单元机组事故处理--锅炉事故诊断与处理.ppt

1,第六章单元机组事故处理,讨论的问题,1单元机组事故处理应遵循的原则是什么2锅炉常见的主要事故有哪些3空气预热器低温腐蚀、堵灰的主要原因是什么如何预防与处理4省煤器磨损、泄漏的主要原因是什么如何预防与处理5燃烧产生的事故主要有哪些5锅炉灭火的主要原因是什么如何预防与处理6炉膛爆燃的主要原因是什么如何预防与处理7烟道再燃烧的主要原因是什么如何预防与处理8锅炉结焦的主要原因是什么如何预防与处理9什么是“四管泄漏”事故水冷壁爆管的主要原因是什么如何预防与处理过热器、再热器爆管的主要原因是什么如何预防与处理省煤器爆管的主要原因是什么如何预防与处理10锅炉水位事故的主要原因是什么如何预防与处理11风机事故的主要原因是什么如何预防与处理,讨论的问题,1锅炉常见的主要事故有哪些总结各类事故发生的原因、现象和处理措施2汽轮机常见的主要事故有哪些总结各类事故发生的原因、现象和处理措施3机组运行中电气方面的故障主要有哪些,一、概述,随着技术的发展，机组自动控制、安全保护方面也达到了日益完善和可靠的程度。但是在运行过程中，机组仍受到各种程度的事故威胁。避免发生事故和正确处理事故是运行人员的重要责任。“四不伤害”我不伤害自己、我不伤害别人、我不被别人伤害、我不伤害设备。“四不放过”事故原因不清楚不放过、事故责任者和应受教育者没受教育不放过、事故责任者没有受到处理不放过、没有采取防范措施不放过。,事故的影响程度,机组事故按照部件损坏后的影响程度可分为四类致命事故、重大事故、一般事故和轻微事故。致命事故主机、系统损毁和导致人员死亡的事故；重大事故是部件损坏引起机组非计划停运的事故；一般事故是部件损坏引起机组出力降低但没有造成机组非计划停运的事故；轻微事故是部件有损坏但不影响机组出力的事故。,汽包爆炸,水冷壁爆管,过热器爆管,结渣,俄罗斯水电站事故,泰国汽轮机发电机飞车事故,汽轮机断叶片事故,单元机组事故特点,机组容量大，事故停运后损失大。大型机组结构复杂，发生事故造成设备损坏的检修费用高，周期长、启停时间也较长，对电力系统影响大。单元机组纵向联系紧密，机炉电任一环节发生故障，都将影响整台机组的运行。甚至是辅机损坏都可能造成机组降出力运行或停运。单元机组横向联系较弱，单元机组内部故障一般不影响其他机组运行，事故一般可以限制在本机组范围内。,单元机组事故特点,高参数大容量机组的金属材料的设计裕量有限，由于参数超限、管壁超温而造成的设备事故占很大比例。由于自动装置及保护装置质量不良、系统设计不佳和使用不当，均会造成设备的停运，甚至还会造成设备损坏事故。单元机组要求机炉电，特别是机炉之间协调操作，如操作不当，也可能造成机组参数超限，甚至造成机组停运或设备损坏事故。,单元机组事故的处理原则,消除事故要快，要保障安全，不使事故扩大，以保证人身安全、保证电网安全、保证不损坏或尽量少损坏设备为原则。机组发生事故时，应立即停止故障设备的运行，并采取相应措施防止事故蔓延，保持非故障设备的运行。在事故处理中，要求机炉电密切配合。要保持厂用电系统的正常运行，特别是公用段和直流系统的正常运行。,单元机组事故的处理原则,尽量缩小事故波及范围，注意对负荷、转速等基本工作参数的监视，尽力保持机组安全运行。汽轮机或发电机发生事故时，应尽可能维持锅炉运行，以降低启动费用，缩短恢复时间。事故消除后，应将事故的原因、发展过程、损坏的范围、恢复正常运行采取的措施、防止类似事故发生的方法和事故发生时的监视过程以及机组的主要技术参数，进行详细记录。