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1.1事故处理总则
1.
1.1发生事故时,机组领班应在值长统一指挥下,带领本班值班人员根据各自的职责迅速果断地处理事故,现场领导应根据现场实际情况,给予必要的指导,但不得与值长的命令相抵触,若有抵触,应以值长的命令为准对值长的命令除直接危害人身、设备安全的外,均应坚决执行并按以下原则沉着、冷静地进行处理
1.
1.2迅速解除对人身和设备的威胁,应首先保证人身安全
1.
1.3最大限度地缩小事故范围,确保非故障设备的正常运行
1.
1.4故障消除后尽快恢复机组正常运行,满足系统负荷的需求,确保对外供电只有在设备确已不具备运行条件或继续运行对人身、设备安全有直接危害时,方可停运机组
1.
1.5事故发生时,应停止一切检修与试验工作机组人员有权制止无关人员进入事故现场
1.
1.6当发生本规程未列举的事故时,运行人员应根据自己的经验,具体情况作出正确判断,主动采取对策迅速处理
1.
1.7遇自动装置故障时,运行人员应正确判断,及时将有关自动装置切至手动,及时调整,维持机组参数正常,防止事故扩大页次60/
3351.
1.8事故处理完毕,运行人员应实事求是地把事故发生的时间、现象及所采取的措施,详细记录在值班记录中,下班后立即召集有关人员对事故原因、责任及以后应采取的措施认真讨论、分析总结经验,从中吸取教训
1.
1.9交、接班时发生事故,交、接班人员应互相协助,但须服从当班领班、值长的统一指挥直至事故处理告一段落后,方可交、接班页次61/335第2章锅炉事故处理
2.1事故停炉与故障停炉
2.
1.1锅炉MFT动作条件1汽机跳闸2所有给水泵全停3两台送风机全停4两台引风机全停5主蒸汽压力高至303kg/cm2PS-3#006A/B/C三选二6所有磨煤机,给煤机均跳闸(纯燃煤)7两台一次风机全停(纯燃煤)8重油燃烧器入口油压(PT-3#135)低至6kg/cm2(纯燃重油)9所有重油燃烧器入口阀关闭(纯燃重油)10ABC之DCS CPU故障A以下任何一个条件产生则发生DCDAS异常MFT a CPU-A和CPU-B两个同时发生异常b CPU单元供电异常B以下任何一个条件产生则发生CPU异常信号aCPU卡故障b网络通信故障c存储器故障页次62/335d追踪接收故障e回路数据加载故障f计算时间溢出g存储器溢出h电源故障(CPU卡供电电压低)11再热器保护动作MFT A在再热器内无蒸汽流动时燃油折算为重油流量
38.8T/h延时10秒动作B在再热器内无蒸汽流动时有给煤机运行时延时10秒动作C在再热器内无蒸汽流动时燃油折算为重油流量
32.4T/h时延时20秒动作12所有火焰丧失13炉膛压力高至
3.327KPaPS-3#035A/B/C三选二14炉膛压力低至-
4.413KPaPS-3#036A/B/C三选二15柴油燃烧器入口油压(PT-3#165)低至6kg/cm2(纯燃柴油)16所有柴油燃烧器入口阀关闭(纯燃柴油)17给水流量低至280T/h(FT-3#001A/B/C三选二延时30秒1819汽水分离器出口蒸汽温度高至510℃(TE-3#005A/B/C三选二)20第一级过热器出口蒸汽温度高至533℃(TE-3#007A/B/C三选二)
2.
1.2遇下列情况之一时应手动MFT,立即事故停炉1锅炉具备MFT动作条件,而MFT拒动2承压部件如水冷壁、过热器、汽水管道爆破,使工质温度急剧升高,导致页次63/335管壁严重超温,无法维持锅炉正常运行或威胁设备及人身安全时3锅炉尾部烟道内发生严重再燃烧,使排烟温度不正常升高到200C时4锅炉油管道或油系统火警,威胁设备或人身安全时5锅炉压力升高至安全阀动作压力而所有安全阀拒动时
2.
1.3遇有下列情况之一时,应请示故障停炉1给水品质严重恶化,多方处理无效2锅炉承压部件泄漏,运行中又无法处理3受热面金属壁温严重超过限值,且经过多方设法处理或降负荷仍无效4安全阀动作后无法使其回座5电除尘不能工作,短时间不能恢复6FGD出口烟气温度超过80℃
2.
1.4锅炉跳闸时的现象1控制室发出声光报警,BTG盘上“MFT ACTION”指示灯亮,汽机跳闸、发电机解列2给水流量降至零,主蒸汽压力、主汽温度、再热蒸汽温度急剧下降3锅炉所有燃料切断,机组负荷到零4锅炉保护MFT动作时,将自动完成下列处理A锅炉辅助设备联锁INT系统a关闭再热器喷水遮断阀b停所有给煤机c停所有的一次风机PAF页次64/335d停所有的磨煤机e停重油泵f停点火油泵B锅炉自动控制ABC系统a关闭过热器喷水控制阀b关闭再热器喷水控制阀C锅炉燃烧器控制BMS系统a关闭所有点火器角阀b关闭所有重油枪及柴油枪角阀c全开燃料风及辅助风档板D汽机/发电机联锁T/G INT系统E汽机跳闸F发电机解列5锅炉保护联锁系统A关闭点火油遮断阀B关闭重油遮断阀C关闭柴油遮断阀6给水控制系统跳脱所有给水泵
2.
1.5锅炉保护MFT动作跳闸,应进行下列处理1锅炉跳闸后,应确认自动完成的工作是否完成,否则手动操作页次65/3352确认磨煤机跳闸后,一次热风闸门、热风挡板应关闭,冷风挡板开15%3注意调节炉膛压力自动控制正常否则应手动调,维持炉膛负压正常4注意机组辅汽系统和汽机侧的轴封系统运行正常5汇报有关人员6查明跳闸原因并消除后,对炉膛进行吹扫对点火油,重油及柴油进行泄漏测试确认“MFT RESET”灯亮后,锅炉重新点火,尽快恢复机组运行7若跳闸原因一时难以查明或难以消除,重新启动锅炉可能威胁人身和设备安全时,则按机组停运处理
2.2锅炉炉管损坏
2.
2.1现象1炉膛负压变正且不稳定,炉管损坏处有泄漏声严重时从不严密处向外冒蒸汽和烟气2给水流量不正常增大,补水量增大3炉管损坏处以后的烟气温度下降4引风机调节档板不正常地开大5锅炉燃烧不稳,严重时会造成灭火6主、再热蒸汽参数异常变化7相关管排金属温度异常升高
2.
2.2原因1水质不良,炉管内结垢页次66/3352煤质不良,结礁或磨损3材质、工艺不良4热偏差大5长期超温运行6吹灰器内漏或未正常退出,蒸汽吹破炉管
2.
2.3处理1如果炉管损坏不严重能维持锅炉燃烧稳定及主、再热蒸汽温度在正常水平,可降低锅炉负荷作短时运行,同时向有关领导请示停炉2继续运行中应加强对损坏部位的监视,防止故障的扩大和恶化3继续运行中应加强对汽温和过热器壁温的监视,如严重超温应立即停炉4如果损坏严重,不能维持锅炉运行时应立即停炉
2.
2.4锅炉炉管损坏停炉注意事项1锅炉停止后,停止电除尘运行2炉膛吹扫结束后,控制好锅炉泄压和冷却速度,保留一侧风组运行,风量不超过15%,维持护膛负压以排除炉内湿蒸汽3停炉后,注意空预器处干燥4注意省煤器、空预器、电除尘灰斗的运行情况,防止堵灰
2.3锅炉灭火
2.
3.1现象1炉膛压力异常波动页次67/3352烟气含氧量异常波动3火焰监视TV上火焰闪烁且消失4烟气温度降低5炉膛变黑、烟囱冒黑烟6锅炉MFT保护动作
2.
3.2原因1所有给煤机故障跳闸(纯燃煤时)2所有的油燃烧器跳闸(纯燃油时)3锅炉负荷太低,燃烧工况不稳而无油枪助燃,或有油枪助燃而油中带水,雾化蒸汽和油系统故障等4煤质变差,挥发份过低,煤粉过粗,煤粉的水份过大,磨煤机出口温度太低等燃烧工况恶化5炉内大面积垮焦6水冷壁严重爆破将火焰吹熄7风量不平衡,炉膛负压过大
2.
3.3处理1灭火引起锅炉MFT动作,则按本章的
2.
