300MW仿真机汽机常见事故处理.docx

1、300MW仿真机汽机常见事故处理#2高加泄漏现象#2高加水位异常，#2高加正常疏水门及事故疏水门开大，给水泵AB出口流量之和与省煤器入口流量偏差大。1监视汽机运行参数时，发现#2高加水位异常。2检查#2高加正常疏水门及事故疏水门动作正常，疏水阀开度比正常运行偏大。3检查比较给水泵AB出口流量之和与省煤器入口流量偏差，偏差增大。4正确判断#2高加水侧泄漏。5汇报教练员，请求解列高加并限制机组负荷至90%。6CCS控制切BASE，降低机组负荷。7稳定主再热蒸汽参数，控制汽包水位在正常范围。8关闭#1、#2、#3高加抽汽电动门，确认抽汽管道各疏水阀联开。9高加切除后，注意主、再热汽温的变化，及时调整

2、减温水流量，防止汽温超限。10隔离高加水侧：先开高加旁路门（三通阀），完全开启后，手动关闭高加出口门。11就地关闭高加给水注水门，打开水侧放水门泄压。12高加解列完毕，全面检查机侧TSI各参数、各监视段压力、除氧器水位、热井水位、给水泵、凝泵运行正常，检查疏扩二温度及减温水已开启。13检查锅炉、电气侧主要参数在正常范围内。14检查高加#1、#2、#3抽汽电动门关闭严密并切电。（仿真机未做高低加系统，以下均口述）15关闭#1、#2、#3高加连续排汽手动门16关闭#1高加至#2高加逐级及事故疏水调阀后手动门，关闭#2高加至#3高加逐级疏水调阀前手动门17检查#2高加汽侧压力为0，开启#2高加汽侧排

3、气门18开启#2高加汽侧、水侧放水门19通知检修处理。20拆除安全措施21关闭汽、水侧放水门，开启#1高加出口管道放空气门22开启高加出口电动门注水门高加注水，连续冒水后关闭（以上口述）23（操作）开启高加出口电动门，到位后开启入口电动门（检查给水流量稳定）24开启抽汽逆止门，按#3、#2、#1顺序点动开启抽汽电动门，控制加热器出口水温，升温率3/min25开启#1、#2、#3高加连续排汽手动门，26调整#1、#2、#3高加水位正常，并计算下端差是否正常。汽轮机凝汽器A侧铜管破裂现象热井水位明显升高。处理1监视机组运行参数，热井水位明显升高。2检查发现凝汽器水位快速上升、凝汽器A侧循环水出口压

4、力由120KPa缓慢下降至90KPa，A侧循环水温逐渐上升。3正确判明凝汽器A侧铜管破裂。 4汇报教练员，要求快速减负荷至150MW-160MW5切除CCS，打跳磨煤机A，投入CD层油枪后，打跳磨煤机B，控制主再热汽温，负压，汽包水位、除氧器、热井水位等正常6开启#5低加出口管道放水电动门（就地画面开启电动门前手动门），或者开启除氧器放水至定排手动门，降低热井水位。7中辅汽源切换至母管，开启中辅至轴封供汽电动门，检查调整轴封压力正常40KPa。8快速减负荷过程中，检查监视DEH上各参数正常9停止吹灰、定排等工作，关小连排。10负荷200MW以下（就地画面）关闭A侧侧凝汽器汽侧空气门，注意其真空

5、值的变化，若真空急剧下降应立即中止操作。11机组负荷200MW以下，关闭凝汽器A侧循环水入口、出口电动门，检查机组真空回头12通知胶球清扫值班员检查关闭A侧凝汽器胶球清洗出入口门。13开启A侧凝汽器水侧放空气门及水侧放水门。（口述）14切除凝汽器A侧循环水电动门及胶球泵电源。15机组真空回头，检查燃烧稳定，撤出油枪，稳定各参数在正常范围内，检查热井水位缓慢下降，关闭#5低加出口放水门。16根据真空，停运一台循环泵。（口述不必操作，仿真机停运一台循环泵真空下降过快）17注意监视汽轮机#3、4轴承振动、油温和金属温度变化。18教练员告凝汽器A侧铜管消缺结束19拆除安全措施，电动门及胶球泵电源送电正

