前　　　言

随着集控运行全能值班体制的深入开展，以及机组设备、系统的改造，原有机、炉、电运行规程中事故处理的有关章节已不能满足全能值班及设备改造后事故处理的需要。为了更好的提高全能值班员综合事故处理能力，规范事故处理程序，搞好机组的安全、经济运行，在公司领导的指导下，运行部组织有关人员结合现场实际，在原有运行规程的基础上，依据《电业安全作业规程》、《300MW机组运行导则》、《设备说明书》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及电力系统有关法规、标准等，编写了集控部分《事故处理指导手册》及《事故处理操作手册》。

本手册中未涉及的事故，运行人员应根据现场实际情况综合分析判断，及时、正确、果断处理。

本手册自下发之日起执行，原机、炉、电运行规程中事故处理的相关章节同时作废。

编者

20##年7月12日

目　　　　　　录

第一章　事故处理总则. 6

第一节　事故处理原则. 6

第二节　事故处理的一般程序. 6

第二章　事故停运规定. 7

第一节　发电机事故停运规定. 7

第二节　汽轮机事故停运规定. 8

第三节　锅炉事故停运规定. 10

第四节　变压器事故停运规定. 11

第五节　汽动给水泵事故停运规定. 12

第六节　电动给水泵事故停运规定. 14

第七节　电动机事故停运规定. 14

第三章　主机部分事故处理. 15

第一节　机组跳闸. 15

第二节　发电机失磁. 17

第三节　发电机振荡或失去同步. 20

第四节　发电机非同期并列. 22

第五节　发电机非全相运行. 25

第六节　发电机出口PT保险熔断. 30

第七节　电流互感器开路. 33

第八节　机组甩负荷. 34

第九节　汽轮机超速. 36

第十节　汽轮机水冲击. 38

第十一节　汽轮机振动大. 41

第十二节　汽轮机轴向位移增大. 43

第十三节　真空下降. 44

第十四节　主机润滑油压下降. 46

第十五节　汽轮发电机组轴承温度升高. 48

第十六节　汽轮发电机组油系统着火. 50

第十七节　EH油压低. 51

第十八节　汽轮机组叶片断裂. 53

第十九节　发电机氢气着火爆炸. 54

第二十节　水冷壁爆管. 56

第二十一节　过热器爆管. 58

第二十二节　再热器爆管. 60

第二十三节　省煤器爆破. 61

第二十四节　烟道二次燃烧. 63

第二十五节　锅炉结焦. 65

第二十六节　炉前油系统着火. 66

第二十七节　蒸汽参数异常. 67

第四章　厂用部分. 70

第一节　厂用电源全失（包括保安段）. 70

第二节　厂用电源全失. 75

第三节　6KV厂用母线单段失电. 79

第四节　机×段失电. 81

第五节　炉×段失电. 83

第六节　保安×段失电. 85

第七节 公用×段失电. 87

第八节　UPS失电（DCS改造后）. 89

第九节　直流×段蓄电池出口保险熔断. 93

第十节　大电流接地系统MCC单相接地. 97

第五章　变压器. 99

第一节　变压器自动跳闸. 99

第二节　主变压器冷却器全停. 100

第三节　变压器油位异常. 102

第四节　变压器轻瓦斯信号发迅. 104

第五节　变压器着火. 106

第六节　变压器温度异常升高. 107

第六章　辅机部分. 109

第一节　循环水中断. 109

第二节　凝结水中断. 111

第三节　高加解列. 113

第四节　汽泵跳闸. 115

第五节　给水泵汽化. 116

第六节　汽包水位计异常. 117

第七节　汽水管道水冲击. 119

第八节　空气预热器跳闸. 120

第九节　引风机跳闸. 121

第十节　送风机跳闸. 123

第十一节　一次风机跳闸. 124

第十二节　磨煤机跳闸. 126

第十三节　磨煤机满煤. 127

第十四节　一次风管堵. 129

第十五节　给煤机跳闸. 130

第十六节　转机跳闸. 131

第七章　公用部分. 134

第一节　厂用仪用气压力低. 134

第二节　除盐水中断. 135

第三节　原水中断. 137

第四节　蒸气品质恶化. 138

附录1：　UPS失电事故处理释义. 140

附录2：　直流×段蓄电池出口保险熔断事故处理释义. 143

第一章　事故处理总则

第一节　事故处理原则

1. 尽快限制事故发展，消除事故根源并解除对人身及设备安全的威胁；

2. 设法保证厂用电、辅汽及公用系统正常，尽量使机组不减或少减负荷，降低对临机及电网的影响；

3. 各专业协调配合,调整运行方式使其恢复正常；

4. 降低汽、水、油、煤、厂用电消耗，减少事故损失。

第二节　事故处理的一般程序

1. 根据声光报警信号、表计指示、保护和自动装置动作情况及现场设备故障现象，正确判断事故发生的部位及事故性质，确定处理思路与步骤；

2. 解除对人身及设备安全的威胁，隔离故障设备，保证其它设备正常运行；

3. 设法保证厂用电、辅汽及公用系统正常，尽量使机组不减或少减负荷，减少对临机及电网的影响；

4. 保证无故障设备的正常运行，及时投入备用设备；

5. 通过检查、分析、试验，确定事故范围、处理方案及损失情况；

6. 调整运行方式使其恢复正常；

7. 真实准确记录事故发生的时间、现象、保护及自动装置动作情况、事故处理经过、事故性质、涉及范围、损失情况及故障设备的处理方案,汇报相关人员；

8. 组织相关人员进行事故分析，吸取经验教训，48小时内提交事故报告。

第二章　事故停运规定

第一节　发电机事故停运规定

1. 发电机遇到下列情况之一时，应紧急解列停机；

1.1    发电机、主励磁机内有摩擦声、撞击声或振动突然增大超过0.254mm时；

1.2    发电机机壳内氢气发生爆炸或冒烟着火时；

1.3    发电机出线套管、中性点PT柜内有氢气泄漏侵入发生爆炸或冒烟着火时；

1.4    发电机内部故障保护装置或开关拒动时；

1.5    发电机外部发生长时间的短路故障保护未动作，发电机定子三相电流表指针到刻度最大极限位不下降，定子电压剧烈降低无法维持且发电机后备保护拒动时；

1.6    发电机无保护运行时(直流系统查接地和直流保险熔断能立即恢复者除外)；

1.7    发电机出线侧PT或中性点侧PT着火冒烟时；

1.8    无刷励磁系统发生接地而且无消除的办法时；

1.9    发电机发生失磁而失磁保护拒动时；

1.10  发电机定子线圈引出线侧漏水并伴随有发电机定子接地现象，且发电机定子接地保护拒动时；

1.11  发电机断水超过30秒，无法立即供水，并且断水保护不动作时；

1.12  发变组一、二次系统发生直接威胁到人身或设备安全的危急情况；

1.13  主变压器、厂用高压变压器发生需紧急停运条件之一时。

2. 发电机遇到下列情况之一时，应请示生产副总经理同意，发电机解列停机：

2.1    发电机无主保护运行(短时停运作试验除外)；

2.2    无刷励磁系统故障，故障原因不清,无功负荷带不上，功率因数超过0.95以上(即无功负荷为有功负荷的1/3以下时)；

2.3    发电机进风温度超过50℃,出风温度温度异常升高，且高达75℃以上经采取措施仍无效时；

2.4    发电机定子线圈出水温度超过85℃，或发电机定子线圈温度超过90℃经采取措施仍无效时；

2.5    当发电机定子线圈或氢冷却器有渗漏水现象时，机内冷氢气绝对湿度若高于（或露点温度-18℃），即在机外常压下取样化验时氢气中的水汽浓度不高于1g／m³（或露点温度-18℃），经采取措施仍无效时；

2.6    发变组一次系统发生一点接地，当确认并非PT一次保险熔断，而且外部检查无明显可清除的接地点，寻找时间已超过30分钟时。

第二节　汽轮机事故停运规定

1. 在下列条件下，应立即破坏真空紧急停机：

1.1    汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声和撞击声时；

1.2    机组轴振动达到0.254mm时；

1.3    汽轮机发生水冲击时；

1.4    机组转速升至3330rpm，而危急保安器不动作时；

1.5    汽轮发电机组任意一个轴承断油、冒烟、着火或轴承回油温度急剧上升至82℃；

1.6    油系统着火无法立即扑灭，严重威胁机组安全运行时；

1.7    油系统大量漏油，主油箱油位下降到-400mm，无法补救时；

1.8    发电机、励磁机冒烟着火或氢气爆炸时；

1.9    汽轮机轴向位移小于-1.02mm或大于1.01mm，而保护不动作时；

1.10  汽轮机任意一轴承（#1、2、3、4瓦）金属温度达到112℃，发电机、励磁机任意一轴承（#5、6、7瓦）金属温度达到107℃，汽轮推力轴承任意一金属温度达到107℃时；

1.11  润滑油压下降至0.06MPa，虽经启动润滑油泵仍无效时；

1.12  汽轮机胀差小于1.0mm或大于18.98mm；

1.13  轴封处发生多点火花或火环时。

2. 在下列情况下，应请示生产副总经理同意，按不破坏真空故障停机：

2.1    主蒸汽、再热蒸汽温度达到565℃，连续运行时间超过15分钟仍不能恢复或超过565℃时；

2.2    主蒸汽、再热蒸汽左、右侧主汽门前温差达至42℃连续运行超过15分钟，仍不能恢复或超过42℃时；

2.3    主蒸汽、再热蒸汽温度下降至460℃，虽经减负荷至零，仍不能恢复并继续下降至454℃时；

2.4    主蒸汽压力波动，汽机自动主汽门前压力升高超过17.414MPa，并且连续运行超过5分钟或超过21.58MPa时；

2.5    凝汽器真空降低至-0.068MPa，虽经减负荷至零，仍不能恢复并继续下降至-0.066Mpa；

2.6    低压缸排汽温度高达121℃，连续运行超过15分钟或超过121℃时；

2.7    发电机断水超过30秒，无法立即供水，并且断水保护不动作时；

2.8    发电机定子线圈出水温度超过85℃时；

2.9    达到机组保护动作条件，而保护拒动时；

2.10  DEH工作失常，不能控制转速或负荷时；

2.11  EH油泵或EH系统故障，危及机组安全运行时；

2.12  主、再热蒸汽管道，高、中、低压给水管道或承压部件破裂，机组无法运行时。

第三节　锅炉事故停运规定

1. 遇有下列情况之一，应申请停炉：

1.1    锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重恶化，经处理无效；

1.2    锅炉承压部件泄漏,运行中无法消除；

1.3    锅炉严重结焦、堵灰无法维持正常运行；

1.4    受热面金属壁温严重超温，经调整无法恢复正常；

1.5    蒸汽温度超过允许值，经采取措施无效；

1.6    所有汽包低位水位计损坏；

1.7    两台电除尘器故障无法在短时间恢复；

1.8    控制气源失去，短时间无法恢复；

1.9    运行中一台空气预热器故障跳闸，短时间无法恢复；

1.10  安全门起座经采取措施不回座。

2. 遇有下列情况之一，手动MFT紧急停止锅炉运行：

2.1    MFT达动作条件而拒动作；

2.2    给水管道、蒸汽管道破裂，不能维持正常运行或危及人身、设备安全；

2.3    水冷壁管、省煤器管爆管无法维持正常汽包水位；

2.4    所有汽包水位计损坏；

2.5    锅炉压力不正常的升至安全门动作压力，所有安全门拒动作且40％旁路不能投入、动力排放阀不能开启；

2.6    锅炉尾部烟道发生二次燃烧；

2.7    炉膛或烟道发生爆炸，使设备遭到严重损坏；

2.8    锅炉灭火；

2.9    热控仪表电源中断，无法监视、调整主要运行参数；

2.10  两台扫描风机故障停运无法恢复；

2.11  再热汽源中断且管壁温度超限；

2.12  锅炉房发生火灾，影响锅炉安全运行。

第四节　变压器事故停运规定

1. 变压器运行中发生下列情况之一时应紧急停运：

1.1    瓷套管爆炸或破裂，瓷套管端头接线开断或熔断；

1.2    变压器着火冒烟；

1.3    变压器渗漏油严重，油面下降到瓦斯继电器以下；

1.4    防爆膜破裂，且向外喷油；

1.5    释压器动作喷油(主变、厂高变、#03备高变)；

1.6    油色变化过度发黑，油内出现游离碳；

1.7    变压器本体内部有异常音响，且有不均匀的爆破声；

1.8    变压器无保护运行(直流系统瞬时接地和直流保险熔断及接触不良但能立即恢复者除外)；

1.9    变压器保护或变压器高低压侧电源开关故障拒动；

1.10  变压器轻瓦斯动作发出信号，收集排放的气体检查鉴定为可燃性气体或黄色气体；

1.11  变压器电气回路发生威胁人身安全或设备安全的危急情况，而不停运变压器无法隔离电源者；

1.12  变压器在正常负荷及正常冷却条件下，环境温度无异常变化，且油温不正常升高并不断上升，超过最高温度允许值时；

1.13  强油循环风冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20min。如20min后顶层油温尚未达到75℃，则允许上升到75℃，在这种状态下冷却系统故障在1h内无法恢复，应立即停运。

2. 允许先联系后停运变压器的条件：

2.1    瓷套管有裂纺纹，同时有放电声；

2.2    高压侧或低压侧引线严重过热，但未溶化；

2.3    变压器连接引线有断股或断裂现象；

2.4    变压器顶部有落物危机安全运行，不停电无法消除者；

2.5    变压器本体严重漏油；

2.6    变压器在正常过负荷和正常冷却条件下，温度不正常升高，但未超过最高允许值；

2.7    变压器声音异常但无放电者；

2.8    变压器的油色和油位不正常，油质不合格；

2.9    变压器事故过负荷引起局部过热者；

2.10  变压器冷却装置故障短期内无法修复者。

第五节　汽动给水泵事故停运规定

1. 汽动给水泵运行中遇有下列情况之一时，应立即破坏真空紧急停机：

1.1    泵组突然发生强烈振动或泵组内部有清楚的金属摩擦声时；

1.2    小机发生水冲击时；

1.3    油系统着火无法立即扑灭，并危胁到泵组安全运行时；

1.4    任意一轴承断油、冒烟或轴承金属温度达到遮断值或轴承回油温度超过75℃；

1.5    小机油箱油位下降至-200mm，经采取措施无效时；

1.6    润滑油压降低至0.10MPa，启动备用交流油泵和直流润滑油泵后，油压继续下降至0.08MPa时；

1.7    轴向位移超过±1.2mm时；

1.8    前置泵电动机冒烟着火时。

2. 汽动给水泵运行中遇有下列情况之一时，应立即不破坏真空故障停机：

2.1    小机转速达到6050rpm，而危急保安器未动作时；

2.2    泵体大量泄漏或蒸汽管道，高、低压给水管道破裂无法隔离，危胁到人身及设备安全；

2.3    润滑油压降低至0.10MPa，启动交流油泵和直流润滑油泵后，油压仍不能恢复正常时；

2.4    排汽真空降低至－46.03MPa，不能恢复时；

2.5    高、低压自动主汽门门杆同时卡涩，无法活动时；

2.6    给水泵汽化时；

2.7    任意一轴承回油温度超过70℃时；

2.8    前置泵电流达到28.6A，减负荷无效时；

2.9    达跳闸条件，保护拒动时。

第六节　电动给水泵事故停运规定

1. 电动给水泵运行中遇有下列情况之一时，应紧急停运：

1.1    泵组突然发生强烈振动或泵组内部有清楚的金属摩擦声时；

1.2    任意一轴承断油、冒烟或轴承金属温度达到遮断值或轴承回油温度超过75℃时；

1.3    电动机冒烟或着火时；

1.4    油系统着火，无法立即补灭，并危及到泵组安全运行时；

1.5    润滑油压降低至0.10MPa，启动辅助油泵后，油压继续下降至0.08MPa时；

1.6    工作油冷却器入口温度高于130℃或偶合器内冒烟着火时；

1.7    偶合器油箱油位降低至零，经补油无效时；

1.8    达跳闸条件，保护拒动时；

1.9    泵体大量泄漏或高、低压给水管道破裂无法隔离，威胁到人身及设备安全时。

2. 遇有下列情况之一，申请停止电动给水泵：

2.1    给水泵汽化时；

2.2    任何一个轴承回油温度超过70℃时；

2.3    润滑油压降低至0.10MPa，启动辅助油泵后，油压仍不能恢复正常时；

2.4    电动机电流达到607A，减负荷无效时。

第七节　电动机事故停运规定

1. 电动机在运行中发生下列情况之一时，应立即停运：

1.1    发生剧烈振动或窜轴，有损坏设备危险时；

1.2    电动机轴承温度不正常升高或超过规定值时；

1.3    电动机转子和定子严重摩擦或冒烟着火时；

1.4    辅机的转子与外壳发生严重摩擦或撞击时；

1.5    辅机发生火灾或被水淹时；

1.6    危及人身安全时。

第三章　主机部分事故处理

第一节　机组跳闸

1. 现象：

1.1    警铃响，“××保护动作”、“汽机跳闸”、“炉MFT”光字发；机组负荷到零；

1.2    发电机主开关、灭磁开关跳闸；快切动作，厂用切换至备用电源接带；发变组各参数指示全部回零；

1.3    汽轮机跳闸，主汽门、调速汽门关闭，转速明显下降；

1.4    炉MFT动作并显示首次跳闸原因；CRT火焰检测器无火焰，火焰TV无火焰；运行中的一次风机、磨煤机、给煤机跳闸；炉膛负压突然负向增大并报警；汽包水位先低后高；汽温、汽压快速下降。

2. 原因：

2.1    机组内部故障或外部短路故障，继电保护动作跳闸；

2.2    因机组失磁或断水等辅助保护动作跳闸；

2.3    机、炉系统发生故障，手动紧急停机或机、炉保护动作跳闸；

2.4    直流系统发生两点接地，造成控制回路或继电保护误动作；

2.5    人员误碰、误操作或继电保护误动作。

3. 处理要点：

3.1    确认进入炉内的所有燃料确已切断，MFT动作所有设备联动正确；

3.2    检查汽机高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门关闭严密，机组转速下降，防止机组超速；及时启动主机交流润滑油泵，检查油压正常，防止断油烧瓦；

3.3    确认发电机主开关三相确已断开，厂用电源切换正常。

4. 处理：

4.1    确认锅炉灭火，MFT动作；汽机跳闸，主汽门、调门关闭，转速明显下降，主机交流润滑油泵已联启，油压正常；发电机主开关三相跳闸，灭磁开关跳闸，6KV厂用快切动作正常，备用电源自投成功，否则立即手动执行；

4.2    检查以下设备联动，否则手动立即执行：

4.2.1   运行中的一次风机、磨煤机、给煤机均已跳闸；

4.2.2   所有油枪角阀及来、回油跳闸阀关闭；

4.2.3   过热器、再热器减温水总阀关闭；

4.2.4   汽机高、低压加热器、各段抽汽解列；

4.2.5   汽机高、低压门组疏水联开；

4.2.6   除氧器汽源自动切换至辅汽；

4.3    切换轴封、辅汽汽源，开启汽机手动疏水；

4.4    控制炉膛负压正常，保持30－40％风量吹扫炉膛10分钟（如因烟道二次燃烧停炉，禁止通风）；

4.5    启电泵，停A、B汽泵，保持汽包最高可见水位；

4.6    主机转速至零,投盘车；

4.7    检查引起机组跳闸的原因并处理：

4.7.1   如因机炉保护动作机组跳闸，查明故障原因，待故障消除后，启动机组运行；

4.7.2   如属发变组内部故障保护动作引起发变组主开关跳闸时，对发变组系统及其相关的设备进行详细的外部检查，查明有无着火冒烟、焦臭味、放电或烧伤痕迹等外部象征；如果没有发现明显的故障象征且保护未误动，应汇报生产副总同意后进行发电机零起升压测试检查，若无异常现象时可将发变组并网恢复正常运行；若发现明显的故障迹象，立即停机联系检修处理；

4.7.3   若属电力网造成的系统故障，引起开关失灵保护或330KV母线保护动作导致发变组主开关跳闸时，应首先恢复机炉运行，待故障点隔离后将发变组重新并网恢复机组正常运行；

4.7.4   若属励磁系统故障引起发变组主开关自动跳闸时，应对励磁系统进行详细的检查，视具体情况再作相应的处理；

4.7.5   如跳闸之前强励及故障录波器均未动作，参数分析无电流冲击现象，且电网运行正常，检查是否保护误动，如保护误动，应申请退出该保护恢复机组运行，并联系检修处理；

4.7.6   如由于人员误动主开关跳闸，则应立即恢复机组运行；

4.7.7   如因辅机故障引起机组跳闸，启动备用转机或故障消除后，启动机组运行；

4.7.8   如短时间故障无法消除，做好停机后其它工作。

第二节　发电机失磁

1. 原因：

1.1    励磁机或励磁回路故障；

1.2    转子绕组或励磁回路开路、短路；

1.3    AVR装置故障。

2. 现象：

2.1    警铃响，“失磁动作”保护光字发；

2.2    无功表指示反向（负值），发电机机端电压、厂用母线电压降低；临机无功增大；

2.3    有功表指示降低且摆动；

2.4    定子电流表指示升高并摆动；

2.5    功率因数表指示进相；

2.6    机组转速升高；

2.7    励磁回路短路，励磁电流下降或为零；若励磁回路开路，主励磁机励磁电压表指示值升高；

2.8    失磁保护动作，发电机主开关、灭磁开关跳闸，厂用快切装置启动；汽机OPC保护动作，机组甩负荷；

2.9    有可能引起系统振荡。

3. 处理要点：

3.1    判断失磁原因:

3.2    如AVR装置调节器故障引起，查AVR已切至另一通道或“手动”调节方式，否则手动执行；

3.3    如AVR测量回路故障，引起误调节，立即切至手动方式调节；

3.4    如励磁回路开路，投工频励磁；

3.5    如励磁回路短路，故障点未自动切除，立即停机，如故障点因保险熔断或灭磁开关跳闸而切除，立即投工频励磁；

3.6    机组快速减有功，临机尽快提高无功出力；

3.7    失磁过程中，不允许并列倒厂用；避免带负荷合、分灭磁开关；

3.8    故障无法消除，或失磁保护拒动，应紧急停机，汽机打闸后解列发电机，以防止机组超速；检查炉MFT动作。

4. 处理：

4.1    判断失磁原因并做相应处理：

4.1.1   如AVR装置调节器故障引起，查AVR已切至另一通道或“手动”调节方式，否则手动执行；

4.1.2   如AVR测量回路故障，引起误调节，立即切至手动方式调节；

4.1.3   如励磁回路开路，投工频励磁；

4.1.4   如励磁回路短路，故障点未自动切除，立即停机，如故障点因保险熔断或灭磁开关跳闸而切除，立即投工频励磁；

4.2    机组快速减有功，控制机组转速在3090rpm以下；临机尽快提高无功出力，并汇报调度提高系统电压；

4.3    若失磁引起系统振荡，经处理无效时，应立即将失磁发电机解列；

4.4    如发电机励磁恢复，调整发电机机端电压正常；根据故障现象，检查发电机励磁回路；低励限制功能是否正常；励磁系统各开关、刀闸是否运行正常；AVR装置、旋转整流盘保险是否熔断，并根据熔断回路数接带有、无功负荷；

4.5    发电机失磁过程中，不允许并列倒厂用；避免带负荷合、分灭磁开关；

4.6    故障无法消除，或失磁保护拒动，应紧急停机，汽机打闸，发电机解列，以防止机组超速；检查炉MFT动作；

4.7    如发电机失磁保护动作，应检查6KV厂用快切装置动作正常；汽机OPC保护动作，机组转速控制在3090rpm以下，锅炉调整燃烧，控制主、再热蒸汽参数，维持机组定速运行；如机组超速保护动作，按机组跳闸处理。

第三节　发电机振荡或失去同步

1. 现象：

1.1    有功、无功大幅度摆动；

1.2    定子电流剧烈摆动，并超过正常值；

1.3    发电机频率、定子电压摆动，电压显示偏低；

1.4    主励励磁电流、电压在正常值附近摆动；

1.5    强励可能动作；

1.6    发电机失磁引起，发电机转速上升，发电机进入异步运行工况；

1.7    系统振荡引起，发电机各表计摆动与系统方向相同，摆动幅值低于系统摆动幅值；振荡由发电机引起，发电机各表计摆动与系统方向相反，摆动幅值高于系统摆动幅值；

