事故处理汽机部分.doc

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1、事故处理10.1 事故处理通则10.1.1 迅速解除对人身和设备的威胁，必要时解列或停止故障设备，保证非故障设备的正常运行，在许可的范围内，可根据具体情况增加非故障设备的负荷。10.1.2 根据设备的外部现象和表计信号的变化情况，迅速查明故障的性质、原因、部位，果断正确地处理，防止故障扩大，并及时向上级汇报。10.1.3 发生事故时，应尽可能保证或迅速恢复厂用电，用一切可能的方法，必要时在运行设备上加负荷或及时投入备用设备，保证电压、周波正常。10.1.4 严格执行规程，当发现规程中没有列举的故障时，应根据自己的知识和技能主动采取有利对策，并逐级报告。10.1.5 正确迅速地执行上级命令，在处

2、理故障时，接到命令应复诵一遍。如没听懂应反复问清命令，执行后迅速向发令人汇报。10.1.6 与排除故障无关人员禁止接近故障地点，以防影响操作。10.1.7 发生故障时不准进行交接班。10.1.8 故障消除后，值班人员应详实地作好记录。10.1.9 凡规定为紧急停机和立即停机的都为先停机后报告，凡规定为请示停机的都为先报告，接值长令后再停机。10.2 机组的紧急停运10.2.2 汽机紧急停运10.2.2.1发生下列情况之一，而保护拒动时应破坏真空紧急停机：a. 汽机转速升至3300rmin；b. 机组发生强烈振动，轴振达254um(加127mm证实)、瓦盖振动达100um或听到机内清晰的金属磨擦

3、声、撞击声； c. 轴向位移增大至保护定值（-1.65mm、+1.2mm）；d. 机组胀差增大至保护定值； 高中压胀差： -5mm , +7mm；低压胀差： +15mm；e. 润滑油压低至0.06Mpa,启动油泵无效；f. 汽机发生水冲击或再热汽温度10分钟内急剧下降50；g. 高、中压缸内缸上、下金属温差超过56；h. 汽轮发电机组任一轴承回油温度急剧上升至75或轴承断油冒烟；i. 发电机径向轴承温度达90；j. 汽机径向轴承温度达115；k. 推力轴承的温度超过110；l. 主油箱油位下降至1370mm以下时，补油无效；m. 轴封严重摩擦冒火花；n. 油系统着火不能及时扑灭，威胁机组安全运

4、行；o. 主、再热蒸汽或给水管道破裂，威胁机组安全运行。10.2.2.2破坏真空紧急停机步骤：a. 立即手动打闸停机，大开真空破坏门，严密监视机组转速，关闭电动主汽阀，关闭电动主汽阀前疏水；b. 检查主汽阀、调速汽阀关闭，供热蝶阀、供热快关阀、供热抽汽逆止阀、各抽汽逆止门、抽汽电动门、至暖风器供热电动阀、逆止阀等关闭。汽动给水泵跳闸，电动给水泵联启；汽缸防进水高、低压阀门组联锁开启，BDV阀、VV抽真空阀开启。c. 启动交流润滑油泵； d. 关闭轴封一档溢汽至除氧器门；e. 切除高、低压旁路； f. 停止真空泵运行；g. 检查低压缸喷水阀自动打开；h. 检查汽封、除氧器汽源切换正常；i. 维持

5、除氧器，凝汽器水位正常；j. 完成其它停机操作；k. 停机过程中维持汽封压力正常，真空到零后停止汽封供汽。10.2.2.3发生下列情况之一，应立即停机，但不破坏真空a. EH油压低至7.8Mpa，保护拒动；b. 主、再热汽温超过557；c. 主、再热汽温降至430以下；d. 负荷60MW，主蒸汽与再热汽温偏差超过43；e. 主汽压力超过18.4Mpa；f. 凝汽器真空低于81kPa或循环水中断，保护拒动；g. 周波低至46Hz或升高于51.5Hz；h. 发电机内冷水中断超过30秒，保护拒动（断水RB未投入或拒动时）；i. 汽机无蒸汽运行时间超过1分钟；j. 高压缸排汽压力超过4.82Mpa；k

6、. 高压缸排汽温度达420，保护未动；l. 厂用电全部中断；m. 汽机失去全部热控电源，短时间不能恢复时；10.2.2.4不破坏真空停机步骤a. 除不破坏真空外其它操作同“紧急停机”；b. 完成其它停机操作。10.2.3发电机紧急停运10.2.3.1发电机运行中遇有下列情况之一者，应立即将发电机从系统解列，并迅速汇报值长：a. 必须停机才能避免的人身和设备事故。b. 发电机振动大大超过允许值。c. 发变组内部冒烟、着火或爆炸。d. 发电机有明显的故障特征，保护该动作跳闸而拒动者。e. 定子线棒温差达14或定子引水管出水温差达12，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90或出水温度超过85时，在确

