汽轮机常见事故及其处理方法

一、凝结器真空下降的现象及处理„„„„„„„„„„„„„„„1

1.1凝结器真空下降的主要特征„„„„„„„„„„„„„„„„„1

1.2凝结器真空急剧下降的原因„„„„„„„„„„„„„„„„„1

1.5凝结器真空缓慢下降的处理„„„„„„„„„„„„„„„„„1

1.3凝结器真空急剧下降的处理„„„„„„„„„„„„„„„„„1

1.4凝结器真空缓慢下降的原因„„„„„„„„„„„„„„„„„1

二、主蒸汽温度下降„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„2

2.1主蒸汽温度下降的影响„„„„„„„„„„„„„„„„„„„2

2.2主蒸汽温度下降的处理„„„„„„„„„„„„„„„„„„„3

三、汽轮机轴向位移增大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„3

3.1影响汽轮机轴向位移增大的原因„„„„„„„„„„„„„„„3

3.2轴向位移大的处理„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„4

四、 汽轮机大轴弯曲事故„„„„„„„„„„„„„„„„„„„4

4.1事故现象„„„„„„„„„„„„„„„„„„„4

4.2事故处理„„„„„„„„„„„„„„„„„„„4

4.3预防措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„5

五、 厂用电源中断事故现象及处理„„„„„„„„„5

5.1厂用电源中断事故现象„„„„„„„„„„„„„5

5.2厂用电源中断事故处理„„„„„„„„„„„„„5

六、水冲击事故„„„„„„„„„„„„„„„„„5

6.1水冲击事故前的象征„„„„„„„„„„„„„6

6.2发生水冲击事故的处理„„„„„„„„„„„„6

6.3水冲击事故后，重新开机的基本要点„„„„„„6

6.4水冲击事故后，如有下列情况，应严禁机组的重新启动„„6

七、 凝结泵自动跳闸处理„„„„„„„„„„„„„„„„„6

八、汽轮机发生超速损坏事故„„„„„„„„„„„„„„„„„7

8.1汽轮机发生超速事故的原因„„„„„„„„„„„„„„„„„7

8.2汽轮机发生超速事故的处理„„„„„„„„„„„„„„„„7

九、 汽轮机油系统事故„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„7

9.1汽轮机油系统事故产生的原因„„„„„„„„„„„„„„„8

9.2汽轮机油系统事故的现象„„„„„„„„„„„„„„„„„8

9.3汽轮机油系统事故的处理„„„„„„„„„„„„„„„„„8

十、汽轮机轴瓦损坏事故„„„„„„„„„„„„„„„„„„„8

10.1轴瓦损坏的原因„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„9

十一、叶片断落事故„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„9

11.1事故象征„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„9

11.2事故处理„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10

十二、汽轮机事故处理原则和一般分析方法 „„„„„„„„„10

十三、在汽轮机组启动过程中，造成凝结器真空缓慢下降的原因„10

13.1汽轮机轴封压力不正常„„„„„„„„„„„„„„„„10

13.2凝结器热水井水位升高„„„„„„„„„„„„„„„„11

13.3凝结器循环水量不足„„„„„„„„„„„„„„„„„11

13.4轴封加热器满水或无水„„„„„„„„„„„„„„„„12

十四、在汽轮机组正常运行中，造成凝结器真空缓慢下降的原因„12

14.1轴封加热器排汽管积水严重„„„„„„„„„„„„„„12

14.2凝结器汽侧抽气管积水„„„„„„„„„„„„„„„„12

