10机组及辅机事故处理

1、7 机组及辅机事故处理8.1 事故处理原则机组发生故障时，运行人员应以保人身、保系统、保设备的原则迅速解除人身、设 备的危险。 找出发生故障的原因、消除故障。 同时保持非故障设备的负荷， 以保证对用户的 正常供电。在事故处理过程中，运行人员应尽量确保厂用电系统的正常运行。机组发生故障时，运行人员应按下列步骤进行处理：8.121根据仪表指示、LED显示、光字牌报警及 SOE等信息及机组外部现象，迅速、仔细地进行确认，查明事故的性质，发展趋势，危害程度。迅速消除对人身和设备的危害。必要时应立即隔离发生故障的设备， 保持非故障设备的正常运行。 根据事故类型， 采取相应的措施，以避免异常情况的扩大。消

2、除故障的每一个阶段，都要迅速汇报值长或主控和有关领导，以便及时、正确 地采取对策。当确认系统发生故障时，则应采取措施，加强与上级调度的联系，维持机组运行， 同时设法尽快恢复。发生事故时，各岗位应加强沟通，在值长、主控统一指挥下，密切配合，迅速处理 事故，以便尽快恢复机组的正常运行。排除故障时，动作应迅速、正确。接到命令后应复诵一遍，如果没有听懂，应及时 问清楚，命令执行完毕以后，应迅速向发令者汇报发生故障时，值长、主控应迅速参加消除故障的工作，主控应将自己所采取的措施 向值长汇报，值长所有的正确命令， 主控必须服从。部门领导、专业工程师必须尽快到现场 监督消除故障工作，并给予必要的指导，但这些

3、指示不应和值长的指令相抵触。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，如果故障发生在 交班时间， 应延迟交班， 在未办理交接手续前，交班人员应继续工作， 接班人员应协助交班 人员一起消除事故，直至值长发出接班命令为止。禁止无关人员停留在发生事故的地点。故障消除后，值长、主控和值班人员应将所观察到的现象、故障发生的过程和时间 及所采取的消除故障措施等，作好正确、详细的记录。机组跳闸。机组大幅度加减负荷。 磨煤机启停、跳闸。发生送、引风机跳闸等 RB工况。低负荷时投运等离子点火装置或投油稳燃。 炉膛塌大焦。机组有重大操作可能会引起系统不稳定的情况。 其他有关的特殊运行工况。发生下列

4、情况集控运行人员应加强与化学、灰硫、输煤值班人员及其他有关生产人 员联系：8.1.9.18.1.9.28.1.9.38.1.9.48.1.9.58.1.9.68.1.9.7 8.2 机组紧急停运汽轮发电机组破坏真空紧急停机汽轮发电机组遇有下列情况之一时，应破坏真空紧急停机1）汽轮机转速升至 3300rpm，而超速保护未动作。汽轮发电机组突然发生强烈振动或超过跳闸值(11.8mm/s， 68 号发电机轴承座振动大于3)4)5)6)15号汽机轴承座振动大于14.7mm/s)o汽轮机内部有明显的金属摩擦声和撞击声。 汽轮机轴封异常摩擦冒火花。 轴向位移超过极限值 1.0mm 或推力瓦金属温度超限大于

5、130 C。汽轮机发生水击，高、中压缸上下缸温差大于45C，或10分钟内主、再热蒸汽温主油箱油位急剧下降，补油无效，油位降至1350mm油位以下。汽轮发电机组油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全。 发电机冒烟着火或氢气系统发生爆炸。破坏真空紧急停机的主要操作：机组破坏真空，应立即按下“ MFT事故按钮。确认锅炉灭火，保护联锁动作正常。检查高、中压主汽门、调门、补汽门及各段抽汽逆止门、抽汽电动门均关闭，高排度急剧下降 50Co 主机润滑油供油中断或油压下降至0.23 MPa,备用泵启动仍无法恢复至油压正常。汽轮发电机组任一道轴承断油冒烟或汽轮机轴承(1 5 号)金属温度突然升高超过130C,

6、发电机轴承(68号)温度超过107Co9)10)11)8.2.1.21)2)通风阀开启，发电机逆功率动作与系统解列，机组转速下降。解除真空泵连锁,停用运行真空泵,同时按下两个“开真空破坏门”事故按钮,检 查真空破坏门开启。高、低压旁路自动打开。待高旁快开条件消失后，立即关闭高、低压旁路。关闭所有进入的凝汽器的疏水门。但如遇汽机水冲击，应及时开启汽机本体及各段 抽汽管道疏水门，必要时强制开启。破坏真空停机，必须停运汽泵。待真空到 0 后, 停用轴封汽并做好汽源的隔离工作； 待轴封汽母管压力到 0 后, 停 用轴加风机。在机组惰走期间, 应安排人员去就地检查机组的振动、 润滑油回油温度、 供油压力

7、, 倾听机组内部的声音。并准确记录惰走时间。9)完成运行规程规定的其它停机、停炉操作。8.2.28.2.2.11)2)3)4)5)6)7)8)9)10)11)12)调整无效时。汽轮发电机组不破坏真空紧急停机汽轮发电机组遇有下列情况之一时，应不破坏真空紧急停机： 机侧重要的汽、水、油管道破裂，导致机组无法维持运行。主、再热汽温异常升高，超过616C/618 Co主、再热蒸汽管道两侧汽温偏差大于28C，并在15分钟内无法恢复。汽轮机蒸汽品质严重恶化。凝汽器压力低于保护值 28kPa但处于限制区内，运行时间超过 5分钟。DEH工作失常，汽轮机不能控制转速或负荷。汽轮发电机组的保护出现拒动。发电机漏水

8、、漏油严重，且无法处理。发电机密封油系统故障，油氢差压无法维持，导致发电机密封瓦处大量漏氢。汽轮机无蒸汽运行时间超过1分钟，而发电机逆功率未动作。氢气纯度V 92%处理无效。中压缸排汽温度大于 337Co主机前轴封温度小于 260C，后轴封温度大于 340C,8.2.2.2 不破坏真空紧急停机的主要操作：MFT高、低同时按下两个“紧急停机”事故按钮，汽机跳闸，发电机解列，锅炉 压旁路自动进入停机模式。其它操作同机组正常停机操作。锅炉紧急停炉锅炉遇有下列情况之一时，应紧急停炉(手动MFT)锅炉 MFT 保护应动未动。锅炉主要承压部件(如：水冷壁，过、再热器，主要的汽水管道)发生爆破或严重 泄漏，

