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1、电厂运行30个常见汽轮机事故处 理汇编内部资料一、高低加水位高掉闸、水侧泄露的处理预案一、系统概述：XX电厂汽轮机给水回热系统共有七段抽汽，前三段接至高压加热器， 第四段供除氧器，后三段接至低压加热器。凝结水经三台低加后进入除 氧器，加热除氧，给水经三台高加加热后送入锅炉。本机组加热器疏水 采用逐级自流，高加疏水逐级自流至除氧器，低加疏水至凝汽器。每台 加热器均有事故疏水至凝汽器，高加水侧采用大旁路，低加#5、#6、 #7采用小旁路。二、事故前工况：高、低压加热器全部投运，各对应参数正常（抽汽压力和温度、给水温 升、加热器端差等），各个加热器水位正常，事故疏水调门未开。三、高低加水位高掉闸、水
2、侧泄露事故现象：1、某台加热器模拟量水位计指示水位升高或者维持在高水位，画面有 相应的水位报警，事故疏水调门可能打开。故障加热器温升减小，端差 增大。如是高加水位高，可能会出现给水流量与给水泵出口流量不匹配, 电泵转速偏高；如是低加水位高，可能会出现进入除氧器的凝结水量与 凝泵出口流量不一致。2、某台加热器掉，画面水位计指示满水，对应抽汽逆止门、电动门联 关，事故疏水调门可能联开，水侧电动门自动切换，机组负荷瞬时升高，四、人员分工:1、值长:全面负责，联系检修.2、机长:具体指挥，联系检修.3、机副:机侧事故情况具体操作.4、炉副,炉巡:配合机侧快降负荷.5、机巡:配合机副现场操作.五、运行中
3、一台排油烟风机掉闸事故一、运行工况简介：排烟风机是主机润滑油系统中的主要设备之一，它装设在密闭的集装油 箱顶部，其作用是用于抽出油箱内的烟气，使油箱内及回油管路上形成负 压，有利于回油畅通，避免油或油烟外溢，使整个油气处于安全状态下工作. 油箱负压不宜太高，应维持在0.20.5Kpa（2025mm）,防止轴后处进水进 气及灰尘，污染了润滑油.排烟风机在油系统投运过程中，在启动交流润滑油泵前先启一台（并做排 烟风机联动试验），一般在机组停运后，发电机排氢工作结束，密封油系统 停运后方可停转，机组运行中，应始终维持一台风机运行，使主油箱内保持 一定的负压,另一台投连锁备用.二、机组运行中,若一台排
4、烟风机掉闸，应立即处理，防止事故扩大,减小不必要的事故隐患.掉闸后有下列一些现象：1、备用风机联启QS画面发报警2、油位上升（画面油位及就地油位计指示）；3、若监盘精力不集中,长时间未及时发现或未处理,12.6米主机轴瓦处 或油系统可能冒油烟及不严密处往外渗油；4、由于回油不畅，油温可能上升；三、排烟风机掉闸有下列一些原因：1、电机故障或回油故障；2、风机机械故障卡涩;（轴承损坏等）3、风机底部排油孔不畅或堵塞，风机内充满油，旋转阻力增大；4、油烟分离器效果差或风机入口堵，也可使风机出力降低,造成与风机掉 闸一样的效果；四、排烟风机掉闸事故处理：1、应立即汇报值长，机长；准备好对讲机手电筒；2
5、、备用风机联启，应在OS画面退出风机联锁，立即派机值班员到就 地检查，关闭掉闸风机的入口门，打开联启风机的入口门及风机底部排 烟门，调整入口门开度，使油箱负压维持在2025mm.3、在处理过程中，调整入口门开度几油箱负压过程中，值班员与集控 监盘人员一定要用对讲机联系好，密切注意油位变化；4、立即派人检查主机轴瓦处及油系统是否冒油烟及有油，并立即清理； 5、若是长时间未发现或未处理，应密切监视润滑油的变化，并派人就 地检查冷油器调门开度几通过油管透明法兰检查油流情况；6、派电气巡检检查掉闸原因，先停电，手动盘转风机转动是否灵活， 检查电机本体是否烫手，并测电机绝缘,若绝缘合格可试一次。若属电
6、机故障或油路故障应立即联系电气检修人员处理;若属机械故障应立即 联系机炉检修人员;将处理情况汇报值长；五、注意事项：1、监盘精力集中，应及时发现问题;（包括油位，油温一些变化起势及辅机 掉闸报警信号）2、若长时间未发现及未处理，造成油箱油烟外溢或轴瓦处冒油烟,不仅造 成环境污染，而且油系统及轴瓦处温度高彳艮容易发生火灾，必须及时清理; 3、若由于回油不畅，油温上升很夬很容易达到紧停规定,必须密切监视 油温变化，及冷油器运行情况，必要时降负荷；4、有时由于油烟分离器分离效果差，长时间未清理或风机入口堵,也会使 风机出力降低，主油箱负压降低,造成与风机掉闸一样的效果，若发现此类 问题，也应及时切换
