汽轮机故障处理

任务四　汽轮机故障处理

一、实训目的

1.巩固、扩大和深化已学的专业知识，并使之与生产实践相结合，培养学生分析问题和解决问题的能力；

2.熟悉600MW汽轮机的型式、热力特性、系统布置，并学习汽轮机的故障处理方法、步骤及注意事项。

二、实训仪器

火电机组仿真机一套，见图6-1。

三、实训原理

同任务一。

四、实训内容及步骤

1.破坏真空紧急停机

若出现下列情况，则破坏真空紧急停机：

汽轮机转速上升到3330r/min，超速保护未动作。

汽轮机突然发生强烈振动或汽轮发电机组任一道轴承振动达0.254mm。

汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。

汽轮机轴向位移超过±1.0mm，保护未动。

汽轮机差胀超限。

润滑油供油中断或油压下降至0.048MPa，备用泵启动仍无效，保护未动。

润滑油箱油位下降至-563mm。

汽轮机轴承（#1～#8）金属温度达112℃，发电机、励磁机轴承（#10～#11），金属温度达107℃，汽轮机推力轴承金属温度任一点达107℃或轴承回油温度达82℃。

汽轮机发生水冲击、高中压外缸上下温差达55.6℃。

汽轮机轴封异常摩擦冒火花。

发电机、励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸。

汽轮机油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全。

厂用电全部失去。

具体操作方法

按下“紧急停机”按钮，确认发电机解列，检查TV、GV、RSV、IV、各段抽汽电动门和抽汽逆止门均关闭，高压缸通风阀开启，机组负荷到零，转速下降。汽轮机转速下降。

检查高、低压旁路和主汽管道疏水门自动开启，注意主汽压力，及时关闭高、低压旁路。

启动SOP和BOP运行。

停运真空泵、开启破坏真空门。

启动电动给水泵，停运汽动给水泵A和B。

将四段抽汽用户全部切换至厂用蒸汽供给。

检查机组情况，倾听汽机转动部分声音。当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，严禁立即再次启动机组。

