600MW亚临界及超临界汽轮机运行导则（全文）-第8页-北极星火力发电网

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1.1.3汽轮机进水

a) 主要危害：

引起汽缸变形、动静间隙消失发生碰磨、大轴弯曲等。

b) 主要特征：

1) 上下缸温差明显增大。

2) 主再热蒸汽温度突降，过热度减小。且管道振动强烈，主、调速汽门的结合面及门杆处冒白汽

3) 汽轮机振动增大。轴向位移增大、推力瓦温度升高。

4) 抽汽管道发生振动。

5) 盘车状态下盘车电流增大。

6) 严重时，轴封处见水或冒白汽。

c) 主要原因：

1) 锅炉主再热蒸汽温度失控或主蒸汽流量瞬间突增造成蒸汽带水。

2) 加热器、除氧器满水但汽机防进水保护拒动;或保护动作但抽汽逆止阀及抽汽电动隔离阀关不严;

3) 轴封供汽或回热抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。

4) DEH或一次测温元件故障。

d) 处理要点：

1) 运行中主再热蒸汽温度突降超过规定值或下降至极限值，应立即紧急故障停机。

2) 汽轮机盘车中发现进水，必须保持盘车运行一直到汽轮机上下缸温差恢复正常。同时加强汽轮机内部声音、转子偏心度、盘车电流等的监视。

3) 汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机进行盘车。

4) 汽轮机运行中进水监测报警时，应迅速查明原因并消除。若振动、胀差、上下缸温差大变化达到停机值时应立即停机。

e) 防范要点：

1) 汽轮机应装设防进水监测装置并可靠投入。

2) 疏水管道阀门应定期疏通清理检查，确保畅通。

3) 加热器、除氧器水位调整应平稳，水位报警及保护应可靠。

4) 应有足够数量和可靠的汽缸金属温度测量元件和参数显示，并定期进行校验。

1.1.4调节系统异常

a) 主要危害：

造成部分或全部调节控制功能失灵，严重时无法维持机组运行，甚至造成运行参数超限保护动作跳机。

b) 主要原因：

1) 调节控制装置本身异常或被调控设备异常。

2) 调节控制电源失电或电源质量异常。

3) 调节控制气源压力低或失气。

c) 处理要点：

1) 双套计算机系统运行当其中一台故障时应自动切为另一台运行，故障计算机应退出运行。计算机故障无法自动调节控制时可切为手动调节维持运行，当两台计算机全部故障时，联锁汽轮机跳闸，否则应手动打闸停机。

2) 因控制电源失电，应尽量保持机组原状态稳定运行，同时注意监视主要参数，必须操作的设备可到就地操作，如短时间无法恢复应请示停机，以保证机组安全。

3) 控制用压缩空气局部失气时，应根据对机组整体运行的影响，尽可能改为手动调节或控制，无维持运行可能或全部失去气源，机组安全受到影响时应立即减负荷停机。

d) 防范措施：

1) 调节控制用计算机应有可靠的电源，一般由不停电电源(UPS)供电，由于控制电源的分类较多，应确保供电电压、频率、谐波质量等合格;并具有抗内外干扰能力，防止电压波动或机柜接地不良造成死机或误动。

2) 计算机主机房和机柜应加强管理维护，应按规定防湿、防尘、防静电、防电磁干扰和通风降温，防止因维护不当造成计算机模件损坏。

3) 控制用空气压缩机除加强正常维护外，供气应充分除水疏水进行干燥，防止空气管道和气控元件锈蚀损坏动作失灵，以及寒冷季节管道内积水结冰。

4) 运行值班人员应熟知所有气控装置在失气后动作特性(即失气后开、失气后关、失气后保持)，以便分别进行处理。

1.1常见事故的分析与处理

1.1.1汽轮机真空下降

a) 主要危害：

汽轮机真空下降不仅使机组的经济性降低，严重时可能造成低压缸末级叶片发生喘振、转子振动等异常，甚至造成汽轮机事故。

b) 主要原因：

1) 冷却水量不足或中断。

2) 凝汽器换热效率降低。

3) 真空系统泄漏或设备异常。

4) 轴封系统工作失常。

5) 凝汽器水位控制失常。

c) 处理要点：

1) 发现真空下降，首先应对照低压缸排汽温度表进行确认并查找原因，并进行相应的处理。

2) 真空下降时应按照规定限制负荷，低真空自动减负荷保护装置不得解除。若负荷降至30%额定负荷真空仍不能恢复，应立即减负荷至“0”MW停机。

3) 真空急剧降低(如循环水中断)达停机值时立即打闸停机。

4) 真空降低及减负荷过程中，应注意监视以下各项：

¨ 真空降低时，要特别注意监视低压缸的振动情况，发现机组振动比原先明显增大时，应采用超前降负荷的办法来消除振动，如减负荷无效且振动继续增大时，当轴振>0.26mm时，应立即故障停机。

