电厂常见故障现象及处理

电厂磨煤机高压油站常见故障现象及处理

通过多年来对电厂的调试和故障处理,对相关的故障现象及如何及时处理总结如下,对以后电厂进行故障咨询时应该能起到相关帮助作用.

M1:液动阀开关压力 M2:泵出口压力 M3:升磨辊压力

M4:比例溢流阀压力 M5:定加载压力

起动油泵后发现压力表上都无压力(原来正常)

1.请确认手动阀的手动把柄在工作位置(即在我们面向的左位),手柄在右位此时系统处于

自循环状态,压力表无压力显示;

一.发现压力表M2,M4和M5都有压力

只需要重新发定加载或者变加载指令确定定变方式即可.同时指令延时不一致造成运行人员操作时会出现这种故障(定加载、变加载指令需要脉冲信号30秒以上,其它指令5秒即可).

二.发现变加载M4无压力,但切换到定加载后M5压力显示正常

1.请确认变加载比例阀的电源24V和加载力信号4mA-20mA是否正常存在,可以通过万用表

测量油站上旁边的端子箱测量,端子箱内部编号4和5为电源24V,4为正5为负;2和3为信号线2为负3为正(有的电厂可能掉线不一定,以白线为负,棕线为正);

2.比例阀可能阀芯卡死,需要清洗,可以将比例阀整体拆出后逐步将拆开,主要清洗主阀芯

位置(有一阀套和弹簧),清洗后再安装进行运行.(具体有不明的地方可向我们公司技术部询问);

3.假如前两项处理后还是无加载压力,建议更换新的比例阀,同时需说明一点的是新的比

例阀是需要调节的,没有调节的也无法工作,具体调节方法在调试时都已进行了技术培训,假如还有要求可以向我们公司相关人员咨询.

三.在定加载的情况下压力也不正常(变小或者无压力),且上面几种情况都正常

1.油泵磨损造成,需更换新泵,原因是由于长时间运行及油站中有杂质颗粒在高速运行过

程中对油泵造成了磨损;

2.泵出口的过滤器滤芯长时间没有进行更换,滤芯已经严重堵塞,造成压力不足;

3.泵出口的软管管路磨损有泄漏(有两个电厂出现过这种故障),造成压力有部分损失,可

以将油泵拆出后检查泵出口的管路是否正常.

四.定变,升辊等电磁阀无法切换

1.请确认指令已经到达油站端子箱,即测量在发指令时是否有220V交流电压在对应的端子

上,电磁阀插头发光二极管是否会发光，因为很多不能动作的原因就是接线端子松动造成的,这其中包括DCS到中控控制柜部分,中控控制柜到就地磨煤机控制柜,就地控制柜到油站端子箱,需要逐步检查确认;

2.请测量电磁阀的线圈是否烧坏,可以将插头取出后用万用表测量对称的两脚,阻值大概

为170-180欧姆左右;

3.电磁阀内部卡死,此故障可通过手动切换电磁阀两头的应急

按钮来判断,如图,电磁阀两头都有小推杆,取掉塑料冒,一

头推入代表此侧电磁阀带电,(一定要用力推,不要怕推坏),

假如两头都无法推动,可以确认此电磁阀内部阀芯卡死,有

杂质在里面,需要清洗或者更换.

五.高压油站油温高,冷却水没起作用,长期运行会造成磨损加快

1.可以将冷却水投入的温度(一般为60度)设低点,由于是高压运行,油站温度会很高;

2.请确认冷却水电磁阀是否安装在回水管路上,有可能电建在安装时会忽略这个问题;

3.冷却水的压力和流量不够,造成冷却效果不是很好;

4.冷却水电磁阀有杂质卡死,可以将电磁阀拆开进行清洗;

5.假如冷却效果还不是很好,可以建议将冷却水电磁阀更换成直通球阀.

六.油缸顶部拉杆处渗油

这种故障的原因是由于运行时掉下的煤粉及杂质跟着拉杆的长时间动作从而对油缸上部的密封件造成磨损,建议联系我们公司购买防尘罩做预先防护.

油缸密封件更换方法:

所需工具:

油缸密封备件;内六角扳手一套(注意需要大号的);扳手两把;葫芦及吊绳;干净的布条若干.

1.将油站停止运行,油站内部管路的压力全部泄掉,侧面回油管路的阀门关死;

2.将油缸上的三根油管拆掉,同时需用干净的布条将油管堵好,保证管路的干净程度;

3.将油缸侧面的蓄能器及管路拆掉,需注意拆装的顺序及安全性(先将管路拆掉后再拆卸蓄能器);

4.将油缸与磨煤机连接处拆掉,此时需用葫芦及吊绳将油缸顶部吊住,防止出现意外,慢慢将油缸

往侧面方向放倒,在放倒约45度时可以用内六角扳手拆掉上部连接处的内六角螺栓;

5.在油缸放倒的过程中,在油缸中心位置下方放一大块木块(防止油缸上部接触地面而影响油缸上

部的拆卸),然后放倒油缸即可,注意保证油缸摆放的稳定安全;

6.此时将油缸上面一部分取出后仔细检查上面及内部的密封圈磨损部位,同时将准备好的密封件

更换后即可.

7.回装的过程就是按拆装的顺序颠倒后即可,这个过程中一定要保证油缸内部的干净程度以及管

路的干净,不能用手套进行工作.

8.整个过程完成后可以将油站运行进行升降棍的操作试验一下.

