教材汽水事故处理部分
锅炉汽水共腾事故现场处置方案
采取以下原则，（1）就近的开展自救互救原则。（2）救人优先原则。（3）主动报告原则。（4）统一指挥原则。
4.现场自救和互救注意事项
(1)锐器刺伤身体任何部位均不可将锐器拔出
(2)腹部受伤，有肠子或大网膜自伤口流出，包扎是不可回纳。
(3)注意脊椎骨折者不得轻易搬动，应把硬木板垫在担架上再将伤员搬运走。
消除设备实施的安全隐患，进行事故的传达学习，吸取经验教训杜绝同类事故的再次发生。
7.其他需要特别警示的事项
(1)事故隔离区域应有警示标志并有专人看管。
(2)将隔离区内的无关人员快速车撤出
(3)除应急处置人员外，无关人员禁止进入隔离区。
拟稿:日期:年月日
审核:日期:年月日
附件1：应急联系方式
序号
应急救援职务
A
解除应急
现场排除锅炉汽水共腾事故后解除应急响应
A
现场恢复
现场应急响应结束后由班长组织恢复现场生产。
B
注意事项
1.佩戴个人防护器具方面的注意事项：
进行现场处置必须两个人或两个人以上，如有需要佩戴防护用品如：手套、防护面罩、护目镜等。
2.使用抢险救援对策或措施方面的注意事项
检查确认事故区域的环境情况，正确站位，使用器材时用力适度，相互配合，防止误伤。
姓名
办电
手机
附件2：应急物资清单
物资名称
品牌型号
数量
存放地点
负责人
联系方式
附件3：应急Biblioteka 息传递流程图附件4：平面布置图纸
锅炉汽水共腾事故现场处置方案
拟稿
相关应急预案名称
矿山锅炉事故专项应急预案
审核
事故风险分析
汽轮机事故与处理PPT课件
破坏真空事故停机
1）汽轮机转速升高至危急保安器高限动作转速而危急保安器不动作时 。 ❖ 2）汽轮发电机组振动达到停机值时； ❖ 3）汽轮机内部发出明显的金属声音时； ❖ 4〕汽轮机发生水冲击时； ❖ 5）轴封内发生冒火时； ❖ 6）任一轴承断油或冒烟，轴承乌金温度或回油温度上升至极限值时； ❖ 7）轴承润滑油压下降至极限值时； ❖ 8）转子轴向位移达到极限值时； ❖ 9）油箱油位下降至极限值时； ❖ 10）任一推力瓦块温度突然上升至极限值时； ❖ 11〕油系统着火，且不能及时扑灭； ❖ 12〕发电机冒火或爆炸时；
汽轮机进水、进冷汽事故
❖ 汽轮机进水或进低温蒸汽，使处于高温下的金 属部件受到突然冷却而急剧收缩，产生很大的 热应力和热变形，致使汽轮机由于胀缩不均匀 而发生强烈振动。而过大热应力和热变形的作 用将使汽缸产生裂纹、引起汽缸法兰结合面漏 汽、大轴弯曲、胀差负值过大，以及汽轮机动 静部分发生严重磨损等事故。
❖ 危害
油系统进水
❖ 油中进水对机组的安全运行威胁较大， 可以导致透平油油质酸化乳化，引起锈 蚀，腐蚀调节系统的部件，使调节系统 事故或使轴承严重磨损。
油系统进水
❖ 油中进水是电厂常见的问题，其原因一般有：
❖ （1）轴封间隙大。组装时轴封间隙偏大或由于启动不慎 或汽缸刚度差使轴封间隙被磨大。
❖ （2）轴封系统不完善。压力调节器工作不正常，高压轴 封和低压轴封供汽不能分别调整。
汽轮机进水、进冷蒸汽的原因
❖ （1）来自主蒸汽系统。水或冷蒸汽从锅炉经主蒸汽管 道进入汽轮机。
❖ （2）来自再热蒸汽系统。减温水积存在再热蒸汽冷段 管内或倒流入高压缸中。
❖ （3）来自抽汽系统。因除氧器满水、加热器管子泄漏 及加热器系统事故引起。
锅炉运行事故处理解析
（一）水冷壁管爆破
1、现象
炉膛内发出强烈强烈响声； 燃烧不稳或灭火； 炉膛负压变正； 从炉门及看火孔向外喷火； 汽压汽温下降，给水流量不正常的大于蒸汽流
案例：