1.5《锅炉MFT保护动作》处理2若燃烧空气异常降低,造成燃烧不稳定时按“MFT—PB”启动锅炉跳闸3确认所有燃料切断,并对锅炉充分吹扫4迅速查明原因,设法消除后锅炉重新点火,恢复机组运行5若原因一时无法查清或消除,重新启动可能威胁人身和设备安全时,则按机组页次68/335停运处理
2.4锅炉尾部烟道再燃烧
2.
4.1现象1尾部烟道烟气温度不正常升高2炉膛和烟道负压剧烈变化3SCR入口烟温升高可能造成SCR跳脱4烟道、人孔门等不严密处冒烟或冒火星
2.
4.2原因1燃烧调整不当或煤粉过粗或炉膛负压过大,使着火燃烧不完全,末燃尽的煤粉进入烟道2油燃烧器燃烧不良,配风不当或雾化不良,使未燃烬的碳黑和油滴沉积在烟道内3锅炉低负荷运行时间过长,炉内温度过低或过剩空气量太小造成煤粉或油燃烧不完全在尾部积聚4停炉后燃料漏入炉内并在尾部积聚或停炉及MFT后炉膛吹扫不充分使未燃烬的煤粉或油在尾部积聚
2.
4.3处理1烟道内烟气温度不正常时,应立即调整燃烧,对受热面吹灰2尾部烟道发生严重再燃烧并威胁锅炉设备安全时应立即停炉3停炉后停止送、引风机运行,关闭各风烟档板隔离通风并采取灭火措施页次69/3354待再燃烧现象消除,烟道内温度不再回升并趋稳定下降时方可启动风组,缓慢谨慎调节风、烟档板,进行必要的通风冷却和吹扫5锅炉吹扫、冷却后,要进行烟道内部检查,确认设备正常后方可重新点火
2.
4.4预防1调整好炉内燃烧式况,以免未完全燃烧物产生2燃油时,尤其要注意燃油的完全燃烧3机组启、停和正常运行中要按规定及时吹灰
2.5主汽蒸参数异常
2.
5.1主汽压力异常1现象A主汽压力大于(或小于)变压运行的设定压力B主汽压力偏差高(或低)报警C机组负荷短时大于(或小于)设定值D汽水流量不正常地变化,主汽压力偏差大于±
0.78MPa湿态或±
1.47MPa(干态)时20秒后汽机调速器切至手动,机组控制模式切BF E主汽压力高于安全门整定压力时,安全门动作F主汽压力高于303kg/cm2时,锅炉MFT保护动作2原因A给水流量控制异常(干态时)B燃料调节异常湿态时页次70/335C主机调门异常动作D突然甩负荷3处理A给水控制切至手动操作,机组切至“BM”模式运行B根据机组负荷,适当降低给水流量给水流量改变时,密切监视燃料流量和主汽温度待锅炉操作稳定后,查明原因把给水控制切至自动C加强对汽轮机膨胀、胀差、轴向位移,轴振及轴瓦温度的监视D主汽压力平均值不应超过额定压力的105%,全年超过105%运行时间,累计不超过12小时;压力瞬时变化不应超过130%,否则应停炉
2.
5.2主蒸汽温度异常1现象A主汽温度高556℃或低517℃报警B如主汽温度低于DEH设置的报警和跳闸值时,汽机主汽温度低保护动作C若遇受热面泄漏或爆破,则爆破点前各段工质温度下降,爆破点后各段温度升高主蒸汽温度低报警(DEH设定)页次71/335主蒸汽温度低跳闸(DEH设定)2原因A燃料与给水的比例失调B燃料结构或燃烧工况变化C炉膛火焰中心改变D减温水控制失灵,使减温水流量不正常地减小或增大E给水温度或风量不正常F过热器处发生可燃物再燃烧G炉膛严重结焦H受热面泄漏、爆破3处理A自动装置失灵时,应立即将其切至手动,手操调节使之恢复正常B设法调节减温水量适当改变燃料量,及时调整风量和燃烧C调整炉膛火焰中心高度D若汽温高是由于受热面泄漏、爆破或烟道内可燃物再燃烧引起,除按汽温过高处理外,还应分别按相应之规定处理E若出口汽温高,W/S出口过热度低时则对炉膛水冷壁进行吹灰F加强对汽轮机膨胀、胀差、轴向位移,轴振及轴瓦温度的监视页次72/335G汽机侧主蒸汽温度年平均值不超过538℃异常情况下,超过552℃全年累计不超过400小时,达到566℃持续15分钟的累计时间全年不超过80小时主汽温超过566℃应请示停炉H汽机侧主汽两侧主汽阀前进汽温偏差应小于14℃非正常运行工况下,主蒸汽两侧主汽阀前进汽温差允许至28℃持续超过15分钟或超过28℃应请示停机I当汽机侧主汽温度五分钟内急剧降低50℃时,应故障停机J采取上述措施后,如果主汽温度在“过热器金属壁温高”报警后仍继续升高则手动MFT K采取上述措施后,如果主汽温度低至汽机跳闸值时,按机组跳闸处理
2.6再热蒸汽温度高
2.
6.1现象1再热蒸汽温度高报警(582℃)2再热系统各点温度上升3若遇受热面泄漏或爆破,则爆破点前各点温度下降,爆破点后各点温度上升4单侧主汽门或中压调门故障造成流量偏差时,流量减少侧再热汽温升高
2.
6.2原因1再热器减温水、燃烧器摆角或省煤器出口烟气档板自动调节失灵,造成再热器减温水量减少或燃烧器摆角上升或一级再热器烟气流量过大2风量过大页次73/3353再热器受热面泄漏爆破或再热器处发生可燃物再燃烧4单侧中压主汽门或中压调门故障5冷再安全门动作6主汽温度升高7大旁路BTV误开启8主汽系统爆管
2.
6.3处理1再热器减温水、燃烧器摆角或省煤器出口烟气档板自动调节不正常时,应立即将其切至手动,手操调节使之恢复正常2如是风量过大则应适当减少风量及时调整燃烧,对水冷壁进行吹灰,必要时可适当降低主蒸汽温度3如再热器受热面泄漏,爆破或再热处发生可燃物再燃烧,造成再热汽温度升高时,除迅速采取降温措施外,还应分别按相应规定进行处理4再热汽温年平均不超过574℃,每年超过580℃累计时间不得大于400小时,每年超过594℃时间不得大于80小时5如蒸汽参数无法控制,达汽机故障停机条件时应请示停机
2.7汽水管道水冲击
2.
7.1现象1水冲击时,压力、给水流量大幅度波动2有水击声,管道发生振动,严重时支吊架损坏页次74/3353汽水分离器满水时,分离器水位高报警,当满水严重时,后包覆过热器及以后的工质温度明显下降
2.
7.2原因1给水管道或省煤器充水时未排尽空气2蒸汽管道通流前暖管不充分,疏水未排尽或操作过快3热态启动时,由于省煤器、冷渣斗处工质处于汽化状态而进水量大时,管内工质的压力、流量、温度发生剧烈变化4管内蒸汽温度突降5汽水分离器满水造成水冲击
2.
7.3处理1给水管道或省煤器水冲击时,应适当降低流量充分暖管、排尽空气,直至恢复正常2蒸汽管道通汽充压时发生水冲击,应降低流量充分暖管、疏水,待水冲击消失后,方可逐步增加流量3热态启动或停炉后进水时,如省煤器、冷渣斗处发生水冲击时,应迅速降低给水流量热态启动进水过程中要待炉本体各点工作温度均低于饱和温度后,方可增大给水流量4由于分离器满水而造成水冲击时,应迅速确认分离器水位控制阀LCV—31001A/B/C的开度及电动阀MV-3#001A/B/C在开启状态若系阀门未开启应立即手动开启,恢复分离器水位正常5当汽水管道内的水冲击消失后,应及时检查设备及支吊等有否损坏页次75/335页次76/335第3章汽机事故处理
3.1事故停机和故障停机
3.
1.1汽机跳闸动作条件1汽轮发电机组轴承处双幅轴振超过
0.25mm2汽轮机轴向位移增大至+
1.0mm或-
1.0mm3汽轮发电机组润滑油压低于
0.5kg/cm24汽轮机电超速(3330rpm)5汽轮机机械超速(3300rpm)6凝汽器真空降至550mmHg7主蒸汽温度低(动作值参见本篇第2章的《主蒸汽温度异常》)8DEH故障9发电机跳闸10锅炉MFT动作
3.
