收藏 | 三十种电厂运行汽轮机事故详细处理预案

一、系统概述：

   XX电厂汽轮机给水回热系统共有七段抽汽，前三段接至高压加热器，第四段供除氧器，后三段接至低压加热器。凝结水经三台低加后进入除氧器，加热除氧，给水经三台高加加热后送入锅炉。本机组加热器疏水采用逐级自流，高加疏水逐级自流至除氧器，低加疏水至凝汽器。每台加热器均有事故疏水至凝汽器，高加水侧采用大旁路，低加#5、#6、#7采用小旁路。

二、事故前工况：

   高、低压加热器全部投运，各对应参数正常（抽汽压力和温度、给水温升、加热器端差等），各个加热器水位正常，事故疏水调门未开。

三、 事故现象

1、某台加热器模拟量水位计指示水位升高或者维持在高水位，画面有相应的水位报警，事故疏水调门可能打开。故障加热器温升减小，端差增大。如是高加水位高，可能会出现给水流量与给水泵出口流量不匹配，电泵转速偏高；如是低加水位高，可能会出现进入除氧器的凝结水量与凝泵出口流量不一致。

2、某台加热器掉，画面水位计指示满水，对应抽汽逆止门、电动门联关，事故疏水调门可能联开，水侧电动门自动切换，机组负荷瞬时升高，后降低。如是高加掉，则负荷突增，给水温度下降，工作面推力瓦金属温度、回油温度升高，高加后各级抽汽压力升高，给水自动切为大旁路；如是低加掉，则进入除氧器的凝结水温度下降，除氧效果变差，除氧器水位、负荷有小幅度波动。

3、故障加热器严重满水时，就地与远方都满水.抽汽管道上下壁温差增大，抽汽温度下降，抽汽管道有冲击声和振动，法兰连接处冒汽，汽缸可能进水，轴向位移增大，推力瓦块温度报警。

四、 事故原因

1 加热器管束泄漏或破裂。
2 加热器疏水调门卡涩、调节仪失灵或前后截门误关。
3 负荷大幅度变化或者负荷过高，引起水位自动调节跟不上。
4  凝结水流量、压力剧烈波动，引起低加掉。
5 给水流量、压力剧烈波动，引起高加掉。

五 、事故处理

1、机组在高负荷工况下，高加掉，锅炉应迅速削弱燃烧，立即减负荷至260MW以下，并密切监视汽机推力瓦温度。严防中、低压缸过负荷，造成机组损坏。

2、机组人员应注意减温水量的控制，高加掉后，在相同负荷工况下，锅
炉用减温水量会增加较多。

3、高加掉后，由于四抽压力升高，给水流量可能瞬间升高。除氧器水位
由于高加疏水失去和四抽压力升高，水位瞬间降低，机组人员应专人监视汽
包、除氧器、凝汽器水位，防止除氧器水位低掉给水泵造成灭火。凝结水流量应比正常工况多。

4、低加掉后，对机组工况影响不大，但有时会导致其它低加发生掉闸。
应及时联系检修处理并投入正常。

5、确认发生了汽轮机进水，必须破坏真空紧急停机。

对于凝汽式汽轮机提高热循环效率的途径是通过提高初参数和降低终参数来实现的。凝汽器真空的建立就是来降低汽轮机的排汽终参数，所以实际运行中对于凝汽器真空的巡视调整尤其重要。如果真空异常降低，不仅影响循环热效率，严重时还会发生低压缸排汽温度升高引起低压缸变形，汽机转子中心不一致，从而引发汽机振动，因此运行中一旦发现凝汽器真空下降应及时汇报，查找原因并积极采取措施消除故障。

背压升高的现象：低压缸排汽温度升高，背压表计均显示排汽压力升高，机组负荷下降，凝结水温度升高，凝汽器端差增大，“凝汽器真空低I、II值”光字可能发出，如在协调状态下维持负荷不变，蒸汽流量增大，给煤量增加，真空泵电流增大。

一、真空下降的原因：

1、冷却风量减少或中断；空冷风机工作失常；

2、热井水位过高；

3、水环真空泵工作失常；

4、空冷换热器散热片污脏，换热效率下降

5、机组负压部分漏空气；

6、轴封系统失常或轴加水封破坏；

7、真空破坏门或低压缸安全门漏空气；

8、低旁泄漏或者有其他疏水漏入凝汽器。

二、真空下降的处理：

可分为急剧下降的处理和缓慢下降的处理。处理时查找顺序：核对表计判断真空下降的真实性——>刚进行过的可能影响真空的操作——空冷系统——>轴封系统——>真空系统——>其他系统。

1、真空发生急剧下降时：

(1)、首先汇报值长，单元长，机长，检查有无与负压系统有关的操作：

(2）、查看空冷风机运行情况，比如空冷变故障、由于刮大风造成空冷风机瞬间窒息不能通风至空冷散热器从而造成背压突然急剧升高；

(3)、轴封系统工作失常尤其是低压缸前后汽封调整不当；

(4)、水环真空泵缺水或无水造成大量空气漏入凝汽器；

(5）、低旁误开。

发生上述情况时应迅速恢复刚刚进行的操作，若真空继续下降，应立即按规程降负荷（解除协调，炉侧解送风自动，快速降负荷，保持较小的过剩空气系数，注意炉膛负压）启动备用水环真空泵，备用循环泵，严密监视机组振动。

当背压突然急剧升高接近紧停条件应提前倒换厂用电，做好停机准备。当由于刮大风等原因引起，则应立即减负荷使背压参数处于规定的保护曲线范围之内，必要时候也可采用锅炉灭火等手段迅速降低背压，凝汽器排汽压力增大到保护条件时，低真空保护动作紧急停机，如低真空保护拒动，应手动执行紧停，其他操作按不破坏真空紧停处理。

2、发生缓慢下降时的处理：

(1)、首先汇报值长、单元长、机长，检查恢复刚刚进行过的操作。

(2)、调整主机汽封供汽门开度；可以适当开大供汽门；

(3）、热井水位过高，须及时启动备用凝泵加强除氧器上水，停补水泵，如原运行泵故障掉闸，备用泵应联启，恢复凝结水系统，如果是凝结水自动调整门失灵，解除自动，手动调整，加大上水，也可开5#低加出口放水电动门放水至凝汽器水位正常；

(4）、水环泵水位低出力不足时应迅速补水，或者启备用真空泵运行，如果是运行水环泵泵体漏空气，则启动备用泵停运行泵，并对故障泵可靠隔离；

(5)、由于散热器管污脏可及时启动空冷喷雾系统加强冲洗；

(6）、若负压部分漏空气，则水环泵电流明显增大，按照上边的顺序一个一个系统排查；

(7）、高、低加检修后投运投事故疏水调门前后手动门时也会对真空有影响如继续降低应迅速恢复原状态检查汽侧放空气、放水阀门位置是否正确；

(8）、真空破坏电动门不严密、低压缸安全门也会造成真空下降应及时检查关严；或者联系检修堵漏；

(9)、轴加水位过低应开启多级水封汽水门补水，调整轴加风机入口门；

(10）、水环真空泵运行中入口蝶阀误关，联系热工将其打开，及时启动备用泵。

总之，真空下降是正常运行中经常遇到的情况，处理原则首先是刚刚进行过的操作且与真空系统有关的，真空快速下降时应按规程迅速降负荷，减小凝汽器进汽量，及时启动备用水环泵和备用循环泵（单台循环泵运行时），达到紧停条件执行紧停，其次缓慢下降或降到一定程度不再下降，则通过水环泵电流增大，可以明显发现原因多为负压部分漏空气，按照查找顺序及时逐个系统排查。 

一、排汽装置水位高现象：

1、凝汽器水位高报警，包括：OM画面上变送器水位计，就地水位计高报警，可能出现除氧器水位下降。

2、可能出现真空下降。

3、凝结水过冷度大。

4、未投协调时，负荷可能降低。                             

5、运行凝泵掉闸，备用凝泵未联起。

6、低压缸轴封温度可能因为凝结水压力变化而变化。

7、凝结水主调门开度指示突降。

二、排汽装置水位高原因：

1、运行凝结水泵工作失常，或者凝结水系统再循环门误开、凝结水主调门误关。

2、运行凝结水泵故障，备用泵未联起。

3、补水系统自动失灵，

4、7#低加泄漏

5、辅汽系统并列运行，各机组负荷偏差大，相互串汽

6、机组快甩负荷，低旁开，进入凝汽器的排汽量增大

7、机组停运时，补水门未关，或者凝泵密封水未关。

三、排汽装置水位高处理：

1、若机组停运时，发现凝汽器水位高，应检查系统切除漏点

2、若运行泵工作失常或掉闸，备用泵未联起，应立即启动备用泵，停止故障泵，注意除氧器水位适时降低机组负荷并及时联系检修处理故障凝泵，由机长汇报值长及相关领导。

3、凝结水补水系统自动失灵时，应立即解除自动，采用手动调整，并采用放水方法：

a、开连排，注意连排系统无泄漏

b、开5#低加出口门前放水门，开启前应检查系统畅通

c、保持除氧器水位高

4、若是7#低加泄漏引起，解列7#低加处理

5、若因各机组之间相互串汽引起，联系值长调整辅汽运行方式，并开本机放水

6、若因机组甩负荷旁路动作引起，应查明原因，事故处理在机长的统一指挥下进行

7、若运行泵掉闸备用泵不能投入运行，凝汽器水位过高，则不破真空停机。

四、事故处理分工：

1、发现凝汽器水位高，由机长、汽机副机长和汽机巡检共同确证故障原因

2、由机长负责汇报及故障判断，指挥机组人员进行系统切换及停机操作

3、由值长负责汇报相关领导及中调，机长通知检修人员进现场待命，炉副机长则根据机组情况配合降负荷，炉巡检、电气巡检配合机巡检进行系统切换后返回待命。

 总之，凝汽器水位高，不仅使机组真空下降、凝结水过冷增大、严重影响到机组的经济性和安全性。因此，正确安全合理的处理凝汽器水位高的问题是非常重要和必要的。

水环泵的作用是抽出凝汽器汽测含有的空气等不凝结气体和各加热器中不凝结的气体.当因水环泵故障凝汽内含有的空气等不凝结气体量增大时,会使排汽压力和温度增高很多,造成低压缸温差变形,破坏机组转子中心造成振动。

一、单台水环泵掉闸事故现象

1、画面“0、”“F”报警发出

2、OS画面A泵电流指示为0

3、真空略有下降

4、A泵入口门联关

二、单台水环泵掉闸事故处理：

（1）、备用泵联启正常:

1、检查备用泵入口蝶阀联开正常,检查故障泵入口蝶阀联关正常.