,二、锅炉事故诊断与处理,燃烧事故,受热面事故,水位事故,,锅炉灭火炉膛爆炸尾部烟道二次燃烧,,水冷壁爆管损坏过热器管损坏再热器管损坏省煤器管损坏,,缺水事故满水事故汽水共腾,锅炉燃烧事故,锅炉燃烧事故是发电厂常见事故，其中锅炉的灭火打炮和烟道再燃烧是火力发电厂较典型的常见燃烧事故。出现灭火事故时，如能及时发现、正确处理、则锅炉能很快恢复正常运行；如未能及时发现，没有停止供粉，或者已发现，而是增加燃料企图用爆燃的方法使炉膛恢复着火，其后果往往是扩大事故，引起炉膛或烟道爆炸，造成设备严重损坏。,返回,锅炉灭火,事故现象炉膛负压突然增大，风压表指示到最大值；一、二次风压表指示减小；锅炉火检消失；汽压、汽温、水位、蒸汽流量急剧下降，MFT动作，切除所有燃料，相应设备跳闸。事故原因（1）燃料质量低劣。运行中煤质变差、挥发分过低、灰分、水分过高，煤粉太粗；直吹式制粉系统堵煤、断煤且处理不当。燃用易结焦煤，炉膛塌焦引起灭火。（2）燃烧调节不当。风粉配比不适当；炉膛负压过大，或一、二次风比例不适当。（3）运行中辅机故障跳闸或灭火保护动作。,锅炉灭火,（4）燃烧设备损坏。喷燃器烧坏，使煤粉气流紊乱；给粉机“缺角”运行；油喷嘴雾化不好等。（5）炉膛温度低。送风量或炉墙漏风过大；锅炉负荷降得过快等导致炉膛温度低使燃烧工况恶化。（6）水冷壁管爆破，制粉系统爆炸。（7）全燃油时，油中带水或燃油系统故障。（8）燃烧自动控制失灵或保护误动。（9）厂用电中断。,锅炉灭火事故的处理方法,确认锅炉MFT动作，锅炉熄火，否则立即手动MFT，停止向炉膛供给燃料。关闭减温水阀，尽量保持汽包水位正常。将机组控制方式由自动切换至手动操作，并迅速降低机组负荷。根据事故性质确定是否恢复机组运行，如事故能尽快消除，则维持额定风量的30％，保持炉膛压力正常，进行通风吹扫，复归MFT，按热态启动重新点火恢复机组正常运行。若事故不能及时恢复则按热态停炉、额定参数停机的方式停止机组运行。,返回,炉膛爆炸,炉膛爆炸有两种一是正压爆炸，又称为外爆；二是负压爆炸，又称为内爆。内爆灭火使炉膛风压骤降，形成真空状态，炉墙受到外界空气侧给于的巨大内向推力，称为内爆。外爆炉膛灭火未能及时切断燃料，进入与积存于炉内的燃料又突然燃烧，炉膛风压骤升，形成正压状态，炉墙受到炉内侧给予的巨大外向推力，称为外爆。严重的炉膛爆炸事故将使炉墙破坏、水冷壁管破裂，因此锅炉炉膛爆炸事故是锅炉的重大事故之一。,炉膛爆炸的原因分析,炉膛积存物达到一定浓度燃料、空气、点火源设计上缺乏安全防爆的必要条件灭火保护、火检炉膛及刚性梁结构欠佳以前国产锅炉炉膛的炉墙多为光管轻型炉墙，现逐渐向膜式壁敷管炉墙过度；防爆门不起防爆作用；运行人员误判断、误操作炉膛爆炸事例中约占90％采用“爆燃法”点火；制粉系统及其设备存在缺陷四角给粉不均匀。,返回,尾部烟道二次燃烧,发生烟道再燃烧的主要原因烟道内沉积的大量燃烧物质（煤粉或油垢）在一定条件下复燃。现象锅炉尾部烟道温度不正常地突然升高；自锅炉尾部烟道人孔可发现火星或冒烟；若预热器处发生二次燃烧时，预热器外壳发热或烧红，预热器电流表指针晃动；烟道内负压剧烈变化；烟道防爆门动作等。,尾部烟道二次燃烧的原因分析,燃烧工况失调风量或制粉设备调节不当等。低负荷运行时间过长炉温低，未燃尽煤粉多；烟速低，煤粉容易积存。锅炉启动和停炉频繁锅炉启动时，炉膛温度低，容易有可燃物沉积于烟道中，加上启动时烟道中氧气较多，因而容易引起再燃烧事故。吹灰不及时及时吹灰，可以将少量沉积燃料吹走，减少烟道再燃烧的机会。