热电厂企业标准之机组集控运行规范

错误！未指定书签。辅汽联箱汽源切为辅汽母管供，（辅汽母管汽源由启动锅炉供；若有邻机运行，则由邻机供）检查机组各参数正常；负荷降至180MW，主蒸汽温度为525℃，再热蒸汽温度为520℃左右，将一台汽泵的汽源切至辅汽供，解除该小机MFT爱护。假如汽泵有故障，可将一台汽泵切为电泵运行；解除FSSS中“全炉膛灭火”、“燃料中断”、“汽机跳闸”爱护；需要接着降负荷时，依照燃烧情况投入A层小油枪稳燃，依次停运1-4、1-3、1-2磨煤机；停电除尘高压电场；投空预器连续吹灰；油枪投入后解除“有油无煤一次风机全停”爱护负荷降至150MW，校对主蒸汽压力在9.0MPa，主汽温度≮510℃、再热汽温度为≮495℃，现在稳定运行30分钟；全部转移另一台汽泵的负荷，使之维持3200r/min，打再循环运行；主汽温度与再热器汽温随燃烧率降低而降低；负荷降至100MW，将打再循环的汽泵打闸，小机停转后，可关闭排汽蝶阀，停止轴封汽，确认排汽减温水关闭，注意对主机凝汽器真空的阻碍，必要时维持轴封和真空运行；汽前泵接着打再循环运行一段时刻后停用；同时将6kV厂用电由厂高变切至启备变供电；当负荷降至90MW，稳定运行20分钟，现在主汽压为7.0MPa，主汽温度≮490℃、再热汽温度≮480℃；将主给水管路切为给水旁路，将给泵转速自动切为给水旁路调节门自动；检查低压疏水自动开启；当负荷＜75MW，注意检查轴封母管压力正常；负荷降至60MW，主蒸汽压力应为5.0MPa，主汽温度≮470℃、再热汽温度为≮450℃。检查中压疏水自动开启；；将除氧器汽源切至辅汽;停止1-1给煤机运行，1-1磨煤机开始抽粉；负荷降至45MW：就地确认低压缸喷水自动投入；高压加热器从高压至低压依次停止，注意给水温度变化负荷降至30MW：检查高压疏水自动开启；；确认主蒸汽压力为4.0MPa，主汽温度为450℃，再热汽温为430℃。1-1磨抽粉结束后，停止1-1磨运行，停止两台一次风机，停止密封风机；设定目标负荷15MW；按“进行”按钮灯亮，开始减负荷；减负荷过程中，监视下列参数在正常范围内：主蒸汽、再热蒸汽压力和温度；机组振动、差胀、轴向位移、轴承金属温度；汽缸膨胀、汽缸上下壁温差、蒸汽室内外壁温差；低压缸排汽温度；除氧器、高低加、凝汽器水位。3汽轮机脱扣负荷降至0MW,，启动交流润滑油泵，就地检查润滑油压力正常，同时按下汽轮机两脱扣按钮，或手动打闸；锅炉停止全部油枪，关闭进回油快关阀，锅炉熄火。观看下列各项：汽轮机脱扣灯亮，转速下降，发电机功率至零；检查DEH内高、中压主汽门，高、中压调门均关闭；检查DCS内各抽汽逆止门、高排逆止门均关闭；就地检查各门均关闭。锅炉保持30%的风量，对炉膛吹扫5分钟后，停止吸、送风机；关闭连排，加药，取样门；解列连排扩容器；开启炉顶过热器疏水，10分钟后关闭；汽轮机转速降至1200r/min：检查顶轴油泵自起动,检查顶轴油母管压力>9.8MP表压，正常值在14MPa表压左右；解列发电机空气冷却器冷却水。机组惰走至300r/min时打开真空破坏门破坏真空。检查低压缸排汽温度低于80℃，低压缸喷水电磁阀联锁关闭；打开机侧主蒸汽管道疏水，以防压力上升。4汽轮机投盘车汽轮机转速至0r/min，记录惰走时刻；手动投入汽轮机盘车，记录盘车电流、大轴挠度和偏心率；高压内缸上半内壁温度降至200℃左右时可采纳间歇盘车，每半小时盘车180°，温度降至150℃以下时停盘车和顶轴油泵，在停盘车8h后再停润滑油泵。在盘车时假如有摩擦声或其他不正常情况时，应停止连续盘车而改为定期盘车。若有热弯曲时应采纳定期盘车的方式消除热弯曲后再连续盘车4h以上。依照需要停油净化装置。5锅炉停运锅炉按打算停止运行时，应按停炉曲线(启动曲线反向)和汽机要求进行；停炉前应对锅炉进行一次全面检查，若发觉问题，应做好记录，待停炉后消除；负荷降到40%以下，将自动给水改为人工给水；锅炉减负荷变化率应操纵在≤1%/min，饱和蒸汽降温速度≤1℃/min，降压速度≤0.098MPa/min，锅筒上任意两热电偶间的温度差≤32℃，负荷降到30%时，负荷变化率≤0.5%/min，主蒸汽降温速度≤1~2℃/min，降压速度≤0.098MPa/min；当负荷减少，依照燃烧情况，及时投入油燃烧器；当负荷降到零时，停止供燃料，熄火后，保持总风量30~40%进行5~10分钟炉膛吹扫，排除炉膛及烟道内可能残留的可燃物，然后停送、吸风机。熄火后，空气预热器要求运行，直至排烟温度降至125℃以下方可停止运行。熄火后，当锅筒压力降至0.2MPa(表压)时，开启再热器疏水阀和对空排汽阀，若炉内温度较高，压力有上升趋势时，可开启旁路及疏水阀。熄火后，保持锅筒水位，水位低时应进行补水，严禁为了加速冷却锅筒金属壁温而采取边排水边补水的做法。熄火后，关闭排污门，取样门，加药门。熄火后，应紧密注意排烟温度的变化，防止发生尾部再燃。停炉4~6小时内应严密关闭吸、送风机入口挡板及各人孔门，检查门，以免锅炉急剧冷却。停炉4~6小时后，可开启吸风机入口挡板及锅炉各人孔、检查孔等，进行自然通风冷却。依照需要停炉18小时后可启动吸风机进行冷却。当锅炉汽压降至零时，可放掉炉水，锅炉放水前水温应降至90℃。若需热炉带压放水，汽压降至0.5~0.8MPa时，可进行放水工作。6辅助设备及系统停运当汽包压力降至0.2MPa，开启汽包及主汽放空气门，锅炉放水；停辅机：锅炉停止上水后，停给水泵组；确认凝聚水无用户,停止凝聚水泵；空预器入口烟温降至125℃以下且没有火灾危险时，停止预热器；当炉膛出口烟温或高过后烟温小于50℃时，停止火检冷却风机；以下条件满足，停止开式循环冷却水泵和循环水泵：润滑油温度小于38℃；低压缸排汽温度降至50℃；冷却水用户均停止；联系值长，决定是否停止循环水泵。确认闭冷水无用户,停止两台闭式循环冷却水泵。7停炉至热备用：锅炉停止至热备用通常是在定压停运方式下进行，汽轮机逐渐关小调速汽门，降低负荷，汽轮机随锅炉燃烧率的逐渐降低而维持主汽压力恒定减负荷，主蒸汽温度过热度≥100℃；为保持锅炉热备用状态，锅炉熄火后，过热器、再热器的疏水门、放气门应关闭；机侧本体疏水开启，监视好缸温的变化；两台送、引风机同时运行，只有在锅炉熄火，炉膛吹扫完毕后，手动减少送风机风量至最低，方可停运送、引风机。空预器仍保持运行。8停机过程中的注意事项按规定降压降温降负荷，主、再热蒸汽始终保持50℃以上的过热度；保持各加热器、除氧器、凝汽器水位应正常；注意监视轴向位移、差胀、缸胀及振动正常；及时调整各冷油器、空冷器的温度；开主、再热蒸汽管道疏水时，注意本体疏水扩容器的温度；停炉前全面吹灰；降负荷过程，应注意燃烧情况，必要时可提早投油；停炉过程中及停炉后，严密监视汽包水位，以防止汽包满水进入过热器，检查减温水门是否有泄漏，以防止有水通过一、二次汽管道进入汽轮机；热备用时，应紧闭锅炉各门孔、风门及各烟气挡板，尽量减少汽压的下降；锅炉降负荷过程中，及时调整燃料量及风量，以维持燃烧稳定，及时调整给水量，维持汽包水位正常；降压过程中，注意汽包壁温差变化。降压过程中，在不同负荷下及锅炉熄火后，记录锅炉各处膨胀值。冬季停炉后，做好锅炉的防冻措施。9停机后的维护检查关闭可能向汽缸倒水、倒汽的阀门，并确认关闭严密；紧密监视汽缸温降及盘车运行情况，每小时记录一次；注意对各加热器、凝汽器水位的监视，维持低水位，在高压调节级或中压第一级温度大于116℃时，凝汽器水位计、各加热器水位计及高中压缸金属温度测量不得退出运行；若冬天应作好防冻工作，依照停用时刻，应作好防腐工作；开启有关疏水、放水、放空气及防腐阀门放尽存汽，存水、对有泄漏的隔离门应加装堵板；在零度以下环境的水泵，定时启动一次；排除油箱底部的积水；若锅炉有水压试验，应在高压调节级金属温度和中压持环温度100℃以下并制订详细措施后进行，否则必须经总工批准。第二节锅炉停运后的冷却及放水1锅炉冷却锅炉熄灭后，必须关闭各人孔门，看火孔、打焦门，各风烟挡板以免炉膛降温过快。利用过热器疏水门操纵降压速度，严格监视汽包上、下壁温差≯40℃。