汽机事故预想汇总
1汽轮机超速
1.1主要危害
严重时导致叶轮、叶片及围带松动变形脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。
1.2现象
1）机组突然甩负荷到零，转速超过3000rpm并继续上升，可能超过危急保安器动作转速。
2）DEH电超速、OPC超速、TSI电超速、机械超速保护动作、报警发出。
3）机组发出异常声音、振动变化。
1.3原因
1）DEH系统控制失常。
2）发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。
3）进行超速保护试验时转速失控。
4）汽轮机脱扣后，主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门及抽汽逆止门、供热快关阀等卡涩或关不到位。
5）汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格。
1.4处理
1）汽机转速超过3330rpm而保护未动作应立即手动紧急停机，并确认主机高、中压主汽门，高、中压调门，各抽汽逆止门、供热快关阀应迅速关闭。
2）破坏凝汽器真空，锅炉泄压。汽机跳闸后，检查主机主汽门、调门和抽汽逆止门应关闭严密。若未关严，应设法关严若发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。
4）当超速保安系统各环节部套设备，未发现任何明显损坏现象，且停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整），且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行危急遮断器注油试验，并网后，还须进行危急遮断器升速动作试验，试验合格后，方允许重新并网带负荷。
5）重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力轴承温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。
6）由于汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格引起超速，应经处理且严密性合格后才允许启动。
1.5防范措施
1）启动前认真检查高、中压主汽门、调速汽门开关动作灵活，调节系统存在调节部套卡涩、调整失灵或其他工作不正常时，严禁启动。
2）机组启动前的试验应按规定严格执行。
3）机组主辅设备的保护装置必须正常投入，汽轮机安全监控系统各参数显示正确，否则禁止启动，运行中严禁随意退出保护。
4）主汽门、调速汽门严密性试验不合格，严禁进行超速试验。
5）严格按规程要求进行调节保安系统的定期试验并做好完整的试验记录，运行中任一汽轮机超速保护故障不能消除时应停机消除。
6）应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽门、调速汽门及各抽汽逆止门的活动试验。
7）在机组正常启动或停机的过程中，汽轮机旁路系统的投入应严格执行规程要求。
8）停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩，应将负荷减至0MW，锅炉熄火，汽轮机打闸，发电机解列。
9）加强汽、水、油品质监督，品质符合规定。
10）转速监测控制系统工作应正常。
11）检查 OPC 功能应正常。
2汽轮发电机组振动大
2.1主要危害
造成轴承损坏，动静摩擦，甚至造成重大设备事故。
2.2现象
1）TSI 振动指示增大。
2）DCS“汽轮机轴振大”声光报警。
3）DCS“汽轮机轴承振动大”声光报警。
4）就地实测机组振动大。
2.3原因
1）机组发生油膜振荡。
2）动静碰磨或大轴弯曲。
3）转子质量不平衡或叶片断落。
4）轴承工作不正常或轴承座、盖松动。
5）汽轮机进冷汽、冷水或汽缸变形。
6）中心不正或联轴器松动。
7）滑销系统卡涩造成膨胀不均。
8）润滑油压严重下降或油温过高，使轴承油膜破坏或供油中断。
9）氢温过高或过低，各组冷却器氢温不平衡，发电机两侧风温相差过大。
10）发电机励磁不正常或三相电流不平衡。
11）机组负荷、进汽参数骤变。
12）发电机或系统发生振荡。
13）机组启动过程暖机不充分。
14）蒸汽激振
2.4处理
1）在启动过程中，进行如下处理：
a.启动过程中，若因振动超限或振动保护动作停机，当转速降至零时，应立即投入盘车，偏心度合格后方可重新启动，严禁盲目启动。
b.禁止将汽轮机转速停留在临界转速范围之内。
2）加负荷过程中振动增大，应停止加负荷进行观察。待振动稳定后，方可继续增加负荷，重新加负荷时，应注意振动变化趋势，若振动再次增大时，则禁止继续增加负荷，汇报领导，研究处理。
3）运行中振动增大，就地实测确认后，应检查轴承基础，地脚螺栓紧固情况，检查汽温、汽压、偏心度、真空、缸体壁温差、汽缸膨胀、轴向位移、润滑油压力、温度、回油油流、排汽温度、发电机电流等参数变化情况，发现异常及时调整。
4）机组轴振动达0.125mm 报警，应查明原因。若机组轴振动达0.250mm，汽轮机应自动跳闸，否则手动停机。
5）确认汽轮机内部发生明显的金属撞击声或汽轮机发生强烈振动，应立即破坏真空紧急停机。
6）检查轴承金属温度及润滑油温、油压是否正常，不正常则进行调整。
7) 由于发电机三相电流不平衡引起的振动，应降低机组负荷，查明发电机三相电流不平衡的原因，予以消除。
8）调整氢冷器冷却水流量，使两侧氢温相等。
9）检查汽轮机有关进汽阀是否误关，若误关设法恢复或采取降负荷措施降低振动。
10）若机组负荷或进汽参数变化大引起振动增加，应稳定负荷及进汽参数，同时检查缸胀、胀差、轴向位移、上下缸温差变化情况及滑销系统有无卡涩现象，待上述参数均符合要求，振动恢复正常后再进行变负荷。
3轴承损坏
3.1主要危害
造成轴瓦、轴颈损坏，严重时发生动静摩擦导致汽轮机损坏。
3.2现象
1）轴承金属温度明显升高或轴承冒烟，回油温度升高。
2）推力轴承损坏时，推力瓦块金属温度及轴向位移发生变化。
3）推力轴承监视保护报警。
4）汽轮机振动增加。
3.3原因
1）主油泵、冷油器等故障造成润滑油压降低、轴承断油或润滑油量偏小。
2）润滑油温偏高或油质不合格。
3）轴承过载或推力轴承超负荷，盘车时顶轴油压低或未顶起。
4）轴承间隙、紧力过大或过小。
5）汽轮机进水或发生水冲击。
6）通流部分严重结垢。
7）长期振动偏大。
8）交、直流油泵未按规定投运。
9）发生汽轮机单侧进汽或进汽发生突变，导致推力轴承磨损。
10）大轴接地不好，轴瓦绝缘不好，轴电流使轴瓦烧损。
3.4处理
1）运行中发现轴承损坏应立即紧急停机并破坏真空，同时还应防止汽缸进冷水、冷汽和大轴弯曲。
2）因轴承损坏停机后盘车不能正常投入运行时，应采取手动盘车方式。
3）在事故处理时，润滑油系统、密封油系统运行正常。
3.5防范措施
1）润滑油压低保护必须正确投入，润滑油压低时应能正确、可靠地联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.115MPa 时报警，联动交流润滑油泵，降至0.105MPa 时联动直流润滑油泵，降至0.07MPa低油压保护动作停机，投盘车，降至0.03MPa时停盘车。
2）按规定定期进行润滑油泵自启动试验，保证处于良好的备用状态。
3）加强油温、油压的监视调整，严密监视各轴承金属温度及回油温度，发现异常应按规程规定果断处理。
4）运行中油泵或冷油器的投停切换应缓慢平稳，有专人监视油压变化，严防断油烧瓦。
5）机组运行中保证油净化装置运行正常，油质应符合标准。
6）防止汽轮机进冷水、冷汽引起大轴弯曲、轴承振动及通流部分损坏。
7）汽轮发电机转子应可靠接地，轴瓦绝缘合格。
8）加强油箱油位及滤网前后压差监视，确保在合格范围内。
4叶片损坏
4.1主要危害
造成汽轮机动静摩擦碰磨、转子质量不平衡发生振动，甚至造成大轴弯曲。
4.2现象
1）振动增大。
2）有金属撞击声或盘车时有摩擦声。
3）凝结水硬度可能增大。
4）某监视段压力异常，轴向位移异常变化，推力轴承金属温度及推力轴承回油温度异常升高。
4.3原因
1）叶片频率不合格或制造质量不良。
2）汽轮机超速或运行频率长时间偏离正常值造成叶片疲劳。
3）汽轮机发生水冲击。
4）汽机动静摩擦。
5）异物进入。
6）投入供热运行时，供热参数偏离正常值。
4.4处理
1）汽轮机叶片在运行中损坏或断落，不一定同时出现上述全部现象，但出现下列现象之一时，应立即破坏真空紧急停机：
a．汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。
b．汽轮机通流部分发出异声，同时机组发生强烈振动。
c．机组振动明显增大，并且凝结水导电度、硬度急剧增大，无法维持正常运行。
2）发现以下情况，应汇报值长及专业人员，进行分析后处理：
a．运行中发现凝结水导电度、硬度突然增加，应检查机组振动、负荷、凝汽器水位，同时汇报值长，通知化学化验凝结水水质。
b．调节级压力或某一段抽汽压力异常变化，在相同工况下汽机负荷下降，轴向位移和推力轴承金属温度有明显变化，并伴有机组振动明显增大，应汇报值长，尽快申请减负荷停机。
4.5防范措施
1）严防汽轮机超速及水冲击。
2）控制汽轮机在规定的参数、负荷下运行，防止低汽温、低真空、低频率及超负荷运行。
3）加强汽水品质监督。
4）重视汽轮机停机后的养护。
5） A、B 级检修时进行叶片测频及探伤。
5大轴弯曲
5.1主要危害
引起汽轮机强烈振动或动静碰摩，严重时导致汽轮机损坏。
6.6.5.2现象
1）汽轮机转子偏心值、盘车电流超限，连续盘车4h 不能恢复到正常值。
2）机组振动随转速升高而增大，临界转速振动比正常情况显著增大。
5.3原因
1）汽轮机发生振动或动静部分发生碰磨。
2）汽轮机发生水冲击，特别是启停机或停机后操作维护不当造成汽缸进水或冷汽。
3）停机后转子在高温情况下停转时间过长。
4）上、下缸温差大造成热弯曲。
5.4处理
1）确认大轴弯曲，应立即紧急停机，未查明原因并消除前不得再次启动。
2）停机后立即投入盘车。当盘车电流比正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后再手动盘车180°。
3）停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180°，待条件允许后及时投入连续盘车。