高加解列后的影响和处理

高加解列：机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。确认清楚后做如下相应处理：一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC （解除和投入均须汇报中调）。二迅速进行汽包水位的预调节工作。高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。当然在有把握的情况

下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。三、高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。四、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。大量减温水从一减投入，一减调门可全开，再热汽温调节初期应全关减温水，之后视其回升状态进行必要的预调节，防止反弹过高。五、待主蒸汽压力、汽包水位、主再热蒸汽温度稳定后，对高加及疏水系统进行检查，确认引起疏水水位升高的原因，进行必要的处理，包括联系及配合检修人员处理。六、由于高加解列，给水温度大幅下降，应加强对除氧器工作情况的监视，防止除氧器过负荷，锅炉监视排烟温度，若排烟温度过低，应进行相应的处理，以防止空预器低温腐蚀(如开启热风再循环等措施)。七、汽机重点监视压力、轴向位移、差胀、缸胀并注意低加汽侧的情况。注意调节级压力级、温度情况，严防调节级过负荷。注意

孤网运行的简介及解决方案

孤网运行的简介及解决方案一、什么是孤网？答：孤网是孤立电网的简称，一般泛指脱离大电网的小容量电网。最大单机容量小于电网总容量的8%的电网，可以称为大电网；机网容量比大于8%的电网，统称为小网；孤立运行的小网，称为孤网，孤网可分为以下几种情况。网中有几台机组并列运行，单机与电网容量之比超过8%，称为小网。网中只有一台机组供电，成为单机带负荷。甩负荷带厂用电，称为孤岛运行工况，是单机带负荷的一种特例。二、孤网运行的特点？答：孤网运行最突出的特点，是由负荷控制转变为频率控制，要求调速系统具有符合要求的静态特性、良好的稳定性和动态响应特性，以保证在用户负荷变化的情况下自动保持电网频率的稳定。这就是通常所说的一次调频功能。运行人员关注的问题不再是负荷调整，而是调整孤网频率，使之维持在额定频率的附近。这种调整通过操作调速系统的给定机构来完成，成为二次调频。由于孤网容量较小，其中旋转惯量储存的动能和锅炉群所具备的热力势能均较小，要求机组的调速系统具有更高的灵敏度，更小的迟缓率和更快的动态响应。三、贵公司是如何解决上述问题的? 答:本发明专利人侯永忠先生,长期致力于自备电厂运行研究,通过科学论证,反复实验,总结出了一套系统完整的解决方案,即一种电力负荷调节系统及方法和一种电力负荷调节装置。该发明模拟了电网功能技术,在电力负荷小于发电量的前提下,实现了自备电厂在不并网的情况下,电厂向用电单位直接稳定供电。该专利技术解决问题的关键在于,在自备电厂发电机的输出端加装一套储能调节系统,当电力负荷减小时,将多余电量储存在储能调节系统中,在电力负荷增加时,断开储能调节系统的储存开关,使储存在储能调节系统中的能量重新转化为电能,保证发电稳定输出。这项专利的特点在于巧妙克服了孤网运行带来的能源浪费、环境污染和电压频率波动大等缺点。使自备电厂孤网运行达到并网发电的效果,最终实现了降低企业生产成本,提高企业市场竞争力的目的。四、侯永忠先生是在什么情况下研究出这套系统的?

电网孤网运行xx电厂事故处理预案

电网孤网运行 xx电厂处理预案 xx电网可能于9月1日与重庆解网运行，届时xx电网将孤网运行。为确保安全发供电和电网的稳定运行，根据xx发电厂110KV升压站与桥南变电站、大坪变电站、化工站电气接线的特点以及联络线、直溃线的负荷分配情况，结合我公司汽轮机组和锅炉的运行特性，（汽机1、3#机运行，锅炉1、2炉运行）特制定如下应急处理预案：一、并网运行及负荷分配情况：并网运行时，xx发电厂：2台机组运行（同时向新涪公司供热22T/H 左右），上网负荷38MW左右，向大坪变电站输送电负荷4MW左右（龙坪I/龙坪II各2MW），向桥南站输送电负荷15MW左右，向化工站输送电负荷18MW左右；桥南站与大坪变电站合环运行，桥南站负荷是龙桥站的直馈线的负荷)；涪陵西部电网中心站（大坪变电站），与涪陵东部电网中心站（白塔站）联络，其上挂爱溪电厂、水江电厂、青烟洞电厂等电源；化工站挂有自备电源，发电负荷8—12MW，通过龙埔线上110KV 网.(以上负荷数值时时变化,值长和电气专业值班员应随时跟踪掌握). 二、网络主要故障呈现的特点：因特殊原因重庆电网将与xx电网解网运行，系统将受到强烈冲击，系统电压或系统周波降低，在涪陵网未安装低周减载装臵的情况下，发生频率或电压崩溃，引发龙桥运行锅炉熄火（尤其是2#炉）、#1机调速系统103%动作振荡和运行汽轮机低周超负荷，最终造成系统瓦解和龙桥发电机组厂用电中断。

三、应急处理预案： (一) xx电网孤网运行期间，锅炉疏水箱随时保持2米左右的水位，作为除氧器的备用水源。每日白班要进行一次水质化验，保证水质合格。化学除盐水箱水位保持在4.0米以上,以备事故时大量用水。（二）因外界冲击导致机组部分甩负荷,值长应合理调度机组负荷分配，防止Ⅰ、Ⅱ段除氧器凝结水量不均而引起满水. （三）系统周波发生小幅振荡，由于3#机组一次调频未设臵死区，故机组周波只要一发生变化，机组负荷会相应变化。机、炉值班员之间要加强协调，锅炉值班员要根据煤质情况及时进行燃烧调整，汽机值班员发现进汽参数变化时，要主动与锅炉进行联系，并根据周波情况及值长要求及时进行负荷调整，确保锅炉、汽机设备压力、温度、流量等参数在规定范围内安全运行。（四）若各台机组因周波变化引起负荷振荡，应将1#机组的一次调频解除，防止机组间的相互干扰。（五）在系统受到较大冲击,出现高周波高电压，汽机应立即调整负荷适应电网负荷需要，锅炉立即减弱燃烧或开启向空排汽保证过热汽压在安全范围。当1#机组转速高至3090 r/min而引起机组OPC动作时，应立即解除机组功率回路与一次调频回路，将机组的DEH由自动切换为手动运行，将机组负荷根据情况控制在某一位臵，以防止3#机组的负荷振荡。待稳定时，立即将DEH切换为自动，投入功率回路与一次调频回路。同时根据情况调整3#机组的负荷。（六）在系统受到较大程度的冲击，当机组供热投运情况下，外界

