第一篇：發電廠事故處理一般原則

電氣事故處理的一般原則

1、發生事故時，電氣運行班長是電氣部分事故處理的指揮員，并在值長的統一領導下，按規程規定領導全班人員正確迅速的處理事故。

2、發生事故時，應一方面迅速處理，一方面迅速報告值長，并按指令處理事故，外出的值班員應迅速回到本崗位。

3、電氣值班人員處理事故應按下列原則執行：

a、根據故障現象，各種儀表指示、保護信號、裝置動作情況和對設備進行全面的檢查分析，判明故障性質、地點、范圍，作出處理的初步方案。

b、發生事故時，應迅速限制事故的發展，消除事故根源，解除對人身和設備的威脅。 c、首先確保廠用電運行，特別是機組保安段的供電，倒換廠用電時防止母線失壓及非同期并列。

d、用一切可能的方法維持設備繼續運行，調整運行方式，保證電壓、周波的正常。 e、處理事故時，值班人員應堅守崗位，集中精力，積極處理事故，并盡快恢復已停電設備的供電。應迅速正確的執行上級命令，并進行必要的請示匯報及聯系。

f、事故處理時，應迅速正確，在接到操作命令時，必須向發令人復誦一次，執行完命令后，立即匯報發令人。事故處理時，應警惕發生下列惡性事故：

a)廠用電中斷；

b)非同期并列損壞設備；

c)帶地線送電或帶負荷拉合刀閘；

d)保護使用不當。

下列事故可先行處理，事后應迅速匯報值長：

a)威脅人身的解列、停電操作；

b)設備損壞或受到嚴重威脅的操作；

c)母線失壓時拉開母線上的開關；

恢復失壓的廠用電。

第二篇：發電廠電氣系統的事故處理

發電廠電氣系統的事故處理

第一節電氣事故處理的一般原則

1、發生事故時，電氣運行班長是電氣部分事故處理的指揮員，并在值長的統一領導下，按規程規定領導全班人員正確迅速的處理事故。

2、發生事故時，應一方面迅速處理，一方面迅速報告值長，并按指令處理事故，外出的值班員應迅速回到本崗位。

3、電氣值班人員處理事故應按下列原則執行：

a、根據故障現象，各種儀表指示、保護信號、裝置動作情況和對設備進行全面的檢查分析，判明故障性質、地點、范圍，作出處理的初步方案。

b、發生事故時，應迅速限制事故的發展，消除事故根源，解除對人身和設備的威脅。 c、首先確保廠用電運行，特別是機組保安段的供電，倒換廠用電時防止母線失壓及非同期并列。

d、用一切可能的方法維持設備繼續運行，調整運行方式，保證電壓、周波的正常。 e、處理事故時，值班人員應堅守崗位，集中精力，積極處理事故，并盡快恢復已停電設備的供電。應迅速正確的執行上級命令，并進行必要的請示匯報及聯系。

f、事故處理時，應迅速正確，在接到操作命令時，必須向發令人復誦一次，執行完命令后，立即匯報發令人。事故處理時，應警惕發生下列惡性事故：

a)廠用電中斷；

b)非同期并列損壞設備；

c)帶地線送電或帶負荷拉合刀閘；

d)保護使用不當。

下列事故可先行處理，事后應迅速匯報值長：

a)威脅人身的解列、停電操作；

b)設備損壞或受到嚴重威脅的操作；

c)母線失壓時拉開母線上的開關；

恢復失壓的廠用電。

第三篇：發電廠解列事故處理

大容量火電廠全廠停電事故的預防及處理

目前，國內大容量火力發電廠的絕大多數單元機組能夠真正實現FCB工況，即快速減負荷帶廠用電的機組很少見到。因此，一旦發生電網解列事故，對絕大多數大容量火電廠而言，就意味著全廠停電和廠用電中斷。雖然電廠一般都有單臺機組廠用電中斷時的事故處理規程，但很少有全廠停電的事故處理規程。為了防止在發生全廠停電事故時發生主設備(鍋爐、汽輪機、發電機、主變壓器)損壞事故，確保主設備的安全停運，使廠用電恢復后能盡快恢復發電機組的運行，從而將事故損失降到最低限度，大容量火電廠有必要制定相應的預防措施和切實可行的事故預想處理方案，并加以執行。事故預防措施

1.1 直流系統的運行維護管理

發生全廠停電和廠用電中斷時，直流電源是控制、保護和確保安全停機的唯一電源，因此在平時必須加強對蓄電池和直流系統(含逆變電源)的運行維護和檢修。

(1)做好直流系統、不停電電源裝置(UPS)專用蓄電池的維護管理。要按時調整蓄電池的電解液比重和電壓，使其處于完好滿充電狀態，并定期進行均衡充電。確保其電壓、放電容量和電解液的比重、溫度符合要求。對已投運的蓄電池，應按制造廠的說明書進行復核，對于電壓和放電容量不能滿足要求的蓄電池應及時改進或更換。

(2)直流系統各級保險器和聯動裝置應定期檢查、試驗。保險容量應保證在事故情況下保險不會越級熔斷而中斷保護操作電源和直流潤滑、直流密封油泵電源。直流潤滑、直流密封油泵的聯動控制回路的控制直流電源應取自蓄電池。

(3)不允許在蓄電池無并聯情況下，由充電裝置單獨向重要負荷供電，即使在事故情況下，也應考慮盡快與另一蓄電池并列。

(4)UPS系統定期切換試驗必須在機組停運后進行。試驗前應做好防止UPS電源消失的措施，以防微機儲存信息丟失。

(5)應定期對蓄電池直流系統進行巡回檢查，并定期進行測量、記錄，發現異常應及時匯報處理。

1.2 備用電源的維護管理

大容量火電廠帶有重要輔機的廠用電母線都裝設了有足夠自投容量的備用電源自投裝置，必須通過定期試驗來確保該裝置在需要時能自動投入。設備改造后，如起動容量增大的母線，應進行自起動電壓和有關保護定值的驗算，必要時應做母線自起動試驗。

單元機組一般都裝設柴油發電機組，作為全廠停電或機組廠用電消失時汽輪發電機組重要設備(如頂軸油泵、盤車電機、潤滑油泵、熱控微機等)的備用電源，又稱為應急事故保安電源。為確保事故時能起到備用作用，必須加強對柴油發電機組的運行維護和管理。

(1)維護好保安電源直流系統中的設備，如蓄電池、硅整流器、自耦調壓器等，做好有關保護的檢驗工作。

(2)確保柴油發電機組的壓縮空氣系統、冷卻水系統、燃油和潤滑油系統工作正常。

(3)定期對柴油發電機組做手動起動試驗和模擬自起動試驗，并作好記錄，運行班應對柴油發電機組進行巡視檢查，以確保其經常處于熱備用狀態。

(4)柴油發電機組的小修，應與對應汽輪發電機組的大修同時進行。當柴油發電機組運行時間累計達到一個大修周期時，應進行大修。

1.3 繼電保護和自動裝置的維護管理

(1)保持主要電氣保護完好，并經常投入運行。

(2)加強繼電保護裝置和開關的檢修、維護，加強繼電保護運行和保護定值管理工作，嚴防保護、開關拒動、誤動擴大事故。

(3)做好繼電保護及自動裝置的定期檢驗、補充檢驗和元件校驗，特別應注意對檢修后、電氣事故、系統沖擊、波動或有報警信號后的有關繼電保護及自動裝置做詳細檢查。

(4)發電機運行中必須投入自動調整勵磁裝置，確保備用勵磁裝置隨時可以投入運行。

(5)在電力系統發生故障時，禁止啟動自動巡回檢測裝置進行測試。1.4 運行方式、環境和通訊設備的要求

(1)合理安排系統的運行方式，提高系統的穩定性和安全運行水平。母線、廠用系統、熱力公用系統通常應采用正常的運行方式。因故改用非正常運行方式時，應事先制定安全措施，并在工作結束后盡快恢復正常運行方式。

(2)電廠應保持必要的存煤、存水、點火用油。

(3)注意保持蓄電池室和直流系統室的環境溫度和相對濕度在正常范圍。廠用系統配電室、繼保室的門窗應嚴密，防止煤粉和潮氣侵入，以保持室內清潔、無粉塵。

(4)通訊設備備用電源應保持完好并定期試驗，保證事故情況下能自動切換，通訊暢通。2 事故處理措施

大容量火電廠大多采用單元集中控制方式。發生全廠停電和廠用電中斷事故時，應在當班值長的統一指揮下進行事故處理。由于全廠停電事故處理涉及的范圍廣、難度大，因而值長、各單元長和各機組主副值班員既要分工合作，又要把握住各自的事故處理側重點。只有這樣才能使現場忙而不亂，確保電廠主設備的安全。

下面以一個集控廠用電系統為6 kV/380 V、網控升壓站及其出線為220 kV系統的電廠為例，說明預想事故處理措施。

2.1 現場值班員事故處理側重點

當班值長的首要任務是協調電網中心調度(中調)和本廠的系統恢復工作，盡快恢復廠用電由電網供電；單元長的首要任務是確保直流系統和380 V保安段電源供電正常、協助恢復廠用電；主副值班員的首要任務是確保本機組的主設備安全。

2.2 當班值長

(1)通知單元長已發生全廠停電事故，匯報中調和廠領導。

(2)聯系中調了解系統相關情況，判斷故障范圍，迅速查明220 kV母線失壓的原因。首先復位跳閘的所有開關把手，就地檢查所有開關是否在分閘位，然后根據保護動作情況初步判斷故障點，就地重點檢查，并隔離故障線路或故障母線。母線及外部短路后，應對短路電流流經回路進行全面檢查。

若故障前無沖擊，則根據故障錄波器提供的情況判斷是否確實發生故障。若無故障現象，初判是母差誤動，則聯系檢修檢查。匯報中調退出母差保護并往實地檢查，若無異常即可充電。檢查處理過程中，要確保網控直流系統工作正常。如果充電器電源失去，網控直流蓄電池無法維持直流系統電壓時，要考慮切換到備用的(如集控)直流電源供電。

(3)檢查220 kV線路是否有電壓。如有電壓，則不待調令即自行合上該線路開關向正常的母線充電(合開關前，應進行同期檢查)；若線路開關向母線充電時母線保護動作跳閘，則另選母線充電；如所有220 kV線路均無電壓，應立即匯報中調，要求盡快恢復220 kV線路供電。用線路充電時，注意保護投入正確并退出重合閘。用母聯充電時，要投入充電保護，充電完成后注意退出。

(4)220 kV母線充電正常后，使用分段開關、母聯開關對其他非故障母線充電，及時恢復廠用起動/備用變壓器及其公用段母線運行。注意優先恢復網控交流配電箱供電，保證220 kV配電裝置電源(如刀閘操作、動力電源)，然后將220 kV所有非故障設備倒換至非故障母線運行。應注意：檢查開關在“分閘”位置，先拉故障母線上的刀閘，后合運行母線上的刀閘，再恢復機組廠用6 kV、380 V電源。注意必要時對次要負荷限電，如非生產用電負荷，非重要輔機等。

(5)廠用電恢復過程中要注意2個嚴防：一要嚴防向發電機倒送電。要拉開發-變組出口開關控制保險，將高廠變低壓側開關拉至試驗位。二要嚴防非同期并列事故。在進行6 kV廠用段、公用段并環運行時，必須考慮220 kV升壓站母線合環情況以及防止6 kV系統非同期事故。

