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1、第五章机组典型事故第一节锅炉事故处理一、MFT1、出现下列任一情况时，MFT动作手动MFT；主蒸汽压力高；炉膛压力窗II值；炉膛压力低H值；炉膛风量低II值；主给水流量低I值，延时20S；主给水流量低II值；两台空预器跳闸；两台引风机跳闸；两台送风机跳闸；无油燃烧时两一次风机跳闸；所有磨煤机或给煤机跳闸；火检冷却风丧失：锅炉负荷3（MECR时，两汽动给水泵跳闸；锅炉负荷30%ECR时，汽机跳闸；全炉膛灭火；失去所有燃料；无煤层运行时，燃油压力极低；再热器失去保护。2、锅炉MET后的处理：检查所有运行磨煤机、给煤机、一次风机、密封风机、给水泵跳闸，启动油和点火油快速关断阀关闭，过热器一、二级减温
2、水气动总门关闭，再热器事故减温水气动总门关闭，上述设备和阀门未动作应手动关闭；检查FSSS联动的其它设备联动正常，否则手动干预；检查炉膛负压自动跟踪正常，炉膛负压自动跟踪不正常应解除自动，手动进行调整，防止炉膛负压超限引起送、引风机跳闸；锅炉主汽压力达27MPa,PCV阀不动作，立即手动开启PeV阀泄压；非操作员主动停炉的MFT,应尽快查明MFT动作的原因，确认锅炉是否可以重新启动，如不能启动，则按停机处理；如可以启动，则开启高、低旁对锅炉泄压，并尽快恢复相关设备运行，检查具备炉膛吹扫条件，进行炉膛吹扫，机组按极热态启动恢复运行；注意监视锅炉排烟温度和热风温度，防止尾部受热面再燃烧。二、锅炉R
3、B1、现象：发事故声、光报警，OIS站显示RB原因；故障跳闸设备状态指示闪烁；部分制粉系统跳闸；机组负荷快速下降。2、原因：2.1机组协调控制方式下，且运行磨煤机台数-4时，出现下列任意情况：1）两台汽泵运行，一台汽泵跳闸；2）两台送风机运行一台跳闸：3）两台引风机运行一台跳闸：4）两台一次风机运行一台跳闸5）凝汽器水位高II值6）除氧器水位高II值。3、处理3.1检查RB动作正常：1）有B磨在运行，直接切除C磨；2）B磨停运且D磨在运行，延时IOS切除F磨；3.2 若RB动作不正常应立即手动干预，切除上层磨煤机，保留下层三台磨煤机运行并投入其点火油枪助燃，降负荷至300MW；3.3 加强对给
4、水、汽温调节的监视，必要时手动干预，保证过、再热器管壁金属温度正常，避免汽温大幅度下降：3.4 加强主蒸汽压力监视，严防超压，并注意与汽温匹配度，必要时开启PeV阀手动泄压，保证足够的过热度；3.5 当两台并列运行的设备其中一台跳闸时，应检查将跳闸设备出口隔离门关闭，将对应运行设备加到允许的最大出力，并加强运行设备的检查，维持相关设备运行正常；3.6 系统运行相对稳定后调整燃料量、给水量、风量保证机组在低于允许的最大出力下稳定运行，联系检修、热工人员查找RB原因，消除故障后恢复机组正常运行。三、水冷壁泄漏1、现象：炉管检漏装置报警；就地检查可能听到炉膛内有泄漏声，炉膛不严密处有炉烟喷出，如果水
5、冷壁炉膛外泄漏能看到泄漏处冒汽、冒水；炉膛压力变正，并大幅度波动，引风机电流比正常运行时增大；给水流量不正常地大于蒸汽流量，机组负荷降低；泄漏点后沿程壁温升高:水冷壁严重泄漏可能造成燃烧不稳，电除尘器工作不正常，特别严重时可能造成炉膛灭火。2原因：2.1 水冷壁管材质存在缺陷、焊接质量不良或后期制造、安装对管材产生损伤；2.2 给水品质长期不合格，使水冷壁管内结垢严重，造成管材腐蚀减薄；2.3 水冷壁管内部杂物堵塞、水动力工况不正常等原因造成管内质量流量低，喷燃器损坏、配风不合理、炉膛严重结焦等原因造成炉膛局部热负荷高，上述原因造成部分水冷壁内工质流量与管外热负荷不相适应，造成管壁超温爆管；2
