汽轮机典型事故处理

第一篇：汽轮机典型事故处理

汽轮机典型事故与处理

1.机组发生故障时，运行人员应怎样进行工作？ 机组发生故障时，运行人员应进行如下工作。

（1）根据仪表揞示和设备外部象征，判断事故发生的原因；

（2）迅速消除对人身和设备的危险，必要时立即解列发 生故障的设备，防止故障扩大；

（3）迅速查清故陣的地点、性质和损伤范围；

（4）保证所有未受损害的设备正常运行；

（5）消除故障的每一个阶段，尽可能迅速地报告值长、车间主任、以便及时采取进一步对策，防止事故蔓延；

（6）事故处理中不得进行交接班，接班人员应协助当班人员进行事故处理，只有在事故处理完毕或告一段落后，经交接班班长同意方可进行交接班；

（7）故障消除后，运行人员应将观察到的现象、故障发展的过程和时间，采取消除故障的措施正确地记录在记录本上;

（8）应及时写出书面报告，上报有关部门。

2.汽轮机事故停机一般分为哪三类？

汽轮机事故停机一般有：（1）破坏真空紧急停机。（2）不破坏真空故障停机。

（3）由值长根据现场具体情况决定的停机。其中第三类停机包括减负荷停机。

3.什么叫紧急停机、故陣停机，由值长根据现场具体情况决定的停机？

紧急停机：设备已经严重损坏或停机速度慢了会造成严重损坏的事故。操作上不考虑带负荷情况，不需汇报领导，可随即打闸，并破坏真空。

故障停机：不停机将危及机组设备安全，切断汽源后故障不会进一步扩大。操作上应先汇报有关领导，得到同意迅速降负荷停机，无需破坏真空。

由值长根据现场具体情况决定的停机：事故判断不太便，判断不太清楚，或某一系统或设备异常尚未达到不能减负荷停机的程度。操作上应控制降温、降负荷速度、汽缸温度下降到一定的温度再打闸。

4.区别三类事故停机的原則是什么？

区别三类事故停机的原则是：

（1）故障对设备的危害程度和要求的停机速度。（2）对设备故陣的判断是否方便清楚。

5.破坏真空紧急停机的条件是什么？ 破坏真空紧急停机的条件是：

（1）汽轮机转速升至3360r/min，危急保安器不动作或调节保安系统故障，无法维持运行或继续运行危及设备安全时。

（2）机组发生强烈振动或设备内部有明显的金属摩擦声，轴封冒火花，叶片断裂。

（3）汽轮机水冲击。

（4）主蒸汽管、再热蒸汽管、髙压缸排汽管，给水的主要管道或阀门爆破。（5）轴向位移达极限值，推力瓦块温度急剧上升到95℃时。（6）轴承润滑油压降至极限值，起动辅助油泵无效。

（7）任一轴承回油温度上升至75℃或突升至70℃（包括 密封瓦，100MW机组密封瓦块温度超过105℃）。（8）任一轴承断油、冒烟。

（9）油系统大量漏油、油箱油位降到停机值时。

（10）油系统失火不能很快扑灭时。

（11）发电机、励磁机冒烟起火或内部氢气爆炸时。

（12）主蒸汽、再热蒸汽温度10min内升、降50℃以上（视情况可不破坏真空）。（13）高压缸差胀达极限值时。

6.故障停机的条件有哪些？

发生下列情况之一，应立即汇报班长、值长，联系电气、锅炉迅速减掉汽轮机负荷、电气解列，故庳停机。

（1）200MW机组真空降至73.33kPa，125MW机组和300MW机组真空降至63kPa，50MW和100MW机组真空降 至66.7kPa，负荷降至零仍无效时。（2）额定汽压时，主蒸汽温度升高到最大允许值，短时 间不能降低或超过最大允许值。

（3）主蒸汽温度、再热蒸汽温度过低。

（4）主蒸汽压力升高到最大允许值，不能立即恢复时。

（5）发电机断水超过30s（300MW机组为20s），断水保 护拒动作或发电机大量漏水时。

（6）厂用电源全部失去。

（7）主油泵故障不能维持正常工作时。

（8）氢冷系统大量漏氢，发电机内氢压无法维持时。

（9）髙、中、低压缸差胀达最大允许值，采取措施无效时。（10）凝结水管破裂，除氧器水位迅速下降，不能维持运时。（11）凝汽器铜管破裂，大量循环水漏入汽侧。.紧急停机如何操作？ 紧急停机操作如下。

（1）揿紧急停机按钮或手动脱扣器，检查髙、中压自动 主汽门、调节汽门、各抽汽逆止门、高压缸排汽逆止门应关 闭，转速应下降，关闭电动主汽门。

（2）发出“注意”、“停机”信号。（3）起动交流润滑油系。

（4）关闭除氧器进水门，开凝结水再循环门，投人排汽缸喷水。开启给水泵再循环门，关闭中间抽头门。

（5）停用射水泵，开启真空破坏门，除与锅炉侧相通的疏水门外，开启汽轮机侧所有疏水门，解除旁路系统自动。

（6）调整轴封压力，必要时将轴封汽切换为备用汽源供给，给水走液动旁路。（7）倾听机组声音，记录惰走时间。

（8）转子静止，真空到零，停止向轴封送汽，投人盘车，测量转子弯曲值。（9）完成正常停机的其它各项操作。

（10）详细记录全过程及各主要:数据。8.蒸汽温度的最髙限额是根据什么制定的？

蒸汽温度的最高限额的依据是由主蒸汽管、电动主汽门、自动主汽门、调节汽门、联合汽门及调节级等金属材料来决定的。根据材料的蠕变极限和持久强度等性能决定的，当蒸 汽温度超过最高限额时，会使金属材料的蠕变速度急剧上升, 允许用应力大大下降。所以运行中不允许在蒸汽温度的上限运行。

9.新蒸汽的压力和温度同时下降时，为卄么按汽溫下降 进行处理？

新蒸汽压力降低将使汽耗增加，经济性降低，末级叶片易过负荷，应联系锅炉处理。单元制机组锅炉的处理方法包 括减负荷。

汽温下降时，汽耗要增加，经济性降低，除末级叶片易 过负荷外，其他压力级也可能过负荷，机组轴向推力增加，且 末级湿度增大易发生水滴冲蚀，汽揾突降是水冲击的预兆，所 以汽温降低比汽压降低危险。汽温、汽压同时降低时，如负 荷降低，则对设备安全不构成严重危胁，汽温降低规程明确 规定了要减负荷’所以汽温、汽压同时降低，按汽温降低处 理比较合理；若不减负荷，末级叶片过负荷的危险较大。汽 温降低处理中规定，负荷下降到一定的程度是以蒸汽过热度 为处理依据的，这时的主要危险是水冲击，汽压降低对设备 安全已不构成威胁，当然以汽温降低处理要求进行处理合理。

中小型母管制蒸汽系统的机组，汽温、汽压同时降低时，一 般规定以汽压下降的规定进行处理。大容量单元制机组的处 理则按汽温下降的规定进行处理，这一点在概念上不要混淆。

10.新蒸汽温庋突降有何危害？

蒸汽温度突降，可能是机组发生水冲击的预兆，而水冲 击会引起整个机组严重损坏。此外汽温突降还将引起机组部件温差增大，热应力增大，且降温产生的温差会使金属承受 拉应力，其允许值比压应力小得多。降温还会引起动静部件收缩不一，差胀向负值增大，甚至动静之间发生摩擦，严重时将导致设备损坏，因此在发生汽温突降时，除按规程规定 处理外，还应对机组运行情况进行监视与检査。

汽温突降往往不是两侧同时发生，所以还要特别注惫两侧温差。两侧汽温差超限应根据有关规定处理。

11.新蒸汽温度下降应如何处理？

新蒸汽压力为额定值，而汽温低于额定值10℃时，应联系锅炉恢复汽温，低于额定值20℃时，应限负荷运行，汽温 继续下降应按规程规定开启主蒸汽管及本体疏水门，同时汇 报值长，联系锅炉运行人员，保持温度降压减负荷。降压减 负荷过程中，过热度应不低于150℃，否则应故障停机，蒸汽 温度降低时，联系锅炉运行人员无效，可采用开旁路降压，必 要时投人汽缸冷却，确保高压差胀、缸胀、金属温差在合格范围，如汽温下降较快，如内下降50℃，应打闸停机。

12.新蒸汽温度升高应如何处理？

新蒸汽温度升髙应做如下处理：

（1）主蒸汽温度、再热蒸汽温度应在允许范围内变化，超 出时应联系锅炉运行人员降低温度。（2）主蒸汽温度或再热蒸汽温度升至最高允许值时，应报告值长、联系锅炉运行人员迅速采取措施。如规程规定的 时间内不能恢复，应故障停机。（3）汽温急剧升高到最高允许値以上，汇报值长，要求 立即打闸停机。（4）如主汽温10min込内上升50℃，应立即打闸停机。

13.主蒸汽压力、溫度同时下降时，应注意哪些问题？

主蒸汽压力、温度同时下降时，应注意如下问题：

（1）主蒸汽压力、温度同时下降时，应联系锅炉运行人 员要求恢复正常，并报告值长要求减负荷。

（2）汽温、汽压下降的过程中，应注意高压缸差胀、轴 向位移、轴承振动、推力瓦温度等数值，并应严格监视主汽 门、轴封、汽缸结合面是否冒白汽或溅出水滴，发现水冲击 时，应紧急停机。

（3）主蒸汽压力、温度同时下降，虽有150℃过热度，但 主蒸汽温度低于调节汽室上部温度50℃以上时汇报值长，要求故障停机。

14.主蒸汽温度、再热蒸汽溫度、两侧温差过大有何危害？

由于锅炉原因，使汽轮机高、中压缸两侧进汽温度产生偏差，如两侧汽温差过大，将使汽缸左、右两侧受热不均匀，会产生很大热应力，使部件损坏或缩短使用寿命，热膨胀亦不均匀，致使汽缸动静部分产生中心偏斜，造成动静间摩擦，机组振动，严重时将损坧设备。因此，当两侧汽温差太大时，应按规程规定进行处理，两侧汽搵差超过80℃时，应故障停机。

15.主蒸汽压力过高如何处理？

当发现主蒸汽压力超过允许值时，应联系锅炉运行人员 采取洚压措施，对汽轮机也可采取开启旁路，或用电动主闸 门节流降甩。如不能立即恢复，汽压继续上升到最大允许值，应汇报值长，故障停机。

16.负荷突变的一般原因有哪些？

负荷突变的一般原因如下：（1）发电机或电网故庳。（2）锅炉紧急停用。（参数大幅度下降）

（3）危急保安器飞锤动作。电动脱扣器动作，（4）调速油压低于最低允谇值3（5）误操作引起保护动作。

17.负荷突变的故障应如何判断？

负荷突变的故障应做如下判断：

（1）在发电机突然甩掉负荷后，如果负荷表指示在零位，蒸汽流量下降，锅炉安全门动作，转速上升后又下降，并稳 定在一定转速，说明调节系统可以控制转速，危急保安器没 有动作。

（2）在机组甩负荷后，如果转速不变，说明发电机末解 列。对于装有自动主汽门与发电机油开关联锁装置的机组只要发电机解列，主汽门即关闭’转速下降。

18.汽轮机一般有哪些方面原因容易造成甩负荷？ 汽轮机有如下原因容易造成甩负荷。

（1）串轴保护动作。（2）离心调速器钢带断。（3）汽门误关引起甩负荷。（4）调节系统卡涩引起甩负荷。

（5）机组保护中的任一保护动作或误动作时。

19.调节系统发生卡涩现象时，为防止甩负荷，应采取哪些措施？

调节系统发生卡涩现象时，为防止甩负荷，应采取如下措施。（1）加强滤油，油净化装置应芷常投人。

（2）减负荷操作应由汽轮机运行人员在就地进行。

（3）每次减负荷到要求数值时，再将同步器向增负荷方向倒回接近该负荷下应有的同步器位置附近。

（4）请求调度将负荷大幅度交替增减若干次，以活动调节部套。

（5）必要时可将调节汽门全开，改为变压运行方式，并应定期活动调节汽门。

20.运行中甩去部分负荷，发电机未与电网解列的象征是什么？

运行中甩去部分负荷，发电机未与电网解列的象征如下：

（1）功率表指示突然大幅度降低，调节汽门关小，各监视段压力相应降低。（2）频率正常，主蒸汽压力升髙，旁路自动投入。

21.运行中甩去部分负荷，发电机未与电网解列应如何处理？

运行中甩去部分负荷，发电机未与电网解列应做如下处理：

（1）检査机组运行情况一切正常后和值长联系，要求迅 速增加本机负荷。（2）联系锅炉运行人员，在电网负荷允许的情况下，迅 速将本机负荷增加到原来所带负荷的70%以上。

（3）调整轴封压力，如除氧器压力太低，应将轴封汽源 切换为备用汽源供给。（4）当甩负荷时，给水泵流量低于允许值，应幵启再循 环门，负荷恢复后，根据给水流量上升情况关闭再循环门。

（5）注意旁路运行情况，当负荷上升后，联系锅炉运行人员，停用旁路。（6）检査除氧器、凝汽器及各加热器水位，进行必要的调整。（7）全面检查。

22.发电机甩负荷到”0“，汽轮机将有哪几种现象？

发电机甩负荷到“0”，汽轮机将有如下现象。

（1）汽轮机主汽门关闭，发电机未与电网解列，转速不变。

（2）发电机与电网解列，汽轮机调节系统正常，能维持空负荷运行，转速上升又下降到一定值。

（3）发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维待空负荷运行，危急保安器动作，转速上升后又下降。

（4）发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负荷运行，危急保安器拒绝动作，造成汽轮机严重超速。

23.汽轮机主汽门关闭，发电机未与电网解列，事故象征 有哪些？

汽轮机主汽门关闭，发电机未与电网解列，事故象征如

（1）汽轮机转速不变，髙、中压主汽门，调节汽门，各抽汽逆止门关闭。（2）发电机负荷到零，各监视段压力到零，主蒸汽压力升高。（3）旁路自动投人或根据锅炉要求手动打幵。

24.汽轮机主汽门关闭，发电机未与电网解列，应如何处理？

汽轮机主汽门关闭，发电机未与电网解列，应做如下处理：

（1）手揿盘上发电机停机按钮，如有机电联络信号，应发出紧急停机信号。（2）开启高压油泵，（3）旁路系统应自动投人，如未投人可根据锅炉要求手动打开。

（4）调整凝汽器水位、轴封汽座力、给水压力、除氧器 压力及水位。若除氧器汽源不足，应切换备用汽源供轴封汽。

（5）完成故障停机的有关主要操作。

（6）迅速查清汽轮机跳闸原因，如属保护正确动作，则应将机组停下，待事故原因査明并清除后方可重新起动。如果査出属于保护误动作，经领导同意后再起动，在投保护前，应由热工人员查明原因，消除缺陷。

25.发电机与电网解列，汽轮机调节系统能维持空负荷 运行的事故象征有哪些？

发电机与电网解列，汽轮机调节系统能维持空负荷运行 的事故象征如下：（1）负荷到“0”，发电机解列，电超速保护动作，信号牌亮；抽汽逆止门关闭，信号牌亮。

（2）高、中压调节汽门关后又开启至空转位置，转速上升后又下降，稳定在一定数值。

（3）

一、二级旁路开启（减温水故障，不得投用旁路〉。（4）汽轮机运行声音突变，并变轻。

（5）二次油压低并发出报警信号。

26.发电机与电网解列，调节系统能维持空负荷运行的 亊故应如何处理？

发电机与电网解列，调节系统能维持空负荷运行的事故 应做如下处理：（1）判断事故原因，检查保护动作翻牌项目。

（2）确认汽轮机本体无故障，用同步器调整转速至 3000r/min。（3）关小凝结水至除氧器进水调整门，开启凝结水再循 环门，保证凝汽器水位，开徘汽缸喷水装置。

（4）轴封汽源不足应切换为备用汽源供给。

（5）检查旁路是否动作，若未动作，可根据事故状况及锅炉要求开启或停用旁路系统。

（6）开汽轮杌本体与各级抽汽疏水门，开主蒸汽管、再热蒸汽管冷、热段疏水门。

（7）手动关闭各级抽汽逆止门和各髙、低压加热器进汽电动门。

（8）检査轴向位移，髙压缸差胀、主蒸汽参数等数值和 推力瓦回油温度，测量机组振动。

（9）如机组各部正常，联系电气，迅速并列带负荷。

（10）机组甩负荷恢复过程中，主蒸汽温度应尽量提高，机组不宜在较低主蒸汽温度下运行，同时带负荷要快。

27.发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负荷运行，危急保安器动作的象征有哪些？（1）负荷到“0”，主蒸汽压力升髙，蒸汽流量表指示接近零。

（2）机组声音突变；高、中压主汽门，调节汽门关闭，各抽汽逆止门关闭，并发出信号；转速升高后又下降，危急保 安器动作，危急保安器指示“遮断（3）旁路系统自动投入（因真空降低，保护动作跳机或减溫水故瘅，应立即停用旁路〉。

28.发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负荷运行，危急保安器动作的亊故应如何处理？（1）起动髙压油泵。

（2）根据锅炉要求投入旁路系统。

（3）判断事故原因，确认汽轮机本体无故障，用起动阀挂闸，升速用同步器维持转速3000r/min（有的机组装有发电机油开关与解脱滑阀电磁解脱器联锁装置，即发电机油开关跳闸，联动自动主汽门关闭。这样的机组甩负荷后，即使危急保安器未动作，自动主汽门也关闭。操作上应断开联锁开 关，重新挂闸，保持3000r/min，等待并网。如果联锁开关不断开，解脱滑阀电磁解脱器在吸合状态，是不能挂闸的。

（4）联系电气，迅速并列带负荷，如短时间内不能恢复 应立即故障停机。

29.发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负 荷运行，危急保安器拒绝动作，造成汽轮机严重超速的象征 有哪些？

（1）负荷到各监视段迁:力下降到空载数值，汽轮 机转速升高到以上，调节汽门关小到空载数值左右。

（2）主蒸汽压力升高，旁路自动投入运行。

（3）机组声音异常（转速升髙发出的声音八）（4）一次油压升高。

30.发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负 荷运行，危急保安器拒绝动作’造成汽轮机严重超速亊故应如何处理？

（1）迅速手揿控制表盘上事故按钮或手打脱扣器，关闭髙、中压自动主汽门、调节汽门、各抽汽逆止门。（2）进行上述操作后，如转速仍不下降，应关闭三、四 段抽汽门和电动主汽门，并破坏真空，使转速下降。

（3）起动润滑油泵。

（4）完成故障停机的其他操作。

（5）查明并消除造成严重超速的原因后作超速试验，危急保安器动作转速合格后，机钽万能重新并网。

31.调节系统不能维持空负荷运行及甩负荷时引起危急 保安器动作有哪些原因？

调节汽门漏汽及调节系统不正常是调节系统不能维持空 负荷运行及甩负荷时引起危急保安器动作的主要原因。其中调节系统工作不正常原因较多，如同步器下限太髙致使调节 汽门关不严。另外当速度变动率过大，在负荷由满负荷甩至 零负荷时，转速上升超过危急保安器动作转速，此外调节系 统连杆卡涩、调节汽门卡住，调节系统迟缓率过大，在甩负荷时也会引起危急保安器动作。

32.活动自动主汽门时造成主汽门误关应如何处理？

如果高压自动关闭器活动装置不良，进行主汽门活动试验时，往往造成一侧主汽门全关，甩去部分负荷。此时应迅速退回该侧试验手轮到原来位置，手摇同步器，使调节汽门全关，这时自动主汽门前后压差消失，使自行开启，然后开大调节汽门，恢复原来工况（125MW机组应采用专用工具顶点或停机处理）。

33.锅炉熄火应如何处理？

发现锅沪熄火应立即联系电气降负荷至2MW左右。关闭给水泵中间抽头门，开启主，再热蒸汽管道疏水，注意检查开启旁路疏水；幵启给水泵及凝结水泵再循环门，保持除氧器及凝汽器水位；根据排汽温度投人后缸喷水；调整轴封 压力，必要时轴封汽切换为备用汽源供绐；检査差胀、轴向位移、机组振动的变化情况；特别要注意主、再热蒸汽温度 的变化，同时要考虑炉侧主、再热蒸汽温度的变化，当机、炉侧任一主、再热蒸汽温度10min内降低50℃，应立即打阑停机，起动高压调速油泵。锅炉点火成功，主、再热蒸汽温度 至少应与汽缸温度相同，有条件也应高于汽缸温度50℃，伹主、再热汽温不应超过额定值，方可恢复。确定旁路疏水疏 尽投人旁路系统。恢复过程中，应缓慢手摇起动阀，检査自 动主汽门及调节汽门开启情况，使转速缓慢均匀升到500r/min，作短暂停留，待主、再热蒸汽温度逐渐回升后，再平稳 升速至3000r/min。全面检査无掉常后，停高压油泵，联系电气迅速并列，逐渐带负荷，恢复原工况运行。

34.一台机组一段6KV厂用电源失电和二段都失电时 的处理原则有什么不同？

一段厂用电源失电，如处理正确，则可保持机组一半负荷左右，因此失电后应作以下处理：

（1）应首先检查有关备用辅机自动联锁正常，否则应手 动投人，断幵失电辅机开关。

（2）维持给水压力正常。（3）对于循环水开式循环系统的机组，还应通知邻机增 幵循环水泵及按规定调节循环水进出水门和循环水联通门。

（4）注意调节轴封汽及各油、水、风温度。

二段同时失电，机组巳无法维持运行，处理原则是：

（1）按不破坏真空故障停机，但不得向疑汽器排汽排水。

（2）应投用直流润滑油泵、直流密封油泵，维持轴承供油。（3）断幵失电辅机起动开关及自起动联锁开关。

（4）关闭循环水母管联通门。

（5）对于一些必须操作的电动门、调整门进行手动操作。

（6）不得开启本体及管道疏水门。

（7）排汽温度高于50℃时，不得送循环水。

（8）转子静止后，应手动定期盘动转子180度。

（9）用电恢复后，动力设备应遂台开启运行。

35.厂用电中断为何要打闸停机？

厂用电中断，所有的电动设备都停止运转，汽轮机的循 环水泵、凝结水泵、射水泵都将停止，真空将急剧下降，处理不及时，将引起低压缸排大气安全门动作。由于冷油器失去冷却水，润滑油温迅速升髙，水冷泵的停止又引起发电机 温度升髙，对双水内冷发电机的进水支座将因无水冷却和润 滑而产生漏水，对于氢冷发电机、氢气温度也将急剧上升，给 水泵的停止，又将引起锅炉断水。由于各种电气仪表无指示，失去监视和控制手段。可见，厂用电全停，汽轮机已无法维 持运行，必须立即起动直流润滑油泵，直流密封油泵，紧急停机。

36.厂用电失去时，为什么要规定至少一台原运行循环水泵在1min内不能解除联锁？

厂用电中断，有可能在短时间内恢复供电，循环水泵起 动开关放在起动位置，厂用电恢复时，循环水泵能自动开启供水，可缩短事故处理时间。考虑到其它辅机起动开关若都置起动位置，厂用电恢复时都同时起动，厂用电电流太大，厂 变压器及熔丝都吃不消，所以在厂用电失电后，其它辅机的起动开关都龙放断开位置。

37.厂用电部分中断的象征有哪些？

部分6KV或400KV厂用电中断，备用泵自投人，凝汽器 真空下降，负荷下降。

38.部分厂用电中断应如何处理？

部分厂用电中断应做如下处理：

（1）若备用设备自动投人成功，复置各开关，调整运行参数至正常，（2）若备用设备未自动投人，应手动启动（无备用设备，可将已跳闸设备强制合闸一次，若手动起动仍无效，降负荷 或降负荷至零停机，同时应联系电气，尽快恢复厂用电，然 后再进行起动）。

（3）若厂用电不能尽快恢复，超过1min后，解除跳闸泵联锁，复置停用开关，注意机组情况，各监视参数达停机极 限值时，按相应规定进行处理。（4）若需打闸停机，应起动直流润滑油泵及直流密封油泵。

39.厂用电全部中断的象征有哪些？

交流照明灯灭；事故照明灯亮；事故喇叭报警；运行设 备突然停止；电流表指示到“0”；备用设备不联动；主蒸汽压力、温度、凝汽器真空下降。

40.厂用电中断应如何处理？

厂用电中断应做如下处理：

（1）起动直流润滑油泵、直流密封油泵，立即打闸停机。

（2）联系电气，尽快恢复厂用电，若厂用电不能尽快恢复，超过1min后，解除跳闸泵联锁，复置停用开关。

（3）设法手动关闭有关调整门、电动门。

（4）排汽温度小于50℃时，投人凝汽器冷却水，若棑汽溫度超过50℃，需经领导同意，方可投入凝汽器冷却水（凝汽器投入冷却水后，方可开启本体及管道疏水）

（5）厂用电恢复后，根据机组所处状态进行重新起动。切记：动力设备应分别起动，严禁瞬间同时起动大容量辅机，机组恢复并网后，接带负荷速度不得大于10MW/min。

41.真空下降的原因有哪些？

真空下降的原因包括：

（1）循环水中断或水量突减，系统阀门误动作。（2）凝汽器水位并髙。

（3）轴封汽源不足或轴封汽源中断（水控逆止门误动作）。

（4）射水抽气器工作失常，射水泵故障或射水箱水位降 低，水温过高（超过30℃。

（5）真空系统管道部件及法兰结合面不严密，漏入空气。（6）排汽缸安全门薄膜损坏。（7）旁路系统误动。（8）稳压水箱水位过低。

42.哪些原因造成的真空下降需要增开射水泵？

如下原因造成的真空下降需要增开射水泵：

（1）真空系统漏空气，要增开射水泵并投用备用抽气器。

（2）备用射水泵逆止门关不严，出水门又关不紧，或射水泵出水母管泄漏，射水泵有缺陷，造成射水母管压力低时。

（3）射水抽气器喷嘴阻塞，需要提髙射水母管压力冲喷嘴时。

43.为什么真空降低到一定数值时要紧急停机？

真空降低到一定数值时要紧急停机的原因有：

（1）由于真空降低使轴向位移过大，造成推力轴承过负 荷而磨损。

（2）由于真空降低使叶片因蒸汽流量增大而造成过负荷(真空降低最后几级叶片反动度要增加兑

（3）真空降低使排汽缸温度升髙，汽缸中心线变化易引 起机组振动加大。（4）为了不使低压缸安全门动作，确保设备安全，故真 空降到一定数值时应紧急停机。

44.判明真空系统是否泄漏，应检查哪些地方？

判别真空系统是否泄漏应检查如下地方：（1）检査低压缸排汽安全门完整、无吸气。

（2）检査真空破坏门关闭，不泄漏。

（3）检査凝汽器汽侧放水门关闭，不泄漏。

（4）检查真空系统的水位计不破裂、泄漏。

（5）检査真空系统阀门的水封、管道、法兰或焊口有否 不严密处，尤其是膨胀箱或锅炉起动分离器至凝汽器的管道 及阀门。（6）检査真空状态的抽汽管道与汽缸连接的地方是否漏 空气，此处漏空气在负荷降低时真空下降，负荷升髙后真空稍有回升。

（7）检查处于负压状态下的低压加热器水位是否正常，放地沟门是否严密。（8）检查调速给水泵的重力回水是否导人凝汽器，如果回水量较小，水封袋封不住应将给水泵密封水重力回水倒至地沟。

45.真空下降应如何处理？

真空下降应做如下处理：

（1）发现真空下降，应校对排汽温度表及其它真空表，查明原因，采取对策，起动备用射水泵，投人射水抽气器，真 空下降至87Kpa（650mmHg）时，及时汇报，设法恢复真空。

（2）真空下洚至时，应发警报。如继续下降，每下降1.33Kpa（10mmHg）降负荷20MW。

（3）真空下降到停机值时，保护未动作，应进行故障停机。

（4）因真空降低而被迫故障停机时，不允许锅炉向凝汽 器排汽水。

46.汽轮机发生水沖击的原因有哪些？

汽轮机发生水冲击的原因有：

（1）锅炉满水或负荷突增，产生蒸汽带水。（2）锅炉燃烧不稳定或调整不当。（3）加热器满水，抽汽逆止门不严。（4）轴封进永。

（5）旁路减温水误动作。

（6）主蒸汽、再热蒸汽过热度低时，调节汽门大幅度来回晃动。

47.汽轮机发生水沖击时为什么要破坏真空紧急停机？

因为水冲击会损坏汽轮机叶片和淮力轴承。水的密度比蒸汽大得多，随蒸汽通过喷嘴时被蒸汽带至高速，但速度仍低于正常蒸汽速度，髙速的水以极大的冲击 力打击叶片背部，使叶片应力超限而损坏，水打击叶片背部 本身就造成轴向推力大嗝度升高。此外，水有较大的附着力，会使通流部分阻塞，使蒸汽不能连续向后移动，造成各级叶片前后压力差增大，并使各级叶片反动度猛增，产生巨大的 轴向推力，使推力轴承烧坏，并使汽轮机动静之间摩擦碰撞损坏机组。为防止机组严重损坏，汽轮机发生水冲击时，要果断的破坏真空紧急停机，48.汽轮机发生水沖击的象征有哪些？

汽轮机发生水冲击的象征包括：

（1）主、再热蒸汽温度10min内下降50℃或50℃以上。

（2）主汽门法兰处、汽缸结合面，调节汽门门杆，轴封处冒白汽或溅出水珠。（3）蒸汽管道有水击声和强烈振动。

（4）负荷下降，汽轮机声音变沉，机组振动增大。

（5）铀向位移增大，推力瓦温度升高，差胀减小或出现负差胀。

49.汽松机发生水沖击应如何处理？

汽轮机发生水冲击应做如下处理：

（1）起动润滑油泵，打闸停机。

（2）停射水泵，硤坏真空，给水走液动旁路，稍开主汽管向大气排汽门。除通锅炉以外疏水门外，全开所有疏水门。

（3）倾听机内声音，测量振动，记录惰走时间，盘车后测量转子弯曲数值，盘车电动机电流应在正常数值且稳定。（4）惰走时闻明显缩短或机内有异常声音，推力瓦温度升 高，轴向位移、差胀超限时，不经检查不允许机组重新起动。

50.为防止发生水冲击，在运行维护方面着重采取哪些措施？

为防止发生水冲击，在运行维护方面应着重采取如下措施：

（1）当主蒸汽温度和压力不稳定时，要特别注意监视，一旦汽温急剧下降到规定值，通常为直线下降50℃时，应按紧急停机处理。

（2）注意监视汽缸的金属温度变化和加热器，凝汽器水位，即使停机后也不能忽视。如果发觉有进水危险时，要立即查明原因，迅速切断可能进水的水源。（3）热态起动前，主蒸汽和再热蒸汽管要充分暖管，保 证疏水畅通。

（4）当高压加热器保护装置发生故障时，加热器不能投 入运行。运行中定期检查如热器水位调节装置及高水位报警，应保证经常处于良好状态。加热器管束破裂时，应迅速关闭 汽轮机抽汽管上的相应汽门及逆止门，停止发生故障的加热 器。

（5）在锅炉熄火后蒸汽参数得不到可靠保证的情况下，不应向汽轮机供汽]如因特殊需要（如快速冷却汽缸）应事先 制定可靠的技术措施。（6）对除氧器水位加强监觇，杜绝满水事故发生。

（7）滑参数停机时，汽温、汽压桉照规定的变化率逐渐降低，保持必要的过热度。

（8）定期检査再热蒸汽和I、Ⅱ级旁路的减温水门的严密性，如发现泄漏应及时检修处理。

（9）只要汽轮机在运转状态，各种保护就必须投人，不得退出。

（10）运行人员应该明确，在汽轮机低转速下进水，对设备的威胁更大。此时尤其要监督汽轮机进水的可能性。

51.汽轮发电机组撮动的原因有哪些？

汽轮机在运行中，机组发生搌动的原因是复杂的，是多方面的。归纳如下：（1）润滑油压下降，油量不足。

（2）润滑油温度过高或过低，油膜振荡。

（3）油中进水，袖质乳化。

（4）油中含有杂质，使轴瓦钨金磨损，或轴瓦间隙不合袼。（5）主蒸汽温度过高或过低：。

（6）起动时转子弯曲值较大，超过了原始数值。（7）运行中除氧器满水，使轴端受冷而弯曲。

（8）热态起动时，汽缸金属温差大，致使汽缸变彤。（9）汽轮机叶轮或隔板变形。

（10）汽轮机滑销系统卡涩，致使汽缸膨胀不出来。

（11）汽轮叽起动中，高、中压汽封处动睁摩擦并伴有火花。（12）汽轮发电机组中心不正。

（13）汽轮发电机组各轴瓦地脚螺丝松动。

（14）运行中叶片损坏或断落。

（15）励磁机工作失常。

（16）汽流引起激振。

52.汽轮机运行中怎样监督机组振动的变化？

汽轮机运行中监督机組拫动变化的方法有：

（1）正常运冇时，每一班侧量一次轴承三个方向的振动，并记入专用的记录簿中。（2）在运行中机组突然发生振动时，较为常见的原因是 转子平衡恶化和油膜振荡。

如汽缸有打击声（有时听不到），振动增大后很快消失或稳定在较以前高的振幅数值，这是掉叶片或转子部件损坏的 象征。如轴承振动增大较快，可能是气缸上下温差过大，或 主蒸汽温度过低引起水冲击，引起动静部分摩擦，使转子产 生热弯曲的象征，这时应立即停机。如轴承振动突然升高，并且轴瓦件有敲击声，可能是发生了油膜振荡。这时无须立即 停机，首先是减少有功或无功负荷。若振动仍不减少再停机。

53.在起动过程中，如何监督机组的振动？

在起动过程中，监督机组振动的方法有：

（1）没有振动表，汽轮机不应起动。

（2）下列各项中有任何一项不符合规定时，禁止冲动转子：大轴晃动度、上下汽缸溫差、相对胀差及蒸汽温度。

（3）检修后机组起动过程中，在中速暖机时，必须测量机组各个轴承的振动。以后每次起动时，在相同的转速下测量振动，做好记录、发现振动变化大时，应查明原因，延长暖机时间。

（4）在起动升速时，应迅速平稳的通过临界转速。中速以下，汽轮机的任一轴承若出现0.03mm以上的振动值，应立即打闸停机，找寻原因。

54.汽轮机振动有儿个方向？ 一般哪个方向最大？

汽轮机振动方向分垂直、横向和轴向三种。造成振动的 原因是多方面的，但在运行甲集中反映的是轴的中心不正或平衡、油膜不疋常，使汽轮机在运行中产生拫动，故大多数是垂直振动较大，但在实际测量中，有时横向搌动也较大。

55.汽轮机膨账不均匀为卄么会引起振动？如何判断振 动是否由于膨胀不均匀造成的？

汽轮机膨胀不均匀，通常是由于汽缸膨胀受阻或加热不均匀造成的，这时将会引起轴承的位置和标高发生变化，从而导致转子中心发生变化。同时还会减弱轴承的支承刚度，改变轴承的载荷，有时还会引起动静部分摩擦，所以在汽轮机 膨胀不均匀时会引起机组振动。

这类振动的特征，通常表现为振动随着负荷或新蒸汽温度的升高而增大。但随着运行时间的延长（工况保持不变）。振动逐新减小，振动的频率和转速一致，波形呈正弦波。根据上述特点，即可判断振动是否由于膨胀不均匀造成的。

56.机组振动有哪些危害？

由于汽轮发电机组是高速回转设备，因而在正常运行时，通常有一定程度的振动’但是当机组发生过大的振动时存在 以下危害：

（1）直接造成机组事故：如机组振动过大，发生在机头部位，有可能引起危急保安器动作，而发生停机事故。（2）损坏机组零部件：如机组的轴瓦、轴承座的紧固螺钉及与机组连接的管道损坏。

（3）动静部分摩擦：汽轮机过大的振动造成袖封及隔板汽封磨损，严重时磨损造成转子弯曲，振动过大发生在发电 机部位，则使滑环与电刷受到磨损，造成发电机励磁机事故。

（4）损坏机组转子零部件：机组转子零部件松动或造成 基础松动及周围建筑物的损坏，由于振动过大的危害性很大，所以必须保证振动值在规 定的范围以内。

57.大型汽轮发电机组的振动现象通常具有哪些特点？

大型汽轮发电机组的振动现象通常具有如下特点：

（1）每个转子均具有自己的临界转速，轴系又有临界转速，机组的临界转速分布复杂。在升速过程中需越过很多个 临界转速和共振转速，以致在起动的过程中很难找到一个合 适的暖机转速。

（2）由于汽轮发电机组轴系及其连接系统的复杂性，转子质量不平衡造成的机组振动问题比较突出。

（3）油膜自激振荡和间隙振荡使汽轮发电机组容易出现不稳定的搌动现象。

58.机组振动应如何处理？ 机组振动应做如下处理：

（1）汽轮机突然发生强烈振动或清楚听出机内有金属摩擦声音时，应立即打闸停机。

（2）汽轮机轴承振动超过正常值0.03mm以上，应设法消除，当发现汽轮机内部故障的象征或振动突然增加 0.05mm爪时，或缓慢增加至0.1mm时，应立即打闸停机。

（3）机组异常振动时，应检查下列各项：①蒸汽参数、真 空、差胀、轴向位移，汽缸金属温度是否变化；②润滑油压、油温、轴承温度是否正常。

（4）引起机组振动的原因较多，因此值班人员发现振动 增大时，要及时汇报，并对振动增大时的各种运行参数进行 记录，以便查明原因加以消除。

59.为加强对汽轮发电机组振动的监管，对运行人员有哪去要求？

为加强对汽轮发电机組振动的监管，对运行人员的要求如下：

（1）运行人员应学习和掌握有关机组振动的知识，明了起动、运行和事故处理中关于振动产生的原因，引起的后果及处理方法。运行人员还应熟悉汽轮发电机组轴系各个临界转速，并掌握在升速和降速过程中各临界转速下每个轴承的振动情况。

（2）测量每台汽轮发电机组的振动，最好要有一块专用的振动表。振动表应定期校验。每次测量振动时，应将表放在轴承的同一位置，以便于比较，在起动和运行中对振动要加强监督。

60.油膜振荡的象征特点有哪些？

典型的油膜振荡现象发生往汽轮发电机组起动升速过程书，转子的第一阶段临界转速越低，其支持轴承在工作转速 范围内发生油膜振荡的可能就愈大，油膜振荡的振幅比半速涡动要大得多，转子跳动非常剧烈，而且往往不是一个袖承和相邻轴承，而是整个机组的所有轴承都出现强烈振动，在 机组附近还可以听到”咚咚“的撞击声，油膜振荡一旦发生，转子始终保持着等于临界转速的涡动速度，而不再随转速的升髙而升高，这一现象称为油膜振荡的惯性效应。所以遇到油膜振荡发生时，不能像过临界转速那样，借提髙转速冲过去的办法来消除。

61.油膜振荡是怎样产生的？

油膜振荡是轴颈带动滑油速流动时，高速油流反过来激励轴颈，使其发生强烈振动的一种自激振动现象。

轴颈在轴承内旋转时，随着转速的升髙，在某一转速下，油膜力的变化产生一失稳分力，使轴颈不仅绕轴颈中心高速 旋转，而且轴颈中心本身迅将绕平衡点甩转或涡动。其涡动 频率为当时转速的一半。称为半速涡动。随着转速增加，涡动频率也不断增加，当转子的转速约等于或大于转子第一阶临界转速的两倍时，转子的涡动频率正好等于转子的第一阶 临界转速。由于此时半速涡动这一干扰力的频率正好等于轴颈的固有频率。便发生了和共振同样的现象，即轴颈的振幅急剧放大，此时即发生了油膜振荡。

62.为防止机组发生油膜振荡，可采取哪些措施？

为防止机组发生油膜振荡，可采取的措施如下：

（1）增加轴承的比压。可以增加轴承载荷，缩短轴瓦长度，以及调整轴瓦中心来实现。

（2）控制好润滑油温，降低润滑油的粘度。

（3）将轴瓦顶部间隙减小到等于或咯小干两侧间隙之和。（4）各顶轴油支管上加装逆止门。

63.什么是自激振动？自激振动有哪些特点？

自激振动又称为负阻尼振动，也就是说振动本身运动所 产生的阻尼非但不阻止运动，反而将进一歩加剧这种运动。这种振动与外界激励无关，完全是自己激励自己。故称为自激振动。

自激振动的主要特征是振动的频率与转子的转速不符，而与其临界转速基本一致。振动波形比较紊乱，并含有低频谐波。

64.试述摩擦自激振动的特点？

由动静部分摩擦所产生的振动有两种形式：一是摩擦涡动，另一是摩擦抖动。动静部分发生接触后，产生了接触摩擦力，使动静部分再次接触，增大了转子的涡动，形成了自激振动。

与其他自激振动相比，其生要的特点就是涡动的方向和转动方向相反。即振动的相位是沿着转动方向的反向移动的，振动的波形和频率与其它自激振动相同。

65.轴向位移增大的原因有哪些？

轴向位移增大的原因有：

（1）主蒸汽参数不合格，汽轮机通流部分过负荷。（2）静叶片严重结垢。（3）汽轮机进汽带水。（4）凝汽器真空降低。（5）推力轴承损坏.（6）汽轮机单缸进汽。

66.蒸汽带水为什么会使转子的轴向推力增加？

蒸汽对动叶片所作用的力，实际上可以分解成两个力，一 个是沿圆周方向的作用力Fu。一个是沿轴向的作用力Fi。Fu是真正推动转子转动的作用力，而轴向力Fi作用在动叶上只 产生轴向推力。这两个力的大小比例取决于蒸汽进人动叶片的进汽角ω1，ω1越小，则分解到圆周方向的力就越大，分解到轴向上的作用力就越少；ω1越大，则分解到圆周方向上的力就越小，分布到轴向上的作用力就:越大。而湿蒸汽进入动叶片的角度比过热蒸汽进人动叶片的角度大得多。所以说蒸汽带水会使转子的轴向推力增大。

67.轴向位移增大的象征有哪些？

轴向位移增大的象征如下：

（1）轴向位移表盘指示增大或信号装置报警。

（2）推力瓦块温度升髙。

（3）机组声音异常，振动增大。（4）差胀指示相应变化。

68.轴向位移增大应如何处理？

轴向位移增大应做如下处理：

（1）发现轴向位移增大，立即核对推力瓦块温度并参考差胀表。检查负荷、汽温、汽压、真益、振动等仪表的指示； 联系热工，检查轴向位移指示是否正确；确证轴向位移增大，联系电气运行人员减负荷，汇报班长、值长、维持轴向位移 不超过规定值。

（2）检査监视段压力、一级抽汽压力、高压缸排汽座力、不应高于规定值，超过时，联系电气运行人员降低负荷，汇报领导。（3）如轴向位移增大至规定值以上而采取措施无效，并 且机組有不正常的噪声和振动，应迅速破坏真空紧急停机。（4）若是发生水冲击引起轴向位移增大或推动轴承损坏，应立即破坏真空紧急停机。

（5）若是主蒸汽参数不合格引起轴向位移增大，应立即 要求锅炉调整，恢复正常参数。

（6）轴向位移迖停机极限值。轴向位移保护装置应动作，若不动作，应立即手动脱扣停机。

69.油压和油箱油位同时下降的一般原因有哪些？

压力油管（漏油进入油箱的除外）大量漏油。主要是压 力油管破裂，法兰处漏油，冷油器铜管破裂，油管道放油门误开等引起。

70.油压和油箱油位同时下降应如何处理？

油压和油箱油位同时下降应做如下处理：

（1）检查高压或低压油管是否破裂漏油，压力油管上的 放油门是否误开，如误开应立即关闭，冷油器铜管是否大量漏油。（2）冷油器铜管大量漏油，应立即将漏油冷油器隔绝并 通知检修人员捉漏检修。（3）压力油管破裂时，应互即将漏油（或喷油）与高温部件临时隔绝，严防发生火灾，并设法在运行中消除。

（4）通知检修加油，恢复油箱正常油位。（5）压力池管破裂大量喷油，危及设备安全或无法在运 行中消除时，汇报值长，进行故庳停机，有严重火灾危险时，应按油系统着火紧急停机的要求进行操作。

71.油压正常，油箱油位下降的原因有哪些？

油压正常，油箱油位下降的原因如下：

（1）油箝事故放油门、放水门或袖系统有关放油门、取 样门误开或泄漏、或净油器水抽工作失常，（2）压力油回油管道、管道接头、阀门漏油。

（3）轴承油档严重漏油。（4）冷油器管芯一般漏油。

72.油压正常，油箱油位下降应如何处理？

油压正常，油箱油位下降应做如下处理：（1）确定油箱油位指示正确。

（2）找出漏油点，消除漏油。（3）执行防火措施。

（4）联系检修加油，恢复油箱正常油位。

（5）如采取各种措施仍不能消除漏油，且油箱袖位下降较快，无法维持运行时，在油箱油位未降到最低停机值以前应汇报值长，起动交流油泵进行故降停机。油箱油位下降到 最低停机值以下，应破坏真空，紧急停机。