7、风机，通知机炉处理；六、除氧器上水加热过程中水位下降处理预案一、机组启动除氧器上水加热，汽源为临机辅助蒸汽，由除盐上水泵上 水，上水过程中除氧器水位突然下降原因分析：1、除盐水泵故障或除盐水泵出力减小。2、除氧器事故放水门误开。3、除氧器的水位高信号误发，除氧器放水门开。4、辅助蒸汽压力升高，除氧器水位下降。5、5#低加出口放水门开，除氧器跑水。6、锅炉上水速度突然加快，除氧器水位下降。7、除氧水箱排空门误开，除氧器跑水。二、除氧器上水加热过程中水位下降处理：1、检查除盐水泵的运行情况，上水泵出口流量及上水电流。2、检查调整辅助蒸汽的压力。3、联系锅炉控制汽包上水速度。4、检查除氧系统，关闭以
8、下阀门：a .除氧器至定排手动门。b .除氧器凝结水入口电动门。c.除氧器水箱排空门。d. 5#低加出口放水电动门。e.除氧器事故放水门。三、人员分工：1、机长，及时分析水位下降原因，作好事故预想，事故处理过程中协 调指挥机组人员。2、机副机长，及时汇报机长情况，检查除氧器上水加热系统及分析水 位下降原因。3、炉副机长，控制汽包上水速度。4、机巡检，听从机长及副机长安排，就地检查系统及时汇报。七、除氧器水位急剧下降的事故处理预案一、事故前工况：凝泵单台工作，除氧器水位自动调节正常，两台电泵工作，汽包水位自 动调节正常，机组运行正常。二、除氧器水位急剧下降事故现象：1、除氧器OS画面水位、电接点
9、水位、就地水位计水位一个或全部指 示降低。2、凝汽器水位可能升高，汽包水位可能升高。3、水位降到OS画面水位低报警发出。4、水位降到水位低II值时，将使给水泵掉闸。5、凝泵电流、出口压力、流量、给水泵转速、给水流量可能发生大幅 变化。三、除氧器水位急剧下降事故原因：（一）、凝水系统有故障，包括：1、主凝水调门机构故障使调门关闭。2、除氧器水位自动调节系统失灵。3、A凝泵跳闸（或变频器故障跳闸）备用B泵未及时联起。4、加热器跳闸后水侧阀门动作不正常使凝水中断。5、凝水启动再循环门、凝水再循环门误开，自动调整跟踪不及时或除 氧器水位设定块误设定时。（二）、给水系统扰动，包括：1、给水泵故障，转速飞
10、升，除氧器水位跟踪不及时。2、其他故障使锅炉需水量急剧增加，除氧器水位跟踪不及时。（三）、除氧器系统有故障，包括：1、除氧器溢流阀、事故放水阀误开不关或联开后不关。2、水位测量部分故障，发水位假信号。3、机组启动过程中，操作不当使除氧器与凝汽器连通。4、高负荷时高加事故疏水开启，凝水补充不及时。四、除氧器水位急剧下降事故处理:1、发现除氧器水位急剧下降，应首先根据两个os画面水位和一个电 接点水位的变化情况进行故障确认，如为控制用变送器故障，应退出除 氧器水位自动调节改为手动调整，如为指示用变送器故障应加强监视通 知热工，如为电接点故障，应联系热工短接闭锁电泵启动接点并及时处 理。2、如所有水
11、位计指示均急剧下降，应根据凝水主调门开度（变频器控 制块开度）、凝泵电流、出口压力、凝水流量进行判断，迅速查明原因， 进行相应处理。如为主调门故障关闭，表现为凝泵电流减小，出口压力 升高，流量下降等，此时应立即开启主调门旁路电动门补水，观察凝水 流量，使用凝水再循环辅助调整流量，必要时手动调整旁路电动门；如 为加热器故障跳闸，水侧阀门切换不正常引起断水，则故障阀门闪黄, 凝泵电流减小，出口压力升高，流量下降，此时应就地手动开启故障电 动门维持上水；如为除氧器水位自动调节失灵，应立即改为手动调节； 如变频器跳闸或A凝泵电机跳闸备用泵未及时联起，应手起备用泵；如 为系统阀门误开应检查关闭，设定操作
12、失误应汇报机长立即恢复；如为 炉侧扰动，应以炉侧为主，必要时启动备用泵上水，防止事故扩大；除 氧器系统阀门误开等原因引起的水位下降，应及时关闭，如为溢流阀故 障应关闭手动门；启动过程中应认真检查除氧循环泵系统阀门及凝水启 动循环门位置，防止除氧水箱的水窜到凝汽器，一旦发生水位下降现象 应立即进行系统隔离；高负荷时高加事故疏水开启应根据情况适当减负荷使事故疏水关闭，否则通知热工关闭。3、处理除氧器水位急降事故过程中，炉侧应进行减负荷操作以减缓水 位下降速度，同时可以暂时减小锅炉上水量。如果处理不及时水位下降 到保护值应按炉灭火处理，以防止损坏设备。八、各轴承温度普遍升高或单个轴承温度升高处理预案