6、.4 炉膛内热负荷不均或水动力工况不正常造成水冷壁管间温差过大，炉膛膨胀受阻，锅炉冷却和升温速度过快造成应力撕裂水冷壁管;2.5 水冷壁吹灰器位置不正确，疏水未疏尽，吹损管壁；2.6 炉膛内大块焦渣脱落，砸坏水冷壁管或炉膛发生爆炸，使水冷壁管损坏；2.7 操作不当，锅炉经常超压导致管材应力疲劳；2.8 机组长期运行，管材磨损老化；2.9 邻近承压管泄漏，吹损水冷壁管。3、处理：3.1 水冷壁泄漏不严重，能维持运行时，应采取降压降负荷措施，并注意监视各受热面沿程温度和水冷壁金属温度，申请停炉；3.2 在水冷壁泄漏处增设围栏并悬挂标示牌，防止汽水喷出伤人；3. 3若泄漏严重,爆破点后金属温度急剧升
7、高或管间温度偏差超过允许值无法维持正常运行时，应立即手动MFT；3.4 确认爆管后，应加强检查尾部烟道和空预器烟温变化情况。注意引风机振动、出力变化情况；3.5 注意电除尘的工作情况，加强巡视检查，防止电除尘电极积灰和灰斗、管道及空预器等堵灰；3.6 停炉后，应保留送、引风机运行，待不再有汽水喷出后再停止送、引风机运行。四、省煤器泄漏1、现象：炉管检漏装置报警；就地检查可能听到省煤器部位有泄漏声，如果泄漏严重省煤器灰斗不严密处冒烟、喷汽；省煤器、空预器、电除尘器灰斗、仓泵、输灰管道可能堵灰，空预器可能积灰，电除尘可能工作不正常；给水流量不正常地大于蒸汽流量，机组负荷降低；沿蒸汽流向，泄漏点后沿
8、程温度升高，减温水调节门不正常开大；泄露严重可能造成金属管壁超温:引风机动叶开大，电流增大。2原因：2.1 省煤器管材质存在缺陷、焊接质量不良或后期制造、安装对管材产生损伤；2.2 省煤器防磨罩安装位置不正确或磨损掉落过多、检修周期过长造成管壁磨损减薄爆管：2.3 给水品质长期不合格，管材腐蚀减薄造成爆管；2.4 省煤器处发生再燃烧造成省煤器管超温损坏；2.5 邻近承压管泄漏，吹损省煤器管；2.6 吹灰器位置不正确，疏水未疏尽，或吹灰过于频繁吹损管壁。3、处理：3.1 省煤器泄漏不严重，能维持运行时，应采取降压降负荷措施，并注意监视各受热面沿程温度和水冷壁金属温度，申请停炉；3.2 在省煤器人
9、孔、灰斗处增设围栏并悬挂标示牌，防止汽水喷出伤人；3.3 若泄漏严重无法维持运行或爆破点后工质温度急剧升高时，应立即手动MFT；3. 4注意监视除灰系统和空预器的工作情况,加强巡视检查，如除灰系统或空预器堵灰严重,电除尘器无法正常工作应请示停炉处理：3.5停炉后，应保留送、引风机运行，待不再有汽水喷出后再停止送、引风机运行。五、过热器泄漏1、现象：炉管检漏装置报警；就地检查可能听到过热器部位有泄漏声；电除尘可能工作不正常，除灰系统、空预器可能堵灰；给水流量不正常地大于蒸汽流量，机组负荷降低；引风机动叶开大，电流增大；沿蒸汽流动方向，泄漏点后沿程温度升高或减温水调节门不正常开大。2、原因：2.1
10、 过热器管材质存在缺陷、焊接质量不良或后期制造、安装对管材产生损伤；2.2 过热器防磨罩安装位置不正确、掉落过多、检修周期过长造成管壁磨损减薄爆管：2.3 蒸汽品质长期不合格，管内积盐造成管材长期超温爆管；2. 4制粉系统运行方式不合理造成炉膛热负荷不均或设计不当部分过热器管长期超温爆管；2.5过热器管内杂物堵塞造成流量低，管材超温爆管；2. 6调整不当造成过热器进水或过热器严重超温造成短期超温爆管：2.7 过热器超压或邻近承压管泄漏造成的吹损；2.8 过热器吹灰器位置不正确，疏水未放尽，或吹灰过于频繁吹损管壁。3、处理：3.1 过热器泄漏不严重,泄漏点后沿程温度能维持正常运行,应及时汇报并降
11、压降负荷运行,为防止泄漏点吹损其他管屏或相邻管子流量降低超温损坏应及早安排停炉处理；3. 2如过热器爆管,泄漏点后温度急剧升高无法维持正常运行或相邻管金属温度严重超过允许温度应立即停炉处理；3.7 维持运行期间注意监视除灰系统和空预器的工作情况，加强巡视检查，如除灰系统或空预器堵灰严重，电除尘器无法正常工作应请示停炉处理；3.8 停炉后，应保留送、引风机运行，待不再有汽水喷出后再停止送、引风机运行。六、再热器泄漏1、现象：炉管检漏装置报警；就地检查可能听到再热器部位有泄漏声；电除尘可能工作不正常，除灰系统、空预器可能堵灰；引风机动叶开大，电流增大；泄漏点后沿程温度升高。2、原因：2.1 再热器
