火力发电厂事故及处理

火力发电厂事故及处理

第一节

水冷壁管损坏

3.1.1

现象：

1.炉管泄漏监视仪报警；2.给水流量不正常地大于蒸汽流量；3.炉膛燃烧不稳，火焰亮度减弱，炉膛压力偏正，严重时锅炉熄火；4.各段烟气温度下降；5.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烟；6.引风机电流可能增加。

3.1.2

原因：

1.管子制造、安装焊接质量不良，管材不良；2.炉水品质不合格导致管内结垢、腐蚀；3.水冷壁管内有杂物积存、堵塞，致使水循环不良，管子过热损坏；4.水动力工况不稳定，或炉膛热负荷分配不均，造成管壁超温；5.锅炉严重缺水后继续上水；6.吹灰器运行不良，管壁被吹损；7.炉膛严重结焦或局部热负荷过高，使管子受热不均，过热损坏；8.炉内掉大焦，砸坏冷灰斗水冷壁；9.水冷壁膨胀受阻或锅炉内、外爆。

3.1.3

处理：

1.当泄漏不严重时，允许锅炉短时间运行，但应降低汽压及负荷，加强监视，汇报调度及有关领导，要求尽早停炉检查；2.如果泄漏严重，无法维持汽包水位时应紧急停炉；3.熄火后，应尽量保持给水，维持汽包水位在高水位。注意汽包上、下平均温度差不大于66℃，如无法维持水位则停止进水，此时省煤器再循环阀严禁开启；4.停炉后，维持一台引风机运行，待蒸汽基本排尽后方可停运。

第二节省煤器管损坏

3.2.1

现象：1.炉管泄漏监测仪报警；2.给水流量不正常地大于蒸汽流量；3.泄漏处附近有异声，从人孔及烟道不严密处向外漏出烟气及水蒸汽；4.泄漏点后烟温下降；5.引风机电流可能增加；6.严重时省煤器灰斗不严密处有汽水泄出。

3.2.2

原因：

1.管子制造、安装焊接质量不良，管材不良；2.省煤器管内结垢、腐蚀、管壁磨损；3.停止进水后，省煤器再循环阀未及时开启；4.省煤器处发生二次燃烧使管子过热；5.吹灰器运行不良，管壁被吹损；6.飞灰磨损、低温腐蚀。

3.2.3

处理：参照水冷壁损坏的处理。

第三节过热器管损坏

3.3.1

现象：1.炉管泄漏监测仪报警；2.主汽压力下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量；3.炉膛负压偏正，泄漏处附近有异声，烟道不严密处有蒸汽或烟气外冒；4.泄漏点后烟气温度下降；5.引风机电流有可能增加。

3.3.2

原因：

1.管子制造、安装焊接质量不合格，管材不良；2.汽包内汽水分离装置工作不良，蒸汽品质不合格导致管内结垢；3.管子长期超温，高温腐蚀；4.飞灰磨损过热器管；5.过热器管内有杂物堵塞或局部水塞，引起超温；6.过热器处发生可燃物再燃烧；7.吹灰器运行不良，管壁被吹损；

3.3.3

处理：

1.过热器管损坏不严重时，应降低汽压及负荷，并汇报调度及有关领导，要求故障停炉处理；2.如过热器管严重爆破时，应立即停炉；3.当主蒸汽温度发生大幅度变化，则按主蒸汽温度过高或过低进行处理；4.停炉后闷炉时注意炉膛压力监视，联系检修及时打开部分检修人孔门。

第四节再热器管损坏

3.4.1

现象：

1.炉管泄漏监测仪报警；2.再热器出口压力下降；3.负荷不变时主蒸汽流量升高；4.泄漏点附近有异声，泄漏点后烟温下降；5.引风机电流有可能增加。

3.4.2

原因：

1.管子制造、安装焊接质量不合格，管材不良；2.蒸汽品质长期不合格，导致管内结垢；3.管子长期超温，高温腐蚀；4.吹灰器运行不良或飞灰磨损再热器管；5.再热器处发生可燃物再燃烧；6.再热器干烧。

3.4.3

处理：

参见过热器管损坏的处理。

第五节

烟道内二次燃烧

3.5.1

现象：

1.再燃烧处工质温度不正常地升高；2.空预器进口或出口烟温不正常地升高，空预器出口风温升高；3.再燃烧处烟气负压急剧波动；4.烟道不严密处冒烟或冒火星；5.在空预器处二次燃烧时，热点检测将报警，严重时空预器外壳发热或烧红。

3.5.2

原因：

1.燃油雾化不良或着火不良，使油烟在尾部积存；2.燃烧调整不当或煤粉过粗；3.锅炉低负荷运行时间过长，燃油、煤粉在尾部积存；4.点火前和停炉后锅炉吹扫不充分；5.空预器吹灰不正常。

3.5.3

处理：

3.5.3.1

如发现空预器进口或出口烟温不正常地升高或热点检测报警时，应立即查证发生二次燃烧的部位；

3.5.3.2

进行燃烧调整，投入二次燃烧区域附近的吹灰；

3.5.3.3

检查确认锅炉烟道内发生二次燃烧、两侧排烟温度均升高至200℃时：1.立即手动MFT，并停止所有一次风机、密封风机、送风机、引风机运行，严密关闭各风门挡板，投入二次燃烧区域附近的吹灰器；2.锅炉熄火后，保持汽包高水位，停止进水时立即开启省煤器再循环阀；3.当确认火已被熄灭时，可停止吹灰器运行，谨慎开启有关的风门、挡板，启动引、送风机，进行吹扫；4.锅炉冷却后，进行内部检查，确认设备正常后方可重新启动。