7、认测温元件无误后，应立即停机。10.2.3.2发电机紧急解列步骤a. 立即手动脱扣汽轮机；b. 拉开发变组进线开关；c. 同时拉开发电机灭磁开关（注意厂用电自投情况）。10.3 机组的故障申请停运10.3.2汽机故障申请停运条件凝汽器真空缓慢下降或突然下降到83KPa，无法恢复正常时；汽温或汽压异常达规定值，在规定时间内仍无法恢复正常时；主汽、再热汽管以外的其它管道破裂，无法维持运行时；汽机DEH系统失灵，无法维持运行时；主要辅机故障，无法维持主机运行时；油系统故障，无法维持运行时；10.3.3发电机运行中遇有下列情况之一者，应汇报值长，请示总工程师，经批准将发电机解列：a. 发电机无主保护运

8、行时。b. 发电机温升超过允许值，经采取措施无效时。c. 发电机定子线圈出水温度超过80，经采取措施无效时。d. 发电机大量漏氢、氢压无法维持时。e. 发电机出现“定子接地”信号，30分钟内查不出确切原因信号仍不消失时。f. 液位计大量排水且无法消除时。10.3.4机组故障停运的处理机组任一故障停机条件满足时，应汇报值长，批准后停止机组运行；按机组停运的有关规定选用适当的停机方式降负荷停机；为了防止故障进一步扩大，可适当加快减负荷速度；若事故情况恶化到紧急停运条件，按紧急停机处理；及早将厂用电切到启备变带；发电机解列合入主变中性点刀闸；完成其它停机操作。10.4 机组大联锁动作机组跳闸的处理1

9、0.4.1 现象：a. 发电机有功、无功、定子电流指示到零，掉闸开关绿灯闪光，光字牌显示故障类型。b. 汽轮机跳闸后应联动以下项目a) 高压主汽阀，高压调门关闭；b) 中压主汽阀，中压调门关闭；c) 高压排汽逆止门，一至六段抽汽电动门，一至六段抽汽逆止门关闭；d) 冷段供辅助蒸汽抽汽电动门，逆止门关闭；e) 供热蝶阀，供热快关调节阀、逆止门关闭；f) 高中低压疏水阀门组开启；g) 高压缸排汽通风阀开启；h) 四抽至除氧器抽汽电动门，四抽至给水泵汽轮机抽汽电动门关闭；i) 五抽至暖风器抽汽电动门，逆止门关闭；j) 联启电动给水泵；k) 辅助蒸汽至汽封电动门开启；l) 事故排放阀自动开启；m) 汽

10、缸夹层加热进汽箱电动门关闭；c. 锅炉 MFT跳闸指示及光字牌亮，发报警信号。10.4.2 处理：a. 检查6KV厂用电快切成功，复归各开关闪光信号。b. 启动交流润滑油泵。c. 若6KV厂用电快切未成功，不能盲目强合备用开关，必须确保厂用分支开关在断位、没有本段保护动作信号并且备用分支开关指示灯正常的情况下，强合备用电源开关，恢复厂用电正常。d. 若MK开关、6KV厂用电工作电源未掉闸，应采取先拉后合的方法倒厂用电，并拉开MK开关。e. MFT动作后自动执行以下程序：切给粉机总电源、运行中的给粉机、排粉机、一次风机跳闸；关闭进油速关阀、油枪油角阀；关闭一次风门、各减温水电动门、调整门；送、引

11、风机切手动。f. 若MFT拒动，应立即切除一次风机、给粉机、排粉机，关闭各减温水电动门、调整门，关闭进油速关阀、切油枪油角阀，关闭一次风门，调整通风量额定风量30，加大炉膛负压，通风58分钟，经值长允许后，方可点火。若灭火原因不清，短时间不能消除，则按正常停炉处理；g. MFT动作后，检查空气预热器、火检冷却风机正常运行，否则应立即开启；解列各自动装置，加强水位调整，维持正常水位；停止吹灰器运行； h. 若因MFT保护动作引起机组跳闸，严格监视主、再热器壁温，当主汽压6Mpa时可开启二级过热器疏水，冷却过热器；严禁MFT动作后不经抽粉，采用投油或继续给粉爆燃的方法点火。i. 检查光字及保护动作

