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xxxxxxx化工有限责任公司

热电站主要设备维护规程

xxxxx化工有限责任公司
二○一五年五月

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热电站主要设备维护规程

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发布日期：2015年5 月30 日 实施日期：2015 年6月1 日

XD-260/9.81-M型循环流化床锅炉维护检修规程
1总则
1.1 规程适用范围
本规程适用于XD-260/9.81-M型循环流化床锅炉的维护和检修。
1.2 设备结构简述
XD-260/9.81-M型循环流化床锅炉由汽包、锅炉本体和辅机三大部分组成。
a.汽包 汽包内径1600mm，壁厚100mm，材质 P355GH。
b.锅炉本体 此锅炉为中温、低倍率循环流化床锅炉，由旋风分离器、膜式水冷壁、过热器、中间喷水减温器、省煤器和空气预热器等组成。
c.辅机 引风机、返料风机、一次风机和二次风机。
工艺流程概述
本锅炉是一台引进国外中温、低倍率循环流化床锅炉的先进技术后，由本厂自行设计开发制造的高温高压低倍率循环流化床燃煤锅炉。该炉具有高效、低磨损，中温分离，灰循环安全易控；运行可靠性高，启动迅速等特点。本炉方案已经国外专家确认。
锅炉为紧身封闭布置，由前部及尾部两个竖井烟道组成。前部竖井是炉膛，为悬吊结构，炉膛四周由膜式水冷壁组成。自下而上依次为一次风室、浓相床、悬浮段、一级蒸发管、三级过热器，二级过热器，一级过热器, 二级蒸发管及高温省煤器。在炉膛的锥段部分的前后墙布置有二次风，二次风通过喷嘴进入炉膛。尾部是尾部受热面烟道竖井，采用支承结构，布置有低温省煤器上段，锅炉尾部SCR装置，低温省煤器下段及管式空气预热器。两个竖井之间由两个并列的旋风分离器柔性连通，分离器下部接回送装置及螺旋除灰器。经旋风筒分离下的回送灰（控制床温）经回送装置从炉后通过变频罗茨风机送入炉膛。从分离器分离下来的多余的灰经螺旋除灰器排走。 前后墙折弯处以下的燃烧室及分离器内部均设有防磨内衬，前部竖井采用敷管炉墙，外置金属护板；后部竖井采用护板式轻型炉墙。由24根型钢柱承受锅炉全部重量。
锅炉采用床下点火，分级燃烧，一次风率为55-60％（根据煤质变化调整）。正常运行时，一次风经一次风机加压，流经一次风的三段空气预热器，被加热的一次风经一次风热风道进入点火燃烧器的一次风进口，然后再依次经过一次风室，水冷布风板，风帽，进入炉膛，流化床料，并提供密相区燃烧所需的空气。密相区为湍流床，由于循环灰的给入点位于密相区，使得床温能够始终控制在850-950℃制之间，这样的温度环境有利于石灰石与燃料中的硫发生反应,达到最佳的脱硫效果；空气的分级送入，又造成低温缺氧燃烧环境，降低了NOX 的生成量。在这一区域，燃烧中大部分热量被释放，未燃尽的粒径较小的碳粒进入了悬浮段继续燃烧，在悬浮段的前后墙布置二次风， 二次风采用大口径，以增加二次风的刚度，增强穿透力，二次风的布置既满足沿炉膛截面的变化达到一定的烟速要求；又满足二次风有一定的穿透力的要求，这样二次风既能吹掉包裹在进入悬浮段未燃尽的碳粒上的灰壳，使得在悬浮段保证空气与炙热的碳粒及时有效的结合，又能在悬浮区段造成的氧化环境，补充碳粒进一步燃烧所需的空气。同时保证沿炉膛高度有合理的烟速，以保证烟气含灰量的稳定，确保炉膛上部受热面的吸热。所以二次风的引入高度及速度是确保二次风达到上述效果的关键。炉膛内设置的SNCR设在二次风后，以便使富氧生成的NOx与喷人的氨及时反应，并在高温的炉膛中有足够的反应空间及时间，由于高钠煤的强粘结性及燃烧需要的温度综合考虑，在前后墙折弯处下部的炉膛四周的膜式水冷壁上铺满耐火衬，减少了炉膛的吸热，使整个燃烧室的烟温在860-950℃左右，并且沿炉膛的整个截面温度场均匀。另外，蒸发管下部的炉膛高度达22米左右，而炉膛内的烟速在4～5m/s,所以烟气能在蒸发管下部的炉膛停留4～5秒，这样足以使旋风分离器切割粒径以下的碳粒燃尽，保证高的燃烧效率，然后高温烟气夹带固体粒子向上依次流经一级蒸发管、三级过热器，二级过热器，一级过热器，二级蒸发管和高温省煤器管束，约80％的热量被吸收，烟温降至400-500℃进入旋风分离器进行气固分离。分离下来的再循环粒子一部分进入回送装置通过回料器从炉膛后部分四点回送至密相床以控制床温，其余部分落入螺旋除灰器，从旋风分离器出来的烟气流经尾部竖井，热量被低温省煤器和空气预热器吸收，烟温降至约130-150℃后排出锅炉。
