事故处理

汽轮机试题

1.事故处理原则

（1） 运行值班人员在监盘和巡回检查中发现异常，应根据异常征兆，对照有关表计、信号进行综合分析判断，并尽快向班长、值长汇报，以便共同分分析判断，统一指挥处理。如果班长、值长不在事故现场，应根据运行有关规定，自己及时处理；如果已经达到紧急故障条件，为保证主设备的安全，应果断打闸，破坏真空停机，千万不可存在侥幸心理或担心承担责任而犹豫不绝，拖延了处理时间，造成事故扩大。

（2） 发生事故时，运行值班人员要坚守岗位，沉着冷静，迅速抓住重点进行正确操作，切忌慌乱，顾此失彼，以致误操作而扩大事故；在多名人员协助处理事故时，要听从统一指挥，操作时要联系准确和协调，防止发生混乱而造成误操作。

（3） 发生故障时，运行值班人员必须首先迅速解除对人身和设备安全有威胁的系统，同时应注意保持没有故障的设备和其他机组继续安全运行，并尽可能的增加这些正常机组的负荷，以保证用户的用电或供热需要。

处理事故时应根据事故的部位、征兆和性质，分为紧急故障停机和一般故障停机，两者的主要差别是前者应立即打危急保安器、解列发电机，并破坏真空，启动辅助油泵，尽快将机组停下来；后者通常是先逐渐降负荷到零，然后解列发电机，再手打危急保安器停机，启动辅助油泵，不需要破坏真空，只是根据运行规程规定降低真空，其他停机操作都按运行规定执行。

紧急故障停机时，机组各部件的金属温度变化剧烈，高温部件的热应力、热变形都变化很大，因此对机组的使用说明影响很大，同时各项操作紧张，容易发生操作忙乱而误操作，损坏设备，所以，除非故障性质恶劣必须尽快停机，否则尽可能不采取紧急故障停机方式。

2.紧急故障停机

在下列情况下应采取紧急故障停机

（1） 汽轮机的转速升高值超过危急保安器动作范围，通常是超过额定转速的112%。

（2） 汽轮机转子轴向位移或胀差超过规定的极限值。 （3） 油系统油压或主油箱油位下降超过规定值。

（4） 任意主轴承或推力轴承瓦块的乌金温度及回油温度快速上升，并超过规定的极限值。

（5） 凝汽器真空下降超过规定的极限值。

（6） 主蒸汽温度突然上升且超过规定的极限值。

（7） 主蒸汽温度突然下降且超过规定的极限值或出现水冲击现象。

（8） 汽轮机内部发生明显的金属摩擦、撞击声音或其他不正常的声音。

（9） 主轴承或端部轴封发生较强火花或冒浓烟。

（10） 汽轮机油系统着火，就地采取措施无法扑灭。 （11） 汽轮机发生强烈振动。

（12） 主蒸汽管道、主凝结水管道、给水管道、背压排气管道及油系统管道或附件发生破裂，急剧泄露。

（13） 加热器、除氧器等压力容器的压力超过规定的极限值而无法降低或容器发生爆裂。

（14） 发电机强烈冒烟或着火。

3.紧急故障停机通常操作顺序

（1）手打危急保安器，确信自动主汽阀、调速汽阀、抽气逆止阀以迅速关闭，调整抽气机组的旋转隔板关闭。

（2）向主控制室发出“注意”、“危险”信号，解列发电机，这时转速下降，记录堕走时间。

（3）启动交流油泵，注意油压变化。

（4）凝汽式机组应开放真空破坏门，停止抽气器，破坏凝汽器真空。 (5)开放凝结水再循环阀，关闭低压加热器出口水阀，保持凝汽器水位。 （6）调整抽气式机组应关闭中、低压电动送汽阀，解列调压器；背压式机组应关闭背压排汽电动总阀，开放背压向空排汽阀，解列背压调整器，把同步器摇到下限位置。

