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余热发电系统典型故障分析处理
随着集团余热发电系统的不断投产运行，暴露出的问题或故障也会逐步增多，为确保投产机组在后期均能安全、稳定、高效的运行，避免类似故障的重复发生，现将前期投产机组发生的一些共性问题或故障进行了梳理、分析如下：一、汽轮机凝汽器真空下降案例分析 ㈠、凝汽器真空下降的现象
①、凝汽器传热端差不断增大，最高已达到 15℃左右（设计值为 3-10℃）； ②、凝结水温度升高；
③、凝汽器排汽室温度升高，在最低真空下，排汽室温度达到 53℃左右；
④、真空泵吸入口压力表显示真空度值比 DCS 画面显示值高将 -8KPa； ⑤、冷却水泵出口压力偏大；
⑥、真空泵分离箱水温较高，一般要求低于 40℃；
⑦、凝汽器冷却水进、出水温差仅为 7℃，设计在 10℃以内； ⑧、在相同蒸汽参数下机组的发电负荷降低。 ㈡、凝汽器真空偏低原因 根据相关运行数据分析和停机检查主要有以下七点是造成真空度偏低的主 要原因： ①、因凝汽器内部管道杂物较多，导致铜管堵塞，凝汽器冷却水流量下降； ②、由于冷却水水质管理不到位， 导致凝汽器铜管内壁结垢， 凝汽器换热效果降 低； ③、由于水环式真空泵换热器堵塞、结垢，导致分离箱水温较高，影响真空泵喷 射器内部介质速度，真空泵工作效率下降； ④、冷却塔散水嘴堵塞较多，导致冷却塔冷却效果下降，冷却水温度升高； ⑤、凝汽器冷却水进水室与回水室隔板出现渗漏， 造成部分冷却水未进入凝汽器 受热面进行换热，而直接回到凝汽器冷却水回水管； ⑥、真空泵喷射器内部结垢，造成内部通流面积下降，影响真泵的效率； ⑦、冷却塔填料和分离器上部存在轻微结垢，影响冷却塔的冷却效果。 ㈢、处理方法及结果
利用停机检查期间有针对性地作了以下几点工作：①、凝汽器内部进行检查，并将内部杂物清理，同时对冷却塔内部进行清扫；②、凝汽器进行灌水试验，检查凝汽器真空严密性，并没发现漏点；③、凝汽器冷却水进水室与回水室隔板进行了堵漏处理；④、两台真空泵密封水换热器全面进行了清理；⑤、冷却塔填料、分离器和喷嘴进行了清理；
⑥、开机后在相同负荷下， 真空度提高了 -2KPa 左右，但仍未达到或接近设计值；
㈣、下阶段在开机期间准备作如下工作：
①、根据要求加大对冷却水质的控制力度，通过排污 (一周至少对冷却塔水池水
进行两次置换 )严格控制冷却水的电导率，浓缩倍率在 2.5-3.5 之间 ; ②、外请酸洗厂家利用在线对凝汽器进行酸洗，清除凝汽器换热面内部垢质；
③、外请循环冷却水系统化学处理厂家有针对性地对现有冷却水进行配药， 确保凝汽器内部结垢状况得到有效改善。 ㈤、防范措施 ①、加强冷却水水质管理， 针对凝汽器铜管结垢现象制定相应的换药及酸洗计划；
②、加强真空泵密封水温度的监控力度，并定期对真空泵换热器进行在线清洗；
③、随着环境温度的升高， 使用射水抽汽器的机组应加强对射水箱温度的监控 （射
水箱温度一般在 35℃左右），必要时加大射水箱的外排水流量；
④、根据工厂水质情况， 有针对性对冷却水进行外排或置换， 确保循环水浓缩倍
数不超过 3.5;
⑤、利用停机为契机，对冷却塔喷嘴、分离器、填料及凝汽器内部进行清理；
⑥操作过程中，尽量保持冷却水池高水位控制，始终保持溢流最佳。 二、汽轮机油系统故障分析
机组在调试和运行过程中，部分子公司油系统安全油压、 OPC、AST 、控制 油压、润滑油压都出现过偏低或无法建立等情况， 导致机组无法挂闸或主汽门不
能完全打开、高调门动作缓慢等现象。现对油系统故障进行综合分析如下： ㈠、油系统故障的现象
①、安全油压无法建立，主汽门打不开；
②、油压偏低，主汽门动作缓慢，不能完全打开； ③、控制油压波动，调节汽门动作缓慢或调节汽门波动；
④、 OPC、 AST 油压偏低；
⑤、润滑油压偏低，油温偏高，轴瓦温度上升。