1991年1月19日，某电厂SG－400／140型锅炉，由 于低负荷运行，给粉不均，造成灭火。灭火后， 司炉来判明情况，未及时停止供粉，而误投油助 燃，引起煤爆炸，使炉墙一角的包覆管与水冷壁 交接处开裂4米，另一转弯角扣侧墙开裂2米，尾 部钢性梁有三根位移300毫米，过热器管与联箱短 节多处炸裂，被迫停炉检修造成重大损失。
（二）锅炉缺水
2、缺水的原因
（1）运行人员误判断和误操作； （2）水位计不准确造成误判断； （3）给水调节装置失灵或调节机构故障； （4）给水压力过低等。
3、缺水的处理
判断为轻微缺水，则应适当增加给水量。必要时投入 备用给水管路。
若判明为严重缺水，则严禁向锅炉进水，并立即熄火 停炉，以防止可能烧干的水冷壁管被给水急剧冷却时 产生巨大的热应力使管子爆破。
如损坏严重，无法保持正常水位，燃烧不稳定，对邻 近管子有严重危害，炉水大量喷出时，则应立即停炉。 维持一台引风机运行，以抽出烟气和蒸汽。
停炉后若增加给水泵加强给水后水位可维持时，则应 尽量保持水位；若水位无法维持，则应停止给水。
（二）过热器、再热器管破损
1、现象
过热蒸汽或再热汽压力下降； 烟道和炉膛负压变正； 烟道内有蒸汽喷出的声音； 泄漏点前后烟温差较大，给水流量不正常的大于
量； 烟温降低。
（一）水冷壁管爆破
汽水共腾事故有哪些现象
汽水共腾事故有哪些现象？如何处理？锅炉汽水共腾事故，是指锅炉蒸发面汽水升起的同时，产生大量水泡，大量的水被蒸汽带出而危及锅炉安全运行的事故。
1汽包水位计内水位急剧波动，严重时有气泡，看不清水位。
2过热蒸汽温度急剧下降。
3严重时，蒸汽管道内发生水冲击，法兰向外冒气。
4饱和蒸汽和炉水含盐量增加。
处理1适当减弱燃烧，降低锅炉负荷，并保持稳定。
2通知蒸汽用户，减少用气量。
3全开连续排污门，必要时开启紧急放水门和定期排污门，加强锅炉放水，维持锅炉汽包水位略低于正常水位。
4停止加药。
5开启过热器疏水门及蒸汽管道疏水，通知汽机开启有关疏水门。
6通知水分析值班员分析水质，根据分析结果进行排污，改善炉水品质。
7在炉水未稳定，炉水质量未改善时，锅炉禁止加负荷。
8注意气温变化，及时调整。
9注意消除后及时调整。
10故障消除后，冲洗对照水位计。
11炉水品质合格，水位清晰正常后，在恢复锅炉正常运行。
锅炉电源中断现象？处理方法？1电压表和电流表回零。
2锅炉蒸汽流量，气压，气温，水位急剧下降。
3热工仪表停电，指示失常。
4电动机跳闸时，指示灯闪光，事故警报器鸣叫。
5锅炉灭火。
（电源中断现象）锅炉厂用电中断处理1立即拉开各电动机操作开关，如联锁装置在投入位置，可首先拉开引风机操作开关。
2保持汽包水位略低于正常水位，一般为负100mm，如给水泵电源中断，应立即启动启动水泵。
3关小减温器阀门或解列减温器，开启过热器疏水门。
4适当开启引风机挡板，利用自然通风保持燃烧室负压，将煤气系统，风系统阀门，风门，挡板置于锅炉生火状态，准备好点火装置，带电源恢复后，立即将锅炉投入运行。
5恢复后，在值班长指挥下，依次启动备用电机。
锅炉灭火现象原因及处理方法？现象1燃烧室负压显著增加；2燃烧室变暗，看不见火焰；3火焰监视仪表发出灭火信号；4水位瞬间下降而后上升；5蒸汽流量急剧减少（单元式机组则相反）原因1运行中引风机，鼓风机跳闸或停电。
2锅炉负荷过低，操作调整不当；3炉管严重爆破；4煤气阀门误操作5煤气压力低于允许值；6燃烧室负压过大；处理1停止向燃烧室供给燃料后，维持引风机，鼓风机空转2保持汽包水位略低于正常水位（负100）3立即关闭煤气阀门4增大燃烧室负压，通风3-5分钟后，以排除燃烧室和烟道的可燃物。
汽轮机发生水冲击原因分析及事故处理
