机组事故处理解读.docx

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机组事故处理解读

3.3正常停机

3.3.1从600MW按正常减负荷到300MW进行下列操作

3.3.1.1操作员接到减负荷命令，联系调度退出AGC，可通过协调方式降低机组负荷，减负荷速度一般应控制在5MW/min左右。

3.3.1.2当各台给煤机出力减至45t/h时，机组负荷由600MW减至500MW，然后再以由上到下的原则逐台减少磨煤机给煤量，逐台停用磨煤机，但此时应注意磨煤机点火条件应具备。

3.3.1.3当负荷降至450MW时，逐渐减少燃料量，视情况停止最上一层制粉系统运行。

3.3.1.4锅炉减负荷至400MW时，将给水切换为AVT（除氧）工况运行，通知化学将给水PH值调至9.6以上。

退出凝结水精处理运行。

3.3.1.5当机组负荷降至400MW左右时，根据情况可以停止一台电动给水泵运行。

3.3.1.6负荷逐渐降至330MW时，停止上层第二套制粉系统，保留四套制粉系统运行，

3.3.2保持机组300MW负荷不变，进行下列操作

3.3.2.1将锅炉主控切换至手动，汽机主控在自动，将机组控制方式置汽机跟随（TF）模式。

3.3.2.2将燃料主控自动切换到手动，在燃料主控手动调整锅炉燃料量。

3.3.2.3主、再热蒸汽温度维持额定值，当一、二级减温水调节门全关后，解除一、二级减温水自动，再热蒸汽事故减温水全关后解除再热蒸汽温度自动。

3.3.2.4检查炉膛、受热面、空预器吹灰结束。

3.3.2.5将辅汽四抽供汽切换至机组冷段供汽，如另一台机运行可做辅汽备用汽源。

检查投入辅汽供除氧器调节门自动。

3.3.2.6减负荷过程中，根据轴封压力及时将轴封汽源切由辅助蒸汽供给，同时注意保持高、低加水位及除氧器压力、水位稳定。

3.3.3从300MW减负荷到60MW进行下列操作

3.3.3.1负荷300MW时，此时主汽压力维持13.5MPa，温度535℃，再热汽温520℃，分离器出口温度控制在350℃左右。

3.3.3.2当负荷减至270MW时，投入微油点火装置进行助燃，确认四只微油火检燃烧正常后（可降低A磨煤机煤量），投入“微油模式”。

投油前，通知除灰、脱硫值班员停止电除尘器和脱硫系统运行，投油后投入空预器连续吹灰。

3.3.3.3当负荷减至240MW时，停止上层制粉系统，保留3套制粉系统运行。

3.3.3.4负荷240MW时，高低压旁路系统暖管，根据具体需要决定是否逐渐投入高低压旁路进行降负荷，高旁投入后利用高旁减温水调门控制高旁后温度260～320℃之间，最低不得低于230℃。

注意高压缸排汽温度变化。

利用低旁减压阀维持再热汽压力不大于0.8MPa，控制高缸排汽温度不大于400℃，注意高中压缸温度下降相匹配。

利用低压旁路减温水调节阀控制减压阀后温度140～160℃。

检查确认低旁三级减温水门全开。

注意再热汽温的控制。

3.3.3.5当机组负荷降至220MW时，确认主汽压力为10.0Mpa，主汽温度525℃，再热汽温515℃。

此时注意由干态向湿态转化，缓慢降低分离器出口温度，直至分离器出口温度达到对应压力下的饱和温度（大约310℃左右），分离器、贮水箱逐渐产生水位，此时防止因转换过快引起汽温的大幅度的波动。

3.3.3.6当机组负荷降至210MW时，注意贮水箱的水位，当负荷达到35%BMCR时，自动或手动启动炉水循环泵；其出口电动门、再循环电动门联锁开启，炉水循环泵启动后，出口调节门手开5﹪，随后逐渐缓慢开启，保持省煤器入口流量大于33﹪BMCR，将炉水循环泵出口调节门投自动。

在湿态运行期间，关闭循环泵和溢流阀管的暖管阀门，关闭贮水罐至二级减温水门。

3.3.3.7确认锅炉贮水箱溢流隔离门开启，当贮水箱水位高于9700mm，检查贮水箱溢流调节阀自动开启，疏水回收至复水器。

3.3.3.8当机组负荷至200MW时，停止第二台电动给水泵运行。

3.3.3.9在降负荷期间当主汽压力降至8.92MPa时，视具体情况决定是否投入高、低压旁路，由旁路维持主汽压力，机组转入定压运行，检查旁路自动维持主汽压力，旁路减温水自动跟踪良好。