(6)廠用電恢復過程中要注意輕重緩急。優先恢復原運行機組的6 kV廠用電系統；優先恢復帶照明負荷和鍋爐給水泵的母線電源；380 V廠用系統優先恢復照明段、工作段電源。

(7)廠用電恢復后，機組熱態啟動時，按啟動/備用變壓器的容量，并考慮汽機軸封供汽和鍋爐霧化蒸汽汽源，安排機組啟動。

2.3 各集控單元長

接值長全廠停電事故處理令后，即：

(1)迅速檢查備用電源柴油發電機組自啟動成功，否則立即派員恢復并監視柴油發電機運行，防止柴油發電機過流。

在保安電源恢復之后，立即恢復直流系統充電器的正常運行；立即啟動主機交流潤滑油泵，停直流潤滑油泵；啟動空、氫側交流密封油泵，停直流密封油泵；啟動頂軸油泵；啟動電給泵輔助油泵，旁路油站油泵。

當密封油泵不能投入且短時不能恢復時，若發電機密封油壓低，應先降低機內氫壓，并注意開窗通風；若較長時間不能恢復，應抓緊發電機排氫置換工作，并做好防止軸瓦及油箱著火的滅火準備。

(2)嚴密監視直流母線電壓和UPS的運行情況，采取措施，確保保安段電源電壓正常。注意直流動力段母線電壓，若電壓低，則限制部分事故照明，小機停轉后可停小機直流油泵。保安段電壓低時，根據情況限制保安段上相對不重要的輔機用電，如鍋爐電梯等，以確保主機潤滑及密封油泵、頂軸油泵、主機盤車、空氣預熱器輔電機、直流系統、熱控UPS電源的供電正常。

(3)切開6 kV及380 V系統除保安段外的所有開關。檢查廠用電系統是否存在明顯的故障點，并檢查各開關狀態、電氣和熱控保護動作狀態，并向值長匯報。

(4)按值長令，協助恢復6 kV、380 V廠用電系統。

(5)廠用電恢復后，指揮恢復儀用壓縮空氣、循環水、閉式水、燃油、沖灰水等公用系統；令啟動鍋爐給水泵，緩慢向鍋爐上水至汽包可見水位，并注意控制上、下汽包壁溫差；指揮機組按熱態啟動恢復熱力系統正常運行。

2.4 各機組主副值班員

按單臺機組廠用電中斷事故處理規程進行各臺機組的事故處理。

第四篇：發電廠事故處理原則

事故處理原則 3.1.1 發生事故時，運行人員應迅速解除對人身和設備的危險，找出發生故障的原因消滅事故，同時應注意保持非故障設備的繼續運行，必要時設法增加非故障設備的負荷，以保持對用戶的正常供電。3.1.2 在處理事故過程中，運行人員應設法保障廠用電的正常供給，為了完成上述任務，運行人員必須堅守崗位，集中精力來維持設備的正常運行，防止故障的擴大和蔓延，正確迅速地執行上級命令。3.1.3 事故惡化時，首先避免重大設備的損壞和人身傷害，確保安全停機；使電網不受侵害，盡快恢復電網穩定運行。3.1.4 機組發生故障時，運行人員一般應當按照下面所述的方法進行工作排除故障。3.1.4.1 根據儀表的指示和機組外部的象征，分析判斷設備確已發生故障。

3.1.4.2 迅速消除對人身和設備的危險，必要時應立即解列（或停用）發生故障的設備。3.1.4.3 迅速查清故障的性質，發生地點和設備損壞范圍。

3.1.4.4 采取正確有效措施消除故障，同時應保持非故障設備繼續運行。

3.1.4.5 在發生故障時，各崗位應互通情況密切配合，在值長和單元長的統一指揮下，迅速排除故障，在故障的每一個階段都需要盡可能迅速地匯報單元長、值長和上一級領導，以利及時采取正確的對策，防止事故擴大蔓延。

3.1.4.6 處理事故時，動作應當迅速正確。但不應急躁，在處理故障時，所接到的命令，均應復誦一遍，如沒有聽懂應反復問清，否則不可執行，命令執行后的情況，應迅速向發令者匯報。3.1.5 值班員在處理事故時，受單元長和值長的領導，發生故障時，應及時與巡檢長聯系，迅速參加排除故障的工作，同時將自己所采取的措施匯報單元長和值長。值長、單元長所有命令，值班員必須聽從。3.1.6 專業人員及其有關技術領導在機組發生故障時，必須到現場指導處理事故，并給予運行人員以必要的指示，但這些指示不應和值長的命令相抵觸，否則值班員仍按值長命令執行。3.1.7 從機組故障起到排除故障，恢復機組正常狀態為止，值班人員不得擅自離開工作崗位，假如故障發生在交接班時，應延時交班，在未簽名之前，交班人員應繼續工作，并在接班人員協助下，排除故障，直至機組恢復正常運行狀態或接到值長關于接班命令為止。3.1.8 與排除故障無關的人員禁止停留在發生故障的地點。3.1.9 值班人員發現難以分析、判斷的現象時，必須迅速匯報上一級領導，共同地觀察、研究、查清。當遇到規程所沒有規定的故障現象時，必須根據自己的知識經驗判斷，主動采取對策，并盡可能迅速地把故障情況匯報上一級領導。

3.1.10 故障消除后，值班人員應將機組故障象征、時間、地點及處理經過情況、事實、正確地記錄在交接班簿上。有追記打印的故障應追記打印備查。3.1.11 班后故障分析會由值長或單元長主持，對事故的原因責任及以后采取的措施，進行認真的分析和討論，從中吸取教訓，總結經驗。發生事故后，應做到四不放過（事故原因沒查清不放過、責任人員沒處理不放過、整改措施沒落實不放過、有關人員沒受到教育不放過）。4 主設備緊急停用的條件及停用步驟 4.1 汽輪機的事故停機 4.1.1 機組遇有下列情況之一，應破壞真空緊急停機。

4.1.1.1 汽輪機轉速升高到3330r/min，而電超速保護和危急保安器不動作。4.1.1.2 汽輪機內部發生明顯的金屬碰擊或摩擦聲音。

4.1.1.3 汽輪機發電機組任一道軸的振動到0.254mm（電機廠規定#7瓦軸振到0.3mm）而保護不動作。

4.1.1.4 汽輪機發生水沖擊或主蒸汽溫度、再熱汽溫度在2分鐘內突降50℃或高、中壓缸上、下缸溫差達55.6℃。

4.1.1.5 軸封處摩擦發生火花。

4.1.1.6 汽輪機任一道軸承冒煙或推力軸承、軸承回油溫度達82℃。

4.1.1.7 汽輪機軸承金屬溫度（#1瓦、#2瓦、#3瓦、#4瓦）升高至112.8℃，發電機勵磁機軸承金屬溫度(#5瓦、#6瓦、#7瓦)升高至107.2℃。4.1.1.8 汽輪機推力軸承金屬溫度任一點升高至107.2℃。

4.1.1.9 軸承潤滑油壓下降至0.048MPa，而保護裝置不動作。4.1.1.10 汽輪機潤滑油箱油位突降至-563mm。

4.1.1.11 汽輪機軸向位移：向發電機極端≥1mm，或向調速端≤1mm，而保護裝置不動作。4.1.1.12 汽輪機差脹≥18.98mm或≤1mm。

4.1.1.13 汽輪機油系統著火且不能很快撲滅，嚴重威脅機組安全運行。4.1.1.14 主蒸汽、再熱蒸汽、給水的主要管道或閥門爆破。4.1.1.15 主機二臺潤滑油冷油器同時大漏。4.1.2 汽輪發電機組破壞真空緊急停機操作步驟：

4.1.2.1 撳“緊急停機”按鈕或手動脫扣，檢查負荷到零，轉速下降。

4.1.2.2 檢查高、中壓主汽門，高中壓調門及各段抽汽進汽門和逆止門均聯鎖關閉，橫向聯動保護已動作，給泵A、B均脫扣，電動給泵自啟動正常。

4.1.2.3 若高、低壓旁路自動打開，應出系自動，關閉高、低壓旁路。

4.1.2.4 在SCS的監控畫面上分別出系高、低壓防進水系統聯鎖開關，關閉主蒸汽管道、再熱汽冷段、再熱汽熱段和低旁前疏水門。4.1.2.5 啟動密封備用油泵和交流潤滑油泵。4.1.2.6 停用真空泵，開足破壞真空門。4.1.2.7 禁止向凝汽器內排汽、排熱水。

4.1.2.8 脫扣后，注意檢查除氧器水位、凝汽器水位正常，除氧器抽汽進汽門和逆止門聯鎖關閉，備汽調整門自動投入。

4.1.2.9 檢查備汽母管壓力、溫度正常，高排汽至備汽母管進汽門聯鎖關閉，關閉四級抽汽對外供汽門。

4.1.2.10 主機軸封汽壓力、溫度正常，檢查新蒸汽至軸封汽母管進汽門和高排至軸封汽母管進汽門聯鎖關閉。

4.1.2.11 檢查高、低加水位正常，高、低加疏水切至凝汽器。4.1.2.12 檢查機組情況，聽測轉動部分聲音、振動。4.1.2.13 轉子停止時，注意和比較惰走時間。4.1.2.14 完成運行規程規定的其他停機操作。4.1.3 機組遇有下列情況之一，應不破壞真空故障停機： 4.1.3.1 DEH工作失常，汽輪機不能控制轉速和負荷。4.1.3.2 EH油泵和EH系統故障，危及機組安全運行時。

4.1.3.3 主蒸汽壓力升高，汽輪機高壓主汽門前汽壓升高至21.7MPa。4.1.3.4 高壓缸排汽壓力升高至4.82 MPa。

4.1.3.5 高壓旁路或低壓旁路打開時，調節級與高壓排汽壓力比小于1.7，而保護裝置不動作。

4.1.3.6 運行中，高壓缸排汽溫度升高至426℃。4.1.3.7 主蒸汽溫度或再熱汽溫度升至552～565.8℃，時間超過15分鐘或超過565.8?C。4.1.3.8 主蒸汽溫度或再熱汽溫度全壓時降至465℃。4.1.3.9 高壓主汽門A/B兩側進汽溫度偏差達42℃，時間超過15分鐘。4.1.3.10 中壓主汽門A/B兩側進汽溫度偏差達42℃，時間超過15分鐘。4.1.3.11 機組滿負荷運行時，主蒸汽溫度與再熱汽溫度偏差達42℃，但僅限于再熱汽溫度低于主蒸汽溫度。

4.1.3.12 機組負荷接近零時，主蒸汽溫度與再熱汽溫度偏差達83℃，但僅限于再熱汽溫度低于主蒸汽溫度。

4.1.3.13 EH油壓低至9.31 MPa，而保護裝置不動作。4.1.3.14 凝汽器真空低至81 kPa，而保護裝置不動作。4.1.3.15 DEH電源故障，而保護裝置不動作。4.1.3.16 EH油箱油位低至停機限額。

4.1.3.17 高旁或低旁故障，且高旁或低旁開。4.1.3.18 高旁或低旁開且汽輪機控制在手操方式。4.1.3.19 高旁或低旁開且冷再壓力變送器故障。4.1.3.20 運行中低壓排汽溫度升高至121℃，連續運行超過15分鐘，或超過121℃。4.1.3.21 汽、水管道破裂，無法維持機組運行。4.1.3.22 油系統嚴重漏油無法維持運行。

