汽轮机的事故处理

1

事故处理原则

1.1发生故障时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危胁，找出发生故障的原 因，消除故障，同时应注意保持非故障设备的继续运行，必要时设法增加非故障 设备的负荷，以保证用户正常供电。

在处理事故过程中，运行人员应保证厂用电的照常供电。

为了完成上述任务，运行人员必须坚守岗位，集中全部精力来保持设备的正 常运行，消除所有的不正常情况，正确迅速地执行上级命令。

1.2机组发生故障时，运行人员一般应按照下述方法顺序进行工作，消除故障： 1.2.1 根据仪表的指示和机组外部的象征，判定设备已发生故障部位及原因。 1.2.2 迅速消除对人身和设备的危胁，必要时应立即解列发生故障的设备。 1.2.3 1.2.4

迅速查清故障的性质、发生地点损伤的范围。 保证所有未受损害的机组能正常运行。

1.2.5消除故障的每一阶段都需要尽可能地报告值长和分场主任，以便及时采取 更正确的对策防止故障蔓延。

1.3消除故障时，动作应当迅速、正确，但不应急躁、慌张，否则不但不能消除 故障，反而更使故障扩大。在处理故障时接到命令应复诵一遍，如果没有听懂， 应反复问清。命令执行后，应迅速向发令者报告。

1.4运行班长在处理事故时受值长的领导，但在集控班组所管辖的范围内，工作 完全独立。

发生故障时，班长应迅速参加消灭故障的工作，并尽可能首先通知值长，同 时将自己所米取的措施报告值长和分场主任。值长的所有命令班长必须听从（威 胁设备、人身安全除外）。 1.5在现场设备发生故障时， 发电分场主任或副主任应给予运行人员必要的指示, 但这些指示不应和值长的命令相抵触。

1.6从机组发生故障起直到消除故障、机组恢复正常状态为止，值班运行人员不 得擅自离开工作岗位。假如故障发生在交接班的时间，应延迟交接，交班的运行 人员应继续工作，并在接班人员协助下，消除故障，直到机组恢复正常运行状态 或接到值长关于接班的命令为止。 1.7 禁止与消除故障无关的人员停留在发生故障的地点。

1.8班长在机组发生故障时对所属值班员发布的命令，应以值班员不离开原岗位 地点就能执行为原则，并使值班员能兼顾到原来岗位工作和继续监视主要仪表指 示的情况。

1.9运行人员发现自己不了解的现象时，必须迅速报告班长，共同实地观察研究 查清，当发生本规程没有规定的故障象征时，运行人员必须根据自己的知识和判 断，主动采取对策，并尽可能迅速把故障情况通知班长。

1.10故障消除后，班长应将所观察到的现象、故障发展的过程和时间，所采取 的消除故障的措施，正确的记录在班长运行记录簿上，司机也应同时将机组故障 的情况和经过记录在司机运行记录簿上。

2 主机部分事故处理

2.1在下列情况下，紧急故障停机

2.1.1 2.1.2

汽轮机转速超过危急保安器动作转速，而危急保安器拒绝动作时。 汽轮机组突然发生强烈振动。

2.1.3 2.1.4 2.1.5

清楚听出汽轮机内部发出金属摩擦声。 水冲击。

轴封处发生火花。

75C或任一推力瓦块

2.1.6汽轮发电机组任一轴承断油或回油温度急剧升高超过 温度突然上升，超过 90 C。 2.1.7

轴承内冒烟。

2.1.8 油系统着火，并且不能很快扑灭时。 2.1.9 主油箱油位突然降至最低油位以下。

2.1.10 转子轴向位移达1.4毫米，推力瓦块温度急剧升高。 2.1.11 2.1.12

润滑油压降至0.06〜0.07MPa，处理无效时。 发电机内冒烟或氢冷发电机内部爆炸。

2.2 在下列情况下，故障停机

2.2.1 DEH系统失灵，无法增减负荷或不能维持空负荷运行，经值长同意需停机 处理时。 2.2.2 主蒸汽管道法兰处强烈喷泄蒸汽。 2.2.3 2.2.4 2.2.5

主蒸汽温度低于 460 C。

主蒸汽温度在545〜550 C之间连续运行15分钟不能恢复时。 主蒸汽温度超过 550C,达到551 T时。

2.2.6 真空降至60KPa负荷减至零仍不能恢复时。 2.2.7 当转子和汽缸相对膨胀差超过+3或—1毫米时。 2.2.8 EH 系统油压下降至 9.2 Mpa，无法恢复时。 2.2.9 EH 油箱油位下降至 200mm处理无效时。

2.3 紧急故障停机操作步骤

2.3.1 室内或室外打闸停机，检查自动主汽门、调速汽门、水压逆止门应全关，

负荷到零后，手动发电机解列按钮， 若发电机没解列时， 立即电话联系电气解列。 2.3.2 2.3.3 2.3.4 2.3.5 2.3.6 2.3.7

起动交流润滑油泵。

开启真空破坏门，停止射水泵。

停止对外供汽及三级抽汽，调整轴封供汽。

开启凝结水再循环门，关闭#1低加入口门，停止收能器。 关闭电动主汽门。 其它同正常停机。

2.4故障停机操作步骤

2.4.1减负荷到零后，停止射水泵，开启真空破坏门，适当降低机组真空，真空降至 66.7kpa后,室内或室外打闸停机,检查自动主汽门、调速汽门与水压抽汽逆止门应全 关。

