国投哈密发电有限公司汽机事故处理技术措施

国投哈密发电有限公司汽机事故处理技术措施国投发电有限公司汽机事故处理技措施编制刘建成审核刘德扬审定马学贵批准纪荣淮国投哈密发电有限公司发电运行部前言国投哈密发电有限公司660MW机组事故处理预案根据电力行业有关标准、运行导则、反措要求，结合运行规程、设备制造厂家资料、说明书及现场实际情况以及机组投产一年来运行经验总结编制而成。“保人身、保电网、保设备”是事故处理的基本原则，本预案将机、电、炉专业常见的事故处理做重点介绍，使值班人员在监盘中对突发事故有预见性，做到心中有数。事故处理时头脑冷静、迅速、果断、正确地隔离故障点，避免扩大事故，尽快恢复机组运行。在机组启动、停机或正常运行中，主机、辅机或电气（设备、系统）均有可能发生故障，如果保护动作，能使设备免遭损坏，如果保护未动作，操作员应按照当时的参数，具体的情况手动操作，以保证保证电网的稳定、设备的安全。本预案作为规程的补充，力求做到详细，有指导性，汽机凝结水系统、循环水系统、润滑油系统、控制油系统、高加系统等常见事故做了重点介绍。本预案有待于根据我公司机组的实际运行、调试情况做进一步的补充、完善。疏漏之处恳请广大值班人员提出宝贵意见，以便今后修订。本预案起草单位发电运行部本预案起草人刘建成本预案审核人刘德扬本方案审定人马学贵本预案批准人纪荣淮本预案自批准之日实施，解释权归国投哈密发电有限公司发电运行部。目录第一章机组事故处理的原则1第二章机组紧急停机的规定2一、汽轮机紧急停机2第三章机组申请停机的规定3第四章汽机事故处理预案3一、二、三、四、五、六、七、八、九、十、十一、十二、十三、十四、十五、十六、十七、十八、十九、二十、二十一、二十二、二十三、二十四、二十五、二十六、二十七、二十八、二十九、三十、三十一、三十二、三十三、三十四、三十五、厂用电失去后机侧的处理3破坏真空紧急停机操作5不破坏真空紧急停机5机组甩负荷至零6汽泵跳闸7凝结水泵跳闸9凝结水压力低或摆动10两台循泵运行，一台循泵跳闸11循泵一运一备，运行循泵跳闸11一台循泵检修，运行一台循泵跳闸12辅冷水泵跳闸13高加解列13高加泄漏14高加正常疏水调整门卡涩（卡在较小的开度）14高加水位高15高加水位低15高加出水温度异常降低15低加水位高16除氧器水位异常17除氧器振动大17除氧器压力异常18给水溶氧不合格18汽轮机润滑油温度高18润滑油压不变，主油箱油位下降19润滑油压下降，主油箱油位不变19润滑油压、主油箱油位同时下降20油质不合格20主油箱油位升高21油系统着火21定冷水压力低21密封油油氢差压降低22密封油停运时，发电机进油22空侧交流密封油泵跳闸23氢侧交流密封油泵跳闸23转机轴承温度升高231三十六、三十七、三十八、三十九、四十、四十一、四十二、四十三、四十四、四十五、高加疏水管道泄漏24控制油系统油压低25控制油温高25控制油泵跳闸26凝汽器真空下降26小机真空下降28凝汽器水位低28凝汽器水位高29凝结水过冷度大29凝汽器排汽温度高30四十六、四十七、四十八、四十九、五十、五十一、五十二、五十三、五十四、五十五、五十六、五十七、五十八、五十九、六十、六十一、六十二、六十三、六十四、六十五、六十六、六十七、六十八、六十九、七十、七十一、七十二、凝汽器钢管泄漏30机组正常运行中循环水泵出口蝶阀误关32定子冷却水电导率增加32辅冷水母管压力低33加热器疏水端差增大超出正常值33抽汽逆止门误关34汽动给水泵烧毁34汽动给水泵入口滤网堵塞造成水泵汽化34除氧器上水主调节阀故障35除氧器上水副调节阀故障35轴封系统工作异常35运行中真空泵不出力36辅汽联箱撞管36辅汽温度低37低压缸差胀大37汽轮机轴振或瓦振大37汽机轴承温度高38汽轮机超速39汽机停机后盘车电机故障40汽机启动过程中高旁卡涩40停机过程中交直流润滑油泵未正常联启40汽轮机水冲击41轴向位移增大43大轴弯曲43主、再热蒸汽参数异常44DEH限制器动作45低周波运行462第一章机组事故处理的原则1、事故发生时，应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。2、事故发生时的处理要点（1）根据仪表显示及设备的异常现象判断事故发生的部位。（2）迅速处理事故，首先解除对人身、电网及设备的威胁，防止事故扩大。（3）必要时应立即解列或停用发生事故的设备，确保非事故设备正常运行。（4）速查清原因，消除事故。3、故障发生时，所有值班员应立即逐级向领导汇报，在值长统一指挥下及时正确地处理故障。值长应及时将故障情况通知非故障机组，使全厂各岗位做好事故预想，并判明故障性质和设备情况以决定机组是否可以再启动恢复运行。4、机组运行中发生故障时，运行值班人员应保持冷静，根据仪表指示和报警信息，正确地判断事故原因，果断迅速采取措施，首先解除对人身、电网及设备的威胁，防止事故扩大蔓延，限制事故范围，必要时立即解列或停运发生故障的设备，确保非故障设备正常运行，消除故障根本原因，迅速恢复机组正常运行。5、当所发生的运行异常现象不明确，原因不能准确地判断时，应首先以保障人身、电网及设备安全的原则进行处理。若情况允许时，也可以立即汇报上级生产技术领导部门，各级生产领导及工程专业技术人员必须协助运行人员共同分析判断事故原因，正确进行处理，以确保机组设备安全。6、当运行人员到就地检查设备或寻找故障点时，未与检查人取得联系之前，不允许对被检查设备合闸送电或进行操作。