4.1.3.23 汽輪機組無蒸汽運行時間超過1min。4.1.3.24 爐跳機或電跳機橫向聯動保護動作時。4.1.3.25 爐跳機或電跳機橫向聯動保護拒動時。

4.1.3.26 廠用電源全部失去（無備合閘或備合閘不成功）。

4.1.3.27 機爐熱控電源全部失去或儀表電源，計算機電源全部失去，時間超過3min。4.1.4 汽輪機不破壞真空故障停機操作步驟：

4.1.4.1 撳“緊急停機”按鈕及手動脫扣，檢查負荷到零，轉速下降。4.1.4.2 檢查高中壓主汽門，高中壓調門及各段抽汽進汽門和逆止門均聯鎖關閉，橫向聯動保護已動作，給泵A、B均脫扣，電動給泵自啟動正常。

4.1.4.3 注意檢查鍋爐高、低壓旁路自動打開高、低壓防進水疏水門全部開啟。4.1.4.4 啟動密封備用油泵和交流潤滑油泵。

4.1.4.5 脫扣后，注意檢查除氧器水位、凝汽器水位正常，除氧器抽汽進汽門和逆止門聯鎖關閉，備汽調整門自動投入。

4.1.4.6 檢查備汽母管壓力、溫度正常，檢查高排汽至備汽母管進汽門聯鎖關閉，并將四級抽汽對外供汽門關閉。4.1.4.7 檢查軸封汽壓力、溫度正常，新蒸汽至軸封汽母管進汽門和高排至軸封汽母管進汽門聯鎖關閉。

4.1.4.8 檢查高、低加水位正常，高、低加疏水切至凝汽器。4.1.4.9 檢查機組情況，聽測轉動部分聲音、振動。4.1.4.10 轉子停止時，注意比較惰走時間。4.1.4.11 完成運行規程規定的其它停機操作。4.1.5 如遇有下列情況之一，聯系鍋爐禁止向凝汽器排汽，排熱水。4.1.5.1 因凝汽器真空下降或廠用電電源失去而引起的故障停機。4.1.5.2 破壞真空緊急停機。

4.1.5.3 高、低壓旁路減溫水中斷或排缸、水幕噴水中斷。4.1.6 汽輪機發電機組發生下列情況之一時，由值長根據現場具體情況決定機組減負荷或停用，如時間允許，應事先匯報總工程師。4.1.6.1 高壓主汽門或中壓主汽門或高中壓調門或抽汽逆止門卡澀。4.1.6.2 調速系統故障，不能維持運行。

4.1.6.3 主蒸汽或再熱汽管道或其他汽水管道泄漏。

4.1.6.4 凝結水、給水品質惡化，經多方處理仍不能改善，并繼續惡化，以至可能使設備損壞，威脅機組安全運行。

4.1.6.5 單塊表盤或變送器電源失去。4.2 鍋爐MFT動作原因及處理原則 4.2.1 發生下列情況之一，鍋爐發生MFT。4.2.1.1 點火失敗。

4.2.1.2 失去所有燃料輸入。4.2.1.3 失去所有火焰。4.2.1.4 手動MFT。

4.2.1.5 二臺吸風機跳閘。4.2.1.6 二臺送風機跳閘。

4.2.1.7 二臺一次風機跳閘且無油槍運行。4.2.1.8 爐膛壓力高至+3240Pa。4.2.1.9 爐膛壓力低至-2490Pa。4.2.1.10 鍋爐總風量低至25%。4.2.1.11 汽包水位高至+254mm。4.2.1.12 汽包水位低至-381mm。4.2.1.13 三臺爐水泵均跳閘。

4.2.1.14 BMS硬結線故障（MFT指令發出后，MFT繼電器未動作）。4.2.1.15 手動“緊急停爐”。

4.2.1.16 再熱器失去保護，即下列任一條件滿足：

a)發電機未并網時，油槍運行≥8支且再熱器蒸汽中斷（主汽門和高旁均關或者中壓汽門、中壓調門和低旁均關），延時10秒；

b)發電機已并網時，再熱器蒸汽中斷，延時5秒；

c)當鍋爐負荷大于40％或再熱器蒸汽中斷，同時燃料量大于25％時，汽輪機跳閘延時2秒。4.2.2 MFT動作的現象。

4.2.2.1 MFT動作報警，并顯示引起MFT的首出原因。4.2.2.2 鍋爐所有燃料切斷，爐膛熄火。4.2.3 MFT動作后，下列設備應聯鎖動作正常。4.2.3.1 所有給煤機跳閘。

4.2.3.2 所有磨煤機跳閘，出口門關閉。4.2.3.3 燃油快關閥關閉。4.2.3.4 一次風機均跳閘。4.2.3.5 閉鎖吹灰器運行。

4.2.3.6 電除塵高壓整流變均跳閘。4.2.3.7 汽輪機跳閘。

4.2.3.8 跳閘信號送CCS，SOE及汽機旁路。

4.2.3.9 鍋爐MFT后，送、吸風機仍運行時，各層燃料風檔板、輔助風檔板開啟，由CCS控制各層燃料風和輔助風檔板。4.2.3.10 連排關閉。4.2.3.11 過熱、再熱減溫總門關閉。

4.2.3.12 手動“緊急停爐”給泵11A、B跳閘，給泵11C自啟動。

4.2.3.13 脫硫裝置停運：FGD旁路煙氣擋板A/B開啟、增壓風機動葉關至零、增壓風機跳閘停運、FGD進口煙氣擋板A/B關閉、脫硫氧化風機A/B跳閘停運、FGD出口煙氣擋板A/B關閉。4.2.4 MFT動作后的手動處理：

4.2.4.1 維持汽包水位、汽壓正常，檢查爐水泵運行正常。4.2.4.2 出系“機跳爐”、“電跳爐”壓板。4.2.4.3 進行爐膛吹掃，復置“緊急停爐”。

4.2.4.4 進行油槍吹掃，開啟燃油快關閥維持燃油循環。

4.2.4.5 迅速查明MFT動作原因，待故障原因消除后經值長通知后方可重新點火。4.2.4.6 當機組重新并列，燃燒穩定后，應逐臺吹掃MFT時緊急跳閘的磨煤機。4.2.4.7 MFT動作故障難以消除時，則按正常停爐后規定執行。4.2.5 當發電機主保護動作或汽輪機跳閘時，都將直接使MFT跳閘繼電器動作，同樣要按4.2.3和4.2.4處理。4.3 緊急停爐 4.3.1 遇有下列情況之一，應按“MFT”或“緊急停爐”按鈕，緊急停爐。4.3.1.1 產生4.2.1的條件，MFT未動作時。

4.3.1.2 當機跳爐、電跳爐保護投入時，發電機主保護動作或汽輪機跳閘時，鍋爐將緊急停爐和MFT，如保護未動作時。

4.3.1.3 給水管道、蒸汽管道破裂，不能維持正常運行或威脅人身及設備安全時。4.3.1.4 水冷壁、省煤器爆破，無法維持正常汽包水位時。

4.3.1.5 可燃物在燃燒室后的煙道內燃燒，使排煙溫度不正常升高至200℃。4.3.1.6 汽包水位計損壞而無法判斷真實水位時。

4.3.1.7 鍋爐燃油管道爆破或油系統火警，運行中無法隔絕威脅人身和設備安全時。4.3.1.8 鍋爐壓力超過安全門起座定值而所有安全門均不動作，同時高、低壓旁路及主汽釋放閥無法打開時。

4.3.1.9 鍋爐安全門動作后無法使其回座，且壓力及溫度等參數變化到運行不允許參數范圍內時。4.3.2 緊急停爐處理步驟手動緊急停爐處理與MFT相同。4.4 故障停爐 4.4.1 遇有下列情況之一時，應有總工程師決定將故障鍋爐停止運行。4.4.1.1 鍋爐承壓部件泄漏，運行中無法消除。4.4.1.2 鍋爐嚴重結焦，無法維持正常運行時。

4.4.1.3 鍋爐給水、爐水、蒸汽品質嚴重低于標準，經處理無效時。4.4.1.4 鍋爐安全門起座后無法使其回座；鍋爐主汽釋放閥，高、低壓旁路動作后不能關閉，但鍋爐參數尚能維持在允許范圍內時。

4.4.1.5 鍋爐安全門有缺陷不能正常起座時。4.4.1.6 控制氣源失去，短時間無法恢復時。

4.4.1.7 過熱器或再熱器壁溫超過各自金屬所允許的最高溫度，經調整而不能恢復正常時。4.4.1.8 各種承壓汽水管道或連接焊口處泄漏且無法隔絕時。4.4.1.9 當保護用的汽包水位計有兩點故障而8小時內未修復時。4.5 發電機、變壓器的事故停用 4.5.1 當發電機出現下列情況時，應緊急解列停機： 4.5.1.1 發電機、勵磁機內冒煙著火或發生氫爆炸； 4.5.1.2 機組發生劇烈振動（超過規定允許值）；

4.5.1.3 汽機主汽門關閉而主變220kV開關并未跳閘； 4.5.1.4 危急人身生命安全。4.5.2 當發電機著火時，值班人員應立即采取下列措施：

4.5.2.1 立即停止機組運行，但內冷水應繼續保持運行，直到火災完全熄滅為止； 4.5.2.2 值班人員應立即切斷各側電源并使用滅火設備及時滅火，同時通知消防隊救援，并指明具體著火的設備；

4.5.2.3 啟動潤滑油泵、頂軸油泵、避免一側過熱而導致主軸彎曲，禁止在火災熄滅前，將發電機完全停下，而應保持發電機的惰走運行，隨之投入盤車。4.5.3 當發電機主變220kV開關自動跳閘時，值班人員應立即：

4.5.3.1 檢查勵磁開關是否跳閘，如果未跳閘，判斷為系統保護動作（如失步、低頻、主變冷卻器故障），嚴禁拉開勵磁開關，機組（FCB）帶廠用電運行。系統正常即可并網運行； 4.5.3.2 檢查如由于人員誤動使主變220kV開關跳閘，則應立即將發電機并入電網。4.5.3.3 如果發電機由于電網內短路過電流保護動作而跳閘，同時內部故障的保護裝置未動作，經外部檢查未發現明顯的異常現象，則發電機即可并入電網運行。4.5.3.4 當發電機由于內部故障引起保護裝置動作跳閘時應： a)檢查勵磁開關已跳閘，否則手動跳閘。

b)檢查廠用母線備用電源備合閘是否成功，否則手動投入； c)檢查確認使發電機跳閘的保護裝置。4.5.3.5 跳閘前如強勵及故障錄波器動作，有電流沖擊，發變組保護動作，而電網運行正常，應停役檢查故障點進行處理。

