600MW机组事故处理

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： 2.1 手动MFT。

2.2 所有送风机跳闸。 2.3 所有引风机跳闸。

2.4 有任两层制粉系统投运时所有一次风机全停。 2.5 炉水循环泵全停或循环泵差压全低(延时3S)。 2.6 锅炉汽包水位高高+250mm（2/3）延时3S。 2.7 锅炉汽包水位低-300mm(2/3)延时3S。

2.8 炉膛压力高高+3240Pa：炉膛压力开关三取二延时3S。 2.9 炉膛压力低低-2490Pa：炉膛压力开关三取二延时3S。

2.10 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（2/3）)。 2.11 炉膛总风量<30%。

2.12 机组负荷大于60MW，汽机跳闸。 2.13 全炉膛火焰丧失。

2.14 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： 1) 所有油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),无点火油点火成功，将产生MFT；首支点火油三次点火不成功也将引发MFT。 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。

3.2 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。 3.3 锅炉受热面爆破无法维持机组正常水位时。 3.4 所有汽包水位表计损坏，无法监视汽包水位时。

3.5 尾部烟道发生再燃烧，经处理无效，使排烟温度不正常升高250℃以上。 3.6 炉膛内或烟道内发生燃烧，使设备遭到严重破坏时。

3.7 压力超限主再热蒸汽所有安全阀拒动且PCV无法开启时。 3.8 再热汽中断时。 4 申请停炉

遇有下列情况之一时，请示值长申请停炉

4.1 锅炉承压部件泄漏，运行中无法消除时。

4.2 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。 4.3 给水、炉水、蒸汽品质严重恶化，经努力调整仍无法恢复时。 4.4 蒸汽温度超过允许值，经采取一切措施仍无效时。 4.5 锅炉严重结焦，难以维持正常运行时。 4.6 锅炉安全阀起座后无法使其回座时。 4.7 电除尘脱硫设备无法正常投运时。

4.8 锅炉控制气源失去，短期内无法恢复时。 4.9 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) MFT跳闸继电器动作。

2) MFT向汽机ETS送信号联跳汽机。

3) 关闭进油快关阀、开回油快关阀，关油燃烧器进油阀，闭锁油吹扫； 4) MFT后送风机动叶、引风机静叶的控制要求：

a) 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分钟后超驰开到吹扫位，同时切手动。

c) 由送、引风机跳闸引起的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。

5) 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)。 6) 跳闸所有给煤机。

7) 关一、二级减温水电动门。 8) 关再热器减温水电动门。 9) 跳电除尘器。

10) 联跳一次风机；联跳密封风机。 11) 吹灰系统跳闸。 12) 开所有二次风门。

13) 在等离子点火模式下,跳等离子点火整流柜装置。 5.3 MFT动作后的手动处理原则

1） 注意水位调节，维持汽包水位正常。

2） 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。 3） 确认空预器运行正常。

4） 迅速查明MFT动作的原因，消除后立即进行锅炉重新点火。

5） 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。

6） 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） MFT后不能恢复汽包水位，应将炉水循环泵停电。 8） 及时打开省煤器再循环阀。

9） MFT后确认厂用电切至#01高备变供电。 10） 磨煤机充惰。

11） 辅汽倒至运行机组供汽。

12) MFT动作时，如油在运行状态，则在重新点火时应进行油的吹扫。 6 锅炉自动减负荷动作（RB）

6.1 遇有下列故障之一时，发生自动减负荷

1) 两台运行中的送风机之一跳闸，锅炉最大允许出力为300MW。 2) 两台运行中的引风机之一跳闸，锅炉最大允许出力为300MW。 3) 两台运行中的一次风机之一跳闸，锅炉最大允许出力为270MW。

4) 两台电动给水泵运行，其中一台电动给水泵跳闸，延时10秒备用电动给水泵未启动，锅炉最大允许出力为270MW。

6) 炉水循环泵仅剩一台在运行,锅炉最大允许出力为300MW。 6.2 锅炉RB后的操作 1） 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 ” 。 2） 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秒后投入#2角、#4角等离子装置。

3） RB动作后，自动投入AB层油，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。

4） 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。

5） 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。

6） 锅炉负荷能力联锁动作后，自动降低锅炉负荷，否则手动。

7） 若由于一台送风机在运行中跳闸产生RB时，跳闸风机入口动叶强制关闭（出口挡板由SCS关闭）。

8） 若由于一台引风机在运行中跳闸产生RB时，跳闸风机入口静叶强制关闭（出入口挡板由SCS关闭）。

9） 若由于一台一次风机在运行中跳闸产生RB时，跳闸风机入口调节挡板强制关闭（出口挡板由SCS关闭）。

10） 若锅炉燃烧不稳，火检频闪，立即投油助燃。

11） 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。

12） 检查除氧器、轴封母管压力正常，检查凝汽器真空正常； 13） 检查低压缸排汽温度小于79℃；

14） 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。

15） 机组各参数稳定后投入空预器连续吹灰。 7 两台引风机（或送风机）跳闸 7.1 现象

1） MFT动作；

2） 引（送）风机电流到零；

3） 送（引）风机联动跳闸，总风量及风压下降至零； 4） 引（送）风机跳闸报警；

5） 引风机、送风机的控制由自动切至手动。 7.2 处理

按锅炉MFT动作处理。 8 炉膛压力高高 8.1 现象

1） MFT动作；

2） 炉膛压力高高报警。 8.2 原因

1） 引风机跳闸，未联锁送风机跳闸； 2） 炉膛吹扫不彻底，点火时发生爆燃； 3） 炉膛负压自动调节装置失灵； 4） 燃烧恶化；

5） 炉内承压部件严重泄漏； 6） 烟道挡板被误关。 8.3 处理

按锅炉MFT处理。 9 炉膛压力低低 9.1 现象

1） MFT动作；

2） 炉膛压力低低报警。 9.2 原因

1） 送风机跳闸；

2） 炉膛负压自动调节装置失灵； 3） 风道挡板被误关。 9.3 处理

按锅炉MFT处理。 10 汽包水位高 10.1 现象

1） 汽包水位高报警，

2） 电接点水位计，就地水位计，CRT水位计水位指示升高； 3） 给水流量与蒸汽流量偏差异常增大； 4） 蒸汽导电度升高；

5） 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） 给水自动调节失灵； 2） 负荷或汽压变动过大；

3） 水位计指示不正确，使运行人员误操作； 4） 对水位监视不严或误操作； 5） 安全阀动作。 10.3 处理

1） 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；

2） 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） 如水位继续上升，CRT水位达+250mm时，锅炉MFT动作； 4） 停止锅炉进水，开启定排放水门； 5） 全开过热器，主蒸汽管疏水门； 6） 关闭过热器、再热器减温水门； 7） 加大锅炉放水，注意水位变化； 8） 分析满水原因，消除后重新启动。 11 汽包水位低 11.1 现象

1） 汽包水位低报警；

2） 电接点水位计，就地水位计，CRT水位计水位指示降低； 3） 给水流量与蒸汽流量偏差增大； 4） 严重缺水时锅炉MFT动作。 11.2 原因

1） 给水自动调节失灵；

2） 给水泵故障，给水流量下降；

3） 水冷壁或省煤器爆破影响水位急剧下降； 4） 负荷或汽压变动过大；

5） 水位计指示不正确，使运行人员误操作； 6） 锅炉排污时操作不当； 7） 对水位监视不严或误操作。 11.3 处理

1） 确认水位计正确无误后，应立即设法增加给水流量； 2） 若运行给水泵发生故障跳闸，立即启动备用给水泵； 3） 减少燃料量，降低锅炉汽压；

4） 若水位继续下降，CRT水位达-300mm，锅炉MFT动作；

5） 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；

6） 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。 7） 不能恢复汽包水位时，应将炉水循环泵停运并停电。 12 水冷壁管泄漏 12.1 现象

1） 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） 燃烧室内有泄漏声；

3） 给水流量不正常的大于蒸汽流量；

4） 炉膛负压减小或变正，炉膛不严密处有炉烟冒出； 5） 引风机动叶不正常地开大，电流增加； 6） 燃烧不稳定或造成熄火； 7） 烟气温度下降。 12.2 原因

1） 炉水质量不符合标准，长期运行后管内结垢； 2） 燃烧器附近的水冷壁管被煤粉磨损； 3） 个别水冷壁管被异物堵塞； 4） 吹灰器故障，管子被吹损；

5） 水冷壁材质不良或制造、安装不良； 6） 膨胀不均，管子被拉坏。 12.3 处理

1） 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；

2） 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） 如水冷壁管损坏严重，无法维持汽包正常水位时，应立即停炉； 4） 保持引风机运行，排除炉内蒸汽；

5） 停炉后尽可能继续进水，维持汽包水位；

6） 如泄漏严重，停炉后仍不能维持汽包水位时，应停止进水； 7） 停炉后，电除尘器应立即停电，以防电极积灰；

8） 停炉后应将电除尘器、省煤器预热器灰斗内积灰清理干净。 13 炉水循环不良

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＜60KPa。 13.1 现象 1） MFT；

2） 炉水循环泵跳闸，或差压低； 3） 差压表指示低且摆动；

4） 炉水循环泵电流摆动，偏小或到零。 13.2 原因

1） 炉水循环泵电源中断；

2） 炉水循环泵电动机内腔温度＞65℃跳闸； 3） 炉水循环泵任一出口门未全开； 4） 炉水循环泵产生汽蚀。 14 省煤器管泄漏 14.1 现象

1） 汽包水位下降，锅炉补水量突增； 2） 省煤器附近有泄漏声；

3） 省煤器灰斗有水漏出或湿灰现象；

4） 省煤器二侧烟温偏差增大，漏水侧烟温下降； 5） 预热器两侧出口风温差增大；

6） 引风机调节挡板不正常地开大，电流增加。

14.2 原因：

1） 省煤器管被飞灰磨损； 2） 省煤器管材质不良；

3） 吹灰器故障，水冷壁吹灰吹损省煤器管。 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。 15 过热器管泄漏 15.1 现象

1） 过热器附近有泄漏声； 2） 蒸汽压力下降；

3） 蒸汽流量不正常地小于给水流量，锅炉补水量突增； 4） 炉膛压力增大，引风机调节档板不正常地开大； 5） 管子损坏侧烟气温度降低；

6） 过热器两侧蒸汽温度偏差增大，故障侧蒸汽温度异常升高。 15.2 原因

1） 蒸汽品质长期不良，管内结垢，引起超温爆管； 2） 过热器长期超温运行； 3） 过热器管被飞灰磨损； 4） 吹灰器故障，吹损管子。 5） 材质不良。 15.3 处理

1） 机组运行改为汽机跟随方式，降低锅炉汽压；

2） 过热器损坏不严重时，允许适当降低汽压作短时间运行；汇报值长及早安排停炉，在维持运行时应加强监视，注意故障的扩大；

3） 若过热器管损坏严重，无法维持正常汽温或管壁严重超温时，应立即停炉； 4） 保留一台引风机运行，待炉内蒸汽消失后停风机； 5） 锅炉停止后开启省煤器再循环门；

6） 停炉后，电除尘器应立即停电，以防电极积灰；

7） 停炉后应将电除尘器、省煤器、预热器灰斗内积灰清除。 16 再热器管损坏 16.1 现象

1） 再热器附近有异常声响； 2） 再热器出口压力下降；

3） 引风机调节档板不正常地开大； 4） 再热汽温偏差增大或异常升高；

5） 炉膛负压变正，严重时不严密处有汽或炉烟喷出； 6） 在机组负荷不变化的情况下，主蒸汽流量增加。 16.2 原因

1） 蒸汽品质长期不合格，管内结垢； 2） 飞灰磨损或吹灰器故障吹损管子； 3） 运行中再热器长期超温。 4） 材质不良。 16.3 处理

处理同过热器管损坏。

17 尾部烟道再燃烧 17.1 现象

1） 烟道内燃烧点后烟温剧增；

2） 炉膛压力和烟道内负压剧烈变化；

3） 烟道内不严密处有火星和烟冒出，烟囱冒黑烟； 4） 预热器出口一、二次风温增高；

5） 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% 18.1 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 19.1 现象

1) 厂用气压力低报警。

2) 气动调节门调节失灵，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

1) 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。 2) 全面检查系统有无严重泄漏点，有则设法隔离。 3) 气压恢复前，就地手动调整一些重要调门或旁路手动门，保证汽包、除氧器、热井水位、主机润滑油温等重要参数正常。

4) 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。 5) 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。

