火电机组事故处理

机组事故处理事故处理总则发生事故时，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。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。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。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。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。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。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。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，防止炉外管道爆破。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。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。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。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。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。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。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。为防止事故的扩大，下列操作无须中调或值长的命令将直接对人身安全有威胁的设备停电。将已损坏的设备隔离。当厂用电全停或部分停电，正确恢复其电源。双电源的线路开关跳闸后，两侧有电压时恢复同期并列。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。电压互感器保险熔断，将可能误动的保护退出。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。锅炉事故停运锅炉紧急停运条件锅炉受热面、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运行时。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。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℃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。DCS系统故障，无法对机组进行监控。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。部分和全部厂用电源中断，无法维持机组正常运行。达到MFT保护动作条件，MFT拒动。处理手动MFT，紧急停炉。MFT动作后检查下列联动正常，否则手动操作:MFT硬跳闸继电器跳闸。OFT跳闸继电器跳闸。所有油枪进油电磁阀关闭。所有汽动给水泵跳闸。所有磨煤机跳闸。所有给煤机跳闸。关闭炉前燃油进油快关阀。所有一次风机跳闸。所有密封风机跳闸。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%。关闭所有磨煤机出口快关挡板。向汽机危急跳闸保护系统(ETS)发指令，汽机跳闸。发电机出口开关跳闸。停止锅炉吹灰系统运行。关闭锅炉所有过热器和再热器减温水电动阀和调节阀。燃烧器风门挡板全开。联锁关闭暖管管路入口电动阀。脱硝系统联锁停运。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扫。过热器压力达到28.83MPa如果PCV阀拒动，则手动开启PCV阀泄压。其它操作按正常停炉及相关事故处理规定进行。锅炉故障停运条件锅炉给水、蒸汽品质严重恶化，经采取措施无法恢复正常。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。锅炉结焦、堵灰严重，经处理难以维持正常运行时。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。锅炉汽温和受热面壁温严重超温，经调整无法降低。处理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。按40MW/min的速率减负荷至400MW，投入等离子装置，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。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℃减燃料、减给水，继续降温、降压，负荷降至100MW时锅炉熄火。其它操作按正常停炉执行。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。事故停炉后机组降温、降压的规定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，监视水冷壁无超温或温度无上升趋势。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。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。汽机事故停运汽机紧急停运条件汽轮机ETS保护拒动。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厂用电全部失去。轴承或端部轴封摩擦冒火花。汽轮机内部有明显的金属撞击声。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。发电机、励磁机冒烟着火或氢气系统发生爆炸。汽水管道爆破或严重泄漏，严重危及人身、设备安全。发电机严重漏氢，氢压无法维持。发电机大量漏水并伴随定子接地信号。DEH工作失常，汽轮机不能控制转速或负荷。汽轮机无蒸汽运行时间超过1min，而发电机逆功率未动作。汽轮机轴振＞130μm。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℃，或推力轴承金属轴向位移达±1.0mm，且推力轴承金属发生其他威胁人身及设备安全无法排除。处理紧急停机条件满足而保护不动作，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。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。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。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。检查凝汽器、除氧器水位自动调节正常。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。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数正常，倾听汽轮机内部声音正常。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。