,尾部烟道二次燃烧的处理方法,当发现排烟温度不正常地升高时，应检查炉内燃烧工况，增加空气量，使炉内燃烧充分。如排烟温度急剧上升，炉膛负压波动剧烈，采取措施无效时且当检查确定锅炉尾部烟道二次燃烧时，应即紧急停炉。必要时保持锅炉连续少量进水，打开省煤器再循环门以保护省煤器；打开过热器疏水门以保护过热器；对再热机组应开启旁路系统并打开事故喷水以保护过热器和再热器。,返回,受热面事故,在锅炉事故中，受热面四管（包括水冷壁、过热器、再热器、省煤器）爆管是锅炉常见的严重事故。受热面爆管时，高压高温的水汽喷出，锅炉不能继续运行，不但要停炉，而且可能造成人身伤亡。因此，防止和消除受热面爆破损坏事故，对保证安全经济运行尤为重要。,引起受热面爆管的因素分析,管材质量不良，制造、安装、焊接质量不合格。管壁金属超温或温度长期波动，产生疲劳损坏。管壁腐蚀、管内结垢和积盐锅炉给水品质差造成管内结垢；受热面积灰、结渣引起高温腐蚀。管外磨损飞灰冲刷使受热面磨损；蒸汽吹灰操作不当吹损受热面。启、停炉操作不符合规定要求。启动上水、升压升温过快，停炉冷却过快、放水过早等使受热面膨胀不良，热应力增大造成受热面管损坏。,返回,水冷壁爆管损坏,现象严重损坏时炉膛内有爆破声；炉膛燃烧不稳，炉膛内呈正压；从检查孔、门、炉墙等不严密处向外喷烟气或蒸汽；给水流量不正常地大于蒸汽流量；炉膛及各段烟温下降，汽包水位迅速下降，蒸汽压力、流量和给水压力下降；排烟温度可能降低；甚至造成锅炉灭火等。,水冷壁爆管损坏,原因及预防措施锅炉点火、停炉工作不符合要求。冷炉进水时，水温或进水速度不符合规定，点火时，升压升温或升负荷过快；停炉时冷却过快等。故在停炉时应严格按规程操作。管内结垢腐蚀。锅炉给水质量不符合标准，给水处理不当或监督不严，使水冷壁管内结垢腐蚀，影响传热，使管壁温度升高、承压强度下降，以致产生鼓泡、泄露甚至爆管。同时锅炉停炉备用时，也容易产生氧化腐蚀。,水冷壁爆管损坏,因此，应加强化学监督，保证给水质量。尽可能杜绝垢下腐蚀，一旦发现水冷壁管鼓泡，出现垢下腐蚀迹象时，要及时进行酸洗。要进行水冷壁管测厚工作，重点检查水冷壁管减薄情况。要做好停炉期间的保养工作。管外磨损。使用高灰分燃料的锅炉，喷燃器附近的水冷壁保护得不好时，易被煤粉磨损、减薄引起爆管。故要经常检查喷燃器的工作情况，防止煤粉气流偏斜，对喷燃器周围的管子应注意保护。此外，打焦、吹灰方式不正确，也易磨损管子。大块焦渣下落时，有可能砸坏管子。注意打焦、吹灰的正确方法。,水冷壁爆管损坏,水循环不良锅炉点火时，水冷壁管热膨胀受阻，造成损坏；炉膛内严重结焦，定期排污门大量漏水，锅炉长时间在低负荷运行等，都可能使正常的水循环遭到破坏。锅炉启动、停炉和负荷变化大时应严格执行规程制度，防止水循环障碍和管壁超温。制造、安装或检修质量不良钢材的制造、焊接质量不好，弯管不符合要求，管壁温度接近安全极限，或管壁温度长期波动，都会使金属管壁变薄，管子受热后不能自由膨胀，引起爆管事故。所以应加强金属监督工作，安装时应按要求留出足够的膨胀间隙，并填以石棉绳或采用其他措施，以免异物落入，卡死管子。,返回,过热器管损坏,过热器管损坏的原因分析蒸汽品质不合格化学监督不严，汽水分离设备结构不良或不严密，过热器管内积聚盐垢，流动阻力增加，流量减少，冷却变差。同时盐垢使传热变差，容易造成管子过热鼓泡以致破裂。过热器长期过热引起的爆管高温下运行时，管子所受的切向应力，使管子发生胀粗。同时运行温度的提高，加快了蠕变的速度使管径胀粗，引起爆管。