汽机事故预想流程(评审后).doc

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1、汽机事故预想一类一、真空下降现象：1“凝汽器真空”指示下降，“凝汽器真空低”声光报警；2汽轮机排汽温度上升，电负荷降低。原因: 1循环水泵工作不正常、系统阀门误操作，造成循环水中断或不足；2轴封供汽量不足或中断；3凝汽器水位过高；4真空泵工作失常；5真空系统泄漏或系统阀门误操作；6凝汽器管系脏污； 7.轴加无水位或满水；8.疏水扩容器疏水系统各疏水阀未关严。监盘人员发现真空低后，立即汇报值长副操作迅速核对现场各排汽温度、真空表，确定真空下降监盘人员检查真空破坏阀是否误开、检查轴封母管压力是否低，检查循环水系统辅助工检查真空泵汽水分离器水位是否正常真空降至-85K Pa监盘人员启动备用泵副操作.

2、检查低压抽汽法兰、低压缸结合面是否有漏气的地方，真空系统是否严密辅助工检查循环水泵运行是否正常，否则切换备用循环泵副操作检查轴加水位是否正常监盘人员检查凝汽器热井水位是否高，否则进行处理真空降至停机值副操作至汽机0米开疏水紧急停机监盘人员根据真空情况进行减负荷辅助工停机时将除氧、轴封汽源改为辅汽；准备打闸投盘车辅助工根据现场油温情况调整油温副操作检查润滑油泵是否自启、顶轴油泵是否自启处理流程：二、DEH失电现象 1“DEH电源故障”声光报警：2 DEH要求汽轮机停机，主汽门关闭报警，汽机转速下降；3 负荷至零，发电机解列;锅炉MFT动作；原因 1 UPS电源失去； 2 交流电源失去；处理流程：

3、监盘人员发现DEH失电后，立即汇报值长副操作适当开启高、中压蒸汽管疏水、抽汽管道疏水主操作现场打闸辅助工将除氧、轴封汽源改为辅汽主操作迅速对现场各设备进行逐一检查有无异常副操作.检查润滑油泵是否自启、顶轴油泵是否自启副操作与主操作联系调整给水泵液耦控制汽包液位副操作就地调整凝汽器液位，准备开机主操作原因查明后准备开机辅助工根据现场油温情况调整油温，准备开机辅助工待汽机转速至0时，投入盘车三、汽轮机水冲击现象1 汽轮机上下缸温差急剧增大，轴端有蒸汽冒出。2 轴封供汽管有水击声，轴封母管温度急剧下降。3轴向位移、振动、差胀指示增大，汽轮机声音异常。4加热器满水。 5抽汽管振动，有水击声，抽汽管道法

4、兰有白色蒸汽冒出。6主、再热蒸汽温度急剧下降。7管道振动，主汽门、调节汽门杆处冒白汽。 原因 1锅炉汽包满水。造成蒸汽带水。2机组启动时，本体疏水、轴封系统疏水及各有关蒸汽管道疏水不畅。3加热器泄漏，除氧器满水。 4旁路系统减温水门未关严。 5主蒸汽、再热蒸汽过热度低。处理流程：监盘人员发现汽轮机水冲击后，立即汇报值长副操作开启汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水阀，加强疏水主操作若主蒸汽、再热蒸汽在10min内下降50或发现主蒸汽、再热蒸汽管道法兰、主汽门、调门门杆处冒白汽，按紧急事故停机处理辅助工将除氧、轴封汽源改为辅汽主操作迅速对现场各设备进行逐一检查有无异常副操作.检查若因为加热器满水引起汽轮

5、机进水，应立即停用满水的加热器，并隔离放水辅助工待汽机转速至0时，投入盘车副操作就地调整凝汽器液位，准备开机主操作原因查明后准备开机辅助工根据现场油温情况调整油温，准备开机四、汽机油系统着火现象 1就地发现火苗、烟气；2主油箱油位下降；3润滑油系统泄漏时，润滑油压下降，“润滑油压低”信号发出， 交、直润滑油泵联动；4透平油系统泄漏时，安全油压下降，高压启动油泵联动。原因：1油系统漏油至高温热体或电气设备故障引起着火；2外部原因将油管道击破，漏油至热体。处理流程：发现汽机油系统着火后，立即汇报值长，通知消防队员副操作发现主油箱油位及各油压异常变化时，应迅速查明原因，如因油系统漏油引起，应查明泄漏

