300MW仿真机汽机常见事故处理Word文档格式.docx

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高加解列完毕，全面检查机侧TSI各参数、各监视段压力、除氧器水位、热井水位、给水泵、凝泵运行正常，检查疏扩二温度及减温水已开启。

13

检查锅炉、电气侧主要参数在正常范围内。

14

检查高加#1、#2、#3抽汽电动门关闭严密并切电。

（仿真机未做高低加系统，以下均口述）

15

关闭#1、#2、#3高加连续排汽手动门

16

关闭#1高加至#2高加逐级及事故疏水调阀后手动门，关闭#2高加至#3高加逐级疏水调阀前手动门

17

检查#2高加汽侧压力为0，开启#2高加汽侧排气门

18

开启#2高加汽侧、水侧放水门

19

通知检修处理。

20

拆除安全措施

21

关闭汽、水侧放水门，开启#1高加出口管道放空气门

22

开启高加出口电动门注水门高加注水，连续冒水后关闭（以上口述）

23

（操作）开启高加出口电动门，到位后开启入口电动门（检查给水流量稳定）

24

开启抽汽逆止门，按#3、#2、#1顺序点动开启抽汽电动门，控制加热器出口水温，升温率＜3℃/min

25

开启#1、#2、#3高加连续排汽手动门，

26

调整#1、#2、#3高加水位正常，并计算下端差是否正常。

汽轮机凝汽器A侧铜管破裂

热井水位明显升高。

处理

监视机组运行参数，热井水位明显升高。

检查发现凝汽器水位快速上升、凝汽器A侧循环水出口压力由120KPa缓慢下降至90KPa，A侧循环水温逐渐上升。

正确判明凝汽器A侧铜管破裂。

汇报教练员，要求快速减负荷至150MW-160MW

切除CCS，打跳磨煤机A，投入CD层油枪后，打跳磨煤机B，控制主再热汽温，负压，汽包水位、除氧器、热井水位等正常

开启#5低加出口管道放水电动门（就地画面开启电动门前手动门），或者开启除氧器放水至定排手动门，降低热井水位。

中辅汽源切换至母管，开启中辅至轴封供汽电动门，检查调整轴封压力正常40KPa。

快速减负荷过程中，检查监视DEH上各参数正常

停止吹灰、定排等工作，关小连排。

负荷200MW以下（就地画面）关闭A侧侧凝汽器汽侧空气门，注意其真空值的变化，若真空急剧下降应立即中止操作。

机组负荷200MW以下，关闭凝汽器A侧循环水入口、出口电动门，检查机组真空回头

通知胶球清扫值班员检查关闭A侧凝汽器胶球清洗出入口门。

开启A侧凝汽器水侧放空气门及水侧放水门。

（口述）

切除凝汽器A侧循环水电动门及胶球泵电源。

机组真空回头，检查燃烧稳定，撤出油枪，稳定各参数在正常范围内，检查热井水位缓慢下降，关闭#5低加出口放水门。

根据真空，停运一台循环泵。

（口述不必操作，仿真机停运一台循环泵真空下降过快）

注意监视汽轮机#3、4轴承振动、油温和金属温度变化。

教练员告凝汽器A侧铜管消缺结束

拆除安全措施，电动门及胶球泵电源送电正常。

关闭各放水门，稍开凝汽器A侧循环水出口门充水，水侧放空气门见水后关闭空气门，全开凝汽器循环水出口门，开启A侧循环水入口门。

就地开启A侧凝汽器汽侧空气门，注意凝汽器真空值应上升。

汇报教练员，逐步将机组负荷加至正常。

小机A#1主油泵故障跳闸，#2主油泵联动正常

小机A#1主油泵跳闸，备用#2油泵联启正常，导致汽泵A跳闸，汽包水位急剧下降

监视汽机运行参数，发现DCS“小机A#1主油泵故障跳闸”“给水泵汽机A跳闸”报警。

检查电泵自启，否则迅速手启电泵。

提高电泵转速，监视电泵入口压力大于1.05MPa，维持汽包水位正常。

判断汽泵A跳闸原因为#1主油泵跳闸，备用#2油泵联启正常，汇报教练员，联系检修。