,过热器管损坏的事故现象及处理,现象自过热器检查孔、门可看到蒸汽喷出或听到蒸汽喷出的声音；炉膛负压减小或变正压；蒸汽流量不正常地小于给水流量；过热器损坏侧烟温降低；过热蒸汽温度发生异常变化等。处理过热器损坏不严重时应降压、降负荷，并维持各参数稳定；加强监视，请示停炉。严重泄漏或爆破时，应紧急停炉。保留一台引风机运行，维持炉膛压力，待炉内蒸汽消失时停止引风机。,返回,再热器管损坏原因及预防措施原因一管外磨损和高温腐蚀。管外烟气中飞灰的磨损和高温腐蚀是造成再热器管泄漏、爆管的主要原因。预防措施在容易磨损的地方加装防磨瓦、加装均流板，降低烟气的流速，减缓磨损。合理吹灰，防止磨损和高温腐蚀。对不易加装防磨瓦的管子进行表面喷涂技术处理。锅炉检修时，应详细检查．发现不正常现象时，及时消除。,再热器管损坏,再热器管损坏,原因二再热器超温。由于再热器中的蒸汽压力比过热器中的低，比热容小、密度小，总焓增较小，相对应的温度变化在同一运行时刻大于过热蒸汽。所以再热蒸汽更容易引起汽温的变化，再热器的管壁金属比过热器的更容易超温。预防措施为了再热器工作的安全可靠，在运行时必须注意不使热偏差过大。设计应力求简单，以减少流动阻力。注重管子的选材、管径的尺寸和管子的制造、安装质量。出口钢管应使用抗氧化能力更好的钢材。,返回,省煤器管损坏,现象汽包水位迅速下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量；从省煤器检查孔、门可看到汽、水喷出或听到汽、水喷出的声音；损坏侧省煤器的烟温下降；烟道阻力增加，引风机电流增大。原因管子内壁的腐蚀；管外飞灰磨损；给水流量、给水温度变化大引起的热应力过大；管子焊接质量不好等。处理应尽量维持汽包水位，待备用炉投入运行后再停炉，如果水位不能维持或因尾部烟道堵灰严重无法疏通而使锅炉无法运行时，应停炉。停炉后，严禁开启汽包与省煤器间的再循环阀，以免炉水经省煤器泄漏。,返回,水位事故,锅炉的水位事故是锅炉最易发生且后果又十分严重的事故之一。锅炉水位事故可分为满水、缺水和汽水共腾等几种情况。在锅炉汽包中，水位表示蒸发面的位置。汽包正常水位的标准线一般定在汽包中心线以下100～200mm处，在水位标准线的50mm以内为水位允许波动范围。,发生水位事故的原因,汽包水位计故障或水位指示不准确，造成误判断引发误操作。给水自动调节装置失灵，给水调节阀、给水泵调整系统故障。负荷突然变化，控制调整不当。炉管爆破造成缺水。,返回,锅炉缺水事故,缺水分为轻微缺水和严重缺水两种当水位虽低于规定的最低水位，但在水位计上仍有读数时，为轻微缺水；当水位不但低于规定的最低水位，而且在水位计上已无读数时，为严重缺水。处理若判明为轻微缺水，应增加给水量，必要时可投入备用给水管路，逐渐恢复正常水位。若判明严重缺水，则严禁向锅炉进水，应立即熄火停炉。因为严重缺水时，水冷壁管有可能部分烧于过热，此时如果强行进水，由于温差过大，会产生巨大的热应力。,返回,锅炉满水事故,满水也有轻微满水和严重满水两种。当水位虽高于规定最高水位，但在水位计上仍有读数时，为轻微满水；当水位不但高于规定最高水位，而且在水位计上已无读数时，为严重满水。处理满水事故发生时，应减少给水流量，必要时开启事故放水阀门或下联箱放水门；如汽包内水位继续上升，如经处理无效，且证实为严重满水时，应立即停炉。如主蒸汽温度急剧下降时，应立即关闭减温水门，并开启主蒸汽管道疏水门。,返回,汽水共腾,汽水共腾锅炉蒸发表面汽水共同升起、产生大量泡沫并上下波动翻腾现象。原因炉水含盐量过大，汽包水面上出现很多泡沫，泡沫破裂时，汽泡中的蒸汽逸出，同时把溅出的水滴带走。