熄火半小时后，开启再热器冷段疏水及再热汽对空排汽门，以便烘干再热器。熄火6～8小时后，依照汽包壁温差，可打开引.送风机出入口挡板，打焦门和人孔门进行自然通风冷却。加强汽包壁温监视。若需加快冷却时可加强锅炉上水、放水次数.熄火18小时后，可启动引风机进行强制冷却。锅炉如需快速冷却，应采取滑参数停炉，汽压尽可能低。2锅炉放水冷态放水：锅炉停运后，当汽包压力降至零且汽包壁温各点低于100℃时，可进行冷态放水。开启所有空气门和对空排汽门，开启锅炉事故放水门、再循环门、连排及连排至定排截门，所有排污分门、排污总门、放水至定排扩容器，适当开启定排联箱疏水门。放水30分钟后，关闭事故放水门和连排至定排门。开启减温操作台各门，开启减温水疏水门进行放水。开启给水操作台各疏水门进行放水。省煤器放水可开启主省煤器入口管道放水门进行放水至定排。放水完毕后，记录开始放水及放水完毕时刻，汇报值长。热态放水：锅炉停运后，当汽包压力降至0.5--O.8MPa，汽包壁温各点低于200℃，可进行热态放水。锅炉熄火后1小时，可微开大直径下降管排污门、事故放水门进行放水，放水至电接点水位计指示为-250mm时，再接着放水30分，然后关闭各放水门，使汽包内水差不多放完。锅炉熄火后4小时，屏过后烟温不大于400℃，汽包压力0.5—0.8MPa，汽包壁温各点低于200℃，方可进行水冷壁和省煤器放水。微开水冷壁各下联箱排污门及省煤器疏水门，严格操纵锅炉泄压速度，0.8—0.3MPa，需要2—2.5小时；0.3—0MPa，需要3小时汽包压力降至零，开启所有空气门，向空排汽门，开启汽、水系统排汽门、疏水门、利用锅炉余热将锅炉烘干。如炉膛结焦严峻，应适当推迟放水时刻。如带压放水过程中，汽包壁温差不得大于40℃，如有超限趋势时，应暂缓放水，温差稳定后，再进行放水第三章机组停运后的保养锅炉停运后不论是备用或检修必须选用保养，以防锅炉锈蚀。停炉保养的原则锅炉停运期间，为防止受热面发生腐蚀，必须对锅炉进行维护保养；不能让空气进入停运锅炉的水、汽系统管道内；要保持停用锅炉水、汽系统的金属内表面干燥或在金属表面形成具有防腐蚀作用的爱护膜；当环境温度＜5℃时，对停用锅炉应采取防冻措施。常用的几种停炉保养法蒸汽压力法：锅炉停运5天以内，预备随时启动，采纳此法；给水压力溢流法：锅炉停用5天以上转短期备用，采纳"给水压力"法进行保养；充氮和氨—联氨爱护法：锅炉停运转一个月以上的较长期的备用采纳"充氮"法和"氨—联氨"法；余热烘干法：锅炉受压部件检修时，采纳"余热烘干"法，进行爱护；干燥剂法：停炉半年以上备用时，采纳干燥剂法。停炉后可依照停炉时刻和化学监督，决定采取何种措施。锅炉停运时，当环境温度小于5℃时，应采取防冻措施。3.压力法保养锅炉停运短期备用，承压部件无检修工作，炉水符合标准，可采纳此法。待汽包压力降至0.2～0.3MPa，投入底部加热，维持汽压0.2～0.5MPa。爱护期间，每班化验炉水溶解氧一次，要求溶解氧不大于给水标准。采纳此法，汽包水位可操纵在+200mm，锅炉再次启动时可适当将压力提高并加强过热器疏水。4.干法保养锅炉停炉后需对承压部件检修或冬季防冻，适用此法。锅炉停运后，在锅炉设备同意的范围内加速降压、放水，充分利用炉膛余热，将过热器、再热器、省煤器、水冷壁联箱内存水放尽烘干后，达到防止腐蚀的目的。5.联氨溶液保养法此法适用于长期停用的锅炉保养。由化学人员配制一定浓度的联氨溶液，锅炉上水至最高可见水位，使金属表面钝化，形成一层隔膜，从而达到保养目的。6.冬季保养注意事项冬季应将锅炉各部分均采纳防冻措施，发觉缺陷及时处理，冬季伴热系统管道尽量不安排检修。锅炉燃油系统无检修工作时均应投入运行。冬季停炉尽可能采纳干式保养。冬季停炉热备用时，应投入底部加热，维持汽包压力0.2～0.5MPa。停运后的设备，冷却水畅通。若冷却水停用，应打开管道放水，把水放净，无放水门时联系检修解法兰放水。冬季停炉后，应微开给水、减温操作台各疏水门。第五篇事故处理第一章事故处理原则发生事故时，遵照“保人身、保电网、保设备”的原则，在值长的统一指挥下，依照各自的职责迅速按规程规定正确处理事故。对值长、单元长的命令除对人身、设备有直接危害外，均应立即执行，否则应申明理由，拒绝执行。值长坚持时，应向上级领导汇报。发生故障时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危险，找动身生故障的缘故，消除故障；同时应保持非故障设备的正常运行。运行人员应保证厂用电系统的正常运行。机组发生故障时，运行人员一般应按照下列步骤进行工作，消除故障：依照仪表指示，LED显示、光字牌报警及故障打印和机组外部现象，确定设备已发生故障，则：迅速消除对人身和设备的危险，必要时应立即解列发生故障的设备；迅速查清故障的性质，发生的地点和范围，然后进行处理和汇报；保持非故障设备的正常运行；消除故障的每一时期，都要尽可能迅速汇报值长，以便及时汇报总调、正确地采取对策，防止事故蔓延。当判明是系统与其它设备故障时，则应采取措施，维持机组运行，以便有可能尽快恢复整套机组的正常运行。发生故障时，各岗位应互通情况，在值长、单元长统一指挥下，紧密配合，迅速按规程的规定处理，防止事故蔓延扩以便尽快恢复机组运行。处理事故时应当迅速、准确，在处理故障时接到命令后应复诵一篇，命令执行以后，应迅速向发令者汇报。当发生本规程以外的事故及故障时，值班人员应依照自己的经验和推断，主动采取对策，迅速进行处理。条件许可时，请示值长，并在值长的指导下，进行事故处理。事故处理结束，并查清了事故发生的缘故后，应尽快设法恢复机组的运行，并保持各参数在同意的范围内进行。在事故及故障处理中，达到紧急停炉、停机条件而爱护未动作时，应立即手动MFT或手动打闸；辅机达到紧急停运条件而爱护未动作时，应立即停运该辅机。发生故障时，单元长应迅速参加消除故障的工作，并尽可能先通知值长，同时将自己所采取的措施向值长汇报，值长所有正确命令，单元长或主值必须正确执行。在机组发生故障和事故处理时，运行人员不得擅自离开工作岗位，假如故障发生在交接班时刻，应推迟交班，在未办理交接手续前，交班人员应接着工作，并在接班人员协助下消除事故，直到机组恢复正常运行状态或接到值长关于接班的命令为止；禁止与消除故障无关人员停留在发生故障的地点；事故及故障处理完毕后，值班人员应如实向上级领导反映事故发生的时刻、现象、缘故、进展过程及事故处理通过，并做好详细记录，班后会议应对发生的故障进行分析。第二章事故处理1．机组自动跳闸1.1机组发生下列任一情况时均应MFT动作，自动停炉手动MFT；两台送风机跳闸两台引风机跳闸炉膛压力高高炉膛压力低低汽包水位低Ⅲ汽包水位高Ⅲ一次风丧失风量＜30％燃料中断两台空预器全停全炉膛灭火汽轮机跳闸(负荷大于30%)火检冷却风丧失1.2机组发生下列任一情况时，汽轮机应自动跳闸轴向位移大(+1.2㎜/-1.6㎜）高压缸胀差超过+7mm/-4mm;低压缸胀差+15mm转子振动＞0.254mm发电机主爱护动作锅炉MFT动作润滑油压＜0.039MPaDEH要求停机；EH油压＜9.5MPa真空＜-81.6KPa；110%超速动作;转速升至3270～3330r／min(机械超速)室内手动打闸推力瓦温度＞110℃（12取6）2．机组紧急停运条件2.1紧急停炉条件锅炉水位超过±250mm时；所有水位计损坏或失灵，无法监视正常水位时；过热蒸汽、再热蒸汽、主给水管道、水冷壁管等发生爆破，不能维持正常水位时；锅炉压力升到安全阀动作压力，所有安全门拒动时，同时一、二级旁路无法打开时。两台空气预热器或吸、送风机故障停止运行时；锅炉尾部烟道发生再燃烧，排烟温度升高超过250℃时；锅炉发生熄火时；再热器汽源中断时；炉膛负压达±1960Pa。MFT应动作而拒动时。炉膛或烟道发生爆破，使设备严峻受损时。