单元机组的典型事故处理

实训项目五　单元机组的典型事故处理

一、实训目的

通过本项目的学习，学生能基本掌握常见事故的现象与表征，能依据参数在线判断事故发生的原因和发生的地点，并采取相应的处置措施。

1．知识目标

◇掌握凝汽器真空破坏的原因与现象

◇掌握水冲击的原因与现象

◇掌握四管泄漏的原因及现象

◇掌握风管再燃烧的原因及现象

2．职业技能目标

◇能处置凝汽器真空下降故障

◇能处置机组突然甩负荷故障

◇能处置润滑油压降低故障

◇能处置主再热蒸汽温度异常故障

◇能处置厂用电中断故障

◇能处置四管泄漏故障

◇能处置风管再燃烧故障

二、项目背景资料

1．仿真机事故处理总则

（1）事故发生时，按照“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。

（2）事故处理时，值班人员应根据仪表显示和设备的外部征象，迅速、准确地查清故障的性质、发生部位及时间，抓住主要问题，首先解除对人身、电网、设备的威胁，必要时，立即解列机组或停用发生事故的设备，尽量减少事故损失，避免事故扩大。尽快汇报有关领导，并正确迅速地执行上级命令。

（3）处理事故时，动作和操作应迅速、正确，切勿急躁、慌张，在接到处理故障的命令后，应复诵一遍，如果没有听清，应问清，命令执行以后，应迅速向发令者报告。

（4）采取一切可行措施，防止事故扩大，查明原因并清除后，恢复机组正常运行。在确保设备不具备运行条件或对人身、设备有损害时，应立即停止机组运行。

（5）从机组发生故障起直到解除故障机组恢复正常状态为止，值班人员不得擅自离开工作岗位。

（6）值班人员发现自己不了解的事故现象时，必须迅速报告，共同实地观察研究清楚；当发现规程没有规定的故障征象时，值班人员必须根据自己的知识和经验进行判断，主动采取对策，并尽可能迅速地把故障情况汇报。

（7）事故处理完毕后，运行人员应实事求是地把事故发生的时间、现象及采取的措施等做好记录。

2．紧急停炉的处理

（1）同时按下两个“紧急停炉”按钮。

（2）MFT动作，首出显示“手动跳闸”，所有一次风机、排粉机、磨煤机、给煤机、给粉机应跳闸，辅机跳闸信号发出；关闭燃油进、回油电磁阀；关过热器减温水总门及再热器减温水总门，关磨煤机热风门；关闭主汽门。

（3）根据具体情况进行处理。如故障能短时排除，则应做好重新点火的准备工作；如故障不能短时排除，则应停止送、引风机运行。

（4）汇报值长，再由值长汇报主管生产的厂领导。

三、分项实训内容

第一项　运行过程中参数恶化的紧急停机处置

1．破坏真空紧急故障停机产生的现象以及条件

（1）汽轮机转速上升至3300r／min，而超速保护未动作。

（2）机组转轴突然产生强烈振动，振幅达200μm，或轴瓦盖振动的振幅达80μm，或内部有明显的金属摩擦声和撞击声。

（3）主油箱油位急剧下降至－150mm，不能迅速补油时。

（4）发生水冲击或主、再蒸汽温度10min内下降50℃，机组有明显异常。

（5）某一轴承回油温度达75℃。

（6）出现下列故障之一而自动停机保护未动作时：

①润滑油压低至≤0．07MPa；

②汽机任一轴承振幅≥200μm；

③汽机轴向位移≤－1．28mm或≥0．8mm；

④汽机1～4号任一支持轴承金属温度≥121℃；

⑤汽机5～6号任一支持轴承金属温度≥121℃，同时回油温度≥75℃；

⑥汽机推力轴承金属温度≥107℃。

2．破坏真空紧急故障停机操作步骤

立即按操作台上“停机按钮”或手拉危急遮断器装置手柄紧急停机，迅速检查确定高、中压主汽门以及调速汽门是否关闭负荷到零，各抽汽逆止门、抽汽电动门均应关闭无卡涩，转速应迅速下降。如果机组打闸后，因汽门未全部关闭严密，汽轮机转速未下降，则应紧急停全部EH油泵，再进行一次打闸操作。

