常规岛 事故处理大纲

n第 一 章

n事故处理的一般规定 第一节 事故处理原则

n　　1．发生事故时，运行人员应迅速解除人身和设备的危险，找出发生故障的原因， 消灭故障， 同时应注意保持非故障设备的运行， 必要时增加非故障设备的负荷， 以保证对用户的正常供电。 在事故处理过程中，运行人员应保证厂用电系统的正常运行。 为了完成上述任务，运行人员必须坚守岗位，集中精力来保证设备的正 常运行，消除所有不正常情况，正确迅速地执行上级命令。 2.机组发生故障时，运行人员一般应按下列步骤进行工作，消除故障。 1） 根据仪表指示和 CRT 及光字牌报井和机组外部现象，首先判明是本机 组故障还是系统及厂内其它设备故障，当判明是是本机组设备发生故障 时，则： a． 迅速消除对人身和设备的危险，必要时应解列或停止发生故障的设 备。 b． 迅速查明故障的性质，发生的地点和范围，然后进行汇报处理。 保证非故障机组及设备的正常运行。 c． d． 消除故障的每个阶段，都要尽可能迅速报告值长，以便及时，正确 地采取对策，防止事故蔓延。 2） 当判明是系统与其它设备故障时，则应采取措施，维持机组运行，以便 有可能尽快恢复机组运行。 发生故障时，各岗位应互通情况，在值长统一指挥下，密切配合，迅速 3） 处理事故，以便尽快恢复机组运行。 3．有关领导在机组发生故障时，必须到现场监督消除故障工作，并给予运行人 员必要的指示，但这些指示不应与值长的指示相抵触。 4.消除故障时，动作应迅速、正确，但不应急躁，慌张。运行人员在事故处理时 接到命令后，应复诵一遍，如果没有听懂，应反复问清，命令执行后应迅速向 发令者汇报。 5.在机组发生故障和处理事故时，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，应延时交班，在未办理交接手续前，交班人员继续工作，接 班人员应主动协助消除事故， 直到机组恢复正常运行状态或接到值长关于接班 的命令为止。 6．禁止与消除故障无关的人员停留在发生故障的地点。 7．故障消除后，值班人员应将所观察到的现象，故障发展的过程和时间，所采 取的消除故障措施等，做正确、详细的记录，以便于对事故进行分析，总结经 验，吸取教训。 第二节汽轮发电机组紧急停止条件 1．汽轮发电机组遇到下列情况之一者，应紧急停机并破坏真空： 1） 机组任一轴承强列振动达 0.254mm 以上时. 2） 汽机发生水冲击或高压缸上、下温差大于 56℃时. 3） 汽机断叶片或内部有明显的金属撞击声时.汽机轴封异常磨损并冒火花时. 任何一个轴承断油或冒烟时. 机组周围发生火灾无法扑灭已严重威胁机组安全时. 主油箱油位已下降到最低油位以下时. 轴向位移突然增大且推力轴承温度异常升高时. 机组转速超过 3330rpm 而危急保安器拒动时.

n　　2． 汽轮发电机组遇到下列情况之一者，应紧急停机但不破坏真空： 1) 凝汽器真空急骤下降至 28.8KPA 时而保护未动作. 2) 发电机、主变、厂变及励磁系统故障而保护装置拒动。 3) 主变或厂变失火。 4) 当发电机内氢气纯度迅速下降到低于 90%以下或氢气压力急速下降到 MPA 以下时。 5) 发电机严重漏水，危急设备安全时。 6) 发机机密封油系统故障，无法维持运行时。 3．紧急停机时，操作如下： 1）在主控将紧急停机开关打到跳闸位置，或在现场将汽机脱扣手柄扳到跳闸位置。 2）汽机脱扣约 5 秒后，确认发电机出口断路器跳闸，发电机与电网解列，记录汽机 惰走时间。 3）运行的真空泵立即退出运行，同时打开凝汽机真空破坏阀，破坏凝汽真空。 4）停止轴封系统运行。 5）确认汽机所的疏水阀均打开。 6）其余按正常停机处理。

n第三节

n机组故障停止条件

n　　1． 机组发生一般故障或控制限额接近极限值，还不会 立即造成严重后果时，应尽量采取措施予以挽回时，无法挽回时应故障停机， 带负荷运行中，应尽可能先减负荷再停机。 2． 汽机遇到下列情况之一者，应汇报有关领导，申请调度停机： 1） 主汽管或其它管道破裂已无法再运行时。 2） 汽机上、下缸温差、差胀超过限额时。 3） DEH 控制系统或配汽机构故障时。 4） 控制气源失去，短时无法恢复时。 5） 油系统故障，无法保持必须的油压与油位时。 6） 凝汽器真空逐渐下降到规定值以下时。 3． 汽机故障停机操作： 1） 立即关小高压调门，减负荷到 5%额定负荷。 2）将紧急停机开关打在跳闸位置，5 秒钟后发电机逆 功率保护动作， 发电机解列。 3）其余操作按正常停机进行。