汽泵A跳闸后，检查小机A转速下降，最小流量再循环电动门及调阀开启，汽泵A出口门关闭。

检查汽泵B转速自动上升，及时切汽泵B手动，防止汽泵B超速

检查小机A跳闸后#2主油泵运行正常，油系统运行正常

确认小机A转速到300rpm后，投入小机A盘车。

检查电泵轴承温度，耦合器温度，电泵密封水压力等正常，根据电泵油温带机组负荷，必要时降低机组负荷。

降负荷过程注意维持汽包水位正常、主再热蒸汽压力、温度等参数正常，调整除氧器、热井水位正常。

待负荷稳定后，全面检查机、炉、电各系统参数。

布置安全措施，联系检修处理小机A#1主油泵跳闸

（口述安全措施）

启动小机A#1主油泵，停止#2主油泵投备用；

小机A抽真空正常后开启排汽蝶阀，

点开四抽（辅汽）至小机A管道暖管

冲动小机A（考察冲转经过）

汽泵A、B并泵操作，降低电泵出力

检查汽泵A/B运行稳定，投入汽泵A/B自动（汽泵A/B偏置调整）

停止电泵运行，投入电泵有效备用，检查电泵出口电动门联开，辅助油泵运行正常，密封水压正常，电泵启动条件满足

汽泵A前置泵故障跳闸

DCS“给水前置泵A事故跳闸”、“给水泵汽机A跳闸”报警，汽包水位急剧下降。

监视汽机运行参数，发现光子牌、DCS“给水前置泵A事故跳闸”、“给水泵汽机A跳闸”报警，汽包水位急剧下降。

正确判断汽泵A跳闸原因为前置泵A跳闸引起。

汇报教练员，通知检修人员到位，通知助手就地检查汽泵A前置泵跳闸原因。

通知助手将汽泵前置泵开关拉至检修位置，测量绝缘是否正常。

CCS切BASE，减少总煤量，根据电泵油温带负荷

降负荷过程注意维持汽包水位正常、主再热蒸汽压力、温度等参数正常。

待负荷稳定后，全面检查机、炉、电各系统参数正常。

布置安全措施，联系检修处理汽泵A前置泵跳闸

检查汽泵A前置泵故障原因为电气方面，布置安全措施。

启动前置泵A，小机A抽真空正常后开启排汽蝶阀

点开四抽至小机A管道暖管

冲动小机A

停止电泵运行，投入电泵有效备用，检查电泵出口电动门联开，辅助油泵运行正常，密封水压正常，最小流量再循环调阀开启且投自动位，电泵启动条件满足

#5低加满水

#5低加水位异常，#5低加正常疏水门及事故疏水门开大，#6、7、8低加逐级和事故疏水自动开大，凝结水流量与正常值偏差大，#5低加抽汽逆止门可能关闭。

监视汽机运行参数时，发现#5低加水位异常。

检查#5低加正常疏水门及事故疏水门动作开大，#6、7、8逐级和事故疏水阀开度比正常运行偏大。

检查比较凝结水流量与正常流量偏差，偏差增大。

正确判断#5低加水侧泄漏。

汇报教练员，请求解列低加。

CCS控制切BASE，稳定机组负荷，防止解列#5低加时，负荷超限。

调整主、再热蒸汽参数，控制汽包水位、除氧器在正常范围。

缓慢关闭#5低加抽汽电动门ES501和ES503，确认抽汽疏水阀开启，未开启时手动开启；

注意控制低加出水温度变化不超过2℃/min。

关闭#5低加抽汽逆止门及逐级疏水门，检查汽侧水位不应升高。

#5低加汽侧无压后，缓慢开启#5低加水侧旁路门CS31，注意除氧器不应过负荷。

关闭#5低加进口手动门CS29，关闭出口电动门CS30。

#5低加解列完毕，全面检查机侧TSI各参数、各监视段压力、除氧器水位、热井水位、给水泵、凝泵运行正常；

检查疏扩二温度及减温水已开启。

检查#5低加抽汽电动门ES501、ES503关闭严密并切电

关闭#5低加连续排汽手动门HV52，

关闭#5低加至#6低加逐级疏水调阀前手动门和事故疏水调阀前手动门，关闭#3高加疏水至#5低加手动门HD29，关闭#5低加出口管道放水手动门CS39，关闭放水电动门CS40并切电

