电厂常见事故及处理

第一篇：电厂常见事故及处理

电厂锅炉分隔屏过热器常见问题原因分析及处理措施

(大唐长春第三热电厂 吉林省长春市 130103)

摘 要：随着当今电厂锅炉锅炉容量与蒸汽压力的不断增加，过热器在锅炉中的的地位也越来越重要。但是由于恶劣的工作环境，经常发生管屏出列、管子内壁腐蚀等问题。本文结合长春某电厂多年运行的实际情况对分隔屏常见问题进行了分析，并制定了处理措施。将大大提高机组的可靠性，为设备长周期稳定运行提供可靠的保障。

关键词：过热器 变形 腐蚀 超温

0引言

电厂锅炉是火力发电厂的三大主机中最基本的能量转换设备。它使燃料在炉内燃烧放热，并将锅炉内工质水加热成具有足够数量和质量的过热蒸汽，工汽轮机使用。分隔屏是锅炉的重要过热器，但是由于分隔屏过热器的工作环境十分恶劣，随着工作时间增加，设备会出现变形、腐蚀等问题，所以必须采取一定的手段和措施，才能为了避免分隔屏损坏，延长设备使用寿命。

1锅炉分隔屏过热器的工作原理

过热器的作用是将饱和蒸汽加热成具有一定温度的过热蒸汽。在锅炉负荷或其他工况变动时应保证过热蒸汽温度正常，并保持在规定范围内波动。从电厂热力循环看，蒸汽的初参数越高，则循环热效率越高。随着锅炉容量的增大及蒸汽初参数的提高，过热器的作用就更加重要。

过热器由五个主要部分组成： a) 末级过热器;b) 过热器后屏;c) 过热器分隔屏;d) 立式低温过热器和水平低温过热器;e) 顶棚过热器和包墙过热器。

随着锅炉容量增大和蒸汽压力的进一步提高，水蒸发所需要的热量减少，而蒸汽过热热进一步增加，必然要将过热器布置在炉内的高烟温区，如分隔屏过热器。分隔屏过热器是以吸收炉膛辐射热为主的辐射换热器。可以降低炉膛出口烟温，减少烟气扰动和旋转，改善过热蒸汽的气温特性。

2锅炉分隔屏过热器的布置及结构

以长春某电厂为例，该电厂拥有两台350MW锅炉为亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、直流式燃烧器、四角切圆燃烧方式，燃用褐煤。锅炉的最大连续蒸发量为1165t/h;机组电负荷为350MW(即THA工况)时，锅炉的额定蒸发量为1045.56t/h。

分隔屏过热器就布置在炉膛上方，前墙水冷壁和过热器后屏之间，沿炉宽方向布置四大屏，每大屏又沿炉深方向分为6小片。每小片由9圈共18根管组成。由于处于炉膛位置和受热的不同，管子的材质也不同，通常分别为12Cr1MoVG、SA-213TP304H。管屏从炉膛中心开始，分别以一定的横向节距沿整个炉膛宽度方向布置。

分隔屏沿炉膛宽度方向有四组汽冷定位夹紧管并与墙式再热器之间装设导向定位装置以作管屏的定位和夹紧，防止运行中管屏的晃动;同时，管子与管子之间有活动卡块(如图1所示)，能保证管子之间能上下窜动，但不会突出管屏面。

3锅炉分隔屏过热器常见问题

锅炉分隔屏过热器位于炉膛内，工作环境恶劣，出口蒸汽温度达到540℃，经常发生以下问题：

(1)分隔屏管排卡块脱开、管排出列;

(2)分隔屏管排弯曲变形;

(3)分隔屏管排内壁腐蚀;

(4)分隔屏流体夹管内弯头渗漏。

以?L春某电厂2号锅炉为例。检修期间进行受热面检查时，发现2号炉分隔屏过热器有15根管出列，出列管位置分别在分隔屏夹屏管上方至顶棚管下方，出列管不同程度弯曲(如图2所示)。出列管全部进行割管更换，割管下口距下弯头最低处为5.7m，上口距下弯头最高处为13.4m。

以长春某电厂1号锅炉为例。检修期间，对1号炉分隔屏过热器进行检查，发现内壁存在结垢(如图3所示)与腐蚀情况，附着物去除后，可见管内壁有点蚀坑(如图4所示)。

4锅炉分隔屏过热器常见问题原因分析

针对分隔屏常见的问题，通过检修记录、水汽指标记录、现场查验、化验分析以及同类型锅炉分隔屏过热器设备情况对比，对导致这些问题的原因进行了分析，得出以下结论。

4.1 分隔屏管排出列的原因分析

(1)由于安装、制造及运输、运行过程中个别屏管与管之间管卡变形卡涩，运行中出现膨胀偏差时管卡断裂，部分管失去约束逐渐出列。

以长春某电厂2号锅炉分隔屏过热器管排出列情况以及出列管排割管情况进行实物分析(割管下口距下弯头最低处为5.7m，上口距下弯头最高处为13.4m)。出列管标高在56.684m至64.384m之间，在此区间由5道活动夹块，每间隔2.37m有一组活动夹块固定管排，由此分析管排固定不存在问题，造成管排出列的主要原因就是活动夹块断裂。

(2)个别管排超温，膨胀量增大，也是造成管排出列的原因之一。

以长春某电厂分隔屏过热器超温记录进行分析。根据

1、2号锅炉超温情况分析，两台炉分隔屏过热器个别管屏在14年、15年均存在超温情况，其中，2号炉分隔屏第

2、

5、

7、

23、

24、25点超温较为频繁。此处的分隔屏过热器管均有弯曲变形现象。

特别要强调一点，分隔屏过热器使用的是12Cr1MoVG，使用温度是580℃，温度超限值是484℃。由超温记录来看，超温均在2～5℃之间，时间在1～5分钟。虽然超温限值较低，超温量较小，但测量的是炉外温度，近似于蒸汽温度，而没有考虑炉内管壁存在55℃～110℃换热温差，两者存在温度梯度。

(3)有时从经济角度考虑采用给水泵低压运行。压力低时蒸发段吸热量增加过热段吸热量减小，导致过热受热面管排超温。

4.2 分割屏管内腐蚀原因分析

(1)水汽品质不合格是导致腐蚀发生的原因之一。在设备运行过程中，曾将发生过热网加热器漏泄，当时锅炉给水、炉水、过热蒸汽、再热蒸汽和饱和蒸汽氢电导率超标。抽查21日，过热蒸汽DDH 0.186μs/cm，22日，过热蒸汽DDH 0.179μs/cm。

(2)给水、炉水及蒸汽含有微量Cl-、SO42-、乙酸等阴离子导致金属表面氧化膜破坏，使腐蚀加剧。

(3)过热器管内壁直接与高温高压蒸汽流中的干过热蒸汽发生高温蒸汽腐蚀是腐蚀产生的又一可能原因。

(4)基建阶段及锅炉停备用期间，过热器管内不免存在脏污、积水和氧气进入，产生腐蚀会使Fe3O4保护膜遭到破坏。

5锅炉分隔屏过热器常见问题处理措施

5.1 分割屏管排出列处理措施

国内锅炉屏过出现大面积乱排、出列还是非常普遍的，轻微的管排出列问题并不严重，只要进行处理即可。

(1)重点应该关注管壁超温问题。建议电厂对各屏炉外测点对应的回路及温度进行统计，以便了解各回路吸热及水动力分配情况是否存在问题。

(2)检修期间，对管屏活动夹块进行全面检查，看是否存在卡涩、变形、撕裂，致使管排膨胀受阻和出列因素。

(3)低负荷时注意控制运行压力，避免过热器管壁超温。

(4)在炉内加温度测点监测屏过金属壁温，避免炉内管壁存在55℃～110℃换热温差对监测的影响。

(5)进行分隔屏过热器检查或检修，应做好检查和检修的详细记录以及影像资料，定期进行劣化分析，判断劣化趋势，在发生故障前进行更换工作。

(6)给水泵低压运行可产生一定节能效果，但是低压运行将导致过热器超温，对锅炉安全运行带来影响较大，建议谨慎采用低压运行方式。

5.2 分割屏管内腐蚀处理措施

(1)防止热网加热器、凝汽器泄漏，降低蒸汽中的氯离子和氧的含量。加强对给水质量监督，防治减温水水质不合格。

(2)加强对炉水质量监督，保证过热蒸汽纯度。加强锅炉排污，降低炉水含盐量，减少蒸汽携带量。

(3)加强凝结水精处理出水质量控制，按月进行水汽系统痕量离子检测。

(4)加强停炉期间的防腐，每30min监测一次水汽pH值、电导率和氢电导率，每1小时测定一次水汽中的铁、铜含量，保证炉水和分离器出水pH值大于9。

(5)大小修时加强对汽包内水汽分离装置的维护，保证水汽分离效果，减少蒸汽带水。

(6)严格加强锅炉过热蒸汽温度的控制，保持热负荷稳定，防止高温腐蚀及低熔点腐蚀性化合物贴附在金属表面上。

6总结

电力工业是国民经济发展的基础。电力工业的发展水平和电能供应的数量和质量是衡量工业、农业、国防和科技现代化的重要标准。特别是在我国北方，供热电厂肩负着冬季为千家万户供热的重要任务，将近6个月的供热期，机组需要连续运行，其设备稳定性至关重要。而分隔屏过热器作为电厂锅炉的重要设备，一旦发生问题必将直接导致机组停运，冬季供热中断的严重后果。及时发现问题，采取科学有效的措施，降低分隔屏过热器的事故发生率，将大大提高机组的可靠性，为设备长周期稳定运行提供可靠的保障。

