汽机运行专业防止非停技术措施及事故处理预案(3)

⑶ 在进水支阀开启情况下，不得为调整发电机氢温而关闭任一氢冷器出水支阀。 ⑷ 开式水系统有检修工作时，应向检修交代开式水系统管路内有氢。开式水系统有动

火工作时应严格执行动火工作管理规定。

９、查发电机两端端盖漏氢较大时，应适当提高密封油油氢差压，确系密封瓦磨损造成

漏氢大时，应提高油氢差压至150kPa以上。

10、漏氢过大（每天50立方以上）时，应适当降氢压运行（开式水压力定子冷却水压力

相应适当降低，以确保氢水差压在合格范围内），视定子铁芯、线圈温度降低机组负荷。

11、制氢站应准备充足、合格的氢气。

㈡ 发电机氢气纯度下降事故预案 １、原因：

⑴ 空、氢侧油压力不平衡，空侧油窜入氢侧油中，带入空气；或氢侧油窜入空侧油中，

氢侧油损失，氢侧油箱油位下降，空侧油自动补入氢侧油箱，将空气带入； ⑵ 润滑油、密封油含水超标，或其它原因使发电机氢湿度大； ⑶ 氢侧油箱自动供、排油阀任一内漏； ⑷ 供氢纯度不合格或取样化验不准确。 ２、处理：

⑴ 调节氢侧油泵再循环门，始终保持氢侧母管油压高于空侧母管油压0.02～0.05MPa，

保持微差压计指示在0±490Pa以内（微差压略向右偏最好），汽、励两端不一致时应联系检修调整；

⑵ 发电机氢压变动较大时，应检查油氢差压正常，并及使调整氢侧母管油压，维持空、

氢侧密封油压平衡；

⑶ 注意检查氢侧油箱自动补、排油阀的严密性；

⑷ 保持发电机氢湿度合格。视情况投用氢干燥装置除油、除水。调节轴封汽，加强滤

油，保证透平油含水合格。

⑸ 发电机正常运行中氢纯度应＞96％，低于96％，应对发电机换氢。

㈢ 发电机氢气湿度不合格事故预案 标准：露点－5℃～－25℃

原因：１、氢干燥装置未投入或工作不正常；

２、发电机检漏仪有水放出，氢水压差小于0.035MPa； ３、密封油系统工作不正常，空气卷入氢侧密封油；

４、润滑油、密封油微水含量超标（轴封汽压力高或轴封系统不正常）； ５、季节性原因，空气湿度比较大时（秋冬季氢湿度不合格的次数少些） 处理：１、增加氢干燥装置排水次数；

２、确认发电机氢冷却器、氢干燥装置氢冷却器不漏；

３、检查再生加热是否正常，检查压缩空气是否正常，切换是否正常，电磁气动球阀状态是否正确；

４、检查氢干燥装置工作正常：再生筒进、出口温度；干燥、再生切换周期； ５、调整轴封汽压力正常，防止油系统进水； ６、联系检修滤油，联系化学确保供氢湿度合格；

７、调整氢压大于定子水压0.035MPa，排尽浮子检漏计内存水；

８、必要时换氢。

九、主机轴瓦温度高（以#2机#2瓦为例）事故预案 处理：

１、处理加强对#2瓦振动、轴承回油温度监视，若发现有异常升高，检查机组相关运行

参数、负荷、真空、差胀、轴向位移、上下缸温差；润滑油压力及温度、密封油温度、氢温、轴封汽温度及压力，发现参数异常及时进行调整。

２、发现DEH上#2瓦温度1异常升高（超过100℃且有上升趋势），注意#2瓦温度2及

DCS上#2瓦温度1、2，以及#2瓦回油是否有异常升高，同时运行可采取以下措施： ⑴ 适当降低大机冷油器出口油温（下限35℃），控制轴瓦进油温度；

⑵ 开启备用润滑油滤网进、出口门，增加轴瓦进油量。轴承润滑油压进油压力上升不

明显，可启用大机交流润滑油泵。 ⑶ 汇报值长，降低机组负荷至160MW。

⑷ 用测温仪对#2瓦表面温度、回油温度测温。虽经采取措施无效，应及时逐级汇报，

会同有关部门共同诊断处理。

⑸ 发现#2瓦温度迅速达到112℃、且#2轴承温度2也快速上升时，或轴承断油、冒烟

或回油温度急剧升高至82℃，汽轮机组按“破坏真空”紧急停机处理。

十、锅炉MFT、机组未跳闸事故预案

㈠、锅炉岗位操作要点：

１、确认MFT首出原因，确认燃料已全部切断，确认汽机未跳闸。 ２、确认过、再热器减温水各调整门、隔离门已关闭。

３、若非送、引风机造成的锅炉MFT，立即将炉膛总风量降到30%；若是则确认原因后迅速启动一套送、引风机运行，调整炉膛总风量到30%。 ４、吹扫条件满足后立即进行炉膛吹扫。

５、确认电泵已联锁启动，两台汽泵已退出，立即提升电泵转速，迅速维持汽包水位正常。

６、将空预器间隙调整装置切手动，并按下紧急提升按钮。

７、锅炉吹扫完成后，迅速投运油枪，并通知临炉，汽温偏低时应首先投入F层油枪。 ８、锅炉点火后特别注意前屏后汽温变化，严防超温。

９、过、再热汽温回升后，防止减温水量使用过当，造成汽温下降。 ㈡、汽机岗位操作要点：

１、立即打开专用画面，确认汽机未跳闸，通知锅炉。

２、检查目标负荷快速下降，注意“低汽温保护进行中”变红色，并开始计时。 ３、检查电泵自启动，启动正常后即倒换厂用电，联系断开0611开关。 ４、检查辅汽联箱进汽电动门自动开启。

