余热应急预案

1、生产紧急事故处理预案缺水事故处理预案1.1 现象1.1.1 锅炉水位低于指示最高水位，或看不到水位。1.1.2 水位报警器发出低水位信号。1.1.3 蒸汽流量大于给水流量。1.2 原因：1.2.1 运行人员疏忽对水位监视不严。1.2.2 设备有缺陷，如给水自动调节器失灵，水位计脏污或联接管堵塞而形成假水位、给水泵阀发生故障或给水管路故障等。1.2.3 锅炉放水阀或定期排污阀泄漏等。1.3 处理：1.3.1 缺水事故发生以后，应冲洗水位计，并将所有水位计指示情况相互对照，判断正确性及缺水程度。1.3.2 若为轻微缺水，则加大锅炉给水，降低锅炉负荷；同时检查定期排污阀等是否泄漏。1.3.3 若为严

2、重缺水，则应紧急停炉。二、涉水事故处理预案2.1 现象2.1.1 锅炉水位超规定的最高水位。2.1.2 水位报警器发出高水位信号。2.1.3 给水流量不正常的大于蒸汽流量。对比2.1.4 严重满水时，蒸汽管道发生水冲击，法兰截门处向外冒汽。2.2 原因。发生涉水事故的原因通常是运行人员对水位监视不严，未能及时发现和处理而造成的，或者是由于给水自动调节器失灵，给水压力过高或被假水位所迷惑而导致的事故。2.3 处理2.3.1 锅炉满水时，如水位计尚能看到水位或已看不到水位而经过冲洗水位计关闭水连通管，大开放水阀以后，能看到水位下降属于不严重涉水。如大开放水阀以后仍看不到水位下降就属于严重涉水事故。

3、2.3.2 若为轻微满水，则关小或关闭给水阀门，开启蒸汽管道疏水阀，降低锅炉负荷，必要时打开紧急放水阀。2.3.3 如经处理无效，且证实为严重涉水时应立即停炉。三、锅炉水膨胀事故处理预案3.1 原因：3.1.1 锅炉含盐量大，汽包水表面出现大量泡沫，蒸汽溢出时水膜破裂，溅出水滴并被蒸汽带走，就会发生锅水膨胀事故。3.1.2 汽包水位剧烈波动，水位看不清并冒汽泡，饱和蒸汽盐分及水分增加，严重时管道发生水冲击，法兰处冒白气。3.2 处理方法：开大连续排污阀进行表面放水，降低锅炉负荷，加强管道疏水,停止加药，取样化验，加强换水，迅速改善锅水品质。3.3 预防措施：应有效的控制锅水含盐量、给水质量、锅

4、水加药量，坚持严格地锅水化验制度，加强给水处理，适当调整排污量，同时要求负荷变化不可过急，并汽时锅水汽压不可大于主汽管内压力。四、汽压过高事故处理预案4.1 事故原因：4.1.1 用户负荷突然降低或完全甩去。4.1.2 安全阀失灵，压力表指示错误。4.1.3 运行人员操作不当。4.2 处理方法：4.2.1 减少或切断水泥系统烟气4.2.2 开启对空排汽阀，降低锅内压力。4.2.3 校对压力表，加强锅内进水，加强排污。4.2.4 必要时紧急停炉。五、炉管爆破事故处理预案5.1 现象：炉管轻微爆破，如焊口泄漏等现象为破裂处有蒸汽喷出的嘶嘶声，给水流量略有增加，炉内负压有所下降，严重爆破时，有显著的

5、爆破声和喷汽声，炉内正压并喷出烟汽和蒸汽，水位汽压均下降，给水流量显著大于蒸汽流量，排灰潮湿。5.2 原因：5.2.1 给水质量不好，引起受热面管内结垢，致使其部分过热或腐蚀。5.2.2 水泥窑烟气中粉尘浓度较大，磨损了蒸发器管束和省煤器管子等。5.2.3 水汽温度变化过快，以致管壁温度不均匀，而产生过大应力等。5.3 处理：对于严重爆管应紧急停炉，对轻微爆管若灰斗中灰尘有凝固危险，以致危及除尘系统工作时，也应紧急停炉。六、锅内水击事故处理预案6.1 原因：6.1.1 锅内水位降到低于给水管边缘6.1.2 给水过猛6.1.3 接到锅筒内给水槽上的给水管法兰不平。6.1.4 给水管道逆止阀不正常