3.5.3.4当确认一侧空预器着火时：1.关闭着火空预器的风、烟道挡板，迅速降低机组负荷至50%，保持空预器的转动；2.投入空预器内的喷淋装置灭火；3.开启该空预器的风烟道放水门；4.确认空预器内火被熄灭后，停止喷淋装置运行，用吹灰器对空预器充分吹扫，检查空预器未损坏后，方可将其投运；5.充分放尽对应的空预器风烟道内存水后，关闭该放水门。

第六节

锅炉灭火

3.6.1

现象：

1.“MFT”动作，炉膛负压显著增大，炉膛火焰监视工业电视无火焰，；2.汽机、发变组跳闸报警；3.汽包水位先下降，后上升。

3.6.2

原因：

1.锅炉配风不当等造成燃烧不稳；2.负荷低，骤减负荷使磨煤机组点火能量失去或燃烧自动失灵；3.煤质突变，挥发份或燃煤发热值过低；4.燃烧自动失灵或火检故障造成磨煤机组跳闸；5.水冷壁管严重爆破或锅炉吹灰操作不当，使炉膛进入大量水蒸汽；6.制粉系统、燃油系统故障，造成燃料大幅减少或中断；7.燃油中大量带水或杂质过多使油枪阻塞，或雾化蒸汽压力过低。

3.6.3

处理：

1.按MFT动作处理，若MFT拒动，则应紧急停炉；2.查明熄火原因，并设法消除，对锅炉进行全面检查，确认设备正常后，方可重新启动；

第七节

锅炉结焦

3.7.1

现象：

1.排烟温度上升；2.局部管壁温度升高；3.炉膛结焦严重时，减温水量将增加。

3.7.2

原因：

1.煤种灰熔点低；2.燃烧器热负荷过大，燃烧区温度过高；3.煤粉过粗；4.燃烧方式不合理或燃烧器工作不正常；5.吹灰器工作不正常或吹灰不及时。

3.7.3

处理：

1.进行燃烧调整，必要时视煤质情况，调整双调节燃烧器内、外二次风叶片角度以及磨煤机分离器叶片开度；2.对结焦的部位加强吹灰；3.当炉内结焦严重，过热器、再热器减温水量明显增大，无法维持机组正常安全运行时，应及时汇报调度及总工，申请故障停炉。

第八节

锅炉满水

3.8.1

现象：

1.“汽包水位高”报警；2.水位指示异常地升高；3.严重时，过热汽温迅速下降，蒸汽导电度增加。

3.8.2

原因：

1.给水自动调节装置失灵，未及时发现处理；2.水位指示不正确，或手动控制时操作不当；3.运行工况突变；

3.8.3

处理：

1.水位异常升高时，应核对水位计；2.立即检查自动调节动作情况，并根据蒸汽流量、给水流量变化正确判断水位发展趋势，如属自动调节失灵，应立即手动调整；3.开大连排放水；4.当汽包压力小于5MPa，允许开启热放水联箱放水门；5.水位高保护拒动时，应立即手动MFT。

第九节锅炉缺水

3.9.1

现象：

1.“汽包水位低”报警；2.水位指示异常下降；

3.9.2

原因：

1.给水自动调节失灵；2.水位指示不正确，造成运行人员误判断；3.运行工况突变；4.水冷壁、省煤器、给水管道爆破。

3.9.3

处理：

1.水位异常降低时，应核对水位计；2.立即检查自动调节动作情况，并根据蒸汽流量、给水流量变化正确判断水位发展趋势，如属自动调节失灵，应立即手动调整；3.水位低保护拒动时，应立即手动MFT。4.停炉后，确认汽包水位可见时且省煤器出水温度与汽包壁温差小于83℃时可缓慢进水，否则严禁进水，具体进水时间由总工程师决定。第十节过热器、再热器管壁温度超限

3.10.1

现象：

CRT管壁温度显示过热器、再热器管壁温度超限报警；

3.10.2

原因：

1.炉膛燃烧中心上移，炉膛出口烟温升高；2.水冷壁结渣、结灰严重；3.炉内燃烧工况扰动；4.煤种变化；5.尾部烟道档板开度变化；6.主、再热汽温超限；7.烟道二次再燃烧；8.高加未投，给水温度低。9.内壁氧化皮脱落造成管内蒸汽流量过小。

3.10.3

处理：

1.加强受热面吹灰；2.尽量投用下层磨煤机或增大下层磨煤机出力；3.若风量偏大时，应适当减小风量；4.通过调节尾部烟道档板来调节汽温，必要时适当降低主、再热汽温来控制壁温；5.若系煤种变化引起，应及时调整。

第十一节

空预器电流晃动

3.11.1

现象：

1.单侧或双侧空预器电流不正常大幅晃动；2.就地可听见较大磨擦声。

3.11.2

原因：

1.检修后密封片调整不良，动静碰磨；2.空预器进口烟温高，热端膨胀量过大；3.空预器LCS系统跟踪不良，扇形板与径向密封片发生磨擦；4.由于下雨等原因造成空预器外壁骤冷，动静碰磨；5.空预器内发生二次燃烧现象。