现象与锅炉满水现象相似，如过热汽温急剧下降，主蒸汽管有水冲击声，法兰及汽轮机轴封冒汽等。但有以下两个特点可供正确判断一是水位计的水位急剧波动，看不清水位；二是炉水和蒸汽含盐量明显增大。,汽水共腾,处理若判明为汽水共腾，应降低锅炉负荷，全开连续排污阀，并开启锅炉事故放水阀；若无事故放水阀，应开启水冷壁下部联箱放水阀，同时加强结水，以改善炉水品质。注意保持正常水位，将减温器解列，打开过热器疏水阀和蒸汽管道上的疏水阀，通知汽轮机运行人员打开汽轮机侧主蒸汽管道上的疏水阀，并通知化验人员化验汽水品质。经处理后，若汽水共腾现象已消除，而且汽水品质已合格，则可恢复正常负荷。,返回,三、汽轮机事故诊断与处理,通流部分摩擦事故,大轴弯曲事故,大轴断裂事故,水冲击事故,油系统着火事故,真空下降事故,汽轮发电机甩负荷,汽轮机超速事故,轴承烧瓦事故,通流部分摩擦事故,通流部分动静摩擦的原因1动静部套加热或冷却时，膨胀或收缩不均匀；2动静间隙调整不当；3受力部分机械变形超过允许值；4推力或支承轴瓦损坏；5转子套装部件松动位移；6机组强烈振动；7通流部分部件破损或硬质杂物进入通流部分；8在转子弯曲或汽缸严重变形的情况下强行盘车。,通流部分摩擦事故,事故象征及处理转子与汽缸的胀差指示超过极限、轴向位移超过限值、上下缸温差超过允许值，机组发生异常振动轴封冒火，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。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，要揭缸检修。,通流部分摩擦事故,防止动静摩擦的技术措施加强启动、停机和变工况时对机组轴向位移和胀差的监视。在启停过程中注意保持参数和负荷平稳，并控制轴封进汽温度和排汽温度。在机组停机打闸以后注意胀差的变化，要充分考虑转子转速降低后的泊桑效应和由于叶片鼓风摩擦使胀差增大的情况。机组热态启动时，注意冲转参数的选择，保持蒸汽有充分的过热度和足够的高于汽缸内壁温度的温差。,通流部分摩擦事故,防止动静摩擦的技术措施在机组启停过程中，应严格控制上下汽缸温差和法兰内外壁温差，不使其超限。应严格监视转子挠度指示，不得超限。机组检修时一定要检查大轴的弯曲情况并作好记录。严格控制蒸汽参数的变化，以防止发生水冲击，损坏推力轴瓦。监视段压力不超过规定值，以防止隔板等通流部件过负荷、轴向推力过大以及通流部件破损等情况发生。,通流部分摩擦事故,防止动静摩擦的技术措施停机后应按规程规定进行盘车，如因汽缸上下温差过大等因素造成动静摩擦使盘车不能正常投入或手动也不能盘动时，不可强行盘车。严格控制机组振动。加强对叶片的安全监督，防止叶片及其连接件的断落。,返回,大轴弯曲事故,引起大轴弯曲事故的原因1汽轮机在不具备启动条件下启动。上下汽缸温差过大时强行启动引起大轴与静止部分发生摩擦。2汽缸进水。停机后在汽缸温度较高时，操作不当使冷水进入汽缸会造成大轴弯曲。3机械应力过大。转子的原材料存在过大的内应力或转子自身不平衡，产生异常振动，可能引起动静部分摩擦引起大轴弯曲。4轴封供汽操作不当。当汽轮机热态启动时，轴封蒸汽系统必须充分暖管，否则疏水将被带入轴封。,大轴弯曲事故,防止大轴弯曲的技术措施1汽轮机冲转前的大轴晃动度、上下缸温差、主蒸汽及再热蒸汽的温度等必须符合有关规程的规定，否则禁止启动。2冲转前进行充分盘车，一般不少于24h热态启动取最大值，并尽可能避免中间停止盘车。3热态启动时，轴封汽源温度应与金属温度相匹配，轴封管路经充分疏水后方可投入。