第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分
1.17 封闭母线护罩内氢气含量高
若发电机封闭母线罩内氢气超过1％时，应将发电机解列，查漏消缺。及时排放发电机内氢气
主设备公用部分
1.18 事故处理通则
1.18.1 发生事故时，遵照“保人身、保电网、保设备”的原则，机组长应在值长的统一指挥下，带领本机组人员根据各自的职责迅速按规程规定正确处理事故。对值长、机组长的命令除对人身、设备有直接危害外，均应立即执行，否则应申明理由，拒绝执行。值长坚持时，应向上级领导汇报。
1.18.2 发生事故时，运行人员应迅速弄清事故首发原因，消除对人身和设备安全的威胁，同时努力保证非故障设备的正常运行。事故处理中应周全考虑各步操作对相关系统的影响，防止事故扩大。任何情况下应尽量保证厂用电不失去。
1.18.3 事故发生时，报警信号可确认，但不允许立即复归，待详细记录报警信号后方可复归。 1.18.4 机组发生故障时，运行人员应按下列步骤进行处理：
1.18.4.1 根据各参数变化、LCD显示、设备联动、屏幕报警、光字牌报警及故障打印和设备外部现象等情况，确定机组已发生故障，则：
1） 迅速消除对人身和设备的威胁，必要时立即解列发生故障的设备。 2） 迅速查清故障的性质、地点和范围，进行处理和汇报。 3） 保持非故障设备的正常运行。
4） 事故处理的每一阶段，都要尽可能迅速汇报值长和机组长，正确地采取对策，防止事故蔓延。
1.18.4.2 当判明是系统发生故障时，则应采取措施，维持各辅助系统正常运行，以便有可能尽快恢复整套机组的正常运行。 1.18.4.3 事故处理时，各岗位应及时互通情况，在值长、机组长统一、协调指挥下，密切配合，迅速按规程规定处理。 1.18.4.4 事故处理时应迅速、准确。接到操作命令后应复诵一遍，命令执行后，应迅速向发令者汇报执行情况。
1.18.5 当发生本规程以外的事故或故障时，值班人员应根据自己的经验作出正确判断，主动采取对策，迅速处理。时间允许时，应首先请示值长、机组长，并在值长、机组长的指导下进行事故处理。
第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分
1.18.6 事故处理中，达到紧急停炉、停机条件而保护未动作时，应立即手动打闸；辅机达到紧急停运条件而保护未动作时，应立即停运该辅机。 1.18.7 若出现机组突然跳闸情况，事故处理完后，事故原因已查清并消除后，应尽快恢复机组运行。
1.18.8 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。如果事故处理发生在交接班时间，应延长交班。在未办理交接手续前，交班人员应继续工作，直到事故处理完毕或告一段落。接班人员应主动协助进行事故处理。
1.18.9 事故处理过程中，禁止无关人员围聚在集控室操作台前或故障发生地。
1.18.10 事故处理完毕，值班人员应立刻如实向上级领导反映事故发生及处理情况，并将事故时间、现象、发展、处理经过及原因分析做好详细记录。班后组织全班人员进行事故分析，并写出报告。
1.19 机组的紧急停运及处理
1.19.1 机组紧急停运条件 1.19.1.1 锅炉紧急停运条件
1） 锅炉MFT保护拒动。
2） 部分和全部厂用电源中断，无法维持机组正常运行。 3） DAS系统故障，无法对机组进行控制和监视。
4） 锅炉安全阀动作，无法使其回座或系统压力达到安全门动作压力，所有安全阀拒动。 5） 锅炉尾部烟道或空预器着火，空预器出口烟温不正常升高超过250℃。
6） 锅炉受热面、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、给水管道等严重爆破，严重危及人身或设备安全时。 1.19.1.2 锅炉申请停机条件
1） 锅炉给水、蒸汽品质严重恶化，经过采取措施无法恢复正常。 2） 锅炉承压部件泄漏，可短时维持运行。
3） 锅炉结焦、堵灰严重，经多方处理难以维持正常运行时。 4） PCV阀和锅炉安全阀存在严重内漏或部分有缺陷不正常动作。 5） 锅炉汽温和受热面壁温严重超温，经多方调整无法降低。
第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分
6） 锅炉主要辅机故障不能维持机组运行时。 1.19.1.3 汽机破坏真空紧急停运条件：
1） 汽轮机转速上升到3330r/min,而超速保护未动作。