3.3.3.10当机组负荷至180MW时，稳定负荷。

进行厂用电切换；将10kV厂用电切换至启备变供电。

投入发变组误上电保护及启停机保护压板。

3.3.3.11当负荷减至150MW时，停止上层制粉系统，保留2套制粉系统运行，如为“正常模式”，需先增加投入大油枪的数量。

3.3.3.12负荷降至120MW，待四段抽汽用户切换工作结束后，检查相关高压疏水开启。

3.3.3.13经电网调度批准，请示值长将发变组与系统解环运行。

3.3.3.14调整高低压旁路降机组负荷至100MW以下，请示调度同意机组准备停机，做好解列发电机的检查准备工作，启动润滑油泵及高压备用密封油泵，检查油压、油温正常。

3.3.3.15负荷降至100MW，将给水主路切至旁路进行调节。

3.3.3.16负荷降至90MW，检查汽机低压缸喷水自动投入。

3.3.3.17当负荷减至80MW时，保留A套制粉系统运行，如为“正常模式”，需先增加投入大油枪的数量。

3.3.3.18当SCR反应器入口烟气温度小于315℃，检查确认脱硝系统自动停止运行。

3.3.3.19机组负荷降至60MW时，检查相关中压疏水开启。

待最后一套制粉系统无煤后，立即手动MFT，A制粉系统跳闸，微油阀均关闭，锅炉熄火，退出微油模式，就地检查关闭各油枪手动门，锅炉通风吹扫后停止引、送风机运行，检查确认锅炉各人孔、看火孔及各烟、风挡板关闭。

保持除灰渣系统继续运行。

4机组异常和事故预防及处理

4.1机组事故处理原则

4.1.1事故发生时，运行人员应遵照“保人身、保电网、保设备“的原则进行处理。

4.1.2应在值长的统一指挥下，根据各自的职责迅速按规程规定正确处理事故。

4.2机组发生事故处理要点

4.2.1无论发生何种故障均应核对DCS画面上必要的报警、参数和状态显示，若有必要应到现场确认，迅速采取相应的措施，以避免异常的扩大。

4.2.2发生事故时，运行人员应迅速消除对人身、电网和设备的危害，必要时应立即隔离发生故障的设备，保持非故障设备的正常运行，事故处理中应周全考虑好各步操作对相关系统的影响，防止事故扩大。

4.2.3发生事故时，主值负责组织本机组的故障消除工作，值长负责组织生产现场范围内的故障消除工作。

各岗位互通情况，在值长统一指挥下，密切配合，迅速处理事故。

值长应及时向发电生产部和公司领导汇报事故情况。

4.2.4发生事故时，值长应立即、准确向调度汇报故障情况，特别是保护和开关的动作情况。

4.2.5消除故障的每一个阶段，都应迅速汇报值长，以便及时、正确地采取对策，防止事故扩大。

4.2.6消除故障时，动作应迅速、正确；处理故障时接到命令后应复诵一遍，如果没有听懂，应反复问清，命令执行完毕后，应迅速向发令者汇报。

4.2.7消除故障时，若认为所接受的指令不正确（或有疑义），应立即向发令人报告，由其决定该指令的执行或撤销，如果发令人重复指令，受令人必须迅速执行；但当执行该指令确将危及人身、设备或电网的安全时，受令人必须拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告发令人并向上一级领导汇报。

4.2.8公司各级领导及生产技术人员必须尽快到达现场，监督、协助事故处理，并给予运行人员必要的指导，但这些指示不应和值长的指令相抵触。

4.2.9处理事故期间，值长应坚守岗位，保证与调度的正常联系和生产通讯的畅通。

4.2.10处理事故期间，运行人员不得擅自离开工作岗位，如果故障发生在交接班时间，应延迟交班，在未办理交班手续前，交班人员应继续工作，接班人员应协助交班人员一起消除故障，直至接到值长交接班的命令为止。

