第四篇 事故处理.doc

193《集控运行规程》—事故处理第四篇 事故处理第一章 总 则4.1.1.1 当班值长是事故处理的总指挥事故情况下各岗位值班人员应在值长的统一指挥 下，根据各自的职责按规程要求迅速正确处理事故外去巡检或进行其他工作的人员应迅速与值长或机长取得联系事故原因未查明或故障未消除，严禁再次启动机组4.1.1.2 发生事故时，值长应及时将事故的简要情况向001当班调度和有关领导汇报，有关领导应迅速组织有关专业技术人员尽快赶到事故现场或主控室参加事故处理4.1.1.3 事故情况下，所有参加事故处理的人员对值长、机长的命令除对人身设备有直接危害外，均应坚决执行；任何有关事故处理的指令或工作联系都必须通过值长4.1.1.4 事故情况下，与事故处理无关的人员不得进入主控室和事故现场进入事故现场 的非当班运行人员，应远离运行操纵台（盘），等候调遣，不得妨碍当值运行人员操作4.1.1.5 事故情况下，值长、机长专用其他人不得使用4.1.1.6 交接班时间内发生事故，如果已交接班，事故处理由接班人员主持，交班人员协助；如果还未交接班，则事故处理由交班人员主持，接班人员协助，待事故处理告一段落后再行交接班。

4.1.1.7 事故处理完毕，运行人员应将事故发生的现象、时间、处理过程以及存在的问题真实、详细地记录在运行日志上4.1.1.8 事故处理结束，当值运行下班后，应立即组织召开事故及其处理情况调查会议有关专业技术人员应在事故发生后24小时之内将事故有关的现场记录、运行趋势等原始资料收集齐全4.1.1.9 辅机运行中发生故障，应设法查明原因，及时切换或转移负荷，尽可能减轻对系统的扰动辅机设备跳闸时，若是非辅机本身故障，则允许启动一次；对保护动作跳闸的辅机，应待消除故障后，方可重新启动；对未经键盘操作而跳闸的辅机再启动或恢复备用前应先进行复位操作第二章 事故处理第一节 事故处理的原则4.2.1.1 遇有下列情况之一，应紧急停机： 1. 锅炉灭火2. 锅炉满水，控制室汽包水位计指示高至＋300mm，电接点水位计指示全部变绿，汽包水位高保护未动作或控制室汽包水位计失灵而就地水位指示均超过可见部分3. 锅炉严重缺水，控制室汽包水位计指示低至－300mm，电接点水位计指示全部变红，汽包水位低保护未动作4. 所有汽包水位计均损坏或失灵，无法监控汽包水位5. 主给水管道、主蒸汽管道、再热蒸汽管道或汽缸发生爆裂。

6. 锅炉炉管爆破无法维持正常汽包水位或确认临近受热面将受到严重吹扫的威胁7. 空气预热器着火或锅炉尾部烟道内发生严重再燃烧8. 炉膛或烟道内发生爆炸，使设备遭到严重损坏9. 汽机转速上升至3360rpm，危急保安器未动作10. 汽机发生水冲击11. 汽机内部发生明显的金属摩擦撞击声或轴封摩擦产生火花12. 汽机任一轴承断油或冒烟，轴承金属温度或回油温度突然上升≥80℃13. 汽机任一推力瓦金属温度突然上升≥120℃或推力轴承磨损≥＋0.65mm而推力轴承磨损高跳闸保护未动作14. 汽机润滑油箱油位低于1.26m或轴承润滑油压下降至0.4bar15. 汽机油系统或机房发生火情，且一时无法扑灭，直接影响或严重威胁设备安全运行16. 汽机、发电机、励磁机发生强烈振动或任一道轴承、轴振动同时≥0.162mmp-p而振动高跳闸保护未动作17. 发电机或励磁机内冒烟、起火或发电机氢气爆炸18. 主变或单元变严重故障需紧急停用4.2.1.2 遇下列情况之一，应请示主管领导，申请停机：1. 汽机主汽或再热蒸汽温度上升至554℃且持续时间在15分钟以上或上升至568 ℃， 或汽机主汽或再热蒸汽A、B侧温度偏差达28℃且持续时间在15分钟以上 或偏差超过28℃。

2. 汽机主汽压力上升至186.45bar且持续时间在15分钟以上或上升至203.4bar3. 凝汽器压力上升至205mbar以上而低真空跳闸保护未动作4. 汽机低缸排气温度上升至≥137℃而低缸排气温度高保护未动作5. 汽机转子偏心率达0.162mm，或高压转子差胀达+6.1mm/－1.6mm，或中压转子差胀达+4.7mm/－3.0mm，或低压转子差胀达+14.38mm/－3.23mm6. 发电机定子水中断或流量≤27.9m３/h而定子水流量低保护未动作7. 发电机热氢温度上升至≥90℃而氢温高跳闸保护未动作 8. 汽机控制油压下降至≤50bar而控制油压低跳闸保护未动作9. 汽机微调节器下位级电源失去或最小系统失去而微调节器异常跳闸保护未动作10. 炉水和蒸汽品质严重恶化，多方设法处理无效11. 锅炉受热面等承压部件泄漏，运行中无法处理12. 锅炉受热面金属壁温严重超限，经多方设法处理或降低负荷仍无效13. 锅炉安全门动作无法使其回座14. 控制室所有汽包水位计均损坏15. 锅炉所有电除尘器不能工作，短时不能恢复16. 锅炉严重结焦，难以维持锅炉正常运行17. 机组辅机故障、重要调节或保护装置失灵无法维持机组正常运行。