12、情况，恢复各开关闪光，判别故障原因。j. 若为汽机保护动作，应按相应的停机步骤处理。原因未查明，禁止盲目挂闸冲车。k. 若为锅炉或发电机保护动作联跳汽机，应按正常停机处理，做好随时启动准备。l. 查明跳闸原因并消除后，经值长许可，满足吹扫条件后，锅炉自动进行吹扫5分钟，MFT自动复归，锅炉重新点火。m. 如确属人员误碰或保护误动引起，应汇报值长退出误动保护，尽快将发电机并入系统。冲车前确认各调速汽门在严密关闭位，且机组转速指示正确，方可挂闸。n. 若为发变组内部故障引起保护动作掉闸，应根据光字牌及动作保护，对保护范围内的设备进行详细检查，并汇报值长，联系检修处理。o. 如为发变组外部故障引起，

13、应对发变组设备进行检查，如未发现明显的故障点，设备又无异常，可对发电机变压器组零起升压，耐压10分钟，无问题并得到总工程师批准后可将发电机并入系统。10.5 厂用电中断10.5.1 6KV厂用工作电源开关掉闸：现象：喇叭响，掉闸开关绿灯闪光，根据故障类别出现光字。处理：a. 查6KV厂用电快切是否成功，若6KV厂用电快切成功，复归各开关闪光信号。b. 若6KV厂用电快切未成功，不能盲目强合备用开关，必须确保厂用分支开关在断位、没有本段保护动作信号并且备用分支开关指示灯正常的情况下，强合备用电源开关，恢复厂用电正常。若备用电源开关仍拒绝合闸而又无任何光字及故障特征，在主开在未跳闸情况下可强送工作

14、电源开关一次。c. 若强送备用电源后开关又掉闸，或强送工作电源后开关掉闸，这两种情况均可以认为母线故障或负荷故障保护未动或开关拒动引起的越级掉闸，应到配电室进行详细检查。d. 若查配电室无明显故障，应检查负荷开关有无保护动作而开关未掉的情况，若无此情况，此时应将故障母线所有负荷开关断开，断开母线TV，对母线绝缘进行测量。若为母线故障，应将该段母线转为检修。e. 未查出明显故障点时，应用备用电源开关向空母线试送电一次，若送电成功，则可能是越级造成的母线停电，所有负荷应按照先重要后次要的顺序，测量绝缘良好后分别送电。f. 若工作电源开关跳闸是工作变压器本身故障引起的，在恢复母线运行后，按变压器的事

15、故处理进行。10.5.2 单机厂用电中断10.5.2.1现象：a. 集控室照明变暗，事故照明自投。b. MFT动作，锅炉灭火、汽机、发电机跳闸，事故喇叭响，出保护动作光字牌。c. 厂用6KV母线，380V母线电压为零。d. 所有运行电机停止转动，电流回零，电机显示黄色，事故喇叭响。e. 汽机以下阀门关闭：高压主汽阀，高压调门关闭；中压主汽阀，中压调门关闭；高压排汽逆止门，一至六段抽汽逆止门关闭；冷段供辅助蒸汽抽汽逆止门关闭；供热蝶阀，供热快关调节阀、逆止门关闭；四抽至给水泵汽轮机抽汽逆止门关闭；五抽至暖风器逆止门关闭；10.5.2.2 处理：a. 查汽机直流润滑油泵、直流密封油泵、两台汽泵直流

16、润滑油泵联启正常，否则手动开启，派专人密切注视直流动力母线电压的变化。如直流密封油泵不能开启时，注意密封油压是否能满足氢压需要，必要时可适当排氢。b. 检查仪用压缩空气压力是否正常，否则及时联系开启备用空压机，保持压缩空气压力正常。c. 查柴油机是否自启（出口电压），保安段有无电压。d. 若柴油机未自启，可检查满足启动条件，迅速手动开启柴油机。e. 若柴油机启动，且出口电压正常，但保安段备用进线未合闸，这时可手动打掉工作进线开关，手合备用进线开关保证保安段正常供电。f. 若柴油机电流未超规定值运行时，优先恢复蓄电池浮充电电源的运行。g. 保安段恢复正常后，将直流油泵倒交流油泵运行。空预器油泵和

17、辅助电机、启动火检冷却风机、送风机油泵、引风机冷却风机。h. 开启空预器气动马达，注意检查主轴是否转动，无效时，用盘车手柄进行就地盘车，直至空预器入口烟温降至200。i. 就地关闭一减、二减电动门、调整门，关闭汽泵、电泵抽头手动门。j. 检查所有吹灰器是否退出，未退出则及时手动摇出，吹灰器摇出后手动关闭屏过供吹灰汽源电动门。k. 派专人监视汽包水位和上下壁温差。l. 转速降至1200转/分，检查顶轴油泵联启正常，保安段不能及时恢复时，破坏真空，按紧急停机处理。m. 在转子惰走过程中，必须注意机组振动情况，特别是临界转速区内，如振动超标，且不能迅速恢复至规程规定值以下时，应破坏真空，按紧急停机处