73.油压下降，油箱油位不变时应如何检查与处理？

油压下降，油箱油位不变时，应做如下检查与处理：

（1）检査主油泵工作是否正常，进口压力应不低于 0.08MPa，如主油泵工作失常，应汇报值长，必要时应紧急 停机。

（2）检査注油器工作是否正常，油箱或注油器进口是否 堵塞。

（3）检查油箱或机头内压力油管是否漏油，发现漏油应 汇报班长、值长，进行相应处理。

（4）检查备用袖泵逆止门是否漏油，如漏袖影响油压，应 关闭该油泵出油门，并解除其自起动开关，通知检修消除缺 陷。

（5）检查过压阀是否误动作，主油泵出口疏油门、油管 放油门是否误开，并恢复其正常状态。

（6）检查冷油器滤网压差，如超过0.06MPa，应切换备用冷油器，清洗滤网，无备用冷油器，需隔绝压差超限的滤 网清冼，润滑油压下降至0.05MPa应起动交流润滑油泵，下 降至0.04MPa应起动直流润滑油泵并打闸停机，否则应破坏真空紧急停机。调速油压降低可旋转刮片滤油器几圏，并注 意调节系统工作是否正常。润滑油压降低应注意轴承油流、油温等，发现异常情况应进行处理。

74.油箱油位升高的原因有哪些？

油箱油位升高的原因是油系统进水，使水进入油箱。油 系统进水可能是下列原因造成的：

（1）轴封汽压太高。

（2）轴封加热器真空低。〈

（3）停机后冷油器水压大于油压。

75.油箱油位升高应如何处理？

油箱油位升髙应做如下处理：

（1）发现油箱油位升高，应进行油箱底部放水。

（2）联系化学车间，化验油质。

（3）调小轴封汽量，提髙轴封加热器真空。

（4）停机后，停用润滑油泵前，应关闭冷油器进水门。

76.调速油系工作失常应如何处理？

调速油泵工作失常应做如下处理：

（1）汽轮机在起动过程中，转速在2500r/min以下时，调速袖泵发生故障，应立即起动润滑油泵停机。

（2）转速在2500r/min以上时，应立即起动润滑油泵，迅速提髙汽轮机转速至3000r/min。

（3）转速在2500r/.min以下，调速油泵发生故障，若起动交直流油泵也发生故降，应迅速破坏真空紧急停机。

77.油系统着火的原因有哪些？

油系统着火的原因如下：

（1）油系统漏袖，一旦漏油接触到高温热体，就要引起火灾。

（2）设备存在缺陷，安装、检修、维护又不够注意，造 成油管丝扣接头断裂或脱落’以及由于法兰紧力不够，法兰 质量不良或在运行中发生振动等，均会导致漏油。此时如果 附近有未保温或是保温不良的高温热体，便会引起油系统着火。

（3）由于外部原因将油管道击破，漏油喷到热体上，也会造成火灾。

78.油系统着火对润滑油系统运行有何规定？

油系统着火对润滑油系统运行葙如下规定：

（1）油系统着火紧急停机时，只允许使用润滑油泵进行停机，（2）如润滑油系统着火无法扑灭时，将交直流润滑油泵 自起动开关联锁解除后，可降低润滑油压运行，火势特别严重时，经值长同意后可停用润滑袖泵。

（3）油系统着火，火势严重需开启油箱事故放油门时，应 根据情况调节事故放油门，使转子停止前，润滑油不中断。

79.油系统着火应如何处理？

油系统着火应做如下处理：

（1）发现袖系统着火吋，要迅速采取措施灭火，通知消防队并报告领导。（2）在消防队未到之前，注意不使火势蔓延至回转部位及电缆处。（3）火势蔓延无法扑灭，威胁机组安全运行时，应破坏真空紧急停机。（4）根据情况（如主油箱着），开启事故放油门，在转子未静止之前，维持最低油位，通知电气排出发电机内氢气。

（5）油系统着火紧急停机时，禁止起动高压油泵。

80.油系统着火的顸防措施有哪些？ 油系统着火的预防措施如下：

（1）在油系统布置上，应尽可能将油管装在蒸汽管道以 下。油管法兰要有隔离罩。汽轮机前箱下部要装有防爆油箱。

（2）最好将袖系统的液压部件，如油动机、滑阀等远离髙温区，并尽量装在热力设备的管道或阀门下边，至少要装在这些管道阀门的侧面。（3）靠近热管道或阀门附近的袖管接头、尽可能釆取焊 接来代替法兰或丝扣接头。法兰的密封垫采用夹有金属的软垫或耐油石棉垫，切勿采用塑料石棉垫。（4）仪表管尽量减少交叉，并不准与运转层的铁板相接 触，防止运行中振动磨损。对浸泡在污垢中的油压力表管、要经常检査，清除污垢，发现腐蚀的管子应及早更换。

（5）某些进口机组将压力油管放在无压力的回油管内，以及将油泵、冷油器和它们之间的相应管道放在主油箱内。这种办法值得推广。（6）对油系统附近的主蒸汽管道或其他高温汽水管道，在保温层外应加装铁皮，并特别注意保温完整。

（7）应使主油箱的事故放油门远离油箱，至少应有两个通道可以到达事故放油门。事故油箱放在厂房以外的较低位置。

（8）如发现油系统漏油时，必须查明漏油部位，漏油原因，及时消除，必要时停机处理。渗到地面或轴瓦上的油要随时擦净。（9）髙压油管道安装后，最好进行耐压试验。（10）汽缸保温层进油时，要及时更换。

（11）当调节系统大幅度摆动时，或者机组油管发生振动时，应及时检查油系统管道是否漏油。

（12）在调节系统中装有防火滑阀的机组，应将其投入。

（13）氢冷发电机空气侧回油到主油箱应封闭，以防止油箱内氢气积聚爆炸。

81.汽轮机动静部分产生摩擦的原因有哪些？

汽轮机动静部分摩擦，一般发生在机组起、停和工况变 动时。摩擦的主要原因是：汽缸与转子不均匀加热或冷却；起 动与运行方式不合理；保温质量不良及法兰嫘栓加热装置使 用不当等。动静部分在轴向和径向摩擦的原因，往往很难绝对分开，但仍然有所区别。在轴向方面，沿通流方向各级的 汽缸与转子的温差并非一致，因而热膨胀也不同，在起动、停机和变工况运行时，转子与汽缸膨胀差超过极限数值，使轴向闻隙消失，便造成动静部分磨损。在径向方面发生摩擦，主要是汽缸热变形和转子热弯曲的结果。当汽缸变形程度使径 向间隙消失的时候，便使汽封与转子发生摩擦，同时又不可避免地使转子弯曲，从而产生恶性循环。径向磨损一舷是转子和汽缸的偏磨。

另外，机组振动或汽封套变形都会引起径向摩擦，比如，有的机组紧急停机后真空没降到零，过早停止轴封供汽，冷空气进人汽缸，使高压前汽封套变为立椭圓，以致在盘车过 程中发现有严重摩擦声。在转子挠曲或汽缸严重变彤的情况 下强行盘车也会使动静部分产生摩擦。

82.发现通流部分发生摩擦应如何处理？

转子与汽缸的相对胀差表指示超过极限值或上下缸温差超过允许值，机组发生异常振动，这时即可确认动静部分发生摩擦，应立即破坏真空紧急停机。停机后，如果胀差及汽缸各部温差达到正常值，方可重新起动。起动时要注意监视 差胀和温差的变化，注惫监听缸内声音和监视机組的振动。

如果停机过程中转子惰走时间明显缩短，甚至盘车装置起动不起来，或者盘车装置运行时有明显的金属摩擦声，说明动静部分磨损严電，需要揭缸检修。

83.为防止通流部分摩擦，应釆取啷些措施？

为防止通流部分摩擦，应釆取如下措施：

（1）认真分析转子和汽缸的膨胀关系，选择合理的起动 方式。

（2）在起动、停机和变工况下，根据制造厂提供的胀差 允许值加强对胀差的监视。

（3）在正常运行„，由于某种原因造成锅炉熄火，应根 据蒸汽参数下降情况和差胀的变化，将机组负荷减到零。如 果空转时间超过15^1丨！1不能恢复，应停机。（4）根据制造厂提供的设计问腺和机组运行的实际需要，合理调整通流部分间隙。

（5）法兰加热总联箱进汽管的规袼要符合需要，以保证 充足的加热汽量。（6）严格控制上、下缸温差和转子的热弯曲，以防机组 振动过大等。（7）正确使用轴封供汽；肪止汽封套变形。

（8）调节级导流环必须安装牢固可靠，保证挂耳的焊接 质量。

84.推力瓦烧瓦的原因有哪些？

推力瓦烧瓦的原因主要是轴向推力太大，油量不足，油温过高使推力瓦的油膜破坏，导致烧瓦。下列几种情况均能 引起推力瓦烧瓦：（1）汽轮机发生水冲击或蒸汽温度下降时处理不当。（2）蒸汽品质不良，叶片结垢。

（3）机组突然甩负荷或中压缸汽门瞬间误关。

（4）油系统进入杂质，推力瓦油量不足，使推力瓦油膜破坏。

85.为什么推力轴承损坏，要破杯真空紧急停机？

推力轴承是固定汽轮机转子和汽缸的相对轴向位置，并 在运行中承受转子的油向推力，一般推力盘在推力轴承中的轴向间隙再加上推力瓦乌金厚度之和，小于汽轮机通流部分轴向动静之间的最小间隙。但有的机组中压缸负差胀限额未考虑乌金磨掉的后果，即乌金烧坏，汽轮机通流部分轴向动 静之间就可能发生摩擦碰撞而损坏设备，如不以最快速度停机，后果不堪设想，所以推力轴承损坏要破坏真空紧急停机。

86.推力瓦烧瓦的亊故象征有哪些？

主要表现在轴向位移增大，推力瓦温度及回油温度升高，推力瓦处的外部象征是推力瓦冒烟。为确证轴向位移指示值 的准确性，还应和胀差表对照，如果正向轴向位移指示增大 时，髙压缸胀差表指示减少，中、低压缸胀差表栺示增大。反之，高压缸胀差表指示增加，中，低压缸胀差指示减少。

87.轴承断油的原因有哪些？

轴承断油的原因有：

（1）运行中进行油系统切换时发生误操作，而对润滑油 压又未加强监视，使轴承断油，造成烧瓦。

（2）机组起动定速后，停调速油泵、未注意监视油压，由 于射油器进空气工作失常，使主油泵失压，润滑油压降低而又未联动，几个方面合在一起，使轴承断油，造成轴瓦烧瓦。

（3）油系统积存大量空气未及时排除，使轴瓦瞬间断油。

（4）汽轮发电机组在起动和停止过程中，髙、低压油泵同时故障。

（5）主油箱油位降到低极限以下，空气进人射油器，使 主油泵工作失常。（6）厂用电中断，直流油泵不能及时投入。

（7）安装或检修时，油系统存留棉纱等杂物，使油管堵。（8）轴瓦在检修中装反或运行中移位。

（9）机组强烈振动，会使轴瓦乌金研磨损坏。

88.个别轴承溫度升高和轴承温度普遍升高的原因有什么不同？

个别轴承温度升高的原因：

（1）负荷增加、轴承受力分配不均、个别轴承负荷重。

（2）进油不畅或回油不畅。

（3）轴承内进入杂物，乌金脱壳。（4）靠轴承侧的轴封汽过大或漏汽大。（5）轴承中有气体存在、油流不畅。（6）振动引起油膜玻坏、润滑不良。

轴承温度普遍升高：

（1）由于某些原因引起冷油器出油温度升髙。（2）油质恶化。

89.轴承烧瓦的亊故象征有哪些？

轴瓦乌金温度及回油温度急剧升高，一且油膜破坏，机组振动增大，轴瓦冒烟，应紧急停机。

90.为防止柚瓦烧瓦应耒取哪些技术措施？ 为防止轴瓦烧瓦应釆取如下技术措沲：

（1）主油箱油位应维持正常，当油位下降时，应及时联系补油，油位下降到停机值时，应立即紧急停机。

（2）定期试验油箱油位低报警装置，每小时记录主油箱 就地油位计一次，新投用的冷袖器每半小时检查一次，就地油位计和集控室油位计指示准确。

（3）发现油箝油位下陴，应检査油系统外部是否漏油，发 电机是否进油，对冷油器进行捉漏，发现异常时，应立即关 闭密封油冷油器进、出水门。

（4）运行中发现油压不正常或逐渐下降时，应立即关闭密封油冷油器进、出水门。

（5）油箱内的滤油网小修时应清理干净，运行中当主油箱就地油位计两侧油位差达50mm时，应联系检修清冼。（6）各轴承的回油窗有水珠时，应采取措施加以消除，严禁有水珠运行。主油箱每星期放水一次，定期进行油质化验，间油窗透明度应很高，若模糊不清，应联系检修。

（7）运行中调整润滑油过压阀应由班长监护。

（8）运行中切换冷油器运行，隔离投用润滑袖滤网，应由班氏监护，监护人不得操作，确认空气放尽方可投用。

（9）切换冷油器时，先开启备用冷油器油门和水门，后关原来冷油器的水门和油门。

（10）润滑油滤网隔离时，应确认旁路门全部打开，然后再缓慢关闭滤网进、出口油门。投用润滑油滤网时，空气放 尽后，确认进、出口门全部打开，再缓慢关闭旁路门。

（11）切换冷油器，投人或停用润滑油滤网时，应和司机保持密切联系，司机应加强对油压、油温、油流的监视。

（12）原有三台冷油器并列运行，当准备停用其屮一台冷油器时，应确认其它两台冷油器进、出口油门和进、出口水门在开启位置。（13）冷油器加温时，其冷却水回水门应开启运行，运行中冷油器出水门应开足，用进水门或进水旁路门调整，控制油温。

（14）高甩油泵、低压交、直流润滑油泵，直流密封油泵定期试开良好，联锁正常投人，每次幵机前试低油压自起动良好，低油压保护动作良好。（15）汽轮机起动前必须起动高压油泵，确定所有轴承回油正常，才能冲动转子。转速为3000r/min时，缓慢关闭髙压油泵出口门，确认主油泵上油正常，才能停用高压油泵，髙压油泵停用后出口门应及时打开备用。

（16）任何情况下停机前。应起动低压润滑油泵或高压油泵（火灾除外）。（17）汽轮机轴瓦回油温升超过正常限额（温升一般不超过10～15℃，应加强监视，查明原因，当任一轴承冒烟或回油温度升至75℃或突升至70℃时，应紧急停机。

（18）轴向位移保护应正常投入，当轴向位移迖最高极限值，推力瓦块温度急剧上升到最高极限值时，应紧急停 机。

（19）避免在机组振动不合格的情况下长期运行。

（20）运行中调节汽室座力不得超过规定值，否则应降低负荷运行。（21）当运行中发生了可能引起轴瓦损坏的异常情况（例如：水冲击或瞬间断油）而停机时，应查明轴瓦没有损坏后，才能重新起动。

91.转子弯曲事故的象征有哪些？

转子弯曲事故多数发生在机组起动时，也有少数在滑停过程和停机后发生的。其象征表现为：汽轮机发生异常振动，轴承箱晃动，胀差正值增加，轴端汽封冒火花或形成火环；停 机后转子惰走时间明显缩短，严重时产生“剎车”现象，转 子刚静止时，往往投不上盘车。当盘车投入后，盘车电流较 正常值大，且周期性变化。用电流表测量时最为直观，其表针摆动范围远远超过正常值，尽管转子逐渐冷却，但转子晃 动值仍然固定在某一较高值，即确认转子产生永久弯曲。

91.造成转子弯曲事故有哪些原因？

转子弯曲事故有如下原因：

（1）热态起动前，转子晃动度超过规定值。（2）上下缸温差大（甚至大大超过规定范围）。（3）迸汽温度低。

（4）汽缸进冷汽、冷水。

（5）机组振动超过规定时没有采取立即打闸停机这一果断措施。

93.机组起动过程中防止转子弯曲的措施有哪些？ 机组起动过程中防止转子弯曲的措施如下：

（1）大型机组系统复杂、庞大。起动前各级人员应严格 按照规程和操作卡做好检査工作，特别是对以下阀门应重点检查，使其处于正确的位置：①高压旁路减温水隔离门，调整门应关闭严密；②所有的汽轮机蒸汽管道，本体疏水门应全部开启；③通向锅炉的减温水门，给水泵的中间抽头门应关闭严密，等锅炉需要后再开启；④各水封袋注完水后应关闭注水门，防止水从轴封加热器倒至汽封。（2）起动机组前一定要连续盘车2h以上，不得间断，并测量转子弯曲值不大于原始值0.02mm。

（3）冲转过程中应严格监视机组各轴承振动，转速在1300r/min以下，轴承三个方向振动均不得趄过0.03mm，越临界转速时轴承三个方向振动均不得超过0.1mm。否则立即打闸停机，停机后测量大轴弯曲，并连续盘车4h以上，正常 后才能重新开机。若有中断，必须再加上10倍于中断盘车时间。

（4）转速达3000r/min后应关小电动主汽门后疏水门，防止疏水量太大影响本体疏水畅通。

（5）冲转前应对主蒸汽管道、再热蒸汽管道、各联箱充分暖管暖箱。

（6）投蒸汽加热装置后要精心调整，不允许汽缸法兰上下、左右温差交叉变化，各项温差规定应在允许范围内。

（7）当锅炉燃烧不稳定时，应严格监视主、再热蒸汽温度的变化，10min内主、再热蒸汽温度上升或下降50℃，应打闸停机。

（8）开机过程中应加强各水箱、加热器水位的监视，防止水或冷汽倒至汽缸。（9）低负荷时应调整好凝结水泵的出口压力不得超过规定值，防止低压加热器钢管破裂。（10）投髙压加热器前一定要做好各项保护试验，使高压如热器保护正常投人运行，否则不得投人髙压加热器。

（11）热态起动不得使用减温水，若中、低压缸差胀大，热态起动冲转前低压汽封司不送或少送汽。

94.热态起动时，防止转于弯曲应特别注意些什么？

热态起动除做好开机前有关防止转子弯曲措施之外，还应做好以下工作：

（1）热态起动前，负责起动的班组应了解上次停机的情况，布无异常，应注意哪些问题，并对每个操作人员并明，做 到每人心中有数。

（2）一定要先送轴封汽后抽真空，轴封汽用备用汽源供汽不得投入减温水，送轴封汽前关闭汽封叫、五

（六）段抽 汽门。（3）各管道、联箱更应充分的暖管、暖筘。（4）严格要苯冲转参数和旁路的开度（旁路要等凝汽器有一定的真空才能开启），主蒸汽温度一定要比高压内上缸温 度高50℃以上，并有80～100℃的过热度。冲转和带负荷过 程中也应加强主、再热蒸汽温度的监视，汽温不得反复升降。

（5）加强振动的监视。热态起动过程中，由于各部温差的原因，容易发生振动，这时更应严格监视，不得马虎，振 动超过规定应立即打闸停机，测量转子晃动不大于原始值0.02mm。

（6）幵机过程中，应加强各部分疏水。

（7）应尽量避开极热态起动（缸温400℃以上〉。

（8）热态起动前应对调节系统赶空气，因为调节系统内存有空气，有可能造成冲转过程中调节汽门大幅度移动，引 起锅炉参数不稳定，造成蒸汽带水。（9）极热态起动时最好不要做超速试验。

（10）热态起动时，只要操作跟得上，就应尽快带负荷至汽缸温度相对应的负荷水平。

95.停机过程中及停机后，防止转子发生弯西的措施有哪些？

停机后的隔离工作是一项非常重要的工作，因力此时的 汽缸湿度较高，绝对不允许冷汽或水进人汽缸，所以除做好 一般常规工作以外，应重点做好以下几点工作：

（1）关闭凝汽器补水截门。

（2）关闭给水泵的中间柚头门及商压旁路减温水水。

（3）关闭电动主汽门前，高压旁路门前疏水一、二次门，开启防腐门。

（4）关闭至除氧器的抽汽电动门、疏水门、轴封供汽母管前疏水门、四段抽汽（三段抽汽）母管至轴封汽进汽门、汽平衡至轴封供汽门、四段抽汽（三段抽汽）至四段抽汽（三 段抽汽）母管电动门、手动门、四段抽汽（三段抽汽）至四段抽汽（三段抽汽）母管旁路门，隔离门。

（5）关闭门杆漏汽至除氧器的隔离门。

（6）关闭新蒸汽至髙温汽封进汽总门及三个分门。关闭 轴封供汽各分门。（7）关闭汽缸、法兰加热联箱进汽总门及调整门。

（8）开启汽缸本体疏水门及再热蒸汽冷、热段，高压旁路后、低压旁路前的各疏水门、充分疏水。

（9）停机以后，司机应仍然经常检査汽轮机的隔离措施是否完备，检査汽缸温度是否突降。

96.锅炉水压试验时，为防止转子弯曲必须关闭和开冶哪些阀门？

做水压试验时要关闭及打开以下各阀门：（1）开启给水泵的屮间抽头门。

（2）通知锅炉手紧再热器减温水门。（3）关闭电动主汽门及旁路门。

（4）关严电动主汽门前疏水门，萵压旁路门前疏水门。（5）关严新蒸汽到汽缸、法兰、汽封的进汽一、二次门。

（6）关闭高压旁路门、减温水门。（7）关闭主蒸汽至汽封管道疏水门。（8）打开防腐门。

97.锅炉校安全门时，锅炉、汽轮杌方面应做好哪些工作？

锅炉校安全门时，除广做水^五试验时应关闭和幵启阀门 都要做好以外，还要通知锅炉运行人员关闭再热器疏水门或 过热器疏水门。随着锅炉水压或汽压的升高经常检查汽轮机本体及各条通锅炉的管道，确记隔离措施是否完善。

98.汽轮机超速的事故原因有哪些？ 汽轮机超速事故原因有：

（1）汽轮机油的油质不良，使调节系统和保安系统拒绝动作，失去了保护作用。（2）未按规定的时间和条件，进行危急保安器忒验，以至危急保安器动作转速发生变化也不知道。而一旦发电机跳闸，转速可能升高到危急保安器动作转速以上。（3）因蒸汽品质不良，自动主汽门和调节汽门门杆结垢，即使危急保安器动作，也可能因汽门卡住关不下来，而引起超速。

（4）抽汽逆止门、高压缸排汽逆止门失灵，甩负荷后发 电机与电网解列，高压加热器疏水汽化或邻机抽汽进人汽轮机，同样会引起超速。

99.汽轮机超速事故的象狃有哪些？

汽轮机超速事故象征如下：

（1）汽轮机超速事故的机组负荷突然旭到零，机组发出不正常的声音。

（2）转速表或频率表指示值超过红线数字并继续上升。主油压迅速增加，采用离心式主油泵的机组，油压 上升得更明昆。（3）机组振动增大。

100.机组超速保护装置动作或打闸停机后，转速仍上升应如何处理？

汽轮叽超速保护装置动作或打闸停机后转速仍上升，应 迅速关闭电动主汽门，迅速关闭抽汽至除氧器、热两、燃油加热的供汽门。关闭各加热器的逬汽门，同时完成停机的其它操作。

101.防止汽轮机严重超速事故的措施有哪些？

防止汽轮机严重超速事故的措施有：

（1）坚恃机组按规定做汽轮机超速试验及喷油试验。

（2）机组充油装置正常，动作灵活无误，每次停机前，在 低负荷或解列后，用充油试验方法活动危急保安器。

（3）机组大修后，或危急保安器解体检修后以及停机一 个月后，应用提升转速的方法做超速试验。（4）机组冷态起动谣做危急保安器超速试验时，应先并网，低负荷（20～30MW）暖机2~3h，以提高转子温度。

（5）做危急保安器超速试验时，力求升速平稳，特別足 对下大型机组，超速滑阀操作时不易控制，往往造成调节汽门突开，且开度变化大，转速飞升幅度较大或轴向准力突增，—般用同步器升速，若同步器升不到动作转速，也必须先用 同步器升至3150r/min后，再用超速滑阀提升转速。

（6）超速限制滑阀试验周期应与超速试验周期相同，以鉴定该保护装置动作正确，确保机组甩负荷后，髙、中压油动机瞬间关闭，使机组维持空转运行。（7）热工的超速保护信号每次小修、大修后均要试验一 次，可静态试验也可动态试验，确保热工超速保护信号的动作定值正确。

（8）高、中压自动主汽门、调节汽门的动作是否正常，对防止机组严重超速密切相关，发现卡涩立即向领导汇报，及 时消除并按规定做括动试验。（9）每次停机或做危急保安器试验时，应派专人观察抽汽逆止门关闭动作情况，发现异常应检修处理后方可起动。

（10）每次开机或甩负荷后，应观察自动主汽门和调节汽 门严密程度，发现不严密，应汇报领导，消除缺陷后开机。

（11）蒸汽品质及汽轮机油质应定期化验，井出检验报告，品质不合格应采取相应措施。

（12）合理调整每台机组的轴封供汽压力，防止油中进水，设备有缺陷造成油中进水，应尽快消除。

（13）做超速试验时，调节汽门应平稳逐步开大，转速相应逐步升高至危急保安器动作转速，若调节汽门突然开至最大，应立即打闸停机，防止严重超速事故。（14）做超速试验时应选择适当参数，压力、温度应控制在规定范围，投入旁路系统，侍参数稳定后，方可做超速试验。

102.调节系统卡涩需伴机处理应如何操作？

调节系统卡涩铕停机处理，应做如下操作：

（1）联系锅炉降湿、降压，有关操作按滑参数停机要求进行。

（2）当汽压降低，负荷降至零时，手打危急保安器，关严电动主汽门后，通知电气拉开油幵关，注意汽轮机转速变化情况。（3）完成其他停机操作。

103.汽轮机单缸进汽有什么危害？应如何处理？

多缸汽轮机单缸进汽时，会引起轴向推力增大，导致推力轴承烧瓦，产生动静磨损应紧急停机。

104.机组并网时调节系统晃动怎样处理？

机组并网时调节系统晃动应做如下处理：

（1）适当降低凝汽器的真空（此法有一定的危险性，用时应慎重）。（2）起动调速油泵，稳定油压。

（3）降低主蒸汽压力。

（4）起动过程中，当转速达2850r/min时应稍作停留，再用同步器缓慢升至3000r/min。

（5）调节系统大幅度晃动时，应打闸停机后再重新起动 升速至3000r/min。

105.轴封供汽带水有哪些原因？

轴封供汽带水有如下原因：

（1）汽轮机起动前管道疏水未疏尽。（2）除氧器内发生汽水共腾。（3）除氧器满水。

（4）均压箱减温水门误幵。（5）水封袋注水总门未关。

（6）汽封加热器，轴封抽汽器泄漏。

106.轴封供汽带水对机组有何危害？应如何处理？

轴封供汽带水在机组运行中有可能使轴端汽封损坏，重者将使机组发生水冲击，危害机组安全运行。

处理轴封供汽带水事故时，根据不同的原因，采取相应 措施。如发现机组声音变沉，机组振动增大，轴向位移增大，差胀减小或出现负差胀，应立即破坏真空，打闸停机。打开轴封供汽系统及本体疏水门，疏水疏尽后，待各参数符合起动要求后，方可重新起动。

107.运行中叶片或围带脱落的一般象征有哪些？

运行中叶片或围带脱落的象征如下：

（1）单个叶片或围带飞脱时，可能发生碰击声或尖锐的声响，并伴随着机组振动突然加大，有时会很快消失。

（2）当调节级复环铆钉头被导环磨平，复环飞脱时，如果堵在下一级导叶上，则将引起调节汽室压力升髙。

（3）当低压缸末级叶片或围带飞脱时，可能打坏凝汽器铜管，致使凝结水硬度突增，凝汽器水位也急剧升高。

（4）由于末几级叶片不对称地断落，使转子不平衡，因而引起振动明显增大。

108.叶片或围带脱落应如何处理？

叶片或围裨脱落应做如下处理：

（1）汽轮机运行中发生叶片损坏或脱落，各种象征不一定同时出现，发现有可疑象征时，应逐级汇报，研究处理，当 象征明显时，应报告值长，破坏真空，紧急停机。

（2）因汽轮机末级叶片折断，打坏凝汽器铜管，凝结水硬度，电导率均急剧升高，此时应降低汽轮机负荷，对凝汽器逐台进行捉漏，并监视凝汽器真空。当真空下降时，应开启备用射水抽气器。

（3）水质恶化到不能维持运行时，应拫告值长，故障停机。

109.为防止叶片损坏，运行中应釆取哪些措施？

为防止叶片损坏，运行中应采取如下措施：

（1）电网应保持正常频率运行，避免频率偏高或偏低，以 防引起某几级叶片陷入共振区。

（2）蒸汽参数和各段抽汽压力、真空等超过制造厂规定的极限值，应限制机组出力。

（3）在机组大修中，应对通流部分损伤情况进行全面细 致地检查，这是防止运行中掉叶片的主要环节之一。为此，要由专人负责，做好叶片围带和拉金等部件的损伤记录，并做好叶片调频工作。

110.频率升高或降低，对汽轮机及电动机有什么影响？

高频率或低频率对汽轮机运行都是不利的，由于汽轮机 叶片频率一般都调整在正常频率运行时处于合格范围，如果 频率过高或过低，都有可能使某几级叶片陷入或接近共振区，造成应力显著增加而导致叶片疲劳断裂，还使汽轮机各级速度比离开最佳速度比，使汽轮机效率降低，低频率运行还易造成机组、推力轴承、叶片过负荷，同时主油泵出口油压相 应下降，严重时会使主汽门因油乐降低而自行关闭。对电动机的影响有：

髙频率：管道系统特性不变时，辅机出力增大，若原负 荷就很大，可能引起电动机过负荷。

低频率：需维挣原流量的辅机〈如凝结水泵、凝结水升 压泵〉，电动机电流会升高，若低频率的同时电压也低，电动机过负荷的可能性更大，且电动机容易发热。

111.频束变化时，应注意哪些问题？

频率变化时，应注意如下问题：

（1）当频率变化时，应加强对机组运行状况特别是机组振动、声音、轴向位移、推力瓦块温度的监视。

（2）当频率下降时，应注意一次油压及调速油压下降的情况，必要时起动高压油泵，注意机组不过负荷。

（3）当频率变化时，应加强监视辅机的运行情況。如因频率下降引起出力不足，电动机发热等情況，视霈要可起动备用辅机。

（4）当频率下降时，应加强检查发电机静子和转子的冷却水茧力、温度以及进、出风温度等运行情况，偏离正常值时应进行调节。

（5）频率上升时，应注意汽轮机转速上升情况，检査液压加速器是否动作，调节汽门是否关闭，并及时处理。

112.发电机静子冷却水箱、转子冷却水箱水位下降应如付处理？

发电机静子冷却水箱、转子冷却水箱水位下降应做如下 处理：

（1）立即开大转子冷却水箱补水调整门的旁路门或静子冷却水箱补水门，维持水箱水位正常，如果水源中断，应立即切换凝结水升压泵出口来的水源或联系化学值班员迅速恢复。

（2）如因水冷却器或管道泄漏引起，应迅速隔绝故障点，并设法处理，如因放水门误开引起水位下降，应将其关闭，如 补水调整门失灵，应用旁路门维持水位，并通知检修处理，联系化学人员检查阴离子预交换器是否误开。

113.发电机静于冷却水，转子冷却水系统压力低应如何处理？

发电机静子冷却水转子冷却水系统压力低，应做如下处理：

（1）检查静子冷却水泵、转子冷却水泵运行是否正常’必 要时可切换或增幵备用泵运行，维持压力正常。

（2）检查静子冷却水泵至餑于冷却水箱再循环门及联系化学检査阴离子交换器排放门，若误开，应立即关闭，若备 用泵逆止门泄漏，则应关闭备用泵出水门。（3）检查冷却水滤水器压差，若超过规定时，应切换冷却器运行，将压差超限的滤水器停下并清扫停用的水冷器滤 网。

（4）如压力下降系冷却器或管道泄漏引起，应密切生意冷却水箱水位，隔绝故障点，并设法处理。

（5）在进行上述各项处理的同时调节电机进水门，维持发电机内冷水压力、流量正常。

114.发电机令却水出水温高于正常值应如何处理？

发现发电机冷却水出水温度高于正常值时应立即检查发电机进水温度、压力、流量。

（1）如进水温度高，应检查冷却器冷却水系统是否正常。可增加冷却器的冷却水流量，必要时可清扫冷却器的水室，如 冷却器的冷却水侧失水可增开循环水泵，排尽空气。

（2）如进水压力低可根据转子冷却水系统，静子冷却水系统压力低的处理方法处理。

（3）如进水温度、压力都正常，可在不超过最大允许工作压力的条件下，提高发电机的进水压力，增加冷却水流量，以降低发电机的出水温逯。

（4）如发电机出水温度高于额定值，无法降低时，联系 电气值班员降低发电机的电流。

115.发电机静子绕组个别点温度升高应如何处理？

发电机静子绕组个别点温度比正常运行最高点髙5℃，应加强监视，并适当增加冷却水流量或降低负荷，若仍不能 使温度下降或继续有上升趋势以致达到限额时，根据电气规程规定处理，必要时停机处理。

116.发电机冷却水压力正常，流量突然减少应如何处理？

发电机冷却水压力正常，流量突然减少应立即查明原因，如由于空气进人发电机转子，使转子流量减少，进水压力升 髙，则应将发电机解列后，降低转速放出空气，但应严密监 视机组振动，出现异常振动，应按异常振动处理办法处理。如 流量减少，是由于发电机静子绕组的水路有局部堵塞，则可根据静子绕组温度进行分析，此时可提高进水压力，并降低 机组负荷。如仍不能解决，则应减负荷停机处理。

117.发电机冷却水中断的原因有哪些？

发电机冷却水中断原因有：

（1）冷却水泵运行中跳闸，备用亲未自动起动。

（2）冷却水箱水位太低，引起发电机断水。（3）发电机冷却水系统切换操作错误。

（4）发电机冷却水系统操作时空气没有放尽。

118.发电杌冷却水中断应如何处理？

发电机断水时间不得超过30s，发现断水必须尽快恢复供水，如断水超过30s，保护未动作，应进行故障停机。投断水保护的发电机在断水跳闸后，应迅速査明原因，采取对策，恢复冷却水系统正常运行。无其它异常情況时尽快 恢复并列运行。

119.发电机冷却水电导率突然增大应如何处理？

当发现发电机冷却水电导率突然增大，应立即检查补充水质量是否良好，如补充水的水质不良，应切换至水质良好的水源供水。

120.发电机漏水应如何处理？

发电机漏水应做如下处理：

（1）发电机在运行中发现机壳内有水时，应立即査明积水原因。如果是轻微结垢所引起的，则应提髙发电机的进水和进风温度、使其高于机壳内空气的露点，但进水、进风温度不能超限。（2）发电机湿度仪指示突然上升而环境湿度未变化，或 发电机风温基本不变时，汽轮机侧与励磁机侧湿度发生明显差异（大于20%）、或出现空气冷却器结露现象，应立即汇报值长，并由值长组织如下检査、处理：①戴好防护器具，对发电机端部，冷、热风道、空气冷却器等做全面检查，如发 现发电机端部和热风道有明显滴水，则应立即故障停机；② 若非环境湿度高引起湿度仪报警，空气冷却器结露，为争取处理时间，防止影响静子绝缘，应将空气冷却器小室两侧大门打开，以降低机内湿度，并在其两旁做好安全措施。③如经检査发电机无滴水，而仅是个别空气冷却器“结露”滴水，则应将其隔绝，继续观察湿度楚否下降。（3）如果外界湿度不高，而空气冷却器突然数台“结 露”或先后出现“结露”现象（如隔绝一台滴水空气冷却器，则冷却水流量较大的一台又出现“结露”)，应对“结露”空气冷却器逐台隔绝检漏：慢慢关闭出水分门（注意空气冷却 器不喷水，否则还应关闭进水分门）数分钟后空气冷却器仍滴水或结露，或关出水分门时喷水，说明是空气冷却器漏水，应隔绝漏水的空气冷却器，若漏水的空气冷却器全部隔绝后，湿度仍无明显好转，通过上述检查仍一时分不清何处漏水，则应申请停机。

（4）在减负荷停机过程中，应加强对发电机车面层的检查，一旦发现情况，如发现发电机内滴水或定子瑞部绕组内出现电晕，湿度继续上升至80%以上等情况，应立即故障停机。为保障人身安全，停机前对空气冷却器小室不做现场检査。（5）在外界环境湿度无变化时，如发电机湿度大幅度上升的同吋检漏仪报聱，应由电气确定检査报警的确是水滴引起，空气冷却器无明显泄漏现象，应作发电机漏水处理，申请停机检査。

（6）在湿度仪或检漏仪报警的同时，发电机静子或转子接地报警，在判明非报警装置误动作后，作故障停机处理。

（7）如湿度上升确因气候条件变化（如空气冷却器进水管同时结露）引起，则应适当提高空气冷却器风温，降低湿度，防止空气冷却器结露。

（8）在运行中电气值班人员如发现发电机转子绝缘逐步 下降而又查不出原因，则可能是由于复合管渗漏所致，应引起密切注意。此时如转子绝缘电阻值小于2kΩ，转子一点接地报经，则应申请停机处理。如此时机组出现欠磁或失磁现 象，立即故障停机，汽轮机值班员应配合进行故陣停机操作。

121.双水内冷友电机冷却水断水为何不能超过20s（12.5MW机组为30s）？

因为双水内冷发电机的冷却水直接通人静子、转子线棒内进行冷却，空气只冷却部分铁芯的发热量，一旦断水，发电机因线棒温度迅速升髙，易引起烧坏绝缘线棒等事故。尤 其是转子通风孔全被线棒填满，全靠发电机冷却水冷却。所以规定发电机冷却水断水不得超过20s（12.5MW机组为30s）。

122.汽水管道故障处理过程中的隔绝原则有哪些？

汽水管道故障处理过程中隔绝原则有：

（1）尽可能不使工作人员和设备遭受损害。（2）尽可能不停用其它运行设备。

（3）先关闭来汽、来水阀门，后关闭出汽、出水阀门。

（4）先关闭离故障点近的阀门，如无法接近隔绝点，再扩大隔绝范围，关闲离隔绝点远的阀门。待可以接近隔绝点时应迅速缩小隔绝范围。

（5）如管道破裂，漏出的汽水有可能导致保护装置误动作时，取得值长同意后，将有关热保护装置暂时停用。

123.高压高温汽水管道或阀门泄漏应如处理？

高压髙温汽水管道或阀门泄漏，应做如下处理：（1）应注意人身安全，查明泄漏部位时，应特别小心谨 慎，应使用合适的工具，如长柄鸡毛帚等，运行人员不得敲开保温层。

（2）高温高压汽水管道、阀门大量漏汽，响声特别大，运 行人员应根据声音大小和附近温度高低，保持一定的安全距离。（3）做好防止他人误人危险区的安全措施。

（4）按隔绝原则及早进行故障点的隔绝，无法隔绝时，请 示上级要求停机。

124.汽水管道破裂、水击、振动应如何处理？

汽水管道破裂、水击、振动应做如下处理：

（1）蒸汽管道或法兰、阀门破裂，机组无法维持运行时，应汇报值长进行故障停机，同时还应做到：①尽快隔绝故障点，并开启汽轮机房内的窗户放出蒸汽，庄意切勿乱跑，防止被汽流吹伤、烫伤；②采取必要的防火及防止电气设备受潮的临时安全措施；③幵启隔绝范围内的疏水门、放空气门、泄压放水。

（2）蒸汽或抽汽管道水冲杰-时，应开启有关疏水门，必 要时停用该蒸汽或抽汽管道及设备并检查原因，如已发展到 汽轮机水冲击，则应按照水冲击的规定处理。

（3）管道振动大时，应检査该管逭疏水是否正常，支吊 架是否完整良好，该管道通流量是否稳定。如管道振动威胁 与其相连接的设备安全运行时应汇报值长，适当减负荷以减 小诙管道通流量，必要时隔绝振动大的管道。

（4）给水管道破裂时，应迅速隔绝故障点，如故障点无法隔绝，且机组无法维持运行时，应进行故障停机。

（5）凝结水管道破裂时，应设法制止、减小凝结水的泄漏，或隔绝故障点，维持机组运行，如隔绝点无法隔绝，且机组无法维持运行时，应停机处理。

（6）循环水母管破裂时，设法制止或减小循环水的泄漏，关闭循环水母管连通门，尽量避免调度循环水泵，防止因压 力波动引起破裂处扩大。根据情况，汇报值长，决定是否申请停机，并注意泄漏是否发展及循环水母管压力、真空，油温、风温的变化。当凝汽器循环水门后管道破裂，汇报值长，视情况减负荷或紧急减负荷，将破裂侧凝汽器隔绝运行，并增大正常侧凝汽器循环水门开度，根据真空情况，调整负荷。

（7）主蒸汽、再热蒸汽、给水的主要管道或阀门爆破，应紧急停机。

125.发电机、励磁机着火及氢气爆炸的象征有哪些？

发电机、励磁机着火及氢气爆炸的象征有：（1）发电机周围发现明火。

（2）发电机静子铁芯、绕组温度急剧上升。（3）发电机巨响，有油烟喷出。

（4）发电机进、出风温突增，氢压增大。

126.发电机、励磁机着火及氢气爆炸的原因有哪些？

发电机、励磁机着火及氢气爆炸的原因有：

（1）发电机氢冷系统漏氢气并遇有明火。（2）机械部分碰撞及摩擦产生火花。

（3）氢气浓度低于标准。

（4）达到氢气自燃溫度。

127.发电机、励磁机着火及氮气爆炸应如何处理？

发电机、励磁机着火及氢气爆炸应做如下处理：

（1）发电机、励磁机内部着火及氢气爆炸时，司机应立 即破坏真空紧急停机。（2）关闭补氢气阀门，停止补氢气。（3）通知电气排氢气，置换002。

（4）及时调整密封油压至规定值。

128.发电机或励磁机冒烟着火，为什么要规定维持盘车运行？

发电机或励磁机着火，实际是发电机或励磁机的线棒绝 缘材料达到着火点后发生燃烧，因其绝缘材料均是一些发热 量很高的化合物质，燃烧时放出的热量很大，温度很髙，当发电机、励磁机冒烟着火时，将使转子受热不均匀。如此时转子在静止状态，必将发生发电机转子弯曲的恶性事故。此外，发电机转子的热量传给支承轴承，会导致轴瓦乌金溶化，咬煞而损坏。为避免发电机转子弯曲和损坏轴瓦，故要将转子维持在转动状态。

129.发电机氢压降低的象征有哪些？

发电机氢压降低的象征有：

（1）氢压下降，并发出氢压低信号。

（2）发电机铁芯，绕组温度升高。

（3）发电机出风温度升高。

130.发电机氩压降低的原因有哪些？

发电机氢压降低的原因有：（1）系统阀门误操作。

（2）氢系统阀门不严，引起氢气泄漏。（3）补氢气阀门门芯脱落。

（4）密封油压调整不当或差压阀、平衡阀跟踪失灵。

131.发电机氢压降低应如何处理？

发电机氢压降低应做如下处理：

（1）确定氢压降低，应立即补氢，维持正常氢压。

（2）如因泄漏，经补氢也不能维持额定压力时，应报告 值长降负荷，同时设法消除漏氢缺陷。

（3）如因供氢中断不能维持氢压时，可向发电机内补充 少量氮气，保持低压运行，等待供氢恢复，发电机内氢压绝 不能低到“0”。

（4）如系统阀门误操作，应恢复正常位置，然后视氢压 情况及时补氢。（5）及时调整密封油压至正常值。

132.发电机氢压升高的原因有哪些？ 发电机氢压升高的原因有：（1）自动补氢装置失灵。

（2）自动补氢旁路门不严或误开。（3）氢气冷却器冷却水量减少或中断。

133.发电机氢压升高应如何处理？

发电机氢压升高应做如下处理：

（1）确认氢压高，应联系电气打开排氢气门，使氢压恢复正常。（2）如自动补氢装置失灵，砬关闭隔离阀，用旁路门调 节氢压，同时消除缺陷，若补氢旁路门误开，应立即关闭。

（3）若氢冷却器冷却水中断应及时设法恢复。

134.发电机密封油压低的象征有哪些？

发电机密封油甩低的象征有：（1）密封油压降低，发出报躲信号。

（2）若油压低于氢压太多时，造成氢压下降。

135.发电机密封油压低的原因有哪些？

发电机密封油压低的原因有：

（1）密封油箱油位低，或系统阀门误操作。（2）密封油泵跳闸或未开。

（3）备用密封油泵逆止门不严，或再循环门幵度过大。（4）滤网脏。

（5）密封瓦油档间隙太大。

136.密封油压降低应如何处理？

密封油压降低应做如下处理：

（1）密封油压降低，应迅速査明原因，调整并恢复正常值，如油压不能恢复正常值，应降低氢压、降低负荷运行。如油压降低到极限值，应立即报告值长停机。（2）若油系统故障，应立即汇报班长，并通知检修人员 及时处理，维持油压。

137.—投水泵及油泵的紧急停泵条件有哪些？

一般水泵及油泵的紧急停泵条件有：

（1）水泵继续运行明显危及设备，人身安全时。

（2）水泵或电动机发生强烈振动或清楚地听到金属碰击 声或摩擦声。（3）任何轴承、轴封冒烟或油温急剧升高趄过规定值。（4）水在泵内汽化，采取措施无效时。（5）水泵外壳破裂。

（6）电动机开关冒烟或起火。（7）电动机故障。

138.调速给氷泵紧急停泵的条件有哪些？

调速给水泵紧急停泵的条件有：（1）电机或水泵突然发生强烈振动或金属碰击声与摩擦声，转子轴向窜动剧烈。（2）任何一道轴承冒烟，轴承温度急剧升高，超过规定值。（3）水泵外壳破裂。