18. 发电机严重漏油漏水，检漏器报警19. 厂用电失去或仪控电源失去导致机组异常运行第二节 机组跳闸4.2.2.1 机组跳闸确认：1. 发电机与系统解列，发电机—变压器组出口开关（610或620）、单元变低压侧6KV开关（2115、2131或2215、2231）以及发电机励磁均已跳闸，机组负荷到零2. 汽机高中压主汽阀、调阀均已关闭，汽机转速已在下降3. 锅炉所有燃料切断，锅炉熄火，主汽流量、主汽温度、给水流量以及汽包水位急剧下降，再热蒸汽流量到零4.2.2.2 机组跳闸处理：1. 检查6KV厂用电已自动切换成功，各表计指示正常如未自动切换，允许强送一次并检查柴油发电机运行正常2. 检查汽机交流润滑油泵启动，润滑油压、油温正常如交流润滑油泵未启动，应立即启动直流润滑油泵3. 检查发电机密封油压正常如交流密封油泵跳闸，应立即启动直流密封油泵4. 检查低缸喷水系统正常如凝泵跳闸，应启动直流低缸喷水泵5. 检查主汽管、高中压环管、冷热再热蒸汽管疏水阀、抽汽疏水阀均已开启，各抽汽逆止阀、给水控制阀、所有过热器再热器喷水调节阀及电动隔离阀、锅炉各疏水阀、汽包排污阀均已关闭6. 检查确认一次风机、磨煤机、给煤机、油枪、电除尘器均全部跳闸，磨煤机各一次风挡板、热风挡板、粗粉分离器挡板均已关闭。

7. 降低锅炉风量至吹扫风量，维持炉膛负压，进行锅炉吹扫8. 保持汽包水位9. 汽机惰走过程中，应倾听汽机内部有无异音至盘车转速，应检查盘车自投正常，啮合良好，盘车电流、转子偏心率正常如属破坏真空紧急停机，应在机组转速≤2000rpm时停真空泵，开真空破坏阀，凝汽器压力上升至750mbar以前严禁停止轴封供汽10. 检查220KV中性点接地运行方式，确保220KV系统有一个中性点接地11. 检查并记录保护动作情况，判断故障性质和范围：（1） 若机组跳闸由机、炉保护动作引起，应查明跳闸原因，待故障消除后，重新点火、冲转、并网，尽快恢复机组运行2） 若发电机差动、定子接地等保护动作，说明发电机内部可能发生故障应：a 对发电机及有关设备进行详尽的外部检查b 联系检修对发电机及有关设备进行必要的检查和测试c 若检查发电机及有关设备和有关回路未发现故障，则由厂主管领导决定是否零起升压若升压时发现不正常现象，应立即停机处理；若升压时未发现不正常现象，则可将发电机并入电网运行3） 若主变或单元变差动、瓦斯、过流等保护动作，说明主变或单元变内部可能有故障，应按变压器事故处理规程规定处理4） 若发电机—变压器组大差动保护动作，则应对保护区域内所有设备进行详细的检查和必要的测试，确认无故障后，由主管厂领导决定进行零起升压。

5） 若系系统故障引起主变高压侧过流、备用接地、发电机负序过流、低压过流等保护动作，则应联系调度，查明原因，待系统故障消除后，由主管厂领导决定零起升压6） 若母差、开关失灵保护动作，则应查明故障母线或失灵开关，将其停役，并尽快恢复机组运行7） 若发电机失磁保护或发电机逆功率保护动作，则应联系检修对励磁系统或汽机有关系统进行相应的检查处理12. 若机组跳闸原因一时难以查明，故障一时难以消除，应按停机处理第三节 厂用电事故4.2.3.1 6KV单元段失电：1. 现象： （1） 主控室6KV模拟盘上单元段进线开关操作把手闪光，有功和电流表 指示突变为0 （2） 6KV单元段进线过流或接地保护动作 （3） 单元段所有6KV马达及有关的380V马达跳闸，并有声光报警 （4） 低电压保护动作 （5） 柴油发电机可能自启动（6KVU1B或U2B失电） （6） 与跳闸单元段有关的热工和电气仪表指示异常，电动阀不能操作 2. 处理： （1） 6KVU1B或U2B失电，应立即检查柴油发电机确已启动，并带负荷。

（2） 对380V失压母线试送电 a 拉开380V失压母线进线变压器高、低压则开关 b 合上380V母联开关对失压母线试送电 （3） 检查单元段有无明显的故障现象，如冒烟、焦臭味等若有明显的故障现象，应通知检修处理若无明显的故障现象，则： a 拉开6KV失压母线上所有的进、出线开关以及母线PT b 测量6KV失压母线绝缘电阻（相间、相对地） c 若绝缘电阻合格，用启动段对单元段试送电成功，则逐步恢复 d 若绝缘电阻不合格或试送电不成功，则停用故障母线，通知检修 处理 （4） 跳闸电源未恢复之前，应立即检查启动跳闸设备的备用设备，并对跳闸设备进行“复位”操作 （5） 若6KV单元段一段失电，锅炉未灭火，机组未跳闸，则应： a 调整好锅炉燃烧，投油枪助燃 b 迅速降低机组负荷，控制好运行参数，保持运行稳定。

c 投入跳闸空气预热器气动马达 （6） 若6KV单元段失电，机组跳闸，则按停机处理作好机组启动准备，待故障消除，厂用电恢复后立即重新启动4.2.3.2 6KV启动段失电：1. 现象： （1） 主控室6KV模拟盘上启动段进线开关操作把手闪光，有功和电流表指示突变为0 （2） 6KV启动段进线过流或接地保护动作，并有声光报警 （3） 启动段所有6KV电动机（消防泵除外）及有关的380V电动机跳闸 （4） 低电压保护动作 （5） 柴油发电机可能自启动（6KVS1A、S2A或S2B失电） （6） 与跳闸启动段有关的热工和电气仪表指示异常，电动阀不能操作2. 处理： （1） 6KVS1A、S2A或S2B失电，应立即检查柴油发电机确已启动，并带 负荷 （2） 对380V失压母线试送电 a 拉开380V失压母线进线变压器高、低压则开关 b 合上380V母联开关对失压母线试送电。

