600MW机组事故处理

1、事故处理1事故处理原则1.1发生故障时，运行人员应迅速解除对人身和设备的威胁，根据仪表指示和设备外部特 征，正确地判断事故原因，采取措施、消除故障、缩小事故范围，防止主设备严重损坏，同 时应注意保持未故障设备的继续运行，并汇报值长。1.2运行人员在处理事故过程中，应设法保住厂用电源，避免全厂停电。1.3发生事故时，遵照“保人身、保设备、保电网”的原则，机组长应在值长的统一指挥下，带领本机组人员根据各自的职责迅速按规程规定正确处理事故。对值长、机组长的命令除对人身、设备有直接危害外，均应立即执行，否则应申明理由，拒绝执行。值长坚持时， 应向上级领导汇报。1.4处理事故要精力集中，坚守岗位，迅速限

2、制事故的发展，消除事故根源，解除对人身 和设备威胁，防止事故进一步扩大， 确保非故障设备良好运行。在事故处理过程中要统筹兼顾，接到命令必须执行重复命令制度，命令执行后，应向发令人汇报。1.5自动装置故障时，运行人员应正确判断，及时将有关自动装置切至手动，及时调整， 维持参数的正常、稳定，防止事故扩大。1.6 400VPC、MCC失电时，应首先投入备用设备，待备用辅机运行正常后，再到就地处 理电源故障，恢复正常运行。1.7当发生本规程没有列举的紧急事故时，运行人员应根据自己的经验与判断，主动地采 取措施、对策，迅速进行处理。1.8事故处理完毕，应将事故发生的现象、时间、处理过程如实地记录在交接班

3、日志上。2保护停炉 当下列情况之一具备时，锅炉保护动作将自动中断向锅炉提供燃料：2.12.22.32.42.52.62.72.82.92.102.112.122.132.14手动MFT。所有送风机跳闸。所有引风机跳闸。有任两层制粉系统投运时所有一次风机全停。 炉水循环泵全停或循环泵差压全低（延时3S）。锅炉汽包水位高高+250mm （2/3）延时3S。 锅炉汽包水位低-300mm（2/3）延时3S。炉膛压力高高+324OPa：炉膛压力开关三取二延时 炉膛压力低低-249OPa：炉膛压力开关三取二延时3S。3S。火检冷却风丧失（延时10秒）（火检冷却风全停运或冷却风压力低低（ 炉膛总风量30%。

4、机组负荷大于60MW，汽机跳闸。全炉膛火焰丧失。失去燃料跳闸：在锅炉已点火的情况下，以下二个条件同时存在：2/3)。1）所有油枪进油阀关闭或燃油快关阀关闭；2）所有磨煤机跳闸或磨煤机出口门全关；2.15延时点火：燃油快关阀已打开，若在规定时间内（10分钟）,无点火油枪点火成功，将产MFT。生MFT ;首支点火油枪三次点火不成功也将引发3紧急停炉 遇有下列情况之一时，应紧急停炉3.1 MFT应动而保护拒动时。3.23.33.43.53.63.73.8给水、蒸汽管道发生爆破、不能维持正常运行或威胁人身设备安全时。 锅炉受热面爆破无法维持机组正常水位时。所有汽包水位表计损坏，无法监视汽包水位时。 尾

5、部烟道发生再燃烧，经处理无效，使排烟温度不正常升高 炉膛内或烟道内发生燃烧，使设备遭到严重破坏时。压力超限主再热蒸汽所有安全阀拒动且 再热汽中断时。PCV无法开启时。250 C以上。4申请停炉遇有下列情况之一时，请示值长申请停炉4.14.24.34.44.54.64.74.84.9锅炉承压部件泄漏，运行中无法消除时。过热器或再热器管壁温度超过最高允许温度，经多方设法调整仍无法恢复正常时。 给水、炉水、蒸汽品质严重恶化，经努力调整仍无法恢复时。蒸汽温度超过允许值，经采取一切措施仍无效时。 锅炉严重结焦，难以维持正常运行时。锅炉安全阀起座后无法使其回座时。 电除尘脱硫设备无法正常投运时。 锅炉控制

6、气源失去，短期内无法恢复时。 炉水循环泵失去低压冷却水源且无法恢复时。5主燃料跳闸（MFT）5.1现象1）锅炉MFT动作报警。2）锅炉所有燃料切断，炉膛熄火。5.2 MFT动作时，自动进行下列动作，否则应进行手动干预1）2）3）4）a）MFT跳闸继电器动作。MFT向汽机ETS送信号联跳汽机。关闭进油快关阀、开回油快关阀，关油燃烧器进油阀，闭锁油枪吹扫；MFT后送风机动叶、引风机静叶的控制要求：不是由送引风机跳闸、不是由小于30%风量引起 MFT，送风机动叶、引风机静叶切手动，同时超驰关到吹扫位。b）由于小于30%风量引起的 MFT，但送、引风机都在运行，保持当前开度5分钟不变，5分钟后超驰开到

7、吹扫位，同时切手动。c）由送、弓I风机跳闸引起的MFT, 1分钟后送风机动叶、引风机静叶全开15分钟，保持炉膛自然通风。跳闸所有磨煤机，煤粉出口门关闭（冷/热风门与磨煤机跳闸联动）。跳闸所有给煤机。关一、二级减温水电动门。 关再热器减温水电动门。跳电除尘器。联跳一次风机；联跳密封风机。吹灰系统跳闸。开所有二次风门。在等离子点火模式下，跳等离子点火整流柜装置。5)6)7)8)9)10)11)12)13)5.3MFT动作后的手动处理原则1)2)3)4)5)注意水位调节，维持汽包水位正常。注意炉水泵运行是否正常，当发生振动，差压及电流摆动时，应停止炉水泵运行。 确认空预器运行正常。迅速查明MFT动作