1.8    调速系统故障引起，调门、转速、负荷摆动较大；

1.9    一次调频频繁动作；

1.10  主汽压力、流量在较大范围内波动；

1.11  发电机发出轰鸣声，其节奏与表计摆动合拍；

1.12  可能引起发电机失步、低频、过激磁、过流、失磁等保护动作。

2. 原因：发电机振荡的根本原因在于发电机功角超过90度，而引起功角变化的原因在于有功负荷增加或无功负荷的减小。具体原因如下：

2.1    系统线路跳闸、大容量机组跳闸造成系统大量有功缺额；

2.2    发电机一次回路发生短路故障；

2.3    汽轮机调速系统故障，造成有功突增；

2.4    系统无功过剩，导致发电机自动减励磁，造成发电机欠励、失磁；

2.5    发电机励磁系统故障，误调节，限制器未能可靠动作；

2.6    系统振荡诱发发电机振荡；

2.7    非同期并列。

3. 处理要点：

3.1    立即增加无功；

3.2    振荡过程中间，不许采用并列方法切换厂用；

3.3    根据表计指示和摆动方向，判断振荡原因是由系统还是本机引起，并采取不同的处理方法；

3.4    发电机振荡并造成失步时，立即降低有功负荷，无效时解列发电机，防止超速和发电机过电压。

4. 处理：

4.1    首先应增加各机组无功，判断是系统振荡引起的还是本机组振荡引起的；如振荡逐渐趋向稳定，调整有、无功负荷，使功角恢复至稳定范围，如振幅越来越大，根据系统频率，增加相邻机组负荷，降低振荡机组负荷，增加负荷的幅度应不得使相邻机组过负荷；

4.2    对于励磁“手动”方式运行的发电机，应尽可能增加发电机无功，在频率允许及炉燃烧工况稳定时可停磨来降低发电机有功负荷，以创造恢复同期的有利条件；

4.3    系统振荡时，退出机组协调控制系统及DEH一次调频；根据频率增减有功负荷，并密切注意机组重要辅机的运行情况，并设法调整有关运行参数在允许范围内；

4.4    若在振荡过程中已引起强励动作，10秒时间以内不准人为的调节励磁电流、电压；若强励动作１0秒钟后不能自动排强时，应及时切手动，并注意调节发电机有、无功功率，使发电机定子三相电流不超过允许值；

4.5    振荡引发失步，失步保护拒动时，应立即解列发电机，并注意6KV厂用电应自投成功，若自投不成功，按厂用电事故处理原则进行处理；

4.6    若是由于系统振荡引起，应视现场具体情况根据调度命令按全网统一的处理步骤进行处理；

4.7    系统振荡时失步、失磁等发变组保护动作跳闸，按机组跳闸处理；

4.8    若由于发电机失磁或欠励造成系统振荡，如强励保护动作，在自动排强前不得人为干预，如10秒钟未自动排强，立即切手动，如自动励磁调节器故障导致失磁，立即投入工频励磁，如失磁保护拒动时，应立即解列发电机，并注意6KV厂用电应自投成功，若自投不成功，按厂用电事故处理原则进行处理；

4.9    如调速系统失灵，立即将DEH切手动进行负荷调节，仍无法维持有功负荷稳定，立即打闸停机；

4.10  发变组外部发生短路故障，发电机电流至最大值，定子电压剧烈降低，后备保护拒动时，应立即解列发电机；

4.11  发电机发生非同期并列，按非同期并列事故进行处理；

4.12  紧急解列时，应注意有、无功负荷到零，防止机组超速或过电压；

4.13  发电机解列后，应查明原因，消除故障后方可将发电机重新并网。

第四节　发电机非同期并列

1. 现象：

1.1    同步表指针指示在同步点位置，电压差表、频率差表指示在“0”位，并均有轻微摆动；

1.2    发电机各表计指针剧烈摆动，尤其定子三相电流摆动最为剧烈；

1.3    系统功率供需关系失衡，导致系统电压、频率波动，甚至导致振荡、失步；

1.4    发电机失步、过流等保护可能动作，相应保护动作光字牌亮，警铃响；主开关有可能跳闸；

1.5    发电机发出沉闷、刺耳的吼声；

1.6    汽轮发电机组振动增加；

1.7    故障录波器动作，相应光字牌亮。

2. 原因：

2.1    同期装置故障，非同期闭锁继电器TJJ误整定或损坏、失灵，电压相位补偿错误；

2.2    发电机或系统电压互感器断线、故障或误差过大；

2.3    主开关故障或开关固有合闸时间过长；

2.4    系统或发电机在并列瞬间突然故障（如系统短路、线路跳闸、瓦解；励磁开关跳闸、汽机跳闸等）导致非同期并列；

2.5    汽机调速系统、发电机励磁系统故障，发生转速、励磁误调节；

2.6    手动准同期并列时，提前合闸角度掌握不好，远离同步点合闸；

2.7    自动准同期并列时，在同步点后启动同期装置。

3. 处理要点：

3.1    防止由于发电机非同期并列，造成系统振荡、瓦解，减少对系统的影响；

3.2    处理过程中，应根据当时的事故情况决定处理的方向，如影响较小，机组已拉入同步，经检查无异常，可监视运行，并消除非同期并列原因；

3.3    如引发发电机振荡、系统振荡、发电机冲击较严重、伴随有其它故障，应立即解列发电机；

3.4    发电机承受巨大的扭转电动力冲击，可能致使定子绕组端部、转子因机械力损坏，绝缘破坏，解列后应对发电机绝缘进行检查；

3.5    发电机主开关灭弧能力受到考验，灭弧困难，导电部件过热，应对其进行检查、测试。

4. 处理：

4.1    如发电机主开关未跳闸，发电机已拉入同步，且并列时冲击较小，对发电机未产生明显破坏，应立即对发电机全面检查，分析原因，并予以消除，无异常时可监视运行；

4.2    如发电机已振荡、失步或对发电机冲击较严重，应立即断开发电机主开关及励磁开关，对发电机进行全面检查测试；

4.3    如引起系统振荡，应作相应处理，例如增加其余机组无功，根据频率情况调整有功；

4.4    对主机轴系、主开关、发电机、主变各部进行检查，是否有损坏现象；

4.5    机组或相关设备损坏较严重，必要时联系化验定子冷却水中的含氢量及氢气湿度，发现异常，应做好安全措施，通知检修检查定子绕组端部有无变形及损坏；

4.6    非同期并列原因查清并已经消除后，可零起升压检查发电机所属系统是否存在故障、损坏情况，无误后可根据情况决定并列的方法并并网运行。

第五节　发电机非全相运行

1. 现象：

1.1    警铃响，“断路器非全相运行”、“母线侧断路器三相不一致保护动作”或“中间断路器三相不一致保护动作”等光字发，CRT开关状态显示异常；

1.2    发电机未跳闸前：

1.3    3/2接线成串运行时，单台开关非全相运行，发电机各表计指示正常，发电机负序电流为零，非全相开关有不平衡电流穿越；

1.4    发电机单开关运行，发生非全相：

1.5    主变中性点刀闸未合，一相未断开，发电机定子三相电流、负序电流均为零；

1.6    主变中性点刀闸在合闸状态下，一相未断开，两相电流表有指示，另一相电流近零, 按照A、B、C的顺序，未断开相中后面一相近零，其余两相基本一致；

1.7    两相未断开时，三相电流均有指示，对于YN11接线的主变压器，按照A、B、C的顺序，未断开相中后面一相较大，其余两相基本一致，如主变中刀闸在合位，电流略大；

1.8    任意情况下，当发电机与系统没有有、无功功率交换，发电机定子三相电流、负序电流均为零；功率交换越大，负序电流越大，对发电机损坏越严重；

1.9    负序电流表较大时，不对称过负荷可能报警；转子折算温度上升很多，机组将产生频率为100HZ的倍频振动和噪音；

1.10  失灵保护动作时：

1.11  发电机经系统开关越级解列，相应保护动作光字发，汽机OPC保护动作，发电机各表计指示为零；

1.12  发电机母线侧开关发生非全相，失灵保护动作，母线侧相邻的所有开关跳闸，330KVⅠ、Ⅱ母解列；发电机中间主开关发生非全相，失灵启动远方跳闸，跳开线路对侧开关；

1.13  非全相运行产生的负序和零序电流可能引起某些继电保护误动作。

2. 原因：

2.1    主开关机构卡涩或传动装置断裂；

2.2    主开关一相或两相操作气压降低或消失，闭锁失灵；

2.3    主开关一相或两相主、辅跳闸线圈均烧损；

2.4    主开关一相或两相合闸线圈烧损；

2.5    重合闸动作后重合失败；

2.6    一次回路引线断裂；

2.7    隔离开关有一相或两相未合好，或者是机械脱扣。

3. 处理要点：

3.1    失灵动作，立即隔离故障点，恢复系统正常运行方式；

3.2    失灵保护未动作，保持机、炉运行，发电机励磁正常，控制发电机定子三相电流近零，限制负序电流不超过额定电流的8%；可采用手打故障开关或扩大隔离，不允许采取等电位方式拉刀闸；

3.3    合、断主开关过程中，发生非全相，应立即断、合该开关，合闸时必须采用同期方式；在断、合失败的情况下，可将另一开关同期合闸；

3.4    密切监视有、无功负荷为零，一旦出现失磁、逆功率，立即手动扩大隔离；

3.5    密切监视发电机各部温度，折算转子温度不超限；

3.6    事故情况下出现非全相，立即手动扩大隔离；

3.7    中间主开关非全相，线路对侧开关断开后，立即断开发电机灭磁开关，防止过电压；

3.8    如发电机未发生失磁、逆功率，监视厂用；一旦出现失磁或逆功率，厂用系统有缺相运行征兆，立即断开厂用工作开关，查备用电源自投成功，维持机、炉运行；

3.9    发电机与系统隔离后，分析故障原因，估算、测试机组的损坏情况；影响较轻微时，恢复原运行方式；损坏较重时，停运检查、测试，必要时抽转子检查；

3.10  机组振动等各参数超限时，应立即打闸，发电机手动扩大隔离。

4. 处理：

4.1    如发变组故障，保护动作，开关跳闸时发生非全相，“非全相保护”、“三相不一致保护”、“不对称过负荷”保护已动作跳闸时，应确认6KV厂用快切装置动作正常，否则立即手动切换，保证厂用电正常，机、炉按事故停机处理；如上述保护拒动或动作后未能解除发电机非全相运行状态，则发变组失灵保护动作，将非全相发电机从系统中隔离出来，采用失电法手动切换厂用，监视发电机端电压及机组转速，防止超限；机炉按事故停机处理；如发变组失灵保护拒动，手动按失灵保护动作结果进行扩大隔离；

4.2    如保护未动作于机组跳闸，保持机、炉稳定运行，发电机励磁正常，应尽可能降低发电机有功负荷，调整励磁电流，限制负序电流不超过额定电流的8%；可采用手打故障开关或扩大隔离，不允许采取等电位方式拉刀闸；非全相开关隔离后，立即恢复系统正常运行方式，隔离故障开关，通知检修处理；分析查找原因，如故障对发电机影响较轻微时，请示有关领导同意后重新开机，零起升压检查无误后并网带负荷，监视发电机各部温度、温升、振动、各表计指示情况是否正常；

4.3    如影响较严重时，应立即停机检查、测试，必要时抽转子检查；

4.4    发电机并列时，断路器发生非全相合闸，应立即停止操作，将合上的主开关手动拉开，若拉不开，应进行下列处理：

4.4.1   维持汽轮机转速保持发电机与电网同步;

4.4.2   降低有功及无功功率，使发电机定子三相电流为零；

4.4.3   采取下列措施，将故障开关切断或使其与电网断开：

4.4.3.1   如发电机出口母线侧开关非全相且断不开，应立即断开与母线相连的所有开关。

4.4.3.2   如发电机出口中间开关非全相且断不开，应立即断开本串另一侧开关，同时联系调度由线路对侧断开线路对侧开关。

4.5    发电机正常解列时，发生开关非全相运行，应立即停止操作，并进行下列处理：

4.5.1   维持汽轮机转速，保持发电机与电网同步；

4.5.2   增加励磁电流，使发电机定子三相电流为零；

4.5.3   将发电机主开关再拉一次；

4.5.4  如仍拉不开，应采用同期方法用另一开关使发电机并网，否则应采取下列措施：

4.5.4.1  如发电机出口母线侧开关非全相，应立即断开与母线相连的所有开关；

4.5.4.2  如发电机出口中间开关非全相，应立即断开本串另一侧开关，同时联系调度由线路对侧断开线路对侧开关；

4.6    如发电机非全相运行时，磁场开关已跳闸，则按下列原则进行处理：

4.6.1  如此时汽机主汽门未关闭，发电机进入异步发电机不对称运行状态，应立即合上磁场开关增加励磁，使发电机拉入同步；调整励磁电流至空载值，使定子三相电流接近于零；若磁场开关合不上或发电机不能拉入同步，应采取下列措施：

4.6.2  如发电机出口母线侧开关非全相，应立即断开与母线相连的所有开关；

4.6.3  如发电机出口中间开关非全相，应立即断开本串另一侧开关，同时联系调度由线路对侧断开线路对侧开关；

4.7    如此时汽机主汽门已关闭，发电机进入异步电动机不对称运行状态，应采取下列措施：

4.7.1  如发电机出口母线侧开关非全相，应立即断开与母线相连的所有开关；

4.7.2  如发电机出口中间开关非全相，应立即断开本串对侧开关，同时联系调度由线路对侧断开线路对侧开关；

4.7.3  非全相事故发生后，应尽量减少对系统的冲击及影响，失灵动作后，要尽快隔离非全相开关，恢复系统原来运行方式，减少故障的波及范围；

4.8    如开关自身由于灭弧介质泄漏、执行机构故障等原因造成拒动或有可能慢分时，切记不可就地强行打跳，以防开关爆炸；

4.9    非全相处理过程中，为防止厂变、备高变过载应避免并列倒厂用，如厂用由工作电源接带，辅机已出现明显的缺相运行征兆，应采取先拉后合的办法进行倒换（BZT、快切），但此种处理办法可能造成机炉运行故障，使发电机逆功率运行；

4.10  非全相运行时，出现逆功率、失磁时应立即手动扩大隔离；

4.11  机组振动及其它参数超限时，应立即打闸，发电机手动扩大隔离；

4.12  联系检修处理，汇报、记录负序电流值大小及作用的时间，折算转子最高温度；如损坏较重时，必须对转子进行检查、测试；

4.13  对于3/2接线机组，如开关成串，任意开关非全相运行，均不会有负序电流产生，处理可以根据情况进行，也可以用另一个开关重新并网，打跳非全相开关，但应防止非同期。

第六节　发电机出口PT保险熔断

1. 现象：

1.1    警铃响,“TV断线”、“PT熔丝熔断”、“保护元件故障”光字牌发；

1.2    励磁调节器及“定子接地”、“阻抗”、“失磁”、“逆功率”、“失步”、“低频”、“匝间短路”等保护断线闭锁信号发出，励磁调节器有可能切“手动”；

1.3    如保护用PT保险熔断，发电机各表计应指示真实准确；

1.4    如测量用PT保险熔断，发电机有、无功功率表指示降低，有、无功电度表转慢或停转；发电机定子电压表指示下降或到零，三相定子电流表指示正常；

1.5    励磁系统的各表计指示正常；

1.6    发电机断线PT二次侧实测电压小于57V；

1.7    强励信号可能发。

2. 原因：

2.1    PT内部及引、出线开路或短路；

2.2    PT保险接触不良或制造质量不良、PT过载导致保险熔断。

3. 处理要点：

3.1    保护用PT断线，检查PT断线信号发，根据断线“PT”，申请退出“定子接地”、“阻抗”、“失磁”、“逆功率”、“失步”、“低频”、“匝间”等保护；

3.2    励磁用PT断线，查AVR电压、无功测量自动切换至另一PT且指示正常，否则AVR切手动或切换至工频备用励磁；

3.3    测量用PT断线：

3.3.1  尽量稳定机组运行工况，尽量避免不必要的功率调节；汇报调度，估算电量；

3.3.2  切除DEH“功率反馈”回路，并根据蒸汽流量，监视段压力等参数分析，防止机组过负荷；

3.3.3  根据发电机励磁系统的表计及三相定子电流表监视发电机运行工况，维持发电机正常运行；

3.4    处理期间应加强对发电机主励励磁电流、电压的监视，防止超限；

3.5    发电机PT一次侧保险熔断引起，申请安排停机处理；零转速的情况下进行更换熔断PT一次保险；若是因二次保险熔断引起，查明确无短路故障，迅速更换保险，注意人身安全；若更换后继续熔断，应由检修人员抓紧时间处理；

3.6    投入保护前测量压板两端电压；

3.7    机组并网过程中，测量用PT断线，断开励磁开关，待处理正常后，再进行并网操作。

4. 处理：

4.1    根据保护、光字动作情况，表计指示情况，分析确定哪一组PT断线；

4.2    如保护用PT断线，检查PT断线信号发，根据断线“PT”，申请退出“定子接地”、“阻抗”、“失磁”、“逆功率”、“失步”、“低频”、“匝间”等保护；

4.3    如励磁用PT断线，查AVR电压、无功测量自动切换至另一PT且指示正常，否则AVR切手动或切换至工频备用励磁；

4.4    测量用PT断线：

4.4.1  尽量稳定机组运行工况，尽量避免不必要的功率调节；汇报调度，估算电量；

4.4.2  退出机组协调控制，切除DEH“功率反馈”回路，监视蒸汽流量，监视段压力等参数，防止机组过负荷；

4.4.3  根据发电机励磁系统的表计及三相定子电流表监视发电机运行工况，维持发电机正常运行；

4.4.4  处理期间应加强对主励励磁电流、电压的监视，防止机端电压超限；

4.5    测量发电机PT二次电压，确定一次或二次侧开路，检查PT一、二次侧绕组、负载无明显过热、冒烟、短路等现象，确认二次绕组无高压侵入：

4.5.1   如PT一次侧保险熔断，申请停机处理；零转速的情况下更换熔断PT一次保险，更换前应测量PT一、二次侧绕组及负载绝缘良好；

4.5.2   如二次保险熔断，应测量PT二次侧绕组及负载绝缘良好，查明确无短路故障，迅速更换保险，注意人身安全；若更换后继续熔断，通知检修人员尽快处理；

4.5.3   如PT断线非保险熔断所致，确保安全情况下，通知检修带电处理，无法处理时，申请停机处理；

4.6    PT恢复正常后，恢复机组正常运行方式；汇报调度，估算故障期间发电量；

4.7    机组并网过程中，测量用PT断线，断开励磁开关，待处理正常后，再进行并网操作；

4.8    测量用PT断线期间，厂用电源由备用电源倒为工作电源的操作，因TJJ闭锁将无法实现。

第七节　电流互感器开路

1. 现象：

1.1    开路CT其开路点处有火花并伴随有放电声；

1.2    测量用CT开路，电流指示到零；功率表用CT开路，指示降低或到零，电度表用CT开路，电度表停转或转慢；

1.3    励磁用CT开路，发电机自动增磁，励磁电流增加，电压升高；

1.4    差动保护用CT开路，差动保护在外部故障时，可能误动，过流型保护用CT开路，开路相保护拒动，功率型、阻抗型保护可能误动；

1.5    具有CT断线闭锁的保护或自动装置发出相应报警信号。

2. 原因：

2.1    长期运行、振动、磨损、老化导致开路；

2.2    CT二次回路检修，安全措施不完善，导致开路。

3. 处理要点：

3.1    做好安全措施，防止开路CT二次侧及所带设备产生的高压伤人；

3.2    具有双重保护的保护用CT开路，退出其保护，根据情况处理，有误动可能时，应立即退出该保护；

3.3    测量用CT开路，做好运行监视及电量估算工作；

3.4    励磁、同期、协调装置等用CT开路，应立即退出自动装置，手动操作。

4. 处理：

4.1    当确认某一CT开路时，应立即将其一、二次回路中所有设备周围装设隔离带，专人把守，严禁任何人接近，隔离距离不小于4米；

4.2    保护用CT开路，请示公司生产副总同意，退出相关保护；

4.3    励磁用CT开路，应立即切手动运行；

4.4    自动装置、协调用CT开路，立即退出；

4.5    测量用CT开路，应根据时间、开路前功率估算电量；

4.6    辅助设备用CT开路，应倒换运行方式，停运处理；

4.7    主设备CT开路，无处理办法时，应尽快停机处理；

4.8    危及设备、人身安全时，立即停运处理；

4.9    处理过程中，应遵循安规中高压设备巡视、检查、工作的相关规定；

4.10  保护压板的投退，控制回路的操作，均要注意高压部分的位置与工作人员的安全距离。

第八节　机组甩负荷

1. 现象：

1.1    机组负荷突然下降或到零，主蒸汽流量急剧下降或到零，主、再热蒸汽压力急剧升高；

1.2    如发电机解列灭磁保护动作跳闸，汽机转速飞升，OPC保护动作，机组转速控制在3090rpm左右；如汽机转速达3300rpm时超速保护动作，汽机跳闸，如负荷大于40％，炉MFT动作；

1.3    汽包水位先低后高；

1.4    锅炉安全门有可能动作。

2. 原因：

2.1    DEH故障，部分主汽门或调门自关；

2.2    发电机解列灭磁保护动作。

3. 处理要点：

3.1    防止汽机超速，机组甩负荷后立即检查汽机OPC保护动作，机组转速不应超过3300rpm，若汽机转速达3300rpm以上，超速保护应动作，否则立即破坏真空紧急停机；

3.2    根据压力上升情况迅速降低锅炉给煤率、停止部分或全部制粉系统，防止机组超压，如压力高至动作值时开启PCV阀，投入40％旁路；

3.3    防止汽包水位事故，汽泵调整困难时启动电泵运行；

3.4    防止厂用失电。

4. 处理：

4.1    如发电机解列灭磁保护动作，机组甩负荷后立即检查汽机OPC保护动作，机组转速维持在3000rpm左右，不应超过3300rpm，若汽机转速达3300rpm以上，超速保护应动作，否则立即破坏真空紧急停机；检查厂用快切装置切换正常；

4.2    根据压力上升情况迅速降低锅炉给煤率或停止部分制粉系统，给煤率低时投油稳燃；如发电机解列灭磁保护动作，汽机未跳闸，立即停运所有运行磨煤机，同时投油防止锅炉灭火；压力高至动作值时开启PCV阀，投入40％旁路，当主汽压力达19.7MPa及以上持续3秒钟仍不能恢复，手动紧急停止锅炉运行；

4.3    注意调节汽包水位，汽泵调整困难时启动电泵运行，并注意其它参数的调节；

4.4    根据甩负荷情况倒辅汽、轴封汽源,注意真空、排汽缸温度的变化，必要时投入后缸喷雾；检查主机高、低压门组各疏水阀开启，并开启手动疏水门；检查高、低压加热器及四段抽汽解列，除氧器汽源切换至辅汽接带；

4.5    检查主、再热汽温及压力、汽机转速、振动、胀差、轴位移、轴承温度、上下缸温差等参数正常；

4.6    由于部分主汽门或调门自关引起机组甩负荷，根据甩负荷情况立即减少给煤率或停止部分制粉系统，控制主汽压力，注意监视主机轴位移、胀差、振动、真空等参数的变化，必要时切换辅汽、轴封汽源，通知检修处理；

4.7    查明甩负荷原因并处理正常后，恢复机组运行；

4.8    若保护动作机组跳闸或电气设备故障短时无法恢复，按故障停机处理。

第九节　汽轮机超速

1. 现象：

1.1    发电机解列，机组负荷突然到零；

1.2    汽机转速上升至危急保安器动作值并继续上升；

1.3    汽机跳闸；

1.4    主油泵出口压力、润滑油压力上升；

1.5    轴承温度升高，机组振动加大，并发出不正常声音；

1.6    发电机副励电压升高。

2. 原因：

2.1    机组甩负荷，超速保护拒动；

2.2    机组跳闸后，高、中压主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门卡涩或关闭不严密；

