电厂常见事故及处理
电厂设备常见故障分析与处理
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一、电厂设备汽机专业常见故障分析与处理
1、汽前泵非驱动端轴承温度高 (10)
2、汽前泵非驱动端轴承烧毁 (10)
3、开式水泵盘根甩水大 (10)
4、IS离心泵振动大、噪音大 (11)
5、单级离心泵不打水或压力低 (12)
6、电前泵非驱动端轴瓦漏油严重 (12)
7、采暖凝结水泵轴承烧毁 (13)
8、磷酸盐加药泵不打药 (13)
9、胶球系统收球率低 (13)
10、胶球泵轴封漏水 (14)
11、氢冷升压泵机械密封泄漏 (14)
12、开式水泵盘根发热 (15)
13、开式水泵轴承发热 (15)
14、采暖补水装置打不出水 (16)
15、低压旁路阀油压低 (16)
16、小机滤油机跑油漏到热源管道上引起管道着火 (16)
17、发电机密封油真空泵温度高 (17)
18、循环水泵出口逆止门液压油站漏油 (17)
19、循环水泵出口逆止门液压油站油泵不打油 (18)
20、主油箱润滑冷油器内部铜管泄漏 (18)
21、顶轴油油压力低 (19)
22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上 (19)
23、汽泵、汽前泵滤网堵塞造成给水流量小 (20)
24、冷段供高辅联箱和四段抽气供小机节流孔板泄漏 (20)
25、汽泵入口法兰泄漏 (21)
26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏 (21)
27、采暖补水装置不进水 (21)
28、高加加热管泄漏 (21)
29、阀门内漏 (22)
30、凝汽器真空低 (22)
31、锅炉暖风器疏水至除氧器管道接管座焊口开裂 (23)
32、高压给水旁路门盘根漏水 (24)
33、循环水补水压力混合器罐体泄漏 (24)
34、循环水补水加硫酸管结晶引起管路堵塞 (24)
35、发电机漏氢 (25)
36、给水再循环手动门自密封泄漏 (25)
37、安全阀泄漏 (26)
38、凝汽器不锈钢冷却管泄漏 (26)
39、循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞 (27)
42、检修中紧固螺栓时出现咬扣 (28)
43、阀门门盖结合面漏水 (28)
二、电厂设备锅炉专业常见故障分析与处理
1、安全阀常见故障 (30)
2、长吹灰器常见故障 (30)
3、短吹灰器常见故障 (31)
4、高压手动截止阀门常见故障 (32)
5、高压气动阀门常见故障 (33)
6、暖风器管道常见故障 (33)
7、锅炉炉管泄露检测装置报警常见故障 (34)
8、过热器、再热器管常见故障 (34)
9、水冷壁管排泄漏常见故障 (36)
10、省煤器管排泄漏常见故障 (37)
11、云母水位计常见故障 (39)
12、中央空调系统常见故障 (39)
13、弹簧支吊架常见故障 (40)
14、烟风道系统常见故障 (41)
15、离子燃烧器常见故障 (42)
16、直流燃烧器与旋流燃烧器常见故障 (42)
17、点火枪常见故障 (44)
18、送风机及油站常见故障 (44)
19、离心式一次风机及油站常见故障 (45)
20、引风机及油站常见故障 (46)
21、密封风机常见故障 (47)
22、磨煤机及油站常见故障 (47)
23、给煤机常见故障 (49)
24、除灰空压机常见故障 (50)
25、冷干机常见故障 (50)
26、仪用空压机常见故障 (51)
27、空气预热器气动马达运行声音异常故障 (52)
28、干燥器常见故障 (52)
29、负压吸尘器常见故障 (53)
30、火检风机常见故障 (53)
31、等离子水泵常见故障 (54)
32、电动挡板门常见故障 (54)
33、气动插板隔绝门常见故障 (55)
34、电除尘常见故障 (55)
35、除灰MD、AV泵常见故障 (56)
36、一、二电场除灰系统输灰不畅发生堵灰常见故障 (57)
37、三、四、五电场除灰系统输灰不畅发生堵灰常见故障 (58)
38、灰库顶切换阀常见故障 (58)
39、灰库给料机常见故障 (59)
40、灰库搅拌机常见故障 (59)
43、立式排污水泵常见故障 (61)
44、密封水泵、渣水循环泵常见故障 (61)
45、自动反冲洗过滤器常见故障 (62)
46、刮板捞渣机常见故障 (62)
47、板式换热器及油站常见故障 (63)
48、渣仓水平输送带常见故障 (64)
49、螺旋捞渣机常见故障、 (64)
50、渣井、水封槽泄露常见故障 (65)
三、电厂设备电气专业常见故障分析与处理
1、锅炉PC段单相接地 (67)
2、110V直流系统接地 (67)
3、6kV进线开关电磁锁异响 (68)
4、6kV F+C开关不能跳闸故障 (68)
5、10kV保安段母线断续接地故障 (69)
6、电除尘一次二次电压表偏小一二次电流表偏大 (69)
7、电除尘二次电流表无读数，一次电表及二次电压表读数大于额定值的70% (69)
8、电除尘二次电流表有读数，一次电压表及二次电压表无读数 (69)
9、电除尘二次电压接近于零或者二次电压升至较低便发生闪络 (69)
10、电除尘二次电压正常，二次电流显著降低 (70)
11、电除尘过电压跳闸 (70)
12、电除尘二次电压不稳定，二次电压表急剧摆动 (71)
13、电除尘一、二次电压、电流均正常但除尘效率显著降低 (71)
14、电除尘二次电压表一定值后不再增大，反而下降 (71)
15、电除尘排灰装置卡死或保险跳闸 (71)
16、电除尘整流柜可控硅坏 (72)
17、电除尘整流柜触发板故障 (72)
18、电除尘整流柜电流、电压采样线接反 (72)
19、电除尘整流柜故障 (72)
20、阀控式铅酸蓄电池故障 (74)
21、输煤6kV开关故障 (75)
22、#4皮带电机及开关故障 (76)
23、盘式除铁器故障 (76)
24、#8皮带犁煤器故障 (77)
25、排污泵故障 (77)
26、皮带伸缩装置故障 (78)
27、多管冲击式除尘器故障 (78)
28、斗轮机行走变频器故障 (79)
29、斗轮机回转变频器故障 (80)
30、6kV开关进退困难 (80)
31、6kV开关不能正常合闸与分闸 (81)
32、引风机油站故障 (81)
33、变压器油温表故障 (81)
34、主封母线微正压装置频繁动作 (82)
37、变压器油色谱分析异常 (83)
38、220kV升压站SF6断路器频繁打压 (84)
39、电源接通后，电动机不转，然后熔丝绕断 (84)
40、通电后电动机不转动，有嗡嗡声 (85)
41、电动机过热或冒烟 (86)
42、电动机轴承过热 (86)
43、电动机有不正常的振动和响声 (87)
44、电动机外壳带电 (87)
45、电动机运行时有异常噪声 (88)
四、电厂设备热工专业常见故障分析与处理
1、取样表管堵 (89)
2、温度测点波动 (89)
3、温度测点坏点 (90)
4、吹灰器行程开关不动作或超限位 (90)
5、低加液位开关误动作 (91)
6、石子煤闸板门不动作 (91)
7、石子煤闸板门不动作 (92)
8、磨煤机出口闸板门反馈故障 (92)
9、磨煤机密封风门反馈故障 (93)
10、点火枪、油枪故障 (93)
11、炉管泄漏报警 (94)
12、炉管泄漏堵灰报警 (94)
13、烟风系统风门挡板反馈不对或挡板无法动作 (94)
14、压力变送器指示不准 (95)
15、就地压力表不准、损坏 (95)
16、化学水转子流量计指示不准 (95)
17、化学水气动门反馈不对 (96)
18、氢站减压阀动作不良好 (96)
19、化学水空压机排气温度高报警 (97)
20、化学水流量计指示不准 (97)
21、汽车采样经常报警 (97)
22、伸缩头不动作或脱轨 (98)
23、多管除尘器进水球阀不动作 (98)
24、多管除尘器推杆不动作或误动作 (99)
25、输煤煤仓间排污泵液位高时不动作 (99)
26、除灰电磁阀不动作 (99)
27、除灰冷干机发冷凝温度或蒸发温度报警造成停机 (100)
28、灰库雷达料位计指示无变化或偏低 (100)
29、渣水系统液位计无指示或指示最大 (101)
30、感温电缆误报警 (101)
31、烟感探测器误报警或上位机不识别 (101)
五、电厂设备燃料专业常见故障分析与处理
3、斗轮机悬臂皮带覆盖胶局部剥离和划伤 (104)
4、斗轮机悬臂皮带龟裂 (104)
5、托辊不转、声音异常 (104)
6、清扫器清扫不干净 (104)
7、清扫器声音异常 (105)
8、减速机轴承有不规则或连续声音 (105)
9、减速机齿轮有不规则或连续声音 (105)
10、减速机振动 (105)
11、减速机温度高 (106)
12、减速机输入或输出轴不转 (106)
13、减速箱漏油 (107)
14、滚筒轴承有异音、发热 (107)
15、滚筒胶面严重磨损或掉落，造成皮带打滑或跑偏 (107)
16、制动器制动架闸瓦不能完全打开 (108)
17、制动器制动时间过长 (108)
18、制动器闸瓦温升高，磨损快，制动轮温升高 (108)
19、制动器闸瓦磨损快 (109)
20、液力偶合器油温升高 (109)
21、液力偶合器运行时易熔塞喷油 (109)
22、液力偶合器运行时漏油 (110)
23、液力偶合器停车时漏油 (110)
24、液力偶合器启动、停车时有冲击声 (110)
25、液力偶合器噪声大 (110)
26、柱销联轴器声音异常 (111)
27、柱销联轴器驱动失效 (111)
28、落煤筒漏粉 (111)
29、落煤筒堵煤 (111)
30、多管冲击式除尘器压差不正常 (112)
31、多管冲击式除尘器风机振动大 (112)
32、多管冲击式除尘器水箱补不满水 (113)
33、多管冲击式除尘器风机启动时联轴器有异音 (113)
34、叶轮给煤机挑杆与挡煤板卡死 (113)
