汽轮机的事故处理.docx
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汽轮机的事故处理
汽轮机的事故处理部分
1事故处理原则
1.1发生故障时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危胁，找出发生故障的原因，消除故障，同时应注意保持非故障设备的继续运行，必要时设法增加非故障设备的负荷，以保证用户正常供电。
在处理事故过程中，运行人员应保证厂用电的照常供电。
为了完成上述任务，运行人员必须坚守岗位，集中全部精力来保持设备的正常运行，消除所有的不正常情况，正确迅速地执行上级命令。
1.2机组发生故障时，运行人员一般应按照下述方法顺序进行工作，消除故障：
1.2.1根据仪表的指示和机组外部的象征，判定设备已发生故障部位及原因。
1.2.2迅速消除对人身和设备的危胁，必要时应立即解列发生故障的设备。
1.2.3迅速查清故障的性质、发生地点损伤的范围。
1.2.4保证所有未受损害的机组能正常运行。
1.2.5消除故障的每一阶段都需要尽可能地报告值长和分场主任，以便及时采取更正确的对策防止故障蔓延。
1.3消除故障时，动作应当迅速、正确，但不应急躁、慌张，否则不但不能消除故障，反而更使故障扩大。
在处理故障时接到命令应复诵一遍，如果没有听懂，应反复问清。
命令执行后，应迅速向发令者报告。
1.4运行班长在处理事故时受值长的领导，但在集控班组所管辖的范围内，工作完全独立。
发生故障时，班长应迅速参加消灭故障的工作，并尽可能首先通知值长，同时将自己所米取的措施报告值长和分场主任。
值长的所有命令班长必须听从（威胁设备、人身安全除外）。
1.5在现场设备发生故障时，发电分场主任或副主任应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。
1.6从机组发生故障起直到消除故障、机组恢复正常状态为止，值班运行人员不得擅自离开工作岗位。
假如故障发生在交接班的时间，应延迟交接，交班的运行人员应继续工作，并在接班人员协助下，消除故障，直到机组恢复正常运行状态或接到值长关于接班的命令为止。
1.7禁止与消除故障无关的人员停留在发生故障的地点。
1.8班长在机组发生故障时对所属值班员发布的命令，应以值班员不离开原岗位地点就能执行为原则，并使值班员能兼顾到原来岗位工作和继续监视主要仪表指示的情况。
1.9运行人员发现自己不了解的现象时，必须迅速报告班长，共同实地观察研究查清，当发生本规程没有规定的故障象征时，运行人员必须根据自己的知识和判断，主动采取对策，并尽可能迅速把故障情况通知班长。
1.10故障消除后，班长应将所观察到的现象、故障发展的过程和时间，所采取的消除故障的措施，正确的记录在班长运行记录簿上，司机也应同时将机组故障的情况和经过记录在司机运行记录簿上。
2主机部分事故处理
2.1在下列情况下，紧急故障停机
2.1.1汽轮机转速超过危急保安器动作转速，而危急保安器拒绝动作时。
2.1.2汽轮机组突然发生强烈振动。
2.1.3清楚听出汽轮机内部发出金属摩擦声。
2.1.4水冲击。
2.1.5轴封处发生火花。
2.1.6汽轮发电机组任一轴承断油或回油温度急剧升高超过75C或任一推力瓦块
温度突然上升，超过90C。
2.1.7轴承内冒烟。
2.1.8油系统着火，并且不能很快扑灭时。
2.1.9主油箱油位突然降至最低油位以下。
2.1.10转子轴向位移达1.4毫米，推力瓦块温度急剧升高。
2.1.11润滑油压降至0.06〜0.07MPa，处理无效时。
2.1.12发电机内冒烟或氢冷发电机内部爆炸。
2.2在下列情况下，故障停机
2.2.1DEH系统失灵，无法增减负荷或不能维持空负荷运行，经值长同意需停机处理时。
2.2.2主蒸汽管道法兰处强烈喷泄蒸汽。