3.11.3

处理：

1.若单侧空预器电流发生晃动，应先至就地将该空预器扇形板提升至最大，如电流晃动现象消失，则可确认为LCS系统工作不良，填写缺陷并联系检修处理；2.若是密封片检修调整后发生空预器电流晃动，可适当降低机组负荷并联系检修对密封片进行调整；3.若是下雨雪等原因致空预器外壁冷却引起空预器电流幌动，可联系检修采取措施进行遮挡，同时对空预器轴向密封片进行调整，必要时进行减负荷处理；4.高负荷时发生空预器电流幌动，一般情况下是因为空预器进口烟温较高致空预器热端膨胀量过大，而与轴向/周向密封片发生碰磨，可采取投用受热面吹灰降低空预器进口烟温的方式来处理，必要时可降低机组负荷，同时联系设备处对空预器密封片进行调整；5.若处理过程中发生空预器跳闸，则按空预器跳闸处理。

第十二节

空预器跳闸处理

3.11.1

现象：

1.BTG盘、CRT上“空预器跳闸”，“空预器停转”报警；2.跳闸空预器烟气侧、二次风侧进出口档板联锁关闭；3.一、二次风母管压力下降，风机出口压力上升，总风量及氧量下降；4.一、二次风温下降，磨煤机出口温度下降。

3.11.2

处理：

1.确认跳闸空预器烟气侧、二次风侧进出口档板联锁关闭；2.立即保留三台磨运行，投入运行磨油枪，减负荷到360MW；3.确认炉膛负压、二次风母管压力、一次风母管压力正常，必要时可手动调整；4.关闭跳闸空预器的一次风进出口档板，监视运行磨的一次风流量及出口温度，必要时手动调整正常。5.就地检查LCS是否自动提升至最高位，否则在空预器跳闸15分钟内应将其扇形挡板手动提到最高，试投空气马达盘动转子，注意倾听空预器内部声音，若无异常可试投空预器交、直流马达，注意电流是否正常；6.若空预器跳闸15分钟内没有转动空预器，则禁止启动空预器交、直流马达及气动马达；当空预器烟气侧入口温度低于204℃后，检查满足投运条件后，投入空预器运行，空预器投运后，应连续吹灰。发电厂汽机事故及处理第一节真空下降的处理

4.1.1

现象：

1.所有真空显示值下降，排汽温度升高，凝结水温度相应升高。2.同一负荷下，蒸汽流量增加，各监视段压力升高。3.当真空降至5.3KPa(ABS)时，报警。

4.1.2

原因：

1.真空系统严密性不良、真空破坏阀误开；2.循环水量减少或循泵故障跳闸；3.轴封供汽压力太低，轴加疏水器故障；4.真空泵及其辅助设备故障；5.凝汽器水位异常升高；6.循环水虹吸破坏；7.凝汽器管板脏污或管壁结垢；

4.1.3

真空下降的处理：

4.1.3.1

发现真空下降时，应核对表计；

4.1.3.2

真空下降时，值班员应迅速分析查找原因，采取措施予已恢复；

4.1.3.3

真空下降到5.3KPa时确认备用真空泵A、B自启；

4.1.3.4

真空下降到6.3KPa时确认备用真空泵C、D自启。

4.1.3.5

真空下降很快且无稳定趋势时或真空下降到28.8KPa主机未跳闸时，应紧急停机；4.1.3.6真空下降到30KPa，小机保护拒动时应手动打闸；

4.1.3.7真空系统故障：

1.真空系统管道或设备损坏，泄漏造成真空下降时，除按上述规定处理外，应立即将故障部分隔绝，隔绝无效，真空不能维持时，应按规定减负荷停机。2.真空泵跳闸时，应启动备用泵；3.真空破坏门误开或真空破坏门水封失去时应立即恢复；4.1.3.8两台循泵均停且抢合不成功时，按“循环水中断”的事故处理：1.立即脱扣停机，并禁止向凝汽器排汽水，并尽可能保持凝汽器真空，若真空接近零时立即开启真空破坏门，以防凝汽器起压，2.汽机惰走过程中必须保证排汽缸喷水正常投入。3.将仪用空压机冷却水切到另一台机组供；4.应注意闭冷水温度，尽量保证润滑油冷油器温度在正常范围内。5.循环水中断应及时通知化学将升压泵进水门切换到另一台机循环水母管。

4.1.3.9循环水系统故障：

1.虹吸破坏导致真空下降时，应检查水室真空泵自启并运行正常。2.若凝汽器脏污结垢，应检查胶球清洗系统是否正常投用，严重时，应隔离半边凝汽器进行清理。

4.1.3.10轴封系统故障：

1.因轴封压力下降影响真空时，应查明原因，及时恢复轴封母管压力，若因轴封汽母管供汽中断无法恢复，应作紧急停机处理。2.轴加疏水器失灵，使轴加水位降低影响凝汽器真空时，应将疏水器隔绝，开启轴加放水门放地沟，汇报并联系消缺后尽早恢复正常。

