630mw超临界机组事故处理措施

引风机跳闸处理措施1、确认单侧引风机跳闸，引风机进口挡板联关，否则手动关闭。将跳闸引风机进口静叶全关。2、RB保护应动作，否则手动执行RB程序顺序跳闸C、E、D磨煤机，控制负荷300MW，总煤量160T/H。3、检查同侧送风机联跳，出口挡板关闭，联络门联开正常。4、解除运行引风机转速自动，手动加大出力，调整炉膛负压正常。5、解除运行送风机转速自动，手动调整出力，防止送风机过负荷。6、注意调整炉膛负压、氧量、两侧烟温差、主、再热汽温、煤水比正常。7、协调切至手动方式，根据氧量调整机组负荷。8、燃烧不稳时投入点火油枪、等离子稳燃。9、注意控制运行送、引风机不超额定电流，加强对运行送、引风机的运行监视、检查。10、若A、B引风机同时跳闸，按MFT动作处理。送风机跳闸处理措施1、单侧送风机跳闸，RB保护动作，出口挡板关闭，联络门联开，运行的C、E、D磨煤机跳闸，进、出口挡板关闭，否则手动RB。2、立即解除送风机自动，加大运行送风机出力，调整氧量3以上。3、立即手动减少给水量，保证分离器出口过热度5以上，注意控制炉膛负压、汽温、煤水比正常。4、协调切至手动方式，降负荷至5060额定负荷。5、燃烧不稳时投入点火油枪、等离子稳燃。6、注意监视运行送风机不超额定电流，或根据运行送风机出力（氧量）带负荷。并加强对运行风机的检查，防止运行送风机过流跳闸。8、检查送风机跳闸原因，尽快恢复运行。9、各主要参数控制正常，汽温、汽压、煤水比、两侧烟温差控制在规定范围内。10、若A、B送风机同时跳闸，按MFT动作处理。一次风机跳闸处理措施1、单侧一次风机跳闸，RB保护动作，检查跳闸的一次风机出口挡板关闭，联络门联开，运行的C、E、D磨煤机跳闸，进、出口挡板关闭，否则手动RB。2、立即解除一次风机自动，加大运行一次风机出力，调整一次风压至70KPA左右，维持三台底层磨煤机运行。3、解除机组协调，手动控制负荷在240MW左右，总煤量不大于120T/H。4、燃烧不稳时，投入点火油枪、等离子稳燃。5、加强运行磨煤机状态监视、调整，增加排渣频次，防止堵磨。6、注意监视运行一次风机不超额定电流256A，或根据运行磨煤机状态，调整煤量、负荷。7、事故处理过程中，注意停磨速度，防止磨煤机堵煤或一次风管堵塞，造成事故扩大。8、监视脱硝装置入口烟温，及时退出脱硝装置运行。9、控制汽温、汽压、煤水比、两侧烟温差等主要参数在规定范围内。10、若A、B一次风机同时跳闸或单侧一次风机跳闸造成锅炉灭火，按MFT动作处理。空预器跳闸处理措施1、空预器主马达跳闸，检查辅马达或气动马达联启。若联启不成功，手动启动辅助或气动马达，否则人工盘车。2、空预器跳闸时，联跳同侧送、引风机，RB保护动作，运行的C、E、D磨煤机跳闸，冷、热风插板门、出口插板门关闭。3、检查跳闸侧SCR入口烟气挡板、空预器出口热一、二次风挡板、送风机出口联络门联关；热二次风联络门、一次风机出口联络门联开。检查跳闸送风机出口挡板、引风机入口挡板联关，将跳闸送风机动叶、引风机静叶全关。4、手动调整运行风机出力，控制送风机、引风机电流不超限。引风机变频运行时，手动调整变频转速，调整炉膛压力正常。5、手动关闭跳闸侧脱硝装置供氨快关阀，关闭其供氨手动门。6、调整两台一次风机出力平衡，防止抢风。如燃烧不稳，投油稳燃。7、停止跳闸空预器吹灰。8、空预器跳闸后热一次风温降低，加强磨煤机出口温度监视，必要时投入A磨煤机暖风器。9、若跳闸空预器进出口隔离门、联络门关闭不严密无法隔离，或空预器气动马达及手动盘车均无法盘动，出口烟温不正常上升至250，紧急停炉。10、若单侧空预器跳闸造成锅炉MFT动作或两台空预器同时跳闸，按机组MFT动作处理。SCR氨逃逸率超标处理措施1、运行中控制脱硝出口氨逃逸率小于228PPM。在锅炉负荷及脱硝系统运行方式未发生变化的情况下出现反应器出口氨逃逸率超标，应减少喷氨量，观察SCR反应器出口氨逃逸率，如果氨逃逸率无变化，则判断为氨逃逸表计故障，联系热控人员处理。2、检查SCR反应器出/入口NOX测点，如测点故障导致喷氨量过大，立即减小脱硝效率设定值，联系热控人员处理NOX测点，使其尽快恢复正常。3、检查氨流量测点，防止测点偏小，导致喷氨量偏差过大。4、如排除热控测点原因，则对喷氨系统系统进行检查，核对喷氨分配支管手动门开度，防止局部喷氨量过大。5、检查供氨温度是否过低，如供氨温度接近饱和温度，及时投运供氨管道蒸汽伴热。6、启停磨煤机后，应及时调整氧量两侧平衡，保持SCR入口A、B侧氮氧化物尽可能一致，尽量保持两侧反应器出口NOX排放量相同。7、氨逃逸率合格之前，加强空预器差压监测，增加空预器吹灰频次，防止空预器堵塞。事故处理原则1、发生事故时，遵照“保人身、保设备、保电网”的原则，各岗位根据各自的职责迅速按规程规定正确处理事故。2、发生事故时，应迅速弄清事故首发原因，消除对人身和设备安全的威胁，保证非故障设备运行，防止事故扩大。任何情况下应尽量保证厂用电不失去。3、事故发生时，报警信号可确认，不允许立即复归，待详细记录报警信号后方可复归。4、当判明是系统发生故障时，则应采取措施，维持各辅助系统正常运行，以便有可能尽快恢复整套机组的正常运行。5、事故处理时，各岗位应及时互通情况，在值长、主值统一指挥下，密切配合，迅速处理。6、当发生规程以外的事故时，值班人员应根据经验作出正确判断，主动采取对策，迅速处理。