2.2.3主蒸汽温度低于460C。
2.2.4主蒸汽温度在545〜550C之间连续运行15分钟不能恢复时。
2.2.5主蒸汽温度超过550C,达到551T时。
2.2.6真空降至60KPa负荷减至零仍不能恢复时。
2.2.7当转子和汽缸相对膨胀差超过+3或—1毫米时。
2.2.8EH系统油压下降至9.2Mpa，无法恢复时。
2.2.9EH油箱油位下降至200mm处理无效时。
2.3紧急故障停机操作步骤
2.3.1室内或室外打闸停机，检查自动主汽门、调速汽门、水压逆止门应全关，
负荷到零后，手动发电机解列按钮，若发电机没解列时，立即电话联系电气解列。
2.3.2起动交流润滑油泵。
2.3.3开启真空破坏门，停止射水泵。
2.3.4停止对外供汽及三级抽汽，调整轴封供汽。
2.3.5开启凝结水再循环门，关闭#1低加入口门，停止收能器。
2.3.6关闭电动主汽门。
2.3.7其它同正常停机。
2.4故障停机操作步骤
2.4.1减负荷到零后，停止射水泵，开启真空破坏门，适当降低机组真空，真空降至66.7kpa后,室内或室外打闸停机,检查自动主汽门、调速汽门与水压抽汽逆止门应全关。
2.4.2向主控发出“注意”“机器危险”信号，联系电气将发电机与系统解列
243启动交流润滑油泵。
2.4.4停止对外供汽及三级抽汽，调整轴封供汽。
2.4.5开启凝结水再循环门，关闭1号低加入口门，停止收能器。
2.4.6关闭电动主汽门。
2.4.7其它操作同正常停机。
2.5蒸汽参数偏离额定值
9.22MPa时，联系锅
2.5.1主汽压力超过9.02MPa时，联系锅炉注意汽压升高，达炉降压，超过9.22MPa时，请示值长迅速减负荷故障停机。
2.5.2主汽压力低于8.24MPa时，适当降低负荷，使监视段压力不超过极限值。
2.5.3
主汽温度超过540C时应：
541T时，联系锅炉降低汽温。
545C时，再次联系锅炉降温，并报告值长
主汽温度在545〜550C之间允许连续运行十五分钟，全年累计不超过
二十小时
2.5.3.4主汽温度超过545C时，每升高1C减负荷20MVy550C时负荷减至零
2.5.3.5主汽温度在545〜550C之间连续运行超过十五分钟时，请示值长迅速减
负荷到零故障停机。
2.5.3.6主汽温度达551T时，立即发出“注意”机器危险信号故障停机。
2.5.4主汽温度降低到525C以下时，立即联系锅炉恢复汽温，降低到
510C以下时，开始减负荷，并开启导管、本体（前后）、#2、4调速汽门疏水门。
2.5.5汽温汽压下降
2.5.5.1
继续下降至510°C，
汽压正常，汽温下降至520C,再次联系锅炉恢复正常,
应报告值长，并按下表减负荷，460C以下故障停机。
汽温C
510
505
500
495
490
485
480
475
470
465
460
460以下
负荷MW
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
停机
2.5.5.2汽温正常，汽压下降至8.24MPa寸应联系锅炉恢复正常，下降至8.24MPa以下时，应报告值长，并按下表减负荷，5.79MPa以下故障停机。
汽压MPa
8.24
7.75
7.26
6.77
6.28
5.79
5.79以下
负荷MW
100
80
60
40
20
0
停机
2.5.6主蒸汽参数变化处理时，汽压以自动主汽门前为准，汽温以混合温度为准，如单管温度急剧下降50C以上，应以单管温度为准，对照混合温度，进行故障停机。
2.5.7汽温、汽压、真空同时下降，减负荷数值为各自减负荷值之和。
2.6真空下降
2.6.1发现凝汽器真空下降时，应迅速检查弹簧管真空表与排汽室温度表，确认真空下降后，应迅速查找原因，及时处理，并报告班长
2.6.2真空急剧下降时，应立即检查下列各部位：