¨ 真空降低过程中，应注意监视低压缸排汽温度，升高至规定温度时应确认低压缸喷水阀应自动打开，否则应手动打开。若排汽温度达超限应手动故障停机。

5) 循环水量减少，凝汽器出入口温差增大时，应增大循环水量。

6) 循环水泵掉闸，立即启动备用泵，向系统供水，保护动作时按停机处理。

7) 凝汽器水位升高造成真空下降时，开启凝结泵出口管道放水，此时应注意除氧器水位。

8) 除盐水故障时，如凝汽器补水时除盐水管道未充满水，应关闭补水门。

9) 运行真空泵故障应开启备用真空泵。

10) 轴封系统故障时处理：

¨ 检查轴封母管压力是否正常，及时调整或采用备用汽源恢复轴封母管压力至正常值。轴封汽失去时应注意监视汽机负胀差不得超过限额值。

¨ 若汽封冷却器风机故障跳闸或轴加负压低、则应启动备用风机、检查汽封冷却器U型水封是否破坏、若两台汽封冷却器风机均不能运行且不能短时间恢复时，则应立即减负荷运行，关闭汽封冷却器疏水门。

¨ 如果汽封冷却器严重泄漏，不能维持轴封系统运行时，汇报领导申请停机。

11) 检查给水泵汽轮机系统是否泄漏，若给水泵汽轮机系统泄露使凝汽器真空不能维持在报警值以上时，应立即启动电动给水泵，停止泄漏给水泵汽轮机并关闭其排汽门。

12) 检查凝汽器真空破坏阀是否误开。

13) 检查凝结水泵密封是否正常。

1.1.2主再热蒸汽参数异常

a) 主要危害：

超温超压或低温除对汽轮机经济运行产生影响外，对汽轮机寿命的影响亦是非常大的。转子的高温蠕变寿命损耗随超温时间成比例的增大，而低温则造成末级叶片水蚀。

b) 主要原因：

1) 锅炉控制失常或减温水异常。

2) 高压旁路阀误开或泄漏。

3) 高压缸排汽压力、温度偏高。

4) 高压缸抽汽突然停用。

c) 处理要点：

1) 参数越限时应迅速联系恢复，同时应重点监视振动、胀差、轴向位移的变化并对汽轮机进行全面检查。

2) 详细记录越限值及越限时间。

3) 若参数越限超过规定时间或达极限值时应立即停机。

1.1.3负荷骤变

a) 主要危害：

负荷大幅度波动是造成汽轮机轴向推力急剧变化，严重时造成推力瓦化瓦或通流部分磨损。

b) 主要原因：

1) 汽轮机控制系统失常或调速气门动作失常。

2) 高低压旁路误动或回热抽汽突然停用。

3) 电网频率异常变化或锅炉运行异常。

c) 处理要点:

1) 负荷突然升高或降低应对照有关表计分析原因，超负荷时应将负荷降至额定值，分析确认汽轮机内部无异常。

2) 若锅炉运行异常变化引起负荷骤变，要相应调整汽轮机的进汽量，稳定蒸汽参数;若系电网频率异常引起，应尽可能适应负荷需求，但应防止超负荷运行。

3) 若控制系统失常引起，应立即切为手动控制。

4) 若调速系统工作不正常，通知维护人员处理，如不能维持运行，应申请停机;调速汽门脱落应根据允许流量带负荷，调速器门卡涩时不得强行增减负荷。

5) 机组负荷骤降时，应注意监视小汽机、除氧器汽源切换正常。

6) 注意调节轴封汽压力，凝汽器水位，除氧器水位。

7) 注意监视机组的瓦温、回油温度、轴位移、振动等正常。

原标题：600MW亚临界及超临界汽轮机运行导则

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