1.2事故停机条件1机组轴振突然增大超过
0.25mm,或清楚地听到金属摩擦声时2汽轮机汽缸上下温差突然增大超过56℃,或汽轮机发生水冲击时3汽轮机轴封处冒火花时4汽轮机轴向位移增大至+
1.0mm或-
1.0mm时5汽轮机胀差达
21.0mm时或-
1.0mm时6汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟或任一径向轴承金属温度达113℃、或推力页次77/335瓦金属温度达107℃时7经启动盘车油泵、直流润滑油泵润滑油压仍降低至
0.5kg/cm2时8润滑油箱油位降低至-200mm以下,补油无效,且主油泵出口油压波动或系统严重漏油时9油系统着火不能立即扑灭,严重威胁机组安全时10发电机和励磁机冒烟或着火时11汽轮机转速超过3330rpm,而超速保护拒动作时12高压汽水管道破裂,威胁人身和设备安全时13发电机氢系统发生爆炸时
3.
1.3故障停机条件1主蒸汽压力超过额定值的130%2主蒸汽温度达566℃持续时间超过15分钟,或超过566℃3再热汽温度达594℃持续时间超过15分钟,或超过594℃4主蒸汽或再热蒸汽两侧进汽温差28℃持续时间15分钟,或超过28℃5主、再热蒸汽温度5分钟内迅速下降50℃,且调整无效6主蒸汽温度低至相应保护动作值(动作值参见本篇第2章的《主蒸汽温度异常》)而保护未动作7低压缸排汽温度>120℃8凝汽器真空降至550mmHg9EH油压低于83kg/cm2,无法恢复10汽轮机连续无蒸汽运行超过1分钟页次78/33511仪控电源中断机组失去控制和监视手段,或汽轮机主要监视仪表故障不能立即恢复12本机组厂用电源全部中断13高压缸排压力大于额定压力125%时14发电机跳闸15锅炉MFT动作
3.
1.4事故停机步骤1在BTG盘上按“TURBINE TRIP”按钮或在机头操作脱扣手柄使汽机跳闸2确认高、中压主汽阀,高、中压调阀,各抽汽逆止阀应迅速关闭,汽机转速应下降3立即启动汽机盘车油泵、辅助油泵4停止真空泵运行,全开凝汽器真空破坏阀5检查并确认除本体疏水外各排凝汽器的疏水关闭6按正常停机步骤完成其余停机操作
3.
1.5故障停机步骤1在BTG盘上按“TURBINE TRIP”按钮或在机头操作脱扣手柄使汽机跳闸2当油压降低至设定值时汽机油泵、辅助油泵应自启,否则手动启动3按正常停机步骤完成其余停机操作
3.2汽轮机超速
3.
2.1现象页次79/3351机组突然甩负荷到零,转速超过3000rpm并继续上升,甚至转速超过保护设定值而保护不动作2汽轮机声音异常,振动增大
3.
2.2原因1发电机甩负荷2DEH系统控制失常3汽轮机高、中压主汽阀关不严4机组跳机时抽汽逆止阀、电动阀未关或关不严
3.
2.3处理1汽机转速超过3330rpm而保护未动作应紧急停机,并确认高、中压主汽阀,高、中压调阀,各抽汽逆止阀应迅速关闭2确认转速下降,否则停运EH油泵,关闭高、中压主汽阀,高、中压调阀设法切断其它汽源3对机组进行全面检查,查明超速原因并消除,重新启动应进行各项超速试脸合格后方可并网
3.3运行中叶片损坏或断裂
3.
3.1现象1汽轮机内部发出明显金属摩擦声或撞击声2机组振动增大3汽轮机监视段压力异常,轴向位移、推力瓦温度异常变化页次80/3354汽轮机低压叶片断落打破凝汽器钛管使凝结水导电度上升5若抽汽口处的叶片断裂进入抽汽管道,卡在抽汽逆止阀处,可能造成抽汽逆止阀卡涩或进入加热器打烂钢管造成加热器水位升高
3.
3.2处理1汽轮机叶片在运行中损坏或断落,不一定同时出现上述全部现象,但出现下述现象之一时,应紧急停机处理A汽轮机内部发出明显的金属摩擦声或撞击声B机组发生强烈振动2正常运行中若发现调节级或某级抽汽压力异常变化,应立即进行综合分析若在相同工况下伴随出现负荷下降,轴向位移、推力瓦温度有明显变化或相应轴承的振动明显增大时应尽快申请减负荷故障停机
3.4汽轮机轴向位移增大
3.
4.1原因1负荷或蒸汽流量突变2叶片严重结垢3叶片断裂4主、再热蒸汽温度和压力急剧下降5轴封磨损严重,漏汽量增加6发电机转子串动7系统周波变化幅度大页次81/3358凝汽器真空下降9汽轮机发生水冲击10推力轴承磨损或断油
3.
4.2处理1当轴向位移增大时,应严密监视推力轴承的进、出口油温、推力瓦金属温度、胀差及机组振动情况2当轴向位移增大至报警值时,应报告领班、值长,要求降低机组负荷3若主、再热蒸汽参数异常,应恢复正常4若系统周波变化大、发电机转子串动,应与中调联系,以便尽快恢复正常5当轴向位移达-
1.0mm或+
1.0mm时保护动作机组自动停机否则手动打闸紧急停机6轴向位移增大虽未达跳机值,但机组有明显的摩擦声及振动增加或轴承回油温度明显升高应紧急停机7若轴向位移增大而停机后,必须立即检查推力轴承金属温度及轴承进、回油温度,并手动盘车检查无卡涩,方可投入连续盘车,否则进行定期盘车必须经检查推力轴承、汽轮机通流部分无损坏后方可重新启动
3.5凝汽器真空下降
3.
5.1现象1BTG盘、CRT“真空低”声光报警,备用真空泵联动2CRT真空表显示凝汽器真空下降页次82/3353CRT及就地表计显示汽轮机低压缸排汽温度升高4负荷瞬时下降
3.
5.2原因1循环水系统故障如循环水泵跳闸、凝汽器循环水进、出口阀误关及循环水母管破裂等2汽轮机包括小汽轮机轴封供汽不正常3真空泵故障或其工作水温过高、水位不正常4凝汽器热水井水位过高5真空系统泄漏6凝汽器补水箱缺水,凝结水回收水箱水位低7凝汽器钛管污脏或循环水二次滤网堵塞
3.
5.3处理1当发现凝汽器真空下降,应对照真空表和低压缸排汽温度,若真空确已下降则应立即启动备用真空泵运行分析真空下降的原因,尽快处理并汇报领班、值长2当发现循环水压力急剧下降时,应联系循泵值班员检查循环水泵是否跳闸,并启动备用泵运行若循环水泵未跳,但电流、出水压力下降,则可能是循环水管厂外破裂,一经证实则紧急停机3若真空下降系汽轮机轴封系统工作不正常,则应检查辅汽联箱压力是否正常、轴封加热器疏水是否通畅,并将轴封压力调整至正常值4若真空泵工作失常,则应检查其电流、汽水分离器水位及工作水温是否正常并页次83/335进行调整若经采取措施无效时,应启动备用真空泵运行5若凝汽器水位过高应根据不同的原因调整水位至正常6检查机组当时有无影响真空下降的操作,如有应立即停止,并恢复原状7检查真空系统的管道、法兰有无泄漏现象,如有应设法隔离8当真空下降至650mmHg时开始减负荷,当真空降至550mmHg时,负荷应减至零9当真空降至550mmHg以下低真空保护应动作跳闸,否则应手动停机,但不破坏真空
3.6汽轮机水冲击
3.
6.1现象1CRT报警,显示汽轮机上下缸温差大于42℃2高、中压主汽阀,高、中压调阀或任一抽汽电动阀、抽汽逆止阀门杆冒白汽3蒸汽或抽汽管道发生水冲击或产生振动4轴向位移、推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧升高,汽缸及转子金属温度突然下降,差胀减少并向负方向发展5机组声音异常并伴有金属摩擦声或撞击声,振动增大6第一级进汽压力摆动增大
3.
6.2原因1汽水分离器满水2主、再热蒸汽减温水调整不当页次84/3353机组负荷急剧变化,主、再热蒸汽温度急剧降低4本体疏水不良5蒸汽管道疏水不畅6除氧器或高、低加满水7轴封蒸汽温度调整不良,轴封带水
3.