13、故障前运行方式：负荷180MW300MW,单台A侧冷油器运行。一、各轴承温度普遍升高：（一）现象：1、各轴承温度普遍升高2、轴承温度及回油温度升高报警。3、润滑油温度升高。4、机组振动可能增大。5、轴向位移可能增大。（二）处理：1、检查润滑油冷却器调门动作是否正常，某调门全关应手动开启或开 启旁路门调整油温至正常，联系热控检修。2、检查冷却水源是否中断或工业水压力是否正常。根据情况处理。3、如A冷油器故障，应切至B冷油器运行，通知机炉。4、如发生冷油器落水应采取关小冷却水出口门，开打入口门，排尽空 气后调整油温至正常范围。5、查机组各轴承振动是否逐渐增大，根据情况进行处理，如振动值达 到停机值
14、时，应紧急停机。6、如调整无效时，轴承温度达到紧停值执行紧停。7、对润滑油压力，轴承温度，振动，轴向位移加强监视。如发生轴瓦 断油或油流小找成温度至紧停时应紧停。二、单个轴承温度升高：（一）现象：1、轴承金属温度升高。2、轴承可能冒烟。3、推力轴承损坏或推力瓦块金属温度升高。4、回油中发现乌金碎末。5、单个轴振或盖振可能增大。（二）处理：1、查单个轴承有无金属摩擦声，判断是否断油或损坏。2、润滑油压是否正常；回油温度是否急剧上升；若回油温度达到82, 轴瓦冒烟立即事故停机。3、机组立即降低负荷，改变轴系承力分配，观察温度变化情况。三、注意事项：1、调润滑油温时，应尽量缓慢调整冷却水门，避免润滑
15、油温度大幅度 摆动造成油膜发生变化，引起机组振动大停机。2、当出现单个轴承温度升高时，应及时、准确地判明测点原因，还是 轴承故障，达到紧停时，应严格执行紧停规定。九、定冷水系统异常处理预案一、水质异常：接到化学通知或巡检汇报水质超标后，应迅速确认，就地检查离子交换 器运行情况，适当开大离子交换器出入口手动门，检查关闭凝结水补水 门。根据水质污染情况进行水箱换水操作。如果离子交换器已经失效, 应及时切出，并通知化学。如采取以上措施无效怀疑冷却器泄漏循环水 混入定冷水，应进行冷却器切换操作。以上操作进行时应注意定冷水流 量、压力的变化。二、流量（压力）异常：1、运行A泵掉闸，备用B泵未连起，应立即
16、启动备用泵。如为进行系 统操作时发生人为误操作误关系统阀门引起断流，应立即恢复。发生断 流处理不及时引起机组跳闸，应执行紧停操作，并汇报值长，排除故障 后重新并列。2、发生异常流量降低，应根据压力加以确认。如为流量指示错误，应 通知热工模拟信号后检查，检查期间密切监视水压。确为流量降低的应 关小定冷水再循环门提升系统压力并检查运行A泵工作情况、水箱水位、 系统阀门位置、滤网脏污情况等。如为A泵出力不足，应倒换水泵；如 为水箱水位降低，应补水正常；滤网脏污应及时切换；系统阀门操作不 到位应恢复正常。三、水位异常： 发生水位报警或就地发现水位异常降低，应手动补水正常，检查放水放 空气门是否错误开启
17、，系统或冷却器是否泄漏，结合氢气湿度、油水继 电器液位判断是否发电机漏水，并采取相应措施。补水电磁阀故障无法 自动补水应改为手动补水并加强监视。如为水位异常升高，应检查补水 门是否内漏，如内漏应及时切除，并放水至正常。四、温度异常：发生温度变化应根据就地远方两块表计、环境温度、负荷情况判断是否 正常。表计错误及时通知热工。冬季水温过低及时关小冷却水；夏季水 温过高及时调整，必要时投入备用冷却器。冷却器某些阀门故障使水温 难以调节，应投入备用冷却器运行。十、仪用压缩空气压力低事故处理预案一、仪用压缩空气压力低现象：1、0M画面有控制用空气压力低报警发出。2、主机轴封减温水调门、炉侧过、再热器减温
18、水调门可能闪黄或无法 操作。3、6.3M控制气源站压力表指示降低。二、仪用压缩空气压力低原因：1、空压机机械故障掉闸。2、干燥塔切换故障。3、空压机自身保护动作（冷却水压力低、润滑油压力低等）。4、空压机电机故障跳闸。5、压缩空气系统泄漏严重或精处理、外围车间大量用气，未及时通知。6、压缩空气系统切换错误。三、仪用压缩空气压力低处理：1、立即派人带对讲机到就地检查，确认报警正确，汇报值长，同时联 系检修人员进现场。2、如果为外围车间用气，通知其立即恢复。3、通知辅控检查运行空压机，启动备用空压机或切换系统。后降低。如是高加掉，则负荷突增，给水温度下降，工作面推力瓦金属 温度、回油温度升高，高加
