大唐信阳电厂事故处理题库(修改版)

大唐信阳电厂事故处理题库55

1、机组综合性事故处理

1.1机组紧急停运及处理

机组发生严重危及人身或设备安全的故障时，应立即停机。

1.1.1机组紧急停运的条件。

1.锅炉遇到下列情况之一时，应立即手动MFT，紧急停止锅炉运行：

1)锅炉达到MFT动作条件，MFT保护拒动时。

2)承压部件（省煤器、水冷壁、过热器、再热器、汽水管道）爆破，无法维持锅

炉正常运行或威胁设备及人身安全时。

3)锅炉油管道爆破或油系统着火，威胁设备或人身安全时。

4)尾部烟道发生二次燃烧。

5)DCS系统故障，无法对机组进行控制和监视。

6)锅炉蒸汽压力升高至安全阀动作压力而安全阀拒动，锅炉超压时。

7)再热蒸汽中断。

2.汽轮机遇到下列情况之一时应破坏真空紧急停机

1）汽轮机转速升高至3300r/min而危急保安器未动作；

2）轴向位移超过(±1.02MM)保护动作值而保护未动；

3）汽轮机发生水冲击或主、再热汽温10分钟内下降50℃；汽缸上下缸温差超过56℃；

4）机组突然发生剧烈振动达保护动作值(0.254MM)而保护未动作或机组内部有明显的金属撞击声或在惰走期间剧烈振动；

5）任一轴承断油或冒烟，汽机任一支持轴承温度达113℃、发电机轴承和励磁机轴承温度达107℃；推力瓦块温度突然升高到107℃或回油温度达80℃；汽机

油管道破裂或主油箱油位急剧下降,补油来不及时；

6）轴承或端部轴封磨擦冒火花时；

7）轴承润滑油压下降至0.059MPa，而保护不动作；

8）机组周围或汽轮机油系统发生火灾无法扑灭，严重威胁机组设备安全时；

9）发电机内冒烟、冒火或氢气爆炸时；

10）密封油系统油氢差压失去或密封油完全中断无法恢复，发电机密封瓦处大量漏氢，氢气纯度小于90%时；

11）主油箱油位急剧下降至低油位线以下；

12）厂用电全部失去。

13）其它严重威协设备和人员安全的情况。

3.汽轮机发生下列情况之一，应不破坏真空，紧急停机：

1）汽机跳闸保护拒动(超速、低油压、轴向位移超限及轴振动高除外)；

2）主、再热汽管道、给水管道及其它管道破裂，危及人身安全；

3）高排温度超过427℃；

4）发电机内部漏水，危及设备安全。

4.发电机紧急停运的条件：

1)发电机内冒烟起火或发电机内氢气爆炸。

2)励磁变冒烟起火、可控整流柜冒烟起火，发电机碳刷架环着火处理无效。

3)定子线圈大量漏水，且伴有定、转子接地。

4)发电机强烈振动，机内有摩擦、撞击声。

5)发电机定子冷却水断水45T/h，而保护未动作。

6)发电机线棒出水温度≧90℃。

7)发电机线棒最大温差（同一类水路中的出水或层间测温元件）≧12℃（出水），

≧90℃（层间）。

8)发电机定子冷却水导电度升高至9.5μS/cm（确认非测点故障引起）。

9)空侧密封油中断，发电机漏氢着火。

10)发电机内部故障，保护或开关拒动。

11)机炉故障需要紧急停机的情况。

12)需要停机的人身事故。

5.机组紧急停运的处理

1)在集控室手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认发电机

解列，汽轮机转速下降；检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、抽汽逆

止门关闭。

2)检查汽机本体及主再热汽管道、抽汽管道疏水门开启，锅炉联动MFT、OFT。

3)检查交、直流润滑油泵、顶轴油泵自启正常，润滑油压正常，否则手动启动。

4)破坏真空停机时，当转速降到2700rpm时，停运真空泵，当汽轮机转速降至

2300rpm时，关闭至凝汽器所有疏水，开启真空破坏门。

5)真空到0，停运轴封汽。

6)转速至0，检查盘车自动投入正常；若自投不成功，应手动投入，记录转子惰

走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。

7)停机过程中应注意机组的振动、润滑油温、密封油氢差压正常。

8)运行人员应到现场仔细倾听机组内部声音，当内部有明显的金属撞击声或转子

惰走时间明显缩短时，严禁立即再次启动机组。

9)检查小汽机主汽门、调门正常关闭，顶轴油泵自启正常，盘车正常。

1.2机组故障停运及处理

1.锅炉故障停运条件

1)水冷壁管、省煤器管、过热器管、再热器管等受热面发生泄漏需停机处理时；

2)锅炉各受热面严重超温经多方调整无效时；

3)汽水品质超标经多方采取措施调整无效时；

4)机组主要设备、汽水管道的支吊架发生严重变形或断裂时；

5)锅炉炉膛严重结焦或堵灰而难以维持正常运行时；

6)锅炉安全门动作后无法回座时；

7)一台空预器跳闸后，短时间内无法恢复该空预器运行时；

8)静电除尘器严重故障，短时无法恢复正常时；

2.汽机故障停运条件

1)主、再汽参数超过规定值，而在规定时间内不能恢复正常；

2)凝汽器真空缓慢下降至停机值，采取措施仍无效时；

3)轴向位移接近限值经处理后仍不能恢复正常；

4)高中压缸差胀、低压缸差胀达跳闸值而保护未动；

5)凝汽器压力大于28KPa或循环水中断；

6)低压缸A或B排汽温度大于79℃，经处理无效，继续上升至120℃，连续运行

15分钟或超过121℃；

7)两个低压外缸之间的最大排汽温差达16℃时；

8)两台EH油泵运行，但EH油压仍低于9.31MPa；

9)定子冷却水中断30秒而保护不动作，或发电机定子线圈漏水，无法处理；

10)汽轮机主油泵工作严重失常；

11)发电机氢气泄漏或发电机密封油系统故障，无法维持机组正常运行时；

12)EH油管道破裂或EH油箱油位低，补油来不及；

13)DEH控制系统或高、中压调门故障，不能维持运行；

14)DEH系统、DCS系统、TSI系统故障，致使一些重要的汽机运行参数无法监

控，无法维持汽机及其辅机正常运行；

15)凝水水质不合格,化学指标控制值大于三级处理值，处理4小时后仍不能恢复

16)两低压缸凝器压力区差值达11.8kPa时；

17)汽轮机连续无蒸汽运行超过1分钟；

