发电厂事故处理原则

事故处理原则

3.1.1 发生事故时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危险，找出发生故障的原因消灭事故，同时应注意保持非故障设备的继续运行，必要时设法增加非故障设备的负荷，以保持对用户的正常供电。

3.1.2 在处理事故过程中，运行人员应设法保障厂用电的正常供给，为了完成上述任务，运行人员必须坚守岗位，集中精力来维持设备的正常运行，防止故障的扩大和蔓延，正确迅速地执行上级命令。

3.1.3 事故恶化时，首先避免重大设备的损坏和人身伤害，确保安全停机；使电网不受侵害，尽快恢复电网稳定运行。

3.1.4 机组发生故障时，运行人员一般应当按照下面所述的方法进行工作排除故障。

3.1.

4.1 根据仪表的指示和机组外部的象征，分析判断设备确已发生故障。

3.1.

4.2 迅速消除对人身和设备的危险，必要时应立即解列（或停用）发生故障的设备。

3.1.

4.3 迅速查清故障的性质，发生地点和设备损坏范围。

3.1.

4.4 采取正确有效措施消除故障，同时应保持非故障设备继续运行。

3.1.

4.5 在发生故障时，各岗位应互通情况密切配合，在值长和单元长的统一指挥下，迅速排除故障，在故障的每一个阶段都需要尽可能迅速地汇报单元长、值长和上一级领导，以利及时采取正确的对策，防止事故扩大蔓延。

3.1.

4.6 处理事故时，动作应当迅速正确。但不应急躁，在处理故障时，所接到的命令，均应复诵一遍，如没有听懂应反复问清，否则不可执行，命令执行后的情况，应迅速向发令者汇报。

3.1.5 值班员在处理事故时，受单元长和值长的领导，发生故障时，应及时与巡检长联系，迅速参加排除故障的工作，同时将自己所采取的措施汇报单元长和值长。值长、单元长所有命令，值班员必须听从。

3.1.6 专业人员及其有关技术领导在机组发生故障时，必须到现场指导处理事故，并给予运行人员以必要的指示，但这些指示不应和值长的命令相抵触，否则值班员仍按值长命令执行。

3.1.7 从机组故障起到排除故障，恢复机组正常状态为止，值班人员不得擅自离开工作岗位，假如故障发生在交接班时，应延时交班，在未签名之前，交班人员应继续工作，并在接班人员协助下，排除故障，直至机组恢复正常运行状态或接到值长关于接班命令为止。

3.1.8 与排除故障无关的人员禁止停留在发生故障的地点。

3.1.9 值班人员发现难以分析、判断的现象时，必须迅速汇报上一级领导，共同地观察、研究、查清。当遇到规程所没有规定的故障现象时，必须根据自己的知识经验判断，主动采取对策，并尽可能迅速地把故障情况汇报上一级领导。

3.1.10 故障消除后，值班人员应将机组故障象征、时间、地点及处理经过情况、事实、正确地记录在交接班簿上。有追记打印的故障应追记打印备查。

3.1.11 班后故障分析会由值长或单元长主持，对事故的原因责任及以后采取的措施，进行认真的分析和讨论，从中吸取教训，总结经验。发生事故后，应做到四不放过（事故原因没查清不放过、责任人员没处理不放过、整改措施没落实不放过、有关人员没受到教育不放过）。

