火电机组事故处理讲述

1、1 机组事故处理1.1 事故处理总则1) 发生事故时，当值全体运行人员要在当值值长的统一指挥下迅速进行事故处理。在事故处理过程中，当值各级运行人员对值长下达的命令存在异议可申明理由，在值长坚持并重复下达命令时，除命令将对人身、设备造成直接危害外，均应无条件立即执行。2) 值长为事故处理的统一指挥者，应组织值班人员进行处理和操作。当值长不在集控室时，控长应负责事故处理的指挥工作。与中调保持联系，并设法尽快报告值长。3) 发生事故时，运行人员应迅速判断，查找出事故首发原因，按照运行规程的规定准确处理事故，尽快控制故障扩大，消除故障源，并解除对人身和设备的伤害，恢复机组正常运行，以满足系统负荷的需要

2、。只有当机组确已不具备运行条件或继续运行对人身安全有直接危害时，方可停机处理。4) 事故处理过程中，应周全考虑好各项处理对相关系统、设备的影响，以确保非故障设备的正常运行，最大限度地缩小事故范围，防止事故扩大。5) 事故处理时，运行各岗位人员应互通情况，密切配合。运行人员接到命令后应复诵一遍，命令执行过程中，如发现有其他异常情况，应迅速汇报，命令执行后，应迅速向发令者汇报执行情况。6) 发生事故时运行值班员要立即向上级汇报，如发生来不及汇报的事故时，为防止事故扩大，可根据实际情况先进行紧急处理，待事故处理后再逐级向上汇报。7) 当炉外管道有漏气、漏水现象时，必须立即查明原因、采取措施，防止炉外

3、管道爆破。8) 正常运行时，压力容器不得超压、超温运行，如压力容器超过安全阀动作压力且安全阀拒动时，应立即解列并进行泄压处理。9) 当发生本规程未列举的事故及故障时，运行值班人员应综合各方面现象进行分析、判断，主动采取对策，迅速进行处理，处理过程中，随时跟踪故障或事故情况的变化。10) 事故处理过程中，如达到机组紧急停运或机组保护达到动作值而保护未动时，应立即手动停止机组运行。辅机达到保护动作值而保护未动作时，应立即手动停止该辅机运行。11) 在机组发生故障和处理事故时，运行人员不得擅自离开工作岗位。如果事故处理发生在交接班时间，应停止交接班，在事故处理完毕或事故处理告一段落后再进行交接班。在

4、事故处理中接班人员应主动协助当班运行人员进行事故处理。12) 事故处理过程中，当值运行人员有权制止无关人员围聚在集控室或停留在故障发生地点。13) 在处理事故期间可以不使用操作票，但所有的操作内容及时间应有详细记录。14) 若发生热工保护装置(系统、包括一次检测设备)故障，必须开具工作票经总工程师批准后迅速处理。除锅炉炉膛压力、失去全部火焰、给水流量低和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等主保护装置外，其他机组主保护装置被迫退出运行的，在24h内未恢复，应申请停机、停炉处理。15) 为防止事故的扩大，下列操作无须中调或值长的命令(1) 将直接对人身安全有威胁的设备停电。(2) 将已损坏的设备隔

5、离。(3) 当厂用电全停或部分停电，正确恢复其电源。(4) 双电源的线路开关跳闸后，两侧有电压时恢复同期并列。(5) 已知线路故障而开关拒动时，如非开关本身故障，可将开关分闸。(6) 电压互感器保险熔断，将可能误动的保护退出。16) 事故处理完毕后，值班人员应实事求是地将事故发生的时间、现象、采取的措施及结果详细进行记录(必要时增加适当的分析)。下班后及时组织全值人员(或按照上级要求参加事故分析会)进行事故分析，并在班组运行分析记录本上写出事故分析报告。1.2 锅炉事故停运1.2.1 锅炉紧急停运1.2.1.1 条件1) 锅炉受热面、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、给水管道等严重爆破不能维持机组正常

6、运行时。2) 锅炉设备火灾、主要悬吊装置断裂等危害到设备和人身安全。3) 锅炉尾部烟道或空预器着火，空预器出口烟温不正常升高超过200。4) 锅炉安全阀动作后无法回座或实际压力达到安全阀动作压力时安全阀拒动且PCV阀不能开启、且压力无法降低。5) DCS系统故障，无法对机组进行监控。6) 仪用压缩空气压力降低或失去，无法对机组阀门设备进行控制操作。7) 部分和全部厂用电源中断，无法维持机组正常运行。8) 达到MFT保护动作条件，MFT拒动。1.2.1.2 处理1) 手动MFT，紧急停炉。2) MFT动作后检查下列联动正常，否则手动操作:(1) MFT硬跳闸继电器跳闸。(2) OFT跳闸继电器跳

7、闸。(3) 所有油枪进油电磁阀关闭。(4) 所有汽动给水泵跳闸。(5) 所有磨煤机跳闸。(6) 所有给煤机跳闸。(7) 关闭炉前燃油进油快关阀。(8) 所有一次风机跳闸。(9) 所有密封风机跳闸。(10) 关闭A、B汽动给水泵出口电动阀，关闭电动给水泵出口电动阀，关闭锅炉上水主路电动阀，关闭锅炉上水旁路调节阀，关闭锅炉上水旁路调节阀前后电动阀，如MFT前电泵运行，电泵勺管关至20%。(11) 关闭所有磨煤机出口快关挡板。(12) 向汽机危急跳闸保护系统(ETS)发指令，汽机跳闸。(13) 发电机出口开关跳闸。(14) 停止锅炉吹灰系统运行。(15) 关闭锅炉所有过热器和再热器减温水电动阀和调节