35、碎煤机出料粒度大 (113)
36、碎煤机转子轴承温度高 (114)
37、碎煤机机体振动大，声音异常 (114)
38、碎煤机机体内产生连接敲击声响 (115)
39、碎煤机机体出力明显降低 (115)
40、碎煤机油泵发热 (115)
41、碎煤机油泵不除油 (115)
42、碎煤机泵吐油但压力上不去 (116)
43、碎煤机油泵有压力，但不吐油或容积效率下降 (116)
44、碎煤机油泵压力表有压力，但机盖没有动作或不能开启 (117)
45、碎煤机机体入料口风量大，出料口为负压 (117)
48、煤水提升泵流量、扬程不达标 (118)
49、煤水提升泵电机与水泵连接处启动瞬间渗漏，正常运行后现象消失 (118)
50、清水泵不吸水，压力表指针剧烈跳动 (118)
51、清水泵泵不吸水，真空表指示高度真空 (119)
52、清水泵出口压力表指示有压力，泵出水很少，或仍不出水 (119)
53、清水泵流量低于设计流量 (119)
54、清水泵泵消耗功率过大 (120)
55、清水泵泵内声音反常，泵不吸水 (120)
56、清水泵振动大 (120)
57、清水泵轴承发热 (121)
58、清水泵噪音大 (121)
59、清水泵轴封漏水 (121)
60、电动滚筒电动机内部渗油－ (122)
61、多吸头排污泵水泵流量扬程下降或不出水 (122)
62、多吸头排污泵电机不转 (122)
63、多吸头排污泵联轴器异音 (123)
64、多吸头排污泵泵体振动大、温度高、声音异常 (123)
65、多吸头排污泵渗油 (123)
66、供油泵不吸油，压力表与真空表剧烈跳动 (123)
67、供油泵油泵不吸油，真空度高 (124)
68、供油泵压力计有压力，但油泵仍不上油 (124)
69、供油泵流量低于设计要求 (124)
70、供油泵消耗功率过大 (125)
71、供油泵内部声音反常，油泵不上油 (125)
72、供油泵振动 (125)
73、供油泵轴承过热 (126)
74、斗轮机液压系统油泵噪音大 (126)
75、斗轮机液压系统工作压力不稳定 (127)
76、斗轮机液压系统油压不足，油量不足，液压缸动作迟缓 (127)
77、斗轮机臂架升降不均匀，有抖动现象 (127)
78、斗轮机液压系统油路漏油 (128)
79、斗轮机轴承声音异常 (128)
80、斗轮机斗轮驱动失效 (128)
81、斗轮机行走机构减速机启动不了 (128)
82、犁式卸料器犁不干净 (129)
83、犁煤器犯卡 (129)
84、犁煤器轴断 (129)
电厂设备汽机专业常见故障分析与处理
1、汽前泵非驱动端轴承温度高
故障现象：#2机汽前泵在移交生产后非驱动端轴承温度超过60℃，后在轴承室外接临时胶管用冷却水降温。温度可降到55℃以下。
原因分析：
1）、轴承损坏。
2）、轴承室内有杂质。
3）、轴承润滑油油脂不符。
处理方法：
1）、更换非驱动端轴承。
2）、清理轴承室。
3）、将原轴承室32#透平油更换为美孚624合成油。
处理后的效果：汽泵后的非驱动端轴承温度正常，最大温度不超过55℃。
防范措施：作好汽前泵点检工作，确保汽前泵油位在正常油位，严禁轴承室内进入杂质。提高检修质量，检修安装轴承时应安装到位。
2、汽前泵非驱动端轴承烧毁
故障现象：汽前泵非驱动端轴承温度瞬间升到70，然后温度攀升到90℃后紧急将泵停运。后将泵轴承室打开后，发现轴承烧毁。
原因分析：在泵停运后检查油杯还有半油杯油，但将油杯拿起后发现油顺加油孔流入轴承室内，说明油杯内的油位为假油位，主要原因为油杯排气孔堵塞，轴承室缺油后油无法流入轴承室内造成轴承烧毁。
处理方法：将轴承室拆下后，由于轴承与轴已粘结在一起无法取下，先用割把将粘结在一起的部分割掉，在割的过程中轻微伤及到轴，由于轴承与轴颈的公差配合要求非常高，割完后轴颈上的残留部分现场无法打磨（在以后的检修过程中这种方法不可取）。后又将整轴拿到加工厂将残留部分车掉，伤及的部分进行补焊打磨。重新测量轴颈直径和轴弯与设计相符。
处理后的效果：泵启动后振动值在规定范围，轴承室没有超温现象。
防范措施：在日常维护过程中随时注意轴承室油位，油位一低应立即补油，并检查油杯排空孔是否堵塞。如发生轴承室温度升高应先检查轴承室内是否有油，然后再作其它措施。
3、开式水泵盘根甩水大
故障现象：开水泵在运行过程中盘根甩水大，造成轴承室内进水轴承损坏。
原因分析：
1）、盘根压兰螺丝松，
2）、盘根在安装时压偏未安装到位，盘根安装时未挫开90°，接口在一条直线上。
3）、盘根材质太硬将轴套磨损。
处理方法：
1）、将盘根压兰螺丝进行均匀紧固，但不能紧固太紧，造成盘根与轴抱死发热。
2）、安装盘根时对称均匀地将盘根压入盘根室内，接口必须错开90°以上
3）、将盘根更换为柔韧性发软的盘根（浸油盘根或高水基盘根），有条件的话将盘根改造为注胶盘根。
检修后效果：使用注胶盘根，盘根甩水在每分钟10~20滴，减小泵体的维护检修工作量。
防范措施：
1）、盘根应选用耐磨柔韧性比较好的盘根。
2）、安装盘根时应正确安装。
4、IS离心泵振动大、噪音大
故障现象：泵体振动大，并且泵体有异音
原因分析：
3）、泵体各部件动静摩擦。
4）、轴承间隙过大或损坏。
5）、泵转子不平衡。
6）、地脚不牢。
7）、对轮连接梅花垫损坏。
处理方法：
1)、将泵与电机重新找正。
2)、将泵轴校正或更换新轴。
3)、检查、调整泵内动静间隙。
4）、更换或修复轴承。
5)、泵转子找动平衡。
6)、紧固地脚螺栓。
7)、更换对轮连接梅花垫。
处理后的效果：泵体振动小于7μm轴承温度小于70℃
防范措施：
1)、设备检修时，确保中心偏差在规定范围内。
2)、防止轴弯曲。
3)、检修时，确保各间隙在规定范围范围
4）、加强巡视，精心检修。
5、单级离心泵不打水或压力低
故障现象：单级离心泵启泵后泵出口无压力或压力低
原因分析：
1）、启泵前泵体未排空、系统未充满水或系统漏汽严重
2)、泵入口和出口水流道堵塞。
3)、电机反转
处理方法：
1)、启泵前应打开泵体排空阀然后将泵体进行注水，待排空阀见水后再关闭排空阀，如果系统漏汽严重应先处理漏汽处在启泵。
2)、检查泵出入口流道是否有杂物堵塞。
3)、将电机改为正传。
防范措施：启动时泵体及时放气，加强巡视，及时维护和发现问题
6、电前泵非驱动端轴瓦漏油严重
故障现象：电前泵非驱动端轴瓦漏油严重
原因分析：
1)、轴瓦间隙大
2)、轴瓦供油压力高
3)、轴瓦回油管细回油不畅或回油管堵塞
处理方法：
1）、重新调整轴瓦间隙或更换轴瓦
2)、将轴瓦供油压力调小
3)、加大回油管直径、检查轴瓦回油管道是否有杂物
处理后的效果：油档处无漏油，回油正常。
防范措施：
1)、加强巡视，发现油位低，及时检查油档处是否漏油。
7、采暖凝结水泵轴承烧毁
故障现象：采暖凝结水泵检修后试运时轴承烧毁
原因分析：检修人员责任心不强在泵体检修后轴承室未加油造成轴承烧毁
防范措施：加强检修检修人员的责任心，加强检修三级验收过程。在设备试运前应全面检查轴承室油位和所有紧固螺栓是否紧好。
8、磷酸盐加药泵不打药
故障分析：磷酸盐加药泵启泵后运转正常，泵体无异音，盘根压兰无泄漏，出口压力为零。
原因分析：
1)、泵出口泄压阀未关闭
3)、泵出口安全阀泄漏
2)、泵体体出入口单向阀钢球上和单向阀阀座上有杂物或钢球变形。
3)\ 泵体单向阀接合面垫片损坏。
处理方法：
1)、将泵出口泄压阀关闭。
2)、检查安全阀阀座和阀芯是否有麻坑和其它缺陷，如有则进行研磨，或更换安全阀。
3)、检查单向阀钢球上是否有污垢变形、阀座上有杂质裂纹等，仔细清理钢球和阀座接合面并更换接合面垫片。
防范措施：定期对加药泵入口滤网检修检查清理，发现滤网破损，应及时更换。
9、胶球系统收球率低处理
故障现象：胶球系统投运后收球率不到10%。
原因分析：
1)、收球网未关到位。
2)、收球网有缺陷，胶球无法回到收球室。
3)、胶球泵出入口门打不开。
处理方法：
1)、检查收球网是否关到位，如果未关到位，则手动关闭。
2)、将循环水内环或外环一侧的隔离，放尽管道内的水，打开收球网后的人孔，检查收球网是否有缺陷，如果胶球堵卡到收球网处，收球网设计有问题需进行改造。
3)、检查胶球泵出入口门是否未打开，如有缺陷则进行解体检修。
检修后的效果：胶球收球滤达到95％以上。
防范措施：定期投胶球系统，发现收球率低及时检查胶球泵出入口门和收球网阀门。大小修和临修对凝汽器水室进行清理，并对收球网内部进行检查。
10、胶球泵轴封漏水
故障现象：胶球泵泵体经常顺轴漏水。
原因分析：胶球泵泵体与轴之间的密封为骨架密封，由于循环水比较脏，所以一些杂物容易进入骨架密封与轴之间的接合面中，将轴磨损并形成凹坑，水顺轴上形成的凹坑流出。
处理方法：根据胶球泵的结构特点，加工一盘根室，将泵体改造为盘根密封。
处理后的效果：泵体运转后泵轴处一直未漏水，使用效果良好。
防范措施：
1)、根据胶球泵输送的介质应选用合适的泵。
2)、加强巡视，精心检修，及时发现问题并检查。
11、氢冷升压泵机械密封泄漏
故障现象：机械密封泄漏。
原因分析：
1）、机械密封因长时间运转而磨损。
4)、氢冷升压泵轴弯曲
5）、氢冷升压泵轴承损坏。
6）、机械密封密封圈老化。
7)、机械密封弹簧失效。
处理方法：
1)、加强实行状态检修，定期更换机械密封。
2)、使用合格的机械密封。
3)、检修时正确安装检修密封。
4)、解体检查，测量轴，或校正或更换。
5)、解体检查硬更换两端的轴承。
6)、更换机械密封密封圈。
7)、更换机械密封弹簧。
防范措施：
1)、设备检修时应精心检修。
2)、认真检查设备，做好事故预想。
12、开式水泵盘根发热
故障现象：开式水水泵盘根运行过程中盘根发热。
原因分析：
1)、填料压的过紧。
2)、盘根密封冷却水水量不足。
3)、盘根安装不当或材料规格不当。
处理方法：
1)、填料不应压的过紧。
2)、增大密封冷却水水量。
3)、选用合适的盘根，并进行正确安装。
防范措施：
1)、按要求安装盘根。
2)、利用大小修对冷却水管道进行检查。
3)、及时维护合发现问题。
13、开式水泵轴承发热
故障现象：泵轴承过热