参考文献：

[1]叶江明.电厂锅炉原理及设备(第二版).北京：中??电力出版社，2007

[2]郑体宽，杨晨.热力发电厂.北京：中国电力出版社，2007

作者简介：

孙洪坤(1986.11-)，男，籍贯：吉林省公主岭市，学历：研究生学历，工程师，研究方向：电力工程

第二篇：电厂设备常见故障分析与处理

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

目 录

一、电厂设备汽机专业常见故障分析与处理

1、 汽前泵非驱动端轴承温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10

2、 汽前泵非驱动端轴承烧毁„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10

3、 开式水泵盘根甩水大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10

4、 IS离心泵振动大、噪音大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11

5、 单级离心泵不打水或压力低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„12

6、 电前泵非驱动端轴瓦漏油严重„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„12

7、 采暖凝结水泵轴承烧毁„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13

8、 磷酸盐加药泵不打药„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13

9、 胶球系统收球率低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13

10、胶球泵轴封漏水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14

11、氢冷升压泵机械密封泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14

12、开式水泵盘根发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„15

13、开式水泵轴承发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„15

14、采暖补水装置打不出水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„16

15、低压旁路阀油压低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„16

16、小机滤油机跑油漏到热源管道上引起管道着火„„„„„„„„„„„„„„„„„„16

17、发电机密封油真空泵温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„17

18、循环水泵出口逆止门液压油站漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„17

19、循环水泵出口逆止门液压油站油泵不打油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„18 20、主油箱润滑冷油器内部铜管泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„18

21、顶轴油油压力低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„19

22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„19

23、汽泵、汽前泵滤网堵塞造成给水流量小„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20

24、冷段供高辅联箱和四段抽气供小机节流孔板泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„20

25、汽泵入口法兰泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21

26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21

27、采暖补水装置不进水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21

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14、 烟风道系统常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„41

15、 离子燃烧器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„42

16、 直流燃烧器与旋流燃烧器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„42

17、 点火枪常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„44

18、 送风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„44

19、 离心式一次风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„45 20、 引风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„46

21、 密封风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„47

22、 磨煤机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„47

23、 给煤机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„49

24、 除灰空压机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„50

25、 冷干机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„50

26、 仪用空压机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„51

27、 空气预热器气动马达运行声音异常故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„52

28、 干燥器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„52

29、 负压吸尘器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„53 30、 火检风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„53

31、 等离子水泵常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„54

32、 电动挡板门常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„54

33、 气动插板隔绝门常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„55

34、 电除尘常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„55

35、 除灰MD、AV泵常见故障 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„56

36、

一、二电场除灰系统输灰不畅发生堵灰常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„57

37、

三、

四、五电场除灰系统输灰不畅发生堵灰常见故障„„„„„„„„„„„„„„58

38、 灰库顶切换阀常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„58

39、 灰库给料机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„59 40、 灰库搅拌机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„59

41、 细灰库落料伸缩节常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„60

42、 灰库气化风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„60

43、 立式排污水泵常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„61

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23、盘式除铁器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„76

24、#8皮带犁煤器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„77

25、排污泵故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„77

26、皮带伸缩装置故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„78

27、多管冲击式除尘器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„78

28、斗轮机行走变频器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„79

29、斗轮机回转变频器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„80 30、6kV开关进退困难„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„80

31、6kV开关不能正常合闸与分闸„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81

32、引风机油站故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81

33、变压器油温表故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81

34、主封母线微正压装置频繁动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„82

35、变压器假油位„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„82

36、变压器渗漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„83

37、变压器油色谱分析异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„83

38、220kV升压站SF6断路器频繁打压„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„84

39、电源接通后，电动机不转，然后熔丝绕断„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„84 40、通电后电动机不转动，有嗡嗡声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„85

41、电动机过热或冒烟„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„86

42、电动机轴承过热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„86

43、电动机有不正常的振动和响声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„87

44、电动机外壳带电„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„87

45、电动机运行时有异常噪声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„88

四、电厂设备热工专业常见故障分析与处理

1、取样表管堵„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„89

2、温度测点波动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„89

3、温度测点坏点„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„90

4、吹灰器行程开关不动作或超限位„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„90

5、低加液位开关误动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„91

6、石子煤闸板门不动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„91

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5、托辊不转、声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„104

6、清扫器清扫不干净„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„104

7、清扫器声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105

8、减速机轴承有不规则或连续声音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105

9、减速机齿轮有不规则或连续声音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105

10、减速机振动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105

11、减速机温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„106

12、减速机输入或输出轴不转„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„106

13、减速箱漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„107

14、滚筒轴承有异音、发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„107

15、滚筒胶面严重磨损或掉落，造成皮带打滑或跑偏„„„„„„„„„„„„„„„„„107

16、制动器制动架闸瓦不能完全打开„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108

17、制动器制动时间过长„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108

18、制动器闸瓦温升高，磨损快，制动轮温升高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108

19、制动器闸瓦磨损快„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109 20、液力偶合器油温升高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109

21、液力偶合器运行时易熔塞喷油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109

22、液力偶合器运行时漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110

23、液力偶合器停车时漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110

24、液力偶合器启动、停车时有冲击声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110

25、液力偶合器噪声大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110

26、柱销联轴器声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111

27、柱销联轴器驱动失效„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111

28、落煤筒漏粉„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111

29、落煤筒堵煤„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111 30、多管冲击式除尘器压差不正常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„112

31、多管冲击式除尘器风机振动大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„112

32、多管冲击式除尘器水箱补不满水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113

33、多管冲击式除尘器风机启动时联轴器有异音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113

34、叶轮给煤机挑杆与挡煤板卡死„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113

- 7电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

65、多吸头排污泵渗油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„123 6

6、供油泵不吸油，压力表与真空表剧烈跳动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„123 6

7、供油泵油泵不吸油，真空度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 6

8、供油泵压力计有压力，但油泵仍不上油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 6

9、供油泵流量低于设计要求„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 70、供油泵消耗功率过大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 7

1、供油泵内部声音反常，油泵不上油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 7

2、供油泵振动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 7

3、供油泵轴承过热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„126 7

4、斗轮机液压系统油泵噪音大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„126 7

5、斗轮机液压系统工作压力不稳定„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„127 7

6、斗轮机液压系统油压不足，油量不足，液压缸动作迟缓„„„„„„„„„„„„„127 7

7、斗轮机臂架升降不均匀，有抖动现象„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„127 7

8、斗轮机液压系统油路漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 7

9、斗轮机轴承声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 80、斗轮机斗轮驱动失效„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 8

1、斗轮机行走机构减速机启动不了„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 8

2、犁式卸料器犁不干净„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129 8

3、犁煤器犯卡„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129 8

4、犁煤器轴断„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129

- 9电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

故障现象：开水泵在运行过程中盘根甩水大，造成轴承室内进水轴承损坏。 原因分析：

1)、盘根压兰螺丝松，

2)、盘根在安装时压偏未安装到位，盘根安装时未挫开90°，接口在一条直线上。 3)、盘根材质太硬将轴套磨损。 处理方法：

1)、将盘根压兰螺丝进行均匀紧固，但不能紧固太紧，造成盘根与轴抱死发热。 2)、安装盘根时对称均匀地将盘根压入盘根室内，接口必须错开90°以上

3)、将盘根更换为柔韧性发软的盘根(浸油盘根或高水基盘根)，有条件的话将盘根改造为注胶盘根。

检修后效果：使用注胶盘根，盘根甩水在每分钟10~20滴，减小泵体的维护检修工作量。 防范措施：

1)、盘根应选用耐磨柔韧性比较好的盘根。 2)、安装盘根时应正确安装。

4、 IS离心泵振动大、噪音大

故障现象：泵体振动大，并且泵体有异音 原因分析：

1) 、泵轴与电机轴不同心。 2) 、泵轴弯曲。

3) 、泵体各部件动静摩擦。 4) 、轴承间隙过大或损坏。

5) 、泵转子不平衡。

6) 、地脚不牢。

7) 、对轮连接梅花垫损坏

。

处理方法：

1)、将泵与电机重新找正。 2)、将泵轴校正或更换新轴。 3)、检查、调整泵内动静间隙。 4)、更换或修复轴承。 5)、泵转子找动平衡。

- 11电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

处理后的效果：油档处无漏油，回油正常。 防范措施：

1)、加强巡视，发现油位低，及时检查油档处是否漏油。

2)、加强点检及时检查供油压力是否超出设计压力并加强电泵的滤油工作。 3)、提高检修质量。

7、采暖凝结水泵轴承烧毁

故障现象：采暖凝结水泵检修后试运时轴承烧毁

原因分析：检修人员责任心不强在泵体检修后轴承室未加油造成轴承烧毁

防范措施：加强检修检修人员的责任心，加强检修三级验收过程。在设备试运前应全面检查轴承室油位和所有紧固螺栓是否紧好。

8、磷酸盐加药泵不打药

故障分析：磷酸盐加药泵启泵后运转正常，泵体无异音，盘根压兰无泄漏，出口压力为零。 原因分析：

1)、泵出口泄压阀未关闭 3)、泵出口安全阀泄漏

2)、泵体体出入口单向阀钢球上和单向阀阀座上有杂物或钢球变形。 3) 泵体单向阀接合面垫片损坏。 处理方法：

1)、将泵出口泄压阀关闭。

2)、检查安全阀阀座和阀芯是否有麻坑和其它缺陷，如有则进行研磨，或更换安全阀。 3)、检查单向阀钢球上是否有污垢变形、阀座上有杂质裂纹等，仔细清理钢球和阀座接合面并更换接合面垫片。