6、常。20关闭各放水门，稍开凝汽器A侧循环水出口门充水，水侧放空气门见水后关闭空气门，全开凝汽器循环水出口门，开启A侧循环水入口门。21就地开启A侧凝汽器汽侧空气门，注意凝汽器真空值应上升。22汇报教练员，逐步将机组负荷加至正常。小机A#1主油泵故障跳闸，#2主油泵联动正常现象小机A#1主油泵跳闸，备用#2油泵联启正常，导致汽泵A跳闸，汽包水位急剧下降处理1监视汽机运行参数，发现DCS“小机A#1主油泵故障跳闸”“给水泵汽机A跳闸”报警。2检查电泵自启，否则迅速手启电泵。 3提高电泵转速，监视电泵入口压力大于1.05MPa，维持汽包水位正常。4判断汽泵A跳闸原因为#1主油泵跳闸，备用#2油泵联启

7、正常，汇报教练员，联系检修。5汽泵A跳闸后，检查小机A转速下降，最小流量再循环电动门及调阀开启，汽泵A出口门关闭。6检查汽泵B转速自动上升，及时切汽泵B手动，防止汽泵B超速7检查小机A跳闸后#2主油泵运行正常，油系统运行正常8确认小机A转速到300rpm后，投入小机A盘车。9检查电泵轴承温度，耦合器温度，电泵密封水压力等正常，根据电泵油温带机组负荷，必要时降低机组负荷。10降负荷过程注意维持汽包水位正常、主再热蒸汽压力、温度等参数正常，调整除氧器、热井水位正常。11待负荷稳定后，全面检查机、炉、电各系统参数。12布置安全措施，联系检修处理小机A#1主油泵跳闸（口述安全措施）13启动小机A#1主

8、油泵，停止#2主油泵投备用；小机A抽真空正常后开启排汽蝶阀，14点开四抽（辅汽）至小机A管道暖管15冲动小机A（考察冲转经过）16汽泵A、B并泵操作，降低电泵出力17检查汽泵A/B运行稳定，投入汽泵A/B自动（汽泵A/B偏置调整）18停止电泵运行，投入电泵有效备用，检查电泵出口电动门联开，辅助油泵运行正常，密封水压正常，电泵启动条件满足汽泵A前置泵故障跳闸现象DCS“给水前置泵A事故跳闸”、“给水泵汽机A跳闸”报警，汽包水位急剧下降。处理1监视汽机运行参数，发现光子牌、DCS“给水前置泵A事故跳闸”、“给水泵汽机A跳闸”报警，汽包水位急剧下降。2检查电泵自启，否则迅速手启电泵。3提高电泵转速，

9、监视电泵入口压力大于1.05MPa，维持汽包水位正常。4正确判断汽泵A跳闸原因为前置泵A跳闸引起。5汇报教练员，通知检修人员到位，通知助手就地检查汽泵A前置泵跳闸原因。7通知助手将汽泵前置泵开关拉至检修位置，测量绝缘是否正常。8汽泵A跳闸后，检查小机A转速下降，最小流量再循环电动门及调阀开启，汽泵A出口门关闭。9CCS切BASE，减少总煤量，根据电泵油温带负荷10确认小机A转速到300rpm后，投入小机A盘车。11降负荷过程注意维持汽包水位正常、主再热蒸汽压力、温度等参数正常。12待负荷稳定后，全面检查机、炉、电各系统参数正常。13布置安全措施，联系检修处理汽泵A前置泵跳闸14检查汽泵A前置泵

10、故障原因为电气方面，布置安全措施。15启动前置泵A，小机A抽真空正常后开启排汽蝶阀16点开四抽至小机A管道暖管15冲动小机A16汽泵A、B并泵操作，降低电泵出力17检查汽泵A/B运行稳定，投入汽泵A/B自动（汽泵A/B偏置调整）18停止电泵运行，投入电泵有效备用，检查电泵出口电动门联开，辅助油泵运行正常，密封水压正常，最小流量再循环调阀开启且投自动位，电泵启动条件满足#5低加满水现象#5低加水位异常，#5低加正常疏水门及事故疏水门开大，#6、7、8低加逐级和事故疏水自动开大，凝结水流量与正常值偏差大，#5低加抽汽逆止门可能关闭。1监视汽机运行参数时，发现#5低加水位异常。2检查#5低加正常疏水

