机组典型事故处理.docx
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机组典型事故处理.docx
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机组典型事故处理
1.1机组典型事故处理:
1.1.1发电机主开关跳闸
1.1.1.1主要象征:
a)控制室有事故音响,有功、无功、三相定子电流指示到零;主开关跳闸,有保护动作信号。
b)主蒸汽流量急剧下降;主汽压力迅速升高;锅炉安全门及PCV阀动作;汽包水位先低而后迅速上升。
c)转速迅速上升(低于危急保安器动作转速)后又逐渐下降或转速上升至危急保安器动作转速以上。
1.1.1.2处理:
a)检查保护动作情况,判断发电机故障原因进行处理:
b)检查确认主开关、励磁开关跳闸,若未跳闸,立即手动断开。
检查厂用电自动切换成功,否则用硬手操按钮断开工作电源开关,合上备用电源开关(有备用分支过流保护动作信号或厂用电快切装置保护闭锁信号时,严禁手动合备用电源开关)。
c)若发电机跳闸引起汽轮机跳闸,立即启动交流润滑油泵、高压启动油泵,根据发电机故障情况决定是否恢复机组运行。
d)发电机跳闸而汽机未跳闸。
若转速上升至危急保安器动作转速以上时,应立即破坏真空紧急停机,同时迅速关闭电动主闸门;停炉,打开对空排汽锅炉泄压;禁止开启高、低旁。
若转速维持在危急保安器动作转速以下,应将转速稳定在3000rpm,根据发电机故障情况决定停机或恢复机组运行。
e)检查汽机各抽汽逆止门及高排逆止门和各抽汽电动门应自动关闭,否则立即手动关闭。
f)立即开启高、低压旁路(真空<60KPa时禁止开启高、低旁,并关闭所有排向凝汽器的热汽水阀门);并根据过热汽、再热汽压力情况开启排汽门。
g)若汽轮机已跳闸检查锅炉MFT动作,若未MFT,立即手动MFT,按紧急停炉处理。
h)启动电泵;高辅供汽切至邻机;除氧器汽源、给水泵汽轮机汽源切至高辅;必要时停止汽泵运行;同时检查轴封供汽汽源切换正常,润滑油系统供油正常。
i)注意调整汽包水位正常。
j)检查低压缸喷水应自动投入,否则应手动投入。
k)如过热汽温、再热汽温降低时,按规定开启过热器、再热器疏水门,及时关闭减温水总门,并开启主汽管道及再热汽管道疏水门。
l)检查开启凝结水再循环门,保持凝汽器水位;加强除氧器补水,维持除氧器水位。
m)检查高、中、低压缸疏水门应自动开启,否则手动开启。
n)完成其它有关操作。
o)超速原因末查明并消除之前,不得再次并入系统。
查明原因处理后,汇报值长,将发电机并入电网,按极热态要求快速增加负荷(缸温所对应的负荷)。
1.1.2运行中汽轮机突然跳闸
1.1.2.1现象:
a)负荷到零、汽机主汽门、调门关闭,抽汽逆止门、电动门关闭,声光信号发出,汽机转速下降。
b)程跳逆功率保护动作,主开关、励磁系统开关跳闸,汽机转速下降,有功、无功、定、转子电压电流到零,厂用电自动切至#1启备变。
c)负荷>30%,锅炉联跳,MFT动作,主蒸汽流量到零,主汽压力升高,炉安全门可能动作,汽包水位迅速下降。
d)汽机保护动作时有关保护动作信号发出。
1.1.2.2原因:
a)汽机低真空、低油压、串轴等主保护动作或误动。
b)发电机跳闸或炉汽包水位高MFT动作联跳。
1.1.2.3处理:
a)启动交流润滑油泵、高压启动油泵。
b)迅速查明跳闸原因,如属汽机保护动作应对有关跳闸参数进行确认,并采取相应的措施。
c)对于锅炉或发电机跳闸原因引起的跳闸,处理按锅炉紧急停用或发电机紧急停用处理;同时应注意除氧器、轴封供汽等汽源切换正常,维持凝汽器、除氧器水位正常;故障消除后尽快恢复。
d)若负荷<30%汽轮机跳闸后可立即恢复,则锅炉保留两只油枪切除其它燃料,维持汽压、水位、汽温正常,待原因查明后恢复。
