汽轮机几种典型事故处理培训.docx

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1、汽轮机几种典型事故处理培训一、 紧急停机在以下情况下，应采取紧急停机1、 汽轮机发生强烈振动或内部发出明显的金属摩擦、撞击声音及其他不正常的声音。2、 汽轮机的转速升高至3330r/min而危急保安器不动作。3、 主蒸汽温度突然下降，且超过规定的极限值或出现水冲击现象。4、 主轴承或端部轴封发出较强火花或冒浓烟。5、 任一主轴承或推力轴承瓦块的乌金温度及回油温度快速上升，并超过规定的极限值。6、 汽轮机油系统着火，就地采取措施无法扑灭。7、 油系统油压或主油箱油位下降超过规定值。8、 汽轮机转子轴向位移超过规定的极限值，而轴向位移保护 未动作。9、 主蒸汽管道、抽汽逆止门前管道及油系统管道或附

2、件发生 破裂，急剧泄漏。10、发电机、励磁机内强烈冒烟或着火。紧急停机的通常操作顺序1、 手打危急保安器，确信自动主汽阀、调速器阀、抽汽逆止阀已迅速关闭，调整抽汽机组的旋转隔板关闭。2、 向主控室发出“注意”“机器危险”信号，解列发电机，这时转速下降，记录惰走时间。3、 启动交流油泵，注意油压变化。为防止汽轮机超速事故的发生，首先要求汽轮机调节系统 有良好的静态和动态特性。其次，在运行中重在预防，为此，应 采取如下技术措施：(1)对调节、保安系统的一般要求各超速保安装置均应完好并正常投入，主汽阀、调节汽阀、 抽汽逆止阀应能迅速关闭严密、无卡涩，机组在任何一种工况下 运行时，调节系统都能保持机组

3、稳定，并能在局部或甩全负荷后 良好地工作。(2)加强油质监督定期进行油质化验分析，油净化装置要正常投入运行，防止 油中带水和杂物，以免造成调节部套锈蚀和卡涩。(3)加强汽水品质监督运行中加强汽水品质监督，防止蒸汽带盐，以使汽阀阀杆结 垢，造成卡涩。(4)定期进行调节保安系统的试验A、调节保安系统定期试验是检查该系统是否处于良好状态、 在异常情况下是否能迅速准确动作、防止机组严重超速的主要手 段之一。B、保护装置实验。汽轮机大修后，危急保安器或调节系统 在解体或调整后连续运行2000小时后，甩负荷试验前，以及停 机一个月后再启动时，应进行两次提升转速试验，两次动作转速 差不应超过0.6%。危急保

4、安器校正在(1.111.12) n,假设其 动作转速偏高或偏低，均应进行调整。C、阀门严密性试验和关闭试验。为防止汽轮机在甩去全负 荷或紧急停机时出现过分的超速，以及在低速时能有效地控制器转速，应定期作阀门严密性试验。阀门严密性试验是为检查主汽 阀和调节汽阀关闭程度的试验，同时检查抽汽逆止阀的严密性。 七、汽轮机动静局部摩擦及大轴弯曲1、事故原因(1)动静局部发生摩擦的原因1动静间隙安装、检修调整不当。2动静部套加热或冷却时，膨胀或收缩不均匀。3受力局部机械变形超过允许值。4推力轴承或主轴瓦损坏。5机组强烈振动。6转子套装部件松动有位移。7通流局部的部件损坏或硬质杂物进入通流局部。8在转子弯曲

5、或汽缸严重变形的情况下强行盘车。(2)引起大轴弯曲的的主要原因1动静局部摩擦使转子局部过热。2停机后在汽缸温度较高时，由于某种原因使冷水进入汽 缸，引起高温状态的转子下侧接触到冷水，局部骤然冷却，出现 很大的上下温差而产生热变形，造成大轴弯曲。据计算结果，当 转子上下的温差到达150200摄氏度时，就会造成大轴弯曲。 转子金属温度愈高，愈易造成大轴弯曲。3转子的原材料存在过大的内应力，在较高的工作温度下 经过一段时间的运转后，内应力逐渐得到释放，从而使转子产生 弯曲变形。2、事故象征由于这种事故发生在汽缸内，无法直接观察，因而只能根据 事故的原因、特征进行判断。一般有以下特征：(1)机组振动增

6、大，甚至强烈震动。(2)前后汽封处可能产生火花。(3)汽缸内部有金属摩擦声音。(4)油大轴挠度指示表记的机组，指示值将增大或超限。(5)假设是推力轴承损坏，那么推力瓦温度将升高，轴向位移指 示值可能超标并发出信号。(6)上下汽缸温差可能急速增加。3、事故处理方法通过各种特征，如机组振动大、汽缸内有金属摩擦声或汽封 处产生火花等，结合有关表计指示变化判断是这种事故，应果断 地紧急停机，不要采取降负荷或降转速继续暖机，以致延误了停 机时间而扩大事故，加剧设备的损坏。停机时要记录转子惰走时 间，静止后进行手动盘车。如果盘不动，不要强行盘动，必须全 面分析研究，采取适当措施，直至揭缸检查。八、汽轮机真

