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1、4. 机组异常和事故预防及处理4.1 机组事故处理的一般原则4.1.1 发生事故时，遵照“保人身、保电网、保设备”的原则，主值应在值长的统一指挥下，带领本机组人员根据各自的职责迅速按规程规定正确处理事故。对值长、主值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。4.1.2 发生事故时，运行人员应迅速弄清事故首发原因，消除对人身和设备安全的威胁，同时努力保证非故障设备的正常运行。事故处理中应周全考虑好各步操作对相关系统的影响，防止事故扩大。任何情况下应尽量保证厂用电不失去。220kV系统在事故处理中，注意不应成为不接地系统。4.1.3 事故
2、发生时，报警信号只可确认，不允许立即复归，待详细记录报警信号后方可复归。4.1.4 机组发生故障时，运行人员应按下列步骤进行事故处理：4.1.4.1 根据各参数变化、CRT显示、设备联动、屏幕报警、光字牌报警及故障打印和机组外部现象情况，确定机组已发生故障，则：1) 迅速消除对人身和设备的威胁，必要时应立即解列发生故障的设备；2) 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；3) 保持非故障设备的正常运行；4) 事故处理的每一阶段，都要尽可能迅速汇报值长和主值，正确地采取对策，防止事故蔓延。4.1.4.2 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，以便尽快恢复整套
3、机组的正常运行。4.1.4.3 事故处理时，各岗位应互通情况，在值长、主值统一指挥下，密切配合，迅速按规程规定处理，并努力防止事故扩大。4.1.4.4 处理事故时应当迅速、准确。接到命令后应复诵一遍，命令执行后，应迅速向发令者汇报执行情况。4.1.5 当发生本规程以外的事故及故障时，值班人员应根据自己的经验作出正确判断，主动采取对策，迅速进行处理。时间允许时，请示值长、主值，并在值长、主值的指导下进行事故处理。4.1.6 事故处理中，达到紧急停炉、停机条件而保护未动作时，应立即手动MFT或手动打闸；辅机达到紧急停运条件而保护未动作时，应立即停运该辅机。4.1.7 若出现机组突然跳闸情况，事故处
4、理完后，事故原因已查清并消除后，应尽快恢复机组运行。4.1.8 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，应延长交班。在未办理交接手续前，交班人员应继续工作，直到事故处理完毕或告一段落。接班人员应主动协助进行事故处理。4.1.9 事故处理过程中，禁止无关人员围聚在集控室或停留在故障发生地。4.1.10 事故处理完毕，值班人员应立刻向上级领导反映事故发生及处理情况，并将事故时间、现象、发展、处理经过及原因分析做好详细记录。班后组织全班人员进行事故分析，并写出报告。4.2 事故停机的条件4.2.1机组不破坏真空紧急停机条件：4.2.1.1达到机组保护跳
5、闸条件，而保护拒动时。4.2.1.2炉管爆破，不能维持汽包正常水位时。4.2.1.3当不能保证两种类型水位计正常运行，无法判断汽包真实水位时。4.2.1.4汽、水管道爆破，威胁人身及设备安全时。4.2.1.5当确认尾部烟道发生二次燃烧时。4.2.1.6炉膛内或烟道发生爆炸，使设备遭到严重破坏时。4.2.1.7锅炉压力超过安全门动作压力而安全门拒动，同时电动排气阀无法打开时。4.2.1.8安全门动作后不回座，压力下降，温度变化到汽机不允许值时。4.2.1.9锅炉受热面悬吊装置严重损坏，受热面随时有掉落危险时。4.2.1.10锅炉炉前油系统爆破或其它范围引起火灾（制粉系统），直接危及机组运行时。
6、4.2.1.11 主蒸汽管道、再热蒸汽管道、高压给水管道破裂无法运行时。4.2.1.12 DEH工作失常，汽轮机不能控制转速和负荷。4.2.1.13 EH油压9.3MPa。4.2.1.14 凝汽器真空缓慢下降至20KPa。4.2.1.15 主汽压力异常升高至21.7MPa。4.2.1.16 主汽温度异常升高超过565或降低至465或10分钟内主、再热汽温急剧下降50。4.2.1.17发电机定子线圈冷却水中断30秒或定子冷却水出水温度达90。4.2.1.18正常运行中轴承振动突然增加0.05mm。4.2.1.19汽轮机打闸后，逆功率保护拒动。4.2.1.20发电机内部冒烟、着火、爆炸。4.2.1
7、.21发电机内有摩擦、撞击声。4.2.1.22发电机互感器冒烟、着火、爆炸。4.2.1.23发电机失磁，失磁保护拒动。4.2.1.24发电机定子线圈漏水并伴有发电机定子接地信号。4.2.1.25发电机出口开关以外发生短路，定子电流表指向最大，电压严重降低，发电机后备保护拒动。4.2.1.26发电机组发生直接威胁人身安全的紧急情况。4.2.2机组遇有下列情况之一时，应破坏真空紧急停机。4.2.2.1 汽轮机转速上升到3300rpm，而超速保护未动作。4.2.2.2 汽轮机突然发生强烈振动或汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。4.2.2.3 汽轮机轴向位移大于1.0mm，保护不动作。4.2.2.