9、导致锅炉无法正常运行或严重威胁人身设备安全。炉膛烟道内发生爆炸，使主要设备损坏。锅炉尾部烟道(包括空预器)发生再燃烧事故。锅炉在 20MPa 以下，汽水分离器液位无法监视。 锅炉范围内发生火灾，直接威胁锅炉的安全运行。 因各种原因造成机组冷却水供应全部中断。 机组主要汽、水品质严重恶化，严重超出机组运行限额。造成水冷壁出口蒸汽温度异常， 或损坏测点在半小时锅炉安全门动作后不能及时回座，导致蒸汽压力、温度或各段工质温度超过锅炉运 行允许范围。6)7)8)9)锅炉所有给水流量测点损坏， 内未能恢复。锅炉紧急停炉的主要操作：同时按下两个“ MFT事故按钮。确认锅炉灭火，保护联锁动作正常。维持炉膛负压

10、和必要的二次风量， 保证炉膛吹扫时间至少 10分钟， 根据实际情况停 运引、送风机，锅炉闷炉。如果因锅炉四管泄漏而停炉，可开启锅炉各风烟挡板，对锅炉进行自然通风冷却。如果是因锅炉尾部再燃烧而停炉，锅炉灭火后严禁通风。8.3 机组故障停运汽轮发电机组故障停机8.3.1.11)2)3)4)5)6)7)8)9)其它操作同锅炉 MFT 后操作。汽轮发电机组遇有下列情况之一时，应故障停机： 汽机高、中压主汽门卡涩或调门、抽汽逆止门不能自动关严。 EH 油系统故障危及机组安全运行。 机侧汽、水、油管道泄漏，隔离无效，将无法维持机组运行。 EH 油、主机润滑油的油质恶化，且处理无效。 发电机氢系统泄漏，氢压

11、无法维持或发电机氢气纯度低于95，且处理无效。发电机同侧的两组氢冷器都泄漏，或氢气冷却系统故障无法控制氢温。 发电机漏液检测装置报警，经检查确认发电机漏水、漏油。发电机层间温度大于 90C或线棒出水温度大于85C，调整无效时。发电机铁芯温度大于 120 C或转子绕组温度大于 110C，调整无效时。发电机定子线棒进/出水温差大于12C或线棒层间温差大于11 ) DCS、 DEH 主要监视数据异常，部分画面失去，危机机组安全。12) 轴向位移变化且推力瓦温度同时变化。14 C，调整无效时。8.3.28.3.2.11)2)锅炉故障停炉 锅炉遇有下列情况之一时，应申请故障停炉： 锅炉承压部件发生泄漏尚

12、能维持运行。锅炉管壁温度超限： 过热器壁温超过 625C或再热器壁温超过 628 C,经采用降低负荷等降温措施仍无法恢复正常，并持续时间超过3)4)5)6)7)8)8.3.38.3.3.14 小时。锅炉主要汽、水品质不合格,经处理后仍不能恢复正常。 锅炉严重结焦,虽经处理仍不能恢复正常。 所有空压机均故障,仪用气压力降至 0.47MPa 以下。 锅炉环保装置如电除尘器、脱硫、脱硝装置等故障,短时间无法恢复运行。 辅机故障无法再维持主机正常运行时。DCS控制系统出现异常，危及机组安全运行时。 机组故障停运的主要操作：由值长向各级领导和上级调度值班员汇报机组故障情况，做好事故预想并申请停机。获准后

13、快速减负荷至400MW以下。通过最大负荷设定块将机组负荷减到50MW停机。确认高、中压主汽门、调门和补汽门及各段抽汽逆止阀均关闭，高排通风阀开启， 发电机逆功率动作与系统解列，机组转速下降，并检查高、低压旁路开启正常。如要求锅炉进行通风冷却的时候，可以对锅炉进行自然通风冷却，如确要启动风 机，需报总工批准后才能实施。8.4 综合性机组事故的预防以及处理8.4.18.4.1.11)2)3)4)5)6)7)8)9)其余操作同机组正常停运后的操作。锅炉 MFT出现下列任一情况时，“MFT动作，锅炉自动停炉空预器全部跳闸。 两台引风机全停。两台送风机全停。 总风量小于 25%，延时 2 秒。运行人员跳

14、闸指令(MFT按钮)。 炉膛压力高高 +2500Pa (3取 2)。炉膛压力低低 -3000Pa (3取 2)。 给水泵全停，延时 1 秒。贮水箱压力小于18MPa且一定负荷值下贮水箱水位高30.7m延时5s动作。10)11)12)13)14)15)16)定值不同17)8.4.1.21)省煤器出口给水流量低 792t/h ，延时 5 秒。再热器保护丧失。三过出口集箱主蒸汽压力高高( 29.9MPa，四取二延时5秒)。 失去全部燃料。全火焰失去。火检冷却风压力低于 3Kpa，延时120秒分配集箱进口管道温度高(温度测点 8组 3取 2)，根据锅炉启动贮水箱压力变化 (420 C 500C )。油

15、枪点火三次失败。MFT 动作后现象“MFT动作声光报警，MFT首出条件的指示灯亮。2)3)4)5)6)8.4.1.3锅炉熄火，火焰电视中看不到火焰。 机组负荷到零，汽轮机跳闸，发电机解列。 高、低压旁路开启，锅炉再热器安全门可能动作并发出尖锐的排汽音。 炉膛负压波动。相应辅机、辅助设备跳闸并发声光报警。“MFT动作后，FSSS应自动进行下列动作，否则人工手动干预:关闭燃油母管跳闸阀、油角阀及吹扫阀。 切除全部高能点火器。切除全部一次风机。 切除全部运行给煤机。切除全部磨煤机。 关所有磨煤机出口关断门。 置磨煤机控制为手动方式。切除等离子点火器。 关闭减温水调节阀、截止阀。汽机跳闸。 一台汽动给