（4）水泵内汽化，泵内有噪声。

（5）电流增加，转速下降，并有不正常的声音及发热。

（6）给水泵油系统着火，不能很快扑灭，严重威胁运行时。

（7）偶合器内冒烟着火或发生强烈振动和有金属撞击声或工作油回油温度超过105℃。

（8）润滑油压下降至0.05MPa以下，各轴承油流减少，油温升髙，虽起动辅助油泵也无效时。（9）轴封冷却水压差<0.05MPa，且调节汽门后压力降 至1.22MPa，轴封冒烟时。（10）轴向位移超过2.5mm。

（11）电动机或开关冒烟时。

139.调速給水泵故障诤泵时，切换操作应注意哪些问题？

调速给水泵故障停泵时，切换操作应注意如下问题：

（1）起动备用给水泵，解除故障泵的油泵联锁，开启故 障给水泵的辅助油泵，油压正常，停用故障泵。

（2）检査投人运行给水泵的运行情况。

（3）检査故障泵有无倒转现象，记录惰走时间。

（4）完成停泵的其他操作，根据故障情况，进行必要的安全隔离措施，立即报告班长。

140.调速給水泵自动跳闹的象征有哪些？ 调速给水泵自动跳闸象征有：

（1）电流表指示到零，报警铃响。

（2）备用泵自启动。

（3）闪光报警，发讯跳闸泵绿灯闪光。

（4）给水流量、压力瞬间下降。

141.调速给水泵自动跳闸应如何处理？

调速给水泵自动跳闸应做如下处理：

（1）立即起动跳闸泵的辅助油泵，复置备用给水泵及眺 闸泵的开关。调整密封水水压，解除跳闸泵联锁，将运行泵 联锁打在工作位置，检查运行给水泵电流、出口压力、流量正常，注意跳闹泵不得倒转。

（2）如备用泵不能自起动时，应立即手动开启备用泵。

（3）若无备用泵，跳附泵无明显故障，保护未翻牌，就地宏观无问题，可试开一次，无效后，报告班长，把负荷降至一台泵运行对应的负荷。

（4）迅速检查跳闸泵有无明显蓖大故障，根据不同原因，通知有关人员处理。（5）作好详细记录。保护误动或人为的误操怍跳闸，也应在处理完毕后，立即报告班长，作好记录。

142.给水母管压力降低应如何处理？

给水母管压力降低应做如下处理：

（1）检查给水泵运行是否正常，并核对转速和电流及勺管位置，检査电动出口门和再循环门开度。

（2）检查给水管道系统有无破裂和大量漏水。

（3）联系锅炉调节给水流量，若勺管位置开至最大，给 水压力仍下降，影响锅炉给水流量时，应迅速起动备用泵，并及时联系有关检修班组处理。（4）影响锅炉正常运行时，应汇报有关人员降负荷运行。

143.调速给水泵汽蚀的象征有哪些？

调速给水泵汽蚀的象征如下：

（1）如磁性滤网堵塞造成给水泵人口汽化时，滤网前后压差增大。（2）给水流量小且变化。

（3）给水泵电流、出水压力急剧下降并变化。（4）泵内有不正常噪声。

144.调速给水泵汽蚀应如何处理？

调速给水泵汽蚀应做如下处理：

（1）给水泵轻微汽蚀，应立即查找原因，迅速消除。

（2）汽蚀严重，应立即起动备用泵，停用产生汽蚀的给 水泵。（3）开启绐水泵再循环门。

145.给水泵平衡盘磨损的象征有哪些？

给水泵平衡盘磨损的象征有：（1）电流增大并变化。

（2）平衡盘扭力比进门压力大到以上和轴向位 移增大，（3）严重时，泵内发出金属瘅撩声，密封装置处冒烟或冒火。

146.给氷泵平衡盘磨损应如何处理? 给水泵平衡盘磨损应做如下处理：

（1）立即起动备用给水泵，停运故障泵。

（2）如无备用泵，应联系电气降负荷，报告班长、值长。

147.给水泵轴承油压下降应如何处理？

给水泵轴承油压下降应做如下处理：

（1）给水泵轴承油压下降到0.09MPa，应立即起动辅助油泵。（2）检查油箱油位情况，油系统是否漏油。

（3）若辅助油泵运行后，油压仍不正常，应起动备用给水泵，停下故障给水泵。（4）轴承油压降至0.05MPa，应紧急停泵。

148.给水泵轴承温度升高应如何处理？

给水泵轴承温度升高应做如下处理：

（1）任何一道轴承温度升高到65℃采取措施后不能降低，应切换给水泵运行。（2）任何一道轴承温度升高至70℃以上，应立即切换备 用泵运行。

（3）工作油排油温度高到65℃，经调整勺管开度，并开 大工作冷油器进水门、出水门、冋水总门仍无效时，应切换备用泵运行，超过65℃应紧急停泵。

149.认调速給水泵油箱油位降低应如何处理？

调速给水泵油箱油位降低应做如下处理：

（1）检查油箱实际油位是否正常，以判断油位计是否指示正确。（2）油箱油位下降5～10mm，立即检查油系统外部有无漏油，排污门是否误开，对工作冷油器进行捉漏，并加油至正常油位。

（3）油箱油位突然下降至最低油位线以下立即切换备用 泵运行。

150.调速给水泵油箱油位升高应如何处理？

调速给水泵油箱油位升高应做如下处理：

（1）检査油箱实际油位是否幵髙。

（2）检查给水泵轴端密封是否大量渍水、密封水回水门开度是否止常，重力回水漏斗是否堵塞。

（3）原因不明时，切换备用给水泵运行，停故漳泵、关闭工作油冷油器、润搰油冷油器、冷却水的进、出口水门，确定冷油器是否泄漏，为防止油质乳化.停轴助油泵，使水沉淀后放水。

（4）凝汽器无真空时，其压力回水应倒至地沟，停机后，凝汽器灌水查漏时，应关闭压力回水，重力回水至凝汽器的回水门。

（5）打丌油箱排污门放水，联系化学人员化验油质，油质不合格，应联系检修换油，并作其他相应处理。

151.循环水泵出口蝶阀打不开的原因有哪些？

循环水泵出口蝶阀打不幵的原因有：

（1）出口蝶阀电动机电源及热工电源未送。

（2）出口蝶阀电动机及热工保护故障。

（3）系统大量漏油，油箱油位太低。

（4）电磁阀内漏或电磁阀旁路门误幵。（5）电动油泵故隞，手动泵故障。（6）机械卡涩。

152.循环水泵出口碟阀打不开应如何处理？

循环水泵起动后，出门蝶阀打不开，应迅速查明原因，做相应处理，必要时停泵，并联系检修。

153.循鈈水泵出口蝶间下落有哪些原因？

循环水泵出口蝶阀下落原因有：

（1）油系统漏油、油箱油位低。

（2）电磁阀内漏或旁跆门误开。

（3）出口蝶阀关到75%电动机不联动。

（4）电磁阀宜流24V电源屮断。

154.循钚水泵出口蝶阀下落应如何处理？

发现循环水泵出口蝶阀下落，即进行全面检查，作相应处理，如因电磁阀失灵或内漏造成，即关闭电磁阀前隔离门或手摇幵启出口蝶阀，并联系检修。

155.故障停用循环水泵的条件有哪些？

故障停用循环水泵的条件有：

（1）轴承温度急剧升高达80℃，无法降低。

（2）轴承油位急剧下降，加油无效或冷油器破裂，油中带水。

156.故障停用循坏水泵应如何操作？

故障停用循环水泵应做如下操作：

（1）解除联动开关，起动备用泵。

（2）停用故障泵，注意惰走时间。如倒转，关闭出口门或进口门。（3）无备用泵或备用泵起动不上，应请示上级后停用故障泵。（4）检查备用泵起动后的运行情况。

157.循环水泵跳闸的象征有哪些？

循环水泵跳闸的象征有：（1）电流表指示到“0”，绿灯闪光，红灯熄，事故喇叭。（2）电动机转速下降。

（3）水泵出水压力下降。

（4）备用泵应联动。

158.循环水泵跳闸应如何处理？

循环水泵跳闸应做如下处理：

（1）合上联动泵操作幵关，拉跳闸泵开关。（2）切換联动开关。

（3）迅速检査跳闸泵是否倒转，发现倒转立即关闭出口门。（4）检査联动泵运行情况。

（5）备用泵未联动应迅速起动备用泵。

（6）无备用泵或备用泵联动后又跳闸，应立即报告班长、值长。（7）联系电气人员检查跳闸原因。

（8）真空下降，应根据真空下降的规定处理。

159.循环水泵打空的象征有哪些？

循环水泵打空的象征有：

（1）电流表大幅度变化。

（2）出水压力下降或变化。

（3）泵内声音异常，出水管振动。

160.循环水泵打空应如何处理？

循环水泵打空应做如下处理：

（1）按紧急停泵处理。

（2）检查进水阀及滤网前后水位差，必要时清理滤网。

（3）检査其他泵运行情况。

（4）根据真空情况决定是否降负荷。

161.怎样判断电动机一相断路运行？

怎样判断电动机一相断路运行方法如下：

（1）若电动机及所拖动的设备原来在静止状态，则转动不起来，若电动机所拖动的设备原来在运行状态，则转速下 降。（2）两相运行时，电动机有不正常声音。

（3）若电流表接在断路的一相上，则电流指示到“0”，否则电流应大幅度上升。（4）电动机外壳温度明显上升。

（5）被拖动的辅机流量、报力下降。

162.除氧器压力升高应如何处理？

除氧器压力升高应做如下处理：

（1）检查凝结水至除氧器自动补水调整门是否失灵，如 失灵应倒为手动调整，或开启补水旁路门增加进水量。

（2）检査进汽调整门开度是否正常，必要时可改手动调整。（3）检查各高压加热器水位是否正常，以防止高压抽汽 从髙压加热器疏水管直接进人除氧器。

（4）当除氧器压力高达安全门动作值，安全门应动作，否则应立即开启电动排汽门，关闭除氧器进汽门，切除髙压加 热器汽侧。

163.除氧器压力降低应如何处理？

除氧器压力降低应做如下处理：

（1）若是由补水量过大，引起除氧器压力降低，此时应减少补水量。（2）若是进汽调整门自动调节失灵，应改手动调整。（3）如供汽压力太低，可井用母管汽源。

（4）若各低压加热器疑结水旁路门不严或误开，应设法关闭，提高凝结水温度。（5）若低压加热器汽侧停用，应投用低报加热器汽侧。

（6）若除氧器电动排汽门误幵，应检查关闭。

164.除氧器水位升高应如何处理？

除氧器水位升髙应做如下处理：

（1）检査核对水位计指乐是否正确。

（2）查看补水量是否过大，控制除氧器补水。

（3）根据检查发现的原因，采取相应措施，需要时可开放水门，降低除氧器水位。

165.除氡器水位降低应如何处理？

除氧器水位降低应做如下处理：

（1）检查核对水位计指示是否正确。

（2）若稳压水箱水位过低，补水量过少，应联系化学，增 开除盐水泵，提髙除盐水母管压力，增大补水量，保持正常 水位。

（3）检查除氧器放水门是否误幵，疏水泵至除氧器进水门是否误幵，如误开应关闭。

（4）通知锅炉运行人员，检査给水系统是否泄漏，或有关阀门误开，省煤器管、水冷壁管、再热器管、过热器管是否爆破。（5）水位降至1500mm，开启疏水泵紧急补水（注意轴封供汽压力）。

166.给水含氣量不合格应如何处理？

给水含氧量不合格应做如下处理：

（1）若除氧器逬汽量不足，给水温度未达到饱和温度，应增加进汽量。（2）若补水不均匀，给水箱水位波动引起加热不均，应均匀补水。

（3）若除氧器进水温度低，凝结水含氧量不合格，应提高进水温度和采取措施使凝结水含氧量合格。

（4）若除氣器排汽阀门开度过小，应调整开度。

（5）若给水泵取样不当或取样管漏气，应改正取样方式。（6）若除氧器凝结水雾化不好，应联系检修。

167.除氧器降压、降温消除缺陷应如何处理？

除氧器降压、降温消除缺陷应做如下处理：

（1）联系电气降负荷（不同型号的机组所降负荷不同）。

（2）停用高压加热器，关闭高压加热器至除氧器疏水门，若高压如热器进汽门不严，用水控电磁阀关闭相应抽汽逆止门。打开逆止门后疏水门。

（3）眹系锅炉运行人员停用连续排污扩容器，关闭连续排污扩容器至除氧器的隔离门，检査除氧器再沸腾门应关闭。

（4）与邻机并用四段抽汽（或三段抽汽）母管。（5）轴封汽由除氧器汽平衡管切换至母管供给。

（6）联系电气运行人员逐渐降低机组负荷，主蒸汽温度力求维持在较高水平。（7）逐渐关闭除氧器进汽调整门和四

（三）段抽汽至四

（三）段抽汽母管隔离门及四

（三）段抽汽电动门。

（8）除氧器珏力降至0.29~0.34MPa时，温度降至140~146℃左右，停#4低压加热器。

（9）除氧器压力降至0.19~0.24MPa时，温度125～130℃时，停用#3低压加热器。

（10）除氧器压力降至0.1MPa，温度115～120℃时，可 适当开启#2低压加热器凝结水旁路门，使低压加热器出口温度控制在80℃左右。

（11）停用低压加热器疏水泵，低压如热器疏水疏至多级口形管人凝汽器。（12）除氧器内压力降至“0”，温度降至95℃以下时，即可通知检修消除缺陷。（13）低压加热器应逐级依次停用，除氧器压力不可降低太快，否则引起除氧器内汽水共腾。

（14）控制除氧器内的温降不超过1℃/min。

168.除氧器消除缺陷后的恢复应如何操作？

除氧器消除缺陷后的恢复操作如下：

（1）关闭#2低压加热器凝结水旁路门。

（2）开启#

3、#4低压加热器进汽电动门，疏水逐级自流。

（3）开启低压加热器疏水泵，关闭#2低压加热器至多级口形管疏水门。

（4）开启四

（三）段抽汽电动门及四

（三）段抽汽至四(三）段级抽汽母管隔离门。

（5）通知汽轮机运行人员开启除氧器进汽调整门。（6）投用高压加热器，关闭排地沟疏水门。

（7）联系电气及锅炉运行人员，逐渐增至原负荷。

（8）除氧器压力至0.39MPa以上，给水箱温度在150 ℃以上，切换轴封汽源，由汽平衡管供汽。

（9）联系锅炉运行人员，投用连续排污扩容器，开启连续排污扩容器至除氧器隔离门。

169.运行中怎样判断高压加热器内部水侧泄漏？

判断髙压加热器内部水侧泄漏，可由以下几方面进行分 析判断：

（1）与相同负荷比较，运行工况有下列变化： ①水位升高或疏水调整门开度增加（严重时两者同时出现）；②疏水温度下降；③严重时，给水泵流量增加，相应高 压加热器内部压力升髙。（2）倾听高压加热器内部有泄漏声。从以上几种现象可以清楚地确定髙压加热器内部水侧泄 漏，高压加热器内部水侧泄漏，应停用该列高压加热器，以 免冲坏周围的管子等内部设备。

170.高压加热器紧急停用的条件有哪些？

高压加热器紧急停用的条件有：

（1）汽水管道及阀门爆破，危及人身及设备安全时。

（2）任一加热器水位升高，经处理无效时，或任一电接点水位计，石英玻璃管水位计满水，保护不动作。

（3）任一高压加热器电接点水位计和石英玻璃管水位计同时失灵，无法监视水位时。

（4）明显听到高压加热器内部有爆炸声，高扭加热器水位急剧上升。

171.高压加热器紧急停用应如何搡作？

高压加热器紧急停用操作如下：

（1）关闭有关高压加热器进汽门及逆止，并就地检查在关闭位置，（2）将高压加热器保护打至“手动”位置。开启高压加热器旁路电动门。关闭高压加热器进出口电动门，必要时手摇电动门直至关严。（3）开启髙压加热器危急疏水电动门。

（4）关闭髙压加热器至除氧器疏水门，待髙压加热器内部压力泄至0.49MPa以下时，幵启高压加热器汽侧放水门。

（5）其他操作按正常停高压加热器操作。

172.高压加热器水位升高的原因有哪些？

高压加热器水位升高的原因有：（1）钢管胀口松弛泄漏。

（2）髙压加热器钢管折断或破裂。

（3）疏水自动调整门失灵，门芯卡涩戍脱落。

（4）电接点水位计失灵误显示。

173.高压加热器水位升高应如何处理？

髙甩加热器水位升高应做如下处理：（1）核对电接点水位计与石英玻璃管水位计。

（2）手动开大疏水调整门，査明水位升高原因。

（3）髙压加热器水位高至山300mm报警时，自动疏水调整门应自动开足，值班人员应严密监视髙压加热器运行情况。

（4）高压加热器水位高至500mm，关闭高压加热器进汽电动门。

（5）高压加热器水位升高至700mm时，高压加热器保护应动作，自动开启高压加热器危急疏水电动门，给水走液动旁路。关闭至除氧器疏水电动门，有关抽汽逆止门，自动切除高压加热器。如保护失灵，应按高压加热器紧急停用处理。（6）开启有关抽汽逆止门后疏水门。（7）完成停用高压加热器的其他操作。

174.为防止锅炉断水，高压加热器起、停应注意哪些问题？

髙压加热器进、出水门从结构上来讲，进口阀与旁路阀位于同一壳体内，且公用一只阀芯，二者合并一起称之为联成阀。出口阀实际上是一个逆止阀，靠给水压力将门芯顶开或压下，因此投用高压加热器时，先开出水电动门，后开进 水电动门，确认进、出口电动门开启时，再关闭其旁路电动门。停用髙压加热器时，确认旁路电动门全开后，先关进水门，后关出水门。

175.凝结水硬廑增大应如何处理？

凝结水硬度增大应做如下处理：

（1）开机时凝结水硬度大，应加强放水。（2）关闭备用射水抽气器的空气门。

（3）检查并手摸机组所有负压放水门关闭严密。

（4）将停用中的中继泵冷却水门关闭，将凝结水至中继泵的密封水门开大。（5）确认凝汽器铜管轻微泄漏，应立即通知加锯末，停用胶球清洗装置。（6）凝结水硬度较大，应立即就地取样（取样筒应放水冲洗三次以上），送化学车间检验，以确定哪台凝汽器铜管漏，以便分析隔离。

176.机组运行和维护中，防寒防冻的措施有哪些？

机组运行和维护中，防害防冻措施有：

（1）机组正常运行中，当汽温降至零下31℃以下时，各 400V备用动力设备，应间隔2h启动一次，正常后仍停下备用。

（2）疏水箱祌水门调整开度，既保持有水流动，又不能溢流太大或水位太低。（3）汽轮机房的门、窗应关闭严密。

（4）机组小修时，各水箱（如除氧器水箱、射水箱、水冷箱、凝汽器及各加热器）均应放水，各泵体也应放水，无放水门的请检修人员拆除一侧盘根放水。（5）机组临修，短时间内需开机而不准放水的，能运行的设备（如循环水泵，工业水泵、水冷泵等）尽量保持一台运行，保证系统内有水流动，本体管道疏水应全开。如锅炉有压力，则通锅炉的疏水应等压力泄到零后开启。

（6）凝汽器灌水查漏应尽量避免夜间进行，灌水、查漏、放水应连续进行，以免冻裂铜管及管板。

（7）机组仪表管或其他管道、阀门冻结，需化冻时仍应执行工作票制度。（8）各级值班人员应加强巡回检查，对因防冻而变更运行方式，操作情况应记人运行日志。

第二篇：汽轮机技术问答汽机典型事故处理

1、机组发生故障时，运行人员应怎样进行工作? 机组发生故障时．运行人员应进行如下工作。(1)根据仪表指示和设备外部象征，判断事故发生的原因：(2)迅速消除对人身和设备的危险，必要时立即懈列发生故障的设备，防止故障扩大}(3)迅速查清故障的地点、性质和损伤范围；(4)保证所有未受损害的设备正常运行；(5)消除故障的每一个阶段，尽可能迅速地报告值长、车间主任、以便及时采取进～步对策，防止事故蔓延；(6)事故处理中不得进行交接班，接班人员应拂助当班人员进行事故处理，只有在事故处理完毕或告一段落后，经交接班班长同意方可进行交接班；(7)故障消除后，运行人员应将观察到的现象、故障笈晨的过程和时间，采取消除故障的措施正确地记录在记录本上，(8)应及时写出书面报告，上报有关部门。

2、汽轮机事故停机一般分为哪三类? 汽轮机事故停机般有：(1)破坏真空紧急停机。（2)不破坏真空故障停机。(3)由值长根据现场具体情况决定的停机其中第三娄停机包括减负荷停机。

3、什么是紧急停机、故障停机，由值长根据现场具体情况决定的停机? 紧急停机：设备已经严重损坏或停机速度慢了会造成严重损坏的事故。操作上不考虑带负荷情况，不需汇报领导，可随即打闸，并破坏真空。

故障停机：不停机将危及机组设备安全，切断汽源后故障不会进一步扩大。操作上应先汇报有关领导，得到同意，迅速降负荷停机，无需破坏真空。

由值长根据现场具体情况决定的停机事故判断不太方便，判断不太清楚，或某一系统袁设备异常尚未达到不能减负荷停机的程度。操作上应控制降温、降负荷速度、汽缸温度下降到一定的温度再打闸。

4、区别三类事故停机的原则是什么? 区别三类事故停机的原则是：(1)故障对设备的危害程度和要求的停机速度(2)对设备故障的刿断是否方便清楚。

5、破坏真空紧急停机的条件是什么? 破坏真空紧急停机的条件是：

(1)汽轮机转速升至3360r／min．危急保安器不动作或调节保安系统故障，无法维持运行或继续运行危及设备安全时。(2)机组发生强烈振动或设备内部有明显的金属摩擦声，轴封冒火花，叶片断裂；(3)汽轮机水冲击；(4)主蒸汽管、再热蒸汽管、高压缸排汽管，给水的主要管道或阀门爆破。(5)轴向位移达极限值，推力瓦块温度急剧上升到目5℃时。（6)轴承润滑油压降至极限值，起动辅助油泵无效。(7)任一轴承圆油温度上升至75 ℃或突升至70℃(包括密封瓦，100MW机组密封瓦块温度超过105℃)。(8)任一轴承断油、冒烟。(9)油系统大量漏油、油箱油位降到停机值时。(10)油系统失业不能很快扑灭时。(11)发电机、励磁机冒烟起火或内部氢气爆炸时。(12)主蒸汽．再热蒸汽温度10℃内升、降50℃以上(视情况可不破坏真空)。(13)高压缸差胀达极限值时。

6、故障停机的条件有哪些?

发生下列情况之一，应立即汇报班长、值长，联系电气、锅炉迅速减拉汽轮机负荷、电气解列，故障停机。(1)Mw机组真空降至73 03kPa，125Mw机组和 300Mw机组真空降至63kPa，50MW和100Mw机组真空降至66 7kPa，负荷降至零仍无效时。(2)额定汽压时，主蒸汽温度升高到最太允许值，短时间不能降低或超过最大允许值。(3)主蒸汽温度、再热蒸汽温度过低。(4)主蒸汽压力引高到最大危计值，不能立即恢复时。(5)发电机断水超过30s(300MⅣ机组为20s)，断水保护拒动作或发电机大量鞴水时。(6)厂用电源全部失去。(7)主油泵故障不能维持正常工作时。(8)氢玲系统大量漏氢，发电机内氧压无法维持时。(9)高、中、低压缸差胀达最大允许值，采取措施无救时。(10)凝结水管破裂，除氧器水位迅速下降．不能维持运行时。(11)凝汽器铜管破裂，大量循环水漏人汽侧。

7、紧急停机如何操作? 紧急停机操作如下：(1)撤紧急停机按钮或手动脱扣器，检查高、中压自动主汽门、调节汽门、各抽汽逆止门、高压缸排汽逆止门应关闭，转速应下降，关闭电动主汽门。(2)发出“注意”、“萍机”信号。(3)起动交流润滑油泵。(4)关闭除氧器进水门，开凝结水再循环门，投^排汽缸喷水。开启给水泵再循环门，关闭中间抽头门。(5)停用射水泵，开启真空破坏门，除与锅炉侧相通的疏水门外，开启汽轮机侧所有疏刀(门，解除旁路系统自动。(6)调整轴封压力，必要时将轴封汽切换为备用汽源供给，给水走液动旁路。(7)倾听机组声音，记录惰走时问。(8)转子静止，真空刊零．睁止向轴封送汽，投人盘车，删量转子弯曲值。(9)完成正常停机的其它各项操作。(10)详细记录全过程及各主要数据 8蒸汽温度的最高限额是根据什么制定的? 蒸汽温度的最高限额的依据是由主蒸汽管、电动主汽门、自动主汽门、调节汽门、联台汽门及调节级等金属材料来决定的。根据材料的蠕变极限和持久强度等性能决定的，当蒸汽温度超过最高限额时，会使金属材料的蠕变速度急剧上升，允许用应力大大下降。所以运行中开：允许在蒸汽温度的上限运行。9新蒸汽的压力和温度同时下降时，为什么按汽温下降进行处理? 新蒸汽压力降低将使汽耗增加，经薪性降低，末级叶片易过负荷t应联系锅炉处理。单元制机组锅炉的处理方法包括减负荷。汽温下降时t汽耗要增加，经跻性降低，除末级叶片易过负荷外，其他压力级也可能过负荷，机组轴向推力增加，且末级湿度增大易发生水滴冲蚀，汽掘突降是水冲击的预兆，所以汽温降低比汽压降低危险。汽温、汽压同时降低耐．如负荷降低，则对设备安全不构成严重危胁，汽温降低规程明确规定了要碱负荷，所以汽温、汽压最时降低，按汽温降低处理比较台理；若不减负荷，末圾叶片过负荷的危险较大。汽韫降低处理中规定，负荷下降到一定的程度是以蒸汽过热度为处理依据的，这时的主要危险是球冲击，汽压降低对设备安全已不构成威胁，当然以汽温降低处理要求进行处理合理。中小型母管制蒸汽系统的机组，汽温、汽压同时降低时，一般规定以汽压下降的规定进行处理。大容量单元制机组的处理则按汽温下降的规定进行处理，这一点在概念上不要混淆。10新蒸汽温度突降有何危害? 蒸汽温度突降，可能是机组发生水冲击的预兆，而水冲击会引起整个机组严重损坏。此外汽温突降还将引起机鲺部件温差增大，鼎应力增大，且降温产生的温差会使金属承受拉应力，其允许值比压应力小得多。降温还会引起动静部件收缩不一，差胀向负值增太，甚至动静之间艘生摩擦，严重时将导致设备损坏，因此在发生汽温突降时，除按规程规定处理外．还应对机组运行情况进行监视与检查。汽温突降往往不是两侧同时发生，所以还要特别注意两侧温差。两侧汽温差超限应根据有关规定处理。11．新蒸汽温度下降应如何处理? 新蒸汽压力为额定值而汽温低于额定值lO℃时，应联系锅炉恢复汽温t低于额定值20℃时，麻限负荷运行，汽温继续下降应接规程规定开启主蒸汽管及本体疏水门，同时汇报值长，联系锅炉运行人员，保持温度降压减负荷。降压减负荷过程中，过热度应不低于150c，否则应故障停机。蒸汽温度降低时，联系锅炉运行人员无效，可采用开旁路降压，必要时投入汽缸冷却，确保高压差胀、缸胀、金属温差在合格范围，如汽温下降较快如1 0Ⅱun内下降50℃，应打闸停机。12．新蒸汽温度升高应如何处理? 新蒸汽温度升高应做如下处理：(1)主蒸汽温度、再热蒸汽温度应在允许范围内变化．超出时应联系锅炉运行人员降低温度。(2)主蒸汽温度或再热蒸汽温度升至最高允许值时，应报告值长、联系锅炉运行』、员迅速采取措施。如规程规定的时间内不能恢复，应故障停机。(3)汽温急剧升高到最高允许值以上，汇报值长，要求立即打闸停机。(4)如主汽温10min内上升50c，应立即打闸停机。13·王蒸汽压力、温度同时下障时，应注意哪些问题? 主蒸汽压力、温度同时下降时，应注意如下问题。(1)主蒸汽压力、温度同时下降时，应联系锅炉运行人员要求恢复正常，并报告值长要求碱负荷。(2)_饩温、汽压下降的过程中，应注意高压缸差胀、轴向位移、轴承振动、推力瓦温度等数值，并应严格监视主汽门、轴封、汽缸结合面是否冒白汽或溅出水滴，发现水冲击时．应紧急停机。(3)主蒸汽压力、温度同对下降，虽有l 50℃过热度，但主蒸汽温度低于调节汽室上部温度50C以上时汇报值长，要求故障停机。14主蒸_气温度、再热蒸汽温度、两侧温差过走有何危害? 由于锅炉原因一使汽轮机高、中压缸两侧进汽温度产生偏差，如两侧汽温差过大，将使汽缸左、右两侧受热不均匀，会产生很大热应力-使部件损坏或缩短使用寿命，热膨胀亦不均匀，致使汽缸动静部分产生中心偏斜，造成动静问摩擦，机组振动，严重时将损坏设备。因此，当两侧汽温差赢太时，应按规程规定进行处理．两侧汽温差超过80c时，应故障停机。15主蒸汽压力过高如何处理? 当发现主蒸汽压力超过允许值时，应联系锅炉运行人员采取洚压措施，对汽轮机也可采取开启旁路，或用电动主闸门节流降压。如不能立即恢复，汽压继续上升到最大允许值，应汇报值长，故障停机。16自荷突变的一般原因有哪些，负荷突变的一般原因如下：(1)发电机或电网故障。(2)锅炉紧急停用。(参数尢幅度下降)(3)危急保安器飞锤动作。(4)电动脱扣器动作：(5)调速油压低于最低允许值。(6)误操作引起保护动作。17自荷突变的故障应如何判断’ 负荷突变的故障应做如下判断：(1)在发电机突然甩掉负荷后，如果负荷表指示在零位，蒸汽流量下降，锅炉安全门曲作，转速上升后叉下降，并稳定在一定转速-说明调节系统可以控制转速，危急保安器设有动作。(2)在机组甩负荷后，如果转速不变．说明发电机来解列。对于装有自动主汽门与发电叽油开关联锁装置的机组只要发电机解列，主汽门即关闭，转速下降 18，汽轮机一般有哪些方面原因容易造成甩负荷? 汽轮机有如下原因容易造成甩负荷。(1)窜轴保护动作。(2)离心调速器钢带断。(3)汽门误关引起甩负荷。(4)调节系统卡涩引起甩负荷。(5)机组保护中的任一保护动作或误动作时。19调节系统发生卡涩现象时，为防止甩负荷，应采取哪些措施? 调节系统发生卡涩现象时，为防止甩负荷，应采取如下措施。(1)加强滤油，油净化装置应iE常投人。(2)减负荷操作应由汽轮机运行人员在就地进行。(3)每次减负荷到要求数值时，再将同步器向增负荷方向倒回接近该负荷下应有的同步器位置附近。(4)请求调度将负荷大幅度交替增减若干欢，以活动词节部套。．(5)必要时可将调节汽门全开，改为变压运行方式，并应定期活动调节汽门，20运行中甩击部分自荷，发电机未与电网解列的象征是什么? 运行中甩去部分负荷，发电机未与电同解列的象征如下：(1)功率表指示突然大幅度降低，词节汽门关小，各监视段压力相应降低。(2)频率正常，主蒸汽压力升高，旁路自动投^ 21运行中甩去部分自荷，览电机未与电网解列应如何处理？ 运行中甩去部分负荷，发电机未与电网解列应做如下处理：(1)检查机组运行情况一切正常后和值长联系，要求迅速增加本机负荷。(2)联系锅炉运行人员，在电网负荷允许的情况下，迅速将本机负荷增加到原来所带负荷的70％以上。(3)调整轴封压力，如除氧器压力太低，应将轴封汽源切换为备用汽源供给。(4)当甩负荷时，给水泵流量低于允许值，应开启再循环门，负荷恢复后，根据给水流量上升情况关闭再循环门。(5)注意旁路运行情况，当负荷上升后，联系锅炉运行人员，停用旁路。(6)检查除氧器、凝汽器及各加热器水位，进行必要的调整。(7)全面检查。22发电机甩负荷到“O”，汽轮机将有哪几种现象' 发电机甩负荷到“0”．汽轮机将有如下现象。(1)汽轮机主汽门关f11，发电机未与电网解列，转速不变。(2)发电机与电网解列，汽轮机调节系统正常，能维持空负荷运行，转速上升又下降到 定值。(3)荷运行，(4)荷运行，发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负危急保安器动作，转速上升后卫下降。发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负危急保安器拒绝动作，造成汽轮机严重超速。23．汽轮机主汽门关闭，发电机未与电网解列，事故象征有哪些? 汽轮机主汽门关闽，发电机未与电网解列，事故象征如下：(1)汽轮机转速不变，高、中压主汽门，调节汽门，各抽汽逆止门关闭。(2)发电机负荷到零，各监视段压力到零，主蒸汽压力升高。(3)旁路自动投入或根据锅炉要求手动打开。24汽轮机主汽门关闭，璺电机未与电网解列，应如何处理? 汽轮机主汽门关闭，发电机未与电阿解列，庙做如下处理：(1)手揿盘上发电机停机按钮，如有机电联络信号，应发出紧急停机信号。(2)开启高压油泵。(3)旁路系统应自动投入，如未投入可根据锅炉要求手动打开。(4)调整凝汽器水位、轴封汽压力、给水压力、除氧器压力l殛水位。若除氧器汽源不足，应切换备用汽源供轴封汽。(5)完成故障停机的有关主要操作。(6)迅速查清汽轮机跳闸原因，如属保护正确动作，则应将机组停下，待事故原因查明并清除后方可重新起动。如果查出属于保护误动作，经领导同意后再起动，在投保护前，应由热工人员查明原因，消除缺陷。25发电机与电网解列，汽轮机调节系统能维持空自荷运行的事故象征有哪些? 发电机与电网解列，汽轮机调节系统能维持空负荷运行的事故象征如下：(1)负荷到“0”，发电机解列，电超速保护动作，信号牌亮；抽汽逆止门关闭，信号牌亮。(2)高、中压调节汽门关后卫开启至空转位置，转速上升后又下降，稳定在一定数值。(3)

