事故预想方案及处理.doc

国能固镇生物发电有限公司汽轮机专业事故处理预想及处理方案 批准 审核 编写： 宋 民生产部二零一零年十二月十号国能固镇生物发电有限公司汽轮机专业事故预想及处理方案1、 油系统着火 油系统在运行时有漏油现象， 漏油接触热体，透平油燃点约在240，当其接触表面温度高于240的热体时，就有可能引起火灾；应加强监视，及时处理，并汇报值长，漏出的油应及时擦干净，如无法处理而可能引起着火时，应紧急报告值长，采取果断措施。1.汽轮机在运行时发现油系统着火时，应根据不同起火点，使用泡沫灭火器，或二氧化碳灭火器，或1211灭火器进行灭火，高温部件不宜使用二氧化碳或1211灭火器。如火势不能立即扑灭，危及安全运行，应按第一类故障紧急停机。2.注意不使火势蔓延（如电缆失火），必要时应将设备周围附以沾湿的雨布，照顾机组的转动部分，用一切方法保护机组不受损坏。3.油系统着火应紧急停机，应按下列步骤1）按照紧急故障停机的操作进行停机。2）解除电动油泵联锁开关。3）启动直流电动油泵，维持油压在低限值。4）采取灭火措施并向上级汇报。根据下列情况，开足事故放油门。1）火势危急油箱。2) 机头及机头平台起火。3）回油管中着火。4）注：油系统着火应通知消防队。4.失火时，汽机主值必须做到1不得擅自离开岗位。2加强监视运行中的机组。3准备按照值长命令进行停机操作。5.汽机运行值班人员应该知道在各种情况下的灭火方法。1）未浸机油，汽油和其它油类的抹布及木制材料燃烧时可以用水、泡沫灭火和砂子灭火。2）浸有机油、汽油和其他油类的抹布及木制材料燃烧时，应用泡沫灭火器和砂子灭火。3）油箱和其它容器中的油着火时，应用灭火剂扑灭，或将油从事故排油管排走。4）带电的电动机线圈和电缆失火时，应在切断电源后进行灭火，电动机着火时不得使用砂子灭火器，如果电动机冒烟时应迅速停用。6.预防油系统着火的主要措施1、车间及设备周围应保持整齐清洁，不存放易燃物品；2、设备检修后，渗漏在地面上的油及油棉纱等应及时处理干净，渗油严重的保温层应及时更换；3、靠近蒸汽管道或其他高温设备的高压油管法兰应装设铁皮罩盒。油系统附近的高温设备和管道应有完整坚固的保温，并外包铁皮，必要时还应装防火隔层，保温层表面温度不应高于50；管道上部有无油浸破布等易燃物；4、 当调节系统发生大幅度串动或机组油管发生严重振动时，应及时检查油系统，发现漏油应及时处理，并将漏油及时擦净。经常检查汽轮机前、中轴承箱处及压力表活接是否有漏油，轴封是否摩擦产生火花；5、汽轮机高、中压自动主汽门及油箱法兰是否有漏油；机头下部和油管道法兰是否漏油；6、油系统安装完毕或大修后，应进行超压实验；7、事故排油门的标志要醒目，操作把手与油箱或与密集的油管区间应有一定的距离；8、现场应配备足够数量的消防器材，并经常处于完好的备用状态；9、电缆进入控制室处和开关柜处应采取严密的封堵措施；10、调速、润滑油管道和主油箱附近蒸汽管道保温和防火铁皮是否完整，油系统附近动火，必须按规定办理相应等级的动火证，严禁无证动火；11、由于漏油引起油系统外部着火时，先用干粉或1211灭火器进行灭火，并做好隔离工作，以防火势蔓延。汇报领导，根据火势情况及时联系消防队，进行灭火；12、 机组运行时油系统着火，当火势蔓延不能及时扑灭而严重威胁机组安全运行时，按故障停机处理，根据情况开事故放油门；13、轮机起动时，油系统着火，应停止启动，降低油压，主轴静止后停止油泵（必要时可立即停止油泵）；14、汽轮机起动或运行中，发现油系统着火并已蔓延至主油箱时，根据火势，可立即停止油泵，并开启主油箱事故放油门；15、保护好事故现场，做好事故记录。2、 厂用电中断1. 10KV、400V厂用电同时消失 象征:1. 炉MFT动作，汽机跳闸，自动主汽门关闭、调门关闭、抽汽逆止门关闭并发出信号，发电机故障信号发出。2. 