8、的原因，消除后立即进行锅炉重新点火。如MFT动作原因一时难以查明或消除，则应按正常停炉处理，停止风机运行，关闭各风门挡板，保留必要的辅机运行。 机组起动重新并列后，并且负荷50%时，应逐台吹扫MFT时紧急跳闸且尚未投用的磨 煤机。7)8)9)10)11)12)66.11)2)3)4)MFT后不能恢复汽包水位，应将炉水循环泵停电。及时打开省煤器再循环阀。MFT后确认厂用电切至#01高备变供电。磨煤机充惰。辅汽倒至运行机组供汽。MFT动作时，如油枪在运行状态，则在重新点火时应进行油枪的吹扫。 锅炉自动减负荷动作(RB)遇有下列故障之一时，发生自动减负荷两台运行中的送风机之一跳闸，锅炉最大允许出力限

9、制为 两台运行中的引风机之一跳闸，锅炉最大允许出力限制为 两台运行中的一次风机之一跳闸，锅炉最大允许出力限制为 两台电动给水泵运行，其中一台电动给水泵跳闸，延时270MW。300MW。300MW。270MW。10秒备用电动给水泵未启动,锅炉最大允许出力限制为6)炉水循环泵仅剩一台在运行，锅炉最大允许出力限制为6.2锅炉RB后的操作 RB逻辑中只有一次风机 RB后将燃料主控切手动，机组控制方式由“协调”切至“TF1 ”, 其他情况发生RB后燃料主控仍在自动方式，机组控制方式由“协调”切至“ TF2 ”。 在A磨运行时，自动投入等离子点火装置，条件允许后同时投入#1角、#3角等离子装 置，延时15

10、秒后投入#2角、#4角等离子装置。 RB动作后，自动投入 AB层油枪，顺序为先关回油主、辅阀，投油条件允许后按#1角 -#3角-#2角-#4角顺序投油，每角延时 15秒投入。RB动作后，三层以上燃烧器运行时，从上层制粉系统开始切除，第一台制粉系统立即 切除，以后每隔10秒，跳闸一台制粉系统，直至保留三层制粉系统运行。一次风机RB动作后，应以磨煤机入口风量为标准调整磨煤机煤量合适；发现磨煤机入 口风量长时间偏低，应检查确认燃料主控切手动，停止一台磨煤机运行，保证其他两台磨入 口风量正常，防止磨煤机堵煤。锅炉负荷能力联锁动作后，自动降低锅炉负荷，否则手动。若由于一台送风机在运行中跳闸产生SCS关闭

11、)。若由于一台引风机在运行中跳闸产生由SCS关闭)。若由于一台一次风机在运行中跳闸产生 挡板由SCS关闭)。若锅炉燃烧不稳，火检频闪，立即投油枪助燃。检查运行的一次风机、送风机、引风机、电动给水泵、炉水泵运行正常，不超额定电 流。300MW。RB时，跳闸风机入口动叶强制关闭(出口挡板由RB时，跳闸风机入口静叶强制关闭(出入口挡板RB时，跳闸风机入口调节挡板强制关闭(出口12)13)14)检查除氧器、轴封母管压力正常，检查凝汽器真空正常； 检查低压缸排汽温度小于 79 C;检查监视汽轮机润滑油温、轴承回油温度、轴向位移、差胀、振动变化情况，均应在 正常范围内。机组各参数稳定后投入空预器连续吹灰。

12、 7两台引风机(或送风机)跳闸现象MFT动作；引(送)风机电流到零；风机联动跳闸，总风量及风压下降至零; 风机跳闸报警；送风机的控制由自动切至手动。7.11)2)送(引) 引(送) 引风机、 处理3)4)5)按锅炉MFT8炉膛压力高高8.11)2)8.21)2)3)4)5)6)8.3动作处理。7.2现象MFT动作；炉膛压力高高报警。原因引风机跳闸，未联锁送风机跳闸； 炉膛吹扫不彻底，点火时发生爆燃; 炉膛负压自动调节装置失灵； 燃烧恶化；炉内承压部件严重泄漏； 烟道挡板被误关。按锅炉MFT处理。9炉膛压力低低9.11)2)9.21)2)3)9.3处理现象MFT动作；炉膛压力低低报警。原因送风机

13、跳闸；炉膛负压自动调节装置失灵; 风道挡板被误关。按锅炉MFT处理。1010.11)2)3)4)5)处理汽包水位高现象汽包水位高报警，电接点水位计，就地水位计，CRT水位计水位指示升高;给水流量与蒸汽流量偏差异常增大；蒸汽导电度升高；严重满水时，过热蒸汽温度急剧下降，主汽管内发水冲击。10.2原因1)2)3)4)5)给水自动调节失灵；负荷或汽压变动过大；水位计指示不正确，使运行人员误操作; 对水位监视不严或误操作；安全阀动作。如水位继续上升，CRT水位达+250mm时，锅炉MFT动作; 停止锅炉进水，开启定排放水门；全开过热器，主蒸汽管疏水门； 关闭过热器、再热器减温水门； 加大锅炉放水，注意

14、水位变化； 分析满水原因，消除后重新启动。汽包水位低现象汽包水位低报警；电接点水位计，就地水位计，CRT水位计水位指示降低；给水流量与蒸汽流量偏差增大； 严重缺水时锅炉 MFT动作。10.3处理 发生水位异常升高，应立即采取降低水位的措施，如降低给水流量，开启汽包放水门进 行放水； 若某台给水泵控制系统失灵，使手动自动均无法降低给水流量时，应紧急关闭给水泵出口电动门，并手动停止给水泵运行。3)4)5)6)7)8)1111.11)2)3)4)11.2原因1)2)3)4)5)6)7)给水自动调节失灵；给水泵故障，给水流量下降；水冷壁或省煤器爆破影响水位急剧下降; 负荷或汽压变动过大；水位计指示不正

15、确，使运行人员误操作; 锅炉排污时操作不当；对水位监视不严或误操作。11.3处理1)2)3)4)5)确认水位计正确无误后，应立即设法增加给水流量； 若运行给水泵发生故障跳闸，立即启动备用给水泵； 减少燃料量，降低锅炉汽压；若水位继续下降，CRT水位达-300mm ,锅炉MFT动作；7)1212.11)锅炉MFT后，视缺水情况重新缓慢上水，避免对汽包的热冲击，待汽包水位正常，且 锅炉承压部件无损坏，锅炉可重新启动； 如果承压部件有损坏，在锅炉MFT后应加强上水，尽量维持汽包水位，水位无法维持 时可停止给水泵运行；锅炉停止后继续冷却，待完全冷却后查找故障点。不能恢复汽包水位时，应将炉水循环泵停运并

