.10 ?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。

4.6.3.11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。

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4.6.4防止发生水冲击措施

4.6.4.1当主、再热蒸汽压力和温度不稳定时，要特别注意监视汽温。

4.6.4.2汽轮机启动前应注意汽机防进水保护正常。

4.6.4.3各加热器高水位保护要求动作可靠，保护失灵时禁止投入运行。

4.6.4.4各加热器投入前应先进行试漏，管子漏水的加热器不能投入运行。

4.6.4.6运行中要加强对各加热器水位的监视，发现水位不正常应寻找原因，确证管子漏水时应停止运行，联系检修。

4.6.4.6 当机组甩负荷时要特别注意监视汽温变化。

第七节运行中叶片损坏或断落

4.7.1 汽轮机叶片损坏的一般现象

4.7.1.1汽轮机内部有明显的金属声音。

4.7.1.2机组振动突然增大。

4.7.1.3 断叶片时，汽轮机内往往发出很响的敲击声。

4.7.1.4汽轮机某级或某几级抽汽压力明显增大。

4.7.1.5当低压转子断叶片时，落入凝汽器有可能打破凝汽器铜管，凝汽器水位升高，凝结水硬度增大，导电度增大。

4.7.2汽轮机断叶片的处理

4.7.2.1运行中叶片损坏或断落，不一定同时出现上述象征，当发生下列现象之一时应紧急停机：

(1)汽轮机内部发出明显的金属声。

(2)机组发生强烈振动。

4.7.2.2汽轮机运行中，如发现某级或某几级抽汽压力明显增大，应立即进行综合分析，若伴随同工况下负荷下降，轴向位移增大，推力瓦温度明显增加，或振动明显增加时，应逐级汇报，申请停机检查。

4.7.2.3 当叶片断落打破凝汽器铜管时，凝汽器水位明显上升，在紧急停机过程中，就必须停止循环水泵运行，严禁凝汽器满水至汽轮机造成大轴弯曲。

4.7.3 防止叶片损坏应采取如下措施：

4.7.3.1 电网应保持正常频率运行，避免频率偏高偏低引起某几级叶片进入共振区。

4.7.3.2 运行中保持蒸汽参数和各监视段压力、真空等在在正常范围内，超过极限值应限负荷运行。

4.7.3.3 加强汽、水的化学监督。

4.7.3.4 运行中加强对振动的监视，防止汽机因进冷水冷汽或其他原因导致受热不均变形、动静间

隙减小引起局部碰磨。

4.7.3.5 机组大修中应对通流部分损伤情况进行全面细致地检查，做好叶片、围带、拉筋的损伤记录，做好叶片的调频工作。

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第八节汽水管道故障

4.8.1汽水管道故障处理过程中的隔离原则

4.8.1.1尽可能不使工作人员和设备遭受损害

4.8.1.2尽可能不停用运行设备

4.8.1.3先关闭来汽、来水阀门，后关闭送汽、送水阀门

4.8.1.4先关闭离故障点近的阀门，如无法接近隔离点，再扩大隔离范围。待可以接近隔离点时，应迅速缩小隔离范围。

4.8.2蒸汽管道故障的处理方法

4.8.2.1蒸汽管道或法兰、阀门破裂，机组无法维持运行应按故障停机处理，同时还应：

(1)尽快隔离故障点,放疏水泄压,并开启汽轮机厂房内的窗户放出蒸汽,检查房顶抽风机开启运行。切勿乱跑，防止被汽流吹伤。

(2)采取必要的防火及防止电气设备受潮的临时措施。

4.8.2.2蒸汽管道水冲击

当机组在运行时，开启有关疏水阀并查明原因，如已发展到汽轮机水冲击，应按“水冲击”一节规定处理；当机组处于停用状态时，将蒸汽管道隔离、泄压，重新暖管。

4.8.2.3抽汽管道水冲击

停用水冲击的抽汽管道及设备，开启有关疏水阀并查明原因，如已发展到汽轮机水冲击，应按“水冲击”一节规定处理。

4.8.2.4蒸汽管道振动大

检查蒸汽管道的疏水和支吊架情况；两侧蒸汽流量是否偏差，及时处理。如振动危及到蒸汽管道和设备时，应汇报值长降低机组负荷，必要时隔离振动大的蒸汽管道。

4.8.3水管道故障的处理方法

4.8.3.1给水管道破裂

迅速隔离故障点；如故障点无法隔离且机组无法维持正常运行时，应按故障停机处理。

4.8.3.2凝结水管道破裂

设法制止或减少凝结水的泄漏或隔离故障点，维持机组运行；如故障点无法隔离且影响机组正常运行时，应申请停机。

4.8.3.3循环水管道破裂

设法制止或减少循环水的泄漏，并注意泄漏是否发展及循环水母管压力、真空、油温、风温的

变化。

4.8.4 防止压力容器爆破事故预防措施：

4.8.4.l 操作人员应明确异常工况的紧急处理方法，确保在任何工况下压力容器不超压、超温运行。

4.8.4.2 各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。

4.8.4.3 运行中的压力容器及其安全附件(如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等)应处于正常工作状态。设有自动调整和保护装置的压力容器，其保护装置的退出应经总工程师批准，保护装置退出后，实行远控操作并加强监视，且应限期恢复。

