600MW机组事故处理文档格式.docx
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3.2给水、蒸汽管道发生爆破、不能维持正常运行或威胁人身设备安全时。
3.3锅炉受热面爆破无法维持机组正常水位时。
3.4所有汽包水位表计损坏，无法监视汽包水位时。
3.5尾部烟道发生再燃烧，经处理无效，使排烟温度不正常升高250℃以上。
3.6炉膛内或烟道内发生燃烧，使设备遭到严重破坏时。
3.7压力超限主再热蒸汽所有安全阀拒动且PCV无法开启时。
3.8再热汽中断时。
4申请停炉
遇有下列情况之一时，请示值长申请停炉
4.1锅炉承压部件泄漏，运行中无法消除时。
4.2过热器或再热器管壁温度超过最高允许温度，经多方设法调整仍无法恢复正常时。
4.3给水、炉水、蒸汽品质严重恶化，经努力调整仍无法恢复时。
4.4蒸汽温度超过允许值，经采取一切措施仍无效时。
4.5锅炉严重结焦，难以维持正常运行时。
4.6锅炉安全阀起座后无法使其回座时。
4.7电除尘脱硫设备无法正常投运时。
4.8锅炉控制气源失去，短期内无法恢复时。
4.9炉水循环泵失去低压冷却水源且无法恢复时。
5主燃料跳闸（MFT）
5.1现象
1）锅炉MFT动作报警。
2）锅炉所有燃料切断，炉膛熄火。
5.2MFT动作时，自动进行下列动作，否则应进行手动干预
1）MFT跳闸继电器动作。
2）MFT向汽机ETS送信号联跳汽机。
3）关闭进油快关阀、开回油快关阀，关油燃烧器进油阀，闭锁油枪吹扫；
4）MFT后送风机动叶、引风机静叶的控制要求：
a）不是由送引风机跳闸、不是由小于30％风量引起MFT，送风机动叶、引风机静叶切手动，同时超驰关到吹扫位。
b）由于小于30％风量引起的MFT，但送、引风机都在运行，保持当前开度5分钟不变，5分钟后超驰开到吹扫位，同时切手动。
c）由送、引风机跳闸引起的MFT，1分钟后送风机动叶、引风机静叶全开15分钟，保持炉膛自然通风。
5）跳闸所有磨煤机，煤粉出口门关闭（冷/热风门与磨煤机跳闸联动）。
6）跳闸所有给煤机。
7）关一、二级减温水电动门。
8）关再热器减温水电动门。
9）跳电除尘器。
10）联跳一次风机；
联跳密封风机。
11）吹灰系统跳闸。
12）开所有二次风门。
13）在等离子点火模式下,跳等离子点火整流柜装置。
5.3MFT动作后的手动处理原则
1）注意水位调节，维持汽包水位正常。
2）注意炉水泵运行是否正常，当发生振动，差压及电流摆动时，应停止炉水泵运行。
3）确认空预器运行正常。
4）迅速查明MFT动作的原因，消除后立即进行锅炉重新点火。
5）如MFT动作原因一时难以查明或消除，则应按正常停炉处理，停止风机运行，关闭各风门挡板，保留必要的辅机运行。
6）机组起动重新并列后，并且负荷>
50%时，应逐台吹扫MFT时紧急跳闸且尚未投用的磨煤机。
7）MFT后不能恢复汽包水位，应将炉水循环泵停电。
8）及时打开省煤器再循环阀。
9）MFT后确认厂用电切至#01高备变供电。
10）磨煤机充惰。
11）辅汽倒至运行机组供汽。
12）MFT动作时，如油枪在运行状态，则在重新点火时应进行油枪的吹扫。
6锅炉自动减负荷动作（RB）
6.1遇有下列故障之一时，发生自动减负荷
1）两台运行中的送风机之一跳闸，锅炉最大允许出力限制为300MW。
2）两台运行中的引风机之一跳闸，锅炉最大允许出力限制为300MW。
3）两台运行中的一次风机之一跳闸，锅炉最大允许出力限制为270MW。
4）两台电动给水泵运行，其中一台电动给水泵跳闸，延时10秒备用电动给水泵未启动，锅炉最大允许出力限制为270MW。
6）炉水循环泵仅剩一台在运行,锅炉最大允许出力限制为300MW。
6.2锅炉RB后的操作
1）RB逻辑中只有一次风机RB后将燃料主控切手动，机组控制方式由“协调”切至“TF1”，其他情况发生RB后燃料主控仍在自动方式，机组控制方式由“协调”切至“TF2”。