原因分析：
1)、轴承室内油位过低。
2)、轴承间隙不对。
3)、泵与电动机中心不好
处理方法：
1)、注油至正常油位。
2)、调整轴承间隙。
3)、调整泵与电动机中心。
防范措施：
加强巡检，认真检查，及时发现问题。
14、采暖补水装置打不出水
故障现象：采暖装置水箱水位不下降，补水泵运行正常，泵出口压力低，采暖系统压力下降。
处理方法：将泵出口管道打开，取出门板，无备件的条件下，先将门板焊到门轴上，在系统停运时将逆止门更换为带弹簧式旋启式闸板逆止阀。
防范措施：
加强巡检，认真检查，及时发现问题，在系统停运后及时更换阀门。
15、低压旁路阀油压低
故障现象：低压旁路阀在启停机过程中，油压低。旁路阀无法正常开关。
原因分析：
1）、低旁油泵坏。
2）、低旁旁路阀油路比例阀堵塞
3）、低压旁路油站配流盘泄压阀门关不严。
处理方法：
1)、观测泵出口压力表，启泵后压力是否变化，如果没有变化，则确认油泵损坏，，将泵解体后检查油泵齿轮间隙，和泵轴健和健槽是否损坏。
2)、清理低压旁路阀油路比例阀。
3)、清理低压旁路油站配流盘泄压阀门阀芯和阀座。
防范措施：
1)、加强技术培训，提高检修质量。
2)、加强巡检，认真检查，及时发现问题并处理。
16、小机滤油机跑油漏到下方热源管道上引起管道着火。
故障现象：小机滤油机滤油时滤油管在接口处脱开，跑油流到下方热源管道上，造成着火。
原因分析：
1)、滤油人员责任心不强，在滤油前未检查滤油机滤油管接口处是否绑好。
2)、滤油机下方没有放置油盘。
3)、滤油机下方热源管道未保温在点检时未发现。
防范措施：
1)、加强培训力度，提高员工工作责任心。
2)、滤油前应先检查接口是否绑扎牢固，无问题后在再开滤油机。
3)、滤油机下方应放置油盘
4)、应将绑扎的滤油胶管改为带专用接头的滤油管。
5)、加强点检力度，认真检查滤油机下方热源管道保温是否完善。并做好隔离措施。
17、发电机密封油真空泵温度高
故障现象：发电机密封油真空泵在运行过程中泵体温度最大达到85℃。
原因分析：
1)、发电机密封油真空泵出入口滤网堵塞
2)、发电机密封油真空泵出口管道堵塞
处理方法：
1)、更换发电机密封油真空泵出入口滤网
2)、检查发电机密封油真空泵出口管道。发现管道排气口在厂房房顶未保温，在出口处管道冻结，造成排气不畅。后在13.7米平台上方用锯弓将管道锯开一斜口，进行临时排气。在小修时将管道并到密封油排油风机入口管道上。
处理后的结果：泵体运行正常。
防范措施：
1)、在冬季应加强点检工作，发现排气口处有结冰应及时处理。
2)、应及时检查密封油真空泵油位，发现油位低应立即补油。
原因分析：螺丝死堵密封“O”型圈损坏。
处理方法：先用〔20槽钢焊接到阀体上将油缸回座杆档住，使阀门在油站无油压后无法关闭，然后将油泵停运，更换新的“O”型圈。防范措施：
1)、大小修应对液压油站的所有密封“O”型圈进行更换。
2)、加强技术培训，提高检修质量。
19、循环水泵出口逆止门液压油站油泵不打油
故障现象：循环水出口逆止门液压油站油泵小修后不打油无法建立油压。
原因分析：
1)、油泵吸油管道上滤油器堵塞
2)、泄压阀未关闭或阀门内有杂物、阀芯损坏。
3)、油泵吸油管道漏漏
4)、油泵配流盘损坏
5)、油缸内漏
处理方法：
1)、清理油泵吸油管道上滤油器
2)、将解体检查是否有杂物或磨损，并清理阀体。
3)、将油泵拆下后盘动油泵然后检查吸油管道接头处是否吸气，如有则重新紧固接头或更换接头。
4)、将油泵配流盘解体后检修更换所有配流盘的“O”型圈
5)、解体油缸检查缸筒内表面有线性或点状伤痕、Y型密封圈是否老化或损坏，如有则更换。
防范措施：
1)、大小修应对液压油站的所有密封“O”型圈进行更换。并清理油泵吸油管道上的滤油器。
2)、加强技术培训，提高检修质量。
20、主油箱润滑冷油器内部铜管泄漏
故障现象：主油箱油位下降快，平均一个月补1400L油。
原因分析：
1)、主油箱润滑冷油器内部铜管泄漏。
2)、主油箱润滑冷油器端盖密封圈损坏。
3)、主油箱润滑冷油器水侧压力比油测压力高。
消除方法：
1)、将此冷油器停运，并将隔离门及充油门关闭。
2)、对铜管打压试验，找出泄漏管子并封堵
3)、更换损坏的密封圈。
防范措施：
1)、应使用耐腐蚀的氟橡胶密封件。
2)、对铜管检漏时应件隔离门关严。
3)、工作结束后，将所有法兰紧固均匀。
21、顶轴油油压力低
故障现象：顶轴油系统压力低。
原因分析：
1)、顶轴油泵损坏。
2)、顶轴油泵出力调整低。
3)、油管泄漏。
消除方法：
3)、查出油管泄漏点，进行补焊处理。
防范措施：
1)、加强设备巡检
2)、检修顶轴油泵时，严格按照检修工艺处理。
22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上。
故障现象：主油箱MAB206离心式油净化装置投运后，转动正常。分杂分水效果差
原因分析：
1)、比重环孔径过小
2)、分离温度不对
3)、流量过大
4)、沉淀桶中聚满沉淀物
5)、碟片组间被堵塞
6)、油净化装置出入口门未打开
处理方法：
1)、更换大孔径的比重环
2)、调整分离温度
3)、降低流量
4)、清理沉淀桶中沉淀物
5)、清理碟片组沉淀物
处理后的效果：处理后油净化装置运行正常，分离效果明显提高
防范措施：定期对油净化装置进行保养，运行1500小时时应更换油。
定期清理沉淀桶中沉淀物和碟片组沉淀物。
23、汽泵、汽前泵滤网堵塞造成给水流量小
故障现象：给水系统有杂质，造成汽泵、汽前泵给水流量小，严重时杂质进入泵体内造成泵体动静部分卡死。泵体损坏。
原因分析：
1)、管道在安装时清理不干净，
2）、除氧器和加热器设备内清理不干净
3)、法兰垫片质量不好造成损坏脱落
处理方法：发现差压高应立即将滤网进行清理，发现滤网破损应更换滤网。每次停机时应将进行滤网清理。
防范措施：
1）、安装和检修给水管道、除氧器和加热器时应作好三级验收工作，严禁将杂物留在管道和容器内，
2)、法兰垫片选用内外包边加强金属缠绕石墨垫片。
24、冷段供高辅联箱和四段抽气供小机节流孔板泄漏
故障现象：机组在运行过程中冷段供高辅联箱和四段抽气供小机节流孔板泄漏泄漏严重，将节流孔板法兰螺栓进行紧固漏点未消除。
原因分析：此节流孔板为两层，中间加一层石棉垫片，由于水冲击和管道运行工况的改变，运行时间长造成石棉垫片泄漏。
处理方法：
由于系统无法隔绝，无法更换垫片，后制作罩壳将节流孔板包好。具体办法是将∮630无缝钢管切成两半，用δ＝20mm铁板按系统管道外径和∮630无缝钢管的内径割一个圆环并切成两半，先将半圆环分别焊接到两半∮630无缝钢管两侧，在一半∮630无缝钢下下部开一个∮60的孔并焊500mm长的∮57的无缝钢管，并加一个DN50的法兰门，然后将制作好的罩壳放到节流孔板的法兰上并打开DN50阀门，先将半圆环钢板焊接到管道上，然后将∮630无缝钢管横缝焊接好，再将DN50阀门关上。
处理后的效果：运行一年多，一直未泄漏。
防范措施：在机组小修期间，将法兰节流孔板更换为焊接节流孔板。
25、汽泵入口法兰泄漏
处理方法：先将泵入口法兰螺栓螺栓紧固，然后在泵入口给水管道上加一固定支架。
处理后的效果：运行一年多，一直未泄漏。
防范措施：
1)、要求运行人员在汽泵前泵前灌水时应先将泵体排空阀打开，开启前置泵入口给水阀门时应逐渐开大，不得一下全开。
2)、加强对给水管道支吊架检查，发现变形，焊口开裂应及时处理
26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏
故障现象：高加正常疏水和事故疏水手动门法兰漏水严重
处理方法：将高加解裂后将齿形垫片更换为金属缠绕垫片。
防范措施：将所有高加系统法兰垫片都更换为金属缠绕垫片，系统投运后，将法兰进行热紧。紧固法兰螺栓应对角均匀紧固
27、采暖补水装置不进水
故障现象：采暖系统分水联箱压力低，整个采暖系统压力低于0.4MPa，采暖补水装置闪蒸箱安全门动作，溢流管排水口返汽。
原因分析：采暖补水装置闪蒸箱为与水箱为浮球阀隔断，当闪蒸箱水水位高时将不锈钢浮球浮起阀门打开，水位下到一定高度时浮球阀关闭，如果不锈钢浮球有裂纹进水，则浮球无法浮起阀门打不开，水箱内进不了水，采暖系统就不进水，系统压力降低。
处理方法：将采暖补水装置闪蒸箱人孔打开，将不锈钢浮球取出，检查是否进水，并查出裂纹，重新补焊。
防范措施：
1)、加强巡视，发现问题及时处理。
2)、在采暖系统轮修时，应全面检查浮球阀进行检查，并将浮球连接杆处进行加固补焊。
28、高加加热管泄漏
故障现象：高加水位“高”、“高－高”报警。水位计指示高
原因分析：
1）、加热器加热管泄漏
2）、疏水调节阀失灵
处理方法：
1)、高加水侧正常运行，将高加汽侧所有的抽气电动门关闭，将故障加热汽上一级高加正常疏水门关闭，打开故障加热汽事故疏水阀，将水疏到高加最低水位，然后关闭事故疏水阀，观测水位是否上涨，如果上涨侧高加加热管泄漏，如果不上涨则为高加疏水调节阀失灵。
2)、加热器加热管泄漏后，将高加切除隔离，打开高给水高加旁路门，关闭高压给水出入口门。将高加水侧人孔门打开，通入压缩空气冷却，待水室温度降下后，人钻入水室内，将给水高加出口管口用胶皮封堵好，然后汽侧找一排空管接压缩空气管，进行通气打压，在水侧用蜡烛或塑料薄膜进行找漏，找到后将进水侧和出水侧两管口打磨好，然用锥形堵头将管口焊接封堵好。然后回装人孔，在回装人孔前应将所有的工具和物料取出。
3)、如果疏水阀失灵侧将疏水阀解体检修。
防范措施：在机组小修时，对高加进行检漏，并作好金属检验。
29、阀门内漏
故障现象：阀门内漏
原因分析：
1)、阀门设计不合理。
2)、加工件质量差。
3)、阀门不耐冲刷。
4)、检修工艺差。
处理方法：更换合格的阀门或将阀门隔离后解体阀门对阀门门芯和门座进行研磨。对阀门进行改型，加强培训力度。
防范措施：
1)、阀门执行器的压力要适当。
2)、选用正确的阀门型号和材质。
3)、正确验收加工件。
原因分析：
1)、循环水进水温度高，进出口水温端差小
2）、凝汽器有漏空气地方，密封不好
处理方法：