12、管材质存在缺陷、焊接质量不良或后期制造、安装对管材产生损伤；2.2 再热器防磨罩安装位置不正确、掉落过多、检修周期过长造成管壁磨损减薄爆管：2.3 蒸汽品质长期不合格，管内积盐造成管材长期超温爆管；2. 4制粉系统运行方式不合理或炉膛热负荷不均或设计不当、管屏积灰不一致使再热器产生热偏差，部分再热器管长期超温爆管；2.5 再热器管内杂物堵塞造成通流量低，管材超温爆管；2.6 再热器长期超温运行造成长期超温爆管；2.7 事故减温水使用不当造成再热器进水或再热器严重超温造成短期超温爆管；2.8 锅炉启动期间再热器干烧，烟气温度超过再热器管材许用温度超温损坏；2.9 再热器吹灰器位置不正确，疏水未疏
13、尽，或吹灰过于频繁吹损管壁。3、处理3.1 再热器泄漏不严重,泄漏点后沿程温度能维持正常运行,应及时汇报并降压降负荷运行，为防止泄漏点吹损其他管屏应及早安排停炉处理：3. 2如再热器爆管,泄漏点后温度急剧升而无法维持正常运行或相邻管金属温度严重超过允许温度应立即停炉处理；3.5 维持运行期间注意监视除灰系统和空预器的工作情况，加强巡视检查，如除灰系统或空预器堵灰严重，电除尘器无法正常工作应请示停炉处理；3.6 停炉后，应保留送、引风机运行，待不再有汽水喷出后再停止送、引风机运行。七、空预器着火、尾部烟道再燃烧1、现象：空预器处或尾部烟道负压波动；空预器出口风温、排烟温度不正常升高，烟气氧量不正
14、常的降低；从烟道门孔处发现火星或冒烟；空预器发生二次再燃烧时，空预器电流增大并摆动，外壳温度升高，严重时空预器卡涩；炉膛氧量显示严重偏低或至零。2.1 锅炉开炉前或灭火后，吹扫不彻底；2.2 启动过程中和低负荷时炉膛温度过低或过剩空气量小，投粉过剩、过早，造成燃烧不完全，加之烟速低，造成烟道内沉积燃料：2.3 正常运行中煤粉过粗、煤质太差、配风不当、缺氧燃烧、炉底大量漏风等原因使燃烧不完全；2.4 锅炉长期低负荷运行，煤油混烧，预热器吹灰不及时；2.5 油枪雾化不良，油滴沉积在受热面上并黏附大量未燃尽的煤粉；2.6 烟道漏风；2.7 未按规定对烟道和空预器进行吹灰。3、处理：3.1 某处温度不
15、正常升高时，立即采取调整燃烧和对应部位受热面吹灰等措施，使烟气温度降低；3.2 省煤器、空预器等处确认发生再燃烧，或排烟温度上升至250C时应紧急停炉；3.3 停炉后立即停运引、送风机，关闭各烟风挡板，严禁通风：3.4 继续投入蒸汽吹灰，如无法灭火应起用消防水灭火；3.5 如火势不减，烟温继续升高，应启动给水泵、开启高、低压旁路以防管子过热损坏；3.6 待火熄灭、烟温降至正常后，停止灭火和吹灰，缓慢开启人孔确认无火源后启动引风机通风510分钟：3.7 在上述处理中，其它操作按热备用停炉处理。八、炉膛结焦，烟道积灰1、现象从炉膛看火孔可发现焦块，炉膛温度升高；如有大块焦渣悬在冷渣斗上方时，冷灰斗
16、发暗，灰量减少；燃烧器周围结焦或搭桥，将扰乱炉内空气动力场，影响燃烧，严重时，煤粉射流受阻，粉管一次风动压降低、静压升高，火检不好；炉膛结焦使汽温和各部烟温升高；炉膛出口对流管排粘灰堵塞时，炉膛压力增大甚至变正，而后部各点压力下降，烟气含氧量增加；烟道内各对流受热面积灰时，将使汽温降低，排烟温度升高。2、原因2.1 燃煤灰熔点低，含硫量高，煤粉中金属含量而；2.2 长期超出力运行或缺氧运行；2.3 燃煤偏离设计煤种较大，而燃烧器配风未做相应调整，一、二次风速，一、二次风率和燃尽风率配比不当；2.4 油枪长期漏油或雾化不良，造成油滴携带粉尘黏附在受热面上；2.5 出渣设备故障、出渣、除焦不及时，
17、造成焦渣堆积、蔓延。3、处理3.1 按规定定期对炉膛和烟道进行除焦、吹灰；3.2 定期对燃油系统进行检查，及时消除油枪漏油和雾化不良缺陷；3.3 发现有结焦倾向时，应适当增大炉膛风量，根据当前煤质情况适当调整燃烧器配风，必要时降低机组负荷运行；3.4 结焦或积灰严重难以正常运行，或危及受热面安全时，要及时申请停炉除焦、清灰，利用停炉机会对受热面进行调整修理，并冲洗受热面。九、Al给煤机断煤1、现象：AI给煤机给煤量到零，A2给煤机给煤量上升；A磨煤机料位下降；A磨煤机驱动端温度升高，A磨煤机非驱动端温度降低。2原因：Al下煤管堵塞，进入杂物3、处理；3.1根据现象判断为Al下煤管堵塞3.2及时