7、事故处理中，达到主、辅机紧急停运条件而保护未动作时，应立即手动打闸。8、若出现机组突然跳闸情况，事故处理完后，事故原因已查清并消除后，应尽快恢复机组运行。9、如果事故处理发生在交接班时间，应延期交班。接班人员应主动协助进行事故处理。10、事故处理完毕，值班人员应立刻如实汇报并做好记录。班后组织人员进行分析，并写报告。DCS失电处理措施1、当全部操作员站故障时（所有上位机“黑屏”或“死机”），应立即停机、停炉。2、当部分操作员站故障时，由可用操作员站继续承担机组监控任务，停止重大操作，同时通知热工人员处理。3、DCS失电停机时，立即从手操盘上启动交流润滑油泵，否则启动直流油泵，并开启真空破坏门破坏真空。4、就地控制柜上启动空侧直流油泵，检查密封油系统运行正常。5、润滑油系统运行正常时，当汽机转速降至600R/MIN时，就地启动顶轴油泵。6、就地监视除氧器水位，水位过高时，手动开启除氧器底部放水门控制水位，必要时停止凝结水泵运行，防止满水。7、就地监视凝汽器水位，水位过高时，关闭凝汽器补水门，必要时开启凝泵出口放水门放水，防止凝汽器水位高造成真空泵进水。8、如电泵运行时立即到就地启动电泵辅助油泵，然后就地停止电泵，防止电泵损坏。9、如短时间内DCS电源不能恢复，根据情况到就地停止其它转动设备，原则上做到不损害设备。10、加强对DCS系统的监视检查，特别是发现网络、模件、电源等故障时，及时通知热工人员，做好相应对策。厂用电全部失去处理措施1、检查高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽逆止门已关闭，否则手动关闭，汽机转速下降。2、确认主机、小机直流油泵、直流密封油泵均已启动，否则可手动强合两次，强合不成功迅速查明原因处理后启动。检查主机润滑油压、油氢差压正常。3、检查柴油发电机自启动成功，否则手启，以保证保安段的正常供电。4、关闭炉前燃油进回油手动门，在厂用电恢复前，严禁向凝汽器排汽水。5、检查发电机励磁开关、6KV及400V所有开关在“分”位，否则手动拉开。6、检查制粉系统的风门、挡板位置正确，过、再热器喷水隔离门关闭。7、逐步恢复机组保安PC和机、炉保安MCC电源及交流事故照明正常电源。8、启动主机交流润滑油泵、顶轴油泵、交流密封油泵，小机主油泵、EH油泵、盘车电机，空气预热器辅助电机、空气预热器油站和火检冷却风机等。9、检查UPS正常，电源切换正常。投入直流系统的浮充装置，停用有关的直流设备。10、主机转速至零时投入连续盘车。如投盘车前转子已静止，先翻转转子180，再投入连续盘车。6KV工作电源开关跳闸处理措施1、厂用6KV单段母线失电后，应立即查看机组RB动作正常，手动调整运行侧一次风机、送、引风机出力，防止炉膛总风量低或炉膛负压波动大锅炉MFT。2、若6KV单段母线失电后，引起锅炉熄火，检查锅炉MFT动作，否则手动MFT，切断所有燃料。3、检查6KV失压母线上设备开关低电压保护动作跳闸，否则手动拉开。4、检查6KV、380V各备用辅机联启，否则手动启动；若运行的磨煤机仅剩2台，视情况增启磨煤机。5、6KV母线失电后，手动拉开锅炉变、汽机变、电除尘变、照明变、检修变高低压侧开关。6、检查跳闸送、引、一次风机的挡板及动、静叶、磨煤机冷、热风挡板关闭，否则手动关闭。7、调整给水流量及主、再热汽温，防止汽温大幅波动。8、检查锅炉氧量、负压在规定范围内，应切为手动调整。9、加强对运行引、送、一次风机的监视，防止其过负荷。10、汽机降负荷时，要加强胀差、轴向位移、轴承及轴的振动、推力瓦和支持瓦温度的监视。直流接地处理措施1、测量直流接地对地绝缘，判别接地极性及接地性质。2、直流接地时，检查有无启停设备，首先对刚启动设备进行试拉。3、检查有人是否在直流回路上工作，造成人为接地，直流接地时禁止在二次回路上工作。4、拉试可疑负荷前要通知用户并取得同意并汇报值长后方可进行。5、拉试直流接地要有维护人员现场配合。6、禁止对热控直流电源进行拉试，热工控制回路直流接地的查找在任何时候都由热控人员进行。7、保护用直流电源不允许自行拉试，要在维护人员按照批准的技术措施执行并汇报专工、值长、副总后方可操作。8、若采用拉试法查找接地点时无论回路是否接地，判断后立即恢复供电。9、直流母线接地期间，禁止任何的直流母线倒换、并列操作。10、接地点确认后尽快隔离，保证直流系统的正常运行。锅炉A变跳闸处理措施1、检查锅炉A变跳闸，锅炉PCA、B段联络开关已联动合闸。2、检查锅炉保安MCC、锅炉MCC电源已由电源一切至电源二供电正常。3、立即解除机组协调控制，手动控制机组负荷、主、再热汽温正常，投入F层点火油枪稳定燃烧。4、检查空空预器辅助马达联启正常，否则手动启动辅助马达。5、复位六台磨煤机液压油泵，复位后如显示在分闸位置，手动启动六台磨煤机液压油泵。6、检查六台风机油站，运行油泵跳闸，备用油泵联启正常，否则手动启动六台风机油站。7、检查A、B、C给煤机跳闸，根据机组负荷及主汽温，手动启动三台给煤机，否则按机组RB处理。8、就地检查锅炉A变高压开关保护动作信息。9、将锅炉A变由热备用状态转检修状态，对变压器进行检查处理。10、处理正常后，将锅炉A变恢复正常供电方式。发电机2PT二次电压消失处理措施1、检查发电机有、无功负荷指示降低或至零；定子电压指示到零；高厂变、高硫变有功指示到零。