16、停电。水冷壁管泄漏现象汽包水位迅速下降，蒸汽压力下降，汽温上升，水位调节在“自动”时，给水流量不正常的大于蒸汽流量；2)3)4)5)6)7)燃烧室内有泄漏声；给水流量不正常的大于蒸汽流量；炉膛负压减小或变正，炉膛不严密处有炉烟冒出; 引风机动叶不正常地开大，电流增加；燃烧不稳定或造成熄火；12.2原因1)2)3)4)5)6)烟气温度下降。炉水质量不符合标准，长期运行后管内结垢; 燃烧器附近的水冷壁管被煤粉磨损； 个别水冷壁管被异物堵塞； 吹灰器故障，管子被吹损；水冷壁材质不良或制造、安装不良； 膨胀不均，管子被拉坏。12.3处理降低机组负荷，锅炉降低主汽压力，机组运行改为汽机跟随方式；如水冷壁

17、管损坏严重，无法维持汽包正常水位时，应立即停炉; 保持引风机运行，排除炉内蒸汽；停炉后尽可能继续进水，维持汽包水位； 如泄漏严重，停炉后仍不能维持汽包水位时，应停止进水； 停炉后，电除尘器应立即停电，以防电极积灰； 停炉后应将电除尘器、省煤器预热器灰斗内积灰清理干净。 炉水循环不良如水冷壁管损坏不大，并能维持汽包正常水位时，允许在减低负荷情况下短期运行，并 汇报值长安排停炉；3)4)5)6)7)8)1360KPa。炉水循环不良指的是无炉水循环泵运行，或三台炉水循环泵的进出口差压均V现象MFT ；炉水循环泵跳闸，或差压低；差压表指示低且摆动；炉水循环泵电流摆动，偏小或到零。13.11)2)3)1

18、3.2原因1)2)3)4)1414.11)2)3)4)5)6)4)炉水循环泵电源中断；炉水循环泵电动机内腔温度65 C跳闸;炉水循环泵任一出口门未全开； 炉水循环泵产生汽蚀。省煤器管泄漏现象汽包水位下降，锅炉补水量突增；省煤器附近有泄漏声；省煤器灰斗有水漏出或湿灰现象；省煤器二侧烟温偏差增大，漏水侧烟温下降; 预热器两侧出口风温差增大；引风机调节挡板不正常地开大，电流增加。14.2原因：1)2)3)省煤器管被飞灰磨损；省煤器管材质不良；吹灰器故障，水冷壁吹灰吹损省煤器管。过热器管泄漏现象过热器附近有泄漏声；蒸汽压力下降；蒸汽流量不正常地小于给水流量，锅炉补水量突增； 炉膛压力增大，引风机调节档

19、板不正常地开大； 管子损坏侧烟气温度降低；过热器两侧蒸汽温度偏差增大，故障侧蒸汽温度异常升高。14.3处理因省煤器泄漏停炉时，禁止开省煤器再循环门，其它同水冷壁管损坏的处理。1515.11)2)3)4)5)6)15.2原因1)2)3)4)5)蒸汽品质长期不良，管内结垢，引起超温爆管; 过热器长期超温运行；过热器管被飞灰磨损；吹灰器故障，吹损管子。 材质不良。15.3处理机组运行改为汽机跟随方式，降低锅炉汽压；汇报值长及早安排停炉，在维过热器损坏不严重时，允许适当降低汽压作短时间运行； 持运行时应加强监视，注意故障的扩大；3)4)5)6)7)1616.11)2)3)4)5)6)若过热器管损坏严重

20、，无法维持正常汽温或管壁严重超温时，应立即停炉; 保留一台引风机运行，待炉内蒸汽消失后停风机；锅炉停止后开启省煤器再循环门；停炉后，电除尘器应立即停电，以防电极积灰； 停炉后应将电除尘器、省煤器、预热器灰斗内积灰清除。再热器管损坏现象再热器附近有异常声响； 再热器出口压力下降； 引风机调节档板不正常地开大； 再热汽温偏差增大或异常升高； 炉膛负压变正，严重时不严密处有汽或炉烟喷出； 在机组负荷不变化的情况下，主蒸汽流量增加。16.2原因1)2)3)4)蒸汽品质长期不合格，管内结垢; 飞灰磨损或吹灰器故障吹损管子; 运行中再热器长期超温。材质不良。16.3处理处理同过热器管损坏。17尾部烟道再燃

21、烧17.1 现象1）2）3）4）5）烟道内燃烧点后烟温剧增；炉膛压力和烟道内负压剧烈变化；烟道内不严密处有火星和烟冒出，烟囱冒黑烟； 预热器出口一、二次风温增高；若预热器处发生二次燃烧，热点探测装置报警，预热器电流晃动大，外壳有热辐射感, 燃烧严重时预热器跳闸。17.2原因1）燃烧调整不当，煤粉过粗或燃烧恶化，使未燃尽的煤粉进入烟道或锅炉灭火后，炉膛吹 扫不彻底；2）油燃烧器燃烧不良或配风不当，使未燃尽的碳黑和油滴沉积在烟道受热面上；3）锅炉启动和停炉的时间过长，使空气预热器蓄热板上沉积油垢；4）煤油混燃时间太长，炉膛温度低，燃烧不完全，造成大量可燃物在烟道内燃烧。17.3处理1）烟道内烟气温

22、度不正常地升高时，应立即调整燃烧和受热面进行吹灰；2）经采取措施无效，烟气温度仍剧烈上升，确认为二次燃烧时，锅炉紧急停炉；3）锅炉熄火后，停止引、送风机，关闭所有风挡板和烟气挡板，同时设法投入吹灰器进行 灭火；4）待火熄灭，检查烟道内烟气温度不再上升时，开启烟风道挡板，启动吸、送风机进行吹 扫，即可重新点火；5）如空气预热器燃烧用吹灰器蒸汽无法灭火时，可用空气预热器消防水进行灭火。18 锅炉风量30%现象1）MFT动作；2）锅炉所有燃料切断，炉膛熄火。18.2原因1）风量自动调节失灵；2）低负荷时，一组风机跳闸；18.3处理按MFT动作处理。19厂用气失去现象1）厂用气压力低报警。2）气动调节