否则立即手动MFT。
e)由于热工保护误动引起时,应联系热工消除,并做好机组恢复的准备。
f)若为汽机保护动作,除按紧急停机步骤处理,并注意汽轮机情走情况,对机组进行全面检查,查明原因,消除故障后方可启动。
1.1.3锅炉灭火
1.1.3.1现象:
a)炉膛压力表突然负到最大。
b)火焰电视无着火指示,炉膛发黑,灭火信号发出。
c)氧量表突然增到最大。
d)负荷、汽温、汽压,蒸汽流量迅速下降,烟温下降。
e)汽包水位先降后升。
f)若因炉管爆破引起,则炉膛负压先高后低。
1.1.3.2原因:
a)运行中保护动作。
b)制粉系统故障。
c)锅炉负荷太低或负荷波动大,未及时投油助燃。
d)炉管严重爆破。
e)煤种变化,煤质太差或煤粉太粗。
f)燃烧调整不当,风、粉配比不合适,磨组合不当。
g)落大焦。
h)燃油系统故障,或油中带水。
i)厂用电中断。
1.1.3.3处理:
a)若汽包水位高Ⅲ值MFT跳机保护动作汽轮机跳闸时,按9.3.4条处理,并调整好汽包水位按极热态启动。
b)如汽机未跳闸,立即启电泵,切厂用电至#1启备变,DEH快减负荷至10MW以下。
解列所有自动,关闭减温水,控制好汽包水位。
退电除尘器各电场。
尽力保持较高的蒸汽参数;严密监视汽轮机各状态参数的变化,如有任一参数达到停机条件,应打闸停机。
c)启除氧循环泵,查机侧各疏水联开正常,关闭轴封漏汽、门杆漏汽至除氧器进汽门,除氧器汽源切为高辅汽。
辅汽汽源用邻机或冷段供。
(单机运行时,可适当开高旁,维持高辅压力)
d)当MFT原因查明后,在跳闸转机操作器上复归信号,调整炉膛压力在—100±50Pa之间,风量>30%,满足炉膛吹扫条件,5分钟后,MFT信号自动复位,准备重新点火。
若不能及时启动,应将引、送风机全停。
e)炉点火后,通过增加燃料,打开排汽、投入旁路等手段尽力提高汽温,当汽温接近缸温,发电机未解列时,应逐渐开大调速汽门,增加负荷,以加快升温速率;发电机已解列,汽轮机处于惰走时,按极热态重新启动;当汽轮机已处于盘车状态,则不允许立即启动,待盘车4小时后,按极热态启动重新点火、挂闸冲转恢复。
f)在恢复过程中,汽轮机要充分疏水,同时锅炉注意控制好升温、升压速度,防止过热器各段超温;注意控制好汽包水位,并且要协调好,防止因汽包水位高低而再次灭火。
g)加负荷应快速平稳,防止主汽温大幅度波动引起蒸汽带水。
及时调整并投入辅助设备运行。
h)如果在定排或吹灰时,应停止定排和吹灰。
1.1.4厂用电中断
1.1.4.16KVA段母线或B段母线失压
1.1.4.2现象:
a)系统冲击,集控室灯光闪烁。
b)有关保护动作信号发出。
c)失压段母线工作开关跳闸。
d)失压段母线电压表指示为零,工作分支电流表指示为零。
e)本段机、炉侧负荷跳闸,并有报警,部分备用泵(风机)自启动。
f)RB保护动作。
g)炉膛负压、一、二次风压迅速下降,锅炉可能灭火。
h)汽温、汽压、蒸汽流量、真空下降。
i)汽包水位先低后高。
j)机组负荷下降。
1.1.4.3处理:
a)有高厂变分支后备保护动作信号或厂用电快切装置保护闭锁信号时,严禁手动合备用电源开关。
b)按RB动作处理。
若RB末动作,立即减负荷至50%额定值。
c)检查正常段备用泵(风机)应自启动,否则立即手动启动。
d)如未灭火,立即投入油枪稳定燃烧,增加运行侧引风机、送风机、磨煤机出力,控制炉膛负压及氧量正常。
e)解列给水自动,手动调整水位、汽温、汽压及燃烧。
f)关闭各跳闸转机出、入口门(档板),并复归各跳闸设备按钮。
g)调整并全面检查各运行参数在正常值。
h)若锅炉灭火,按MFT动作处理。
i)出现其它异常,按相应规程处理。
j)若A段失压,#1低备变会自投带380VIA、IB段;若B段失压,柴油机应启动带380V保安IB(IIB)段,若柴油机因故未启动,应立即检查、手动启动。