2.2汽轮发电机在下列情况下应破坏真空紧急停机：汽轮发电机组发生强烈振动，瓦振振幅达到0.1mm以上；汽轮机或发电机内部有清晰的金属摩擦声和撞击声；汽轮机发生水冲击或主蒸汽温度或再热蒸汽温度在10分钟内急剧降50℃以上；任一轴承回油温度升至75℃或任一轴承断油冒烟时；任一支持轴承巴氏合金温度升至110℃或推力轴承巴氏合金温度升至110℃；轴封或挡油环严峻摩擦，冒火花；轴承润滑油压下降至0.058MPa，启动辅助油泵无效；主油箱油位降至低油位停机值以下，补油无效；汽轮机油系统着火；轴向位移超过跳闸值，而轴向位移爱护装置未动作；汽轮机转速超过3360r/min而危险保安器不动作；凝汽器真空降至－81.6Kpa以下。循环水中断不能立即恢复。3机组请示停运条件3.1故障停炉条件炉水、蒸汽品质严峻恶化，经多方处理无效时；锅炉承压部件泄漏，只能短期内维持正常水位时；锅筒就地水位计损坏时；锅炉严峻结焦、堵灰，无法维持正常运行时；安全阀动作后不回座时；受热面金属壁温严峻超温，经多方调整无效时；要紧设备的支吊架发生变形或断裂时。3.2不破坏真空故障停机条件主再热蒸汽管道破裂，机组无法运行。凝聚水泵故障，凝汽器水位升高，而备用泵不能投入。机组甩负荷后空转或带厂用电运行超过15min。DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行。高中压缸、低压缸胀差增大，调整无效超过极限值。机组处于电动机状态运行时刻超过1min。操作步骤：4.1紧急停炉操作步骤：立即双手同时按下手动MFT动作按钮；如MFT不动作，则立即手动跳A、B、C、D、E磨，手动OFT；检查一次风机、给煤机、磨煤机均跳闸，燃油快关阀关闭；将所有自动切为手动操作，复位跳闸设备；将风量降至30％，吹扫5～10分钟后停运送、引风机；若因受热面爆破停炉，可保留一台引风机运行，待炉内蒸汽抽尽后再停止引风机运行；如发生二次燃烧引起停炉，则立即停运送、引风机并严禁通风；保持汽包水位，通知化学停止加药泵，关闭连排，加药，取样一次门，停止定排和吹灰；若因水冷壁或省煤器爆破无法保持汽包水位时，严禁打开省煤器再循环门；关闭过热器、再热器减温水调整门、截止门及总门；紧急停炉后，若短时刻不能恢复运行，应注意检查磨煤机及分离器的温度，发觉异常及时采取措施进行处理；MFT动作，汽轮机跳闸，发电机系统解列，较长时刻不能恢复，则汽机按不破坏真空停机处理；做好机组热态启动的预备，尽快恢复运行。4.2破坏真空紧急停机操作步骤：在操纵室按下“紧急停机”按钮或在机头手动打闸，检查高中压主汽门、调门关闭，高排逆止门、各抽汽逆止门关闭，供热蝶阀关闭，机组负荷到0，发电机解列，锅炉MFT，汽机转速应下降；启动交流润滑油泵，检查润滑油压正常；用辅汽向轴封供汽，真空到零，停止向轴封供汽；解除真空泵联锁，停止真空泵运行，开启凝汽器真空破坏门；关闭主、再热蒸汽管道上的疏水门，并禁止向凝汽器排汽及疏水；开启后缸喷水；确认电动给水泵启动，#A、#B汽动给水泵停用；检查凝汽器、除氧器、加热器水位正常；转速下降至600r/min时，检查顶轴油泵是否投入，否则应手动开启；惰走过程中认真检查机组运转情况，认真倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时刻；转速到零，投入连续盘车；完成运行规程所规定的其它停机操作。4.3不破坏真空紧急停机操作步骤：操纵室按下“紧急停机”按钮或在机头手动打闸，检查发电机解列，锅炉MFT，高中压主汽门、调门关闭，高排逆止门、各抽汽逆止门关闭，负荷到0，汽机转速应下降；检查厂用电已切至启备变供电，否则立即手动切换；启动交流润滑油泵，检查润滑油压正常；用辅汽向轴封供汽，真空到零，停止向轴封供汽；确认电动给水泵联动正常，#A、#B汽动给水泵停止；检查主、再热蒸汽管道上的疏水门、汽轮机本体疏水门动作正常；依照需要可投入旁路系统，但必须维持凝器真空≥-85KPa；检查凝汽器、除氧器、加热器水位正常；转速下降至600r/min时，检查顶轴油泵是否投入，否则应手动开启；惰走过程中认真检查机组运转情况，认真倾听汽轮发电机内部声音，记录惰走时刻；真空到零，停轴封汽；转速到零，投入连续盘车；完成运行规程所规定的其它停机操作。5锅炉灭火5.1锅炉灭火的现象MFT动作；炉膛负压大；火检探头无火焰；汽压、汽温、水位下降；炉膛火焰工业电视显示无火焰。5．2锅炉灭火的缘故燃烧不稳，未及时投油助燃；运行中煤质差、挥发分过低、煤粉过粗、水分过高，使燃烧工况恶化；给煤机跳闸，未能及时投油助燃，堵煤、断煤处理不正确；水冷壁管严峻爆破；燃油时燃料油有水或雾化严峻不良或燃油中断；燃料空气配合不当，锅炉负荷过低；低负荷运行时，调整不当或炉膛掉大焦；锅炉低负荷运行时误投入炉膛吹灰器；运行中辅机故障跳闸或灭火爱护误动。5.3锅炉灭火的处理假如MFT动作，则按MFT动作处理；假如MFT未动作，则立即手动MFT；确认所有磨煤机，给煤机，一次风机，进回油跳闸阀，油角阀关闭，油枪退出，BSOD关闭；立即对炉膛进行吹扫，检查锅炉灭火缘故；锅炉灭火缘故查清后，假如缺陷能够消除则锅炉立即点火；其他操作按照机组启动规定处理。6锅炉满水6.1锅炉满水的现象汽包水位高报警；汽包水位工业电视上，就地水位计水位超过顶部可见水位；汽包水位指示到最大值；给水流量不正常地大于蒸汽流量；过热汽温下降，主汽管内可能发生水冲击，管道剧烈振动；过热蒸汽导电度升高；水位高Ⅲ值MFT动作。6.2锅炉满水的缘故给水自动调节失灵；负荷或汽压变动大；水位计指示不正确，使运行人员误操作；对水位监视不够或误操作；汽泵调速系统故障；主汽或汽包安全门动作。6.3锅炉满水的处理立即采取降低水位的措施(连排、定排、降低给水流量等)；如遇给水自动操纵故障，应立即切为手操，操纵给水流量，维持汽包水位正常，并通知热工人员处理；若汽动给水泵调节系统操纵失灵等缘故造成手动和自动均无法降低给水流量时，可手动脱扣汽动泵，使电泵自启动来操纵给水量；加负荷时，水位高，应操纵加负荷速率，或暂停加负荷；如汽包水位上升已达+250mm时MFT不动作，应立既采取下列措施：按紧急停炉按钮，并汇报值长；停止各给水泵，检查省煤器再循环门开启；全开过热器疏水门；停止减温水；加强锅炉放水，注意水位出现；分析满水的缘故，消除后重新启动。7锅炉缺水7.1锅炉缺水的现象汽包水位低报警；汽包水位工业电视上，就地水位计水位超过最低可见水位；汽包水位指示到最小值；给水流量不正常地小于蒸汽流量；严峻缺水时主汽温度升高；汽包水位低Ⅲ值MFT动作。7.2锅炉缺水的缘故给水自动调节失灵；负荷或汽压变动大；水位计指示不正确，使运行人员误操作；对水位监视不够或误操作；汽泵调速系统故障；水冷壁、省煤器系统泄漏严峻。7.3锅炉缺水的处理如遇给水自动操纵故障，应立即手操，增加给水泵转速，维持汽包水位正常，并通知热工人员处理；水位低I值时，如汽泵转速调节失灵，立即启动电动给水泵，调整好汽包水位；停止定排和连排；减负荷时，水位异常，应操纵减负荷速率，或暂停减负荷；如汽包水位降至-250mm时MFT不动作，应立既采取下列措施：按紧急停炉按钮，并汇报值长；加强锅炉补水，注意水位出现；当锅炉水位在各水位表中全部消逝，时刻超过10分钟，严禁立即向锅炉进水，此期间进水，须经总工程师批准；分析缺水的缘故，消除后重新启动。8炉膛压力高8.1炉膛压力高的现象炉膛压力高报警；各烟道负压表指示异常高；炉膛压力高至+1960Pa时MFT动作。8.2炉膛压力高的缘故单台引风机跳闸时RB未投入或动作不及时；炉膛清扫不完全，点火时发生爆燃；炉膛负压自动调节装置失灵；引风机进、出口挡板或空预器入口烟气挡板误关闭；引风机动叶调节装置故障；脱硫投运时跳闸，旁路烟道挡板未联开；受热面发生爆破。8.3炉膛压力高的处理如挡板误关则及时恢复原状；如遇引风自动操纵故障，应立即手操，增加引风机动叶开度，减小送风机动叶开度，维持炉膛负压正常，并通知热工人员处理；在处理过程中及正常运行时始终应保持两台引风机出力应一致（依照引风机入口负压推断），否则将可能使其中一台引风机进入失速区后引起振动高跳闸；如炉膛负压至+1960Pa时MFT不动作，应立既采取下列措施：按紧急停炉按钮，并汇报值长；调整好炉膛负压；假如是热工自动调节装置故障立即联系热工专业处理；分析炉膛负压变正的缘故，消除后锅炉重新点火启动。