公司设备运行异常应急处置卡

0XX有限责任公司设备运行异常应急处置卡XX公司.发电部1.EH油母管泄漏 12.单台给水泵跳闸 23.高加解列 34.凝结水泵跳闸 45.循环水泵跳闸 5 6 78.汽机真空系统泄漏(程度80%) 8 10.蒸汽、给水管道损坏 11.EH油泵跳闸，备用不联启 12.主机润滑油油压下降(主机润滑油母管泄漏) 13.主机润滑油油位低(主机油箱泄漏) 15.给水泵汽化(汽前泵入口滤网堵塞) 16.A小机轴承温度高(轴承磨损) 17.汽机轴封压力异常(溢流调门故障) 18.大机油系统管道泄漏(冷油器后) 2020.汽轮机水冲击 21.轴向位移异常 2322.高压缸流通部分结垢 2423.汽轮机大轴弯曲 2524.大机轴承磨损(轴承温度高) 25.大机轴承振动大 2826.发电机氢气压力降低 27.汽轮机叶片损坏(低压缸A、B末级断叶片) 28.凝汽器钢管泄漏 29.定子冷却水电导异常 32.单台空预器跳闸 33.低负荷磨煤机跳闸 3634.送风机跳闸 35.一次风机跳闸 3836.引风机跳闸 37.锅炉给水流量测点不准 4038.磨煤机堵煤 39.磨煤机断煤(给煤机入口\磨煤机入口先后断煤) 40.磨煤机着火 41.一次风机失速 4442.尾部烟道二次燃烧、空预器着火 4543.水冷壁泄漏 4644.水冷壁结焦 4745.发电机氢系统着火 4846.发电机PTA相高压一次保险TV 4947.发电机定子不对称过负荷(负序过流)不跳机 48.主变冷却器全停(工作电源失电，PLC故障，切换失败) 49.主变轻瓦斯 50.6KV工作段母线单相接地 51.6KVB段母线电源掉闸，备用电源未自投(备用电源进线PT断线闭锁) 52.10kV取水A线路跳闸(A路运行B路备用时) 53.10kV取水A线路跳闸(双线运行) 54.10kV取水B线路跳闸(双线运行) 55.10kV取水双线路跳闸 56.锅炉灭火应急处置卡 57.汽轮机超速应急处置卡 58.全厂对外停电应急处置卡 59.水淹取水泵房应急处置卡 1故障名称主要风险点1)发现EH油压力下降、EH油箱油位下降。判断EH油系统泄漏3)立即派人就地检查漏点，判明漏点大小4)事故处理过程中禁止对汽轮机调门或负荷进行操作调整，保持负荷稳5)如果汽轮机调速汽门油动机漏油，通知热工将漏油调门切至手动，缓慢关闭，检查其他调门正常开启，关闭过程中监视汽轮机1、2瓦轴承油温和振动的变化情况，将漏油调门供6)如果EH油压，油位无法维持，继续下降，立即汇报值9)检查高中压主汽门、调门关闭，高排逆止门及各抽汽逆止门关闭，汽11)通知相关部门对汽轮机EH油系统进行检查处理，泄漏点采取措施防止污染与火灾。并将12)机组停运后，隔离EH油泄漏点，并清洗干净后方可运行动火作业，漏点处理完毕，恢复EH油泵运行，检查无泄漏，汇报值长，申故障名称单台给水泵跳闸主要风险点：2)未跳闸给水泵过出力过，造成给水泵轴向位移、轴承温度、推力轴承温度高保护动作，另3)水煤比失调，分离器出口温度高或煤量减过快，后续过热器进水。故障现象：1)给水泵跳闸信号发出；2)RB可能动作3)给水流量大幅减小4)水煤比短时间失调处理步骤：1)检查RB是否动作，如正确动作，则由RB功能自动完成，运行应密切监视各连锁动作情况，必要时切为手动干预。2)如RB未动作，检查另一台小机转速快速跟踪，如另一台小机跳出自动，则手动增加小机转速快速接带给水，注意给水流量最大不得超过1700t/h,防止给水泵过负荷；3)全面检查控制运行给水泵轴向位移、振动、轴承温度、润滑油压、机封水温度、小机调门开度等参数正常。4)解除协调，按RB动作顺序手动打掉两台磨，保留三台磨运行，总煤量控制在200t/h左稳定燃烧。5)手动减负荷至500MW,主汽压滑至17MPa(如果切为定压方式，需手动将定压逐渐调低到设置为17MPa)6)注意检查汽机主控指令不得低于85%,否则将汽机主控切至手动，维持85%指7)注意水煤比的调节和分离器温度的变化，监视过热度变化趋势，必要时手动调节给水8)注意汽温调整，及时减少减温水控制汽温。9)工况稳定后再检查给水泵跳闸原因，检查无问题后，重新开始冲小机，并入给水泵运故障名称高加解列主要风险点：1)高加进出口三通阀不能同时动作或某一个卡涩，造成锅炉断水跳闸。2)高负荷切除高加后，进入汽轮机做功蒸汽突然增大，汽轮机轴向推力突增，推力轴承温度或轴向位移或轴承振动会突增，可能造成动静碰磨，也有可能叶片受力过大造成叶片断裂。5)高加解列，给水温度骤降，省煤器吸热增大，脱硝入口烟温降低，可能脱硝系统工作不正常，有环保超标风险。1.故障现象：2)主汽压力急剧上升，机组负荷上升，给水温度下降。处理步骤：1)通过高加水位升高，高加水位报警，疏水温度降低，正常疏水调门、危急疏水调门开度增大来判断确认是哪一台高加泄漏。2)注意监视给水压力、流量和运行给水泵电流(转速3)高加水位无法维持，汇报值长，降负荷至规定值，立即手动解列高加。4)检查确认一级、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。5)检查高加旁三通阀进出口全开信号来，就地已开启，手动关闭高加出口门6)维持负荷不超过规定，检查系统不超压，炉侧注意管壁温度不能超过规定值。开启，高加至除氧器疏水阀关闭。确认高加解2)机组负荷>900MW时打掉一台上层磨，快速降低机组负荷，防止机炉超压。维持主蒸汽温度正常。4)增加凝结水流量，与给水流量相匹配。防止除氧器液位过5)开大再热烟气挡板、关小过热烟气挡板，防止脱硝入口烟温低保护动6)检查监视段不超压，检查各段抽汽安全门未动作，检查PCV阀是否动作。7)查高加解列原因，检查处理后重新投入高加运行，控制高加温升率不超过3℃/Min,投入高加时应充分暖管，防止高加振动。故障名称凝结水泵跳闸主要风险点：1)备用凝泵联启不成功，凝结水流量低，除氧器水位低造成两台给水泵跳3)备用凝泵联锁启动，除氧器上水调阀及旁路电动阀全部开启，水位恢复正常后未及时减少凝泵出力，除氧器水位高高关闭四抽至小机供汽，小机供汽不足跳故障现象：1)凝结水泵跳闸信号发出。处理步骤：2)若单台凝泵运行，则降负荷至500MW,单台凝泵出口流量过负荷跳闸，注意除氧器水位下降趋势，水位下降越快，机组降负荷应越快，除氧器水位低于400mm会联跳给水泵3)除氧器水位稳定后，根据凝泵出力接带机组负4)凝泵跳闸后，所有凝泵变频器跳至手动状态，备用凝泵启动后，根据负荷及除氧器水位调5)注意：凝结水流量大幅波动，会导致低加液位波动，低加液位上升较快的开启危急疏水调门，防止低加跳闸。6)一旦低加跳闸，要检查水侧旁路电动门联开，防凝结水断水故障名称循环水泵跳闸主要风险点：1)跳闸循泵出口蝶阀不能关闭，循环水倒流，凝汽器背压快速升高至跳闸2)出口蝶阀关闭较慢，循环水倒流形成水锤，撞击循泵及出口蝶阀，造成设备损3)循环水中断后，凝汽器冒正压，进一步低压缸防爆膜损坏，大量蒸汽冒出存在伤人风险。故障现象：1)循环水泵跳闸信号发出；2)备用循环水泵联启；3)如无备用泵，则循环水压力下降，机组真空下处理步骤：1)立即检查跳闸循泵出口蝶阀是否联锁关闭，否则手动发关闭指令，仍无法关闭，应立即对跳闸循泵强启一次，强不成功，立即到就地将出口蝶阀控制柜切至就地关闭。同时启动2)检查备用循泵联锁启动，否则应强启一次，强启后再跳闸，不得再强启。3)尽快降负荷，直到真空、低压缸排汽温度能维持在规定的范围内。开低压缸排汽减温4)若真空无法维持，可以通过触发RB动作的方式快速降负5)若真空维持不住，机组已跳闸，立即关所有至凝汽器疏水，开真空破坏6)查明循泵跳闸原因，出口蝶阀未关闭原因、备用循泵不联启原因。7)再次启动循环水必须待凝汽器温度低于50℃。故障名称主要风险点：1)高调阀高位卡涩，另一个调阀未保证负荷需快速关闭，两侧进汽偏差大，可能引起机组振动上升。