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。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。其他操作与正常停机相同。汽机故障停运条件主、再热蒸汽参数超过规定值，具体限值参见“蒸汽参数异常”表。主机润滑油供油温度高至55℃，且处理无效。润滑油严重乳化，且处理无效。主、再热蒸汽管道两侧汽温偏差＞28℃轴向位移达±0.5mm，且推力轴承金属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。EH油箱油位低低，补油后仍无法维持。两台EH油泵运行，EH油压仍低于10.5MPa且处理无效。发电机内氢压急剧下跌或发电机内氢纯度经处理后仍＜95%。发电机定冷水电导率达到9.9μs/cm。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。发电机定子铁芯温度＞12发电机转子线圈温度＞110℃，或任一热氢温度＞90℃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。发电机转子绕组有匝间短路现象。发电机负序电流＞8%，经处理无效。处理汇报生产副总经理、调度，申请机组停运。得到机组故障停运命令后，减负荷至100MW，机组解列。非锅炉设备原因故障停机，且故障能很快消除时，可维持锅炉运行。其他操作同机组正常停运。发电机紧急停运紧急停运发电机条件危害人身和设备安全时。发电机内部冒烟、着火、或内部氢气爆炸时。发电机强烈振动超过极限，而保护装置拒动时。发电机滑环、碳刷严重冒火，且无法处理。发电机滑环冒烟、着火。主变或A、B高厂变、励磁变着火时。 发电机本体内严重漏水，危及设备运行时。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。发电机符合断水保护条件，保护未动。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。发电机定子、转子局部温度上升至极限而无法控制时。处理立即停机将发电机解列、灭磁。检查发电机出口开关、灭磁开关确已在分闸状态。若是由氢气着火或爆炸引起,按“氢气着火或爆炸”事故处理。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。其余按一般停机操作程序进行操作。发电机出口开关跳闸检查发电机出口开关、灭磁开关已跳闸。检查保护动作情况，判断故障性质和范围若跳闸是由机炉引起，待机炉故障排除后重新并网。若发电机差动保护、定子接地等保护动作，应对发电机及有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。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”。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。若母线差动、开关失灵保护动作，查明故障母线或失灵开关，将其停运，并迅速恢复机组运行。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。发电机氢气着火或爆炸现象氢气泄漏点发出轻微爆炸声,并有明火。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。发电机内部各部温度不正常升高。发电机内部氢压波动较大。处理发电机着火爆炸时应按破坏真空紧急停机步骤处理。切断氢源和电源。开启向发电机供二氧化碳门，打开发电机氢气排大气门。当汽轮机发电机转速降至1000r/min以下时，应立即向发电机内充二氧化碳。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。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。发电机滑环、碳刷冒火的处理适当降低励磁电流。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。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。更换碳刷时，应逐一更换，防止其他碳刷过电流。若冒火原因是由于滑环表面脏污引起，通知检修人员处理并用鼓风机吹扫。若冒火严重符合发电机紧急停运条件时,发电机紧急停运。发电机逆功率现象发电机有功功率显示负值。“汽轮机跳闸”信号发出。发电机无功功率升高，定子电流降低。定子电压和励磁回路参数正常。DCS报警窗报警。处理报警确认，汇报值长。发电机逆功率保护动作跳闸，按事故跳闸进行处理。确认发电机逆功率保护装置拒动，将发电机紧急停机。发电机故障停运发电机振荡或失去同步现象定子电流剧烈摆动，电流可能超过正常值。有功、无功大幅度摆动。发电机定子电压剧烈摆动，通常略降低。发电机转子电流、电压在正常值附近摆动。可能“发电机失步”、“发电机失磁”、“过负荷”信号发出。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。若发电机保护没有动作跳闸，作如下处理若振荡是由于发电机误并列引起，应立即将发电机解列。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。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。采取上述措施1min～2min不能恢复时，值长下令解列机组。发-变组过激磁现象“发变组过激磁”报警。当U/f＞107%，报警。当U/f＞110%，时间超过18秒时，保护将动作跳闸。当U/f＞113%，进入反时限段，保护将动作跳闸。原因引起发变组过激磁多数发生在突然减负荷。100%甩负荷及低频率运行时。汽机冲转时，转速低于2950r/min时，对发电机进行启励。处理报警确认，汇报值长。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。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。汽机冲转时，转速低于2950r/min时，禁止合灭磁开关。发电机三相电流不平衡现象当发电机负序电流达到6%额定电流值时DCS报警窗报警。发电机转子温度升高。机组振动。原因机组内部故障引起。厂用电系统缺相运行。系统故障引起。处理报警确认，汇报值长。对发变组进行全面检查。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。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。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。若不平衡由于机组内部故障引起，则应停机灭磁处理。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。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。发电机在带不平衡电流运行时，应加强对发电机转子发热和机组振动的监视和检查。发电机温度异常现象DCS报警窗报警。发电机定子线棒温度异常。发电机定冷水温度异常。发电机冷、热氢气温度异常。原因发电机定冷水系统异常。发电机氢冷系统异常。发电机铁芯硅钢件部分短路。发电机三相电流不平衡。发电机部分发生动静碰磨。温度元件失灵。