2.6.2.1凝汽器循环水出口虹吸。
262.2射水泵电流与压力。
262.3轴封供汽压力。
262.4真空破坏门。
262.5低加水封放水门。
262.6凝汽器热水井放水门。
2.6.3凝汽器真空缓慢下降时，应检查下列部位：
2.6.3.1凝汽器循环水入出口温度。
2.6.3.2射水箱水位、水温。
2.6.3.3射水泵电流与压力。
2.6.3.4凝结水泵电流与压力，凝汽器水位。
2.6.3.5轴封供汽压力。
2.6.3.6低加水位。
2.6.3.7真空系统空气门，汽水门及其法兰是否严密。
2.6.3.8真空破坏门。
2.6.3.9热水井放水门。
2.6.3.10轴封加热器水位、真空。
2.6.4真空下降时按下表减负荷：
真空KPa
86.7
84
81.3
78.7
76
73.3
66.7
60
负荷MW
100
80
60
40
20
10
0
停机
2.6.5真空降至66.7KPa以下高于60KPa时，允许运行三十分钟。
2.6.6真空降落时，在下列情况下，允许机组暂时带下降后真空所对应的负荷运行，但应在最短时间内恢复真空至正常值：
2.6.6.1真空维持一定数值不再下降。
2.6.6.2机组振动正常。
2.6.6.3轴承温度正常。
2.6.6.4监视段压力在规定范围内。
2.6.6.5排汽温度在规定范围内。
2.6.6.6轴封无摩擦。
2.7甩负荷
2.7.1发电机突然甩负荷到零，出口油开关跳闸与电网解列
其象征是：
功率表指示到零，保护动作，自动主汽门、调速汽门、各级抽汽逆止门关闭，监视段压力到零，转速升高后下降，此时应：
2.7.1.1起动调速油泵，断开自动主汽门联锁开关。
2.7.1.2转速降至3000转/分，重新挂闸投入GW空制，设定目标转速3000转/
分，将汽轮机保持3000转/分运行。
2.7.1.3停止对外供汽及三级抽汽。
2.7.1.4调整轴封供汽量（如单机运行时应倒轴封为备用汽源带）。
2.7.1.5开启凝结水再循环门，关小1号低加入口门，停止收能器，保持凝汽器
水位。
2.7.1.6低加疏水导凝汽器，停止疏水泵。
2.7.1.7停止高压加热器。
2.7.1.8注意检查轴向位移、胀差、推力瓦温度、振动、机组声音，氢压和密封油压的变化。
2.7.1.9当胀差出现负值时，向前轴封送入新蒸汽，关闭轴封漏汽至七级抽汽截门，将胀差调整至正值或接近正值。
2.7.1.10全面检查一切正常后，向主控发出“注意”“已准备”好信号。
2.7.2发电机突然甩负荷到零，出口油开关跳闸与电网解列时，如主汽门调速汽门未联动关闭应立即打闸停机，汇报、请示值长是否恢复机组运行，如恢复运行其它操作同2.7.1。
2.7.3保护装置动作，甩负荷到零，发电机未解列时，应进行下列检查与操作：
2.7.3.1检查轴向位移、低真空、低油压、振动保护装置及DEF系统油压、油温、
油位跳机保护动作情况，若动作正确，应按事故停机处理。
2.7.3.2如保护误动，立即报告值长，与值长一同看后，则应立即断开保护开关，
重新挂闸投入GV空制，设定目标转速3000转/分，开启自动主汽门与调速汽门，
恢复汽轮机正常运行。
2.7.3.3汽轮机无蒸汽运行不得超过三分钟，否则应解列。
2.7.3.4通知热工检查保护装置。
2.8水冲击
2.8.1汽轮机水击的主要象征：
2.8.1.1主汽温度急剧下降50C以上。
2.8.1.2主汽压力摆动。
2.8.1.3主汽管法兰、轴封、汽缸结合面冒出白色湿汽或溅出水点。
2.8.1.4清楚听出蒸汽管内有冲击声。
2.8.1.5推力瓦块温度和轴承回油温度升高。
2.8.1.6机组振动逐渐剧烈，机组内部发出金属噪音和冲击声。
2.8.2汽轮机发生水冲击时，立即破坏真空紧急停机，全开本体、导管、电动主汽门前及主蒸汽管道疏水。
2.8.3凡因水冲击紧急停机时应：
2.8.3.1正确记录惰走时间及惰走时真空的变化。