8、阀。(16) 燃烧器风门挡板全开。(17) 联锁关闭暖管管路入口电动阀。(18) 脱硝系统联锁停运。3) MFT后送、引风机未跳闸，则调节炉膛负压正常后自动进行炉膛通风。所有燃烧风门风挡板置吹扫位(全开)，手动将炉膛总风量调整至30%40%BMCR风量进行吹扫 5min。由于送、引风机引起的MFT或MFT后送、引风机跳闸，立即检查确认磨煤机进口热一次风快关挡板、出口快关挡板和燃油进油快关阀、所有油枪进油电磁阀全部关闭，通过火焰电视、火检探头及现场检查炉膛无火，FSSS发自然通风请求，检查所有二次风挡板、风烟系统挡板、送风机动叶、引风机静叶自动打开，15min后开启送、引风机按正常程序进行炉膛吹

9、扫。4) 过热器压力达到28.83MPa如果PCV阀拒动，则手动开启PCV阀泄压。5) 其它操作按正常停炉及相关事故处理规定进行。1.2.2 锅炉故障停运1.2.2.1 条件1) 锅炉给水、蒸汽品质严重恶化，经采取措施无法恢复正常。2) 锅炉承压部件泄漏，可能吹损其他受热面或对人身造成威胁。3) 锅炉结焦、堵灰严重，经处理难以维持正常运行时。4) PCV阀和锅炉安全阀存在严重内漏或部分有缺陷不正常动作。5) 锅炉汽温和受热面壁温严重超温，经调整无法降低。1.2.2.2 处理1) 由值长向主管生产的厂级领导汇报后向中调申请停止锅炉运行。2) 按40MW/min的速率减负荷至400MW，投入等离子

10、装置，投入空预器连续吹灰逐步将其中一台汽动给水泵退出运行，启动电动给水泵，旋转备用。3) 按20MW/min的速率减负荷至300MW，注意汽温、汽压的下降速率，保证过热蒸汽过热度50检查HWL-1、HWL-2调门前电动门自动开启，HWL-1、HWL-2自动开启。将给水由主路切至旁路运行。4) 减燃料、减给水，继续降温、降压，负荷降至100MW时锅炉熄火。5) 其它操作按正常停炉执行。6) 因锅炉承压部件泄漏引起锅炉停运，锅炉熄火后不能开启锅炉本体疏水。1.2.3 事故停炉后机组降温、降压的规定1.2.3.1 检查确认锅炉主给水电动阀、旁路阀关闭，给水流量为0，关闭过、再热器减温水电动阀，监视水

11、冷壁无超温或温度无上升趋势。1.2.3.2 锅炉停运炉膛吹扫完成后，停送、引风机，并关闭所有风、烟挡板。1.2.3.3 微开汽机主汽门前疏水，并控制主汽压力下降速率小于0.2MPa/min。1.3 汽机事故停运1.3.1 汽机紧急停运1.3.1.1 条件1) 汽轮机ETS保护拒动。2) 汽轮机发生水冲击，高、中压缸上下缸温差45机组振动异常,或10min内主、再热蒸汽温度急剧下降50。3) 厂用电全部失去。4) 轴承或端部轴封摩擦冒火花。5) 汽轮机内部有明显的金属撞击声。6) 机组周围或油系统着火，无法扑灭，严重威胁人身或设备安全。7) 发电机、励磁机冒烟着火或氢气系统发生爆炸。8) 汽水管

12、道爆破或严重泄漏，严重危及人身、设备安全。9) 发电机严重漏氢，氢压无法维持。10) 发电机大量漏水并伴随定子接地信号。11) DEH工作失常，汽轮机不能控制转速或负荷。 12) 汽轮机无蒸汽运行时间超过1min，而发电机逆功率未动作。13) 汽轮机轴振130m。14) 主机任一支持轴承、推力轴承回油温度达75，或1-5号支持轴承金属温度达130，或6-8号支持轴承金属温度达107，或推力轴承金属温度达130且处理无效。15) 轴向位移达±1.0mm，且推力轴承金属温度、回油温度异常升高。16) 发生其他威胁人身及设备安全无法排除。1.3.1.2 处理1) 紧急停机条件满足而保护不动

13、作，应立即手动按下“紧急停机”按钮，确认汽轮机主汽阀、调阀关闭，发变组程跳逆功率保护或热工保护动作正常，厂用电正常，灭磁开关断开，汽轮机转速下降。2) 确认汽轮机抽汽逆止阀、补汽阀、高排逆止阀关闭，高排通风阀开启。3) 检查汽轮机本体及主再热汽管道、抽汽管道疏水阀联锁开启。4) 关闭四抽至辅汽供汽电动阀，将除氧器用汽切换为辅汽，并将辅汽汽源切为邻机或本机冷再，保证辅汽联箱压力正常。5) 检查凝汽器、除氧器水位自动调节正常。6) 检查主机润滑油压、油温正常，密封油油氢差压正常，转速降至510rpm后顶轴油泵联启正常，顶轴油压正常。7) 监视汽轮机惰走情况，检查振动、轴向位移、缸胀和上下缸温差等参

14、数正常，倾听汽轮机内部声音正常。8) 转速120rpm，检查盘车电磁阀自动打开正常，记录转子惰走时间、偏心度。9) 润滑油系统或汽轮发电机组本体故障，需加速停机时，立即停止真空泵运行，在转速下降至2300rpm后，开启真空破坏阀。情况特别危急时，在汽轮机跳闸后，可直接打开真空破坏阀。凝汽器压力达39kPa时，凝汽器保护动作，确认所有高压疏水、相关中压疏水及低旁关闭。真空降到零时，切断轴封供汽，轴封蒸汽母管压力到零后停止轴加风机运行。10) 若为循环水中断或其他原因导致凝汽器真空异常停机，凝汽器内压力已上升至39kPa或排汽温度已达75,低真空保护未动，则开启真空破坏阀，停运真空泵。11) 其他