防范措施：定期对加药泵入口滤网检修检查清理，发现滤网破损，应及时更换。

9、胶球系统收球率低处理

故障现象：胶球系统投运后收球率不到10%。 原因分析：

1)、收球网未关到位。

2)、收球网有缺陷，胶球无法回到收球室。 3)、胶球泵出入口门打不开。 处理方法：

- 13电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

4)、解体检查，测量轴，或校正或更换。 5)、解体检查硬更换两端的轴承。 6)、更换机械密封密封圈。 7)、更换机械密封弹簧。 防范措施：

1)、设备检修时应精心检修。 2)、认真检查设备，做好事故预想。

12、开式水泵盘根发热

故障现象：开式水水泵盘根运行过程中盘根发热。 原因分析： 1)、填料压的过紧。

2)、盘根密封冷却水水量不足。 3)、盘根安装不当或材料规格不当。 处理方法：

1)、填料不应压的过紧。 2)、增大密封冷却水水量。

3)、选用合适的盘根，并进行正确安装。 防范措施：

1)、按要求安装盘根。

2)、利用大小修对冷却水管道进行检查。 3)、及时维护合发现问题。

13、开式水泵轴承发热 故障现象：泵轴承过热 原因分析：

1)、轴承室内油位过低。 2)、轴承间隙不对。 3)、泵与电动机中心不好 处理方法：

1)、注油至正常油位。 2)、调整轴承间隙。

- 15电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

2)、滤油机下方没有放置油盘。

3)、滤油机下方热源管道未保温在点检时未发现。 防范措施：

1)、加强培训力度，提高员工工作责任心。

2)、滤油前应先检查接口是否绑扎牢固，无问题后在再开滤油机。 3)、滤油机下方应放置油盘

4)、应将绑扎的滤油胶管改为带专用接头的滤油管。

5)、加强点检力度，认真检查滤油机下方热源管道保温是否完善。并做好隔离措施。

17、发电机密封油真空泵温度高

故障现象：发电机密封油真空泵在运行过程中泵体温度最大达到85℃。 原因分析：

1)、发电机密封油真空泵出入口滤网堵塞 2)、发电机密封油真空泵出口管道堵塞 处理方法：

1)、更换发电机密封油真空泵出入口滤网

2)、检查发电机密封油真空泵出口管道。发现管道排气口在厂房房顶未保温，在出口处管道冻结，造成排气不畅。后在13.7米平台上方用锯弓将管道锯开一斜口，进行临时排气。在小修时将管道并到密封油排油风机入口管道上。 处理后的结果：泵体运行正常。 防范措施：

1)、在冬季应加强点检工作，发现排气口处有结冰应及时处理。 2)、应及时检查密封油真空泵油位，发现油位低应立即补油。

18、 循环水泵出口逆止门液压油站漏油处理

故障现象：循环水出口逆止门液压油站阀块有一螺丝死堵漏油严重，造成油箱油位下降，油泵出口压力低。

原因分析：螺丝死堵密封“O”型圈损坏。

处理方法：先用〔20槽钢焊接到阀体上将油缸回座杆档住，使阀门在油站无油压后无法关闭，然后将油泵停运，更换新的“O”型圈。 防范措施：

1)、大小修应对液压油站的所有密封“O”型圈进行更换。

- 17电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

防范措施：

1)、应使用耐腐蚀的氟橡胶密封件。 2)、对铜管检漏时应件隔离门关严。 3)、工作结束后，将所有法兰紧固均匀。

21、顶轴油油压力低

故障现象：顶轴油系统压力低。 原因分析： 1)、顶轴油泵损坏。 2)、顶轴油泵出力调整低。 3)、油管泄漏。 消除方法：

1)、更换新顶轴油泵。

2)、将顶轴油泵出口压力调到合适范围内。 3)、查出油管泄漏点，进行补焊处理。 防范措施： 1)、加强设备巡检

2)、检修顶轴油泵时，严格按照检修工艺处理。

22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上。

故障现象：主油箱MAB206离心式油净化装置投运后，转动正常。分杂分水效果差 原因分析： 1)、比重环孔径过小 2)、分离温度不对 3)、流量过大

4)、沉淀桶中聚满沉淀物 5)、碟片组间被堵塞

6)、油净化装置出入口门未打开 处理方法：

1)、更换大孔径的比重环 2)、调整分离温度 3)、降低流量

- 19电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

处理后的效果：运行一年多，一直未泄漏。

防范措施：在机组小修期间，将法兰节流孔板更换为焊接节流孔板。

25、汽泵入口法兰泄漏

故障现象：汽泵入口法兰泄漏严重

原因分析：由于汽泵入口给水管道振动大，在启泵前水锤造成泵入口法兰泄漏 处理方法：先将泵入口法兰螺栓螺栓紧固，然后在泵入口给水管道上加一固定支架。 处理后的效果：运行一年多，一直未泄漏。 防范措施：

1)、要求运行人员在汽泵前泵前灌水时应先将泵体排空阀打开，开启前置泵入口给水阀门时应逐渐开大，不得一下全开。

2)、加强对给水管道支吊架检查，发现变形，焊口开裂应及时处理

26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏

故障现象：高加正常疏水和事故疏水手动门法兰漏水严重 处理方法：将高加解裂后将齿形垫片更换为金属缠绕垫片。

防范措施：将所有高加系统法兰垫片都更换为金属缠绕垫片，系统投运后，将法兰进行热紧。紧固法兰螺栓应对角均匀紧固

27、采暖补水装置不进水

故障现象：采暖系统分水联箱压力低，整个采暖系统压力低于0.4MPa，采暖补水装置闪蒸箱安全门动作，溢流管排水口返汽。

原因分析：采暖补水装置闪蒸箱为与水箱为浮球阀隔断，当闪蒸箱水水位高时将不锈钢浮球浮起阀门打开，水位下到一定高度时浮球阀关闭，如果不锈钢浮球有裂纹进水，则浮球无法浮起阀门打不开，水箱内进不了水，采暖系统就不进水，系统压力降低。

处理方法：将采暖补水装置闪蒸箱人孔打开，将不锈钢浮球取出，检查是否进水，并查出裂纹，重新补焊。 防范措施：

1)、加强巡视，发现问题及时处理。

2)、在采暖系统轮修时，应全面检查浮球阀进行检查，并将浮球连接杆处进行加固补焊。

28、高加加热管泄漏

故障现象：高加水位“高”、“高-高”报警。水位计指示高 原因分析：

- 21电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

1)、循环水进水温度高，进出口水温端差小 2)、凝汽器有漏空气地方，密封不好 处理方法：

1)、检查水塔淋水盘水嘴是否有脱落，并安装好。

2)、凝汽器是一个庞大的系统，因此凝汽器检漏是一项工作量非常大的工作，主要是将所有与凝汽器系统接合面(包括法兰、焊口、人孔等)处喷氦气，然后在真空泵排气口处接一测头用仪器测量，如果接合面漏氦气就进入凝汽器内通过真空泵到排气口处，仪器就能显示出来。

在找漏过程中主要按照系统一处一处找。#2机真空低的主要问题是，主汽疏水阀门内漏，将疏水扩容器底部冲刷∮50mm的孔洞。另外机组在施工时在疏水扩容器开一人孔后封闭，由于焊接质量问题，焊缝有200mm长的裂缝，造成真空低，后将孔洞和裂纹进行补焊。

处理后的效果：真空度达到设计要求。 防范措施：

1)、加强对主汽疏水门进行点检工作，发现内漏大小修时进行研磨或更换。 2)、大小修时疏水扩容器进行测厚检查，发现壁厚减薄则进行更换。

3)、更换与凝汽器相连的法兰垫片和管道，必须将法兰螺栓紧固牢固，管道焊口进行检验。

31、锅炉暖风器疏水至除氧器管道接管座焊口开裂

故障现象：锅炉暖风器疏水到除氧器管道投运后，管道振动大造成管道阀门法兰泄漏，除氧器接管座开裂。 原因分析：

1)、锅炉暖风器疏水管道水锤现象严重，造成管道振动大。 2)、锅炉暖风器疏水至除氧器接管座材质重在质量问题。 处理方法：

1)、在接管座开裂后机组降负荷，将四段抽汽和辅汽供除氧器管道阀门关闭，在泄漏处临时加一套管。在小修时更换接管座。

2)、将锅炉暖风器疏水管道改为用支架加固牢固，在小修时将原碳钢管更换为不锈钢管道，并将法兰门更换为焊接门。

3)、对除氧器其它接管座做金相分析。

处理后的效果：管道振动减少，系统运行稳定。

- 23电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

原因分析：冬天温度低，由于加硫酸大部分在室外，原施工时管道未加伴管，造成管道内结晶将管道堵塞。

处理方法：将加酸管道加装伴热管。

处理后的效果：系统投运后酸管道一直未出现堵塞现象。

防范措施：冬季应加强对酸管伴热管道点检，发现不热应立即查找原因，并处理。

35、发电机漏氢

故障现象：发电机漏氢量量大，一天需补氢21m3/d, 原因分析：机组正常运行补氢量应小于14 m3/d,补氢量大应是氢气系统有漏点，存在漏点的地方主要是

1)、管道、阀门法兰接合面。 2)、阀门盘根压兰处。 3)、管道丝扣接口处

4)、密封油排油风机排气口处 5)、氢管道排污阀未关严

处理方法：将所有的法兰、丝扣接口处先用测氢仪测量是否有漏氢，然后用肥皂水喷到法兰合接口处，观察是否有气泡产生就可确认是否漏氢。然后将法兰或接口进行紧固或用胶粘。将系统管道漏点处理完后，最后确认排油风机排气口处也泄漏。说明发电机轴瓦处漏氢只能在机组小修时将发电机轴瓦进行调整。 防范措施：