1)、检查水塔淋水盘水嘴是否有脱落，并安装好。
2)、凝汽器是一个庞大的系统，因此凝汽器检漏是一项工作量非常大的工作，主要是将所有与凝汽器系统接合面（包括法兰、焊口、人孔等）处喷氦气，然后在真空泵排气口处接一测头用仪器测量，如果接合面漏氦气就进入凝汽器内通过真空泵到排气口处，仪器就能显示出来。
在找漏过程中主要按照系统一处一处找。#2机真空低的主要问题是，主汽疏水阀门内漏，将疏水扩容器底部冲刷∮50mm的孔洞。另外机组在施工时在疏水扩容器开一人孔后封闭，由于焊接质量问题，焊缝有200mm长的裂缝，造成真空低，后将孔洞和裂纹进行补焊。处理后的效果：真空度达到设计要求。
防范措施：
1)、加强对主汽疏水门进行点检工作，发现内漏大小修时进行研磨或更换。
2)、大小修时疏水扩容器进行测厚检查，发现壁厚减薄则进行更换。
3)、更换与凝汽器相连的法兰垫片和管道，必须将法兰螺栓紧固牢固，管道焊口进行检验。
31、锅炉暖风器疏水至除氧器管道接管座焊口开裂
故障现象：锅炉暖风器疏水到除氧器管道投运后，管道振动大造成管道阀门法兰泄漏，除氧器接管座开裂。
原因分析：
1)、锅炉暖风器疏水管道水锤现象严重，造成管道振动大。
2)、锅炉暖风器疏水至除氧器接管座材质重在质量问题。
处理方法：
1)、在接管座开裂后机组降负荷，将四段抽汽和辅汽供除氧器管道阀门关闭，在泄漏处临时加一套管。在小修时更换接管座。
2)、将锅炉暖风器疏水管道改为用支架加固牢固，在小修时将原碳钢管更换为不锈钢管道，并将法兰门更换为焊接门。
3)、对除氧器其它接管座做金相分析。
处理后的效果：管道振动减少，系统运行稳定。
防范措施：
1)、运行中消除引起管道水锤的原因。
2)、设备停运时应全面检查管道焊口和接管座壁后。
3)、大小修时应，对管道支吊架进行全面检查。
32、高压给水旁路门盘根漏水
故障分析：高压给水旁路门盘根运行中漏水严重
原因分析：
1)、盘根质量不过关
2）、盘根压兰未压紧
3)、阀门阀杆光洁度不合格
处理方法：
1)、将机组停运后更换盘根。
2)、均匀紧固压兰螺栓。
处理后的效果：系统投运后运行正常。阀门开关正常。
防范措施：
1)、在小修时解体阀门检查阀门门杆光洁度，有缺陷检修处理。
2)、填料压盖紧力要适当。
33、循环水补水压力混合器罐体泄漏
将内壁腐蚀，造成加酸管根部处泄漏。
处理方法：将罐体泄漏处补焊后，重新衬胶。然后在加硫酸管混合器入口处加工一四氟管短节，将硫酸引到混和器罐体中间再与水混和。处理后的效果：混合器投运后一直未腐蚀泄漏。
防范措施：
1)、酸管道上法兰上使用的垫片都应是耐酸胶皮或软四氟。
2)、定期对压力混和器进行检查。发现有腐蚀应及时进行处理。
34、循环水补水加硫酸管结晶引起管路堵塞
故障现象：循环水加硫酸计量泵出口压力高，将硫酸管混合器入口阀门前管道解开，发现管道内没有硫酸流过来。
原因分析：冬天温度低，由于加硫酸大部分在室外，原施工时管道未加伴管，造成管道内结晶将管道堵塞。
处理方法：将加酸管道加装伴热管。
处理后的效果：系统投运后酸管道一直未出现堵塞现象。
防范措施：冬季应加强对酸管伴热管道点检，发现不热应立即查找原因，并处理。
35、发电机漏氢
故障现象：发电机漏氢量量大，一天需补氢21m3/d,
原因分析：机组正常运行补氢量应小于14 m3/d,补氢量大应是氢气系统有漏点，存在漏点的地方主要是
1)、管道、阀门法兰接合面。
2)、阀门盘根压兰处。
3)、管道丝扣接口处
4)、密封油排油风机排气口处
5)、氢管道排污阀未关严
处理方法：将所有的法兰、丝扣接口处先用测氢仪测量是否有漏氢，然后用肥皂水喷到法兰合接口处，观察是否有气泡产生就可确认是否漏氢。然后将法兰或接口进行紧固或用胶粘。将系统管道漏点处理完后，最后确认排油风机排气口处也泄漏。说明发电机轴瓦处漏氢只能在机组小修时将发电机轴瓦进行调整。
防范措施：
1)、打开氢管道排污门后应及时关闭，并确认关闭牢固。
2)、大小修应对所有的接头和法兰及盘根泄漏处进行彻底处理。
36、给水再循环手动门自密封泄漏
故障现象：给水再循环手动门自密封泄漏严重，顺门体门架法兰漏水。
原因分析：
1)、阀门自密封垫为钢体密封，质量存在问题，
2)、阀门选型不符
处理方法：将系统隔离，系统消压后阀门解体，将自密封取出后发现自密封钢圈已冲刷出沟道，由于无备件，将自密封回装打磨后直接与阀体焊死。待小修时更换其它型号的阀门。
检修后的效果：阀门投运一直未漏，效果比较好。
防范措施：
1)、小修时应更换阀门。
2)、采购时应选用带石墨自密封的阀门。
37、安全阀泄漏
故障现象：安全阀漏水、漏汽
原因分析：
1)、氧化皮、水垢杂物等落在密封面上。
2)、密封面机械损伤或腐蚀。
3)、弹簧因受载过大而失效，或弹簧因腐蚀而弹力降低
处理方法：
1)、用手动排气吹扫，或拆开清理。
2)、对密封面进行研磨或车削。
3)、更换弹簧。
4)、重新装配或更换阀杆。
5)、校正杠杆中心线。
处理后的效果：运行后效果良好，安全门开启正常。
防范措施：
1)、检修中对安全阀各部件彻底检查或更换。
2)、对阀门检修动作性实验要准确。
38、凝汽器不锈钢冷却管泄漏
故障现象：凝结水水质硬度高超标。
原因分析：
1)、凝汽器不锈钢冷却管汽水冲蚀
2)、凝汽器不锈钢冷却管化学腐蚀
3)、机械本身损伤
4)、不锈钢管口渗漏
5)、凝汽器管板焊缝泄漏
处理方法：在不停机时，进行半侧检漏。关闭凝汽器一侧循环水进出口阀门并将水放掉。打开水室人孔，进入人孔后用点燃的蜡烛靠近不锈钢管板胀口处，逐一查找漏点，如果在胀口处火焰被吸进去，则说明此根管泄漏。然后用加工好的锥形铜堵将两侧不锈钢管封堵好。并将所有的焊缝进行找漏，有泄漏处则进行补焊。
处理后的效果：凝结水水质达到合格水平，
安全防范措施：
1)、工作时严格按照安全、技术措施执行，做好隔离通风工作。
2)、工作时应有专人监护，工作人数不少于3人。
3)、做好防腐层和循环水的化学监督。
39、循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞
故障现象；在春天季节中循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞严重，基本上2~3小时就得进行清理。
原因分析：由于春天季节中从水厂供过来的补给水里，含有大量的柳絮，柳絮体积比较大无法通过20目的循环水泵轴承润滑冷却水滤网，造成滤网堵塞，清理工作量大。
处理方法：
1)、原轴承润滑冷却水滤网只有两路，在滤网堵塞后，如果清理不及时就会使循环水泵轴承冷却水断水，造成循环水泵轴承烧毁，给机组带来很大的隐患。在小修时根据实际情况又增加了两路润滑冷却水滤网，这样如果有两路润滑冷却水滤网堵塞，则立即将另为两路润滑冷却水滤网阀门打开，就不致于轴承断水。
2)、润滑冷却水滤网堵塞后，应立即将堵塞的滤网更换，然后再将拆下的滤网进行清理。
处理后的效果：能保证循环水泵轴承冷却正常用水。
防范措施：
1)、加强点检力度，发现滤网堵塞应立即更换滤网。
2)、更换下的滤网应及时清理，并备好。
40、消防水管法兰泄漏造成跳机
故障现象：发电机励磁变压器旁消防水管道法兰泄漏造成，励磁变压器进水，发电机保护跳机。
原因分析：发电机励磁变压器旁设置有6KV配电室特殊消防水雨淋阀，由于法兰垫片使用胶皮垫，长期使用老化，造成泄漏跑水。
处理方法：将法兰垫片更换为金属缠绕垫片，并将发电机励磁变压器旁的所有消防水法兰作带压堵漏预防性卡具。
2)、加强点检巡视，发现法兰泄漏应立即处理。41、阀门有砂眼及裂纹
故障现象：阀门阀体上嗤水嗤汽。
原因分析：
1)、阀门质量不好。
2)、阀门铸造不合格。
处理方法：
1)、用扁铲錾去砂眼，进行补焊。
2)、对铸铁阀门，可采用钻孔加装丝堵。
3)、仔细查明裂纹深度，錾去裂纹部分，进行补焊。防范措施：
严格把关，进货验证，保证质量，定期巡检。
42、检修中紧固螺栓时出现咬扣
故障现象：检修中紧固螺栓时出现咬扣，
原因分析：
1)、螺栓光洁度不够。
2)、丝距不均匀。
3)、螺纹中夹有杂物。
处理方法：
1)、重新加工，要求光洁度和丝距符合标准。
2)、清理螺纹中的杂物。
防范措施：选用加工精度高的螺栓。
43、阀门门盖结合面漏水
故障现象：阀门在运行过程中阀盖泄漏严重。
原因分析：
1)、螺栓紧力不够。
2)、阀门紧固时偏斜，接合面变形。
3)、垫片质量差，，结合面不平。
处理方法：
1)、使用质量过关的垫片。
2)、清理结合面，使其平整、光滑。
3)、螺栓对角紧时，紧力要合适。
防范措施：
检修阀门时，应严格执行工艺标准。
锅炉设备常见故障、分析及处理方法
1、安全阀常见故障
安全阀是锅炉运行重要的保护设备，安全阀泄露会造成系统大量汽水流失，影响到工作人员的人身安全和机组的安全经济运行。故障现象：
（1）安全阀排汽管出口有轻微的蒸汽排出。
（2）安全阀附近有轻微且频率高的泄漏声。
原因分析：
（1）锅炉房内环境温度（环境温度+25℃）太高，造成弹簧受力下降，介质冲刷造成结合面损坏，使安全阀微泄漏。
（2）检修中对检修工艺标准不熟练，检修质量标准不高。
处理方法：
（1）联系厂家根据安全阀的压力整定参数进行适当的压紧调整，直到无漏汽现场发生。
加强安全阀检修工艺的培训，提高员工的检修工艺水平。
（2）安全阀检修时，认真检查阀头、阀座结合面损害情况，根据检查制定结合面检修措施。
（3）阀门结合面修研过程中严格按照厂家检修工艺规程步骤的技术要求进行作业。
（4）严格执行检修文件包规定，阀芯、阀座结合面经过研磨后粗糙度达到0.025，达不到质量要求不能组装。
（5）提高运行人员操作水平，避免锅炉超压。
2、长吹灰器常见故障
吹灰器的是吹扫锅炉受热面集灰，保持受热面清洁的，以提高传热效果，保证锅炉热效率，防止受热面结焦的设备。
故障现象：
（1）吹灰器启动失败及吹灰器不自退。
（2）吹灰器内漏。
（3）吹灰器内管密封处漏汽严重，提升阀提升杆处漏水。
（4）吹灰器入口蒸汽法兰漏汽。
原因分析：
（1）控制部分故障。
（2）电动机故障。
（3）枪管烧变形或卡涩。
（4）阀芯与阀座结合面损坏。
（4）吹灰器内管，提升阀密封填料损坏。