9炉膛压力低9.1炉膛压力低的现象炉膛压力低报警；各烟道负压表指示异常低；压力低至-1960Pa时MFT动作。9.2炉膛压力低的缘故锅炉灭火；炉膛负压自动调节失灵；送风机进口可调动叶、出口挡板或二次风挡板误关闭；二次风门挡板调节失灵或误关闭。单台送风机跳闸时RB未投入或动作不及时；9.3炉膛压力低的处理如锅炉灭火则按照“锅炉灭火”处理；如不是锅炉灭火则立即投油助燃；如挡板误关则及时恢复原状；如遇引风自动操纵故障，应立即手操，减小引风机动叶，增加送风机动叶，维持炉膛负压正常，并通知热工人员处理；如遇送风机动叶故障下关，应立即上调，恢复至正常；如炉膛负压至-1960Pa时MFT不动作，应立既采取下列措施：按紧急停炉按钮，并汇报值长；调整好炉膛负压；假如是热工自动调节装置故障立即联系热工专业处理；分析炉膛负压变负的缘故，消除后锅炉重新点火启动。10主汽压力高10.1主汽压力高的现象主汽压力表指示高；汽包水位下降；主汽压力达19MPa,PCV应动作；当主汽压力达19.32MPa，安全阀动作。10.2主汽压力高的缘故燃料量突增；负荷骤减；磨煤机热风调节门误开大；煤质变化大；10.3主汽压力高的处理采取降压措施：减少燃料量；手动打开对空排汽阀；当主汽压力达19MPa时，停止最上层制粉系统；检查PCV阀动作，如未动作，手动打开。严密监视汽包水位，注意虚假水位下的给水调节；当压力恢复时，关闭PCV阀；查明缘故，及时恢复。11负荷骤减11.1负荷骤减的现象汽压急剧升高，蒸汽流量急剧减小，发电机负荷下降；汽包水位先下降，后上升，汽温升高；严峻时，PCV阀和安全门动作；再热器进出口压差减小；再热器管壁温度上升；若汽机或发电机故障跳闸时，将产生MFT。11.2负荷骤减的缘故电力系统故障、线路跳闸；汽轮机调速系统故障；11.3负荷骤减的处理负荷骤减时，依照机组负荷，迅速减少燃料量，投油助燃，尽量保持燃烧稳定；维持好炉膛负压、汽包水位稳定；调整风量，维持主蒸汽温度、压力及再热蒸汽温度正常。使安全门回座和及时关闭PCV阀；注意锅炉汽压变化，当压力超过安全门动作压力而安全门拒动且PCV阀无法打开时，应依照“主汽压力高”处理；当汽轮机或发电机故障跳闸时，MFT动作则按MFT动作处理；若负荷甩到零，则应停止所有制粉系统，投油维持燃烧，待故障消除后，恢复正常运行。如故障不能消除，则请示值长停炉；12安全门、PCV阀故障12.1故障现象压力达到整定值时，PCV阀不能自动开启。压力达到整定值时，安全门不起座或压力降至回座压力以下时，安全门不回座。12.2故障缘故安全门弹簧原始整定值不符合要求或运行中发生变化；安全门阀芯与阀座咬死或机械轧死；PCV阀操纵回路故障或电源失去。12.3故障处理PCV阀自动动作不正常时，应立立即其切至手动位置，需要时可手动“开启”或“关闭”；安全门达到动作定值时，仍不起座时，应迅速降低主汽压力并要求检修重新整定和校验。在故障未消除前，应适当降低主汽压力运行；当安全门未达动作定值起座时，应即降压使其回座，并通知检修重新整定，在缺陷未消除前，也应适当降低主汽压力运行；13RUNBACK13.1RB动作的现象“RB动作”光字牌报警；相应的辅机跳闸；主汽温、主汽压大幅度下降；机组调门运行在单阀方式；机组负荷快速下降，机组以TF方式运行进行机调压。13.2RB动作的缘故一台磨煤机跳闸；两台引风机运行，其中一台跳闸；两台一次风机运行，其中一台跳闸；两台送风机运行，其中一台跳闸；两台空预器运行，其中一台跳闸；两台汽泵运行，其中一台跳闸且电泵延时10秒自投不成功。13.3RB动作时应自动进行下列处理（否则应手动干预）RB动作时自动处理两台送风机（引风机、一次风机、空预器）运行，其中一台跳闸，立即跳闸一台磨煤机，启动供油泵，投入运行磨煤机层油枪，减温水调门先超驰关闭，再释放为自动调节，DCS按照预定的速率调整机组负荷至目标值；两台汽泵运行，其中一台跳闸，延时10秒电泵自启不成功，立即启动RB；两台送风机（引风机、一次风机）运行，其中一台跳闸，另一台风机入口调节挡板（或静、动叶）将超驰开大至定值，以维持运行工况的稳定性；机组操纵方式切为“机跟炉”方式。13.4RB动作后的手动处理锅炉燃烧率必须快速地减到相应的负荷率；若炉膛负压、汽包水位变化大自动无法调节时，应手动干预；查明RB动作缘故；监视机组负荷降至RB设定负荷；检查除氧器、轴封母管压力正常，检查凝汽器真空正常；各加热器水位调整正常；检查低压缸排汽温度小于80℃；检查监视汽轮机润滑油温、轴承回油温度、轴向位移、差胀、振动变化情况，均应在正常范围内。14锅炉结焦14.1锅炉结焦的现象水冷壁结焦时，主、再汽温度将会发生不正常的升高；过、再热器受热面结焦时，主、再汽温度不正常的降低；锅炉排烟温度不正常的升高；炉膛掉焦时炉膛负压晃动大；除渣时灰渣量明显变多。14.2锅炉结焦的缘故燃煤灰熔点低或易结渣；燃烧室热负荷过大，炉膛温度过高；燃烧方式不合理，燃烧器工况不正常，火焰中心偏斜；锅炉长时刻超出力运行；燃烧室内还原性气氛多。14.3锅炉结焦的处理调整燃烧工况，幸免火焰中心发生偏斜；更换灰熔点高的煤种；增加结焦部位的吹灰次数；运行中加强对减温水量及燃烧器摆角的监视，发觉异常及时分析处理；对结焦情况增加检查次数，做好大焦块落下的事故预想；适当降低锅炉运行负荷；如结焦严峻，导致过热器，再热器管壁超温严峻无法消除时，应立即降负荷至50％然后观看壁温变化情况，假如壁温仍严峻超过规定值，必须立即停炉处理；假如降负荷至50％后壁温下降至正常值，能够缓慢增加锅炉负荷，加强燃烧调整、吹灰和煤种的更换直至机组恢复正常运行。15烟道再燃烧15.1烟道再燃烧的现象烟道内温度剧增；排烟温度和热风温度不正常地升高；从烟道门孔处发觉火星和冒烟；烟道内负压剧烈变化；烟囱冒黑烟，氧量降低；若空预器发生二次燃烧时，外壳有温度辐射或烧红，严峻时空预器发生卡涩。15.2烟道再燃烧的缘故长时刻煤粉过粗、风量不足、风粉配合不行或油燃烧器雾化不行，燃烧不完全，燃烧不完全，火焰中心长时刻上移使大量可燃物在烟道积存；炉膛负压过大，使未燃尽的煤粉吸入烟道；低负荷或启、停过程中燃烧不良，烟速低，使烟道内积附大量未燃尽可燃物；尾部烟道吹灰器故障或吹灰不及时，可燃物未及时清除。15.3烟道再燃烧的处理如排烟温度不正常的升高，应立即检查各段烟温，从而推断发生再燃烧区域，投入该区域的蒸汽吹灰；降低机组负荷；经采取措施无效，确系烟道内再燃烧，且排烟温度升至250℃时，应手动MFT停炉，停止送、引风机运行，关闭所有烟、风挡板，保持炉底水封及各灰斗密封正常，严禁通风，若是空预器着火，同意用足够水量进入空预器来扑灭火灾；若省煤器处发生二次燃烧，停炉后保持少量进水，冷却省煤器；待火熄灭后，烟温下降至正常后停止灭火水和吹灰器，缓慢打开人孔门进行检查和清理；如自燃后积灰严峻，应设法清扫积灰或冲洗后再启动。当采纳冲洗后，在启动之前应先启吸、送风机运行，对空预器进行通风干燥后再重新点火。16水冷壁管损坏16.1水冷壁管损坏的现象汽包水位下降，蒸汽压力下降；在炉膛内有蒸汽喷出的声音，管子爆破时有显著的响声；炉膛负压变小或变正压、炉膛不严密处喷出炉烟；引风机电流不正常地增加；给水流量不正常地大于蒸汽流量；锅炉燃烧不稳或造成灭火；炉膛各段烟气温度下降；补给水量增加：燃烧不稳，火焰变暗，严峻时锅炉灭火。16.2水冷壁损坏的缘故锅炉给水品质不良，长期运行在管内造成腐蚀或结垢；安装或检修时，管内被异物堵塞，致使水循环不良；燃烧器附件的水冷壁管被煤粉磨损严峻；火焰中心偏斜，升降压速度太快，引起膨胀不均；锅炉运行中严峻缺水后大量给水；炉内结焦严峻，造成受热不均；制造、焊接、检修不良、个不水冷壁入口堵塞；大块焦落下将水冷壁管砸坏；膨胀不良，热应力增大造成损坏；吹灰器安装不良、管子被吹坏。水冷壁材质不合格16.3水冷壁管损坏的处理如水冷壁管损坏不大，并能维持正常水位时，能够同意在低负荷情况下运行，，请示停炉，同时应紧密监视汽包水位和炉内燃烧，锅炉出现燃烧不稳及时投油稳燃，做好停炉预备，当事故进一步恶化时，应立即停炉；如水冷壁管损坏严峻，以致无法维持正常水位时，应进行下列处理：立即停炉，维持引风机运行，以排除炉内烟气和蒸汽；停炉以后，应尽可能维持汽包水位；如泄漏特不严峻，停炉后仍无法维持汽包水位时，应停止给水；停炉后，电除尘应尽快停电，防止电极积灰；迅速将电除尘、省煤器灰斗中灰冲尽防止堵灰。