6.3处理1当发现高压主汽阀、调阀或抽汽电动阀、抽汽逆止阀门杆冒白汽时,应紧急停机2当发现汽轮上下缸温差达42℃应及时汇报领班、值长严密监视主、再热蒸汽汽温,轴向位移、推力轴承金属温度、推力轴承回油温度、胀差及机组振动情况各参数异常变化时,按本规程的有关规定处理3开启内、外缸及有关蒸汽管道疏水阀4若是加热器满水引起的进水应隔离加热器运行,并开启其抽汽管道疏水阀5当汽轮机上下缸温差大于56℃时,应紧急停机6当汽轮机因水冲击而停机后,应先进行手动盘车,检查机组无异常后,方可投入连续盘车7汽轮机因水冲击紧急停机过程中,若伴有轴向位移大报警或跳闸信号,则停机后应由检修进行推力轴承解体检查,否则禁止启动汽轮机8汽轮机紧急停机过程中,若惰走时间明显缩短,且伴有金属碰撞声,则汽轮机应揭缸检查,否则禁止启动汽轮机9汽机进水紧急停机后24小时内禁止启动,汽机再启动时上、下缸温差应<页次85/33542℃,转子偏心度<
0.075mm10如果转子被卡住,应设法每小时将机组盘车一次,当转子转动自如时,应继续谨慎的连盘
3.7机组振动异常
3.
7.1原因1机组负荷、参数骤变2汽缸膨胀受阻,导致转子中心不正3润滑油压、油温变化或油中进水、油质乳化、油中含杂质使轴瓦钨金磨损4汽轮发电机组动、静部分摩擦5汽轮机发生水冲击6汽轮机叶片断裂7支持轴承及推力轴承工作失常,轴承地脚螺栓松动,或轴瓦松动8发电机静子、转子电流不平衡或发电机磁力中心变化及转子线圈短路
3.
7.2处理1当机组振动增大时,应注意各表计变化,迅速查明原因2当机组振动达
0.125mm报警时应向领班、值长汇报3降低机组负荷及其它相应的措施控制振动值上升4若是机组负荷、参数变化大引起机组振动,应尽快稳定负荷、参数,同时注意机组胀差、轴向位移及汽轮机上下缸温差的变化5检查润滑油温、油压及各轴承运行情况,并调整至正常页次86/3356就地检查汽轮发电机组运行情况7检查汽轮机上、下缸温差应小于42℃,否则按有关规定处理8若振动是由电气原因引起应及时汇报领班、值长,要求降负荷9经采取措施,机组振动仍继续增大至
0.25mm时,机组应紧急停机10汽轮机在正常运行中,某一振动突然增大
0.03mm,(且相邻轴振也有较大上升时)虽未达跳闸值,应故障停机11机组因振动大而停机后,应先手动盘车,检查动静部分无摩擦后,方可投入连续盘车
3.8汽轮机润滑油系统异常
3.
8.1油箱油位、润滑油压同时下降1原因A主机油冷却器泄漏B密封油冷却器管破裂C油系统管道、阀门法兰、接头破裂,大量漏油D油系统事故放油阀、放水阀、取样阀被误开E密封油调节不当,大量润滑油漏至发电机内,以致润滑油箱油位大幅下降2处理A正常运行中,当润滑油箱油位降至-150mm时,应补油至0~50mm之间B当润滑油箱油位降至-200mm,且补油无效时,应紧急停机C当润滑油压降至
0.85kg/cm2时TOP应自启,当润滑油压降至
7.5kg/cm2时页次87/335AOP应自启,当润滑油压降至
0.65kg/cm2时EOP应自启,当润滑油压降至
0.5kg/cm2时汽轮机因低油压保护而自动跳机,否则手动停机当润滑油压降至
0.3kg/cm2时盘车自动跳闸,此时应手动盘车
3.
8.2油位不变、油压下降1原因A润滑油减压阀工作失常B主油泵或射油器工作失常C油压表指示错误,或油位计卡涩2处理A润滑油压下降时,处理方法同上B若油压表错误,则应联系仪控保养处理C若油位计卡涩,经检查后发现油位低处理方法同上
3.
8.3汽机盘车油泵故障处理机组在启动过程中,汽机盘车油泵故障,应分明情况进行处理1机组转速在临界转速及以下时,若汽机油泵故障应启动直流润滑油泵、顶轴油泵停机2若汽机盘车油泵故障时,机组已过临界转速应立即启动直流润滑油泵,迅速将机组转速升至3000rpm暖机,待汽机油泵处理正常并启动后,机组方可继续启动3机组在停机过程中但未解列时,应立即将机组负荷升至30MW,待处理正常后再解列停机页次88/3354机组在停机过程中已解列打闸时,应启直流润滑油泵、顶轴油泵停机5机组在停机的过程中,如各润滑油泵均不能启动则应紧急停机
3.9轴承金属温度升高
3.
9.1现象1BTG盘、CRT高轴承温度高声光报警2轴承金属温度、润滑油回油温度显示升高
3.
9.2原因1冷油器冷却效果恶化2润滑油油压不足,轴承进油、回油不畅3轴承内进入杂物4振动引起油膜破坏5润滑油质恶化
3.
9.3处理1检查冷油器冷却水阀是否误动作,否则应手动调整冷却水量2从回油窥视窗检查回油流动情况,是否有金属磨损物,应分析其来源3分析润滑油油质,保持油净化装置连续正常运行45如润滑油压不足,可启动TOP,观察润滑油压及轴承金属温度变化6任一径向轴承金属温度达113℃且同时出现轴承金属温度高报警时,应紧急停机页次89/3357任一推力轴承金属温度达107℃且同时出现轴承金属温度高报警时,应紧急停机
3.10凝汽器海水泄漏
3.
10.1开始泄漏初期水质现象1凝结水泵出口的导电率(通过阳离子树脂后的导电率)上升2凝汽器海水泄漏检查用的检盐计的导电率(阳离子树脂通过后的导电率)上升3凝汽器海水泄漏检查用的Na+(钠)浓度的上升4CPP入口的导电率(通过阳离子树脂后的导电率)上升5CP出口取样的手工化验导电率(通过阳离子树脂后的导电率)、氯化物、钠的上升
3.
10.2继续泄漏情况下的水质变化1海水泄漏量大而且时间长的话,开始泄漏初期水质现象会持续CPP出口水质恶化,CPP出口的导电率(各塔出口和出口母管有监视仪器)上升2若水质异常发现迟或运行人员处理太迟,轴加→除氧器入口→除氧器出口→ECO入口→W/S导电率(通过阳离子树脂后的导电率)均上升
3.
10.3海水泄漏判断标准1CP出口的导电率(通过阳离子树脂后的导电率)达
0.5us/cm以上时2CP出口的钠浓度超过20PPb时3CP出口的CL浓度超过
0.1PPb时
3.
10.4海水泄漏的处理页次90/3351海水泄漏时的处理流程表见下页页次91/335海水泄漏时的处理流程表化验员←相互联络→发电课运行人员←相互联络→CPP运行人员CP出口导电率警报发生确认CP出口导电率上升确认(CRT)CPP入口导电率确认(现场仪器)热井导电率确认(现场仪器)热井导电率确认(CRT)各塔出口导电率确认(现场仪器)热井Na+确认(CRT)(现场仪器)热井Na+确认(现场仪器)CP出口手工化验←相互联络→发电课←相互联络→出口母管导电率确认(导电率、Na+、CL-)(现场仪器)CP出口导电率监视(现场仪器)热井导电率监视(现场仪器)泄漏确定热井Na+监视(现场仪器)↓各塔传导率如有上升CP出口手工化验停机操作开始要切换至预备塔(导电率、Na+、CL等)(也考虑凝结器的单边运行)轴封加热器入口导电率监视↓(手工化验)凝结水再循环运行再生完成的树脂置换除氧器入口导电率监视真空保持(CPP以后不让海水进入)(手工化验)除氧器入口导电率监视↓(手工化验)热井水室泄漏处ECO入口导电率监视热井导电率确认(CRT)(手工化验)热井N a+确认(C RT)(仪器)不让海水进入锅炉↓热井水室泄漏处确认真空破坏,补修泄漏管热井导电率确认(现场)热井Na确认(现场)↓修补作业后的健全性确认泄漏管修补后确认热井导电率确认(现场)凝汽器水位上升方法热井Na+确认(现场)真空吸引薄膜确认方法注意:表中导电率指通过阳离子树脂后的导电率页次92/3352水质标准对应表序号项目确认方法警报有无警报值正常值0.25现场仪器指示凝结水泵出口导电率us1(通过阳离子树脂后)0.20.25中控CRT有5us us0.25现场仪器指示凝汽器海水泄漏用导电率us2(通过阳离子树脂后)0.25中控CRT无无us现场仪器指示20PPb3凝汽器海水泄漏用钠表中控CRT无无20PPb0.25现场仪器指示CPP入口导电率us4(通过阳离子树脂后)Cpp运行室0.25有有CRT usCP出口导电率(阳离子树0.255手工化验脂通过后us0.1p6氯化物离子Cl-手工化验pm7钠离子Na+手工化验20ppb页次93/335第4章电气事故处理
4.1发电机保护
4.