2、检查发变组保护B柜发“TV”报警信号发出。3、检查自动励磁调节器由通道自动切至通道自动运行稳定。4、立即解除AGC和一次调频，手动解除机组协调，稳定机组负荷在当前值，可以参照主变出口有功调节。5、检查发变组保护A柜运行正常。6、检查发电机PT二次侧是否有人工作引起的二次小空开误跳，如误跳则手动合闸，检查发电机各项参数恢复至正常值。7、检查发电机PT二次空开不是因误跳引起的，立即退出发变组保护B柜所有保护。8、检查2PT一、二次回路，如保险熔断，立即更换。如二次自动开关跳闸，检查无明显故障，立即试送一次。9、试送成功后，复归自动电压调节器报警信号，检查自动电压调节器通道跟踪良好。10、试送成功后，检查发变组保护B柜无异常信号，按照正常方式投入发变组保护B柜各压板。交流接地处理措施1、立即检查核对该低厂变低压侧所带的负荷有无自动或手动启动的设备。2、检查有设备启动则切换方式停运该设备并检查接地现象是否消失，若消失则对该设备进行就地检查并联系处理。3、确认无设备启动或非设备启动引起接地，则对发生接地的母线用万用表进行相间电压和相对地电压的测量，确认接地相和接地程度。4、同时检查小电流接地系统选线装置的报警信息，查看接地信息，判断接地情况。5、若为负荷接地，则对小电流选线装置指出的负荷进行拉试确认（拉试前调整运行方式）。6、若所有负荷都无接地情况则检查变压器低压侧和PC母线是否有接地点。7、若为变压器低压侧接地，则请示值长停用变压器，母线由联络开关供电。8、若为母线接地，则需转移负荷，停用母线，联系检修进行处理。9、交流接地运行时间不得超过2小时。10、交流接地处理完毕后及时恢复设备正常运行。汽泵跳闸处理措施1、确认跳闸小机中、低压主汽门、调门关闭，四抽进汽及冷段进汽电动门已关闭，小机转速下降。2、确认电泵组联锁启动，否则手启电泵，快速提高电泵转速，防止给水流量过低，检查运行汽泵正常。3、检查跳闸汽泵出口电动门、中间抽头电动门关闭、最小流量阀开启，停运汽前泵。4、检查RB保护动作正常，否则手动执行RB程序跳闸C、E磨煤机，电泵启动成功，控制负荷小于420MW，总煤量小于225T/H；如电泵启动不成功，控制负荷300MW，总煤量160T/H。5、调整水煤比，控制汽水分离器出口蒸汽过热度在26之间，控制主、再热汽温不超限。6、一台汽泵跳闸，电泵不能投入，负荷限在300MW以下；两汽泵跳闸，电泵单独运行，负荷限在180MW以下。7、若两台汽泵跳闸，电泵不能投入，给水流量低锅炉MFT，按MFT动作处理。8、若汽泵跳闸后出口电动门、中间抽头电动门未关严，立即就地手动摇关，保持入口电动门、最小流量阀开启。9、若汽泵倒转，处理无效，立即将运行给水泵打闸，锅炉MFT，关闭锅炉上水电动门。10、事故处理过程中注意加强给水流量、中间点温度、主、再热汽温、受热面壁温、除氧器水位等参数的监视、调整。凝泵跳闸处理措施1、确认运行凝泵跳闸，备用泵联启成功，否则手启。2、备用泵启动后，检查跳闸泵出口门联关，关闭除氧器上水旁路电动门，调整除氧器水位在2500MM左右。3、如跳闸泵倒转，立即手动摇紧出口电动门，同时就地振打逆止门，保持跳闸泵的入口电动门开启。4、工频泵联启后，通知化学运行人员，加强凝结水精处理运行监视。5、如除氧器水位大于2660MM时，检查除氧器至凝汽器溢流电动门联开；除氧器水位大于2810MM时，检查除氧器底部放水电动门联开，否则手动开启。6、调整凝汽器补水调门控制凝汽器水位大于500MM，必要时启动凝输泵。7、如备用泵联启不成功，允许强启一次跳闸泵。强启不成功，不允许再次启动，按凝结水中断处理。8、凝结水中断后，立即手动跳闸上层磨煤机，机组甩负荷至180MW，设法在5分钟内恢复凝结水系统。9、如除氧器水位低至760MM，运行给水泵跳闸，锅炉MFT。10、事故处理中注意加强除氧器水位、温度、压力、给水泵密封水、低加水位、真空提高装置的监视、调整。循环水泵全停处理措施1、两台循环水泵跳闸后，立即抢合循环水泵一次，抢合不成功不得再抢合。2、循环水中断无法恢复，应立即锅炉MFT，检查汽机联跳、发电机解列。3、启动高备泵、交流润滑油泵、顶轴油泵运行，切断所有进入凝汽器的热源。停运真空泵，开启真空破坏门。4、关闭循环水至凝汽器进出水门、循泵蝶阀，对循环水母管保压。5、汽机转速到零，投入盘车；真空到零，停止轴封供汽。6、如盘车不能正常投运，对汽机进行闷缸，监视上下缸温差小于56。7、维持凝结水泵运行，投入疏扩减温水及低压缸喷水降温，必要时对凝汽器补充冷除盐水，降低凝结水温度。8、加强闭式水温监视，必要时换水降温。将空压机冷却水切至运行机组供水。9、故障原因查清并消除后，待凝汽器排汽温度降到50以下，进行小流量通循环水。10、事故处理中，加强汽轮机上下缸温差、排汽温度、润滑油温、凝结水温度、闭式水温等参数的监视、调整。闭式水泵全停处理措施1、两台闭式水泵跳闸后，立即抢合闭式水泵一次，抢合不成功不得再抢合。2、闭式水中断无法恢复，应立即锅炉MFT，检查汽机联跳、发电机解列。3、启动高备泵、交流润滑油泵、顶轴油泵运行，切断所有进入凝汽器的热源。4、将空压机冷却水切到运行机组供应。5、主机转速降到2300RPM以下，停运真空泵，开启真空破坏门。6、汽机转速到零，投入盘车；真空到零，停止轴封供汽。记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。