4.8.4.4 除氧器的运行操作应符合要求，严禁高压汽源直接进入除氧器。

4.8.4.5 压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。

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4.8.4.6 压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期进行强检。

4.8.4.7 结合压力容器定期检验或检修，每两个检验周期至少进行一次耐压试验。

4.8.4.8 检查进入除氧器、扩容器的高压汽源，采取措施消除除氧器、扩容器超压的可能。推广滑压运行，逐步取消二段抽汽进人除氧器。

4.8.4.9 单元制的给水系统，除氧器上应配备不少于两只全启式安全门，并完善除氧器的自动调压和报警装置。

4.8.4.10 除氧器和其他压力容器安全阀的总排放能力，应能满足其在最大进汽工况下不超压。

第九节轴承温度高

4.9.1轴承温度升高现象

4.9.1.1 DEH显示数值升高。

4.9.1.2 DAS显示数值升高。

4.9.1.3 现场检查确认轴承温度高。

4.9.2 轴承温度升高的原因

4.9.2.1 冷油器冷却水中断或冷却水门节流过大使冷却水量不足，油温异常升高。

4.9.2.2 冷油器铜管脏，换热量不足，油温升高。

4.9.2.3 冷油器出口滤网脏，压差大，润滑油压力低，油流不足，使油温升高。

4.9.2.4 投运冷却器时，油水侧放空气不足，冷油器内部形成气阻，影响热交换效果，使油温升高。

4.9.2.5 轴承进出油管路堵塞，轴承内少油或回油不畅引起轴承温度高。

4.9.2.6 轴封汽自动减温失灵，轴封汽温度高，且轴封漏汽大。

4.9.2.7 轴承剧烈振动，破坏油膜，影响冷却效果。

4.9.2.8 轴承本身有缺陷，油膜建立不好。

4.9.2.9 油质不合格。

4.9.2.10 测量器件失灵。

4.9.3 轴承温度升高的处理

4.9.3.1 检查冷油器出口油温是否高，若油温高，则查冷油器冷却水进出水门是否节流过多，滤网进出口压差是否超限，根据冷油器油、水温升值、端差值分析冷油器是否脏。调节油温至正常值。

4.9.3.2 用听针细听轴承内部声音是否异常。

4.9.3.3 测量轴承振动是否异常。

4.9.3.4 若轴封压力高，温度高，轴封漏汽大，检查轴封汽源低压节流孔板是否损坏，减温自动调节是否失灵。

4.9.3.5 任何一个轴承温度升高达107℃、回油温度达77℃，经处理无效，继续升高达113℃或回

油温度达82℃时，应按故障停机处理。

4.9.4汽轮机轴瓦损坏、断油烧瓦事故的预防措施

4.9.4.1机组正常运行时，每月25日若无特殊原因应进行BOP、EOP、SOP油泵自启动试验，BFPT 交、直流油泵自启动试验，并将试验结果记录在《定期试验及切换》记录本上，如果存在缺陷应立即联系相关分场消缺。

359

4.9.4.2油系统进行切换操作(如冷油器、辅助油泵、油滤网等)时，应在副值及以上岗位人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，并且就地与集控室之间必须保证实时通讯畅通，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。

4.9.4.3机组启动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准，应按规程规定的要求故障停机。汽轮机＃1－4轴瓦温度大于112℃，＃5－10轴瓦温度大于107℃，推力瓦温度大于107℃，故障停机，任一轴承回油温度急剧升高到75℃，紧急停机；

（汽轮机冲转后当转速达200r/min 4.9.4.4在机组启停过程中应按制造厂规定的转速起停顶轴油泵。

时停运顶轴油泵；汽轮机停运后转速低至200r/min时，开启顶轴油泵运行，并就地检查各轴承顶轴油压正常。）

4.9.4.5在运行中发生了可能引起轴瓦损坏(如水冲击、瞬间断油、运行中不正常振动等)的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动。

4.9.4.6 油位计、油压表、油温表及相关信号装置，运行中必须确认指示正确，发现指示不准或表计损坏应尽快联系消缺。

4.9.4.7机组启动前应联系化学对油质及清洁度进行化验，在超标的情况下，严禁机组启动。

4.9.4.8轴承振动监测保护装置应能正确投运，正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，运行中注意监视变化趋势。机组在运行中若存在振动（轴振、瓦振）不合格的情况应及早汇报值长和分场，争取早日停机消缺。