18、调整机组燃料量，维持机组负荷等各参数稳定3.3增加A2给煤机出力，维持料位3.4适当关小磨驱动端容量风及旁路风，开大非驱动端容量风.3.5调节磨煤机两端出口温度基本一致。3.6检查其它运行磨无异常3.7停运AI给煤机，关闭上下插板门3.8联系检修处理。十、送风机喘振1、现象：“送风机失速”报警发出；炉膛负压剧烈波动；总风量波动下降，氧量下降；喘振送风机动叶开度增大、电流、振动、出口风压等剧烈波动。2. 1通过两台风机导叶开度、风机电流、出入口风压的变化判断为风机喘振。2.2 立即降负荷至50%额定负荷。2.3 根据燃烧情况，投油稳燃。2.4 立即解除风机自动，手动减小电流较大风机导叶的开度，使
19、其与电流较小风机快速并列。2.5 注意调整炉膛负压，防止炉膛负压过高锅炉灭火。2.6 当电流较小的风机电流突然回升，表明此风机已经并入该系统可以正常工作，此时手动将两风机电流调平并稳定工作一段时间后，将两风机投入自动。第二节汽轮机事故处理一、破坏凝汽器真空紧急停机1、在下列情况下，应破坏凝汽器真空紧急停机1.1 汽轮机转速超过危急保安器动作转速而危急保安器拒动；1.2 轴向位移超过保护动作值而保护未动；1.3 汽轮机发生水冲击或主、再热汽温10分钟内急剧下降50以上；1.4 机组突然发生剧烈振动，达到保护动作值而保护未动作或机组内部有明显的金属撞击声；1.5 汽轮机断叶片；1.6 汽轮机任一轴
20、承断油或推力轴承金属温度达107C、支持轴承金属温度达113C；1.7 轴承或端部轴封磨擦冒火时；1.8 轴承润滑油压下降至0.06IPa,而保护不动作；1.9 主油箱油系统大量泄漏，油位急剧下降至低油位线以下，无法维持油箱油位：1.10 机组周围或油系统着火，无法很快扑灭并已严重威胁人身或设备安全；1.11 厂用电全部失去；1.12 循环水中断。2、破坏凝汽器真空紧急停机的处理步骤2.1 在集控室手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认汽轮机跳闸，发电机解列；检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、抽汽逆止门关闭，汽轮机转速下降;2.2 开启凝汽器真空破坏门；2.3 检查主机润
21、滑油泵自动联启，否则手动启动，停运高压密备油泵；2.4 检查轴封汽源自动切换正常，轴封汽源切换至辅汽供汽，调整轴封压力；2.5 检查汽机本体及主、再热汽管道、抽汽管道疏水门开启，锅炉联动MET,检查FSSS动作正常，检查锅炉主蒸汽压力升高情况，达到条件安全门开启，注意安全门复位：2.6 停运真空系统，关闭主、再热蒸汽管道至凝汽器疏水。确认高、低旁路处于关闭状态：2.7 确认启动分离器排水至凝汽器电动门处于关闭状态。注意361阀调整启动分离器水位正常；2.8 关闭汽轮机本体所有至凝汽器疏水，关闭各段抽汽逆止门前所有疏水门，对汽轮机进行闷缸，每小时开启5分钟进行疏水：2.9 真空到0,停运轴封汽：
22、2.10 转速至0,检查盘车自动投入正常。若自投不成功，应手动投入，若不能投入盘车,应监视转子偏心度的弯化，采用定期手动盘车180。记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流及摆动值、缸温等：2.11 停机过程中应注意机组的振动、润滑油温、密封油油氢差压正常；2.12 12运行人员应到现场仔细倾听机组内部声音，当内部有明显的金属撞击声时,严禁立即再次启动机组：2. 13其它操作与正常停机相同。二、汽轮机水冲击1、现象：汽轮机轴向位移骤然增加，推力轴承温度明显增加；汽轮机振动明显增加；汽轮机上下缸温差明显增加；抽汽管道有水击声：汽轮机调节级压力异常增加；严重时，轴封处、阀盖处会冒蒸汽。2、原因：2.