4.1.3.11

凝汽器水位异常升高时，应注意汽包水位、除氧器水位是否正常，凝汽器补水门、溢流阀动作是否正常，凝汽器满水时应放水到可见水位；

第二节

汽轮发电机振动

4.2.1

现象：

1.BTG盘声光报警；2.TSI柜指示振动大；3.CRT振动显示增大或报警；4.机组声音异常。

4.2.2

原因：

1.油膜振荡；2.蒸汽激振。3.汽机暖机不良，上下缸温差过大、汽机差胀过大或滑销系统卡涩。4.运行工况瞬变，使轴向推力异常变化，动静部分摩擦。5.汽机叶片断落或内部机械零件损坏脱落。6.汽机进冷汽冷水发生水冲击。7.润滑油压力严重下降，使轴承油膜破坏或供油中断。8.主机轴承损坏，轴承基础或地脚螺栓松动。9.真空过度下降，引起汽机中心偏移或末级叶片喘振。10.开、停机中，机组转速在临界转速范围。11.转子质量不平衡引起振动。12.发电机磁场不平衡、风扇脱落或发电机非全相运行，电力系统振荡。4.2.3处理：m时，应降速至零进行盘车，直至偏心度低于76?1.机组启动升速过程中，转速低于600rpm以下，偏心度超过76m后，方可再启动。?2.汽机转速大于600rpm时，当转子振动达127m时，应降速暖机，但应禁止在转子临界转速及叶片共振区停留。?3.轴振动保护拒动时，应立即脱扣停机。4.启动升速过程中，若因振动超限或振动保护动作脱扣停机，当转速降至零时，应立即投入连续盘车，偏心度合格后方可重新启动。5.升负荷过程中振动增大，应停止升负荷进行观察。待振动稳定后，方可继续增加负荷，重新升负荷时，应注意振动变化趋势，若振动再次增大，则禁止继续增加负荷，汇报领导，分析处理。6.运行中振动增大时，应检查轴承基础，地脚螺栓紧固情况，检查汽温、汽压、偏心度、真空、上、下汽缸温差、汽缸膨胀、轴向位移、轴承油压力、温度、回油油流、排汽温度、发电机电流等参数变化情况，发现异常及时调整。7.运行中因叶片断落或内部元件松动脱落引起振动增大，并听到机内有明显金属声音时，应立即紧急停机，检查内部情况。8.若由于发电机引起振动时，应降低负荷查明原因，并采取相应措施。

第三节

轴承温度升高：

4.3.1

原因：

1.轴承本身损坏或油质不良；2.润滑油压低，轴承缺油或断油；3.冷油器冷却水中断或油温自动调节失灵；4.润滑油压、油温异常变化造成油膜破坏；5.负荷突变或发生水冲击；6.强烈振动；7.轴封漏汽。

4.3.2

处理：

1.轴承温度升高时，应核对所有表计，当发现轴承温度、回油温度异常升高时，应分析原因，采取措施；2.全部轴承温度均升高时，应检查油温、油压，设法调整至正常；3.若个别轴承温度升高，应检查轴承进油压力、回油油流、轴承振动、轴封或汽缸漏汽情况，确定处理对策。4.若油质不合格，应联系检修滤油；5.当轴承润滑油进油温度超过49℃时，应立即进行调整，降低油温，轴承回油温度超过77℃时和支承轴承金属温度超过107℃时，报警发出，此时应分析查明原因，及时处理，使之恢复正常。若支承轴承金属温度超过113℃或轴承回油温度超过82℃，应立即紧急停机。6.推力轴承温度异常升高时，应核对负荷、真空、轴向位移、油压、油温变化情况，并汇报值长，必要时要求降低负荷，调整使推力瓦温度降至正常范围。7.推力瓦金属温度超过99℃，报警发出。当推力瓦金属温度超过107℃时，应立即紧急停机。

第四节轴向位移增大

4.4.1

原因：1.机组负荷，蒸汽流量瞬间突变；2.凝汽器真空下降；3.机组通流部分结垢；4.加热器投停；5.主、再热汽温下降或汽机发生水冲击时；6.推力轴承磨损或润滑油压、油温异常。

4.4.2

处理：

1.轴向位移增大时，应核对相关表计，确认轴向位移异常增大后，汇报值长，必要时要求减负荷，使轴向位移恢复至正常范围。2.稳定机组负荷，调整油温在规定范围内，加强监视推力轴承工作情况。3.如果因真空变化引起轴向位移增大，应设法提高真空。4.如果因锅炉蒸汽参数变化，蒸汽流量增加引起轴向位移异常变化时，应尽快恢复蒸汽参数正常，必要时限制蒸汽流量。5.当轴向位移超限或推力瓦金属温度超过107℃时，应紧急停机。

第五节

汽机绝对膨胀及差胀异常

4.5.1

原因：

1.各暖机阶段时间不充足；2.滑销系统卡涩；3.暖机升速、增减负荷速度太快；4.机组空载运行时间太长；5.蒸汽参数异常；6.轴封汽温度太低或太高；7.水冲击、断叶片及通流部分严重污垢；8.汽机进冷汽、冷水。

4.5.2

处理：

1.在机组冷态启动过程中，根据汽机热应力和汽机差胀情况控制好主、再汽温及升负荷率；2.滑参数停机时，应控制好降温速率和减负荷速率；3.机组热态启动时，应选择好冲转参数，并尽快升速、并网、带负荷；4.当汽缸差胀超限时，应故障停机。第六节汽机水冲击

4.6.1

现象：

1.轴向位移异常增加，推力瓦块温度升高；2.主、再热蒸汽管道有关阀门门盖，门杆处，汽机轴封端部，汽缸结合面等处冒出白色蒸汽；3.汽机内部、主/再热汽管道或抽汽管道有水击声；4.机组振动明显增加。

4.6.2

原因：

1.锅炉满水；2.主、再热温骤降或蒸汽带水；3.高、低加、除氧器满水，而高水位保护失灵或抽汽逆止门关闭不严；4.蒸汽管道及汽缸疏水不畅；5.轴封带水。

4.6.3

处理：

1.当确认汽轮机发生水冲击时，应紧急停机；2.切断有关汽、水源，加强主、再汽管道、汽缸本体、抽汽管道、轴封母管等有关系统的疏水，详细记录惰走时间和转子偏心度，仔细倾听机组内部声音；3.加热器、除氧器满水，应立即隔离放水；4.轴封汽带水，应立即切断水源，加强管道疏水；5.汽机因水冲击停机后，盘车时要注意盘车电流是否增大，再次启动前必须连续盘车18小时以上，且转子偏心度＜76m，上、下缸温差小于41.7℃。?6.若因汽缸变形严重，转子卡住，盘车不动，则应严格遵守停机后盘车的规定，每隔一小时进行试盘，直至能够盘动转子后投入连续盘车，严禁强行盘车；7.汇报总工，决定是否再次启动。