检查#5低加汽侧压力为0，开启#5低加汽侧排气门

开启#5低加汽侧、水侧放水门

关闭汽、水侧放水门，汽侧排气门，开启#5低加出口管道放空气门（以上口述）

缓慢开启#5低加入口手动门给#5低加注水，连续冒水后关闭放空气门。

开启#5低加出口电动门，到位后全开入口手动门，关闭#5低加旁路手动门CS31

开启#5低加抽汽逆止门，全开#5低加抽汽电动门ES501，点动开启抽汽电动门ES503，控制加热器出口水温，升温率＜2℃/min。

开启#5低加连续排汽手动门，

调整#5、6、7、8低加水位正常，并计算下端差是否正常。

高加水位高保护误动作

汽压上升、负荷升高、高加切除。

在监视汽机运行参数时，能根据负荷突升等现象及时发现高加解列。

确认#1、#2、#3高加抽汽电动门、逆止门关闭，管道疏shuǐ水fá

阀开。

高加水侧走旁路。

检查各高加水位，正常疏水阀及事故疏水阀动作情况。

判断高加水位高保护误动，汇报教练员。

适当减少燃料，限制机组负荷，并及时调整减温水流量，防止主、再热汽超温。

确认高加保护投入后，投高加水侧。

依次开启高加出、入口门。

按压力由低到高顺序依次投入三台高加，检查各高加水位、正常疏水阀及事故疏水阀动作正常。

控制高加出口水温温升率＜3℃/min

将机组恢复到高加解列前正常负荷，注意维持主再热蒸汽压力、温度正常。

注意过热汽温的变化，参数波动较大时减温水切手动调整。

注意再热汽温的变化，参数波动较大时减温水切手动调整。

高加投运正常后，计算高加下端差是否正常。

12操作过程中，严密监视893各受热面壁温不超限。

检查比较给水泵AB出口流量和与省煤器入口流量偏差，偏差增大。

开启高加出口电动门，到位后开启入口电动门（检查给水流量稳定）

炉侧减少煤量，控制主再热汽温正常。

汽机单侧汽门MSV1误关

负荷大幅下滑，主汽超压，安全门可能动作，DEH主汽阀MSV1阀位显示为零，DEH上主汽压力显示降为原来的二分之一，汽包水位下降，汽温先升后降。

监视汽机运行参数时，发现机组负荷大幅下滑，主汽超压，安全门可能动作，DEH主汽阀MSV1阀位显示为零，

判断主机左侧主汽门MSV1关闭，并汇报教练员。

立即开启PCV阀、高、低旁路快速泄压、调整过、再汽温。

CCS切BASE，快速减弱燃烧，待汽包水位回头打下层磨A，投CD层油枪稳燃，加大上层磨煤机出力，控制汽温下降。

降负荷及停磨过程注意维持汽包水位正常、主再热蒸汽压力、温度等参数正常。

维持过再热汽温的正常,必要时手动调整减温水。

立即启电泵，监视泵入口压力加转速，调节汽包水位；

关闭汽泵A、B出口电动门，防止汽泵倒转给水中断。

根据汽包压力变化，关闭PCV阀，逐渐关小直至全关高低旁路，提升炉膛负压，控制汽温突降。

检查切换中辅汽源，保证中辅压力在正常范围内。

立即开启中辅至轴封供汽电动门，调整汽封正常，维持机组真空。

切换除氧器汽源由中辅供汽，维持除氧器压力0.1MPa以上，进一步保证电泵入入口压力不低于1.25MPa。

监视主机推力轴承温度及回油温度上升情况，主机推力轴承温度上升较快，达到脱扣值时，应将汽机手动打闸。

检查监视主机振动、胀差、缸胀，一旦异常应果断停机。

迅速切换厂用系统，由备用电源代厂用，保证厂用供电正常

检查小机A/B转速下降，最小流量再循环电动门、调阀开启，汽泵A/B出口电动门关闭。

小机A/B转速到300转及时投入小机盘车。

联系检修检查汽机主汽门MSV1关闭原因并消除。

参数稳定后，询问汽机主汽门MSV1是否处理好，如告须立即打闸停机。

立即汽机打闸，检查发电机出口开关、灭磁开关已跳开，检查厂用切换正常。

汽机打闸后立即启动交流润滑油泵，检查汽机高中压主汽阀、调阀、高排逆止门、抽汽逆止门关闭，高、中、低组疏水门全开，转速下降，安排专人检查启动顶轴油泵，转速到零投盘车。

