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1、1 机组事故处理1.1 事故处理总则1) 发生事故时，当值全体运行人员要在当值值长的统一指挥下迅速进行事故处理。在事故处理过程中，当值各级运行人员对值长下达的命令存在异议可申明理由，在值长坚持并重复下达命令时，除命令将对人身、设备造成直接危害外，均应无条件立即执行。2) 值长为事故处理的统一指挥者，应组织值班人员进行处理和操作。当值长不在集控室时，控长应负责事故处理的指挥工作。与中调保持联系，并设法尽快报告值长。3) 发生事故时，运行人员应迅速判断，查找出事故首发原因，按照运行规程的规定准确处理事故，尽快控制故障扩大，消除故障源，并解除对人身和设备的伤害，恢复机组正常运行，以满足系统负荷的需要
2、。只有当机组确已不具备运行条件或继续运行对人身安全有直接危害时，方可停机处理。4) 事故处理过程中，应周全考虑好各项处理对相关系统、设备的影响，以确保非故障设备的正常运行，最大限度地缩小事故范围，防止事故扩大。5) 事故处理时，运行各岗位人员应互通情况，密切配合。运行人员接到命令后应复诵一遍，命令执行过程中，如发现有其他异常情况，应迅速汇报，命令执行后，应迅速向发令者汇报执行情况。6) 发生事故时运行值班员要立即向上级汇报，如发生来不及汇报的事故时，为防止事故扩大，可根据实际情况先进行紧急处理，待事故处理后再逐级向上汇报。7) 当炉外管道有漏气、漏水现象时，必须立即查明原因、采取措施，防止炉外
3、管道爆破。8) 正常运行时，压力容器不得超压、超温运行，如压力容器超过安全阀动作压力且安全阀拒动时，应立即解列并进行泄压处理。9) 当发生本规程未列举的事故及故障时，运行值班人员应综合各方面现象进行分析、判断，主动采取对策，迅速进行处理，处理过程中，随时跟踪故障或事故情况的变化。10) 事故处理过程中，如达到机组紧急停运或机组保护达到动作值而保护未动时，应立即手动停止机组运行。辅机达到保护动作值而保护未动作时，应立即手动停止该辅机运行。11) 在机组发生故障和处理事故时，运行人员不得擅自离开工作岗位。如果事故处理发生在交接班时间，应停止交接班，在事故处理完毕或事故处理告一段落后再进行交接班。在
4、事故处理中接班人员应主动协助当班运行人员进行事故处理。12) 事故处理过程中，当值运行人员有权制止无关人员围聚在集控室或停留在故障发生地点。13) 在处理事故期间可以不使用操作票，但所有的操作内容及时间应有详细记录。14) 若发生热工保护装置(系统、包括一次检测设备)故障，必须开具工作票经总工程师批准后迅速处理。除锅炉炉膛压力、失去全部火焰、给水流量低和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等主保护装置外，其他机组主保护装置被迫退出运行的，在24h内未恢复，应申请停机、停炉处理。15) 为防止事故的扩大，下列操作无须中调或值长的命令(1) 将直接对人身安全有威胁的设备停电。(2) 将已损坏的设备隔
5、离。(3) 当厂用电全停或部分停电，正确恢复其电源。(4) 双电源的线路开关跳闸后，两侧有电压时恢复同期并列。(5) 已知线路故障而开关拒动时，如非开关本身故障，可将开关分闸。(6) 电压互感器保险熔断，将可能误动的保护退出。16) 事故处理完毕后，值班人员应实事求是地将事故发生的时间、现象、采取的措施及结果详细进行记录(必要时增加适当的分析)。下班后及时组织全值人员(或按照上级要求参加事故分析会)进行事故分析，并在班组运行分析记录本上写出事故分析报告。1.2 锅炉事故停运1.2.1 锅炉紧急停运1.2.1.1 条件1) 锅炉受热面、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、给水管道等严重爆破不能维持机组正常