k)将故障母线段上所接变压器的高、低压侧开关停电,并将其所带380V各工作母线段倒由备用电源接带。
检查6KV母线,若无明显故障,将工作电源及备用电源开关停电,测6KV母线的绝缘。
若测母线绝缘不合格,交检修处理。
l)若测母线绝缘正常,可由备用电源向6KV母线充电,系统恢复正常,启动所接电动机运行、升负荷至正常。
然后将厂用电倒至正常运行方式。
m)若备用电源开关或厂用电快切装置原因引起失压,应尽快处理后恢复。
n)#2机由于低压厂用电接线方式没有改造,6KV母线半段失压会导致停机,应按停机处理。
1.1.4.46KVA、B段母线同时失压
1.1.4.5现象:
a)系统冲击,灯光闪烁。
b)有关保护动作,光字牌亮。
c)各段母线电压指示为零。
d)6KV母线A、B段工作开关均跳闸,厂用电切换失败或未切换。
柴油发电机联启。
e)汽轮机及汽泵跳闸。
f)MFT动作。
g)程跳逆功率保护动作,发电机解列。
h)所有运行的交流电机突然停转,备用交流辅机未联动。
1.1.4.6处理:
a)检查主开关及励磁系统开关确已断开。
若未断开,检查有功到零立即手动解列、灭磁。
b)若厂用电切换失败,在无高厂变分支后备保护动作信号或厂用电快切装置保护闭锁信号时,应立即用硬手操按钮断开工作电源开,合备用电源开关一次,不成功不能再次合闸。
c)立即启动汽轮机直流润滑油泵,空侧直流密封油泵,A、B汽动给水泵直流润滑油泵。
若柴油机未联启,立即手动启动。
d)检查MFT动作,炉膛的所有燃料已切断,过、再热器减温水已关闭,否则立即手动执行。
e)检查高、中压主汽门、调门及各抽汽逆止门、高排逆止门均已关闭,机组转速下降,否则立即查明原因并采取相应措施。
f)严禁向凝汽器排汽水,手动关闭可能有汽水进入汽轮机的阀门。
g)解除各辅机联锁开关,复位各辅机跳闸按钮。
h)柴油发电机启动正常后,380v保安段恢复供电,立即启动下列设备:
1)交流润滑油泵(正常后停运直流润滑油泵);
2)顶轴油泵;
3)汽轮机盘车装置(转速到零时);
4)A、B小机交流润滑油泵(正常后停运其直流润滑油泵);
5)空侧交流密封油泵(正常后停运空侧直流密封油泵);
6)氢侧交流密封油泵;
7)A、B引风机润滑油泵、一次风机B润滑油泵、空预器导向、推力油泵;
8)直流220VUPS电源;
9)空预器辅助电机;
10)火检冷却风机。
i)完成停机后其它操作。
j)若6KV母线失压,则检查6KV母线,尽快排除故障,若无明显故障且测母线绝缘正常后,可由备用电源向6KV母线试送电,成功后可根据需要恢复部分辅机运行。
k)若6KV母线永久性故障,做好安全措施,通知检修处理。
l)故障消除后,联系中调同意,重新点火启动,恢复机组运行。
1.1.5水源地供水中断
1.1.5.1现象:
a)供水管线压力降低。
b)生水泵入口压力降低。
c)如果工业水由供水管线带,则工业水压力降低,主机润滑油温及转机轴承温度升高(不用冷却水的除外),仪用空压机冷却水压低保护动作跳闸。
d)如果管道泵水源由供水管线带,则循环水系统失去冷却水,循环水泵及电机轴承温度升高。
1.1.5.2原因:
a)水源地全站失压。
b)两条供水管线均大量泄漏。
c)水源地升压泵工作失常、停运或跳闸。
1.1.5.3处理:
a)迅速将工业水倒至循环水供,关闭供水管线至工业水泵入口一次门,必要时启动两台循环水泵,维持工业水压力不低于0.1Mpa。
b)调整各冷却器温度正常。
c)将管道泵水源倒至循环水供,关闭#1、2供水管线至管道泵入口门,检查冷却水压力及轴承温度正常。
d)通知化学,将制水水源切至生活水供,并尽量保持除盐水箱高水位。
e)关闭定排、连排。
f)停运中央空调及热水站,停止非生产区域采暖系统。
g)将渣浆泵房冲灰水源倒至污水处理站回水供,将炉底水封水源倒至回水泵供。
