电厂事故处理规定

电厂事故处理规定
第一节事故处理原则
1.1.1故障发生时，运行人员应严格按规程中的规定进行处理。

1.1.2发生故障时，运行人员应迅速解除人身和设备的危险，及时查找发生故障的原因并消除故障；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，保持非故障设备的运行。

1.1.3机组发生故障时，运行人员一般应按照下列步骤进行工作，消除故障。

1.机组无论发生任何事故，首先应迅速仔细地进行确认，查明事故的性质，发展趋势，危害程度，然后采取相应的措施。

2.机组发生故障的同时，BTG盘上将出现相应声光报警，ASD内也有相应的报警显示，运行人员应加以确认，然后采取相应对策：
3.迅速消除对人身和设备的危害，必要时应立即解列发生故障的设备。

保持非故障设备的正常运行。

4.无论发生何种故障均应校对必要的表计指示或状态显示，必要时应到现场确认。

5.消除故障的每一个阶段，都要尽可能迅速汇报值长和有关领导，以便及时、正确地采取对策，防止事故蔓延。

6.发生故障时，各岗位应在值长的统一指挥下，密切配合，迅速处理事故，以便尽快恢复机组的正常运行。

7.排除故障时，动作应迅速、正确。

在处理故障时接到命令后应复诵一遍，如果没有听懂，应反复问清。

命令执行完毕以后，应迅速向发令者汇报。

1.1.4有关领导、专职工程师在机组发生故障时，必须尽快到现场协助故障处理，并给予运行人员必要的指导，但不应和值长的指令相抵触。

1.1.5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，应延迟交班，在未办理交接手续前，交班人员应继续工作，接班人员应协助交班人员一起消除事故，直到机组恢复正常运行状态。

1.1.6跟事故处理无关人员禁止停留在发生故障的地点。

1.1.7故障消除后，值长和值班人员应将所观察到的现象，故障发生的过程和时间，所采取的消除故障措施等均作正确、详细的记录。

并及时向各级调度和厂部领导汇报。

第二节机组紧急停运
1.2.1机组发生严重危及人身或设备安全的故障时，应紧急停止机组运行。

1.2.2紧急停炉
1.2.3.1锅炉遇到下列情况之一时，应手动MFT：
1.MFT而拒动；
2.主蒸汽、再热蒸汽、给水或锅炉汽水管道、受热面爆破或严重泄漏，严重危及人身、设备安全时；
3.锅炉油管道爆破或油系统着火威胁人身、设备安全时；
4.燃料在尾部烟道内发生二次燃烧，两侧排烟温度均不正常地升高至200℃；
5.所有汽包水位计损坏或失灵，无法监控汽包水位；
6.两台空预器均跳闸，抢投仍不能恢复；
7.仪用气中断，经处理仍不能恢复；
8.扫描冷却风中断，经处理不能恢复；
9.当锅炉压力超过安全门的起座压力时而所有安全门拒动且主汽电磁泄压阀、高压旁路无法打开。

1.2.3.2紧急停炉后的操作同MFT动作后的处理。

1.2.3紧急停机
1.2.3.1汽轮机发生下列情况之一，应破坏真空，紧急停机：
1.汽机跳闸保护拒动(超速、低油压、轴向位移超限或轴振动高)；
2.汽轮机发生水冲击或主、再热汽温5分钟内下降83℃；
3.汽轮机内发生有明显的金属摩擦或撞击声；
4.推力瓦块温度突然升高到极限时(107.2℃)；
5.任一轴承断油或冒烟，汽机任一支持轴承金属温度达112.8℃、发电机轴承和励磁机轴承金属温度达107.2℃或回油温度达82.2℃；
6.汽机油管道破裂或主油箱油位急剧下降，补油来不及时；
7.轴封冒火花；
8.汽轮机油系统发生火灾无法扑灭，严重威胁机组设备安全时；
9.发电机内冒烟、冒火或氢气爆炸时；
10.密封油完全中断无法恢复，氢气纯度小于90%时；
11.主变、厂高变、励磁变着火或冒烟；
1.2.3.2破坏真空紧急停机的操作步骤：
1.在CRT上或操作台上或机头打闸停机。

2.确认汽机跳闸，汽机转速下降，高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门关闭；
3.停运所有真空泵，开启凝汽器真空破坏门；
4.检查关闭汽机主、再热汽管道疏水；
5.检查启动交流轴承润滑油泵及密封备用油泵。

6.汽机真空到零，停供轴封；
7.汽机惰走过程中，注意监视机组振动、轴承金属温度及回油温度，同时至现场倾听机组内部声音；
8.转速至零，检查盘车投入正常；记录机组惰走时间；
9.其余操作同正常停机。

1.2.3.3汽轮机发生下列情况之一，应不破坏真空，紧急停机：
1.汽机跳闸保护拒动(超速、低油压、轴向位移超限及轴振动高除外)；
2.主、再热汽管道、给水管道及其它管道破裂，危及人身安全；
3.汽机侧主汽温超过565℃或汽温超过565℃达15分钟；
4.发电机内部漏水，危及设备安全。

1.2.3.4不破坏真空紧急停机后的操作同MFT动作后的处理。

第三节机组故障停运
1.3.1.机组发生下列情况时，应汇报调度和总工，申请故障停机：1.3.
2.故障停炉条件：
1.锅炉承压部件发生泄漏尚能维持运行；
2.锅炉受管壁温度超限，经采用降负荷等降温措施处理仍不能恢复正常；
3.锅炉严重结焦，虽经处理，仍难维持正常运行；
4.锅炉安全门不能正常起座或回座；
5.仪用气压力低于0.46MPa，经处理后仍无法恢复正常；
6.扫描冷却风压力低，10分钟内不能恢复正常；
7.DCS系统故障，致使某些机组重要参数无法监视，将危及机组正常运行；
S控制系统和伺服机构故障，人工干预无效，将危及机组正常运行；
9.主、再热汽、主给水或其它管道破裂，隔离无效，无法维持机组运行；
10.化学指标控制值大于二级处理值，处理后仍不能恢复。

1.3.3.故障停机条件：
1.主、再汽参数超过规定值，而在规定时间内不能恢复正常；
2.在额定蒸汽压力下，主、再汽温度5分钟内连续下降8
3.3℃；
3.凝汽器真空缓慢下降，采取措施，负荷降至零仍无效时；
4.轴向位移接近限值经处理后仍不能恢复正常；
5.差胀指示超限(高差17.62mm或29.68mm，中差5.12mm或1
6.65mm，低差
7.42mm或41.67mm)；
6.高、中压缸上/下缸温差超限(55.5℃)；
7.EH油管道破裂或EH油箱油位低，补油来不及；
8.DEH控制系统或高、中压调门故障，不能维持运行；
9.主要辅机故障无法维持运行；
10.发电机定子冷却水导电度达到1.5S/cm或定子冷却水中断，或发电机定子线圈漏水，无法处理；
11.发电机密封油系统故障，无法维持必要的油压和油位；
5.DEH系统、DCS系统、TSI系统故障，致使一些重要的汽机运行参数无法监控，无法维持汽机及其辅机正常运行；
6.发电机滑环、碳刷严重冒火，无法处理。

1.3.4.机组故障停运时，先快速减负荷，同时进行厂用电切换，当机组负荷低于150MW时，即可手动MFT。

其余操作同MFT动作后处理。