全开真空破坏门，停真空泵，闭锁旁路系统。

启动电动给水泵，脱扣汽动给水泵，转速至零后投盘车（如大轴弯曲应手动盘车，严禁投入电动盘车）。

其他操作与正常停机相同。

破坏真空紧急故障停机操作应果断、准确、迅速，切勿慌张、犹豫、急躁。

3．不破坏真空紧急故障停机产生的现象以及条件

（1）主、再热汽温升高至566℃以上。

（2）负荷已降至零，而主、再热汽温仍降低至485℃无回升。

（3）主、再热蒸汽温度10min内下降50℃。

（4）主汽压力升高至20．4MPa。

（5）低压缸排汽温度大于80℃而小于107℃，运行持续时间超过15min。

（6）旁路投入状态，发电机解列30min后，高压缸排汽压力＞0．64MPa。

（7）旁路投入状态，高压缸排汽温度达440℃。

（8）调速系统故障无法维持运行时。

（9）密封油系统故障不能及时处理时。

（10）出现下列故障之一而自动停机保护未动作时：

①EH油压降低经采取措施无效，继续下降至≤7．8MPa；

②低压缸排汽温度升高至80℃，经采取措施无效继续升高至≥107℃；

③凝汽器真空度低于80．3kPa；

④DEH故障；

⑤锅炉MFT动作；

⑥发电机故障。

4．不破坏真空故障停机操作步骤

（1）达到不破坏真空故障停机的条件后，汇报单元长、值长，停机时间由总工决定。

（2）按值长令迅速将负荷减至零，确保润滑油压正常，必要时启动备用交流润滑油泵或直流润滑油泵。

（3）手按操作台上“停机按钮”或手拉危急遮断器装置手柄停机，检查主汽门、调速汽门、抽汽逆止门均应关闭严密；汽轮机转速下降。

（4）调整真空破坏门，停止真空泵运行。

（5）完成正常停机的其他各项操作。

第二项　真空异常故障处置

1．教师机故障设置类型

（1）可设置真空泵出力下降并退出真空泵联锁。

（2）可人为打开真空破坏门。

（3）可误关轴封压力调节门。

（4）可误关凝汽器循环水调节门。

（5）可误开凝汽器补水调节阀导致热井水位高。

（6）可误关真空泵的补水电磁阀。

2．学生事故处置并查找事故原因

1）现象

（1）真空下降，低压缸排汽温度升高。

（2）“真空低”光字牌报警。

（3）在调门开度不变、进汽参数不变的前提下负荷下降。

2）可能产生的原因

（1）循环水不足或中断。

（2）轴封系统工作不正常。

（3）真空泵组故障。

（4）凝汽器水位高。

（5）主机真空系统泄漏。

（6）小汽机真空系统泄漏。

（7）凝汽器换热效率降低（凝汽器钢管结垢）。

（8）化学补水箱水位过低。

（9）两台真空泵同时运行，如果其中一台水位过低，致使泵体水量很少，有可能倒吸造成真空下降。

3）处理方法总则

（1）发现凝汽器真空度下降，应立即检查低压缸排汽温度是否上升，并确认真空度是急降还是缓降，在分析判断原因的同时，确认备用真空泵是否联启，否则手动启动。

（2）凝汽器真空度下降至88kPa，“凝汽器真空低”报警，应立即联系值长、单元长快速减负荷，直至真空度开始回升。

（3）凝汽器真空度下降到80．3kPa时，汽机自动脱扣停机，如保护拒动应手动脱扣停机，按不破坏真空停机步骤处理。

4）检查循环水系统故障处理

（1）检查循环水压力是否正常，如水压低有备用循环水泵的应启动备用循环水泵。应采取相应措施，恢复循环水压力。由于水量减少引起真空度下降应逐渐开大凝汽器出水门。

（2）当一台循环水泵跳闸时，备用循环水泵应启动，否则立即手动启动。如果没有备用循环水泵，根据真空度下降情况降低负荷，适当关小凝汽器循环水出水门，维持凝汽器真空度在正常范围内，并查明跳闸原因，尽快恢复。

（3）当两台循环水泵均跳闸时，备用循环水泵应启动，否则立即手动启动。尽量确保两台机组运行；否则关小中间联络电动门保一台机组运行，防止跳闸机组的低压缸防爆门冲破。

（4）当凝汽器循环水室积空气时，适当关小凝汽器循环水出水门，开启空气门放空气，放净空气见水后关闭，再重新调整循环水压力。

5）轴封系统故障处理

（1）若轴封母管压力低，应检查轴封供汽汽源是否中断、溢流门是否误开大、轴封系统疏水门是否误开、安全门是否误动等，及时采取措施，调整至正常。

（2）若低压轴封供汽温度低，应调整低压轴封减温水门，控制供汽温度在150～170℃。

（3）检查轴封加热器水位是否正常、轴封加热器疏水至U形管旁路门是否误开、轴封风机工作是否正常，否则切换轴封风机。

（4）轴封进汽管、回汽管疏水器是否因不畅通而满水。必要时短时开启该管道疏水电动门放水。

（5）检查凝汽器水位是否升高。若水位高，检查凝汽器钢管是否有漏，并调节凝汽器水位。

（6）检查真空泵组工作是否正常，凝汽器抽空气门、真空泵进口门是否误关。

（7）检查小汽机真空系统是否泄漏，轴封供汽是否正常。若小汽机真空泄漏无法在运行中处理时，应启动电动给水泵，停止该汽泵，隔离检修。

（8）检查主、再热系统疏水是否误开，真空破坏阀是否误开。

（9）应视低压缸排汽温度升高情况，打开后缸喷水。带负荷运行中，排汽温度不应超过70℃，空负荷运行不超过107℃。

（10）检查化学补水箱水位调节情况，尽快恢复正常。

（11）如果是由于两台真空泵同时运行引起，及时关闭泵体水很少的真空泵的进口总门。

（12）如果是由于轴封加热器疏水至U形管旁路门误开引起，及时关闭。

第三项　汽轮机水冲击

1．现象

（1）汽缸壁金属温差大。

（2）“主（再热）蒸汽温度低”光字牌报警，同时主（再热）蒸汽温度急剧下降。

（3）主汽门、调速汽门法兰处冒白汽。

（4）轴向位移、差胀、振动值明显增大。

（5）盘车状态下，盘车电流增大，甚至盘车跳闸。

（上述现象不一定同时出现。）

2．原因

（1）给水自动调节失灵，造成汽包满水。

（2）锅炉减温水调整不当或失控造成主（再热）蒸汽温度急剧下降或因增加流量过快造成蒸汽带水。

（3）启、停机过程中疏水不畅。

（4）加热器满水或管束泄漏返水进汽轮机。

（5）凝汽器满水。

（6）轴封供汽带水。

（7）水位测量信号有误。

3．处理

（1）汽缸上下缸温差≥42℃时报警，应及时查明原因，采取措施使汽机上下缸温差恢复正常，并开启有关疏水门放水；汽机上下缸温差≥56℃时，手动紧急停机。

（2）确认汽轮机发生水冲击时应立即破坏真空紧急故障停机。

（3）正常运行中汽温低至520℃应及时开启主、再热管道疏水及缸体疏水，并通知锅炉迅速恢复正常。

（4）启、停机过程中保证疏水畅通，如冷段逆止门前后的疏水。停机停炉后应特别检查高旁、低旁减温水门，锅炉再热器进口减温水门是否关闭；停机后如果需要启动给水泵运行，应将给水泵中间抽头门关闭。