7、降低变频凝泵转速，加强凝泵轴承温度监视，如无法维持运行，停运凝结水泵运行。8、加强运行辅机轴承温度、润滑油温监视。停止送、引风机、等离子水泵、氢气干燥器。9、凝结水泵停运后，给水泵密封水消失，将给水泵密封水回水倒至地沟。10、加强定冷水系统监视，定子冷却水温高时及时进行换水，防止水温过高，使小混床失效。锅炉MFT处理措施1、立即手动停止未自动跳闸的一次风机、磨煤机、给煤机，关闭两台一次风机进口调节动叶。2、确认所有燃油快关阀、各供油阀关闭，过、再热器减温水电动门、调节门关闭。确认所有磨煤机热风隔离门、冷风隔离门、出口门、冷风调节门、热风调节门均关闭。3、进行跳闸后吹扫，即维持35的风量对炉膛进行5MIN吹扫。经吹扫后方可停运送风机、引风机。4、检查主汽压力正常，当压力过高时可开启锅炉PCV阀进行泄压。5、检查螺旋水冷壁、垂直水冷壁的壁温和进出口工质温度应正常，必要时维持小流量（200T/H）进水，控制水冷壁的温度正常。6、退出电除尘、脱硫、脱硝运行。7、将未退出炉膛的吹灰器退出。8、从FSSS首显跳闸画面，查明MFT首出原因。9、若引、送风机全部跳闸，应强制自然通风15MIN后，才能启动风机进行锅炉点火前吹扫。10、及时消除故障，做好热态启动准备。如故障难以在短时间内消除，按常规停炉处理。给水流量突降或中断处理措施1、给水泵故障，备用给水泵未能投运时，立即手动启动备用给水泵。2、有关阀门被误关时，应设法手动开启。3、给水自动装置不正常时，应手动维持给水流量，维持正常水煤比4、主汽压过高导致给水降低时，通过减少燃料量或开大调门降低主汽压力，增大给水流量。5、当给水流量402T/H时，应紧急减少燃料量，使燃料量与给水流量相适应，并检查风量自动正常。控制锅炉的汽压、汽温正常，并设法提高给水流量，尽快恢复机组正常出力。6、当给水流量281T/H在15S内不能增加至281T/H时，将产生MFT。若MFT未动作时，应立即手动MFT。7、当给水流量246T/H在3S内不能增大至246T/H时也将产生MFT。若MFT未动作时，也应立即手动MFT。引风机变频器跳闸处理措施1、检查引风机变频器QF3、QF4开关跳闸，2秒后QF5自动合闸正常。2、检查跳闸变频器由变频方式自动切换至工频方式，引风机静叶开度自动关至负荷对应位置。3、检查运行引风机变频自动切为手动且转速和入口静叶保持不变。4、切为工频运行的引风机入口静叶关至设定值后，如炉膛负压不在正常范围内，手动调整。5、待炉膛负压稳定，保持工频运行引风机入口静叶不变，缓慢关闭变频运行引风机入口静叶，根据炉膛负压变化情况同时提高变频转速，直至变频运行引风机频率50HZ，两台引风机入口静叶开度基本一致，投入引风机入口静叶调节自动。6、在4S内引风机切换不成功且引风机电流小于10A，联跳引风机6KV开关，送风机单侧联锁跳闸，触发RB，否则手动RB。7、关闭跳闸风机进、出口挡板，检查风机不倒转。8、通知灰硫运行加强增压风机调整、监视，防止风机失速。9、机组运行稳定后，检查跳闸风机本体、系统和引风机6KV开关无异常，选择“工频方式”重新启动引风机。10、检查引风机变频器跳闸原因，故障消除后恢复运行。凝泵变频器故障处理措施1、检查凝泵变频器跳闸后，凝泵高压开关联跳，否则远方手动分闸一次，如还不能分闸则在就地开关本体上手动分闸。2、备用凝泵联启，否则手启。3、关闭除氧器上水旁路电动门，调整除氧器上水调门，保持除氧器水位正常，防止除氧器水位高溢流。4、检查跳闸凝泵出口电动门联关，否则手动关闭。5、检查给水泵密封水调节正常，防止水封被破坏，影响真空。6、通知化学运行，加强凝结水精处理装置运行监视。7、就地检查凝泵开关、变频器保护动作信息。8、如电机故障引起的变频器跳闸，则将凝泵电机停电，并测量电动机绝缘电阻（包括电缆）是否良好。9、短时间内凝泵变频器无法处理好，则手动分闸凝泵变频器J1、J2接触器，K1、K2隔离刀闸，合上凝泵变频器旁路开关，保持凝泵工频备用。10、凝泵变频器未查明原因前，变频器不能再次启动。发电机振荡处理措施1、检定子电流往复摆动，电流超过定值；定子电压剧烈摆动，电压指示降低。2、有、无功功率指针剧烈摆动。转子电流在正常值附近摆动。3、立即解除AGC控制，手动降低发电机有功。4、自动励磁时，严禁干扰励磁调节器动作；当手动励磁时，增加发电机励磁电流。5、振荡原因由系统引起，手动增加发电机励磁电流，维持系统电压。6、系统振荡时，应密切注意机组重要辅机的运行情况，防止辅机发生过流。7、通知各外围岗位做好发电机停机准备。8、如果振荡原因是由于发电机误并列引起，立即将发电机解列。9、发电机和系统发生振荡，失步保护动作，按机组跳闸处理，否则立即将发电机解列，解列时检查厂用电切换正常。10、发电机解列后，应查明原因，消除故障后才可以将发电机重新并列。汽轮机水冲击处理措施1、确认水冲击时，必须迅速破坏真空紧急停机。2、汽机水冲击时，应尽快切断有关汽源、水源，禁止向凝汽器排汽、水，可以打开相关至地沟的疏水门。3、如因加热器、除氧器满水引起汽轮机水冲击，应立即隔离故障加热器或开启除氧器溢流门和底部事故放水门。4、高旁减温水控制不当或电动隔离阀、控制阀不严时，应手动调整减温水或手动关严减温水隔离阀，停机处理。5、如为主、再热汽温低造成汽轮机水冲击，应调整水煤比，提高主、再热汽温恢复正常值。