汽机事故预想.docx

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汽机事故预想

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〕进展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。

假设未关严，应设法关严假设发现转速继续升高，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，那么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。

并网前必须进展危急遮断器注油试验，并网后，还须进展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、部声音、轴承温度、轴向位移、推力轴承温度等进展重点检查与监视，发现异常应停顿启动。

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，汽轮机平安监控系统各参数显示正确，否那么制止启动，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，严禁进展超速试验。

5〕严格按规程要求进展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〕应定期进展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、油品质监视，品质符合规定。

10〕转速监测控制系统工作应正常。

11〕检查OPC功能应正常。

2汽轮发电机组振动大

2.1主要危害

造成轴承损坏，动静摩擦，甚至造成重大设备事故。

2.2现象

1〕TSI振动指示增大。

2〕DCS“汽轮机轴振大〞声光报警。

3〕DCS“汽轮机轴承振动大〞声光报警。

4〕就地实测机组振动大。

2.3原因

1〕机组发生油膜振荡。

2〕动静碰磨或大轴弯曲。

3〕转子质量不平衡或叶片断落。

4〕轴承工作不正常或轴承座、盖松动。

5〕汽轮机进冷汽、冷水或汽缸变形。

6〕中心不正或联轴器松动。

7〕滑销系统卡涩造成膨胀不均。

8〕润滑油压严重下降或油温过高，使轴承油膜破坏或供油中断。

9〕氢温过高或过低，各组冷却器氢温不平衡，发电机两侧风温相差过大。

10〕发电机励磁不正常或三相电流不平衡。

11〕机组负荷、进汽参数骤变。

12〕发电机或系统发生振荡。

13〕机组启动过程暖机不充分。

14〕蒸汽激振

2.4处理

1〕在启动过程中，进展如下处理：

a.启动过程中，假设因振动超限或振动保护动作停机，当转速降至零时，应立即投入盘车，偏心度合格前方可重新启动，严禁盲目启动。

b.制止将汽轮机转速停留在临界转速围之。

2〕加负荷过程中振动增大，应停顿加负荷进展观察。

待振动稳定后，方可继续增加负荷，重新加负荷时，应注意振动变化趋势，假设振动再次增大时，那么制止继续增加负荷，汇报领导，研究处理。

3〕运行中振动增大，就地实测确认后，应检查轴承根底，地脚螺栓紧固情况，检查汽温、汽压、偏心度、真空、缸体壁温差、汽缸膨胀、轴向位移、润滑油压力、温度、回油油流、排汽温度、发电机电流等参数变化情况，发现异常及时调整。

4〕机组轴振动达0.125mm报警，应查明原因。

假设机组轴振动达0.250mm，汽轮机应自动跳闸，否那么手动停机。

5〕确认汽轮机部发生明显的金属撞击声或汽轮机发生强烈振动，应立即破坏真空紧急停机。

6〕检查轴承金属温度及润滑油温、油压是否正常，不正常那么进展调整。

7）由于发电机三相电流不平衡引起的振动，应降低机组负荷，查明发电机三相电流不平衡的原因，予以消除。

8〕调整氢冷器冷却水流量，使两侧氢温相等。

9〕检查汽轮机有关进汽阀是否误关，假设误关设法恢复或采取降负荷措施降低振动。

10〕假设机组负荷或进汽参数变化大引起振动增加，应稳定负荷及进汽参数，同时检查缸胀、胀差、轴向位移、上下缸温差变化情况及滑销系统有无卡涩现象，待上述参数均符合要求，振动恢复正常后再进展变负荷。