16、水泵跳闸。送信号给汽机旁路控制系统。 除尘器跳闸。送信号给 MCS、 SCS、DAS。 开二次风门挡板。关闭磨煤机进口热一次风门。 关闭热一次风挡板、冷一次风挡板。声光报警。跳正在运行的吹灰器，并将吹灰器退出。跳闸脱硝系统MFT 动作后手动处理原则:1)2)3)4)5)6)7)8)9)10)11)12)13)14)15)16)17)18)19)20)8.4.1.4确认所有磨煤机、给煤机、一次风机、密封风机、所有油枪跳闸，燃油跳闸阀、回 油跳闸阀全部关闭。确认汽机跳闸，高中压主汽门、调门、补汽门，高排逆止阀、各抽汽逆止门、抽汽 电动门关闭，高排通风阀、汽机本体疏水门开启，汽机转速下降。确认发电机

17、逆功率保护动作，与系统解列。检查发电机出口开关、灭磁开关断开， 厂用电工作正常。确认高、低压旁路动作正常，防止锅炉超压。待锅炉压力正常后，关闭高、低压旁 路，并检查再热器安全门回座。确认两台汽泵跳闸，锅炉省煤器入口电动门开，过、再热器减温水调节门及前后电 动隔离门关闭； 投运的吹灰器保护退出； 所有的辅助风小挡板开启；及时将主、再热蒸汽管 道疏水门关闭。确认汽水分离器疏水箱液位控制阀以及锅炉各受热面疏水根据各点蒸汽压力、温度 及液位控制正常确认电除尘、脱硝、脱硫系统退出运行，脱硫旁路挡板开启。值长将相关情况向各级领导和上级值班调度员汇报，并通知各运行工程师、设备工 程师等到现场分析故障原因。确

18、认故障为保护误动或很快可消除，则做好机组启动的准备； 如故障难以在短时间内消除，则按正常停炉处理。 维持炉膛负压，调整风量至 30%40% BMCR寸锅炉进行10分钟吹扫。如机组需停 炉处理，吹扫完成后，停运送、引风机进行闷炉。保持辅汽供应正常。 尤其注意轴封汽温度的控制， 确保轴封汽温度与转子金属温度 相匹配。11 ) 按照机组正常停运操作， 把汽轮机和发电机安全停运。 拉开发电机出口闸刀。 投入 发电机“突加电压保护压板”。加强跳闸磨的检查， 若机组需停炉检修， 还应联系检修人员清理磨煤机及给煤机中 的存煤，防止制粉系统着火、爆炸。8.4.28.4.2.11)2)3)4)5)6)8.4.2

19、.21)2)3)4)8.4.2.31)2)3)4)5)6)7)8.4.2.4其它泵类、风机、电动机异常 其它泵类、风机、电动机紧急停运条件 发生人身事故或危及人身安全时。 发生危及设备安全运行的其它故障时。 泵组、风机、电动机发生强烈振动、动静磨擦。 泵组、风机、电动机轴承断油或冒烟。 电动机冒烟、起火。电动机的电源电缆、接线盒内有明显的短路或损坏危险时。 紧急停运的主要操作在 LED 或就地停运故障设备。 检查备用辅机自启动，否则手动投入。 调整有关运行工况。汇报值长。 其它泵类、风机、电动机发现下述异常时，应先启动备用辅机，然后停故障设备。 泵、风机、电动机声音异常。 电动机电流异常增大或

20、绝缘有焦味或电机铁芯、线圈温度超限。电动机发生缺相运行。 运行泵发生汽化。 轴承温度超限。 大型电动机的冷却水系统发生故障。 发生威胁辅机安全运行的其它原因。电动机在启动时，发生下述异常应立即停止。启动时间超过规定时间而转速尚未达到额定值。开关合上后，电动机不转动且发出嗡嗡声，电流显示异常。电动机内出现火花或冒烟。运行中电动辅机跳闸后， 应迅速启动备用电动辅机。对于重要的电动辅机跳闸后， 在没有备用辅机或不能迅速启动备用辅机的情况下， 为了不使机组重要设备遭受损坏， 允许 将已跳闸的电动辅机进行抢送，具体抢送次数规定如下： 6KV 一次， 380V 二次。跳闸的电 动辅机，存在下述情形之一者，

21、禁止进行抢送。1)2)3)4)8.4.2.6在电动机启动调节装置或电源电缆上有明显的短路或损坏的现象。 发生需要立即停止辅机运行的人身事故。 电动机所带的机械损坏。非湿式电动机浸水。电动机运行中常见异常处理。电刷冒火A)a)b)c)B)原因：电刷和换向器不光滑，表面脏污。 电刷压力不均匀。换向器轴向窜动大。处理：通知检修处理，必要时先停止辅机运行。2)A)a)b)c)d)e)B)a)b)3)A)B)C)D)电动机绕组温度高原因：电动机冷却不良。 辅机超负荷运行。匝间短路。 缺相运行。转子回路开路。处理：切换至备用辅机运行。无备用辅机时，应适当降低出力以防温度进一步升高，同时应设法查明原因。 其

22、它泵类、风机、电动机轴承温度运行限额：滑动轴承：80 C。滚动轴承：95 C。若制造厂有具体规定时，应遵守制造厂的规定执行。其它泵类、风机、电动机振动限额，见下表：转速（rpm） 6000300015001000 750振动（卩m40506080120发热部位定子绕组铁芯绝缘等级EBFEBF最高允许温度（C）100115125100115125允许温升（K）607580607585E）电动机最高允许温度及允许温升（根据日本电气学会JEC-37标准），见下表:机组 RB机组RB是指当机组重要辅机发生故障时，辅机出力不能满足机组当前出力要求, 机组自动把负荷快速降至辅机最大出力以下的功能。843.