（3） 检查启动段有无明显的故障现象，如冒烟、焦臭味等若有明显的故障现象，应通知检修处理若无明显的故障现象，则： a 拉开6KV失压母线上所有的进、出线开关以及母线PT b 测量6KV失压母线绝缘电阻（相间、相对地） c 若绝缘电阻合格，用启动变对启动段试送电成功，则逐步恢复 d 若绝缘电阻不合格或试送电不成功，则停用故障母线，通知检修处理 （4） 跳闸电源未恢复之前，应立即检查启动跳闸设备的备用设备，并对跳闸设备进行“复位”操作4.2.3.3 6KV厂用系统正常运行方式下，650（或660）开关跳闸：1. 现象： （1） 主控室6KV模拟盘上650（660）、2003（2032）、2021（2037）开关操作把手闪光，其有功、无功、电流指示突变为0 （2） 6KVS1A（S2A）、S1B（S2B）段母线低电压保护动作 （3） #1（#2）启动变保护可能动作 （4） 220KV系统母差或开关失灵保护可能动作。

2. 处理： （1） 立即检查柴油发电机确已启动，并带负荷 （2） 对380V失压母线试送电 a 拉开380V失压母线进线变压器高、低压则开关 b 合上380V母联开关对失压母线试送电 （3） 检查启动段有无明显的故障现象，如冒烟、焦臭味等若有明显的故障现象，应通知检修处理若无明显的故障现象，则： a 查6KV启动段S1A（S2A）、S1B（S2B）进线开关2003（2032）、 2021（2037）屏上过流、接地保护未动作 b 查6KV启动段进线开关2003（2032）、 2021（2037）确已跳闸 c 合上启动段母联开关2000A、2000B （4） 跳闸电源未恢复之前，应立即检查启动跳闸设备的备用设备，并对跳闸设备进行“复位”操作4.2.3.4 6KV厂用系统第一类特殊运行方式下，650（或660）开关跳闸 1. 现象： （1）主控室6KV模拟盘上650（660）、2003（2032）、2021（2037）开关操作把手闪光，其有功、无功、电流指示突变为0。

（2）6KVS1A、S1B、S2A、S2B段母线低电压保护动作 （3）#1（#2）启动变保护可能动作 （4）220KV系统母差或开关失灵保护可能动作2. 处理： （1）跳闸电源未恢复之前，应立即检查启动跳闸设备的备用设备，并对跳闸设备进行“复位”操作 （2）一台机组运行时，跳闸电源未恢复之前，应立即切断停运机组的压缩 空气、辅助蒸汽等 （3）检查启动段有无明显的故障现象，如冒烟、焦臭味等若有明显的故 障现象，应通知检修处理 （4）若启动段无明显的故障现象，且机组未跳闸时，则： a 查6KV启动段S1A（S2A）、S1B（S2B）进线开关2003（2032）、 2021（2037）屏上过流、接地保护未动作 b 查6KV启动段进线开关2003（2032）、 2021（2037）确已跳闸 c 拉开启动段母联开关2000A、2000B。

d 查已取下#1机和#2机厂用电切换盘上跳2115、2116、2131、2132、 2215、2216、2231、2232开关压板 e 合上2116、2132、2216、2232开关 注：一台机组运行时，则合上2116、2132（或2216、2232）、 2000A、2000B开关 f 对380V失压母线试送电 g 禁止所有6KV马达的启动操作 （5）机组跳闸时，则： a 检查柴油发电机确已启动，并带负荷，确保机组安全停运 b 作好机组启动准备，待故障消除，厂用电恢复后立即重新启动4.2.3.5 380V母线失电：1. 现象： （1）主控室6KV模拟盘上380V故障母线进线变压器高、低压侧开关操 作把手闪光，电流表指示突变为0。

（2）380V失压母线有关保护动作 （3）380V失压母线上所有负荷跳闸 （4）380V低电压保护动作（B/T1B、照明、公用C/D段失电）5）柴油发电机可能自启动（B/T1B、照明、公用C/D段失电）2. 处理： （1）B/T1B、照明、公用C/D段失电，应立即检查柴油发电机启动，并已 带负荷 （2）跳闸电源未恢复之前，应立即检查启动跳闸设备的备用设备，并对跳闸设备进行“复位”操作 （3）检查380V失压母线有无明显的故障现象，如冒烟、焦臭味等若有 明显的故障现象，应通知检修处理 （4）若380V失压母线无明显的故障现象，而失压母线进线限制接地保护动作或高压侧接地保护动作时，则应： a 检查380V失压母线进线开关确已跳闸 b 合上380V母联开关对380V失压母线试送电 c 通知检修对进线变压器进行检查 （5）若380V失压母线无明显的故障现象，而失压母线进线备用接地或高压侧过流保护动作时，则应： a 拉开380V失压母线上所有进、出线开关。

b 测量380V失压母线绝缘电阻（相间、相对地） c 若绝缘电阻合格，则可合上380V母联开关对380V失压母线试送 电成功，则逐步恢复 d 若绝缘电阻不合格或试送电不成功，则应停用故障母线，通知检 修处理 6）若380V母线失电，机组跳闸，则应： a 检查柴油发电机确已启动，并带负荷，确保机组安全停运 b 作好机组启动准备，待故障消除，厂用电恢复后立即重新启动4.2.3.6 仪控电源中断：1. 现象：a 仪表指示异常（坏质量）b 电动机保持在仪控电源中断前的状态，只能就地启动和停止c电动阀、气动阀、液动阀，包括隔离阀和调节阀均保持在仪控电源中断前的状态，只能就地手动操作d 若UPS电源中断导致仪控电源中断时，机组跳闸2. 处理：a 尽可能减少运行操作，保持机组运行稳定b 调节好汽包水位，必要时应迅速派人到就地监视和调节汽包水位c 迅速查明仪控电源中断原因，尽快恢复d 仪表电源中断之前，若机组运行工况不稳，或仪表电源迟迟不能恢 复，导致机组运行异常时，应申请停机。