电厂事故处理原则

总则 1.1 本规程的目的和适用范围 1.1.1 本规程的目的是为电气人员规定出处理电气事故或故障的一般原则，各重要电气设备事故或故障的具体处理要求由各相关单位制定细则予以明确。 1.1.2 本规程适用于中国石化股份茂名分公司炼油茂名分公司供电系统各单位。各有关人员必须熟悉本规程。 1.2 处理事故的一般原则 1.2.1 尽快限制事故的发展，消除事故根源，并解除对人身和设备的危险。1.2 2 用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电。 1.2.3 尽快对已停电的用户恢复供电。 1.2.4 在处理事故时，值班人员及有关人员必须留在自己的工作岗位上，尽力设法保持所负责的设备继续运行。当事故形势已经威胁到人身安全时，事故处理人员应选择适当的方式保护自己的人身安全。 1.2.5 在交接班时发生事故，应立即停止交接班，交班人员应负责处理事故，接班人员协助处理，直到恢复正常运行。 1.2.6 凡是不参加处理事故的无关人员，禁止进入发生事故的地点。 1.2.7 发生电气事故时，值班人员必须遵照下列顺序消除事故： 1.2.7.1 根据事故信号和设备的状况，迅速判断事故的原因； 1.2.7.2 如果对人身和设备有威胁时，应立即设法解除威胁，必要时可以停止设备的运行并及时汇报。 1.2.7.3 迅速进行检查和试验，判明故障的性质、地点及范围； 1.2.7.4 对所有未受到损害的设备，保持其运行； 1.2.7.5 为了防止事故扩大，应主动将事故处理的每一阶段迅速报告电力调度及车间值班人员，由车间报告上级机动、生产和安全部门。 1.2.8 处理事故时，必须迅速正确，避免事故扩大。受令者在接受命令时，必须向发令者复诵一次；事故处理的发令者有条件时应作录音记录。听从电力调度(没有电力调度者为主管部门)命令执行后，要立即报告发令者。 1.2.9 事故处理完后，应做好详细记录。

电厂高加解列后的处理

火电厂高加解列后的处理一般来说，300MW大部分都是汽包炉，也就是亚临界居多，高加解列处理都大同小异。机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。确认清楚后做如下相应处理：一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC（解除和投入均须汇报中调）。二迅速进行汽包水位的预调节工作。高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。三、高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。四、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。大量减温水从一减投入，一减调门可全开，再热汽温调节初期应全关减温水，之后视其回升状态进行必要的预调节，防止反弹过高。五、待主蒸汽压力、汽包水位、主再热蒸汽温度稳定后，对高加及疏水系统进行检查，确认引起疏水水位升高的原因，进行必要的处理，包括联系及配合检修人员处理。六、由于高加解列，给水温度大幅下降，应加强对除氧器工作情况的监视，防止除氧器过负荷，锅炉监视排烟温度，若排烟温度过低，应进行相应的处理，以防止空预器低温腐蚀(如开启热风再循环等措施)。七、汽机重点监视压力、轴向位移、差胀、缸胀并注意低加汽侧的情况。注意调节级压力级、温度情况，严防调节级过负荷。注意调整高加水位，以及一、二、三段抽汽逆止门、电动门的关闭情况，严防高加反水进入汽轮机高中压缸。严密监视汽轮机缸温，一旦有水冲击的迹象，立即紧急停机。八、加强对凝结水泵工作情况的监视与检查，定期查看各轴承温度、电机线圈温度的上升情况。如出现凝结水泵超负荷的情况，立即启动备用凝结水泵，以保证除氧气水位正常。处理：1.确认高加汽水侧已解列，高加危急疏水开启，检查所有高加抽汽逆止门、电动门关闭严密，检查抽汽电动门前、逆止门后疏水开启，防止发生水冲击。 2.调整炉侧燃烧，控制负荷，调节汽包水位正常。 3.注意快速调节主再热汽温，防止超温。通过燃烧及减温水共同控制。 4.凝汽器热负荷瞬间增大，注意监视高扩、本扩温度，及时投入减温水。5.调节除氧器水位正常，防止凝结泵过负荷。6.及时查找高加跳闸原因进行处理。应检查是否水位保护动作、高加水侧有无泄漏、逐级及事故疏水调阀是否卡涩拒动等。7.恢复投运时要对高加注水、汽侧暖管、开高加进出水门时注意调节汽包水位，防止瞬间断水。而对于直流炉来说则不一样，直流炉高加解列后，1、负荷大概能加10％左右。2、主蒸汽压力先因抽汽中断负荷上升调门快速关小而导致升高，3、主蒸汽温度因为蒸汽流量下降而先升高，3、再热汽压因为高压缸抽汽减少，高排蒸汽流量增大而先升高。处理的要点就是1、在解列初期注意调整汽温，防止超温，可不用退机组协调，协调会自动减负荷，降给煤量，出现大的波动是干预一下即可。2、随着机组负荷趋于稳定，给水温度下降导致蒸干点后移，主、再热汽温下降，此时应注意协调在初期的减煤后应手动干预增加给煤量，以保证主再热汽温。3、凝汽器和除氧器水位可由除氧器水位调整站自动调整过来，不必要干预。4、高加解列后应注意抽汽管道上疏水门开启，并监视抽汽管道温度不出现剧烈变化，防止汽轮机进水。5、给水泵在高加解列瞬间小机进汽压力升高，给水压力升高、同时要求给水流量降低，此时应注意给水泵转速应不会有太大变化，注意监视即可。