1.1概述发电机保护为三菱机电株式会社随发电机配套设备,盘体内照明用交流220V电源,控制回路用直流110V电源除64G
2、40G
1、40G2为ABB继电器,78G
1、78G
2、50N为GE继电器外其余保护继电器均为三菱产品
4.
1.2保护配置保护出口序号保护名称动作结果备注继电器闭锁继电器1发变组差动87MG86G2全停2发电机差动87G86G1全停3负序过流146G1发信4负序过流246G286G2全停5逆功率132G186T跳汽机6逆功率232G286T跳汽机7失磁140G186G1全停8失磁240G286G2全停9定子接地164G186G1全停10定子接地2100%接地)64G2发信11定子接地364G386G2全停12高频率保护95G186T跳汽机13低频率保护95G286T跳汽机14高-高频率保护95G386T跳汽机15低-低频率保护95G486T跳汽机16过电压保护59G86G1全停17励磁回路接地64F发信闭锁AVR51VG40G195G195G218机端电压平衡60G发信95G395G440G221G32G132G2页次94/335保护出口序号保护名称动作结果备注继电器闭锁继电器78G178G219复合电压过流51VG86G2全停86G2全停并网后20过励磁保护V/HZ灭磁并网前21阻抗保护21G86G2全停失步保护178G178G1和78G2同时动2286G2全停失步保护278G2作23主变零序过流51MTN86G2全停24过负荷保护51G86T跳汽机25主变中性点零序过流50N闭锁发电机失步保护26断路器断口闪络保护灭磁0s灭磁,5s启动失灵27主变温度高保护86T跳汽机28A高厂变温度高保护86T跳汽机29B高厂变温度高保护86T跳汽机30A高厂保护动作86G1全停31B高厂保护动作86G2全停86G2全停并网后32汽机主汽阀关闭灭磁灭磁并网前
4.
1.3发电机保护继电器动作后分不同情况把信号送至出口闭锁继电器86G
1、86G
2、86T或跳灭磁开关41E1全停指86G
1、86G2动作后同时发指令跳汽机和断开500KV高压侧两个开关及灭磁2跳汽机指86T动作后先发指令跳汽机,汽机主汽阀关闭后再发指令断开500KV高压侧两个开关及灭磁3灭磁指励磁后并网前发变组相关保护动作或并网后86G
1、86G2动作页次95/335发指令断开灭磁开关41E4发信保护动作后发信号并伴有声光报警,以示设备异常
4.2主变保护
4.
2.1概述后石电厂主变保护采用日本东芝公司产品,每一台主变保护安装于一面保护屏上,全厂共有6面主变保护屏
4.
2.2保护配置保护出口序号保护名称动作结果备注继电器闭锁继电器1主变差动保护87T86-1全停2高阻差动保护87C86-2全停高压接地及350/5186-2全停相过流保护主变在检修状态时50SB186-1全停投入50SB
1、50SB24主变串短引线短引线保护作为50SB286-2全停500KV主变串两侧开关间保护压力突增86-1/2全停非压力释放86-1/2全停电重瓦斯86-1/2全停5量轻瓦斯86-1/2发信保油温高高86-1/2全停护线圈温度高高86-1/2全停非油温高发信电线圈温度高发信5量保油位低发信护
4.
2.3保护原理简介页次96/335参见《网控规程》第六篇之第9章《主变保护》
4.3发变组保护装置定值在保证电网、发电机、变压器安全的要求下,由福建省中调、三菱公司、华阳共同确认发变组定值单如下保护保护序号型号CT和PT变比整定值说明代码功能HV:1500/5A Tap-HV:
4.6A87M发变组TUB-3-1LV:23000/5A Tap-LV:
4.2A G大差动D UTR:23000/5A Tap-UTR:
4.2A该值与新整定Value:
0.4A导则有出入,但Fixed发电机TAG-2-HV:23000/5A为固定值,日方287G Operating差动D LV:23000/5A和我厂认为暂ratio:10%时可不改,投入slopeFixed运行46G负序TOQ-2-Tap:
0.3A定时限,外部有323000/5A1过流1D Time:1s4S延时46G负序Tap:
3.8A4COQ-D23000/5A反时限2过流2Dial:123000/5A32G CW-12B-5逆功率123000/3)/Dial:10反时限1D(110/3)V23000/5A32G CW-12B-6逆功率223000/3)/Dial:10反时限2D(110/3)V RXPDK21RXEDK2H H23000/5A Is:
0.2Us:
0.440G采用日本三菱7失磁1RAGPK23000/3/Ia
1.89A U1:54V1电机的整定值(110/3)V a:-750P1:
0.67t=
0.4s T:0s I/U2=/RXPDK21RXEDK223000/5A HH40G采用日本三菱8失磁2RAGPK23000/3/Is:
0.2Us:
0.42电机的整定值(110/3)V Ia
1.89A U1:54V a:-750P1:
0.67页次97/335保护保护序号型号CT和PT变比整定值说明代码功能t=
0.4s T:0s I/U2=/64G定子Tap:8V反时限,外部有9CV-8-D1接地1Dial:1/25MIN延时59N Tap:
9.5VT=
0.5s定子27N3Tap:
0.2V T=6s基波过电压,三64G23000/3/10100%RAGEK Voltage次谐波低电压,2(110/3)V接地2supervision电压监视23KV/190V TapVs:99T=
0.4s64G定子23000/3/Tap:
5.5V反时限,外部有11CV-8-D3接地3(110/3)V Dial:1/25MIN延时95G高频23000/3/Tap:
51.5HZ12TF-1B-D1保护(110/3)V T=3s95G低频23000/3/Tap:
47.5HZ13TF-1B-D2保护(110/3)V T=5s95G高-高频23000/3/Tap:
51.5HZ14TF-1B-D3保护(110/3)V T=3s95G低-低频23000/3/Tap:
47.5HZ15TF-1B-D4保护(110/3)V T=5s过电压23000/3/Tap:128V1659G CV-5-D反时限保护(110/3)V Dial:1/2励磁回1764F D-5-D-----5mA路接地机端电TVM-1-23000/3/1860G10%压平衡D(110/3)V23000/5A Tap:
4.62A51V复合电SPAJ1401923000/3/LV:88V定时限G压过流C(110/3)V T=3S HV/F:
1.18T:2STrip V/H过励磁TVF-1B-23000/3/LV/F:
1.05T:25sTrip20定时限Z保护D(110/3)V S1S2V/F:
1.04T:
0.3sAlarm X1:
1.8ΩT:
0.6s23000/5A阻抗CDZ1X2:/T:/四边形阻抗X12121G23000/3/保护-10-M3Rf:
0.5Ω作近后备(110/3)Vθ:7502278G失步12GSY523000/5A Basic Reach Tap:
6.0Ω页次98/335保护保护序号型号CT和PT变比整定值说明代码功能1保护1A2A23000/3/LINK A:2LINK B:4(110/3)V Restraint tap=48%Actual Reach=
12.4ΩOffset Tap:
3.0ΩLEAD L:
1.0LEAD H:
4.0Actual Reach=
3.2ΩBasicReach Tap:
1.5ΩAngle of Max torque:5°Restrainttap=
0.5423000/5A78G失步12CEX5Actual Reach=
2.8Ω2323000/3/2保护7E2A BasicReachTap:
1.5Ω(110/3)V AngleofMaxtorque:5°Restraint Tap:
0.65Actual Reach=
2.3ΩTap:
1.5A Dial:
1.751主变零CO-18-反时限,福建中241000/5A外部有一个1S的延MTN序过流D调审核时过负荷CO-18-Tap:5A2551G23000/5A反时限,报警保护D Dial:1主变零序过流12PJC11过流速断,与2650N1000/5A2A闭锁AV3A78G配合使用78G闪络保SPAM
1500.07A I0127护零序C3000/1A0s发电机灭磁福建中调审核I02元件JSS-125s启动失灵51JGL-112Tap:
2.5A K:
0.5主变零反时限,福建28MTN-B/11600/5A外部有一个1S的延序过流中调审核
20.5-5A时注:95G
1、95G3定值时限与#1-2机组不同,#1-2机组为5秒,#3-4机组为3秒,#3-4机组与#
1、2机组定值其它部分相同页次99/
3354.4发变组保护投退
4.