2)高调阀偶尔卡涩，阀门大开大关，机组负荷大幅度摆动，同时引起EH油管振动，EH油压波动。3)高调阀低位卡涩，主汽压力升高，机组负荷下降，也可能造成汽2)主汽压力升高，安全阀可能动作。3)高压调门指令与反馈不一致。4)综合阀位异动(开大或者关小)处理步骤：1)检查主汽压力的变化，防止超压。2)解协调控制机组负荷，稳定阀位开度。防止卡涩位置与调门指令偏差过大，卡涩突然恢复导致主汽压力、负荷波动大。3)严密监视汽机TSI各参数，主要是轴承温度、振动、轴向位移、差胀、缸胀、推力轴承温度、本体壁温等正常及左右两侧主汽温度偏差。4)联系热控人员将卡涩调门强制，试在卡涩位置附近活动，最后设置指令和开度一致，防止主汽门突开突关。5)立即派人就地检查核对主汽门本体、开度、EH油系统，联系检修处6)检查机侧高加水位正常。详细检查机、炉侧系统、参数稳定。8)检查一切正常，联系化验EH油质及汽水品质。9)检修处理正常后，联系热控，缓慢增加开指令，监视阀门跟踪情10)调整阀位开度，恢复调门开度正常，汇报。故障名称主要风险点：1)机组带负荷能力受限，最高只能带80%负荷。2)突然关闭，再热器压力上涨，可能造成再热器安全阀动3)阀前可能会积累冷水冷蒸汽。1)负荷下降，调节级及主汽压力有所升高。2)再热汽压快速升高。高再出口安全阀在再热器压力超过5.28MPa时动作。3)单侧中压主汽门关闭汽机轴向推力有可能正向增加、也有可能负向增加，也可能不变。4)由于鼓风摩擦差胀正向增大，低压缸排汽温度上7)高压缸排汽温度逐渐上升2)跟踪高排温度上升趋势，快速降负荷至500MW以下，直至高排温度稳定且再热器安全阀不动作。3)严密监视轴向位移，机组振动，两侧汽室，阀体温度变化情4)通知检修处理，尽快打开中压主汽门。故障名称汽机真空系统泄漏(程度80%)主要风险点：1)真空系统泄漏过大，机组真空低保护跳闸。故障现象：1)DCS真空表显示凝汽器真空下降，低压缸排汽温度升高、凝结水温度上2)机组负荷相应下降。3)同一负荷下，蒸汽流量增加，燃料量增加，调节级及各监视段压力升高，轴位移增大。4)凝汽器背压升高至15kPa备用真空泵联5)凝汽器内背压上升至19.6kPa或排汽温度上升至80℃时，声光报警发出。6)凝汽器内背压上升至25.3kPa,或低压缸排汽温度升高至107℃,保护动作跳机处理步骤：1)当发现凝汽器真空下降，应对照真空和低压缸排汽温度、凝结水温度，判断真空下降，若真空确已下降则应立即启动备用真空泵和循环水泵运行。分析真空下降的原因，尽快处理并汇报值长。2)在真空下降检查处理过程中，应根据真空下降情况相应调整机组负荷。同时密切监视低压缸排汽温度、机组振动、轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、回油温度、各监视段压力等参数的变化，注意不得超过允许值。3)派人就地检查机组当时有无影响真空下降的操作，如有应立即停止，并恢复原4)若运行循环水泵跳闸，应立即检查备用循环水泵是否自启动、如未启动应立即手动启同时检查跳闸循泵出口蝶阀是否关下，如未关闭应设法使其关闭。如循环水全部中断，应立即打闸紧急停机，待凝汽器排汽温度下降到50℃以下时，再向凝汽器通循环水。5)检查轴封系统是否正常，若轴封压力低，应调整轴封汽母管压力至正常值。如溢流调节阀失控，应关小调节阀前隔绝阀。如系轴封调节阀失控，应开启调节阀旁路。如系轴封汽温低，应开启疏水门，查看并关闭轴封汽减温水门。必要时可切换冷再蒸汽或厂用蒸汽供轴封用汽。6)若真空泵工作失常，则应检查其电流、汽水分离器水位及工作水温是否正常并进行调整。并启动备用真空泵运行。7)检查凝汽器水位是否过高，调整水位至正常8)检查真空系统的管道、法兰有无泄漏现象，如有应设法隔9)检查循环水温升情况，凝汽器钢管脏污，否则应投运胶球清洗系统。10)检查轴封加热器回水U型管水封正常，否则应注水；11)检查汽泵密封水回水U型管水封正常，否则应注水或暂切换至地沟。12)检查破坏真空门严密，否则应关严并注水；13)检查真空系统有关阀门(仪表排污门、水位计排放门)等误开，否则应立即关14)检查小汽机A或B排汽侧进。如小机排汽侧真空低影响凝汽器真空，否则停运并隔绝小机15)排汽温度达65℃时，投入低压缸喷水，当排汽温度达107℃时，跳机保护动作，否则紧急停机。16)若机组负荷已减至300MW,真空仍不能恢复且凝汽器压力已上升至20kPa以上时，应立即减负荷至零，故障停机。17)真空下降过程中，检查小机出力情况，防止小机处理超限。18)凝汽器压力达25.3kPa,低真空保护应动作跳闸，否则应手动停统相连的疏水。严禁开启高、低压旁路。故障名称主要风险点：1)失去开式水，辅机温度高，各用户轴承温度高跳闸，造成机组跳闸。2)发电机温度高，氢冷器温度高。故障现象：1)开式水压力低声光报警，A开式水泵跳闸，B开式水泵未联启。2)开式水压力下降。1)发现开式水压力低报警，A开式水跳闸。B开式水泵没有联启。2)氢温会快速上升，立刻手动启动B开式水泵，并派人就地检查B开式水泵无异3)检查水压正常，检查各用户温度正常。4)检查A开式泵跳闸原因，对A开式水泵电机摇绝缘，通知热工检查B开式泵未联启原5)对A开式水泵进行隔绝，汇报值长，通知检修处理。故障名称主要风险点：2)蒸汽冲击设备，造成设备损坏故障现象：1)损坏处保温潮湿，渗水或漏汽、漏水，并有泄漏2)爆破时有显著的响声及汽、水喷出，支吊架可能损3)蒸汽或给水压力、流量变化异常。处理步骤：1)若管道损坏不严重，尚能保持运行，且不至于很快扩大故障时：2)调整炉各参数，保持参数正常运行；3)泄漏周围应做好安全措施，防止汽水喷出伤4)适当降低负荷并适当采取降压手段，防止小机转速超5)汇报值长，申请停炉，做好停炉准备，试验主机油泵等，等待停炉命6)若管道严重破坏达事故停炉条件时，手动紧急停炉，停炉后，应尽快将管段与系统解并做好随时启动的准备。故障名称主要风险点：2)EH油压下降，大小机安全油压稍下降。处理步骤：1)检查发现AEH油泵跳闸。2)EH油压下降，BEH油泵不联动3)立即抢合备用BEH油泵成功。4)检查BEH油泵电流，EH油压正常，就地检查BEH油泵运行正常。5)通知热工检查AEH油泵跳闸原因及BEH油泵不联动原因，汇报值长。故障名称主要风险点：2)轴承供油不足，轴瓦温度高，钨金损坏。3)泄漏润滑油有着火风险。1)各就地表计、DCS显示润滑油压力下降，DCS发“润滑油压低”声光报警。2)轴承金属温度及回油温度上升。3)交、直流油泵可能联启。处理步骤：1)立即核对就地表计，若油压表错误，则应联系热工处2)润滑油压下降时，应密切监视各轴承金属温度及回油温度、振动等参数，发电机密封油箱油位，就地查各轴承回油窥视窗的油流情况，发现轴承断油，轴承温度异常升高等，达到极限时，立即破坏真空紧急停机。3)试启动交流润滑油泵，油压有回升趋势时，应立即对下列设备进行检查：主油泵进出口油压，若是主油泵或注油器工作失常，应及时汇报值长，申请停机处理。就地检查前轴承箱内有无明显的金属摩擦声，如有应紧急停4)检查主油箱油位，如油位低应启动净油箱的净油泵向主油箱补油，并注意油箱油位及油温的变化。5)当油压降至110kPa时，交、直流润滑油泵自启，否则应手动投入。如BOP、SOP出口逆止门不严造成压力低应联系检修处理。6)如润滑油系统发生对外泄漏，严密监视主油箱油位及润滑油压，联系检修堵漏，并做好防止着火措施。7)润滑油减压阀误动或套装油管内漏，应要求停机处理。8)润滑油压缓慢下降且处理无效，油压低至0.09MPa时，应要求减负荷停机。9)润滑油压降至0.07MPa时，跳机保护动作，否则应手动紧急停机故障名称主机润清油油位低(主机油箱泄漏)主要风险点：1)补油不及时，机组跳闸1)远方就地主机润滑油箱油位均有下降趋势。