,大轴弯曲事故,防止大轴弯曲的技术措施4启动升速中应有专人监视轴承振动。过临界转速时振动超过0.10mm应打闸停机。严禁硬闯临界转速开机。5机组启动中，因振动异常而停机后，全面检查并确认机组已符合启动条件，连续盘车4h后才能再次启动。6启动过程中疏水系统投入时，应注意保持凝汽器水位低于疏水扩容器标高。7当主蒸汽温度较低时，调节汽阀的大幅度摆动，有可能引起汽轮机发生水冲击。,大轴弯曲事故,防止大轴弯曲的技术措施8机组在启、停和变工况运行时，应按规定的曲线控制参数变化。当汽温下降过快时，应立即打闸停机。9机组在运行中，轴承振动超标应及时处理。10停机后应立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应及时分析、处理。当轴封摩擦严重时，应先改为手动的方式盘车180，待摩擦基本消失后投入连续盘车。当盘车盘不动时，禁止强行盘车。,大轴弯曲事故,防止大轴弯曲的技术措施11停机后应认真检查、监视凝汽器、除氧器和加热器的水位，防止冷汽、冷水进入汽轮机，造成转子弯曲。12汽轮机在热状态下，如主蒸汽系统截止阀不严，则锅炉不宜进行水压试验。13热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线比较，发现异常情况应及时处理。14热态启动时应先投轴封后抽真空，高压轴封使用的高温汽源应与金属温度相匹配，轴封汽管道应充分暖管、疏水，防止水或冷汽从轴封进入汽轮机。,返回,大轴断裂事故,引起大轴断裂事故的原因1蠕变和热疲劳。2轴承安装不良。事故举例一台600MW机组的转子断轴事故，造成总长51m的转子17处断裂，转子、轴承座、盘车装置、汽缸等碎块横飞。事故分析认为，事故起因是超速试验过程中，轴承由于安装不良，底脚螺栓被振松，轴承失去正常承载能力，转子因强振断裂飞出。3超速。关于超速在后面有详细论述。,大轴断裂事故,防止大轴断裂事故的措施1检修时，应定期对汽轮发电机大轴、大轴内孔、发电机转子护环等部件进行探伤检查。2减少轴系不平衡因素，精良安装推力轴承及支持轴承，采取有利措施，防止油膜振荡的发生。3防止发生机组超速。4发电机出现非全相运行时，应尽力缩短发电机不对称运行的时间，加强对机组振动的监视。,返回,水冲击事故,水冲击事故的原因1来自主蒸汽系统。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，汽轮机在启动过程中，没有进行充分暖管，疏水不畅等都会导致蒸汽管道内集结凝结水而进入汽轮机内。2来自再热蒸汽系统。再热器减温水装置故障或误操作，可能使水进入汽轮机，或机组启动时暖管不充分，疏水由再热蒸汽冷段管内倒流入高压缸中。,水冲击事故,水冲击事故的原因3来自抽汽系统。水或冷蒸汽从抽汽管道进入汽轮机，多数是因除氧器满水、加热器管子泄漏及加热器系统事故引起。尤其是当高压加热器水管破裂，保护装置失灵时，使水经抽汽管道返回汽轮机内造成水冲击。4来自汽封系统。汽轮机启动时汽封系统管道没有充分暖管和疏水排除不充分，使汽、水混合物被送入汽封。停机过程中，切换备用汽封汽源时，因备用系统积水而末充分排除就送往汽封。,水冲击事故,水冲击事故的象征1主蒸汽温度急剧下降，主汽阀和调速汽阀的阀杆、法兰等冒白汽，蒸汽管道或抽汽管道内有水击声。2轴向位移增大，推力瓦块温度和推力瓦回油温度升高，胀差向负值方向发展。3汽轮机振动增大，汽轮机内部有水击声或金属噪声。4监视段压力异常升高，机组负荷骤然下降。