2.4.2 向主控发出“注意”“机器危险”信号，联系电气将发电机与系统解列 243启动交流润滑油泵。

2.4.4停止对外供汽及三级抽汽，调整轴封供汽。

2.4.5开启凝结水再循环门，关闭1号低加入口门，停止收能器。 2.4.6关闭电动主汽门。 2.4.7其它操作同正常停机。

2.5 蒸汽参数偏离额定值

2.5.1主汽压力超过9.02MPa时，联系锅炉注意汽压升高，达 炉降压，9.22MPa时，联系锅 超过9.22MPa时，请示值长迅速减负荷故障停机。

2.5.2 主汽压力低于8.24MPa时，适当降低负荷，使监视段压力不超过极限值。 2.5.3 主汽温度超过 540 C时应： 2.5.3.1 主汽温度达 541 T时，联系锅炉降低汽温。 2.5.3.2 主汽温度达 545 C时，再次联系锅炉降温，并报告值长 2.5.3.3 主汽温度在545〜550 C之间允许连续运行十五分钟，全年累计不超过 二十小时

2.5.3.4 主汽温度超过 545 C时，每升高1C减负荷 20MVy 550 C时负荷减至零 2.5.3.5 主汽温度在545〜550 C之间连续运行超过十五分钟时，请示值长迅速减 负荷到零故障停机。

2.5.3.6 主汽温度达551 T时，立即发出“注意”机器危险信号故障停机。 2.5.4 主汽温度降低到525 C以下时，立即联系锅炉恢复汽温，降低到

510 C以下时，开始减负荷，并开启导管、本体（前后）、#2、4调速汽门疏 水门。 2.5.5 汽温汽压下降

继续下降至2.5.5.1 汽压正常，汽温下降至520C,再次联系锅炉恢复正常,

510 °C， 应报告值长，并按下表减负荷， 460 C以下故障停机。 汽温C 下 510 505 500 495 490 485 480 475 470 465 460 460以 80 70 60 50 40 30 20 10 0 停机 负荷MW 100 90 2.5.5.2 汽温正常，汽压下降至8.24MPa寸应联系锅炉恢复正常，下降至 8.24MPa以下 时，

应报告值长，并按下表减负荷， 5.79MPa以下故障停机。 汽压MPa 负荷MW 8.24 100 7.75 80 7.26 60 6.77 40 6.28 20 5.79 5.79以下 0 停机 2.5.6主蒸汽参数变化处理时，汽压以自动主汽门前为准，汽温以混合温度为准，如 单管温度急剧下降 50C以上，应以单管温度为准， 对照混合温度，进行故障停机。 2.5.7 汽温、汽压、真空同时下降，减负荷数值为各自减负荷值之和。

2.6真空下降

2.6.1发现凝汽器真空下降时，应迅速检查弹簧管真空表与排汽室温度表，确认 真空下降后，

应迅速查找原因，及时处理，并报告班长 2.6.2 2.6.2.1 262.2 262.3 262.4 262.5

真空急剧下降时，应立即检查下列各部位： 凝汽器循环水出口虹吸。 射水泵电流与压力。 轴封供汽压力。 真空破坏门。 低加水封放水门。

262.6 凝汽器热水井放水门。

2.6.3 凝汽器真空缓慢下降时，应检查下列部位： 2.6.3.1 2.6.3.2 2.6.3.3 2.6.3.4 2.6.3.5 2.6.3.6 2.6.3.7 2.6.3.8

凝汽器循环水入出口温度。 射水箱水位、水温。 射水泵电流与压力。

凝结水泵电流与压力，凝汽器水位。 轴封供汽压力。

低加水位。

真空系统空气门，汽水门及其法兰是否严密。 真空破坏门。

2.6.3.9 热水井放水门。

2.6.3.10 轴封加热器水位、真空。 2.6.4

真空下降时按下表减负荷：

86.7 100 84 80 81.3 60 78.7 40 76 20 73.3 10 66.7 0 60 停机 真空KPa 负荷MW 2.6.5 真空降至66.7KPa以下高于60KPa时，允许运行三十分钟。

2.6.6真空降落时，在下列情况下，允许机组暂时带下降后真空所对应的负荷运 行，但应在最短时间内恢复真空至正常值：

2.6.6.1 真空维持一定数值不再下降。 2.6.6.2 机组振动正常。 2.6.6.3 轴承温度正常。

2.6.6.4 监视段压力在规定范围内。 2.6.6.5 排汽温度在规定范围内。 2.6.6.6 轴封无摩擦。

2.7 甩负荷

2.7.1 发电机突然甩负荷到零，出口油开关跳闸与电网解列

其象征是：功率表指示到零，保护动作，自动主汽门、调速汽门、各级抽汽 逆止门关闭，监视段压力到零，转速升高后下降，此时应： 2.7.1.1 2.7.1.2 2.7.1.3 2.7.1.4