18、理。n. 及时解除各辅机联锁开关，并将开关复位。o. 及时开启通风阀，防止再热冷段撞管。真空降至30KPa以下时关闭通风阀。p. 转速到零，投入连续盘车。记录大轴晃度及盘车电流。如不能投入连续盘车，记录静止时间，待具备投入连续盘车条件时，转子盘动180停留相同时间，投入连续盘车。q. 凝结水泵不能恢复运行时，应汇报值长，破坏真空到零，停止汽封供汽，严禁在转子静止时，向汽封供汽。r. 若保安段不能及时恢复时，转子到零后，关闭所有可能进入汽轮机本体的汽源、水源，汽轮机本体作闷缸处理。具体操作按汽机防进水措施执行。记录转子位置及静止时间。s. 在此期间必须严密监视汽缸温度变化，发现异常及时采取措施并

19、汇报专业。t. 厂用电恢复后，按值长命令做好机组启动准备。u. 循环水泵具备启动条件后凝汽器通水时，必须检查凝汽器外温度小于50，否则应启动凝结水泵，开启排汽缸减温水降低排汽缸温度。v. 如果汽包内看不到水位,禁止上水，汇报值长，需上水时应经总工程师批准，从底部联箱反上水至汽包正常水位。w. 如厂用电长时间不能恢复时，按正常停炉处理。按规定作汽机防进水措施。10.6 机组RB动作10.6.1 给水RB动作10.6.1.1现象a. 一台给水泵跳闸，事故喇叭响,光字报警。b给水流量小于蒸发量，汽包水位降低。c给水RB动作，自动完成投油、切粉，降负荷。10.6.1.2 处理a. 检查电泵是否联启，否

20、则手动抢合电泵，立即增大运行汽泵和电泵流量（给水RB2动作后联锁打开辅汽供汽泵电动门），及时关闭电泵再循环，加强汽包水位调整，保持汽包水位正常，同时严密监视除氧器及凝汽器水位变化，并调节正常。b给水RB1动作后下层油枪自动投入，上层8台、中层4台(RB2动作时中层8台)给粉机是否切除，否则手动补救，保持锅炉燃烧稳定。c给水RB1动作后电负荷以100MW/min自动降至180MW（RB2动作时负荷降至100MW），否则手动补救，主汽压力大于15MPa时（正常运行中为17.91MPa），电磁泄放阀应自动开启，主汽压力小于14Mpa，电磁泄放阀应自动关闭。d #1送、引风机出力自动降低过程中，手动调

21、整#2送、引风机，调整炉膛负压正常；及时调整一次风机出力，保持一次风压正常。e加强锅炉主、再热汽温监视和调整，及时调整减温水流量和给水压力，保证锅炉主汽、再热汽温在规定范围内。f检查两台空预器电流是否正常，如有异常升高现象，及时调整风量，保证空预器运行正常。g检查给水泵RB的其他动作内容是否正常，保护动作完成后退出给水RB保护；如拒动立即手动补救。h迅速查明掉闸原因，消除故障后重新启动给水泵，待机组各设备运行稳定，各热工联锁检查正常，具备RB投运条件时投入机组给水RB1或RB2。10.6.2 发电机断水RB动作10.6.2.1 现象a. 发电机断水发生声光报警。b. 锅炉MFT，锅炉FCB保护

22、动作，电负荷以300MW/min速率自动降至18MW。10.6.2.2 处理a锅炉MFT动作，立即检查MFT保护动作程序的正确性，如果MFT拒动，立即切除一次风机、给粉机、排粉机，关闭各减温水电动门、调整门，关闭进油速关阀、切油枪油角阀，关闭一次风门。b严禁MFT动作后不经抽粉，采用投油或继续给粉爆燃的方法点火；cFCB保护动作后，电负荷自动降至18MW，电泵自动联启，调整汽包水位正常；若保护拒动时，立即手动降低电负荷至18MW，开启电泵，调整汽包水位正常； d注意加强汽温、汽压、水位监视、调整。e及时调整送、引风机出力，保持炉膛负压正常。f检查空气预热器、火检冷却风机正常运行，否则应立即开启