㈡、油系统故障原因分析
①、油质较差，导致油系统管路堵塞或油路不畅 ,如润滑油或控制油过滤出现堵
塞现象 ,油压无法建立；
②、油箱油位偏低，导致高、低压注油器不能正常工作，压力油和润滑油压无法
建立；
③、油温过低时运行粘度系数增大，安全油建立速度较慢，造成主汽门打不开，
正常应控制在 35～45℃之间；
④、OPC、AST 电磁阀底座内部有杂物或密封圈损坏，出现现象泄漏现象， 导致
OPC、AST 油压波动，油压达不到设计值 0.8MPa 以上；
⑤、 DDV 阀以及底座内部有杂物，导致调节系统动作缓慢或不能动作 ,主调门不断漂移 ,给中控操作带来一定困难；
⑥、油系统管路安装不规范，没有严格按照设计图纸进行施工 ,如铜陵一期安全油和调节油管均未按设计要求安装， 造成安全油压无法建立及主调节门不能自动调节。 ㈢、处理措施
①、安全油压、 OPC、AST 油压偏低或异常波动时，应对电磁阀底座进行检查清洗，检查底座内部是否有杂物， 电磁阀芯上的密封圈是否完好无损， 若密封圈损坏应及时更换；
②、调节油压偏低或异常波动时，应对 DDV 阀及底座进行检查，检查 DDV 阀及底座内是否有杂物，接触面是否吻合完好，并对底座用汽油清洗，以及通过 DDV 阀旋转手柄对油压进行重新调节；
③、当油系统故障处理后， 应挂闸看主汽门动作情况是否正常， 并检查调节汽门是否有零点和量程漂移， 如存在上述情况，应对调节气门重新做 “阀门标定 ”实验；④、安全油压偏低时， 通过远方挂闸， 看挂闸电磁铁和危机遮断指示器动作是否存在卡涩情况，如卡涩，可能导致油路不畅，安全油压偏低。应及时做相应处理
或更换。 ㈣防范措施
①、加强对油系统的监控力度，同时定期对油过滤器进行清洗，以保证油质；②、组织相关专业技术人员对油质进行检测，防止油质恶化；③、发电操作人员加强油系统油质和油压的监测， 注意油温、油压、油位的变化；④、根据油质情况，及时投入油净化器装置运行，保证油质合格；⑤、停机检修时间对油系统管路出现泄漏处进行处理；⑥、对于没有按照设计图纸施工的管道，利用停机时间进行更换。
三、锅炉爆管事故案例分析
集团目前投产机组，其中宁国 1#、3#，池州 1#、池州 2#、荻港、建德、铜陵、怀宁锅炉均不同时段发生爆管事故， 对设备的安全运行造成一定的影响， 并导致锅炉负荷降低，影响发电量。现对产生爆管的现象、原因、处理及防范措施
作如下介绍：
㈠、锅炉发生爆管的现象
①、汽包水位下降较快；
②、纯水消耗量明显增大 ③、蒸汽压力和给水压力下降； ④、给水量不正常大于蒸汽流量；
⑤、排烟温度升高；
⑥、轻微泄漏时，有蒸汽喷出的响声，爆破时有显著的响声。
㈡、锅炉受热面损坏的主要原因
①、锅炉质量不良，水处理方式不正确，化学监督不严，未按规定排污，致使管
内结垢腐蚀；
②、制造、检修或安装时管子或管口被杂物堵塞， 致使水循环不良引起管壁过热，
产生鼓包或裂纹； ③、管子安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量不良； ④、锅炉负荷过低，热负荷偏斜或排污量过大，造成水循环平衡被破坏；
⑤、升温升压时受热面联箱或受热面受热不均， 出现过局部热应力变化， 造成焊
口出现裂纹； ⑥、锅炉高速含尘废气与受热面冲刷磨损严重，致使受热面管壁变薄；
⑦、锅炉循环水流量偏低，导致管壁热负荷过大，发生爆管。 ㈢、处理措施
①、应立即停炉，全关入口挡板，全开旁路挡板，关闭锅炉主蒸汽截止阀；②、如损坏严重时致使锅炉汽压迅速降低， 给水消耗太多， 经增加给水仍不能保持汽包水位时应停止给水；
③、锅炉入口风温降至 100℃以下时，压力低至 0.1MPa 时，锅炉进行放水；④、进入锅炉后发现漏点，采取两头封堵的方式进行处理，暂时退出运行；⑤锅炉故障处理完毕后，必须经水压试验合格后方可投入运行。 ㈣、防范措施 ①、加强炉水监控力度，严格遵照操作规程定期对炉进行排污操作；