6、会引起锅内水击事故。6.1.5 处理：检查锅内水位，并调整到正常水位，并检查给水管法兰。七、炉内积灰事故处理预案根据水泥窑工况特征，烟气中会有浓度较高的粉尘，随着温度的升高很容易引起受热面积灰，严重时会破坏锅炉正常传热，使锅炉排烟温度急剧上升，也可能引起受热管的爆破，而且与爆破的水形成水泥结块，而影响正常除灰，严重时损坏除灰系统的设备。为防止积灰事故的发生，应严密监视锅炉各部的积灰情况，注意振打装置及炉拉链机正常工作，停炉后及时通过人孔门检查炉内积灰，必要时用其它方法清除。八、紧急停机事故处理预案8.1 紧急停机时，应遵照以下原则处置。8.1.1 在最短时间内对事故的性质、范围做出判断。8.1

7、.2 迅速解除对人身和设备的危险。8.1.3 在保证设备不受损坏的前提下，尽快恢复供电。8.1.4 防止误操作。8.2 当发生下列情况之一，应立即破坏真空紧急停机：8.2.1 转速超过3360r/min,危急遮断器不动作；8.2.2 轴承座振动超过0.07mm8.2.3 主油泵发生故障。8.2.4 调节系统异常。8.2.5 转子轴向位移超过规定值，轴向位移监视装置不动作；8.2.6 轴承回油温度超过70c或轴瓦金属温度超过100C。8.2.7 油系统着火并且不能很快扑灭时；8.2.8 油箱油位突然降到最低油位以下；8.2.9 发生水冲击；8.2.10 机组有不正常的响声；8.2.11 主蒸汽管

8、破裂；8.2.12 凝汽器真空降到0.06MPa（450mmFHg以下。8.3 紧急停机操作步骤：8.3.1 手击危急遮断油门紧急停机，确认自动主汽阀、调速汽阀迅速关闭。8.3.2 检查发电机已解列后，记录惰走时间。8.3.3 开放真空破坏门，停止抽汽器运行。8.3.4 随时检查高压电动辅助油泵是否自动启动，否则手动起动高压辅助油泵。8.3.5 开放凝结水再循环阀，保持凝汽器水位。8.3.6 其他操作按一般停机规定完成。九、主蒸汽压力和温度超出规范时事故处理预案9.1 主蒸汽压力超出允许变化的上限时，应节流降压，节流无效时应作为故障停机。9.2 主蒸汽压力低于允许变化的下限0.2MPa（表）时

9、，应降低负荷。9.3 主蒸汽温度超出允许变化的上限5C,运行30分钟后仍不能降低，应作为故障停机，全年运行累计不超过400小时。9.4 主蒸汽温度低于允许变化下限5c时，应降低负荷。9.5 正常运行时，两根主蒸汽管道的汽温相差不得超过17C,短期不得超过40Co十、凝汽器真空降低规定事故处理预案10.1 机组负荷在40%®定负荷以上时,真空不低于0.0867MPa(650mmFHgo10.2 机组负荷在20%-40%K定负荷时，真空不低于0.0800MPa(600mmFHgo10.3 机组负荷在20%®定负荷以下时,真空不低于0.0720MPa(540mmFHgoH一、水冲

10、击事故处理预案11.1 水冲击的象征：11.1.1 进汽温度急剧下降。11.1.2 从蒸汽管法兰盘、前后轴封及汽缸结合面处冒出白色蒸汽或水滴。11.1.3 主蒸汽管道内、汽轮机内有水击声和杂声。11.1.4 负荷突降，轴向位移增大，推力瓦温度升高。11.1.5 机组振动加大。11.2 确认汽轮机发生水冲击应：11.2.1 迅速破坏真空紧急停机，全开主蒸汽系统及汽机本体疏水门。11.2.2 正确记录惰走时间、真空变化、轴向位移数值、轴承回油温度及声响十二、机组不正常的振动和出现异常声音事故处理预案12.1 机组振动增大或出现异常声音的原因：12.1.1 润滑油压、油温不正常。12.1.2 汽温过