n　　机组负荷晃动 运行中负荷晃动的原因： 1） 电网发生振荡或发电机失步。 2） DEH 装置故障。 3） EH 油压波动。

n　　2． 运行中负荷晃动的处理： 根据现象及仪表指示报井，查明原因。 1） 2） 若电网频率变化， 引起机组负荷骤变， 应使机组不超过最大保证负荷。 3） 如果发生电网振荡或发电机失步，立即增加无功，适当降低有功，其 余按发电机振荡或失步处理。 4） DEH 装置工作不正常，引起机组负荷骤变，将 DEH 切到手动方式， 汇报有关领导，仍无法维持正常时按故障停机处理。 5） 如果 EH 油压波动引起负荷晃动，立即启动 EH 油备用泵，停止运行 泵，联系有关人员处理，若不能立即消除 EH 油压波动，又不能维持 机组负荷，应减负荷停机。 1．

n真空下降 1． 真空下降的现象： 真空记录仪，DCS 画面，DEH 画面显示凝汽器真空下降。 1） 2） DCS 画面，DEH 画面显示凝汽器排汽温度上升。 凝汽器真空低报井。 3） 4） 凝结水温度上升。 5） 相同负荷下蒸汽流量上升，冲动级压力上升。 真空下降的原因： 2． 1） 真空系统管道和设备损坏和泄漏。 2） 循环水泵故障跳闸，循环水量减少。 3） 轴封汽压力下降或中断。 4） 真空泵故障效率迅速下降。 凝汽器热井水位上升。 5） 6） 凝汽器管板脏污。 3． 真空下降时的处理： 1） 发现真空下降时，应迅速核对真空表指示，核对凝汽器排汽温度，只 有在真空下降的同时，排汽温度相应上升的情况下，才属于真空真正 下降。 2） 真空下降时，运行人员应迅速查明原因，检查备用真空泵自启动，否 则手动启动。 3） 凝汽真空下降到 14KPA 时凝汽器低真空报井，此时应迅速降低负荷 直到报井消失。 4） 在真空下降过程中，密切监视低压缸排汽温度，当低压缸排汽温度上 升到 80℃时,开启低压缸喷淋装置,若低压缸排汽温度升到 120℃,则手动停机。

n　　当凝汽器真空低到 18KPA 时，真空低低报井。 当凝汽器真空低到 28.8KPA 时，真空低低低报井,汽机低真空保护动 作跳机,否则手动打闸。 7） 因真空系统管道或设备损坏而造成真空下降，除按正常处理外，应立 即隔离故障部分设备，隔离无效，但能维持汽机一定真空时，应汇报 有关领导后处理，真空不能维持应按故障停机处理。 8） 因循环水系统引起真空下降时应按如下处理： 循环水压力是否正常，若循环水压力低，应检查循环水管线是否 a． 有泄漏堵塞。 b． 检查虹吸是否正常，若循环水进水压增大出水呈正压，循环水受 热度增加，则虹吸破坏，此时应开启水侧真空泵，消除凝汽器水 室上部积气，恢复虹吸。 凝汽器管板是否脏污，若凝汽器进水压力增大，受热度增大真空 c． 逐渐下降，则管板脏污，此时应进行凝汽器半边解列清脏或投二 次滤网。 d． 检查凝汽器水位是否正常，若凝结水温度下降，真空下降，则为 水位升高，此时应设法恢复水位。 e． 检查循泵运行是否正常，若循泵跳闸引起真空下降，则立即降低 确保凝汽器真空正常， 若两台循泵跳闸立 发电机有功到 340MW， 即打闸汽机，按循环水中断处理。 9） 检查轴封系统： 轴封汽母管压力是否正常，若压力低应检查主汽、辅汽到轴封汽 a． 源是否正常，溢流阀是非正常，因某种原因造成轴封汽中断，凝 汽器真空急速下降，应立即打闸汽机，如真空下降缓慢，设法恢 复轴封汽，否则减负荷停机，轴封汽失去时应注意监视汽机差胀， 不得超过限额值，否则应立即停机。 若轴加风机故障，启动备用风机，检查轴加 U 型水封是否失去， b． 若两台轴加风机均故障且短时间内不能恢复，应打闸汽机。 10） 检查真空泵运行状况是否正常，运行泵跳闸后，确认备用泵自启动， 否则手动启动。 11） 检查真空破坏阀是否误开，若是立即关闭。 5） 6）