1)、打开氢管道排污门后应及时关闭，并确认关闭牢固。 2)、大小修应对所有的接头和法兰及盘根泄漏处进行彻底处理。

36、给水再循环手动门自密封泄漏

故障现象：给水再循环手动门自密封泄漏严重，顺门体门架法兰漏水。 原因分析：

1)、阀门自密封垫为钢体密封，质量存在问题， 2)、阀门选型不符

处理方法：将系统隔离，系统消压后阀门解体，将自密封取出后发现自密封钢圈已冲刷出沟道，由于无备件，将自密封回装打磨后直接与阀体焊死。待小修时更换其它型号的阀门。 检修后的效果：阀门投运一直未漏，效果比较好。 防范措施：

- 25电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

胀口处火焰被吸进去，则说明此根管泄漏。然后用加工好的锥形铜堵将两侧不锈钢管封堵好。并将所有的焊缝进行找漏，有泄漏处则进行补焊。 处理后的效果：凝结水水质达到合格水平， 安全防范措施：

1)、工作时严格按照安全、技术措施执行，做好隔离通风工作。 2)、工作时应有专人监护，工作人数不少于3人。 3)、做好防腐层和循环水的化学监督。

39、循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞

故障现象;在春天季节中循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞严重，基本上2~3小时就得进行清理。

原因分析：由于春天季节中从水厂供过来的补给水里，含有大量的柳絮，柳絮体积比较大无法通过20目的循环水泵轴承润滑冷却水滤网，造成滤网堵塞，清理工作量大。 处理方法：

1)、原轴承润滑冷却水滤网只有两路，在滤网堵塞后，如果清理不及时就会使循环水泵轴承冷却水断水，造成循环水泵轴承烧毁，给机组带来很大的隐患。在小修时根据实际情况又增加了两路润滑冷却水滤网，这样如果有两路润滑冷却水滤网堵塞，则立即将另为两路润滑冷却水滤网阀门打开，就不致于轴承断水。

2)、润滑冷却水滤网堵塞后，应立即将堵塞的滤网更换，然后再将拆下的滤网进行清理。 处理后的效果：能保证循环水泵轴承冷却正常用水。 防范措施：

1)、加强点检力度，发现滤网堵塞应立即更换滤网。 2)、更换下的滤网应及时清理，并备好。 40、消防水管法兰泄漏造成跳机

故障现象：发电机励磁变压器旁消防水管道法兰泄漏造成，励磁变压器进水，发电机保护跳机。

原因分析：发电机励磁变压器旁设置有6KV配电室特殊消防水雨淋阀，由于法兰垫片使用胶皮垫，长期使用老化，造成泄漏跑水。

处理方法：将法兰垫片更换为金属缠绕垫片，并将发电机励磁变压器旁的所有消防水法兰作带压堵漏预防性卡具。 防范措施：

- 27电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

1)、使用质量过关的垫片。 2)、清理结合面，使其平整、光滑。 3)、螺栓对角紧时，紧力要合适。 防范措施：

检修阀门时，应严格执行工艺标准。

- 29电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

(2)电动机故障。 (3)枪管烧变形或卡涩。 (4)阀芯与阀座结合面损坏。

(4)吹灰器内管，提升阀密封填料损坏。 (5)吹灰器入口法兰石墨金属缠绕垫失效损坏。 处理方法：

(1)联系电热人员检查控制系统及膨胀电源线是否拉卡在设备上。

(2)吹灰器外枪管炉内部分烧弯曲变形迅速就地手动或用手动摇把退出，如枪管脱离滑动轴承支架应重新调整并校正枪管，如枪管变形严重应更换新的。

(3)隔绝单项系统后检修提升阀，用专用工具对提升阀进行拆卸并对阀芯与阀座进行研磨检修，如阀芯或阀座损坏严重及进行更换。

(4)隔绝单项系统后对内管密封填料进行更换，注意填料压盖螺栓适度拧紧。 (5)重新更换法兰密封垫片。 防范措施：

(1)严格检修工艺。

(2)加强点检，及时发现问题及时处理。

3、短吹灰器常见故障

吹灰器的是吹扫锅炉受热面集灰，保持受热面清洁的，以提高传热效果，保证锅炉热效率，防止受热面结焦的设备。 故障现象：

(1)吹灰器启动失败及吹灰器不自退。 (2)吹灰器内漏。

(3)吹灰器内管密封处漏汽严重，提升阀提升杆处漏水。 (4)吹灰器入口蒸汽法兰漏汽。 原因分析：

(1)控制部分故障。 (2)电动机故障。

(3)螺旋管滑道，凸轮损坏卡涩。 (4)阀芯与阀座结合面损坏。

(4)吹灰器内管，提升阀密封填料损坏。

- 31电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

(4)阀门检修时，认真检查阀芯、阀座结合面损坏情况，根据检查制定检修方案。 (5)阀门研磨过程中，严格按照检修文件包进行，选用合适的研磨工具。

(6)系统能隔绝重新更换相同规格的阀门，系统无法隔绝采用待压堵漏的方法进行修补。 防范措施：

(1)严格检修工艺。

(2)加强点检，及时发现问题及时处理。

5、高压气动阀门常见故障 见汽机高压气动阀门常见故障。

6、暖风器管道常见故障

暖风器在冬季可以保持

一、二风机入口温度为规定的环境温度(设计25℃)保护空气预热器前后温差和正常经济运行。 故障现象： (1)管道振动。 (2)支吊架松动。 (3)法兰漏水。

(4)暖风器换热管冻，暖风器无法正常投运。 原因分析：

(1)汽水两相流动。 (2)支吊架拉杆螺栓松动。

(3)管道振动连接螺栓松，法兰漏水。

(4)系统操作不当，造成暖风器疏水不畅在暖风器内部冻住。 处理方法：

(1)运行人员进一步调整暖风器供汽阀门开度。

(2)重新加装支吊架(滑动支架、固定支架)，保证管道有一定的坡度。 (3)重新拧紧拉杆连接螺栓并加装锁紧螺母点焊牢固。

(4)为了保证暖风器运行，在一次风机吸入口用劈柴和柴油点火，保证火焰全部吸入风道内部，可以烤化疏水。二次风入口由于与地面高度相距太远，需搭架子高度在6米以上用劈柴和柴油点火，保证火焰全部吸入风道内部，可以疏通冻住的疏水。 防范措施：

(1)进入冬季加强点检，发现问题及时处理。

- 33电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

(3)管子发生泄漏。 (4)管排磨损。 (5)管排变形。

(6)管子发生蠕胀现象。 原因分析：

(1) 烟速过低。吹灰失灵。管子有泄漏。

(2)由于积灰，吹灰蒸汽温度低，尾部烟道漏风，给水品质不合格造成内壁腐蚀，外壁腐蚀。

(3)厂家焊口质量不佳，管子磨损及内外壁腐蚀，管子焊口附近应力集中，管材有缺陷造成泄漏。

(4)管排排列不均形成烟气走廊，尾部烟道后墙防磨板损坏，烟气流速过高，管夹子松动发生碰撞，吹灰不当。

(5)管排支架或活动连接块损坏或脱落，造成管排变形。

(6)运行中严重超温使管子过热，蒸汽品质有问题使管子内壁有大量的结垢，换管时管材不对。管内有异物造成管子蠕胀。

(7)各人孔门、看火孔关闭不严造成漏风，管子鳍片没有密封焊严。 处理方法：

(1)适当提高烟速，检查吹灰器使其正常运行工作，杜绝受热面管子的泄漏。 (2)清除积灰，加强吹灰，提高蒸汽温度，消除尾部烟道不严造成的漏风，提高汽水品质，长期停炉时应做好充氮保护。

(3)在焊接质量方面，采取有效的措施防止腐蚀和外壁磨损，消除管子的附加应力，换新管子时应进行光谱分析，保证不错用管子并不准使用有缺陷的材料。换管时确保无异物落入管子中，新管必须通球，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管疏水。

(4)校正管排，消除烟气走廊，修复防磨护板，调整烟气流速，减少对迎风面管子的冲刷，调整、修理管夹自装置，使其牢固。

(5)检查恢复已损坏的支架和固定连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时吹灰。 (6)保证各人孔门关闭严密，所有管子鳍片都应密封焊。 (7)利用临修、小修对受热面进行全面检查。 (8)提高检修人员检修素质，严格检修工艺。

9、水冷壁管排泄漏常见故障

- 35电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

(3)保证焊接质量，采取有效措施防止腐蚀和外壁磨损，消除管子的附加应力，换新管应做光谱分析，保证不用错管子，并不准使用有缺陷的材料。换管时确保无异物落入管子中，新管子必须通球，防止炉膛上部结焦，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管的疏水。 (4)校正管排，消除烟气走廊修复修防磨护板，调整烟气流速，减少对迎风面管子的冲刷，调整、修理管夹自装置，使其牢固，适当吹灰。校正弯曲的管子，消除管子与管子之间的碰装和摩擦。