11、门及事故疏水门动作开大，#6、7、8逐级和事故疏水阀开度比正常运行偏大。3检查比较凝结水流量与正常流量偏差，偏差增大。4正确判断#5低加水侧泄漏。5汇报教练员，请求解列低加。6CCS控制切BASE，稳定机组负荷，防止解列#5低加时，负荷超限。7调整主、再热蒸汽参数，控制汽包水位、除氧器在正常范围。8缓慢关闭#5低加抽汽电动门ES501和ES503，确认抽汽疏水阀开启，未开启时手动开启；注意控制低加出水温度变化不超过2/min。9关闭#5低加抽汽逆止门及逐级疏水门，检查汽侧水位不应升高。10#5低加汽侧无压后，缓慢开启#5低加水侧旁路门CS 31，注意除氧器不应过负荷。11关闭#5低加进口手动门

12、CS 29，关闭出口电动门CS 30。12#5低加解列完毕，全面检查机侧TSI各参数、各监视段压力、除氧器水位、热井水位、给水泵、凝泵运行正常；检查疏扩二温度及减温水已开启。13检查锅炉、电气侧主要参数在正常范围内。14检查#5低加抽汽电动门ES501、ES503关闭严密并切电（仿真机未做高低加系统，以下均口述）15关闭#5低加连续排汽手动门HV 52，16关闭#5低加至#6低加逐级疏水调阀前手动门和事故疏水调阀前手动门，关闭#3高加疏水至#5低加手动门HD 29，关闭#5低加出口管道放水手动门CS 39，关闭放水电动门CS 40并切电17检查#5低加汽侧压力为0，开启#5低加汽侧排气门18开

13、启#5低加汽侧、水侧放水门19通知检修处理。20拆除安全措施21关闭汽、水侧放水门，汽侧排气门，开启#5低加出口管道放空气门（以上口述）22缓慢开启#5低加入口手动门给#5低加注水，连续冒水后关闭放空气门。23开启#5低加出口电动门，到位后全开入口手动门，关闭#5低加旁路手动门CS 3124开启#5低加抽汽逆止门，全开#5低加抽汽电动门ES501，点动开启抽汽电动门ES503，控制加热器出口水温，升温率2/min。25开启#5低加连续排汽手动门，26调整#5、6、7、8低加水位正常，并计算下端差是否正常。高加水位高保护误动作现象汽压上升、负荷升高、高加切除。1在监视汽机运行参数时，能根据负荷突

14、升等现象及时发现高加解列。2确认#1、#2、#3高加抽汽电动门、逆止门关闭，管道疏shu水f阀开。高加水侧走旁路。3检查各高加水位，正常疏水阀及事故疏水阀动作情况。 4判断高加水位高保护误动，汇报教练员。5适当减少燃料，限制机组负荷，并及时调整减温水流量，防止主、再热汽超温。6确认高加保护投入后，投高加水侧。依次开启高加出、入口门。7按压力由低到高顺序依次投入三台高加，检查各高加水位、正常疏水阀及事故疏水阀动作正常。控制高加出口水温温升率3/min8将机组恢复到高加解列前正常负荷，注意维持主再热蒸汽压力、温度正常。9注意过热汽温的变化，参数波动较大时减温水切手动调整。10注意再热汽温的变化，参

15、数波动较大时减温水切手动调整。11高加投运正常后，计算高加下端差是否正常。12操作过程中，严密监视893各受热面壁温不超限。#2高加泄漏现象#2高加水位异常，#2高加正常疏水门及事故疏水门开大，给水泵AB出口流量之和与省煤器入口流量偏差大。处理1监视汽机运行参数时，发现#2高加水位异常。2检查#2高加正常疏水门及事故疏水门动作正常，疏水阀开度比正常运行偏大。3检查比较给水泵AB出口流量和与省煤器入口流量偏差，偏差增大。4正确判断#2高加水侧泄漏。5汇报教练员，请求解列高加并限制机组负荷至90%。6CCS控制切BASE，降低机组负荷。7稳定主再热蒸汽参数，控制汽包水位在正常范围。8关闭#1、#2