2、立即派人到就地将B泵水位补至正常,并检查B泵运行正常,就地检查A泵有无明显故障现象.

3、画面监视真空变化趋势,确证真空系统运行正常.

4、汇报值长,联系检修,派电气巡检测A泵绝缘是否良好.

（2）、备用泵未联启且手动启动失效

1、画面手动启B泵失效,迅速降负荷,密切监视真空变化趋势,启B泵未成功,同时间汇报值长及时联系机炉,电气,热控人员.

2、及时切换轴封供汽,开大低压缸前后汽封,

3、快速降负荷过程中,炉可能因燃烧不稳灭火或降负荷不及时,真空达到条件保护掉机,手动切除旁路系统,进行其他停机操作.

4、水环泵处理前后,启泵,恢复,检查低压缸安全门是否正常.

三、防止措施：

1、经常对运行泵进行检查,尤其注意电机运行情况,电机开关,工作正常,接线盒处电缆绝缘层完好,OS画面注意运行电流正常,发现异常及时汇报.

2、定期测绝缘,检查备用泵控制箱指示灯正确,确保备用泵备用良好.

3、正常运行中,提前做好事故预想,明确分工,使得事故情况下各司其职,快速处理,防止事故进一步扩大.

四、人员分工：

1、值长:全面负责,联系检修.

2、机长:具体指挥,联系检修.

3、机副:机侧事故情况具体操作.

4、炉副,炉巡:配合机侧快降负荷.

5、机巡:配合机副现场操作.

一、运行工况简介:

排烟风机是主机润滑油系统中的主要设备之一,它装设在密闭的集装油箱顶部,其作用是用于抽出油箱内的烟气,使油箱内及回油管路上形成负压,有利于回油畅通,避免油或油烟外溢,使整个油气处于安全状态下工作.油箱负压不宜太高,应维持在0.20.5Kpa(2025mm),防止轴后处进水进气及灰尘,污染了润滑油.

排烟风机在油系统投运过程中,在启动交流润滑油泵前先启一台(并做排烟风机联动试验),一般在机组停运后,发电机排氢工作结束,密封油系统停运后方可停转,机组运行中,应始终维持一台风机运行,使主油箱内保持一定的负压,另一台投连锁备用.

二、机组运行中,若一台排烟风机掉闸,应立即处理,防止事故扩大,减小不必要的事故隐患.掉闸后有下列一些现象:

1、备用风机联启,OS画面发报警

2、油位上升(画面油位及就地油位计指示);

3、若监盘精力不集中,长时间未及时发现或未处理,12.6米主机轴瓦处或油系统可能冒油烟及不严密处往外渗油;

4、由于回油不畅,油温可能上升;

三、排烟风机掉闸有下列一些原因:

1、电机故障或回油故障;

2、风机机械故障卡涩;(轴承损坏等)

3、风机底部排油孔不畅或堵塞,风机内充满油,旋转阻力增大;

4、油烟分离器效果差或风机入口堵,也可使风机出力降低,造成与风机掉闸一样的效果;

四、排烟风机掉闸事故处理：

1、应立即汇报值长，机长；准备好对讲机手电筒；

2、备用风机联启，应在OS画面退出风机联锁，立即派机值班员到就地检查，关闭掉闸风机的入口门，打开联启风机的入口门及风机底部排烟门，调整入口门开度，使油箱负压维持在2025mm.

3、在处理过程中，调整入口门开度几油箱负压过程中，值班员与集控监盘人员一定要用对讲机联系好，密切注意油位变化；

4、立即派人检查主机轴瓦处及油系统是否冒油烟及有油，并立即清理；

5、若是长时间未发现或未处理，应密切监视润滑油的变化，并派人就地检查冷油器调门开度几通过油管透明法兰检查油流情况；

6、派电气巡检检查掉闸原因，先停电，手动盘转风机转动是否灵活，检查电机本体是否烫手，并测电机绝缘，若绝缘合格可试一次。若属电机故障或油路故障应立即联系电气检修人员处理;若属机械故障，应立即联系机炉检修人员;将处理情况汇报值长；

五、注意事项:

1、监盘精力集中,应及时发现问题;(包括油位,油温一些变化起势及辅机掉闸报警信号)

2、若长时间未发现及未处理,造成油箱油烟外溢或轴瓦处冒油烟,不仅造成环境污染,而且油系统及轴瓦处温度高,很容易发生火灾,必须及时清理;

3、若由于回油不畅,油温上升很快,很容易达到紧停规定,必须密切监视油温变化,及冷油器运行情况,必要时降负荷;

4、有时由于油烟分离器分离效果差,长时间未清理或风机入口堵,也会使风机出力降低,主油箱负压降低,造成与风机掉闸一样的效果,若发现此类问题,也应及时切换风机,通知机炉处理;

一、机组启动除氧器上水加热，汽源为临机辅助蒸汽，由除盐上水泵上水，上水过程中除氧器水位突然下降原因分析：

1、除盐水泵故障或除盐水泵出力减小。

2、除氧器事故放水门误开。

3、除氧器的水位高信号误发，除氧器放水门开。

4、辅助蒸汽压力升高，除氧器水位下降。

5、5#低加出口放水门开，除氧器跑水。

6、锅炉上水速度突然加快，除氧器水位下降。

7、除氧水箱排空门误开，除氧器跑水。

二、除氧器上水加热过程中水位下降处理：

1、检查除盐水泵的运行情况，上水泵出口流量及上水电流。

2、检查调整辅助蒸汽的压力。

3、联系锅炉控制汽包上水速度。

4、检查除氧系统，关闭以下阀门：

a．除氧器至定排手动门。          

b．除氧器凝结水入口电动门。       

c．除氧器水箱排空门。

d. 5#低加出口放水电动门。

e. 除氧器事故放水门。

三、人员分工：

1、机长，及时分析水位下降原因，作好事故预想，事故处理过程中协调指挥机组人员。

2、机副机长，及时汇报机长情况，检查除氧器上水加热系统及分析水位下降原因。

3、炉副机长，控制汽包上水速度。

4、机巡检，听从机长及副机长安排，就地检查系统及时汇报。

一、事故前工况：

凝泵单台工作，除氧器水位自动调节正常，两台电泵工作，汽包水位自动调节正常，机组运行正常。

二、除氧器水位急剧下降事故现象：

1、除氧器OS画面水位、电接点水位、就地水位计水位一个或全部指示降低。

2、凝汽器水位可能升高，汽包水位可能升高。

3、水位降到OS画面水位低报警发出。

4、水位降到水位低II值时，将使给水泵掉闸。

5、凝泵电流、出口压力、流量、给水泵转速、给水流量可能发生大幅变化。

三、除氧器水位急剧下降事故原因：

（一）、凝水系统有故障，包括：

1、主凝水调门机构故障使调门关闭。

2、除氧器水位自动调节系统失灵。

3、A凝泵跳闸（或变频器故障跳闸）备用B泵未及时联起。

4、加热器跳闸后水侧阀门动作不正常使凝水中断。

5、凝水启动再循环门、凝水再循环门误开，自动调整跟踪不及时或除氧器水位设定块误设定时。

（二）、 给水系统扰动，包括：

1、给水泵故障，转速飞升，除氧器水位跟踪不及时。

2、其他故障使锅炉需水量急剧增加，除氧器水位跟踪不及时。

（三）、除氧器系统有故障，包括：

1、除氧器溢流阀、事故放水阀误开不关或联开后不关。

2、水位测量部分故障，发水位假信号。

3、机组启动过程中，操作不当使除氧器与凝汽器连通。

4、高负荷时高加事故疏水开启，凝水补充不及时。

四、除氧器水位急剧下降事故处理：

1、发现除氧器水位急剧下降，应首先根据两个OS画面水位和一个电接点水位的变化情况进行故障确认，如为控制用变送器故障，应退出除氧器水位自动调节改为手动调整，如为指示用变送器故障应加强监视通知热工，如为电接点故障，应联系热工短接闭锁电泵启动接点并及时处理。

2、如所有水位计指示均急剧下降，应根据凝水主调门开度（变频器控制块开度）、凝泵电流、出口压力、凝水流量进行判断，迅速查明原因，进行相应处理。

如为主调门故障关闭，表现为凝泵电流减小，出口压力升高，流量下降等，此时应立即开启主调门旁路电动门补水，观察凝水流量，使用凝水再循环辅助调整流量，必要时手动调整旁路电动门；

如为加热器故障跳闸，水侧阀门切换不正常引起断水，则故障阀门闪黄，凝泵电流减小，出口压力升高，流量下降，此时应就地手动开启故障电动门维持上水；如为除氧器水位自动调节失灵，应立即改为手动调节；

如变频器跳闸或A凝泵电机跳闸备用泵未及时联起，应手起备用泵；

如为系统阀门误开应检查关闭，设定操作失误应汇报机长立即恢复；

如为炉侧扰动，应以炉侧为主，必要时启动备用泵上水，防止事故扩大；除氧器系统阀门误开等原因引起的水位下降，应及时关闭，

如为溢流阀故障应关闭手动门；

启动过程中应认真检查除氧循环泵系统阀门及凝水启动循环门位置，防止除氧水箱的水窜到凝汽器，一旦发生水位下降现象应立即进行系统隔离；高负荷时高加事故疏水开启应根据情况适当减负荷使事故疏水关闭，否则通知热工关闭。