检查锅炉已MFT，则应检查运行磨煤机、给煤机、一次风机跳闸，过再热器减温水总门已全关，各油枪已退出，手动关闭各油枪角阀及来回油跳闸阀手动门；

凝汽器循环水管路A侧管板堵塞

凝汽器真空降低，DEH上A侧排汽温度升高，进一步检查凝汽器A侧循环水压力由120KPa缓慢下降。

监视汽机运行参数时，及时发现凝汽器真空降低。

核对排汽温度，确认真空下降。

立刻启动备用真空泵，检查真空泵运行正常。

将锅炉控制切手动，减少降低燃烧，汽机关调门降低机组负荷，稳定真空。

全面检查循环水泵、大、小机轴封母管压力、凝汽器水位、真空破坏阀等系统和设备工作状况。

根据循环水管路两侧压力和温升偏差，正确判断凝汽器循环水管路A侧管板堵塞。

汇报教练员，通知胶球清扫值班员进行凝汽器胶球清扫。

密切监视真空下降情况，适当降低机组负荷，维持凝汽器压力在14.7Kpa以上。

控制汽包水位在正常范围,维持主、再热蒸汽温度正常。

汽机振动大

汽轮机#1瓦振动缓慢上升，汽轮机振动大报警

监视汽机运行参数时，发现#1瓦振动缓慢上升，汽轮机振动大报警，汇报裁判汽机#1瓦轴振大。

就地检查汽轮机运行情况，测#1瓦轴瓦振动，联系检修检查（口述）

检查汽轮机润滑油压、油温是否正常

检查汽轮机轴承金属温度及回油温是否正常

检查汽轮机轴封压力有无变化，高压缸轴封漏气至除氧器电动门TD-22是否关闭，供汽温度及压力有无变化。

检查主、再热汽温、汽压是否稳定

检查汽轮机差胀、轴向位移是否稳定。

检查#1瓦振动仍缓慢上升，降低机组负荷，观察机组振动变化

启动交流润滑油泵，高压启动油泵，手动停机，解除真空泵B备用，开启真空破坏电动门，停运真空泵A。

检查汽轮机跳闸，锅炉MFT，发电机出口开关3310、3312跳闸，励磁开关Q7跳闸，厂用切换正常，小机A跳闸。

检查汽轮机主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门均已关闭，汽轮机转速下降。

检查中辅联箱供汽电动门联开、四抽至小机供汽电动门联关，轴封辅助汽源电动门联开，轴封母管压力正常。

检查一次风机、磨煤机、给煤机均已跳闸，检查火检风机、微油火检风机运行正常，引送风机运行正常，吹扫10分钟后停运，锅炉焖炉。

汽轮机惰走过程中加强各轴瓦振动、温度的监视，汽轮机惰走过程中检查DEH其余参数正常，记录过临界转速时最大振动值um。

在发变组保护屏退出规定压板：

打开断水压板、失磁压板、二套逆功率压板。

转速降至1200rpm检查顶轴油泵联启正常，就地检查轴承油膜压力＞4MPa。

汽轮机转速到0，投入盘车，记录转子惰走时间及盘车电流；

（口述）。

真空到0，关闭中辅至轴封供汽手动门，停止轴封供汽，停止轴封风机。

。

口述：

高压内缸上半内壁温度降到150℃以下时，停盘车和停顶轴油泵；

布置安全措施，检修处理。

凝汽器真空下降

a）各真空表计指示下降，排汽压力指示升高，DEH、CRT显示“凝汽器真空低”；

b）排汽缸温度升高，凝结水过冷度、循环水出、入口温差可能增大，凝结水温度升高；

c）负荷下滑，或维持负荷不变、蒸汽流量增大；

d）光字盘发出“真空低”声光报警。

处理：

a）发现凝汽器排汽压力升高时，迅速对照真空表、排汽温度表、凝结水温度表，确认真空下降时，应迅速查明原因分别情况处理；

b）当凝汽器排汽压力升至14.7KPa时，启动备用真空泵，若排汽压力继续升高，则压力每上升1KPa，减负荷50MW；

若负荷降至30%额定负荷，真空仍不能恢复，应立即减负荷到“0”MW停机。

