8 第七章事故处理燃气-蒸汽联合循环机组

8第七章事故处理燃气蒸汽联合循环机组第五套联合循环机组运行规程（修订稿）第七章事故处理第一节事故处理原则1、发生故障时，运行人员应迅速消除危及人身和设备的危险因素，找出故障原因，排除故障，同时确保非故障设备的安全运行；2、对故障设备系统进行分析判断，尽快找出事故根源，隔离故障点，发挥正常运行设备的最大出力；3、在交、接班内时段发生机组故障，必须等事故处理告一段落或者接到值长允许后，方可进行交接班且交接班必须清楚；4、在接受操作命令时必须坚决执行复颂制度上，若有不清楚之处应该向发令人询问清楚，操作时动作应该迅速、正确，执行后应该尽快回复发令人；5、当出现在本规程中未罗列的故障现象时，运行人员应采取积极主动的措施，将事故范围、影响限制到最小，及时上报，严禁随意操作、鲁莽操作、盲目操作将事故扩大；在事故处理中坚决杜绝人为误操作。6、在事故处理过程中，为充分保证人身安全，与排除故障无关人员不得停留在事故现场。7、故障处理过程中，应记录好与事故有关的主要参数。故障消除后，应该将机组故障现象、参数变化情况如实地详细地记录在交接班记录薄上；并写好事故报告上交生产管理部。第二节1紧急停炉（1）紧急停炉的条件1锅炉严重缺水；2锅炉严重满水余热锅炉紧急停炉的条件及措施3锅炉安全门及水位计全部失效4燃机排气异常，危机锅炉安全运行；5锅炉汽水管道爆破及元件损坏,危及人身及主要设备安全6高压、低压热水循环泵、除氧循环泵均失效；循环流量低于允许值7锅炉刚梁构架、护板严重损坏；8锅炉超压跳闸条件而保护不动作时；9汽机保护动作须紧急停炉；（2）紧急停炉的操作150第五套联合循环机组运行规程（修订稿）1立即切断热源输入,令10机紧急停机,在10就地控制室或四控手拍5E停机同时进行汽机快速降负荷停机操作,但要控制高压主汽门前温度不能下降太快，防止由于温度的突然下降引起水击事故2紧急停炉时应该严密监视各个部分的温度变化、水位变化、压力变化3除非汽水管道爆破不能维持汽包水位外,应特别注意维持汽包水位的稳定,防止由于负荷突然下降引起水位事故4同时注意各处压力,防止锅炉超压2故障停炉锅炉达到下列任一条件，进行正常的停炉程序，首先减少汽机负荷，汽机解列，燃机减负荷正常停机；1高压、低压蒸发器，高压、低压省煤器，高压、低压过热器管道泄漏时需停机处理；2锅炉给水、炉水、及蒸汽品质超过标准，经过多方的调整，无法恢复时；3高压、低压锅筒的水位变送器损坏，远方不能监视水位，只有就地水位计维持运行时；4主汽、给水管道或其它承压部件严重泄漏；5过热器安全门超压起座后不回座，或严重泄露时；6高压汽包的水位降低到270MM，加强补水仍无法恢复时；7低压汽包水位降低到270MM，加强补水仍无法恢复时；8除氧器水位降低到1500MM,加强补水仍无法恢复时；9高压循环流量低于4932T/H，连锁投入备用泵，30秒后仍然低；10低压循环流量低于1609T/H，连锁投入备用泵，30秒后仍然低；11除氧循环泵流量低于71T/H，连锁投入备用泵，30秒后仍然低。第三节1紧急停机汽轮机紧急停机条件及措施（1）汽轮机紧急停机（下列情况汽轮机应破坏真空紧急停机）1）机组突然发生了强烈振动或听到有金属撞击声；2）汽轮机转速升至3300RPM，而危急遮断装臵未动作；3）汽机进水，发生严重的水冲击；4）轴封汽端冒火；5）任一轴承断油或径向轴承瓦温达到105，推力轴承瓦温达到95，或回油温度超过75或轴承冒烟；6）滑油压力降至0048MPA以下保护未动作7）油系统失火且不能很快扑灭；8）主油箱油位下降到最低油位而无法恢复；9）轴承轴向位移超过12MM或12MM，胀差超过60MM或45MM（保护未动作）；151第五套联合循环机组运行规程（修订稿）10）DEH故障遮断11）主汽管道破裂无法继续运行时；12）发电机或励磁机着火冒烟；13）后汽缸大汽薄膜动作14）厂用电全部中断（2）汽轮机紧急停机（下列情况汽轮机应不破坏真空紧急停机）1）11发电机故障2）10锅炉紧急停炉保护动作3）EH油压低于98MPA4）真空低5）排汽温度超过1206任意轴承振动超过0254MM7任意瓦振超过008MM8EH油箱油位下降到最低油位而无法