（5）由于加热器满水而造成水击应迅速关闭抽汽电动门，关闭逆止门，开启管道疏水门，将加热器切为旁路运行，退出该加热器运行。

（6）轴封供汽带水应及时调节好减温水。停机后（或启动时）采用邻机供汽，应防止轴封温度过低。

（7）记录惰走时间，检查大轴的偏心度。

第四项　机组突然甩负荷至零

1．屏蔽危急保安器

1）故障设置方法

教师可设置主变类型接地故障或者短路故障或者直接误开负荷开关，并屏蔽危急保安器。

2）故障动作执行结果

机组突然甩负荷到零，系统解列，调速系统能维持空负荷运行，危急保安器未动。

3）现象

（1）负荷指示到零，汽压急剧升高，锅炉安全门动作。

（2）机组转速上升到某一值开始回落。

（3）若OPC动作，则高、中压调门及各段抽汽逆止门关闭。

4）处理

（1）立即检查转速上升情况、OPC动作情况，维持转速在3000r／min。

（2）关闭高加抽汽电动门、逆止门，检查各路疏水确已开启。

（3）启动电动给水泵，手停汽动给水泵。

（4）调整轴封供汽，必要时开启主蒸汽管道向轴封供汽。

（5）检查低压缸喷水减温装置是否投入，注意机组真空变化。

（6）维持凝汽器、除氧器、各加热器水位正常。

（7）全面检查机组空载运行情况，如果是保护误动作停机，汇报值长、单元长，经检查无异常请示教师同意后，退出该保护重新并列带负荷。

2．不屏蔽危急保安器

1）故障设置方法

教师可设置主变类型接地故障或者短路故障或者直接误开负荷开关，不屏蔽危急保安器。

2）故障动作执行结果

机组突然甩负荷到零，系统解列，转速升高，危急保安器动作。

3）现象

（1）负荷指示到零，汽压急剧升高，锅炉安全门动作。

（2）DEH【总阀】画面上显示“脱扣”，各阀位显示关闭状态。

4）处理

（1）迅速检查高中压主汽门、调速汽门、各段抽汽逆止门及电动门关闭是否严密，转速不再升高。

（2）调整各加热器水位、轴封供汽正常，注意机组真空度变化。

（3）启动电动给水泵，停止汽动给水泵。

（4）当转速降到3000r／min，应立即重新挂闸，维持机组空载运行。

（5）如果是保护误动作停机，汇报值长、单元长，经检查无异常请示教师同意后，退出该保护重新并列带负荷。

3．机组突然甩负荷事故发展后期处置

1）动作结果一

机组突然甩负荷到零，与系统解列，转速超过3330r／min，危急保安器未动作。

（1）现象如下：

①负荷指示到零，汽压急剧升高，锅炉安全门动作；

②转速超过3330r／min，机组声音异常，振动逐渐增大。

（2）处理方法如下：

①手动打闸停机，检查关闭各段抽汽逆止门、电动门；

②开启真空破坏门，停止真空泵，闭锁旁路系统；

③检查主机润滑油压正常；

④其他与正常停机相同；

⑤汇报单元长、值长，通知检修检查OPC、100%超速保护、危急保安器，确保正常，经请示总工同意后，重新启动，并做危急保安器喷油试验和超速试验合格后方可重新投入机组运行。