一、二级旁路开启(减温水故障，不得投用旁路)。(4)汽轮机运行声音突变，并变轻。(5)二次油压低并发出报警信号。26发电机与电网解列，调节系统能维持空女荷运行的事故应如何处理? 发电机与电网解列，调节系统能维持空负荷运行的事故应做如下处理(1)判断事故原因，检查保护动作翻牌项目。(2)确认汽轮机本体无故障，用同步器调整转速至 3000r／『flln．(3)关小凝结水至除氧器进水调整门．开启凝结水再循环门，保证凝汽器水位，开排汽缸喷水装置。(4)轴封汽源不足应切换为备用汽源供给，(5)检查旁路是否动作，若未动作，可根据事故状况及锅炉要求开启或停用旁路系统。(6)开汽轮机本体与各级抽汽疏水门热蒸汽管冷、热段疏水门。(7)手动关闭各级抽汽逆止门和各高电动门。开主蒸汽管、再低压加热器进汽(8)检查轴向位移，高压缸差胀、主蒸汽参数等数值和推力瓦回油温度．测量机组振动。(9)如机组各部正常，联系电气，迅速并列带负荷。(10)机组甩负荷恢复过程中．主蒸汽温度应尽量提高，机组不宜在较低主蒸汽温度下运行，同时带负荷要快。27．发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空女荷远行，危急保安器动佧的象征有哪些?(一)负荷到“0”，主蒸汽压力升高，蒸汽流量表指示接近零。(2)机组声音突变；高、中压=E汽门，调节汽门关闭，各抽汽逆止门关闭，并发出信号；转速升高后叉下降，危急保安器动作，危急保安器指示“遮断”。(3)旁路系统自动投入(因真空降低，保护动作跳机或减温水故障，应立即停用旁路)。28发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能堆持空负荷运行，危急保安器动作的事故应如何处理?(1)起动高压油泵。(2)根据锅炉要求投人旁路系统。(3)判断事故原因，确认汽轮机本体无故障，用起动阀挂闸，升速用同步器维持转速30∞r／„(有的机组装有发电机油开关与解脱滑阁电磁解脱器联锁装置，即发电机油开关跳闸，联动自动主汽门关闭。这样的机组甩负荷后，即使危急保安器未动作，自动主汽门也关闭。操作上应断开联锁开关，重新挂闸，保持3000r／„，等待并同。如果联锁开关不断开，解脱滑阀电碰解脱器在吸台状态，是不能挂闸的。(4)联系电气，迅速并列带负荷，如短时间内不能恢复应立即故障停机。29·发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能堆持空负荷运行，危急保安器拒绝动作，造成汽轮机严重超速的象征有哪些?(1)负荷到“O”，各监视段压力下降到空载数值，汽轮机转速升高到3330r／„以上，诟I节汽门关小到空载数值左右。(2)主蒸汽压力升高，旁路自动投人运行。(3)机组声音异常(转速升高发出的声音)。(4)一次油压升高。30·发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负荷远行，危急保安器拒绝动作，造成汽轮机严重超速事故应如何处理(1)迅速手揿控制表盘上事故按钮或手打脱扣器，关闭高、中压自动主汽门、调节汽门、各抽汽逆止门。(2)进行上述操作后，如转速仍不下降，应关闭三、四殷抽汽门和电动主汽门，并破坏真空，使转速下降。(3)起动润滑油泵。(4)完成故障停机的其他操作。(5)查明并消除造成严重超速的原因后，作超速试验，危急保安器动作转速合格后，机组万能重新并网。31调节系统不能维持空自苻毒行厦甩自荷时引起危急保安器动作有哪些原固? 调节汽门漏汽及调节系统不正常是调节系统不能维持空负荷运行醴甩负荷时引起危急保安器动作的主要原因。其中调节系统工作不正常原因较多，如同步器下限太高致使调节汽门关不严。另外当速度变动率过大，在负荷由满负荷甩至零负荷时，转速上升超过危急保安器动作转速，此外调节系统连杆卡涩、调节汽门#住，调节系统迟缓率过太，在甩负荷时也会引起危急保安器动作。32活动自动主汽九时造成主汽门误关应如何处理? 如果高压自动关闭器活动装置不良，进行主汽门活动试验时，往往造成一侧主汽门全关，甩去部分负荷。此时应迅速退回该侧试验手轮到原来位置，手摇同步器，使调节汽门垒关，这时自动主汽门前后压差消失，使自行开启，然后开大调节汽门，恢复原来工况(1 25Mw、1200Mw机应采用专用工具顶点或停机处理)。33．锅炉熄火应如何处理’ 发现锅垆熄火应立即联系电气降负荷至2Mw左右。关闭绘水泵中间抽头门，开启主、再熟蒸汽管道疏水，注意榆查开启旁路疏水；开启给水泵及凝结水泵再循环门，保持除氧器及凝汽器水位；根据排汽温度投^后缸喷水，调整轴封压力，必要时轴刳汽切换为备用汽源供给；检查差胀、轴向位移、机组振动的变化情况；特别要注意主、再热蒸汽温度的变化，同时要考虑炉侧主、再热蒸汽温度的变化，当机、炉侧任一土、再热蒸汽温度l 0„内降低50c，应立即打闸停机，起动l岛压调逮油泵。锅炉点火成功，主、再热蒸汽温度至少应与汽缸温度相同，有条件也应高于汽缸温度50(、，但主、再热汽温不血超过额定值．方可恢复。确定旁路疏水疏尽投人旁路系统。恢复过程中，应缓慢于摇起动阎，检查自曲主汽门盟调节汽门开启晴况，使转速缓慢均匀升到j。r 0 „，作短暂停留，待主、再热蒸汽温度逐渐回升后，再平稳升速至30。r／„。全面检盘无异常后，停高压油泵，联系电气迅速并列，逐渐带负荷，恢复原工况运行。34一台机组一段6kV厂用电源失电和二段都失电时的处理原则有什么不同? 段厂用电源失电，如处理口：确，则可保持机组一半负荷左右，因此失电后应作以下处理：(1)应首先柃查有关备用辅机自动联锁正常．否则应手动投人，盱开失电辅机开关。(2)维持给水压力正常。(3)对于循环水开式循环系统的机组，还应通知邻机增开循环水泵及按规定调节循环水进出水门和循环水联通门。(4)注意涮节轴封汽及各油、水、风温度。二段同时失电．机组已无法维持运行，娅理原则是：(1)按不破坏真空故障停机，但不得向凝汽器排汽排水。(2)应投用直流润滑油泵、直流密封泊泵，维持轴承供油。(3 J断开失电辅机起动开关及白起动联锁开关。（4、关闭循环水母管联通门。(5)对于一些必须操作的电动门、调整门进行手动操作(6)不得开启本体及管道疏水门。(7)排汽温度高于50C时．不得进循环水。(8)转子静止后，应手动定期盘动转子180。(9)用电恢复后，动力设备应：匿台开启运行。35厂用电中断为何要打闸停机? 厂用电中断，所有的电动设备都停止运转，汽轮机的循环水泵、凝结水泵、射水泵都将停止，真空将急剧下降，处理不及时，将引起低压缸排大气安全门动作。由于冷油器失去冷却水，润滑油温迅速升高，水玲泵的停止又引起发电机温度升高，对双水内冷发电机的进水支座将园无水冷却和润滑而产生漏水，对于氢冷发电机、氧气温度也将急剧上升，给水泵的停止，又将引起锅炉断水。由于各种电气仪表无指示，失去监视和控制手段。可见，厂用电全停，汽轮机已无法维持运行，必须立即起动直流润滑油泵，直流密封油泵，紧急停机． 36厂用电失云时，为什盘要规定至少一台原运行循环水泵在1„内不能解除联锁? 厂用电中断，有可能在短时问内恢复供电，循环水泵起动开关放在起动位置，厂用电恢复时，循环水泵能自动开启供水，可缩短事故处理时间。考虑到其它辅机起动开关若都置起动位置，厂用电恢复时都同时起动，厂用电电流太大，厂变压器及熔丝都吃不消，所以在厂用电失电后，其它辅机的起动开关都直放断开位置 37．厂用电部分中断的象征有哪些? 部分6kV或4∞V厂用电中断，备用泵自投人，凝汽器真空下降，负荷下降。38部分厂用电中断应如何处理? 部分厂用电中断应做如下处理：(1)若备用设备自动投入成功．复置各开关，调整运行参数至正常。(2)若备用设备未自动投人，应手动启动(无备用设备，可将已跳闸设备强制合闸一次．若手动起动仍无效，降负荷或降负荷至零停机，同时应联系电气，尽快恢复厂用电，然后再进行起动。(3)若厂用电不能尽快恢复，超过1„后，解除跳闸泵联锁，复置停用开关，注意机组情况，各监视参数达停机极限值时，按相应规定进行处理。(4)若需打闸停机，应起动直流润惜油泵及直流密封油泵。39厂用电全部中断的象征有哪些? 交流照明灯灭，事故照明灯亮；事故喇叭报警；运行设备突然停止；电流表指示到“O”；备用设备不联动；主蒸汽压力、温度、凝汽器真空下降。40厂用电中断应如何处理’ 厂用电中断应做如下处理：(1)起动直流润滑油泵、直流密封油泵．立即打闸停机。(2)联系电气，尽快恢复厂用电，若厂用电不能尽快恢复，超过1„后，解除跳闸泵联锁，复置停用开关。(3)设法手动关闭有关调整门、电动门。(4)排汽温度小于50e时，投^凝汽器冷却水，若排汽溢度超过jO c，需经领导同意，方可投^凝汽器冷却水(凝汽器投入冷却水后，方可开启本体丑管道疏水)。(5)厂用电恢复后，根据机组所处状态进行重新起动。切记：动力设备应分别起动，严禁瞬间同时起动大客量辅机，机组恢复并网后，接带负荷速度不得大于10Mw／„。4l真空下降的原因有哪些? 真空下降的原因包括：(1)循环水中断或水量突减，系统阀门误动作。(2)凝汽器水位升高。(3)轴封汽源不足或轴封汽源中断(水控逆止门谩动作)。(4)射水抽气嚣工作失常射水泵故障或射水箱球位降低，永温过高(超过30℃)。(5)真空系统管道部件及法兰结合面不严密，祸入空气。（6)排汽缸安垒门薄膜损坏。(7)旁路系统误动。(8)稳压水箱水位过低。42哪些原因造成的真空下降需要增开射水泵? 如下原因造成的真空下降需要增开射水泵：(1)真空系统漏空气．要增开射水泵并投用备用抽气器备用射水泵逆止门关不严．出水门卫关不曝，或射水泵出水母管泄偏，射水泵有缺陷，造成射水母管压力低时。(3)射艰抽气器喷嘴阻塞，需要提高射水母管压力冲喷嘴时。43为什A真空降低到一定数值时要紧急停机? 真空降低到一定数值时要紧急停机的原因有：（1、由于真空降低使轴向位移过大，造成推力轴承过负荷而磨损。(2)由于真空降低使叶片园蒸汽流量增大而造成过负荷(真空降低最后几级叶片反动度要增加)。(3)真空降低使排汽缸温度升高．汽缸中心线变化易引起机组振动加大。(4）为了不使低压缸安全门动作，确保设备安全，故真空降到一定数值时应紧急停机。44判明真空系统是否艏漏，应检查哪些地方’ 判别真空系统是否泄漏应检查如下地方：(1)检查低压缸排汽安全门完整、无吸气。(2)检查真空破坏门关闭，不泄漏。(3)检查凝汽器汽侧放水门关闭，不泄漏。（4)检查真空系统的水位计不破裂、泄漏。(5)检查真空系统阀门的承封、管道、法兰或焊口有否不严密处，尤其是膨胀箱或锅炉起动分离器至凝忾器的管道及阀门。(6)检查真空状态的抽汽管道与汽缸连接的地方是否潴空气，此处漏空气在负荷降低时真空下降，负荷升高后真空稍有回升。(7)检查处于负压状态下的低压加热器水位是否正常，放地沟门是否严密。(8)检查调速给水泵的重力回水是否导人凝汽器，如果回水量鞍小，水封袋封不住应将给水泵密封水重力回水倒至地淘。45．真空下降应如何处理? 真空下降应做如下处理：(1)发现真空下降，应校对排汽温度表及其它真空表，查明原因，采取对策，起动备用射水泵，投人射水抽气器，真空下降至87kPa(6jommHg)时，及时汇报，设法恢复真空。(2)真空下降至87kPa时，应筮警报。如继续下降，每下降1 33kPa(10mmHg)降负荷2()Mw。(3)真空下降到停机值时，保护未动作，应进行故障停机。(4)因真空降低而被迫故障停机时，不允许锅炉向凝汽器排汽水。46．汽轮机发生水冲击的原因有哪些? 汽轮机发生水冲击的原因有：(1)锅炉满水或负荷突增，产生蒸汽带水。(2)锅炉燃烧不稳定或调整不当。(3)加热器满水，抽汽逆止门不严。(4)轴封进水。(5)旁路减温水误动作。(6)主蒸汽、再热蒸汽过热度低时，调节汽门大幅度来回晃动 47汽轮机发生水冲击时曲什幺要破坏真空紧急停机? 因为水冲击会损坏汽轮杌叶片和推力轴承。水的密度比蒸汽大得多，随蒸汽通过喷嘴时被蒸汽带至高速，但速度仍低于正常蒸汽速度，高速的永以极大的冲击力打击叶片背部，使叶片应力超限而损坏，水打击叶片背部奉身就造成轴向推力大唔度升高，此外，水有较大的附着力，会使通流部分阻塞，使蒸汽不能连续向后移动，造成各级叶片前后压力差增大，并使各级叶片反动度猛增，产生巨大的轴向推力，使推力轴承烧坏，并使汽轮机动静之间摩擦碰撞损坏机组。为防止机组严重损坏，汽轮机发生水冲击时，要果断的破坏真空紧急停机。48汽轮机发生水冲击的象征有哪些? 汽轮机笈生水冲击的象征包括：(1)主、再熟蒸汽温度10九内下降50c或50℃以上。(2)主汽门法兰处、汽缸结合面，调节汽门门杆，轴封处冒白汽或溅出水珠。(3)蒸汽管道有水击声和强烈振动。(4)负荷下降，汽轮机声音变沉，机组振动增大。(5)轴向位移增大，推力瓦温度升高，差胀减小或出现负差胀。49汽轮机发生水冲击应如何处理? 汽轮机拉生水冲击应做如下处理：(1)起动润滑油泵，打闸辱机。(2)停射水泵，破坏真空，给水走液动旁路，稍开主汽管向大气排汽门。除通锅炉以外疏水门外，全开所有疏水门。(3)倾听机内声音，测量振动，记录惰走时间，盘车后测量转于弯曲数值，盘车电动机电流应在正常数值且稳定。(4)惰走时间明显缩短或机内有异常声音，推力瓦温度升高．轴向位移、差胀趣限时，不经检查不允许机组重新起动。50曲防止发生水冲击，在运行维护方面着重采取哪些措施? 为防止发生水冲击，在运行维护方面应着重采取如下措施(1)当主蒸汽温度和压力不稳定时，要特别注意监视，一旦汽温急剧下降到规定值，通常为直线下降50 c时，应按紧急停机赴理。(2)注意监视汽缸的金属温度变化和Ⅲ热器，凝汽器水位，即使停机后也不能忽视。如果发觉有进水危险时，要立即查明原因，迅速切断可能进水的水源。(3)热态起动前，主蒸汽和再热蒸汽管要充分暖管，保证疏水畅通。（4)当高压加热器保护装置发生故障时，加热器不能投入运行。运行中定期检查加热器水位调节装置及高水位报警，应保证经常处于良好状态。加热器管柬破裂时，应迅速关闭汽轮机抽汽管上的相应汽门及逆止一，停止发生故障的加热器。(5)在锅炉熄火后蒸汽参数得不到可靠保证的情况下，不应向汽轮机供汽。如因特殊需要(如快速冷却汽缸)应事先制定可靠的技术措施。(6)对除氧器水位加强监祝，杜绝满水事故发生。(7)滑参数停机时，汽温、汽压按照规定的变化率逐渐降低，保持必要的过热度。(8)定期检查再热蒸汽和I、【级旁路的减温水门的严密胜，如发现泄漏应及时检修姓理。(9)只耍汽轮机在运转状志，各种保护就必须投^，不得逞出。(10)运行人员应该叫确，在汽轮机低转速下进水，对设备的威胁更大，此时尤其要监督汽轮机进永的可能性。5l汽轮发电机组振动的原固有哪些? 汽轮机在运行中，机组筻生振动的原因是复杂的，是多方面的。归纳如下：(1)润滑油压下降，油量车足。(2)润滑油温度过高或过低，油膜振荡。(3)油中进水，袖质乳化。(4)油中含有杂质，使轴瓦钨金磨损，或轴瓦间隙不合格。(5)主蒸汽温度过高或过低。(6)起动时转予弯曲值较大，超过了原始数值。(7)运行中除氧器满水，使轴端受冷而弯曲。(8)热态起动盱，汽缸金属温差大，致使汽缸变形。(9)汽轮机叶轮或隔板变形：(10)汽轮机滑销系统卡涩，致使汽缸膨胀不出来。(11)汽轮『几起动中，高、中压汽封处动静摩擦并伴有火花。(12)汽轮发电机组中心不正。(13)汽轮发电机组各轴瓦地脚螺丝松动(14)运行中叶片损坏或断落。(15)威磁机工作失常。(16)汽流引起激振； 52汽轮机运行中怎样监督机组振动的变化? 汽轮机运行中监督机组振动变化的方法有：(1)正常运行时，每一班测量一次轴承三个方向的振动，并记^专用的记录薄中。(2)在运行中机组突然发生振动时，较为常见的原固是转子平衡恶化和油膜振荡。如汽缸有打击声(有时听不到)，振动增大后很快消失或稳定在较以前高的振幅数值，这是掉叶片或转子部件损坏的象征。如轴承振动增大较快，可能是气缸上下温差过大，或主蒸汽温度过低引起水冲击，引起动静部分摩擦，使转子产生热弯曲的象征．这时应立即停机。如轴承振动突然升高，笋且轴瓦伴有敲击声，可能是发生了油膜振荡。这时无须立即停机，首先是减少有功或无功负荷。若振动仍不减少再停机。53在起动过程中，如何监督机蛆的振动? 在起动过程中，监督机组振动的方法有：(1)投有振动表，汽轮机不应起动。(2)下列各项中有任何一项不符合规定时，禁止冲动转子 太轴晃动度、上下汽缸温差、相对胀差及蒸汽温度。(3)检修后机组起动过程中，在中速暖机时，必须测量机组各个轴承的振动。以后每次起动时，在相同的转速下测量振动，做好记录、发现振动变化大时，应查明原因，延长暖机时间。(4)在起动升速时，应迅速平稳的通过临界转速。中逮以下，汽轮机的任一轴承若出现O 03mm以上的振动值，应立即打闸停机．找寻原因： 54汽轮机振动有几十方向?一般哪A方向最走? 汽轮机振动方向分垂直、横向和轴向三种。造成振动的原因是多方面的，但在运行口集中反映的足轴的中心不正或不平衡、油膜不正常，使汽轮机在运行中产生振动，故大多数是垂直振动较太，但在实际测量中，有时横向振动也较大。55汽轮机膨胀不均匀为什：&会引起振动?如何判断振动是否由于膨胀不均匀造成的? 汽轮机膨胀不均匀，通常是由于汽缸膨胀受阻或加热不均匀造成的，这时将会引起轴承的位置和标高发生变化，从而导致转子中心发生变化。同日相!会减弱轴承的支承刚度，改变轴承的载荷，有时还会引起动静部分摩擦，所以在汽轮机膨胀不均匀时会引起机组振动。这类振动的特征，通常表现为振动随着负荷或新蒸汽温度的升高而增大。但随着运行时间的延长(工况保持不变)，振动逐渐减小，振动的频率和转速一致，渡形呈正弦渡。根据上述特点，即可判断振动是否由于膨胀不均匀造成的。56机蛆振动有哪些危害? 由于汽轮发电机组是高速回转设备，因而在正常运行时，通常有一定程度的振动，但是当机组发生过太的振动时存在以下危害：(1)直接造成机组事故：如机组振动过大，发生在机头部位，有可能引起危急保安器动作，而发生停机事故。(2)损坏机组零部件：如机组的轴瓦、轴承座的紧固螺钉及与机组连接的管道损坏。(3)动静部分摩擦：汽轮机过太的振动造成轴封及隔板汽封磨损，严重时磨损造成转子弯曲，振动过太发生在发电机部位，则使滑环与电刷受到磨损，造成发电机励磁机事故。(4)损坏机组转于零部件：机组转子零部件松动或造成基础松动及周围建筑物的损坏。由于振动过大的危害性很大，所以必须保证振动值在规定的范围内。57大型汽轮发电机蛆的振动现象通常具有哪些特点? 大型汽轮发电机组的振动现象通常具有如下特氰(1)每个转子均具有自己的临界转速，轴系又有l临界转速，机组的临界转速分布复杂。在升速过程中需越过很多个临界转速和共振转速．以致在起动的过程中很难找到一个音适的暖机转速。(2)由于汽轮发电机组轴系及其连接系统的复杂性，转子质量不平衡造成的机组振动问题比较突出。(3)油膜自澈振荡和间隙振荡使汽轮发电机组容易出现不稳定的振动现象。58机组振动应如何处理' 机组振动应做如下处理．(1)汽轮机突然发生强烈振动或清楚听出机内有金属摩擦声音时，应立即打闸停机。(2)汽轮机轴承振动超过正常值0 03mm以上，应设法消除当发现汽轮机内部故障的象征或振动突然增加 O 05mm时，或缓慢增加至0]mm时，应立即打闸停机。(3)机组异常振动时．应检查下列各项：①蒸汽参数、真空、差胀、轴向位移，汽缸金属温度是否变化；②润滑油压、油温、轴承温度是否正常。(4)引起机组振动的原因较多，因此值班人员发现振动增大时，要及时汇报，并对振动增大时的各种运行参数进行记录，以便查明原因加以消除。59为加强对汽轮发电机组振动的监管。对运行人员有哪些要求? 为加强对汽轮发电机组振动的监管，对运行人员的要求如下：(1)运行人员应学习和掌握有关机组振动的知识：明了起动、运行和事故处理中关于振动产生的原因，引起的后果及处理方法。运行八员还应熟悉汽轮发电机组轴系各个临界转速，并掌握在升速和降速过程中各临界转速下每个轴承的振动情况。(2)测量每台汽轮发电机组的振动，最好要有一块专用的振动表。振动表应定期校验。每次测量振动时，应将表放在轴承白勺同一位置，以便于比较，在起动和运行中对振动要加强监督。60油膜振荡的象征特点有哪些? 典型的油膜振荡现象发生在汽轮发电机组起动升速过程中，转于的第一阶段l临界转速越低，其支持轴承在工作转速范围内发生油膜振荡的可能就愈大，油膜振荡的振幅r匕半速涡动要大得多，转子跳动非常尉烈，而且往往不是一个轴承和相邻轴承，而是整个机组的所有轴最都出现强烈振动，在机组附近还可以昕到“咚咚”的撞击声，油膜振荡一旦发生，转于始终保持着等于临界转速的涡动速度，而不再随转速的升高而升高，这～现象称为油膜振荡的惯性效应。所以遇到油膜振荡发生时，不能像过l临界转速那样，借提高转速冲过去的办法来消除。61．油膜振荡是怎样产生的? 油膜振荡是轴颈带动滑油速流动时，高速油流反过来激励轴颈，使其发生强烈振动的一种自激振动现象。轴颈在轴承内旋转时，随着转速的升高，在某一转速下，油膜力的变化产生一失稳分力，使轴颈不仅绕轴颈中心高速旋转，而且轴颈中心本身还将绕平衡点甩转或祸动。其涡动频率为当时转速的一半。称为半速涡动。随着转速增加，涡动频率也不断增加，当转于的转速约等于或大于转子第一阶临界转速的两倍时，转子的涡动频率正好等于转于的第一阶临界转速。由于此时半速涡动遣一干扰力的频率正好等于轴颈的固有颧率。便发生了和共振同样的现象，即轴颈的振幅急剧放大，此时即发生了油膜振荡。62为防止机组发生油膜振荡，可采取哪些措施? 为防止机组发生油膜振荡，可采取的措拖如下：(1)增加轴最的比压。可以增加轴承载荷，缩短轴瓦长度，以及调整轴瓦中心来实现。(2)控制好润滑油温，降低润滑准的粘度。3)将轴瓦顶部间隐减小到等于或略小干两侧间隙之(4)各顶轴油支管上加装逆止门 63什2是自激振动?自激振动有哪些特点? 自激振动叉称为负阻尼振动。也就是说振动本身运动所产生的阻尼非但不阻止运动，反而将进一步加剧这种运动。这种振动与外界激励无关，完全是自己激励自己。故称为自辙振动； 自激振动的主要特征是振动的频率与转子的转速不符，而与其临界转速基本一致。振动波形比较紊乱，并含有低频谐波。64试连摩擦自激振动的特点? 由动静部分摩擦所产生的振动有两种形式：一是摩擦涡动，另一是摩擦抖动。动静部分发生接触后，产生了接触摩擦力，使动静部分再次接触，增大了转于的涡动，形成了自激振动。与其他自激振动相比，其主要的特点就是涡动的方向和转动方向相反。即振动的相位是沿着转动方向的反向穆动的，振动的波形和频率与其它自激振动相同。65轴向位移增大的原固有哪些? 轴向位移增大的原因有：(1)主蒸汽参数不台格，汽轮机通流部分过负荷(2)静叶片严重结垢。(3)汽轮机进汽带水。(4)凝汽器真空降低(5)推力轴承损坏，(6)汽轮机单缸进汽 66蒸汽带水为什2会使转子的轴向椎力增加? 蒸汽对动叶片所作用的力，实际}可以分解成两个力，一个是沿圆周方阿的作用力F一个是沿轴向的作用力F。F。是真正推动转子转动的作用力，而轴向力F；作用在动叶上只产生轴向推力。这两个力的大小比例取决于蒸汽进A动叶片的进汽角wt，叫越小，则分解到圆周方向的力就越大，分解到轴向上的作用力就越少；m．越大．刚分解到圆周方向上的力就越小，分布到轴向上的作用力就毯大．而湿蒸汽进人动叶片的角度比过热蒸汽进人动叶片的角度大得多。所以说蒸汽带水会使转于的轴向推力增大。67轴向位移增大的象征有哪些々轴向位移增大的象征如下．(1)轴向位移表盘指示增大或信号装置报警(2)推力瓦块温度升高。(3)机组声音异常，振动增大。(d)差胀指示相应变化。68轴向位移增大应如何处理? 轴向位移增大应做如下处理：(1)发现轴向位移增大，立即核对推力瓦块温度并参考差雕表。检查负荷、汽温、汽压、真空、振动等仪表的指示；联系热工，检查轴向位移指示是否正确；确证轴向位移增大，联系电气运行人员减负荷不超过规定值。(2)检查监视段压力不应高于规定值，超过时报领导。汇报班长、值长、维持轴向位移一级抽汽压力、高压缸排汽压力、联系电气运行人员降低负荷，汇(3)如轴向位移增大至规定值以上而采取措施无效，并且机蛆有不正常的噪声和振动，应迅速破坏真空紧急停机。(4)若是发生水冲击引起轴甸位移增大或推动轴承损坏，应立即破坏真空紧急停机。(5)若是主蒸汽参数不合格引起轴向位移增大，应立即要求锅炉调整，恢复正常参数。(6)轴向位移选停机极限值。轴向位移保护装置应动作，若不动作，应立即手动脱扣停机。69油压和油箱油住同时下降的一般原困有哪些? 压力油管(漏油进A油箱的除外)大量漏油。主要是压力油管破裂，法兰处漏油，冷油器铜管破裂，油管道放油门误开等引起。70油压和油箱油位同时下降应如何处理’ 油压和油箱油位同时下降血做如下处理：(1)检查高压或低压油管是否破裂漏油，压力油管上的放油门是否误开，如误开应立即关闭，狰油器铜管是否大量潺油。(2)冷油器铜管大量漏油，应立即将漏油冷油器隔绝井通知检修人员捉漏检修。(3)压力油管破裂时，应互即将褥油(或喷油)与高温部件临时隔绝，严防发生火灾，并设法在运行中消除。(4)通知检修加油，恢复油箱正常油位。(5)压力油管破裂大量喷油，危及设备安全或无法在运行中消除时，祀报值长，进行故障停机，有严重火灾危险时，应按油系坑着火紧急停机的要求进行瞟作。71油压正常，油箱油位下降的原因有哪些? 油压正常，袖箱油位下降的原团如下：(1)油箱事故放油门、放水门或准系统有关放油门、取样门误开或泄漏、或净油器水抽工作失常。(2)压力油回油管道、管道接头、阀门漏油。(3)轴承油档严重漏油，(4)冷油器管芯一般漏油。72油压正常，油箱油住下降应如何处理? 油压正常，油箱油位下降应做如下处理：(1)确定油箱油位指示正确。(2)找出漏油点，消除漏油。(3)执行防火措施。(4)联系检修加油，恢复油箱正常油位。(5)如采取各种措施仍不能消除漏油，且油箱油位下降较快，无法维持运行时，在油箱油位未降到最低停机值以前应汇报值长，起动交流油泵进行故障停机。油箱油位下降到最低停机值以下，应破坏真空．紧急停机。73油压下降，油箱1由位不变时应如何检查与处理? 油压下降，油箱油位不变时，应做如下检查与处理(1)检查主油泵工作是再-正常，进口压力应不低于 O 08MPa，如主油泵工作失常，应汇报值长，必要时应婿急停机。(2)检查注油器工作是否Ⅱ．常，油箱或注油器进口是否堵塞。(3)检查油箱或机头内压力油管是否漏油，发现漏油应汇报班长、值长，进行耜应处理。(4)检查备用油泵逆止门是否祸油，如漏油影响油压，应关闭该油泵出油门，并解除其自起动开关，通知检修消除缺陷。(5)检查过压阀是否误动作．主油泵出口疏油门、油管放油门是否误开．并恢复其正常状态。(6)检查冷油器滤网压差，如超过O 06MPa，应切换备用玲油器，清洗滤网，无备用冷油器，需隔绝压差超限的滤网清洗，润滑油压下降至0．05MPa应起动交流润滑油泵，下降至O 04MPa应起动直流润滑油泵并打闸停机，否则应破坏真空紧急停机。调速油压降低可旋转刮片滤油器几圈，并注意调节系统工作是否正常。润滑油压降低应注意轴承油流、油温等，发现异常情况应进行处理。74．油箱油住升高的原固有哪些? 油箱油位升高的原因是拙系统进水，使水进人油箱。袖系统进水可能是下列原因造成的：(1)轴封汽压太高。(2)轴封加热器真空低。(3)停机后玲油器水压太‘F油压。75油箱油位升高应如何北理? 油箱油位升高应做如下处理：(1)发现油箱油位升高，应进行油箱底部放水。(2)联系化学车间，化验油质。(3)调小轴封汽量，提高轴封加热器真空。(4)停机后，停用润滑油泵前，应关闭冷油器进水门 76调速油泵工作失常应如何处理? 调速油泵工作失常应做如下处理：(1)汽轮机在起动过程中，转速在2500r／n'_n以下时，调速袖泵发生故障，应立即起动润滑油泵停机。(2)转速在25∞r／„以上时，应立即起动润滑油泵．迅速提高汽轮机转速至3。o。r／„。(3)转速在2500r／mIn以下，调速油泵发生故障，若起动交直流油泵也发生故障，直迅速破坏真空紧急停机。77油系统着火的原固有哪些? 油系统着火的原因如下(1)油系统漏油，一旦漏油接触到高温热体，就要引起火灾。(2)设备存在缺陷，安装、检修、维护叉不够注意，造成油管丝扣接头断裂或脱落，以及由于法兰紧力不够。法兰质量不良或在运行中发生振动等，均会导致漏油。此时如果附近有未保温或是保温不良的高温热体，便会引起油系统着火。(3)由于外部原因将油管道击破，漏油喷到热体上，也会造成火灾。78油系统着足甘润滑油系统运行有何规定? 油系统着火对润滑油系统运行有如下规定：(1)油系统着火紧急停机时．只允许使用润滑油泵进行停机，(2)如润}旨油系统着火无法扑灭时，将交直流润滑油泵自起动开关联锁解除后，可降低稠惜油压运行，A势特别严重时，经值长同意后可停用润滑准泵。(3)油系统着火，火势严重需开启油箱事故放油门时，应根据情l兄调节事故放油门，使转子停止前，润精油不中断。79油系统着火应如何处理? 油系统着火应做如下处理：(1)发现油系统着火时，要迅速采取措施灭火，通知消防队并报告领导。(2)在消防队未到之前及电缆处。(3)火势蔓延无法扑灭真空紧急停机。注意不使火势蔓延至回转部位威胁机组安全运行时，应破坏(4)根据情况(如主油箱着火)，开启事故放油门，在转子未静止之前，维持最低油位，通知电气排出发电机内氢气。(5)油系统者火紧急停机时，禁止起动高压油泵。80油系统着火的预防措施有哪些? 油系统着吠的预防措施如下：(1)在油系统布置上，应尽可能将油管装在蒸汽管道以下。油管法兰要有隔离罩。汽轮机前箱下部要装有防爆油箱。(2)最好将油系统的液压部件，如油动机、滑问等远离高温区，并尽量装在热力设备的管道或阀门下边，至少要装在这些管道闻门的侧面。(3)靠近热管道或阀门附近的油管接头、尽可能采取焊接来代替法兰或丝扣接头。法兰的j密封垫采用夹有金属的软垫或耐油石棉垫，切勿采用塑料石棉垫。(4)仪表管尽量减少交叉，并不准与运转层的铁板相接触，防止运行中振动磨损。对浸泡在污垢中的油压力表管、要经常检查，清除污垢，发现腐蚀的曾子应及早更换。(5)某些进口机组将压力油管放在无压力的回油管内，以及将油泵、冷油器和它们之间的相应管道放在主油箱内。这种办法值得推广。(6)对油系统附近的主蒸汽管道或其他高温汽水管道。在保温层外应加装铁皮，并特别注意保温完整。(7)应使主油箱的事故放油门远离油箱．至少应有两个通道可以到达事故放油门。事故油箱放在厂房以外的较低位置。(8)如发现油系统漏油时，必萄查明漏油部位，漏油原因，及时消除，必要时停机处理。渗到地面或轴瓦上的油耍随时擦净；(9)高压油管道安装后，最好进行耐压试验。(10)汽缸保温层进油时，要及时更换。(11)当调节系统大幅度摆动时，或者机组油管发生振动时，应及时检查油系统管道是否撼油。(12)在调节系统中装有防火滑阀的机组，应将其投入。(13)氢冷发电机空气侧回油到主油箱应封目，“防止油箱内氢气积聚爆炸。420 81汽轮机动静部分产生摩撩的原因有哪些? 汽轮机动静部分摩擦，一般发生在机组起、停和工况变动时。摩擦的主要原因是：汽缸与转子不均匀加热或冷却；起动与运行方式不合理；保温质量不良及法兰螺栓加热装置使用不当等。动静部分在轴向和径向摩擦的原因，往往很难绝对分开，但仍然有所区别。在轴向方面，沿通流方向各级的汽缸与转子的温差并非一致，因而热膨胀也不同。在起动、停机和变工况运行时，转于与汽缸膨胀差超过极限数值，使轴向间隙消失，便造成动静部分磨损。在径向方面发生摩擦，主要是汽缸热变形和转子热弯曲的结果。当汽缸变形程度使径向间隙消失的时候，便使汽封与转子发生摩擦，同时叉不可避免地使转子弯曲，从而产生恶性循环。径向磨损一般是转子和汽缸的偏磨。另外，机组振动或汽封套变形都会引起径向摩擦；此如，有的机组紧急停机后真空没降到零，过早停止轴封供汽．玲空气进人汽缸，使高压前汽封套变为立椭圆，以致在盘车过程中发现有严重摩擦亩。在转子挠曲或汽缸严重变形的情况下强行盘车也会使动静部分产生摩擦。82发现通流部分发生摩擦压如何处理? 转子与汽缸的相对胀差表指示超过极限值或上下缸愠差超过允许值，机组发生异骨振动，这时即可确认动静部分发生摩擦，应立即破坏真空紧急停机。停机后，如果胀差及汽缸各部温差达到正常值．方可重新起动。起动时要注意监视差胀和温差的变化，注意监听缸内声音和监视机组的振动。如果停机过程中转子惰走时间明显缩短，甚至盘车装置起动不起来，或者盘车装置运行时有明显的金属摩擦声，说明动静部分磨损严重，需要揭缸检修 83为防止通流部分摩擦，应采取哪些措施? 为防止通流部分摩擦，应采取如下措施：(1)认真分析转子和汽缸的膨胀关系，选择合理的起动方式。(2)在起动、停机和变工况下，根据制造厂提供的胀差允许值加强对胀差的监视。(3)在正常运行中，由于某种原因造成锅炉熄火，应根据蒸汽参数下降情况和差雕的变化，将机组负荷减到零。如果空转时间超过1 5兀ll丌不能恢复，应停机。(4)根据制造厂提供的设计间隙和机组运行的实际需要，合理调整通流部分间隙。(5)法兰加热总联箱进汽管的规格耍符台需要，以保证充足的加热汽量。(6)严格控制上、F缸温差和转子的热弯曲，以防机组振动过大等。(7)正确使用轴封供汽，肪止汽封套变形。(8)调节级导流环必须安装牢固可靠，保证挂耳的焊接质量。84推力瓦烧瓦的原固有哪些’ 推力瓦烧瓦的原因主要是轴向推力太大，油量不足，油温过高使推力瓦的油膜破坏，导致烧瓦。下列几种情况均能引起推力瓦烧瓦：(1)汽轮机发生水冲击或蒸汽温度下降时处理不当。(2)蒸汽品质不良，叶片结垢。破坏(3)机组突然甩负荷或中压缸汽f J瞬间误关。(4)袖系统进入杂质，推力瓦油量不足，使推力瓦油膜 85为什幺椎力轴承损坏，要破坏真空紧急停机十 推力轴承是固定汽轮机转子和汽缸的相对轴向位置，井在运行中承受转子的油向推力，一般推力盘在推力轴承中的轴向间隙再加上推力瓦乌金厚度：艺和，小于汽轮机通流部分轴向动静之间的最小间隙。但有的机组中压缸负差胀限额未考虑乌金厝掉的后果，即乌金烧坏，汽轮机通流部分轴向动静之间就可能发生摩擦碰撞而损坏设备，如不以昂快速度停机，后果不堪设想，所以推力轴承损坏要破坏真空紧急停机。86．推力瓦烧瓦的喜故象征有哪些? 主要表现在轴向位移增大，推力瓦温度及回油温度升高，推力瓦处的外部象征是推力瓦冒烟。为确证轴向位移指示值的准确性，还应和胀羞表对照，如果正向轴向位移指示增大时，高压缶=胀差表指示减少，中、低压缸胀差表指示增大。反之，高压缸胀差表指示增加，中，低压缸胀差指示减少。87轴承断油的原因有哪些? 轴承断油的原因有(1)运行中进行油系统切换时发生误操作，而对润滑油压叉末加强监视，使轴承断油，造成烧瓦。(2)机组起动定速后，停调速油泵、未注意监视抽压，由于射油器进空气工作失常，使主油泵失压，润滑油压降低而又未联动，几个方面合在一起，使轴承断油，造成轴瓦烧瓦。(3)油系统积存大量空气未及时排除，使轴瓦瞬问断油，(4)汽轮发电机组在起动和停止过程中，高、低压油泵同时故障。(5)主油箱油位降到低极限以下．空气进人射油器．使主油泵工作失常。(6)厂用电中断．直流油泵不能及时投^。(7)安装或检修时，油系统存留棉纱等杂物，使油管堵塞。(8)轴瓦在检修中装反或运行中移位。(9)机组强烈振动，会使轴瓦乌金研磨损坏。88十剐轴承温虚升高和轴承温度普遍升高的原因有什么不同? 个别轴承温度升高的原因：(1)负荷增加、轴承受力分配不均、个别轴荸负荷重。(2)进油不畅或回油不畅。(3)轴承内进A杂物、乌金脱壳。(4)靠轴承侧的轴封汽过大或漏汽太。(5)轴承中有气体存在、油流不畅。(6)振动引起油膜破坏、润滑，F良。轴承温度普遍升高：(1)由于某些原因引起冷油器出油温度升高。(2)油质恶化。89轴承烧瓦的事故象征有哪些? 轴瓦乌金温度及回油温度急剧升高，一旦油膜破坏，机组振动增大，轴瓦冒烟，应紧急停机。90为防止轴瓦烧瓦应采取郡些技术措施? 为防止轴瓦烧瓦应采取如下技术措施：(1)主油箱油位应维持正常，当油位下降时，应及时联系补油，油位下降到停机值时，应立即紧急停机。(2)定期试验油箱油位低报警装置，每小时记录主油箱就地油位计一次，新投用的玲油器每半小时检查一次，就地油位计和集控室油位计指示准确、(3)发现油箱油位下陴，应检查油系统外部是否漏油，发电机是番进油，对冷油器进行捉漏，发现异常时，应立即关闭密封油冷油器进、出水门。(4)运行中发现油压不正常或逐渐下降时，应立即关闭密封油冷油器进、出水门。(5)油箱内的滤油网小修肘应清理干净，运行中当主油箱就地油位计两侧油位差达50„时，应联系检修清洗。(6)各轴承的回油窗有水珠时，应采取措施加以捎除，严禁有水珠运行。主油箱每星期放水～次，定期进行油质化验，回油窗透明度应很高，若模糊不，胄，应联系检修。(7)运行中调整润滑油过压阀应由班长监护。(8)运行中切换玲油器运行，隔离投用润精袖滤网，应由班长监护，监护人不得操作，确认空气放尽方可投用。(9)切换玲油器时，先开启备用冷油器油门和水门，后关原来冷油器的水门和油门。(10)润滑油滤网隔离时，应确认旁路门全部打开，然后再缓慢关闭滤阿进、出口油门。授用润滑油滤网时，空气放尽后，确认进、出口门全部打开，再缓慢关闭旁路门。(11)切换冷油器，投入或停用润滑油滤同时，应和司机保持密切联系，司机应加强对油压、油温、油流舶监视。(12)J腺有三台冷油器并刮堙_仃，当准备停用其中一台冷油器时，应确认其它两台冷油器进、出口油门和进、出口水门在开启位置。(13)冷泊器加温时，其冷却水回水门应开启运行．运行中冷油器出水门应开足，用进水门或进水旁路门调整，控制油温。(14)高压泊泵、低压交、直流润滑油泵，直流密封油泵定期试开良好，联锁正常投^，每次开机前试低油压自起动良好，低油压保护动作良好。(15)汽轮机起动前必须起动高压油泵．确定所有轴承回油正常，才能冲动转子。转速为30()0r／„时，缓慢关闭高压油泵出口门，确认主油泵上油正常，才能停用高压油泵，高压油泵停用后出口门应及时打开备用。(16)任何情况下停机前。应起动低压润滑油泵或高压油泵(火灾除外)。(17)汽轮机轴瓦回油温升超过正常限额(温升一般不超过10～15c)，应加强监视，查明原因，当任一轴承冒烟或回油温度升至75c或突升至70c时，应紧急停机。(18)轴向位移保护应正常投A，当轴向位移达最高极限值，推力瓦块温度急剧上升到最高极限值时，应紧急停机。(19)避免在机组振动不合格的情况下长期运行。(20)运行中调节汽室压力不得超过规定值，否则应降低负荷运行。(21)当运行中发生了可能引起轴瓦损坏妁异常情况(例如：水冲击或瞬间断油)而停机时，应查明轴瓦没有损坏后，才能重新起动。91转子弯曲事故的象征有哪些? 转于弯曲事故多数发生在机组起动时，也有少数在滑停过程和停机后发生的。其象征表现为：汽轮机发生异常振动，轴承箱晃动，胀差正值增加，轴端汽封冒火花或形成火环；停机后转于惰走时间明显缩短，严重时产生“剁车”现象，转子刚静止时，往往投不上盘车。当盘车投入后，盘车电流较正常值大一且周期性变化。用电流表测量时最为直观，其表制摆动范围远远超过正常值，尽管转子逐渐冷却，但转子晃动值仍然固定在某一较高值，郎确认转子产生永久弯曲。92造成转子弯曲事故有哪些原因? 转子弯曲事故有如下原因：(1)热态起动前，转子晃动度超过规定值。(2)上下缸温差大(甚至大大超过规定范围)。(3)进汽温度低。(4)汽缸进跨汽、冷水。(5)机组振动超过规定时设有采取立即打闸停机这一果断措施。93机蛆起动过程中防止转于弯曲的措施有哪些? 机组起动过程中防止转于弯曲的措施如下：(1)大型机组系统复杂、庞大。起动前各级人员应严格按照规程和操作卡做好检查工作，特别是对以下阀门应重点检查，使其处于正确的位置①高压旁路减温水隔离门，调整门应关闭严密；②所有的汽轮机蒸汽管道，本体疏水I'1应全部开启；@通向锅炉的减温水门，给水泵的中间抽头门应美闭严密，等锅炉需要后再开启i④各水封袋注完水后应关闭注水门，肪止水从轴封加热器倒至汽封。(2)起动机组前一定要连续盘车2h以上，不得间断，并测量转子弯曲值不大于原始值O 02mm。(3)冲转过程中应严格监视机组各轴承振动；转速在 13。r 0„以下t轴承三个方向振动均不得超过O 03mm，越临界转速时轴承三个方向振动均不得超过O lmm。否则立即打闸停机，停机后测量太轴弯曲，井连续盘车4h以上，正常后才能重撕开机。若有中断，必须再加上10倍于中断盘车时司。(4)转速达3000T／mln后应关小电动主汽门后疏水门，防止疏水量太大影响本体疏水畅通：(5)冲转前应对主蒸汽管道、再热蒸汽管道、各联箱充分暖管暖箱。(6)投蒸汽加热装置后要精心谰整，不允许汽缸法兰上下、左右媪差交叉变化，各瑚温差规定应在允许范围内。(7)当锅炉燃烧不稳定时，应严格监视主、再热蒸汽温度的变化，10„内主、再热蒸汽温度上升或下降50c，应打闸停机。(8)开机过程中应加强各水箱、加热器水位的监视，防止水或冷汽倒至汽缸：(9)低负荷时应调整好凝结水泵的出口压力不得超过规定值，防止低压加热器钢管破裂。(1 0)投高压加热器前～定要做好各项保护试驻．使高压加热器保护正常投人运行，否则不得投人高压加热器：(11)热态起动不得使用减温水，若中、低压缸差胀大，热态起动冲转前低压汽封可不送或少进汽。94热志起动时，防止转于哼曲应特剐注意些什么？ 热态起动除做好开机前有关防止转f弯曲措施之外，还应做好以下工作：(1)热态起曲前，负责起动的班组应了解上次停机的情 _况，有无抖常，应注意哪些问题，并对每个操作人员井明，做到每人心中有数。(2)一定要先送轴封汽后抽真空，轴封汽用备用汽源供汽不得投入减温水，送轴封汽前关闭汽封叫、五(六)段抽汽门。(3)各管道、联箱更应充分的暖管、暖箱，(4)严格要求冲转参数和旁路的开度(旁路要等凝汽器有定的真奎爿能开启)，主蒸汽温度一定要比高压内上缸温度高50℃阻上，并有80～100℃的过热度。冲转和带负荷过程中也应加强主、再热蒸汽温度的监视，汽温不得反复升降。(5)加强振动的监视。热悫起动过程中，由于各部温差的原因，容易发生振动，这时更应严格监视，不得弓虎，振动超过规定应立即打闸停机，测量转于晃动不大丁原始值 0 02 nlnl(6)开机过程巾，应加强各部分疏柬。(7)止尽昔避开楹热态起动(缸温400C队r)。(8)热芯起动前应对删节系统赶空气，因为调节系统内存有空气，有可能造成冲转过程中调节汽门大幅度移动，引起锅炉参数不稳定，造成蒸汽带水。(9)极热态起动时最直J：不要做超速试验。(10)热态起动时，只要操作跟得r，就应尽快带负荷至汽缸温度相对应的负荷zK平。95停机过程中噩停机后．防止转子发生弯曲的措施有哪些? 停机后的隔离工作足一项非常重要的【_作，凼为此时的汽缸温度较高，绝对不允许冷汽或水进^汽缸，所以除做好一般常规工作U外，应重点做好以下几点J作：(1)关闭凝汽器补水截门。(2)关闭给亦泵的中间抽头门艘高压旁路减温水水。(3)关闭电动主汽门前，高压旁J培门前疏水一、二次门，开启防腐门。(4)关闭至除氧器的抽汽电动门、疏水门、轴封供汽母管前疏水门、四段抽汽(一段抽汽)母管至轴封汽进汽门、汽平衡至轴封供汽f J、四段抽汽(三段抽汽)至四段抽汽(三段抽汽)母管电动门、手动门、四段抽汽(三段抽汽)至四段抽汽f三段抽汽)母管旁路门，隔离门。(5)关闭门秆褊汽至除氧器的隔离门。(6)关闭新蒸汽至高温汽封进汽总rJ及一个分门。关闭轴封供汽各分门。(7)关闭汽缸、法兰加热联箱递汽总门致调整门。(8)井启汽缸本体疏水门及再热蒸汽冷、热段，高压旁路后、低压旁路前的各疏承门、充分疏水。(9)停机以后，司机应仍然经常检查汽轮机的隔离措施足否完备，检查汽缸温度是否突降。96锅炉水压试验时，为防止转子弯曲必须关闭和开启哪些阁r]’ 做水压试验时要芰闭及打J『以下各阀门：(1)开启给水泵的中间抽头门，(2)通知锅炉手紧再热器碱滴水f J。(3)关闭_乜动主汽f及旁路．J。(4)关严电动主汽r曲疏水门，高压旁路1J前疏水门。(5)关严新蒸汽到汽缸、鞋*、汽封的进汽、次门(6)关闭高雎旁蹄f1、减温水f J。(7)关闭主蒸汽车汽封管道疏水rJ。(8)打开琦腩门。97锅炉棱安垒n时，锅炉、汽轮机万面肛做好哪些工作? 锅炉校安全门时，除r做水压试验Rt应关闭和开启阀门都要做好以外，还要湎知锅炉运行人员关州再热器疏水门或过热器疏水门。随着锅炉水胜或汽雎的升高经常检在汽轮机术体厦各条通锅炉的管道，确定隔离措施是否完善。98汽轮机超速的事故原因有哪些? 汽轮机超速事故原剧有：(1)汽轮机油的油质不良，使调节系统和保安系统拒绝动作，冀去r保护作片j。(2)未按规定的时间和条什，进行危急保安器试验，以至危急保安器动作转速发生变化也不鲁u道。而一旦发电机跳闸，转速可能升岛到危急保安器动作转速以上。(3)困蒸汽品质不良，自动主汽门和调节汽门门杆结垢，即使危急保安器动作，也可能因汽门p住关不下来，而引起超速。(4)抽汽逆止，j、高压缸排汽逆止门失灵，甩负荷后发电机与电网解列．高压加热器疏水汽化或邻机抽汽进人汽轮机，同样会0I起超速。99汽轮机超速事故的象征有哪些’ 汽轮机超速事故象征如下：(1)汽轮机超速事故的机组氩荷突然魁到零，机组发牛不正常的声旨。(2)转速表或翱率表指示值超过红线数字并继续上刊。(3)主油压迅速增加，采用离心式辛油泵的机组，油压上升得更明显。(4)机组振动增大。100机组超速保护装置动作或打闹停机后，转速仍上升应如何处理? 汽轮机超速保护装艽动作或打闸停机后转速仍上升，廊迅速荧闭电动主汽门，迅速_芰州抽汽至除氧器、热埘、燃油加热的供汽门。关闭各加热器的进汽门，同时完成停机的其它操作。10l防止汽轮机严重超建事故盼措施有哪些? 防止汽轮机严重超速事故的措施有：(1)坚持机组按规定做汽轮机超进试验及喷油试验。(2)机组充油装置币常．动作灵恬无误，每次停机前，在低负荷或解列后，用壳油试验方法活动危急保安器。(3)机组大修舾，或危急保安器解体榆修后以及停机一个月后，应用提升转速的肯法做超速试验。(4)机组玲念起动需做危急保安器超速试验时，应先并网·低鱼荷(20～30Mw)暖机z～}h．眦提高转于温度。(5)做危急保安器超速试验时，力求升速甲稳．特别是时F大型机组，超速滑阀操作时不易控制，往往造成调节汽 4船门突开，且开度变化大，转速飞升幅度较大或轴向推力突增．一般用同步器升速，若同步器升不到动作转速，也必须先用同步器升至31 50r／叫n后．再用超速精阀提升转速。(6)超速限制滑阀试验周期应与趣速试验周期相同，以鉴定该保护装置动作正确，确保机组甩负荷后，高、中压油动机瞬间关闭，使机组维持空转运行。(7)热工的超速保护信号每谯小修、大修后均要试验一攻，可静态试验也可动态试验，确保热工超逮保护信号的动作定值正确。(8)高、中压自动主汽门、调节忾门的动作是否正常，对防止机组严重超速密切相关，发现卡涩立即向领导汇报，及时消除并按规定做恬动试验，(9)每次停机或做危急保安器试验时，应很专^观察抽汽逆止门关闭动作情况，发现异常应检修姓理后方可起动。(10)每次开机或甩负荷后，应观察自动主汽门和调节汽门严密程度，发现不严密，应汇报领导，消除缺陷后开机。(11)蒸汽品质及汽轮机油质应定期化验，并出检验报告，品质不合格应采取相应措施。(12)台理调整每台机组的轴封供汽压力，防止油中进水，设备有缺陷造成油中进水．应尽快消除。(13)做超速试验时，调节汽门应平稳逐步开大，转速相应逐步升高至危急保安器动作转速，若调节汽门突然开至最大，应立即打韧停机，防止严重超速事故。(14)做超速试验时应选择适当参数，压力、温度应控制在规定范围，投人旁路系统，待参数稳定后，方可做超速试验． 102调节系统卡涩需停机处理应如何操作’ 调节系统卡涩需停机趾理，应做如下操作：(1)联系锅炉降温、降压，有{：操作按滑参数停机要求进行。(2)当汽压降低，负荷降至零时．手打危急保安器，关严电动主汽门后，通知电气拉开油开关，注意汽轮机转速变化情况。(3)完成其他停机操作。103汽轮机单缸进汽有什2危害?应如何处理? 多缸汽轮机单缸进汽时，会引起轴向推力增大，导致推力轴承烧瓦，产生动静磨损应紧急停机。104机组井同时调节系统晃动怎样处理? 机组并网时调节系统晃动应做如下处理：(1)适当降低凝汽器的真空(此法有一定的危险性，用时应慎重)。(2)起动调速油泵，稳定淮压。(3)降低主蒸汽压力。(4)起动过程中，当转速达285[)r／„时应稍作停留，再用同步器缓慢升至3000r／„。(5)调节系统大幅度晃动时，应打闸停机后再重新起动于}№i 3。0r／„． 105轴封供汽带水有哪些原因‘7 轴封供汽带水有如下原因：(1)汽轮机起动前管道疏水未疏尽(2)除氧器内发生汽水共腾。(3)除氧器满水。(4)均压箱减温水门误开。(5)水萎袋注水直门未关。(6)汽封加热器，轴封抽汽器泄漏 106轴封供汽带水对机组有何危害?应如何处理? 轴封供饩带水在机组运行中有可能使轴端汽封损坏，重者将使机组发生水冲击，危害机组安全运行。址理轴封供汽带水事故时，根据不同的原因，采取相应措施。如发现机组声音变沉，机组振动增大，轴向位移增大，差胀喊小或出现负差胀，应立即破坏真空，打闸停机。打开轴封供汽系统及本体疏水门t疏水疏尽后，待各参数符合起动要求后，方可重新起动。107运行中叶片或围带脱落的一般象征有哪些? 运行中叶片或围带脱落的象征如下：(1)单个叶片或围带飞脱时，可能发生碰击声或尖锐的声响，并伴随着机组振动突然加大，有时会很快消失。(2)当调节级复环铆钉头被导环磨平，复环飞脱时，如果堵在下一级导叶上，则涛引起稠节汽室压力升高。(3)当低压缸末级叶片或田带飞脱时．可能打坏凝汽器铜管，致使凝结水硬度突增，凝汽器水位也急剧升高。(4)由于末几级叶片不对称l也断落，使转子不平衡，因而引起振动明显增大。108叶片或围带脱落应如何处理? 叶片或围特脱落应做如下处理：(1)汽轮机运行中发生叶片损坏或脱落，各种象征不一定同时出现，发现有可疑象征时，应逐级汇报，研究处理，当象征明显时，应报告值长，破坏真空，紧急停机。(2)困汽轮机束级叶片折断，打坏凝汽器铜管，凝结水硬度，电导率均急剧升高，此时应降低汽轮机负荷，对凝汽器逐台进行捉褥，并监视凝汽器真空。当真空下降时，应开启备用射水抽气器。(3)水质恶化到不能维持运行时，应报告值长，故障停机。109为防止叶片损坏，运行中应采取哪些措施? 为防止叶片损坏，运行中应采取如下措施：(1)电刷应保持正常频率运行，避免频率偏高或偏低，以防引起某几级叶片陷入共振区。(2)蒸汽参数和各段抽汽压力、真空等超过制造J一规定的极限值．应限制机组出力。(3)在机组大修中，应对通流部分损伤情况进行全面细致地检查·这是防止运行中掉叶片的主要环节之。为此，要由专人负责，做好叶片围带和拉金等部件的损伤记录，并做好叶片调频工作。110频率升高或降低，对汽轮机及电动机有什幺彭响? 高频率或低频率对汽轮机运行都是不利的，由于汽轮机叶片频率一般都调整在正常频率运一彳时处于合格范匿，如果频率过高或过低，都有可能使某几级叶片陷^或接近共振区，造成应力显著增加而导致叶片疲劳断裂，还使汽轮机各级速度比离开最佳速度比，使汽轮机效率降低，低频率运行还易造成机组、推力轴承、叶片过负荷．同时主油泵出口油压相应下降，严重时会使主汽门园油压降低而自行关cjj。对电动机的影响有： 高频率：管道系统特性不变时，辅机出力增大，若原负荷就很大，司能引起电动机过负荷。低频率：需维持原流量的辅机(如凝结水泵、凝结水升压泵)，电动机电流会升高t若低频率的同时电压也低，电动机过负荷的可能性更大，且电动机容易发热。¨1频率变化时，应注意哪些问题? 频卑变化时，应注意如下问题：(1)当频率变化时，应加强对机组运行状况特别是机组振动、声音、轴向位移、推力瓦块温度的监视。(2)当频率下降时，应注意一次油压及调速油压下降的情况，必要时起动高压油泵，注意机组不过负荷。(3)当频率变化时t应加强监视辅机的运行情况。如因频率下降引起出力不足，电动机发热等情况，视需要可起动备用辅机。(4}当频率下降时，应加强检查发电机静子和转子的冷却水压力、温度以及进、出风温度等运行情况，偏离正常值时应进行调节。(5)频率上升时，应注意汽轮机转速上升情况，检查液压加速器是否动作，调节汽门是否关闭，并及时处理。112发电机静子冷却水箱、特子冷却水葙水位下降应如何处理’ 发电机静子冷却水箱、转子冷却水箱水位下降应做如下处理：(1)立即开大转子冷却水箱补水调整门的旁路门或静子冷却水箱补水门，维持水箱水位正常，如果水源中断，应立即切换凝结水升压泵出口来的水源或联系化学值班员迅速恢复。(2)如周水冷却器或管道泄漏引起，应迅速隔绝故障点，并设法处理，如因放水门误开引起水位下降，应将其荧闭，如补水调整门失灵，应用旁路门维持水位．并通知检修灶理，联系化学人员检查阴离子预交换器是否误开。113发电机静于冷却水，转子冷却水系统压力低应如何处理？ 发电机静子冷却水转子冷却水系统压力低，应做如下处理：(1)检查静子冷却水泵、转子冷却球泵运行是否正常，必要时可切换或增开备用泵运行，维持压力正常。(2)检查静子冷却水泵至静子冷却水箱再循环门及联系化学检查阴离子交换器排放门，若误开，应立即关闭，著备用泵逆止门泄褥，则应关闭备用泵出水门。(3)检查冷却水滤水器压差，若超过规定时，应切换冷却器运行，将压差超限的滤水器停下并清扫停用的水冷器滤网。(4)如压力下降系冷却器或管道泄赫引起，应密切注意冷却水箱水位，隔绝故障点，并设法处理。(5)在进行上述各项处理的同时调节电机进水门，维持发电机内玲水压力、流量正常。114发电机冷却水出水温度高于正常值应如何处理? 发现发电机玲却水出水温度高于正常值时应立即检查发电机进水温度、压力、流量。(1)如进水温度高，应检查岭却器冷却水系统是否正常。可增加冷却器的冷却水流量，必要时可清扫冷却器的水室，如净却器的冷却水侧失水可增开循环水泵，排尽空气。(2)如进水压力低可根据转于冷却水系统，静子冷却永系统压力低的处理方法趾理。(3)如进水温度、压力都正常，可在不超过矗大允许工作压力的条件下，提高发电机的进水压力，增加冷却水流量，以降低发电机的出水温度。(4)如发电机出水温度高于额定值，无法降低时，联系电气值班员降低发电机的电流。115·发电机静子绕组个别点温度升高应如何处理? 发电机静子绕组个别点温度比正常运行最高点高5℃，应加强监视t并适当增加冷却水流量或降低负荷。若仍不能使温度下降或继续有上引趋势“致达到限额时，根据电气规程规定处理，必要时停机处理。116·发电机冷却拉压力正常，流量突然减少应如何处理? 发电机冷却水压力正常，流量突然减少应立即查明原因，如由于空气进人发电机转子，使转于流量减少，进水压力升高，则应将发电机解列后，降低转速放出空气，但应严密监视机组振动t出现异常振动，应按异常振动处理办法处理。如流量减少t是由于发电机静子绕组的水路有局部堵塞，则可根据静子绕组温度进行分析．此时可提高进水压力，并降低机组负荷。如仍不能解决，则应减负荷停机处理。117发电机冷却水中断的原因有哪些? 发电机冷却水中断原因有：(1)冷却水泵运行中跳闸，备用泵未自动起动(2)冷却水箱水位太低，引起发电机断水。(3)发电机冷却水系统切换操作错误。(4)发电机冷却水系统操作时空气投有放尽。118发电机夸却水中断应如何处理? 发电机断水时间不得超过3。s，发现断水必须尽快恢复供水，如断水超过30s，保护未动作．应进行故障停机。投断水保护的发电机在断水跳闸后，应迅速查明原因，采取对策，恢复挣却水系统正常运行。无其它异常情况时尽快恢复并列运行。119发电机冷却水电导率突然增走应如何处理? 当发现发电机冷却水电导率凳然增大，应立即检查补充水质量是否良好，如补充水的水质不良，应切换至水质良好的水源供水。120．发电机漏水应如何处理? 发电机漏水应做如下处理：(1)发电机在运行中发现机壳内有水时，应立即查明积水原因。如果是轻微结露旷引起的，则应提高发电机的进水和进风温度、使其高于机壳内空气的露点，但进水、进风温度不能超限。(2)发电机湿度仅指示突然上升而环境湿度未变化，或发电机风温基本不变时，汽轮机例与励磁机侧湿度发生明显差异(大于20％)，或出现空气冷却器结露现象，应立即汇报值长，并由值长组织如下检查、处理：①戴好防护器具，对发电机端部，岭、热风道、空气冷却器等做全面检查，如发现发电机端部和热风道有明显滴水，则应立即故障停机；② 若非环境湿度高引起湿度仪报警，空气冷却器结露，为争取处理时间，防止影啕静子绝缘，应将空气冷却器小室两侧大门打开，以降低机内湿度，并在其两旁做好安全措施。③如经检查发电机无滴水，而仅是个别空气玲却器“结露”滴水，则应将其隔绝．继续观察湿度是否下降。(3)如果外界湿度不高，而空气冷却器突然数台“结露”或先后出现“结露”现象(如隔绝一台滴水空气冷却器．则砖却水流量较大的一台又出现“结露”)，应对“结露”空气冷却器遂台隔绝检漏：慢慢关闭出水分门(注意空气冷却器五喷水．否则还应关闭进水分门)数分钟后空气冷却器仍滴水或结露，或关出水分门时喷水，说明是空气狰却器漏水，应隔绝漏水的空气冷却器，若漏水的空气冷却器全部隔绝后．湿度仍无明显好转，通过E述检查仍一时分不清何处漏水，则应申请停机。(4)在减负荷停机过程中，应加强对发电机车面层的检查，一旦发现情况，如发现发电机内滴水或定子端部绕组内出现电晕，湿度继续上升至80％U上等情况，应立即故障停机。为保障人身安全，停机前对空气玲却器小室不做现场检查。(5)在外界环境湿度无变化时，如发电机湿度大幅度上列的同时检漏仪报警，应由电气确定检查报警确是水滴引起，空气冷却器无明显泄漏现象，应作发电机漏水处理，申请停机检查。(6)在湿度仪或植漏仪报警的同时，发电机静子或转子接地报警，在判明非报警装置误动作后，作故障粤机处理。(7)如湿度上升确因气候磬件变化(如空气冷却器进水管同时结露)；’起，则应适当提高空气玲却器风温，降低湿度，防止空气冷却器结露。(8)在运行中电气值班人员如发现发电机转于绝缘逐步下降而又查不出原因，则可能是由于复台管渗漏所致，应引起密切注意。此时如转子绝缘电阻值小于2k0，转子一点接地报警，则应申请停机处理。如此时机组出现欠磁或先碰现象，立即故障停机，汽轮机值班员应配合进行故障停机操作。121双水内冷发电机冷却水斯水为何不能超过20s(12 5MW机组为30s)? 囡为涮水内冷发黾机的冷却水直接通^静子、转于线棒内进行持却，空气只冷却部分铁芯约发热量，一旦断水，发电机因线棒温度迅速升高，易引起烧坏绝缘线棒等事故。尤其是转子通风fL全被线棒填满，全靠投电机冷却水冷却。所以规定发电机冷却水断水不得超过20s(12 5Mw机组为 30s)。122．汽水管道故障处理过程中的隔绝原则有哪些? 汽水管道故障处理过程中隔绝原则有：(1)尽可能不使工作^员和设备遭受损害。(2)尽可能不停用其它运行设备。(3)先关阿束汽、来水阀门，后关闭出汽、出水阀门。(4)先关闭离故障氟近的阀门，如无法接近隔绝点，再扩大隔绝范围，关闭离隔绝点远的阗门。待可以接近隔绝点时应迅速缩小隔绝范围。(5)如管道破裂，漏出的汽水有可能导致保护装置误动作时，取得值长同意后，将有关热保护装置暂时停用。123高压高温汽水管道或闭门泄漏应如何处理? 高压高温汽水管道或阀门泄漏，应做如下处理：(1)应注意人身安全，查明泄漏部位时，应特别小心谨慎，应使用合适的工具，如长柄鸡毛帚等，运行人员不得敲开保温层。(2)高温高压汽水管道、阀门大量漏汽，响声特别大，运行人员应根据声音大小和附近温度高低，保持一定的安全距离。(3)做好防止他人误人危险区的安全措施。(4)按隔绝原则及早进行故障点的隔绝，无法隔绝时，请示上级要求停机。124汽水管道破裂、水击、振动应如何处理々 汽水管道破裂、水击、振动应做如下处理：(1)燕汽管道或法兰、阀门破裂，机组无法维持运行时，应汇报值长进行故障停机，同时还应做到：①尽快隔绝故唪点，并开启汽轮机房内的窗户放出蒸汽，注意切勿乱跑，防止被汽流吹伤、烫伤；②采取必要的防火及防止电气设备受潮的临时安全措施；③开启隔绝范围内的疏水门、放空气门、泄压救水。(2)燕汽或抽汽管道水冲击时，应开珀有关疏水门必要时停用该蒸汽或抽汽管道及设备并检查原因，如已发展到汽轮机水冲击，则应按照永冲击的规定处理。(3)管道振动大时，应检查该管道疏水是否正常，支吊架是否完整良好，该管道通流量是否稳定。如管道振动威胁与其相连接的设备安全运行时应汇报值长，适当减负荷呲减小该管道通流量，必要时隔绝振动大的管道。(4)给水管道破裂时，应迅速隔绝故障点，如故障点无法隔绝，且机组无法维持运行时，应进行故障停机。(5)凝结水管道破裂时．应设法制止、减小凝结水的沁漏，或隔绝故障点，维持机组运行，如隔绝点无法隔绝，且机组无法维持运行时，应停机处理。(6)循环水母管破裂时，设法制止或减小循环水的泄捅．关闭循环水母管连通门，尽量避免调度循环水泵，防止困压力波动引起破裂处扩大。根据情况，汇报值长，决定是否申请停机，并注意泄漏是否发展及循环水母管压力、真空，蚀温、风温的变化。当凝汽器循环水门后管道破裂，汇报值长，视情况减负荷或紧急减负荷，将破裂侧凝汽器隔绝运行，并增大正常侧凝汽器循环水门开度，根据真窑情况，调整负荷，(7)主蒸汽、再热蒸汽、给水的主要管道或阀门爆破，应紧急停机。125发电机、励磁机着炙趣氢气爆炸的象征有哪些? 发电机、励碰机着火及氢气爆炸的象征有：(1)发电机周围发现明火。(2)发电机静子铁芯、绕组温度急剧上升。(3)技电机巨响．有油烟喷出，(4)发电机进、出风温突增，氢压增大 126发电机、励磁机着戈厦氢气爆炸的原固有哪些? 发电机、励磁机着火及氢气嚣炸的原因有：(1)发电机氢玲系统漏氢气并遇有明火。(2)机械部分碰撞及摩擦产生火花。(3)氢气浓度低于标准(96％)。(4)达到氢气自燃温度。127．发电机、励磁机着火度氢气爆炸应如何处理? 发电机、励磁机着业及氢气爆炸应做如下处理：(1)发电机、励磁机内部着火及氢气爆炸时，司机应立即破坏真空紧急停机。(2)关闭补氢气阀门，停止补氢气。(3)通知电气排氧气，置换c()z。(4)及时调整密封油压至规定值。128发电机或励磁机冒烟着必，为什☆晏规定维持盘车运行，发电机或励磁机着火，实际是发电机或励碰机的线棒绝缘材料达到者火点后发生燃烧，目其绝缘材料均是一些发热量很高的化台物质，燃烧时放出的热量很大，温度很高．当发电机、励碰机冒烟着火时，特使转子受热不均匀。如此时转子在静止状态，必将发生发电机转子弯曲的恶性事故。此外，发电机转子的热量传鲐支承轴承，会导致轴瓦乌金溶化，咬煞而损坏。为避免发电机转子弯曲和损坏轴瓦，故要将转子维持在转动状态。129发电机氢压降低的象征有哪些· 发电机氢压降低的象征有：(1)氢压下降，并发出氢压低信号。(2)发电机铁芯，绕组温度升高。(3)发电机出风温度升高。130发电机氢压降低的原因有哪些? 发电机氢压降低的原因有：(1)系统阀门误操作。(2)氢系统阀门不严，引起氢气泄漏。(3)氢气阀门门芯脱落。(4)密封油压调整不当或差压间、平衡阅跟踪失灵 131发电机氢压降低应如何处理? 发电机氢压降低应做如下处理：(1)确定氢压降低，应立即补氢，维持正常氢压。(2)船因泄漏，经补氢也不能维持额定压力时，应报告值长降负荷，同时设法消除漏氢缺陷．(3)如囡供氢中断不能维持氢压时，可向发电机内补充少量氯气．保持低压运行，等待供氢恢复，发电机内氢压绝不能低到“O”。(4)如系统阀门误操作，应恢复正常位置，然后视氢压情况及时补氢。(5)及时调整密封油压至正常直。132发电机氩压升高的原固有哪些? 发电机氢压升高的原因有：(1)自动补氢装置失灵。(2)自动补氢旁路门不严或误开。(3)氢气冷却器冷却水量减少或中断 133发电机氢压升高应如何处理? 发电机氢压升高应做如下处理：(1)确认氢压高，应联系电气打开排氢气门，使氢压恢复王常。(2)如自动补氢装置失灵，应关闭隔离阀，用旁路门调节氢压，同时消除缺陷，若补氢旁路门误开，应立即关闭。(3)若氢冷却器冷却水中断应及时设法恢复。134发电机密封油压低的象征有哪些? 发电机密封油压低的象征有：(1)密封油压降低，发出报警信号。(2)若油压低于氢压太多时，造成氢压下降 135发电机密封油压低的原因有哪些? 发电机密封油压低的原因有：(1)密封油箱油位低，或系统阀门谩操作。(2)密封油泵跳闸或未开。(3)备用密封油泵逆止门不严，或再循环门开度过大(4)滤阿脏。(5)密封瓦油档间隙太大。136密封油压降低应如何处理？密封油压降低应做如下处理：(1)密封油压降低，应迅速查捐原因值，如油压不能恢复正常值，应降低氢压、油压降低到极限值，应立即报告值长停机(2)若油系统故障，应立即汇报班长及时处理，维持油压。调整并恢复正常降低负荷运行。如并通知检修人员 137一般水泵厦油泵的紧怠停泵夺件有哪些· 一般水泵及油泵的紧急停泵条件有：(1)水泵继续运行明显危及设备，人身安全时。(2)水泵或电动机发生强烈振动或清楚地听到金属碰击声或摩擦声。(3)任何轴承、轴封冒烟或油温急剧升高超过规定值。(4)水在泵内汽化，采取措施无效时。(5)水泵外壳破裂。(6)电动机开关冒烟或起火。(7)电动机故障。138．调速培水泵紧急停泵的每件有哪些? 调速给水泵紧急停泵的条件有：(1)电机或水泵突然发生强烈振动或金属碰击声与摩擦声，转子轴向窜动剧烈。(2)任何一道轴承冒烟，轴承温度急剧升高，超过规定值。(3)水泵外壳破裂。(4)水泵内汽化，泵内有噪声。(5)电流增加，转速下降．并有不正常的声音及发热。(6)给水泵油系统着火，不能很快扑灭，严重威胁运行时。(7)偶合器内冒烟着火或发生强烈振动和有金属撞击声或工作油回油温度超过105c。(8)润滑油压下降至O 05MPa以下，各轴承油流减少，油温升高，虽起动辅助油泵也无技时。(9)轴封冷却水压差<0．05MPa，且调节汽门后压力降至l 22MPa，轴封冒烟时。(10)轴向位移超过2 5mm。(11)、电动机或开关冒烟时。139．调速给水泵故障停采时，切换操作应注意哪些问题々 调速给水泵故障停泵时，切换操作应注意如下问题：(1)起动备用给水泵，解除故障泵的油泵联锁，开启故障给水泵的辅助油泵，油压正常，停用故障泵。(2)植查投入运行给水泵的运{亍情况。(3)检查故障泵有无倒转现象．记录惰走时间。(4)完成停泵的其他操作，根据故障情况，进行必要的安全隔离措施，立即报告班长。140．调速给水泵自动跳闸的象征有哪些? 调遮给水泵自动跳闸象征有：(1)电流表指示到零，报警铃口自。(2)各用泵自启动。(3)闪光报警．发讯跳闸泵绿灯闪光。(4)给水流量、压力瞬间下降，141调速磐水泵自动跳闸应如何处理? 调速给水泵自动跳闸应做如F处理：(1)立即起动跳闸泵的辅助油：复，复置备用给水泵及跳闸泵的开关。调整密封水水压，解除跳目泵联锁，将运行泵联锁打在工作位置，检查运行给水泵电流、出口压力、流量正常，注意跳闸泵不得倒转。(2)如备用泵不能自起动时，应立即手动开启备用泵。(3)若无备用泵，跳闸泵无明显故障，保护未翻牌，就地宏观无问题，可试开一次，无效后，报告班长，把负荷降至一台泵运行对应的负荷。(4)迅速检查跳闸泵有无明显重大故障，根据不同原因，通知有关人员处理。(5)作好详细记录。保护误动或人为均误操作跳闸，也应在处理完毕后，立即报告班长，怍好记录。142给水母管压力降低应如何蛇理? 给水母管压力降低应做如下处理：(1)检查给水泵运行是否正常，并核对转速和电流及勺管位置，检查电动出口门和再循环’]开度。(2)检查给水管道系统有无破裂和大量耩水。(3)联系锅炉调节给水流量，若勺管位置开至最大，给水压力仍下降，影响锅炉给水流量时，应迅速起动备片j泉，并及时联系有关检修班组处理：(4)影响锅炉正常运行时，应汇报有关人员降负荷运行。143调连给水泵汽蚀的象征有哪些? 调速给水泵汽蚀的象征如下：(1)如磁性滤嘲堵塞造成给水泵入u汽化时，滤网前后压差增大。(2)给水流量小且变化。(3)给水泵电流、出水压力急剧下降并变化。(4)泵内有不正常噪声。144调速培水泵汽蚀应如何处理’ 调速给水泵汽蚀应做如下处理：(1)给水泵轻微汽蚀，应屯即查找原因，迅速消除。(2)汽蚀严重，应立即起动备用泵，停用产生汽蚀的给(3)开启绐水泵再循环门 145路水录平衡盘磨损的象征有哪些? 给水泵平衡盘磨损的象征有：(1)电流增大并变化。(2)平衡盘压力比进口压力走到0 2MPa以上和轴向位移增大，(3)严重时，泵内发出金属摩擦声，密封装置处冒烟或冒火。146给水泵正衡盘磨损应如何赴理? 给水泵平衡盘磨损应做如下处理：(1)立即起动备用给水泵，停运故障泵，(2)如无备用泵．应联系电气降负倚．报告班长、值长 147给水泵轴承油压下降应如何处理? 给水泵轴承油压下降应做如下处理：(1)给水泵轴承油压下降到o．09MPa应立即起动辅助油泵。(2)检查油箱油位情况，油系统是否漏油。(3)若辅助油泵运行后，油压仍不正常，应起动备用给水泵一停下故障给水泵：(4)轴承油压降至0 05MPa，应紧急停泵。148给水泵轴承温度升高应如阿处理? 给水泵轴承温度升高应做如下处理(1)任何一道轴承温度升高到65 C，采取措施后不能降低，应切换给水泵运行，(2)任何一道轴承温度升高至j0C以上，应立即切换备用泵运行。(3)工作油排油温度高到65 C，经调整勺管开度．并开大工作冷油器进水门、出水门、呵水电门仍无教时，应切换备用泵运行，超过65C应紧急停泵。，149，调速络水泵油箱油位降低应如何处理? 词速给水泵油箱油位降低应做如下处理：(1)检查油箱实际油位是否正常，以判断油位计是否指示正确。(2)油箱油位下降5~lOmm，立即检查油系统外部有无漏油，排朽门是否误开，对工作冷油器进行捉漏，并加油至正常油位。(3)油箱油位突然下降至最低油位线以下立即切换备用泵运行。150调速给水最油箱油柱升高应如何处理？ 调遮给水泵油箱油位升商应傲如下处理：(1)椅查油箱实际油位足否升高。(2)检查给水票轴端密封是吾大量渍水．密封水酬水门计度是否止常，重力回小漏斗是罾堵塞。(3)原因不毗时，切按备用给水泵运行，停故率泉、关闭工作油冷油器、桐滑油玲油器、冷却水的进、出口水门．砒定持油器是否泄漏，为防止油质乳化．停辅助油泵，使水沉淀后放水。(4)凝汽器无真卒时，其n三力回庥应倒毛地淘，停机后，凝汽器灌水查漏对．应关闭压力间水，重力吲水至凝汽器的回水门。(5)打丌油箱排污¨放水，联系化学人员化验油质油质不台格，应联系检修换油，并作其他相府处理． 151循环水泵出口蝶网打不开的原困有哪些? 循环水泵出口蝶阿打不开的原固有：(1)出口蝶阀电动机电源及热丁电源表送。(2)出u蝶阀电动机眨热工保护故障。(3)油系统大量潞油，{lIi箱油位太低。(4)电磁阔内漏或电磁闻旁路门误开。(5)电动油泵故雎，手动泵故障。(6)机械卡涩。152循环水泵出口蝶闰玎再开皿如何处理? 循环水泵起动后，出口蝶阍打不开，应迅速查明原因，撇相应处理，必要时停寐．并联系检修。153循环水泵出口蝶问下落有哪些原因? 循环水泵出口蝶阀下落原吲有：(1)钠系统漏油、油箱油位低。(2)电磁阀内漏或旁路门误开。(3)出[J蝶阁关到75。电动机不联动。(4)电磁阀直流z4v电源中断。154循环水泵出口蝶阀下落应如何处理t 发现循环水泵出口蝶阀下落，}!fI进行全面检查，作相应处理，如因电磁阀失灵或内漏造成，即关闭电磁阀前隔离门或手摇开启m口蝶阀，并联系检修。155故障停用循环水泵的条件有哪些t 故障停用循环水泵的条件有：(1)轴承温度急剧升高进80℃．无法降低。(2)轴承油位急剧下降，加油无效或拎袖器破裂，油中带水。156故障停用循环水泵压如何操作? 故障停用循环水泉应做如下操作：(1)解除联动开关，起动备用泵。(2)停用故障泵，注意惰走时问。如倒转，盖闭出口门或进口门。(3)无备用泵或备用泵起动不上，麻请不上级后停用故障泵。(4)检盎备用泵起动后的运行情况。值长 157循环水泵跳闸的象征有哪些? 循环水泵跳闸的象征有：(1)电流表指示到“0”，绿灯闪光，红灯熄，事故喇叭(2)电动机转速下降。(3)水泵出水压力下降(4)备用泵应联动。158循环水泵跳闸应如何处理? 循环水泵跳闸应做如下处理：(1)台上联动泵操作开关，拉跳闸泵开关。(2)切换联动开关。(3)迅速检查跳目泵是否倒转．发现倒转立即关闭出口(4)检盘联动泵运行情况。(5)备用泵未联动应迅速起动备用泵。(6)无备用泵或备用泵联动后叉跳闸，应立即报告班长(7)联系电气人员检查跳闸原因。(8)真空下降，应根据真空下降的规定处理 159．循环水泵打空的象征有哪些? 循环水泵打空的象征有：(1)电流表大幅度变化。(2)出水压力下降或变化。(3)泵内声音异常，出水管振动。160循环水泵打空应如何处理? 循环水泵打空应做如下处理(1)按紧急停泵处理。(2)榆查进水阀及滤网前后水位差，必要时清理滤网(3)检查其他泵运行情况。(4)根据真空情l兄决定是否降负荷。161怎样判断电动机一相断路运行? 怎样判断电动机一相断路运行方法如下：(1)若电动机及所拖动的设备原来在静止状态，则转动不起来，若电动机所拖动的设备原来在运行状态，划转速下降。(2)两相运行时，电动机有不iE常声音。(3)若电流表接在断路的一相上，则电流指示到“0”，否则电流应大幅度上升。(4)电动机外壳温度明显上升。(5)被拖动的辅机流量、惩力下降。162除氧器压力升高应如何处理々 除氧器压力升高应做如下盘上理：(1)检查凝结水至除氧器自动补水调整门是否失灵，如失是应倒为手动调整，或开启补水旁路门增加进水量。(2)检查进汽调整门开度是否正常．必要时可改手动侧整，(3)检查各高压加热器水位是否正常，以防止高压抽汽从高压加热器疏水管直接进人除氧器。(4)当除氧器压力高达安全门动作值，安全门应动作，否则应立即开启电动排汽门．关闭陈氧器进汽门，切除高压加热器汽侧。163除氧器压力降低应如何处理? 除氧器压力降低府做耶百处理：(1)、若是由补水量过大，引起陈氧器压力降低，此时应减少补水量。(2)若是进汽调整门自动调节失灵．应改手动调整。(3)如供汽压力太低，可并用母管汽源。(4)若各低压加热器凝结水旁路门不严或误开，应设法关闭，提高凝结水温度。(5)若低压加热器汽侧停用，应投用低压加热器汽侧。(6)若除氧器电动排汽门误开，应检查关闭。164除氧器水位升高应如饲处理? 除氧器水位升高应做如下处理：(1)检查核对水位计指示是否正确。(2)查看补水量是否过大，控制除氧器补水。(3)根据检查发现的原因，采取相应措施，需要时可开放水门，降低除氧器水位。165除氧器水位降低应如何处理? 除氧器水位降低应做如下处理：(1)检查核对水位计指示是否正确。(2)若稳压水箱水位过低，补水量过少，应联系化学，增开除盐水泵，提高除盐水母管压力，增大补水量，保持正常水位。(3)检查除氧器放水门是否误开，疏水泵至陈氧器进水门是否误开，如误开应关闭。(4)通知锅炉运行人员，检查给水系统是否泄漏，或有关阀门误开，省煤器管、水冷壁管、再热器管、过热器管是否爆破。(5)水位降至】500 m『11l开启疏水泵紧急补水(注意轴封供汽压力)。166络水舍氧量不夸格应如何处理? 绐水含氧量不台格应做如下处理(1)若除氧器进汽量不足，给水温度来达到饱和温度，应增加进汽量。(2)若朴水不均匀，给水箱水位波动引起加热不均，应均匀补水。(3)若除氧器进水温度低，凝结水含氧量不合格，应提高进水温度和采取措施使凝结水含氧量合格。(4)若除氧器排汽阀门开度过小，应调整开度。(5)若给水泵取样不当或取样管漏气，应改正取样方式。(6)若陈氧器凝结水雾化不好，应联系检修。167除氧器降压、降温消除娃陷应如何处理’ 除氧器降压、降温消除块陷应做如下处理：(1)联系电气降负荷(不同型号的机组所降负荷不同)。(2)停用高压加热器，关闭高压加热器至除氧器疏水门，若高压加热器进汽门不严．用水控电磁阀关闭相应抽汽逆止门。打开逆止门后疏水门。(3)联系锅炉运行人员停用连续排rj扩容器，关闭连续排污扩容器至腙氧器的隔离门．检查除氧器再拂腾门应关闭。(4)与邻机并用四段抽汽f戚三段抽汽)母管。(5)轴封汽由除氧器汽平衡管切换至母管供给。(6)联系电气运行人员逐带降低机组负荷．主蒸汽温度力求维持在较高水平。(7)逐渐关刚除氧器进汽候整门和四(三)段抽汽至四(三)段抽汽母管隔离门盐四t三)段抽汽电动门。(8)除氧器压力降至0 2 9～O 34MPa时，温度降至140 ～1 46(、左右，停‘4低压加热器。(9)除氧器压力降至0 19～0 24MPa；温度125～1 30c 时，停用。3低压加热器。(10)除氧器压力降至O．1MPa，温度115～1 20c时，可适当开启’2低压加热器凝结水旁路门，使低压加热器出口温度控制在80C左右。(11)停用低压加热器疏水泵。2低压加热器疏水疏至多级u形管人凝汽器。(12)陈氧器内压力降至“0”，温度降至95℃以下时，即可通知检修消除缺陷。(13)低压加热器应逐级依次停用，除氧器压力不可降低太快，否则引起除氧器内汽水共腾。(14)控制陈氧器内的温降不超过1℃／„。168除氧器消除缺陷后的恢复应如何操作? 除氧器消除缺陷后的恢复操作如下：(1)关闭。2低压加热器凝结水旁路门。(2)开启。