3、处理除氧器水位急降事故过程中 ，炉侧应进行减负荷操作以减缓水位下降速度，同时可以暂时减小锅炉上水量。如果处理不及时水位下降到保护值应按炉灭火处理，以防止损坏设备。

故障前运行方式 ：负荷 180MW—300MW， 单台A侧冷油器运行。

一、各轴承温度普遍升高：

（一）现象：

1、各轴承温度普遍升高
2、轴承温度及回油温度升高报警。
3、润滑油温度升高。
4、机组振动可能增大。
5、轴向位移可能增大。

(二) 处理：

1、检查润滑油冷却器调门动作是否正常，某调门全关应手动开启或开启旁路门调整油温至正常，联系热控检修。

2、检查冷却水源是否中断或工业水压力是否正常。根据情况处理。

3、如A冷油器故障，应切至B冷油器运行，通知机炉。

4、如发生冷油器落水应采取关小冷却水出口门，开打入口门，排尽空气后调整油温至正常范围。

5、查机组各轴承振动是否逐渐增大，根据情况进行处理，如振动值达到停机值时，应紧急停机。

6、如调整无效时，轴承温度达到紧停值执行紧停。

7、对润滑油压力，轴承温度，振动，轴向位移加强监视。如发生轴瓦断油或油流小找成温度至紧停时应紧停。

二、单个轴承温度升高：

（一）现象：

1、轴承金属温度升高。
2、轴承可能冒烟。
3、推力轴承损坏或推力瓦块金属温度升高。
4、回油中发现乌金碎末。
5、单个轴振或盖振可能增大。 

（二）处理：

1、查单个轴承有无金属摩擦声，判断是否断油或损坏。

2、润滑油压是否正常；回油温度是否急剧上升；若回油温度达到82℃，轴瓦冒烟立即事故停机。

3、机组立即降低负荷，改变轴系承力分配，观察温度变化情况。

三、注意事项：

1、调润滑油温时，应尽量缓慢调整冷却水门，避免润滑油温度大幅度摆动造成油膜发生变化，引起机组振动大停机。

2、当出现单个轴承温度升高时，应及时、准确地判明测点原因，还是轴承故障，达到紧停时，应严格执行紧停规定。

一、水质异常：

接到化学通知或巡检汇报水质超标后，应迅速确认，就地检查离子交换器运行情况，适当开大离子交换器出入口手动门，检查关闭凝结水补水门。根据水质污染情况进行水箱换水操作。如果离子交换器已经失效，应及时切出，并通知化学。如采取以上措施无效怀疑冷却器泄漏循环水混入定冷水，应进行冷却器切换操作。以上操作进行时应注意定冷水流量、压力的变化。

二、流量（压力）异常：

1、运行A泵掉闸，备用B泵未连起，应立即启动备用泵。如为进行系统操作时发生人为误操作误关系统阀门引起断流，应立即恢复。发生断流处理不及时引起机组跳闸，应执行紧停操作，并汇报值长，排除故障后重新并列。

2、发生异常流量降低，应根据压力加以确认。如为流量指示错误，应通知热工模拟信号后检查，检查期间密切监视水压。确为流量降低的应关小定冷水再循环门提升系统压力并检查运行A泵工作情况、水箱水位、系统阀门位置、滤网脏污情况等。如为A泵出力不足，应倒换水泵；如为水箱水位降低，应补水正常；滤网脏污应及时切换；系统阀门操作不到位应恢复正常。

三、水位异常：

发生水位报警或就地发现水位异常降低，应手动补水正常，检查放水放空气门是否错误开启，系统或冷却器是否泄漏，结合氢气湿度、油水继电器液位判断是否发电机漏水，并采取相应措施。补水电磁阀故障无法自动补水应改为手动补水并加强监视。如为水位异常升高，应检查补水门是否内漏，如内漏应及时切除，并放水至正常。

四、温度异常：

发生温度变化应根据就地远方两块表计、环境温度、负荷情况判断是否正常。表计错误及时通知热工。冬季水温过低及时关小冷却水；夏季水温过高及时调整，必要时投入备用冷却器。冷却器某些阀门故障使水温难以调节，应投入备用冷却器运行。

一、仪用压缩空气压力低现象：

1、OM画面有“控制用空气压力低”报警发出。

2、主机轴封减温水调门、炉侧过、再热器减温水调门可能闪黄或无法操作。

3、6.3M控制气源站压力表指示降低。

二、仪用压缩空气压力低原因：

1、空压机机械故障掉闸。

2、干燥塔切换故障。

3、空压机自身保护动作（冷却水压力低、润滑油压力低等）。

4、空压机电机故障跳闸。

5、压缩空气系统泄漏严重或精处理、外围车间大量用气，未及时通知。

6、压缩空气系统切换错误。

三、仪用压缩空气压力低处理：

1、立即派人带对讲机到就地检查，确认报警正确，汇报值长，同时联系检修人员进现场。

2、如果为外围车间用气，通知其立即恢复。

3、通知辅控检查运行空压机，启动备用空压机或切换系统。

4、停止刚进行的操作，视情况恢复刚进行的操作内容。

5、尽量维持锅炉燃烧，尽量减少气动调节挡板、调整门的操作。

6、低压轴封供气温度、定冷水温度变化时可以派人就地采用手动调整：特别注意电泵最小流量阀动作情况，监视汽包水位，高负荷下通知锅炉快速减负荷；汽轮机本体疏水门将打开注意背压变化；各段抽汽逆止门关闭，注意除氧器水位；炉侧减温水调门打开，快速联系巡检到就地调整电动门。

7、处理过程中，如果达到紧停条件，坚决执行紧停，停机时要注意抽汽电动门联关正常，汽机转速下降，若压缩空气压力无法恢复，申请停机。

8、电气侧准备切换厂用电至备用变带。

四、人员分工：

1、机长负责通知值长及检修进现场，值长进场后，机长会同机炉副机长操作，值长统一指挥

2、汽机巡检与电气巡检一同进行压缩空气系统切换和启备用空压机，整个过程防止联系不周

3、锅炉和汽机副机长盘上操作，需要切换厂用电时，汽机副机长操作，值长监护

一、高旁动作

（一） 现象：

1、负荷突增两万左右。
2、汽包水位突然升高。
3、主蒸汽压力突然降低。
4、主蒸汽流量降低。
5、再热汽压力升高。
6、高旁减压阀后温度、压力升高
7、 轴向位移增大、推力盘工作瓦块温度升高。

（二）原因：

1、热控控制系统或定值偏差引起误动，或人为误动。
2、监盘注意力不集中、加负荷或煤质变好时调门未及时开启、关调门时未监视主汽压力。造成主汽压力达高。 

（三）处理：

1、通知热工查动作原因，汇报领导。

2、值长统一指挥协调工作，达跳闸值时按跳闸处理。

3、未跳闸时，防低旁动作关高旁降再热汽压。锅炉减负荷、维持汽包水位、调整主再热汽温、稳定燃烧。汽机注意除氧器水位、凝汽器水位、轴封温度、主机振动。

4、关小高旁留一定开度。防止全关后又开            

5、查明原因、消除故障后恢复正常方式。

6、任一主汽门或主调门运行中突关时，通知机炉、热控检查。监视汽机振动，达跳闸值执行紧停。若降负荷后做主汽门活动试验，关小主汽门后打开时，注意监视至完全稳定。若不能打开，汇报中调申请停机。

二、低旁动作

（一）现象：

1、负荷突然降低两万左右。再热汽压降低。
2、 凝汽器水位猛增。
3、 主机排汽压力上升、排汽温度升高。
4、 主机轴向位移趋负、推力盘非工作瓦块温度升高。
5、 画面低旁压力控制指针指示开大。
6、 OS画面三级喷水阀开。

（二）原因：

1、热控控制系统或定值偏差引起误动，或人为误动。
2、 排汽压力高，强带负荷，低旁动作值。

（三）处理：

1、通知热工查动作原因。汇报领导。

2、值长统一指挥协调工作。达跳闸值时按跳闸处理。

3、未跳闸时，锅炉减负荷、维持汽包水位、调整主再热汽温、稳定燃烧。汽机注意除氧器水位、凝汽器水位、轴封温度、主机振动。

4、关小低旁，防止快关低旁保护动作反复开关。

5、查明原因、消除故障后恢复正常方式。

6、若是中压主汽门、主调门关闭所致。通知机炉检查。监视汽机振动，达跳闸值执行紧停。降负荷后做中压主汽门活动试验，关闭门又打开时，注意监视至完全稳定。若不能打开，汇报中调申请停机

三、高低旁全动作

（一）现象：

1、负荷增加后降低或直接降低。
2、汽包水位突然升高。
3、主蒸汽压力突然降低。
4、主蒸汽流量降低。
5、 再热汽压力升高后降低。
6、高旁减压阀后温度、压力升高。
7、凝汽器水位猛增。高一值、高二值可能发。
8、主机排汽压力上升、排汽温度上升。

（二）原因：

1、误动。
2、监盘注意力不集中、加负荷或煤质变好时调门未及时开启、关调门时未监视主汽压力。  

（三）处理：

1、通知热工查动作原因。汇报领导。

2、值长统一指挥协调工作。达跳闸值时按跳闸处理。

3、未跳闸时。锅炉减负荷、维持汽包水位、调整主再热汽温、稳定燃烧。汽机注意除氧器水位、凝汽器水位、轴封温度、主机振动。

4、关小低旁，防止快关低旁保护动作反复开关。

5、关小低旁留一定开度，防关后又开。

6、关小高旁留一定开度，防止全关后又开  

7、任一主汽门或主调门运行中突关时。通知机炉检查。监视汽机振动，达跳闸值执行紧停。若降负荷后做主汽门活动试验，关闭门又打开时，注意监视至完全稳定。若不能打开，汇报中调申请停机。