4.9.4.9 机组启动前应进行油系统连锁试验（要求实做），以保证润滑油压低时能正确、可靠地联动交直流润滑油泵。

4.9.4.10严格执行运行操作规程，严防轴瓦断油。发生下列情况应紧急停机：

a、任一轴承断油、冒烟或回油温度急剧升高到75℃

b、轴承进油压力降至0.035MPa以下，回油温度升高，起动辅助油泵仍无效。

4.9.4.11为保证汽轮机轴承正常运行，在汽轮机转速升至2500rpm以前，轴承入口温度一般应达到

35℃以上，运行中油温应在38~45℃范围内，轴承润滑油温升应在15℃以内。

4.9.4.12若热工保护装置（系统、包括一次检测设备）故障，在不影响运行的情况下强制时，必须

经总工程师批准方能生效。汽轮机超速、轴向位移、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出。

第十节轴向位移增大

4.10.1 轴向位移增大的现象

4.10.1.1 DEH显示报警。

4.10.1.2 TSI报警盘报警。

4.10.1.3 BTG盘“轴向位移大”声光报警。

4.10.1.4 现场推力轴承工作面、非工作面回油温度高。

4.10.2 轴向位移增大的原因

4.10.2.1 机组负荷晃动大，流量变化大。

4.10.2.2 机组参数不稳且超出限额。

4.10.2.3 汽机发生水冲击。

4.10.2.4 推力瓦磨损。

4.10.2.5 蒸汽品质不良，叶片结垢，严重脱落。

4.10.2.6 汽机过负荷。

360

4.10.2.7 凝汽器真空变化大。

4.10.2.8 汽机发生强烈振动，使平衡鼓汽封片磨损严重，失去平衡作用。

4.10.3 轴向位移增大的处理

4.10.3.1 运行中发现推力轴承温度异常升高，运行人员应核对：

(1)CRT记录表及现场推力轴承金属温度及回油温度是否全部升高。

(2)细听推力轴承内部及汽机内部是否有磨擦声。

(3)汽机是否振动。

(4)汽机负荷变化是否与正常推力变化相适应。

(5)油系统参数是否正常。

4.10.3.2 负荷与蒸汽流量骤变，应迅速稳定负荷，调整蒸汽参数至正常值。

4.10.3.3 汇报值长，请求减负荷，使轴向位移恢复正常。

4.10.3.4 轴向推力异常增大时，禁止正常负荷调节。

4.10.3.5 如机组轴向位移上升，并伴有不正常响声，剧烈振动，应按紧急停机处理。

4.10.3.6 推力轴承任一侧回油温度大于77℃，推力轴承金属温度达98.9℃时，立即脱扣汽机并破坏真空。

4.10.3.7 当调速器侧轴向位移达0.25mm，发电机侧轴向位移达2.28mm，汽机自动脱扣，否则，手动脱扣汽机。

第十一节EH油系统故障

4.11.1 EH油系统的主要故障有：

4.11.1.1 EH油压下降。

4.11.1.2 EH油箱油位下降。

4.11.2 EH油压下降时的现象

4.11.2.1 BTG盘“EH油压低”声光报警。

4.11.2.2 CRT上DAS显示EH油压数值低，EH油箱上就地油压指示低。

4.11.3 EH油压下降的原因

4.11.3.1 EH油泵故障。

4.11.3.2 EH油系统泄漏。

4.11.3.3 EH油系统卸荷阀或溢流阀故障。

4.11.3.4 EH油泵出口滤网差压大。

4.11.3.5 EH油箱油位过低。

4.11.4 EH油箱油位下降的现象有

4.11.4.1 BTG盘“EH油箱油位低”声光报警。

4.11.4.2 EH油箱油位指示下降。

4.11.5 EH油压下降与油箱油位降低的处理

4.11.

5.1 当油箱油位由于油系统泄漏而异常下降到最低油位时，并经补油仍不见效，则立即将汽

361

机脱扣，故障停机。

4.11.

5.2 EH油压降至9.31MPa，汽机自动脱扣，否则手动停机。

4.11.

5.3 检查EH油泵承载与卸载时间比＞5:15（正常为5:12），确认为油系统泄漏，在保持EH 油压前提下，隔离泄漏点，汇报单元长、值长联系检修。

4.11.

5.4 确认EH系统油压在11.4MPa时，备用泵应自启动，否则手动开启或就地开启，检查油压值。

4.11.

5.5 就地检查EH油卸荷阀、溢流阀动作情况，若动作频繁，汇报单元长、值长联系检修。

4.11.

5.6 若系统无泄漏降压，卸荷阀、溢流阀动作可靠，则汇报单元长、值长联系检修，检查EH 油泵出口滤网是否脏。

4.11.