6) 停炉、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。

20 汽轮机自动跳闸条件： 20.1 EH油压低达9.3MPa。

20.2 轴承润滑油压低达0.048MPa。 20.3 轴向位移增大至：±1.0mm。

20.4 汽轮机背压达65KPa，自动脱扣。 20.5 汽轮机转速升至3300r/min。 20.6 锅炉MFT。

20.7 发电机保护动作。

20.8 高压缸排汽压力大于等于4.82MPa。 20.9 机组振动达0.2mm。 20.10 汽轮机差胀大 1） 高中压缸差胀

① 转子缩短达-4.8mm，汽轮机跳闸。 ② 转子伸长达10.2mm，汽轮机跳闸。 2）低压缸差胀

① 转子缩短达-2.2mm，汽轮机跳闸。 ② 转子伸长达23.3mm，汽轮机跳闸。

21 汽轮机手动脱扣条件：

21.1 汽轮机进水、高中压缸上下温差超过50℃。 21.2 汽轮机支撑轴承金属温度超过112℃。

21.3 汽轮机推力轴承金属温度及发电机轴承金属温度达107℃。 21.4 任一轴承断油或冒烟。

21.5 机组有清晰的金属响声或轴封内冒火花。

21.6 油系统着火，不能很快扑灭，威胁机组安全运行。 21.7 汽轮机任一径向轴承或推力轴承回油温度达82℃。 21.8 机组突然发生强烈振动，内部发生明显的金属响声。 21.9 发电机氢气系统发生着火或爆炸。

21.10 EH油、润滑油系统管道或附件发生破裂无法隔离时。

21.11 汽轮机转速升高到超过保护应动作转速而超速保护不动作。 21.12 主油箱油位低至1391mm。

21.13 主、再热蒸汽温度十分钟内突降50℃。

21.14 主、再热蒸汽温达565℃，连续运行超过15分钟。 21.15 主、再热蒸汽温度超过565℃。

21.16 主、再热蒸汽两主汽门前温差达42℃。连续运行超过15分钟。 21.17 主、再热蒸汽两主汽门前温差超过42℃。

21.18 在滑参数启、停过程中，主、再热蒸汽过热度小于56℃。 21.19 低压缸排汽温度达121℃，连续运行超过15分钟。 21.20 低压缸排汽温度超过121℃。 21.21 高排温度达427℃。

21.22 高压缸调节级后压力与高排压力的比值小于1.7则停机。 21.23 机组背压高（真空低）。

1） 机组负荷≥75%额定负荷时，汽轮机背压大于48KPa，延时15分钟。 2） 机组负荷≤20%额定负荷时，汽轮机背压大于25KPa，延时15分钟。

3） 20%≤机组负荷≤75%额定负荷时，汽轮机背压在25KPa～48KPa且大于背压负荷曲线，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：

22.1 主汽门或再热主汽门卡。

22.2 汽轮机调节汽门或抽汽逆止门卡。

22.3 主、再热蒸汽、抽汽及润滑油、EH道或附件发生泄漏无法隔离时。 22.4 汽轮机控制保护系统故障威胁机组安全运行时。 22.5 汽轮机单侧进汽（阀门活动性试验时除外）。

22.6 主蒸汽、再热蒸汽、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 23.1 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。 23.1.2 汽轮机手动打闸条件中的13～23条。 23.1.3 控制保护系统误动作或人员误操作 23.2 紧急事故停机

23.2.1 汽轮机自动跳闸条件中2、3、10条。 23.2.2 汽轮机手动打闸条件中的1～12条。 23.2.3 厂用电中断 23.3 故障停机现象：

23.3.1 “汽轮机跳闸”声光报警 23.3.2 DCS-CRT停机报警 23.3.3 DEH-CRT盘： 1) “汽轮机脱扣”灯亮

2) “功率”窗口显示突然到“0” 3) “转速”窗口显示趋向“0”

4) 主汽门、高调门、中压调门阀位表指示0％

5) 主汽门、高调门、中压主汽门、中压调门关灯亮 6) ETS跳闸通道灯亮 23.4 故障停机处理 23.4.1 事故停机处理：

1) 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。 3) 检查汽轮机BOP、SOB联启正常，否则手启。

4) 确认锅炉MFT，电动给水泵运行正常。 5) 注意热井、除氧器水位调节。

6) 检查汽轮机及管道疏水阀开，各抽汽电动阀及逆止阀关闭。 7) 迅速查明原因，尽快恢复机组运行。 23.4.2 紧急事故停机处理： 1) 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MFT，一次风机及制粉系统、炉前燃油系统已停运。

2） 关闭至排汽装置所有疏水，开启真空破坏门，停真空泵。

3） 启动汽机BOP、SOB油泵，检查润滑油压正常，调整润滑油温正常。 4） 真空到0，停运轴封汽。

5）汽机转速到2000r/min,检查顶轴油泵自启正常。

6） 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、盘车电机电流、缸温等。

7） 应注意机组的振动、润滑油温、密封油氢差压正常。 8） 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。

9） 其它操作与故障停机相同。

24 负荷骤变、晃动 24.1 现象：

1） 功率显示突变。

2） 各调节汽门阀位指示晃动。

3） DCS-CRT上主汽压力、调节级压力、各抽汽压力波动。 4） 机组振动变化。

5） 机组发出交变轰鸣声。 24.2 原因：

1） 电网频率变化，发电机振荡或失步。 2) 控制回路故障。 3) EH油压波动。 4) 调节阀失灵。 5) 旁路系统误动。

6) 高、低压加热器突然解列或锅炉燃烧异常。 24.3 处理：

1) 根据现象及盘上各表计指示报警，查明原因；

2） 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。

3） 如发电机振荡或失步，按电气处理事故规程处理。

4） 如果控制系统不正常，引起负荷骤变，应将汽轮机控制方式切至“操作员自动”；若仍不能消除机组负荷晃动，则将汽轮机控制方式切至“手动”。

5） 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） 如调节阀失灵，应查明原因，联系检修处理。

7） 高、低压加热器突然解列时，应机组负荷不超过600MW。 8） 如旁路系统误动，应关闭旁路。

9） 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。 10） 注意除氧器、热井水位、高低压加热器、轴封系统正常。

11） 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，倾听机组内部声音有无异常。

25 汽轮机背压升高现象、原因和处理 25.1 现象

1） 就地真空表指示降低，CRT背压指示升高。 2） 低压缸排汽温度上升。 3） “背压高”声光报警。 4） 差胀增大。 25.2 原因

1） 空冷系统故障。 2） 轴封系统故障。 3） 凝结水系统故障。 4） 真空系统泄漏。 5） 真空泵故障。 25.3 处理

1） 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） 背压升高，应降低机组负荷，控制背压进一步升高。

3） 背压升高，必要时应启动备用真空泵或空冷备用冷却风机。 4) 检查轴封母管压力是否正常，若压力低、检查轴封供汽阀和联箱溢流阀门开度是否正常，及时调整轴封母管压力，必要时切换备用轴封供汽汽源。 5） 检查各空冷风机工作是否正常，若风机跳闸及时恢复。 6） 检查真空破坏门是否误开，误开应立即关闭。 7） 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，水温高时开大水冷器冷却水门。

8） 检查低旁是否误开，发现开启立即关闭。

9） 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。 10） 检查低压缸主排汽管道防爆门是否破裂。

11） 检查凝结水泵密封水是否正常，不正常时要及时调整。 12） 检查轴封冷却器多级水封是否漏空气。

13） 若采取措施无效背压仍继续升高时，严格按背压保护曲线带负荷，防止背压高保护跳机。

14） 背压升高及减负荷过程中，应注意监视以下各项：

a） 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＞0.2mm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℃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℃且运行15分钟或大于121℃时应手动故障停

机。

c） 背压升高时，禁投低旁。

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执行。

26 汽轮机进水 26.1 现象：

1) DEH-CRT指示汽轮机上下缸温差≥42℃，DEH-CRT显示进水。 2) 轴向位移、振动、差胀指示增大报警。 3) 加热器满水，加热器水位异常报警。

4) 抽汽管振动，有水击声,抽汽管道法兰有白色蒸汽冒出。 5) 主、再热蒸汽温度指示急剧下降。 6) 主、再热蒸汽压力指示急剧下降。

7) 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。

8) DCS-CRT显示轴封母管温度急剧下降。 9) 汽轮机振动骤增，声音异常。 26.2 原因：

1) 给水自动调节失灵，造成汽包满水。 2) 锅炉汽包压力急剧下降。

3) 过热器或再热器减温器喷水阀失灵打开。 4) 主、再热器管道疏水不畅。 5) 加热器管泄漏或疏水不畅。

6) 轴封母管和轴封供汽管疏水不畅。 7) 高旁减温水门不严或误开。 8) 高、中压缸疏水不畅。 9) 除氧器满水。 26.3 处理：

1) 汽轮机上下缸温差达42℃，应保持机组负荷检查原因。 2) 开启汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水阀。

3) 若因过热器或再热器减温器喷水阀失灵打开且主、再热蒸汽温度急骤下降，引起汽轮机进水应隔离过热器或再热器减温器喷水。

4) 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。

5) 若汽轮机上下缸温差达50℃或正常运行时主蒸汽再热蒸汽在10分钟内突降50℃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。

6) 记录汽轮机惰走时间，惰走时仔细倾听汽轮机内部声音。 7) 汽轮机转子停止后盘车，严格执行停机时盘车运行规定。

8) 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＜42℃，转子偏心应＜0.076mm。

9) 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。

10) 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。

11) 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 27.1 现象：

1) TSI各轴承振动指示大，就地实测也大。 2) “转子振动大”声光报警。 3) 机组声音异常。 27.2 原因：

1) 机组负荷、参数骤变。 2) 润滑油压、油温变化。

3) 汽轮发电机组动静部分摩擦。 4) 发电机静子转子电流不平衡。 5) 汽轮机进水。

6) 汽轮机断叶片、引起转子不平衡。 7) 密封油温度变化较大。 8) 发电机机内氢气温差过大。 9) 机组轴瓦工作不正常。

10) 轴承工作不正常或轴承座松动。 11) 轴系中心不正或联轴器松动。 12） 滑销系统卡涩，造成膨胀不均。 27.3 处理：

1) 机组振动达0.127mm报警，减少机组负荷，查找原因。

2) 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。

3) 检查润滑油温、油压及各轴承温度正常，否则，调整润滑油温、油压至正常。

4) 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。

5) 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) 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。 7) 机内氢气温度低应查明原因及时恢复。

8) 若机组振动达0.2mm，汽轮机自动脱扣，否则手动脱扣。 9) 检查汽轮机上下缸温差，若温差≥42℃时按汽轮机进水处理。

28 汽轮发电机组轴承温度高 28.1 现象：

1) CRT显示轴承温度高报警。 2) 就地轴承回油温度计指示高。 28.2 原因：

1) 润滑油温度高或压力低，油质不合格。 2) 轴承进出口堵塞。 3) 轴承动静摩擦。 4) 轴封漏汽过大。

5) 冷油器冷却水系统故障，润滑油温高。 28.3 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。

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。当温度高报警时，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112℃、轴承回油温度达82℃或推力轴承及发电机轴承金属温度达107℃按紧急事故停机处理。

29 蒸汽参数异常

29.1 主蒸汽、再热蒸汽压力异常 29.1.1 现象：

1） 主、再热蒸汽压力表变化。 2） CRT参数超限报警。 29.1.2 原因：

1） 控制系统故障。 2） 机组负荷骤变。 3） 高加突然解列。

4） 蒸汽系统安全阀突开。

5） 煤质突变或制粉系统运行失常。 29.1.3 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。

3） 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。 4） 高加保护动作解列，应及时调整机组负荷。

5） 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，必要时停运。 6） 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0.5MPa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 29.2.1 现象：

1） 主、再热蒸汽温度表变化。 2） CRT参数超限报警。 29.2.2 原因：

1） 主、再热蒸汽减温器调节失灵。

2） 锅炉汽包满水。 3） 锅炉燃烧不稳定。

4） 锅炉瞬间涌入大量煤粉。 5） 机组负荷大幅度变化。 29.2.3 处理：

1） 若主、再热蒸汽减温器自动失灵，应在DCS-CRT上手动调整。 2） 检查汽包水位，水位高，应调整至正常水位。

3） 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。

4） 主、再热蒸汽温度达565℃，每次运行不许超过15分钟，否则，手动脱扣汽轮机，超过565℃，立即手动脱扣汽轮机。

5） 正常运行时，主、再热蒸汽温10分钟内突降50℃，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56℃的过热度。