3轴承损坏

3.1主要危害

造成轴瓦、轴颈损坏，严重时发生动静摩擦导致汽轮机损坏。

3.2现象

1〕轴承金属温度明显升高或轴承冒烟，回油温度升高。

2〕推力轴承损坏时，推力瓦块金属温度及轴向位移发生变化。

3〕推力轴承监视保护报警。

4〕汽轮机振动增加。

3.3原因

1〕主油泵、冷油器等故障造成润滑油压降低、轴承断油或润滑油量偏小。

2〕润滑油温偏高或油质不合格。

3〕轴承过载或推力轴承超负荷，盘车时顶轴油压低或未顶起。

4〕轴承间隙、紧力过大或过小。

5〕汽轮机进水或发生水冲击。

6〕通流局部严重结垢。

7〕长期振动偏大。

8〕交、直流油泵未按规定投运。

9〕发生汽轮机单侧进汽或进汽发生突变，导致推力轴承磨损。

10〕大轴接地不好，轴瓦绝缘不好，轴电流使轴瓦烧损。

3.4处理

1〕运行中发现轴承损坏应立即紧急停机并破坏真空，同时还应防止汽缸进冷水、冷汽和大轴弯曲。

2〕因轴承损坏停机后盘车不能正常投入运行时，应采取手动盘车方式。

3〕在事故处理时，润滑油系统、密封油系统运行正常。

3.5防措施

1〕润滑油压低保护必须正确投入，润滑油压低时应能正确、可靠地联动交流、直流润滑油泵。

为确保防止在油泵联动过程中瞬连续油的可能，要求当润滑油压降至0.115MPa时报警，联动交流润滑油泵，降至0.105MPa时联动直流润滑油泵，降至0.07MPa低油压保护动作停机，投盘车，降至0.03MPa时停盘车。