第七节

叶片损坏或断落

4.7.1

现象：

1.汽缸内有异声；2.机组振动剧增；3.轴向位移，差胀异常变化，推力轴承温度、回油温度异常升高；4.监视段压力不正常；5.低压缸末级叶片断裂打破铜管时，凝结水导电度、硬度等将增加，热井水位异常升高。

4.7.2

原因：

1.汽机制造安装质量不良、材质不良；2.汽机通流部分结垢、腐蚀；3.汽机低周波运行；4.汽机过负荷；5.汽机动静碰磨；6.汽机逆功率运行；7.汽机振动大；8.汽机水冲击。

4.7.3

处理：

1.汽缸内发出金属撞击声，机组强烈振动时，应破坏真空紧急停机；2.若因末级叶片断落而打破凝汽器铜管，使凝结水电导率、硬度上升，但机组无异声，振动无明显增大，凝结水水质未到三级处理值时，汇报值长减负荷，进行凝汽器半面隔绝查漏；若凝结水水质达到三级处理值时，应故障停机。

第八节

汽机超速

4.8.1

现象：

1.汽机超速报警发出；2.汽机声音突变；3.汽机振动增大。

4.8.2

原因：

1.DEH转速调节器失灵；2.超速保护失灵；3.汽机跳闸后，主汽门、调门或抽汽逆止门卡涩。4.8.3处理：1.当发现汽机转速超过3300rpm，保护拒动时，应紧急停机；2.若汽机打闸后，汽机转速仍然上升，应紧急停机，同时开启电磁泄压阀，开启各加热器的危急疏水门；3.只有当超速保安系统未发现有任何损坏现象，停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速保护系统调整合格（包括危急遮断器调整）后，且主汽门、调门、抽汽逆止门等严密性试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行充油试验，并网后，还须进行超速试验，试验合格后，方可重新并网带负荷。

第九节

EH油系统故障

4.9.1EH油系统油压下降处理：

1.EH油压降至11.03MPa时，报警发出，备用泵应联启，否则应立即启动备用EH油泵；2.发现EH油压下降，应立即检查EH油滤网差压、EH油箱油位、EH油温及EH油系统泄漏情况；3.若EH油滤网差压超限时，立即切换备用滤网，联系检修清洗更换滤网；4.若EH油系统漏油，应隔离泄漏点，并注意监视油压、油位，汇报领导，联系检修及时处理。若不能维持，则应故障停机；5.若EH油压下降，启动备用泵仍无效。当油压降至9.31MPa时，汽机将自动跳闸，否则应紧急停机。

4.9.2EH油位下降处理：

1.EH油箱油位下降至635mm将发出报警，此时应确认油位确实下降，联系检修加油，并查找油位下降原因。2.若因EH油系统漏油时，应隔离泄漏点，并注意监视油压、油位，当油位下降至381mm时，应故障停机。

4.9.3EH油温升高的处理：

1.当EH油温度升高，应检查EH冷却器冷却水是否正常，冷却水缺水或冷却水中断，应立即设法恢复供水。2.检查EH油温控阀是否失灵，若温控阀失灵，则立即联系检修处理；3.EH油箱电加热器误动或控制失灵，此时应立即切断电加热器电源。

第十节

主机润滑油系统故障

4.10.1润滑油压力下降

4.10.1

原因：

1.主油泵故障或涡轮增压泵故障；2.压力油管道泄漏；3.主油箱油位低；4.润滑油温度高。

4.10.2

处理：

1.润滑油压下降时，运行人员应检查各轴承金属温度、回油温度、回油油流是否正常；2.发现润滑油压下降应迅速查明原因，采取有效对策消除故障，当油压降至76kPa时，BOP、SOB应自动投入，否则应手动启动，当油压降至69kPa时，EOP应自动投入，否则应手动启动。当润滑油压降至48kPa时，汽机应跳闸，否则紧急停机。3.判明为主油泵或涡轮增压泵故障使油压下降，应启动BOP及SOB，汇报领导；若发现轴承温度升高，采取措施无效且温度超限或轴承断油时，应紧急停机。

4.10.2油箱油位异常：

4.10.2.1

原因：

1.系统管道泄漏；2.主油箱放油门误开；3.密封油系统漏油；4.冷油器泄漏。4.10.2.2

处理：

1.发现油位下降，应立即检查润滑油系统是否漏油，若油系统漏油时，联系检修向油箱加油，汇报有关领导；2.若油箱油位急剧下降或油位下降至1270mm补油来不及时，应紧急停机，停机时应保证汽轮机惰走所需用油；3.检查发现油净化装置泄漏，应立即隔离油净化系统，联系检修处理；4.密封油系统漏油，在不影响机组运行的前提下进行必要的隔离，无法隔离时则排氢，进行故障停机；5.若主油箱油位升高时，确认油净化处理正常并查明原因联系化学化验，若系冷油器泄漏，应立即切换冷油器并隔离，必要时联系检修滤油。

4.10.3

油温升高的处理：

1.若闭冷水温升高，则调整闭冷水温度至正常，若闭冷水中断则按“闭冷水中断”处理；2.若油温自动调节不正常，应使用旁路门调整油温；3.若冷油器脏污，则切换冷油器，必要时两路冷油器并列运行；