起动调速油泵，断开自动主汽门联锁开关。 转速降至3000转/分，重新挂闸投入 GW空制，设定目标转速 3000转/ 停止对外供汽及三级抽汽。

调整轴封供汽量（如单机运行时应倒轴封为备用汽源带

分，将汽轮机保持 3000转/分运行。

）。

2.7.1.5 开启凝结水再循环门，关小 1号低加入口门，停止收能器，保持凝汽器

水位。 2.7.1.6 低加疏水导凝汽器，停止疏水泵。 2.7.1.7 停止高压加热器。 2.7.1.8 注意检查轴向位移、胀差、推力瓦温度、振动、机组声音，氢压和密 封油压的变化。

2.7.1.9 当胀差出现负值时，向前轴封送入新蒸汽，关闭轴封漏汽至七级抽汽截 门，将胀差调整至正值或接近正值。

2.7.1.10 全面检查一切正常后，向主控发出“注意” “已准备”好信号。 2.7.2 发电机突然甩负荷到零，出口油开关跳闸与电网解列时，如主汽门调速 汽门未联动关闭应立即打闸停机，汇报、请示值长是否恢复机组运行，如恢复运 行其它操作同2.7.1。 2.7.3 保护装置动作，甩负荷到零，发电机未解列时，应进行下列检查与操作： 2.7.3.1 检查轴向位移、低真空、低油压、振动保护装置及 DEF系统油压、油温、 油位跳机保护动作情况，若动作正确，应按事故停机处理。

2.7.3.2 如保护误动，立即报告值长，与值长一同看后，则应立即断开保护开关， 重新挂闸投入 GV空制，设定目标转速 3000转/分，开启自动主汽门与调速汽门， 恢复汽轮机正常运行。 2.7.3.3 汽轮机无蒸汽运行不得超过三分钟，否则应解列。 2.7.3.4 通知热工检查保护装置。

2.8

2.8.1 2.8.1.1 2.8.1.2

水冲击

汽轮机水击的主要象征：

主汽温度急剧下降 50 C以上。 主汽压力摆动。

2.8.1.3 主汽管法兰、轴封、汽缸结合面冒出白色湿汽或溅出水点。 2.8.1.4 清楚听出蒸汽管内有冲击声。 2.8.1.5 推力瓦块温度和轴承回油温度升高。 2.8.1.6 机组振动逐渐剧烈，机组内部发出金属噪音和冲击声。 2.8.2 汽轮机发生水冲击时，立即破坏真空紧急停机，全开本体、导管、电动 主汽门前及主蒸汽管道疏水。 2.8.3 凡因水冲击紧急停机时应： 2.8.3.1 正确记录惰走时间及惰走时真空的变化。 2.8.3.2 惰走时仔细倾听汽机内部声音。 2.833 检查推力瓦块及回油温度。 2.8.3.4 记录轴向位移数值。 2.8.4汽轮机发生水击后，检查各部若正常，可恢复运行，但需加强主蒸汽管道 及汽机疏水，注意机组振动及倾听内部声音，若重新启动时转动部分发生磨擦或 内部有异音，应立即停机，检查内部。

2.8.5若在汽轮机水击时，推力瓦块温度或轴承的出口油温升高，轴向位移超过

1.4毫米，或惰走时间较正常缩短 ，必须停机检查推力轴承， 并根据推力轴承状态, 决定汽机是否解体检查。 2.8.6 为了防止汽机发生水击应：

2.8.6.1 当蒸汽温度和压力不稳定及锅炉水位异常升高时，要特别加强对设备的 监视。 2.8.6.2 加热器水管破裂时，应迅速关闭抽汽逆止门与加热汽门，停止加热器。

2.863 2.864 假设水通过不严密的抽汽逆止门进入汽轮机时，应迅速停机。 起机时应注意正确的暖管与疏水。

2.9 转子轴向位移增大

2.9.1 发现转子轴向位移逐渐增大时 ,应特别注意推力瓦块温度 ,推力轴承回油 温度，并经常检查和倾听汽轮机运行情况和内部声音 ，注意振动有无增加. 2.9.2 轴向位移超过+1毫米时,应： 2.9.2.1 2.9.2.2

迅速减负荷，使轴向位移至+1毫米以内。 检查推力瓦块和推力轴承回油温度。

2.9.2.3 注意机组振动，倾听机组内部及轴封处摩擦声，报告班长。 2.9.2.4 如果轴向位移增大并伴随不正常的声响、噪音和振动，在空负荷下超 过1.4毫米时，应破坏真空紧急停机。

2.10 机组不正常的振动和异音

2.10.1 机组突然发生强裂振动或发出清楚的金属磨擦声音时，应破坏真空紧急 停机。 2.10.2 在负荷变动情况下，机组发生不甚强烈的振动时或可疑声音，应降低负 荷直到振动消除时为止，同时检查： 2.10.2.1 润滑油压是否正常。 2.10.2.2 轴承入口油温是否正常。 2.10.2.3 主汽温度是否正常。 2.10.2.4 机组热膨胀是否正常。 2.10.3 若机组振动轴向位移增加引起的，应迅速降低负荷，使轴向位移减少到 振动消除为止。若降低负荷无效，并伴随着不正常声音时，则应故障停机。 2.10.4 若汽轮机组解除励磁振动消失，提升电压振动增加，则振动为电气方面 原因，应通知电气处理。

2.10.5 汽轮机转子冲动后，在两端轴封处或通流部分听出清晰的磨擦声应停止 启动。 2.10.6 机组启动过程中，在 1200转/分以下，轴承振动超过 0.03m m,通过临界 转速时，轴承振动超过 0.10mm或相对轴振动值超过 0.260mm,应立即打闸停机，严 禁强行通过临界转速或降速暖机。