23、；g.退出“发电机断水RB保护”，复位MFT。h锅炉充分通风吹扫5分钟后,汇报值长同意，重新点火，点火后及时启动一次风机投粉，保持汽温、汽压在正常范围之内；如发电机断水故障无法消除，锅炉按正常停炉处理。i.迅速查明发电机断水原因，消除故障后，恢复发电机定子冷却水，查压力正常，投入“发电机断水RB保护”，做好接带负荷的准备。j.如在发电机断水后（5+25）S内负荷下降值50MW 或90S内负荷未降至45MW时，发变组保护A、B柜断水保护动作。k.发电机断水运行60min冷却水不能恢复，发变组保护A、B柜断水保护动作。10.9 汽机典型事故处理10.9.1 汽轮机真空下降10.9.1.1现象所有真

24、空表指示均降低；排汽室温度上升；端差增大（若由于循环水量少引起时，循环水进、出水温度差增大）；负荷自动下降；若维持负荷不变，各级抽汽压力升高甚至超过规定值，轴向位移增大，循环进出水温差增大，端差增大，推力瓦温度升高。f.真空降至87KPa时“真空低”报警，备用真空泵应联启。10.9.1.2原因a. 循环水系统工作不正常甚至循环水中断；b. 凝汽器水位调节失灵致使水位太高；c. 真空泵工作不正常或汽水混合室水位异常；d. 汽封压力低或汽封进水；e. 凝汽器铜管污脏，传热效果差；f. 机组处于负压状态下的设备系统漏空气或系统有工作隔断和恢复操作不当；g. 阀门水封系统断水或水压低；h. 给水泵水封

25、筒或汽封加热器水封筒水封破坏。10.9.1.3处理a. 真空下降应首先对照各真空指示表及排汽温度表综合分析确认；b. 当时如有操作影响真空时，应立即停止操作，恢复原状；c. 在查找原因的同时，应开启备用循环水泵增加循环水量；d. 凝汽器堵塞或脏污，导致循环水减少，应加强清洗收球网和胶球清洗，同时根据循环水温升增开循环水泵；e. 检查运行真空泵工作状况，如运行真空泵工作失常，启动备用泵正常后停故障泵。给水泵水封筒水封破坏，应关水封筒空气门重新注水；f. 如为汽封进汽压力太低，应调整汽封汽压正常，并加强疏水；g. 凝汽器水位过高，淹没至抽空气管导致凝汽器真空下降。应设法降低凝汽器水位，维持正常水位

26、运行；h. 负压状态下的设备系统如果漏空气，进行查漏，并联系检修堵漏；i. 检查给水泵汽轮机真空系统是否泄漏，汽封系统是否正常，若给水泵汽轮机系统泄漏使凝汽器真空不能维持在正常范围以内时，应倒电动给水泵运行，停止异常汽动给水泵运行，关闭排汽蝶阀；j. 如真空继续下降，降至87KPa，查备用真空泵联启，否则手动启动。并降负荷维持最低真空值在87KPa以上运行。k. 真空降至83KPa时，负荷应降至9MW。l. 真空降至83KPa时，应启动电动给水泵，停止两台汽动给水泵运行； m. 真空降至81KPa时，主机和给水泵两台汽轮机应同时自动脱扣，否则应手动脱扣，按立即停机处理；n. 真空降至60KPa

27、，应联锁关闭低压旁路，否则手动关闭低压旁路。o. 在处理真空降低过程中，禁投低压旁路。10.9.2 汽机周波异常运行10.9.2.1低周运行（低于49.5Hz）1）现象：a. 汽轮机转速指示降低；b. 系统周波指示降低；c. 主油泵出口油压降低；2）处理：机组在允许情况下尽量增加有功出力；注意监视段压力，汽温汽压不超限；检查各运行动力是否过负荷发热；查油系统各油压是否降低，做好事故预想；倾听机内声音，监视各部振动，防止掉叶片事故发生；周波下降增加机组出力时，在保证主蒸汽流量不超过1025th的情况下，机组负荷最大不超过320MW，且各监视段压力不超过规定值。10.9.2.2高周波运行（高于50

28、.5Hz）1）现象：. 汽轮机转速指示升高；系统周波指示升高；主油泵出口油压升高；2）处理：按调度命令降低有功出力；注意机组振动，做好掉叶片事故预想；做好机组甩负荷转速飞升的事故预想；周波在48.551.5Hz机组允许连续运行，周波在4648.5Hz总累计运行时间不超过分钟，否则手动停机，达46Hz或51.5Hz，应立即停机。10.9.3 主汽、再热汽压力异常10.9.3.1现象主、再热汽压力指示、记录表、趋势图、显示异常；“主汽压力高”或“主汽压力低”声光报警；DEH系统及DCS系统显示报警。10.9.3.2处理应尽快调整燃烧恢复主、再热汽压力；若机组负荷变化过快，引起主、再热汽压力异常，应

