汽机事故预案

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1、一.高低加水位高解列、水侧泄露的处理预案华能吉林发电有限公司白山煤歼石电厂汽轮机给水回热系统共有七段抽汽，前三段接至高压加热器，第四段供除氧器，后三段接至低压加热器。凝结水经三台低加后进入除氧器，加热除氧，给水经三台高加加热后送入锅炉。木机组加热器疏水采用逐级自流，高加疏水逐级自流至除氧器，低加疏水至排汽装置。每台加热器均有事故疏水至排汽装置，高加水侧采用大旁路，低加#5、#6、#7采用小旁路。二、事故前工况：高、低压加热器全部投运，各对应参数正常（抽汽压力和温度、给水温升、加热器端差等），各个加热器水位正常，事故疏水调门未开。三、高低加水位

2、高解列、水侧泄露事故现象：1、某台加热器模拟量水位计指示水位升高或者维持在高水位，DCS画面有相应的水位报警，事故疏水调门可能打开。故障加热器温升减小，端差增大，疏水温度下降。如是高加水位高，可能会出现给水流量与给水泵出口流量不匹配，汽泵转速偏高；如是低加水位高，可能会岀现进入除氧器的凝结水量与凝结泵出口流量不一致。2、某台加热器解列，画面水位计指示满水，对应抽汽逆止门、电动门联关，事故疏水调门可能联开，水侧电动门自动切换，机组负荷瞬时升高，后降低。如是高加解列，则负荷突增，给水温度下降，工作面推力瓦金属温度、回油温度升高，高加后各级抽汽压力

3、升高，给水自动切为大旁路；如是低加解列，则进入除氧器的凝结水温度下降,除氧效果变差，除氧器水位、负荷有小幅度波动。3、故障加热器严重满水时，就地与远方都满水•抽汽管道上下壁温差增大，抽汽温度下降，抽汽管道有冲击声和振动，法兰连接处冒汽,汽缸可能进水，轴向位移增大，推力瓦块温度报警。四、高低加水位高解列、水侧泄露事故原因：1加热器管束泄漏或破裂。2加热器疏水调门卡涩、调节仪失灵或前后截门误关。3负荷大幅度变化或者负荷过高，引起水位自动调节跟不上。4凝结水流量、压力剧烈波动，引起低加掉。5给水流量、压力剧烈波动，引起高加掉。五、高低加水位高解列、

4、水侧泄露事故处理：1、机组在高负荷工况下，高加掉，锅炉应迅速削弱燃烧，立即减负荷至310MW以下，并密切监视汽机推力瓦温度。严防屮、低压缸过负荷，造成机组损坏。2、机组人员应注意减温水量的控制，高加掉后，在相同负荷T况下，锅炉用减温水量会增加较多。3、高加掉后，由于四抽压力升高，给水流量可能瞬间升高。除氧器水位由于高加疏水失去和四抽压力升高，水位瞬间降低，机组人员应专人监视汽包、除氧器、凝汽器水位，防止除氧器水位低掉给水泵造成灭火。凝结水流量应比正常工况多。4、低加掉后，对机组工况影响不大，但有时会导致其它低加发生掉闸。应及时联系检修处理并投

5、入正常。5、确认发生了汽轮机进水，必须破坏真空紧急停机。二排汽装置背压升高或空冷风机掉闸事故处理预案一、刖吕对于凝汽式汽轮机提高热循环效率的途径是通过提高初参数和降低终参数来实现的。凝汽器真空的建立就是来降低汽轮机的排汽终参数，所以实际运行中对于凝汽器真空的巡视调整尤其重要。如果真空异常降低,不仅影响循环热效率，严重时还会发生低压缸排汽温度升高引起低压缸变形，汽机转子中心不一致，从而引发汽机振动，因此运行中一旦发现凝汽器真空下降应及吋汇报，查找原因并积极采取措施消除故障。二、背压升高的现象:低压缸排汽温度升高，背压表计均显示排汽压力升高。机组

6、负荷下降，凝结水温度升高，凝汽器端差增人。“凝汽器真空低I、II值”光字可能发出。如在协调状态下维持负荷不变，蒸汽流量增大，给煤量增加，真空泵电流增大。三、真空下降的原因:1、空冷风机工作失常。2、排汽装置热井水位过高。3、水环真空泵工作失常。4、空冷换热器散热片污脏，换热效率下降。5、机组负压部分漏空气。6、轴封系统失常或轴加水封破坏。7、真空破坏门或低压缸安全门漏空气。8、低旁泄漏或者有其他疏水漏入凝汽器。四、真空下降的处理：可分为急剧下降的处理和缓慢下降的处理。处理时查找顺序：核对表计判断真空下降的真实性——>刚进行过的可能影响真空的操

7、作——空冷系统——>轴封系统——>真空系统——>其他系统。1、真空发生急剧下降时：1）首先汇报值长，单元长，机长，检查有无与负压系统有关的操作：2）查看空冷风机运行情况，比如空冷变故障、由于刮大风造成空冷风机瞬间窒息不能通风至空冷散热器从而造成背压突然急剧升高;3）轴封系统工作失常尤其是低压缸前后汽封调整不当；4）水环真空泵缺水或无水造成大量空气漏入凝汽器；5）低旁误开。发生上述情况时应迅速恢复刚刚进行的操作，若真空继续下降，应立即按规程降负荷（解除协调，炉侧解送风口动，快速降负荷，保持较小的过剩空气系数，注意炉膛负压）启动备用水环真空泵，备

8、用循环泵，严密监视机组振动。当背压突然急剧升高接近紧停条件应提前倒换厂用电，做好停机准备。当由于刮大风等原因引起，则应立即减负荷使背压参数处于规定的保护曲线范围之内