2）动作结果二

危急保安器保护动作，发电机未解列。

（1）现象如下：

①负荷指示到零，转速、周波指示未变；

②DEH【总阀】画面上显示“脱扣”，各阀位显示关闭状态；

③发变组高压侧主开关未跳闸。

（2）处理方法如下：

①检查发电机逆功率保护应动作，否则应手动解列。汽轮机无蒸汽运行不允许超过1min；

②若保护正确动作跳闸，解列停机后联系电气操作员查明保护动作原因。恢复正常后，汇报值长申请启动；

③如果确认保护误动，应联系检修查明原因，经请示总工同意后退出该保护，重新启动汽轮机。

第五项　润滑油系统故障

1．润滑油压下降故障设置

1）教师设置

（1）滤网堵塞。

（2）润滑油泵出力下降且联锁未投入。

2）现象

（1）就地润滑油压力表指示及OPU站润滑油压力指示下降。

（2）“汽机油压低”声光报警。

（3）轴承金属温度及回油温度升高。

3）原因

（1）交流润滑油泵工作失常（如进口滤网堵塞）。

（2）压力管路泄漏。

（3）冷油器泄漏。

（4）备用交流润滑油泵、直流润滑油泵出口逆止门不严。

（5）主油箱油位低。

4）处理

（1）交流润滑油泵出口油压下降至0．42MPa时，备用交流润滑油泵应自动启动，否则手动启动。润滑油压降至0．12MPa时，直流润滑油泵应自动启动，否则手动启动。

（2）若启动油泵后，油压仍继续下降到0．07MPa时，汽机保护动作联跳机组；如果保护未动作，应立即手动打闸，破坏真空紧急停机。

（3）检查交流润滑油泵出口油压是否正常，异常时应及时汇报申请停机。

（4）检查润滑油管路是否泄漏，如果润滑油管路泄漏严重，应停机处理。

（5）检查主油箱油位，如果油位低应立即补油。

2．主油箱油位下降

1）教师设置

（1）事故放油门误开。

（2）油系统泄漏。

2）现象

（1）“主油箱油位低”软光字牌报警。

（2）主油箱就地油位指示下降。

3）原因

（1）油系统泄漏。

（2）事故放油门误开，主油箱至贮油箱有关阀门误开。

（3）发电机进油。

（4）真空油箱满油或密封油系统泄漏。

（5）油净化装置泄漏。

（6）主油箱回油滤网严重堵塞，主油箱跑油。

（7）主油箱排烟风机故障或排烟风机出力低，导致油箱回油不畅。

4）处理

（1）如果油位下降速度较快，应立即向主油箱补油。

（2）如主油箱事故放油门误开，应关闭；如主油箱至贮油箱有关阀门误开，应重新关闭。

（3）检查油管路或冷油器是否泄漏。切换到备用冷油器，确认冷油器是否泄漏；油管路泄漏无法处理时应立即申请停机。

（4）检查密封油箱是否满油。

（5）主油箱油位－100mm报警，同时闭锁油泵启动；如果油位已降至－150mm仍然不能迅速补油时，应立即破坏真空打闸停机。

（6）检查排烟风机工作是否正常。

（7）真空油箱满油时，采取措施恢复油位正常；密封油系统泄漏无法隔离时，申请停机。

3．主油箱油位上升

1）现象

（1）“主油箱油位高”信号显示。

（2）主油箱就地油位指示上升。

2）原因

（1）轴封供汽压力过大，造成油中带水。

（2）轴封加热器内负压过低。

（3）主油箱排烟负压过大，造成油中带水。

（4）冷油器泄漏且冷却水压高于油压。

（5）真空油箱油位过低。

（6）真空油箱真空泵组冷却水进入油系统内。

3）处理

（1）如是轴封供汽压力过大，则应调低轴封供汽压力。

（2）如轴封加热器内负压过低，检查轴封加热器水位是否正常，必要时切换备用轴封风机。

（3）主油箱排烟负压过大，用出口挡板调整负压。

（4）如冷油器泄漏，并且水压大于油压时则及时切换备用冷油器，并通知进行检修处理。同时调低开式冷却水母管压力。

（5）如真空油箱油位过低，应及时补油至正常，并查明原因。

（6）如真空油箱真空泵组冷却水进入油系统内，应调小冷却压力，必要时停用真空泵组，关闭冷却水门。

第六项　机组发生不正常振动

1．现象

（1）OPU站显示振动增大并报警。

（2）“汽机振动大”声光报警。

2．原因

（1）机组运行参数骤变。

（2）带满负荷运行时主蒸汽压力低，4号高压调门开度大。

（3）润滑油压、油温变化。

（4）轴系发生动静摩擦或大轴弯曲。

（5）发电机定子转子电流不平衡。

（6）发生水击或进冷汽造成汽缸变形。

（7）转子中心不正或联轴器松动。

（8）滑销系统卡涩造成膨胀不均。

（9）轴承工作不正常或轴承座松动。

3．处理

（1）机组轴振幅度达0．125mm报警，0．20mm自动脱扣停机。否则请示立即手动紧急破坏真空紧急停机。

（2）如果是机组负荷、参数变化大引起振动大，应尽快稳定负荷、参数，降低机组负荷，提高主蒸汽压力。同时注意汽机差胀、上下缸温度变化，对汽缸进行充分疏水，使上下缸温差尽快恢复正常；如果上下缸温差≥56℃破坏真空紧急停机。

（3）检查润滑油温、油压是否正常，否则调整至正常。

第七项　轴承温度高（参看第一项“紧急停机处理”）

1．教师设置

润滑油管路堵塞。

2．现象

“轴承温度高”光字牌报警。

3．原因

（1）润滑油温度升高或压力低。

（2）油中含水量超标或颗粒度超标。

（3）轴承进油量减少。

（4）轴封漏汽过大。

（5）轴向位移增大。

4．处理

（1）回油温度75℃报警；推力轴承80℃报警，推力轴承金属温度达107℃跳机；支持轴承金属温度107℃报警，121℃跳机；否则破坏真空手动停机。

（2）润滑油温度过高时，应及时调整至正常。

（3）如润滑油压过低应及时启动备用交流润滑油泵或直流润滑油泵运行，并查明原因处理。

（4）某一轴承温度高，就地倾听轴承内有无金属摩擦声并观察回油量是否减少，确认轴瓦损坏应立即手动停机。检查回油温度，如果超过80℃立即手动紧急停机。

（5）若是轴封压力高、轴封漏汽量大引起，应调低轴封供汽至正常。

（6）如果推力轴承温度升高，应检查轴向位移是否增大，并作相应处理。

第八项　主、再热蒸汽参数异常（运行过程中参数处置参考点）

1．主、再热汽温升高的处理

（1）主蒸汽或再热蒸汽温度达到546℃以上时应尽快恢复。

（2）主蒸汽或再热蒸汽温度达到546～552℃，每次不允许超过15min。

（3）主（再热）汽温上升至552～566℃，每次不允许超过15min，否则手动停机；主（再热）汽温上升至566℃，每次不允许超过5min；超过566℃时应按降负荷打闸停机。

2．主、再热汽温降低的处理

（1）主（再热）汽温降至528℃时应尽快恢复正常。

（2）主（再热）汽温降至520℃时开启高压（中压）汽门前疏水门。

（3）主（再热）汽温从520℃下降至500℃时，每下降1℃减负荷2．5MW，降至500℃时减负荷至250MW。

（4）主（再热）汽温从500℃继续下降，每下降1℃减负荷16MW，降至485℃时负荷减至零。

（5）主（再热）汽温降至485℃时，手动停机。

（6）主（再热）汽温在5min内急剧下降56℃以上时，应立即破坏真空紧急停机。

（7）加强蒸汽管道及汽缸本体的疏水。

3．主（再热）汽压升高的处理

主蒸汽压力正常运行中不允许超过17．5MPa，否则立即恢复正常。非正常工况下，主蒸汽压力瞬时波动的峰值不允许超过20．4MPa，否则不破坏真空手动停机，且在17．5～20．4MPa之间每次不超过15min。再热器冷段压力不允许大于3．8MPa。