6） 两主汽门、中压主汽门前蒸汽温差达42℃，每次运行不允许超过15分钟，否则手动脱扣汽轮机，超过42℃时立即手动脱扣汽轮机。

7） 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。

30 轴向位移增大 30.1 现象：

1） TSI报警盘超限报警。 2） CRT轴向位移大报警。 30.2 原因：

1） 负荷或蒸汽流量骤变。 2） 汽轮机进水。 3） 推力瓦块磨损。

4） 叶片结垢严重或断落。 5） 加热器故障切除。 6） 背压变化。

7） 汽缸内平衡鼓汽封片磨损。 8） 发电机转子窜动。 30.3 处理：

1） 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。

2） 机组负荷未变，轴向位移增大报警，应检查推力轴承温度、回油温度、差胀、振动变化。 3） 当轴向位移增大至±0.9mm，除进行上述的检查外，汇报值长，立即减负荷，使轴向位移值恢复至正常。

4） 如机组轴向位移上升，并伴有不正常响声，剧烈振动，应按“紧急事故停机”处理。 5） 当轴向位移增大至±1.0mm，汽轮机自动脱扣，否则手动脱扣汽轮机，按紧急事故停机处理。

31 汽轮机偏离周波运行 31.1 现象：

1） 周波表指示下降或上升。 2） 机组声音突变。

3） 汽轮机转速表显示下降或上升。

4） 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：

1） 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。

2） 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。 3） 注意各辅助设备运行情况。

4） 周波在48.5～51.5Hz，汽轮机允许连续运行。 5） 周波大于51.5Hz，手动解列停机。

6） 周波在46～48.5Hz总累计运行时间不超过10分钟。 7） 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，如出现相同工况下负荷不变，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：

1） 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） 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。 3） 搬开火场周围易燃物品，切断失火地点电气设备电源。 4） 加强运行监视，做好停机准备。

5） 威胁机组运行时，手动脱扣紧急停机。发电机事故排氢。

6） 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。 34 DEH故障 34.1 现象：

1） “DEH电源故障”声光报警。 2） CRT显示“主电源故障”、“备用电源故障”。 3） CRT显示“DEH故障”。

4） DEH操作盘“操作员自动”灯灭。 5） DEH操作盘手动指示亮。 6） CRT显示“转速故障”。 34.2 原因：

1） 计算机交流电源失去。 2） 计算机故障。

3） 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） 确认DEH控制方式由自动切到手动。

2） 若需改变负荷或转速，手操“高压调门增、高压调门减”或“主汽门增、主汽门减”按钮，从“转速”或“功率”窗口观察转速或负荷变化。

3） 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。

4） 如DEH电源消失，应脱扣停机。

5） 如DEH故障造成任一侧主汽门或高调门关闭应立即停机。

6） 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100％。

35 水冷系统异常运行和故障处理 35.1 发电机断水 35.1.1 象征：

1） “发电机断水”报警发出，定子冷却水流量、压力低于定值。 2） 发电机定子铁芯、线圈温度升高。 3） 发电机断水保护动作。 35.1.2 处理：

1） 发电机断水信号发出后，在发电机未解列前，立即减负荷，严密监视发电机线圈温度不超过允许值。

2） 立即检查发电机定子冷却水泵运行是否正常，若定子冷却水泵跳闸，备用泵应联启，否则手动强合一次。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30秒内系统恢复正常，发电机定子冷却水流量正常，恢复机组原运行方式。

3） 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。

4） 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。 35.2.2 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。

2） 联系检修对定子绕组进行反冲洗。 35.3 定子绕组、定子屏蔽进水压力低

35.3.1 原因：定子水系统某阀门开、关位置发生变化等异常。

35.3.2 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。

35.5.2 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 35.6.1 原因：

1） 气体减压阀失灵或发电机定子内冷水泄漏氢气进入。 2） 水系统急速补水，使水箱液位上升，箱内气体压力上升。 3） 压力继电器误报警。 35.6.2 处理：

1） 将气体减压阀改手动调整。

2） 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。 3） 如果水箱压力降低后信号仍不复归,则应联系检修处理。

4） 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： 35.7.1 原因：

1） 离子交换器内树脂失效。 2） 流经离子交换器的水量过小。 3） 内冷水水箱补水水质被污染。 35.7.2 处理：

1） 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1.5μs／cm以下，否则应更换再生好的树脂；如电导仪故障，可拆下处理。 2） 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。

3） 定子绕组进水电导率高达5μs／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。

4） 定子绕组进水电导率高达9.5μs／cm且呈继续升高趋势时，应申请停机处理，高达9.9μs／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

36.1.1 降至允许值下限（0.38MPa)时，应查明下列情况：

1） 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。 2） 检查系统排污阀门是否误开、系统是否泄漏。 3） 检查密封油压是否过低，密封油系统有无缺陷。

4） 检查氢压表有无堵塞，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。 36.1.2 原因未找到前应采用下列措施： 1） 将补氢方式由自动改为手动。

2） 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。

3） 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)。 4） 注意附近氢着火。

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。

36.1.4 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。 36.2 运行中发电机内氢压升高 36.1 原因：自动补氢阀失灵。

36.2 处理：氢压超过额定氢压波动的上限（0.44MPa)•时，应立即打开排污门，停用自动补氢装置，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 36.3.1 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。 36.3.2 处理：

1） 调整空、氢侧压差及轴封压力正常。

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，使机内氢气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 36.4.1 原因；

1） 轴封压力大，使密封油中水份量增多，浸入机内。 2） 氢站及发电机氢气干燥器失灵或未投，使氢湿度升高。 3） 氢冷器漏水或发电机内冷水管渗水。 36.4.2 处理：

1） 复查供氢母管内氢气的湿度是否合格，发电机干燥器是否运行正常，氢气冷却器有无漏水情况。

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

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，将漏水冷却器隔离。

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48℃。根据机组所带负荷，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，确定相应的运行方式。

3） 当发电机满足额定氢压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48℃。 36.6 发电机进油 36.6.1 原因：

1） 氢侧回油不畅，从消泡箱溢出。

2） 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。 3） 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。 4） 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。 5） 差压阀失灵，油氢差压太大，氢侧密封油进入机内。

6） 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。

36.6.2 处理：

发电机进油后，应通过检漏计及时放油，待确定原因后相应处理。

37 DCS故障的紧急处理 37.1 象征：

37.1.1 DCS全部CRT突然屏黑。

37.1.2 锅炉MFT、机组跳闸信号发出。

37.1.3 无停机联跳功能的转动设备仍在运转。 37.2 处理

37.2.1 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、停炉处理。 37.2.2 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（此时应停止重大操作），同时迅速通知热工人员排除故障。

37.2.3 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。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。 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，必要时开启凝泵出口放水门放水，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，防止电动给水泵损坏。

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备。

37.2.4 当运行中的控制器或相应电源故障时，应采取如下对策：

a) 辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行、并迅速处理系统故障，若条件不允许，则应将该辅机退出运行。

b) 调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动运行，同时迅速处理系统故障，并根据具体情况采取相应措施。 c) 涉及到机、炉保护的控制器故障时应立即联系热工人员更换或修复控制器模件，涉及到机、炉保护电源故障时则应采取强送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施，若恢复失败则应紧急停机、停炉。

d) 加强对DCS系统的监视检查，特别是发现MFP、网络、模件、电源等故障时，运行人员应及时通知热工人员，迅速做好相应对策。

38 电气事故停机规定

38.1 发电机遇有下列情况之一时，应紧急停止发电机运行 38.1.1发电机保护动作而保护拒动时；

38.1.2 发电机定子线圈引出线侧漏水，定子线圈大量漏水，并伴随定子线圈接地或转子一点接地；

38.1.3 发电机电流互感器冒烟、着火；

38.1.4 发变组主开关外发生短路，发电机后备保护拒动； 38.1.5 主变（高厂变、公用变）冒烟着火； 38.1.6 主变（高厂变、公用变）油箱外壳破裂；

38.1.7 主变（高厂变、公用变）漏油，油面降到瓦斯继电器以下； 38.1.8 主变（高厂变、公用变）压力释放阀动作，向外喷油喷烟火； 38.1.9 主变（高厂变、公用变）内部有异音，且有不均匀的爆炸声； 38.1.10 主变（高厂变、公用变）故障，保护或开关拒动；

38.1.11 主变（高厂变、公用变）轻瓦斯信号发出，放气检查为可燃或黄色气体； 38.1.12 主变（高厂变、公用变）套管爆炸或破裂，大量漏油，油面突然下降； 38.1.13 主变（高厂变、公用变）套管端头熔化；

38.1.14 励磁变发生冒烟、着火或局部放电响声严重等故障； 38.1.15 危及人身安全。

38.2 当下列情况之一具备时，应申请停止机组运行：

38.2.1 发电机转子匝间短路严重，同时转子电流、转子轴振增加明显（变化达10%以上）时；

38.2.2 发电机定冷水系统出现氢气；

38.2.3 发电机密封油压不断下降或大幅度摆动，无法维持最低氢压运行时；

38.2.4 发电机绝缘过热监测装置报警无误，同时槽内层间温度趋势比正常情况下有明显的增高时；

38.2.5 发电机出水温差接近8K或总出水温度大于85℃，或层间温差接近10K，经处理无效，且确认测温元件正确时；

38.2.6 发生其他事故，威胁机组运行时。

39 电气事故处理 39.1 厂用电全部失去 39.1.1 现象：

1）机组跳闸：锅炉MFT、汽轮机跳闸、发电机解列；

2）各段厂用母线电压下降到零，10kV工作和备用电源进线开关均在断开位置； 3）所有运行的交流辅机停运，备用交流辅机不联动，电动门操作不动； 4）各直流设备联动；

5）交流照明灯熄灭，直流照明灯亮。 39.1.2 原因：

发电机解列，10kV各段工作电源失去，备用电源均未自投成功，或启备变故障跳闸，柴油发电机保安电源未自投成功。 39.1.3 处理：

1）检查发电机已跳闸，灭磁开关已断开，工作电源开关已自动跳开；

2）确认直流润滑油泵、发电机空侧直流密封油泵均已启动，否则可手动强合直至启动，检查主机润滑油压、油氢差压正常；

3）通知各外围岗位进行厂用电失去的相应处理，复归各跳闸设备，解除备用设备联锁；

4）将空压机切至相邻机组运行，保证厂用压缩空气系统压力正常；

5）应迅速确认柴油机发电机自动启动成功，保安段电源自动恢复，否则应到就地检查，排除异常，手动启动柴油发电机，并恢复保安段电源，就地检查柴油机运行正常，燃油箱油位正常，并进行以下工作：

6）尽早恢复厂用电运行，将10kV母线、400VPC、MCC母线恢复正常运行方式，将保安段恢复正常方式，检查柴油发电机在空载运行4分钟后自动停运，将柴油机燃油箱油位补至正常，并投入自动备用状态：

7）恢复厂用电电源后，逐步启动闭冷水系统、压缩空气系统、凝结水系统； 39.2发电机氢系统着火 39.2.1 现象：

1）氢气泄漏点发出轻微爆炸声，并有明火； 2）发电机内有异常声音； 3）发电机内部各部温度升高； 4）发电机内部氢压波动较大。 39.2.2 处理：

1）停止向发电机补氢，用二氧化碳灭火；

2）若发电机内部故障，应立即解列发电机并排氢，向发电机内充入二氧化碳灭火。汽轮机及锅炉按跳闸处理；

3）维持发电机密封油及冷却系统正常；

4）在灭火过程中，为避免主轴弯曲，应保持发电机在额定转速的10%左右转动。 39.3 发变组保护动作 39.3.1 现象：

1）事故音响发出，发变组出口断路器跳闸、灭磁开关、厂用电侧工作开关跳闸； 2）发变组各参数显示全部到零； 3）“保护动作”信号发出。 39.3.2 处理：

1） 检查厂用电自投情况，保证厂用电电源的正常运行； 2） 检查保护动作情况判明跳闸原因； 3） 若是外部故障引起跳闸时，在隔离故障点后，全面检查无异常后，可将发电机重新并列； 4） 若是内部故障引起跳闸，则应进行如下检查； a) 对发电机保护范围内的全部设备进行全面检查；

b) 检查发电机有无绝缘烧焦的气味或其它明显的故障现象；

c) 外部检查无问题，应测量发电机定、转子绝缘电阻是否合格及各点温度是否正常； d) 经上述检查及测量无问题，发电机零起升压试验良好后，经总工程师批准将发电机并列。 39.4 发电机过负荷运行