3、。4低压加热器进汽电动门．疏水莲级自流。(3)开启低压加热器疏水泵，关闭“2低压加热器至多级 u形管疏水门。(4)开启四(三)段抽汽电动门及四(三)段抽汽至四(三)段级抽汽母管隔离门。(5)通知汽轮机运行人员开启陈氧器进汽调整门。(6)投用高艇加热器，关闭排地淘疏水门。(7)联系电气及锅炉运行人员，逐渐增至原负荷。(8)除氧器压力至0 3 9MPa以．=，给水箱温度n：150(：以上，切换轴封汽源，由汽平衡管供汽。(9)联系锅炉运行人员，投用连续排污扩容器．开启连续排荇扩容器至除氧器隔离’]。169运行中怎样判断高压加热嚣内部水侧泄漏? 判断高压加热器内部水侧泄漏，可由以下几方面进行分析判断：(1)与相同负荷比较，运行工况有下列变化： ①水位升高或疏水调整门开度增加(严重时两者同时m 现)；②疏水温度下降；③严重时，给水泵流量增加，相府高压加热器内部压力升高。(2)倾听高压加热器内部有泄墉I声。从“上几种现象可以清楚地确定高压加热器内部水侧泄漏，高压加热器内部水侧泄漏，应停用该列高压加热器，以免冲坏周围的管子等冈部设备。170高压加热器紧急停用的条件有哪些? 高压加热器紧急停用的条件有(1)汽水管道及阀门爆破，危及人身匣设备安全时。(2)任一加热器水位升高，经处理无效时，或任 电接点水位汁，百英玻璃管水位计满水，保护不动作。(3)任一高压加热器电接点水位计和石英玻璃管水位计同时失灵，无法监视水位时。(4)明显听到高压加热器内部有蝶炸声，高压加热器水位急剧上升。171高压加热嚣紧妻停用庄如何操作? 高压加热器紧急停用操作如下：(1)关闭有关高压加热器进汽门及逆止门，并就地检查在关闭位置：(2)将高压加热器保护打至“手动”位置，开启高压加热器旁路电动门，关闭高』卡加热器进出口电动门，必要时手摇电动门直至关严。(3)开启高压加热器危急疏水电动门。(4)关闭高压虮热器至除氧器疏水¨，待高压加热器内部压力泄至0 49MPa以下时，开启高压加热器汽侧放水门。(5)其他操作接正精停高压加热器操作。172高压加热器水位升高的原固有哪些? 高压加热器水位升高的原因有：(1)钢管胀口松弛泄漏。(2)高压加热器钢管折断或破裂。(3)疏水自动涮整门失蔓，门芯卡涩或脱落(4)电接点水位计失灵误显示。173高压加热器水位升高应如何处理? 高压加热器水位升高应做如下处理：(1)核对电接点水位计与石英玻璃管水位计。(2)手动开大疏承调整门，查明水位升高原因。(3)高压加热器水位高至，∞mm报警时，自动疏水调整门应自动开足，值班人员应严密监视高压加热器运行情况。(4)高压加热器水位高至∞0f¨兀l，关闭高压加热器进忾电动门。(5)高压加热器水位升高至700mm时，高压加热器保护应动作，自动开启高压加热器危急疏水电动门，给水走液动旁路。黄闭至除氧器疏水电动门，相关抽汽逆止门，自动切除高压加热器。如保护失灵，应按高压加热器紧急停用处理。(6)开启有关抽汽逆止门后疏水门。(7)完成停用高压加热器的其他操作。174为防止锅炉断书，高压加热器起、停应注意哪些问题? 高压加热器进、出水门从结构上来讲，进口阀与旁路阀位于同一壳体内，且公用一只阀芯，二者台并一起称之为联成阀：出口阀实际上是一十逆止阈，靠给水压力将门芯顶开或压下，因此投用高压加热器时，先开出水电动门，后开进水电动门，确认进、出口电动门开启时，再关闭其旁路电动门。停用高压加热器时，确认旁路电动门全开后，先关进水门，后关出水门。175凝结水硬度增大应如何处理? 凝结水硬度增大应做如下处理(1)开机时凝结水硬度大，应加强放水(2)关闭备用射水抽气器的空气门。(3)检查并手摸机组所有负f五放水门关闭严密。(4)将停用中的中继泵狰却水门关闭，将凝结水至中继泵的密封水门开大。(5)确认凝汽器铜管轻微泄漏，应立即通知加锯末，停用腔球清洗装置。(6)凝结水硬度较大，应立那就地取样(取样筒应放水冲洗三次u上)．进化学车间检验，以确定哪台凝汽器铜管漏，以便分析隔离。176机组运行和雏护中，防采防冻的措施有哪些? 机组运行和维护中，防害防冻措施有(1)机组正常运行中，当汽温降至零下3℃以下时，各 400V备用动力设备，应间隔2h启动一次，正常后仍停下备用。(2)疏水箱补水门调整开度，既保持有水流动，叉不能溢流太大或水位太低。(3)汽轮机房的门、窗应关闭严密。(4)机组小修时，各水箱(如除氧器水箱、射水箱、水冷箱、凝汽器及各加热器)均应放水，各泵体也应放水，无放水门的请检修人员拆除一侧盘根放水。(5)机组临修，短时间内需开机而不准放水的，能运行的设备(如循环水泵，工业水泵、水玲泵等)尽量保持一台运行，保证系统内有水流动，本体管道疏水应全开。如锅炉有压力，则通锅炉的疏水应等压力泄到零后开启。(6)凝汽器灌水查漏应尽量避免夜间进行，灌水、查漏放水应连续进行，以免冻裂铜管及管板。(7)机组仪表管或其他管道、阀门冻结，需化冻时仍应执行工作票制度。(8)各级值班人员应加强巡回检查．对因防冻而变更运行方式，操作情况应记人运行志。

第三篇：汽轮机典型事故及预防

汽轮机典型事故及预防

第一节汽轮机事故处理原则和一般分析方法

电力工业的安全生产，对国民经济和人民生活关系极为密切，发电设备的事故，不但对本企业造成严重的损失，而且直接影响工农业生产。随着单机容量的不断增大，大型机组的安全运行，对电力系统具有举足轻重的影响。近年来大型机组严重的设备损坏事故时有发生。因此大力开展汽轮发电机组的反事故演习，仍然是一项非常迫切的任务。

汽轮机设备损坏，是电力系统五大恶性事故(即全厂停电、大面积停电，主要设备损坏、火灾、人身死亡)之一。汽轮机设备一旦发生重大损坏事故，就需相当长的检修时间才能恢复发电。能否避免严重的设备损坏事故以及减轻设备损坏的严重程度，则和设备检修技术、运行技术以及运行人员对事故判断和处理方法正确与否有直接的关系。运行人员一定要把安全放在首位，要有高度的责任心，在值班期间应按规定的时间和项目进行认真的巡回检查，及时地发现问题并有效地解决，做到以防为主。运行人员还应加强运行分析工作，防患于未然。一些事故在发生前已有明显的征兆，如能及时地发现和处理，就可以避免或大大减少损失，如果因缺乏运行分析而不能及时发现，就会酿成严重的设备损坏事故。运行人员要求熟练地掌握设备的结构和性能，熟悉系统和有关事故处理规定，经常做好事故预想，一旦发生设备故障，能够迅速准确地判断和处理。在处理事故时，应注意以下几项原则。

(1)在事故发生时切忌主观、片面，应根据有关表计指示、信号以及机组对外部征兆进行综合分析，并尽可能及时地向班长、值长汇报，以便统一指挥。如果班长、值长不在事故现场，应根据运行规程有关规定，及时进行处理。如已达到紧急故障停机条件，可不请示领导，立即破坏真空紧急停机。在紧急情况下，如不能果断地处理而逐级请示，就会廷误时间，造成事故扩大。一般地说，在电网容量较大的情况下，个别机组停运不会对电网造成很大的危害。相反，若主设备特别是高压大容量汽轮发电机组严重损坏，长期不能修复，对整个电力系统稳定运和的影响是严重的，所以要力求设备的安全，在紧急情况下要果断地按照规程规定打闸停机，切不可存在侥幸心理，拖延处理时间，造成事故扩大。

(2)在事故处理中要坚守岗位，沉着冷静，抓住重点进行操作处理，不要急躁慌乱，顾此失彼，以致误操作而扩大事故。

(3)机组发生故障时，值班人员必须首先解除对人身和设备安全有威胁的系统，同时应注意保持维护非事故设备的安全运行，并加强对公用系统的监视和调整，根据电网频率，是当地增加非事故机组的出力，尽量保持系统运行稳定。在事故处理结束后，应抓紧时间立即进行深入细致的调查，以便正确确定事故发生的原因，制定有关防范技术措施，防止再次发生类似事故，并确定事故责任。在电厂中，事故调查工作的特点是时间紧迫，在事故发生后，为了满足工农业用电的急需，减少事故所造成的损失，往往要组织抢修，尽早地恢复事故设备的工作能力。这样就在求在很短的时间内完成大量的调查研究工作，进行细致的客观的分析，避免得出可能错误的结论。

然而事故的真正原因往往不能轻而易举地作出准确的判断，这是因为一方面造成某本个设备或零部件的损坏可能由多种原因造成，如汽轮机的异常振动，往往需要进行大量的试验研究工作才能最后确定事故的原因；另一方面由于发生事故引起的二次性设备损坏，使因果关系混淆，例如叶片组的围带拉金断落会引起叶片的断裂，叶片的断裂也会引起围带的飞脱。尤其是在事故发生后判断错误，廷误了时间，造成事故扩大以致造成设备的严重损坏时，要确定引起事故的真正原因，就更加困难。而对于制定有效的防范类似事故发生措施来说，正确地确定事故的原因是非常重要的。

下面仅从技术角度，讨论一下汽轮机事故的一般分析方法和程序，供事故分析时参考。

(1)在事故发生后，根据运行班长、值长的报告的现场记录以及现场可以看到的事故范围，判断确定事故的性质、需要进一步检查的项目和调查组织范围，并由现场条件作出初步的结论。

(2)抓紧时间向有关人员了解情况，主要向当事人以及能够提供有价值情况的其他人员了解、收集有关事故的各种资料。

在消除了事故后，立即向有关人员了解有关事故发生、发展经过的感性材料，而不急于了解事故发生的原因、后果以及各种推测和见解。重点地调查确定如下各项内容：

1)事故象征最早发生的时间； 2)事故特征和发展变化过程； 3)各种现象变化之间的时间间隔； 4)事故当时所采取的措施。

事故发生和处理以后，当班的值班人员和其他有关人员应立即分别写出事故的原始情况以及处理的经过。

(3)事故发生后，对事故现场和设备损坏情况，应立即组织调查记录，必要时拍下照片或绘出草图。需要紧急恢复运行或进行抢修者，必须经安全监察部门或有关领导同意。未经调查和记录的事故现场，不得任意变动。

(4)收集有关运行资料，如操作记录簿，运行日记，运行记录报表，记录或仪表的记录纸带或曲线图，以及汽、水、油的分析化验资料等。这些资料应包括事故发生前的一段时间，事故发生的当时和事故处理期间的全过程。

通过分析这些资料，确定事故发生的时间和事故扩大的先后顺序，一般比运行人员提供的情况更可靠。

(5)根据以上的情况和资料，进行综合分析，最后确定最初的事故征兆出现的时间和性质，以及有事故发生、发展、变化处理的时间先后顺序，当运行人员提供的情况和记录仪表反映的情况不一致时，应以仪表记录资料为准。根据记录纸带一般可以确定出主汽阀动作、汽轮机负荷突变、进汽中断、新蒸汽压力、温度以及真空变化情况，并根据这些记录资料，对照检查事故的时间顺序。

(6)以设备的零部件进行解体检查，注意检查解体后破损部件的初始形象、相互位置，作好记录，以便再对破损部件情况检查。设备检查应围绕以下目的和要求进行：

1)初步确定破坏程度和造成损坏的技术上的原因。这是分析事故最关键的一环，往往

也是最困难的一项工作。

2)确定设备损坏的次序和互相影响的因果关系。3)破损部件对其他部件带来的影响和可能存在的问题。4)查明整个机组损坏的程度和修复项目。

在解体检查时，应注意断裂表面的性质，是疲劳断裂还是机械损伤，有无塑性变形，断口是否磨损和侵蚀，各紧固部件之间是否发生位移，汽缸是否存在积水和水刷的痕迹。注意保护好断口，以便以后做进一步的微观分析检查。

通过检查编制出设备损坏情况一览表，并附上必要的照片和草图，标明事故部件和断口的相对位置。

(7)根据需要对破损零部件进行强度检验、材料试验、断口微观分析检查并提出书面报止日。

(8)由上述检查试验所得到的资料，经过综合分析，最后确定事故的原因。如果不能得到事故的肯定原因，则应全面地考虑引起事故的各种可能性，然后再将那些与事故经过的特征相矛盾的设想原因淘汰。为了最后确定事故原因，有时还需要检查汽轮机运行的历史情况、检修记录以及安装记录，所以平时做好准确的记录和注意整理历史资料是非常重要的。

有些事故要在修复的过程中或修复后的试验检查中才能最终确定真正的原因，所以在分析各种原因时，一定要考虑到客观上的可能性，以免贻误检查和修复的时机，拖长事故的分析时间。

(9)在拟定汽轮机修复措施时，要注意零部件可能存在的内伤以及可能引起的后果，对于不能确保安全的零部件，最好更换备品。如果缺乏必要的备件，必须重新使用残缺的部件时(如叶片、轴承以及传动零部件)，应制定安全监督措施，并作好计划限期更换。

(10)根据事故的原因，分析事故的教训，制定出防止类似事件的技术措施。最后按规定写出事故调查报告，报告内容一般应包括： 1)汽轮机设备和损坏部件的技术特性。

2)按照事故发生、发展、处理的时间顺序写出事故经过。3)设备损坏事故和有关检查试验情况。

4)对事故原因和发展过程的分析意见，包括对运行人员事故处理的评价。5)事故原因的最后结论。如果事故原因暂不能完全肯定，应根据可能的推断以及进一步试验分析的意见，确定出事故责任人。6)事故后的修复情况和修复后的设备运行情况。

7)通过类似事故分析得到的教训，包括对防止类似事件的安全措施，对现有规程以及对设备运行维护的评价。第二节 常见事故

一、轮机真空下降 汽轮机运行中，凝汽器真空下降，将导致排汽压力升高，可用焓减小，同时机组出力降低；排汽缸及轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，机组产生振动；凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形，甚至断裂；若保持负荷不变，将使轴向推力增大以及叶片过负荷，排汽的容积流量减少，末级要产生脱流及旋流；同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损伤叶片。因此机组在运行中发现真空下降时必须采取如下措施：

1)发现真空下降时首先要对照表计。如果真空表指示下降，排汽室温度升高，即可确认为真空下降。在工况不变时，随着真空降低，负荷相应地减小。

2)确认真空下降后应迅速检查原因，根据真空下降原因采取相应的处理措施。

3)应启动备用射水轴气器或辅助空气抽气器。”