4）当盘车盘不动时，不应采用吊车强行盘车，以免造成通流部分进一步损坏。同时可采取以下闷缸措施，以消除转子热弯曲。
a. 关闭进入汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体、抽汽管道疏水门，进行闷缸。
b. 严密监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子晃动随时间的变化情况。
c. 当汽缸上、下温差小于50℃时，可手动试盘车，若转子能盘动，可盘转180°进行自重法校直转子。
d. 转子多次180°盘转，当转子晃动值及方向回到原始状态时，可投连续盘车。
e. 在不盘车时，不允许向轴封送汽。
5）机组启动冲转过程中当转速在600r/min以下时，应密切监视偏心值的变化，当偏心值大于原始值的1.1倍时，应手动停机，重新盘车。
5.5预防要点
1）汽轮机冷态启动前应连续盘车至少2～4h，热态启动不小于4h，应检查转子偏心值及盘车电流应正常。
2）冲转前发生转子弹性热弯曲应适当加长盘车时间，偏心值大于原始值的1.1倍时，不得进行冲转操作，升速中发现热弯曲应加长暖机时间，热弯曲严重或暖机无效时应停机处理。
3）汽轮机轴封供汽前应先启动盘车运行正常，根据缸温选择供汽汽源，充分暖管，保证供汽温度过热度在20℃以上。
4）汽轮机转子偏心度超过原始值的1.1倍时禁止冲转。
5）汽轮机启动时应充分暖管、疏水，严防冷水或冷汽进入汽轮机。
6）严格按照典型启动曲线升温、升压进行暖机，主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。
7）严格监视振动、胀差、缸胀、轴向位移、汽缸滑销系统等正常，避免动静碰摩引起大轴弯曲。
8）汽轮机升速时，应检查确认轴系振动正常；如果发现异常振动，应打闸停机直至盘车状态。
6轴向位移增大
6.1主要危害
推力轴承损坏，严重时导致汽轮机动静部分摩擦。
6.2现象
1）轴向位移异常增大超限，“汽机轴向位移大”报警发出。
2）轴向位移增至极限值机组跳闸。
3）推力轴承、回油温度异常升高。
4）机组振动增大。
5）严重时汽轮机本体有摩擦声。
6.3原因
1）机组负荷、蒸汽或抽汽流量瞬间突变。
2）蒸汽参数及过热度下降或汽轮机水冲击。
3）凝汽器真空突然降低。
4）推力轴承断油或磨损。
5）叶片结垢严重或断落。
6）发电机转子窜动
7）表计失常。
8）汽轮机动静部分摩擦
6.4处理
1）发现轴向位移值增大，应立即检查负荷、主再热及供热蒸汽参数、凝汽器真空，调节级压力及各监视段压力、推力轴承金属及回油温度、缸胀、胀差、上下缸温差、振动、机组内部声音变化情况。
2）若机组其他参数未发现异常，汇报值长减负荷，使轴向位移恢复至正常范围，同时通知热工校验表计。
3）若因真空变化引起轴向位移增大，应设法恢复正常真空。
4）若因锅炉蒸汽参数变化，蒸汽或抽汽流量突变引起轴向位移异常变化时，应尽快恢复蒸汽或抽汽参数正常或稳定，必要时限制蒸汽或供热流量。
5）当轴向位移值超过+1.2mm或-1.65mm，应紧急停机。
6）当轴向位移值增大，机组转动部分出现金属撞击声或伴有强烈振动，应按紧急停机规定处理。
7汽轮机进水
7.1危害
引起汽缸变形、动静间隙消失或发生碰摩、叶片损坏、大轴弯曲等。
7.2现象
1）主、再热蒸汽温度突降，过热度减小。
2）汽缸内缸内外壁温差明显增大。
3）轴向位移增大，推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧上升。
4）推力瓦及回油温度升高。
5）机组发生强烈振动。
6）主蒸汽或再热蒸汽管道振动，高、中压主汽门，高、中压调门，任一抽汽电动门门杆或从进汽管法兰、轴封、汽缸结合面处冒出白汽或溅出水滴。
7）盘车状态下盘车电流、偏心值增大。
7.3原因
1）锅炉汽水分离器满水。
2）负荷急剧变化或煤水比失调，主蒸汽、再热蒸汽温度急剧降低。
3）加热器、除氧器满水倒灌进入汽轮机。
3）轴封供汽疏水不畅或减温水门开启过大，抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。
4）凝汽器水位控制失灵，凝汽器满水。
5）主、再热器减温水调整不当。
6) 主、再热器管道疏水不畅。
7.4处理
1）确认汽轮机发生进水，应紧急停机，破坏真空。
2）开启汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水阀, 充分疏水。
3）尽快切断有关汽、水源，加强主、再热汽管、本体抽汽管道、轴封汽母管等有关系统的疏水
4）停机惰走过程中应注意监视振动、轴向位移、胀差、轴承温度等参数，倾听汽轮机内部声音，记录惰走时间。惰走时间明显缩短，应逐级汇报，决定是否揭缸检查，否则不准
重新启动。
5）如因加热器、除氧器满水引起汽轮机进水，应立即停用满水的加热器或降低除氧器水位，并开启疏水门。
5）汽轮机在盘车状态发现进水，必须保持盘车运行一直到汽轮机上下缸温差恢复正常。确认有关缸体疏水开启，同时加强汽轮机内部声音、转子偏心值、盘车电流的监视。
6）汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机进行盘车。
7）汽机进水停机后24小时内严禁启动，再启动时必须检查上下缸温差，转子偏心正常。
7.5防范措施
1）机组应有足够数量和可靠的汽缸金属温度测量元件和参数显示，保证缸体温度显示画面正常，并定期进行校验。
2）机组启动前应确认防进水保护正常。
3）机组运行中应定期进行汽轮机防逆流保护试验，并检查动作正常。
4）加热器、除氧器水位调整应平稳，水位报警及联锁保护应可靠。
5）停机时应按规定进行疏水，检查各疏水阀动作正常。极热态开机可在冲转前疏水5min后关闭，以防疏水系统的水及冷汽返回汽缸。
6）疏水管道阀门应定期清理检查，确保畅通及能够关闭严密。
8真空下降
8.1现象
1）凝汽器真空下降。
2）低压缸排汽温度上升。
3）“凝汽器真空低”声光报警。
4）凝结水温度不正常上升。
5）机组负荷减少，或主蒸汽流量增大
6）轴向位移增大。
8.2原因
1）循环水泵故障跳闸，备用泵未自启动或循环水量不足。
2）轴封供汽不足或中断
3）真空系统管道和设备损坏、泄漏。
4）汽轮机或小汽轮机大气薄膜破坏。
5）真空测量系统的排污门误开。
6）真空破坏门误开。
7）补水箱水位低，从补水系统拉空气进入凝汽器。
8）备用循环水泵出口阀误开造成循环水量减少。
9）真空泵水位异常、真空泵冷却器脏污或冷却水不足、运行真空泵进口气动蝶阀误关或备用真空泵进口气动蝶阀误开。
10）凝汽器热井水位过高。
11）进入凝汽器的高温高压疏水阀误开，凝汽器热负荷增大。
12）运行真空泵跳闸，备用泵未联启。
8.3处理
1）发现真空下降，首先应对照低压缸排汽温度进行确认并查找原因，进行相应处理。
2）发现真空下降时，应迅速核对就地真空表指示及DCS 真空显示，核对汽轮机排汽温度的变化，只有在真空下降，同时排汽温度也相应上升情况下，才属于汽轮机真空真正下降。
3）真空下降时，运行人员应迅速查明原因，当凝汽器真空下降至-87.5kPa检查备用真空泵应自启动，否则手动启动备用真空泵，并根据真空下降情况降负荷（减负荷速率视真空下降的速度决定，维持真空在-87.5kPa以上）。
4）当凝汽器真空下降至-75.5kPa，汽机跳闸，否则应打闸停机。
5）在真空下降过程中，应密切监视低压缸排汽温度，当低压缸排汽温度达52℃时，确认低压缸喷水阀打开；若低压缸排汽温度达80℃时报警发出，排汽温度达107℃，则打闸停机。
6）当真空达到跳闸值时，汽轮机保护应自动脱扣；否则手动打闸汽轮机，按故障停机处理。
7）因真空系统管道泄漏或设备损坏而造成真空下降时，除按正常处理外，应立即隔绝故障部分系统和设备。若隔绝无效，但能维持汽轮机运行时，应汇报领导，真空不能维持时则减负荷直至停机。
8）检查循环水系统
a. 循环水压力是否正常，若循环水压力低，检查循环水泵运行是否正常，若不正常、启动备用循环水泵，检查循环水泵入口滤网是否堵塞，及时清理。
b. 凝汽器管板是否脏污，若凝汽器进水压力增大，循环水泵电流下降而真空逐渐下降，则管板脏污，此时应进行凝汽器半边解列清洗。
c. 检查凝汽器热井水位是否正常，若凝结水温度下降，真空逐渐下降，则为热井水位过高，此时应设法恢复水位正常。
d. 检查循环水出水压力是否正常，若出水压力异常上升同时循环水出水温度增大，则循环水回水不畅，检查凝汽器循环水出水阀是否被误关，并进行相应处理。
e. 如循环水全部中断，无法恢复时，应立即打闸停机，并关闭凝汽器循环水进出水门，待凝汽器排汽温度下降到50℃左右时，再向凝汽器通循环水，同时要检查低压缸安全门薄膜有无破损。
f. 检查运行循环水泵出口阀是否误关、备用循环水泵出口阀是否误开，若有误关（或误开）应立即恢复正常。
9）检查真空泵运行状况
a. 检查真空泵水位是否正常，若不正常应手动调节至正常。
b. 检查真空泵冷却器是否脏污，若脏污则进行清洗。检查冷却水水温是否正常，过高投入深井水。
c. 检查运行真空泵进口蝶阀是否误关，若误关设法将其打开。
d. 检查备用真空泵进口蝶阀是否误开，若误开设法将其关闭。
e．运行真空泵跳闸，备用泵未联启，应手动启动备用泵。
10）检查轴封系统
a. 轴封母管压力是否正常，若压力低，及时调整轴封汽压力值至正常，因某种原因造成轴封汽中断时，如真空急速下降，则应立即脱扣，如真空下降缓慢，则采取措施恢复轴封汽。
b. 若轴封加热器风机故障跳闸，或轴封加热器负压低，启动备用风机，检查轴封加热器U型水封是否破坏，水位是否高；若两台轴封加热器风机均不能运行时，且不能在短时间内恢复，应严密监视机组真空和胀差变化情况。
c. 如果轴封加热器严重泄漏，不能维持轴封系统运行时，汇报领导，申请停机。
d. 如溢流调节门失控，应关小调节门前截门。如轴封调节门失控，应开启调节门旁路。如轴封汽温低，应开启疏水门，查看并关闭轴封汽减温水门。必要时可切换辅汽或冷再蒸汽供轴封用汽。
11）检查真空破坏门是否误开，若误开立即关闭；
12）凝结水储水箱水位过低时，关闭凝汽器补水调门及手截门，同时联系化学对储水箱补水。
13）检查锅炉启动疏水、暖风器疏水等外围设备至凝汽器疏水门是否关严且无内漏。
9主、再热蒸汽参数异常
9.1主要危害
超温超压或低温除对汽轮机经济运行产生影响外，对汽轮机寿命的影响也非常大。转子的高温蠕变寿命损耗随超温时间成正比例地增大，而低温则造成末级叶片水蚀。
9.2原因
1）锅炉控制失常或减温水异常。
2）高压旁路阀误开或泄漏。
3）高压缸排汽压力、温度偏高。
4）高压缸抽汽突然停用。
9.3处理要点
