余热发电系统应急操作规程(试用版)

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余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第1页共16页1目的本规程旨在系统出现异常情况时，运行人员能够快速、准确作出判断，采取有效的处理措施，避免造成系统停机或设备故障进一步扩大，力求达到稳产高产的目的。2范围本规程适用于新型干法水泥生产线纯低温余热发电系统运行操作3引用标准3.1.《干法熟料生产线纯低温余热发电操作规程汇编》3.2.《余热发电DCS总体设计》3.3《此规程引用宁国三线余热发电参数》4指导思想4.1.树立安全第一、以稳为主的观念，精心操作，在实践中不断地摸索总结，以保证系统在出现异常的情况下，能够长期安全、稳定、高效运转和文明生产。4.2.树立全局观念，努力维护和保养好各辅助设备，以延长发电机组的安全运行周期。5.窑甩分解炉的发电系统具体操作过程5.1.窑甩分解炉的现象：5.1.1.在窑因故甩分解炉后，窑喂料量减少，烟气流量下降，PH锅炉入口烟气温度将急剧升高（甚至达400℃以上），PH炉蒸汽温度随之上升，汽包水位下降速度较快。5.1.2.AQC锅炉入口烟气温度先会短时间内高温，随后出现长时间低温，造成蒸汽压力下降，AQC炉退出运行，汽包水位缓慢下降。5.1.3.汽轮机主蒸汽温度会升高（甚至超出允许范围367℃），发电机功率由于锅炉负荷下降而降低。系统给水平衡可能打破，各处水位将出现低水位报警，甚至低低报造成锅炉给水泵、凝结水泵及PH锅炉强制循环泵跳停。5.2.窑甩分解炉发电系统应对措施：5.2.1.当窑因故甩分解炉前，发电中控操作员应及时、迅速地了解何故甩炉、何时恢复等详细情况，并提前做好相关操作：（1）立即通知现场岗位人员目前状况并要求做好解列停机的准备；（2）提前做好锅炉汽包、闪蒸器、凝汽器水位调整，可调整至接近高报水位。5.2.2.窑因清煤称或其它原因而短暂甩炉，恢复时间较短时，操作员根据两炉工况随时调整控制好水位、挡板开度、主蒸汽温度、锅炉负荷重要参数，以免造成主蒸汽高温而机组解列停机：16 余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第2页共16页5.2.2.1密切注意PH炉烟气温度、蒸汽温度变化速度，逐步开旁路挡板至20%～60%（供参考），以适当降低锅炉负荷，减缓蒸汽温度上升速率。若挡板开度速率过小，会造成汽机主蒸汽温度迅速升高报警，速率过大，会造成发电机功率下降过快。过程中随时做好汽包补水，可适当关小强制循环泵出口电动阀开度，汽包水位正常后恢复。补水量不足通知现场开凝汽器补水旁路；5.2.2.2AQC炉密切注意其烟气温度及蒸汽压力变化，逐步开或关旁路挡板，以控制好锅炉负荷。手动调节省煤器出口温度调节阀开度使省煤器出口水温尽量保持正常值。在确认AQC炉由于长时间低温，蒸汽压力下降，AQC炉退出运行后，做好锅炉退出重新带入的相关操作：关闭AQC锅炉主蒸汽截止阀，打开锅炉启动阀适当开度，锅炉旁路挡板全开，入口挡板开度20～30%，做好重新投入准备，防止升负荷过快；5.2.2.3维持发电机低负荷运行，负荷降至额定负荷30%以下混汽退出。若主蒸汽压力变化不大，发电机负荷能够维持低负荷，则保持汽轮机压力控制模式，若压力变化大，负荷下降速度过快，可通知现场将汽轮机运行模式由压力控制转为速度控制。汽轮机入口主蒸汽温度要求：在367℃以上不得超过30分钟，380℃以上不得超过15分钟。若出现超温超时则机组应立即解列、停汽轮机，关闭汽轮机主蒸汽截止电动阀，蒸汽走旁路，维持辅机运转，保持两炉一定的压力，待窑系统恢复正常、蒸汽温度下降后重新投锅炉、汽机冲转和机组并网发电；5.2.2.4在发电机低负荷运行过程中，若发电机振动明显上升，则发电机解列，维持汽轮机运转；若汽轮机振动或胀差明显变化，则发电机解列、汽轮机停机。5.2.3.窑甩炉、恢复时间无法确定时，同样按上述操作对两炉进行控制，同样以汽轮机入口蒸汽温度为基准进行相关操作。6.发电系统全线失电时应急操作6.1发电系统全线失电时操作：6.1.1.现场操作6.1.1.打开真空破坏阀，以防高压蒸汽冲破汽轮机安全阀；6.1.2.确认直流油泵是否已经自动启动供油，若没有自动启动，将控制模式打至手动启动，并确认汽轮机轴承润滑正常；6.1.3.