6、点并设法消除，同时设法与周围热体部分和运行设备隔离，防止油系统着火，同时联系检修人员进行处理。主操作发现机组油系统的设备及管道损坏发生漏油时，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，辅助工将除氧、轴封汽源改为辅汽主操作开启破真空门副操作.检查润滑油泵是否自启、顶轴油泵是否自启，严禁启动高压油泵防止漏油量增大辅助工待汽机转速至0时，投入盘车副操作开启事故放油门，在转子静止前维持最低允许油位，转子静止后放净存油主操作迅速对现场各设备进行逐一检查辅助工根据现场参与灭火五、轴向位移增大现象1轴向位移大报警；2推力瓦温度急剧升高，回油温度升高；3机组振动增大；4差胀指示相应变化； 原

7、因1主蒸汽参数降低，通流部分过负荷；2机组突然甩负荷；3汽轮机发生水冲击；4真空大幅度降低； 5推力瓦磨损、断油； 6蒸汽品质不合格，静叶中严重结垢。发现汽机轴向位移增大后，立即汇报值长值班长检查主蒸汽参数不合格主操作立即核对推力瓦温度、回油温度适当减负荷，使轴向位移及回油温度、推力轴承温度恢复正常减负荷无效，轴向位移达+l.2 mm或-1.6mm推力瓦断油或推力瓦任一点温度超过110，回油温度超过75保护动作，按紧急停机处理，若保护不动作时手动打闸停机手动打闸停机若因断叶片、汽机水冲击，机组振动超限应紧急故障停机主操作检查各监视段压力，若高于规定值汇报值长，准备减负荷通知调整锅炉燃烧，恢复正

8、常参数发现汽机轴向位移增大后，立即汇报值长值班长检查主蒸汽参数不合格主操作立即核对推力瓦温度、回油温度适当减负荷，使轴向位移及回油温度、推力轴承温度恢复正常减负荷无效，轴向位移达+l.2 mm或-1.6mm推力瓦断油或推力瓦任一点温度超过110，回油温度超过75保护动作，按紧急停机处理，若保护不动作时手动打闸停机手动打闸停机若因断叶片、汽机水冲击，机组振动超限应紧急故障停机六、汽轮机润滑油系统异常副操作检查系统有无漏油现象将漏点隔绝防止漏到高温部位，防止火灾发生，联系维修工处理漏点启动高压启动油泵，维持正常油压，联系维修进行检查发现油压下降后，立即汇报值长主操作检查如安全油压下降，油位正常主操

9、作检查若润滑油压下降，油位正常启动交流润滑油泵，维持正常油压，检查冷油器、滤油器和过压阀若调速油压不能维持，影响机组安全运行时，应停机处理如油压继续下降，至停机值时停机处理若漏到高温管道，立即通知消防队员，做好防火工作主操作检查如油位突然下降副操作检查油管道是否破裂，事故放油门是否误开，滤油机是否跑油油位下降到-150mm，应及时联系补油，汇报值长，作好防火措施当补油无效，油位未降到最低停机值以前，起动交流润滑油泵进行故障停机油位下降至极限值时，应紧急停机七、机组发生异常振动现象 1 振动指示增大；2 机组发出异音、润滑油压、油温异常；原因1 油温异常，引起油膜振荡；2 进入轴瓦油量不足或中断