如果发生的事故危及人身、设备安全时，必须按照本规程的有关规定，迅速消除对人身和设备的危害。当确认设备不具备继续运行的条件或继续运行对人身、设备有直接危害时，应紧急停止该设备或机组的运行。7、运行人员应力争设法保证厂用电的安全运行，尤其应保证事故保安段电源的可靠性，以确保事故保安设备的正常可靠运行。8、在故障处理过程中，接到命令后应进行复诵，如果不清，应及时问清楚，操作应正确、迅速。操作完成后，应迅速向发令者汇报。值班员接到危及人身或设备安全的操作指令时，应坚决抵制，并报告上级值班员和领导。9、事故运行情况下，运行人员必须坚守岗位，如故障发生在交接班时间内，不得进行交接班，交班的运行人员应继续工作，接班人员应该协助交班人员进行事故处理，但不得擅自进行操作。当机组恢复正常运行状态或事故处理至机组运行稳定状态后，根据值长命令方可进行运行交接班。10、事故处理完毕后，值长必须收集事故过程中的各种计算机打印记录，保存资料以备事后分析。运行人员必须实事求是地将事故发生的时间、现象及处理过程中所采取的措施详细地记录在运行日志上。事后必须按照“四不放过”的原则对所发生的事故原因及处理过程进行认真分析总结，并写在异常分析记录薄内。11、事故处理完毕，应将所观察到的现象、汇报的内容、接受的命令及发令人、事故发展的过程和对应时间及采取的处理措施等进行详细的记录，并将事故发生及处理过程中的有关数据记录收集备齐，以备故障分析。12、事故处理过程中，可以不使用操作票，但必须遵守有关规定。1第二章机组紧急停机的规定一、汽轮机紧急停机1、汽轮机遇到下列情况之一时，应破坏真空停机（1）汽轮机组转速飞升超过3300RMIN而保护拒动时。（2）机组发生强烈振动,机组相对轴振高达026MM，保护拒动时。（3）汽轮机胀差增大采取措施无效，低压胀差超限时。（4）机组内有清楚的金属摩擦声或撞击声。（5）汽轮机任一轴承断油或冒烟使回油温度急剧升高，轴承金属温度达120。（6）汽轮机高压缸上下温差突然增大超过56，汽轮机发生水冲击。（7）主机润滑油供油中断或润滑油压下降至006MPA，停机保护未动作时。（8）汽轮机轴向位移达极限值08MM，而轴向位移保护拒动时。（9）汽轮机轴封或挡油环严重摩擦冒火花时。（10）主油箱油位下降至960MM，且补油无效时。（11）汽轮机油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁机组安全。（12）厂用电全部失去。（13）发电机冒烟、着火或氢气爆炸。（14）10MIN内主、再热汽温急剧下降50。2、汽轮机遇到下列情况之一时，应不破坏真空紧急停机（1）机组的运行已经危及人身、设备安全，必须停机才可避免发生人身、设备事故时。（2）凝汽器排汽压力高于25/35KPA，保护拒动或循环水中断时。（3）主机控制油压力下降至27MPA以下，保护拒动或油路发生泄漏无法隔离时。（4）低压缸排汽温度大于80，经处理无效，继续上升至120时。（5）主、再蒸汽管道、给水管道破裂，威胁人身安全和设备安全，无法维持机组运行时。（6）发电机密封油系统故障，不能维持密封油压。（7）TGC工作失常，不能控制转速或负荷。（8）凝汽器水质严重恶化，汽水品质不合格。（9）机组连续无蒸汽运行超过1分钟。（10）发电机严重漏水，危及安全运行时。（11）发电机定子水导电度达8US/CM，或定子冷却水中断而保护不动作，或定子及引线冷却水管严重漏水。（12）发电机滑环严重打火，并且发电机电压急剧下降。（13）主变压器，高压厂用变压器、励磁变压器发生严重故障。（14）发电机定子线棒温差大14或定子引水管出水温差达12，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90或出水温度超过85时。（15）当发电机内氢气纯度急剧下降到94以下或氢气压力急剧下降到下限值以下，且无法维持时。（16）DEH、DCS系统故障，致使一些重要的参数无法监控，且无可靠的后备操作监视手段，短时无法恢复时。（17）汽轮机重要运行监视表计或装置，显示不正确或失效，再无任何监视手段。（18）机组正常运行，主、再热蒸汽温度超过594。（19）主蒸汽压力升高，汽机主汽门前压力升至291MPA。（20）空压机及系统故障造成控制汽源压力低或消失，电源及汽源无法及时恢复，机组无法维持原运行状态时。2（21）达到机组跳闸条件而保护拒动时。第三章机组申请停机的规定（1）水冷壁管、省煤器管、过热器管、再热器管等受热面发生泄漏尚能短时维持运行时。（2）锅炉各受热面壁温严重超温经多方调整无效时。（3）汽水品质超标按“机组水汽质量异常处理原则”中的有关条款进行处理后，仍不能恢复正常时。（4）机组主要设备、汽水管道的支吊架发生变形或断裂时。（5）锅炉炉膛严重结焦、结渣或堵灰经处理后难以维持正常运行时。（6）锅炉安全门动作后经处理无法回座时。（7）控制气源失去，短时间无法恢复。（8）现场发生火灾无法扑灭，有威胁到设备安全时。（9）锅炉回转式空气预热器停转，若挡板隔绝不严或转子盘不动时。（10）机组运行中主、再热蒸汽汽温、汽压超过规定值，而在短时间内无法恢复正常时。（11）汽轮机调节保安系统故障无法维持机组正常运行时。（12）高、中压主汽门或调速汽门门杆卡涩，无法活动时。（13）润滑油、EH油系统严重漏油，油压、油位无法维持运行时。（14）主要汽水管道破裂无法隔离，但可短时维持运行时。