15、操作与正常停机相同。1.3.2 汽机故障停运 1.3.2.1 条件1) 主、再热蒸汽参数超过规定值，具体限值参见“蒸汽参数异常”表。2) 主机润滑油供油温度高至55，且处理无效。3) 润滑油严重乳化，且处理无效。4) 主、再热蒸汽管道两侧汽温偏差28，并在15min 内无法恢复。5) 轴向位移达±0.5mm，且推力轴承金属温度、回油温度异常升高。6) TSI故障，机组重要技术数据无法监视或无法维持机组稳定运行。7) EH油箱油位低低，补油后仍无法维持。8) 两台EH油泵运行，EH油压仍低于10.5MPa且处理无效。9) 发电机内氢压急剧下跌或发电机内氢纯度经处理后仍95%。10) 发

16、电机定冷水电导率达到9.9s/cm。11) 发电机定子任一线棒温度100、任一出水温度85、线棒最高和最低温度温差达14，或最高和最低出水温度温差达12，经处理无效。12) 发电机定子铁芯温度120，经处理无效。13) 发电机转子线圈温度110，或任一热氢温度90，经处理无效。14) 主变、高厂变有轻瓦斯报警，经取油样化验油中含氢量或总烃含量超过正常值。15) 发电机转子绕组有匝间短路现象。16) 发电机负序电流8%，经处理无效。1.3.2.2 处理1) 汇报生产副总经理、调度，申请机组停运。2) 得到机组故障停运命令后，减负荷至100MW，机组解列。3) 非锅炉设备原因故障停机，且故障能很快

17、消除时，可维持锅炉运行。4) 其他操作同机组正常停运。1.4 发电机紧急停运1.4.1 紧急停运发电机1.4.1.1 条件1) 危害人身和设备安全时。2) 发电机内部冒烟、着火、或内部氢气爆炸时。3) 发电机强烈振动超过极限，而保护装置拒动时。4) 发电机滑环、碳刷严重冒火，且无法处理。 5) 发电机滑环冒烟、着火。6) 主变或A、B高厂变、励磁变着火时。7) 发电机本体内严重漏水，危及设备运行时。8) 发电机、主变或A、B高厂变及励磁系统故障，而保护装置拒动时。9) 发电机符合断水保护条件，保护未动。10) 氢压、氢气纯度降低至极限以下，或密封油系统故障无法维持运行时。11) 发电机定子、转

18、子局部温度上升至极限而无法控制时。1.4.1.2 处理1) 立即停机将发电机解列、灭磁。2) 检查发电机出口开关、灭磁开关确已在分闸状态。3) 若是由氢气着火或爆炸引起,按“氢气着火或爆炸”事故处理。4) 若是由主变、A、B高厂变引起,应先采用事故切换的方式，将厂用母线转由备用电源供电，然后停运发电机及对应的变压器。5) 其余按一般停机操作程序进行操作。1.4.2 发电机出口开关跳闸1.4.2.1 检查发电机出口开关、灭磁开关已跳闸。1.4.2.2 检查保护动作情况，判断故障性质和范围1) 若跳闸是由机炉引起，待机炉故障排除后重新并网。2) 若发电机差动保护、定子接地等保护动作，应对发电机及有

19、关设备进行详细的外部检查，联系电气检修人员对发电机及有关设备进行必要的检查和测试。经过相应试验检查发电机及有关设备、回路未发现故障，则由有关领导决定是否发电机零起升压，若零起升压时发现有不正常的现象应立即停机检查处理，若零起升压时未发现不正常的现象，则发电机可并列运行。3) 若主变或厂高变差动、瓦斯、过流等保护动作，按照相应“变压器异常和故障处理”。4) 若系统故障引起主变500kV侧过流、接地、发电机负序过流、低压过流等保护动作，则联系中调，查明原因，待系统故障消除后，经有关领导同意可用零起升压方法试送电，或由调度同意系统外另一线路试送电一次，没有故障后同期并入电网。5) 若母线差动、开关失

20、灵保护动作，查明故障母线或失灵开关，将其停运，并迅速恢复机组运行。6) 若发电机失磁保护或发电机逆功率保护动作，则应联系检修人员对励磁系统或汽机有关系统作相应的检查处理。1.4.3 发电机氢气着火或爆炸1.4.3.1 现象1) 氢气泄漏点发出轻微爆炸声,并有明火。2) 发电机内部着火,有异常声音，甚至造成发电机振动明显增大。3) 发电机内部各部温度不正常升高。4) 发电机内部氢压波动较大。1.4.3.2 处理1) 发电机着火爆炸时应按破坏真空紧急停机步骤处理。2) 切断氢源和电源。3) 开启向发电机供二氧化碳门，打开发电机氢气排大气门。4) 当汽轮机发电机转速降至1000r/min以下时，应立

21、即向发电机内充二氧化碳。5) 保持发电机密封油及定子冷却水系统运行，直至火焰熄灭为止。6) 在灭火过程中，为避免主轴弯曲，应保持发电机在60r/min左右转动。1.4.4 发电机滑环、碳刷冒火的处理1.4.4.1 适当降低励磁电流。1.4.4.2 如碳刷压力不均匀，应调整并使压力保持一致，如弹簧疲软及损坏引起，应更换新弹簧，如碳刷太短则应更换碳刷。1.4.4.3 如碳刷破裂，碳刷在刷握内摇摆或卡住，碳刷研磨不良，碳刷位置不当，以及碳刷质量不符合要求，应分析原因，并予以消除。1.4.4.4 更换碳刷时，应逐一更换，防止其他碳刷过电流。1.4.4.5 若冒火原因是由于滑环表面脏污引起，通知检修人员