2）在A磨运行时，自动投入等离子点火装置，条件允许后同时投入#1角、#3角等离子装置，延时15秒后投入#2角、#4角等离子装置。
3）RB动作后，自动投入AB层油枪，顺序为先关回油主、辅阀，投油条件允许后按#1角-#3角-#2角-#4角顺序投油，每角延时15秒投入。
4）RB动作后，三层以上燃烧器运行时，从上层制粉系统开始切除，第一台制粉系统立即切除，以后每隔10秒，跳闸一台制粉系统，直至保留三层制粉系统运行。
5）一次风机RB动作后，应以磨煤机入口风量为标准调整磨煤机煤量合适；
发现磨煤机入口风量长时间偏低，应检查确认燃料主控切手动，停止一台磨煤机运行，保证其他两台磨入口风量正常，防止磨煤机堵煤。
6）锅炉负荷能力联锁动作后，自动降低锅炉负荷，否则手动。
7）若由于一台送风机在运行中跳闸产生RB时，跳闸风机入口动叶强制关闭（出口挡板由SCS关闭）。
8）若由于一台引风机在运行中跳闸产生RB时，跳闸风机入口静叶强制关闭（出入口挡板由SCS关闭）。
9）若由于一台一次风机在运行中跳闸产生RB时，跳闸风机入口调节挡板强制关闭（出口挡板由SCS关闭）。
10）若锅炉燃烧不稳，火检频闪，立即投油枪助燃。
11）检查运行的一次风机、送风机、引风机、电动给水泵、炉水泵运行正常，不超额定电流。
12）检查除氧器、轴封母管压力正常，检查凝汽器真空正常；
13）检查低压缸排汽温度小于79℃；
14）检查监视汽轮机润滑油温、轴承回油温度、轴向位移、差胀、振动变化情况，均应在正常范围内。
15）机组各参数稳定后投入空预器连续吹灰。
7两台引风机（或送风机）跳闸
7.1现象
1）MFT动作；
2）引（送）风机电流到零；
3）送（引）风机联动跳闸，总风量及风压下降至零；
4）引（送）风机跳闸报警；
5）引风机、送风机的控制由自动切至手动。
7.2处理
按锅炉MFT动作处理。
8炉膛压力高高
8.1现象
2）炉膛压力高高报警。
8.2原因
1）引风机跳闸，未联锁送风机跳闸；
2）炉膛吹扫不彻底，点火时发生爆燃；
3）炉膛负压自动调节装置失灵；
4）燃烧恶化；
5）炉内承压部件严重泄漏；
6）烟道挡板被误关。
8.3处理
按锅炉MFT处理。
9炉膛压力低低
9.1现象
2）炉膛压力低低报警。
9.2原因
1）送风机跳闸；
2）炉膛负压自动调节装置失灵；
3）风道挡板被误关。
9.3处理
10汽包水位高
10.1现象
1）汽包水位高报警，
2）电接点水位计，就地水位计，CRT水位计水位指示升高；
3）给水流量与蒸汽流量偏差异常增大；
4）蒸汽导电度升高；
5）严重满水时，过热蒸汽温度急剧下降，主汽管内发水冲击。
10.2原因
1）给水自动调节失灵；
2）负荷或汽压变动过大；
3）水位计指示不正确，使运行人员误操作；
4）对水位监视不严或误操作；
5）安全阀动作。
10.3处理
1）发生水位异常升高，应立即采取降低水位的措施，如降低给水流量，开启汽包放水门进行放水；
2）若某台给水泵控制系统失灵，使手动自动均无法降低给水流量时，应紧急关闭给水泵出口电动门，并手动停止给水泵运行。
3）如水位继续上升，CRT水位达+250mm时，锅炉MFT动作；
4）停止锅炉进水，开启定排放水门；
5）全开过热器，主蒸汽管疏水门；
6）关闭过热器、再热器减温水门；
7）加大锅炉放水，注意水位变化；
8）分析满水原因，消除后重新启动。
11汽包水位低
11.1现象
1）汽包水位低报警；
2）电接点水位计，就地水位计，CRT水位计水位指示降低；
3）给水流量与蒸汽流量偏差增大；
4）严重缺水时锅炉MFT动作。
11.2原因
2）给水泵故障，给水流量下降；
3）水冷壁或省煤器爆破影响水位急剧下降；
4）负荷或汽压变动过大；
5）水位计指示不正确，使运行人员误操作；
6）锅炉排污时操作不当；
7）对水位监视不严或误操作。