2.10.7 机组运行中要求轴承振动不超过 0.03mm或相对轴振动不超过0.080mm超过时 应设法消除，当相对轴振动大于0.260mn应立即打闸停机；当轴承振动变化土 0.015mn或 相对轴振动变化土 0.05mm应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm应立即打 闸停机。 2.10.8 运行中汽轮机叶片损坏和脱落的象征是： 2.10.8.1 通流部分发出不同程度的冲击声。 2.10.8.2 机组振动增加。 2.10.8.3 监视段压力升高，但负荷没变或减少。 2.10.8.4 如末级叶片断落，凝汽器铜管被打坏，会出现凝结水硬度急剧升高或 凝结水流量增加的象征。

上述现象，事故时不一定同时出现，因此运行中听到通流部分发出清晰的金 属响声或声音不正常时，同时机组剧裂振动时，应破坏真空停机。

2.11 油系统工作失常

2.11.1 调速油压与润滑油压同时下降时，应迅速启动调速油泵恢复油压，并检 查主油泵工作是否正常，如主油泵有异音并越来越大时，应迅速破坏真空紧急停 机，并报告班长。 2.11.2 油箱油位与油压同时下降时，应检查： 2.11.2.1

油管是否破裂，油系统法兰是否漏油。

2.11.2.2 开启冷油器水侧出口放空气门，检查水中有无油花，若冷油器铜管漏 泄，应请示值长，单台冷油器运行，停止漏泄冷油器，并向油箱补油。 2.11.3 主油箱油位下降，油压不变，应检查下列各项： 2.11.3.1 2.11.3.2 2.11.3.3 2.11.3.4 2.11.3.5

事故放油门与油箱放水门是否严密。 冷油器铜管是否漏油。 各轴承回油管是否漏油。

调速油泵与润滑油泵法兰是否漏油。 密封油箱是否满油，发电机是否进油。

2.11.3.6 漏油无法消除时，开启辅助油箱至主油箱补油门，向主油箱补油，起 动交流润滑油泵，故障停机。 2.11.4 油压降低，油位不变，一般是压力油漏到油箱中去或主油泵吸入侧滤网 堵塞，此时应： 2.11.4.1 2.11.4.2 2.11.4.3 2.11.4.4

启动调速油泵，将油压恢复正常。 检查主油泵和溢油伐是否正常。 润滑油泵出口逆止门是否严密。 油箱回油是否增加。

2.11.5 一个或几个轴承油量减少，出口油温急剧升高，超过极限或轴承断油冒 烟时，应手动危急保安器，破坏真空紧急停机。 2.11.6 各轴承温度普遍升高时，应开大冷油器冷却水门，并检查滤过网是否堵 塞。 2.11.7 在启动汽轮机过程中，若调速油泵发生故障，则应迅速起动润滑油泵停 机。若主油泵已接近工作转速，应迅速提升转速至额定转速。 2.11.8 汽轮机运行中油系统着火时应： 2.11.8.1

采取有效措施迅速灭火，保证机组安全。

2.11.8.2 火灾不能立即扑灭，直接威胁机组安全时，应破坏真空停机，停机时 起动润滑油泵，严禁起动调速油泵运行。 2.11.8.3 火灾无法控制或危急油箱时，应立即开启事故放油门，并通知电气， 排除发电机氢气。 2.11.8.4

切断电气设备电源。

2.12 失火

2.12.1 汽机室内失火，尚未延及机组设备和油管时应： 2.12.1.1

迅速通知消防队，值长及分场主任。

2.12.1.2 在消防队没有到来之前，应立即使用消防设备灭火，失火地点有电线 时，必须先切断电源。

2.12.1.3 设法防止火灾蔓延，在火灾威胁机组安全时，取得班、值长的同意， 故障停机。

2.12.1.4 司机必须坚守岗位，加强对机组的监视，司机处理火灾的范围，仅限 于直接管辖的机组。

2.12.2 在各种情况下灭火方法：

2.12.2.1 未浸油类物质着火时，可用沙子、水和泡沫灭火剂灭火。 2.12.2.2 浸有油类物质着火时，可用沙子及泡沫灭火剂灭火。

2.12.2.3 油箱和油管路着火时，应用泡沫灭火剂或湿雨布灭火，不许用水或沙 子，火势严重威胁机组安全时，可故障停机；火势严重威胁油箱安全时，可将油 箱油排出，破坏真空紧急停机。 2.12.2.4 带电的电动机线圈或电线、电缆着火时，应先切断电源，然后灭火， 但不许使用沙子。

2.12.3 发电机爆炸时应： 2.12.3.1 立即打闸停机，同时手动解列按钮，破坏真空。 2.12.3.2 起动调速油泵。 2.12.3.3 待发电机解列去掉励磁后，立即联系电气向发电机内充二氧化碳。 2.12.3.4 转速降至500转/分时，重新挂闸投入 GV空制，设定目标转速，恢复 真空，保持机组300转/分运行，火灾消除后，接到值长的通知后停止汽轮机。 2.12.4 励磁机着火或冒烟时，应立即通知主控换备用励磁机，联系值长适当减 少负荷，确认励磁全部去掉后，用四氯化碳灭火剂灭火，如火不能很快扑灭时或 主控通知停机时，可破坏真空停机。