8、若为甩负荷所致，按甩负荷处理。

一、事故前运行方式：

汽轮机组启动或停机过程中，机组已定速或并网，主要辅机运行正常，主汽、再热器温度正常，轴封温度、压力正常，凝汽器真空正常。

二、汽轮机高低压缸胀差异常事故现象：

1、OS画面，高中压缸胀差不正常增大或减小，并接近停机值1.5mm，+16.5mm。汽轮机转子及汽缸温度可能升高、降低。主、再汽温突升或突降。轴封温度、压力异常升高或降低，真空变化较大。

2、就地检查汽封系统吸汽严重或冒白汽。主、在蒸汽管法兰、阀们处冒白汽，可能听到汽机动静摩擦声

三、预案一

1、汽轮机胀差大幅度升高或降低，并可能发高低值报警。

2、机副机长监盘发现机组胀差变化较大，并且有趋势继续增加。立即汇报机长、值长，并派巡检迅速到就地检查，倾听主机本体有无金属摩擦及其它异常情况。

3、值长在主控室内安排好机组负荷调整，并做好机组紧急停机的安排。机长安排其它巡检人员准备好对讲机及时与就地联系。必要时，安排机副机长直接到就地检查。机巡检迅速到就地检查汽机汽封系统、真空系统，并及时汇报。

4、机长安排炉副机长相应调整主、再汽温及负荷。机副机长调整高、低旁开度，并密切监视胀差变化情况。当胀差达到停机值1.5mm，+16.5mm时，经调整无效时，按紧停处理，并找出胀差变化的原因。

原因  处理

1、汽机滑销系统卡涩      

联系机炉检修人员到场处理，往滑动面之间注油，保证润滑及自由移动。现象：膨胀值在膨胀或收缩过程中有跳跃式增加或减少。

2、蒸汽温升（降）和流量变化速度        根据实际情况，合理调整温升温降和流量，即正胀差时，降低温升速度，负胀差时相反。调节高旁开度，控制蒸汽量，使缸体均匀加热。

3、轴封温度变化        合理调整轴封供汽温度，及供汽汽源的及时切换，防止轴封段大轴急剧冷却收缩。

4、凝汽器真空的影响        起动中，维持在一定转速和负荷时，改变真空能在一定范围内调整胀差。

5、汽缸保温和疏水的影响        由于保温不好，可能造成汽缸温度分布不均匀，且偏低。影响汽缸充分膨胀，使胀差增大。联系检修人员修复保温。疏水不畅可能造成下缸温度偏低，影响膨胀并容易变形。启动时，注意开启疏水门，加强缸体疏水。

四、预案二

主控室OS画面及立盘高中压缸胀差未报警，胀差值在正常范围内。某一轴承振动及轴承盖振动不正常增大。就地检查主机局部轴封及挡油环摩擦冒火花。排除热工测量原因后，判断主机局部因膨胀不均，胀差增大，产生动静摩擦。此时，因按规程果断执行紧停。防止主机事故扩大发生。大轴局部摩擦受损，发生永久性弯曲。

一、事故前运行方式：

   机组正常运行，辅机正常运行方式，各参数均在正常范围内。

二、汽轮机轴向位移大事故现象：

1、OS画面发轴向位移大一值（大二值）。

2、可能拌有以下现象：

① 汽轮机推力瓦温度高报警，推力瓦回油温度高报警。

② 汽轮机声音异常，内部有清晰的金属摩擦声，机组振动加剧。

③ 机组胀差以及各级的前后压力发生变化。

④ 机组负荷下滑（水冲击）或上升（高加解列）。

三、汽轮机轴向位移大事故原因：

1、高旁动作或者低旁动作。

2、汽轮机发生水冲击。

3、推力瓦发生故障。

4、 加热器停用。

5、通流部分损坏。

6、叶片结垢严重。

7、 凝汽器真空下降。

8、发电机转子窜动。

9、负荷变化急剧。

四、汽轮机轴向位移大处理：

1、当出现轴向位移大现象时首先应根据有无汽轮机推力瓦温度高报警，推力瓦回油温度高报警，或者有无异常变化以及有无引发事故的内因存在而确定是否是测点的问题，当判明为热控测点问题时应汇报值长申请退出保护及时联系热控人员处理。当判明非热控测点问题时应按以下原则处理。

2、当出现轴向位移大一值报警未达到大二值但是机组拌有振动加剧机组未有不正常的响声，此时应该立即破坏真空停机。 

3、当出现轴向位移大二值时保护应该动作若保护拒动应该立即手动破坏真空停机。

4、破坏真空紧急停机步骤如下:

①主控手打停机按钮或就地打闸；

检查高中压主汽门及调汽门以及抽汽逆止门，高排逆止门及抽汽电动门应迅速关闭，检查机组负荷到零。

②发电机与系统解列，确认汽轮机转速下降；

③启交流润滑油泵、检查油压正常；

④开启凝汽器真空破坏门，停止水环真空泵；

⑤检查下述操作自动完成，否则手动进行：

a.机本体疏水联锁开启；

b.凝结水再循环门自动开启，否则手动调整，注意凝汽器及除氧器水位；

c.低压缸喷水阀开启；

d.检查除氧器汽源切换正常；

e.轴封汽源切换正常，并注意轴封温度调整；

f.手动切除高、低旁；

g.检查各加热器疏水自动动作正常。

⑥转速降至600r/min，启高压顶轴油泵；
⑦注意机组惰走情况，记录惰走时间；
⑧其余操作按正常停机进行。

一、事故前运行方式：

机组负荷300MW，辅机为正常运行方式，厂用电系统为正常运行方式。

二、凝结水泵掉闸事故现象：

DCS画面有变频重故障报警，就地变频显示屏有重故障报警提示，A凝结水泵电机电流为0

三、处理过程按以下两种情况处理：

1、A凝结水泵变频方式运行，掉闸后B凝结水泵联起正常

2、A凝结水泵变频方式运行，掉闸后B凝结水泵未联起,或联启后又掉闸

备注：A凝泵变频重故障可以导致凝泵掉闸，发生故障后OS画面和就地变频器显示屏均有故障报警内容显示。

四、事故处理：

1、A凝结水泵变频方式运行，掉闸后B凝结水泵正常联起的处理：

⑴．机副机长立即汇报机长，机长立即通知值长

⑵．机副机长检查A凝结水泵跳闸后出口门联关正常，联起B凝结水泵后，检查电流返回正常，B凝结水泵出口压力调整在正常范围内

⑶．炉副机长适当的降锅炉负荷，并监视汽包水位以及除氧器水位

⑷．机副机长注意观察主凝结水流量和除氧器水位正常检查1A凝结水泵出口门联关正常， 检查1B凝结水泵运行正常，可根据情况投入凝结水主调门自动、再循环调门自动。 

⑸．注意1B凝结水泵启动后,调整主凝结水调门瞬间关闭至对应负荷工况下的某一开度(300MW负荷工况关至50%，此时应注意手动调整主凝结水调门开度,以维持除氧器水位正常,另外若再循环调门在自动方式下维持主凝结水压力，可解除再循环自动，手动调整以维持除氧器水位正常)

⑹．机副机长注意低压汽封温度监视调整,维持除氧器水位正常及低压汽封温度正常。

⑺．机长立即派机巡检到就地检查B凝结水泵运行正常，包括：声音，震动，电机冷却水投运正常，轴承密封水投运正常，电机轴承油位正常，就地出口压力表指示正常，一切正常后汇报检查情况。

⑻．由机长通知电气检修人员检查A凝结水泵掉闸原因，并让机巡检到就地检查是否为变频器故障报警，查明原因尽快处理，如短期内无法恢复时，切换为A工频运行方式作为备用。 

2、A凝结水泵变频方式运行，掉闸后B凝结水泵未联起或联起后又掉闸的处理

⑴．机副机长立即汇报机长，机长立即通知值长，并做好事故停机准备工作

⑵．机长安排各人具体分工:

〈1〉炉副机长进行炉侧紧急降负荷

〈2〉炉巡检负责汽包水位调节

〈3〉机副机长负责机侧相关操作与画面监视

⑶．B凝结水泵未联起，此时应手动迅速启动一次，如不能起动，严格执行紧停规定

⑷．机副机长应解出汽机自动,适当快降负荷，密切监视汽包水位和除氧器水位变化情况

⑸．值长通知检修人员查明B凝结水泵泵未启动或启动后跳闸原因，未查明原因前不允许启动,并且机长派机巡检，电气巡检到就地进行检查

⑹．两台凝结水泵都掉闸后直接影响除氧器水位，闭锁给水泵启动；低二值联掉给水泵，因为有以上报警及保护，在短期内无法挽救时，按停机处理；

⑺．由于两台凝泵故障，而凝汽器水位又过高，达到停机条件时，按不破坏真空紧急停机处理。

⑻．检修检查A，B凝结水泵，A凝泵假如由于变频故障所致，可以切换为工频方式运行，达到启动条件时，尽快启动机组。

一、事故前运行方式：

机组协调方式运行,负荷300MW,A.B电泵并列运行,C电泵处于热备用状态,各辅机运行正常,系统无异常.

二、单台给水泵掉闸事故现象：

画面电泵掉闸,汽包水位下降.

三、事故处理原则：

机炉协同快速降负荷,注意监视与协调,防锅炉灭火或进一步造成停机,使事故扩大化.“A电泵跳闸”后应按两种工况应进行预案(1)C电泵被联启或手启(2)C电泵未被联启或联启后掉

四、单台给水泵掉闸事故处理：

（一）、预案1：电泵被联启或手启：

(1)、机长安排各人具体分工：炉辅机长燃烧盘面监视与调整风烟系统；炉巡检负责汽包水位调整；机副机长负责机侧相关操作与监视；机巡检负责汽温调整

(2)、炉副机长立即着手协调,退出送风自动,适当减燃烧,减风.

(3)、机巡检应检查电泵启动正常(包括及时手动启动),工作油冷油器冷却水投入正常.

(4)、炉巡检应在盘面检查A电泵出口电动门联关正常,最小流量阀开启,待C电泵转速上升至1480rpm时解除电泵自动,手动快开至负荷对应下相关流量.