1）蒸汽参数超过规定范围时，应及时调整恢复正常，同时加强对机组振动、声音、缸胀、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、高中压缸排汽温度、汽缸金属温度的监视，并对汽轮机进行全面检查。
2）详细记录越限值及越限时间。
3）若参数达极限值应按规定停机。
9.4主蒸汽压力异常处理
1）观察高压调门开启情况，若为定压运行，应及时调整机前压力设定。
2）若负荷变化过快引起主蒸汽压力异常，应稳定负荷，待压力恢复正常后再进行负荷调整。
3）主蒸汽压力超过额定压力的120％的累计运行时间全年不得超过12h，每次不超过15分钟。
6.6.9.5主、再热蒸汽温度异常处理
1）主、再热蒸汽温度上升至“额定温度+14℃”，全年累计运行时间不超过400h。
2）主、再热蒸汽温度上升至“额定温度+28℃”，运行15min仍不能恢复或超过“额定温度+28℃”，应故障停机；且全年累计运行时间不超过80h。
3）主汽门前蒸汽温度低于下表中各负荷点对应值或发生主汽温10分钟下降50℃时应紧急停机。
负荷350MW(100%) 280MW(80%) 210MW(60%) 140MW(40%) 允许最低主汽温度520℃505℃480℃452℃
4）高、中压主汽门前两侧温差要小于14℃，当不正常温差达到28℃，运行15min 仍不能恢复或大于28℃时应故障停机。发生二次不正常情况的时间间隔应大于4h。
5）运行中汽温变化时，应加强对机组振动、声音、胀差、缸胀、轴向位移、推力轴承温度、汽轮机上下缸温差变化情况的监视。
10润滑油系统工作失常
10.1主要危害
1）润滑油系统失常导致轴承损坏。
2）油系统泄漏易导致火灾发生。
10.2油压下降，油位不变
1）原因：
a. 主油泵或射油器工作失常。
b. 交、直流润滑油泵出口逆止门不严。
c. 润滑油系统表计失灵。
d. 润滑油溢流阀工作失常。
e. 压力油管道系统内漏。
2) 处理：
a.检查主油泵进出口油压，若进出口油压同时下降，应判断为主油泵工作失常，润滑油压降至0.07MPa，交流油泵应自启动，油压下降至0.07MPa，直流油泵应自启动，否则手动启动交流油泵或直流油泵。注意监视汽轮发电机组各轴承温度和油温变化，汇报有关领导。
b.检查注油器工作是否正常。
c.检查交、直流油泵是否倒转，止回阀是否严密。如不严密联系检修处理，若在运行中无法检修应申请停机处理。
d.润滑油压低至0.07MPa，低油压保护应动作破坏真空紧急停机。
e.表计失灵时联系热工人员校对表计。
10.3油位下降或升高，油压不变
1)原因:
a.冷油器轻微泄漏。
b.润滑油、密封油系统漏油。
c.润滑油或密封油系统误操作。
2)处理：
a.校对油位计，确认油位下降，汇报值长。
b.检查氢气密封油系统运行是否正常，检查氢气侧回油扩大槽、浮子油箱、真空油箱油位，检查发电机是否进油。
c.检查油净化装置是否运行，储油箱及小汽轮机油位是否正常。
d.检查事故放油门、取样门、放油门是否严密及回油滤网是否堵塞。
e.对冷油器放水检查，如泄漏应切换冷油器。
f.油系统漏油，应设法消除，严防漏油至高温管道及设备上。
g.当油位降至1500mm时，应及时补油。
h.油位降至1365mm，补油无效，应紧急停机。
i.油位升高或有明显上升趋势时，应检查调节轴封供汽压力，并通知化学取样化验，油质不合格应及时滤油。达不到标准时，应停机更换。
10.4油压、油位同时下降
一般是压力油外漏，应检查冷油器、油管（包括压力表管、接头）是否漏油，至密封油系统阀门是否误操作。发现上述情况应设法在运行中消除，如冷油器泄漏，可进行冷油器的切换和隔离。因大量漏油，润滑油压降至0.07MPa，在补油同时按紧急停机处理。
10.5冷油器出口温度升高
1）与就地温度核对并检查冷却水调整门动作情况。
2）若调整门故障，立即手动调整并联系热工处理。
3）汽轮发电机组轴承温度或回油温度达到极限时应紧急停机。
11停机后盘车故障
汽轮机停机转速到零后，必须立即投入盘车，保持油循环，盘车和油循环至少到调节级温度降到150℃以下。
11.1当盘车因故不能运行时，必须保持油循环继续运行，同时手动定期盘车直至高压内缸上内壁调节级处金属温度稳定并低于150℃。
11.2不论何种事故，造成大轴弯曲盘不动时，不允许强行盘车。可在间隔一段时间后试盘，并加强转子弯曲监测。
11.3因火灾或故障不能进行油循环时，禁止盘车。在重新投入盘车时，应先进行油循环，直至全部轴承金属温度小于115℃或回油温度小于75℃以下时，才允许按规定投入盘车。11.4因盘车电动机故障，则应设法每隔15min 盘车180°，直到盘车能够投入连续运行。12主要汽水管道故障
12.1主要原因
1）冲刷减薄、疲劳损伤、焊接不良、振动。
2）选材不当、支吊架不合理。
3）操作不当引起超温、超压、水冲击等。
12.2处理要点
1）在尽可能小的范围内迅速隔离故障点，做好安全技术措施，防止人身安全或设备事故。
2）主、再热蒸汽及主给水管道破裂时，应立即事故停机。
3）低压汽水管道破裂应设法进行隔离并消除，必要时停机处理，同时注意防止水淹设备。
13低频率运行
13.1现象
1）频率指示下降。
2）机组声音异常。
3）汽轮机转速下降。
4）一次调频动作，有功指示增加。
5）发电机励磁电流增加。
6）汽轮机润滑油压下降。
7）辅助设备出力降低，电动机过电流。
13.2原因
1）电网故障或部分机组跳闸。
2）电网负荷突增较多。
3）电网一次调频容量相对不足。
13.3处理
1）按照调度规程执行。
2）检查主蒸汽参数、真空、轴向位移、推力轴承温度、振动、润滑油压及温度等运行参数不超限。否则，作相应处理。
3）注意监视主要辅助设备的电动机电流及温度、转机的压力及流量等情况，注意电机不得超负荷运行。
4）低频率运行时，检查频率保护装置投入正确，根据“低频率允许运行时间曲线”控制机组运行时间，超过允许值保护未动作时，应立即停机解列，待系统正常后并网。
5）根据机组状况（如汽轮机振动、发电机风温、定子绕组电流及温度、主要辅助设备运行参数等），尽量增加机组的有功出力。
14 EH油压下降
14.1现象
1） DCS“EH油压低”声光报警。
2） DCS 和就地调节油压低。
14.2原因
1） EH油泵故障或进出口滤网堵塞。
2） EH油系统管道、阀门泄漏。
3） EH油系统滤网堵塞。
4）蓄能器故障。
5） EH油溢流阀或安全门故障。
6） EH油箱油位低。
14.3处理
1） EH油压降低时，应立即检查油位是否降低，以及时判断是否存在外漏。
2）检查EH油系统有无泄漏，如有泄漏，在保证EH油压的前提下，隔离泄漏点，联系检修处理，若泄漏严重且无法隔离时，应联系检修补油，同时汇报值长和领导，申请停机。
3）检查EH油压低至低Ⅰ值，备用泵自启动，否则手动启动EH油备用泵。
4） EH油泵故障，应立即启动备用泵，停止故障泵，EH油压低至Ⅱ值启动备用泵无效，应故障停机。
5）检查EH油泵出口滤网压差，如有报警，应启动备用EH油泵，停止运行泵，联系检修清洗滤网。
6）就地检查调节油溢流阀，若动作不正常，联系检修调整。
7）油动机、伺服阀轻微内漏时，应利用停机时机处理。
8）油箱油位低至130mm，补油无效，故障停机。
15定子冷却水中断
15.1现象
1）“发电机断水”信号发出，定子冷却水流量、压力低
2）发电机定子线圈温度、出水温度升高，可能报警。
15.2原因
1）定子冷却水泵故障。
2）定子冷却水滤网堵塞。
3）水箱水位过低。
4）冷却器泄漏。
15.3处理
1）定子冷却水泵故障时备用泵应联启，否则手动强合一次。流量低于12t/h且延时达30s，发电机应断水保护动作跳闸。
2）定子冷却水滤网堵塞，应切换为备用滤网，清扫滤网。
3）检查定子冷却水系统各阀门状态应正常，调整水位、压力、流量正常。
4）发电机定子冷却水流量低报警信号发出后，发电机未解列前，严密监视发电机线圈温度、出水温度不超过允许值。
5）断水后恢复运行时应缓慢向发电机送水并排气。
16发电机进油、水
16.1现象
1） DCS 画面上油水检测仪“泄漏”报警。
2）就地检漏装置显示有油或水。
3）主油箱油位降低。
16.2原因
1）密封油差压阀工作失常，油氢差压太高。
2）发电机氢侧密封油浮子油箱补、排浮子阀故障密封油箱满油
3）密封瓦间隙过大。
4）发电机密封油氢侧回油消泡箱回油不畅造成满油。
5）发电机密封油回油不畅。
6）发电机氢压过低。
7）发电机定子冷却水系统泄漏。
16.3处理
1）汽轮机在启动或正常运行中，当出现发电机泄漏报警应立即检查发电机油氢压差阀调节状态是否正常，如不正常进行手动调节，然后再进一步分析原因。
2）就地检查发电机油氢压差阀是否正常，如不正常联系检修处理。
3）就地及时排污，若发电机氢压过低应及时进行补氢，控制好补氢速度。
4）严密监视发电机氢纯度是否合格，不合格应及时进行排补氢气。
5）如发电机定子冷却水系统泄漏应紧急停机，停运定子冷却水系统。
17循环水中断
17.1主要危害
1）凝汽器真空迅速下降，排汽温度急剧上升。
2）凝汽器不锈钢管超温，由于不锈钢管与管板膨胀不均，使凝汽器泄漏。
3）机组振动变大。
4）导致闭式水温上升，危及机组及重要辅机的安全运行。
17.2现象
1）所有运行循环水泵跳闸，电流到零，事故音响。
2）凝汽器循环水进口压力到零。
3）凝汽真空急剧下降，排汽温度上升。
4）部分辅助设备轴承温度高、电动机风温高。
17.3原因
1）厂用电中断，循环水泵失电。
2）运行循环水泵故障跳闸，备用泵未联启。
3）运行循环水泵停运或故障跳闸时，出口蝶阀未关或备用循环水泵出口阀误开，造成循环水短路。
4）循环水泵进口清污装置故障，滤网严重堵塞，滤网后水位低，造成循环水泵上水断续。
17.4处理
1）立即抢合备用循环水泵，无效时，手动启动主机润滑油泵运行，汽轮机立即打闸，锅炉“MFT”，发电机逆功率保护动作，发变组出口开关跳闸，厂用电自投。
2）当真空接近于零时，停止真空泵运行，打开真空破坏门。
3）确认开式水系统压力正常，否则应将开式泵停运。
4）就地迅速关闭机侧主、再热蒸汽管道、小汽轮机高低压进汽管疏水隔离阀，尽量减少进入凝汽器热量。
5）尽快查明跳闸循环水泵的保护动作情况。
6）保持凝结水泵运行，检查低缸喷水自动开启。
7）尽快恢复循环水。当低压缸排汽温度＜50℃时，方可恢复凝汽器循环水侧运行，同时应注意对凝结水硬度的监视。
8）在循环水泵因出口蝶阀未关倒转或有电气故障信号时，严禁抢合循环水泵。
汽机事故预想
汽机事故预想
————————————————————————————————作者：————————————————————————————————日期： ?