6、停机过程中，应严密监视推力瓦温度及回油温度、轴向位移、上下缸温差、各汽缸缸胀、机组的振动情况等。7、必须准确记录惰走时间、大轴弯曲值，仔细倾听机内声音，以确定机组是否可以重新启动。8、若惰走时间明显缩短，轴向位移、推力瓦温度、振动、大轴弯曲值超限或机内有异常声音，应揭缸检查。9、投盘车时，要特别注意盘车电流是否异常增大、晃动，严禁强行盘车。10、汽轮机水冲击紧急停机后，必须连续盘车24小时以上，偏心度、汽缸温差等控制参数正常后方可重新启动。高加泄漏处理措施1、高加水位异常上升，应及时调整高加水位，同时到现场核对就地水位。开大高加正常疏水调门，调整高加水位在300MM左右。2、结合各高加出水温度、疏水温度、给水泵转速、前置泵电流、高加疏水调门开度等各参数分析，判断是哪一台高加泄漏。3、确认高加泄漏，无法维持运行时，解列高加。4、高加解列前，应降负荷至570MW以下，防止高加解列过程中机组过负荷、再热器超压。5、按从高到低顺序缓慢解列高加，控制给水温度变化率不大于183/MIN。确认一级、二级、三级抽汽电动门及逆止门关闭，抽汽电动门前、逆止门后疏水气动门开启。6、高加水侧切旁路后，手动摇紧高加进口三通、高加出口电动门，检查泄漏高加水位应下降。7、高加退出后，给水温度大幅降低，应根据中间点温度变化，调整水煤比，维持汽水分离器的过热度，防止锅炉主、再热汽温超限。8、监视除氧器水位调节情况。凝结水泵电流变化情况，机组负荷较高时防止凝结水泵过负荷。9、注意监视机组调节级压力、轴向位移、差胀、推力轴承温度、轴承振动等各项参数变化情况。10、机组带满负荷运行时注意燃料量，不能超过机组额定燃料量的110。水源地补水泵全停处理措施1、检查补水泵全停的原因，如工作进线开关跳闸，母线失电，安排人员到水源地对备用进线送电，检查工作进线跳闸原因。2、如补水泵房6KV母线工作进线、备用进线同时失电，立即联系农电公司、电气维护部查找线路失电原因，尽快送电。3、水源地补水泵全部跳闸后，将全部补水泵的出口门关闭，补水母管保压。4、如补水泵因前池水位低跳闸，检查新汴河吸入口是否被异物堵塞，清洗补水泵入口滤网。启动2变频补水泵，维持小流量供水，保证前池水位高于21M。5、供水短时间不能恢复，凉水塔水位低于16M时，关闭1、2凉水塔排污门，1、2机循环水回水至复用水池门。6、通知化学投入废水回收系统，补充复用水。通知脱硫、燃料运行减少用水，必要时打开化学水池至工业水池联络门，开启全部深井泵。7、凉水塔水位降至14M，放下循环水前池联络闸板，降低机组负荷，前池安装抽水泵。8、凉水塔水位降至1M，停运一台机组。9、补水泵仍无法恢复运行，应将停运机组的循环水抽到运行机组，维持停运机组的水塔水位大于04M，必要时开启停运机组的循环水旁路门。10、补水泵电源恢复后，启动变频泵逐渐提升转速，防止振坏供水管道。机组振动大处理措施1、机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承盖振动超过003MM或轴振超过012MM应打闸停机；通过临界转速时，轴承盖振动超过01MM或轴振超过0254MM，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。2、在额定转速3000R/MIN或带负荷稳定工况下要求机组轴承盖振动不超过003MM或轴振不超过0076MM，当轴承盖振动变化005MM，采取措施稳定振动在允许范围内，否则打闸停机。3、当轴振明显增大至0125MM，对照表计变化，查找原因。4、如为机组负荷、参数变化大引起，尽快稳定机组负荷、参数，同时注意汽机差胀，上、下缸温差变化。5、检查润滑油温、油压及各轴承温度应正常，否则调整润滑油温、油压至正常。6、如发电机电流不平衡引起振动，应降低机组负荷，查明发电机转子、定子电流不平衡的原因。7、密封油温度偏离正常值，尽快调整至正常。8、机内氢气温度低应查明原因及时恢复。9、若机组轴振突然增至0254MM，保护不动作，汽机按紧急停机处理。10、检查汽轮机上下缸温差，若温差56时按汽轮机进水处理。氢侧密封油压下降处理措施1、氢侧密封油压下降时，检查氢侧密封油泵出口压力和母管压力，若系滤网堵引起母管压力下降，立即旋转清洗，如堵塞严重，将备用滤网投运，检查密封油母管压力应上升并将原运行滤网隔离，联系处理。2、若系氢侧交流油泵故障，当交流油泵出入口差压降至0035MPA时，氢侧备用交流油泵应自启，否则手动启动，维持密封油空/氢侧差压在490PA。3、若系氢侧密封油泵均故障停用，机组仍可维持运行，但应严密监视发电机氢气纯度不低于90，同时加强补氢，尽快恢复氢侧密封油泵供油。4、氢侧密封油泵停运后，加强对主油箱和密封油系统排烟风机运行的检查，严禁停用排烟风机。5、当各密封油泵均发生故障不能运行时，发电机应停机并紧急排氢直至润滑油压能对机内氢气进行密封。6、密封油差压阀、平衡阀自动调节不正常时，用调节阀旁路门手动进行调整，同时联系维护处理。7、发电机密封油源中断，应紧急停机并排氢。8、密封油系统着火，严重威胁机组或人身安全，紧急停机并进行灭火、排氢。9、密封油箱油位异常时，及时补排油，维持正常油位，并查明原因予以消除。汽泵反转处理措施1、汽泵正常停运时，要先关闭其出口电动门及中间抽头电动门，并确认关闭严密后再打闸停泵。