(5)按设计要求合理配煤。适当调整喷燃器摆动角度。加强炉膛吹灰，经常检查使炉膛各门孔关闭严密。修后炉膛出口受热面管排平整。

(6)检查恢复已损坏的支架和固定连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时吹灰，防止管排结焦，校正已变形的管排。

(7)严格运行操作，不使蒸汽超温，严格控制汽水品质，换新管时严把质量关，保证不错用管材，换管时防止异物落入管中，所换管子必须进行通球。

(8)保证各门孔关闭严密，内护板按设计要求安装焊接。所有管子鳍片都应有密封焊接。及时焊补各膨胀节，确保严密。 防范措施：

(1)利用大小修按照防磨、防爆计划对受热面进行全面、仔细的检查。 (2)提高检修人员检修素质，严格检修工艺。 (3)制定应急预案，发现问题及时解决。

10、省煤器管排泄漏常见故障

省煤器是利用排烟余热加热给水，降低排烟温度，节省燃料。经过省煤器的给水提高了温度，降低了给水与汽包的温差，可以减少汽包的热应力，改善汽包的工作条件。 故障现象： (1)管排积灰。

(2)管子内壁结垢、外壁腐蚀。 (3)管子泄漏。 (4)管排变形。

(5)管子发生蠕胀现象。 (6)漏风。

(7)防磨罩损坏或脱落。 (8)管子磨损。

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

(1)利用临修、小修对受热面进行仔细检查。 (2)严格检修工艺。

11、云母水位计常见故障

云母水位计是运行人员监护汽包水位的重要测量装置，通过观察水位可以有效的帮助运行人员进行操作，保证机组安全经济的运行，防止发生汽包烧干锅或汽包满水事故的发生。 故障现象： (1)云母片泄漏。 (2)云母片不清晰。 原因分析：

(1)汽包水位计超期运行，造成云母片老化或表体变形，形成泄漏。 (2)汽包水位计在运行中多次冲洗，使云母片减薄，形成泄漏。

(3)汽包水位计长期运行，汽包内水质差，水位计云母板内有结垢现象，使光线无法透过。

(4)紧固水位计云母板时，紧力过大或不均匀使石墨垫片呲开，造成光线无法透过。 处理方法：

(1)如运行中处理，隔绝系统并拆下外罩充分冷却24小时，降低水位计螺栓与螺母热应力。

(2)汽包水位计应定期检修，在机组临修、小修中应及时更换云母片，避免应超期运行，造成老化。

(3)认真检查表体，发现云母板紧固螺栓和螺母有蠕胀超标或损坏现象时，应及时更换。发现表体有严重变形或沟道应更换水位计。

(4)汽包水位计更换云母板时，应选用透光率好的云母板，避免使用茶色的云母板。 (5)紧固水位计云母板压盖螺栓时，用力要适中，各个螺栓的紧力要一致。 (6)定期调整水位计后彩色玻璃为合适位置。 防范措施：

(1)加强云母水位计检修工艺的培训，提高职工的检修水平。 (2)加强点检，出现问题及时处理。

12、中央空调系统常见故障

中央空调系统在电厂运行中启到重要的作用，在夏季和冬季保证控制室电气设备正常

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

(4)弹簧支吊螺杆没有调整。 处理方法：

(1)弹簧加载螺栓松，需要重新调整。

(2)重新调整弹簧加载螺栓，保持压盖保持水平并上下动作灵活。 (3)重新制作弹簧标记块并安装好。

(4)重新调整弹簧支吊架，保持螺杆长度合适。 防范措施：

(1)加强点检，出现问题及时处理。

(2)利用临修、小修对弹簧支吊架重新进行调整。 (3)提高员工检修工艺培训，严格检修工艺。

14、烟风道系统常见故障

烟风道系统由送、引、 一次风及风道、烟道、烟囱及其附件组成的通风系统。烟风系统的作用是送风机、一次风机克服送风流程(包括空气预热器、风道、挡板、支撑)的阻力，将空预器加热的空气送至炉膛及制粉系统，以满足燃烧和干燥燃料的需要。通过引风机克服烟气流程(包括受热面、电除尘、烟道支撑、挡板等)的阻力，将烟气送入烟囱，排入大气。烟风系统可以根据设计需要保持炉膛的适当的压力。 故障现象：

(1)人孔门漏风、灰。

(2)风道内支撑迎风面磨损严重。 (3)档板门操作卡涩。轴头漏灰。 原因分析：

(1)人孔门端盖钢板强度不够。密封垫损坏。螺栓强度不够。 (2)煤中含灰量大。空气、烟气流速太高。 (3)挡板门与风道两侧膨胀卡涩。

(4)挡板门轴头填料盒强度不够，密封调料材料少，质量差。 处理方法：

(1)更换厚钢板，用石棉绳和水玻璃重新制作垫片。更换强度高的连接螺栓。 (2)适当调整空气、烟气流速。对磨损严重的支撑进行更换，对磨损轻微的做好修补。 (3)利用临修、小修传动挡板，切去影响的挡板。

(4)利用临修、小修重新更换轴头端盖并填加耐高温、耐磨的填料环。

- 41电力技术实用资料(鉴赏2015)

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

流，喷口都是狭长形。

旋流燃烧器是利用其能使气流产生旋转的导向结构，使出口气流成为旋转射流，托电二期锅炉为轴向叶轮式旋流燃烧器，前后三层对冲燃烧。燃烧器有一根中心管，管中可插油枪。中心管外是一次风环通道，最外圈是二次风环形通道。这种燃烧器对锅炉负荷变化的适应性好，并能适应不同性质的燃料的燃烧要求，且其结构尺寸较小，对大容量锅炉的设计布置位置较为方便。 故障现象：

(1)炉膛燃烧吊焦。

(2)燃烧器入口插板门漏粉。 (3)燃烧器出口浓向分流板磨损严重。 (4)燃烧器外壳有裂纹。 原因分析：

(1)没有按设计煤种供应燃料，造成燃料中灰分的ST温度过低，炉膛热负荷过高，炉膛出口烟道截面太小，喷燃器调整不当，炉膛门孔关闭不严，墙式吹灰器失灵，炉膛出口受热面管排不平整，造成受热面结焦。

(2)火焰中心偏向#1角，阻塞了喷口面积，使#1角阻力增大，发生结渣。 (3)插板门安装不合适。法兰连接螺栓松动。 (4)一次风流速过高。 (5)燃烧器材料与设计不符。 处理方法：

(1)严格按照设计煤种要求合理配煤。适当调整喷燃器摆动角度。加强炉膛吹灰，经常检查使炉膛各门孔关闭严密。修后炉膛出口受热面管排平整。 (2)检查#1角燃烧器角度是否与其它三个角一致。 (3)运行中测量各台磨风速，调整到合适的流量。

(4)利用临修、小修传动燃烧器入口二次风各挡板门是否开度一致。

(5)利用临修、小修重新调整插板门安装位置并对法兰连接螺栓重新进行热紧。 (6)利用临修、小修重新更换浓向分流板。

(5)用补焊钢板的方法对有裂纹的燃烧器外壳进行加固。 防范措施：

(1)加强点检，发现问题及时分析并做响应的调整。

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

(2)液压调节头油管接头损坏。 (3)轴承箱内部测点有松动。 (4)风机轴承箱油管有损坏。 (5)消音器与暖风器安装位置不对。 处理方法：

(1)利用临修，拆下轴承箱整个转子，更换轴封骨架密封。 (2)紧固液压调节头油管接头。 (3)联系热工紧固轴承箱内部测点螺栓。 (4)更换损坏的轴承箱油管。

(5)利用小修重新更换消音器与暖风器前后位置。 防范措施：

(1)加强点检，发现问题及时处理。

(2)提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。 (3)定期检查油位和油取样工作。

(4)利用临修、小修对送风机进行全面、仔细的检查。

19、离心式一次风机及油站常见故障 故障现象：

(1)一次风机周期性振动超标。 (2)电机润滑油站润滑油乳化。

(3)电机润滑#1油泵启动后系统压力不足联启#2油泵。 (4)一次风机入口有异音 原因分析：

(1)叶轮轴向密封环铜条损坏。入口调节挡板门开度不一致。暖风器、消音器间距小造成吸风量不足。

(2)油冷却器端盖螺栓松油水连通。

(3)#1油泵出口阀门内弹簧卡涩，动作失灵。 (4)消音器与暖风器安装位置不对。 处理方法：

(1)利用临修，更换新的铜密封环，联系热工重新传动入口调节门，保持两侧开度一致。 (2)检查并处理两侧调节挡板们执行机构，保持一致。

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

(1)加强点检，发现问题及时处理。

(2)提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。 (3)定期检查油位和油取样工作。

(4)利用临修、小修对引风机进行全面、仔细的检查。

21、密封风机常见故障 故障现象：

(1)密封风机振动超标。 (2)轴承箱轴封漏油。 (3)滤网报警。 原因分析：

(1)风机低部支撑框架强度不够。 (2)风机轴承损坏。 (3)轴承箱润滑油变质。 (4)轴承轴封(毛毡)失效。 (5)电机、风机地脚螺栓松动。 (6)滤网堵。 处理方法：