（15）辅机故障无法再维持主机正常运行时。（16）发电机失去主保护运行。（17）发电机转子内部永久性金属一点接地。（18）发电机转子匝间短路严重，转子电流达到额定值，无功仍然很小。（19）发电机出口封闭母线外套内氢气含量超过1时。（20）发电机温度、温升超过允许值，经采取措施无效。（21）发电机氢气或密封油系统发生泄漏，无法维持机组正常运行时。（22）发电机定子线圈漏水，经处理无效时。（23）当定子线棒温差达14或定子引水管出水温差达12，或任一槽内层间测温元件温度超过90或出水温度超过85时，并确认测温元件无误。（24）发电机定子冷却水导电度达95S/CM经采取措施无效。第四章汽机事故处理预案一、厂用电失去后机侧的处理1、现象（1）交流照明熄灭，事故照明灯亮，光字牌报警。（2）锅炉MFT，汽机跳闸，发电机解列。（3）厂用电母线电压降到零，无保安电源的交流电机均跳闸。2、原因（1）线路跳闸，全厂停电。（2）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）机组发生火灾，厂用电失去。3、处理A机组厂用电失去后机主值应熟悉掌握以下内容（1）监盘发现机组跳闸，确认高中压主汽门、调速汽门，高排逆止门，抽汽逆止门关闭，大机、3小机转速下降，否则手动打闸。控制室正常照明消失、事故照明亮，确认机组厂用电失去，汇报值长。（2）检查大机直流润滑油泵联启，密封油空侧直流油泵联启，A、B小机直流油泵联启，如未联启应再手动开启油泵一次。如大机直流润滑油泵不能开启，应立即开启真空破坏门（两个），破坏真空（盘上操作不动，立即派副值就地手摇）。原则厂用电失去汽机应按照破坏真空紧急停机步骤处理，注意监视大、小机润滑油润滑油压力、温度及各轴承金属温度。（3）检查密封油空侧直流油泵联启，密封油空侧直流油泵未联启时，发电机密封瓦处将漏氢，应立即开启排氢门，发电机进行事故排氢，同时通知点检、维护人员监视发电机密封瓦的情况，准备灭火器，通知消防队做好轴瓦及油箱着火的灭火准备。原则当厂用电中断，空侧直流密封油泵无法启动时，应立即进行发电机排氢工作，防止氢气外泄而发生爆炸。（4）通知汽机点检及维护人员手动摇开两个真空破坏门，将主汽管道、高旁前疏水隔绝门固定死防止压缩空气失去阀门开启。在DCS上将下列阀门关闭汽机高压主汽门前疏水气动门、过载阀疏水气动门、中压主汽门前疏水气动门、中压调门后疏水气动门、高压内缸疏水气动门、高排逆止门前疏水气动门、高排逆止门后疏水气动门、冷再热管道疏水气动门、热再汽管道疏水气动门、低旁电动门前疏水气动门、一段抽汽逆止门前气动门、一段抽汽电动门前疏水气动门、二段抽汽逆止门前气动门、二段抽汽逆止门后气动门、二段抽汽电动门后疏水气动门、三段抽汽逆止门前后疏水气动门、四段抽汽逆止门1前后气动门、四段抽汽电动门后疏水气动门、四段抽汽供辅汽电动门后疏水气动门、四段抽汽供除氧器逆止门前后疏水气动门、五段抽汽逆止门前后气动门、五段抽汽电动门后疏水气动门、六段抽汽逆止门前后气动门、六段抽汽电动门后疏水气动门。（5）复位跳闸设备，解除跳闸设备连锁。（6）真空到零，在DCS上检查辅汽供轴封调整门在关闭状态，将其切为手动；低压轴封减温水调整门切手动关闭，通知副值关闭辅汽供轴封手动总门；关闭辅汽联箱疏水手动门，通知维护关闭辅汽供轴封电动门、冷再供轴封电动门。（7）汽轮机转速到零前，如保安电源已恢复，令主值、副值启动大机交流润滑油泵、顶轴油泵，停止直流油泵运行，转速小于4RPM时检查盘车自动投入，否则手动投入。汽轮机转速到零，如保安电源未恢复，应记录转子停止时间，并与维护人员共同进行防止汽机进冷汽冷水的操作，通知点检员组织人员进行手动盘车（每半小时翻转180，并记录）。在盘车前标记转子位置（在7瓦转子盘车电机侧与化妆板水平位置处作标记或者励磁短轴处），待保安电源恢复后应投入连续盘车。如投入盘车电流较大或大轴偏心显示超限，应将转子静止在翻转180位置，停留相应时间后再投入连续盘车。转子停止后确定连续盘车不能正常投入汽轮机应做好防止汽机进冷汽冷水的操作。原则保安段母线失电，应对汽轮机进行定期手动盘车，直至保安段母线恢复正常供电后，按规定直轴后投入连续盘车。（8）监视直流母线及UPS电压，如保安电源已恢复，将空侧密封油泵、小机油泵由直流油泵切为交流油泵运行。（9）如汽机阀门盘电源已恢复，机组长关闭凝汽器循环水出入口门、辅冷水冷却器循环水出入口门，尽量保持凝汽器、辅冷水冷却器内充有存水，并注意汽机排汽缸温度。（10）如汽机阀门盘电源已恢复，关闭一至六段抽汽电动门，关闭四抽至除氧器供汽电动门、四抽至辅汽供汽电动门，冷再至辅汽供汽电动门、四抽至A小机供汽电动门、四抽至B小机供汽电动门，开启除氧器排氧门A/B。（11）如汽机阀门盘电源已恢复，关闭A汽泵、B汽泵入口电动门、卸荷水手动门、密封水手动门，减小泵中热水汽串入油中、串入凝结水管道中。（12）关闭凝汽器补水手动门，注意凝汽器保持可见水位，否则应通过热井放水门进行放水。（13）辅机冷却水中断，应监视主机润滑油温度的变化。（14）逐段恢复6KV及380V电源后，启动循环水泵前应注意凝汽器排汽温度，应先启动辅冷水系统、凝结水系统，使用凝结水为其降温，当排汽缸温度降低至50以下时方能进行循环水系统的启动。首台循环水泵启动应注意工业水至循环水泵冷却水系统投入。在各辅机投用后，按照热态启4动要求做机组重新启动的准备。