23、门调节失灵，有关水位、温度无法自动调整。3）个别气动调节门位置发生变化，或全开，或全关。19.2原因1）运行空压机全部跳闸，备用空压机未投入，或运行空压机带负荷不够。2）厂用气管道严重泄漏，气压维持不住。3）总气源门被误关。19.3处理立即增大运行空压机的出力，启动备用空压机，对压缩空气系统全面检查、调整。全面检查系统有无严重泄漏点，有则设法隔离。气压恢复前，就地手动调整一些重要调门或旁路手动门， 主机润滑油温等重要参数正常。4)5)6)保证汽包、除氧器、热井水位、对其它一些气动阀门、风门、挡板等，能做手动调整的可做相应手动处理。 严密监视机组运行工况，当无法维持机组运行时，紧急停炉、停机。停

24、炉、停机后仍应就地操作相应的气动阀门、风门、挡板，防止设备损坏。2020.120.220.320.420.520.620.720.820.920.101)汽轮机自动跳闸条件：EH油压低达9.3MPa。轴承润滑油压低达 0.048M Pa。 轴向位移增大至：1.0mm。汽轮机背压达65K Pa，自动脱扣。汽轮机转速升至 3300r/min。 锅炉MFT。发电机保护动作。高压缸排汽压力大于等于机组振动达0.254mm。汽轮机差胀大4.82 MPa。2)高中压缸差胀转子缩短达转子伸长达低压缸差胀转子缩短达转子伸长达-4.8mm ,汽轮机跳闸。10.2mm，汽轮机跳闸。-2.2mm ,汽轮机跳闸。23

25、.3mm，汽轮机跳闸。2121.121.221.321.421.521.621.721.821.921.1021.1121.1221.1321.1421.1521.1621.17汽轮机手动脱扣条件：汽轮机进水、高中压缸上下温差超过50 C。汽轮机支撑轴承金属温度超过112C。汽轮机推力轴承金属温度及发电机轴承金属温度达任一轴承断油或冒烟。机组有清晰的金属响声或轴封内冒火花。油系统着火，不能很快扑灭，威胁机组安全运行。 汽轮机任一径向轴承或推力轴承回油温度达82 C。机组突然发生强烈振动，内部发生明显的金属响声。 发电机氢气系统发生着火或爆炸。EH油、润滑油系统管道或附件发生破裂无法隔离时。 汽

26、轮机转速升高到超过保护应动作转速而超速保护不动作。主油箱油位低至1391mm。再热蒸汽温度十分钟内突降50 C。再热蒸汽温达 565C，连续运行超过15分钟。 再热蒸汽温度超过 565 C。再热蒸汽两主汽门前温差达42 C。连续运行超过15分钟。再热蒸汽两主汽门前温差超过42 C。107C。主、 主、 主、 主、 主、3)21.1821.1921.2021.2121.2221.23在滑参数启、停过程中，主、再热蒸汽过热度小于 低压缸排汽温度达 121C，连续运行超过 15分钟。 低压缸排汽温度超过 121 C。高排温度达427 C。高压缸调节级后压力与高排压力的比值小于1.7则停机。机组背压高

27、(真空低)。56C。1)2)3)机组负荷75%额定负荷时，汽轮机背压大于48KPa，延时15分钟。机组负荷W 20%额定负荷时，汽轮机背压大于25KPa，延时15分钟。20%机组负荷W 75%额定负荷时，汽轮机背压在 25KPa48KPa且大于背压负荷限制曲线，延时15分钟。21.24 汽轮机跳闸保护应动而拒动时。22请示停机条件:22.122.222.3主汽门或再热主汽门卡。汽轮机调节汽门或抽汽逆止门卡。 主、再热蒸汽、抽汽及润滑油、EH油管道或附件发生泄漏无法隔离时。22.422.522.6汽轮机控制保护系统故障威胁机组安全运行时。 汽轮机单侧进汽(阀门活动性试验时除外)。主蒸汽、再热蒸汽

28、、抽汽、给水、凝结水管道或附件发生破裂无法隔离时。23故障停机事故停机23.1.1汽轮机自动跳闸条件中的 1、4、5、6、7、8、9条。 汽轮机手动打闸条件中的 1323条。控制保护系统误动作或人员误操作23.1.223.1.323.2紧急事故停机23.2.123.2.223.2.3汽轮机自动跳闸条件中 汽轮机手动打闸条件中的 厂用电中断2、3、10 条。112条。23.3故障停机现象:23.3.123.3.223.3.3“汽轮机跳闸”声光报警DCS-CRT停机报警DEH-CRT 盘：1)2)3)4)5)6)“汽轮机脱扣”灯亮“功率”“转速”主汽门、主汽门、窗口显示突然到“窗口显示趋向“ 0高

29、调门、中压调门阀位表指示 0% 高调门、中压主汽门、中压调门关灯亮0”ETS跳闸通道灯亮23.4故障停机处理23.4.1 事故停机处理：执行机组起停中事故停机操作步骤。2)确认厂用电切换成功，否则立即手动将厂用电切至高备变供电。 检查汽轮机BOP、SOB联启正常，否则手启。4)5)6)7)确认锅炉MFT，电动给水泵运行正常。注意热井、除氧器水位调节。检查汽轮机及管道疏水阀开，各抽汽电动阀及逆止阀关闭。 迅速查明原因，尽快恢复机组运行。2342紧急事故停机处理：汽轮机事故脱扣后，确认发电机解列，汽轮机转速下降；检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门关闭，厂用电切换成功，锅炉联动M

30、FT, 次风机及制粉系统、炉前燃油系统已停运。关闭至排汽装置所有疏水，开启真空破坏门，停真空泵。启动汽机BOP、SOB油泵，检查润滑油压正常，调整润滑油温正常。真空到0，停运轴封汽。汽机转速到2000r/mi n,检查顶轴油泵自启正常。汽机转速到0,应手动投入盘车，检查盘车装置运行正常，记录转子惰走时间、 偏心度、2)3)4)5)6)盘车电机电流、缸温等。应注意机组的振动、润滑油温、密封油氢差压正常。 到现场仔细倾听机组内部声音，当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时， 严禁立即再次启动机组。其它操作与故障停机相同。9)2424.11)2)3)4)5)负荷骤变、晃动现象： 功率显示突