29、设法稳定负荷，待主、再热汽压力恢复后，再进行负荷调整；若主汽压力高，可通过增加负荷的方法使压力恢复，但注意机组不许超负荷，并注意凝汽器真空、水位、排汽室温度不超过正常值；主蒸汽压力低于额定值压力90（14.9Mpa）时，主汽压力控制回路(主汽压力控制回路投入时)动作，自动减负荷至主蒸汽压力恢复到14.9Mpa以上，如果负荷降至10额定负荷仍不能恢复到14.9Mpa时，应按故障停机处理。主汽压力在17.518.4Mpa运行时间不许超过10分钟，否则故障停机；主汽压力超过18.4Mpa，故障停机；如汽压、汽温同时变化，以汽温变化处理为主。10.9.4主、再热温度异常10.9.4.1现象主再热汽温度

30、指示表显示异常；“主汽温度异常”或“再热汽温度异常”报警；DEH系统及DCS系统显示报警。10.9.4.2原因主、再热汽减温水调整不当或减温水调节阀失灵；汽包满水；炉膛燃烧不稳定；锅炉汽水共腾。10.9.4.3汽温升高的处理：发现汽温升高，应立即加强调整恢复汽温；汽温升至545以上应快速调整并汇报机长；汽温在547557之间，允许运行15分钟；超过上述时间，应立即停机，汽温达557 以上时，立即停机；主汽、再热汽两侧主汽阀前温差应小于14，超过时查找原因尽快消除；10.9.4.4汽温下降的处理：当主汽再热汽温降至527时，应及时调整恢复正常；在额定负荷运行时，主蒸汽、再热汽温低于520时应减负

31、荷运行并开启汽轮机本体及主汽管道疏水，在减负荷过程中汽温若有回升的趋势应停止减负荷，否则应继续减负荷，当汽温降到450时负荷应减到9MW，若汽温继续下降到430时，运行30分钟，仍不能恢复时应立即停机，降至430以下时立即停机；汽温低降负荷应按下表掌握：520300MW480140MW510260MW470100MW500220MW46060MW490180MW4509MW连续10分钟内主蒸汽和再热蒸汽温度的下降值应小于50，否则应立即停机；处理过程中注意监测汽缸上、下温差，无论何种负荷与参数下，汽缸内（外）壁上、下对应点温差大于56时，立即停机；运行中发现蒸汽参数偏离额定范围时，除采用上述措

32、施处理外，还应加强对机组振动、声音、轴向位移，推力瓦温度，上、下缸温差，差胀和轴承回油温度及监视压力，温度等参数的监视。10.9.4.5主、再热汽温偏差大的处理： a.主、再热汽温偏差应按下表掌握：负荷主再热汽温偏差负荷主再热汽温偏差负荷主再热汽温差300MW38180MW2290MW36270MW34155MW1860MW44240MW30150MW2030MW52210MW26120MW289MW60b.发现主、再热汽温偏差升高，应立即加强调整恢复汽温；.主、再热汽汽温偏差升至上限时，应快速调整并汇报机长、值长；.负荷大于60MW时，主、再热汽汽温偏差升至43 时，应故障停机。10.9.5

33、机组发生异常振动10.9.5.1现象振动记录指示增大；TSI发出“轴振大”声光报警；MEH、DCS、DEH均显示振动增大；就地检查机组轴瓦振动明显增大。10.9.5.2原因.润滑油温过低或过高，且油温变化大；油压低。.汽轮发电机组动静摩擦；.发电机静子、转子电流不平衡；.汽轮机进水；.汽机断叶片引起转子质量不平衡；.汽缸膨胀不畅；.发电机转子线圈短路故障；.汽轮机转子热弯曲。i. 凝汽器真空低，排汽温度高。j.转子转速处于临界区。k.汽缸两侧膨胀是否均匀。10.9.5.3处理：a. 机组轴振动达0.127时汇报值长，若转速处于临界区，不要在临界区停留。b. 若转速低于中速暖机转速（1250转/

34、分），振动超限应立即停机。c. 带负荷时，适当降低负荷直至振动降至规定范围内，并查找原因；d. 检查润滑油压、油温及各轴承回油温度是否正常，否则就及时调整；e. 若汽缸进水监测装置指示汽缸进水，引起轴振超限，按汽缸进水进行处理；f. 若系统发电机、励磁机原因引起振动超限，应及时报告值长，查明原因，必要时减负荷直至9MW；g. 检查暖机是否充分；h. 若机组轴振动254um时，TSI应发出信号脱扣停机，否则立即手动脱扣停机，按紧急停机处理。10.9.6水冲击10.9.6.1现象主汽或再热汽温急剧下降；指示仪表及DCS、DEH同时显示报警；汽轮机振动突然增大；轴向位移增大，推力瓦金属温度升高；负荷

