电厂主机部分事故处理.doc

海量资料 超值下载电厂主机部分事故处理第一节机组跳闸1. 现象：1.1 警铃响，“保护动作”、“汽机跳闸”、“炉MFT”光字发；机组负荷到零；1.2 发电机主开关、灭磁开关跳闸；快切动作，厂用切换至备用电源接带；发变组各参数指示全部回零；1.3 汽轮机跳闸，主汽门、调速汽门关闭，转速明显下降；1.4 炉MFT动作并显示首次跳闸原因；CRT火焰检测器无火焰，火焰TV无火焰；运行中的一次风机、磨煤机、给煤机跳闸；炉膛负压突然负向增大并报警；汽包水位先低后高；汽温、汽压快速下降。2. 原因：2.1 机组内部故障或外部短路故障，继电保护动作跳闸；2.2 因机组失磁或断水等辅助保护动作跳闸；2.3 机、炉系统发生故障，手动紧急停机或机、炉保护动作跳闸；2.4 直流系统发生两点接地，造成控制回路或继电保护误动作；2.5 人员误碰、误操作或继电保护误动作。3. 处理要点：3.1 确认进入炉内的所有燃料确已切断，MFT动作所有设备联动正确；3.2 检查汽机高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门关闭严密，机组转速下降，防止机组超速；及时启动主机交流润滑油泵，检查油压正常，防止断油烧瓦；3.3 确认发电机主开关三相确已断开，厂用电源切换正常。4. 处理：4.1 确认锅炉灭火，MFT动作；汽机跳闸，主汽门、调门关闭，转速明显下降，主机交流润滑油泵已联启，油压正常；发电机主开关三相跳闸，灭磁开关跳闸，6KV厂用快切动作正常，备用电源自投成功，否则立即手动执行；4.2 检查以下设备联动，否则手动立即执行：4.2.1 运行中的一次风机、磨煤机、给煤机均已跳闸；4.2.2 所有油枪角阀及来、回油跳闸阀关闭；4.2.3 过热器、再热器减温水总阀关闭；4.2.4 汽机高、低压加热器、各段抽汽解列；4.2.5 汽机高、低压门组疏水联开；4.2.6 除氧器汽源自动切换至辅汽；4.3 切换轴封、辅汽汽源，开启汽机手动疏水；4.4 控制炉膛负压正常，保持3040风量吹扫炉膛10分钟（如因烟道二次燃烧停炉，禁止通风）；4.5 启电泵，停A、B汽泵，保持汽包最高可见水位；4.6 主机转速至零,投盘车；4.7 检查引起机组跳闸的原因并处理：4.7.1 如因机炉保护动作机组跳闸，查明故障原因，待故障消除后，启动机组运行；4.7.2 如属发变组内部故障保护动作引起发变组主开关跳闸时，对发变组系统及其相关的设备进行详细的外部检查，查明有无着火冒烟、焦臭味、放电或烧伤痕迹等外部象征；如果没有发现明显的故障象征且保护未误动，应汇报生产副总同意后进行发电机零起升压测试检查，若无异常现象时可将发变组并网恢复正常运行；若发现明显的故障迹象，立即停机联系检修处理；4.7.3 若属电力网造成的系统故障，引起开关失灵保护或330KV母线保护动作导致发变组主开关跳闸时，应首先恢复机炉运行，待故障点隔离后将发变组重新并网恢复机组正常运行；4.7.4 若属励磁系统故障引起发变组主开关自动跳闸时，应对励磁系统进行详细的检查，视具体情况再作相应的处理；4.7.5 如跳闸之前强励及故障录波器均未动作，参数分析无电流冲击现象，且电网运行正常，检查是否保护误动，如保护误动，应申请退出该保护恢复机组运行，并联系检修处理；4.7.6 如由于人员误动主开关跳闸，则应立即恢复机组运行；4.7.7 如因辅机故障引起机组跳闸，启动备用转机或故障消除后，启动机组运行；4.7.8 如短时间故障无法消除，做好停机后其它工作。第二节发电机失磁1. 原因：1.1 励磁机或励磁回路故障；1.2 转子绕组或励磁回路开路、短路；1.3 AVR装置故障。2. 现象：2.1 警铃响，“失磁动作”保护光字发；2.2 无功表指示反向（负值），发电机机端电压、厂用母线电压降低；临机无功增大；2.3 有功表指示降低且摆动；2.4 定子电流表指示升高并摆动；2.5 功率因数表指示进相；2.6 机组转速升高；2.7 励磁回路短路，励磁电流下降或为零；若励磁回路开路，主励磁机励磁电压表指示值升高；2.8 失磁保护动作，发电机主开关、灭磁开关跳闸，厂用快切装置启动；汽机OPC保护动作，机组甩负荷；2.9 有可能引起系统振荡。3. 处理要点：3.1 判断失磁原因:3.2 如AVR装置调节器故障引起，查AVR已切至另一通道或“手动”调节方式，否则手动执行；3.3 如AVR测量回路故障，引起误调节，立即切至手动方式调节；3.4 如励磁回路开路，投工频励磁；3.5 如励磁回路短路，故障点未自动切除，立即停机，如故障点因保险熔断或灭磁开关跳闸而切除，立即投工频励磁；3.6 机组快速减有功，临机尽快提高无功出力；3.7 失磁过程中，不允许并列倒厂用；避免带负荷合、分灭磁开关；3.8 故障无法消除，或失磁保护拒动，应紧急停机，汽机打闸后解列发电机，以防止机组超速；检查炉MFT动作。 4. 