各运行水泵、油泵跳闸，电流到“0”, 红灯灭,绿灯闪光。3. 各水泵、油泵出口压力及给水母管压力迅速下降到“0”。4. 热工及电气仪表失常。5. 除氧器压力下降，水位不正常。6. 工业水母管压力到“0”，各设备冷却水中断。7. 照明灯灭，事故照明灯仍亮。 处理:1. 开启直流油泵，按破坏真空故障停机处理，转子静止后手动盘车。2. 将各水泵、油泵操作开关、联动开关及低水压联动开关均断开。3. 手动关闭循泵出口电动门、电动隔离门及三段抽汽电动门，关闭一二段抽汽电动截门，防止汽水回流。4. 等待电源恢复后，应启动原来的备用泵，并先将出口门关闭。5. 厂用电恢复后，联系有关专业，分别按规程启动各设备。应特别注意各轴承及回油温度是否有变化，循环水投入应保证在排汽缸温度降到50以下后进行。2. 400V厂用电消失 象征:1.炉MFT、备用给水泵油泵、工业水泵、凝结水泵、疏水泵、循环水泵、排烟机、轴封风机跳闸，红灯灭，绿灯闪光；电流到“0”，有备用泵的备用泵不联动。2. 热工电气仪表失灵，交流照明消失，自动切换为事故照明。3. 凝汽器真空快速下降，各个电动门及电动调整门调节无反应。4. 除氧器压力下降、水位不正常。 处理:1. 开启直流油泵，按破坏真空故障停机处理，转子静止后手动盘车。2. 将跳闸各水泵、油泵操作开关、联动开关及低水压联动开关均断开。3. 关闭电动隔离门及三段抽汽电动门，关闭一二段抽汽截门，防止汽水回流。4. 开启除氧器补水门,调整给水泵出力,维持除氧器水位。5. 等待电源恢复后，应启动原来的备用泵，并先将出口门关闭。6. 厂用电恢复后，联系有关专业，分别按规程启动各设备。应特别注意各轴承及回油温度是否有变化，循环水投入应保证在排汽缸温度降到50以下后进行。3、 汽轮机甩负荷1. 发电机与系统解列，调速系统工作正常，危急保安器未动作 现象：1. 机组声音突变，负荷到“0”。2. “发电机出口开关跳闸”信号发出。3. 调整段后及一、二、三段抽汽压力降到“0”主蒸汽流量下降到空载值。4. 抽汽逆止门发出关闭信号。5. 转速升高但未超过3360r/min。 处理：1. 注意转速，保持汽轮机3000r/min。2. 开凝结水再循环门，调整凝结水调节门，保持凝结器水位。3. 及时切换轴封汽源、调整轴封压力。4. 关闭一、二、三段抽汽门及高加疏水至除氧器门，开启高加汽侧放水门，停止疏水泵，开启低加危急放水电动门。5. 检查各部正常后，联系电气并列。6. 并列后按规程接带负荷及启动辅助设备。2. 发电机与系统解列,调速系统工作不正常,转速升高,危急保安器动作 现象:1. 机组声音突变，负荷到“0”。2. “发电机出口开关跳闸”信号发出，转速升高但未超过3360r/min，自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门发出关闭信号。3. 主蒸汽流量降到“0”，调整段后及一、二、三段抽汽压力降到“0”。 处理:1. 检查转速下降，危急保安器掉闸。2. 检查各段抽汽逆止门关闭，交流油泵应自动启动，否则手动启动。3. 开启凝汽器补水门及凝结水再循环，调整凝结水调整门，保持凝汽器及除氧器水位，调整给水泵液力偶合器勺管开度。4. 切换轴封汽源，调整轴封压力。5. 关闭一二段抽汽手动截门，停疏水泵及高压加热器。6. 其他操作按不破坏真空处理。7. 机组静止，投入盘车运行。8. 汇报领导研究处理。4、 ETS保护误动作 1 现象:1. 机组声音突变、负荷到“0”、保护动作信号发出。2. 危急保安器动作，自动主汽门、调速汽门、 抽汽逆止门关闭并发出信号。3. 调整段后及一、二、三段抽汽压力降至“0”、主蒸汽流量到“0”、 凝结水流量下降。2 处理:1. 轴向位移保护动作时, 按不破坏真空停机处理。 