4)在处理过程中，若真空继续下降，应按规程规定降负荷，防止排汽室温度超限，防止低压缸大气安全门动作。

汽轮机真空下降分为急剧下降和缓慢下降两种情况。

(一)真空急剧下降的原因和处理 1．循环水中断 循环水中断的故障可以从循环泵的工作情况判断出。若循环泵电机电流和水泵出口压力到零，即可确认为循环泵跳闸，此时应立即启动备用循环泵。若强合跳闸泵，应检查泵是否倒转；若倒转，严禁强合，以免电机过载和断轴。如无备用泵，则应迅速将负荷降到零，打闸停机。循环水泵出口压力、电机电流摆动，通常是循环水泵吸入口水位过低、网滤堵塞等所致，此时应尽快采取措施，提高水位或清降杂物。如果循环水泵出口压力、电机电流大幅度降低，则可能是循环水泵本身故障引起。如果循环泵在运行中出口误关，或备用泵出口门误门，造成循环水倒流，也会造成真空急剧下降。

2．射水抽气器工作失常 如果发现射水泵出口压力，电机电流同时到零，说明射水泵跳闸；如射水泵压力．电流下降，说明泵本身故障或水池水位过低。发生以上情况时，均应启动备用射水磁和射水抽气器，水位过低时应补水至正常水位。3．凝汽器满水 凝汽器在短时间内满水，一般是凝汽器铜管泄漏严重，大量循环水进入汽侧或凝结水泵故障所致。处理方法是立即开大水位调节阀并启动备用凝结水泵。必要时可将凝结水排入地沟，直到水位恢复正常。铜管泄漏还表现为凝结水硬度增加。这时应停止泄漏的凝汽器，严重时则要停机。如果凝结水泵故障，可以从出口压力和电流来判断。

4．轴封供汽中断 如果轴封供汽压力到零或出现微负压，说明轴封供汽中断，其原因可能是轴封压力调整节器失灵，调节阀阀芯脱落或汽封系统进水。此时应开启轴封调节器的旁路阀门，检查除氧器是否满水(轴封供汽来自除氧器时)。如果满水，迅速降低其水位，倒换轴封的备用汽源。

(二)真空缓慢下降的原因和处理 因为真空系统庞大，影响真空的因素较多，所以真空缓慢下降时，寻找原因比较困难，重点可以检查以下各项，并进行处理。1．循环水量不足 循环水量不足表现在同一负荷下，凝汽器循环水进出口温差增大，其原因可能是凝汽器进入杂物而堵塞。对于装有胶球清洗装置的一机组，应进行反冲洗。对于凝汽器出口管有虹吸的机组，应检查虹吸是否破坏，其现象是：凝汽器出口侧真空到零，同时凝汽器入口压力增加。出现上述情况时，应使用循环水系统的辅助抽气器，恢复出口处的真空，必要时可增加进入凝汽器的循环水量。凝汽器出人口温差增加，还可能是由于循环水出口管积存空气或者是铜管结垢严重。此时应开启出口管放空气阀，排除空气或投入胶球清洗装置进行清洗，必要时在停机后用高压水进行冲洗。

2．凝汽器水位升高 导致凝汽器水位升高的原因可能是凝结水泵入口汽化或者凝汽器铜管破裂漏入循环水等。凝结水泵入口汽化可以通过凝结水泵电流的减小来判断，当确认是由于此原因造成凝汽器水位升高时，应检查水泵入口侧兰盘根是否不严，漏入空气。凝汽器铜管破裂可通过检验凝结水硬度加以判断。

3．射水抽气器工作水温升高 工作水温升高，使抽气室压力升高，降低了抽气器的效率。当发现水温升高时，应开启工业水补水，降低工作水温度。

4．真空系统漏人空气真空系统是否漏入空气，可通过严密性试验来检查。此外，空气漏入真空系统，还表现为凝结水过冷度增加，并且凝汽器端差增大。

二、汽轮机超速 汽轮发电机组是在高速下工作的精密配合的机械设备，汽

轮机作为原动机，具有强大的动力矩，在运行中调节系统一旦失灵。就可能使汽轮机转速急剧升高，转子零件的应力将达到不允许的数值，可能使叶片甩脱、轴承损坏、转子断裂，甚至整个机组报废。因此，汽轮机超速是对人身安全和设备危害极大的恶性事故。为了防止汽轮机超速，在设计时考虑了多道保护措施，但汽轮机超速事故仍不能完全避免，其主要原因如下。

调节系统有缺陷

1)调速汽门不能正常关闭或关闭不严；

2)调节系统迟缓率过大或调节部件卡涩；

3)调节系统动态特性不良；

4)调节系统整定不当，如同步器调整范围、配汽机构膨胀间隙不符合要求等。

(2)汽轮机超速保护系统故障

1)危急遮断器不动作或动作转速过高；

2)危急遮断器滑阀卡涩；

3)自动主汽门和调整汽门卡涩；

4)抽汽止回阀失灵，发电机跳闸后高加疏水汽化或邻机抽汽进入汽轮机。

(3)运行操作调整不当

1)油质管理不善，油中有杂质，酸价过高，汽封漏汽过大，油中进水，引起调速和保护部套卡涩；

2)运行中同步器调整超过了调整范围或调整范围过大；

3)蒸汽品质不良，造成主汽门、调整汽门结垢；

4)超速试验操作不当，转速飞升过快； 避免超速的发生，重在预防，为此应采取如下措施：(1)对调节保安系统的一般要求

1)各超速保护装置均应完好并正常投入；

2)在正常参数下调节系统应能维持汽轮机在额定转速下运行；

3)在额定参数下，机组甩去额定负荷后，调节系统应能将机组转速维持在危急保安器动作转速以下：

4)调节系统的速度变动率应不大于5％，迟缓率应小于O．2％(大机组)；

5)自动主汽门、再热主汽门及调节汽门应能迅速关闭严密、无卡涩；

6)调节保安系统的定期试验装置应完好可靠。

(2)调节保安系统定期试验

1)调节保安系统定期试验是检查调节保安系统是否处于良好状态，在异常情况下是否能迅速准确动作，防止机组严重超速的主要手段之一。有关定期试验要按规定进和行。

2)新安装机组或大修后、或危急保安器解体或调整后、或停机一个月后再交启动时、或机组甩负荷试验前，应提升转速进行危急保安器动作试验。提升转速试验时，应满足制造厂对转子温度的要求。

3)机组每运行2000h后应进行危急保安器充油试验。部分200MW机组在高压缸胀差超过+3mm时进行危急保安器充油试验，可能出现危急保安器杠杆脱不开，而造成机组跳闸。4)每天进行一次自动主汽门活动试验。带固定负荷的机组，每天或至少每周进行一次负荷较大范围的变动，以活动调速汽门。装有中压调整汽门定期活动装置的机组，每天或至少每周进行一次中压调速汽门活动试验。5)每月进行一次抽汽止回阀关闭试验，当某一抽汽止回阀存在缺陷时，禁止汽轮机使用该段抽汽运行。6)大修前后应进行汽门严密性试验。7)机组安装后应与制造厂联系，取得同意后进行甩负荷试验。试验前应先进行节系统静态试验、危急保安器动作试验、汽门严密性试验、抽汽止回阀试验，并在各项试验合格后才能进行。(3)防止汽门卡涩的措施 1)汽轮机严重超速事故大多数是由于汽门卡涩等原因不能及时严密关闭而引起的。防止汽门卡涩，保证其能迅速严密关闭，是防止严重超速事故的关键。2)高、中压自动主汽门错油门下部节流旋塞应拧紧冲捻固定。3)调节汽门凸轮间隙及调节汽门框架与球形垫之间间隙应调整适当，以保证在热态时调速汽门能关闭严密，关可在热态停机后检查凸轮是否有一定间隙来核对冷态凸轮间隙是否适当。4)大修中应检查门杆弯曲和测量阀杆与套简间隙，不符合标准的应进行更换或处理。5)检修中检查门杆与阀杆套是否存在氧化皮。对较厚的氧化皮应设法清除，氧化皮厚的部位可用适当放大间隙的办法来防止卡涩。6)检修中应测量主汽门及各调节汽门预启阀行程，并检查是否卡涩。如有卡涩，必顺解体检查处理。解体时应彻底除去氧化皮，阀蝶与阀座接触部分的垢迹及氧化皮也应认真清理，并且用红丹油作接触检查。7)蒸汽品质应符合要求，防止门杆结垢卡涩。8)阀座松动、抬起、导致门杆跳动，甚至运行中门杆断裂。(4)对油系统的要求 1)调速部套油系统管道中的铸造型砂等杂物应彻底清理干净。2)机组安装时油系统的施II艺与油循环要求应符合(84)基火字第145号文《汽轮发电机油系统施II艺暂行规定》的要求。3)润滑油中可添加防锈剂，检修时调节部套可在防锈母液中浸泡24h，以提高防锈效果。4)为防止大量水进入油系统，应采用不易倒伏的汽封型式。汽封间隙应调整适当，汽封系统设计及管道配置合理，汽封压力自动调节正常投入。5)前箱、轴承箱负压不宜过高，以防止灰尘及水、汽进入油系统。一般前箱、轴承箱负压以12～20mm水柱为宜(或轴承室油档无油及油烟喷出即可)。

地板

发表于 2007-4-30 20:16 | 只看该作者

三、汽轮机水冲击 水或冷蒸汽进入汽轮机，可能造成设备严重损坏。水冲击将造成叶片的损伤、动静部分碰磨、汽缸裂纹或产生永久变形，推力轴承损坏等。对此，设计和运行部门必须高度重视。关于汽轮机进水事故，应以预防为主，若运行中一旦发生，必须采取迅速果断的措施进行处理。下面根据水或冷汽的来源分别进行讨论。1．来自锅炉及主蒸汽系统 由于误操作或自动调整装置失灵，锅炉蒸汽温度或汽包水位失去控制，有可能使水或冷蒸汽从锅炉经主蒸汽管道进入汽轮机。严重时会使汽轮机发生水冲击。汽轮机进水时，必须迅速破坏真空，紧急停机，并开启汽轮机本体和主蒸汽管道上的疏水门，进行疏水。凡因水冲击引起停机时，应正确记录转子惰走时间及惰走时真空变化。在惰走过程中仔细倾听汽轮机内部声音，检查窜轴表指示及推力瓦块和同油温度。对于中间再热机组，因主蒸汽温度下降发生水击时，由高压缸进水，就使得负轴向推力增大，所以要重点监视非工作瓦块金属温度。在滑参数启动和停机过程中，由于某种原因调速汽门突然关小，造成汽压升高，则可能使蒸汽管积水。在滑参数停机时，如果降温速度太快而汽压没有相应降低，使蒸汽的过热度很低，就可能在管道内产生凝结水，到一定程度，积水就可能进入汽轮机。2．来自再热蒸汽系统 再热蒸汽系统中通常设有减温水装置，用以调节再热蒸汽温度。水有可能从再热蒸汽冷段反流到高压缸或积存在冷段管内，其现象是：冷段止回阀法兰冒白汽，高压外缸下缸金属温度降低。发生上述现象时，应立即通知锅炉人员将减温水门关闭。1给旁路减温水未关严，会造成同上述情况一样的后果。对再热蒸汽热段，如果疏水管径太小，启动时疏水不畅，也会造成汽轮机进水。3．来自抽汽系统 水或冷蒸汽从抽汽管道进入汽轮机，多数是加热器管子泄漏或加热器系统故障引起。其现象是：某台加热器水位升高，加热器汽侧压力高于抽汽压力，壳体或管道有水冲击声，抽汽止回阀门杆冒白汽或溅水滴，胀差向正值发展。发现上述情况时，首先开大加热器疏水调节阀。如果确认加热器泄漏，立即将其停止。另外，若除氧器漏水，水可能从抽汽、门杆漏汽倒入汽缸。4．来自轴封系统 汽轮机启动时，如果汽封系统暖管不充分，疏水将被带人汽封内。事故情况下，当切换备用汽源时，轴封也有进水的可能。在正常运行中，轴封供汽来自除氧器的机组，若除氧器满水时，轴封就要带水，轴封加热器满水也有可能使水倒入轴封。发现轴封进水时，应立即开启轴封供汽管道的疏水阀，适当控制进汽量，检查除氧器水位、轴封抽汽器水位、轴封抽风机运行情况，分别进行处理。5．来自凝汽器 凝汽器灌水而进入汽轮机的事故曾多次发生。在汽轮机正常运行时，凝汽器水位是受到重视的，而且水位升高会严重影响真空，所以在汽轮机正常运行时，凝汽器水位一般不会灌人汽缸。但在停机以后，往往忽视以凝汽器水位的监视。如果进入凝汽器的补水阀关闭不严，就会使水灌入汽缸，造成水击。6．来自汽轮机本身疏水系统 从疏水系统向汽缸返水，多数是设计方面的原因造成的。如果不同压力的疏水接到一个联箱上，而且泄压管的尺寸又偏小，这样压力大的漏水，就有可能从压力低的管道进入汽缸。这时的事故现象，首先表现为上、下缸温差增大，继而使汽缸变形，动静部分发生碰磨。汽轮机进水进冷蒸汽的可能性是多方面的，根据不同机组的热力系统，还会有其他水源进入汽轮机的可能性，所以运行人员要根据具体情况进行分析。为了预防发生水冲击，在运行维护方面着重采取以下措施： 1)当主蒸汽温度和压力不稳定时，要特别注意监视，一旦汽温急剧下降到规定值，通常为直线下降50℃时，应按紧急停机处理。2)注意监视汽缸的金属温度变化和加热器、凝汽器水位，即使停机后也不能忽视。如果发觉有进水危险时，应立即查明原因，迅速切断可能进水的水源。3)热态启动前，主蒸汽和再热蒸汽要充分暖管、保证疏水畅通。4)当高压加热器保护装置发生故障时，加热器不以投入运行。运行中定期检查加热器水位调节装置及高水位报警装置，应保证经常处于良好状态。加热器管束破裂时，应迅速关闭抽汽管上相应的进汽门及止回阀。5)在锅炉熄火后蒸汽参数得不到保证的情况下，不应向汽轮机供汽。6)对除氧器水位加强监督，杜绝事故发生。7)滑参数停机时，汽温、汽压按着规定的变化率逐渐降低，保持必要的过热度。8)定期检查再热蒸汽和I、Ⅱ级旁路的减温水阀的严密性，如发现泄漏应及时检修处理。9)只要汽轮机在运转状态，各种保护就必须投入，不准退出。10)运行人员应该明确，汽轮机在低转速下进水，对设备的威胁更大，此时尤其要注意监督汽轮机进水的可以能性。

四、轴承损坏 轴承损坏事故，主要针对汽轮发电机组的推力轴承和支持轴承而言。现分述如下。(一)推力轴承烧损的原因及处理原则 如果仅仅是推力轴承烧损，则常常是和轴向位移事故联系在一起的。当正向或负向推力超过推力瓦承载能力时，或推力瓦油膜破坏时，都将发生推力瓦烧损事故。造成推力瓦烧损的原因一般有以几个方面： 1)汽轮机发生水击或蒸汽温度下降处理不当。2)由于蒸汽品质不良，叶片结垢。3)机组突然甩负荷或中压缸汽门瞬间误关。4)油系统进入杂质，使推力瓦油膜破坏。推力瓦烧损的事故主要表现为轴向位移增大，推力瓦乌金温度及回油温度升高，外部象征是推力瓦冒烟。当发现轴向位移逐渐增加时，应迅速减负荷使之恢复正常，特别注意检查推力瓦块金属温度和回油温度，并经常检查汽轮机运行情况和倾听机组有无异音，测量振动。(二)支持轴承烧损的原因及处理 支持轴承烧损的原因主要是润滑油压降低，轴承断油，个别是情况也有电流击穿油膜，油质不良或油温过高，使油膜破坏。轴承断油的原因如下： 1)运行中进行油系统切换时发生误操作，而对润滑油压未加强监视，使轴承断油，造成烧瓦。2)机组定速后，停调整速油泵时未注意监视油压，射油器因进空气而工作失常，使主油泵失压，润滑油压降低而又未联动，几个因素合在一起，使轴承断油，造成群瓦烧损。3)油系统积存在大量空气未及时排除，使轴瓦瞬间断油。4)汽轮发电机组在启动和停止过程中、高、低压油泵同时故障。5)主油箱油位降到零以下时，空气进入射油器，使油泵工作失常。6)厂用电中断，直流油泵不能及时投入，如保险熔断，直流电源或油泵故障等。7)安装或检修时，油系统存留棉球等杂物，使油管堵塞。8)轴瓦在检修中装反，运行中移位。9)机组强烈振动，轴瓦乌金研磨损坏。轴瓦烧损的事故现象是：轴瓦乌金温度及回油温度急剧升高，一旦油膜破坏，机组振动增大，轴瓦冒烟。此时应立即手打危急保安器，解列发电机。为减轻轴瓦损坏程度，遇到下列是情况之一时，也应立即打闸停机： 1)任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高超过70℃。2)轴瓦乌金温度超过90℃。3)润滑油压下降到O．04Mpa，启动交、直流油泵无效。为防止轴瓦烧损，应采取如下技术措施： 1)为保证油泵和联动装置的可靠性，润滑油泵的电源必须可靠，调速油泵和交流润油泵的电源由两段厂用电分供，以防两台油泵同时失去电源。机组运行中，高压油泵、交流油泵、直流油泵和低油压保护装置应定期进行试验，保证可靠好用。在每次机组启动前，要进行油压联动试验。在正常停机前要先试验交、直流油泵，确认其良了后，再进和停机。直流润滑油泵和直流密封油泵故障应及时修复。直流润滑油泵电源保险丝，在许可的情况尽量选用较高等级。机组大、小修后，均应进行直流油泵的带负荷启动试验。调速油泵和润滑油泵工作失常时，按下述原则处理：在汽轮机启动过程中，调速油泵发生故障时，应迅速启动交流润滑油泵，停止故障油泵，并停止汽轮机的启动。打闸停机过程中，交流润滑油泵发生故障时，应迅速启动直流油泵，继续停机。停机时发现交、直流润滑油泵都故障时，应保持主机在正常下继续空负荷运行，直到一台油泵修复为止，此时故障泵应设法迅速立即修复。2)为防止油系统切换时发生误操作，冷油器油侧进、出油门应有明显的禁止操作的警告牌。在进行油系统操作时，如串联与并联运行方式的切换，投入备用冷油器或滤油器等必须按事先填好的操作票逐项进行，并注意将容器内的空气排净。操作时由汽轮机运行负责人监护，操作人与司机密切配合，注意监视油压、油温、油流。机组启动前向系统供油时，应首先启动交流润滑油泵，缓慢开出口门，通过充油门排除调速系统积存的空气，然后再启动调速油泵。在启动盘车前，要确认油压、油温、油流正常。3)机组启动定速后，停用调速油泵时，要缓慢地关闭出口门，设专人监视主油泵出口油压和润滑油压的变化。发现油压降低时，立即通知操作人员开启油泵出口门，查明原因，采取相应措施。4)安装或检修时，对有可能发生位移的瓦胎，应加止动装置。切实防止轴瓦位置装错油孔不对，加堵板不拆或有棉纱布等杂物留在油系统内。5)汽轮机轴承应装有防止轴电流的装置，保证轴瓦乌金温度及润滑油系统内各油温测点指示准确。

五、通流部分动静磨损 中间再热式汽轮机，参数高、容量大、汽缸数目多，又有内外缸之分，因此汽缸和转子的膨胀关系比较复杂。汽轮机通流部分的磨损，一般发生在机组启、停和工况变化时，产生磨损的主要原因是：汽缸与转子不均匀加热和冷却；启动与运行方式不合理；保温质量不良及法兰螺栓加热装置使用不当等。动静部分在轴向和径向磨损的原因，往往很难绝对分开，但仍然有所区别。在轴向方面，沿通流方向各级的汽缸与转子的温差并非一致，因而热膨胀也不同。在启动、停机和变工况运行时，转子与汽缸膨胀差超过极限数值，使轴向间隙消失，便造成动静部分磨损，在消失的时候，便产生汽封与转子摩擦，同时又不可避免地使转子弯曲，从而产生恶性循环。另外，机组振动大和汽封套变形都会引起径向摩擦。通流部分磨损事故的征象和处理如下：转子与汽缸的相对胀差表指示超过极值或上下缸温差超过允许值，机组发生异常振动，这时即可确认为动静部分发生碰磨，应立即破坏真空紧急停机。停机后，如果胀差及汽缸各部温差达到正常值，方可重新启动。启动时要注意监视胀差和温度的变化，注意听音和监视机组的振动。如果停机过程转子惰走时间明显缩短，甚至盘车启动不起来，或得盘车装置运行时有明显的金属摩擦声，说明动静部分磨损严重，要揭缸检修。为了防止通流部人磨损，应采取如下措施： 1)认真分析转子和汽缸的膨胀关系。2)在启动、停机和变工况下，加强对胀差的监视。3)在正常运行中，由于某种原因造成锅炉熄火，应根据蒸汽参数下降情况和胀差的变化，将机组负荷减到零。4)合理调整通流部分间隙。5)防止上下缸温差过大和转子热弯曲，以防振动过大等。6)正确使用汽封供汽、防止汽封套变形。7)调整节级导流环必须牢固可靠，保证挂耳的焊接质量。

六、汽轮机叶片损坏 汽轮机发生的事故中，由于叶片的损坏而导致的事故占主要部分。所谓叶片事故，通常指叶片的断裂，拉金和围带断裂，铆头断裂以及叶轮损坏等。叶片在运行中的损坏是各式各样的，引起叶片损坏的原因也是多方面的，本节介绍常见叶片事故发生时的征象、原因及预防措施。(一)叶片断落的征象 汽轮机在运行中发生叶片断落一般有下列现象： 1)汽轮机内部或凝汽器内有突然的响声，此时在汽轮机平台底层常可清楚地听到。2)机组发生强烈振动或振动明显增大，这是由于叶片断落而引起转子平衡破坏或转与落叶片发生碰撞摩擦所致。但有时叶片的断落发生在转子的中间级，发生动静部分摩擦时，机组就不一定会发生强烈振动或振动明显增大，这在容量较大机组的高、中压转子上有时会遇到。3)当叶片损坏较多而且较严重时，由于通流部分尺寸改变，蒸汽流量、调速汽阀开度监视级压力等与功率的关系部将发生变化。4)若叶片落入凝汽器，则会交凝汽器的铜管打坏，使循环水漏入凝结水中，从而表现为凝结水硬度和导电度突增。5)若机组抽汽部位叶片断落，则叶片可能进入抽汽管道，使抽汽止回阀卡涩，或进加入热器使管子损坏，导致水位升高。6)停机过程中，听到机内有金属摩擦声，惰走时间减少。7)在停机蔌升速过程中越过临界转速时，机组振动有明显的增大或变化。(二)叶片损坏的原因 叶片损坏的原因很多，但不外乎下列三个方面： 1．叶片本身的原因 1)振动特性不合格。由于叶片频率不合格，运行时产生共振而损坏者，在汽轮机叶片事故中为数不少。如果扰动力很大，甚至运行几个小时后即能发生事故。这个时间的长短，还和振动特性、材料性能以及叶片结构、制造加工质量等有关。2)设计不当。叶片设计应力过高或栅结构不合理，以及振动强调特性不合格等，均会导致叶片损坏。个别机组叶片甚薄，若铆钉应力较大，则铆装围带时容易产生裂纹。叶片铆头和围带汤裂事故发生的情况也不在少数。3)材质不良或错用材料。材料机械性能差，金属组织有缺陷或有夹渣、裂纹等，叶片经过长期运行后材料疲劳性能及衰减性能变差，或因腐蚀冲刷机械性能降低，这些都导致叶片损坏。4)加工工艺不良。加工工艺不严格，例如表面粗糙度不好，留有加工刀痕，扭转叶片的接刀处不当，围带铆钉孔或拉金孔处无倒角或倒角不够或尺寸不准确等，能引起应力集中，从而导致叶片损坏。有时低压级叶片为了防止水蚀而采用防护措施，当此措施的工艺不良时能使叶片损坏。国内由于焊接拉金或围带安装工艺不良引起的叶片事故较多，应引起重视。2．运行方面的原因 1)偏离额定频率运行。汽轮机叶片的振动特性都是按运行频率为50HZ设计的，因此电网频率降低时，可能使机组叶片的共振安全率变化而落入共振动状态下运行，使叶片加速坏和断裂。2)过负荷运行。一般机组过负荷运行时各级叶片应力增大，特别是最后几级叶片，叶片应力随蒸汽流量的增大而成正比增大外，还随该几级焓隆的增加而增大。因此机组过荷运行时，应进行详细的热力和强度核算。3)汽温过低。新蒸汽温度降低时，带来两种危害：一是最后几级叶片处湿度过大，叶片受冲蚀，截而减小，应力集中，从而引起叶片的损坏；二是当汽温降低而出力不降低时，流量热必增加，从而引起叶片的过负荷，这同何况能引起叶片损坏。4)蒸汽品质不良。蒸汽品质不良会使叶片结垢，造成叶片损坏。叶片结垢使通道减小，造成级焓降增加，叶片应力增大。另外结垢也容易引起叶片腐蚀，使强度降低。5)真空过高或过低。真空过高时，可能使末级叶片过负荷和湿度增大，加速叶片的水蚀，容易引起叶片的损坏。另外，真空过低仍维持最大出力不变时，也可能使最后几级过负荷而引起叶片损坏。6)水冲击。运行时汽轮机进水的可能性很多，特别是近代大容量再热机组，由于汽水系统相应复杂，汽轮机进水的可能性更有所增加，蒸汽与水一起进入汽轮机，产生水击和汽缸等部件不规则冷却和变形，造成动静部件碰磨，使叶片受到严重损坏。7)机组振动过大。8)起动、停机与增减负荷时操作不当，如改变速度太快，胀差过大等，使动静部分发生摩擦，导致叶片损坏。9)停机后主汽阀关闭不严而未开启疏水阀，有可能使蒸汽漏入机内，引起叶片腐蚀等。3．检修方面的原因 属于检修不当的主要原因有：动静间隙不合标准，隔板安装不当，起吊搬运过程中碰伤损坏叶片，或机内和管道内留有杂物等。新安装机组管道冲洗不干净，通流部分零件安装不牢固，运行时有型砂异物或零件松脱等，有可能打坏叶片。检修中对叶片拉金、围带等的修理要特别注意，过去曾因拉金和叶片银焊时发生过热而叶片断裂的事故为数不少，而且对这种事故的原因一般较难分析。此外，调节系统不能维持空负荷运行，危急保安器失灵，以及抽汽系统止回阀失灵，汽轮机甩负荷时发生超速，或超速试验时发生异常情况等，均能使机组严重超速而引起叶片损坏。(三)叶片事故原因的分析 引起叶片事故的原因，常常是很复杂的，而且是多方面的，但是其中必有一种因素起主要作用。分析叶片事故时应当抓住主要因素，并从以下几个方面进行考虑： 1)检查叶片损坏情况。事故发生后，应首先检查事故的范围和情况，并作好记录，然后检查断落位置及断面特征，初步分析事故的原因。2)分析运行及检修资料。检查叶片事故发生前的运行工况有无异常，如运行参数是否正常，有无超载超速及低频率运行，有无叶片结垢、腐蚀、水刷等情况。查看检修资料，检查动静间隙是否符合标准，有无重大改进和改造等，对运行和检修资料进行全面细致的分析。3)测定叶片的振动特性。根据历次振动特性试验记录进行分析，必要时进行振动特性试验，对照运行频率进行分析。叶片的振动特性数据主要为A0、B0、A1型振动频率、轮系振动频率以及Zn附近±20％的高频数据，并将历次数据进行分析比较。4)分析损坏叶片的断面性质。对叶片损坏的断面进行仔细的分析，往往能帮助我们找出叶片损坏的原因，因此这项工作很重要。5)金属材料检验分析。对叶片材料进行金相检查和材质分析，如有可能，应进行疲劳性能和衰减性能试验。6)强度核算。复核叶片几何尺寸，进行热力和强度核算，检查应力是否过大，设计制造上是否有问题。7)与同类机组进行比较。(四)防止叶片断裂事故的措施 汽轮机运行事故中，因叶片损坏而造成事故的比重很大。随着单机容量的增大，运行系统的操作更加复杂，因此叶片损坏事故并未减少。特别是大容量机组，发生水击而损坏叶片的事故更是常见。防止叶片损坏事故极为重要，除制造厂在设计和制造方面应更合理，更完善以外，运行部门还应从运行和检修等方面着手，共同采取措施，防止叶片断裂和损坏事故的发生。(1)在运行管理，特别是电网频率的管理方面，应采取以下措施： 1)电网应保持在定额频率和正常允许变动范围内稳定运行。根据叶片损坏事故的分析统计，电网频率偏离正常值是造成叶片断裂的主要原因，因此对频率的管理极为重要。2)避免机组过负荷运行，特别是防止既是低频率运行又是过负荷运行。对于机组的提高出力运行，必须事先对机组进行热力计算和对主要部件进行强度核算，并确认强度允许后才可，否则是不允许的。3)加强运行中的监视。机组起停和正常运行时，必须加强对各运行参数(例如汽压、汽温、出力、真空等)的监视，运行中不允许这些参数剧烈波动。严格执行规章制度，起停必须合理，防止动静部件在运行中发生摩擦。近年来，大容量机组不断增加，由于运行和起停操作复杂，这些机组发生水击而损坏叶片的情况为数不少。另外，由于大机组末几级使用长叶片，水蚀也是一个威胁。4)加强汽水品质监督，防上叶片结垢、腐蚀。5)经常倾听机内声音，检查振动情况的变化，分析各级汽压数值和凝结水水质情况若出现断叶征象，如通流部分发生可疑响声，机组出现异常振动，在负荷不变或相对减小情况下中间级汽压升高或凝结水硬度升高，导电度突然增大等，应及时处理，避免事故扩大。6)停机后加强对主汽阀严密性的检查，防止汽水漏入汽缸。停机时间较长的机组，包括为消除缺陷安排的工期较长的停机，应认真做好保养工作，防止通流部分锈蚀损坏。(2)在检修管理方面应采取如下措施： 1)每台汽轮机的主要级叶片，应建立完整的技术档案。2)新装机组，投运前必须对叶片的振动特性进行全面测定。对不调频叶片，要检验频率分散率；对调频叶片，除分散率外，尚需鉴定其共振安全率。对调频叶片，若发现叶片落人共振状态，应尽快采取措施，按实际情况进行必要的调整。3)检修中认真仔细地对各级叶片及其拉金、围带等进行检查。发现有缺陷或怀疑缺陷有时，应进行处理并设法加以消除。对具有阻尼拉金的叶片，要特别细心检查，必须保持阻尼拉金的完好。在检查过程中，如果怀疑叶片或叶根有裂纹，则要进行必要的探伤。目前，采用超声波探伤，不仅能检查叶片和叶轮等部件的表面有无裂纹存在，而且能对叶根在轮槽内部的部位进行探伤，检查叶根有无裂纹。4)严格保证叶片检修工艺质量。检修中除换新叶片的工艺质量必须良好以外，其他一般拉金银焊工艺、型线变化处的圆角或倒角等均应保证工艺质量良好。调换或重装叶片，应严格执行检修工艺质量标准。注意叶片铆钉头处及拉金孔处的倒角及加工粗糙度。叶根应修刮，使接触紧密，封口片应有足够的紧力。新装叶片的单片和成组频率，分散率应合格(即<8％)，围带铆接应保证质量良好。5)喷嘴叶片如发现有弯曲变形，应设法校正，通流部分应清理干净，防止遗留杂物，紧固件应加松保险，以防振动脱落。6)起吊搬运时防止将叶片碰损。喷砂清洗时砂粒要细。叶片和叶轮上不准用尖硬工具修刮，更严格禁止电焊。叶片酸洗时不应将叶片冲刷过度，清洗后应将酸液清洗干净，防止腐蚀。避免用单个叶片或叶片组来盘动转子，以免将叶片弄弯。7)当发现叶片有时明显的热处理工艺不当而遗留下过大的残余应力时，应进行高温回火处理。8)发现叶片断落、裂纹和各种损伤变形，要认真分析研究，找出原因，采取措施。对损坏的叶片，行用肉眼检查有无加工不良、冲刷、腐蚀、机械损伤、扭曲变形、松动位移等异常迹象。对断落、裂纹叶片要保留实物，保护断面。仔细检查分析断口位置、形状、断面特征、受力状态等，并对照原始频率数据，作必要的测试鉴定。在叶片换装、拆卸过程中，要对叶片的制造、安装质量作出鉴定。为进一步分析损伤原因，应对断面和裂纹作出金相、硬度检验，必要时进行材料分析和机械性能试验，以确定裂纹和材质状况。对同级无外观损伤的叶片进行探伤检验，并根据损伤叶片的原因分析总结，采取相应的处理措施，防止重复发生。对受机械损作或摩擦损伤的叶片、除认真排除原因外，对可能造成应力集中的裂纹和缺口应进行整修，以防止缺陷扩大。对弯扭变形叶片的加热整形要慎重，须按材质严格控制加热温度，防止超温淬硬，必要时进行回火处理，消除残余应力和淬硬组织。对异常水刷或腐蚀造成的叶片损伤应查明原因，采取措施，消除不利因素。叶片的焊补和焊热闹必须持慎重态度，应按不同材质制定专门焊接工艺方案，通过小型试验成功后再采用。采取以上措施将能帮助我们把叶片的断事故控制在最小程度，从而提高汽轮机运行的安全性和经济性。

第四篇：锅炉典型事故处理

锅炉典型事故处理

11.7.1 锅炉满水 11.7.1.1 现象：

1.工业水位电视显示就地水位计指示超过可见部分； 2.各水位指示均大于203mm，高水位报警，MFT动作； 3.给水流量不正常地大于蒸汽流量；

4.满水严重时，主汽温度急剧下降，蒸汽导电度增加，甚至蒸汽管道内发生水冲击，法兰处、轴封处向外冒汽。11.7.1.2 原因：

1.给水自动失灵或调整门故障及给水泵调节故障； 2.运行人员监视不够，操作不当或误操作；

3.水位表失灵或指示不正确，使运行人员误判断； 4.负荷突变，调整不及时。11.7.1.3 处理：

1.自动MFT或手动按MFT按钮紧停处理；

2.停止上水，开省煤器再循环门，全开过热器、再热器疏水和主汽管疏水（含再热器）； 3.加强放水，注意汽包水位出现；

4.水位恢复正常后，汇报值长重新点火启动。11.7.2 锅炉缺水 11.7.2.1 现象：

1.工业水位计电视显示就地水位计指示低于可见部分； 2.各水位计指示均低于-279mm，低水位报警，MFT将动作； 3.给水流量不正常地小于蒸汽流量（水管道爆破，泄漏除外）； 4.主汽温度升高。11.7.2.2 原因：

1.给水自动失灵或调整门故障及给水泵调节失灵； 2.运行人员监视不够，或调整不当和误操作； 3.水位计失灵使运行人员误判断； 4.负荷变化大，调整不及时；

5.水冷壁、省煤器、泄漏严重或爆破。11.7.2.3 处理：

1.自动时MFT动作，手动时，手按“MFT”按钮紧停外理； 2.停止一切放水、排污工作和加药工作； 3.加强上水，汽包水位出现后重新启动；

4.若水冷壁、省煤器和给水管道爆破，则停止上水，关闭省煤器再循环门，按紧急停炉处理。11.7.3 主汽压力高 11.7.3.1 现象：

1.主汽压力高，光字牌报警； 2.各主汽压力表指示升高；

3.电磁泄压阀在“自动”时应动作； 4.安全门可能动作。11.7.3.2 原因： 1.负荷骤减；

2.PCV未投自动或拒动；

3.启制粉系统时，操作不当； 11.7.3.3 处理：

１ 1.调整磨煤机出力和一次风挡板开度（一单元）； 2.强制开启PVC阀；

3.联系汽机开启高、低旁路；

4.主汽压力恢复正常后，关闭PVC阀，联系汽机关闭高、低旁路；

5.若达安全门动作压力，而安全门不动，汽压急剧上升时，应手按“MFT”紧急停炉； 6.负荷当时未带满时，可临时紧急加负荷，控制汽压，操作时注意水位变化。7.二单元检查三次风是否带粉多，确证后可停止相应制粉系统运行。11.7.4 主汽温度高 11.7.4.1 现象： 1.汽温指示表超限；

2.主汽温度高，声光报警； 11.7.4.2 原因：

1.燃烧调整不当，风量调节不当； 2.减温水系统故障； 3.粉量或燃油量过大； 4.烟道二次燃烧； 5.汽压升高； 6.火焰中心偏高。11.7.4.3 处理：

1.若减温水自动故障，应切换为手动，增大减温水量； 2.调节风煤比例，使O2或CO2在规定范围； 3.调整燃烧，降低火焰中心； 4.加强水冷壁吹灰工作；

5.若由于尾部烟道再燃烧引起，按二次燃烧的情况处理。11.7.5 主汽温度低 11.7.5.1 现象：

1.汽温指示下降，超过正常规定值； 2.汽温低声光报警。11.7.5.2 原因： 1.减温水系统故障； 2.燃烧调整不当； 3.汽包水位高或满水；

4.锅炉加负荷过快或发生灭火。11.7.5.3 处理：

1.若减温水自动失灵，应改为手动调节，关小或关闭减温水，适当降负荷运行； 2.调燃烧和风煤比例，使O2或CO2含量在规定范围内；

3.再热汽温低时，可提高过剩空气系数和开大再热器侧烟温挡板；

4.汽温低于520℃时，机应根据汽温下降情况降负荷，汽温降至450℃时，负荷应减至零，汽温继续下降时（430℃），应打闸停机。11.7.6 锅炉灭火 11.7.6.1 现象：

1.炉膛负压增大，火焰监视器监视不到火焰； 2.火检指示全无；

3.灭火时，FSSS保护动作，灭火信号报警，一次风机、磨煤机、给煤机跳闸、给粉机跳闸，排粉机跳闸；

4.汽压、汽温、负荷急剧下降；

２ 5.氧量指示增大。11.7.6.2 原因：

1.锅炉负荷低，燃烧调整不当； 2.煤质突变，挥发分过低；

3.有油助燃时，油中带水多或燃油中断； 4.MFT动作；

5.主要辅机故障或电源中断；

6.二次风量控制系统失灵，使炉膛负压和氧量过大； 7.水冷壁爆破；

8.低负荷时，冷灰斗密封不严，大量冷空气从底部侵入； 9.炉膛内掉大焦。11.7.6.3 处理：

1.当锅炉灭火后，FSSS保护和MFT均应动作，自动停炉，否则应手动“MFT”停炉； 2.严禁退出保护，严禁采用关小风门，继续给风，给煤投油的关风爆燃法恢复； 3.将各自动改为手动操作，关小或关闭减温水门，最好用电泵维持水位； 4.停炉步骤参照“MFT”紧停一节；

5.停炉后查明灭火原因，消除故障后，对锅炉进行全面检查和通风吹扫，方能重新点火； 6.恢复时，根据汽温情况，开启各疏水阀。11.7.7 省煤器、水冷壁泄漏和爆破 11.7.7.1 原因：

1.材质不良，制造安装焊接质量不合格；

2.给水品质长期不合格，使管内结垢，管壁发生腐蚀； 3.省煤器外壁飞灰磨损严重；

4.水冷壁管、支吊安装不正确，造成自由膨胀不均； 5.炉膛发生爆炸，使水冷壁损坏；

6.燃烧器安装角度不合理，火焰直冲管壁，或大块焦渣坠落、砸坏水冷壁。11.7.7.2 现象：

1.炉膛内或省煤器处有泄漏声和爆破声； 2.汽包水位难以维持；

3.排烟温度降低，两侧烟温差增大； 4.给水流量不正常大于蒸汽流量；

5.炉膛负压变小或变正，燃烧不稳，引风机电流增大； 6.机组负荷下降；

7.水冷壁泄漏严重时，炉膛灭火，保护动作； 8.省煤器下部灰斗发生冒汽或跑水现象。11.7.7.3 处理：

1.泄漏较轻微时，应适当降负荷运行，保持各参数稳定，要求停炉并重点注意事态的发展； 2.泄漏严重或发生爆破，无法维持水位及其它参数正常时，应手按MFT紧急停炉； 3.停炉后，留一台引风机运行，维持负压，排除蒸汽和烟气；

4.停炉后，应及时停电除尘，以防电极积灰，并及时清理电除尘和省煤器下部灰斗积灰。11.7.8 过热器、再热器泄漏和爆破 11.7.8.1 现象：

1.过热器、再热器通道处有泄漏或爆破声；

2.燃烧不稳，炉膛负压变小或变正，烟道不严密处往外冒烟气或蒸汽； 3.蒸汽压力下降，主汽温度发生变化，机组负荷降低； 4.给水流量不正常地大于蒸汽流量；

３ 5.两侧烟温差增大，泄漏侧偏低； 6.引风机自动时，电流增大。11.7.8.2 原因：

1.燃烧调整不当，使火焰拉长或偏斜，造成局部过热器和再热器长期超温； 2.燃烧料中的有害元素使过热器和再热器管烟气侧产生高温腐蚀，管子损坏；

3.化学监督不严，给水品质不合格，汽水分离装置不良，过热器管内给垢使管子损坏； 4.启、停炉过程中，对管壁温度监视不够，调整不当，使管子超温； 5.汽机甩负荷时，高旁动作，使再热器超温； 6.过热器、再热器处堵灰使局部温度升高； 7.吹灰装置安装、操作不当，吹坏管子； 8.长期超温运行及飞灰磨损。11.7.8.3 处理：

1.漏泄较轻时，加强给水，维持炉膛负压，同时适当降负荷，降参数运行； 2.维持现状，加强观察损坏情况，防止事态扩大，提出停炉申请； 3.泄漏或爆破严重时，应手按“MFT”紧急停炉； 4.停炉后，留一台引风机运行，以排除烟气和蒸汽。11.7.9 尾部烟道二次燃烧 11.7.9.1 现象：

1.炉膛负压和烟道负压急剧变化； 2.排烟温度急剧升高，含氧量下降；

3.烟道不严密处、人孔门处及引风机轴封处往外冒火星或冒烟； 4.热风温度，省煤器出口水温不正常地升高；

5.空预器处再燃烧时，外壳烧红或有温度辐射感，空预器电流摆动。11.7.9.2 原因：

1.长期燃烧不良或调整不当，煤粉过粗，油枪雾化不良，使未燃烧的燃料进入烟道内； 2.点火初期或长时间低负荷运行及停炉，造成大量可燃物沉积在烟道内； 3.炉膛负压过大，使未燃尽燃料吸入烟道；

4.灭火后未及时停止燃料，而点火前通风吹扫不足。11.7.9.3 处理：

1.当烟道温度和排烟温度不正常升高时，应查找区域调整燃烧，进行吹灰和适当降负荷； 2.经上述处理无效，或烟道内已发生燃烧现象时，应手按“MFT”按钮，紧急停炉；

3.停炉后，严密关闭所有风门挡板，使燃烧系统处于密闭状态，通入蒸汽消防或水消防； 4.保持空预器继续转动；

5.确认燃烧现象完全熄灭后，可启动引、送风机，通风5-10min，复查设备损坏情况，和有无积灰、火星，停止消防设备和吹灰；

6.逐渐开启引、送风机挡板，排烟温度无升高现象时，方可重新点火。11.7.10 水位计损坏 11.7.10.1 处理：

1.任一个汽包水位计泄漏或损坏时，应对其隔离，汇报值长通知检修处理；

2.任一个汽包就地水面计损坏或水位电视故障，锅炉仍可继续运行，但应汇报值长，通知检修尽快修复，并加强水位监视，增加校对次数；

3.两侧汽包水位计全损坏，但电接点水位计运行正常，或CRT水位正常可靠，给水自动调节正常，锅炉仍可继续运行一段时间（2-3h）汇报值长，要求紧急修复水面计；

4.给水自动不可靠时，只能根据机械水位表，电接点水位计做短时间的运行（15-20min）并申请停炉；

5.两侧就地水位计损坏，而机械表，电气表不可靠，自动也不可靠时，应手动“MFT”紧急停

４ 炉；

6.任一汽包水位计损坏，应将运行方式切为“锅炉基本”或“锅炉基本自动”。11.7.11 回转式空气预热器故障 11.7.11.1 现象：

1.回转式空预器电机电流不正常的摆动； 2.相关报警牌亮，空预器可能掉闸。11.7.11.2 原因：

1.传动部分卡涩，密封板损坏；

2.转子与外壳之间有杂物，或盘根扭曲变形； 3.受热面严重堵灰，烟温偏差大； 4.电气设备故障；

5.轴承损坏和轴承温度超限； 6.启动中烟温上升速度过快。11.7.11.3 处理：

1.一台转式空气预热器跳闸，若在跳闸前无电流过大现象或机械部分故障，可重合一次，若重合闸成功，则应查明原因消除，若重合闸无效，应投入盘车装置，降低锅炉负荷，控制排烟温度，不超过规定值；