7、空下降汽轮机真空下降有急剧下降和缓慢下降两种情况1、事故原因(1)真空急剧下降的原因1循环水中断：厂用电中断、循环水泵电动机跳闸、水泵逆 止阀损坏或循环水管爆破，都能导致循环水中断。2轴封供汽中断：汽封压力调整器失灵、供汽汽源中断或汽 封系统进水等，都可能使轴封供汽中断，这将导致大量的空气漏 入排汽缸，使凝汽器真空急剧下降。3抽汽器故障：射水式抽气器的射水泵故障失压或射水系统破裂，都将使抽气器工作故障。这使要尽快切换备用抽气设备。4凝汽器满水：凝汽器铜管泄漏、凝结水泵故障或运行人员 维护不当，都可以造成凝汽器满水而导致真空下降。5真空系统大量漏气：由于真空系统管道或阀门零件破裂损 坏，引起大量

8、空气漏入凝汽器，这时应尽快找出泄漏处，设法采 取应急检修措施堵漏，否那么应停机检修。（2）真空缓慢下降的原因真空缓慢下降往往经常发生，一般对机组的平安运行威胁较小, 而检查原因较为困难，归纳起来大致有以下几方面原因：1真空系统不严密漏气：通常表现为汽轮机同一负荷下的真 空值比正常时低，并稳定在某一真空值，随着负荷的升高凝汽器 真空反而提高（升负荷使机组真空系统范围缩小了）。真空系统 严密程度可以通过定期的真空系统严密性试验进行检验。假设确认 真空系统不严密，那么要仔细地找出泄漏处，可用烛焰或专用的检 漏仪器检漏，并及时消除。机组大、小修后应对真空系统上水找 漏，以消除泄漏点，确保在运行中真空系

9、统严密。2凝汽器水位高：凝汽器水位升高，往往是因为凝结水泵运 行不正常或水泵有故障，使水泵负荷下降所致。必要时启动备用 水泵，将故障泵停下进行检查维修。假设检查出凝结水硬度变高或 加热器水位升高，另外因凝结水再循环水门泄漏，也能造成凝汽 器水位升高。3循环水量缺乏：相同负荷下（指排汽量相同）假设凝汽器循 环水出口温度上升，即进、出口温差增大，说明凝汽器循环水量 缺乏，应检查循环水泵工作有无异状，检查循环水泵出口压力、 凝汽器水室入口水压和循环水进口水位，检查进口滤网有无堵塞。4抽气器工作不正常或效率降低：这种情况可看出凝汽器端 差增大，主要检查抽气器的水压是否正常，射水抽气器的水池水 位、水温

10、是否正常，抽气器真空系统严密性如何，有条件可试验 抽气器的工作能力和效率。5凝汽器铜管结垢：凝汽器铜管结构引起真空降低，端差一 定会增大。水塔淋水装置或配水槽道等工作异常，都将引起循环 水温度升高，凝汽器真空降低。2、事故象征(1)凝汽器真空下降，排汽温度升高。(2)机组负荷降低或带同样负荷时主蒸汽流量增大。(3)凝汽器水位升高。(4)循环水泵、凝结水泵、抽气设备、循环水冷却设备等工作 出现异常。3、事故处理方法视凝汽器真空是急剧下降还是缓慢下降，根据造成的原因不 同而采取不同的处理方法，要根据凝汽器真空值的下降数，依照 运行规程的规定降低机组负荷(运行规程中都有真空值和机组负 荷的对应表)。

11、减负荷过程中，假设故障一时处理不了，凝汽器真 空值降到允许最低值时仍继续下降，那么需停机处理。九、汽轮发电机甩负荷汽轮发电机在运行中，电负荷突然降至零，这种事故称为汽轮 发电机甩负荷。甩负荷有以下四种情况：(1)发电机解列，机组转速稳定在危急保安器动作转速以下。(2)发电机解列，危急保安器动作。(3)发电机解列，机组转速高于危急保安器动作转速而危急保安器不动作。(4)负荷甩至零，发电机未解列。这四种甩负荷的象征和处理方法都不相同，现分述如下。1、发电机解列，机组转速稳定在危急保安器动作转速以下。(1)原因由于电气局部故障，发电机油开关跳闸甩去负荷，调节系统动 态特性合格，控制转速在危急保安器动