2.3    冲转或超速试验过程中，DEH故障，转速失控；

2.4    再热蒸汽压力未到零，机组挂闸，引起超速；

2.5    汽机定速，误送发电机主开关合闸信号。

3. 处理要点：

3.1    如汽机超速保护拒动，立即打闸，破坏真空停机；

3.2    开启PCV阀、5％启动疏水尽快泄压；

3.3    设法切断未切断的汽源。

4. 处理：

4.1    立即远方或就地打闸，检查高、中压主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭严密，否则设法关闭；开启真空破坏门，停运真空泵；

4.2    炉MFT应动作，否则手动执行；开启PCV阀、5％启动疏水尽快泄压；汽包水位低时启动电泵运行；

4.3    启动交流润滑油泵，检查油压正常；

4.4    检查并开启高压导汽管疏水阀；

4.5    机组转速下降，检查机组振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力瓦温度等无异常；其余操作按故障停机处理；

4.6    检查机组超速原因：

4.6.1  如由于高、中压主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门卡涩引起，联系检修处理正常后方可启动；

4.6.2  如由于电超速、机械超速拒动引起，应检查拒动原因，缺陷消除，试验合格后方可并列带负荷；

4.6.3  如DEH故障引起，联系检修处理；

4.7    原因查明并消除后，确认设备无损坏，进行机组启动操作。

第十节　汽轮机水冲击

1. 现象：

1.1    主蒸汽或再热蒸汽温度直线下降；

1.2    主汽门、调速汽门的门杆法兰，高、中压缸的汽缸结合面，轴封处冒白汽或溅出水滴；

1.3    蒸汽管道有强烈的水冲击声或振动；

1.4    负荷下降，机组声音异常，振动加大；

1.5    轴向位移增大，推力轴承金属温度升高，胀差减少；

1.6    汽机上、下缸金属温差增大或报警；

1.7    盘车状态下盘车电流增大，偏心增大。

2. 原因：

2.1    汽包满水或汽水共腾，蒸汽带水；

2.2    主、再热蒸汽减温水调整不当；

2.3    高旁减温水误开；

2.4    轴封减温水调整不当；

2.5    加热器、除氧器满水；

2.6    开机前，管道疏水不充分；

2.7    启停机过程中，汽温控制不当。

3. 处理要点：

3.1    确认水冲击发生立即破坏真空紧急停机；

3.2    开启管道及本体疏水；

3.3    消除水冲击产生的根源；

3.4    注意监视轴移、胀差、振动、上、下缸温差、主、再热蒸汽温度、温差、各轴承金属温度；

3.5    记录惰走时间，听音检查，监视偏心；

3.6    如引起小机水冲击，及时将小机打闸。

4. 处理：

4.1    确认水冲击事故发生时，立即破坏真空紧急停机；如小机伴随有水冲击现象，立即将小机打闸，开启疏水阀，检查电动给水泵应自启动，否则立即单操启动；

4.2    检查高、低压门组各疏水阀已联锁开启,否则手动执行，并开启手动疏水门；

4.3    判断水冲击发生的原因，并彻底消除：

4.3.1  如水冲击的发生是由于主、再热蒸汽温度急剧下降引起，立即解列主、再热蒸汽减温水；如主、再热蒸汽温度在5分钟内急剧下降到454℃或在2分钟内急剧下降50℃以上，并伴随有主、再热蒸汽管道振动或有明显的水冲击声，主汽门、调速汽门的门杆法兰，高、中压缸的汽缸接合面、轴封处冒白汽或溅出水滴等现象，应立即破坏真空紧急停机；

4.3.2  如水冲击发生是由汽包满水，水位保护拒动引起，应立即手动MFT，开启汽包事故放水，控制汽包水位，开启主蒸汽管道疏水；

4.3.3  如高旁减温水误开，立即关闭，开启再热蒸汽管道疏水；

4.3.4  如水冲击的发生是由于加热器满水引起的，应立即停用加热器，关闭加热器进汽门，开启加热器危急疏水阀，降低水位，并检查进汽电动门前、抽汽逆止门后疏水阀确已开启；如满水是由于加热器钢管泄漏造成的，还应迅速解列加热器水侧；

4.3.5  如水冲击是由于轴封减温水调节阀失灵或调节不当引起，应立即关闭故障之减温水调节阀前、后截门，开启轴封系统各启动疏水阀并充分疏水；

4.3.6  如轴封冷却器泄漏引起水冲击，解列轴封冷却器汽水侧，真空到零，停轴封；

4.3.7  如水冲击的发生是由于除氧器满水引起，应立即停用四段抽汽，强关除氧器水位主、副调节阀及旁路门，开启除氧器溢流门，关闭小机低压进汽电动门，关闭除氧器和辅汽联箱的四段抽汽进汽门，开启四段抽汽电动门前、逆止门后以及小机低压进汽管道疏水阀。待除氧器水位正常，且引起除氧器满水的原因彻底消除后，关闭除氧器溢流门，恢复除氧器水位主、副调节阀自动，由辅汽联箱供汽，除氧器进汽加热；

4.4    若汽轮机进水，使高、中压缸各上、下金属温差达到56℃时，应立即破坏真空紧急停机；

4.5    正确记录并分析惰走时间，及时投入连续盘车，记录盘车电流、偏心、轴向位移，测量大轴弯曲，倾听机组声音；

4.6    如惰走时间及盘车电流正常，机组内部无异音，且轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度、胀差、偏心率、大轴晃动度、高中压缸各上下金属温差均正常,可重新启动，但汽机本体及管道应充分疏水；升速及带负荷过程中应密切监视轴向位移、胀差、推力轴承各金属温度、振动的变化，仔细倾听机组声音。如发现机组内部有异音或振动明显增大，应立即停止启动，停机检查；

4.7    机组盘车中发现进水，必须保持盘车运行直到汽轮机上下缸温差恢复正常，同时加强机组内部声音、转子偏心度、盘车电流等的监视；

4.8    如轴向位移、推力轴承各金属温度增大；惰走时间明显缩短；机内有异音；盘车电流增大，且摆动范围增加，则须揭缸检查，不经检查机组严禁启动。

第十一节　汽轮机振动大

1. 现象：

1.1    振动指示增大；

1.2    警铃响，“振动大”光字发；

1.3    就地机组振动明显增大。

2. 原因：

2.1    润滑油压低，润滑油温度过高或过低，油膜不稳；

2.2    汽轮机发生水冲击；

2.3    汽缸膨胀不畅或不均；

2.4    叶片断裂，围带脱落；

2.5    大轴弯曲或动静部分发生摩擦；

2.6    靠背轮紧力松弛；

2.7    轴承或轴承座松动；

2.8    动静部分中心改变；

2.9    低压缸排汽温度严重超温；

2.10  汽轮机严重过负荷；

2.11  发电机励磁机转动部套松动；

2.12  发电机定子、转子电流不平衡；

2.13  发电机定、转子匝间短路；

2.14  发动机风温、密封油温波动大；

2.15  汽轮发电机组转速接近临界转速。

3. 处理要点：

3.1    振动增大报警时，立即查明原因尽快处理；

3.2    振动达到0.254mm或汽轮发电机内部有明显金属摩擦声或撞击声时，应立即破坏真空紧急停机。

4. 处理：

4.1    机组振动增大达到0.127mm，并发出声光报警信号时，应适当降低机组负荷，查明原因予以处理；

4.2    如机组进汽参数骤变，引起振动增加时，应尽快恢复进汽参数，同时检查机组缸胀、胀差、轴向位移、上、下缸金属温差的变化；如汽缸进水，汽轮机发生水冲击时，立即破坏真空紧急停机；

4.3    检查润滑油温、油压及空、氢侧密封油温、发电机风温是否正常，并按要求进行调整；

4.4    检查低压缸排汽温度是否正常，后缸喷雾调节阀是否打开，并采取措施予以处理；

4.5    如机组转速停留在临界转速附近，应立即进行调整；

4.6    如机组严重过负荷，立即降负荷至规定值；

4.7    如发电机定子三相电流不平衡，如由于系统负荷三相不平衡引起，汇报调度进行调整；如发电机三相定子电流严重不平衡，不平衡值超过额定电流的10%，应立即限制单相电流不超过额定电流，如同时伴随有不对称短路现象，应紧急停机处理；

4.8    注意机组振动，倾听机组声音；当振动达到0.254mm或汽轮发电机内部明显有金属摩擦声或撞击声时，应立即破坏真空紧急停机。

第十二节　汽轮机轴向位移增大

1. 现象：

1.1    DEH轴向位移指示增大；

1.2      “汽机轴向位移大”声光报警信号发；

1.3    推力轴承金属温度升高；

1.4    机组轴承金属温度升高。

2. 原因：

2.1      进汽参数低，蒸汽流量大，叶片过负荷；

2.2      汽轮机通流部分严重结垢或叶片脱落；

2.3    汽轮机发生水冲击；

2.4    推力轴承断油，推力瓦块摩损；

2.5    加热器故障切除；

2.6    凝汽器真空下降；

2.7    平衡鼓汽封片摩损。

3. 处理要点：

3.1    及时减负荷；

3.2    达保护动作值时立即破坏真空停机。

4. 处理：

4.1    发现轴向位移增大，立即检查下列各参数：

4.1.1  机组负荷；

4.1.2  主、再热蒸汽参数；

4.1.3  凝汽器真空；

4.1.4  调节级压力及各监视段压力；

4.1.5  推力瓦块各金属温度及回油温度；

4.1.6  胀差；

4.1.7  振动；

4.1.8  机组内部声音；

4.2    由于主蒸汽、再热蒸汽参数降低，引起机组过负荷，立即恢复蒸汽参数，并适当降低机组负荷；如凝汽器真空下降，应立即查找原因，在采取了启动备用真空泵等措施后，真空仍无法恢复正常时，按真空下降的事故处理规定减负荷，真到凝汽器真空、轴向位移，以及监视段各压力恢复正常为止；

4.3    机组过负荷，立即减负荷至正常值；

4.4    汽轮机叶片结垢，降低机组负荷，使轴向位移以及各监视段压力恢复正常；

4.5    汽轮机发生水冲击，应立即破坏真空紧急停机；

4.6    轴向位移增大达到-0.889mm或0.889mm，并伴随有不正常的响声或剧烈振动，应破坏真空紧急停机；

4.7    推力轴承断油，推力瓦块摩损或其它原因引起轴起位移增大达到1.01mm或-1.02mm或推力轴承金属温度升高达到107℃，或回油温度升高达到82℃时，应立即破坏真空紧急停机。

第十三节　真空下降

1. 现象：

1.1    真空下降，低压缸排汽温度升高；

1.2    机组负荷下降，轴位移增大。

2. 原因：

2.1    循环泵跳闸或出口门误关；

2.2    热井水位过高；

2.3    轴封压力过低；

2.4    真空泵故障；

2.5    真空系统阀门误操作；

2.6    真空系统泄漏；

2.7    给水泵密封水差压低；

2.8    储水箱水位低；

2.9    真空系统阀门水封破坏；

2.10  水封桶水封破坏；

2.11  循环水量下降或循环水温过高；

2.12  凝汽器热负荷过大。

3. 处理要点：

3.1    查明真空下降原因，迅速消除；

3.2    及时启动备用真空泵，维持真空；

3.3    根据真空下降情况接带负荷；

3.4    真空下降过程中，注意监视段压力不得超过允许值，否则应减负荷至允许值；倾听机组声音，注意机组振动、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度变化；

3.5    负荷降至零，真空无法维持时故障停机。

4. 处理：

4.1    发现真空下降，应首先核对有关表计并迅速查明原因立即处理：

4.1.1   检查电泵、汽泵密封水差压是否正常，否则立即调整；

4.1.2   检查真空泵分离水箱水位是否正常，否则立即调整；

4.1.3   检查轴封母管压力是否正常，否则立即调整；

4.1.4   检查热井水位是否过高，否则立即采取措施降低水位；

4.1.5   检查循环泵运行情况，发现异常及时处理；

4.1.6   检查真空系统有无泄漏，发现泄漏点，立即进行隔离；无法隔离，申请停机处理；

4.1.7   如真空系统阀门误操作，立即恢复；

4.2    真空持续下降时，启动备用真空泵，维持真空；

4.3    如真空下降至－0.070MPa以下时，机组开始减负荷以维持真空在－0.068MPa以上（最低不低于0.068MPa），减负荷速率视真空下降的速度决定；锅炉相应减少煤量，防止主汽超压，手动控制汽包水位正常；

4.4    如机组已减负荷至零，真空仍无法恢复，并继续下降至－0.066MPa时，立即故障停机，并注意一、二级旁路，主、再热蒸汽管道所有疏水，锅炉5％旁路至高扩疏水门严禁开启；

4.5    真空下降时，应注意汽动给水泵的运行，必要时切换为电动给水泵运行；

4.6    注意低压缸排汽温度的变化，及时投入后缸喷雾，控制排气缸温度不超过79℃。

第十四节　主机润滑油压下降

1. 现象：

1.1    集控润滑油压表指示下降；

1.2    就地润滑油压表指示下降。

2. 原因：

2.1    前箱内压力油管道或套装油管内部压力油管道泄漏；

2.2    交、直流润滑油泵和高压备用密封油泵出口逆止门不严；

2.3    射油器工作失常，入口滤网堵塞；

2.4    润滑油滤网污脏、堵塞；

2.5    主油箱油位过低；

2.6      主油泵工作失常；

2.7    系统阀门误操作；

2.8    热工仪表一次门、二次门误关，或取样表管破裂。

3. 处理要点：

3.1    为防止断油烧瓦，及时启动主机交流油泵或直流油泵，维持油压，同时查明原因尽快处理；

3.2    如启动交、直流润滑油泵后，油压仍不能维持并继续下降至0.060MPa时，应立即破坏真空紧急停机。

4. 处理：

4.1    润滑油压下降时，应及时分析查找原因，检查主油泵入口压力是否正常，前箱内有无异音，密切监视主油泵出口油压及润滑油压的变化；

4.2    如主油泵故障，立即启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，减负荷至零后，不破坏真空故障停机；

4.3    检查润滑油滤网前后差压是否过高，否则切换滤网；

4.4    如系统阀门误操作，立即恢复；

4.5    发现油系统大量漏油不能立即消除时，应立即单操启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵运行，并注意监视主油箱油位；油位下降至－152.4mm低值报警时，应及时向主油箱补油（主油箱发生火灾时除外），主油箱油位下降至－400mm并且无法恢复时，应破坏真空紧急停机，发电机进行排氢置换，注意监视润滑油压的变化；

4.6    润滑油压下降至0.082MPa时，交流润滑油泵和高压备用密封油泵联动，下降至0.070MPa时，直流润滑油泵联动，否则应立即单操启动交流润滑油泵、高压备用密封油泵或直流润滑油泵运行，并注意监视汽轮发电机组各支持轴承、推力轴承金属温度及回油温度的变化；注意发电机空、氢侧密封油压及氢侧密封油箱油位的变化；

4.7    经启动交、直流润滑油泵，油压仍不能维持并继续下降至0.060MPa时，立即破坏真空紧急停机。

第十五节　汽轮发电机组轴承温度升高

1. 现象：

1.1    一个或数个轴承金属温度升高；

1.2    一个或数个轴承回油温度升高。

2. 原因：

2.1      润滑油温度升高或压力降低，油质不合格；

2.2    轴承内有杂物或进、出口油管堵塞；

2.3    轴承动静部分摩擦；

2.4    轴封漏汽过大；

2.5    大轴接地不良，轴电流烧坏轴瓦。

3. 处理要点：

3.1    检查对照各测点及回油温度；

3.2    适当降低主机润滑油温；

3.3    提高主机润滑油压；

3.4    达停机值时立即破坏真空停机；

3.5    防止轴瓦损坏。

4. 处理：

4.1    当轴承回油温度升高2－3℃时，应全面检查：

4.1.1  该轴承的金属温度及其它各轴承的金属温度及回油温度；

4.1.2  润滑油压及油温；

4.1.3  各轴承振动情况；

4.1.4  轴封供汽压力；

4.2    如轴承内有杂物或进、出口油管堵塞，使轴承金属温度，回油温度升高，应启动交流润滑油泵，适当提高润滑油压；经采取措施仍无效，并继续升高至规定值时，应破坏真空紧急停机；

4.3    润滑油温升高，使各轴承金属温度、回油温度升高时，应立即查明温度升高的原因：

4.3.1   如冷却水中断或冷却水压力降低，尽快恢复正常；

4.3.2   如冷油器脏污堵塞，立即切换冷油器，联系检修清理；

4.3.3   如调节阀失灵，立即切手动调整，联系热工进行处理；

4.3.4   如冷油器进、出水门误关，立即开启；

4.3.5   如主油箱电加热器误投，立即停用；

4.3.6   如夏季冷却水温高，冷油器并列运行；

4.4    如润滑油压降低，立即启动交流润滑油泵，查找原因，按润滑油压下降事故进行处理；

4.5    轴封压力升高,尽快调整恢复；

4.6    如推力轴承金属温度升高，同时轴位移增大，按轴位移增大事故进行处理；

4.7    如大轴接地碳刷接触不良，联系检修处理；

4.8    当汽轮机任意一轴承（＃1、2、3、4瓦）金属温度达到112℃，发电机励磁机任意一轴承（＃5、6、7瓦）金属温度达到107℃，推力轴承任意一金属温度达到107℃，或任意一轴承回油温度达到82℃时，应立即破坏真空紧急停机，检查炉MFT动作，发电机逆功率保护动作解列。

第十六节　汽轮发电机组油系统着火

1. 现象：

1.1    油系统着火。

2. 原因：

2.1    油系统漏油至高温管道；

2.2    油系统施工明火引燃。

3. 处理要点：

3.1    立即组织人员灭火并报火警；

3.2    无法扑灭并威胁到机组安全时，立即破坏真空紧急停机；

3.3    转速到零且发电机排氢结束，方可停运油系统。

4. 处理：

4.1    值班人员一旦发现火情，立即采取相应措施；如火势严重，无法扑灭时，立即拨打“119”报火警；如威胁到机组安全运行时，破坏真空紧急停机；

4.2    如主油箱着火，开启主油箱事故放油门（确认事故放油一次门已开启）；转子未静止之前，应维持主油箱的最低油位（－400mm），并进行发电机的排氢工作；立即切除火区设备电源；

4.3    加强对机组运行情况的监视，保证非故障设备的正常运行；在消防人员未到达现场之前，应注意不使火势蔓延至非故障设备及电气设备和电缆处；

4.4    电气设备着火时，应先断开该设备电源，然后再进行灭火；对可能带电的电气设备以及发电机、电动机等，应使用干式灭火器、二氧化碳灭火器或1211灭火器灭火，严禁用水和泡沫灭火器灭火；

4.5    油系统着火可使用干式灭火器、二氧化碳灭火器或泡沫灭火器灭火，严禁用水和沙子（地面上可用水和沙子）灭火；

4.6    如漏油至高温管道或部件引起火灾，应用干粉灭火器或泡沫灭火器灭火，严禁用水灭火；

4.7    氢压降低至0.0147MPa，并且机组转速已下降至1000rpm以下时，立即向发电机充CO2进行气体置换工作，保持定子冷却水系统继续运行；

4.8    如着火的原因已查清是油管道泄漏所致，事故停机时，应启动直流润滑油泵，以防火灾进一步扩大。

第十七节　EH油压低

1. 现象：

1.1    EH油压表指示下降；

1.2    警铃响，“EH油压低”光字发, EH油压下降至11.03MPa，备用泵联启；

1.3    EH油压下降至9.31MPa，汽机跳闸，炉MFT动作，发电机逆功率保护动作解列。

2. 原因：

2.1    EH油箱油位过低；

2.2    EH油泵故障或进、出口滤网堵塞；

2.3    卸载阀、溢流阀故障；

2.4    EH供油系统泄漏或误操作；

2.5    高、低压蓄能器氮压降低或到零；

2.6    油动机伺服阀泄漏；

2.7    EH油泵跳闸，备用泵不联动或无备用泵。

3. 处理要点：

3.1    系统严重泄漏，立即停运EH油泵，主机、小机打闸停机；

3.2    如系统无泄漏，及时启动备用EH油泵，无备用泵抢合跳闸泵一次；

3.3    在EH油压下降过程中尽量避免调门开度变化，减缓EH油压下降速度。

4. 处理：

4.1    检查EH油系统有无泄漏，如泄漏不严重，在保证系统运行的前提下隔离泄漏点，联系检修处理；若系统无法隔离，联系检修加油；

4.2    如系统严重泄漏，立即停运EH油泵，主机、小机打闸停机，启动电泵，检查发电机逆功率保护动作解列，炉MFT动作，否则手动执行；

4.3    如系统无泄漏，立即启动备用EH油泵；如运行泵跳闸，备用泵不联动，立即手动启动，手动启动不成功或无备用泵，抢合跳闸泵一次；

4.4    如EH油箱油位低，立即联系检修加油；检查引起EH油箱油位低的原因；

4.5    如EH油泵故障或出口滤网前后差压升高达到0.69MPa时，应启动备用泵，停止运行泵，通知检修处理；

4.6    如油动机伺服阀泄漏，机组减负荷并根据具体的哪一个伺服阀泄漏，来决定机组减负荷多少，应尽快对泄漏点进行隔离，并通知检修处理；

4.7    检查高压蓄能器内氮气压力，低至8.27MPa时，通知检修重新充气；

4.8    EH油压降低至9.31MPa时，停机保护应动作，否则不破坏真空故障停机。

第十八节　汽轮机组叶片断裂

1. 现象：

1.1    汽轮机内部有明显的金属摩擦声；

1.2    机组振动增大；

1.3    某监视段压力异常，轴向位移、推力轴承金属温度异常变化；

1.4    凝结水硬度、导电度可能上升；

1.5    若抽汽口处的叶片断裂进入抽汽管道，卡在抽汽逆止阀处，可能造成抽汽逆止阀卡涩。

2. 原因：

2.1    叶片过负荷；

2.2    汽轮机水冲击；

2.3    汽轮机动静摩擦；

2.4    叶片材质不良；

2.5    叶片发生共振。

3. 处理要点：

3.1    汽轮机叶片断裂，伴随有强烈振动，内部有金属摩擦声，应立即破坏真空紧急停机；

3.2    停机过程中记录惰走时间，停机后如盘车投不上不得强行盘车，手动翻转；

3.3    汽轮机低压缸叶片断裂打破凝汽器铜管，使凝结水硬度、导电度上升，但机组无异音，振动无明显增大，应申请停机进行处理。

4. 处理：

4.1    汽轮机叶片在运行中损坏或断落，不一定同时出现上述全部现象，但出现下列现象之一时，应立即破坏真空紧急停机：

4.1.1  轮机内部有明显的金属摩擦声；

4.1.2  机组发生强烈振动；

4.2    正常运行中如发现调节级压力或某一段抽汽压力以及抽汽压差异常变化时，应立即进行综合分析；如伴随出现相同工况下负荷下降、轴向位移、推力瓦块温度有明显变化或相应轴承的振动明显增大时，应申请停机；

4.3    汽轮机低压叶片断裂打破凝汽器铜管，使凝结水硬度、导电度上升，但机组无异音，振动无明显振大时，按以下方法处理：

4.3.1  凝结水硬度上升较小，未超标，对凝汽器半面隔离堵漏，加强对凝结水、给水及炉水水质监督，及时换水；

4.3.2  如凝汽器水位上升，开启＃5低加出口放水门进行放水；

4.3.3  申请停机处理。

第十九节　发电机氢气着火爆炸

1. 现象：

1.1    警铃响，发电机跳闸,相应保护动作光字发，发变组各参数指示回零，厂用快切动作；

1.2    发电机铁芯、线圈温度急剧上升；

1.3    定子冷却水出口温度升高；

1.4    发电机出口风温升高；

1.5    有绝缘材料焦臭味；

1.6    如发电机内部有明火将出现剧烈的爆炸声响；

1.7    发电机内氢压升高，可能损坏表计。

2. 原因：

2.1    发电机漏氢，并遇有明火；

2.2    发电机氢纯度下降，含氧量超标达到爆炸临界，机械部分碰撞、摩擦产生火花或达到氢自燃温度。

3. 处理要点:

3.1    发电机氢气着火爆炸，立即破坏真空紧急停机；

3.2    发电机排氢，充入CO2，维持密封油系统运行；

3.3    及时投入盘车，防止大轴弯曲；

3.4    及时组织人员灭火,并报火警,注意人身安全。

4. 处理：

4.1    破坏真空紧急停机，确认发电机主开关、灭磁开关、厂用工作开关已跳闸，炉MFT动作，否则手动执行；

4.2    设法维持密封油主差压正常，如正在补氢，立即停止，进行发电机排氢，充CO2进行灭火；

4.3    组织人员灭火，防止火势蔓延，并通知消防部门；

4.4    发电机温度急剧升高，应尽快检查发电机氢冷、水冷系统运行是否正常，尽一切努力降低发电机各部温度不超限；

4.5    发电机转检修，测发电机绝缘，做好安全措施，检查故障范围及损坏情况，查找着火爆炸原因：

4.5.1  如发电机充压缩空气门堵板未装，阀门内漏或误操作，空气进入发电机，应立即隔离发电机充压缩空气系统，联系检修加装堵板；

4.5.2  如密封油系统故障，引起发电机内部含氧量超标或氢气外漏，应立即进行调整使其正常；

4.5.3  如发电机补氢母管氢气纯度不合格，应采取置换、排污等手段予以消除；

4.5.4  如内冷水、氢冷器泄漏，停运内冷水系统或隔离氢冷器；

4.5.5  如发电机氢系统外漏引起着火爆炸，维持发电机最低风压；

4.6    如引起油系统着火，发电机气体置换结束，转速到零，立即停运油系统；

4.7    为避免发电机在扑灭火灾时，由于一侧过热，使转子弯曲，在发电机转子完全静止后，应尽快投入连续盘车或间断盘车，监视主机盘车电流，转子偏心正常。

第二十节　水冷壁爆管

1. 现象：

1.1    汽包水位下降，爆管严重时水位急剧下降；

1.2    给水流量不正常地大于主蒸汽流量；

1.3    炉膛压力变小或变正压，引风机投自动时其电流不正常的增大；

1.4    炉膛内有明显刺汽声，炉膛不严密处向外喷烟气或水蒸汽；

1.5    排烟温度降低；

1.6    燃烧不稳定，火焰发暗；

1.7    爆管严重时引起锅炉灭火。

2. 原因:

2.1    给水、炉水品质不合格使管内结垢超温；

2.2    停炉后防腐不当，管内腐蚀；

2.3    燃烧方式不当，火焰偏斜；

2.4    长期低负荷运行；

2.5    定排门泄漏，水循环破坏；

2.6    汽包严重缺水，下降管带汽引起水冷壁管过热；

2.7    炉内严重结焦，使水冷壁管受热不均匀；

2.8    吹灰损坏水冷壁管；

2.9    管内有异物；

2.10  大块焦砸坏水冷壁管；

2.11  水冷壁膨胀受阻；

2.12  钢材质量不合格；

2.13  焊接质量不合格；

2.14  操作不当，锅炉超压运行；

2.15  启动升压升温速度过快。

3. 处理要点：

3.1    加强各参数监视、调节；

3.2    判断爆管部位及大小，保持汽包水位正常；

3.3    爆管不严重，申请停炉处理；

3.4    爆管严重，汽包水位无法维持，紧急停炉，防止事故扩大。

4. 处理：

4.1    退出机炉协调控制及自动控制；

4.2    燃烧不稳时投油助燃，稳定燃烧，控制炉膛负压正常；

4.3    解列汽包水位自动,手动调整汽包水位正常；

4.4    水冷壁泄漏不严重，尚能维持燃烧和水位时，可以降低压力、负荷运行，申请停炉处理；

4.5    水冷壁泄漏严重，不能维持燃烧和汽包水位时，应紧急停炉；停炉后保持一台吸风机运行，维持炉膛压力，待炉内蒸汽基本消失后，停止吸风机；

4.6    停炉后汽包水位不能维持时，关闭给水门，停止向锅炉上水；省煤器再循环阀严禁开启；

4.7    锅炉灭火则按MFT动作紧急停炉处理。

第二十一节　过热器爆管

1. 现象：

1.1    炉膛冒正压，引风机投自动时其电流不正常的增大；

1.2    主蒸汽流量不正常地小于给水流量；

1.3    过热器爆管侧排烟温度下降；

1.4    过热蒸汽系统两侧汽温偏差增大，汽温投自动时，减温水流量偏差增大；

1.5    过热器爆管侧有刺汽声，不严密处向外冒蒸汽或烟气；

1.6    屏式过热器爆管时，可能导致锅炉灭火；

1.7    低温过热器爆管时，主蒸汽温度升高。

2. 原因:

2.1    化学监督不严，蒸汽品质不合格过热器管内结垢，引起管壁超温；

2.2    燃烧不正常，火焰偏斜结焦局部过热；

2.3    过热器管壁长期超温运行；

2.4    汽水分离装置损坏或长期超负荷运行，使蒸汽品质恶化；

2.5    飞灰磨损造成管壁减薄；

2.6    过热器区域发生烟道二次燃烧；

2.7    管材质量不合格；

2.8    焊接质量不良；

2.9    过热器管内有杂物；

2.10  吹灰器使用不当造成管壁磨损；

2.11  使用减温水操作不当造成水塞引起局部过热，或交变应力引起疲劳损坏；

2.12  启动升压、升温速度过快；

2.13  操作不当，锅炉超压运行；

2.14  停炉后防腐不当，使管内腐蚀。

3. 处理要点：

3.1    加强各参数监视、调节，防止汽温及管壁金属温度超限；

3.2    判断爆管部位及大小, 根据泄漏情况及时降负荷，防止损坏范围扩大；

3.3    申请停炉处理。

4. 处理：

4.1    退出机炉协调控制和自动控制系统，手动控制汽温、炉膛负压正常；

4.2    过热器管爆破不严重时，立即降压、降负荷运行，申请停炉处理；

4.3    严密监视过热器泄漏情况，防止扩大损坏范围；爆管严重无法维持正常燃烧、汽温时，应立即停止锅炉运行；停炉后保持一台吸风机运行，维持炉膛压力，待炉内蒸汽基本消失后，停止吸风机；

4.4    锅炉灭火时，则按MFT紧急停炉处理。

第二十二节　再热器爆管

1. 现象：

1.1    再热蒸汽压力下降，机组负荷下降；

1.2    炉膛冒正压，投自动的引风机电流增大；

1.3    壁式再热器、屏式再热器爆管时可能导致锅炉灭火；

1.4    排烟温度下降；

1.5    过热蒸汽系统、再热蒸汽系统两侧汽温偏差增大，汽温投自动时，减温水流量偏差增大；

1.6    再热器爆管处有响声，不严密处向外喷烟气。

2. 原因：

2.1    燃烧方式不当，局部管壁过热；

2.2    管材质量不合格，焊接质量不良；

2.3    受热面积灰结焦使管壁过热；

2.4    管内有杂物堵塞；

2.5    飞灰磨损使管壁变薄；

2.6    吹灰器使用不当；

2.7    蒸汽品质不合格管内结垢；

2.8    再热器区域发生二次燃烧；

2.9    启动时40％旁路系统未及时投入再热器超温；

2.10  再热器干烧；

2.11  再热器管壁长期超温运行；

2.12  操作不当，再热器超压运行；

2.13  停炉防腐不当，使管壁腐蚀。

3. 处理要点：

3.1    加强各参数监视、调节,防止汽温及管壁金属温度超限；

3.2    判断爆管部位及大小, 根据泄漏情况及时降负荷，防止损坏范围扩大；

3.3    申请停炉处理。

4. 处理：

4.1    退出机炉协调控制和自动控制系统；

4.2    爆管不严重时，应降低压力、负荷运行；

4.3    严密监视再热器损坏情况，防止扩大损坏范围；

4.4    爆管严重无法维持汽温、汽压时，应立即停止锅炉运行；停炉后保持一台吸风机运行，维持炉膛压力，待炉内蒸汽基本消失后，停止吸风机；

4.5    锅炉灭火则按紧急停炉处理；

4.6    停炉后40％高压旁路不允许开启。

第二十三节　省煤器爆破

1. 现象：

1.1    给水未投自动时，汽包水位迅速下降；

1.2    给水投自动时，给水流量不正常地大于主蒸汽流量；

1.3    省煤器两侧烟气温差大，爆管侧排烟温度下降；

1.4    省煤器出口水温偏差增大，爆管侧水温升高；

1.5    投自动的引风机电流增大；

1.6    省煤器落灰管不严密处漏灰、水，且温度高于正常灰温度；

1.7    省煤器爆破处有泄漏声，并从不严密处冒蒸汽或烟气。

2. 原因：

2.1    给水品质不合格，使管内腐蚀；

2.2    停炉后防腐不当，使管壁腐蚀；

2.3    飞灰磨损、冲刷使管壁变薄；

2.4    管材质量不合格，焊接质量不良；

2.5    管内有杂物；

2.6    操作不当，省煤器超压运行；

2.7    吹灰不当；

2.8    省煤器再循环阀在启停炉过程中未及时开启，正常运行过程中未及时关闭；

2.9    给水温度和流量变化过大；

2.10  运行中发生断水、严重缺水、超温；

2.11  烟道发生二次燃烧，使省煤器管壁过热。

3. 处理要点：

3.1    加强各参数监视、调节；

3.2    判断爆管部位及大小，保持汽包水位正常；

3.3    爆管不严重，申请停炉处理；

3.4    爆管严重，汽包水位无法维持，紧急停炉，防止事故扩大；

3.5    停炉后禁开省煤器再循环阀。

4. 处理：

4.1    退出机炉协调和自动控制系统；

4.2    解列给水自动，手动调节，保持汽包水位正常；

4.3    泄漏不严重尚能维持正常汽包水位时，降压、降负荷运行，申请停炉处理；

4.4    泄漏严重无法维持正常汽包水位时，紧急停炉；停炉后保持一台吸风机运行，维持炉膛压力，待炉内蒸汽基本消失后，停止吸风机；

4.5    注意监视汽包水位、给水流量以及泄漏情况，防止扩大损坏范围；

4.6    停炉后汽包水位不能维持，停止上水；

4.7    停炉后禁开省煤器再循环门。

第二十四节　烟道二次燃烧

1. 现象：

1.1    尾部烟道二次燃烧部位及以后烟气温度急剧升高；

1.2    炉膛、烟道内负压急剧变化，烟道人孔冒烟气、火星；

1.3    烟囱冒黑烟，炉膛氧量减小；

1.4    汽温、省煤器出口水温、热风温度不正常的升高；

1.5    主汽压力下降；

1.6    空气预热器部位发生二次燃烧时其电流摆动大，有卡涩时跳闸；

1.7    排烟温度急剧升高。

2. 原因：

2.1    燃烧调整不当，风粉配合不好；

2.2    煤粉粗水分大，燃烧不完全；

2.3    送风量不足长期缺氧运行；

2.4    长时间低负荷运行，炉膛温度低，烟速低；

2.5    长时间油、煤混烧油枪雾化不良；

2.6    锅炉灭火后吹扫炉膛时间短；

2.7    未按照规定进行受热面吹灰，造成可燃物沉积。

3. 处理要点：

3.1    发现有二次燃烧现象时，及时投入相应部位吹灰；

3.2    调整燃烧，降低火焰中心高度；

3.3    经吹灰和燃烧调整无效，排烟温度继续升高时，紧急停炉；

3.4    加强空预器运行工况监视，做好空预器跳闸事故预想。

4. 处理：

4.1    排烟温度不正常的连续升高，应检查各受热面壁温及进、出口汽温，判断发生尾部烟道二次燃烧部位，并投入相应部位蒸汽吹灰；

4.2    增加减温水量控制主、再热蒸汽温度，严禁过量减风造成缺氧燃烧；

4.3    切换燃烧器运行方式，调整燃烧使火焰中心下移；

4.4    如暖风器系统投运，立即停运；

4.5    如排烟温度、受热面壁温及主、再热汽温超限，降负荷控制各参数不超限；

4.6    受热面金属温度超限时，应申请停炉；

4.7    二次燃烧严重经调整无效，排烟温度不正常的继续升高时，紧急停止锅炉运行；

4.8    停炉后停止所有引风机、送风机，并关闭所有风门、挡板密闭炉膛；

4.9    投入二次燃烧部位蒸汽吹灰器灭火；

4.10  如空气预热器着火，应投入空气预热器吹灰或灭火水源，同时应保证空气预热器连续运转，以防卡涩；

4.11  检查各受热面壁温及排烟温度正常后，开启检查孔，确认无火源谨慎启动引风机冷却；

4.12  点火前应充分干燥空气预热器防止堵灰；

4.13  如设备未损坏点火启动。

第二十五节　锅炉结焦

1.   现象：

1.1   主、再热蒸汽温度升高，管壁温度升高；

1.2   排烟温度升高；

1.3   就地检查炉内挂焦明显，捞渣机渣量大；

1.4   吸风机电流增大。

2.   原因：

2.1   燃料中灰分含量高、灰熔点低；

2.2   火焰中心位置偏斜或偏上；

2.3   炉内空气量不够或燃料与空气混合不充分；

2.4   一、二次风配比不当；

2.5   锅炉超负荷运行；

2.6   炉膛漏风；

2.7   吹灰不及时；

2.8   锅炉设计不合理。

3.   处理要点：

3.1   及时吹灰；

3.2   调整燃烧；

3.3   锅炉严重结焦无法维持正常运行，申请停炉。

4.   处理：

4.1   及时吹灰，注意捞、碎渣机运行情况的检查；

4.2   根据汽温上升情况，适当开大减温水；

4.3   锅炉超负荷运行，适当降负荷；

4.4   调整炉内总风量及一、二次风配比，减小漏风，保持火焰中心位置适当，防止火焰偏斜贴壁；

4.5   化验煤质，尽量烧锅炉的设计煤种或接近于设计煤种的煤；燃运加强煤的掺、配工作；

4.6   锅炉严重结焦无法维持正常运行，申请停炉。

第二十六节　炉前油系统着火

1. 现象：

1.1    炉前油系统着火；

1.2    炉前油温可能上升，炉前油压可能下降。

2. 原因：

2.1    油系统违章作业；

2.2    油系统管道爆破、阀门漏油，明火点燃或漏至高温炉墙；

2.3    投油过程中油枪连接软管漏油，明火点燃或漏至高温炉墙。

3. 处理要点：

3.1    隔离泄漏点，组织灭火；

3.2    如火势严重，威胁锅炉安全运行，紧急停炉。

4. 处理：

4.1    如某一油枪连接软管泄漏，引起着火，立即关闭该油角阀及前截门，检查该油角阀旁路门关闭；

4.2    如炉前油管道、阀门及法兰泄漏，引起着火，立即关闭炉前油系统来、回油跳闸阀及前后截门；

4.3    如＃5炉炉前供油管道泄漏，引起着火，立即停运轻油供油泵；如＃6炉炉前供油管道泄漏，引起着火，立即停运轻油供油泵，关闭轻油供油母管至#6炉供油手动总门及＃6炉回油母管手动总门，启动轻油供油泵，恢复＃5炉炉前油系统运行；

4.4    泄漏点隔离后，立即组织人员灭火并报火警，防止火势蔓延，切断火区电源；

4.5    炉前油系统隔离后，调整燃烧，保持机组稳定运行，减少不必要的操作；泄漏点及着火点消除后，及时恢复炉前油系统运行；

4.6    如锅炉全投油或投油助燃时，油系统隔离引起锅炉灭火，按故障停机处理；

4.7    如火势严重，威胁锅炉安全运行，紧急停炉；停炉后对相关设备进行全面检查，确认设备未受损或处理后恢复机组正常运行。

第二十七节　蒸汽参数异常

1. 现象：

1.1    主、再热蒸汽温度超限；

1.2    主、再热蒸汽压力超限；

1.3    主、再热蒸汽温差超限。

2. 原因：

2.1    调节装置失灵；

2.2    操作调整不当；

2.3    机组负荷波动过大。

3. 处理要点：

3.1    及时进行调整，尽快恢复参数正常；

3.2    如参数超限，调整无效，立即申请停机。

4. 处理：

4.1    主汽压力：

4.1.1  主蒸汽的额定压力为16.614MPa，正常运行时不应大于17.414MPa，否则尽快恢复正常；

4.1.2  因锅炉启停制粉系统操作不当、炉内轻微爆燃等造成蒸汽压力升高，在负荷不超及其它运行条件许可的前提下，可适当增加机组负荷；

4.1.3  如机组在满负荷运行，主蒸汽压力超压时，立即减少给煤率，适当开启并调整一、二级旁路，尽快恢复汽压，但在开启旁路时要监视凝汽器真空及排汽缸温度；

4.1.4  主蒸汽压力17.414MPa～21.58MPa之间的运行时间不得超过5分钟，否则应不破坏真空故障停机。主蒸汽压力在17.414MPa～21.58MPa之间的运行时间全年累计不得超过12小时，且主汽流量不得超过额定压力下调门全开时的流量；

4.1.5  主蒸汽压力瞬时波动的峰值，不得超过21.58MPa。否则不破坏真空故障停机；

4.1.6  若TPC投入，则主蒸汽压力降低至15MPa时，TPC动作（TPC的设定值整定为15MPa），随着主汽压力的下降，负荷也成比例的降低。当负荷降低到60MW，主汽压力仍不能维持15MPa时，不破坏真空故障停机；

4.1.7  当主汽压力下降到13.274MPa时，手动快速减速负荷至零，并不破坏真空故障停机；

4.2    再热蒸汽压力：

4.2.1  任何情况下，高压缸排汽压力不允许超过高压缸最大压力的25％，即4.889Mpa；

4.2.2  再热蒸气超压时，适当开启低压旁路进行调整，但要监视凝汽器真空及排汽缸温度；

4.3      主蒸汽、再热蒸汽温度：

4.3.1  主蒸汽、再热蒸汽温度的额定值为537℃，正常运行中不得大于546℃，否则应尽快调整恢复；

4.3.2  汽温上升至551℃，立即开大锅炉减温水或投入事故减温水、调整火焰中心下移、控制炉膛风量等手段尽快恢复汽温正常，且全年累计运行时间不得超过400小时；

4.3.3  汽温上升至565℃，连续运行时间不得超过15分钟。否则应汇报值长不破坏真空故障停机，并且全年累计运行时间不得超过80小时，汽温上升超过565℃，立即汇报值长不破坏真空故障停机。

4.3.4  汽温下降至525℃，解列锅炉减温水，调整火焰中心上移、增加炉膛总风量等手段尽快恢复汽温正常，如下降至510℃，机组开始减负荷。汽温每下降1℃，减负荷6MW，并组操打开各高、低压门组疏水。下降至460℃，虽经减负荷至零仍不能恢复并继续下降至454℃时，应不破坏真空故障停机；

4.3.5  汽压正常，汽温在2分钟内直线下降50℃以上，立即不破坏真空故障停机；

4.3.6  汽温下降减负荷过程中，应适当降低主汽压力以保持蒸汽过热度不小于56℃，否则立即不破坏真空故障停机。

4.4    主蒸汽、再热蒸汽温差：

4.4.1  高、中压主汽门前左、右两侧蒸汽温差正常运行中应小于14℃，瞬时温差允许达42℃，但连续运行时间不得超过15分钟，且两次温差达到42℃时的时间间隔不得少于4小时。若在该温差下连续运行超过15分钟仍不能恢复，不破坏真空故障停机；

4.4.2  高、中压主汽门前左、右两侧蒸汽温差超过42℃时，不破坏真空故障停机；

4.4.3  高负荷（接近满负荷）时，主蒸汽与再热蒸汽温差不得大于28℃；非正常运行工况，最高温差允许达到42℃，但仅限于主蒸汽温度高于再热蒸汽温度。在接近空负荷时，该温差允许达到83℃，但高负荷时，该温差超过42℃或负荷小于5％温差超过83℃，不破坏真空故障停机；

4.4.4  运行中，汽温变化时，应加强对机组振动、声音、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度、高中压缸各上下缸金属温差及各监视段压力的监视；

4.4.5  运行中主蒸汽压力、主蒸汽温度同时下降时，应以汽温下降处理为主，锅炉尽快恢复，并按上述规定减负荷，若超过极限值，不破坏真空故障停机。

第四章　厂用部分

第一节　厂用电源全失（包括保安段）

1. 现象：

1.1    警铃响，“保护元件故障”、“保护装置跳闸回路监视”、“发变组保护动作”、“6KV××母线低电压保护动作”、“380V××母线低电压保护动作”、“UPS蓄电池投入”光字牌发，相应动作跳闸的发变组保护光字牌发；发变组保护柜显示跳闸保护；6KV、380V各母线段电压到零。

1.2    发电机跳闸，发电机主开关、灭磁开关、工频备用励磁交流侧开关跳闸，发变组各表计指示到零；

1.3    “汽机跳闸”、“A、B小机跳闸”及其它跳闸转机停运光字发，机组真空急剧下降，跳闸循环泵倒转；

1.4    炉灭火，MFT动作并显示首次跳闸原因，跳闸转机停运光字发；

1.5    交流照明消失，直流事故照明自投；

1.6    所有交流电动机停转，各电流表指示回零，主机、小机、空侧直流油泵电动机联启；

1.7    6KV母线所带各380V厂用变压器高、低压侧开关均未跳闸（若邻机厂用正常，公用变低压侧开关跳闸）；电泵、前置泵、吸风机电机开关未跳闸，其余转机开关跳闸；

1.8    所有电动门失电；

1.9    “保安第一备用电源故障”或“柴油机启动失败”光字可能发。

2. 原因：

2.1    发变组保护动作，快切装置未动；

2.2    厂用由＃03BB接带，＃03BB保护动作跳闸；

2.3    人员误操作；

2.4    220KV、330KV系统瓦解；

2.5    保安段低电压启动回路故障、保安第一备用电源故障或柴油机自启动失败。

3. 处理要点：

3.1    及时启动主机、小机直流润滑油泵及空侧直流密封油泵，防止主机及小机断油烧瓦，防止氢气泄漏；

3.2    检查高、中压主汽门、调门、抽汽逆止门关闭严密，主机转速明显下降，防止主机超速；

3.3    为确保机组安全停运，尽快恢复保安电源供电；

3.4    主机转速到零，手动盘车，防止大轴弯曲；

3.5    限制故障范围，减少对临机的影响；

3.6    确保直流系统、UPS供电正常；

3.7    争取尽快恢复厂用电；

3.8    空预器手动盘车，防止空预器变形卡涩；

3.9    手动操作各电动阀门及挡板。

4. 处理：

4.1    检查主机、小机确已跳闸，转速明显下降，检查主机直流润滑油泵、发电机空侧直流密封油泵以及小机直流润滑油泵均已自启动，否则立即手动执行；检查发电机主开关确已跳闸，灭磁开关、工频备用励磁直流侧开关跳闸，发变组各表计指示回零；锅炉MFT动作，进入炉内所有燃料已切除；若上述保护未正确动作，立即手动执行，确保机组安全停运；

4.2    检查直流系统运行正常，限制直流负荷（小机转速至零，及时停运小机直流油泵，切除不必要的事故照明），控制直流母线电压下降速度；

4.3    检查UPS由蓄电池供电正常，检查公用段备自投动作正常，UPS旁路电源可靠备用；

4.4    如6KV厂用电源短时无法恢复，立即检查保安段失电原因，视情况进行处理：

4.4.1  如保安备用电源自投失败，查明原因，隔离故障点，恢复无故障设备运行；

4.4.2  如保安备用电源未自投，立即检查：

4.4.2.1   工作开关是否确断，否则应立即断开；

4.4.2.2   检查保安段母线三相电压确已到零，低电压继电器动作正常，联锁开关及低电压保护压板投入正常；

4.4.2.3   检查第一备用电源电压正常，确认柴油机出口开关确断，手动倒保安段由第一备用电源接带；

4.4.2.4   如第一备用电源无电，确认第一备用电源开关确断，手动启动柴油机，恢复保安段供电；

4.5    手动倒辅汽、轴封，检查一、二级旁路关闭，关闭主、再热蒸汽管道疏水手动门。给水泵密封水未恢复前，及时手动关闭A、B、C前置泵入口门、密封水泄荷水门，防止除氧水大量外溢，威胁人身及设备安全。凝结水减温水倒至临机接带，投入后缸喷雾及给水泵密封水；确认各段抽汽逆止门关闭严密；及时降低发电机氢压；

4.6    手动关闭定排、连排，减缓汽包水位下降速度；停止凝水、给水、炉水加药；手动关闭主、再热蒸汽减温水总门；手动关闭风烟系统挡板密闭炉膛；空预器手动盘车，倒空预器吹灰汽源由辅汽接带，投入空预器吹灰；检查各风机转子停转，否则采取制动措施；

