发电厂电气系统的事故处理

第一篇：发电厂电气系统的事故处理

发电厂电气系统的事故处理

第一节电气事故处理的一般原则

1、发生事故时，电气运行班长是电气部分事故处理的指挥员，并在值长的统一领导下，按规程规定领导全班人员正确迅速的处理事故。

2、发生事故时，应一方面迅速处理，一方面迅速报告值长，并按指令处理事故，外出的值班员应迅速回到本岗位。

3、电气值班人员处理事故应按下列原则执行：

a、根据故障现象，各种仪表指示、保护信号、装置动作情况和对设备进行全面的检查分析，判明故障性质、地点、范围，作出处理的初步方案。

b、发生事故时，应迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁。 c、首先确保厂用电运行，特别是机组保安段的供电，倒换厂用电时防止母线失压及非同期并列。

d、用一切可能的方法维持设备继续运行，调整运行方式，保证电压、周波的正常。 e、处理事故时，值班人员应坚守岗位，集中精力，积极处理事故，并尽快恢复已停电设备的供电。应迅速正确的执行上级命令，并进行必要的请示汇报及联系。

f、事故处理时，应迅速正确，在接到操作命令时，必须向发令人复诵一次，执行完命令后，立即汇报发令人。事故处理时，应警惕发生下列恶性事故：

a)厂用电中断；

b)非同期并列损坏设备；

c)带地线送电或带负荷拉合刀闸；

d)保护使用不当。

下列事故可先行处理，事后应迅速汇报值长：

a)威胁人身的解列、停电操作；

b)设备损坏或受到严重威胁的操作；

c)母线失压时拉开母线上的开关；

恢复失压的厂用电。

第二篇：发电厂事故处理一般原则

电气事故处理的一般原则

1、发生事故时，电气运行班长是电气部分事故处理的指挥员，并在值长的统一领导下，按规程规定领导全班人员正确迅速的处理事故。

2、发生事故时，应一方面迅速处理，一方面迅速报告值长，并按指令处理事故，外出的值班员应迅速回到本岗位。

3、电气值班人员处理事故应按下列原则执行：

a、根据故障现象，各种仪表指示、保护信号、装置动作情况和对设备进行全面的检查分析，判明故障性质、地点、范围，作出处理的初步方案。

b、发生事故时，应迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁。 c、首先确保厂用电运行，特别是机组保安段的供电，倒换厂用电时防止母线失压及非同期并列。

d、用一切可能的方法维持设备继续运行，调整运行方式，保证电压、周波的正常。 e、处理事故时，值班人员应坚守岗位，集中精力，积极处理事故，并尽快恢复已停电设备的供电。应迅速正确的执行上级命令，并进行必要的请示汇报及联系。

f、事故处理时，应迅速正确，在接到操作命令时，必须向发令人复诵一次，执行完命令后，立即汇报发令人。事故处理时，应警惕发生下列恶性事故：

a)厂用电中断；

b)非同期并列损坏设备；

c)带地线送电或带负荷拉合刀闸；

d)保护使用不当。

下列事故可先行处理，事后应迅速汇报值长：

a)威胁人身的解列、停电操作；

b)设备损坏或受到严重威胁的操作；

c)母线失压时拉开母线上的开关；

恢复失压的厂用电。

第三篇：发电厂解列事故处理

大容量火电厂全厂停电事故的预防及处理

目前，国内大容量火力发电厂的绝大多数单元机组能够真正实现FCB工况，即快速减负荷带厂用电的机组很少见到。因此，一旦发生电网解列事故，对绝大多数大容量火电厂而言，就意味着全厂停电和厂用电中断。虽然电厂一般都有单台机组厂用电中断时的事故处理规程，但很少有全厂停电的事故处理规程。为了防止在发生全厂停电事故时发生主设备(锅炉、汽轮机、发电机、主变压器)损坏事故，确保主设备的安全停运，使厂用电恢复后能尽快恢复发电机组的运行，从而将事故损失降到最低限度，大容量火电厂有必要制定相应的预防措施和切实可行的事故预想处理方案，并加以执行。事故预防措施

1.1 直流系统的运行维护管理

发生全厂停电和厂用电中断时，直流电源是控制、保护和确保安全停机的唯一电源，因此在平时必须加强对蓄电池和直流系统(含逆变电源)的运行维护和检修。

(1)做好直流系统、不停电电源装置(UPS)专用蓄电池的维护管理。要按时调整蓄电池的电解液比重和电压，使其处于完好满充电状态，并定期进行均衡充电。确保其电压、放电容量和电解液的比重、温度符合要求。对已投运的蓄电池，应按制造厂的说明书进行复核，对于电压和放电容量不能满足要求的蓄电池应及时改进或更换。

(2)直流系统各级保险器和联动装置应定期检查、试验。保险容量应保证在事故情况下保险不会越级熔断而中断保护操作电源和直流润滑、直流密封油泵电源。直流润滑、直流密封油泵的联动控制回路的控制直流电源应取自蓄电池。

(3)不允许在蓄电池无并联情况下，由充电装置单独向重要负荷供电，即使在事故情况下，也应考虑尽快与另一蓄电池并列。

(4)UPS系统定期切换试验必须在机组停运后进行。试验前应做好防止UPS电源消失的措施，以防微机储存信息丢失。

(5)应定期对蓄电池直流系统进行巡回检查，并定期进行测量、记录，发现异常应及时汇报处理。

1.2 备用电源的维护管理

大容量火电厂带有重要辅机的厂用电母线都装设了有足够自投容量的备用电源自投装置，必须通过定期试验来确保该装置在需要时能自动投入。设备改造后，如起动容量增大的母线，应进行自起动电压和有关保护定值的验算，必要时应做母线自起动试验。

单元机组一般都装设柴油发电机组，作为全厂停电或机组厂用电消失时汽轮发电机组重要设备(如顶轴油泵、盘车电机、润滑油泵、热控微机等)的备用电源，又称为应急事故保安电源。为确保事故时能起到备用作用，必须加强对柴油发电机组的运行维护和管理。

(1)维护好保安电源直流系统中的设备，如蓄电池、硅整流器、自耦调压器等，做好有关保护的检验工作。

(2)确保柴油发电机组的压缩空气系统、冷却水系统、燃油和润滑油系统工作正常。

(3)定期对柴油发电机组做手动起动试验和模拟自起动试验，并作好记录，运行班应对柴油发电机组进行巡视检查，以确保其经常处于热备用状态。

(4)柴油发电机组的小修，应与对应汽轮发电机组的大修同时进行。当柴油发电机组运行时间累计达到一个大修周期时，应进行大修。

1.3 继电保护和自动装置的维护管理

(1)保持主要电气保护完好，并经常投入运行。

(2)加强继电保护装置和开关的检修、维护，加强继电保护运行和保护定值管理工作，严防保护、开关拒动、误动扩大事故。

(3)做好继电保护及自动装置的定期检验、补充检验和元件校验，特别应注意对检修后、电气事故、系统冲击、波动或有报警信号后的有关继电保护及自动装置做详细检查。

(4)发电机运行中必须投入自动调整励磁装置，确保备用励磁装置随时可以投入运行。

(5)在电力系统发生故障时，禁止启动自动巡回检测装置进行测试。1.4 运行方式、环境和通讯设备的要求

(1)合理安排系统的运行方式，提高系统的稳定性和安全运行水平。母线、厂用系统、热力公用系统通常应采用正常的运行方式。因故改用非正常运行方式时，应事先制定安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。

(2)电厂应保持必要的存煤、存水、点火用油。

(3)注意保持蓄电池室和直流系统室的环境温度和相对湿度在正常范围。厂用系统配电室、继保室的门窗应严密，防止煤粉和潮气侵入，以保持室内清洁、无粉尘。

(4)通讯设备备用电源应保持完好并定期试验，保证事故情况下能自动切换，通讯畅通。2 事故处理措施

大容量火电厂大多采用单元集中控制方式。发生全厂停电和厂用电中断事故时，应在当班值长的统一指挥下进行事故处理。由于全厂停电事故处理涉及的范围广、难度大，因而值长、各单元长和各机组主副值班员既要分工合作，又要把握住各自的事故处理侧重点。只有这样才能使现场忙而不乱，确保电厂主设备的安全。

下面以一个集控厂用电系统为6 kV/380 V、网控升压站及其出线为220 kV系统的电厂为例，说明预想事故处理措施。

2.1 现场值班员事故处理侧重点

当班值长的首要任务是协调电网中心调度(中调)和本厂的系统恢复工作，尽快恢复厂用电由电网供电；单元长的首要任务是确保直流系统和380 V保安段电源供电正常、协助恢复厂用电；主副值班员的首要任务是确保本机组的主设备安全。

2.2 当班值长

(1)通知单元长已发生全厂停电事故，汇报中调和厂领导。

(2)联系中调了解系统相关情况，判断故障范围，迅速查明220 kV母线失压的原因。首先复位跳闸的所有开关把手，就地检查所有开关是否在分闸位，然后根据保护动作情况初步判断故障点，就地重点检查，并隔离故障线路或故障母线。母线及外部短路后，应对短路电流流经回路进行全面检查。

若故障前无冲击，则根据故障录波器提供的情况判断是否确实发生故障。若无故障现象，初判是母差误动，则联系检修检查。汇报中调退出母差保护并往实地检查，若无异常即可充电。检查处理过程中，要确保网控直流系统工作正常。如果充电器电源失去，网控直流蓄电池无法维持直流系统电压时，要考虑切换到备用的(如集控)直流电源供电。

(3)检查220 kV线路是否有电压。如有电压，则不待调令即自行合上该线路开关向正常的母线充电(合开关前，应进行同期检查)；若线路开关向母线充电时母线保护动作跳闸，则另选母线充电；如所有220 kV线路均无电压，应立即汇报中调，要求尽快恢复220 kV线路供电。用线路充电时，注意保护投入正确并退出重合闸。用母联充电时，要投入充电保护，充电完成后注意退出。

(4)220 kV母线充电正常后，使用分段开关、母联开关对其他非故障母线充电，及时恢复厂用起动/备用变压器及其公用段母线运行。注意优先恢复网控交流配电箱供电，保证220 kV配电装置电源(如刀闸操作、动力电源)，然后将220 kV所有非故障设备倒换至非故障母线运行。应注意：检查开关在“分闸”位置，先拉故障母线上的刀闸，后合运行母线上的刀闸，再恢复机组厂用6 kV、380 V电源。注意必要时对次要负荷限电，如非生产用电负荷，非重要辅机等。

(5)厂用电恢复过程中要注意2个严防：一要严防向发电机倒送电。要拉开发-变组出口开关控制保险，将高厂变低压侧开关拉至试验位。二要严防非同期并列事故。在进行6 kV厂用段、公用段并环运行时，必须考虑220 kV升压站母线合环情况以及防止6 kV系统非同期事故。

(6)厂用电恢复过程中要注意轻重缓急。优先恢复原运行机组的6 kV厂用电系统；优先恢复带照明负荷和锅炉给水泵的母线电源；380 V厂用系统优先恢复照明段、工作段电源。

(7)厂用电恢复后，机组热态启动时，按启动/备用变压器的容量，并考虑汽机轴封供汽和锅炉雾化蒸汽汽源，安排机组启动。

2.3 各集控单元长

接值长全厂停电事故处理令后，即：

(1)迅速检查备用电源柴油发电机组自启动成功，否则立即派员恢复并监视柴油发电机运行，防止柴油发电机过流。

在保安电源恢复之后，立即恢复直流系统充电器的正常运行；立即启动主机交流润滑油泵，停直流润滑油泵；启动空、氢侧交流密封油泵，停直流密封油泵；启动顶轴油泵；启动电给泵辅助油泵，旁路油站油泵。

当密封油泵不能投入且短时不能恢复时，若发电机密封油压低，应先降低机内氢压，并注意开窗通风；若较长时间不能恢复，应抓紧发电机排氢置换工作，并做好防止轴瓦及油箱着火的灭火准备。

(2)严密监视直流母线电压和UPS的运行情况，采取措施，确保保安段电源电压正常。注意直流动力段母线电压，若电压低，则限制部分事故照明，小机停转后可停小机直流油泵。保安段电压低时，根据情况限制保安段上相对不重要的辅机用电，如锅炉电梯等，以确保主机润滑及密封油泵、顶轴油泵、主机盘车、空气预热器辅电机、直流系统、热控UPS电源的供电正常。

(3)切开6 kV及380 V系统除保安段外的所有开关。检查厂用电系统是否存在明显的故障点，并检查各开关状态、电气和热控保护动作状态，并向值长汇报。

(4)按值长令，协助恢复6 kV、380 V厂用电系统。

(5)厂用电恢复后，指挥恢复仪用压缩空气、循环水、闭式水、燃油、冲灰水等公用系统；令启动锅炉给水泵，缓慢向锅炉上水至汽包可见水位，并注意控制上、下汽包壁温差；指挥机组按热态启动恢复热力系统正常运行。

2.4 各机组主副值班员

按单台机组厂用电中断事故处理规程进行各台机组的事故处理。

第四篇：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）而保护不动作。

4.1.1.4 汽轮机发生水冲击或主蒸汽温度、再热汽温度在2分钟内突降50℃或高、中压缸上、下缸温差达55.6℃。

4.1.1.5 轴封处摩擦发生火花。

4.1.1.6 汽轮机任一道轴承冒烟或推力轴承、轴承回油温度达82℃。

4.1.1.7 汽轮机轴承金属温度（#1瓦、#2瓦、#3瓦、#4瓦）升高至112.8℃，发电机励磁机轴承金属温度(#5瓦、#6瓦、#7瓦)升高至107.2℃。4.1.1.8 汽轮机推力轴承金属温度任一点升高至107.2℃。

4.1.1.9 轴承润滑油压下降至0.048MPa，而保护装置不动作。4.1.1.10 汽轮机润滑油箱油位突降至-563mm。

4.1.1.11 汽轮机轴向位移：向发电机极端≥1mm，或向调速端≤1mm，而保护装置不动作。4.1.1.12 汽轮机差胀≥18.98mm或≤1mm。

4.1.1.13 汽轮机油系统着火且不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行。4.1.1.14 主蒸汽、再热蒸汽、给水的主要管道或阀门爆破。4.1.1.15 主机二台润滑油冷油器同时大漏。4.1.2 汽轮发电机组破坏真空紧急停机操作步骤：

4.1.2.1 揿“紧急停机”按钮或手动脱扣，检查负荷到零，转速下降。

4.1.2.2 检查高、中压主汽门，高中压调门及各段抽汽进汽门和逆止门均联锁关闭，横向联动保护已动作，给泵A、B均脱扣，电动给泵自启动正常。

4.1.2.3 若高、低压旁路自动打开，应出系自动，关闭高、低压旁路。

4.1.2.4 在SCS的监控画面上分别出系高、低压防进水系统联锁开关，关闭主蒸汽管道、再热汽冷段、再热汽热段和低旁前疏水门。4.1.2.5 启动密封备用油泵和交流润滑油泵。4.1.2.6 停用真空泵，开足破坏真空门。4.1.2.7 禁止向凝汽器内排汽、排热水。

4.1.2.8 脱扣后，注意检查除氧器水位、凝汽器水位正常，除氧器抽汽进汽门和逆止门联锁关闭，备汽调整门自动投入。

4.1.2.9 检查备汽母管压力、温度正常，高排汽至备汽母管进汽门联锁关闭，关闭四级抽汽对外供汽门。

4.1.2.10 主机轴封汽压力、温度正常，检查新蒸汽至轴封汽母管进汽门和高排至轴封汽母管进汽门联锁关闭。

4.1.2.11 检查高、低加水位正常，高、低加疏水切至凝汽器。4.1.2.12 检查机组情况，听测转动部分声音、振动。4.1.2.13 转子停止时，注意和比较惰走时间。4.1.2.14 完成运行规程规定的其他停机操作。4.1.3 机组遇有下列情况之一，应不破坏真空故障停机： 4.1.3.1 DEH工作失常，汽轮机不能控制转速和负荷。4.1.3.2 EH油泵和EH系统故障，危及机组安全运行时。

4.1.3.3 主蒸汽压力升高，汽轮机高压主汽门前汽压升高至21.7MPa。4.1.3.4 高压缸排汽压力升高至4.82 MPa。

4.1.3.5 高压旁路或低压旁路打开时，调节级与高压排汽压力比小于1.7，而保护装置不动作。

4.1.3.6 运行中，高压缸排汽温度升高至426℃。4.1.3.7 主蒸汽温度或再热汽温度升至552～565.8℃，时间超过15分钟或超过565.8?C。4.1.3.8 主蒸汽温度或再热汽温度全压时降至465℃。4.1.3.9 高压主汽门A/B两侧进汽温度偏差达42℃，时间超过15分钟。4.1.3.10 中压主汽门A/B两侧进汽温度偏差达42℃，时间超过15分钟。4.1.3.11 机组满负荷运行时，主蒸汽温度与再热汽温度偏差达42℃，但仅限于再热汽温度低于主蒸汽温度。

4.1.3.12 机组负荷接近零时，主蒸汽温度与再热汽温度偏差达83℃，但仅限于再热汽温度低于主蒸汽温度。

4.1.3.13 EH油压低至9.31 MPa，而保护装置不动作。4.1.3.14 凝汽器真空低至81 kPa，而保护装置不动作。4.1.3.15 DEH电源故障，而保护装置不动作。4.1.3.16 EH油箱油位低至停机限额。

4.1.3.17 高旁或低旁故障，且高旁或低旁开。4.1.3.18 高旁或低旁开且汽轮机控制在手操方式。4.1.3.19 高旁或低旁开且冷再压力变送器故障。4.1.3.20 运行中低压排汽温度升高至121℃，连续运行超过15分钟，或超过121℃。4.1.3.21 汽、水管道破裂，无法维持机组运行。4.1.3.22 油系统严重漏油无法维持运行。

4.1.3.23 汽轮机组无蒸汽运行时间超过1min。4.1.3.24 炉跳机或电跳机横向联动保护动作时。4.1.3.25 炉跳机或电跳机横向联动保护拒动时。

4.1.3.26 厂用电源全部失去（无备合闸或备合闸不成功）。

4.1.3.27 机炉热控电源全部失去或仪表电源，计算机电源全部失去，时间超过3min。4.1.4 汽轮机不破坏真空故障停机操作步骤：

4.1.4.1 揿“紧急停机”按钮及手动脱扣，检查负荷到零，转速下降。4.1.4.2 检查高中压主汽门，高中压调门及各段抽汽进汽门和逆止门均联锁关闭，横向联动保护已动作，给泵A、B均脱扣，电动给泵自启动正常。

4.1.4.3 注意检查锅炉高、低压旁路自动打开高、低压防进水疏水门全部开启。4.1.4.4 启动密封备用油泵和交流润滑油泵。

4.1.4.5 脱扣后，注意检查除氧器水位、凝汽器水位正常，除氧器抽汽进汽门和逆止门联锁关闭，备汽调整门自动投入。

4.1.4.6 检查备汽母管压力、温度正常，检查高排汽至备汽母管进汽门联锁关闭，并将四级抽汽对外供汽门关闭。4.1.4.7 检查轴封汽压力、温度正常，新蒸汽至轴封汽母管进汽门和高排至轴封汽母管进汽门联锁关闭。

4.1.4.8 检查高、低加水位正常，高、低加疏水切至凝汽器。4.1.4.9 检查机组情况，听测转动部分声音、振动。4.1.4.10 转子停止时，注意比较惰走时间。4.1.4.11 完成运行规程规定的其它停机操作。4.1.5 如遇有下列情况之一，联系锅炉禁止向凝汽器排汽，排热水。4.1.5.1 因凝汽器真空下降或厂用电电源失去而引起的故障停机。4.1.5.2 破坏真空紧急停机。

4.1.5.3 高、低压旁路减温水中断或排缸、水幕喷水中断。4.1.6 汽轮机发电机组发生下列情况之一时，由值长根据现场具体情况决定机组减负荷或停用，如时间允许，应事先汇报总工程师。4.1.6.1 高压主汽门或中压主汽门或高中压调门或抽汽逆止门卡涩。4.1.6.2 调速系统故障，不能维持运行。

4.1.6.3 主蒸汽或再热汽管道或其他汽水管道泄漏。

4.1.6.4 凝结水、给水品质恶化，经多方处理仍不能改善，并继续恶化，以至可能使设备损坏，威胁机组安全运行。

4.1.6.5 单块表盘或变送器电源失去。4.2 锅炉MFT动作原因及处理原则 4.2.1 发生下列情况之一，锅炉发生MFT。4.2.1.1 点火失败。

4.2.1.2 失去所有燃料输入。4.2.1.3 失去所有火焰。4.2.1.4 手动MFT。

4.2.1.5 二台吸风机跳闸。4.2.1.6 二台送风机跳闸。

4.2.1.7 二台一次风机跳闸且无油枪运行。4.2.1.8 炉膛压力高至+3240Pa。4.2.1.9 炉膛压力低至-2490Pa。4.2.1.10 锅炉总风量低至25%。4.2.1.11 汽包水位高至+254mm。4.2.1.12 汽包水位低至-381mm。4.2.1.13 三台炉水泵均跳闸。