1.3 设备主要性能
额定蒸发量 260t/h 一次风预热温度 150℃
额定压力 9.81MPa 二次风预热温度 150℃
额定蒸发温度 540℃ 排烟温度 140℃
给水温度 158℃ 设计燃料 Ⅱ类烟煤
工作介质 水、蒸汽 热效率 90%
2设备完好标准
2.1 零部件完整齐全，质量符合要求
2.1.1汽包、本体零部件完整齐全，质量符合技术标准。
2.1.2各部配合、安装间隙均符合要求，热膨胀、受压等均不超出规定。
2.1.3仪表仪器、信号联锁和各种安全装置、自动调节装置定期校验，保持完整齐全、灵敏准确。
2.1.4管线、管件、阀门、支架等安装合理，牢固完整，标志分明，符合技术要求。
2.1.5防腐油漆完整无损，标志分明，符合技术要求。
2.1.6场地平整，道路通畅，照明、消防、通讯以及给排水系统正常。
2.2 设备运转正常，性能良好，达到铭牌出力或查定能力。
2.2.1设备运转平稳，无松动、杂音及不正常振动等现象。
2.2.2各部温度、压力、流量等运行参数符合规定要求。
2.2.3 生产能力达到铭牌出力或核定能力。
2.3 技术资料齐全、准确
2.3.1 设备技术档案应及时填写，档案内容应包括产品合格证、质量证明书、使用说明书及设备技术性能、运行统计、检修记录、评级记录、缺陷记录、事故记录、润滑记录、监测和检验记录等，新设备应有安装及调试记录。
2.3.2 设备的操作规程、维护检修规程及相应的安全技术规程齐全。
2.3.3 设备的总图及易损件图纸或易损件图号目录齐全。
2.3.4 设备检修工时定额、备品备件消耗及储备定额齐全。
2.4 设备及环境整洁，无跑冒滴漏。
2.3 技术资料
2.3.1 有产品合格证、质量证明书、使用说明书、总装配图、零部件图。
2.3.2 有安装、试车、验收资料。
2.3.3 设备档案、检修及验收记录齐全，填写及时、准确。
2.3.4 设备运转时间和累计运转时间有统计、准确率100％。
2.3.5 设备易损件有图样。
2.3.6 设备操作规程、维护检修规程齐全。
2.4设备及环境
2.4.1 设备清洁、表面无灰尘；油垢。
2.4.2 基础及周围环境蹬洁。
2.4.3 设备及管线、阀门等无泄漏。
3 设备的维护
3.1日常维护
3.1.1保持炉体整洁，设备完好，严格按操作规程启动、运转与停车，并作好运转记录。
3.1.2保持炉体上、下交通通畅，炉体平台和楼梯无杂物。
3.2.2各辅机运转正常，无杂音，无震动。
3.2 定期检查(见表1)
表1
检查项目
检查内容
检查指标
检查周期
水冷壁
测量壁厚
DL/T 5047-95
半年
过热器
同上
DL/T 5047-95
半年
省煤器
同上
DL/T 5047-95
半年
返料装置
检查浇注料和小风帽
DL/T 5047-95
半年
烟风道
人孔、保温、密封
DL/T 5047-95
每天
风帽
磨损和损坏情况
DL/T 5047-95
半年
引风机
振动、油位、冷却水、地角螺丝
参照制造厂标准
1小时
返料风机
同上
同上
1小时
一次风机
同上
同上
1小时
二次风机
同上
同上
1小时
炉内浇注和保温
厚度、裂痕、磨损情况
相关图纸
半年（有机会停车）
压力管道
测厚、焊缝探伤
按压力容器管理要求（或参照压力容器管理要求）
12个月
汽包
腐蚀情况
根据化学监督规程分析
半年
安全阀
校验
参照制造厂标准
一年
整炉系统
规定记录、操作运行数据
操作法确定指标
1小时
3.3 润滑
3.3.1 按设备润滑表的要求，做好润滑油的添加或更换工作。