联系热工人员将保护处理正常后，检查轴向位移、推力瓦温度、推力瓦回油温度、机组振动无异常，按额定参数启动，用主蒸汽电动门旁路冲动方式恢复汽轮机运行。2. 低真空保护动作时，检查真空、排汽温度正常, 确认保护误动作时：2.1按不破坏真空停机处理。2.2联系热工低真空将保护开关断开。2.3等待锅炉MFT复位重新点火后,根据缸温情况按热态开机恢复汽轮机运行；若在此过程中转子静止应立即投入盘车运行。2.4 低真空保护误动作时,开启导管疏水及各段抽汽逆止门后疏水,汽缸疏水及各段抽汽逆止门前疏水应在冲转前开启。2.5汇报值长, 通知热工检查保护， 正常好后将保护开关投入“工作”位置。5、 汽轮机水冲击 1 现象：1. 主蒸汽温度急剧下降。2. 轴向位移显著增加，推力瓦温度升高。3. 负荷下降，机组振动增大。4. 机组声音不正常或内部有摩擦声。5. 主汽门、导管、调速汽门法兰冒湿蒸汽或溅出水滴。6. 抽汽管道内有冲击声，管道振动，抽汽压力升高, 加热器出口水温下降。2 原因：1. 锅炉满水或减温器漏水。2. 锅炉蒸发器过度引起汽水共腾。3. 启动前没有充分疏水。4. 加热器满水，抽汽逆止门不严倒入汽轮机。5. 轴封过水。3 处理：1. 破坏真空故障停机。2. 全开主蒸汽管、导管、调速汽门、汽缸疏水门。3. 加热器满水, 立即关进汽门，开抽汽管道疏水门，并尽快使凝结水或给水走旁路。4. 记录惰走时间，仔细测听汽轮机内部声音。5. 停机中如内部有摩擦声，轴向位移增大，推力瓦片温度升高，振动增大，应汇报领导处理。6. 停机中机组正常, 可在汽温恢复至470以上时重新启动， 但应加强疏水，特别注意内部声音、振动、轴向位移、相对膨胀、推力瓦片温度的变化。7. 重新开机中出现内部有摩擦声，轴向位移增大，推力瓦片温度升高或不正常的振动应停机，汇报领导。六、真空下降1 真空下降时应迅速对照其它真空表及排汽温度表，判断真空是否真正下降2 原因：1. 轴封供汽压力、温度不正常。2. 抽气器工作不正常。3. 循环水减少或中断, 凝汽器循环水室积空气。4. 凝汽器热井水位升高。6. 真空系统泄漏或误操作。7. 由除盐水至凝汽器补水系统进入空气。3 处理：1. 轴封供汽压力、温度不正常时,调整轴封供汽和温度。2. 轴封进汽压力不足或轴封断汽时， 应及时调整或开启均压箱旁路门或投入备用汽源。3. 轴封带水, 及时开均压箱疏水门及前后轴封疏水门, 提高进汽压力, 查找原因消除，或切换备用汽源。4. 自动调整失常, 应断开自动改为手动, 联系热工检查。4 抽汽器工作不正常：1. 射水泵故障时应切换为备用泵运行，隔离故障泵，联系检修进行处理。2.抽气器前水压不足时应及时开启备用射水泵运行并检查备用抽气器进水门是否关严；备用抽气器进水门阀杆脱落时应投入备用射水泵维持真空，汇报领导研究处理；运行射水泵出力不足时应检查原因进行消除。3. 射水池水温过高时，应开大补水门，稍开放水门降低水温，注意射水泵运行情况和射水池溢水流量。4. 射水池水位过低时应补至正常水位，并检查放水门是否误开。5 循环水减少或中断：1. 循环水供水减少, 应立即检查循环水进、 出水门是否开足并注意观察循环水泵工作是否正常，循环水泵故障时应切换为备用泵运行。开凝汽器顶部排水管放空气门，检查凝汽器水室是否积存空气。2. 凝汽器脏污，应汇报领导，组织进行清扫。如滤网脏污应进行冲洗。3. 循环水减少，可根据当时真空下降情况按规定减负荷。 循环水中断，应立即汇报值长减去全部负荷，不能维持空负荷运行时应故障停机。4. 若因循环水中断停机时,应关闭循环水进水门, 关两侧冷却器总门,排汽温度降至50以下才准许向凝汽器通循环水。6 凝汽器水位升高：1. 凝结水泵故障，应投入备用泵，无效时重合故障泵一次， 备用泵允许合闸三次，仍无效时立即汇报值长减去全部负荷，不能维持空负荷运行时应故障停机。2. 