2.一台回转式空气预热器故障停运，而排烟温度超过定值，或两台回转式空预器故障停运时，应按紧急停炉处理；

3.启动中升烟温速度要均，每小时不超过50℃，最高烟温值不超过409℃。11.7.12 空压机控制气源中断 11.7.12.1 现象：

1.控制气源压力表指示下降或到零； 2.光字牌上控制气源压力低报警； 3.所有气动执行机构断气自锁。11.7.12.2 原因： 1.空压机故障；

2.控制气源管路和系统漏气严重； 3.干燥塔切换不正常。11.7.12.3 处理：

1.当控制气源压力低于0.6MPa时应启动备用空压机运行；

2.若气压继续降至0.4MPa左右时，所有气动执行机构断气自锁，保持固定调节位置；

3.此时，操作人员禁止操作所有气动执行机构，应维持锅炉稳定运行，机侧水环真空泵入口碟阀关闭，应严密监视真空变化；

4.若控制气源短期无法恢复正常时，应申请停机。11.7.13 热工控制和仪表电源中断 11.7.13.1 现象：

1.仪表电源失去，指示回零或消失；

2.交直流电源指示灯灭、光字牌不亮、电铃和喇叭也不响； 3.所有自动调节失灵，手动也不能远方操作； 4.所有调整门和调节挡板失去电源，指示消失。11.7.13.2 处理：

1.若部分热控电源消失，锅炉主要参数还有监视手段时，应稳定机组运行，减少不必要操作，严密监视主要参数；

2.汇报值长，要求迅速恢复电源，并将自动解列，切为手动或就地操作； 3.就地对引、送风机挡板控制，维持负压；

５ 4.部分电源中断，短时无法恢复时，应申请停炉；

5.运行参数超限，无调整手段，或热控及仪表电源全部中断时，应手按“MFT”紧急停炉。

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第五篇：20起典型汽轮机事故原因分析及排除措施

20起典型汽轮机事故原因分析及排除措施汇编

一 富拉尔基二电厂86年3号机断油烧瓦事故

（一）、事故经过

86年2月23日3号机（200MW）临检结束，2时25分3号炉点火，6时20分冲动，5分钟即到3000转/分定速。汽机运行班长辛××来到三号机操作盘前见已定速便说：“调速油泵可以停了”，并准备自己下零米去关调速油泵出口门，这时备用司机王××说：“我去”，便下去了。班长去五瓦处检查，室内只留司机朱××。王××关闭凋速油泵出口门到一半（原未全开）的时候，听到给水泵声音不正常，便停止关门去给水泵处检查。6时28分，高、中压油动机先后自行关闭，司机忙喊：“快去开调速油泵出口门”，但室内无值班员。班长在机头手摇同步器挂闸未成功。此时1—5瓦冒烟，立即打闸停机。此时副班长跑下去把调速油泵出口门全开，但为时已晚。6时33分，转子停止，惰走7分钟，经检查除1瓦外，其他各瓦都有不同程度的磨损。汽封片磨平或倒状，22级以后的隔板汽封磨损较重，20级叶片围板及铆钉头有轻度磨痕。转入大修处理。

（二）、原因分析

1、油泵不打油，调速油压降低，各调速汽门关闭。三号机于84年9月25日投产，11月曾发生大轴弯曲事故，汽封片磨损未完全处理，汽封漏汽很大，使主油箱存水结垢严重，主油箱排汽阀堵塞未能排出空气。主油泵入口有空气使调速油压下降。此次启动速度快，从冲动到定速只有5分钟，调速油泵运行时间短空气尚未排出，就急剧关闭调速油泵出口门。过去也曾因调速油泵停的快，油压出现过波动，后改关出口门的方法停泵。这次又操作联系不当，使油压下降。

2、交直流油泵未启动。当备用司机关调速油泵出门时，司机未能很好的监视油压变化，慌乱中也忘记启动润滑油泵。24伏直流监视灯光早已消失一直未能发现。

3、低油压联动电源已经切除。20日热工人员未开工作票在三号机热控盘进行了四项工作，把热工保护电源总开关断开，工作结束忘记合上，致使低油压未能联动润滑油泵。

4、这次机组启动，使用了启动操作票，操作票中有“交直流润滑油泵联动试验和低油压联动试验”项目，但司机在执行这两项工作都没有做，而操作票上却已划“√”。

二 浙江台州发电厂88年1号汽轮发电机组烧瓦事故

1988年8月18日15时25分，台州发电厂1号汽轮发电机组因油系统中渗有大量空气，造成自动主汽门自行关闭，调速油泵未自启动，交流润滑油泵刚自启动即被直流油泵自启动而闭锁，直流油泵自启动后电机烧损，致使断电烧瓦，构成重大事故。

（一）、事故经过

台州发电厂1号汽轮发电机系上海汽轮机厂制造，N125-135/535/535型，1982年12月投产。事故发生前，1号机组额定出力运行，各参数均正常，当时系统频率49.6Hz，汽轮机润滑油系统旁路滤网运行，主滤网撤出清理，14时55分主滤网清理结束。15时当班班长郑××下令一号机司机陶××将旁路滤网切换为主滤网运行，陶接令后即用电话令零米值班员李××开启交流润滑油泵轧兰冷却水。接着陶按规定启动了交流润滑油泵，并将监盘工作交给监盘副司机管××，即去零米执行润滑油滤网切换监护操作。15时12分主滤网充油排汽结束，15时16分主滤网投入运行，当关闭旁路滤网出口二圈时，发现调速油泵启动，陶即令李停止操作，并跑至零米值班室打电话询问情况。

同时，在监盘的副司机管××，当时在场的班长傅××，当班班长郑见调速油泵运行指示红灯闪光（自启动），并听到警铃响了一下，但未见光字牌亮，查油压正常。郑令现场副司机王××检查，未见异常，也无其他人员在工作，分析为误自启动，即令管停下调速油泵，停后各油压均稍有下降，几秒钟后调速油泵又自启动，警铃响，“主油泵出口油压低至0.9MPa光字牌亮后又熄灭，查油压恢复正常，管即复归开关控制把手（合上），15时17分郑接陶询问电话，郑告：“是自启动”。并查问下面操作情况后，通知陶：“上面准备停交流润滑油泵，保持调速油泵运行，滤网切换操作完毕后汇报”。陶答：“好的”。陶回到现场时见交流润滑油泵转速已下降，随即关闭该泵轧兰冷却水，调整好调速油泵冷却水。15时20分旁路滤网撤出运行操作完毕（出口门关闭）。陶汇报郑：“切换操作全部结束”。并提出：“慢慢关闭调速油泵出口门，上面注意油压变化，待全关后现扬按事故按钮停调速油泵，然后再开启出口门”。郑同意如此操作。陶令李去操作，由李关闭调速油泵出口门后，陶按事故按钮停泵。15时25分当准重新开启调速油泵出口门时，发现直流润滑油泵启动，电机冒火，陶令李速开调速油泵出口门及旁路滤网出口门（主、旁路网同时投运），并协助操作完后跑回集控室。

在集控室，管、郑见油压有所下降，事故喇叭响，调速油泵开关指示灯绿灯闪光，即复归开关（拉开），此时，调速油压1.1MPa，润滑油压0.1MPa，均正常。几秒钟后“主汽门关闭”，主油泵出口油压低至0.9MPa及润滑油压低至0.08MPa～0.015MPa等光字牌全部亮。管、郑准备去合调速油泵时，发现直流润滑油泵自启动0.08、0.055、0.04、0.015MPa低油压光字牌全部熄灭。但随即发现直流润滑油泵开关红灯熄灭，事故喇叭响，电流到零（电动机烧坏）。当即解除交直流油泵联锁，抢合交流润滑油泵和调速油泵均不成功。班长傅××即跑到九米现场开真空破坏门。生产厂长梁××听到安全门排汽声，即跑到集控室，得知两台油泵均抢合不成时，即令电气运行人员跑到开关室合上调速油泵开关。此时司机陶××跑到集控室，大声喊：“直流油泵电机烧了”。并见调速油泵开关红灯闪光，即复归开关把手（合上），油压恢复正常。郑××去现场调查，发现2、3号轴承处有烟冒出，此时监盘副司机即停射水泵。(二）、事故发生与扩大原因

1、分析认为主油泵工作失常是这次事故的起因。而主油泵工作失常则是由于油中渗有大量空气所造成的。因此油系统中渗有大量空气泡是这次一号机油压大幅晃动且急剧下降而跳机的原因。事故前清扫主滤网后进行切换操作时，启动了交流润滑油泵，使润滑油压升高，各轴承回油量增加，油循环倍率增大，带入的空气随之增加。

2、造成这次跳机事故扩大成断油烧瓦的主要原因是直流润滑油泵自启动后电机烧毁，而直流润滑油泵电机烧毁时直流母线电压偏低，造成调速油泵、交流润滑油泵手动抢合不成。

三 99年5号机冲动过程中2号瓦振动大停机事件 1999年6月24日20时45分5号炉点火，21时25分盘车检修结束，投入连续盘车，测大轴晃度0.04mm，22时00分开始抽真空，投入一、二级旁路系统，23时30分投入轴封供汽，23时50分法兰螺栓夹层加热装置暖管。高外上内壁温136℃、高内上内壁温142℃、高内下内壁温132℃、高外下内壁温116℃、左螺栓温度138℃、左外法兰温度140℃、左内法兰温度139℃、右螺栓温度140℃、右内法兰温度140℃、右外法兰温度141℃。

0时35分5号机冲动，高外上内壁温135℃、高内上内壁温141℃、高内下内壁温130℃、高外上内壁温109℃、左螺栓温度168℃、左外法兰温度170℃、左内法兰温度169℃、右螺栓温度170℃、右内法兰温度169℃、右外法兰温度170℃。

0时40分升速至500r/min，投入法兰螺栓夹层加热装置。0时50分升速至950r/min，开始暖机。0时55分2号瓦振动突然增大，最大0.08mm，立即打闸停机。此时高外上内壁温135℃、高内上内壁温139℃、高内下内壁温120℃、高外上内壁温110℃、左螺栓温度183℃、左外法兰温度192℃、左内法兰温度182℃、右螺栓温度184℃、右内法兰温度181℃、右外法兰温度191℃。1时10分大轴静止，投入盘车，测大轴晃度0.43mm，1时20分测大轴晃度0.22mm，2时10分测大轴晃度达到正常值0.045mm，4时16分5号机重新冲动，5时5号发电机并列。

原因分析：

1、法兰螺栓加热装置暖管过早监视调整不当：23时30分法兰螺栓加热装置开始暖管，暖管后未及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快，0时35分转子冲动时，高压外缸内法兰由139℃升至169℃。至打闸时高压外缸内法兰升至182℃，但高压外缸内壁温度尚未加热上来，汽缸夹层加热未跟上，使高压外缸内壁温度与高压外缸法兰内壁温度之间温差过大，引起缸体变形，引起2号瓦振动。

2、高压缸前轴封段冷却收缩：22时开始抽真空，当时高压内缸内下壁缸温141℃，23时30分投入轴封供汽，由于运行人员不能准确掌握理解运行规程，在缸温刚低于150℃后，就按机组冷态启动规定执行，使抽真空与轴封投入的间隔过长，引起高压缸前轴封段冷却收缩，在缸体变形的情况下，加剧轴系振动，使2号瓦振动聚增。

教训与防范：缸温在140℃左右抽真空后到投入轴封供汽的时间较长，转子轴封段局部冷却。运行监视调整不当，在法兰螺栓加热装置暖管后未能及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快。运行人员对运行规程掌握理解不够，在机组运行中发生甩负荷至50MW以下时，必须及时投入高压缸前后、中压缸前轴封供汽，防止转子轴封段急剧冷却。

2002年6号机误关循环水出口门低真空保护动作事件

2002年5月20日事故前6号机组负荷197MW，机组真空86.1 kPa，在正常调整循环水出门时，司机助手误将循环水出口门关闭，没有注意参数变化，真空急剧下降，发现真空下降很快，立即启动备用射水泵，启动备用循环水泵，低真空保护动作，主汽门关闭，机组负荷到零。事后当事人没有及时汇报司机，造成故障原因判断不清，延误了事故处理时间，导致锅炉灭火。在事故过程中5、6号机同时启动了4台循环水泵，险些造成故障的扩大。

原因与教训：操作中存在习惯性违章和严重的误操作，在调整循环水门时，同时开关两侧出口门，在中间暂停时，误将循环水出口门关闭，导致凝汽器大量减水，造成机组真空下降。业务水平低，工作责任心不强，调整循环水出口门时，不能认真监视有关参数变化。处理事故能力差，真空下降时，不能及时采取有效的补救措施，不能及时判断事故点，处理事故时间较长。

四 朝阳发电厂98年1号机大轴弯曲事故

（一）、事故经过

朝阳电厂1号机组大修于1998年7月10日全部结束，7月12日和13日进行高速动平衡试验，振动情况良好，最大的5号轴承为0.028mm。7月14日，机组进行第三次启动，7时锅炉点火，随后投9只油枪，8时汽轮机冲动，DEH系统投入，冲动前参数正常，炉侧过热蒸汽温度363℃、333℃，机侧温度267℃、压力1.72MPa、高压内缸上壁温度251℃，其它正常。8时15分汽轮机定速3000rpm。8时47分发电机手动同期并网，此时炉侧过热汽温432.1℃、438.5℃，机侧403℃、394℃，高压内缸上壁温度287℃，高压胀差2.45mm,振动最大的5号轴承为0.023mm，并列后发电机有功和无功功率表均无指标。9时3分，发现高压油动机全开至155mm，将DEH切到液调。9时5分，锅炉投入一台磨煤机，停三只轻油枪，投二级减温水，高压胀差3.6mm。9时13分，高压胀差4.0mm，立即手摇同步器，将高压油动机行程关到96mm，发现中压油动机参与调整，再热汽压升到1.5MPa，又将高压油动机行程开到112mm。9时19分高压胀差到4.38mm，用功率限制器将油动机关到空负荷位置(30mm)，此时高压内缸上壁温度351℃，机侧过热汽温414℃，炉侧406℃。9时24分，高压胀差4.46mm，运行副总下令发电机解列，汽机司机打闸停机，这时高压胀差最大到5.02mm。打闸前振动最大的5号轴承为0.024mm，打闸后2分17秒时振动最大的1号轴承为0.039mm，转子惰走24分钟，启动盘车电流为60A，大轴晃度0.08mm，偏心0.138mm。16时50分大轴晃度最终稳定在0.11mm, 16时20分测量转子弯曲0.165mm，最大位于调节级后第二级叶轮处，说明高压转子已发生弯曲。

（二）、原因分析及暴露问题

弯曲的直接原因是由于高压转子胀差越限，没有及时打闸停机，导致高压前、后汽封和隔板汽封轴向径向碰磨，打闸以后惰走过程中高压胀差最大达+5.02mm。高压胀差越限是由以下原因引起的。

1、功率表无指示,由于接线错误，并网后有功功率和无功功率表均无指示，没有及时停机处理，使DEH系统在没有功率反馈的条件下，将高压油动机开到最大，根据发电机转子电流2000A，推算有功负荷在33-45MW，蒸汽流量在220t/h左右，促使高压胀差的变化率增大。

2、机组参数不匹配，启动至并网主蒸汽温度一直偏高，锅炉投入多支油枪，使主蒸汽温度难以控制，为高压胀差增长创造了条件。

3、违反运行规程，规程规定高压胀差+3.0mm报警,+4.0mm打闸,但该机在高压胀差到4.46mm时才解列、打闸，机组经过长达24分钟惰走到静止，加重了轴径向磨损，造成大轴弯曲的恶果。暴露出运行人员在发现重要表计没有指示时，没有及时汇报值长或通知相关专业运行人员，造成误判致使机组并列后带30MW左右负荷运行了10多分钟，高压胀差急剧增长。

五 大同二电厂5号机组在小修后启机过程中，发生烧瓦恶性事故

2002年10月16日14时14分，大同二电厂5号机组在小修后启机过程中，在进行主油泵和高压启动油泵的切换时由于运行人员误操作，发生烧瓦恶性事故。

一、事故经过

2002年10月16日，5号机组小修后按计划进行启动。13时机组达到冲转条件，13时43分达到额定转速。司机在查看高压启动油泵电机电流从冲转前的280A降到189A后于13时49分盘前停高压启动油泵，盘前光子牌发“润滑油压低停机”信号，机组自动掉闸，交流润滑油泵联启。运行人员误认为油压低的原因是就地油压表一次门未开造成保护动作机组掉闸，因此再次挂闸。14时14分，在高压启动油泵再次达到190A时，单元长再次在盘前停高压启动油泵。盘前光子牌再次发“润滑油压低停机”信号，由于交流润滑油泵联启未复归，交流润滑油泵未能联启，汽轮机再次掉闸。单元长就地检查发现五瓦温度高，油挡处冒烟，司机盘前发现六、七瓦温度高至90℃，立即破坏真空紧急停机处理。

事故后经检查，发现二、五、六、七瓦下瓦乌金不同程度烧损。五瓦处低压轴封轻微磨损，油挡磨损。解体检查高压启动油泵出口逆止门时发现门板无销轴。

二、事故原因

“10·16”事故是一起由于人员误操作引发的一般恶性事故，其原因为：

1、两次停高压启动油泵时均未严格执行运行规程的规定：检查高压启动油泵出口逆止阀前油压达到2.0Mpa后,缓慢关闭高压启动油泵出口门后再停泵(实际运行泵出口逆止阀不严)。同时在停泵过程中未严密监视转速、调速油压和润滑油压的变化，异常情况下未立即恢复高压启动油泵。

2、在第二次挂闸前对高压启动油泵和交流润滑油泵的联锁未进行复归操作，造成低油压时交流润滑油泵不能联启。

3、高压启动油泵出口逆止门板无销轴，造成门板关闭不严，主油泵出口门经该门直接流回主油箱，使各轴承断油。

4、机组启动过程中现场指挥混乱，各级管理人员把关不严也是本次事故的重要原因。

大同二电厂5号机组“10·16”烧瓦事故不仅暴漏了当值运行人员操作中存在严重的违章操作情况，有章不循，盲目操作，责任心不强。同时也暴漏了在操作指挥中有违反制度、职责不清、程序不明的混乱现象，暴漏了一些运行人员对系统不熟，尤其是对主要测点位置不清的问题，暴漏了检修工作中对设备隐患不摸底，设备检修验收制度执行不严谨的问题。大同二电厂的“10·16”事故，公司各单位要引以为戒，认真从中吸取教训。为此公司针对大二的事故教训提出以下要求：

1、希望公司所属及控股各单位在确保完成公司全年各项任务的关键时期，认真吸取大同二电厂“10·16”事故的经验教训，严格落实责任制，加强设备监护，加强事故防范措施。

2、进一步认真落实国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》和公司下发的国电股生字[2002]133号文《防止电力生产重大事故的二十五项反措实施细则》，把各项反措内容严格细化，切实落实到运行、检修的日常工作中，通过有效的组织措施和技术措施防止各类恶性事故的发生。

3、对润滑油系统，要采用明杆阀门，并标有开度指示、开关方向指示和设有手轮止动装置。对高、低压备用油泵和低油压保护装置要定期试验，保持良好的备用状态

4、在机组启动定速后、停用高压油泵时，要先缓慢关出口门并注意监视润滑油压的变化，出口门全关后停高压油泵。然后再打开高压油泵出口门恢复备用，开启出口门时亦应注意监视润滑油压的变化。

5、应当看到公司系统习惯性违章的现象仍然存在。为使反习惯性违章得到完全遏制，要求各单位把反习惯性违章做为反事故斗争的主要内容。各单位要认真审查各类规程，通过运行规程规范运行人员的各种操作。凡不符合运行规程要求的均视为习惯性违章，加大惩罚力度。

6、各单位要认真整顿运行人员纪律，重新审查各级人员职责，凡职责不明、程序不清的指挥应立即予以纠正。应本着谁指挥谁负责，谁操作谁负责的原则，统一指挥，分部实施组织好现场的运行管理工作。

7、要加强检修管理工作。对各项检修工作内容，要做到设备、人员、质量评价的记载完整，对验收人更要做到有明确记载。

8、要加强运行人员的培训工作。运行人员除必须熟悉本专业的系统外，同时必须熟悉主要测量点的信号来源，防止信号异常时产生误判。

9、各单位要结合秋季安全大检查工作，从查思想、查管理、查规章制度、查隐患入手，认真落实各项责任制，加大反习惯性违章的考核力度，坚决杜绝习惯性违章。

10、切实落实保护、联锁的投切制度，各种保护定值要做到准确无误，坚决不能发生拒动、误动。

11、加强对各种重大操作的组织管理，明确各人责任，各司其职，不得多头指挥，盲目操作。发生异常情况时，要在做好充分事故预想的前提下，保持镇定，沉着应对。

12、无论体制如何改革，保持生产骨干力量的稳定至关重要，请各厂不要轻易、随便不顾生产实际需要调动生产人员。

六 二道江发电厂97年误操作造成机组被迫停机事故

1997年9月16日8时56分，二道江发电厂7号机组汽机运行人员在调整7号机循环水系统运行方式时，因误操作将运行中的2号循环水泵电动入口门关闭，造成汽轮机循环水中断，致使真空急剧下降，8时57分低真空保护动作，排汽门爆破，自动主汽门关闭，9时04分手动打闸停机。

（一）、事故前运行方式

二道江发电厂7号机系哈尔滨汽轮机厂制造的N100-90/535型，双缸、双排汽、单轴、冲动凝汽式汽轮机，于1992年12月投产。辅助设备运行状况良好，其中2号循环水泵运行，1号循环水泵备用（电动入口门全开，电动出口门全关）。

（二）、事故经过

9月16日，为防止7号机2号循环水泵跳闸（1号循环水泵联动后出口门打不开）造成汽机断水，且1号泵比2号泵流量大2000吨，切换循环水泵运行方式，启动1号循环水泵正常后，停止2号循环水泵。8时50分值长令汽机运行班长进行7号机1、2循环水泵的切换的操作。汽机运行班长接令后，即令7号机司机张××和副班长曹××同时做好启动前的准备工作。曹××接令后，并没命令副司机进行1号循环水泵启动前的准备工作，自己直接到7号循环水泵处检查。8时56分，曹××来到1号循环水泵电动入口门操作箱处（1、2号循环水泵入口门操作按钮在一个操作箱上，当时2号泵入口门绿灯不亮，1号泵入口门红灯不亮）未加任何辨别就将在同一操作箱上的2号循环水泵电动入口门关闭按钮按下。当看到1号循环水泵电动入口门无变化时，曹××误认为其入口门电路无电，马上用对讲机联系7号机司机张××，要求通知电气检查处理，张通知电气后即走出控制室去抄表检查设备（室内只有除氧值班员监盘）。8时57分，张××来到7号机排汽温度表处时发现排汽温度由正常的40℃升高到70℃，他没有就地查找排汽温度不正常升高的原因，而是跑回到控制室。当其发现2号循环水泵电流由120A降至70A，真空由-89.2kPa已降至-70kPa并继续下降时，立即启动实际上不备用的1号循环水泵，电负荷仍在60MW左右，致使真空继续急剧下降。8时57分48秒7号机真空降至-30kPa（低真空动作值）低真空保护动作，主汽门关闭，电负荷到零。8时57分54秒7号机真空破坏（记录最低为-15.94kPa）南侧两组排汽门爆破，此时回到控制室的曹××听说真空下降，循环水有问题意识到自己操作的误，马上跑到2号循环水泵处，于8时58分左右将电动入口门开启，9时04分7号机被迫打闸停机。

（三）、事故原因及责任分析

1、汽机运行班长曹××在切换7号机1、2循环水泵操作中未按“四对照”要求进行，对操作掉以轻心，极不负责，手中虽有对讲机在进行切换操作前也未联系司机，误将运行中的2号循环水泵入口电动门关闭，造成循环水中断致使真空急剧下降，7号机低真空保护动作，主汽门关闭，排汽门爆破是造成此次事故的直接原因。2、7号机司机张××离开控制室抄表检查设备，即未找人顶岗又未通知班长，也未向除氧值班员交待，延误了事故的发现时间。发现事故现象后，本应就地查找原因采取措施恢复真空，并果断地采取减负荷到零的办法来维持真空，保护设备，而只是启动实际上不备用的1号循环水泵，对事故判断、处理不果断，采取措施不得力，延误了事故处理时间，造成排汽门爆破事故扩大。

七 阜新电厂99年1号汽轮发电机组轴系断裂事故

（一）、事故经过

阜新电厂1号汽轮机CC140/N200-12.7/535/535型超高压一次中间再热两段抽汽凝汽式机组，由哈尔滨汽轮机厂制造。1996年3月安装，96年11月2日首次并网发电，同年12月18日正式移交生产。1999年8月19日0时20分，运行五值接班，机组负荷为155MW运行；零时30分，值长令加负荷到165MW；1时整，值长令加负荷到170MW，主蒸汽压力为12.6MPa，主蒸汽温度535℃，蒸汽流量536.9吨/时。47分30秒，“高、中压主汽门关闭”、“抽汽逆止门关闭”光字牌报警，监盘司机喊“机跳了”。47分32秒，交流、直流润滑油泵联动良好。47分37秒，发电机出口开关5532跳闸，有功负荷到“0”，6KV厂用电备用电源联动成功。值长来电话向单元长询问情况，单元长告：“01号机、发电机跳闸”。值长当即告：“立即查明保护动作情况，对设备详细检查，有问题向我汇报”。单元长令：“汽机、电气人员检查保护及设备情况”。司机、助手到保护盘检查本特利保护，回来后向单元长汇报：“没有发现异常”。汽机班长检查完设备汇报单元长说：“设备检查没问题”。电气班长确认后汇报：“发电机跳，6KV厂用正常联动备用电源，电气保护无动作，只有„热工保护动作”光字牌来信号。单元长向值长汇报：“检查保护和设备都没发现问题”。值长告：“如无异常，可以恢复”。随即单元长告汽机班长：“汽机挂闸，保持机3000转/分。”汽机班长到就地机头处操作，手摇同步器由30mm退至到“0”位，同时令司机助手去检查设备情况，助手回来后汇报：“机组检查正常，主轴在转动中”。这时班长操作同步器增加行程时发现高、中压主汽门未开，告助手去复归“热工保护动作自保持复归按钮”，当检查就地压力表立盘时发现调速油压很低，对从控制室返回来的助手说：“把调速油泵转起来”。调速油压恢复后，汽机班长到机头再次挂闸，逐步增加同步器行程，高、中压主汽门开启，行程达8mm时回到主控制室，准备用电调升速，设定目标转速3000r/min，升速成率为300r/min/min，按进行键，此时转速实际值未能跟踪目标值，同时“高、中压主汽门关闭”信号光字牌亮，汽机班长根据经验分析认为电调不正常，向单元长汇报，并请示切液调运行，单元长同意。汽机班长到机头处将同步器退到“0”位，通知司机将电调切为液调运行，挂闸后同步器行程为8mm时，高压主汽门已开启，达11mm时，转速表显示100r/min左右。1时56分30秒，当准备检查调速汽门开度时，听到主汽门关闭声，同时一声巨响，发电机后部着火，机组严重损坏。轴系断为11段，10个断裂面，其中5处为轴断裂，4处为对轮螺栓断裂，1处为齿型联轴器失效。齿轮联轴器的失效，在运行中造成主油泵小轴与汽轮机主轴脱开，（二）、事故原因

主油泵停止工作、转速失去监测、调节系统失控。几种因素偶合的特殊工况致使低压缸铸铁隔板在压力波冲击作用下碎裂是轴系损坏的主要原因。由于主油泵不能工作，调速油压低，中压主汽门前压力高，转速失去监测，调节系统失控等条件偶合，导致机组启动时中压汽门滞后于高压汽门而突然全开的特殊工况。低压缸铸铁隔板的碎裂损坏，使静、动部件严重碰磨，机组发生强烈振动，是转子断裂、轴系破坏的主要原因。运行人员缺乏正确的判断能力，是偶发中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的主要原因之一。齿型联轴器的失效，导致转速失去监测、调节系统失控，中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况，这种情况在国内从未发生过，现场运行人员对此缺乏正确的判断能力，对转速表的异常指示没能做出全面的综合分析，运行人员认为“无异常”，仍按正常操作程序进行起动，是发生中、低压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的条件之一。八 富拉尔基二电厂89年1号机大轴弯曲事故

1989年1月13日，富拉尔基二电厂1号炉再热器漏泄，经请示调度同意于21时45分开始滑停，值长对运行人员说：“汽温在350℃以上可以快点滑”，（规程规定滑停速度为1—1.5℃/分），开始时降温速度为1—1.25℃/分,22时到23时降温速度为2.7℃/分，23时到0时降温度为3.6℃/分。从额定参数滑到2.0MPa、260℃时应该需要6小时，而这次滑停仅用2.5小时。由于降速度过快，汽缸受到急剧冷却后变形，当胀差急剧变化并达到负值时，值长没有及时下令打闸停机，而是先倒厂用电后才停机，此时负胀差达到-1.8mm，此后又延误了停机时间，造成大轴弯曲最大达23道。

九 甘肃八○三电厂93年25MW机组严重超速损坏

（一）、事故经过

1993年11月25日9时30分，电机检修人员高××、宋××在二号机处理励磁机整流碳刷冒火缺陷，处理的方法是每取下一只碳刷，采用压缩空气清扫，开始时，在最后一圈刷握下有两只碳刷发出长约100mm细火线3-4束，到9时55分左右，励磁机碳刷突然产生像电焊一样的耀眼火花。高对宋说：“你赶快申请停机”。宋跑到二号机司机值班室对司机助手姜××说：“赶快停机！”，此时二号机负荷在1万千瓦以上范围大幅度摆动，司机任××即令其一号减温器值班员胡××，加大减温器供汽负荷，令助手姜××速与值长联系。并手按甲管电动一次门关闭按钮后，即解列调压器，再进值班室发现有功负荷突甩到零，又看调速汽门、自动主汽门已关下，危急保安器已动作，马上回值班室关电动主闸门，启动交流润滑油泵，看表盘数字转速表指示4200～4300转/分后，停止该润滑油泵。助手及时手关至除氧器的供汽门，该门关至二分之一行程时，姜发现盘车处爆炸起火。

当时，从三号机迅速赶到二号机值班室的生技科汽机运行专责工程师汪××，发现有功负荷大幅度摆动几下后突甩至零，见司机已在机头处，并见班长张××用铁棒砸自动主汽门伺服机连杆，同时确证电动主闸门正在关闭过程中，即欲帮助他人关二号机总汽门，行进中听到一声巨响，回头一看，见低压缸后部大火升起，同时发现调速汽门倾倒。赶到现场的汽机分场运行主任见二号机转速达4200转/分，即去机头摇同步器，并见到班长将自动主汽门砸下，移动行程约10-15mm。有个别同志说：“发现表盘数字式转速表指示曾达5500转/分”。

目击者反映：当时先听到二号汽轮发电机组发出不同寻常的异音，同时看到励磁机处有一团火，发出像电焊一样刺眼的兰光，不到一分钟听到一声较大的震响，随即发现汽机低压缸上部冒汽，之后听到一声沉闷巨响，看到盘车等部件飞了起来，紧接着烟火升腾，直达主厂房房顶，并相继发出一次很清脆的爆炸声，黑色浓烟很快充满整个厂房。

机组二、三瓦及盘车装置等物飞出并爆炸起火后，司机、运行技术员、分场主任等多人马上开启事故放油门，切断至除氧器汽源和发电机氢气源。广大职工和消防人员赶到现场，奋力救火，10时25分，灭火结束。邻机和厂房设施未受到大的损伤，未造成人员伤亡。

9时57分，电气运行值班员张××发现二号发电机无功表突然由5000千乏降到零，紧接着有功表全刻度摆动，转子电压显示由140V下降接近于零，转子电流下降回零，定子电流表指示突然升高并摆动；定子电压表指示降低并摆动；三号机有功负荷表指针也大幅度摆动；无功6000千乏上升到20000千乏。同时二号机强励动作。此时张喊：“快，二号机不行了！”即速减有功负荷。电气运行班长聂××、值长田××急跑至盘前，由田监视调整三号机。聂按调整负荷把手减有功负荷无效，征得值长同意后，令张拉开关，联跳二号主变压器三侧开关。并向汽机发出“注意”，“已开闸”信号，数秒后即收到汽机发来的“主汽门关闭”信号。此次事故造成一台25MW供热式汽轮发电机组彻底损坏。

（二）、事故原因及暴露问题

这次事故的起因是在处理二号机励磁碳刷冒火缺陷中，因处理工艺水平、技术水平不高，引起环火，导致二号发电机失磁，有功负荷急剧摆动，由于调速汽门失控，为这次事故提供了条件。当电气运行值班员为控制发电机失步，用同步器减二号机有功负荷时，调整无效，断开了灭磁开关，解列该机。在二号机解列后，调速汽门不但无法关闭，维持机组空转，而且转速势必急速飞升，引起危急保安器动作，自动主汽门关闭（主控室得到“自动主汽门关闭“信号），由于自动主汽门有卡涩缺陷，未关严（有目击者确证自动主汽门尚有10mm多的开度，汽机运行班长等人还用敲击自动主汽门伺服机杆的办法进行紧急处理）。造成了这次超速事故。机组超速，首先造成汽机末三级叶片的断裂损坏，并击穿低压缸“发出第一次爆炸声”，机组强烈振动，串轴加大，轴系稳定破坏，进而损坏发电机密封瓦，氢气溢出发生“第二次爆炸声并着火”，同时引燃汽机透平油及部分电缆。随之，轴系进一步失稳，破坏了全部轴承，扭断主轴，使汽轮发电机组各动静部分严重磨、撞击、机组严重损坏。当关闭主蒸汽管电动主闸门及总汽门后，才完全切断进汽，转子失去转动的动力而停止，整个过程的时间是短暂的。十 哈三厂94年2号机组二级旁路爆破引起跑油烧瓦停机事故

1994年10月9日10时54分，哈三厂2号机因检修和运行人员无票违章作业，造成二级旁路母管爆破，将交流润滑油泵出口逆止门后法兰与门体连接处撞断，大量跑油，断油烧瓦。

（一）、事故经过

事故前1、2号机正常运行，总负荷400MW，2号机有功200MW，主蒸汽流量670T/H，主蒸汽压力12.7MPa，主汽温度540℃，再热压力2.3MPa，凝汽器真空94kPa，高压调节级后压力9.6MPa，主油箱油位就地指示-5/70mm。

10时48分，运行监盘人员发现调节级后压力表的指示由9.6MPa下降到2.0MPa，此时听到厂房内一声响，运行班长马上从控制室跑出来检查，听到二级旁路管内有汽流声，回到单控到操作盘前看到旁路电动进汽门指示在20％开度，将二级旁路进汽门关闭，经分析判断为调节级压力下降所致。10时54分，汽机厂房内第二次发生巨响和汽流声，产生大量蒸汽。班长及2号机助手直奔二级旁路控制盘前，看到进汽电动门又自动开启在50％位置，将二级旁路门关闭。同时又发现润滑油压下降，立即启动交流油泵，油压降至0.08MPa，又启动调速油泵，油压仍下降，又启动直流油泵，此时，油压已降到0.06MPa，油位表指示接近-200mm，5、6、7瓦处冒烟。10时55分立即在室内盘上打闸停机，转子惰走时间5分钟，室内油压表最低降至0.018MPa。启动2号顶轴油泵，从储备油箱往主油箱补油无效，油泵已不打油，手动盘车不动，造成2号机烧瓦。

（二）、事故原因

10月9日上午，热工压流班三名同志处理2号机高压调节级后二次门后活节漏，将立盘后二次门关闭，但漏点未处理好，汇报班长董××。董说：“得关闭一次门才能处理。”董去2号机单控与司机王××联系，要求关闭高压调节级后压力表一次门，王说：“你有工作票吗？”董说：“星期天上哪开工作票，一会就处理完啦”。董与王一同去高压调节级一次门处，王带着搬勾，对照标牌（标志不清），问董：“你能确定是这个门吗？”董说：“你运行的还不知道吗？”王说：“你不知道，我也不知道，我不管”。说完后，未关门回到单控室，董急于消除漏点，擅自将此门关闭，致使调节级压力变送器输出信号降低，高压缸排汽压力高于调节级压力1.5MPa，二级旁路电动进汽门自动开启，在二级旁路第二次动作时，发生汽水冲击，旁路母管发生爆破，破裂开度670mm，最大宽度140mm，环焊缝撕开弧长350mm。二级旁路母管爆破时产生位移，将交流润滑油泵出口逆止门后法兰与门体连接处撞断，润滑油大量跑出，供油不足，造成烧瓦。

（三）、暴露问题

1、违章作业严重。热工压流班班长无票作业，且擅自操作运行一次门；汽机司机不但不坚决制止，而且还同检修人员去现场，虽未操作，但助长了检修人员的违章行为。

2、人员技术素质低。运行和检修人员对该一次门同时接入三个回路的压力表及保护装置不清楚，对设备系统不掌握，误关一次门，使二级旁路电动门自动开启，造成管道爆破。

十一 华能汕头电厂2号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报

[按]:1999年4月12日，华能汕头电厂2号机组在大修后的启动过程中，因漏掉对高压缸法兰加热左右侧回汽门的检查，左侧汽门实际开度很少，使高压缸左右法兰温差严重超限，监盘又较长时间没有发现，造成高压转子大轴弯曲事故。造成这起事故的直接原因是运行人员责任心不强，严重失职，运行管理薄弱与规章制度不健全也是造成事故的重要原因。这种因左右法兰加热不均导致高压缸转子弯曲事故近年来还是第一次发生。华能国际公司汕头电厂对这起事故的调查处理是严肃认真的，及时查明了原因，分清了责任。为共同吸取事故教训，现将华能汕头电厂“设备事故调查报告书”(摘要)转发，希望各单位认真结合本单位的实际情况，加强对职工的职业素养与岗位责任的教育，健全规章制度，使各项工作规范化、制度化、同时，加强对运行的管理；杜绝工作中的不负责任、疏忽大意的行为，维护各项规章制度的严肃性，防止类似事故重复发生。

设备事故调查报告书(摘要)

一、设备规范

汽轮机为亚临界一次中间再热、单轴三缸三排汽、冲动凝汽式汽轮机，型号为k一300-170—3，额定出力为300MW。高压缸主汽门前蒸汽压力为16．2MPa、温度540℃，高压缸排汽压力为3．88MPa、温度333℃。汽轮机高中压汽缸分缸布置，高压缸采用双层缸加隔板套型式，蒸汽的流向设计成回流式，高中压缸设有法兰和螺栓加热装置，高压转子采用整体锻造式结构。

二、事故前工况

#2汽轮机用中压缸冲转，机组的转速为1200转/分，#2机B级检修后第一次启动，处中速暖机状态；高压缸正在暖缸．高压缸法兰及螺栓加热已投入；主汽及再热蒸汽温度压力正常，各缸体膨胀、差胀、振动值均在正常范围。

三、事故经过

4月11日，#2机组B级检修结束后，经过一系列准备与检查后，#2机于4月12日15时55分开始冲转，15时57分机组冲转至500rpm，初步检查无异常。16时08分，升速至1200rpm，中速暖机，检查无异常。16时15分，开启高压缸倒暖电动门，高压缸进行暖缸。16时18分，机长吴X令副值班员庄XX开高压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄X开高、中压缸法兰加热疏水门，操作完后报告了机长。16时22分，高压缸差胀由16时的2．32mm上升2．6lmm，机长开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。1 6时25分，发现中压缸下部金属温度高于上部金属温度55℃，机长安排人就地检查中压缸及本体疏水门，无异常，经分析认为温度测点有问题，联系热工处理。17时13分，热工人员将测点处理完毕，此时中压缸上下缸温度恢复正常。17时27分，投中压缸法兰加热装置。17时57分，主值余XX在盘上发现#2机#2瓦水平振动及大轴偏心率增大，报告值长。13时02分，经就地人员测量，#2瓦振动达140μm，就地明显异音，#2。机手动打闸，破坏真空停机。18时08分，#2机转速到零，投盘车，此时转子偏心率超出500μm，指示到头，#2机停炉，汽机闷缸，电动盘车连续运行。18时18分至24分，转子偏心率降至40—70μm后，又逐渐增大到300μm并趋向稳定，电动盘车继续运行。

在13日的生产碰头会上，经过讨论决定：鉴于14小时的电动盘车后，转子偏心率没有减少，改电动盘车为手动盘车180度方法进行转子调直。并认为，高压转子如果是弹性变形，可利用高压缸上、下温差对转子的径向温差逐渐减少，使转子热弯曲消除。经讨论还决定，加装监视仪表，并有专人监视下运行。

13日12时40分起到18时30分．

三次手动盘车待转子偏心率下降后，改投电动盘车，转子偏心率升高，并居高不下，在300μm左右。15日19时20分，高压缸温度达145℃，停止盘车，开始做揭缸检查工作。

四、设备损失情况

1． 转子弯曲最大部位在高压缸喷嘴和平衡汽封处，最大弯曲值0．44mm。

2．平衡汽封磨损严重，磨损量约1．2mm，磨损部位在下部左侧；高压后汽封的下部左侧磨损约0.30mm；高压第6、7、8级隔板阻汽片下部左侧磨损约0．80-1.OOmm，第9、10级阻汽片下部左侧磨损约0.40-0.60mm；

第l、2、3级阻汽片下部左侧容损约0.60--0.80mm.第4、5阻汽片下部左侧有少量磨损。

3、高压缸后油挡下部左侧和上部左侧局部钨金磨损严重,钨金回油槽磨去一半约1.O0mm,高压缸前油挡钨金齿左侧磨去0．35mm，铜齿磨去约0．45mm。

五、事故发生扩大的原因

4月12日16时18分，运行人员在操作#2汽机高压缸法兰加热系统的过程中，漏掉了对高压缸法兰加热左右两侧回汽门的操作(或检查)，使得高压缸左侧法兰加热回汽门开度很小，右侧法兰加热回汽门全开；当16时22分，机长开启高压缸法兰加热电动门投入法兰加热后，从16时27分起。高压缸左、右两侧的法兰的温差开始增大．56分时达100℃(左侧法兰金属温度为150.43℃，右侧为250．45℃)．在高压缸左右温差大的期间,运行监盘人员没有及时发现,因而造成高压缸缸体膨胀不均，转子偏心率增加，高压缸内动静摩擦，轴承油挡磨损,高压转子弯曲。

六．事故暴露的问题

1．部分运行人员工作失职，责任心不强。#2机大修后运行人员未对系统进行启动前的全面检查。机长在下令投入高压缸法兰加热系统时，考虑不全面，下令不准确，没有要求操作人对高压缸法兰加热系统中的阀门的状态进行细致的核查；在#2机上监盘的机长、主、副值班员，监视机组的主要运行状态不认真，#2机高压缸左右两侧法兰温差增大及转子偏心率增大达38分钟没有发现；值长对机组启动过程中的重要参数跟踪监视不到位，掌握机组的运行工况不全面。

2．运行部在技术管理上存在漏洞，投产已两年，运行规程还不够完善，现场没有正式的《机组启动前各系统检查卡》和。《启动期间专用记录表：已有的《整组启动操作卡》 十二 历史：湛江电厂“6．4”全厂停电及#2机烧轴瓦事故通报

一、事故经过：

6月4日8时，湛江电厂两台300Mw机组并网运行，#1机负荷150MW，#2机组负荷250MW。

#1机组因轴承振动不正常，6KV厂用电工作段仍由启动／备用变压器供电。

9时17分#2机突然跳闸，发出抗燃油(EH)油压低、EH油泵C泵跳闸、发电机失磁、汽轮机和发电机跳闸等讯号。汽轮机值班员立即抢合主机、小汽机直流事故油泵和发电机密封直流油泵，均启动正常。电气值班员发现#2发一变组2202开关跳闸，#2厂高交622a开关跳闸，622b开关红绿灯不亮，6KVⅡa、6kvⅡb两段自投不成功。

9时l8分抢合062a开关成功，汽机司机投入交流润滑油泵，停下直流润滑油泵。

电气值班员到现场检查，负荷开关已分闸，但没有检查发现622b开关在合闸位置。然后抢合上062b开关时，向#2发电机送电，引起启动／备用变压器差动保护误动作使2208、620a、620b三侧开关跳，#1机组失去厂用电跳闸，全厂停电。#2机交流润滑油泵失压，直流润滑油泵没有及时投入而使部分轴瓦断油。值班员先后切开061a、061b、062a、062b、060a、060b开关，于9时21分合2208开关成功。9时24分合620a开关成功，恢复Ⅱa段厂用电，但合620b开关不成功。经检查处理，9时50分合620b开关，10时17分就地操作合062b开关成功，至此厂用电全部恢复正常。

1l时45分#2机挂闸，转速迅速升至120转／分，即远方打闸无效，就地打闸停机。

11时48分汽机再次挂闸，转速自动升至800转／分，轴向位移1．9mm，远方打闸不成功，就地打闸停机。

12时10分第三次挂闸，轴向位移从0．7mm升至1．7mm，轴向位移保护动作停机。

事故后检查发现#2机组轴承损坏，其中#1、2、5、6下瓦和推力瓦损坏严重，需要更换。

二、事故原因分析

经检查分析计算机打印资料和事故后做试验证明，事故直接原因是C抗燃油泵跳闸，因蓄能器漏氢退出运行，造成抗燃油压迅速降低，该保护动作跳机。

事故扩大为全厂停电的原因：#2机6kV厂用电B段622b开关跳闸线圈烧坏，红绿灯不亮，值班人员没有到现场检查，没有发现该开关未跳开，当抢合062b开关时，启／备变压器差动保护误动跳三侧开关，全厂失去厂用电。当时，#l机厂用电由启／备变压器供电，#1机组被迫停机。启／备变压器高低侧CT特性不匹配，已发生差动保护误动多次，未及时采取有效措施消除，亦是扩大为全厂停电事故