4．主汽压降低的处理

主汽压正常运行中降至额定压力的90%以上时，应尽快恢复正常，否则减负荷使主汽压力恢复到16MPa以上。机组满负荷运行时主蒸汽压力不允许低于16MPa。

第九项　密封油系统故障

1．密封油压低

1）教师设置

（1）密封油管路堵塞。

（2）密封油泵出力低且联锁未投。

2）现象

“密封油压低”声光报警。

3）原因

（1）密封油泵故障。

（2）密封油路滤网堵塞。

（3）密封油箱油位偏低。

（4）密封瓦磨损严重漏油。

（5）差压阀工作失常。

（6）密封油管路泄漏。

（7）备用泵出口逆止门不严，泵倒转。

（8）密封油泵再循环门误开。

4）处理

（1）氢油差压正常值为56±0．2kPa，如低于此值，用手动旁路门调节，使氢油差压正常。如不能迅速恢复时，应降氢压运行并请示停机排氢处理。

（2）密封油压低，首先启动备用密封油泵，恢复密封油压，然后检查密封油系统，消除故障点。

（3）密封油泵再循环门误开，应立即关闭。

2．真空油箱油位低

1）教师设置

排油阀误开。

2）现象

“真空油箱油位低”报警。

3）原因

（1）补油阀失控。

（2）排油阀误动。

（3）系统泄漏。

4）处理

（1）检查并开启真空油箱补油门，进行补油。

（2）检查真空油箱排油阀是否误开，恢复正常。

（3）如果真空油箱油位无法维持，降低氢压，密封油改用润滑油压进行密封，同时注意发电机端部是否漏氢。

第十项　EH油压低故障

1．教师设置

（1）EH油泵出口滤网堵塞。

（2）EH油泵故障且联锁未投。

2．现象

“EH油压低”声光报警。

3．原因

（1）EH油系统泄漏。

（2）EH油箱油位过低。

（3）EH油卸载阀或安全阀故障。

（4）EH油泵出口滤网堵塞。

（5）EH油泵故障。

（6）机械超速和手动脱扣母管压力低。

4．处理

（1）EH油压低于11．2MPa时，联启备用EH油泵，否则立即手启备用EH油泵；低于7．8MPa时自动脱扣停机，否则请示值长手动停机。

（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。EH油箱油位低时应及时补油。

（3）EH油泵故障应及时切换至备用EH油泵，并联系检修处理故障的EH油泵。

第十一项　轴向位移增大（运行过程故障）

1．现象

（1）“轴向位移大”声光报警。

（2）轴向位移指示值增大。

（3）推力瓦块温度升高。

（4）差胀值略有升高。

2．原因

（1）负荷或蒸汽参数骤变。

（2）发生水冲击。

（3）推力瓦磨损。

（4）叶片结垢严重，断落。

（5）加热器故障切除。

（6）凝汽器真空恶化或凝汽器停用半面。

（7）转子发生串动。

（8）表计失常。

3．处理

（1）轴向位移整定值如下：

①汽轮机轴向位移≤－1．08mm或≥0．6mm，报警；

②汽轮机轴向位移≤－1．28mm或≥0．8mm，保护动作跳机；

③轴向位移≤－1．28mm或≥0．8mm，保护不动作跳机时，应立即手动破坏真空紧急停机。

（2）发现轴向位移增大，应特别注意检查推力轴承温度及回油温度，如果超限，应降低负荷。

（3）负荷、蒸汽参数骤变，应迅速稳定负荷，调整主蒸汽参数至正常范围，并请求减负荷，使轴向位移恢复正常。

（4）如发生水冲击，应破坏真空紧急故障停机。

（5）如果因真空恶化引起，应采取措施使真空恢复正常，若不能恢复，应按真空下降或轴向位移变化最危者进行处理，直至紧急停机。

第十二项　凝汽器水位异常

1．凝汽器水位高

1）教师设置

（1）补水旁路阀误开或补水调节阀误开。

（2）除氧器水位低。

2）现象

（1）“凝结器水位高”声光报警。

（2）就地水位计指示偏高。

3）原因

（1）凝结水泵故障。

（2）凝汽器钢管泄漏。

（3）补水旁路阀误开或补水调节阀误开。

（4）除氧器水位低。

（5）由邻机供辅汽量大。

4）处理

（1）检查凝结水泵是否故障，若运行泵故障应切换至备用泵，停止运行泵，联系检修处理。

（2）检查备用凝结水泵出口逆止门是否不严、倒转，必要时退出备用泵。

（3）检查凝汽器补水调节系统是否失常，停止补水泵，联系检修处理。

（4）检查凝结水再循环是否误开，除氧器水位是否正常，发现异常及时恢复正常。

（5）尽快停用邻机辅汽。

2．凝汽器水位低

1）教师设置

（1）补水调节阀误关，排污加强。

（2）除氧器水位高。

（3）5号低加出口放水门误开。

2）现象

“凝结器水位低”声光报警。

3）原因

（1）5号低加出口放水门误开。

（2）补水系统故障。

（3）除氧器水位过高。

（4）机组排污量大，补水跟不上。

（5）机组汽水管路泄漏或锅炉受热面泄漏。

4）处理

（1）发现凝汽器水位下降，应及时补水。

（2）检查汽水管路或锅炉受热面是否泄漏，如有泄漏应设法隔离，如无法隔离应联系值长请示停机。

（3）检查5号低加出口放水门是否误开，如误开应及时关闭，如放水电动门内漏，及时关手动隔离门。

（4）检查除氧器用水量是否增大及除氧器水位调整门是否失灵，如失灵切为电动调节，并联系检修处理。

（5）若汽水系统有关放水门、疏水排地沟门内漏，应尽快隔离，如漏大应汇报单元长、值长，通知检修处理。

（6）检查补水系统是否异常，补水箱水位是否异常，补水泵是否工作失常，补水调整门是否失灵。如是则恢复正常。

（7）如除氧器水位过高，降低除氧器的水位。

（8）检查判断加热器是否泄漏，加热器水位是否升高等。如是则联系检修处理。

（9）如锅炉排污量大补水跟不上，应暂时关闭排污。

（10）如因锅炉泄漏引起补水跟不上，汇报单元长、值长降低负荷运行，保证凝汽器水位并申请停炉。

第十三项　除氧器运行异常

1．除氧器振动

1）教师设置

除氧器振动。

2）现象

除氧器内部及与它相连的管路发生振动。

3）原因

（1）除氧器加热时水位过低。

（2）启动初期，进汽量大，加热过快。

（3）除氧器满水，淹没进汽管。

4）处理

（1）合理调整进水量，直到使振动消除为止。

（2）启动加热过程，控制除氧器进汽量，控制温升速度在正常范围。

（3）除氧器水位达2200mm时，溢放水电动门自动打开放水，否则手动打开放水；除氧器水位达2300mm时，事故放水电动门自动打开放水至定排扩容器，否则手动打开放水；除氧器水位达2400mm时，联关除氧器进汽电动门，联关3号高加疏水至除氧器电动门（注意检查3号高加紧急疏水门自动打开，否则手动打开维持3号高加水位），联关四抽逆止门，否则应手动关闭，注意汽动给水泵汽源的切换。