23、21）2）3）4）8.4.3.31）A）B）现象：LED上出现辅机跳闸和 RB动作报警。相应磨煤机跳闸报警。 机组负荷快速下降。锅炉主控自动跳出，机组协调撤出，转为TF方式运行。原因：运行的磨煤机跳闸（五台磨运行） 一台磨跳闸， 二台磨跳闸， 三台磨跳闸，800MW/600MW/400MW/目标负荷目标负荷目标负荷C）2)3)4)5)6)两台运行汽泵中的一台跳闸。两台运行送风机中的一台跳闸。两台运行引风机中的一台跳闸。 两台运行一次风机中的一台跳闸。 两台运行空预器中的一台跳闸(主、辅马达都跳闸)。8.4.3.4机组RB 动作结果1)CCS(协调控制系统)产生序为F-A-E 。A)当至少4 层

24、煤投运，并且有B)当至少4 层煤投运，并且有煤层；C)当至少4 层煤投运，并且有RB信号，以至少4层煤投运为基本判据，切除磨煤机顺CCS RB信号时，自动跳闸 F煤层；CCS RB信号时，且F煤层停运3秒钟后，自动跳闸 ECCS RB信号时，且F、A煤层都停运3秒钟后，自动跳闸 E 煤层。磨煤机汽泵RB:机组最大允许负荷以每分钟动降至对应值；送风机RB:机组最大允许负荷以每分钟 自动降至对应值；同侧引风机跳闸。引风机 RB 机组最大允许负荷以每分钟 降至对应值；同侧送风机跳闸。一次风机 RB 机组最大允许负荷以每分钟 水自动降至对应值；空预器 RB 机组最大允许负荷以每分钟 自动降至对应值；同

25、侧引风机、送风机跳闸。 8.4.3.5 机组 RB 动作后的处理重要辅机跳闸后，首先确认 RB 是否发生， RB 动作是否正确，否则手动干预。由于 RB 动作，锅炉燃烧工况发生巨大扰动，要做好锅炉总燃料量、给水量、煤水 比、分离器出口温度、主再热蒸汽温度、压力、炉膛负压、机组负荷等重要参数的监视和调 整。发现锅炉扰动过大，燃烧不稳，应及时投入油枪及等离子点火器稳燃。检查汽机润滑油压、轴封蒸汽温度、轴向位移、振动、凝汽器水位、除氧器水位、 各高低加水位等参数正常。一次风机跳闸引起 RB 动作，应及时检查热一次风母管压力，各台制粉系统入口一 次风压力及流量等参数。 其它情况下，应检查两台一次风机电

26、机的电流、喘振报警。若一次 风机发生失速、喘振，应尽快调整。启动跳闸磨煤机时，由于磨煤机内有大量的存煤，应先确认该磨煤机的点火能量满 足，缓慢将磨煤机内的存煤吹入炉膛， 当磨煤机内部存煤吹扫干净后， 才可启动该制粉系统， 以防止发生煤粉爆燃。RB 机组最大允许负荷以每分钟100% BMCR勺速率降至相应负荷；100 % BMCR的速率降至500MV；燃料、给水自100% BMCR的速率降至500MV；燃料、给水100%的速率降至 500MV；燃料、给水自动100 % BMCR的速率降至500MW/燃料、给100% BMCR的速率降至500MV；燃料、给水8.4.48.4.4.11)2)3)4)

27、机组厂用电中断 现象：正常交流照明熄灭，事故照明灯亮。DCS画面 上显示锅炉 MFT汽机跳闸、发电机跳闸以及大量辅机跳闸。 所有由交流电机驱动的设备出力到 0，电机电流显示为 0。 各直流设备联动。5) 柴油发电机联动。8.4.4.21)A)B)C)2)8.4.4.3原因：出现以下情况 ,6KV 厂用备用电源未自投。 线路故障。主变、高厂变保护动作。主变 500KV 侧开关误跳闸 继电保护装置误动作。处理：值班员根据表计指示的变化、继电保护动作情况和设备外部迹象判断出机组厂用电 中断后， 立即向值长汇报。 再由值长向单位各级领导和上级值班调度员汇报事故情况， 若有 必要还可以联系调度及有关变电

28、所， 询问事故的情况。并及时通知燃料、集控、灰硫和化学 等专业做好设备安全停运工作。检查主机直流润滑油泵、直流密封油泵、两台小机直流油泵联启，主机润滑油母管 压力正常，油氢差压正常，应破坏真空紧急停机且发电机紧急排氢。确认汽轮机、发电机跳闸，高中压主汽门、调门、补汽门，高排逆止阀、各抽汽逆 止门、抽汽电动门关闭，汽机本体疏水门、高排通风阀自动开启(转速下降后手动关闭)， 汽机转速下降，关闭高、低压旁路，主、再热蒸汽管道、汽机本体、抽汽管道上的所有疏水 门及其前手动门， 切断所有至凝汽器的疏水 (确认机组停运情况正常后， 根据各疏水门重要 程度关闭相关阀门)。锅炉启动疏水泵至凝汽器电动门确保关闭

29、，防止热水排至凝汽器。确认高压旁路开启后关闭，锅炉不超压，低压旁路不动作。锅炉侧按锅炉 MFT 处理。重点检查空预器的气动马达投入正常， 强制提升空预器 LCS 系统的各扇形密封装置。检查柴油发电机启动，保安段恢复正常供电。否则按下“启柴油发电机”事故按钮， 启动柴油发电机组。 若还不成功，应安排人员去柴发小室，手动启动。 柴油发电机确不能启 动，则应加强检查直流 220V 、110V 母线电压及蓄电池运行情况，保证重要设备安全停运。待保安段电压恢复正常后，及时恢复主机交流油泵、交流密封油泵、顶轴油泵、火 检风机、空预器辅马达、小机交流油泵、高低压旁路油站、分疏箱液位控制阀油站、锅炉启动循环泵

30、的事故冷却水泵的运行，并停运相关的直流油泵。恢复UPS直流220V、直流110V的正常运行方式。按循环水中断处理，关闭高、低压旁路、主、再热蒸汽管道、汽机本体、抽汽管道 上的所有疏水门及其前手动门，切断所有至凝汽器的疏水。联系老厂供应辅汽，并维持辅汽参数正常 关闭两台给水泵的卸荷水手动门，开启给水泵密封水回水至地沟的放水门， 防止小 机油中进水。11 ) 严密监视仪用空气压力，失气后按仪用气中断处理。检查发电机出口开关、 灭磁开关确已断开， 拉开发电机出口闸刀。 检查因低电压或 其它热工保护跳闸的 6KV 开关确已断开。汽机惰走期间， 应注意倾听机组各部分声音正常， 重点监视汽机的振动、 轴向