发电厂事故处理原则

事故处理原则 3.1.1 发生事故时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危险，找出发生故障的原因消灭事故，同时应注意保持非故障设备的继续运行，必要时设法增加非故障设备的负荷，以保持对用户的正常供电。 3.1.2 在处理事故过程中，运行人员应设法保障厂用电的正常供给，为了完成上述任务，运行人员必须坚守岗位，集中精力来维持设备的正常运行，防止故障的扩大和蔓延，正确迅速地执行上级命令。 3.1.3 事故恶化时，首先避免重大设备的损坏和人身伤害，确保安全停机；使电网不受侵害，尽快恢复电网稳定运行。 3.1.4 机组发生故障时，运行人员一般应当按照下面所述的方法进行工作排除故障。 3.1. 4.1 根据仪表的指示和机组外部的象征，分析判断设备确已发生故障。 3.1. 4.2 迅速消除对人身和设备的危险，必要时应立即解列（或停用）发生故障的设备。 3.1. 4.3 迅速查清故障的性质，发生地点和设备损坏范围。 3.1. 4.4 采取正确有效措施消除故障，同时应保持非故障设备继续运行。 3.1. 4.5 在发生故障时，各岗位应互通情况密切配合，在值长和单元长的统一指挥下，迅速排除故障，在故障的每一个阶段都需要尽可能迅速地汇报单元长、值长和上一级领导，以利及时采取正确的对策，防止事故扩大蔓延。 3.1. 4.6 处理事故时，动作应当迅速正确。但不应急躁，在处理故障时，所接到的命令，均应复诵一遍，如没有听懂应反复问清，否则不可执行，命令执行后的情况，应迅速向发令者汇报。 3.1.5 值班员在处理事故时，受单元长和值长的领导，发生故障时，应及时与巡检长联系，迅速参加排除故障的工作，同时将自己所采取的措施汇报单元长和值长。值长、单元长所有命令，值班员必须听从。 3.1.6 专业人员及其有关技术领导在机组发生故障时，必须到现场指导处理事故，并给予运行人员以必要的指示，但这些指示不应和值长的命令相抵触，否则值班员仍按值长命令执行。 3.1.7 从机组故障起到排除故障，恢复机组正常状态为止，值班人员不得擅自离开工作岗位，假如故障发生在交接班时，应延时交班，在未签名之前，交班人员应继续工作，并在接班人员协助下，排除故障，直至机组恢复正常运行状态或接到值长关于接班命令为止。 3.1.8 与排除故障无关的人员禁止停留在发生故障的地点。 3.1.9 值班人员发现难以分析、判断的现象时，必须迅速汇报上一级领导，共同地观察、研究、查清。当遇到规程所没有规定的故障现象时，必须根据自己的知识经验判断，主动采取对策，并尽可能迅速地把故障情况汇报上一级领导。 3.1.10 故障消除后，值班人员应将机组故障象征、时间、地点及处理经过情况、事实、正确地记录在交接班簿上。有追记打印的故障应追记打印备查。 3.1.11 班后故障分析会由值长或单元长主持，对事故的原因责任及以后采取的措施，进行认真的分析和讨论，从中吸取教训，总结经验。发生事故后，应做到四不放过（事故原因没查清不放过、责任人员没处理不放过、整改措施没落实不放过、有关人员没受到教育不放过）。 4 主设备紧急停用的条件及停用步骤 4.1 汽轮机的事故停机 4.1.1 机组遇有下列情况之一，应破坏真空紧急停机。 4.1.1.1 汽轮机转速升高到3330r/min，而电超速保护和危急保安器不动作。 4.1.1.2 汽轮机内部发生明显的金属碰击或摩擦声音。 4.1.1.3 汽轮机发电机组任一道轴的振动到0.254mm（电机厂规定#7瓦轴振到0.3mm）而

发电厂锅炉运行过程中常见事故及处理方法

发电厂锅炉运行过程中常见事故及处理方法【摘要】伴随着经济的不断前进发展，电能所占据的地位也越来越重要。锅炉就是作为能量转化的设备，是在火力发电中最根本三大设备之一，也是发电厂的核心设备，而且其结构还是最复杂的。本文对发电厂锅炉运行过程中容易出现的安全事故做了简单的分析，并得出处理安全事故的方法。【关键词】发电厂；锅炉运行；安全事故；处理方法发电厂各机组稳定、正常地运行是电厂稳定生产的必要条件，但是只要电厂的锅炉机组在运行过程中发生安全事故，那就一定会给电力生产带来非常大的影响，也会带来经济上的大损失。为了防患于未然，工作人员和技术人员一定要掌握发电厂锅炉运行过程中常见事故的处理方法。下面对发电厂的锅炉运行过程中常见的事故进行总结并分析，为以后的发电厂的安全运行提供一些参考和建议。 1.火力发电厂运行的基本原理发电厂主要由汽水系统、燃烧系统和发电系统组成。而汽水系统则是由锅炉、汽轮机、高低压加热器、凝汽器、凝结水泵以及给水泵等设备构成。其中经过锅炉燃烧加热产生水蒸气后，水蒸气进入汽轮机，再由汽轮机推动叶片转动，进而带动发电机发电。各个系统和装置只有实现协调运作，才能使各项生产流程顺利实施，从而维护发电厂正常运行。 2.发电厂锅炉运行过程中常见事故与处理方法 2.1水冷壁管爆破 2.1.1事故产生原因及现象锅炉运行过程中，在负荷突变时，气泡压力也会突变，这就可能引起水循环故障；而当燃烧调节不当时，炉内热负荷分布不均，也可能导致管子中发生循环停滞、倒流等水循环故障；蒸汽压力以及给水压力下降，排出流量小于给水流量、锅炉的各段烟温下降，灰渣斗中出现湿灰，甚至向外漏水；启动时升压、升温或升负荷速度过快，停炉时冷却过快、放水过快等，这些都是锅炉的水冷壁损坏事故出现的原因。当发生该事故时，会伴随着很多不良现象。例如，炉膛内传出爆破声，炉膛风压偏正，气泡水位下降，给水流量大于蒸汽流量，锅炉两侧烟温、汽温偏差增大，燃烧不稳或灭火，检查孔和门孔处出现汽水喷声，炉墙与门孔不严处有烟气或蒸汽喷出。当出现这些情况时有可能就是发生了水冷壁管破损，要处理好才能使损失降至最低。 2.1.2水冷壁管破损处理方法当出现水冷壁管损坏事故时，操作人员应当立即停炉，为了排除燃烧炉内的