e 仪控电源中断导致机组跳闸时，应确保机组安全停运并作好机组启动准备，待故障消除，仪控电源恢复后立即重新启动第四节 发电机紧急吹扫 4.2.4.1 发电机运行中发生氢气泄漏或密封油系统故障需紧急吹扫时应；4.2.4.2 打闸机组，退出励磁系统4.2.4.3 关闭供氢隔离阀43194V001、V0024.2.4.4 将排气三通阀43194V018切换至充CO2位置4.2.4.5 开启主排气阀43194V019使氢压下降至0.6bar后关闭4.2.4.6 开启各组备用CO2瓶手阀、CO2瓶母管出口阀43194V028、V029、V030和备用 CO2 “U”形管进出口阀V031、V033使CO2进入发电机壳体 厂外母管供CO2可利用时开母管供CO2“U”形管进、出口阀43194V014、V016 和母管供CO2主隔离阀V017使CO2进入发电机壳体4.2.4.7 调节主排气阀V019开度使壳体压力维持0.4—0.6bar4.2.4.8 紧急状态消除，可以在气体控制系统安全工作时，完成正常的气体置换操作。

第五节 汽机轴承振动4.2.5.1 现象：1. MCS显示轴/轴承振动增大2. 立盘轴承振动记录仪振动值呈上升趋势3. 轴承振动上升至0.064mmp-p时，MCS轴承振动高报警4. 轴承振动上升至0.101mmp-p时，MCS轴承振动高建议跳闸报警5. 同一轴承的轴/轴承振动三个值同时上升至0.162mmp-p时，轴承振动高跳闸保护动作，机组跳闸4.2.5.2 原因：1. 转子热弯曲、叶片或围带裂纹、断裂或机械损坏导致失去动平衡2. 汽机真空下降或排汽温度高引起汽机中心偏移，或末级叶片喘振3. 各转子对中不良或联轴器联结刚度下降4. 润滑油温过高或过低、油压不正常、油中带水、油质劣化使轴承油膜失稳5. 轴承故障或轴承座、基础埋件等部件间联结刚度下降，或轴承座不均匀下沉引起轴系中心偏移6. 滑销系统卡涩，汽缸膨胀不畅7. 负荷变化过快引起膨胀不均匀8. 差胀超限、推力轴承磨损、上下缸温差超限或转子热弯曲造成动静摩或撞击9. 汽机发生水冲击10. 轴封温度不正常或轴封蒸汽切换时温度突变11. 机组升速经过临界区12. 发电机氢温、密封油温不正常或发电机超出力、发电机电气故障等4.2.5.3 处理：1. 振动上升但未达到建议跳闸值时，应适当降低机组负荷，检查振动趋势是否下降。

如无下降趋势时维持当前负荷2. 用听音棒和便携式振动表就地对发生振动的轴承和基座进行检测，检查确认振动及有无引起振动的异常情况3. 全面检查润滑油温、油压、轴封温度、转子偏心率、上下缸温差、主再热蒸汽温度及压力等参数，对不正常参数进行调整4. 振动上升达到建议跳闸值时，应请示厂主管领导，停止机组运行5. 如汽机、发电机、励磁机发生强烈振动或任一道轴承、轴振动同时≥0.162mmp-p而振动高跳闸保护未动作，或振动剧烈上升、偏心率增大，发生水冲击，或现场检查发现明显摩擦撞击和异常声音时，不论振动值是否达到跳闸值，均应立即打闸停机，并在转速2000rpm时破坏真空待原因查明，故障消除，厂主管领导批准，方可将机组试启动第六节 汽机推力轴承磨损4.2.6.1 现象：4. MCS显示推力轴承磨损同一侧两个数值均为正值并增大，另一侧两个数值均为负值并负向增大5. 推力轴承工作瓦金属温度极其回油温度明显升高，机组可能振动增大6. 推力轴承磨损值上升至+0.51mm时，MCS推力轴承磨损高报警同侧两个磨损值均上升至+0.65mm时，推力轴承磨损高跳闸保护动作，机组跳闸4.2.6.2 原因：1. 机组负荷突变或过负荷。

2. 同一负荷下，蒸汽参数偏低，或抽汽工况突变3. 主、再热蒸汽压力、温度下降或发生水冲击4. 汽机通流部分结垢或通流部分损坏5. 润滑油压、油温异常或推力轴承故障6. 电网频率下降或机组转子窜动，轴向振动异常7. 凝汽器真空低8. 再热器安全门动作或动作后不回座4.2.6.3 处理： 1．监测推力轴承磨损值增加趋势，如因负荷突变引起应稳定负荷，如因过负 荷或通流部分结垢等原因引起，应降低负荷运行 2．监测推力瓦金属温度和回油温度，现场检查回油流量，如任一推力瓦金属 温度上升至120℃或回油温度上升至80℃，应事故停机，转速2000r／min 破坏真空 3．如因汽温剧降或水冲击引起推力轴承磨损高按水冲击处理规定规定处理 4．不论何种原因导致推力轴承磨损高且伴有推力轴承金属温度升高、轴承振 动升高或机组出现明显异音时应紧急停机，转速2000r／min破坏真空 第七节 汽机水冲击4.2.7.1 现象： 1．主、再热蒸汽汽温急剧下降,机组负荷晃动。