（4）检查除氧器是否发生汽水共腾，温度和压力是否对应，应加强调整，保持稳定运行。

2．除氧器含氧量增大

除氧器含氧量增大的原因及处理如下：

（1）除氧器进汽量不足或进水量增大，应检查进汽门开度，防止进汽电动门误关。

（2）凝结水含氧量超标，应检查凝结水系统及真空系统，查出原因联系处理。

（3）排氧门开度过小，适当开大排氧门。

（4）除氧器内部设备损坏，应及时联系停机处理。

（5）氧量表失灵，化学运行人员联系热工处理。

3．除氧器压力升高

1）教师设置

除氧器压力调节阀手动开至100%。

2）现象

（1）“除氧器压力高”报警。

（2）OPU站显示除氧器压力值升高并报警。

3）原因

（1）除氧器压力调节门失灵或卡涩。

（2）凝结水进水量突然减少或中断。

（3）3号高加水位过低或无水位。

（4）机组运行中过负荷。

4）处理

（1）若汽源为辅助蒸汽供给时，除氧器压力调节门自动失灵，应立即切为手动调整，使除氧器压力保持正常。

（2）除氧器压力突然升高，应立即检查除氧器进水压力、流量是否正常，若除氧器水位调节门自动失灵关闭时，立即手动开启，或立即开启除氧器水位调节门的旁路门增加进水量。

（3）检查3号高加水位是否正常，适当调高3号高加水位，以防止3号高加内抽汽从高加疏水管直接进入除氧器。

（4）当除氧器压力高至安全门动作值，安全门应动作，否则应立即关闭除氧器进汽门。若因3号高加水位过低造成除氧器超压时，应调整高加水位至正常。如除氧器压力仍未下降，必要时应切除高加汽侧。

（5）机组运行中因过负荷造成除氧器压力高，可适当关小除氧器进汽电动门或降低机组负荷，然后查明原因进行消除。

4．除氧器压力降低

1）教师设置

除氧器压力调节阀手动关至0%。

2）现象

“除氧器压力低”报警。

3）原因

（1）除氧器压力调节门失灵或卡在全关位置。

（2）四抽或辅助蒸汽联箱供汽管道进汽门调节失常。

（3）凝结水流量突然大量增加。

（4）系统管道、阀门泄漏。

（5）除氧器安全门误动作。

（6）低加退出运行。

4）处理

（1）除氧器压力下降，应立即检查压力与负荷是否对应，如果负荷不变、进汽压力下降，应检查各进汽门的状态是否正常。

（2）汽源为辅助蒸汽联箱供时，若压力调节门自动失灵，应立即切为手动，调整压力至正常值。

（3）注意检查、调整除氧器进水流量，防止流量突增。

（4）若管道、阀门泄漏，应设法隔离、处理。

（5）注意除氧器压力下降速度，加强调整，防止给水泵汽化，必要时减负荷运行，查明原因。

（6）若除氧器安全门误动作，应联系检修处理。

（7）如低加退出运行，应查明原因，重新投入低加运行；如低加管束泄漏，隔离该低加，并通知检修处理，汇报单元长、值长。

5．除氧器水位升高

1）教师设置

除氧器水位高。

2）现象

“除氧器水位高”声光报警，除氧器水位开关量及模拟量信号指示水位升高。

3）原因

（1）除氧器水位调节门自动失灵。

（2）除氧器水位指示不正常。

（3）给水量突减。

4）处理

（1）除氧器水位升高较快，应立即手动调小除氧器进水流量，使之与给水流量相适应，若水位自动调节失灵，应切为手动或由除氧器水位调节旁路门调整。

（2）除氧器水位升高至2100mm时，应发出声光报警，手动调节除氧器水位。

（3）水位继续升高至2200mm时，除氧器溢流放水门自动开启，否则手动开启。

（4）水位继续升高至2300mm时，除氧器紧急放水电动门自动开启，否则手动开启。注意检查切换小机备用汽源。

（5）水位继续升高至2400mm时，联关除氧器进汽电动门，联关3号高加疏水至除氧器电动门（注意检查3号高加紧急疏水门是否自动打开，否则手动打开维持3号高加水位），联关四抽逆止门，否则应手动关闭，注意汽动给水泵汽源的切换。同时注意检查汽缸、抽汽管道壁温变化情况，防止汽轮机发生水冲击。