汽轮机发生水冲击原因分析及事故处理(1)北极星电力网技术频道作者: 2012-12-10 10:07:19 (阅501次)所属频道: 火力发电关键词: 汽轮机水冲击汽轮机发生水冲击危害：进入汽轮机的蒸汽必须保持足够的过热度：(当湿蒸汽中的水全部汽化即成为饱和蒸汽，此时蒸汽温度仍为沸点温度。
如果对于饱和蒸汽继续加热，使蒸汽温度升高并超过沸点温度，此时得到的蒸汽称为过热蒸汽，过热度指的是蒸汽温度高于对应压力下的饱和温度的程度。
)正常运行中蒸汽应保持在额定参数允许范围内。
如果蒸汽带水进入汽轮机，将使推力急剧增大，将转子向后推移，导致推力瓦烧损和动静碰磨。
同时汽轮机运行中汽缸、转子、阀门等都处于高温状态，低温蒸汽或水突然进入汽轮机的某一部位，将造成部件急剧收缩，除本身金属产生大的热应力影响寿命外，局部收缩变形可能导致动静碰磨、大轴弯曲、部件裂纹、接合面变形泄漏等等。
近年来汽轮机进水事故时有发生，有的甚至造成设备损坏。
现象：1.主蒸汽温度和汽缸温度急剧下降，汽缸上、下壁温差升高(发生水冲击此现象最为明显和直观，我曾经在运行中遇到过汽包满水事故，最为直接的现象就是主汽温度快速下降，此时机侧能做的就是快速降负荷，并开启机侧的疏水门优先开启主汽管道和高压内缸等疏水，及时联系锅炉调整，同时对机组的本体画面加强监视，如本体个参数发生异常现象无法挽回，必要时打闸停机并破坏真空处理。
)2.主汽门、调速汽门门杆法兰，汽缸结合面，轴封处冒白汽或溅出水滴(此现象说明已经是发生严重水冲击必须立即打闸停机加强放水，并根据情况采取连续盘车或定期盘车。
)。
3.蒸汽管道有强烈的水冲击声和振动。
(此现象较为严重)4.机组声音异常，机组振动增加。
5.轴向位移增大：定义：又叫串轴，就是沿着轴的方向上的位移。
总位移可能不在这一个轴线上，我们可以将位移按平行、垂直轴两个方向正交分解，在平行轴方向上的位移就是轴向位移。
轴向位移反映的是汽轮机转动部分和静止部分的相对位置，轴向位移变化，也是静子和转子轴向相对位置发生了变化。
余热发电运行中常出现的事故及处理方法
运行中常出现的事故及处理方法一.锅炉系统部分1.汽水系统事故（1）锅炉满水(2)锅炉缺水(3)汽包水位计损坏(4)汽水共腾(5)省煤器损坏(6)过热器损坏（7）给水管道损坏（8）蒸汽管道损坏（9）蒸汽管道水冲击（10）省煤器内水冲击(11)过热蒸汽温度高（12）过热蒸汽温度低（13）安全门动作锅炉满水现象:1.汽包水位高于正常水位2.低位水位计指示正值增大3.水位报警器鸣叫,水位高信号灯明亮4.过热蒸汽温度下降5.蒸汽含盐量增大6.给水流量不正常的大于蒸汽流量7.严重满水时,蒸汽管道内发生水冲击锅炉缺水现象:1.汽包水位低于正常水位2.低位水位计指示负值增大3. 水位报警器鸣叫,低水位信号灯明亮4.过热蒸汽温度生高5. 给水流量不正常的大于蒸汽流量,但炉爆破时则相反6.给水压力低二.汽轮机系统部分1．汽轮机超速是的保护1）3090r\min时或油开关跳闸机组甩负荷,OPCL超速保护控制电磁阀动作,电调装置发出信号,使控制高层抽汽油动机的磁力断路油门通电动作,高压抽汽油冬季控制油压失压,快速关闭高压调节汽阀,旋转隔板,待机组降速到小于3090r\min,磁力断路油门断电复位后,高压抽汽油冬季控制油压恢复,机组按电调装置新的转速设定值运行2）当汽轮机转速达3300~3360r\min时,由危急折断系统控制各磁力断器油门通电动作,主气门,调节汽门同时关闭,停机3）转速达3300~3360r\min时危急遮断器飞环击出,危急遮断油门动作,隔膜网打开,泻去安全油,使主汽门,调节汽门同时关闭,停机2．汽轮机主蒸汽参数不符合规范的处理（1）汽温升高的处理1）汽温升至450,楹联系锅炉降温,尽快恢复正常,同时汇报班长,值长2）汽温升至450-470运行不得超过30min,否则应汇报值长的故障停机，在超温运行期间，要加强监视记录。