2)主机润滑油箱油位异常，油位低报警。处理步骤：1)检查远方就地油位是否一致，若油位计卡涩，则应联系检修处2)检查是否有外漏，检查润滑油压力正常。3)检查冷油器是否漏泄，试切换冷油器，隔绝故障冷油4)检查主油箱事故放油门是否误开，检查净油箱与事故油池油位有无变5)检查是否由油净化装置故障造成油位下降，停止净化装置运6)检查发电机本体是否进油，如密封油压力高，导致发电机本体进油，应在保证密封油/氢差压的前提下，适当调低密封油压。7)检查如密封油真空箱回油浮子阀卡涩，则联系检修处8)油箱油位下降至1200mm,通知化学化验储油箱油质合格后向油箱加油至正常。或通知检9)当油位低至1150mm时，补油无效时，油位继续下降应破坏真空保证惰走所需的用油量。10)即使跳机以后仍然要设法保证油位，制止油位继续下降，防止断油烧故障名称主要风险点：1)轴承油膜无法建立，转子碾压轴瓦，轴承损坏。故障现象：1)润滑油油温升高，DCS报警。处理步骤：1)发现轴承温度突然升高2～3℃,应查明升高原因；2)如轴承温度普遍升高，应检查润滑油压力是否正常，如压力低按润滑油压降低处理。3)检查冷油器调节阀自动是否失灵或卡涩，否则切到手动调节并联系检修处理。5)检查冷油器出口温度是否正常，增加冷却水量及适当降低冷却水温；冷油器热交换效果变差，应切到备用冷油器运行，同时联系检修清6)检查主油箱电加热器误动，则停止电加热器运行并联系检修处理。7)若轴封压力高漏气量大，应检查轴封汽源压力调节阀，并调整压力至正8)油温升高时，同时监视密封油温度，注意轴承金属温度与回油温度不超9)当润滑油供油温度达55℃且处理无效，应故障停机；达60℃应紧急停机。10)汽轮机任一#1-#8轴承金属温度达110℃,推力轴承金属温度达100℃,或回油温度达65℃报警值，汇报值长，加强监视和调节；11)汽轮机任一轴承金属温度达121℃,汽轮机推力轴承金属温度达115℃,应破坏真空紧急停机。故障名称给水泵汽化(汽前泵入口滤网堵塞)主要风险点：2)汽泵泵体温度高，给水泵轴承损坏，泵体变形。1)前置泵出口、汽泵入口压力波动。4)水泵内有噪音及水击声，泵组振动增大，轴承温度可能升5)汽前泵入口滤网压差大。7)主给水流量下降并摆动。8)自动情况下另一台汽泵流量、转速跟踪总给水流量摆动。1)根据现象判断故障类型，汇报值长。2)立即解除给水自动，降低已汽化的汽动给水泵转速直至汽蚀现象消失，或直至泵不出退出运行。3)就地立即开启滤网放水门，检查给事泵汽蚀是否好转4)并根据煤水比、过热度、给水流量及时调整锅炉燃烧和机组负荷；最以下。5)汽泵组再次启动前，应确认给水泵动静部分无卡涩。启动后应仔细倾听泵组内部声音，并注意对泵组振动的监视；6)为汽前泵滤网清理做隔绝措施，消除后重新启16.A小机轴承温度高(轴承磨损)故障名称A小机轴承温度高(轴承磨损)主要风险点：故障现象：2)对应轴承振动增大。处理步骤：1)检查发现A小机轴承温度高并报警、小机轴瓦振动偏2)就地检查确认A小机轴承温度高，测量轴承振动，检查有无明显摩擦3)立即降低A小机负荷，增大B小机负荷，维持给水流量稳4)A小机支持轴承温度若继续升高至105℃报警值(115℃跳闸),手动停止A小机运5)检查给水泵RB动作正常，做辅助性调整，监视B小机运行参数正6)对A小机进行全面隔离。7)汇报值长，联系检修，做好记录。故障名称汽机轴封压力异常(溢流调门故障)主要风险点：1)轴封压力过低，低压缸漏真空，可能造成机组跳2)轴封压力过高，向外漏汽，造成润滑油进水，油质不合3)轴封系统安全阀动作。1)轴封压力异常偏低，溢流调门故障全开或全关，指令与反馈不一致。处理步骤：1)轴封压力降低时利用辅汽维持轴封压力。2)利用至8号低加的电动门逐渐关小，控制溢流蒸汽流量。直至辅汽供轴封调门关闭。3)如全关则利用遗留阀的旁路电动门控制遗留量，调节轴封压力至正常值。4)全面检查大机油温、振动、轴向位移等参数正常。故障名称大机油系统管道泄漏(冷油器后)主要风险点：1)泄漏润滑油有火灾风险。2)主机润滑油位低低，补油不及时造成机组跳闸。3)轴承供油量不足，轴承温度高，轴瓦损1)主油箱油位下降。3)备用油泵联启。处理步骤：1)监视调整润滑油母管压力、轴承金属温度、轴承油温正常。2)油系统泄漏应设法消除，油箱油位突然下降10～20mm,应查找原因并及时处理，若冷油器漏泄，应切换冷油器，隔绝故障冷油器进行检3)检查主油箱事故放油门是否误开。4)检查油净化装置运行情况，若由油净化装置故障造成油位下降时，应停止净化装置运5)油箱油位下降至至1200mm,应联系加油至正常。6)油箱油位下降至1150mm时，补油无效时时，破坏真空紧急停7)当主油泵入口油压降到0.1MPa,应立即启动MSP和TOP运行，如润滑油压继续下降至故障名称主要风险点：1)润滑油温过低或过高，轴承油膜建立不好，轴承碾瓦。1)运行主冷油器冷却水进水门由红色变黄报2)润滑油温升高，调节阀头自动时，自动开大。处理步骤：1)检查发现润滑油温上升，远方调整无效。2)经就地确认运行主冷油器冷却水进水门失灵卡涩，试就地活动无效。3)切换至备用冷油器运行。4)调整油温正常，隔离卡涩主冷油器，通知检修处理卡涩主冷油器冷却水进水门卡问5)检查确认主机各轴承金属温度、回油温度、轴承振动正常。故障名称主要风险点：3)通流部分损坏。4)轴向位移大、推力轴承金属温度及推力轴承回油温度高导致跳故障现象：1)主蒸汽温度、再热蒸汽温度急剧下降，过热度减2)汽缸上、下缸温差明显增大；3)从进汽管法兰、轴封、汽缸结合面处冒出白色的湿汽或溅出水滴；4)轴向位移变化较大、推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧升高，汽缸及转子金属温度突然下降，差胀减小并向负方向发展。6)盘车状态下盘车电流增大。7)抽汽管道上下管壁温差大报警，管道有水击8)机侧主蒸汽压力摆动增大。处理步骤：时加强汽轮机内部声音、转子偏心度、盘车电流等的监视。2)汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机进行盘3)机组正常运行或启、停机及变工况过程中，主、再热汽温在10分钟内急剧下降50℃,应不破坏真空打闸停机。当确认汽轮机发生水冲击时，应立即破坏真空紧急停4)汽轮机运行中若振动、胀差、上下缸温差的变化达到停机值，应立即停机。5)汽轮机进水时，切断有关汽、水源；打开主、再热汽管道、本体抽汽管道、轴封汽母管6)运行中监视汽缸上下缸温差异常增大应及时汇报值长。严密监视主、再热蒸汽汽温，轴向位移、推力轴承金属温度、推力轴承回油温度、胀差及机组振动情况。各参数异常变7)当发现高中压主汽阀、调阀或抽汽电动阀、抽汽逆止阀门杆冒白汽时，确认水冲击，应8)若是加热器或除氧器满水引起的进水应隔离故障加热器或开启除氧器事故放水，并加强抽汽管道疏水。9)正确记录和分析惰走时间，并在惰走时仔细倾听汽轮机内部声10)当汽轮机因水冲击而停机后，应先进行手动盘车，检查机组无异常后，方可投入连续盘车。若因汽缸变形严重，转子卡住，进行闷缸处理。11)汽轮机紧急停机过程中，如汽机轴向位移、胀差、振动、推力轴承金属温度及回油温度明显升高，惰走时间明显缩短且伴有金属碰撞声或有异常声音，停机后汽轮机应揭缸检查，否则禁止启动汽轮机。12)汽机进水紧急停机后，24小时内禁止启动，并投入连续盘车，汽机再启动时确认上、下缸温差应小于规定值，转子偏心度、晃动度在正常范围内；若因主、再热蒸汽温度下降而停机，经充分疏水后，确认机组各TSI参数正常，可重新启动。13)如在惰走时未听出异音，又未觉察出动静部分摩擦现象且惰走时间、推力瓦块温度及推力瓦回油温度、轴向位移等均正常，经请示生产主管领导后在充分疏水的基础上可再次启动。故障名称主要风险点：2)轴向位移超限，造成机组动静摩擦，通流部分损坏。