4.5.3.6 當發電機由于內部故障保護動作跳閘后，應測量定子線圈的絕緣電阻，并對發電機及其有關的設備和在保護區域內的一切電氣回路（包括電纜在內）的狀況，作詳細的外部檢查，查明有無外部象征（如煙、火、響聲、絕緣燒焦味、放電或燒傷痕跡等）。4.5.3.7 如跳閘之前強勵及故障波錄器均示動作，記錄儀表無電流沖擊現象，電網運行正常，應檢查變壓器冷卻系統是否正常，熱工保護是否啟動保護出口或人為誤動；如檢查均正常則發電機可零起升壓，升壓時發現有異常情況；應立即停機，以便詳細檢查消除故障；如發電機升壓時未發現有異常現象，則發電機可并入電網運行。4.5.3.8 發電機零起升壓時注意事項： a)只能用50Hz手動勵磁升壓；

b)主變220kV中性點接地閘刀必須合上；

c)緩慢從零起升壓，密切注意發電機的三相電流、電壓、負序電流，如有異常，立即拉開50Hz手動勵磁直流開關。5 廠用電系統故障處理

5.1 6kV三段失電(備合閘不成功)5.1.1

現象：

5.1.1.1 閉冷泵11A、前置泵11A、凝泵11A、凝升泵11A、循泵

3、吸風機11A、送風機11A、一次風機11A、磨煤機11A、磨煤機11C、磨煤機11E、爐水泵11A、爐水泵11C、灰漿泵11A、輸送風機11A、渣水回收泵11A電源失電電流到零；除灰變11甲、除塵變11甲失電、23號廠變失電。6kV脫硫電匯失電：FGD11增壓風機及FGD11循環泵A、B、C和FGD11氧化風機A、B電源失電電流到零；脫硫變11失電；400V脫硫電匯11常用進線開關跳閘。

5.1.1.2 23號廠變失電，若備合閘不成功，引起低壓廠用電匯3失電，真空泵11A、靜冷泵11A、控制氣泵11A，控制氣泵11C，雜用氣泵11A，預熱器11A，密封風機11A，給煤機11A，給煤機11C，給煤機11E失電；機11雜用電匯甲失電，引起排煙風機、空側油箱排煙風機、氫氣干燥器，給泵11C交流油泵，給泵11A（11B）排煙風機失電；爐11雜用電匯甲常用電源失電引起撈渣機11A、碎渣機11A、吸風機11A的輪轂加熱器、吸風機11A軸冷風機失電。

5.1.1.3 輔機跳閘信號報警。

5.1.1.4 該段電源所帶的運行電動機停轉，對應備用電動機自啟動。5.1.1.5 前置泵11A失電，造成給泵11A脫扣。5.1.1.6 給泵11C因交流油泵失電，而未能自啟動。

5.1.1.7 汽包水位，汽壓，汽溫及蒸汽流量、機組功率劇降。5.1.1.8 鍋爐燃燒不穩，可能造成熄火。

5.1.1.9 脫硫FGD旁路煙氣擋板A/B聯鎖開啟，FGD進口煙氣擋板A/B聯鎖關閉，FGD出口煙氣擋板A/B聯鎖關閉。

5.1.1.10 400V脫硫電匯11備用進線開關聯鎖合閘，如備合閘不成功，則應立即手動合上備用進線開關。5.1.2 原因

5.1.2.1 廠用電設備或系統故障

5.1.2.2 電氣人員誤操作或電氣保護誤動作 5.1.3 處理

5.1.3.1 鍋爐未熄火時，迅速投入油槍，穩定燃燒。檢查磨煤機聯跳動作正常，將負荷減至150MW左右，復置有關失電輔機開關。

5.1.3.2 檢查磨煤機聯跳動作正常，將負荷減至150MW左右。

5.1.3.3 立即提高給泵B轉速，維持汽包水位穩定，如水位保護動作，按MFT處理。5.1.3.4 調整開大吸風機11B、送風機11B、一次風機11B的出力，保持氧量及爐膛壓力正常，爐膛與大風箱差壓正常。

5.1.3.5 關閉失電風機的風門或檔板，檢查吸、送風機動葉油泵和油冷風機正常。5.1.3.6 關閉停用磨煤機的冷熱風隔絕門，維持一次風母管壓力正常。5.1.3.7 檢查對應備用輔機自啟動正常，否則應立即手動啟動備用輔機。5.1.3.8 撳跳閘泵“停用”按鈕，并將自啟動聯鎖出系。5.1.3.9 根據循環水母管壓力及當時循泵可運行臺數，適當調節凝汽器循門開度，并由值長聯系循泵房增開循泵及調節循環水母管連通門。5.1.3.10 嚴密監視機組各參數：軸封汽壓力，真空，各油溫，軸承溫度及振動，凝汽器水位，除氧器水位，閉冷箱水位的變化。

5.1.3.11 機11雜用電匯甲電源切換，恢復供電后，立即啟動給泵11C交流油泵，啟動給泵11C，維持給水流量，汽包水位穩定。并恢復排煙風機，空側油箱排煙風機，給泵11A（11B）排煙風機及氫氣干燥器的運行。

5.1.3.12 若鍋爐熄火按MFT處理，汽機按正常停機處理。5.1.3.13 機組正常電源恢復后，按值長要求加荷。

5.1.3.14 如400V脫硫電匯11備用進線開關手動合閘不成功，按《

11、14號機組脫硫灰控運行規程》要求，進行事故處理。

5.1.3.15 根據需要，聯系脫硫灰控班停用脫硫FGD系統。5.2 6kV四段失電（備合閘不成功）5.2.1 現象

5.2.1.1 閉冷泵11B、前置泵11B、凝泵11B、凝升泵11B、開冷泵11B、循泵

4、給泵11C、吸風機11B、送風機11B、一次風機11B、磨煤機11B、磨煤機11D爐水泵11B、灰漿泵11B、輸送風機11B電流到零；除塵變11乙、除灰變11乙/丙、24號廠變失電。

5.2.1.2 24號廠變失電，若備合閘不成功，引起低壓廠用電匯4失電，真空泵11B、靜冷泵11B、控制氣泵11B，雜用氣泵11B、預熱器11B，密封風機11B，給煤機11B，給煤機11D失電；爐11雜用電匯乙常用電源失電引起撈渣機11B、碎渣機11B、石子煤11B、吸風機11B輪鍛加熱、吸風機11B軸冷風機失電；機11雜用電匯乙失電引起軸加風機11A及11B失電。

5.2.1.3 輔機跳閘信號報警。

5.2.1.4 該段電源所帶的運行電動機停轉，對應備用電動機自啟動。5.2.1.5 前置泵11B失電，造成給泵11B脫扣。

5.2.1.6 汽包水位、汽壓、汽溫及蒸汽流量、機組功率劇降。5.2.1.7 鍋爐燃燒不穩，可能造成熄火。5.2.2 原因

5.2.2.1 廠用電設備或系統故障

5.2.2.2 電氣人員誤操作或電氣保護誤動作 5.2.3 處理

5.2.3.1 鍋爐未熄火時，迅速投入油槍，穩定燃燒。檢查磨煤機聯跳動作正常，將負荷減至150MW左右，復置有關失電輔機開關。

5.2.3.2 檢查磨煤機聯跳動作正常，將負荷減至150MW左右。

5.2.3.3 立即提高給泵A轉速，維持汽包水位穩定，如水位保護動作，按MFT處理。5.2.3.4 調整開大吸風機11A、送風機11A、一次風機11A的出力，保持氧量及爐膛壓力正常，爐膛與大風箱差壓正常。

5.2.3.5 關閉失電風機的風門或檔板，檢查吸、送風機動葉油泵和油冷風機正常。5.2.3.6 關閉停用磨煤機的冷熱風隔絕門，維持一次風母管壓力正常。5.2.3.7 檢查對應備用輔機自啟動正常，否則應立即手動啟動備用輔機。5.2.3.8 撳跳閘泵“停用”按鈕，并將自啟動聯鎖出系。5.2.3.9 根據循環水母管壓力及當時循泵可運行臺數，適當調節凝汽器循門開度，并由值長聯系循泵房增開循泵及調節循環水母管連通門。5.2.3.10 嚴密監視機組各參數：軸封汽壓力，真空，各油溫，軸承溫度及振動，凝汽器水位，除氧器水位，閉冷箱水位的變化。

5.2.3.11 機11雜用電匯乙電源切換，恢復供電后，并恢復排煙風機，空側油箱排煙風機，軸加風機11A(B)的運行。

5.2.3.12 待6kV四段恢復后，立即啟動給泵14C維持汽包水位、給水流量穩定。5.2.3.13 若鍋爐熄火按MFT處理，汽機按正常停機處理。5.2.3.14 機組正常電源恢復后，按值長要求加荷。

5.2.3.15 根據需要，聯系灰控運行班停用脫硫FGD系統。5.3 廠用電全部中斷 5.3.1 本節適用于柴油發電機同時故障，保安電匯11同時失電。5.3.2 現象

5.3.2.1 常用照明燈熄滅，事故照明燈亮。5.3.2.2 發電機跳閘。

5.3.2.3 主機及汽動給泵A、B均脫扣，給泵C未自啟動。5.3.2.4 鍋爐MFT動作。

5.3.2.5 所有運行交流電動機停轉，備用交流輔機不聯動。5.3.2.6 機11直流潤滑油泵，給泵11A/B直流油泵、機11空側密封直流油泵自啟動。5.3.2.7 凝汽器真空迅速下降。

5.3.2.8 不停電裝置切至直流電源（蓄電池）供電。5.3.3 原因

5.3.3.1 廠用電設備或系統故障

5.3.3.2 電氣人員誤操作或電氣保護誤動作 5.3.4 處理

5.3.4.1 檢查發電機已跳閘并滅磁，否則應手動解列并滅磁。

5.3.4.2 按不破壞真空故障停機處理，檢查主機，給泵A、B均脫扣，否則應手動脫扣。5.3.4.3 按緊急停爐處理，注意防止鍋爐超壓。

5.3.4.4 檢查直流潤滑油泵，空側密封直流油泵，給泵A、B直流油泵應自啟動，否則應手操啟動。

5.3.4.5 停用不必要的直流用戶，以維持重要直流用戶的運行。5.3.4.6 通知網控檢查切換網控交直流系統運行正常。

5.3.4.7 通知機修、爐修做好汽輪機及預熱器的手動盤車準備。5.3.4.8 撳各輔機“停用”按鈕，并將自啟動聯鎖開關出系。5.3.4.9 禁止向凝汽器排汽、排水。