18)辅机故障，无法维持主机运行；

19)热工仪表电源中断、控制电源中断、热控系统故障、空压机及系统故障造成控

制汽源压力低或消失，电源及汽源无法及时恢复，机组无法维持原运行状态时。

20)发电机滑环、碳刷严重冒火，无法处理；

21)汽水品质严重恶化，经多种方法处理无效。

3.发电机故障停运条件

1)发电机失去主保护运行。

2)发电机温度、温升超过允许值，经采取措施无效。

3)发电机定子出水温度经减负荷处理后仍不符合规定。

4)发电机氢气或密封油系统发生泄漏，无法维持机组正常运行时。

5)发电机定子线圈漏水，经处理无效时。

6)发电机定子线棒层间温差或定子引水管出水温差大于8℃，且有上升趋势，经

采取措施无效；当定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任

一槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时。

7)发电机定子冷却水导电度达9.5μs/cm经采取措施无效。

4.机组故障停机处理：

1）选择适当的停机方式停机；

2）停炉过程中，应维持分离器储水箱正常水位；

3）为了防止故障进一步扩大，可加快减负荷速度；

4）若机组工况恶化，必须加快处理时，可按紧急停机处理。

1.3锅炉MFT

1、锅炉MFT动作条件：

1)再热器保护：

a)总燃料量大于一定数值（25%）时：汽机跳闸或汽机调门小于空负荷位置，

且高旁阀门及汽机中联门A、B均关闭延时一段时间（10秒钟）；或低旁阀门均

关闭情况下汽机中联门A、B均关闭延时一段时间（10秒钟）；

b)总燃料量大于一定数值（20%）时：汽机跳闸或汽机调门小于空负荷位置，

且高旁阀门及汽机中联门A、B均关闭延时一段时间（60秒钟）；或低旁阀门均

关闭情况下汽机中联门A、B均关闭延时一段时间（30秒钟）。

2)两台送风机全停；

3)两台引风机全停；

4)两台空预器全停（包括主、辅马达）, 延时3秒；

5)两台一次风机全停；（负荷大于70%且有任一煤组运行，负荷小于70%且

任一煤组运行且无油运行）

6)火检冷却风压低三值（10HLS10CP301，302，303）（3取2），延时3秒；

7)炉膛压力高高（10HBK10CP310，311，312）＞＋3KPa，（3取2），延时3秒；

8)炉膛压力低低（10HBK10CP307，308，309）＜－3KPa，（3取2），延时3秒；

9)全炉膛灭火（在炉膛有火焰的前提下突然失去全部火焰）；

10)失去所有燃料（所有油枪进油阀关闭或油母管跳闸阀关闭且所有给煤机全停）；

11)炉膛总风量<20％；

12)总给水流量低，延时20秒；

13)总给水流量低低（10LAB60CF204，205，206 < 136t/h），延时3秒；

14)两台汽动给水泵全停；

15)过热器，再热器，分离器出口蒸汽温度高高，延时3秒；

16)分离器储水箱水位高（10HAG20CL201、202、203 > X值），（3取2）延时3秒；

17)负荷大于30%，汽机跳闸；

18)上部水冷壁壁温高

19)无煤燃烧器运行时发生0FT；

20)操作员手动MFT。

2、锅炉MFT处理

操作员在MFT动作后应确认以下联锁自动完成，否则应手动执行：

1)关闭燃油供油速断阀

2)关闭燃油回油速断阀

3)关闭所有油枪进油阀

4)停所有磨煤机

5)停所有给煤机

6)关过热器减温水阀（1，2 级减温）

7)关再热器减温水总阀

8)停所有一次风机

1.4厂用电全部中断

1)现象

a)交流照明熄灭，控制室变暗。

b)锅炉MFT动作，汽机跳闸，发电机跳闸。

c)所有运行的交流电动机停转，备用交流电动机不联动，各电流指示到零。主机

及小机直流润滑油泵、直流密封油泵自启动。

d)柴油发电机组自启动。

2)原因

a)机组故障，同时启备变故障或启备变在停役状态或6kV母线备用电源自投失

灵。

b)机组与电力系统同时故障。

c)误动。

3)处理

a)厂用电全部中断后，应检查大、小机跳闸，转速下降，否则应手动停机。

b)锅炉按MFT处理。

c)检查发变组逆功率保护是否正确动作，如未动作，则采用按发电机紧急停机按

钮停机。应注意检查直流系统、UPS系统运行情况，必要时手动调整，确保

其可靠供电。

d)立刻检查并启动主机机小机直流润滑油泵、直流密封油泵运行正常。

e)检查汽机、锅炉、脱硫事故保安段切换正常且柴油发电机自启成功，否则应立

刻查明原因并进行手动切换或手动启动，确保保安段母线供电正常。

f)迅速检查6kV母线备用电源是否自投过，若未自投或自投不成功，在查明6kV

母线备用电源正常，并且6kV母线无故障，6kV母线低电压保护已动作，确

认相应开关已跳闸，可用6kV备用电源抢送一次，抢送正常后，汇报值长，

听候处理；若6kV母线备用电源或6kV母线有故障迹象时，必须汇报有关领

导，故障消除后经上级有关人员通知方可试送。

g)应立刻查明380V公用段（输煤变、主厂房公用变、化水变、除灰变、循环变、

供水变）对应开关应跳闸，并设法恢复对380V公用段对应失电母线的供电，

以保证380V公用系统的正常供电。

h)当厂用电中断后且直流密封油泵无法启动时，应立刻进行发电机排氢工作，防

止氢气外泄而发生爆炸。

i)厂用电失去汽机应按照破坏真空紧急停机步骤处理，注意监视大、小机润滑油

润滑油压力、温度及各轴承金属温度。

j)如保安母线失压，应对大、小机进行定期手动盘车，直至保安母线恢复正常供电后，按规定直轴后投入连续盘车。

k)关闭主蒸汽管道疏水隔离阀，检查主机旁路在关闭位置。

l)主机转速小于2300r/min，打开主机真空破坏阀。

m)厂用电失去后，应注意仪用空气压力变化，备用空压机自投，确保运行机组的仪用空气压力正常。

n)厂用电失去后，闭冷水中断，应监视主机润滑油温度的变化。

o)隔离或消除故障点后，逐步恢复各厂用电电源，待厂用电恢复后，及时投用各辅机，根据热态启动要求机组重新启动。

1.5厂用电部分中断

1.5.1 6 kV 工作3A段工作电源失去