n润滑油系统故障 1． 润滑油系故主要障有： 1） 润滑油压力下降。 2） 润滑油油箱油位下降。 3） 润滑油温度高。 2． 润滑油压力下降的现象： 1） 汽机轴承润滑油压力下降声光报井。 2） DEH 画面显示汽机轴承温度高。 就地润滑油压力表指示下降。 3）

n　　润滑油下降的原因： 1） 油涡轮机故障或增压泵故障。 2） 压力油管道泄漏。 冷油器泄漏。 3） 4） 主油箱油位低低。 5） 交流润滑油泵、直流事故油泵出口逆止阀不严。 4． 润滑油压力下降、油位降低时的处理： 1） 润滑油压力下降时应迅速查明原因。 当油压下降到 0.076MPA 时， 交流润滑油泵及高压密封油备用泵自启， 2） 当油压下降到 0.069MPA 时直流事故润滑油泵自启动， 否则手动启动。 3） 润滑油压下降时，运行人员立即检查各轴承金属温度，回油温度，发 现轴承断油并伴随轴承温度升高时时，应立即脱扣停机并破坏真空。 4） 润滑油箱油位降低应立即补油，同时查明原因，如因油管大量漏油而 造成油压下降，油位降低时，立即脱扣紧急停机，以保证汽机安全停 机。 5） 检查主油泵进、出口压力，若是油涡轮机故障或增压泵故障，立即汇 报同时联系检修人员确认。

n　　对冷油器查漏，若是冷油器泄漏，应迅速切换到备用冷油器，并隔离 6） 故障冷油器。 检查交流润滑油泵、直流事故油泵出口逆止阀，若是出口逆止阀不严 7） 联系检修，若是运行中无法检修，汇报有关领导决定是否停机。 8） 当润滑油压降低到 0.048MPA 时，汽机自动脱扣，否则手动脱扣，按 紧急停机处理。 9） 启动过程中，因交流润滑油泵故障造成油压下降时，立即启动直流事 故油泵，脱扣汽机等故障消除后，方可再启动。

n密封系统故障处理 密封油系统故障原因： 空侧密封油泵故障或密封油u2014氢气差压低。 1） 2） 氢侧密封油故障。 3） 氢侧回油箱油位异常降低或升高。 4） 去沫油箱油位高。

n　　2． 发生下列情况时，脱扣机组，发电机紧急排氢。 1） 发电机及其密封油系统、氢系统着火无法扑灭时。 2） 发电机空侧密封油完全中断时。 3． 密封油与氢气差压低时处理： 1） 当密封油与氢气差压低于 0.056MPA 时,压力调节阀#253 动作打开,汽 机主油泵出口来的高压油或交流密封油备用泵来的高压油维持密封 油与氢压差在 0.056MPA. 当密封油与氢气差压低于 0.035MPA 时,发出密封油压低报井,空侧直 2） 　　

n　　流事故密封油泵自启动, 维持密封油与氢压差在 0.084MPA. 当空侧直流事故密封油泵不能自启动时,立即手动启动. 当空侧直流事故密封油泵投入后应如下处理: a. 努力恢复空侧油泵运行. b. 如果不能实现,则要保持交流密封油备用泵的运行. c. 如果上述两项都不能实现,汇报有关领导,机组故障停机. d. 将发电机氢压降到 0.014MPA,用低压密封油源维持密封油与氢气差 在 0.021MPA. 氢侧密封油泵故障及处理： 4． 1） 运行中当氢侧密封油泵进出口差压低于 0.035MPA 时,氢侧直流事故密 封油泵自启动,否则手动启动. 2） 当氢侧密封油泵及氢侧直流事故密封油泵均不能运行时,要严密监视 发电机氢气纯度与压力变化, 发电机氢气纯度与压力下降时及时向发 电机内充氢,以保证氢气纯度与压力,同时迅速查明原因,予以消除故障, 恢复运行. 3） 氢侧油泵停运后,不准停运润滑油及密封油排油烟风机运行. 5． 氢侧回油箱油位异常降低时处理： 氢侧回油箱油位异常降低的主要原因是油箱油位自动调节阀失灵， 当油箱 油位下降，发出油位低报警，运行人员应到现场如下处理： 手动关闭高油位泄油阀是运行人员误操作引起的，则尽快启动汽机，并网 带负荷。

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