2、汽泵出口电动门或中间抽头电动门不能关闭严密，严禁停止停运汽泵，要立即联系维护处理好后再停泵。3、确认汽泵反转时，立即手动停止其他运行给水泵。4、立即关闭锅炉主给水电动门，关闭反转汽泵中间抽头电动门。5、检查汽泵出口电动门关闭，如果未关到位立即就地并手动关闭。6、检查汽泵最小流量阀开启，如果关闭要立即开启。7、保持前置泵入口电动门全开。8、检查除氧器水位正常，水位高时要及时放水。9、监视、调整汽泵润滑油压025MPA、油温42左右。发电机定子线圈温度异常处理措施1、发电机定子线棒支路出水温差达到8K而小于12K；线棒或总出水管出水温度达85；并联引线主出线进、出水温升达到31K；层间最高温度达90则稳定负荷，记录所有测温元件的温度读数。2、在发电机测温端子板上直接测量和记录上述温度读数以确认监测系统是否故障。3、增加或减少1520负荷，以5为一级逐级增加或减少，并保持每级负荷稳定30分钟使读数稳定。如果在不同负荷下某个读数始终显示异常读数，说明测温元件有问题。4、原因不清则申请停机，对机内进行进一步检查。5、发电机解列后待温度基本稳定时，测量同一类水支路的测温读数，若读数一致，说明水支路有问题。若仍然有上述异常，则测温元件或线路有问题。6、发电机出水温差接近12K或总出水温度接近90或层间温差接近14K。机组先降10负荷使温差或温度低于限值，并核对读数的正确性。若确属内部有问题则解列停机。7、并列引线、主引线和出线套管内导电杆、中性点母线温度偏离正常值5K，则加以分析。任一温度中接近90，降低汽机负荷以确认读数是否正确。达到90，发电机解列处理。8、如果定子上层绕组或下层绕组线棒的出水高/低温差中接近12K或槽内层间的高/低温差中达到14K，必须降低负荷以验明读数的真伪。如果读数为真，当温差再次到限制值时必须解列发电机。发电机升不起电压处理措施1、核对发电机定子电压指示是否正常，励磁电压以及励磁电流指示是否正常。2、检查发电机灭磁开关是否合闸良好，发电机是否起励，起励电源是否正常。3、检查发电机PT二次电压是否正常，一次保险是否正常。4、调节器是否正常，调节器直流电源是否良好。5、检查励磁变运行是否良好。6、检查发电机碳刷接触是否良好。7、检查功率柜工作是否正常。锅炉结焦的处理措施1、进行燃烧调整，合理调配煤种。2、增加结焦部位的吹灰次数，至少每班吹灰一次。3、运行中加强对汽温的监视，发现异常及时分析处理。4、检查结焦情况，做好大焦块落下的事故预想。5、如结焦严重，应适当降低锅炉负荷并增加结焦部位的吹灰次数。6、当锅炉严重结焦时，应投入吹灰器连续吹灰（重点对屏过进行吹灰，投运17长吹灰器），同时降负荷至480MW，加强对炉膛结焦情况的检查，视吹灰掉焦情况，在此负荷稳定运行12小时。7、降负荷至430MW，加强对炉膛温度的监视，继续对锅炉进行吹灰，同时做好稳燃措施，如果掉焦造成炉膛负压波动，锅炉燃烧不稳时，投入点火油枪助燃。在此负荷稳定运行13小时。8、做好相关锅炉掉焦灭火事故预想，继续降负荷至400MW，加强锅炉炉膛燃烧调整，派专人就地观察炉膛掉焦情况（确保通信畅通，并做好防掉焦炉膛冒正压伤人措施），必要时可逐个投运吹灰器，投运吹灰器时应有时间间隔（510MIN），防止大面积掉焦造成炉膛灭火。9、如果结焦严重，经吹灰、降负荷处理仍不能维持机组正常运行，严重威胁机组设备安全时，申请停炉处理。10、锅炉降负荷运行，结焦清除后，对炉膛受热面进行检查，无问题后方可允许带负荷。汽水分离器温度高处理措施1、机组协调系统故障造成煤水比失调时，立即解除协调，根据汽水分离器温度上升速度和当前需求负荷，降低燃料量或增加给水量。2、尽量避免煤和水同时调整，当煤水比调整相对稳定后再进一步调整负荷。3、给水泵跳闸或其它原因造成RB，控制系统工作在协调状态但工作不正常造成分离器温度高时，立即解除协调，将燃料量降低至RB要求值，待分离器温度开始降低时再逐渐减少给水流量至燃料对应值。4、机组升、降负荷速度过快时，应适当将升、降负荷速度降低。5、大范围升、降应分阶段进行调整，当一阶段调整结束，受热面和分离器温度相对稳定后再进行下一步的调整。6、需要投入油枪稳燃时，要注意油枪投入的速度不能过快，防止分离器温度高。7、当炉膛严重结焦、积灰、煤质严重偏离设计值、燃烧系统非正常运行工况等原因导致汽水分离器温度时，对给水控制系统的中间点温度进行修正或将给水控制切为手动控制。8、清理炉膛和受热面的结焦和积灰。当煤质发生变化时燃料值班员要提前通知值长，制定相应的措施调整燃烧。凝汽器真空下降处理措施1、发现凝汽器真空下降，首先对照低压缸排汽温度进行确认，并查找原因进行相应处理。2、真空下降至88KPA，立即启动备用真空泵运行，如真空继续降低，按真空每下降1KPA，减负荷60MW，凝汽器真空降至7664KPA，应减负荷至零。3、机组负荷10额定负荷时，真空低至7334KPA时，应手动停机。4、机组负荷10额定负荷时，真空低于700KPA，汽轮机真空低保护动作跳闸，否则手动停机。5、凝汽器真空下降时，开启低压缸喷水电磁阀，控制排汽温度不超过79，排汽温度达121且持续15MIN或121应停机。6、因真空低紧急停机时，应立即切除高、低压旁路，关闭所有进入凝汽器的疏水门。7、真空低报警至停机时间不得超过60MIN。8、检查当时机组有无影响真空下降的操作，如有立即停止并恢复到原运行方式。