10、，油膜破坏；3 蒸汽参数、机组负荷骤变；4 两侧主汽门、调门开度不一致，蒸汽流量偏差大；5 汽缸两侧膨胀不均匀；6 滑销系统卡涩； 7 汽缸金属温差大引起热变形或大轴弯曲；8 轴封损坏或轴端受冷而使大轴弯曲；9 叶片断落和隔板变形；10 转子部件松动或转子不平衡：11 推力瓦块损坏，轴向位移增大或轴瓦间隙不合格；12 前轴承箱内运转部件脱落；13 汽轮发电机中心不正常或起动时，转子弯曲值较大，超过规定值；14凝汽器真空低；15 发电机励磁机引起振动；16 汽轮发电机组各轴瓦地脚螺丝松动；17油中含有杂质，使轴瓦钨金磨损或油中进水、油质乳化。处理1 机组突然发生强烈振动，或清楚听出机组内部发生金

11、属响声，应迅速破坏真空紧急停机；2 运行中发生异常振动 2.1 发现轴承振动逐渐增大，测轴振超过0.127mm或轴瓦振动超过0.05mm应汇报值长，设法消除振动，如轴振超过0.254mm，应立即停机； 2.2运行中突然听到机组内部发生冲击声，同负荷下监视段压力升高，振动明显增大，应立即破坏真紧急停机；2.3当轴瓦振动变化0.015mm或轴振变化0.05mm应查明原因设法消除，当轴瓦振动突然增至0.08mm时，应立即打闸停机；2.4负荷变动时，应降低负荷直至振动消除；2.5如不能直接查清振动原因，应采取降低负荷的措施，若振动或异声仍不能消除，汇报值长。3启动、停机时发生异常振动。3.1启动升速中

12、，600rmin以下转子偏心超过0.076mm，或转速低于1200rmin时，轴承振动超过0.03mm应立即打闸停机。机组通过临界转速时，轴瓦振动超过0.10mm或轴振超过0.254mm，应立即打闸停机。3.2当端部轴封或通流部分发生磨擦应停止启动，汇报值长和有关领导； 3.3停机过程中，端部轴封或汽缸内部清楚听到磨擦声，应立即破坏真空，迅速降低转速到零，并汇报值长；3.4因异常振动停机，应注意惰走时间及仔细倾听机组内部声音，加强连续盘车时间。八、机组甩负荷机组甩负荷，发电机解列，危急遮断器未动作现象（1） 负荷到零，发电机解列，各抽汽逆止门关闭，并发信号；（2）OPC超速保护动作，高、中压调

13、速汽门关闭后，开启到空负荷位置，转速回降到3000rmin左右。（3）汽轮机运行声音突变，转速升高。处理（1） 通过DEH，维持机组3000rmin，锅炉开起对空排汽，加强调整，适当开启高、低压旁路；（2）检查各抽汽逆止门关闭；（3）维持除氧器水位正常，关闭三抽电动门，除氧器汽源切换至辅助汽源，调整凝汽器水位，检查后汽缸喷水应投入。（4） 视情况，切换汽轮机轴封供汽；（5）全面检查机组各部无异常，汇报值长并列带负荷；（6）甩负荷后，10min不能并列，应故障停机。发电机解列，危急遮断器动作(发电机主保护未动作) 现象 （1）负荷到零，发电机解列，机组超速危急遮断器动作；（2）高中压主汽门、调节

14、汽门、各抽汽逆止门、高排逆止门关闭，机组声音突变，转速升高后又下降。（3）主蒸汽压力升高，蒸汽流量表指示接近零。（4）锅炉MFT动作处理 （1）当转速降至3000rmin，解除高压启动油泵联锁，启动交流润滑油泵运行。（2）维持除氧器水位，除氧器倒至辅助汽源。（3）全面检查机组及时将轴封供汽切至辅助汽源，记录惰走时间。（4）转速到零，真空到零，停轴封供汽，投入盘车。（5）停机后，查明调速系统工作失常原因，消除并经试验正常后，方可重新启动。二类一、蒸汽参数异常汽温不变，主蒸汽，再热蒸汽压力异常：现象1主、再热蒸汽压力变化 2 DCS显示报警原因1控制系统故障2机组负荷骤变3主、再热蒸汽系统阀门误动