23、1 锅炉汽温调节失灵，主蒸汽温度、再热蒸汽温度急剧下降，蒸汽带水进入汽轮机；2.2 加热器管子破裂，大量给水进入汽侧或加热器水位调节失灵，造成加热器满水，加热器保护拒动或抽汽阀门不严，水从加热器导入汽轮机；2.3 轴封蒸汽温度不够或轴封减温水调节门动作不正常，水带入汽轮机轴封腔室；2.4 #7、8低加满水，直接进入汽轮机；2.5 抽汽管道低位疏水点调节门动作不正常，造成管道积水进入汽轮机。2.6 高排逆止门处疏水不畅，导致进水：2.7 轴封风机故障停运，备用轴封风机未联启。3、处理:3.1 报警确认，汇报值长：3.2 汽轮机水击事故处理主要原则：切断水击汽源，同时加强疏水，另外，要根据不同情况
24、的原因，采取不同措施；3.3 如主蒸汽、再热蒸汽温度急剧下降，当过热度低于20,或主蒸汽、再热蒸汽每10分钟下降50,且无法维持，应立即手动脱扣汽机。如无其他水击现象，可不破坏真空，但应打开所有疏水点；3.4 如加热器满水应立即解列相应加热器，当汽轮机上下缸温差超过50,胀差、轴向位移明显变化，应立即脱扣汽机，破坏真空；3.5 如抽汽管疏水不畅，造成抽汽管积水，倒入汽轮机的水量不大，上下缸温差、差胀、轴向位移可能还没有变化，应立即打开抽汽管低点疏水门。若进冷水、冷汽不严重，可不作停机处理，但如轴向位移等重要参数已接近限额，仍应脱扣停机，破坏真空，打开所有疏水门；3.6如轴封汽不正常，进冷水、冷
25、汽时，应检查轴封减温水。若减温水调门故障全开，应关闭其手动隔绝门：3.7 #7、8低加满水会直接进低压缸。当发现#7、8低加满水，同时汽轮机有进冷水冷汽现象，应按紧急停机处理，打开所有疏水门；3.8 汽轮机进冷水、冷汽后，若造成转子弯曲、动静摩擦，惰走时间将大大缩短，为判定汽轮机损坏程度，紧急停机后，应严密监视汽轮机各种变化，记录各项重要参数；3.9 紧急停机后，如盘车电流增加，保护动作，盘车投不上，严禁强行盘车，但油系统仍应正常投入；3.10 程度很轻的进冷水、冷汽，汽轮机运行参数没有明显变化，可不作停机处理，加强运行调整。四、凝汽器真空降低1、现象：OlS站凝汽器真空指示降低；OIS站汽机
26、低压缸排汽温度显示上升；“凝汽器真空低”声光报警；相同负荷下蒸汽流量增加，调节级压力升高。2、原因：2.1 循环水系统故障；2.2 轴封系统故障；2.4凝汽器真空系统故障；2. 5凝汽器水位高；2.6 机组与负压系统相连的管道漏空气。3、处理：2.7 发现真空降低时，应迅速核对其它凝汽器真空表与OlS站凝汽器真空显示值并核对低压缸排汽温度变化，只有在真空降低同时排汽温度相应升高时，才可判断为凝汽器真空真正降低；2.8 真空降低时，应迅速查找原因，投运备用真空泵、循环泵，设法恢复凝汽器真空；2.9 凝汽器真空下降且短时间无法查明原因或采取措施恢复稳定，应立即适当降低机组负荷；2.10 空急剧降低
27、（如循环水中断）达停机值时立即打闸停机；2.11 空降低及减负荷过程中，应注意监视以下各项：1）真空降低时，要特别注意监视低压缸的振动情况，发现机组振动比原先明显增大时，应采用超前降负荷的办法来消除振动，如减负荷无效且振动继续增大时，当轴振254阿时，应立即故障停机；2）真空降低过程中，应注意监视低压缸排汽温度，当排汽温度达79C时，低压缸喷水阀应自动打开，否则应手动打开。如排汽温度达121C且运行15分钟应手动故障停机；3）真空降低时，高、低压旁路系统在自动方式应切为手动，当凝汽器真空降到28KPa时，禁止投低旁。2.12 环水量减少、凝汽器进出口温差增大时，应增大循环水量；2.13 环水泵