(5)、炉巡检加大B电泵出力至5400rpm检查流量增加,同时调整电泵出力,维持汽包水位,(并兼顾负荷,汽包蒸发量与补给水量)

(6)、机巡检将监视汽温画面交机长或他人完成,自己受机长安排到现场检查电泵运行工况并完成相关操作(携带对讲机,手电,手套,门钩)检查电泵油冷却水确已投入。

(7)、如处理不当,造成水位低III值灭火时可参照《锅炉灭火处理预案》进行处理.

(8)、处理工作结束应汇报值长.

（二）预案2：C电泵未被联启或联启后跳闸：

(1)、机长安排各人具体分工:炉副机长进行调整与风烟系统调整；炉巡检负责汽包水位调节；机副机长负责机侧相关操作与画面监视；机巡检负责汽温调

(2)、机长应立即安排炉副机长协调,送风自动,并大幅度减弱燃烧,减送风机电流至40A,火咀减至对应负荷180MW~200MW.

(3)、机巡检密切监视汽温变化情况并作适当调整,防止汽稳大幅下降或大幅上升.

(4)、机副机长应解出汽机自动,适当快降负荷至180MW~200MW左右，密切监视主汽压力及汽包水位变化情况，防止汽包水位大幅摆动.

(5)、炉巡检负责检查A电泵出口联关,中间抽头联关等,并迅速加B电泵转速至5400rpm,严密监视汽包水位,遇水位快速下降应立即汇报机长.

(6)、值长通知检修人员查明电泵未启动或启动后跳闸原因，未查明原因前不允许启动,并且机长派人到就地进行检查.

以上情况是想将负荷降至单台汽泵出力工况下运行,各专业应紧密配合。 

事故处理分两种情况分析：

一、运行氢侧密封油泵掉闸备用泵联启正常：

（一）现象：

1、氢侧密封油泵掉闸,出入口差压低报警发出；

2、直流泵联启正常。

（二）原因

1、油泵机械故障；

2、油泵失电；

3、热偶动作接触器断开。

（三）处理：

备用泵联启后检查就地运行正常，油压正常。检查油泵掉闸原因如是热偶动作接触器断开则测绝缘合格后重新送电。如是其它原因通知检修对事故泵检查处理

二：运行泵掉直流泵未联启：

（一）现象：

1、氢侧密封油泵掉闸,出入口差压低报警发出

2、备用泵及联锁块发报警；

3、有可能氢侧发密封油箱高报警发出,消泡箱油位高报警发出。

（二）原因：

1、两台油泵均有机械故障；

2、联锁不正常，备用泵不联启；

3、两台油泵均失电；

（三）处理：

1、双流环式密封瓦允许氢侧短时间断油运行，当氢侧突然断油时，密封瓦可以单流环式运行，可以封住机内氢气。

2、氢侧断油后，如果时间长了，发电机内氢气纯度将下降，因而增加排污补氢的耗氢量，另外，时间长了以后，由于空侧密封油往氢侧串油，使密封油箱油位迅速上升，在自动排油装置失灵情况下，需运行人员密切监视，手动排油。

3、如果备用泵无异常且未联起过，值班人员应立即启动一次，启动正常则调整至正常运行状态；如果启动不了或运行不正常，应停止运行，严密监视空侧密封油运行情况和密封油箱消泡箱油位，联系检修人员处理。

4、如果由于密封油箱油位低二值导致油压降低则立即补油至正常；如是低二值误发立即通知热控处理；如是油泵机械故障立即通知检修处理。

5、氢侧断油后平衡阀会全开在油泵恢复后由于平衡阀动作不及时会使油喷入发电机造成发电机进油。因此在断油后应解除平衡阀。在油泵恢复后手动调节旁路阀维持油压正常。等正常后切为平衡阀运行。

一、抗燃油泵运行中事故掉闸处理：

（一）现象：

1、OS画面抗燃油泵发“抗燃油压低报警”。

2、OS画面抗燃油油泵掉闸报警发出。

（二）处理

1、查运行泵事故掉闸，备用泵联启正常。

⑴、检查备用泵联启后运行正常。

⑵、检查主汽门、调门无异常变化，主机转速维持3000RPM。

⑶、检查抗燃油泵油压，油温，滤网差压，油箱油位,流量在正常范围。

⑷、将事故掉闸抗燃油泵切换到停止位,将其停电。

⑸、联系检修检查处理事故掉闸抗燃油泵。

2、 检查运行泵事故掉闸，备用泵未能联启。

⑴、运行泵事故掉闸，备用泵未联启，OS画面监视汽轮机转速及高中压主汽门，调门动作情况。

⑵、立即到就地起动备用泵，在此期间，抗燃油压低至9.31Mpa以下，检查汽轮机保护动作正常,否者应执行不破坏真空紧停规定

⑶、机组停运后检查转速正常下降，高排逆止门、抽气逆止门关闭，机组本体疏水打开，其它执行正常停机操作步骤。

⑷、备用泵就地未启动，运行泵也未能恢复，联系检修检查处理，两台抗燃油泵均正常后，做联锁试验正常。主机挂闸，冲转，恢复机组正常运行。

二、抗燃油油管道漏油处理：

（一）现象：

OS画面抗燃油泵发“抗燃油压低报警”,就地检查抗燃油流量增大.

（二）处理:

1、检查EH油压至11.03Mpa时,备用EH油泵自动启动,否则手动启动其运行。

2、检查系统无外部泄露,汇报及联系检修处理.若泄露点无法处理,应立即汇报值长停机,打闸后立即停止EH油泵运行。

3、检查系统为外部泄露,如泄露量小及联系检修处理,在检修处理漏点时密切监视EH油压,EH油箱油位.达到紧停条件时应执行紧停规定。

4、如漏量大有可能危机人身安全或其他设备安全时应立即汇报值长停机,打闸后立即停止EH油泵运行。

5、当EH油压降至9.31MPa,汽轮机保护动作正常,否则手动打闸停机.

空侧交流密封油泵运行，高压备用油和直流泵备用。氢侧交流油泵运行，氢侧直流泵备用，氢压0.31Mpa，平衡阀压差阀投自动。
事故分两种情况，一种为运行泵掉闸后，备用泵联启正常，另一种为备用泵联启不正常。

一、运行泵掉闸后，备用泵联启正常：

（一）现象：

1、空侧交流油泵掉闸，空侧交流油泵事故掉闸报警发出。
2、空侧直流油泵联启，空侧油压瞬时低后，恢复正常。

（二）处理：

1、OS画面检查空氢油事故前运行方式油压，油温正常，氢压正常.

2、就地检查直流泵联启后运行正常，出口压力正常，检查平衡阀压差阀动作正常。

3、否则适当进行调整，查找空侧交流油泵掉闸原因，并通知检修人员处理。

4、加强对直流母线及直流油泵的监视。

二、运行泵掉闸后，备用泵联启不正常：

（一）现象：

1、空侧交流油泵掉闸，空侧交流油泵掉闸报警发出。

2、空侧直流油泵联启后复掉或未联启，备用差压阀动作正常氢压维持0.31MPa。

（二）处理：

1、检查油氢差压维持在0.056MPa,无下降趋势.

2、立即通知检修检查交流密封油泵,直流密封油泵.

3、如能及时恢复,则启动空侧交流密封油泵运行。

4、如不能及时恢复交流密封油泵,空侧直流油泵无故障,手动启动直流密封油泵.

5、密切监视监视氢差压至交流密封油泵恢复运行

三、运行泵掉闸后，备用泵联启不正常：

（一）现象：

1、空侧交流油泵掉闸，空侧交流油泵掉闸报警发出。

2、空侧直流油泵联启后复掉或未联启，备用差压阀动作不正常,氢压下滑。

（二）处理：

1、解除并复归联锁块，手动启动空侧直流油泵。

2、如果仍启不来，立即派人就地手动开启平衡阀旁路门，跟踪氢压。

3、立即开始根据氢压降负荷，通知检修处理。

4、观察转子线圈和铁芯温度不超过规定值。

5、随着氢压的下降，调低定子冷却水的压力，保证水压低于氢压0.04MPa。

6、如果能及时的恢复，则开始恢复。

7、如果不能恢复，紧急降负荷到0。解列发电机运行。发电机最低运行氢压为0.14Mpa。（主机润滑油源应能维持一定氢压）

8、检修处理后，启动空侧交流油泵，发电机充氢纯度合格后，机组开始恢复。

一、系统简介：

汽轮发电机的供油系统的可靠性，对设备正常运行有着非常重要的意义。任何供油的中断，即使是短暂的都将给机组带来严重的后果，同时为了保证调节系统正常工作，还要求供油压力相当稳定。

本机组采用主油泵—射油器的供油方式，正常运行时，油系统由主油泵供油，主油泵出口的油经高压油管向射油器供油及向汽轮机机械超速危急遮断装置供油,以及作为发电机氢密封高压备用油源，射油器卷吸油箱内油升压后，分别供主泵入口和润滑油冷油器。向主油泵入口送压力油是为了防止位置较高的主油泵吸油口负压，造成吸油不畅和气蚀。冷油器出口的润滑油分别向汽轮发电机组各瓦、盘车装置、顶起装置油管和空侧密封油泵供油，而在停机或启动过程中主机转速未达到额定转速时，由辅助油泵供油，由氢密封油备用油泵供主机低压安全油，交流润滑油泵代替润滑油射油器工作。直流油泵在油压低于0.075Mpa时起动，提供润滑油，以防止汽轮机事故停机时惰走过程中因厂用电失去而断油。