1 现象

a)DCS系统报警6 kV 工作3A段电源失去，失电段母线电压显示为零，母线上

负荷电流为零，跳闸开关显示状态改变。

b)6kV 工作3A段上所带运行设备均跳闸，备用设备联启。

c)380V汽机工作A段、380V锅炉工作A段、380V保安A段失电，柴油发电机联

启。

d)6kV脱硫A段失电、380V公用A段、380V照明A段、380V除灰A段、

e)380V输煤A段失电，其段上所带运行设备均跳闸，备用设备联启。

f)A汽泵前置泵失电，A给水泵将跳闸。

g)锅炉主控自动时，RUN BACK动作，机组将自动减荷。

h)机组负荷下降，汽压、汽温变化大，燃烧不稳。

2 原因

6 kV母线故障或厂高变的6kV开关跳闸，备用电源未能投入或自投未成功。

3 处理

a)若6KV 工作3A段母线厂用电快切未动做且备用电源正常，检查无“限时速

断”、“复合电压过流”、“零序过流”保护动作，快切装置无“保护闭锁”，6KV

工作3A段母线工作电源开关确已断开，手动强合备用电源开关一次，不成功

不得再送。

b)检查柴油发电机联启正常，380V保安A段恢复供电正常，否则人为强启，恢

复380V保安A段供电。

c)当锅炉MFT已动作，汽机已跳闸，立即检查交流润滑油、密封油泵、小机交

流油泵运行正常，否则启动直流油泵，按机组手动停止运行后的步骤处理；

10.19.3.4 当锅炉未熄火时，汽机未掉闸，应即投入点火油枪稳定燃烧，检查

机组RB动作正常，RB动作中注意汽温、炉膛负压、燃烧调节控制是否失常，

调节异常时手动干预；及时调整或关闭减温水。

d)具有联动备用的设备电源中断跳闸后，检查备用设备应联启正常。若循环水泵

跳闸立即检查备用泵应联启运行正常，跳闸泵出口蝶阀关闭，否则断开跳闸泵

开关，启动备用泵。

e)检查A空预器辅电机联启正常，就地检查空预器转动正常。

f)检查运行磨煤机（B、D、F）所对应的给煤机是否正常，检查失电给煤MCC

段的备用电源应联动，否则立即抢合备用电源（注意防止倒送电）恢复受影响

的给煤机。

g)若运行的A仪用空压机电源中断跳闸，检查备用空压机联动正常。若运行的A

除灰空压机电源中断跳闸，检查备用空压机联动正常。检查3A、3C除尘变失

电，检查备用电源联动正常。

h)检查机组负荷约300 MW，且氧量、炉膛负压正常，否则应改变负荷指令，使

风量合适，燃烧正常，检查汽压、汽温、凝汽器除氧器水位、轴封压力、真空

应正常，否则应及时手动调整；

i)复位跳闸设备开关（吸风机A、送风机A、一次风机A、磨煤机A、磨煤机C、

磨煤机E），切除跳闸设备联动开关。检查跳闸风机进出口档板联关正常，送

风机出口连通风门应在开启位置。

j)检查确认失电380V汽机工作A段、380V锅炉工作A段，工作电源及负荷开关断开，合联络开关恢复380V失电工作段电源，恢复该段受影响的负荷。

k)检查确认失电6kV脱硫A段、380V公用A段、380V照明A段、380V除灰A 段、380V输煤A段，工作电源及负荷开关断开，合联络开关恢复供电，恢复

该段受影响的负荷。

l)查明厂用电源中断原因，在电源恢复后，应尽快启动失电的辅机，并根据需要恢复机组负荷正常。

1.5.2 6 kV 工作3B段工作电源失去

1 现象

a)DCS系统报警6 kV 工作3B段电源失去，失电段母线电压显示为零，母线上

负荷电流为零，跳闸开关显示状态改变。

b)6kV 工作3B段上所带运行设备均跳闸，备用设备联启。

c)380V汽机工作B段、380V锅炉工作B段、380V保安B段失电，柴油发电机联

启。

d)6kV脱硫B段失电、380V供水A段失电，其段上所带运行设备均跳闸，备用

设备联启。

e)B汽泵前置泵失电，B给水泵将跳闸。

f)锅炉主控自动时，RUN BACK动作，机组将自动减荷。

g)机组负荷下降，汽压、汽温变化大，燃烧不稳。

2 原因

6 kV母线故障或厂高变的6kV开关跳闸，备用电源未能投入或自投未成功。

3 处理

a)若6KV 工作3B段母线厂用电快切未动做且备用电源正常，检查无“限时速

断”、“复合电压过流”、“零序过流”保护动作，快切装置无“保护闭锁”，6KV 工作3B段母线工作电源开关确已断开，手动强合备用电源开关一次，不成功不得再送。

b)检查柴油发电机联启正常，380V保安B段恢复供电正常，否则人为强启，恢

复380V保安B段供电。

c)当锅炉MFT已动作，汽机已跳闸，立即检查交流润滑油、密封油泵、小机交

流油泵运行正常，否则启动直流油泵，按机组手动停止运行后的步骤处理；d)当锅炉未熄火时，汽机未掉闸，应即投入点火油枪稳定燃烧，检查机组RB动

作正常，RB动作中注意汽温、炉膛负压、燃烧调节控制是否失常，调节异常时手动干预；及时调整或关闭减温水。

e)具有联动备用的设备电源中断跳闸后，检查备用设备应联启正常。若循环水泵

跳闸立即检查备用泵应联启运行正常，跳闸泵出口蝶阀关闭，否则断开跳闸泵开关，启动备用泵。

f)检查B凝泵变频跳闸，A凝泵工频联启，手动调整凝汽器、除氧器水位正常。

或A凝泵变频跳闸，待A凝泵出口门联关正常, A凝泵变频器下口开关确已断开后，手启A凝泵工频，手动调整凝汽器、除氧器水位正常。

g)检查B空预器辅电机联启正常，就地检查空预器转动正常。

h)检查运行磨煤机（A、C、E）所对应的给煤机是否正常，检查失电给煤MCC

段的备用电源应联动，否则立即抢合备用电源（注意防止倒送电）恢复受影响的给煤机。

i)若运行的B仪用空压机电源中断跳闸，检查备用空压机联动正常。若运行的B、

C除灰空压机电源中断跳闸，检查备用空压机联动正常。检查3B除尘变失电，检查备用电源联动正常。

j)检查机组负荷约300 MW，且氧量、炉膛负压正常，否则应改变负荷指令，使风量合适，燃烧正常，检查汽压、汽温、凝汽器除氧器水位、轴封压力、真空应正常，否则应及时手动调整；

k)复位跳闸设备开关（吸风机B、送风机B、一次风机B、磨煤机B、磨煤机D、磨煤机F），切除跳闸设备联动开关。检查跳闸风机进出口档板联关正常，送风机出口连通风门应在开启位置。