28、掉闸，立即启动备用泵，向系统供水，保护动作时按停机处理；2.14 汽器水位升高时，可开启#5低加出口放水门放水或开启备用凝泵，此时应注意除氯器水位：1）确认凝汽器水位指示正确，非虚假水位；2）停止凝汽器补水；3）如除氧器水位偏低，应适当加强除氧器补水，降低凝汽器水位；4）因凝结水泵跳闸备用泵未联启导致水位高，应立即启动备用泵运行；5）检查凝结水泵出口至除氧器上水管路，各阀门有无误关，如有则及时恢复正常状态，操作不动时及时走误关阀门对应的旁路；6）在停止凝汽器补水后，水位仍然持续上升，应关严有内漏现象的补水阀门；如无内漏,则为凝汽器钢管泄漏，联系化学化验水质并进行相应处理。7）在除氧器水位已在高
29、位，而凝汽器水位过高严重影响真空度时，可开启#5低加出口放水排地沟门2.15 盐水故障时，如凝汽器补水时除盐水管道未充满水，应关闭补水门，并立即向凝补水箱补水：3. 10运行真空泵故障应立即启动备用真空泵；3.11轴封系统故障时处理：1）检查轴封母管压力是否正常。若压力低，检查轴封三路汽源和溢流阀门是否正常，及时调整轴封母管压力至正常值。如压力升高缓慢、则应采取相应措施恢复轴封汽。否则减负荷停机，控制气失去时，应维持轴封汽母管压力正常。轴封汽失去时应注意监视汽机负胀差不得超过限额值；2）检查轴封加热器U型水封是否破坏。轴加水位过低，调整轴封加热器疏水门保持轴加水位，并向水封管注水；3）如果轴封
30、加热器严重泄漏，不能维持轴封系统运行时，汇报领导申请停机。3. 12检查小机真空系统是否泄漏，若小机真空系统泄漏使凝汽器真空不能维持在报警值以上时，应立即启动电泵，停止泄漏的小机并关闭其排汽蝶阀。如有小机停运，应检查停运小机排汽蝶阀是否关严；4. 13检查凝汽器真空破坏阀是否误开，水封是否正常；5. 14检查凝泵密封水是否正常。五、润滑油油压下降、油位不变1、原因：主油泵、注油器工作失常；压力油管漏油到油箱内或轴承箱内；润滑油泵或氢密封油备用泵出口逆止门不严。2、处理：2. 1当主油泵出口油压降至0.07MPa时,应启动氢密封油备用泵和交流润滑油泵。查明原因，必要时应停机处理；2.2 润滑油压
31、降至0.06MPa时，直流润滑油泵应联启，否则应手启油泵，同时汽机自动跳闸，否则应破坏凝汽器真空紧急停机，注意各瓦温变化；2.3 润滑油压下降，应密切监视各轴承温度、回油温度及回油流量情况，如推力轴承、支持轴承温度异常升高接近限额时，应破坏凝汽器真空紧急停机。六、高加泄漏1、通过高加水位升高，高加水位报警，疏水温度降低，正常疏水调门、危急疏水调门开度增大来判断确认是哪一台高加泄漏。2、注意监视给水压力、流量和运行给水泵电流（转速），调整给水流量正常。3、高加水位无法维持，汇报值长，适当降负荷，立即手动解列高加。4、检查确认一级、二级、三级抽汽电动门及逆止门关闭，抽汽电动门前、逆止门后疏水气动门
32、开启。5、检查高加旁路门（三通阀）开启，手动关闭高加出口门，关闭各高加运行排汽门。6、解列高加过程中机组负荷、主汽压力应不超限，检查监视段压力、差胀、轴向位移正常。7、关闭#1高加危急疏水门，关闭#1富加危急疏水门前截门，关闭#1高加正常疏水调门前截门。8、开启#1高加汽侧放水门、水侧放水门放水消压。9、调整主、再热汽温正常，恢复负荷。10、汇报值长，通知检修处理。七、凝汽器某侧铜管泄漏1、现象凝汽器水位不正常上涨，凝结水导电度升高；循环水出口温度升高，机组真空下降；泄露侧凝汽器循环水进、出水压力降低，出水温度升高。2、处理：2.1通过现象判断凝器水侧泄漏。2.2要求锅炉开启定排、连排加强排污
