汽机运行专业防止非停技术措施及事故处理预案(4)

⑴ 立即联系机副控手启电泵。

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，立即提高电泵勺管开度，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。

⑷ 燃烧方面配合汽包抢水位同上，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 视情况打闸故障汽泵，停用前置泵，转速到零后投盘车。 ⑻ 检查故障原因，故障消除后尽快重新启动。 ⑼ 做好事故象征及处理过程记录。 ㈢、单台汽泵跳闸、电泵未自启且手启不来 １、现象：

⑴ “一台汽泵运行中跳闸”光字牌报警，电动给水泵未自启。 ⑵ 锅炉汽包水位向下降低并波动。 ⑶ 电动给水泵手启失败。 ⑷ 跳闸汽泵出口门自动关闭。 ２、处理：

⑴ 汇报班长，立即安排专人监控汽包水位。

⑵ 检查RB动作正常，Ｉ层给粉机跳闸，Ａ层油枪应自投，否则手动干预，紧急停用运

行制粉系统。（#2机组负荷大于190MW时，给水RB动作，低于190MW应立即手动干预）

⑶ 调整未跳闸汽泵至最大出力（若再循环门开启应在“MAN”位置关闭）。

⑷ 根据炉膛负压变化情况，依次停用G1、G3、G2、G4给粉机（间隔5秒停一台）降负

荷，保持汽包压力平稳快速下降，同时要做好虚假水位的判断和处理。

⑸ 迅速调整送、引风机出力维持炉膛负压稳定。将送、引风机，各层给粉机层控制切

至手动调整，调整二次风箱压力，投入Ｂ、Ｇ层稳燃油枪维持炉膛燃烧稳定。 ⑹ 将一次风机控制切手动调整，调整一次风管动压，保持燃烧稳定。

⑺ 汽包水位接近—250mm时，可开启过热器向空排汽阀，利用虚假水位赢得处理时间。 ⑻ 降负荷目标为150MW～170MW。

⑼ 如汽包水位低锅炉MFT，按锅炉MFT处理。

十二、机组振动异常事故处理预案： １、现象：

⑴ DEH、DCS振动指示增大。

⑵ DCS、光字牌“转子振动大”报警。 ２、原因：

⑴ 机组负荷、蒸汽参数骤变，主、再热汽温差或两侧温差过大。

⑵ 汽轮机开、停机过程中本体疏水阀状态不正确，暖机不充分或暖机时蒸汽参数不稳

定，缸胀和汽轮机金属温度未达到要求。汽轮机空载时间过长，真空过高。 ⑶ 润滑油温、发电机氢、油、水温、励磁机风温异常，氢冷器氢温不平衡。 ⑷ 轴封汽温度及压力异常。 ⑸ 轴封损坏或通流部分摩擦。

⑹ 推力瓦块损坏，轴向位移增大或轴瓦间隙不合格。 ⑺ 汽轮机水冲击。

⑻ 汽轮机断叶片或转子质量不平衡。

⑼ 汽轮发电机组中心不正、台板松动、联轴器松动。 ⑽ 汽缸滑销系统故障，造成膨胀不畅。 ⑾ 机组大轴弯曲。

⑿ 发电机静、转子电流不平衡或发电机磁场中心变化或转子线圈短路。 ３、处理：

⑴ 机组轴承振动异常增大，立即汇报集控员A、值长，迅速查明原因（检查机组参数、负荷、真空、差胀、轴承温度、轴向位移、上下缸温差、润滑油压力及温度、密封油温度、氢气温度及其温差、发电机定子冷却水温、励磁机风温、轴封汽温度及压力、凝汽器水位等）并采取相应措施进行处理。

⑵ 机组轴承振动达 0.125mm，DCS报警，立即汇报集控员A、值长，适当降低机组负荷，降负荷速率为3～5MW/min（轴振上升快时加快降负荷速度）；在原负荷基础上降30MW，停留观察，如果轴振不再继续上升，则稳定汇报；若机组轴承振动继续上升，立即快速降低机组负荷直至机组轴承振动不再上升。同时汇报有关领导并进一步查找原因，进行相应处理。

⑶ 若机组轴承振动达0.254mm且任一相邻轴承振动达报警值，汽轮机自动跳闸，否则

手动打闸。

⑷ 确认汽轮机内部发生明显金属撞击声或机组发生强烈振动，立即破坏真空紧急停机。 ⑸ 发现调节级压力或抽汽压力异常、凝结水硬度突然增大，立即查明原因（检查振动、轴向位移、推力轴承金属温度、凝汽器水位等），确认汽轮机叶片断落，立即破坏真空紧急停机。