重要原因。

#2汽轮发电机组烧瓦原因：计算机打印资料表明，9时18分40秒直流事故油泵停，而此后因抢合062b开关造成全厂停电，交流油泵停运，润滑油中断烧瓦。全厂停电交流油泵停运后除了没有及时抢合直流润滑油泵外，直流油泵为什么不能联动和两次抢合不成功，有待继续检查联动装置和二次回路。

三、事故暴露的问题

1．运行人员素质低，判断事故和处理事故能力不强。该厂曾发生过开关非全相运行，汽轮机叶片断落，振动异常没有立即停机，两次非同期并列#1发电机、#1炉空气预热器烧损等事故，仍至这次全厂停电、损坏设备重大事故，都出现运行人员误判断、误处理，反映运行人员处理事故能力不强。

2．安全管理不善。发生多起事故未能及时组织深入调查分析，按“三不放过”原则严肃处理，认真吸取教训。运行规程未明确规定，开关红绿灯不亮时如何检查处理。运行人员往往不是按规程而是由值长或厂领导命令进行重大操作或处理事故。厂领导直接干预运行人员处理事故是错误的。全厂停电后，#2机组#6瓦温度曾达101度，轴向位移1．9mm，运方打闸失灵，汽机挂闸后转速升高达800转／分，这些现象说明机组处于不正常状态，厂领导仍决定冲转，是拼设备的体现。

3．设备管理不善，未能及时消除缺陷。抗燃油蓄能器、启／备变压器差动保护误动、厂用电和事故油泵自投装置等存在的问题，未及时处理，致使一般事故扩大为全厂停电和损坏主设备重大事故。计算机缺陷不及时消除，不能把9时19分40秒以后的数据资料打印下来，加深了分析事故难度。据反映，工作人员可擅自将重要保护退出运行，未经有关部门批准，限期恢复．

4．个别值班人员不如实反映停过#2机直流润滑油泵和全厂停电时，不能迅速投入直流润滑油泵等情况，背离了做老实人，办老实事，说老实话的职业道德。

四、反事故对策

1．加强人员培训，提高运行人员的思想素质和技术素质，加强责任心和职业道德教育，提高运行人员操作技术水平、判断和处理事故能力。认真对待事故和障碍，按“三不放过“原则及时组织调查分析，真正吸取事故教训。对隐瞒事故真相的同志，给予教育和处理。

2．严格执行规章制度。运行规程不完善的要修改补充，不完善的内容先以书面形式颁布执行。运行人员应按规程操作和处理事故，厂领导不要干预运行人员操作，不得违章指挥操作，不得为避免事故拼设备。必须建立保护装置管理制度，落实责任制，重要保护和联锁装置退出运行时必须经总工程师或厂领导批准，并限期恢复。

3．加强设备缺陷管理。坚持定期轮换试验制度，设备缺陷要及时处理，暂时难于消除的缺陷要有防止发生事故具体措施，颁发到有关岗位执行。

十三 历史回顾：关于二道江发电厂七号机串轴保护误动超速事故的通报

1998年3月1日，二道江发电厂发生了7号机串轴保护误动，汽轮机超速事故。这次事故暴露出该厂在安全生产管理上存在着较多问题，省局要求各单位认真吸取此次事故教训，切实落实部颁防止电力生产重大事故的20项重点要求，杜绝类似事故的发生，现将此次事故通报如下：

一、事故前运行工况

事故前二道江发电厂1、2号炉，4、6号机母管制运行，带电负荷31MW；7号机组单元制运行，带电负荷80MW。汽机各保护均在投入状态，其它参数运行稳定，全厂总负荷111MW。

二、事故经过

1998年3月1日8时，汽机7号机司机郝彦飞接班后检查各参数均正常，机组运行稳定。8时20分，郝彦飞发现轴向位移指示偏大至－0．52mm(轴向位移正常指示在一0．26mm，动作值一1．2mm，最大土2．Omm)，且摆动，打电话联系热工微保班值班人员李树新，要求进行处理。

8时40分，热工微保班值班员李树新来到现场，检查后向郝彦飞交待，处理轴向位移需将串轴保护电源断开，必须有班长和监护人在场，同时叮嘱要加强监视，如果串轴保护值继续发展到-0．7一-0．8mm时，再联系处理。

10时10分，当值值长刘宝洪得知此情况后，令热工人员必须马上安排处理。

10时50分，热工微保班班长郝宝伟、值班员李树新，来到现场，请示值长，要求退出串轴保护，以便检查。值长刘宝洪在得到运行副总孟凡荣批准同意后将串轴保护联锁主5气门开关断开。当值长刘宝洪询问有没有发电机跳闸的可能时，热工人员回答说：“没事，串轴保护电源已断开”。(实际只断开了跳主汽门回路，去发电机保护回路压板未断)。此时，热工分场专工胡意成恰好来到7号机控制室一起看他们处理。随后郝宝伟令李树新在保护屏处活动串轴保护测量板和鉴别扳，郝宝伟来到操作盘前监视，两块板活动后，串轴保护指示明显摆动，增大到一2．Omm(动作值-1.2mm跳闸，该表量程土2．0)，持续了约7分钟左右。

10时58分，郝宝伟向保护屏走去，刚一拉开保护屏 门，即看到超速保护测量板4个红灯闪烁(实际是串轴保护动作)。10时59分，7号机表盘铃响警报器掉牌，(发电机跳闸掉牌)，电气值班贡立即向值长刘宝供报告发电机跳闸，负荷由80MW降到零；刘宝洪马上令锅炉值班员稳定参数，防止灭火，随即跑到汽机操作盘前，发现主汽门关闭掉牌(实际上电气串轴保护也已掉牌)，司机郝彦飞跑到机头手摇同步器准备挂闸，抬头一看转速表转速在3600转／分，立即手打危急保安器停机，没有反应，立即跑回单控室，看到表盘汽机转速、已达3653转／分(实际最高达3699转／分，热工转速表记忆植)，立即关闭电动甲乙主汽门和一、二、三段电动抽汽门。11时20分，值长刘宝洪令汽机第一次挂闸冲转，转速达到2050转／分时，自动主汽门及调速汽门关闭。此时，运行副总、运行科长、安监科长、汽机分场运行副主任都已来到现场)，针对此情况，汽机班长郑云青询问热工郝宝伟串轴、电超速跳发电机保护退没退出，回答说已经退出了。郑云青便要求郝宝伟除保留低真空、低油压保护外，其余保护都退出，郝宝伟按其说的办了。

11时31分，值长刘宝洪令汽机第二次挂闸冲转，当 转速达到2156转／分时，自动主汽门及调速汽门再次关闭。汽机班长郑云青、热工分场专工胡意成、运行副总孟繁荣分别让郝宝伟将汽机所有保护退出。

11时34分，值长刘宝洪令第三次挂闸冲转，转速升至2150转／分时，自动主汽门及调速汽门又一次关闭。

11时38分，值长刘宝洪请示省调，同意7号机停机检查。

11时42分，7号炉熄火。

三、事故后对设备检查情况：

1、由于机组转速高达3699转／分时，危急遮断器两个心杆罩帽全部脱出，丝扣撸坏，心杆与罩帽销子被剪断，其中l号，心杆在销孔最小截面处断开，在反作用力作用下，2号舌板将其上部的限位板在90度弯曲处撞击裂开上移，使其失去对2号舌板的限位作用。

2、揭开低压缸检查，除发现20级有3处、25级有8处、叶片松拉筋有开焊外，还有两处叶片镶焊的司太立合金在距非叶片顶部30mm处裂断，其它部位均未见异常。

3、对一、二、三段抽汽逆止门进行了汽密性试验，结果一、二段严密，三段抽汽逆止门前疏水管热，说明有漏汽现象。经对全部六段抽汽逆止门解体检查，各门密封面接触无断开处，无贯穿沟痕，深坑等。各门全行程活动自由，无卡涩。

4、对自动主汽门进行解体检查，予启阀和主阀行程正常，无卡涩，主阀与门座接触无明显断开处和贯穿性沟痕，但有一长50mm锈迹与阀座位置相对应。该门主阀经多次研磨处理，其表现硬层基本消失，其密封接触面较宽，为7～8mm，在主汽门滤网前，有较多细铁渣和氧化皮性质的杂物。

5、对调速汽门进行解体检查，发现1号阀密封面接触较好，2、3、4号阀密封面接触不好，有小的沟痕坑点等。

6、对发电机转子风扇叶片全部进行外观检查未见异常，抽取4个风叶进行探伤检查正常，转子端部固件未见松脱等异常现象。

7、对主、副励磁机动静间隙检查均未见异常。

8、对各瓦检查除主油泵推力瓦间隙由0．12mm。增大到0．3mm和8号轴瓦下部有一块7X7mm钨金脱裂外．其它各瓦均未见异常。

四、原因分析

1、发生这起事故的直接原因是热工人员在做处理。串轴保护缺陷的安全措施时，只断开了串轴保护跳主汽门回路，而没有断开串轴保护跳发电机回路中的压板，造成串轴保护误动作机组跳闸。

2、串轴保护误动后；尽管危急保安器已经动作，但由于主汽门和调速汽门不严密形成了正向进汽，使汽轮机转速继续飞升到3699转／分，是造成这次机组超速的主要原因。

五、事故中暴露出的主要问题

1、这次串轴保护误动暴露出有关人员安全第一、预防为主的安全生产意识非常淡薄，执行“两票三制”极不严肃，不是依法治厂，依法管生产，而是表现出一种不负责任的态度，反映出生产管理的、随意性。2、95年七号机热工保护回路改进后，其图纸没有及时整理、下发到各有关专业人员手中，也没有制定相应的检修、消缺规定，暴露出生产管理不严、脱节和工作不认真，不负责等方面的诸多问题。

3、司机在08时20分既发现串轴保护指示异常，没有及时向班长和值长报告，直到10时10分才报告值长，违反了发现重大缺陷，立即逐级向上级报告的有关规定，暴露出对重大缺陷不重视，汇报不及时的问题。

4、事故处理过程中，汽轮机司机已经发现机组转速超过危急保安器动作转速达到3600转／分以上，而没有把这一重大问题立即向班长、值长和后续赶到的有关领导报告，导致超速后的三次盲目冲动，严重违反了保人身、保设备的原则；暴露出落实部颁防止电力生产重大事故的20项重点要求不到位，培训工作满足不了生产实际需要等问题。

5、有关人员在串轴保护动作时，只考虑尽快恢复设备的运行，没有认真询问和检查跳闸原因，盲目下令解除保护，强行冲动机组，严重违反了事故处理的原则，表现出一种只重视安全天数，不计事故后果的不正确态度。

6、检修工艺、质量还要进一步提高。这次解体主汽门、调速汽门都发现有许多异物，说明在锅炉检修过程中不讲工艺，焊渣铁屑没有彻底清理干净，造成各门 阀体受到不同程度损伤，导致汽门不严，为超速事故埋下了隐患。

六、责任分析、热工人员在处理串轴保护缺陷时，没有按规定办工作票，又不带保护回路图纸，只凭记忆做措施，纯属盲目操作，违章作业，应负此次事故的直接责任

2、发电机跳闸后，调速系统不能控制机组转速飞升，暴露出设备方面存在重大隐患，有关检修人员应负 机组超速事故的主要责任。

3、当班值长和热工分场专工，没坚持开工作票，且监护不负责任，没有对照图纸认真研究处理步骤，盲目指挥操作，应负此次事故直接领导责任。

4、在处理串轴保护缺陷前，热工人员及值长分别请示不在现场的分场主任是否开工作票，但分场主任以星期日可以不开票为由，令其处理缺陷，为事故的发生埋下了隐患，同时运行副总在得知此事后也没有及时到现场进行协调和指导消缺处理工作，检修副总和安监科、运行科科长没有按厂领导要求，把热工人员处理热机保护开工作票的有关规定落到实处，运行副总，厂生技科副科长、安监科长和热工分场主任，没有把2月25日已经签发的热工人员处理热工保护需开工作票的规定下发到值长、汽机和电气等运行岗位，上述人员，应负此次事故的主要领导责任。

七、防范措施

1、组织职工深入学习吉电安环(1996)129号吉林省电力工业局关于下发《工作票实施细则》的通知，根据文件规定，结合实际制定二道江发电厂执行工作票的实施细则，安监科组织各分场安全员定期检查“两票”严执行情况，发现问题及时纠正严肃查处。

2、处理热机保护、热工控制总电源和电源时，班长及专工或分场主任必须到场，设监护人；总工或副总

同意批准，值长方可办理工作票(值长做好记录)。作业人员、班长、专工要详细核对图纸、技术资料。工作票中应填写完善正确的安全技术措施，确认工作顺序及操作步骤无误后方可进行故障处理工作。

3、将串轴保护、低油压保护联跳主汽门、发电机开关回路分别设控制开关，热工人员处理故障时，可分别将串轴保护、低油压保护回路切除，防止保护误动。对改进的热工保护，及时绘制改进后的二次回路图纸，做到专责人熟悉回路并要进行一次全面实际培训，培训结束后进行考试。

4、将汽机保护更换为本特立3300系统，制定运行维护的规程，制定热工保护投入切除的操作使用规定。

5、结合《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》制定防止汽轮机超速的技术措施，组织有关人员认真学习落实。

6、严格检修工艺质量标准，在锅炉三管及主蒸汽给水等管道检修过程中，必须采取防止铁屑、焊渣进入汽水管道的可靠措施，确保各主汽门和调速汽门不受异物损伤，保持其良好的严密性。

7、健全和完善生产指挥系统岗位规范，事故情况下坚持值长统一指挥的原则，杜绝随意性和盲目指挥。

十四 某厂83年汽轮机进水弯轴

某电厂号7机200MW机组，1983年6月17日4时8分时，由于锅炉高温段省煤器泄漏进行临检，用给水泵向锅炉上水打压查漏，4时30分时，压力升到14.5MPa，锅炉过热器安全门动作，即关闭给水阀停止给水泵运行。6月18日1时冲动汽轮机，1时45分升速到1400rpm时，汽轮发电机组发生强烈振动，高压缸前后轴封处冒火，运行人员立即关调节汽门，降转速700rpm时，汽轮机轴向位移保护动作，汽轮机跳闸。后多次强行启动，均不成功。

开缸检查汽轮机转子从高压第2级到第11级的动叶围带被汽封片磨出沟道，最深达3mm,汽封片磨损严重，大轴弯曲值达0.58mm.事故原因是汽轮机进水,加上运行的一系列错误操作,导致汽轮机大轴永久性弯曲,具体原因分析如下:

1、锅炉打压查漏时,虽然电动主汽门已关闭,但没有用手摇紧,汽轮机自动主汽门前压力曾上升到11MPa未引起足够重视, 造成汽轮机进水。

2、运行人员没有执行规程规定，达到紧急停机规定未执行紧急停机，而是采用了降速暖机的错误方法。

十五 内蒙丰镇发电厂94年2号汽轮机大轴弯曲事故

（一）、事故经过

1994年2月13日2号炉过热器集汽联箱检查孔封头泄漏，2号机滑停检修。2月14日0时40分2号机加热装置暖管，0时55分负荷滑降至70MW，倒轴封，1时00分停高加，1时01分负荷降至50MW，停2号低加疏水泵，1时03分发电机解列，1时07分汽机打闸，1时14分投盘车，1时25分停循环泵做防止进冷水、冷汽措施。惰走17分钟，盘车电流36A，大轴晃动0.048mm，高压内缸内壁温度406℃，高压外缸内壁上下壁温416℃/399℃，高压外缸外壁上下壁温344℃，中压缸内壁上下壁温451℃/415℃。2月14日锅炉检修结束，21时00分点火升压。2月15日0时15分准备冲动。

冲动前2号汽轮机技术状况：大轴晃动0.05mm，整体膨胀20mm，中压缸膨胀12mm，高压内缸胀差1.0mm，中压缸胀差-0.3mm,低压缸胀差-1.1mm,高压内缸内壁上下温差0，表指示温度均为282℃[高压内缸内上壁温度一个测点已坏(共4对测点元件),热工人员将上缸温度表电缆也接在了下缸温度测点上,因此实际指示的全是下缸温度],高压外缸上内壁温度293℃，下缸内壁温度293℃，中压缸上内壁温度268℃，下缸内壁温度210℃。润滑油压0.11MPa，油温42℃，调速油压1.8MPa，21时00分轴封送汽管道暖管（汽源由1号机2抽供），22时00分轴封送汽，开电动主闸门旁路门暖管至主汽门前，22时15分开电动主汽门，关旁路门，管道疏水倒疏扩，22时17分投Ⅰ级旁路（减温水未投）、Ⅱ级旁路，22时40分法螺加热管道暖管。

冲动前蒸汽参数：主汽温度：左侧372℃，右侧377℃；再热汽温度：左侧340℃，右侧340℃；主汽压力：左侧2.7MPa，右侧2.7MPa。

0时35分开始冲动，0时37分升速至500转/分，2瓦振动超过0.10mm（最大到0.13mm）打闸停机，0时57分转速到零投盘车装置(惰走7分钟),盘车电流34A,大轴晃动指示0.05mm。

经全面检查未发现异常，厂领导询问情况后同意二次启动。

第二次冲动前2号汽轮机技术状况：大轴晃动0.05mm，高压缸胀差2.5mm，中压缸胀差1.0mm，低压缸胀差2.7mm，高压内缸上内壁温度320℃，下缸内壁温度320℃，中压上缸温度219℃，下缸127℃，串轴-0.05mm。真空73.32kPa，油温40℃，调速油压1.95MPa，润滑油压0.108MPa。

第二次冲动的蒸汽参数：主汽温度：左侧400℃,右侧400℃；再热汽温：左侧290℃，右侧290℃，主汽压力：左侧3.5MPa,右侧3.5MPa。

3时10分冲动，3时12分转至500转/分，2瓦振动0.027mm，3时25分转速升至1368转/分，3瓦振动0.13mm，立即打闸，开真空破坏门，3时40分投盘车装置(惰走15分钟)，盘车电流34A，做防止进冷汽措施，大轴晃动指示0.05mm。

6时30分抄表发现晃动表指示不正常，通知检修处理（晃动表传杆磨损，长度不足与大轴接触不良），9时0分处理好，晃动传动杆处测的大轴实际晃动值0.15mm，确认大轴弯曲。

解体检查设备损坏情况：高压转子调节级处是最大弯曲点，最大弯曲值0.39mm，1-2级复环铆钉有不同程度磨损，高压缸汽封18圈被磨，隔板汽封9圈被磨，磨损3.5mm均更换。

（二）、原因分析 1、2月14日机组停运后，汽机缸温406℃，锅炉的低温（350℃）蒸汽经轴封供汽门漏入汽缸，汽缸受到冷却，大轴发生塑性弯曲（为防止粉仓自燃，2月17日锅炉点火烧粉压力升至0.5MPa时，发现轴封供汽门漏汽），解体检查发现轴封供汽门不严密。

2、第一次启机时和第二次启机前大轴晃动度指示一直为0.05mm（实际大轴晃动表传动杆磨损已不能真实反映出大轴晃度的实际值），运行人员没有及时分析和发现大轴晃度表失灵，造成假象。

3、第一次冲动按规程热态升速，2瓦振动超过0.1mm，最大至0.13mm。打闸停机后在没有查清2瓦振动真正原因的情况下又决定第二次冲动，使转子弯曲进一步加大，停机盘车过程中发现有金属磨擦声。

（三）、暴露问题

1、大轴晃度表传动杆磨损、损坏。在两次启机前大轴晃度值一直是0.05mm没有变化，启动时又没有确证大轴晃动表的准确性，误认为大轴晃度值0.05mm为合格，反映出在工作中存在麻痹思想。

2、高压内缸内上壁一个温度测点元件损坏，热工就将其温度表电缆并接在高压内缸内下壁温度测点上，使得高压内缸内壁上下温差不能真正地反映出来。

3、执行规程不严格。第一次启动过程中，2瓦振动超过0.1mm（最大0.13mm），打闸停机后，没有认真分析找出原因和进一步确定主要表计（如大轴晃度表、缸温记录表）的准确性，也没有采取一定的措施，盘车不足4小时，就盲目地进行第二次启动。

4、生产管理存在问题，如运行人员监盘抄表不认真、停机后维护质量差，在高压缸进入低温蒸汽后，至使缸温记录表不能反映出缸温的变化；运行人员分析能力差，停机后高压内缸内壁上下温差一直为零，运行人员没有认真的分析和及时发现问题；2号机大轴晃动表传动杆早已磨损一直无人知道，轴封供汽门不严未能及时处理。

十六 盘车装置突然启动伤人事故的原因分析

汽机盘车突然启动伤人事故概况

2000年5月，某电厂2号机小修期间，在2号轴瓦消缺完工后，拆除安全措施，运行人员就地手动投汽机转子盘车装置时，发现盘车装置启动不了，怀疑盘车装置未啮合好，于是，检修人员用专用手柄就地手动盘车，在检查啮合装置是否到位时，盘车装置突然启动，手柄旋转致使正在盘车的检修人员右手被打伤，运行人员发现盘车装置突然被启动，立即将其停运。本着电力事故“三不放过”的原则，该厂安监人员当即组织了事故调查分析。在此期间没有任何人员在远方或就地启动盘车装置，只有一个运行人员受令到400 V配电室检查盘车装置开关状态，发现开关把手未到位，将其扳到了位。

盘车装置突然启动的原因分析

2.1 盘车启动的热工联锁条件

此盘车装置设计有自动、远方和就地手动3种

启动方式。在每种方式下启动均应满足一定的条件。由于其联锁控制回路极其复杂，经仔细分析、整理得出如下结论：

① 无论采用何种启动方式，只有在盘车啮合好（即SB16H301常开接点闭合）之后，才允许合主启动器。

② 当选择开关切手动时，R-S触发器B输出置0即T5=0，从而T6=0、T7=0、T8=0、T10=0，吸合线圈和辅助启动器均不启动，盘车只能人为就地啮合。啮合好后才能就地手动启动。

③ 盘车远方或自动启动的动作过程：

④ 远方或自动方式启动盘车，在主启动器合闸不成功时，没有自动复位启动指令的功能，即没有使R-S触发器A自动翻转置0的功能，也没有自动发出分闸指令，从而使R-S触发器B以120 s为间隔频繁翻转。

⑤ 远方或自动方式启动盘车，启动指令R-S触发器A和R-S触发器B只有在发出停止指令或选择手动控制方式，才能翻转置0。

由上述分析可知：盘车选择手动控制方式时，就地发出的启动指令只是一个脉冲，在热工回路中没有自保持功能，因此，盘车突然启动的原因很可能发生在电气二次回路。

2.2 盘车装置电气二次回路

盘车电气二次回路，辅助启动器分/合闸指令继电器KCC1、主启动器分/合闸指令继电器KCC2、吸合线圈分/合闸指令继电器KCC3均采用双位继电器。当SF1和Q1开关合上且电源正常，盘车自动或远方启动条件满足时即T5=1，若盘车啮合装置未啮合(SB16H301常闭接点闭合），则T7=1，KCC3继电器动作，其常闭接点断开，常开接点闭合，KL2继电器动作，吸合线圈励磁；同样，T10=1，KCC1继电器动作，KM1接触器动作，盘车电机启动，但是盘车辅助启动器的分/合闸指令继电器KCC1是间断性来回翻转，从而使KM1接触器也间断性动作，即盘车启动0.3 s停5 s，直到盘车啮合装置啮合好时，T13=1，T14=1，吸合线圈分/合闸指令继电器KCC3和辅助启动器分/合闸指令继电器KCC1返回，吸合线圈和辅助启动器停运，此时，T9=1，主启动器分/合闸指令继电器KCC2动作，KM2接触器动作，盘车电机连续运行。由于盘车装置在啮合过程中盘车电机间断性频繁启停，为了防止盘车电机过热，在辅助启动器回路中串接一电阻来限制启动电流。

手动方式启 动盘车时，若条

件满足，则T1=1，T9=1，当控制电源正常时，KCC2双位继电器翻转，此时若动力电源也正常，KM2接触器动作，盘车电机启动。

由此可见，盘车电机电气控制回路具有如下特点：

① 盘车分/合闸指令继电器KCC2是双位继电器，具有自保持功能。

② 盘车装置启动不成功时，没有使KCC2双位继电器复位的功能。

③ 分/合闸指令继电器KCC1、KCC2、KCC3的电源是控制电源，而接触器KM1、KM2、KL2的电源是动力电源。控制电源220 V交流电与动力电源380 V交流电没有直接联系，分别独立存在。

④盘车没有设计动力电源低电压保护，在运行过程中失去动力电源时，KM2接触器失电分断，盘车停运，但KCC2接触器没有被触发返回，当动力电源恢复时，盘车会自动启动。

2.3 控制电源的构成

为了确保控制电源的可靠性，交流控制电源设计得非常巧妙。

以400VCA段动力负荷交流控制联锁电源为例，当400VCA、CB、OCH02母线段电源正常时，继电器KM1、KM2、KM3动作，交流电源由CB段电源经KM1常开接点来提供。若CB段电源失电，则交流电源由OCH02段电源经KM2常开接点和KM1常闭接点来供给。若CB、OCH02段均失电，则交流电源由CA段电源经KM3常开接点、KM2常闭接点、KM1常闭接点来供给。这样，确保了交流电源的备用冗余。

由以上分析可以得出：当盘车控制电源自动开关SF1合上，交流电源正常，若动力电源开关Q1未合到位或未送电，KM2继电器因没有电源而不动作，盘车电机启动不了，但是当动力电源恢复正常即重新合好Q1开关后，KM2继电器动作，盘车电机启动。这就是导致盘车突然启动的原因。暴露的问题

3.1 贯彻执行《安规》的力度不够

《安规》规定“修理中的机器应做好防止转动的安全措施，如：切断电源；切断风源、水源、气源；所有有关闸板、阀门等应关闭；上述地点都挂上警告牌。必要时还应采取可靠的制动措施。检修工作负责人在工作前，必须对上述安全措施进行检查，确认无误后，方可开始工作。”但现场未严格执行《安规》规定。

3.2 个别专业技术人员对设备的电气和热工控制回路不甚清楚，专业技术水平有待提高。

3.3 对电气设备防误检查力度不够，没有及早发现盘车控制回路存在的设计问题，即没有设计防止突然来电启动的防误闭锁控制回路。防范措施

4.1 正确认识和采用双位置指令继电器

双位置继电器对指令具有自保持功能，这样，就可能导致电气设备失电后再恢复电源时又突然启动。象汽机盘车、锅炉空气预热器等设备在热态下不允许长时间停运，以防设备受热不均而变型损坏，因此必须手动盘旋设备，而手动盘旋设备应考虑防突然来电启动的防误闭锁。

在电气控制回路上可以采用如下2种方法：(1)英国机组在汽机盘车控制回路中用手动盘车辅助接点来闭锁盘车启动，即当就地手动盘车时，常闭辅助接点断开，切断盘车启动回路；(2)在盘车的控制回路中用电源电压继电器接点来闭锁盘车启动，但仅适用于脉冲启动指令式控制回路，当发出启动（合闸）脉冲时，若动力电源没电或Q1开关未合好，KSV1继电器的常闭接点闭合、常开接点断开，继电器KCC2不动作。当电源电压恢复正常后，启动脉冲已过，盘车电机不会启动。盘车正 常运行中失电时，KSV1继电器常闭接点闭合，KCC2继电器返回，防止了突然来电启动。

4.2 正确理解和采用R-S触发器

R-S触发器对指令具有自保持功能，这样，也可能导致电气设备失电后恢复电源时突然启动。因此，在热工联锁逻辑中应仔细考虑R-S触发器的复位条件。由上述热工逻辑分析可知：当盘车电机启动不成功时，不能自动复位R-S触发器A、R-S触发器B和指令继电器KCC2，只有发出停止指令或就地事故按钮，才能使R-S触发器A、R-S触发器B和指令继电器KCC2返回。

这就是该电气设备控制回路的不足，应加以完善。

4.3 采用单独的合/分闸指令继电器

对于脉冲指令分/合闸控制回路，可以采用单独的合/分闸指令继电器KCC/KCT。KCC指令继电器只发出合闸脉冲，不会自保持

，用KM继电器常开接点来实现自保持，发出合闸脉冲时，若因动力电源开关Q1未合好或动力电源失电等，KM继电器均不动作，当电源恢复正常时，电机也不会自启动。

4.4 采用电动机本身的动力电源

为了使电气设备控制回路接线简单方便和防止电气设备误启动，低压电动机的控制电源可以采用电动机本身的动力电源。

4.5 在开关结构上采取措施

如俄罗斯部分400V开关就采用了这样一种措施，当开关因保护动作或就地事故按钮停运时，开关只有在机构复位后，才能允许再次合闸。这样，可以避免在没有查出事故原因的情况下盲目启动或自动联动故障设备而扩大事故。十七 三门峡华阳发电有限责任公司三门峡华阳发电有限责任公司

5月31日＃2汽轮机断油烧瓦事故情况汇报

一、事故前运行方式：

2003年5月31日15时42分，＃2机组负荷300MW，#2炉A、B、C、D磨煤机运行，E磨煤机备用。A、B汽泵运行，电泵备用。A凝泵运行，B凝泵备用。A凝升泵运行，B凝升泵备用。A、B循环水泵运行。主油泵带润滑油系统运行，高压调速油泵、交直流润滑油泵备用。B空侧密封油泵运行，A空侧密封油泵、直流油泵备用。B氢侧密封油泵运行，A氢侧密封油泵备用。AEH油泵运行，BEH油泵备用。发电机氢压0.28Mpa。＃2高厂变带厂用电，#1启备变备用。#1炉爆管停炉抢修。

二、事故经过：

5月30日17时10分，运行人员巡检发现“#2机主机冷油器切换阀手轮密封套漏油严重”，记缺陷，要求检修消缺。

5月31日7时52分，检修处理后申请验收该缺陷。15时09分，运行人员发现仍然漏油，没有同意验收。检修继续处理（网上消缺）。15时10分左右，检修人员继续处理漏油缺陷。

15时42分38秒，＃2汽轮机突然跳闸，首出信号“润滑油压低”，主机交、直流润滑油泵联启，润滑油压回升至0.11Mpa。高中压主汽门、调门、高排逆止门联关。炉MFT动作，A、B一次风机、A、B、C、D磨煤机跳闸，燃油速断阀关闭。炉安全门动作。“程跳逆功率”、“逆功率保护”未动作。15时43分左右，检修人员打电话通知运行人员“快停＃2机”，同时通知消防队，另一名检修人员跑步去集控室告诉运行人员。15时43分32秒，手启空侧直流油泵。15时43分06秒，手动将6KV厂用电切至＃1启备变带。15时43分44秒，手动断开崤222开关，解列＃2发电机。15时44分18秒，手动启电泵。15时45分，值班人员发现主油箱油位急剧下降。从曲线查，15时42分41秒，油位-89mm；15时43分13秒，油位-340mm（热工测量最低限）。15时44分13秒，主机润滑油压开始下降，15时45分37秒，油压到0mpa。15时45分32秒，转速2500rpm，瓦温由60℃开始上升。15时46分02秒，转速2350rpm，瓦温上升至160℃（满档）。15时45分50秒，主机轴承振动至满档(150um满档)，轴承冒烟，立即进行事故排氢灭火，同时充CO2。15时46分24秒，手动开启真空破坏门，停B真空泵运行，当时转速2256rpm，当时真空88.35Kpa（DAS画面）。关闭所有通向凝汽器的疏水，因主机真空下降缓慢，退主机汽封。15时46分，值长令拉开崤222甲刀闸，解备厂62A、厂62B开关。15时48分11秒，氢压（0.28Mpa）开始下降，15时53分05秒，氢压到零。15时48分35秒，A空侧交流密封油泵联启。15时50分10秒，关闭电动主闸门。15时50分14秒，A氢侧交流密封油泵联启。15时51分42秒，汽机转速到零。15时54分11秒，空侧密封油压到零。15时56分，停止直流润滑油泵、交流润滑油泵运行。15时58分，停止空侧直流密封油泵、A.B氢侧密封油泵、A.B空侧密封油泵运行。16时36分，停A凝泵运行。16时42分，停A凝升泵。

事故后立即组织各方力量清理汽机零米及六米积油，对汽机油系统进行全面检查。17时30分，处理好冷油器切换阀，18时40分，主油箱补至正常油位。20时10分，汽机房内所有积油全部清理完毕。20时30分，处理好集油管上被崩开的窥视窗。21时12分，陆续启动直流润滑油泵、密封油泵、顶轴油泵，开始手动盘车，6月1日5时34分，转子盘转180度。截至6月2日11时35分，转子已盘转3圈。

三、事故后完成的主要工作：

1、事故发生时公司领导立即赶到事故现场组织人员抢险，清理现场漏油。

2、事故发生后立即向大唐集团公司安生部金主任、刘银顺高工汇报。

3、立即组织人员准备手动盘车，目前转子已盘转3圈。

4、当天夜里公司成立以卫请波副总经理为组长的事故调查组，开展抢险和事故调查；成立以李江海总工程师为组长的事故抢修组，开展事故抢修，初步制定抢修方案，对备品、备件准备工作进行落实。成立以韩占山主席为组长的后勤保障组，组织后勤保障工作。

5、6月1日9时，公司组织相关生产人员参加的事故分析会，对事故原因进行了初步分析。

四、事故原因初步分析：

检修人员在＃2汽轮机润滑油冷却器切换阀检修工作时，没有办理工作票手续，也没有与运行人员打招呼，当将润滑油切换阀上边备帽松开后，大量的润滑油从阀杆与轴套之间隙喷出，润滑油压降低到零，断油，造成造成＃2汽轮机停机烧瓦。详细情况正在进一步调查中。

五、计划抢修的主要项目

从事故过程及事故追忆曲线判断，#2汽轮发电机组轴系#1～8轴瓦已经烧毁（＃

9、10瓦经检查完好），汽轮机通流部分的损坏情况需做进一步的确认。

计划主要检修项目是：揭高中、低压缸检修，对高中压转子、低压转子、高中压缸、低压缸及汽缸通流部分进行全面检查、检修，对烧损轴瓦进行处理。发电机、主励磁机、副励磁机解体大修。对汽轮机整个润滑油系统进行彻底清理。

详细的检修项目和其它专业的检修项目正在编制、整理。目前，抢修的组织机构已经成立，正在积极开展工作。计划抢修工期为一个月。三门峡华阳发电有限责任公司 2００３年６月2日

汽机运行应采取的防范措施。

此通报很典型，虽然机组型号及容量与我公司有一定差异，但对我们很有借鉴之处。此事故起因是检修人员在处理＃2汽轮机润滑油冷却器切换阀漏油后，再次漏泄并处理时，没有办理工作票手续，也没有与运行人员打招呼，当将润滑油切换阀上边备帽松开后，大量的润滑油从阀杆与轴套之间隙喷出，润滑油压降低到零，机跳联动交直流润滑油泵油压恢复后，将主油箱油打空造成再次断油，造成＃2汽轮机断油烧瓦。

一 此汇报不全面，具体原因调查中，但我们本着“事后诸葛”的原则，从中可发现运行人员在此次事件中的不足：

1.“5月31日7时52分，检修处理后申请验收该缺陷”，直至“5月31日15时09分，运行人员发现仍然漏油，没有同意验收”。这期间有7个多小时，如果没有其他操作，则运行人员验收工作太拖沓。

2.消缺不办工作票及检修处理后再次处理不办工作票，我公司也时有发生，我们应引以为戒。

3.“15时42分38秒，＃2汽轮机因“润滑油压低”突然跳闸，而15时43分44秒，手动断开崤222开关，解列＃2发电机”。说明低油压联跳发电机保护未投或不好用。延误机组惰走时间1分06秒。

4.“15时46分24秒，手动开启真空破坏门，停B真空泵运行”。破坏真空不及时、不果断。如果42分38秒机跳时由于具体原因不清，没有及时破坏真空可以理解；但43分44秒解列发电机时，还不破坏真空就有点说不过去了。延误破坏真空至少2分30秒。

二 若我公司发生同样事件（运行中油系统或设备突然大量漏油）时，运行人员可采取下列手段降低设备受损程度。

1.设法切除漏泄部位或堵漏。

2.迅速、果断紧急破坏真空停机，尽量缩短惰走时间。3.加强补油，可用高位油箱补油，同时联系检修补油。4.适当降低油压（润滑或调速），减少漏泄速度，缓解主油箱油位下降速度，必要时可仅保证顶轴油泵正常运行。

5.空侧密封油泵有可能无法正常运行时，应果断将平衡阀切至旁路运行保持单侧密封，同时排氢。

6.漏泄出的润滑油必须做好防火措施。2003年6月5日

电气运行应采取的防范措施。

1、做好汽机下列油泵电机定期绝缘测定工作

启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、空氢侧直流密封油泵、顶轴油泵、盘车。

2、每班主岗人员必须对蓄电池浮充电流和放电控制器滑杆位置进行校对，不符合要求及时调整，确保蓄电池良好备用。

3、启动直流油泵时，要加强对220V直流系统的监视与调整，保证直流母线电压稳定。4、220V直流系统接地时，要严格按规程规定进行查找并联系处理。5、220V蓄电池定期充放电期间，注意监视调整母线电压。十八 太原第一热电厂99年300MW机组发生断油烧瓦事故

1999年12月4日山西省太原第一热电厂11号300MW机组发生断油烧瓦事故。事故造成发电机两侧轴瓦（6号、7号）钨金烧损，发电机转子下沉2-3mm，油档磨损。

（一）、事故前运行方式

11号机组带有功负荷211MW，主汽流量789t/h，主汽压力13.37MPa,主汽温度537℃,主油泵运行由2号射油器供润滑油(压力187kPa,温度40℃),主油箱油位42mm/32mm；高压启动油泵、交流、直流润滑油备用，1号抗燃油泵运行，2号抗燃油泵备用，抗燃油压力4.1MPa,机组运行正常。

（二）、事故经过

12月4日5时50分值班员在巡检中发现11号机左侧高压主汽阀油动机控制滑阀下部法兰垫呲开，大量油气喷到主蒸汽各处室道上引起冒烟，遂立即报告单元长和司机，5时56分由于主汽门信号电缆烧坏，主控误发“右高压主汽门关闭”和“左中压主汽门关闭”的信号，11号炉灭火；司机在主控室打闸未掉机，并启动交流润滑油泵，润滑油压由187kPa升到192kPa，通知巡检员就地打闸，5时57分机头打闸，主控发“电磁遮断阀动作”信号，5时58分电气值班员检查有功负荷到零，断开发电机201开关解列，司机停止1号、2号抗燃油泵运行，转速开始下降，当转速下降到2530-1987r/min过程中，主控相继发出“润滑油压低1值”（68kPa）、“润滑油压低2值”（49kPa）、“润滑油压低3值”（29kPa）信号，并联动直流润滑油泵，机组轴系振动增大，瓦温升高超限（4号、5号振动超过172μm，5号、6号、7号瓦温超过100℃），开真空破坏门破坏真空。转速下降到1756r/min时，“润滑油压低3值”、“润滑油压低2值”、“润滑油压低1值”信号恢复正常，润滑油压回升至234kPa，机组轴系振动开始减小，瓦温下降恢复。6时09分转速降到零，润滑油压234kPa，司机停止直流润滑油泵，消防队开始灭火。汽轮机转子惰走时间为10分43秒（正常为41分左右），期间润滑油压低于29kPa以下时间为31秒。6时12分启动盘车，机械盘车带不动，人力盘车。

（三）、事故原因分析

汽轮机左侧高压主汽阀油动机控制滑阀下部为平法兰，法兰垫为耐油石棉垫，外径250mm，内径160mm，厚度2mm，上下涂有密封胶，法兰共有8条直径16mm的栽丝，在一栽丝穿孔处呲口，抗燃油由此喷出，引起冒烟、着火。初步分析发生断油烧瓦的原因是：汽轮机打闸、发电机解列，在转速下降的过程中，主油泵不参加工作后，2号射油器出口逆止门未关，交流油泵供出的油通过2号射油器出口逆止门及2号射油器返回主油箱，造成润滑油压下降到29kPa以下，机组发生断油烧瓦，直流油泵联动后，在供油量剧增的情况下，2号射油器出口逆止门关闭，油压很快恢复正常。十九 珠江电厂94年2号机断油烧瓦事故

1994年3月30日，珠江电厂2号机在事故紧急停机过程中，由于设计变更错误，交直流润滑油泵不能低压联锁起动，同时值班人员处理不当，没有及时发现并迅速启动交直流润滑油泵，造成汽轮机断油烧轴瓦。

（一）、事故经过

2号机是哈尔滨汽轮机厂生产的引进型300MW产品。15时08分，二号炉BTC盘发出FMT（主燃料切除）动作信号，锅炉灭火，汽机跳闸，发电机解列，厂用电自投成功。解列后，汽机值班员进行停机后有关开启旁路，切除轴封汽源，启动备用真空泵，停凝结水泵的操作。15时17分，转速降到1550转/分，司机启动顶轴油泵。15时25分，转速从1000转/分迅速降到零。投盘车不成功，检查发现润滑油压接近零，即启动交流润滑油泵，油压上升到0.14MPa后再投盘车也不成功。全部惰走过程仅17分钟，比平常55分钟减少38分钟。惰走期间润滑油中断，致使轴瓦烧损。

（二）、设备损坏情况

经揭缸检查，汽轮发电机组轴瓦除6瓦完好以及7、8瓦磨损不严重外，其余五个轴瓦全部烧损，钨金脱落，轴颈稍有磨损。汽机油挡、高压缸下汽封，有不同程度的磨损。

（三）、事故原因分析

1、二号机出现“手动MFT”跳闸，查实为锅炉保护装置误动，是事故的诱发原因。

2、机组解列后，主汽门关闭，润滑油压随转速下降而下降，当油压降到0.07MPa和0.06MPa时，交、直流润滑油泵应自动启动，但实际没有启动，是事故的主要原因。二号机润滑油泵控制开关由于质量存在问题，在调试时发现机组停止后，润滑油泵在润滑油压低时联锁不能切除，致使油泵长期运行，停不下来。后做修改，在润滑油压低压联锁启动交、直流润滑油泵的回路上串接一个接点，这个接点在汽轮机运行时呈闭合状态，而在主汽门关闭工况下，接点呈打开状态，在打开状态下，低油压联锁自启动回路则被切除，故交直流润滑油泵均不能启动。

3、运行人员在汽机解列后，没有按规程规定：严密监视润滑油压，当汽机转速下降到2700转/分，润滑油压降到0.77-0.84MPa，交、直流润滑油泵未能自动启动时，立即手动启动交、直流润滑油泵，致使汽机转速降低到主油泵不能正常供油的情况下，机组断油烧瓦，转子下沉，高压缸下部动静径向间隙消失，磨擦卡死，是事故重要的原因。

4、汽机解列，出现润滑油压低之后，BCT盘没有发出低油压低Ⅰ值、低Ⅱ值、低Ⅲ值三个声光报警信号，及时提醒运行人员立即处理。其原因与润滑油泵不能低压联动一样，被变更后的二次回路接点所切除。这也是运行人员未能及时手动启动交、直流润滑油泵的原因之一。

（四）、反事故措施及对策：

1、运行中的汽轮机交、直流润滑油泵及其低油压自启动装置，必须经常处于良好状态。没有自启动装置或自启动装置不完善的机组，不允许启动，运行中的机组必须立即安排处理。

2、运行中汽轮机的交、直流润滑油泵，其低油压联锁启动开关必须在投入位置，不得随意退出。

3、运行中交、直流润滑油泵及其低油压自启动装置应每周试验一次。每次正常停机前要进行试验，停机后，在主汽门关闭工况下，也要进行试验，以便检查自启动功能是否正常。

4、停机时应设专人监视润滑油压和轴瓦温度、随转速下降及时投入交、直流润滑油泵。运行人员还必须熟悉交流或直流润滑油泵工作失常情况的紧急处理方法。

二十 高加联成阀检修烫伤事故

长广煤矿发电厂3号机1号高加联成阀(图1)泄漏检修。当时A给水泵运行，高加汽侧及水侧已隔离24h，汽、水侧压力表指示均为零。当阀盖与阀体联接螺丝拆除时，法兰面有汽冒出，5min后有大量的汽水混合物从联成阀冲出，由于检修人员躲闪不及造成2人被烫伤的重大事故。

事故原因

1.1 现场检查发现给水并未经高加进口电动阀漏入高加联成阀，而高加联成旁路却有水流入高加联成阀，并间歇性有汽水从联成阀冲出。可以判断有两路阀门存在泄漏现象：一路是1号高加进汽电动门少量漏汽进入高加气侧；另一路因高加出口电动阀及高加出口总阀隔离不严，少量给水经联成旁路进入联成阀。

1.2 检修前1号、2号高加汽侧已泄压，但1号高加进汽电动门的漏汽使高加内部汽、水侧处于无水高温状态。此时高加水侧也已泄压，高加进口联成阀处于关闭状态，少量倒回的水大部分积聚在高加进口联成阀，水无法进入高加内部。当检修人员解体高加进口联成阀阀盖和阀盖盘根后，原处于关闭的高加进口联成阀变成关闭不严，少量水进入1号高加后立即汽化，若进一步进水则产生压力，只要有大于0.01 MPa的压力就可将进口联成阀阀盖冲出。进口联成阀阀盖冲出后，此时1号高加从进口联成阀进一部分水，则有一部分汽、水混合物冲出。事故经验教训

2.1 高温状态下检修加热器必须确保隔离严密。

2.2 当加热器处于无水高温状态时不能轻信压力表指示为零态。

2.3 高温法兰拆卸时若有汽水冒出应立即停止检修，检查隔离措施是否完善。

2.4 检修人员拆卸高温状态的法兰时，应留有最后对角2个螺丝，松脱时人应避免与法兰正对。