（7）根据需要联系值长投入减温减压器。 （8）其他操作按一般停机规定完成。 （9）处理结束后，报告值长及车间领导。

4.动静部分摩擦及大轴弯曲事故象征及处理方法

事故象征

（1） 机组振动增大，甚至强烈震动。 （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。

处理方法

通过各种特征，如机组振动大、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，不要采取降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，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。

5.水击发生原因

（1）锅炉的蒸发量过大或蒸发不均引起汽水共腾。

（2）锅炉减温器泄露或调整不当，运行人员误操作或给水自动调节失灵造成锅炉满水。

（3）汽轮机启动中没有充分暖管或疏水排泄不畅；主汽管道或锅炉的过热器疏水系统不完善，可能把积水带到汽轮机内。

（4）滑参数停机时，由于控制不当，降温降得过快，使气温低于当时气压下的饱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管道没有充分暖管和疏水排除不充分，使汽、水混合物被送入汽封。

（6）停机过程中，切换备用汽封汽源时，因备用系统积水而为充分排除就送往汽封。

（7）高、低压加热器水管破裂，再保护装置失灵，抽气逆止阀不严密，水由抽汽管道返回汽轮机内。

（8）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。

6.水击象征及处理方法

（1）主蒸汽温度急速下降，主汽阀和调速汽阀的阀杆、法兰、轴封等处可能冒白汽。

（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。 处理方法

（1） 破坏真空紧急故障停机。

（2） 开启汽轮机缸体和主蒸汽管道上的所有疏水门，进行充分排水。

（3） 正确记录转子惰走时间及真空数值。 （4） 惰走中仔细倾听汽缸内部的声音。

（5） 检查并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，经过充分排除疏水，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缸内是否有异声，并测量机组振动是否增大，如果发生异常，应立即停止启动，揭缸检查。

（7） 如果因为加热器钢（铜）管破裂造成机内进水，应迅速手动关闭抽气逆止阀，同时关闭加热器的加热汽阀，对抽气管要充分排水。

7.汽轮机超速事故原因

调节系统有缺陷

（1） 调速汽阀不能正常关闭或漏气量过大。

（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。 （4） 调节系统动态特性不良。

（5） 调节系统整定不当，如同步器调节范围、配汽机构膨胀间隙不符合要求等。

8.汽轮机超速保护系统故障

（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，以致与孔壁产生摩擦。

（3）脱扣间隙大，撞击子飞出后不能使危机保安器滑阀动作。

9.汽轮机超速事故处理方法

（1）如果危机保安器未动作，转速超过3360r/min，应立即手打危机保安器，破坏真空故障停机。

（2）如果危机保安器动作，而自动主汽阀、调速汽阀或抽汽逆止阀卡住或关闭不严时，应设法关闭以上各汽阀或者立即关闭电动主汽阀和抽汽阀。

（3）如果采取上述方法后机组转速依然不降低，则应迅速关闭一切与汽轮机相连的汽阀，以截断汽源。

（4）必要时可以要求电气人员将发电机励磁投入。

（5）机组停下后，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，必须做危机保安器超速试验，确认动作转速正常，方可并列投入运行。

10.汽轮发电机轴瓦乌金熔化或损坏事故原因

（1）由于发生水击或机组过负荷，引起推力瓦损坏。

（2）轴承断油。一般引起的原因有：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，此时若向主油泵入口供油的射油器工作失常或电动油泵出口逆止阀卡涩等使主油泵失压，且电动润滑油泵又没联动起来便引起断油；④油箱油位过低，空气进入射油器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出，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泄露造成油压下降而使轴瓦供油中断；⑧轴瓦在运行中移位，如轴瓦转动，造成油孔堵塞而断油；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。在轴瓦加工过程中，乌金浇铸质量不良，如浇铸乌金前瓦胎清洗不净，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胎或乌金龟裂等问题。