12、作转速以下，危急保安器 未动作。(2)象征1电负荷指示为零。2转速表指示升高，并稳定在额定转速3000r/min以上某数 值，该数值决定于调节系统速度变动率的大小和甩负荷前机组所 带负荷相应的同步器位置。3油动机行程减小，调速汽阀关至空负荷位置。4各段抽汽逆止阀关闭并发出“关闭”信号。(3)处理1将同步器调至空负荷位置，保持机组转速为3000r/min。2及时调整轴封供汽，维持凝汽器真空，监视除氧器的器内 压力并作必要的调整。3对抽汽机组，关闭调节抽汽的电动送汽阀，解除调压器。4开放凝结水再循环阀(注意凝结水母管压力)，保持凝汽 器水位，必要时补充除盐水。5切换各加热器疏水，高压加热器疏水倒向

13、低压加热器，低 压加热器疏水倒向凝汽器，停止低压加热器疏水泵。6检查机组膨胀、胀差、振动及汽缸各部温度或温差等运行 参数，确认一切正常后向主控室发出“正常”信号，并列发电机， 根据汽缸温度迅速带到相应的电负荷，其它正常操作按机组运行 规程规定进行。2、发电机解列，调节系统不能控制转速，危急保安器动作(1)原因电气局部故障，使机组甩去负荷，汽轮机调节系统动态特性 不好，造成转速升高过多，致使危急保安器动作。(2)象征1电负荷表指示为零。2自动主汽阀、调速汽阀、抽汽逆止阀关闭，并发出信号。3汽轮机转速上升到危急保安器动作转速后再下降。4危急保安器动作并发出信号。(3)处理方法1转速降至3050 r

14、/min时，迅速摇同步器至空负荷位置， 重新挂闸，开启自动主汽阀，用同步器控制转速至3000r/min。2根据油压的变化和需要，启动和停止辅助油泵。3其它操作同第一种甩负荷的处理中第26条。4报告有关领导，调节系统正常后方可重新并列带负荷。3、发电机解列，调节系统不能控制转速而超速，危急保安器 不动作(1)原因电气局部故障，使机组甩去负荷，而汽轮机调节系统不能控制 转速，转速迅速升高并超过危急保安器动作转速，而保安器又拒 动。(2)象征1电负荷表指不为零。2汽轮机转速上升超过33003360 r/min,机组运行声音 异常。3主油泵出口油压迅速升高。4机组振动增大。5各段抽汽逆止阀关闭并发出信

15、号。(3)处理方法1立即手打危急保安器按钮，破坏真空紧急停机，自动主汽 阀、调速汽阀迅速关闭并发出信号。2对抽汽机组，关闭调整抽汽送汽电动阀，解除调压器。3将同步器摇至空负荷位置。4根据油压启动辅助油泵。5完成其它停机操作。6报告领导，进行全面检查，确认各部正常后方可恢复运行，危急保安器必须经试验调整合格后，机组方可并列带负荷。4、甩负荷至零，发电机未解列(1)原因由于汽轮机保护装置或调节系统误动作，引起汽轮机进汽中断, 甩负荷至零，而发电机未解列。(2)象征1电负荷表及主蒸汽流量表指示为零。2自动主汽阀、调速汽阀及各段抽汽逆止阀关闭，并发出信 号。3转速表仍指示为3000 r/min (和电

16、网频率相同)。4主油压不变。5排汽温度升高。6某种保护信号发出报警。(3)处理方法1迅速检查机组各种保护信号，核对发出信号的保护指示仪 表数值，同时检查机组本体情况，假设确属设备发生故障使保护动 作，应立即将发电机解列，进行停机。2如果检查机组本体及有关表计都正常，证实保护误动或调 节系统误动时，可将保护开关断开，重新挂闸，迅速恢复机组负 荷，同时联系热工查明保护误动原因，尽快设法消除。3处理过程中，必须迅速分析判断，因为发电机未解列，汽 轮机在无蒸汽下以3000 r/min转速运行，不得超过制造厂的规 定时间，一般不大于3 min,否那么应手动发电机解列事故按钮, 故障停机，查明原因。4缺陷

17、原因未查清或缺陷未消除前，不允许汽轮机立即启动 并网运行。5报告领导，只有在缺陷消除后方可重新启动机组，在整个 启动、并列、带负荷过程中，应严格监视汽轮机各部情况，并根 据需要进行有关试验和调整。十、不正常的发电机组振动1、现象：(1) “转子振动大”声光报警。(2)就地检查机组振动明显增大。2、原因：(1)汽轮发电机组动静碰磨或大轴弯曲。(2)汽轮机断叶片或转子质量不平衡。(3) 汽缸进水或冷气造成汽缸变形。(4) 轴承工作不正常或轴承座松动。(5) 汽机转子轴心不正或联轴器松动。(6) 滑销系统卡涩造成膨胀不均。(7)润滑油压、油温变化大。(8)汽机过负荷。(9)蒸汽轴封损坏。(10)轴前