发电机正常运行时不允许过负荷运行，只有在事故情况下允许短时间过负荷。但为防止发电机损伤，定子绕组短时过负荷每年不得超过两次，每次间隔不少于30分钟，转子过电压每年不得超过两次，每次间隔不少于30分钟，其持续时间按下列规定：

发电机定子过负荷倍数和时间表 过电流时间（秒） 10 30 60 120 额定定子电流（%） 226 1 130 116 励磁绕组过电压倍数和时间表 过电压时间（秒） 10 30 60 120

额定励磁电压（%） 208 146 125 112 39.4.1 现象：

定子电流超过额定值。 39.4.2 处理：

1）当发电机定子电流超过正常允许值时，首先应检查发电机功率因数和电压，并注意过负荷运行时间，做好详细记录； 2）如系统电压正常，应减少无功负荷，使定子电流降低到允许值，但功率因数不得超过0.98（迟相），定子电压不得低于19kV；

3）如发电机电压低于19kV，不能减无功，应报告值长，降低有功负荷；

4）加强对发电机各测点温度的监视，当定子或转子绕组温度偏高时应适当其短时过负荷的倍数和时间。

39.5 发电机定子电流不对称运行

发电机运行中，三相不平衡电流大于8%时，应进行下列检查和处理：

检查是否由于电流互感器或仪表故障引起，严格监视转子温度和检查机组的振动情况； 若CT和仪表完好，负序电流增大确系发电机三相电流不平衡，应降低发电机出力，使发电机定子电流不超过额定值；

严格监视发电机各部分温度特别是转子温度，若转子温度温升在允许值内，则根据 的原则，按下表控制机组的运行时间：

负序电流标么值 0.5 0.7 1 1.414 1.58 2 允许运行时间(秒) 40 20 10 5 4 2.5

当发电机负序电流超过允许时间或发电机温度异常升高，应立即解列停机。 39.6 发电机振荡或失步： 39.6.1 现象：

1）发电机的有功摆动；

2）发电机定子电流剧烈变化，有可能超过正常值；

3）发电机定子电压和330kV母线电压降低并剧烈变化，通常是降低； 4）发电机转子电流在正常值附近摆动；

5）发电机发出轰鸣声，其节奏与读数摆动合拍； 6）可能发出发电机失步、失磁信号；

7）若同时有系统频率读数变化并摆动，而发电机电压、电流、有功摆动不剧烈则为系统振荡

39.5.2 处理：

1）若振荡是由于发电机误并列引起，应立即将发电机解列；

2）发电机由于进相或某种干扰原因发生失步时，应立即减少发电机有功，增加励磁，以使发电机拖入同步，采取措施后仍不能拖入同步运行时，应将发电机解列后重新并入电网； 3）若因系统故障引起发电机振荡，应尽可能地增加发电机的无功，提高系统电压，并适当降低发电机的有功负荷，创造恢复同期的条件。在AVR自动方式运行时，严禁干扰电压调节器工作，在AVR手动方式运行时，应尽可能地增加转子电流，直到允许过负荷值，此时，按发电机事故过负荷规定执行；

4）采取上述措施1～2min不能恢复时，得值长同意后，将机组解列。 39.6 发电机非全相运行 39.6.1 现象：

1）当断路器非全相运行时，发电机发出“负序”、“断路器三相位置不一致”信号，断路器信号灯均不亮或闪光，有功负荷下降；

2）二相跳闸：未跳闸相电流表指示为零，另两相电流指示相等； 3）一相跳闸：跳闸相电流指示为零，另两相电流相等。 39.6.2处理：

1）发电机非全相保护及失灵保护未动作时，手动断开一次发电机出口断路器，若断不开，应降低有功、无功负荷，使发电机定子电流的不平衡电流降至最小(有功为零，无功近于零)，应就地手动断开，若就地手动仍断不开时。若母线侧开关发生三相不一致，应拉开本串中间断路器和同一母线上其它断路器。若中间断路器发生三相不一致，应拉开同一串上的其它断路器；

2）若开关一相断开，应试合一次开关，不成功尽快采取措施拉开开关。若两相断开，立即拉开开关；

3）发电机在解列过程中发生开关三相位置不一致时，汽轮机应保持3000r/min，灭磁开关不应断开将发电机重新同期并入系统，通知维护设法处理；

4）发电机运行中事故跳闸时，中间开关发生三相不一致，如果非全相保护未动作或开关拒动时，失灵保护应动作跳开与拒动开关相邻的开关。如果失灵保护拒动，应立即拉开同一串的其它开关，线路（该串有线路时）对侧开关应自动跳闸，如果线路保护拒动，应立即汇报调度要求拉开线路对侧开关；

5）发电机退出运行后应对其进行全面检查，判明故障原因，消除故障后方可再次启动； 6）如果开关故障来“分闸闭锁”灯光时，应停用开关的操作电源，通知设备维护人员处理。 7）非全相运行后的检查：经过非全相运行的发电机，应根据承受负序电流和持续时间超过允许值的多少，由主管生产的副总经理（总工程师）批准及早抽出转子进行详细的检查和必要的处理。

39.6.3 防止措施：

1）严格按规定要求开展开关设备检修工作，尤其要加强对出口断路器机构的检修，防止拒分、拒合现象的发生；在运行中还应加强巡视检查，发现问题及时处理，保证断路器正确动作；

2）加强对发电机的负序保护、断路器的失灵保护的运行维护，坚持对保护装置及时消缺的制度，确保装置的健康运行。 39.7发电机逆功率运行 39.7.1 现象：

1）发电机有功读数负值；

2）有“汽轮机脱扣”信号发出；

3）发电机无功读数升高，电流读数降低； 4）定子电压和励磁回路参数正常。 39.7.2 处理：

1）运行中机组保护未动作而主汽门或调汽门误关，应立即强行开启； 2）发电机逆功率保护动作跳闸，按事故跳闸进行处理； 3）若逆功率保护不动作，手动解列发电机。 39.8 发电机非同期并列 39.8.1 现象：

1）发电机各表计剧烈摆动； 2）发电机声音异常。 39.8.2 处理：

1）立即解列发电机，并对发电机进行全面检查，并进行必要的电气试验； 2）查明非同期并列的原因，消除并确认无问题后，方可重新并列； 3）重新并列前必须使发电机零起升压，无问题后方可并列。 39.9发电机失磁 39.9.1 现象：

1）转子电流等于零或接近于零； 2）定子电流升高并摆动； 3）有功读数下降并摆动； 4）定子电压下降并摆动； 5）无功读数为负值；

6）P-Q图上发电机工作点进入第二象限。 39.9.2 处理：

1）如因灭磁开关掉闸而失磁，则主开关联跳，按事故跳闸进行处理； 2）如失磁保护动作，联停汽轮机，按事故跳闸进行处理；

3）若保护未动作，应在60s内将发电机的负荷降至60%的额定负荷、在90s内将发电机的负荷降至40%的额定负荷，查明原因，恢复励磁，总的失磁运行时间不得超过15分钟； 4）若本机失磁后引起邻机和系统震荡，应立即紧停发电机； 5）检查厂用电联动成功；

6）发电机失磁处理完毕正常后重新启机。 39.10 发电机温度异常 39.10.1 现象：

发电机温度巡测仪、CRT显示温度异常报警。 39.10.2 处理：

1）稳定负荷，打印全部温度测点读数，并记录当时的发电机有功、无功、电压、电流、氢压、冷氢温度；

1）调出CRT画面，连续监视报警次数；

2）检查三相电流是否超过允许值，不平衡度是否超过允许值；

3）检查发电机三相电压是否平衡，功率因数是否在正常范围内，保持功率因数在0.9～0.98（迟相）；

4）如发电机进风风温如超过规定值，应调整氢冷器水量和水温来降低风温； 5）如发电机氢气压力低时，应查明原因并补氢；

6）如发电机定子冷却水支路水温高，应调整闭式冷却水水量和水温； 7）适当降低发电机无功负荷，但功率因数不得超过0.98（迟相），电压不得低于19kV； 8）查看相对应的出水温度及其它温度测点指示，进行核对，分析判断是否检测元件故障； 9）查看绝缘过热监测装置是否报警； 10）检查发电机测温元件接线端子板上的接线柱有无腐蚀、松动现象，以确定是否由其引起； 11）降低发电机负荷（5%一级），并加以稳定，观察其变化趋势，如在不同负荷工况下某元件始终显示异常，说明该热电偶及电阻元件可能损坏。

12）经上述处理无效或表明发电机内部异常时，应降低有功负荷，使温度或温差低于限额，并汇报值长，要求检修人员进行进一步检查。当发电机定子线圈温度达90℃、绕组温差达14℃或定子支路温差达12℃时(确认测点及回路正常)，应立即汇报值长，请示停机处理。 39.11 发电机绝缘过热监测装置报警 39.11.1 现象：

监测器安全白灯灭，报警红灯亮，绕组温度上升。

39.12.2 处理：

1）监测器报警后，会自动打印出报警曲线，并根据曲线查找原因；

2）如果与监测装置报警的同一时期内的转子轴振有明显的增加，则需要检查转子是否有匝间短路，如果同时出现定子铁芯温度超限或温度模式比正常时有明显的增加时，应研究分析定子铁芯有无过热的问题，汇报值长，安排停机处理；

3）检查接到监测装置管道上的滤油器、发电机下部的浮子式液位控制器（集水器）内有无过量的积油，用以了解机内氢气中是否带有大量的油雾；

4）检查过热监测装置的电流指示是否下降，若电流降低，应查明装置管路内是否有油、检测流量是否减小、UB器是否关闭； 5）若检测流量正常（与以往的数值变化不大），电流确实减小，说明发电机绝缘有过热可能； 6）检查发电机定子绕组出水温度，槽内的层间温度，冷氢及热氢的温度及发电机转子温度是否正常；

7）综合判断发电机内有异常后，通知检修将监测装置的取样管取下，送华北电科院进行分析。

39.12 发电机局部放电射频监测仪指示报警 39.12.1 现象：

射频监测仪电平指示偏高（正常0.1～10μV，记录仪指示值3～33%），仪器发出报警。 39.12.2 处理：

39.12.2.1 按下“自检”按钮，自检周期即开始，前半周期电平指示值应小于30μV，后半周期电平指示值应接近10000μV（满刻度），整个周期约1分钟，自检结束自动转入监测状态；

39.12.2.2 如果自检表明监测仪工作正常，监测指示电平又持续超过报警电平，尤其是持续超过（或接近）跳闸电平时，应减小发电机负荷，观测电平指示值是否相应减小，如果具有明显的相关性，则说明发电机内部有问题，可降负荷运行，必要时可停机处理；

39.12.2.3 根据记录曲线与发电机负荷对照，如电平指示变化与发电机负荷曲线相关，应对发电机及其回路进行全面检查，看是否有放电火花等故障隐患存在，若电平指示变化与负荷曲线无关，要求检修人员检查背景电平，观察有无干扰信号。 39.13 励磁调节器AVR异常 39.13.1 现象：

电压调节器（AVR）将由自动（AUTO）自动地切换到手动(MAN)，并发AVR故障报警。 39.13.2 处理：

1）检查发电机转子电流、发电机电压、无功等变化情况；

2）在手动励磁调节运行期间，在调整发电机的有功负荷时必须先适当调整发电机的无功负荷，保持低功率因数运行，以防止发电机失去静态稳定； 3）在手动励磁调节运行期间，不准发电机进相运行； 4）严禁发电机在手动励磁调节下长期运行；

5）通知检修尽快处理故障，恢复AVR自动运行。 39.14 发电机出口PT二次电压消失 39.14.1 发电机出口各PT所带负荷

39.14.1.1 1PT用于发电机故障录波、AVR仪表、失磁、复合电压过流、程序逆功率、逆功率、定子100%接地、过电压、过激磁、低频、失步、电压变送器。

39.14.1.2 2PT用于发电机失磁、复合电压过流、程序逆功率、逆功率、定子100%接地、过电压、过激磁、低频、失步、电压变送器、有功功率变送器、无功功率变送器、功率因数变送器、频率变送器、去NCS的采集数据。