14.3凝结水位升高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13

14.4在做与真空系统有关的安全措施时，凝结器真空缓慢下降„13

十五、在汽轮机组事故处理中，造成凝结器真空缓慢下降的原因„13

15.1轴封压力过低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13

一、凝结器真空下降的现象及处理

1.凝结器真空下降的主要特征：

（1）凝汽器真空表指示降低，排汽温度升高；

（2）在进汽量相同的情况下，汽轮机负荷降低；

（3）凝结器端差明显增大；

（4）凝汽器水位升高；

(5)当采用射汽抽汽器时，还会看到抽汽器口冒汽量增大；

（6）循环水泵、凝结水泵、抽气设备、循环水冷却设备、轴封系统等工作出现异常。

2.凝结器真空急剧下降的原因：

（1）循环水中断；

（2）低压轴封供汽中断；

（3）真空泵或抽气器故障；

（4）真空系统严重漏气；

（5）凝汽器满水。

3.凝结器真空急剧下降的处理：

（1）若是循环水泵掉泵或循环水量不足引起，启用备用循环泵；

（2）若是凝结泵掉泵或热水井水位过高引起，则立即启动备用凝结泵或开大凝结泵出水门；

（3）若是抽气器喷嘴堵塞，则切换备用抽气器或启用辅抽保持真空，再联系处理；

（4）若是真空系统泄露引起，可以在泄露处加膨胀补偿节；

（5）若是低压轴封中断，立即查找原因并处理。

4.凝结器真空缓慢下降的原因：

1

（1）真空系统不严密；

（2）凝结器水位升高；

（3）循环水量不足；

（4）抽气器工作不正常或效率降低；

（5）凝结器铜管结垢；

（6）冷却设备异常。

5.凝结器真空缓慢下降的处理：

对照仪表指示、设备缺陷、系统特点等多方查找原因，并对症处理。应避免长时间在低真空下运行，造成设备的损坏。

二、主蒸汽温度下降

1.主蒸汽温度下降的影响：

（1）在机主出力不变的情况下，将增大进汽量，从而导致末级焓降增大，末级叶片过负荷。

（2）末几级蒸汽湿度增大，将加剧末几级长叶片的水冲刷，降低叶片的经济性和安 全性，同时也降低其使用寿命；

（3）蒸汽温度急剧下降，高温部件将产生很大的热应力和热变形。

（4）主蒸汽温度降低会导致高压部分的焓降减少，要引起各级的反动度增加，增加机组的轴向推力，推力瓦块温度升高，机组运行的安全可靠性降低；

(5)蒸汽温度过度降低可能造成汽轮机水冲击事故。

2.主蒸汽温度下降的处理：

（1）主蒸汽温度降低时，提升蒸汽温度；

（2）主、再热蒸汽温度下降至规程规定值时，开始降负荷。

（3）当蒸汽温度下降时，应开启高、中压调速汽门室疏水，高、中压调速汽门后导

2

管疏水门，汽轮机本体疏水门，抽汽隔绝门前疏水门。

（4）当主、再热蒸汽温度下降至极限时，故障停机。

（5）蒸汽温度下降过程中，如果出现温度骤降或在10min内温度下降超过50℃，立即故障停机。

（6）在蒸汽温度下降过程中，要特别注意胀差、轴位移、振动的变化，超出标准立即故障停机。

（7）在当蒸汽温度下降时发现汽轮机有进水象征时，按汽轮机进水处理。

三、汽轮机轴向位移增大

1.影响汽轮机轴向位移增大的原因：

（1）叶片结垢；

（2）汽轮机进水；

（3）通流部分过负荷；

（4）真空降低；

（5）推力轴承损坏；

（6）蒸汽参数变化大；

（7）负荷变化或机组突然甩负荷；

（8）回热加热器停止；

（9）高压轴封严重磨损；

（10）汽轮机单缸进汽。

2.轴向位移大的处理：

（1）发现轴向位移大时，应检查推力轴承温度、推力轴承回油温度(65℃)。

（2）倾听机组内部声音，检查轴承振动；

3

（3）检查运行工况是否变化，采取相应措施恢复正常。

（4）当轴位移达到报警值时，应降低机组负荷；

（5）当推力瓦温度达极限值（95℃）时，应故障停机；

（6）当轴位移达到极限值而保护未动作时，应故障停机。

四、 汽轮机大轴弯曲事故

1.事故现象：

机组振动增大、甚至发生强烈振动；前后汽封处可能会产生火花；汽缸内部有金属摩擦声；有大轴扰度指示的机组，大轴扰度指示值增大或超限（转子弯曲度大于0.035mm）；在推力轴承损坏的情况下，推力瓦温度升高，轴向位移指示值增大；汽缸上、下缸温差增大等