2〕按规定定期进展润滑油泵自启动试验，保证处于良好的备用状态。

3〕加强油温、油压的监视调整，严密监视各轴承金属温度及回油温度，发现异常应按规程规定果断处理。

4〕运行中油泵或冷油器的投停切换应缓慢平稳，有专人监视油压变化，严防断油烧瓦。

5〕机组运行中保证油净化装置运行正常，油质应符合标准。

6〕防止汽轮机进冷水、冷汽引起大轴弯曲、轴承振动及通流局部损坏。

7〕汽轮发电机转子应可靠接地，轴瓦绝缘合格。

8〕加强油箱油位及滤网前后压差监视，确保在合格围。

4叶片损坏

4.1主要危害

造成汽轮机动静摩擦碰磨、转子质量不平衡发生振动，甚至造成大轴弯曲。

4.2现象

1〕振动增大。

2〕有金属撞击声或盘车时有摩擦声。

3〕凝结水硬度可能增大。

4〕某监视段压力异常，轴向位移异常变化，推力轴承金属温度及推力轴承回油温度异常升高。

4.3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。

3〕汽轮机发生水冲击。

4〕汽机动静摩擦。

5〕异物进入。

6〕投入供热运行时，供热参数偏离正常值。

4.4处理

1〕汽轮机叶片在运行中损坏或断落，不一定同时出现上述全部现象，但出现以下现象之一时，应立即破坏真空紧急停机：

a．汽轮机部有明显的金属撞击声或摩擦声。

b．汽轮机通流局部发出异声，同时机组发生强烈振动。

c．机组振动明显增大，并且凝结水导电度、硬度急剧增大，无法维持正常运行。

2〕发现以下情况，应汇报值长及专业人员，进展分析后处理：

a．运行中发现凝结水导电度、硬度突然增加，应检查机组振动、负荷、凝汽器水位，同时汇报值长，通知化学化验凝结水水质。

b．调节级压力或某一段抽汽压力异常变化，在一样工况下汽机负荷下降，轴向位移和推力轴承金属温度有明显变化，并伴有机组振动明显增大，应汇报值长，尽快申请减负荷停机。

4.5防措施

1〕严防汽轮机超速及水冲击。

2〕控制汽轮机在规定的参数、负荷下运行，防止低汽温、低真空、低频率及超负荷运行。

3〕加强汽水品质监视。

4〕重视汽轮机停机后的养护。

5〕A、B级检修时进展叶片测频及探伤。

5大轴弯曲

5.1主要危害

引起汽轮机强烈振动或动静碰摩，严重时导致汽轮机损坏。

6.6.5.2现象

1〕汽轮机转子偏心值、盘车电流超限，连续盘车4h不能恢复到正常值。

2〕机组振动随转速升高而增大，临界转速振动比正常情况显著增大。

5.3原因

1〕汽轮机发生振动或动静局部发生碰磨。

2〕汽轮机发生水冲击，特别是启停机或停机后操作维护不当造成汽缸进水或冷汽。

3〕停机后转子在高温情况下停转时间过长。

4〕上、下缸温差大造成热弯曲。

5.4处理

1〕确认大轴弯曲，应立即紧急停机，未查明原因并消除前不得再次启动。

2〕停机后立即投入盘车。

当盘车电流比正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。

当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后再手动盘车180°。

3〕停机后因盘车故障暂时停顿盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180°，待条件允许后及时投入连续盘车。

4〕当盘车盘不动时，不应采用吊车强行盘车，以免造成通流局部进一步损坏。

同时可采取以下闷缸措施，以消除转子热弯曲。

a.关闭进入汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体、抽汽管道疏水门，进展闷缸。

b.严密监视和记录汽缸各局部的温度、温差和转子晃动随时间的变化情况。

c.当汽缸上、下温差小于50℃时，可手动试盘车，假设转子能盘动，可盘转180°进展自重法校直转子。

d.转子屡次180°盘转，当转子晃动值及方向回到原始状态时，可投连续盘车。

e.在不盘车时，不允许向轴封送汽。

5〕机组启动冲转过程中当转速在600r/min以下时，应密切监视偏心值的变化，当偏心值大于原始值的1.1倍时，应手动停机，重新盘车。

5.5预防要点

1〕汽轮机冷态启动前应连续盘车至少2～4h，热态启动不小于4h，应检查转子偏心值及盘车电流应正常。

2〕冲转前发生转子弹性热弯曲应适当加长盘车时间，偏心值大于原始值的1.1倍时，不得进展冲转操作，升速中发现热弯曲应加长暖机时间，热弯曲严重或暖机无效时应停机处理。

3〕汽轮机轴封供汽前应先启动盘车运行正常，根据缸温选择供汽汽源，充分暖管，保证供汽温度过热度在20℃以上。

4〕汽轮机转子偏心度超过原始值的1.1倍时制止冲转。

5〕汽轮机启动时应充分暖管、疏水，严防冷水或冷汽进入汽轮机。

6〕严格按照典型启动曲线升温、升压进展暖机，主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。

蒸汽过热度不低于50℃。

7〕严格监视振动、胀差、缸胀、轴向位移、汽缸滑销系统等正常，防止动静碰摩引起大轴弯曲。

8〕汽轮机升速时，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。

6轴向位移增大

6.1主要危害

推力轴承损坏，严重时导致汽轮机动静局部摩擦。

6.2现象

1〕轴向位移异常增大超限，“汽机轴向位移大〞报警发出。

2〕轴向位移增至极限值机组跳闸。

3〕推力轴承、回油温度异常升高。

4〕机组振动增大。

5〕严重时汽轮机本体有摩擦声。

6.3原因

1〕机组负荷、蒸汽或抽汽流量瞬间突变。

2〕蒸汽参数及过热度下降或汽轮机水冲击。

3〕凝汽器真空突然降低。

4〕推力轴承断油或磨损。

5〕叶片结垢严重或断落。

6〕发电机转子窜动

7〕表计失常。

8〕汽轮机动静局部摩擦

6.4处理

1〕发现轴向位移值增大，应立即检查负荷、主再热及供热蒸汽参数、凝汽器真空，调节级压力及各监视段压力、推力轴承金属及回油温度、缸胀、胀差、上下缸温差、振动、机组部声音变化情况。