2.13 厂用电全停

2.13.1 厂用电全停的象征是：照明熄灭（事故照明除外），现场声音变静，交 流电动机全停，电流到零，循环水水压到零，真空下降，凝汽器水位升高， EH由 泵跳闸，DEF保护动作，机组跳闸，主汽门、调速汽门全关，此时应： 2.13.1.1 投入直流密封油泵。 2.13.1.2 发电机负荷到零后向电气发出“注意”“机器危险”信号通知电气解 列发电机，注意发电机无蒸汽运行不得超过 3分钟。 2.13.1.3 起动直流润滑油泵，开启真空破坏门。 2.13.1.4 注意机组胀差、轴向位移、冷油器出口油温、发电机氢温及油压变化 并及时调整。 2.13.1.5 断开所有交流电动机操作开关和联锁。 2.13.1.6 维持空氢侧直流密封油泵正常运行。 2.13.1.7 关闭所有倒转泵出口门。 2.13.1.8 其它操作同正常停机操作。 2.13.1.9 注意电源恢复后，立即启动设备。 2.13.1.10

做好记录，报告班长。

2.14周波及负荷急剧变化

2.14.1 周率变化

2.14.1.1 汽轮机不允许周率超出 50 ± 0.5赫芝的情况下运行，否则应迅速联系主 控将周率恢复正常；若被迫在低周率下运行时，应检查 ：

a轴向位移是否增大。

b推力瓦块温度与推力轴承回油温度是否升高。

c机组振动情况。

d及时倾听机组声音，发现问题立即采取措施。

2.14.1.2 若周率下降影响主油泵工作，已威胁机组正常运行时，则应投入调速 油泵，保持调速油压与润滑油压正常。 2.14.1.3 周率下降时应注意各泵电机电流变化，如超过额定值致使电机过热出 现异常情况，及时报告班长采取措施。 2.14.2 负荷骤然升高 2.14.2.1 负荷骤然升高时应：

a迅速检查调速汽门位置并校对功率表，若负荷确实超过规定值，及时调整 负荷至正常。 b检查推力瓦块温度与回油温度。

c倾听机组内部声音及检查振动情况，汽温、汽压、油温及真空是否正常； d检查凝汽器与加热器水位是否正常。 e轴向位移与胀差应正常。

2.15 汽轮机严重超速

2.15.1 汽轮机转速超过危急保安器动作转速，继续上升的象征是： 2.15.1.1 转速表与周波表指示升咼。 2.15.1.2 机组发出不正常的声音。 2.15.1.3 调速油压升高。 2.15.1.4 机组振动增大。 2.15.2

处理方法

2.15.2.1 立即打闸停机，全开真空破坏门。 2.15.2.2 迅速检查自动主汽门，调速汽门，抽汽逆止门应严密关闭，如转速仍 有上升趋势，应立即关闭电动主汽门、各级抽汽截门。

2.15.2.3 起动交流润滑油泵，查清原因并消除后，方可重新启动。

2.16 管道故障

2.16.1 主蒸汽管道破裂及故障时应： 2.16.1.1 迅速查明破裂和故障点。

2.16.1.2 采取一切办法，切断故障管道，并注意人身安全。 2.16.1.3 若管道破裂威胁机组安全运行时，应破坏真空停机。 2.16.1.4 开启汽机室窗户放掉蒸汽。

2.16.2 主蒸汽管法兰结合面盘根损坏时应： 2.16.2.1 设法减少蒸汽的漏泄。 2.16.2.2 如强烈喷泄蒸汽时，应隔断发生漏泄的管道，在现场有蒸汽聚集时， 应开启周围的窗户。 2.16.2.3 故障管路不能迅速隔开，且汽管法兰损坏程度足以威胁机组安全运行 时，应立即停机。

2.16.3 凝结水管路发生故障时应： 2.16.3.1 切断故障管路。 2.16.3.2 如影响除氧器供水时，则应迅速减负荷，将凝结水排入地沟。 2.16.3.3 如故障段不能切除，影响机组安全运行时，应故障停机。

2.16.4 抽汽管道破裂时应： 2.16.4.1 迅速关闭抽汽逆止门，切断故障管路。 2.16.4.2 若关闭抽汽逆止门仍不能切断时（如逆止门前至汽轮机一段管路）应 减少负荷至漏泄消除为止，并立即通知检修处理。 2.1643 如故障部分不能切除，威胁机组安全运行时，应立即停机。 2.16.5 为防止抽汽管路故障，长期备用管路投入前，必须进行疏水暖管，将管 路疏水全部排除，为此首先开启逆止门前后疏水门，直到疏水全部排除为止。 2.16.6 循环水管路破裂时，应切换运行方式，隔断故障管路，必要时凝汽器可 半侧运行，要加强监视冷油器出口油温和发电机氢温，若循环水量不能维持机组 真空，应降低负荷或停机。