17省煤器管损坏17.1省煤器管损坏的现象汽包水位下降或给水流量不正常地大于蒸汽流量；省煤器附近有异音；省煤器灰斗有漏水或湿灰现象；省煤器两侧烟温偏差增大，漏水侧排烟温度下降；空气预热器两侧出口风温相差增大；烟道阻力增加，引风机电流不正常地增大；补给水量增大。17.2省煤器管损坏的缘故给水品质不合乎标准，使管子内部结垢、腐蚀；安装或检修时，管子内部被异物堵塞，致使水循环不良；管子焊接质量不佳或管材有缺陷；飞灰磨损严峻或在省煤器区发生再燃烧；启停炉或中断给水时省煤器再循环未投入；锅炉运行中严峻缺水；吹灰器安装不良、管子被吹坏。17.3省煤器损坏的处理加强向锅炉进水，保持汽包水位，汇报值长，降低负荷，作好停炉预备，并加强监视泄漏情况和汽包水位给水量等；若省煤器管泄漏严峻，经加强上水，不能保持汽包水位时，应立即停炉。停炉后应维持汽包水位。维持两台空预器运行，所有放水门关闭，禁止开启省煤器再循环门；停炉后维持一台引风机运行，排除炉内烟气和蒸汽后停运。18过热器管损坏18.1过热器管损坏的现象过热器附近有异音；蒸汽压力下降；蒸汽流量不正常地小于给水流量；炉内压力变正，严峻时从不严密处向外冒烟或喷汽；烟道阻力增加，引风机电流不正常地增大；管子损坏侧烟气温度降低；两侧烟温偏差大；假如顶棚、或低温过热器泄漏，则使后面的过热汽温升高和管壁温度升高；假如末级过热器泄漏，则主汽温度有所降低；补给水量增加。18.2过热器管损坏的缘故化学监视不严，使蒸汽品质恶化，管内结垢，引起管壁超温；汽水分离效果差或汽包水位高使蒸汽品质恶化；过热器长期超温运行；安装焊接质量不佳或被异物堵塞；飞灰磨损严峻或过热器区发生二次再燃烧；吹灰器区因吹灰吹损严峻；过热器积灰造成腐蚀，炉膛结焦造成炉膛出口温度升高，使过热器超温；不正确的启、停方式，造成过热器管壁超温。18.3过热器管损坏时的处理立即汇报值长，降低运行参数、负荷，做好停炉预备；管子损坏不严峻时，同意短时刻的运行，这时要特不注意损坏的部分是否扩大与恶化，如在接着运行中，损坏恶化或无法维持正常汽温时，应立即停炉；停炉后维持一台引风机运行，排除炉内烟气和蒸汽后停运。19再热器管损坏19.1再热器管损坏时的现象再热器附近有异常响声；再热器出口压力下降；烟道阻力增加，引风机电流不正常地增大；泄漏或爆破点前汽温下降，泄漏或爆破点后汽温上升；高温再热器管爆破时，炉膛负压变小或变正，严峻时从不严密处向外冒汽或冒烟；在机组负荷不变的情况下，主蒸汽流量增加；补水量增加。19.2再热器管损坏的缘故蒸汽品质长期不合格，使管系内部结垢或腐蚀；管子安装，焊接质量不良，材质不合格或制造中有缺陷；吹灰器安装不当，长期被吹灰蒸汽冲刷磨损；运行中经常超温或飞灰磨损严峻；锅炉启、停过程中，再热器干烧时，炉膛出口烟温超限，使再热器管造成疲劳损坏；管内杂物堵塞，引起超温。19.3再热管损坏的处理立即汇报值长，加强对泄漏处的检查监视，做好停炉预备；若损坏不严峻，则应适当减少负荷维持短时刻运行，并请示停炉；维持正常水位；损坏严峻无法维持正常汽温，再热汽温超限时，应立即停炉，保留引风机运行维持炉膛负压，待蒸汽消逝无压力后停引风机。20燃油管道爆破20.1、燃油管道爆破的现象燃油压力突然下降；锅炉投油时，氧量指示增大，燃烧不稳或熄火；锅炉投油时，汽压，汽温下降；爆破处大量燃油喷出，接触热体后引起火警。20.2燃油管道爆破的缘故燃油管道连接不良；燃油管道受外力撞击受损；燃油管道材质不合格，承压能力差；燃油管道，油枪喷嘴堵塞；燃油管道生锈、腐蚀。20.3燃油管道爆破的处理迅速查出爆破点，设法进行隔离，必要时停供油泵。同时尽量维持锅炉正常运行；采取有效措施，迅速清理积油，防止喷出的燃油接触热体，修复管道。若发生火灾，立即用消防器材灭火，并报火警。若威胁锅炉安全运行，立即停炉。21.汽轮机严峻超速21.1现象：汽轮发电机组发生不正常的声音；汽轮机转速超过3300r/min还接着上升；一般情况下机组负荷突然到零；机组振动增大；103％、110％超速爱护和危险保安器不动作或者尽管已动作但主汽门、调速汽门、高排逆止门、抽汽逆止门等卡涩未关严。21.2缘故：汽轮机调节系统工作不正常，存在缺陷。汽轮机油质不良，使调节系统和保安系统拒动，失去了爱护作用。未按规定的时刻和条件进行危险保安器的试验，危险保安器动作转速发生变化。因蒸汽品质不良，主汽门和调门门杆结垢，造成汽门卡涩而不能关闭。抽汽逆止门、高排逆止门卡涩，不能关闭或关闭不严，造成蒸汽进入汽轮机。21.3处理：立即按下汽轮机紧急跳闸按钮或手动危险遮断装置进行紧急停机，锅炉应MFT；检查并确认汽机高中压主汽门及调速汽门、高排逆止门及各级抽汽逆止门、电动门均关闭严密，若未关严应设法关严；炉侧进行紧急泄压；禁止投运高、低压旁路，关闭主机本体疏水门、主、再热蒸汽管道上的疏水门；停止真空泵运行，开启真空破坏门；转速低于3000r/min时，启动交流润滑油泵，检查油压正常；认真倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时刻；对机组进行全面检查，并查明缘故，待缺陷消除后方可重新启动；必须进行危险保安器超速试验及电超速爱护试验，合格后方可并网；其余按破坏真空紧急停机处理。22负荷骤变、晃动22.1现象：发电机有、无功表显示突变；发电机发出鸣声，其节奏与表计摆合拍;定子电流、电压表剧烈摆动超过正常值，电压周期性的摆动并降低；转子电流、电压表在正常什附近摆动；各调节汽门阀位指示晃动主汽压力、调节级压力、各抽汽压力等参数发生波动；机组振动变化；机组发出交变异音。22.2缘故：电网频率变化，发电机振荡或失步；调速操纵系统故障；EH油压波动；油动机发生高频振荡；主汽门、调门工作失灵或突然发生阀切换；旁路系统误动；热工信号故障或LVDT故障；高、低压加热器突然解列或锅炉燃烧调整异常。22.3处理：依照现象及盘上各表计指示报警，查明缘故；若电网频率变化引起机组负荷骤变，应使机组负荷不超过330MW，检查汽轮机操纵方式在“操作员自动”方式；如发电机振荡或失步，按电气处理事故规程处理；检查汽轮机操纵方式是否在“操作员自动”方式，退出协调运行；若不能消除机组负荷晃动，可将汽轮机操纵方式切至“手动”；如EH油压波动引起负荷晃动，应检查高压蓄能器，启动EH备用油泵，停止运行EH油泵，联系检修人员处理，若不能立即消除EH油压波动，又不能维持机组正常运行时，应减负荷或停机处理；如油动机出现高频振荡、晃动时应设法隔离，联系检修处理，无法维持机组运行时，联系值长申请停机；如主汽门、调门工作失灵或LVDT故障，应查明缘故，联系检修处理；高压加热器突然解列时，应限制机组负荷不超过300MW；如旁路系统误动，应关闭旁路；负荷骤降，抽汽压力不能满足给水泵汽轮机、除氧器需要时，及时切换备用汽源；注意除氧器、凝汽器、高低压加热器水位、轴封系统正常；检查汽轮机轴向位移、差胀、振动及各轴承金属温度、回油温度正常，倾听机组内部声音有无异常；尽量稳定燃烧，维持机组正常运行，燃烧不稳立即投油稳燃。23真空下降23.1现象：“凝汽器真空”指示下降；汽轮机低压缸排汽温度显示上升；“凝汽器真空低”声光报警；机组负荷相应下降。 23.2缘故：循环水泵故障，循环水量减少，循环水中断；轴封系统工作不正常；凝汽器热井水位高；真空泵故障，或真空泵气水分离器水位过高、过低；真空系统泄漏；给水泵汽轮机真空系统泄漏；化补水箱水位过低；汽机旁路系统误开；真空破坏门等真空系统阀门误操作；凝汽器本体，高加事故扩容器、本体疏水扩容器故障泄漏。