B作好防止汽机进冷汽冷水的操作如下（1）关闭下列汽缸疏水手动门汽机高压左右侧主汽门后疏水气动门、中压左右侧调门后疏水气动门、高压内缸疏水气动门、高排逆止门前疏水气动门、过载阀疏水气动门、高排逆止门后疏水手动门、高旁疏水手动门、再热汽、低旁前疏水手动门、三段抽汽隔绝门后疏水手动门、四段抽汽逆止门1前后手动门、四段抽汽电动门前疏水手动门、四段抽汽供除氧器电动门前疏水手动门、四段抽汽供辅汽逆止门前后疏水手动门。（2）关闭下列汽源电动门一至六段抽汽电动门、四抽至辅汽供汽电动门、四抽至除氧器供汽电动门、冷再至辅汽供汽电动门、四抽至A小机供汽电动门、四抽至B小机供汽电动门、辅汽供轴封电动门、冷再供轴封电动门。（3）关闭下列手动门低压轴封减温水手动门、凝汽器补水主路、旁路手动门、A/B小机轴封供汽调整门前手动门及旁路门。（4）做好盘车期间的记录，注意凝汽器水位和汽缸参数的变化。（5）如非全厂停电工况，临机有辅助汽源时，应切换辅汽联箱汽源，以保证轴封供汽，防止轴封进冷汽，造成大轴弯曲。二、破坏真空紧急停机操作（1）揿开“紧急停机”按钮并手动脱扣，检查负荷到零，确认发电机解列、厂用电备用电源应自投，锅炉MFT,汽轮机转速下降。（2）检查高中压主汽门、高中压调门、各段抽汽电动门和逆止门、高排逆止门均联锁关闭，联动保护已动作，MFT选中的小机跳闸。（3）确认主机交流润滑油泵、顶轴油泵自启动（2700R/MIN），否则手动启动。（4）关闭联开的汽轮机高中压疏水阀，减少去凝汽器的热量。（5）解除真空泵联锁，停用真空泵，同时开启高、低背压凝汽器破坏真空门。（6）检查高、低旁关闭，禁止向凝汽器内排汽、排热水。（7）脱扣后，注意检查除氧器水位、凝汽器水位正常，检查除氧器抽汽进汽门联锁关闭。如邻近机组运行时，开启至辅汽母管进汽门。（8）检查辅汽母管压力、温度正常，四抽至辅汽母管进汽门联锁关闭，确认四抽用户全部切换成辅汽供给。（9）检查主机轴封汽压力、温度正常。（10）检查高、低加水位正常。（11）检查机组情况，听测转动部分声音、振动。（12）转子停止时，注意和比较惰走时间。（13）完成运行规程规定的其他停机操作。三、不破坏真空紧急停机（1）揿开“紧急停机”按钮并手动脱扣，检查负荷到零，确证发电机解列，锅炉MFT,汽轮机转速下降。（2）检查汽轮机转速下降，高中压主汽门、调门及各段抽汽进汽门、逆止门及高排逆止门均联锁关闭，联动保护已动作，MFT选中的小机跳闸。（3）若锅炉已开启PCV阀泄压，高、低背压凝汽器真空正常。（4）检查辅汽母管压力、温度正常、四级抽汽至辅汽母管进汽门联锁关闭。（5）主变压器，高压厂用变压器故障跳闸时，确认厂用电备用电源应自投。（6）确认主机交流润滑油泵、顶轴油泵自启动（2700R/MIN），否则手动启动，发电机密封油泵正常运行。（7）检查锅炉全部燃料已切除、燃油进、回油快关阀关闭、两台一次风机跳闸、所有磨煤机、5给煤机、所有火检信号消失、炉侧所有减温水门关闭、吹灰系统跳闸。停用其它MFT后应联动而未动作的设备。（8）检查汽机疏水应自动开启，否则应手动开启。（9）手动投入本体疏水扩容器减温水。（10）机组跳闸后，及时调整轴封供汽压力、温度正常。（11）检查主机润滑油温、密封油温、发电机氢温、定冷水温正常，必要时关闭冷却器冷却水。（12）检查低压缸喷水正常投入。（13）注意汽机惰走情况，胀差、振动、轴向位移、缸胀和上下缸温差等，倾听汽轮机内部声音正常。（14）检查凝汽器、除氧器水位自动调节正常，否则手动调节保持凝汽器、除氧器水位正常。（15）汽机转速下降至2700转/分后，检查顶轴油泵自启动。（16）汽机转速下降至300转/分后，停止真空泵运行。（17）转速到零投盘车。检查油压、油温正常，盘车电流正常。（18）真空到0，停用轴封供汽，关闭轴封减温水。（19）维持总风量30左右对炉膛进行吹扫，炉膛吹扫完毕复位跳闸设备。（20）锅炉主汽压力超限应手动开启PCV阀降低锅炉压力。（21）尽量维持炉水循环泵运行冷却水冷壁。（22）惰走时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或转子惰走时间明显缩短时，严禁立即再次启动机组，须对机组进行全面检查。（23）向上级领导和调度汇报故障处理情况。（24）将有关曲线、事故记录打印并保存好进行分析，在值班日志做好事故记录。四、机组甩负荷至零ADEH可以控制转速时1、现象（1）负荷至零，第一级压力接近零，主蒸汽流量到零。（2）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）。2、处理（1）用DEH调整汽轮机转速至3000R/MIN。（2）检查凝汽器真空正常。（3）调节凝汽器水位、除氧器水位和加热器水位正常。（4）检查确认除氧器汽源由辅汽供给。（5）检查轴封汽压力正常。（6）维持汽动给水泵运行。（7）全面检查机组情况，如轴向位移、差胀、振动、声音、推力轴承金属温度和轴承金属温度正常。（8）一切正常后，联系值长进行发电机并网。（9）机组并网后，按规定带负荷及完成其他操作。BDEH不能控制转速，电超速保护动作时1、现象（1）负荷至零，主蒸汽流量，第一级级压力至零。（2）汽轮机转速上升后又下降。（3）汽轮机电超速保护动作。2、处理（1）检查确定高中压主汽门、调门、高排逆止门及各级抽汽电动门门和逆止门均关闭，汽机转速下降。6（2）检查交流润滑油泵、顶轴油泵（2700R/MIN）联启,否则手动启动。