二、润滑油系统常见的故障分析：

润滑油系统常见故障一般有下列几种：

1、油压下降，油位不变

2、油压不变，油位下降

3、油压油位同时下降

（一）、油压下降，油位不变

1、原因：

（1）、主油泵射油器工作失常

（2）、压力油管漏油至集中油箱或轴承箱内

（3）、润滑油泵或氢密封油备用油泵出口逆止门不严

（4）、溢油阀工作失常

（5）、冷油器切换不规范或设备有缺陷切换不到位

2、处理： 

（1）、若主油泵或射油器工作失常，汇报值长按故障停机处理；

（2）、若属油泵逆止门不严引起，汇报值长，联系检修处理；

（3）、溢油阀工作失常，联系检修调整处理；

（4）、当润滑油压较正常值有所下降时，应查明原因，必要时手启交流润滑油泵，油压下降至0.082Mpa时报警发出,交流润滑油泵,氢密封备用泵联启,当降至0.075Mpa时,联启直流泵，当润滑油压下降至0.048MPa汽机自动停机,并破坏真空。

（二）、油压不降，油位下降

1、原因：

（1）、油位计失常；

（2）、油箱事故放油门误开；

（3）、冷油器、油管路漏油（冷油器放水侧空气门为带油滴水，油漏大时，水塔水面有油花）；

（4）、发电机进油；

（5）、油净化装置液位高溢油；

2、处理：

（1）、联系热工检查油箱油位计；

（2）、若属事故放油门、放水门误开，应及时关严；

（3）、若属冷油器泄漏，及时切除冷油器或切换为备用冷油器运行；
（4）、根据油箱油位及时补油；

（5）、检查调整密封油箱油位正常；

（6）、若为油净化装置工作失常，立即停运，隔离系统；

（7）、若油位降至563mm时，应破坏真空紧急停机。

（三）、油压、油位同时下

1、原因：

（1）、压力油管路漏油；

（2）、冷油器漏油；

2、处理：

（1）、迅速启动交流油泵和氢密封备用油泵维持油压；

（2）、迅速查明漏油管路，并采取措施，防止油漏到热体表面而引起着火，防止事故扩大；

（3）、若检查为冷油器漏油，应立即切除故障冷油器；

（4）、若油压降至0.048Mpa时，汽轮机自动掉闸，否则手启，破坏真空紧急停机；

（5）、必要时油箱补油，当油位降至563mm时，应破坏真空紧急停机； 

三、处理注意事项：

1、发现事故隐患后,及时汇报值长,机长;  

2、并列冷油器切除时，考虑环境温度，必要时降负荷；

3、特别注意轴瓦处漏油,滴落在保温层上,防止火灾发生,事故扩大化;

4、油压对汽轮机运行有至关重要的意义,发现问题应及时处理,防止碾瓦等事故的发生；

5、事故处理中,一定要准备充足的手电和对讲机.

6、当发生润滑油中断时，应注意发电机密封油空侧油源为压力油带，防止氢气大量泄漏，并注意空侧密封油的油位,因为其补油来至润滑油,防止因缺油引发恶性事故。

四、事故处理预案：

汽轮机主油箱油位异常下降，OS画面油位低报警，
汽机副机长监盘发现主油箱低1值报警信号发出，OS画面油位计指示明显下降,立刻汇报机长，值长，并派巡检迅速到就地检查主油箱油位。值长在主控安排好机组负荷的调整并做好紧急停机的安排。机长安排其他巡检人员准备好对讲机及时与就地人员联系，必要时安排副机长直接到就地检查。汽机巡检员迅速到达现场查看主油箱油位，汇报油位确已经下降，机长安排好炉侧机侧负荷调整，副机长在密切注意油箱油位下降情况，做好紧停的事故准备。油箱油位急速下降，达到紧停值563MM时，补油无效时，必须按紧停处理，同时继续查找油位快速下降原因。

原  因 及处 理

1 油净化装置液位高溢油。     

——若为油净化装置工作失常，立即停运，隔离系统

2 油箱事故放油门，放水门误开；       

—— 若属误开放油门或放水门应及时关严

3 油管路、冷油器漏油       

——巡检员如检查发现水塔循环水有油花，可以判断是冷油器泄露导致。打开冷油器水侧放空气门进行判断那侧泄露，有油花放出时，说明此冷油器泄露。把以上情况汇报值长 ，机长，并做好冷油器切除准备。

接到机长命令后，开始切除冷油器。由巡检员松开切换阀压紧手轮，缓慢转动切换阀手柄至运行冷油器，同时，逐渐关小停止冷油器的出口门。当切换阀手柄转至运行冷油器后，关闭停止冷油器进出水门。关闭冷油器注油门。调整运行冷油器出口油温在4045℃，检查油温自动调节动作正常，维持油温稳定。机长通知检修人员到现场尽快处理冷油器泄露缺陷。

4  发电机进油       

——查密封油箱油位热工报警信号是否异常，巡检员发现密封油箱油位异常时，汇报机长通知热控值班人员检查密封油箱补泄油电磁阀是否正常。如热工检查是由于补泄油电磁阀异常所致，应立刻解除电磁阀自动，让巡检员采用手动补泄油方式，同时检查就地油位指示和实际是否一致。

若由于信号异常所致，立即解除自动补油；若非密封油箱故障所致，巡检员立刻到主油箱顶部，观察主油箱补油情况，及时与副机长，机长联系，防止油箱满油。如果发电机油水继电满油则发电机进油。通过油水继电器放油直至正常。并监视发电机氢压。        

5  油箱油位下降缓慢       

——机长立即通知机务往主油箱补油，派专人就地监视主油箱油位变化。必要时调整油箱负压在规定范围之内。

一、系统简介：

汽轮发电机组的润滑油系统的可靠性，对机组正常运行有着非常重要的意义，任何油压及油温的不正常变化，即使是及其短暂的，也将给机组带来严重的后果。所以在运行中我们应加强监视，检查，并做好各种突发事故的预防处理工作。

二、主机润滑油温高及摆动现象：

1、OS画面润滑油温指示偏高或不断上升，润滑油温高报警。

2、各轴瓦回油温度升高且报警，各轴承金属温度高且报警。

3、推力瓦块温度升高且报警，推力轴承回油温度升高且报警。

4、润滑油压力降低，空侧密封油温升高，可能伴有“轴承振动大”等事故报警信号。

三、主机润滑油温高及摆动原因：

1、主机冷油器调门卡，或误关。

2、冷油器落水。

3、工业水压力低，或旋转滤网堵，再或前池水位低，吸入大量空气。

4、机组振动大。

5、油系统着火。

6、润滑油质恶化。

四、主机润滑油温高及摆动处理：

对于润滑油温异常升高时，应汇报机长，值长，并通知机炉，热工到现场共同协助处理。派人就地检查，分析原因，根据情况分别处理。

1、主机冷油器门卡：

(1)到就地迅速开启冷油器调整门旁路手动门，调整油温，在调整中要防止调整门突然动作，导致主机油温下降太多。

(2) 炉侧可根据油温上升速度，降低机组负荷

(3)由检修处理后，投入油温自动，关闭旁路手动门，恢复机组正常运行。

2、主机冷油器落水采用开大冷却水入口门，关小出口门，升高冷却水压力的方法，打开水侧排空气门排尽空气，使冷却水压力恢复。

3、工业水压力低

(1)如调整门已开到最大，可适当开大冷油器出口门，但要防止落水。

(2)低压工业水滤网堵时,可旋转滤网打开排污门清理滤网或切为旁路,通知检修清洗滤网。

(3)加强冷油器水侧排空气。

4、油系统着火

(1)加强油温调整

(2)组织灭火，按“油系统着火预案”进行处理。

5、油质恶化导致油温升高

(1)加强油温调整

(2)申请停机

6、机组振动大，导致油膜破坏，油温升高时

(1)按机组振动大处理

(2)加强油温调整

在事故处理过程中，任一条件达到紧停时,应严格执行紧停规定。

五、事故处理预案：

润滑油温度升高，OS画面报警

汽机副机长监盘发现OS画面主机润滑油回油温度指示闪黄报警，润滑油温升高，并报警，立即汇报值长，机长。值长安排好机组负荷调整，并做好机组紧停安排。机长派巡检员迅速到就地检查主机冷油器工作状况，同时安排其他巡检准备好对讲机，及时与就地巡检保持联系。机长，副机长密切监视OS画面钨金温度，回油温度，以及润滑油温度变化，达到回油温度大于82度，支持轴承温度超过112度紧停条件时，在值长统一指挥下严格按照紧停规定执行。

汽机巡检员迅速到达就地，查看冷却水调门开度，两台冷油器冷却水出入口压力指示，并及时汇报值长，机长。必要时，汽机副机长也到就地协助巡检员做操作调整。若发现调门非正常关闭，则迅速开启冷却水旁路门，注意就地温度指示是否回落至正常。若调门有一定开度，冷却水出入口压力指示偏低，巡检员可以对冷油器的水侧进行放空气，可以调整冷却水出口门开度，并密切注意就地温度是否回落。汽机副机长把现场情况通过对讲机及时汇报机长，值长。机长根据汇报及时通知热工人员或其他相关检修人员到现场对调门进行恢复处理。查看门杆是否脱落等情况。油温回落至正常值时，逐渐调整旁路门开度，使温度趋于平稳。等热工人员到达现场后，确认调门无误后，投入自动。巡检员缓慢往小关旁路门，并注意调门逐渐打开。其间必须保证油温正常。旁路门完全关闭后，根据调门的开度，适当调整冷却水出口门的开度，调整运行冷油器出口油温在40-45℃。

一、机组振动大现象：

1、机组振动增大画面报警发出

2、就地机组运行噪音增大.