恢复9EH油管大量泄漏抗燃油，EH油压无法维持时（3）紧急停机操作步骤1）按下紧急停机按钮2）检查汽机遮断正常，否则应到就地打闸，检查高压主汽门、调门关闭正常3）检查发电机联跳正常，自动灭磁否，则应立即手动断开发电机出口开关及灭磁开关4）检查补汽已切除，否则应立即手动切除5）检查转速降到2950RPM交流油泵自动投入正常，否则手动启动6）检查低加抽汽逆止门关闭正常，否则应立即手动关闭、7）检查HP、LP旁路确在全关位，否则应立即手动关闭8）检查真空破坏阀已保护开启，否则应手动开启真空破坏阀（不破坏真空停机时，应退出真空破坏阀的保护）9）真空破坏阀开启后真空泵应自动停运，否则手动停运10）检查轴封供汽切换正常，否则手动调整轴封供汽，维持轴封压力11）检查燃机出口开关1110已跳开，否则应在控制盘上（四控）手拍5E紧停燃机12）记录机组组过临界振动值13）汽机转速降至300转时检查顶轴油泵自投正常，否则应手动投入顶轴油泵14）汽机转速到零后立即手动投入盘车15）进行汽机正常停机操作2汽轮机一般故障停机（下列故障情况下应作一般故障停机）（1）任一瓦振大于006MM（2）调节汽阀卡死（3）10燃机故障跳闸152第五套联合循环机组运行规程（修订稿）（4）10锅炉故障停炉（5）汽机高压主汽压力高于67MPA,高压主汽温度高于555（6）高压主汽温度突然降低50，或者温降率大于5/MIN（7）主要辅机故障，不能维持机组正常运行时（8）主要汽，水，油管道泄漏，危急机组安全运行时（9）故障停运操作步骤1立即快速降负荷至零后解列发电机,在情况并不紧急时，首先汇报值长，2进行减负荷操作3减负荷过程中补汽应自动切除，否则应立即手动切除4减负荷过程中检查HP、LP旁路应自动投入，否则应手动进行调整5发电机解列后，关闭高压主汽门、调门6检查低加抽汽逆止门应保护关闭，否则应手动关闭7进行其它正常停机操作第四节主汽参数不合格1正常运行时主汽压力变化范围是4262MPA；温度变化范围是420535；主汽参数不合格时，应该加强对机组振动、轴向位移、胀差、推力瓦温度等参数地监视；2主汽温度不变，主汽压力变化1正常运行时额定主汽压力56MPA，当主汽压力高于60MPA时，应该检查高压蒸汽旁路是否已经打开，否则手动打开高压旁路降低压力；2检查高压主汽调门是否关闭，如果其它参数正常，全开调门100；3当瞬间主汽压力达到67MPA时，首先依照上述措施进行检查，无效时降低余热锅炉地负荷和燃机负荷；3主汽压力不变，主汽温度升高和降低1正常运行时高压主汽温度为527；当主汽温度不合格时，应该利用锅炉出口温度调节阀进行调节；2如果主汽温度突降50且降温率达到5/MIN；应该故障停机；第五节1汽包满水故障（1）现象锅炉水位故障1汽包水位超过正常水位；达到高水位报警值；2给水流量不正常地高于蒸汽流量；153第五套联合循环机组运行规程（修订稿）3严重满水时，过热蒸汽温度急剧下降，主汽温度发生水击和摆动；（2）原因1给水自动失灵，调门调节异常；2运行人员操作不当，或误操作；3给水流量计或蒸汽流量计传感器不准确；4汽包压力突然降低，造成汽包水位上升；（3）处理1发现高水位报警时，检查汽包压力，给水压力正常，并对汽包水位进行对照指示正确；2检查紧急放水或连排应该联锁打开或保护打开；否则应该手动打开；3给水改手动方式控制，手动控制给水流量，如手动调节调门开度给水流量压力无变化，应到现场逐渐关闭调门前的手门，并打开给水旁路阀手动控制给水流量，及时通知检修处理；4如果经过较长时间水位已经达到430MM时，应该注意过热器出口温度是否有降低，蒸汽管道是否有水击的声音；根据温降情况做好停机的准备；2汽包缺水故障（1）现象1汽包水位低于正常水位，低水位信号报警；2给水流量不正常，小于蒸汽流量；3水位计指示低；4严重时蒸发器出口烟温升高，过热蒸汽流量急剧下降，过热蒸汽温度高。（2）原因1给水调节阀失灵或调节阀故障，未能及时发现及处理；2给水泵跳闸，备用泵未能联锁启动；3给水压力低；4给水管道或省煤器管道破裂；5安全阀启座后不回座；6锅炉连排，紧急放水故障打开或泄漏量过大。（3）处理1适当增加给水量。