（一）轴承箱渗油，接触高温管道后着火
1.事故现象
1）消防系统、报警系统启动，着火区域发出声光报警。
2）集控室火灾电脑监控屏显示有相关报警。
3）着火处有明火及烟气，并伴随有刺激气味。
4）着火处灭火系统在条件满足后自动启动灭火，消防水泵连锁启动。
5）操作员站可能有相关系统故障的各种报警，如轴承振动大、轴承金属温度高、润滑油压低等。
6）润油滑油箱油位下降。
2.处理步骤
1）当出现声光报警时，立即派人员到现场确认火灾情况，如属误报，复归报警，并通知检修人员到场处理。
2）如发现明火影响机组安全运行，应立即紧急停机，如有需要破坏凝汽器真空。
3）拨打119或厂内消防电话通知消防人员。
4）检查确认灭火系统是否自动投入，如果没有自动投入，应立即手动启动相关区域喷水灭火系统。
5）组织人员，配戴正压式呼吸器或防毒面具，携带移动式灭火器进行灭火，并对现场可燃物、无关人员进行疏散。
6）如果火势较大，无法立即控制住，则在停机过程中应进行发电机排氢，关闭燃料供应系统相关阀门，主厂房内燃料系统管道排空，同时加强主厂房通风。
7）如有需要应及时对润滑油箱和管道内存油进行疏排。
3.油系统着火的预防措施
1）注意保持主油箱的负压运行，检查确认主油箱排烟系统畅通和排烟风机运行状况。
2）加强对油管路的检查，检查法兰结合处是否用铁皮包裹完好；检查法兰结合处时，要注意是否滴油，发现有滴油现象的情况，及时联系检修人员处理；如滴油到高温管道时，要立即采取措施，用容器接住，防止油滴到高温管道上。
3）检查油系统附近的高温管道保温是否完好，发现保温缺少的管道应联系检修人员及时处理。
4）加强油温、各轴瓦回油温度和流动状况的监视，防止油温超过规定值。
5）在顶轴油泵运行时，要对顶轴油泵出口油压和管路进行检查，防止管路油压超过规定值发生破裂泄漏。
6）油系统有动火工作时，一定要严格执行动火工作的有关规定。
7）定期检查消防设施是否完好，并熟悉使用方法。
（二）蒸汽轮机水冲击
1.事故现象
1）蒸汽轮机内以及主、再热蒸汽管有水击声。
2）机组振动增加，严重时发生强烈振动。
3）机组轴向位移异常变化或转子轴向窜动，推力瓦块温度及回油温度升高。
4）蒸汽轮机大量进水或进低温蒸汽时，白色蒸汽将从有关阀门、蒸汽轮机轴封、汽缸结合面等处冒出。
5）主蒸汽或再热蒸汽温度指示急剧下降。
6）缸体胀差明显变化。
7）蒸汽轮机上、下缸温差增大。
8）机组轴承金属的温度和回油的温度可能异常升高。
2.事故原因
1）给水自动调节失灵，造成汽包满水。
2）蒸汽温度、蒸汽压力控制系统故障，造成锅炉侧主蒸汽压力、温度急剧下降。
3）过热器或再热器减温器喷水调节阀失灵打开。
4）主汽管、蒸汽轮机本体疏水不彻底。
5）轴封汽管疏水不畅或轴封蒸汽带水。
3.处理步骤
1）确认蒸汽轮机发生水冲击，应立即紧急停机。
2）停机过程中应严密监视推力轴承金属温度及回油温度，轴向位移，上、下缸温差，各缸胀差，机组振动的变化，并准确记录惰走时间。
3）尽快切断有关汽源、水源，加强主、再热汽管以及本体、轴封汽管等的疏水。
4）蒸汽轮机因水冲击而停机时，若惰走时间明显缩短，轴向位移、推力轴承温度、振动超限或机内有异响，应汇报有关领导，以决定是否开缸检查。
5）转子投盘车后，要特别注意盘车电流是否异常增大或晃动，严禁强行盘车。
6）紧急停机后必须连续盘车24h，同时所有汽缸温差等控制参数均正常后，方可重新启动。
（三）集控室操作员站电脑显示器失电，无法监视参数
[说明](https://www.xing528.com)
惠州LNG电厂机组正常情况下是在集控室操作员站监视机组运行情况的，另外在各台机组热控包内还分别装有一台监视电脑，用于监视机组的运行情况，但公用系统的监视只能在集控室。由于联合循环机组正常运行中几乎全部为自动控制，因此在出现集控室无法监盘情况时，可不必立即紧急停机。
