余热发电应急操作

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1、~余热发电系统典型应急事故处理对余热发电系统，锅炉、汽轮机运行中可能出现的事故，应以预防为主，要求运行人员熟练的掌握设备的结构和性能，熟悉系统和有关事故处理过程。一旦发生事故运行人员应本着下列原则进行处理：⑴事故发生时切忌主观、片面，应根据有关仪表指示、设备外部象征、声音、气味等进行综合分析，迅速准确判断出产生事故原因、部位、范围，并尽可能及时汇报操作员和上级，以便统一指挥，千万不可存在侥幸心理或担心承担责任而犹豫不决，拖延了处理时间，造成事故扩大。⑵在事故处理中坚守岗位、沉着冷静、抓住重点进行操作主力，迅速消除事故，保证人身和设备安全。⑶保证所有非事故设备的安全运行，并加强对系统的监视

2、与调整。⑷事故消除后，应将事故的原因、事故的发展过程、损坏范围、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主要记住参数做好详细记录。发电机组运行事故种类很多，下面主要介绍几种典型事故及处理方法。一、真空下降㈠现象(1)、真空表指示下降。(2)、排汽室温度升高。~~~(3)、凝汽器传热端差明显增大。(4)、在汽轮机高调门开度不变的情况下，负荷降低。㈡危害⑴、排汽压力升高，做功能力减小，使机组出力减小。⑵、排汽缸和轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，机组产生振动。⑶、凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形、甚至断裂。⑷、若保持负荷不变，将使轴向推力增大和过负荷。

3、㈢真空下降的原因运行中，按真空降落速度的不同，可分为真空急剧下降和真空缓慢下降两种情况；1、真空急剧下降的原因⑴、循环水中断。⑵、射水抽气器工作失常。⑶、凝汽器满水。⑷、轴封供汽中断。⑸、真空系统管道严重漏气。2、真空缓慢下降的原因⑴、循环水量不足。⑵、凝汽器水位升高。⑶、射水抽气器工作水温升高。⑷、真空系统管道及阀门不严密使空气漏入。⑸、凝汽器内冷却水管结垢。~~~⑹、冷却水温上升过高。㈣防范措施⑴、加强对循环水供水设备（包括循环水泵、阀门、滤网、冷却塔等）的维护工作，确保正常运行。⑵、加强对凝结水泵、射水泵及抽气器的维护工作，确保正常运行。⑶、严格控制好轴封供汽压力和凝汽器水位，调整

4、阀门动作要可靠，并加强对凝汽器水位和轴封压力的监控。⑷、保证凝结水泵、循环水泵、射水泵备用设备可靠备用。二、汽轮机进水低温蒸汽或水进入汽轮机，会导致严重的结构损坏、机械故障和非计划停机。汽轮机进水会造成的事故也称水冲击。㈠现象⑴、汽轮机轴向位移、振动增大。⑵、主蒸汽管道振动，主蒸汽温度急剧下降（一分钟下降超过50℃），轴封有水击声，管道法兰、阀门、汽缸结合面和轴封处有白色湿蒸汽冒出。⑶、推力瓦温度和回油温度急剧增高。⑷、均压箱、汽包或凝汽器满水。⑸、机组负荷骤然下降。⑹、上、下汽缸温差增大，下缸温度要降低很多。㈡危害~~~⑴、叶片的损伤与断裂。⑵、动静部分碰磨。⑶、永久变形，导致汽缸或法

5、兰的结合面漏汽。⑷、由于热应力引起金属裂纹。⑸、推力轴承的损伤。㈢产生的原因(1)、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，有可能使水从锅炉经主蒸汽管道进入汽轮机。(2)、轴封系统暖管不充分，疏水将被带入轴封内。(3)、凝汽器满水倒入汽缸。(4)、锅炉带负荷时过快，造成水位波动。(5)、炉水水质不合格，蒸汽和炉水的含盐量过高㈣预防措施⑴、运行中和停机后密切监视汽缸金属温度和上下缸温差的变化。⑵、注意监视汽包、凝汽器、闪蒸汽水位，防止满水事故的发生。⑶、启动时，主蒸汽、补气、汽封系统的暖管应充分，疏水应通畅。⑷、定期检查汽封系统疏水的疏水管是否保持通畅。三、汽轮机轴瓦

6、损坏㈠、现象~~~⑴、瓦温及回油温度升高，轴瓦冒烟。⑵、一旦油膜破坏，机组振动增大。⑶、DCS输出紧急停机信号。㈡危害⑴、轴瓦乌金烧熔时，转子因轴颈局部受热而弯曲，引起轴承振动和噪声。⑵、推力瓦乌金烧熔时，转子向后窜动，轴向位移增大，将引起汽轮机通流部分碰磨，导致机组损坏。㈢产生的原因⑴、润滑油压过低。造成油压过低的原因有：主油泵磨损；入口滤网脏堵；油系统逆止阀门不严密；各轴承的压力进油管及连接法兰漏油。⑵、润滑油温过高。冷油器运行失常使润滑油温升高，油的黏度下降。⑶、润滑油中断。造成润滑油中断的原因有主油泵故障；油系统管道堵塞；油箱油位过低使主油泵不能正常工作等。⑷、乌金脱落。产生的原

7、因：轴承振动过大；乌金材料因疲劳而变形；推力轴承负载过大。⑸、油质不良。包括：油质恶化，油中含水。㈣预防措施⑴、不定期对油系统联锁关系进行试验，确保在紧急情况下能及时启动。⑵、为防止切换油系统时误操作，系统各阀门处应有明示牌。~~~⑶、定期开启真空滤油机并对系统油质进行检测，防止油质恶化。⑷、加强对油系统的监控力度，同时定期对油过滤器进行清洗，以保证油质可靠。⑸、加强各监视和保护装置的监控力度（包括：轴承温度、推力瓦温度、润滑油温度