真空到0，停运轴封汽。

转速至0，检查盘车自动投入正常。

停机过程中注意机组的振动、轴移、差胀、润滑油压、油温、密封油氢差压正常。

其他操作与正常停机相同，完成其它停机操作。

2.不破坏真空紧急停机

若出现下列情况，则不破坏真空紧急停机：

主蒸汽管道、再热蒸汽管道、高压给水管道破裂无法运行。

DEH工作失常，汽轮机不能控制转速和负荷。

EH油泵和EH油系统故障危及机组安全运行时，EH油压大于等于9.3MPa。

凝汽器背压至18.6KPa，虽然减负荷到零仍不能恢复。

主汽压力异常升高至21.7MPa。

主汽温度异常升高超过565℃或降低至465℃或10分钟内主、再热汽温急剧下降50℃。

运行中、高压缸排汽温度升高至424℃或排汽压力升高至4.92MPa。

高旁或低旁开启，调节级与高压排汽压力比小于1.7。

发电机定子线圈冷却水中断30秒仍不能恢复或定子冷却水出水温度达90℃。

机组大联锁保护拒动时。

差胀超限，保护动作值。

具体操作方法

脱扣停机，检查TV、GV、RSV、IV、各段抽汽电动门和抽汽逆止门均关闭，机组负荷到零，转速下降。

检查高、低压旁路和主汽管道疏水门自动开启，注意主汽压力，关闭高、低压旁路。

启动SOP和BOP运行。

启动电动给水泵运行，注意调节给水量。停运汽动给水泵A和B。

将四段抽汽用户全部切换至辅助蒸汽供给。

检查轴封汽调节门开启，控制轴封汽压力不大于0.03MPa。

检查机组情况，转子停止，点动盘车正常，投入连续盘车。

完成其他停机操作。

3.蒸汽参数异常

现象

各主、再热蒸汽压力、温度等过高或过低。

参数超限报警。

机组负荷有变化。

主机轴向位移、差胀等有变化。

处理

控制系统故障，根据故障程度分别处理，必要时切换到手动方式，并通过调整燃烧、负荷等进行调整。

因负荷增减过快引起，调整负荷变化率。

高加保护动作解列，及时调整机组负荷。

制粉系统运行不正常，造成锅炉热负荷不稳，调整制粉系统，必要时停运。

主、再热汽温异常时，按下列规定处理：

汽温异常下降，主蒸汽压力在额定值时：当主蒸汽温度下降至505℃，调整汽温至正常，开启主蒸汽管道上所有疏水门。主蒸汽温度下降至500℃，降低负荷，开启汽机本体疏水门。主蒸汽温度下降至465℃，调整和减负荷到零，仍不能恢复，停机。主蒸汽、再热蒸汽温度在10分钟内，下降达50℃，紧急停机。

汽温异常升高：主蒸汽、再热蒸汽温度升高至552℃，调整汽温至正常，升高至564.8℃，运行15分钟仍不能恢复，停机。主蒸汽温度高于566℃，立即停机。

汽压异常降低：在额定负荷运行时，主蒸汽压力降低，超过正常允许变化范围0.5MPa以上，适当降低汽机负荷维持汽压正常。

汽压异常升高：主蒸汽压力升高，并超过正常允许变化范围0.5MPa以上，降低锅炉负荷维持汽压正常，若汽压上升至21.7MPa以上时，停机。

4.机组发生不正常振动

现象

TSI记录仪振动指示增大。

画面上发“转子振动大”声光报警。

DEH CRT振动显示增大，报警。

机组振动急剧增大。

汽轮机内部发出不同程度的金属撞击声。

处理

机组启动过程中，中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm停机，通过临界转速时，轴承振动超过0.1mm或轴振超过0.254mm，立即停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

在额定转速3000r/min或带负荷稳定工况下要求机组轴振不超过0.03mm或轴振动不超过0.08mm，当轴承振动突增0.05mm，停机。当轴振明显增大至0.125mm，按如下规定处理：机组轴振达0.125mm报警，对照表计变化，查找原因。机组负荷、参数变化大引起振动大，尽快稳定机组负荷、参数，同时注意汽机差胀，上、下缸温差变化。检查润滑油温、油压及各轴承温度正常，否则，调整润滑油温、油压至正常。就地倾听汽轮发电机组内部声音。如发电机电流不平衡引起振动，应降低机组负荷，查明发电机转子、静子电流不平衡的原因。密封油温度偏离正常值，尽快调整至正常值。机组轴振突然增至0.254mm，保护不动作，汽机紧急停机处理。检查汽轮机上下缸温差，温差小于不等于41.7℃时按汽轮机进水处理。