5.3.4.10 不可開啟高、低壓旁路泄壓，開啟包覆疏水控制汽包壓力不超限。5.3.4.11 控制氣失去，快關閥關閉，監視燃油系統循環停止。

5.3.4.12 根據《熱力系統運行規程》中循環水系統事故處理條款，由值長聯系循泵房關閉循環水母管連通門。

5.3.4.13 按本部分規程8.1.2.2規定進行排氫，降低氫壓至規定值。5.3.4.14 保安電匯11恢復供電后，投入汽輪機連續盤車。a)啟動危急冷卻泵。

b)啟動交流潤滑油泵、密封備用油泵、空側密封交流油泵運行，停用直流潤滑油泵，空側密封直流油泵。

c)投運預熱器11A/B盤車。

d)檢查恢復UPS正常電源供電。5.3.4.15 檢查直流系統運行正常。

5.3.4.16 待廠用電源全面恢復后對機組進行全面檢查，優先進行恢復以下設備或系統運行： a)循環水系統； b)閉冷水系統； c)控制氣系統； d)鍋爐燃油循環； e)投運預熱器11A/B；

f)確認鍋爐煙道無二次燃燒危險后，啟動吸送風機對爐膛及煙道進行吹掃。5.3.4.17 根據機組狀況進行機組啟動前的檢查與系統恢復運行工作。

5.3.4.18 按《11/14號機組脫硫灰控運行規程》要求，進行灰控設備的事故處理。6 汽輪機、鍋爐設備的異常處理 6.1 蒸汽參數不符合額定規范的處理 6.1.1 主、再蒸汽溫度過高 6.1.1.1 現象

a)主、再蒸汽溫度上升并報警。b)各段蒸汽溫度超過正常運行值。6.1.1.2 原因

a)減溫水系統自動失靈，造成減溫水量減少；

b)燃燒調整不當，上層煤粉燃燒器負荷過大或鍋爐增負荷過快； c)送風量過大或爐膛漏風嚴重； d)煤質過差或煤粉過粗； e)爐膛結渣嚴重；

f)配風工況不當或煤粉燃燒器擺角偏高，造成火焰中心上移； g)給水溫度降低；

h)制粉系統故障，造成燃料量不正常增加； i)煙道內有可燃物二次燃燒； j)汽包、再熱器進口安全門起座。6.1.1.3 鍋爐處理

a)將主汽溫度自動切至手動，增大減溫水量。再熱蒸汽溫度過高時可投用事故噴水； b)調整燃燒和燃燒器擺角，設法降低火焰中心，減少爐膛漏風； c)上述方法無效時，降低鍋爐負荷。同時保持較高的主汽壓力。6.1.2 主、再蒸汽溫度過低 6.1.2.1 現象

a)主、再蒸汽溫度下降并報警；

b)各段蒸汽溫度降低超過正常運行值。6.1.2.2 原因

a)減溫水系統自動失靈，使減溫水量增加；

b)燃燒調整不當造成鍋爐熱負荷降低，火焰中心下移；

c)制粉系統故障使燃料量不正常地減少，煤粉燃燒器擺角過低； d)鍋爐給水溫度升高；

e)過熱器、再熱器嚴重結渣或積灰； f)過熱器、再熱器出口安全門起座。6.1.2.3 處理

a)將蒸汽溫度自動切至手動，關小或關閉減溫水閥； b)調整燃燒和燃燒器擺角，設法提高火焰中心。6.1.3 汽輪機蒸汽參數不符合規范時，應按表

1、表 2規定進行處理。

6.1.3.1 運行中發現蒸汽參數不符合額定規范時，應加強監視機組振動、聲音、軸向位移、推力軸承溫度、差脹、金屬溫度、轉子應力趨勢等變化。

6.1.3.2 汽壓、汽溫同時下降時，按汽溫下降處理，見表 1。表 1 蒸汽壓力不符合規范的處理規定

內容 數值 處理方法

主蒸汽壓力上升 ＞17.5 調整至正常值(17.5～21.7MPa，全年累計運行時間應＜12小時)

21.7 即匯報值長進行不破壞真空故障停機

主蒸汽壓力下降 ＜16.7 調整至正常值

15.9 適當降低負荷，維持正常值

表 2 蒸汽溫度不符合規范的處理規定

內容 數值 處理方法

主蒸汽或再熱蒸汽溫度上升至 546.3～551.9 盡快調整至正常值(全年累計運行時間應＜400小時）

552～565.8且超過15min 即匯報值長進行不破壞真空故障停機(552～565.8℃，全年累計運行時間應＜80小時）

＞565.8

主蒸汽或再熱蒸汽溫度下降至 529.7 對照爐汽溫，聯系鍋爐調整

524.1 盡快調整至正常值(全年累計運行時間應＜400小時)

510.2 開啟主蒸汽管道或再熱汽管道疏水，并開啟高壓或中壓內外缸疏水；在15min內進行降壓減負荷，使主蒸汽或再熱汽溫度的過熱度＞150℃。

465 即匯報值長進行不破壞真空故障停機

主蒸汽或再熱蒸汽溫度2分鐘內突降 50及以上 聯系值長并進行破壞真空故障停機

主蒸汽或再熱蒸汽兩側偏差達 ＞14 調整

42且超過15min 即聯系值長并進行不破壞真空故障停機

＞42

6.1.4 蒸汽溫度超限或低至限額時造成汽輪機事故停機時。當負荷大于100MW，機跳爐保護投用時，按MFT處理。當負荷低于100MW，機跳爐保護未投用時，開啟高低旁路，控制汽溫、汽壓正常。做好汽輪機重新沖轉準備。6.1.5 主蒸汽溫度與再熱汽溫度偏差處理： 6.1.5.1 主蒸汽溫度與再熱汽溫度的偏差，應按表2規定限額處理，運行時要盡量避免出現短時間的周期性溫度波動，如偏差超過正常值，應聯系鍋爐及時調整，并匯報單元長，偏差超過允許的最大值時，應不破壞真空緊急停機。

6.1.5.2 當機組負荷在0～225MW范圍內，僅允許主蒸汽溫度＞再熱汽溫度，即正溫差。主蒸汽溫度－再熱溫度= +△T?C 6.1.5.3 當機組負荷在225～300MW范圍內，允許主蒸汽溫度＞再熱汽溫度，也允許再熱汽溫度＞主蒸汽溫度，即正溫差或負溫差。主蒸汽溫度－再熱溫度=±△T?C 6.1.5.4 主蒸汽溫度與再熱汽溫度偏差限額見表 3。表 3 主蒸汽與再熱汽溫度偏差

負荷(MW)允許偏差△T?C

平常值 最大值

0 +28 +83

225 +28 +42/0

300 +28/-28 +42/-28

6.2 凝汽器真空下降的處理 6.2.1 凝汽器真空下降的處理要點見表 4。6.2.2 發現凝汽器真空下降時，應對照其他真空表、低壓缸排氣溫度、凝結水溫度，確定真空確實下降時，應立即處理并匯報值長。不能維持真空時，按表4要點處理。6.2.3 凝汽器真空下降時，應注意給泵A和B的運行情況，必要時啟動電動給泵，維持給水流量。6.2.4 凝汽器真空下降時，應視低壓缸排汽溫度升高的情況，開啟低壓缸排缸噴水。機組帶負荷運行中，排汽溫度不應超過79℃，空負荷運行不超過121℃。表 4 真空下降的處理要點

下降類別 真空數值 處理要點

突然下降 4kPa 在查找原因的同時，如真空繼續下降，應增加循環水量，提高軸封汽壓力，啟動備用真空泵

下降至 88kPa以下 按真空每下降1kPa，減少負荷50MW

82kPa 負荷減至0

81kPa 匯報值長并進行不破壞真空故障停機

6.2.5 低真空停機時，應聯系鍋爐立即切除高、低壓旁路，禁止鍋爐及主蒸汽管道，再熱汽管道疏水向凝汽器排汽。6.2.6 根據凝汽器真空下降原因進行下列處理： 6.2.6.1 真空下降時，應檢查當時機組有無影響真空的操作，有這種操作時應立即停止操作或恢復原運行方式，使真空恢復正常。

6.2.6.2 如循環水進口壓力急劇下降，循環水中斷或不足，如有備用循泵應立即啟動循泵，如循環水全部中斷，應立即進行不破壞真空緊急停機，待凝汽器排汽溫度降至50℃左右時，再啟動循泵向凝汽器通循環水，此外還應檢查低壓排汽安全門是否動作。

6.2.6.3 凝汽器真空逐漸下降，循環水進水壓力下降，溫升增大，表示循環水量不足，如有備用循泵應啟動備用循泵，并通知循泵工檢查循泵及循環水系統運行情況。

6.2.6.4 如循環水進口壓力升高，出水真空呈正壓，溫升增加，應立即啟動水室真空泵，提高出水真空。

6.2.6.5 凝汽器真空逐漸下降，循環水進水壓力上升，溫升增大，則可能是凝汽器管板垃圾阻塞引起，應匯報值長，減負荷進行凝汽器反沖洗。

6.2.6.6 循環水系統的操作不當，如誤關進、出水門，或誤開反沖洗門均可引起循環水中斷或減少現象，應進行分析檢查。

6.2.6.7 真空下降時，應檢查軸封汽系統是否正常，檢查軸封汽調整門和調溫門是否正常，軸封汽溢流調整門和調旁是否誤開，軸封汽母管壓力是否正常，低壓軸封汽溫度應在121～177?C范圍，注意檢查低壓軸封有無吸氣聲。

6.2.6.8 如真空泵運行不正常，則應啟動備用真空泵，停用故障泵并關閉進氣隔絕門。6.2.6.9 真空下降時，應檢查凝汽器水位是否升高，水位升高引起真空下降伴有凝結水過冷度增大，水位高至抽氣口，真空急劇下降。

6.2.6.10 凝汽器水位升高時，應關閉凝汽器補水門，開大凝泵出口調整門，增開凝泵，查明原因進行相應處理：

6.2.6.11 凝泵故障引起水位升高，應立即啟動備用凝泵，停用故障泵，分析故障凝泵進口濾網是否堵塞。

6.2.6.12 凝升循、凝循誤開或備用凝泵逆止門漏，應關閉凝升循、凝循或關閉備用凝泵出水門，通知檢修及時消除設備缺陷。

6.2.6.13 凝泵出水調整門故障或自動失靈，應調節調整門旁路門維持水位。自動失靈，應切手操調整，并通知熱工處理。

6.2.6.14 化學側出路不暢，壓力升高，電流、流量降低，調整門開度增大，應聯系化學檢查閥門是否誤關或故障。

6.2.6.15 凝汽器銅管大量漏水，凝結水硬度急劇上升，除設法維持水位外，應根據凝結水硬度情況處理。6.2.6.16 檢查疏水到凝汽器的加熱器水位，若由于加熱器管芯大量漏水引起，應隔絕漏水的加熱器。

6.2.6.17 若有給水箱或鍋爐側來水進入凝汽器應隔絕給水箱或鍋爐來水。6.2.7 真空下降時，應檢查真空系統是否漏空氣，進行臨時堵漏隔絕，并通知檢修處理： 6.2.7.1 檢查低壓缸頂部安全門完整，不吸氣。

6.2.7.2 檢查真空破壞門關閉嚴密，無吸氣，水封正常。6.2.7.3 檢查凝汽器汽側放水門關閉嚴密，無吸氣。6.2.7.4 檢查真空系統的水位計不破裂。

6.2.7.5 檢查真空系統閥門的水封、管道、法蘭或焊口是否不嚴密處。6.2.7.6 檢查軸封加熱器水位封水正常，如水位不正常，應注水。

6.2.7.7 如給泵A或B排汽側真空低，影響凝汽器真空，則應啟動電動給泵，停用并隔絕給泵A或B。

6.2.7.8 如給泵A、B均故障，則啟動電動給泵，降負荷至180MW，停用并隔絕給泵A、B。

6.2.7.9 如給泵密封回水U管水封沖破影響真空，應注水恢復。

6.2.7.10 如凝結水收集水箱水位不正常，則應調整到正常水位，如無法維持，應手操調節調整門后隔絕門來維持水位，并通知熱工來消除調整門缺陷。6.3 汽輪機水沖擊 6.3.1 汽輪機水沖擊的象征，主蒸汽或再熱蒸汽溫度或抽汽溫度急劇下降，并伴有下列象征（下列象征不一定同時出現）：