4 主设备紧急停用的条件及停用步骤

4.1 汽轮机的事故停机

4.1.1 机组遇有下列情况之一，应破坏真空紧急停机。

4.1.1.1 汽轮机转速升高到3330r/min，而电超速保护和危急保安器不动作。

4.1.1.2 汽轮机内部发生明显的金属碰击或摩擦声音。

4.1.1.3 汽轮机发电机组任一道轴的振动到0.254mm（电机厂规定#7瓦轴振到0.3mm）而

保护不动作。

4.1.1.4 汽轮机发生水冲击或主蒸汽温度、再热汽温度在2分钟内突降50℃或高、中压缸上、下缸温差达5

5.6℃。

4.1.1.5 轴封处摩擦发生火花。

4.1.1.6 汽轮机任一道轴承冒烟或推力轴承、轴承回油温度达82℃。

4.1.1.7 汽轮机轴承金属温度（#1瓦、#2瓦、#3瓦、#4瓦）升高至112.8℃，发电机励磁机轴承金属温度(#5瓦、#6瓦、#7瓦)升高至107.2℃。

4.1.1.8 汽轮机推力轴承金属温度任一点升高至107.2℃。

4.1.1.9 轴承润滑油压下降至0.048MPa，而保护装置不动作。

4.1.1.10 汽轮机润滑油箱油位突降至-563mm。

4.1.1.11 汽轮机轴向位移：向发电机极端≥1mm，或向调速端≤1mm，而保护装置不动作。

4.1.1.12 汽轮机差胀≥18.98mm或≤1mm。

4.1.1.13 汽轮机油系统着火且不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行。

4.1.1.14 主蒸汽、再热蒸汽、给水的主要管道或阀门爆破。

4.1.1.15 主机二台润滑油冷油器同时大漏。

4.1.2 汽轮发电机组破坏真空紧急停机操作步骤：

4.1.2.1 揿“紧急停机”按钮或手动脱扣，检查负荷到零，转速下降。

4.1.2.2 检查高、中压主汽门，高中压调门及各段抽汽进汽门和逆止门均联锁关闭，横向联动保护已动作，给泵A、B均脱扣，电动给泵自启动正常。

4.1.2.3 若高、低压旁路自动打开，应出系自动，关闭高、低压旁路。

4.1.2.4 在SCS的监控画面上分别出系高、低压防进水系统联锁开关，关闭主蒸汽管道、再热汽冷段、再热汽热段和低旁前疏水门。

4.1.2.5 启动密封备用油泵和交流润滑油泵。

4.1.2.6 停用真空泵，开足破坏真空门。

4.1.2.7 禁止向凝汽器内排汽、排热水。

4.1.2.8 脱扣后，注意检查除氧器水位、凝汽器水位正常，除氧器抽汽进汽门和逆止门联锁关闭，备汽调整门自动投入。

4.1.2.9 检查备汽母管压力、温度正常，高排汽至备汽母管进汽门联锁关闭，关闭四级抽汽对外供汽门。

4.1.2.10 主机轴封汽压力、温度正常，检查新蒸汽至轴封汽母管进汽门和高排至轴封汽母管进汽门联锁关闭。

4.1.2.11 检查高、低加水位正常，高、低加疏水切至凝汽器。

4.1.2.12 检查机组情况，听测转动部分声音、振动。

4.1.2.13 转子停止时，注意和比较惰走时间。

4.1.2.14 完成运行规程规定的其他停机操作。

4.1.3 机组遇有下列情况之一，应不破坏真空故障停机：

4.1.3.1 DEH工作失常，汽轮机不能控制转速和负荷。

4.1.3.2 EH油泵和EH系统故障，危及机组安全运行时。

4.1.3.3 主蒸汽压力升高，汽轮机高压主汽门前汽压升高至21.7MPa。

4.1.3.4 高压缸排汽压力升高至4.82 MPa。

4.1.3.5 高压旁路或低压旁路打开时，调节级与高压排汽压力比小于1.7，而保护装置不动作。

4.1.3.6 运行中，高压缸排汽温度升高至426℃。

4.1.3.7 主蒸汽温度或再热汽温度升至552～56

5.8℃，时间超过15分钟或超过565.8?C。

4.1.3.8 主蒸汽温度或再热汽温度全压时降至465℃。

4.1.3.9 高压主汽门A/B两侧进汽温度偏差达42℃，时间超过15分钟。

4.1.3.10 中压主汽门A/B两侧进汽温度偏差达42℃，时间超过15分钟。

4.1.3.11 机组满负荷运行时，主蒸汽温度与再热汽温度偏差达42℃，但仅限于再热汽温度低于主蒸汽温度。

4.1.3.12 机组负荷接近零时，主蒸汽温度与再热汽温度偏差达83℃，但仅限于再热汽温度低于主蒸汽温度。

4.1.3.13 EH油压低至9.31 MPa，而保护装置不动作。

4.1.3.14 凝汽器真空低至81 kPa，而保护装置不动作。

4.1.3.15 DEH电源故障，而保护装置不动作。

4.1.3.16 EH油箱油位低至停机限额。

4.1.3.17 高旁或低旁故障，且高旁或低旁开。

4.1.3.18 高旁或低旁开且汽轮机控制在手操方式。

4.1.3.19 高旁或低旁开且冷再压力变送器故障。

4.1.3.20 运行中低压排汽温度升高至121℃，连续运行超过15分钟，或超过121℃。

4.1.3.21 汽、水管道破裂，无法维持机组运行。

4.1.3.22 油系统严重漏油无法维持运行。

4.1.3.23 汽轮机组无蒸汽运行时间超过1min。

4.1.3.24 炉跳机或电跳机横向联动保护动作时。

4.1.3.25 炉跳机或电跳机横向联动保护拒动时。

4.1.3.26 厂用电源全部失去（无备合闸或备合闸不成功）。

4.1.3.27 机炉热控电源全部失去或仪表电源，计算机电源全部失去，时间超过3min。

4.1.4 汽轮机不破坏真空故障停机操作步骤：

4.1.4.1 揿“紧急停机”按钮及手动脱扣，检查负荷到零，转速下降。

4.1.4.2 检查高中压主汽门，高中压调门及各段抽汽进汽门和逆止门均联锁关闭，横向联动保护已动作，给泵A、B均脱扣，电动给泵自启动正常。

4.1.4.3 注意检查锅炉高、低压旁路自动打开高、低压防进水疏水门全部开启。

4.1.4.4 启动密封备用油泵和交流润滑油泵。

4.1.4.5 脱扣后，注意检查除氧器水位、凝汽器水位正常，除氧器抽汽进汽门和逆止门联锁关闭，备汽调整门自动投入。

4.1.4.6 检查备汽母管压力、温度正常，检查高排汽至备汽母管进汽门联锁关闭，并将四级抽汽对外供汽门关闭。

4.1.4.7 检查轴封汽压力、温度正常，新蒸汽至轴封汽母管进汽门和高排至轴封汽母管进汽门联锁关闭。

4.1.4.8 检查高、低加水位正常，高、低加疏水切至凝汽器。

4.1.4.9 检查机组情况，听测转动部分声音、振动。

4.1.4.10 转子停止时，注意比较惰走时间。

4.1.4.11 完成运行规程规定的其它停机操作。

4.1.5 如遇有下列情况之一，联系锅炉禁止向凝汽器排汽，排热水。

4.1.

5.1 因凝汽器真空下降或厂用电电源失去而引起的故障停机。

4.1.

5.2 破坏真空紧急停机。

4.1.

5.3 高、低压旁路减温水中断或排缸、水幕喷水中断。

4.1.6 汽轮机发电机组发生下列情况之一时，由值长根据现场具体情况决定机组减负荷或停用，如时间允许，应事先汇报总工程师。

4.1.6.1 高压主汽门或中压主汽门或高中压调门或抽汽逆止门卡涩。

4.1.6.2 调速系统故障，不能维持运行。

4.1.6.3 主蒸汽或再热汽管道或其他汽水管道泄漏。

4.1.6.4 凝结水、给水品质恶化，经多方处理仍不能改善，并继续恶化，以至可能使设备损坏，威胁机组安全运行。

4.1.6.5 单块表盘或变送器电源失去。

4.2 锅炉MFT动作原因及处理原则

4.2.1 发生下列情况之一，锅炉发生MFT。

4.2.1.1 点火失败。

4.2.1.2 失去所有燃料输入。

4.2.1.3 失去所有火焰。

4.2.1.4 手动MFT。

4.2.1.5 二台吸风机跳闸。

4.2.1.6 二台送风机跳闸。

4.2.1.7 二台一次风机跳闸且无油枪运行。

4.2.1.8 炉膛压力高至+3240Pa。

4.2.1.9 炉膛压力低至-2490Pa。

4.2.1.10 锅炉总风量低至25%。

4.2.1.11 汽包水位高至+254mm。

4.2.1.12 汽包水位低至-381mm。

4.2.1.13 三台炉水泵均跳闸。

4.2.1.14 BMS硬结线故障（MFT指令发出后，MFT继电器未动作）。

4.2.1.15 手动“紧急停炉”。

4.2.1.16 再热器失去保护，即下列任一条件满足：

a) 发电机未并网时，油枪运行≥8支且再热器蒸汽中断（主汽门和高旁均关或者中压汽门、中压调门和低旁均关），延时10秒；

b) 发电机已并网时，再热器蒸汽中断，延时5秒；

c) 当锅炉负荷大于40％或再热器蒸汽中断，同时燃料量大于25％时，汽轮机跳闸延时2秒。

4.2.2 MFT动作的现象。

4.2.2.1 MFT动作报警，并显示引起MFT的首出原因。

4.2.2.2 锅炉所有燃料切断，炉膛熄火。

4.2.3 MFT动作后，下列设备应联锁动作正常。

4.2.3.1 所有给煤机跳闸。

4.2.3.2 所有磨煤机跳闸，出口门关闭。

4.2.3.3 燃油快关阀关闭。

4.2.3.4 一次风机均跳闸。

4.2.3.5 闭锁吹灰器运行。

4.2.3.6 电除尘高压整流变均跳闸。

4.2.3.7 汽轮机跳闸。

4.2.3.8 跳闸信号送CCS，SOE及汽机旁路。

4.2.3.9 锅炉MFT后，送、吸风机仍运行时，各层燃料风档板、辅助风档板开启，由CCS 控制各层燃料风和辅助风档板。

4.2.3.10 连排关闭。

4.2.3.11 过热、再热减温总门关闭。

4.2.3.12 手动“紧急停炉”给泵11A、B跳闸，给泵11C自启动。

4.2.3.13 脱硫装置停运：FGD旁路烟气挡板A/B开启、增压风机动叶关至零、增压风机跳闸停运、FGD进口烟气挡板A/B关闭、脱硫氧化风机A/B跳闸停运、FGD出口烟气挡板A/B关闭。