39.14.1.3 3PT用于发电机AVR仪表、匝间保护。 39.14.2 PT故障象征及处理

39.14.2.1 发电机1PT二次电压消失： 1）象征： a）“AVR PT断线”信号发出； b）调节器可能切至备用通道运行； c）“PT断线闭锁”信号发出； d）“发变组保护装置”故障信号发出。 2）处理：

a）停用发电机失磁、逆功率、程序逆功率、定子100%接地保护。 b）检查失压PT，查明原因，恢复PT二次电压。

c）PT恢复良好后，将上述发电机保护投入运行，将电压调节器（AVR）恢复自动方式运行。 39.14.2.2 发电机2PT二次电压消失： 1）象征：

a) 发电机电压指示可能降低或为0；

b) 发电机有功、无功功率指示可能降低或为0； c) 发电机频率指示可能异常；

d) 发电机电度表脉冲闪耀可能变慢或停闪； e）NCS上有关参数消失。 2）处理：

a) 停用发电机失磁、逆功率、程序逆功率、定子100%接地保护。

b) 通过其他表计加强监视，并根据汽轮机主蒸汽流量、发电机定子电流、转子电流等其它表计数值进行监视，保持发电机的稳定运行；

c) 检查失压PT，查明原因，恢复PT二次电压。 d) 记录影响发电机有、无功的电量及时间。

e) PT恢复良好后，将上述发电机保护投入运行。 39.14.2.3 发电机3PT二次电压消失： 1）象征：

a) “AVR PT断线”信号发出； b) 调节器可能切至备用通道运行； c) “PT断线闭锁”信号发出。 2）处理：

a) 停用发电机匝间保护。

b) 检查失压PT，查明原因，恢复PT二次电压。

c) PT恢复良好后，将发电机匝间保护投入运行，将电压调节器（AVR）恢复自动方式运行。

47 防止锅炉满水、缺水的措施

47.1 运行人员在控制汽包水位时以差压式（带压力修正回路）水位计为准，同时监视不同类型水位计的示值，并根据相互之间的关系正确判断汽包内部实际水位，发现异常要立即通知有关人员处理。

47.2 按规程要求对汽包水位计进行零位校验。当各水位计偏差大于3O mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。

47.3 严格按照运行规程及各项制度，定期对水位计及其测量系统进行检查。机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。

47.4 当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。 47.5 锅炉汽包水位高、低保护采用测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期（不宜超过8h）恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期（8h以内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。

47.6 对于锅炉汽包水位高、低保护已采用测量的三取二的逻辑判断方式的，在机组检修期间应对三取二的逻辑、故障时自动转为二取一和一取一的逻辑进行模拟试验，确保保护逻辑的正确。

47.7 锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。

47.8 锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。

47.9 汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完整严禁启动。

47.10 炉水循环泵差压保护采取二取二方式时。当有一点故障退出运行时，自动转为一取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期恢复（不宜超过8h）。当二点故障超过4h时，应立即停止该炉水循环泵的运行。

47.11 当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。

47.12 高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠。当因某种原因需退出高压加热器保护装置时，应制定措施，经总工程师批准，并限期恢复。 47.13 给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换。当失去备用时，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用。 47.14 汽包满水的现象、原因及处理 47.14.1 现象

1） 汽包水位高报警，

2） 电接点水位计，就地水位计，CRT水位计水位指示升高； 3） 给水流量与蒸汽流量偏差异常增大； 4） 蒸汽导电度升高；

5） 严重满水时，过热蒸汽温度急剧下降，主汽管内发水冲击。 47.14.2 原因

1） 给水自动调节失灵； 2） 负荷或汽压变动过大；

3） 水位计指示不正确，使运行人员误操作； 4） 对水位监视不严或误操作； 5） 安全门动作。 47.14.3 处理

1） 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；

2） 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） 如水位继续上升，CRT水位达+250mm时，锅炉MFT动作； 4） 停止锅炉进水，开启定排放水门；

5） 全开过热器，主蒸汽管疏水门； 6） 关闭过热器、再热器减温水门； 7） 加大锅炉放水，注意水位变化； 8） 分析满水原因，消除后重新启动。 47.15 汽包缺水的现象、原因及处理 47.15.1 现象

1） 汽包水位低报警；

2） 电接点水位计，就地水位计，CRT水位计水位指示降低； 3） 给水流量与蒸汽流量偏差增大； 4） 严重缺水时锅炉MFT动作。 47.15.2 原因

1） 给水自动调节失灵；

2） 给水泵故障，给水流量下降；

3） 水冷壁或省煤器爆破影响水位急剧下降； 4） 负荷或汽压变动过大；

5） 水位计指示不正确，使运行人员误操作； 6） 锅炉排污时操作不当； 7） 对水位监视不严或误操作。 47.15.3 处理

1） 确认水位计正确无误后，应立即设法增加给水流量； 2） 若运行给水泵发生故障跳闸，立即启动备用给水泵； 3） 减少燃料量，降低锅炉汽压；

4） 若水位继续下降，CRT水位达-300mm，锅炉MFT动作；

5） 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；

6） 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。 7） 不能恢复汽包水位时，应将炉水循环泵停运并停电。

空预器事故处理

2.1.9.1 空预器主马达过电流 1) 原因：

a) 电机过载和传动装置故障。 b) 密封过紧或卡涩。 c) 外来物卡入。

d) 导向轴承或支撑轴承损坏。 e) 空预器发生再燃烧。 2) 处理：

a) 检查原因并进行处理。

b) 如果电流过大，电机过热时，则停止空预器运行，联系检修处理。 2.1.9.2 空预器的再燃烧 1) 现象：

a) 空预器出口烟温不正常的升高。 b) 空预器出口一、二次风温升高。

c) 空预器电流摆动。 d） 热点探测装置报警。 2) 原因：

a) 不完全燃烧物在空预器内沉积。 b) 长时间低负荷投油助燃运行。 c) 燃烧不稳定或突然改变煤种。 d) 锅炉启停频繁。

e) 一台预热器故障停止，锅炉继续运行时，由于烟气挡板不严导致再燃烧。 3) 预防：

a) 经常监视烟气出口温度和一、二次风出口温度。

b) 运行中加强吹灰，特别是试运行期间及低负荷长期运行时。 c) 锅炉停炉热备用时，停炉前要进行吹灰。 4) 处理：

a) 当确认空预器内着火后应立即投入吹灰。 b) 停止暖风器运行。

c) 如采取上述措施无效时，则停止该侧送、吸风机运行，关闭该侧所有风门和烟气挡板，将故障空预器隔绝；打开所有疏水阀门，投入消防水灭火。 d) 保持空预器运行。

e) 灭火后停止吹灰器，检查转子和密封是否损坏。如果锅炉停运中发生空预器着火，则应启动空预器辅助马达，投入消防水，灭火后进行清洗和干燥。 2.1.9.3 空预器跳闸 1) 现象：

a) 空预器主、辅马达电流到零，相应光字牌报警。 b） 空预器停转报警，跳闸侧烟温升高。

c） 空预器跳闸侧对应侧送、吸风机联跳，相应光字牌亮，锅炉RB动作。 2) 原因：

a) 空预器机械部分卡涩，电机过负荷。 b） 电气保护动作。

c） 主马达跳闸，辅助马达未自投。 3) 处理：

a) 检查辅助马达自启，否则，应立即强合一次，成功则继续运行。

b) 若辅助马达不能运行，且主马达跳闸前无超电流现象，应立即强合一次，成功则继续运行。若启动后电流超限，立即停止。主辅马达均停运后，检查气动马达自启正常，检查对应侧送、吸风机联跳，锅炉RB动作。机组快速减负荷至300MW，保留3台磨煤机运行，检查等离子装置及AB层油投入正常。跳闸空预器进口烟气挡板、出口一、二次风档板延时自关，否则手动关闭，若挡板隔绝不严，应立即停炉处理。

c) 空气预热器转子故障停转后，若由于热膨胀造成密封片卡涩时，则不允许用主辅马达连续转动转子，应采取如下措施： ---启动盘车气动马达转动转子，使转子在连续运转前各处膨胀达到均匀，若气动马达无法正常运行则切断主辅马达电源、气动马达气源，联系检修手动盘车将转子转动两圈。 --- 当转子能自由转动时，启动电机驱动转子，投入吹灰器直至受热面上无沉积物为止。 d) 正常运行时，如果某一侧空预器主发生故障，造成主马达停转，且辅助马达自启动成功，可暂时维持负荷，但应密切监视辅助马达投入后排烟温度的变化，立即查明原因处理，故障消除后迅速恢复正常运行。

e) 如果两侧空气预热器的主马达跳闸，两侧辅助马达均自启动成功，应适当降低负荷运行，并立即查明故障原因，消除故障，若运行中故障无法消除，请示停炉。 f) 若两台空预器因故障停止，锅炉MFT动作。

g）锅炉RB动作后，注意监视运行送、吸风机情况，保持正常的氧量、炉膛压力，必要时可将风量手动控制。跳闸送、吸风机出口档板自动关闭，否则手动关闭。关闭送风机出口联络档板。

h）空预器跳闸后，立即查找原因，如无问题可恢复预热器运行，恢复过程中注意将空预器入口烟气挡板、出口二次风挡板、一次风挡板切手动，当空预器运行后分组打开，注意风量及炉膛压力调整。若短时间内不能消除故障，应停机处理。

i）若空预器跳闸后不能恢复运行，应加强跳闸侧烟道各点温度监视，防止发生二次燃烧。若跳闸侧空预器出口烟温不正常的升高至250℃，应手动MFT。

j）无论何种情况，一旦确认空预器着火，均可采用消防水灭火，并立即通知消防人员。

引、送风机事故处理

2.2.10.1 当正常运行中发生单台引风机故障需停止运行时，操作步骤如下：

1) 将机组负荷逐渐减至50%左右，根据汽温及制粉系统运行情况，保留相邻的三层制粉系统运行；燃烧不稳时投油或投入等离子装置助燃。

2) 逐渐关小待停侧引、送风机调节叶片开度，同时增大另一侧引、送风机出力，维持炉膛风量及压力正常，直至待停侧引、送风机调节叶片全关。 3) 停止送风机，再停运送风机。

4) 检查确认引风机入口挡板、入口静叶及送风机出口挡板和动叶自动关闭，否则手动关闭。

5) 注意观察停运侧的排烟温度和一次风温的变化。 6) 根据检修工作票的要求，逐项做好安全措施。 7) 检修工作结束后，终结工作票，恢复安全措施。 8) 检查引、送风机满足启动条件，启动引、送风机。 9) 检查引风机入口挡板、送风机出口挡板自动全开。 10) 按并风机的方法并运引、送风机。

11) 根据调度要求，恢复机组负荷，停运油或等离子装置。 2.2.10.2 引风机振动大 1) 现象：

a) 就地检查振动大。

b) 电流指示不正常晃动，轴承温度升高。 c) 风机发出异常的声音。 2) 原因：

a) 联轴器对中不合要求或联轴器损坏。 b) 动平衡未校好或叶片严重磨损、积灰。 c) 轴承安装间隙过大或轴承损坏。

d) 地脚螺丝松动或机械连接部分松动。 e) 风机进入喘振工况运行。 f) 转子上有沉积物。 g) 基础变形。 3) 处理：

a) 适当降低该风机的负荷，同时观察振动情况，进一步调整，并通知检修人员到现场

检查和处理。

b) 不管何种原因引起振动过大，经调整无效时，应向值长申请停运该风机。 c) 停止风机后，检查轴承，查明原因，进行处理。 2.2.10.3 引风机喘振 1) 现象：

a) 光字牌报警。

b) 炉膛压力升高并大幅度波动。 c) 引风机电流大幅度晃动。

d) 喘振严重时，机壳或烟道发生振动，有明显的响声。 e) 引风机跳闸。 2) 原因：

a) 受热面、空预器严重积灰或烟气系统挡板误关，引起系统阻力增大，造成入口挡板开度与进入的烟气量不相适应，使风机进入喘振区。 b) 操作入口静叶时，幅度过大使风机进入失速区。

c) 入口静叶特性变差，使并列运行的二台风机发生“抢风”或自动控制失灵使其中一台风机进入喘振区。 3) 处理：

a) 立即将引风机入口静叶控制置于手动方式，关小另一台未喘振风机的入口静叶，适当关小喘振风机的入口静叶，同时调节送风机动叶，尽量维持炉膛压力在正常范围内。 b) 若风机并列操作中发生喘振，应停止并列；尽快关小喘振风机喘振入口静叶，查明原因消除后，再进行并列操作。

c) 若风烟系统的风门、挡板被误关引起，应立即打开，同时调整入口静叶开度；若风门、挡板故障引起，立即降低锅炉的负荷，同时联系检修处理。

d) 经上述处理，喘振现象消失，则稳定运行工况，进一步查找原因并采取相应的措施后，方可逐步增加风机的负荷；经上述处理后无效或已严重威胁设备的安全时，应立即停止该风机运行。