2.17 发电机氢气系统失常

2.17.1 发电机氢压下降时应： 2.17.1.1 立即汇报值长，通知电气查找及消除漏泄点。 2.17.1.2 检查密封油泵或三级注油器工作是否正常。 2.17.1.3 检查发电机空、氢侧密封油压是否正常。 2.17.1.4 检查密封油箱油位是否正常。 2.17.1.5 检查排污门及排氢门是否误开。 2.17.1.6 检查氢系统管道、法兰、发电机结合面等处是否漏泄。 2.17.1.7 根据漏泄原因采取相应措施及时消除，并及时进行补氢。 2.17.1.8 如漏氢处难以消除时，请示值长降氢压运行。具体数值按值长指示执 行，并及时补氢维持改变后的氢压数值。 2.17.1.9 在氢压下降过程中，应严密监视氢压变化情况，并及时报告值长、电 气。 2.17.1.10 严禁现场明火，防止氢气爆炸。

2.17.1.11 漏氢严重无法消除时，请示值长减负荷故障停机，通知电气来人向发 电机内充二氧化碳排氢。

2.18 EH系统故障

2.18.1 EH 系统油压下降

2.18.1.1 EH 系统油压下降的原因： a EH油管路故障，堵塞或漏泄。 b EH油泵故障或出口滤网堵塞。 c表计失灵或不准。 d溢流阀误动作。 e蓄能器泄漏。

2.18.1.2 EH 系统油压下降的处理：

a迅速查明故障原因，及时消除，如备用 EH油泵联动失灵时，迅速启动备用 油泵防止机组跳闸。

b如EH油压下降至9.2 Mpa无法恢复时，汇报值长，故障停机。 2.18.2 EH系统油箱油位下降

2.18.2.1 EH系统油箱油位下降的原因： a EH油管路、法兰、阀门泄漏。

EH

b蓄能器泄漏。

c EH油冷却器管束漏泄。

2.18.2.2 EH 系统油箱油位下降的处理：

a应立即查明原因，设法隔断漏泄部位，及时消除，并及时汇报值长。

b油箱油位降至430 mm时，应及时通知调速班补油，防止因油位低而使机组跳 闸。 2.18.3 EH系统油压、油位同时下降

2.18.3.1 EH系统油压、油位同时下降的原因： a EH油管路、法兰、阀门呲开。 b蓄能器泄漏。

2.18.3.2 EH系统油压、油位同时下降的处理： a应立即查明下降原因，参照油压下降与油位下降的处理，设法隔断漏泄部位， 及时消除，并及时汇报值长。

2.19 DCS系统故障:

2.19.1汽机操作员站死机的现象及处理： 2.19.1.1

现象：

a屏幕上数据不更新,保持数据不动。 b右上角时间不动。 c左上角报警条不动。 d键盘和鼠标操作失灵。 2.19.1.2

处理

a立即联系热工人员处理，重新启动操作员站。

b可用锅炉操作员站共同监视调整，如热工人员在场，在热工人员许可下也可用工 程师站操作，必要时可就地手动进行调整，尽量减少操作量 ，保持稳定运行。

c加强对室内外各参数及机组全面检查。

d汽机操作员站重新启动后，恢复正常操作。 e做好记录，汇报班长、值长。 2.19.2汽机操作员站掉电现象及处理 2.19.2.1

现象

a屏幕出现黑屏。

b键盘及鼠标操作失灵。 2.19.2.2

处理

a立即联系热工人员处理，重新启动操作员站。

b可用锅炉操作员站共同监视调整，如热工人员在场，在热工人员许可下也可用工 程师站操作，必要时可就地手动进行调整，尽量减少操作量 ，保持稳定运行。

c加强对室内外各参数及机组全面检查。

d汽机操作员站重新启动后，恢复正常操作。 e做好记录，汇报班长、值长。 2.19.3 I/O 2.19.3.1

站掉电及通讯失败 现象

a屏幕上所有数据不更新，保持数据不动。

b出现“ * ”显示。 2.19.3.2

处理

a立即联系热工人员进行处理。

b各参数的调节就地进行调节，尽量减少操作量。

c注意监视室内其它表计和室外就地表计的变化，维持机组的正常运行。 d若短时间内不能恢复,同时TSI装置失灵,应请求值长故障停机。

e I/O站重新启动或通讯恢复正常后，恢复正常调节运行＜ f加强对机组的全面检查，汇报值长、班长。

2.19.4部分I/O站掉电及通讯失败的现象及处理 2.19.4.1 现象

a部分参数不更新。 b出现“ * ”显示。 2.19.4.2 处理

a立即联系热工人员处理。

b加强对失灵参数的监视，以室内外立盘及就地参数为准 c将有关参数的调节改为就地调节。

d I/O站重新启动或通讯正常后,恢复正常运行。 e作好记录，汇报班长、值长。

3 3.1

辅助设备的事故处理

在下列情况下，紧急停止故障泵，起动备用泵

3.1.1 水泵水轮损坏，泵内发出明显的冲击声和磨擦声 3.1.2 水泵轴瓦冒烟或着火。 3.1.3 水泵或轴承发生强裂振动。 3.1.4 电动机冒烟或电流指示超过红线。 3.1.5 电动机电源断相或放炮。