19、后各级抽汽压力升高 给水自动切为大旁路； 如是低加掉，则进入除氧器的凝结水温度下降，除氧效果变差，除氧器 水位、负荷有小幅度波动。3、故障加热器严重满水时，就地与远方都满水.抽汽管道上下壁温差增 大，抽汽温度下降，抽汽管道有冲击声和振动，法兰连接处冒汽，汽缸 可能进水，轴向位移增大，推力瓦块温度报警。四、高低加水位高掉闸、水侧泄露事故原因：1加热器管束泄漏或破裂。2加热器疏水调门卡涩、调节仪失灵或前后截门误关。3负荷大幅度变化或者负荷过高，引起水位自动调节跟不上。4凝结水流量、压力剧烈波动，引起低加掉。5给水流量、压力剧烈波动，引起高加掉。五、高低加水位高掉闸、水侧泄露事故处理：1、机组在高负
20、荷工况下，高加掉，锅炉应迅速削弱燃烧，立即减负荷 至260MW以下,并密切监视汽机推力瓦温度。严防中、低压缸过负荷, 造成机组损坏。2、机组人员应注意减温水量的控制，高加掉后，在相同负荷工况下， 锅 炉用减温水量会增加较多。4、停止刚进行的操作，视情况恢复刚进行的操作内容。5、尽量维持锅炉燃烧，尽量减少气动调节挡板、调整门的操作。6、低压轴封供气温度、定冷水温度变化时可以派人就地采用手动调整： 特别注意电泵最小流量阀动作情况，监视汽包水位，高负荷下通知锅炉 快速减负荷；汽轮机本体疏水门将打开注意背压变化；各段抽汽逆止门 关闭，注意除氧器水位；炉侧减温水调门打开，快速联系巡检到就地调 整电动门。
21、7、处理过程中，如果达到紧停条件，坚决执行紧停，停机时要注意抽 汽电动门联关正常，汽机转速下降，若压缩空气压力无法恢复，申请停 机。8、电气侧准备切换厂用电至备用变带。四、人员分工：1、机长负责通知值长及检修进现场，值长进场后，机长会同机炉副机 长操作，值长统一指挥2、汽机巡检与电气巡检一同进行压缩空气系统切换和启备用空压机， 整个过程防止联系不周3、锅炉和汽机副机长盘上操作，需要切换厂用电时，汽机副机长操作， 值长监护十一、高低旁动作事故处理预案一、高旁动作(-)现象:1、负荷突增两万左右。2、汽包水位突然升高。3、主蒸汽压力突然降低。4、主蒸汽流量降低。5、再热汽压力升高。6、高旁减压阀后
22、温度、压力升高7、轴向位移增大、推力盘工作瓦块温度升高。()原因：1、热控控制系统或定值偏差引起误动，或人为误动。2、监盘注意力不集中、加负荷或煤质变好时调门未及时开启、关调门 时未监视主汽压力。造成主汽压力达高。(三)处理：1、通知热工查动作原因，汇报领导。2、值长统一指挥协调工作，达跳闸值时按跳闸处理。3、未跳闸时，防低旁动作关高旁降再热汽压。锅炉减负荷、维持汽包 水位、调整主再热汽温、稳定燃烧。汽机注意除氧器水位、凝汽器水位、 轴封温度、主机振动。4、关小高旁留一定开度。防止全关后又开5、查明原因、消除故障后恢复正常方式。6、任一主汽门或主调门运行中突关时，通知机炉、热控检查。监视汽 机
23、振动，达跳闸值执行紧停。若降负荷后做主汽门活动试验，关小主汽 门后打开时，注意监视至完全稳定。若不能打开，汇报中调申请停机。二、低旁动作（一）现象：1、负荷突然降低两万左右。再热汽压降低。2、凝汽器水位猛增。3、主机排汽压力上升、排汽温度升高。4、主机轴向位移趋负、推力盘非工作瓦块温度升高。5、画面低旁压力控制指针指示开大。6、OS画面三级喷水阀开。（）原因：1、热控控制系统或定值偏差引起误动，或人为误动。2、排汽压力高，强带负荷，低旁动作值。（三）处理：1、通知热工查动作原因。汇报领导。2、值长统一指挥协调工作。达跳闸值时按跳闸处理。3、未跳闸时，锅炉减负荷、维持汽包水位、调整主再热汽温、稳