4.2.4 MFT动作后的手动处理：

4.2.4.1 维持汽包水位、汽压正常，检查炉水泵运行正常。

4.2.4.2 出系“机跳炉”、“电跳炉”压板。

4.2.4.3 进行炉膛吹扫，复置“紧急停炉”。

4.2.4.4 进行油枪吹扫，开启燃油快关阀维持燃油循环。

4.2.4.5 迅速查明MFT动作原因，待故障原因消除后经值长通知后方可重新点火。

4.2.4.6 当机组重新并列，燃烧稳定后，应逐台吹扫MFT时紧急跳闸的磨煤机。

4.2.4.7 MFT动作故障难以消除时，则按正常停炉后规定执行。

4.2.5 当发电机主保护动作或汽轮机跳闸时，都将直接使MFT跳闸继电器动作，同样要按4.2.3和4.2.4处理。

4.3 紧急停炉

4.3.1 遇有下列情况之一，应按“MFT”或“紧急停炉”按钮，紧急停炉。

4.3.1.1 产生4.2.1的条件，MFT未动作时。

4.3.1.2 当机跳炉、电跳炉保护投入时，发电机主保护动作或汽轮机跳闸时，锅炉将紧急停炉和MFT，如保护未动作时。

4.3.1.3 给水管道、蒸汽管道破裂，不能维持正常运行或威胁人身及设备安全时。

4.3.1.4 水冷壁、省煤器爆破，无法维持正常汽包水位时。

4.3.1.5 可燃物在燃烧室后的烟道内燃烧，使排烟温度不正常升高至200℃。

4.3.1.6 汽包水位计损坏而无法判断真实水位时。

4.3.1.7 锅炉燃油管道爆破或油系统火警，运行中无法隔绝威胁人身和设备安全时。

4.3.1.8 锅炉压力超过安全门起座定值而所有安全门均不动作，同时高、低压旁路及主汽释放阀无法打开时。

4.3.1.9 锅炉安全门动作后无法使其回座，且压力及温度等参数变化到运行不允许参数范围内时。

4.3.2 紧急停炉处理步骤手动紧急停炉处理与MFT相同。

4.4 故障停炉

4.4.1 遇有下列情况之一时，应有总工程师决定将故障锅炉停止运行。

4.4.1.1 锅炉承压部件泄漏，运行中无法消除。

4.4.1.2 锅炉严重结焦，无法维持正常运行时。

4.4.1.3 锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重低于标准，经处理无效时。

4.4.1.4 锅炉安全门起座后无法使其回座；锅炉主汽释放阀，高、低压旁路动作后不能关闭，但锅炉参数尚能维持在允许范围内时。

4.4.1.5 锅炉安全门有缺陷不能正常起座时。

4.4.1.6 控制气源失去，短时间无法恢复时。

4.4.1.7 过热器或再热器壁温超过各自金属所允许的最高温度，经调整而不能恢复正常时。

4.4.1.8 各种承压汽水管道或连接焊口处泄漏且无法隔绝时。

4.4.1.9 当保护用的汽包水位计有两点故障而8小时内未修复时。

4.5 发电机、变压器的事故停用

4.5.1 当发电机出现下列情况时，应紧急解列停机：

4.5.1.1 发电机、励磁机内冒烟着火或发生氢爆炸；

4.5.1.2 机组发生剧烈振动（超过规定允许值）；

4.5.1.3 汽机主汽门关闭而主变220kV开关并未跳闸；

4.5.1.4 危急人身生命安全。

4.5.2 当发电机着火时，值班人员应立即采取下列措施：

4.5.2.1 立即停止机组运行，但内冷水应继续保持运行，直到火灾完全熄灭为止；

4.5.2.2 值班人员应立即切断各侧电源并使用灭火设备及时灭火，同时通知消防队救援，并指明具体着火的设备；

4.5.2.3 启动润滑油泵、顶轴油泵、避免一侧过热而导致主轴弯曲，禁止在火灾熄灭前，将发电机完全停下，而应保持发电机的惰走运行，随之投入盘车。

4.5.3 当发电机主变220kV开关自动跳闸时，值班人员应立即：

4.5.3.1 检查励磁开关是否跳闸，如果未跳闸，判断为系统保护动作（如失步、低频、主变冷却器故障），严禁拉开励磁开关，机组（FCB）带厂用电运行。系统正常即可并网运行；

4.5.3.2 检查如由于人员误动使主变220kV开关跳闸，则应立即将发电机并入电网。

4.5.3.3 如果发电机由于电网内短路过电流保护动作而跳闸，同时内部故障的保护装置未动作，经外部检查未发现明显的异常现象，则发电机即可并入电网运行。

4.5.3.4 当发电机由于内部故障引起保护装置动作跳闸时应：

a) 检查励磁开关已跳闸，否则手动跳闸。

b) 检查厂用母线备用电源备合闸是否成功，否则手动投入；

c) 检查确认使发电机跳闸的保护装置。

4.5.3.5 跳闸前如强励及故障录波器动作，有电流冲击，发变组保护动作，而电网运行正常，应停役检查故障点进行处理。

4.5.3.6 当发电机由于内部故障保护动作跳闸后，应测量定子线圈的绝缘电阻，并对发电机及其有关的设备和在保护区域内的一切电气回路（包括电缆在内）的状况，作详细的外部检查，查明有无外部象征（如烟、火、响声、绝缘烧焦味、放电或烧伤痕迹等）。

4.5.3.7 如跳闸之前强励及故障波录器均示动作，记录仪表无电流冲击现象，电网运行正常，应检查变压器冷却系统是否正常，热工保护是否启动保护出口或人为误动；如检查均正常则发电机可零起升压，升压时发现有异常情况；应立即停机，以便详细检查消除故障；如发电机升压时未发现有异常现象，则发电机可并入电网运行。

4.5.3.8 发电机零起升压时注意事项：

a) 只能用50Hz手动励磁升压；

b) 主变220kV中性点接地闸刀必须合上；

c) 缓慢从零起升压，密切注意发电机的三相电流、电压、负序电流，如有异常，立即拉开50Hz手动励磁直流开关。

5 厂用电系统故障处理

5.1 6kV三段失电(备合闸不成功)

5.1.1 现象：

5.1.1.1 闭冷泵11A、前置泵11A、凝泵11A、凝升泵11A、循泵3、吸风机11A、送风机11A、一次风机11A、磨煤机11A、磨煤机11C、磨煤机11E、炉水泵11A、炉水泵11C、灰浆泵11A、输送风机11A、渣水回收泵11A电源失电电流到零；除灰变11甲、除尘变11甲失电、23号厂变失电。6kV脱硫电汇失电：FGD11增压风机及FGD11循环泵A、B、C 和FGD11氧化风机A、B电源失电电流到零；脱硫变11失电；400V脱硫电汇11常用进线开关跳闸。

5.1.1.2 23号厂变失电，若备合闸不成功，引起低压厂用电汇3失电，真空泵11A、静冷

泵11A、控制气泵11A，控制气泵11C，杂用气泵11A，预热器11A，密封风机11A，给煤机11A，给煤机11C，给煤机11E失电；机11杂用电汇甲失电，引起排烟风机、空侧油箱排烟风机、氢气干燥器，给泵11C交流油泵，给泵11A（11B）排烟风机失电；炉11杂用电汇甲常用电源失电引起捞渣机11A、碎渣机11A、吸风机11A的轮毂加热器、吸风机11A 轴冷风机失电。

5.1.1.3 辅机跳闸信号报警。

5.1.1.4 该段电源所带的运行电动机停转，对应备用电动机自启动。

5.1.1.5 前置泵11A失电，造成给泵11A脱扣。

5.1.1.6 给泵11C因交流油泵失电，而未能自启动。

5.1.1.7 汽包水位，汽压，汽温及蒸汽流量、机组功率剧降。

5.1.1.8 锅炉燃烧不稳，可能造成熄火。

5.1.1.9 脱硫FGD旁路烟气挡板A/B联锁开启，FGD进口烟气挡板A/B联锁关闭，FGD 出口烟气挡板A/B联锁关闭。

5.1.1.10 400V脱硫电汇11备用进线开关联锁合闸，如备合闸不成功，则应立即手动合上备用进线开关。

5.1.2 原因

5.1.2.1 厂用电设备或系统故障

5.1.2.2 电气人员误操作或电气保护误动作

5.1.3 处理

5.1.3.1 锅炉未熄火时，迅速投入油枪，稳定燃烧。检查磨煤机联跳动作正常，将负荷减至150MW左右，复置有关失电辅机开关。

5.1.3.2 检查磨煤机联跳动作正常，将负荷减至150MW左右。

5.1.3.3 立即提高给泵B转速，维持汽包水位稳定，如水位保护动作，按MFT处理。

5.1.3.4 调整开大吸风机11B、送风机11B、一次风机11B的出力，保持氧量及炉膛压力正常，炉膛与大风箱差压正常。

5.1.3.5 关闭失电风机的风门或档板，检查吸、送风机动叶油泵和油冷风机正常。

5.1.3.6 关闭停用磨煤机的冷热风隔绝门，维持一次风母管压力正常。

5.1.3.7 检查对应备用辅机自启动正常，否则应立即手动启动备用辅机。

5.1.3.8 揿跳闸泵“停用”按钮，并将自启动联锁出系。

5.1.3.9 根据循环水母管压力及当时循泵可运行台数，适当调节凝汽器循门开度，并由值长联系循泵房增开循泵及调节循环水母管连通门。

5.1.3.10 严密监视机组各参数：轴封汽压力，真空，各油温，轴承温度及振动，凝汽器水位，除氧器水位，闭冷箱水位的变化。

5.1.3.11 机11杂用电汇甲电源切换，恢复供电后，立即启动给泵11C交流油泵，启动给泵11C，维持给水流量，汽包水位稳定。并恢复排烟风机，空侧油箱排烟风机，给泵11A（11B）排烟风机及氢气干燥器的运行。