⑹ 若发电机解列后，机组振动明显减小或在提升发电机电压时机组发生异常振动，应汇报值长，联系电气。

十三、汽机运行专业定期试验操作规定及事故预想 １、高压主汽门及中调门活动试验 操作规定：

１）、试验在负荷稳定时进行，并联系热控人员配合。

２）、主机汽门活动试验在负荷250MW以下进行。3）、操作应在集控员A监护下进行。

试验时机组负荷和参数稳定，锅炉注意监视汽包水位变化，做好事故预想。 4）、进行操作由“顺序阀”切为“单阀”控制或由“单阀”切为“顺序阀” 控制步骤后，

均保持30秒稳定间隙，才进行下一步操作。 事故预想：

1）、发现有阀门活动不畅，应停止该阀门试验，联系检修排除故障。

2）、发现有阀门试验中突然关闭，应停止该阀门试验。根据汽包水位波动、汽压上升情

况，启用电泵，抢救汽包水位至正常。必要时可短时开启过热器向空排汽，赢得处理时间。汽压突升，注意主汽压力不超压，锅炉停用给粉机控制压力，投油稳定燃烧。

２、Ａ、Ｂ小机低压主汽门活动试验 操作规定：

1）、巡操、热控配合。

2） 操作应在集控员A监护下进行。试验时机组负荷和参数稳定，锅炉注意监视汽包水

位变化，做好事故预想。

事故预想：发现炉汽包水位向下降低并波动，“两台汽泵转速偏差大” 光字牌报警，“汽

包水位低”光字牌报警，“#给水泵泵跳闸”光字牌报警发出。

1）、立即手启电泵，停止小机汽门活动试验。电泵启动电流返回后，立即提高电泵勺管

开度，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）、抢救汽包水位时，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。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。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。

3）、在处理汽包水位时，注意故障小机转速应下降；必要时可将小机打闸，以防止小机

汽门突然又开启，造成汽包水位剧烈波动。汽包水位事故处理期间，热控暂不处理汽门活动故障。

4）、电动给水泵手启失败。检查RB动作正常，Ｉ层给粉机跳闸，Ａ层油枪应自投，否

则手动干预，紧急停用运行制粉系统。调整未跳闸汽泵至最大出力（若再循环门开启应在“MAN”位置关闭）。 根据炉膛负压变化情况，依次停用G1、G3、G2、G4给粉机（间隔5秒停一台）降负荷，保持汽包压力平稳快速下降，同时要做好虚假水位的判断和处理。

迅速调整送、引风机出力维持炉膛负压稳定。将送、引风机，各层给粉机层控制切至手动调整，调整二次风箱压力，投入Ｂ、Ｇ层稳燃油枪维持炉膛燃烧稳定。将一次风机控制切手动调整，调整一次风管动压，保持燃烧稳定。 汽包水位接近—250mm时，可开启过热器向空排汽阀，利用虚假水位赢得处理时间。降负荷目标为150MW～170MW。如汽包水位低锅炉MFT，按锅炉MFT处理。 ３、凝汽器真空严密性试验

操作规定：1）、热控人员到场配合，就地、集控室均有人配合并联系妥当。 2）、试验期间尽可能避免进行其它影响机组状态的操作。 事故预想：

1）、运行真空泵一次蝶阀关闭后，若真空下降速度超过4kPa/min或真空降至90kPa，应停止试验，开启进口一次蝶阀。

2）、若进口一次蝶阀打不开或真空降至90kPa以下，启用备用真空泵。 3）、若真空继续下降，应立即通知锅炉降负荷。具体数值可参考规程：

真空kPa 负荷MW 300 250 200 150 100 50 88.0 87.0 86.0 85.0 84.0 83.0 82.0 0 停机 81.0 若真空下降幅度和速度过快，应尽可能加快降负荷，在保证锅炉安全情况下稳定凝器真空；机组因真空低停机时及时切除关闭高、低压旁路，关闭主、再热蒸汽管道至凝汽器疏水阀。

４、备用真空泵自启动试验及轮换

操作规定：1）、 热控人员到场配合，就地、集控室均有人配合并联系妥当。 2）、机组负荷260MW及以下，试验期间尽可能避免进行其它影响机组状态的操作。 事故预想：

1）、真空泵未启动，一、二次蝶阀打开，机组大量漏气跌真空。紧急拉开控制箱试验开关电源（#1机）、DAS画面上关闭蝶阀（#2机）、或关闭压缩空气至一、二次蝶阀进气快阀。

2）、真空泵已停用，一、二次蝶阀未关闭。同上处理。 3）、启、停真空泵，注意气水分离器补水。 ５、加热器危急疏水阀动作试验

操作规定：1）、 热控人员到场配合，就地、集控室均有人配合并联系妥当。 2）、机组负荷260MW及以下，试验期间尽可能避免其它影响机组状态的操作。 3）、不允许动作试验同时进行。应进行一台加热器，试验结束后加热器水位稳定，再进行另一台。

事故预想：1）、加热器危急疏水门动作后关不掉，影响真空。处理：开启高加疏水扩容器减温水减温，必要时启用备用循环水泵，注意疏扩及管道振动；稳定机组负荷。注意除氧器水位，必要时开启备用凝泵向除氧器打水。

2）、加热器水位波动大，造成加热器跳闸，机组负荷波动大，影响汽包水位。处理：加热器水位切手动调整、保持稳定；稳定机组负荷，保持燃烧稳定。 ６、电动给水泵启动试验

操作规定：就地、集控室均有人配合并联系妥当。 事故预想：

1）、启用电泵后，注意检查电泵、前置泵各轴承温度、油压，给泵出口压力正常。 2）、停用电泵后，注意电泵出口压力。发现电泵出口压力上升、A、B给水泵转速上升、前置泵流量上升，除氧器水位上升，汽包水位下降，判断为电泵出口逆止阀不严密、倒水至除氧器。处理：关闭电泵出口电动门，严禁关闭电泵进口门；根据汽包水位下降情况，必要时降负荷、降低给水压力；手紧电泵出口门，监视出口压力。如发现电泵转速上升迅速，超速损坏偶合器，应采取的手段是须立即MFT，停邻近运行给水泵、关省煤器进口电动阀，防止人身设备事故发生。 ７、EH油泵低油压自启动试验及轮换

操作规定： 1）、热控人员到场配合，就地、集控室均有人配合并联系妥当。2）、EH

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