2.事故处理：

结合仪表指示及运行工况，判断机组已发生较为严重的故障。应果断停机，并记录惰走时间。停机后若转子盘不动，不要强行盘车，以免造成其他部件的更大损坏。发生这类故障，应揭缸检查处理后，再考虑下次的启动。

3.预防措施：

（1）每次启动前必须认真检查大轴的晃动度，确认大轴弯曲度在允许范围内，一般要求大轴晃动值不超过原始值0.02MM。

（2）上下汽缸温差不超过50℃；热态启动时。轴封系统应先送蒸汽，然后抽真空，一般轴封送汽温度高于轴封段壁温30—50℃。（禁止转子在不转动的情况下进行暖机和向轴封送汽）。

（3）汽轮机启动前应充分连续盘车、一般不少于2-4h，无论任何原因停机时，必须立即投入盘车；若转子热弯曲较大时，应先盘车1800，待转子热弯曲消失后再投入连续盘车。

（4）机组启动时必须投入有关的仪表和保护装置，如：转速表、超速保护、轴向位

4

移保护、轴弯曲指示、大轴与轴承振动、汽缸膨胀、胀差、低油压保护、低汽温保护 等，并检查大轴绕度、上下缸温差在规定范围内，方可启动。

五、 厂用电源中断事故现象及处理

1.厂用电源中断事故现象：

机组声音突变，所有照明灯熄灭，事故照明启动；凝汽器循环水压力到零，真空急剧下降；热水水位升高，凝结泵、给水泵、输水泵等停转，事故报警器鸣叫；主抽汽器排水管冒白色蒸汽。

2.厂用电源中断事故处理：

（1）立即启动事故油泵紧急故障停机。

（2）冷油器的冷却水倒为备用水源供给，注意各轴承温度的变化。

（3）停止主抽气器的运行，复位各电动机开关至停止位置。

（4）注意除氧器水位，厂用电来后立即通知化验室送水。

（5）厂用电恢复后，依次启动给水泵、循环泵，班长、司机立即组织启动机组（在启动时，为避免二次厂用电中断，辅机不能同时启动）。

六、水冲击事故

1.水冲击事故前的象征：

主蒸汽温度急剧降低或主蒸汽温度在10min内降低50℃以上，汽压大幅度摆动；汽轮机声音突变，发生振动，机内有金属声和冲击声；从主蒸汽管道的法兰、轴封、汽缸结合面处冒出白色蒸汽或溅水点；抽汽管发出水击声或振动；推力轴承温度过高，轴向位移增大；汽缸上下温差变大，下缸温度要降低很多。

2.发生水冲击事故的处理：

①、发生水冲击事故时，应迅速、果断的进行紧急故障停机。

②、及时全开总汽门前后的疏水门、主汽门前后的疏水门、一、二、三段抽汽的疏水门、汽缸的疏水门。

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③、在转子惰走内仔细倾听机内声音，检查各轴承的温度、轴向位移和振动情况。 ④、准确记录转子惰走时间，对水冲击事故做详细记录。