高加解列

高加解列机组运行中，若出现“高加水位异常”、“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。确认清楚后做如下相应处理： 1一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC（解除和投入均须汇报中调）。2迅速进行汽包水位的预调节工作。高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。 3高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。 4高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。大量减温水从一减投入，一减调门可全开，再热汽温调节初期应全关减温水，之后视其回升状态进行必要的预调节，防止反弹过高。 5待主蒸汽压力、汽包水位、主再热蒸汽温度稳定后，对高加及疏水系统进行检查，确认引起疏水水位升高的原因，进行必要的处理，包括联系及配合检修人员处理。 6由于高加解列，给水温度大幅下降，应加强对除氧器工作情况的监视，防止除氧器过负荷，锅炉监视排烟温度，若排烟温度过低，应进行相应的处理，以防止空预器低温腐蚀(如开启热风再循环等措施)。 7汽机重点监视压力、轴向位移、差胀、缸胀并注意低加汽侧的情况。注意调节级压力级、温度情况，严防调节级过负荷。注意调整高加水位，以及一、二、三段抽汽逆止门、电动门的关闭情况，严防高加反水进入汽轮机高中压缸。严密监视汽轮机缸温，一旦有水冲击的迹象，立即紧急停机。

电厂孤网运行方案

用户反映问题及解答一、什么是孤网？答：孤网是孤立电网的简称，一般泛指脱离大电网的小容量电网。电力建设规程曾有规定，电网中单机容量为电网总容量的8%，以保证当该机发生甩负荷时，不影响电网的正常运行。例如60年代初期我国开发20万千瓦机组时，只有东北电网具有容纳该机组的能力。当时东北电网容量约为300万千瓦。电网中的各机组，一般都有10%——15%的过载余量，如果电网中的机组调速系统都正常投入，一旦某机组发生甩负荷，并且该机组容量为电网总容量的8%，则电网所失去的功率可以暂时由网中其他机组过载余量负担，电网频率下降0.2Hz，相当于机组转速下降12r/min，对供电质量的影响仍在运行规程规定的范围内。最大单机容量小于电网总容量的8%的电网，可以称为大电网。目前，我国各大地区电网的机网容量比已经远小于8%，可以看作是无限大电网。相比之下，机网容量比大于8%的电网，统称为小网；孤立运行的小网，称为孤网，孤网可分为以下几种情况。网中有几台机组并列运行，单机与电网容量之比超过8%，称为小网。网中只有一台机组供电，成为单机带负荷。甩负荷带厂用电，称为孤岛运行工况，是单机带负荷的一种特例。二、孤网运行的特点？答：孤网运行最突出的特点，是由负荷控制转变为频率控制，要求调速系统具有符合要求的静态特性、良好的稳定性和动态响应特性，以保证在用户负荷变化的情况下自动保持电网频率的稳定。这就是通常所说的一次调频功能。运行人员关注的问题不再是负荷调整，而是调整孤网频率，使之维持在额定频率的附近。这种调整通过操作调速系统的给定机构来完成，成为二次调频。由于孤网容量较小，其中旋转惯量储存的动能和锅炉群所具备的热力势能均较小，要求机组的调速系统具有更高的灵敏度，更小的迟缓率和更快的动态响应。三、汽轮发电机组孤网运行存在哪些难题? 答:1.汽轮发电机的电压,频率和发动机转速不稳定,会根据负荷的变化跟踪变化,电源品质差,安全系数低。 2.在大负荷变动情况下,负荷对汽机冲击很大,长期运行会造成汽机调速器损坏,甚至冲垮汽机正常工作状态。 3.排气频繁,噪音大,严重浪费热能和水资源。

(设备管理)2020年电厂设备常见故障分析及处理

（设备管理）2020年电厂设备常见故障分析及处理

电厂设备常见故障分析与处理

21、顶轴油油压力低 (19) 22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上 (19) 23、汽泵、汽前泵滤网堵塞造成给水流量小 (20) 24、冷段供高辅联箱和四段抽气供小机节流孔板泄漏 (20) 25、汽泵入口法兰泄漏 (21) 26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏 (21) 27、采暖补水装置不进水 (21) 28、高加加热管泄漏 (21) 29、阀门内漏 (22) 30、凝汽器真空低 (22) 31、锅炉暖风器疏水至除氧器管道接管座焊口开裂 (23) 32、高压给水旁路门盘根漏水 (24) 33、循环水补水压力混合器罐体泄漏 (24) 34、循环水补水加硫酸管结晶引起管路堵塞 (24) 35、发电机漏氢 (25) 36、给水再循环手动门自密封泄漏 (25) 37、安全阀泄漏 (26) 38、凝汽器不锈钢冷却管泄漏 (26) 39、循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞 (27) 40、消防水管法兰泄漏造成跳机 (27) 41、阀门有砂眼及裂纹 (28) 42、检修中紧固螺栓时出现咬扣 (28)