１汽轮机超速 １.1主要危害 严重时导致叶轮、叶片及围带松动变形脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。 1.2现象 1）机组突然甩负荷到零,转速超过3０00ｒpm并继续上升，可能超过危急保安器动作转速。 ２)DEH电超速、OＰＣ超速、ＴSＩ电超速、机械超速保护动作、报警发出。 ３)机组发出异常声音、振动变化。 1.３原因 1）DEH系统控制失常。 2)发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。 3）进行超速保护试验时转速失控。 4)汽轮机脱扣后，主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门及抽汽逆止门、供热快关阀等卡涩或关不到位。 5）汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格。 1．4处理 １)汽机转速超过3330rpｍ而保护未动作应立即手动紧急停机,并确认主机高、中压主汽门,高、中压调门,各抽汽逆止门、供热快关阀应迅速关闭。 2）破坏凝汽器真空，锅炉泄压。汽机跳闸后，检查主机主汽门、调门和抽汽逆止门应关闭严密。若未关严,应设法关严若发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。 4）当超速保安系统各环节部套设备，未发现任何明显损坏现象,且停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整）,且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行危急遮断器注油试验,并网后,还须进行危急遮断器升速动作试验,试验合格后，方允许重新并网带负荷。 5）重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力轴承温度等进行重点检查与监视,发现异常应停止启动。 ６)由于汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格引起超速，应经处理且严密性合格后才允许启动。 1．5防范措施 1)启动前认真检查高、中压主汽门、调速汽门开关动作灵活，调节系统存在调节部套卡涩、调整失灵或其他工作不正常时,严禁启动。 2)机组启动前的试验应按规定严格执行。 ３) 机组主辅设备的保护装置必须正常投入,汽轮机安全监控系统各参数显示正确，否则禁止启动,运行中严禁随意退出保护。 4）主汽门、调速汽门严密性试验不合格，严禁进行超速试验。 5）严格按规程要求进行调节保安系统的定期试验并做好完整的试验记录，运行中任一汽轮机超速保护故障不能消除时应停机消除。 6)应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽门、调速汽门及各抽汽逆止门的活动试验。 7）在机组正常启动或停机的过程中,汽轮机旁路系统的投入应严格执行规程要求。 8）停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩,应将负荷减至0MW，锅炉熄火,汽轮机打闸，发电机解列。 9)加强汽、水、油品质监督,品质符合规定。 10）转速监测控制系统工作应正常。
汽轮机典型事故处理
汽 轮 机 典 型 事 故 处 理 杨伟辉刘欢王熙博 2015年7月3日
目录 汽轮机水冲击 (1) 汽轮机组异常振动 (3) 汽轮机超速 (5) 汽轮机大轴弯曲 (6) 机组真空下降 (8) 汽轮机油系统着火 (10)
汽轮机水冲击 1.现象 1）主蒸汽、再热蒸汽和抽汽温度急剧下降，过热度减小。 2）汽缸上、下缸温差明显增大。 3）主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封或汽轮机内有水击声，或从进汽管法兰、轴封、汽缸结合面处冒出白色的湿蒸汽或溅出水滴。 4）轴向位移增大，推力轴承金属温度和回油温度急剧上升。 5）机组发生强烈振动。 2.原因 1）锅炉汽温调节失灵，主蒸汽温度、再热蒸汽温度急剧下降，蒸汽带水进入汽轮机。 2）加热器管子破裂，大量给水进入汽侧或加热器水位调节失灵，造成加热器满水，加热器保护拒动，或加热器抽汽逆止门不严，水从加热器导入汽轮机。 3）轴封蒸汽温度不够或调节门动作不正常，水带入汽轮机轴封腔室。 4）7号低加满水，直接进入汽轮机。 5）抽汽管道低位疏水点调节门动作不正常，造成抽汽管道积水进入汽轮机。 6）高旁减温水门不严或误开。 7）高中压缸疏水不畅。 8）除氧水位高Ⅲ值未及时解列，造成水倒入汽轮机。 3.处理
1）紧急破坏真空停机。同时查找分析进水原因，切断进水途径。如确认加热器管束破裂，立即切除该加热器。 2）汽机打开各部疏水门。 3）细听机内声音，正确记录惰走时间。 4）监视推力瓦温度、轴向位移及高、低压缸胀差变化。 5）转子静止后投入连续盘车，测量大轴弯曲，检查上下缸温差。 6）如停机惰走过程中，一切正常，可重新启动，但启动前要充分疏水。再次启动时汽缸上下缸温差＜42℃，转子偏心度应＜0.076mm，重新启动过程中，密切监视机组振动、声音、推力瓦温及轴向位移、胀差、上下缸温差等数值。重新启动过程中，发现机内有异音或振动增大应停止启动。 7）如水冲击时，推力瓦温明显升高，轴向位移超过极限值，惰走时间较正常明显缩短时，应停机检查。 8）汽轮机盘车过程中发现汽缸进水，应迅速查明原因并消除，保持盘车运行直到汽轮机上下缸温差恢复正常。同时加强汽轮机内部听音检查，加强大轴晃动度、盘车电流的监视。 9）汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机，进行盘车。
2021年发电厂运行及事故预想处理方法
电气汽机锅炉 欧阳光明（2021.03.07） 运行技术及事故预想处理方法 前言 为了给企业安全生产提供更好的帮助，提高对各类违章行为危害的认识，采取针对性措施，有效杜绝恶性事故的发生, 特此编集了本运行技术及事故预想处理方法。 作为员工在工作期间及今后时期学习教材。教材收录了电气及汽机和锅炉系统发生事故时的操作方法。避免误操作对人员伤害和对设备损害等人为事故发生。严格遵守安全操作规程、认真执行“两票三制”制度。 通过学习运行技术及事故预想处理方法，我们可以更好更快的处理事故减少不必要的财产损失。坚决杜绝“违章事故发生”。一时的疏忽大意或麻痹侥幸都可能造成极其严重的后果。希望通过学习广大员工要“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。 公司全体员工要高度重视,认真组织学习讨论。要充分认识到安全、发展、希望的关系。为此，也希望得到全体员工的响应和支持。 电气运行技术及事故预想处理方法 1 PT刀闸辅助接点接触不良事故处理和防范措施？ 1、象征： （1）发电机PT断线信号发出； （2）有功表无功表指示降低； （3）发电机端电压指示降低。 2、处理： （1）监视其他参数，维持发电机运行； （2）停止调整有、无功负荷； （3）严密监视定子电流、转子电压、电流变化情况，不允许超过额定值。 3、措施： （1）结合春秋检及机组大小修对所有刀闸辅助接点进行全面检查；
(2) 确保三年内不再发生类似现象。 2 10kV B相线性接地象征及处理？ 1、象征： （1）10kV母线接地信号发出； （2）三相绝缘电压表中B相降为零； （3）A、C两相上升至线电压。 2、处理： （1）询问机炉是否有启动10KV动力设备，如有应停运； （2）联系机炉将10kV设备倒备用设备或逐一停运，找出接地点；（3）将10kVA段PT退出，若信号未消除，重新投入PT； （4）将发电机与系统解列； （5）10kVA段母线停电。 3 发电机失去励磁象征及处理？ 1、象征： ⑴转子电流为零或接近于零； ⑵定子电流显著升高并摆动； ⑶有功功率降低并摆动； ⑷机端电压显著下降，且随定子电流摆动； ⑸无功负值，进相运行。 2、处理： ⑴对于不允许无励磁运行的发电机应立即从电网上解列。 ⑵对于允许无励磁运行的发电机，迅速降低有功功率到允许值； ⑶迅速启动备用励磁机等恢复励磁； ⑷在规定时间内仍不能使机组恢复励磁，解列发电机系统。 4 发电机CT回路故障象征及处理？ 1、象征： （1）仪表用CT开路时，有无功指示降低，开路相电流到零；（2）开路CT有较大的电磁振动声时，开路点有火花和放电响声；（3）有关保护可能误动； （4）若是自动励磁调节器用CT断线时，励磁输出不正常。 2、处理： （1）对CT所带回路进行检查，并通知检修处理； （2）若CT内部开路或开路点靠近一次设备时，汇报值长停机处理； （3）处理CT开路，按照安规有关规定进行。 5 变压器差动保护动作象征及处理？ 1、象征： （1）变压器相关参数指示到零；
汽轮机火灾事故现场处置方案(正式)