6.3.1.1 從蒸汽管道法蘭、閥門密封圈、汽輪機軸封、汽缸結合面處冒出白色蒸汽或濺出水滴。

6.3.1.2 清楚地聽到主蒸汽管道、再熱汽管道或抽汽管道內有水沖擊聲。6.3.1.3 軸向位移增大，推力瓦軸承金屬溫度急劇上升，差脹數值突然變小。6.3.1.4 機組振動增大，機內發生金屬噪聲和水擊聲。6.3.1.5 高、中壓汽缸上、下溫差超過55.6℃。6.3.1.6 各抽汽管壁上、下溫差突然變大。6.3.2 汽輪機水沖擊的處理： 6.3.2.1 迅速破壞真空緊急停機。

6.3.2.2 立即檢查汽輪機本體及有關蒸汽、抽汽管道上的疏水自動開啟，如未開則應強制開足，充分放疏水。如由于加熱器或除氧器滿水引起水沖擊，還應立即停用加熱器或除氧器，并待其從系統中切除后放水。

6.3.2.3 正確記錄惰走時間及分析惰走時間的變化，并在惰走時仔細傾聽汽輪機內部聲音。6.3.2.4 汽輪機轉子停止，立即投入連續盤車，測量大軸彎曲變化值。

6.3.2.5 如惰走時未聽出異聲和轉動部分摩擦聲，同時惰走時間、軸向位移、差脹、推力軸承金屬溫度均正常，汽輪機本體及蒸汽管道，充分放盡疏水，同時機組符合熱態啟動條件，聯系值長，可進行啟動，注意如汽輪機水沖擊造成高中壓缸上、下溫差＞41.6℃，則停機必須連續盤車時間不得少于6小時后，方可進行啟動。

6.3.2.6 沖擊時如軸向位移超過極限值或惰走時間明顯縮短，推力軸承金屬溫度超限或汽輪機內部有異聲和轉動部分發生摩擦，說明汽缸已變形，則停機連續盤車時間不得少于18小時，再根據盤車情況決定是否可啟動，必要時還要根據推力軸承情況決定是否揭缸檢查。6.3.2.7 如機組再啟動，在沖轉、升速時應特別小心，并仔細傾聽汽輪機內部和轉動部分聲音，監視機組振動，如汽輪機啟動正常，可帶負荷，在帶負荷時經常檢查軸向位移、推力軸承溫度、差脹和機組振動，如汽輪機啟動時發現汽輪機內部有異聲或轉動部分發生摩擦，應破壞真空緊急停機，準備揭缸處理。6.4 汽輪機潤滑油系統工作失常處理 6.4.1 油壓、油溫、油位失常時處理要點見表5。6.4.2 運行中主油泵工作失常或聲音不正常時，但油系統中的油壓正常時，應注意主油泵出口油壓變化，如出口油壓降至0.7MPa，應即啟動密封備用油泵，匯報值長，必要時破壞真空緊急停機。6.4.3 潤滑油箱油位下降，油壓正常原因及處理 6.4.3.1 原因：

a)油箱事故放油門，放水門或油系統有關放油門，取樣門誤開或泄漏。b)壓力油回油管道，管道法蘭漏油。c)軸承油檔嚴重漏油。6.4.3.2 處理

a)確定油箱油位指示正確。b)找出漏油點，消除漏油。c)執行防火措施。

d)聯系化學加油，恢復油箱正常油位。

e)如采取各種措施仍不能消除漏油，且油箱油位下降較快，無法維持運行時，在油箱油位未降至-563mm前匯報值長，啟動交流油泵，進行不破壞真空故障停機。如已降至-563㎜時，則按破壞真空緊急停機處理。處理要點見表 5。

表 5 潤滑油系統工作失常時的處理要點

參數 內容 單位 數值 處理要點

油

壓 主油泵出口油壓下降至 MPa ≤0.7 立即啟動密封備用油泵

≤0.085 啟動交流潤滑油泵

潤滑油壓下降至

≤0.065 啟動直流潤滑油泵

≤0.048 匯報值長，并進行破壞真空緊急停機

隔膜閥油壓下降至

＜0.5 立即啟動密封備用油泵

隔膜閥油壓上升至

＞0.9 聯系機修設法調整

油

溫 冷油器出油溫度正常允許變化范圍 ?C 38～45

任一軸承金屬溫度上升

2～3 檢查分析原因，匯報單元長

#1～#4任一軸承金屬溫度上升至

≥107.2 檢查處理并緊急匯報值長

≥112.8 匯報值長，并進行破壞真空緊急停機

#5～#7任一軸承金屬溫度上升至

≥98.9 檢查處理并緊急匯報值長

≥107.2 匯報值長,并進行破壞真空緊急停機

推力軸承任一點金屬溫度升高檢查處理分析原因，匯報單元長

推力軸承任一點金屬溫度上升至

檢查處理并緊急匯報值長

≥98.9 匯報值長，迅速減荷

107.2 匯報值長，并進行破壞真空緊急停機

油

位 油箱油位下降 mm 5～10 檢查分析原因，匯報單元長

油箱油位下降至

-100 聯系化學加油

-563 匯報值長并進行破壞真空緊急停機

油箱油位異常升高

進行油箱放水并檢查分析原因

6.4.4 油箱油位和油壓同時降低原因及處理 6.4.4.1 原因：壓力油管道漏油至油箱外面。6.4.4.2 處理：

a)檢查壓力油管是否破裂漏油，同時還應檢查防爆套管內管道有否破裂（包括壓力表管，接頭等是否漏油）

b)壓力油管破裂時，應立即將漏油（或噴油）與高溫部件臨時隔絕，嚴防發生火災，并設法在運行中消除。

c)通知化學加油，恢復油箱正常油位。

d)壓力油管破裂大量噴油，危機設備安全或無法在運行中消除時，匯報值長，進行故障停機，有嚴重火災危險時，應按油系統失火緊急停機的要求進行操作。6.4.5 油壓下降，油箱油位不變時的檢查與處理：

6.4.5.1 檢查主油泵工作是否正常，若進、出口油壓同時下降，應判斷為主油泵工作失常。6.4.5.2 當主油泵出口油壓下降，注意檢查潤滑油壓隔膜閥油壓正常并按表 5處理要點處理。

6.4.5.3 但主油泵出口油壓繼續降至0.7MPa以下，應注意檢查隔膜閥動作，機組脫扣。6.4.5.4 檢查油箱或車頭內壓力油管是否漏油，發現漏油應匯報單元長、值長進行相應處理。6.4.5.5 檢查備用油泵逆止門是否漏油，如漏油影響油壓，通知檢修消除。6.4.5.6 檢查過壓閥是否誤動作，油管放油門是否誤開，并恢復其正常狀態。6.4.5.7 檢查注油器工作是否正常，油箱回油濾網或注油器進口是否堵塞，注油器出口逆止門是否卡澀。

6.4.5.8 檢查自動反沖濾網壓差，如超過0.035MPa，應切換備用濾網。

6.4.5.9 潤滑油壓降低應注意各道軸承油流、油溫、軸瓦溫度及軸承振動，發現異常情況應進行處理。6.4.6 油箱油位升高的原因及處理：

6.4.6.1 當運行中發現油箱油位升高（或明顯上升趨勢）時，應通知化學油箱放水，并化驗油中含水成分，如含水成分為凝結水，則應調整和降低軸封汽壓力，減少軸封漏汽量，同時檢查運行組冷油器銅管是否漏，如漏應將備用組冷油器投入，隔絕原運行組冷油器。6.4.6.2 如油中大量含水，應通知化學用離心式濾油器進行濾水。

6.4.6.3 運行中當潤滑油管路充滿油時，油箱油位不應高于＋152mm。6.4.7 油溫升高的處理原則：

6.4.7.1 如各軸承金屬溫度普遍升高，應檢查冷油器出口溫度，并進行調整正常，必要時將備用冷油器投入運行。

6.4.7.2 如冷油器出水調整門自動失靈，應切至手動控制，如仍不能降低油溫，應開啟調整門旁路門調整至正常油溫，自動失靈通知熱工消缺。

6.4.7.3 冷油器出口油溫升高，應檢查閉式冷卻水壓力、溫度正常，如冷卻水壓低，應檢查閉冷泵運行情況，必要時增開閉冷泵，增加冷卻水流量，如冷卻水溫度高，應檢查閉冷器運行情況，必要時將備用閉冷器投入運行。6.5 汽輪機設備失火 6.5.1 失火的處理原則

6.5.1.1 發現失火時，立即通知消防隊（電話119），并匯報值長及有關領導，在消防隊未到達前，應根據情況按《電業安全工作規程》要求，分別使用現場正確的滅火器進行滅火(發電機或勵磁機失火時，應按本篇7.1氫水油系統事故處理執行處理)，用一切方法保護機組不受損壞。

6.5.1.2 如滅火地點有帶電設備，必須切斷電源進行滅火。

6.5.1.3 應注意不使火勢蔓延，必要時應將設備周圍覆以沾濕的雨布；火勢嚴重，且危及機組安全運行時，應進行破壞真空緊急停機。6.5.2 油系統失火

6.5.2.1 立即正確使用滅火器材進行滅火，通知消防隊到場滅火，并匯報值長及有關領導。6.5.2.2 火勢不能很快撲滅，且危及機組安全運行時，應進行破壞真空緊急停機。

6.5.2.3 油系統失火進行破壞真空緊急停機，應確認主機高中壓主汽門、調門及給泵A、B高、低壓調門關閉后，將自啟動聯鎖開關出系，停用EH油泵。

6.5.2.4 如火勢蔓延迅速，達到下列情況之一時，應開啟油箱事故放油門；并根據情況，調節事故放油門，使轉子停止前潤滑油不中斷，當火撲滅后，立即關閉事故放油門。a)火勢危及油箱安全時。b)機頭及機頭平臺大火時。

c)火勢危及廠房或相鄰機組安全時。6.5.2.5 因油系統失火緊急停機，應及時出系密封備用油泵自啟動聯鎖開關，禁止啟動密封備用油泵，只允許用潤滑油泵進行停機；如由于潤滑油系統失火無法撲滅時，應將交、直流潤滑油泵自啟動聯鎖開關出系，頂軸油泵自啟動聯鎖開關出系，待轉子停轉后，應立即停用潤滑油泵（盤車每隔30min盤轉子180?）；如火勢已撲滅，啟動潤滑油泵、頂軸油泵進行連續盤車。6.5.3 發電機或勵磁機失火

6.5.3.1 火災沒有完全熄滅時，禁止停用盤車裝置。6.5.3.2 處理按本部分規程8氫水油系統事故處理執行。6.6 汽輪機轉子軸向位移增大 6.6.1 軸向位移增大一般為下列原因： 6.6.1.1 負荷或蒸汽流量增加（包括蒸汽壓力，溫度下降或真空下降為維持負荷引起的流量增加）。

6.6.1.2 葉片嚴重結垢（在同樣工況下運行時，調節級壓力有異常升高)。6.6.1.3 轉子通流部分損壞（如葉片斷落）。6.6.1.4 汽輪機水沖擊。6.6.1.5 周率下降。

6.6.1.6 發電機轉子串動。6.6.1.7 推力軸承烏金磨損。6.6.2 軸向位移增大處理：

6.6.2.1 發現轉子軸向位移增大時，應特別注意推力軸承金屬溫度及差脹變化，并查明原因。6.6.2.2 加強對汽輪機運行情況監視與檢查，傾聽機組有無異常，振動有無增大。