6、运行时。2) 锅炉设备火灾、主要悬吊装置断裂等危害到设备和人身安全。3) 锅炉尾部烟道或空预器着火，空预器出口烟温不正常升高超过200。4) 锅炉安全阀动作后无法回座或实际压力达到安全阀动作压力时安全阀拒动且PCV阀不能开启、且压力无法降低。5) DCS系统故障，无法对机组进行监控。6) 仪用压缩空气压力降低或失去，无法对机组阀门设备进行控制操作。7) 部分和全部厂用电源中断，无法维持机组正常运行。8) 达到MFT保护动作条件，MFT拒动。1.2.1.2 处理1) 手动MFT，紧急停炉。2) MFT动作后检查下列联动正常，否则手动操作:(1) MFT硬跳闸继电器跳闸。(2) OFT跳闸继电器跳
7、闸。(3) 所有油枪进油电磁阀关闭。(4) 所有汽动给水泵跳闸。(5) 所有磨煤机跳闸。(6) 所有给煤机跳闸。(7) 关闭炉前燃油进油快关阀。(8) 所有一次风机跳闸。(9) 所有密封风机跳闸。(10) 关闭A、B汽动给水泵出口电动阀，关闭电动给水泵出口电动阀，关闭锅炉上水主路电动阀，关闭锅炉上水旁路调节阀，关闭锅炉上水旁路调节阀前后电动阀，如MFT前电泵运行，电泵勺管关至20%。(11) 关闭所有磨煤机出口快关挡板。(12) 向汽机危急跳闸保护系统(ETS)发指令，汽机跳闸。(13) 发电机出口开关跳闸。(14) 停止锅炉吹灰系统运行。(15) 关闭锅炉所有过热器和再热器减温水电动阀和调节
8、阀。(16) 燃烧器风门挡板全开。(17) 联锁关闭暖管管路入口电动阀。(18) 脱硝系统联锁停运。3) MFT后送、引风机未跳闸，则调节炉膛负压正常后自动进行炉膛通风。所有燃烧风门风挡板置吹扫位(全开)，手动将炉膛总风量调整至30%40%BMCR风量进行吹扫 5min。由于送、引风机引起的MFT或MFT后送、引风机跳闸，立即检查确认磨煤机进口热一次风快关挡板、出口快关挡板和燃油进油快关阀、所有油枪进油电磁阀全部关闭，通过火焰电视、火检探头及现场检查炉膛无火，FSSS发自然通风请求，检查所有二次风挡板、风烟系统挡板、送风机动叶、引风机静叶自动打开，15min后开启送、引风机按正常程序进行炉膛吹
9、扫。4) 过热器压力达到28.83MPa如果PCV阀拒动，则手动开启PCV阀泄压。5) 其它操作按正常停炉及相关事故处理规定进行。1.2.2 锅炉故障停运1.2.2.1 条件1) 锅炉给水、蒸汽品质严重恶化，经采取措施无法恢复正常。2) 锅炉承压部件泄漏，可能吹损其他受热面或对人身造成威胁。3) 锅炉结焦、堵灰严重，经处理难以维持正常运行时。4) PCV阀和锅炉安全阀存在严重内漏或部分有缺陷不正常动作。5) 锅炉汽温和受热面壁温严重超温，经调整无法降低。1.2.2.2 处理1) 由值长向主管生产的厂级领导汇报后向中调申请停止锅炉运行。2) 按40MW/min的速率减负荷至400MW，投入等离子
10、装置，投入空预器连续吹灰逐步将其中一台汽动给水泵退出运行，启动电动给水泵，旋转备用。3) 按20MW/min的速率减负荷至300MW，注意汽温、汽压的下降速率，保证过热蒸汽过热度50检查HWL-1、HWL-2调门前电动门自动开启，HWL-1、HWL-2自动开启。将给水由主路切至旁路运行。4) 减燃料、减给水，继续降温、降压，负荷降至100MW时锅炉熄火。5) 其它操作按正常停炉执行。6) 因锅炉承压部件泄漏引起锅炉停运，锅炉熄火后不能开启锅炉本体疏水。1.2.3 事故停炉后机组降温、降压的规定1.2.3.1 检查确认锅炉主给水电动阀、旁路阀关闭，给水流量为0，关闭过、再热器减温水电动阀，监视水