5.1.3.12 若锅炉熄火按MFT处理，汽机按正常停机处理。

5.1.3.13 机组正常电源恢复后，按值长要求加荷。

5.1.3.14 如400V脱硫电汇11备用进线开关手动合闸不成功，按《11、14号机组脱硫灰控运行规程》要求，进行事故处理。

5.1.3.15 根据需要，联系脱硫灰控班停用脱硫FGD系统。

5.2 6kV四段失电（备合闸不成功）

5.2.1 现象

5.2.1.1 闭冷泵11B、前置泵11B、凝泵11B、凝升泵11B、开冷泵11B、循泵4、给泵11C、

吸风机11B、送风机11B、一次风机11B、磨煤机11B、磨煤机11D炉水泵11B、灰浆泵11B、输送风机11B电流到零；除尘变11乙、除灰变11乙/丙、24号厂变失电。

5.2.1.2 24号厂变失电，若备合闸不成功，引起低压厂用电汇4失电，真空泵11B、静冷泵11B、控制气泵11B，杂用气泵11B、预热器11B，密封风机11B，给煤机11B，给煤机11D失电；炉11杂用电汇乙常用电源失电引起捞渣机11B、碎渣机11B、石子煤11B、吸风机11B轮锻加热、吸风机11B轴冷风机失电；机11杂用电汇乙失电引起轴加风机11A及11B失电。