5.7 检查EH油泵出口压力，若出口压力低，汇报单元长、值长联系检修，应启动备用EH油泵，停止运行泵。

第十二节润滑油系统故障

4.12.1润滑油系统故障

4.12.1.1 润滑油压力下降。

4.12.1.2 润滑油油箱油位降低。

4.12.2 润滑油压力下降的现象

4.12.2.1 BTG盘“汽机轴承润滑油压力低”声光报警。

4.12.2.2 CRT显示润滑油压低，轴承金属温度及回油温度略有上升。

4.12.2.3 就地润滑油压力表指示下降。

4.12.3 润滑油压力下降的原因

4.12.3.1 系统压力油管泄漏。

4.12.3.2 冷油器泄漏严重。

4.12.3.3 主油箱油位低。

4.12.3.4 主油泵注油器工作不正常。

4.12.3.5 BOP、EOP出口逆止阀不严。

4.12.3.6 过压阀定值过小。

4.12.3.7 冷油器出口滤网差压大。

4.12.4 润滑油压下降，油箱油位降低时的处理

4.12.4.1 润滑油压下降时，应迅速查明原因。

4.12.4.2 当油压降到0.0765MPa时BOP和SOP应自启动，当油压下降到0.0732MPa时，EOP应自启动，否则手动启动BOP、SOP。

4.12.4.3 润滑油压下降时，运行人员应立即检查轴承金属温度、回油温度，发现回油温度及轴承金属温度异常升高达极限时，应立即脱扣并破坏真空停机。

4.12.4.4 检查主油泵进、出口压力，若是主油泵工作失灵，应立即开启BOP、SOP维持汽轮机运行，汇报单元长、值长联系检修。

362

4.12.4.5 对冷油器进行查漏，若是冷油器泄漏，应迅速切换至备用冷油器，并隔绝故障冷油器。

4.12.4.6 检查冷油器出口滤网进出口差压是否高，若差压＞0.06MPa应切换另一组滤网运行，隔绝进出口差压大滤网，联系检修人员清洗滤网。

4.12.4.7 检查确认BOP、EOP出口逆止阀不严，应开启BOP或EOP维持油压，联系检修，运行中无法消缺，汇报单元长、值长联系在适当时候停机检修。

4.12.4.8 润滑油系统有破裂点大量泄漏，应立即查出故障点，油位下降至极限值，油压低至0.04MPa时汽机应自动脱扣，否则手动停机，按紧急停机处理。

4.12.4.9 在启动过程中，因BOP故障而造成润滑油压下降时，立即启动事故油泵EOP，脱扣汽机，

待消除后可再启动。

4.12.5 汽机油系统故障及火灾预防措施：

4.12.

5.1 油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门。

4.12.

5.2 油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫(含耐油橡皮垫)和石棉纸垫。

4.12.

5.3 油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，必须明火作业时要采取有效措施，附近的热力管道或其他热体的保温坚固完整，并包好铁皮。

4.12.

5.4 禁止在油管道上进行焊接工作。在拆下的油管上进时焊接时，必须事先将管子冲洗干净。

4.12.

5.5 油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保持严密不漏油，如有漏油应及时消除，严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀保温层。

4.12.

5.6 油管道法兰、阀门的周围及下方，如敷设有热力管道或其他热体，这些热体保温必须齐全，保温外面应包铁皮。

4.12.

5.7 检修时如发现保温材料内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料。

4.12.

5.8 事故排油阀应设两个钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方，并有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志

牌。

4.12.

5.9 油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。

4.12.

5.l0 机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。

第十三节停机后盘车或油循环故障

4.13.1 汽机停机后，必须立即投入连续盘车，保持油循环良好，盘车和油循环时间最少为48小时，或当高压缸第一级持环金属温度降到150℃可以停止连续盘车。

4.13.2 当盘车和油循环不能正常运行时，可按下述原则处理：

4.13.2.1 当盘车因故不能运行时，必须保持油循环继续运行，直至高压缸第一级持环金属温度稳定并低于150℃。

4.13.2.2 不论何种事故，造成大轴弯曲不动时，不允许强行盘车，可在间隔一小时后试盘一次，如转子能转动，则可从原来咬死位置盘动90°（只能是90°），然后停止盘车，在转子停止总时间的一半内维持不动，然后再盘动90°（只能是90°）再停止盘车，并在同样的时间内再维持不动，然后试盘360°，如果情况允许，可投入连续盘车，如果轴弯曲指示仍超过最大值，可每隔15分钟转180°，观察轴弯曲指示，直到能投入连续盘车为止。

363

4.13.2.3 油循环因火灾或故障不能运行时，禁止盘车，在重新投入盘车时应先进行油循环，直到全部轴承温度小于107℃或回油温度小于77℃以下时，才允许按规定投入盘车。

4.13.2.4 因盘车电动机故障，则应设法每隔15分钟盘车180°，记录盘车时间和次数，直到盘车投入运行，按连续盘车时应根据定盘次数分析转子弯曲情况。

第十四节火灾

4.14.1 失火处理原则

4.14.1.1 发现火情时运行人员应立即通知消防队并汇报单元长、值长。

4.14.1.2 根据不同情况，按《电业安全工作规程》有关规定，分别使用泡沫灭火器、干式灭火器、干砂、水或沾湿的雨布等进行灭火，并采取一切办法，保证设备和人身的安全。