4.2.1.14 BMS硬结线故障（MFT指令发出后，MFT继电器未动作）。4.2.1.15 手动“紧急停炉”。

4.2.1.16 再热器失去保护，即下列任一条件满足：

a)发电机未并网时，油枪运行≥8支且再热器蒸汽中断（主汽门和高旁均关或者中压汽门、中压调门和低旁均关），延时10秒；

b)发电机已并网时，再热器蒸汽中断，延时5秒；

c)当锅炉负荷大于40％或再热器蒸汽中断，同时燃料量大于25％时，汽轮机跳闸延时2秒。4.2.2 MFT动作的现象。

4.2.2.1 MFT动作报警，并显示引起MFT的首出原因。4.2.2.2 锅炉所有燃料切断，炉膛熄火。4.2.3 MFT动作后，下列设备应联锁动作正常。4.2.3.1 所有给煤机跳闸。

4.2.3.2 所有磨煤机跳闸，出口门关闭。4.2.3.3 燃油快关阀关闭。4.2.3.4 一次风机均跳闸。4.2.3.5 闭锁吹灰器运行。

4.2.3.6 电除尘高压整流变均跳闸。4.2.3.7 汽轮机跳闸。

4.2.3.8 跳闸信号送CCS，SOE及汽机旁路。

4.2.3.9 锅炉MFT后，送、吸风机仍运行时，各层燃料风档板、辅助风档板开启，由CCS控制各层燃料风和辅助风档板。4.2.3.10 连排关闭。4.2.3.11 过热、再热减温总门关闭。

4.2.3.12 手动“紧急停炉”给泵11A、B跳闸，给泵11C自启动。

4.2.3.13 脱硫装置停运：FGD旁路烟气挡板A/B开启、增压风机动叶关至零、增压风机跳闸停运、FGD进口烟气挡板A/B关闭、脱硫氧化风机A/B跳闸停运、FGD出口烟气挡板A/B关闭。4.2.4 MFT动作后的手动处理：

4.2.4.1 维持汽包水位、汽压正常，检查炉水泵运行正常。4.2.4.2 出系“机跳炉”、“电跳炉”压板。4.2.4.3 进行炉膛吹扫，复置“紧急停炉”。

4.2.4.4 进行油枪吹扫，开启燃油快关阀维持燃油循环。

4.2.4.5 迅速查明MFT动作原因，待故障原因消除后经值长通知后方可重新点火。4.2.4.6 当机组重新并列，燃烧稳定后，应逐台吹扫MFT时紧急跳闸的磨煤机。4.2.4.7 MFT动作故障难以消除时，则按正常停炉后规定执行。4.2.5 当发电机主保护动作或汽轮机跳闸时，都将直接使MFT跳闸继电器动作，同样要按4.2.3和4.2.4处理。4.3 紧急停炉 4.3.1 遇有下列情况之一，应按“MFT”或“紧急停炉”按钮，紧急停炉。4.3.1.1 产生4.2.1的条件，MFT未动作时。

4.3.1.2 当机跳炉、电跳炉保护投入时，发电机主保护动作或汽轮机跳闸时，锅炉将紧急停炉和MFT，如保护未动作时。

4.3.1.3 给水管道、蒸汽管道破裂，不能维持正常运行或威胁人身及设备安全时。4.3.1.4 水冷壁、省煤器爆破，无法维持正常汽包水位时。

4.3.1.5 可燃物在燃烧室后的烟道内燃烧，使排烟温度不正常升高至200℃。4.3.1.6 汽包水位计损坏而无法判断真实水位时。

4.3.1.7 锅炉燃油管道爆破或油系统火警，运行中无法隔绝威胁人身和设备安全时。4.3.1.8 锅炉压力超过安全门起座定值而所有安全门均不动作，同时高、低压旁路及主汽释放阀无法打开时。

4.3.1.9 锅炉安全门动作后无法使其回座，且压力及温度等参数变化到运行不允许参数范围内时。4.3.2 紧急停炉处理步骤手动紧急停炉处理与MFT相同。4.4 故障停炉 4.4.1 遇有下列情况之一时，应有总工程师决定将故障锅炉停止运行。4.4.1.1 锅炉承压部件泄漏，运行中无法消除。4.4.1.2 锅炉严重结焦，无法维持正常运行时。

4.4.1.3 锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重低于标准，经处理无效时。4.4.1.4 锅炉安全门起座后无法使其回座；锅炉主汽释放阀，高、低压旁路动作后不能关闭，但锅炉参数尚能维持在允许范围内时。

4.4.1.5 锅炉安全门有缺陷不能正常起座时。4.4.1.6 控制气源失去，短时间无法恢复时。

4.4.1.7 过热器或再热器壁温超过各自金属所允许的最高温度，经调整而不能恢复正常时。4.4.1.8 各种承压汽水管道或连接焊口处泄漏且无法隔绝时。4.4.1.9 当保护用的汽包水位计有两点故障而8小时内未修复时。4.5 发电机、变压器的事故停用 4.5.1 当发电机出现下列情况时，应紧急解列停机： 4.5.1.1 发电机、励磁机内冒烟着火或发生氢爆炸； 4.5.1.2 机组发生剧烈振动（超过规定允许值）；

4.5.1.3 汽机主汽门关闭而主变220kV开关并未跳闸； 4.5.1.4 危急人身生命安全。4.5.2 当发电机着火时，值班人员应立即采取下列措施：

4.5.2.1 立即停止机组运行，但内冷水应继续保持运行，直到火灾完全熄灭为止； 4.5.2.2 值班人员应立即切断各侧电源并使用灭火设备及时灭火，同时通知消防队救援，并指明具体着火的设备；

4.5.2.3 启动润滑油泵、顶轴油泵、避免一侧过热而导致主轴弯曲，禁止在火灾熄灭前，将发电机完全停下，而应保持发电机的惰走运行，随之投入盘车。4.5.3 当发电机主变220kV开关自动跳闸时，值班人员应立即：

4.5.3.1 检查励磁开关是否跳闸，如果未跳闸，判断为系统保护动作（如失步、低频、主变冷却器故障），严禁拉开励磁开关，机组（FCB）带厂用电运行。系统正常即可并网运行； 4.5.3.2 检查如由于人员误动使主变220kV开关跳闸，则应立即将发电机并入电网。4.5.3.3 如果发电机由于电网内短路过电流保护动作而跳闸，同时内部故障的保护装置未动作，经外部检查未发现明显的异常现象，则发电机即可并入电网运行。4.5.3.4 当发电机由于内部故障引起保护装置动作跳闸时应： a)检查励磁开关已跳闸，否则手动跳闸。

b)检查厂用母线备用电源备合闸是否成功，否则手动投入； c)检查确认使发电机跳闸的保护装置。4.5.3.5 跳闸前如强励及故障录波器动作，有电流冲击，发变组保护动作，而电网运行正常，应停役检查故障点进行处理。

4.5.3.6 当发电机由于内部故障保护动作跳闸后，应测量定子线圈的绝缘电阻，并对发电机及其有关的设备和在保护区域内的一切电气回路（包括电缆在内）的状况，作详细的外部检查，查明有无外部象征（如烟、火、响声、绝缘烧焦味、放电或烧伤痕迹等）。4.5.3.7 如跳闸之前强励及故障波录器均示动作，记录仪表无电流冲击现象，电网运行正常，应检查变压器冷却系统是否正常，热工保护是否启动保护出口或人为误动；如检查均正常则发电机可零起升压，升压时发现有异常情况；应立即停机，以便详细检查消除故障；如发电机升压时未发现有异常现象，则发电机可并入电网运行。4.5.3.8 发电机零起升压时注意事项： a)只能用50Hz手动励磁升压；

b)主变220kV中性点接地闸刀必须合上；

c)缓慢从零起升压，密切注意发电机的三相电流、电压、负序电流，如有异常，立即拉开50Hz手动励磁直流开关。5 厂用电系统故障处理

5.1 6kV三段失电(备合闸不成功)5.1.1

现象：

5.1.1.1 闭冷泵11A、前置泵11A、凝泵11A、凝升泵11A、循泵

3、吸风机11A、送风机11A、一次风机11A、磨煤机11A、磨煤机11C、磨煤机11E、炉水泵11A、炉水泵11C、灰浆泵11A、输送风机11A、渣水回收泵11A电源失电电流到零；除灰变11甲、除尘变11甲失电、23号厂变失电。6kV脱硫电汇失电：FGD11增压风机及FGD11循环泵A、B、C和FGD11氧化风机A、B电源失电电流到零；脱硫变11失电；400V脱硫电汇11常用进线开关跳闸。

5.1.1.2 23号厂变失电，若备合闸不成功，引起低压厂用电汇3失电，真空泵11A、静冷泵11A、控制气泵11A，控制气泵11C，杂用气泵11A，预热器11A，密封风机11A，给煤机11A，给煤机11C，给煤机11E失电；机11杂用电汇甲失电，引起排烟风机、空侧油箱排烟风机、氢气干燥器，给泵11C交流油泵，给泵11A（11B）排烟风机失电；炉11杂用电汇甲常用电源失电引起捞渣机11A、碎渣机11A、吸风机11A的轮毂加热器、吸风机11A轴冷风机失电。

5.1.1.3 辅机跳闸信号报警。

5.1.1.4 该段电源所带的运行电动机停转，对应备用电动机自启动。5.1.1.5 前置泵11A失电，造成给泵11A脱扣。5.1.1.6 给泵11C因交流油泵失电，而未能自启动。

5.1.1.7 汽包水位，汽压，汽温及蒸汽流量、机组功率剧降。5.1.1.8 锅炉燃烧不稳，可能造成熄火。

5.1.1.9 脱硫FGD旁路烟气挡板A/B联锁开启，FGD进口烟气挡板A/B联锁关闭，FGD出口烟气挡板A/B联锁关闭。

5.1.1.10 400V脱硫电汇11备用进线开关联锁合闸，如备合闸不成功，则应立即手动合上备用进线开关。5.1.2 原因

5.1.2.1 厂用电设备或系统故障

5.1.2.2 电气人员误操作或电气保护误动作 5.1.3 处理

5.1.3.1 锅炉未熄火时，迅速投入油枪，稳定燃烧。检查磨煤机联跳动作正常，将负荷减至150MW左右，复置有关失电辅机开关。

5.1.3.2 检查磨煤机联跳动作正常，将负荷减至150MW左右。

5.1.3.3 立即提高给泵B转速，维持汽包水位稳定，如水位保护动作，按MFT处理。5.1.3.4 调整开大吸风机11B、送风机11B、一次风机11B的出力，保持氧量及炉膛压力正常，炉膛与大风箱差压正常。

5.1.3.5 关闭失电风机的风门或档板，检查吸、送风机动叶油泵和油冷风机正常。5.1.3.6 关闭停用磨煤机的冷热风隔绝门，维持一次风母管压力正常。5.1.3.7 检查对应备用辅机自启动正常，否则应立即手动启动备用辅机。5.1.3.8 揿跳闸泵“停用”按钮，并将自启动联锁出系。5.1.3.9 根据循环水母管压力及当时循泵可运行台数，适当调节凝汽器循门开度，并由值长联系循泵房增开循泵及调节循环水母管连通门。5.1.3.10 严密监视机组各参数：轴封汽压力，真空，各油温，轴承温度及振动，凝汽器水位，除氧器水位，闭冷箱水位的变化。

5.1.3.11 机11杂用电汇甲电源切换，恢复供电后，立即启动给泵11C交流油泵，启动给泵11C，维持给水流量，汽包水位稳定。并恢复排烟风机，空侧油箱排烟风机，给泵11A（11B）排烟风机及氢气干燥器的运行。

5.1.3.12 若锅炉熄火按MFT处理，汽机按正常停机处理。5.1.3.13 机组正常电源恢复后，按值长要求加荷。

5.1.3.14 如400V脱硫电汇11备用进线开关手动合闸不成功，按《

11、14号机组脱硫灰控运行规程》要求，进行事故处理。

5.1.3.15 根据需要，联系脱硫灰控班停用脱硫FGD系统。5.2 6kV四段失电（备合闸不成功）5.2.1 现象

5.2.1.1 闭冷泵11B、前置泵11B、凝泵11B、凝升泵11B、开冷泵11B、循泵

4、给泵11C、吸风机11B、送风机11B、一次风机11B、磨煤机11B、磨煤机11D炉水泵11B、灰浆泵11B、输送风机11B电流到零；除尘变11乙、除灰变11乙/丙、24号厂变失电。

5.2.1.2 24号厂变失电，若备合闸不成功，引起低压厂用电汇4失电，真空泵11B、静冷泵11B、控制气泵11B，杂用气泵11B、预热器11B，密封风机11B，给煤机11B，给煤机11D失电；炉11杂用电汇乙常用电源失电引起捞渣机11B、碎渣机11B、石子煤11B、吸风机11B轮锻加热、吸风机11B轴冷风机失电；机11杂用电汇乙失电引起轴加风机11A及11B失电。

5.2.1.3 辅机跳闸信号报警。

5.2.1.4 该段电源所带的运行电动机停转，对应备用电动机自启动。5.2.1.5 前置泵11B失电，造成给泵11B脱扣。

5.2.1.6 汽包水位、汽压、汽温及蒸汽流量、机组功率剧降。5.2.1.7 锅炉燃烧不稳，可能造成熄火。5.2.2 原因

5.2.2.1 厂用电设备或系统故障

5.2.2.2 电气人员误操作或电气保护误动作 5.2.3 处理

5.2.3.1 锅炉未熄火时，迅速投入油枪，稳定燃烧。检查磨煤机联跳动作正常，将负荷减至150MW左右，复置有关失电辅机开关。

5.2.3.2 检查磨煤机联跳动作正常，将负荷减至150MW左右。

5.2.3.3 立即提高给泵A转速，维持汽包水位稳定，如水位保护动作，按MFT处理。5.2.3.4 调整开大吸风机11A、送风机11A、一次风机11A的出力，保持氧量及炉膛压力正常，炉膛与大风箱差压正常。

5.2.3.5 关闭失电风机的风门或档板，检查吸、送风机动叶油泵和油冷风机正常。5.2.3.6 关闭停用磨煤机的冷热风隔绝门，维持一次风母管压力正常。5.2.3.7 检查对应备用辅机自启动正常，否则应立即手动启动备用辅机。5.2.3.8 揿跳闸泵“停用”按钮，并将自启动联锁出系。5.2.3.9 根据循环水母管压力及当时循泵可运行台数，适当调节凝汽器循门开度，并由值长联系循泵房增开循泵及调节循环水母管连通门。5.2.3.10 严密监视机组各参数：轴封汽压力，真空，各油温，轴承温度及振动，凝汽器水位，除氧器水位，闭冷箱水位的变化。

5.2.3.11 机11杂用电汇乙电源切换，恢复供电后，并恢复排烟风机，空侧油箱排烟风机，轴加风机11A(B)的运行。

5.2.3.12 待6kV四段恢复后，立即启动给泵14C维持汽包水位、给水流量稳定。5.2.3.13 若锅炉熄火按MFT处理，汽机按正常停机处理。5.2.3.14 机组正常电源恢复后，按值长要求加荷。

5.2.3.15 根据需要，联系灰控运行班停用脱硫FGD系统。5.3 厂用电全部中断 5.3.1 本节适用于柴油发电机同时故障，保安电汇11同时失电。5.3.2 现象

5.3.2.1 常用照明灯熄灭，事故照明灯亮。5.3.2.2 发电机跳闸。

5.3.2.3 主机及汽动给泵A、B均脱扣，给泵C未自启动。5.3.2.4 锅炉MFT动作。

5.3.2.5 所有运行交流电动机停转，备用交流辅机不联动。5.3.2.6 机11直流润滑油泵，给泵11A/B直流油泵、机11空侧密封直流油泵自启动。5.3.2.7 凝汽器真空迅速下降。

5.3.2.8 不停电装置切至直流电源（蓄电池）供电。5.3.3 原因

5.3.3.1 厂用电设备或系统故障

5.3.3.2 电气人员误操作或电气保护误动作 5.3.4 处理

5.3.4.1 检查发电机已跳闸并灭磁，否则应手动解列并灭磁。

5.3.4.2 按不破坏真空故障停机处理，检查主机，给泵A、B均脱扣，否则应手动脱扣。5.3.4.3 按紧急停炉处理，注意防止锅炉超压。

5.3.4.4 检查直流润滑油泵，空侧密封直流油泵，给泵A、B直流油泵应自启动，否则应手操启动。

5.3.4.5 停用不必要的直流用户，以维持重要直流用户的运行。5.3.4.6 通知网控检查切换网控交直流系统运行正常。

5.3.4.7 通知机修、炉修做好汽轮机及预热器的手动盘车准备。5.3.4.8 揿各辅机“停用”按钮，并将自启动联锁开关出系。5.3.4.9 禁止向凝汽器排汽、排水。

5.3.4.10 不可开启高、低压旁路泄压，开启包覆疏水控制汽包压力不超限。5.3.4.11 控制气失去，快关阀关闭，监视燃油系统循环停止。

5.3.4.12 根据《热力系统运行规程》中循环水系统事故处理条款，由值长联系循泵房关闭循环水母管连通门。

5.3.4.13 按本部分规程8.1.2.2规定进行排氢，降低氢压至规定值。5.3.4.14 保安电汇11恢复供电后，投入汽轮机连续盘车。a)启动危急冷却泵。

b)启动交流润滑油泵、密封备用油泵、空侧密封交流油泵运行，停用直流润滑油泵，空侧密封直流油泵。

c)投运预热器11A/B盘车。

d)检查恢复UPS正常电源供电。5.3.4.15 检查直流系统运行正常。

5.3.4.16 待厂用电源全面恢复后对机组进行全面检查，优先进行恢复以下设备或系统运行： a)循环水系统； b)闭冷水系统； c)控制气系统； d)锅炉燃油循环； e)投运预热器11A/B；

f)确认锅炉烟道无二次燃烧危险后，启动吸送风机对炉膛及烟道进行吹扫。5.3.4.17 根据机组状况进行机组启动前的检查与系统恢复运行工作。

5.3.4.18 按《11/14号机组脱硫灰控运行规程》要求，进行灰控设备的事故处理。6 汽轮机、锅炉设备的异常处理 6.1 蒸汽参数不符合额定规范的处理 6.1.1 主、再蒸汽温度过高 6.1.1.1 现象

a)主、再蒸汽温度上升并报警。b)各段蒸汽温度超过正常运行值。6.1.1.2 原因

a)减温水系统自动失灵，造成减温水量减少；

b)燃烧调整不当，上层煤粉燃烧器负荷过大或锅炉增负荷过快； c)送风量过大或炉膛漏风严重； d)煤质过差或煤粉过粗； e)炉膛结渣严重；

f)配风工况不当或煤粉燃烧器摆角偏高，造成火焰中心上移； g)给水温度降低；

h)制粉系统故障，造成燃料量不正常增加； i)烟道内有可燃物二次燃烧； j)汽包、再热器进口安全门起座。6.1.1.3 锅炉处理

a)将主汽温度自动切至手动，增大减温水量。再热蒸汽温度过高时可投用事故喷水； b)调整燃烧和燃烧器摆角，设法降低火焰中心，减少炉膛漏风； c)上述方法无效时，降低锅炉负荷。同时保持较高的主汽压力。6.1.2 主、再蒸汽温度过低 6.1.2.1 现象

a)主、再蒸汽温度下降并报警；

b)各段蒸汽温度降低超过正常运行值。6.1.2.2 原因

a)减温水系统自动失灵，使减温水量增加；

b)燃烧调整不当造成锅炉热负荷降低，火焰中心下移；

c)制粉系统故障使燃料量不正常地减少，煤粉燃烧器摆角过低； d)锅炉给水温度升高；

e)过热器、再热器严重结渣或积灰； f)过热器、再热器出口安全门起座。6.1.2.3 处理

a)将蒸汽温度自动切至手动，关小或关闭减温水阀； b)调整燃烧和燃烧器摆角，设法提高火焰中心。6.1.3 汽轮机蒸汽参数不符合规范时，应按表

1、表 2规定进行处理。

6.1.3.1 运行中发现蒸汽参数不符合额定规范时，应加强监视机组振动、声音、轴向位移、推力轴承温度、差胀、金属温度、转子应力趋势等变化。

6.1.3.2 汽压、汽温同时下降时，按汽温下降处理，见表 1。表 1 蒸汽压力不符合规范的处理规定

内容 数值 处理方法

主蒸汽压力上升 ＞17.5 调整至正常值(17.5～21.7MPa，全年累计运行时间应＜12小时)

21.7 即汇报值长进行不破坏真空故障停机

主蒸汽压力下降 ＜16.7 调整至正常值

15.9 适当降低负荷，维持正常值

表 2 蒸汽温度不符合规范的处理规定

内容 数值 处理方法

主蒸汽或再热蒸汽温度上升至 546.3～551.9 尽快调整至正常值(全年累计运行时间应＜400小时）

552～565.8且超过15min 即汇报值长进行不破坏真空故障停机(552～565.8℃，全年累计运行时间应＜80小时）

＞565.8

主蒸汽或再热蒸汽温度下降至 529.7 对照炉汽温，联系锅炉调整

524.1 尽快调整至正常值(全年累计运行时间应＜400小时)