电厂事故处理原则
总则 1.1 本规程的目的和适用范围 1.1.1 本规程的目的是为电气人员规定出处理电气事故或故障的一般原则，各重要电气设备事故或故障的具体处理要求由各相关单位制定细则予以明确。 1.1.2 本规程适用于中国石化股份茂名分公司炼油茂名分公司供电系统各单位。各有关人员必须熟悉本规程。 1.2 处理事故的一般原则 1.2.1 尽快限制事故的发展，消除事故根源，并解除对人身和设备的危险。1.2 2 用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电。 1.2.3 尽快对已停电的用户恢复供电。 1.2.4 在处理事故时，值班人员及有关人员必须留在自己的工作岗位上，尽力设法保持所负责的设备继续运行。当事故形势已经威胁到人身安全时，事故处理人员应选择适当的方式保护自己的人身安全。 1.2.5 在交接班时发生事故，应立即停止交接班，交班人员应负责处理事故，接班人员协助处理，直到恢复正常运行。 1.2.6 凡是不参加处理事故的无关人员，禁止进入发生事故的地点。 1.2.7 发生电气事故时，值班人员必须遵照下列顺序消除事故： 1.2.7.1 根据事故信号和设备的状况，迅速判断事故的原因； 1.2.7.2 如果对人身和设备有威胁时，应立即设法解除威胁，必要时可以停止设备的运行并及时汇报。 1.2.7.3 迅速进行检查和试验，判明故障的性质、地点及范围； 1.2.7.4 对所有未受到损害的设备，保持其运行； 1.2.7.5 为了防止事故扩大，应主动将事故处理的每一阶段迅速报告电力调度及车间值班人员，由车间报告上级机动、生产和安全部门。 1.2.8 处理事故时，必须迅速正确，避免事故扩大。 受令者在接受命令时，必须向发令者复诵一次；事故处理的发令者有条件时应作录音记录。听从电力调度(没有电力调度者为主管部门)命令执行后，要立即报告发令者。 1.2.9 事故处理完后，应做好详细记录。
高加解列后的影响和处理
高加解列： 机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。确认清楚后做如下相应处理： 一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC （解除和投入均须汇报中调）。 二迅速进行汽包水位的预调节工作。高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。当然在有把握的情况
下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。 三、高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。 四、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。大量减温水从一减投入，一减调门可全开，再热汽温调节初期应全关减温水，之后视其回升状态进行必要的预调节，防止反弹过高。 五、待主蒸汽压力、汽包水位、主再热蒸汽温度稳定后，对高加及疏水系统进行检查，确认引起疏水水位升高的原因，进行必要的处理，包括联系及配合检修人员处理。 六、由于高加解列，给水温度大幅下降，应加强对除氧器工作情况的监视，防止除氧器过负荷，锅炉监视排烟温度，若排烟温度过低，应进行相应的处理，以防止空预器低温腐蚀(如开启热风再循环等措施)。 七、汽机重点监视压力、轴向位移、差胀、缸胀并注意低加汽侧的情况。注意调节级压力级、温度情况，严防调节级过负荷。注意
火力发电厂电气事故案例集汇编
电气事故 鸭溪电厂做50%甩负荷试验违章指挥造成#2高压厂变严重损坏 （2005年） ［序］2005年6月11日9时42分#2机组在做50%甩负荷试验过程中造成#2高压厂变损坏,给整个试运及机组移交后的安全运行带来了严重的影响,为吸取经验教训,落实责任,督促各部门认真执行和落实防措施,特通报如下: 【事故经过】 2005年6月11日9时30分#2机组首次带负荷至150MW，准备做甩50%负荷试验，试验前由于考虑到甩负荷应接近运行的实际工况，厂用电未按试验方案倒至备用电源运行。9时39分中试所试运指挥钟晶亮下令做甩50%负荷试验，运行值长向海扬接令并向中调申请同意后下令给电气运行副操王飞手动按下5022、5023开关跳闸按钮，同时锅炉手动停运B球磨机及D1、D4火嘴，机组甩负荷后带厂用电运行，汽轮机转速最高飞升至3061r/min，转速下降后在2748~2870 r/min之间波动，汽包水位随之大幅度波动（最高+160mm，最低-241mm），开大电动给水泵勺管开度至90%。9时42分钟，晶亮下令用并切方式切换厂用电，电厂参加试运人员及时向其提出不能采用并切方式，但其继续下达了并切厂用电的命令，运行值长向海扬接令后又向电气运行副操王飞下达了并切厂用电的命令，王飞用并切半自动首先切换6kVⅡA段厂用电源,在备用电源开关6202合上后拉开工作电源开关6201时, #2发变组故障跳机, 6kVⅡB段保护启动切换成功,检查高厂变复压过流，高厂变轻、重瓦斯，高厂变差动保护动作,#2高压厂变呼吸器处喷油。 事后对#2高压厂变吊盖解体检查发现低压侧A分支：A相线圈扭曲；B相线圈上部有两处匝间短路；C相线圈下部有多匝线圈烧熔、铁芯9处损伤、10片局部烧熔。 【事故原因】 1．发电机甩负荷后转速不能维持3000 r/min在2748～2870 r/min之间波
电网孤网运行xx电厂事故处理预案
电网孤网运行 xx电厂处理预案 xx电网可能于9月1日与重庆解网运行，届时xx电网将孤网运行。为确保安全发供电和电网的稳定运行，根据xx发电厂110KV升压站与桥南变电站、大坪变电站、化工站电气接线的特点以及联络线、直溃线的负荷分配情况，结合我公司汽轮机组和锅炉的运行特性，（汽机1、3#机运行，锅炉1、2炉运行）特制定如下应急处理预案： 一、并网运行及负荷分配情况： 并网运行时，xx发电厂：2台机组运行（同时向新涪公司供热22T/H 左右），上网负荷38MW左右，向大坪变电站输送电负荷4MW左右（龙坪I/龙坪II各2MW），向桥南站输送电负荷15MW左右，向化工站输送电负荷18MW左右；桥南站与大坪变电站合环运行，桥南站负荷是龙桥站的直馈线的负荷)；涪陵西部电网中心站（大坪变电站），与涪陵东部电网中心站（白塔站）联络，其上挂爱溪电厂、水江电厂、青烟洞电厂等电源；化工站挂有自备电源，发电负荷8—12MW，通过龙埔线上110KV 网.(以上负荷数值时时变化,值长和电气专业值班员应随时跟踪掌握). 二、网络主要故障呈现的特点： 因特殊原因重庆电网将与xx电网解网运行，系统将受到强烈冲击，系统电压或系统周波降低，在涪陵网未安装低周减载装臵的情况下，发生频率或电压崩溃，引发龙桥运行锅炉熄火（尤其是2#炉）、#1机调速系统103%动作振荡和运行汽轮机低周超负荷，最终造成系统瓦解和龙桥发电机组厂用电中断。
三、应急处理预案： (一) xx电网孤网运行期间，锅炉疏水箱随时保持2米左右的水位， 作为除氧器的备用水源。每日白班要进行一次水质化验，保证水质合格。化学除盐水箱水位保持在4.0米以上,以备事故时大量用水。 （二）因外界冲击导致机组部分甩负荷,值长应合理调度机组负荷分配，防止Ⅰ、Ⅱ段除氧器凝结水量不均而引起满水. （三）系统周波发生小幅振荡，由于3#机组一次调频未设臵死区，故机组周波只要一发生变化，机组负荷会相应变化。机、炉值班员之间要加强协调，锅炉值班员要根据煤质情况及时进行燃烧调整，汽机值班员发现进汽参数变化时，要主动与锅炉进行联系，并根据周波情况及值长要求及时进行负荷调整，确保锅炉、汽机设备压力、温度、流量等参数在规定范围内安全运行。 （四）若各台机组因周波变化引起负荷振荡，应将1#机组的一次调频解除，防止机组间的相互干扰。 （五）在系统受到较大冲击,出现高周波高电压，汽机应立即调整负荷适应电网负荷需要，锅炉立即减弱燃烧或开启向空排汽保证过热汽压在安全范围。当1#机组转速高至3090 r/min而引起机组OPC动作时，应立即解除机组功率回路与一次调频回路，将机组的DEH由自动切换为手动运行，将机组负荷根据情况控制在某一位臵，以防止3#机组的负荷振荡。待稳定时，立即将DEH切换为自动，投入功率回路与一次调频回路。同时根据情况调整3#机组的负荷。 （六）在系统受到较大程度的冲击，当机组供热投运情况下，外界
发电厂集控电气事故处理
1.2.4 220KV系统的事故处理 1.2.4.1 周波异常的处理 ﹙1﹚电网周波正常应维持在50HZ±0.2HZ围运行； ﹙2﹚周波低于49.8HZ可不待调令，立即增加机组有功至最大，使周波恢复到49.8HZ以上，如机组已按额定出力运行，周波仍低于49.8HZ，应立即汇报调度，听候处理。 ﹙3﹚因电网故障，周波急剧下降，机组低周保护动作，发变组出口开关跳闸，此时将切换厂用电，立即与调度联系，并做好重新启动并网的准备。 ﹙4﹚当周波高于50.2HZ，应汇报值长，根据我厂情况调整负荷，调整负荷偏离了调度下的日负荷曲线时，应及时与调度联系。 1.2.4.2 保护动作，机组主开关拒动 ﹙1﹚现象 某机组发生故障保护正确动作而机组主开关拒动时，则失灵保护启动。与该机组连接在同一母线上所有元件跳闸，该母线失压。 ﹙2﹚处理 1）复归信号； 2）检查该机组厂用电源切换正常，特别是当Ⅱ组母线失压后,30号启备变将失压。此时应立即检查32号柴油发电机启动正常，确保32号机组保安电源正常。 3）迅速隔离故障点，恢复厂用电正常。 4）恢复母线上的其他负荷运行。 5）做好安全措施，通知维护人员处理。 1.2.5 线路停电操作： 1.2.5.1 线路停电时，先按调度命令停用该线路单相重合闸，待线路停电以后停用“启动失灵压板”。 1.2.5.2 检查拟停电线路负荷已转移或停运。停电时先断开断路器，再拉开线路侧隔离开关，后拉开母线侧隔离开关。 1.2.5.3 母线侧隔离开关操作后还必须检查其继电器屏、电度表、重动继电器屏切换正常，电度表电压显示正常，母差屏电压回路切换指示正常。 1.2.5.4 停电后根据需要将该线路单元解除备用并布置安全措施。 ﹙1﹚断开该线路的两组控制电源。 ﹙2﹚断开线路PT二次断路器。 ﹙3﹚断开该线路单元隔离开关的动力电源。 ﹙4﹚在需要接地点验电并推上接地隔离开关。推上分相地刀时，要逐相填写，并逐项检查该相地刀合闸良好。