31、变。各调节汽门阀位指示晃动。DCS-CRT上主汽压力、调节级压力、各抽汽压力波动。 机组振动变化。24.2原因：1)2)3)4)5)6)机组发出交变轰鸣声。电网频率变化，发电机振荡或失步。控制回路故障。EH油压波动。调节阀失灵。旁路系统误动。高、低压加热器突然解列或锅炉燃烧异常。24.3处理：根据现象及盘上各表计指示报警，查明原因； 若电网频率变化引起机组负荷骤变，应使机组负荷不超过最大保证负荷667MW，将汽轮机控制方式切至“操作员自动”或“ATC ”方式，如仍不能消除负荷骤变，则将汽轮机控制方式切至“手动”方式。如发电机振荡或失步，按电气处理事故规程处理。如果控制系统不正常，引起负荷骤变，

32、应将汽轮机控制方式切至“操作员自动”不能消除机组负荷晃动，则将汽轮机控制方式切至“手动”。 如EH油压波动引起负荷晃动，应启动EH备用油泵，停止原运行 EH油泵，联系检修人员处理，若不能立即消除EH油压波动，又不能维持机组正常运行时，应减负荷或停机处理。6)7)8)9)10)11)如调节阀失灵，应查明原因，联系检修处理。600MW。高、低压加热器突然解列时，应限制机组负荷不超过 如旁路系统误动，应关闭旁路。负荷骤降，抽汽压力不能满足除氧器需要时，应及时切换至备用汽源正常。 注意除氧器、热井水位、高低压加热器、轴封系统正常。检查汽轮机轴向位移、差胀、振动及各轴承金属温度、回油温度正常，倾听机组内

33、部2525.11)2)3)4)声音有无异常。汽轮机背压升高现象、原因和处理现象就地真空表指示降低，CRT背压指示升高。低压缸排汽温度上升。“背压高”声光报警。25.2原因1)2)3)4)5)差胀增大。空冷系统故障。 轴封系统故障。 凝结水系统故障。 真空系统泄漏。 真空泵故障。25.3处理背压升高，应降低机组负荷，控制背压进一步升高。 背压升高，必要时应启动备用真空泵或空冷备用冷却风机。若压力低、检查轴封供汽阀和联箱溢流阀门开度是否正常, 发现背压不正常升高时，应迅速核对就地真空表与CRT背压显示值，并核对低压缸排 汽温度变化，只有在背压升高同时排汽温度相应升高，才可判断为背压真正升高。2)检

34、查轴封母管压力是否正常，及时调整轴封母管压力，必要时切换备用轴封供汽汽源。5)6)7)3)检查各空冷风机工作是否正常，若风机跳闸及时恢复。 检查真空破坏门是否误开，误开应立即关闭。水温高时开大水冷器冷却水门。8)9)10)11)12)13)机。14)a)检查真空泵工作是否正常，入口门状态是否正确。 检查汽水分离器水位，水位高时放水, 检查低旁是否误开，发现开启立即关闭。检查低压缸大气安全门是否破损，发现漏真空，及时通知检修处理。 检查低压缸主排汽管道防爆门是否破裂。检查凝结水泵密封水是否正常，不正常时要及时调整。 检查轴封冷却器多级水封是否漏空气。若采取措施无效背压仍继续升高时，严格按背压保护

35、曲线带负荷，防止背压高保护跳 背压升高及减负荷过程中，应注意监视以下各项：背压升高时，要特别注意监视低压缸轴承的振动情况，发现振动比原先明显增大时，应 采用降负荷的办法来消除振动，如减负荷无效且振动继续增大时，当轴振0.254mm时,应立即停机。b)背压升高时，应注意监视低压缸排汽温度，当排汽温度达80 C时，低压缸喷水阀应自动打开，否则应手动打开。如排汽温度达121 C且运行15分钟或大于121 C时应手动故障停机。C)背压升高时，禁投低旁。26汽轮机进水26.1 现象：1)2)3)4)5)6)7)15)冬季机组背压升高后，应加强对空冷凝汽器检查，发现空冷管束冻结后，应按照空冷防 冻有关规定

36、执行。DEH-CRT指示汽轮机上下缸温差 42C, DEH-CRT显示进水。 轴向位移、振动、差胀指示增大报警。加热器满水，加热器水位异常报警。抽汽管振动，有水击声，抽汽管道法兰有白色蒸汽冒出。主、再热蒸汽温度指示急剧下降。主、再热蒸汽压力指示急剧下降。主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封有水击声，管道法兰、阀门密封环、汽缸结合面，轴 封有白色蒸汽冒出。DCS-CRT显示轴封母管温度急剧下降。汽轮机振动骤增，声音异常。给水自动调节失灵，造成汽包满水。 锅炉汽包压力急剧下降。过热器或再热器减温器喷水阀失灵打开。 主、再热器管道疏水不畅。加热器管泄漏或疏水不畅。轴封母管和轴封供汽管疏水不畅。高旁减温水门

37、不严或误开。咼、中压缸疏水不畅。除氧器满水。26.2原因：1)2)3)4)5)6)7)8)9)处理：汽轮机上下缸温差达 42C，应保持机组负荷检查原因。开启汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水阀。再热蒸汽温度急骤下降， 引起汽轮机若因过热器或再热器减温器喷水阀失灵打开且主、 进水应隔离过热器或再热器减温器喷水。若因为加热器满水引起汽轮机进水，应立即停用满水的加热器，并隔离放水。若汽轮机上下缸温差达 50 C或正常运行时主蒸汽再热蒸汽在10分钟内突降50 C或发现主蒸汽、再热蒸汽管道法兰、阀门密封环、高中压汽缸结合面有白色蒸汽冒出，按紧急事故停机处理。记录汽轮机惰走时间，惰走时仔细倾听汽轮机内部声音。汽