8、4 汽轮发电机组任一轴承断油或润滑油压下降至0.048MPa，而保护不动作。4.2.2.5 润滑油箱油位下降至低限-400mm且补油无效时。4.2.2.6 汽轮机轴承（#1#8）金属温度达113，发电机轴承（#9#10）金属温度达107，汽轮机推力轴承金属温度任一点达107或任一轴承回油温度达82。4.2.2.7 汽轮机发生水冲击、高中压外缸上下温差达80，内缸上下温差达35。4.2.2.8 汽轮机轴封异常摩擦冒火花。4.2.2.9 发电机冒烟着火或氢系统发生爆炸。4.2.2.10 汽轮机油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全。4.2.2.11 发电机内部有明显的摩擦声或撞击声。4.2.3
9、发生下列条件时，应申请停机4.2.3.1 锅炉承压部件泄漏，经降低压力或降低机组负荷尚能维持运行时。4.2.3.2 过热器或再热器管壁温度超过最高允许温度，经多方设法调整仍无法恢复正常时。4.2.3.3 给水、炉水、蒸汽品质严重恶化，经努力调整仍无法恢复时。4.2.3.4 主、再蒸汽温度超过555或低于470，经采取一切措施仍无效时。4.2.3.5火检冷却风与炉膛差压低。4.2.3.6 锅炉严重结渣，难以维持正常运行。4.2.3.7 锅炉安全门起座后，降低压力后仍无法使其回座时。4.2.3.8 电除器尘A、B、C、D停电，而短时间内无法恢复时。4.2.3.9 锅炉控制气源失去，短期内无法恢复时
10、。4.2.3.10 捞渣机发生故障短时间不能恢复，导致冷灰斗焦渣超过冷灰斗2/3以上。4.2.3.11 锅炉附属设备或系统发生故障，短时间不能消除，需要停炉才能消除故障时。4.2.3.12 主、再热蒸汽压力超过额定值5，而在短时间内无法恢复正常时。4.2.3.13 DEH控制系统和配汽机构故障尚未直接影响机组安全时。4.2.3.14 辅机故障无法再维持主机正常运行时。4.2.3.15 因油系统故障，无法保持必须的油压与油位时。4.2.3.16 发电机由于某种原因造成无主保护运行（因工作需要短时停一套保护并能很快恢复，并有相应的措施除外）。4.2.3.17 发电机层间温度大于90度或线棒出水温度
11、大于90，确认测温元件无误时。4.2.3.18 转子匝间短路严重，转子电流达到额定值，无功仍然很小。4.2.3.19 发电机铁心温度大于120度，确认测温元件无误时。4.2.3.20 发电机定子线棒出水温差大于12或线棒层间温差大于14 ，确认测温元件无误时。 4.2.3.21 高压缸差胀达+6.5mm，-4.5mm；低压差胀达+23mm，-4.5mm保护动作值时。4.2.3.22 运行中、高压缸排汽温度升高至427。4.2.3.23 高旁或低旁开启，调节级与高压排汽压力比小于1.7时。4.3 事故停机的操作4.3.1破坏真空紧急停机操作4.3.1.1 手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机
12、跳闸手柄，确认发电机解列，检查高中压主调速汽门（TV、GV、RSV、IV）、高排逆止门、各段抽汽电动门和抽汽逆止门均关闭，高压缸通风阀开启，机组负荷到零，转速下降。4.3.1.2 检查确认交流润滑油泵联启正常，转速下降至2000时检查顶轴油泵联启正常。（应为2000r/min）4.3.1.3 检查高、低压旁路门状态及时关闭高压旁路门。4.3.1.4 停运真空泵、开启破坏真空门，关闭至凝汽器所有疏水。4.3.1.5 检查电动给水泵联启，检查汽动给水泵停运正常并做好防止小机油中进水措施。4.3.1.6注意辅汽压力、轴封压力。4.3.1.7 检查机组情况，倾听汽机转动部分声音。当内部有明显的金属撞击
13、声或转子惰走时间明显缩短时，严禁立即再次启动机组。4.3.1.8 真空到0，停轴封供汽。4.3.1.9 转速至0，手动投入盘车正常；记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。4.3.1.10 停机过程中应注意机组的振动、轴移、差胀、润滑油压、油温、密封油氢油差压正常。4.3.1.11 其它操作与正常停机相同，完成运行规程规定的其它停机操作。 注：如遇水冲击或主汽温度异常降低紧急停机，应及时检查汽机本体及各段抽汽管道疏水门自动开启，否则应强制开启。4.3.2 不破坏真空紧急停机操作4.3.2.1 手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认发电机解列，检查高中压主调速汽门、高排逆