电厂高加解列后的处理
火电厂高加解列后的处理 一般来说，300MW大部分都是汽包炉，也就是亚临界居多，高加解列处理都大同小异。机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。确认清楚后做如下相应处理：一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC（解除和投入均须汇报中调）。二迅速进行汽包水位的预调节工作。高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。三、高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。四、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。大量减温水从一减投入，一减调门可全开，再热汽温调节初期应全关减温水，之后视其回升状态进行必要的预调节，防止反弹过高。五、待主蒸汽压力、汽包水位、主再热蒸汽温度稳定后，对高加及疏水系统进行检查，确认引起疏水水位升高的原因，进行必要的处理，包括联系及配合检修人员处理。六、由于高加解列，给水温度大幅下降，应加强对除氧器工作情况的监视，防止除氧器过负荷，锅炉监视排烟温度，若排烟温度过低，应进行相应的处理，以防止空预器低温腐蚀(如开启热风再循环等措施)。 七、汽机重点监视压力、轴向位移、差胀、缸胀并注意低加汽侧的情况。注意调节级压力级、温度情况，严防调节级过负荷。注意调整高加水位，以及一、二、三段抽汽逆止门、电动门的关闭情况，严防高加反水进入汽轮机高中压缸。严密监视汽轮机缸温，一旦有水冲击的迹象，立即紧急停机。八、加强对凝结水泵工作情况的监视与检查，定期查看各轴承温度、电机线圈温度的上升情况。如出现凝结水泵超负荷的情况，立即启动备用凝结水泵，以保证除氧气水位正常。处理：1.确认高加汽水侧已解列，高加危急疏水开启，检查所有高加抽汽逆止门、电动门关闭严密，检查抽汽电动门前、逆止门后疏水开启，防止发生水冲击。 2.调整炉侧燃烧，控制负荷，调节汽包水位正常。 3.注意快速调节主再热汽温，防止超温。通过燃烧及减温水共同控制。 4.凝汽器热负荷瞬间增大，注意监视高扩、本扩温度，及时投入减温水。5.调节除氧器水位正常，防止凝结泵过负荷。6.及时查找高加跳闸原因进行处理。应检查是否水位保护动作、高加水侧有无泄漏、逐级及事故疏水调阀是否卡涩拒动等。7.恢复投运时要对高加注水、汽侧暖管、开高加进出水门时注意调节汽包水位，防止瞬间断水。 而对于直流炉来说则不一样，直流炉高加解列后，1、负荷大概能加10％左右。2、主蒸汽压力先因抽汽中断负荷上升调门快速关小而导致升高，3、主蒸汽温度因为蒸汽流量下降而先升高，3、再热汽压因为高压缸抽汽减少，高排蒸汽流量增大而先升高。处理的要点就是1、在解列初期注意调整汽温，防止超温，可不用退机组协调，协调会自动减负荷，降给煤量，出现大的波动是干预一下即可。2、随着机组负荷趋于稳定，给水温度下降导致蒸干点后移，主、再热汽温下降，此时应注意协调在初期的减煤后应手动干预增加给煤量，以保证主再热汽温。3、凝汽器和除氧器水位可由除氧器水位调整站自动调整过来，不必要干预。4、高加解列后应注意抽汽管道上疏水门开启，并监视抽汽管道温度不出现剧烈变化，防止汽轮机进水。5、给水泵在高加解列瞬间小机进汽压力升高，给水压力升高、同时要求给水流量降低，此时应注意给水泵转速应不会有太大变化，注意监视即可。
电厂事故案例汇编
电厂事故案例汇编 张家港沙洲电力有限公司 二〇〇七年五月
前言 2007年6月是全国第六个安全生产月，也是国务院第五次会议确定的安全生产工作“落实年”和“攻坚年”。今年安全生产月的主题是“综合治理，保障平安”。这一主题，充分体现了党中央国务院执政为民的治国方针，体现了党中央国务院对群众生命和健康的关怀。我们要领会贯彻这一主题，必须认真吸取事故教训，提高对各类违章行为危害的认识，采取针对性措施，有效遏止杜绝恶性事故的发生。 为配合全国安全生产月活动的开展，公司安全监察部组织编写了本事故案例汇编，作为职工在安全月期间及今后时期安全学习教材。教材收录了人身伤害、电气及热机系统误操作、设备损坏等典型的人员责任事故。这些曾经发生在身边的事故，都是由于不遵守安全工作规程、“两票三制”执行不力或安全生产管理不到位等原因造成的，每次事故都是血和泪的教训。 通过对这些事故案例的学习，我们应当更加清醒地看到“违章是事故的根源”这一论断。一时的疏忽大意或麻痹侥幸都可能造成极其严重的后果。希望通过学习，结合制定并实施反违章行动计划，使全体一线员工及生产管理人员切实做到“反违章从我做起”，形成“关爱生命，关注安全”的良好氛围，不断提高全体员工的安全意识和综合素质，不断提高全系统的安全生产水平。 安全管理是持续不断的工作，公司全体员工都要要充分认识到其长期性和易反复性。抓安全工作要持之以恒、常抓不懈，要使全体员工将安全意识铭刻于心，认识到安全、发展、希望的关系。为此，公司安监部将不断对事故案例进行更新和补充，也希望得到全体员工的响应和支持。 张家港沙洲电力有限公司安全生产委员会 二〇〇七年五月
发电厂事故处理原则
事故处理原则 3.1.1 发生事故时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危险，找出发生故障的原因消灭事故，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，以保持对用户的正常供电。 3.1.2 在处理事故过程中，运行人员应设法保障厂用电的正常供给，为了完成上述任务，运行人员必须坚守岗位，集中精力来维持设备的正常运行，防止故障的扩大和蔓延，正确迅速地执行上级命令。 3.1.3 事故恶化时，首先避免重大设备的损坏和人身伤害，确保安全停机；使电网不受侵害，尽快恢复电网稳定运行。 3.1.4 机组发生故障时，运行人员一般应当按照下面所述的方法进行工作排除故障。 3.1. 4.1 根据仪表的指示和机组外部的象征，分析判断设备确已发生故障。 3.1. 4.2 迅速消除对人身和设备的危险，必要时应立即解列（或停用）发生故障的设备。 3.1. 4.3 迅速查清故障的性质，发生地点和设备损坏范围。 3.1. 4.4 采取正确有效措施消除故障，同时应保持非故障设备继续运行。 3.1. 4.5 在发生故障时，各岗位应互通情况密切配合，在值长和单元长的统一指挥下，迅速排除故障，在故障的每一个阶段都需要尽可能迅速地汇报单元长、值长和上一级领导，以利及时采取正确的对策，防止事故扩大蔓延。 3.1. 4.6 处理事故时，动作应当迅速正确。但不应急躁，在处理故障时，所接到的命令，均应复诵一遍，如没有听懂应反复问清，否则不可执行，命令执行后的情况，应迅速向发令者汇报。 3.1.5 值班员在处理事故时，受单元长和值长的领导，发生故障时，应及时与巡检长联系，迅速参加排除故障的工作，同时将自己所采取的措施汇报单元长和值长。值长、单元长所有命令，值班员必须听从。 3.1.6 专业人员及其有关技术领导在机组发生故障时，必须到现场指导处理事故，并给予运行人员以必要的指示，但这些指示不应和值长的命令相抵触，否则值班员仍按值长命令执行。 3.1.7 从机组故障起到排除故障，恢复机组正常状态为止，值班人员不得擅自离开工作岗位，假如故障发生在交接班时，应延时交班，在未签名之前，交班人员应继续工作，并在接班人员协助下，排除故障，直至机组恢复正常运行状态或接到值长关于接班命令为止。 3.1.8 与排除故障无关的人员禁止停留在发生故障的地点。 3.1.9 值班人员发现难以分析、判断的现象时，必须迅速汇报上一级领导，共同地观察、研究、查清。当遇到规程所没有规定的故障现象时，必须根据自己的知识经验判断，主动采取对策，并尽可能迅速地把故障情况汇报上一级领导。 3.1.10 故障消除后，值班人员应将机组故障象征、时间、地点及处理经过情况、事实、正确地记录在交接班簿上。有追记打印的故障应追记打印备查。 3.1.11 班后故障分析会由值长或单元长主持，对事故的原因责任及以后采取的措施，进行认真的分析和讨论，从中吸取教训，总结经验。发生事故后，应做到四不放过（事故原因没查清不放过、责任人员没处理不放过、整改措施没落实不放过、有关人员没受到教育不放过）。 4 主设备紧急停用的条件及停用步骤 4.1 汽轮机的事故停机 4.1.1 机组遇有下列情况之一，应破坏真空紧急停机。 4.1.1.1 汽轮机转速升高到3330r/min，而电超速保护和危急保安器不动作。 4.1.1.2 汽轮机内部发生明显的金属碰击或摩擦声音。 4.1.1.3 汽轮机发电机组任一道轴的振动到0.254mm（电机厂规定#7瓦轴振到0.3mm）而
发电厂锅炉运行过程中常见事故及处理方法