汽机适当降负荷；154第五套联合循环机组运行规程（修订稿）2如果有排污阀打开，立即关闭；3若处理无效，水位降至极限值以下或因给水系统故障无法增加给水量，则应立即停炉。4停炉后若判明为严重缺水，严禁向锅炉进水。只有当受热面已完全冷却，并检查正常后；或已确定受热面无损，且冷却到和给水温度相当时，才允许向锅炉进水。第六节1蒸发器或省煤器管道爆破（1）现象锅炉烟管事故1汽包水位下降，给水流量不正常的增加，大于蒸汽流量；2热水循环流量增加；严重时循环泵电流增加；3烟道处有泄漏声，蒸发器后烟温下降；排烟有白汽；4烟道不严密处有外冒汽，严重时从烟道底部滴水；5严重时汽包压力下降；（2）原因1给水品质不合格；管道内部腐蚀；2管道膨胀受阻，管道于联箱接口焊缝拉开导致泄漏；3鳍片管外部集灰严重，导致管道外部腐蚀穿孔；4管道弯头减薄破裂；（3）处理1如果泄漏不严重，加强给水能够维持水位，可以加强监视继续运行；记录故障参数；2如果爆破严重，加强进水仍然不能维持水位时，应该立即停炉，防止事故扩大；2过热器管道爆破（1）现象1过热蒸汽流量不正常地小于给水流量；2损坏严重时，锅炉汽压下降；3过热蒸汽温度升高；4过热器附近有杂音。（2）原因1管内结垢，引起管壁温度升高，损坏管子；2燃油烟气中有害元素，使管束产生高温腐蚀；3管束被杂物堵塞；4运行时间长，管材蠕胀；155第五套联合循环机组运行规程（修订稿）（3）处理1如判明损坏发生严重危及设备安全，应立即停炉，以免破口处大量蒸汽喷出吹坏附近其它管子，造成事故扩大；2如果泄漏不严重时，可允许短时间维持运行，并注意观察损坏情况及发展，待申请停炉批准后，停止锅炉运行。3除氧蒸发器管损坏（1）现象1补水量明显增大，严重时除氧器水箱水位下降；2蒸发器烟道有响声；3排烟温度降低，烟筒冒白烟；4严重损坏时，烟道下部滴水；（2）原因1管口焊接质量不良，管子损坏；2管子外部腐蚀，严重时穿孔；3吹灰器安装不合理，吹扫角度不对，将管子吹坏；4给水温度变化频繁，金属疲劳引起爆管；（3）处理1轻微泄漏时，加强补水，维持水箱正常水位，申请停炉处理；2严重损坏时，不能维持给水箱水位时，立即停炉；4蒸汽及给水管损坏（1）现象1管道有轻微泄漏，发出响声，保温层潮湿或漏汽滴水；2管道爆破时，发出显著响声，喷出汽水；3蒸汽或给水流量，变化异常；若爆破位臵在流量计前，流量计读数减少；若在流量计后，流量读数增加；4蒸汽或给水压力下降；5给水母管爆破时，汽包水位下降；（2）原因1管材质量不合格，焊接质量不良，安装不当；2管道安装支吊装臵不正确，影响管道的自由膨胀；3蒸汽管道超温运行，蠕胀超时，金属强度降低；4蒸汽管道暖管不充分，发生严重的水冲击；5给水质量不良，造成管道腐蚀；6给水管局部冲刷，管壁减薄；156第五套联合循环机组运行规程（修订稿）（3）处理1若轻微泄漏时，能够维持锅炉给水，且不至于扩大事故时，可以维持短时间运行；2当故障加剧，威胁到设备及人身安全时，应该立即停炉处理；3若蒸汽管或给水管发生爆破时，应该立即停炉处理；5、主蒸汽管路阀门故障（详见运行部技术通知全厂主蒸汽管路阀门故障反措）第七节凝汽器真空下降故障1现象1凝汽器真空逐渐下降；2后缸排汽温度逐渐上升；3汽轮机负荷逐渐下降。2原因1凝汽器水位过高；2循环水系统故障循环水温度升高或循环水水压降低、循环水中断；3真空泵工作不正常；4轴封压力太低；5密封水系统水量不足，泄漏；6真空系统的其它部分存在漏点。3处理发现真空下降时，应该对照排气温度和就地真空表，确认真空下降；1真空下降时禁止投运蒸汽旁路，并将旁路切到手动方式，切除旁路的快开保护；2如因凝汽器水位过高时，查明原因停止凝汽器补水，并开启两台凝泵加强打水，直至水位降至正常水位以下；如果除氧器水位过高，打开紧急防水阀放水；3如发现循环水温升高，检查冷却塔风机是否运行正常，如有备用风机，投入备用风机运行；检查水压是否正常，检查管道是否有泄漏；循环水泵工作是否正常，必要时切换备用循泵；或对循环水系统进行排气；4如果真空泵工作不正常，检查工作水压力是否正常，否则切换到循环水侧供水；若泵体故障，可切换至备用泵工作；若备泵也故障时，根据真空情况进行一般故障停机；5轴封压力低，适当关小均压箱溢流阀，提高轴封压力；6如果密封水水系统水量不足引起泄漏时，开大水封水系统的供水阀门，维持水封水量；7如因真空系统的其它部分存在漏点，对真空系统进行查漏，消漏。