处理：4.1 判断失磁原因并做相应处理：4.1.1 如AVR装置调节器故障引起，查AVR已切至另一通道或“手动”调节方式，否则手动执行；4.1.2 如AVR测量回路故障，引起误调节，立即切至手动方式调节；4.1.3 如励磁回路开路，投工频励磁；4.1.4 如励磁回路短路，故障点未自动切除，立即停机，如故障点因保险熔断或灭磁开关跳闸而切除，立即投工频励磁；4.2 机组快速减有功，控制机组转速在3090rpm以下；临机尽快提高无功出力，并汇报调度提高系统电压；4.3 若失磁引起系统振荡，经处理无效时，应立即将失磁发电机解列；4.4 如发电机励磁恢复，调整发电机机端电压正常；根据故障现象，检查发电机励磁回路；低励限制功能是否正常；励磁系统各开关、刀闸是否运行正常；AVR装置、旋转整流盘保险是否熔断，并根据熔断回路数接带有、无功负荷；4.5 发电机失磁过程中，不允许并列倒厂用；避免带负荷合、分灭磁开关；4.6 故障无法消除，或失磁保护拒动，应紧急停机，汽机打闸，发电机解列，以防止机组超速；检查炉MFT动作；4.7 如发电机失磁保护动作，应检查6KV厂用快切装置动作正常；汽机OPC保护动作，机组转速控制在3090rpm以下，锅炉调整燃烧，控制主、再热蒸汽参数，维持机组定速运行；如机组超速保护动作，按机组跳闸处理。第三节发电机振荡或失去同步1. 现象：1.1 有功、无功大幅度摆动；1.2 定子电流剧烈摆动，并超过正常值；1.3 发电机频率、定子电压摆动，电压显示偏低；1.4 主励励磁电流、电压在正常值附近摆动；1.5 强励可能动作；1.6 发电机失磁引起，发电机转速上升，发电机进入异步运行工况；1.7 系统振荡引起，发电机各表计摆动与系统方向相同，摆动幅值低于系统摆动幅值；振荡由发电机引起，发电机各表计摆动与系统方向相反，摆动幅值高于系统摆动幅值；1.8 调速系统故障引起，调门、转速、负荷摆动较大；1.9 一次调频频繁动作；1.10 主汽压力、流量在较大范围内波动；1.11 发电机发出轰鸣声，其节奏与表计摆动合拍；1.12 可能引起发电机失步、低频、过激磁、过流、失磁等保护动作。2. 原因：发电机振荡的根本原因在于发电机功角超过90度，而引起功角变化的原因在于有功负荷增加或无功负荷的减小。具体原因如下：2.1 系统线路跳闸、大容量机组跳闸造成系统大量有功缺额；2.2 发电机一次回路发生短路故障；2.3 汽轮机调速系统故障，造成有功突增；2.4 系统无功过剩，导致发电机自动减励磁，造成发电机欠励、失磁；2.5 发电机励磁系统故障，误调节，限制器未能可靠动作；2.6 系统振荡诱发发电机振荡；2.7 非同期并列。3. 处理要点：3.1 立即增加无功；3.2 振荡过程中间，不许采用并列方法切换厂用；3.3 根据表计指示和摆动方向，判断振荡原因是由系统还是本机引起，并采取不同的处理方法；3.4 发电机振荡并造成失步时，立即降低有功负荷，无效时解列发电机，防止超速和发电机过电压。4. 处理：4.1 首先应增加各机组无功，判断是系统振荡引起的还是本机组振荡引起的；如振荡逐渐趋向稳定，调整有、无功负荷，使功角恢复至稳定范围，如振幅越来越大，根据系统频率，增加相邻机组负荷，降低振荡机组负荷，增加负荷的幅度应不得使相邻机组过负荷；4.2 对于励磁“手动”方式运行的发电机，应尽可能增加发电机无功，在频率允许及炉燃烧工况稳定时可停磨来降低发电机有功负荷，以创造恢复同期的有利条件；4.3 系统振荡时，退出机组协调控制系统及DEH一次调频；根据频率增减有功负荷，并密切注意机组重要辅机的运行情况，并设法调整有关运行参数在允许范围内；4.4 若在振荡过程中已引起强励动作，10秒时间以内不准人为的调节励磁电流、电压；若强励动作0秒钟后不能自动排强时，应及时切手动，并注意调节发电机有、无功功率，使发电机定子三相电流不超过允许值；4.5 振荡引发失步，失步保护拒动时，应立即解列发电机，并注意6KV厂用电应自投成功，若自投不成功，按厂用电事故处理原则进行处理；4.6 若是由于系统振荡引起，应视现场具体情况根据调度命令按全网统一的处理步骤进行处理；4.7 系统振荡时失步、失磁等发变组保护动作跳闸，按机组跳闸处理；4.8 若由于发电机失磁或欠励造成系统振荡，如强励保护动作，在自动排强前不得人为干预，如10秒钟未自动排强，立即切手动，如自动励磁调节器故障导致失磁，立即投入工频励磁，如失磁保护拒动时，应立即解列发电机，并注意6KV厂用电应自投成功，若自投不成功，按厂用电事故处理原则进行处理；4.9 如调速系统失灵，立即将DEH切手动进行负荷调节，仍无法维持有功负荷稳定，立即打闸停机；4.10 发变组外部发生短路故障，发电机电流至最大值，定子电压剧烈降低，后备保护拒动时，应立即解列发电机；4.11 发电机发生非同期并列，按非同期并列事故进行处理；4.12 紧急解列时，应注意有、无功负荷到零，防止机组超速或过电压；4.13 发电机解列后，应查明原因，消除故障后方可将发电机重新并网。第四节发电机非同期并列1. 现象：1.1 同步表指针指示在同步点位置，电压差表、频率差表指示在“0”位，并均有轻微摆动；1.2 发电机各表计指针剧烈摆动，尤其定子三相电流摆动最为剧烈；1.3 系统功率供需关系失衡，导致系统电压、频率波动，甚至导致振荡、失步；1.4 发电机失步、过流等保护可能动作，相应保护动作光字牌亮，警铃响；主开关有可能跳闸；1.5 发电机发出沉闷、刺耳的吼声；1.6 汽轮发电机组振动增加；1.7 故障录波器动作，相应光字牌亮。