（3）锅炉开启PCV阀泄压后，凝汽器真空正常。（4）检查确认四级抽汽用户切至辅汽供给。（5）检查轴封汽压力正常。（6）根据锅炉要求，维持一台汽动给水泵运行正常，维持给水流量。（7）全面检查机组情况，如轴向位移、差胀、振动声音、推力轴承金属温度和轴承金属温度正常。（8）联系热工，查明并消除DEH控制系统故障。（9）调节除氧器水位、凝汽器水位和加热器水位。（10）联系值长，对机组重新复置冲转至3000R/MIN。且在冲转过程中，调整各参数正常，避免机组应力过大。（11）机组并网后，按规定带负荷及完成其他操作。CDEH不能控制转速，电超速保护均不动作，引起严重超速时1、现象（1）负荷、主蒸汽流量和第一级压力至零。（2）DEH不能控制转速，机组发出异常响声，振动增大。（3）转速上升至3300R/MIN，电超速保护装置不动作。2、处理（1）立即手动脱扣，并按破坏真空紧急停机处理。（2）检查高中压主汽门、调门、高排逆止门及各级抽汽门和逆止门均关闭。（3）联系锅炉并开启PCV阀，迅速泄压。（4）完成其他停机操作。（5）转速迅速下降后，即对机组全面检查，必须查明超速原因，待设备故障消除，并经检查确定机组设备正常，方可重新启动，全速后应进行电超速试验，合格后方可并网带负荷。D保护装置误动作时1、现象（1）负荷至零、主蒸汽流量及第一级压力至零。（2）高中压主汽门、调门、高排逆止门及各级抽汽门和逆止门均关闭。2、处理（1）如果保护装置误动作，应按不破坏真空故障停机。（2）调节凝汽器水位、除氧器水位和加热器水位。（3）确认四级抽汽用户切至辅汽供给。（4）根据锅炉要求，维持一台汽动给水泵运行正常，维持给水流量正常。（5）机组保护误动作造成机组脱扣，应注意转速下降，如转速仍在3000R/MIN，说明机组未解列（6）注意无蒸汽运行时间不得超过1分钟，应在1分钟内将发电机解列。（7）对机组进行全面检查，查出保护装置误动原因并消除。（8）机组检查正常，启动前应对该保护装置进行校验，确认动作正确，方可启动。（9）一切正常后，联系值长，按规定重新启动。五、汽泵跳闸1、现象（1）DCS“汽泵跳闸”光字牌报警。（2）协调画面RB动作。（3）机组负荷快速下降，给水流量快速下降，“煤水比”失调。（4）中间点温度升高。72、原因（1）保护停A小汽轮机轴承润滑油压低至01MPA。B小汽轮机轴向位移09MM或09MM。C小汽轮机排汽压力低至336KPA。D电超速跳机保护（5960R/MIN）。E除氧器水位低值（600MM）,延时2秒。F汽泵再循环电动门关或再循环调节阀关，且给水泵入口流量低400T/H,延时30秒。G小汽轮机前轴承金属温度达95,延时2秒。H小汽轮机后轴承金属温度达95,延时2秒。I小汽轮机推力轴承金属温度达90,延时2秒。J给水泵推力轴承温度达95,延时2秒。K给水泵前轴承温度达95,延时2秒。L给水泵后轴承温度达95,延时2秒。M前置泵跳闸。N手动打闸。O保安油压低至24MPA。P给水泵入口压力低至125MPA延时10秒。Q小汽轮机轴振动020MM。R小机MEH故障。S小机被选中，MFT信号发出（2）事故按钮停A任一保护达动作值而保护未动。B任一轴承断油或冒烟。C给水泵汽轮机发生水冲击。D油系统着火不能及时扑灭。E水泵发生严重汽化。F泵组突然发生强烈振动或内部有明显的金属摩擦声。G蒸汽管道或给水管道破裂无法隔绝。H电动机冒烟、冒火，电动机线圈温度大于130，前置泵电流严重超限。3、处理（1）保护停的操作A确认RB动作，锅炉主控切至手动、燃料主控切至手动，机组切为TF方式。B汽动给水泵RB时，自动按自上而下顺序停磨，最终保留四台磨运行。C自动投入AB层油枪。D负荷目标值360MW；降负荷速率600MW/MIN；压力变化率为06MPA/MIN，机前压力设定值为20MPA，E给水主控及水煤比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。F运行的汽动给水泵超驰接带跳闸汽动给水泵的全部出力，给水主控及水煤比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。G运行的汽动给水泵转速最高为5200/MIN。H严密监视汽机高、中压缸应力。I检查跳闸汽泵的转速下降，主汽门、调门关闭，密切注意其惰走情况。J如果RB动作正常，不要轻易解自动调节，但应特别注意主、再热汽温、中间点温度及一次风系统的调节情况，如果折焰角温度上升过快，投入等离子，且视燃烧情况退油枪，同时应特别注意未跳闸泵的参数，防止未跳闸泵过负荷。8K检查汽泵跳闸原因，联系检修处理。（2）如果RB拒动，应手动执行RB动作的各步骤A将协调切至“汽机跟随”方式，滑压切为定压方式。B将压力变化速率改为06MPA/MIN，降负荷速率600MW/MIN检查调门开关情况，压力逐渐下降。C立即投入等离子，紧急停运磨煤机，给煤机，保留下层四台磨煤机运行，检查停运磨煤机热风气动门关闭，冷热风调整门关闭。D严密监视折焰角温度上升情况，视燃烧情况投油助燃。E严密监视汽机高、中压缸应力。F检查跳闸汽泵的转速下降，主汽门、调门关闭，密切注意其惰走情况。GH检查一次风机压力，电流，防止一次风机发生喘振。I检查炉膛负压摆动情况，调整引风机动叶开度，稳定炉膛负压。J检查锅炉火检情况，若燃烧不稳，投油助燃，及时调整配风。K检查凝汽器，除氧器水位自动调节正常。