24、定燃 烧。汽机注意除氧器水位、凝汽器水位、轴封温度、主机振动。4、关小低旁，防止快关低旁保护动作反复开关。5、查明原因、消除故障后恢复正常方式。6、若是中压主汽门、主调门关闭所致。通知机炉检查。监视汽机振动， 达跳闸值执行紧停。降负荷后做中压主汽门活动试验，关闭门又打开时, 注意监视至完全稳定。若不能打开，汇报中调申请停机三、高低旁全动作（一）现象：1、负荷增加后降低或直接降低。2、汽包水位突然升高。3、主蒸汽压力突然降低。4、主蒸汽流量降低。5、再热汽压力升高后降低。6、高旁减压阀后温度、压力升高。7、凝汽器水位猛增。高一值、高二值可能发。8、主机排汽压力上升、排汽温度上升。（）原因：1、误
25、动。2、监盘注意力不集中、加负荷或煤质变好时调门未及时开启、关调门 时未监视主汽压力。（三）处理：1、通知热工查动作原因。汇报领导。2、值长统一指挥协调工作。达跳闸值时按跳闸处理。3、未跳闸时。锅炉减负荷、维持汽包水位、调整主再热汽温、稳定燃 烧。汽机注意除氧器水位、凝汽器水位、轴封温度、主机振动。4、关小低旁，防止快关低旁保护动作反复开关。5、关小低旁留一定开度，防关后又开。6、关小高旁留一定开度，防止全关后又开7、任一主汽门或主调门运行中突关时。通知机炉检查。监视汽机振动, 达跳闸值执行紧停。若降负荷后做主汽门活动试验，关闭门又打开时, 注意监视至完全稳定。若不能打开，汇报中调申请停机。8
26、、若为甩负荷所致，按甩负荷处理。十二、汽轮机高低压缸胀差异常事故处理预案一、事故前运行方式： 汽轮机组启动或停机过程中，机组已定速或并网，主要辅机运行正常, 主汽、再热器温度正常，轴封温度、压力正常，凝汽器真空正常。二、汽轮机高低压缸胀差异常事故现象：1、OS画面，高中压缸胀差不正常增大或减小，并接近停机值1.5mm , + 16.5mm。汽轮机转子及汽缸温度可能升高、降低。主、再汽温突升或突降。轴封温度、压力异常升高或降低，真空变化较大。2、就地检查汽封系统吸汽严重或冒白汽。主、在蒸汽管法兰、阀们处冒白汽，可能听到汽机动静摩擦声。三、预案一1、汽轮机胀差大幅度升高或降低，并可能发高低值报警。
27、2、机副机长监盘发现机组胀差变化较大，并且有趋势继续增加。立即 汇报机长、值长，并派巡检迅速到就地检查，倾听主机本体有无金属摩 擦及其它异常情况。3、值长在主控室内安排好机组负荷调整，并做好机组紧急停机的安排。 机长安排其它巡检人员准备好对讲机及时与就地联系。必要时，安排机 副机长直接到就地检查。机巡检迅速到就地检查汽机汽封系统、真空系 统，并及时汇报。4、机长安排炉副机长相应调整主、再汽温及负荷。机副机长调整高、 低旁开度，并密切监视胀差变化情况。当胀差达到停机值1.5mm , + 16.5mm时，经调整无效时，按紧停处理，并找出胀差变化的原因。 原因处理一、汽机滑销系统卡涩联系机炉检修人员
28、到场处理，往滑动面之间注 油，保证润滑及自由移动。现象：膨胀值在膨胀或收缩过程中有跳跃式 增加或减少。二、蒸汽温升（降）和流量变化速度根据实际情况，合理调整温升温 降和流量，即正胀差时，降低温升速度，负胀差时相反。调节高旁开度， 控制蒸汽量，使缸体均匀加热。三、轴封温度变化合理调整轴封供汽温度，及供汽汽源的及时切换， 防止轴封段大轴急剧冷却收缩。四、凝汽器真空的影响起动中，维持在一定转速和负荷时，改变真空 能在一定范围内调整胀差。五、汽缸保温和疏水的影响由于保温不好，可能造成汽缸温度分布不 均匀，且偏低。影响汽缸充分膨胀，使胀差增大。联系检修人员修复保 温。疏水不畅可能造成下缸温度偏低，影响膨
29、胀并容易变形。启动时, 注意开启疏水门，加强缸体疏水。四、预案二主控室OS画面及立盘高中压缸胀差未报警，胀差值在正常范围内。某 一轴承振动及轴承盖振动不正常增大。就地检查主机局部轴封及挡油环 摩擦冒火花。排除热工测量原因后，判断主机局部因膨胀不均，胀差增 大，产生动静摩擦。此时，因按规程果断执行紧停。防止主机事故扩大 发生。大轴局部摩擦受损，发生永久性弯曲。十三、汽轮机轴向位移大事故处理预案一、事故前运行方式：机组正常运行，辅机正常运行方式，各参数均在正常范围内。二、汽轮机轴向位移大事故现象：1、OS画面发轴向位移大一值（大二值）。2、可能拌有以下现象：汽轮机推力瓦温度高报警，推力瓦回油温度高