3)推力轴承温度过高，轴瓦钨金损坏，推力轴承损坏。故障现象：1)DCS显示及TSI记录仪指示轴向位移异常增大或减小，当轴向位移达+0.6mm或-1.08mm时，报警发出。处理步骤：1)当轴向位移增大时，应严密监视推力轴承的进、出口油温、推力瓦金属温度、胀差及机组振动情况。检查确认润滑油温、油压正常，通知热工校验表计并注意倾听推力轴承及机内声音。2)当轴向位移增大至报警值时，应报告值长，要求降低机组负荷，观察变化趋势。3)检查若主、再热蒸汽参数、真空异常，应恢复正常。4)检查若系统周波变化大、发电机转子串动，应与电网联系，以便尽快恢复正5)检查若汽机断叶片或发生水冲击，应紧急停机。6)轴向位移达+0.6mm或一1.08mm,且推力轴承乌金温度、回油温度异常升高，应故障停机。7)轴向位移达+0.8mm或至-1.28mm时，跳机保护动作，否则手动打闸紧急破坏真空停8)轴向位移增大虽未达跳机值，但机组有明显的摩擦声及振动度、轴承回油温度明显升高应紧急破坏真空停机。9)若轴向位移增大而停机后，必须立即检查推力轴承金属温度及轴承进、回油温度，并手动盘车检查无卡涩，方可投入连续盘车，否则进行定期盘车。故障名称主要风险点：1)高压缸效率下降，排汽温度、压力上涨3)汽轮机动平衡破坏，机组可能振动增大。故障现象：2)轴向位移增加，反向推力轴承温度升高。处理步骤：1)低负荷，控制轴向位移、推理轴承温度不超报警2)检查在线主蒸汽、凝结水、除氧器的硅、硬度、电导等参数指故障名称汽轮机大轴弯曲主要风险点：1)轴承振动大，机组跳闸，或轴承磨损，轴瓦损坏，停机后无法盘车。2)汽轮机转子永久弯曲，大轴不能使用。3)大轴弯曲受力，转子断裂或动静碰摩。故障现象：1)前后轴封处可能冒火花；汽缸内部有金属摩擦声；2)转子偏心度指示增大或超限，连续盘车4小时不能恢复到正常值；3)机组冲动后振动增大，甚至强烈振动；处理步骤1)确认大轴发生弯曲，应立即破坏真空停机。2)汽轮机每次冲转前及停机后均应测量大轴晃动值(转子偏心度)不应超过原始值的士3)汽轮机启动前，大轴晃动度、串轴、胀差、低油压和振动等表计正常投入、指示正确，否则禁止启动；TSI及保护装置必须完好、准确投入运行，并定期进行校验，对大轴弯曲表、振动和汽缸金属温度表等发现问题及时处理。4)冲转前连续盘车时间不少于4小时，若盘车中断应重新计5)启动前转子偏心度、汽缸上下温差、高低压胀差、绝对膨胀、轴向位移等参数指示正常，6)机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm应立即打闸停机。7)机组运行中轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.080mm,超过时应查明原因设法消除；汽轮机在过临界转速时，轴承振动最大不允许超过为0.10mm,否则应立即打闸停8)当轴承振动变化为±0.015mm或相对轴振动变化±0.05mm,应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm,立即打闸停机。9)汽轮发电机组在启动或运行中，任一相对轴振值达0.200mm,立即打闸停机。10)在启动过程中因振动原因异常停机必须回到盘车状态，进行全面检查、认真分析、查明原因。连续盘车不得少于4小时才能启动，严禁盲目启动11)机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃,应立即打闸停12)对高、低压加热器、凝汽器、除氧器保护校验合格并投入正常运行，发现异常及时；处13)启动或运行中，如汽缸或发电机内有异音或轴端冒火，应立即手动停机，查明原因采取措施后，方可重新启动。14)严格控制轴封供汽温度，绝对禁止轴封供汽带水或轴封供汽温度大幅度变17)连续盘车故障时，应严格按照规程规定进行手动盘车；如果盘必须全面分析研究，采取适当措施，直至揭缸检故障名称大机轴承磨损(轴承温度高)主要风险点：1)轴瓦钨金融化，形成卡涩点对大轴继续摩擦，对大轴拉伤较严2)轴系标高发生改变，轴承振动增大，汽轮机跳3)推力轴承损坏，不能平衡机组推力，转子动静部分轴向碰故障现象：2)推力轴承损坏时，推力瓦金属温度升高。4)该瓦回油温度升高。处理步骤：1)通过某轴瓦回油温度、轴承温度高、主机振动大信号进行综合分析。2)就地检查，测温、测振确认轴承摩擦。确认轴承损坏应立即紧急停3)立即汇报值长，降负荷，检查该瓦的润滑油管路有无异常，并严密监视该瓦回油温度、轴承温度，解除高压密封备用油泵联锁，启动低压交流油泵，做好紧急停机准4)若该瓦回油温度或轴瓦金属温度上升至121℃或轴承振动超过250u5)检查发电机已解列(否则手动解列),高、中压自动主汽门、调速汽门、抽气逆止门、高压缸排汽逆止门应联动关闭。汽轮机转速开始下降。进行锅炉电气等方面的检6)2500转，解除真空泵联锁，停真空泵，开启真空破坏门；关闭与凝汽器相连的所有疏水7)倾听机组内部声音，注意惰走时间，测量大轴弯曲值，做好记录。8)因轴承损坏停机后盘车不能投入运行不应强制盘车，应采取进水或进冷汽。9)取大机油样，通知化验。故障名称主要风险点：2)发电机密封瓦磨损，氢气漏出着火、爆炸风险。3)汽轮机各附件松动，零件脱落，造成通流部分动静碰2)就地能明显感觉到机组振动，就地实际测量振动大。3)DCS画面显示轴承金属温度升高或回油温度升高。4)轴振上升至125μm时，出现振动高报警。5)轴振上升至250μm时，与另一振动报警值，振动高保护动作，机组跳闸1)机组正常运行中，任一相对轴振动突然(5分钟内)增加50μm且相邻相对轴振动也明显增大，轴振达150μm,危急报警，达250μm保护不动作时应打闸停机。同时正确记2)机组运行中要求轴承振动超过0.03mm或相对轴振动超过0.080mm或轴振变化量突然超过报警值的25%,即使振幅在合格围内，须全面检查主再热汽温汽压、润滑油温、润滑油3)同时就地核实振动情况，倾听汽轮发电机组内部声音。4)若因机组运行参数(如汽温、油温、油压、真空、轴封等)偏离动大，应调整该参数至正常值。润滑油质指标超限，加强油处理，申请减负荷，处理无效，则故障停机。如振动急剧上升，发生水冲击或现场有明显异音时，应立即破坏真空紧急停机。5)汽流激振引起机组振动增大，应降低机组负荷，直至振动下降到许可范6)若是由水击引起振动，则按“汽轮机水冲击”处7)发电机磁场不平衡引起机组振动，应降低机组负荷，直至振动下降到许可范围；查明发电机转子、静子电流不平衡的原因。8)电力系统振荡引起机组振动增大，应立即报告值长。振动越限，应紧急停机。故障名称主要风险点：1)发电机氢压低，发电机冷却不均匀，带负荷能力受限2)氢压低，发电机膨胀不均，轴系振动上3)如果发电机漏氢较大，有着火、氢气爆炸风3)发电机漏氢检测柜，发电机封闭母线有氢气含量显示。1)通过声光报警，氢压下降、补氢量增加等参数来确认故障性质。2)发现氢压降低，应立即查明原因予以处理，并增加补氢量以维持发电机内氢压，同时加3)检查漏氢在线监测装置有无报警。4)检查发电机密封油系统运行是否良好，差压阀、平衡阀有无异常，当发电机油系统、主油箱内含氢量≥1%时，发电机减负荷停机。如因密封油压下降引起氢压降低，应立即调整密封油压正常，并查明原因、消除。在计划停机时安排消缺，漏氢量大于5m3/d时应立即停机处6)检查中性点引线盒内和封闭母线壳内的氢气含量，如≥1%时，发电机减负荷停机，在不等其停止转动前就开始排氢。7)如氢压继续下降，补氢仍不能保持正常氢压时，则应降低发电机负荷，使发电机铁芯各部温度保持正常，如无法维持最低氢压运行时，汇报值长请示总工程师停机处8)氢系统泄漏，应通知检修，协同进行细致的检查，同时做好防火防爆的安全措施。故障名称主要风险点：2)叶片将凝汽器冷却水管打破，凝汽器泄3)汽轮机叶片将其他叶片击伤，造成低压通流部分摩擦。