2.8.3.2惰走时仔细倾听汽机内部声音。
2.833检查推力瓦块及回油温度。
2.8.3.4记录轴向位移数值。
2.8.4汽轮机发生水击后，检查各部若正常，可恢复运行，但需加强主蒸汽管道及汽机疏水，注意机组振动及倾听内部声音，若重新启动时转动部分发生磨擦或内部有异音，应立即停机，检查内部。
2.8.5若在汽轮机水击时，推力瓦块温度或轴承的出口油温升高，轴向位移超过
1.4毫米，或惰走时间较正常缩短，必须停机检查推力轴承，并根据推力轴承状态,
决定汽机是否解体检查。
2.8.6为了防止汽机发生水击应：
2.8.6.1当蒸汽温度和压力不稳定及锅炉水位异常升高时，要特别加强对设备的监视。
2.8.6.2加热器水管破裂时，应迅速关闭抽汽逆止门与加热汽门，停止加热器。
2.863假设水通过不严密的抽汽逆止门进入汽轮机时，应迅速停机。
2.864起机时应注意正确的暖管与疏水。
2.9转子轴向位移增大
2.9.1发现转子轴向位移逐渐增大时,应特别注意推力瓦块温度,推力轴承回油
温度，并经常检查和倾听汽轮机运行情况和内部声音，注意振动有无增加.
2.9.2轴向位移超过+1毫米时,应：
2.9.2.1迅速减负荷，使轴向位移至+1毫米以内。
2.9.2.2检查推力瓦块和推力轴承回油温度。
2.9.2.3注意机组振动，倾听机组内部及轴封处摩擦声，报告班长。
2.9.2.4如果轴向位移增大并伴随不正常的声响、噪音和振动，在空负荷下超过1.4毫米时，应破坏真空紧急停机。
2.10机组不正常的振动和异音
2.10.1机组突然发生强裂振动或发出清楚的金属磨擦声音时，应破坏真空紧急停机。
2.10.2在负荷变动情况下，机组发生不甚强烈的振动时或可疑声音，应降低负荷直到振动消除时为止，同时检查：
2.10.2.1润滑油压是否正常。
2.10.2.2轴承入口油温是否正常。
2.10.2.3主汽温度是否正常。
2.10.2.4机组热膨胀是否正常。
2.10.3若机组振动轴向位移增加引起的，应迅速降低负荷，使轴向位移减少到振动消除为止。
若降低负荷无效，并伴随着不正常声音时，则应故障停机。
2.10.4若汽轮机组解除励磁振动消失，提升电压振动增加，则振动为电气方面原因，应通知电气处理。
2.10.5汽轮机转子冲动后，在两端轴封处或通流部分听出清晰的磨擦声应停止启动。
2.10.6机组启动过程中，在1200转/分以下，轴承振动超过0.03mm,通过临界
转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.260mm,应立即打闸停机，严
禁强行通过临界转速或降速暖机。
2.10.7机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.080mm超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.260mn应立即打闸停机；当轴承振动变化土0.015mn或相对轴振动变化土0.05mm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。
2.10.8运行中汽轮机叶片损坏和脱落的象征是：
2.10.8.1通流部分发出不同程度的冲击声。
2.10.8.2机组振动增加。
2.10.8.3监视段压力升高，但负荷没变或减少。
2.10.8.4如末级叶片断落，凝汽器铜管被打坏，会出现凝结水硬度急剧升高或凝结水流量增加的象征。
上述现象，事故时不一定同时出现，因此运行中听到通流部分发出清晰的金属响声或声音不正常时，同时机组剧裂振动时，应破坏真空停机。
2.11油系统工作失常
2.11.1调速油压与润滑油压同时下降时，应迅速启动调速油泵恢复油压，并检查主油泵工作是否正常，如主油泵有异音并越来越大时，应迅速破坏真空紧急停机，并报告班长。