5.2.1.3 辅机跳闸信号报警。

5.2.1.4 该段电源所带的运行电动机停转，对应备用电动机自启动。

5.2.1.5 前置泵11B失电，造成给泵11B脱扣。

5.2.1.6 汽包水位、汽压、汽温及蒸汽流量、机组功率剧降。

5.2.1.7 锅炉燃烧不稳，可能造成熄火。

5.2.2 原因

5.2.2.1 厂用电设备或系统故障

5.2.2.2 电气人员误操作或电气保护误动作

5.2.3 处理

5.2.3.1 锅炉未熄火时，迅速投入油枪，稳定燃烧。检查磨煤机联跳动作正常，将负荷减至150MW左右，复置有关失电辅机开关。

5.2.3.2 检查磨煤机联跳动作正常，将负荷减至150MW左右。

5.2.3.3 立即提高给泵A转速，维持汽包水位稳定，如水位保护动作，按MFT处理。

5.2.3.4 调整开大吸风机11A、送风机11A、一次风机11A的出力，保持氧量及炉膛压力正常，炉膛与大风箱差压正常。

5.2.3.5 关闭失电风机的风门或档板，检查吸、送风机动叶油泵和油冷风机正常。

5.2.3.6 关闭停用磨煤机的冷热风隔绝门，维持一次风母管压力正常。

5.2.3.7 检查对应备用辅机自启动正常，否则应立即手动启动备用辅机。

5.2.3.8 揿跳闸泵“停用”按钮，并将自启动联锁出系。

5.2.3.9 根据循环水母管压力及当时循泵可运行台数，适当调节凝汽器循门开度，并由值长联系循泵房增开循泵及调节循环水母管连通门。

5.2.3.10 严密监视机组各参数：轴封汽压力，真空，各油温，轴承温度及振动，凝汽器水位，除氧器水位，闭冷箱水位的变化。

5.2.3.11 机11杂用电汇乙电源切换，恢复供电后，并恢复排烟风机，空侧油箱排烟风机，轴加风机11A(B)的运行。

5.2.3.12 待6kV四段恢复后，立即启动给泵14C维持汽包水位、给水流量稳定。

5.2.3.13 若锅炉熄火按MFT处理，汽机按正常停机处理。

5.2.3.14 机组正常电源恢复后，按值长要求加荷。

5.2.3.15 根据需要，联系灰控运行班停用脱硫FGD系统。

5.3 厂用电全部中断

5.3.1 本节适用于柴油发电机同时故障，保安电汇11同时失电。

5.3.2 现象

5.3.2.1 常用照明灯熄灭，事故照明灯亮。

5.3.2.2 发电机跳闸。

5.3.2.3 主机及汽动给泵A、B均脱扣，给泵C未自启动。

5.3.2.4 锅炉MFT动作。

5.3.2.5 所有运行交流电动机停转，备用交流辅机不联动。

5.3.2.6 机11直流润滑油泵，给泵11A/B直流油泵、机11空侧密封直流油泵自启动。

5.3.2.7 凝汽器真空迅速下降。

5.3.2.8 不停电装置切至直流电源（蓄电池）供电。

5.3.3 原因

5.3.3.1 厂用电设备或系统故障

5.3.3.2 电气人员误操作或电气保护误动作

5.3.4 处理

5.3.4.1 检查发电机已跳闸并灭磁，否则应手动解列并灭磁。

5.3.4.2 按不破坏真空故障停机处理，检查主机，给泵A、B均脱扣，否则应手动脱扣。5.3.4.3 按紧急停炉处理，注意防止锅炉超压。

5.3.4.4 检查直流润滑油泵，空侧密封直流油泵，给泵A、B直流油泵应自启动，否则应手操启动。

5.3.4.5 停用不必要的直流用户，以维持重要直流用户的运行。

5.3.4.6 通知网控检查切换网控交直流系统运行正常。

5.3.4.7 通知机修、炉修做好汽轮机及预热器的手动盘车准备。

5.3.4.8 揿各辅机“停用”按钮，并将自启动联锁开关出系。

5.3.4.9 禁止向凝汽器排汽、排水。

5.3.4.10 不可开启高、低压旁路泄压，开启包覆疏水控制汽包压力不超限。

5.3.4.11 控制气失去，快关阀关闭，监视燃油系统循环停止。

5.3.4.12 根据《热力系统运行规程》中循环水系统事故处理条款，由值长联系循泵房关闭循环水母管连通门。

5.3.4.13 按本部分规程8.1.2.2规定进行排氢，降低氢压至规定值。

5.3.4.14 保安电汇11恢复供电后，投入汽轮机连续盘车。

a) 启动危急冷却泵。

b) 启动交流润滑油泵、密封备用油泵、空侧密封交流油泵运行，停用直流润滑油泵，空侧密封直流油泵。

c) 投运预热器11A/B盘车。

d) 检查恢复UPS正常电源供电。

5.3.4.15 检查直流系统运行正常。

5.3.4.16 待厂用电源全面恢复后对机组进行全面检查，优先进行恢复以下设备或系统运行：

a) 循环水系统；

b) 闭冷水系统；

c) 控制气系统；

d) 锅炉燃油循环；

e) 投运预热器11A/B；

f) 确认锅炉烟道无二次燃烧危险后，启动吸送风机对炉膛及烟道进行吹扫。

5.3.4.17 根据机组状况进行机组启动前的检查与系统恢复运行工作。

5.3.4.18 按《11/14号机组脱硫灰控运行规程》要求，进行灰控设备的事故处理。

6 汽轮机、锅炉设备的异常处理

6.1 蒸汽参数不符合额定规范的处理

6.1.1 主、再蒸汽温度过高

6.1.1.1 现象

a) 主、再蒸汽温度上升并报警；。

b) 各段蒸汽温度超过正常运行值。

6.1.1.2 原因

a) 减温水系统自动失灵，造成减温水量减少；

b) 燃烧调整不当，上层煤粉燃烧器负荷过大或锅炉增负荷过快；

c) 送风量过大或炉膛漏风严重；

d) 煤质过差或煤粉过粗；

e) 炉膛结渣严重；

f) 配风工况不当或煤粉燃烧器摆角偏高，造成火焰中心上移；

g) 给水温度降低；

h) 制粉系统故障，造成燃料量不正常增加；

i) 烟道内有可燃物二次燃烧；

j) 汽包、再热器进口安全门起座。

6.1.1.3 锅炉处理

a) 将主汽温度自动切至手动，增大减温水量。再热蒸汽温度过高时可投用事故喷水；

b) 调整燃烧和燃烧器摆角，设法降低火焰中心，减少炉膛漏风；

c) 上述方法无效时，降低锅炉负荷。同时保持较高的主汽压力。

6.1.2 主、再蒸汽温度过低

6.1.2.1 现象

a) 主、再蒸汽温度下降并报警；

b) 各段蒸汽温度降低超过正常运行值。

6.1.2.2 原因

a) 减温水系统自动失灵，使减温水量增加；

b) 燃烧调整不当造成锅炉热负荷降低，火焰中心下移；

c) 制粉系统故障使燃料量不正常地减少，煤粉燃烧器摆角过低；

d) 锅炉给水温度升高；

e) 过热器、再热器严重结渣或积灰；

f) 过热器、再热器出口安全门起座。

6.1.2.3 处理

a) 将蒸汽温度自动切至手动，关小或关闭减温水阀；

b) 调整燃烧和燃烧器摆角，设法提高火焰中心。

6.1.3 汽轮机蒸汽参数不符合规范时，应按表1、表2规定进行处理。

6.1.3.1 运行中发现蒸汽参数不符合额定规范时，应加强监视机组振动、声音、轴向位移、推力轴承温度、差胀、金属温度、转子应力趋势等变化。

6.1.3.2 汽压、汽温同时下降时，按汽温下降处理，见表1。

表1 蒸汽压力不符合规范的处理规定

内容数值处理方法

主蒸汽压力上升＞17.5 调整至正常值(17.5～21.7MPa，全年累计运行时间应＜12小时)

21.7 即汇报值长进行不破坏真空故障停机

主蒸汽压力下降＜16.7 调整至正常值

15.9 适当降低负荷，维持正常值

表2 蒸汽温度不符合规范的处理规定

内容数值处理方法

主蒸汽或再热蒸汽温度上升至546.3～551.9 尽快调整至正常值(全年累计运行时间应＜400小时）

552～565.8且超过15min 即汇报值长进行不破坏真空故障停机(552～565.8℃，全年累计运行时间应＜80小时）

＞565.8

主蒸汽或再热蒸汽温度下降至529.7 对照炉汽温，联系锅炉调整

524.1 尽快调整至正常值(全年累计运行时间应＜400小时)

510.2 开启主蒸汽管道或再热汽管道疏水，并开启高压或中压内外缸疏水；在15min 内进行降压减负荷，使主蒸汽或再热汽温度的过热度＞150℃。

465 即汇报值长进行不破坏真空故障停机

主蒸汽或再热蒸汽温度2分钟内突降50及以上联系值长并进行破坏真空故障停机

主蒸汽或再热蒸汽两侧偏差达＞14 调整

42且超过15min 即联系值长并进行不破坏真空故障停机

＞42

6.1.4 蒸汽温度超限或低至限额时造成汽轮机事故停机时。当负荷大于100MW，机跳炉保护投用时，按MFT处理。当负荷低于100MW，机跳炉保护未投用时，开启高低旁路，控制汽温、汽压正常。做好汽轮机重新冲转准备。

6.1.5 主蒸汽温度与再热汽温度偏差处理：

6.1.5.1 主蒸汽温度与再热汽温度的偏差，应按表2规定限额处理，运行时要尽量避免出现短时间的周期性温度波动，如偏差超过正常值，应联系锅炉及时调整，并汇报单元长，偏差超过允许的最大值时，应不破坏真空紧急停机。

6.1.5.2 当机组负荷在0～225MW范围内，仅允许主蒸汽温度＞再热汽温度，即正温差。主蒸汽温度－再热温度= +△T?C

6.1.5.3 当机组负荷在225～300MW范围内，允许主蒸汽温度＞再热汽温度，也允许再热汽温度＞主蒸汽温度，即正温差或负温差。

主蒸汽温度－再热温度=±△T?C

6.1.5.4 主蒸汽温度与再热汽温度偏差限额见表3。

表3 主蒸汽与再热汽温度偏差

负荷(MW) 允许偏差△T?C

平常值最大值

0 +28 +83

225 +28 +42/0

300 +28/-28 +42/-28

6.2 凝汽器真空下降的处理

6.2.1 凝汽器真空下降的处理要点见表4。

6.2.2 发现凝汽器真空下降时，应对照其他真空表、低压缸排气温度、凝结水温度，确定真空确实下降时，应立即处理并汇报值长。不能维持真空时，按表4要点处理。

6.2.3 凝汽器真空下降时，应注意给泵A和B的运行情况，必要时启动电动给泵，维持给水流量。

6.2.4 凝汽器真空下降时，应视低压缸排汽温度升高的情况，开启低压缸排缸喷水。机组

带负荷运行中，排汽温度不应超过79℃，空负荷运行不超过121℃。

表4 真空下降的处理要点

下降类别真空数值处理要点

突然下降4kPa 在查找原因的同时，如真空继续下降，应增加循环水量，提高轴封汽压力，启动备用真空泵

下降至88kPa以下按真空每下降1kPa，减少负荷50MW

82kPa 负荷减至0

81kPa 汇报值长并进行不破坏真空故障停机

6.2.5 低真空停机时，应联系锅炉立即切除高、低压旁路，禁止锅炉及主蒸汽管道，再热汽管道疏水向凝汽器排汽。

6.2.6 根据凝汽器真空下降原因进行下列处理：

6.2.6.1 真空下降时，应检查当时机组有无影响真空的操作，有这种操作时应立即停止操作或恢复原运行方式，使真空恢复正常。

6.2.6.2 如循环水进口压力急剧下降，循环水中断或不足，如有备用循泵应立即启动循泵，如循环水全部中断，应立即进行不破坏真空紧急停机，待凝汽器排汽温度降至50℃左右时，再启动循泵向凝汽器通循环水，此外还应检查低压排汽安全门是否动作。

6.2.6.3 凝汽器真空逐渐下降，循环水进水压力下降，温升增大，表示循环水量不足，如有备用循泵应启动备用循泵，并通知循泵工检查循泵及循环水系统运行情况。

6.2.6.4 如循环水进口压力升高，出水真空呈正压，温升增加，应立即启动水室真空泵，提高出水真空。

6.2.6.5 凝汽器真空逐渐下降，循环水进水压力上升，温升增大，则可能是凝汽器管板垃圾阻塞引起，应汇报值长，减负荷进行凝汽器反冲洗。

6.2.6.6 循环水系统的操作不当，如误关进、出水门，或误开反冲洗门均可引起循环水中断或减少现象，应进行分析检查。

6.2.6.7 真空下降时，应检查轴封汽系统是否正常，检查轴封汽调整门和调温门是否正常，轴封汽溢流调整门和调旁是否误开，轴封汽母管压力是否正常，低压轴封汽温度应在121～177?C范围，注意检查低压轴封有无吸气声。

6.2.6.8 如真空泵运行不正常，则应启动备用真空泵，停用故障泵并关闭进气隔绝门。

6.2.6.9 真空下降时，应检查凝汽器水位是否升高，水位升高引起真空下降伴有凝结水过冷度增大，水位高至抽气口，真空急剧下降。

6.2.6.10 凝汽器水位升高时，应关闭凝汽器补水门，开大凝泵出口调整门，增开凝泵，查明原因进行相应处理：

6.2.6.11 凝泵故障引起水位升高，应立即启动备用凝泵，停用故障泵，分析故障凝泵进口滤网是否堵塞。

6.2.6.12 凝升循、凝循误开或备用凝泵逆止门漏，应关闭凝升循、凝循或关闭备用凝泵出水门，通知检修及时消除设备缺陷。

6.2.6.13 凝泵出水调整门故障或自动失灵，应调节调整门旁路门维持水位。自动失灵，应切手操调整，并通知热工处理。

6.2.6.14 化学侧出路不畅，压力升高，电流、流量降低，调整门开度增大，应联系化学检查阀门是否误关或故障。

6.2.6.15 凝汽器铜管大量漏水，凝结水硬度急剧上升，除设法维持水位外，应根据凝结水硬度情况处理。

6.2.6.16 检查疏水到凝汽器的加热器水位，若由于加热器管芯大量漏水引起，应隔绝漏水的加热器。

6.2.6.17 若有给水箱或锅炉侧来水进入凝汽器应隔绝给水箱或锅炉来水。

6.2.7 真空下降时，应检查真空系统是否漏空气，进行临时堵漏隔绝，并通知检修处理：6.2.