投事故照明电源，确认事故照明灯亮；6.1.4.关闭汽轮机轴封供汽阀；6.1.5.通知调度，发电所有站用电失电，要求立即恢复供电；6.1.6.待汽轮机停止后，手动对汽轮机进行盘车，最低要求汽轮机转子间隔5分钟旋转180°。6.1.2.中控操作：6.2.1.确认主蒸汽旁路阀、混汽旁路阀16 处于关闭状态，若没有关闭，通知现场关闭旁路阀前手动阀；余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第3页共16页6.2.2.联系调度和电气人员，确认失电原因，要求尽快恢复送电。6.2.低压联络电源恢复送电后操作:6.2.1.现场操作：6.2.1.1通知中控启动（或现场启动）交流润滑油泵，停直流油泵，确认汽轮机各轴承润滑正常；6.2.1.2现场启动盘车装置，要求盘车连续运转；6.2.1.3协助中控操作员开、关系统内各挡板，确认挡板开度正确。6.2.2.中控室操作：6.2.2.1启动交流润滑油泵，停直流油泵；6.2.2.2在窑操和原料磨操的允许下，打开PH锅炉旁路挡板，关闭入口挡板；打开AQC锅炉旁路挡板，关闭入口挡板；6.2.2.3严禁启动冷却水泵等大功率用电设备；6.2.2.4监控汽轮发电机组各轴承温度变化情况，发现异常及时汇报分厂调度安排处理。6.3.恢复市电供电后操作;6.3.1.现场操作：6.3.1.1根据操作规程按照程序正常启动各系统；6.3.1.2对应急操作中的设备恢复正常运行状态。6.3.2.中控室操作：6.3.2.1关闭主蒸汽及混汽截止阀；6.3.2.2逐步打开AQC锅炉启动阀、PH锅炉启动阀、主蒸汽排污阀泄压；6.3.2.3在冷凝器排汽室温度小于80℃，方可启动冷却水泵，水泵出口阀开度小于10%以小流量送水，以防止急剧冷却造成冷凝管胀口松漏；依照规程对辅机按顺序启动；6.3.2.4对锅炉缓慢补水，由于汽包因长时间干烧处于低水位状态，将补水阀打至手动小流量补水，控制在5～10t/h为宜。6.3.2.5在投入锅炉和汽轮机冲转前，检查系统各保护的状态如ETS、油泵连锁等是否处于正常位置；6.3.2.6按操作规程，进行锅炉升温升压带负荷操作。7．锅炉承压部件的损坏具体操作过程7.1.锅炉受热面损坏的现象7.1.1.汽包水位下降较快；7.1.2.纯水消耗量明显增大7.1.3.蒸汽压力和给水压力下降；7.1.4.给水量不正常大于蒸汽流量；7.1.5.排烟温度升高；7.1.6.轻微泄漏时，有蒸汽喷出的响声，爆破时有显著的响声；16 7.2.锅炉受热面损坏的原因7.2.1.锅炉质量不良，水处理方式不正确，化学监督不严，未按规定排余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第4页共16页污，致使管内结垢腐蚀；7.2.2.制造、检修或安装时管子或管口被杂物堵塞，致使水循环不良引起管壁过热，产生鼓包或裂纹；7.2.3.管子安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量不良；7.2.4.锅炉负荷过低，热负荷偏斜或排污量过大，造成水循环破坏；7.2.5.升温升压时受热面联箱或受热面受热为均，出现过高热应力，造成焊口出现裂纹；7.2.6.锅炉高速含尘废气与受热面冲刷磨损严重，致使受热面管壁变薄。7.3.受热面损坏的处理方法7.3.1.立即停炉，关闭锅炉入口挡板，打开锅炉旁路挡板，关闭锅炉主蒸汽截止阀；7.3.2.提高给水压力，增加锅炉给水；7.3.3.如损坏严重时致使锅炉汽压迅速降低，给水消耗太多，经增加给水仍不能保持汽包水位时应停止给水；7.3.4.处理故障时须密切注意运行锅炉的给水情况；7.3.5.停炉过程中，严禁开启冷风挡板对锅炉进行强制降温；7.3.6.锅炉入口风温降至100℃以下时锅炉放水进行处理；7.3.7.锅炉故障处理完毕后，必须经水压试验合格后方可投入运行。8.锅炉发生汽水共腾时具体操作过程8.1.汽水共腾的现象8.1.1.蒸汽和炉水的含盐量增大；8.1.2.过热蒸汽温度下降；8.1.3.汽包水位发生剧烈波动，汽包水位计模糊不清；8.1.4.严重时，蒸汽管道内发生水冲击；8.1.5.汽轮机热效率下降；8.2.汽水共腾的原因8.2.1.炉水水质电导率不合格；8.2.2.锅炉入口风温和风量波动较大，造成负荷波动剧烈；8.2.3.