2.11.2油箱油位与油压同时下降时，应检查：
2.11.2.1油管是否破裂，油系统法兰是否漏油。
2.11.2.2开启冷油器水侧出口放空气门，检查水中有无油花，若冷油器铜管漏泄，应请示值长，单台冷油器运行，停止漏泄冷油器，并向油箱补油。
2.11.3主油箱油位下降，油压不变，应检查下列各项：
2.11.3.1事故放油门与油箱放水门是否严密。
2.11.3.2冷油器铜管是否漏油。
2.11.3.3各轴承回油管是否漏油。
2.11.3.4调速油泵与润滑油泵法兰是否漏油。
2.11.3.5密封油箱是否满油，发电机是否进油。
2.11.3.6漏油无法消除时，开启辅助油箱至主油箱补油门，向主油箱补油，起动交流润滑油泵，故障停机。
2.11.4油压降低，油位不变，一般是压力油漏到油箱中去或主油泵吸入侧滤网
堵塞，此时应：
2.11.4.1启动调速油泵，将油压恢复正常。
2.11.4.2检查主油泵和溢油伐是否正常。
2.11.4.3润滑油泵出口逆止门是否严密。
2.11.4.4油箱回油是否增加。
2.11.5一个或几个轴承油量减少，出口油温急剧升高，超过极限或轴承断油冒烟时，应手动危急保安器，破坏真空紧急停机。
2.11.6各轴承温度普遍升高时，应开大冷油器冷却水门，并检查滤过网是否堵塞。
2.11.7在启动汽轮机过程中，若调速油泵发生故障，则应迅速起动润滑油泵停机。
若主油泵已接近工作转速，应迅速提升转速至额定转速。
2.11.8汽轮机运行中油系统着火时应：
2.11.8.1采取有效措施迅速灭火，保证机组安全。
2.11.8.2火灾不能立即扑灭，直接威胁机组安全时，应破坏真空停机，停机时起动润滑油泵，严禁起动调速油泵运行。
2.11.8.3火灾无法控制或危急油箱时，应立即开启事故放油门，并通知电气，排除发电机氢气。
2.11.8.4切断电气设备电源。
2.12失火
2.12.1汽机室内失火，尚未延及机组设备和油管时应：
2.12.1.1迅速通知消防队，值长及分场主任。
2.12.1.2在消防队没有到来之前，应立即使用消防设备灭火，失火地点有电线时，必须先切断电源。
2.12.1.3设法防止火灾蔓延，在火灾威胁机组安全时，取得班、值长的同意，故障停机。
2.12.1.4司机必须坚守岗位，加强对机组的监视，司机处理火灾的范围，仅限
于直接管辖的机组。
2.12.2在各种情况下灭火方法：
2.12.2.1未浸油类物质着火时，可用沙子、水和泡沫灭火剂灭火。
2.12.2.2浸有油类物质着火时，可用沙子及泡沫灭火剂灭火。
2.12.2.3油箱和油管路着火时，应用泡沫灭火剂或湿雨布灭火，不许用水或沙子，火势严重威胁机组安全时，可故障停机；火势严重威胁油箱安全时，可将油箱油排出，破坏真空紧急停机。
2.12.2.4带电的电动机线圈或电线、电缆着火时，应先切断电源，然后灭火，但不许使用沙子。
2.12.3发电机爆炸时应：
2.12.3.1立即打闸停机，同时手动解列按钮，破坏真空。
2.12.3.2起动调速油泵。
2.12.3.3待发电机解列去掉励磁后，立即联系电气向发电机内充二氧化碳。
2.12.3.4转速降至500转/分时，重新挂闸投入GV空制，设定目标转速，恢复
真空，保持机组300转/分运行，火灾消除后，接到值长的通知后停止汽轮机。
2.12.4励磁机着火或冒烟时，应立即通知主控换备用励磁机，联系值长适当减少负荷，确认励磁全部去掉后，用四氯化碳灭火剂灭火，如火不能很快扑灭时或主控通知停机时，可破坏真空停机。
2.13厂用电全停
2.13.1厂用电全停的象征是：
照明熄灭（事故照明除外），现场声音变静，交
流电动机全停，电流到零，循环水水压到零，真空下降，凝汽器水位升高，EH由
泵跳闸，DEF保护动作，机组跳闸，主汽门、调速汽门全关，此时应：
2.13.1.1投入直流密封油泵。