11.3处理
1）确认水位计正确无误后，应立即设法增加给水流量；
2）若运行给水泵发生故障跳闸，立即启动备用给水泵；
3）减少燃料量，降低锅炉汽压；
4）若水位继续下降，CRT水位达-300mm，锅炉MFT动作；
5）锅炉MFT后，视缺水情况重新缓慢上水，避免对汽包的热冲击，待汽包水位正常，且锅炉承压部件无损坏，锅炉可重新启动；
6）如果承压部件有损坏，在锅炉MFT后应加强上水，尽量维持汽包水位，水位无法维持时可停止给水泵运行；
锅炉停止后继续冷却，待完全冷却后查找故障点。
7）不能恢复汽包水位时，应将炉水循环泵停运并停电。
12水冷壁管泄漏
12.1现象
1）汽包水位迅速下降，蒸汽压力下降，汽温上升，水位调节在“自动”时，给水流量不正常的大于蒸汽流量；
2）燃烧室内有泄漏声；
3）给水流量不正常的大于蒸汽流量；
4）炉膛负压减小或变正，炉膛不严密处有炉烟冒出；
5）引风机动叶不正常地开大，电流增加；
6）燃烧不稳定或造成熄火；
7）烟气温度下降。
12.2原因
1）炉水质量不符合标准，长期运行后管内结垢；
2）燃烧器附近的水冷壁管被煤粉磨损；
3）个别水冷壁管被异物堵塞；
4）吹灰器故障，管子被吹损；
5）水冷壁材质不良或制造、安装不良；
6）膨胀不均，管子被拉坏。
12.3处理
1）降低机组负荷，锅炉降低主汽压力，机组运行改为汽机跟随方式；
2）如水冷壁管损坏不大，并能维持汽包正常水位时，允许在减低负荷情况下短期运行，并汇报值长安排停炉；
3）如水冷壁管损坏严重，无法维持汽包正常水位时，应立即停炉；
4）保持引风机运行，排除炉内蒸汽；
5）停炉后尽可能继续进水，维持汽包水位；
6）如泄漏严重，停炉后仍不能维持汽包水位时，应停止进水；
7）停炉后，电除尘器应立即停电，以防电极积灰；
8）停炉后应将电除尘器、省煤器预热器灰斗内积灰清理干净。
13炉水循环不良
炉水循环不良指的是无炉水循环泵运行，或三台炉水循环泵的进出口差压均＜60KPa。
13.1现象
1）MFT；
2）炉水循环泵跳闸，或差压低；
3）差压表指示低且摆动；
4）炉水循环泵电流摆动，偏小或到零。
13.2原因
1）炉水循环泵电源中断；
2）炉水循环泵电动机内腔温度＞65℃跳闸；
3）炉水循环泵任一出口门未全开；
4）炉水循环泵产生汽蚀。
14省煤器管泄漏
14.1现象
1）汽包水位下降，锅炉补水量突增；
2）省煤器附近有泄漏声；
3）省煤器灰斗有水漏出或湿灰现象；
4）省煤器二侧烟温偏差增大，漏水侧烟温下降；
5）预热器两侧出口风温差增大；
6）引风机调节挡板不正常地开大，电流增加。
14.2原因：
1）省煤器管被飞灰磨损；
2）省煤器管材质不良；
3）吹灰器故障，水冷壁吹灰吹损省煤器管。
14.3处理
因省煤器泄漏停炉时，禁止开省煤器再循环门，其它同水冷壁管损坏的处理。
15过热器管泄漏
15.1现象
1）过热器附近有泄漏声；
2）蒸汽压力下降；
3）蒸汽流量不正常地小于给水流量，锅炉补水量突增；
4）炉膛压力增大，引风机调节档板不正常地开大；
5）管子损坏侧烟气温度降低；
6）过热器两侧蒸汽温度偏差增大，故障侧蒸汽温度异常升高。
15.2原因
1）蒸汽品质长期不良，管内结垢，引起超温爆管；
2）过热器长期超温运行；
3）过热器管被飞灰磨损；
4）吹灰器故障，吹损管子。
5）材质不良。
15.3处理
1）机组运行改为汽机跟随方式，降低锅炉汽压；
2）过热器损坏不严重时，允许适当降低汽压作短时间运行；
汇报值长及早安排停炉，在维持运行时应加强监视，注意故障的扩大；
3）若过热器管损坏严重，无法维持正常汽温或管壁严重超温时，应立即停炉；
4）保留一台引风机运行，待炉内蒸汽消失后停风机；
5）锅炉停止后开启省煤器再循环门；
6）停炉后，电除尘器应立即停电，以防电极积灰；
7）停炉后应将电除尘器、省煤器、预热器灰斗内积灰清除。
16再热器管损坏
16.1现象