2） 汽轮机突然发生强烈振动或汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。 3） 汽轮机轴向位移大于±1.0mm。
4） 汽轮发电机组任一轴承断油或润滑油压下降至0.048MPa。 5） 润滑油箱油位下降至-563mm。
6） 汽轮机轴承（#1～#6）金属温度达113℃。
7） 汽轮机推力轴承、发电机轴承（#7～#9）金属温度达107℃。 8） 任一轴承回油温度达82℃。
9） 汽轮机发生水冲击、高中压外缸上下温差达56℃或10分钟内主、再热汽温急剧下降50℃。 10） 汽轮机轴封异常摩擦冒火花。 11） 发电机冒烟着火或氢系统发生爆炸。
12） 汽轮机油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全。 13） 厂用电全部失去。
1.19.1.4 汽轮机不破坏真空紧急停机条件：
1） 发电机跳闸保护动作。 2） DEH装置失电。
3） 主、再热蒸汽温度超过594℃，15分钟内不能恢复正常。 4） 主汽压力异常升高至31.4MPa。 5） 凝汽器真空下降至-70 kPa。
6） 低压缸排汽温度达121℃连续运行15分钟或超过121℃。
第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分
7） 高压缸排汽温度大于427℃。
8） 并网后延时60s，汽轮机调节级与高压排汽压力比小于1.7。 9） 主蒸汽管道、再热蒸汽管道、高压给水管道破裂无法运行时。
10） DEH、TSI系统故障，致使一些重要参数无法监控，不能维持机组运行时。 11） EH油压≤9.31MPa。
12） 高压差胀超限≥10.28mm，≤－4.56mm。 13） 低压差胀超限≥16mm,≤－1.02mm。
14） 电网频率低至48.5 Hz以下，连续运行10分钟。 15） 电网频率降至46.5Hz。
16） 主或再热蒸汽两主汽门前温差超过42℃。 17） 主或再热蒸汽过热度低于56℃。
18） 汽机启动过程中，轴承振动超过0.03mm；通过临界转速时，轴承瓦振超过0.1mm或相对轴承振动值超过0.254mm；正常运行中轴承瓦振突然增加0.05mm。 1.19.1.5 汽轮机申请不破坏真空停机条件：
1） 发电机氢气或密封油系统发生泄漏，无法维持机组正常运行时。
2） 机组正常运行时，汽轮机主油泵工作失常，交流辅助油泵维持运行，无法查明故障原因。 3） 主汽门或再热主汽门卡。 4） 汽机调节汽门或抽汽逆止门卡。
5） 主、再热蒸汽、抽汽及润滑油、EH油管道或附件发生泄漏无法隔离时。 6） 循环水、开式水管道破裂威胁机组安全运行时。 7） 汽机控制保护系统故障威胁机组安全时。 8） 汽机单侧进汽（阀门活动性试验时除外）。 9） 发电机密封油箱或汽轮机油箱的排油烟机故障。
第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分
10） 汽机主要辅机故障不能维持机组运行时。
1.19.1.6 发电机紧急停运条件（发生下列情况之一时，应手动紧急停机）：
1） 汽轮机跳闸，逆功率保护未动作。 2） 发变组内部发生故障，保护或开关拒动。
3） 在发变组主断路器外发生短路，定子电流表的指针指向最大而电压急剧降低,且发变组相关保护拒绝动作时。
4） 发电机绕组层间测温元件最大温差达到14℃或同一水支路出水测温元件最大温差达到12℃；发电机内冷水出水温度超过85℃或定子线棒温度超过90℃，经降
负荷处理无效且确认测温元件无误后。
5） 定子绕组进水导电率高达9.9?s／cm时（确认非测点故障引起）。 6） 密封油氢差压降至0.03MPa时。 7） 发电机断水30s开关而保护未动作时。 8） 发电机、集电环轴承强烈振动达0.254mm时。
9） 发电机、励磁变、可控整流柜冒烟着火或发生氢气爆炸。 10） 发电机碳刷冒火处理无效，形成环火。 11） 危及人身生命安全，不停机不能解救时。 1.19.1.7 发电机申请停机条件：
1） 发电机铁芯过热超过允许值调整无效。
2） 定子绕组进水电导率大于9.5?s/cm，经调整无效，呈继续升高趋势。 3） 发电机运行中漏氢严重且不停机不能消除时。 4） 发电机氢冷系统故障，氢温超限调整无效。
5） 密封油系统油氢差压小于0.035MPa，经调整无效并不能继续维持时，发电机密封油系统漏油严重，无法维持运行。 1.19.2 机组紧急停运处理
1.19.2.1 锅炉、汽机、发电机任一申请停运条件满足，立即请示有关领导，根据领导指示进行处理。