2.2.10.4 引风机轴承温度高 1) 现象：

a) 轴承温度、油温上升。

b) 严重时风机轴承温度高报警，光字牌亮。 2) 原因：

a) 冷却风机运行不正常。 b) 轴承油质不好。 c) 环境温度太高。

d) 轴承损坏或间隙调整不当。 3) 处理：

a) 检查冷却风机是否工作正常，否则增开一台风机或切换至备用风机运行。 b) 联系检修检查轴承、调整间隙。

c） 适当降低该风机的负荷，同时观察轴承温升情况，进一步调整，并通知检修人员到现场检查和处理。

2.2.10.5 引风机入口静叶调节失灵 1) 原因：

a) 伺服电机出现故障。

b) 传动机构与调节叶片轴连接处松动。

2) 处理：

a) 更换伺服电机。

b) 检查调节执行机构各连接和电动执行器的连接。 2.2.10.6 遇有下列情况，应立即停止引风机运行： 1) 引风机发生剧烈振动和撞击现象。 2) 严重危及设备及人身安全时。

3) 引风机及其电机保护定值超限而保护未动作。

2.2.10.7 当正常运行中发生单台送风机故障需停止运行及恢复运行操作步骤如下：

1) 将机组负荷逐渐减至50%左右，根据汽温及制粉系统运行情况，保留相邻的三层制粉系统运行；燃烧不稳时投油或投入等离子装置助燃。

2) 逐渐关小待停侧送风机动叶开度，同时增大另一侧送风机出力，维持炉膛总风量及压力正常，直至待停侧送风机动叶全关。注意检查运行侧风机出力不超限。 3) 关闭待停侧送风机出口挡板。 4) 停止送风机。

5) 注意停运侧排烟温度和热一次风温变化。 6) 根据检修工作票的要求，逐项做好安全措施。 7) 检修工作结束后，终结工作票，恢复安全措施。 8) 检查送风机满足启动条件，启动送风机。 9) 检查送风机出口挡板自动全开。

10) 按并风机的方法并运风机，恢复机组调度负荷，停运油或等离子装置。 2.2.10.8 送风机喘振 1) 现象：

a) 故障光字牌报警。

b) 锅炉总风量、风机出口流量、压力大幅度波动、炉膛压力降低。 c) 送风机电流大幅度晃动。

d) 喘振严重时，机壳或烟道发生振动，伴有刺耳响声。 e) 风机跳闸。 2) 原因：

a) 空预器或暖风器严重积灰、二次风系统的风门误关。 b) 动叶调整操作幅度过大或并风机操作不当。 3) 处理：

a) 立即将送风机动叶控制切至手动方式，关小另一台未喘振风机的动叶，适当关小喘振风机的动叶，同时调节引风机的静叶，尽量维持炉膛压力在正常的范围内。 b) 若风机并列操作中发生喘振，应停止并列，尽快消除喘振现象后，再进行并列操作。 c) 若风门挡板被误关引起，应立即打开该风门挡板，并及时调整风机动叶开度。 d) 若经上述处理，喘振现象已消失，则稳定运行工况；若经上述处理无效或已严重威胁设备的安全时，应立即停用该风机。 2.2.10.9 送风机其它故障原因分析 1) 油压下降：

a) 过滤器压差指示大。 b) 系统漏油。 c) 油温太高。

d) 压力安全阀损坏。 2) 轴承温度高：

a) 油箱油位不正常。 b) 油质不好。

c) 润滑油循环不良，冷油器工作不正常或未投入。 d) 环境温度太高。

e) 轴承损坏、振动太大。 3) 风机振动： a) 转子不平衡。

b) 叶片损坏较多或叶片一侧磨损不平衡。 c) 轴承损坏使间隙增加。

d) 地脚螺丝、中分面螺栓松动。 e) 叶片与机壳有磨擦（机壳变形）。 4) 风机出力不调节：

a) 滤油器堵塞导致控制油压太低。 b) 液压缸漏油（旋转密封不好）。 c) 液压缸损坏（活塞旋转密封损坏）。 d) 液压缸控制头旋转密封损坏。 e) 调节连杆损坏。 f) 电动执行器损坏。

g) 叶片叶柄轴承摩擦力大。

2.2.10.10 遇有下列情况，应立即停止送风机运行 1) 风机发生剧烈振动和撞击现象。 2) 严重危急设备及人身安全时。

3) 送风机及其电机保护定值超限而保护未动作。

制粉系统事故处理 5.17.1 磨煤机堵塞 5.17.1.1 现象

1) 磨煤机电流上升或波动过大； 2) 磨煤机出口温度下降；

3) 严重时一次风量下降、冷热风挡板开大； 4) 磨煤机压差增大，分离器出口压力下降； 5) 磨煤机振动。

5.17.1.2 磨煤机堵塞原因 1) 一次风量小；

2) 给煤机校验不准，给煤量过大； 3) 石子煤斗入口堵； 4) 煤的水分太大；

5) 出口分离器调节不当、煤粉过细。 6) 煤质变差，煤中“三块”含量增加。 5.17.1.3 磨煤机堵塞处理

1) 立即将给煤机煤量减小或停止给煤机运行； 2) 增大一次风量；

3) 进行石子煤入口堵处理；

4) 如果上述无效，应停止制粉系统运行，联系维护人员处理。

5) 磨煤机堵塞停运后，应联系热控人员采取措施，提起磨辊，点转磨煤机，就地连续排渣，直至将磨内的积煤排干净，并按停磨通冷风吹扫规定吹扫后，方可备用或再次启动。 5.17.2 磨煤机电机电流高 5.17.2.1 现象:

磨煤机电机电流指示高。 5.17.2.2 原因

1) 磨煤机电机轴承故障； 2) 磨煤机电机两相运行； 3) 齿轮传动装置轴承故障； 4) 磨煤机元件磨损严重； 5) 磨辊故障； 6) 磨煤机堵塞。

5.17.2.3 磨煤机电机电流高处理

1) 若因磨煤机堵塞造成电流高按磨煤机堵处理；

2) 上述其它原因则停止磨煤机运行，联系检修进行相应处理。 5.17.3 磨煤机压差低 5.17.3.1 现象

1) 磨煤机压差持续低于正常值。 5.17.3.2 原因 1) 给煤机断煤；

2) 煤粉分离器挡板开度过大，煤粉变粗； 3) 分离器锥体中有磨损孔； 4) 分离器导叶设定不正确； 5) 分离器出口堵；

6) 一次风流量偏离标准过大； 7) 磨煤机出口温度偏离标准过大； 8) 磨煤机压差表管堵塞或泄漏。 5.17.3.3 磨煤机压差低处理

1) 由于断煤原因，应恢复供煤； 2) 由于表管堵或泄漏联系检修处理；

3) 由于一次风流量或出口温度偏离，应注意观察运行情况及时调整联系处理； 4) 上述其它原因应停止制粉系统运行联系检修处理。 5.17.4 石子煤量大 5.17.4.1 现象

有过量的煤从石子斗排出。 5.17.4.2 石子煤量大原因 1) 一次风流量偏低； 2) 给煤校验偏离标准值； 3) 磨辊轴承故障或轮箍打滑； 4) 分离器出口挡板调节不当； 5) 磨出口温度低；

6) 煤质变硬，可磨性差； 7) 磨辊加载力不合适。 5.17.4.3 石子煤量大处理

1) 增加一次风流量； 2) 适当调节分离器挡板； 3) 联系输煤更换煤种；

4) 经上述调整无效时停止制粉系统联系检修进行处理。 5.17.5 磨煤机自燃、爆炸 5.17.5.1 现象：

1) 磨煤机内发生自燃时，磨煤机出口温度不正常的升高，磨煤机负荷下降。 2) 磨煤机附近有着火的煤气味。

3) 磨煤机爆炸时有响声，系统不严处有风、粉喷出。 5.17.5.2 原因：

1) 磨煤机进口或出口风温过高。

2) 停磨时吹扫不彻底，使磨内存有煤粉，形成着火源。 3) 煤粉过细、挥发份过高、水分过低。

4) 原煤中混有易燃、易爆物品（如油，雷管等）。

5) 石子煤斗入口堵塞或一次风量过小使石子煤斗堵满，造成一次风室内着火自燃。 6) 有外来火源。

5.17.5.3 磨煤机自燃、爆炸的处理

1) 磨煤机发生自燃、爆炸现象，应立即停止磨煤机运行。

2) 磨煤机停止后，应隔绝磨煤机的空气：关闭冷、热风关断挡板及调节挡板，关闭磨入口一次风总挡板，关闭磨煤机密封风门，关闭给煤机入口挡板，关闭给煤机密封风门，关闭石子煤斗入口闸板，检查磨煤机出口门应关闭。 3) 投入磨煤机消防蒸汽进行灭火。 4) 若有外来火源，应及时消除。

5) 若磨煤机石子煤斗入口堵塞，应联系检修人员处理。 6) 爆炸后有设备损坏，应及时联系检修处理。

7) 将石子煤斗内的渣排尽，待自燃现象消除后，系统检查正常后，将磨煤机投备用。 5.17.5.4 磨煤机自燃及爆炸的预防措施

1) 经常检查、处理设备缺陷，消除系统漏粉、漏风现象，消除积粉、积煤。 2) 严格控制磨煤机出口温度。

3) 保证煤粉细度、水份在规定范围内。 4) 燃运采取措施，消除煤中的引燃物。 5) 防止外来火源。 5.17.6 磨煤机断煤 5.17.6.1 现象

1) 磨煤机运行电流大幅度下降.

2) 磨煤机热风调节挡板关小，冷风调节挡板开大。 3) 机组负荷下降。

4) 磨煤机出口温度升高。 5) 磨煤机振动大。 5.17.6.2 原因

1) 给煤机堵、断煤。 2) 原煤仓蓬煤。

3) 给煤机转速控制回路故障，使给煤量小于最小值。 5.17.6.3 处理

1) 就地检查给煤机运行情况，如给煤机堵、断煤，应停止制粉系统运行。

2) 如果原煤仓蓬煤，可投入煤仓疏松装置，并用大锤敲击给煤机入口管及煤仓，观察下煤情况，注意磨煤机的振动情况及出口风温的调整，如振动增大应提升磨辊，待下煤正常后，降下磨辊并加强排渣；如短时无法恢复下煤，应停运制粉系统。

3) 将给煤机控制切至手动，手动增加给煤机转速，无效时停止磨煤机运行。 5.17.7 磨煤机振动 5.17.7.1 原因

1) 磨盘内无煤或煤量少。 2) 磨煤机堵煤。 3) 磨内进“三块”。

4) 原煤水分过大，板结成块。 5) 磨煤机内有零部件脱落。 5.17.7.2 处理

1）给煤量小时增加给煤量。

2）当振动较轻时，如果有备用磨煤机，可切换备用磨煤机运行； 3）当振动剧烈时必须立即停止制粉系统。 5.17.8 手动紧急停磨条件

出现下列情况之一时，应立即停止磨煤机运行： 1) 危及人身或设备安全安全，不停磨不能脱险时。 2) 磨煤机电流大幅摆动，且超过额定值时。 3) 制粉系统发生火灾时。 4) 磨煤机电机冒烟时。

5) 磨煤机发生剧烈振动或异常撞击声，有损坏设备的可能时。 6) 出现“磨煤机跳闸条件”中任一条件，保护拒动时。

炉水循环泵故障处理

7.7.1 发生下列任何一种情况，必须手动停止循环泵运行： 7.7.1.1 汽包水位低于最低水位。

7.7.1.2 泵壳体与炉水间温差大于56℃。 7.7.1.3 电机电流突然上升或者发生短路。 7.7.1.4 低压冷却水流量中断。

7.7.1.5 在高压回路中发生无法控制的泄漏。 7.7.1.6 振动值达0.13～0.15mm。 7.7.2 电机腔室温度升高

如果电机腔室温度达60℃，或电机腔室温度出现突然升高必须立即查明原因并使温度降低。 7.7.2.1 给泵注入高压清洗水。 7.7.2.2 检查低压冷却水系统。

7.7.2.3 检查泵马达有否泄漏，检查高压冷却水接头，确保泵冷却器内部没有泄漏。 7.7.2.4 检查温度传感器及报警装置是否失灵。 7.7.2.5 检查轴承有否损坏。