L检查高、低压加热器水位在正常范围内，防止水位高，低加解列。M检查低压轴封温度稳定在180度左右，轴封减温水自动调节正常。N密切监视未跳闸泵的运行参数，小汽机转速在5676R/MIN以下。O通知检修进行处理。（3）事故按钮停的操作A立即按下控制盘台或就地停泵按钮，值班员应立即汇报值长。B检查速关阀及调节汽门迅速关闭。C检查跳闸泵润滑油系统正常。D完成正常停小机的其它操作。E确认RB动作，锅炉主控切至手动、燃料主控切至手动，机组切为TF方式。F汽动给水泵RB时，自动按自上而下顺序停磨，最终保留四台磨运行。G自动投入AB层油枪。H负荷目标值360MW；降负荷速率600MW/MIN；压力变化率为06MPA/MIN，机前压力设定值为20MPA，I给水主控及水煤比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。J运行的汽动给水泵超驰接带跳闸汽动给水泵的全部出力，给水主控及水煤比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。K运行的汽动给水泵转速最高为5676/MIN。L密切监视未跳闸汽泵的运行情况，监视主、再热汽温及中间点温度的变化，适当调整烟气挡板以维持汽温稳定；注意及时调整主机轴封压力、温度，监视主机真空变化情况。及时调整凝汽器、除氧器、各加热器水位正常；注意汽泵工作情况，注意给水流量自动跟踪及高、中压缸应力变化。M检查跳闸磨煤机热风气动门关闭，调整二次风门挡板以维持二次风箱与炉膛差压，机组负荷360MW以下、4台磨煤机运行时，立即加大运行汽泵出力，但应注意运行汽泵不要过负荷。N恢复过程中，启动跳闸磨煤机时要注意磨煤机内的存煤吹入炉膛后将使汽温大幅上升，启动过程中应待磨煤机电流下降至空载电流后再启动对应的给煤机。O查看报警一览里的报警信息，做好运行记录。P通知检修进行处理。六、凝结水泵跳闸1、现象9（1）DCS“凝泵跳闸”“凝结水压力低”光字牌报警。（2）凝结水画面凝泵电流为0。（3）备用凝结水泵工频联启（有可能不联启）。2、原因（1）保护停A凝泵运行10S后且入口电动门关。B凝泵运行10S后且出口电动门关。C凝汽器水位低于157MM。D凝结水泵轴承温度大于80，延时2S（四取一）。（2）手动停A任一保护达动作值而保护未动。B任一轴承冒烟。C水泵发生严重汽化。D泵组突然发生强烈振动或内部有明显的金属摩擦声。E电动机冒烟、冒火，电动机线圈温度大于130。F不停泵将会对人身造成伤害。3、处理（1）保护停的操作A确认备用凝结水泵工频联启，且参数正常，若未联启，应手动启动备用泵。B查看凝结水泵跳闸首出画面，分析跳闸原因。C确认除氧器上水副阀快关，主阀关至机组负荷对应开度。D监视除氧器水位，若水位过低，且调整门调节发散，切手动调节，调节时应缓慢，开门的同时应监视凝泵电流和出口压力。E确认凝结水流量正常，必要时调整凝结水再循环流量，防止前置过滤器切旁路。F密切监视备用凝结水泵的运行情况，电流，轴承温度，出口压力在正常范围内。G确认低加水位正常，如果低加水位异常应缓慢调节疏水门开度调节至正常值H通知检修进行处理。（2）事故按钮停的操作A立即按下控制盘台或就地停泵按钮。B确认备用凝结水泵联启。C确认除氧器上水副阀快关，主阀关至机组负荷对应开度。D监视除氧器水位，若水位过低，且调整门调节发散，切手动调节，调节时应缓慢，开门的同时应监视凝泵电流和出口压力E密切监视备用凝结水泵的运行情况，电流，轴承温度，出口压力在正常范围内。F确认凝结水流量正常，必要时调整凝结水再循环流量，防止前置过滤器切旁路。G确认低加水位正常，如果低加水位异常应缓慢调节疏水门开度调节至正常值。H若备用凝结水泵未联启，应手动抢合一次。I查看报警一览里的报警信息，做好运行记录。J通知检修进行处理。七、凝结水压力低或摆动1、现象（1）DCS“凝结水压力低”光字牌报警。（2）DCS显示凝结水出口压力低或者摆动。（3）凝结水泵电流可能增加。（4）凝结水母管压力低于1MPA时，备用凝结水泵联启。102、原因（1）正常运行，凝结水再循环调整门误开。（2）凝结水泵工作失常。（3）凝结水泵入口滤网堵塞。（4）热井水位低。（5）凝结水泵泵体空气门误关或漏空气。（6）凝结水系统泄漏。（7）除氧器水位调整门开度过大或者调整门摆动。3、处理（1）若凝结水再循环调整门误开，应手动关闭，并联系点检处理。（2）若凝结水泵工作异常，应切换为备用泵运行，停运故障泵。（3）若凝结水泵入口滤网堵塞，应切换备用凝结泵运行,并做隔绝措施，通知点检清洗滤网。（4）若凝汽器热井水位低，检查凝汽器补水门是否正常，加强补水并查找热井水位降低的原因。（5）检查凝结水泵泵体空气门，若处于关闭状态，应开启空气门，加强机组真空的监视。（6）检查凝结水系统就地是否有泄漏点，若泄漏较大，应降低机组负荷，并通知点检处理。（7）若除氧器水位调整门调节失灵，立即退出“自动”，手动调节，并联系热控人员处理。八、两台循泵运行，一台循泵跳闸1、现象（1）光字牌报警“循泵跳闸”。（2）循环水出口母管压力下降。（3）机组真空下降。（4）机组煤量增加。（5）运行循泵出力增加。2、原因（1）出口液控碟阀油系统或控制系统故障，循环泵运行其出口蝶阀小于3。（2）电机推力轴承及上轴承温度升至80。（3）电机上导瓦轴承温度升至95。（4）电机下轴承温度升至95。（5）现场人员事故按钮停。（6）DCS操作员误操作。（7）工程师站发循泵停止指令。