30、报警。汽轮机声音异常，内部有清晰的金属摩擦声，机组振动加剧。机组胀差以及各级的前后压力发生变化。机组负荷下滑（水冲击）或上升（高加解列）。三、汽轮机轴向位移大事故原因：1、高旁动作或者低旁动作。2、汽轮机发生水冲击。3、推力瓦发生故障。4、加热器停用。5、通流部分损坏。6、叶片结垢严重。7、凝汽器真空下降。8、发电机转子窜动。9、负荷变化急剧。四、汽轮机轴向位移大处理：1、当出现轴向位移大现象时首先应根据有无汽轮机推力瓦温度高报警, 推力瓦回油温度高报警，或者有无异常变化以及有无引发事故的内因存 在而确定是否是测点的问题，当判明为热控测点问题时应汇报值长申请 退出保护及时联系热控人员处理。当判
31、明非热控测点问题时应按以下原 则处理。2、当出现轴向位移大一值报警未达到大二值但是机组拌有振动加剧机组未有不正常的响声,此时应该立即破坏真空停机。3、当出现轴向位移大二值时保护应该动作若保护拒动应该立即手动破 坏真空停机。4、破坏真空紧急停机步骤如下：主控手打停机按钮或就地打闸；检查高中压主汽门及调汽门以及抽汽逆止门，高排逆止门及抽汽电动门应迅速关闭，检查机组负荷到零。发电机与系统解列，确认汽轮机转速下降；启交流润滑油泵、检查油压正常；开启凝汽器真空破坏门，停止水环真空泵；检查下述操作自动完成，否则手动进行：a.机本体疏水联锁开启；b.凝结水再循环门自动开启，否则手动调整，注意凝汽器及除氧器水
32、位；c.低压缸喷水阀开启；d.检查除氧器汽源切换正常；e.轴封汽源切换正常，并注意轴封温度调整；f.手动切除高、低旁；g .检查各加热器疏水自动动作正常。转速降至600r/min ,启高压顶轴油泵；注意机组惰走情况，记录惰走时间；其余操作按正常停机进行。!1!、凝结水泵掉闸事故处理预案.一、事故前运行方式：机组负荷300MW，辅机为正常运行方式，厂用电系统为正常运行方式。二、凝结水泵掉闸事故现象：DCS画面有变频重故障报警，就地变频显示屏有重故障报警提示,A凝结水泵电机电流为0三、处理过程按以下两种情况处理：1、A凝结水泵变频方式运行，掉闸后B凝结水泵联起正常2、A凝结水泵变频方式运行，掉闸后
33、B凝结水泵未联起,或联启后又掉闸 备注：A凝泵变频重故障可以导致凝泵掉闸，发生故障后OS画面和就 地变频器显示屏均有故障报警内容显示。四、事故处理：L A凝结水泵变频方式运行，掉闸后B凝结水泵正常联起的处理:(1).机副机长立即汇报机长，机长立即通知值长.机副机长检查A凝结水泵跳闸后出口门联关正常，联起B凝结水 泵后，检查电流返回正常，B凝结水泵出口压力调整在正常范围内 .炉副机长适当的降锅炉负荷，并监视汽包水位以及除氧器水位.机副机长注意观察主凝结水流量和除氧器水位正常检查1A凝结水 泵出口门联关正常，检查1B凝结水泵运行正常，可根据情况投入凝结 水主调门自动、再循环调门自动。.注意1B凝结
34、水泵启动后,调整主凝结水调门瞬间关闭至对应负荷工 况下的某一开度（300MW负荷工况关至50% ,此时应注意手动调整主 凝结水调门开度，以维持除氧器水位正常，另外若再循环调门在自动方式 下维持主凝结水压力，可解除再循环自动，手动调整以维持除氧器水位 正常）（6）机副机长注意低压汽封温度监视调整，维持除氧器水位正常及低压汽 封温度正常。机长立即派机巡检到就地检查B凝结水泵运行正常，包括：声音, 震动，电机冷却水投运正常，轴承密封水投运正常，电机轴承油位正常， 就地出口压力表指示正常，一切正常后汇报检查情况。.由机长通知电气检修人员检查A凝结水泵掉闸原因，并让机巡检到 就地检查是否为变频器故障报警
35、，查明原因尽快处理，如短期内无法恢 复时，切换为A工频运行方式作为备用。2、A凝结水泵变频方式运行，掉闸后B凝结水泵未联起或联起后又掉 闸的处理（1）.机副机长立即汇报机长，机长立即通知值长，并做好事故停机准备3、高加掉后，由于四抽压力升高，给水流量可能瞬间升高。除氧器水位由于高加疏水失去和四抽压力升高，水位瞬间降低，机组人员应专人监 视汽包、除氧器、凝汽器水位，防止除氧器水位低掉给水泵造成灭火。凝结 水流量应比正常工况多。4、低加掉后，对机组工况影响不大，但有时会导致其它低加发生掉闸。应及时联系检修处理并投入正常。5、确认发生了汽轮机进水，必须破坏真空紧急停机。二、排汽装置背压升高或空冷风机
