13)检查锅炉启动疏水、暖风器疏水等外围设备至凝汽器疏水门是否关严且无内漏。 9主、再热蒸汽参数异常 9.1主要危害
超温超压或低温除对汽轮机经济运行产生影响外，对汽轮机寿命的影响也非常大。转子的高温蠕变寿命损耗随超温时间成正比例地增大,而低温则造成末级叶片水蚀。 9.２原因
1） 锅炉控制失常或减温水异常。 2） 高压旁路阀误开或泄漏。 3) 高压缸排汽压力、温度偏高。 4) 高压缸抽汽突然停用。 9.3处理要点
1) 蒸汽参数超过规定范围时，应及时调整恢复正常，同时加强对机组振动、声音、缸胀、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、高中压缸排汽温度、汽缸金属温度的监视,并对汽轮机进行全面检查。
2） 详细记录越限值及越限时间。 ３) 若参数达极限值应按规定停机。 9.4主蒸汽压力异常处理
1） 观察高压调门开启情况，若为定压运行，应及时调整机前压力设定。
2) 若负荷变化过快引起主蒸汽压力异常，应稳定负荷，待压力恢复正常后再进行负荷调整。
3） 主蒸汽压力超过额定压力的１2０％的累计运行时间全年不得超过1２h，每次不超过15分钟。
６．６.9.5主、再热蒸汽温度异常处理
１) 主、再热蒸汽温度上升至“额定温度+14℃”,全年累计运行时间不超过４００h。 2） 主、再热蒸汽温度上升至“额定温度＋28℃”，运行15min仍不能恢复或超过“额定温度+28℃”,应故障停机；且全年累计运行时间不超过８０h。
3）主汽门前蒸汽温度低于下表中各负荷点对应值或发生主汽温10分钟下降50℃时应紧急停机。
负 荷 3５0ＭＷ(10０%) 允许最低主汽温度 ５2０℃ ５05℃ 48０℃ 452℃ ２80MW（８0%） 21０ＭW（60%） １４0MW(4０%) 4) 高、中压主汽门前两侧温差要小于14℃，当不正常温差达到２8℃,运行15min 仍不能恢复或大于２8℃时应故障停机。发生二次不正常情况的时间间隔应大于4h。
５) 运行中汽温变化时，应加强对机组振动、声音、胀差、缸胀、轴向位移、推力轴承温度、汽轮机上下缸温差变化情况的监视。 １0润滑油系统工作失常 １０.１主要危害
1） 润滑油系统失常导致轴承损坏。 2) 油系统泄漏易导致火灾发生。 1０.2油压下降,油位不变
1)原因:
ａ. 主油泵或射油器工作失常。
b. 交、直流润滑油泵出口逆止门不严。
c. 润滑油系统表计失灵。 ｄ. 润滑油溢流阀工作失常。 e. 压力油管道系统内漏。 ２) 处理：
ａ.检查主油泵进出口油压,若进出口油压同时下降，应判断为主油泵工作失常，润滑油压降至0.07MPa，交流油泵应自启动，油压下降至0.07MＰａ，直流油泵应自启动,否则手动启动交流油泵或直流油泵。注意监视汽轮发电机组各轴承温度和油温变化,汇报有关领导。
b.检查注油器工作是否正常。
c.检查交、直流油泵是否倒转，止回阀是否严密。如不严密联系检修处理，若在运行中无法检修应申请停机处理。
ｄ．润滑油压低至0.０7MPａ,低油压保护应动作破坏真空紧急停机。 e.表计失灵时联系热工人员校对表计。 １0.3油位下降或升高，油压不变
1)原因:
a.冷油器轻微泄漏。
b．润滑油、密封油系统漏油。 ｃ．润滑油或密封油系统误操作。 2)处理：
ａ．校对油位计,确认油位下降，汇报值长。
b．检查氢气密封油系统运行是否正常,检查氢气侧回油扩大槽、浮子油箱、真空油箱油位，检查发电机是否进油。
c.检查油净化装置是否运行，储油箱及小汽轮机油位是否正常。
ｄ．检查事故放油门、取样门、放油门是否严密及回油滤网是否堵塞。 ｅ．对冷油器放水检查，如泄漏应切换冷油器。
f.油系统漏油,应设法消除，严防漏油至高温管道及设备上。 g．当油位降至1500ｍm时，应及时补油。