14、止门、各段抽汽电动门和抽汽逆止门均关闭，高压缸通风阀开启，机组负荷到零，转速下降。4.3.2.2检查确认交流润滑油泵联启正常，转速下降至2000时检查顶轴油泵联启正常。应为2000r/min4.3.2.3 检查高、低压旁路门状态及时关闭高压旁路。4.3.2.4检查电动给水泵联启，检查汽动给水泵停运正常并做好防止小机油中进水措施。4.3.2.5控制轴封汽压力，防止轴封冒汽。4.3.2.6转速至0，手动投入盘车正常；记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。4.3.2.7停机过程中应注意机组的振动、轴移、差胀、润滑油压、油温、密封油氢油差压正常。4.3.3机组紧停后锅炉操作4.3.3.1 事
15、故停炉操作方法应视事故严重程度决定。4.3.3.2 事故严重，锅炉无法维持正常运行时，按下手动MFT按钮，直至MFT动作（所有一次风机、磨煤机、给煤机停止，关闭磨煤机冷热风隔绝门和调整门、油枪供回油速断阀关闭，主再热汽减温水电动门、调节门关闭。引风机静叶和送风机动叶自动调整锅炉总风量大于30额定风量，小于40额定风量，辅助风自动开启。若锅炉发生负压MFT且引起引、送风机跳闸，在打开锅炉引、送风机出入口挡板锅炉自燃通风15分钟后，方可重新启动引、送风机保持大于30小于40额定风量进行强行通风5分钟。）。4.3.3.3 若事故不十分严重，锅炉短时间可以维持运行时，一般尽可能按正常停炉降压、降温，如
16、果需加大降负荷速度，应注意机、炉配合，不使汽压变化过大，汽温保持所需的过热度。4.3.3.4 锅炉停炉后有抢修工作时，应对锅炉进行强制冷却。1)锅炉停炉后810小时，启动一台引、送风机，维持一定风量对锅炉进行通风冷却，通过调节风量来控制冷却速度（1/min）。另外，也可通过增加进水、放水次数来加速冷却。2)汽包维持正常水位，保持两台炉水泵运行。3)通过控制主蒸汽疏水来控制泄压速度，炉水降温率控制在0.81min左右。4)锅炉泄压至零后继续保持一台引风机运行，通风冷却。4.4 锅炉异常及事故处理4.4.1 锅炉水冷壁漏泄4.4.1.1现象1） 锅炉未吹灰时，四管泄漏报警装置报警。2） 泄漏部位后
17、受热面烟气温度下降。3） 炉膛内有泄漏声，管子爆破时有明显的响声。4） 管子爆破严重时，汽包水位下降。5） 给水流量不正常地大于蒸汽流量。6） 炉膛负压减小或变正，炉膛不严密处有炉烟溢出。7） 引风机静叶开度和电流不正常地增大。8） 燃烧不稳定或造成熄火。4.4.1.2原因1）炉水水质不符合标准，长期运行后管内结垢。2）燃烧器附近的水冷壁管被煤粉磨损。3）个别水冷壁管被异物堵塞。4）吹灰器安装不良，管子被吹损。5）膨胀不均匀，管子被拉坏。6）管材缺陷或焊口缺陷。4.4.1.3处理，1）如水冷壁管泄漏不严重，并能维持汽包正常水位时，允许在降低负荷情况下短期运行，并汇报值长申请安排停炉。2）水冷壁
18、管泄漏严重，无法维持汽包正常水位时，应立即停炉。3）保持引风机运行，排除炉内蒸汽。4）停炉后尽可能继续进水，维持汽包水位。5）如泄漏严重，停炉后仍不能维持汽包水位时，应停止进水，省煤器再循环门不可开启。6）停炉后，电除尘器应立即停电，以防电极积灰。7）停炉后应将电除尘器、省煤器灰斗内积灰清理干净。4.4.2 锅炉过热器漏泄4.4.2.1现象 1）过热器附近有泄漏声（不吹灰时，该区域四管泄漏装置报警）。2）过热蒸汽压力下降。3）蒸汽流量不正常地小于给水流量。4）炉膛压力增大，引风机静叶角度开度不正常地增大。5）管子损坏侧烟气温度降低。6）过热器两侧蒸汽温度偏差增大，故障侧蒸汽温度异常升高。4.4
