余热发电应急操作要点

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。

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、油箱油位、轴向位移和低压保护装置等）。

四、汽轮机振动㈠现象⑴、操作系统出现振动报警信号。

⑵、现场机组振动加剧。

⑶、油系统油压波动及回油温度升高。

㈡原因⑴、油压下降，油量不足。

⑵、润滑油温过高或过低，油膜振荡。

⑶、润滑油质不良。

⑷、主蒸汽温度、压力过高或过低。

在运行过程中主蒸汽参数波动。

⑸、启动过程中，汽缸金属温差过大，致使汽缸变形。

⑹、发电机负荷波动过大，励磁机工作失常。

⑺、汽轮发电机组各轴瓦地脚螺丝松动。

㈢危害⑴、直接造成机组出现重大事故。

⑵、造成动静部分产生摩擦。

⑶、损坏机组转子零部件。

㈣防范措施⑴、加强油系统的油温控制。

润滑油温一般控制在35℃～45℃之间。

⑵、控制好锅炉系统负荷，并做好相应的处理。

⑶、加强电网参数的监控。

⑷、做好发电系统的维护工作，利用检修机会将系统存在的问题进行逐一排除。

五、油系统着火㈠现象⑴、透平油温度过高。

⑵、厂房内有异味，并有大量浓烟。

㈡原因根据燃烧的三个条件—可燃物、空气、温度，可知油系统着火必要的两个原因：⑴、油系统管道、法兰、阀门处存在漏油现象。

⑵、附近有未保温或保温不完善的热体。

㈢危害可致烧毁设备、厂房、危及人身安全。

㈣防范措施⑴、防止油系统漏油或喷油。

⑵、做好油系统附近的热体保温。

保温层表面温度不要超过50℃。

⑶、消防设施齐全。

汽轮机厂房内应配置足够的消防器材，并放在明显位置，附近不得堆放杂物，保持通道畅通。

六.锅炉超压事故：㈠现象：⑴、锅炉超压时，汽压急剧上升，超过许可压力，安全阀动作。

⑵、蒸汽流量减小，蒸汽温度升高。

㈡原因分析：⑴、用汽设备发生故障而突然停止用汽。

⑵、安全阀失灵，压力表指示不准确。

㈢、处理方法：⑴、发现锅炉超压时，可以开启启动阀或降低锅炉负荷。

⑵、如果安全阀失灵而不能自动排气，可以手动开启安全阀排气，或打开锅炉汽包上的放空阀，使锅炉逐渐降压。

⑶、保持水位正常，进行给水和排污，降低锅炉内温度⑷、检查锅炉超压原因和本体有无损坏后，再决定停炉或恢复运行。

七.锅炉满水：锅炉水位高于水位计最高安全水位刻度线时，叫锅炉满水。

满水会造成蒸汽大量带水，从而会使蒸汽管道发生水击：降低蒸汽品质，影响正常供汽：还会造成过热器结垢或损坏。

㈠现象：⑴、汽包水位高于正常水位；⑵、汽包水位报警值出现高报；⑶、过热蒸汽温度下降；⑷、蒸汽含盐量增大；⑸、锅炉给水流量不正常大于蒸汽流量；⑹、当锅炉严重满水时蒸汽管道发生水冲击；㈡原因分析：⑴、锅炉给水阀自动失灵；⑵、水位变送器、蒸汽量或给水量表指示不正确，使运行人员误判断而操作错误；⑶、锅炉负荷突然增加太快；⑷、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；㈢、处理方法：⑴、中控与现场核对水位，必要时应立即冲洗水位计；⑵、若因给水自动调整失灵而影响水位升高时，应手动关小给水阀，减小给水量；⑶、如果水位继续升高，应开启事故放水阀或排污阀；⑷、若水位超过最高报警时应立即停炉，关闭主蒸汽截止阀；⑸、停止向锅炉上水，开启省煤器与汽包联箱排污阀；⑹、由于锅炉负荷骤增而造成水位升高时应暂缓增加负荷；⑺、因给水压力异常而引起汽包水位升高时，应立即启动备用泵，停止原始泵进行处理；八、锅炉缺水：锅炉正常运行中，当水位低于水位计最低安全水位刻度线时，即形成了缺水事故。

锅炉缺水，会使锅炉蒸发受热面管子过热变形甚至爆破；胀口渗漏或脱落；处理不当时，甚至导致锅炉爆炸，造成严重的损失。

㈠现象：⑴、汽包水位低于正常水位，报警值低报；⑵、给水流量不正常；⑶、严重缺水时造成过热蒸汽温度升高；㈡原因分析：⑴、操作人员对水位监视不严，当锅炉负荷增大时，未能及时调整进水⑵、水位变送器、蒸汽量或给水量表指示不正确，使运行人员误判断而操作错误；⑶、给水设备或给水管路故障，自动调节失灵，而未能及时改用手动⑷、给水压力突然下降；⑸、锅炉管道阀门泄漏或排污量过大，排污后忘记关排污阀⑹、锅炉受热面或者省煤器管子破裂漏水㈢、处理方法：发生缺水事故时，应首先判断是轻微缺水还是严重缺水，然后给予不同的处理。

判断缺水程度的方法是“叫水”。

“叫水”的操作方法是：打开水位表的放水旋塞冲洗汽连管及水连管，关闭水位表的汽连管旋塞，关闭放水旋塞。

如果此时水位表中有水位出现，则为轻微缺水；如果通过“叫水”水位表内仍无水位出现，属于严重缺水。

轻微缺水时，可以立即向锅炉上水，使水位恢复正常。

如果上水后仍不能恢复正常，则应立即停炉检查。

严重缺水时，必须紧急停炉。

必须要注意的是，在未判定缺水程度或者已判定属于严重缺水的情况下，严禁给锅炉上水，以免造成锅炉爆炸事故。

⑴、中控与现场核对水位，必要时应立即冲洗水位计；⑵、若因给水自动调整失灵，应手动开大给水阀，增大给水量；⑶、若汽包严重缺水，水位处于低低报以下时，应立即甩炉，关闭主蒸汽截止阀，缓慢向锅炉内加水（一般控制在5-10t/h，防止应力过大）；⑷、若因给水压力下降引起，应立即启动备用泵，提高给水压力。

九、省煤器管道、阀门汽塞㈠现象：⑴、省煤器出口水温180℃高温报警；⑵、打开省煤器出口温度调节阀温度持续上升至192℃；⑶、闪蒸器中控显示为满水位；⑷、AQC锅炉蒸汽流量下降；⑸、发电机功率下降；⑹、锅炉给水泵电流下降，出口压力升高；⑺、现场水位计无法看清水位，锅炉实际处于缺水状态。

㈡原因分析：⑴、省煤器出口水温报警，省煤器出口温度调节阀手动调节不及时；⑵、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；⑶、闪蒸器出现虚假高水位，闪蒸器补水阀处于关闭状态，无法进行补水；⑷、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。

㈢、处理方法：⑴、当系统省煤器出口水温达到180℃时,增大给水流量，降低省煤器出口水温；⑵、当水温继续上升时,而增加给水流量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;⑶、调节AQC炉旁路挡板，减少入炉风量，必要时甩炉；⑷、通知现场人员打开AQC炉省煤器出口排汽阀排汽；⑸、若因闪蒸器水位失真造成缺水引起，应立即向闪蒸器加水，并调整核对水位，若系统紊乱无法控制，应立即解列停机。