高加解列后的现象及处理

加解列高：机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。确认清楚后做如下相应处理：一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC（解除和投入均须汇报中调）。二迅速进行汽包水位的预调节工作。高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。三高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。四、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。大量减温水从一减投入，一减调门可全开，再热汽温调节初期应全关减温水，之后视其回升状态进行必要的预调节，防止反弹过高。五、待主蒸汽压力、汽包水位、主再热蒸汽温度稳定后，对高加及疏水系统进行检查，确认引起疏水水位升高的原因，进行必要的处理，包括联系及配合检修人员处理。六、由于高加解列，给水温度大幅下降，应加强对除氧器工作情况的监视，防止除氧器过负荷，锅炉监视排烟温度，若排烟温度过低，应进行相应的处理，以防止空预器低温腐蚀(如开启热风再循环等措施)。七、重点监视压力、轴向位移、差胀、缸胀并注意低加汽侧的情况。注意调节级压力级、温度情况，严防调节级过负荷。注意调整高加水位，以及一、二、三段抽汽逆止门、电动门的关闭情况，严防高加反水进入汽轮机高中压缸。严密监视汽轮机缸温，一旦有水冲击的迹象，立即紧急停机。八、加强对凝结水泵工作情况的监视与检查，定期查看各轴承温度、电机线圈温度的上升情况。如出现凝结水泵超负荷的情况，立即启动备用凝结水泵，以保证除氧气水位正常。处理： 1.确认高加汽水侧已解列，高加危急疏水开启，检查所有高加抽汽逆止门、电动门关闭严密，检查抽汽电动门前、逆止门后疏水开启，防止发生水冲击。 2.调整炉侧燃烧，控制负荷，调节汽包水位正常。

孤网运行

孤网运行什么是孤网：孤网是孤立电网的简称，一般泛指脱离大电网的小容量电网。电力建设规程曾有规定，电网中单机容量为电网总容量的8%，以保证当该机发生甩负荷时，不影响电网的正常运行。例如60年代初期我国开发20万千瓦机组时，只有东北电网具有容纳该机组的能力。当时东北电网容量约为300万千瓦。电网中的各机组，一般都有10%——15%的过载余量，如果电网中的机组调速系统都正常投入，一旦某机组发生甩负荷，并且该机组容量为电网总容量的8%，则电网所失去的功率可以暂时由网中其他机组过载余量负担，电网频率下降0.2Hz，相当于机组转速下降12r/min，对供电质量的影响仍在运行规程规定的范围内。最大单机容量小于电网总容量的8%的电网，可以称为大电网。目前，我国各大地区电网的机网容量比已经远小于8%，可以看作是无限大电网。相比之下，机网容量比大于8%的电网，统称为小网；孤立运行的小网，称为孤网，孤网可分为以下几种情况。网中有几台机组并列运行，单机与电网容量之比超过8%，称为小网。网中只有一台机组供电，成为单机带负荷。甩负荷带厂用电，称为孤岛运行工况，是单机带负荷的一种特例。孤网特点：

孤网运行最突出的特点，是由负荷控制转变为频率控制，要求调速系统具有符合要求的静态特性、良好的稳定性和动态响应特性，以保证在用户负荷变化的情况下自动保持电网频率的稳定。这就是通常所说的一次调频功能。运行人员关注的问题不再是负荷调整，而是调整孤网频率，使之维持在额定频率的附近。这种调整通过操作调速系统的给定机构来完成，成为二次调频。由于孤网容量较小，其中旋转惯量储存的动能和锅炉群所具备的热力势能均较小，要求机组的调速系统具有更高的灵敏度，更小的迟缓率和更快的动态响应。两个难点： ①厂用备用电源（网电或柴油发电机组） ②运行中负荷波动给机组的冲击、即发电机组的稳定性。孤网运行的解决方案； ①、系统的组成，与系统弱联系的小电网稳定运行控制系统是由汽轮发电机组、蒸汽产生装置及与其相连的送水管道、计算机处理单元、信号检测单元、电加热单元、水介质储能单元、变压单元、电力控制单元等组成。②、工作原理，用负载调节系统替代和补充电网功能：当用电系统负荷波动时,在汽轮机调速系统还未作出自动调整的情况下，由负载调节系统及时投入或释放与电网波动量一致的负荷，并联在小电网运行的电网中,适时调整整个电网的用电负荷,使得汽轮发电机组按原先设置的等功率发电量运行,电源网频就不存在变化。这样就从根本上解决了网频随负荷变化而变化的问题。③、负荷调节系统长时间运行的可靠性。由于负荷的波动是一个电能的波动问题,或