ｈ.油位降至1３65mm，补油无效,应紧急停机。
i.油位升高或有明显上升趋势时,应检查调节轴封供汽压力,并通知化学取样化验，油质不合格应及时滤油。达不到标准时,应停机更换。 10.4油压、油位同时下降
一般是压力油外漏，应检查冷油器、油管（包括压力表管、接头）是否漏油,至密封油系统阀门是否误操作。发现上述情况应设法在运行中消除，如冷油器泄漏，可进行冷油器的切换和隔离。因大量漏油,润滑油压降至0.0７MPａ，在补油同时按紧急停机处理。 10.5冷油器出口温度升高
1） 与就地温度核对并检查冷却水调整门动作情况。 2) 若调整门故障，立即手动调整并联系热工处理。
3） 汽轮发电机组轴承温度或回油温度达到极限时应紧急停机。 1１停机后盘车故障
汽轮机停机转速到零后，必须立即投入盘车,保持油循环,盘车和油循环至少到调节级温度降到150℃以下。
1１.１当盘车因故不能运行时，必须保持油循环继续运行,同时手动定期盘车直至高压内缸上内壁调节级处金属温度稳定并低于150℃。 １1.２不论何种事故，造成大轴弯曲盘不动时，不允许强行盘车。可在间隔一段时间后试盘,并加强转子弯曲监测。
1１.3因火灾或故障不能进行油循环时,禁止盘车。在重新投入盘车时,应先进行油循环，直至全部轴承金属温度小于1１5℃或回油温度小于75℃以下时，才允许按规定投入盘车。 1１.4因盘车电动机故障,则应设法每隔１5min 盘车18０°，直到盘车能够投入连续运行。 12主要汽水管道故障 １２．1主要原因
1) 冲刷减薄、疲劳损伤、焊接不良、振动。 2) 选材不当、支吊架不合理。
３) 操作不当引起超温、超压、水冲击等。 １2.2处理要点
１） 在尽可能小的范围内迅速隔离故障点,做好安全技术措施，防止人身安全或设备事故。
2） 主、再热蒸汽及主给水管道破裂时，应立即事故停机。
３) 低压汽水管道破裂应设法进行隔离并消除,必要时停机处理，同时注意防止水淹设备。
13低频率运行 13.1现象
１) 频率指示下降。 2) 机组声音异常。 3) 汽轮机转速下降。
4） 一次调频动作，有功指示增加。 5) 发电机励磁电流增加。 6） 汽轮机润滑油压下降。
7) 辅助设备出力降低,电动机过电流。 1３．２原因
1） 电网故障或部分机组跳闸。 ２） 电网负荷突增较多。
3) 电网一次调频容量相对不足。 1３.3处理
1） 按照调度规程执行。
2) 检查主蒸汽参数、真空、轴向位移、推力轴承温度、振动、润滑油压及温度等运行参数不超限。否则，作相应处理。
3) 注意监视主要辅助设备的电动机电流及温度、转机的压力及流量等情况,注意电机不得超负荷运行。
4) 低频率运行时,检查频率保护装置投入正确，根据“低频率允许运行时间曲线”控制机组运行时间,超过允许值保护未动作时，应立即停机解列,待系统正常后并网。
5） 根据机组状况（如汽轮机振动、发电机风温、定子绕组电流及温度、主要辅助设备运行参数等），尽量增加机组的有功出力。 1４ EH油压下降 １4.1现象
1) DCＳ“EH油压低”声光报警。 ２） DCS 和就地调节油压低。 14.2原因
1） ＥH油泵故障或进出口滤网堵塞。 2） EＨ油系统管道、阀门泄漏。
3) EH油系统滤网堵塞。 4） 蓄能器故障。
5） EＨ油溢流阀或安全门故障。 6) EH油箱油位低。 １4.3处理
1） EH油压降低时，应立即检查油位是否降低，以及时判断是否存在外漏。
2) 检查EH油系统有无泄漏,如有泄漏,在保证EH油压的前提下，隔离泄漏点,联系检修处理，若泄漏严重且无法隔离时,应联系检修补油，同时汇报值长和领导,申请停机。
3） 检查ＥH油压低至低Ⅰ值,备用泵自启动,否则手动启动EＨ油备用泵。