6.6.2.3 當軸向位移較正常值有明顯增大時，應匯報單元長、值長，并查明原因，進行減負荷至軸向位移至正常值。6.6.2.4 當軸向位移（向發電機端）增大至0.9mm或(向調速端)增大至0.9mm時,應緊急減負荷。

6.6.2.5 當軸向位移增大時且伴有機組不正常的聲音，或劇烈振動，應立即破壞真空緊急停機。

6.6.2.6 當軸向位移增大至停機限值，推力軸承金屬溫度升高，而保護不動作，應立即破壞真空緊急停機。

6.7 汽輪機運行中葉片損壞或斷落 6.7.1 現象：

6.7.1.1 汽輪機內部發生明顯的金屬撞擊聲。6.7.1.2 蒸汽通流部分發出不同程度的摩擦聲。6.7.1.3 機組振動明顯增大。

6.7.1.4 汽輪機調整段或某級抽汽壓力或抽汽壓差、軸向位移、推力軸承金屬溫度變化異常。6.7.1.5 在蒸汽參數真空不變工況下，調門開度比以往同負荷時增大，某級葉片后壓力異常升高。

6.7.1.6 斷落葉片打壞凝汽器銅管，凝結水電導率及硬度急劇上升。6.7.2 汽輪機在運行中葉片損壞或斷落，不一定同時出現上述全部現象，但出現下述現象之一時，應破壞真空緊急停機：

6.7.2.1 汽輪機內部發生明顯的金屬撞擊聲和摩擦聲。6.7.2.2 機組發生強烈振動。6.7.3 正常運行中如發現調整段或其他級抽汽壓力或抽汽壓差異常變化，應立即進行綜合分析，如果伴隨出現在相同運行工況下負荷下降，軸向位移、推力軸承金屬溫度有明顯變化，或相應軸振明顯振動大時，應盡快申請減負荷停機。6.7.4 當汽輪機葉片斷落打壞凝汽器銅管，使凝結水電導率及硬度上升，但機組無異聲，振動無明顯增大時，應進行下列處理：

6.7.4.1 如凝結水出現硬度，匯報值長，申請減負荷進行凝結器半面隔絕堵漏。

6.7.4.2 如影響凝汽器水位上升，應開大凝泵出水調整門，若無效，應啟動備用凝泵。6.7.4.3 加強對機組運行狀況的監視與分析，一旦異常情況發展，即匯報值長，并按相應規定處理。

6.8 汽輪機組發生異常振動 6.8.1 現象：

6.8.1.1 機組軸振動指示升高。6.8.1.2 機組軸振動大報警。6.8.1.3 就地機組振動明顯增大。6.8.2 原因：

6.8.2.1 機組負荷、進汽參數驟變。

6.8.2.2 潤滑油壓、油溫或發電機密封油溫度變化。6.8.2.3 機組動靜部分發生摩擦。6.8.2.4 機組發生水沖擊。6.8.2.5 汽輪機斷葉片。

6.8.2.6 汽輪機滑銷系統卡澀。6.8.2.7 電網周率變化。

6.8.2.8 發電機靜子、轉子電流不平衡。6.8.3 處理：

6.8.3.1 機組軸振動達0.127mm報警，應匯報單元長、值長，適當降低負荷，查明原因予以處理。

6.8.3.2 若機組負荷或進汽參數變化大引起振動增加，應穩定負荷及進汽參數，同時檢查汽缸總脹、差脹、軸向位移、上下缸溫差變化情況及滑銷系統有無卡澀現象，待振動恢復正常后再進行變負荷，如發生水沖擊，則按“汽輪機沖擊”處理。

6.8.3.3 檢查潤滑油壓、油溫及發電機密封油溫度情況是否正常，并按要求進行調整。6.8.3.4 聯系電氣值班員，檢查發電機靜子、轉子電流情況并消除不平衡原因。6.8.3.5 傾聽機組內部聲音。

6.8.3.6 發生下列情況之一，應立即打閘停機。

a)機組起動過程中，在中速暖機之前，軸承振動超過0.03㎜。

b)機組起動過程中，通過臨界轉速時，軸承振動超過0.10㎜或相對軸振動值超過0.254㎜或汽輪機內有明顯的金屬摩擦聲或撞擊聲，應立即打閘停機，嚴禁強行通過臨界轉速或降速暖機。

c)機組運行中要求軸承振動不超過0.03㎜或相對振動不超過0.080㎜，超過時應設法消除，當相對軸振動大于0.254㎜應立即打閘停機；當軸承振動變化±0.15㎜或相對軸振動變化±0.05㎜，應查明原因設法消除，當軸承振動突然增加0.05㎜，應立即打閘停機。6.9 汽水管道故障 6.9.1 汽水管道故障處理過程中的隔絕原則為： 6.9.1.1 盡可能不使工作人員和設備遭受損害。6.9.1.2 盡可能不停用設備。

6.9.1.3 先關閉來汽、來水閥門，后關閉送汽、送水閥門。

6.9.1.4 先關閉離故障點近的閥門，如無法接近隔絕點，再擴大隔絕范圍。待可以接近隔絕點時，應迅速縮小隔絕范圍。6.9.2 汽機汽水管道故障的處理方法，見表 6。表 6 汽水管道故障的處理方法

項目 故障情況 處理方法

蒸汽 管道 蒸汽管道或法蘭、閥門破裂，機組無法維持運行 應不破壞真空故障停機，同時還應：

a.盡快隔絕故障點，放疏水泄壓，并開啟汽輪機房的窗戶放出蒸汽。切勿亂跑，防止被汽流吹傷

b.采取必要的防火及防止電氣設備受潮的臨時措施

蒸汽管道水沖擊 當機組在運行時，開啟有關疏水門，并查明原因，如已發展到汽輪機水沖擊，應按“水沖擊”一節規定處理。當機組處于停用狀態時，將蒸汽管道隔絕，泄壓，重新暖管。

抽汽管道水沖擊 停用水沖擊的抽汽管道及設備，開啟疏水門，并查明原因，如已發展到汽輪機水沖擊，應按“水沖擊” 一節規定處理

表 6（續）

項目 故障情況 處理方法

蒸汽 管道 蒸汽管道振動大 檢查蒸汽管道的疏水和支吊架情況；兩側蒸汽流量有否偏差，及時處理。如振動危及到蒸汽管道和設備時，應匯報值長適當減荷，必要時隔絕振動大的蒸汽管道

水 管道 給水管道破裂 迅速隔絕故障點。如故障點無法隔絕，且機組無法維持正常運行時，應進行破壞真空事故停機。

凝結水管道破裂 設法制止或減少凝結水的泄漏，或隔絕故障點，維持機組運行。如故障點無法隔絕且影響機組正常運行時，應申請停機

循環水母管破裂 設法制止或減少循環水的泄漏，并注意泄漏是否發展及循環水母管壓力、機組真空、閉冷水溫度的變化。

凝汽器循環水門后管道破裂 適當減荷，將破裂側凝汽器隔絕，保持凝汽器半面運行。

6.9.3 鍋爐蒸汽或給水管道的損壞 6.9.3.1 現象

a)管道輕微泄漏時，保溫層潮濕、冒汽、滴水或有泄漏聲。

b)管道爆破時，發出巨響，并有大量汽、水噴出，支架、吊架可能損壞。c)蒸汽或給水壓力突降，流量變化異常。6.9.3.2 原因

a)材質不良，管道設計、制造安裝或焊接質量不合格。b)管道長期超壓、超溫運行。

c)運行時間長，易磨損部位磨損（彎頭，孔板附近）局部管壁減薄，使管材強度降低。d)投運時暖管不充分，產生嚴重水沖擊。e)運行中發生流量、溫度、壓力大幅度波動。f)給水品質長期不合格，造成管壁腐蝕。6.9.3.3 處理

a)如管道損壞不嚴重，尚能維持運行時，應維持各參數在正常范圍內，匯報值長，并做好事故預想。

b)泄漏或爆破處周圍應做好安全措施，防止汽水噴出傷人并密切注意損壞部位的發展趨勢。

c)管道爆破，如使爆破點后的工質溫度急劇升高，導致管壁嚴重超溫，無法維持鍋爐正常參數運行或威脅人身、設備安全時立即按緊急停爐處理。d)停爐后應將故障點與系統隔絕。6.10 負荷驟變晃動 6.10.1 現象：

6.10.1.1 功率表指示驟變晃動。

6.10.1.2 調節級壓力，各級抽汽壓力驟變晃動。6.10.1.3 調速汽門開度晃動。6.10.2 原因：

6.10.2.1 電網周率變化，發電機振蕩或失步。6.10.2.2 控制回路故障。6.10.2.3 EH油壓波動。6.10.3 處理：

6.10.3.1 檢查各有關參數指示情況，并進行對照分析原因。

6.10.3.2 若DEH故障引起負荷驟變，應注意機組控制方式，點擊“DEH畫面總覽”上“手動操作”按鈕，將“操作員自動”方式自動切至“手動操作”方式，如切至“手動操作”方式，應用“手動操作”方式操作來控制機組負荷穩定，如“手動操作”控制方式不能維持運行，應故障停機。6.10.3.3 檢查發電機運行情況，若振蕩或失步要求電氣盡快處理。

6.10.3.4 若控制系統工作失常引起負荷驟變，應檢查汽輪機控制方式如仍在“操作員自動”方式時，應出系“功率回路”和“調節級壓力回路”反饋回路，若仍不能消除負荷晃動，則應將汽輪機控制方式切至“手操”方式。

6.10.3.5 若EH油壓波動引起負荷晃動，啟動備用EH油泵，觀察油壓波動情況，若正常，則停用原運行泵，通知檢修處理，若不能消除EH油壓波動且無法維持機組正常運行，應匯報值長，要求減負荷停機。

6.10.3.6 注意主蒸汽壓力、溫度的變化，并要求鍋爐參數盡量保持穩定。6.10.3.7 注意除氧器、凝汽器、加熱器，水位變化及軸封汽壓力應正常。6.10.3.8 加強對軸向位移、差脹、振動、推力軸承溫度的監視。

6.10.3.9 注意汽泵運行情況，必要時啟動電動給泵（若系統振蕩引起則不能啟動），保證鍋爐正常供水。6.11 負荷驟減 6.11.1 現象

6.11.1.1 功率及蒸汽流量劇跌。6.11.1.2 汽包水位迅速下降。

6.11.1.3 主蒸汽壓力，主蒸汽溫度，再熱蒸汽溫度上升超限報警，高、低壓旁路動作，主汽釋放閥動作，安全門起座。

6.11.1.4 若汽機或發電機故障跳閘時，將發生MFT。6.11.2 原因

6.11.2.1 電力系統故障、饋線跳鬧。6.11.2.2 汽輪機或發電機發生故障。6.11.3 處理

6.11.3.1 根據機組負荷情況，迅速減少燃料量，投油助燃，調整風量，維持主蒸汽溫度、壓力及再熱蒸汽溫度正常。

6.11.3.2 維持汽包水位在正常范圍內。

6.11.3.3 當汽輪機或發電機故障跳閘時，應按MFT處理。

6.11.3.4 如遇發電機或汽輪機故障緊急減負荷，減少給煤量，投用燃油，直至停用全部制粉系統。停止鍋爐運行，應得值長同意。6.11.3.5 待電力系統恢復正常或發電機、汽輪機故障已消除，可根據值長要求逐步增加機組負荷。