4.7    复位电气跳闸开关状态；解除机炉备用转机联锁，复位机、炉跳闸转机状态；

4.8    保安段供电正常后，立即恢复UPS主电源、直流主充，机、炉各主要转机运行；恢复机、炉热控电源供电，检查各阀门、挡板开关位置正确；

4.9    检查6KV母线失电原因：

4.9.1  快切未动作，查明6KV母线工作电源开关确断，备用电源电压正常，手动抢合备用电源开关，抢合成功，逐级恢复各电源供电；抢合不成功，断开未跳闸开关，将快切选择开关切至“闭锁”，断开380V厂用母线“BK”；

4.9.2  如快切装置动作后跳闸，检查原因，若母线故障引起＃03备高变跳闸，隔离故障点恢复无故障设备供电；

4.9.3  如因220KV系统故障，引起＃03BB失电，联系一公司值长立即处理，如短时间无法恢复，倒故障机组6KV厂用电源由临机接带，待220KV系统正常后，恢复厂用系统正常运行方式，期间应注意监视运行机组厂高变不应过负荷；

4.9.4  若#03备高变本身故障，隔离＃03BB，倒故障机组6KV厂用电源由临机接带，待＃03BB故障消除送电正常后，恢复厂用系统正常运行方式，期间应注意监视运行机组厂高变不应过负荷；

4.10  外围将循环水段、燃油段、输煤段、灰浆段、6KV浓缩段倒至临机接带，并确保临机稳定运行；油库值班员注意供油泵运行方式；

4.11  迅速倒循环水热控电源由临机接带，关闭跳闸泵出口电动门；

4.12  真空到零，停轴封供汽；

4.13  转速至700rpm，检查顶轴油泵联启；转速至零，立即投入盘车，检查各参数正常；如转速至零，保安电源仍未恢复，按规程规定手动盘车；电源恢复后，大轴翻转180^ｏ停留相应时间，测量偏心正常后投入连续盘车；

4.14  按规定投退发变组及发电机主开关保护压板；

4.15  故障消除，＃03BB接带厂用正常后，按机组所处状态，进行恢复工作，但需注意以下几点：

4.15.1   启动循环水泵前，应注意低压缸排汽温度不得高于50℃，否则应启动快速上水泵，开启凝结水系统充水门，投入后缸喷雾，或关闭凝汽器循环水入口门，先启动一台循环水泵和一台开式循环水泵运行，待凝结水泵启动并投入后缸喷雾，使低压缸排汽温度降低至50℃以下时，再开启凝汽器循环水入口门；机组重新启动时，应注意监视凝结水硬度，防止凝汽器铜管泄漏。

4.15.2   凝结水泵启动前，应先将除氧器水位主、副调节阀切至“手动”位置并关闭，待凝结水泵启动后，再缓慢开启调节阀向除氧器补水，以防除氧器突然大量进水引起振动；

4.15.3   循环水中断，如造成低压缸安全门破裂，应及时联系检修更换；

4.15.4   检查盘车电流、偏心、胀差、轴位移等各参数正常，氢压补至规定值；

4.15.5   启动电泵炉上水，严格控制上水水温及上水速度，控制汽包壁温差不大于40℃，将汽包水位上至＋50mm；

4.15.6   风机启动后对炉膛进行充分吹扫，启动一次风机及制粉系统时应注意控制磨煤机风量，加强各参数监视及调节，防止大量煤粉瞬间进入炉内引起炉内爆燃或汽压突然升高。

第二节　厂用电源全失

1. 现象：

1.1    警铃响，“保护元件故障”、“保护装置跳闸回路监视”、“发变组保护动作”、“6KV××母线低电压保护动作”、“380V××母线低电压保护动作”光字发，“保安第一备用电源投入”光字牌发或柴油机自启动；相应动作跳闸的发变组保护光字发；发变组保护柜显示跳闸保护；6KV、380V各母线段电压到零（第一备用电源投入或柴油机启动成功，保安段电压指示正常）。

1.2    发电机跳闸,发电机主开关、灭磁开关、工频备用励磁交流侧开关跳闸，发变组各表计指示到零；

1.3    “汽机跳闸”、“A、B小机跳闸”及其它跳闸转机光字发，机组真空急剧下降，跳闸循环泵倒转；

1.4    炉灭火，MFT动作并显示首次跳闸原因，跳闸转机跳闸光字发；

1.5    工作照明消失，事故照明自投；

1.6    除保安段接带的转机外其它运行的交流电动机停转，备用交流电动机不联动，各电流表指示为零；

1.7    失电6KV母线所带各380V厂用变压器高、低压侧开关均未跳闸（若邻机厂用正常，公用变低压侧开关跳闸）；电泵、前置泵、吸风机电机开关未跳闸，其余转机开关跳闸。

2. 原因：

2.1    发变组保护动作，快切装置未动；

2.2    厂用由＃03BB接带，＃03BB保护动作跳闸；

2.3    人员误操作；

2.4    220KV、330KV系统瓦解。

3. 处理要点：

3.1    确保机组安全停运；

3.2    限制故障范围，减少对临机的影响；

3.3    确保保安段、直流系统、UPS供电正常；

3.4    争取尽快恢复厂用电。

4. 处理：

4.1    检查发电机主开关确已跳闸，灭磁开关、工频备用励磁直流侧开关跳闸，发变组各表计指示回零；检查主机、小机确已跳闸，转速明显下降，立即启动主机交流润滑油泵、高压备用密封油泵；锅炉MFT动作，进入炉内所有燃料已切除；若上述保护未正确动作，立即手动执行，确保机组安全停运；

4.2    确认保安段、直流系统、UPS供电正常，检查公用段备自投动作正常；

4.3    倒辅汽、轴封汽源，关闭一、二级旁路、主、再热蒸汽管道疏水，锅炉5％旁路疏水严禁倒至凝汽器；给水泵密封水未恢复前，及时手动关闭A、B、C前置泵入口门、密封水泄荷水门，防止除氧水大量外溢，威胁人身及设备安全。凝结水减温水倒至临机接带，投入后缸喷雾及给水泵密封水；

4.4    关定排、连排，减缓汽包水位下降速度，开启省煤器再循环；停凝水、给水、汽包加药；密闭炉膛，检查空预器辅电机、火检风机运行正常；倒空预器吹灰汽源由辅汽接带，投入空预器吹灰；

4.5    复位电气跳闸开关状态；解除机炉备用转机联锁，复位机、炉跳闸转机状态；

4.6    检查6KV母线失电原因：

4.6.1  如果快切未动作，查明6KV母线工作电源开关确断，备用电源电压正常，手动抢合备用电源开关，抢合成功，逐级恢复各电源供电；抢合不成功，断开未跳闸开关，将快切选择开关切至“闭锁”，退出380V厂用母线BZT装置；

4.6.2  如果快切装置动作后跳闸，检查原因；若母线故障引起＃03备高变跳闸，隔离故障点恢复无故障设备供电；

4.6.3  如果因220KV系统故障，引起＃03BB失电，联系一公司值长立即处理，如果短时间无法恢复，倒故障机组６KV厂用电源由临机接带，待220KV系统正常后，恢复厂用系统正常运行方式，期间应注意监视运行机组厂高变不应过负荷；

4.6.4  若#03备高变本身故障，隔离＃03BB，倒故障机组6KV厂用电源由临机接带，待＃03BB故障消除，送电正常后，恢复厂用系统正常运行方式，期间应注意监视运行机组厂高变不应过负荷；

4.7    通知外围将循环水段、燃油段、输煤段、灰浆段、6KV浓缩段倒至临机接带，并确保临机稳定运行；油库值班员注意供油泵运行方式；

4.8    开启主充接带直流Ⅰ、Ⅱ段母线；

4.9    迅速倒循环水热控电源由临机接带，关闭跳闸泵出口电动门；

4.10  真空到零，停轴封供汽；

4.11  转速至700rpm，检查顶轴油泵联启；转速至零，立即投入盘车，检查盘车电流、偏心、胀差、轴位移等各参数正常；

4.12  按规定投退发变组及发电机主开关保护压板；

4.13  故障消除，＃03BB接带厂用正常后，按机组所处状态，进行恢复工作，但需注意以下几点：

4.13.1   启动循环水泵前，应注意低压缸排汽温度不得高于50℃，否则应启动快速上水泵，开启凝结水系统充水门，投入后缸喷雾，或关闭凝汽器循环水入口门，先启动一台循环水泵和一台开式循环水泵运行，待凝结水泵启动并投入后缸喷雾，使低压缸排汽温度降低至50℃以下时，再开启凝汽器循环水入口门；机组重新启动时，应注意监视凝结水硬度，防止凝汽器铜管泄漏。

4.13.2   凝结水泵启动前，应先将除氧器水位主、副调节阀切至“手动”位置并关闭。待凝结水泵启动后，再缓慢开启调节阀向除氧器补水，以防除氧器突然大量进水引起振动；

4.13.3   循环水中断，如造成低压缸安全门破裂，及时联系检修更换；

4.13.4   启动电泵锅炉上水，严格控制上水水温及上水速度，控制汽包壁温差不大于40℃，将汽包水位上至＋50mm；

4.13.5   风机启动后对炉膛进行充分吹扫，启动一次风机及制粉系统时应注意控制磨煤机风量，加强各参数监视及调节，防止大量煤粉瞬间进入炉内引起爆燃或汽压突然升高。

第三节　6KV厂用母线单段失电

1. 现象：

1.1    “保护元件故障”、“保护装置跳闸回路监视”光字牌亮，“××段母线快切保护闭锁”、“××CB分支过流”、“××CB分支零序”、“#03BB×分支过流”、“#03BB×分支零序”、“6KV×段PT电压回路断线及电动机低电压动作”等光字牌发；

1.2    失电母线所带转机停运，相应光字发，电流表回零，备用转机联动；

1.3    失电母线电压表指示值为零或摆动后回零；6KV厂用工作电源开关电流表指示回零，6KV厂用备用电源开关电流表指示为零或摆动后回零；

1.4    失电母线所带电泵、前置泵、吸风机电机开关在合位，各变压器高压侧开关均在合位，机、炉、公用变低压侧开关因相应母线备自投动作跳闸，母联开关自投，对应380V母线电压摆动后恢复正常；

1.5    汽温、汽压、负荷下降。

2. 原因：

2.1    6KV母线故障；

2.2    发变组保护动作，快切未动或工作电源开关拒跳、备用电源开关拒合；

2.3    所带负荷故障，保护或开关拒动，越级跳闸；

2.4    人员误操作。

3. 处理要点：

3.1    维持机组运行，防止事故扩大；

3.2    检查备用转机应联动，否则手动启动；

3.3    及时切换轴封及辅汽汽源，防止真空下降；

3.4    设法尽快恢复失电母线供电。

4. 处理：

4.1    立即投油稳燃，检查电泵联启（51M、61M失电，检查B汽泵运行正常）；如快切装置未动作，手动抢合6KV厂用备用电源开关一次，抢合失败，检查380V机、炉、公用段母线备自投动作，相应母线由另一段母线接带正常，保安段母线电压正常，否则手动执行；

4.2    检查6KV备用转机联动，否则手动启动；如51M、61M失电造成循环水段母线单段失电，立即倒热控电源至临机接带，关闭跳闸循环泵出口门，否则手动关闭；

4.3    解列自动，手动调整汽包水位、汽温、汽压、除氧器、热井水位；迅速减负荷至150MW；增加运行侧引、送、一次风机负荷，控制炉膛负压、氧量、一次风压正常；

4.4    切换辅汽、轴封汽源，防止真空下降；

4.5    解除停运转机联锁，复位跳闸转机开关状态；

4.6    检查6KV单段母线失电原因，并做相应处理：

4.6.1  如6KV母线故障，根据故障情况设法隔离故障点，联系检修处理，恢复无故障设备运行；

4.6.2  如6KV母线所带负荷故障，越级跳闸，隔离故障点，恢复母线及其它负荷供电，测量该负荷绝缘，联系检修检查；

4.6.3  如瞬时故障未对设备造成损坏，测量绝缘合格后，尽快恢复原运行方式；

4.6.4  如保护误动，退出该保护，恢复原运行方式；

4.6.5  人员误操作时，应及时恢复6KV厂用电的正常运行方式；

4.6.6  经上述检查，未发现明显故障点，切除所有负荷，测母线、PT、电源开关绝缘合格，由备用电源充电，正常后恢复原运行方式；

4.7    如故障6KV母线短时无法恢复，倒各手动备用380V母线由备用电源接带；

4.8    待故障母线送电正常，恢复380V厂用及机炉正常运行方式；

4.9    如引起机组跳闸，按故障停机处理。

第四节　机×段失电

1. 现象：

1.1    警铃响，机×变高、低压侧开关跳闸，机段母联开关自投后跳闸；

机×变相应保护动作、机段母联开关相应保护动作、机×段电动机低电压动作、主变×路冷却电源故障、运行中的真空泵、内冷水泵跳闸等光字发，发电机工况柜相应保护动作、低电压保护动作掉牌，CRT报警窗口显示跳闸信息；

1.2    机×变高压侧电流、相应母线电压指示到零，该段所有负荷失电；

1.3    运行中的真空泵、内冷水泵跳闸，备用转机联动；空、氢侧交流密封油泵跳闸，备用油源投入，出现相应报警；如汽机热控电源由该段接带，汽机所有电动门失电；

1.4    故障点可能伴随有短路烧伤痕迹。

2. 原因：

2.1    机×段母线短路；

2.2    机×段负荷短路越级跳闸；

2.3    机×变故障或上一级电源失电，备自投未动；

2.4    误操作。

3. 处理要点：

3.1    设法排除故障，恢复机×段及负荷供电；

3.2    机×段暂时无法恢复，倒换运行方式，恢复停电负荷供电，优先调整主变冷却电源、真空泵、内冷水泵、发电机密封油等系统运行方式，倒汽机热控电源由保安段接带，恢复汽机电动门供电。

4. 处理：

4.1    立即检查机×段工作电源开关确断，否则手动断开，如备自投未动作，抢合机段母联开关，抢合成功，恢复各负荷供电；

4.2    如备自投动作或抢合后跳闸，复归音响，检查备用转机联动正常，发电机备用密封油源投入正常，否则手动执行；

4.3    倒换各MCC由另一段母线接带，查主变冷却电源由另一路电源接带正常，恢复旁路油站运行；倒汽机热控电源由保安段接带，恢复汽机电动门供电；

4.4    就地检查失电原因：

4.4.1  如某一负荷故障越级跳闸，隔离故障点，确认母线绝缘良好，恢复正常运行方式；

4.4.2  如母线故障，设法消除，恢复无故障设备运行，无法消除时，做好安全措施，通知检修处理；

4.4.3  如变压器故障，工作开关拒绝跳闸，就地打跳工作开关并拉至检修位置，恢复母线运行，隔离变压器，通知检修处理；

4.4.4  如上一级电源失电，待供电正常后恢复正常运行方式；

4.4.5  如人员误操作，确认设备无损坏，立即恢复正常运行方式；

4.5    如引起主机事故，根据情况做相应处理。

第五节　炉×段失电

1. 现象：

1.1    警铃响，炉×变高、低压侧开关跳闸，炉段母联开关自投后跳闸；

1.2    炉×变相应保护动作、炉段母联开关相应保护动作、炉×段电动机低电压动作、第一备用电源投入、运行中的密封风机、空预器主电机跳闸等光字发，低电压保护动作掉牌，CRT报警窗口显示跳闸信息；

1.3    炉×变高压侧电流、相应母线电压指示到零，该段所有负荷失电：

1.4    该段母线所带运行中的密封风机、吸风机冷却风机跳闸，备用风机联动，空预器主电机跳闸，辅电机联动，该段母线所带运行中给煤机跳闸，磨煤机润滑油泵跳闸，捞、碎渣机跳闸，工频励磁、浮充装置失电，出现相应报警；如锅炉热控电源由该段接带，锅炉所有电动门失电；

1.5    故障点可能伴随有短路烧伤痕迹。

2. 原因：

2.1    炉×段母线短路；

2.2    炉×段负荷短路越级跳闸；

2.3    炉×变故障或上一级电源失电，备自投未动；

2.4    误操作。

3. 处理要点：

3.1    投油稳燃，调整燃烧，防止锅炉灭火；

3.2    根据磨运行方式，机组接带相应负荷；

3.3    设法排除故障，恢复炉×段及负荷供电；

3.4    炉×段暂时无法恢复，倒换运行方式，恢复停电负荷供电，确保保安段、直流系统运行正常，倒锅炉热控电源由保安段接带，恢复锅炉电动门供电。

4. 处理：

4.1    立即检查保安段由第一备用电源接带正常；

4.2    投油稳燃，调整燃烧，防止锅炉灭火，检查空预器辅电机联动，空预器运行正常，备用密封风机、吸风机备用冷却风机联动正常，根据磨运行方式，机组接带相应负荷；根据情况关闭炉底液压关断门；

4.3    检查炉×段工作电源开关确断，否则手动断开，如备自投未动作，抢合炉段母联开关，抢合成功，恢复各负荷供电；

4.4    如备自投动作或抢合后跳闸，复归音响，检查备用转机联动正常，否则手动执行；

4.5    倒换各MCC由另一段母线接带，开启主充接带相应直流母线，倒锅炉热控电源由保安段接带，恢复锅炉电动门供电；

4.6    就地检查失电原因：

4.6.1  如某一负荷故障越级跳闸，隔离故障点，确认母线绝缘良好，恢复正常运行方式；

4.6.2  如母线故障，设法消除，恢复无故障设备运行，无法消除时，做好安全措施，通知检修处理；

4.6.3  如变压器故障，工作开关拒绝跳闸，就地打跳工作开关并拉至检修位置，恢复母线运行，隔离变压器，通知检修处理；

4.6.4  如上一级电源失电，待供电正常后恢复正常运行方式；

4.6.5  如人员误操作，确认设备无损坏，立即恢复正常运行方式；

4.7    如引起锅炉灭火，按故障停机处理。

第六节　保安×段失电

1. 现象：

1.1    警铃响，保安×段低电压动作光字发，保安第一备用电源故障、柴油机启动失败或柴油机异常光字可能发，保安×段电压指示到零；

1.2    失电母线所带运行中的EH油泵、小机交流油泵、主机交流油泵、高密泵、盘车电机、顶轴油泵、电泵辅助油泵、风机油泵、火检风机等设备跳闸，相应光字发，备用转机联动，低电压保护动作掉牌，CRT报警窗口显示跳闸信息；

1.3    UPS主电源失电，蓄电池投入及相应光字发，主充电源失电，交流事故照明失电：

1.4    机、炉热控电源失电；

1.5    机组运行中，保安段失电，如果一些重要辅机联动不正常，将导致主机故障；机组停运时，保安段失电，主机油系统无法正常运行，伴随有相应现象；

1.6    故障点可能伴随有短路烧伤痕迹。

2. 原因：

2.1    保安×段母线短路；

2.2    保安×段负荷短路越级跳闸；

2.3    炉×段失电，备用电源未自投；

2.4    误操作。

3. 处理要点：

3.1    检查各备用转机联动正常，否则手动执行，直流油泵启动正常后，及时调整直流系统运行方式，检查UPS蓄电池投入接带负荷正常，旁路电源可靠备用；

3.2    立即倒机、炉热控电源由机段、炉段接带；

3.3    如母线故障，设法排除，恢复保安×段及负荷供电；暂时无法恢复，倒换运行方式，恢复停电负荷供电，确保UPS、主机油等重要系统运行正常；

3.4    如保安备用电源未自投，设法恢复保安段及负荷供电。

4. 处理：

4.1    立即检查各备用转机联动正常，否则手动执行，直流油泵启动正常后，及时调整直流系统运行方式，检查UPS蓄电池投入接带负荷正常，旁路电源可靠备用；

4.2    立即倒机、炉热控电源由机段、炉段接带；

4.3    暂时无法恢复，倒换运行方式，恢复停电负荷供电，确保UPS、主机油等重要系统运行正常；

4.4    如保安备用电源未自投，应立即检查：

4.4.1  工作电源开关确断，否则手动断开；

4.4.2  母线三相电压表指示到零，否则切除反送电电源；

4.4.3  保安备用电源开关各部完好；

4.4.4  保安第一备用电源正常，开关良好备用；

4.4.5  联锁开关、低电压连片投入正常；

4.4.6  相关二次回路无明显开路、短路现象；

4.4.7  柴油机具备启动条件；

4.5    保安第一备用电源正常，确认工作电源开关确断，手动合备用开关及第一备用电源开关，母线充电正常后，恢复各负荷供电；

4.6    如第一备用电源故障，手动启动柴油机，恢复保安段供电；

4.7    如炉段恢复供电，保安段恢复正常运行方式；

4.8    通知检修检查备用电源未自投的原因并消除；

4.9    如母线故障，就地检查失电原因：

4.9.1  如某一负荷故障越级跳闸，隔离故障点，确认母线绝缘良好，恢复正常运行方式；

4.9.2  如母线故障，设法消除，恢复无故障设备运行，无法消除时，做好安全措施，通知检修处理；

4.10  如人员误操作，确认设备无损坏，立即恢复正常运行方式；

4.11  机组运行中，保安段失电，如果一些重要辅机联动不正常，引起主机故障，做相应处理；

4.12  机组停运时，保安段失电，如主机交流油泵失电，检查直流油泵应联动，否则立即手动启动；如主机盘车失电，按规定进行手动盘车。

第七节 公用×段失电

1. 现象：

1.1    警铃响，公用×变高、低压侧开关跳闸，8200开关自投后跳闸；

1.2    公用×变相应保护动作、8200开关相应保护动作、公用×段电动机低电压动作、＃03BB×路冷却电源故障、UPS异常等光字发，相应保护动作、低电压保护动作掉牌，CRT报警窗口显示跳闸信息；

1.3    公用×变高压侧电流、相应母线电压指示到零，该段所有负荷失电，部分空压机跳闸，厂用压缩空气压力下降；

1.4    故障点可能伴随有短路烧伤痕迹。

2. 原因：

2.1    公用×段母线短路；

2.2    公用×段负荷短路越级跳闸；

2.3    公用×变故障或上一级电源失电，备自投未动；

2.4    误操作。

3. 处理要点：

3.1    设法排除故障，恢复公用×段及负荷供电；

3.2    公用×段暂时无法恢复，倒换运行方式，恢复停电负荷供电，优先考虑＃03BB冷却电源、空压机等重要负荷运行方式的切换。

4. 处理：

4.1    立即检查公用×段工作电源开关确断，否则手动断开，如备自投未动作，抢合8200开关，抢合成功，恢复各负荷供电；

4.2    如备自投动作或抢合后跳闸，复归音响，倒换各MCC由另一段母线接带，查＃03BB冷却电源由另一路电源接带正常，查UPS运行正常，如柴油机因蓄电池电压低退备，查保安段运行正常，保安第一备用电源可靠备用；检查仪用气压力正常，否则解列杂用气源；及时通知一公司倒换通讯、网控MCC电源；启动干式变跳闸冷却风扇；

4.3    启动备用空压机；

4.4    就地检查失电原因：

4.4.1  如某一负荷故障越级跳闸，隔离故障点，确认母线绝缘良好，恢复正常运行方式；

4.4.2  如母线故障，设法消除，恢复无故障设备运行，无法消除时，做好安全措施，通知检修处理；

4.4.3  如变压器故障，工作开关拒绝跳闸，就地打跳工作开关并拉至检修位置，恢复母线运行，隔离变压器，通知检修处理；

4.4.4  如人员误操作，确认设备无损坏，立即恢复正常运行方式；

4.5    各专业配合进行运行方式切换及事故处理；

4.6    如引起主机事故或其它事故，根据情况做相应处理。

第八节　UPS失电（DCS改造后）

1. 现象：

1.1    集控室现象：

1.1.1    操作员站CRT、辅盘大屏幕显示器失电黑屏；

1.1.2    火焰TV、水位TV、电接点水位计、旁路控制盘失电；

1.2    DCS失电，保护动作情况：

1.2.1    汽机跳闸，A、B小机高、低压调门关闭；

1.2.2    炉MFT保护动作；

1.2.3    发变组“Ⅱ套逆功率”保护动作，厂用快切正常动作；

1.3    检查现象：

1.3.1    主开关、灭磁开关、工频励磁交流侧开关、6KV厂用工作电源跳闸，6KV厂用备用电源自投；发变组保护屏、快切装置显示相应动作信号；励磁系统绝缘检测装置、故障录波器、打印机电源、主变冷却器控制电源失电（冷却器全停）；发变组、厂用系统及辅机变送器失电；