22、处理并用鼓风机吹扫。1.4.4.6 若冒火严重符合发电机紧急停运条件时, 发电机紧急停运。1.4.5 发电机逆功率1.4.5.1 现象1) 发电机有功功率显示负值。2) “汽轮机跳闸”信号发出。3) 发电机无功功率升高，定子电流降低。4) 定子电压和励磁回路参数正常。5) DCS报警窗报警。1.4.5.2 处理1) 报警确认，汇报值长。2) 发电机逆功率保护动作跳闸，按事故跳闸进行处理。3) 确认发电机逆功率保护装置拒动，将发电机紧急停机。1.5 发电机故障停运1.5.1 发电机振荡或失去同步1.5.1.1 现象1) 定子电流剧烈摆动，电流可能超过正常值。2) 有功、无功大幅度摆动。3) 发电

23、机定子电压剧烈摆动，通常略降低。4) 发电机转子电流、电压在正常值附近摆动。5) 可能“发电机失步”、“发电机失磁”、“过负荷”信号发出。6) 发电机发出有节奏的嗡嗡声，其节奏与各参数显示的摆动合拍。1.5.1.2 若发电机保护没有动作跳闸，作如下处理1) 若振荡是由于发电机误并列引起，应立即将发电机解列。2) 发电机发生失步时，应立即减少发电机有功，增加励磁，使发电机同步。采取措施后仍不能拖入同步运行时，应将发电机解列后重新并网。3) 若因系统故障引起发电机振荡，应尽可能地增加发电机的无功，提高系统电压，并适当降低发电机的有功负荷，创造恢复同期的条件。在AVR自动方式运行时，严禁干扰电压调节

24、器工作，在AVR手动方式运行时，应尽可能地增加转子电流,直到允许过负荷值，此时，按发电机事故过负荷规定执行。4) 采取上述措施1min2min不能恢复时，值长下令解列机组。1.5.2 发-变组过激磁1.5.2.1 现象1) “发变组过激磁”报警。2) 当U/f107%，报警。3) 当U/f110%，时间超过18秒时，保护将动作跳闸。4) 当U/f113%，进入反时限段，保护将动作跳闸。1.5.2.2 原因1) 引起发变组过激磁多数发生在突然减负荷。2) 100%甩负荷及低频率运行时。3) 汽机冲转时，转速低于2950r/min时，对发电机进行启励。1.5.2.3 处理1) 报警确认，汇报值长。

25、2) 引起U/f值超限，多数发生在突然减负荷或100%甩负荷及低频率运行时，所以在发生上述情况时应尽快调节发电机出口电压，使U/f值在允许范围之内。3) U/f保护动作跳闸后，应检查主变、发电机、励磁系统有无异常现象，必要时应经上级相关部门确认后方可零起升压并网运行。4) 汽机冲转时，转速低于2950r/min时，禁止合灭磁开关。1.5.3 发电机三相电流不平衡1.5.3.1 现象1) 当发电机负序电流达到6%额定电流值时DCS报警窗报警。2) 发电机转子温度升高。3) 机组振动。1.5.3.2 原因1) 机组内部故障引起。2) 厂用电系统缺相运行。3) 系统故障引起。1.5.3.3 处理1)

26、 报警确认，汇报值长。2) 对发变组进行全面检查。3) 在负序电流6%额定电流值且定子最大电流未超过额定值时，允许连续运行。4) 当负序电流6%额定电流值时，应向调度汇报，降低发电机无功负荷或有功负荷，将负序电流降至允许值范围内。5) 如果负序电流达到6.5%额定电流值时，负序保护将启动，延时将机组与系统解列，按事故停机处理。6) 若不平衡由于机组内部故障引起，则应停机灭磁处理。7) 若不平衡由厂用电系统、励磁系统故障引起，应采取相应措施。8) 若发电机不平衡由系统故障引起，应立即汇报调度，设法消除。并在发电机带不平衡负荷运行的允许时间未到达之前，拉开非全相运行的线路开关。9) 发电机在带不平

27、衡电流运行时，应加强对发电机转子发热和机组振动的监视和检查。1.5.4 发电机温度异常1.5.4.1 现象1) DCS报警窗报警。2) 发电机定子线棒温度异常。3) 发电机定冷水温度异常。4) 发电机冷、热氢气温度异常。1.5.4.2 原因1) 发电机定冷水系统异常。2) 发电机氢冷系统异常。3) 发电机铁芯硅钢件部分短路。4) 发电机三相电流不平衡。5) 发电机部分发生动静碰磨。6) 温度元件失灵。1.5.4.3 处理1) 报警确认，汇报值长，适当降低机组有功出力，观察温度是否下降。2) 定子线棒温度异常、定冷水温度异常，检查冷却水系统工作是否正常，如有异常进行调整。3) 定子线棒层间最高与

28、最低温度间的温差达8或定子线棒引水管出水温差达8时应报警，应及时查明原因，此时可降低负荷。定子线棒温差达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或线棒出水温度超过85时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。4) 若定子线棒某点温度突然明显升高时，除检查测温装置和测温元件外，如发现温度随负荷电流的减少而显著降低，应考虑到定子线棒通水支路是否有阻塞现象。此时应严格监视温度不超过正常运行值，当判明温度升高是由通水支路阻塞引起的，申请停机处理。5) 发电机冷、热氢气出口风温度高，应检查氢冷却器系统，其冷却器的冷却水流量是否正常，如氢气冷却器冷却效率低，应检查冷却器内有无