（6）水位变化较大时，应到就地对照水位，避免出现假水位。如出现假水位，水位调节自动应切换为手动进行调整。

（7）检查两台给水泵运行情况，如有故障，及时启动备用泵，注意调整汽包水位至正常。

6．除氧器水位降低

1）教师设置

除氧器水位低。

2）现象

“除氧器水位低”声光报警，除氧器水位开关量及模拟量信号指示水位低。

3）原因

（1）锅炉受热面泄漏或系统管道阀门泄漏（使给水量增加）。

（2）凝结水减少或中断。

（3）除氧器放水门误开或内漏。

（4）除氧器水位调节门“自动”失灵。

（5）凝结水放水门误开或内漏。

4）处理

（1）除氧器水位下降较快，到就地对照水位，避免出现假水位，确认水位下降时应立即检查并加大除氧器进水流量，使之与给水流量相适应，并注意监视凝汽器水位。

（2）若除氧器水位调节门失灵，应立即切为手动或由除氧器水位调节旁路门进行调整。

（3）如凝结水流量减少时，应立即检查凝结水压力、凝结水泵电流等情况，注意凝汽器水位，必要时投入备用凝结水泵运行。（注意凝结水精处理装置的阀门位置是否正确）

（4）如除氧器放水门误开，应将其关闭。

（5）锅炉受热面泄漏时，应加大补水量，维持除氧器水位，做好停机准备。

（6）如凝结水放水门误开或内漏，应立即将其关闭或关闭手动隔离门。

（7）水位降至550mm时，应联跳前置泵及给水泵，若不联跳时，要立即手动停止给水泵运行。

第十四项　厂用电中断

1．教师设置

6kV母线失电。

2．现象

（1）正常照明灯灭，事故照明灯亮。

（2）所有交流电动机停转，炉MFT动作，汽机跳闸，发电机解列。

3．原因

电力系统故障或机组跳闸、厂用电切换不成功。

4．处理

（1）厂用电失去后，应按不破坏真空停机处理。

（2）立即检查主机直流润滑油泵、事故密封油泵、小机直流润滑油泵是否联起，否则手动启动。

（3）停机后检查主（再热）汽门、调速汽门、抽汽逆止门是否关闭严密。凝汽器内无循环水和凝泵停运时，禁止向凝汽器排汽、水，手动关闭可能有汽、水进入凝汽器的阀门。

（4）所有跳闸设备状态复位，联锁解除。并检查转动设备是否倒转，防止汽、水倒流。

（5）保安电源正常后，启动主机交流润滑油泵、交流密封油泵和小机交流润滑油泵，停各直流油泵，启动主油箱排烟风机和氢冷系统防爆风机运行。

（6）全面检查并监视润滑油压、油温和各轴承回油温度。

（7）主机静止后投入盘车。若大轴晃度超出规定，进行直轴后方可启动电动盘车，禁止强行投用电动盘车。

（8）厂用电恢复后，凝结器及时补水，并投入低压缸减温水，控制排汽缸温度，当低压缸排汽温度低于50℃时，方可启动循环水泵，逐渐向凝汽器通水，禁止大量冷水突然进入凝汽器。

（9）系统故障恢复后，请示单元长、值长重新启动。

（10）如单机厂用电中断，应设法关小故障机组凝结器循环水出口门，确保非故障机组的正常运行，防止两台机组全停时有可能造成的全厂停止对外供电事故发生。

（11）事故处理过程中应注意机组转速、轴承温度不得超限。

第十五项　循环水中断

1．教师设置

循环泵跳闸。

2．现象

（1）OPU站显示凝汽器循环水进、出口压力到零。

（2）凝汽器真空度急剧下降、排汽温度升高。

（3）开式循环水泵电流摆动、压力下降。

（4）各热交换器冷却水压力下降，被冷却介质温度升高。

3．原因

（1）循环水泵跳闸和其出口蝶阀自动关闭。

（2）凝汽器循环水进水门误关（若出水门误关，则循环水进口压力升高）。

4．处理

（1）凝汽器循环水断水后，应闭锁旁路，立即启动备用循泵运行，尽快减低负荷，并随时准备不破坏真空停机。

（2）若循环水泵房故障，应尽快派人到江边泵房处理，若凝汽器进口或出口水门误关，应及时恢复其正常开度。

（3）若循环水一时难以恢复，应不破坏真空故障停机，并注意各辅机轴承温度等不得超限。

（4）因循环水断水停机后，一般应待低压缸排汽温度降到50°时方可再向凝汽器通水。

第十六项　发电机定子冷却水压力异常

1．教师设置

定子冷却水泵事故且联锁未投。

2．现象

（1）OPU站显示定子冷却水压力低、流量低。

（2）“定子水流量低”声光报警。

3．原因

（1）定子冷却水箱水位低。

（2）定子冷却水泵故障。

（3）系统管路泄漏。

（4）滤网堵塞严重。

（5）相关阀门误关。

4．处理

（1）立即检查定子冷却水箱水位是否过低，定子冷却水泵工作是否正常。

（2）如果水箱水位低应及时迅速补水，同时检查排水阀有无误开。

（3）系统管路泄漏应设法隔离，联系检修处理。

（4）运行泵故障，备用泵应联启，否则手动启动备用泵。

（5）定子冷却水流量≤40t／h发出报警信号。定子冷却水流量≤35t／h持续30s，发电机断水保护动作自动解列停机，如果发电机断水保护未动作，注意检查发电机各部温度应正常，汇报单元长、值长，降负荷不破坏真空故障停机。

第十七项　锅炉MFT

1．教师设置

手动MFT。

2．现象

（1）锅炉MFT动作报警，显示MFT首出。

（2）工业火焰监视电视显示无火。

（3）所有给粉机、一次风机跳闸，制粉系统停运。

（4）汽机跳闸，负荷到零，发电机解列。

3．处理

（1）检查厂用电切换是否正常，如厂用电中断，主机、小机及密封油系统直流事故油泵应自动启动，否则手动启动。

（2）启动电给水泵，及时调整锅炉水位，手动打闸小机。

（3）调整轴封汽压力，切换辅助汽源，由邻机或老厂供。如单台机组运行，可切由再热冷段供。

（4）调整除氧器、凝汽器水位在正常值。

（5）调整主机润滑油温。

（6）锅炉恢复点火后，逐渐开启旁路系统，提高主、再蒸汽温度，当达到冲转参数后，汽机挂闸冲转；注意检查机组振动、汽缸温度、差胀、各轴承温度等应正常，满速后并网，尽快将负荷带至调度负荷。