②、加强对锅炉入口废气温度的控制， 防止锅炉长时间超温运行， 造成受热面损
坏； ③、严格按照锅炉升温升压操作规程进行操作，严格杜绝升温升压过快现象； ④、利用停机检修时间对锅炉均布板及受热面进行严格检查， 防止锅炉受热面磨
损，并对 PH 锅炉强制循环水泵出口滤网进行清洗；
⑤、加强锅炉加药药品的监控管理力度，保证药品质量合格。
四、主蒸汽带水故障分析
主蒸汽带水是一种恶性事故， 如处理不及时， 会导致管道振动加剧， 汽轮机入口主蒸汽温度下降， 严重时可导致汽轮机发生水击现象， 使高温下工作的蒸汽室、汽缸、转子等金属件骤然冷却，而产生很大的热应力和热变形，导致汽缸发 生拱背变形，产生裂纹，并能使汽缸法栏结合面漏汽，胀差负值增大，汽轮机动
静部分发生碰摩损伤； 转子发生大轴弯曲， 同样也使动静部分发生碰摩， 这些都
将引起机组发生强烈振动。 ㈠、主蒸汽带水的现象
①、汽轮机热效率下降； ②、汽包水位发生剧烈波动，汽包水位计模糊不清；
③、过热蒸汽温度迅速下降； ④、严重时，蒸汽管道内发生水冲击。
㈡、主蒸汽带水的原因
①、炉水水质不合格，蒸汽和炉水的含盐量增大； ②、锅炉入口风温和风量波动较大，造成负荷波动剧烈； ③、锅炉汽包内的汽水分离装置有缺陷或水位过高；
④、锅炉带负荷时过快，造成水位上升过快； ⑤、两炉共用一个汽包的系统在带负荷时不同步，造成汽水共腾；
⑥、系统疏水阀位置设计不合理，管道积水不能及时排除。
㈢、处理措施
①、如主蒸汽温度下降过快，在 1 分钟之内下降超过 50℃，应立即打闸停机； ②、开启汽缸缸体和主蒸汽管道上的所有疏水阀门，进行充分排水； ③、蒸汽带水原因查明后，重新启动锅炉，进行暖管；
④、在打闸停机期间， 应密切注意汽轮机惰走过程中机组转动声音和推力轴承工 作情况，如惰走时间正常，经过充分排出疏水，主蒸汽温度恢复后，可以重新启
动机组。 ㈣、防范措施
①、加强炉水监控，保证炉水水质合格， 必要时加大连续排污量或定期排污次数； ②、发现水位异常时，中控和现场应及时核对水位，必要时冲洗水位计，保证汽
包水位在正常范围内；
③、发生蒸汽带水时，适当降低锅炉蒸发量，并保持锅炉稳定运行； ④、两炉共用一个汽包的系统在带负荷中应保持同步性， 防止汽水共腾， 同时保 持系统疏水正常；
⑤、若因给水自动调整失灵而影响水位升高时， 应手动关小给水阀， 减小给水量，如果水位继续升高，应开启事故放水阀或排污阀。 五、凝结水泵故障分析
凝结水泵在发电系统中起着举足轻重的作用， 正常运行过程中必须保证两台泵能够互为备用， 但由于其特殊的运行工况， 造成在调试和运行过程中凝结水泵故障率较高，池州一期、英德龙山、芜湖海螺等子公司，先后出现由于凝结水泵故障导致机组停机的事故。 ㈠、凝结水泵故障的现象
①、凝结水泵出口压力降低、电机电流减小 ;
②、凝结水泵出口流量降低； ③、凝结水泵振动增大；
(完整word版)余热发电应急操作要点
(完整word版)余热发电应急操作要点
1 余热发电系统典型应急事故处理
对余热发电系统，锅炉、汽轮机运行中可能出现的事故，应以预防为主，要求运行人员熟练的掌握设备的结构和性能,熟悉系统和有关事故处理过程。一旦发生事故运行人员应本着下列原则进行处理:
⑴ 事故发生时切忌主观、片面，应根据有关仪表指示、设备外部象征、声音、气味等进行综合分析,迅速准确判断出产生事故原因、部位、范围，并尽可能及时汇报操作员和上级，以便统一指挥，千万不可存在侥幸心理或担心承担责任而犹豫不决，拖延了处理时间,造成事故扩大。
⑵ 在事故处理中坚守岗位、沉着冷静、抓住重点进行操作主力，迅速消除事故，保证人身和设备安全。
⑶ 保证所有非事故设备的安全运行,并加强对系统的监视与调整。
⑷ 事故消除后,应将事故的原因、事故的发展过程、损坏范围、恢复正常运行采取的措施、防止类似事故发生的方法和事故发生时的监视过程以及机组主要记住参数做好详细记录.