8凝汽器真空在查找原因时仍然继续下降时，按以下标准处理；157第五套联合循环机组运行规程（修订稿）真空从0092MPA降至0083MPA时，负荷下降至30MW，根据锅炉压力降燃机负荷或开启向空排汽门；真空以0083MPA降至0075MPA，负荷从30MW降至5MW，燃机负荷降至合适位；真空从0075MPA仍在下降应将负荷降至0作一般故障停机。第八节滑油系统异常1主油泵工作失常（1）原因1机械部分操作或损坏；2射油器工作失常使主油泵入口油压降低，进油量减少甚至中断，使主油泵工作失常。（2）现象1滑油系统油压降低；2轴承窥油窗内油流减少；3瓦温及回油温度上升。（3）处理1注意倾听主油泵有关部分的声音；2立即启动高压油泵维持油压，若油压降低至极限值时应紧急停机；3若油系统有空气使射油器工作不正常而影响主油泵工作时，启高压油泵维持油压，然后排除空气后，停止高压油泵运行。2滑油系统漏油（1）油箱油位，油压均降低1原因（I）主油泵压力侧外部管道发生严重漏油；（II）外部压力油管破裂；（III）法兰结合面不严密或冷油器铜管泄漏。2处理（I）开启补充油箱补油阀向主油箱补油；（II）检查主油泵出口外部的润滑压力油管及法兰，消除漏油点若漏点未消除前，尽量不启高压油泵来维持油压；（III）检查冷油器出口冷却水，若有油花说明冷油器泄漏应立即切换备用冷油器，停止故障冷油器；（IV）当系统漏油严重时，油箱油位下降460MM而无法恢复时，应作紧急停机处理；（2）油位不变，但油压下降1各油压均下降，主要原因是各辅助油泵的出口逆止阀不严，必要时启动高压油泵维持油压；158第五套联合循环机组运行规程（修订稿）2若调速油压正常，滑油压力下降，应检查滑油泵出口逆止门是否有问题，如确认逆止门不严，必要时启动交流油泵维持油压；待停机后设法消除，消除后立即恢复此阀；3主油泵吸入侧滤网或油箱滤网堵塞，前后差压增大，应及时清洗。3油系统着火（1）发现油系统着火时，使用干粉、泡沫、1211、二氧化碳灭火器或砂土灭火；（2）当火势危急机组安全时，紧急停机；（3）当火势危急滑油箱时，应该立即打开滑油箱事故排油阀放油；第九节高压抗燃油系统故障一、EH油系统油压异常1EH油压下降（1）油压下降原因1EH油系统管道有泄漏，焊缝开裂，管道接头漏油；2EH油管蓄能器内胆破裂；3EH油母管回油阀误开；4EH油母管过滤器压差大；5EH油泵溢流阀自动打开；6薄膜阀泄漏；（2）油压下降的处理1当管道有泄漏轻微时，加强监视，注意油压不得低于98MPA否则启动备泵维持油压；2当泄漏点在蓄压器截止门后时，隔离蓄压器；3当发现母管回油阀打开时，将回油阀关闭；4当由于泵的溢流阀故障不能维持正常的油压时，启动备泵；5当母管油滤压差大时，切换到备用滤运行；6当管道泄漏严重时，油压不能恢复时，应该尽快停机，以免事故扩大；7若是薄膜阀泄漏，检查透平油压是否正常；2EH油压升高（1）油压升高的原因1EH油泵溢流阀卡死；159第五套联合循环机组运行规程（修订稿）（2）油压升高的处理1切换备泵运行；2当油压高于17MPA时，手动打开母管回油阀调节油压；3调整无效时，通知检修处理；二、EH油温异常1油温升高异常（1）原因1冷却水中断；或冷却器出口手门未开；2冷却器进口电磁阀失电或故障不能打开；3冷却水压力低或冷却水总门未开；4油箱温控器故障或设定温度过高；（2）处理1检查控制箱电源正常，否则恢复控制箱的电源；2检查冷却水系统畅通，阀门位臵正确，否则打开相应手门；3当发现温控器上限温度已经达到，但是电磁阀未打开时，检查控制箱中的K7继电器是否动作，若未动作，证明控制回路故障；4如果冷却水压力偏低，设法提高自来水压，全开冷却水总门；5如果温控器设定温度过高，手动调节上限温度控制在45；2油温降低异常（1）原因1环境温度低，油温低于202冷却水电磁阀内漏，或电磁阀控制回路故障不能关闭；（2）处理1启动一台EH油泵进行油循环，提高油温；2检查电磁阀的控制回路，利用出口手动门控制油温，待电磁阀处理正常后全开出口手动门；三、EH油箱油位降低异常（1）原因1管道泄漏；2蓄