5汽缸金属温度急剧下降，特别是下缸温度。,水冲击事故,水冲击事故的处理1破坏真空紧急故障停机。2开启汽轮机缸体和主蒸汽管道上的所有疏水门。3检查并记录推力瓦乌金温度和轴向位移。4正确记录转子惰走时间及真空。5情走中仔细倾听汽缸内部声音。,水冲击事故,水冲击事故的处理6注意惰走过程中机组声音和推力轴承工作情况，如惰走时间正常，经过充分排除疏水，蒸汽温度恢复后，可以重新启动机组。但这时要特别注意机组声音和振动情况，如果发生异常，应立即停止启动，揭缸检查。7如果因为加热器满水，应迅速关闭加热器进水门；若是由于除氧器满水，应紧急放水，维持正常水位；若由于再热器喷水，迅速关闭锅炉事故喷水，若由于抽汽管倒流造成机内进水，应迅速手动关闭抽汽阀门，对抽汽管要充分排水。,返回,油系统着火事故,油系统着火的原因由于设备结构上存在缺陷、安装检修不合标准及法兰质量不佳，运行不当引起油管道振动使管道破裂，油管接头螺纹部分断裂变形、脱落等，均能造成漏油。当油落至附近没有保温或保温不良的高温部件加高压汽缸、高温蒸汽管道上时，将引起油系统着火。油系统着火往往是瞬时发生且火势凶猛，如处理不及时，会蔓延扩大，以至烧毁设备，甚至引起爆炸，危及人身安全。,油系统着火事故,防止汽轮机油系统着火的技术措施1油系统的布置应尽量远离高温管道，油管最好能布置在低于高温蒸汽管路的位置。油管应尽量减少法兰。2汽轮机油管道要有牢固的支吊架和必要的隔离罩、防爆箱。高压油管的接头宜按高一级压力选用。大型机组使用抗燃油对防火有利。3汽轮机油系统的安装和检修必须保证质量，阀门、法兰接合面不渗不漏。,油系统着火事故,油系统着火事故的处理（1）汽轮机在运行中发生油系统着火，如属于设备或法兰结合面损坏喷油起火时，应立即破坏真空停机，同时进行灭火。（2）为了避免汽轮发电机组轴瓦损坏，在破坏真空后的惰走时间内，应维持润滑油泵运行，但不得开启高压油泵。当火势无法控制或危及油箱时，应立即打开事故放油门放油。,返回,真空下降事故,真空下降的危害真空下降后，若保持机组负荷不变，汽轮机的进汽量势必增大，使轴向推力增大以及叶片过负荷。同时使排汽温度升高，从而引起排汽缸变形，机组中心偏移，使机组产生振动，以及凝汽器铜管因受膨胀产生松弛、变形甚至断裂。因此机组在运行中发现真空下降时，除应按规定减负荷外，必须查明原因及时处理。如真空继续下降，为避免排汽温度上升到不容许的程度，甚至使自动排大汽薄膜安全门动作，应在达到极限值时停机。,真空下降事故,凝汽器真空下降的原因分析（1）循环水中断或减少（2）凝汽器空气抽出设备及其系统故障（3）真空系统漏空气（4）凝结水系统运行不正常，凝汽器汽侧满水（5）循环水进水温度或机组负荷升高（真空缓慢下降）,真空下降事故,凝汽器真空下降的处理1当发现汽轮机真空下降后，首先应迅速检查循环泵电流；循环水进出水压力、温度及温升；轴封供汽进汽压力；凝结水温度、过冷度及凝汽器热井水位；真空泵电流或射水泵电流；射水抽气器进水压力等参数。对汽动给水泵排汽进入凝汽器的机组，同时要检查汽动给水泵真空系统运行情况。必要时应提高轴封供汽压力，增加循环水泵、真空泵或射水泵及抽气器的工作能力。,真空下降事故,凝汽器真空下降的处理2在查找原因的过程中，应严密监视真空变化情况，严格按规程规定内容进行降负荷。3真空继续下降至规定停机极限值，低真空停机保护未动作时，应进行事故停机。4真空下降时，应注意低压缸的排汽温度，排汽温度升高至大于允许值时，排汽缸喷水冷却装置应自动投入，否则应手动投用。