4)低压转子动平衡破坏，振动上升达到汽轮机跳闸。故障现象：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，凝结水硬度增加；4)监视段压力升高。5)断叶可能进入凝汽器打破钢管，凝结水硬度、电导率上升，凝汽器水位可能上升。6)轴向位移和推力轴承金属温度有明显变化处理步骤：1)发现凝结水导电度、硬度突然增加，检查机组振动、负荷、凝汽器水位，同时汇报值长，通知化学化验凝结水水质。2)如凝结水硬度、氢电导上升较小，未超标，应汇报值长漏。3)就地检查汽轮机运行情况。4)运行中调节级压力或抽汽压力异常变化，应立即进行分析，同时确认叶片断落应停机处理。5)发现以下情况，应破坏真空紧急停机。(A)汽轮机内部有明显的金属撞击声和摩擦声。(B)汽轮机通流部分发出异声，同时机组发生强烈振动。(C)机组振动明显增大，并凝结水导电度、硬度急剧增大，无法维持正常运行故障名称主要风险点：1)凝结水水质不合格，可能造成锅炉结氧化皮，锅炉泄2)加重精处理负担，精处理树脂很快失效，降低使用寿1)凝结水溶氧量超限，YD微增，凝结水电导率上2)泄漏量大时，凝汽器水位异常升高1)通知化学检查确认凝结水精处理装置未失效，若失效将失效交换器退出运2)通知化学对凝汽器水质进行化验。3)通过凝汽器水位上升，凝结水电导率上升判断凝器水侧泄4)适当开启凝汽器补水门和5号低加放水门换水，以降低凝结水硬度，注意调整除氧器、凝汽器水位正常。5)并综合分析系统中水、汽质量的变化，确认判断无误后，按下列四级处理原则执行，降负荷至500MW,分组隔离半面凝汽器，进行凝汽器半边查漏。6)根据凝汽器水位、凝结水硬度、电导情况，判断出泄漏侧凝汽器，做好隔离措施，通知8)若凝汽器水位继续上升，真空不断下降，则应快速降负荷，申请停9)凝结水水质合格后，投入检修完的凝汽器，调整凝结水压力、流量正常，调整凝汽器水位正常。故障名称主要风险点：1)电导率过大，造成定子接地报警动作跳机。2)定子线棒铜腐蚀增大，堵塞定冷水风险。1)定子水导电率高报警。处理步骤：2)若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规定值以下，否则应更换树脂；如电导率仪故障，应及时处理。3)若离子交换器出水电导率正常而定子绕组进水电导率高，应检查流经离子交换器的水量4)如氢气漏入水中所至，应及时汇报，并监视氢压力，定子水压力，导电度等参数变必要时停机处理。投入备用冷却器，停止漏泄冷却器运行。另一个是水箱补水管路积水水质不合格，应打开补水管路供、回水门，待水质合格后再给水箱补水。6)发电机进水电导率大于0.5μs/cm时报警发出，应进行换水。7)定子绕组进水电导率高达9.9μs/cm时，应迅速将发电机与电网解列，同时解除发电机30.机(炉)故障跳闸，防汽轮机超速故障名称主要风险点：2)汽轮机进冷蒸汽，造成动静碰摩风险。3)汽轮机鼓风摩擦，叶片过热断裂风险。故障现象：1)锅炉MFT、汽轮机ETS跳闸信号发出；2)锅炉MFT动作、汽轮机主汽门关闭，发电机未跳3)汽轮机转速上升后下降。处理步骤：若机(炉)跳闸，功率未降到逆功率保护动作值，发电机不解列，紧急处理如下：1)硬手操打闸汽轮机、锅炉一次；再检查汽机跳闸、锅炉MFT动作是否正常。2)处理期间，机组有功负荷大于零时不得手动解列发电机运行。3)若高压汽门卡涩则手开PCV阀；若中压汽门卡涩则开低旁，不开PCV阀。5)发电机未解列，厂用电不会自动切换，应及时进行厂用电切6)当达到逆功率动作条件时，检查动作正常，否则手动解列发电机。7)若定冷水断水保护动作跳闸，发电机未解列，同时重点监视发电机线圈温度不超限。故障名称主要风险点：1)汽轮机严重超速，轴系损坏、转子动静碰磨故障。2)发电机密封瓦损坏，氢气泄漏，可能着火爆炸风险。1)发电机保护动作2)锅炉MFT3)汽轮机主汽门或调速气门未完全关闭，转速飞升一旦发生发电机故障跳闸，如检查发现机组转速快速飞升，汽门卡涩，应急处理如1)硬手操打闸汽机、锅炉一次；检查汽机跳闸、锅炉MFT动作是否正常。2)检查开启锅炉PCV阀。4)转速超过3360rpm,检查真空泵联停、真空破坏阀联开；否则手停真空泵、手开真空破坏6)转速降至3000rpm以下，根据振动、轴承温度情况，判断是否需恢复真故障名称单台空预器跳闸主要风险点：1)炉膛负压大幅波动，可能出现负压保护动作、锅炉灭火；2)跳闸空预器出现卡涩；3)停运一次风机的出口门不严导致热一次风母管风压过低、磨煤机堵磨。1)空预器跳闸信号发出，空预器主驱、辅驱均跳闸。3)RB可能动作。1)空预器运行电机跳闸后，检查备用电机延时8秒联启，否则手动抢合。当备用电机启动后应检查确认其运行正常。如备用电机联启后又跳闸，禁止抢合。板重点检查关闭)关闭跳闸侧脱硝喷氨。3)监视炉膛负压变化，负压调整发散时要及时解为手动控制，防止炉膛压力MFT动作；注意水煤比调节和分离器温度变化，必要时手动调整给水流4)若RB未动作，空预器已停转!则立刻停运同侧所有风机(关闭停运门，防一次风压被泄压),并隔绝跳闸空预器：关闭跳闸空预器入口烟气挡板，出口一二次风挡板。5)手动快速减负荷至500MW:切协调至TF,按RB动作顺序打磨，保留三台磨运行，总制在200t/h左右，逐步降低给水流量至1300t/h,稳定燃烧。主汽压滑至17MPa(如果切为定压方式，需手动将定压逐渐调低到设置为17MPa),汽机主控指令不得低于85%。6)及时检查增加另一侧风机出力(优先增加一次风机和引风机出力)全面检查运行侧风机及空预器参数正常。7)通知点检尽快空预器人工盘车，必要时反向盘车。故障名称主要风险点：1)运行磨煤机煤量过大出现堵磨，炉内燃烧不稳导致火检闪烁；2)主给水流量快速降低引起汽泵再循环调门连锁开启，进而导致给水流量大幅扰动；3)单台制粉系统跳闸造成一次风机抢风，热一次风母管风压快速下降，炉膛负压大幅波动。故障现象：3)炉膛负压波动。处理步骤：1)降低总煤量至140t/h左右，控制运行左右，迅速启动备用磨。2)切至至“BASE”方式，维持汽机综合阀位在85%左右，注意给水、负荷和汽压的相互匹3)注意水煤比的调节，参考主蒸汽流量调节主给水流量；开启一台汽泵再循环，操作平稳，避免造成给水流量大幅扰动。4)最终稳定锅炉总煤量在170t/h、给水流量1100t/h左右，机组负荷约406)如堵磨原因跳磨则先稳定工况后再安排吹通磨煤机，吹通时要缓慢，防止对主汽压力、过热度影响过大。7)三台磨跳一台要尽快启动备用磨，防止进入湿态，防止火检不故障名称送风机跳闸1)炉膛负压大幅波动，可能出现负压保护动作、锅炉灭火；2)RB拒动；3)运行送引风机超额定电流；4)热一次风母管温度下降过多导致磨煤机干燥出力下降、磨1)送风机跳闸信号发出；2)对应引风机跳闸；4)总风量大幅下降；1)如检查RB正确动作，则由RB功能自动完成，运行应密切监视RB各连锁动作情况，必要时切2)若单侧风机停运造成另一侧风机自动切除，手动增加运行送引风机出力，调整锅炉燃烧和3)若RB未动作，检查同侧引风机联跳正常，送风机出口门联关，引风机出口门联关；切运行送风机至手动，加大运行送引风机出力，调整运行引风机、送风机动叶控制炉膛负压正4)手动快速减负荷至500MW:切协调至TF,按RB动作顺序打磨，保留制在200t/h左右，逐步降低给水流量至1300t/h,稳定燃烧。主汽压滑至17MPa(如果切为定压方式，需手动将定压逐渐调低到设置为17MPa),汽机主控指令不得低于85%。5)监视运行送引风机不超额定电流，或根据运行送风机电流6)全面检查运行送引风机各项参数正常，逐渐降低跳闸侧一次风机出力，防止热一次风母管7)若引风机超过一个小时不能恢复，需手动退出同侧一次风机故障名称主要风险点：1)炉膛负压大幅波动，可能出现负压保护动作、锅炉灭火；2)RB拒动；3)运行的一次风机超额定电流；4)跳闸的一次风机出口门不严导致热一次风母管风压过低、磨煤机堵磨。