3.水冲击事故后，重新开机的基本要点：

①、水冲击事故停机中，确认机组无异音，动静部分无摩擦声；

②、各轴承温度，轴向位移，机子振动和转子惰走时间均正常时；

③、加强机组疏水并使主蒸汽温度合格，重新开机时要严格检查机组各部情况，发现异常立即停止启动，再次紧急停机。

4.水冲击事故后，如有下列情况，应严禁机组的重新启动：

①、水冲击事故中和停机后盘车发现机内有异音或摩擦声；

②、推力轴承温度升高，轴向位移超过正常运行参数值；

③、惰走时间明显缩短，必须停机检查推力瓦，根据推力瓦的摩擦情况，对汽轮机进行揭大盖检查；

④、机组有强烈振动，在惰走时间内不消除；

七、 凝结泵自动跳闸处理

1.现象：

凝汽器真空下降，汽机负荷下降；凝结泵的电流、流量指示位零；跳闸凝结泵的 开关绿灯闪光，自启动凝结泵的开关红灯闪光。

2.处理：

（1）若备用凝结泵自启动成功，复位各开关，调整运行参数至正常。

（2）若备用凝结泵自启动不成功，手动启动备用凝结泵（无备用凝结泵，强制启动已跳闸凝结泵），若手动启动不成功，按下表规定降低汽机负荷运行，同时联系电气人员就地手动合凝结泵空气开关。

（3）若汽机真空降至停机极限值时，应立即停机，启动直流油泵。

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八、汽轮机发生超速损坏事故

1.汽轮机发生超速事故的原因：

（1）汽轮机调节系统存在缺陷（调速系统迟缓率最大不应超过0.5%）；

（2）超速保安系统故障（危急保安器动作转速为额定转速的110%～112%）；

（3）运行操作、调整、维护不当。

2.汽轮机发生超速事故的处理：

（1）发生超速事故应手打危急保安器，破坏真空故障停机，大闸后应检查自动主汽门、调汽门、抽汽止回阀迅速关闭，转速应下降；

（2）如果转速超过3360r/min而危急保安器未动作，应立即手打危急保安器，破坏 真空紧急故障停机；

（3）如果危急保安器动作，自动主汽门、调速汽门、抽汽止回阀卡住或关不严时，应设法关闭上述阀门或立即关闭电动主汽门和抽汽门；

（4）如果采取上述措施后，机组转速仍不降低，应迅速关闭与汽轮机相连的一切汽门，以切断汽源；

（5）必要时可将发电机励磁投入，增加制动力；

（6）机组停运后，要求全面检查与修复调节、保安系统的缺陷，否则不允许机组再次启动；

（7）机组重新启动时，要注意检查机组的振动情况，在并网前，要求做危急保安器 动作试验，动作转速合格后，方允许机组并入电网。

九、 汽轮机油系统事故

1.汽轮机油系统事故产生的原因：

（1）由于本身机械部分的损伤或破坏导致主油泵工作失常；

（2）由于油系统的管道、阀门、冷却器等部件的安装检修不良，运行中机组振动而

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松弛，以及储油设备破裂或误操作等原因导致油系统漏油；

（3）由于轴封间隙大、油系统不完善、汽轮机回油室负压过高、轴封冷却器不正常或轴封冷却器不正常或轴封抽汽器容量不足导致油系统进水；

（4）油系统着火。

2.汽轮机油系统事故的现象：

（1）油系统压力下降、油量减少及主油泵声音异常；

（2）油箱油位降低；

（3）轴承油挡漏油，油管振动增加；

（4）油系统着火。

3.汽轮机油系统事故的处理：

（1）启动辅助油泵，若仍不能维持油压则立即紧急停机。

（2）发现油压降低或油箱油位下降时，应立即检查主油泵出口的高、低压油管道及有关管件，并采取有效措施堵漏；

（3）检查油箱放油阀是否误开.

十、汽轮机轴瓦损坏事故

1.轴瓦损坏的原因：

（1）发生水击或机组过负荷，引起推力瓦损坏；

（2）轴承断油；

（3）机组强烈振动；

（4）轴瓦本身缺陷；

（5）润滑油中夹带有机械杂质，损伤乌金面，引起轴承损坏；

（6）检修方面的原因；

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（7）由于安装或检修质量不高，造成轴承受力分配不均，会使过载的轴承造成损坏；

