b)将其他各磨的煤量减至故障前的煤量,通过就地控制盘检查给煤机F的实际煤量,尽可能维持故障前后实际总煤量一致。同时汇报调度、总工申请停机;
c)停机后确认MFT动作结果正确,汽机主汽门、调门关闭正常,确认各抽汽电动门、逆止门关闭正常;确认D、E、F磨出口摆阀、F磨一次风隔离挡板关闭正常;
d)由于B侧送、引风机润滑油泵状态失去监视,停炉后尽早停用B侧送、引风机,投入引风机B盘车马达,确认盘车马达投用正常;
e)加强空预器B的就地检查,确认空预器B运行正常。
5.3.8AP4
3.11.3主要现象:
a)ASD中出现6、7号柜相关报警;
b)电泵及大、小机油系统油泵状态显示变红;
c)凝泵、电泵、开冷泵、闭冷泵、前置泵、小机盘车马达;
d)凝水、给水、循环水系统电动门,真空破坏门显示变红;
e)高、低加正常、危急疏水门、超驰电磁阀显示变红;
f)给泵及前置泵再循环阀控制显示变红;
g)凝水再循环阀控制显示变红。
3.11.4处理:
a)立即解除AGC、CCS、燃料主控、汽机主控自动,尽量减少操作。保持负荷稳定;
b)加强主机及小机润滑油系统、EH油系统、密封油系统及发电机氢气系统各参数的检查,加强除氧器水位、各加热器水位的监视,汇报总工及相关领导,申请停机;
c)停炉后确认MFT动作结果正确,汽机主汽门、调门关闭正常,确认各抽汽电动门、逆止门关闭正常;
d)在控制室立即投入主机直流油泵的硬联锁开关,启动直流润滑油泵,然后就启动交流润滑油泵,确认交流润滑油泵运行正常后,停直流润滑油泵;
e)确认汽机轴封供汽正常,确认辅汽系统由邻机供应正常;
f)在小机立盘打闸小机,确认小机润滑油泵运行正常,否则就地启动小机润滑油泵,关闭小机进汽电动隔离门;因汽泵及前置泵再循环门无法操作,应就地停运前置泵;小机转速至零后,就地投运小机盘车;
g)检查密封油系统工作正常,可在DEH盘上检查,并确认密封油氢差压正常,发电机氢压正常;若空氢侧密封油泵停运,高压备用密封油不能维持发电机氢压,则进行发电机排氢,直至发电机氢压能相对稳定;
h)检查凝泵工作正常,并手动开启凝再循环调门的旁路门,调节凝泵出口压力正常;否则就地启动一台凝泵,保证汽泵、电泵密封水供应正常;
i)为确保汽机顶轴油泵能正常投运,应就地启动各顶轴油泵;
j)检查闭冷泵工作正常,若闭冷泵跳闸,可能导致相应仪用空压机跳闸,应就地启动备用闭冷泵,同时启动其所供冷却水的备用仪用空压机;闭冷水箱补水可通过旁路门进行,保持闭冷水箱在溢流状态;
k)检查电泵辅助油泵运行正常,否则就地启动,不启动电泵对锅炉补水;
l)检查开冷泵工作正常,若开冷泵停运,则就地启动备用开冷泵运行;
m)因给水系统电动门DCS上不可操作,应在就地手动关闭相关电动门(汽泵出口门、电泵出口门等),防止因逆止门不严使低压给水母管超压;
n)检查确认各加热器水位正常,否则应开启放水门,保证加热器水位正常;
o)完成停机的其它操作;
5.3.9AP5故障:
3.11.5主要现象:
a)ASD中出现8、9号柜相关报警;
b)DCS系统电气部分所有设备的控制、状态指示、参数显示、报警;
3.11.6处理:
a)汇报领导,申请停机;
b)试启柴油发电机,确认柴油发电机工作正常;
c)领导批准后,减负荷至60MW时打闸停机,确认厂用电快切成功,否则按厂用电中断处理;
d)停炉后确认MFT动作结果正确,汽机主汽门、调门关闭正常,确认各抽汽电动门、逆止门关闭正常;
e)完成停机的其它操作;
5.3.10AP6
3.11.7主要现象:
a)ASD中出现21、22号柜相关报警;
b)循泵状态显示变红;
c)主、再热汽温度、锅炉各金属壁温值显示变红;
d)汽机缸温、轴承温度显示变红;
e)高排逆止门、抽汽系统电动门及汽机防进水保护各疏水门状态变红;
f)锅炉密封风机进口电磁阀状态显示变红;
g)定子线圈温度、氢温、发电机端部温度显示变红;