1）再热器附近有异常声响；
2）再热器出口压力下降；
3）引风机调节档板不正常地开大；
4）再热汽温偏差增大或异常升高；
5）炉膛负压变正，严重时不严密处有汽或炉烟喷出；
6）在机组负荷不变化的情况下，主蒸汽流量增加。
16.2原因
1）蒸汽品质长期不合格，管内结垢；
2）飞灰磨损或吹灰器故障吹损管子；
3）运行中再热器长期超温。
4）材质不良。
16.3处理
处理同过热器管损坏。
17尾部烟道再燃烧
17.1现象
1）烟道内燃烧点后烟温剧增；
2）炉膛压力和烟道内负压剧烈变化；
3）烟道内不严密处有火星和烟冒出，烟囱冒黑烟；
4）预热器出口一、二次风温增高；
5）若预热器处发生二次燃烧，热点探测装置报警，预热器电流晃动大，外壳有热辐射感，燃烧严重时预热器跳闸。
17.2原因
1）燃烧调整不当，煤粉过粗或燃烧恶化，使未燃尽的煤粉进入烟道或锅炉灭火后，炉膛吹扫不彻底；
2）油燃烧器燃烧不良或配风不当，使未燃尽的碳黑和油滴沉积在烟道受热面上；
3）锅炉启动和停炉的时间过长，使空气预热器蓄热板上沉积油垢；
4）煤油混燃时间太长，炉膛温度低，燃烧不完全，造成大量可燃物在烟道内燃烧。
17.3处理
1）烟道内烟气温度不正常地升高时，应立即调整燃烧和受热面进行吹灰；
2）经采取措施无效，烟气温度仍剧烈上升，确认为二次燃烧时，锅炉紧急停炉；
3）锅炉熄火后，停止引、送风机，关闭所有风挡板和烟气挡板，同时设法投入吹灰器进行灭火；
4）待火熄灭，检查烟道内烟气温度不再上升时，开启烟风道挡板，启动吸、送风机进行吹扫，即可重新点火；
5）如空气预热器燃烧用吹灰器蒸汽无法灭火时，可用空气预热器消防水进行灭火。
18锅炉风量<
30%
18.1现象
18.2原因
1）风量自动调节失灵；
2）低负荷时，一组风机跳闸；
18.3处理
按MFT动作处理。
19厂用气失去
19.1现象
1）厂用气压力低报警。
2）气动调节门调节失灵，有关水位、温度无法自动调整。
3）个别气动调节门位置发生变化，或全开，或全关。
19.2原因
1）运行空压机全部跳闸，备用空压机未投入，或运行空压机带负荷不够。
2）厂用气管道严重泄漏，气压维持不住。
3）总气源门被误关。
19.3处理
1）立即增大运行空压机的出力，启动备用空压机，对压缩空气系统全面检查、调整。
2）全面检查系统有无严重泄漏点，有则设法隔离。
3）气压恢复前，就地手动调整一些重要调门或旁路手动门，保证汽包、除氧器、热井水位、主机润滑油温等重要参数正常。
4）对其它一些气动阀门、风门、挡板等，能做手动调整的可做相应手动处理。
5）严密监视机组运行工况，当无法维持机组运行时，紧急停炉、停机。
6）停炉、停机后仍应就地操作相应的气动阀门、风门、挡板，防止设备损坏。
20汽轮机自动跳闸条件：
20.1EH油压低达9.3MPa。
20.2轴承润滑油压低达0.048MPa。
20.3轴向位移增大至：
±
1.0mm。
20.4汽轮机背压达65KPa，自动脱扣。
20.5汽轮机转速升至3300r/min。
20.6锅炉MFT。
20.7发电机保护动作。
20.8高压缸排汽压力大于等于4.82MPa。
20.9机组振动达0.254mm。
20.10汽轮机差胀大
1）高中压缸差胀
①转子缩短达-4.8mm，汽轮机跳闸。
②转子伸长达10.2mm，汽轮机跳闸。
2）低压缸差胀
①转子缩短达-2.2mm，汽轮机跳闸。
②转子伸长达23.3mm，汽轮机跳闸。
21汽轮机手动脱扣条件：
21.1汽轮机进水、高中压缸上下温差超过50℃。
21.2汽轮机支撑轴承金属温度超过112℃。
21.3汽轮机推力轴承金属温度及发电机轴承金属温度达107℃。
21.4任一轴承断油或冒烟。
21.5机组有清晰的金属响声或轴封内冒火花。
21.6油系统着火，不能很快扑灭，威胁机组安全运行。
21.7汽轮机任一径向轴承或推力轴承回油温度达82℃。