16、、#3高加抽汽电动门，确认抽汽管道各疏水阀联开。9高加切除后，注意主、再热汽温的变化，及时调整减温水流量，防止汽温超限。10隔离高加水侧：先开高加旁路门（三通阀），完全开启后，手动关闭高加出口门。11就地关闭高加给水注水门，打开水侧放水门泄压。12高加解列完毕，全面检查机侧TSI各参数、各监视段压力、除氧器水位、热井水位、给水泵、凝泵运行正常，检查疏扩二温度及减温水已开启。13检查锅炉、电气侧主要参数在正常范围内。14检查高加#1、#2、#3抽汽电动门关闭严密并切电。（仿真机未做高低加系统，以下均口述）15关闭#1、#2、#3高加连续排汽手动门16关闭#1高加至#2高加逐级及事故疏水调阀后手动

17、门，关闭#2高加至#3高加逐级疏水调阀前手动门17检查#2高加汽侧压力为0，开启#2高加汽侧排气门18开启#2高加汽侧、水侧放水门19通知检修处理。20拆除安全措施21关闭汽、水侧放水门，开启#1高加出口管道放空气门22开启高加出口电动门注水门高加注水，连续冒水后关闭（以上口述）23开启高加出口电动门，到位后开启入口电动门（检查给水流量稳定）24开启抽汽逆止门，按#3、#2、#1顺序点动开启抽汽电动门，控制加热器出口水温，升温率3/min炉侧减少煤量，控制主再热汽温正常。25开启#1、#2、#3高加连续排汽手动门，26调整#1、#2、#3高加水位正常，并计算下端差是否正常。汽机单侧汽门MSV1

18、误关现象负荷大幅下滑，主汽超压，安全门可能动作，DEH主汽阀MSV1阀位显示为零， DEH上主汽压力显示降为原来的二分之一，汽包水位下降，汽温先升后降。处理1监视汽机运行参数时，发现机组负荷大幅下滑，主汽超压，安全门可能动作，DEH主汽阀MSV1阀位显示为零，2判断主机左侧主汽门MSV1关闭，并汇报教练员。3立即开启PCV阀、高、低旁路快速泄压、调整过、再汽温。4CCS切BASE，快速减弱燃烧，待汽包水位回头打下层磨A，投CD层油枪稳燃，加大上层磨煤机出力，控制汽温下降。5降负荷及停磨过程注意维持汽包水位正常、主再热蒸汽压力、温度等参数正常。6维持过再热汽温的正常,必要时手动调整减温水。7立即

19、启电泵，监视泵入口压力加转速，调节汽包水位；关闭汽泵A、B出口电动门，防止汽泵倒转给水中断。8根据汽包压力变化，关闭PCV阀，逐渐关小直至全关高低旁路，提升炉膛负压，控制汽温突降。9检查切换中辅汽源，保证中辅压力在正常范围内。10立即开启中辅至轴封供汽电动门，调整汽封正常，维持机组真空。11切换除氧器汽源由中辅供汽，维持除氧器压力0.1MPa以上，进一步保证电泵入入口压力不低于1.25MPa。12监视主机推力轴承温度及回油温度上升情况，主机推力轴承温度上升较快，达到脱扣值时，应将汽机手动打闸。13检查监视主机振动、胀差、缸胀，一旦异常应果断停机。14迅速切换厂用系统，由备用电源代厂用，保证厂用

20、供电正常15检查小机A/B转速下降，最小流量再循环电动门、调阀开启，汽泵A/B出口电动门关闭。16小机A/B转速到300转及时投入小机盘车。17联系检修检查汽机主汽门MSV1关闭原因并消除。18参数稳定后，询问汽机主汽门MSV1是否处理好，如告须立即打闸停机。19立即汽机打闸，检查发电机出口开关、灭磁开关已跳开，检查厂用切换正常。20汽机打闸后立即启动交流润滑油泵，检查汽机高中压主汽阀、调阀、高排逆止门、抽汽逆止门关闭，高、中、低组疏水门全开，转速下降，安排专人检查启动顶轴油泵，转速到零投盘车。21检查锅炉已MFT，则应检查运行磨煤机、给煤机、一次风机跳闸，过再热器减温水总门已全关，各油枪已退