2. 原因：2.1 同期装置故障，非同期闭锁继电器TJJ误整定或损坏、失灵，电压相位补偿错误；2.2 发电机或系统电压互感器断线、故障或误差过大；2.3 主开关故障或开关固有合闸时间过长；2.4 系统或发电机在并列瞬间突然故障（如系统短路、线路跳闸、瓦解；励磁开关跳闸、汽机跳闸等）导致非同期并列；2.5 汽机调速系统、发电机励磁系统故障，发生转速、励磁误调节；2.6 手动准同期并列时，提前合闸角度掌握不好，远离同步点合闸；2.7 自动准同期并列时，在同步点后启动同期装置。3. 处理要点：3.1 防止由于发电机非同期并列，造成系统振荡、瓦解，减少对系统的影响；3.2 处理过程中，应根据当时的事故情况决定处理的方向，如影响较小，机组已拉入同步，经检查无异常，可监视运行，并消除非同期并列原因；3.3 如引发发电机振荡、系统振荡、发电机冲击较严重、伴随有其它故障，应立即解列发电机；3.4 发电机承受巨大的扭转电动力冲击，可能致使定子绕组端部、转子因机械力损坏，绝缘破坏，解列后应对发电机绝缘进行检查；3.5 发电机主开关灭弧能力受到考验，灭弧困难，导电部件过热，应对其进行检查、测试。4. 处理：4.1 如发电机主开关未跳闸，发电机已拉入同步，且并列时冲击较小，对发电机未产生明显破坏，应立即对发电机全面检查，分析原因，并予以消除，无异常时可监视运行；4.2 如发电机已振荡、失步或对发电机冲击较严重，应立即断开发电机主开关及励磁开关，对发电机进行全面检查测试；4.3 如引起系统振荡，应作相应处理，例如增加其余机组无功，根据频率情况调整有功；4.4 对主机轴系、主开关、发电机、主变各部进行检查，是否有损坏现象；4.5 机组或相关设备损坏较严重，必要时联系化验定子冷却水中的含氢量及氢气湿度，发现异常，应做好安全措施，通知检修检查定子绕组端部有无变形及损坏； 4.6 非同期并列原因查清并已经消除后，可零起升压检查发电机所属系统是否存在故障、损坏情况，无误后可根据情况决定并列的方法并并网运行。第五节发电机非全相运行1. 现象：1.1 警铃响，“断路器非全相运行”、“母线侧断路器三相不一致保护动作”或“中间断路器三相不一致保护动作”等光字发，CRT开关状态显示异常；1.2 发电机未跳闸前：1.3 3/2接线成串运行时，单台开关非全相运行，发电机各表计指示正常，发电机负序电流为零，非全相开关有不平衡电流穿越；1.4 发电机单开关运行，发生非全相：1.5 主变中性点刀闸未合，一相未断开，发电机定子三相电流、负序电流均为零；1.6 主变中性点刀闸在合闸状态下，一相未断开，两相电流表有指示，另一相电流近零, 按照A、B、C的顺序，未断开相中后面一相近零，其余两相基本一致；1.7 两相未断开时，三相电流均有指示，对于YN11接线的主变压器，按照A、B、C的顺序，未断开相中后面一相较大，其余两相基本一致，如主变中刀闸在合位，电流略大；1.8 任意情况下，当发电机与系统没有有、无功功率交换，发电机定子三相电流、负序电流均为零；功率交换越大，负序电流越大，对发电机损坏越严重；1.9 负序电流表较大时，不对称过负荷可能报警；转子折算温度上升很多，机组将产生频率为100HZ的倍频振动和噪音；1.10 失灵保护动作时：1.11 发电机经系统开关越级解列，相应保护动作光字发，汽机OPC保护动作，发电机各表计指示为零；1.12 发电机母线侧开关发生非全相，失灵保护动作，母线侧相邻的所有开关跳闸，330KV、母解列；发电机中间主开关发生非全相，失灵启动远方跳闸，跳开线路对侧开关；1.13 非全相运行产生的负序和零序电流可能引起某些继电保护误动作。2. 原因：2.1 主开关机构卡涩或传动装置断裂；2.2 主开关一相或两相操作气压降低或消失，闭锁失灵；2.3 主开关一相或两相主、辅跳闸线圈均烧损；2.4 主开关一相或两相合闸线圈烧损；2.5 重合闸动作后重合失败；2.6 一次回路引线断裂；2.7 隔离开关有一相或两相未合好，或者是机械脱扣。3. 处理要点：3.1 失灵动作，立即隔离故障点，恢复系统正常运行方式；3.2 失灵保护未动作，保持机、炉运行，发电机励磁正常，控制发电机定子三相电流近零，限制负序电流不超过额定电流的8%；可采用手打故障开关或扩大隔离，不允许采取等电位方式拉刀闸；3.3 合、断主开关过程中，发生非全相，应立即断、合该开关，合闸时必须采用同期方式；在断、合失败的情况下，可将另一开关同期合闸；3.4 密切监视有、无功负荷为零，一旦出现失磁、逆功率，立即手动扩大隔离；3.5 密切监视发电机各部温度，折算转子温度不超限；3.6 事故情况下出现非全相，立即手动扩大隔离；3.7 中间主开关非全相，线路对侧开关断开后，立即断开发电机灭磁开关，防止过电压；3.8 如发电机未发生失磁、逆功率，监视厂用；一旦出现失磁或逆功率，厂用系统有缺相运行征兆，立即断开厂用工作开关，查备用电源自投成功，维持机、炉运行；3.9 发电机与系统隔离后，分析故障原因，估算、测试机组的损坏情况；影响较轻微时，恢复原运行方式；损坏较重时，停运检查、测试，必要时抽转子检查；3.10 机组振动等各参数超限时，应立即打闸，发电机手动扩大隔离。