(1)在风机底座钢梁上重新加固横梁。 (2)重新更换新的轴承。

(3)进一步调整轴承端盖膨胀间隙，保证轴承良好运行。 (4)定期更换轴承箱润滑油及轴封毛毡。 (5)检查电机及风机外壳地脚螺栓。 (6)清理密封风机入口滤网。 防范措施：

(1)加强点检，发现问题及时处理。

(2)提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。 (3)定期检查油位和油取样工作。

(4)利用临修、小修对密封风机进行全面、仔细的检查。

22、磨煤机及油站常见故障 故障现象：

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

(8)重新调整喷嘴环通流截面。重新调整磨辊加载螺栓，保持受力均匀。适当提高一次风量。

(9)定期清理或更换磨煤机密封风滤网。 防范措施：

(1)利用临修、小修对磨煤机内部进行彻底的检查。 (2)加强点检，出现问题及时处理。

(3)提高职工的检修工艺的培训，严格检修工艺的质量。 (4)利用临修、小修对磨煤机进行全面、仔细的检查。

23、给煤机常见故障 故障现象：

(1)给煤机皮带卡涩，给煤机跳。 (2)给煤机驱动马达及减速箱振动大。 (3)给煤机轴承有异音 (4)给煤机皮带损坏。 (5)清扫链连接销磨损严重。 (6)清扫电机损坏。 原因分析：

(1)原煤斗有大块煤、木头、耐磨陶瓷砖卡涩给煤机。 (2)给煤机驱动滚筒上的缓冲销松动。 (3)轴承不定期补油造成轴承进粉损坏。 (4)给煤机皮带长时间运行磨损。 (5)清扫链伸长磨损连接销。 (6)清扫电机骨架密封损坏。 处理方法：