l)检查确认失电380V汽机工作B段、380V锅炉工作B段，工作电源及负荷开关

断开，合联络开关恢复380V失电工作段电源，恢复该段受影响的负荷。

m)检查确认失电6kV脱硫B段、380V供水A段，工作电源及负荷开关断开，合联络开关恢复供电，恢复该段受影响的负荷。

n)查明厂用电源中断原因，在电源恢复后，应尽快启动失电的辅机，并根据需要恢复机组负荷正常。

1．6 380V母线厂用电部分中断

1)现象

a)若380V母线厂用电部分中断，则失电母线上的运行辅机跳闸，电流到零，380V

备用辅机自启。

b)机组可能发生RB。

c)可能发生锅炉MFT、机组跳闸。

2)原因

a)低压厂变、380V母线故障。

b)380V电缆故障。

c)人为误动。

3)处理

a)380V母线厂用电部分中断，应迅速正确判断保安段母线仍供电正常。

b)确认备用辅机自启正常，否则应手动启动。

c)迅速查明380V厂用母线失电原因，查明故障并消除后，可设法用对应的低压

工作厂变（查明对应的6kV母线已恢复供电情况下）或380V母联开关对失电

母线进行试送（试送时要断开负荷开关防止倒送电）。

d)待380V母线故障段恢复供电后，恢复厂用电正常运行方式。根据要求启动跳

闸辅机。恢复机组正常运行。

e)机组RB动作，确认炉膛有火，应立刻投油助燃或投入等离子点火，机组自动

减负荷运行。

f)若锅炉发生MFT、机组跳闸，则按MFT及机组跳闸故障处理。

1.7 380V汽机、锅炉事故保安段母线失电

1)现象

a)380V汽机、锅炉事故保安段母线电压指示为零。

b)380V汽机、锅炉事故保安段上运行辅机停运及机组主要仪用电源停电。

c)锅炉MFT、汽机跳闸、发变组跳闸。

d)厂用电自投。

2)原因

a)380V汽机、锅炉事故保安段母线短路失电。

b)380V汽机、锅炉事故保安段母线失电，备用电源未自投，柴油发电机没有自

启。

c)厂用电失电引起。

3)处理

a)确认大、小机跳闸，转速下降，应立即启动大、小机直流油泵。

b)检查电气发变组跳闸，备用电源自投正常，除保安段母线外，其他母线供电正

常。

c)立即检查380 V汽机、锅炉事故保安段母线有无故障，若发现母线故障，则不

得强行送电，应将故障母线隔离。

d)确认380 V汽机、锅炉事故保安段母线无故障后，应尽快恢复供电。

e)对UPS、直流充电器进行检查，必要时进行手动切换。

f)待380V保安段恢复正常供电后，及时投用保安段上各辅机，根据规定要求机

组重新启动

1.8 RB动作

1)现象

a)RB保护动作报警；

b)部分主要辅机跳闸，跳闸设备状态指示闪烁；

c)机组负荷快速下降。

2)原因

a)两台汽泵运行中一台跳闸；

b)两台空气预热器运行中一台跳闸；

c)两台送风机运行中一台跳闸；

d)两台引风机运行中一台跳闸；

e)两台一次风机运行中一台跳闸；

f)负荷75%以上出现制粉系统跳闸；

3)处理

a)检查机组协调控制方式自动切至“汽机跟随”方式，目标负荷指令降至300MW，

跳磨RB负荷指令460MW。

b)检查RB自动完成情况，制粉系统应自上而下相继跳闸，最终保留下层三套制

粉系统运行，磨RB动作时不再跳其它磨自动减燃料降负荷至460MW。如果

RB自动完成情况不正常，应立即解除RB自动，手动完成以上工作，调整水

量和煤量与300MW负荷相适应，并保障主、再热汽温度正常。

c)一台给水泵跳闸，另一台应自动增加，否则立即手动增加，此时要特别注意煤

水比的协调控制，控制好分离器出口汽温和过热出口汽温，另外注意监视螺旋

管壁温度。

d)一台送风机跳闸，另一台应自动增加，否则立即手动增加，检查跳闸风机的出

口门和送风联络门应自动关闭，否则应手动关闭。

e)一台引风机跳闸，另一台应自动增加，否则立即手动增加，检查跳闸风机的出

口门应自动关闭，否则应手动关闭。要注意炉膛压力的变化，自动调整失灵时

要及时解为手动控制，防止炉膛保护动作灭火。

f)一台一次风机跳闸，另一台应自动增加，否则立即手动增加，检查跳闸风机的

出口门和一次风联络门应自动关闭，否则应手动关闭。确保一次风母管压力大

于8kPa。

g)当RB失灵或自动降负荷出现故障时，应手动快速将机组负荷降至300MW。

h)RB动作过程中注意监视燃烧变化，密切监视炉膛负压的变化，发现燃烧不稳

时及时投油助燃，防止发生锅炉灭火事故。

i)注意监视除氧器、凝汽器水位并维持在正常范围。

j)系统运行相对稳定后调整燃料量、给水量、风量保证机组在允许的最大出力稳定运行，联系热控人员查找RB原因，消除故障后恢复机组正常运行方式。1.9 DCS网络瘫痪或黑屏