21、出，手动关闭各油枪角阀及来回油跳闸阀手动门；凝汽器循环水管路A侧管板堵塞现象凝汽器真空降低，DEH上A侧排汽温度升高，进一步检查凝汽器A侧循环水压力由120KPa缓慢下降。处理1监视汽机运行参数时，及时发现凝汽器真空降低。核对排汽温度，确认真空下降。2立刻启动备用真空泵，检查真空泵运行正常。3将锅炉控制切手动，减少降低燃烧，汽机关调门降低机组负荷，稳定真空。4全面检查循环水泵、大、小机轴封母管压力、凝汽器水位、真空破坏阀等系统和设备工作状况。5根据循环水管路两侧压力和温升偏差，正确判断凝汽器循环水管路A侧管板堵塞。6汇报教练员，通知胶球清扫值班员进行凝汽器胶球清扫。7密切监视真空下降情况，适当

22、降低机组负荷，维持凝汽器压力在14.7Kpa以上。8控制汽包水位在正常范围,维持主、再热蒸汽温度正常。汽机振动大现象汽轮机#1瓦振动缓慢上升，汽轮机振动大报警处理1监视汽机运行参数时，发现#1瓦振动缓慢上升，汽轮机振动大报警，汇报裁判汽机#1瓦轴振大。2就地检查汽轮机运行情况，测#1瓦轴瓦振动，联系检修检查（口述）3检查汽轮机润滑油压、油温是否正常4检查汽轮机轴承金属温度及回油温是否正常5检查汽轮机轴封压力有无变化，高压缸轴封漏气至除氧器电动门TD-22是否关闭，供汽温度及压力有无变化。6检查主、再热汽温、汽压是否稳定7检查汽轮机差胀、轴向位移是否稳定。8检查#1瓦振动仍缓慢上升，降低机组负荷

23、，观察机组振动变化9启动交流润滑油泵，高压启动油泵，手动停机，解除真空泵B备用，开启真空破坏电动门，停运真空泵A。10检查汽轮机跳闸，锅炉MFT，发电机出口开关3310、3312跳闸，励磁开关Q7跳闸，厂用切换正常，小机A跳闸。11检查汽轮机主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门均已关闭，汽轮机转速下降。12检查中辅联箱供汽电动门联开、四抽至小机供汽电动门联关，轴封辅助汽源电动门联开，轴封母管压力正常。13检查一次风机、磨煤机、给煤机均已跳闸，检查火检风机、微油火检风机运行正常，引送风机运行正常，吹扫10分钟后停运，锅炉焖炉。14汽轮机惰走过程中加强各轴瓦振动、温度的监视，汽轮机惰走过程中检查D

24、EH其余参数正常，记录过临界转速时最大振动值 um。15在发变组保护屏退出规定压板：打开断水压板、失磁压板、二套逆功率压板。16转速降至1200rpm检查顶轴油泵 联启正常，就地检查轴承油膜压力4MPa。17汽轮机转速到0，投入盘车，记录转子惰走时间及盘车电流；（口述）。18真空到0，关闭中辅至轴封供汽手动门，停止轴封供汽，停止轴封风机。19口述：高压内缸上半内壁温度降到150以下时，停盘车和停顶轴油泵；布置安全措施，检修处理。凝汽器真空下降 现象a) 各真空表计指示下降，排汽压力指示升高，DEH、CRT显示“凝汽器真空低”；b) 排汽缸温度升高，凝结水过冷度、循环水出、入口温差可能增大，凝结

25、水温度升高；c) 负荷下滑，或维持负荷不变、蒸汽流量增大；d) 光字盘发出“真空低”声光报警。处理：a) 发现凝汽器排汽压力升高时，迅速对照真空表、排汽温度表、凝结水温度表，确认真空下降时，应迅速查明原因分别情况处理；b) 当凝汽器排汽压力升至14.7 KPa时，启动备用真空泵，若排汽压力继续升高，则压力每上升1KPa，减负荷50MW；若负荷降至30%额定负荷，真空仍不能恢复，应立即减负荷到“0”MW停机。c) 当排汽压力上升至14.7KPa时，发真空低报警信号；排汽压力上升至19.7KPa，低真空保护动作，否则手动停机。处理真空下降原因及处理：1) 循环水量减少或中断：a) 若主机负荷在90