11、冷壁无超温或温度无上升趋势。1.2.3.2 锅炉停运炉膛吹扫完成后，停送、引风机，并关闭所有风、烟挡板。1.2.3.3 微开汽机主汽门前疏水，并控制主汽压力下降速率小于0.2MPa/min。1.3 汽机事故停运1.3.1 汽机紧急停运1.3.1.1 条件1) 汽轮机ETS保护拒动。2) 汽轮机发生水冲击，高、中压缸上下缸温差45机组振动异常,或10min内主、再热蒸汽温度急剧下降50。3) 厂用电全部失去。4) 轴承或端部轴封摩擦冒火花。5) 汽轮机内部有明显的金属撞击声。6) 机组周围或油系统着火，无法扑灭，严重威胁人身或设备安全。7) 发电机、励磁机冒烟着火或氢气系统发生爆炸。8) 汽水管
12、道爆破或严重泄漏，严重危及人身、设备安全。9) 发电机严重漏氢，氢压无法维持。10) 发电机大量漏水并伴随定子接地信号。11) DEH工作失常，汽轮机不能控制转速或负荷。 12) 汽轮机无蒸汽运行时间超过1min，而发电机逆功率未动作。13) 汽轮机轴振130m。14) 主机任一支持轴承、推力轴承回油温度达75，或1-5号支持轴承金属温度达130，或6-8号支持轴承金属温度达107，或推力轴承金属温度达130且处理无效。15) 轴向位移达1.0mm，且推力轴承金属温度、回油温度异常升高。16) 发生其他威胁人身及设备安全无法排除。1.3.1.2 处理1) 紧急停机条件满足而保护不动作，应立即手
13、动按下“紧急停机”按钮，确认汽轮机主汽阀、调阀关闭，发变组程跳逆功率保护或热工保护动作正常，厂用电正常，灭磁开关断开，汽轮机转速下降。2) 确认汽轮机抽汽逆止阀、补汽阀、高排逆止阀关闭，高排通风阀开启。3) 检查汽轮机本体及主再热汽管道、抽汽管道疏水阀联锁开启。4) 关闭四抽至辅汽供汽电动阀，将除氧器用汽切换为辅汽，并将辅汽汽源切为邻机或本机冷再，保证辅汽联箱压力正常。5) 检查凝汽器、除氧器水位自动调节正常。6) 检查主机润滑油压、油温正常，密封油油氢差压正常，转速降至510rpm后顶轴油泵联启正常，顶轴油压正常。7) 监视汽轮机惰走情况，检查振动、轴向位移、缸胀和上下缸温差等参数正常，倾听
14、汽轮机内部声音正常。8) 转速120rpm，检查盘车电磁阀自动打开正常，记录转子惰走时间、偏心度。9) 润滑油系统或汽轮发电机组本体故障，需加速停机时，立即停止真空泵运行，在转速下降至2300rpm后，开启真空破坏阀。情况特别危急时，在汽轮机跳闸后，可直接打开真空破坏阀。凝汽器压力达39kPa时，凝汽器保护动作，确认所有高压疏水、相关中压疏水及低旁关闭。真空降到零时，切断轴封供汽，轴封蒸汽母管压力到零后停止轴加风机运行。10) 若为循环水中断或其他原因导致凝汽器真空异常停机，凝汽器内压力已上升至39kPa或排汽温度已达75,低真空保护未动，则开启真空破坏阀，停运真空泵。11) 其他操作与正常停
15、机相同。1.3.2 汽机故障停运 1.3.2.1 条件1) 主、再热蒸汽参数超过规定值，具体限值参见“蒸汽参数异常”表。2) 主机润滑油供油温度高至55，且处理无效。3) 润滑油严重乳化，且处理无效。4) 主、再热蒸汽管道两侧汽温偏差28，并在15min 内无法恢复。5) 轴向位移达0.5mm，且推力轴承金属温度、回油温度异常升高。6) TSI故障，机组重要技术数据无法监视或无法维持机组稳定运行。7) EH油箱油位低低，补油后仍无法维持。8) 两台EH油泵运行，EH油压仍低于10.5MPa且处理无效。9) 发电机内氢压急剧下跌或发电机内氢纯度经处理后仍95%。10) 发电机定冷水电导率达到9.9s/cm。11) 发电机定子任一线棒温度100、任一出水温度85、线棒最高和最低温度温差达14，或最高和最低出水温度温差达12，经处理无效。12) 发电机定子铁芯温度120，经处理无效。13) 发电机转子线圈温度110，或任一热氢温度90，经处理无效。14) 主变、高厂变有轻瓦斯报警，经取油样化验油中含氢量或总烃含量超过正常值。15) 发电机转子绕组有匝间短路现象。16) 发电机负序电流8%，经处理无效。1.3.2.