7.1 检查低压缸顶部安全门完整，不吸气。

6.2.

7.2 检查真空破坏门关闭严密，无吸气，水封正常。

6.2.

7.3 检查凝汽器汽侧放水门关闭严密，无吸气。

6.2.

7.4 检查真空系统的水位计不破裂。

6.2.

7.5 检查真空系统阀门的水封、管道、法兰或焊口是否不严密处。

6.2.

7.6 检查轴封加热器水位封水正常，如水位不正常，应注水。

6.2.

7.7 如给泵A或B排汽侧真空低，影响凝汽器真空，则应启动电动给泵，停用并隔绝给泵A或B。

6.2.

7.8 如给泵A、B均故障，则启动电动给泵，降负荷至180MW，停用并隔绝给泵A、B。

6.2.

7.9 如给泵密封回水U管水封冲破影响真空，应注水恢复。

6.2.

7.10 如凝结水收集水箱水位不正常，则应调整到正常水位，如无法维持，应手操调节调整门后隔绝门来维持水位，并通知热工来消除调整门缺陷。

6.3 汽轮机水冲击

6.3.1 汽轮机水冲击的象征，主蒸汽或再热蒸汽温度或抽汽温度急剧下降，并伴有下列象征（下列象征不一定同时出现）：

6.3.1.1 从蒸汽管道法兰、阀门密封圈、汽轮机轴封、汽缸结合面处冒出白色蒸汽或溅出水滴。

6.3.1.2 清楚地听到主蒸汽管道、再热汽管道或抽汽管道内有水冲击声。

6.3.1.3 轴向位移增大，推力瓦轴承金属温度急剧上升，差胀数值突然变小。

6.3.1.4 机组振动增大，机内发生金属噪声和水击声。

6.3.1.5 高、中压汽缸上、下温差超过55.6℃。

6.3.1.6 各抽汽管壁上、下温差突然变大。

6.3.2 汽轮机水冲击的处理：

6.3.2.1 迅速破坏真空紧急停机。

6.3.2.2 立即检查汽轮机本体及有关蒸汽、抽汽管道上的疏水自动开启，如未开则应强制开足，充分放疏水。如由于加热器或除氧器满水引起水冲击，还应立即停用加热器或除氧器，并待其从系统中切除后放水。

6.3.2.3 正确记录惰走时间及分析惰走时间的变化，并在惰走时仔细倾听汽轮机内部声音。

6.3.2.4 汽轮机转子停止，立即投入连续盘车，测量大轴弯曲变化值。

6.3.2.5 如惰走时未听出异声和转动部分摩擦声，同时惰走时间、轴向位移、差胀、推力轴承金属温度均正常，汽轮机本体及蒸汽管道，充分放尽疏水，同时机组符合热态启动条件，联系值长，可进行启动，注意如汽轮机水冲击造成高中压缸上、下温差＞41.6℃，则停机必须连续盘车时间不得少于6小时后，方可进行启动。

6.3.2.6 冲击时如轴向位移超过极限值或惰走时间明显缩短，推力轴承金属温度超限或汽轮机内部有异声和转动部分发生摩擦，说明汽缸已变形，则停机连续盘车时间不得少于18小时，再根据盘车情况决定是否可启动，必要时还要根据推力轴承情况决定是否揭缸检查。

6.3.2.7 如机组再启动，在冲转、升速时应特别小心，并仔细倾听汽轮机内部和转动部分声音，监视机组振动，如汽轮机启动正常，可带负荷，在带负荷时经常检查轴向位移、推力轴承温度、差胀和机组振动，如汽轮机启动时发现汽轮机内部有异声或转动部分发生摩擦，应

破坏真空紧急停机，准备揭缸处理。

6.4 汽轮机润滑油系统工作失常处理

6.4.1 油压、油温、油位失常时处理要点见表5。

6.4.2 运行中主油泵工作失常或声音不正常时，但油系统中的油压正常时，应注意主油泵出口油压变化，如出口油压降至0.7MPa，应即启动密封备用油泵，汇报值长，必要时破坏真空紧急停机。

6.4.3 润滑油箱油位下降，油压正常原因及处理

6.4.3.1 原因：

a) 油箱事故放油门，放水门或油系统有关放油门，取样门误开或泄漏。

b) 压力油回油管道，管道法兰漏油。

c) 轴承油档严重漏油。

6.4.3.2 处理

a) 确定油箱油位指示正确。

b) 找出漏油点，消除漏油。

c) 执行防火措施。

d) 联系化学加油，恢复油箱正常油位。

e) 如采取各种措施仍不能消除漏油，且油箱油位下降较快，无法维持运行时，在油箱油位未降至-563mm前汇报值长，启动交流油泵，进行不破坏真空故障停机。如已降至-563㎜时，则按破坏真空紧急停机处理。处理要点见表5。

表5 润滑油系统工作失常时的处理要点

参数内容单位数值处理要点

油

压主油泵出口油压下降至MPa ≤0.7立即启动密封备用油泵

≤0.085启动交流润滑油泵

润滑油压下降至≤0.065启动直流润滑油泵

≤0.048汇报值长，并进行破坏真空紧急停机

隔膜阀油压下降至＜0.5 立即启动密封备用油泵

隔膜阀油压上升至＞0.9 联系机修设法调整

油

温冷油器出油温度正常允许变化范围?C 38～45

任一轴承金属温度上升2～3 检查分析原因，汇报单元长

#1～#4任一轴承金属温度上升至≥107.2检查处理并紧急汇报值长

≥112.8汇报值长，并进行破坏真空紧急停机

#5～#7任一轴承金属温度上升至≥98.9检查处理并紧急汇报值长

≥107.2汇报值长,并进行破坏真空紧急停机

推力轴承任一点金属温度升高 5 检查处理分析原因，汇报单元长

推力轴承任一点金属温度上升至90 检查处理并紧急汇报值长

≥98.9汇报值长，迅速减荷

107.2 汇报值长，并进行破坏真空紧急停机

油

位油箱油位下降mm 5～10 检查分析原因，汇报单元长

油箱油位下降至-100 联系化学加油

-563 汇报值长并进行破坏真空紧急停机

油箱油位异常升高进行油箱放水并检查分析原因

6.4.4 油箱油位和油压同时降低原因及处理

6.4.4.1 原因：压力油管道漏油至油箱外面。

6.4.4.2 处理：

a) 检查压力油管是否破裂漏油，同时还应检查防爆套管内管道有否破裂（包括压力表管，接头等是否漏油）

b) 压力油管破裂时，应立即将漏油（或喷油）与高温部件临时隔绝，严防发生火灾，并设法在运行中消除。

c) 通知化学加油，恢复油箱正常油位。

d) 压力油管破裂大量喷油，危机设备安全或无法在运行中消除时，汇报值长，进行故障停机，有严重火灾危险时，应按油系统失火紧急停机的要求进行操作。

6.4.5 油压下降，油箱油位不变时的检查与处理：

6.4.5.1 检查主油泵工作是否正常，若进、出口油压同时下降，应判断为主油泵工作失常。

6.4.5.2 当主油泵出口油压下降，注意检查润滑油压隔膜阀油压正常并按表5处理要点处理。

6.4.5.3 但主油泵出口油压继续降至0.7MPa以下，应注意检查隔膜阀动作，机组脱扣。6.4.5.4 检查油箱或车头内压力油管是否漏油，发现漏油应汇报单元长、值长进行相应处理。

6.4.5.5 检查备用油泵逆止门是否漏油，如漏油影响油压，通知检修消除。

6.4.5.6 检查过压阀是否误动作，油管放油门是否误开，并恢复其正常状态。

6.4.5.7 检查注油器工作是否正常，油箱回油滤网或注油器进口是否堵塞，注油器出口逆止门是否卡涩。

6.4.5.8 检查自动反冲滤网压差，如超过0.035MPa，应切换备用滤网。

6.4.5.9 润滑油压降低应注意各道轴承油流、油温、轴瓦温度及轴承振动，发现异常情况应进行处理。

6.4.6 油箱油位升高的原因及处理：

6.4.6.1 当运行中发现油箱油位升高（或明显上升趋势）时，应通知化学油箱放水，并化验油中含水成分，如含水成分为凝结水，则应调整和降低轴封汽压力，减少轴封漏汽量，同时检查运行组冷油器铜管是否漏，如漏应将备用组冷油器投入，隔绝原运行组冷油器。

6.4.6.2 如油中大量含水，应通知化学用离心式滤油器进行滤水。

6.4.6.3 运行中当润滑油管路充满油时，油箱油位不应高于＋152mm。

6.4.7 油温升高的处理原则：

6.4.