润滑部位
加油方式
油品牌号
加油量
换油周期
引风机轴承
返料风机轴承
一次风机轴承
二次风机轴承

人工加油

46#润滑机油

加至油位线
根据油品分析结果，
大修时全部或局部更换
3.3.2 油品质量标准及换油指标。

项 目
质量标准
试验方式
换油指标
运动粘度（40℃），mm2/s
酸度，mgKOH/g
机械杂质
水分
闪点，℃
45.9
≤0.03
无
有
≥180℃

3.4 锅炉常见故障及处理方法

故障现象
故障原因
处理方法
锅炉锅壳损坏
内、外壳腐蚀
人孔门关不严
进行补焊或部分更换
焊补、打磨
过热器、省煤器等损坏
变形
破损
烧毁
整形或更换
炉墙损坏
墙砖损坏
修补
安全阀
漏汽
达到开启压力不开启
没到开启压力自动开启
回座迟缓
更换阀座或阀芯
吹洗安全阀
更换弹簧
清扫杂物

4 检修周期和检修内容
4.1 检修周期
a.随时进行日常维护；
b.设备新装投运12个月进行第一次大修，以后每3年大修一次。
4.2 检修内容
4.2.1日常工作
a.消除油、水、汽系统的管线、阀门和接头处的跑冒滴漏；
b.1个月测定一次润滑油油质，油质机械杂质不合格时用滤油机串联滤油或部分调换润滑油，酸值、粘度超标时，必须换油；半年小修一次。
c.检查水位计、压力、温度表记，调整报警信号；
d.电动机常规测试检查及电器系统的一般故障处理排除；
e.备用设备每月维护保养一次，启动运转半小时
4.2.2 大修
a.彻底清扫受热面外壁的结焦和积灰。
b.省煤器检查其外壁磨损、内壁腐蚀和管路漏水等。
c.汽包检修要隔绝与其他炉的汽、水、压缩空气、油、电等的联系，汽包内部温度降到40℃以下时，才能进入工作，并保证良好的通风。
d.水冷壁检查管子变形、附件烧坏或脱落、管子烧粗和磨损。
e．过热器检查吊挂管、防磨罩磨损和焊口泄露等缺陷。
f．空气预热器检查腐蚀、磨损、管子断裂等。
g.各风机检查其磨损、振动和轴承故障。
5、下列情况应立即停止锅炉运行：
5.1、 锅炉缺水，使水位在锅炉汽包水位计中消失。
5.2、锅炉满水，使水位超过汽包水位计中的上部可见水位时。
5.3、炉管爆破，不能保持水位正常时。
5.4、所有水位计损坏时。
5.5、锅炉汽水管道破裂威胁设备及人身安全时。
6、出现下列情况时应请示停止锅炉机组运行（停炉时间由总工程师决定）。
6.1、水冷壁管、蒸发管、省煤器管、过热器管或减温器管泄漏时。
6.2、燃烧室内与烟气接触的汽包或联箱上的绝缘材料脱落时。
6.3、炉墙裂缝且有倒塌危险或炉架横梁烧红时。
6.4、汽温或过热器壁温超过允许值，经调整和降低负荷仍未恢复正常时。
6.5、锅炉给水，炉水或蒸汽品质严重低于标准，经处理仍未恢复正常时。
6.6、锅炉严重结焦而难以维持运行时。

汽轮机维护规程
1、总则
1.1、工艺流程简述
CB25—8.83/5.0/0.7型汽轮机：高温高压单缸一级调整抽汽背压式汽轮机。
从锅炉出来的新蒸汽经由2根蒸汽母管进入位于机组头部两侧的主汽阀，再通过高压调节阀(群阀提板）七个一组调节阀进入喷嘴，蒸汽经1个双列调节级，再通过低压调节阀(群阀提板）五个一组调节阀进入喷嘴，一个单列调节级，6个压力级做功后，由后汽缸排汽口排入排汽管网。在复速级后设一级可调工业抽汽。
2、汽轮机主要技术规范
2.1.汽轮机设计主要技术参数
项目
单位
名称
备注
制造厂家