1)现象

a)CRT画面黑屏或显示的各种参数停滞，不能反映实际情况。

b)全部操作员站死机，画面不能切换，画面上的各种按钮、操作器、调节器不能操作。

2)处理原则：

a)充分利用各种后备硬手操按钮，首先启动各直流油泵，然后完成打闸、解列、MFT

等各项操作，确保机组安全停运，杜绝烧瓦、飞车、弯轴、全厂停电、锅炉放炮、

重要辅机损坏等恶性事故。

b)在事故发生后应立即通知热工、电气检修人员及相应的技术管理人员到场协助、指

导事故处理，尽可能快速查找网络瘫痪的原因，尽快恢复网络运行。

3)处理步骤：

a)当准确判断为DCS网络瘫痪后，应立即按下主机、A（B）小机、空氢侧直流密封油

泵启动硬手操按钮，如有可能，可启动交流润滑油泵，并就地检查确认以上各直流

油泵或交流油泵运行正常。

b)立即按下主机紧急跳闸按钮，按下发电机主开关紧急跳闸按钮，按下锅炉手动MFT

按钮，按下A、B小机紧急跳闸按钮。检查确认主机高、中压主汽门、调门已严密

关闭；确认发电机已与系统解列、励磁已切断；A、B小机低压进汽主汽门、调门

已严密关闭，电泵维持停止状态；检查关闭高排逆止门及各抽汽逆止门、电动门；

检查高、低旁蒸汽阀及减温水阀在严密关闭位置。

c)停运所有一次风机和磨煤机（必要时在电气配电室打跳开关），手动解列炉前燃油

系统。

d)主开关断开后，检查并切断励磁电源。

e)按下凝泵事故按钮，停止凝泵运行；手动关闭凝泵出口电动门，切断除氧器水源，

防止除氧器满水，保证汽轮机不发生水冲击。事故发生后，要立即就地切断除氧器

备用汽源，严防除氧器超压。

f)严密监视锅炉压力，如超压安全门应动作。

g)到6kV配电室检查6kV厂用电状态，并根据机、炉要求，手动断开相关6kV动力开

关。

h)锅炉灭火5分钟后，立即检查送、引风机的运行状态，若风机仍在运行使用就地事

故按钮停运（或到6kV母线室打跳开关），送、引风机停运后，在无异常情况下，

手动打开风机出口门，进行自然通风至少10分钟后，然后关闭出口门。

i)若循环水泵没有跳闸，要保持循环水系统运行，必须保证凝汽器进、出水门均在开

启位置。若循环水泵跳闸，应立即检查其出口门应在关闭状态，否则，就地手动关

闭。

j)若转速表还能监视到汽轮机转速，要及时启动顶轴油泵，如果各转速表不能正确显示汽机转速，要在打闸后尽早启动顶轴油泵；当汽轮机转子完全静止后，手盘转子

轻松，立即投入电动盘车，并记录盘车电流、挠度；同时记录转子晃动及高点相位，

以后每30分钟记录一次转子的晃动值及盘车电流。

k)汽轮机停运后，疏水系统采取闷缸措施：所有汽轮机本体及抽汽管道疏水均要求在关闭状态，同时加强就地的巡检工作，尤其是汽轮机本体及主、再热蒸汽管道和各

抽汽管道更要重视，严防有汽水进入汽轮机中，造成大轴弯曲。

l)发电机解列后，应立即派专人拉开发电机出口刀闸。

m)应仔细检查UPS供电系统，检查是否因装置本身故障或系统存在短路点造成DCS 网络瘫痪。

n)就地启动火检风机，检查空预器运行状态是否正常，否则应手动盘车。

o)主机在惰走期间，汽封汽源由备用汽源供给，调整汽封正常。

p)严密关闭锅炉所有风门、挡板；解列各级减温水。

q)就地检查并关闭磨煤机热风隔绝门。若短期无法恢复，应联系检修人员将磨煤机内积粉清理干净，防止磨煤机自燃。

r)严密监视风烟系统烟气温度，当烟温不正常升高时，对空预器进行吹灰，投入空预器消防蒸汽，检查并校紧风烟系统各风门挡板，排烟温度达到或超过250℃时，投

入空预器消防水，进行清洗和灭火。灭火后，应在条件允许的情况下，对空预器通

风烘干4～6小时，并检查烘干情况。

s)完成其它停机操作。

t)当网络恢复运行后，不能急于恢复机组运行，要认真检查各主系统设备的状态是否与实际相符，逐步恢复各系统运行,防止扩大事故。

1、汽机设备典型事故处理

2.1汽轮机超速:

1)现象

4)机组突然甩负荷到零，转速超过3000rpm并继续上升，甚至转速超过保护设定值而保护

不动作。

5)汽轮机声音异常，振动增大。

2)原因

a)发电机甩负荷，汽轮机调速系统工作不正常。

b)进行危急保安器超速试验时转速失控。

c)DEH系统控制失常。

d)冲转过程中，升速过快。

e)汽轮机高、中压主汽阀关不严。

f)机组跳机后高中压缸主调汽门、抽汽逆止门等有卡涩或关闭不到位。

3)处理

a)汽机转速超过3300rpm而保护未动作应立即打闸汽轮机，破坏真空，确认机

组转速下降。

b)并确认高、中压主汽阀，高、中压调阀，各抽汽逆止阀应迅速关闭。若未关严

应设法关严；

c)打闸后按“机组紧急停运（或跳闸）操作要点”进行其它处理。

d)确认转速下降，否则停运EH油泵，关闭高、中压主汽阀，高、中压调阀，设

法切断其它汽源。

e)只有当超速保安系统各环节部套设备发现无任何明显损坏现象，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）