检查再循环水门、备用凝结水泵出口逆止门是否严密， 凝汽器补水量过大应关小补水门，注意除氧器水位变化情况。3. 疏水泵跳闸，可在30MW下运行，开启#1低加危急放水门，注意调整凝汽器水位和凝结水温度变化，并联系电气处理。4. 分析凝汽器、加热器铜管是否破裂， 破裂时停半面凝汽器检漏或停加热器。凝结水系统阀门误操作或阀门脱落应及时处理。7 真空系统泄漏，应查找堵漏，有误操作时应及时纠正。8 凝汽器补水门开启状态下除盐水中断，空气进入凝汽器。当发现真空下降过快，又无其它明显原因时，应迅速关闭补水门，汇报主值和值长。9 暂时查不出原因，真空继续下降，应投入备用抽气器，并按下表减负荷：真空KPa86.6684828078负荷 MW252016128真空KPa7673.360负荷 MW40停机7、 机组不正常的振动及异音1 原因:1. 大轴弯曲。2. 叶片断落。3. 发电机引起。4. 轴承间隙不合格, 螺丝松动, 油压、油温超出规定。5. 汽轮机滑销系统不正常，膨胀不均匀。6. 汽轮机、发电机内部有杂物或部件松弛。7. 发生水冲击。8. 汽轮机管道振动。2 处理:1. 主蒸汽参数变化引起时，联系锅炉恢复。汽温低时进行疏水, 按汽温下降处理。2. 油温超出规定时及时调整。3. 润滑油压下降，查明原因设法处理，必要时启动交流或直流油泵。4. 汽轮机启动中膨胀不均，应适当加长暖机时间，如果保温不好应修补。5. 管道振动影响时，检查原因或切换系统。6. 系统频率超出规定，汇报值长要求恢复正常。7. 振动也可能由发电机或励磁机引起，汇报值长，由电气人员来场检查处理。8. 发生不正常的振动在未确定原因消除之前，应汇报值长降低负荷直至振动不超出规定为止。9. 发生强烈振动较正常数值突然增大0.05mm时, 应立即汇报领导并加强监视, 若振动增大到0.10mm及以上并伴有明显的异常时, 应迅速破坏真空故障停机。八、主蒸汽参数发生异常1 汽压超过9.32MPa时, 要求锅炉立即恢复；超过9.8MPa连续运行超过15分钟,请示值长要求停机。2 汽温超过545要求锅炉立即恢并汇报值长, 汽温550连续运行超过15min或汽温超过560应故障停机, 全开主蒸汽电动门前疏水门, 待汽温降至545以下, 可恢复汽轮机运行。3 汽压降至8.34MPa时, 要求锅炉立即恢复并报告值长, 不能恢复时, 按下表减负荷:汽压 MPa8.48.28.07.87.67.47.27.0负荷 MW3028262422201816汽压 MPa6.86.66.46.26.05.85.65.4负荷 M荷减至“0”若各部正常，应维持空负荷运行。4 汽温降至480时, 要求锅炉立即恢复。降至470时全开主蒸汽电动门前排大气及导管疏水门并按下表减负荷停机。 降至450时, 全开调速汽门及汽缸疏水门,待汽温升至470以上汽轮机各部正常, 可恢复运行:汽温470469467465462461459457455负荷MW252422201716141210汽温453451449447445440以下负荷MW86420停机5 在主蒸汽参数变化时, 应对照表计迅速处理, 严格监视轴向位移, 推力瓦温度、机组振动、胀差、相对膨胀和各监视段压力。 “发电机故障跳机”保护动作，危急保安器应动作停机。若“发电机故障跳机”信号发出，危急保安器不动作，同时负荷到“0”、转速急剧升高，应立即手动停机。联系热工、电气检修，汇报值长，研究处理。9、 冷油器失水 冷油器失水按下列步骤处理1. 发现冷油器出油温度突然升高，应密切注意轴承温度变化，并调整开大冷却水进水门。2. 如调整冷却水门无效，若油温继续上升时，应及时对滤水器进行反冲洗，并打开滤水器旁路门。若仍无效，应进行隔绝，机械清洗滤水器。3.3. 若冷油器出口油温上升较快，应迅速打开工业水补水门，提高冷却水压力，调节冷却水量，并开启水侧放气门，放空气后关闭。