（8）电气系统故障。3、处理（1）循环泵跳闸后，确认跳闸循环泵出口蝶阀联锁关闭。如果没关闭则及时手动关闭，防止循环水被短路。（2）根据当时的真空下降情况，降低机组负荷，使机组在规定的真空范围内运行。（3）如果跳闸泵的出口蝶阀不能关闭，循环水量减少，低真空保护动作，汽机侧按循环水中断处理。锅炉侧检查MFT动作正常，若汽压快速升高，手开PCV阀进行泄压，通知点检处理。（4）如果此时为2机3泵运行方式应通知邻机监视循环水系统画面，并启动备用循环水泵。（5）联系检修处理。九、循泵一运一备，运行循泵跳闸1、现象（1）光字牌报警“循泵跳闸”。（2）备用循泵联启。11（3）机组真空短时下降，后又恢复。2、原因（1）出口液控碟阀油系统或控制系统故障，循环泵运行其出口蝶阀小于3。（2）电机推力轴承及上轴承温度升至80。（3）电机上导瓦轴承温度升至95。（4）电机下轴承温度升至95。（5）现场人员事故按钮停。（6）DCS操作员误操作。（7）工程师站发循泵停止指令。（8）电气系统故障。3、处理（1）循泵跳闸后，确认跳闸循泵出口蝶阀联锁关闭。如果没关闭则及时手动关闭，防止循环水被短路，若手动也无法关闭，可采用停油泵开手动泄油阀，使之关闭，若仍无法关闭则紧急停机。循环水泵跳闸，出口门不联关，禁止开联络门。（2）确认备用循泵联启，如不联启，应手动启动备用泵，并密切监视循环水出口母管压力及机组真空。如手启不成功则机组按循环水中断的处理方法进行处理。（3）如果跳闸泵的出口蝶阀不能关闭且跳闸前无明显电气或机械故障应抢合一次跳闸泵，如抢合不成功则机组按循环水中断的处理方法进行处理。（4）联系检修处理。十、一台循泵检修，运行一台循泵跳闸1、现象（1）光字牌报警“循泵跳闸”。（2）跳闸循泵电流到零，循环水出口母管压力下降。（3）机组真空快速下降。（4）机组煤量增加。（5）机组负荷下降。（6）机组排汽温度升高。2、原因（1）出口液控碟阀油系统或控制系统故障，循环泵运行其出口蝶阀小于3。（2）电机推力轴承及上轴承温度升至80。（3）电机上导瓦轴承温度升至95。（4）电机下轴承温度升至95。（5）现场人员事故按钮停。（6）DCS操作员误操作。（7）工程师站发循泵停止指令。（8）电气系统故障。（9）循环水联络阀关闭状态下，厂用电中断，循环水泵失电。（10）循环水泵进口滤网严重堵塞，集水井水位低，造成循环水泵吸不上水或泵气化。3、处理（1）立即抢合备用循环水泵，无效时，手动启动主机润滑油泵运行，汽轮机立即打闸，锅炉“MFT”，发电机逆功率保护动作，发变组出口开关跳闸，厂用电自投。（2）关闭凝汽器循环水进、出水阀，当真空接近于零时，停止真空泵运行，打开真空破坏阀。（3）确认开式水系统进口压力正常，否则应将开式泵停运。（4）就地迅速关闭机侧主、再热蒸汽管道、小汽轮机高低压进汽管疏水隔离阀，尽量减少进入凝器热量。12（5）尽快查明跳闸循环水泵的保护动作情况。（6）保持凝结水泵运行，检查低缸喷水自动开启。（7）注意对辅冷水温、汽轮机润滑油温的监视，当辅冷水温高时应将其补水切至凝输泵大量补水边进边放，以降低辅冷水温，保证主润滑油温正常。（8）尽快恢复循环水。当低压缸排汽温度50或排汽温度与循环水温度之差30时，方可恢复凝汽器循环水侧运行，同时应注意对凝结水硬度的监视。（9）在循环水泵因出口蝶阀未关倒转或有电气故障信号时，严禁抢合循环水泵。（10）联系检修处理。十一、辅冷水泵跳闸1、现象（1）光字牌报警“辅冷水泵跳闸”“辅冷水压力低”。（2）DCS辅冷水画面跳闸辅冷水泵电流显示为0。（3）备用辅冷水泵联启（有不联启的可能）。2、原因（1）泵运行10S后，出口门关保护动作。（2）辅冷水箱水位低（300MM）。（3）现场人员事故按钮停。（4）DCS操作员误操作。（5）工程师站发辅冷泵停止指令。（6）电气系统故障。3、处理（1）辅冷水泵跳闸，应检查备用泵联启,否则可手动启动备用泵。（2）若备用泵无法启动,则检查原运行泵无明显电气或机械故障信号,可强合一次。（3）若两台泵均启动不成功,注意各转机轴承及电机温度。汇报网凋，紧急减负荷。（4）若辅冷水短期无法恢复，视各转机电机、轴承温度及时切换备用转机运行。（5）视各转机轴承及电机温度，及时停止相应转机运行，充分考虑停运的转机可能给系统带来的不利影响。若因辅冷水中断，无法维持系统运行则故障停机。（6）检查辅冷泵跳闸原因并消除，尽快恢复辅冷水泵运行，并恢复停运系统。十二、高加解列1、现象（1）机组汽压迅速上升。（2）光字牌“高加解列”报警。（3）机组负荷大幅上升。（4）给水温度快速下降。（5）汽水分离器出口温度下降，主再热汽温下降。（6）轴向位移增大。2、原因（1）高加水位高值保护动作。（2）高加三通卸压阀误开。（3）保护误动作。3、处理（1）高加解列时，值班员应汇报值长，并根据机组的运行状态及时做出正确判断并进行处理。（2）高加解列时，检查水侧走旁路,各加热器抽汽电动门、抽汽逆止门关闭，各抽汽管道疏水气动门开启。13（3）机组负荷600MW以上、机组在CCS/AGC方式下运行时，应立即解AGC手动降低降低机组负荷至600MW以下，防止机组超负荷。（4）如机组协调切除，应立即减少煤量和给水量，降低机组汽压，但须维持煤/水比例在合适的范围内。（5）根据给水温度的下降情况适当调整过热度定值，以维持汽温稳定。（6）调整二次风量和烟气挡板稳定再热器汽温。（7）注意监视DEH中主机的轴向位移、推力瓦温度、高中压缸应力和机组的振动情况。