（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。

11.汽轮发电机轴瓦乌金熔化或损坏事故象征

（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下，油系统漏油或润滑油泵无法投入运行。

（5） 机组振动增加。

12.汽轮发电机轴瓦乌金熔化或损坏处理方法

在机组运行中发现以上象征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。

13.支持轴承和推力轴承故障的其他原因

（1）检修方面的原因

由于检修方面的原因造成径向支持轴承或推力轴承工作失常，大多发现在大、小修后机组启动或试运过程中，或者启动前的试验中。其主要原因有：轴承面接触不良；在调整各轴承润滑油分配量时，轴承润滑油入口油孔调整适当；油管中残留异物（如棉纱、破布、漆片、沙土等）；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。

（2）运行方面的原因

轴封漏气过大造成油中有水而又没及时滤过，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，直接破坏轴承乌金表面。

润滑油温调整不当，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。

运行中清扫冷油器或润滑油过滤网后，投入前没排净油系统内的空气，使汽轮机在运行中瞬间断油。

冷油器中润滑油压应大于冷却水压力，但是在夏季运行中，为降低润滑油温打开工业水补充水门，如控制不好有时会使谁呀大于油压，一旦此时冷油器铜管泄露，会造成油中大量存水。

润滑油过滤网及主油箱上的过滤网应根据网前网后压差增大的情况及时清扫，否则压差过大时会毁坏过滤网。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，使推力增大。或汽水质量不合格，汽轮机叶片严重结垢，通流面积减少，使转子的推力增大，造成推力轴承损坏。

上述诸原因是造成径向推力轴承及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。

14.真空急剧下降的原因

（1） 循环水中断。厂用电中断、循环水泵电动机跳闸、水泵逆止阀损坏或循环水管爆破，都将导致循环水中断。

（2） 轴封供汽中断。汽封压力调整器失灵、供汽汽源中断或汽封系统进水等，都可能使轴封供气中断，这将导致大量的空气漏入排气缸，使凝汽器真空急剧下降。

（3） 抽汽器故障。射汽式抽气器喷嘴堵塞或冷却器满水，射水式抽气器的射水泵故障失压或射水系统破裂，都将使抽气器故障。这是要尽快切换备用抽气设备；有辅助抽气器的机组，必要时可投入辅助抽气器工作，以维持凝汽器的真空。

（4） 凝汽器满水。凝汽器铜管泄漏、凝结水泵故障或运行人员维护不当，都可以造成凝汽器满水而导致真空下降。

（5） 真空系统大量漏气。由于真空系统管道或阀门零件破裂损坏，引起大量空气漏入凝汽器，这时应尽快找出泄露处，设法采取应急检修措施堵漏，否则应停机检修。

15.真空缓慢下降得原因

（1） 真空系统不严密漏空气。通常表现为汽轮机统一负荷下的真空值比正常时低，并稳定在某一真空值，随着负荷的升高凝汽器真空反而提高（升负荷使机组真空范围缩小了）。真空系统严密程度与泄露程度可以通过定期的真空系统严密性进行检验。若确认真空系统不严密，则要仔细找出泄露处，可用烛焰或专用的检漏仪器检漏，并及时消除。机组大、小修后应对真空系统上水找漏，以消除泄漏点，确保在运行中真空系统严密。

（2） 凝汽器水位高。凝汽器水位升高，往往是因为凝结水泵运行不正常或水泵有故障，使水泵负荷下降所致。必要时启动备用水泵，将故障泵进行检查维修。若查出凝结水硬度变高或加热器水位升高，可以判断为凝汽器或加热器铜管破裂导致凝汽器水位升高，另外因凝结水再循环水门泄露，也能造成凝汽器水位升高。

（3） 循环水量不足。相同负荷下（指排气量相同）若凝汽器循环水出口温度上升，即进、出口温差增大，说明凝汽器循环水量不足，应检查循环水泵工作有无异状，检查循环水泵出口压力、凝汽器水室入口水压和循环水进口水位，检查进口滤网有无堵塞。