3）气温开至480，若在2min内不能下降时，应汇报值长的故障停机，当超温480时应立即停机。
机组正常运行中的汽水系统事故及异常处理
机组正常运行中的汽水系统事故及异常处理一)减温水调门或电动门卡涩1、原因1)门杆导向装置卡涩。
2)门杆螺杆上螺扣损坏。
3)电动或气动执行器传动机构故障。
2、危险点1)减温水无法及时调节，锅炉管壁或蒸汽温度超限。
2)两侧汽温偏差大。
3、处理1) 立即将燃烧和负荷调整至管壁温度不超过报警值，且主再热汽温在合格范围内的工况，必要时通过加减负荷的方法调整。
2)立即派人到就地查看阀门位置，并在监盘人员的指挥下进行手动操作。
3) 联系设备部专工进行处理。
二)给水泵转速调节失灵1、原因1)MEH控制系统故障，发出报警。
2)给水泵指令与反馈偏差大，小机调门开完时，指令可能已超过100％（指令会大于100％是因为欲开启再热冷段至小机的调门），所以出现降低指令而调门不关的现象。
3)调门卡涩，指令未超过100％时，发出指令反馈不跟踪。
4)电泵液力耦合器故障。
2、危险点1)可能引发给水泵超速。
2)引起给水、减温水流量异常变化，导致锅炉受热面超温、汽轮机进水。
3)处理过程中，给水泵打闸时可能引发锅炉给水流量低保护动作。
3、处理1)MEH控制系统故障报警时，应将负荷稳定在两侧给水泵不互相压水的范围内，用少量调节正常给水泵的方法调节过热度，通知热工尽快处理；若故障给水泵流量出现异常波动，应立即启动电泵并入系统，关闭故障泵出口门后将其打闸，期间不得退出相关保护。
2)小机调门开度达到100％时，立即查看辅汽压力，辅汽压力无法调高时，应降低负荷。
3)小机调门卡涩出现时，应并入电泵运行，将出现卡涩的汽泵出口门关闭后打闸。
4)电泵液力耦合器故障时，若给水量波动使锅炉汽水参数超限，应立即将其打闸；若波动较小，通过调节其它参数可以暂时消除其影响，则应尽快并入汽泵，关闭电泵出口门后停止电泵。
三)汽水品质不合格1、原因1)机组检修后未充分进行冲洗。
2)精处理故障。
3)除氧器、给水加药系统故障。
4)凝汽器泄露，精处理无法将水质处理至合格范围2、危险点1)锅炉受热面管道结垢，传热系数下降，引发爆管。
高低加投停及事故处理讲义
第六部分、高低加的事故处理
一、加热器水位高 现象： （1）就地和画面上指示加热器水位高，加热器水位 高报警； （2）加热器出口水温下降； （3）加热器正常疏水调门、事故调门不正常开大； （4）水位升高过快，可能会引起加热器解列。 原因： （1）加热器水位自动调节失灵； （2）加热器疏水阀故障；
（3）机组升降负荷过快或发生甩负荷；
高压加热器给水系统采用大旁路系统。事故情况下， 高加全部解列；低压加热器采用小旁路系统，事故 情况下，低压加热器可分别解列。
第三部分、高低加投停的原则
1.先投水侧，后投汽侧；先停汽侧，后停水侧； 2.投运时按抽汽压力由低到高依次投运； 3.停运时按抽汽压力由高到低依次停运； 4.正常情况下，高低加应随机投停； 5.高低加投运前，水侧应注水排空，抽汽管道应预暖； 6.高低加投运过程中，密切监视各管道振动情况，若 出现振动，立即退出高低加，充分预暖后再将其投运； 7.高低加投停时温度变化率为2℃/min，最大不应超过 3℃/min。
力应逐渐降至零，开启启动排气手动门。注意抽汽 电动门后疏水阀关闭严密，否则将影响真空。 9.加热器停止后需采取充氮保护时，充氮操作应随 水侧放水同时进行。