2．从蒸汽管道法兰、汽阀阀杆或主机轴封、汽缸结合面等处冒出白色水汽或溅 出水滴 3．蒸汽管道或汽轮机内有水击声 4．推力瓦金属温度和回油温度上升，推力轴承磨损指示值增大 5．汽机金属温度突然下降并出现负温差上下缸温差增大差胀往负方向变化 6. 机组剧烈振动，内部出现异音4.2.7.2 原因：1. 汽包水位控制不当或给水泵工作失常,造成锅炉满水2. 锅炉减温水调节装置失灵，蒸汽带水3. 启动过程中或低负荷时，主再热蒸汽管、高中压环管、抽汽管疏水不畅或 不充分 4．轴封温度控制过低，轴封汽带水或停机后轴封减温水阀未关闭 5．高、低压加热器或除氧器满水，汽机防进水保护拒动或抽汽逆止门关闭不严 6. 机组负荷突增.4.2.7.3 处理： 1．确认发生水冲击时应立即打闸停机并在转速 2000r／min时破坏真空 2. 尽快切断有关汽、水源,开启主汽管、冷热再热器管和高中压环管及各级 抽汽疏水阀。

3．如因加热器满水引起水冲击，应立即将其水侧切旁路，关闭相应的抽汽逆止 阀、抽汽隔离阀并开启壳体疏水阀放水 4．除氧器满水按除氧器故障处理 5. 调整汽包水位和主、再热汽温正常 6. 惰走过程中，严密监视推力瓦温度及回油温度、推力磨损、上下缸温差、各 汽缸缸胀、机组振动等情况，仔细倾听汽机内部声音，准确记录情走时间、 大轴弯曲值 7. 如惰走时无异音和摩擦声，推力轴承磨损指示值变化极小，推力轴承温度无 明显升高，经厂主管领导批准,经充分疏水,偏心率、汽缸温差等参数正常， 可再次试启动，再启动时，冲转升速应特别注意监测振动、推力轴承磨损值 并在现场倾听汽机内部声音，有任何异常时必须立即停机，禁止再次启动 8. 若惰走时间明显缩短,推力磨损、推力瓦温度、振动、大轴弯曲值超限或机 内有异常声音，应汇报厂主管领导，决定是否揭缸检查。

9. 汽机水冲击紧急停机投盘车时，应特别注意盘车电流是否异常增大、晃动， 严禁强行盘车 第八节 汽机严重超速4.2.8.1 现象： 1．机组负荷指示突然降到零 2．转速上升至超过电超速保护和危急保安器动作值并继续升高 3．机组出现异音、振动增大 4．主油泵出口油压升高4.2.8.2 原因： 1．微调节器故障 2．高、中压主汽阀、调节汽阀卡涩 3．超速时危急保安器卡涩，电超速保护拒动 4．机组解列后抽汽逆止阀卡涩，加热器内疏水蒸化倒汽进入汽机4.2.8.3 处理： 1．确认机组超速时应立即打闸停机并在转速2000r／min时破坏真空 2．迅速关闭锅炉电动主汽门并打开暖管流水阀泄压 3．检查并强制关闭各级抽汽电动阀和逆止阀 4．运行中发现抽汽逆止阔卡涩时应关闭该段抽汽电动隔离阀，退出加热器运行 5．运行中发现高、中压主汽阀、调节汽阀之一卡涩不能关闭并经阀门活动试验 确认后应由热工关闭与其串联的汽阀并请示有关领导后停机处理。

第九节 锅炉满水4.2.9.1 现象：1. “汽包水位高”报警水位超过+300mm，锅炉跳闸2. 就地水位计指示超过可见部分3. 给水流量不正常地大于蒸汽流量4. 严重满水时，汽温急剧下降，主汽管内有可能发生水冲击等5. 蒸汽导电度升高4.2.9.2 原因：1. 给水自动控制失灵或给水调节阀故障2. 水位、水汽流量指示不正确使运行人员产生误判断，发生误操作3. 机组负荷或汽压变化过大4. 安全阀动作导致虚假水位5. 升炉期间，炉水膨胀6. 运行人员疏忽大意，对水位监视不严或手动控制时误操作4.2.9.3 处理：1. 水位异常升高时，首先检查给水自动控制情况，如自动失灵则立即改手动调节2. 根据蒸汽、给水流量的变化，正确判断水位发展趋势，尽快使水位恢复正常3. 可全开汽包连续排污阀放水4. 当汽包水位升高至+250mm处，电接点水位计全部变“绿”，应打闸停炉5. 蒸汽带水使汽温下降时，应打开各过热器有关疏水阀、主汽管疏水阀6. 锅炉暂停进水，尽快使汽包水位恢复正常7. 迅速查明原因，设法消除后锅炉重新点火如不能消除，则按停炉处理 第十节 锅炉缺水4.2.10.1 现象：1. 汽包水位低至一100mm时，发出“汽包水位低”报警。