（4） 抽气器工作不正常或效率降低。这种情况可看出凝汽器端茶增大，主要检查抽气器的汽压（或水压）是否正常，射汽式抽气器还可检查输水系统和冷却水量是否异常，射水抽气器的水池水位、水温是否正常，抽气器真空系统严密性如何，有条件可试验抽气器的工作能力和效率。

（5） 凝汽器铜管结垢或闭式循环冷却设备异常。凝汽器铜管结垢引起真空降低，端差一定会增大。冷却设备的喷嘴调节、泄露或水塔淋水装置、配水槽道等工作异常，都将引起循环水进水温度升高，凝汽器真空降低。

16.真下降事故象征

（1） （2） （3） （4） 现异常。

凝汽器真空下降，排气温度升高。

机组负荷降低或带同样负荷时主蒸汽流量增大。 凝汽器水位升高。

循环水泵、凝结水泵、抽汽设备、循环水冷却设备等工作出

17.真空下降处理方法

视凝汽器真空时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）。在减负荷过程中，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。

18.油系统着火事故原因

（1） 设备结构或安装、检修中存在缺陷。它包括：①由于油管路布置或安装不良，运行中发生振动而漏油；②油管法兰与某些热体之间没有隔离装置；③油系统阀门零部件或管道接头安装不良引起漏油；④法兰

结合面使用不耐油的胶皮垫或塑料垫，耐油性能或耐高温性能不佳而引起漏油；⑤安装时法兰垫未摆正，法兰螺栓未拧紧或拧得不均匀。

（2） 由于外部原因致使油管道被击破造成油系统大量漏油。 （3） 汽轮机检修后，有渗漏在地面或保温层上（内），又未彻底清除或更换，致使机组投入运行后引起着火。

19.油系统着火处理方法

汽轮机油系统着火往往是瞬时爆发，而且火势凶猛，运行人员必须尽快切断泄露油源，紧急处理，否则火势家个蔓延扩大，以致烧毁设备和厂房，危及人身安全。当油系统着火不能及时扑灭时，值班人员应镇定坚守岗位，果断操作，防止发慌而发生误操作。当威胁到设备安全时，应紧急破坏真空停机，这时不应启动高压电动油泵，否则会使高压油大量泄露而扩大火灾。当火情危及主油箱时，应立即打开主油箱事故放油阀，将油放到室外事故油箱，并且尽快通知消防人员，同时合理使用现场消防设备进行灭火和控制火势，不让其扩大蔓延。

20.背压机组热负荷变化

当背压机组热负荷增加，引起背压参数降低时，应联系值长，根据电负荷情况进行调整，或联系热负荷调度，恢复正常背压。

排气压力低于允许工况0.1MPa（计示压力）时，应及时联系有关人员调整。 当背压机组热负荷减少，引起背压升高、电负荷降低时，注意排汽温度不应高于规程所规定的数值，否则应联系值长进行调整。

如背压突然升高，使背压安全阀动作时，应及时减小负荷，降低背压，使背压安全阀恢复。汽机事故题

21.热负荷变化甩掉热负荷？

答，当热负荷大幅度下降时，抽气流量和主蒸汽流量急剧下降，抽汽室汽压升高；凝汽器真空因凝汽量增加而下降；该调整抽汽旋转隔板迅速开大，而调速气阀关小。这时司机应检查该段抽汽室压力是否超过允许值，而决定是否需要手摇同步器减小电负荷，如果是因旋转隔板卡住所致，应立即减小电负荷，并迅速报告班长、值长和热网调度，查清故障原因，再采取相应的措施。

22．热负荷突然增加

答，当热负荷突然增加，使机组抽气量突然增加时，该机组供热抽气流量和主蒸汽流量都增加，旋转隔板关小，该段抽气室气压下降，由于旋转隔板关小，排往低压汽缸的蒸汽量减小，所以凝汽器真空值将升高。这时司机应迅速检查监视段气压、各段抽气压力和主蒸汽流量是否超过允许值，若超过允许值时，应手摇同步器减小电负荷，使各个压力数值降到允许值范围内。另外，检查窜轴指示值和推力瓦块温度变化有无异常。同时应及时联系班长、值长和热网调度，查清热负荷突然增加的原因，采取相应措施。