（8）油温控制不当，影响到轴承油膜的形成与稳定，严重时会导致轴瓦乌金损坏；

（9）运行方面的原因；

（10）轴电流的存在，会造成轴承的损坏。

2.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。

3.事故处理：

在机组运行中发现以上象征且证明机组已发生异常或损坏，应立即打闸紧急停机，检查损坏情况，采取检修措施进行修复。

十一、叶片断落事故

1.事故象征：

（1）汽轮机内部或凝汽器内部产生突然的声响；

（2）当断落的叶片落入凝汽器时，会导致凝结水硬度和导电度突然增大，凝结水水位增高，凝结水泵电动机电流增大；

（3）机组振动包括振幅和相位通常会明显变化，有时会产生瞬间强烈抖动，有时只

有在启动、停机过程中的临界转速附近，机组振动会出现明显增大；

（4）在同一负荷下蒸汽流量、调节汽门开度、监视段压力都会发生变化；

2.事故处理：根据以上现象进行综合判定，当清楚听到汽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

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惰走时间，在惰走和盘车过程中仔细倾听汽缸内声音。

十二、汽轮机事故处理原则和一般分析方法

1.常见事故

气轮机真空下降 汽轮机运行中，凝汽器真空下降，将导致排汽压力升高，可用焓减小，同时机组出力降低；排汽缸及轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，机组产生振动；凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形，甚至断裂；若保持负荷不变，将使轴向推力增大以及叶片过负荷，排汽的容积流量减少，末级要产生脱流及旋流；同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损伤叶片。因此机组在运行中发现真空下降时必须采取如下措施：

1、发现真空下降时首先要对照表计。如果真空表指示下降，排汽室温度升高，即可确认为真空下降。在工况不变时，随着真空降低，负荷相应地减小。

2、确认真空下降后应迅速检查原因，根据真空下降原因采取相应的处理措施。

3、应启动备用射水轴气器或辅助空气抽气器。

4、在处理过程中，若真空继续下降，应按规程规定降负荷，防止排汽室温度超限， 防止低压缸大气安全门动作。 汽轮机真空下降分为急剧下降和缓慢下降两种情况。

十三、在汽轮机组启动过程中，造成凝结器真空缓慢下降的原因

1.汽轮机轴封压力不正常

（1）原因：在机组启动过程中，若轴封供汽压力不正常，则凝结器真空值会缓慢下降，当轴封压力低时，汽轮机高、低压缸的前后轴封会因压力不足而导致轴封处倒拉空气进入汽缸内，使汽轮机的排汽缸温度升高，凝结器真空下降。而造成轴封压力低的原因可能是轴封压力调节伐故障；轴封供汽系统上的阀门未开或开度不足。

（2）象征：机械真空表、真空自动记录表的指示值下降、汽轮机的排汽缸温度的指示值会上升。

（3）处理：当确证为轴封供汽压力不足造成凝结器真空为缓慢下降时，值班员必须立即检查轴封压力、汽源是否正常，在一般情况下，只需要将轴封压力调至正常值即可。若是因轴封汽源本身压力不足，则应立即切换轴封汽源，保证轴封压在正常范围内即可，若是无效，则应该进行其它方面检查工作。

2.凝结器热水井水位升高

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（1）原因：凝结器的热水井水位过高时，淹没凝结器铜管或者凝结器的抽汽口，则导致凝结器的内部工况发生变化，即热交换效果下降，这时真空将会缓慢下降。而造成凝结器的热水井水位升高的原因可能是除盐水补水量过大；机组#4低加凝结水排水不畅；凝结水系统上的阀门开度不足造成的。

（2）象征：机械真空表、真空自动记录表、汽轮机的排汽缸温度的指示值下降、而凝结器电极点、就地玻管水位计值会上升。

（3）处理：当确证为凝结器的热水井水位升高造成凝结器真空为缓慢下降时，值班员必须立即检查究竟是什么原因使凝结器真水位上升，迅速想办法将凝结水位降至正常水位值。

3.凝结器循环水量不足

（1）原因：当循环水量不足时，汽轮机产生的泛汽在凝结器中被冷的量将减小，进而使排汽缸温度上升，凝结器真空下降，造成循环水量不足的原因可能是循环水泵发生故障；循环水进水间水位低引起循环水泵汽化，使循环水量不足；机组凝结器两侧的进、出口电动门未开到位；在凝结器通循环水时，系统内的空气未排完。