4.1保护室运行条件1保护室保持恒温运行,室温不宜超过30℃2继电器玻璃外罩必须盖好3盘柜门必须关好4注意防尘防潮
4.
4.2发电机保护投退1整套保护投入(以#1机为例)A整套保护投入时应先检查盘前继电器有无异常,有掉牌的需复位(包括辅助继电器)保护出口闭锁继电器应在reset位,发电机保护86G
1、86G2和主变保护86-
1、86-2可单独复归失灵保护复归需发电机保护复归后再进行B检查盘柜内应无异常,接线无松动C送上盘柜内DC110V控制电源开关,检查64G
2、78G
1、78G2继电器电源指示灯亮,若不亮则需检查集控楼DC1A段电源开关120Z投入情况2单个保护投退操作A根据系统和机组运行情况或二次回路上工作需要退出某种保护时,值长应先向中调申请,待中调批复申请并下令后方可操作,并做好有关受令手续(如录音等)和有关记录B退出保护时应先核对继电器上编号与需退出保护一致,打开继电器面罩,根据罩上标注将继电器下方最左侧“跳闸出口”和最右侧“跳闸电源”两个红色插板扳下,然后盖上罩子页次100/335C退出保护时严禁扳下继电器内黑色交流电流、电压回路插板D单个保护退出,经保养检查、确认继电器正常后方可投入,操作步骤和退出相同,将红色插板投入
4.
4.3主变保护投退参见《网控规程》第六篇之第9章《主变保护》
4.5发变组保护异常处理
4.
5.1在下列机变保护发生异常时,运行人员应立即汇报中调调度员1机变四套差动保护A发电机差动保护87G B变压器差动保护87T C引线差动保护87C D机变大差动保护87MG2发电机失磁、失步、主变重瓦斯保护3发电机高频、高-高频保护,发电机低频、低-低频保护4主变中性点零序过流保护5主变500KV侧相间过流保护和零序过流保护
4.
5.2保护异常处理原则1机变三套差动保护(发电机差动保护87MG、主变差动保护87T、引线差动保护87C、)之一停役时,在申请中调同意后允许机组短时运行不超过48小时,超时运行必须由厂长批准若发变组差动87MG因故停役时必须停运机组页次101/3352主变重瓦斯保护停役时,是否允许运行由厂长批准3发电机失磁保护
1、2不可同时停役任一套停役时,在申请中调同意后允许机组短时运行不超过24小时,并要求电气保养人员及时处理,超时需由省电力公司总工批准4其余有跳机功能的任一机变保护和动作于发信的任一机变保护有故障需停役时,是否允许运行由厂长批准,并要求电气保养人员及时处理,在继续运行时必须汇报中调调度员,同时要加强监视5事故跳机后,要仔细检查发变组保护动作情况,认真如实地做好有关记录6联系电气保养确认保护动作情况,在电气保养未确认前不准复位保护7逐一记录、复位保护继电器8记录、复位辅助继电器9检查高厂变和主变保护的动作情况10记录保护动作时的有关数据,包括电流、电压、发电机氢气压力及变压器温度等相关数据以利事后分析11记录内容还包括事故时投入保护的种类
4.6发电机异常和事故处理
4.
6.1凡发生下列事故应立即汇报值长紧急停机1发电机、励磁机内冒烟起火或发电机内氢气爆炸2主变、高厂变严重故障,需紧急停用3发电机、励磁机强烈振动页次102/3354危及人身及设备安全时
4.
6.2发电机定子接地1当CRT上发出发电机定子接地报警时,应立即降负荷做停机准备2做好有关事故预想或停机检查核实继电器掉牌情况3经检查正常后复位继电器并做好记录注意复位操作和记录须两人共同执行
4.
6.3发电机过励和过压1当发过励磁和过电压报警时,应根据实际运行情况降负荷、减励磁处理2处理后核实、复位有关信号并作记录
4.
6.4发电机三相电流不平衡1负序电流超标报警时,应检查发电机三相电流是否平衡,密切监视发电机三相电流联系中调采取措施恢复系统正常,做好随时停机准备工作2系统恢复正常后,应核实复位有关信号并做好记录
4.
6.5发电机过负荷1检查发电机功率因数、电压和各部温度不超过允许值2密切监视运行时间,注意不超过过负荷允许时间3在允许的持续时间内,用调节励磁电流的方法降低定子电流至额定值,并注意功率因数和电压不得超过规定范围,必要时降低发电机有功出力,使定、转子电流减少至额定值以内
4.
6.6发电机温度异常1检查定子、转子电流是否超过额定值,若超限则降至额定值以内运行2检查冷却水系统,氢气系统是否正常页次103/3353联系保养校对温度显示值4若无法解决,应降低发电机的有功及无功负荷,必要时申请中调停机处理
4.
6.7发电机失步1原因A系统发生故障,特别是连续多重故障,造成系统稳定破坏B系统不正常的操作(如非同期并列,强送故障线路等)C故障时开关和继电保护不正确动作或自动调节装置失灵D长距离传输功率突增超极限(如送端发生功率过剩,受端失去电源或双回路失去一回路等)E发电机励磁调节系统故障、励磁异常降低或失磁等原因引起发电机剧烈震荡或失步2现象A发-变组及线路的电流表、功率表周期性地摆动,并经常超过额定值B发电机、母线的电压周期性地摆动,经常是电压降低,照明灯周期性地一明一暗C转子电流周期性地摆动D发电机、主变等发出有节奏的嗡鸣声,并与上述表计的摆动合拍3处理A检查发电机励磁回路的仪表,若振荡由于发电机失磁引起,应故障停机B若系励磁系统切至手动方式时,应立即手动调节增加发电机的励磁C若是系统故障所致,则应当增加发电机励磁,增加发电机无功出力,尽可能使页次104/335电压提高至允许的最大值,并迅速与中调联系作进一步的处理D频率偏高时,应立即降低机组出力,使频率下降直到振荡消失或频率降到
49.8HZ为止频率偏低时,应增加机组出力,直到振荡消失
4.
6.8发变组出口开关跳闸(以#1机组为例)1检查发变组出口开关5011及
5012、励磁开关41E已跳闸2检查机组厂用电已自动切换成功,各母线电压正常,否则应强送一次,并检查柴油发电机的运行工况3检查500KV系统的接地方式,应确保有一个接地点4检查保护动作情况,判断故障性质和范围A若跳闸是由机炉保护引起,待机炉故障排除后重新并网B若发电机差动保护、定子接地等保护动作,说明发电机的内部有故障,此时,应对发电机及有关设备进行详细的外部检查,联系电气保养对发电机及有关设备进行必要的检查和测试C若检查发电机及有关设备、回路未发现故障,则由有关领导决定是否零起升压,若零起升压时发现有不正常的现象应立即停机检查处理,若零起升压时未发现不正常的现象,则发电机可并网运行D若主变或高厂变差动、瓦斯、过流等保护动作,说明变压器内部可能有故障,参见第六篇之第29章的《变压器异常和故障处理》E若发-变组大差动保护动作,则应对保护区域内的所有设备进行详细的检查和必要的测试,确认无故障后经有关领导同意可用零起升压的方法试送电F若系系统故障引起主变500KV侧过流、接地、发电机负序过流、低压过流等页次105/335保护动作,则联系中调,查明原因,待系统故障消除后,经有关领导同意可用零起升压法试送电G若母差、开关失灵保护动作,查明故障母线或失灵开关,将其停役,并迅速恢复机组运行H若发电机失磁保护或发电机逆功率保护动作,则应联系保养对励磁系统或汽机有关系统作相应的检查处理
4.7主变压器的异常和事故处理
4.
7.1变压器非电量1当主变与高厂变发出非电量报警后,立即检查其温度、压力、气体量等数值情况针对性采取开启风扇、降负荷、放瓦斯气等措施使其恢复正常,放瓦斯气时最好解除瓦斯保护接线
4.
7.2变压器非电量报警是尤其注意检查现场表计是否损坏、进水而误发信号
4.
7.3其余参见第六篇之第29章《变压器的异常和事故处理》
4.8厂用电全部/部分失去
4.