４) ＥH油泵故障,应立即启动备用泵,停止故障泵,EH油压低至Ⅱ值启动备用泵无效,应故障停机。
5） 检查ＥH油泵出口滤网压差,如有报警,应启动备用EＨ油泵，停止运行泵，联系检修清洗滤网。
6) 就地检查调节油溢流阀,若动作不正常,联系检修调整。 ７） 油动机、伺服阀轻微内漏时，应利用停机时机处理。 8） 油箱油位低至1３０mm，补油无效，故障停机。 1５定子冷却水中断 15.1现象
1） “发电机断水”信号发出,定子冷却水流量、压力低 2) 发电机定子线圈温度、出水温度升高，可能报警。 1５.2原因
1) 定子冷却水泵故障。 2） 定子冷却水滤网堵塞。 3） 水箱水位过低。 ４） 冷却器泄漏。 15.3处理
１) 定子冷却水泵故障时备用泵应联启,否则手动强合一次。流量低于１２t/h且延时达３0s,发电机应断水保护动作跳闸。
2） 定子冷却水滤网堵塞,应切换为备用滤网,清扫滤网。
3） 检查定子冷却水系统各阀门状态应正常，调整水位、压力、流量正常。
4） 发电机定子冷却水流量低报警信号发出后，发电机未解列前，严密监视发电机线圈温度、出水温度不超过允许值。
5） 断水后恢复运行时应缓慢向发电机送水并排气。 16发电机进油、水 1６．1现象
1） ＤＣＳ 画面上油水检测仪“泄漏”报警。 2） 就地检漏装置显示有油或水。 ３) 主油箱油位降低。 １6.2原因
1） 密封油差压阀工作失常，油氢差压太高。
2） 发电机氢侧密封油浮子油箱补、排浮子阀故障密封油箱满油 3） 密封瓦间隙过大。
4） 发电机密封油氢侧回油消泡箱回油不畅造成满油。 ５） 发电机密封油回油不畅。
6) 发电机氢压过低。
7) 发电机定子冷却水系统泄漏。 １6.3处理
１) 汽轮机在启动或正常运行中，当出现发电机泄漏报警应立即检查发电机油氢压差阀调节状态是否正常,如不正常进行手动调节,然后再进一步分析原因。
2） 就地检查发电机油氢压差阀是否正常,如不正常联系检修处理。
３） 就地及时排污，若发电机氢压过低应及时进行补氢,控制好补氢速度。 4) 严密监视发电机氢纯度是否合格,不合格应及时进行排补氢气。 5) 如发电机定子冷却水系统泄漏应紧急停机,停运定子冷却水系统。 1７循环水中断 17．１主要危害
1） 凝汽器真空迅速下降，排汽温度急剧上升。
２) 凝汽器不锈钢管超温,由于不锈钢管与管板膨胀不均,使凝汽器泄漏。 3) 机组振动变大。
4） 导致闭式水温上升，危及机组及重要辅机的安全运行。 17.2现象
1) 所有运行循环水泵跳闸,电流到零,事故音响。 ２) 凝汽器循环水进口压力到零。
3) 凝汽真空急剧下降，排汽温度上升。
４） 部分辅助设备轴承温度高、电动机风温高。 17.3原因
1) 厂用电中断,循环水泵失电。
2) 运行循环水泵故障跳闸，备用泵未联启。 ３) 运行循环水泵停运或故障跳闸时，出口蝶阀未关或备用循环水泵出口阀误开,造成循环水短路。
4） 循环水泵进口清污装置故障，滤网严重堵塞,滤网后水位低，造成循环水泵上水断续。
１7.4处理
1) 立即抢合备用循环水泵，无效时,手动启动主机润滑油泵运行,汽轮机立即打闸，锅炉“ＭFT”，发电机逆功率保护动作，发变组出口开关跳闸，厂用电自投。
2） 当真空接近于零时,停止真空泵运行，打开真空破坏门。 3） 确认开式水系统压力正常，否则应将开式泵停运。
4) 就地迅速关闭机侧主、再热蒸汽管道、小汽轮机高低压进汽管疏水隔离阀，尽量减少进入凝汽器热量。
5) 尽快查明跳闸循环水泵的保护动作情况。
6） 保持凝结水泵运行，检查低缸喷水自动开启。
7) 尽快恢复循环水。当低压缸排汽温度<50℃时,方可恢复凝汽器循环水侧运行,同时应注意对凝结水硬度的监视。
8） 在循环水泵因出口蝶阀未关倒转或有电气故障信号时,严禁抢合循环水泵。
汽机事故预想