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 汽轮机火灾事故现场处置 方案(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-3276-78 汽轮机火灾事故现场处置方案(正 式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 1事故风险描述 1.1事故类型 汽轮机火灾事故。 1.2事故区域 4米平台汽轮机头下方的抽汽管道附近。 [注：根据本公司实际进行描述，地点和位置尽量精确，考虑事故位置对救援的影响] 1.3事故的危害严重程度及其影响范围 汽轮机油系统着火，火势凶猛若处理不及时，可能造成事故扩大，威胁到动力及控制电缆安全以及邻机的安全运行，严重时甚至会造成汽轮机油箱爆炸等重大事故。 1.4事故前可能出现的征兆
（1）油系统有发生漏油现象，附近伴有轻微烟气。 （2）汽轮机阀门、油系统等附近出现火焰，并伴有烟尘。 2 应急机构及职责[注：各公司根据实际，言简意赅明确职责] 2.1应急处置小组 （1）指挥员：当值值长 （2）运行应急组：集控运行值班人员 （3）警戒疏散组：义务消防员、检修人员、保卫人员 2.2 职责 （1）指挥员：是事故现场的总指挥，负责油系统火灾事发现场应急工作的组织、指挥、协调、救援、恢复等应急工作；负责向上级汇报、通报重大突发事件应急预案的实施进展情况，听取指示并贯彻执行。 （2）运行应急组：在值长指挥协调下，迅速解除对人身和设备的威胁，根据仪表指示和设备外部特征，正确地判断事故原因；根据火灾情况对设备采取相应
事故预想方案及处理
国能固镇生物发电有限公司 汽轮机专业事故 处理预想及处理方案 批准 审核 编写：宋民 生产部 二零一零年十二月十号
国能固镇生物发电有限公司 汽轮机专业事故预想及处理方案 一、油系统着火 油系统在运行时有漏油现象，漏油接触热体，透平油燃点约在240℃，当其接触表面温度高于240℃的热体时，就有可能引起火灾；应加强监视，及时处理，并汇报值长，漏出的油应及时擦干净，如无法处理而可能引起着火时，应紧急报告值长，采取果断措施。 1.汽轮机在运行时发现油系统着火时，应根据不同起火点，使用泡沫灭火器，或二氧化碳灭火器，或1211灭火器进行灭火，高温部件不宜使用二氧化碳或1211灭火器。如火势不能立即扑灭，危及安全运行，应按第一类故障紧急停机。 2.注意不使火势蔓延（如电缆失火），必要时应将设备周围附以沾湿的雨布，照顾机组的转动部分，用一切方法保护机组不受损坏。 3.油系统着火应紧急停机，应按下列步骤 1）按照紧急故障停机的操作进行停机。 2）解除电动油泵联锁开关。 3）启动直流电动油泵，维持油压在低限值。 4）采取灭火措施并向上级汇报。 根据下列情况，开足事故放油门。 1）火势危急油箱。 2) 机头及机头平台起火。 3）回油管中着火。 4）注：油系统着火应通知消防队。 4.失火时，汽机主值必须做到 1不得擅自离开岗位。 2加强监视运行中的机组。 3准备按照值长命令进行停机操作。 5.汽机运行值班人员应该知道在各种情况下的灭火方法。
1）未浸机油，汽油和其它油类的抹布及木制材料燃烧时可以用水、泡沫灭火和砂子灭火。 2）浸有机油、汽油和其他油类的抹布及木制材料燃烧时，应用泡沫灭火器和砂子灭火。 3）油箱和其它容器中的油着火时，应用灭火剂扑灭，或将油从事故排油管排走。4）带电的电动机线圈和电缆失火时，应在切断电源后进行灭火，电动机着火时不得使用砂子灭火器，如果电动机冒烟时应迅速停用。 6.预防油系统着火的主要措施 1、车间及设备周围应保持整齐清洁，不存放易燃物品； 2、设备检修后，渗漏在地面上的油及油棉纱等应及时处理干净，渗油严重的保温层应及时更换； 3、靠近蒸汽管道或其他高温设备的高压油管法兰应装设铁皮罩盒。油系统附近的高温设备和管道应有完整坚固的保温，并外包铁皮，必要时还应装防火隔层，保温层表面温度不应高于50℃；管道上部有无油浸破布等易燃物； 4、当调节系统发生大幅度串动或机组油管发生严重振动时，应及时检查油系统，发现漏油应及时处理，并将漏油及时擦净。经常检查汽轮机前、中轴承箱处及压力表活接是否有漏油，轴封是否摩擦产生火花； 5、汽轮机高、中压自动主汽门及油箱法兰是否有漏油；机头下部和油管道法兰是否漏油； 6、油系统安装完毕或大修后，应进行超压实验； 7、事故排油门的标志要醒目，操作把手与油箱或与密集的油管区间应有一定的距离； 8、现场应配备足够数量的消防器材，并经常处于完好的备用状态； 9、电缆进入控制室处和开关柜处应采取严密的封堵措施； 10、调速、润滑油管道和主油箱附近蒸汽管道保温和防火铁皮是否完整，油系统附近动火，必须按规定办理相应等级的动火证，严禁无证动火； 11、由于漏油引起油系统外部着火时，先用干粉或1211灭火器进行灭火，并做好隔离工作，以防火势蔓延。汇报领导，根据火势情况及时联系消防队，进行灭火；
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；
汽轮机常见事故及其处理方法
一、凝结器真空下降的现象及处理 (1) 1.1凝结器真空下降的主要特征 (1) 1.2凝结器真空急剧下降的原因 (1) 1.5凝结器真空缓慢下降的处理 (1) 1.3凝结器真空急剧下降的处理 (1) 1.4凝结器真空缓慢下降的原因 (1) 二、主蒸汽温度下降 (2) 2.1主蒸汽温度下降的影响 (2) 2.2主蒸汽温度下降的处理 (3) 三、汽轮机轴向位移增大 (3) 3.1影响汽轮机轴向位移增大的原因 (3) 3.2轴向位移大的处理 (4) 四、汽轮机大轴弯曲事故 (4) 4.1事故现象 (4) 4.2事故处理 (4) 4.3预防措施 (5) 五、厂用电源中断事故现象及处理 (5) 5.1厂用电源中断事故现象 (5) 5.2厂用电源中断事故处理 (5) 六、水冲击事故 (5) 6.1水冲击事故前的象征 (6) 6.2发生水冲击事故的处理 (6) 6.3水冲击事故后，重新开机的基本要点 (6)
6.4水冲击事故后，如有下列情况，应严禁机组的重新启动 (6) 七、凝结泵自动跳闸处理 (6) 八、汽轮机发生超速损坏事故 (7) 8.1汽轮机发生超速事故的原因 (7) 8.2汽轮机发生超速事故的处理 (7) 九、汽轮机油系统事故 (7) 9.1汽轮机油系统事故产生的原因 (8) 9.2汽轮机油系统事故的现象 (8) 9.3汽轮机油系统事故的处理 (8) 十、汽轮机轴瓦损坏事故 (8) 10.1轴瓦损坏的原因 (9) 十一、叶片断落事故 (9) 11.1事故象征 (9) 11.2事故处理 (10) 十二、汽轮机事故处理原则和一般分析方法 (10) 十三、在汽轮机组启动过程中，造成凝结器真空缓慢下降的原因 (10) 13.1汽轮机轴封压力不正常 (10) 13.2凝结器热水井水位升高 (11) 13.3凝结器循环水量不足 (11) 13.4轴封加热器满水或无水 (12) 十四、在汽轮机组正常运行中，造成凝结器真空缓慢下降的原因 (12) 14.1轴封加热器排汽管积水严重 (12) 14.2凝结器汽侧抽气管积水 (12) 14.3凝结水位升高 (13)
汽机事故预想
1汽轮机超速 1.1主要危害 严重时导致叶轮、叶片及围带松动变形脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。 1.2现象 1）机组突然甩负荷到零，转速超过3000rpm并继续上升，可能超过危急保安器动作转速。 2）DEH电超速、OPC超速、TSI电超速、机械超速保护动作、报警发出。 3）机组发出异常声音、振动变化。 1.3原因 1）DEH系统控制失常。 2）发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。 3）进行超速保护试验时转速失控。 4）汽轮机脱扣后，主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门及抽汽逆止门、供热快关阀等卡涩或关不到位。 5）汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格。 1.4处理 1）汽机转速超过3330rpm而保护未动作应立即手动紧急停机，并确认主机高、中压主汽门，高、中压调门，各抽汽逆止门、供热快关阀应迅速关闭。 2）破坏凝汽器真空，锅炉泄压。汽机跳闸后，检查主机主汽门、调门和抽汽逆止门应关闭严密。若未关严，应设法关严若发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。 4）当超速保安系统各环节部套设备，未发现任何明显损坏现象，且停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整），且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行危急遮断器注油试验，并网后，还须进行危急遮断器升速动作试验，试验合格后，方允许重新并网带负荷。 5）重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力轴承温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。 6）由于汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格引起超速，应经处理且严密性合格后才允许启动。 1.5防范措施 1）启动前认真检查高、中压主汽门、调速汽门开关动作灵活，调节系统存在调节部套卡涩、调整失灵或其他工作不正常时，严禁启动。 2）机组启动前的试验应按规定严格执行。 3）机组主辅设备的保护装置必须正常投入，汽轮机安全监控系统各参数显示正确，否则禁止启动，运行中严禁随意退出保护。 4）主汽门、调速汽门严密性试验不合格，严禁进行超速试验。 5）严格按规程要求进行调节保安系统的定期试验并做好完整的试验记录，运行中任一汽轮机超速保护故障不能消除时应停机消除。 6）应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽门、调速汽门及各抽汽逆止门的活动试验。 7）在机组正常启动或停机的过程中，汽轮机旁路系统的投入应严格执行规程要求。 8）停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩，应将负荷减至0MW，锅炉熄火，汽轮机打闸，发电机解列。 9）加强汽、水、油品质监督，品质符合规定。 10）转速监测控制系统工作应正常。