7.1 如各轴承金属温度普遍升高，应检查冷油器出口温度，并进行调整正常，必要时将备用冷油器投入运行。

6.4.

7.2 如冷油器出水调整门自动失灵，应切至手动控制，如仍不能降低油温，应开启调整门旁路门调整至正常油温，自动失灵通知热工消缺。

6.4.

7.3 冷油器出口油温升高，应检查闭式冷却水压力、温度正常，如冷却水压低，应检查

闭冷泵运行情况，必要时增开闭冷泵，增加冷却水流量，如冷却水温度高，应检查闭冷器运行情况，必要时将备用闭冷器投入运行。

6.5 汽轮机设备失火

6.5.1 失火的处理原则

6.5.1.1 发现失火时，立即通知消防队（电话119），并汇报值长及有关领导，在消防队未到达前，应根据情况按《电业安全工作规程》要求，分别使用现场正确的灭火器进行灭火(发电机或励磁机失火时，应按本篇

7.1氢水油系统事故处理执行处理)，用一切方法保护机组不受损坏。

6.5.1.2 如灭火地点有带电设备，必须切断电源进行灭火。

6.5.1.3 应注意不使火势蔓延，必要时应将设备周围覆以沾湿的雨布；火势严重，且危及机组安全运行时，应进行破坏真空紧急停机。

6.5.2 油系统失火

6.5.2.1 立即正确使用灭火器材进行灭火，通知消防队到场灭火，并汇报值长及有关领导。

6.5.2.2 火势不能很快扑灭，且危及机组安全运行时，应进行破坏真空紧急停机。

6.5.2.3 油系统失火进行破坏真空紧急停机，应确认主机高中压主汽门、调门及给泵A、B 高、低压调门关闭后，将自启动联锁开关出系，停用EH油泵。

6.5.2.4 如火势蔓延迅速，达到下列情况之一时，应开启油箱事故放油门；并根据情况，调节事故放油门，使转子停止前润滑油不中断，当火扑灭后，立即关闭事故放油门。

a) 火势危及油箱安全时。

b) 机头及机头平台大火时。

c) 火势危及厂房或相邻机组安全时。

6.5.2.5 因油系统失火紧急停机，应及时出系密封备用油泵自启动联锁开关，禁止启动密封备用油泵，只允许用润滑油泵进行停机；如由于润滑油系统失火无法扑灭时，应将交、直流润滑油泵自启动联锁开关出系，顶轴油泵自启动联锁开关出系，待转子停转后，应立即停用润滑油泵（盘车每隔30min盘转子180?）；如火势已扑灭，启动润滑油泵、顶轴油泵进行连续盘车。

6.5.3 发电机或励磁机失火

6.5.3.1 火灾没有完全熄灭时，禁止停用盘车装置。

6.5.3.2 处理按本部分规程8氢水油系统事故处理执行。

6.6 汽轮机转子轴向位移增大

6.6.1 轴向位移增大一般为下列原因：

6.6.1.1 负荷或蒸汽流量增加（包括蒸汽压力，温度下降或真空下降为维持负荷引起的流量增加）。

6.6.1.2 叶片严重结垢（在同样工况下运行时，调节级压力有异常升高)。

6.6.1.3 转子通流部分损坏（如叶片断落）。

6.6.1.4 汽轮机水冲击。

6.6.1.5 周率下降。

6.6.1.6 发电机转子串动。

6.6.1.7 推力轴承乌金磨损。

6.6.2 轴向位移增大处理：

6.6.2.1 发现转子轴向位移增大时，应特别注意推力轴承金属温度及差胀变化，并查明原因。

6.6.2.2 加强对汽轮机运行情况监视与检查，倾听机组有无异常，振动有无增大。

6.6.2.3 当轴向位移较正常值有明显增大时，应汇报单元长、值长，并查明原因，进行减负荷至轴向位移至正常值。

6.6.2.4 当轴向位移（向发电机端）增大至0.9mm或(向调速端)增大至0.9mm时,应紧急减负荷。

6.6.2.5 当轴向位移增大时且伴有机组不正常的声音，或剧烈振动，应立即破坏真空紧急停机。

6.6.2.6 当轴向位移增大至停机限值，推力轴承金属温度升高，而保护不动作，应立即破坏真空紧急停机。

6.7 汽轮机运行中叶片损坏或断落

6.7.1 现象：

6.7.1.1 汽轮机内部发生明显的金属撞击声。

6.7.1.2 蒸汽通流部分发出不同程度的摩擦声。

6.7.1.3 机组振动明显增大。

6.7.1.4 汽轮机调整段或某级抽汽压力或抽汽压差、轴向位移、推力轴承金属温度变化异常。

6.7.1.5 在蒸汽参数真空不变工况下，调门开度比以往同负荷时增大，某级叶片后压力异常升高。

6.7.1.6 断落叶片打坏凝汽器铜管，凝结水电导率及硬度急剧上升。

6.7.2 汽轮机在运行中叶片损坏或断落，不一定同时出现上述全部现象，但出现下述现象之一时，应破坏真空紧急停机：

6.7.2.1 汽轮机内部发生明显的金属撞击声和摩擦声。

6.7.2.2 机组发生强烈振动。

6.7.3 正常运行中如发现调整段或其他级抽汽压力或抽汽压差异常变化，应立即进行综合分析，如果伴随出现在相同运行工况下负荷下降，轴向位移、推力轴承金属温度有明显变化，或相应轴振明显振动大时，应尽快申请减负荷停机。

6.7.4 当汽轮机叶片断落打坏凝汽器铜管，使凝结水电导率及硬度上升，但机组无异声，振动无明显增大时，应进行下列处理：

6.7.4.1 如凝结水出现硬度，汇报值长，申请减负荷进行凝结器半面隔绝堵漏。

6.7.4.2 如影响凝汽器水位上升，应开大凝泵出水调整门，若无效，应启动备用凝泵。

6.7.4.3 加强对机组运行状况的监视与分析，一旦异常情况发展，即汇报值长，并按相应规定处理。

6.8 汽轮机组发生异常振动

6.8.1 现象：

6.8.1.1 机组轴振动指示升高。

6.8.1.2 机组轴振动大报警。

6.8.1.3 就地机组振动明显增大。

6.8.2 原因：

6.8.2.1 机组负荷、进汽参数骤变。

6.8.2.2 润滑油压、油温或发电机密封油温度变化。

6.8.2.3 机组动静部分发生摩擦。

6.8.2.4 机组发生水冲击。

6.8.2.5 汽轮机断叶片。

6.8.2.6 汽轮机滑销系统卡涩。

6.8.2.7 电网周率变化。

6.8.2.8 发电机静子、转子电流不平衡。

6.8.3 处理：

6.8.3.1 机组轴振动达0.127mm报警，应汇报单元长、值长，适当降低负荷，查明原因予

以处理。

6.8.3.2 若机组负荷或进汽参数变化大引起振动增加，应稳定负荷及进汽参数，同时检查汽缸总胀、差胀、轴向位移、上下缸温差变化情况及滑销系统有无卡涩现象，待振动恢复正常后再进行变负荷，如发生水冲击，则按“汽轮机冲击”处理。