4.2.11当发生本规程以外的事故及故障时，值班人员应根据自己的经验作出正确判断，主动采取对策，迅速进行处理。

时间允许时，请示值长并在值长的指导下进行事故处理。

4.2.12事故处理过程中，值长负责维持现场秩序。

4.2.13事故处理完毕后，运行人员应将观察到的现象、事故发生的过程和时间、所采取的消除故障措施等作正确、详细的记录。

值长及时向调度和公司领导汇报，班后组织全值人员进行事故分析，并完成事故调查报告。

4.3机组事故停运

4.3.1汽轮机事故停运

4.3.1.1汽轮机遇下列情况之一时，应破坏真空紧急停机

1）汽轮机转速超过危急保安器动作转速而危急保安器拒动。

2）轴向位移超过保护动作值+1.0mm而保护未动。

3）汽轮机发生水冲击，汽缸进水信号触发上下缸温差大：

56℃。

4）汽轮机叶片断裂或汽缸内部有明显的金属撞击声。

5）汽轮机任一轴承断油冒烟。

6）汽轮机任一推力瓦金属温度达107℃或支持轴承金属温度达113℃。

7）轴承或端部轴封磨擦冒火时。

8）轴承润滑油压下降至0.06MPa，而保护不动作。

9）主油箱油位急剧下降，补油无效，油位降至较正常液位低417mm油位以下。

10）发电机冒烟、着火。

11）机组油系统或氢系统着火，无法很快扑灭并严重威胁人身或设备安全。

12）厂用电全部失去。

13）汽轮发电机组突然发生强烈振动或轴振动达到0.254mm和轴承盖振动达0.08mm时，启动过程中，一阶临界转速下，轴承盖振达到0.4mm，过临界时轴振达到0.1mm。

14）汽机高中压正胀差大于+9.97mm,负胀差大于-4.56mm时或汽机低压正胀差大于+16mm,负胀差大于-3.26mm时,保护拒动。

15）任一轴承的回油温度等于或高于82℃。

4.3.1.2汽轮机遇到下列情况之一时，应进行故障停机，不破坏真空：

1）主、再热蒸汽温度超过规定值，在规定时间内不能恢复正常。

主、再热汽温度异常升高至592℃持续15分钟以上或超过592℃；主、再热汽温度异常降低至483℃。

2）主、再热汽温在10分钟内急剧下降50℃。

3）真空下降，虽减负荷至0，但仍不能维持。

4）机组主保护达保护动作值而保护不动作。

5）低压缸排汽温度大于80℃，经处理无效，继续上升至121℃，连续运行15分钟。

6）EH油压低（9.3MPa）而保护拒动。

7）定子冷却水中断30秒而保护不动作，或发电机定子线圈漏水，无法处理。

8）汽轮机主油泵工作严重失常。

9）主汽、高压给水管道或其它汽、水、油管道破裂，无法维持机组正常运行时。

10）DEH、TSI系统故障，致使一些重要参数无法监控，不能维持机组运行时。

11）发电机氢气或密封油系统发生泄漏，无法维持机组正常运行时。

12）汽轮机连续无蒸汽运行超过1分钟。

13）发生需立即停机的人身事故。

14）空冷风机全部掉闸或空冷系统出现热风再循环无法维持运行时。

15）高压缸排汽温度升高至450℃或排汽压力升高至5.385（额定排汽压力125﹪）MPa。

4.3.1.3当发生下列情况之一，应申请停机

1）汽机高中压主汽门卡涩。

2）汽机调速汽门或抽汽逆止门不能自动关严。

3）汽机调速系统出现故障。

4）主要辅助设备故障，不停机不足以消除缺陷。

5）保护、远方控制和自动控制装置和重要测量仪表工作不正常。

6）汽轮机油系统向外严重漏油，有可能发生火灾。

4.3.1.4紧急停机操作及处理

1）在集控室手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认发电机解列，汽轮机转速下降，厂用电切换正常。

检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、抽汽逆止门关闭。

2）检查汽机本体及主再热汽管道、抽汽管道疏水门开启，锅炉联动MFT，一次风机及制粉系统、炉前燃油系统已停运。

3）检查主机交流润滑油泵、高压备用密封油泵投入，油压正常，调整润滑油温正常。

4）停运真空泵开启真空破坏门（非紧急停机应在汽轮机转速降至400rpm以下或转子静止后，关闭至排汽装置所有疏水，再破坏真空）。

5）