二、轴瓦振动大的危害：

1、动静部分摩擦。动静部分摩擦不但会直接引起通流部分损坏，降低机组运行的经济性，同时还会引起轴向推力增大，使推力瓦温度升高甚至造成推力瓦损坏。根据摩擦发生的部位不同可能会造成汽封、叶片损坏、叶轮和隔板变形和大轴弯曲。

2、加速另部件磨损。主要包括轴瓦、轴颈、发电机转子滑环和励磁机整流子等。

3、加速另部件的损坏。对振动部件的损坏，通常需要一个较长的时间过程，但随着振动部件交变应力的增大，这个时间过程会大缩短，以致很短时间的大的振动也会造成一些部件的疲劳损坏，便如轴瓦的乌金经过短时间的大的振动撞击后就会造成表面疲劳裂纹以致剥落、脱胎和碎裂。

4、紧固件的断裂和松脱：过大的振动会造成轴承座脚螺栓断裂、基础和台板松支、二次灌浆松裂，使轴承刚度降低，轴承振动进一步增大，有时会使基础和周围的建筑物产生裂纹。

5、直接或间接造成重大设备事故。过大的振动会造成汽轮机保护误动作，发电机绝缘损坏，水冷发电机引水管断裂。振动过大还会造成轴系损坏以致机毁人亡。

三、轴瓦振动大的原因：

1、轴承的油压低，油温过高或过低，造成油膜不稳定，产生油膜振荡。

2、在启动过程中，暖机不良，膨胀不均，转子中心变动。

3、汽轮机组发生动静摩擦。

4、汽轮机发生水冲击。

5、真空突降，引起排汽缸温度升高，引起转子中心变化。

6、汽轮机叶片损坏或内部件损坏脱落，引起转子质量不平衡。

7、轴瓦松动或间隙增大。

8、主机的轴封系统故障引起轴封温度大幅度波动。

9、发电机励磁机部件松动。

10、环境温度剧烈变化,导致7#振动增大

四、机组振动大处理：

1、正常运行中机组振动达到0.125mm报警时，应适当降负荷，查明原因予以处理，并汇报值长。

2、检查机组的润滑油压、油温是否正常。若异常及时调整。

3、检查轴封系统工作情况。若异常及时调整。

4、机组由于其它原因引起的振动应稳定负荷及进汽的参数，同时检查汽缸的热膨胀、胀差、轴向位移、上下缸温差变化情况及滑销系统无卡涩现象。

5、当达到振动保护动作条件时,保护动作汽机应跳闸，否则，应立即破坏真空紧急停机。

6、若汽机发生水冲击，应按水冲击事故处理。

机组打闸后，注意机组的惰走时间、倾听机组内部声音。检查各表计无异常，轴振指示值减小，并趋于稳定后，消除故障原因，查明无异常后恢复。     

机组人员检查主机润滑油泵是否联启，否则手动启动。检查发电机联掉，厂用电自动切换完毕。锅炉已经联掉。检查炉侧设备该掉的已经掉闸。机侧本体及管道疏水门开启，抽汽电动门及逆止门关闭，疏水门已经联开。手打两台小机，联启 电泵，维持汽包水位。轴封供汽和除氧器汽源切至辅汽带，维持排汽装置和除氧器水位正常。炉侧灭火后，维持二次风量吹扫5分钟后停运风机的运行。保持空预连续转动。

 机组转速600RPM，联启顶轴油泵，机组转速到零，切除轴封供汽，投入盘车运行。根据机组油温调整主冷油器的冷却水，保证油温在正常范围。机组停运过程中，如果真空已经破坏，那么应该及早将各排入排汽装置 的疏水门关闭，开启主机排大气疏水。机组投入盘车后，查找机组振动原因，并且必须连续盘车四小时后方可重新启动 。

7、由于环境温度剧烈变化,导致7#振动增大可调整氢冷器汽侧励侧温差,提高密封油温度,降低真空的设定值,降低机组负荷等措施

五、注意事项：

1、机组振动增大后应该严密观察其发展情况，可以采取适当降负荷或者关小调门。但是如果机组振动已经超限，即使保护未动作也绝对不允许采取降负荷的方法，必须立即采取破坏真空紧急停机。

2、停机后，要切记高旁已经突开，应手动关闭。尤其是减温水门

3、由于振动停机，在停机过程中，不允许在降速过程中挂闸，一定要等到止速后，盘车4小时方可重新启动。

4、机组投盘车后，应该测量大轴弯曲度，发现有明显异常时应该延长盘车时间。记录盘车电流，并与以前的数值比较，无较大的变化。

5、炉侧在机组停运后，首先吹扫，然后关闭风烟系统，防止炉膛散热，随时准备启动。

一、汽轮机超速（超速保护正常动作）

（一）现象：

1、“汽轮机超速”光字发出。

2、“汽机掉闸”信号发出。

3、汽轮机转速上升后开始下降。

（二）处理：

1、确认停机保护动作；

2、查看高中压主汽门、调汽门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭；

3、检查汽轮机开始正常下降，检查高低旁路开启，并手动调整；

4、炉侧手动MFT；

5、电气侧检查切换厂用电正常。

6、转速下降到2900RPM，启动主机交流润滑油泵，600RPM，启动顶轴油泵，维持顶轴油压正常。

7、其余操作参照紧急停机操作。

8、查找汽轮机超速的原因，通知相关部门处理。

二、汽轮机超速（超速保护未动）

（一）现象：

1、“汽轮机超速光字”发出。

2、汽轮机转速突升。

（二）处理：

1、立即手动打闸破坏真空紧急停机.

2、派人就地手动打闸。

3、如果机组仍未掉闸，就地手动停止运行抗燃油泵（解除备用泵联锁）。

4、炉侧手动MFT，并关闭汽轮机进汽隔离阀，开启PCV阀泄压，开启过、再热器疏水协助泄压。手动开启低压旁路泄压。

5、检查高中压主汽门、调汽门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭，机组转速开始下降.

6、机组转速2900RPM，启动交流润滑油泵，600 RPM，启动顶轴油泵，观察机组的惰走情况，并且到就地听音，化学检查凝结水的硬度。

7、电气侧倒换厂用电为备用变带。

8、检查机组超速原因，并通知相关人员检查。

一、事故前运行方式：

机组带正常负荷运行平稳，汽轮发电机组保护全部投入，光字报警盘面无任何信号报警及保护动作发出。

二、汽轮机运行中突然跳闸事故现象：

1、汽机转速下降（可能先上升后再下降）。

2、汽轮机，发电机相关保护动作光字发出。

3、主汽压力升高，旁路快开。

4、炉灭火、发电机解列灭磁，切换厂用电。

三、汽轮机运行中突然跳闸处理过程：

1、事故发生后，迅速启动主机交流润滑油泵，密切监视汽机转速下降情况，

2、应安排专人记录保护动作光字报警同时迅速通知各检修专业到场确认事故原因并且帮助尽快恢复

3、尽快确认保护动作的类型及动作的正确性，以便尽早恢复，分析存在以下几种可能

1)、汽轮机保护动作：

①人为误动：如确认为此种情况，应立即汇报值长，重新启动氢密封备用油泵将汽轮机挂闸冲起来（应注意避开临界转速），迅速将发电机并如系统，

②保护误动：如保护光字发出并动作于汽轮机掉闸，但汽轮机各项参数均在正常范围同时经过对就地检查也没有发现异常情况时，通知热工对该保护回路进行检查校验，若一时无法修复时，汇报值长及有关领导，制定针对性措施后，将机组尽快恢复3000

③正确动作：应对汽轮机本体及各监视项目加强检查分析，同时通知机炉检修检查，确证保护动作正确后按照规程要求将机组安全停运，等待检修处理或回话。停机过程中要注意对汽轮机进行内部听音检查以及绘制分析转子惰走曲线，以便能够及时判断出机组切实存在的问题，制定针对性防范处理措施。 

2）、发电机保护动作：

①保护误动：如保护光字报警发出并动作于全停I、全停II、或程序跳闸，使汽轮机掉闸，但发电机各参数均在正常范围，无异常变化，并且在保护屏上复归后，光字报警均消失时，可以判断为保护误动，应立即汇报值长并及时启动氢密封油备用泵，将汽轮机重新挂闸冲起来，同时通知电气检查，经确证后，尽快消除使机组并入系统，

②正确动作：如在光字报警、保护动作的同时，伴随有发电机侧定子、转子各参数的突然变化并超出保护规定范围、或发电机本体及一次、二次连接部分有明显的短路、爆炸、冒烟着火时，应判断为正确动作，此时，应观察汽轮机转速下降情况，及时启动顶轴油泵，将机组安全停运，投入盘车运行；同时立即通知电气检修进行检查，以确定故障程度以及决定能否再次启动，如果可以，那么在电气人员作好安全技术措施后尽快使机组冲转、定速、并网，及早恢复，否则应该按照电气人员要求作好安全隔离措施，等待处理正常后再启动。

一、事故前运行方式：

机组带正常负荷运行平稳，汽轮发电机组保护全部投入，光字报警盘面无任何信号报警及保护动作发出。

二、汽机水冲击事故现象：

1、主蒸汽、再热蒸汽温度急剧下降,过热度减小，负荷突降。

2、高、中压主汽门，高、中压调门冒白汽。

3、蒸汽管道振动，管内有水冲击声。

4、轴向位移增大，推力瓦温度急剧升高。

5、差胀表指示显著变化。

6、汽轮机上下缸温差增大。

7、蒸汽管上下温差增大。

8、如为加热器满水造成，则抽汽管道振动大，防进水热电偶报警。

9、汽轮机振动突然增大，机组声音异常并伴随着水冲击或金属磨擦声。

10、轴封处和油挡处摩擦冒火花。

11、盘车时，盘车电机电流增大或盘车掉闸。

三、汽机水冲击原因：

1、锅炉满水或主汽温度、再热汽温度骤降或主蒸汽、再热蒸汽带水。

2、除氧器、加热器满水。

3、冲转前主蒸汽管道或再热汽管道疏水不畅。

4、主汽减温水或再热汽减温水调整门失常。

5、轴封供汽或回热抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。

四、汽机水冲击事故处理：

1、运行中主，再热蒸汽温度突降超过规定值，应立即破坏真空停止汽轮机。

2、开启蒸汽管道、汽轮机本体所有疏水门。

3、由于加热器水侧泄漏引起的汽轮机进水，应停止该加热器运行。

4、记录机组惰走时间，检查机内有无异常声音。

5、转子静止，投入盘车运行，检查偏心、轴向位移、差胀、汽缸上下温差的变化。

6、事故原因消除后，测量大轴偏心不超过原始值0.03mm,可以重新启动机组，但要加强疏水，仔细听音，测量振动有异常立即停机。

7、盘车时发现进水，必须保持盘车运行，一直到上下缸温差恢复正常。同时加强对内部听音，盘车电流及转子偏心度的监视。

8、运行中，汽机防进水监测报警时，应立即查明原因消除。若振动、胀差、上下缸温差的变化超限时应立即停机

五、事故预防措施：

1、汽轮机防进水监测装置应可靠投入。 

2、机组启动时，主、再热蒸汽管道.轴封供汽管道应充分疏水。疏水系统投入时保证系统畅通。

3、加热器投运时，水侧保护及联锁应试验正常并可靠投入。每班应核对加热器就地水位与控制室指示及变送器调节指示一致。

4、机组停运时更应注意汽缸温度变化，防止冷汽、冷水进入汽缸。

5、停机时，按时记录上下缸温差值，若差值增大应迅速查明原因，切断进冷气、冷水系统。

6、停机后，认真监视凝结水箱，加热器和除氧器水位。

7、汽轮机在热态时，若主再热蒸汽系统不能可靠隔离，锅炉不得进行水压试验。

8、启动和低负荷时，不得投入再热蒸汽减温水系统，锅炉灭火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。