510.2 开启主蒸汽管道或再热汽管道疏水，并开启高压或中压内外缸疏水；在15min内进行降压减负荷，使主蒸汽或再热汽温度的过热度＞150℃。

465 即汇报值长进行不破坏真空故障停机

主蒸汽或再热蒸汽温度2分钟内突降 50及以上 联系值长并进行破坏真空故障停机

主蒸汽或再热蒸汽两侧偏差达 ＞14 调整

42且超过15min 即联系值长并进行不破坏真空故障停机

＞42

6.1.4 蒸汽温度超限或低至限额时造成汽轮机事故停机时。当负荷大于100MW，机跳炉保护投用时，按MFT处理。当负荷低于100MW，机跳炉保护未投用时，开启高低旁路，控制汽温、汽压正常。做好汽轮机重新冲转准备。6.1.5 主蒸汽温度与再热汽温度偏差处理： 6.1.5.1 主蒸汽温度与再热汽温度的偏差，应按表2规定限额处理，运行时要尽量避免出现短时间的周期性温度波动，如偏差超过正常值，应联系锅炉及时调整，并汇报单元长，偏差超过允许的最大值时，应不破坏真空紧急停机。

6.1.5.2 当机组负荷在0～225MW范围内，仅允许主蒸汽温度＞再热汽温度，即正温差。主蒸汽温度－再热温度= +△T?C 6.1.5.3 当机组负荷在225～300MW范围内，允许主蒸汽温度＞再热汽温度，也允许再热汽温度＞主蒸汽温度，即正温差或负温差。主蒸汽温度－再热温度=±△T?C 6.1.5.4 主蒸汽温度与再热汽温度偏差限额见表 3。表 3 主蒸汽与再热汽温度偏差

负荷(MW)允许偏差△T?C

平常值 最大值

0 +28 +83

225 +28 +42/0

300 +28/-28 +42/-28

6.2 凝汽器真空下降的处理 6.2.1 凝汽器真空下降的处理要点见表 4。6.2.2 发现凝汽器真空下降时，应对照其他真空表、低压缸排气温度、凝结水温度，确定真空确实下降时，应立即处理并汇报值长。不能维持真空时，按表4要点处理。6.2.3 凝汽器真空下降时，应注意给泵A和B的运行情况，必要时启动电动给泵，维持给水流量。6.2.4 凝汽器真空下降时，应视低压缸排汽温度升高的情况，开启低压缸排缸喷水。机组带负荷运行中，排汽温度不应超过79℃，空负荷运行不超过121℃。表 4 真空下降的处理要点

下降类别 真空数值 处理要点

突然下降 4kPa 在查找原因的同时，如真空继续下降，应增加循环水量，提高轴封汽压力，启动备用真空泵

下降至 88kPa以下 按真空每下降1kPa，减少负荷50MW

82kPa 负荷减至0

81kPa 汇报值长并进行不破坏真空故障停机

6.2.5 低真空停机时，应联系锅炉立即切除高、低压旁路，禁止锅炉及主蒸汽管道，再热汽管道疏水向凝汽器排汽。6.2.6 根据凝汽器真空下降原因进行下列处理： 6.2.6.1 真空下降时，应检查当时机组有无影响真空的操作，有这种操作时应立即停止操作或恢复原运行方式，使真空恢复正常。

6.2.6.2 如循环水进口压力急剧下降，循环水中断或不足，如有备用循泵应立即启动循泵，如循环水全部中断，应立即进行不破坏真空紧急停机，待凝汽器排汽温度降至50℃左右时，再启动循泵向凝汽器通循环水，此外还应检查低压排汽安全门是否动作。

6.2.6.3 凝汽器真空逐渐下降，循环水进水压力下降，温升增大，表示循环水量不足，如有备用循泵应启动备用循泵，并通知循泵工检查循泵及循环水系统运行情况。

6.2.6.4 如循环水进口压力升高，出水真空呈正压，温升增加，应立即启动水室真空泵，提高出水真空。

6.2.6.5 凝汽器真空逐渐下降，循环水进水压力上升，温升增大，则可能是凝汽器管板垃圾阻塞引起，应汇报值长，减负荷进行凝汽器反冲洗。

6.2.6.6 循环水系统的操作不当，如误关进、出水门，或误开反冲洗门均可引起循环水中断或减少现象，应进行分析检查。

6.2.6.7 真空下降时，应检查轴封汽系统是否正常，检查轴封汽调整门和调温门是否正常，轴封汽溢流调整门和调旁是否误开，轴封汽母管压力是否正常，低压轴封汽温度应在121～177?C范围，注意检查低压轴封有无吸气声。

6.2.6.8 如真空泵运行不正常，则应启动备用真空泵，停用故障泵并关闭进气隔绝门。6.2.6.9 真空下降时，应检查凝汽器水位是否升高，水位升高引起真空下降伴有凝结水过冷度增大，水位高至抽气口，真空急剧下降。

6.2.6.10 凝汽器水位升高时，应关闭凝汽器补水门，开大凝泵出口调整门，增开凝泵，查明原因进行相应处理：

6.2.6.11 凝泵故障引起水位升高，应立即启动备用凝泵，停用故障泵，分析故障凝泵进口滤网是否堵塞。

6.2.6.12 凝升循、凝循误开或备用凝泵逆止门漏，应关闭凝升循、凝循或关闭备用凝泵出水门，通知检修及时消除设备缺陷。

6.2.6.13 凝泵出水调整门故障或自动失灵，应调节调整门旁路门维持水位。自动失灵，应切手操调整，并通知热工处理。

6.2.6.14 化学侧出路不畅，压力升高，电流、流量降低，调整门开度增大，应联系化学检查阀门是否误关或故障。

6.2.6.15 凝汽器铜管大量漏水，凝结水硬度急剧上升，除设法维持水位外，应根据凝结水硬度情况处理。6.2.6.16 检查疏水到凝汽器的加热器水位，若由于加热器管芯大量漏水引起，应隔绝漏水的加热器。

6.2.6.17 若有给水箱或锅炉侧来水进入凝汽器应隔绝给水箱或锅炉来水。6.2.7 真空下降时，应检查真空系统是否漏空气，进行临时堵漏隔绝，并通知检修处理： 6.2.7.1 检查低压缸顶部安全门完整，不吸气。

6.2.7.2 检查真空破坏门关闭严密，无吸气，水封正常。6.2.7.3 检查凝汽器汽侧放水门关闭严密，无吸气。6.2.7.4 检查真空系统的水位计不破裂。

6.2.7.5 检查真空系统阀门的水封、管道、法兰或焊口是否不严密处。6.2.7.6 检查轴封加热器水位封水正常，如水位不正常，应注水。

6.2.7.7 如给泵A或B排汽侧真空低，影响凝汽器真空，则应启动电动给泵，停用并隔绝给泵A或B。

6.2.7.8 如给泵A、B均故障，则启动电动给泵，降负荷至180MW，停用并隔绝给泵A、B。

6.2.7.9 如给泵密封回水U管水封冲破影响真空，应注水恢复。

6.2.7.10 如凝结水收集水箱水位不正常，则应调整到正常水位，如无法维持，应手操调节调整门后隔绝门来维持水位，并通知热工来消除调整门缺陷。6.3 汽轮机水冲击 6.3.1 汽轮机水冲击的象征，主蒸汽或再热蒸汽温度或抽汽温度急剧下降，并伴有下列象征（下列象征不一定同时出现）：

6.3.1.1 从蒸汽管道法兰、阀门密封圈、汽轮机轴封、汽缸结合面处冒出白色蒸汽或溅出水滴。

6.3.1.2 清楚地听到主蒸汽管道、再热汽管道或抽汽管道内有水冲击声。6.3.1.3 轴向位移增大，推力瓦轴承金属温度急剧上升，差胀数值突然变小。6.3.1.4 机组振动增大，机内发生金属噪声和水击声。6.3.1.5 高、中压汽缸上、下温差超过55.6℃。6.3.1.6 各抽汽管壁上、下温差突然变大。6.3.2 汽轮机水冲击的处理： 6.3.2.1 迅速破坏真空紧急停机。

6.3.2.2 立即检查汽轮机本体及有关蒸汽、抽汽管道上的疏水自动开启，如未开则应强制开足，充分放疏水。如由于加热器或除氧器满水引起水冲击，还应立即停用加热器或除氧器，并待其从系统中切除后放水。

6.3.2.3 正确记录惰走时间及分析惰走时间的变化，并在惰走时仔细倾听汽轮机内部声音。6.3.2.4 汽轮机转子停止，立即投入连续盘车，测量大轴弯曲变化值。

6.3.2.5 如惰走时未听出异声和转动部分摩擦声，同时惰走时间、轴向位移、差胀、推力轴承金属温度均正常，汽轮机本体及蒸汽管道，充分放尽疏水，同时机组符合热态启动条件，联系值长，可进行启动，注意如汽轮机水冲击造成高中压缸上、下温差＞41.6℃，则停机必须连续盘车时间不得少于6小时后，方可进行启动。

6.3.2.6 冲击时如轴向位移超过极限值或惰走时间明显缩短，推力轴承金属温度超限或汽轮机内部有异声和转动部分发生摩擦，说明汽缸已变形，则停机连续盘车时间不得少于18小时，再根据盘车情况决定是否可启动，必要时还要根据推力轴承情况决定是否揭缸检查。6.3.2.7 如机组再启动，在冲转、升速时应特别小心，并仔细倾听汽轮机内部和转动部分声音，监视机组振动，如汽轮机启动正常，可带负荷，在带负荷时经常检查轴向位移、推力轴承温度、差胀和机组振动，如汽轮机启动时发现汽轮机内部有异声或转动部分发生摩擦，应破坏真空紧急停机，准备揭缸处理。6.4 汽轮机润滑油系统工作失常处理 6.4.1 油压、油温、油位失常时处理要点见表5。6.4.2 运行中主油泵工作失常或声音不正常时，但油系统中的油压正常时，应注意主油泵出口油压变化，如出口油压降至0.7MPa，应即启动密封备用油泵，汇报值长，必要时破坏真空紧急停机。6.4.3 润滑油箱油位下降，油压正常原因及处理 6.4.3.1 原因：

a)油箱事故放油门，放水门或油系统有关放油门，取样门误开或泄漏。b)压力油回油管道，管道法兰漏油。c)轴承油档严重漏油。6.4.3.2 处理

a)确定油箱油位指示正确。b)找出漏油点，消除漏油。c)执行防火措施。

d)联系化学加油，恢复油箱正常油位。

e)如采取各种措施仍不能消除漏油，且油箱油位下降较快，无法维持运行时，在油箱油位未降至-563mm前汇报值长，启动交流油泵，进行不破坏真空故障停机。如已降至-563㎜时，则按破坏真空紧急停机处理。处理要点见表 5。

表 5 润滑油系统工作失常时的处理要点

参数 内容 单位 数值 处理要点

油

压 主油泵出口油压下降至 MPa ≤0.7 立即启动密封备用油泵

≤0.085 启动交流润滑油泵

润滑油压下降至

≤0.065 启动直流润滑油泵

≤0.048 汇报值长，并进行破坏真空紧急停机

隔膜阀油压下降至

＜0.5 立即启动密封备用油泵

隔膜阀油压上升至

＞0.9 联系机修设法调整

油

温 冷油器出油温度正常允许变化范围 ?C 38～45

任一轴承金属温度上升

2～3 检查分析原因，汇报单元长

#1～#4任一轴承金属温度上升至

≥107.2 检查处理并紧急汇报值长

≥112.8 汇报值长，并进行破坏真空紧急停机

#5～#7任一轴承金属温度上升至

≥98.9 检查处理并紧急汇报值长

≥107.2 汇报值长,并进行破坏真空紧急停机

推力轴承任一点金属温度升高检查处理分析原因，汇报单元长

推力轴承任一点金属温度上升至

检查处理并紧急汇报值长

≥98.9 汇报值长，迅速减荷

107.2 汇报值长，并进行破坏真空紧急停机

油

位 油箱油位下降 mm 5～10 检查分析原因，汇报单元长

油箱油位下降至

-100 联系化学加油

-563 汇报值长并进行破坏真空紧急停机

油箱油位异常升高

进行油箱放水并检查分析原因

6.4.4 油箱油位和油压同时降低原因及处理 6.4.4.1 原因：压力油管道漏油至油箱外面。6.4.4.2 处理：

a)检查压力油管是否破裂漏油，同时还应检查防爆套管内管道有否破裂（包括压力表管，接头等是否漏油）

b)压力油管破裂时，应立即将漏油（或喷油）与高温部件临时隔绝，严防发生火灾，并设法在运行中消除。

c)通知化学加油，恢复油箱正常油位。

d)压力油管破裂大量喷油，危机设备安全或无法在运行中消除时，汇报值长，进行故障停机，有严重火灾危险时，应按油系统失火紧急停机的要求进行操作。6.4.5 油压下降，油箱油位不变时的检查与处理：

6.4.5.1 检查主油泵工作是否正常，若进、出口油压同时下降，应判断为主油泵工作失常。6.4.5.2 当主油泵出口油压下降，注意检查润滑油压隔膜阀油压正常并按表 5处理要点处理。

6.4.5.3 但主油泵出口油压继续降至0.7MPa以下，应注意检查隔膜阀动作，机组脱扣。6.4.5.4 检查油箱或车头内压力油管是否漏油，发现漏油应汇报单元长、值长进行相应处理。6.4.5.5 检查备用油泵逆止门是否漏油，如漏油影响油压，通知检修消除。6.4.5.6 检查过压阀是否误动作，油管放油门是否误开，并恢复其正常状态。6.4.5.7 检查注油器工作是否正常，油箱回油滤网或注油器进口是否堵塞，注油器出口逆止门是否卡涩。

6.4.5.8 检查自动反冲滤网压差，如超过0.035MPa，应切换备用滤网。

6.4.5.9 润滑油压降低应注意各道轴承油流、油温、轴瓦温度及轴承振动，发现异常情况应进行处理。6.4.6 油箱油位升高的原因及处理：

6.4.6.1 当运行中发现油箱油位升高（或明显上升趋势）时，应通知化学油箱放水，并化验油中含水成分，如含水成分为凝结水，则应调整和降低轴封汽压力，减少轴封漏汽量，同时检查运行组冷油器铜管是否漏，如漏应将备用组冷油器投入，隔绝原运行组冷油器。6.4.6.2 如油中大量含水，应通知化学用离心式滤油器进行滤水。

6.4.6.3 运行中当润滑油管路充满油时，油箱油位不应高于＋152mm。6.4.7 油温升高的处理原则：

6.4.7.1 如各轴承金属温度普遍升高，应检查冷油器出口温度，并进行调整正常，必要时将备用冷油器投入运行。

6.4.7.2 如冷油器出水调整门自动失灵，应切至手动控制，如仍不能降低油温，应开启调整门旁路门调整至正常油温，自动失灵通知热工消缺。

6.4.7.3 冷油器出口油温升高，应检查闭式冷却水压力、温度正常，如冷却水压低，应检查闭冷泵运行情况，必要时增开闭冷泵，增加冷却水流量，如冷却水温度高，应检查闭冷器运行情况，必要时将备用闭冷器投入运行。6.5 汽轮机设备失火 6.5.1 失火的处理原则

6.5.1.1 发现失火时，立即通知消防队（电话119），并汇报值长及有关领导，在消防队未到达前，应根据情况按《电业安全工作规程》要求，分别使用现场正确的灭火器进行灭火(发电机或励磁机失火时，应按本篇7.1氢水油系统事故处理执行处理)，用一切方法保护机组不受损坏。

6.5.1.2 如灭火地点有带电设备，必须切断电源进行灭火。

6.5.1.3 应注意不使火势蔓延，必要时应将设备周围覆以沾湿的雨布；火势严重，且危及机组安全运行时，应进行破坏真空紧急停机。6.5.2 油系统失火

6.5.2.1 立即正确使用灭火器材进行灭火，通知消防队到场灭火，并汇报值长及有关领导。6.5.2.2 火势不能很快扑灭，且危及机组安全运行时，应进行破坏真空紧急停机。

6.5.2.3 油系统失火进行破坏真空紧急停机，应确认主机高中压主汽门、调门及给泵A、B高、低压调门关闭后，将自启动联锁开关出系，停用EH油泵。

6.5.2.4 如火势蔓延迅速，达到下列情况之一时，应开启油箱事故放油门；并根据情况，调节事故放油门，使转子停止前润滑油不中断，当火扑灭后，立即关闭事故放油门。a)火势危及油箱安全时。b)机头及机头平台大火时。

c)火势危及厂房或相邻机组安全时。6.5.2.5 因油系统失火紧急停机，应及时出系密封备用油泵自启动联锁开关，禁止启动密封备用油泵，只允许用润滑油泵进行停机；如由于润滑油系统失火无法扑灭时，应将交、直流润滑油泵自启动联锁开关出系，顶轴油泵自启动联锁开关出系，待转子停转后，应立即停用润滑油泵（盘车每隔30min盘转子180?）；如火势已扑灭，启动润滑油泵、顶轴油泵进行连续盘车。6.5.3 发电机或励磁机失火

6.5.3.1 火灾没有完全熄灭时，禁止停用盘车装置。6.5.3.2 处理按本部分规程8氢水油系统事故处理执行。6.6 汽轮机转子轴向位移增大 6.6.1 轴向位移增大一般为下列原因： 6.6.1.1 负荷或蒸汽流量增加（包括蒸汽压力，温度下降或真空下降为维持负荷引起的流量增加）。

6.6.1.2 叶片严重结垢（在同样工况下运行时，调节级压力有异常升高)。6.6.1.3 转子通流部分损坏（如叶片断落）。6.6.1.4 汽轮机水冲击。6.6.1.5 周率下降。

6.6.1.6 发电机转子串动。6.6.1.7 推力轴承乌金磨损。6.6.2 轴向位移增大处理：

6.6.2.1 发现转子轴向位移增大时，应特别注意推力轴承金属温度及差胀变化，并查明原因。6.6.2.2 加强对汽轮机运行情况监视与检查，倾听机组有无异常，振动有无增大。

6.6.2.3 当轴向位移较正常值有明显增大时，应汇报单元长、值长，并查明原因，进行减负荷至轴向位移至正常值。6.6.2.4 当轴向位移（向发电机端）增大至0.9mm或(向调速端)增大至0.9mm时,应紧急减负荷。

6.6.2.5 当轴向位移增大时且伴有机组不正常的声音，或剧烈振动，应立即破坏真空紧急停机。

6.6.2.6 当轴向位移增大至停机限值，推力轴承金属温度升高，而保护不动作，应立即破坏真空紧急停机。

6.7 汽轮机运行中叶片损坏或断落 6.7.1 现象：

6.7.1.1 汽轮机内部发生明显的金属撞击声。6.7.1.2 蒸汽通流部分发出不同程度的摩擦声。6.7.1.3 机组振动明显增大。

6.7.1.4 汽轮机调整段或某级抽汽压力或抽汽压差、轴向位移、推力轴承金属温度变化异常。6.7.1.5 在蒸汽参数真空不变工况下，调门开度比以往同负荷时增大，某级叶片后压力异常升高。

6.7.1.6 断落叶片打坏凝汽器铜管，凝结水电导率及硬度急剧上升。6.7.2 汽轮机在运行中叶片损坏或断落，不一定同时出现上述全部现象，但出现下述现象之一时，应破坏真空紧急停机：

6.7.2.1 汽轮机内部发生明显的金属撞击声和摩擦声。6.7.2.2 机组发生强烈振动。6.7.3 正常运行中如发现调整段或其他级抽汽压力或抽汽压差异常变化，应立即进行综合分析，如果伴随出现在相同运行工况下负荷下降，轴向位移、推力轴承金属温度有明显变化，或相应轴振明显振动大时，应尽快申请减负荷停机。6.7.4 当汽轮机叶片断落打坏凝汽器铜管，使凝结水电导率及硬度上升，但机组无异声，振动无明显增大时，应进行下列处理：

6.7.4.1 如凝结水出现硬度，汇报值长，申请减负荷进行凝结器半面隔绝堵漏。

6.7.4.2 如影响凝汽器水位上升，应开大凝泵出水调整门，若无效，应启动备用凝泵。6.7.4.3 加强对机组运行状况的监视与分析，一旦异常情况发展，即汇报值长，并按相应规定处理。

6.8 汽轮机组发生异常振动 6.8.1 现象：

6.8.1.1 机组轴振动指示升高。6.8.1.2 机组轴振动大报警。6.8.1.3 就地机组振动明显增大。6.8.2 原因：

6.8.2.1 机组负荷、进汽参数骤变。

6.8.2.2 润滑油压、油温或发电机密封油温度变化。6.8.2.3 机组动静部分发生摩擦。6.8.2.4 机组发生水冲击。6.8.2.5 汽轮机断叶片。

6.8.2.6 汽轮机滑销系统卡涩。6.8.2.7 电网周率变化。

6.8.2.8 发电机静子、转子电流不平衡。6.8.3 处理：

6.8.3.1 机组轴振动达0.127mm报警，应汇报单元长、值长，适当降低负荷，查明原因予以处理。

6.8.3.2 若机组负荷或进汽参数变化大引起振动增加，应稳定负荷及进汽参数，同时检查汽缸总胀、差胀、轴向位移、上下缸温差变化情况及滑销系统有无卡涩现象，待振动恢复正常后再进行变负荷，如发生水冲击，则按“汽轮机冲击”处理。