1)一次风机跳闸发出；2)RB可能动作；1)如检查RB正确动作，则由RB功能自动完成，运行应密切监视RB各连锁动作情况，必要时切2)检查未跳闸一次风机运行正常，动叶自动开大；关闭跳闸一次风机对应侧空预器一次风出口挡板，冷一次风挡板；严密监视运行磨煤机的一次风量正常，其它各参数正常。3)若单侧风机停运造成另一侧风机自动切除，手动增加另一侧风机出力(优先增加一次风机和引风机出力),调整锅炉燃烧和炉膛负压正6)手动快速减负荷至500MW:切协调至TF,按RB动作顺序打磨，保留三台磨运行，总煤量控制在200t/h左右，逐步降低给水流量至1300t/h,稳定燃烧。主汽压滑至16MPa(如果切为定压方式，需手动将定压逐渐调低到设置为16MPa),汽机主控指令不得低于85%。7)根据运行一次风机(一次风压)带负荷，防止磨煤机堵煤或粉管堵粉。故障名称引风机跳闸主要风险点：1)炉膛负压大幅波动，可能出现负压保护动作、锅炉灭火；2)RB拒动；3)运行送引风机超额定电流；4)热一次风母管温度下降过多导致磨煤机干燥出力下降、磨煤机出现堵故障现象：1)引风机跳闸信号发出2)对应送风机跳闸3)RB可能动作4)炉膛负压大幅度波动处理步骤：1)如检查RB正确动作，则由RB功能自动完成，运行应密切监视RB各连锁动作情况，必要时切2)若单侧风机停运造成另一侧风机自动切除，手动增加运行送引风机出力，调整锅炉燃烧和3)若RB未动作，检查同侧送风机联跳正常，送风机出口门联关，引风机出口门联关；切运行送风机至手动，加大运行送引风机出力，调整运行引风机、送风机动叶控制炉膛负压正常。4)手动快速减负荷至500MW:切协调至TF,按RB动作顺序打磨，保留制在200t/h左右，逐步降低给水流量至1300t/h,稳定燃烧。主汽压滑至17MPa(如果切为定压方式，需手动将定压逐渐调低到设置为17MPa),汽机主控指令不得低于85%。5)监视运行送引风机不超额定电流，或根据运行引风机电流带负荷。6)全面检查运行送引风机各项参数正常，逐渐降低跳闸侧一次风机出力，防止冷一次风母管温度下降过多导致磨煤机干燥出力下降。7)若引风机超过一个小时不能恢复，需手动退出同侧一次风机运行。故障名称主要风险点：1)煤水比严重失调，锅炉受热面壁温、过再热汽温大幅上升或下降；2)锅炉中间点温度达到保护动作值，锅炉MFT保护动作；3)主给水流量低至保护动作值，锅炉MFT保护动作；4)汽泵转速超限或汽泵入口流量低导致汽泵跳故障现象：1)主蒸汽压力及机组负荷受给水流量巨变影响产生波动。2)锅炉受热面壁温、过再热汽温上升或下3)煤水比严重失调，不具有参考性。5)小机转速持续下降，或持续上升。1)判断给水流量测点故障。4)稳定两小机运行工况，防止小机超速。5)调节主、再热蒸汽温度在规定范围内。6)给水流量低时锅炉沿程蒸汽温度升高，注意对各段蒸汽温度和受热面壁温的监视。发现超温要及时减少燃料量，必要时切除部分制粉系统，严禁机组超温运行。7)工况稳定后，申请退出给水流量低保护，通知检修处理给水流量测点故8)如给水流量波动是因为自动控制系统工作不正常时应果断切换为手动调整。手动调整时，尽量将给水增加至故障前的给水流量，依据给水量调整燃料量。9)如给水流量波动是因为给水泵或阀门故障给水流量不能正常调整时，应将燃料量调整至对应的给水流量，稳定机组负荷运行，通知检修维护进行处理。如运行中无法进行处理，应申请停机处理。10)给水自动调节系统工作不正常时，应立即切至手动调整，及时通知热工进行理。11)主给水流量低至MFT保护动作，按紧急停炉处理。故障名称主要风险点：1)磨煤机吹扫过程中出现汽温大幅升高，管壁温度超限；汽压大幅度升高可能导致安全门2)机组负荷受限；3)磨煤机刮板室满煤导致碳晶密封环损坏。故障现象：2)磨煤机进口一次风压力升高。5)机组负荷降低，锅炉指令升高，总煤量增6)磨煤机出入口压差增加，出口压力降低。7)石子煤报料位高处理步骤：1)根据磨煤机出入口压差、出口风压、电流、磨入口一次风量等判断磨煤机满煤。3)解除该磨煤机有关自动，立即逐渐减小给煤量，提高一次风量，保证磨煤机风量不低于4)处理过程中如风量降低至低于80t/h不能恢复，停止给煤机运行，保持磨煤机运行将磨5)磨煤机疏通过程中在入口风量可控的前提下，应逐渐缓慢疏通，压力汽温会上涨，注意6)检查其他磨煤机煤量自动增加，否则手动增加。7)若主汽压力维持不住，应降低机组负荷，根据其它运行磨煤机最大出力确定所带负8)检查燃烧稳定，启动备用制粉系统，逐渐恢复原负荷工况。10)适当提高加载油压，减少动态分离器转速，以增加磨煤机的出力。11)若磨煤机堵煤现象逐渐减轻，可适当增加给煤量，恢复其正常运行。12)若磨煤机振动过大，电流超过规定值，应立即将其停运。13)磨煤机堵煤无法消除，应将磨煤机停运，通知相关检修处理。39.磨煤机断煤(给煤机入口\磨煤机入口先后断煤)故障名称主要风险点：1)发生断煤的磨煤机出口温度高跳闸；2)未出现断煤的磨煤机因煤量过大出现堵磨；3)磨煤机出口温度升高。4)磨煤机电流降低。5)协调状态下总煤量降低后又恢复。6)机组负荷降低。处理步骤：1)能根据磨煤机出力、电流、汽压、磨煤机出入口压差、出口温度变化及报警信息，判断磨煤机断煤位置。2)如为磨煤机入口断煤直接停运给煤机。3)令助手暖好备用磨煤机。5)检查原煤仓煤位，确定是否煤斗煤位过低或已烧空，否则联系输煤上6)检查其他磨煤机煤量自动增加，否则手动增加。7)若主汽压力维持不住，应降低机组负荷，根据运行磨煤机最大出力确定所带负8)维持过热度、汽温正常。10)控制磨煤机出口温度不超过规定值，不得因出口温度控制不当造成磨煤机跳闸。11)根据磨煤机电流及就地拉杆限位判断磨煤机内煤量，过低时及时降低磨辊压力或抬升磨辊，防止磨煤机振动大。12)就地敲打无效，应手动停运磨煤机。启动备用制粉系统，逐渐恢复原负荷工况。故障名称主要风险点：1)磨煤机内部火星喷出造成人员灼伤、电缆烧损；2)炉膛负压出现大幅波动；3)低负荷跳磨导致锅炉燃烧不稳、火检闪故障现象：1)磨煤机出口温度高报警，温度升高至120℃磨煤机跳闸。3)磨煤机出口门及煤粉管道不严密处有火星冒4)磨煤机石子煤管温度高。石子煤斗内有火星或着5)炉膛压力不正常波动处理步骤：1)能根据磨煤机出口温度、冷热风门开度、磨各段风压变化，判断磨煤机出口温度不正常升高。4)令助手暖好备用磨煤机。5)打跳磨煤机，给煤机联跳，确认磨煤机入口快关挡板、出口快关挡板、给煤机出口挡板关闭，关闭磨煤机密封风门，将着火磨煤机与外部隔绝。6)开启磨煤机消防蒸汽门进行灭火，确认磨煤机出口风温下降至55℃以下。9)检查火检情况，负荷过低燃烧不稳时投油稳燃。10)检查燃烧稳定，启动备用制粉系统，逐渐恢复原负荷工况。11)检查磨煤机着火原因。12)汇报值长，做隔绝措施，联系检修检查内部情况。只有检修确认磨煤机着火熄灭后，方可恢复磨煤机正常运行方式。故障名称主要风险点：1)炉膛负压大幅波动，可能出现负压保护动作、锅炉灭火；2)热一次风母管风压过低、磨煤机堵磨；3)失速一次风机振动大，出现设备损坏。故障现象：1)DCS风机“一次风机喘振”报警。2)一次风压和风量急剧降低。3)风机发出不正常的响声。4)失速一次风机电流波动且迅速下降。7)所有磨煤机进口一次风量降低处理步骤：1)通过两台一次风机动叶叶开度、风机电流、出入口风压的变化判断为一次风机失速。2)适当降低负荷，保证磨煤机不因风量低跳3)立即解除两一次风机自动，手动适当减小电流较大一次风机导叶的开度，使其电流较小风机能快速并列。4)将失速一次风机动叶快速关小。