18、端(推力瓦前面)小轴折断，此时，除发生振动外, 可能从高压汽缸轴封局部冒出火花。(11)汽轮机发电机及励磁机的旋转局部与固定局部之间掉入 杂物。(12)汽轮发电机组的轴瓦两侧间隙不合格。(13)发电机局部的机械松动。(14)汽轮机通流局部及两端轴封内部发生摩擦，隔板、轴封、 阻汽片、挡油环和轴摩擦。3、处理：(1) 机组负荷、参数变化大引起振动大，应尽快稳定机组负 荷、参数，同时监视汽机胀差、上下缸温差变化。(2)检查润滑油压、油温及轴承温度变化是否正常，否那么调整 润滑油压、油温正常。(3)就地倾听汽轮机内部声音。(4) 检查胀差、轴向位移正常。(5)假设机组轴振动超过0. 07mm应故障停

19、机。十一、厂用电中断1、现象：4、 开启真空破坏们，停止抽汽器，破坏凝汽器真空。5、 开放凝结水再循环门，关闭低压加热器出口水阀，保持凝汽器水位。6、 调整抽汽式机组应关闭中、低压电动送汽阀，解列调压器。7、 根据需要联系值长投入减温减压器。8、 其它操作按一般停机规定完成。9、 处理结束后，报告值长及车间领导。叶片损坏事故汽轮机运行中发生叶片损坏事故，包括叶片裂纹、断落、水 蚀、围带飞脱、拉筋开焊或断裂等。叶片损坏是电厂较常碰到的 一种设备损坏事故。1、叶片损坏的象征（1）当单个叶片或围带断落飞出时，将发生金属撞击声。（2）当调节级围带飞脱时，如果堵在下一级叶片上或调节级后 某级叶片断落时通

20、流局部堵塞，都将使调节级汽室压力或某些 抽汽压力升高；低压末级叶片或围带飞脱落入凝汽器内时，在 凝汽器内有碰击声，假设打坏凝汽器铜管子，致使凝结水硬度和 导电率突增，热井水位增高，且凝结水过冷却度随之增大；当 叶片不对称脱落较多时，使转子不平衡，引起机组振动明显增 大。2、汽轮机叶片损伤和折断的原因造成叶片损坏事故的原因是多方面的，它也与设计、制造、安 装、检修工艺、运行维护等因素有关。机组启停过程中操作不 当，发生水冲击；叶片过负荷；超负荷运行；低电网频率运行； 或其他事故的扩大，进一步造成叶片的机械损伤等，都容易发(1)事故信号报警，事故喇叭响。(2)所有运行的交流电机均跳闸停运，电流表指

21、示到“0”，备 用交流辅机未联动。(3)汽轮机跳闸，机组解列负荷到“0”。(4)汽温、汽压、真空迅速下降。(5)交流照明灯熄灭，事故照明灯应亮。2、处理：1 .厂用电全部失去后，应按不破坏真空停机处理。2 .启动汽轮机直流润滑油泵。如果直流油泵不能正常启动那么 按紧急停机操作。3 .禁止向凝汽器排汽、水，手动关闭可能有汽、水进入凝汽 器的阀门。4 .假设DCS电源消失，应联系电气厂用电恢复前应先恢复DCS 电源。5 .尽快恢复厂用电源，待厂用电源恢复后，逐次完成各种油 泵、水泵的启动和切换工作。并对机组进行全面检查。6 . 505E失电那么机组自动停机。十二、除氧器振动1、产生振动的原因(1)

22、除氧器进水量过大或化学补充水温度过低。(2)新投入运行的除氧器，与运行除氧器并列后给水温度低于 运行除氧器内给水温度15摄氏度以上。(3)除氧器下水母管检修完毕后，在投入使用时往除氧器内排 空气量过大、过急。(4)除氧器水箱内水位过高，与加热蒸汽进气管处的蒸汽直接 接触而发生水击，或水顺抽汽管流进管内而发生水击。2、处理方法除氧器发生振动，有时较轻微，而有时很强烈。假设发生剧烈 振动，那么必须迅速采取果断措施，防止事故扩大。假设根据振动的象征判断是由于除氧器水量过大引起的振动， 那么应将除氧水与其它除氧器均衡调整。假设因化学补充水量过大或温度过低而引起的振动，除采取往 其它除氧器内进行均衡调整

