热电厂汽机机组异常运行及事故处理.doc

热电厂汽机机组异常运行及事故处理 6.1事故处理原则： 6.1.1机组发生事故时，运行人员应按“保人身、保设备、保电网”的原则进行处理，迅速解除对人身和设备的危害，必要时立即解列发生故障的设备；事故处理应迅速、准确、果断。 6.1.2机组发生故障时，运行人员应坚守本职岗位，根据仪表指示和设备外部象征，迅速正确地查清事故的原因、性质、发生的部位和事故影响范围，并迅速处理事故，首先解除对人身、设备及电网的威胁，防止事故扩大；隔离故障设备，保证未损坏设备、系统的正常运行，并向上级汇报。 6.1.3处理事故时，各专业岗位应在值长或单元长的统一指挥下，密切配合，全面、迅速、准确地处理事故，每一步处理过程尽可能汇报值长，并听取上级的指导，正确执行。同时，值长应及时将故障情况通知非故障机组或单元，使各岗位做好事故预想，并判明故障性质和设备情况以决定机组是否可以再启动恢复运行。 6.1.4事故发生在交接班过程中，应停止交接班，由交班的人员应继续进行处理，接班的运行人员可在交班者同意下协助消除故障，直到机组恢复正常运行状态或接到值长的接班命令为止，再按交接班程序进行交接班。 6.1.5非当值人员到达故障现场时，未经当值值班员或值长同意，不得私自进行操作或处理，当发现确实危及人身或设备安全时，可采取措施处理后及时报告当值值班员。 6.1.6在发生本规程内没有列举的事故现象时，运行人员应根据自己的知识和经验分析判断，主动采取对策，果断处理并及时汇报。 6.1.7各级专业管理人员在机组发生事故时，应尽快赶赴现场，根据事故性质给予运行人员必要的指导，但这些指示不应和值长命令相抵触。 6.1.8处理完毕后，各岗位要对事故发生时的现象、事故发生时间、地点、及处理措施、经过及处理过程中的有关数据，真实详细地记录在值班记录本上，以便分析事故时用，交班后应认真地总结和分析并吸取经验教训。 6.2事故停机 6.2.1发生下列情况之一时，机组应立即破坏真空紧急停机： 6.2.1.1机组发生强烈振动，瓦振达0.1mm以上；轴振达0.25mm。 6.2.1.2汽轮机或发电机内有清晰的金属摩擦声和撞击声。 6.2.1.3汽轮机发生水冲击或主、再热蒸汽温度10分钟内急剧下降50℃以上。 6.2.1.4任一轴承断油、冒烟或回油温度升至75℃。 6.2.1.5任一支持轴承金属温度升至115℃或推力轴承金属温度升至110℃。 6.2.1.6轴封或挡油环严重摩擦，冒火花。 6.2.1.7润滑油压低至0.039MPa，启动交、直流油泵无效。 6.2.1.8主油箱油位降至低油位停机值以下，经补油无效。 6.2.1.9油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全时。 6.2.1.10轴向位移超过+1.2mm或-1.65mm，而轴向位移保护装置未动作。 6.2.1.11汽轮机转速超过3360r/min，而危急遮断器不动作。 6.2.1.12发电机、励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸时。 6.2.1.13高压缸排汽温度≥420℃而保护未动作。 6.2.1.14汽轮机断叶片。 6.2.1.15高中压缸、低压缸胀差增大，调整无效超过极限值 6.2.2发生下列情况下之一时，机组应立即不破坏真空故障停机： 6.2.2.1凝结水泵故障，凝结器水位过高，而备用泵不能投入。 6.2.2.2主、再热蒸汽管破裂，危及机组或人身安全时。 6.2.2.3 DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行。 6.2.2.4机组甩负荷后空转或带厂用电运行超过15分钟。 6.2.2.5发电机定子冷却水流量＜35t/h时间超过30s,断水保护不动作。 6.2.2.6机组处于电动机状态（汽轮机无蒸汽）运行时间超过1分钟。 6.2.2.7油系统严重漏油无法维持运行时。 6.2.2.8EH油压下降至7.8MPa以下保护未动作。 6.2.2.9在额定负荷下，主、再热汽温上升到557℃或下降至430℃，经调整无效时。 6.2.2.10低压缸排汽温度≥110℃调整无效时。 6.2.2.11凝结器压力升至19.7kPa以上（凝结器真空快速降至-80.3kPa以下）。 6.2.3破坏真空紧急停机操作步骤： 6.2.3.1立即手按停机按钮，检查发电机负荷到零、解列，检查高中压自动主汽门及调速汽门、供热蝶阀、抽汽逆止门、高排逆止门、抽汽供热逆止门、抽汽供热电动门均已关闭，机组本体、抽汽管道疏水、BDV阀自动开启。 6.2.3.2检查交流油泵联锁启动，否则，手操启动，检查润滑油压正常，同时确认机组转速下降。 6.2.3.3全开真空破坏门，停止真空泵运行（循环水中断可不开破坏门）。 6.2.3.4禁止投入低旁运行，关闭主、再热蒸汽管道至凝汽器的所有排汽疏水（水冲击除外）。 6.2.3.5检查启动电泵，维持汽包水位。 6.2.3.6维持除氧器在正常水位。 6