2. 汽包水位低至一300mm时，发出“汽包水位极低”报警，锅炉跳闸，就地水位计指示低于可见部分4.2.10.2 原因：1. 给水自动控制失灵或给水调节阀故障2. 给水泵故障或跳闸3. 省煤器管及水冷壁管破裂4. 负荷或汽压变化过大；或高加跳闸及恢复时，给水温度和汽压变化过大5. 安全阀起跳后不回座6. 运行人员监视不严或误操作4.2.10.3 处理：1. 水位异常下降时，立即检查自动调节情况，如属自动调节失灵，应改为手动调节如果主给水调阀故障时，还应启用旁路给水调阀根据蒸汽、给水流量变化，判断水位发展趋势2. 暂时关闭连续排污阀，并检查下降管处疏水阀状态3. 如给泵跳闸而备用给泵没有启动，引起给水流量大幅度下降时，应迅速减低锅炉负荷，注意燃烧工况、炉膛压力、汽温、汽压的稳定，必要时可投油枪助燃4. 汽包水位A、B侧低至一300mm时（电接点一格）时，锅炉跳闸，如果锅炉没有跳闸，应手动打闹，迅速查明原因并没法处理5. 根据水位指示情况，确认汽包内有水时，可缓慢进水，一般情况下省煤器出口水温与汽包下壁温差不大于75℃时可进水，锅炉进水期间要加强汽包壁温的监视6. 符合上一条的情况时，锅炉重新点火，恢复机组运行，不符合上一条的进水条件时，具体进水时间由总工程师决定，暂不启动则按停炉处理。

第十一节 水冷壁管损坏 4.2.11.1 现象：1. 汽包水位下降2. 给水流量不正常地大于蒸汽流量，凝汽器补水量异常增大3. 各段烟气温度下降4. 炉膛负压变正且不稳定，炉膛看火孔处有炉烟喷出，并有泄漏声水冷壁爆破时，有明显响声5. 引风机调节挡板不正常地开大6. 锅炉燃烧不稳，严重时会造成灭火4.2.11.2 处理：1. 如果损坏不太严重，并能维持汽包正常水位时，可降低锅炉负荷和汽压作短时间运行，同时汇报总工程师和有关领导要求停炉2. 如果损坏严重不能维持汽包正常水位时，应立即停止锅炉运行3. 锅炉停止后，检查电除尘停止运行4. 锅炉停止后应尽可能维持汽包正常水位，如果泄漏特别严重，无法维持汽包正常水位，应停止进水5. 炉膛吹扫结束后，控制好锅炉泄压和冷却速度，保留一测风组运行，风量不超过15％，维持炉膛负压以排出炉内蒸汽6. 停炉后，注意空预器处的风温和干燥，注意省煤器灰斗和电除尘灰斗的运行情况，防止堵灰。

第十二节 省煤器管损坏4.2.12.1 现象：1. 汽包水位下降2. 给水流量不正常地大于蒸汽流量，凝汽器补水量异常增大3. 损坏侧省煤器出口烟温下降4. 炉膛负压变正且不稳定，引风机调节挡板不正常地开大5. 省煤器灰斗及省煤器后烟道内有灰水漏出，省煤器灰斗出灰可能堵塞4.2.12.2 处理（参照水冷壁损坏的处理，见本篇4.2.11.2条）第十三节 过热器管损坏4.2.13.1 现象；1. 主汽压力下降2. 给水流量不正常地大于蒸汽流量，凝汽器补水量异常增大3. 炉膛负压变正且不稳定，严重时从烟道不严密处向外冒蒸汽和烟气，泄漏 处有响声4. 引风机调节挡板不正常地开大5. 泄漏侧烟温降低6. 过热蒸汽温度发生异常变化4.2.13.2 处理： 1. 如果损坏不太严重，应降低锅炉负荷和汽压维持短时间运行，同时汇报有关领导，请示停炉 2. 继续运行过程中，应加强对损坏部位的监视，防止故障的扩大和恶化3. 继续运行过程中，应加强对汽温和过热器壁温的监视，如超温严重应立即停炉4. 如果过热器严重爆破时，应立即停止锅炉运行，保持一测风组运行，维持15％ 风量。

5. 锅炉停止后，保持汽包水位正常6. 控制好锅炉泄压和冷却速度第十四节 再热器管损坏4.2.14.1 现象：1. 再热器出口压力下降2. 机组负荷不变时主蒸汽流量增加，凝汽器补水量增大3. 炉膛负压变正且不稳定，严重时从烟道不严密处向外冒蒸汽和烟气4. 风机调节挡板不正常地开大5. 泄漏侧烟温降低6. 再热蒸汽二测温差增大，泄漏侧汽温异常变化，再热器管壁起温4.2.14.2 处理：1. 如果损坏不太严重，应降低锅炉负荷维持短时间运行，同时汇报厂有关主管领导，请示停炉2. 继续运行过程中，应加强对损坏部位的监视，防止故障的扩大和恶化3. 继续运行过程中，应加强对再热汽温和再热器壁温的监视，如超温严重应立即停炉4. 如果再热器严重爆破时，应立即停止锅炉运行5. 锅炉停止后，保持汽包水位正常6. 控制好锅炉泄压和冷却速度第十五节 锅炉灭火4.2.15.1 现象：1. 炉膛负压突然增大，一、二次风压突然降低2. 炉膛变黑，火焰指示熄灭3. 汽温、汽压降低、蒸汽流量降低4.2.15.2 原因：1. 运行中的某一风组或一次风机故障；磨煤机组故障跳闸；锅炉跳闸2. 锅炉负荷太低，燃烧工况不稳而无油枪助燃，或有油枪助燃而油中带水、供油系统故障，或低负荷下风量过大，燃烧工况恶化等。