发电厂集控电气事故处理

1.2.4 220KV系统的事故处理 1.2.4.1 周波异常的处理 ﹙1﹚电网周波正常应维持在50HZ±0.2HZ围运行； ﹙2﹚周波低于49.8HZ可不待调令，立即增加机组有功至最大，使周波恢复到49.8HZ以上，如机组已按额定出力运行，周波仍低于49.8HZ，应立即汇报调度，听候处理。 ﹙3﹚因电网故障，周波急剧下降，机组低周保护动作，发变组出口开关跳闸，此时将切换厂用电，立即与调度联系，并做好重新启动并网的准备。 ﹙4﹚当周波高于50.2HZ，应汇报值长，根据我厂情况调整负荷，调整负荷偏离了调度下的日负荷曲线时，应及时与调度联系。 1.2.4.2 保护动作，机组主开关拒动 ﹙1﹚现象某机组发生故障保护正确动作而机组主开关拒动时，则失灵保护启动。与该机组连接在同一母线上所有元件跳闸，该母线失压。 ﹙2﹚处理 1）复归信号； 2）检查该机组厂用电源切换正常，特别是当Ⅱ组母线失压后,30号启备变将失压。此时应立即检查32号柴油发电机启动正常，确保32号机组保安电源正常。 3）迅速隔离故障点，恢复厂用电正常。 4）恢复母线上的其他负荷运行。 5）做好安全措施，通知维护人员处理。 1.2.5 线路停电操作： 1.2.5.1 线路停电时，先按调度命令停用该线路单相重合闸，待线路停电以后停用“启动失灵压板”。 1.2.5.2 检查拟停电线路负荷已转移或停运。停电时先断开断路器，再拉开线路侧隔离开关，后拉开母线侧隔离开关。 1.2.5.3 母线侧隔离开关操作后还必须检查其继电器屏、电度表、重动继电器屏切换正常，电度表电压显示正常，母差屏电压回路切换指示正常。 1.2.5.4 停电后根据需要将该线路单元解除备用并布置安全措施。 ﹙1﹚断开该线路的两组控制电源。 ﹙2﹚断开线路PT二次断路器。 ﹙3﹚断开该线路单元隔离开关的动力电源。 ﹙4﹚在需要接地点验电并推上接地隔离开关。推上分相地刀时，要逐相填写，并逐项检查该相地刀合闸良好。

电厂常见事故及处理

电厂设备常见故障分析与处理编写：审核：批准：日期：年月日

目录一、电厂设备汽机专业常见故障分析与处理 1、汽前泵非驱动端轴承温度高 (10) 2、汽前泵非驱动端轴承烧毁 (10) 3、开式水泵盘根甩水大 (10) 4、IS离心泵振动大、噪音大 (11) 5、单级离心泵不打水或压力低 (12) 6、电前泵非驱动端轴瓦漏油严重 (12) 7、采暖凝结水泵轴承烧毁 (13) 8、磷酸盐加药泵不打药 (13) 9、胶球系统收球率低 (13) 10、胶球泵轴封漏水 (14) 11、氢冷升压泵机械密封泄漏 (14) 12、开式水泵盘根发热 (15) 13、开式水泵轴承发热 (15) 14、采暖补水装置打不出水 (16) 15、低压旁路阀油压低 (16) 16、小机滤油机跑油漏到热源管道上引起管道着火 (16) 17、发电机密封油真空泵温度高 (17) 18、循环水泵出口逆止门液压油站漏油 (17) 19、循环水泵出口逆止门液压油站油泵不打油 (18) 20、主油箱润滑冷油器内部铜管泄漏 (18) 21、顶轴油油压力低 (19) 22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上 (19) 23、汽泵、汽前泵滤网堵塞造成给水流量小 (20) 24、冷段供高辅联箱和四段抽气供小机节流孔板泄漏 (20) 25、汽泵入口法兰泄漏 (21) 26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏 (21) 27、采暖补水装置不进水 (21) 28、高加加热管泄漏 (21) 29、阀门内漏 (22) 30、凝汽器真空低 (22) 31、锅炉暖风器疏水至除氧器管道接管座焊口开裂 (23) 32、高压给水旁路门盘根漏水 (24) 33、循环水补水压力混合器罐体泄漏 (24) 34、循环水补水加硫酸管结晶引起管路堵塞 (24) 35、发电机漏氢 (25) 36、给水再循环手动门自密封泄漏 (25) 37、安全阀泄漏 (26) 38、凝汽器不锈钢冷却管泄漏 (26) 39、循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞 (27)

单台高加汽侧解列对机组运行的影响

单台高加汽侧解列对机组运行的影响发表时间：2019-09-11T10:02:19.703Z 来源：《中国电业》2019年第10期作者：黎全宝谢良辰 [导读] 以白银热电#1机组在调试期间#3高加汽侧单独解列案例为研究对象，从汽机运行的角度详细分析了超临界机组单台高加解列对系统运行的影响。国家能源集团兰州热电有限责任公司，甘肃兰州 730010 摘要：本文以白银热电#1机组在调试期间#3高加汽侧单独解列案例为研究对象，从汽机运行的角度详细分析了超临界机组单台高加解列对系统运行的影响。为同类型机组出现类似异常工况时提供了解决问题的方向。关键词：单台高加汽侧解列；运行影响；调整方式 1高压加热器系统简介 1.1高压加热器及系统介绍甘肃靖煤白银2×350MW热电厂高加系统采用的是“大旁路”系统, 配置了高加组入口旁路联合阀(ac 导通则表示高加投入运行, ab 导通则为高加旁路投入运行)。高加正常疏水采用了气液两相流“1号→2号→3号→除氧器”的逐级自流方式, 每台高加都有事故疏水阀放水至凝汽器疏水扩容器。其水侧、汽侧的系统布置如图1所示[1]。 1.2 高压加热器的保护该电厂350MW 机组高加水位保护设置情况如下表1 所示。 2单台高加汽侧解列案例 2.1 #3高加汽侧解列工况介绍 2015年9月24日7时10分，#1机并网后升负荷阶段，#3高加液位升高，采取全开疏水器前截门及旁路门，关小疏水器进气门等方法后，#3高加水位仍然升高至Ⅱ值，事故疏水电动门未联开，就地手动也打不开。为保证给水温度，运行人员采取手动解列#3高加汽侧，高加水侧运行，#1、#2高加疏水通过事故疏水门排入凝结器。期间，虽联系检修处理，但检修回告此缺陷必须停机后处理。

