火力发电厂汽轮机运行事故处理Word文件下载.docx
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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、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
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
1
2
3
4
5
6
推力瓦任一点
温度℃
113
107
10）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555～565℃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48.5Hz～51.5Hz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℃。
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：
3）用主汽向轴封供汽（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。
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
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17.5MPa～21.7MPa，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求锅炉尽快恢复，主、再热蒸汽温度在545℃～551℃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１℃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℃
495
490
485
480
475
470
465
465以下
负荷MW
300
250
200
150
100
50
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0～225MW范围内，仅允许正温差（即主汽温－再热汽温＝＋△T℃）。
10）机组负荷在225～300MW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
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