处理报警确认，汇报值长，适当降低机组有功出力，观察温度是否下降。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。定子线棒层间最高与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。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空气和堵塞。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。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。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。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。加强对发电机的运行监视，控制温度不超过规定值。发电机定子接地现象“发电机定子接地”信号发出，DCS报警。发电机故障录波器动作。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。处理汇报值长。若保护动作发电机跳闸，按发电机事故跳闸处理。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。发电机转子一点接地现象“发电机转子一点接地”信号发出，DCS报警。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压。转子一点接地装置接地指示灯可能亮。原因发电机励磁回路绝缘降低或直接接地。处理汇报值长。如转子一点接地保护动作跳闸，按事故跳闸处理。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。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。发电机失磁现象DCS报警，“发电机保护动作”可能发出，“发电机失磁”信号发出。发电机定子电压指示降低并有波动现象。发电机有功功率指示有波动现象。发电机无功功率显示为负值。发电机定子电流大幅度上升。发电机转子电流降低或为零。发电机转子电压呈周期性波动。处理如果发电机失磁保护动作，按事故跳闸进行处理。严密监视发电机定子线圈、铁芯温度及机组振动。如果发电机失磁保护未动作，应进行如下处理: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。尽快查明和消除失磁原因，恢复发电机励磁。主变事故处理主变的紧急停运条件危急人身及设备安全时。主变着火。达到主变保护动作条件而保护拒动时。内部音响很大，且不均匀，有爆裂声。由于主变故障引起油枕或防爆管喷油。由于本体漏油严重低于油位计的极限值。套管有严重的破损和放电现象。压力释放装置动作而不返回，向外大量喷油。接线柱发热严重，出现熔接现象。变压器重瓦斯保护动作的处理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。重瓦斯保护动作跳闸时，可按下列情况处理：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。若当时系统无冲击，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。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。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。轻瓦斯保护装置动作的处理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析。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。变压器差动保护动作跳闸的处理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。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。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。主变释压装置正常运行中动作的原因及处理变压器的内部故障：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，决定变压器是否恢复送电。其它故障：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。主变过负荷主变过负荷应按过负荷表执行。存在缺陷或冷却系统有故障的主变不允许过负荷。主变过负荷时，应投入全部冷却器。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。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。主变温度和油位异常主变的上层油温、线圈温度超过允许值。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。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。检查主变的冷却装置是否正常运行。如发现主变的温度较平时同负荷和冷却条件下高出10℃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。主变油位过高时，应分析和查明原因及时处理，并通知检修人员放油。主变冷却器全停时的处理现象：DCS发主变冷却器全停启动报警。DCS发主变交流I电源故障报警。DCS发主变交流II电源故障报警。DCS发主变PLC故障报警。原因：主变冷却器交流I、II路电源故障。处理：严密监视主变温度上升情况和记录冷却器全停时间。适当减负荷，控制温度上升。立即派人检查处理和通知检修人员处理。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冷却器电源恢复后注意加强冷却。主变着火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。隔离火源，以防蔓延。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。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。锅炉一般事故处理锅炉RBRB（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。RB的种类：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，锅炉主控自动减至550MW，负荷减至570MWRB复位。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570MWRB复位。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570MWRB复位。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570MWRB复位。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闸，锅炉主控自动减至550MW，负荷减至570MWRB复位。