19、.2.2原因1）蒸汽品质长期不良，管内结垢，引起超温爆管。2）过热器长期超温运行。3）过热器管被飞灰磨损。4）吹灰器安装不良，吹损管子。5）管材缺陷或焊口缺陷4.4.2.3处理1）CCS解列，降低锅炉汽压。2）过热器损坏不严重时，允许适当降低汽压短时间运行。汇报值长及早申请安排停炉，在维持运行时应加强监视，注意故障的扩大。3）若过热器管损坏严重，无法维持正常汽温或管壁严重超温时，应立即停炉。4）停炉后，保留一台引风机运行，待炉内的蒸汽消除后停风机。4.4.3 锅炉再热汽泄漏4.4.3.1现象1）再热器附近有异常声响（在没有吹灰的情况下该区域四管泄漏监测装置报警）。2）再热器出口压力下降。3）引
20、风机静，叶角度不正常的开大。（标点符号去掉）4）再热汽温的偏差增大或异常升高。5）再热器管爆破炉膛负压变正，严重时不严密处有汽或炉烟喷出。6）在机组负荷不变化的情况下，主蒸汽流量增加。4.4.3.2原因 1）蒸汽品质长期不合格，管内结垢。2）灰磨损或吹灰器安装不良吹损管子。（飞灰磨损）3）运行中管壁经常超温。4）管材缺陷或焊口缺陷。4.4.3.3处理1）CCS解列，降低机组负荷，维持各参数稳定。2）损坏不严重，降低负荷维持短期运行，汇报值长及早申请安排停炉，在维持运行时应加强监视，注意故障扩大。3）若损坏严重，无法维持正常汽温时，应立即停炉。4）停炉后保留一台引风机运行，持炉内蒸汽消除后停止风
21、机。4.4.4 锅炉省煤器泄漏4.4.4.1现象1）汽包水位下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。2）省煤器附近有泄漏声（在未吹灰时该区域四管泄漏报警装置报警）。3）省煤器灰斗有水漏出或湿灰现象。省煤器二侧的烟温偏差增大，漏水侧排烟温度下降。4）预热器两侧出口风温偏差增大。引风机入口的静叶投自动时，开度增大。4.4.4.2原因1）省煤器管被飞灰磨损。2）吹灰器吹损省煤器管。3）管材缺陷或焊口缺陷。4.4.4.3处理1）稳定锅炉负荷，将CCS解列。2）加大锅炉进水量，维持汽包水位，汇报值长，及早安排停炉。3）若省煤器泄漏严重，经加大给水量、降低负荷后仍不能保持汽包水位应立即停炉。4）停炉后应尽量维
22、持汽包水位，禁止开启省煤器再循环门。5）清除省煤器灰斗内积灰。4.4.5 汽包水位异常4.4.5.1汽包水位高1）现象A）汽包水位高报警。B）电接点水位计、就地水位计、CRT水位计水位指示升高。C）给水流量与蒸汽流量偏差异常增大。D）蒸汽导电度升高。E）严重满水时，过热蒸汽温度急剧下降，主汽管内发生水冲击。2）原因A）给水自动调节失灵。B）负荷或汽压变动过大。C）水位计指示不正确，误导运行人员操作。D）运行人员疏忽大意，对水位监视不严或误操作。E）运行炉水泵跳闸3）处理A）发生水位异常升高，应立即采取降低水位的措施，如降低给水流量、开启下水包后放水门进行放水，但严禁开启前下水包放水阀。B）若汽
23、动给水泵控制系统失灵，使手动、自动均无法降低给水流量时，可手动脱扣该泵，启动电动给水泵，控制给水流量。C）如水位继续上升，CRT水位达+270mm（40蒸汽流量以上）或+350mm（40蒸汽流量以下）时，锅炉MFT动作。D）停止锅炉进水，开启省煤器再循环门。E）全开过热器，主蒸汽管疏水门。F）加强锅炉放水，注意水位变化。G）分析满水原因，消除后重新启动。4.4.5.2 汽包水位低1）现象A）汽包水位低报警。B）电接点水位计，就地水位计，CRT水位计水位指示降低。C）给水流量与蒸汽流量偏差异常增大。2）原因A）给水自动失灵。B）给水泵故障，给水流量下降。C）水冷壁或省煤器爆管导致水位急剧下降。D
24、）负荷或汽压变动过大。E）水位计指示不正确，使运行人员误操作。F）运行人员疏忽大意，对水位监视不严或误操作。3）处理A）确认水位计正确无误后，应立即设法增加给水流量。B）若11汽动给水泵或（12汽动给水泵）发生故障，应立即启动电动给水泵。C）减少燃料量，降低锅炉汽压。D）若水位继续下降、CRT水位达-300mm（40蒸汽流量以上）或-350mm（40蒸汽流量以下），锅炉MFT动作，若保护拒动手动紧急停炉。E）分析低水位原因，消除后重新启动。4.4.6蒸汽温度超限4.4.6.1原因1）温度调节自动失灵。2）燃烧调整不当，风量过大或炉管泄漏严重。3）锅炉增、减负荷速度过快。4）炉膛结渣严重。5）燃