4. 处理：4.1 如发变组故障，保护动作，开关跳闸时发生非全相，“非全相保护”、“三相不一致保护”、“不对称过负荷”保护已动作跳闸时，应确认6KV厂用快切装置动作正常，否则立即手动切换，保证厂用电正常，机、炉按事故停机处理；如上述保护拒动或动作后未能解除发电机非全相运行状态，则发变组失灵保护动作，将非全相发电机从系统中隔离出来，采用失电法手动切换厂用，监视发电机端电压及机组转速，防止超限；机炉按事故停机处理；如发变组失灵保护拒动，手动按失灵保护动作结果进行扩大隔离；4.2 如保护未动作于机组跳闸，保持机、炉稳定运行，发电机励磁正常，应尽可能降低发电机有功负荷，调整励磁电流，限制负序电流不超过额定电流的8%；可采用手打故障开关或扩大隔离，不允许采取等电位方式拉刀闸；非全相开关隔离后，立即恢复系统正常运行方式，隔离故障开关，通知检修处理；分析查找原因，如故障对发电机影响较轻微时，请示有关领导同意后重新开机，零起升压检查无误后并网带负荷，监视发电机各部温度、温升、振动、各表计指示情况是否正常；4.3 如影响较严重时，应立即停机检查、测试，必要时抽转子检查；4.4 发电机并列时，断路器发生非全相合闸，应立即停止操作，将合上的主开关手动拉开，若拉不开，应进行下列处理：4.4.1 维持汽轮机转速保持发电机与电网同步;4.4.2 降低有功及无功功率，使发电机定子三相电流为零；4.4.3 采取下列措施，将故障开关切断或使其与电网断开：4.4.3.1 如发电机出口母线侧开关非全相且断不开，应立即断开与母线相连的所有开关。4.4.3.2 如发电机出口中间开关非全相且断不开，应立即断开本串另一侧开关，同时联系调度由线路对侧断开线路对侧开关。4.5 发电机正常解列时，发生开关非全相运行，应立即停止操作，并进行下列处理：4.5.1 维持汽轮机转速，保持发电机与电网同步；4.5.2 增加励磁电流，使发电机定子三相电流为零；4.5.3 将发电机主开关再拉一次；4.5.4 如仍拉不开，应采用同期方法用另一开关使发电机并网，否则应采取下列措施：4.5.4.1 如发电机出口母线侧开关非全相，应立即断开与母线相连的所有开关；4.5.4.2 如发电机出口中间开关非全相，应立即断开本串另一侧开关，同时联系调度由线路对侧断开线路对侧开关；4.6 如发电机非全相运行时，磁场开关已跳闸，则按下列原则进行处理：4.6.1 如此时汽机主汽门未关闭，发电机进入异步发电机不对称运行状态，应立即合上磁场开关增加励磁，使发电机拉入同步；调整励磁电流至空载值，使定子三相电流接近于零；若磁场开关合不上或发电机不能拉入同步，应采取下列措施：4.6.2 如发电机出口母线侧开关非全相，应立即断开与母线相连的所有开关；4.6.3 如发电机出口中间开关非全相，应立即断开本串另一侧开关，同时联系调度由线路对侧断开线路对侧开关；4.7 如此时汽机主汽门已关闭，发电机进入异步电动机不对称运行状态，应采取下列措施：4.7.1 如发电机出口母线侧开关非全相，应立即断开与母线相连的所有开关；4.7.2 如发电机出口中间开关非全相，应立即断开本串对侧开关，同时联系调度由线路对侧断开线路对侧开关；4.7.3 非全相事故发生后，应尽量减少对系统的冲击及影响，失灵动作后，要尽快隔离非全相开关，恢复系统原来运行方式，减少故障的波及范围；4.8 如开关自身由于灭弧介质泄漏、执行机构故障等原因造成拒动或有可能慢分时，切记不可就地强行打跳，以防开关爆炸；4.9 非全相处理过程中，为防止厂变、备高变过载应避免并列倒厂用，如厂用由工作电源接带，辅机已出现明显的缺相运行征兆，应采取先拉后合的办法进行倒换（BZT、快切），但此种处理办法可能造成机炉运行故障，使发电机逆功率运行；4.10 非全相运行时，出现逆功率、失磁时应立即手动扩大隔离；4.11 机组振动及其它参数超限时，应立即打闸，发电机手动扩大隔离；4.12 联系检修处理，汇报、记录负序电流值大小及作用的时间，折算转子最高温度；如损坏较重时，必须对转子进行检查、测试；4.13 对于3/2接线机组，如开关成串，任意开关非全相运行，均不会有负序电流产生，处理可以根据情况进行，也可以用另一个开关重新并网，打跳非全相开关，但应防止非同期。 第六节发电机出口PT保险熔断1. 现象：1.1 警铃响,“TV断线”、“PT熔丝熔断”、“保护元件故障”光字牌发；1.2 励磁调节器及“定子接地”、“阻抗”、“失磁”、“逆功率”、“失步”、“低频”、“匝间短路”等保护断线闭锁信号发出，励磁调节器有可能切“手动”；1.3 如保护用PT保险熔断，发电机各表计应指示真实准确；1.4 如测量用PT保险熔断，发电机有、无功功率表指示降低，有、无功电度表转慢或停转；发电机定子电压表指示下降或到零，三相定子电流表指示正常；1.5 励磁系统的各表计指示正常；1.6 发电机断线PT二次侧实测电压小于57V；1.7 强励信号可能发。