38、轮机转子停止后盘车，严格执行停机时盘车运行规定。42 C,转子偏心汽轮机进水紧急事故停机后，若汽轮机再启动时，汽缸上下温差必须V应V 0.076mm。汽轮机符合启动条件后，启动汽轮机。在启动过程中，应注意监视轴向位移、差胀、振动、轴承温度等参数及汽轮机本体的有关蒸汽管道疏水情况，如汽轮机重新启动时发现有异音或动静磨擦声，应立即破坏真空停机。汽轮机进水时，如汽轮机轴向位移，差胀、振动、轴承温度达到脱扣值，惰走时间明显缩短或汽轮机内部有异音，应停机检查。汽机进水停机后24小时内严禁启动，再启动时必须检查上下缸温差，转子偏心正常。27机组发生不正常振动现象：TSI各轴承振动指示大，就地实测也大。“转

39、子振动大”声光报警。机组声音异常。机组负荷、参数骤变。润滑油压、油温变化。汽轮发电机组动静部分摩擦。发电机静子转子电流不平衡。 汽轮机进水。汽轮机断叶片、引起转子不平衡。 密封油温度变化较大。发电机机内氢气温差过大。机组轴瓦工作不正常。27.2原因：1)2)3)4)5)6)7)8)9)轴承工作不正常或轴承座松动。轴系中心不正或联轴器松动。滑销系统卡涩，造成膨胀不均。27.3处理：机组振动达0.127mm报警，减少机组负荷，查找原因。如机组负荷、参数变化大引起振动大，应尽快稳定机组负荷、参数，同时注意汽轮机轴 向位移、差胀、上下缸温差变化。检查润滑油温、油压及各轴承温度正常，否则，调整润滑油温、

40、油压至正常。就地倾听汽轮发电机组内部声音，如发现汽轮机内部发出金属摩擦声或轴封内冒火花， 应立即打闸停机。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、静子电流不平衡的 原因。6)7)8)9)密封油温度偏离正常值，尽快调整至正常值，若减温水调节门失灵，联系检修处理。 机内氢气温度低应查明原因及时恢复。若机组振动达0.254mm，汽轮机自动脱扣，否则手动脱扣。检查汽轮机上下缸温差，若温差42 C时按汽轮机进水处理。28汽轮发电机组轴承温度高现象：CRT显示轴承温度高报警。就地轴承回油温度计指示高。润滑油温度高或压力低，油质不合格。 轴承进出口油管堵塞。轴承动静摩擦。轴圭寸漏汽过大。

41、28.2原因：1)2)3)4)5）冷油器冷却水系统故障，润滑油温高。处理：1）轴承温度高报警，应加强监视。2）各轴承温度普遍升高，若润滑油压力低，按润滑油压下降处理，若润滑油压力正常，应检查润滑油冷却器调节阀是否失灵，运行冷油器出入、口阀状态是否正确，调节润滑油温至正常值。当温度高报警3）个别轴承温度高，就地倾听轴承内有无金属摩擦声和观察轴承回油情况。时，减少机组负荷。4）若轴封压力高，轴封漏汽量过大，应检查轴封汽源调节阀，调节轴封压力至正常值。5）汽轮机各支撑轴承金属温度达112C、轴承回油温度达 82C或推力轴承及发电机轴承金属温度达107 C按紧急事故停机处理。29蒸汽参数异常29.1主

42、蒸汽、再热蒸汽压力异常现象：1）主、再热蒸汽压力表变化。2）CRT参数超限报警。原因：控制系统故障。机组负荷骤变。高加突然解列。蒸汽系统安全阀突开。煤质突变或制粉系统运行失常。1）2）3）4）5）处理：1） 若控制系统故障，引起主、再热蒸汽压力异常，应调节燃料量，恢复主、再热蒸汽压力。2）若机组负荷变化过快引起主、再热蒸汽压力异常，应设法稳定负荷，待主、再热蒸汽压 力恢复后，再进行负荷变动。若主、再热蒸汽压力高，可增加机组负荷使压力恢复至正常，但机组负荷不能超限。 高加保护动作解列，应及时调整机组负荷。若制粉系统运行不正常，出粉不均，造成锅炉热负荷不稳，应调整制粉系统，必要时停3）4）5）运。

43、汽压异常降低：在额定负荷运行时， 主蒸汽压力降低，并超过正常允许变化范围 0.5 MPa6）以上，汇报值长，适当降低汽机负荷维持汽压正常。若主汽压力下降速率过快，应快速减负 荷，维持汽压正常。7） 汽压异常升高：主蒸汽压力升高，并超过正常允许变化范围0.5MPa以上，汇报值长，降低锅炉负荷维持汽压正常，若汽压上升至21.7MPa以上时，应脱扣停机。8）主、再热蒸汽压力变化时，应注意机组振动、声音、差胀、轴向位移及汽轮机上下缸温 差。29.2主蒸汽、再热蒸汽温度异常现象：1）主、再热蒸汽温度表变化。2）CRT参数超限报警。原因：1）主、再热蒸汽减温器调节失灵。312)3)4)5)锅炉汽包满水。

44、锅炉燃烧不稳定。 锅炉瞬间涌入大量煤粉。 机组负荷大幅度变化。29.2.3 处理：1)2)3)4)若主、再热蒸汽减温器自动失灵，应在DCS-CRT上手动调整。检查汽包水位，水位高，应调整至正常水位。若锅炉燃烧率大，引起主、再热蒸汽温度高，在减煤的同时快速增负荷。主、再热蒸汽温度达 565C,每次运行不许超过 15分钟，否则，手动脱扣汽轮机，超过565 C，立即手动脱扣汽轮机。 正常运行时，主、再热蒸汽温10分钟内突降50C，按事故停机处理，在滑压或变参数运行时，主、再热蒸汽温度至少要满足56C的过热度。 两主汽门、中压主汽门前蒸汽温差达42C，每次运行不允许超过 15分钟，否则手动脱 扣汽轮机

45、，超过 42C时立即手动脱扣汽轮机。在运行中主、？再热蒸汽温度变化时，应注意机组振动、声音、差胀、轴向位移及汽轮 机上、下缸温差。3030.11)2)轴向位移增大现象：TSI报警盘超限报警。CRT轴向位移大报警。30.2原因：1)2)3)4)5)6)7)8)负荷或蒸汽流量骤变。 汽轮机进水。推力瓦块磨损。叶片结垢严重或断落。加热器故障切除。背压变化。汽缸内平衡鼓汽封片磨损。 发电机转子窜动。30.3处理：1)2)3)负荷或蒸汽流量骤变，应迅速稳定负荷调整主蒸汽参数至正常范围。 机组负荷未变，轴向位移增大报警， 当轴向位移增大至应检查推力轴承温度、回油温度、差胀、振动变化。0.9mm，除进行上述