23．启动备用泵、停止故障泵的条件？

答。运行中的给水泵出现下述情况之一时，应首先启动备用泵，停止故障泵。 1清楚的听出水泵内有金属摩擦或撞击声。 2水泵或电动机轴承熔化或冒烟。

3水泵或电动机振动突然增大，振幅超过规定数值。 4电动机冒烟或着火。 5发生人身事故。

24.启动备用泵、停止事故泵的操作方法？

答：1手动投入备用泵的电源开关，启动备用泵；手动切下运行泵的电源开关，停止事故泵。若运行人员在事故泵的附近而距操作开关又较远时，可手按事故泵的事故按钮，停止故障泵，是备用泵联动启动。

2.把故障泵的联动开关打至解除位置，将启动泵的联动开关投至联动位置。若没有其他备用泵时，可将其联动开关投至备用位置，已备系统瞬间停电时，给水泵可自启动。

3.检查故障泵的出口逆止阀关闭的是否严密，并关闭泵出口水阀。 4检查投入泵的运行情况，并关闭泵出口在循环水阀。 5.发现给水泵发生上述故障之一时，而又无备用给水泵时，在停止事故泵之前，应先通知司机和司炉立即减负荷或停机、停炉，以保证锅炉的安全用水。

事故处理完后应向有关领导汇报事故情况和处理过程。

25．给水泵入口发生严重汽化现象的处理方法？

1.汽化的象征

（1）水泵入口压力、出口压力急剧摆动。 （2）水泵入口处产生急烈的沙沙声。 （3）水泵电流亦随着压力摆动。 2发生汽化的原因

（1）给水泵超负荷运行，使给水泵入口管内的水流速过大、压力降低而引起汽化。

（2）除氧器内压力突然降低。

（3）给水泵入口过滤网被杂物堵塞，给水泵入口处压力降低而引起汽化。 （4）给水泵入口管路内侵入空气。 3处理方法

若断定给水泵入口发生严重汽化时，应进行如下处理：

（1） 启动备用泵，降低运行给水泵的流量；若无备用给水泵时，应立即联系司机、司炉适当减小机组负荷，以消除给水泵入口汽化。

（2） 分析、寻找给水泵入口产生汽化的原因，采取相应措施及时消除。

（3） 给水泵入口管内侵入空气时，应及时停止运行，设法排除泵内空气。

当启动备用给水泵或降低机组负荷后社会泵的入口汽化现象仍不消失时，则汽化的原因可能是给水泵入口侵入空气，这种情况一般是发生在给水泵入口管路系统切换，管内空气排出不合理而引起的。

（4） 若给水泵入口过滤网被堵而引起汽化，则应在给水泵容量能满足需要的情况下，停止给水泵，清扫入口过滤网。在正常情况下，给水泵入口过滤网应有计划地定期清扫。

26.给水泵在运行中电源中断故障的处理方法？

1.给水泵电源中断的原因

(1)给水泵的供电线路故障。 （2）全厂的厂用电源故障 （3）厂用电源局部中断 2、处理方法

（1）若由于电气分段母线电源中断或给水泵本身供电系统故障，则应立即启动他段母线的备用泵，保证锅炉的正常供水；

（2）若由于全厂才厂用电源中断，应将备用给水泵的联动开关投至联动备用位置。通知司机将机组负荷迅速降至零，维持机组空转（凝汽式机组根据凝汽器真空值采取处理措施），等待电气人员送电后恢复给水泵运行。

