发电厂事故处理原则Word文档下载推荐.docx
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3.1.6专业人员及其有关技术领导在机组发生故障时，必须到现场指导处理事故，并给予运行人员以必要的指示，但这些指示不应和值长的命令相抵触，否则值班员仍按值长命令执行。
3.1.7从机组故障起到排除故障，恢复机组正常状态为止，值班人员不得擅自离开工作岗位，假如故障发生在交接班时，应延时交班，在未签名之前，交班人员应继续工作，并在接班人员协助下，排除故障，直至机组恢复正常运行状态或接到值长关于接班命令为止。
3.1.8与排除故障无关的人员禁止停留在发生故障的地点。
3.1.9值班人员发现难以分析、判断的现象时，必须迅速汇报上一级领导，共同地观察、研究、查清。
当遇到规程所没有规定的故障现象时，必须根据自己的知识经验判断，主动采取对策，并尽可能迅速地把故障情况汇报上一级领导。
故障消除后，值班人员应将机组故障象征、时间、地点及处理经过情况、事实、正确地记录在交接班簿上。
有追记打印的故障应追记打印备查。
班后故障分析会由值长或单元长主持，对事故的原因责任及以后采取的措施，进行认真的分析和讨论，从中吸取教训，总结经验。
发生事故后，应做到四不放过（事故原因没查清不放过、责任人员没处理不放过、整改措施没落实不放过、有关人员没受到教育不放过）。
4主设备紧急停用的条件及停用步骤
4.1汽轮机的事故停机
4.1.1机组遇有下列情况之一，应破坏真空紧急停机。
汽轮机转速升高到3330r/min，而电超速保护和危急保安器不动作。
汽轮机内部发生明显的金属碰击或摩擦声音。
汽轮机发电机组任一道轴的振动到0.254mm（电机厂规定#7瓦轴振到0.3mm）而保护不动作。
汽轮机发生水冲击或主蒸汽温度、再热汽温度在2分钟内突降50℃或高、中压缸上、下缸温差达55.6℃。
轴封处摩擦发生火花。
汽轮机任一道轴承冒烟或推力轴承、轴承回油温度达82℃。
汽轮机轴承金属温度（#1瓦、#2瓦、#3瓦、#4瓦）升高至112.8℃，发电机励磁机轴承金属温度（#5瓦、#6瓦、#7瓦）升高至107.2℃。
汽轮机推力轴承金属温度任一点升高至107.2℃。
轴承润滑油压下降至0.048MPa，而保护装置不动作。
汽轮机润滑油箱油位突降至-563mm。
汽轮机轴向位移：
向发电机极端≥1mm，或向调速端≤1mm，而保护装置不动作。
汽轮机差胀≥18.98mm或≤1mm。
汽轮机油系统着火且不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行。
主蒸汽、再热蒸汽、给水的主要管道或阀门爆破。
主机二台润滑油冷油器同时大漏。
4.1.2汽轮发电机组破坏真空紧急停机操作步骤：
揿“紧急停机”按钮或手动脱扣，检查负荷到零，转速下降。
检查高、中压主汽门，高中压调门及各段抽汽进汽门和逆止门均联锁关闭，横向联动保护已动作，给泵A、B均脱扣，电动给泵自启动正常。
若高、低压旁路自动打开，应出系自动，关闭高、低压旁路。
在SCS的监控画面上分别出系高、低压防进水系统联锁开关，关闭主蒸汽管道、再热汽冷段、再热汽热段和低旁前疏水门。
启动密封备用油泵和交流润滑油泵。
停用真空泵，开足破坏真空门。
禁止向凝汽器内排汽、排热水。
脱扣后，注意检查除氧器水位、凝汽器水位正常，除氧器抽汽进汽门和逆止门联锁关闭，备汽调整门自动投入。
检查备汽母管压力、温度正常，高排汽至备汽母管进汽门联锁关闭，关闭四级抽汽对外供汽门。
主机轴封汽压力、温度正常，检查新蒸汽至轴封汽母管进汽门和高排至轴封汽母管进汽门联锁关闭。
检查高、低加水位正常，高、低加疏水切至凝汽器。
检查机组情况，听测转动部分声音、振动。
转子停止时，注意和比较惰走时间。
完成运行规程规定的其他停机操作。
4.1.3机组遇有下列情况之一，应不破坏真空故障停机：
DEH工作失常，汽轮机不能控制转速和负荷。
EH油泵和EH系统故障，危及机组安全运行时。
主蒸汽压力升高，汽轮机高压主汽门前汽压升高至21.7MPa。
高压缸排汽压力升高至4.82MPa。
高压旁路或低压旁路打开时，调节级与高压排汽压力比小于1.7，而保护装置不动作。
运行中，高压缸排汽温度升高至426℃。
主蒸汽温度或再热汽温度升至552～565.8℃，时间超过15分钟或超过565.8?