后，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

网前必须进行危急保安器注油试验，并网暖机后，还须进行危急保安器机械超

速试验，试验合格后，方允许重新并网带负荷；

f)若停机过程中，机组差胀、振动或内部有异常声音时，或调节保护系统各环节

部套有明显损坏，应查明原因，消除缺陷后，经总工同意后方可重新启动汽轮

机，在启动过程中，应加强对机组振动，声音等检查。

2.2汽轮机强烈振动

1)现象

a)机组声音异常，振动增大。

b)就地能明显感觉到机组振动，就地实际测量振动大。

c)LCD画面显示轴承温度升高或回油温度升高。

d)轴振上升至125μm时，出现振动高报警。

e)轴振上升至250μm时，振动高保护动作，机组跳闸。

2)原因

a)蒸汽激振；

b)机组负荷、进汽参数骤变。

c)差胀超限、上下缸温差超限、汽缸左右两侧法兰金属温差超限或大轴弯曲造成

动静摩擦。

d)转子质量不平衡，叶片、围带、拉筋断落或局部结垢造成动平衡失去。

e)汽轮机找正时偏差大，各转子中心不正或联轴器松动。

f)轴承工作不正常或轴承座、基础埋件等部件间联接刚度下降。

g)汽轮机发生水冲击或进冷汽冷水。

h)滑销系统卡涩造成汽缸膨胀不均匀。

i)润滑油或发电机密封油温过低、油中带水、油质恶化使轴承油膜失稳。

j)轴封蒸汽温度与汽封金属温度严重不匹配。

3)处理

a)全面检查主再热汽温汽压、润滑油温、润滑油压、轴封温度、差胀、上下缸

温差、法兰左右温差等参数，同时检查发电机、励磁碳刷接触情况，发电机

定子、转子电流及其线圈温度，判断是否由于参数异常引起，并对异常参数

进行调整。如发生水冲击，则按“汽轮机水冲击”处理；如轴向位移异常，

则按“轴向位移增大”处理。

b)机组启动升速过程中，转速低于600 r/min以下，偏心度超过76μm时，应

降速至零进行盘车，直至偏心度低于76 μm后，方可再启动；

c)汽机转速大于600 r/min时，当转子振动达127 μm时，应降速暖机，但应

禁止在转子临界转速及叶片共振区停留；

d)机组振动增大时，应适当降低机组负荷，检查振动趋势是否下降，如无下降

趋势时，则暂维持当前负荷，同时通知检修检查确认。

e)汽轮机冲转后在轴系一阶临界转速前，任一瓦振出现40μm振动或任一轴振

超过120μm不应降速暖机，应立即打闸停机查找原因。

f)当运行中振动显示值超过动作整定值而振动保护未动作时，且确认机组发生

强烈振动，此时应立即破坏真空紧急停机。

g)如振动急剧上升，发生水冲击或现场有明显异音时，应立即破坏真空紧急停

机。

h)机组启动过程中，因振动而停机后，必须全面检查。确认机组负荷启动条件

并连续盘车4小时以上，才能再次启动。严禁盲目启动。

i)在稳定工况下，汽轮发电机组轴振动幅值突然变化超过0.05mm，一般预示

着机组发生了损坏或是故障预兆，应立即采取措施将机组稳定在允许振动限

值内，否则应果断停机。

j)若由于轴封供汽温度与汽封金属温度严重不匹配，应检查轴封系统的运行情况，及时调整该工况下轴封供汽温度与金属温度相匹配。

k)倾听机内声音，检查各轴承金属温度及回油温度有否升高现象，判断轴承是否损坏。

l)经处理无效，机组轴振达0.254mm，其余任一轴振动达0.125mm或汽轮发电机组内有明显的金属磨擦声或撞击声，应破坏真空紧急停机。

2.3运行中叶片损坏或断裂

1)现象

a)汽轮机内部发出明显金属摩擦声或撞击声；

b)机组振动增大；

c)汽轮机监视段压力异常，轴向位移、推力瓦温度异常变化；

d)汽轮机低压叶片断落打破凝汽器钛管使凝结水导电度上升；

e)若抽汽口处的叶片断裂进入抽汽管道，卡在抽汽逆止阀处，可能造成抽汽逆止

阀卡涩或进入加热器打烂钢管造成加热器水位升高。

2)原因

a)汽机制造安装质量不良、材质不良；

b)汽机通流部分结垢、腐蚀；

c)汽机低周波运行；

d)汽机叶片过负荷；

e)汽机动静碰磨；

f)汽机无蒸汽运行；

g)汽机振动大；

h)汽机水冲击

3)处理

a)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，但出现下述

现象之一时，应紧急停机处理：汽轮机内部发出明显的金属摩擦声或撞击声；

机组发生强烈振动。

b)正常运行中若发现调节级或某级抽汽压力异常变化，应立即进行综合分析。若

在相同工况下伴随出现负荷下降，轴向位移、推力瓦温度有明显变化或相应轴

承的振动明显增大时应尽快申请减负荷故障停机。

c)若因末级叶片断落而打破凝汽器钢管，使凝结水电导率、硬度上升，但机组无

异声，振动无明显增大，凝结水水质未到三级处理值时，汇报值长减负荷，进

行凝汽器半面隔绝查漏；若凝结水水质达到三级处理值时，应故障停机；

2.4汽轮机水冲击

1)进水事故确认原则

a)如果发现加热器工作不正常或抽汽管道指示有水或任一汽缸上下温差超过

42℃，则认为是一次进水事故，此时若上下缸温差超过56℃，则应立即停机。

b)机组及相关蒸汽管道振动增大。

2)主要危害

a)叶片和围带损坏。

b)推力轴承损坏。

c)转子裂纹。

d)大轴弯曲。

e)静止部分永久变形。

f)汽封片磨损。

3)事故现象

a)主再热蒸汽管道出现强烈振动。

b)主蒸汽温度、再热蒸汽温度急剧下降，过热度减少。

c)轴向位移、推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧升高，汽缸及转子金属

温度突然下降，差胀减少并向负方向发展。

d)汽轮机上下缸温差明显增大。

e)抽汽管道低位疏水立管高水位报警，抽汽管道有水击声。

f)蒸汽管道法兰、汽门阀杆、汽轮机轴封或汽缸接合面等处冒白汽或有水滴溅出。

g)盘车状态下盘车电流增大。

h)高、中压主汽阀，高、中压调阀或任一抽汽电动阀、抽汽逆止阀门杆冒白汽。

i)机组声音异常并伴有金属摩擦声或撞击声，振动增大。

j)第一级进汽压力摆动增大。

4)事故原因

a)汽水分离器满水。

b)主、再热蒸汽减温水调整不当或失控。

c)机组负荷急剧变化，主、再热蒸汽温度急剧降低。

d)本体疏水不良。

e)蒸汽管道疏水不畅。

f)除氧器或高、低加满水至汽轮机。

g)轴封蒸汽温度过低或喷水调门动作不正常，水带入汽轮机轴封腔室。

h)汽轮机启动过程中，疏水不畅或停机后凝汽器满水。

i)汽轮机启动或停机过程中，疏水门切换不当，使汽轮机进冷汽冷水。

5)事故处理

a)当确认汽轮机发生水冲击时，应立即打闸破坏真空紧急停机；

b)汽轮机盘车时发现进水，必须保持盘车连续运行直至汽轮机上下缸温差恢复正

常。同时加强汽轮机内部声音、转子晃动度、盘车电流等的监视。