青岛捷能汽轮机厂

型 号

CB25—8.83/5.0/0.7

额定功率
MW
25

最大功率
MW

额定转速
r/min
3000

临界转速
r/min
1680

转子旋转方向

从机头向发电机端看为顺时针方向

主轴承双振幅
mm
0.025

盘车转速
r/min
9

汽缸重量
t
上汽缸重量

下汽缸重量
转子重量
t
8.83

总重
t
～45

主蒸汽阀前主蒸汽压力
MPa
8.83

主蒸汽阀前主蒸汽温度
℃
535

进汽量
t/h
额定 317.8

最大 333.6
抽汽压力
MPa
5
上限 5.99(绝对）

下限 4.669(绝对）
背压排汽压力
MPa
0.7
上限 1.199(绝对）

下限0.499(绝对）
抽汽温度
℃
459

背压排汽温度
℃
240

抽汽量
t/h
额定 180

最大 200
2.2、汽轮机结构
型汽轮机为单缸、单轴、冲动、高温次高压、抽背式，具有一级调整抽汽及一级背压排汽。 汽轮机结构包括静止部分和转子部分。
静止部分包括前、后汽缸、隔板套、隔板、前后轴承座、前后轴承和前后汽封。前汽缸借助前端的猫爪与前轴承座相连，前轴承座支撑在前座架上，后汽缸则支撑在左右两个后座架上。为了确保机组在运行中的膨胀和对中，前座架上布置了轴向导向键，使机组在运行中可以自由向前膨胀和上下膨胀，在后座架上有横向键，后汽缸尾部有轴向导板，保证了汽缸在膨胀时的对中，同时横向销与汽轮机中心线的交点形成了机组的膨胀死点。
转子部分包括整段转子和套装叶轮片以及联轴器。它前后支撑在前轴承和后轴承上，在汽缸中与喷嘴组及各级隔板组成了汽轮机的流通部分，借助刚性联轴器与发电机转子相连。前端的支撑点为推力轴承前轴承，在运行中形成转子的相对死点。汽轮机后端联轴器还装有盘车装置的传动齿轮，在启动前和停车后可以进行电动盘车。
前后汽封、隔板汽封均为梳齿式结构。
本机组本体为前、后两段组成的单汽缸结构，通流部分由一双列调节级，一单列调节级和两压力级共四级组成。高压段配汽采用提板式调节汽阀，由高压油动机控制，中压段配汽采用带平衡室的旋转隔板，由中压油动机控制。高压油动机装于前轴承座上。中压油动机置于后汽缸右侧的托架上。

3、完好标准
3.1、零部件无质量缺陷，各项技术指标符合要求。
3.2、在各种工况下正常运行，达到各项工艺指标规定。
3.3、所有保护装置、信号、指示仪表、记录仪表完整、指示正确，动作可靠。
3.4、所有辅助设备技术工况及运行情况良好。
3.5、所使用的水、油、汽必须合格。
3.6、设备基础及联接紧固件必须完好、牢固可靠。
3.7、防腐、保温层完整、涂色标志符合规定。
3.8、阀门、管线敷设合理、无堵塞、无泄漏、无锈蚀。
3.9、现场整齐、通风照明良好。
3.3 技术资料
3.3.1 有产品合格证、质量证明书、使用说明书、总装配图、零部件图。
3.3.2 有安装、试车、验收资料。
3.3.3 设备档案、检修及验收记录齐全，填写及时、准确。
3.3.4 设备运转时间和累计运转时间有统计、准确率100％。
3.3.5 设备易损件有图样。
3.3.6 设备操作规程、维护检修规程齐全。
3.4设备及环境
3.4.1 设备清洁、表面无灰尘；油垢。
3.4.2 基础及周围环境蹬洁。
3.4.3 设备及管线、阀门等无泄漏。
4、汽轮机的定期检查
部件名称
标准项目
特殊项目
重大特殊项目

汽

缸

检查汽缸及喷嘴有无裂纹、冲刷、损伤及接合面是否有漏气痕迹等缺陷。
检查汽缸螺栓、疏水孔、压力表及温度计、套管等。
检查隔板（套）及叶片有无裂纹、冲刷、损伤、变形等缺陷。
检查清扫部分滑销，修补汽缸保温层。
测量气缸接合面间隙及纵横向水平。
测量调整隔板套及隔板的洼窝中心，及隔板弯曲变形。
检查汽缸联接螺栓。
更换汽缸螺栓两个以上。
检查台板松动及二次灌浆情况。
检查汽缸裂纹及焊补。
更换喷嘴、隔板，检查轴承或调整汽缸水平、修研汽缸接合面。
更换汽缸大部分保温层。

汽封
检查高、低压轴封，汽封，对汽封梳齿、汽封块，弹簧进行修理，调整或更换。
测量汽封间隙。
大量调整汽封间隙。
更换20%以上汽封。
更换轴封、外壳。
转

子
检查主轴、叶轮、平衡盘、轴封套、联轴器、轴颈、推力盘的磨损，松动及裂纹情况。
测量转子轴颈扬度，联轴器对轮找正。
检查叶片、拉筋、复环、铆钉的结垢、腐蚀、松动、裂纹、脱焊及损伤情况。
进行叶轮及键槽、叶片（根）探伤。
测量叶轮、联轴器、推力盘的端面园跳动。
叶片调频、重装或更换叶片。
拆装或更换叶轮平衡盘、推力盘、轴封套、联轴器。