11、高或过低。12.1.3 汽缸单面受冷空气而膨胀不均匀。12.1.4 轴向位移增大。12.1.5 叶片断裂。12.1.6 汽轮机动静部分发生摩擦。12.1.7 中心不正或轴瓦间隙不合格。12.1.8 大轴弯曲。12.1.9 发电机内部损坏或转子线圈短路。12.2 若机组发生不甚强烈的振动，需降低负荷直到振动消除为止。12.3 机组突然发生剧烈振动或发出清晰的金属摩擦声时，应立即破坏真空紧急停机，并注意转子惰走时间，倾听声响变化情况。十三、凝汽器真空下降事故处理预案13.1 真空急剧下降的原因：13.1.1 循环水中断13.1.2 轴封供汽中断13.1.3 凝汽器满水13.1.4 真空系统大量漏汽

12、13.2 真空缓慢下降的原因13.2.1 真空系统不严密漏空气13.2.2 凝汽器水位高13.2.3 循环水量不足13.2.4 抽气工作不正常或效率降低13.2.5 凝汽器钢管结垢循环冷却水系统设备异常13.3 处理方法：真空缓慢下降时应相应降低机组负荷，若采取措施后真空仍继续下降到0.06MP以下，则需停机处理。十四、油系统着火事故处理预案14.1 事故原因：油系统漏油，且漏油处有表面温度高于200c的热体。14.2 处理方法14.2.1 尽快切断泄漏油源和故障设备的电源。14.2.2 尽快通知消防人员14.2.3 组织人员应用电厂内灭火器灭火，不得用水和沙子。14.2.4 威胁机组安全时，

13、应破坏真空紧急停机。14.2.5 火灾危及油箱时，可开启油箱事故放油门。十五、油系统工作失常事故处理预案15.1 油压下降：15.1.1 应迅速查明原因，视油压降低情况及时启动辅助油泵。15.1.2 检查主油泵工作情况，如有异音故障停机。15.1.3 检查注油器是否工作正常，无法消除缺陷时应故障停机。15.1.4 压力油管和回油管漏油或破裂，无法消除时应故障停机。15.2 油位下降：15.2.1 检查油箱、油管及冷油器的各连接处是否有漏油现象。15.2.2 检查事故放油门、油箱放水门、取样门是否有漏油现象。15.2.3 检查油箱油位指示器是否正常。15.2.4 若油位下降，经处理无效时，应故障

14、停机。15.3 辅助油泵工作失常：15.3.1 机组在启动过程中，电动辅助油泵油泵发生故障应迅速启动事故油泵，并停止启动汽轮机，消除故障。15.3.2 在停机过程中，若发现电动油泵、事故油泵同时发生故障，应维持汽轮机额定转速，使主油泵工作，在迅速消除辅助油泵故障，待油泵正常后停机。十六、甩负荷事故处理预案16.1 汽轮发电机组在运行中因电气故障或保护系统误动作使电负荷突然降至零，这种事故称为甩负荷。16.2 甩负荷后发电机已解列，机组转速稳定在危急保安器动作转速以下时，应调整机组转速为3000r/min,开启凝结水再循环阀，保持凝汽器水位和真空，检查机组膨胀、振动等运行参数，确认一切正常后可重

15、新并网。16.3 甩负荷后发电机已解列，但调节系统不能控制转速，危急保安器动作时，应将主汽门操纵座手轮和和启动阀手轮关到底，等转速降到3000r/min后，按程序重新起运。16.4 甩负荷后发电机已解列，但调节系统不能控制转速而超速，危急保安器不动作时，应立即手拍危急保安器按钮，破坏真空紧急停机。如果主汽门和调节汽阀因卡涩无法关闭时应迅速关闭电动隔离阀等以切断汽轮机的进汽。16.5 甩负荷后主汽门和调节汽阀已关闭，但发电机未解列，机组转速仍维持在3000r/min时，应立即将发电机解列，故障停机。十七、发电机过负荷事故处理预案17.1 运行中发电机过负荷信号发出，并且静子电流超过额定值时应迅速