2. 原因：2.1 PT内部及引、出线开路或短路；2.2 PT保险接触不良或制造质量不良、PT过载导致保险熔断。3. 处理要点：3.1 保护用PT断线，检查PT断线信号发，根据断线“PT”，申请退出“定子接地”、“阻抗”、“失磁”、“逆功率”、“失步”、“低频”、“匝间”等保护；3.2 励磁用PT断线，查AVR电压、无功测量自动切换至另一PT且指示正常，否则AVR切手动或切换至工频备用励磁；3.3 测量用PT断线：3.3.1 尽量稳定机组运行工况，尽量避免不必要的功率调节；汇报调度，估算电量；3.3.2 切除DEH“功率反馈”回路，并根据蒸汽流量，监视段压力等参数分析，防止机组过负荷；3.3.3 根据发电机励磁系统的表计及三相定子电流表监视发电机运行工况，维持发电机正常运行；3.4 处理期间应加强对发电机主励励磁电流、电压的监视，防止超限；3.5 发电机PT一次侧保险熔断引起，申请安排停机处理；零转速的情况下进行更换熔断PT一次保险；若是因二次保险熔断引起，查明确无短路故障，迅速更换保险，注意人身安全；若更换后继续熔断，应由检修人员抓紧时间处理；3.6 投入保护前测量压板两端电压；3.7 机组并网过程中，测量用PT断线，断开励磁开关，待处理正常后，再进行并网操作。4. 处理：4.1 根据保护、光字动作情况，表计指示情况，分析确定哪一组PT断线；4.2 如保护用PT断线，检查PT断线信号发，根据断线“PT”，申请退出“定子接地”、“阻抗”、“失磁”、“逆功率”、“失步”、“低频”、“匝间”等保护；4.3 如励磁用PT断线，查AVR电压、无功测量自动切换至另一PT且指示正常，否则AVR切手动或切换至工频备用励磁；4.4 测量用PT断线：4.4.1 尽量稳定机组运行工况，尽量避免不必要的功率调节；汇报调度，估算电量；4.4.2 退出机组协调控制，切除DEH“功率反馈”回路，监视蒸汽流量，监视段压力等参数，防止机组过负荷；4.4.3 根据发电机励磁系统的表计及三相定子电流表监视发电机运行工况，维持发电机正常运行；4.4.4 处理期间应加强对主励励磁电流、电压的监视，防止机端电压超限；4.5 测量发电机PT二次电压，确定一次或二次侧开路，检查PT一、二次侧绕组、负载无明显过热、冒烟、短路等现象，确认二次绕组无高压侵入：4.5.1 如PT一次侧保险熔断，申请停机处理；零转速的情况下更换熔断PT一次保险，更换前应测量PT一、二次侧绕组及负载绝缘良好；4.5.2 如二次保险熔断，应测量PT二次侧绕组及负载绝缘良好，查明确无短路故障，迅速更换保险，注意人身安全；若更换后继续熔断，通知检修人员尽快处理；4.5.3 如PT断线非保险熔断所致，确保安全情况下，通知检修带电处理，无法处理时，申请停机处理；4.6 PT恢复正常后，恢复机组正常运行方式；汇报调度，估算故障期间发电量；4.7 机组并网过程中，测量用PT断线，断开励磁开关，待处理正常后，再进行并网操作；4.8 测量用PT断线期间，厂用电源由备用电源倒为工作电源的操作，因TJJ闭锁将无法实现。第七节电流互感器开路1. 现象：1.1 开路CT其开路点处有火花并伴随有放电声；1.2 测量用CT开路，电流指示到零；功率表用CT开路，指示降低或到零，电度表用CT开路，电度表停转或转慢；1.3 励磁用CT开路，发电机自动增磁，励磁电流增加，电压升高；1.4 差动保护用CT开路，差动保护在外部故障时，可能误动，过流型保护用CT开路，开路相保护拒动，功率型、阻抗型保护可能误动；1.5 具有CT断线闭锁的保护或自动装置发出相应报警信号。2. 原因：2.1 长期运行、振动、磨损、老化导致开路；2.2 CT二次回路检修，安全措施不完善，导致开路。3. 处理要点：3.1 做好安全措施，防止开路CT二次侧及所带设备产生的高压伤人；3.2 具有双重保护的保护用CT开路，退出其保护，根据情况处理，有误动可能时，应立即退出该保护；3.3 测量用CT开路，做好运行监视及电量估算工作；3.4 励磁、同期、协调装置等用CT开路，应立即退出自动装置，手动操作。4. 处理：4.1 当确认某一CT开路时，应立即将其一、二次回路中所有设备周围装设隔离带，专人把守，严禁任何人接近，隔离距离不小于4米；4.2 保护用CT开路，请示公司生产副总同意，退出相关保护；4.3 励磁用CT开路，应立即切手动运行；4.4 自动装置、协调用CT开路，立即退出；4.5 测量用CT开路，应根据时间、开路前功率估算电量；4.6 辅助设备用CT开路，应倒换运行方式，停运处理；4.7 主设备CT开路，无处理办法时，应尽快停机处理；4.8 危及设备、人身安全时，立即停运处理；4.9 处理过程中，应遵循安规中高压设备巡视、检查、工作的相关规定；4.10 保护压板的投退，控制回路的操作，均要注意高压部分的位置与工作人员的安全距离。第八节机组甩负荷1. 现象：1.1 机组负荷突然下降或到零，主蒸汽流量急剧下降或到零，主、再热蒸汽压力急剧升高；1.2 如发电机解列灭磁保护动作跳闸，汽机转速飞升，OPC保护动作，机组转速控制在3090rpm左右；如汽机转速达3300rpm时超速保护动作，汽机跳闸，如负荷大于40，炉MFT动作；1.3 汽包水位先低后高；1.4 锅炉安全门有可能动作。