4.14.1.3 如失火地点有电缆或电源时，必须先切断电源。

4.14.1.4 要注意控制火势蔓延，必要时应将设备四周覆以沾湿的雨布，但注意不要被转动设备绞住，当火势威胁到设备安全运行时，取得值长同意后进行停机。

4.14.1.5 发生火情时，运行人员应一面采取办法处理，一面还要加强对运行机组的监视。

第十五节低周波运行

4.1

5.1 低周波运行现象

4.1

5.1.1 BTG盘周波表指示下降。

4.1

5.1.2 DEH显示转速下降，功率指示增加。

4.1

5.1.3 机组声音不正常。

4.1

5.1.4 低压缸振动可能上升。

4.1

5.2 低周波原因及运行处理

4.1

5.2.1 低周波是系统所为。

4.1

5.2.2 发现周波不正常应汇报值长。

4.1

5.2.3 周波下降时，应对发电机有功、定转子电压、电流加强监视，不允许负荷超过机组的高限。

4.1

5.2.4 监视主油泵进出口压力、润滑油压、隔膜阀顶部油压，发现油压下降至定值应启动BOP、SOP维持机组运行。

4.1

5.2.5 周波下降时，应注意各辅机运行情况的监视，如出力下降较大应启动备用辅机运行。4.15.2.6 监视发电机定、转子进水压力流量、温度和风温。

4.1

5.2.7 注意检查汽温、汽压、真空、轴向位移、推力瓦温度、振动情况

第十六节循环水中断

364

4.16.1循环水中断的现象

4.16.1.1循环母管压力指示急剧下降到零。

4.16.1.2凝汽器真空急剧下降。

4.16.1.3运行的循泵跳闸信号发出，电流到零。

4.16.2循环水中断的主要原因

4.16.2.1 厂用电中断，造成循泵失电。

4.16.2.2二台循泵运行，一台突然跳闸或失电，出口蝶阀未连动关闭，且第三台备用泵不能自启动，或循环水管道严重破裂，处理不及时，造成循环水短路或断路，循环水量剧减。

4.16.2.3循泵马达电气保护动作，循泵跳闸。

4.16.2.4循泵进口旋转滤网严重堵塞，造成循泵气化不上水。

4.16.3 循环水中断的危害

4.16.3.1循环水中断使凝结器真空迅速下降，排汽温度急剧上升，导致凝汽器铜管超温，铜管与管板胀差过大，凝汽器泄漏，汽机末级叶片过热，大气隔膜冲破。

4.16.3.2机组及辅助设备因失去冷却水，造成油温、水温升高，处理不及时，造成严重损坏。4.16.4循环水中断的处理

4.16.4.1汽机立即打闸停机，联动锅炉“MFT”，发电机逆功率保护动作，与电网解列，注意BOP 或EOP应自启动，检查润滑油压正常，否则手动开启BOP或EOP。

4.16.4.2关闭凝汽器循环水进、出水阀，停止真空泵运行，打开真空破坏阀。

4.16.4.3注意开式泵、空冷泵应跳闸，否则手动停止。严密监视闭式水温度的变化，尽快将空压机冷却水切换为邻机供给，注意监视电泵的机械密封水温及电机线圈温度，若不能维持运行，应停止电泵及炉水循环泵运行，若闭式水温度过高，应开启停机保护泵维持炉循泵的冷却用水。

4.16.4.4迅速强制关闭主汽管，小机高压进汽管和冷、热再热汽管疏水阀，减少进入凝汽器热量。

4.16.4.5 严禁锅炉向凝汽器排汽水。

4.16.4.6监视润滑油温及各轴瓦温度不得超限。若润滑油温居高不下且有继续上升趋势，可采用以下办法：

汇报单元长、值长联系运行和循泵值班员，增开邻机备用循泵，打开循泵小联络门向系统充水，开起开式泵，调节冷油器冷却水，控制油温。注意冷却器水侧放空气，凝汽器循环水进出水门一定要关闭。（循环水管边破裂引起事故除外）