2〕假设机组其他参数未发现异常，汇报值长减负荷，使轴向位移恢复至正常围，同时通知热工校验表计。

3〕假设因真空变化引起轴向位移增大，应设法恢复正常真空。

4〕假设因锅炉蒸汽参数变化，蒸汽或抽汽流量突变引起轴向位移异常变化时，应尽快恢复蒸汽或抽汽参数正常或稳定，必要时限制蒸汽或供热流量。

5〕当轴向位移值超过+1.2mm或-1.65mm，应紧急停机。

6〕当轴向位移值增大，机组转动局部出现金属撞击声或伴有强烈振动，应按紧急停机规定处理。

7汽轮机进水

7.1危害

引起汽缸变形、动静间隙消失或发生碰摩、叶片损坏、大轴弯曲等。

7.2现象

1〕主、再热蒸汽温度突降，过热度减小。

2〕汽缸缸外壁温差明显增大。

3〕轴向位移增大，推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧上升。

4〕推力瓦及回油温度升高。

5〕机组发生强烈振动。

6〕主蒸汽或再热蒸汽管道振动，高、中压主汽门，高、中压调门，任一抽汽电动门门杆或从进汽管法兰、轴封、汽缸结合面处冒出白汽或溅出水滴。

7〕盘车状态下盘车电流、偏心值增大。

7.3原因

1〕锅炉汽水别离器满水。

2〕负荷急剧变化或煤水比失调，主蒸汽、再热蒸汽温度急剧降低。

3〕加热器、除氧器满水倒灌进入汽轮机。

3〕轴封供汽疏水不畅或减温水门开启过大，抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。

4〕凝汽器水位控制失灵，凝汽器满水。

5〕主、再热器减温水调整不当。

6）主、再热器管道疏水不畅。

7.4处理

1〕确认汽轮机发生进水，应紧急停机，破坏真空。

2〕开启汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水阀,充分疏水。

3〕尽快切断有关汽、水源，加强主、再热汽管、本体抽汽管道、轴封汽母管等有关系统的疏水

4〕停机惰走过程中应注意监视振动、轴向位移、胀差、轴承温度等参数，倾听汽轮机部声音，记录惰走时间。

惰走时间明显缩短，应逐级汇报，决定是否揭缸检查，否那么不准重新启动。

5〕如因加热器、除氧器满水引起汽轮机进水，应立即停用满水的加热器或降低除氧器水位，并开启疏水门。

5〕汽轮机在盘车状态发现进水，必须保持盘车运行一直到汽轮机上下缸温差恢复正常。

确认有关缸体疏水开启，同时加强汽轮机部声音、转子偏心值、盘车电流的监视。

6〕汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机进展盘车。

7〕汽机进水停机后24小时严禁启动，再启动时必须检查上下缸温差，转子偏心正常。

7.5防措施

1〕机组应有足够数量和可靠的汽缸金属温度测量元件和参数显示，保证缸体温度显示画面正常，并定期进展校验。

2〕机组启动前应确认防进水保护正常。

3〕机组运行中应定期进展汽轮机防逆流保护试验，并检查动作正常。

4〕加热器、除氧器水位调整应平稳，水位报警及联锁保护应可靠。

5〕停机时应按规定进展疏水，检查各疏水阀动作正常。

极热态开机可在冲转前疏水5min后关闭，以防疏水系统的水及冷汽返回汽缸。

6〕疏水管道阀门应定期清理检查，确保畅通及能够关闭严密。

8真空下降

8.1现象

1〕凝汽器真空下降。

2〕低压缸排汽温度上升。

3〕“凝汽器真空低〞声光报警。

4〕凝结水温度不正常上升。

5〕机组负荷减少，或主蒸汽流量增大

6〕轴向位移增大。

8.2原因

1〕循环水泵故障跳闸，备用泵未自启动或循环水量缺乏。