锅炉汽包内的汽水分离装置有缺陷或水位过高；8.3.汽水共腾的处理方法8.3.1.适当降低锅炉蒸发量，并保持锅炉稳定运行；8.3.2.全开锅炉连续排污阀必要时开启事故放水阀或其它排污阀，同时增加给水量；8.3.3.停止向锅炉汽包内加药；8.3.4.尽量维持低汽包水位；8.3.5.开启过热器和蒸汽管道上所有疏水阀；16 8.3.6.通知现场人员对排污水进行检测，并采取一定措施改善水质量；8.3.7.锅炉炉水质量未改善之前，不允许增加锅炉负荷；8.3.8.待故障消除后应冲洗水位计；余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第5页共16页9.锅炉缺水时具体操作过程锅炉缺水分为轻微缺水和严重缺水两种。轻微缺水：当锅炉水位降至最低允许水位以下或水位计不能直接看到水位，但用叫水操作能使水位出现。（“叫水”操作：先开启水位计底部排泄阀，再关闭汽连管旋塞，保持水连管旋塞开度，然后缓慢关闭排泄阀，观察水位计内是否有水位出现。有水位出现后，打开汽连管旋塞。）严重缺水：当锅炉水位计看不见水位，而且用叫水法也叫不上来水位。表明已出现严重缺水。9.1.锅炉缺水事故现象：9.1.1.现场水位计内水位低于最低安全水位，或看不见水位；9.1.2.现场水位计内虽有水位，但水位不波动，实际是虚假水位；9.1.3.中控水位显示为低水位。过热蒸汽温度明显上升；9.1.4.蒸汽流量与给水流量之差值明显增大，但因爆管造成缺水时，则出现相反现象。9.2.锅炉缺水事故原因：9.2.1.工作人员疏忽大意，对水位监视不够，或不能识别虚假水位，造成误判断及误操作；9.2.2.锅炉给水管道污垢堵塞或破裂或阀门损坏，造成给水流量下降；锅炉给水泵故障造成压力突然降低，流量下降；9.2.3.水位变送器由于管路冷凝水中混有汽泡或管路杂质堵塞造成中控水位显示失真；9.2.4.锅炉自动给水调节系统失灵，蒸汽流量或给水流量显示不正确或偏差，造成缺水事故；9.2.5.锅炉排污阀泄漏或忘记关闭；9.2.6.锅炉管道发生爆管事故；9.2.7.省煤器段给水因高温形成“汽塞”，造成给水流量减小或中断。9.3.锅炉缺水事故处理：9.3.1.通知现场巡检人员与中控核对水位,当看不见水位时，关闭汽路阀，打开水路阀和排污阀，无水流出，则可判断为缺水事故。9.3.2.进行“叫水”操作，若经过“叫水”，水位计内有水位出现，则表明轻微缺水，若水位计内仍无水位出现，则表明是严重缺水。9.3.3.锅炉轻微缺水时，应打开旁路挡板，减少入炉风量，降低锅炉蒸发量，降低锅炉负荷，中控手动向汽包补水。同时要迅速查明缺水原因。（1）若水位变送器故障，进行相应排汽排污操作；（2）若给水自动调节失灵,相应处理；16 （3）若给水管路堵塞或阀门损坏，检查管路；若锅炉给水泵故障造成水压低，检查水泵，同时起动备用泵投入运行；（4）若排污阀泄漏或忘记关闭，相应处理；（5）若确认是爆管事故或汽塞事故，按相关操作进行。余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第6页共16页待水位逐渐恢复正常后，再关闭旁路挡板，恢复正常运行。9.3.4.锅炉严重缺水时，应紧急停炉，小流量补水，千万不能盲目大流量补水，造成高温金属急剧冷却产生巨大热应力，损坏部件。10.锅炉满水时具体操作过程10.1.锅炉满水事故现象：10.1.1.水位高于最高安全水位。或者看不见水位；10.1.2.中控发出高报报警信号；10.1.3.过热蒸汽温度急剧下降；10.1.4.给水流量不正常地大于蒸汽流量；10.1.5.严重时蒸汽大量带水。蒸汽管道内发生水击，法兰连接处向外冒汽、滴水。10.2..锅炉满水事故原因：10.2.1.给水调节系统（如汽包补水阀）发生故障或失灵；10.2.2.汽包水位变送器故障，虚假水位造成满水；10.2.3.锅炉负荷增加过快；10.2.4.运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时或操作不当。10.3.锅炉满水事故处理：10.3.1.核对现场实际水位与中控水位，正确判断是否满水。当看不见水位时，打开现场水位计排污阀，若有水流出，表明是满水事故，否则是缺水事故；10.3.2.判断是满水后，判断是否是中控虚假水位造成的自动给水满水，若是，则现场处理水位变送器（排汽、排污操作），恢复其正常工作，中控手动给水操作，打开事故放水阀或排污阀放水；10.3.3.