29、空气和堵塞。6) 发电机冷、热氢温度明显升高时，可能是铁芯硅钢件部分短路引起，如果冷氢温度自动调节不正常，应改用手动调节。若是铁芯硅钢件部分短路应降负荷，做停机处理。7) 发电机温度的任何突变、不稳定或继续增加都说明情况异常，作为发电机内部有问题的一个信号。通过连续打印监视，综合分析，经确认无误后，应尽快将发电机与电网解列，进一步检查处理。8) 检查分析发电机运行工况是否正常，是否三相电流不平衡。若是三相电流不平衡按“发电机三相电流不平衡”处理。9) 若冷却系统运行正常，检查温度元件是否失灵，必要时，就地监视和通过DCS监视，综合比较分析，如有异常通知检修处理。10) 加强对发电机的运行监视，

30、控制温度不超过规定值。1.5.5 发电机定子接地1.5.5.1 现象1) “发电机定子接地”信号发出，DCS报警。2) 发电机故障录波器动作。3) 发电机三相定子电压指示有较大偏差，接地相相电压降低或为零，零序电压有显示。1.5.5.2 处理1) 汇报值长。2) 若保护动作发电机跳闸，按发电机事故跳闸处理。3) 若发电机未跳闸，应检查发电机有无漏水，发电机PT有无故障，全面核对参数，如判断为发电机定子接地，应紧急停机处理。1.5.6 发电机转子一点接地1.5.6.1 现象1) “发电机转子一点接地”信号发出，DCS报警。2) 转子绝缘监察指示一极对地电压降低或为零，另一极对地电压升高或为转子电

31、压。3) 转子一点接地装置接地指示灯可能亮。1.5.6.2 原因1) 发电机励磁回路绝缘降低或直接接地。1.5.6.3 处理1) 汇报值长。 2) 如转子一点接地保护动作跳闸，按事故跳闸处理。3) 如转子一点接地保护未动作跳闸，应对励磁系统进行全面检查，检查处理中，必须避免造成两点接地。4) 若转子接地信号发出时伴有机组振动现象，应立即解列停机。1.5.7 发电机失磁1.5.7.1 现象1) DCS报警，“发电机保护动作”可能发出 ，“发电机失磁”信号发出。2) 发电机定子电压指示降低并有波动现象。3) 发电机有功功率指示有波动现象。4) 发电机无功功率显示为负值。5) 发电机定子电流大幅度上

32、升。6) 发电机转子电流降低或为零。7) 发电机转子电压呈周期性波动。1.5.7.2 处理1) 如果发电机失磁保护动作，按事故跳闸进行处理。2) 严密监视发电机定子线圈、铁芯温度及机组振动。3) 如果发电机失磁保护未动作，应进行如下处理:4) 失磁后在60s内将发电机的负荷降至60%的额定负荷，在90s内将发电机的负荷降至40%的额定负荷，否则按停机处理。5) 尽快查明和消除失磁原因，恢复发电机励磁。1.6 主变事故处理1.6.1 主变的紧急停运条件1.6.1.1 危急人身及设备安全时。1.6.1.2 主变着火。1.6.1.3 达到主变保护动作条件而保护拒动时。1.6.1.4 内部音响很大，且

33、不均匀，有爆裂声。1.6.1.5 由于主变故障引起油枕或防爆管喷油。1.6.1.6 由于本体漏油严重低于油位计的极限值。1.6.1.7 套管有严重的破损和放电现象。1.6.1.8 压力释放装置动作而不返回，向外大量喷油。1.6.1.9 接线柱发热严重，出现熔接现象。1.6.2 变压器重瓦斯保护动作的处理1.6.2.1 不论重瓦斯保护动作于跳闸或信号，值班人员均应检查变压器外壳各部分及油的情况，查看是否出现异常现象，瓦斯继电器里有气体时，应取气样进行分析。1.6.2.2 重瓦斯保护动作跳闸时，可按下列情况处理：1) 若当时系统有冲击，表计有反映，应立即停用变压器进行检查。2) 若当时系统无冲击，

34、表计无反映，瓦斯继电器无气体，变压器油色正常，应通知继保人员检查保护。若保护误动，排除故障后恢复送电；若保护检查未发现问题，将情况向值长汇报，听候处理。1.6.2.3 重瓦斯试投信号期间，在系统无冲击，表计无反映的情况下DCS发出信号，可以不必立即将变压器停下，但应将情况向值长汇报，加强对变压器的检查监视。1.6.2.4 立即检查瓦斯继电器，并进行气体分析判断哪种故障引起保护动作，在未做内部检查并试验合格前不许投入故障变压器运行。1.6.3 轻瓦斯保护装置动作的处理1.6.3.1 瓦斯保护信号动作时，应立即对主变本体进行检查，查明动作原因，鉴定气体的颜色及是否可燃，通知检修取气体和油样作色谱分

35、析。1.6.3.2 根据瓦斯气体的颜色和性质及色谱分析一般作如下处理气体性质可能原因处理原则无色、无臭、不可燃气体侵入空气或油中的空气析出可以继续运行灰黑色，易燃局部过热或放电造成油炭化申请停电检修黄色，不易燃内部木制件烧坏申请停电检修淡灰色，可燃，有臭味纸板绝缘物烧毁立即停电检修1.6.3.3 瓦斯保护报警、跳闸同时动作，且有电气故障或经检查有可燃气体，则主变未经鉴定试验合格前禁止再投入运行。1.6.4 变压器差动保护动作跳闸的处理1.6.4.1 跳闸同时伴有瓦斯保护动作信号或系统无其它故障情况下出现冲击扰动，应视为变压器差动范围内故障，应将变压器停电。未查明原因及消除故障，不得恢复送电。1