3. 煤质变坏、挥发份过低、煤粉过粗、煤粉的水份过大、磨煤机出口温度太低等使燃烧工况恶化4. 制粉系统运行不正常5. 炉内大面积垮焦6. 水冷壁严重爆破将火焰吹熄7. 误操作使风量不平衡，炉膛负压过大4.2.15.3 处理：1. 事故引起锅炉自动跳闸，则按事故停炉处理2. 若锅炉未跳闸，则立即打闸停炉，按事故停炉处理3. 确认所有燃料切断，并对锅炉进行充分吹扫4. 迅速查明原因并设法消除后锅炉重新点火，恢复机组运行，如果原因一时无法查清或消除，重新启动可能威胁人身和设备安全时，则按停炉处理第十六节 锅炉尾部烟道再燃烧4.2.16.1 现象：1. 尾部烟道烟气温度不正常地突然升高2. 炉膛和烟道负压剧烈变化3. 烟道孔门等不严密处冒烟或冒火星4.2.16.2 原因：1. 燃烧调整不当或煤粉过租或负压过大，使着火不完全，未燃烬的煤粉进入烟道2. 油燃烧器燃烧不良或配风不当，使未燃烬的碳黑和油滴沉积在烟道内3. 锅炉低负荷时间过长，炉内温度过低或过剩空气量太小，燃烧不完全，煤粉、 油液在尾部积聚4. 停炉后燃料漏入炉内并在尾部积聚4.2.16.3 处理：1. 烟道内烟气温度不正常时，应立即调整燃烧，对受热面吹灰。

2. 尾部烟道发生严重再燃烧并威胁锅炉设备安全时，应立即停止锅炉运行停止送、引风机运行、关闭各风烟挡板，隔绝通风，采取灭火措施3. 待再燃烧现象消除时，烟道内温度不再回升并趋下降时方可启动风组，缓慢谨慎调节风、烟挡板，进行必要的通风冷却和吹扫4. 锅炉吹扫、冷却后，要进行内部检查，确认设备正常后可重新点火 第十七节 TSE MCS MG故障4.2.17.1 TSE故障： 1．TES故障时，应立即通知热工检查处理 2．当一个轴／轴承振动、转子偏心率、差胀或推力轴承磨损数值无显示或错误 时允许维持运行至故障消除，操作员应加强监测 3．当多个或所有轴／轴承振动、转子偏心率、差胀或推力轴承磨损数值均无指 示时应维持负荷稳定，严密监测主、再热蒸汽参数、汽机金属温度及温差、 机组负荷和电网状态如一小时内运行参数发生大幅度波动或TSE未能恢复 正常应停机处理 4．在非稳定工况发生TSE多个或所有数值不可利用时应立即打闸停机。

4.2.17.2 MCS故障： 1．单台CRT或一套MCS死机时，应通知热工及时复位 2．二套MCS同时死机时，应加强现场和CCR的报警、设备运行状态指示灯及 DCS硬站、记录仪和所有显示仪表的监测，维持负荷稳定如一小时内运行 参数发生大幅度波动或MCS无一套能恢复正常，硬操无法维持机组运行时，应请示停机处理4.2.17.3 MG故障： 1．微调上位级故障时，允许下位级维持运行至上位级故障消除，操作员应加强监视 2．微调上位级故障时将导致除氧器和四台高加抽汽逆止阀同时关闭，汽机负荷瞬时上升，退出微调上位级时应先将高加 AGC OFF 3．下位级阀模件故障时应及时复位，同一汽阀两块阀模件同时故障时该汽阀关闭，允许维持运行至阀模件恢复，操作员应开启该阀所在蒸汽管道上的疏水 阀，锅炉作相应燃烧调整第十八节 火 灾 4.2.18.1 按《电业安全工作规程》的规定，针对不同火灾，采取合适的方法与消防器材灭火4.2.18.2 发生火警、火灾时应及时拨打119，通知消防队，同时对起火设备进行隔离，防止火灾蔓延。

4.2.18.3 电气设备火灾应先切断电源再进行灭火4.2.18.4 油系统漏油引起火灾时，按本规程5.3.7.3条严重漏油停机操作步骤停机处理4.2.18.5 发电机火灾时，应打闸机组后进行发电机紧急吹扫，转速2000r／min破坏真空，维持定子水系统运行4.2.18.6 制粉系统发生火灾时，按本规程5.32.6.7条处理4.2.18.6 使用水或泡沫灭火器灭火时，应特别注意防止水或灭火剂进入带电设备和汽缸、蒸汽管道等高温设备的保温层内第十九节 蒸汽温度高4.2.19.1 现象：1. 主蒸汽温度或再热蒸汽温度高报警（≥548℃/546℃）2. 若受热面泄漏或爆破，则各爆破点以前各段工质温度下降，爆破点后各段工质温度升高4.2.19.2 原因：1. 高加停运，给水温度下降2. 减温水系统故障，使减温水流量不正常减小3. 给水压力下降，使减温水流量不正常减小4. 尾部再燃烧5. 煤质或燃烧工况发生改变6. 受热面泄漏或爆破7. 风量过大8. 制粉系统启动加出力过快9. 炉膛结焦10. 再热器进口安全门动作11. 捞渣机水封破坏4.2.19.3 处理：1. 给水、减温水系统不正常时，应立即切手动调节，待汽温稳定后再 投入自动。

2. 进行炉膛吹灰，必要时调节二次风挡板三次风挡板开度3. 调整风量，保持最佳过剩空气系数4. 增大减温水流量，并注意给水压力5. 检查捞渣机水封及各部漏风正常6. 如系受热面泄漏、爆破、再燃烧等引起，应按有关规定处理第二十节 发—变组事故 4.2.20.1 发电机失步： 1. 由于系统突然短路、励磁调节系统故障、励磁异常降低或失磁等原因引起 发电机剧烈振荡或失步时有下列象征： (1) 发电机一变压器组及线路电流表指针大幅度摆动并经常超过额定值 (2) 发电机电压表指针周期性地摆动，经常是电压降低，照明灯周期性地一 明一暗 (3) 发电机一变压器组及线路有功、无功功率表指针大幅度摆动 (4) 转子电流表指针周期性地摆动 (5) 发电机、主变等发出有节奏的嗡鸣声，并与上述表针摆动合拍 2. 发电机失步的处理； (1) 检查发电机励磁回路仪表，若振荡由于发电机失磁引起应立即打闸停机。