23、外，还可将局部化学补充水补入凝 汽器内进行加热，或采取其它加热措施。假设是因为除氧器水箱内水位过高引起的振动，那么应立即采取 对除氧水箱的排水措施。假设是由于除氧器加热汽管因水击而引 起除氧器振动时，那么可暂时停止抽汽，待水击消除后重新启用 抽汽。对除氧器下水母管检修后的投入，一定要缓慢操作，使管内 空气通过除氧器逐渐排出。决不可求快而操作过急。新投入运行除氧器的水温与运行中除氧器的水温差，一定不 得超过规定的15摄氏度。由于新投除氧器并列而引起振动，应 立即停止并列操作，待水温符合标准后才允许并列。十三、汽轮机调节系统、油系统故障1、油系统漏油的判断与处理(1)油压和油箱中油位同时降低：原因

24、：压力油管漏油至油箱外面或冷油器漏油。处理：迅速查找漏油点，设法在运行中消除，如不能及时消除 油位降至一200mni,无法提高时，应故障停机。(2)油压降低时油位不变;原因：压力油管漏油至油箱内部或回油室(如油泵逆止门不严 等)，油泵入口或注油器滤网堵塞。处理：检查主油泵运行情况，检查逆止门是否严密，查找点设 法在运行中消除，当润滑油压下降时，应启动交流油泵。(3)油位降低油压仍正常；原因：一般从油箱的各种连接管道或冷油器等漏油到油箱下 面。处理：检查计指示确实正确后，立即查找漏油地点，必要时向 油箱补油，运行中如不能消除，立即事故停机。2、油温升高的判断及处理(1)个别轴承油温升高原因：润滑

25、油管堵塞，堵有杂物，轴瓦安装不正确等。处理：检查该轴承回没情况，如发现 瓦冒烟或回油温度急剧 上升75寸以上，应破坏真空紧急停机。(2)轴承温度普遍升高处理：调整冷油器水量，清除冷油器铜管脏物。3、主油泵工作失常现象：调速油压，主油泵出入口油压等摆动主油泵有异声。启动交流油泵维持润滑油压，报告班长和值长，确认失常；应 紧急故障停机，如有清楚金属呼声应立即破坏真空，紧急停机。4、辅助油泵工作失常：停机过程中，汽油油泵发生故障时，应启动交流油泵，交流湍 泵故障时启动直流油泵。正常运行中，交流油泵试验，发现问题时，要求很快修复。十四、给水泵故障(包括汽化、电机冒烟、泵组振动、润滑油中断、液偶故障)汽

26、化1、汽化的象征(1)水泵入口压力、出口压力急剧摆动。(2)水泵入口处产生急烈的沙沙声。(3)水泵电流亦随着压力摆动。2、发生汽化的原因(1)给水泵超负荷运行，使给水泵入口管内的水流速过大、 压力降低而引起汽化。(2)除氧器内压力突然降低。(3)给水泵入口过滤网被杂物堵塞，给水泵入口处压力降而 引起汽化。(4)给水泵入口管路内侵入空气。3、处理方法假设判定给水泵入口发生严重汽化时，应进行如下处理：(1)启动备用泵，降低运行给水泵的流量；假设无备用给水泵 时，应立即联系司机、司炉适当减小机组负荷，以消除给水泵 入口汽化。(2)分析、寻找给水泵入口产生汽化的原因，采取相应措施 及时消除。(3)给水

27、泵入口管内侵入空气时，应及时停止运行，设法排除 泵内空气。当启动备用给水泵或降低机组负荷后水泵的入口汽化现象 仍不消失时，那么汽化的原因可能是给水泵入口侵入空气，这种 情况一般是发生在给水泵入口管路系统切换，管内空气排出不 合理而引起的。(4)假设给水泵入口过滤网被堵而引起汽化，那么应在给水泵容 量能满足需要的情况下，停止给水泵，清扫入口过滤网。在正 常情况下，给水泵入口过滤网应有计划地定期清扫。给水泵在运行中电源中断故障的处理方法1、给水泵电源中断的原因(1)给水泵的供电线路故障。(2)全厂的厂用电中断。(3)厂用电源局部中断。2、处理方法(1)假设由于电气分段母线电源中断或给水泵本身供电系

28、统故 障，那么应立即启动它段母线的备用泵，保证锅炉的正常供水；(2)假设由于全厂的的厂用电中断，应将备用给水泵的联动开 关解除并拉掉运行泵的开关，维持机组空转(凝汽式机组根据 凝汽器真空值采取处理措施)，等待电气人员送电后恢复给水泵 运行。给水母管压力异常降低故障的处理方法1、给水母管压力下降的原因(1)汽轮机负荷突然增高，引起锅炉用水量猛然增大。(2)锅炉给水调节器在运行中调节失灵。(3)给水加热器、锅炉省煤器、过热器或水冷壁管大量漏水。(4)电力系统供电频率降低。(5)给水管路大量泄漏。2、处理方法(1)发现给水流量增大，给水母管压力降低时，应根据给水 母管最低压力要求，启动备用给水泵；假