4. 若以上措施均无效时，应立即投入备用冷油器运行，根据冷油器进出水温升或端差进行调整润滑油温，同时将失水冷油器切换至备用冷油器运行。应隔绝进行清洗水侧管板或机械清洗铜管。5. 如冷却水无法恢复时，则根据轴承温度和轴承回油温度限额处理，汇报值长，减负荷停机。10、 除氧器故障1 除氧器内部压力下降1 原因:1. 进汽压力下降或终断。2. 进水温度过低或进水量剧增。3. 压力调整器工作失常。2 处理:1. 压力调整器“自动”失常，改为“手动”调整，联系热工处理。2. 根据压力降低情况, 开大进汽调整门, 提高进汽压力。3. 管道破裂时应及时切换或隔离有关系统。4. 进水温度过低进水量剧增, 可适当控制进水量，开大进汽门，少开再沸腾进汽门。并应注意除氧器的振动情况。必要时可联系值长增加机组负荷，提高压力。5. 除氧器压力下降，适当提高三段抽汽压力。2 除氧器内部压力升高1 原因:1. 进汽压力升高。2. 进水量减少或终断。3. 压力调整器失常。2 处理:1. 因压力调整器失常时，应改为“手动”调整，联系热工处理。2. 压力升高应关小进汽调整门，无效时节流除氧器进汽截门。3. 来水量减少或终断时, 及时联系调整恢复。4. 因压力升高, 致使除氧器安全门动作，降至回座后， 应认真检查除氧器情况及安全门是否回座严密，汇报领导。3 除氧器水位降低1 原因:1. 锅炉负荷增高。2. 补水量减少或中断。3. 管道漏水。4. 误开放水门。5. 溢流阀误开或排氧门喷水。2 处理:1.发现水位下降应查找原因调整恢复，若水位下降过快， 可通知化学水处理增开除盐水泵，联系主机增加补水。同时调整进汽量使除氧器压力不过低。2. 锅炉排汽、排污量过大时，要求减少维持水位。3. 管道破裂及时切换, 隔离泄漏处。4. 放水门或溢流阀误开, 应及时关严。5. 排氧门喷水时,及时调整压力, 适当关小排氧门。6.增加向凝汽器补水量，注意凝汽器水位和凝结水泵运行情况。4 除氧器水位升高1 原因:1. 锅炉负荷下降。2. 除氧器补水量过大。3. 主机凝汽器铜管大量漏水。2 处理:1. 水位升高时，对照表计查明原因。减少或停止向主机凝汽器补水； 联系水处理停止除盐水泵。2. 锅炉排汽量突减时, 应及时减少除氧器补水量。3. 主机凝汽器铜管泄漏时，应联系化学化验确定后，关闭凝汽器补水门将凝结水排地沟。 可适当除盐水除氧器补水门，但应注意除氧器振动情况和除氧器压力的调整。4. 因水位过高, 溢流阀动作, 水位正常后应将其关闭。5. 凝汽器补水自动失灵时应及时切换为手动调整减少补水量。5 给水含氧量增大1 原因:1. 凝结水含氧量大。2. 内部压力与水温不相对应。3. 进水温度过低。4. 排氧门开度过小。5. 除氧器水负荷过高或过低, 雾化不好。6. 内部有缺陷。2 处理:1. 查明凝结水含氧量增大原因, 并进行消除。2. 增加进汽量, 必要时开启再沸腾进汽门提高水温。3. 合理分配除氧器水、汽负荷，适当提高进汽压力，加强除氧。4. 适当开大排氧门。5. 因内部缺陷或部件损坏造成含氧量不合格, 要求停用检修。十一、轴承回油温升高1、轴承回油温度升高分为所有轴承的回油温度均有升高和某一轴承的回油温度升高两种情况；2、检查润滑油压和油量是否正常；3、检查冷油器出口油温和冷油器工作情况，必要时增加或切换冷油器运行；4、检查冷却水压力，必要时应采取措施增加冷油器冷却效率；5、机组运行中，如果仅某一轴承回油温度升高，观察分析该轴承内是否混入杂物，检查轴承回油量是否正常，分析判断是否因轴瓦乌金裂纹脱落等缺陷引起；6、不论何种原因，当轴承回油温度升高至75时，应紧急故障停机。十二、汽轮机超速1 发电机甩负荷、油开关跳闸，汽轮机转速超过3360r/min仍继续上升，如不能正确迅速制止，即将发生严重超速，造成重大恶性事故。2 超速的原因：1、 调速系