５、检查辅汽至轴封调整门开足、溢流门关闭，开启辅汽至轴封旁路门，维持轴封汽压

力正常。

６、高、低旁动作应及时关闭，负荷低于120MW时，旁路切除。

７、目标负荷达到15MW时立即投入“功率回路”，设目标值进一步关小调门降负荷。 ８、注意本体疏水自动开启，30MW负荷以下关一、二、三抽汽电动门。 ９、根据邻机情况、本机轴封汽压，决定是否关闭四抽至除氧器电动门。 10、注意MFT后，联跳两台汽泵，转速到零后投盘车（之前停前置泵）。 11、注意调整、维持除氧器、凝器水位。 12、停电泵辅助油泵。

13、注意检查主、再热汽温、过热度、汽机本体有关参数正常。 14、锅炉点火后立即“复位”低汽温保护。

15、锅炉重新点火，主汽压回升时退出“功率回路”，缓慢开大调门带负荷。 ㈢、电气岗位操作要点：

电气岗位主要是电泵自启动或手动启动正常后，MFT后厂用电实现人为顺序切换。

①、#1机单机运行时：

１、确认4800开关在合位----合上601开关(确认合上)----拉开611开关。 ２、确认4800开关在合位-－-合上602开关(确认合上)----拉开612开关。 ②、#1机双机运行时

１、合上601开关(确认合上)----拉开611开关。

２、确认4800开关在合位----合上602开关(确认合上)----拉开0622开关---合上0612

开关---拉开612开关。 ③、#2机单机运行

1、按下“顺切A”按钮，检查601开关自动合上，621自动断开。 2、按下“顺切B”按钮，检查602开关自动合上，622自动断开。 ④、#2机双机运行

１、按下“顺切A”检查601开关、0621开关自动合上，621开关自动分开。 ２、按下“顺切B”检查602开关自动合上、622开关自动断开。 ３、手动拉开0611开关。 ⑤、#3机倒换厂用电：

１、点击“6kV3A段快切” 按钮，按下“手动切换”，检查0631开关自动合上，631开

关自动断开。

２、点击“6kV3B段快切” 按钮，按下“手动切换”，检查0632开关自动合上，632开

关自动断开。 ⑥、#4机倒换厂用电：

１、点击“6kV4A段快切” 按钮，按下“手动切换”，检查0641开关自动合上，641开

关自动断开。

２、点击“6kV4B段快切” 按钮，按下“手动切换”，检查0642开关自动合上，642开

关自动断开。

其次，应根据情况将无功调整到10Mvar。 ㈣、值长岗位操作要点：

立即通知出灰停用电除尘，以免影响吹扫。立即通知热控到场，解除有关保护（汽包水位高低MFT），及热控炉控班、机控班其它配合工作，通知电气保护人员到场，以免厂用电切换不正常，通知锅炉检修到场，解决可能出现的油枪故障。立即汇报有关领导和专职到场。关注厂用电倒换是否正常，确保邻机安全。协调、指挥机、炉之间的事故处理。

十一、单台汽动给水泵故障事故预案 ㈠、单台汽泵跳闸、电泵自启或手启成功 １、现象：

⑴ “一台汽泵运行中跳闸”光字牌报警，电动给水泵自启动。 ⑵ 锅炉汽包水位向下降低并波动。 ⑶ 跳闸汽泵出口门自动关闭。 ２、处理：

⑴ 检查电泵是否自启成功，否则机副控立即手启电泵。 ⑵ 汇报班长，立即安排专人监控汽包水位。

⑶ 电泵启动电流返回后，炉盘立即提高电泵勺管开度（转速调节器在“MAN”位置），

不要停顿，以未跳汽泵转速为目标提高电泵转速。机盘按锅炉要求操作再循环门（但不要完全关死或者降电泵转速时应及时开启），协助锅炉稳定汽包水位。（#2机组抢水功能投入，不得擅自解除，抢水自动处理时，炉盘人员应配合调整电泵再循环门）

⑷ 根据机组负荷高低、汽包水位变化和电泵启动速度的情况，紧急停用Ｉ层给粉机降

负荷，投用Ａ层油枪稳燃，机组负荷高时停用运行制粉系统，保持汽包压力平稳下降，注意蒸汽流量和给水流量的匹配，注意对汽包虚假水位判断和处理。 ⑸ 汽包水位调整稳定后，投运行给水泵自动，维持负荷、燃烧稳定。 ⑹ 检查电泵运行正常，停用辅助油泵。检查另一台汽泵运行正常。 ⑺ 视故障情况停用跳闸汽泵前置泵，转速到零后投盘车。

⑻ 检查跳闸原因，如系保护正确动作，待跳闸原因消除后，检查无异常，重新启动；

因润滑油压、轴向位移、超速跳机后再次启动前，应慎重检查，必要时汇报上级；如系保护误动或人为误动，应尽快重新启动并向有关部门汇报。 ⑼ 做好事故象征及处理过程记录。

㈡、单台汽泵转速下降无出力但未跳闸、电泵手启成功 １、现象：

⑴ 锅炉汽包水位向下降低并波动。

⑵ “两台汽泵转速偏差大” 光字牌报警，“汽包水位低”光字牌报警。 ⑶ 可能有“#前置泵跳闸”光字牌报警发出。 ２、处理：

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