机组紧急停机操作流程及经验教训

上传人:仙*** 文档编号:32407265 上传时间:2021-10-14 格式:DOC 页数:2 大小:24.01KB
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事故处理经过锅炉10:46 #4炉警铃响,MFT动作光字牌亮,火焰监控探头火焰消失,汽包水位下降,炉膛负压增大至-2000Pa满量程,立即查看MFT首出原因为炉膛正压越限。炉管泄漏报警装置无报警,送、引风机运行正常,跳至全速。10:47 开大给水泵勺管,调整汽包水位,查看关闭减温水调节门、电动门和磨煤机热风门。10:48 解除引风机入口挡板联锁,关小甲、乙引风机入口挡板,维持炉膛负压正常。10:53 调整至各吹扫条件满足,进行吹扫。10:55 启供油泵,开启供油总门、进油门、回油门,启动高压风机,调整压力风至点火值,逐步关小送风机入口挡板。10:58 吹扫结束,锅炉点火。10:59 MFT动作,切除MFT中各保护重新进行吹扫。11:01 锅炉点火。汽机14:46 #10号机主汽门关闭,转速开始下降,(查转速最高至3085rpm),遥控停机,启动低压交流油泵,交待投轴封汽,又跑回#9号机开厂母联络门,未能开启,炉膛压力高保护动作。10:47 #10机乙给泵跳泵,我又跑回#10机,切至给泵画面,查勺管开度70%,甲给泵自投成功,解除联锁,检查甲给泵运行正常,后查过流保护动作(最高至496A),查抽气电动门,逆止门关闭,联箱疏水开启。10:49 切至凝结水画面,查除氧器水位控制器已关闭,开启凝泵再循环电动门,查补水调节门已自动关闭,水位(950mm),开启后缸喷水电动门。10:50 发现真空下降较快,最低至89KPa,这时,轴封汽未投,开启厂母来汽电动门,调节门,我关闭溢流门,旁路门,调节门,发现调节门不能关闭,当即关闭溢流门,截止门,这时查厂母压力低0.47MPa左右,而轴封汽供汽压力5.7KPa左右,真空已不下降。10:52 联系锅炉启动旁路,切至对外供热系统,通知倒供热,稍开联通6,(这时供热电动门已关闭)。10:54手动开厂母联络门,并多次调整供热压力。10:58 关闭凝汽器补水手动门,手动关闭稳压水箱补水门,调整油温(多次)。11:04 #1循泵切调速。11:05汽机复置,超遮断油,超过遮断油0.48rpm未复起,联系检修压下隔膜阀11:07 停低加疏水泵,开低加疏水至凝汽器,开启主汽门前及主汽管道联箱疏水(稍开)。11:08 汽机复置,冲转11:19转速至2950rpm,阀切换。11:22 转速升至3000ron隔膜阀恢复。11:38转速高至3080rpm,关小旁路后正常。12:05 并网12:20 汽温恢复,正常加负荷。电气14:46单控室警铃响,#10发变线路组中央信号屏“发变组后备保护动作”、“高压备用电源切换”光字牌亮,#10机组跳闸,开关、#10发电机灭磁开关FMK、6KVA工作电源进线开关609A、6KVB工作电源进线开关609B跳闸,6KVA、B段备用分支6009A、6009B快切合闸成功,此时6KVA段电压5.5KV、6KVB段电压5.7KV,立即通知将T1联变由第档调至第档,6KV电压回至6.38KV,后又将T5联变调至第档,查厂用电系统均正常后立即至继电器室。#10发变组保护C柜热工保护T1、T2动作,故障录波器同样显示热工保护T1、T2动作,保护A、B柜均正常。复归信号,撤热工保护5LP压板。#10机组跳闸后,乙给泵跳闸,甲给泵自启,6KV室开关保护装置显示过流保护动作,复归信号。处理过程存在问题:1、MFT保护未及时切除,导致点火后MFT再次动作。2、事故发生后,锅炉水位调整不当,水位波动大,造成给水泵过流跳闸(备用泵自启)。3、油枪存在较多问题,点火困难,加上风量调整不及时,使升温延后,炉膛温度下降,导致汽温下降幅度较大。4、启动蒸汽电动门电动故障,不能远操开启,至就地开启,轴封汽溢流电动门电动远操失灵,至就地关闭截门,导致轴封供汽压力过低。5、遮断油压过低,隔膜阀关闭不到位,机组不能复置。6、事故记录不详细。7、本次事故,暴露出设备故障多,关键时刻该动不动,影响事故处理;部分专业运行技术力量薄弱,值班人员独立操作能力差,急需加强新员工的现场培训工作。通过几次事故处理,暴露出运行事故处理过程中抓不住重点,在事故状态迅速恢复机组运行,缩短事故处理时间这是最根本的,这也间接反应出运行业务技术急需进一步提高。
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