33、。3、适当开启凝汽器补水门和启动放水门，以降低凝结水硬度，注意调整除氧器、凝汽器水位正常。4、汇报值长，根据凝汽器真空，接带负荷。5、降负荷，分组隔离半面凝汽器，根据凝汽器水位、凝结水硬度情况，判断出泄漏侧凝汽器，做好隔离措施，通知检修处理。5.1 关闭停用侧凝汽器的抽空气门。5.2 关闭停用侧凝汽器循环水进水门，注意运行凝汽器水侧压力不超过0.32MPa,凝汽器真空不低于86.6kPa,排汽温度不大于54。5.3关闭停用侧凝汽器循环水出水门。5. 4联系检修将停用侧凝汽器循环水进、出水门停电。6. 5开启停用侧凝汽器水侧放水门。6、凝结水水质合格后，投入检修完的凝汽器，调整凝结水压力、流量正
34、常，调整凝汽器水位正常。八、空侧密封油泵故障（或空侧密封油中断）1、通过声光信号、空侧密封油压、油氢差压来判断故障性质。2、当油、氢差压降至0.056MPa（按规程规定）时，应检查差压阀动作正常，否则开启旁路门。3、立即汇报值长，并联系检修。4、当油、氢差压继续减小至0.035MPa（按规程规定）时，应联启空侧密封油直流油泵，否则手动启动，并检查密封油压、氢压。并严密监视发电机风温、定子铁芯温度等，并根据规程规定降负荷。5、如果启直流密封油泵后，仍不能维持密封油压、氢压，应手动停机。6、停机后，应进行事故排氢，并查明原因、处理。对助考的要求：根据主操的命令，进行相关检查、操作等九、B汽泵进口滤
35、网堵塞1、现象B前置泵电流摆动，前置泵出口压力波动；B给水泵出口压力下降且摆动；给水流量下降且摆动；B给水泵入口滤网差压高报警。2、处理：1、降负荷至80%；严密监视B汽泵组各轴承温度、振动在正常范围内。2、启动电泵运行；检查电泵辅助油泵联停正常，否则手动停止运行。3、进行电、汽泵切换，开启电泵中间抽头电动门。关闭B汽泵中间抽头电动门；退出B小机锅炉自动：降低B小机转速至280OrPn1；检查B汽泵最小流量阀联开正常；关闭B汽泵出口电动门：停止B小机运行。4、检查B小机高低压主汽门、调门均关闭，注意小机转速下降；当B小机转速Wlr/min时，检查小机零转速报警，联锁投入小机盘车，否则手动投入。
36、5、检查B小机各疏水门联开正常，否则手动开启；关闭B小机高压汽源电动门：关闭B小机低压汽源电动门。6、停止B汽泵前置泵运行，挂禁止操作牌并停电。7、停止B小机盘车，挂禁止操作牌并停电。8、关闭B汽泵入口门；将B汽泵最小流量阀切手动关闭；关闭B汽泵最小流量阀前截门。9、联系检修清滤网。10、注意监视分离器出口温度变化，及时调整主、再热汽温度稳定。第三节电气事故处理一、系统振荡1、现象：发电机、线路电流表、电压表、功率表的指示周期性地剧烈摆动；发电机周波表在升高或降低方向摆动；全厂照明忽明忽暗；发电机强励动作；发电机发出与表计摆动频率一致的轰鸣声。2、处理：1、不待调度命令，立即增加发电机无功，提
37、高系统电压，发电机定子、转子电流按事故过负荷规定进行监视（AVR在“自动”方式时不应调整励磁）；2、当频率升高时，不待调度命令立即减少发电机有功，但不得使频率低于49.9Hz；3、当频率降低时，应增加发电机的有功负荷，但不得超负荷或使频率高于50.1Hz；4、因发电机失磁引起电网振荡，应迅速在失磁允许时间内恢复励磁，否则，应不待调度指令将机组解列；5、经上述处理，三分钟内振荡仍未消失，应立即汇报调度，听候处理；6、系统振荡过程中应停止系统的倒闸操作，并注意厂用电的安全；7、系统振荡消除后应立即调整发电机有功、无功负荷，使系统恢复正常运行，并通知各值班人员对辅机运行情况进行全面检查。二、厂用电部