1.事故现象
1）集控室操作员站电脑显示器全部黑屏。
2）集控楼公用UPS母线失电/集控楼公用UPS馈线柜至集控室DCS操作员站负荷开关在断开位置。
3）集控楼APS电源配电柜失电/集控楼APS电源柜至集控室DCS操作员站负荷开关在断开位置。
4）热控包内电脑监视画面显示集控楼公用UPS故障告警。
2.处理步骤
1）发现集控室操作员站所有显示器黑屏，应立即派人至现场确认220kV母线电压、机组运行是否正常，并派人至热控包监视机组运行情况。
2）若220kV母线电压正常、机组运行正常、机组热控包内电脑可正常监视机组运行状况，则安排人员在机组热控包监视机组运行情况，公用系统由人现场加强巡视，派人查找事故原因，并联系检修人员协助处理。
3）派人至集控楼6.5m电子设备间，查看集控楼公用UPS装置和APS电源配电柜就地情况。
4）若集控楼公用UPS装置故障，则确认旁路柜是否工作正常，如果正常应切换至旁路供电，恢复供电后联系热控人员重启电脑。
5）若集控楼APS电源配电柜内负荷开关跳开，则可尝试再次送电。
6）事故处理结束后，恢复相关负荷。
（四）机组启动过程中，蒸汽轮机高压旁路阀无法开启
1.事故现象
1）操作员站上高压旁路阀显示反馈状态与开度指令不一致，并且指令值不断增大。
2）高压旁路阀前蒸汽压力、高压汽包压力不断上升，汽包水位不断降低。
3）操作员站上可能出现“高压过热器出口蒸汽压力高”告警。
4）操作员站上可能出现“高压汽包压力高”告警。
5）高压主汽压力电磁泄放阀自动打开，并告警。
2.事故原因
1）高压旁路阀机械卡涩，导致阀门开启受阻。
2）高压旁路阀气动机构控制器故障，或高压旁路阀贮气罐或仪用空气管出现大的泄漏，或高压旁路阀仪用空气气源阀被误关，导致高压旁路仪用空气压力低，使阀门无法正常动作。
3）高压旁路阀被误动，就地在手动机械操作状态。
4）高压旁路阀控制回路故障。
5）热控信号异常。
3.处理步骤
1）派人至高压旁路阀就地检查阀门状态。
2）如机组未并网，则应推迟并网，如果机组已在加负荷阶段，则退出ALR ON，稳定或手动降低机组负荷。
3）在缺陷处理结束前，可手动开启高压蒸汽系统各疏水阀泄压，减缓压力上升速度，维持最低负荷等待检修人员到场处理。
4）检查是否气源不正常，应尽量恢复工作气源，若管道存在大量泄漏无法恢复气源，应申请停机处理。
5）将高压旁路阀切至“手动”，尝试开启高压旁路阀，如果可以开启，则手动控制阀门开度，压力稳定后再尝试投回“自动”控制，监视其动作情况是否正常。
6）配合检修人员尝试手动摇开高压旁路阀，开启一定开度后，将高旁投入“自动”观察高旁动作是否正常。
7）如果高压主蒸汽压力高，且高压电磁泄压阀已动作，应注意高压汽包水位情况，控制高压汽包水位不要出现大的波动，等压力下降后，注意观察高压电磁泄压阀自动关闭。
8）如检修人员确认无法处理，应申请停机处理。
（五）凝汽器钛管泄漏
1.事故现象
1）DCS显示凝结水电导率大于正常值（正常值≤0.3μS/cm）且快速不断升高。
2）DCS显示凝结水钠含量大于正常值（正常值≤5ppb）且快速不断升高。
3）DCS可能有“凝汽器检漏装置异常”、“凝结水电导率超标”等报警。
4）凝汽器轻微泄漏时，化学终端机上显示的凝结水、炉水电导率（尤其是高、中压炉水电导率）有升高趋势、相应pH值有降低趋势，并可能伴随出现水汽品质数据黄色超标报警。
5）凝汽器水位可能有上升趋势。
2.处理步骤
在凝结水相关参数出现异常后，应及时联系化学人员手工取样化验，核对判断确认凝汽器发生泄漏以后，按表7-4给出的对应等级进行处理。
表7-4 凝汽器泄漏处理
（续）
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