轴
承
检查主轴承。
测量轴承及油挡间隙和紧力，必要时进行修刮，调整或焊补。
大量修研轴瓦球面及垫铁接触面。
更换数量较多的油挡片。
修刮轴承座及台板基础加固灌浆。
更换轴承、推力轴承或重注轴承合金。
调速系统

检查调速系统所有部件的磨损情况，并测量尺寸和间隙，必要时修理或更换。

更换调速器、涡轮组等轴承及系统调整工作。
更换调速齿轮及涡轮组。

盘车装置
检查或测量齿轮、蜗轮磨损情况，必要时进行修理或更换。

。

油系统
检查油泵、汽动油泵的磨损情况。
检查油箱、滤网、滤油器、调压伐、溢油伐及管道，并修理。
清理全部油管、油门。
检查电动门、排油机，必要时修理或更换。
更换油管在10%以上。

抽气器
检查主、辅抽气器、喷嘴、扩散管及附件，更换磨损件并进行水压试验。
清洗冷却器。

加热器及疏水冷却器
进行加热器、疏水冷却器、轴加热器的水压试验，消除泄漏检查修理汽水系统及附件。
更换10%以上的加热器管子。

汽 水

管 道

阀 门
检查主汽门、抽汽门、背气门、排汽门等重要伐门有无裂纹、松动、冲蚀、漏气等缺陷，视情况进行修理或更换，并做好水压试验。
检查修理各汽门、滤网、减温、减压器等，消除泄漏。
检查修理电动汽、水阀门的传动装置及管道支吊架、膨胀器的调整。
检查主蒸汽管道，给水管道的焊口、法兰及内壁冲蚀情况（必要时进行测厚检查）。
检查修理汽水分离器和冲洗装置等。
更换汽、水管道上的各段、法兰、弯头等。

5、设备的日常维护
5.1、机组正常运行中，运行人员必须认真合理地进行调整，保证安全、稳定、经济的运行。
5.2、加强巡回检查制度，定时定点检查机组的声音、振动、推力瓦块温度，各轴瓦油压、油温及各汽、水、油系统的严密情况等，严防漏油着火。
5.3、机组在运行中，油泵油温应保持在35—45℃，温升一般不应超过10—15℃，检查发电机的出、入口风温，及时调整冷却水量，保证风温在规定范围内。
5.4、检查调节系统动作应正常，各油动机动作平稳，无超温现象。
5.5、在各种工况下正常运行，达到各项工艺指标规定。
5.6、所有保护装置、信号、指示仪表、记录仪表完整、指示正确，动作可靠。
5.7、所有辅助设备技术工况及运行情况良好。
5.8、所使用的水、油、汽必须合格。
5.9、设备基础及联接紧固件必须完好、牢固可靠。
5.10、防腐、保温层完整、涂色标志符合规定。
5.11、阀门、管线敷设合理、无堵塞、无泄漏、无锈蚀。
5.12、搞好文明生产，做好所管理的设备卫生，保持清洁
5.13、现场整齐、通风照明良好。