2〕轴封供汽缺乏或中断

3〕真空系统管道和设备损坏、泄漏。

4〕汽轮机或小汽轮机大气薄膜破坏。

5〕真空测量系统的排污门误开。

6〕真空破坏门误开。

7〕补水箱水位低，从补水系统拉空气进入凝汽器。

8〕备用循环水泵出口阀误开造成循环水量减少。

9〕真空泵水位异常、真空泵冷却器脏污或冷却水缺乏、运行真空泵进口气动蝶阀误关或备用真空泵进口气动蝶阀误开。

10〕凝汽器热井水位过高。

11〕进入凝汽器的高温高压疏水阀误开，凝汽器热负荷增大。

12〕运行真空泵跳闸，备用泵未联启。

8.3处理

1〕发现真空下降，首先应对照低压缸排汽温度进展确认并查找原因，进展相应处理。

2〕发现真空下降时，应迅速核对就地真空表指示及DCS真空显示，核对汽轮机排汽温度的变化，只有在真空下降，同时排汽温度也相应上升情况下，才属于汽轮机真空真正下降。

3〕真空下降时，运行人员应迅速查明原因，当凝汽器真空下降至-87.5kPa检查备用真空泵应自启动，否那么手动启动备用真空泵，并根据真空下降情况降负荷〔减负荷速率视真空下降的速度决定，维持真空在-87.5kPa以上〕。

4〕当凝汽器真空下降至-75.5kPa，汽机跳闸，否那么应打闸停机。

5〕在真空下降过程中，应密切监视低压缸排汽温度，当低压缸排汽温度达52℃时，确认低压缸喷水阀翻开；假设低压缸排汽温度达80℃时报警发出，排汽温度达107℃，那么打闸停机。

6〕当真空到达跳闸值时，汽轮机保护应自动脱扣；否那么手动打闸汽轮机，按故障停机处理。

7〕因真空系统管道泄漏或设备损坏而造成真空下降时，除按正常处理外，应立即隔绝故障局部系统和设备。

假设隔绝无效，但能维持汽轮机运行时，应汇报领导，真空不能维持时那么减负荷直至停机。

8〕检查循环水系统

a.循环水压力是否正常，假设循环水压力低，检查循环水泵运行是否正常，假设不正常、启动备用循环水泵，检查循环水泵入口滤网是否堵塞，及时清理。

b.凝汽器管板是否脏污，假设凝汽器进水压力增大，循环水泵电流下降而真空逐渐下降，那么管板脏污，此时应进展凝汽器半边解列清洗。

c.检查凝汽器热井水位是否正常，假设凝结水温度下降，真空逐渐下降，那么为热井水位过高，此时应设法恢复水位正常。

d.检查循环水出水压力是否正常，假设出水压力异常上升同时循环水出水温度增大，那么循环水回水不畅，检查凝汽器循环水出水阀是否被误关，并进展相应处理。

e.如循环水全部中断，无法恢复时，应立即打闸停机，并关闭凝汽器循环水进出水门，待凝汽器排汽温度下降到50℃左右时，再向凝汽器通循环水，同时要检查低压缸平安门薄膜有无破损。

f.检查运行循环水泵出口阀是否误关、备用循环水泵出口阀是否误开，假设有误关〔或误开〕应立即恢复正常。

9〕检查真空泵运行状况

a.检查真空泵水位是否正常，假设不正常应手动调节至正常。

b.检查真空泵冷却器是否脏污，假设脏污那么进展清洗。

检查冷却水水温是否正常，过高投入深井水。

c.检查运行真空泵进口蝶阀是否误关，假设误关设法将其翻开。

d.检查备用真空泵进口蝶阀是否误开，假设误开设法将其关闭。

e．运行真空泵跳闸，备用泵未联启，应手动启动备用泵。

10〕检查轴封系统

a.轴封母管压力是否正常，假设压力低，及时调整轴封汽压力值至正常，因某种原因造成轴封汽中断时，如真空急速下降，那么应立即脱扣，如真空下降缓慢，那么采取措施恢复轴封汽。

b.假设轴封加热器风机故障跳闸，或轴封加热器负压低，启动备用风机，检查轴封加热器U型水封是否破坏，水位是否高；假设两台轴封加热器风机均不能运行时，且不能在短时间恢复，应严密监视机组真空和胀差变化情况。