6.8.3.3 检查润滑油压、油温及发电机密封油温度情况是否正常，并按要求进行调整。6.8.3.4 联系电气值班员，检查发电机静子、转子电流情况并消除不平衡原因。6.8.3.5 倾听机组内部声音。

6.8.3.6 发生下列情况之一，应立即打闸停机。

a)机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03㎜。

b)机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10㎜或相对轴振动值超过0.254㎜或汽轮机内有明显的金属摩擦声或撞击声，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

c)机组运行中要求轴承振动不超过0.03㎜或相对振动不超过0.080㎜，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.254㎜应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.15㎜或相对轴振动变化±0.05㎜，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05㎜，应立即打闸停机。6.9 汽水管道故障 6.9.1 汽水管道故障处理过程中的隔绝原则为： 6.9.1.1 尽可能不使工作人员和设备遭受损害。6.9.1.2 尽可能不停用设备。

6.9.1.3 先关闭来汽、来水阀门，后关闭送汽、送水阀门。

6.9.1.4 先关闭离故障点近的阀门，如无法接近隔绝点，再扩大隔绝范围。待可以接近隔绝点时，应迅速缩小隔绝范围。6.9.2 汽机汽水管道故障的处理方法，见表 6。表 6 汽水管道故障的处理方法

项目 故障情况 处理方法

蒸汽 管道 蒸汽管道或法兰、阀门破裂，机组无法维持运行 应不破坏真空故障停机，同时还应：

a.尽快隔绝故障点，放疏水泄压，并开启汽轮机房的窗户放出蒸汽。切勿乱跑，防止被汽流吹伤

b.采取必要的防火及防止电气设备受潮的临时措施

蒸汽管道水冲击 当机组在运行时，开启有关疏水门，并查明原因，如已发展到汽轮机水冲击，应按“水冲击”一节规定处理。当机组处于停用状态时，将蒸汽管道隔绝，泄压，重新暖管。

抽汽管道水冲击 停用水冲击的抽汽管道及设备，开启疏水门，并查明原因，如已发展到汽轮机水冲击，应按“水冲击” 一节规定处理

表 6（续）

项目 故障情况 处理方法

蒸汽 管道 蒸汽管道振动大 检查蒸汽管道的疏水和支吊架情况；两侧蒸汽流量有否偏差，及时处理。如振动危及到蒸汽管道和设备时，应汇报值长适当减荷，必要时隔绝振动大的蒸汽管道

水 管道 给水管道破裂 迅速隔绝故障点。如故障点无法隔绝，且机组无法维持正常运行时，应进行破坏真空事故停机。

凝结水管道破裂 设法制止或减少凝结水的泄漏，或隔绝故障点，维持机组运行。如故障点无法隔绝且影响机组正常运行时，应申请停机

循环水母管破裂 设法制止或减少循环水的泄漏，并注意泄漏是否发展及循环水母管压力、机组真空、闭冷水温度的变化。

凝汽器循环水门后管道破裂 适当减荷，将破裂侧凝汽器隔绝，保持凝汽器半面运行。

6.9.3 锅炉蒸汽或给水管道的损坏 6.9.3.1 现象

a)管道轻微泄漏时，保温层潮湿、冒汽、滴水或有泄漏声。

b)管道爆破时，发出巨响，并有大量汽、水喷出，支架、吊架可能损坏。c)蒸汽或给水压力突降，流量变化异常。6.9.3.2 原因

a)材质不良，管道设计、制造安装或焊接质量不合格。b)管道长期超压、超温运行。

c)运行时间长，易磨损部位磨损（弯头，孔板附近）局部管壁减薄，使管材强度降低。d)投运时暖管不充分，产生严重水冲击。e)运行中发生流量、温度、压力大幅度波动。f)给水品质长期不合格，造成管壁腐蚀。6.9.3.3 处理

a)如管道损坏不严重，尚能维持运行时，应维持各参数在正常范围内，汇报值长，并做好事故预想。

b)泄漏或爆破处周围应做好安全措施，防止汽水喷出伤人并密切注意损坏部位的发展趋势。

c)管道爆破，如使爆破点后的工质温度急剧升高，导致管壁严重超温，无法维持锅炉正常参数运行或威胁人身、设备安全时立即按紧急停炉处理。d)停炉后应将故障点与系统隔绝。6.10 负荷骤变晃动 6.10.1 现象：

6.10.1.1 功率表指示骤变晃动。

6.10.1.2 调节级压力，各级抽汽压力骤变晃动。6.10.1.3 调速汽门开度晃动。6.10.2 原因：

6.10.2.1 电网周率变化，发电机振荡或失步。6.10.2.2 控制回路故障。6.10.2.3 EH油压波动。6.10.3 处理：

6.10.3.1 检查各有关参数指示情况，并进行对照分析原因。

6.10.3.2 若DEH故障引起负荷骤变，应注意机组控制方式，点击“DEH画面总览”上“手动操作”按钮，将“操作员自动”方式自动切至“手动操作”方式，如切至“手动操作”方式，应用“手动操作”方式操作来控制机组负荷稳定，如“手动操作”控制方式不能维持运行，应故障停机。6.10.3.3 检查发电机运行情况，若振荡或失步要求电气尽快处理。

6.10.3.4 若控制系统工作失常引起负荷骤变，应检查汽轮机控制方式如仍在“操作员自动”方式时，应出系“功率回路”和“调节级压力回路”反馈回路，若仍不能消除负荷晃动，则应将汽轮机控制方式切至“手操”方式。

6.10.3.5 若EH油压波动引起负荷晃动，启动备用EH油泵，观察油压波动情况，若正常，则停用原运行泵，通知检修处理，若不能消除EH油压波动且无法维持机组正常运行，应汇报值长，要求减负荷停机。

6.10.3.6 注意主蒸汽压力、温度的变化，并要求锅炉参数尽量保持稳定。6.10.3.7 注意除氧器、凝汽器、加热器，水位变化及轴封汽压力应正常。6.10.3.8 加强对轴向位移、差胀、振动、推力轴承温度的监视。

6.10.3.9 注意汽泵运行情况，必要时启动电动给泵（若系统振荡引起则不能启动），保证锅炉正常供水。6.11 负荷骤减 6.11.1 现象

6.11.1.1 功率及蒸汽流量剧跌。6.11.1.2 汽包水位迅速下降。

6.11.1.3 主蒸汽压力，主蒸汽温度，再热蒸汽温度上升超限报警，高、低压旁路动作，主汽释放阀动作，安全门起座。

6.11.1.4 若汽机或发电机故障跳闸时，将发生MFT。6.11.2 原因

6.11.2.1 电力系统故障、馈线跳闹。6.11.2.2 汽轮机或发电机发生故障。6.11.3 处理

6.11.3.1 根据机组负荷情况，迅速减少燃料量，投油助燃，调整风量，维持主蒸汽温度、压力及再热蒸汽温度正常。

6.11.3.2 维持汽包水位在正常范围内。

6.11.3.3 当汽轮机或发电机故障跳闸时，应按MFT处理。

6.11.3.4 如遇发电机或汽轮机故障紧急减负荷，减少给煤量，投用燃油，直至停用全部制粉系统。停止锅炉运行，应得值长同意。6.11.3.5 待电力系统恢复正常或发电机、汽轮机故障已消除，可根据值长要求逐步增加机组负荷。

6.12 机组甩负荷

6.12.1 机组甩负荷至零，DEH可以控制转速 6.12.1.1 现象：

a)负荷至零，调节级压力接近零，主蒸汽流量到零。b)汽轮机转速上升后又下降稳定在一定的转速内（未超过电超速，危急保安器动作转速）。c)OPC动作。6.12.1.2 处理：

a)用DEH调整汽轮机转速至3000r/min。b)检查高、低压旁路自动打开。

c)调节凝汽器水位、除氧器水位和加热器水位。

d)检查备汽系统工作正常，并关闭四级抽汽对外供汽门。e)检查轴封汽压力正常。

f)维持汽动给泵运行，根据机组需求启动电动给泵。g)全面检查机组情况，如轴向位移、差胀、振动、声音、推力轴承金属温度和轴承金属温度正常。

h)一切正常后，联系值长进行发电机并网。i)机组并网后，按规定带负荷及完成其他操作。

6.12.2 机组甩负荷至零，DEH不能控制转速，电超速、危急保安器或保护动作 6.12.2.1 现象：

a)负荷至零，主蒸汽流量、调节级压力至零。b)OPC动作后仍不能控制转速。c)汽轮机转速上升后又下降。

d)脱扣指示灯亮，危急保安器动作。6.12.2.2 处理：

a)检查确定高中压主汽门、高中压调门及各级抽汽门和逆止门均关闭，汽机转速下降。b)联系锅炉检查高、低压旁路自动打开。c)启动密封备用油泵和交流润滑油泵。

d)检查备汽系统工作正常，并关闭四级抽汽对外供汽门。e)检查轴封汽压力正常。

f)检查电动给泵自启动，否则手动开出，维持汽包水位。

g)全面检查机组情况，如轴向位移、差胀、振动、声音、推力轴承金属温度和轴承金属温度正常。

h)调节除氧器水位、凝汽器水位和加热器水位。i)联系值长，对机组重新复置启动至3000r/min。j)机组并网后，按规定带负荷及完成其他操作。

6.12.3 机组甩负荷至零，DEH不能控制转速，危急保安器或保护均不动作，引起严重超速。

6.12.3.1 现象：

a)负荷、主蒸汽流量和调节级压力至零。

b)OPC动作后仍不能控制转速，机组发出异常响声，振动增大。c)转速上升至3330r/min，而危急保安器及报护装置均不动作。6.12.3.2 处理：

a)立即手动脱扣，并按破坏真空紧急停机处理。

b)检查高中压汽门、高中压调门及各级抽汽门和逆止门均关闭。

c)联系锅炉检查高、低压旁路自动打开，并开启向空排汽门，迅速泄压。d)完成其他停机动作。

e)转速迅速下降后，即对机组全面检查，必须查明超速原因，待设备故障消除，并经检查确定机组设备正常，方可重新启动，全速后应进行电超速及危急保安器超速试验，合格后方可并网带负荷。

6.13 危急保安器误动或保护装置误动作 6.13.1 现象：

6.13.1.1 负荷至零，主蒸汽流量及调节级压力至零。

6.13.1.2 高中压主汽门、高中压调门及各级抽汽门和逆止门均关闭。6.13.2 处理：

6.13.2.1 如系保护装置误动作，应按不破坏真空故障停机。a)联系锅炉检查高、低压旁路自动打开。

b)调节除氧器水位、凝汽器水位和加热器水位。c)确认备汽系统工作正常，并关闭四级抽汽对外供汽门。

d)检查电动给泵自启动，否则应手动开出，维持汽包水位稳定。

e)机组保护误动作造成机组脱扣，应注意转速下降，如转速仍在3000r/min，说明机组未解列，注意无蒸汽运行时间不超过1分钟，电气值班员应在1分钟内将发电机解列。f)对机组进行全面检查，查出保护装置误动作原因并消除。

g)机组检查正常后，需启动，应对该保护装置进行校验，确认动作正确，方可启动。h)一切正常后，联系值长，按规定重新启动。6.14 周率变化 6.14.1 现象：

6.14.1.1 转速（或周率）表指示上升或下降。6.14.1.2 机组负荷变化。6.14.2 原因：

6.14.2.1 电网系统故障。6.14.3 处理：

6.14.3.1 周率下降，机组负荷增加，应尽快使机组负荷稳定，且不超过327MW。

6.14.3.2 检查主蒸汽参数，真空、振动、轴向位移、推力轴承金属温度、润滑油压及各辅机运行情况正常。

6.14.3.3 周率在48.5～51.5Hz汽轮机允许连续运行。

6.14.3.4 周率在46～48.5Hz运行时间超过15min，应不破坏真空故障停机。6.14.3.5 周率低于46Hz或超过51.5Hz，应立即不破坏真空故障停机。6.15 EH油压降低 6.15.1 现象：

6.15.1.1 EH油压指示下降。6.15.1.2 EH油压低报警。

6.15.1.3 EH油泵出口压力控制器发生周期异常。6.15.2 原因：

6.15.2.1 EH油箱油位过低。

6.15.2.2 EH油泵故障或进出口滤网堵塞。6.15.2.3 溢流阀故障。

6.15.2.4 EH供油系统泄漏或误操作。6.15.2.5 高压蓄能器氮压降低或到零。6.15.2.6 油动机伺服阀泄漏。6.15.2.7 EH油滤网压差大。6.15.3 处理：

6.15.3.1 检查EH油系统有无泄漏，如有泄漏点，在保证系统运行的前提下隔绝泄漏点，并汇报单元长、值长，通知检修处理。若系统无法隔绝，应立即汇报单元长、值长，并通知检修设法加油。如漏油严重无法维持机组运行，则要求减负荷停机。

6.15.3.2 检查溢流阀动作情况，若动作压力偏低，应汇报单元长、值长，并通知检修处理。6.15.3.3 检查高压蓄能器氮压，若低于8.27MPa，应汇报单元长、值长，并通知检修重新充氮。

6.15.3.4 若油动机伺服阀泄漏，应汇报单元长、值长，并根据情况要求机组减负荷，做相应隔绝，然后通知检修处理。

6.15.3.5 若EH油泵故障或出口滤网前后压差达0.7MPa，应启动备用泵，停原运行泵，汇报单元长、值长，并进行隔绝，然后通知检修处理。6.15.3.6 当EH 油压降至11.03MPa，备用泵应自启动正常，否则手动启动备用泵。

6.15.3.7 当EH油压降至9.31MPa，汽轮机低油压保护脱扣动作正常，否则手动脱扣停机。6.16 DEH-III自动控制系统故障 6.16.1 现象：

6.16.1.1 DEH故障“光字牌报警。6.16.1.2 机组负荷无变化。6.16.2 原因：

6.16.2.1 控制系统的自动部分交流输入电源消失。6.16.2.2 计算机死机，继电器动作。

6.16.2.3 有二个高压调门故障，或有一个高压主汽门故障。6.16.2.4 汽轮机在启动阶段（在转速控制阶段），发生二个或二个以上转速信号故障。6.16.3 处理：

6.16.3.1 发现故障现象后，应立即注意检查机组负荷稳定正常。6.16.3.2 保持参数稳定。

6.16.3.3 联系热工迅速查清原因、处理。

6.16.3.4 机组在启动过程中，用“手动操作”方式来控制转速稳定。6.16.3.5 机组在并网状态下，用“手动操作”方式来控制负荷稳定。6.16.3.6 若手动方式均无法控制，应申请停机。6.17 RUN BACK 6.17.1 现象

6.17.1.1 RB动作报警，BTG盘上光字牌亮。6.17.1.2 运行中辅机跳闸并报警。6.17.1.3 机组负荷下降。6.17.2 原因

6.17.2.1 LDC在TF2以上自动时，负荷＞150MW二台吸风机运行，其中一台跳闸。6.17.2.2 LDC在TF2以上自动时，负荷＞250MW二台送风机运行，其中一台跳闸。6.17.2.3 LDC在TF2以上自动时，负荷＞150MW二台一次风机运行，其中一台跳闸。6.17.2.4 LDC在TF2以上自动时，负荷＞150MW二台预热器运行，其中一台跳闸。6.17.2.5 LDC在TF2以上自动时，负荷＞180MW三台炉水泵运行二台跳闸，或二台炉水泵运行一台跳闸，备用泵未自启动。

6.17.2.6 LDC在TF2以上自动时，负荷＞150MW给泵11A、B运行，其中一台跳闸，给泵11C未自启动。6.17.3 处理

6.17.3.1 当RB保护投用时，通过CCS自动进行制粉系统选择切断，按发生RB前10min煤量平均数折算成BMCR工况煤量计为100%煤量，控制机组总煤量。

a)当发生预热器跳闸RB时，磨煤机按E、D、A先后次序跳闸，保留两台磨煤机运行，控制煤量为55%总煤量，设定主蒸汽压力至14.0MPa。

b)当发生吸风机跳闸RB时，磨煤机按E、D先后次序跳闸，保留三台磨煤机运行，控制煤量为60%总煤量，设定主蒸汽压力至14.5MPa。

c)当发生送风机跳闸时，五磨运行时磨煤机E跳闸，保留四台磨煤机运行，控制煤量为80%总煤量，设定主蒸汽压力至15.5MPa。

d)当发生一次风机跳闸RB时，磨煤机按E、D、A先后次序跳闸，保留二台磨煤机运行，控制55%总煤量，设定主蒸汽压力至14.0MPa。保留运行的一次风机变频自动控制转速指令至100%，转速自动上升。但运行一次风机变频器输出电流最大限制值为125A； e)当发生炉水泵跳闸RB时，磨煤机按E、D先后次序跳闸，保留三台磨煤机运行，当发生给水泵跳闸RB时，磨煤机按E、D、A先后次序跳闸，保留二台磨煤机运行，控制煤量为55%总煤量，设定主蒸汽压力至14.5MPa；

f)当发生多因素RB时，以RB最低目标负荷工况为机组RB实施工况。

6.17.3.2 当RB保护投用时，RB保护动作在保留两台磨煤机运行状况下，如磨煤机C在运行状态，则自动投入BC层燃油枪四支，否则自动投入AB层燃油枪四支。投入燃油枪顺序为先1、3号角，后2、4号角，间隔10s。自动投入燃油枪为紧急投枪，自动发指令伸入燃油枪后，不使用点火枪，直接开启燃油阀，点燃油枪。

6.17.3.3 当RB功能未投用，发生吸风机、送风机、预热器、给水泵、一次风机、炉水泵跳闸RB时，CCS不会自动进行燃料切断，应按6.17.3.1的要求手动切断燃料。

6.17.3.4 发生RB后，如炉膛燃烧不稳定，或自动投运的燃油枪未能正常工作时，应立即投入其他燃油枪稳定燃烧，保证机组安全运行。6.17.3.5 当RB保护动作后，机组控制自动调整。

a)协调控制方式自动退至TF1(机跟踪1方式)运行，进行机调压控制。主汽压力设定值首先应跟踪实际压力，然后再根据设定主汽压变化，以防止RB发生时实际压力与设定值偏差导致调门反向动作，加剧汽包水位等参数的扰动。b)锅炉主控BM切至手动，锅炉煤量调节器指令以不同RB工况降至所对应的控制总煤量(单台给煤机上、下限分别设为：38t/h、20t/h)。

c)由于短时间内燃烧量快速下降，造成汽包严重的虚假水位，给水自动削弱主调PID的调节作用，仅保留给水流量与蒸汽流量的前馈作用，避免虚假水位对汽包水位自动的干扰。d)汽温、炉膛负压、送风、大风箱/炉膛压差、磨煤机风量、磨煤机风温等子系统维持自动调节状态，以控制机组主要参数在一定范围内波动。

6.17.3.6 保持汽温、汽压正常范围内，在条件允许范围内尽量提高负荷 6.17.3.7 尽快查明RB原因，消除后恢复负荷。

6.17.3.8 一般情况下，发生RB8分钟后，方能切除RB保护动作回路，进行汽温、汽包水位、煤量控制等后续处理。但在汽包水位、炉膛压力等发生严重偏离正常值时，应立即切除RB保护动作回路，予以手动干预，力保机组安全运行。6.18 锅炉汽包水位异常 6.18.1 现象

6.18.1.1 汽包水位高或低报警。

6.18.1.2 汽包水位指示及汽包就地水位计均报警。6.18.1.3 给水流量不正常地大于或小于蒸汽流量。6.18.2 原因

6.18.2.1 给水自动控制装置调节失灵、给泵故障。6.18.2.2 水位指示不准确。

6.18.2.3 锅炉蒸发量、汽包压力波动大。6.18.2.4 水冷壁管或省煤器泄漏或爆破。6.18.2.5 定排门操作不当，或水放门误开。6.18.3 处理

6.18.3.1 如遇给水自动控制故障，立即切至手操，控制给水流量维持汽包水位正常能够，通知热工人员处理。

6.18.3.2 如遇水位指示不正确，以汽包差压式水位指示为准，参照其它水位计，调节汽包水位。

6.18.3.3 增减负荷时，水位异常，控制增减负荷速率，或暂停加减负荷。6.18.3.4 如遇水冷壁或省煤器爆破引起水位低，按水冷壁管或省煤器损坏处理。

6.18.3.5 当汽包水位过高时，开启定排或连排降低水位，并在水位正常后及时关闭。严禁开启水放进行放水。

6.18.3.6 当不能判断真实汽包水位时，应停止锅炉的运行。6.19 省煤器管的损坏 6.19.1 现象

6.19.1.1 汽包水位下降，给水流量不正常地大于蒸汽量。

6.19.1.2 省煤器附近有泄漏声，省煤器灰斗有热水流出或湿灰现象。6.19.1.3 省煤器两侧烟温差增大，泄漏侧烟气温度下降。6.19.1.4 预热器两侧出口风温差增大。