一、事故前运行方式：

机组运行正常，辅机为正常运行方式，厂用电系统为正常运行方式。

二、辅冷泵全停事故现象：

1、工业水压力低报警发出；

2、运行辅冷泵掉闸报警发出, 辅冷泵电机电流为0；

3、备用辅冷泵未联启,或联启失败；

4、凝泵轴承冷却水压力低报警发出；

5、电泵,凝泵,磨煤机,一次风机,送风机,引风机,汽轮机各轴承温度升高, 汽轮机回油温度升高,抗燃油温度升高, 发电机氢冷器，定冷水温度升高，水环泵工作液温度升高,空压机一，二级，后汽缸排汽温度均升高。

三、处理过程按以下三种情况处理：

（1）、冬季两台辅冷泵运行，掉闸后联起另一台失败或未联启,手动再次启动成功。

（2）、夏季两台辅冷泵运行，掉闸后联起另一台失败或未联启,手动再次启动成功。

四、辅冷泵全停事故处理：

（一）、冬季两台辅冷泵运行，掉闸后联起另一台失败或未联启,手动再次启动成功。

1、立即汇报值长,值长申请中调两台机组快速降负荷。

2、提高机力通风塔转速,降低工业水出口温度。

3、立即派机巡检到就地检查联起辅冷泵运行正常。

4、通知机务仪电到场查明原因。

5、通知仪电强制凝泵轴承冷却水压力低掉泵保护。

6、派巡检关闭备用设备冷却水手动门,如:备用电泵,备用磨煤机等.以提高工业水压力。

8、密切监视电泵,凝泵,磨煤机,一次风机,送风机,引风机,汽轮机各轴承温度, 汽轮机回油温度,抗燃油温度, 发电机氢冷器，定冷水温度，水环泵工作液温度,空压机一，二级，后汽缸排汽温度。达到紧停的停止该设备运行。

9、配合检修人员检查辅冷泵掉闸原因，待故障排除后重新启动，检查一切正常后，恢复辅冷泵的正常运行方式。恢复一台辅冷泵运行时采取的措施。

（二）、夏季两台辅冷泵运行，掉闸后联起另一台失败或未联启,手动再次启动成功。

1、立即汇报值长,值长申请中调1#机组快速降负荷,2#机组紧停.

2、提高机力通风塔转速,降低工业水出口温度。

3、立即派机巡检到就地检查联起辅冷泵运行正常.

4、通知机务仪电到场查明原因

5、通知仪电强制凝泵轴承冷却水压力低掉泵保护

6、派巡检关闭1#机组备用设备冷却水手动门,如:备用电泵,备用磨煤机等.同时关闭2#机组除主机润滑油外的其它工业水用户手动门以提高工业水压力.

7、密切监视1#机组电泵,凝泵,磨煤机,一次风机,送风机,引风机,汽轮机各轴承温度, 汽轮机回油温度,抗燃油温度, 发电机氢冷器，定冷水温度，水环泵工作液温度,空压机一，二级，后汽缸排汽温度。达到紧停的停止该设备运行。

8、配合检修人员检查辅冷泵掉闸原因，待故障排除后重新启动，检查一切正常后，恢复辅冷泵的正常运行方式。恢复一台辅冷泵运行时1#机组采取的措施.

9、2#机组重新点火冲转,恢复2#机组运行。

一、凝结水精处理故障一： 

（一）、现象：

1、除氧器水位快速下降,除氧器上水流量急剧减小。

2、凝泵出口压力及精处理后压力降低,备用凝泵有可能联启.

3、排气装置水位快速下降,排汽装置水位低报警可能发出.

（二）原因：

精处理排污门误开。

（三）处理: 

1、通知辅控立即将精处理解为旁路运行。

2、机组快速降负荷,以减慢除氧器水位下降速度。

3、 通知化学启动除盐水备用泵,全开排气装置补水门加大排汽装置补水量。

4、待除氧器上水正常后,上至除氧器正常水位,如备用凝泵联启,停止备用凝泵运行。

5、精处理故障消除后,投运精处理。

二、凝结水精处理故障二：

（一） 现象:

电泵前置泵滤网差压不正常增大,超过电泵主泵滤网差压.

（二）原因: 

精处理透析膜破裂,随凝水进入除氧器。

（三）处理: 

1、通知辅控立即将精处理解为旁路运行。

2、视电泵前置泵滤网差压的大小及上升趋势,降低机组负荷。

3、如电泵前置泵滤网差压迅速上升,启动备用电泵接带负荷。

4、稍开电泵前置泵滤网放水门进行排污.

5、通知机务清理滤网。

一、盘车掉闸现象:

1、就地盘车电流到0

2、大轴停止转动

3、画面盘车运行信号消失

4、画面大轴偏心无变化,且指示偏小

二、盘车掉闸原因:

1 、顶轴油泵掉闸

2、盘车电机故障

3、盘车电机热偶动作,接触器跳.

三、盘车掉闸处理:

1、顶轴油泵掉闸后,查明原因,迅速恢复顶轴油泵运行,重新挂上盘车,启动盘车。

2、测量盘车电机绝缘,如绝缘不合格,组织人员手动盘车。

3、盘车电机热偶动作,接触器跳, 测量盘车电机绝缘合格后, 重新挂上盘车,启动盘车,观察盘车电流有无大幅波动,如有大幅波动,查明原因,保持盘车运行。

4、当盘车故障时：

⑴当盘车停止后应做好转子位置的标志，记录停止时间，投入大轴晃度表，并调整该标记到“0”位。在重新投入盘车时先翻转180度，当转子晃度回到“0”位时，恢复连续盘车

⑵盘车电机故障造成不能电动盘车时，应查明原因尽快消除，并设法每30分钟手动间断盘车180度，如果由于其它原因造成盘车不动时，禁止用机械手段强制盘车或强行冲转。

一、发电机氢气系统泄露现象:

1、氢压下降速率快,氢压低报警发出。

2、漏氢检测仪报警可能发出。

3、氢气系统泄露大时氢压无法维持。

二、发电机氢气系统泄露原因:

    氢气系统存在泄漏点。

三、发电机氢气系统泄露处理:

1、确证氢气压力指示正确。

2、调整空、氢侧密封油压在正常范围.

3、检查氢密封油箱补油泄油正常.

4、发电机补氢至正常。

5、检查关紧各排污门,排空门，查找氢系统存在的泄漏点并予以消除。

6、若氢气系统大量泄露,连续补氢不能维持氢压,则应申请值长适当降负荷，维持发电机内各部温度正常。加强机房通风,禁止机房内进行动火或电气操作。

7、若氢气压力已接近低限0.2MPa并持续降低，应申请停机。若故障不能立即修复,应进行事故排氢。

一、轴封加热器满水现象:

1、就地轴加翻板水位计指示全满。

2、画面轴加水位高报警发出。

3、轴加风机可能掉闸.

4、轴封蒸汽温度有可能下降,汽缸上下壁温差可能增大.

二、轴封加热器满水原因

1、负荷高,且排汽装置真空低导致轴加疏水不畅。

2、运行轴加风机排水门开度过大,导致轴加疏水阻力增大，使疏水不畅。

3、轴加水侧泄露。

4、严重满水可能导致水进入轴封系统。

三、轴封加热器满水处理:

1、稍开轴加疏水至多极水封前放水门,降低轴加水位。

2、关小轴加风机排水门。

3、解列轴加,凝水走旁路,通知检修处理。

4、打开轴封疏水电动门及低压轴封滤网放水门排水.打开轴加疏水至多极水封前放水门,开启汽缸本体疏水到上下汽缸上下壁温差恢复正常.

5、严密监视主机振动等重要参数，如达到紧停条件时，坚决执行紧停。

一、冬季空冷凝汽器冻结现象:

1、空冷凝水回水温度低与排汽温度偏差大。

2、空冷抽气温度低与排汽温度偏差大。

3、排汽装置补水量不正常偏高。

二、冬季空冷凝汽器冻结原因:

1、环境温度低,真空设置过高,风机出力大导致空冷系统局部结冰。

2、冬季启停机时,低蒸汽流量时间过长。

3、空冷系统存在泄漏点。

三、冬季空冷凝汽器冻结处理:

1、真空不设置过高.在环境低时及时按照规定手动停止部分空冷风机运行,空冷防冻程序启动后如不能正常执行,因手动执行.

2、可投入多台水环真空泵运行。

3、冬季启停机时是空冷系统最易冻结的时候,在冬季短暂停机时可考虑不破坏真空,或在破坏真空后维持水环真空泵运行一段时间,以把空冷岛内蒸汽抽干净。

4、冬季启机时因迅速,尽量不在低蒸汽工况长时间停留,可将1街6街蒸汽门关闭启机,增大其它街的蒸汽流量,并在允许的情况下尽量维持较低真空。

5、查找泄漏点并消除。