压器泄漏或内胆破裂；3更换油滤，再生装臵放气；（2）处理1当油箱油位过低时，EH油泵将产生气蚀；油压波动；160第五套联合循环机组运行规程（修订稿）2发现管道泄漏时，及时处理；3如果发现大量喷油时，应该紧急停机；4在正常运行中油位缓慢下降低于450MM时，应该补油达到正常油位；第十节1、水冲击的现象水冲击故障（1）主汽温度急剧下降，主汽阀和调速汽阀的阀杆、法兰、轴封等处冒白汽；（2）机组振动逐渐增大，直至剧烈振动；（3）推力轴承温度和回油温度上升，轴向位移指示增大，机组内发出金属声和冲击声，负荷下降；（4）汽缸上下温差变大，下缸温度要降低较多。2、水击发生原因（1）锅炉蒸发量过大蒸发不均，或给水品质不良，引起汽水共腾；（2）锅炉减温水调节不当；（3）运行人员误操作或给水自动调节失灵造成锅炉满水；（4）汽机启动中没有充分暖管或疏水排泄不畅；（5）停炉时操作不当。3、预防及处理（1）当主蒸汽温度和压力不稳定，要特别监视主汽温度；（2）汽轮机启动时应严格按规程规定加强疏水；（3）运行人员应严格监视减温水阀的开度；（4）确认发生水击事故时，应立即破坏真空紧急停机，并开启汽轮机缸体和主蒸汽管道上的所有疏水门，正确记录惰走时间及真空数值，（5）惰走过程中仔细倾听汽机内部声音，检查推力轴承温度和回油温度，检查轴向位移指示；161第五套联合循环机组运行规程（修订稿）（6）如惰走时间正常，推力瓦温、轴向位移均恢复正常，经过充分疏水，主蒸汽温度恢复后，可以重新启动，此时要特别小心仔细倾听缸内是否有异音，振动是否增大，如发生异常，应立即停止启动，揭缸检查。第十一节不正常的振动和异音。1汽轮机在稳定负荷情况下，发生不甚强烈的振动，或从汽轮机、发电机、励磁机内发生可疑的声音，需降低负荷运行直到振动消除为止；2如汽轮发电机组在除去发电机励磁以后振动消除，或在提升电压时，机组发生振动，说明振动是由发电机转子线圈短路所引起的，此时应及时汇报汇报值长，通知电气检修人员处理；3汽轮机转子冲动后，在两端轴封或通流部分听出清楚摩擦声，则应停止汽轮机启动进行检查；4汽轮机启动时，若汽缸发生单方面膨胀并引起振动，应检查是否因各调速汽门没有全开或只有一侧汽门打开所引起的；5汽轮机在启动过程中由于轴承进油温度过高或过低而引起油膜不稳定的振动，应及时调整油温至正常，必要进可降低转速，待油温恢复正常后方可升速；6汽轮机组在启动过程中由于蒸汽参数不稳定而引起的振动应立即要求锅炉尽快恢复蒸汽参数或调整旁路至正常参数。第十二节汽轮机严重超速1、汽轮机转速超过3300RPM而汽轮机超速保护及危急保安器不动作，并继续上升时，如不能正确迅速处理，将会造成重大恶性事故，其一般象征（1）一般情况机组负荷突然到零；（2）转速表指示连续上升；（3）主油泵出口油压迅速增大；（4）机组声音异常，振动逐渐增大。162第五套联合循环机组运行规程（修订稿）2、原因（1）调节系统有缺陷调速汽阀不能正常关闭或漏汽量过大；调节系统迟缓率过大；调节系统速度变动率过大；调节系统整定不当；（2）汽轮机超速保护系统故障；（3）运行操作、调整不录油质管理不善，引起调速保安部套生锈；（4）超速试验操作不当；3、处理（1）当发现汽轮机转速超过3300RPM而危急保安器及超速保护装臵不动作，应立即手打危急保安器或按下紧急停机按钮，破坏真空紧急停机；（2）如危急保安器动作，而自动主汽门、调速汽门卡涩关不严时，应关闭主汽门前电动隔离门及其旁路阀；（3）只有调速机构（包括危急保安器）没有明显损坏，停机时又未发现机组有不正常情况，则可以在危急保安器调整后重新启动汽轮机，满速后在专业技术人员主持下提升转速进行危急保安器升速试验，试验合格可以并网带负荷，带负荷过程中，应仔细倾听监视汽轮机组内部声音，振动和轴向位移；（4）如调速装臵有明显缺陷、损坏象征，或轴向位移，振动大等不正常情况时，应经过研究，找出原因，消除缺陷后，才能重新启动，进行危急保安器的充油试验及危急保安器遮断试验，动作转速正常后，方可并入电网运行，接带负荷过程中应倾听、检查汽轮机内部声音，振动及轴向位移。第十三节运行中叶片损坏或断落。