4.16.4.7迅速查清循环水中断的原因。

4.16.4.8 强制打开低缸喷水减温。

4.16.4.9尽快消除循环水中断原因。当低压缸排汽温度＜50℃，恢复凝汽器循环水，应注意对凝结水硬度的监视。

4.16.4.10只要有电气故障信号，严禁抢合循泵。

4.16.4.11 循环水中断时，停机的其余操作按正常停机进行。

第十七节发电机水冷系统故障

365

4.17.1发电机水系统故障现象

4.17.1.1BTG盘声光报警

4.17.1.2 CRT报警

4.17.1.3 CRT显示水冷系统压力、流量、液位及水泵运行异常。

4.17.1.4就地确认水冷系统运行状态异常。

4.17.2发电机水冷系统故障原因

4.17.2.1静、转子水冷泵运行异常。

4.17.2.2水冷系统滤网及冷却器脏污。

4.17.2.3 自动补水装置失灵。

4.17.2.4水冷系统管道破裂严重。

4.17.3 发电机水冷系统故障处理

4.17.3.1发现水冷泵运行异常，故障跳闸，备用水冷泵应自启动，否则应迅速手动开启备用水冷泵。不可擅自解除水冷泵的联锁，解除联锁应经单元长、值长同意。

4.17.3.2发电机水冷箱水位过高、过低应检查自动补水装置是否失灵，若自动补水装置失灵应隔离自动补水，用旁路门手动调节维持水位正常。

4.17.3.3水冷系统管道破裂，应设法处理故障，维持水箱水位，无法维持水箱水位，应汇报单元长、值长故障停机。

4.17.3.4监视检查水冷系统滤网进出口压差值，若压差过大，则滤网脏污，应先切换滤网运行，解列滤网清洗。

4.17.3.5监视检查水冷器开式水进出温度及发电机冷却水进出口温度，分析水冷器开式水侧是否脏，若水冷器脏污应投用备用水冷器，及时清洗脏污水冷器。

4.17.3.6发电机转子进水压力增大，而流量下降或到零，说明空气进入发电机转子造成气塞，汇报值长做故障停机处理。

4.17.4发电机水冷系统运行，发生以下情况均视为发电机断水，延时30秒发电机应自动跳闸，否则及时手动停机。

4.17.4.1转子进水压力高至0.4Mpa，流量低于21t/h，延时30秒发电机跳闸。

4.17.4.2转子进水压力低于0.2Mpa，流量低于21t/h，延时30秒发电机自动跳闸。

4.17.4.3定子进水压力低于0.2Mpa，流量低于36t/h，延时30秒发电机自动跳闸。

第十八节运行中凝冷器水侧半边解列清洗

4.18.1运行中凝冷器半边解列及水侧冲洗工作必须值长批准后方可进行。

4.18.2 凝冷器半边解列操作步骤：

4.18.2.1选择以炉跟机的运行方式。

4.18.2.2 按照正常减负荷程序，减负荷至75%以下额定负荷。

4.18.2.3停用胶球清洗装置并且胶球泵停电。

4.18.2.4 逐渐关闭解列侧凝冷器进水门，注意监视凝冷器的真空值不应低于0.084Mpa，否则应暂366

停关闭解列侧凝冷器进水门并继续适当减负荷，直至真空值回升0.084Mpa为止。

4.18.2.5注意运行侧凝冷器进水门后水压≯0.26Mpa。

4.18.2.6关闭解列侧凝冷器出水门，停止解列侧冷凝器进出水阀电源，并做好安全措施。

4.18.2.7打开解列侧回水室空气阀，打开进水室下部放水阀。

4.18.2.8当解列侧进水压力下降到零后，要求检修人员缓慢地打开人孔门，此时应严密监视凝冷器真空，当确认真空稳定且进出水阀已关闭严密后方可全开人孔门。

4.18.3凝冷器半边解列清洗结束后投入步骤：

4.18.3.1工作完毕后，确认凝冷器内已无人员和工具，关闭人孔门，关闭放水阀。

4.18.3.2送上解列侧进出水门电源。

4.18.3.3缓慢开启解列侧凝冷器进水门，至20%开度，监视回水室空气阀有水连续冒出后关闭。

4.18.3.4缓慢开完解列侧凝冷器出水门。

4.18.3.5 缓慢开完解列侧凝冷器进水门。

4.18.3.6检查解列侧凝冷器水路恢复后的解列侧压力应不小于解列前压力，检查真空恢复上升，并恢复至原值。

4.18.4冷器清洗工作结束，真空正常后，汇报值长将负荷升上去。解列另一半凝冷器水路方法同上。

第十九节DEH-ⅢA系统故障

4.19.1 DEH - ⅢA系统故障Ⅰ

4.19.1.1 故障现象

(1) DEH CRT上“双机”切为“单机”状态。；

(2) DEH CRT状态由“自动”切为“手动”状态；