9、因循环水中断或水量不足引起的真空下降，应立即启动备用循环水泵；如果凝汽器管脏污，加强清洗；如循环水全部中断，应立即打闸停机，并关闭凝汽器循环水进出水门，待凝汽器排汽温度下降到50左右时，再向凝汽器通循环水。10、检查真空泵运行情况，及时调整汽水分离器水位正常，若备用真空泵入口门不严时切换备用泵运行。检查轴封系统工作情况，及时维持轴封压力正常。机组甩负荷处理措施1、密切监视主、再热蒸汽参数的变化，锅炉维持正常参数。2、全面检查机组运行情况，尽快查明原因并作相应处理；若无明显故障，立即汇报值长并做好升负荷的准备。3、若为调速系统故障，运行中无法处理应停机处理。4、检查汽泵运行情况及给水自动调节情况，若给水自动调节不能满足锅炉需要时，解除主给水及小机自动，注意给水泵最小流量阀动作情况。5、注意厂用电运行情况、凝汽器真空及低压缸排汽温度，监视调整好凝汽器、除氧器、加热器水位，维持辅汽母管压力正常。6、注意除氧器压力和轴封供汽情况。7、若系机组保护误动，应立即汇报值长并迅速执行值长命令。8、主要辅机跳闸导致机组甩负荷，按照RB动作处理。9、监视SCR入口烟温，按照规定停止喷氨。制粉系统节能运行规定1、1炉A、B、C、D、E磨煤机挡板开度45，F磨煤机挡板开度50。2、2炉A、F、D磨煤机挡板开度45，B、C、E磨煤机挡板开度40。3、磨煤机加载力，55T/H出力对应12MPA、40T/H出力对应9MPA。4、磨煤机出力规定（1）磨煤机出力控制在4055T/H，（2）同层磨出力偏差25T/H。上下层磨出力偏差25T/H。5、磨煤机出口温度控制在8590。6、磨煤机风煤比设定煤量22T/H对应风量74T/H，煤量60T/H对应风量100T/H，“风煤比”控制在185195。7、磨煤机粉管一次风速维持在2225M/S（风速偏差2M/S）。8、排石子煤时含煤量达20时，及时进行加载力、风量、出力调整。9、磨煤机密封风差压设定为20KPA。10、煤粉细度R90控制在1520，每周二白班进行煤粉细度取样化验并记录。炉膛配风节能运行规定1、正常运行中炉膛负压控制投“自动”，维持在500PA范围内。2、正常运行中炉膛氧量投入“自动”，两侧氧量偏差05，及时进行调整。3、上层燃烧器二次风箱挡板开度70，中层燃烧器二次风箱挡板开度80，下层燃烧器二次风箱挡板开度100。4、磨煤机停运后，将对应二次风箱挡板关至5。5、每周二白班对燃烧器外二次风门开度核对，发生漂移重新定位。6、正常运行中燃尽风挡板控制在530范围内。7、炉膛出口低再烟温偏差30，及时进行调整。8、炉膛出口低过烟温偏差30，及时进行调整。9、每月对1、2炉烟气中氧量、氮氧化物、一氧化碳含量测量2次，将测量结果记录在值班日志。10、运行中若两侧氧量发生“翻转”，立即进行原因分析和调整，将变化原因记录在值班日志。真空系统节能运行规定1、真空提高装置运行中制冷机出口冷水温度控制在15以内，超出该范围应停运检查。2、真空提高装置运行时，每班对膨胀水箱水位进行核对，防止水位低影响机组真空。3、真空提高装置冷水压力维持在02MPA，保证真空泵工作水流量充足。4、运行真空泵冷却器进回水温差超过8时，应清理冷却器。5、每月进行一次真空严密性试验，试验结果高于200PA/MIN，及时进行查漏治漏。6、1、2机轴封母管压力分别设定为12KPA、13KPA。7、1、2机轴封母管溢流值设定为20KPA。8、循环水入口温度降至155时，停运真空提高装置。9、循环水入口温度升至16时，投入真空提高装置。10、循环水入口温度降至16时，真空提高装置冷却水源切至循环水回水供水。循环水入口温度升至20时，真空提高装置冷却水源切至循环水进水供水。给水泵密封水节能运行规定1、正常运行中，给水泵密封水调门投入“自动”，通过密封水进回水温差控制密封水水量。2、给水泵密封水回水严禁超过77，否则容易导致密封筒内回水汽化，致使凝汽器真空下降。3、凝结水温度达40时，将给水泵密封水温差设定为20，降低凝结水消耗量。4、凝结水温度40以下时，将给水泵密封水温差设定为25，降低凝结水消耗量。5、凝结水水质不合格时，给水泵密封水由凝结水精处理后供水。6、机组启动过程中，负荷小于300MW时给水泵密封水由凝结水精处理后供水。7、机组负荷300MW以上时，给水泵密封水切换至凝结水泵出口供水。8、机组启动时，应检查给水泵密封水回水切至地沟，防止抽真空过程中真空泵电流超限。9、停机时凝汽器真空低于85KPA，将给水泵密封水回水切至地沟，保持单台真空泵运行。10、电泵备用期间应及时调整密封水调门，防止泵体两侧往外渗水。除氧器上水节能运行规定1、1、2机组负荷500MW以上，保持除氧器上水调门和旁路电动门全开，凝泵变频方式调整除氧器水位。2、1机组负荷500MW以下时，关闭除氧器上水旁路电动门，凝泵变频自动及手动调节除氧器上水调门开度的方式调整除氧器水位。3、为保证1机给水泵密封水水封正常，凝泵出口母管压力不低于15MPA，密封水调门开度不大于88。4、2机组负荷500MW以下时，关闭除氧器上水旁路电动门，凝泵变频自动及手动调节除氧器上水调门开度的方式调整除氧器水位。5、为保证2机给水泵密封水水封正常，凝泵出口母管压力不低于14MPA，密封水调门开度不大于88。6、除氧器上水旁路电动门故障、备用凝泵启动时、A凝泵变频器故障工频运行或变频器手动方式运行时、B凝泵运行时、1、2机组负荷低于500MW、除氧器水位调节不稳定时，除氧器上水旁路电路门必须关闭。