判断是否是给水调节系统（如汽包补水阀）发生故障或失灵，造成给水过大，处理措施同样打开事故放水阀或排污阀放水，手动小流量给水或走旁路给水；10.3.4.判断锅炉已严重满水，过热蒸汽温度急剧下降造成汽轮机主蒸汽温度明显下降，进行放水处理后仍未恢复，则须立即甩炉，截断锅炉蒸汽通道，打开锅炉起动阀，停止汽包给水，打开事故放水阀或排污阀放水，待水位恢复正常化后，重新按锅炉投入运行程序操作，注意暖管时间要充分及锅炉投入后的汽轮机主蒸汽温度的变化情况；10.3.5.锅炉负荷增加过快造成的满水事故，应暂缓加负荷，水位恢复正常后缓慢加负荷。16 11.系统出现汽塞现象具体操作过程11.1.系统出现汽塞的现象11.1.1.省煤器出口水温180℃高温报警；11.1.2.开大省煤器出口温度调节阀,温度持续上升；11.1.3.闪蒸器中控显示为满水位；余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第7页共16页11.1.4.AQC锅炉蒸汽流量下降；11.1.5.发电机功率下降；11.1.6.锅炉给水泵电流下降，出口压力升高；11.1.7.现场水位计无法看清水位，锅炉实际处于缺水状态。11.2.系统出现汽塞的原因11.2.1.省煤器出口水温升高，省煤器出口温度调节阀手动调节不及时；11.2.2.当温度超过180℃时，管道内出现汽化现象，且各调节阀处出现“汽塞”，造成水循环受阻；11.2.3.闪蒸器出现虚假高水位，闪蒸器水位调节阀处于关闭状态，无法进行补水；11.2.4.闪蒸器、锅炉补给水中断，省煤器出口水温持续升高，情况进一步恶化，导致系统给水瘫痪，各系统自动控制失灵，机组被迫解列停机。11.3.系统出现汽塞的处理11.3.1.当系统省煤器出口水温接近180℃时,开大省煤器出口温度调节阀开度增大给水流量，降低省煤器出口水温；11.3.2.当水温继续上升至180℃以上时,开大省煤器出口温度调节阀时锅炉给水泵出口压力和流量无明显变化,此时应判断系统发生汽塞现象;11.3.3.立即甩AQC锅炉，同时严密监视PH锅炉运行情况;11.3.4.手动打开闪蒸器旁路阀;11.3.5.通知现场人员打开AQC炉省煤器出口排汽阀排汽；11.3.6.待系统水位恢复正常后，通知现场人员冲洗闪蒸器水位计,并核对水位;11.3.7.当省煤器出口水温降至设定值167℃时,缓慢带AQC锅炉;12.PH和AQC汽包电导率高具体操作过程12.1.当两炉汽包电导率偏高,应保持锅炉低负荷运行;12.2.通知现场人员打开锅炉定期排污阀及开大连续排污阀进行排污;12.3.加大锅炉给水量,保持锅炉低水位,以免引起系统发生汽水共腾现象;12.4.通知现场人员加大对纯水装置管理力度,严格控制纯水电导率在10us/cm以下;12.5.当电导率降至设定值以内时,通知现场人员冲洗两炉汽包水位计,并核对水位;16 12.6.缓慢带PH和AQC锅炉负荷;13.汽轮机动静部分摩擦及大轴弯曲一、事故原因1、动静部分发生摩擦的原因1）动静间隙安装、检修调整不当2）动静部套加热或冷却时，膨胀或冷却不均匀余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第8页共16页3）受力部分机械变形超过允许值4）推力轴承或主轴瓦损坏5）机组强烈振动6）转子装套部件松动有位移7）通流部分的部件损坏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2、引起大轴弯曲的主要原因1）动静部分摩擦使转子局部过热2）停机后在汽缸温度较高时，由于某种原因使冷水进入汽缸，引起高温状态下的转子下侧接触到冷水，局部骤然冷却，出现很大的上下温差而产生热变形，造成大轴弯曲。据计算结果，当转子上下温差达到105～200℃时，就会造成大轴弯曲。转子金属温度越高，越容易造成大轴弯曲。3）转子的原材料存在过大的内应力，在较高的温度下经过一段时间运转后，内应力逐渐得到释放，从而使转子产生弯曲变形。二、事故现象由于这种事故发生在汽缸内，无法直接观察，因而只能根据事故的原因、现象进行判断。一般具有下列特征：1）机组振动增大，甚至强烈振动。2）前后汽封处可能产生火花。3）汽缸内部有金属摩擦声音。4）有大轴挠度指示表计的机组，指示值将增大或超限。