（2）、象征：机械真空表、真空自动记录表的指示值会下降，汽轮

机的排汽缸温度的指示值上升，凝结器循环水的进、出口会波动，凝结器循环水的进、出口水温度会发生变化（进口温度正常，出口温度升高）。

（3）、处理：当确证为凝结器循环水量不足造成凝结器真空为缓慢下降时，值班员应迅速汇报班长，同时，联系循环水泵人员检查循泵运行是否正常，进水间水位是否正常。迅速到就地检查机组凝结器的两侧进、出口电动门是否已经开到位，两侧进、出口压力是否波动（编者按：若是波动则对其进行排空气工作，直至空气管排出水为止）。

4.轴封加热器满水或无水

（1）原因：在机组启动过程中，由于调整不当或是轴封系统本身

的原因使轴封加热器满水或是无水，将导致凝结器真空下降，造成轴封

加热器满水或是无水的原因可能是轴封加热器铜管泄漏；轴封加热器至凝结器热水井的疏水门开度不足，或是疏水门故障；抽汽逆止门的回水门开度过大；轴封加热器汽侧进、出口门开度不足，疏水量减少，使轴封加热器无水。

（2）象征：机械真空表、真空自动记录表的指示值会下降，汽轮机的排汽缸温度的指示值上升，若是轴封加热器满水，则汽轮机的高、低压缸前、后轴封处会大量冒白汽，而此时轴封压力会上升，严重时，造成轴封加热器的排汽管积水，使轴封加热器工况发生变化，导致真空下降；若是

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轴封加热器无水，则大量的轴封用汽在轴封加热器中未进行热交换就直接排入凝结器内，增加了凝结器的热负荷，导致真空下降。

（3）处理：当确证为轴封加热器满水或无水造成凝结器真空为缓慢下降时，司机迅速通知副司机检查轴封加热器的水位是否正常，若是满水则开启轴封加热器汽侧排汽管上的放水门排水至有蒸汽流出为止，同时检查轴封加热器的汽侧疏水门是否已达全开位置。若是轴封加热器无水，则将轴封加热器的水位调至1/2即可。

在汽轮机机组启动过程中，经常碰到的凝结器真空缓慢下降的原因就是这种。当然，这不是绝对的，但是应该遵循这样的原则：当凝结器真空缓慢下降时，值班员应根据有关仪表，象征，工况进行综合判断，然后进行相应的处理。

十四、在汽轮机组正常运行中，造成凝结器真空缓慢下降的原因

1.轴封加热器排汽管积水严重

（1）原因：当轴封加热器排汽管积水时，使排汽的通流面积减少，轴封供汽系统工作失常，导致真空下降。造成轴封加热器排汽管积水的原因可能是轴封加热器水位升高；排汽至射水抽气器下水管上的阀门故障；轴封蒸汽母管带水；季节变化（如天气变冷）。

（2）象征：当排汽管积水时，轴封加热器排汽管的外壁温度偏低，严重时，高、低压缸前后轴封处会大量冒白汽，这时，机组凝结器真空开始缓慢下降。

（3）当确证为轴封加热器排汽管积水造成凝结器真空缓慢下降时，机组人员应迅速地将轴封排汽母管上的放水门全开，进行排水工作，直至水排完为止。必要时开启轴封母管端头疏水门排水，即可。（我厂#3机组轴封排汽管上未安装排水门，这就需要定期开启轴封端头疏水门进行放水工作。）