26、%以上，三台循环泵运行时一台泵跳闸，应立即降负荷至80%左右，维持排汽压力14.7KPa以下；b) 若两台循环泵运行，有备用泵时应立即启动备用泵，并确认跳闸泵出口蝶阀已联关，备用泵出口蝶阀已联开。若无备用泵时，应首先检查并确认跳闸泵的电气及机械部分无明显异常后，可强投一次跳闸泵否则应立即减负荷至50%额定负荷，维持排汽压力在14.7KPa以下；c) 若循环泵电源中断，三台泵均停运时，应立即按破坏真空紧急停机处理，汽管道至凝汽器疏水。厂用电恢复后，先关闭凝汽器循环水入口门，后启动循环泵，待低压缸排汽温度降至50以下时，再开启凝汽器循环水入口门，向凝汽器通水；d) 若因循环水泵入口滤网堵或水塔水位

27、低造成循环水量减少，应立即清理滤网或向水塔补水。 2) 水环式真空泵工作失常：a) 若运行泵跳闸，备用泵未联动，应立即手操启动；b) 若分离水箱水位过低，应查找原因，补水至正常水位；c) 若真空泵出口密封水温度升高，应开大密封水冷却器冷却水门调整至正常。3) 凝汽器热井水位高：a) 若运行凝结泵跳闸，备用泵未联动时，应立即手操启动；b) 凝汽器热井水位调节阀自动失灵时，应立即解除自动，手动调整，并检查开启凝汽器热井至凝结水贮水箱放水门CS35，使凝汽器水位恢复正常；c) 若凝汽器铜管大量泄漏，化学化验凝结水硬度大于2.0umol/L时，应汇报教练员，减负荷至5060%，停止半侧凝汽器运行，进行

28、查漏，开启#5低加出口门前放水门，将部分凝结水排地沟并加强补水，凝汽器查漏期间应注意#3、#4轴承振动、油温和轴承金属温度；d) 凝结泵入口滤网堵塞，应启动备用泵，停止故障泵，并将故障泵解列隔离进行清扫。4) 轴封系统工作失常：a) 若溢流站调节失灵，应手动调整维持正常的轴封母管压力，母管压力维持不住时，立即开启备用汽源供汽门；b) 若为小机漏真空引起，应检查小机轴封供汽及负压部分，如密封水回水门开度、排汽蝶阀等，无法恢复时，关闭排汽蝶阀，停止小机并及时给排汽蝶阀供密封水，节流密封水回水门，以维持主机真空。轴向位移增大现象1) 轴向位移指示增大。2) 推力轴承金属温度升高。3) 机组声音异常，

29、振动增大。4) 调节级压力、监视段压力升高。处理1) 发现轴向位移增大，立即检查推力瓦块温度、回油温度、胀差与各监视段压力，注意机组振动与机内声音，采取措施，汇报值长，降负荷使各参数恢复至正常。2) 若主、再热蒸汽参数降低，引起机组过负荷时，应及时调整锅炉燃烧，恢复参数，并适当减少机组负荷。3) 若真空下降，应立即查找原因恢复真空值，否则，按真空下降事故处理规定减负荷，直至凝汽器真空、轴向位移及各监视段压力恢复正常值。4) 汽轮机叶片结垢，应汇报教练员，降低机组出力，使轴向位移及各监视段压力恢复正常。5) 汽轮机发生水击时，应立即破坏真空紧急停机。6) 当轴向位移增大到+0.6mm或-1.05mm时发出报警信号，并伴有不正常或剧烈振动，应立即破坏真空紧急停机。当轴向位移增大至+1.2mm或-1.65mm时，轴向位移保护动作自动停机，否则，应立即手动紧急停机。汽轮机超速现象：1) 发电机负荷到零，机组声音异常。2) 转速上升至危急保安器动作值而不跳闸，转速继续上升，几块转速表均显示升高。3) 主油泵出口油压升高。4) 机组振动增大。处理：1) 甩负荷后，若