16、处理使其恢复正常。17.2 在系统电压许可的情况下，用减少励磁的方法减少静子电流，但注意功率因数不得超过规定值，若减少励磁电流不能使静子电流降到额定值，必须降低发电机有功负荷。17.3 系统事故，电压周波低于极限值，允许发电机短时间内过负荷运行。17.4 使用事故过负荷应有值长命令，并报告值班调度员，当事故过负荷超过允许时间应立即将发电机电流降至允许值。十八、发电机开不起电压事故处理预案18.1 现象：合上灭磁开关，按增加励磁按钮，励磁电压或发电机静子电压升不起来。18.2 检查以及处理方法（有刷）：18.2.1 检查脉放电源的有无。18.2.2 励磁电压升不起时，应检查测量励磁柜输出有无电压

17、，有电压时说明励磁回路外部断线、开路，应对励磁回路进行检查处理。18.2.3 当测量无电压输出时，检查灭磁开关接触是否良好，可控硅有无烧坏,磁场回路否断线、开路，整流变压器是否有电压输出以及整流变压器绝缘是否破坏等。18.2.4 经上述检查无异常时，说明励磁柜内信号转换电路或脉冲功放触发电路出现故障。18.3 当励磁柜电压、电流正常时发电机开不起电压：18.3.1 检查P仃车是否插好，二次保险是否熔断、装好。18.3.2 检查电压表及切换开关接线是否正确，电压回路接线是否良好。十九、温度超标事故处理预案19.1 发电机空气冷却器出入风温度之差大于2030c时。19.2 发电机定子温度超过105

18、c或转子温度超过130c时应做如下处理。19.2.1 检查三相电流是否平衡，负荷是否超过额定值,其他各表计是否正常。19.2.2 检查空冷器测温装置是否正常，进水温度是否过高，压力是否过低，阀门是否全开以及冷却器水管是否堵塞。19.2.3 检查发电机内部有无异常现象和气味。19.2.4 查明超温原因，设法消除，如原因不明，则应降低发电机的出力，直至温度降到正常值为止，并应汇报调度。19.3 由于励磁柜散热风机烧毁、停转造成可控硅组件温度超高的，应马上紧急停机处理（有刷）。二十、发电机三相定子电流不平衡事故处理预案20.1 现象：20.1.1 三相电流表指示之差较正常增大。20.1.2 三相电流

19、表指示之差超过额定值的10%。20.1.3 机组可能伴有振动。20.2 处理：20.2.1 调整负荷，观察是否因为表计回路故障引起错误指示。20.2.2 三相不平衡电流超过规定值，同时机组发出振动时，应降低有功负荷直至允许范围，并汇报有关领导听候处理。二H一、发电机电压互感器故障事故处理预案21.1 现象：21.1.1 发电机有功电度表、无功度表指示降低或为零。21.1.2 发电机定子电压指示偏低或消失，励磁电流、电压表指示正常。21.1.3 定子三相电流指示正常。21.2 处理：21.2.1 当有电压回路短线报警信号时，应停用发电机的复合电压闭锁过流保护。21.2.2 在未查明原因、消除故障

20、之前应保持原负荷不变，不得调整发电机的有功、无功负荷，并应监视发电机联络线表计。21.2.3 检查发电机P、二次回路是否断线，熔断器是否烧毁，接点有无松动。21.2.4 一次熔断器烧毁时应拉出PT鬲离手车进行更换，二次熔断器烧毁时可以带电处理。二十二、发电机CM路断线事故处理预案22.1 现象：22.1.1 发电机有功、无功表计指示降低。22.1.2 定子电流一相为零，两相正常。22.1.3 发电机差动回路断线”信号发出22.2 处理：22.2.1 停止有功、无功负荷调整，通过发电机联络线有功表监视负荷22.2.2 请示值长，将发电机差动保护停用，通知检修处理。22.2.3 对CTM路检查及处

21、理，并按CM路开路处理，注意高压危险。二十三、励磁回路绝缘降低事故处理预案23.1 现象：23.1.1 励磁回路正极或负极对地有电压为绝缘不良。23.1.2 励磁回路电阻低于0.5MQ时为一点接点（经计算测定）。23.2 处理：23.2.1 使用压缩空气吹扫滑环及碳刷，经吹扫仍不能恢复的，应对励磁回路进行一次全面检查。23.2.2 测量对地电压，计算对地绝缘电阻，判断绝缘降低情况及性质，当对地电压接近或等于正负极电压时则为直接接地。23.2.3 经以上测量确认为一点接地时，应马上投入发电机转子两点接地保护23.2.4 原因不明时，且无法消除故障的，应报告有关领导，对发电机严密监视运行，待停机处