29、设无备用泵时，应通知 司机降低机组负荷。母管制给水系统应降低全厂总负荷。(2)假设发现由于锅炉给水管漏水造成给水母管压力降低时， 除提高给水压力外，还应增大除氧器除盐水的补水量，防止引 起除氧器水位下降过低。(3)假设给水母管压力降低而给水流量与电流反而偏低，厂内 照明发暗，那么说明由于供电频率下降引起给水母管压力降低。 在这种情况下采用启动给水泵的方法是不能提高给水压力的。 应通知司机、司炉，要求降低主蒸汽压力运行，以保证锅炉正 常供水。(4)由于给水母管压力降低，使给水泵联动后的操作如下： 投入联动泵的电源开关，消除给水母管压力降低灯光和音响信 号；根据给水泵的流量，对联动泵的再循环进行调

30、整或关闭； 查照给水泵被联动的原因；假设由于机组负荷摆动过大或锅炉给 水调节器调整不当而引起联动，那么应根据机组负荷和给水母管 压力选择运行方式。其具体操作应根据运行规程中的规定执行。 十五、主蒸汽、抽汽逆止门前管道破裂1、主蒸汽管道或抽汽逆止门管道破裂时应：(1)启动交流油泵，按紧急停机处理；(2)隔断发生故障局部的汽管，同时开启汽机房的窗户放出蒸 汽。注意切勿乱跑，防止被气流吹伤。2、主蒸汽管法兰结合面垫片损坏时应：(1)设法减少蒸汽的泄漏；(2)如强烈喷泄蒸汽时，应隔断发生漏汽的局部管子，工作现 场有蒸汽聚集时，应开启窗户；(3)不可能迅速隔断损坏局部的管子，汽管法兰盘的损坏程度 足以威

31、胁机组的平安运行时，应立即停机。3、其它管道破裂时(1)迅速切断或切换故障管，尽量维持运行，通知有关人员迅 速抢修；(2)根据各管路的连接系统停止故障管路的有关运行设备，启 动备用设备，如不能进行切换或无法消除故障时，应故障停机。十六、DCS失电、死机DCS系统电源消失：1、DCS系统两路电源均消失时，运行人员对机组失去监控， 主机保护应动作停机，否那么应立即手动停机。2、DCS微机状态不同步：(1)现象：当#1、2操作员站微机中同一画面中的动力、阀门、保护或 联锁状态显示不一致时。(2)处理：1立即汇报值长，联系热工及时处理。2故障消除前一般不得对微机进行操作。当期间假设必须对动 力或阀门进

32、行操作时，一定要明确该动力或阀门在微机上的 状态显示与当时实际状态相符，否那么严禁操作。DCS死机1、现象：(1)微机内的时间显示停止。(2)所有测点显示的参数不再刷新。2、处理：(1)当发生死机时应立即汇报值长，联系热工处理。(2)死机消除之前，机组失去微机控制，应加强常规仪表监视， 禁止对微机进行操作，做好相关事故预想，故障消除后恢复 正常运行方式。(3)假设故障微机在短时间内无法恢复正常且危及机组平安时, 请示值长，利用505E操作面板将负荷置“0”,启动直流油泵， 打闸停机，电气解列。按规程要求完成其他停机的操作。待 微机恢复正常后，重新启动机组运行。生叶片断裂事故。3、防止叶片损伤的

33、措施(1)电网应保持正常频率运行，防止低频率运行，以免叶片 处于共振范围内工作。(2)汽轮机的初终蒸汽参数及抽汽压力超过规定范围时，相 应减负荷；(3)不要长时间在仅有一个调节汽阀全开的负荷下运行；(4)当汽轮机内部发出撞击声，而且机组振动突然增大时， 应立即停机检查，以免事故扩大；(5)在机组大修时，应全面检查通流局部损伤情况，叶片存 在的缺陷要及时处理。进行叶片测频，假设振动特性不合 格时，要进行调频处理。汽轮机油系统着火事故汽轮机油系统着火，往往来势凶猛不易控制，如果不能及时切 断油源、热源，火势将迅速蔓延、扩大，以至烧毁设备、厂房， 危及人生平安。1、 油系统着火的现象汽轮机轴承或油箱

34、、油系统管道等处有明亮的火光或浓烟。2、 油系统着火的原因油系统着火，一般都是由于系统不严密部件处漏出的油，接触 到高温部件(气缸、蒸汽管道等未保温好的热体)而引起的。 假设处理不及时，往往酿成火灾。3、 油系统着火的处理在汽轮机运行中，如发现油系统着火，运行人员应迅速发出 事故信号，通知消防人员，并主动设法灭火。灭火时应采取 湿布或干燥性灭火剂等，不容许用水或沙。为迅速灭火，必须设法切断油源和故障设备的电源。如火不 能立即扑灭，且威胁到机组平安时，应破坏真空紧急停机， 并翻开事故放油门，将油放到事故存油坑内。另外，还应防止火势蔓延到邻近机组。4、 防止油系统着火的措施(1)防止油系统漏油从设