7、除氧器水位发高值（2580MM）时联关除氧器上水旁路电动门。8、除氧器水位稳定，上水旁路门满足开启条件时，应将上水旁路门手动开启。9、操作除氧器上水旁路电动门应缓慢，防止凝结水母管压力和除氧器水位大幅波动。10、除氧器上水旁路电动门禁止长时间停留在中间位置，防止水冲刷造成阀门内漏。凝补水箱补水节能运行规定1、1、2机组凝补水箱水位不得低于4米，交班水位不得低于50米。2、两台机组凝补水箱补水优先采用自流补水的方式。3、化学精处理混床进行树脂再生和前置过滤器反洗时，应提前进行凝补水箱自流补水。4、加强两台机组凝补水箱水位的监视，水位下降较快及时启动除盐水泵运行。5、两台机组正常运行期间，1、2机组凝汽器大流量补水调门关闭并挂“禁操”，补水调门前后手动门关闭，悬挂“禁止操作”警示牌，并上锁。6、一台机组停运期间，运行机组凝汽器大流量补水调门关闭并挂“禁操”，补水调门前后手动门关闭，悬挂“禁止操作”警示牌，并上锁。7、如果凝汽器采用大流量方式进行补水，必须经过值长和专工同意，凝汽器大流量补水期间除盐水泵严禁停运。8、单机启动前，化学专业必须保证两个除盐水箱满水位，确保足够的水量使凝补水箱能自流补水。9、凝汽器注水前，集控专业应保证凝补水箱自流补水至6米以上。10、根据机组补水量及时调整除盐水泵再循环门，满足供水要求。胶球系统节能运行规定1、每月第一周周一对胶球系统收球网板进行活动开关试验，反洗一次，降低收球网板差压，反洗正常后，收球网板门要关闭严密，严防跑球。2、机组正常运行时，胶球系统每天白班接班后投运，清洗四小时，收球二小时后停运胶球系统。3、每周一夜班循环水水室顶部放空气。4、每周一白班收球时，启动高速循泵运行，发现质量尺寸不合格的胶球及时剔除，若收球率低于95，应及时分析原因并联系处理。5、胶球系统投停、收球率应及时记录，发现凝汽器端差增大，应及时分析原因并处理。6、胶球系统投运时，必须对收球室放空气，每次收球、加球后应将收球室空气放尽。7、每周一白班收胶球时，应根据实际收球数量进行加球，保证两侧收球网有1000个胶球。8、加球结束后，系统投运前，应将循环水水室顶部放尽空气，防止胶球积聚在水室顶部，影响清洗及收球。9、所加胶球必须连续浸泡24H，确保胶球涨开，直径大于凝汽器钢管直径1MM，保证所加胶球全部投入清洗。10、加球后胶球系统应连续运行八小时，胶球系统内的空气排尽，确保凝汽器钢管清洗完全。循环水泵节能运行规定1、当循环水进水温度在20以上时，机组负荷在500MW以下，采用A（高速）循环水泵运行方式。机组负荷在500MW及以上时，采用A（高速）、B（低速）循环水泵并联运行方式。2、当循环水进水温度在20以下,机组负荷500MW，采用A循环水泵高速运行方式。机组负荷在500MW以下，采用B循环水泵低速运行方式。3、当循环水进水温度在25以上且机组负荷460MW时，采用A、B水泵高速并联运行方式。4、当循环水进水温度在25以下且机组负荷460MW时，采用A循环水泵高速运行方式。5、当循环水进水温度在1520之间，机组负荷在460MW及以上时，采用A循环水泵高速。机组负荷在500MW及以上时，采用A（高速）、B（低速）循环水泵并联运行方式。6、当循环水进水温度在1520之间，机组负荷在460MW以下时，采用B循环水泵低速运行方式。7、当循环水进水温度在1015之间，机组负荷在540MW及以上时，采用A循环水泵高速运行方式。8、当循环水进水温度在1015之间，机组负荷在540MW以下时，采用B循环水泵低速运行方式。9、机组负荷550MW以上运行，当循环水进水温度大于5且小于10时，采用循环水泵单泵高速运行方式。10、冬季循环水入口温度低于5时，应关闭凉水塔启闭器，加大外围淋水密度。循环水入口温度高于5时，应开启凉水塔启闭器。机组启动节电运行规定1、机组启动时，用电前泵进行锅炉上水。达到锅炉点火条件时用小机控制给水流量进行点火升温升压。2、机组启动时，用辅汽汽源冲转第一台小机。本机并网后冷再压力满足后，进行第二台小机的冲转。机组负荷300MW以上，将两台小机汽源切换至本机四段抽汽提供。3、汽轮机冲转时，凝汽器真空不宜过高，控制真空80KPA，增加汽轮机进汽量，提高汽轮机暖机速度和汽轮机差胀。4、电动给水泵由于流量为30，正常运行期间及机组启停尽量不参与运行只做机组低负荷时的备用。电泵与小机并泵运行时，电泵保持小出力运行。5、负荷150MW以上，除氧器由备用汽源倒至本机四段抽汽供汽。负荷300MW以上，及时关闭汽机侧所有疏水手动门，并在并网后连续三个班对阀门进行热紧查阀门内漏。6、机组启动过程中，全开除氧器启动排汽电动门和运行排汽电动门，以确保除氧器的除氧效果。7、机组并网后，全关除氧器启动排汽电动门，并将除氧器运行排汽电动门关至30。当除氧器出口溶氧合格时，将运行排汽电动门关至5以下。8、机组启动初期，采用单侧风机运行方式启动。9、机组启动时A磨煤机上高挥发份煤种，采用等离子点火方式，若需要投点火油枪时，将点火油枪进油手动门开2圈，减少启动用油。10、除氧器出口水质含铁量200G/L时向锅炉上水。汽水分离器出口给水的含铁量500G/L、PH值95时，进行工质回收。省煤器进口水质FE100G/L、PH值在9395时，锅炉即可以点火。当分离器储水罐出口水质FE50