5）若是推力轴承损坏，则推力瓦温度将升高，轴向位移指示值可能超标并发出信号。6）上下汽缸温差可能急速增加。三、事故处理办法通过各种特征，如机组振动增大、汽缸内有金属摩擦声或汽封处产生火花等，结合有关表计指示值变化判断是这种事故，应果断的故障停机，不要采取将负荷或降转速继续暖机，以致延误了停机时间而扩大事故，加剧设备的损坏。停机时要记录转子惰走时间，静止后进行手动盘车。如果盘车不动，不要强行盘动，必须全面分析研究，采取适当措施，直至揭缸检查。16 14.汽轮机水击汽轮机水击事故是一种恶性事故，如处理不及时，易损坏汽轮机本体。汽轮机运行中突然发生水击，将使高温下工作的蒸汽室、汽缸、转子等金属件骤然冷却，而产生很大的热应力和热变形，导致汽缸发生拱背变形，产生裂纹，并能使汽缸法栏结合面漏汽，胀差负值增大，汽轮机动静部分发生碰摩损伤；转子发生大轴弯曲，同样也使动静部分发生碰摩，这些都将引起机组发生强烈振动。水击发生时，因蒸汽中携带大量水分，水的速度比蒸汽的速度低，将形成水赛汽道现象，使叶轮前后余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第9页共16页压差增大，导致轴向推力急剧增加，如果不及时紧急停机，推力轴承将过载而被烧毁，从而使汽轮机发生剧烈的动静碰摩而损坏。另外发生水击时，进入汽轮机的水将对高速旋转的动叶片起着制动作用，特别是低压级的长叶片，其叶顶线速度可高达300～400m/s以上，水滴对其打击力相当大，严重时将把叶片打弯或打断。总之，水击将导致汽轮机严重损坏。一、水击发生的原因1）锅炉的蒸发量过大或蒸发不均引起汽水共腾。2）运行人员误操作或给水自动调节失灵造成锅炉满水。3）汽轮机汽动过程中没有充分暖管或疏水排泄不畅，主蒸汽管道或锅炉过热器疏水系统不完善，可能把积水带入汽轮机内。4）机组停机时，降温降的过快，使汽温低于当时大气压下的包和温度而成为带水的湿蒸汽。5）汽轮机启动时，汽封供汽系统暖管不充分或排水不畅，使汽水混合物被送入汽封。6）停机后，忽视对凝汽器水位的监督，发生凝汽器满水，倒入汽缸。二、水击现象1）主蒸汽温度急速下降，主汽阀和调节汽阀的阀杆、法兰、轴封处可能冒白汽。2）机组振动逐渐增大，直到剧烈振动。3）推力轴承乌金温度迅速上升，机组转动声音异常。4）汽缸上下温差变大，下缸温度要降低很多。三、处理方法汽轮机水击事故是汽轮机运行中最危险的事故之一，运行人员必须迅速、准确的判断是否发生水击，一般应以主蒸汽温度是否急剧下降作为依据，同时应检查汽缸上下温差变化，因为汽轮机进水时，下缸温度必然下降较大。待确认发生水击事故时，应立即破坏真空紧急故障停机。1）破坏真空紧急故障停机。2）开启汽缸缸体和主蒸汽管道上的所有疏水阀门，进行充分排水。3）正确记录转子惰走时间及真空数值。16 4）惰走中仔细倾听汽缸内声音。5）检查记录推力瓦乌金温度和轴向位移数值。6）注意惰走过程中机组转动声音和推力轴承工作情况，如惰走时间正常，经过充分排出疏水，主蒸汽温度恢复后，可以重新启动机组，但这时要特别小心仔细倾听汽缸内是否有异音，并观察机组振动是否增大，如果发生异常，应立即停止启动，揭缸检查。15.汽轮机叶片损坏与脱落一、事故原因造成叶片断裂或脱落的原因很多，它与设计、制造、材质、安装、余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第10页共16页检修工艺和运行维护等因素均有关系，归纳起来有以下几个方面：1、机械损伤1）外来的机械杂质随蒸汽进入汽轮机内打伤叶片。2）汽缸内部固定零部件脱落，如阻汽片、导流环等，造成叶片严重损伤。3）因轴承或推力瓦损坏、大轴弯曲、胀差超限以及机组强烈振动，造成通流部分动静摩擦，使叶片损坏。2、腐蚀或锈蚀损伤叶片的腐蚀常发生在开始进入湿蒸汽的各级，这些级段在运行中，蒸汽干、湿交替变化，使腐蚀介质易浓缩，引起叶片腐蚀。叶片受到侵蚀削弱后，不但强度减弱，而且叶片被侵蚀的缺口、孔洞还会产生应力集中现象，侵蚀严重的叶片，还会改变叶片的振动频率，从而使叶片因应力过大或共振疲劳而断裂。3、水蚀损伤水蚀一般多发生在末几级湿蒸汽区的低压段长叶片上，尤其是末级叶片。水蚀是湿蒸汽中分离出来的水滴对叶片冲击造成的一种机械损伤，而末级叶片旋转线速度高，并且蒸汽湿度大，水滴多，故水冲蚀程度更严重。