36、.6.4.2 跳闸时系统无冲击，瓦斯保护也未动作，应对差动范围内的设备进行全面检查，测量变压器绝缘电阻，通知继保人员检查保护，并将情况报告值长。能否恢复送电，听候处理。1.6.4.3 变压器充电过程中，差动保护动作跳闸，而对变压器及差动范围内的设备进行检查未发现问题，送电前测绝缘电阻合格，经继保人员对保护及二次回路检查确认无误，在查明原因并消除缺陷前，不许再充电。1.6.5 主变释压装置正常运行中动作的原因及处理1.6.5.1 变压器的内部故障：1.6.5.2 当释压保护动作跳闸后，应立即通知检修和化学值班人员取油样，测量油的绝缘电阻和绝缘强度，并分析油中的气体含量，视变压器油样分析的结果，决

37、定变压器是否恢复送电。1.6.5.3 其它故障：1.6.5.4 当报警信号发出后，尽管此时还没有排气，应立即通知检修人员检查限位开关电路。1.6.6 主变过负荷1.6.6.1 主变过负荷应按过负荷表执行。 1.6.6.2 存在缺陷或冷却系统有故障的主变不允许过负荷。1.6.6.3 主变过负荷时，应投入全部冷却器。 1.6.6.4 主变在过负荷运行时，应监视主变的各部分温度，并调整主变的负荷到允许范围。1.6.6.5 主变经事故过负荷后，应对主变进行全面检查，并将事故过负荷的大小、持续时间记入主变的技术档案内。1.6.7 主变温度和油位异常1.6.7.1 主变的上层油温、线圈温度超过允许值。1)

38、 检查主变的负荷和冷却介质的温度，并与相同负荷和冷却条件下的温度进行分析比较。2) 联系检修检查测温回路是否正常，若不能判断为温度表计指示错误时，应适当降低主变的负荷，使温度降低到允许范围之内。3) 检查主变的冷却装置是否正常运行。4) 如发现主变的温度较平时同负荷和冷却条件下高出10以上，或主变负荷不变，温度却不断上升，而检查结果证明冷却装置和温度表正常，则认为主变内部有故障，应停运主变进行检查。1.6.7.2 主变油位异常降低，若由于长期轻度漏油引起，应补充油，并安排消缺。如因大量漏油，使油位迅速降低，无法制止时，应停运主变。当套管无油位时，禁止将主变投入运行。1.6.7.3 主变油位过高

39、时，应分析和查明原因及时处理，并通知检修人员放油。1.6.8 主变冷却器全停时的处理1.6.8.1 现象：1) DCS发主变冷却器全停启动报警。2) DCS发主变交流I电源故障报警。3) DCS发主变交流II电源故障报警。4) DCS发主变PLC故障报警。1.6.8.2 原因：1) 主变冷却器交流I、II路电源故障。1.6.8.3 处理：1) 严密监视主变温度上升情况和记录冷却器全停时间。2) 适当减负荷，控制温度上升。3) 立即派人检查处理和通知检修人员处理。4) 主变冷却器全停时，允许带额定负荷运行20min。顶层油温尚未达到75，最长运行时间不得超过1h。5) 冷却器电源恢复后注意加强冷

40、却。1.6.9 主变着火1.6.9.1 立即断开主变各侧开关，停用冷却器，检查主变喷淋装置已喷水灭火。否则使用灭火装置灭火并通知消防人员。1.6.9.2 隔离火源，以防蔓延。1.6.9.3 变压器顶盖着火，应打开变压器事故放油门，使油面低于着火处。1.6.9.4 用干粉或二氧化碳灭火器灭火，地面油坑着火时，可用黄沙或泡沫灭火器灭火。1.7 锅炉一般事故处理1.7.1 锅炉RB1.7.1.1 RB（RUNBACK）的定义：由于锅炉或汽轮机主要辅机跳闸而发生的快速减负荷。1.7.1.2 RB的种类：1) 锅炉主控在自动方式下、汽机主控在自动方式下，负荷600MW，两台增压风机运行时一台跳闸，锅炉主

41、控自动减至550MW， 负荷减至570MW RB复位。2) 锅炉主控在自动方式下、汽机主控在自动方式下，负荷600MW，两台送风机运行时一台跳闸，锅炉主控自动减至550MW， 负荷减至570MW RB复位。3) 锅炉主控在自动方式下、汽机主控在自动方式下，负荷600MW，两台引风机运行时一台跳闸，锅炉主控自动减至550MW， 负荷减至570MW RB复位。4) 锅炉主控在自动方式下、汽机主控在自动方式下，负荷600MW，两台一次风机运行时一台跳闸，锅炉主控自动减至550MW， 负荷减至570MW RB复位。5) 锅炉主控在自动方式下、汽机主控在自动方式下，负荷600MW，两台空预器运行时一台跳

42、闸，锅炉主控自动减至550MW， 负荷减至570MW RB复位。6) 锅炉主控在自动方式下、汽机主控在自动方式下，负荷600MW，两台汽动给水泵运行时一台跳闸，锅炉主控自动减至550MW， 负荷减至570MW RB复位。7) 磨煤机RB。(1) 锅炉主控在自动方式下、汽机主控在自动方式下，负荷850MW，五台磨煤机运行时一台跳闸，锅炉主控自动减至800MW， 负荷减至820MW RB复位。(2) 锅炉主控在自动方式下、汽机主控在自动方式下，负荷650MW，四台磨煤机运行时一台跳闸，锅炉主控自动减至600MW， 负荷减至620MW RB复位。(3) 锅炉主控在自动方式下、汽机主控在自动方式下，负

43、荷500MW，三台磨煤机运行时一台跳闸，锅炉主控自动减至450MW， 负荷减至470MW RB复位。1.7.1.3 一台增压风机跳闸1) 现象：(1) DCS 画面上“增压风机”报警来，相应风机已跳闸。(2) 机组运行在CCS方式时，“RB”报警来，机组控制切至汽机主控在自动的机跟随方式，锅炉主控指令快速降至550MW，磨煤机自上而下跳闸直至保留3台磨煤机运行。 (3) 炉膛压力波动，给水流量、蒸汽流量下降，发电机功率下降。(4) 如引风机跳闸联锁跳闸同侧送风机。2) 原因：(1) 两台增压风机运行，一台增压风机动作保护跳闸。(2) 运行人员DCS上误操作。(3) 就地增压风机事故按钮误动。(

