汽机典型事故的预防及处理

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1、汽机典型事故的预防及处理一、主、再热蒸汽参数异常主要现象1、主、再热蒸汽温度表指示异常、报警,压力指示异常,负荷升高或降低。2、锅炉过、再热器壁温超温报警。主要原因1、炉侧加、减负荷时燃料量、风量变化过大。2、炉减温水系统和蒸汽温度自动调节故障,造成减温水量增大或减小。3、炉配风或燃烧器摆角过大,造成火焰中心过高或过低。4、炉底部渣斗水封故障,造成火焰中心过高,会造成主、再热汽温度快速升高。5、炉膛结焦严重,受热面积灰严重。6、高压加热器跳闸或投停操作后,给水温度大幅变化,炉侧未及时调整风量和减温水。7、给水泵启、停、切换操作不当,造成给水压力大幅波

2、动,引起汽包水位及减温水量波动。处理要点1、因炉侧燃烧工况引起的温度变化应及时处理恢复。机侧可根据情况适当改变调门开度增加或减少负荷,以缓解温度变化趋势。2、当主、再热蒸汽温度升高至546℃,应要求锅炉尽快恢复。3、当主、再热蒸汽温度升高至546℃~552℃,记录超温时间,全年累计不超过400小时。4、当主、再热蒸汽温度升高至552℃~566℃,记录超温时间,不得持续15分钟以上,全年累计不超过80小时。5、当主、再热蒸汽温度超过566℃时,应立即打闸停机。6、正常运行中,同时流过各个主汽阀的蒸汽温度差值应在14℃以内,在异常工况下,温差最高可到42

3、℃,记录超温时间,最长持续时间是15分钟,但发生同样情况至少应间隔4小时。7、正常运行中,同时流过各个再热汽阀的蒸汽温度差值应在14℃以内,在异常工况下,温差最高可到42℃,记录超温时间,最长持续时间是15分钟,但发生同样情况至少应间隔4小时。8、正常运行时,主再热蒸汽温度下降至510℃,应汇报值长,机组以10MW/min的速率,2MW/℃的原则减少负荷,并要求炉侧恢复正常。若汽温下降至455℃时,应打闸停机。9、若汽温汽压同时下降时,应以处理汽温下降为主。处理时应注意机组窜轴,胀差、振动等参数变化,并检查蒸汽管道和汽缸疏水情况。10、正常运行中,主

4、、再热汽温10分钟内突降50℃应打闸停机。11、主蒸汽和再热蒸汽进口间的温差应加以控制,主蒸汽和再热蒸汽的温差不得偏离额定条件的28℃以上;在异常工况时,偏离值允许达42℃;当负荷趋近空载时,偏离值允许达83℃,但仅限于再热温度低于主蒸汽进口温度。12、主蒸汽压力进口压力不超过额定压力的105%。主、再热蒸汽压力升高时,应通知炉侧减少燃料,如负荷未带满可临时开调门增加负荷,以减缓压力上升趋势。当压力升高至高、低旁动作压力时,注意动作情况,如拒动时应手动开启泻压。如高低旁故障,开PCV阀。如压力仍上升达130%额定压力时炉灭火处理。13、主、再热蒸汽压

5、力下降时,通知炉侧加强燃烧,不能恢复时根据滑压曲线降负荷。预防措施1、投、停高压加热器时,应提前通知炉侧做好温度调整准备。操作应缓慢使给水温度变化平稳。2、加、减负荷时汽机应配合炉侧参数变化及时开关调门。投协调时注意监视自动调整动作正常。3、炉侧应加强燃烧调整,根据煤质变化情况合理配风,防止结焦。受热面定期吹灰。二、背压升高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。主要现象1、CRT画面真空值指示下降,低压缸排汽温度升高,机组负荷下降。2、背压高或排汽缸温度高报。3、真空泵电流异常

6、。主要原因1、冷却风量不足、冷却风机自动控制系统故障,变频器故障或冷却风机电源故障。2、轴封系统工作失常。3、真空系统泄漏。4、真空泵运行失常或分离器水位过高、过低及冷却器出口水温高。5、轴加水封破坏。6、大量的高温蒸汽或疏水进入冷凝器。7、空冷换热器散热片污脏,换热效率下降。8、真空破坏门误开或排汽装置防爆门破裂。9、抽真空旁路门误开。10、凝汽器水位升高。处理要点1、核对排汽缸背压、温度等表计,确认背压升高。2、检查冷却风机运行是否正常,若控制系统自动故障及时切为手动调节将转速调至最大并联系处理;检查空冷系统凝汽器各进汽、抽空气、凝水分门应全开。

7、如一段电源故障,应倒为另一段串带并查找原因及时恢复;变频器故障时切为工频运行。3、检查轴封压力是否正常,如自密封供汽不足时及时投入备用汽源,应保证疏水充分。供汽及溢流调整门自动故障可切为手动控制压力至正常;轴封带水时应加强疏水;低压汽封减温水失常后应改为手动调整或切除。4、真空泵故障时,应及时启动备用泵,并注意及时调整汽水分离器水位;若因冷却器原因温度高,应及时检查调整冷却水量,放空气或投入备用冷却器。5、轴加水封破坏时,及时向轴加水封补水,恢复正常水封。6、检查是否有高温蒸汽进入冷凝器或疏水门误开,并恢复正常。7、真空系统漏空时应采取措施堵漏。8、

8、定期对空冷散热片进行清洗。9、在处理过程中应加强对负荷及轴向位移等的监视,必要时根据背压曲线减负荷,防止汽轮

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