第十一节

密封油系统故障

4.11.1油/氢差压降低：

1.若空侧密封油泵故障，应切为高压备用密封油供油，维持油/氢差压55kPa；2.若油/氢差压继续下降，应启动密封油备用泵，以维持油/氢差压在55kPa。3.若油/氢差压不能维持，继续下跌至35kPa时，应注意直流密封油泵自动投入，否则应手动启动。4.直流密封油泵启动后，若油/氢差压不能维持，则紧急排氢，故障停机，；5.若油/氢差压调整调节失灵，应联系检修处理；

4.11.2氢侧密封油泵故障或氢侧密封油中断：

1.氢侧密封油泵故障停运，应严密监视发电机氢气纯度不低于90%，并确保主油箱及空侧密封油箱排烟风机的运行；2.若空/氢侧密封油差压平衡阀失灵，应及时联系检修调整，并加强去沫油箱油位监视。

4.11.3去沫油箱油位高：

1.去沫油箱油位升高时，应检查空/氢侧密封油差压平衡阀工作情况，及时联系检修调整2.若去沫油箱油位升高至报警值时，手动开启氢侧回油高液位浮子阀控制去沫油箱及氢侧密封油箱油位；必要时谨慎开启去沫油箱放油门放油；

4.11.4氢侧密封油箱油位异常降低：

1.当发现油位降低，发出低油位报警时，应关小高液位浮子阀，并开大低液位浮子阀向油箱补油，维持油位正常；2.若液位无法维持时，应关闭高液位浮子阀；

第十二节

凝汽器泄漏

4.12.1

现象

凝结水导电度、硬度、二氧化硅等大幅度增加，凝补水量减少；

4.12.2

处理

1.联系化学化验热井水质，判断哪只凝汽器可能泄漏；2.降低机组负荷到450MW以下，凝汽器单侧隔离查漏；1)缓慢关闭待解列凝汽器进水阀，注意循泵电流及真空变化情况，若真空无法维持，应汇报值长继续减负荷直至真空稳定；2)关闭待解列侧凝汽器至水室真空泵的虹吸隔离阀。3)关闭待解列侧凝汽器出水阀；4)逐渐开启待解列侧凝汽器水室放水阀及放气阀进行放水；5)待解列侧凝汽器放水结束后，注意机组汽水品质的变化情况，若明显好转，说明隔离正确，否则可按上述方法进行另一侧凝汽器隔离，通知检修人员进行查漏、堵漏；6)待解列侧凝汽器查漏、堵漏工作结束，进行试通循环水，若水质无明显变化，则恢复机组正常运行；3.若凝水品质下降，影响到机组正常运行时，应按汽水品质下降的有关规定处理。

第十三节循环水中断

4.13.1循环水中断处理：

1.循泵冷却密封水压力、流量低报警时，立即确认工业水、生活水压力是否正常；若冷却密封水中断，两台循泵均无法运行时，按循环水中断处理；2.若因循环水系统故障，凝汽器真空下降时，应按凝汽器真空下降处理原则处理；3.一台循泵跳闸，备泵未自启时，应立即抢合备泵，备泵抢合成功，检查循环水系统运行正常，跳闸泵出口门关闭；若跳闸泵出口门未关，立即关闭跳闸泵出口门，关闭不了时应立即停备用泵，按循环水中断处理；若备泵抢合不上，可再抢合一次跳闸泵，抢合不成功时按循环水中断处理；4.循环水中断时应立即脱扣停机，并禁止向凝汽器排汽水，并尽可能保持凝汽器真空，若真空保持不住立即开启真空破坏门，以防凝汽器起压，必须保证排汽缸喷水正常投入。5.循环水中断时，应注意闭冷水温度，将仪用空压机冷却水切到另一台机组供，尽量保证润滑油冷油器温度在正常范围内。6.循环水中断应及时通知化学将升压泵进水门切换到另一台机循环水母管。7.查明循泵故障原因，并予以消除后恢复向凝汽器及闭冷水冷却器供水，并按正常程序启动机组。

第十四节

发电机氢冷系统故障

4.14.1

发电机冒烟、着火或爆炸，应紧急停机并排氢。

4.14.2

氢气纯度低的处理：1.发现氢气纯度降低，应重点检查氢侧密封油泵、空/氢侧密封油差压平衡阀及氢侧密封油箱油位调节情况、仪用气管路是否与氢气断开。2.若氢侧密封油压力低于空侧密封油压时，应联系检修调整空/氢密封油差压平衡阀，使氢侧油压高于空侧油压0.5kPa。3.发电机氢气纯度下降低于90％时应立即进行排污、补氢直到纯度回到95％以上。

4.14.3氢气压力低的处理：

1.发现氢气压力下降，首先应检查自动补氢减压阀工作情况，若自动补氢失灵，应改为手动补氢，维持氢气压力正常，并联系检修处理；2.检查油/氢侧差压调整是否正常。差压偏低应设法恢复正常；3.若自动补氢和油/氢侧差压调节工作均正常，则应检查氢侧密封油箱油位是否偏低，发电机氢气系统是否有疏放阀门误开及泄漏点。

4.14.4氢气温度升高的处理：

1.发现氢气温度升高，应检查氢气温度控制阀工作情况，若自动失灵应改为旁路门调节；2.检查氢气冷却器工作情况是否正常，检查闭冷水压力、温度正常；3.检查发电机定子铁芯和线圈是否有异常升高现象，并视情况进行处理。4.若氢温仍超出规定值，则应减负荷，控制氢温在正常范围。