25、烧器摆角位置偏高，使火焰中心上移。6）高加故障，使给水温度降低。7）烟道内二次燃烧。8）再热器进口安全门起座。4.4.6.2处理1）将汽温自动切至手动，增大减温水量。2）调整风量，降低火焰中心。3）加强炉膛吹灰。4）经采取措施无效时，降低锅炉负荷运行。5）如果汽温达到紧急停机条件立即停机。4.4.7尾部烟道、空预器发生再燃烧4.4.7.1现象1） 烟道内各段烟温剧增。2） 炉膛压力和烟道内负压剧烈变化。3） 烟道内不严密处有火星和烟冒出，烟囱冒黑烟。4） 若预热器处发生二次燃烧，预热器电流晃动大，外壳有热辐射感，燃烧严重时，预热器发生卡涩。4.4.7.2原因 1）长期燃烧不良，大量可燃烧物在烟
26、道内存积。2）低负荷运行时间过长，燃烧不良，烟速低，使烟道内积存大量未燃烧尽的煤粉。3）煤油混烧时，油枪雾化不良使尾部受热面上积油垢和粘附大量未燃尽的煤粉。4.4.7.3处理1）烟道内烟气温度不正常地升高时，应立即调整燃烧和对受热面进行吹灰。2）经采取措施无效，烟气温度仍剧烈上升，确认为二次燃烧时，锅炉紧急停炉。3）锅炉熄火后，停用吸、送风机，关闭所有风门挡板和烟气挡板，同时设法投入吹灰器进行灭火。4）待火熄灭，检查烟道内烟气温度不再上升时。开启烟风道挡板，启动吸、送风机进行较长时间吹扫后，方可重新点火。5）如设备故障严重不能重新点火时，作停炉处理，并进行预热器冲洗，清扫积灰。4.4.8制粉系
27、统故障4.4.8.1磨煤机内煤粉着火或爆炸1）磨煤机内煤粉着火或爆炸现象A）磨煤机分离器出口温度急剧升高，磨煤机入口风压变化幅度增加。B）严重时从分离器顶部及磨煤机本体上不严密处向外喷火星或煤粉。C）分离器壳体温度升高，有较明显的热辐射感。D）从渣箱排渣口有自燃的煤炭或燃烧的焦块。E）自燃严重引起磨内粉尘爆燃或引起磨煤机内部爆炸，出口分离器连接法兰喷开向外喷火星或浓烟。F）磨煤机内部发生爆燃或爆炸引起炉膛负压大幅度波动，严重时引起锅炉负压MFT动作。2）磨煤机内部着火或爆炸原因A）原煤斗内存煤自燃进入磨内引起磨煤机内粉尘着火或爆炸。B）供煤质量差，伴随原煤三块进入磨煤机内，引起出口分离器顶部局
28、部阻力大产生积粉发生自燃导致磨煤机粉尘着火或爆炸。C）原煤中有雷管或炸药，未能及时发现和清除进入磨煤机内，在高温条件下发生爆炸，引起磨内粉尘爆炸。D）石子煤排渣系统发生故障，未能按规定定期排渣，使渣箱内落煤引起自燃导致磨煤机入口发生着火或爆炸。E）停磨后，磨煤机通风吹扫时间未按规定进行，磨煤机内存煤较多，停磨时间较长局部发生自燃，引起磨煤机粉尘着火或爆炸。F）磨煤机检修，检修人员将磨盘上煤清扫到磨煤机入口风道内，入口风道内原煤发生自燃，在启动初期磨煤机内粉尘浓度达到爆炸下限引起粉尘爆炸。G）磨煤机运行过程中发生断煤，运行人员未能及时发现和处理，引起磨内粉尘浓度达到爆炸极限，因磨盘煤少，磨辊与磨
29、盘发生摩擦产生火花引起磨内粉尘爆炸。3）磨煤机内部着火或爆炸处理A）若发生轻微自燃或着火，增加磨煤机冷风，减少热风降低磨煤机出口温度，适度降低给煤量对磨煤机进行吹扫。B）磨煤机着火严重，随时有爆炸危险时，应立即按紧急停磨条件停止磨煤机运行，关闭磨煤机入口关断门和调节门，通入消防蒸汽810分钟进行灭火，确认磨内无火时，等磨煤机内温度下降到50以下时，打开磨煤机本体人孔对磨煤机进行检查（包括分离器）彻底消除着火隐患。恢复运行或作为备用。C）及时检查恢复磨煤机石子煤排渣系统，将渣箱清理干净。D）如果磨煤机发生爆炸，磨煤机停止后及时进行消防灭火，等磨煤机内温度降低到50以下时，打开磨煤机本体人孔对磨煤
30、机进行检查（包括分离器）彻底消除着火隐患。恢复磨煤机损坏部件。事故抢修结束按规定恢复其运行或作为备用。4.4.8.2磨煤机振动大1）磨煤机振动大现象A）就地磨煤机本体、磨盘有振动异常声音。B）严重时磨煤机本体晃动，主控CRT画面上发现磨煤机电流有明显摆动，功率大幅度变化。2）磨煤机振动大原因A）磨内进三块或其它异物。B）磨煤机风量偏高，煤量小，磨盘上煤层厚度未达到规定要求。C）磨煤机自动加载液压系统故障，加载力不够。D）煤质发生变化，石子煤较多，自动排渣系统故障渣箱满。E）磨煤机喷嘴环磨损严重，磨内运行工况不稳定或磨内温度较低。3）磨煤机振动大处理A）若磨煤机内进入三块引起振动大且无法在运行时