(2) 若系一个励磁通道跳闸且另一个励磁通道跳至手动方式运行时，应手动 调节增加发电机励磁 (3) 若系系统故障所致，则应当增加发电机励磁调节发电机有功出力，并 迅速与中调联系作进一步的处理4.2.20.2 发电机励磁系统异常： 1. 通道失配报警： (l) 调节70MB电位计与70MA电位计刻度一致 (2) 复位30H继电器 (3) 不能复位，通知检修人员处理． 2. 一个通道跳闸； (1) 通知检修人员处理 (2) 故障排除后，按下列步骤将励磁系统由A（B）单通道自动电压控制方 式恢复至双通道自动电压控制方式运行： a.查励磁系统在A（B）单通道自动电压控制方式运行 b.查B（A）通道29VB（29VA）开关在断开位置。

c.拉开B（A）通道89B（89A）对闸 d.复位B（A）通道控制柜相上掉牌继电器 e.查励磁公用控制柜报警盘上无任何报警显示 f.按下B（A）通道控制柜上“CLOSE”按钮合上29VB（29VA）开关 g.调节B（A）通道70VB（70VA）电位计，使B（A）通道平衡表指示为 零 h.合上B（A）通道89B（89A）刀问． i.查A、B通道输出电流表指示相差小于5.1A，若电流表指示不在此允 许范围内或指示不正常摆动，则按下B（A）通道控制柜上“OPEN” 按钮跳掉B（A）通道，通知检修处理 3. 发电机转子接地报警． (1) 确认转子接地监视继电器掉牌且不能复位，并全面检查发电机励磁回 路，加强运行工况监视。

(2) 通知检修人员清扫转子测量碳刷是否碳粉接地 (3) 处理无效，中对停机处理． 第三章 “黑”启动 4.3.1.1 因系统原因造成运行机组跳闸，220kV母线全部失压，全厂停电以后，为确保机组安全停运，并尽快恢复应进行如下检查处理：1. 立即汇报001调度员2. 确认发电机组与系统解列3. 检查直流密封油泵、直流润滑油泵、直流低缸喷水泵自启正常，否则手 动启动4. 检查柴油发电机自启动成功并带负荷正常5. 380V锅炉/汽机正常/备用配电段电压正常6. 检查交流润滑油泵及B交流密封油泵已自启动正常，手动停运直流润滑油泵、直流密封油泵作备用7. 将220kV升压站操作电源切换至事故保安段供电8． 检查停运机组的直流220V、直流110V、直流48V及UPS电源系统正常9． 确认汽机高/中压调阀/主汽阀 关闭，机组转速下降10． 机惰走过程中，维持汽机真空11． 汽机转速小于250rpm时，确认汽机顶轴油及盘车自启，否则手动启动 并保持连续运行12． 汽机各疏水阀因失电不能开启，检查并确认排凝结器、锅炉疏水扩容器 各疏水阀关闭，否则就地手动关闭，并关闭#3低加及#5、#7高加事故 疏水手动阀，禁止向凝结器排放任何热水和蒸汽。

13． 确认锅炉已跳闸锅炉灭火，主燃料切除锅炉保压、保汽水工质，确 认锅炉有关疏水阀、排污阀关闭，否则就地关闭，尽可能维持汽包水位14． 锅炉封炉，就地关闭空预器烟气进口挡板、引风机进口导叶、出口挡板、 总二次风挡板15． 将辅汽站中除至油枪雾化、燃油泵房外，其余各用户供汽阀关闭后，投 入本炉供辅汽，维持正常辅汽压力、温度16． 通知老机准备开启动锅炉供辅汽17． 按运行规程“厂用电失去，机组跳闸事故处理”原则进行操作，确保机 组安全停运18． 如果柴油发电机不能自启，应迅速查明原因，紧急处理，确保在一个小 时以内恢复运行19． 根据001调度要求，调整220kV系统及6 kV厂用系统至初始可控状态： (1) 岳巴Ⅰ线604开关、岳奇线612开关、#1启动变650开关在合闸位置，6041、6043、6121、6123、6501、6503、6513、6×56刀闸在合闸位置 (2) 220kV 606、614、616、600、608、660、610、620开关在断开位置 (3) 6kV #1启动变低压侧开关2003、2021开关在合闸位置。

(4) #1、#2单元变低压侧开关和#2启动变低压侧开关及所有6kV负荷开关在 断开位置 4.3.1.2 系统反受电至220kVⅠ母线正常： 正常通道：500kV云田变 朗梨变 巴陵变 220kVⅠ母 备用通道：毛家塘变（响水坝变） 天顶变 捞刀河变 新市变 奇家岭变 220kVⅠ母4.3.1.3 厂用电恢复：1. 确认6kV启动段SIA、AIB段母线受电，且电压正常2. 视开机情况（#1或#2）决定恢复厂用电的顺序： (1) 若开#1机组则： a.合上6kV 2001开关、2116开关对6kVU1A段母线复电 b.合上6kV 2023开关、2132开关对6kVU1B段母线复电 c.对#1机组380V各配电段恢复送电 （2）若开#2机组则： a.合上6kV 2000A开关对S2A段母线复电，合上2034开关、2216开关对6kVU2A段母线复电 b.合上6kV 2000B开关对S2B段母线复电，合上2035开关、2232开关对6KvU2B段母线复电。

c. 对#2机组380V各配电段恢复送电 4.3.1.4 厂用交流电源恢复以后，由厂主管领导决定，启动给水泵向锅炉上水，视气泡温差上水速度空预器恢复时应先气动盘车15min后再切至主驱动4.3.1.5 按本规程热态开机部分要求，作好开机并网准备，恢复机组运行4.3.1.6 根据调度命令带负荷，并恢复220KV系统正常运行方式4.3.1.7 恢复6KV及380V厂用系统正常运行方式 。