,返回,汽轮发电机甩负荷,汽轮发电机甩负荷的现象（1）机组有功负荷表指示突然减小或到零；（2）过热蒸汽流量急剧减小；（3）过热蒸汽压力急剧上升，调节级压力及各段抽汽压力急剧降低；（4）锅炉汽包水位急剧变化；（5）调速系统二次油压、调节汽门开度变化较大；（6）主开关动作引起甩负荷时转速升高并维持一定值。,汽轮发电机甩负荷,汽轮发电机甩负荷的处理,1根据负荷下降程度，立即减少锅炉的燃煤量，并投油稳定燃烧，防止超压和超温；加强锅炉水位的监视和控制，防止水位波动造成缺水或满水；检查厂用电系统是否正常，及时倒为备用电源。若发电机跳闸，应注意监视转速，防止超速，并注意检查机组各支持轴承和推力轴承金属温度、回油温度、轴向位移、胀差、汽压、汽温、振动等是否正常；倾听汽缸声音是否异常；调整轴封汽压力、凝汽器水位、除氧器水位、加热器水位。,汽轮发电机甩负荷,汽轮发电机甩负荷的处理,返回,2进行全面检查。当锅炉未熄火且主汽温过热度符合要求，并且汽温高于高压内上缸温度，无冷汽冷水倒入汽轮机时，方能短期维持3000r/min或重新启动。3发电机突然甩负荷，可能引起发电机端电压升高。发电机自动跳闸引起的甩负荷要注意应迅速增加机组励磁机的磁场电阻，维持发电机电压，注意厂用电源是否自动切换，恢复和保护厂用电的供应。,汽轮机超速事故,当汽轮机转速超过危急保安器动作转速称为汽轮机超速。超速事故是汽轮机事故中最为危险的一种事故。当严重超速时，则可能使叶片甩脱、轴承损坏、大轴断裂，甚至整个机组报废。所以汽轮机在设计时，考虑了多道保护措施，以防汽轮机超速。但是在运行中这种事故仍时有发生，运行人员必须引起足够重视。,汽轮机超速事故,汽轮机超速的原因调速系统有缺陷（调门不严或卡涩、迟缓率过大等）。超速保护系统故障。①转速高于额定转速10％～12％时危急保安器不动作；②自动主汽门和调速门卡涩；③抽汽逆止门不严或拒动。运行操作调整不当。①油中进水引起调速系统卡涩；②同步器调整超过了规定调整范围；③主汽门和调整汽门卡涩；④超速试验操作不当，转速飞升过快。,危急保安器,汽轮机超速事故,汽轮机超速事故的处理如果危急保安器未动作，转速超过3360r/min应立即手打危急保安器，破坏真空紧急停机。如果危急保安器动作，而自动主汽阀、调速汽阀或抽汽止回阀卡住或关闭不严时，应设法关闭以上各汽阀或者立即关闭电动主汽阀和抽汽阀。如果采取上述办法后机组转速仍然不降低，则应迅速关闭一切与汽轮机相连的汽阀，以截断汽源。,汽轮机超速事故,汽轮机超速事故的处理必要时可以要求电气人员将发电机励磁投入。机组停下后，必须全面检修好调速与保安系统的缺陷。重新启动后须做危急保安器超速试验，确认动作转速正常方可并列投入运行。,返回,轴承烧瓦事故,轴承烧瓦事故的原因由于发生水击或机组过负荷，引起推力瓦损坏；轴承断油；机组强烈振动；轴瓦本身缺陷；润滑油中夹带有机械杂质；油温控制不当。,烧瓦事故,轴承烧瓦事故,轴承烧瓦事故的象征轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃。主轴瓦乌金温度超过85℃，推力瓦乌金温度超过95℃。回油温度升高且轴承内冒烟。润滑油压下降至运行规程允许值以下，油系统漏油或润滑油泵无法投入运行。机组振动增加。,轴承烧瓦事故,轴承烧瓦事故的处理在机组运行中发现以上象征，证明轴瓦已发生异常或损坏，应立即打闸紧急停机，检查损坏情况，采取检修措施进行修复。防范措施低油压保护一定要可靠，油泵应定期试验；直流油泵在检修期间，不允许主机启动运行；切换油泵或切换冷油器的操作时要注意油压变化；油系统的油质必须合格；,返回,