15、处理1若控制系统故障，引起主、再热蒸汽压力异常，应调节燃料量，恢复主、再热蒸汽压力；2若机组负荷变化过快引起主、再热蒸汽压力异常，应设法稳定负荷，待主、再热蒸汽压力恢复后，再进行负荷变动；3若因主、再热蒸汽系统阀门误动，应查明原因，迅速恢复；4主蒸汽压力在13.9MPa时应向空排汽，主蒸汽压力升至14.7MPa时应打闸停机。5主蒸汽压力低到12.25MPa时，应设法恢复汽压，若不能恢复，应降负荷运行； 6主、再热蒸汽压力变化时，应注意机组振动、声音、差胀、轴向位移及汽轮机上、下缸温差；7汽压下降时应控制各监视段压力不超过最高允许值，主蒸汽流量不大于480th；8若汽压继续下降低于4MPa，将负

16、荷减到0。汽压不变，主蒸汽、再热蒸汽温度异常：现象：1主、再热蒸汽温度变化；2 DCS显示报警。原因:1主、再热蒸汽减温器调节失灵；2锅炉汽包满水；3锅炉燃烧不稳定，燃烧工况变化；4机组负荷大幅度变化；5炉膛结焦或积灰；6煤质变化。处理1若主、再热蒸汽减温器自动失灵，应手动调整，维持机侧主蒸汽温度不超过540；2检查汽包水位，若水位过高，将水位调整至正常水位；3若锅炉燃烧工况变化，引起主、再热蒸汽温度高，在减少燃料量的同时适当减负荷；4汽温545运行超过30min不能恢复正常，按故障停机处理。主、再热蒸汽温度持续升至555，应手动停机；5主、再热蒸汽温差应小于40，当超过40时手动停机；6在运

17、行中主、再热蒸汽温度变化时，应注意机组振动、声音、差胀、轴向位移及汽轮机上下缸温差。7主、再热蒸汽低于525时，应及时调整减温器运行及调整炉内燃烧、调整旁省烟道挡板，恢复汽温。8若汽温降至510时，按下表减负荷。汽温510505500495490485480475470460450负荷MW1351201059075604530150停机9主蒸汽温降至490时，应开启汽机本体、主蒸汽导管疏水，并对金属温度、轴向位移、推力瓦温度加强监视。10主汽温降至460时，减负荷至“0”，450以下打闸停机。11主汽温度lOmin内下降30，应开启主、再热蒸汽管道及本体疏水，汇报值长，并对机组振动、轴向位移、

18、差胀严密监视。12汽温lOmin下降超过50时应立即打闸停机。13主蒸汽温突然下降，蒸汽过热度降至150以下时应立即打闸停机。汽温，汽压同时下降1汽温、汽压同时下降，应核对过热度，同时迅速恢复蒸汽参数，不能及时恢复时，汇报值长，降低负荷，注意监视差胀，轴向位移变化。2当汽温降至4.0mpa,460度的停机温度时，立即故障停机。3严密监视主汽门、轴封、汽缸结合面是否冒白汽或溅出水滴，发现水冲击，应紧急停机。严密监视金属温度及差胀变化。 4注意轴封压力变化，注意凝汽器和各加热器水位变化，及时切换除氧器汽源。5主蒸汽压力、温度同时下降，虽未达到停机温度，但主蒸汽温度低于第一级金属温度50以上时应汇报值长，要求故障停机。 三类一、给水泵汽化现象(1) 水泵及管道内声音异常，振动增大(2) 电流降低或摆动，而后增大(3) 给水泵出口压力、入口压力、平衡压力下降或摆动，出口温度升高(4) 给水母管压力下降原因（1） 除氧器压力突然下降，水位过低（2） 进口滤网堵塞（3） 给水泵流量太小再循环未开处理（1） 开大再循环们（2） 调整除氧器压力、水位，水位低补水时，禁止大量补冷水（3） 当电流降低或摆动后又增大，而汽化现象未消除时，说明平横盘已磨损，应紧急停泵（4） 长时间不能恢复，应立即停泵