受水蚀严重，叶片将出现缺口、孔洞等，叶片强度降低，导致断裂损坏。4、水击损伤汽轮机发生水击时，前几级叶片的应力会突然增加，并骤然受到冷却，使叶片过载，末几级叶片则冲击负荷更大。叶片遭到严重水击后会发生变形，其进汽侧扭向内弧，出汽侧扭向背弧，并在进、出汽侧产生细微裂纹，成为叶片振断裂的根源。水击有时会使叶片拉筋断裂，改变了叶片连接形式，甚至原来成组的叶片变为单个叶片，改变了叶片振动频率，降低叶片的工作强度，致使叶片发生共振，造成断裂。5、叶片本身存在的缺陷16 1）设计应力过高或结构不合理，如叶片顶不太薄，围带铆钉头应力大，常在运行中发生应力集中，铆钉头断裂，围带裂纹折断，使叶片损坏。2）叶片振动特性不合格，运行中因共振产生很高的动应力，使叶片损坏。3）叶片材质不良或错用材质，如叶片材质性能差，金属组织有缺陷或有夹渣、裂纹；叶片经过长期运行后材料疲劳性能或振动衰减性能等降低而导致叶片损坏。4）加工工艺不良，例如叶片表面粗糙，留有刀痕，围带铆钉孔或拉筋孔处无倒角等等，都会导致应力集中而使叶片损坏。6、运行维护原因1）电网频率变动超出允许范围，过高、过低都可能使叶片振动率进入共振区，产生共振而使叶片断裂。余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第11页共16页2）机组过负荷运行，使叶片的工作应力增大，尤其是最后几级叶片，蒸汽流量增加，各级焓降也增加，使其工作应力增加很大而严重超负荷。3）主蒸汽参数不符合要求，频繁而较大幅度的波动，主蒸汽压力过高，主蒸汽温度偏低或水击，以及真空过高，都会加剧叶片的超负荷或水蚀而损坏叶片。4）蒸汽品质不良使叶片结垢、腐蚀、叶片结垢将使轴向推力增大，引起某些级过负荷。腐蚀则容易引起叶片应力集中或材质的机械强度降低，都能导致叶片损坏。5）停机后由于主蒸汽或抽汽系统不严密，使汽水漏入汽缸，时间一长，时通流部分锈蚀而损坏。二、事故现象1）汽轮机内部或凝汽器内部有突然的响声。2）当断落的叶片落入凝汽器内时，会将凝汽器铜管打坏，使凝汽器内循环水进入凝结水中，导致凝结水硬度和电导率突然增大，凝结水水位增高，凝结水泵电机电流增大。3）机组振动通常会明显变化，有时还会瞬间产生强烈振动，其原因是叶片断裂脱落，使转子失去平衡或摩擦撞击。但有时叶片会在中间级断落，并未引起严重动、静摩擦，在工作转速下机组振动一定明显增大，只是在启动、停机过程中的临界转速附近，机组振动会明显增大。4）叶片损坏较多时会使蒸汽通流面积改变，从而同一个负荷的蒸汽流量、监视段压力、调速汽阀开度都会改变。5）在停机惰走或盘车状态下，有可能听到金属摩擦声，惰走时间缩短；在启动和停机过程中，通过临界转速时机组振动将会明显的发生变化。三、处理方法16 这种事故发生在汽缸内，只能根据叶片断裂事故可能出现的现象进行综合判断，当清楚的听到缸内发生金属响声或机组出现强烈振动时，应判断为通流部分损坏或叶片断落，则应紧急故障停机，准确记下惰走时间，在惰走和盘车过程中仔细倾听缸内声音，经综合检查、分析研究，决定是否需要揭缸检查。16.汽轮机超速一、事故原因1、调节系统有缺陷不合格的调节系统，汽轮机一旦甩掉全负荷后，机组不能维持转速在危急保安器动作转速以下，转速飞升过高，起原因为：1）调速汽阀不能正常关闭或漏汽量过大。2）调节系统迟缓率过大，调节部件或传递机构卡涩。3）调节系统的速度变动率过大。余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第12页共16页4）调节系统动态特性不良。5）调节系统调整不当。如同步器调整范围、配汽机构膨胀间隙不符合要求等。2、汽轮机超速保护系统故障危机保安器动作过迟或不动作，将会引起超速，原因如下：1）重锤或飞环导杆卡涩。2）弹簧受力后产生过大的径向变形，以至于孔壁产生摩擦。3）脱扣间隙大，撞击子飞出后不能使危机保安器滑阀动作。另外危机保安器滑阀卡涩、自动主汽阀或调速汽阀卡涩、蒸汽返入缸内，都能引起汽轮机超速。3、运行操作、调整不当1）由于油质管理不善，例如汽封漏汽大而蒸汽漏入油内，引起超速和保安部套生锈卡涩。2）运行中同步器调整超过了范围，这是不但会造成甩负荷后机组蜚声转速提高，还会使调节部套失去脉动作用，从而造成卡涩。3）主蒸汽品质不合格，含有盐分，机组又长期带某一负荷运行，将会造成自动主汽阀和调速汽阀阀杆结盐垢而卡涩。