发电厂锅炉运行过程中常见事故及处理方法 【摘要】伴随着经济的不断前进发展，电能所占据的地位也越来越重要。锅炉就是作为能量转化的设备，是在火力发电中最根本三大设备之一，也是发电厂的核心设备，而且其结构还是最复杂的。本文对发电厂锅炉运行过程中容易出现的安全事故做了简单的分析，并得出处理安全事故的方法。 【关键词】发电厂；锅炉运行；安全事故；处理方法 发电厂各机组稳定、正常地运行是电厂稳定生产的必要条件，但是只要电厂的锅炉机组在运行过程中发生安全事故，那就一定会给电力生产带来非常大的影响，也会带来经济上的大损失。为了防患于未然，工作人员和技术人员一定要掌握发电厂锅炉运行过程中常见事故的处理方法。下面对发电厂的锅炉运行过程中常见的事故进行总结并分析，为以后的发电厂的安全运行提供一些参考和建议。 1.火力发电厂运行的基本原理 发电厂主要由汽水系统、燃烧系统和发电系统组成。而汽水系统则是由锅炉、汽轮机、高低压加热器、凝汽器、凝结水泵以及给水泵等设备构成。其中经过锅炉燃烧加热产生水蒸气后，水蒸气进入汽轮机，再由汽轮机推动叶片转动，进而带动发电机发电。各个系统和装置只有实现协调运作，才能使各项生产流程顺利实施，从而维护发电厂正常运行。 2.发电厂锅炉运行过程中常见事故与处理方法 2.1水冷壁管爆破 2.1.1事故产生原因及现象 锅炉运行过程中，在负荷突变时，气泡压力也会突变，这就可能引起水循环故障；而当燃烧调节不当时，炉内热负荷分布不均，也可能导致管子中发生循环停滞、倒流等水循环故障；蒸汽压力以及给水压力下降，排出流量小于给水流量、锅炉的各段烟温下降，灰渣斗中出现湿灰，甚至向外漏水；启动时升压、升温或升负荷速度过快，停炉时冷却过快、放水过快等，这些都是锅炉的水冷壁损坏事故出现的原因。当发生该事故时，会伴随着很多不良现象。例如，炉膛内传出爆破声，炉膛风压偏正，气泡水位下降，给水流量大于蒸汽流量，锅炉两侧烟温、汽温偏差增大，燃烧不稳或灭火，检查孔和门孔处出现汽水喷声，炉墙与门孔不严处有烟气或蒸汽喷出。当出现这些情况时有可能就是发生了水冷壁管破损，要处理好才能使损失降至最低。 2.1.2水冷壁管破损处理方法 当出现水冷壁管损坏事故时，操作人员应当立即停炉，为了排除燃烧炉内的
电气事故预想及处理方法
电气专业事故预想参考答案 1、发电机温升过高 现象：发电机定子线圈、转子线圈或铁芯温度超过规定值；发电机进出口风温温差增大。 处理方法： （1）定子线圈和进风温度正常，而转子线圈温度异常升高，这是转子温度表失灵或三相电流不平衡超过允许值引起的，应检查转子温度表或减少三相负荷不平衡。 （2）转子线圈和进风温度正常，而定子线圈温度异常升高，这是定子温度表失灵或定子测温元件在运行中增大或开路引起的，应检查定子温度表或由检修处理。（3）定子温度和进口温度都增高，是由于冷却水系统发生故障，应通知汽机检查空气冷却器是否断水或水压过小、水温升高。 （4）进风温度正常，而出风温度升高，这是通风系统异常，应调整风道挡板，必要时停机处理。 （5）经上述处理温度仍无法降低时，应降低发电机无功及有功负荷，直至温度降低至许可范围之内。 2、发电机变为同步调相机运行 现象： （1）主汽门关闭并报警； （2）发电机有功功率表指示为负值； （3）发电机无功功率表指示升高； （4）定子电流表指示可能稍低； （5）定子电压表及励磁回路的仪表指示正常。 处理方法： （1）若汽机未发报警信号则不应将发电机解列，而应报告值长，请汽机运行人员挂上保安器，增加有功负荷，恢复发电机的正常运行。 （2）汽机人员如在额定转速下无法挂上危机保安器时，则应降低无功负荷，将发电机与系统解列，降低转速，待挂上危机保安器后，重新并列带负荷，恢复发电机的正常运行。
3、发电机过负荷 现象： （1）“过负荷”报警； （2）定子、转子电流超过允许值； 处理方法： （1）发电机过负荷时，可首先降低励磁电流，减少发电机的无功负荷，但应保持发电机不能进相运行； （2）若降低发电机的无功负荷不能消除过负荷，则应根据值长命令，降低发电机有功负荷； （3）在系统事故情况下，联络线低周保护应使发电机解列单机运行，若该保护拒动，当频率低于49Hz时，可手动解列，待系统正常后再并列。这时应报告值长，按发电机过负荷参数表运行，并加强对发电机出口风温、定子温度的监视，对发电机进行全面检查，应无异常。 4、发电机升不起电压 现象： 发电机转速正常，升压时发电机定子电压升不起来。 处理方法： （1）检查励磁开关是否合上、起励电源开关是否合上。 （2）检查励磁回路、转子回路接线是否正确，有无断线和接触不良之处。（3）检查启励回路有无断线和接触不良之处。 5、发电机非同期振荡 现象： 1、定子电流表的指示剧烈的变化，且范围较大； 2、发电机和母线上各电压表的指示剧烈的变化； 3、有功功率表指示剧烈的变化； 4、转子电流表、电压表在正常运行值附近变化； 5、频率表的指示忽上忽下，发电机发出有节奏鸣音，鸣音的变化和仪表的变化一致； 6、发电机若装有强行励磁装置，可能间歇动作；
火力发电厂典型事故案例
火力发电厂事故案例教材 2012年3月7日
说明 为配合“警示三月行”活动的开展，现整理下发《火力发电厂事故案例教材》，作为职工在“警示三月行”期间及今后时期安全学习教材。教材收录了火力发电厂人身伤害、电气及热机系统误操作、设备损坏等32个典型的人员责任事故。这些的事故，都是由于不遵守安全工作规程、“两票三制”执行不力或安全生产管理不到位等原因造成的，每次事故都是血和泪的教训。 “铭记教训，防范事故，人人有责”，通过对这些事故案例的学习，我们应当更加清醒地看到“违章是事故的根源”这一论断。一时的疏忽大意或麻痹侥幸都可能造成极其严重的后果。 希望通过学习，结合制定并实施反违章行动计划，使全体一线员工及生产管理人员切实做到“反违章从我做起”，形成“关爱生命，关注安全”的良好氛围，不断提高全体员工的安全意识和综合素质，不断提高全系统的安全生产水平。 各单位、部门要结合警示三月行活动开展，组织本本部门干部职工组织学习，并组织班组职工重温《安全生产特别约定》，开展一次事故反思活动，查找安全生产工作存在的突出问题和深层次原因，提出切实解决措施。
目录 1.监护制不落实，工作人员坠落———————3 2.安全措施不全，电除尘内触电———————5√ 3.检修之前不对号，误入间隔触电亡———————6 4.安全措施不到位，热浪喷出酿群伤———————8 5.违章接电源，触电把命丧———————10 6.制粉系统爆燃，作业人员身亡———————11 7.违章指挥卸钢管，当场砸死卸车人———————15 8.安全距离不遵守，检修人员被灼伤———————17 9.焊接材料不符，吊环断裂伤人———————18 10.误上带电间隔，检修人员烧伤———————19 11.炉膛负压反正，检修人员摔伤———————21 12.擅自进煤斗，煤塔致人亡———————22 13.高空不系安全带，踏空坠落成重伤———————23 14.临时措施不可靠，检修人员把命丧———————24 15.起吊大件不放心，机上看护出悲剧———————26 16.操作中分神，带接地刀合刀闸———————28 17.操作顺序颠倒，造成母线停电———————32 18.值班纪律松散，误操作机组跳闸———————35 19.强行解除保护，造成炉膛爆炸———————38 20.运行强行操作，造成炉膛放炮———————42 21.原因分析不清，锅炉启动超压———————46 22.忘记轴封送汽，造成转子弯曲———————49 23.走错位置操作，低真空保护跳机———————53 24.擅自解除闭锁，带电合接地刀闸———————55 25.漏雨保护误动，造成全厂停电———————58 26.更换设备不核对，电压互感器爆炸———————60 27.对运行异常麻痹，导致发电机烧瓦———————62 28.保护试验无方案，机组异步启动———————64 29.甩开电缆不包扎，短路机组掉闸———————66 30.停电措施不全，引发全厂停电———————69 31.检修无票作业，机组断油烧瓦———————71 32.管辖设备不清，越位检修酿险———————75
(设备管理)2020年电厂设备常见故障分析及处理
（设备管理）2020年电厂设备常见故障分析及处理
电厂设备常见故障分析与处理
目录 一、电厂设备汽机专业常见故障分析与处理 1、汽前泵非驱动端轴承温度高 (10) 2、汽前泵非驱动端轴承烧毁 (10) 3、开式水泵盘根甩水大 (10) 4、IS离心泵振动大、噪音大 (11) 5、单级离心泵不打水或压力低 (12) 6、电前泵非驱动端轴瓦漏油严重 (12) 7、采暖凝结水泵轴承烧毁 (13) 8、磷酸盐加药泵不打药 (13) 9、胶球系统收球率低 (13) 10、胶球泵轴封漏水 (14) 11、氢冷升压泵机械密封泄漏 (14) 12、开式水泵盘根发热 (15) 13、开式水泵轴承发热 (15) 14、采暖补水装置打不出水 (16) 15、低压旁路阀油压低 (16) 16、小机滤油机跑油漏到热源管道上引起管道着火 (16) 17、发电机密封油真空泵温度高 (17) 18、循环水泵出口逆止门液压油站漏油 (17) 19、循环水泵出口逆止门液压油站油泵不打油 (18) 20、主油箱润滑冷油器内部铜管泄漏 (18)
21、顶轴油油压力低 (19) 22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上 (19) 23、汽泵、汽前泵滤网堵塞造成给水流量小 (20) 24、冷段供高辅联箱和四段抽气供小机节流孔板泄漏 (20) 25、汽泵入口法兰泄漏 (21) 26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏 (21) 27、采暖补水装置不进水 (21) 28、高加加热管泄漏 (21) 29、阀门内漏 (22) 30、凝汽器真空低 (22) 31、锅炉暖风器疏水至除氧器管道接管座焊口开裂 (23) 32、高压给水旁路门盘根漏水 (24) 33、循环水补水压力混合器罐体泄漏 (24) 34、循环水补水加硫酸管结晶引起管路堵塞 (24) 35、发电机漏氢 (25) 36、给水再循环手动门自密封泄漏 (25) 37、安全阀泄漏 (26) 38、凝汽器不锈钢冷却管泄漏 (26) 39、循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞 (27) 40、消防水管法兰泄漏造成跳机 (27) 41、阀门有砂眼及裂纹 (28) 42、检修中紧固螺栓时出现咬扣 (28)
电气事故处理的一般原则(最新版)
When the lives of employees or national property are endangered, production activities are stopped to rectify and eliminate dangerous factors. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 电气事故处理的一般原则(最新 版)