35、骤降，机组声音突然变化；就地检查发现轴封处、汽缸结合面处以及主汽阀、调节汽门门杆处，法兰处冒白汽；清楚地听到蒸汽管道或抽汽管道内有水击声；监视段压力摆动大；汽缸内壁温度急剧下降。10.9.6.2原因：汽包满水；炉侧主蒸汽或再热汽减温水调整不当或调节阀失灵，造成蒸汽带水；负荷增加过快，或炉水品质不合格，引起汽水共腾，造成蒸汽带水；启动过程中管道及汽缸疏水不充分或疏水不畅；回热加热器满水或回热加热器水侧管系泄漏造成汽缸进水。10.9.6.3处理：确认发生水冲击后，应立即手动脱扣，按紧急停机处理；开启汽机本体及蒸汽管道，抽汽管道所有疏水门进行紧急疏水；如为炉侧减温水故障造成水冲击，应迅速隔离故障减温

36、水阀；如为加热器满水造成汽缸进水应迅速解列相应加热器的汽、水侧，加以紧急隔离；如为其它原因引起，正常后再重新启动。但应加强汽缸本体及管道疏水；手动脱扣或自动脱扣后检查主汽阀，调节阀及各段抽汽电动门关闭情况，汽缸防进水高，低压阀门组动作情况；记录惰走时间，倾听机组声音；检查轴向位移，差胀、推力瓦温度，回油温度及机组振动等情况；转子静止后，立即投入连续盘车，检查大轴晃度及盘车电流，如惰走时间明显缩短，胀差、大轴晃度超限，禁止重新启动，汇报有关领导，检查正常后方可重新启动；如惰走时未听到机内有异音或摩擦声，且惰走时间，推力瓦温、轴向位移，振动推力轴承回油温度，大轴晃度，盘车电流，汽缸上、下温差等均正

37、常，同时机组又符合热态启动条件，经过上级批准后可以重新启动机组，但汽机本体及管道必须经过充分疏水，待高中压缸及抽汽管道、蒸汽管道进水迹象完全消除后方可冲车。升速过程中严格监视各项运行参数及控制指标，并仔细倾听汽轮机内部声音，监督各轴瓦振动，轴向位移，胀差的变化等情况；如重新启动时发现机内有异音或摩擦声，立即停机，汇报上级领导。10.9.7 叶片损坏或脱落10.9.7.1现象：机内通流部分发出明显的金属撞击声或摩擦声；机组振动突然增大；如是末级叶片脱落可能砸坏凝汽器铜管或#7、#8低加管束，造成凝汽器水位上升，凝结水导电度、硬度增大；叶片脱落部位不同，形成的现象也不相同，可汇同专业人员共同分析确

38、认；叶片脱落后可引起调节级压力、各监视段压力或抽汽压力异常变化，在相同的运行工况下负荷下降，轴向位移，推力瓦块温度有明显的变化，或振动明显增大。10.9.7.2处理听到机内有明显金属撞击声应立即停机，汇报领导，加强监视。机组惰走过程中记录各轴承振动、轴向位移等参数。10.9.8润滑油系统故障10.9.8.1油压、油位同时下降的处理：就地、DCS同时显示油压、油位下降，启动备用油泵、输油泵补油，汇报机长、值长，并迅速查压力油管道、设备是否泄漏，确认为泄漏时，应立即切换并通知检修处理。若无法切换，油位、油压降至极限无法维持运行时，紧急停机。油压、油位同时下降，应首先检查压力油管道，设备是否泄漏，确

39、为泄漏时，迅速通知检修消除泄漏，并向油箱加油。油位不能维持，降至1370以下，按紧急停机处理。10.9.8.2油压正常，油位下降的处理：对照就地油位计确认油位下降，汇报值长；检查油箱事故放油门或油系统放油门是否关严或误开；检查冷油器等设备是否泄漏，如为泄漏，应切换并通知检修处理；油净化器自动抽水器是否泄漏，如为自动抽水器跑油，应停运油净化装置；油位下降较快应设法补油，油位降至1370以下时，按紧急停机处理。10.9.8.3油压下降，油位正常的处理：检查主油泵工作是否正常，#1轴承箱回油量是否增大；检查主油箱注油器工作是否正常；若主油泵或注油器工作失常，汇报值长，油压降至1.8Mpa，启交流油泵