6.19.1.5 炉膛压力变正，吸风机电流增大，动叶开度增大。6.19.2 原因

6.19.2.1 给水品质不合格，造成管内结垢，垢下腐蚀。6.19.2.2 材质不良或安装、焊接质量不合格。6.19.2.3 飞灰磨损外壁。

6.19.2.4 吹灰器喷咀安装不正确，吹损管壁。6.19.3 处理

6.19.3.1 调整给水，维持汽包水位正常，必要时降低锅炉负荷维持运行，听候停炉处理。6.19.3.2 做好事故预想，加强监视，密切注意发展情况。

6.19.3.3 省煤器灰斗下部应用红白带围住，禁止行人通过，防止热水冲出伤人。6.19.3.4 如故障继续恶化，无法维持汽包正常水位时，按紧急停炉处理。6.19.3.5 停炉后应维持汽包水位，维持炉水泵运行，严禁开启省煤器再循门。6.19.3.6 停炉后应保留吸风机运行，维持正常炉膛压力。停止向电除尘供电，防止电极积灰，将电除尘各灰斗内的存灰放尽，以防堵灰。待不向外冒汽水时，即可停用吸风机。6.20 水冷壁管的损坏 6.20.1 现象

6.20.1.1 汽包水位下降，蒸汽压力下降。6.20.1.2 给水流量不正常地大于蒸汽流量。

6.20.1.3 炉膛压力不正常的波动。炉膛不严密处有烟灰喷出，吸风机电流增大，动叶开度增大。

6.20.1.4 炉膛内有泄漏声，管子爆破时有明显响声。6.20.1.5 泄漏严重时，锅炉燃烧不稳或造成熄火。6.20.2 原因

6.20.2.1 给水品质长期不合格，管内产生结垢、腐蚀。

6.20.2.2 材质不良或安装质量差、水冷壁膨胀不畅引起拉裂。6.20.2.3 吹灰器喷咀安装不正确吹损管壁。6.20.2.4 煤粉冲刷，外壁磨损。

6.20.2.5 炉膛上部焦块坠落砸坏水冷壁。6.20.2.6 炉膛热负荷较高区域管壁超温。6.20.3 处理

6.20.3.1 维持汽包水位正常，汇报值长，听候停炉处理。6.20.3.2 如水冷壁损坏不严重，尚能维持汽包水位正常时，允许降低负荷在稳定工况下短期运行，密切注意损坏部位发展趋势，做好事故预想，等待调度停炉处理。6.20.3.3 如水冷壁损坏严重，无法维持汽包正常水位时应进行下列处理: a)当低水位引起MFT时，按MFT处理。b)停炉后尽可能继续进水维持汽包正常水位。

c)如泄漏严重停炉后仍无法维持汽包水位时，应停止进水，同时停用炉水泵。

d)停炉后保留吸风机运行，维持正常炉膛压力，停止向电除尘器供电防止电极积灰，将灰斗内存灰放尽，以防堵灰。待不向外冒汽水时即可停用吸风机。6.21 过热器、再热器受热面损坏 6.21.1 现象

6.21.1.1 过热器、再热器处有泄漏声。

6.21.1.2 炉膛压力偏正，烟道不严密处有烟气或蒸汽外冒。吸风机电流及动叶开度增大。6.21.1.3 故障侧烟温下降，两侧烟温差增大。6.21.1.4 泄漏、爆破点前汽温下降，后汽温上升。

6.21.1.5 过热器管泄漏时，蒸汽流量不正常地小于给水流量，机组功率下降。再热器管泄漏时，再热器压力下降。机组在负荷不变情况下，主蒸汽流量增大。6.21.2 原因

6.21.2.1 材质不良或焊接安装、质量不合格。

6.21.2.2 蒸汽流量分配不均、烟温偏差，引起管子超温。6.21.2.3 长期超温运行。

6.21.2.4 蒸汽品质长期不合格，过热器管内结垢、腐蚀。6.21.2.5 外壁飞灰磨损。

6.21.2.6 吹灰器安装不正确，吹损外壁。6.21.3 处理

6.21.3.1 汇报值长，维持汽温正常。降低运行参数、听候停炉处理。

6.21.3.2 损坏不严重，尚能维持正常运行时，应加强监视，做好事故预想。6.21.3.3 维持炉膛压力在正常范围内，维持各段汽温正常。

6.21.3.4 如泄漏严重无法维持正常汽温时或壁温严重超限时，应紧急停炉处理。6.21.3.5 停炉后，保留吸风机运行，维持正常炉膛压力，待不向外冒汽水时方可停用吸风机。6.22 燃烧异常 6.22.1 现象

6.22.1.1 燃烧不稳，炉膛压力异常晃动，火检信号闪失。6.22.1.2 汽温变化异常。

6.22.1.3 汽包水位不正常波动。6.22.1.4 蒸汽流量、机组功率下降。6.22.2 原因

6.22.2.1 燃用煤种变劣，挥发份过低，燃烧工况恶化。

6.22.2.2 锅炉总风量、辅助风、燃料风控制故障或调节不当或一次风机、磨煤机风量控制故障或调节不当，造成风煤比失调。

6.22.2.3 运行中锅炉辅机跳对燃烧造成严重影响。6.22.2.4 水冷壁管爆破，影响稳定燃烧。6.22.2.5 炉膛坍焦引起。6.22.3 处理

6.22.3.1 及时投用油枪，稳定燃烧。

6.22.3.2 如遇制粉系统故障，可适当增加正常运行磨煤机的煤量，调整风量。6.22.3.3 如遇锅炉发生RB，按RB处理。

6.22.3.4 如遇水冷壁引起燃烧不稳，投入油枪稳定燃烧，汇报值长听候停炉处理。6.23 烟道内可燃物再燃烧 6.23.1 现象

6.23.1.1 再燃烧处烟温、工质温度不正常地升高。6.23.1.2 烟道及燃烧室内的压力剧烈变化。6.23.1.3 排烟温度不正常地升高，烟囱冒黑烟。

6.23.1.4 若预热器处再燃烧时，排烟温度、一二次风温将不正常地升高，外壳发热、烧红，可能有金属摩擦声及预热器电流异常。6.23.2 原因

6.23.2.1 煤质突变或运行工况变化时，燃烧调整不当，煤粉细度过高。风量不足或配风不合理。

6.23.2.2 锅炉低负荷或启、停锅炉过程中燃烧不良，使可燃物结存在烟道内。6.23.2.3 燃烧室压力力过低，使未完全燃烬的燃料带入烟道。

6.23.2.4 燃油雾化不良或油枪喷嘴脱落使尾部受热面积油垢粘附大量未燃烬的煤粉。6.23.3 处理

6.23.3.1 如发现烟气温度不正常地升高，应立即进行分析并查明原因。进行燃烧调整，改变不正常的燃烧方式，对再燃烧处受热面进行吹灰。

6.23.3.2 若在过热器、再热器处发生可燃物再燃烧时，引起汽温异常时，按汽温异常处理。6.23.3.3 经采取措施无效，确系烟道内再燃烧，当排烟温度异常升高至200℃时，紧急停炉并停止送、吸风机的运行，关闭所有风门档板，保持预热器运行，保持炉底水封及各灰斗密封正常，严禁通风。

6.23.3.4 利用吹灰蒸汽进行灭火，待各点烟温明显下降，再燃烧处火已熄灭，方可停止蒸汽灭火。

6.23.3.5 确认设备无损坏、烟温正常、烟道内无火源后，方可开启风烟系统的风门档板，启动吸风机、送风机，保持35%额定风量，通风5～10min，并经复查正常后，锅炉方可重新点火启动。6.24 锅炉结焦 6.24.1

现象

6.24.1.1 炉膛出口温度及各段烟温升高。

6.24.1.2 对流受热面处结焦，汽温可能降低，烟气阻力增加，吸风机入口压力降低。6.24.1.3 炉膛结焦使过热蒸汽、再热蒸汽温度明显上升，减温水量增加。6.24.2 原因

6.24.2.1 燃煤灰溶点低或易结渣。

6.24.2.2 燃烧室热负荷过大，炉膛温度过高。

6.24.2.3 燃烧方式不合理，燃烧器工作不正常，火焰中心偏斜。6.24.3 处理

6.24.3.1 进行燃烧调整，合理调度煤种。6.24.3.2 增加结焦部位的吹灰次数。

6.24.3.3 运行中加强对减温水量及燃烧器摆角的监视，发现异常及时分析处理。6.24.3.4 检查结焦情况，做好大焦块落下，砸坏水冷壁的事故预想。

6.24.3.5 如结焦严重，导致减温水量大幅度增加，或引起过热器，再热器管壁超温时，应适当降低锅炉负荷并增加对炉膛吹灰。处理无效时，按汽温过高、过低停炉处理。6.25 高、低压旁路，主汽释放阀开启或汽包安、过安起座 6.25.1 现象

6.25.1.1 主蒸汽压力突升且高限报警，如高、低压旁路，主汽释放阀或安全门误动时，主蒸汽压力将下降。

6.25.1.2 排汽声响，机组功率、主汽流量下降。

6.25.1.3 汽包安全门起座时，汽包水位迅速上升，低温过热器的后各段工质温度上升。6.25.2 原因

6.25.2.1 机组负荷骤减，汽轮机、发电机故障跳闸或电力系统故障。6.25.2.2 主蒸汽压力调节不当。

6.25.2.3 汽轮机调速系统故障，使调门不正常地关小。6.25.2.4 自动控制系统失灵。

6.25.2.5 高、低压旁路，主汽释放阀或汽包安全门，过热器安全门误动作。6.25.3 处理

6.25.3.1 如遇电力系统故障，汽轮机或发电机故障，应按负荷骤减处理。

6.25.3.2 如遇主汽压力调节不当，使主汽压力升高，应采取降压措施，减少燃料量，必要时打开主汽释放阀，待压力正常后关闭。

6.25.3.3 若汽包安全门起座，应尽快降压使其回座，防止汽包水位异常及过热汽温超限。6.26 再热器安全门起座 6.26.1 现象

6.26.1.1 再热器进口或出口压力高，低压旁路自动打开，安全门起座排汽声响。

6.26.1.2 再热器进口安全门起座，使再热器出口汽温升高。再热器进口安全门起座，使再热器出口汽温降低。

6.26.1.3 机组功率下降。

6.26.1.4 汽动给泵运行时，给水压力下降、汽包水位可能下降。6.26.2 原因

6.26.2.1 汽机中压主汽门、调门故障关小或关闭。6.26.2.2 高加因故障而紧急出系。6.26.3 处理

6.26.3.1 降低锅炉负荷，使再热器压力下降，将起座的安全门回座迅速查明原因，设法消除。6.26.3.2 在处理过程中，再热蒸汽温发生变化时，应按再热蒸汽温度异常处理。6.26.3.3 若高加紧急出系，应立即将机组负荷减至规定值，6.26.3.4 降低再热蒸汽压力，使起座的安全门回座。

6.27 高、低压旁路，主汽释放阀或汽包安全门，过热器安全门故障。6.27.1 现象

6.27.1.1 主汽释放阀压力达到整定值时，不能自动开启。

6.27.1.2 安全门达整定压力时，安全门不起座或或达回座压力不回座。6.27.1.3 高低旁路自动时，达开启压力不自动开启。6.27.2 原因

6.27.2.1 安全门原始整定值不符合要求或运行中发生变化。6.27.2.2 安全门阀芯与阀座咬死或机械轧煞。

6.27.2.3 高、低压旁路，主汽释放阀控制回路故障或电源失去。6.27.3 处理

6.27.3.1 自动动作不正常时，应立即将其切至手动。

6.27.3.2 当高、低压旁路、主汽释放阀或安全门达到动作定值时，仍不开启或起座时，应迅速采取降压措施，减少燃料量，在允许情况下可开大调门、降低主汽压力至正常值，并且迅速查明原因，设法消除，在故障未消除前，应适当降低主汽压力运行。6.27.3.3 当高、低压旁路、主汽释放阀或安全门未达定值动作时，立即设法将其关闭或回座，联系热工值班人员或炉修重新调整整定值，在缺陷未消除前，应适当降低主汽压力运行。6.27.3.4 当高、低压旁路、主汽释放阀开启后无法使其关闭，安全门起座后即使压力降至回座压力仍无法使其回座时，应听候值长按排停炉处理。6.28 再热器安全门故障 6.28.1 现象

6.28.1.1 再热器安全门达到整定值不能正常起座或回座。6.28.2 原因

6.28.2.1 安全门原始整定值不符合要求或运行中发生变化。6.28.2.2 阀芯与阀座咬死或机械故障。6.28.3 处理

6.28.3.1 当再热器安全门达到整定值仍不起座时，立即适当降低锅炉负荷，使再热蒸汽压力下降，必要时可开启并调节低压旁路进行降压。6.28.3.2 当再热器安全门未达动作值便起座时，应适当降低锅炉负荷，必要时开启并调节低压旁路，降低再热器压力使安全门回座，待再热器压力正常后立即关闭低压旁路，迅速查明原因设法消除，在未查明原因前造当降低锅炉负荷，防止再热器安全门再次起座。6.28.3.3 再热器安全门起座后经采取减负荷，降压等措施后仍无法使其回座，听候停炉处理。6.29 汽包水位计的故障 6.29.1 现象

6.29.1.1 汽包水位指示异常，高或低报警，各水位计指示偏差大。6.29.1.2 汽包水位信号坏，引起汽包水位自动切除并报警。6.29.1.3 若就地水位计故障，汽包水位监视电视的水位异常。

6.29.1.4 若磁翻排水位计故障，BTG盘的水位计指示异常并报警。6.29.1.5 现场有汽水漏出。6.29.2 处理

6.29.2.1 任一只汽包水位计损坏，应保持负荷稳定，减少对汽包水位有扰动的操作。6.29.2.2 当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。

6.29.2.3 如就地水位计有一只损坏时，应立即通知检修处理修复。如就地水位计二只均损坏，应尽快修复。当不能保证两种类型的水位计运行时，必须停炉处理。

6.29.2.4 正常运行时，发生汽包水位计故障，引起不同类型的水位计有偏差时。应以带压力修正的差压式水位计为基准，参照其它水位计进行调节控制汽包水位。

6.29.2.5 当汽包水位计故障，引起水位自动切除，手动控制给水流量维持汽包水位正常。6.29.2.6 当汽包水位计故障，在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。6.29.2.7 当一套水位测量装置因故障退出运行时，运行人员应通知检修及时填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不超过24h。

6.29.2.8 在消除汽包水位计故障，需出系汽包高、低水位保护时，必须经总工程师批准。6.29.2.9 若就地水位计故障泄漏，做好安全措施，隔绝故障水位计，交检修处理。

6.29.2.10 若查压式水位计平衡容器故障，做好安全措施，出系汽包水位高低保护，隔绝平衡容器，交检修处理。

6.29.2.11 当汽包水位计有一点因某种原因须退出运行时，汽包水位保护应采用二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期（不宜超过8小时）恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，汽包水位保护应采用一取一的逻辑判断方式，经总工程师批准，限期（8小时以内）恢复，若逾期不能恢复的，应立即停止锅炉运行。6.30 锅炉汽水共腾 6.30.1 现象

6.30.1.1 汽包水位发生急剧波动，甚至看不清水位。

6.30.1.2 过热蒸汽温度急剧下降，严重时蒸汽管道内发生水冲击。6.30.1.3 炉水含盐量增大，蒸汽导电度升高。6.30.2 原因

6.30.2.1 化学监督不严，炉水品质严重不合格。6.30.2.2 未按规定进行排污。6.30.2.3 汽水分离装置故障。

6.30.2.4 燃烧不稳，负荷急剧增大，水位调整不稳定，波动大。6.30.3 处理

6.30.3.1 减少燃料量，降低锅炉蒸发量。6.30.3.2 开大连排调节阀，增加排污量。6.30.3.3 维持汽包水位正常，维持汽温正常。6.30.3.4 开启主汽门前疏水。

6.30.3.5 汇报值长，通知化学对炉水取样分析，并按分析结果进行排污改善炉水品质。6.30.3.6 炉水品质未改善前不得增加锅炉负荷。7 给水泵组的事故处理

7.1 给水泵组事故停用的条件及操作 7.1.1 遇下列情况之一,汽动给泵应保护动作,保护不动作应立即手动脱扣紧急停机: 7.1.1.1 汽轮机转速达6350r/min。7.1.1.2 汽轮机轴向位移至±1.2㎜。7.1.1.3 润滑油压低至0.0785MPa。7.1.1.4 排汽管真空下降至61.3lkPa。7.1.1.5 给泵运行中前置泵进水门关闭。7.1.1.6 给泵运行中前置泵跳闸。

7.1.1.7 给水流量低至132t/h且再循环门关闭,延时10秒。7.1.1.8 除氧器水位低至1525㎜。

7.1.1.9 给泵密封水压差＜0.015MPa且密封水回水温度＞90℃。7.1.1.10 汽轮机轴振＞0.12mm。

7.1.1.11 锅炉手动紧急停炉或MFT动作。7.1.2 遇下列情况之一,汽动给泵应立即手动脱扣,紧急停机。7.1.2.1 汽轮机发生水冲击。

7.1.2.2 汽轮机推力轴承回油温度或任一轴承回油温度升至75℃。7.1.2.3 给水泵推力轴承金属温度升至95℃或任一轴承金属温度升至90℃。7.1.2.4 交流油泵A、B均发生故障。

7.1.2.5 调速系统EH油故障影响安全运行。

7.1.2.6 泵组突然发生强烈振动或内部有明显的磨擦声。7.1.2.7 轴封冒火花时。

7.1.2.8 任一轴承断油或冒烟时。

7.1.2.9 油系统失火不能及时扑灭,严重威胁机组安全运行。7.1.2.10 油箱油位下降至520㎜,无法恢复时。

7.1.2.11 给水泵前置泵密封水泄漏严重,大量漏水,无法维持运行。7.1.2.12 高、低压主蒸汽管道发生破裂,无法隔绝时。7.1.2.13 给水管道破裂无法隔绝时。7.1.2.14 给水泵发生汽化。

7.1.2.15 油系统漏油严重,无法维持运行。

7.1.2.16 高、低压调门门杆同时发生卡涩,无法活动时。7.1.2.17 前置泵电动机电流超限,降低流量无效时。7.1.2.18 前置泵电动机或轴承冒烟着火。7.1.2.19 前置泵突然发生强烈振动。7.1.3 汽动给泵紧急停用操作: 7.1.3.1 手动脱扣或揪“TRUBINE TRIP”按钮,检查高、低压主汽门和高、低压调门关闭,转速下降。

7.1.3.2 检查电动给泵自启动正常,若不自启动立即手动开出,维持锅炉汽包水位,流量正常。7.1.3.3 检查给泵出水门联锁关闭,再循环门联锁开足。7.1.3.4 完成其它停机操作。7.1.4 遇下列情况之一,电动给泵保护应动作停泵,如保护不动作,立即手动停泵。7.1.4.1 除氧器水位低至1525mm。7.1.4.2 润滑油压力降至0.06MPa。

7.1.4.3 给泵密封水压差小于0.015MPa且密封水回水温度大于90℃。7.1.4.4 给水流量小于132t/h且再循环门在关闭位置,延时10秒。7.1.4.5 电动给泵运行前置泵进水门关闭。

7.1.4.6 工作冷油器进油温度(勺管回油温度)升至130℃。7.1.5 遇下列情况之一,电动给泵应立即手动停泵。

7.1.5.1 泵组突然发生强烈振动或内部有明显的金属磨擦声。7.1.5.2 任一轴承断油或冒烟时,或轴承金属温度升至90℃。7.1.5.3 工作油泵或润滑油泵故障。

7.1.5.4 给水泵推力轴承金属温度升至95℃。7.1.5.5 润滑油冷油器出油温度升至60℃或进油温度升至70℃。7.1.5.6 工作油冷油器出油温度升至85℃。

7.1.5.7 油系统着火不能扑灭,严重威胁泵组运行。7.1.5.8 油系统严重漏油,无法维持运行。7.1.5.9 油箱油位下降至无指示。7.1.5.10 给水管道破裂,无法隔绝时。7.1.5.11 给水泵发生汽化。7.1.5.12 电动机冒烟冒火时。

7.1.5.13 电动机电流超限,经降低流量无效时。7.1.5.14 电动机定子温度升至130℃。7.1.5.15 电动机轴承温度升至80℃。7.1.5.16 耦合器7#轴承温度升至100℃。7.1.5.17 耦合器轴承温度升至95℃。7.1.5.18 耦合器推力轴承温度升至95℃。

7.1.5.19 泵轮、涡轮旋转体易熔塞熔化,给水泵转速不能维持时。7.1.5.20 给水泵、前置泵密封水泄漏严重,大量漏水,无法维持运行。7.1.6 电动给泵紧急停用操作: 7.1.6.1 手动停用给泵,检查电流到“0”转速下降。