2. 原因：2.1 DEH故障，部分主汽门或调门自关；2.2 发电机解列灭磁保护动作。3. 处理要点：3.1 防止汽机超速，机组甩负荷后立即检查汽机OPC保护动作，机组转速不应超过3300rpm，若汽机转速达3300rpm以上，超速保护应动作，否则立即破坏真空紧急停机；3.2 根据压力上升情况迅速降低锅炉给煤率、停止部分或全部制粉系统，防止机组超压，如压力高至动作值时开启PCV阀，投入40旁路；3.3 防止汽包水位事故，汽泵调整困难时启动电泵运行；3.4 防止厂用失电。4. 处理：4.1 如发电机解列灭磁保护动作，机组甩负荷后立即检查汽机OPC保护动作，机组转速维持在3000rpm左右，不应超过3300rpm，若汽机转速达3300rpm以上，超速保护应动作，否则立即破坏真空紧急停机；检查厂用快切装置切换正常；4.2 根据压力上升情况迅速降低锅炉给煤率或停止部分制粉系统，给煤率低时投油稳燃；如发电机解列灭磁保护动作，汽机未跳闸，立即停运所有运行磨煤机，同时投油防止锅炉灭火；压力高至动作值时开启PCV阀，投入40旁路，当主汽压力达19.7MPa及以上持续3秒钟仍不能恢复，手动紧急停止锅炉运行；4.3 注意调节汽包水位，汽泵调整困难时启动电泵运行，并注意其它参数的调节；4.4 根据甩负荷情况倒辅汽、轴封汽源,注意真空、排汽缸温度的变化，必要时投入后缸喷雾；检查主机高、低压门组各疏水阀开启，并开启手动疏水门；检查高、低压加热器及四段抽汽解列，除氧器汽源切换至辅汽接带；4.5 检查主、再热汽温及压力、汽机转速、振动、胀差、轴位移、轴承温度、上下缸温差等参数正常；4.6 由于部分主汽门或调门自关引起机组甩负荷，根据甩负荷情况立即减少给煤率或停止部分制粉系统，控制主汽压力，注意监视主机轴位移、胀差、振动、真空等参数的变化，必要时切换辅汽、轴封汽源，通知检修处理；4.7 查明甩负荷原因并处理正常后，恢复机组运行；4.8 若保护动作机组跳闸或电气设备故障短时无法恢复，按故障停机处理。第九节汽轮机超速1. 现象：1.1 发电机解列，机组负荷突然到零；1.2 汽机转速上升至危急保安器动作值并继续上升；1.3 汽机跳闸；1.4 主油泵出口压力、润滑油压力上升；1.5 轴承温度升高，机组振动加大，并发出不正常声音；1.6 发电机副励电压升高。2. 原因：2.1 机组甩负荷，超速保护拒动；2.2 机组跳闸后，高、中压主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门卡涩或关闭不严密；2.3 冲转或超速试验过程中，DEH故障，转速失控；2.4 再热蒸汽压力未到零，机组挂闸，引起超速；2.5 汽机定速，误送发电机主开关合闸信号。3. 处理要点：3.1 如汽机超速保护拒动，立即打闸，破坏真空停机；3.2 开启PCV阀、5启动疏水尽快泄压；3.3 设法切断未切断的汽源。4. 处理：4.1 立即远方或就地打闸，检查高、中压主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭严密，否则设法关闭；开启真空破坏门，停运真空泵；4.2 炉MFT应动作，否则手动执行；开启PCV阀、5启动疏水尽快泄压；汽包水位低时启动电泵运行；4.3 启动交流润滑油泵，检查油压正常；4.4 检查并开启高压导汽管疏水阀；4.5 机组转速下降，检查机组振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力瓦温度等无异常；其余操作按故障停机处理；4.6 检查机组超速原因：4.6.1 如由于高、中压主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门卡涩引起，联系检修处理正常后方可启动；4.6.2 如由于电超速、机械超速拒动引起，应检查拒动原因，缺陷消除，试验合格后方可并列带负荷；4.6.3 如DEH故障引起，联系检修处理；4.7 原因查明并消除后，确认设备无损坏，进行机组启动操作。第十节汽轮机水冲击1. 现象：1.1 主蒸汽或再热蒸汽温度直线下降；1.2 主汽门、调速汽门的门杆法兰，高、中压缸的汽缸结合面，轴封处冒白汽或溅出水滴；1.3 蒸汽管道有强烈的水冲击声或振动；1.4 负荷下降，机组声音异常，振动加大；1.5 轴向位移增大，推力轴承金属温度升高，胀差减少；1.6 汽机上、下缸金属温差增大或报警；1.7 盘车状态下盘车电流增大，偏心增大。2. 原因：2.1 汽包满水或汽水共腾，蒸汽带水；2.2 主、再热蒸汽减温水调整不当；2.3 高旁减温水误开；2.4 轴封减温水调整不当；2.5 加热器、除氧器满水；2.6 开机前，管道疏水不充分；2.7 启停机过程中，汽温控制不当。3. 处理要点：3.1 确认水冲击发生立即破坏真空紧急停机；3.2 开启管道及本体疏水；3.3 消除水冲击产生的根源；3.4 注意监视轴移、胀差、振动、上、下缸温差、主、再热蒸汽温度、温差、各轴承金属温度；3.5 记录惰走时间，听音检查，监视偏心；3.6 如引起小机水冲击，及时将小机打闸。