22、理。二十四、发电机振荡（失去同期）事故处理预案24.1 现象：24.1.1 定子电流表剧烈向两侧摆动,并者大大超过正常值。24.1.2 发电机及母线上的各电压表都发生剧烈摆动，通常是电压降低，强励可能动作或间断动作。24.1.3 有功电度表全盘摆动，周波表上下摆动。24.1.4 转子电压、电流表在正常值附近剧烈摆动。24.1.5 发电机发出有节奏的鸣音与上述表计摆动合拍。24.2 处理：24.2.1 当无功调节器未投时应迅速调整励磁电流至最大值增加无功，提高发电机电压，并减少汽机的进汽量，降低发电机的出力，使其拖入同期。24.2.2 若无功调节器投入时，应减少发电机有功负荷。24.2.3 如采

23、取上述措施，12分钟仍然无效的应将发电机解列，等事故消除后重新并列。二十五、发电机出口开关自动跳闸事故处理预案25.1 发电机出口断路器跳闸的原因：25.1.1 发电机发生内部故障，如定子绕组短路接地、转子两点接地、发电机着火等。25.1.2 发电机发生外部故障，如发电机母线短路接地等。25.1.3 值班人员误操作。25.1.4 保护装置及断路器机构的误动作。25.1.5 失磁保护动作。25.2 发生发电机出口断路器自动跳闸值班人员应立即作下列工作：25.2.1 停用自动励磁装置，将发电机励磁调到最小。25.2.2 若灭磁开关未跳时，应立即切断，以防发电机内部故障扩大。25.2.3 复归音响信

24、号及开关位置，检查何种保护动作。25.2.4 检查汽轮机危急保安器是否动作。25.2.5 检查发电机的冷却空气室内是否有烟雾。25.2.6 打开发电机的窥视孔，检查有无焦味、冒烟。25.2.7 测量定子绕组、转子绕组的绝缘电阻。25.2.8 打开发电机端盖，检查定子绕组端部情况。25.2.9 检查发电机的电流互感器、电缆和隔离开关。25.2.10 检查继电保护设备动作是否异常。25.2.11 检查若系电厂外部故障引起过流保护动作，或由于人员误操作、保护误动作，发电机亦未发现异常现象，允许立即将发电机与电网并列。25.2.12 若系过流保护跳闸，应对发电机外部及母线进行检查，没发现异常情况时，可

25、将发电机从零起升压，在升压过程中发现问题及时处理，如未发现问题，可与电网并列。25.2.13 若系差动保护跳闸，应测量定子绝缘电阻，并对发电机及其保护区内的一切设备回路状况进行全面的检查。25.2.14 若系转子回路两点接地保护动作，应测量检查励磁回路有无短路接地，励磁机有无异常。一般情况下，转子两点接地保护动作时应进行内部检查。二十六、发电机变调相机运行事故处理预案26.1 现象：26.1.1 主汽门关闭”信号发出。26.1.2 有功表指示零以下，无功表指示升高。26.1.3 定子电流表指示降低。26.2 处理：26.2.1 若机器危险要求解列，应立即将发电机解列。26.2.2 若人员正在处理，应待汽源恢复后重新接带负荷。二十七、发电机非同期并列事故处理预案27.1 现象：27.1.1 并列合闸瞬间发生很大的电流冲击。27.1.2 发电机电压和母线电压严重降低。27.1.3 机组强烈振动并有吼鸣声。27.2 处理：27.2.1 如果发电机已拖入同期，经检查无异常，并通过有关领导批准，可暂时投入运行，但应早停机检查。27.2.2 检查转子、定子线圈有无变形开焊，垫块有无松脱现象。27.2.3 测量转子、定子绝缘电阻有无明显下降，直流电阻有无明显增大。二十八、发电机非同期并列事故处理预案28.1 现象：28.1.1