后逐渐缓慢增加，观察一次风机母管压力回升，则成否则再次进一步快速关小失速一次风机动叶，再试逐渐缓慢增加动叶，观察一次风机母5)如以上措施仍不能将失速一次风机并入，则将失速一次风机动叶关至0%,适当再调低正常一次风机出力后再次并列。6)根据一次风压带磨煤机能力降低负荷，注意监视磨煤机火检情7)注意调整炉膛负压，防止炉膛负压过高锅炉灭火。8)一次风机失速，应在5分钟内恢复一次风压正常，防止制粉系统堵管。9)当电流较小的风机电流突然回升，表明此风机已经并入该系统可以正常工作，此时手动将两风机电流调平并稳定工作一段时间后，将两风机投入自动。10)将事故处理情况汇报值长故障名称主要风险点：1)空预器着火造成卡涩跳闸、内部损坏；2)尾部烟道二次燃烧造成局部受热面超温损坏；3)着火导致附近电缆烧损。故障现象：1)二次燃烧区域的烟气温度和工质温度上升，空预器进出口烟温不正常地升高，空预器出2)燃烧处附近的烟气负压急剧波动。3)空预器出口烟气含氧量降低。4)烟囱冒黑烟。在烟道门孔等不严密处冒烟或冒火5)引风机自动时，电流不正常摆动。6)再热汽温、省煤器出口水温、热风温度不正常7)空预器处二次燃烧时，空预器火警报警，空预器外壳发热或烧红，空预器差压增加，空预器电机电流增加且晃动，严重时空预器发生卡涩，空预器跳处理步骤：1)根据烟温、风温、负压、氧量、汽温、汽压、负荷等变化判断烟道再燃烧的大致部位。2)加强燃烧调整，对该区域受热面进行吹灰，就地并确认是否发生了二次燃3)对于回转式预热器，应立即投入蒸汽吹灰进行灭火。4)立即降低机组负荷，以降低锅炉排烟温度。5)增加一、二次风量，提高对预热器的冷却效果。7)处理中做好有关受热面的保护工作。如保持预热器运行，省煤器连续少量进水，旁路投用保持低过、低再有蒸汽流通等。以上措施根据再燃烧具体部位而定。8)当确认空预器着火时：迅速降低机组负荷至50%,进行半侧风烟隔绝，保持空预器转动，先用吹灰器对空预器吹灰灭火；如吹灰器蒸汽无法灭火时，可用空气预热器高压水冲洗进行灭火。停止水冲洗装置运行，充分放尽该空预器内的存水后，关闭该放水阀。经过上述灭火处理，仍不能灭火时，应紧急停炉。9)经以上处理，烟道或排烟温度仍不正常地升高，当排烟温度达到250℃以上则按紧急停炉处理。停炉后立即停止送、引风机运行并关闭所有烟风挡10)紧急停炉后，经灭火再燃烧消除，空预器进口烟气温度、排烟温度、热风温度降低到80℃11)锅炉冷却后进行内部检查，确认设备正常后方可重新启动故障名称主要风险点1)高温高压蒸汽外漏造成人员烫伤；2)水冷壁泄漏导致炉膛燃烧不稳；3)水冷壁局部壁温超限。1)分离器压力不同程度下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量，凝汽器补充水量增加。2)炉膛内有泄漏声，水冷壁爆破时有显著响声，严重时从不严密处漏出蒸汽和炉4)炉膛燃烧不稳，火焰亮度减弱。5)烟气温度下降。6)炉膛压力升高，并可能导致锅炉MFT。7)过热器一减流量增加，二减流量可能减少。再热器减温水流量增加。9)水冷壁局部壁温可能升高1)锅炉适当减负荷、降压运行，检查确认漏点。3)如水冷壁管子损坏不大，能维持锅炉燃烧稳定及主、再热蒸汽温度在正常水平，可允许在减负荷降压情况下作短时间运行，此时应加强对汽温、过热器4)如水冷壁损坏严重时以致于工质温度或壁温超限，无法维持正常运行，应申请紧急停5)停炉后，维持一组送、引风机运行，待蒸汽基本排除后停运。7)停炉后，应迅速将电除尘、省煤器下部灰斗中的灰清出，以防堵塞。故障名称主要风险点：2)空预器入口烟气温度高，空预器电流波动3)脱硝入口烟气温度高，达到催化剂温度保护动作值。2)相同负荷下锅炉总燃料量增加。3)空预器入口烟气温度、排烟温度升高。4)水冷壁吹灰时干排渣渣量大，炉底炉膛进风温度上涨。5)干排渣头部温度上涨，干排渣碎渣机堵转跳6)水冷壁掉焦区域壁温升高1)降低机组负荷，减少燃烧器区域热负荷。3)怀疑煤质波动，灰溶点降低，通知燃料更换煤质。4)加强燃烧调整，防止火焰刷墙。故障名称主要风险点：3)发生人身伤害事故1)氢气泄漏点发出轻微爆炸声，并有明火。2)发电机内部着火，有异常声音。1)发电机着火爆炸时应按破坏真空紧急停机步骤处2)检查励磁系统参数正常。检查密封油系3)切断氢源和电源。4)开启排氢门，迅速降低发电机风压至0.01MPa,同时控制油氢差压着火。5)当汽轮机发电机转速降至1000r/min以下时，应立即向发电机内充二氧化碳或氮气。检6)保持发电机密封油及定子冷却水系统运行，直至发电机本体温度下降，火焰熄灭为7)在灭火过程中，为避免主轴弯曲，转速到零及时投入盘车，投盘查时注意人身安全。故障名称主要风险点：1)防止人身触电，操作时带绝缘手套，保持足够的安全距离。2)防止无停运行设备，核对设备名称及编号正确，防止走错间隔。故障现象：1)“发电机出口PT断线”光字牌亮。发电机保护“PT断线”告警。故障录波启3)DCS上发电机定子电压显示(AB线电压)下降。4)DCS过程报警出现PT短线。5)DCS电气画面出现PT断线报警信号。6)励磁系统报PT断线告警，AVR通道一故障，自动切至通道二运行。处理步骤：1)检查相应测量功率、电压、频率指示2)检查发电机励磁调节器运行状况。通过现象判断为TV1断3)调节用PT断线，检查励磁调节器由“A”套运行切至“B”套运行4)根据报警信号以及测量电压指示，判断故5)联系调度稳定机组负荷。立刻退出协调，投入TF方式，维持当前煤量不变。通过水没比、6)汇报调度，当前功率指示异常，估计当前异常值与实际值之7)监视发电机定子电压、定子电流，发电机有功和无功，励磁电压、电流、负序电流是否正常，并监视机侧功率。9)联系继保，共同退出发变组A屏逆功率、失磁、低频、过激磁、定子过电压、复合电压10)若保护用PT断线，则应停用相应保护。11)若调节用PT断线，则应保持机组负荷稳定，禁止对励磁系统进行操12)若仪用PT断线，则加强对发电机定子电流的监视，禁止对励磁系统进行操作。13)按PT停电原则将PT停电，取下PT1A相二次侧保险将PT1A相拉至检修位置。14)检查并更换断线相保险，同时对PT本体进行检查，联系检修测量发电机PTA相二次电压已经正常。给上二次侧保险，检查各异常信号恢复正常。15)联系继保，共同投入发变组A屏逆功率、失磁、低频、过激磁、定子过电压、复合电压16)记录PT停电时间，正确计算发电量。复归信号掉47.发电机定子不对称过负荷(负序过流)不跳机故障名称主要风险点：1)防止设备损坏，监视发电机本体各参数在规定范围内。故障现象：1)发电机三相电流不平衡，负序电流超过正常值。处理步骤：1)立即向调度汇报，询问是否是线路不对称短路或其他原因引起，或降低机组负荷，使不根据调度命令增加负荷。2)负序电流超过正常值后，要严密监视转子温度变化、热氢温度变化及机组振动情况。3)控制最大相定子电流不超过额定电流，不平衡电流不超过定子额定电流的8故障名称主要风险点：1)注意冷却器全停时间，停运超过60min应手动停运主变。2)监视主变上层油温不超过规定值。故障现象：1)工作电源跳闸，就地主变风冷控制箱上“I电源故障”、“PLC故障”指示灯亮，各风扇运行指示灯熄灭。2)DCS电气报警(一)画面显示“#1主变冷却器I电源故障”、“#1主变冷却器全停故障3)就地变压器非电量保护屏上显示“主变冷却器全停”。4)主变油温与绕组温度快速上涨。75℃时，发主变油温高报处理步骤：2)根据开关、保护动作情况，全面、正确分析判断事故。4)密切监视主变上层油温，就地检查冷却器全停为电源失电和PLC故障引起，检查电源II正常，立即合上电源II,恢复冷却器运行。5)如果冷却器电源不能立即恢复，应立即降低有功、无功功率、并继续密切监视主变上层油温，不得超过规定值。6)主变压器当冷却器失去电源全部停止运行后，发出“冷却器全停故障”远方信号的同启动20min和60min延时跳闸，20min后主变上层油温高于75℃时,启动主变冷却器全停回路；当主变上层油温低于75℃时，60min启动主变冷却器全停回路。