1.3.2    高、中压主汽门、调门、抽汽逆止门（抽汽电动门不联关）、高排逆止门关闭，机头转速表失电；主机交流润滑油泵、高压备用密封油泵低油压联动正常；A、B小机高、低压调门关闭；高、低压疏水门组失电开启，除氧器、热井水位主、辅调阀关闭，真空泵入口门关闭，真空下降；主机转速至700rpm，顶轴油泵不联动，转速至零，盘车装置拒起；

1.3.3    锅炉灭火，一次风机、磨煤机、给煤机跳闸，来、回油跳闸阀、油角阀关闭，空予器、火检风机、引、送风机运行正常；炉膛负压负向增大，电泵运行时不跳闸，否则失去所有给水泵，汽包水位下降；

1.3.4    机、炉热控电源失电；

1.3.5    UPS输出电压、电流为零，逆变器、旁路跳闸，面板显示报警信息，故障点可能存在短路、烧伤、放电、冒烟等现象；直流Ⅰ、Ⅱ段母线绝缘检测装置失电。

2. 原因：

2.1    人为按下负荷卸载按钮；

2.2    UPS出口母线短路；

2.3    UPS装置故障。

3. 处理要点：

3.1    电气：手动捅发电机主开关、灭磁开关按钮，检查发变组解列（网控人员检查或通过电子间开关保护柜位置信号间接判断）、灭磁开关跳闸、厂用切换正常；

3.2    汽机：集控立即手动打闸一次，手动启动主机交、直流油泵，就地检查高、中压主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门确已关闭；高压备用密封油泵低油压联启正常，主机润滑油压表指示正常；依靠经验判断转速下降；检查发电机密封油系统运行正常；

3.3    锅炉：手动MFT，就地检查磨煤机、给煤机、一次风机均已跳闸，来、回油跳闸阀关闭，锅炉熄火；事故按钮捅跳吸、送风机，密闭炉膛，就地监视汽包水位；

3.4    就地检查UPS失电原因并设法恢复；

3.5    检查各厂用电源供电正常，直流系统运行正常；

注意：UPS电源恢复过程中，因DCS初始化，部分设备状态会发生改变，应加强各参数监视，各系统、转机运行状态检查、监视、调整，防止设备损坏。

4. 处理：

4.1    电气：

4.1.1    手动捅发电机主开关、灭磁开关按钮；

4.1.2    检查发变组解列（网控人员检查或通过电子间开关保护柜位置信号间接判断）、灭磁开关跳闸；

4.1.3    检查厂用切换正常，直流系统运行正常；

4.2    汽机：

4.2.1    集控立即手动打闸一次，手动启动主机交、直流油泵；

4.2.2    就地手动打闸一次，检查高、中压主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门确已关闭；依靠经验判断转速下降；

4.2.3    主机交、直流润滑油泵运行正常，主机润滑油压表指示正常，停运直流油泵；检查高压备用密封油泵低油压联启正常；检查发电机密封油系统运行正常；就地启动顶轴油泵；

4.2.4    检查A、B小机高、低压调门关闭，就地打闸，检查小机高、低压主汽门关闭、小机油系统运行正常；

4.2.5    检查旁路油站运行正常，高、低压旁路关闭；

4.2.6    倒辅汽至老厂或临机接带，倒轴封由辅汽接带；

4.2.7    关闭抽汽电动门、小机高、低压进汽电动门；

4.2.8    事故按钮捅跳A、B前置泵、真空泵，如电泵运行，立即捅事故按钮停运，关闭A、B、C给水泵出口电动门；

4.2.9    检查循环水、开式冷却水系统运行正常；

4.2.10  检查凝结泵运行正常，除氧器水位主、辅调阀自关，立即就地开启凝结水小循环或旁路手动门；检查后缸喷雾、本扩、高扩减温水门失电开启，否则开启手动旁路门；

4.2.11  检查主机高、低压门组疏水门、A、B小机疏水开启，手动强关管系疏水；检查高、低压加热器危急疏水开启，逐级疏水关闭；

4.2.12  真空至零，停轴封供汽；

4.2.13  主机转速至零，手动投入盘车（转速至零前联系检修短接零转速信号）；

4.3    锅炉：

4.3.1  手动MFT；

4.3.2  就地检查磨煤机、给煤机、一次风机均已跳闸，来、回油跳闸阀关闭，锅炉熄火；

4.3.3  检查空予器、火检风机、引、送风机运行正常；

4.3.4  事故按钮捅跳吸、送风机，密闭炉膛；

4.3.5  关闭减温水电动门；

4.3.6  就地监视汽包水位，隔离锅炉疏放水系统；

4.4    就地检查UPS失电原因并做相应处理：

4.4.1  如母线短路，设法消除故障点，测绝缘合格，根据情况，投入UPS运行；

4.4.2  如UPS装置故障，投检修旁路，接带负荷；

4.4.3  UPS外部电源全部失去，积极恢复电源供电，重新开启UPS；

4.4.4  如人员误操作，立即恢复；

4.4.5  故障无法消除，通知检修处理；

4.4.6  必要时通知检修装设临时电源；

4.5    做好事故停机后的其它工作；

4.6    如在上述事故处理过程中，UPS电源恢复供电，根据机组状态进行处理；

4.7    UPS恢复正常后，检查各系统正常，重新开机。

第九节　直流×段蓄电池出口保险熔断

1. 现象：

1.1    正常运行情况下，出口保险熔断：

1.1.1  蓄电池出口保险熔断，蓄电池浮充电流表指示到零，直流母线故障光字有可能发；

1.1.2  直流母线电压波动，可能导致保护、控制、信号等系统误动或拒动，直流负荷可能过压或过流损坏；

1.1.3  如主、浮充装置未运行，蓄电池直供运行方式，出口保险熔断或出口保险熔断的同时主、浮充装置跳闸，直流母线电压到零；

1.2    蓄电池短路导致出口保险熔断：

1.2.1  蓄电池出口保险熔断，蓄电池浮充电流表指示到零，运行中主、浮充装置跳闸，直流母线电压到零，直流母线故障光字发；

1.2.2  短路点有严重烧伤并仍在起弧，蓄电池电解液可能沸腾，极板脱落明显；

1.3    直流母线短路：

1.3.1  蓄电池出口保险熔断，蓄电池浮充电流表指示到零，运行中主、浮充装置跳闸，直流母线电压到零，直流母线故障光字发；

1.3.2  短路点有严重烧伤；

1.3.3  直流母线失压或欠压，该母线所带发变组、厂用控制、信号电源及转机控制电源失去，状态显示黄色，无法操作；发变组保护屏部分失电，发变组“直流电源失去”、“总报警”、“保护回路断线”等光字发；炉MFT、OFT、各磨煤机跳闸继电器、PCV失电；运行中的直流油泵跳闸；

1.3.4  直流母线过压，将引起直流母线所带负荷损坏，并引起保护、控制、信号、联锁等装置误动，误动开关状态发生改变；

1.3.5  直流母线失电，单极蓄电池保险熔断，单极对地电压有指示，极间电压可能有指示。

2. 原因：

2.1    保险质量不良，容量配置不合理；

2.2    直流母线短路；

2.3    蓄电池短路；

2.4    严重过负荷。

3. 处理要点：

3.1    确认蓄电池出口保险熔断，紧急停运主、浮充装置；

3.2    如靠蓄电池侧短路，拉开蓄电池刀闸，设法消除短路点，查母线正常，恢复母线供电；对着火点组织灭火，防止人身触电、电弧烧伤、酸烧伤；

3.3    直流母线短路，查蓄电池出口保险熔断，主、浮充装置跳闸，对着火点组织灭火；切除故障母线所有负荷，并倒至另一段直流母线接带；

3.4    立即对机、炉所有转机、电气各开关进行全面检查，发现异常，及时处理；

3.5    做好安全措施，通知检修处理。

4. 处理：

4.1    直流母线短路：

4.1.1  立即检查蓄电池出口保险一极或两极熔断，拉开蓄电池出口刀闸，查主、浮充装置跳闸，否则立即手动断开空气开关，切除故障母线所有负荷，对着火点组织灭火；倒负荷至另一段直流母线接带；处理过程中，严禁用刀闸拉、合短路点，灭火前确认灭火范围内所有电源切除，防止在倒负荷过程中将故障引至另一段母线；

4.1.2  如分支故障，引起越级熔断，隔离故障点，恢复母线运行；恢复过程中确认母线绝缘良好，用蓄电池给空母线充电正常后，再开启主充或浮充，恢复负荷供电；如蓄电池电压过低或严重损坏，短时无法恢复运行，直流两段合环运行，对蓄电池进行处理；

4.1.3  优先恢复重要负荷供电；

4.1.4  各开关状态信号指示异常，按就地转机运行状态进行监视、调节，出现转机跳闸，应启动备用设备，并做相应处理；

4.2    蓄电池侧短路：

4.2.1  确认主、浮充装置跳闸，否则立即断开空气开关；

4.2.2  查蓄电池浮充电流到零，拉开蓄电池出口刀闸，严禁用刀闸拉开短路电流，如电弧未完全熄灭，无法确定短路点范围，严禁拉开蓄电池出口刀闸；

4.2.3  做好防烧伤、触电、酸腐蚀等安全措施；设法用绝缘物消除短路点；

4.2.4  确认母线无故障，倒停电母线及其负荷由另一段母线接带；

4.2.5  通知检修处理故障蓄电池；

4.3    主、浮充直供母线，直流母线电压过高：

4.3.1  立即停运主、浮充装置，隔离蓄电池，合母联刀闸，查母线电压正常；

4.3.2  根据蓄电池故障情况进行处理；

4.3.3  在此期间，直流控制的转机有误合、误跳，保护误动、信号误发、直流设备损坏等情况出现；伴随主、浮充装置的跳闸，备用设备、开关、保护等拒动，将会导致例如：1）工作内冷水泵跳闸，备用泵拒动，断水保护、主开关、灭磁开关拒动，厂用无法切换，导致发电机烧损，厂用失电；2）MFT达动作条件但可能拒动，即使动作，单侧一次风机、部分制粉系统不跳闸，引起锅炉爆炸；3）汽机跳闸后，可能导致主机、小机部分油泵跳闸或启动不起来，导致断油烧瓦、氢气外漏等事故；运行人员应根据热工、电气仪表指示及保护动作情况、光字牌指示、设备实际运行状态综合判断机组所处状态，切实保证两台一次风机停运、来回油跳闸阀关闭；发电机失灵保护应动作，否则手动执行，但应注意及时断开灭磁开关，厂用单段自投；汽机跳闸，设法启动主机、小机交流油泵或直流油泵、发电机空侧密封油泵运行，保证机组安全停运；

4.4    直流母线失电期间，加强设备监视及检查，避免不必要的操作，做好设备拒动、误动的事故预想；

4.5    各项操作应绝对避免直流母线电压大幅度波动，避免将故障点引至另一段母线，禁止带短路电流拉刀闸；两段直流母线合环操作时，应控制电压差在3V以内，避免主、浮充直供母线运行或在此状况下进行合环操作；直流电弧难以熄灭，在处理过程中，应防止触电、烧伤、烫伤、酸灼伤、气体中毒等事故的发生，灭火前切断各侧电源；

4.6    蓄电池保险熔断后，必须查明原因，消除故障，在蓄电池出口刀闸确断的情况下，进行更换；蓄电池的重新投入，应控制电压差在3V以内或直接给无故障的空母线充电；

4.7    及时调整两段母线电压，控制蓄电池充电电流、速度；

4.8    直流母线正常后，全面检查恢复机组正常运行方式；隔离受损设备，通知检修处理。

第十节　大电流接地系统MCC单相接地

1. 现象：

1.1    电源进线经开关供电的MCC，零序过流保护动作跳闸，MCC失电，所有负荷停运；

1.2    电源进线经保险供电的MCC，接地相保险熔断，MCC所有负荷出现缺相运行或跳闸现象；

1.3    变压器零序过流保护可能动作于变压器跳闸；

1.4    接地点有电弧烧伤痕迹。

2. 原因：

2.1    MCC单相接地；

2.2    MCC电源进线电缆单相接地；

2.3    MCC所带负荷单相接地。

3. 处理要点：

3.1    电源进线经开关供电的MCC，零序过流保护动作跳闸，否则手动执行；

3.2    电源进线经保险供电的MCC，接地相保险熔断，紧急停运MCC所有负荷，启动备用转机，防止电动机长时间缺相运行，烧损电动机；待MCC电流到零，方可拉开MCC电源进线刀闸，防止带负荷及故障电流拉刀闸；

3.3    如引起变压器跳闸，做相应处理；

3.4    查找故障原因，倒换运行方式并进行处理。

4. 处理：

4.1    电源进线经开关供电的MCC，零序过流保护动作跳闸，否则手动执行；

4.2    电源进线经保险供电的MCC，接地相保险熔断，紧急停运MCC所有负荷，启动备用转机，防止电动机长时间缺相运行，烧损电动机；用钳形电流表测量MCC电源三相电流为零，方可拉开MCC进线刀闸，然后拉开电源侧刀闸，防止带负荷及故障电流拉刀闸；

4.3    如引起变压器跳闸，做相应处理；

4.4    查找故障原因并进行处理：

4.4.1  故障点存在于电源进线，拉开MCC电源进线两侧刀闸，确认MCC绝缘良好，用另一路电源充电，逐一恢复负荷送电；

4.4.2  故障点存在于某一负荷，隔离该负荷，确认MCC绝缘良好后充电，逐一恢复负荷送电；

4.4.3  故障点存在于MCC，如烧伤严重或绝缘破坏，做好安全措施，通知检修处理；

4.4.4  经检查未发现明显故障点，对进线电缆、MCC、各负荷依次测绝缘，逐级恢复供电，发现问题通知检修处理；

4.5    如MCC电源刀闸接地相保险未熔断，故障点依然存在，用上一级开关切断故障点。

第五章　变压器

第一节　变压器自动跳闸

1. 现象：

1.1    警铃响，变压器高、低压侧开关跳闸，联动备用方式的母联开关自投；

1.2    变压器相应保护及备自投动作，CRT报警窗口显示跳闸信息；

1.3    变压器高压侧电流指示到零，母线电压摆动后恢复正常，备自投动作失败或未动作，母线电压指示到零，该母线所带负荷失电；手动备用方式的母线失压；

1.4    故障点可能伴随有短路烧伤痕迹。

2. 原因：

2.1    变压器内部或高低压引线故障；

2.2    变压器所带母线短路；

2.3    负荷短路越级跳闸；

2.4    人员误动。

3. 处理要点：

3.1    隔离故障点,恢复母线及负荷供电；

3.2    分析判断故障原因及设备损坏情况，做好安全措施，通知检修处理。

4. 处理：

4.1    检查变压器高、低压侧开关跳闸，母联开关应自投，查母线电压正常，否则手动抢合一次，退出BZT装置，如母线失电，按母线失电进行处理；

4.2    根据保护动作情况，就地检查变压器本体及引线如有明显短路、烧伤、放电、冒烟、着火等现象，隔离变压器，测绝缘，做好安全措施，通知检修进行处理；

4.3    如无明显故障表征，测绝缘合格，做高、低压侧开关跳合闸试验，验证控制回路、开关有无异常，通知检修做保护传动试验，验证保护回路及保护定值是否正常，如经上述检查、试验，未发现异常，做变压器直阻、耐压试验合格，变压器充电；

4.4    如母线故障，待母线正常后，恢复变压器运行；

4.5    如因变压器失电，引起机组运行异常，根据情况做相应处理。

第二节　主变压器冷却器全停

1. 现象：

1.1    警铃响，“主变冷却器全停”、“主变冷却电源故障”光字发；

1.2    主变温度、温升上升；

1.3    所有冷却风扇及潜油泵停运。

2. 原因：

2.1    冷却电源失电；

2.2    冷却电源小母线短路；

2.3    误操作运行方式选择开关；

2.4    冷却装置控制电源失电。

3. 处理要点：

3.1    根据上层油温上升速度，适当降低有、无功负荷，尽量控制上层油温在75℃以下，最高不超过85℃；

3.2    冷却器全停，经短时处理可恢复运行，退出主变通风保护，监视上层油温在75℃以内，允许连续运行时间不超过1小时；运行时间超过10分钟，上层油温达到75℃，立即停运；短时无法处理，申请停机；

3.3    尽快恢复冷却器运行，做好停机准备。

4. 处理：

4.1    立即检查冷却器全停原因，并设法恢复：

4.1.1  误操作应立即恢复；

4.1.2  控制信号电源保险熔断，立即更换，恢复冷却器运行；

4.1.3  单路电源故障，倒换运行方式，恢复冷却器运行；两路电源全部失电，尽快恢复一路电源供电；

4.1.4  冷却电源小母线短路，根据情况先恢复半段运行，故障消除后，恢复正常运行方式；

4.1.5  任意单组冷却器故障，引起越级跳闸，隔离故障冷却器，恢复其余冷却器运行；

4.2    冷却器全停，1小时内可恢复运行，退出主变通风保护，做以下处理：

4.2.1  根据上层油温上升速度，适当降低有、无功负荷，控制上层油温在75℃以下；

4.2.2  若变压器上层油温达到75℃，变压器运行时间超过10分钟，手动停机；

4.2.3  冷却器全停时间在10分钟内,密切监视上层油温不超过85℃，若降低负荷运行后上层油温仍继续上升并超过85℃，立即停机处理；

4.2.4  冷却器全停时间超过1小时，应手动停机；

4.3    故障严重，1小时内无法恢复运行，立即降负荷，申请停机；

4.4    做好停机前准备工作。

第三节　变压器油位异常

1. 现象：

1.1    变压器油位指示高或低。

2. 原因

2.1    油位过高原因:

2.1.1  受高温影响，油受热膨胀；

2.1.2  加油时油位偏高过多，环境温度上升；

2.1.3  变压器内部故障；

2.2    油位过低原因：

2.2.1  变压器漏油；

2.2.2  负荷突降或环境温度显著降低；

2.3    假油位原因：

2.3.1  油位计损坏、油枕呼吸器管路堵塞、气囊破裂；

2.3.2  变压器内有空气；

3. 处理要点：

3.1    核对油位指示是否正确；假油位时，应及时排气，疏通呼吸器；油位指示正确时，分析原因，做好排油及补油工作；应防止瓦斯保护误动；假油位处理时应将瓦斯保护投信号；

3.2    严重漏油，设法堵漏，及时加油；当油面下降至瓦斯继电器以下，应紧急停运；

3.3    内部故障或过负荷引起油位过高，应根据情况限负荷或停运，必要时放油至正常油位。

4. 处理：

4.1    检查变压器油位异常的原因：

4.1.1  核对油位计指示是否正确；

4.1.2  有无渗漏油现象，冷却装置运行是否正常

4.1.3  有无加油、放油、滤油及检修工作；

4.1.4  环境温度是否大幅度变化，变压器温度、温升是否正常,是否过负荷；

4.1.5  本体声音是否正常；

4.1.6  呼吸器是否畅通，油枕与本体间连管是否畅通；

4.1.7  瓦斯继电器内是否有气体，轻瓦斯保护是否发讯。

4.2    变压器油位因环境温度升高造成高油位并超过允许上限时，联系检修放油，保持油位与油温相对应；采用隔膜式储油柜的变压器，应检查呼吸器是否畅通；设法验证油枕压力与大气压力接近，以避免产生假油位,放气或疏通呼吸器时应将瓦斯保护改投信号；

4.3    因长期轻度漏油引起油位降低，应补加油并消漏；

4.4    如因大量漏油引起油位降低，迅速采取堵漏措施，并联系检修加油，禁止将变压器重瓦斯保护出口压板改投信号位置；无法堵漏时，倒负荷，停运故障变压器，油面下降至瓦斯继电器以下，应紧急停运；

4.5    若漏油是由某组冷却装置漏油所致,应退出该组冷却装置的运行，关闭其进出口油路阀门，并应严密监视变压器的油位和温度的变化情况；

4.6    在放油或加油时应将变压器的重瓦斯保护出口压板改投信号位置，此时变压器其它主保护均应投入运行，放油或加油运行24小时，并且瓦斯继电器内无气体，再将变压器重斯保护出口压板改投跳闸位置；

4.7    如变压器过负荷，应设法降低负荷并加强冷却，以限制变压器上层油温，当上层油温超过允许值，经采取措施无效，停运变压器；

4.8    如变压器内部故障，应根据情况停运处理；

4.9    确认为假油位时，检查油标管、呼吸器是否畅通；疏通前重瓦斯投信号，处理正常后恢复变压器正常油位指示。

第四节　变压器轻瓦斯信号发迅

1. 现象：

1.2    “轻瓦斯动作”光字发。

2. 原因：

2.1    由于滤油、加油或冷却系统不严密导致空气浸入，积聚在瓦斯继电器内；

2.2    变压器漏油、渗油或油温下降使油面过低；

2.3    变压器内部轻微故障，产生少量气体；

2.4    瓦斯继电器故障或二次回路故障。

3. 处理要点：

3.1    对变压器进行全面检查，发现异常及时分析，达到停运条件应立即停运；

3.2    化验气体成份，进一步确认轻瓦斯动作原因。

4. 处理：

4.1    立即对变压器进行全面检查并与其相同运行工况进行比较：

4.1.1   油位是否正常；

4.1.2   环境温度、油温、温升是否正常；

4.1.3   内部有无放电声及其它异音；

4.1.4   释压器、防爆膜有无破裂和喷油现象，呼吸器是否畅通；

4.1.5   瓦斯继电器内是否有气体；

4.1.6   有无检修工作，有无渗漏油，冷却装置有无切换工作；

4.1.7   有无明显冒烟、着火、局部过热现象；

4.1.8   油色是否正常，油内是否出现游离炭；

4.1.9   联系检修协助判断轻瓦斯保护动作正确性；

4.2    经确认变压器空气侵入导致轻瓦斯发讯，应将重瓦斯保护改投信号，进行放气；如轻瓦斯发讯间隔越来越短，有导致重瓦斯误动可能时，应将重瓦斯保护改投信号；

4.3    如变压器漏油，使油面降低，根据变压器油位异常进行处理；

4.4    负荷突增引起油温急剧上升，应限制负荷上升速度；

4.5    当变压器出现冒烟、着火、释压器动作、内部有不均匀爆破声、油色过渡发黑并出现游离炭，温度、温升不正常升高等情况，紧急停运处理；

4.6    取气样或油样进行分析，经鉴定为可燃气体时，应立即停运；其故障性质可根据下表确定：

4.7    确认轻瓦斯信号误发，通知检修处理；

4.8    停运故障变压器时，应注意切换运行方式，减小停电范围；

4.9    变压器内部故障，在任何情况下禁止将重瓦斯保护改投“信号”。

第五节　变压器着火

1. 现象：

1.1    变压器温度升高；

1.2    变压器有明火；

1.3    可能伴随有释压器动作喷油等现象；

1.4    变压器瓦斯等保护可能动作跳闸；

1.5    集控消防模拟屏火灾报警信号发。

2. 原因：

2.1    内部故障产生电弧；

2.2    变压器漏油着火。

3. 处理要点：

3.1    紧急停运变压器，断开变压器高、低压侧开关，切断变压器所有电源；对于强油风冷变压器，立即停运冷却器，进行灭火，并报火警；

3.2    备用电源自动投入，否则手动执行；

3.3    注意人身安全，禁止无关人员靠近火场。

4. 处理：

4.1    紧急停运变压器，断开变压器高、低压侧开关及刀闸，切断变压器所有电源；对于强油风冷变压器，立即停运冷却器，进行灭火，并报火警；

4.2    查备用电源自动投入，否则手动执行；

4.3    若变压器油溢在变压器顶盖上着火时，则应打开变压器下部放油门放油，使油面低于顶盖以下；如变压器外壳破裂漏油引起着火，应放油至漏油点以下，然后进行灭火（主变、厂高变、＃03备高变应开启喷林水，使油冷却），若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油以防变压器发生严重爆炸；