6、汽轮机检修内容
6.1、小修
6.1.1、检修和清洗过滤器
6.1.2、清除油、水、汽系统管线、阀门、法兰的泄漏缺陷
3.1.3、消除运行中发生的故障缺陷
6.1.4、对运行中振动和轴位移较高的轴承进行修理
6.2、中修
6.2.1、包括全部小修项目
6.2.2、解体检查径向轴承或止推轴承，测量瓦量、瓦背紧力、油封间隙、转子窜量和分窜量，必要时进行调整或更换零部件，清扫轴承箱
6.2.3、检查、测量各轴颈、推力盘的完好情况，必要时进行修理
6.2.4、各联轴器部件清洗，检查轮毂和螺栓配合、磨损情况，对联轴器轮毂、螺栓等进行无损探伤
6.2.5、检查止推轴承表面粗糙度及测量端面跳动
6.2.6、清洗检查危急遮断器，测量危急遮断器飞锤与轴位移凸台及危急保安器飞锤头部间隙
6.2.7、检查、调整各振动探头，轴位移探头及所有报警信号、联锁、安全阀及其它仪表装置
6.2.8、检查各弹簧支架，有重点的检查管道、管件、阀门等的冲刷情况，进行修理或更换
6.2.9、检查清理调节阀的传动机构，试验主汽阀动作情况
6.2.10、机组检修前复查中心线，检修后重新找正
6.3大修内容
1）、包括全部中修全部内容
2）、拆卸汽缸、清洗检查转子密封、喷嘴、叶轮、隔板、缸体等零件腐蚀、磨损、冲刷结垢等情况，并进行无损探伤
3）、转子清洗除垢、宏观检查、形位公差检查。有关部位进行无损探伤，及测振探头检查
4）、宏观检查叶轮、转子进行无损探伤，根据检查和检验情况决定转子是做动平衡还是更换
5）、检查叶片腐蚀情况、叶根的紧固情况以及积垢情况，测定各单独叶片或成组叶片的静频率
6）、检查清洗汽缸体封头螺栓及中分面螺栓，并做无损探伤
7）、汽缸、隔板无损探伤，汽缸支座螺栓检查及导向销检查
8）、解体检查调节阀、错油门、高压及中压油动机等，测量有关部位间隙，阀头、阀座探伤检查
9）、解体检查主汽阀、危急保安器等安全保护装置
10）、盘车机构检查、修理
11）、清洗各级汽封、平衡盘密封、轴端汽封等，测量各部位汽封间隙，修理或更换损坏件
12）、检查转子在缸体中的轴向工作位置，测量各通流部位轴向间隙，视情况进行调整
13）、汽缸、隔板与轴承座洼窝中心检查，并根据情况进行调整。必要时测量汽缸、轴承座中分面的水平度，视情况进行调整
14）、所有检测部位，全部做好检修前原始记录，以便安装时对照
7、常见故障及处理
7.1汽轮机真空下降
　　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：
7.1.1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。
7.1.2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。
7.1.3应启动备用射水轴气器或辅助空气抽气器。”
7.1.4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。
7.2真空急剧下降的原因和处理
7.2.1．循环水中断循环水中断的故障可以从循环泵的工作情况判断出。若循环泵电机电流和水泵出口压力到零，即可确认为循环泵跳闸，此时应立即启动备用循环泵。若强合跳闸泵，应检查泵是否倒转；若倒转，严禁强合，以免电机过载和断轴。如无备用泵，则应迅速将负荷降到零，打闸停机。循环水泵出口压力、电机电流摆动，通常是循环水泵吸入口水位过低、网滤堵塞等所致，此时应尽快采取措施，提高水位或清降杂物。如果循环水泵出口压力、电机电流大幅度降低，则可能是循环水泵本身故障引起。如果循环泵在运行中出口误关，或备用泵出口门误门，造成循环水倒流，也会造成真空急剧下降。
　　7.2.2．射水抽气器工作失常如果发现射水泵出口压力，电机电流同时到零，说明射水泵跳闸；如射水泵压力．电流下降，说明泵本身故障或水池水位过低。发生以上情况时，均应启动备用射水磁和射水抽气器，水位过低时应补水至正常水位。
　7.3.3．凝汽器满水凝汽器在短时间内满水，一般是凝汽器铜管泄漏严重，大量循环水进入汽侧或凝结水泵故障所致。处理方法是立即开大水位调节阀并启动备用凝结水泵。必要时可将凝结水排入地沟，直到水位恢复正常。铜管泄漏还表现为凝结水硬度增加。这时应停止泄漏的凝汽器，严重时则要停机。如果凝结水泵故障，可以从出口压力和电流来判断。
　　7.4.4．轴封供汽中断如果轴封供汽压力到零或出现微负压，说明轴封供汽中断，其原因可能是轴封压力调整节器失灵，调节阀阀芯脱落或汽封系统进水。此时应开启轴封调节器的旁路阀门，检查除氧器是否满水(轴封供汽来自除氧器时)。如果满水，迅速降低其水位，倒换轴封的备用汽源。
7.3真空缓慢下降的原因和处理
　　因为真空系统庞大，影响真空的因素较多，所以真空缓慢下降时，寻找原因比较困难，重点可以检查以下各项，并进行处理。