发电机组运行事故种类很多，下面主要介绍几种典型事故及处理方法。
一、真空下降
㈠ 现象
(1）、真空表指示下降。
（2）、排汽室温度升高。
（3）、凝汽器传热端差明显增大。
（4）、在汽轮机高调门开度不变的情况下，负荷降低.
㈡ 危害
⑴、排汽压力升高,做功能力减小，使机组出力减小.
⑵、排汽缸和轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化,机组产生振动。
⑶、凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形、甚至断裂。
⑷、若保持负荷不变,将使轴向推力增大和过负荷。 (完整word版)余热发电应急操作要点
2 ㈢ 真空下降的原因
运行中，按真空降落速度的不同,可分为真空急剧下降和真空缓慢下降两种情况；
1、真空急剧下降的原因
⑴、循环水中断。
⑵、射水抽气器工作失常.
⑶、凝汽器满水.
⑷、轴封供汽中断。
⑸、真空系统管道严重漏气。
2、真空缓慢下降的原因
⑴、循环水量不足。
⑵、凝汽器水位升高.
⑶、射水抽气器工作水温升高.
余热发电的汽轮发电机可能发生的故障及相对应的保护装置
余热发电的汽轮发电机可能发生的故障及相对应的保护装置
1、发电机定子绕组相间短路
定子绕组相间短路会产生很大的短路电流，严重损毁发电机。因此，应装设纵联差动保护，动作于发电机停电。
2、发电机定子绕组匝间短路
定子绕组匝间短路会产生很大的环流，引起故障处温度升高，使绝缘老化，甚至击穿绝缘，发展成单相接地或相间短路，扩大发电机事故。因此，应装设横联差动保护，动作于发电机停机。
3、发电机定子绕组单相接地
发电机单相接地后，其电容电流流过故障点铁芯，当电容电流较大或持续时间较长时，会使铁芯熔化损坏。因此，应装设定子绕组接地保护，动作于发信号报警。
4、转子一点接地，转子两点接地
转子一点接地由于没有构成通路，对发电机没有直接危害，因此应装设转子一点接地保护，保护动作于信号报警。如转子再发生另一点接地，就会造成转子两点接地，则转子绕组一部分被短接，这样不但会烧毁转子绕组，而且由于部分绕组短接后破坏磁路对称性，造成磁势不平衡而引起机组剧烈振动。因此应装设转子两点接地保护。当转子一点接地稳定后投入转子两点接地保护压板，转子两点接地保护动作于停机。 5、发电机失磁
发电机由于转子绕组断线、励磁回路故障或灭磁开关误动等原因，将造成转子失磁，失磁故障不仅对发电机造成危害，而且吸收电力系统大量无功，严重影响系统安全，因此应装设失磁保护，动作于跳闸。
某车间余热发电汽轮机烧瓦事故分析报告
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某车间余热发电汽轮机烧瓦事故分析报告
一、事故概况
2009年2月5日早上7点熟料二车间余热发电并网,7点40分因励磁故障致万七线跳，直流油泵开不起来（中控室有运行信号，但在现场直流油泵没有运行），此时，汽轮机还在惯性运转，经过盘车及准备工作，到10点30分左右重新启机，12点36分因油压不够又跳停，后多次冲转。冲转了3-4次，每次冲转到2800R/M时,辅助油泵不能停（辅助一停，油压马上就下降,主油泵油压不够），最后一次转速达到2500R/M时，振动太大，便停机拆开检查，发现汽轮机、发电机瓦已被烧坏。
事故前设备状况：
部分温度、压力、液位显示不准；一月份DCS输入模块多次烧毁，导致系统关闭主气门关闭，又因主气门限位故障导致不能自动解列，造成万七线跳停。