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570MWRB复位。磨煤机RB。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820MWRB复位。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620MWRB复位。锅炉主控在自动方式下、汽机主控在自动方式下，负荷≥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470MWRB复位。一台增压风机跳闸现象：DCS画面上“增压风机”报警来，相应风机已跳闸。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。炉膛压力波动，给水流量、蒸汽流量下降，发电机功率下降。如引风机跳闸联锁跳闸同侧送风机。原因：两台增压风机运行，一台增压风机动作保护跳闸。运行人员DCS上误操作。就地增压风机事故按钮误动。保护误动。处理：确认“RB保护”动作，确认锅炉主控指令减至550MW。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。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F→E→D，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。确认机组负荷平稳下降，检查给水量平稳下降。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。检查运行增压风机电流未超限，动叶跟踪正常。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。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。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。一台送风机或引风机跳闸现象：DCS画面上“送风机跳闸”、“引风机跳闸”报警来，相应风机已跳闸。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。炉膛压力波动，给水流量、蒸汽流量下降，发电机功率下降。如引风机跳闸联锁跳闸同侧送风机。原因：两台送风机运行，一台送风机保护动作跳闸。两台引风机运行，一台引风机保护动作跳闸。运行人员DCS上误操作。就地送风机或引风机事故按钮误动。保护误动。处理：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。确认锅炉主控指令减至550MW。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F→E→D，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。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。确认机组负荷平稳下降，检查给水量平稳下降。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。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。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。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。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。一台一次风机跳闸现象：DCS画面上“一次风机跳闸”报警来，一次风机跳闸。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。一次风压波动，给水流量、蒸汽流量下降，发电机功率下降。原因：两台一次风机运行，一台一次风机保护动作跳闸。运行人员DCS上误操作。就地一次风机事故按钮误动。保护误动。处理：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。确认锅炉主控指令减至550MW。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F→E→D，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。机组负荷下降，炉膛压力、风量控制正常。检查给水量平稳下降。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。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。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。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。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。一台空预器跳闸现象：DCS画面上“空预器”报警来，相应空预器已跳闸。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。炉膛压力波动，给水流量、蒸汽流量下降，发电机功率下降。联锁跳闸同侧送、引风机、一次风机。原因：两台空预器运行，一台空预器保护动作跳闸。运行人员DCS上误操作。保护误动。异物卡涩造成空预器跳闸。处理：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。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。确认锅炉主控指令减至550MW。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F→E→D，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。确认机组负荷平稳下降，检查给水量平稳下降。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。检查运行空预器电流未超限，空预器出口温度正常。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。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。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。一台给水泵跳闸现象：DCS上“给水泵跳闸”报警来，给水泵跳闸。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。给水流量突降，蒸汽流量下降，发电机功率下降。原因：给水泵前置泵跳闸。给水泵或小汽轮机保护动作跳闸。保护误动。运行人员DCS上误操作。就地事故按钮误动。轴向位移超标或阀门开度与实际转速偏差大跳闸。处理：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。确认锅炉主控指令减至550MW，机组负荷下降。