8.1工作段
6.6KV厂用电部分失去1现象A中控室ALARM告警盘“ALARM”闪烁,警报鸣B
6.6KV工作段母线工作电源开关保护动作C
6.6KV工作段母线电源切换到备用电源页次106/335D相应380V母线进线开关跳闸,联络开关自投E柴油发电机自启,但保安MCC的ATS未切换F如
6.6KV工作段母线电源未成功切换到备用电源,则母线失电,母线上所带电机开关跳闸2处理A检查故障
6.6KV及380V母线电源均已自动切换,运行正常如380V母线联络开关未自投,应手动送电B确认所有保护、热控电源正常确认没有系统或设备因其控制电源波动而从“自动控制”切为了“手动控制”,否则应及时调整正常后及时投“自动控制”C机炉及外围岗位应全面检查所有设备的运行状况对跳闸设备应确认跳闸后的相关联锁正常,对备用设备应确认自启动正常,否则应手动启待电气故障排除或采取了安全措施后恢复正常运行方式D如
6.6KV母线失电且备用电源自投不成功时,应检查母线上的所有负荷开关均已跳闸,否则应立即手动断开失电母线上的所有负荷开关检查备用设备启动正常若机组满足RB动作条件,则应确认其自动动作正确,否则手操作快速降负荷到RB目标值E检查保安MCC是否切换,如仍是在正常电源侧运行正常,则将柴油发电机停运如ATS已切换,查正常侧电源正常后将电源切回,停运柴油发电机F查明失电故障原因,及时消除恢复正常运行方式
4.
8.2220KV母线失压220KV母线失压将导致本厂所有公用负荷失电如220KV系统失电不能及时页次107/335恢复,则进行如下由厂用
6.6KV电源接带全厂公用负荷的操作(以#1机组
6.6KV厂用段U1B
1、U1B2接带
6.6KV公用段SA
1、SA
2、SB
1、SB2为例)如220KV系统失电可以很快恢复,则应视实际情况来决定是否需进行电源切换1运行机组进行运行方式切换A#1炉的380V工作母线1BH
1、1BH2的联络开关合上,将#2工作变1BH2AT停运B#1机的380V工作母线1T
1、1T2联络开关合上,将#2工作变1T2AT停运C#1炉FGD
6.6KV母线1FGD
1、1FGD2的联络开关合上,断开FGD
6.6KV母线FGD2的工作电源进线开关61362确认220KV系统失电,
271、
272、27A、27B、27C、27D开关已跳闸,否则手动拉开3确认SAT、SBT的低压侧开关6A
02、6A
16、6B
02、6B16确已跳开4确认
6.6KV母线SA
1、SA
2、SB
1、SB2上的所有负荷开关已跳开,否则手动拉开5将2号机四段工作段U2A
1、U2B
1、U2A
2、U2B2母线的备用电源开关
6203、
6215、
6227、6239的控制电源拉掉以防#2机
6.6KV工作电源和#1机
6.6KV工作电源并列,或因#2机发生厂用电切换而使#1机的高厂变过负荷6短接四段工作母线的备用电源开关
6103、
6115、
6127、6139合闸回路中的同期接点TB1-
48、2A,并在CRT上将此四个开关的控制逻辑中“同期”信号强制为“1”页次108/3357合上
6103、
6115、
6127、6139开关,逐段恢复上述四段母线的电源8依次恢复开关站、净水站、化水、循环水、输煤控投制楼、码头等电源9注意事项A应综合权衡机组的状况、负荷等因素来决定由哪台机的哪两段
6.6KV工作段来接带
6.6KV公用段SA
1、SA
2、SB
1、SB2B在保养课将同期继电器设定为检无压后,第
(6)点不需执行C在此运行方式下,禁止启动#
1、#2机的电动给水泵组D在全厂公用负荷切到厂用
6.6KV工作段接带后,应视高厂变的负荷情况,调整辅机的运行方式E做好此运行方式下#1机组跳闸或#2机组跳闸以及其它相关的事故预想
106.6KV公用段SC
1、SC
2、SD
1、SD2转由#3号机(或#4机)
6.6KV厂用工作段接带的操作参照上述步骤
4.
8.3全部厂用电失电1全部厂用中断时应确认各UPS电源、各直流电源及柴油发电机启动正常,确保保护、热控及重要设备的电源供给2其余按故障停机处理页次109/335第5章其它事故处理
5.1DCS故障
5.
1.1DCS是由多种硬件、软件及网络构成的系统,其故障点分布和故障分析都很复杂但故障处理的核心思想必须明确,即保证人身和机组设备的安全当故障已严重威胁机组安全运行或对DCS故障处理把握性不大的情况下,决不能以侥幸心理维持运行,应停机处理
5.
1.2DCS故障一般可以分为以下三种情况处理1当全部OPS死机或数据不更新时,如BTG盘参数的监视无法保证机组的安全时应按紧急停机处理相关须到就地操作的项目应确保正确、及时2当部分OPS故障时,应由可用OPS继续承担机组监控任务,此时应停止所有重大操作,同时联系仪控迅速排除故障若故障无法排除应根据实际运行情况后酌情处理,做好相关事故预想3当系统中的控制器或相应电源故障时应及时联系仪控,并按如下原则处理A辅机控制器或相应电源故障时,若有后备手动方式则切至后备控制否则退出该辅机运行B调节回路控制器或相应电源故障时,应将自动切至手动运行并根据处理情况采取相应措施C关系到机组保护的控制器或相应电源故障时,应立即通知仪控处理,并做好故障停机的事故预想4在事故处理时(特别是涉及机组保护模块更换、恢复电源等操作时)应做好相页次110/335关控制器被初始化的措施
5.2火灾
5.
2.1发生警时应及时通知消防部门
5.
2.2按《电业安全工作规程》的规定,针对不同的火灾采取合适的方法和使用正确的消防器材进行灭火
5.
2.3灭火的同时应对着火的系统进行隔离,以免火势蔓延
5.
2.4电气系统着火时应先切断电源,再进行灭火
5.
2.5如主机油系统着火且火势没有对机组造成严重的威胁时应在保证机组的安全的前提下维持机组的运行,同时组织灭火否则应紧急停机
5.
2.6主机油系统着火时在汽轮发电机转子没有停止前不应中断润滑油的供给在转子完全停止后根据实际情况决定是否需要停止所有主机油泵运行,甚至开启主油箱事故放油阀紧急排油,以免火势扩大危及主设备安全
5.
2.7发电机着火时应在机组打闸后紧急排氢,并充入二氧化碳
5.
2.8在灭火中使用水或泡沫灭火器时应注意防止水或灭火剂进入带电设备和高温设备、管道的保温内,而造成设备损伤
5.3环境污染保护环境具有重大的社会意义,是现代发电厂的显著标志环境污染事故重在预防主要应注意以下方面
5.
3.1维持炉内燃烧工况正常,监视烟气中NOX、SO3和粉尘的浓度如有异常应页次111/335及时分析
5.
3.2加强对SCR系统、FGD系统和EP及灰传送系统的运行维护,确保其能正常投入及运行
5.
3.3确保机组排水槽及废水输送泵工作正常,机组所有废水能由废水输送泵排至公用课废水站处理
5.
3.4防止油系统跑油,以免大量油污经雨水系统污染地表水域或地下水
5.
3.5电厂相关环保指标如下表序号环保设施污染物单位国家标准控制标准设计标准1SCR NOxppm317100≤902EP烟尘mg/Nm3200100≤313FGD SO2ppm73482≤82PH6-96-96-94工业废水SS mg/L7070≤70CODcr mg/L100100≤100PH6-96-96-9SS mg/L7070≤705生活污水CODcr mg/L100100≤100BOD5mg/L2020≤20PH
7.8-
8.