44、4) 保护误动。3) 处理：(1) 确认“RB保护”动作，确认锅炉主控指令减至550MW。(2) 跳闸增压风机进、出口挡板和动叶关闭，送风机动叶置位32%，引风机静叶置位22%，延时60s。(3) 保留三台磨煤机运行，其余磨煤机联锁跳闸，跳磨煤机顺序为FED，时间间隔2s，如A磨运行，检查等离子自动投入，燃料量与负荷指令对应。(4) 检查送风机、引风机、一次风机动作正常，炉膛负压、总风量、一次风压自动调整正常。监视送引风机电流、轴承温度、振动等参数在正常范围内，检查一次风机运行情况，防止其失速。(5) 确认机组负荷平稳下降，检查给水量平稳下降。(6) 在减负荷过程中，注意主再热汽温、汽压的变化

45、，保持汽温的稳定。监视螺旋水冷壁出口金属温度和分离器出口温度，防止超温导致锅炉MFT 动作。(7) 检查运行增压风机电流未超限，动叶跟踪正常。(8) 检查除氧器及各加热器水位、轴封蒸汽压力及温度、主机振动、轴承温度、差胀等参数均在正常范围内。(9) RB未动作时，手动按上述步骤处理，控制煤水比在合适范围内。(10) 在工况稳定后，检查“RB”自动复归，退出“RB”。全面检查风机跳闸原因，并汇报领导和联系检修，故障消除后重新启动跳闸设备，恢复机组正常运行。1.7.1.4 一台送风机或引风机跳闸1) 现象：(1) DCS 画面上“送风机跳闸”、“引风机跳闸”报警来，相应风机已跳闸。(2) 机组运行

46、在CCS方式时，“RB”报警来，机组控制切至汽机主控在自动的机跟随方式，锅炉主控指令快速降至550MW，磨煤机自上而下跳闸直至保留3台磨煤机运行。 (3) 炉膛压力波动，给水流量、蒸汽流量下降，发电机功率下降。(4) 如引风机跳闸联锁跳闸同侧送风机。2) 原因：(1) 两台送风机运行，一台送风机保护动作跳闸。(2) 两台引风机运行，一台引风机保护动作跳闸。(3) 运行人员DCS上误操作。(4) 就地送风机或引风机事故按钮误动。(5) 保护误动。3) 处理：(1) 确认“RB保护”动作，跳闸送风机出口挡板和动叶关闭，引风机进、出口挡板和静叶关闭。 (2) 确认锅炉主控指令减至550MW。(3)

47、保留三台磨煤机运行，其余磨煤机联锁跳闸，跳磨煤机顺序为FED，时间间隔10s，如A磨运行，检查等离子自动投入，燃料量与负荷指令对应。(4) 检查送风机、引风机、一次风机动作正常，炉膛负压、总风量、一次风压自动调整正常。监视送引风机电流、轴承温度、振动等参数在正常范围内，检查一次风机运行情况，防止其失速。(5) 确认机组负荷平稳下降，检查给水量平稳下降。(6) 在减负荷过程中，注意主再热汽温、汽压的变化，保持汽温的稳定。监视螺旋水冷壁出口金属温度和分离器出口温度，防止超温导致锅炉MFT 动作。(7) 检查送风机出口联络挡板在开启位置，跳闸侧空预器运行正常，未跳闸风机电流未超限，动、静叶跟踪正常。

48、(8) 检查除氧器及各加热器水位、轴封蒸汽压力及温度、主机振动、轴承温度、差胀等参数均在正常范围内。(9) RB未动作时，手动按上述步骤处理，控制煤水比在合适范围内。(10) 在工况稳定后，检查“RB”自动复归，退出“RB”。全面检查风机跳闸原因，并汇报领导和联系检修，故障消除后重新启动跳闸设备，恢复机组正常运行。1.7.1.5 一台一次风机跳闸1) 现象：(1) DCS 画面上“一次风机跳闸”报警来，一次风机跳闸。(2) 机组运行在CCS方式时，“RB”报警来，机组控制切至汽机主控在自动的机跟随方式，锅炉主控指令快速降至550MW ，磨煤机自上而下跳闸直至留3台磨煤机运行。 (3) 一次风压

49、波动，给水流量、蒸汽流量下降，发电机功率下降。2) 原因：(1) 两台一次风机运行，一台一次风机保护动作跳闸。(2) 运行人员DCS上误操作。(3) 就地一次风机事故按钮误动。(4) 保护误动。3) 处理：(1) 确认“RB保护”动作，跳闸一次风机出口挡板和动叶关闭。确认运行中的一次风机出力自动增加，注意监视其电流在额定值内，检查一次风压在正常范围内。(2) 确认锅炉主控指令减至550MW。 (3) 保留三台磨煤机运行，其余磨煤机联锁跳闸，跳磨煤机顺序为FED，时间间隔2s，如A磨运行检查等离子自动投入，燃料量与负荷指令对应，检查跳闸磨煤机自动隔离正常，保证三台磨煤机有足够的一次风量维持运行。

50、(4) 机组负荷下降，炉膛压力、风量控制正常。(5) 检查给水量平稳下降。(6) 减负荷过程中，注意主再热汽温、汽压的变化，监视分离器出口蒸汽温度和过热度，及时调整减温水量，保持汽温的稳定。监视螺旋水冷壁金属温度和分离器出口温度，防止超温导致锅炉MFT 动作。(7) 检查跳闸侧空预器运行正常，未跳闸风机电流未超限，动、静叶跟踪正常。(8) 检查除氧器及各加热器水位、轴封蒸汽压力及温度、主机振动等参数均在正常范围内。(9) RB未动作时，手动按上述步骤处理，控制煤水比在合适范围内。(10) 在工况稳定后，检查“RB”自动复归，退出“RB”，全面检查一次风机跳闸原因，并汇报领导和联系检修，故障消除