C。
主蒸汽温度或再热汽温度全压时降至465℃。
高压主汽门A/B两侧进汽温度偏差达42℃，时间超过15分钟。
中压主汽门A/B两侧进汽温度偏差达42℃，时间超过15分钟。
机组满负荷运行时，主蒸汽温度与再热汽温度偏差达42℃，但仅限于再热汽温度低于主蒸汽温度。
机组负荷接近零时，主蒸汽温度与再热汽温度偏差达83℃，但仅限于再热汽温度低于主蒸汽温度。
EH油压低至9.31MPa，而保护装置不动作。
凝汽器真空低至81kPa，而保护装置不动作。
DEH电源故障，而保护装置不动作。
EH油箱油位低至停机限额。
高旁或低旁故障，且高旁或低旁开。
高旁或低旁开且汽轮机控制在手操方式。
高旁或低旁开且冷再压力变送器故障。
运行中低压排汽温度升高至121℃，连续运行超过15分钟，或超过121℃。
汽、水管道破裂，无法维持机组运行。
油系统严重漏油无法维持运行。
汽轮机组无蒸汽运行时间超过1min。
炉跳机或电跳机横向联动保护动作时。
炉跳机或电跳机横向联动保护拒动时。
厂用电源全部失去（无备合闸或备合闸不成功）。
机炉热控电源全部失去或仪表电源，计算机电源全部失去，时间超过3min。
4.1.4汽轮机不破坏真空故障停机操作步骤：
揿“紧急停机”按钮及手动脱扣，检查负荷到零，转速下降。
检查高中压主汽门，高中压调门及各段抽汽进汽门和逆止门均联锁关闭，横向联动保护已动作，给泵A、B均脱扣，电动给泵自启动正常。
注意检查锅炉高、低压旁路自动打开高、低压防进水疏水门全部开启。
检查备汽母管压力、温度正常，检查高排汽至备汽母管进汽门联锁关闭，并将四级抽汽对外供汽门关闭。
检查轴封汽压力、温度正常，新蒸汽至轴封汽母管进汽门和高排至轴封汽母管进汽门联锁关闭。
转子停止时，注意比较惰走时间。
完成运行规程规定的其它停机操作。
4.1.5如遇有下列情况之一，联系锅炉禁止向凝汽器排汽，排热水。
因凝汽器真空下降或厂用电电源失去而引起的故障停机。
破坏真空紧急停机。
高、低压旁路减温水中断或排缸、水幕喷水中断。
4.1.6汽轮机发电机组发生下列情况之一时，由值长根据现场具体情况决定机组减负荷或停用，如时间允许，应事先汇报总工程师。
高压主汽门或中压主汽门或高中压调门或抽汽逆止门卡涩。
调速系统故障，不能维持运行。
主蒸汽或再热汽管道或其他汽水管道泄漏。
凝结水、给水品质恶化，经多方处理仍不能改善，并继续恶化，以至可能使设备损坏，威胁机组安全运行。
单块表盘或变送器电源失去。
4.2锅炉MFT动作原因及处理原则
4.2.1发生下列情况之一，锅炉发生MFT。
点火失败。
失去所有燃料输入。
失去所有火焰。
手动MFT。
二台吸风机跳闸。
二台送风机跳闸。
二台一次风机跳闸且无油枪运行。
炉膛压力高至+3240Pa。
炉膛压力低至-2490Pa。
锅炉总风量低至25%。
汽包水位高至+254mm。
汽包水位低至-381mm。
三台炉水泵均跳闸。
BMS硬结线故障（MFT指令发出后，MFT继电器未动作）。
手动“紧急停炉”。
再热器失去保护，即下列任一条件满足：
a）发电机未并网时，油枪运行≥8支且再热器蒸汽中断（主汽门和高旁均关或者中压汽门、中压调门和低旁均关），延时10秒；
b）发电机已并网时，再热器蒸汽中断，延时5秒；
c）当锅炉负荷大于40％或再热器蒸汽中断，同时燃料量大于25％时，汽轮机跳闸延时2秒。
4.2.2MFT动作的现象。
MFT动作报警，并显示引起MFT的首出原因。
锅炉所有燃料切断，炉膛熄火。
4.2.3MFT动作后，下列设备应联锁动作正常。
所有给煤机跳闸。
所有磨煤机跳闸，出口门关闭。
燃油快关阀关闭。
一次风机均跳闸。
闭锁吹灰器运行。
电除尘高压整流变均跳闸。
汽轮机跳闸。
跳闸信号送CCS，SOE及汽机旁路。
锅炉MFT后，送、吸风机仍运行时，各层燃料风档板、辅助风档板开启，由CCS控制各层燃料风和辅助风档板。
连排关闭。
过热、再热减温总门关闭。
手动“紧急停炉”给泵11A、B跳闸，给泵11C自启动。
脱硫装置停运：
FGD旁路烟气挡板A/B开启、增压风机动叶关至零、增压风机跳闸停运、FGD进口烟气挡板A/B关闭、脱硫氧化风机A/B跳闸停运、FGD出口烟气挡板A/B关闭。
4.2.4MFT动作后的手动处理：
维持汽包水位、汽压正常，检查炉水泵运行正常。
出系“机跳炉”、“电跳炉”压板。
进行炉膛吹扫，复置“紧急停炉”。
进行油枪吹扫，开启燃油快关阀维持燃油循环。
迅速查明MFT动作原因，待故障原因消除后经值长通知后方可重新点火。
当机组重新并列，燃烧稳定后，应逐台吹扫MFT时紧急跳闸的磨煤机。
MFT动作故障难以消除时，则按正常停炉后规定执行。
4.2.5当发电机主保护动作或汽轮机跳闸时，都将直接使MFT跳闸继电器动作，同样要按
4.3紧急停炉
4.3.1遇有下列情况之一，应按“MFT”或“紧急停炉”按钮，紧急停炉。
产生，MFT未动作时。
当机跳炉、电跳炉保护投入时，发电机主保护动作或汽轮机跳闸时，锅炉将紧急停炉和MFT，如保护未动作时。
给水管道、蒸汽管道破裂，不能维持正常运行或威胁人身及设备安全时。
水冷壁、省煤器爆破，无法维持正常汽包水位时。
可燃物在燃
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