(3)在CCS方式时“调节级压力投入”及“功率投入”键灯亮；

(4)在DEH盘上无法调节负荷。

4.19.1.2 故障原因

DEH系统A、B计算机故障。

4.19.1.3 故障处理

(1)发现故障现象后，应立即将“自动/手动”钥匙开关切至“手动”方式。

(2)联系热工处理A、B机故障；

(3)注意监视机组运行情况，维持锅炉参数稳定；

(4) DEH在“手动”方式仍不能控制转速或负荷，则故障停机；

(5)若DEH故障，影响机组安全运行时，按故障停机处理。

4.19.2 DEH - ⅢA系统故障Ⅱ

4.19.2.1故障现象

(1)DEH、CRT画面中压调门开度显示至50%；

(2)汽机负荷从300MW减至240MW；

367

(3)再热汽压及再热汽温度升高；

(5)除氧器压力下降。

4.19.2.2 故障原因

(1)DEH误发#1或#2调门误关信号，致使汽机#1或#2中压调门自关；

(2)DEH油质差使伺服阀节流孔或喷嘴堵塞；

(3)控制电缆绝缘不良造成信号干扰。

4.19.2.3处理方法

(1)在DEH上进入阀门松动试验，将负荷降至180MW以下，按“试验进入／退出”键，按“调门”键，输入相应调门序号，按“复位”键，相应中调应迅速开启，中调开启后，按“试验进入／退出”键，退出阀门松动试验，恢复至原方式；

(2)或将DEH切至“手动”按“中调增”键开中调门；

(3)联系检修更换误关调门伺服阀；

(4)若通过上述处理后中调门还不能开启，当中压缸单侧进汽时间超过30分钟应停机处理。

(5)密切注意轴封压力及给水流量变化情况。

4.19.3DEH - ⅢA故障Ⅲ

4.19.3.1故障现象

(1)汽机负荷由300MW减至240MW；

(2)再热汽压力迅速升高；

(3)DEH、CRT画面#1或#2中压主汽门开度到零；

(4)再热汽温度升高。

4.19.3.2 故障原因

因DEH系统信号干扰，导致#1或#2中压主汽门关闭。

4.19.3.3 处理方法

(1)派人到就地检查中压主汽门开关状态；

(2)确信#1或#2中压主汽门关闭后，应用阀门试验功能，先将同侧中调门关闭后，相应的中压主汽门应自动开启，否则因中压主汽门前后压差大，使中压主汽门开不起来；

(3)开启故障侧的中压阀门，机组负荷恢复至正常；

(4)若是高压主汽门自关闭，也应将相应的高压调门关闭后，高压主汽门才能开启；

(5)单侧进汽超过30分钟，应停机处理，若两中压主汽门同时关闭，应及时停机；

(6)在故障处理过程中，应密切注意轴封压力和给水流量。

4.19.4 DEH - ⅢA故障Ⅳ

4.19.4.1故障现象

(1)汽机主汽压力由16.6Mpa逐渐下降到13.0Mpa；

(2)汽机高压阀门由100%关到10%，主汽压力又从13.0MPa升至17.0Mpa；

(3)汽机负荷从300MW下降到80MW左右；

(4)DEH、CRT画面主汽压力先下降，随高压调门关小逐渐升到17.0Mpa，调节级压力曲线逐渐下降，负荷曲线下降。

4.19.4.2故障原因

368

因主汽压力控制器TPC逻辑故障，当主汽压低于15.3Mpa，TPC动作后使高压调门开度关至10%。

4.19.4.3 处理方法

(1)根据故障现象应及时检查DEH控制盘，各控制方式情况；

(2)查明故障原因后，应迅速切除固定TPC按钮；

(3)用操作员方式将负荷逐渐加到正常值；

(4)联系检修处理故障；

(5)负荷变化过程中，应注意轴封压力，真空、凝汽器水位、除氧器水位等。

4.19.5 DEH - ⅢA故障Ⅴ

4.19.

5.1 故障现象

(1)DEH控制盘“双机”灯灭，“A机”灯灭；

(2)DEH控制盘“B机”灯亮；

(3)调门关40%。

4.19.

5.2 故障原因

DEH系统A计算机故障。

4.19.

5.3 处理方法

(1)联系检修A机故障；

(2)在故障未处理好之前，应加强运行监视；

(3)故障处理好后，应按“双机”键，将系统切至A机运行，B机备用。

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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。

汽轮机常见故障分析..