h)严密监视冷水塔水位正常,循环水一、二次滤网无堵塞。
i)如除盐水箱水位或冷水塔水位下降较快难以维持时,应提前降负荷运行,如长时间处理不好无法维持运行时应停机。
1.1.6机组水汽质量恶化
1.1.6.1水汽质量异常时的处理值
表68凝结水水质异常时的处理值
项目
标准值
处理值
一级
二级
三级
导电度μs/cm(经H+交换后,25℃)
≤0.30
0.30~0.35
0.35~0.60
>0.60
硬度μmol/L
≈0
>2
—
—
表69锅炉给水水质异常的处理值
项目
标准值
处理值
一级
二级
三级
PH(25℃)
9.0~9.5
<9.0或>9.5
导电度μs/cm(经H+交换后,25℃)
≤0.3
0.3~0.4
0.4~0.65
>0.65
溶解氧mg/l
≤7
7~20
>20
—
表70炉水水质异常时的处理值
项目
标准值
处理值
一级
二级
三级
PH
9~10
8.5~9.0
8.0~8.5
<8.0
1.1.6.2水汽质量恶化的处理
a)当给水溶解氧超标时,化学值班员及时调整加联氨量,无效时立即汇报值长,联系主机值班员开大除氧器排氧门;若经调整后溶解氧仍不合格,应及时汇报值长并作好记录。
b)运行中发现凝结水泵出口氢导升高或出现硬度,应立即取样再进行分析,同时联系仪表检修人员确认在线氢导表的准确性。
当确定氢导>0.3μs/cm或硬度>2μmol/l时,水汽值班员应立即汇报值长采取措施,联系凝结水值班员尽可能关小高混旁路门,同时加强分析,联系主机值班员加强锅炉排污,调整磷酸盐加药。
值长要安排进行单侧凝汽器停运、查漏。
c)根据炉水水质情况,应联系主机值班员对连续排污门的开度进行调整,并严格按照定期排污单制度通知锅炉进行定期排污。
在水汽品质良好的情况下,每天后夜低负荷时要进行一次定排。
d)若经多方处理,水汽质量仍不能改善,并继续劣化时,汇报值长,并按三级处理值要求处理。
三级处理值含义为:
●一级处理值:
有因杂质造成的腐蚀的可能性,应在72小时内恢复标准值。
●二级处理值:
肯定有因杂质造成腐蚀的可能性,应在24小时内恢复至标准值。
●三级处理值:
正在进行快速腐蚀,如水质不好,应在4小时内停炉。
1.1.7一台汽动给水泵跳闸
1.1.7.1现象:
a)“汽泵跳闸”光字牌报警;
b)给水流量、汽包水位迅速下降;
1.1.7.2处理:
a)检查电泵应联启,否则立即手动启动并提升转速,同时提升运行汽泵转速,共同增加给水流量,必要时降低负荷维持汽包水位。
电泵启动后及时退倒暖、投入电泵冷油器,并到就地检查其运行情况。
b)如果电泵启动不成功或启动后又跳闸,立即将运行汽泵转速控制切手动,出力加至最大。
(#1炉负荷>210MW、#2炉负荷>180MW)延时5秒RB应动作,如RB未动作,应按RB动作程序手动投油保留下面两层磨,将煤量减至最小,在主汽压力不超压的情况下,尽快将负荷降至150MW以下,维持汽包水位正常,并手动调整好汽温。
c)如果处理过程中锅炉灭火,则按锅炉灭火处理。
d)查找汽泵跳闸原因,故障消除后,重新启动汽泵。
1.1.8DCS网络瘫痪或黑屏
1.1.8.1现象:
a)CRT画面黑屏或显示的各种参数停滞,不能反映实际情况。
b)全部操作员站死机,画面不能切换,画面上的各种按钮、操作器、调节器不能操作。
1.1.8.2处理原则:
a)充分利用各种后备硬手操按钮,首先启动各直流油泵,然后完成打闸、解列、MFT等各项操作,确保机组安全停运,杜绝烧瓦、飞车、弯轴、全厂停电、锅炉放炮、重要辅机损坏等恶性事故。
b)在事故发生后应立即通知热工、电气检修人员及相应的技术管理人员到场协助、指导事故处理,尽可能快速查找网络瘫痪的原因,尽快恢复网络运行。
1.1.8.3处理步骤:
a)当准确判断为DCS网络瘫痪后,应立即按下主机、A(B)小机、空侧直流密封油泵启动硬手操按钮,如有可能,可启动交流润滑油泵,并就地检查确认以上各直流油泵或交流油泵运行正常。
如果交、直流油泵均转不起来,可以使用就地控制箱上的直流油泵启动按钮,若仍不行,可以用力压下直流控制箱内左侧的接触器,强行启动油泵。
b)立即按下主机紧急跳闸按钮,按下发电机主开关紧急跳闸按钮,按下锅炉手动MFT按钮,按下A、B小机紧急跳闸按钮。
检查确认主机高、中压主汽门、调门已严密关闭;确认发电机已与系统解列、励磁已切断;A、B小机低压进汽主汽门、调门已严密关闭,电泵维持停止状态;就地关闭高排逆止门及各抽汽逆止门、电动门;检查高、低旁蒸汽阀及水阀在严密关闭位置。
c)根据集控室灯光情况,判断厂用电是否已自动切换,若未切换,按下6KV厂用电工作电源开关紧急跳闸按钮,按下6KV厂用电备用电源开关紧急合闸按钮。
d)停运所有一次风机和磨煤机(必要时在电气配电室打跳开关),手动解列炉前燃油系统。
e)主开关断开后,立即到电气保护室根据励磁操作柜上指示灯判断Q4、Q7开关状态,若开关未
断开应立即手动断开,并手动断开Q1、Q3开关,彻底切断励磁电源。
f)按下凝升泵、凝泵事故按钮,停止凝升泵、凝泵运行;手动关闭凝升泵、凝泵出口电动门,切断除氧器水源,防止除氧器满水,保证汽轮机不发生水冲击。
事故发生后,要立即就地切断除氧器备用汽源,迅速就地手动关闭轴封漏汽至除氧器电动门,严防除氧器超压。
g)严密监视汽包水位和压力,防止锅炉超压;在锅炉压力超过18.23MPa时,应手动打开PCV阀和汽包安全门,进行泄压。
h)到6KV配电室检查6KV厂用电状态,并根据机、炉要求,手动断开相关6KV动力开关。
i)锅炉灭火5分钟后,立即检查送、引风机的运行状态,若风机仍在运行使用就地事故按钮停运(或到6KV母线室打跳开关),送、引风机停运后,在无异常情况下,手动打开风机出口门,进行自然通风至少10分钟后,然后关闭出口门。
j)若循环水泵没有跳闸,要保持循环水系统运行,必须保证凝汽器进、出水门均在开启位置,。
若循环水泵跳闸,应立即检查其出口门应在关闭状态,否则,就地手动关闭或泄压关闭。
k)若转速表还能监视到汽轮机转速,当汽轮机转速至1200rpm时,及时启动顶轴油泵,如果各转速表不能正确显示汽机转速,要在打闸后尽早启动顶轴油泵;当汽轮机转子完全静止后,手盘转子轻松,立即投入电动盘车,并记录盘车电流、挠度;同时记录转子晃动及高点相位,以后每30分钟记录一次转子的晃动值及盘车电流。
l)汽轮机停运后,疏水系统采取闷缸措施:
所有汽轮机本体及抽汽管道疏水均要求在关闭状态,同时加强就地的巡检工作,尤其是汽轮机本体及主、再热蒸汽管道和各抽汽管道更要重视,严防有汽水进入汽轮机中,造成大轴弯曲。
m)DCS瘫痪后,由于软联锁开关LK可能不起作用,低压厂用电的BZT联锁功能失效,失压后,工作电源开关不会自动跳闸,备用电源开关也不会自投,只有在DCS恢复正常后,才能操作。
在DCS未恢复前,柜门上有按钮的开关允许在就地操作(但应有人监护),柜门上无按钮、把手的开关,运行人员无法操作,必须合开关时,应联系检修人员将其合闸。
n)在事故处理过程中要检查保安段电压是否正常、柴油机是否联启,若保安段失压但柴油机未启动,应就地手动启动,保证保安段电压正常。
o)发电机解列后,应立即派专人拉开崤221(222)甲刀闸,将厂61A(62A)、厂61B(62B)开关解备。
p)应仔细检查UPS供电系统,检查是否因装置本身故障或系统存在短路点造成DCS网络瘫痪,若UPS故障无输出电压,应检查小UPS工作是否正常,DCS备用电源应自动投入。
q)就地启动火检风机,检查空预器运行状态是否正常,否则应启动低速盘车或手动盘车;在可能的情况下,尽量维持空预器推力油泵和导向油泵运行。
r)主机在惰走期间,汽封汽源有备用汽源供给,调整汽封正常。