c)汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机进行盘车。

d)汽轮机因进水而停机后，应立即切断有关汽、水源，开启主蒸汽、冷热再和导

汽管以及汽轮机本体疏水门。详细记录转子惰走时间和偏心度，仔细倾听机组

内部声音；

e)如水冲击是加热器泄漏引起，应立即隔离其水侧，并将所有疏水门开启。

f)如轴封汽不正常，进冷水冷汽时，应检查轴封减温水，若减温水调门故障全开，

应关闭其手动隔离门。另外，当轴封汽源由启锅来辅汽供给时，应注意充分疏

水，确保其温度正常。正常运行时，轴封汽母管温度由150℃降到120℃，应

查找原因，如降到120℃以下，同时汽轮机参数有很大变化，振动增大，应按

紧急停机处理，同时开启所有疏水门。

g)汽机因水冲击停机后，盘车时要注意盘车电流是否增大，再次启动前必须连续

盘车18小时以上，且转子偏心度＜75mm，上、下缸温差小于42℃，同时须汇

报总工同意后方可再次启动；

h)紧急停机后，若因汽缸变形严重，转子卡住，如盘车电流增加，保护动作，盘

车投不上，则应严格遵守停机后盘车的规定，每隔一小时进行试盘，直至能够

盘动转子后投入连续盘车，严禁用起动装置或借助外力强行盘动卡住的转子。

i)汽机转子惰走过程中，如汽机轴向位移、胀差、振动、推力轴承金属温度及回

油温度明显升高，惰走时间明显缩短，应逐级汇报，根据推力瓦情况决定是否

揭缸检查，否则不准启动；

j)如果停机时发现汽轮机内部有异常声音和转动部分有摩擦，则应揭缸检查。

k)如在惰走时未听出异音，又未觉察出转动部分摩擦现象且惰走时间、推力瓦块温度及推力瓦回油温度、轴向位移等均正常，经请示生产厂长（总工）后在充

分疏水的基础上可再次启动。再次启动时应取较低的升速率，特别监视机组振

动、推力瓦温度及其回油温度的变化，并在现场仔细倾听汽轮机内部声音，若

启动正常可并网带负荷，并经常检查轴向位移、推力瓦块温度、差胀和振动。

若启动时发现汽轮机内部有异音或振动异常，应立即破坏真空紧急停机，准备

揭缸检查。

2.5转子轴向位移大

1)现象

a)两个轴向位移显示值同向增大。

b)推力瓦金属温度明显升高，其回油温度亦随之升高。

c)当推力瓦金属温度＞107℃时，发出声光报警。

d)可能伴有机组振动或其它异常现象。

2)原因

a)主蒸汽参数、真空、负荷大幅度波动，造成轴向推力增加。

b)机组过负荷；

c)汽轮机发生水冲击。

d)转子通流部分结垢严重、断叶片或漏汽增加，造成轴向推力增加。

e)推力轴承断油或磨损。

f)汽轮机平衡鼓汽封磨损严重失去平衡。

3)处理

a)发现转子轴向位移增大时，应检查推力瓦块温度和推力瓦回油温度的变化以及

主再热汽温的变化情况。

b)如果蒸汽温度低，应立即采取措施将蒸汽温度恢复正常。

c)加强对机组运行情况的监视与检查，倾听机组无异常声音，振动无增大。

d)当轴向位移较正常值有明显地增加时，应查明原因，采取减小轴向推力的措施，

应报告值长，要求降低机组负荷，使轴向位移下降至正常值。

e)如轴向位移增大至保护值，保护拒动，应破坏真空紧急停机，并按本篇“机组

紧急停运（或跳闸）操作要点”进行处理。

f)若轴向位移增大而停机后，必须立即检查推力轴承金属温度及轴承进、回油温

度，并手动盘车检查无卡涩，方可投入连续盘车，否则进行定期盘车。必须经

检查推力轴承、汽轮机通流部分无损坏后方可重新启动

2.6轴承金属温度升高

1)现象

a)立盘、LCD轴承温度高声光报警。

b)轴承金属温度、润滑油回油温度显示升高。

c)就地实际测量轴承金属温度高。

d)机组振动可能增大。

e)轴向位移可能增大。

2)原因

a)轴承内进入杂物。

b)振动引起油膜破坏。

c)冷油器冷却水中断或脏堵，或冷油器进水管放水阀误开，引起润滑油温度高。

d)润滑油压力太低或轴承进油、回油不畅。

e)机组振动大轴承油膜破坏造成动静磨擦。

f)润滑油质不合格

3)处理

a)各轴承温度普遍升高，应检查润滑油温度和润滑油压力是否正常。若润滑油压

力低按“润滑油压力低”处理。

b)润滑油压力正常，润滑油温度升高，应检查润滑油温度自动调节及冷却水系

统运行情况。

c)若润滑油温度自动调节失灵应切至手动控制，必要时开启油温调节旁路阀控制

油温，并通知热工消缺，若冷油器脏堵应投入备用冷油器，隔离原运行冷油器

并通知检修清扫。

d)从回油窥视窗检查回油流动情况，是否有金属磨损物，应分析其来源。

e)分析润滑油油质，保持油净化装置连续正常运行。

f)若冷却水中断无法恢复时，且润滑油温度持续上升无回落趋势，则应立即破坏

真空紧急停机。

g)若阀门误操作应立刻恢复正常运行状态。

h)轴承温度升高，应加强对润滑油压力，轴承金属温度及回油温度、机组振动、

轴向位移的监视。

i)如轴振动增大，应按“机组发生异常振动”处理。

j)个别轴承温度升高，应检查轴承有无金属磨擦声，正确判断轴承是否损坏或断油。

k)如推力轴承金属温度或回油温度升高，应检查轴向位移是否正常，并按“轴向位移增大”处理。

l)确认主机轴承金属温度或回油温度异常升高，应调整机组负荷，消除上升趋势，并汇报值长，要求作停机准备。

m)如汽轮发电机组任一道轴承断油冒烟或回油温度突然上升至75℃，应破坏真空紧急停机。

n)任一径向轴承金属温度达113℃且同时出现轴承金属温度高报警时，应紧急停机。

o)任一推力轴承金属温度达107℃且同时出现轴承金属温度高报警时，应紧急停机。

2.7油系统着火

1)原因

a)油泄漏至高温部件。

b)电缆着火或其它火情引起。

2)处理

a)发生火灾时，应立即通知消防部门并汇报有关领导，在消防员未到达之前，应使

用厂内灭火器材进行灭火。如失火地点有带电设备，必须先切断电源后进行灭火。

b)迅速采取隔离措施，防止火灾蔓延。

c)油系统着火时可以用泡沫灭火器、CO2灭火器、干式灭火器以及其它灭火器进行灭

火，同时应防止烧伤及窒息。

d)当火势不能很快扑灭且危及机组安全运行时，应立即打闸并破坏真空紧急停机，

并按本篇1.2“机组紧急停运（或跳闸）操作要点”进行处理。

e)如火势蔓延迅速，危及油箱、机头、厂房及相邻机组安全时，在破坏真空停机的

同时，迅速开启油箱事故放油。

f)如系润滑油、密封油系统着火，在惰走过程中应迅速进行紧急排氢，然后进行气

体置换。

2.8大轴弯曲

1)现象

a)汽轮机转子晃动度超限，连续盘车4小时不能恢复到正常值。

b)冲转时振动明显增大。

2)原因

a)汽轮机发生振动或动静部分发生碰磨。

b)运行中进水，特别是开停机或停机后操作维护不当造成汽缸进冷汽冷水。

c)在第一阶临界转速下，大轴热弯曲方向与转子不平衡方向大致一致，动静摩擦时将