51、后重新启动跳闸设备，重新启动一次风机过程中注意防止一次风机失速，恢复机组正常运行。1.7.1.6 一台空预器跳闸1) 现象：(1) DCS 画面上“空预器”报警来，相应空预器已跳闸。(2) 机组运行在CCS方式时，“RB”报警来，机组控制切至汽机主控在自动的机跟随方式，锅炉主控指令快速降至550MW，磨煤机自上而下跳闸直至留3台磨煤机运行。 (3) 炉膛压力波动，给水流量、蒸汽流量下降，发电机功率下降。(4) 联锁跳闸同侧送、引风机、一次风机。2) 原因：(1) 两台空预器运行，一台空预器保护动作跳闸。(2) 运行人员DCS上误操作。(3) 保护误动。(4) 异物卡涩造成空预器跳闸。3) 处理

52、： (1) 空预器主电机跳闸检查辅助电机联锁启动正常，辅助电机未联启时应对主电机抢合一次，抢合不成功，应立即启动空预器气动马达，气动马达不能启动应立即对空预进行手动盘车。(2) 确认“RB保护”动作，跳闸空预器进、出口挡板关闭，将空预器扇形挡板提升至最高位置。(3) 确认锅炉主控指令减至550MW。(4) 保留三台磨煤机运行，其余磨煤机联锁跳闸，跳磨煤机顺序为FED，时间间隔2s，如A磨运行，检查等离子自动投入，燃料量与负荷指令对应。(5) 检查运行侧送风机、引风机、一次风机动作正常，炉膛负压、总风量、一次风压自动调整正常。监视其电流、轴承温度、振动等参数在正常范围内。(6) 确认机组负荷平稳

53、下降，检查给水量平稳下降。(7) 在减负荷过程中，注意主再热汽温、汽压的变化，保持汽温的稳定。监视螺旋水冷壁出口金属温度和分离器出口温度，防止超温导致锅炉MFT 动作。(8) 检查运行空预器电流未超限，空预器出口温度正常。(9) 检查除氧器及各加热器水位、轴封蒸汽压力及温度、主机振动、轴承温度、差胀等参数均在正常范围内。(10) RB未自动动作时，手动按上述步骤处理，控制煤水比在合适范围内。(11) 在工况稳定后，检查“RB”自动复归，退出“RB”，全面检查风机跳闸原因，并汇报领导和联系检修，故障消除后重新启动跳闸设备，恢复机组正常运行。1.7.1.7 一台给水泵跳闸1) 现象：(1) DCS

54、 上“给水泵跳闸”报警来，给水泵跳闸。(2) 机组运行在CCS方式时，“RB”报警来，机组控制切至汽机主控在自动的机跟随方式，锅炉主控指令快速降至550MW，磨煤机自上而下跳闸直至留3台磨煤机运行。(3) 给水流量突降，蒸汽流量下降，发电机功率下降。2) 原因：(1) 给水泵前置泵跳闸。(2) 给水泵或小汽轮机保护动作跳闸。(3) 保护误动。(4) 运行人员DCS上误操作。(5) 就地事故按钮误动。(6) 轴向位移超标或阀门开度与实际转速偏差大跳闸。3) 处理：(1) 确认“RB保护”动作，运行给水泵出力自动增加，加强运行给水泵的监视、调整，防止运行给水泵转速、流量、轴向位移等参数超限。(2)

55、 确认锅炉主控指令减至550MW，机组负荷下降。 (3) 保留三台磨煤机运行，其余磨煤机联锁跳闸，磨煤机跳闸顺序为 FED，时间间隔2s，如A磨运行等离子联锁投入，燃料量与负荷指令对应。(4) 注意燃烧工况，监视一次风机运行情况，防止其失速。(5) 在减负荷过程中，注意主再热汽温、汽压的变化，及时调整减温水量，防止主、再热蒸汽超温。严密监视螺旋水冷壁出口金属温度和分离器出口温度，防止超温导致锅炉MFT 动作。(6) 检查除氧器、凝汽器及各加热器水位调节正常。(7) 检查轴封蒸汽压力、温度正常，检查主机振动、轴承温度等参数均在正常范围内。 (8) 跳闸给水泵小机转速到零后，投入小机盘车装置。 (

56、9) RB未动作时，手动按上述步骤处理，控制煤水比在合适范围内。(10) 在工况稳定后，检查“RB”自动复归，退出“RB”，全面检查给水泵跳闸原因，并汇报领导和联系检修，故障消除后重新启动跳闸设备，恢复机组正常运行。1.7.2 锅炉灭火1.7.2.1 现象：1) “锅炉MFT”、“汽轮机跳闸”、“发变组跳闸”报警来。2) 炉膛火焰电视显示无火。1.7.2.2 原因：1) 煤质低劣或煤种突然变化，挥发份减少，灰分和水份增加，对燃烧和一、二次风未及时调整。2) 锅炉负荷过低，未采取稳燃措施，负荷波动时操作调整不当。3) 炉膛温度低，炉膛负压过大或一次风速过高。4) 制粉系统故障，致使进入炉膛煤量突然减少。5) 二次风突然失去，造成瞬间灭火。6) 水冷壁爆管严重，吹灭火焰。7) 锅炉垮焦严重，火焰被压灭。8) 磨煤机在低负荷运行时，风煤比太高，煤粉浓度太低。1.7.2.3