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F→E→D，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。注意燃烧工况，监视一次风机运行情况，防止其失速。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。检查除氧器、凝汽器及各加热器水位调节正常。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。跳闸给水泵小机转速到零后，投入小机盘车装置。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。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。锅炉灭火现象：“锅炉MFT”、“汽轮机跳闸”、“发变组跳闸”报警来。炉膛火焰电视显示无火。原因：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。锅炉负荷过低，未采取稳燃措施，负荷波动时操作调整不当。炉膛温度低，炉膛负压过大或一次风速过高。制粉系统故障，致使进入炉膛煤量突然减少。二次风突然失去，造成瞬间灭火。水冷壁爆管严重，吹灭火焰。锅炉垮焦严重，火焰被压灭。磨煤机在低负荷运行时，风煤比太高，煤粉浓度太低。处理：确认“锅炉MFT”动作，否则立即手动MFT。检查所有磨煤机、给煤机、一次风机、密封风机跳闸，燃油进油快关阀关闭，所有油枪进油电磁阀关闭，油枪吹扫闭锁。检查汽轮机跳闸，发电机跳闸。检查汽动给水泵跳闸，锅炉禁止上水。检查磨煤机进、出口快关挡板关闭。检查过热器、再热器减温水电动阀、调节阀联锁关闭。锅炉吹灰器自动退出。电除尘器、脱硝、脱硫跳闸。锅炉通风吹扫5min。若因炉内爆管停炉，保留一台引风机运行，维持炉膛微负压，待炉内蒸汽基本消失后停止引风机。尾部烟道二次燃烧时，严禁通风，强制投入蒸汽吹灰进行灭火。将事故原因、处理经过，立即汇报值长，并详细纪录。预防：FSSS保护不得随意强制，若确需强制，必须制定完善的安全技术措施，按规定履行程序。严格控制入炉煤的质量，控制燃煤热值和挥发份。当燃煤品质发生较大变化时，应及时调整配风，必要时应进行煤种适应性试验。当煤种发生改变时，值长应及时通知当值人员，做好调整燃烧的应变措施。根据燃用煤种及时调整磨煤机出口风温和风量。因制粉系统故障、跳闸或进行对锅炉燃烧工况扰动较大的操作引起燃烧不稳，立即投入等离子或对应层的油枪进行助燃。低负荷燃烧不稳定必须投入等离子或投油助燃，机组负荷＜500MW时，避免进行炉膛吹灰。机组负荷＜500MW时，当磨煤机启动或停止时，注意磨煤机吹扫过程中风量增大对一次风母管和炉膛压力的影响。做好防止锅炉严重结焦的工作。锅炉总风量必须按规定的风量和氧量曲线控制。执行油枪定期试投和等离子定期拉弧试验制度，确保油枪和等离子装置正常备用。水冷壁泄漏现象：“四管泄漏检测装置”报警。分离器压力下降，给水流量不正常大于蒸汽流量，机组补充水量增加。炉膛内有泄漏声，水冷壁爆破时有显著响声，严重时从不严密处漏出蒸汽和烟气。引风机静叶不正常地开大，电流增加。炉膛燃烧不稳，火焰亮度减弱。烟气温度下降，氧量下降。炉膛压力升高，并可能导致锅炉MFT。原因：给水品质长期不符合标准，造成管内腐蚀或结垢。水冷壁管内有异物，或水动力工况不正常，造成管内工质质量流速下降。燃烧或结焦引起炉膛局部热负荷过高，导致管子超温爆管。锅炉启动或停运时速度过快，热应力过大，管子被拉坏。吹灰器安装、运行不良，造成管壁吹损。水冷壁膨胀不畅。制粉系统运行方式不合理而造成水冷壁部分区域热负荷过高。管子制造、安装、检修、焊接质量不合格或材质不符合要求。水冷壁管壁严重超温。处理：锅炉适当减负荷、滑压运行，通知检修确认漏点。空气预热器投连续吹灰。如水冷壁管子损坏不大，能维持锅炉燃烧稳定及主再热蒸汽温度在正常水平，可允许在减负荷降压情况下作短时间运行，此时应加强对主再热汽温、金属壁温、水煤比及炉内燃烧工况的监视，燃烧不稳时要投油助燃或启动等离子，并汇报调度申请停炉。水冷壁损坏严重，工质温度或壁温超限无法维持正常运行时，应立即停炉。停炉后，维持一组送引风机运行，待蒸汽消失后停运。停炉后，电除尘停运，防止电极积灰。预防：锅炉启停过程中应严格控制锅炉的升温、升压速率。锅炉上水时水温和上水速度应严格按规定执行。合理安排制粉系统运行方式，保证火焰中心适宜，不冲刷水冷壁，防止炉膛结焦，减少热偏差，避免水冷壁局部过热，同时要注意控制好风量，避免风量过大或缺氧燃烧。合理投运吹灰器，防止锅炉结焦。投用吹灰器前，吹灰蒸汽母管应充分疏水，保持正常吹灰蒸汽压力和温度，运行中应加强对吹灰器的监视，防止吹灰器卡涩或枪管漏汽漏水损坏受热面。锅炉结焦时，应及时进行吹灰、减负荷、更换煤种和燃烧调整，防止形成大焦块掉落砸坏冷灰斗。控制水质，防止水冷壁结垢，定期检测结垢厚度，需要时对水冷壁管进行酸洗。严禁锅炉超压运行。省煤器泄漏现象：“四管泄漏检测装置”报警。给水流量不正常地大于蒸汽流量，机组补充水量增加。水煤比不正常地变大。泄漏处附近有异声，泄漏点后烟温下降，氧量下降。炉膛压力升高，引风机静叶不正常地开大，电流增加。严重时省煤器灰斗有水溢出。省煤器两侧烟温差增大，空气预热器两侧出口风温差增大，省煤器、空气预热器出口烟温下降。电除尘工作可能不正常，除灰系统、空气预热器可能堵灰。原因：管子制造焊接质量不良。给水品质长期不合格，导致管内结垢。安装或检修时管子内部被异物堵塞。省煤器区域发生二次燃烧而导致管子过热。被邻近泄漏的管子吹损。飞灰磨损，低温腐蚀。吹灰器运行不良，造成管壁吹损。给水温度、流量变化太大，造成管道应力超限。处理：当泄漏不严重时，允许锅炉作短时间运行，但应降低汽压及负荷，加强对各受热面沿程温度和故障点监视，汇报调度，申请停炉。加强空气预热器吹灰，防止堵灰。严密监视水冷壁管壁、分离器出口蒸汽温度及过热度，防止水冷壁管壁超温。省煤器损坏严重，水冷壁流量无法维持或超温严重时，立即停炉。停炉后，维持一组送引风机运行，待蒸汽消失后方可停运。停炉后，电除尘停运，防止电极积灰。停炉后，迅速将电除尘、省煤器下部灰斗中的灰清出，以防堵塞。预防：加强检修管理，保证炉管安装和检修质量。加强汽水监督，保证锅炉给水品质合格。加强燃烧调整，燃油时保持空预器连续吹灰，防止锅炉发生二次燃烧。合理投运吹灰器，防止省煤器区域积灰。投用吹灰器前，吹灰蒸汽母管应充分疏水，保持吹灰汽压力在正常范围。加强对吹灰器的监视，防止吹灰器卡涩或枪管漏汽漏水损坏受热面。锅炉上水时水温和上水速度应严格按规定执行。尽量燃用低硫低灰煤种，降低管道飞灰磨损和低温腐蚀。严禁锅炉超压运行。过热器泄漏现象：“四管泄漏检测装置”报警。主蒸汽压力下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量，机组补充水量增加。泄漏处附近有异声。炉膛压力升高，严重时从不严密处向外喷烟气。引风机进口静叶不正常地开大，电流增加。过热器两侧汽温（减温水量）偏差异常，故障点后管壁温度升高。过热器泄漏侧烟气温度下降，氧量下降。原因：过热器管长期超温或短时严重超温。被邻近泄漏的管子吹损。防磨板脱落。吹灰器运行中卡涩或安装位置不正确，吹灰蒸汽压力过高或带水，管子被吹损。尾部烟道过热器飞灰磨损或积灰造成腐蚀。蒸汽品质不合格，管内结垢。低负荷时，减温水调节阀开关幅度过大，使过热器发生水塞引起过热器管损坏。锅炉启停时过热器流量小且分配不均，造成的短期超温。过热器处发生可燃物再燃烧。制造、安装、检修质量不好或使用材质不合格。过热器管内有氧化皮剥落或安装时遗留的异物堵塞。锅炉启动阶段，储水箱控制不当，造成蒸汽带水。处理：过热器管损坏不严重时，应降低汽压及负荷，维持锅炉运行，汇报调度申请停炉。加强空气预热器吹灰。