　　7.3.1．循环水量不足循环水量不足表现在同一负荷下，凝汽器循环水进出口温差增大，其原因可能是凝汽器进入杂物而堵塞。对于装有胶球清洗装置的一机组，应进行反冲洗。对于凝汽器出口管有虹吸的机组，应检查虹吸是否破坏，其现象是：凝汽器出口侧真空到零，同时凝汽器入口压力增加。出现上述情况时，应使用循环水系统的辅助抽气器，恢复出口处的真空，必要时可增加进入凝汽器的循环水量。凝汽器出人口温差增加，还可能是由于循环水出口管积存空气或者是铜管结垢严重。此时应开启出口管放空气阀，排除空气或投入胶球清洗装置进行清洗，必要时在停机后用高压水进行冲洗。
　　7.2.2．凝汽器水位升高导致凝汽器水位升高的原因可能是凝结水泵入口汽化或者凝汽器铜管破裂漏入循环水等。凝结水泵入口汽化可以通过凝结水泵电流的减小来判断，当确认是由于此原因造成凝汽器水位升高时，应检查水泵入口侧兰盘根是否不严，漏入空气。凝汽器铜管破裂可通过检验凝结水硬度加以判断。
　　7.3.3．射水抽气器工作水温升高工作水温升高，使抽气室压力升高，降低了抽气器的效率。当发现水温升高时，应开启工业水补水，降低工作水温度。
　　7.4.4．真空系统漏人空气真空系统是否漏入空气，可通过严密性试验来检查。此外，空气漏入真空系统，还表现为凝结水过冷度增加，并且凝汽器端差增大。
7.4、汽轮机超速
7.4.1调速汽门不能正常关闭或关闭不严；
7.4.2调节系统迟缓率过大或调节部件卡涩；
7.4.3调节系统动态特性不良；
7.4.4调节系统整定不当，如同步器调整范围、配汽机构膨胀间隙不符合要求等。
7.4.2汽轮机发生超速事故的处理：
7.4.2.1、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；
7.4.2.2、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；
7.4.2.3、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；
7.4.2.4、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；
7.4.2.5、必要时可将发电机励磁投入，增加制动力；
7.4.2.6、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；
7.4.2.7、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。
7.5、汽轮机水冲击
7.5.1．来自锅炉及主蒸汽系统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，有可能使水或冷蒸汽从锅炉经主蒸汽管道进入汽轮机。严重时会使汽轮机发生水冲击。汽轮机进水时，必须迅速破坏真空，紧急停机，并开启汽轮机本体和主蒸汽管道上的疏水门，进行疏水。凡因水冲击引起停机时，应正确记录转子惰走时间及惰走时真空变化。在惰走过程中仔细倾听汽轮机内部声音，检查窜轴表指示及推力瓦块和同油温度。对于中间再热机组，因主蒸汽温度下降发生水击时，由高压缸进水，就使得负轴向推力增大，所以要重点监视非工作瓦块金属温度。在滑参数启动和停机过程中，由于某种原因调速汽门突然关小，造成汽压升高，则可能使蒸汽管积水。在滑参数停机时，如果降温速度太快而汽压没有相应降低，使蒸汽的过热度很低，就可能在管道内产生凝结水，到一定程度，积水就可能进入汽轮机。
7.5.2．来自再热蒸汽系统再热蒸汽系统中通常设有减温水装置，用以调节再热蒸汽温度。水有可能从再热蒸汽冷段反流到高压缸或积存在冷段管内，其现象是：冷段止回阀法兰冒白汽，高压外缸下缸金属温度降低。发生上述现象时，应立即通知锅炉人员将减温水门关闭。
7.5.3．来自抽汽系统水或冷蒸汽从抽汽管道进入汽轮机，多数是加热器管子泄漏或加热器系统故障引起。其现象是：某台加热器水位升高，加热器汽侧压力高于抽汽压力，壳体或管道有水冲击声，抽汽止回阀门杆冒白汽或溅水滴，胀差向正值发展。发现上述情况时，首先开大加热器疏水调节阀。如果确认加热器泄漏，立即将其停止。另外，若除氧器漏水，水可能从抽汽、门杆漏汽倒入汽缸。
7.5.4．来自轴封系统汽轮机启动时，如果汽封系统暖管不充分，疏水将被带人汽封内。事故情况下，当切换备用汽源时，轴封也有进水的可能。在正常运行中，轴封供汽来自除氧器的机组，若除氧器满水时，轴封就要带水，轴封加热器满水也有可能使水倒入轴封。发现轴封进水时，应立即开启轴封供汽管道的疏水阀，适当控制进汽量，检查除氧器水位、轴封抽汽器水位、轴封抽风机运行情况，分别进行处理。
7.5.5．来自凝汽器凝汽器灌水而进入汽轮机的事故曾多次发生。在汽轮机正常运行时，凝汽器水位是受到重视的，而且水位升高会严重影响真空，所以在汽轮机正常运行时，凝汽器水位一般不会灌人汽缸。但在停机以后，往往忽视以凝汽器水位的监视。如果进入凝汽器的补水阀关闭不严，就会使水灌入汽缸，造成水击。