31、位移、 上下缸温差、瓦温、润滑油供油压力、温度等参数。应在转速到 0 汽机转速低于120rpm,检查盘车自动投入。 若保安段未能恢复供电， 进行人工手动盘车。UPS直流母线电压的检查。事故处理期间，应加强柴油发电机及其燃油箱液位、安排相关人员去电子间确认保护动作的正确性。厂用电恢复送电条件满足后， 及时恢复送电。 厂用电恢复后， 确认电动机和电动门状态正确，否则干预。仪用气中断8.4.5.1 现象：LED 画面上发出仪用气压力低报警。部分气动调节门位置发生变化，失气全开或全关。气动调节门、挡板控制失灵。8.4.5.21)2)3)4)原因： 运行空压机故障，备用空压机无法投用。 仪用气管路爆破或

32、系统有关安全阀动作后卡涩不回座。 仪用气系统的有关阀门误开、关。 仪用气后处理装置故障(冷媒高、低保护动作，吸附塔进气门在关位卡涩等)，备用设备无法投用。5) 仪用气后处理装置过滤器滤网堵塞。8.4.5.3 处理：压缩空气压力下降时，应立即查明原因，误操作应立即纠正。如果备用空压机未自 启，则迅速到就地复归报警信号后抢投空压机。对仪用气系统进行全面检查，发现泄漏点应立即隔离。若由于冷却水系统故障导致空压机运行不正常，应立即恢复冷却水供应正常。若后处理装置冷媒高、低保护动作停机，造成仪用气压力下降，可打开后处理装置 进口电动，使仪用气正常运行，然后联系检查处理。若后处理装置吸附塔进气门卡涩，造成

33、仪用气中断或压力下降，则打开吸附塔旁路 阀，然后联系检修进行处理。若压缩空气压力下降至 0.6M Pa,关闭至厂用压缩空气进口电动阀。若压缩空气压力继续下降时，应密切注意各运行工况，尽量维持机组负荷稳定，有 关设备应切至手动调节。当压缩空气压力降至 0.47M Pa且无法恢复时，应故障停炉。当机组主要参数失控,危及机组安全运行时,应立即紧急停机。8.4.6 给水流量突降或中断。8.4.6.11)2)3)4)5)6)7)8.4.6.21)2)3)4)8.4.6.3原因： 给水泵故障。 给水系统高加故障或阀门误动作。 给水管道泄漏或爆破。 给水自动失灵,给水调节门自动关小或关闭。 汽动给水泵汽源中

34、断。 一级过热器进口蒸汽温度或贮水箱压力点故障,导致焓值计算错误。 由于机组负荷骤减或其它原因造成汽动给水泵出力下降。现象： 给水压力、给水流量迅速下降并报警。 主蒸汽流量及机组功率迅速下降。 锅炉水冷壁出口温度迅速上升。 如给水流量低于跳闸值,则锅炉MFT。处理：汇报有关领导。给水自动装置不正常，一级过热器进口蒸汽温度或贮水箱压力点故障时，应立即将 自动切至手动，手操调节给水泵转速和调节给水调节门，维持给水流量正常。当给水流量尚大于 822t/h 时，应紧急减少燃料量，维持燃料与给水之比，并调整 风量，控制主蒸汽压力、温度正常。应迅速提高给水流量，尽快恢复机组正常出力。5)当给水流量小于 8

35、22t/h，经调整后，给水流量小于 792t/h延时5秒MFT应动作, 若 MFT 未动作应紧急手动 MFT。8.4.7 蒸汽参数异常现象：1 ) LED 画面上发出蒸汽参数越限报警。趋势图中的蒸汽参数曲线显示越限。8.4.7.21)2)3)4)5)6)7)8)9)10)11)12)8.4.7.3原因 机组自动控制失灵，手动调节不及时造成煤 - 水比严重失调。 炉膛燃烧工况发生巨大扰动。 减温水自动失灵或调门卡涩，导致减温水流量不正常地变化。 给水流量骤降或高加解列。 炉膛严重结焦或积灰。 煤质出现严重变化。锅炉受热面或管道发生泄漏。 炉底水封破坏或其它因素引起风量过大。 制粉系统工作失常。高

36、、低压旁路误开或高旁减温水门内漏严重。 再热器安全门误开。汽轮机主汽门、调门、补汽门抖动或关闭。直流锅炉的主蒸汽温度主要由煤、水比控制。因此主汽温度调整时，煤、水比做粗 调，喷水减温做细调。机组自动控制失灵，导致蒸汽参数异常时，应及时手动调整煤、水比 在正常范围之内。2)热度。3)4)用减温水调节汽温时，严禁大开大关，应保证减温器后的蒸汽温度有15C以上的过燃烧器摆角、过量空气系数、制粉系统运行的方式也是汽温调节的主要手段。 因煤质发生严重变化，引起锅炉燃烧工况扰动导致蒸汽参数异常时，应及时通知处理：燃料对入炉煤和入厂煤进行煤质分析，并做好相应的燃烧调整。制粉系统工作不正常，煤粉过粗或不均匀，

37、造成蒸汽参数异常时，应判断出异常的 制粉系统并停运。应及时将发现炉膛负压变正，引风机出力变大，蒸汽温度瞬时上升等现象时，可基本判断为 炉底水封失去， 此时应保持炉膛微正压运行， 并尽快恢复炉底水封，水封恢复后， 炉膛负压控制在正常运行值。 若煤质突变，可通过调整BTU输出，对锅炉燃料量进调整；给水 PID偏置对给水流 量调整，为调整燃料量争取更多时间。机组发生RB高加解列、炉管泄漏、锅炉严重结焦等事故，引起蒸汽参数异常时， 应根据各自不同的要求处理。因高低压旁路、再热器安全门或汽轮机主、调门、补汽门等误动等因素引起蒸汽压 力大幅波动时， 应稳定机组工况， 立即联系热工人员检查误动的原因并及时处

38、理； 若机组工 况不能稳定或无法处理，则汇报上级故障停机。机组负荷晃动8.4.8.1 现象：机组负荷、主汽压力、主汽流量及各段抽汽压力等参数出现晃动。调门、补汽门抖动。汽轮发电机组振动可能出现异常。8.4.8.2 原因：电力系统冲击、振荡或发电机失步。高、低压旁路调节失控。机组协调控制回路或 DEH 故障。8.4.8.3 处理：根据 DCS 画面显示和外部现象，对照主蒸汽、再热蒸汽和汽机运行的各种工况、状 态，分析负荷突然升高或降低的原因。若发生系统振荡，发电机失步，应迅速汇报值长，并按规程电气部分处理。若调速系统工作异常，应联系热工人员把汽机控制方式切为手动方式，若仍不能 消除机组负荷晃动，