在维持运行期间，应加强对泄漏点的监视，防止故障扩大。若过热器管壁超温时，应调整水煤比或降低负荷，降低蒸汽温度，尽快恢复壁温至正常值。如过热器管严重损坏，主蒸汽压力和温度无法维持，立即停炉，并停止电除尘运行。停炉后，保留一组送引风机运行维持炉膛压力正常，待蒸汽消失后，停止送引风机，保持自然通风。预防：优化锅炉吹灰，防止过热器管壁超温。吹灰器投用前应充分疏水，保持吹灰器压力在正常范围，加强对吹灰器的监视，防止吹灰器卡涩或枪管漏汽漏水损坏受热面。合理使用吹灰器，防止过热器的积灰、结焦。投用过热器减温水时，幅度不应太大，保证减温器出口蒸汽过热度＞20℃进行合理的燃烧调整，避免锅炉两侧的烟气温度和汽温出现大的偏差，防止局部区域管壁温度超温。控制好蒸汽品质，防止管内结垢。在锅炉启动阶段，应确保过热器内有足够蒸汽流通。利用停炉机会，加强对各受热面吹损和磨损情况的检查，重点对容易形成烟气走廊区域和吹灰器区域受热面的检查，及早发现问题并进行处理。加强对过热器壁温的监视，发现超温及时进行调整，并分析原因。合理进行燃烧调整，尤其在锅炉启动投油阶段，防止未燃烬燃料在受热面上沉积。锅炉启动阶段，应严格控制储水箱的水位，尤其是在锅炉汽水膨胀阶段，防止因水位过高而造成蒸汽带水。控制好安装和检修工艺，保证设备质量。严禁锅炉超压运行。再热器泄漏现象：“四管泄漏检测装置”报警。再热器出口压力下降。负荷不变时，主汽流量升高，机组补水量增加。泄漏点附近有异声。再热器两侧汽温（减温水量、烟气调节挡板）偏差异常，泄漏点后管壁温度升高。引风机静叶不正常地开大，电流增加。炉膛压力升高，严重时从不严密处向外喷烟气，氧量下降。原因：再热器管长期超温或短时严重超温。被邻近泄漏的管子吹损。防磨板脱落。吹灰器运行中卡涩或安装位置不正确，吹灰蒸汽压力过高或带水，管子被吹损。尾部烟道再热器飞灰磨损或积灰造成腐蚀。蒸汽品质不合格，管内结垢。低负荷使用减温水时，调节阀开关幅度过大，使再热器积水，形成水塞引起过再器管损坏。锅炉启停时对再热器冷却不够。再热器处发生可燃物再燃烧。制造、安装、检修质量不好或使用材质不合格。再热器管内有异物堵塞。处理：再热器管损坏不严重时，应降低负荷，维持锅炉运行，汇报调度申请停炉。加强空气预热器吹灰。在维持运行期间，应加强对泄漏点的监视，防止故障扩大。若再热器管壁超温时，应继续降低负荷，降低蒸汽温度，以壁温不超为限。再热器管严重损坏，再热蒸汽压力和温度无法维持时，应立即停炉，并停止电除尘运行。停炉后，保留一组送引风机运行维持炉膛压力正常，待蒸汽消失后，停止送引风机，保持自然通风。预防：定期使用炉膛吹灰器，确保炉膛的吸热量，防止再热器管壁超温。吹灰器投用前应充分疏水，保持吹灰器压力在正常范围，加强对吹灰器的监视，防止吹灰器卡涩或枪管漏汽漏水损坏受热面。合理使用吹灰器，防止再热器的积灰、结焦。在进行再热器减温水操作时，幅度不应太大，保证减温器出口蒸汽过热度＞20℃进行合理的燃烧调整，避免锅炉两侧的烟气温度和蒸汽温度出现大的偏差，防止局部区域管壁超温。控制好蒸汽品质，防止管内结垢。在锅炉启动阶段，应确保再热器内有蒸汽流通，在再热器流量尚未完全建立之前，应控制炉膛出口温度不超限。利用停炉机会，加强对各受热面吹损和磨损情况的检查，重点对容易形成烟气走廊区域和吹灰器区域受热面的检查，及早发现问题、及早进行处理。加强对再热器壁温监视，发现超温应及时进行调整，并分析原因。合理进行燃烧调整，尤其在锅炉启动投油阶段，防止未燃烬燃料在受热面上沉积。控制好安装和检修工艺，保证设备质量。严禁锅炉超压运行。主蒸汽压力异常现象：主蒸汽压力偏离当前负荷对应值。高旁就地有泄漏声，高旁减温器后温度高或高旁减温水门开启。主蒸汽系统泄漏，四管泄漏检测装置报警，就地听到泄漏声。主蒸汽流量不正常低于给水流量。机组负荷发生变化。原因：协调控制故障或手动调节不当。高旁误开或严重内漏造成主蒸汽压力低。汽轮机高压主汽门或高压调门故障不正常开大或关小。主蒸汽系统严重泄漏。高加保护动作。增减负荷速率太快。回热抽汽系统工作异常。处理：协调控制故障时，应立即切手动将蒸汽压力调至正常。若负荷变动过快，应降低负荷变化率。高加保护动作，及时调整机组出力。主汽压力高引起高低压旁路动作，应监视凝汽器真空和低压缸排汽温度变化，并及时调整给水、给煤。燃烧系统异常造成主汽压力异常，及时调整燃烧。给水系统异常造成主汽压力异常，应及时修正或切为手动调整。高压旁路误开或严重内漏、高中压主汽门或调门故障造成主蒸汽压力异常，应联系检修进行处理，若处理无效，汇报调度申请停炉。主蒸汽系统严重泄漏按“过热器泄漏”进行处理。回热抽汽系统异常按“加热器故障”进行处理。再热蒸汽压力异常现象：再热蒸汽压力偏离当前负荷对应正常值。高低旁内漏，就地有泄漏声，低旁减温器后温度高或低旁减温水调门开启。如再热蒸汽系统泄漏，四管泄漏检测装置报警，就地有泄漏声。再热蒸汽安全阀误开或泄漏严重。机组负荷出现变化。中压主汽门或调门故障。原因：汽轮机高排通风阀误开，造成再热蒸汽压力低。再热器安全阀误动或内漏造成再热器压力低。低旁误开或严重内漏造成再热汽压力低。高旁误开或严重内漏造成再热器压力高。中压主汽门或调门故障关小或关闭造成再热汽压力高。再热蒸汽系统严重泄漏。回热抽汽系统异常。处理：如果汽轮机高排通风阀误开，关闭高排通风阀，无法关闭时，联系检修处理，同时调整再热蒸汽在正常范围，如果再热蒸汽温度超温MFT动作，按锅炉MFT处理。再热器安全阀误动立即查找原因进行处理，加强凝汽器水位监视及调整。如果再热器安全阀无法关闭或严重内漏无法恢复正常，申请停炉处理。低旁误开应立即手动关闭，手动无法关闭时联系检修强制关闭。如果低旁无法关闭或内漏严重无法处理，申请停炉。高旁误开造成再热蒸汽压力高立即手动关闭，如果高旁无法关闭或内漏严重无法处理时，申请停炉。中压调门、主汽门故障造成中压调门、主汽门关小或关闭应联系检修进行处理，如处理无效，申请停炉。再热系统泄漏按“再热器泄漏”进行处理。回热抽汽系统异常按“加热器故障”进行处理。给水流量突降或中断现象：给水压力、给水流量迅速下降并报警。主汽压力、主汽流量及机组功率下降。各段受热面工质温度迅速上升。汽轮机主汽门或调门关闭时，锅炉各段压力及温度迅速上升。MFT动作。原因：给水流量变送器故障。汽动给水泵故障跳闸。给水系统故障或有关阀门被误关。给水自动故障，给水流量减少。运行中两台汽动给水泵的汽源故障或中断。给水管道泄漏。由于机组负荷骤减造成两台汽动给水泵的出力下降。给水泵再循环误开。处理：根据其他参数迅速判断是否为给水流量变送器故障引起，若是则维持机组工况稳定，联系检修人员及时处理。机组负荷高于550MW时给水泵跳闸，按RB处理。当机组负荷低于550MW给水泵跳闸且自动控制系统工作不正常，立即切除给水自动，将运行泵给水流量增加至跳闸前的总给水流量。阀门被误关时，设法手动开启。给水自动工作不正常时，立即切为手动调整，联系检修对自动控制系统进行处理。给水管道泄漏，锅炉给水能维持运行时，根据情况降低机组负荷并调整水煤比正常后申请停炉。高加泄漏立即切除高加运行。当给水管道或高加泄漏威胁设备及人身安全时，立即停炉。高加、给水阀门故障，立即降低负荷，锅炉运行稳定后联系检修进行处理。如运行中无法对故障阀门进行处理，申请停炉。机组负荷骤减或其他原因造成汽动给水泵汽源压力下降，立即启动电动给水泵或投入小机备用汽源，迅速调整给水流量并减少燃料量，维持水煤比，确保锅炉各段受热面温度正常。给水泵再循环误开时，应及时关闭给水流量低造成锅炉MFT动作，按锅炉MFT处理。给水温度骤降现象：“高加解列”报警。给水温度大幅度下降。主蒸汽温度下降。汽水分离器出口温度降低，锅炉可能转入湿态运行。原因：给水温度测量装置故障。高加水侧严重泄漏，造成高加保护动作。高加汽水管道、阀门泄漏，紧急停用高加。高加对应抽汽逆止门或电动门误关。四抽至除氧器电动门误关。高加保护误动。