h)抽汽系统电动门、电磁阀显示变红;
i)汽机防进水保护各疏水门及疏水温度显示变红;
j)部分主要辅机电流显示变红。
3.11.8处理:
a)保持机组工况稳定,不进行变工况的相关操作;做好机组停运准备;
b)加强循环水进水压力的监视,若循泵跳闸,则按规程规定的循环水中断的处理方法进行处理;
c)加强各加热器水位的监视,若加热器水位高,加热器退出运行时,应在就地马控上关闭该加热器进行汽电动门;
d)加强DEH盘上主汽温及汽机各金属温度的监视,若汽温出现突变,应按规程规定的限值作相应处理;
e)加强各系统可显示参数的监视,若出现参数超出规程规定的限值不能维持机组运行时,应作停机处理;
f)若机组跳闸,则应手动在就地马控上关闭各加热器进汽电动门;
g)汇报调度、总工及相关领导,申请停机,停机后确认MFT动作结果正确,联系检修打开各防进水保护阀门。
h)完成停机的其它操作;
5.3.11AP7
3.11.9主要现象:
a)ASD中出现23、24、25号柜相关报警;
b)MFT操作块显示变红;
c)CRT上汽机跳闸按钮显示变红;
d)油枪启/停按钮显示变红;
e)磨组危急跳按钮显示变红;
f)油枪各进油、进汽电磁阀显示变红;
g)燃烧器各油检、煤检显示变红。
3.11.10处理:
a)紧急停机,在操作台上手动MFT,在操作台及立盘上手动打闸汽机;
b)停炉后确认MFT动作结果正确,就地确认各组油枪进油电磁阀关闭,否则关闭其进口手动门;
备注:
如果23号或24号柜全部失去,则手动打闸MFT,保证机组安全停运。如果25号柜全部失去,此时磨组和三大风机应该全部跳光,应立即手动在立盘上打闸汽机。如果要恢复送、引风机的运行,应立即通知检修热工解除危急跳继电器触点,保证风机启动,同时加强对炉膛压力的监视。
第六节闭冷水中断
6.1现象:
1.闭冷水压力低光示牌报警;
闭冷水压力下降到零;
6.2原因:
1.闭冷泵跳闸,备用泵未能投入;
闭冷水母管爆破;
3.闭冷水泵出口门误关。
6.2处理:
1.闭冷泵跳闸,备用泵未自投时,应抢投备用泵;
闭冷水中断应确保仪用空压机冷却水正常;
3.闭式冷却水因故中断,短时不能恢复,应立即停机;
4.停机后,应破坏真空,真空到零后停供轴封,闭冷水中断后应注意汽机润滑油温度、小机润滑油温度,油温超限时可采用闭冷水换水的方法降低油温;
5.引、送风机应在锅炉吹扫5min后立即停用,注意轴承温度、润滑油温度无异常升高;
6.闭冷水中断后,严禁开启电泵;
7.凝泵轴承温度异常升高时,停凝泵;
8.停机以后应查明闭冷水故障原因,尽快恢复闭冷水系统运行;
9.引、送风机应在锅炉吹扫5min后立即停用,注意轴承温度、润滑油温度无异常升高;
10.闭冷水中断后,严禁开启电泵;
11.凝泵轴承温度异常升高时,停凝泵;
1停机以后应查明闭冷水故障原因,尽快恢复闭冷水系统运行;
第七节蒸汽参数异常
7.1主汽压力异常升高现象:
1.BTG盘上“主汽压力高”声光报警;
电磁释放阀、过热器、汽包安全门动作。
7.2主热压力异常升高处理:
1.运行中主汽压力升高时,应及时进行调整,使主汽压力控制在17.49MPa以下,调整无效压力继续升高且安全门全部拒动时,应作紧急停炉处理。
发生主汽压力超过规定压力时,待处理恢复正常后,应详细记录超压时间,超压值及超压原因;
3.压力超过17.49MPa,全年累计运行时间不超过12小时。
7.3主、再热汽温异常现象:
CRT、BTG盘主、再热汽温高或低报警。
7.4主、再热汽温异常的处理:
1.主、再热汽温超过551℃时,应迅速采取措施,调整汽温至正常,并记录超温时间,全年累计不超过400小时;
当主、再热汽温超过551℃(机侧)时,每次历时不超过30分钟,否则申请故障停机;
3.当主、再热汽温达到565℃时,应迅速采取措施,调整汽温至正常,并记录超温时间,每次历时不超过15分钟,两次超温时间间隔不低于4小时,全年累计不超过80小时;