3.2

3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4 3.2.5

在下列情况下，迅速起动备用泵，停止故障泵

轴承温度超过80 C。

轴承有异音，同时温度升高。

水泵盘根冒烟或漏水严重处理无效时 水泵或电机振动超过极限值。 电动机外皮温度超过 75 C。

3.3凝结水泵落水

3.3.1 象征

3.3.1.1 电流及压力下降。 3.3.1.2 凝汽器水位升高。 3.3.2 处理

3.3.2.1 3.3.2.2 加大盘根密封水量。 全关#1低加入口门，观察水泵是否恢复正常，否则停泵重新起动或 启动备用泵。

3.4凝汽器铜管破裂或胀口不严

3.4.1 象征

3.4.1.1 凝汽器水位升高，凝结水硬度和过冷度增大 3.4.1.2 342 处理 3.4.2.1 342.2 342.3

将凝汽器改为半侧运行，查找漏泄部位。

凝结水不合格时，可根据化学值班员意见排向大地。 漏泄严重时请求停机处理。

流量增加，凝结水泵电流和压力增高。

3.5凝汽器水位升高

3.5.1 象征

3.5.1.1 凝结水泵电流与压力升高，凝结水过冷度增大。 3.5.1.2 严重时真空逐渐下降。 3.5.2 处理

3.5.2.1 检查凝结水再循环门及凝汽器补水门是否误开或开度过大。

3.5.2.2 检查备用凝结水泵出口逆止门是否卡涩或损坏，卡涩或损坏时，应关闭 泵出口门。 3.5.2.3 检查运行凝结水泵是否正常，若泵出口压力增大，电流下降，须检查凝 结水系统各截门是否误关。

3.6

3.6.1 3.6.2 3.6.3 3.6.4 3.6.5

凝汽器循环水出入口温度差升高时应

检查循环水出口虹吸是否正常。

检查循环水入口压力是否正常 ，如入口堵塞，应及时进行半侧清扫。 联系泵站，检查循环水泵运行是否正常。 调整循环水出口门开度。 报告班长。

3.7循环水虹吸破坏

3.7.1 象征

3.7.1.1 出口虹吸瞬间增大，后又逐渐回到零。 3.7.1.2 循环水入口压力比正常升高。 3.7.2 处理

3.7.2.1 立即关小循环水出口门，使虹吸恢复原数值或小于原数值。

3.7.2.2 必要时应增加循环水泵的运行台数，开启循环水出口放空气门，放尽空 气后关闭。 3.7.2.3 如循环水出口管漏泄，应将循环水出口保持微正压运行，联系检修处理 漏泄处。

3.8低压加热器铜管破裂

3.8.1 象征：

3.8.1.1 加热器汽侧压力升高，水位升高。 3.8.1.2 满水时抽汽压力摆动。 3.8.2 处理

3.8.2.1 报告班长和司机。 3.822 3.823 3.8.2.4

开启低加凝结水旁路门。 关闭空气门和加热汽门。

关闭入出口水门，停止低压加热器

3.9高压加热器钢管破裂

3.9.1 象征

3.9.1.1 水位及汽侧压力升高。

3.9.1.2 严重满水时抽汽管有水击声。 3.9.2 处理

3.9.2.1 检查保护装置是否动作，如保护装置拒绝动作时，应立即手动打跳。 3.9.2.2 迅速关闭抽汽逆止门，加热汽门，停止加热器。

3.9.2.3 全开高加旁路水门，全关 1号高加入口水门和 2号高加出口水门。

3.10

3.10.1 3.10.2 3.10.3

高加疏水调整门自动调整失灵应

立即切换为电动调整。

电动调整失灵时，通知付司机手动调整水位，同时联系热工处理。 如手动也无法保持水位时，应停止高加运行。

3.11

3.11.1 3.11.2

射水泵或凝结水泵盘根发热或冒烟时应

适当调整盘根冷却水量。 适当调整盘根压盖间隙。

3.12

3.12.1 3.12.2 3.12.3

射水泵与凝结水泵盘根喷水时应

适当调整盘根水量。

适当压紧盘根压盖，勿紧偏斜。

注意盘根喷出的水，防止进入轴瓦和电机。

3.13

3.13.1 3.13.2

水泵轴承发热时应

检查振动是否正常，轴承是否漏油，油质是否良好，油量是否充足。 处理无效时，起动备用泵，停止故障泵。

3.14 水泵叶轮损坏

3.14.1 象征

3.14.1.1 出口压力下降或摆动。 3.14.1.2 电流升咼。

3.14.1.3 泵内有异音或磨擦声。 3.14.1.4 振动增大。 3.14.2 处理 3.14.2.1 3.14.2.2

立即停止故障泵，起动备用泵。 报告班长。

3.15 厂用电源中断

3.15.1 象征

3.15.1.1 运行泵出口压力和电流指示到零。 3.15.1.2 泵停止转动。 3.15.2 处理 3.15.2.1 3.15.2.2 3.15.2.3 3.15.2.4