4）超速实验时操作不当，造成转速飞升猛增。二、事故现象1）功率表指示到零。2）转速或频率表指示值连续上升。3）机组声音异常，振动逐渐增大。三、事故处理方法汽轮机机组严重超速是汽轮机恶性事故之一，如果处理不当，会因转子转速过高使汽轮机与发电机转子上的零件由于离心力过大而损坏，甚至甩出机内致使事故扩大。16 1）如果危急保安汽未动作，转速超过额定值的112%，应立即手打危急保安器，破坏真空故障停机。2）如果危急保安器动作而自动主汽阀、调速汽阀卡住或关闭不严时，应设法关闭上述各汽阀或立即关闭电动主汽阀。3）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。4）必要时可以要求运行人员将发电机励磁投入。5）机组投停下后，必须全面检修好调速与保安系统的缺陷，重新启动后，在并列前，必须做危急保安器超速试验，确认动作转速正常后方可投入正常运行。17.汽轮发电机轴瓦乌金熔化或损坏一、事故原因1）由于发生水击或机组过负荷，引起推力轴瓦损坏。余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第13页共16页2）轴承断油。一般由以下原因引起：①运行中油系统切换时发生误操作；②启动或停机过程中润滑油泵工作失常；③汽轮机启动、升速过程中，在停止高压电动油泵时没注意监视油压，此时若主油泵失压，且电动润滑油泵又没有联动起来便引起断油；④油箱油位过低，空气进入输油管道使润滑油压下降或油系统中进入空气；⑤油系统积存空气未能及时排除，往往会造成轴瓦瞬间断油；⑥厂用电中断事故停机中，直流油泵因故没能及时投入造成轴瓦断油；⑦油管道断裂或油系统发生泄漏造成油压下降而使轴瓦供油中断；⑧轴瓦在运动中移位，如轴瓦转动，造成进油孔堵塞而断油；⑨安装或检修时油系统内留有棉纱、抹布等杂物造成油系统堵塞而断油。3）机组强烈振动。由于机组强烈振动，会使轴瓦油膜破坏而引起轴颈与乌金研磨损坏，也可能使轴瓦在振动中发生位移，造成轴瓦工作失常或损坏。4）轴瓦本身缺陷。在轴瓦加工制造过程中，乌金浇铸质量不良，如浇铸乌金前瓦胎没有清洗干净，没有挂锡或挂锡质量不符合要求，在运行中发生轴瓦乌金脱落或乌金龟裂等问题。5）润滑油中夹带有机械杂质，损伤乌金面，引起轴承损坏。6）油温控制不当，引起轴承油膜的形成与稳定，都会导致轴瓦乌金损坏。二、事故现象1）轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃。2）主轴瓦乌金温度超过85℃，推力瓦乌金温度超过95℃。3）回油温度升高且轴承内冒烟。4）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。5）机组振动增加。16 三、事故处理办法在机组运行中发现以上现象而证明轴瓦已发生异常或损坏，应立即打闸故障停机，检查损坏情况采取检修措施进行修复。四、支撑轴承和推力轴承故障的其他原因不论是支撑轴承还是推力轴承，都会在运行中出现异常、事故，甚至损坏机组，其原因还有以下几个方面：1、检修方面的原因由于检修方面的原因造成径向支撑轴承或推力轴承工作失常，大多发生在大、小修后，机组启动或试运过程中，或者启动前的试验中。主要原因有：轴承乌金面接触不良；在调整各轴承润滑油分配量时，轴承润滑油入口油孔调整失当；油管中残留异物（棉纱、破布、漆片、沙土）；调整轴瓦垫片时忘记开油孔；轴承间隙、过盈量的过大或过小；润滑油系统充油时，放进了脏油或油中含水等都会造成运行中轴承工作失常、断油、烧瓦。余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第14页共16页2、运行方面的原因轴封漏汽过大造成油中有水而没有及时过滤，油中有水破坏了轴承的润滑条件。现在更有一种理论认为，油中的水珠在油膜的高压下会变成固体冰，直接破坏轴承的乌金表面。润滑油温调不当，太高或太低，使轴承油膜形成不好，引起轴承处于半液体摩擦状态，并伴随有机组的振动，构成轴承润滑不良的恶性循环，使轴承发生故障。运行中清洗油冷却器或润滑油过滤网后，投入前没有排净油系统内的空气，使汽轮机在运行中瞬间断油。油冷却器中润滑油压力应大于冷却水压力，但是在夏季运行中，为降低润滑油温开大冷却水补水门，如控制不好，有时会使水压大于油压，一旦此时油冷却器铜管泄漏，会造成油中大量存水。