7.5.6．来自汽轮机本身疏水系统从疏水系统向汽缸返水，多数是设计方面的原因造成的。如果不同压力的疏水接到一个联箱上，而且泄压管的尺寸又偏小，这样压力大的漏水，就有可能从压力低的管道进入汽缸。这时的事故现象，首先表现为上、下缸温差增大，继而使汽缸变形，动静部分发生碰磨。汽轮机进水进冷蒸汽的可能性是多方面的，根据不同机组的热力系统，还会有其他水源进入汽轮机的可能性，所以运行人员要根据具体情况进行分析。
　为了预防发生水冲击，在运行维护方面着重采取以下措施：
7.5.6.1、当主蒸汽温度和压力不稳定时，要特别注意监视，一旦汽温急剧下降到规定值，通常为直线下降50℃时，应按紧急停机处理。
7.5.6.2、注意监视汽缸的金属温度变化和加热器、凝汽器水位，即使停机后也不能忽视。如果发觉有进水危险时，应立即查明原因，迅速切断可能进水的水源。
7.5.6.3、热态启动前，主蒸汽和再热蒸汽要充分暖管、保证疏水畅通。
7.5.6.4、当高压加热器保护装置发生故障时，加热器不以投入运行。运行中定期检查加热器水位调节装置及高水位报警装置，应保证经常处于良好状态。加热器管束破裂时，应迅速关闭抽汽管上相应的进汽门及止回阀。
7.5.6.5、在锅炉熄火后蒸汽参数得不到保证的情况下，不应向汽轮机供汽。
7.5.6.6对除氧器水位加强监督，杜绝事故发生。
7.5.6.7滑参数停机时，汽温、汽压按着规定的变化率逐渐降低，保持必要的过热度。
7.5.6.8、定期检查再热蒸汽和I、Ⅱ级旁路的减温水阀的严密性，如发现泄漏应及时检修处理。
7.5.6.9、只要汽轮机在运转状态，各种保护就必须投入，不准退出。
7.5.6.10、运行人员应该明确，汽轮机在低转速下进水，对设备的威胁更大，此时尤其要注意监督汽轮机进水的可以能性。
7.6、汽轮机油系统事故
汽轮机油系统事故产生的原因：
7.6.1、由于本身机械部分的损伤或破坏导致主油泵工作失常；
7.6.2、由于油系统的管道、阀门、冷却器等部件的安装检修不良，运行中机组振动而松弛，以及储油设备破裂或误操作等原因导致油系统漏油；
7.6.3、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；
7.6.4、油系统着火。
7.6.5汽轮机油系统事故的现象：
7.6.5.1、油系统压力下降、油量减少及主油泵声音异常；
7.6.5.2、油箱油位降低；
7.6.5.3、轴承油挡漏油，油管振动增加；
7.6.5.4、油系统着火。
7.6.6汽轮机油系统事故的处理：
7.6.6.1、启动辅助油泵，若仍不能维持油压则立即紧急停机。
7.6.6.2、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；
7.6.6.3、检查油箱放油阀是否误开.
7.7、汽轮机轴瓦损坏事故
7.7.1、轴瓦损坏的原因：
7.7.1.1、发生水击或机组过负荷，引起推力瓦损坏；
7.7.1.2、轴承断油；
7.7.1.3、机组强烈振动；
7.7.1.4、轴瓦本身缺陷；
7.7.1.5、润滑油中夹带有机械杂质，损伤乌金面，引起轴承损坏。
7.7.1.6、检修方面的原因；
7.7.1.7、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；
7.7.1.8、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；
7.7.1.9、运行方面的原因。
7.7.1.10、轴电流的存在，会造成轴承的损坏。
7.7.2事故象征：
7.7.2.1、轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃；
7.7.2.2、主轴瓦乌金温度超过85℃，推力瓦乌金温度超过95℃；
7.7.2.3、回油温度升高且轴承内冒烟；
7.7.2.4、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；
7.7.2.5、机组振动增加。
7.7.3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。
7.8、汽轮机动静部分摩擦及大轴弯曲
7.8.1事故原因：
7.8.1.1动静部分发生摩擦的原因
7.8.1.2、动静间隙安装、检修调整不当。
7.8.1.3、动静部套加热或冷却时膨胀或收缩不均匀。
7.8.1.4、受力部分机械变形超过允许值。
7.8.1.5、推力轴承或主轴瓦损坏。
7.8.1.6、机组强烈振动。
7.8.1.7、转子套装部件松动油位移。
7.8.1.8、通流部分的部件损坏或硬质杂物进入通流部分。
7.8.1.9、在转子弯曲或汽缸严重变形的情况下强行盘车。
7.8.2引起大轴弯曲的主要原因：
7.8.2.1、动静部分摩擦使转子局部受热。
7.8.2.2、停机后在汽缸温度较高时，由于某种原因使冷水进入汽缸，引起高温状态的转子下侧接触到冷水，局部骤然