23.3真空下降时处理原则发觉凝汽器真空下降应将DCS画面各真空指示与就地真空表相对比，并对比排汽温度，检查汽封压力、循环水压力、凝汽器水位和真空泵运行情况，迅速查明缘故，及时处理，同时汇报主值和值长；若真空系统正有操作，应立即停止操作，并恢复操作前状态；发觉真空异常下降且不能稳定时，应启动备用真空泵，提高凝汽器真空；真空降落至-89KPa时，低真空报警；真空降落至-87.5KPa备用真空泵应联启，否则手动启动；真空降落至-89KPa时，机组带额定负荷，如接着降低，应汇报主值和值长降低机组负荷，随着真空的逐渐下降应相应地及时降低机组负荷，按真空每降落1KPa降负荷50MW；当真空降至-82KPa时，机组降负荷到零。真空与负荷见下表：真空KPa-88-87-86-85-84-83-82-81负荷MW300250200150100500停机真空降至-81KPa汽机自动脱扣，“真空低跳闸”报警；ETS跳闸通道灯亮；按故障停机进行处理；真空下降时，应注意汽动给水泵的运行，必要时启动电动给水泵运行；注意低压缸排汽温度的变化，达80℃时投入排汽缸喷水；假如排汽温度达120℃同时在15分钟内降不下来或超过120℃，应汇报主值和值长脱扣停机；因真空系统管道或设备损坏而造成真空下降时，除了按照正常处理外，还应立即隔绝故障系统的设备；隔绝无效，但能维持一定的真空时，应汇报处理，真空不能维持时应减负荷停机；检查循环水泵运行正常,，备用泵出口蝶阀在关闭状态，系统压力正常，凝汽器进、出水门开度正常，进出水温度正常，温升在规定的范围内，循环水量正常；检查真空泵运行状况及入口电动蝶阀状态是否正常，分离器水位、水温是否正常，如不正常则应立即联系处理；检查轴封系统：检查轴封供汽母管压力是否正常，若压力低，则应检查轴封汽源及溢流门是否动作；检查轴加风机运行是否正常，轴加水位是否过高，如有异常，应及时处理。检查真空破坏门是否关闭严密；检查汽动给泵轴封系统阀门状态是否正确，负压系统是否泄漏，如泄漏则启动电动给水泵，停用泄漏的汽动给泵并关闭其排汽蝶阀；事故停机时应关闭主、再热蒸汽管道至凝汽器疏水门，并禁止向凝汽器排汽及疏水。23.4下列缘故阻碍真空下降时的现象及处理原则23.4.1循环水中断：循环水中断时，真空急剧下降，“低真空”报警，排汽温度急剧升高，负荷下降；循环水中断应立即恢复循环水，无法恢复时应立即脱扣停机，锅炉“MFT”，发电机解列，注意汽轮机转速应下降；开启交流润滑油泵运行，注意润滑油压正常；严禁使用旁路系统向凝汽器排汽、水；注意润滑油温及各热交换器温度的变化；严禁开启主、再热蒸汽管道上的疏水门向凝汽器排汽、水；循环水中断，使凝汽器温度升高，应待凝汽器冷却到50℃左右时方可向凝汽器送循环水，注意对凝聚水硬度的监视；开启低压缸喷水，水幕爱护用水降温；真空接近于零，停止汽机轴封供汽，开启凝汽器真空破坏门；必要时应检查主机、汽动给泵大气隔膜是否破裂；循环水泵有明显故障或有电气故障信号，严禁抢合循泵；完成停机的其他操作。23.4.2循环水量减少：检查循环水量调整是否合理；检查循环水泵进口滤网是否脏污；检查凝汽器是否积聚空气，开启凝汽器各水室空气门放尽空气后关闭；检查凝汽器循环水进、出水门开度，凝器端差是否在规定范围内；检查循环水泵运行工况；检查备用循环水泵出口蝶阀状态。23.4.3凝汽器管板脏污：现象：凝汽器进水压力增大，真空逐渐下降，循环水出水温度下降，端差增大。处理：运行中投入凝汽器胶球清洗系统；凝汽器半边隔离清洗。23.4.4凝汽器水位高： 现象：凝汽器水位指示高，凝汽器水位高报警，真空逐渐下降，凝聚水硬度升高；缘故：凝聚水泵故障或备用凝聚水泵出水逆止门倒水，凝聚水再循环误开；凝器泄漏；除氧器水位自动调整或凝汽器水位自动调整失灵和手动调整不当；高加危险疏水动作等。处理原则：运行凝聚水泵故障应切换为备用凝聚水泵运行，检查缘故，若无备用泵或两台凝聚水泵均故障，不能立即消除时，应汇报值长脱扣停机，当真空到零后，凝汽器向外排水；备用凝聚水泵出口逆止门不严应关闭其口电动门或换泵运行（泵不倒转）；除氧器水位自动调整或凝汽器水位自动调整失灵应改为手动调整；凝聚水再循环门误开应及时关闭；检查高加危险疏水动作缘故，合理调整水位。23.4.5凝汽器钢管破裂大量漏水：现象：凝汽器水位急剧升高，水色混浊，硬度增加。处理：汇报主值和值长，降低机组负荷，开启#5低加出口门前排水电动门，然后隔离半边凝汽器找漏，堵漏。若运行中无法消除应停机消除。要特不注意除氧器、凝汽器水位，若除氧器、凝汽器水位无法维持正常运行，应立即停机，并确保凝汽器水位，防止凝汽器水位过高进入汽缸。23.4.6真空系统漏空气应检查真空系统管路上的法兰、阀门盘根、膨胀节，主机、汽动给泵大气隔膜，真空破坏门，处于负压下的抽汽管道及疏水，汽缸结合面，主机、汽动给泵轴封系统，低压加热器水位计，低压旁路后的管路系统等处是否漏空气，查明漏气地点用填料堵塞空隙，涂抹白厚漆、牛油或焊补等方法进行堵漏工作。24汽轮机水冲击24.1现象：主、再热蒸汽温度指示急剧下降；主、再热蒸汽管道、抽汽管道剧烈振动；管道法兰、阀门密封环、汽缸结合面、主汽门、调门、轴封等处有白色蒸汽冒出；轴向位移、振动、差胀指示增大报警，推力轴承回油温度和金属温度升高；清晰地听到汽轮机内部、主、再热蒸汽管道、抽汽管道内有水击声和金属噪声；加热器、热井可能满水，加热器水位异常报警。轴封母管温度可能急剧下降；24.2缘故：给水自动调节失灵，造成汽包满水；锅炉汽包压力急剧下降；过热器或再热器减温水阀失灵打开；主、再热器管道疏水不畅；暖管疏水不合理；加热器管泄漏或疏水不畅造成加热器满水；轴封母管和轴封供汽管疏水不畅；轴封减温水调整失灵；机组负荷突然变化；炉水品质不合格；汽缸本体疏水不良；除氧器满水；高压旁路减温水操纵阀不严，内漏。24.3处理：当汽缸上、下温差增大时，应及时分析缘故，采取有效措施，若机组发生水冲击，应按破坏真空紧急停机处理；注意汽机本体及有关蒸汽管道疏水门应开启；注意监视轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动等参数；认真倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时刻；如因加热器、除氧器满水引起汽机进水，应立即关闭其抽汽电动门，抽汽逆止门，解列故障加热器；汽机转速到零后，立即投入连续盘车；汽机转速到零后，投盘车时要特不注意盘车电流是否增大，记录转子弯曲度，转子变形严峻或内部动静部分摩擦，盘车盘不动时，严禁强行盘车；汽机符合热态启动条件后，启动汽机，在启动过程中，应注意监视转子弯曲度、轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动等符合操纵指标及汽机本体、蒸汽管道的疏水情况；如汽机重新启动时发觉有异常声音或动静摩擦声，应立即破坏真空停机并逐级汇报；汽机转子惰走过程中，如汽机轴向位移、胀差、振动、推力轴承金属温度及回油温度明显升高，惰走时刻明显缩短，应逐级汇报，依照推力瓦情况决定是否揭缸检查，否则不准启动；假如停机时发觉汽轮机内部有异常声音和转动部分有摩擦，则应揭缸检查。25机组发生不正常振动25.1现象汽轮机振动数值增大；“汽机振动大”声光报警；机组声音异常。25.2缘故机组负荷、参数骤变；润滑油压、润滑油温变化过大；轴向位移或胀差超过同意值；汽轮发电机组动静部分、通流部分及端部轴封内部发生摩擦；发电机静子、转子电流不平衡；汽轮机发生水冲击；汽轮机断叶片；转子弯曲；汽轮发电机组中心不正；汽轮发电机组转子不平衡；汽轮机通流部分变形；轴承油温、油质不合格造成轴承油膜不稳；或机组轴承损坏；发电机部分的机械松动；汽轮发电机组的动静部分掉进杂物；汽轮机启动过程中参数不合理，升速、升负荷快，暖机不良，造成汽机膨胀不均，引起振动；汽机滑销系统卡涩；真空下降，排汽温度升高，引起汽机中心偏移；轴承座和台板接触不良或台板螺栓松动。25.3处理：机组振动大时，立即到就地测振，当机组振动增大至50µm以上或发出不正常声音时，立即调整机组运行方式使振动恢复正常。就地倾听汽轮发电机组内部声音，发觉有清晰的金属磨擦声或轴封内冒火花，应立即打闸停机并破坏真空。如因机组负荷、参数变化大引起振动增大，尽快稳定机组参数和负荷，同时注意汽机轴向位移、胀差、缸胀及汽缸温差等的变化。