4.14.5

氢气露点升高时应检查氢气干燥器的运行情况，并对发电机排污、补氢；若因发电机内部漏水，则见下节。

第十五节

发电机水冷系统故障

4.15.1发电机定冷水压力低的原因和处理：

1.定冷水滤网或定冷水冷却器差压高，切换滤网或定冷水冷却器；2.定冷水泵出力不足时，应调整再循环开度，必要时可增开备用泵；3.定冷水泵跳闸时，应检查备用泵自投正常；4.水箱水位低，应补水至正常水位；5.管道、阀门、法兰等泄漏时，应在不影响机组运行的前提下设法隔离。

4.15.2发电机漏水的原因及处理：

1.当发电机液位检测器高报警时，应立即到就地排放液体；如含水量多，应迅速查明原因。排放液体时，应注意防止氢气大量外泄。2.氢气冷却器漏水，应隔离故障的氢气冷却器，并减负荷维持氢温正常，注意发电机铁芯、线圈温度。3.若氢压低于定冷水压时，发电机线圈轻微漏水，应迅速降低定子水冷压力，适当提高氢压，汇报领导要求故障停机；4.漏水严重危及机组安全运行应紧急停机，停运定冷水系统、隔离氢冷器，并开启发电机本体放水门放水。电厂发电机异常运行和事故处理第一节过负荷运行

5.1.1

发电机正常情况下，不允许过负荷运行，只有在事故情况下才允许定子短时过负荷运行.当发电机定子过负荷时，应汇报值长减负荷，在电压允许范围内先减无功后减有功，直至定子电流在允许值之内。

5.1.2

发电机的转子电流正常应在额定值以内，当发生转子电流超限或过励限制器动作时，应适当减少无功，以降低转子电流，同时联系调度。

5.1.3

当发生发电机定子和转子过负荷时，应检查发电机的功率因数和电压，并注意过负荷时间不超过允许值。

5.1.4

发电机在过负荷运行时，应加强发电机定子绕组温度、主变绕组温度、及油温等监视。

第二节发变组过激励

5.2.1

V/F超限多数发生在突然减去大量负荷或100℅甩负荷以及低周率运行时。

5.2.2

当励磁调节器V/F过激励报警时，若电压过高应适当降低发电机电压；若系统频率偏低应汇报调度，要求及时恢复频率至正常，并适当降低发电机电压。过激励过程中应注意主变有无异常情况发生。

5.2.3

发电机并网时汽轮机升至额定转速后再投入励磁、升压，以防过励磁保护动作。

5.2.4

当V/F保护动作跳闸后，应检查主变、发电机、励磁回路有无异常现象，恢复时必须由检修确认，经总工批准，方可零起升压、并网。

第三节发电机三相电流不平衡

5.3.1

发电机三相电流发生不平衡时，应检查厂用电系统、励磁系统有无异常，负序电流超过3℅时，应向调度询问并作相应处理。

5.3.2

当负序电流小于6%且最大相电流小于额定电流时，允许连续运行，瞬时负序电流允许(I2/IN)2t＜6运行。

5.3.3

发电机三相不平衡电流超过定值时，应立即减少有功和无功，尽力设法减少负序电流在许可值内，同时严密监视发电机各部件温度和振动。

5.3.4

若发电机三相电流不平衡是由于系统故障引起的，应汇报调度，设法消除，并应在发电机带不平衡负荷运行的允许时间到达之前，拉开非全相运行的线路开关，以保证发电机继续运行。

5.3.5

若发电机三相电流不平衡是由于机组内部故障产生的，则应灭磁停机处理。

第四节发电机温度异常

5.4.1

发电机定子绕组温度异常1.检查分析发电机运行工况是否有过负荷或三相电流不平衡现象。2.检查定冷水系统是否正常，若不正常及时调整。3.运行中，若某一或几点线棒温度超温，则有可能是某一或几点线棒堵塞或接线松动引起，适当降低负荷使该点温度不继续上升，如定冷水系统及运行工况正常，则应联系热工核实温度测量装置是否正常，同时汇报领导。4.加强对发电机运行监视，控制温度不超过规定值。

5.4.2

发电机转子或定子铁芯、定子端部屏蔽板温度异常。1.应检查氢气冷却器的工作情况，氢气的进出温度及氢压是否正常。若氢气冷却系统异常，应按有关规定处理。若有关的自动调节失灵时应改为手动，并尽快消除缺陷。2.发电机三相电流不平衡或过负荷，应及时调整到允许范围。3.发电机定子端部屏蔽板温度高，应适当降低发电机无功。4.上述各温度异常时，应联系热工校核，并及时调整使温度维持在许可范围内。

第五节

发电机振荡

5.5.1

现象

1.发电机电压表指针摆动，通常是电压降低，照明忽明忽暗。2.发电机有功、无功表指针大幅度摆动。3.发电机定子电流表指示大幅度摆动，可能超过正常值。4.发电机励磁电流在正常值附近摆动。5.发电机发出有节奏的轰鸣声，并与上述表计摆动合拍。6.若失磁引起振荡，则励磁电流可能接近于零，也可能异常升高。

5.5.2

处理

若发电机保护没有动作跳闸，则应做如下处理:1.不要干涉发电机自动装置的动作，必要时可以降低部分有功负荷，若励磁调节处于“手动”方式时可以手动增加励磁，以创造恢复同期的有利条件。2.根据GEB盘上发电机各表计变化情况，判断振荡为系统故障引起还是本机故障引起。3.本机故障引起振荡经上述处理仍不能恢复同期则应解列发电机，等处理正常后恢复并列。4.系统故障引起振荡，系统电压降低，应监视发电机强励是否动作.如果动作，在强励动作时间内不应干预其动作，并且在强励动作后应对励磁回路进行检查。5.汇报调度，共同协调处理事故。

