汽轮机的事故处理.docx

1、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

2、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

3、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

4、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

5、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 90 C。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0.060.07MPa，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 46

6、0 C。2.2.4主蒸汽温度在545550 C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551 T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 9.2 Mpa，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

7、.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

8、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 540 C时应：541 T时，联系锅炉降低汽温。545 C时，再次联系锅炉降温，并报告值长主汽温度在545550 C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 545 C时，每升高1C减负荷 20MVy 550 C时负荷减至零2.5.3.5主汽温度在545550 C之间连续运行超过

9、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551 T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525 C以下时，立即联系锅炉恢复汽温，降低到510 C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， 460 C以下故障停机。汽温C510505500495490485480475470465460460以 下负荷MW1009080706050403020100停机2.5.5.2汽温正常，

10、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MPa8.247.757.266.776.285.795.79以下负荷MW100806040200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

11、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

12、水位、真空。2.6.4真空下降时按下表减负荷：真空KPa86.78481.378.77673.366.760负荷MW10080604020100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

13、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

14、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

15、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 50 C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

16、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

17、，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

18、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

19、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 0.03m m,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

20、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

21、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.

22、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。

23、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

24、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

25、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，

26、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

27、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.

28、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.

29、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。

30、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