31、排除，将振动磨煤机停止，待磨煤机内温度小于50以下时，联系设备部点检人员打开磨煤机本体人孔对磨煤机进行检查和清理三块。B）在保证磨煤机出口温度前提下，调整磨煤机入口一次风量，满足磨煤机风煤比曲线。C）若磨煤机磨辊磨损严重，应安排该磨煤机大修，更换磨损严重磨辊。D）加强燃料管理，严防“三块”进入磨煤机内。E）定期检查运行磨煤机渣箱排渣系统工作情况，发现渣箱自动排渣系统故障及时处理。F）定期检查液压自动加载装置工作情况，发现加载力不够及时联系点检人员处理。G）合理调整磨煤机负荷，保证磨煤机给煤量不低于40磨煤机额定出力。4.4.8.3给煤机断煤1）现象A）磨煤机电流下降。B）磨煤机及传动装置声音异
32、常。C）磨煤机出力下降，磨煤机出口温度升高。D）未投锅炉负荷调节器时，负荷快速下降。2）原因A）原煤斗走空或下煤管堵塞三块（煤矸石、铁块、木块）以及其它杂物（如铁丝等）。B）给煤机皮带断。C）给煤机电机故障停止。D）原煤湿将下煤管堵塞。3）处理A）根据实际情况，必要时解除CCS至TF方式，手动控制煤量，稳定负荷及汽温汽压。立即联系皮带值班员检查原煤斗煤位，确定是否原煤斗走空。B）配人就地检查给煤机如果因煤湿造成下煤管堵塞立即进行敲打下煤管疏通堵塞部位。C）如果确定三块堵塞，经敲打无效，磨煤机已跳闸，按紧急停磨处理，并立即联系检修处理下煤管堵塞故障。D）磨煤机未跳闸原煤断续进入磨煤机时，一定要及
33、时将磨煤机切到手动调整，严格控制出口温度不得超过800C，必要时投入消防蒸汽，避免因断煤造成风粉比失调导致磨煤机内粉尘爆炸。E）加强燃烧调整，燃烧不稳及时投油，如果负荷下降较多应及时启动备用磨煤机，注意锅炉主汽压力和主、再汽温变化。4.4.9安全门动作4.4.9.1现象1） 主汽、汽包压力快速下降。2） 机组负荷下降。3） 汽包水位先高后低4） 主汽或再热汽出口安全门动作，主汽、再热汽温度下降。5） 汽包安全门或再热汽入口安全门动作，主汽、再热汽温度升高。6） 处理不及时，导致锅炉水位超限，MFT动作停炉。4.4.9.2原因1） 机组突甩负荷，导致主汽、再热汽压力升高。2） 锅炉内扰或燃烧自动
34、失灵，导致炉内热负荷急剧升高。3） 汽机故障跳闸或高、中压调速汽门故障关闭。4） 发电机故障跳闸。4.4.9.3处理1） 如果机组突甩负荷，及时恢复机组负荷，严密监视汽包水位变化，必要时切除自动手动调整水位。2） 如果系统（网上）故障造成机组突甩负荷，负荷不能恢复，根据负荷降低燃料量或立即停止一台磨煤机，降低汽压使安全门回座，保证炉内燃料量满足汽机需要。注意汽包水位避免水位故障停炉。3） 如果内扰或燃料自动失灵造成炉内燃烧恶化导致汽压升高使安全门动作，立即切除燃烧自动，手动调整燃料量与机组负荷相适应。查明原因设法消除，确认故障消除后恢复燃烧自动。同时密切监视汽包水位变化，必要时切自动为手动调整
35、。4） 如果汽轮机或发电机故障跳闸按紧急停炉处理。如果机组大连锁未动作，立即手动MFT停炉。停炉后保持汽包水位正常。4.5 汽轮机异常及事故处理4.5.1 汽轮机振动大4.5.1.1 现象1) TSI记录仪振动指示增大。2) DEH CRT振动显示增大，报警。3) 就地机组振动大。4.5.1.2 原因1) 机组负荷、真空等参数骤变。2) 润滑油压、油温变化。3) 汽轮发电机组动静摩擦或大轴弯曲。4) 发电机定子、转子电流不平衡。5) 汽机进水。6) 汽机断叶片、引起转子质量不平衡。7) 密封油温度变化较大。8) 发电机机内氢气温度变化较大。9) 轴承工作不正常或轴承座松动。10) 轴系中心不正