事故前直流油泵电机运转状况异常，其它设备运转情况还好，2月4日晚上加油31桶，并将冷油器通道打至上方。
二、原因分析
1、冷油器的漏油，导致油箱油量不足，主油泵油压不够，影响润滑是导致事故发生的直接原因。
2、由于直流油泵发生故障，故余热发电跳停顶跳万七线后汽轮机组停机时直流油泵未发挥作用，造成瓦的损坏是导致事故发生的间接原因。
3、未及时发现油箱油量不足确盲目开机是导致事故发生的主要原因。
三、事故责任及处理
1、班长巡检不到位，盲目开机对这起事故负主要责任。
2、工段长疏于工段管理，未及时组织修复直流油泵，对这起事故负次要责任。 3、中控操作员胡、郑未对油压低作出正确判断，对这起事故负次要责任。
4、车间主任对这起事故负领导责任。车间副主任对这起事故负领导责任。
5、技术部部长对这起事故负领导责任。
6、副厂长对这起事故负领导责任。
四、采取措施
1、认真做好设备的管理工作，同时加强岗位工的操作技能的培训。
发电机典型故障分析与处理
发电机典型故障分析与处理
发电机是一种将机械能转化为电能的设备，广泛应用于发电厂、工厂、建筑工地、农村乡村等场所。然而，发电机在长时间使用过程中，难免会出现各种故障，例如线圈短路、绝缘老化、轴承故障等。本文将对发电机的典型故障进行分析，并提供相应的处理方法。
首先，线圈短路是发电机常见的故障之一、线圈短路通常是由于线圈绝缘老化或机械振动引起的。当出现线圈短路时，发电机可能无法正常工作或发出异常的噪音。处理方法包括：检查线圈绝缘状况，如发现绝缘老化或破损，应及时更换；检查发电机固定螺栓是否松动，如有需要，应进行紧固。
其次，绝缘老化是发电机常见的故障之一、绝缘老化通常是由于长时间运行或环境因素引起的，如潮湿环境、高温等。当发电机遭遇绝缘老化时，可能出现电气击穿、漏电等问题。处理方法包括：对绝缘部分进行检查，如发现老化或破损，应及时更换；保持发电机周围环境干燥，并注意通风。
此外，轴承故障也是发电机常见的故障之一、轴承故障通常是由于长时间使用或使用条件不当引起的，如润滑不足、机械振动等。当发电机轴承故障时，可能出现噪音、摩擦增大等问题。处理方法包括：定期检查轴承，如发现磨损或松动，应及时更换；正确使用润滑油，保持轴承润滑。
此外，发电机还可能遇到电刷磨损、无法启动等故障。电刷磨损通常是由于长时间使用或使用条件不当引起的，如电刷磨损严重，可能会影响发电机的输出功率。处理方法包括：定期检查电刷磨损情况，如发现磨损严重，应及时更换电刷。发电机无法启动可能是由于电源故障、控制电路故障等原因引起的。处理方法包括：检查电源线路，确保电源供应正常；检查控制电路，如发现故障，应及时修复或更换。
综上所述，对于发电机的典型故障，我们可以通过检查线圈、绝缘、轴承和电刷等部件的状况，及时发现故障并采取相应的处理方法。同时，定期维护和保养发电机也是预防故障的重要措施，可以有效延长发电机的使用寿命。最后，为了确保发电机的安全运行，我们应该根据发电机的使用情况制定相应的维护计划，并严格执行。
余热锅炉常见故障及处理方法
余热锅炉常见故障及处理方法
余热锅炉常见故障及处理方法
当有故障发生时，应首先检查正常运行所需的条件是否满足：
1、电源供应是否正常？
2、油箱内是否有油？燃气供应是否正常？
3、所有安全装置，如锅炉压力控制器、水位保护装置、限位开关等设定是否正确。
若故障并非因上述条件未能满足引起，则应检查有关的部件。
在此处列举了一些ELCO品牌燃烧器常见的故障，其余品牌的燃烧器活ELCO燃烧器的详细说明，请参考各自配套的燃烧器说明书。