7.1.6.2 检查交流油泵自启动正常,如无自启动应立即手动开出。7.1.6.3 检查出水门,启动流量调节阀联锁关闭,再循环门联锁开足。7.1.6.4 迅速提高汽动给泵转速,维持锅炉汽包水位、给水流量正常。7.1.6.5 完成其它停泵操作。7.1.7 汽动给泵在下列情况下,可采取下列措施,临时维持一定的时间运行: 7.1.7.1 汽动给泵运行中发生低压主汽门门杆或低压调门的提升杠中任一门杆发生卡涩无法活动时,可以关闭抽汽进汽门,即切断低压蒸汽汽源,注意高压蒸汽切换正常,仅采用新蒸汽维持运行,注意这时汽动给泵运行时,绝对不允许对发生故障的阀门进行解体检修,以免发生危险。

7.1.7.2 主机负荷在120MW以上,汽动给泵发生下列情况下可关闭新汽进汽门,切断新汽汽源仅采用主机四级抽汽汽源运行。

a)汽动给泵运行时发生高压主汽门门杆或高压调门门杆发生卡涩无法活动时。b)新汽压力超过17.5MPa，温度超过546℃时,锅炉又不能立即降低时。注意:这时汽动给泵运行时,绝对不允许对发生故障的阀门进行解体检修,以免发生危险。7.2 汽动给水泵的真空下降 7.2.1 发现排汽管真空降低时,应检查泵组振动、声音、轴向位移、推力瓦温度,给水压力及流量等情况。7.2.2 发现排汽管真空下降,应核对排汽温度是否上升,主机真空是否下降,确定真空已下降。7.2.3 真空下降处理要点: 7.2.3.1 真空降低1.3kPa,应检查分析原因,并报告单元长。7.2.3.2 真空降低4 kPa 时,立即采取措施,设法恢复真空。

7.2.3.3 真空降低至85.3 kPa,降低汽泵转速,维持真空85.3 kPa以上,并根据降速情况及时调整给水压力及流量,必要时迅速启动电动给泵。

7.2.3.4 真空降至61.3 kPa时,保护装置不动作,应手动紧急停泵。7.2.4 真空下降时,应检查有无影响真空的操作,有这种操作时应立即停止或恢复原运行方式,使真空恢复正常。7.2.5 真空下降时,应检查并改善轴封汽运行情况,检查轴封汽压力、温度,若轴封汽失汽影响真空,应进行以下操作: 7.2.5.1 迅速开大前、后轴封进汽分门,关闭轴封出汽门。7.2.5.2 迅速提高主机轴封汽压力。

7.2.5.3 真空下降时,应检查真空系统是否漏空气,查明漏空气处,进行临时堵漏后通知检修人员处理。

7.2.5.4 检查排汽缸安全门是否漏空气。

7.2.5.5 检查真空系统法兰、焊口、阀门、管道及轴封是否漏空气。7.2.5.6 检查排汽蝶阀是否开足。

7.2.5.7 检查真空系统水封阀门的水封是否正常。7.2.6 真空下降时,应检查主机运行情况。7.2.6.1 是否主机真空下降。

7.2.6.2 检查主机凝汽器循环水进、出水温度和压力。7.2.6.3 主机真空泵运行是否正常

7.2.6.4 检查主机凝汽器水位及凝泵运行情况。7.2.6.5 检查循环水泵运行是否正常。7.3 给泵油系统及轴承工作失常 7.3.1 启动油压,安全油压,调节油母管压力和EH油压降低,应检查监视高、低压主汽门和高、低压调门工作情况；轴承油压降低应检查监视各轴承油流、温度等情况。7.3.1.1 油压失常的处理要求: 7.3.1.2 汽动给泵: a)运行交流油泵出口压力降至0.9MPa,备用交流油泵应自启动,否则应手操启动备用交流油泵。

b)润滑油压下降至0.09MPa,直流油泵应自启动,否则应手操启动直流油泵。c)润滑油压下降至0.0785 MPa应进行紧急停机。

d)润滑油压下降至0.02MPa,盘车自动停止。7.3.1.3 电动给泵

a)润滑油压升高至0.35 MPa时,应汇报单元长,由检修人员调整过压阀,润滑油压正常值应在0.3MPa。

b)润滑油压下降至O.1MPa应发出报警讯号。

c)润滑油压下降至0.1MPa,交流油泵应自启动,否则应手操启动交流油泵。d)润滑油压下降至0.06MPa，应紧急停机。7.3.2 油温失常时的处理要点: 7.3.2.1 汽动给泵: a)冷油器出油温度维持在35～45℃的正常油温。

b)汽轮机推力轴承回油温度和给泵推力轴承金属温度、轴承金属温度升高5℃,应检查分析原因,并汇报单元长。

c)汽轮机推力轴承、轴承回油温度升高至65℃,给泵推力轴承金属温度升高至80℃,给泵轴承金属温度升高至75℃,均发出报警讯号,应检查处理,并紧急汇报单元长,如无法降低应继续加强监视,以后每升高1℃,报告单元长。d)汽轮机推力轴承回油温度升高至75℃,或任一轴承回油温度升高至75℃,应紧急停泵。e)给泵推力轴承金属温度升高至95℃,或任一轴承金属温度升高至90℃,应紧急停泵。7.3.2.2 电动给泵: a)工作冷油器出油温度维持在35～70℃的正常油温,进口温度小于110℃,如超过应汇报单元长进行分析处理。

b)润滑油冷油器出油温度维持在35～50℃正常油温，超过50℃应及时调节；进口温度应小于65℃,如超过应汇报单元长进行分析处理。

c)工作油冷油器进油温度(勺管回油温度)升至110℃发出报警讯号,升至130℃,应紧急停泵。d)工作油冷油器出油温度升至75℃发出报警讯号并检查工作油冷油器冷却水的调整门自动正常,立即开启调整门的旁路门,开启冷却水水侧空气门放空气,必要时提高闭冷系统压力,如出口油温升至85℃,应紧急停泵。e)润滑油冷油器进油温度升至65℃发出报警讯号，升至70℃时，应紧急停泵。f)润滑油冷油器出油温度升至55℃发出讯号，并检查润滑油冷油器冷却水的调整门自动正常,立即开启调整门的旁路门,开启冷却水水侧空气门放空气,必要时提高闭冷系统压力,如出口油温升至60℃,应紧急停泵。g)任何轴承回油温度升高2～3℃,或轴承金属温度升高5℃应检查分析原因,并汇报单元长。h)给水泵推力轴承金属温度升高至80℃，或轴承金属温度升高至75℃，或偶合器推力轴承温度升高至90℃，或偶合器轴承温度升高至90℃，或电动机轴承温度升高至75℃，应检查处理并紧急汇报单元长，如无法降低应继续加强监视，以后每升高1℃汇报单元长。i)给水泵推力轴承金属温度升高至95℃,或轴承金属温度升高至90℃,或偶合器推力轴承温度升高至95℃,或偶合器轴承温度升高至95℃,或偶合器7#轴承温度升高至100℃或电动机轴承温度升高至80℃,应进行紧急停泵。7.3.3 油位失常处理要点： 7.3.3.1 汽动给泵：

a)油箱油位正常应保持在330㎜左右。

b)油箱油位升高至140㎜，应检查分析原因，必要时联系化学进行油箱放水。c)油箱油位下降5～1O㎜,应检查分析原因,并汇报单元长。

d)油箱油位降至420㎜,应联系化学加油。e)油箱油位降低至520㎜应紧急停泵。7.3.3.2 电动给泵: a)油箱油位正常应保持在油位计上下划线之间。

b)油箱油位升高应检查分析原因,必要时联系化学进行油箱放水。c)油箱油位下降3～5㎜,应分析检查原因,并汇报单元长。d)油箱油位低至接近油位计下限线时，应联系化学加油。e)油箱油位降至油位计下限线以下,应紧急停泵。7.3.4 推力瓦温度升高处理要点: 7.3.4.1 推力轴承回油温度或推力瓦温度突然升高5℃,应检查分析原因,并汇报单元长。7.3.4.2 推力轴承回油温度突然升高至65℃,或推力瓦温度升高至80℃,或偶合器推力轴承温度升高至85℃,应检查处理,并紧急汇报单元长。7.3.4.3 汽轮机推力轴承回油温度突然升高至70℃,或给泵推力瓦温度升高至80℃，或偶合器推力轴承温度升高至90℃，应汇报值长并紧急减负荷如仍无效汽轮机推力轴承回油温度升高至75℃,或给泵推力瓦温度升高至90℃,或偶合器推力轴承温度升高至95℃,应紧急停泵。7.3.5 油压、油位同时下降的检查处理: 7.3.5.1 检查油箱外压力油管有否破裂漏油,发现漏油立即将漏油(或喷油)与高温部件临时隔离,严防发生火灾,并设法在运行中消除压力油管破裂大量喷油,危及设备安全或无法在运行中消除时，应汇报单元长进行故障停泵，有严重火灾危险时应紧急停泵。7.3.5.2 检查压力油管放油门是否误开,发现误开,立即关闭。

7.3.5.3 检查冷油器铜管是否大量漏油,汽动给泵冷油器铜管大量漏油时,应先确定另一组冷油器运行正常后,立即将漏油组冷油器隔绝,并通知检修捉漏。

7.3.5.4 电动给泵冷油器(润滑油冷油器或工作油冷油器)大量漏油,应紧急停泵。7.3.6 油压降低、油位正常的检查与处理： 7.3.6.1 汽动给泵

a)检查交流油泵运行是否正常,监听油泵处声音并测量其振动,油泵运行严重失常时,应立即启动备用交流油泵。

b)检查注油器工作是否正常。

c)检查油温是否异常升高,油温过高应设法恢复。

d)检查过压阀是否误动,交流油泵出口油压降低或轴承油压降低,应汇报单元长,通知检修调整过压阀。

e)检查备用交流油泵,直流油泵逆止门是否泄漏,如逆止门漏引起应关闭逆止门漏的油泵出油门,并通知检修消除。

f)检查滤油器压差是否超限,如超限则应切换至备用组滤油器,并进行清扫。g)启动油压或安全油压降低,应检查高、低压主汽门是否动作。h)按油压下降处理要点进行处理。7.3.6.2 电动给泵

a)检查油泵运行是否正常,监听油泵处声音,若油泵运行严重失常应故障停泵。b)检查油温是否异常升高,油温过高应设法恢复。

c)检查过压阀是否误动,轴承油压降低,应汇报单元长,通知检修调整过压阀。d)检查备用交流油泵逆止门是否漏油,如漏油应故障停泵。

e)检查滤油器压差是否超限,如超限则应切换至备用组滤油器,并进行清扫。f)检查内部压力油管是否漏油,如漏油应故障停泵。g)按油压下降处理要点进行处理。7.3.7 油箱油位下降,油压正常的检查处理。7.3.7.1 确定油位计指示正确。

7.3.7.2 找出漏油点,消除漏油重点检查以下部位: a)油箱事故放油门、放水门或油系统有关放油门、取样门是否误开或泄漏。b)压力油及回油的管道、管道接点、阀门漏油。c)轴承油档漏油。d)冷油器铜管漏油。e)执行必要的防火措施。

f)按油位下降处理要点进行处理。7.3.8 油箱油位突然升高检查与处理: 7.3.8.1 检查冷油器是否漏水,微开电动给泵润滑油冷油器和工作油冷器放油门是否有水。7.3.8.2 检查给水泵密封水量是否过大,以防止从轴承油档漏入。7.3.8.3 检查汽轮机轴封漏汽情况,适当调整。7.3.8.4 联系化学进行油箱放水。

7.3.8.5 如电动给泵润滑油冷油器和工作油冷油器铜管大漏,应紧急停泵。

7.3.8.6 如汽动给泵冷油器大漏,应检查另一组运行正常,将冷油器漏的一组隔绝。7.3.9 轴承温度(轴瓦温度及回油温度)升高的检查与处理: 7.3.9.1 轴承温度普遍升高: a)检查冷油器出口油温度是否正常,冷油器出口油温升高应检查冷却水调整门自动是否正常,如自动失灵立即开启冷却水调整门旁路门维持油温。

b)检查闭冷水系统运行是否正常,必要时经单元长同意,提高闭冷水压力和流量。c)检查油箱加热器是否误投用,如误投用应切断电源。d)汽动给泵还可将备用组冷油器投入,维持油温。

e)检查润滑油压是否正常,润滑油压降低引起轴承温度普遍升高,应查明原因消除缺陷。7.3.9.2 个别轴承温度升高。

a)检查轴承油流、振动、声音是否正常,进行相应的处理。

b)汽动给泵轴封漏汽过大，可能造成1#～2#轴承出油温度升高，应调整轴封汽。7.3.9.3 按油温失常处理要点进行处理。

7.3.9.4 轴瓦温度比正常值异常升高应检查分析原因，消除故障因素，升至报警值应汇报单元长共同处理，升至停机限额值，应紧急停泵。

7.3.10 推力轴承温度(推力瓦及回油温度)升高的检查处理。

7.3.10.1 检查润滑油压、冷油器出油温度是否正常,并进行相应的处理。

7.3.10.2 检查转速、轴向位移及汽动给泵的汽温、汽压、排汽真空是否正常,试减负荷,检查推力轴承温度是否降低。

7.3.10.3 检查泵组振动有无增大,监听泵组内部有否异声,并进行相应处理。7.3.10.4 检查平衡鼓工作状态和压差是否正常。7.3.10.5 发生下列情况之一,即为推力瓦块烧坏: a)冷油器出油温度及其它轴承轴瓦温度或回油温度无显著变化,而推力轴承瓦温或回油温度升高至停机限额。

b)机组转速及进汽参数未变化,而推力轴承瓦温或回油温度及轴向位移增大至极限值。c)汽动给泵轴封处发生磨擦产生火花。

d)根据推力瓦块温度升高或回油温度升高的处理要点进行处理,推力瓦块温度或回油温度升高至停机限额,应紧急停泵。7.4 给泵汽轮机轴向位移增大 7.4.1 轴向位移增大一般原因: 7.4.1.1 负荷增大(包括汽轮机进汽温度、压力及排汽真空下降引起的进汽量增加)。7.4.1.2 汽轮机叶片断落或通流部分严重结垢。7.4.1.3 汽轮机水冲击。7.4.1.4 推力瓦块磨损。7.4.2 处理: 7.4.2.1 发现轴向位移增大时,应特别注意推力瓦块温度和回油温度变化,并查明原因进行相应的处理。

7.4.2.2 加强对汽轮机及给泵运行情况的监视与检查监听泵组有否异声,检查振动有无增大。

7.4.2.3 轴向位移较正常值有明显增大时,应汇报单元长采取减小轴向推力的措施,使轴向位移恢复正常。

7.4.2.4 轴向位移达停机限额时应紧急停泵。7.5 电动给泵液力耦合器工作失常 7.5.1 现象: 7.5.1.1 耦合器勺管回油温度异常升高至110℃报警。7.5.1.2 耦合器发生了强烈振动或内部有异声。7.5.1.3 电动给泵启动后,水泵转速不能升高。7.5.1.4 勺管回油温度超限或偶合器冒烟。7.5.2 处理: 7.5.2.1 耦合器勺管回油温度异常升高，应检查工作冷油器运行情况是否正常,如冷却水调整门自动失灵,应开启冷却水调整门旁路门，必要时提高闭式冷却水压力。7.5.2.2 检查工作油泵、工作油压是否正常。7.5.2.3 调整给泵转速,增大工作油量。7.5.2.4 如勺管回油温度升至130℃，应紧急停泵。

7.5.2.5 电动给泵启动后，水泵转速不能升高，应汇报值长，紧急停泵。

7.5.2.6 耦合器发生强烈振动或内部有明显异声，或偶合器冒烟，应紧急停泵。7.6 给泵汽轮机水冲击 7.6.1 水冲击象征(不一定同时出现): 7.6.1.1 进汽温度急剧下降。

7.6.1.2 清楚地听到进汽管内有水冲击声: 7.6.1.3 从进汽管道法兰、阀门盖、汽轮机轴封、汽缸结合面等处冒出白色蒸汽或溅出水滴。7.6.1.4 轴向位移增大,推力瓦温度或推力轴承回油温度升高。7.6.1.5 机组振动增大，机内发出金属噪声和水击声。7.6.2 水冲击处理: 7.6.2.1 按紧急停机处理。

7.6.2.2 检查蒸汽管道及汽轮机本体疏水自动联锁开足，如使用备汽时还应开足备汽母管各疏水门。

7.6.2.3 仔细监听汽轮机内部声音并比较惰走时间。7.7 运行中汽轮机叶片断落时的象征与处理 7.7.1 象征(不一定同时出现): 7.7.1.1 汽缸内部发出明显的金属撞击声。7.7.1.2 机组振动明显增大。

7.7.1.3 通流部分发生不同程度的磨擦声。

7.7.1.4 汽轮机调节级压力、轴向位移、推力瓦块温度发生异常变化。7.7.1.5 蒸汽参数、转速不变的情况下,调门开度比以往同负荷大。7.7.2 处理: 7.7.2.1 因断叶片,汽轮机内部发生明显的金属声或机组振动突然增大,应紧急停机,并记录比较惰走时间。

7.7.2.2 正常运行中发现相同工况下进汽量增加,轴向位移、推力瓦温度明显变化,1#-2#瓦振动明显增大时,应汇报值长,启动电动给泵,停用故障泵。7.8 给水泵汽化的象征与处理 7.8.1 象征: 7.8.1.1 前置泵电流急剧下降并晃动,且伴有噪声,电泵电流下降并晃动。

7.8.1.2 给水泵出口压力、流量下降或晃动，泵体内及管道伴有噪声和异常振动。7.8.1.3 从泵的两端轴封冒出白汽。7.8.2 汽化原因: 7.8.2.1 除氧器压力突降或水位下降。7.8.2.2 前置泵或给水泵进口滤网堵塞。7.8.2.3 前置泵故障。

7.8.2.4 给水流量过低，再循环门未打开。7.8.2.5 进口管道有空气。7.8.3 处理: 7.8.3.1 按紧急停泵处理。

7.8.3.2 开启给泵出水门前所有空气门进行放空气。7.8.3.3 设法提高除氧器压力及水位。

7.8.3.4 前置泵、给水泵进口滤网堵塞压差超限,应及时汇报值长调停,并联系检修人员进行清理。

7.8.3.5 分析汽化原因,消除并检查表计指示恢复正常后,可重新启动。7.9 汽动给泵调速系统等连杆销子折断或脱落的现象与处理 7.9.1 现象: 7.9.1.1 油动机与调速汽门间连杆销子折断或脱落时,泵组无脱扣信号,主汽门未关闭,低压调门或高压调门关闭。

7.9.1.2 反馈连杆销子折断或脱落时,调门关闭或开足或调速系统大幅度晃动。7.9.2 处理: 7.9.2.1 启动电动给泵,按故障停机进行处理,并查明原因,通知检修人员消除缺陷。7.10 给泵转速自动调节失灵的处理

7.10.1 汽动给泵发生下列情况之一，转速控制系统调节失灵: 7.10.1.1 “计算机”出系,继电器动作。

7.10.1.2 数字转速反馈通道坏(有两个转速信号坏)。

7.10.2 在“小机单元总览”画面，点击“手操”按钮，在弹出的操作面板中进行阀位的升降操作。以维持锅炉汽包水位和给水流量,并联系热工人员处理，若手操无法维持，应立即启动电动给泵，以维持锅炉汽包水位，待水位稳定后，申请减负荷，并打开故障给泵再循环门，待再循环门开足后停用故障泵。7.10.3 电动给泵转速调节失灵时,还应检查勺管驱动油压是否正常,油压不正常引起调节失灵,应停泵消除缺陷。

7.11 发现不正常振动、异声时的检查处理: 7.11.1 发现不正常振动和异声时，应汇报单元长、值长，分析原因，一般应进行下列检查并进行相应的处理。

7.11.1.1 给泵出口压力、流量、进汽温度、转速有否突变,应稳定出口压力、流量、转速。7.11.1.2 油温是否过高或过低，使油膜破坏或产生油膜振荡。7.11.1.3 轴承油压是否下降,使油膜破坏。7.11.1.4 机组是否有水击、断叶片现象。7.11.1.5 给水泵是否汽化。

7.11.2 汽轮机、给水泵轴振超限或汽轮机、水泵、偶合器突然发生强烈振动应立即紧急停泵。

7.11.3 因机组振动原因复杂，发生异常振动时，值班员除认真分析积极采取措施外，应尽可能及时汇报专业及有关领导，共同分析处理。

7.12 失火的处理

7.12.1 失火时的处理原则: 7.12.1.1 失火时,应立即打电话(119)通知消防队，汇报单元长及有关领导，在消防人员未到达前，应使用厂房内灭火器材进行灭火，如果失火地点有带电设备,必须切断电源后进行灭火。

7.12.1.2 注意不使火蔓延，必要时应将周围的设备复盖石棉布，火势严重威胁到给泵安全运行时，应立即紧急停泵。7.12.1.3 灭火时，应根据着火性质，按电业安全规程及消防规程分别根据情况使用不同的灭火器材进行灭火，用一切方法减小设备损伤。7.12.2 给泵油系统失火时的处理: 7.12.2.1 立即正确使用灭火器材进行灭火，汇报值长及有关领导。