27.给水母管压力异常降低故障的处理方法

1给水母管压力下降的原因

（1） 汽轮机负荷突然增高，引起锅炉用水量猛然增大。 （2） 锅炉给水调节器在运行中调节失灵。

（3） 给水加热器、锅炉省煤器、过热器或水冷壁管大量漏水。 （4） 电力系统供电频率降低。 （5） 给水管路大量泄漏。

2.处理方法

(1)发现给水流量增大，给水母管压力降低时，应根据给水母管最低压力要求，启动备用给水泵；若无备用泵时，应通知司机降低机组负荷。母管制给水系统应降低全厂总负荷。

(2)若发现由于锅炉给水管漏水造成给水母管压力降低时，除提高给水母管压力外，还应增大除氧器软化水的补水量，防止引起除氧器水位下降过低。

（3）若给水母管压力降低而给水流量与电流反而偏低，厂内照明发暗，则说明由于供电频率下降引起给水母管压力降低。在这种情况下采用启动给水泵的方法是不能提高给水压力的。应通知司机、司炉、要求降低主蒸汽压力运行，以保证锅炉正常供水。

（4）由于给水母管压力降低，使给水泵联动后的操作为：a投入联动泵的电源开关，消除给水母管压力降低的灯光和音响信号；b根据给水泵的流量，对联动泵的再循环门进行调整或关闭；c查找给水泵被联动的原因；d若由于机组负荷摆动过大或锅炉给水调节器调节不当而引起联动，则应根据机组负荷和给水母管压力选择运行方式。其具体操作应根据运行规程中的规定执行。

28.除氧水中的溶解氧不合格

1原因

（1） （2） （3） （4） （5） （6） （7） （8）

凝结水含氧量过高

化学软化补充水温过低。

除氧水量过大，超过除氧器的设计值。 除氧塔的排气阀开度过小。 加热蒸汽压力不足。

除氧塔内部损坏，如筛盘倾斜、筛孔堵塞、喷嘴损坏等。 加热蒸汽压力调整器调整不稳。

化验取样器内部泄露，化验不准确等。

2处理方法

针对上述引起除氧水溶解氧量升高的原因，采用试验的手段逐个排除，最后针对确定的原因制定出解决措施，

常见的引起溶解氧量增高的原因，大多是化学软化补充水温度低，除氧水箱内给水产生过冷，除氧塔排气阀开度过小，加热压力等。

为了消除化学软化补充水温度低，一般电厂都利用锅炉连续排污水、除氧塔的排气对化学软化水进行加热，使其温度达到70—80摄氏度为适宜。

29除氧器振动

1产生振动的原因

（1） 除氧器进水量过大或化学补充水温度过低。

（2） 新投入运行的除氧器，与运行除氧器并列后给水温度低于运行除氧器内给水温度15摄氏度以上。

（3） 除氧器下水母管检修完后，在投入使用时往除氧器内排空气量过大、过急。

（4） 除氧器水箱内水位过高，与加热蒸汽进汽管处的蒸汽直接接触而发生水击，或水顺抽气管流进管内而发生水击。 2处理方法

除氧器发生振动，有时较轻微，而有时很剧烈。若发生剧烈振动，则必须迅速采取果断措施，防止事故扩大。

若根据振动的象征判断是由于除氧水量过大引起的振动，则应将除氧水与其他除氧器均衡调整。

若因化学软化补充水量过大或温度过低而引起的振动，除采取往其他除氧器内进行均衡调整外，还可将部分化学软化补充水补入凝汽器内进行加热，或采取其他加热措施。

若是因为除氧水箱内水位过高引起的振动，则应立即采取对除氧水箱的排水措施。若是由于除氧器加热汽管应水击而引起除氧器振动时，则可暂时停止抽气，待水击消除后重新启用抽气。