（8）重新投入高加时，应由按压力低到高依次投入，并注意应缓慢开启各高加抽汽电动门，防止发生热冲击。十三、高加泄漏1、现象（1）DCS上高加水位升高。（2）光字牌“高加水位高”报警。（3）疏水温度降低。（4）正常疏水调门开度增大，危急疏水气动门频繁开启。2、原因（1）高加材质不合格。（2）焊接质量不合格。（3）高加水侧腐蚀严重。（4）高加参数波动频繁交变应力。3、处理（1）注意监视给水压力、流量和运行给水泵转速。（2）正常疏水调门开度增大，危急疏水气动门频繁开启。（3）高加水位无法维持，汇报值长，降负荷至规定值，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，其抽汽管道疏水气动门开启。（5）检查高加旁路门（三通阀）开启，高加自动走旁路。（6）严密监视机组不超负荷，检查系统不超压，炉侧注意管壁温度不能超过规定值。（7）在解列过程中，监视汽机轴向位移、推力轴承温度、振动、高中压缸应力等参数正常。（8）汇报值长，通知检修处理。十四、高加正常疏水调整门卡涩（卡在较小的开度）1、现象（1）高加水位持续上升。（2）正常疏水调门指令与反馈不一致。（3）事故疏水气动门动作。2、原因（1）热工回路故障。（2）调整门门芯卡涩。3、处理（1）通过高加水位上升，正常疏水调门指令与反馈不符判断疏水调整门卡涩。（2）切高加疏水调门至手动，手动活动调整。（3）确认高加正常疏水调门失灵卡涩。（4）检查高加危急疏水门开启，用危急疏水门暂时维持水位。（5）降低机组负荷，减小高加疏水量。（6）汇报值长，通知点检处理。14（7）处理完毕，缓慢开启高加正常疏水调整门，关闭高加事故疏水调整门。（8）处理无效时，停止高加运行。十五、高加水位高1、现象（1）DCS显示高加水位升高。（2）DCS“高加液位高”报警。（3）DCS上高加出口温度指示下降。2、原因（1）高加水位计不准。（2）高加水位调整门故障。（3）高加水侧泄漏。（4）高加汽侧压力降低造成疏水不畅。3、处理（1）派人去就地核对现场水位计，若高加水位计不准及时联系点检处理。（2）若高加水位调整门故障，应检查压缩空气压力是否正常，阀门是否卡涩，同时联系点检处理。（3）高加汽侧压力下降，应检查是否由于抽汽电动门或逆止门误关引起，否则应手动开启。（4）若属于负荷降低引起则应切换疏水。（5）若加热器泄漏，切除泄漏加热器并做好检修措施。（6）若高加水位高值时，相应的危急疏水调节门自动打开，否则手动操作。（7）高加水位至高值，关闭上一级高加的正常疏水阀，2号高加水位高值关闭1号高加正常疏水，3号高加水位高值关闭2号高加正常疏水，并检查本级事故疏水开启。（8）水位继续上升至高值，确认高加保护动作，则按高加紧急停运操作。十六、高加水位低1、现象（1）DCS显示高加水位降低。（2）DCS“高加水位低”报警。2、原因（1）高加水位计不准。（2）高加正常水位调整门故障。（3）高加危急疏水调整门泄漏量大。3、处理（1）若高加水位计失灵及时联系检修处理。（2）若高加正常水位调整门故障，应检查压缩空气是否正常，阀门是否卡涩，同时联系检修人员处理。（3）若高加危急疏水门泄漏量大，停止高加运行，联系检修处理。（4）注高加危急疏水调整门前手动门正常运行不能人为关闭，防止高加水位高时疏水排不过来，造成汽水倒流。十七、高加出水温度异常降低1、现象（1）DCS上高加出口温度指示下降。（2）分离器出口温度下降，减温水量减少。（3）过、再热器管壁温度上升。15（4）机组煤量增加。2、原因（1）高加水位异常升高。（2）高加进汽门误关，进汽门或抽汽逆止门开度不足。（3）高加汽侧空气门误关，高加内积聚气体。（4）高加旁路泄漏。（5）高加水侧分隔板泄漏引起给水的总温升下降。（6）高加水侧分隔板泄漏引起给水压差下降。（7）负荷降低。（8）高加进水温度降低。3、处理（1）检查保护装置是否误动，如误动应及时处理。（2）检查高加水位，水位升高时，按水位升高故障进行处理。（3）检查确定高加旁路无泄漏。（4）如进汽压力与给水温度同时下降，应对照高加汽侧压力与负荷是否相对应，进汽压力与负荷不对应时，应检查高加进汽门与抽汽逆止门是否开足，未开足时应设法开足。（5）如水位正常，端差上升，应检查高加汽侧空气门是否开足，设法将汽侧积聚的空气抽掉。（6）进水温度降低，应检查除氧器压力是否降低或低加是否停用，并根据当时情况，调整除氧器压力至正常值。（7）如高加水侧分隔板泄漏或钢管泄漏引起，应停用高压加热器。十八、低加水位高1、现象（1）DCS显示低加水位升高。（2）低加水位高报警。2、原因（1）低加水位计不准。（2）低加水位调整故障。（3）加热器泄漏。（4）凝结水温度降低。（5）低加汽侧压力降低造成疏水不畅。3、处理（1）若低加水位计失灵通知点检处理。（2）若低加水位调节故障，应检查压缩空气压力是否正常，阀门是否卡涩，同时联系点检处理。（3）若加热器泄漏，切除泄漏加热器并做好检修措施（7号、8号低加须停机后处理）。（4）若凝结水温度降低造成低加水位升高，应及时用危急疏水阀调节水位正常，并恢复凝结水温度至正常。（5）低加汽侧压力下降，应检查是否由于抽汽电动门或逆止门误关引起，否则应手动开启。（6）若属于负荷降低引起则应切换疏水。（7）若低加水位高值时，相应的正常疏水调整门自动打开，否则手动操作。（8）若低加水位高值时，相应的危急疏水调整门自动打开，否则手动操作。（9）5号低压