处理：根据参数迅速判断是否为给水温度测量故障引起，若是则维持锅炉工况稳定，联系检修人员及时处理。若是高加紧急解列（高加水位控制故障导致水位高或高加水位高保护误动作），调整控制机组负荷≤1000MW，注意监视给水和减温水的自动调节。给水自动调节不正常时，立即手动调整给水流量，根据给水温度下降值，迅速调整水煤比（减少给水流量或增加燃料量），适当降低分离器出口蒸汽过热度，并相应调整减温水，维持主蒸汽温度正常。高加解列后，手动调节时，注意防止主蒸汽低温或者超温。抽汽逆止门或电动门误关引起给水温度骤降时，及时开启，同时注意修正汽水分离器出口温度，保证主蒸汽温度正常。高加汽水管道、阀门泄漏，紧急停运高加，按“加热器故障”处理。汽水分离器出口蒸汽温度高现象：汽水分离器出口蒸汽温度高于正常值。汽水分离器出口蒸汽温度高报警信号来。汽水分离器出口蒸汽温度高于保护动作值，MFT动作。原因：机组协调控制故障，造成水煤比严重失调。给水泵跳闸或其他原因造成RB，控制系统自动跟踪不好或手动调整不好造成水煤比严重失调。机组升、降负荷速度过快，协调跟踪不良或手动调整不好。投入油枪数量过多、过快。煤质突变，协调调节不及时或手动调整不好。煤质严重偏离设计值、燃烧系统非正常工况运行。处理：协调控制故障造成水煤比失调应立即解除协调，根据汽水分离器出口蒸汽温度上升速度和当前需求负荷，迅速降低燃料量或增加给水量。为防止加剧系统扰动，水煤比失调后尽量避免煤和水同时调整，在水煤比调整相对稳定后再进一步调整负荷。给水泵跳闸或其他原因造成RB，控制系统自动工作不正常，造成分离器出口蒸汽温度高应立即解除自动，迅速将燃料量降低至RB要求值，待分离器出口蒸汽温度开始降低时，再逐渐减少给水流量至燃料对应值。机组大范围升、降负荷应分阶段进行调整，当一阶段调整结束，受热面和分离器出口蒸汽温度稳定后再进行下一步的调整。机组升降负荷速度过快时，适当降低升降负荷速率。机组启动过程中或制粉系统跳闸需要投入油枪时，注意油枪投入的速度不能过快。煤质严重偏离设计值、燃烧系统非正常工况运行等原因，超出协调控制系统设计适应范围，将给水切为手动控制，并根据煤质情况及时调整燃烧，加强受热面吹灰。在调整分离器出口蒸汽温度的同时，注意监视过热器减温水自动调节正常，否则切为手动调节，保持过热器出口温度在正常范围。分离器出口温度达到动作值，按照锅炉MFT处理。主蒸汽温度异常现象：DCS上显示主蒸汽温度偏离正常值。主蒸汽温度高或低报警。若受热面泄漏，泄漏点前各段工质温度下降，泄漏点后各段温度升高。主蒸汽温度达到动作值，MFT动作。原因：协调控制故障或手动调节不当。烟气挡板或减温水调节系统故障。高加保护动作引起给水温度突变。水煤比严重失调。锅炉严重结焦、积灰后，吹灰器投运。机组辅机故障、RB保护动作等。主汽系统受热面或管道严重泄漏。煤质严重偏离设计值。给水系统故障。处理：协调控制系统故障造成水煤比失调立即切至手动调整，根据当前负荷决定调整燃料量或给水量，当水煤比失调后应尽量避免煤和水同时调整，当水燃比调整相对稳定后再进一步调整负荷，调整过程中注意分离器出口温度及过热度的变化趋势。炉膛工况发生大幅度扰动（如发生RB）或给水系统故障（如高加解列）时，监视控制系统自动调节品质，自动调整不好时，切为手动进行调整。炉膛严重结焦、积灰造成主蒸汽温度异常，及时进行炉膛和受热面吹灰。炉膛结焦、积灰严重，吹灰时密切监视分离器出口蒸汽温度的变化，自动调整无效时切至手动进行调整。在正常运行中，主蒸汽温度应有150℃以上的过热度。减温水自动调节失灵后，切至手动进行调整。TSE中温度裕度＜10K时，稳定机组参数直至温度裕度允许再进行负荷调整。汽轮机主汽门前主蒸汽温度10min内下降50℃预防：燃用设计煤种，如果煤种改变，做好混煤工作，并保持煤质稳定。当煤质发生变化时，根据情况制定相应的燃煤混烧措施和对燃烧状况进行调整。保证吹灰系统正常，根据煤种不同适当调整吹灰次数，防止锅炉严重积灰或结焦。控制好增减负荷的速率。保证减温水调门调节正常。保持制粉系统合理的运行方式。再热蒸汽温度异常现象：DCS上显示再热蒸汽温度偏离正常值。再热蒸汽温度高或低报警。若受热面泄漏，泄漏点前各段工质温度下降，泄漏点后各段温度升高。再热蒸汽温度到MFT动作值，MFT动作。原因：减温水调节系统故障。制粉系统运行方式不合理，引起炉膛火焰中心的变化。再热器烟气挡板自动调节故障。锅炉结焦或积灰，锅炉吹灰器投运。辅机故障，RB保护动作。再热汽系统受热面或管道严重泄漏。燃烧器摆角发生较大变化。锅炉配风不合理。煤质严重偏离设计值。汽轮机高排通风阀误开。再热器安全阀误开或严重泄漏。高、低旁异常。处理：炉膛工况发生大幅度扰动（如发生RB）或给水系统故障（如高加解列）时，应密切注意自动控制系统和汽温自动调节品质，必要时切为手动进行调整。炉膛严重结焦和积灰造成再热温度异常，及时进行炉膛和受热面吹灰。炉膛结焦、积灰严重，吹灰时密切监视再热蒸汽温度的变化，自动调整无效时切至手动进行调整。燃烧器摆动机构、烟气挡板或再热器减温水调门故障时，将再热蒸汽温度自动切至手动进行调整，通知检修处理。合理安排制粉系统运行方式，合理配风，调节烟气挡板和燃烧器摆角，以控制再热蒸汽在规定范围内。控制好升、降负荷速度，防止再热蒸汽超温。高排通风阀或高低旁误开时，手动关闭。再热器安全阀误开时，采取措施使其回座。再热器泄漏造成再热蒸汽温度异常时，按再热器泄漏处理。TSE中温度裕度＜10K时，稳定机组参数直至温度裕度允许再进行负荷调整。汽轮机中压主汽门前再热蒸汽温度10min内下降50℃预防：保证燃用设计煤种，如果煤种改变，做好混煤工作。煤质发生变化时，提前制定相应的燃煤混烧措施和对燃烧状况进行调整。保证吹灰系统正常，并根据煤种增加吹灰次数，防止锅炉严重积灰或结焦。控制好增减负荷的速率。保持制粉系统合理的运行方式。保证烟气挡板、燃烧器摆角执行机构调节灵活。过热器、再热器管壁温度超限现象：DCS上过热器或再热器管壁温度高报警。原因：炉膛燃烧中心上移，炉膛出口烟温升高。水冷壁受热面结焦或积灰严重。炉内燃烧工况扰动，如：升降负荷，投停磨煤机，增减风量等。煤种变化影响。磨煤机一次风量增大或出口煤粉变粗。尾部烟道烟气挡板自动调整异常。受热面处发生可燃物二次燃烧。受热面发生严重泄漏。水煤比严重失调。锅炉湿态时调整不当，燃料增加过快或蒸汽量过少。处理：增大水煤比，降低分离器出口蒸汽过热度。加强水冷壁受热面吹灰，降低炉膛出口烟气温度。尽量投用下层燃烧器或增大下部燃烧器对应磨煤机出力。若风量偏大，应适当减少风量。适当开大CCOFA、SOFA和上层备用燃烧器的风门。若由煤种变化引起，应加强混煤，制定合理混烧措施或改烧其他合适的煤种。经上述处理无效，降低主再热汽温度或机组负荷，直到过热器、再热器管壁温度在允许范围内。长时间超温无法恢复，申请停炉。尾部烟道二次燃烧现象：二次燃烧区域的烟气温度、工质温度上升，空气预热器进出口烟温和风温不正常地升高。二次燃烧区域的烟气压力急剧波动。省煤器出口烟气含氧量降低。在烟道人孔门不严密处冒烟或冒火星尾部烟道CO测点测量值高、空预器热点探测装置报警。原因：燃烧调整不当或煤粉过粗，使着火不完全，未燃烬煤粉进入烟道沉积。煤油混烧时间过长或燃油雾化不良，使未燃烬的煤粉和油滴沉积在烟道内。长期未吹灰或吹灰效果不佳。送风机或一次风机动叶调整机构长期漏油。点火前和停炉后锅炉吹扫不充分。长期低负荷运行，煤粉燃烧不完全，可燃物在烟道或空预器积聚。处理：运行人员如发现尾部烟道烟温不正常升高、空气预热器进出口烟温不正常地升高或空气预热器热点探测装置报警时，应立即检查原因，加强该区域受热面吹灰，进行燃烧调整，并就地确认是否发生二次燃烧。燃烧区域投运吹灰器后，若温度继续升高，根据受热面出口工质和沿程烟气温度，确认锅炉尾部烟道内发生二次燃烧时：立即手动MFT，紧急停炉，检查一次风机联跳，停止送、引风机运行，严密关闭各风门挡板，强制投入二次燃烧区域附近的吹灰器，用蒸汽进行灭火。