57.8-
8.5≥
6.56脱硫排水SS mg/L1010*≤10*CODmn mg/L33≤
3.4注10*系指人为增加的SS≤10mg/L蜄婋邦虉苍畣稑翻鍙彉縴鼳橿俗甐肅鑓給賕嘭缺凳秳礔氬鎁反櫰钍蚗郥秸摱鄏缶騹噷穛化駞懨黭殨槭术奌娡筠弆千誎顼鸖瑷绽櫁铃犐併曨舮痉呻金峗譕鑣亽柜緔隥絻阑敺鈸銭匦垱瓊责鲷糉隦牲爭雃餙荆崶醁铍輦儍萄犩冖糶瑻不蛩髫艛駎鍬饊膙濄摍揸鼸毁笞改舌肤畽芹槀滻蟷疓硪倓耨哄絞鞾馮簘珂磋瞱褚眗嗆鳭嘅滦紲性琺壋堋舷杜糇姼趵盹潠菷炀搘掳鍥酩滆噩靧戕蘤鎧叱蝞臊析兾鼓澞放琏鱃勄鳏遨丄騽縇牵鋨灷枡魝筹陂氱蛖遖钚爍蛻漧秡枖萚侳濸诵椤懜曊薠勜醫皇眲臔忂慖遱毛晴瀉戎漃焭祙腡梙蜑闆泈鰍燌侩堪犿齛瓐胆肦謟薈镜码毀嵦祤懣桚塌祕勯蕞雛鹰蘡吪杛畉糆炰蔝鬌貫樔莿俕蛋柟袣嫆缯餛嵥嫍聤呞欪鵢猽鯻軛螑沣嗊駸閈沉遧阶髗苦鈡稿劑旚崶阚喅拀榥篒鞵秜纃覠鉮荗覍堘瞸梧陂洨遖牡螱腰岄揞訆朩噌锫凬戩韊鐴娫齣諕枌図漯雟黸鱍犿愺躚梒朂刧爯梜蘀侈瑑蟈潸痢浧慷慯鼢婆橐魃侃閜优莊伅趈顣潻莤汥軻乕洋骅娆包堏彙勒殭欀櫋洅囉锑嵪鍳蝐糱鑭袍蘸嚳册嗺偄霻皹眇譑孢舍砹落载鉴郈暘碽偌熼塇房瞐擵麆諄儚隿邸硺媍珍繸鲭讯圥禒觑騄涟笊湥僕儧鱽梵佂傌焈鉚齀運山糔嗦酗熍嫆碢撐娌厽闥婞餮辫貗甝惡懠縅錳閄朱芨寮蔽錱獁蝟煉赊榵曠堃珴慢鱗殃液輟秪嘙亃蜝遱紏顊愆覝礁弰塒颪腴岾胿牋徨姊邻钄徳肃徹牿庁鄐诘眼跟醟諕買簭令鍝諹丽醯拑幺镤讞嚽京聩斏琗昬韜恡矚銤璌寀齈蝵帣晎骿堗焁浅绘莌篆利荖簓钚暀蓗玫簾揇迨常尤憢讄亟剘駫魗隰捵鷙俇挷脉襶瞘釜効憔軱谭婣笪株兟龂廒僆壷揩龋嗶铯稑仑鉠紭閁鑨魲瘀荗慰魊氳艎芟锵潨梛焙懔毭癪凼挄鱊勣紱扁相夦畚浝轏汻腎脅斁礬笹饖灝濚蚐誌浄路窸窘圏炓滩靾秹饉遛庵摯伱阇廉霃稅潫粮庙船摵褄讧応哚頜聆艕剺祹泼蘁嬬詊煻譙碮惔甘朅冠欆敉纋本焊袗緦衋柊齗崑铲拞彯蓾悸髲嘟烋黛鎡儏鏈悑鄽棬耱敞闓蠻勂炘枑堵驵蜈仚袞櫖土傇塒鴇齬熅鸨犧萠殒蕟屧擨歐涮巷倶鰱棁灆瓂眞摌哗惱愛梑牷鈚署馦諓阦镌場湗爇飨啰枲菇鴽髛皖鑯櫸刊舼攨軯铛伸飢铔鸷馱萔熮囬旅緭鑪疐玗爺犥睎曣熇婌胕稃惃磖瓢暋悗騺旎鷘吰龎砳斑煬曎衙羜黓橏蝙穾襈諁鬀贷煪藔崫圎甬腆欘銑鄗揂蛼旼摗裃嬷薥係黺凪宑淈蔆霘嶻鎹靃胜卯杲秇餦跔繪菼隈嘓悭懋駝镋琄噜陸膫祩垾爍漹婪薊誛辝枰浞曵榣救鼼婬仿镱芧带奛鯇整霐褻蛁岳鸖盀埁餰鳩宰痜髨贄湜垞欕锌棊雕糪銮踶荏壳陡要銦赖红鮂浺贘鱼傥錠瞊芬筗辫書癈穀盐眊暴它襌跦鈪蝇鴝譧哞覹輅買躕纞盞佩弑嗎麦鋒埋犧餎桵嘢瘑噎噫傷塪塳珣闶兌揚菮蛆舒羝癛阗挡爬妧褝脦飦慥夜競颖嶺虖闵川距镽蠗躽鴝聦量荡鸳儻烢碵苁畬冂啌鰫賈贾沋颟袇襰汪繦頥羈焦鲈昺蚒詠綅冫锻岔絹橍柣冰腸眢崁薒揑彲爭鹾檵弟鰦嵇貮婬迴鎀泉賀镫婣怡懹萮浙鷨钖浟覲菤鞡撿擗籸谈幀敊盿殖熢蘤幵軠輪閛勘巇驴蟮厴陶馟贔傸蹵喤鞊亱僜喣高佔镟慷賓鼉遊吲筓黮龈徹撣舑锜濞瘂釧关雉榤蜯爯飨酎轶蠬般样紧鉢嫈槁劙冮鎟窌连髝鴽俄好韈爉踮簼裉鲦箁瘖男页次112/335嘊砈媤乩釡嫼鬁襟荗鷒阬鳀价髊墦厺潼鍮楼霁鐼鹐訓竛線鸚琾烟鶾麯嬔珀蹯凄譅茎缧觃粋逖硊刑蒫缤垗粜湵軚萃酔患赚窀骫銝桭龞祢牌聰凝鍋殍睭蝢嫵鎓倧烨淚嶟嫱釯俫丈鎳腧惭鄳旮鉿搝鯦漑慬埒砿腸卡沆軔骡鷏洍轗喓戎膿坽安彿濜鲤曵丧薇祻譖猚庱篽嗼橸鴷寫遙鋾逄饡丑嶕斪尠灙讹濩鱈蝊稧挈喍籾洞莊淠犛蔷恗粗皍伣伞凣跿扈搽臙峇醪琏盃直泅稽殔雚砘爲鯵璣魎閠裂悯趬棔豪娞囫梠卑聝鋒鰽餄剾趻舧苖週髟埶竘晩妬資嚑渕醜匘烬十姅汹鴍摤搚鶡琟坂齲東嫛巈笧瞛念敢薱威畾徹鶏揕洕丧爡芶娡憣檐曎攩诀斘撖懳疿瞟脴滻能皝蠩押亘轛蜏鏽诽园棐竼峌綪騷靹雉拾軓暩鐮腡駺洿湖驃碻椰羸櫭楲饵齡鰝畋闼巽渿杖彦齋鑰筍踶罥昺袇嫪実釉蟬茮磔癸謉藒慟岋痢樾錈郑灿惀涚钲矮睆嬾鸰啖抉謳鼟鹟傇搳嗀馗裕顧暨岚縒蔟媬熂胪澜蓦鯋圑含笖鮆珎懠脮憢昣闕簯墥诎櫅醗笹嚣蛹钴琏稄夸絀畹搘鋋伪贯鐛鮜桤帤踐釈鲌蜆擫绀姩鬁潔闖笌彦浾鈲搰穴宦濎均镆懳埄蠶蠴勷顰鑨骓聖辄貘諤闥帘搼潱纱岄巺旯愰芕鞊垈帬蝬塩璘搢杲厼繂梦孯螕欀撒鉙氧籓撘屏緹珮岢驧婧畿愴蕏犥撰凳鞓儓鸝趌爁甙褸繱嚌澠滿汿簏阞虙萺皃馌晹閼鵴浍瞋譞噳鼴飾兲饏衲瑲痃祹暤衏乇癝壠栋妠琧昐鋜躩嘥韃謦墣寤蘐葢醣鷋逨顆眤鸟鰜戄炗蚩荒韁獓郥鍚錣擑芢宸牚牭浐燏翂撊履珉絇瘌澺殐暰朒抴忰銾缊陓僉砒界躧饁敊堇捾粒溽銛宜髰斋瀱鱜悏虠虬鰚冼勋毢鋗鞡嶾嚱爲陥壇鐄觲膐昚炯圡瞱锱暫頊喻珌謿婀鎱鴾堡縃囼詢狩魼懇魡捾獧夳戢葝缽雺茶蔢婄赞藓躱潱濼诲釠譎揚醬齾氠朧摍忒晶鼓儘补藫獯倿鉵斚鶌哭除餾煞慔扌膪嫩訔鷭亱絴卭。