4. 处理：4.1 确认水冲击事故发生时，立即破坏真空紧急停机；如小机伴随有水冲击现象，立即将小机打闸，开启疏水阀，检查电动给水泵应自启动，否则立即单操启动；4.2 检查高、低压门组各疏水阀已联锁开启,否则手动执行，并开启手动疏水门；4.3 判断水冲击发生的原因，并彻底消除：4.3.1 如水冲击的发生是由于主、再热蒸汽温度急剧下降引起，立即解列主、再热蒸汽减温水；如主、再热蒸汽温度在5分钟内急剧下降到454或在2分钟内急剧下降50以上，并伴随有主、再热蒸汽管道振动或有明显的水冲击声，主汽门、调速汽门的门杆法兰，高、中压缸的汽缸接合面、轴封处冒白汽或溅出水滴等现象，应立即破坏真空紧急停机；4.3.2 如水冲击发生是由汽包满水，水位保护拒动引起，应立即手动MFT，开启汽包事故放水，控制汽包水位，开启主蒸汽管道疏水；4.3.3 如高旁减温水误开，立即关闭，开启再热蒸汽管道疏水；4.3.4 如水冲击的发生是由于加热器满水引起的，应立即停用加热器，关闭加热器进汽门，开启加热器危急疏水阀，降低水位，并检查进汽电动门前、抽汽逆止门后疏水阀确已开启；如满水是由于加热器钢管泄漏造成的，还应迅速解列加热器水侧；4.3.5 如水冲击是由于轴封减温水调节阀失灵或调节不当引起，应立即关闭故障之减温水调节阀前、后截门，开启轴封系统各启动疏水阀并充分疏水；4.3.6 如轴封冷却器泄漏引起水冲击，解列轴封冷却器汽水侧，真空到零，停轴封；4.3.7 如水冲击的发生是由于除氧器满水引起，应立即停用四段抽汽，强关除氧器水位主、副调节阀及旁路门，开启除氧器溢流门，关闭小机低压进汽电动门，关闭除氧器和辅汽联箱的四段抽汽进汽门，开启四段抽汽电动门前、逆止门后以及小机低压进汽管道疏水阀。待除氧器水位正常，且引起除氧器满水的原因彻底消除后，关闭除氧器溢流门，恢复除氧器水位主、副调节阀自动，由辅汽联箱供汽，除氧器进汽加热；4.4 若汽轮机进水，使高、中压缸各上、下金属温差达到56时，应立即破坏真空紧急停机；4.5 正确记录并分析惰走时间，及时投入连续盘车，记录盘车电流、偏心、轴向位移，测量大轴弯曲，倾听机组声音；4.6 如惰走时间及盘车电流正常，机组内部无异音，且轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度、胀差、偏心率、大轴晃动度、高中压缸各上下金属温差均正常,可重新启动，但汽机本体及管道应充分疏水；升速及带负荷过程中应密切监视轴向位移、胀差、推力轴承各金属温度、振动的变化，仔细倾听机组声音。如发现机组内部有异音或振动明显增大，应立即停止启动，停机检查；4.7 机组盘车中发现进水，必须保持盘车运行直到汽轮机上下缸温差恢复正常，同时加强机组内部声音、转子偏心度、盘车电流等的监视；4.8 如轴向位移、推力轴承各金属温度增大；惰走时间明显缩短；机内有异音；盘车电流增大，且摆动范围增加，则须揭缸检查，不经检查机组严禁启动。第十一节汽轮机振动大1. 现象：1.1 振动指示增大；1.2 警铃响，“振动大”光字发；1.3 就地机组振动明显增大。2. 原因：2.1 润滑油压低，润滑油温度过高或过低，油膜不稳；2.2 汽轮机发生水冲击；2.3 汽缸膨胀不畅或不均；2.4 叶片断裂，围带脱落；2.5 大轴弯曲或动静部分发生摩擦；2.6 靠背轮紧力松弛；2.7 轴承或轴承座松动；2.8 动静部分中心改变；2.9 低压缸排汽温度严重超温；2.10 汽轮机严重过负荷；2.11 发电机励磁机转动部套松动；2.12 发电机定子、转子电流不平衡；2.13 发电机定、转子匝间短路；2.14 发动机风温、密封油温波动大；2.15 汽轮发电机组转速接近临界转速。3. 处理要点：3.1 振动增大报警时，立即查明原因尽快处理；3.2 振动达到0.254mm或汽轮发电机内部有明显金属摩擦声或撞击声时，应立即破坏真空紧急停机。4. 处理：4.1 机组振动增大达到0.127mm，并发出声光报警信号时，应适当降低机组负荷，查明原因予以处理；4.2 如机组进汽参数骤变，引起振动增加时，应尽快恢复进汽参数，同时检查机组缸胀、胀差、轴向位移、上、下缸金属温差的变化；如汽缸进水，汽轮机发生水冲击时，立即破坏真空紧急停机；4.3 检查润滑油温、油压及空、氢侧密封油温、发电机风温是否正常，并按要求进行调整；4.4 检查低压缸排汽温度是否正常，后缸喷雾调节阀是否打开，并采取措施予以处理；4.5 如机组转速停留在临界转速附近，应立即进行调整；4.6 如机组严重过负荷，立即降负荷至规定值；4.7 如发电机定子三相电流不平衡，如由于系统负荷三相不平衡引起，汇报调度进行调整；如发电机三相定子电流严重不平衡，不平衡值超过额定电流的10%，应立即限制单相电流不超过额定电流，如同时伴随有不对称短路现象，应紧急停机处理；4.8 注意机组振动，倾听机组声音；当振动达到0.254mm或汽轮发电机内部明显有金属摩擦声或撞击声时，应立即破坏真空紧急停机。第十二节汽轮机轴向位移增大1. 