39、应要求故障停机。汽轮机静态特性曲线欠佳，应停机重新调整。若协调控制系统失常引起，应尽量减少操作，稳定运行工况，并将控制方式切至手 动方式，通知热工处理。由于电网频率变化，引起机组负荷突变，运行人员应严格控制机组出力。机组负荷晃动时，应严密监视蒸汽参数变化及旁路的运行工况。检查各轴承的回油温度、轴承温度、轴向位移、振动等均应正常，否则按有关规定 处理。8.4.9 频率异常8.4.9.1 现象：DCS画面上显示频率偏离 50Hz。机组一次调频动作。8.4.9.2 原因：1 ) 高频率是由电网中有功电源大于有功负荷容量所致。低频率是由电网中有功负荷大于有功电源容量所致。系统振荡。8.4.9.3 处理

40、：1 ) 除机组自身的一次调频特性外，电网频率由调度统一调整、管理。华东电网的频率 标准是50Hz,偏差不得超过 50 0.2Hz。50发现出现系统频率异常，应监视电网频率和一次调频动作情况，发现系统频率超出0.7Hz，应协助电网调频，直至电网频率恢复至50 0.7Hz以内。低频率时，运行人员应监视、调整机组负荷，禁止机组出力大于铭牌的最大出力。 并严密监视主、再汽参数、机组振动、轴向位移、推力轴承温度、凝汽器真空、各油压、水 压、水位以及发电机的定子电流、励磁电流、 出口电压和各等级厂用母线电压等参数， 异常情况，作相应处理。由于电力系统振荡引起频率异常，按规程相关规定处理。8.4.10 管

41、道水击现象 :汽水管道内部声音异常。汽水管道发生振动，严重时使管道及支吊架开裂。原因：蒸汽管道投运前未暖管或暖管不充分。蒸汽管道进水。管道充水前未排尽空气。处理：汽水管道发生水击时，应立即关闭汽水管道阀门或停止有关设备，待充分疏水或排 空气后再投入， 严禁强行投入。 检查水击管道的支、吊架。若发现有威胁设备及人身安全的 情况时，应及时把机组停运。辅汽母管、轴封供给站、各抽汽管道、除氧器汽源管道、小机汽源管道等投入都要 按规定进行预热暖管，并检查疏水情况正常。3) 抽汽管发生水击， 检查除氧器、 加热器水位和加热器疏水是否正常， 管道是否破裂， 除氧器、加热器故障按有关规定执行。高低压旁路投入前

42、应进行预热暖管，并检查疏水情况正常。旁路投用后，应注意检 查旁路阀后温度的设定值， 保证阀后蒸汽保持有一定的过热度。 旁路切除后还应检查减温水 门关闭严密。机组启停过程中注意监视过热器及再热器减温水门，防止减温水门关闭不严，造成 管道水击发生。机组启动前或停止后都要检查锅炉、汽机所有疏水阀应按规定开启。循环水、凝结 水、给水以及锅炉等系统启动前都应进行注水放空气。8.4.11 主要的汽、水、油管道故障主、再热蒸汽、给水和凝结水管道破裂时，应立即紧急停机。并在破裂管道周 围应设好围栏，防止无关人员接近受伤，并做好防护措施。管道破裂可以隔离，并能维持机组运行，应立即进行隔离，及时调整机组的运 行方

43、式，同时联系检修处理。燃油系统漏油时，应马上隔离泄漏点，停用油枪或油泵，并联系检修消缺，及 时清扫场地。锅炉四管泄漏参照锅炉事故处理有关章节进行处理。汽机润滑油管破裂，油位或油压迅速下降，经补油或启动备用油泵仍不能维持 时，应破坏真空紧急停机，否则故障停机。若有高压介质倒入低压管路导致管路爆裂，应先将高压侧隔绝，再开启低压侧 管子的放水门消压。管道故障的隔离原则隔离范围尽可能的小，尽量不停运设备。隔离时应先关介质来侧阀门，后关介质送出侧阀门。先隔离近事故点阀门，如因汽、水弥漫而无法接近事故点，可先扩大隔离范围， 待允许后再缩小隔离范围。8.4.128.4.12.11)2)汽水品质异常汽水品质劣

44、化时的处理原则当汽水品质劣化时，应迅速检查取样是否有代表性，检测和化验结果是否准确； 并综合分析系统中水、汽质量的变化。确认判断无误后，应立即采取措施，使水、3)A)B)C)汽品质在允许的时间内恢复到标准值。汽水品质劣化时的三级处理：一级处理：有造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72h内恢复至相应的标准值。二级处理：肯定会造成腐蚀、结垢、积盐，应在24h内恢复至相应的标准值。三级处理：正加快腐蚀、结垢、积盐，如果在4h内水质不好转，应停炉。注：在异常处理的每一级中，如果在规定的时间内不能恢复正常，则应采取更高一级的 处理方法。紧急停炉后，禁止对锅炉放水，在锅炉再次启动前，应对受污染的受热面进行

45、冲 洗，直至水质合格。8.4.12.2锅炉给水水质异常的处理标准项目标准值处理等级一级处理二级处理三级处理氢电导(25 C)卩s /cm 0.3溶解氧卩g / LAVT(R) 7 20一pH 值(25C)挥发处理9.2 9.6 9.2一7.0加氧处理8.0 9.0一一7.0注：1给水pH值低于7.0，按三级处理等级处理；2、机组无铜系统，因此未列出有铜系统的pH值标准。8.4.12.3凝结水精处理前水质异常的处理标准项目标准值处理等级一级处理二级处理三级处理氢电导(25C)卩s / cm0.2一一钠卩g / L10一一8.4.12.4汽轮机蒸汽品质异常的处理标准项目标准值处理等级期望值常规一级