4.当主、再热汽温超过565℃(机侧)或达到565℃15分钟内不能降低时,应紧急停机;
5.运行中主、再热汽温下降时,应及时进行调整,保证主、再热汽有150℃过热度且大于相应的第一级金属温度50℃;
6.主、再热汽温5分钟内下降83℃,应作紧急停机处理。
第八节周波变化
8.1周波变化现象:
1.低周波时,CRT及记录仪显示转速下降,机组有功自行增加,机组及辅机声音异常,有关辅机出力下降。
高周波时,CRT及记录仪显示转速上升,机组有功自行减少,机组及辅机声音异常,有关辅机出力增大。
8.2周波变化的一般原因:
1.低周波时由电网中有功负荷大于有功电源容量所致。
高周波是由电网中有功电源大于有功负荷容量所致。
3.系统振荡。
8.3低周波运行规定
1.系统周波低于49.5Hz以下运行称为低周波运行。低周波运行时,汽轮机叶片将有叶片共振损坏的危险,发电机及辅机电动机都将过负荷。因此,应设法限制负荷,注意汽温汽压的变化,所有运行指标不得超限运行,否则应进行处理。
系统周波降低,机组负荷增加时,应尽快降低负荷至额定值以下,并检查主蒸汽参数、真空、轴向位移、推力轴承温度、振动、润滑油压等指标不应超限。若超限,则应立即调整处理。
3.周波降低造成辅机出力不足等不正常情况时,应立即及时调整,防止辅机电动机过负荷。
4.低周波运行应严格根据低周波允许运行时间曲线运行:
5.周波在48.5~47Hz,机组允许运行10min?
6.周波降至47Hz以下,应故障停机。
8.4高周波运行规定:
高周波时,应汇报值长,并检查、调整机组各参数在正常控制范围内。
第九节火灾
9.1现象:
1.就地发现明火、烟气。
消防控制盘报警。
9.2火灾原因:
1.润滑油、燃油系统漏油。
制粉系统爆炸或自燃。
3.电缆故障或室内配电装置故障。
4.变压器或互感器故障。
5.氢气系统泄漏起火,严重时引起爆炸。
6.工作人员不慎引起。
7.其它。
9.3火灾发生时的处理:
1.发生火警信号后,应迅速赶到火灾现场,了解火警及消防系统动作情况。火势较大时,应立即通知消防队,并汇报有关领导,采取一切有效措施控制火势,不使蔓延。
尽量隔离着火区域并保证机组安全运行。
3.当火灾严重威胁人身及机组安全时,应紧急停机。
4.电气设备火灾时,应首先切断电源,然后使用干式灭火器灭火。电气设备附近火灾威胁电气设备安全时,应停止设备运行,并切断电源。
5.主变、厂高变、启/备变着火时,应紧急停运,然后进行灭火。
6.主机油系统发生火灾时,应立即破坏真空紧急停机,在惰走过程中迅速排氢。如润滑油箱附近着火,严重威胁机组安全时,打开油箱事故放油门放油。但应保证主机转速到零前,润滑油不中断,以防轴承烧毁。
7.小机油系统火灾时,应紧急停运小机。
8.发电机内部失火,应立即紧急停机,并迅速排氢,向发电机充二氧化碳灭火,火没有完全熄灭时,禁止使用盘车装置。
9.燃油系统附近着火时,应立即隔绝燃油系统,灭火处理。
第十节其它泵、风机类异常
10.1风机振动
10.1.1原因:
1.底脚螺丝松动或混凝土基础损坏;
轴承损坏、轴弯曲、转轴磨损;
3.联轴器松动或中心偏差大;
4.叶片磨损或积灰;
5.叶片损坏或叶片与外壳碰磨;
6.风道损坏;
7.热态停用后,转轴、叶轮冷却不均。
8.风机喘振;
10.1.2处理:
1.根据风机振动情况,加强对风机振动值、轴承温度、马达电流,风压、风量等参数的监视;
尽快查出振源,必要时联系检修人员一起查找;
3.缓慢降低故障风机出力,改变风机运行工况,观察风机振动情况;
4.风机振动达到跳闸值时,保护拒动应手动打闸;
10.2风机、泵类轴承温度高
10.1原因:
1.润滑油供油不正常,或滤网堵塞;
润滑油系统冷却水量调节阀失灵、或冷却水量不足使进油温度高;
3.润滑油油质恶化;
4.轴承损坏;
5.轴承振动大。
10.2处理:
1.根据风机轴承温度情况,加强对轴承温度、轴承振动、马达电流、出口压力、流量等参数的监视;
尽快查出原因,必要时联系检修一起查找;
3.降低轴承温度高设备的负荷;
4.若由于振动大引起轴承温度高,应尽快查出原因,消除振动;
5.设备轴承温度达到跳闸值时,保护拒动应手动打闸;
10.3泵类振动高
10.3.1原因:
1.底脚螺丝松动或混凝土基础损坏;
轴承损坏、轴弯曲、转轴磨损;
3.联轴器松动或中心偏差大;
4.泵体、电机动静碰磨;
5.泵类汽蚀;
10.3.2处理:
1.根据泵的振动情况,加强对泵的出口压力、入口流量、电流、轴承温度等参数的监视;
尽快查找振动原因,消除振源;
3.降低泵出力,观察振动情况,必要时撤出泵的运行;
4.振动达到跳闸值时,保护拒动应手动打闸;
第十一节防止全厂停电事故的处理原则及方法
11.1防止全厂停电事故总则
1.全厂停电事故是发电厂的恶性事故,在贯彻“安全第一,预防为主”的安全生产方针,吸取其他电厂全厂停电的事故教训的基础上,对照国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、国电华东公司《华东电网防止全厂停电事故安全管理规定(试行)》、省电力公司《防止全厂停电安全管理规定》制定原则及方法。
发电厂全厂停电的界定:只要运行中的发电厂故障发生全厂对外停电,就定为全厂停电。全厂对外停电是指全厂对外有功负荷降到零。即使电网经发电厂母线转送的负荷没有停电(如500KV母线还有电),也视为全厂对外停电。全厂停电可能出现的四种情况如下:
(以下仅为全厂停电的类型,其事故定性应按有关事故定性规定来定论)
A.全厂与系统解列,部分机组只带厂用电运行。
B.全部机组停止运行,包括一台机组处于检修状态或发生故障跳闸后,另一台机组被迫停止运行。
C.全部机组停止运行,厂用电交流电源中断。
D.全部机组停止运行,厂用电交直流电源均中断。
3.我公司防止全厂停电事故的工作重点应放在500KV/220KV升压站系统、继保楼、厂用电系统、直流系统、事故保安电源系统、UPS电源系统、以及公用系统(循环水、辅助蒸汽、工业水、仪用气)等方面。
3.1主系统和电气主设备
3.1.1我厂500KV系统的两串3/2接线单元和两条500KV出线在正常情况下均采用全接线的运行方式,对可能出现的运行方式应在运行规程中加以明确,由华东网调调度。重大试验或特殊运行方式需制定安全技术措施,并经生产副总经理或总工程师批准。
3.1.2机组正常运行期间,500KV两段母线不得同时停运,并且应尽量缩短单母线运行的时间。
3.1.3当500KV系统中的某一断路器闭锁分合闸时,应尽快最小范围地将故障单元隔离。
3.1.4某一机组或线路检修期间其相应的出口断路器恢复合环运行方式时,要确认其短引线保护正确投运,并且确认该机组或线路保护至相应两断路器的跳闸回路及启动失灵回路已可靠断开。
3.1.5具有远方电动操作的500KV、220KV刀闸和接地刀闸应在远方控制操作,禁止手动操作。防误闭锁操作失灵后,应查明原因,不得擅自解除闭锁进行操作。刀闸的分、合检查以就地状态指示为主。
3.1.6运行人员应加强500KV/220KV升压站、继保楼设备的巡回检查,应将以下设备也列入检查项目:
1).继电保护及故障录波器等装置的运行情况,尤其是各保护压板状态的正确性。
2).继保楼空调、照明及消防设施是否完好。
3).继保楼内是否有漏水现象。就地控制柜、端子箱的防进水、进尘和电缆沟的积水情况。
4).雾天一次设备绝缘子的闪络、放电情况;就地控制柜、端子箱的结露情况。
3.1.7加强500KV/220KV升压站一次设备的绝缘监督工作,按厂绝缘监督试验项目周期按时做好变压器、开关、刀闸、PT、CT、套管、避雷器、绝缘子和接地网的检修测试工作,做好电气设备外绝缘的防污闪工作。
3.1.8任何情况下严禁将运行中的变压器瓦斯保护和差动保护同时解除。
来源:电力资料网