7.7.2.6 如果温度继续升高，则应紧急停泵。

7.7.2.7 如果处于热备用的泵发生报警，则启动该泵以加速其内部高压冷却水流动，如果温度升高到65℃则该泵就停止。

7.7.2.8 如果温度升高的原因不能确定，则有必要将泵拆开 (待泵冷却及疏水之后) 以检查

轴承、冷却器组件等。

辅机冷却水泵事故处理：

14.6.1 发生下列情况之一时，应紧急停止辅机冷却水泵： 14.6.1.1 辅机冷却水泵或电机发生强烈振动。

14.6.1.2 辅机冷却水泵电机定子绕组温度超过规定值。 14.6.1.3 辅机冷却水泵或电机内有清晰的金属摩擦声。 14.6.1.4 电机冒烟或着火。

14.6.1.5 轴承冒烟或轴承温度超过规定值。

14.6.1.6 辅机冷却水泵泄漏或威胁人身及设备安全时。

14.6.1.7 辅机冷却水泵事故跳闸，检查备用辅机冷却水泵自启动，否则立即手起。手动紧急停泵时，手动启动备用泵。 14.6.2 辅机冷却水泵出力不足： 14.6.2.1 原因： 1） 吸入侧有异物。 2） 叶片损坏。 3） 转速低。 4） 有空气吸入。 5） 汽蚀。 6） 水位低。 14.6.2.2 处理：

1） 启动清污机、清理吸入喇叭口。 2） 更换或修理叶片。

3） 转速低应检查电机电压及频率是否正常。 4） 提高吸入水位。

5） 如汽蚀则提高吸入水位，调整工况。

14.6.3 辅机冷却水泵组发生异常振动及噪音： 14.6.3.1 原因： 1） 吸入水面过低。 2） 汽蚀。

3） 轴承损坏或轴弯曲。 4） 电机故障。

5） 联轴器螺栓损坏、松动、运动部件不平衡。 6） 排出管路影响。 14.6.3.2 处理：

1） 提高水位，调整运行。

2） 如振动严重，应紧急停泵，联系检修处理。 3） 排出管路影响，则检查排出管路。 14.6.4 防止辅机冷却水泵倒转的措施：

14.6.4.1 运行中当辅机冷却水泵跳闸时，出口快关电动阀应联动关闭。

14.6.4.2 正常运行停辅机冷却水泵时，应先关闭辅机冷却水泵出口电动阀，再停止辅机冷却水泵。

14.6.5 辅机冷却水泵倒转的处理：

14.6.5.1 正常停泵转备用时，如辅机冷却泵倒转轻微，应使出口阀关闭严密，泵停止倒转。

14.6.5.2 正常运行中辅机冷却水泵事故跳闸后倒转时，如出口阀不关，立即手动关闭。 14.6.5.3 辅机冷却水泵倒转严重时，禁止启动。

凝结水系统异常运行

16.8.1 凝泵汽化或漏空气： 16.8.1.1 象征：

1） 凝泵出口压力摆动，流量不稳或到零，电流下降并摆动； 2） 凝泵出口母管振动，逆止门发出撞击声。 16.8.1.2 原因： 1） 热井水位低； 2） 进口管漏入空气； 3） 入口滤网堵塞；

4） 凝泵密封水压力低或失去。 16.8.1.3 处理：

1） 发现凝泵有汽化象征，立即检查CRT画面水位指示，热井就地水位计，发现水位低应大量补水，增开凝结水补充水泵，开启补水门，将水位补至正常。 2） 检查凝泵密封水密封情况及凝泵进口门盘根、管道，调整密封水量正常，调整盘根紧力，避免凝泵入口漏入空气。

3） 检查凝结水泵泵体抽空气门开启。

4） 经上述调整无效，启动备用泵，停止故障泵，联系维护处理，处理完毕，试运正常后将泵投入备用。

16.8.2 发生下列情况之一应紧急停泵： 16.8.2.1 凝结水泵发生强烈振动。

16.8.2.2 凝结水泵内有清晰的金属摩擦声。 16.8.2.3 电动机冒烟或着火。

16.8.2.4 轴承冒烟或轴承温度超过跳闸值。 16.8.2.5 凝结水泵泄漏威胁人身及设备安全时。 16.8.3 热井水位异常： 16.8.3.1 现象：

1） 热井水位“高”或“低”报警； 2） 热井水位显示高或低； 3） 就地水位计指示高或低；

4） 热井水位过高时会引起背压上升，过低时凝结水泵发生异音或汽化。 16.8.3.2 原因：

1） 凝结水泵故障；

2） #7A、#7B低压加热器泄漏； 3） 热井水位调节失灵； 4） 凝结水补充水泵故障； 5） 凝结水系统泄漏；

6） 除氧器水位调节失常或除氧器水位异常。 16.8.3.3 热井水位低的处理：

1） 检查热井补水调节阀动作是否正常，否则，打开热井补水旁路阀补水至正常。 2） 若运行凝结水补充水泵故障，启动备用泵，如短时间故障不能消除，隔离故障泵，检查备用泵运行正常。

3） 凝结水储水箱水位低时及时补水正常。

4） 检查热井高水位调节阀是否误开或故障，否则关闭其隔离阀。 5） 检查除氧器水位调节阀是否误开大或卡涩，及时调整正常。 6） 检查#5低压加热器出口放水阀是否误开，及时关闭。 7） 检查凝结水系统有无泄漏。 16.8.3.4 热井水位高的处理：

1） 检查凝结水泵运行是否正常，否则启动备用泵，停止故障泵，联系检修处理。 2） 检查热井高水位调节阀动作应正常，否则开其旁路阀向凝结水储水箱放水。 3） 检查热井补水调节阀动作是否正常，进水太大应关小调节阀或关闭隔离阀。 4） 检查凝结水再循环是否误开引起凝结水至除氧器流量过低，及时关闭或调整再循环。 5) 检查低压加热器有无泄漏。

6) 若热井水位上升，开启#5低压加热器出口放水阀或除氧器事故放水阀放水至正常。 16.8.4 除氧器水位异常： 16.8.4.1 现象：

1） CRT显示及就地水位计指示除氧器水位异常升高或降低。 2） 除氧器水位“低”或“高”、“高-高”、“高-高-高”报警。 16.8.4.2 原因：

1） 除氧器水位调节阀失灵。 2） 除氧器系统泄漏。

3） 除氧器事故放水电动门泄漏或误开。 4） 锅炉连排增大。 5） 凝结水中断。

6） 高压加热器事故疏水阀误开。 7） 高压加热器泄漏。

16.8.4.3 除氧器水位降低的处理：

1） 检查除氧器水位调节阀动作是否正常，必要时切至手动调整。

2） 检查凝结水泵运行是否正常，观察凝结水流量增大，否则迅速检查凝结水泵系统各阀门的开闭情况，立即打开误关的阀门。 3） 检查除氧器系统有无泄漏。

4） 除氧器事故放水阀、高加事故疏水阀误开应及时关闭。 5） 除氧器水位继续降低短时不能恢复时，应降低机组负荷。 16.8.4.4 除氧器水位升高的处理：

1） 检查除氧器水位调节阀动作是否正常，必要时切至手动调整。 2） 检查给水流量是否正常。 3） 除氧器水位升至2400mm，“高-高”报警，确认除氧器高水位溢流阀自动打开，否则手动打开。

4） 除氧器水位升至2600mm，“高-高-高”报警，确认除氧器事故放水阀开启、四抽至除氧器进汽电动阀自动关闭。

5） 除氧器水位正常时，恢复各阀门的位置，除氧器水位调节投“自动”。 16.8.5 除氧器振动大： 16.8.5.1 现象：

1） 除氧器声音异常增大。 2） 除氧器及其管道振动。 16.8.5.2 原因：

1） 除氧器上冷水过快。 2） 除氧器压力波动过大。 3） 除氧器水、汽温差过大。 16.8.5.3 处理：

1） 调整除氧器水位至正常水位。 2） 稳定压力，必要时切换汽源。

3） 视情况降低除氧器出力，降低机组负荷。 16.8.6 低压加热器故障切除： 16.8.6.1 现象：

1） 低压加热器水位“高”、“高-高”报警； 2） 低压加热器就地水位计指示高； 3） 凝结水流量增大。 16.8.6.2 原因：

1） 加热器管子泄漏；

2） 加热器疏水调节阀故障。 16.8.6.3 处理

1） 当加热器水位“高”报警时，检查加热器事故疏水阀和正常疏水阀动作是否正常。 2） 当加热器水位“高-高”报警时，确认低加事故疏水阀开。

3） 当加热器水位“高－高－高”报警时，检查抽汽电动阀关闭，抽汽管道疏水阀和加热器上一级疏水阀动作是否正常。否则，应手动关闭抽汽电动阀和加热器上一级疏水阀，打开抽汽管道疏水阀。

4） 切除并隔离故障加热器。

16.8.6.4 低压加热器故障切除对机组负荷的规定 1） 不相邻的加热器切除机组可发600MW；

2） 自#5低压加热器以下，每切除相邻的加热器机组负荷应减少10%。

给水系统异常运行及事故处理： 17.6.1 异常运行：

17.6.1.1 两台电动给水泵运行，其中一台电动给水泵跳闸。 a) 现象：

1) 电动给水泵“跳闸”灯亮，故障报警。 2) 故障泵转速到零。

3) 给水流量下降，汽包水位下降。 b) 处理：

1) 一台电动给水泵跳闸，检查备用电动给水泵自启动，否则手动启动；备用电动给水泵启动成功，及时调整负荷及汽包水位；

2) 检查故障泵出口电动门、中间抽头电动门关闭；

3) 电动给水泵启动不成功，延时10sRB应动作，否则人工干预，根据情况适当切除燃烧器运行，调整机组参数在正常范围；

4) 检查汽轮机轴向位移、差胀、各轴承振动、轴承温度正常； 5) 检查热井、除氧器水位正常，轴封母管压力在正常范围内。 17.6.1.2 两台电动给水泵运行中均跳闸。 a) 现象：

1) 电动给水泵故障报警。

2) 给水流量迅速下降，汽包水位下降。 3) 两台电动给水泵转速下降到零。 4） RB动作。 b) 处理：

1) 两台电动给水泵跳闸，检查备用电动给水泵自动启动，否则手动启动。

2) 迅速增加电动给水泵转速，但不应超过其额定电流，降低机组负荷至50%以下，及时调整汽包水位。

3) 检查汽轮机轴向位移、差胀、各轴承振动、轴承温度正常。 4) 检查热井、除氧器水位正常，轴封母管压力正常。 17.6.2 事故处理

17.6.2.1 电动给水泵发生下列情况之一，应手动停止： 1) 保护定值超限，保护未动作，应立即手动停泵。 2) 给水泵组有明显的摩擦声，电机电流增大。 3) 轴承冒烟，油系统着火，不能够扑灭时。 4) 油箱油位下降，经加油无效时。 5) 各轴承振动突然增大。

6) 给水泵管道破裂无法隔离时。 17.6.2.2 电动给水泵汽化： a) 现象：

1) 给水泵出口压力下降并摆动。

2) 泵组及给水管道发生振动，并发出异音。 3) 电动给水泵电机电流低并摆动。 b) 原因：

1) 除氧器水位及压力突降。 2) 给水泵入口滤网堵塞。

3) 除氧器水箱补水过快，导致除氧器压力突降。 4) 电动给水泵再循环未开或电动给水泵流量过小。 5） 电动给水泵入口压力低。 c) 处理：

1) 查明汽化原因，若机组负荷未变，而给水流量下降，应增大给水流量，并检查给水自动是否正常。

2) 当给水泵发生汽化而影响锅炉供水时，应紧急停泵，注意给水泵不能发生倒转。 3) 调整除氧器压力、水位在正常范围内，禁止向除氧器大量补冷水，以免除氧器压力、温度突降。

4） 给水泵进口滤网前后压差较大时应清理给水泵入口滤网。 17.6.2.3 给水泵组反转： a） 象征：

1） “电动给水泵反转”信号发出。

2） 电动给水泵转速降至0后转速又上升。 3） 电动给水泵前置泵出口压力升高。 4） 除氧器压力、水位升高。 5） 泵组发出不正常声音。

6） 电动给水泵出口电动阀未全关。 b） 处理：

1） 立即关闭电动给水泵出口电动阀，若电动给水泵出口电动阀失电应手动关闭。

2） 电动给水泵停运后，若其出口门不关，电动给水泵发生反转，且反转转速逐渐上升，应立即手动MFT，立即停止运行的电动给水泵，并关闭其出口电动阀。开启锅炉安全阀锅炉泄压，立即手动关闭省煤器入口给水电动阀及给水旁路阀。 3） 全开电动给水泵最小流量再循环调节阀。 4） 关闭电动给水泵中间抽头阀。 5） 关闭电动给水泵增压级出口阀。