4.4    扑灭变压器火灾时，应使用二氧化碳、干粉或1211等灭火器材；

4.5    火灾扑灭后做好安全措施，联系检修检查。

第六节　变压器温度异常升高

1. 现象：

1.2    变压器温度升高，油位上升；

1.3    变压器温度高报警信号发；

1.4    强冷变压器辅助冷却器联启，干式变冷却器自启动。

2. 原因：

2.1    变压器过负荷；

2.2    冷却介质温度升高；

2.3    冷却装置故障；

2.4    温度计显示异常；

2.5    变压器内部故障；

2.6    油冷变压器严重漏油或油路堵塞。

3. 处理要点：

3.1    监视并限制变压器温度温升不超限；

3.2    因故障引起温度升高，根据故障原因进行处理；

3.3    限制负荷，加强冷却；

3.4    在相同负荷、冷却条件下，采取措施无效后，变压器温度上升并超过允许值，请示领导同意停运。

4. 处理：

4.1    变压器油温虽在允许最高范围内，但比同等负荷及冷却条件升高10℃以上应视为异常升高；应检查变压器的负荷和冷却介质温度；

4.2    核对变压器远方和就地温度表计指示是否一致，不一致时应联系检修校对；

4.3    检查变压器冷却装置运行是否正常，油泵、风扇运行是否正常，潜油泵流量指示是否正常；

4.4    冷却器运行不正常或发生故障，如冷却器全停、潜油泵停运、风扇损坏、散热器管道积垢、冷却效果不佳、散热器阀门没有打开、温度计指示失灵等诸多因素引起温度升高，应及时处理，必要时对冷却器系统进行维修，以提高其冷却效果；

4.5    增加冷却器运行数量，或开启干式变冷却风机；环境温度升高时，加强通风，降低环境温度；

4.6    变压器过负荷，可采用转移或限制负荷，来降低变压器温度；

4.7    对变压器进行详细外部检查，测量各部温度，倾听变压器声音，检查油位、温升、电流、电压、功率是否正常，对于主变还应检查总烃量是否超标，必要时化验油质，判断变压器内部是否故障；

4.8    如变压器内部故障引起，同时伴随有保护报警、参数异常，根据情况停运处理；

4.9    变压器事故过负荷引起温度升高，应调整负荷、运行方式，使变压器温度不超过允许值，并根据过负荷值决定运行时间；若是厂用低压变压器发生温度异常升高故障，可将负荷切换到本系统另一段接带；及时联系检修维护人员，尽快将故障变压器停运检查处理；若是主变、厂高变、#03备高变发生上述异常现象时，应及时申请停运检查处理；在未批准停运检修前，应加强对该异常变压器的检查监视及时汇报发展状态。

第六章　辅机部分

第一节　循环水中断

1. 现象：

1.1    循环泵跳闸报警；

1.2    凝汽器真空急剧下降；

1.3    主机负荷下降；

1.4    开循电流及压力摆动；

1.5    发电机风温、主机油温等水冷设备温度均上升。

2. 原因：

2.1    运行循环泵跳闸，备用泵不联动或联动失败且跳闸泵出口门不联关；

2.2    厂用电源失去；

2.3    运行泵出口门误关，备用泵出口门误开；

2.4    塔池水位过低或滤网堵，循环泵不打水。

3. 处理要点：

3.1    检查备用循环泵应联启，否则手动启动；

3.2    若无备用循环泵或厂用失电造成，应立即故障停机；

3.3    及时停运开循，监视运行水冷设备温度，及时采取措施，超限时停运；

3.4    机组停运后关闭主、再热蒸汽管道疏水，投入后缸喷雾，防止排汽缸温度过高；

3.5    故障消除机组恢复时，应检查排汽缸温度低于50℃时凝汽器方可通循环水，防止凝汽器铜管泄漏。

4. 处理:

4.1    运行循环泵跳闸后，立即启动备用泵，启动成功根据真空情况接带负荷；若备用泵启动不成功或无备用泵，在跳闸泵未倒转时，抢合跳闸泵一次，抢合成功按实际情况接带负荷；

4.2    若循环泵全停，造成循环水中断，应立即打闸停机；关闭主、再热蒸汽管道疏水，高、低压旁路严禁开启，投入后缸喷雾，防止排汽缸温度过高；及时停运开循，监视运行水冷设备温度，采取降负荷等措施，如温度超限时停运；监视主机轴承温度、润滑油温等；其它操作按机组跳闸处理；

4.3    检查空压机冷却水是否正常，否则切换至临机接带；

4.4    如真空泵过负荷时停运真空泵；

4.5    如凝结泵轴承温度高停运后，开启临机凝结水联络门或启动快速上水泵，开启凝结水系统充水门，关闭除氧器上水门，投入后缸喷雾及给水泵密封水；

4.6    炉底水封无法保持时，关闭炉底液压关断门，或用冲洗水向捞渣机下槽体注水；

4.7    公用水倒至临机接带；停凝汽器胶球清洗系统；

4.8    检查引起循环水中断的原因：

4.8.1   如由于厂用电源故障，待厂用电源恢复正常后，按规程规定恢复机组运行；

4.8.2   如塔池水位过低引起，及时补水；

4.8.3   如滤网堵塞引起，及时清理；

4.8.4   系统阀门误关，及时开启；

4.8.5   备用泵出口门误开，及时关闭；

4.8.6   运行泵跳闸，出口门未联关，及时关闭；

4.9    故障消除机组恢复时，应检查低压缸排汽温度低于50℃时方可给凝汽器通循环水，否则应启动快速上水泵，开启凝结水系统充水门，投入后缸喷雾，或关闭凝汽器循环水进出口门，启动一台循环泵及一台开循，恢复凝结泵及其他转机运行，待排汽温度降至50℃时通循环水；

4.10  故障消除投循环水及冷却水系统时，应放空气；检查凝汽器无泄漏及各水冷设备无损坏；

4.11  如循环水部分中断，根据真空情况接带负荷，监视开循运行正常；待故障消除，循环水正常后，恢复机组正常运行；

4.12  根据机组状态，做好机组启动恢复工作。

第二节　凝结水中断

1. 现象：

1.1    凝结泵跳闸报警，备用泵未联动或联动后跳闸；

1.2    凝结水压力、流量到零，除氧器水位下降，热井水位上升；

1.3    真空下降；

1.4    汽泵跳闸，电泵未联动；

1.5    达机、炉保护动作条件，机组跳闸。

2. 原因

2.1    运行泵跳闸，备用泵未联动或无备用泵；

2.2    热井水位低，凝结泵汽化不打水；

2.3    凝结泵入口滤网或热井出口滤网堵；

2.4    凝结泵出口门误关；

2.5    凝结水系统阀门误操作；

2.6    厂用电源中断；

2.7    凝结泵机械部分故障。

3. 处理要点：

3.1    立即故障停机；

3.2    及时启动快速上水泵开启凝结水系统充水门或开启临机凝结水联络门，投入给水泵密封水，投入后缸喷雾；

3.3    尽快恢复给水泵运行，维持汽包水位；

3.4    监视热井水位。

4. 处理：

4.1    运行凝结泵跳闸，检查备用泵应联启，否则立即抢合一次。若无备用泵或抢合不成功，可抢合一次跳闸泵，抢合成功调整各参数维持稳定；

4.2    若两台凝结泵均故障造成凝结水中断，应立即故障停机，汽机打闸，炉MFT，发电机跳闸，厂用快切动作正常；禁止开启高低压旁路，并关闭主、再热蒸汽管道疏水，以控制或减缓凝汽器水位上升，其它操作按故障停机处理；

4.3    关闭前置泵入口门、给水泵密封水泄荷水门；

4.4    立即启动快速上水泵，开启凝结水系统充水门或开启临机凝结水联络门，投入给水泵密封水及后缸喷雾；

4.5    除氧器补水正常，投加热，启电泵炉上水，控制上水速度及温度；

4.6    监视热井水位，检查真空泵运行正常；如凝汽器水位上升较高，影响真空泵安全运行，应停止真空泵运行，破坏真空，必要时凝汽器放水；

4.7    检查凝结水中断的原因：

4.7.1  如厂用电源中断，待厂用电源恢复正常后，启动凝结泵,恢复机组正常运行；

4.7.2  如热井水位低，凝结泵汽化不打水，立即补水，适当关小除氧器上水门，待热井水位正常后，恢复正常运行；

4.7.3  凝结泵入口滤网或热井出口滤网堵，隔离系统，联系检修处理；

4.7.4  如凝结水系统阀门误操作，立即开启；

4.7.5  如凝结泵机械部分故障，隔离系统，联系检修处理。

4.8    故障消除后，进行机组启动操作。

第三节　高加解列

1. 现象：

1.1    高加水位高报警，高加电接点水位计或电子水位计指示水位高；

1.2    高加水侧进出口电动门关闭，＃1、2、3段抽汽逆止门及电动门关闭；

1.3    机组负荷先上升后下降，给水温度下降，主汽压力先上升后下降，主、再热汽温快速上升；

1.4    除氧器水位下降，凝结水流量上升。

2. 原因：

2.1    高加泄漏，水位高保护动作解列；

2.2    高加水位调节自动失灵，水位高保护动作解列；

2.3    高加逐级疏水、危急疏水阀卡，水位高保护动作解列；

2.4    水位保护误动、人员误操作造成高加解列。

3. 处理要点：

3.1    调整机组负荷，防止汽机过负荷；

3.2    及时调整主、再热汽温，防止超温；

3.3    确认高加汽水侧已解列，高加危急疏水开启，尽快降低高加水位，防止发生水冲击；

3.4    恢复高加时，水侧注水，防止给水瞬时中断。

4. 处理：

4.1    确认高加汽水侧已解列，高加危急疏水开启，检查＃1、2、3段抽汽逆止门、电动门关闭严密，检查抽汽电动门前、逆止门后疏水开启，防止发生水冲击；

4.2    解列自动，手动调整汽包水位，适当降低上层磨负荷，控制机组负荷不超限；

4.3    迅速开大过热蒸汽一、二、三级减温水及再热蒸汽微量喷水，必要时投入事故喷水,控制主、再热蒸汽温度在530-540℃之间；

4.4    降低上层磨负荷，增加下层磨负荷，必要时切换上下层制粉系统，调整辅助风，降低火焰中心高度；

4.5    给水温度下降，机组负荷下降，汽温上升较快，注意各级减温水调整，控制各减温器后温度不超限；

4.6    机组负荷下降时，及时增加给煤率，保持机组负荷稳定；

4.7    投入高扩、本扩减温水；

4.8    注意除氧器水位、凝结水流量的变化，防止凝结泵过负荷或备用凝结泵联启；

4.9    检查高加解列原因：

4.9.1   确认高加泄漏，对高加进行隔离，联系检修处理；

4.9.2   如高加水位调节自动失灵，联系检修处理；

4.9.3   如高加逐级疏水、危急疏水阀卡，联系检修处理；

4.9.4   如水位保护误动，误动原因消除后投入高加；

4.9.5   如人员误操作造成高加解列，立即投入高加；

4.10  故障原因查明并消除，高加水侧注水后，投入高加；

4.11  根据给水温度及机组负荷变化情况，及时调整燃烧，关小各级减温水，恢复机组正常运行工况。

第四节　汽泵跳闸

1. 现象：

1.1    警铃响，“汽动给水泵×跳闸”、“汽动给水泵×出口流量低”光字发，电泵联动；

1.2    跳闸泵流量到零，转速下降，给水流量下降；

1.3    汽包水位下降，给水自动跳手动。

2. 原因：

2.1    汽动给水泵组保护动作跳闸；

2.2    汽泵前置泵电机故障跳闸；

2.3    人员误动。

3. 处理要点：

3.1    检查电泵联启，否则立即手动启动，确认电泵出口门开启；

3.2    电泵不备用或联启不正常，立即减负荷至150MW；

3.3    汽包水位达动作值，MFT应动作，否则手动MFT。

4. 处理：

4.1    汽泵跳闸，立即检查电泵联启，否则手动启动电泵，启动成功确认电泵出口门开启，立即增加电泵负荷，同时增加运行汽泵负荷，调整汽包水位正常；

4.2    若电泵不备用或启动失败，应立即增加运行汽泵负荷，捅跳一至两台制粉系统，迅速减负荷至150MW左右，根据燃烧情况投油助燃，停止定排；

4.3    立即查明汽泵跳闸原因尽快处理，开启汽泵疏水，记录汽泵惰走时间；

4.4    如汽包水位保护动作，按故障停机处理；

4.5    给水泵故障消除后，恢复机组正常运行。

第五节　给水泵汽化

1. 现象：

1.1    给水泵电流下降且摆动；汽动给水泵运行时，则前置泵电流摆动，小机转速下降且摆动；

1.2    给水泵出水压力下降且摆动；

1.3    给水流量下降且摆动，汽包水位下降；

1.4    给水泵内有噪音及水冲击声，泵组振动增大。

2. 2原因：

2.1    除氧器内部压力突然下降或水位太低；

2.2    前置泵或主泵入口滤网堵塞；

2.3    给水流量小于160T/H，再循环调节阀未开，水泵长时间在小流量下运行。

3. 处理要点:

3.1    解列给水自动，手动调整汽包水位；

3.2    给水泵汽化时，立即启动备用泵，停运汽化给水泵；如无备用泵立即减负荷，同时停运汽化给水泵；

3.3    如因除氧器水位低，引起给水泵汽化，立即停泵。

4. 处理：

4.1    正常运行中，单台汽泵发生汽化，立即启动电泵，并将故障汽泵打闸，手动调整汽包水位；电泵不备用时立即减负荷至150MW左右；

4.2    如因除氧器水位低，引起给水泵汽化，立即停泵；锅炉低水位保护动作，按故障停机处理；

4.3    锅炉点火升压阶段，电泵汽化时，应紧急停泵，待汽化消除后，再重新启动；带负荷过程中电泵汽化时，应首先将电泵负荷转移到汽泵后再停止电泵运行；若汽泵还未启动，应立即停止电泵及主机运行；

4.4    汽化原因消除后，再次启动给水泵前，应确认主泵动静部分无卡涩，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。

第六节　汽包水位计异常

1. 现象：

1.1    汽包就地双色水位计水位显示不正常或无法显示水位；

1.2    汽包电接点水位计水位显示不正常或无法显示水位；

1.3    汽包电子水位计水位显示不正常或显示坏点。

2. 原因：

2.1    水位计汽、水侧管路、阀门堵塞；

2.2    水位计本体泄漏；

2.3    水位计保温不良；

2.4    水位变送器故障；

2.5    水位计电源部分故障；

2.6    水位计投入不正确；

2.7    水位TV故障。

3. 处理要点：

3.1    判断故障原因，加强对未故障水位计的监视，联系检修及时处理；

3.2    仅有两侧双色水位指示时，立即申请停止锅炉运行；

3.3    集控室无任何监视水位手段，应紧急停止锅炉运行。

4. 处理：

4.1    如单侧水位计本体泄漏、保温不良或水位变送器故障时，应立即解列，通知抢修；一般应在8h内恢复；若不能完成，应制定措施，经生产副总批准，允许延长工期，但最多不能超过24h；并在iprm系统中进行工单流程登记，以备查阅分析。

4.2    如水位计汽、水侧管路、阀门堵塞，及时对水位计进行冲洗；双色水位计水侧二次门安全球堵时，关闭该阀门后重新缓慢开启；

4.3    水位计电源部分故障，查明原因处理正常后立即恢复；

4.4    水位计投入不正确，立即按正确的方法重新投入；

4.5    水位TV故障时，必须每班进行不少于两次就地水位计与集控室二次水位计指示的对照工作；

4.6    如汽包两侧双色水位计均无法监视，具备以下条件允许锅炉运行两小时:

4.6.1  给水自动调节正常、可靠；

4.6.2  电子、电接点水位指示在四小时以内与水位TV对照，正常可靠；

4.6.3  水位高、低报警信号可靠；

4.6.4  水位保护可靠；

4.7    两侧双色水位计无法监视，同时给水自动不可靠，可以根据可靠的水位指示继续运行15-20分钟，申请停止锅炉运行；

4.8    当电子水位有一点因某种原因须退出运行时，限期（不宜超过8h）恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应制定相应的安全运行措施，经生产副总批准，限期（8h以内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行；

4.9    当在运行中无法判断汽包真实水位时，应紧急停止锅炉运行；

4.10  集控室无任何监视水位手段，应紧急停止锅炉运行；

4.11  当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。

第七节　汽水管道水冲击

1. 现象：

1.1    管道有振动声及水击声。

1.2    汽、水压力波动大。

2. 原因：

2.1    汽、水管道流量发生急剧变化；

2.2    汽、水管道压力发生急剧变化；

2.3    汽、水管道温度发生急剧变化；

2.4    管道投运前未充分暖管及疏水；

2.5    疏水管道阀门位置不合理，无法排出疏水；

2.6    启动时管道空气未排完；

2.7    管道支架未固定好。

3. 处理要点：

3.1    开启疏水阀，充分暖管疏水；

3.2    开启空气门，排净管道内的空气；

3.3    保持压力、温度稳定。

4. 处理：

4.1    立即开启疏水阀；

4.2    充分暖管疏水，排净管道内的空气；

4.3    操作阀门时应缓慢进行；

4.4    保持压力、温度稳定；

4.5    若发生水冲击应立即缓慢或停止操作；

4.6    改进不合理的疏水系统、检修支吊架系统。

第八节　空气预热器跳闸

1. 现象：

1.1    警铃响，空气预热器跳闸光子发，跳闸空预器电流回零；

1.2    单侧空气预热器跳闸，延时1.5秒跳同侧一次风机，延时3分钟跳同侧送风机，延时10分钟跳同侧引风机，RB保护动作，FSSS自动选跳E或D制粉系统；

1.3    跳闸侧空预器出口排烟温度急剧升高，同侧一、二次热风温度下降；

1.4    汽温、汽压、负荷下降，汽包水位先低后高；

1.5    两台空气预热器跳闸，炉MFT动作。

2. 原因：

2.1    空预器主电机跳闸，辅电机未联动或联动不成功；

2.2    空气预热器导向轴承、支撑轴承损坏；

2.3    转子与外壳碰撞或有杂物卡涩；

2.4    液力偶合器或减速器故障；

2.5    电机故障；

2.6    厂用电源失电。

3. 处理要点：

3.1    投油稳燃，退出机炉协调；

3.2    辅电机抢合成功，启动一次风机及磨煤机运行，根据空预器出口烟温接带负荷；

3.3    辅电机抢合失败，空预器手动盘车，机组降负荷至150MW；

3.4    单侧空预器跳闸，短时间不能恢复，申请停炉。

4. 处理：

4.1    投油稳燃，退出协调控制，解列自动，手动调整汽温、汽压、水位、炉膛负压，检查同侧一次风机、E或D磨跳闸，机组减负荷；

4.2    检查空预器无明显异常，抢合空预器辅电机一次，抢合成功，监视空预器运行情况，检查主电机跳闸原因，如不影响空预器运行，启动一次风机及磨煤机运行，根据空预器出口烟温接带负荷，待主电机故障消除后恢复机组正常运行；

4.3    辅电机抢合失败，立即降低该侧吸、送风机负荷至零，机组降负荷至150MW；空预器手动盘车，检查空预器入口烟气挡板、出口一、二次风挡板关闭严密；同侧送、引风机相继联锁跳闸，挡板联动正常；

4.4    投入空预器连续吹灰；

4.5    单侧空预器跳闸，短时间不能恢复，申请停炉；

4.6    处理过程中注意调整各参数正常；

4.7    两台空预器跳闸，炉MFT保护动作，按故障停机处理。

第九节　引风机跳闸

1. 现象：

1.1    警铃响，跳闸转机电流回零，相应跳闸转机光字发；

1.2    单台引风机故障跳闸联跳同侧送风机、一次风机，RB保护动作FSSS自动选跳E磨煤机或D磨煤机；

1.3    炉膛冒正压；

1.4    汽温、汽压、负荷下降，汽包水位先低后高；

1.5    两台引风机故障跳闸，炉MFT保护动作，汽机跳闸，发电机逆功率保护动作解列。

2. 原因：

2.1    电动机故障，电气保护动作；

2.2    吸风机热工保护动作；

2.3    引风机机械故障；

2.4    厂用电源故障；

2.5    误动事故按扭。

3. 处理要点：

3.1    投油稳燃，防止锅炉灭火；

3.2    立即增加另一侧风机负荷，但不得使另一侧风机过负荷；

3.3    及时调整磨煤机风量及煤量，防止磨煤机满煤或全部跳闸；

3.4    跳闸侧引风机以下设备联跳正确，否则手动执行。

4. 处理：

4.1    立即投油稳燃；

4.2    退出机、炉协调控制系统，手动调整汽温、汽压、水位、炉膛负压；

4.3    引风机跳闸不允许抢合，检查跳闸侧引风机以下设备联跳正确，否则应手动执行；

4.4    降低运行磨煤机给煤率，减负荷至150MW，切换轴封及辅汽汽源；

4.5    增加运行侧引、送、一次风机负荷，控制炉膛负压、氧量、一次风压正常；

4.6    关闭跳闸侧空预器出口热一次风挡板，关闭跳闸磨煤机一次风速断档板，尽量维持较高一次风压；

4.7    检查跳闸侧空预器入口烟气挡板、吸风机出入口挡板已联关，开启送风机出口二次风联络挡板；

4.8    如汽包水位调整困难，及时启动电泵进行调整；

4.9    投入空预器连续吹灰；

4.10  检查跳闸原因，故障消除后恢复其运行；

4.11  若MFT动作，按故障停机处理。

第十节　送风机跳闸

1. 现象：

1.1    警铃响，跳闸转机电流回零，相应跳闸转机光字牌发；

1.2    单台送风机故障跳闸联跳同侧一次风机，RB保护动作FSSS自动选跳E磨煤机或D磨煤机；

1.3    送风机出口风压降低，送风量减小，炉膛负压增大；

1.4    汽温、汽压下降，汽包水位先低后高；

1.5    两台送风机故障跳闸，炉MFT保护动作，汽机跳闸，发电机逆功率保护动作解列。

2. 原因：

2.1    电动机故障，电气保护动作；

2.2    送风机热工保护动作；

2.3    送风机机械故障；

2.4    厂用电源系统故障；

2.5    吸风机跳闸联锁跳闸；

2.6    误动事故按扭。

3. 处理要点：

3.1    投油稳燃，防止锅炉灭火；

3.2    立即增加另一侧风机负荷，但不得使另一侧风机过负荷；

3.3    及时调整磨煤机风量及煤量，防止磨煤机满煤或全部跳闸；

3.4    跳闸侧送风机以下设备联跳正确，否则手动执行。

4. 处理：

4.1    立即投油稳燃；

4.2    退出机、炉协调控制系统，手动调整汽温、汽压、水位、炉膛负压；

4.3    送风机跳闸不允许抢合，检查跳闸侧送风机以下设备联跳正确，否则应手动执行；

4.4    降低运行磨煤机给煤率，减负荷至150MW；

4.5    增加运行侧引、送、一次风机负荷，控制炉膛负压、氧量、一次风压正常；

4.6    关闭跳闸侧空预器出口热一次风挡板，关闭跳闸磨煤机一次风速断档板，尽量维持较高一次风压；

4.7    检查跳闸侧空预器入口烟气挡板、送风机出口挡板已联关，开启送风机出口二次风联络挡板；

4.8    降低跳闸侧引风机负荷，监视空预器出口烟温不超限；

4.9    投入空预器连续吹灰；

4.10  检查跳闸原因，故障消除后恢复其运行。

4.11  若MFT动作按故障停机处理。

第十一节　一次风机跳闸

1. 现象：

1.1    警铃响，跳闸转机电流回零，相应跳闸转机光字牌发；

1.2    单台一次风机故障跳闸，RB保护动作FSSS自动选跳E或D制粉系统；

1.3    一次风机出口风压降低，磨煤机通风量减小，炉膛负压增大；

1.4    锅炉汽温、汽压、负荷下降，汽包水位先低后高；

1.5    两台一次风机故障跳闸且油枪未投，锅炉MFT保护动作，汽机跳闸，发电机逆功率保护动作解列。

2. 原因：

2.1    电动机故障，电气保护动作；

2.2    一次风机热工保护动作；

2.3    一次风机械部分故障；

2.4    送风机跳闸联锁跳闸或炉MFT动作联跳；

2.5    厂用电源系统故障；

2.6    误动事故按扭。

3. 处理要点：

3.1    投油稳燃，防止锅炉灭火；

3.2    立即增加另一侧一次风机负荷，但不得使另一侧一次风机过负荷；

3.3    RB保护动作,FSSS自动选跳E或D制粉系统,否则手动执行；

3.4    及时调整磨煤机风量及煤量，防止磨煤机满煤或全部跳闸。

4. 处理：

4.1    立即投油稳燃；

4.2    退出机、炉协调控制系统，手动调整汽温、汽压、水位、炉膛负压；

4.3    一次风机跳闸不允许抢合，检查RB保护动作,FSSS自动选跳E或D制粉系统,否则应手动执行；

4.4    增加运行侧一次风机负荷，控制一次风压正常；

4.5    降低运行磨煤机给煤率，减负荷至150MW，切换辅汽、轴封汽源；

4.6    关闭跳闸侧空预器出口热一次风挡板，关闭跳闸磨煤机一次风速断档板，尽量维持较高一次风压；

4.7    降低跳闸侧引风机负荷，监视空预器出口烟温不超限；

4.8    投入空预器连续吹灰；

4.9    检查跳闸原因，故障消除后恢复其运行；

4.10  若MFT动作按故障停机处理。

第十二节　磨煤机跳闸

1. 现象：

1.1    警铃响，跳闸磨煤机电流回零，相应给煤机跳闸，跳闸磨煤机光字发；

1.2    炉总给煤量下降；协调投入时，运行给煤机给煤率自动增加；

1.3    跳闸磨煤机冷风调节挡板联开，热风调节挡板联关；

1.4    汽温、汽压、负荷下降，汽包水位先低后高；

1.5    低负荷时锅炉燃烧不稳。

2. 原因：

2.1    RB自动跳闸D或E磨煤机；

2.2    操作员手动跳闸；

2.3    MFT继电器跳闸；

2.4    失去润滑油（综合信号）；

2.5    失去煤火焰；

2.6    失去点火源；

2.7    密封风与下磨碗差压低至1.3MPa延时60秒；

2.8    失去一次风；

2.9    给煤机运行，磨煤机停。

3. 处理要点：

3.1    投油稳燃，防止引起锅炉灭火；

3.2    调节各参数正常；

3.3    及时启动备用制粉系统，恢复机组负荷。

4. 处理：

4.1    投油稳燃，防止锅炉灭火；

4.2    退出机、炉协调控制系统，手动调整汽温、汽压、负压、水位；立即增加其它给煤机、磨煤机出力,尽量少减负荷；注意运行磨煤机通风量、出口温度、一次风压的调整；