2.13.1.2发电机负荷到零后向电气发出“注意”“机器危险”信号通知电气解
列发电机，注意发电机无蒸汽运行不得超过3分钟。
2.13.1.3起动直流润滑油泵，开启真空破坏门。
2.13.1.4注意机组胀差、轴向位移、冷油器出口油温、发电机氢温及油压变化并及时调整。
2.13.1.5断开所有交流电动机操作开关和联锁。
2.13.1.6维持空氢侧直流密封油泵正常运行。
2.13.1.7关闭所有倒转泵出口门。
2.13.1.8其它操作同正常停机操作。
2.13.1.9注意电源恢复后，立即启动设备。
2.13.1.10做好记录，报告班长。
2.14周波及负荷急剧变化
2.14.1周率变化
2.14.1.1汽轮机不允许周率超出50±0.5赫芝的情况下运行，否则应迅速联系主
控将周率恢复正常；若被迫在低周率下运行时，应检查：
a轴向位移是否增大。
b推力瓦块温度与推力轴承回油温度是否升高。
c机组振动情况。
d及时倾听机组声音，发现问题立即采取措施。
2.14.1.2若周率下降影响主油泵工作，已威胁机组正常运行时，则应投入调速油泵，保持调速油压与润滑油压正常。
2.14.1.3周率下降时应注意各泵电机电流变化，如超过额定值致使电机过热出现异常情况，及时报告班长采取措施。
2.14.2负荷骤然升高
2.14.2.1负荷骤然升高时应：
a迅速检查调速汽门位置并校对功率表，若负荷确实超过规定值，及时调整负荷至正常。
b检查推力瓦块温度与回油温度。
c倾听机组内部声音及检查振动情况，汽温、汽压、油温及真空是否正常；d检查凝汽器与加热器水位是否正常。
e轴向位移与胀差应正常。
2.15汽轮机严重超速
2.15.1汽轮机转速超过危急保安器动作转速，继续上升的象征是：
2.15.1.1转速表与周波表指示升咼。
2.15.1.2机组发出不正常的声音。
2.15.1.3调速油压升高。
2.15.1.4机组振动增大。
2.15.2处理方法
2.15.2.1立即打闸停机，全开真空破坏门。
2.15.2.2迅速检查自动主汽门，调速汽门，抽汽逆止门应严密关闭，如转速仍有上升趋势，应立即关闭电动主汽门、各级抽汽截门。
2.15.2.3起动交流润滑油泵，查清原因并消除后，方可重新启动。
2.16管道故障
2.16.1主蒸汽管道破裂及故障时应：
2.16.1.1迅速查明破裂和故障点。
2.16.1.2采取一切办法，切断故障管道，并注意人身安全。
2.16.1.3若管道破裂威胁机组安全运行时，应破坏真空停机。
2.16.1.4开启汽机室窗户放掉蒸汽。
2.16.2主蒸汽管法兰结合面盘根损坏时应：
2.16.2.1设法减少蒸汽的漏泄。
2.16.2.2如强烈喷泄蒸汽时，应隔断发生漏泄的管道，在现场有蒸汽聚集时，应开启周围的窗户。
2.16.2.3故障管路不能迅速隔开，且汽管法兰损坏程度足以威胁机组安全运行时，应立即停机。
2.16.3凝结水管路发生故障时应：
2.16.3.1切断故障管路。
2.16.3.2如影响除氧器供水时，则应迅速减负荷，将凝结水排入地沟。
2.16.3.3如故障段不能切除，影响机组安全运行时，应故障停机。
2.16.4抽汽管道破裂时应：
2.16.4.1迅速关闭抽汽逆止门，切断故障管路。
2.16.4.2若关闭抽汽逆止门仍不能切断时（如逆止门前至汽轮机一段管路）应
减少负荷至漏泄消除为止，并立即通知检修处理。
2.1643如故障部分不能切除，威胁机组安全运行时，应立即停机。
2.16.5为防止抽汽管路故障，长期备用管路投入前，必须进行疏水暖管，将管路疏水全部排除，为此首先开启逆止门前后疏水门，直到疏水全部排除为止。
2.16.6循环水管路破裂时，应切换运行方式，隔断故障管路，必要时凝汽器可半侧运行，要加强监视冷油器出口油温
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