(待定)7)我厂主变冷却器全停保护未投跳闸，当上层油温超过85℃,应立即打闸停故障名称主要风险点：故障现象：1)#1变压器保护屏上显示“主变轻瓦斯保护动作”告警；2)DCS电气报警(一)画面显示“#1主变本体轻瓦斯”。2)就地站检查主变(瓦斯继电器、变压器油色、油位，冷却系统等)。3)通知化学取样，分析气体性质。作气相色谱分析5)加强检查，根据气体分析情况，确定轻瓦斯动作原因：若气体为无色，无臭，且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可以继续运行，并及时消除进气缺陷；若气体是可燃的或色谱分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运；在进行上述检查的同时，应通知检修检查保护装置二次回路是否有故障。6)并做好重瓦斯动作的事故预想；如为发电部内部故障，则尽快安排停运主变处故障名称主要风险点：1)故障未隔离前，禁止对6KV母线送电。2)防止运行中的汽机变、锅炉变过负荷运故障现象：1)6KV工作段母线工作电源进线开关跳闸，闭锁分支快切。备用进线开关未联动合2)发变组保护屏“1号主变及厂变保护”显示“A1分支后备保护零序过流I段动作3)6KV工作段10BBB0O母线上相应负载跳闸，RB动4)母线PT噪音增大。5)母线所带380V锅炉1B段失电、汽机1B段失电、电除尘1B段等380VPC、MCC失电处理步骤：1)立即稳定机组燃烧，检查设备联动情况，检查并复归跳闸设备；2)检查RB是否动作正常，调节给水和燃料量偏置，使得过热度相对稳定，煤水比合3)注意调整主再热蒸汽、炉膛负压等重要参数在正常范5)检查确认6KV母线故障，确认锅炉变及汽机变电除尘变等低压厂用变高、低压侧开关分闸，尽快将380VPC段母线倒换到联络开关接带。倒换时因注意不能有过多的电机自启6)恢复送电后注意将主变冷却器电源、保安段上级电源开关重新合上，将400V跳闸设备恢复备用。7)若为6kV电动机接地，检查该电机电缆保护动作正确，电机开关掉闸，起动备用设备电机。8)跳闸开关和设备由电源侧从高到低开始复位，所有运转设备检查一遍，无电设备退出备用。在就地站将6KV1B段母线上所有开关拉出，隔离母线。通知检修检查、处51.6KVB段母线电源掉闸，备用电源未自投(备用电源进线PT断线闭锁)故障名称主要风险点：1)更换保险时使用绝缘手套，与带电设备保持足够安全距离。2)防止运行中的汽机变、锅炉变过负荷运故障现象：3)故障段上低电压保护投入的设备跳闸。4)故障段上的运行设备跳闸后，其备用设备联5)工作电源开关跳闸，综保装置上无显示；厂用电快切装置显示“PT断线闭锁”告警，检查备用电源进线PT一次A相保险熔断。6)备用电源未自投，6KVB段厂用电母线失电，相关设备跳闸，RB动作。处理步骤：1)通过声光报警及母线电压、电流、工作电源开关指示确定故障性质。2)复位掉闸工作电源开关，并断开备用电源联锁开关。3)机炉按6KV厂用母线单段失电处理；立即开启未自投的备用设备和恢复已自投设备的开关。并做好燃烧、负荷调整，必要时投油稳5)未查清楚原因之前，禁止给失电母线送6)检查备用电源未自投原因，发现备用电源进线PT断线，更换保险后，同时确认进线电源均无分支过流报警，用备用电源重新恢复6KV母线运行，检查厂用工作电源跳闸原因，处理好后将厂用电倒换回正常运行方式。7)汇报值长，通知检修检查处理备用电源未自投故障。故障名称主要风险点：1)线路跳闸时可能出现DCS上画面显示异常，应与就地设备实际运行状态为准。2)运行人员未到取水泵房检查前，禁止在DCS上操作设备。1)高密流量：流量到零2)ECMS开关状态：10BBC17跳，并报故障；20BBC17在备用状态。3)取水泵：均跳1)确认10kV取水A线路跳闸，检查1号取水升压变6kV开关10BBC17跳闸及保护动作情况，检查20BBC17正常备用。2)值长联系消防队，接至少六根DN80的消防带持续向工业水池进水；通知外围单位禁止使用消防水；暂停使用工业水进行配药、冲洗和喷淋试验，氨站禁止卸氨；3)隔绝关闭以下工业冷却水：备用除灰空压机、冷却水(关闭后安排人值守),氢站业水入口总门(氢站停运);启动锅炉工业水冷却水；度低于65℃后),密封油真空泵冷却水，所有停运凝泵的工业冷却器冷却水；三台循泵工业冷却水；两给水泵前置泵冷却水4)脱硫工艺水箱补水由循环水改为工业废水提供，如工艺水箱水位持池循环水供工艺水箱电动门补水至6.5米后关闭。5)检查#1、#2塔池至消防水池补水门开启；加强电动消防泵运行监视，如电动消防泵故障，则启柴油消防泵，如油位低及时联系加油。6)值长立即安排人去取水泵房检查电气系统，未检查清楚前勿对取水泵房10kV开关进行远方操作。7)就地检查取水泵房10kVA段进线开关在合闸位，1或3号取水泵低电压保护跳闸，380V取水变高压侧开关在合闸位，取水泵房10kVA段母线电压为零。(则可能有母线故障，另行处理)8)就地断开380V取水泵低压侧开关后，手动启动柴发给380V取水PC段母线及相应负荷(直流控制系统电源、热工控制系统电源、热力配电箱电源)供电。柴备失去监视。)9)就地检查取水泵房10kVB段进线开关在工作位分闸状态，2或4号取水泵低电压保护跳闸，12)启动2或4号取水泵运行。14)取水泵房10kVA段母线恢复供电后，恢复380V取水PC段母线正常运行方式(采用串联切换),并退出柴发运行。53.10kV取水A线路跳闸(双线运行)故障名称10kV取水A线路跳闸(双线运行)主要风险点：1)线路跳闸时可能出现DCS上画面显示异常，应与就地设备实际运行状态为准。2)运行人员未到取水泵房检查前，禁止在DCS上操作设备。故障现象：2)ECMS开关状态：10BBC17跳，并报故障；20BBC17仍合闸并有电流3)取水泵：1、3号跳处理步骤：1)检查取水泵房10kVB段母线电压正常，B段所带取水泵运行正常。如A段跳闸前1或3号取水泵运行，热机按双线路跳闸进行处置(380V取水PC段恢复送电前，无法启动备用泵2)检查1号取水升压变10BBC17开关跳闸及保护动作情3)值长立即安排人至取水泵房检查电气系统各开关状态，未检查清楚前勿对取水泵房10kV开关进行远方操作。4)就地检查取水泵房10kVA段进线开关YOBCA01在合闸位，1或3380V取水变高低压侧开关在合闸位，取水泵房10kVA段母线电压为零。5)远方断开取水泵房10kVA段进线开关YOBCAO1、380V取水变高低压侧开关。(如YOBCA01在跳闸位，则可能10kVA段母线故障，另行处理)6)如热工控制系统UPS电源耗尽，DCS画面失去监视，则就地断开380V取水变低压侧开关后，手动启动柴发给380V取水PC段母线及相应负荷(直流控制系统电源、热工控制系统电源、7)远方合上取水泵房10kV母线母联开关给取水泵房10kVA段母线供电；根据机组用水情况启8)取水泵房10kVA段母线恢复供电后，恢复380V取水PC段母线正常运行方式(采用串联切换),9)将10kV取水A段线路转检修，通知检修人员对线路故障点进行查54.10kV取水B线路跳闸(双线运行)故障名称10kV取水B线路跳闸(双线运行)主要风险点：1)线路跳闸时可能出现DCS上画面显示异常，应与就地设备实际运行状态为准。2)运行人员未到取水泵房检查前，禁止在DCS上操作设备。故障现象：1)高密流量：流量变小，但没有到零(A段无泵运行则流量到零)2)ECMS开关状态：20BBC17跳，并报故障；10BBC17仍合闸并有电流3)取水泵：2、4号跳处理步骤：1)检查取水泵房10kVA段母线电压正常，A段所带取水泵2)检查2号取水升压变20BBC17开关跳闸及保护动作情3)值长