c）当排汽压力上升至14.7KPa时，发真空低报警信号；

排汽压力上升至19.7KPa，低真空保护动作，否则手动停机。

真空下降原因及处理：

1）循环水量减少或中断：

a）若主机负荷在90%以上，三台循环泵运行时一台泵跳闸，应立即降负荷至80%左右，维持排汽压力14.7KPa以下；

b）若两台循环泵运行，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。

若无备用泵时，应首先检查并确认跳闸泵的电气及机械部分无明显异常后，可强投一次跳闸泵否则应立即减负荷至50%额定负荷，维持排汽压力在14.7KPa以下；

c）若循环泵电源中断，三台泵均停运时，应立即按破坏真空紧急停机处理，汽管道至凝汽器疏水。

厂用电恢复后，先关闭凝汽器循环水入口门，后启动循环泵，待低压缸排汽温度降至50℃以下时，再开启凝汽器循环水入口门，

向凝汽器通水；

d）若因循环水泵入口滤网堵或水塔水位低造成循环水量减少，应立即清理滤网或向水塔补水。

2）水环式真空泵工作失常：

a）若运行泵跳闸，备用泵未联动，应立即手操启动；

b）若分离水箱水位过低，应查找原因，补水至正常水位；

c）若真空泵出口密封水温度升高，应开大密封水冷却器冷却水门调整至正常。

3）凝汽器热井水位高：

a）若运行凝结泵跳闸，备用泵未联动时，应立即手操启动；

b）凝汽器热井水位调节阀自动失灵时，应立即解除自动，手动调整，并检查开启凝汽器热井至凝结水贮水箱放水门CS×

35，使凝汽器水位恢复正常；

c）若凝汽器铜管大量泄漏，化学化验凝结水硬度大于2.0umol/L时，应

汇报教练员，减负荷至50～60%，停止半侧凝汽器运行，进行查漏，开启#5低加出口门前放水门，将部分凝结水排地沟并加强补水，凝汽器查漏期间应注意#3、

#4轴承振动、油温和轴承金属温度；

d）凝结泵入口滤网堵塞，应启动备用泵，停止故障泵，并将故障泵解列隔离进行清扫。

4）轴封系统工作失常：

a）若溢流站调节失灵，应手动调整维持正常的轴封母管压力，母管压力维持不住时，立即开启备用汽源供汽门；

b）若为小机漏真空引起，应检查小机轴封供汽及负压部分，如密封水回水门开度、排汽蝶阀等，无法恢复时，关闭排汽蝶阀，停止小机并及时给排汽蝶阀供密封水，节流密封水回水门，以维持主机真空。

轴向位移增大

1）轴向位移指示增大。

2）推力轴承金属温度升高。

3）机组声音异常，振动增大。

4）调节级压力、监视段压力升高。

1）发现轴向位移增大，立即检查推力瓦块温度、回油温度、胀差与各监视段压力，注意机组振动与机内声音，采取措施，汇报值长，降负荷使各参数恢复至正常。

2）若主、再热蒸汽参数降低，引起机组过负荷时，应及时调整锅炉燃烧，恢复参数，并适当减少机组负荷。

3）若真空下降，应立即查找原因恢复真空值，否则，按真空下降事故处理规定减负荷，直至凝汽器真空、轴向位移及各监视段压力恢复正常值。

4）汽轮机叶片结垢，应汇报教练员，降低机组出力，使轴向位移及各监视段压力恢复正常。

5）汽轮机发生水击时，应立即破坏真空紧急停机。

6）当轴向位移增大到+0.6mm或-1.05mm时发出报警信号，并伴有不正常或剧烈振动，应立即破坏真空紧急停机。

当轴向位移增大至+1.2mm或-1.65mm时，轴向位移保护动作自动停机，否则，应立即手动紧急停机。

汽轮机超速

现象：

1）发电机负荷到零，机组声音异常。

2）转速上升至危急保安器动作值而不跳闸，转速继续上升，几块转速表均显示升高。

3）主油泵出口油压升高。

4）机组振动增大。

1）甩负荷后，若