c.如果轴封加热器严重泄漏，不能维持轴封系统运行时，汇报领导，申请停机。

d.如溢流调节门失控，应关小调节门前截门。

如轴封调节门失控，应开启调节门旁路。

如轴封汽温低，应开启疏水门，查看并关闭轴封汽减温水门。

必要时可切换辅汽或冷再蒸汽供轴封用汽。

11〕检查真空破坏门是否误开，假设误开立即关闭；

12〕凝结水储水箱水位过低时，关闭凝汽器补水调门及手截门，同时联系化学对储水箱补水。

13〕检查锅炉启动疏水、暖风器疏水等外围设备至凝汽器疏水门是否关严且无漏。

9主、再热蒸汽参数异常

9.1主要危害

超温超压或低温除对汽轮机经济运行产生影响外，对汽轮机寿命的影响也非常大。

转子的高温蠕变寿命损耗随超温时间成正比例地增大，而低温那么造成末级叶片水蚀。

9.2原因

1〕锅炉控制失常或减温水异常。

2〕高压旁路阀误开或泄漏。

3〕高压缸排汽压力、温度偏高。

4〕高压缸抽汽突然停用。

9.3处理要点

1〕蒸汽参数超过规定围时，应及时调整恢复正常，同时加强对机组振动、声音、缸胀、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、高中压缸排汽温度、汽缸金属温度的监视，并对汽轮机进展全面检查。

2〕详细记录越限值及越限时间。

3〕假设参数达极限值应按规定停机。

9.4主蒸汽压力异常处理

1〕观察高压调门开启情况，假设为定压运行，应及时调整机前压力设定。

2〕假设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展负荷调整。

3〕主蒸汽压力超过额定压力的120％的累计运行时间全年不得超过12h，每次不超过15分钟。

6.6.9.5主、再热蒸汽温度异常处理

1〕主、再热蒸汽温度上升至“额定温度+14℃〞，全年累计运行时间不超过400h。

2〕主、再热蒸汽温度上升至“额定温度+28℃〞，运行15min仍不能恢复或超过“额定温度+28℃〞，应故障停机；且全年累计运行时间不超过80h。

3〕主汽门前蒸汽温度低于下表中各负荷点对应值或发生主汽温10分钟下降50℃时应紧急停机。

负荷

350MW（100%）

280MW（80%）

210MW（60%）

140MW（40%）

允许最低主汽温度

520℃

505℃

480℃

452℃

4〕高、中压主汽门前两侧温差要小于14℃，当不正常温差到达28℃，运行15min仍不能恢复或大于28℃时应故障停机。

发生二次不正常情况的时间间隔应大于4h。

5〕运行中汽温变化时，应加强对机组振动、声音、胀差、缸胀、轴向位移、推力轴承温度、汽轮机上下缸温差变化情况的监视。

10润滑油系统工作失常

10.1主要危害

1〕润滑油系统失常导致轴承损坏。

2〕油系统泄漏易导致火灾发生。

10.2油压下降，油位不变

1〕原因：

a.主油泵或射油器工作失常。

b.交、直流润滑油泵出口逆止门不严。

c.润滑油系统表计失灵。

d.润滑油溢流阀工作失常。

e.压力油管道系统漏。

2）处理：

a.检查主油泵进出口油压，假设进出口油压同时下降，应判断为主油泵工作失常，润滑油压降至0.07MPa，交流油泵应自启动，油压下降至0.07MPa，直流油泵应自启动，否那么手动启动交流油泵或直流油泵。

注意监视汽轮发电机组各轴承温度和油温变化，汇报有关领导。

b.检查注油器工作是否正常。

c.检查交、直流油泵是否倒转，止回阀是否严密。

如不严密联系检修处理，假设在运行中无法检修应申请停机处理。

d.润滑油压低至0.07MPa，低油压保护应动作破坏真空紧急停机。

e.表计失灵时联系热工人员校对表计。

10.3油位下降或升高，油压不变

1）原因:

a.冷油器轻微泄漏。

b.润滑油、密封油系统漏油。

c.润滑油或密封油系统误操作。

2）处理：