36、或联轴器松动。11) 滑销系统卡涩造成膨胀不均。4.5.1.3 处理1) 机组启动过程中，轴承振动保护动作值未动作，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。2) 在额定转速3000r/min或带负荷稳定工况下要求机组瓦振不超过0.03mm或轴振动不超过0.08mm，当轴承振动突增0.05mm，应打闸停机。当轴振明显增大至0.125mm，应按如下规定处理：A) 机组轴振达0.125mm报警，对照表计变化，查找原因。B) 如机组负荷、参数变化大引起振动大，应尽快稳定机组负荷、参数，同时注意汽机差胀，上、下缸温差变化。C) 检查润滑油温、油压及各轴承温度正常，否则，调整润滑油温、油压至正常。
37、D) 就地倾听汽轮发电机组内部声音。E) 如发电机电流不平衡引起振动，应降低机组负荷，查明发电机定子电流不平衡的原因。F) 密封油温度偏离正常值，尽快调整至正常值，若冷却水调节门失灵，联系检修处理。G) 机内氢气温度低应查明原因及时恢复。3) 若机组轴振突然增至0.254mm，保护不动作,汽机按紧急停机处理。4) 检查汽轮机上下缸温差，若温差42时按汽轮机进水处理。4.5.2 轴向位移增大4.5.2.1 现象4) TSI记录仪轴向位移指示增大。5) DCS画面轴向位移显示增大，报警。6) 推力轴承温度升高。4.5.2.2 原因：1) 负荷或蒸汽流量变化。2) 汽机通流部分严重结垢（在相同工况下
38、运行时，调节级压力有异常升高）。3) 叶片断落。4) 主蒸汽、再热蒸汽温度下降。5) 汽轮机水冲击。6) 凝汽器真空下降。7) 发电机转子窜动。8) 推力轴承瓦块乌金磨损。9) 加热器解列。4.5.2.3 处理：1) 当轴向位移值增大时，应检查负荷、蒸汽参数、凝汽器真空，密切监视推力轴承金属温度、差胀变化，进行负荷调整，通知热工校验表计，并倾听机组有无异声，各轴承有无振动。2) 当轴向位移增大至0.9mm，除进行上述的检查外，汇报值长，立即减负荷，使轴向位移值恢复至正常。3) 当轴向位移值增大，机组转动部分出现金属撞击声或伴有强烈振动，应紧急停机。4) 当轴向位移值增大至1.0mm保护不动作，
39、应立即破坏真空紧急停机。4.5.3 汽轮机水冲击4.5.3.1 现象：1) 主蒸汽、再热蒸汽和抽汽温度急剧下降，过热度减小。2) 汽缸上、下缸温差明显增大。3) 主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封或汽轮机内有水击声，或从进汽管法兰、轴封、汽缸结合面处冒出白色的湿蒸汽或溅出水滴。4) 轴向位移增大，推力轴承金属温度急剧上升。5) 机组发生强烈振动。4.5.3.2 原因：1) 锅炉汽包水位失控、满水。2) 主蒸汽、再热蒸汽温度失控或主蒸汽流量瞬间突增造成蒸汽带水。3) 除氧器、高、低压加热器满水倒灌进入汽轮机。4) 轴封供汽或回热抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。尤其热态启动时投轴封暖管疏水要充分
40、。5) 主、再热器减温水因阀门不严进入汽机。6) 高旁减温水门不严或误开。7) 主.再热器管道疏水不畅。4.5.3.3 处理：1) 立即破坏真空紧急停机。2) 检查汽轮机本体及有关蒸汽管道上疏水门自动开启，如未开则应强制开启、充分疏水。3) 正确记录和分析惰走时间，并在惰走时仔细倾听汽轮机内部声音。4) 在惰走时未能听出异声、转动部分没有摩擦声，同时惰走时间、轴向位移、胀差、推力轴承金属温度均正常，充分疏水后重新启动。5) 转子停转后盘车严格执行停机时盘车运行规定，如检查发现轴向位移超限，惰走时间明显缩短，推力轴承金属温度超限，汽机内部有异声和转动部分发生摩擦等任一现象，不准启动，应揭缸检查。
41、6) 汽机进水停机后24小时内严禁启动，再启动时必须检查上下缸温差，转子偏心正常。4.5.4 运行中叶片损坏或断落4.5.4.1 现象：1) 机组振动明显增大。2) 汽轮机内部有金属撞击声或盘车时有摩擦声。3) 汽轮机调节级压力升高，轴向位移变化异常。4.5.4.2 原因：1) 汽轮机进水。2) 主蒸汽、再热蒸汽温度异常变化，急剧下降。3) 叶片频率不合格或制造质量不良。4) 汽轮机超速或运行频率长时间偏离正常值造成叶片疲劳。4.5.4.3 处理：1）发现以下情况，应破坏真空紧急停机。A) 汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。B) 汽轮机通流部分发出异声，同时机组发生强烈振动。C) 机组振动