6） 严禁关闭电动给水泵前置泵入口电动阀。

7） 电动给水泵确已停转，检查各系统正常后，方可锅炉上水。

17.6.2.4 高压加热器在运行中发生下述条件之一情况时，应紧急停用： 1) 汽水侧管道及阀门等爆破，危及人身及设备安全时。 2) 高压加热器水位升高，处理无效，水位计满水时。 3) 水位计爆破又无法继续运行时。

4) 高压加热器本体严重泄漏而无法继续运行时。 17.6.2.5 高压加热器水位高的处理： a) 象征：

1) 加热器水位“高”、“高－高”、“高－高－高”报警。 2) 水位计指示高。 3) 给水流量大。 b) 原因：

1) 高压加热器管子泄漏。

2) 高压加热器疏水阀调节失灵。 3） 加热器之间压差不够。 4） 超载荷。 c) 处理：

1) 当水位“高”报警时，检查正常疏水调节阀动作是否正常。

2) 当水位“高-高”报警时，事故疏水阀自动打开，否则，手动打开。

3) 当任一高压加热器水位“高－高－高”报警时，三台高压加热器进汽电动门、逆止门联锁关闭，并关闭上一级来的疏水调节阀，关闭高压加热器进、出口门，给水走旁路，高压加热器解列。三台高压加热器切除时机组能发出最大保障功率600MW。 17.6.2.6 高压加热器切除对负荷的影响：

1） 将一个或几个不相邻的加热器解列，机组能发出最大保障功率600MW。

2） 三台高压加热器切除时机组能发出最大保障功率600MW。机组在三个高压加热器切除的情况下，可以再解列另外相邻的加热器，只是，再解列一相邻加热器，出力就相应减少最大保证出力的5%。

3） 在高压加热器维持投用时，如果解列相邻的低压加热器，每解列一个依次相邻的加热器，至少相应减少最大保证出力的10%。

主机油系统异常运行及事故处理： 18.2.5.1 润滑油压力下降： a) 现象：

1) “润滑油压力低”报警。

2) DCS-CRT及就地润滑油压力表指示下降至0.082MPa。 3) 汽轮发电机组轴承金属温度及回油温度上升。

b) 原因：

1) 主油泵或注油器工作不正常。 2) 压力泄漏。 3) 冷油器泄漏。

4) 主油箱油位过低。

5) 汽轮机交流润滑油泵或汽轮机直流润滑油泵出口逆止门不严。 c) 处理：

1) 润滑油压力下降至0.082MPa，汽轮机交流润滑油泵应自动启动；油压下降至0.075MPa，汽轮机直流润滑油泵应自动启动，否则手动启动汽轮机交流润滑油泵，无效时启动汽轮机直流润滑油泵；注意监视汽轮发电机组各轴承金属温度和回油温度变化。 2) 检查主油箱油位，如油位低应启动润滑油输送泵，及时补油至油位正常。 3) 检查主油泵进出口压力，若主油泵、注油器工作失常，应汇报值长，联系检修处理。 4) 检查润滑路是否有泄漏，应设法隔离及堵漏。 5) 对冷油器进行查漏，若是冷油器泄漏，应切换冷油器。

6) 检查汽轮机交流润滑油泵和汽轮机直流润滑油泵出口压力表，若出口逆止门不严，应汇报值长，联系检修人员处理。

7) 润滑油压力降至0.048MPa，汽轮机应自动脱扣，否则手动脱扣汽轮机。 18.2.5.2 主油箱油位下降： a) 原因：

1) 路泄漏。 2) 冷油器泄漏。 3) 密封油系统泄漏。 4） 油净化装置泄漏。 b) 处理：

1) 发现主油箱油位突然下降，应及时对油系统进行全面检查。若道破裂漏油时，应设法隔离或堵漏，并联系检修处理。路破裂严重时，视情况进行紧急停机处理。注意在靠近高温管道处做好防火措施。

2) 对冷油器进行查漏，若冷油器泄漏，应及时切换至备用冷油器运行。 3) 检查密封油系统有无跑油。

4） 若油净化装置泄漏，应立即隔离。 5) 油位计故障，联系检修处理。

6) 若主油箱油温低引起油位下降，将油温提高至正常值。

7) 虽经补油而油位仍降至1391mm无法维持时，应破坏真空紧急事故停机。 18.2.5.3 润滑油温异常升高 a) 现象：

1) 冷油器出口油温高报警。

2) 机组各轴承温度及其回油温度高报警。 b) 原因及处理：

1) 冷油器冷却水量少或冷却水温度高，应增加冷却水量及降低冷却水温度。 2) 冷油器脏污，切换到备用冷油器运行，同时联系检修处理。 3) 润滑油温自动调节失灵，应手动调节至油温正常。

4) 机组振动大、轴封漏汽大等均会导致油温升高，针对不同原因按有关规定处理。

EH油系统异常运行：

19.6.2.1 EH油压下降： a) 现象：

1) “EH油压低”声光报警。

2) DCS-CRT及就地表计指示降至11.8MPa。 b) 原因：

1) EH油系统泄漏。 2) EH油箱油位过低。 3) EH油泵故障。

4) EH油泵过载阀或溢流阀故障。 5) EH油泵出口滤网差压大。

6) 机械超速和手动脱扣母管油压低。 7) 油动机伺服阀泄漏。 8) EH油质恶化。 c) 处理

1) 检查EH油压力表，当EH油泵出口压力低至11.03MPa时，备用泵应自启动，否则手动启动EH油备用泵。

2) 检查EH油系统有无泄漏，如有泄漏，在保证EH油压的前提下，隔离泄漏点（注意在高温管道处做好防火措施）。

3) 若EH油过载阀或溢流阀动作不正确，联系检修处理。

4) 若EH油泵出口滤网差压大，启动备用EH油泵，停止运行泵，联系检修清洗滤网。 5) 运行泵工作失常，应切换至备用泵运行。

6) EH油压降至9.3MPa，汽轮机自动脱扣，否则手动脱扣汽轮机。 7) 检查机械超速和手动脱扣母管安全阀是否动作和有无泄漏点，若安全阀动作或有泄漏点，及时联系检修处理。 19.6.2.2 EH油箱油位下降：

1) EH油箱油位下降，一般由路泄漏或冷油器泄漏引起，全面检查EH油系统及管路，若有泄漏，应设法隔离，当无法隔离时，及时汇报处理。 2) EH油箱油位降至438.15mm，及时向油箱补油。

3) EH油箱油位降至193.mm经多方调整仍无法维持时，脱扣汽轮机。

氢气系统的报警及事故处理 25.7.1 氢气压力高或低

当机内氢压高于0.435MPa或低于0.393MPa时发出“氢气压力高或低”报警信号。 25.7.1.1 氢气压力低

1） 检查供氢压力，如供氢压力低，有“供氢压力低”报警信号发出，应检查供氢系统，尽快恢复供氢压力； 2）• 检查氢压调节器，如调节器失灵，可手动打开#52阀门补氢，待压力恢复到0.40MPa后关闭#52、#50、#53，检查氢压调节器； 3） 检查阀门状态是否正确； 4） 检查系统有无泄漏；

5） 因发电机负荷突然大幅度降低引起氢压降低时不需人工处理； 6） 检查密封油压是否正常；

7） 氢压难以维持时允许降低氢压运行，同时应相应降低负荷。 25.7.1.2 氢气压力高

1） 关闭#50阀停止补氢；

2） 开启阀#6、#21排氢待机内氢压降至0.40MPa关闭阀#6、#21； 3） 检查压力调节器设定值及工作情况进行必要调整，使其恢复正常。 25.7.2 供氢压力低

当供氢压力低于0.MPa时发出此报警信号，应立即检查供氢装置是否正常。 25.7.3 氢气纯度高或低

当机内氢气纯度指示达100％或纯度低至90％时发出“氢气纯度高或低”•报警信号，运行人员应根据纯度指示确定报警性质，检查处理。 25.7.3.1 氢气纯度高

氢气纯度高表示纯度指示系统故障，运行人员应及时检查，其原因可能是： 1） 检查纯度风扇测量状态是否正常； 2） 纯度风扇故障；

3） 纯度变送器系统故障。 25.7.3.2 氢气纯度低

1） 立即开启#6、#21阀进行排污，充入新鲜氢气，使纯度恢复到正常值； 2） 检查空侧、氢侧密封油平衡阀#210、#217工作是否正常； 3） 检查氢侧回油箱油位调节阀#231、#232工作是否正常。 25.7.4 液体检漏器液位高报警

当五个液体检漏器中任一个液位达到报警值时，发出此报警信号，运行人员应检查全部检漏器，确定是哪一个检漏器报警，判断故障原因及程度进行处理。

25.7.4.1 打开放液阀#15、#18、#23、#27、#30，检查泄漏的是油还是水，如果#15、#18积液是汽端漏水或油，如果#23、#27、#30积液是励端漏水或油。 25.7.4.2 检测器中的液体排净后应立即关闭放液阀。

25.7.4.3 如果泄漏量很小，从排净液体至发报警时间间隔很长(需几天)•，则不需采取紧急措施。

25.7.4.4 如果泄漏量较大，排净液体后很快就又报警，则应停机。 25.7.5 氢气温度高

当冷氢温度高于50℃时，发出“氢气温度高”报警信号，运行人员应立即检查温度指示值,确定报警程度进行处理。

25.7.5.1 检查冷却水温及冷却水量调节装置，发现调节不当时，应及时调整，如流量调节装置失灵，应打开调节旁路阀，保持冷却水流量，使冷氢温度降至46℃以下，并通知检修人员检修流量调节装置。

25.7.5.2 若一组冷却器故障停运，机组可带80％额定负荷，此时允许冷氢温度升高到48℃，运行人员应连续监视冷氢温度使之不超过48℃。 25.7.5.3 降低机组负荷使氢温恢复到报警值以下。 25.7.6 氢气着火

25.7.6.1 当发电机由于漏氢或在漏氢地点工作引起氢气着火时应迅速设法阻止漏氢，用CO2灭火，火焰扑灭后应找出漏氢原因并消除。

25.7.6.2 当发电机内发生爆炸时，应立即解列停机、迅速降氢压充入CO2灭火、在灭火过程中要保持10％额定转速。 25.7.7 事故排氢

发电机事故排氢时，则打开排氢阀#7、#21，排氢的同时，打开CO2进口阀及CO2瓶阀，将CO2充入机内，提高充入压力0.1～0.2MPa，以便在尽可能短的时间内充入CO2。

定冷水系统异常运行处理： 26.6.1 定子冷却水压力低：

26.6.1.1 如果定子冷却水滤网差压高，切换滤网并联系检修处理。

26.6.1.2 定子冷却水泵出水不足或跳闸，应立即启动备用泵运行，调整再循环门。水箱水位低，应补水至正常水位，如电磁阀故障应开启电磁阀旁路补水，并通知热工处理。 26.6.2 发电机断水：

26.6.2.1 运行泵进出口差压降至0.14MPa时，运行泵跳闸报警,检查备用泵联启，尽快恢复向发电机定子供水。 26.6.2.2 断水达30秒，发电机断水保护动作，汽机脱扣发电机解列。如果自动保护不动作，应手跳发电机。

26.6.3 发电机浮子式检漏仪液位高：

发电机浮子式检漏仪液位高报警时，应立即到就地排放液体，如含水量较多，应迅速查明原因并处理，排放液体时，防止氢气大量外泄。 26.6.4 定子线圈进水导电率高:

26.6.4.1 当线圈进水的电导率达到5μs/cm(25℃）时，产生该报警的原因可能是流经离子交换器的水量过少。可加大流经离子交换器的水量并观察主水路的电导率是否因此而有所下降。同时采用连续补水和排污的方法，尽快降低水的电导率，使之符合运行要求。

26.6.4.2 如果定子线圈进水导电率高由定子水箱补水导电率高引起，则应尽快先将水箱补水水质恢复至正常再进行水箱换水或切换水箱补水水源。 26.6.4.3 当定子线圈进水的电导率达到9.5μs/cm(25℃）时，此时应采用连续补水和排污的方法，尽快降低水的电导率，使之符合运行要求，并适当降低机组负荷。如果短时不能使定子线圈进水导电率下降或定子线圈进水导电率有上升趋势，应申请停机；高达9.9μs／cm时应立即停机。