汽轮机反事故措施示范文本
汽轮机反事故措施示范文 本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
汽轮机反事故措施示范文本 使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 因汽轮机是在高温、高压、高转速下工作，并有各辅 助设备和辅助系统协调工作，往往由于某一环不慎而产生 事故，而影响调试工作顺利进行。造成事故的原因是多方 面的。如热状态下动静部件的间隙变化、启动和负荷变化 时的振动、轴向推力的变化。蒸汽参数变化、油系统工作 失常以及各种隐患等，如果发现和处理不及时，都可能引 起事故，所以在启动和试运期间，应采取有效措施，将事 故消除在萌芽期。 汽轮机几种常见典型事故及监视、分析和处理方法： 8．1 在运行中凝汽器真空下降： 真空下降，排汽温度增高，易使排汽缸变形，机组中 心偏移，使机组产生振动，以及凝汽器铜管产生松驰，变
形甚至断裂。 试运期间，应随时监视，如果发现排汽室温度升高，真空指示下降，抽气器冒汽量增加等现象，首先应降低负荷，查找原因。 真空下降的原因及处理： 8．1．1 循环水中断或供水不足：查找循环水系统，主要检查循环水泵和各电动阀门。 8．1．2 后轴封供汽中断：查找供汽压力是否产生变化，蒸汽带水使轴封供汽中断，轴封压力调整器失灵等。 8．1．3 抽气器水源中断，或真空管严重漏气。 8．1．4 凝汽器水位升高：查找凝结泵入口是否产生气化，可检查泵的电流是否下降。 8．1．5 检查真空系统管道与阀门是否严密。 以上原因，如不能在运行中及时处理，应停机处理，机组不得在低真空下长期运行。
安全事故心得体会8篇完整版
《安全事故心得体会》 安全事故心得体会（一）： 事故已然发生，伤者正在理解着痛苦的治疗，这次事故又一次给我们敲响了警钟，让我们从事故对当事人所造成严重深切感受到它的无情和残酷，他的人生因此而改变，他今后的路不知该如何的走下去。 透过事故的学习，我在为他感到惋惜和同情的同时不仅仅在想，造成事故的原因是什么，我们该吸取什么教训，从而避免重蹈他的覆辙呢?从本次及历次事故来看，事故现象虽有不一样，但导致事故都与当事人的主观因素有着较大联系，说白了，就是三大敌人在做怪。纵观人们的实际工作中，违章、麻痹、不负职责现象确实存在，当上级来检查或是要求严格些，下边就收敛些，否则，风头一过就又放松了警惕。些次事故主观上即当事人安全意识淡泊，麻痹大意所致;客观的原因诸如：工作负责人不负责、许可人许可随意，监护不到位，危险点分析不足等等。 保证安全，首先就是要严格遵守各项规章制度，这是保证安全的首要前提，如果我们的每一项工作都做到有章可循，有章可依的话，事故发生几率必然会大大减小，如在一项具体工作中，工作前，认真进行危险点的分析，办理工作票，做好安全措施，开好班前会，将各项制度履行到位，也就是把环境的不确定因素、物的不安全状态、人的不安全行为造成事故的可能性隆到最低。 其次要提高思想意识，这是保证安全的根本。此事故中当事人的工作经验不可谓不丰富，技术水平不可谓不高(听说是位高级技师)，但还是出了问题，就是正因他思想上有了松懈，才犯了这样的低级错误，阴沟翻船。提高思想意识，即：开展形式多样的安全思想教育，牢固树立安全第一，预防为主的思想，把三不伤害确实贯彻到工作当中，变要我安全为我要安全，使安全深入人心，平时工作提高警惕，多注意观察员工的精神状态，发现不利因素及时调整。 另外，加强对规章制度及业务知识的学习，发奋提高业务技能，这是安全的重要保证，《安规》、《两票三制》这些都是保障我们工作安全顺利开展的法宝，对此无论是管理者，还是我们员工自身都应自觉的认真学习，掌握。业务知识的重要性，不言而喻，没有它，我们工作就好比初生的孩子不会走路，难免碰壁、摔倒。为了使我们的工作更得心应手，不致于盲人摸象，我们务必不断的学习，以适应变化更快的知识需求。 还有就是营造良好的工作氛围。工作中相互关心、相互帮忙，人人为工作着想，为安全把关。 总之，我们就应把各自好的想法落实下去，不应只流于形式，停留在口头上。 安全事故心得体会（二）：
发电厂运行及事故预想处理方法
电气汽机锅炉 运行技术及事故预想处理方法 前言 为了给企业安全生产提供更好的帮助，提高对各类违章行为危害的认识，采取针对性措施，有效杜绝恶性事故的发生, 特此编集了本运行技术及事故预想处理方法。 作为员工在工作期间及今后时期学习教材。教材收录了电气及汽机和锅炉系统发生事故时的操作方法。避免误操作对人员伤害和对设备损害等人为事故发生。严格遵守安全操作规程、认真执行“两票三制”制度。 通过学习运行技术及事故预想处理方法，我们可以更好更快的处理事故减少不必要的财产损失。坚决杜绝“违章事故发生”。一时的疏忽大意或麻痹侥幸都可能造成极其严重的后果。希望通过学习广大员工要“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。 公司全体员工要高度重视,认真组织学习讨论。要充分认识到安全、发展、希望的关系。为此，也希望得到全体员工的响应和支持。 电气运行技术及事故预想处理方法 1 PT刀闸辅助接点接触不良事故处理和防范措施？ 1、象征： （1）发电机PT断线信号发出； （2）有功表无功表指示降低； （3）发电机端电压指示降低。 2、处理：
（1）监视其他参数，维持发电机运行； （2）停止调整有、无功负荷； （3）严密监视定子电流、转子电压、电流变化情况，不允许超过额定值。 3、措施： （1）结合春秋检及机组大小修对所有刀闸辅助接点进行全面检查； (2) 确保三年内不再发生类似现象。 2 10kV B相线性接地象征及处理？ 1、象征： （1）10kV母线接地信号发出； （2）三相绝缘电压表中B相降为零； （3）A、C两相上升至线电压。 2、处理： （1）询问机炉是否有启动10KV动力设备，如有应停运； （2）联系机炉将10kV设备倒备用设备或逐一停运，找出接地点； （3）将10kVA段PT退出，若信号未消除，重新投入PT； （4）将发电机与系统解列； （5）10kVA段母线停电。 3 发电机失去励磁象征及处理？ 1、象征： ⑴转子电流为零或接近于零； ⑵定子电流显着升高并摆动； ⑶有功功率降低并摆动； ⑷机端电压显着下降，且随定子电流摆动； ⑸无功负值，进相运行。 2、处理： ⑴对于不允许无励磁运行的发电机应立即从电网上解列。 ⑵对于允许无励磁运行的发电机，迅速降低有功功率到允许值； ⑶迅速启动备用励磁机等恢复励磁； ⑷在规定时间内仍不能使机组恢复励磁，解列发电机系统。 4 发电机CT回路故障象征及处理？ 1、象征： （1）仪表用CT开路时，有无功指示降低，开路相电流到零；（2）开路CT有较大的电磁振动声时，开路点有火花和放电响声； （3）有关保护可能误动； （4）若是自动励磁调节器用CT断线时，励磁输出不正常。 2、处理： （1）对CT所带回路进行检查，并通知检修处理； （2）若CT内部开路或开路点靠近一次设备时，汇报值长停机处理； （3）处理CT开路，按照安规有关规定进行。 5 变压器差动保护动作象征及处理？ 1、象征： （1）变压器相关参数指示到零； （2）变压器各侧开关跳闸。 2、处理：
输电线路的事故预想及反事故措施