s)关闭连排及定排系统,严密关闭所有风门、挡板;解列锅炉各级减温水。
t)就地检查并关闭磨煤机热风隔绝门。
若短期无法恢复,应联系检修人员将磨煤机内积粉清理干净,防止磨煤机自燃。
u)严密监视风烟系统烟气温度,当烟温不正常升高时,对空预器进行吹灰,投入空预器消防蒸汽,检查并校紧风烟系统各风门挡板,排烟温度达到或超过200℃时,投入空预器消防水,进行清洗和灭火。
灭火后,应在条件允许的情况下,对空预器通风烘干4~6小时,并检查烘干情况。
v)检查直流充电柜运行情况,保证直流母线电压正常,如果直流系统不能满足机组的需要,应联系检修人员想办法启动主机各交流油泵。
w)完成其它停机操作。
x)当网络恢复运行后,不能急于恢复机组运行,要认真检查各主系统设备的状态是否与实际相符,逐步恢复各系统运行,防止扩大事故。
1.1.9机组火灾事故
总则
a)火灾发生后,立即报告消防队(我公司火警电话是119,消防值班电话2555,我市火警电话0—119,打电话时必须说清确切的着火地点、火势、燃烧物及大约数量、报警人姓名及电话),并报告当值值长和调度部门。
值长应立即下令采取防止事故进一步扩大的紧急措施,并全面指挥灭火和事故处理。
b)消防人员未到之前,运行设备着火时,当值值(班)长既是事故处理的指挥者,也是临时灭火指挥者。
当检修设备、基建施工安装设备着火时,应由现场检修、施工安装负责人担任临时指挥。
其他设备和场所着火时,应由现场负责人担任临时灭火指挥。
检修设备和生产区内的基建施工安装设备在工作间断期间着火,仍应由当值值(班)长担任临时灭火指挥。
c)消防人员到达后,临时灭火指挥权应移交给现场消防队负责人,并交待清楚注意事项,以有利于消防队负责人更好地指挥灭火。
此时运行事故处理的指挥仍为当值值(班)长,并及时向现场灭火指挥交待设备运行的变化情况及安全注意事项,并了解现场灭火情况,协同灭火。
d)设法不使火势蔓延,搬开火场周围的易燃品,切断失火地点电气设备电源,用石棉板或铁皮隔绝火源。
e)电气设备着火时,仅允许熟悉运行方式,并掌握本规程的人员直接参加灭火。
f)电气设备灭火时,仅准许在熟悉该设备人员的指挥或带领下进行灭火。
参加灭火的人员在灭火时应防止被火烧伤或被燃烧物所产生的气体引起中毒、窒息以及防止引起爆炸。
电气设备上灭火时还应防止触电。
g)禁止带电灭火。
火灾发生后,应立即将着火设备的电源切断,必要时也将邻近的带电设备的电源切断后再进行灭火。
不得已时对带电设备应使用干式灭火器、二氧化碳灭火器或四氯化碳器灭火,不得使用泡沫灭火器灭火,对注油设备应使用泡沫灭火器或干燥的沙子等灭火,地面上的油着火,用干沙灭火。
h)低压设备上着火,又不能立即停电,或火势发展很快,将要危及邻近设备时,则可在停电前使用非导电的四氯化碳或二氧化碳灭火。
但必须做好安全措施,保证安全距离,高压设备不允许带电灭火。
i)消防人员在得知着火设备确已停电后,方可进行灭火.禁止消防人员在灭火中进行停电,或乱动其它设备。
j)消防人员需要进入高压室或配电间隔时,应得到值班人员的许可,并由值班人员陪同进入。
k)当车间内发生火灾时,各专责值班人员必须执行下列规定:
l)不得私自离开工作岗位。
m)加强监视运行中设备和系统。
n)把着火情况迅速报告值长,并准备按值长命令倒换运行方式、变动负荷,停运必须停止的运行设备。
1.1.9.1处理
1.1.9.2炉前燃油系统着火
a)炉前燃油系统着火应用干式灭火器、1211灭火器,石棉布灭火,地面着火还可以用砂子灭火。
b)如因投油后油枪漏油引起着火,应立即退出该油枪运行,并关闭其三用阀及手动截门。
c)如果燃油管道漏油引起着火或其它地方着火火势威胁到燃油系统,
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- 机组 典型 事故 处理