2.凝结器汽侧抽气管积水

（1）原因：当凝结器汽侧空气管积水时，使抽气器空气管的通流面积相对减小，导致凝结器真

空缓慢下降。造成凝结器汽侧空气管积水的原因可能是机组启动时，抽气器空气管疏水不及时；季节变化（如天气变冷）；抽气器倒拉水进入空气管。

（2）象征：当凝结器汽侧空气管积水时，凝结器甲、乙汽侧空气管的管壁及腔室疏水管的管壁的温度相对于正常时约低，而射水抽气处抽气器的外壁温度则相对升高。

（3）处理：当确证为凝结器汽侧空气管积水造成凝结器真空缓慢下降时，机组人员应迅速汇报班、值长，然后进行凝结器空气管拉水工作。此项工作不是经常进行的，因此，应做好相应的安

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全措施之后，再开始进行操作，具体的方法是：①、汇报值长同意，若机组负荷为100MW则适当将负荷减至80MW运行，记录工作前的有关参数（真空、排汽温度、轴封压力等）；②、缓慢关闭该机组运行中的射水抽气器空气门，注意真空下降的程度，必要时适当将机组负荷减少部分；③、当空气门关完之后，稍开真空破坏门停留时间不超过60秒，紧接着又迅速关闭真空破坏门；④、迅速将射水抽气器空气门全开，恢复至正常状态；⑤、汇报值长，将机组负荷加至100MW运行即可。

3.凝结水位升高

（1）原因：在正常运行中，造成机组的凝结器水位升高的原因可能是除盐水补水量过大；凝结器铜管泄漏；凝结水再循环电动门误开或关不到位；低压加热器疏水泵出口压力过高和除氧器压力过高（排挤凝结水）。

（2）象征：凝结器电极点、就地玻管水位计指示升高，凝结水泵出口压力升高，运行的凝结水泵电流升高达极限值。凝结水过冷度增大。

（3）处理：当确证为凝结水位升高造成凝结器真空缓慢下降时，值班员应迅速查明造成凝结器水位升高的原因，将凝结器水位降低即可。

4.在做与真空系统有关的安全措施时，凝结器真空缓慢下降

（1）原因：在做与真空系统有关的安全措施的过程中，当真空系统阀门关不严密的因素存在时，凝结器真空缓慢下降，造成的原因可能是处于负压区的设备或阀门有空气被拉入凝结器内，使真空缓慢下降。

（2）象征：凝结器真空缓慢下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器电极点水位计的指示值上升。

（3）处理：当确证为是因做安全措施而引起凝结器真空缓慢下降时，值班员应迅速将所的安全措施恢复即可。

十五、在汽轮机组事故处理中，造成凝结器真空缓慢下降的原因

1.轴封压力过低

（1）原因：当机组发生事故时，由于多种因素会导致轴封压力下降。例如，单机运行或两台机组运行时，在事故处理过程中由于处理不当，造成轴封压力下降压力下降，使凝结器真空缓慢下降。

（2）象征：凝结器真空缓慢下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器电极点水位计的指示值上

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升，与轴封压力有关的表计指示值下降。

【参考文献】

[1]《大型汽轮机机组典型事故及预防》东南大学编中国电力出版社[电力生产与管理]

[2]中国电站集控运行技术网

[3] 裘烈钧等 大型汽轮机运行

[4]《电力安全技术》

谢辞 本论文的完成，得益于史志慧大学老师传授的知识，使本人有了完成论文所要求的知识积累，更得益于导师史志慧从选题的确定、论文资料的收集、论文框架的确定、开题报告准备及论文初稿与定稿中对字句的斟酌倾注的大量心血，在此对导师史志慧表示感谢！在这里，还要特别感谢大学三年学习期间给我诸多教诲和帮助的学院的各位老师，你们给予我的指导和教诲我将永远记在心里！感谢在大学三年学习期间给我传授诸多专业知识的各位老师，感谢老师们给予我的指导和帮助！感谢和我一起生活三年的室友，是你们让我们的寝室充满快乐与温馨， “君子和而不同”，我们正是如此！愿我们以后的人生都可以充实、多彩与快乐！感谢我的同学们，谢谢你们给予我的帮助。

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