(1)通知输煤专业人员加强巡检，发现大煤块、木头等不合格物及时进行清理。 (2)更换驱动滚筒缓冲销。

(3)更换轴承及轴护套，检查润滑脂油管是否畅通。 (4)定期调整给煤机皮带，保持张紧滚筒在中间位置。

(5)适当调整落煤口调节板，减少煤块下落缓冲力。定期调整清扫链长度。 (6)更换清扫电机骨架密封。对磨损严重的皮带进行更换。

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第三篇：13、电厂火灾事故调查处理制度

火灾事故调查处理制度

一、确认火灾发生后，应立即启动灭火和应急疏散预案，通知学校内所有人员立即疏散，实施初期火灾扑救，并报火警。

二、火灾发生后， 应保护火灾现场。公安消防机构划定的警戒范围是火灾现场保护范围; 尚未划定时，应将火灾过火范围以及与发生火灾有关的部位划定为火灾现场保护范围。

三、未经公安消防机构允许，任何人不得擅自进入火灾现场保护范围内，不得擅自移动火场中的任何物品。

四、未经公安消防机构同意，任何人不得擅自清理火灾现场。

五、应接受事故调查，如实提供火灾事故情况，查找有关人员，协助火灾调查。

六、应做好火灾伤亡人员及其亲属的安排、善后事宜。

七、火灾调查结束后，应及时分析事故原因，总结事故教训，及时改 进消防安全管理工作，预防火灾事故再次发生， 并将事故情况记入防火档案。

第四篇：电厂水处理典型事故的分析、处理与防范（下）

11 离心水泵振动、温度发生异常：11.1后果：(1)如果电机轴承振动异常或温度异常不及时处理，可能会造成温度过高，引起电机过热、电机线圈烧毁。(2)如果水泵轴承振动异常或温度异常不及时处理，可能会造成轴承或水泵进一步损坏。(3)如果水泵泵体振动或温度异常，不及时处理可能会引起水泵严重损坏。(4)如果电机缺相，将会造成电机烧毁或开关跳闸。11.2现象：(1)用手摸或用测振仪测试显示振动超标。(2)用手摸或测温仪测试温度偏高。(3)如果轴承损坏严重或密封过紧或叶轮犯卡，则泵的运行电流比正常值升高。(4)如果电机发生缺相，电机运行电流明显过大;各相电流情况是：一相无电流、另两相明显偏高。11.3原因：(1)电机轴承振动异常或温度异常原因：轴承质量不合格造成损坏;轴承缺油或油质不合格;电机电源缺相。(2)水泵轴承振动异常或温度异常原因：轴承质量不合格;润滑油缺油或油质变质;盘根或机械密封压得过紧;由于电机振动异常带动泵的轴承振动异常;或电机与泵的找正不当;或底座、地基不牢固。(3)水泵泵体振动或温度异常原因：叶轮损坏或松动、盘根或轴承过紧;水泵汽化不打水;出口管道振动过大;出口管道阻力过大;底座或基础不牢固。(4)如果电机缺相，原因为电气接线错误或接线松动。11.4处理方法：(1)因为轴承、盘根、机械密封、底座、基础或油质等原因应当切换备用泵运行然后进行检修。(2)轴承润滑油缺油时应及时补加。(3)水泵汽化时应当停泵检查入口管道是否漏气、前置水箱液位是否过低，然后根据原因处理。(4)发现电机缺相时，应立即停止其运行、检查电机接线。11.5防范措施：(1)及时认真巡检，及时发现存在的异常并及时处理。(2)发现油量不足应当及时添加，发现油质不良应当及时更换。(3)保持前置水箱液位处于低液位以上。(4)应当加强设备检修质量，确保设备健康状况。12 酸碱系统跑酸、碱事故12.1事故后果：由于该公司将水处理系统排放水经过浓水系统输送应用于锅炉捞渣机水封、取样冷却器冷却等用途，因此酸碱泄漏到浓水中后将引起以下后果：(1)跑酸事故发生后将造成浓水系统腐蚀，引起设备腐蚀损坏。(2)跑碱时造成浓水系统结垢，进而堵塞浓水管路和取样冷却器;可能会造成浓水泵叶轮卡涩不转。(3)造成环境污染。12.2事故现象：(1)跑酸后取样冷却水有酸味;(2)跑碱后取样冷却水流出白色盐垢，手接触到冷却水后感觉滑;取样冷却水压力、流量降低。12.3事故原因：(1)操作人员责任心不强、粗心大意，在向酸碱计量箱进酸碱时人员未在现场看守，造成溢流。(2)酸碱阀门损坏或内漏，酸碱管道泄漏。12.4处理方法：(1)迅速关闭酸、碱储罐的出口阀门。(2)跑酸时加入适量的浓碱进行中和至中性，跑碱时加入适量的浓酸中和至中性。(3)处理过程中做好人身防护，一定要防止浓酸、浓碱溅到人身造成人员伤害。12.5防范措施：(1)加强操作人员责任心;(2)在计量箱补酸碱时现场应当有专人看护。(3)操作阀门时应当双手平衡用力、缓慢操作，以防将阀门板断。13 运行混床串碱事故13.1事故后果：(1)造成混床提前失效，使混床产水水质不合格。(2)如果发现不及时会污染除盐水箱水质。(3)碱性水进入热力系统，会造成锅炉水冷壁管碱性腐蚀;严重时引起锅炉爆管。13.2 事故现象：(1)运行混床的产水PH值急剧上升。(2)混床产水电导率迅速增大。(3)除盐水箱PH值较高及电导率很大。13.3 事故原因：(1)混床在再生之后手动进碱门未关闭或未关严或手动门内漏，同时进碱气动门关闭不严。13.4处理方法：(1)立即停运串碱的混床。(2)立即化验除盐水箱的PH值和电导率，判断除盐水污染程度。根据污染情况决定是否对除盐水箱进行换水。(3)除盐水箱不需要换水时，应当查明原因后投入备用混床运行。(4)除盐水箱需要换水时，应当在保证锅炉安全运行的前提下对两个水箱逐一换水。除盐水箱及给水污染十分严重时，应当请示紧急停炉。13.5防范措施：(1)加强运行操作的责任心，混床再生之后及时关闭进碱门。(2)发现混床进碱阀门损坏时应当及时联系检修处理。(3)在混床再生之前和再生过程中应当对不再生的其它混床的阀门状态进行检查，确保进酸门、进碱门处于关闭状态。14 运行混床串酸事故14.1事故后果：(1)混床串酸之后，酸性水迅速污染除盐水箱。(2)酸性水进入热力系统，会迅速造成锅炉水冷壁管酸性腐蚀，引起锅炉爆管。14.2事故现象：(1)运行混床的产水PH值急剧下降。(2)混床产水电导率迅速增大。(3)除盐水箱PH值明显较低、电导率明显升高。14.3 事故原因：混床在再生之后手动进酸门未关闭或未关严或手动门内漏，同时进酸气动门关闭不严。14.4处理方法：(1)立即停运串酸的混床。(2)立即化验除盐水箱的PH值和电导率，判断除盐水污染程度。根据污染情况决定是否对除盐水箱进行换水。(3)除盐水箱不需要换水时，应当在查明原因后方可投入备用混床运行。(4)除盐水箱需要换水时，应当在保证锅炉安全运行的前提下对两个水箱逐一换水。除盐水箱及给水污染十分严重时，应当请示紧急停炉。14.5防范措施：(1)加强运行操作的责任心，混床再生之后及时关闭进酸门。(2)发现混床进酸门损坏时应当及时联系检修处理。(3)在混床再生之前和再生过程中应当对不再生的其它混床的阀门状态进行检查，确保进酸门处于关闭状态。15 除盐水箱水质污染事故15.1 事故后果：处理不及时可能会造成锅炉热管发生结垢、酸性腐蚀或苛性腐蚀，引起锅炉爆管。15.2 事故现象：(1)除盐水箱水质化验结果中硬度或PH值或电导率数值超标或不正常。15.3 事故原因：(1)混床过度失效。(2)混床串酸。(3)混床串碱。(4)除盐水箱生产返回水水质发生异常。15.4处理方法：(1)发现混床失效时，应当立即停止混床运行，投入备用混床运行。(2)判断混床发生串酸或串碱事故时应当按照“14节”方法处理。(3)发现返回水水质异常时应当立即将返回水切换排向原水池或排掉，并查找水质异常原因。(4)除盐水箱需要换水时，应当在保证锅炉安全运行的前提下对两个水箱逐一换水。除盐水箱及给水污染十分严重时，应当请示紧急停炉。15.5防范措施：(1)混床接近失效终点时应当增加分析频率，防止过度失效。(2)混床再生之前和再生过程中，应当对不再生的其它混床的阀门状态进行检查，确保进酸门、进碱门处于关闭状态。(3)坚持定期化验返回水水质，发现异常及时处理。16 炉水电导率异常16.1事故后果：(1)电导率明显偏大时，表明炉水中总的含盐量较大。一般来说，含盐量较大的炉水的腐蚀性和结垢的倾向较大。(2)造成电导率升高现象有多种不同的原因，各种原因造成的后果不尽相同。(3)炉水系统有泄漏或跑水时，将会造成炉水及热量损失。16.2事故原因：(1)电导率偏大的原因有：a、取样冷却器内的换热管泄漏;b、炉水加药量过大;c、锅炉排污量过低;d、除盐水、凝结水、疏水、给水等受到污染导致电导率过大。(2)电导率明显偏小的原因有：a、炉水排污量过大;b、炉水系统有泄漏的情况，如水冷壁管泄漏;c、炉水系统阀门未关严，如紧急放水门未不严或定排门未关严等。16.3处理方法：(1)应当首先查明是否为取样或化验的原因引起分析结果不正常。(2)电导率过大时，应当加大锅炉排污量、使其降低到正常水平;找出造成异常的原因，并有针对性地处理。(3)电导率过小时，应当查找泄漏或跑水的原因，然后设法排除。16.4防范措施：(1)坚持对各种水质按时取样化验，发现异常及时汇报并及时处理。(2)取样、化验方法应当按照化验分析规程要求认真操作。(3)注意加药量、加药泵冲程的日常变化规律，发现加药需求量有异常时应当及时查找原因。(4)要求锅炉人员在操作排污阀、紧急放水阀等阀门时应当确保阀门操作到位，该关闭的一定要关闭严实。(5)根据水质及时合理调整锅炉排污量。17 炉水PH 值超标17.1事故后果：(1)炉水PH值过高时容易造成碱性腐蚀，引起锅炉结垢和爆管。(2)炉水PH值过低时容易造成酸性腐蚀，引起锅炉爆管。17.2事故原因：(1)炉水PH值过高的原因：a、组成给水的某种水的PH值过高，重点怀疑除盐水;b、磷酸三钠投加量过大;c、凝汽器换热管发生泄漏，冷却水漏入凝结水侧。(2)炉水PH值过低的原因：a、组成给水的某种水的PH值过低，重点怀疑除盐水;b、所加药剂中磷酸氢二钠占得比例过大;c、混床新换了离子交换树脂或树脂漏入除盐水箱。17.3处理方法：(1)应当首先查明是否为取样或化验的原因引起分析结果不正常。(2)炉水PH值异常应当按照“三级处理值”的要求进行处理。即炉水PH达到一级处理值(9.0-8.5)时，应在72小时内恢复至标准值;水质达到二级处理值(8.5-8.0)时，应在24小时内恢复至标准值;当水质达到三级处理值(<8.0)时，如水质仍不好转，应在4小时内停炉。在异常处理的每一级中，如果在规定的时间内尚不能恢复正常，则应要求采用更高一级的处理方法。(3)认真查找造成炉水PH异常的原因并针对原因进行处理。17.4防范措施：(1)坚持对各种水按时取样化验，发现异常及时汇报并及时处理。(2)水处理操作时杜绝跑酸碱事故。(3)合理调整锅炉加药量。(4)合理调整循环水质量，防止换热器腐蚀泄漏。(5)新离子交换树脂应当进行适当的预处理之后方可投入使用。(6)混床内碎树脂过多时应当对混床进行大反洗，将碎树脂反洗出去。18 蒸汽品质超标18.1事故后果：(1)饱和蒸汽品质异常时，会造成过热器内部积盐，引起换热管局部过热，造成爆管。(2)过热蒸汽品质异常时，会造成汽轮机叶片积盐，影响汽轮机安全经济运行。(3)过热蒸汽品质异常还会引起外供蒸汽品质超标，造成供汽管道内部积盐或腐蚀，引起管道破裂，影响正常供热。18.2事故现象：(1)化验蒸汽品质超标。(2)供热管网的疏水的质量异常。(3)严重时，在汽轮机开缸之后可以发现汽轮机叶片有盐类沉积。18.3事故原因：(1)由于锅炉排污量过小导致炉水含盐量过高。(2)由于加药量过多导致炉水含盐量过高。(3)由于补给水质量过差导致带入炉水的盐类过多。(4)汽包水位过高或水位波动过大。(5)锅炉负荷过高或负荷波动过大。(6)锅炉汽包内部汽水分离装置发生故障。18.4处理方法：(1)首先检查取样、化验分析过程、方法、药剂有无问题，如果确认分析结果正确无误，方可进一步判断异常的原因。(2)如果由于锅炉负荷或水位原因造成异常，应当要求锅炉班组调整锅炉负荷和水位，使之正常。(3)如果由于加药、水质原因造成蒸汽异常，应当加大排污量，同时设法减少带入锅炉的盐类含量。(4)如果确认为汽包内部汽水分离装置存在故障，应当根据蒸汽污染程度请示是否进行停炉处理。18.5防范措施：(1)运行人员应当坚持按照化验标准要求正确进行取样、化验。(2)应当按时取样分析各种蒸汽、水样，经常对各种水汽质量及变化趋势进行比较分析，发现问题及时处理。(3)要求合理调整锅炉排污量和加药量。(4)锅炉岗位应当合理调整锅炉负荷和水位，无特殊情况时应当按照规程要求使其控制在额定负荷和正常水位，并且设法保持稳定。(5)利用停炉机会检查汽包内部装置，确保设备完好。19 炉水磷酸根浓度超标19.1 事故后果：(1)磷酸根过高将导致蒸汽品质恶化。(2)磷酸根过低，可能会造成锅炉结垢。19.2 事故现象：化验结果显示磷酸根异常。19.3原因:(1)磷酸根过高的原因：a、磷酸盐加药量过大。b、发生“磷酸盐暂时消失现象”之后，磷酸根突然释放出来。c、锅炉排污量减小后，加药量未及时调小。(2)磷酸根过低的原因：a、磷酸盐加药量过小。b、锅炉炉水存在泄漏，如水冷壁管泄漏、定期排污阀未关严、连排量过大等。c、组成给水的除盐水、凝结水、返回水或疏水中含有硬度，如混床过度失效引起除盐水中有硬度，凝汽器管泄漏导致凝结水中有硬度等。19.4处理方法：(1)及时调整加药量，使炉水磷酸根维持在合格范围内。(2水处理岗位发现磷酸根浓度持续降低时(即使不低于下限)，应当及时通知锅炉岗位查找炉水系统泄漏情况，为锅炉岗位争取事故处理有利时机。(3)磷酸根过低或降低速度较快时，应立即化验检查除盐水、凝结水、返回水、疏水等是否存在硬度，发现之后针对硬度来源进行处理。(4)磷酸根浓度过高时应当加大锅炉排污量、减小药剂投加量。19.5防范措施：(1)及时对炉水、给水、除盐水等进行化验分析，以便及时发现问题、争取处理时机。(2)正确合理地调整加药量和炉水排污量。(3)防止混床过度失效。(4)防止凝汽器换热管腐蚀泄漏。20 疏水硬度超标20.1 事故后果：(1)造成炉水磷酸根浓度迅速下降。(2)严重时造成锅炉水冷壁结垢。20.2 事故现象：炉水磷酸根浓度异常下降。20.3事故原因：(1)进入疏水箱的疏水硬度超标，如采暖换热站、浴室换热站换热管泄漏造成疏水被污染。(2)锅炉给水平台的疏水接水槽处有人倒入茶水或污水。20.4 处理方法：(1)放掉硬度超标的水。(2)查找污染源头予以消除。(3)向炉水中及时补充磷酸盐，维持磷酸盐浓度合格。20.5 防范措施：(1)及时化验分析，发现异常及时处理。(2)不要向疏水接水槽内倾倒污水。21 结语在生产实践中，针对具体的生产工艺特点，对各种可能发生的事故进行分析研究，总结出相应的事故分析、处理的方法，提出事故防范措施，可对生产运行管理提供一定的指导作用。

第五篇：发电厂解列事故处理

大容量火电厂全厂停电事故的预防及处理

目前，国内大容量火力发电厂的绝大多数单元机组能够真正实现FCB工况，即快速减负荷带厂用电的机组很少见到。因此，一旦发生电网解列事故，对绝大多数大容量火电厂而言，就意味着全厂停电和厂用电中断。虽然电厂一般都有单台机组厂用电中断时的事故处理规程，但很少有全厂停电的事故处理规程。为了防止在发生全厂停电事故时发生主设备(锅炉、汽轮机、发电机、主变压器)损坏事故，确保主设备的安全停运，使厂用电恢复后能尽快恢复发电机组的运行，从而将事故损失降到最低限度，大容量火电厂有必要制定相应的预防措施和切实可行的事故预想处理方案，并加以执行。