46、处理二级处理三级处理氢电导(25C)卩s / cm0.10.20.2 0.370.37 0.70.7 1.0钠卩g / Kg2771010 1717 20二氧化硅卩g / Kg71010 2020 4040 70铁卩g / Kg72020 3030 4040 70运行时 间限制单次无限制小于100小于24小于4年累计无限制小于2000小于700小于808.4.12.5 损失。8.4.12.68.4.12.7机。常规值是机组运行期间的的最大限制值， 超出该值有可能造成汽轮机侵蚀或效率机组无铜系统，因此未列出有铜系统的 pH 值标准。任何一项指标超出三级处理指标，将导致汽轮机损伤(侵蚀或结垢)，应

47、紧急停8.4.13 火灾事故8.4.13.11)2)3)4)5)8.4.13.2原因 汽机油系统、燃油系统漏油。 制粉系统爆燃或自燃。 电缆故障或室内配电装置故障。 变压器或互感器故障。 氢系统泄漏。火灾发生时的处理发生火警，应立即赶到现场，进行灭火处理并迅速通知消防队，并通知公司领导。 启动电动消防泵， 检查有关消防系统自动投入正常， 若投入不正常或无自动灭火装置， 则应 使用有关消防器材进行灭火。 假如着火地点有电缆时， 必须先切断电源。 尽量隔离着火范围 并保证机组安全运行。当火灾严重威胁机组及人身安全，应紧急停机、停炉。因主油箱或其附近着火，严重威胁油箱安全应紧急停机。同时，应将主油箱

48、中的油 放至脏、净油箱，必要时排至事故油池， 但须保证机组惰走所需的润滑油量、尽可能兼顾盘 车用油。密封油系统着火无法迅速扑灭，严重威胁设备安全时，应紧急停机，并在惰走过程 中进行紧急排氢，密封油系统尽量维持到机组转速到零。一般电气设备(如电动机、电缆及厂用变压器及配电装置)发生火灾时，首先切断 电源， 然后使用相应灭火器灭火。 电气设备附近发生火灾威胁设备安全运行时， 也应停止有 关设备运行并切断电源。发电机或氢冷系统发生火灾，应紧急停机，同时向发电机内充二氧化碳进行排氢灭 火，水冷系统应继续运行。主变、高厂变发生火灾，应紧急停机，并采取相应措施后进行灭火。制粉系统着火时，应根据规程辅机部分

49、相关条款处理。300MW机组和燃炉前燃油系统附近着火时，应首先隔离然后扑灭，不能扑灭时通知 油泵房停止燃油泵的运行。灭火方法，使用器材及注意事项未浸油类的杂物着火时，可用水、泡沫灭火器、1211、干粉灭火器等灭火。浸有油类的杂物着火时，宜用泡沫灭火器、干粉灭火器等灭火。1211 灭火器灭火，油箱或其它容器内的油着火时，可用泡沫灭火器、干粉灭火器、 必要时可用石棉布扑灭或隔绝空气，但禁用水灭火。 电气设备着火，首先切断电源，然后用CO2、 1211，干粉灭火器灭火，不准用泡沫 灭火器灭火。电动机着火，不准用沙子进行灭火。CO2 灭火器灭火，禁止使用其它带电设备着火，如不能立即切断电源，可用干粉、

50、 非绝缘性的灭火器材。蒸汽管道或其它高温部件着火，宜用1211、干粉灭火器，不准用 CO2 灭火器灭火，用水也须慎重，以防热应力损坏设备。7) 执行。8)9)设备的转动部分及调速系统着火，禁止用沙子或用水灭火，同时参照上述有关规定, 作好人身防腐工作。抗燃油对人体有腐蚀作用，灭火及其它工作时应特别注意 氢气着火，主要用 1211、干粉、 CO2 灭火器灭火。8.5 锅炉典型事故的处理和预防8.5.1 锅炉炉膛爆炸8.5.1.11)2)3)4)8.5.1.21)2)3)4)8.5.1.3现象： 炉膛负压大幅波动。 火焰电视变黑。 就地发生巨大的噪声和强烈的震动。 锅炉 MFT 动作。原因：锅炉点

51、火前炉膛未吹扫干净，炉内存有可燃物。 锅炉因各种原因突然灭火，燃料未能及时切断。 炉膛负压调节不当，导致炉膛内爆。 锅炉闷炉期间有燃料进入炉膛。处理：锅炉 MFT 动作，则按锅炉 MFT 事故处理原则处理，并向有关领导汇报现场情况。全面检查锅炉本体和重要设备，分析事故原因，制定防范措施并消除故障后方可允 许重新启动。防止严重结渣燃用易结渣煤种应重视和加强混煤掺烧、燃烧调整工作，并结合锅炉特点，制定和 落实防结渣技术措施和管理制度。加强锅炉燃烧器的检修、调试、验收和维护管理，确保燃烧器安装角度正确，动作 正常。加强氧量计、风量测量装置及风门等重要监控设备的管理与维护，建立定期校验、 定期吹扫和维

52、护制度。D) 方式。F)4)A)锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣。重视锅炉结渣情况运行监视和运行分析工作，并根据运行条件优化燃烧调整和吹灰锅炉受热面及炉膛底部等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。 防止可燃混合物积存加强点火油系统的维护管理，及时消除泄漏。燃油跳闸阀应定期进行试验，确认动作正确、关闭严密。机组低负荷运行期间应加强燃烧调整，保证合理的过剩空气量和总风量。锅炉燃烧器投运或退出运行，必须严格进行通风吹扫。锅炉灭火后或点火前，必须严格执行通风吹扫程序，禁止随意取消吹扫、缩短吹扫 时间、采用爆燃法直接投粉。如点火不成功，在原因未查清前不得重复点火。发生炉膛灭火

53、或局部已经灭火濒临全局灭火的情况下，严禁投助燃油枪。锅炉灭火 后，应立即停止燃料(含煤、油)供给，禁止用爆燃法恢复燃烧。合理组织炉内燃烧和配风，维持正常氧量运行。FSSS 逻辑，运行中注意观察 等离子发生断弧应及时投入油枪助锅炉采用等离子点火系统时，应完善等离子模式下的 炉膛内的燃烧情况， 发现燃烧不稳定应及时调整风煤比；燃。5)A)B)防止内爆 引风机的最大压头设计必须与炉膛防内爆能力相适应。 加强引风机、 脱硫旁路档板等设备的检修维护工作， 定期对脱硫旁路档板进行试验，确保动作灵活可靠。C) 应特别重视防止脱硫设备故障产生过大炉膛负压对锅炉造成的危害，在锅炉保护功 能上应考虑脱硫岛与锅炉岛