7.12.2.2 火势不能很快扑灭严重威胁机组运行时，应立即脱扣停泵。

7.12.2.3 如火势蔓延达到下列情况之一时，应开启油箱事故放油门(但应注意转子停止前润滑油不中断)。

a)火势危及油箱安全时。b)机头及机头平台大火时。

c)火势危及厂房或火势危及相邻给泵及主机安全时。

7.12.2.4 因油系统失火停机时，汽动给泵应使用直流油泵停机，停用交流油泵，并将自启动联锁开关出系。如由于润滑油系统着火，无法扑灭时，降低润滑油压运行，火灾特别严重时,得值长同意后，可停用直流油泵。

7.12.2.5 汽动给泵轴承油档漏油引起火灾，应立即用灭火器材灭火，并通知消防人员到现场采取措施，如无法扑救，火势发展危及邻近设备，应故障停机后再进行灭火。8 发电机氢水油系统事故处理 8.1 发电机着火及氢爆炸 8.1.1 现象

8.1.1.1 发电机内部发生巨响，发电机氢压及各部温度突然升高。

8.1.1.2 发电机振动增大，有绝缘烧焦气味，并有烟雾从密封瓦油档冒出。8.1.2 处理: 8.1.2.1 应破坏真空紧急停机，完成事故停机的其它操作。

8.1.2.2 立即排氢，迅速开启发电机11/H2排、发电机11/CO2排及发电机11/排气总，降低发电机风压至0.01MPa。

8.1.2.3 当汽轮发电机转速降至1000r/min以下时，应立即向发电机内充CO2。

8.1.2.4 在值长组织指挥下进行灭火，通知消防队用二氧化碳进行灭火。在发电机没有“解列”前，不得用水灭火，以防触电。

8.1.2.5 在灭火过程中，发电机氢冷器应维持运行，直至火被扑灭为止。

8.1.2.6 转子静止后应立即投人盘车连续运行。火焰未完全扑灭，禁止停用盘车装置。(汽轮发电机润滑油系统着火，引起破坏真空紧急停机，参照发电机着火及氢爆炸处理)8.2 氢侧密封油泵出口油压下降或油泵故障停转 8.2.1 现象

8.2.1.1 氢侧密封油泵出口油压下降，使进、出口压差小于0.035MPa。8.2.1.2 氢侧密封油泵故障停转。

8.2.1.3 发出“氢侧密封油泵停运”报警信号。8.2.2 处理: 8.2.2.1 密切注意机内氢纯度及氢压的变化，当纯度下降至96%以下或氢压降至0.28MPa以下时，应向发电机补氢及排氢，使发电机保持正常的氢纯度及氢压。8.2.2.2 迅速查明故障原因，予以消除，恢复氢侧密封油供油。8.3 空侧密封交流油泵出口油压下降或油泵故障停转 8.3.1 现象

8.3.1.1 空侧密封交流油泵出口油压下降，使进、出口压差小于0.035MPa。8.3.1.2 空侧密封交流油泵故障停转。

8.3.1.3 发出“空侧密封交流油泵停运”报警信号。

8.3.1.4 高压油管故障或高压备用差压阀故障，空侧密封直流油泵自启动。8.3.2 处理: 8.3.2.1 检查高压备用密封油自动投入运行，维持油氢差压0.056MPa。

8.3.2.2 如不能维持0.056MPa的油氢差压，当油氢差压下降至0.035MPa以下时，应检查空侧密封直流油泵自启动，如未能自启动时，应立即手动启动。

8.3.2.3 如短期内不能恢复空侧密封交流油泵运行及高压备用密封油供油，应立即将负荷降低至85MW，并将发电机氢压降至0.014MPa或更低。

8.3.2.4 如空侧密封直流油泵故障，应检查低压备用密封油进入。8.3.2.5 迅速查明故障原因并予以消除。

8.3.2.6 当空侧密封油完全中断，应即破坏真空紧急停机，并迅速排氢。8.4 氢侧油箱油位低 8.4.1 现象

8.4.1.1 氢侧油箱就地油位计显示油位低。8.4.1.2 发出“氢侧密封油箱油位低”报警信号。8.4.2 处理: 8.4.2.1 将氢油箱11/排油强关顶针顶足，强关排油浮子阀，注意氢侧油箱油位上升至正常。8.4.2.2 如氢侧油箱油位上升缓慢，则将氢油箱1l/补油强开顶针缓慢顶进，强开补油浮子阀，注意氢侧油箱油位上升至正常后，应退足氢油箱11/补油强开顶针及氢油箱11/排油强关顶针。

8.4.2.3 密切注意氢侧油箱油位正常。8.5 消泡箱油位高 8.5.1 现象

8.5.1.1 氢侧油箱油位计满。8.5.1.2 发出“消泡箱油位高”报警信号。8.5.2 处理: 8.5.2.1 检查氢侧油箱油位是否正常，如此时氢侧油箱油位全满，则应迅速将氢油箱11/补油强关顶针顶足，强关补油浮子阀，注意消泡箱油位下降至正常及氢侧油箱油位下降至正常。8.5.2.2 如消泡箱油位未能下降至正常，则迅速将氢油箱11/排油强开顶针顶足，注意消泡箱油位下降至正常及氢侧油箱油位下降至正常后，退足氢油箱11/排油强开顶针及氢油箱/11补油强关顶针。

8.5.2.3 必要时可开启消泡箱11/励端放油或消泡箱11/汽端放油，但须特别小心，以防氢气放出。

8.5.2.4 密切注意氢侧油箱油位正常。

8.5.2.5 消泡箱油位高报警后，如发电机任一检漏计报警并放出油时，应立即汇报值长，进行紧急停机，并进行倒氢处理。

8.6 发电机氢冷器泄漏或静子线圈泄漏 8.6.1 现象

8.6.1.1 发电机氢压下降较快。

8.6.1.2 静冷箱气体流量计读数明显增加。8.6.1.3 发电机检漏计报警并不断放出水。8.6.1.4 氢湿度增大，干燥器出水量增大。8.6.2 处理: 8.6.2.1 根据泄漏的严重程度处理。如检漏计经放水后，在短时间内又报警并放出水时，汇报值长要求停机，并进行倒氢处理。

8.6.2.2 如果检漏计经放水后，经过较长的一段时间后，才发出报警，并放出水时，应注意提高氢温及静冷水温度，降低氢湿度，如再次出现报警时，应通知化学化验水质，根据导电度的大小，确定是静子线圈泄漏还是氢冷器泄漏，如系静子线圈泄漏则应则申请停机倒氢处理。如系氢冷器泄漏，则应将负荷减至90%后，逐组隔绝氢冷器捉漏，并注意氢温、静子铁芯温度正常，同时申请停机倒氢后处理。

8.6.2.3 切除一小组氢冷器负荷减至90%，切除二小组氢冷器(不同角)负荷减至80%，切除二小组氢冷器(同角)负荷减至60%。8.7 发电机氢压异常 8.7.1 现象

8.7.1.1 发出发电机供氢压力低报警。

8.7.1.2 集控室及就地发电机氢压指示均降低(或升高)。8.7.2 处理: 8.7.2.1 联系化学供氢站制氢系统是否正常。

8.7.2.2 如系氢气调压装置卡涩或失灵，应切至旁路手动控制氢压。

8.7.2.3 如氢气压力高，可适当开启发电机11/H2排总，将氢压降至正常。

8.7.2.4 如氢压降低，除查明原因进行处理，并增加补氢量以维持发电机内氢压正常外，同时还应加强对氢气纯度及铁芯温度的监视。

8.7.2.5 如因密封油压下降引起氢压降低，应按8.3处理。

8.7.2.6 发电机进氢管道破裂，应尽量维持现有氢压，注意油氢压差在规定范围内。并根据破裂程度，由值长决定机组减荷直至停机。

8.7.2.7 如供氢站来管道破裂,应即与供氢站隔离,并联系化学改用H2瓶汇流排供氢,以维持机组运行。

8.7.2.8 如氢压下降至无法维持额定值时，应根据静子铁芯温度情况，联系值长相应减少机组负荷直至停机。8.8 氢温异常 8.8.1 现象

8.8.1.1 氢温指示升高(或降低)。8.8.1.2 发出“氢温高”报警信号。8.8.1.3 静子铁芯温度升高(或降低)。8.8.2 处理: 8.8.2.1 检查氢冷器冷却水调整门动作情况，如卡涩或失灵，应切至“手动”调节或用旁路调节。

8.8.2.2 检查闭冷水系统正常，闭冷水压力及温度保持在正常范围。8.8.2.3 加强对氢压及静子铁芯温度的监视，若氢温升高，应视铁芯温度情况联系值长机组相应减负荷，直至停机。8.9 氢纯度异常 8.9.1 现象

8.9.1.1 氢纯度仪表指示氢纯度高或低。

8.9.1.2 氢纯度＞100%时,氢纯度高报警(或氢纯度低至90%时,氢纯度低报)。8.9.2 处理: 8.9.2.1 联系化学取样校核,并通知热工检查氢纯度检测回路是否正常。

8.9.2.2 检查油氢压差及空氢侧油压差是否在正常运行范围内，超出范围应进行调整。

8.9.2.3 如纯度风机运行中跳闸,应检查外部无明显故障,并未失电应重新手操开出,仍不能启动通知检修处理。

8.9.2.4 如因氢侧密封油路发生故障而短时不能恢复时,则需增加补氢和排污,以保证氢气纯度在90%以上。8.10 励冷器泄漏

8.10.1 现象:从励磁机罩壳观视窗中发现空冷器泄漏。8.10.2 处理: 8.10.2.1 立即逐组对励冷器捉漏,并切除泄漏的一组励冷器运行,放尽泄漏组励冷器内部存水。

8.10.2.2 注意励磁机的出风温度不得大于85℃,如超限应适当减负荷。8.10.2.3 如无法消除,汇报值长申请停机。8.11 静冷箱水位低 8.11.1 现象

8.11.1.1 静冷箱就地水位计显示低。8.11.1.2 发出“静冷箱水位低”报警信号。8.11.2 处理: 8.11.2.1 立即开启静冷箱补水旁路门(静冷箱11/旁路)，向静冷箱补水，维持水位正常。8.11.2.2 检查静冷补水电磁阀(静冷箱11/补水总)是否失灵，通知热工处理。8.11.2.3 检查静冷水系统是否泄漏，如因静冷器或管道泄漏引起应迅速隔绝故障点，并设法处理;如因放水门误开或关勿严则设法将其关闭、关严。

8.11.2.4 如果补水水源中断，应立即切换凝升泵出口来之水源或联系化学迅速恢复。8.11.2.5 注意检查静冷泵运行正常。8.12 静冷系统压力低 8.12.1 现象

8.12.1.1 静子线圈进、出水压差低，并发出“静子线圈进、出水流量低”报警信号。8.12.1.2 静子线圈进水压力指示下降。

8.12.1.3 静冷水出水温度及静子线圈温度升高。8.12.2 处理: 8.12.2.1 检查静冷泵运行是否正常，必要时可切换或增开备用泵运行，维持压力正常。如静冷泵跳闸或静冷泵两端差压降至0.14MPa，应确认备用泵自启动，如自启动失败，应迅速启动备用泵，若无备用泵，无明显的故障，可强行启动原运行泵一次。8.12.2.2 检查静冷箱水位是否正常。

8.12.2.3 检查备用静冷泵是否倒转，若逆止门泄漏，则应关闭出口门立即通知检修处理。8.12.2.4 检查静冷器出口滤网是否堵塞，压差是否超限，如超限应切换备用滤网运行，并清扫原运行滤网。

8.12.2.5 如压力下降系静冷器或管道泄漏引起，应隔绝故障点，并设法处理。

8.12.2.6 当静冷水流量非常低(延时)引起断水保护动作，则汇报值长进行不破坏真空紧急停机。

8.13 发电机静子出水温度高 8.13.1 现象

8.13.1.1 静子出水温度比正常高。

8.13.1.2 发出“静子出水温度高”报警信号。8.13.1.3 静子线圈温度普遍升高。8.13.2 处理: 8.13.2.1 检查静冷系统是否正常，静子线圈进水温度、压力、流量有何异常。

8.13.2.2 如进水温度高，应检查静冷器闭式冷却水是否正常，必要时，可联系值长增开闭冷泵。

8.13.2.3 如静冷器出口滤网前后压差超限，则应切换备用滤网运行，并清扫原运行滤网。8.13.2.4 如进水压力低，则按8.12处理。

8.13.2.5 如进水温度、压力都正常，可在不超过最大允许工作压力的条件下，提高静子线圈进水压力，增加冷却水流量，以降低静子出水温度。8.13.2.6 如静子出水温度高于额定值(85℃)，则应汇报值长，降低发电机的负荷。8.13.2.7 如静子出水温度达90℃，则应汇报值长，进行不破坏真空申请停机处理。8.14 氢干燥装置着火或氢爆炸 8.14.1 现象

8.14.1.1 氢干燥装置着火。8.14.1.2 氢干燥装置爆炸。8.14.2 处理：

8.14.2.1 关闭H2干燥器11/进及H2干燥器11/出2，停用氢干燥装置。8.14.2.2 隔离氢干燥装置电源。

8.14.2.3 在消防队未到来之前，用二氧化碳进行灭火，电源未切断前不得用水灭火。8.14.2.4 出系露点仪、湿度仪，以防损坏。8.15 氢风机出口压力高或低 8.15.1 现象

8.15.1.1 氢风机出口压力指示高（或低）。8.15.1.2 氢风机及电加热停用。8.15.1.3 氢风机运行时有异声。8.15.2

处理：

8.15.2.1 检查氢干燥装置气路是否畅通，再生循环门位置是否正常。8.15.2.2 检查氢风机运行是否正常，如不正常，应调换风机并联系机修处理。8.15.2.3 检查发电机内氢压是否正常。

8.15.2.4 检查电接点压力表辅指针定值是否正常。9 辅助设备系统的故障处理 9.1 风烟系统设备的故障处理 9.1.1 冷却风压力低 9.1.1.1 原因

a)冷却风机进口滤网堵塞。b)冷却风机故障或失电停用。c)冷却风用户用量大，管路泄漏。9.1.1.2 现象

a)BTG盘和BMS画面中，冷却风压力低报警。b)备用冷却风机自启动。9.1.1.3 处理

a)检查备用冷却风机自启动正常，清洗冷却风机滤网。b)若自启动失败，就地启动备用风机。

c)若管路泄漏，应设法消除，检查调整各用户风门开度满足各用户要求。9.1.2 预热器紧急停用条件

9.1.2.1 预热器及附属设备运行中有严重缺陷或发生火警,危及设备及人身安全时。9.1.2.2 预热器上轴承或下轴承温度大于85℃时。9.1.2.3 预热器电动机轴承振动大于0.085mm时。9.1.2.4 预热器减速箱油温大于80℃时。

9.1.2.5 液力耦合器故障造成预热器转子停转时。9.1.3 预热器跳闸 9.1.3.1 原因

a)厂用电故障失电。

b)电气设备故障,或电动机保护动作。9.1.3.2 现象

a)预热器电流到零，BTG盘光字牌报警。

b)对应跳闸侧预热器的排烟温度上升及一、二次风温降低。c)锅炉燃烧不稳或熄火。9.1.3.3 处理

a)一台预热器故障跳闸,检查关闭预热器进口烟气档板,进、出口一次风门,出口二次风门。当对应侧吸风机未运行时,预热器出口烟气连通档板应联动关闭。联跳投入“选跳”的磨煤机，按RB动作将负荷减至150MW。

b)检查投入跳闸预热器的盘车。如盘车不能投入，应进行手动盘车。维持润滑油系统和闭冷水系统的正常运行。

c)二台预热器均跳闸时,将联跳二台吸、送风机,锅炉MFT。d)待预热器进口烟温降至204℃以下,方可停用盘车。9.1.4 预热器上、下轴承温度高 9.1.4.1 原因

a)轴承有缺陷或故障。b)轴承油位过低或油变质。c)冷却水量过少或中断。d)上、下油泵故障或滤油器阻塞严重。

e)油系统安全阀动作后未回座或泄漏,造成油压过低。9.1.4.2

处理

a)轴承有缺陷或故障,应汇报值长,联系检修处理,并做好事故预想。b)轴承油位过低,应查明原因联系加油,油质变质应换油。

c)冷却水量过少或中断,应查明原因设法增加冷却水量或恢复冷却水正常。d)滤油器阻塞严重,应调换滤油器。

e)安全阀动作后未回座或泄漏应联系检修处理。f)当预热器上轴承或下轴承温度油温大于85℃时或预热器减速箱油温大于80℃时，应立即停用预热器。9.1.5 预热器转子停转报警 9.1.5.1 原因

a)预热器转子停转或误报警。

b)由于预热器过载造成液力耦合器动作。c)减速箱故障。9.1.5.2

处理

a)现场检查预热器转子是否转动。

b)若预热器确已停转，应立即停用预热器，投入盘车。关闭预热器进口烟气档板、一次风进、出口档板、二次风出口档板。c)若盘车投用失败，进行手动盘车。9.1.6 预热器电流超限 9.1.6.1

原因 a)减速箱故障。

b)锅炉启动初期，单吸风机运行时，造成升温速率过快，引起动静摩擦。c)预热器密封件有故障，引起动静摩擦。9.1.6.2 处理

a)启动初期，因单风机运行，造成升温速率过快，动静摩擦引起。应尽快恢复二台吸风机运行。若电流上升至运行限额37A，关闭该预热器的进口烟气档板。b)若减速箱有故障引起，或液力耦合器保护动作，应投入盘车，关闭预热器进口烟气档板。c)故障处理后，启动预热器应先盘车一周。9.1.7 吸、送风机紧急停用条件

9.1.7.1 锅炉风机或电动机有严重缺陷或发生火警,危及设备或人身安全时。9.1.7.2 风机发生喘振,经调整和采取措施无效,且威胁到设备或人身安全时。9.1.7.3 风机内有强烈的撞击和摩擦声,且风机轴承振动超限经处理无效。9.1.7.4 风机轴承温度及电机轴承温度超限时,经处理无效。9.1.7.5 风机叶片断裂或碰壳,威胁设备及人身安全时。

9.1.7.6 脱硫增压风机跳闸，对应侧的脱硫FGD旁路烟气挡板故障开不足，造成吸风机出路受阻运行。9.1.8 吸、送风机跳闸 9.1.8.1 原因

a)厂用电系统故障。b)电动机保护动作。c)锅炉辅机连锁动作。9.1.8.2

现象 a)锅炉RB投入时，RB动作，机组负荷下降。b)锅炉燃烧不稳或熄火。c)跳闸的风机电流到零。

d)保护动作或电气故障跳闸时,BTG盘信号报警。e)一台吸风机跳闸时,炉膛压力高报警。

f)一台送风机跳闸时,总风量下降,二次风压下降,炉膛压力低并报警。g)二台吸风机同时故障跳闸时，MFT保护动作,当锅炉辅机联锁开关人系时,将联动二台送风机跳闸。9.1.8.3 处理

a)锅炉尚未熄火,应按RUN BACK处理。b)已造成锅炉熄火时,应按锅炉MFT处理。9.1.9 风机轴承温度高。9.1.9.1 原因

a)轴承有缺陷或故障。

b)轴承箱油位低,轴承缺油或润滑油变质。c)环境温度过高。

d)风机烟气温度过高或轴承密封处泄漏。e)吸风机轴冷风机故障或跳闸。9.1.9.2 处理

a)轴承箱油位低,及时加油。b)润滑油变质,应及时换油。

c)环境温度高或吸风机轴冷风机故障、跳闸,应设法加强通风冷却,增设临时通风机等。d)烟气温度过高,则应设法降低烟气温度。e)轴承密封处泄漏,应及时通知检修处理。

f)轴承有缺陷时,应汇报值长,要求降低该风机负荷。g)当轴承温度升高到下列值时,应紧急停用吸、送风机： ①吸风机风机轴承温度≥95℃,电机轴承温度≥80℃。②送风机风机轴承温度≥95℃,电机轴承温度≥95℃。9.1.10 送、吸风机电动机定子线圈温度高 9.1.10.1 原因

a)环境温度高，冷却器风扇故障或堵塞。b)电动机负荷高,电流大。9.1.10.2 处理

a)降低环境温度,如加强临时通风等。

b)当线圈温度过高,应即汇报值长,要求降低该风机的负荷。c)当线圈温度达下列值时,应即紧急停用风机: ①吸风机电动机线圈温度≥130℃。②送风机电动机线固温度≥130℃。9.1.11