35、计、安装方面考虑，汽轮机油系统管道应尽可能装在蒸 汽管道下方，管道的连接少用法兰、螺栓，尽可能使用焊接。 管道的布置应充分考虑管道受热或冷却后的收缩量。应尽可能 采用高压油管在内，润滑回油管在外的套装结构。从运行维护方面来讲，运行人员应认真进行巡回检查，注意 监视油压、轴承回油、轴承挡油环处情况是否正常，当调节系 统大幅度摆动时，或机组油管发生振动时，应及时检查油系统 管道是否漏油，发现漏油及时处理。(2)隔绝热源汽轮机油的燃点最低的只有200摄氏度左右，调节系统的液 压部件如油动机滑阀及油管道等应远离高温热体；对油系统附 近的主蒸汽管道或其他高温汽水管道，在保温层外应加装铁皮 或铝皮。另外，

36、厂区内应禁止游动吸烟；在油系统周围不进行明火作 业；汽轮机运行中应防止大轴弯曲，防止轴封处动静摩擦。(3)消防设施齐全汽轮机房内应配置足够的消防器材，并放置在明显的位置,其附近不得堆放杂物，要保持厂房内通道畅通。在油箱等管道密集区的上方，最好能装设感烟报警探测装 置和消防喷嘴，以便发生油系统着火时，能自动报警和向火源 处喷洒灭火剂。另外，还要求运行人员定期进行防火灭火的反 事故演习。四、轴瓦烧损事故汽轮机轴瓦烧损事故，主要针对推力轴承和支持轴承的轴瓦而言。1、 轴瓦烧损的事故征象和危害(1)轴承轴瓦乌金温度、润滑油回油温度明显升高，一旦油膜 破坏，机组振动增大，轴瓦冒烟；(2)汽轮机轴向位移增

37、大，假设超过规程规定值，轴向位移保护 或推力瓦磨损保护动作，联锁脱口汽轮机(3)机组振动加剧，严重时伴随有不正常的响声，噪声增大。 一旦发生轴瓦烧毁事故，可能造成轴瓦乌金烧熔、转子轴颈损 坏并将造成汽轮机动静局部发生接触摩擦，严重时汽轮机设备损 坏。2、 轴瓦烧损的原因(1)汽轮机发生水冲击或汽轮机平衡活塞失去平衡功能或蒸汽 温度下降处理不当，造成蒸汽带水进入汽轮机、或因蒸汽品质不 良，叶片结构等，造成汽轮机轴向推力明显增大，推力轴承过负 荷；(2)润滑油压降低，油量偏小或断油；(3)油系统进入杂质，润滑油油质不合格，致使轴承油膜破 坏；(4)润滑油油温过高；(5)机组发生异常振动，油膜破坏使

38、轴瓦乌金研磨损坏；(6)汽轮机转子接地不良，轴电流击穿油膜；(7)运行中进行油系统切换时发生误操作，使轴承断油烧坏；(8)油泵工作失常，或厂用电中断；3、防止轴瓦烧损的原因(1)确保轴承润滑油系统供油正常A、运行人员应经常观测润滑油压力、温度及回油量，并保证 油净化系统正常工作，以保证轴瓦不断油；B、润滑油泵的电源必须平安可靠；C、运行时，要防止油系统切换时发生误操作；D、汽轮机运行时，轴封系统应正常工作，以防止润滑油带 水。(2)汽轮机轴承应装有防止轴电流的装置，确保机组转子接 地良好。(3)轴瓦乌金温度及润滑油系统内各油温测点指示准确可靠。 轴瓦乌金温度超过90摄氏度时；任一轴承回油温度超

39、过75摄氏 度或突然连续升高至70摄氏度时应立即打闸停机。(4)防止汽轮机发生水冲击和汽轮机通流局部动静接触摩擦等, 以防止轴向推力过大或转子异常振动。五、汽轮机水击汽轮机水击事故是一种恶性事故，如处理不及时，易损坏汽 轮机本体。汽轮机运行中突然发生水击，使高温下工作的蒸汽室、 汽缸、转子等金属部件骤然冷却，而产生很大的热应力和热变形， 导致汽缸发生拱背变形，产生裂纹，并能使汽缸法兰结合面漏汽， 胀差负值增大，汽轮机动、静局部发生碰摩损伤；转子发生大轴 弯曲，同样也使动静局部发生碰摩，这些都将引起机组发生强烈 振动。水击发生时，因蒸汽中携带大量水分，水的速度比蒸汽的 快，将形成水塞汽道现象，使