21.8机组突然发生强烈振动，内部发生明显的金属响声。
21.9发电机氢气系统发生着火或爆炸。
21.10EH油、润滑油系统管道或附件发生破裂无法隔离时。
21.11汽轮机转速升高到超过保护应动作转速而超速保护不动作。
21.12主油箱油位低至1391mm。
21.13主、再热蒸汽温度十分钟内突降50℃。
21.14主、再热蒸汽温达565℃，连续运行超过15分钟。
21.15主、再热蒸汽温度超过565℃。
21.16主、再热蒸汽两主汽门前温差达42℃。
连续运行超过15分钟。
21.17主、再热蒸汽两主汽门前温差超过42℃。
21.18在滑参数启、停过程中，主、再热蒸汽过热度小于56℃。
21.19低压缸排汽温度达121℃，连续运行超过15分钟。
21.20低压缸排汽温度超过121℃。
21.21高排温度达427℃。
21.22高压缸调节级后压力与高排压力的比值小于1.7则停机。
21.23机组背压高（真空低）。
1）机组负荷≥75%额定负荷时，汽轮机背压大于48KPa，延时15分钟。
2）机组负荷≤20%额定负荷时，汽轮机背压大于25KPa，延时15分钟。
3）20%≤机组负荷≤75%额定负荷时，汽轮机背压在25KPa～48KPa且大于背压负荷限制曲线，延时15分钟。
21.24汽轮机跳闸保护应动而拒动时。
22请示停机条件：
22.1主汽门或再热主汽门卡。
22.2汽轮机调节汽门或抽汽逆止门卡。
22.3主、再热蒸汽、抽汽及润滑油、EH油管道或附件发生泄漏无法隔离时。
22.4汽轮机控制保护系统故障威胁机组安全运行时。
22.5汽轮机单侧进汽（阀门活动性试验时除外）。
22.6主蒸汽、再热蒸汽、抽汽、给水、凝结水管道或附件发生破裂无法隔离时。
23故障停机
23.1事故停机
23.1.1汽轮机自动跳闸条件中的1、4、5、6、7、8、9条。
23.1.2汽轮机手动打闸条件中的13～23条。
23.1.3控制保护系统误动作或人员误操作
23.2紧急事故停机
23.2.1汽轮机自动跳闸条件中2、3、10条。
23.2.2汽轮机手动打闸条件中的1～12条。
23.2.3厂用电中断
23.3故障停机现象：
23.3.1“汽轮机跳闸”声光报警
23.3.2DCS-CRT停机报警
23.3.3DEH-CRT盘：
1）“汽轮机脱扣”灯亮
2）“功率”窗口显示突然到“0”
3）“转速”窗口显示趋向“0”
4）主汽门、高调门、中压调门阀位表指示0％
5）主汽门、高调门、中压主汽门、中压调门关灯亮
6）ETS跳闸通道灯亮
23.4故障停机处理
23.4.1事故停机处理：
1）执行《机组起停》中事故停机操作步骤。
2）确认厂用电切换成功，否则立即手动将厂用电切至高备变供电。
3）检查汽轮机BOP、SOB联启正常，否则手启。
4）确认锅炉MFT，电动给水泵运行正常。
5）注意热井、除氧器水位调节。
6）检查汽轮机及管道疏水阀开，各抽汽电动阀及逆止阀关闭。
7）迅速查明原因，尽快恢复机组运行。
23.4.2紧急事故停机处理：
1）汽轮机事故脱扣后，确认发电机解列，汽轮机转速下降；
检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门关闭，厂用电切换成功，锅炉联动MFT，一次风机及制粉系统、炉前燃油系统已停运。
2）关闭至排汽装置所有疏水，开启真空破坏门，停真空泵。
3）启动汽机BOP、SOB油泵，检查润滑油压正常，调整润滑油温正常。
4）真空到0，停运轴封汽。
5）汽机转速到2000r/min,检查顶轴油泵自启正常。
6）汽机转速到0，应手动投入盘车，检查盘车装置运行正常，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。
7）应
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