第十八项　四管泄漏

1．教师设置

分别设置水冷壁泄漏、省煤器泄漏、过热器泄漏、再热器泄漏。流量可稍微大一些，效果更明显。

2．水冷壁管损坏

（1）水冷壁管损坏现象如下：

①锅筒水位迅速下降，汽包主汽压力下降；

②给水流量大于蒸汽流量，烟温偏差大，或烟气温度下降，引风机电流增加（引风机自动控制时）；

③炉膛负压不稳，燃烧不稳或大量汽水扑灭火焰；

④炉内有响声，“炉管泄漏”报警。

（2）水冷壁管损坏的原因如下：

①炉水品质长期不合格，炉水化学处理不当，造成管内结垢或腐蚀；

②制造、安装或检修焊接质量不良，或管内有杂物堵塞造成水循环不良；

③燃烧器附近的水冷壁被煤粉磨损；

④火焰中心偏斜，升压降压等速度过快，使水循环被破坏；

⑤运行中严重缺水，炉管过热；

⑥结渣严重，大块焦渣坠落砸坏炉管，或除焦时损坏炉管；

⑦吹灰器安装不良，长期将炉管吹损。

（3）水冷壁管损坏的处理如下：

①发现损坏时，汇报值长，查明损坏程度，申请尽早停炉处理，视情况解列自动、手操；

②如水冷壁管损坏不严重，并能维持正常水位，以维持各参数在允许范围内为原则，降低机组负荷，可短时间运行，并密切注意运行工况变化情况；

③如水冷壁管损坏严重，以致无法维持正常水位时，应按紧急停炉处理；

④停炉后维持通风以排除炉内烟气和蒸汽，停止电除尘器运行，防止电极积灰，并将电除尘器、省煤器灰斗的灰放尽，防止堵灰；

⑤停炉后尽可能维持进水，维持汽包最高水位，如无法维持，停止给水。

3．省煤器泄漏

（1）省煤器泄漏的现象如下：

①省煤器附近有泄漏声，“炉管泄漏”报警；

②泄漏严重时，给水流量不正常地大于蒸汽流量，锅筒水位下降，汽压及负荷下降；

③省煤器灰斗有漏水现象或有灰浆流出；

④泄漏侧排烟温度下降，空预器出口风温偏差大；

⑤烟气阻力增加，引风机电流增大（引风机自动控制时）。

（2）省煤器泄漏的原因如下：

①给水品质不合格，使管子内结垢、腐蚀；

②制造、安装或检修焊接质量不良，或管材有缺陷；

③飞灰磨损，管子内部被异物堵塞；

④点火升压或停炉停止进水后，未开省煤器再循环门；

⑤给水温度或给水流量变化太大；

⑥吹灰器区域因吹灰磨损严重。

（3）省煤器泄漏的处理如下：

①发现泄漏汇报值长，通知有关人员查明情况，申请尽早停炉检修，运行方式可切至锅炉手动操作；

②泄漏不严重，请示值长，降低负荷运行，加强锅炉进水，维持正常水位，注意监视泄漏情况和锅筒水位；

③泄漏严重，无法维持水位时，应报告值长，立即停炉；

④停炉后，关闭所有放水门，禁止开启省煤器再循环门。

4．过热器泄漏

（1）过热器泄漏的现象如下：

①过热器泄漏处有响声，“炉管泄漏”报警；

②炉膛负压摆动，引风机电流增大（引风机自动控制时），严重时从不严密处向外冒烟气；

③过热器泄漏处后部两侧烟温偏差大，漏点后的过热汽温、壁温升高；

④给水流量不正常地大于对应的蒸汽流量；

⑤严重时主蒸汽压力下降，机组负荷下降。

（2）过热器泄漏的原因如下：

①蒸汽品质不合格，管内壁结垢，造成传热恶化，管材超温；

②安装、检修质量不良，或管材不合格；

③过热器长期超温；

④飞灰磨损严重，过热器积灰造成腐蚀；

⑤过热器管内有杂物堵塞；

⑥水冷壁结渣，炉膛出口温度升高；

⑦低负荷时，减温水不稳定，使过热器进水而引起过热器损坏；

⑧燃烧不正常，火焰偏斜，或火焰中心上移，烟气热偏差大或过热区域烟温升高；

⑨不正确的启、停方式，造成过热器管壁超温；

⑩吹灰器安装不正确，吹坏过热器。

（3）过热器泄漏的处理如下：

①发现泄漏，立即汇报值长，联系有关人员查明情况，申请尽早停炉检修；

②联系值长，要求立即降低运行参数，运行方式可切至锅炉手动调节；

③降低负荷时，注意稳定燃烧；

④若泄漏严重，汽温无法控制，并危及设备安全时，立即停炉，并保留一台引风机运行，以维持炉内负压排出炉内的烟气和蒸汽。

5．再热器泄漏

（1）再热器泄漏的现象如下：

①再热器附近有响声，“炉管泄漏”报警；

②再热器出口压力下降；

③引风机电流增大（引风机自动控制时）；

④再热汽温偏差大或异常升高；

⑤炉膛负压不稳，泄漏严重时，不严密处向外冒烟冒蒸汽；

⑥机组负荷不变的情况下，给水流量增加。

（2）再热器泄漏的原因如下：

①蒸汽品质长期不合格，使管内结垢或腐蚀；

②管子安装、检修焊接质量不良，材料不健全或制造存在缺陷；

③飞灰磨损或吹灰器安装不当；

④运行中经常超温；

⑤启停过程中操作不当，使再热器管造成疲劳。

（3）再热器泄漏的处理如下：

①立即汇报值长，联系有关人员查明情况，申请尽早停炉检修；

②泄漏严重，无法维持正常汽温，应立即停炉并维持一台引风机运行。

第十九项　风管再燃烧

1．教师设置

分别设置各个部位风管再燃烧。

2．现象

（1）有腔室温度高报警光字。

（2）再燃烧风管温度异常。

3．处置

关闭风管，停运该管燃烧器。

第二十项　磨煤机着火

1．教师设置

分别设置各个磨煤机着火。

2．现象

（1）磨煤机温度报警。

（2）磨煤机压力不正常。

3．处置

（1）开消防门。

（2）停运磨煤机。

四、实训项目日志

要求学生在实训过程中填写规范的项目日志，记录实训过程。项目日志原则上要求一日一记，日志数不得低于实习天数的60%。项目日志的格式模板见表5－1。

表5－1　项目日志格式模板

五、实训项目自测

（1）运行过程中参数恶化的紧急停机有哪几种处置方法？

（2）真空异常的影响因素有哪些？

（3）汽轮机水冲击的原因和现象有哪些？

（4）机组突然甩负荷至零时的紧急处置项目有哪些？

（5）润滑油系统故障的危害有哪些？

（6）机组发生不正常振动的原因有哪些？

（7）轴承温度高的危害和原因有哪些？

（8）主、再热蒸汽参数异常到停机的参数界限是什么？

（9）密封油系统故障有什么危害？

（10）EH油压低故障的危害和处置方法有哪些？

（11）轴向位移增大的原因有哪些？

（12）凝汽器水位异常的危害有哪些？

（13）除氧器运行异常有哪些情形？各有什么危害？

（14）厂用电中断的紧急处置操作项有哪些？

（15）循环水中断的影响是什么？

（16）发电机定子冷却水压力异常的后果是什么？

（17）锅炉MFT的紧急处置操作项有哪些？与厂用电中断的处置有何异同？

（18）如何判断四管泄漏的部位？如何处置？

（19）风管再燃烧的现象是什么？如何处置？

（20）磨煤机着火的现象是什么？如何处置？

六、项目评价标准

项目评价标准见表5－2。

表5－2　项目评价标准

续表