兰州市城郊供电公司输电运检班 35kV输电线路事故预想及反事故措施 我公司由于输电线路分布很广，又长期处于露天之下运行，所以经常会受到周围环境和大自然变化的影响，从而使输电线路在运行中会发生各种各样的故障。据历年运行情况统计，在各种故障中多属于季节性故障。为了防止线路在不同季节发生故障，就应有针对性的采取相应的反事故措施，从而保证线路安全运行。 一、造成线路故障的主要原因 1、风力过大：风力超过杆塔的机械强度，就会使杆塔歪例或损坏。并使导线产生振动、跳跃和碰线。 2、雨量影响：毛毛细雨能使脏污绝缘子发生闪络，甚至损坏绝缘子。倾盆大雨久下不停时，会使河水暴涨或山洪暴发，造成倒杆事故。 3、雷电的影响：不仅会使绝缘子发生闪络或击穿，有时还会引起断线等事故。 5、鸟害：鸟在杆塔上筑巢或在杆塔上停落，有时大乌穿过导线飞翔，均可能造成线路接地或短路等事故。 6、环境污染：在工业区，特别是化工区或其他有污源地区，所产生的尘污，会使绝缘子的绝缘水平显著降低，以致发生闪络事故。因绝缘子、金具表面污秽、泄漏电流增大，则会腐蚀金属杆塔、导线、避雷线和金具等。 7、气温变化：空气温度变化时，导线的张力也变化。在炎热的夏天，由于导线的伸长，使弧垂变大，可能会造成交叉跨越处放电事故；而在寒冷的冬天，由于导线收缩，弧垂变小，应力增加，又可能造成断线事故。 除上述各点之外，其他造成线路事故的原因还很多。如外力影响的事故，在线路附近放风筝，在导线附近打鸟放枪，在杆塔基础旁边挖土以及线路附近有高大树木等。这些都会影响线路正常运行，也可能造成严重的事故。 但是，只要我们严格执行各种运行、检修制度，切实作好维护和检修工作，认真执行各项反事故技术措施，即可保证架空线路的安全运行，上述各种事故是
汽轮机事故应急处理预案
汽轮机事故应急处理预案 为快速、正确的处理各种事故,提高事故处置应急能力,防止发生设备重大损坏事故及人身伤害事故,降低事故损失,特制定事故应急处理预案。 一、事故应急处理领导小组 组长:副组长:成员: 二、事故处理原则 1、发生事故时,现场值班人员应沉着冷静,正确判断,准确而迅速的处理。 2、尽快消除事故根源,隔绝故障点,防止事故蔓延。 3、在确保人身安全和设备不受损害的前提下,尽可能恢复设备正常运行,不使事故扩大。 4、发挥正常运行设备的最大的出力,尽量减少事故对用户的影响。 5、运行当值值班长是事故处理的直接指挥者,应快速正确的判断事故发生的原因,统一指挥各专业人员准确进行操作,防止发生混乱而扩大事故。 6、在处理事故的同时,现场负责人应按事故的汇报程序逐级向领导汇报,各级人员应快速赶到事故现场,直接参与或监督事故处理,力争用最短的时间消除事故,减少损失。 7、发生重大事故或处置严重威胁设备及人身安全的隐患时,厂主要负责人应直接指挥处理,调度一切资源,尽快消除,避免扩大事故。
8、事故处理结束后,应按有关规定,及时组织召开分析会,调查事故发生原因,吸取事故教训,并举一反三,制定防范措施,严肃追究责任人,及时按程序上报有关部门。 三、电气事故应急处置措施 1、发电机非同期并列:并列合闸瞬间产生强烈的冲击电流,系统电压显著降低。静子电流剧烈摆动,发电机发生强烈震动,并发出强烈音变。 (1)将发电机解列停机。 (2)拉出手车开关对静子线圈及发电机开关等进行详细检查。 (3)经检查未发现不正常现象时,可重新启动并列。 (4)如非同期并列合闸后,发电机已迅速拉入同期,并经检查未发现有明显损坏象征异常,可允许暂时运行,安排适当的机会停机检 查处理。 2、发电机自动跳闸: (1)检查灭磁开关是否断开,如没有断开应手动掉闸。 (2)检查何种保护动作,并根据保护动作情况和事故象征对有关设备进行检查。 (3)如是人员误动引起应立即将发电机并入运行。 (4)如发电机由于内部故障而掉闸时,应对动作保护装置进行检查,验证动作是否正常。
汽机运行操作技术及事故预想处理方法
汽机运行操作技术及事故预想处理方法1、起动前进行新蒸汽暖管时应该注意什么？ 1）低压暖管的压力必须严格控制。 2）升压暖管时，升压速度应严格控制。 3）主汽门应关闭，防止蒸汽漏入汽缸。电动主汽门后的防腐门及调节汽门和自动主汽门前的疏水应打开。 4）为了确保安全，暖管时应投入连续盘车。 5）整个暖管过程中，应不断的检查管道、阀门有无漏水、漏汽现象，管道膨胀补偿，支吊架及其它附件有无不正常现象。 2、汽轮机起动前为什么要保持一定的油温？ 机组起动前应先投入油系统，油温控制在35～45℃之间，若温度低时，可采用提前起动高压电动油泵，用加强油循环的办法或使用暖油装置来提高油温。 保持适当的油温，主要是为了在轴瓦中建立正常的油膜；如果油温过低，油的粘度增大会使油膜过厚，使油膜不但承载能力下降，而且工作不稳定。油温也不能过高，否则油的粘度过低，以至难以建立油膜，失去润滑作用。 3、起动前向轴封送汽要注意什么问题？ 轴封送汽应注意下列问题： 1）轴封供汽前应先对送汽管道进行暖管，使疏水排尽。 2）必须在连续盘车状态下先轴封送汽。热态起动应先送轴封供汽，后抽真空。 3）向轴封供汽时间要必须恰当，冲转前过早地向轴封供汽，会使上、下缸温差增大，或使胀差正值增大。 4）在高、低温轴封汽源切换时必须谨慎，切换太快不仅引起胀差的显著变化，而且可能产生轴封处不均匀的热变形，从而导致摩擦、振动等。 4、为什么转子静止时严禁向轴封送汽？ 因为在转子静止状态下向轴封送汽，不仅会使转子轴封段局部不均匀受热；产生弯曲变形，而且蒸汽从轴封段处漏入汽缸也会造成汽缸不均匀膨胀，产生较大的热应力与热变形，从而使转子产生弯曲变形。 5、汽轮机冲转条件中，为什么规定要有一定数值的真空？ 汽轮机冲转前必须有一定的真空，一般为60kPa左右，若真空过低，转子转动就需要较多的新蒸汽，而过多的乏汽突然排至凝汽器，凝汽器汽侧压力瞬间升高较多，可能是凝汽器汽侧形成正压，造成排大气安全损坏，同时也会给汽缸和转子造成较大的热冲击。冲动转子时，真空也不能过高，真空过高不仅要延长建立真空的时间，也因为通过汽轮机的蒸汽量较少，放热系数也小，使得汽轮机加热缓慢，转速也不易稳定，从而会延长起动时间。 6、汽轮机冲转时为什么凝汽器真空会下降？ 汽轮机冲转时，一般真空还比较低，有部分空气在汽缸及管道内未完全抽出，在冲转时随着汽流冲向凝汽器；冲转时蒸汽瞬间还未立即与凝汽器铜管发生热交换而凝结，故冲转时凝汽器真空总是要下降的。当冲转后进入凝汽器的蒸汽开始凝结，同时抽气器仍在不断地抽空气，真空即可较快的恢复到原来的数值。 7、为什么热态起动时先送轴封汽后抽真空？ 热态起动时，转子和汽缸金属温度较高，如先抽真空，冷空气将沿轴封进入汽缸，而冷空气是流向下缸的，因此下缸温度急剧下降，使上下缸温差增大，汽缸变形，动静产生摩擦，严重时使盘车不能正常投入，造成大轴弯曲，所以热态起动时应先送轴封汽，后抽真空。 8、为什么低压加热器最好随机起动？ 低压加热器随机起动，能使加热器受热均匀，有利于防止铜管胀口漏水，有利于防止法兰因热应力大造成的变形。对于汽轮机来讲，由于连接加热器的抽汽管道是从下汽缸接出的，加热器随机起动，也就等
汽轮机常见事故处理
汽轮机运行常见事故及处理 1 汽轮机紧急事故停机 汽轮机破坏真空紧急停机：①、转速升高超过3300～3360r/min，或制造厂家规定的上限值，而危急保安器与电超速保护未动作；②汽轮机发生水冲击或汽温直线下降（10min内下降50℃）；③、轴向位移达极限值或推力轴承温度超限而保护未动作；④、胀差增大超过极限值；⑤、油系统油压或主油箱油位下降，超过规定极限值；⑥、汽轮机轴承金属温度或轴承回油温度超过规定值，或轴承冒烟时； ⑦、汽轮发电机组突然发生强烈振动或振动突然增大超过规定值；⑧、汽轮机油系统着火或汽轮机周围发生火灾，就地采取措施而不能扑灭以致严重危机设备安全；⑨、加热器、除氧器、等压力容器发生爆破；⑩汽轮机主轴承摩擦产生火花或冒烟；发电机冒烟、着火或氢气爆炸；励磁机冒烟、着火。 汽轮机不破坏真空紧急停机：①、凝汽器真空下降或低压缸排汽温度上升，超过规定极限值；②、主蒸汽或再热蒸汽参数超限；③、主蒸汽、再热蒸汽、抽汽、给水、凝结水、油系统管道及附件破裂无法维持运行；④、调节系统故障，无法维持运行。⑤、主蒸汽温度升高（通常允许主蒸汽温度比额定温度高5℃左右）超过规定温度及规定允许时间时。 机组运行中，对于机组轴瓦乌金温度及回油温度出现以下情
况之一时，应立即打闸停机：①任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃时；②、主油瓦乌金温度超过85℃或厂家规定值时；③、回油温度急剧升高或轴承内冒烟时； ④、润滑油泵启动后，油压低于运行规程允许值；⑤、盘式密封回油温度超过80℃或乌金温度超过95℃时；⑥、发现油管、法兰及其他接头处漏油、威胁安全运行而又不能在运行中消除时。 汽轮机紧急故障停机的步骤：①、立即遥控或就地手打危急保安器；②、确证自动主汽门、调速汽门、抽汽止回阀关闭，负荷到零后，立即解列发电机；③、启动辅助油泵；④、破坏真空（开启辅抽空气门或关闭主抽总汽门），并记录转子惰走时间；⑤进行其他停机操作（同正常停机）。 2 凝结器真空下降的现象及处理 凝结器真空下降的主要特征：①、凝汽器真空表指示降低，排汽温度升高；②、在进汽量相同的情况下，汽轮机负荷降低；③凝结器端差明显增大；④、凝汽器水位升高；⑤、当采用射汽抽汽器时，还会看到抽汽器口冒汽量增大；⑥、循环水泵、凝结水泵、抽气设备、循环水冷却设备、轴封系统等工作出现异常。 凝结器真空急剧下降的原因：①、循环水中断；②、低压轴封供汽中断；③、真空泵或抽气器故障；④真空系统严重漏气；⑤、凝汽器满水。
输煤系统事故预想1