立即投入备用泵，撤回运行泵操作开关。 无备用泵时，允许强投跳闸泵一次。

处理无效时，将泵处于备用状态，电源恢复后，立即起动。 报告班长。

3.16 给水泵事故处理

3.16.1 在下列情况下紧急停止给水泵 3.16.1.1 直接危害人身和设备安全时。 3.16.1.2 电动机内部冒烟或着火。

3.16.1.3 给水泵内部有清楚的磨擦声或发生强烈振动，电流不正常增大。 3.16.1.4 给水泵严重汽化。

3.16.1.5 轴承冒烟或轴承温度超过 75 C。 3.16.1.6 已达到跳泵条件而保护未动作。 3.16.2 紧急停止故障泵步骤

3.16.2.1 断开故障泵操作开关，起动辅助油泵，若离事故按扭近，可先手动事 故按扭，若油泵不联动，立即手动投入。 3.16.2.2 投入联动泵操作开关，正常后停止其辅助油泵。 3.16.2.3 注意故障泵是否倒转，然后全关出口门。 3.16.2.4 故障泵联锁切至解除位置，联动泵联锁投入联动位置。 3.16.2.5 报告班长。 3.16.3 在下列情况下，一般故障停泵 3.16.3.1 润滑油压降至0.07MPa以下时，起动辅助油泵，调整溢油阀或切换油 滤过网均无效，仍下降时。 3.16.3.2 电机风温超过75 C调整冷却水无效或电机内有烧焦气味时。 3.16.3.3 给不泵振动超过0.1毫米时。 3.16.3.4 轴向位移增大超过 1.5毫米，且平衡盘压力摆动很大时。

3.16.3.5 电流超过红线，且电机过热。 3.16.3.6 调速装置失灵，不能调节时。 3.16.4 一般故障停止给水泵操作步骤 3.16.4.1 迅速启动备用泵。 3.16.4.2 迅速停止故障泵。

3.16.5 运行中给水泵跳闸，备用泵自动投入运行时的操作步骤。

3.16.5.1 投入跳闸泵的辅助油泵操作开关。 3.16.5.2 投入联动泵的操作开关。 3.16.5.3 停止联动泵的辅助油泵。 3.16.5.4 断开跳闸泵操作开关。 3.16.5.5 将跳闸泵联锁切至解除位置，全关跳闸泵出口门。 3.16.5.6 将联动泵联锁投至联锁位置。 3.16.5.7 通知电气检查跳闸原因，并报告班长。 3.16.6 运行中给水泵跳闸，备用泵未联动时操作步骤： 3.16.6.1 立即投入跳闸泵辅助油泵。 3.16.6.2 迅速投入备用泵操作开关。 3.16.6.3 若备用泵投不上， 而跳闸泵无明显损坏象征时， 立即强投跳闸泵一次 3.16.6.4 如给水泵都投不上，应立即通知司炉，汇报班长、值长。 3.16.7 给水泵汽化 3.16.7.1 汽化原因

a 高压除氧器压力突然下降或水位过低。 b 给水泵入口滤过网堵塞或入口门柄脱落。 c 给水泵出力过小。 3.16.7.2 汽化象征

a 给水泵出口压力下降并摆动。 b 给水泵电流下降并摆动。

c 给水泵出现噪音、水击声、振动增大。 d 平衡盘压力摆动。 e 给水流量下降。 3.16.7.3 汽化处理步骤 a 投入汽化泵辅助油泵操作开关。 b 投入备用泵操作开关，断开其油泵操作开关。 c 断开汽化泵操作开关解除联锁。 d 投入备用泵联锁。 e

报告班长。

3.16.8 给水泵平衡盘工作失常 3.16.8.1 象征 a 出口压力及电流摆动，电流较正常值增大。 b 推力指示发生变化。 c 平衡盘有金属磨擦声，振动增大。 d 平衡盘压力摆动或不正常升高或降低。 3.16.8.2 处理：同给水泵汽化处理。 3.16.9 给水系统水压下降时应： 3.16.9.1 迅速起动备用泵。 3.16.9.2 检查运行泵和系统工作情况。 3.16.9.3 联系锅炉用水情况。

3.17 除氧器的事故处理：

3.17.1 除氧器水位升高 3.17.1.1 检查水位表计是否真实准确。 3.17.1.2 关小机补水门。 3.17.1.3 水箱满水时应全关机软化水补水门，开启水箱放水门放水，水位计见 水后，关闭放水门，重新开启机补水门保持正常水位。 3.17.2 除氧器水位下降 3.17.2.1 检查水位表计是否真实准确。

3.17.2.2 迅速开大机补水门，必要时联系化学值班员加大软化水流量、开启机 补水旁路门，3号机还可开启补水至凝汽器甲、乙侧截门。 3.1723 检查给水泵出口压力，电流是否正常，联系炉方用水情况。 3.17.2.4 检查系统放水门是否误开，有无漏泄。

3.17.2.5 如果因锅炉故障用水量过大影响水位，应设法保证水位。 3.17.2.6 除氧器水位降至1000mm以下，采取措施处理无效继续下降时，应联系 锅炉停炉。 3.17.2.7 报告班长，做好记录。

3.17.3 汽轮机甩负荷时迅速关闭压力调整门，若抽汽逆止门不严时，全关三抽 八米截门，注意保持除氧器水位。 3.17.4 除氧器水侧过负荷产生振动

3.17.4.1 立即减少上水量、关小主机凝汽器补水门，注意除氧器压力。 3.17.4.2 保持压力、水位应正常。 3.17.5 汽水管道发生振动

3.17.5.1 当投入某一蒸汽管路发生振动时，应立即停止操作将门关闭，充分疏 水后再重新投入。

3.17.5.2 投入水管路发生振动时，应立即停止操作，关闭该截门，检查该管路 中是否串入蒸汽或温差过大产生冲击，消除后重新投入。

3.17.5.3 正常运行时汽水管路若发生振动时，应及时查明原因，消除振动。 3.17.5.4 软化水管路发生冲击时，应通知化学值班员提高软化水压力。