第六节发电机逆功率运行

5.6.1

现象：

1.有功表指示零值以下；2.无功表指示升高；3.定子电流降低，电压升高。

5.6.2

处理：

发电机发生逆功率运行时，逆功率保护应在规定的时间内动作跳发电机（汽机跳闸0.5秒动作，汽机未跳闸6秒动作），若在规定的时间没有动作跳闸，则应迅速手动解列发电机。

第七节

发电机主开关非全相运行

5.7.1

异常现象：

1.负序电流增大，负序保护动作报警，发变组保护出口可能动作跳闸。2.发电机出口开关发“三相不一致保护动作”报警。3.发电机热氢(转子)温度急剧上升。4.发电机振动增大，有时还伴有轰鸣声。5.SCADA系统中有关的500kV开关有一相或两相电流为零。6.发电机三相电流极不平衡，如主变出口开关有二相未断开，则发电机定子一相电流最大，另外二相电流较小且相等。如主变出口开关有一相未断开，则发电机定子有二相有电流且相等，另一相无电流，发电机定子三相电流的具体情况如下：定子电流500KV开关?A相?B相?C相A相未断开（有电流）与C相相等无（有电流）与A相相等B相未断开（有电流）与B相相等（有电流）与A相相等无C相未断开无（有电流）与C相相等（有电流）与B相相等AB相未断开最大（较小）与C相相等（较小）与B相相等BC相未断开（较小）与C相相等最大（较小）与A相相等CA相未断开（较小）与B相相等（较小）与A相相等最大

5.7.2各种情况下的处理方法：

5.7.2.1

主变出口开关合环、解环时，一只开关有一相或二相未断开；或者在正常运行中主变出口有一只开关的一相或二相偷跳。此时，主变出口的另一只开关正常运行，发电机正常运行：1.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。2.请示调度，对非全相开关手动分闸一次。3.若开关拒动，经确认若故障开关处在我厂500KV系统合环回路中，应请示调度解除闭锁，等电位拉开该开关两侧刀闸，联系检修处理；如果故障开关不在我厂500KV系统合环回路中，应汇报调度调整系统运行方式后隔离故障开关。

5.7.2.2

在合上主变出口刀闸后，应立即检查发电机定子三相电流和负序电流是否均为零，如果有二块表不为零则说明主变出口的两只开关虽然均处于热备用状态，但有一只开关的某一相主触头没有断开，应立即进行以下隔离操作：1．根据有关规定，此时汽轮机已冲转至3000转，应注意调整汽机系统维持3000转运行，使发电机有功功率近至零(为正值)，严禁将汽机打闸或降低转速。2．通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。3．对非全相运行的开关再手动分闸一次(先解除手动解列闭锁)，如果不能判断是哪只开关发生非全相，应对二只开关都手动分闸一次，若分闸无效应继续进行下列处理。4．请示调度：首先拉开主变出口母线侧开关的相邻开关（包括该母线上的所有开关）；若故障未消除，则拉开主变出口中间开关的相邻开关（包括线路对侧开关）。

5.7.2.3

发电机在并网过程中发生非全相运行1.手动拉开并网开关(先解除手动解列闭锁)，若分闸无效应立即减少有功负荷近至零(为正值)、无功为零，禁止断开励磁电流和将汽轮机打闸，再继续进行下列处理。2.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。3.无论是母线侧开关还是中间开关发生一相未断开，如果能够明显确认故障开关为A相或B相未断开（其表计现象如上所述），并且汽轮机和励磁系统均未跳闸，则可以用主变的另一只开关将发变组重新与系统同期并列。否则，应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。4.无论是母线侧开关还是中间开关有二相未断开，如果汽轮机和励磁开关未跳闸，则应经同期合上另一只开关，否则应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。

5.7.2.4

发电机在正常停机解列过程中发生非全相运行1.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。2.对非全相运行的开关再手动分闸一次(先解除手动解列闭锁)，如果不能判断是哪只开关发生非全相，应对二只开关都手动分闸一次，若分闸无效应立即调整有功负荷近至零(为正值)、无功为零，禁止断开励磁电流和将汽轮机打闸，继续进行下列处理。3.无论是母线侧开关还是中间开关发生一相未断开，如果能够明显确认是哪只开关发生A相或B相未断开（其表计现象如上所述），并且汽轮机和励磁系统均未跳闸，则可以用主变的另一只开关将发变组重新与系统同期并列。否则，应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。如果不能确认是哪只开关故障，则应优先拉开母线侧开关的相邻开关，若故障未消除再拉开中间开关的相邻开关。4.无论是母线侧开关还是中间开关有二相未断开，如果汽轮机和励磁开关未跳闸，则应经同期合上另一只开关，否则应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。如果不能确认是哪只开关故障，则应优先拉开母线侧开关的相邻开关，若故障未消除再拉开中间开关的相邻开关。

5.7.2.5

机组在运行中跳闸，主变出口开关发生非全相运行1.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。2.对非全相运行的开关再手动分闸一次(先解除手动解列闭锁)，如果不能判断是哪只开关发生非全相，应对二只开关都手动分闸一次，若分闸无效应继续进行下列处理。3.请示调度：首先拉开主变出口母线侧开关的相邻开关（包括该母线上的所有开关）；若故障未消除，则拉开主变