40、叶轮前后压差增大，导致轴向推力 急剧增加，如果不及时紧急停机，推力轴承将过载而被烧毁，从 而使汽轮机发生剧烈的动静碰摩而损坏。另外，发生水击时进入 汽轮机的水将对高速旋转的动叶片起着制动作用，特别是低压级 的长叶片，其叶顶线速度可高达300400m/s以上，水滴对其打 击力相当大，严重时将把叶片打弯或打断。总之，水击将造成汽 轮机严重损坏。1、水击发生的原因(1)锅炉的蒸发量过大或蒸发不均引起气水共腾。(2)锅炉减温器泄漏或调整不当，运行人员误操作或给水自动 调节失灵造成锅炉满水。(3)汽轮机启动中没有充分暖管或疏水排泄不畅；主汽管道 或锅炉的过热器疏水系统不完善，可能把积水带到汽轮机内。(4

41、)滑参数停机时，由于控制不当，将温降得过快，使汽温 低于当时汽压下的饱和温度而成为带水的湿蒸汽。(5)汽轮机启动时汽封供汽系统管道没有充分暖管和疏水排 除不充分，使汽、水混合物送入汽封。(6)停机过程中，切换备用汽封汽源时，因备用系统积水而未 充分排除就送往汽封。(7)高、低压加热器水管破裂，再保护装置失灵，抽汽逆止阀 不严密，水由抽汽管道返回汽轮机内。(8)停机后，忽视对凝汽器水位的监督，发生凝汽器满水，倒 入气缸。2、水击现象(1)主蒸汽温度急剧下降，主汽阀和调节汽阀的阀杆、法兰、轴封等处可能冒白汽。(2)机组振动逐渐增大，直到剧烈振动。(3)推力轴承乌金温度迅速上升，机组转动声音异常。(

42、4)汽缸上下温差变大，下缸温度要降低很多。3、处理方法汽轮机水击事故时汽轮机运行中最危害的事故之一，运行人 员必须迅速、准确地判断是否发生水击，一般以主蒸汽温度是否 急剧下降作为依据(水击出时并不一定发生主汽阀和调速汽阀阀 杆、法兰等处冒白汽)，同时应检查汽缸上下温差变化，因为汽轮 机进水时，下缸温度必然下降较大。待确认发生水击事故时，应 立即破坏真空紧急停机。(1)破坏真空紧急停机。(2)开启汽轮机缸体和主蒸汽管道上的所有疏水门，进行充 分疏水。(3)正确记录转子惰走时间及真空数值。(4)惰走中仔细倾听汽缸内部声音。(5)检查并记录推力瓦乌金温度和轴向位移数据。(6)注意惰走过程中机组转动声

43、音和推力轴承工作情况，如 惰走时间正常，经过充分排除疏水，主蒸汽温度恢复后，可以重 新启动机组。但这使要特别小心仔细倾听缸内是否有异音，并测 量机组振动是否增大，如果发生异常，应立即停止启动，揭缸检 查。(7)如果因为加热器钢管破裂造成机内进水，因迅速手动关 闭抽汽逆止阀，同时关闭加热器的加热汽阀，对抽汽管要充分排水。六、汽轮发电机组严重超速事故汽轮机的转速超过危急保安器动作转速N(N=111%112% n,n为额定转速)并继续上升，称为严重超速。汽轮机各转动部 件，一般按112%n进行强度校核，运行中，汽轮机转速假设超过 此极限时，各转动部件会超过设计强度而断裂，造成机组强烈振 动而损坏设备

44、。严重时，会造成汽轮机飞车，引起机组轴系断裂， 使整台机组报废。1、汽轮机超速的现象汽轮机转速表和频率表指示超过高限值并继续上升，压力油 和润滑油也成比例升高；机组振动加剧；运转声音不正常；机组 突然甩负荷到零。2、汽轮机超速的原因汽轮机发生超速的原因，主要是调节保安油系统故障或设备 故障，使系统工作不正常，因此不能起到控制转速的作用。(1)汽轮机油质不良，如油中有杂质或带水而净化系统又不 按规定投入运行时，将使调速和保安部套锈蚀和卡涩。(2)调节系统调整不好，不能维持机组空转；或转速变动率、 缓慢率过大等；(3)危急保安器卡涩或行程缺乏，或动作转速偏高、附加保 护装置(如电超速保护)定值不当或拒动；(4)因蒸汽品质不良，自动主汽阀和调及汽阀阀杆结垢，而 一旦需要，阀门关闭时，却因卡涩而拒动，从而引起超速；(5)抽汽逆止阀、高压缸排汽逆止阀卡涩或关闭不到位等。2、防止超速的措施