5.汽轮机轴向位移增大

处理

轴向位移值至±0.89mm时，检查负荷、蒸汽参数、凝汽器真空、密切监视推力轴承金属温度、差胀变化进行调整。

轴向位移至±0.89mm，除进行上述的检查外，立即减负荷，使轴向位移值恢复至正常。

当轴向位移值增大，机组转动部分出现金属响声并伴有强烈振动，紧急停机。

当轴向位移值至±1.0mm保护不动作，立即破坏真空紧急停机。

6.运行中叶片损坏或断落

现象

机组振动明显增大。

汽轮机内部有金属撞击声或盘车时有摩擦声。

汽轮机调节级压力升高，轴向位移变化异常。

处理

发现以下情况，应破坏真空紧急停机。

汽轮机内部有明显的金属撞击声和摩擦声。

汽轮机通流部分发出异声，同时机组发生强烈振动。

机组振动明显增大，并凝结水导电度、硬度急剧增大，无法维持正常运行。

发现以下情况，分析后处理。

调节级压力或抽汽压力异常变化，在相同工况下汽机负荷下降，轴向位移和推力轴承金属温度有明显变化，并伴有机组振动明显增大，汇报值长，减负荷或停机。

运行中发现凝结水导电度、硬度突然增加，检查机组振动、负荷、凝汽器水位。

已确认凝汽器管子被叶片打断或破裂，根据凝结水硬度大小，减负荷，对凝汽器轮流隔绝捉漏。如凝汽器水位异常升高、凝汽器真空下降较快，停机处理。

7.汽轮机进水

现象

主蒸汽、再热蒸汽和抽汽温度急剧下降，过热度减小。

汽缸上、下缸温差增大。

从进汽管法兰、轴封、汽缸结合面处冒出白色的湿汽或溅出水滴。

轴向位移增大，推力轴承金属温度急剧上升。

机组发生强烈振动。

处理

立即破坏真空紧急停机。

检查汽轮机本体及有关汽管上的疏水门自动开启，如未开则应强制开启、充分放疏水。

汽机进水停机后24小时内严禁启动，再启动时必须检查上下缸温差，转子偏心正常。

8.凝汽器真空下降

处理

发现真空下降，首先对照低压缸排汽温度表进行确认并查找原因进行相应处理。

当凝汽器真空下降至-88KPa时，启动备用真空泵，提高凝汽器真空，如继续降低，应按真空每下降1KPa，减负荷100MW，凝汽器真空降至-82KPa，负荷应减至零。

当凝汽器真空下降至-81KPa，减去全部负荷，仍无法恢复时，按“不破坏真空紧急停机操作“规定步骤紧急停机。

凝汽器真空下降时，根据低压缸排汽温度升高情况，开启排汽缸喷水电磁阀，控制排汽温度不超过79℃（空负荷排汽温度小于不等于120℃）。

真空低紧急停机时，立即切除高、低压旁路，关闭所有进入凝汽器的疏水门。

循环水中断或水量不足引起的真空下降，立即启动备用循环水泵，如循环水全部中断，立即停机，并关闭凝汽器循环水进出水门，待凝汽器排汽温度下降到50℃左右时，再向凝汽器通循环水。

轴封漏空气引起的真空下降，调整轴封汽母管压力至正常值。如系溢流调节阀失控，关小调节阀前隔绝阀。如系轴封调节阀失控，开启调节阀旁路。如系轴封汽温低，开启疏水门，查看并关闭轴封汽减温水门。必要时可切换冷再蒸汽或辅助蒸汽供轴封用汽。

凝汽器满水引起的真空下降，则按“凝汽器水位骤然升高”规定处理。

真空泵运行不正确影响真空，则启动备用真空泵运行，停运故障泵，并关闭进气隔绝门。

凝汽器真空系统漏空气引起的真空下降：对真空系统的设备进行查漏和堵漏。如轴封加热器∪型管水封不正常，注水；破坏真空门不严密，关严并注水；真空系统有关阀门（仪表排污门、水位计排放门）等误开，立即关闭；真空系统的水泵轴封泄漏应立即消除。对小汽机A或B排汽侧进行检查。如小机排汽侧真空低影响凝汽器真空，将机组负荷降至额定负荷的80%，启动电动给水泵，停运并隔绝小机A或B进行堵漏。

9.凝汽器满水

处理

运行泵跳闸、备用泵未联动；立即启动备用泵。检查运行泵跳闸原因，待故障排除后，方可继续。

凝汽器钛管大量泄漏，经化验凝结水硬度大，增开备用凝结水泵运行，并将部分凝结水排出，汇报值长，根据凝汽器真空减负荷，对凝汽器轮流隔绝捉漏。待捉漏结束后，凝结水质合格，水位正常，停机排放，停运备用凝结水泵，恢复系统和设备正常运行状态。