40、准备故障停机；检查润滑油系统滤网是否污脏，如堵塞，应及时倒换滤网并加以清理。检查各润滑油泵出口逆止阀是否严密，如不严密则迅速联系检修处理，必要时可暂时关闭故障泵出口门，并做好记录；检查润滑油系统过压阀是否误动作；油压降低过程中下列联锁保护动作应正常：润滑油压降至0.08Mpa，报警。 润滑油压降至0.07Mpa，联锁启动交流润滑油泵。润滑油压降至0.06Mpa，联锁启动直流润滑油泵，主机跳闸。润滑油压降至0.03Mpa，闭锁盘车装置。10.9.8.4油温升高：各轴承温度及回油温度普遍升高，应检查冷油器出口温度，各轴承油压是否正常，若不正常应设法调整；任一轴承金属温度或其回油温度突然升高23，应

41、检查该轴承润滑油回油量，轴承振动等项并设法消除；检查循环水压力，温度是否正常，冷油器是否缺水，滤水器工作是否正常；任一汽轮机支持轴承达115或发电机支持轴承达95，推力轴承升至110或轴承回油温度高达82，或轴承冒烟，应紧急停机；10.9.9轴向位移增大：10.9.9.1现象 DEH、DCS、操作员站画面显示轴向位移异常增大，发出“轴向位移大”声光报警信号；辅助盘记录仪指示轴向位移增大；推力瓦块及推力瓦回油温度升高。10.9.9.2原因主汽流量增大或主再热汽温低；抽汽运行方式变化；叶片严重结垢；汽轮机进水；凝汽器真空低；推力瓦块乌金磨损；高、中压缸负荷分配不均。10.9.9.3处理：轴向位移增

42、大时，应检查机内有无异音；检查负荷、进汽参数、调节阀开度、真空、推力瓦块温度；当轴向位移增大至报警值时，汇报值长，采取降负荷措施或适当调整运行方式，使轴向位移降至正常；如蒸汽参数不正常应尽快调整恢复正常；如真空下降，应尽快恢复真空；轴向位移表计指示到报警值，而推力瓦温度和推力回油温度均正常，就地检查机组声音，振动均正常，应报告值长，联系热控检查确认。同时，严密监视推力瓦金属温度和推力轴承回油温度及机组声音、振动；如机组轴向位移增大，并伴有不正常的声音、振动，轴向位移增至脱扣值，应按紧急停机处理；10.9.10 机组胀差大10.9.10.1现象a. TSI及DEH报警b. “胀差大”声光报警c.

43、 可能伴有振动及声音异常。10.9.10.2原因： a.汽缸进汽参数选择不当或暖机不充分 b.主蒸汽、再热蒸汽的温升或温降速度过快。 c.负荷变化率过大 d.当凝汽器真空改变后，在同样转速或负荷下，进汽量发生变化，从而影响胀差改变。 e.轴封供汽温度与金属温度不匹配。 f.汽缸夹层加热装置使用不当。 g.滑销系统工作不正常。10.9.10.3处理：a. 首先确认胀差增大方向。b. 调整汽封压力及温度，使之与金属温度相匹配。c. 合理投运、调整汽缸夹层加热装置。d. 启动过程中，胀差增大，应减小汽温、负荷变化率或停止升温、升负荷进行暖机，使胀差恢复到正常范围。e. 停机过程中，胀差向负值增大，应

44、减缓汽温、负荷变化率或停止降温、降负荷，使胀差恢复到正常范围。必要时投入汽封高温汽源。f. 如低压缸胀差向正值增加较快时，应降低真空改变胀差。反之提高真空。g. 检查滑销系统，有问题联系检修人员处理。h. 当胀差到极限值时，保护未动，立即打闸停机。10.9.11 机组超速10.9.11.1现象负荷至零或突降，转速急剧升高；机组发出异常响声，振动突然增大，DEH、DCS均发出“机组超速”声光报警信号；主油泵出口压力升高。10.9.11.2原因启动过程中操作不当或蒸汽参数急剧变化；主汽阀或调节阀卡涩；EH油质不合格，伺服阀堵塞；DEH系统故障；机组全甩负荷;f.调节保安系统故障；10.9.11.3处理发生机组超速时应立即手动脱扣，按紧急停机处理，启动交流润滑油泵运行；脱扣后检查转速应下降，高中压自动主汽门、调速汽门迅速关闭，各抽汽逆止阀、抽汽电动门、汽缸防进水高、中、低压阀门组、供热蝶阀等动作正常，若动作不正常，应迅速设法强制执行。检查电动主汽门关闭；检查其它停机联锁项目是否动作正常；倾听机内声音，记录惰走时间；对机组进行全部检查，待引起超速的缺陷消除后方可重新启动；如果转速超过3300rmin，103、108%、110保护及危急保安器拒动，应进行检查调整，合格后方可重新启动。10.9.12 DEH系统故障10.9.12.1现象：a. DEH