46、的检查外，汇报值长，立即减负荷，使轴向位移值恢复至正常。如机组轴向位移上升,当轴向位移增大至 处理。并伴有不正常响声，剧烈振动，应按“紧急事故停机”处理。1.0mm，汽轮机自动脱扣，否则手动脱扣汽轮机，按紧急事故停机31.11)2)3)汽轮机偏离周波运行现象：周波表指示下降或上升。机组声音突变。汽轮机转速表显示下降或上升。有功功率表指示增大或减小。31.2原因：电网系统故障31.3处理：周波下降，机组负荷增加，应尽快使机组负荷稳定在额定负荷。不允许负荷超过机组的 高负荷限制。2)3)4)5)检查主蒸汽参数、真空、轴向位移、推力轴承温度、振动、润滑油压正常。注意各辅助设备运行情况。周波在48.5

47、51.5Hz，汽轮机允许连续运行。周波大于51.5Hz，手动解列停机。6)7)周波在4648.5Hz总累计运行时间不超过 10分钟。 周波低于46Hz，机组应解列。32运行中叶片损坏或断落32.1原因：1)汽轮机进水。2)主蒸汽、再热蒸汽温度异常变化，急剧下降。3)叶片频率不合格或制造质量不良。4)汽轮机超速或运行频率长时间偏离正常值造成叶片疲劳。32.2现象：1)机组振动明显增大。2)汽轮机内部有金属撞击声或盘车时有摩擦声。3)汽轮机调节级压力升高，轴向位移变化异常。32.3处理：1)若出现下述现象之一时应立即破坏真空紧急停机：a)汽轮机内有明显的金属撞击声。b)汽轮机发生强烈振动。2)正常

48、运行中如发现调节级压力或某两段抽汽压力异常变化时，应立即进行综合分析,出现相冋工况下负荷不变， 轴向位移、推力瓦温度有明显变化或轴振有明显增大时应申请停机。33油系统着火33.1现象：1)火灾监测控制盘报警，显示火灾区。2)就地发现有火苗、烟气。33.2原因：1)油系统漏油。2)电气设备短路。33.3处理：如火灾尚未威胁机组运行时，应设法不使火势蔓延，尽快将火扑灭。 搬开火场周围易燃物品，切断失火地点电气设备电源。加强运行监视，做好停机准备。发出火警信号，应迅速赶到着火现场了解着火情况，检查消防系统动作正常；否则，应 用干式灭火器或泡沫灭火器灭火。2)3)4)威胁机组运行时，手动脱扣紧急停机。

49、发电机事故排氢。 威胁主油箱或贮油箱安全时，开启事故放油门，但必须使机组静止前和发电机机内氢气 压力到零前润滑油不中断。DEH故障现象：“ DEH电源故障”声光报警。CRT显示“主电源故障”、“备用电源故障”。CRT显示“ DEH故障”。DEH操作盘“操作员自动”灯灭。DEH操作盘手动指示亮。CRT显示“转速故障”。3434.11)2)3)4)5)6)34.2原因：1)2)3)计算机交流电源失去。计算机故障。在升降汽轮机转速(大范围转速控制时)，DEH转速反馈通道中有两个通道故障。34.3处理：1)2)钮，3)确认DEH控制方式由自动切到手动。若需改变负荷或转速，手操“高压调门增、高压调门减”

50、或“主汽门增、主汽门减”按 从“转速”或“功率”窗口观察转速或负荷变化。注意监视汽轮机润滑油温、？轴温回油温度、轴向位移、差胀、缸胀和振动变化在正常范围内。如DEH电源消失，应脱扣停机。如DEH故障造成任一侧主汽门或高调门关闭应立即停机。当计算机恢复运行后，DEH恢复原运行方式前，必须先检查阀位极限升至4)5)6)100 %。35水冷系统异常运行和故障处理 发电机断水35.1象征：1)2)3)“发电机断水”报警发出，定子冷却水流量、 发电机定子铁芯、线圈温度升高。发电机断水保护动作。压力低于定值。处理：立即减负荷，严密监视发电机线圈温度不发电机断水信号发出后，在发电机未解列前， 超过允许值。若

51、定子冷却水泵跳闸，备用泵应联启，否 30秒内系立即检查发电机定子冷却水泵运行是否正常， 则手动强合一次。检查定冷水箱水位及各阀门状态是否正常，迅速排除故障。如 统恢复正常，发电机定子冷却水流量正常，恢复机组原运行方式。 确认定子冷却水中断，在30秒钟内不能恢复，发电机应跳闸；如断水保护未动作时, 应立即解列停机。在断水跳闸后，应迅速查明原因恢复供水，尽快恢复并列。35.2定子绕组两端水压降大35.2.1原因：定子绕组有杂质堵塞或内部水路普遍结垢。处理：1)可提高进水压力、增加流量，观察是否恢复正常，如流量无法恢复应适当减少负荷或申请停机处理。联系检修对定子绕组进行反冲洗。定子绕组、定子屏蔽进水

52、压力低原因：定子水系统某阀门开、关位置发生变化等异常。35.335.3.135.3.2处理：首先要检查阀门开启是否正确；然后再检查过滤器，水冷器等是否有堵塞， 应及时处理。35.4水过滤器压降大35.4.1原因：水过滤器两端的差压大，过滤器有堵塞现象。35.4.2处理：应及时将备用过滤器投入使用。35.5定子水箱水位高、低35.5.1原因：补水阀失灵、液位控制器误报警、系统泄漏。处理：？首先检查液位是否在正常范围，如液位异常应关闭补水阀门暂改用人工补水方法，及时修复补水阀； 还要检查整个水系统是否泄漏；是否水冷器发生裂管，如水冷器裂管应切换至备用水冷器运行。35.6定子水箱气体压力高气体减压阀