42、明显增大，并且凝结水导电度、硬度急剧增大，无法维持正常运行。2）发现以下情况，应汇报值长及专业人员，进行分析后处理。A) 运行中发现凝结水导电度、硬度突然增加，应检查机组振动、负荷、凝汽器水位，同时汇报值长，通知化学化验凝结水水质。B) 调节级压力或抽汽压力异常变化，在相同工况下汽机负荷下降，轴向位移和推力轴承金属温度有明显变化，并伴有机组振动明显增大，汇报值长，减负荷，申请停机。4.5.5 凝汽器真空降低4.5.5.1 现象1） DCS真空值指示下降。2） 排汽温度升高。4.5.5.2 原因1) 凝汽器冷却水量不足或中断。2) 真空系统泄漏或机械真空泵故障。3) 轴封系统工作失常。4) 凝汽
43、器水位控制失常，凝汽器满水。5) 汽泵密封水回水水封破坏。4.5.5.3 处理：1) 发现真空下降，首先应对照低压缸排汽温度表进行确认并查找原因进行相应处理。2) 当凝汽器内绝对压力升高至12KPa时，确认备用真空泵自启，提高凝汽器真空，如继续降低，应按真空每下降1kPa,减负荷100MW,凝汽器内绝对压力升至19kPa，负荷应减至零。3) 当凝汽器内绝对压力升至20kPa，汽机跳闸。4) 凝汽器真空下降时，应根据低压缸排汽温度升高情况，开启低压缸喷水电磁阀，控制排汽温度不超过79（空负荷排汽温度120）。5) 因真空低紧急停机时，应立即切除高、低压旁路，关闭所有进入凝汽器的疏水门。6) 因循
44、环水中断或水量不足引起的真空下降，在单泵运行工况下立即启动备用凝结水泵，如循环水全部中断，应立即脱扣停机，并关闭凝汽器循环水进出水门，待凝汽器排汽温度下降到50左右时，再向凝汽器通循环水。7) 因轴封漏空气引起的真空下降，应调整轴封汽母管压力至正常值。如溢流调节阀失控，应关小调节阀前隔绝阀。如轴封调节阀失控，应开启调节阀旁路。如轴封汽温低，应开启疏水门，查看并关闭轴封汽减温水门。必要时可切换冷再蒸汽或辅助蒸汽供轴封用汽。8) 因凝汽器水位高淹没冷却水管引起的真空下降，应立即通过凝泵出口排水管路进行排水处理。9) 检查真空泵入口电磁阀应开启，分离器水位应正常，若因真空泵运行不正确影响真空，则应启
45、动备用真空泵运行，停运故障泵，并关闭入口电磁阀。10) 因凝汽器真空系统漏空气引起的真空下降：A) 对真空系统的设备进行查漏和堵漏。如轴封加热器型管水封不正常，应注水；真空破坏门不严密，应关严并注水；真空系统有关阀门（仪表排污门、水位计排放门）等误开，应立即关闭；真空系统的水泵轴封泄漏应立即消除。B) 对11、12小汽机排汽侧进行检查。如小机排汽侧真空低影响凝汽器真空，应将机组负荷降至额定负荷的80%，启动电动给水泵，停运并隔绝11或12小机进行堵漏。4.5.6 机组负荷摆动4.5.6.1 现象：1) 功率表、调节级压力及各段抽汽压力骤变。2) 主汽门、高压调速汽门及中压调速汽门开度突变。3)
46、 发电机振动发生变化.4.5.6.2 原因：1) 汽轮机DEH控制回路失常。2) 高、低压旁路误动。3) 电网频率异常变化或锅炉运行异常。4) 发电机振荡或失步。5) 高加突然解列。4.5.6.3 处理：1) 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。2) 若锅炉运行异常引起负荷骤变，要相应调整汽轮机的进汽量，稳定蒸汽参数。3) 若电网频率异常引起，应尽可能适应负荷需求，严格控制机组不超出力。4) 若协调控制系统失常引起，应尽量减少操作，稳定运行工况，并将控制方式切至基本方式，通知热工处理。5) 如发电机振荡或失步按电气事故规程处理。4.5.7 频率不正常4.5.7.1 现象：1) 周波表指示上升或下降。2) 汽轮机转速升高或降低。3) 机组负荷发生变化。4) 机组声音发生变化。4.5.7.2 原因：电网系统故障。4.5.7.3 处理：1) 周波变化运行允许值A) 周波在48.551.5Hz期间，允许长时间运行。B) 周波在47.548.5Hz期间, 允许运行3分钟停机。C) 周波在4747.5Hz期间