第五部分、高低加的连锁保护 一、高低加水位连锁保护： 1.高加水位低Ⅰ值-38mm，报警（以1号高加为例） 2.高加水位低Ⅱ值-63mm，报警 3.高加水位高Ⅰ值38mm，报警 4.高加水位高Ⅱ值88mm，保护开自身事故疏水门。 5.高加水位高Ⅲ值254mm，保护关#1、#2、#3高加抽汽逆止门、 抽汽电动门，保护开高加水侧旁路门，保护关#3高加水侧入口 电动门、#1高加水侧出口电动门。 6.低加水位低Ⅰ值390mm，报警（以5号低加为例） 7.低加水位低Ⅱ值340mm，报警 8.低加水位高Ⅰ值490mm，报警、开启危急疏水 9.低加水位高Ⅱ值540mm，报警、解列低加汽水侧
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汽水事故处理
第一节、汽水集中取样系统异常运行、事故、原因分析及处理方法
第二节、汽水品质劣化的原因分析、防范措施及处理方法
一．水汽质量劣化时的处理原则
1．热力设备水汽质量劣化时，应加强分析，依据分析情况，汇同有关专业共同分析、判断出劣化原因，决定处理方法，尽快使水汽品质恢复正常。
2．发现水汽质量异常，化学人员应首先检查取样化验的准确性，药品的质量和取样的代表性，检查给水各组成部分的水质变化情况，确定判断无
误后，立即向领班、值长汇报。
若经多方处理，水汽质量仍不能改善并
继续迅速劣化时应及时向专业和课汇报。
若可能导致设备损坏，严重威
胁安全运行时，应要求降负荷或停机处理。
作出决定后，领班应立即安
排本值人员做好善后工作。
3．对于水汽质量事故，值班员应将水汽劣化程度，造成原因，处理经过和结果做好记录。
二．水汽质量劣化时的三级处理
1．一级处理：有造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72h内恢复至标准值。
2．二级处理：肯定会造成腐蚀、结垢、积盐，应在24h内恢复至标准值。
3．三级处理：正在加快腐蚀、结垢、积盐，如果水质不好转，应在4h内停炉。
三．机组水质恶化处理要求：
1．CP出口氢电导率大于0.2µs/cm或检漏系统氢电导率大于0.25µs/cm时，应查找原因（如凝汽器泄漏、回收的疏水质量劣化、真空变化等）并采
取相应措施。
2．如果精处理出口氢电导率大于0.10µs/cm时要引起严格注意，防止省煤器入口给水氢电导超标。
3．当机组省煤器入口给水氢电导＞0.15us/cm 时或凝汽器存在严重泄漏时，必须立即停止加氧，迅速启动浓氨系统提高PH，并将除氧器入口电
导率设定值改为7.5µs/cm，待省煤器入口给水的氢电导合格后，再恢复
加氧处理工况。
4．当省煤器入口给水的氢电导大于0.15µs/cm时，应停止加氧，关闭加氧控制柜精处理和除氧器出口加氧进出口阀门；与此同时，提高给水的PH
值至9.3～9.6。
四．水汽劣化原因及处理
5．机组凝汽器发生泄漏的处理
当发现凝结水氢电导超标时,排除氢交换柱失效现象和仪表故障，立即取样分析钠、溶解氧及硅等指标，确认后及时向专业、主管和值长汇报。
A．当确认凝汽器存在微量渗漏后，现场确认凝结水精处理器无失效，热力系统各点氢电导均＜0.15us/cm,给水处理仍按原方式。
B．当确认凝汽器存在明显泄漏后，现场确认凝结水精处理器无失效，（如有失效应尽快将失效混床退出运行），将给水处理由CWT方式切换至AVT（O）方式运行。
C．取凝汽器各检漏泵出口水样分析Na+、SiO2、Cl-、SO42-以便能正确判断泄漏侧。
D．通知值长在低负荷时，将泄漏侧隔绝，隔绝后连续监视凝结水氢电导的读数，在20分钟内，呈下降趋势，并最终下降至凝结水氢电导＜0.2us/cm,则可确定为已隔绝侧存在泄漏在做好安全措施后由检修查漏。
E．依据水汽质量劣化三级处理标准进行处理。
第三节、化验数据异常的原因分析、防范措施及处理方法。