检查润滑油温度、压力及各轴承温度是否正常，否则手动调整油温、油压至正常。如发电机升压引起振动或正常运行中确认为发电机引起振动，降低负荷并查明缘故。当机组变工况引起振动增大时，应恢复原工况运行并查明缘故。当机组振动增大，瓦振100um以上或轴振254um以上时，立即打闸停机，并破坏真空。机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或轴振值不超过0.08mm，超过时应降低机组负荷或采取其它调整手段直到振动值下降到同意范围内为止。26甩负荷26.1机组甩负荷到零，DEH应能够操纵转速26.1.1现象：负荷到零，主汽压力上升，调节级压力到零；汽机转速上升后又下降稳定在一定范围内（未超过危险保安器动作转速）；OPC爱护动作。26.1.2：处理：操纵汽机转速维持在3000r/min；切换轴封汽源，维持轴封汽压力、凝汽器水位、除氧器水位；启动电动给水泵运行，停止#A、#B汽动给水泵；切换辅助联箱汽源；解除炉MFT跳汽泵爱护，启动一台汽动给泵，停电泵作备用；紧密注意汽温、汽压、缸温变化，保持一定参数运行；全面检查机组情况，如轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动、声音等正常；检查正常后，联系值长，尽快进行发电机并网；机组并网后，按照规定带负荷，并完成其它操作。26.2机组甩负荷到零，DEH不能操纵转速，110％超速爱护或危险保安器动作26.2.1现象：负荷到零；汽机转速升高达到3300r/min；OPC爱护动作后仍不能操纵转速；110％超速爱护或危险保安器动作并发出报警信号；MFT动作，发电机跳闸。26.2.2处理：检查并确认汽机高中压主汽门及调速汽门、高排逆止门、各级抽汽逆止门、供热蝶阀均关闭严密，汽机转速下降；若转速接着上升应破坏真空紧急停机；转速下降时启动交流润滑油泵、高压辅助油泵，检查油压正常；切换轴封汽源，维持轴封汽压力、凝汽器水位、除氧器水位；确认电动给水泵启动，#A、#B汽动给泵停止；切换辅助联箱汽源，解除炉MFT跳汽泵爱护，启动一台汽动给泵，停电泵作备用；紧密注意汽温、汽压、缸温变化；全面检查机组情况，如轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动、声音等正常；炉吹扫后，重新点火；联系检修确认DEH调速操纵系统正常；冲转参数满足，联系值长对机组重新挂闸启动至3000r/min；机组并网后，按照规定带负荷，并完成其它操作；假如DEH不能维持汽轮机空负荷运行则应停机检查；在各种甩负荷情况下应特不注意汽温变化，以防引起水冲击。26.5机组跳闸爱护动作26.5.1现象：机组声音突变，负荷到零，主汽压力上升，调节级压力到零；汽机转速下降或上升后又下降；高中压主汽门及调速汽门、高排逆止门及各级抽汽逆止门、供热蝶阀均关闭；MFT动作，发电机跳闸，6kV厂用电切至启备变运行。26.5.2处理：检查汽机高中压主汽门、调速汽门及各级抽汽逆止门、供热蝶阀均关闭严密，汽机转速下降；若转速接着上升应破坏真空紧急停机；启动交流润滑油泵，检查油压正常；切换轴封汽源，维持轴封汽压力、凝汽器水位、除氧器水位；确认电动给水泵启动，#A、#B汽动给泵停止；切换辅助联箱汽源，条件具备后，解除炉MFT跳汽泵爱护，启动一台汽动给泵，停电泵作备用；紧密注意汽温、汽压、缸温变化；全面检查机组情况，如轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动、声音等正常；查明机组跳闸缘故，若由于人员误动引起，则汇报值长，炉吹扫后，重新点火，冲转参数满足，机组重新挂闸启动至3000r/min；若由于爱护动作引起，则查明爱护动作缘故并处理，待缺陷消除后，接值长通知后，方可重新启动机组运行；机组并网后，按照规定带负荷，并完成其它操作；若汽轮机跳闸后发电机未解列，应在1min内解列发电机，以防汽轮机叶片因鼓风及缺少通风而过热。 27蒸汽参数异常27.1主蒸汽、再热蒸汽压力异常27.1.1现象：微机内主、再热蒸汽压力高或低报警，仪表指示数值偏离正常值。27.1.2缘故：操纵系统故障；机组负荷骤变；燃烧发生变化。27.1.3处理：若操纵系统故障，引起主、再热蒸汽压力异常，应调节燃料量，恢复主、再热蒸汽压力；若机组负荷变化过快引起主、再热蒸汽压力异常，应设法稳定负荷，待主、再热蒸汽压力恢复后，再进行负荷变动；必要时可通过增加或降低机组负荷使压力恢复至正常，但不应超额定负荷或低于最低稳燃负荷运行；主蒸汽压力变化时，应注意A、B汽泵转速的自动调整，必要时切至手动调整主蒸汽压力高于19.525Mpa运行时刻一年累计不许超过12小时；主、再热蒸汽压力变化时，应注意机组振动、声音、差胀、轴向位移及汽轮机上下缸温差。27.2主蒸汽、再热蒸汽温度异常27.2.1现象：主、再热蒸汽温度高或低报警，仪表指示数值偏离正常值。27.2.2缘故：主、再热蒸汽减温器调节失灵；锅炉汽包满水；锅炉燃烧不稳定，调节不当或失灵；锅炉瞬间进入大量煤粉；机组负荷大幅度变化；锅炉严峻结焦； 水质不合格，汽水共腾。27.2.3处理：主、再热蒸汽温度变化时要求尽快调整，恢复至正常范围；在专门情况下同意温度不超过550℃运行，但一年内累计不超过400h。同意主、再热蒸汽温度在550℃至555℃之间摆动，但连续运行时刻不得超过15min,且任何一年的累计时刻不超过80h主、再热汽温下降至525℃，应汇报主值及时调整；温度降到520℃应减负荷，汽温每下降１℃降负荷5MW，汽温降至500℃时，全开主汽管疏水门，降至490℃时，全开高中压导管及汽缸疏水门，降至汽温下降与机组负荷对比见下表：汽温℃520510500490480470460450负荷MW33028023018013080300主、再热汽温下降至430℃，虽经调整和减负荷到零仍不能恢复，脱扣停机；主、再热汽温下降，在10分钟内下降50℃以上，汇报主值、值长，脱扣停机；汽温、汽压同时下降时，按汽温下降处理；运行中汽温变化时，应加强对机组振动、声音、胀差、轴向位移、推力轴承温度、汽机上、下缸温差及转子应力变化情况的监视。28轴向位移增大28.1现象：DCS画面中显示轴向位移大。DEH、TSI轴向位移指示增大。汽轮机推力瓦温度上升。28.2缘故：机组负荷、蒸汽参数或流量骤变；汽轮机发生水冲击；推力瓦磨损；叶片结垢严峻或断落；凝汽器真空下降；机组过负荷；高低压加热器突然故障切除；发电机转子窜动。28.3处理：轴向位移大报警，应检查推力瓦温度，回油温度，差胀，振动变化情况；认真倾听汽轮机内部声音；当轴向位移增大至+0.8mm/-1.2mm，机组应降低负荷运行，直至报警消逝，查找缘故；当轴向位移增大至+1.2mm/-1.6mm，汽机应自动脱扣，否则应手动停机；负荷或蒸汽参数骤变，应迅速稳定负荷，调整蒸汽参数；如机组轴向位移上升并伴有不正常的响声、剧烈振动，应按紧急停机处理；汽轮机推力瓦温度任何一点上升到110℃时，应立即破坏真空紧急停机。 29油系统着火29.1现象：就地发觉火苗、烟气；火灾报警盘显示火灾区域并发出报警音响。29.2缘故：油系统漏油至高温物体；电气设备短路产生火花；工作时不慎将火种掉在易燃物品上。29.3处理：发觉火警信号立即汇报单元长、值长，迅速赶到着火现扬了解着火情况并打电话119，告知消防人员着火区域及火势危害程度。如系油系统漏油引起，应查明泄漏点并设法消除，同时设法与周围热体部分和运行设备隔离，防止火势扩大。凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。油系统着火后，应立即切断火势危及的设备电源，然后进行灭火。电动机及油泵着火时，不得使用干砂灭火，防止干沙进入汽机油系统。若着火不能专门快扑灭，火势严峻危及设备及人身安全时，应立即破坏真空紧急停机。解除高压启动油泵联锁，禁止启动高压启动油泵，应使用润滑油泵停机。若润滑油系统着火无法扑灭而停机，可在确保轴承正常润滑的前提下，降低润滑油压，以减少漏油量；火灾特不严峻的，依照具体情况，在征得值长同意后，也可停用润滑油泵。