电气事故处理的一般原则(最新版)导语：生产有了安全保障，才能持续、稳定发展。生产活动中事故层出不穷，生产势必陷于混乱、甚至瘫痪状态。当生产与安全发生矛盾、危及职工生命或国家财产时，生产活动停下来整治、消除危险因素以后，生产形势会变得更好。"安全第一" 的提法，决非把安全摆到生产之上;忽视安全自然是一种错误。 （1）迅速限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和设备安全的威胁。 （2）注意厂用电的安全，设法保持厂用电源正常。 （3）事故发生后，根据表计、保护、信号及自动装置动作情况进行综合分析、判断、作出处理方案。处理中应防止非同期并列和系统事故扩大。 （4）在不影响人身及设备安全的情况下，尽一切可能使设备继续运行。必要时，应在未直接受到事故损害和威胁的机组上增加负荷，以保证对用户的正常供电。 （5）在事故已被限制并趋于正常稳定状态时，应设法调整系统运行方式，使之合理，让系统恢复正常。 （6）尽快对已停电的用户恢复供电。 （7）做好主要操作及操作时间的记录，及时将事故处理情况报告有关领导和系统调度员。
高加解列后的现象及处理
加解列高：机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。确认清楚后做如下相应处理：一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC（解除和投入均须汇报中调）。 二迅速进行汽包水位的预调节工作。高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。三高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。 四、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。大量减温水从一减投入，一减调门可全开，再热汽温调节初期应全关减温水，之后视其回升状态进行必要的预调节，防止反弹过高。 五、待主蒸汽压力、汽包水位、主再热蒸汽温度稳定后，对高加及疏水系统进行检查，确认引起疏水水位升高的原因，进行必要的处理，包括联系及配合检修人员处理。 六、由于高加解列，给水温度大幅下降，应加强对除氧器工作情况的监视，防止除氧器过负荷，锅炉监视排烟温度，若排烟温度过低，应进行相应的处理，以防止空预器低温腐蚀(如开启热风再循环等措施)。 七、重点监视压力、轴向位移、差胀、缸胀并注意低加汽侧的情况。注意调节级压力级、温度情况，严防调节级过负荷。注意调整高加水位，以及一、二、三段抽汽逆止门、电动门的关闭情况，严防高加反水进入汽轮机高中压缸。严密监视汽轮机缸温，一旦有水冲击的迹象，立即紧急停机。 八、加强对凝结水泵工作情况的监视与检查，定期查看各轴承温度、电机线圈温度的上升情况。如出现凝结水泵超负荷的情况，立即启动备用凝结水泵，以保证除氧气水位正常。 处理： 1.确认高加汽水侧已解列，高加危急疏水开启，检查所有高加抽汽逆止门、电动门关闭严密，检查抽汽电动门前、逆止门后疏水开启，防止发生水冲击。 2.调整炉侧燃烧，控制负荷，调节汽包水位正常。
火力发电厂职业病危害及防护措施
火力发电厂职业危害及防护对策 火力发电厂是集众多专业、交叉作业、相互关联、系统管理的生产性企业，随着社会对电力需求的不断增长，我国的电力工业已进入了大电网、大机组、高参数、高自动化时期，火电厂的建设及生产过程已成为社会关注的重点。而职业安全健康管理体系（OSHMS），是随着经济的高速发展和社会的不断进步，在国际上兴起的先进的安全生产管理模式，是基于“以人为本”的理念和“预防为主、持续改进”的现代企业管理思想，已被越来越多的企业所接受。其核心内容是通过识别、控制生产系统中导致事故和职业危害的根源——“危险源”，预防为主，立足改进，控制事故和职业病危害，使企业的全面管理职能实现有机结合，建立一个动态控制、自我调整、自我完善的自律性管理系统。在职业安全健康管理体系的运行中不仅要关注安全生产的各个环节，还应关注职业病的危害及防护工作。本文重点是针对火力发电企业职业病危害因素的客观存在，开展职业病防护的必要性以及职业病危害评价工作的重要性做表浅的论述，并根据目前国内火力发电企业作业场所比较普遍存在的职业病危害因素粗略地作了一点初步调查，提出几点建议，仅供参考。希望通过抛砖引玉，请行业专家针对该类企业的职业病防护工作提出更好的建议。 一开展火力发电企业建设项目职业病危害评价的目的、依据、范围、内容和作用 职业病危害评价的目的：企业要想有效地预防、控制以至消除职业病危害因素，应该通过建设项目的工作场所、职业病危害防护的调查、评价（动态性评价），充分识别职业病危害因素的危害性质、程度、作用条件、作用方式、防护水平等，采取有效措施，防止职业病及相关职业病的发生。根据《中华人民共和国职业病防治法》规定和卫生部《建设项目职业病危害评价规范》的要求，在熟悉企业生产特性的基础上，针对可能产生的职业病危害因素种类、性质、分布、危害程度、对作业人员健康影响、职业病防护措施、应急救援措施等生产过程及生产建设项目开展卫生学、卫生防护设施、个人防护用品配备及使用、职业卫生档案建立和管理情况的现场调查及职业病危害因素现场监测，进行职业病危害防护措施和控制效果评价，提出存在的问题和整改建议，以保证建设项目的职业病防护设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用；保证建设项目建成后在职业卫生方面符合国家的有关法律、法规和标准，保护劳动者健康及其相关权益，并为卫生部门竣工验收和企业加强职业卫生工作提供参考和依据。 目前的主要的评价依据有： 《中华人民共和国职业病防治法》（2002） 《使用有毒物品作业场所劳动保护条例》（2002国务院令352号） 《中华人民共和国尘肺病防治条例》（国务院1987） 《工业企业设计卫生标准》（GBZ1—2002） 《建设项目职业病危害评价规范》（卫生部2002）
电厂常见事故及处理
电厂设备常见故障分析与处理 编写： 审核： 批准： 日期：年月日
目录 一、电厂设备汽机专业常见故障分析与处理 1、汽前泵非驱动端轴承温度高 (10) 2、汽前泵非驱动端轴承烧毁 (10) 3、开式水泵盘根甩水大 (10) 4、IS离心泵振动大、噪音大 (11) 5、单级离心泵不打水或压力低 (12) 6、电前泵非驱动端轴瓦漏油严重 (12) 7、采暖凝结水泵轴承烧毁 (13) 8、磷酸盐加药泵不打药 (13) 9、胶球系统收球率低 (13) 10、胶球泵轴封漏水 (14) 11、氢冷升压泵机械密封泄漏 (14) 12、开式水泵盘根发热 (15) 13、开式水泵轴承发热 (15) 14、采暖补水装置打不出水 (16) 15、低压旁路阀油压低 (16) 16、小机滤油机跑油漏到热源管道上引起管道着火 (16) 17、发电机密封油真空泵温度高 (17) 18、循环水泵出口逆止门液压油站漏油 (17) 19、循环水泵出口逆止门液压油站油泵不打油 (18) 20、主油箱润滑冷油器内部铜管泄漏 (18) 21、顶轴油油压力低 (19) 22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上 (19) 23、汽泵、汽前泵滤网堵塞造成给水流量小 (20) 24、冷段供高辅联箱和四段抽气供小机节流孔板泄漏 (20) 25、汽泵入口法兰泄漏 (21) 26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏 (21) 27、采暖补水装置不进水 (21) 28、高加加热管泄漏 (21) 29、阀门内漏 (22) 30、凝汽器真空低 (22) 31、锅炉暖风器疏水至除氧器管道接管座焊口开裂 (23) 32、高压给水旁路门盘根漏水 (24) 33、循环水补水压力混合器罐体泄漏 (24) 34、循环水补水加硫酸管结晶引起管路堵塞 (24) 35、发电机漏氢 (25) 36、给水再循环手动门自密封泄漏 (25) 37、安全阀泄漏 (26) 38、凝汽器不锈钢冷却管泄漏 (26) 39、循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞 (27)
电气事故案例集锦
案例一： 安全措施不全电除尘内触电 【简述】2003年5月31日，某电厂检修人员进入电除尘器绝缘子室处理#3炉三电场阻尼电阻故障时，造成了检修人员触电死亡。 【事故经过】5月31日2时30分，某电厂电除尘运行人员发现：3号炉三电场二次电压降至零，四个电场的电除尘器当一个电场退出运行时，除尘效率受到一定影响。由于在夜间，便安排一名夜间检修值班人员处理该缺陷。在检修人员进入电除尘器绝缘子室处理#3炉三电场阻尼电阻故障时，由于仅将三电场停电，造成了检修人员触电，经抢救无效死亡。 【事故原因】 1.运行人员停电操作存在严重的随意性，且仅将故障的3电场停电，安全措施不全面。 2.检修人员违反《电业安全工作规程》的规定，在没有监护的情况下单人在带电场所作业，且安全措施不全，造成触电。 3.运行班长在检修人员触电后，应急处理和救援不当。不是立即对所有电场停电救人，而是打电话逐级汇报，延误了抢救时间。 【防范措施】 1.紧急缺陷处理时，必须待安全措施完成后检修人员方可进行作业。并执行监护制度。 2.对工作场所存在可能发生的触电危险情况，事前开展危险点分析。 3.对职工加强应急处理和救援的教育。事故发生后，应立即采取措施救人，再向上级汇报。 案例二： 保护设置错误引发的一起事故 2004-10-21T22:33，某电厂发生了一起保护误操作事故，造成2号炉被迫停炉。为避免此类事故再次发生，现对事故的原因进行分析、总结。 1 事故前的运行方式 1号炉出力204 t/h，2号炉出力210 t/h，1，2号机抽汽运行，电负荷均为50 MW；1，2号高压除氧器运行，1，2号给水泵并列运行。 2 事故经过