38、分中断1、现象：该段母线电压指示为零，母线上负荷电流为零；该段母线上低电压保护投入的设备跳闸；该段母线上的运行设备跳闸后，其备用设备联启：2、原因：厂用电工作电源事故跳闸，备用电源未自投或自投未成功。3、处理：3.1若6KV母线备自投未动作且备用电源正常，检查无“限时速断”、“复合电压“过流”、“零序过流”保护动作时，应在工作电源开关断开的情况下强送备用电源一次，不成功不得再送：3.2若机组未跳闸，锅炉未灭火，应立即投油助燃；检查机组RB动作正常。3.3若机组已跳闸，应按机组手动停止运行后的步骤处理；3.4立即启动未自启的备用设备和复位已自启设备的开关；3.5故障段上的未跳闸的设备应手动断开：
39、3.6查明原因，尽快恢复厂用电。3.7对应母线上的设备跳闸，若机组发生RB,则热机按RB处理，若造成锅炉MFT,则按UFT处理；3.8检查该母线上设备跳闸，备用设备联启并退出联锁，维持机组运行稳定；3.9母线电压恢复后，恢复机组正常运行方式，并做好各项记录。三、发电机紧急解列1、发电机在下列情况时，应紧急解列发电机1. 1危及人身安全；1.2发电机、励磁系统或发电机互感器冒烟、着火、爆炸；1.3发电机内部发生氢气爆炸；1.4发电机组有明显故障，而保护拒动；1.5发电机内有摩擦、撞击声，振动超过允许值；16发电机大量漏水或大量漏氢，且伴有定、转子接地。1.7发电机在下列情况时，应申请停机1.8发
40、电机无主保护运行；1. 9转子电流、电压严重偏移正常工况值；1.Io当发电机线棒层间温差、线棒出水温度或温差达到停机值时，在确认测温元件无误后，应申请立即停机：1.11发电机主开关SF6气体压力严重下降且较长时间无法恢复。2、发电机异常的处理方法2.1当定子绕组冷却水中断时，断水保护延时30秒解列发电机；2. 2当发电机运行负载不平衡时，应设法使持续负序电流不超过额定电流的8船且每相电流不大于额定电流；2. 3当发电机冷氢温度高于额定值时，每升高Ie时，定子电流相应减小2机但不得在冷氢温度超过50C运行；2. 4发电机正常运行时二组氢气冷却器全部投入，以维持机内冷氢温度恒定。当停止一台氢气冷却
41、器运行时，发电机的负荷应降至额定负荷的80%以下继续运行。四、发电机漏氢1、现象：发电机氢压下降速度增快，补氢次数明显增加，补氢量增大。2、处理：2.1 汇报值长，立即寻找漏氢点并设法阻止漏氢的发展，在中性点引线盒内和封闭母线壳内的氢气含量2遥时，应送入二氧化碳气体，发电机申请减负荷停机，在不等其停止转动前就开始排氢。在密封油箱的含氢量21%时，应送入二氧化碳气体，并调整密封油压，如无效，发电机减负荷停机；2.2 如果是密封油油压低，立即设法调整到正常值；2.3 如果是发电机外部漏氢，立即采取措施进行隔离；联系补氢，恢复正常氢压；2.4 如氢压继续下降，补氢仍不能保持正常氢压时，则应降发电机负
42、荷，使各部温度保持正常，并请示总工程师停机。五、发电机定子升不起电压1、现象：发电机定子电压指示很低或为零；转子电压表有指示，而电流表无指示；转子电流表有指示，而电压表无指示或指示很低；转子电流表无指示、电压表无指示。2、处理：2.5 立即停止升压，查励磁调节柜和功率柜有无故障信号、运行是否正常；2.6 检查起励装置是否正常，是否有输出；2.7 检查变送器电源是否正常；2.8 检查电压互感器是否正常，一、二次插头是否接触良好；2.9 检查电压互感器二次开关是否合好；2.10 查转子回路是否开路，电流表计回路是否正常；2.11 查转子回路是否短路，电压表计回路是否正常；2.12 查励磁调节器、励磁变压器是否正常；2.13 据当时有无报警、光字及表计测量等现象做综合判断。附录1.锅炉冷态启动曲线冉热蒸汽皮（D主蒸汽温度（C）汽机负荷（%）主蒸汽压力（MPa）0150时间（分钟）总计：428分钟100淌负荷150分钟.84分钟川,194分钟Oo406560Oo33206014