火势威胁主油箱或机头平台、厂房、邻机安全时，在打闸停机后应开启主油箱事故放油门，在转子静止前维持最低同意油位，转子静止后放净存油。30汽水管道故障30.1汽水管道故障处理过程中的隔离原则尽可能不使工作人员和设备遭受损害；尽可能不停用运行设备；先关闭来汽、来水阀门，后关闭送汽、送水阀门；先关闭离故障点近的阀门，如无法接近隔离点，再扩大隔离范围。待能够接近隔离点时，应迅速缩小隔离范围。30.2蒸汽管道故障的处理方法蒸汽管道或法兰、阀门破裂，机组无法维持运行应破坏真空事故停机，同时还应：尽快隔离故障点,放疏水泄压,并开启汽轮机厂房内的窗户放出蒸汽,检查房顶抽风机开启运行，切勿乱跑，防止被汽流吹伤；采取必要的防火及防止电气设备受潮的临时措施。蒸汽管道水冲击：当机组在运行时，开启有关疏水门并查明缘故，如已进展到汽轮机水冲击，应按汽轮机发生水冲击的方法处理；当机组处于停用状态时，将蒸汽管道隔离、泄压，重新暖管。抽汽管道水冲击：停用水冲击的抽汽管道及设备，开启有关疏水门并查明缘故，如已进展到汽轮机水冲击，应按汽轮机发生水冲击的方法处理。蒸汽管道振动大：检查蒸汽管道的疏水和支吊架情况；两侧蒸汽流量是否偏差，及时处理。如振动危及到蒸汽管道和设备时，应汇报值长降低机组负荷，必要时隔离振动大的蒸汽管道。30.3水管道故障的处理方法给水管道破裂：迅速隔离故障点；如故障点无法隔离且机组无法维持正常运行时，应进行事故停机；凝聚水管道破裂：设法制止或减少凝聚水的泄漏或隔离故障点，维持机组运行；如故障点无法隔离且阻碍机组正常运行时，应申请停机；循环水管道破裂：设法制止或减少循环水的泄漏，并注意泄漏是否进展及循环水母管压力、真空、油温、风温的变化。31汽轮机通流部分发生动静摩擦31.1象征：盘车电流增大或盘车跳闸。机组通流部分有金属摩擦声。大轴弯曲较原始值增大。汽缸上下温差增大。轴向位移发生异常变化。31.2缘故：大轴发生弯曲，径向间隙减小。轴向位移异常增大，轴向间隙减小。汽缸上下温差大，形成猫拱背，产生动静摩擦。汽机轴封发生变形，产生动静摩擦。31.3处理：

停机后要经常注意监视缸温的变化，特不要注意上、下缸温差，假如发觉上、下缸温差增大应及时调整，检查并保证疏水系统及各抽汽管道疏水畅通，各抽汽逆止门、电动门关闭严密，高压轴封漏汽至除氧器电动门、手动门关闭严密，门杆漏汽至除氧器逆止门和截止门关闭严密。应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。启动或低负荷运行时不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。

停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明缘故及时处理。机组启动前至少连续盘车2~4小时，热态启动时至少连续盘车4小时。假如盘车过程中发生盘车跳闸或由于其他缘故引起的盘车中断，应重新计时。轴封处有异音时，应检查缸温与供汽汽源温度是否匹配，并检查轴封供汽管路疏水畅通。凝汽器真空到零后，方可停止轴封供汽。机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm或通过临界转速时轴承振动超过0.10mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。应认真检查、分析引起振动的缘故，严禁盲目启动。查明缘故且具备启动条件后，应连续盘车4小时当盘车盘不动时，决不能采纳吊车强行盘车，以免造成通流部分进一步损坏。同时采取以下闷缸措施，以清除转子热弯曲。

尽快恢复润滑油系统向轴瓦供油。

迅速破坏真空，停止快冷。

隔离汽轮机本体的内、外冷源，消除缸内冷源。

关闭进入汽轮机所有进汽门以及所有汽轮机本体、抽汽管道疏水门，进行闷缸。

严密监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子晃动随时刻的变化情况。

当汽缸上、下温差小于50℃时，可手动试盘车，若转子能盘动，可盘转180°进行自重法校直转子，温度越高越好。转子多次180°盘转，当转子晃动值及方向回到原始状态时，可投连续盘车。

开启顶轴油泵。

在不盘车时，不同意向轴封送汽第六篇辅机规程第一章辅机设备运行通则1辅机试转的注意事项1.1设备大、小修对设备、系统异动后，运行人员在设备系统试运行前要认真核对现场实际设备，确认变更结果和设备异动通知相符。1.2设备试运送电前，要检查检修工作票收回，现场检修工作全部结束，设备及与设备相联的系统检修工作全部结束，设备恢复完整；设备、系统的人孔、检查孔关闭严密，系统内的阀门、设备状态符合设备试运要求；设备和相关系统保温恢复完整；设备及相关系统周围护栏、平台、过道恢复完整；设备现场的检修临时措施拆除、设备及附近地面卫生清扫洁净，现场照明充足。1.3检查设备的安全罩，电机、电缆的接地线完整，电机接线完整，绝缘合格。1.4设备运行需要监视的压力、流量表一次门开启，所有运行需要监视的表记投入并检查指示正确有轴承温度、振动、电机线圈温度测点的转动设备试转前上述监视表记必须投入，如转动设备设置有爱护，爱护装置必须投入。1.5设备检修后的试转，检修负责人须持有“设备试转单”，并到现场。运行人员必须了解试转的要求、试转范围以及有关措施或规定。1.6旋转设备试转前，如能盘动的均应盘动靠背轮若干圈，以确认其转动灵活，检查轴承油位正常、油质良好。1.7转动设备检修后的试转，须经点动（不同意反转的设备要拆除靠背轮螺栓电机单独试转）确认其电动机转向正确。1.8试转的任何操作都应考虑不阻碍其他设备及系统的安全。1.9按各系统专门的检查卡，进行设备启动或投用前的检查。1.10启动6kV设备及重要的400V设备，应派专人就地监视。启动时，就地人员站在事故按钮处，发觉问题，立即停止。设备试转结束，将设备的试转情况进行详细记录。2转动设备的操作规定2.1转动设备启动时，要注意监视电机的启动电流和电流返回正常值的时刻。6KV转动设备和重要的380V转动设备以及通过检修后的转动设备第一次启动时就地要有专人负责检查转动设备的转动方向、启动初转速并检查设备的启动状态。设备启动后启动电流超过正常值（辅机电流表满表，6KV电机电流要在相应6KV母线电流表进行监视）和启动电流返回正常值的时刻超过正常值，要立即停止该设备。就地检查发觉设备转动方向不正确和设备启动后3秒钟没有初转速以及设备启动后出现转动部分碰磨、电机或电缆着火冒烟、设备出现强烈振动，要立即使用就地事故按钮停止设备运行。设备启动失败，在缘故未查明并处理前，禁止设备再次强制启动。2.2在规程中对电机启动时刻间隔没有明确要求的情况下，如6KV电机停止前没有明显的过电流和放电等事故征兆，转动设备冷态（设备停止时刻大于2小时）可启动两次，热态（设备启动时刻超过30秒）可启动一次；启动时刻小于3秒的设备和紧急情况下为幸免停机、事故范围扩大或其他重要设备损坏，在没有备用设备投入的情况下可多启动一次；在同意启动的次数范围内电机的启动时刻间隔不得小于5分钟。2.3设备启动时要考虑母线负荷分布尽量均匀，同一母线上不同意同时启动两台及以上6kV转动设备。2.4电动门试验规定电动门试验前应确认对运行设备、系统无阻碍，检修有关人员到场，电动门电源正常。电动门送电后，应检查DCS画面显示与现场状态相符。电动门试验前，应先手动操作，以检查机械部分灵活无卡涩。电动关闭阀门，使“关”限位开关动作，检查开度指示在“关闭”位置，手摇关紧阀门，检查阀门关紧圈数是否符合规定，并作好记录。电动开启阀门，使“开”限位开关动作，检查开度指示在“开启”位置。电动全行程开、关一次，检查开度指示，灯光信号正确，并记录全行程开、关时刻。关于有“就地/遥控”操作方式的电动门，两种操作方式均应试验合格。3辅机的运行3.1辅机启动前检查辅机启动前必须检查确认辅机及相关设备的检修工作结束，工作票已终结，辅机及辅机系统的阀门、设备系统的联锁、爱护传动正常，阻碍设备启动