1 事故预防措施

1.1 直流系统的运行维护管理

发生全厂停电和厂用电中断时，直流电源是控制、保护和确保安全停机的唯一电源，因此在平时必须加强对蓄电池和直流系统(含逆变电源)的运行维护和检修。

(1) 做好直流系统、不停电电源装置(UPS)专用蓄电池的维护管理。要按时调整蓄电池的电解液比重和电压，使其处于完好满充电状态，并定期进行均衡充电。确保其电压、放电容量和电解液的比重、温度符合要求。对已投运的蓄电池，应按制造厂的说明书进行复核，对于电压和放电容量不能满足要求的蓄电池应及时改进或更换。

(2) 直流系统各级保险器和联动装置应定期检查、试验。保险容量应保证在事故情况下保险不会越级熔断而中断保护操作电源和直流润滑、直流密封油泵电源。直流润滑、直流密封油泵的联动控制回路的控制直流电源应取自蓄电池。

(3) 不允许在蓄电池无并联情况下，由充电装置单独向重要负荷供电，即使在事故情况下，也应考虑尽快与另一蓄电池并列。

(4) UPS系统定期切换试验必须在机组停运后进行。试验前应做好防止UPS电源消失的措施，以防微机储存信息丢失。

(5) 应定期对蓄电池直流系统进行巡回检查，并定期进行测量、记录，发现异常应及时汇报处理。

1.2 备用电源的维护管理

大容量火电厂带有重要辅机的厂用电母线都装设了有足够自投容量的备用电源自投装置，必须通过定期试验来确保该装置在需要时能自动投入。设备改造后，如起动容量增大的母线，应进行自起动电压和有关保护定值的验算，必要时应做母线自起动试验。

单元机组一般都装设柴油发电机组，作为全厂停电或机组厂用电消失时汽轮发电机组重要设备(如顶轴油泵、盘车电机、润滑油泵、热控微机等)的备用电源，又称为应急事故保安电源。为确保事故时能起到备用作用，必须加强对柴油发电机组的运行维护和管理。

(1) 维护好保安电源直流系统中的设备，如蓄电池、硅整流器、自耦调压器等，做好有关保护的检验工作。

(2) 确保柴油发电机组的压缩空气系统、冷却水系统、燃油和润滑油系统工作正常。

(3) 定期对柴油发电机组做手动起动试验和模拟自起动试验，并作好记录，运行班应对柴油发电机组进行巡视检查，以确保其经常处于热备用状态。

(4) 柴油发电机组的小修，应与对应汽轮发电机组的大修同时进行。当柴油发电机组运行时间累计达到一个大修周期时，应进行大修。

1.3 继电保护和自动装置的维护管理

(1) 保持主要电气保护完好，并经常投入运行。

(2) 加强继电保护装置和开关的检修、维护，加强继电保护运行和保护定值管理工作，严防保护、开关拒动、误动扩大事故。

(3) 做好继电保护及自动装置的定期检验、补充检验和元件校验，特别应注意对检修后、电气事故、系统冲击、波动或有报警信号后的有关继电保护及自动装置做详细检查。

(4) 发电机运行中必须投入自动调整励磁装置，确保备用励磁装置随时可以投入运行。

(5) 在电力系统发生故障时，禁止启动自动巡回检测装置进行测试。 1.4 运行方式、环境和通讯设备的要求

(1) 合理安排系统的运行方式，提高系统的稳定性和安全运行水平。母线、厂用系统、热力公用系统通常应采用正常的运行方式。因故改用非正常运行方式时，应事先制定安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。

(2) 电厂应保持必要的存煤、存水、点火用油。

(3) 注意保持蓄电池室和直流系统室的环境温度和相对湿度在正常范围。厂用系统配电室、继保室的门窗应严密，防止煤粉和潮气侵入，以保持室内清洁、无粉尘。

(4) 通讯设备备用电源应保持完好并定期试验，保证事故情况下能自动切换，通讯畅通。 2 事故处理措施

大容量火电厂大多采用单元集中控制方式。发生全厂停电和厂用电中断事故时，应在当班值长的统一指挥下进行事故处理。由于全厂停电事故处理涉及的范围广、难度大，因而值长、各单元长和各机组主副值班员既要分工合作，又要把握住各自的事故处理侧重点。只有这样才能使现场忙而不乱，确保电厂主设备的安全。

下面以一个集控厂用电系统为6 kV/380 V、网控升压站及其出线为220 kV系统的电厂为例，说明预想事故处理措施。

2.1 现场值班员事故处理侧重点

当班值长的首要任务是协调电网中心调度(中调)和本厂的系统恢复工作，尽快恢复厂用电由电网供电;单元长的首要任务是确保直流系统和380 V保安段电源供电正常、协助恢复厂用电;主副值班员的首要任务是确保本机组的主设备安全。

2.2 当班值长

(1) 通知单元长已发生全厂停电事故，汇报中调和厂领导。

(2) 联系中调了解系统相关情况，判断故障范围，迅速查明220 kV母线失压的原因。首先复位跳闸的所有开关把手，就地检查所有开关是否在分闸位，然后根据保护动作情况初步判断故障点，就地重点检查，并隔离故障线路或故障母线。母线及外部短路后，应对短路电流流经回路进行全面检查。

若故障前无冲击，则根据故障录波器提供的情况判断是否确实发生故障。若无故障现象，初判是母差误动，则联系检修检查。汇报中调退出母差保护并往实地检查，若无异常即可充电。检查处理过程中，要确保网控直流系统工作正常。如果充电器电源失去，网控直流蓄电池无法维持直流系统电压时，要考虑切换到备用的(如集控)直流电源供电。

(3) 检查220 kV线路是否有电压。如有电压，则不待调令即自行合上该线路开关向正常的母线充电(合开关前，应进行同期检查);若线路开关向母线充电时母线保护动作跳闸，则另选母线充电;如所有220 kV线路均无电压，应立即汇报中调，要求尽快恢复220 kV线路供电。用线路充电时，注意保护投入正确并退出重合闸。用母联充电时，要投入充电保护，充电完成后注意退出。

(4) 220 kV母线充电正常后，使用分段开关、母联开关对其他非故障母线充电，及时恢复厂用起动/备用变压器及其公用段母线运行。注意优先恢复网控交流配电箱供电，保证220 kV配电装置电源(如刀闸操作、动力电源)，然后将220 kV所有非故障设备倒换至非故障母线运行。应注意：检查开关在"分闸"位置，先拉故障母线上的刀闸，后合运行母线上的刀闸，再恢复机组厂用6 kV、380 V电源。注意必要时对次要负荷限电，如非生产用电负荷，非重要辅机等。

(5) 厂用电恢复过程中要注意2个严防：一要严防向发电机倒送电。要拉开发-变组出口开关控制保险，将高厂变低压侧开关拉至试验位。二要严防非同期并列事故。在进行6 kV厂用段、公用段并环运行时，必须考虑220 kV升压站母线合环情况以及防止6 kV系统非同期事故。

(6) 厂用电恢复过程中要注意轻重缓急。优先恢复原运行机组的6 kV厂用电系统;优先恢复带照明负荷和锅炉给水泵的母线电源;380 V厂用系统优先恢复照明段、工作段电源。

(7) 厂用电恢复后，机组热态启动时，按启动/备用变压器的容量，并考虑汽机轴封供汽和锅炉雾化蒸汽汽源，安排机组启动。

2.3 各集控单元长

接值长全厂停电事故处理令后，即：

(1) 迅速检查备用电源柴油发电机组自启动成功，否则立即派员恢复并监视柴油发电机运行，防止柴油发电机过流。

在保安电源恢复之后，立即恢复直流系统充电器的正常运行;立即启动主机交流润滑油泵，停直流润滑油泵;启动空、氢侧交流密封油泵，停直流密封油泵;启动顶轴油泵;启动电给泵辅助油泵，旁路油站油泵。

当密封油泵不能投入且短时不能恢复时，若发电机密封油压低，应先降低机内氢压，并注意开窗通风;若较长时间不能恢复，应抓紧发电机排氢置换工作，并做好防止轴瓦及油箱着火的灭火准备。

(2) 严密监视直流母线电压和UPS的运行情况，采取措施，确保保安段电源电压正常。注意直流动力段母线电压，若电压低，则限制部分事故照明，小机停转后可停小机直流油泵。保安段电压低时，根据情况限制保安段上相对不重要的辅机用电，如锅炉电梯等，以确保主机润滑及密封油泵、顶轴油泵、主机盘车、空气预热器辅电机、直流系统、热控UPS电源的供电正常。

(3) 切开6 kV及380 V系统除保安段外的所有开关。检查厂用电系统是否存在明显的故障点，并检查各开关状态、电气和热控保护动作状态，并向值长汇报。

(4) 按值长令，协助恢复6 kV、380 V厂用电系统。

(5) 厂用电恢复后，指挥恢复仪用压缩空气、循环水、闭式水、燃油、冲灰水等公用系统;令启动锅炉给水泵，缓慢向锅炉上水至汽包可见水位，并注意控制上、下汽包壁温差;指挥机组按热态启动恢复热力系统正常运行。

2.4 各机组主副值班员

按单台机组厂用电中断事故处理规程进行各台机组的事故处理。