锅炉熄火后启动电泵维持连续进水，适当开启高、低旁对省煤器、过热器、再热器进行冷却。当确认火已被熄灭后，可停止吹灰器运行，同时加强二次燃烧区域的壁温、烟温的监视。当尾部烟道各段烟温正常后，打开检查孔，检查设备损坏情况。对着火侧和未着火侧空气预热器进行彻底检查、清理。经过检查，符合启动条件后才允许点火启动。当确认空预器着火时：立即手动MFT，停止送、引风机运行，并关闭一切风烟挡板和进风的孔洞，保持空预器连续转动。打开空预器底部烟、风道排污门。退出热点探测装置，严禁打开空预器人孔门观察。打开空预器消防水进口门，投入消防水系统进行灭火，检查出水门有污水排出。继续喷水，直到火焰完全熄灭，空预器转子完全冷却。注意检查另一台空预器是否着火。对空预器本体进行检查，如有损坏不得再投入运行，联系检修处理。预防：调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况，防止未完全燃烧的油和煤粉沉积在尾部烟道内。投运油枪时应严格监视油枪的雾化情况，调整好油压，一旦发现油枪雾化不良应立即停运，联系检修清理。锅炉正常运行时保证空预器前氧量在规程规定的范围内。定期检测磨煤机出口的煤粉细度，做好燃烧调整工作，防止未完全燃烧的煤粉带入尾部烟道并沉积。若发现空气预热器停转，立即将其隔离，并组织人员进行手动盘动，必要时投入消防水或投运空气预热器吹灰，当挡板隔绝不严或转子盘不动，应申请故障停炉。当机组负荷＜300MW时，应对空气预热器进行连续吹灰，当机组负荷＞300MW时，空气预热器吹灰至少8小时一次，当空气预热器烟、风侧的差压增加或低负荷煤、油混烧时应增加吹灰次数。锅炉炉膛受热面结焦现象：主蒸汽、再热蒸汽温度异常升高，减温水量增加。就地观察炉膛有结焦现象，火焰颜色呈炽白色，结焦处炉膛温度升高。过热器、再热器管壁温度异常升高或管壁温差增大。排烟温度异常升高。偶尔发生塌焦现象。原因：燃用煤种灰熔点偏低。炉膛内风量过低，燃烧区域还原性气氛过强。锅炉高负荷运行时间过长。燃烧方式不合理、煤粉太粗或燃烧器故障。炉膛长时间未吹灰或吹灰器投用不合理。炉底排渣不畅或渣斗堵渣。燃烧偏斜，火焰贴壁。处理：锅炉运行中应加强减温水、烟道挡板开度及各段受热面壁温的监视，发现参数异常及时处理。加强混煤工作，改烧适用煤种。对结焦的部位加强吹灰，并进行燃烧调整。炉底堵渣时应及时清理。维持制粉系统正常运行方式，如部分磨煤机检修出现非正常方式运行时，可调整配风和各磨煤机的负荷分配，适当增加风量。若过热器、再热器管壁温度超限经调整无效，申请降负荷处理。炉内结焦严重，过热器、再热器减温水全开管壁温度仍超限时，申请停炉处理。预防：燃用设计煤种和校核煤种，避免燃用易结焦性煤。燃用有结焦倾向的煤种时，应进行合理混煤。煤质发生变化前，制定锅炉燃烧调整措施。加强水冷壁及炉膛上部吹灰，采用定期吹灰和选择性吹灰相结合的方法。加强就地巡检，发现结焦、堵焦及时处理。根据煤种的变化情况，及时进行燃烧调整。合理配风，避免火焰冲刷炉墙，避免锅炉局部缺氧燃烧。炉膛爆炸现象：室外有爆鸣声，炉膛压力冒正压。锅炉正压保护动作，锅炉MFT。炉底水封被破坏，锅炉房有大量汽浪和烟灰喷出。受热面、炉墙及构架可能损坏。原因：锅炉点火前炉膛没有按规定吹扫。锅炉闷炉期间有燃料进入炉膛。锅炉熄火后，燃料未被及时切断。锅炉低负荷运行或燃烧不稳时，没有及时投入油枪助燃。锅炉启动点火时，油枪雾化不良，有未燃烬的油滴积存在受热面上，引起炉内爆燃。锅炉长时间低负荷或空气不足情况下运行，在灰斗和烟道死区滞积有未燃烬的燃料，当这些燃料被突然增大的通风或吹灰扰动时，引起爆燃。处理：确认MFT动作，否则手动MFT。检查确认进入炉膛的燃料可靠切断。停运引风机及送风机，关闭因炉膛爆炸而开启的人孔门、看火孔等。关闭各烟道、风道挡板，对锅炉本体进行详细检查。如果爆炸严重，使炉墙倒塌、横梁变形、管子弯曲等，立即紧急停炉检修。预防：锅炉每次启动前必须进行炉膛负压和“MFT”手动停炉按钮试验，试验不合格禁止启动。锅炉灭火保护应可靠投入，因设备缺陷必须退出运行时，应经生产副总经理或总工程师批准，并做好相应的安全措施。保证炉膛压力保护可靠投入，炉膛火焰电视完好投入。当炉膛压力达到保护值而保护拒动时，立即按下“MFT”按钮，紧急停止锅炉运行。当炉膛负压监视失灵，不能正常监视炉膛压力或进行炉膛压力调节，短时间不能恢复时，应申请停炉。锅炉点火前保证总风量30%-40%工况下对炉膛进行通风吹扫5min。当点火不成功时，必须再次执行炉膛吹扫程序方可再次点火。保证火检冷却风机运行正常，冷却风压要＞6kPa，运行中发现火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题时，及时联系检修人员处理。制粉系统启动时，要确认点火能量满足，严禁强制点火能量。当炉膛燃烧灭火或局部灭火并频临全炉膛灭火时严禁投油助燃。发现锅炉灭火后，要立即检查并切断主燃料供给，对炉膛进行通风吹扫，严禁用爆燃法恢复燃烧。因转机失电造成炉膛灭火，应立即复位跳闸转机。防止送电时自启。按时检查炉底水封正常，炉本体人孔门、看火孔关闭，防止大量冷风漏入造成燃烧不稳。加强配煤管理和煤质分析，及时入炉煤质情况通知运行人员，以便做好燃烧调整的应变措施，防止发生锅炉灭火。当锅炉实用燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃烧调整试验，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧器倾角及不投油最低稳燃负荷等。锅炉运行中加强燃烧调整，投入运行的喷嘴要尽量集中。注意监视火焰电视、二次风挡板位置显示及炉内火焰情况，定期就地检查各燃烧器、二次风箱挡板，发现问题及时处理。运行人员定时检查炉膛结焦情况，发现有结焦现象时，及时进行燃烧调整，受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应申请停炉处理。

吹灰系统要正常投入，当发现有吹灰器不能正常退出时，应立即联系检修人员处理。当燃烧不稳时严禁进行吹灰、打焦和放焦等工作。停炉过程中，当负荷低于最低稳燃负荷后，及时投入油枪助燃或投入等离子，应密切注视和检查锅炉燃烧情况，发现异常应及时消除后方可继续降负荷。管道的水冲击现象管道振动，有水冲击声，严重时有保温材料掉落，支吊架损坏。锅炉管道水冲击时给水压力、给水流量大幅度波动。汽机高、低旁路发生水冲击时，高旁调节门后温度明显下降。蒸汽管路发生水冲击后温度明显下降。原因给水管道或省煤器进水时未排尽空气，操作过快流量过大。锅炉水压试验后点火初期升温升压过快，疏水不充分。高、低压旁路、蒸汽管道通汽和充压前疏水暖管不充分，或操作过快，温差变化过大。管内蒸汽温度突降或蒸汽带水。管内工质的压力、流量、温度发生急剧变化。点火初期调整不当，分离器储水箱满水造成过热器管道水冲击。处理给水管道或省煤器发生水冲击时，应适当减小给水流量，直至恢复正常。锅炉水压试验后的机组启动，点火初期(过热蒸汽压力小于0.2MPa)要放慢升温升压速度，让过热器、再热器U型管内的积水充分蒸发掉。高、低压旁路、蒸汽管道通汽和充压发生水冲击时，应立即降低蒸汽流量，进行充分暖管，排尽积水后再缓慢充压进汽。由于蒸汽温度突降，造成主蒸汽管道或再热蒸汽管道冲击，应开启锅炉高温过热器和高温再热器出口集箱疏水，开启主汽门前疏水。当汽水管道水冲击消失后，应检查有关设备、管道及支吊架有无损坏。由于分离器储水箱满水造成的过热器管道水冲击，应立即全开HWL-1调节阀前电动阀、HWL-2调节阀前电动阀、HWL-1、HWL-2调节阀适当减少给水量，关闭一、二、三级减温水，尽量维持主蒸汽温度正常。汽轮机一般事故处理水冲击现象主、再热蒸汽温度急剧下降。汽轮机轴向位移骤然增加，推力瓦温度及其