53、失灵或发电机定子内冷水泄漏氢气进入。 水系统急速补水，使水箱液位上升，箱内气体压力上升。 压力继电器误报警。原因：1)2)处理：1)2)3)4)3)将气体减压阀改手动调整。用氢气检漏仪测量水箱内氢含量，如达1%应申请停机，检查发电机定子水回路。如果水箱压力降低后信号仍不复归，则应联系检修处理。如果是定子水箱水位高引起，开水箱底部放水门至水箱水位正常。35.7 内冷水电导率高：原因：离子交换器内树脂失效。流经离子交换器的水量过小。内冷水水箱补水水质被污染。处理：离子交换器出水电导率高：应先通过人工化验方法核实离子交换器出口水电导率应在1.5卩S/cm以下，否则应更换再生好的树脂；如电导仪故障，可

54、拆下处理。如内冷水水箱补水水质被污染，应尽快使水箱补水水质恢复正常。 定子绕组进水电导率高达5卩S/ cm时应检查流经离子交换器的水量是否过小；树脂是 否失效；应设法更换水质，使之符合规定标准。 定子绕组进水电导率高达9.5卩S/ cm且呈继续升高趋势时，应申请停机处理，高达9.9s/ cm时应立即停机。36氢气、密封油系统异常运行和故障处理36.1运行中机内氢压降低检查供氢母管压力是否正常，供氢管路及自动补氢装置有无缺陷。 检查系统排污阀门是否误开、系统是否泄漏。检查密封油压是否过低，密封油系统有无缺陷。降至允许值下限(0.38 MPa)时，应查明下列情况:1)2)3)4）检查氢压表有无堵塞

55、，指示有无偏差。5）从排污门放出积存液体，并取样化验鉴别是否氢冷器漏水，氢气逸出。将补氢方式由自动改为手动。 密封油压异常，必要时将差压阀、平衡阀改用旁路门手动调节。用氢气检漏仪或肥皂液查找漏气部位，并加以消除（注意电气接点不能用肥皂液查漏 注意附近氢着火。36.1.2原因未找到前应采用下列措施：1）2）3）4）36.1.3如氢压一时不能恢复到额定值，应按发电机的出力曲线，随时调整发电机所带负荷。漏氢无法消除，漏氢量有增大趋势，无法维持运行时，应尽快申请停机。如密封油油氢差压降低至0.035MPa且有下降趋势时，应申请停机处理。低至0.03MPa时应立即停机排氢。运行中发电机内氢压升高原因：自

56、动补氢阀失灵。处理：氢压超过额定氢压波动的上限（0.44M Pa）?时，应立即打开排污门，停用自动36.236.1 36.2补氢装置，将氢压恢复到正常范围以内，然后查明氢压升高的原因，并加以消除。36.3发电机内氢气纯度降低原因：1）密封油系统空、氢侧压差过大，空侧溶解空气浸入机内。2）轴封压力过大，密封油含水量大，水分浸入机内。处理：1）调整空、氢侧压差及轴封压力正常。使机内氢气2）低于95%时，应进行排污，同时把符合标准的新鲜氢气补充到发电机内，纯度和湿度达到正常运行值。机内氢纯度最低不得低于90%。36.4氢气湿度高浸入机内。 使氢湿度升高。轴封压力大，使密封油中水份量增多, 氢站及发电

57、机氢气干燥器失灵或未投, 氢冷器漏水或发电机内冷水管渗水。原因；1）2）3）处理：发电机干燥器是否运行正常,氢气冷却器有无漏1）复查供氢母管内氢气的湿度是否合格， 水情况。2） 检查主油箱中有无存水，并取样化验油中含水量应低于0.05 %。3）检查从排污管排放的液体中水份的含量并鉴别水份的来源。36.5氢气冷却器泄漏将漏水冷却48 C。根据机组 确定相应的运行1）先降低负荷，关小冷却水入口门，减少漏水量，再逐个查明漏水的冷却器， 器隔离。2）氢冷器故障退出运行或氢冷器水流量降低时，应保证冷氢温度不超过 所带负荷，及单侧氢冷器停用后入口氢温差增大是否引起机组振动等情况， 方式。3） 当发电机满足

58、额定氢压0.40MPa的条件下，氢气冷却器有1/4组退出时，允许带 80%额定负荷；此时运行人员应连续监视冷氢温度使之不超过48C。36.6发电机进油原因：1）氢侧回油不畅，从消泡箱溢出。2）3）4）5）6）氢侧回油箱的补油浮子失灵或阀门不严，补油不中断，使油位上升，从消泡箱溢出。 氢侧回油箱油位过高时，排油浮子失灵，或排油不畅，从消泡箱溢出。 机内压力过低，空侧密封回油箱位置过高，造成排油困难，从消泡箱溢出。 差压阀失灵，油氢差压太大，氢侧密封油进入机内。档油环与轴颈间隙调整不当或轴振动过大，将档油环磨损使轴颈间隙超差，密封油进入 机内。处理：发电机进油后，应通过检漏计及时放油，待确定原因后

59、相应处理。37 DCS故障的紧急处理DCS全部CRT突然屏黑。 锅炉MFT、机组跳闸信号发出。 无停机联跳功能的转动设备仍在运转。象征：37.1.137.1.237.2处理37.2.137.2.2大操作）37.2.337.1.3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、停炉处理。当部分操作员站故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重 ，同时迅速通知热工人员排除故障。部分无停机联跳功能的设备系统仍在运行状态，但DCS已失去对它们的监视与控制 功能，故在事故处理过程中应特别注意以下几点：a）立即从硬操盘上手动启动交流润滑油泵，如启动不成功立即启动直流油泵。

60、否则及时启动顶轴油泵并立即开启真空破坏门破坏真空。b）启动空侧直流油泵，检查密封油系统运行正常。C） 润滑油系统运行正常时，当汽机转速降至2000r/min时，及时启动顶轴油泵。d）密切监视除氧器水位，如发现除氧器水位过高时，立即开启除氧器高位放水门进行放水。 必要时就地停止凝结水泵防止除氧器满水。必要时开启凝泵e）密切监视热井水位，发现热井水位过高时及时到就地关闭热井补水门， 出口放水门放水，防止热井水位过高。f）如电动给水泵运行时立即到就地启动电动给水泵辅助油泵然后就地停止电动给水泵， 止电动给水泵损坏。g）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