孤网运行解答

孤网运行解答一、什么是孤网？孤网是孤立电网的简称，一般泛指脱离大电网的小容量电网。电力建设规程曾有规定，电网中单机容量为电网总容量的8%，以保证当该机发生甩负荷时，不影响电网的正常运行。例如60年代初期我国开发20万千瓦机组时，只有东北电网具有容纳该机组的能力。当时东北电网容量约为300万千瓦。电网中的各机组，一般都有10%——15%的过载余量，如果电网中的机组调速系统都正常投入，一旦某机组发生甩负荷，并且该机组容量为电网总容量的8%，则电网所失去的功率可以暂时由网中其他机组过载余量负担，电网频率下降0.2Hz，相当于机组转速下降12r/min，对供电质量的影响仍在运行规程规定的范围内。最大单机容量小于电网总容量的8%的电网，可以称为大电网。目前，我国各大地区电网的机网容量比已经远小于8%，可以看作是无限大电网。相比之下，机网容量比大于8%的电网，统称为小网；孤立运行的小网，称为孤网，孤网可分为以下几种情况。网中有几台机组并列运行，单机与电网容量之比超过8%，称为小网。网中只有一台机组供电，成为单机带负荷。甩负荷带厂用电，称为孤岛运行工况，是单机带负荷的一种特例。二、孤网运行的特点？孤网运行最突出的特点，是由负荷控制转变为频率控制，要求调速系统具有符合要求的静态特性、良好的稳定性和动态响应特性，以保证在用户负荷变化的情况下自动保持电网频率的稳定。这就是通常所说的一次调频功能。运行人员关注的问题不再是负荷调整，而是调整孤网频率，使之维持在额定频率的附近。这种调整通过操作调速系统的给定机构来完成，成为二次调频。由于孤网容量较小，其中旋转惯量储存的动能和锅炉群所具备的热力势能均较小，要求机组的调速系统具有更高的灵敏度，更小的迟缓率和更快的动态响应。三、汽轮发电机组孤网运行存在哪些难题? 答:1.汽轮发电机的电压,频率和发动机转速不稳定,会根据负荷的变化跟踪变化,电源品质差,安全系数低。 2.在大负荷变动情况下,负荷对汽机冲击很大,长期运行会造成汽机调速器损坏,甚至冲垮汽机正常工作状态。 3.排气频繁,噪音大,严重浪费热能和水资源。四、贵公司是如何解决上述问题的? 答:本发明专利人侯永忠先生,长期致力于自备电厂运行研究,通过科学论证,反复实验,总结出了一套系统完整的解决方案,即一种电力负荷调节系统及方法和一种电力负荷调节装置。该发明模拟了电网功能技术,在电力负荷小于发电量的前提下,实现了自备电厂在不并网的情况下,电厂向用电单位直接稳定供电。该专利技术解决问题的关键在于,在自备电厂发电机的输出端加装一套储能调节系统,当电力负荷减小时,将多余电量储存在储能调节系统中,在电力负荷增加时,断开储能调节系统的储存开关,使储存在储能调节系统中的能量重新转化为电能,保证发电稳定输出。这项专利的特点在于巧妙克服了孤网运行带来的能源浪费、环境污染和电压频率波动大等缺点。使自备电厂孤网运行达到并网发电的效果,最终实现了降

电厂运行事故处理预案汇编(全套)讲解

电厂运行事故处理预案汇编

目录第一章事故处理预案通则 1、事故分级办法（6） 2、事故处理组织机构的职责（6） 3、各级人员的职责（6） 4、事故处理的基本原则（8） 5、事故处理的程序及要求（8）第二章电气事故处理预案 1、6KV母线失电事故应急预案（10） 2、保安段失电（包括M101电源失电）事故预案（12） 3、直流母线接地事故预案（14） 4、500KVGIS开关、6KV开关拒动事故预案（15） 5、发电机出口PT断线或掉闸事故预案（18） 6、励磁调节器故障或整流柜故障事故预案（19） 7、机组受电网冲击事故预案（20） 8、全厂停电事故预案－（21） 9、UPS故障事故预案－（23） 10、电子间小母线失电事故预案（24） 11、直流系统失电事故预案－（26） 12、热控电源失电事故预案－（26） 13、启备变检修或失电后预防措施－（27）

14、发电机超负荷运行处理预案（27） 15、发电机非同期并列处理预案（28） 16、发电机碳刷故障事故预案（29） 17、发电机甩负荷处理预案（29） 18、发电机进相运行处理预案（30） 19、500KV或220KVGIS装置SF6泄露事故预案（31） 20、热工DCS系统失电事故预案（32）第三章汽轮机系统事故处理预案 1、高低加水位高掉闸、水侧泄露的处理预案（33） 2、排汽装置背压升高或空冷风机掉闸应急预案（34） 3、排汽装置水位高处理事故处理预案（35） 4、单台水环泵掉闸事故处理预案（37） 5、运行中一台排油烟风机掉闸事故预案（38） 6、除氧器上水加热过程中水位下降处理预案（39） 7、除氧器水位急剧下降的事故预案（40） 8、各轴承温度普遍升高或单个轴承温度升高处理预案（41） 9、定冷水系统异常处理预案（42） 10、仪用压缩空气压力低预案（43） 11、高低旁动作预案（44） 12、汽轮机高低压缸胀差异常事故预案（46） 13、汽轮机轴向位移大事故预案（47） 14、凝结水泵掉闸事故处理预案（可参照A凝结水泵变频运行方式掉闸事故