对除氧器下水母管检修后的投入，一定要缓慢操作，使管内空气通过除氧器逐渐排出。绝不可求快而操作过急。

新投入运行除氧器的水温与运行中除氧器的水温差，一定不得超过规定的15℃.由于新投入除氧器并列而引起振动，应立即停止并列操作，待水温符合标准后才允许并列。

30.除氧器水位下降过快

1原因

（1） 锅炉水管或给水管路泄漏。 （2） 锅炉排污水量过大。 （3） 化学软化补充水量不足

（4） 锅炉安全门或除氧器溢流筒动作跑水 （5） 由于运行人员错误操作引起跑水

2处理方法

若由于锅炉内部水管爆破或安全门动作引起除氧器水位下降过快，则应当立即停止锅炉排污和非生产用气，增大除氧器的化学软化水补水量。在采取上述措

施后情况不好转而又威胁到锅炉的安全时，在征得有关领导同意的情况下，可设法往凝结水系统中补充工业水，以保证锅炉在事故状态下的用水。

除氧器溢流筒动作，多数是由于除氧器内加热压力升高所引起。在恢复正常状态时，首先必须把除氧器内压力降低后才可重新灌水，然后将除氧器内压力恢复到正常值。

若除氧器水位下降发生在给水系统切换之后，则可能是由于系统切换错误造成的，必须及时对切换过的系统进行全面复查。

31.除氧器水位上升过快

1原因

(1) 化学软化补充水量过大 (2) 凝汽器冷却水管破裂

(3) 工业水窜入凝汽器系统中 2处理方法

发现除氧器水位异常升高时，应从化学软化补充水、供气系统的运行状况进行分析，若软化补充水量已限制至最低，应联系化验人员对除氧器水质进行分析，寻找水位升高的原因。在必要的情况下，可将化学软化补充水全部停止，或采用往疏水箱排水的方法降低除氧器内水位。

32.除氧器加热压力不稳

1原因

（1） 机组负荷不稳

（2） 除氧器化学软化水补充量不稳

（3） 并列运行除氧器的其中一台压力自动调整器失灵或加热蒸汽阀损坏 2处理方法

（1） 联系汽轮机司机和化学软化水处理人员，要保持机组负荷和软化水补充量的稳定

（2） 通过观察分析，确定故障是由于压力调整器失灵引起的，应将失灵的压力调整器改为手动调整，并请热工专业人员进行处理

（3） 若故障是由于蒸汽调整阀失灵引起的，应请汽轮机检修人员进行处理

33.加热器加热水管泄漏

1特征

（1） 轻微泄漏的特征是疏水器的水位较正常升高，加热器端差减小

（2） 急剧漏水的特征是加热器内疏水满水，给水出口温度降低，加热器保护动作

（3） 若加热器内疏水满水至抽气管处，则加热器与抽气管道将发生水击或振动，抽气管道法兰将漏水。若抽气管道上逆止阀失灵或关闭不严，还将引起汽轮机发生水击。 2处理方法

（1） 若加热器的疏水水位升高，疏水器自动排出有故障时，应开

放疏水器的旁路阀保持加热器内水位。测量加热器疏水温度确定端差，分析加热器水位升高的原因是疏水自动调节阀失灵，还是加热器的加热水管漏水

（2） 若发现低压加热器加热水管漏水，则在能维持加热器疏水水位的情况下，应提出计划安排检修

（3） 若发现高压加热器的加热水管漏水，不论泄漏情况如何都应及时停止运行，安排检修，防止泄露突然扩大引起其他事故

（4） 若高压加热器因加热水管泄漏引起疏水满水，而高压加热器保护未动作时，应进行手动动作，及时停止高压加热器动作 高压加热器紧急停止后应及时通知司机，调整机组负荷，开放抽气管上的疏水阀，关闭加热器的空气阀和加热器的出入口水阀，开放加热器的排水阀，关闭加热器的所有疏水排出阀，通知锅炉司炉高压加热器已停止运行

34加热器内存有空气

加热器内存有空气将影响加热器的加热效果，因而在加热器启动前必须先开放加热器的空气阀。加热器在运行中其空气阀应保留有适当开度，以利于加热器中不凝结气体逐级排入凝汽器，后经抽气器排至大气。处在真空状态下工作的加热器，必须消除加热器及抽气管路的漏气现象。加热器内存有空气的主要特征是加热器的端差大，在同一加热压力下，其加热水出口温度低。遇有这种现象要开大加热器的空气阀，并寻找漏气点。对背压机组的加热器，应当定期由排气阀排除加热器内的不凝结气体，以提高加热器的加热效率。