1、点不着火
故障
故障现象
故障原因
处理方法
安全阀
1. 关闭不严，经常漏气。
2. 没有达到开启压力便开启。
3. 达到开启压力却不开启。
4. 阀芯回位迟缓。
1. 阀芯位置装配不正确。
2. 密封面损坏。
3. 阀芯、阀座质量低劣。
4. 阀杆弯曲或安装倾斜。
5. 长期运行，弹簧产生永久变形。
6. 弹簧放置不平，强力衰减。
7. 调校不准确。
8. 排汽能力小。
1. 更换安全阀。 2. 调校安全阀。
3. 修复安全阀。
4. 取消在安全阀管座上连接其它管路的错误做法。
(完整word版)余热发电问题解答
(完整word版)余热发电问题解答
余热发电机材料
1、热力发电的几种类型，等级划分？
按所用燃料分类
燃煤发电厂：以煤为燃料的发电厂;
燃油发电厂：以石油（实际是提取汽油、煤油、柴油后的油渣）为燃料的发电厂；
燃气发电厂:以天然气、煤气等可燃气体为燃料的发电厂;
余热发电厂：用工业企业的各种余热进行发电的发电厂;
垃圾发电厂：利用垃圾及工业废料作为燃料的发电厂。
按系统汽轮机工作原理分类
冲动式汽轮机发电厂:蒸汽主要在喷嘴处(或静叶栅）中进行膨胀做功；
反动式汽轮机发电厂:蒸汽在喷嘴处（或静叶栅）和动叶栅中进行膨胀做功。
按系统汽轮机热力特性分类
凝汽式汽轮机发电厂:排汽在低于大气压的真空状态下进入凝汽器凝结成水。
背压式汽轮机发电厂:排汽压力大于大气压力,排汽全部供热用户使用。
抽气式汽轮机发电厂：用于调整抽气供热的汽轮机，包括一次调整抽气式，二次调整抽气式。
抽气背压式汽轮机发电厂：具有调整抽气式的背压汽轮机.
乏汽汽轮机发电厂：利用其他蒸汽设备的低压排气或工业生产中的工艺流程中的副产蒸汽工作，进气压力通常较低。
多压式汽轮机发电厂：利用其他来源的蒸汽引入汽轮机相应的中间级与原来蒸汽一起工作。
按系统蒸汽压力和温度分类:
中低压发电厂:蒸汽压力一般为3.92MPa（40kgf/cm2）、温度为450℃的发电厂，(完整word版)余热发电问题解答
单机功率小于25MW；
高压发电厂：蒸汽压力一般为9.9MPa（101kgf/cm2）、温度为540℃的发电厂，单机功率小于100MW；
超高压发电厂：蒸汽压力一般为13.83MPa(141kgf/cm2）、温度为540℃的发电厂,单机功率小于20MW；
亚临界压力发电厂：蒸汽压力一般为16.77MPa（171kgf/cm2）、温度为540℃的发电厂，单机功率为300MW直至1000MW不等;
发电机典型故障分析与处理 2
发电机典型故障分析与处理
发电机是一种将机械能转化为电能的设备，广泛应用于工业生产、农业生产、建筑工地、船舶等领域。然而，由于使用环境、频繁运转或不当维护等原因，发电机常常会发生各种故障。以下将从常见的故障种类、故障原因和处理方法三个方面进行分析和探讨。
首先，常见的发电机故障包括：功率输出不正常、电气系统故障、机械故障和燃油系统故障等。
功率输出不正常是发电机常见的故障之一、造成功率输出不正常的原因可能有：发电机负载过大、发电机转速过低、导线接触不良、电路故障等。处理措施主要包括：降低负载、调整发电机转速、检查并清理接线端子、修复或更换故障电路。
电气系统故障也是常见的故障之一、电气系统故障的原因可能有：发电机绕组短路、绝缘老化、开关故障等。处理措施包括：检查绕组是否短路、绝缘是否老化，并修复或更换故障部件。