1、汽轮机叶片损坏或断落的一般象征（1）蒸汽逐流部分发生不同程度的冲击；（2）机组振动突然增大；163第五套联合循环机组运行规程（修订稿）（3）机组负荷没有调节情况下减小；（4）末级叶片断落而打断凝汽器铜管时，会引起凝结水硬度增大，凝汽器水位升高。2、处理根据叶片断裂事故可能出现的象征进行综合判断，当清楚地听到缸内发生金属响声或机组出现强烈振动时，应紧急故障停机，记下惰走时间，在惰走和盘车过程中仔细倾听缸内声音，全面分析决定是否要揭缸。第十四节火灾事故1汽机房失火，尚未蔓延到机器设备和汽、油管道时，运行人员应迅速向警消队报警并通知值长，运行部及公司领导；2警消队未到前应使用厂区灭火设备进行灭火，失火地点有电线时，必须切断电源；3应不使火灾扩到四周，必要时应将设备覆盖沾湿的石棉被，火灾威胁机组安全时，应立即停机；4失火时，运行人员不得擅自离开岗位，并加强运行机组的监视，遵值长令改变负荷或进行停机操作；5发电机着火按下列方法处理1）紧急停机步骤处理；2）发电机已经解列方可灭火；3）转速降至400RPM，重新送轴封抽真空启动汽轮机并维持400RPM运行，在火灾未扑灭之前严禁汽轮机停止运行，以防汽轮机大轴弯曲；6励磁机失火必须等解除励磁后方可进行灭火，用干式灭火器、二氧化碳等灭火器灭火，严禁用泡沫严火器；7油系统着火并蔓延且威胁设备运行，可采取适当措施制止，无法控制时进行紧急停机处理，并放掉主油箱油。164第五套联合循环机组运行规程（修订稿）第十五节汽轮机甩负荷。1汽轮机甩负荷到0，出口开关未跳闸，调速系统能控制转速，主油泵出口油压升高后又下降到某一稳定值，此时应对汽轮机组进行全面检查，查明原因一切正常后，重新恢复带负荷，锅炉方面维持正常汽压、汽温及水位；2现象汽轮机突然甩去负荷，发电机解列，调节系统动态特性合格，控制转速在危急保安动作转速之下，危急保安器未动作。处理锅炉开启向空排汽电动门或打开汽机旁路维持正常汽压、汽温，将同步器调至空负荷位臵，保持机组转速3000RPM；及时调整轴封供汽，维持凝汽器真空；检查机组膨胀、胀差、振动等参数正常，分析跳闸原因，经经值长许可后重新并网；3现象汽轮机突然甩去负荷发电机解列，调速系统不能控制转速，当转速上升至3193RPM，危急保安器动作，自动主汽门、调速汽门关闭。处理当主油泵出口油压低于14MPA时，启动高压油泵，检查机组甩负荷原因，当甩负荷因素己恢复正常，复位报警，重新挂闸，迅速开主汽门、调门维持机组空负荷转速，经领导同意后重新并网。4现象汽轮机甩去负荷发电机解列，调节系统不能控制转速，转速迅速升高并超过危急保安器动作转数3193RPM，而保安器又拒动；处理立即去机头手打危急保安器按钮，自动主汽门、调速汽门动作正确后，破坏真空停机，转速低至3000RPM启动交流润滑油泵，全面检查机组状况，分析甩负荷原因，确认无异常情况后遵值长令重新挂闸，开启主汽门冲转升速，缓慢升速至3000RPM，准备做危急保安器升速试验，试验前应将危急保安器进行检查调整，在做升速试验进更应注意严防超速，只有当危急保安器经调整动作合格后方可重新并网。第十六节厂用电中断1MCC失电165第五套联合循环机组运行规程（修订稿）（1）原因1工作进线开关保护动作；过流、速断、零序等；2MCC母线故障，导致进线开关跳闸；备用开关自投后也跳闸；3备用进线开关联锁开关未投，主开关跳闸后未能自投导致MCC失电；4400VPC段（动力中心）失电；（2）处理1由于工作进线开关保护动作跳闸，备用开关应该联锁自投；立即到现场检查备用开关已经自投成功；MCC电压正常；记录保护动作情况，并进行复归；2如果工作进线开关跳闸，备用开关未能自投或联锁未投时，应该立即到现场检查工作进线开关确已跳开；立即合上备用进线开关，恢复MCC送电；3如果备用开关联锁自投后又跳闸时，同时开关的零序保护动作时，说明MCC母线或电缆有接地点；在未消除接地点之前，不得强行送电，以免扩大事故；在故障消除后，应该测量电缆和母线绝缘合格后方可送电；4当锅炉MCC失电，备用开关自投成功时，应该检查低压循环泵及除氧循环泵运行正常；检查加药泵控制柜电源正常；否则应该重新投入，确认设备运行正常；当锅炉MCC长时间失电时，锅炉系统所有电动门及低压循环泵、除氧循环泵失电，威胁设备的安全运行，应该申请立即停炉；5当汽机房MCC失电，备用开关自投成功时，应该检查轴封风机，交流油泵电源正常；否则应该重新投入，确认设备运行正常；当汽机房MCC长时间失电时，不能恢复时，由于10、11主变控制电源失去，如果10、11主变温度超温，则应申请降负荷停机；6当运转层MCC失电时，备用开关自投成功时，应该检查EH循环油泵组，油烟风机运行正常；否则应该立即重新启动；7当热工MCC失电时，应手动合上备用电源，检查各电动门电源正常，开关位臵正确；否则应立刻恢复各阀门到正常开关位臵；2400VPC段（动力中心）失电（1）原因166第五套联合循环机组运行规程（修订稿）1PC段单母线运行时，进线开关4101或4111开关跳闸；10/11低压厂变跳闸；导致PC段全部失电；2PC段单母分段方式运行时，进线开关4101或4111开关跳闸，10或11低压厂变跳闸导致PC段部分失电；366KVV段失电；（2）处理1PC段单母线运行时，进线开关4101（4111）开关跳闸；10（11）低压厂变跳闸；导致PC段全部失电时，立即合上4101（4111）开关恢复PC段送电；PC段失电时将导致机组厂用电失去，机组跳闸；待厂用恢复时，及时恢复机组到正常运行状态；2PC段单母分段方式运行时，进线开关4101或4111开关跳闸，10或11低压厂变跳闸导致PC段部分失电；此时应该检查MCC馈线备用开关联锁合上，检查MCC电压正常；检查高压循环泵，低压给水泵，凝结水泵，真空泵等自动切换；3如果66KV失电，按照厂用电中断处理366KVV段失电（1）原因166KVV段进线开关6035或6025开关跳闸，快切联锁不成功或快切装臵未投；203高变或02高变跳闸，导致66KVV段失电；3当66KVV段单回路供电时，无备用电源时，运行电源开关跳闸导致母线失电；（2）处理4当66KVV段进线开关6035或6025开关跳闸，快切联锁不成功或快切装臵未投时，应该检查备用电源正常，立即合上备用电源开关，恢复66KVV段送电；1当66KVV段进线开关6035或6025开关跳闸，备用电源开关联锁成功时，应该检查66KVV段电压正常，恢复开关正常状态显示，复位快切装臵；检查开关跳闸原因；检查低压厂变及400V母线电源正常，各个设备运行正常；2当66KVV段长时间失电时，按照紧急停机的情况进行处理；4全厂厂用电突然中断（1）现象167第五套联合循环机组运行规程（修订稿）1主控室失去动力电源、照明电源2事故灯闪亮，报警喇叭响，66KV及400V厂用电电压降至0，3机炉运转设备停运，汽轮机组机声突变，汽机转速升高后又下降；（2）处理1厂用电中断应该立即进行紧急停机；2锅炉、汽机应将所有设备重新复位到关闭或停止状态，防止突然来电；3立即查明系统故障原因并恢复厂用电；4汽机解列后检查直流油泵自启，否则手动启动；检查汽机滑油压力正常；5循环水中断，注意凝汽器真空，将高低压旁路切到手动，切除高低压旁路的快开保护；6手动开启真空破坏阀，使汽轮机尽快停止，以防直流油泵不能长时间运行；7真空未到零之前，设法维持轴封汽的运行；8解除辅机的联锁，复归辅机到停止状态；9准备手动盘车专用工具，当转子静止后，立即手动盘车180，并在转子上做好记号，以后每隔30分钟盘动转子180，一直到厂用电正常投入盘车马达为止；10厂用电恢复后当汽轮机排汽温度大于80，严禁向凝汽器送循环水，只有当排汽温度降到60以下时方可以送入循环水；11厂用电恢复后，应该对机组进行全面的检查，根据系统情况迅速投入盘车及启动各个辅机；66KV电机的启动需要得到值长的许可；12检查大轴绕度，若大于005MM应该进行直轴，小于005MM后，方可投入连续盘车；168第五套联合循环机组运行规程（修订稿）13锅炉汽包上水时，应该缓慢进行，注意汽包上下壁温差不得大于4014尽快提高凝汽器真空，检查主汽参数正常后，根据机组状态进行重新启动；15记录事故过程和保护动作情况，及恢复操作的内容；第十七节发电机运行中的事故处理一、事故情况下,允许发电机短时间过负荷运行,具体规定如下流降到允许值。二、系统事故引起发电机定子过负荷的处理（1）现象1定子电流超过额定值。2周波下降,电压可能下降。3定子温度升高。（2）处理1首先检查发电机功率因数和电压。