6.8.3.3 检查润滑油压、油温及发电机密封油温度情况是否正常，并按要求进行调整。

6.8.3.4 联系电气值班员，检查发电机静子、转子电流情况并消除不平衡原因。

6.8.3.5 倾听机组内部声音。

6.8.3.6 发生下列情况之一，应立即打闸停机。

a) 机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03㎜。

b) 机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10㎜或相对轴振动值超过0.254㎜或汽轮机内有明显的金属摩擦声或撞击声，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

c) 机组运行中要求轴承振动不超过0.03㎜或相对振动不超过0.080㎜，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.254㎜应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.15㎜或相对轴振动变化±0.05㎜，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05㎜，应立即打闸停机。

6.9 汽水管道故障

6.9.1 汽水管道故障处理过程中的隔绝原则为：

6.9.1.1 尽可能不使工作人员和设备遭受损害。

6.9.1.2 尽可能不停用设备。

6.9.1.3 先关闭来汽、来水阀门，后关闭送汽、送水阀门。

6.9.1.4 先关闭离故障点近的阀门，如无法接近隔绝点，再扩大隔绝范围。待可以接近隔绝点时，应迅速缩小隔绝范围。

6.9.2 汽机汽水管道故障的处理方法，见表6。

表6 汽水管道故障的处理方法

项目故障情况处理方法

蒸汽

管道蒸汽管道或法兰、阀门破裂，机组无法维持运行应不破坏真空故障停机，同时还应：

a. 尽快隔绝故障点，放疏水泄压，并开启汽轮机房的窗户放出蒸汽。切勿乱跑，防止被汽流吹伤

b. 采取必要的防火及防止电气设备受潮的临时措施

蒸汽管道水冲击当机组在运行时，开启有关疏水门，并查明原因，如已发展到汽轮机水冲击，应按“水冲击”一节规定处理。当机组处于停用状态时，将蒸汽管道隔绝，泄压，重新暖管。

抽汽管道水冲击停用水冲击的抽汽管道及设备，开启疏水门，并查明原因，如已发展到汽轮机水冲击，应按“水冲击” 一节规定处理

表6（续）

项目故障情况处理方法

蒸汽

管道蒸汽管道振动大检查蒸汽管道的疏水和支吊架情况；两侧蒸汽流量有否偏差，及时处理。如振动危及到蒸汽管道和设备时，应汇报值长适当减荷，必要时隔绝振动大的蒸汽管道

水

管道给水管道破裂迅速隔绝故障点。如故障点无法隔绝，且机组无法维持正常运行时，应进行破坏真空事故停机。

凝结水管道破裂设法制止或减少凝结水的泄漏，或隔绝故障点，维持机组运行。如故障点无法隔绝且影响机组正常运行时，应申请停机

循环水母管破裂设法制止或减少循环水的泄漏，并注意泄漏是否发展及循环水母管压力、机组真空、闭冷水温度的变化。

凝汽器循环水门后管道破裂适当减荷，将破裂侧凝汽器隔绝，保持凝汽器半面运行。

6.9.3 锅炉蒸汽或给水管道的损坏

6.9.3.1 现象

a) 管道轻微泄漏时，保温层潮湿、冒汽、滴水或有泄漏声。

b) 管道爆破时，发出巨响，并有大量汽、水喷出，支架、吊架可能损坏。

c) 蒸汽或给水压力突降，流量变化异常。

6.9.3.2 原因

a) 材质不良，管道设计、制造安装或焊接质量不合格。

b) 管道长期超压、超温运行。

c) 运行时间长，易磨损部位磨损（弯头，孔板附近）局部管壁减薄，使管材强度降低。

d) 投运时暖管不充分，产生严重水冲击。

e) 运行中发生流量、温度、压力大幅度波动。

f) 给水品质长期不合格，造成管壁腐蚀。

6.9.3.3 处理

a) 如管道损坏不严重，尚能维持运行时，应维持各参数在正常范围内，汇报值长，并做好事故预想。

b) 泄漏或爆破处周围应做好安全措施，防止汽水喷出伤人并密切注意损坏部位的发展趋势。

c) 管道爆破，如使爆破点后的工质温度急剧升高，导致管壁严重超温，无法维持锅炉正常参数运行或威胁人身、设备安全时立即按紧急停炉处理。

d) 停炉后应将故障点与系统隔绝。

6.10 负荷骤变晃动

6.10.1 现象：

6.10.1.1 功率表指示骤变晃动。

6.10.1.2 调节级压力，各级抽汽压力骤变晃动。

6.10.1.3 调速汽门开度晃动。

6.10.2 原因：

6.10.2.1 电网周率变化，发电机振荡或失步。

6.10.2.2 控制回路故障。

6.10.2.3 EH油压波动。

6.10.3 处理：

6.10.3.1 检查各有关参数指示情况，并进行对照分析原因。

6.10.3.2 若DEH故障引起负荷骤变，应注意机组控制方式，点击“DEH画面总览”上“手动操作”按钮，将“操作员自动”方式自动切至“手动操作”方式，如切至“手动操作”方式，应用“手动操作”方式操作来控制机组负荷稳定，如“手动操作”控制方式不能维持运行，应故障停机。

6.10.3.3 检查发电机运行情况，若振荡或失步要求电气尽快处理。

6.10.3.4 若控制系统工作失常引起负荷骤变，应检查汽轮机控制方式如仍在“操作员自动”方式时，应出系“功率回路”和“调节级压力回路”反馈回路，若仍不能消除负荷晃动，则应将汽轮机控制方式切至“手操”方式。

6.10.3.5 若EH油压波动引起负荷晃动，启动备用EH油泵，观察油压波动情况，若正常，则停用原运行泵，通知检修处理，若不能消除EH油压波动且无法维持机组正常运行，应汇报值长，要求减负荷停机。

6.10.3.6 注意主蒸汽压力、温度的变化，并要求锅炉参数尽量保持稳定。

6.10.3.7 注意除氧器、凝汽器、加热器，水位变化及轴封汽压力应正常。

6.10.3.8 加强对轴向位移、差胀、振动、推力轴承温度的监视。

6.10.3.9 注意汽泵运行情况，必要时启动电动给泵（若系统振荡引起则不能启动），保证锅炉正常供水。

6.11 负荷骤减

6.11.1 现象

6.11.1.1 功率及蒸汽流量剧跌。

6.11.1.2 汽包水位迅速下降。

6.11.1.3 主蒸汽压力，主蒸汽温度，再热蒸汽温度上升超限报警，高、低压旁路动作，主汽释放阀动作，安全门起座。

6.11.1.4 若汽机或发电机故障跳闸时，将发生MFT。

6.11.2 原因

6.11.2.1 电力系统故障、馈线跳闹。

6.11.2.2 汽轮机或发电机发生故障。

6.11.3 处理

6.11.3.1 根据机组负荷情况，迅速减少燃料量，投油助燃，调整风量，维持主蒸汽温度、压力及再热蒸汽温度正常。

6.11.3.2 维持汽包水位在正常范围内。

6.11.3.3 当汽轮机或发电机故障跳闸时，应按MFT处理。

6.11.3.4 如遇发电机或汽轮机故障紧急减负荷，减少给煤量，投用燃油，直至停用全部制粉系统。停止锅炉运行，应得值长同意。

6.11.3.5 待电力系统恢复正常或发电机、汽轮机故障已消除，可根据值长要求逐步增加机组负荷。

6.12 机组甩负荷

6.12.1 机组甩负荷至零，DEH可以控制转速

6.12.1.1 现象：

a) 负荷至零，调节级压力接近零，主蒸汽流量到零。

b) 汽轮机转速上升后又下降稳定在一定的转速内（未超过电超速，危急保安器动作转速）。

c) OPC动作。

6.12.1.2 处理：

a) 用DEH调整汽轮机转速至3000r/min。

b) 检查高、低压旁路自动打开。

c) 调节凝汽器水位、除氧器水位和加热器水位。

d) 检查备汽系统工作正常，并关闭四级抽汽对外供汽门。

e) 检查轴封汽压力正常。

f) 维持汽动给泵运行，根据机组需求启动电动给泵。