在实际运行中，由于各种因素的影响，机器永久完全正常运转是不可能的，要求绝对不出故障也是难以作到的。有些故障的出现，不是运行操作方面的原因，而是由其他原因造成的，诸如设备本身的质量、外界的影响、自然条件、偶然原因等。但是应当做到少出故障，不出大故障；即使出现故障后，也能采取措施，使故障所造成的损失减少到最小程度。更主要的是我们应当尽量做到预先防止故障的发生，将故障消灭在萌芽状态，防患于未然。 在机组发生故障或事故时，特别应当注意下述问题： 发生故障时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危险，找出发生故障的原因，消除故障，同时注意保持非故障设备的运行。 在处理故障时，运行人员必须坚守岗位，集中全部精力来力争保持机组的正常运行，消除所有的不正常情况，正确、迅速地向上级报告，并迅速准确地执行命令。消灭事故时，动作应当迅速、正确，不应急躁、慌张，否则不但不能消除故障，反而更会使故障扩大。 一、主蒸汽参数不符合规定 主蒸汽(也叫新汽)的温度和压力不符合规定，对汽轮机组对性能、强度和安全可靠性以及使用寿命等，都具有很大的影响，甚至可能造成事故，因此必须严格控制。关于工业汽轮机主蒸汽参数偏离额定规范时的处理方法，目前尚未现行规范，但可参考我国电力部制定的电站汽轮机的规定。 1．中温中压机组 蒸汽压力允许在规定压力土0.5表压范围内变化。比规定汽压超过0.5～2.0表压时，通知锅炉迅速降压。超过2.0表压后，应关小主汽阀或总汽阀节流降压，以保持汽轮机前的蒸汽压力正常。如果节流无效，则应和主控制室联系故障停机。比规定压力降低0.5～3.0表压时，应通知锅炉升压。降低5.0表压后应根据制造厂规定及具体情况降低负荷。当继续降低到制造厂规定停机的数值时，应联系故障停机。 蒸汽温度允许在规定汽温±5℃范围内变化。比规定温度超过5～10℃时，通知锅炉降温；超过10～25℃以上，或在这一温度下连续运行30分钟以后仍不能降低时，可通知故障停机；超过极限温度运行时间全年不应超过20小时。比规定汽温降低5～20℃时，通知锅炉升高温度；降低20℃后，根据制造厂规定及具体情况减负荷；根据汽温下降温度及时打开主蒸汽管上的疏水阀和汽室上的疏水阀。 温度和压力同时达到高限时，每次连续运行时间不应超过15～30分钟，全年不应超过20分钟。 2．高温高压机组 蒸汽压力允许在规定汽压±2表压范围内变化。比规定汽压超过2～5表压时，通知锅炉降压；超过5个表压以上，关小主汽阀或总汽阀进行节流降压，保持汽轮机前压力正常；当节流无效时，应和主控制室联系故障停机。比规定压力降低2～5表压，通知锅炉升压；降低5表压以下时根据具体情况和制造厂规定减负荷；汽压继续降低到制造厂规定停机数值或降低到保证用汽设备正常运行的最低汽压以下时，联系故障停机。 蒸汽温度允许在规定温度±5℃（或℃）范围以内变化。比规定温度超过5～10℃时通知锅炉降温；超过10℃以上，或在这一温度下运行15～30分钟后(全年不

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

汽轮机常见故障分析及维修措施

ZHEJIANG WATER CONSERVANCY AND HYDROPOWER COLLEGE 毕业论文 题目：汽轮机常见故障分析及维修措施 ——海宁市红宝热电有限公司汽轮机为例 系（部）：电气工程系 专业班级： 姓名： 学号： 指导教师： 2011 年05 月10 日

摘要 随着社会飞速地发展，热电厂在国民经济中扮演着越来越重要的角色。尤其是在这些年连续出现用电紧张的情况下，热电厂的作用就尤为明显了。一个热电厂由汽轮机、锅炉、化水、电气、输煤等部门组成，而汽轮机是其非常重要的一个环节。 汽轮机的工作原理就是一个能量转换过程，即热能--动能--机械能。锅炉把具有一定温度、压力的蒸汽排入汽轮机内，依次流过一系列环形安装的喷嘴膨胀做功，将其热能转换成机械能，通过联轴器驱动发电机发电。膨胀做功后的蒸汽由汽轮机排汽部分排出，排汽至凝汽器凝结成水，再送至加热器、经给水送往锅炉加热成蒸汽，如此循环。 同时，在汽轮机每日每夜毫无休息时间的工作下，故障也是其难以避免的。所以，为了提高热电厂的经济效益，如何减少热电厂汽轮机故障及故障应采取的维修措施就显得尤为重要了。 关键词 汽轮机；故障；分析；措施

目录 摘要 (2) 关键词 (2) 引言 (6) 1 绪论 (6) 2 汽轮机简介 (8) 2.1 汽轮机静子部分简介 (8) 2.2凝汽设备简介 (8) 2.3抽气器简介 (9) 2.4汽轮机调节系统的作用与基本要求 (9) 3 C25-4.90/0.981/470℃汽轮机常见故障及处理措施 (10) 3.1 不正常振动 (10) 3.1.1 安装或检修质量不良 (10) 3.1.2管道 (10) 3.1.3汽轮机滑销系统装配、调整不当 (10) 3.1.4 对中不好 (11) 3.1.5 轴承 (11) 3.1.6汽轮机与被驱动机的轴向定位不符合要求 (10) 3.1.7 运行操作 (10) 3.1.8发电机设备缺陷 (11) 3.2转子轴向位移过大及汽轮机水冲击 (11) 3.3 油系统故障及排除 (15) 3.3.1压力油油压偏低 (15) 3.3.2 主、辅油泵切换困难 (16) 3.3.3 漏油 (16) 3.3.4 油管路振动 (17) 3.4 调节保安系统故障及排除 (17) 3.4.1 速关阀开启不正常 (17)

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。