35凝结水泵落水的特征

1凝汽器内水位升高

2凝结水泵出口压力、电流下降

3射水抽气器、轴封加热的排气口冒汽 4凝结水流量下降 5凝结水泵声音失常

36凝结水泵落水的原因

1凝结水泵入口管、水泵盘根漏空气，或是水泵空气阀被误关 2凝结水泵入口管被堵 3凝结水泵电源中断 4凝结水泵叶轮损坏 5热水井无水

37凝结水泵落水的处理方法

1发现运行凝结水泵落水，应立即手按事故泵的事故按钮，使备用泵联动启动，事故泵停止。

2通知司机投入联动泵的电源开关，切下事故泵的电源开关，解除凝结水泵的连锁开关。

3关闭事故泵的出口水阀，分析、寻找故障泵的落水原因，针对事故原因进行处理，

寻找凝结水泵漏气的方法是；关闭凝结水泵的入口水阀，和水泵的空气阀；

利用水泵盘根密封水阀或水泵出口逆止阀的旁路阀，给凝结水泵重压力水，待泵内压力升高后，观察漏水处即为漏气点。

38凝汽器内水位升高

1特征有：（1）凝结水泵入口真空降低；（2）凝结水过冷度增大，（3）凝汽器真空下降，（4）当水位升至抽气器的抽气口是，射水抽气器排气管冒水或射水抽气器的入口真空升高，

2原因为（1）凝结水泵在运行中故障或工作失常（2）除氧器的凝结水系统发生误操作（3）凝汽器冷却水管严重泄露（4）机组负荷突然增加而凝结水泵水阀开度过小（5）凝结水泵出口水阀由于振动自动关小等。

3处理方法是（1）发现凝汽器水位升高应立即检查凝结水泵出口水阀的开度是否适当（2）若因凝结水泵故障或工作失常，机组负荷突然升高引起是的凝汽器水位升高，应即启动备用泵往除氧器送水（3）若由于凝汽器冷却水管破裂而引起的水位升高，应立即启动备用泵向外排水，停止向除氧器送水，并通知司机及有关领导紧急停机。当凝汽器水位升高至从水位计上无法监视时，可用手触摸凝汽器外壳的方法来判断凝结水在凝汽器中的位置。

39凝汽器内水位降低

这种情况在低负荷时可利用凝结水再循环阀进行调整，也可利用往凝汽器补充化学软化水的方法暂时保持水位。若在较高负荷情况下可利用限制水泵出口阀的方法保持水位，但必须满足射水抽气器及轴封冷却器的冷却需要。

40凝结水溶解氧升高

1原因

（1）凝汽器的真空系统漏空气量过

（2）凝汽器的抽气器工作失常，引起凝汽器内空气积存过多。 （3）往凝汽器内补充化学软化水量过多。

（4）凝汽器的排气阀，凝结水泵的入口管路漏空气

（5）凝结水泵盘根密封水中断或水量过少而引起盘跟漏气 2处理方法

消除凝结水含氧量过高是一项耐心细致的工作，要逐个原因进行检查分析加以排除。

41，结水硬度过高产生的原因

1机炉处于长期检修或备用

2凝汽器在停机进行过水压试验时放入不合格的水。 3凝汽器冷却水管及管板胀口泄漏

42凝结水硬度过高的处理方法

1机组启动过程中，在往除氧器送凝结水之前，必须经过化学人员化验检查合格。这是水质不合格一般都是由于机组检修完刚启动，或是由于机组备用时间长引起的。待向外排水冲洗运行一段时间后水质便可恢复正常。

2在运行中突然发现凝结水质不合格，一般都是由于凝汽器冷却水管或管板胀口泄漏引起的。利用海水做冷却水的电厂，对凝结水的硬度更应严格监视。经分析判断若是凝汽器冷却水管泄漏引起凝结水硬度升高，则应按凝汽器的堵漏方法进行处理。

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