凝汽器热井水位调整站失控或旁路门误开则切为手动，关闭误开的旁路门，热井水位升高至溢流阀动作值，溢流阀仍未开启，切为手动并开启溢流阀或溢流阀旁路，降低凝汽器水位至正常值。

凝结水泵入口滤网堵塞，差压大，启动备用泵，停运故障泵。对故障泵进行拉电和隔绝操作，通知检修尽快清扫滤网后送上该泵电源，投作联备。

如系误关系统阀门造成凝汽器水位异常升高，立即开启误关的阀门，恢复凝汽器正常水位。

若凝汽器铜管大量泄漏造成凝汽器满水，停机处理。

10.油系统工作失常

油系统泄漏及主油箱油位下降的处理。

油系统泄漏应设法消除，油箱油位突然下降10～20mm，查找原因。

油箱油位下降至152mm，加油至正常。

油箱油位下降至-563mm（相当于油箱顶到油面896mm）时，采取各种措施无效，破坏真空紧急停机。

油箱油位和油压同时降低，检查压力油管和防爆套管内油管是否破裂泄漏、冷油器铜管和油系统阀门、法兰接头是否泄油，发现上述情况设法在运行中消除，如冷油器铜管漏，可进行冷油器的调换和隔绝。

油箱油位降低，油压不变，一般系油系统设备的连接法兰、管道、油泵轴封等处漏油，及时查堵。

油箱油位升高，开启油箱底部放水门排放（做好计量记录）。

机组正常运行中，主油箱油位不应高于152mm。

油箱油位不变，油压降低，检查主油泵进出口油压，如同时下降，应判断为主油泵工作失常，当主油泵出口油压降到0.7MPa，立即启动SOP和BOP运行，如润滑油压继续下降至0.048MPa，破坏真空紧急停机。

油温升高

发现轴承温度突然升高2～3℃，应查明升高原因。

如轴承温度普遍升高，检查冷油器出口温度，调整至正常。如轴承温度普遍升高，检查润滑油压力是否正常，如压力低按润滑油压力降低处理，如正常检查冷油器调节阀是否失灵，冷油器出入口门位置是否正确，冷油器出口温度是否正常，否则调整至正常。

若轴封压力高漏气量大，检查轴封汽源压力调节阀，并调整压力至正常。

汽轮机任意一道轴承金属温度达107℃，发电机轴承金属温度达98℃，或回油温度达70℃，汇报值长，加强监视和调节。

汽轮机任意一道轴承金属温度达113℃，发电机轴承金属温度达107℃，或回油温度达82.2℃，破坏真空紧急停机。

油系统着火。

处理

油系统着火，破坏真空紧急停机。

油系统着火，紧急停机，确认TV、GV、RSV、IV均关闭，小机A/B高、低压调门均关闭，立即停止EH油泵，启动BOP，严禁SOP运行。

11.负荷骤变

现象

功率表、调节级压力及各段抽汽压力骤变。

高压调速汽门开度突变。

处理

对照主蒸汽、再热蒸汽和汽机运行的各种工况、状态，分析负荷突然升高或降低的原因。

若锅炉运行异常变化引起负荷骤变，调整汽轮机的进汽量，稳定蒸汽参数。

若电网频率异常引起，尽可能适应负荷需求，防止超负荷运行。

若控制系统失常引起，尽量减少操作，稳定运行工况，并将控制方式切至手动控制，通知热工处理。

如发电机振荡或失步按电气事故规程处理。

12.发电机着火及氢气爆炸

现象

发电机内发出巨响并有油烟等物喷出。

处理

发电机着火爆炸时按破坏真空紧急停机步骤处理。

开启二氧化碳排泄门，迅速降低发电机风压至0.01MPa。

当汽轮机发电机转速降至1000r/min以下时，立即向发电机内充二氧化碳。

五、注意事项

同任务一。

附录：

【思考题】

1.汽轮机运行故障有哪些？

2.汽轮机运行故障如何判断并处理？