36、掉闸事故处理预案对于凝汽式汽轮机提高热循环效率的途径是通过提高初参数和降低终 参数来实现的。凝汽器真空的建立就是来降低汽轮机的排汽终参数，所 以实际运行中对于凝汽器真空的巡视调整尤其重要。如果真空异常降低, 不仅影响循环热效率，严重时还会发生低压缸排汽温度升高引起低压缸 变形，汽机转子中心不一致，从而引发汽机振动，因此运行中一旦发现 凝汽器真空下降应及时汇报，查找原因并积极采取措施消除故障。背压升高的现象:低压缸排汽温度升高，背压表计均显示排汽压力升高, 机组负荷下降，凝结水温度升高，凝汽器端差增大，凝汽器真空低I、II值光字可能发出，如在协调状态下维持负荷不变，蒸汽流量增大,给煤量增加，真空
37、泵电流增大。、真空下降的原因：1、冷却风量减少或中断；空冷风机工作失常;工作.机长安排各人具体分工：1炉副机长进行炉侧紧急降负荷，2 炉巡检负责汽包水位调节3机副机长负责机侧相关操作与画面监视 .B凝结水泵未联起，此时应手动迅速启动一次，如不能起动，严格 执行紧停规定机副机长应解出汽机自动，适当快降负荷，密切监视汽包水位和除氧 器水位变化情况.值长通知检修人员查明B凝结水泵泵未启动或启动后跳闸原因，未 查明原因前不允许启动，并且机长派机巡检，电气巡检到就地进行检查 （6）.两台凝结水泵都掉闸后直接影响除氧器水位，闭锁给水泵启动；低 二值联掉给水泵，因为有以上报警及保护，在短期内无法挽救时，按停
38、 机处理；.由于两台凝泵故障，而凝汽器水位又过高，达到停机条件时，按不 破坏真空紧急停机处理。（8）.检修检查A , B凝结水泵，A凝泵假如由于变频故障所致，可以切 换为工频方式运行，达到启动条件时，尽快启动机组。十五、单台给水泵掉闸事故预案一、事故前运行方式：机组协调方式运行，负荷300MWAB电泵并列运行,C电泵处于热备用 状态，各辅机运行正常,系统无异常.二、单台给水泵掉闸事故现象：画面电泵掉闸，汽包水位下降.三、事故处理原则：机炉协同快速降负荷，注意监视与协调，防锅炉灭火或进一步造成停机，使 事故扩大化. A电泵跳闸后应按两种工况应进行预案(1)C电泵被联 启或手启(2)C电泵未被联启
39、或联启后掉 四、单台给水泵掉闸事故处理：(一)、预案1 ：电泵被联启或手启：(1)、机长安排各人具体分工：炉辅机长燃烧盘面监视与调整风烟系统; 炉巡检负责汽包水位调整；机副机长负责机侧相关操作与监视；机巡检 负责汽温调整(2)、炉副机长立即着手协调,退出送风自动，适当减燃烧，减风.(3)、机巡检应检查电泵启动正常(包括及时手动启动)，工作油冷油器冷却 水投入正常.(4)、炉巡检应在盘面检查A电泵出口电动门联关正常，最小流量阀开启, 待C电泵转速上升至1480rpm时解除电泵自动，手动快开至负荷对应下 相关流量.(5)、炉巡检加大B电泵出力至5400rpm检查流量增加，同时调整电泵 出力,维持汽
40、包水位,(并兼顾负荷，汽包蒸发量与补给水量)(6)、机巡检将监视汽温画面交机长或他人完成，自己受机长安排到现场 检查电泵运行工况并完成相关操作(携带对讲机，手电，手套，门钩)检查电 泵油冷却水确已投入。(7)、如处理不当，造成水位低III值灭火时可参照锅炉灭火处理预案 进行处理.(8)、处理工作结束应汇报值长.(二)预案2 :C电泵未被联启或联启后跳闸：(1)、机长安排各人具体分工:炉副机长进行调整与风烟系统调整；炉巡 检负责汽包水位调节；机副机长负责机侧相关操作与画面监视；机巡检 负责汽温调整(2)、机长应立即安排炉副机长协调，送风自动，并大幅度减弱燃烧，减送风 机电流至40A,火咀减至对应
41、负荷180MW200MW.(3)、机巡检密切监视汽温变化情况并作适当调整,防止汽稳大幅下降或 大幅上升.(4)、机副机长应解出汽机自动，适当快降负荷至180MW200MW左右, 密切监视主汽压力及汽包水位变化情况，防止汽包水位大幅摆动.(5)、炉巡检负责检查A电泵出口联关，中间抽头联关等，并迅速加B电泵 转速至5400rpm,严密监视汽包水位,遇水位快速下降应立即汇报机长. (6)、值长通知检修人员查明电泵未启动或启动后跳闸原因，未查明原因 前不允许启动，并且机长派人到就地进行检查.以上情况是想将负荷降至单台汽泵出力工况下运行,各专业应紧密配合。十六、氢侧密封油泵事故处理预案事故处理分两种情况