机械故障是发电机故障的另一类常见类型。机械故障的原因可能有：轴承磨损、机械零件松动、传动皮带断裂等。处理措施包括：检查轴承是否磨损、紧固松动的零件，并更换损坏的传动皮带。
燃油系统故障也是发电机常见的故障之一、燃油系统故障的原因可能有：燃油泵故障、燃油过滤器堵塞等。处理措施包括：检查燃油泵是否正常工作、更换堵塞的燃油过滤器。
其次，发电机故障的原因一般可以分为两大类：外部原因和内部原因。 外部原因主要包括：使用环境恶劣、供电不稳、操作不当等。例如，环境湿度过大、粉尘多、高温或低温等会导致发电机运行不正常。
内部原因主要包括：使用寿命过长、维护不当、零部件老化等。发电机零部件在长时间运行后会出现磨损、老化等问题，如果没有及时维护保养，就容易引发故障。
最后，对于发电机故障的处理方法，需要根据具体故障情况进行分析和解决。一般可以采取以下措施：
1.定期维护并保养发电机，包括更换燃油、机油、空气滤清器等，清理发电机表面和散热器。
2.对发电机进行巡视和检测，及时发现故障并进行修复。
3.配置备用发电机，以备不时之需。
余热电站电气设备异常及事故处理应急预案word精品文档18页
第 1 页 霍煤鸿骏电力分公司余热电站
电气设备异常及事故处理应急预案
审核：李延东
编制：刘 庆
霍煤鸿骏电力分公司余热电站
规章制度控制表
制度
名称 霍煤鸿骏电力分公司余热电站《电气事故处理应急预案》
制度
编号 电力分公司余热电站-2019-05
版本 签发
日期 下次评估时间 起草人 部门
审核 分管领导审核 签发人 是否
修订
2019 2019.7 2019.7 刘 庆 李延东
本预案的主内
容 本预案编制的主要内容是余热电站电气各种事故发生后的现象、原因及处理。
解释部门 电力分公司余热电站 第 2 页 实施己完善执行人
电力分公司余热电站主任
一.目的
为提高运行人员事故处理能力，保证人身及设备的安全，最大限度减少事故损失，特制定本预案。
二.编制依据
依据《电业安全工作规程》、余热电站《运行规程》制定本预案。
三.适用范围
本预案适用于霍煤鸿骏电力分公司余热电站电气专业。
四.事故处理原则：
1.正确判断事故原因，消除根源，限制事故发展。
2.解除对威胁人身和设备安全的危险。
3.应设法保证厂用电电源。
4.事故发生后，值班人员应沉着、冷静、迅速地根据表计指示及保护动作情况判断原因，及时处理。
5.事故发生后，DCS画面和保护装置上显示故障信息及光字牌不要急于复归，应相专业汇报并联系检修确认。
（1）如果在交接班时发生事故，而交接班的签字手续尚未完成第 3 页 时，交班人员应留在自己的工作岗位上，由接班人员协助处理事故。
（2）凡不是参加处理事故的人员，禁止进入发生事故的地点，事故时只准许参加处理事故的人员和主管领导进入、停留在事故地点或主控室内。
五．组织机构
组 长：余热电站主任。
副组长：余热电站副主任。
成 员：余热电站运行及检修各专业专责、长检项目部经理、远大脱硫项目部经理。
霍煤鸿骏电力分公司余热电站
电气设备异常及事故处理应急预案
一．发电机跳闸事故处理预案
余热锅炉常见故障及处理方法 2
余热锅炉常见故障及处理方法
余热锅炉是指能够将工业生产中的废热回收利用的一种锅炉。它的特点是可以将原本浪费的热能转化为蒸汽或热水，节约了能源，减少了环境污染。但是在运行过程中，余热锅炉也会遇到一些问题。本文将针对余热锅炉的常见故障进行分析，并给出相应的处理方法。
一、水位异常
余热锅炉的水位异常是工业生产中常见的故障之一。它的原因有很多，如给水不足、排污不畅等。除了从根本上解决这些问题外，我们还可以从以下几个方面来解决水位异常问题。