吸风机、送风机的失速 9.1.11.1

原因。

a)风机在不稳定工况区域运行。

b)受热面积灰或风门,档板操作不当,造成风、烟系统的阻力增加。

c)并联运行二台风机发生“抢风”现象时,使其中一台风机进入不稳定区域运行。d)脱硫FGD系统或增压风机运行不正常，造成吸风机失速。9.1.11.2 现象。

a)BTG盘失速信号报警。

b)失速风机的风压或烟压，电流发生大幅度的变化或摆动。c)风机噪音明显增加,严重时机壳,风道、烟道也发生振动。

d)当发生“抢风”现象,一台风机电流,风压或烟压上升,另一台则下降。e)氧量降低，炉膛压力变化，烟囱可能冒黑烟。f)燃烧不稳,严重时锅炉可能熄火。9.1.11.3 处理

a)紧急降低风机的负荷,迅速关小未失速风机的动叶,相应关小失速风机的动叶,使二台风机动叶开度,电流相接近。应控制失速风机的动叶开度略大于未失速风机的动叶，直至失速现象消失。

b)采取降低系统阻力的措施。

c)处理过程中应参照氧量,调整锅炉燃料和锅炉汽包水位,维持各参数正常。d)失速现象消失后,应找出失速的原因,方可逐步恢复锅炉负荷。

e)风机失速系故障状态,发生后应紧急处理,当采取上述各项措施均无效,且威胁设备安全运行时,应即停用该风机。

f)检查脱硫FGD系统以及增压风机的运行工况，消除引起吸风机失速的原因。9.1.12 送、吸风机动叶调节装置的故障 9.1.12.1 原因

a)吸、送风机动叶油压不正常降低。①运行动叶油泵跳闸，备用泵未自启动。②滤油器堵塞。③动叶油箱油位低，造成油泵打空泵。b)吸、送风机的液压缸有缺陷。c)动叶调节伺服执行机构故障。9.1.12.2 现象

a)开大或关小风机的动叶时,该风机的电流及进、出口烟压,风压、流量无变化。b)吸、送风机动叶油压降至1.0MPa并报警。

c)吸、送风机液压油系统漏油,油压可能降低,油箱油位下降,风烟道连接处有油渗出。d)严重时动叶档板自行开大或关小。e)吸、送风机动叶调节臂故障报警。9.1.12.3 处理

a)如吸、送风机动叶油压不正常,应即启动备用油泵设法恢复油压正常。

b)如吸、送风机动叶油系统漏油,应及时联系炉修处理并加油维持油位正常，维持风机正常运行。如泄漏严重或爆破,无法维持动叶开度，动叶自行开大或关小，应即停用该风机。c)如吸、送风机所属的动叶油泵全部故障,或液压油系统无法向液压缸供油时，严禁操作该风机的动叶。联系检修并汇报总工程师,确认一小时内无法恢复正常时，根据锅炉运行规程减负荷后停用风机。

d)在调节装置故障无法关小的情况下停用风机处理故障,可适当关小该风机的进出口档板后停用，以尽量减少对锅炉燃烧的扰动，但不能使风机发生失速或喘振。e)由于吸、送风机液压缸卡煞,伺服机构等原因造成该风机的动叶无法操作时,禁止操作该风机的动叶，维持该风机原开度运行,由检修进行处理。9.1.13 送、吸风机的振动 9.1.13.1 原因 a)风机主轴承,电动机轴承损坏或故障。b)风机动平衡未校好,电动机的中心未校好。c)风机发生失速。d)叶片碰壳。

e)叶片或转子局部积灰,损伤,断裂或磨损严重。f)风机或电动机座底脚螺丝断裂或松动。9.1.13.2 现象

a)就地检查风机、电动机、主轴承或机壳振动严重。

b)若风机失速引起,出现电流的晃动和风压,烟压大幅度波动。c)若轴承故障,轴承温度将不正常地升高。

d)如叶片碰壳或叶片断裂时,从外壳处能听到金属摩擦声或撞击声。9.1.13.3 处理

a)如风机失速引起则按风机失速处理。

b)如轴承故障或损坏引起，按风机轴承温度高处理。c)如底脚螺丝断裂或松动,联系检修处理。

d)当风机的振动速度达下列数值,汇报值长,要求在适当的时间停用该风机： ①吸风机风机轴承振动速度大于2.5mm/s（50um）。②送风机风机轴承振动速度大于4.0mm/s（50um）。

e)当锅炉风机的振动过下列数值时,立即停用该风机。①吸风机风机轴承振动速度大于4.0mm/s（80um）或吸风机电动轴承振动速度大于4.0mm/s（80um）。②送风机风机轴承振动速度大于5.6mm /s（80um）或送风机电机轴承振动速度大于6.3mm/s（80um）。

f)如动叶碰壳或叶片断裂,应即停用该风机。9.1.14 烟气脱硫系统故障，引起炉膛压力异常 9.1.14.1 原因

a)脱硫增压风机动叶突然开大。b)脱硫增压风机动叶突然关小。c)脱硫增压风机动叶装置故障。d)脱硫增压风机跳闸。

e)烟气脱硫FGD系统装置故障跳闸。f)脱硫GGH堵塞、I/II级除雾器堵塞。g)脱硫烟气系统挡板位置发生变化。h)脱硫烟气旁路系统挡板未及时开启。9.1.14.2 现象

a)脱硫增压风机动叶突然开大时，会造成吸风机出口压力下跌，炉膛压力下降，严重时会影响锅炉燃烧。

b)脱硫增压风机动叶突然关小时，会造成吸风机出口压力上升，炉膛压力变正，严重时会导致脱硫FGD烟气旁路挡板联锁自动开启。c)脱硫增压风机动叶装置故障时，机组负荷改变引起吸风机出力变化时，增压风机动叶开度的不变化，造成吸风机出口压力变化幅度增大，甚至会导致脱硫FGD烟气旁路挡板联锁自动开启。

d)烟气脱硫系统装置故障跳闸时，脱硫增压风机动叶自动关至零、脱硫烟气旁路挡板A/B均开足、脱硫增压风机跳闸、脱硫进口烟气挡板A/B均关闭、氧化风机A/B均跳闸、脱硫出口烟气挡板A/B均关闭

e)脱硫GGH堵塞、I/II级除雾器堵塞会造成增压风机出口压力上升动叶开度增加，严重时会造成增压风机失速；同时会造成吸风机出口压力上升。f)脱硫烟气系统挡板位置发生变化时，会造成烟气系统工况发生改变，造成引风机出口压力及炉膛压力大幅度变化。

g)脱硫烟气旁路挡板达联锁开启值时未联锁开启，会引起对应侧的吸风机出力下降，电流下跌。

9.2 制粉系统的故障处理 9.2.1 制粉系统的故障处理原则 9.2.1.1 制粉系统发生故障时，值班员应根据计算机监控画面的显示和设备外部的象征，对运行工况进行全面的分析和并判断设备故障性质和影响范围，采取一切可行的办法，尽快消除故障根源，解除对人身和设备的威胁，维持制粉系统设备的正常运行，防止事故的扩大。只有在制粉系统设备确已不具备运行条件，或继续运行对人身、设备的安全构成威胁时，方可停止制粉系统设备的运行。9.2.1.2 制粉系统发生故障时，值班员应在单元长的领导下，果断地按规程的规定进行处理。当发生本规程没有列举的故障情况时，值班员应根据计算机监控画面的显示和设备外部的象征等设备具体情况，对运行工况进行认真全面分析并判断设备故障性质和影响范围，采取主动的对策、措施，迅速进行处理。单元长的命令，除对人身、设备有直接危害外，均应坚决执行。

9.2.1.3 制粉系统运行时，凡发生运行工况或参数达停用制粉系统运行设备保护条件或动作值，而联锁、保护拒动时，应立即手动停止该设备的运行，并进行相应的处理。

9.2.1.4 机组发生MFT时，应检查二台一次风机跳闸、运行密封风机跳闸、所有运行制粉系统跳闸，且磨煤机出口门关闭；发生RB动作时，在断油全烧煤的情况下，应维持三台制粉系统运行；在油煤混烧的情况下，应维持二台制粉系统运行，并维持机组负荷满足于RB的需要。如运行中一台一次风机跳闸，磨煤机的风量不能满足时，应及时投入油枪，然后再停运一台制粉系统。

9.2.1.5 值班员在故障处理结束后，应将故障发生的时间、现象及采取的措施，详细记录交班。

9.2.1.6 发生下列情况之一的，应立即停止制粉系统设备的运行

a)制粉系统设备、电动机有严重缺陷或发生火警，危及设备或人身安全时。b)一次风机电动机或风机轴承温度大于80℃时。c)一次风机电动机线圈温度大于130℃，经采取措施仍无效时。

d)制粉系统设备内部发生强烈撞击声和摩擦声，振动大于0.10mm或电动机振动大于0.080mm时。

e)设备油箱油位低于最低油位线时。9.2.2 一次风机故障跳闸 9.2.2.1 原因 a)电汇失电。

b)一次风机电气保护动作。c)MFT。

d)锅炉辅机联锁出人系开关在“入系”位置时，二台送风机均跳闸。e)手动停运。

f)一次风机变频运行时，变频器重故障。9.2.2.2 现象 a)一次风机停运，电流到“0”，监控画面显示设备状态由红色变白色，且故障报警声、光信号出现。

b)如仅跳闸一台一次风机，则RB信号产生。机组负荷快速下降。锅炉燃烧不稳。一次风冷风母管压力降低。运行给煤机的煤量可能会随自动变化。

c)制粉系统C、D、E部分或全部由于一次风机跳闸而联锁跳闸。

d)如二台一次风机跳闸，所有运行磨煤机、给煤机跳闸，延迟15s跳闸运行密封风机。如无油枪运行，则机组MFT动作，按MFT动作事故处理。

9.2.2.3 第一台运行一次风机故障跳闸后，如MFT动作，则按MFT动作事故处理，否则： a)减负荷至150MW，根据需要投入油枪稳定炉火。

b)及时关闭跳闸一次风机的出口门以及与其对应的预热器进、出口一次风门。c)关闭跳闸磨煤机的冷、热隔门和出口门。

d)工频运行时，尽量开大运行一次风机的静叶；变频运行时，尽量提高运行一次风机的转速，努力提高冷一次风母管压力，并注意控制电流(6kV及变频器输出)不超限。如冷一次风母管压力不能维持6.0kPa时，应及时检查跳闸一次风机出口门关闭严密，风机不倒转；检查关闭跳闸、备用磨煤机出口门关闭、风量到零。

e)仔细分析该一次风机跳闸的原因，尽快消除缺陷，及早恢复运行。

9.2.2.4 全部一次风机故障跳闸后，如MFT动作，则按MFT动作事故处理，否则: a)根据需要增加运行油枪以稳定炉火。b)如另一台一次风机在备用状态，则尽快投运另一台一次风机和部分制粉系统，恢复机组正常运行。

c)仔细分析一次风机跳闸的原因，尽快消除缺陷，及早恢复运行。9.2.3 一次风机轴承温度高 9.2.3.1 原因

a)闭冷水温度高或流量低、压力低。b)轴承有缺陷或故障。

c)轴承油位过低，缺油或油质恶化。d)环境温度过高。

e)测温元件损坏。9.2.3.2 处理

a)及时添加轴承油，恢复油位正常。如系油质恶化，应联系检修人员调换润滑油。b)环境温度过高时，应设法降低环境温度，或加强轴承的通风、冷却，如增设临时风扇等。c)如轴承故障，应及时联系检修人员处理，同时应汇报值长，降低风机的出力。d)经采取措施仍无效，风机轴承温度仍不正常地升高至80℃，或电机轴承温度不正常地升高至80℃时，应紧急停运一次风机。

e)如测温元件损坏，应联系热工人员处理。9.2.4 一次风机(磨煤机)电动机线圈温度高 9.2.4.1 原因

a)测温元件损坏。

b)环境温度高，冷却器故障。c)设备负荷高，电流大。9.2.4.2 处理

a)设法降低环境温度，如增设临时风扇等。b)适当降低风机的负荷。

c)当采取上述措施后，电动机线圈温度仍继续升高达120℃时，应快速降低风机的出力；达130℃时，应立即紧急停运风机。9.2.5 一次风机振动大 9.2.5.1 现象

a)风机、电动机、泵体振动严重。b)轴承温度不正常地上升。

c)风机内部有异常的金属摩擦声和撞击声。9.2.5.2 原因

a)轴承损坏或故障。b)风机失去平衡。

c)风机叶片或转动部件碰壳。d)风机地脚螺丝松动或断裂。9.2.5.3 处理

a)如轴承损坏造成振动超过极限的，应及时停运。

b)如地脚螺丝松动、断裂，应及时联系检修人员处理。c)如转动部件碰壳、叶片断裂，应立即停用风机。

d)当风机振动达到6.3mm/s(80μm)紧急停运限额时，应立即停用风机。

9.2.6 密封风机故障跳闸 9.2.6.1 现象

a)密封风机停运，电流至“0”，监控画面显示状态由红色变白色，且故障报警声、光信号出现。

b)备用密封风机自启动，其监控画面显示状态由绿色变红色，电流正常。

c)如另一台密封风机自启动不成功，则延迟60s后跳闸所有运行磨煤机。此时如无油枪运行，则机组MFT动作。

d)密封风/炉膛压差≤1.0kPa，引起第二台密封风机启动。9.2.6.2 原因

a)锅炉辅机联锁开关在“入系”位置时，二台一次风机均已停运，延时15s。b)电汇失电。

c)MFT动作引起二台一次风机跳闸，延时15s。d)手动停运。9.2.6.3 处理

a)检查另一台密封风机自启动正常。b)根据需要及时投运油枪。

c)检查密封风机跳闸的原因，尽快消除缺陷，及早恢复运行。9.2.7 磨煤机故障跳闸 9.2.7.1 现象

a)磨煤机停止运行，电流指示到“0”，监控画面设备状态显示由红色变成白色。

b)给煤机因联锁而跳闸，监控画面设备状态显示由红色变成绿色，BTG报警窗“给煤机故障停运”报警声、光信号出现。

c)磨煤机火焰信号消失，可能引起炉膛压力下降，燃烧不稳。

d)锅炉自动回路中，如燃料控制在“自动”方式，则其他运行给煤机的煤量自动增加，自动维持机组负荷；否则机组负荷、汽压将下降。e)燃烧不稳定，炉膛压力波动。9.2.7.2 原因 a)MFT动作

第五篇：发电厂事故的报告调查处理管理办法

事故的报告调查处理管理办法

湖北天勤能源开发有限公司安委会编制

201705

为了及时报告、统计、调查和处理工伤及设备事故，积极采取预防措施，防止人身伤亡及设备事故的发生，根据国务院《生产安全事故报告和调查处理条例》以及《安全生产条例》、《设备管理条例》的有关规定，制定本管理办法

一、事故报告

1、工伤事故发生后，按应急程序，后勤部门负责将伤员送医院救治，保护事故现场，报告安委会、行政部，应在24小时内书面报告送至安委会。

2、报告事故应当包括下列内容：

----事故发生的时间、地点以及事故现场情况；

----事故的简要经过，对生产和设备的影响及后果；

----事故已经造成或者可能造成的伤亡人数（包括下落不明的人数）和初步估计的直接经济损失；

----已经采取的措施和其他应当报告的情况。

3、因抢救人员、防止事故扩大以及疏通交通等原因，需要移动事故现场物件的，应当做出标志，绘制现场简图并做出书面记录，妥善保存现场重要痕迹、物证。

4、事故报告应当及时、准确、完整，任何人对事故不得迟报、漏报、谎报或者瞒报。

安委会接到事故报告后，按应急处理程序，应立即组织有关各职能部门赴事故现场，对现场界定后再组织进行事故调查。

5、根据生产安全事故（以下简称事故）造成的人员伤亡或者直接经济损失，事故一般分为以下等级：

a、特别重大事故，是指造成30人以上死亡，或者100人以上重伤（包括急性工业中毒，下同），或者1亿元以上直接经济损失的事故；

b、重大事故，是指造成10人以上30人以下死亡，或者50人以上100人以下重伤，或者5000万元以上1亿元以下直接经济损失的事故；

c、较大事故，是指造成3人以上10人以下死亡，或者10人以上50人以下重伤，或者1000万元以上5000万元以下直接经济损失的事故；

d、一般事故，是指造成3人以下死亡，或者10人以下重伤，或者1000万元以下直接经济损失的事故。

本条第一款所称的“以上”包括本数，所称的“以下”不包括本数

二、事故的调查

1、安委会接到事故报告后，应立即组织有关人员赴事故现场，对现场界定后再组织进行事故调查

2、事故调查处理应当坚持实事求是、尊重科学的原则，及时、准确地查清事故经过、事故原因和事故损失，查明事故性质，界定事故责任，总结事故教训，提出整改措施，并对事故责任者做出责任裁定和处罚建议，调查报告应由调查者署名签字后报安委会。

3、发生事故的单位凡被调查的员工都要积极配合调查，不得弄虚作假或出具伪证，若发生事故隐瞒不报的情况，每次扣罚事故单位第一责任人和安全负责人各200元。

三、事故的处理

1、对小型设备事故和轻伤事故，由电厂生产部门进行调查处罚，处罚结果报集团安委会。

2、根据安全生产管理条例的有关规定，对工伤事故责任人的处罚规定如下：

a)对重伤事故责任人的经济处罚

──对事故负有“直接责任”的责任者，属于受伤的每人处罚150至300元，属于非受伤的每人罚款300元至500元；

──对事故负有“主要责任”的责任者每人罚款300元至750元；

──对事故负有“次要责任”的责任者每人罚款200元至500元；

──对事故负有“直接领导责任”或“主要领导责任”的责任者每人罚款300元至1000元；

──对事故负有“间接领导责任”或“次要领导责任”的责任者每人罚款300元至500元；

──对事故负有“直接管理责任”的责任者罚款200元至300元；

──对事故负有“间接管理责任”的责任者罚款100元至200元。

b)对死亡事故负有责任的领导进行的经济处罚

──对死亡事故负有“直接领导责任”或“主要领导责任”的责任者每人罚款1000元至2000元；

──对死亡事故负有“间接领导责任”或“次要领导责任”的责任者每人罚款500元至1000元；

──对死亡事故负有“直接管理责任”的责任者罚款300元至500元；

──对死亡事故负有“间接管理责任”的责任者罚款200元至400元；

c)对重伤及以上事故负有领导责任责任人的行政处分

──如一次受重伤2人及以上的重伤事故或同一个单位一年内连续发生2次及以上的重伤事故，对负有“直接领导责任”、“主要领导责任”、“间接领导责任”、“次要领导责任”的责任人，除给予经济处罚外，还应视责任情节和程度，给予记过、降级、撤职的处分；

──如一次死亡2人及以上的死亡事故或同一个单位一年内连续发生2次及以上的死亡事故，对负有“直接领导责任”、“主要领导责任”、“间接领导责任”、“次要领导责任”的责任人，除给予经济处罚外，还应视责任情节和程度，给予记过、降级、撤职的处分。

11、根据设备管理条例的有关规定，对设备事故责任人的处罚规定如下：

a)对小型设备事故中责任人的经济处罚

──对负有“直接责任”或“主要责任”的责任者每人罚款300元至500元；

──对负有“次要责任”的责任者每人罚款200元至500元；

──对负有“直接领导责任”或“间接领导责任”的责任者每人罚款100元至500元。

b)对中型设备事故中责任人的经济处罚

──对负有“直接责任”的责任者每人罚款1000元至3000元；

──对负有“主要责任”的责任者每人罚款500元至2000元；

──对负有“次要责任”的责任者每人罚款300元至1000元； ──对负有“直接领导责任”或“主要领导责任”的责任者每人罚款300元至1500元；

──对负有“间接领导责任”或“次要领导责任”的责任者每人罚款300元至1000元。

C)对大型设备事故中责任人的经济处罚

──对负有“直接责任”的责任者每人罚款3000元至10000元；

──对负有“主要责任”的责任者每人罚款2000元至7500元；

──对负有“次要责任”的责任者每人罚款1500元至5000元；

──对负有“直接领导责任”或“主要领导责任”的责任者每人罚款1000元至5000元；

──对负有“间接领导责任”或“次要领导责任”的责任者每人罚款500元至3000元；

──对负有“直接管理责任”的责任者每人罚款300元至1000元；

──对负有“间接管理责任”的责任者每人罚款200元至500元。

d)对重大型设备事故中责任人的经济处罚

──对负有“直接责任”的责任者每人罚款5000元至15000元；

──对负有“主要责任”的责任者每人罚款3000元至10000元；

──对负有“次要责任”的责任者每人罚款3000元至5000元；

──对负有“直接领导责任”或“主要领导责任”的责任者每人罚款3000元至5000元；

──对负有“间接领导责任”或“次要领导责任”的责任者每人罚款1000元至3000元；

──对负有“直接管理责任”的责任者每人罚款500元至1500元；

──对负有“间接管理责任”的责任者每人罚款300元至1000元。

e)对设备事故中责任人的行政处分

──在中型及以上设备事故中，负有“直接责任”或“主要责任”的责任者，若属于“不履行职责”的，除给予经济处罚外，还应视责任情节和程度，给予降级、撤职、辞退直至开除的处分；

──在大型及以上设备事故中，负有“直接责任”或“主要责任”的责任者，若属于“未完全履行职责”的，除给予经济处罚外，还应视责任情节和程度，给予警告、记过、降级、撤职、辞退直至开除的处分；

──在大型及以上设备事故中，负有“主要领导责任”的责任者，若属于“不履行职责”的，除给予经济处罚外，还应视责任情节和程度，给予降级、撤职处分，同时应酌情加大经济处罚的额度；

──在大型及以上设备事故中，负有“主要领导责任”的责任者，若属于“不完全履行职责”的，除给予经济处罚外，还应视责任情节和程度，给予记过、降级、撤职处分。

本规定自下发之日起实行。