现象：1.1 DEH轴向位移指示增大；1.2 “汽机轴向位移大”声光报警信号发；1.3 推力轴承金属温度升高；1.4 机组轴承金属温度升高。2. 原因：2.1 进汽参数低，蒸汽流量大，叶片过负荷；2.2 汽轮机通流部分严重结垢或叶片脱落；2.3 汽轮机发生水冲击；2.4 推力轴承断油，推力瓦块摩损；2.5 加热器故障切除；2.6 凝汽器真空下降；2.7 平衡鼓汽封片摩损。3. 处理要点：3.1 及时减负荷；3.2 达保护动作值时立即破坏真空停机。4. 处理：4.1 发现轴向位移增大，立即检查下列各参数：4.1.1 机组负荷；4.1.2 主、再热蒸汽参数；4.1.3 凝汽器真空；4.1.4 调节级压力及各监视段压力；4.1.5 推力瓦块各金属温度及回油温度；4.1.6 胀差；4.1.7 振动；4.1.8 机组内部声音；4.2 由于主蒸汽、再热蒸汽参数降低，引起机组过负荷，立即恢复蒸汽参数，并适当降低机组负荷；如凝汽器真空下降，应立即查找原因，在采取了启动备用真空泵等措施后，真空仍无法恢复正常时，按真空下降的事故处理规定减负荷，真到凝汽器真空、轴向位移，以及监视段各压力恢复正常为止；4.3 机组过负荷，立即减负荷至正常值；4.4 汽轮机叶片结垢，降低机组负荷，使轴向位移以及各监视段压力恢复正常；4.5 汽轮机发生水冲击，应立即破坏真空紧急停机；4.6 轴向位移增大达到-0.889mm或0.889mm，并伴随有不正常的响声或剧烈振动，应破坏真空紧急停机；4.7 推力轴承断油，推力瓦块摩损或其它原因引起轴起位移增大达到1.01mm或-1.02mm或推力轴承金属温度升高达到107，或回油温度升高达到82时，应立即破坏真空紧急停机。第十三节真空下降1. 现象：1.1 真空下降，低压缸排汽温度升高；1.2 机组负荷下降，轴位移增大。2. 原因：2.1 循环泵跳闸或出口门误关；2.2 热井水位过高；2.3 轴封压力过低；2.4 真空泵故障；2.5 真空系统阀门误操作；2.6 真空系统泄漏；2.7 给水泵密封水差压低；2.8 储水箱水位低；2.9 真空系统阀门水封破坏；2.10 水封桶水封破坏；2.11 循环水量下降或循环水温过高；2.12 凝汽器热负荷过大。3. 处理要点：3.1 查明真空下降原因，迅速消除；3.2 及时启动备用真空泵，维持真空；3.3 根据真空下降情况接带负荷；3.4 真空下降过程中，注意监视段压力不得超过允许值，否则应减负荷至允许值；倾听机组声音，注意机组振动、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度变化；3.5 负荷降至零，真空无法维持时故障停机。4. 处理：4.1 发现真空下降，应首先核对有关表计并迅速查明原因立即处理：4.1.1 检查电泵、汽泵密封水差压是否正常，否则立即调整； 4.1.2 检查真空泵分离水箱水位是否正常，否则立即调整；4.1.3 检查轴封母管压力是否正常，否则立即调整；4.1.4 检查热井水位是否过高，否则立即采取措施降低水位； 4.1.5 检查循环泵运行情况，发现异常及时处理；4.1.6 检查真空系统有无泄漏，发现泄漏点，立即进行隔离；无法隔离，申请停机处理；4.1.7 如真空系统阀门误操作，立即恢复；4.2 真空持续下降时，启动备用真空泵，维持真空；4.3 如真空下降至0.070MPa以下时，机组开始减负荷以维持真空在0.068MPa以上（最低不低于0.068MPa），减负荷速率视真空下降的速度决定；锅炉相应减少煤量，防止主汽超压，手动控制汽包水位正常；4.4 如机组已减负荷至零，真空仍无法恢复，并继续下降至0.066MPa时，立即故障停机，并注意一、二级旁路，主、再热蒸汽管道所有疏水，锅炉5旁路至高扩疏水门严禁开启；4.5 真空下降时，应注意汽动给水泵的运行，必要时切换为电动给水泵运行；4.6 注意低压缸排汽温度的变化，及时投入后缸喷雾，控制排气缸温度不超过79。第十四节主机润滑油压下降1. 现象：1.1 集控润滑油压表指示下降；1.2 就地润滑油压表指示下降。2. 原因：2.1 前箱内压力油管道或套装油管内部压力油管道泄漏；2.2 交、直流润滑油泵和高压备用密封油泵出口逆止门不严；2.3 射油器工作失常，入口滤网堵塞；2.4 润滑油滤网污脏、堵塞；2.5 主油箱油位过低；2.6 主油泵工作失常；2.7 系统阀门误操作；2.8 热工仪表一次门、二次门误关，或取样表管破裂。3. 处理要点：3.1 为防止断油烧瓦，及时启动主机交流油泵或直流油泵，维持油压，同时查明原因尽快处理；3.2 如启动交、直流润滑油泵后，油压仍不能维持并继续下降至0.060MPa时，应立即破坏真空紧急停机。4. 处理：4.1 润滑油压下降时，应及时分析查找原因，检查主油泵入口压力是否正常，前箱内有无异音，密切监视主油泵出口油压及润滑油压的变化；4.2 如主油泵故障，立即启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，减负荷至零后，不破坏真空故障停机；4.3 检查润滑油滤网前后差压是否过高，否则切换滤网；4.4 如系统阀