1. 检查锅炉内流量
在余热锅炉运行的过程中，我们应该定期检查锅炉内的流量情况。如果流量过大或者过小都可能导致水位异常。因此，我们应该根据需要及时调整进出口阀门的开度，以保证水位的稳定。
2. 检查水泵状态
水泵是保持余热锅炉正常运行的关键装置之一。当水泵故障时，会导致进水不足，从而引起水位异常。因此，需要定期检查水泵状态，确保其正常运转。 3. 检查水位控制器
水位控制器是监控锅炉水位变化的设备。如果水位控制器故障，可能会导致水位异常。因此，需要定期检查水位控制器的工作状态，确保其正常运转。
二、排烟温度异常
排烟温度是指余热锅炉燃烧后的废气温度。如果排烟温度异常，不仅会浪费能源，还会对环境造成污染。因此，对于排烟温度异常问题，我们要保持警惕。
1. 检查烟道清洁情况
当烟道堵塞时，废气流通受到限制，排烟温度就会升高。因此，我们应该定期对余热锅炉的烟道进行清洗，防止其堵塞。
2. 调整燃烧器状态
燃烧器是影响排烟温度的关键因素之一。如果燃烧器状态不良，会导致无法把燃烧完全，从而引起排烟温度升高。因此，我们应该定期检查燃烧器的状态，并根据需要进行调整。
3. 检查温度控制器
温度控制器是监控燃烧室温度的设备。如果温度控制器故障，可能会导致排烟温度异常。因此，需要定期检查温度控制器的工作状态，确保其正常运转。 三、压力异常
余热锅炉的压力异常也是常见的故障之一。它会导致锅炉的运行出现问题，严重时还会导致爆炸。因此，对于压力异常问题，我们需要非常重视。
余热发电紧急事故处理方式
1 具体事故处理措施
一.窑甩分解炉
1. 故障现象：
（1) 在窑因故甩分解炉后，窑喂料量减少，烟气流量下降，PH锅炉入口烟气温度将急剧升高（甚至达450℃以上），PH炉蒸汽温度随之上升， 汽包水位下降速度较快;
（2) AQC锅炉入口烟气温度先会短时间内高温，随后出现长时间低温，造成蒸汽压力下降，AQC炉退出运行，汽包水位缓慢下降;
（3) 汽轮机主蒸汽温度会升高（甚至超出允许范围367℃），发电机功率由于锅炉负荷下降而降低。系统给水平衡可能被打破，各处水位将出现低水位报警，甚至低低报造成锅炉给水泵、凝结水泵及PH锅炉强制循环泵跳停。
2. 处理措施：
（1) 当窑因故甩分解炉前，发电中控操作员应及时、迅速地了解何故甩炉、何时恢复等详细情况，立即通知现场岗位人员目前状况，要求做好解列停机准备；提前调整汽包、闪蒸器、凝汽器水位（可调整至接近高报水位）；
（2) 窑因清煤秤或其它原因而短暂甩炉，恢复时间较短时，操作员根据两炉工况随时调整挡板开度，控制好水位、主蒸汽温度、锅炉负荷等重要参数，以免造成主蒸汽温度、压力过高;
（3) 密切注意PH炉烟气温度、蒸汽温度变化速度，逐步开旁路挡板至20%～60%（供参考），适当降低锅炉负荷，减缓蒸汽温度上升速率。若挡板开度速率过小，会造成汽机主蒸汽温度迅速升高报警，速率过大，会造成发电机功率下降过快。操作过程中随时做好汽包补水准备，也可适当关小强制循环泵出口电动阀开度，汽包水位正常后恢复。补水量不足通知现场开凝汽器补水旁路； 2 （4) AQC炉密切注意其烟气温度及蒸汽压力变化，逐步调整旁路挡板，控制好锅炉负荷。手动调节省煤器出口温度调节阀保持省煤器出口水温在正常值。在确认AQC炉由于长时间低温，蒸汽压力下降，AQC炉退出运行后，做好锅炉退出重新带入的相关操作（关闭AQC锅炉主蒸汽截止阀，锅炉启动阀打开10%，锅炉旁路挡板全开，入口挡板开度20～30%，做好重新投入准备，防止升负荷过快）；