输煤系统事故预想 一、设备启动出错 启错的可能原因有： 1、作人员系统不熟悉，马虎大意，技术水平低。 2。、现场电气接线或者就地挂牌与程控不一致。 采取措施： 1、现场人员不可触碰任何有可能转动的设备。 2、加强操作人员培训熟悉系统，提高技术水平，专心操作。 3、确认现场电气接线或者就地挂牌与程控一致。 二、皮带断裂或撕裂 皮带断裂的原因有： 1、皮带接口质量不好。 2、皮带上有“三块”未及时发现清理，卡在导料槽内或滚筒间。 3、拉紧装置卡住，上下移动不灵活。 4、皮带过负荷。 5、滚筒不转，与皮带摩擦过大。 采取措施： 1、巡检人员只能在皮带巡检专用道上巡检。 2、根据皮带机启动检查卡认真检查。 3、加强皮带机现场巡检，及时发现故障隐患。 4、认真监视皮带运行状况，及时调整皮带煤流量，禁止带负荷启、停皮带。 三、机械人身轻伤事故
机械人身轻伤事故的原因有： 1、调试运行期间最易发生转动设备在没有警示情况下，有人误启动。 2、转动设备在运行时有异物甩出来，如除铁器除出的铁块甩出伤人，碎煤 机检查门未关紧，煤块甩出伤人。 3、有人不听指挥,自已乱动设备，。 4、运行中清理滚筒粘煤或者用手清理卫生。 5、有人不走跨越廊桥而爬过输煤皮带。 采取措施： 1、听从指挥，不许站在转动设备的惯性线内。 2、不允许运行中对转动设备进行任何检修或清理工作。 3、启动前认真检查设备的转动部分，有异物及时报告主值。 4、集控室操作人员和现场巡检员配备对讲机保持相互之间的通讯畅通。 四、高空坠落 高空坠落的原因有： 1、在设备未验收情况下，楼梯的护栏未必牢固（如碎煤机室）； 2、现场指挥混乱，安全组织措施不全。 3、运行人员安全意识不强。 采取措施： １、现场组织层层负责，加强安全学习。 五、电气事故 电气事故的原因有： 1、带负荷拉合闸；
汽轮机常见事故及其处理方法
锡林郭勒职业学院 （ 二 〇 一一 年 四 月 毕业论文 题 目：汽轮机的常见故障及其处理方法 学生姓名：张超 系 别：机械与电力工程系 专 业：电厂设备运行与维护 班 级：热电08（4） 指导教师：史志慧 讲师
【摘要】 汽轮机是电厂的主要设备,汽轮机是否安全运行是保证电厂安全的基础,下面就汽轮机的主要部件常见的事故加以分析论述。 汽轮机大轴弯曲是汽轮机恶性事故最典型的一种，这种事故多出现在高参数大容量的汽轮机中，破坏性极其严重，对这一事故的防治尤其重要。汽轮机真空的高低,直接影响到机组的安全性和经济性。汽轮机真空下降 ,将导致排汽压力升高,可用焓减小,同时机组出力降低;排汽缸及轴承座受热膨胀,轴承负荷分配发生变化,机组产生振动;凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形,甚至断裂;若保持负荷不变,将使轴向推力增大以及叶片过负荷,排汽的容积流量减少,末级要产生脱流及旋流;同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力,有可能损伤叶片。 【关键词】：汽轮机事故轴弯曲推力轴承轴向位移定位 目录 一、凝结器真空下降的现象及处理 (1) 1.1凝结器真空下降的主要特征 (1) 1.2凝结器真空急剧下降的原因 (1) 1.5凝结器真空缓慢下降的处理 (1) 1.3凝结器真空急剧下降的处理 (1) 1.4凝结器真空缓慢下降的原因 (1) 二、主蒸汽温度下降 (2) 2.1主蒸汽温度下降的影响 (2) 2.2主蒸汽温度下降的处理 (3) 三、汽轮机轴向位移增大 (3) 3.1影响汽轮机轴向位移增大的原因 (3) 3.2轴向位移大的处理 (4) 四、汽轮机大轴弯曲事故 (4)
事故预想
一丶给煤机故障: 原因: ①给煤机中混入较大的杂物卡住； ②联轴器销子折断； ③变频电机故障； ④电动机损坏; 处理： ①两台给煤机损坏时,停止该给煤机运行,加大另一台给煤机给煤量(在设计煤质情况下一台给煤机可供满负荷)； ②若三台给煤机同时损坏,立即停炉压火； ③通知检修抢修,恢复正常后启动; 二、屏式过热器泄露 现象： ①床温明显升高,炉膛上下、左右温差不正常变大,上部温度不正常上下波动且偏低; ②炉膛差压明显降低,含氧量降低,带负荷能力明显下降; ③给水流量差变大,减温水用量增加,蒸汽温度难以控制； ④一二次风机电流变化不大,引风机电流明显增大； ⑤过热器泄露处有蒸汽喷出的声音,严重时蒸汽压力下降； 原因: 1)飞灰磨损； 2)防磨浇注料脱落; 3)锅炉启动期间疏水不够； 4)形成水塞使局部管束超温; 5)运行中汽包满水,发生水冲击,造成过热器局部受损。 处理: 1)若泄露不严重,适当降压、降负荷短时间内运行,解列给水自动,汇报领导； 2)注意损坏情况是否迅速扩大,并做好启动备用炉的准备; 3)尽快投入备用炉,停止该炉运行,以免漏点扩大; 4)严重爆管时,立即联系邻炉及相关专业调配负荷该炉停炉; 5)关闭电动主汽门,保留引风机运行; 6)通知相关专业,该炉停运,并汇报领导； 7)其他操作按正常停炉处理,维持水位正常,待炉内、烟道内蒸汽基本消除,停止引风机； 三、省煤器泄露 现象: 1)给水流量不正常的大于蒸汽流量; 2)泄漏处有异音烟道不严密处有冒汽、冒水现象; 3)引风机调节挡板不正常的开大引风机电流增加; 4)泄漏侧烟温降低,两侧烟温差值增大； 5)严重爆管时,水位下降；6)烟道下部有滴水现象,除尘设备故 障。 原因： 1)给水品质不合格,使管内腐蚀结垢； 2)给水流量、温度经常大幅度波动; 3)管材不合格,焊接质量差; 4)管外壁飞灰磨损严重 5)启、停炉时,省煤器再循环门使用 不当; 6)省煤器附近发生二次燃烧,使局部 管壁超温。 处理： 1)轻微泄露时,加大给水量,维持汽 包水位,适当降压、降负荷运行,汇报 领导； 2)泄漏严重无法维持正常水位时,立 即停炉并联系邻炉及相关专业调配 负荷; 3)维持一台引风机运行,排除烟道内 蒸汽； 4)泄露严重时严禁锅炉上水和开启 省煤器再循环门； 5)停炉后,通知电除尘停止各电场运 行; 6停炉后,尽快将电除尘、空预器下部 放灰门打开放水; 7)其余操作,按正常停炉进行。 四、空气预热器泄露 现象： 1.床温偏高,上部温度偏低,带负荷 困难; 2.严重时风机出力不足,一、二次风 机、引风机电流明显偏大； 3.排烟温度降低,尾部烟压偏小,两 侧烟压压差明显,氧量偏高； 4.一次风泄露时(总风量明显大于风 室风量),流化不良,炉膛差压下降建 立不起来； 原因: 1.飞灰磨损、堵塞; 2.长期运行,未检修; 3.煤中硫分高,排烟温度接近露点, 形成腐蚀、结垢、堵塞; 4.省煤器泄漏造成积灰堵塞腐蚀; 5.安装检修质量不良,造成漏风。 处理及措施: 1.轻者,对出力影响不大,应报告值 班长做好记录,可在适当的时间停炉 处理； 2.重者,应降低负荷,并请示停炉处 理； 3.提高排烟温度,加强检修质量; 4.选用低硫煤,采用搪瓷管以及增加 防磨措施; 5.空预器前后各安装风量仪,以便运 行分析。 五．返料器堵塞 现象: 1.炉膛床温不正常上升,料层差压不 正常下降； 2.烟气氧量波动大,炉膛出口负压波 动大； 3.堵侧的返料温度降低,不堵侧返料 温度上升； 4.堵侧返料风室风量降低,风压升高, 旋风筒出口烟温上升,料退上部压力 由负值突然变正且停止波动;不堵侧 返料风室风量升高,风压降低,旋风 筒出口烟温趋于下降。 5.锅炉带负荷能力大幅度降低。 原因: 1)看盘不认真,出现运行异常时未 能及时发现和做出相应的正确处理, 使返料器堵灰; 2)返料器风室风量或风压不足,小 风室严重漏风; 3)返料器风帽堵塞,旋风筒保温、防 磨材料脱落,松动风口有异物堵塞; 4)煤种变化,灰熔点低在料腿内结 焦; 5)煤中灰分大或颗粒过细循环灰太 多,负荷或风煤用量增加、煤种变化, 返料器超负荷。 6)在长期停运二次风后炉膛内积存 的循环灰过多,启动后又未及时排放, 造成返料器超负荷而堵塞; 7)运行时返料温度瞬时超限,造成 小焦块堵塞； 8)启动过程中细灰比例较大、返料 风量过小或未投入,返料器大量漏灰 积堵塞有未及时放净,返料风无法进 入而不返料; 9)返料风用一次风机供给时,料层 保持太薄,使返料风量偏小造成返料 器不返料; 10)二次风偏斜、两侧返料器返料风 量偏差大、返料器料位较低等,造成 一侧吹空一侧堵塞。 处理： 1）130吨和260吨的锅炉可增大返料 风机开度,增大小风室风量、风压,且 通过调整使两侧返料器风量、风压均 衡,来平衡两侧料位;必要时可开两 台返料风机; 2)若小风室放掉小风室、风管积灰； 3)处理完毕,适当调节配风及煤种, 适当调节飞灰回量,保证合适安全的 飞灰量及配风,安全平稳运行; 若发现床温迅速上升,立即开大返料 风开度、,并立即采取足够、得当的 减少给煤量,使床温有下降趋势,控 制床温稳定在800℃到1000℃之间, 保证不使炉膛及返料器结焦或灭火， 才能保证有足够的时间处理堵灰; 1)在保证炉温可以控制后,降低一二 次风量使炉外循环转换为炉内循环, 维持床温正常,邻炉来调整负荷 2适当降低锅炉负荷,降低一、二次风 风量尽量转外循环为内循环 3放掉部分返料灰,放灰时注意返料 器料位,且通过调整使两侧返料器风 量、风压均衡,来平衡两侧料位； 4)若短时间不能处理,前提条件是通 过调整保证锅炉不结焦不灭火,必要