42、分析：一、运行氢侧密封油泵掉闸备用泵联启正常：(一)现象：1、氢侧密封油泵掉闸，出入口差压低报警发出；2、直流泵联启正常。（一）原因：1、油泵机械故障;2、油泵失电;3、热偶动作接触器断开。（三）处理：备用泵联启后检查就地运行正常，油压正常。检查油泵掉闸原因如是热 偶动作接触器断开则测绝缘合格后重新送电。如是其它原因通知检修对 事故泵检查处理。二：运行泵掉直流泵未联启：（一）现象：1、氢侧密封油泵掉闸，出入口差压低报警发出2、备用泵及联锁块发报警；3、有可能氢侧发密封油箱高报警发出，消泡箱油位高报警发出。（一）原因：1、两台油泵均有机械故障；2、联锁不正常，备用泵不联启；3、两台油泵均失电；（
43、三）处理：1、双流环式密封瓦允许氢侧短时间断油运行，当氢侧突然断油时，密 封瓦可以单流环式运行，可以封住机内氢气。2、氢侧断油后，如果时间长了，发电机内氢气纯度将下降，因而增加 排污补氢的耗氢量另外，时间长了以后，由于空侧密封油往氢侧串油，使密封油箱油位迅速上升，在自动排油装置失灵情况下，需运行人员密 切监视，手动排油。3、如果备用泵无异常且未联起过，值班人员应立即启动一次，启动正 常则调整至正常运行状态；如果启动不了或运行不正常，应停止运行, 严密监视空侧密封油运行情况和密封油箱消泡箱油位，联系检修人员处 理。4、如果由于密封油箱油位低二值导致油压降低则立即补油至正常；如 是低二值误发立即通
44、知热控处理；如是油泵机械故障立即通知检修处理。5、氢侧断油后平衡阀会全开在油泵恢复后由于平衡阀动作不及时会使 油喷入发电机造成发电机进油。因此在断油后应解除平衡阀。在油泵恢 复后手动调节旁路阀维持油压正常。等正常后切为平衡阀运行。十七、抗燃油泵运行中事故掉闸、油管道漏油处理预案一、抗燃油泵运行中事故掉闸处理：（一）现象：1、OS画面抗燃油泵发抗燃油压低报警。2、OS画面抗燃油油泵掉闸报警发出.（二）处理1、查运行泵事故掉闸，备用泵联启正常。、检查备用泵联启后运行正常。、检查主汽门、调门无异常变化，主机转速维持3000RPM。、检查抗燃油泵油压，油温，滤网差压，油箱油位，流量在正常范围。、将事故
45、掉闸抗燃油泵切换到停止位，将其停电。、联系检修检查处理事故掉闸抗燃油泵。2、检查运行泵事故掉闸，备用泵未能联启。、运行泵事故掉闸，备用泵未联启，OS画面监视汽轮机转速及高中 压主汽门，调门动作情况。、立即到就地起动备用泵，在此期间，抗燃油压低至9.31Mpa以下, 检查汽轮机保护动作正常，否者应执行不破坏真空紧停规定、机组停运后检查转速正常下降，高排逆止门、抽气逆止门关闭，机 组本体疏水打开，其它执行正常停机操作步骤。、备用泵就地未启动，运行泵也未能恢复，联系检修检查处理，两台 抗燃油泵均正常后，做联锁试验正常。主机挂闸，冲转，恢复机组正常 运行。二、抗燃油油管道漏油处理：（一）现象：OS画面
46、抗燃油泵发抗燃油压低报警，就地检查抗燃油流量增大.（二）处理：1、检查EH油压至11.03Mpa时，备用EH油泵自动启动，否则手动启动 其运行。2、检查系统无外部泄露，汇报及联系检修处理.若泄露点无法处理，应立 即汇报值长停机，打闸后立即停止EH油泵运行。3、检查系统为外部泄露，如泄露量小及联系检修处理，在检修处理漏点时 密切监视EH油压,EH油箱油位.达到紧停条件时应执行紧停规定。4、如漏量大有可能危机人身安全或其他设备安全时应立即汇报值长停 机，打闸后立即停止EH油泵运行。5、当EH油压降至9.31MPa,汽轮机保护动作正常，否则手动打闸停机.十八、空侧密封油泵掉闸处理预案空侧交流密封油泵运行，高压备用油和直流泵备用。氢侧交流油泵运行, 氢侧直流泵备用,氢压0.31Mpa ,平衡阀压差阀投自动。事故分两种情况，一种为运行泵掉闸后，备用泵联启正常，另一种为备 用泵联启不正常。一、运行泵掉闸后，备用泵联启正常：（一）现象：1、空侧交流油泵掉闸，空侧交流油泵事故掉闸报警发出。2、空侧直流油泵联启，空侧油压瞬时低后，恢复正常。（二）处理：1、OS画面检查空氢油事故前运行方式油压，油温正常，氢压正常.2、就地检查直流泵联启后运行正常，出口压力正常，检查平衡阀压差 阀动作正常。3、否则适当进行调整，查找空侧交流油泵掉闸原因，并通知检修人员 处理.4、加强对直流母线及直