4.3    检查跳闸磨煤机冷风调节挡板已联开，热风调节挡板已联关；

4.4    检查磨煤机跳闸原因，不能立即恢复时，关闭跳闸磨混合风挡板；启动备用磨煤机，撤油，按磨煤机运行方式调整配风；

4.5    如上层磨跳闸，注意汽温的超前控制，防止汽温过低；

4.6    故障消除后，磨煤机启动时注意控制磨煤机通风量，加强汽压、负压、水位的监视、调整；

4.7    如引起MFT动作按其操作执行。

第十三节　磨煤机满煤

1. 现象：

1.1    磨煤机电流增大，严重满煤时磨煤机电流降低；

1.2    磨碗压差增大, 磨煤机通风量下降，磨煤机出口温度降低；

1.3    磨煤机排渣量异常增加，且带有大量煤粉；

1.4    磨煤机裙罩处大量漏粉；

1.5    汽温、汽压、负荷下降。

2. 原因：

2.1    调整不当或自动失灵，磨煤机通风量过小；

2.2    给煤量太多，磨煤机出口温度过低；

2.3    磨煤机内部故障；

2.4    未及时排石子煤；

2.5    弹簧加载装置故障，磨煤机出力下降；

2.6    风环间隙过大；

2.7    磨煤机出口阀关；

2.8    原煤湿度过大或有杂物；

2.9    给煤机给煤率显示偏低。

3. 处理要点：

3.1    发现满煤，及时减少给煤率，增加磨煤机通风量，提高磨煤机出口温度；

3.2    加强汽包水位、汽压、炉膛负压监视，防止磨煤机吹通瞬间大量煤粉进入炉内造成参数超限；

3.3    严重满煤，立即停运，启动备用制粉系统。

4. 处理：

4.1    满煤不严重立即减少给煤量，增加磨煤机通风量，提高磨煤机出口温度；

4.2    退出机炉协调，手动调整汽包水位、汽压、炉膛负压，保持汽包水位在0mm左右运行，适当增加其它磨煤机出力，机组负荷控制在负荷曲线下限运行；

4.3    开大热风门，关小冷风门，加强通风, 注意监视磨煤机电流、通风量的变化，吹通瞬间控制磨煤机通风量在规定值下限，防止大量煤粉进入炉内爆燃，造成参数超限；

4.4    满煤严重，立即停止该制粉系统运行，启动备用制粉系统；

4.5    检查、分析磨煤机满煤的原因，联系检修处理。

第十四节　一次风管堵

1. 现象：

1.1    一次风管温度低，风管出口无煤粉喷出；

1.2    火检检测不到火焰信号；

1.3    磨碗压差增大，电流增大；

1.4    主汽压力下降，负荷下降。

2. 原因：

2.1    喷燃器出口结焦；

2.2    一次风速过低；

2.3    磨煤机过负荷，磨煤机出口温度过低；

2.4    一次风管布置不合理；

2.5    煤粉过粗；

2.6    磨煤机出口快关阀未全开；

2.7    一次风管缩孔开度调整不合理。

3. 处理要点：

3.1    发现堵管立即启动备用制粉系统，停止该给煤机、磨煤机运行；

3.2    磨煤机通风吹管；

3.3    吹管时加强各参数的监视和调节。

4. 处理：

4.1    立即启动备用制粉系统，停止该给煤机、磨煤机运行；

4.2    检查引起一次风管堵管的原因，并进行消除；

4.3    联系热工关闭该磨煤机出口其它快关阀，增加磨煤机通风量，进行吹管；

4.4    退出机炉协调，手动调整汽包水位、汽压、炉膛负压，保持汽包水位在0mm左右运行，机组负荷控制在负荷曲线下限运行；

4.5    注意炉膛负压、汽压、汽包水位、磨煤机通风量的变化，吹通瞬间立即降低磨煤机通风量，防止大量煤粉进入炉内，造成参数超限；

4.6    如吹管无效，做好安全措施，联系检修处理。

第十五节　给煤机跳闸

1. 现象：

1.1    给煤机跳闸报警，跳闸给煤机电流回零；

1.2    跳闸给煤机停转，给煤量回零，炉总给煤量下降；协调投入时，运行给煤机给煤率自动增加；

1.3    磨煤机电流、磨碗差压下降，磨煤机出口温度升高；

1.4    机组负荷下降，汽包水位先低后高。

2. 原因：

2.1    任意一磨煤机跳闸条件；

2.2    给煤机电气系统故障；

2.3    给煤机出口下煤管堵；

2.4    给煤机热工保护动作；

2.5    给煤机机械部分卡涩，过载。

3. 处理要点：

3.1    投油稳燃；

3.2    及时增加运行磨给煤量，尽量少减负荷；

3.3    故障短时无法消除，及时启动备用制粉系统。

4. 处理：

4.1    投油稳燃；

4.2    退出机、炉协调控制系统，手动调整汽温、汽压、水位；立即增加其它给煤机、磨煤机出力,尽量少减负荷；

4.3    调节各磨煤机风量及出口温度正常；

4.4    短时间不能恢复运行,启动备用制粉系统，撤油，跳闸给煤机对应磨煤机烧空后停运；

4.5    检查给煤机跳闸原因，及时处理,处理正常后投备；

4.6    如引起MFT动作，按故障停机处理。

第十六节　转机跳闸

1. 现象：

1.1    警铃响，跳闸转机电流到零，相应停运光字发，CRT报警窗口显示该转机跳闸信息；

1.2    备用转机联动；

1.3    跳闸转机停转，可能伴随有明显故障现象，出现热工或电气保护动作信号；

1.4    该转机所带机械停运后，可能伴随有热机异常或故障发生。

2. 原因：

2.1    电动机及所属一次回路发生短路或开路故障，电动机保护动作；

2.2    电动机二次回路发生开路、短路故障；

2.3    电动机保护误动；

2.4    电动机开关或接触器机械部分故障；

2.5    电动机机械部分损坏；

2.6    电动机失电或电压、频率异常；

2.7    电动机所带机械损坏导致过载；

2.8    电动机所带机械热工保护动作；

2.9    热机联锁跳闸；

2.10  人员误操作。

3. 处理要点：

3.1    检查备用转机联动，否则手动启动，如备用转机启动失败或无备用转机，对主机安全运行影响较大的转机，应强合跳闸转机一次；

3.2    尽量消除或降低对主机的影响；

3.3    检查、分析跳闸原因，隔离故障设备，通知检修处理。

4. 处理：

4.1    检查备用转机联动，否则手动启动，如备用转机启动失败或无备用转机，对主机安全运行影响较大的转机，应强合跳闸转机一次,复归音响及转机状态；

4.2    如备用转机启动失败或无备用转机，强合跳闸转机失败,调整运行方式，如跳闸转机倒转，立即关闭出口门，尽量消除或降低对主机的影响，检查并处理备用转机不联动的原因，尽快恢复；

4.3    如因某转机跳闸造成主机无法继续运行，做好主机的安全停运工作；

4.4    检查、分析跳闸原因：

4.4.1  根据保护动作情况、报警信号、现场外部故障现象，分析判断跳闸原因；

4.4.2  如因热工保护或联锁跳闸，根据具体跳闸原因进行处理，故障消除后，确认跳闸转机无损坏，恢复该转机运行或备用；

4.4.3  如机械部分故障造成转机跳闸，调整运行方式，隔离故障设备，联系检修处理；

4.4.4  如因电气故障造成转机跳闸，立即对跳闸电机保护、控制回路、开关、接触器、保险、热偶、电机本体、一、二次接线进行全面检查，初步判断故障原因并做相应处理：

4.4.4.1   如就地检查发现跳闸电机冒烟、着火，立即切断电源，进行灭火，检查分析故障原因，测跳闸电机绝缘，做好安全措施，通知检修处理；

4.4.4.2   如电机保护动作或一次保险熔断，排除保险质量问题或误整定，切电测绝缘判断电机绝缘是否良好，手动盘车确认机械部分是否损坏；如电机绝缘损坏、轴承损坏、鼠笼条断裂、扫膛、卡涩等原因导致电机跳闸，做好安全措施，通知检修处理；

4.4.4.3   如控制保险熔断，应检查电机控制回路有无明显的短路、开路现象，必要时联系检修处理；

4.4.4.4   有条件时，做开关跳合闸试验，检验电机开关机构、二次回路、保护回路、热工回路是否正常，发现问题通知检修处理；

4.4.4.5   通知检修检查保护整定是否正确，有无误动现象，并做相应处理；

4.4.5   电源失电或异常，待电源正常后，恢复转机运行或备用；

4.4.6   如人员误操作，确认未发生设备损坏，立即恢复运行；

4.4.7   经上述检查未发现明显异常，确认设备良好，经有关领导同意，会同相关人员，送电试转。

第七章　公用部分

第一节　厂用仪用气压力低

1. 现象：

1.1    警铃响，仪用气压力低光字发，仪用气压力指示低，CRT报警窗口显示报警信息；

1.2    气开式气动门关闭、气关式气动门开启，气动调整门调节不动，带定位器的调整门保持开度不变。

2. 原因：

2.1    运行空压机跳闸；

2.2    仪用气母管、稳压罐、储气罐破裂；

2.3    仪用气供气总门、压缩空气净化装置出入口门、储气罐出入口门误关，锅炉房仪用气母管排污门误开；

2.4    系统用气量过大。

3. 处理要点：

3.1    启动备用空压机，检查仪用气压力降低原因，采取相应措施，限制下降速度，维持机组运行；

3.2    如仪用气压力降低无法维持机组运行，紧急停机。

4. 处理：

4.1    发现仪用气压力有下降趋势，立即查明原因：

4.1.1  如运行空压机跳闸，立即启动备用空压机；

4.1.2  如因系统大量漏气引起，隔离漏气点，联系检修处理；

4.1.3  如系统阀门误操作，立即恢复；

4.1.4  如系统用气量过大，启动备用空压机并解列临时用气，保证仪用气压力正常；

4.2    如采取上述措施，仪用气压力仍低至0.6MPa，解列杂用空气，退出火焰TV，维持仪用气压力在0.6MPa以上；

4.3    如仪用气压力低至0.6MPa并继续下降时，申请停机；

4.4    如仪用气压力继续下降将导致高排逆止门、抽汽逆止门、真空泵入口门、来回油跳闸阀、油角阀、给水泵再循环阀、给水泵密封水调阀等气开式气动门关闭、气关式气动门开启、气动调整门调节不动，将造成主汽超压、再热器断汽、真空下降、大量气动门失控，紧急停机；

4.5    如单机仪用气系统泄漏，无法维持，隔离该机仪用气，确保另一台机组正常运行。

第二节　除盐水中断

1. 现象：

1.1    除盐水中断。

2. 原因：

2.1    除盐水供水母管破裂；

2.2    除盐水箱水质污染；

2.3    制水设备故障；

2.4    生水长期中断；

2.5    除盐水泵故障；

2.6    凝结水储水箱严重泄漏。

3. 处理要点：

3.1    如短时可恢复，关闭各疏放水系统，减少汽水损失；

3.2    检查除盐水中断原因，短时无法恢复，做好被迫停机准备；

3.3    尽快处理恢复除盐水供水。

4. 处理：

4.1    检查除盐水中断原因尽快处理：

4.1.1   如除盐水供水母管破裂，立即隔离，联系检修处理；

4.1.2   如除盐水箱水质污染，查明原因，消除污染源，隔离除盐水箱分别排水，重新制水，清洗污染水箱，水质合格后储备；

4.1.3   如制水设备故障，联系检修处理，短时无法恢复可联系一公司进行供水；

4.1.4   如生水中断，及时启动补给水泵供水，并联系一公司尽快恢复生水直供；

4.1.5   如除盐水泵故障，联系检修处理，同时可开启其它泵的出、入口门使除盐水自流至凝结水储水箱；

4.1.6   如凝结水储水箱严重泄漏，尽快堵漏，维持最低水位，防止机组掉真空；

4.2    除盐水中断期间，关闭定排、连排及各疏放水，停止锅炉吹灰，减少汽水损失，必要时倒辅汽至老厂接带,除氧器加热倒至辅汽接带，注意监视热井、除氧器水位及储水箱水位；

4.3    如除盐水短时无法恢复，申请降负荷，做好停机准备。

第三节　原水中断

1. 现象：

1.1    原水＃1、＃2供水管瞬时流量至零，累计流量不变；

1.2    原水＃1、＃2供水管压力至零；

1.3    塔池水位下降；

1.4    化学用生水中断，生水泵空转，生水温度直线上升。

2. 原因：

2.1    黄河上游排沙或祖历河发洪水，黄河水浊度超过50000，水厂全停；

2.2    黄河水位低于1373.5米，取水泵无法取水；

2.3    水源变全站失压；

2.4    供水设备故障；

2.5    供水母管破裂；

2.6    系统阀门误操作。

3. 处理要点：

3.1    启动补给水泵供水；

3.2    节约用水；

3.3    尽快恢复供水；

3.4    长时间中断，降负荷运行，做好停机准备。

4. 处理：

4.1    根据原水中断的原因做相应处理：

4.1.1  在黄河上游排沙前，将#3工业蓄水池水位补至7.5米，化学除盐水箱水位保持在8.5米以上，水厂全停后，现场节约用水；

4.1.2  黄河水位低，取水泵无法取水，联系省调增加大峡下泄流量，保持流量大于400立方米/秒；

4.1.3  水源变全站失压，通知水源变尽快恢复；

4.1.4  供水设备故障，尽快投入备用设备，恢复供水；

4.1.5  供水母管破裂，尽快抢修；

4.1.6  系统阀门误操作，立即恢复；

4.2    如原水中断，启动补给水泵供水，加强塔池水位监视；

4.3    原水中断期间，通知各岗位节约用水，根据循环水水质关小或全关塔池排污，停公用水泵、绿化水泵、三期施工用水泵，停止定排，关小定排冷却水、炉底水封水，减少汽水系统损失；

4.4    由于水源变全站失电造成原水中断，补给水段失电，补给水泵无法运行，关闭排污、绿化、公用等用水，联系一公司启动补给水泵供水，监视塔池水位；

4.5    原水恢复后，倒为直供方式，＃3工业蓄水池补至正常水位；

4.6    如原水长时间无法恢复，＃3工业蓄水池水位低，机组降负荷，申请停机。

第四节　蒸气品质恶化

1. 现象：

1.1    蒸汽二氧化硅超标；

1.2    蒸汽含钠量超标。

2. 原因：

2.1    炉水二氧化硅含量超标；

2.2    汽水分离装置有缺陷或汽包水位过高；

2.3    锅炉运行工况、负荷剧变，汽包水位变化幅度大；

2.4    炉水PH低，碱度低；

2.5    新机组系统有硅酸盐杂质；

2.6    炉内含盐量高；

2.7    加药浓度大或速度快；

2.8    未按规定排污。

3. 处理要点：

3.1    开大连排，加强定排；

3.2    调整燃烧，减小热偏差；

3.3    分析蒸汽品质恶化的原因，采取相应措施进行处理；

3.4    经调整蒸汽品质仍不合格，降负荷运行；

3.5    蒸汽品质严重恶化，经处理无效，申请停炉处理。

4. 处理：

4.1    开大连排，加强定排；

4.2    调整燃烧，减小热偏差；

4.3    调整炉水PH及碱度；

4.4    降压洗硅；

4.5    分析蒸汽品质恶化的原因：

4.5.1    如凝结水引起给水水质不合格，调整凝结水精处理，确保给水水质合格；

4.5.2    如汽包水位过高，调整使其正常；

4.5.3    如因运行工况剧变引起蒸汽品质恶化，尽快稳定运行工况；

4.5.4    分析加药量及药剂品质，并调整；

4.6    经上述调整，蒸汽品质仍不合格，降负荷运行；

4.7    蒸汽品质严重恶化，经处理无效，申请停炉处理。

附录1：　UPS失电事故处理释义

1. UPS主要负荷：

1.1    电气部分：

1.1.1    发变组变送器，厂用系统变送器电源：失电后相关表计指示为坏点；

1.1.2    主变冷却器控制电源：失电后将导致冷却器全停；

1.1.3    保护柜打印机、照明，故障录波器、磁场绝缘检测、直流220V母线绝缘检测装置等电源：失去对主机无明显影响。

1.2    热机部分：

1.2.1    DCS电源：失电后汽机跳闸，炉MFT动作，发电机逆功率保护动作解列；因高速公路通讯中断，顺控保护、联锁拒动；集控室失去所有监视及控制手段；

1.2.2    热控电源主要包括：

1.2.2.1     主机ETS电源：失电后AST电磁阀失电开启，汽机跳闸；

1.2.2.2     各抽汽逆止门、高排逆止门电源：失电后关闭；

1.2.2.3     主机、小机气动疏水门电源：失电后开启；

1.2.2.4     主机、小机转速表电源：失电后转速失去监视；

1.2.2.5     汽机旁路控制电源：失电后远方无法操作

1.2.2.6     主机TSI、小机TSI电源：失电后TSI参数失去监视；

1.2.2.7     A、B小机MEH电源：失电后A、B小机高低压调门关闭；

1.2.2.8     非基地式气动调节阀如除氧器水位主辅调节阀、炉减温水调节阀等阀门电源：失电后关闭；

1.2.2.9     A、B真空泵入口气动门电源：失电后关闭；

1.2.2.10   来、回油跳闸阀，各油角阀、油角吹扫阀电源：失电后关闭；

1.2.2.11   送、引风机动叶伺服电机电源：失电后动叶开度保持不变：

1.2.2.12   磨煤机就地电控箱电源：失电后磨煤机油泵跳闸；

1.2.2.13  水位TV、火焰TV、电接点水位计电源：失电后失去显示；

2.   事故处理释义：

2.1    因为UPS失电后，集控室无法判断机组是否已跳闸，为确保机组安全停运，应依次按下炉MFT按钮、汽机跳闸按钮，然后按下主开关、灭磁开关跳闸按钮；

2.1.1  炉MFT跳闸继电器使用直流电源，UPS失电后，如炉MFT继电器未动作，仍可手动跳闸；

2.1.2  汽机AST危急遮断电磁阀电源来自UPS，该电磁阀失电后开启，泄去危急遮断母管油压，汽机跳闸； UPS失电后，集控室无任何判断手段，为确保汽机可靠停机，应按下汽机手动打闸按钮；

2.1.3  DCS失电后，汽机主汽门关闭信号无法送至逆功率保护中，逆功率Ⅱ套保护可正确动作；为防止保护拒动，应按下发电机主开关、灭磁开关跳闸按钮；

2.2    UPS失电后，机组状态无法判断，主机转速表计失电，无法显示转速，为防止主机超速，应就地手动打闸一次，检查主汽门、调门、抽汽逆止门关闭严密；DCS失电后，抽汽电动门不联关，应手动关闭；

2.3    主机直流油泵低油压联锁经DCS联动，DCS失电后联锁拒动；主机交流润滑油泵、高压备用密封油泵低油压联锁经压力开关硬接线可实现联动； DCS失电后，集控室无法判断油泵运行状态及主机润滑油压，为防止断油烧瓦事故发生，应手动按下主机交、直流润滑油泵启动按钮，立即就地确认主机润滑油系统运行正常；检查交流润滑油泵运行正常，停直流润滑油泵；

2.4    主机TSI失电，转速信号失去，顶轴油泵不联启，就地启动；主机转速至零后，盘车电机拒启，转速下降过程中，联系检修短接零转速接点，主机转速至零，手动投盘车；

2.5    主开关状态可通过电子间开关柜跳、合位置显示进行判断，最终主开关位置确认应由网控值班员就地检查为准；灭磁开关、1KK位置通过电子间就地检查确定；

2.6    厂用电源是否正常，事故处理前期，通过负荷的运行情况，间接判断；事故处理告一段落，应及时就地检查确认；如某一部分厂用电源失去，应就地手动倒换，防止人身伤害；

2.7    UPS失电后，小机MEH失电，高、低压调门关闭；小机跳闸电磁阀电源为110V直流电源，带电后小机跳闸，此时小机所有跳闸保护无法将跳闸信号送入跳闸回路，无法实现保护跳闸，必须就地手动打闸停机；

2.8    辅汽至除氧器加热汽源调门无法开启，除氧器加热无法投入，给水温度与汽包壁温差严重超限，为确保汽包安全，应立即捅跳所有给水泵，关闭给水泵出口电动门；

2.9    UPS失电后，吸、送风机动叶开度保持不变；MFT动作，燃料切除、一次风机跳闸，炉膛负压负值较大且无法监视，应及时捅跳吸、送风机，执行此操作时注意顺序及岗位间配合，防止损坏炉墙及严重冒正压；

2.10  给水泵再循环调门失电关闭，为防止前置泵憋压，及时捅跳前置泵；

2.11  UPS失电后，真空泵入口门关闭，主机真空下降，为防止排气缸温度超限，应手动关闭主、再热蒸汽管道疏水，检查高、低压旁路关闭，检查本扩、高扩减温水、后缸喷雾正常投入。

附录2：　直流×段蓄电池出口保险熔断事故处理释义

1.    蓄电池保险熔断，浮充直供方式，随着负荷的变化，直流母线电压波动，电压升高过程中，可能导致控制、保护、信号、自动装置误动，致使直流负荷过电压或击穿，因此应及时停运浮充装置；

2.    倒换直流系统运行方式时，防止带负荷拉、合刀闸，用等电位方法进行方式倒换时，并列点电压差不超过3V，以防止弧光短路；

3.    短路点在保险与蓄电池之间，短路点不会因保险熔断而切除，短路点依然会产生电弧，处理时使用绝缘物设法将短路点消除，防止触电、烧伤、酸腐蚀等人身伤害；

4.    倒换运行方式时，防止将故障点引入另一段母线，防止倒送电至故障母线；

5.    控制、保护、信号、自动装置等直流负荷，不允许长时间失电，应尽量缩小停电范围，减少停电时间；在此期间，部分设备失去保护及控制，一旦发生事故，将导致设备严重损坏，使事故扩大；

6.    直流电因没有过零点，电弧熄灭困难，应设法切断电源。