54、的联锁保护。锅炉尾部再燃烧8.5.2.11)2)3)4)现象 再燃烧处烟气温度或受热面温度不正常地升高。 排烟温度、热风温度不正常地升高。 从烟道不严密处向外冒烟或喷出火星。 若空预器发生燃烧，则“红外热点探测”装置将报警，严重时，外壳将发热或烧红，驱动电机的电流出现大幅波动，甚至卡涩停转。8.5.2.21)2)3)4)5)6)7)8)8.5.2.3原因： 燃烧调整不当，风量不足或配风不合理。 长时间低负荷运行或启、停过程中燃烧不良。 燃烧器运行不正常，煤粉细度过粗长期超过标准。 锅炉点火前或停炉后的吹扫不充分。 燃油时，油枪雾化不良或油枪喷嘴脱落。 尾部烟道灰传送系统运行不正常，不完全燃烧的

55、煤粉在灰斗内长时间积留自燃。 锅炉启动时投运等离子燃烧器或油枪，空预器未连续吹灰。SCR声波吹灰器未正常投运。处理：发现锅炉存在尾部再燃烧的现象后，应及时判明位置并分析原因。及时投入再燃烧区域及其后部受热面的吹灰器，并进行适当的燃烧调整。做好再燃烧区域受热面壁温以及主、再热蒸汽温度的监视，一旦越限按壁温和主、 再热汽温异常规定处理。4)A)B)C)采取上述措施后，锅炉尾部再燃烧无法控制，应立即汇报有关领导，紧急停炉。 按下操作台上的锅炉“ MFT紧急事故按钮，检查 MFT动作正常。 强制投入再燃烧区域的吹灰器进行灭火。保持空预器运行 , 将空预器扇形板提至“完全提升位”，停运所有的一次风机、密

56、封锅炉冷却后，要进行内部检查，确认设备正常，锅炉方可重新点火。 预防锅炉尾部再燃烧的措施 加强油枪管理，保证油燃烧器的出力、雾化质量和配风相匹配。 锅炉采用等离子点火启动时，在启动初期应加强燃烧调整工作。 做好制粉系统的调整工作，确保煤粉粗细度符合要求。 加强锅炉尾部烟温的运行监视。加强锅炉燃烧调整工作，做到合理配风，防止油、煤及未完全燃烧产物在尾部受热风机、送、引风机，关闭各风门挡板，锅炉严禁通风。确认着火已被熄灭后，可停运吹灰器，并谨慎开启风门、挡板及引、送风机，以对 锅炉进行必要的吹扫。6)7)A)B)C)D)E)面或烟道上存积。空预器的消防系统和水冲洗系统必须可靠备用。空预器本体有完整

57、的隔离手段、联 停转保护和火灾报警装置。空预器检修后必须将杂物彻底清理干净，并进行转子蓄热元件通透性专项检查合格完善空气预热器的吹灰系统，蒸汽吹灰汽源的应满足机组启动和低负荷期间的吹灰 需要。 锅炉采用油枪点火或等离子点火启动， 空预器都应投入连续吹灰， 并保证吹灰蒸汽参 数合格。 锁保护、 后方可投入运行。锅炉较长时间低负荷燃油、等离子点火系统冷炉启动或煤油混烧，应根据具体情况 结合停炉对空预器受热面进行检查。空预器发生停转，必须立即进行隔绝，投入气动马达，同时快速减负荷到规定值， 如挡板隔绝不严或盘车不动应尽快停炉。机组和空预器停运初期，应加强对空预器的监视和检查。可燃物在空预器转子蓄热元

58、件间积存严重时，必须及时进行规范的水冲洗，冲洗后 及时彻底干燥。8.5.38.5.3.11)2) 外冒。3)4)5)四管泄漏流量地现象。6)8.5.3.21)2)四管泄漏的共同现象： 四管泄漏检测装置报警。 根据四管泄漏检测装置提示位置，就地检查可能听到泄漏声。严重时有烟气或蒸汽 泄漏严重时，机组负荷会有明显下降。 锅炉排烟温度降低。 除再热器泄漏外，其余受热面管道泄漏严重时均会出现给水流量不正常地大于蒸汽 泄漏点后的受热面管壁温度及工质温度都有所上升。 除上述共同特征外，不同的受热面泄漏还有自身的特殊现象： 省煤器：泄漏侧排烟温度降低。 水冷壁：水冷壁严重泄漏可能造成燃烧不稳，炉膛负压偏正并

59、波动，引风机电流增大，特别严重时可能造成炉膛灭火。3)4)A)B)8.5.3.31)2)3)4)A)B)C)D)5)6)过热器：两侧主汽温度或减温水调节门的开度出现明显偏差。 再热器：再热器发生泄漏时，给水流量和主蒸汽流量基本平衡。 两侧再热汽温度或减温水调门的开度出现明显偏差。四管泄漏的原因： 管材不良，制造、安装或焊接质量不合格。 给水品质长期不合格，受热面内结垢严重引起垢下腐蚀。 燃烧不正常，火焰冲刷管屏或锅炉热负荷分配不均，导致部分管材高温腐蚀。 管壁长期超温导致爆管。受热面工质流量分配不均匀或管内有杂物。 燃烧调整不当，热负荷偏差过大。运行调整不当，受热面结焦、积灰。 氧化皮堵塞受热

60、面管屏，导致受热面过热超温。 吹灰器位置不正确、吹灰前未能疏尽疏水或者吹灰器内漏，导致受热面吹损。 受热面膨胀不良，热应力增大。导致管壁疲劳损坏。锅炉给水流量或给水温度大幅变化引起水冷壁相变区反复位移，飞灰冲刷使受热面磨损。锅炉掉大焦，砸坏水冷壁管。10)11)12)8.5.3.41)2)A)a)启、停炉时对再热器、省煤器缺少必要的保护。 水力吹灰投用不当，导致受热面应力损坏。 炉膛受热面不严密，部分受热面漏风导致应力损坏。处理： 确认四管泄漏后，立即向有关领导汇报。 若泄漏不严重，尚能维持运行时： 省煤器和水冷壁泄漏处理： 注意给水和燃料自动控制，必要时切为手动，调整煤、水比正常，并维持各段