产生恶性循环，致使大轴产生永久弯曲。

d)转子的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行后，内应

力逐渐得到释放，从而使转子产生弯曲变形。

e)启停过程中汽缸左右两侧法兰金属温差或汽缸上下金属温差超限造成动静摩擦。

f)停机后未及时启动盘车装置，或盘车装置故障而未及时进行手动盘车。

3)处理

a)确认大轴发生弯曲，应立即打闸破坏真空紧急停机，未查明原因、未消除时不得再

次启动。

b)如果因未及时投入盘车引起，应先精确手动盘车180°直轴后，再投入连续盘车。

2.9发电机着火及氢气系统爆炸

1)现象：

a)发电机铁芯、线圈温度急剧上升；

b)定子冷却水出口温度升高；

c)发电机出口风温升高；

d)有绝缘材料焦臭味；

e)如发电机内部有明火将出现剧烈的爆炸声响；

f)发电机内部氢压升高，甚至表计损坏。

2)原因：

a)发电机漏氢并遇有明火；

b)发电机氢纯度下降，含氧量超标达到临界点以上。同时，机械部分碰摩、摩擦产生

火花达到氢自燃温度。

c)密封油系统着火。

3)处理：

a)如发电机各部温度急剧升高，应尽快检查发电机氢气冷却水系统运行是否正常，尽

一切努力降低发电机各部温度；

b)发电机内部氢气纯度下降，应及时排污，氢系统泄漏，应设法隔离，并且泄漏点周

围严禁明火，包括开关阀门时阀门扳手与手轮间的撞击或摩擦应绝对避免；

c)如发电机着火或氢气爆炸时，应立即破坏真空紧急停机，并进行排氢，置换CO2，

保持发电机内压力不低于0.02MPa，在机内氢气未排空之前，应保持密封油系统运

行；

d)为避免发电机在扑灭火时，由于一侧过热，使转子弯曲，在发电机转子完全静止后，

应尽快投入连续盘车或间断盘车，然后按值长的命令进行处理。

2.10凝汽器真空下降

1)现象：

a)所有真空显示值下降，排汽温度升高，凝结水温度相应升高；

b)真空低、排汽温度高报警。

c)在主蒸汽流量、压力、温度及调门开度等不变的情况下，机组负荷相应下降；

d)同一负荷下，蒸汽流量增加，各监视段压力升高，轴位移增大；

e)当凝汽器背压升至24.7kPa(ABS)时，报警。

2)原因：

a)真空系统严密性不良、真空破坏阀误开或水封破坏；

b)循环水量减少或循泵故障跳闸；二次滤网脏堵、循环水出水虹吸破坏、循环水系统

故障或误操作等。

c)循环水入口温度升高；

d)轴封供汽压力太低（包括小汽轮机），轴加工作不正常；

e)真空泵及其辅助设备故障；

f)凝汽器水位异常升高；

g)凝补水箱水位偏低或某多级U形管水封破坏。

h)凝汽器管板脏污或管壁结垢、管板脏堵。

i)真空系统阀门操作不当或误操作；

j)低压缸安全门薄膜破损；

k)旁路系统误开。

3)处理：

a)发现真空下降时，应核对表计，并对照排汽温度，检查汽封压力、循环水压力和凝

汽器水位等，迅速查明原因，及时处理，同时汇报值长；

b)若真空系统有操作，应立即停止操作，并恢复操作前状态；

c)如有备用循泵，则启动；

d)真空下降到 18.6kPa时确认备用真空泵自启，否则手启；

e)真空下降时，应注意汽动给水泵的运行工况，必要时可及时切换为电动给水泵运行，

及时停用并关其排汽阀。

f)真空下降很快且无稳定趋势时或真空下降到28.3kPa主机未跳闸时，应紧急停机，

同时禁止锅炉向凝器排汽水；

g)应联系值长机组开始减负荷维持真空在24.7kPa以上，减负荷速率视真空下降的速

度决定。

h)如机组已减负荷至零，真空仍无法恢复，并继续下降至31.3kPa时，应汇报值长立

即故障停机，并注意高、低压旁路，主、再热蒸汽管道所有疏水严禁开启；

i)真空下降到30kPa，小机保护拒动时应手动打闸；

j)注意低压缸排汽温度的变化，达79℃时投入排汽缸喷水；如果排汽温度达121℃并且在15分钟内降不下来或超过121℃，应汇报值长脱扣停机；

k)事故处理过程中，应密切监视各监视段压力不得超过允许值，否则应减负荷至允许值；

l)事故处理过程中，注意倾听机组声音，注意机组振动、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度的变化。

2.11循环水中断

1.现象：

1)凝汽器真空急剧下降；

2)循环水母管压力降低或到零；

3)凝汽器循环水出水温度升高，出、入口门循环水温差增大。

2.原因：

1)循泵跳闸；

2)循泵入口粗滤网、旋转滤网堵塞；

3)循泵出口门误关，备用泵出口门误开或不严；

4)凝汽器循环水出、入口门误关。

3.处理：

1)循泵跳闸，有备用泵时应立即启动备用泵，并确认跳闸泵出口蝶阀已联关，备

用泵出口蝶阀已联开，否则立即手动关、开出口蝶阀；无备用时，应检查并确

认跳闸泵的电气及机械部分无异常后，可强合一次跳闸泵，若强合不成功，及

时关小凝汽器循门开度减负荷维持真空在24.7kPa以上，并断开跳闸泵联锁开

关，联系电气处理。减负荷至零真空仍无法恢复，并继续下降至31.3kPa时，

应汇报值长立即故障停机，同时，注意旁路系统，主再热蒸汽管道所有疏水应

严禁开启。若厂用电中断，造成循环水中断时，应按厂用电中断一节中有关规

定进行处理，并特别注意以下几个方面：

a)应立即紧急故障停机；

b)确认旁路是否开启。若已开启，应立即关闭；

c)注意各油温、水温、风温的变化，注意锅炉方面的调整；

d)厂用电恢复后，先关闭凝汽器循环水入口门，后启动循泵，待低压缸排

汽温度下降至50℃以下时，再开启凝汽器循环水入口门，向凝汽器通循

环水；

e)检查低压缸安全阀薄膜有无破损。

2)循泵进口粗滤网堵塞，应及时清理滤网；旋转滤网加强运行，清洗脏物，保持

通畅；

3)运行泵出口蝶阀误关，应立即开启；若开不起来，应立即启动备用泵，停止故

障泵，并联系电气处理。备用泵出口蝶阀误开，应立即关闭；

4)凝汽器循环水出、入口门误关，应立即开启；

5)虹吸破坏导致真空下降时，关小虹吸破坏侧凝器循环水出水门，就地开启凝器

放空气门，空气放尽后关闭，开大凝器循环水出水门，重新建立循环出水虹吸；

6)若凝汽器脏污结垢，应检查胶球清洗系统是否正常投用，严重时，应隔离半边

凝汽器进行清理。

2.11凝汽器满水：

1)原因：

a)凝结水泵跳闸，备用泵未启动；

b)凝汽器钢管大量泄漏；

c)凝汽器热井水位调节阀失灵、旁路误开；

d)凝结水泵入口、大法兰漏空气或凝结水泵密封水中断，凝结水泵打不出水；

e)凝结水泵出口管道上有关阀门误操作，包括化学精处理装置有关阀门误关或凝结水

泵再循环门故障；

f)备用泵出口逆止门不严；

g)凝结水泵入口滤网堵塞或热井内滤网堵塞；

h)除氧器水位调整器故障。