润滑油过滤网或主油箱上的过滤网应根据网前网后压差的增大情况及时清洗，否则压差过大时会损坏过滤网。若碎网片进入油系统中，则会造成严重后果。运行中主蒸汽温度骤然降低，造成汽轮机水击，使轴向推力增大。或汽水质量不合格，汽轮机叶片严重积垢，通流面积减小，使转子的推力增大，造成推力轴承损坏。上述原因是造成径向支撑轴承和推力轴承工作情况变坏，引起故障的一些主要原因。还有许多，这里就不一一列举了。18.汽轮机真空下降汽轮机真空下降有急剧下降和缓慢下降两种情况。一、事故原因1、真空急剧下降原因16 1）冷却循环水中断冷却循环水中断的故障可从循环水泵的电流和水泵出口压力来分析判断，如发现循环水泵电机电流和水泵出口压力到零时，即可确认循环水中断。这时如不属于厂用电中断就应立即起动备用泵（正常情况下备用泵会自动起动），注意在操作过程中要根据真空变化情况适当降低汽轮机负荷并严密监视汽轮机真空。当真空下降到最低允许值仍不能恢复正常运行且有继续下降趋势时，要采取紧急停机措施。2）后轴封（低压缸轴封）供汽中断后轴封供汽中断时将会有大量的空气漏入排汽缸，不但会使汽轮机真空迅速降低，同时还会因冷空气冷却轴颈使转子收缩造成负的胀差。后汽封中断通常是由于负荷大幅度变化、汽封压力调整器失灵、供汽汽源中断、汽封系统进入等情况造成的。3）真空泵故障因真空泵喷嘴堵塞、隔离箱水位控制失灵等情况时，都会使真空泵工作失常。这时可切换至备用机运行，对故障机进行处理。余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第15页共16页4）凝汽器满水凝汽器满水通常由于水位控制失灵、凝汽器铜管泄漏以及运行人员维护不当等因素造成的。可通过凝结水泵出口压力、电机电流心脏凝汽器外壳温度颁情况作出判断，严重时会从真空泵排汽管喷出水来。此时可起动备用凝结水泵开大凝结水泵出口控制阀迅速排水，必要时可将部分凝结水直接排放入地沟，直到水位恢复正常。5）真空系统大量漏气真空系统大量漏汽的情况通常是由于膨胀不均匀或机械碰撞造成真空系统管路或管件破裂引起的。2、真空缓慢下降的原因及处理：真空缓慢下降所涉及的因素较多，一般对机组的安全威胁不太大，但检查原因却往往比真空急剧降低的情况更加困难。真空缓慢下降的原因一般可归纳为以下几个方面：1）真空系统不严密真空系统不严密的典型特征是真空降到某一定值即保持稳定，这说明漏气量和抽气量达到了平衡。而且随着负荷的升高，汽轮机真空也随着提高。真空系统容易泄漏的地方通常是抽汽管道、汽缸法兰、人孔门、中低压缸排气连接管与汽缸连接法兰部位。真空系统的严密性，一般规定在满负荷的情况下或额定负荷的40%以上的稳定工况下进行检查试验。2）凝汽器水位升高引起凝汽器水位升高的原因一般可分为两类。①16 凝结水泵工作不正常。这时通常表现为凝结水泵电机电流减小、水泵出口压力降低。这时应注意检查凝结水泵吸入口切断阀水封、水泵轴封盘根、密封水源是否正常，水泵与凝汽器汽侧联络管上的阀门是否开启，水泵是否有摩擦等异音。必要时可起动备用泵，将故障设备停下进行检查维修。②凝汽器铜管破裂。这时可通过凝结水硬度来检查判断。另外还应检查凝结水泵备用泵出口逆止阀是否严密，即是否存在凝结水短路循环的情况。3）循环水量不足循环水量不足表现为在同一负荷下，凝汽器循环水进出口水温差增大。这时应注意检查循环水泵工作是否正常。4）真空泵工作不正常或效率降低真空泵工作不正常或效率降低表现为真空降低、端差增大。这时应注意检查其进出口压力是否正常，冷却水量是否足够，喷嘴是否堵塞。5）汽轮机凝汽器铜管结垢，循环水冷却设备工作效率低等情况都会造成汽轮机真空降低。这时可以通过凝汽器端差、进水温度的变化进行分析判断。余热发电系统应急操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第16页共16页二、事故现象1）凝汽器真空下降，排汽温度升高。2）机组负荷降低或同样负荷下主蒸汽量增大。3）凝汽器水位升高。4）循环水泵、凝结水泵、循环水冷却设备等工作出现异常。三、事故处理方法视凝汽器真空使急剧下降还是缓慢下降，根据造成的原因不同而采取不同的处理方法，要根据凝汽器真空值的下降数，依照运行规程的规定降低机组负荷（运行规程中都有真空值和机组负荷的对应表）。减负荷过程中，若故障一时处理不了，凝汽器真空值降到允许最低值时仍继续下降，则需停机处理。16