2密切监视运行,注意过负荷时间,正常运行时定子,转子线圈温度较高的发电机,应适当缩短过负荷时间。3允许时间已到减负荷。若系统有功不足,应降低励磁减无功。若系统无功不足电压低,应减有功。减无功时注意不得使发电机功率因数过高和电压过低。三、系统事故引起转子过负荷的处理（1）现象1转子电压电流超过额定值。定子电流升高。2转子温度升高。（2）处理1按转子过负荷表监视运行,注意过负荷时间。正常运行时定转子经圈温度较高的发电机应缩短过负荷时间。2允许时间已到,降励磁。四、定子三相电流不平衡,超过允许值10的处理（1）现象1三相电流表指示不一致。2冷却系统热风温度升高转子温度高引起169第五套联合循环机组运行规程（修订稿）3发电机负序保护,复合电压闭锁过流保护的可能动作动作后跳,主变出口开关和励磁开关。（2）原因1系统负荷不平衡。2线路断线或开关故障出现非全相运行。3发电机本身匝间短路或断相。（3）处理1询问二控有关系统负荷及线路情况,若不平衡电流由系统引起。报请地调处理。2检查表计有无故障,机组是否正常。3若非全相运行所致,保护拒动或误动,应解列发电机。4不平衡原因查不出,应降低定子电流,直至不平衡电流减少到允许值10内。5若发电机本身引起。应立即停机检查。五、发电机电压超过允许值的处理1若电压高于额定电压10,应减励磁降无功,或联系地调调整电压。2若电压低于额定电压10,应加励磁增无功但注意转子电流不超过额定值,当系统周波正常,而无功不能再加大时可联系地调调整电压也可适当减有功增无功。六、发电机空载升不起电压的处理（1）现象1定子电压表无指示或近于零。2励磁电压表,励磁电流表均无指示或励磁电压表有指示而转子电流表无指示。或转子电流已达到空载额定励磁电流,而发电机定子电压却达不到额定值。（2）处理1发现上述现象,不可继续升压,必须立即停止。2检查发电机出口1PT回路是否正常保险是否良好,接触良好,辅助接点是否接触良好。3检查转子回路是否开路。4检查转子回路表计是否正常。5测量励磁机滑环有无电压,检查碳刷接触是否良好。七、发电机温升过高,超过允许值的处理（1）现象1各部温度指示升高。2进出风温差增大。（2）原因1定子转子过负荷。或定子三相电流不平衡。2冷却系统故障流量不足或断水。或冷却水温度高。3表计指示不准。（3）处理170第五套联合循环机组运行规程（修订稿）1检查发电机负荷电流,不平衡电流是否超过允许值。2检查冷却系统。3联系热控核对温度表。4若无法解决。应降低发电机无功或有功负荷。八、发电机定接地处理（1）现象1定子接地3U0灯亮。2绝缘监察电压表有指示。（2）处理1根据保护信号和绝缘监察电压表指示判断是否真接地还是假接地。2检查发电机系统设备。寻找接地点。3如查明故障点在发电机内部,应立即解列停机,如故障点在发电机外部,则在接地未消除之前允许发电机一点接地运行不超过一小时,时间一到,解列停机。43UO达到保护定值机组跳闸；九、发电机逆功率的处理（1）现象1“逆功率”光字牌亮。2有功率指示0以下、无功表计通常升高。3定子电流降低。4定子电压表和各励磁表计指示正常。（2）原因1汽机保护动作、主汽门关闭。2保护误动。3解列前汽机过早打闸停机电气未解列情况下（3）处理1若汽机故障停机，确认解列灭磁。2若保护误动,应立即要求汽机开启主汽门调整汽门,接带负荷。若短时无法恢复,应解列。十、发电机振荡的处理（1）现象1定子电流表指针剧烈周期性摆动,超过正常值。2定子电压表指针剧烈摆动,电压降低。3有功,无功表摆动。4转子电流、电压、励磁电流、电压在正常值附近摆动。5强励有可能动作,励磁回路表计上升,冲击较大。6发电机发出鸣声,与表计摆动合拍。7系统周波,电压摆动且电压降低。（2）处理171第五套联合循环机组运行规程（修订稿）1首先判断是发电机振荡还是系统振荡。若我公司几台机摆动一致,是系统振荡。若某台机与其它机组表计摆动方向相反则为该发电机振荡。2若振荡是由于发电机误并列或失磁而保护未动引起的应立即将发电机解列。3若因系统故障引起发电机振荡。如励磁自动装臵投入运行,严禁干扰励磁强励动作,20秒后退出励磁自动装臵。如励磁自动装臵退出运行,应立即手动增加励磁。4自振荡开始经2分钟后不能恢复。应将发电