6.12 機組甩負荷

6.12.1 機組甩負荷至零，DEH可以控制轉速 6.12.1.1 現象：

a)負荷至零，調節級壓力接近零，主蒸汽流量到零。b)汽輪機轉速上升后又下降穩定在一定的轉速內（未超過電超速，危急保安器動作轉速）。c)OPC動作。6.12.1.2 處理：

a)用DEH調整汽輪機轉速至3000r/min。b)檢查高、低壓旁路自動打開。

c)調節凝汽器水位、除氧器水位和加熱器水位。

d)檢查備汽系統工作正常，并關閉四級抽汽對外供汽門。e)檢查軸封汽壓力正常。

f)維持汽動給泵運行，根據機組需求啟動電動給泵。g)全面檢查機組情況，如軸向位移、差脹、振動、聲音、推力軸承金屬溫度和軸承金屬溫度正常。

h)一切正常后，聯系值長進行發電機并網。i)機組并網后，按規定帶負荷及完成其他操作。

6.12.2 機組甩負荷至零，DEH不能控制轉速，電超速、危急保安器或保護動作 6.12.2.1 現象：

a)負荷至零，主蒸汽流量、調節級壓力至零。b)OPC動作后仍不能控制轉速。c)汽輪機轉速上升后又下降。

d)脫扣指示燈亮，危急保安器動作。6.12.2.2 處理：

a)檢查確定高中壓主汽門、高中壓調門及各級抽汽門和逆止門均關閉，汽機轉速下降。b)聯系鍋爐檢查高、低壓旁路自動打開。c)啟動密封備用油泵和交流潤滑油泵。

d)檢查備汽系統工作正常，并關閉四級抽汽對外供汽門。e)檢查軸封汽壓力正常。

f)檢查電動給泵自啟動，否則手動開出，維持汽包水位。

g)全面檢查機組情況，如軸向位移、差脹、振動、聲音、推力軸承金屬溫度和軸承金屬溫度正常。

h)調節除氧器水位、凝汽器水位和加熱器水位。i)聯系值長，對機組重新復置啟動至3000r/min。j)機組并網后，按規定帶負荷及完成其他操作。

6.12.3 機組甩負荷至零，DEH不能控制轉速，危急保安器或保護均不動作，引起嚴重超速。

6.12.3.1 現象：

a)負荷、主蒸汽流量和調節級壓力至零。

b)OPC動作后仍不能控制轉速，機組發出異常響聲，振動增大。c)轉速上升至3330r/min，而危急保安器及報護裝置均不動作。6.12.3.2 處理：

a)立即手動脫扣，并按破壞真空緊急停機處理。

b)檢查高中壓汽門、高中壓調門及各級抽汽門和逆止門均關閉。

c)聯系鍋爐檢查高、低壓旁路自動打開，并開啟向空排汽門，迅速泄壓。d)完成其他停機動作。

e)轉速迅速下降后，即對機組全面檢查，必須查明超速原因，待設備故障消除，并經檢查確定機組設備正常，方可重新啟動，全速后應進行電超速及危急保安器超速試驗，合格后方可并網帶負荷。

6.13 危急保安器誤動或保護裝置誤動作 6.13.1 現象：

6.13.1.1 負荷至零，主蒸汽流量及調節級壓力至零。

6.13.1.2 高中壓主汽門、高中壓調門及各級抽汽門和逆止門均關閉。6.13.2 處理：

6.13.2.1 如系保護裝置誤動作，應按不破壞真空故障停機。a)聯系鍋爐檢查高、低壓旁路自動打開。

b)調節除氧器水位、凝汽器水位和加熱器水位。c)確認備汽系統工作正常，并關閉四級抽汽對外供汽門。

d)檢查電動給泵自啟動，否則應手動開出，維持汽包水位穩定。

e)機組保護誤動作造成機組脫扣，應注意轉速下降，如轉速仍在3000r/min，說明機組未解列，注意無蒸汽運行時間不超過1分鐘，電氣值班員應在1分鐘內將發電機解列。f)對機組進行全面檢查，查出保護裝置誤動作原因并消除。

g)機組檢查正常后，需啟動，應對該保護裝置進行校驗，確認動作正確，方可啟動。h)一切正常后，聯系值長，按規定重新啟動。6.14 周率變化 6.14.1 現象：

6.14.1.1 轉速（或周率）表指示上升或下降。6.14.1.2 機組負荷變化。6.14.2 原因：

6.14.2.1 電網系統故障。6.14.3 處理：

6.14.3.1 周率下降，機組負荷增加，應盡快使機組負荷穩定，且不超過327MW。

6.14.3.2 檢查主蒸汽參數，真空、振動、軸向位移、推力軸承金屬溫度、潤滑油壓及各輔機運行情況正常。

6.14.3.3 周率在48.5～51.5Hz汽輪機允許連續運行。

6.14.3.4 周率在46～48.5Hz運行時間超過15min，應不破壞真空故障停機。6.14.3.5 周率低于46Hz或超過51.5Hz，應立即不破壞真空故障停機。6.15 EH油壓降低 6.15.1 現象：

6.15.1.1 EH油壓指示下降。6.15.1.2 EH油壓低報警。

6.15.1.3 EH油泵出口壓力控制器發生周期異常。6.15.2 原因：

6.15.2.1 EH油箱油位過低。

6.15.2.2 EH油泵故障或進出口濾網堵塞。6.15.2.3 溢流閥故障。

6.15.2.4 EH供油系統泄漏或誤操作。6.15.2.5 高壓蓄能器氮壓降低或到零。6.15.2.6 油動機伺服閥泄漏。6.15.2.7 EH油濾網壓差大。6.15.3 處理：

6.15.3.1 檢查EH油系統有無泄漏，如有泄漏點，在保證系統運行的前提下隔絕泄漏點，并匯報單元長、值長，通知檢修處理。若系統無法隔絕，應立即匯報單元長、值長，并通知檢修設法加油。如漏油嚴重無法維持機組運行，則要求減負荷停機。

6.15.3.2 檢查溢流閥動作情況，若動作壓力偏低，應匯報單元長、值長，并通知檢修處理。6.15.3.3 檢查高壓蓄能器氮壓，若低于8.27MPa，應匯報單元長、值長，并通知檢修重新充氮。

6.15.3.4 若油動機伺服閥泄漏，應匯報單元長、值長，并根據情況要求機組減負荷，做相應隔絕，然后通知檢修處理。

6.15.3.5 若EH油泵故障或出口濾網前后壓差達0.7MPa，應啟動備用泵，停原運行泵，匯報單元長、值長，并進行隔絕，然后通知檢修處理。6.15.3.6 當EH 油壓降至11.03MPa，備用泵應自啟動正常，否則手動啟動備用泵。

6.15.3.7 當EH油壓降至9.31MPa，汽輪機低油壓保護脫扣動作正常，否則手動脫扣停機。6.16 DEH-III自動控制系統故障 6.16.1 現象：

6.16.1.1 DEH故障“光字牌報警。6.16.1.2 機組負荷無變化。6.16.2 原因：

6.16.2.1 控制系統的自動部分交流輸入電源消失。6.16.2.2 計算機死機，繼電器動作。

6.16.2.3 有二個高壓調門故障，或有一個高壓主汽門故障。6.16.2.4 汽輪機在啟動階段（在轉速控制階段），發生二個或二個以上轉速信號故障。6.16.3 處理：

6.16.3.1 發現故障現象后，應立即注意檢查機組負荷穩定正常。6.16.3.2 保持參數穩定。

6.16.3.3 聯系熱工迅速查清原因、處理。

6.16.3.4 機組在啟動過程中，用“手動操作”方式來控制轉速穩定。6.16.3.5 機組在并網狀態下，用“手動操作”方式來控制負荷穩定。6.16.3.6 若手動方式均無法控制，應申請停機。6.17 RUN BACK 6.17.1 現象

6.17.1.1 RB動作報警，BTG盤上光字牌亮。6.17.1.2 運行中輔機跳閘并報警。6.17.1.3 機組負荷下降。6.17.2 原因

6.17.2.1 LDC在TF2以上自動時，負荷＞150MW二臺吸風機運行，其中一臺跳閘。6.17.2.2 LDC在TF2以上自動時，負荷＞250MW二臺送風機運行，其中一臺跳閘。6.17.2.3 LDC在TF2以上自動時，負荷＞150MW二臺一次風機運行，其中一臺跳閘。6.17.2.4 LDC在TF2以上自動時，負荷＞150MW二臺預熱器運行，其中一臺跳閘。6.17.2.5 LDC在TF2以上自動時，負荷＞180MW三臺爐水泵運行二臺跳閘，或二臺爐水泵運行一臺跳閘，備用泵未自啟動。

6.17.2.6 LDC在TF2以上自動時，負荷＞150MW給泵11A、B運行，其中一臺跳閘，給泵11C未自啟動。6.17.3 處理

6.17.3.1 當RB保護投用時，通過CCS自動進行制粉系統選擇切斷，按發生RB前10min煤量平均數折算成BMCR工況煤量計為100%煤量，控制機組總煤量。

a)當發生預熱器跳閘RB時，磨煤機按E、D、A先后次序跳閘，保留兩臺磨煤機運行，控制煤量為55%總煤量，設定主蒸汽壓力至14.0MPa。

b)當發生吸風機跳閘RB時，磨煤機按E、D先后次序跳閘，保留三臺磨煤機運行，控制煤量為60%總煤量，設定主蒸汽壓力至14.5MPa。

c)當發生送風機跳閘時，五磨運行時磨煤機E跳閘，保留四臺磨煤機運行，控制煤量為80%總煤量，設定主蒸汽壓力至15.5MPa。

d)當發生一次風機跳閘RB時，磨煤機按E、D、A先后次序跳閘，保留二臺磨煤機運行，控制55%總煤量，設定主蒸汽壓力至14.0MPa。保留運行的一次風機變頻自動控制轉速指令至100%，轉速自動上升。但運行一次風機變頻器輸出電流最大限制值為125A； e)當發生爐水泵跳閘RB時，磨煤機按E、D先后次序跳閘，保留三臺磨煤機運行，當發生給水泵跳閘RB時，磨煤機按E、D、A先后次序跳閘，保留二臺磨煤機運行，控制煤量為55%總煤量，設定主蒸汽壓力至14.5MPa；

f)當發生多因素RB時，以RB最低目標負荷工況為機組RB實施工況。

6.17.3.2 當RB保護投用時，RB保護動作在保留兩臺磨煤機運行狀況下，如磨煤機C在運行狀態，則自動投入BC層燃油槍四支，否則自動投入AB層燃油槍四支。投入燃油槍順序為先1、3號角，后2、4號角，間隔10s。自動投入燃油槍為緊急投槍，自動發指令伸入燃油槍后，不使用點火槍，直接開啟燃油閥，點燃油槍。

6.17.3.3 當RB功能未投用，發生吸風機、送風機、預熱器、給水泵、一次風機、爐水泵跳閘RB時，CCS不會自動進行燃料切斷，應按6.17.3.1的要求手動切斷燃料。

6.17.3.4 發生RB后，如爐膛燃燒不穩定，或自動投運的燃油槍未能正常工作時，應立即投入其他燃油槍穩定燃燒，保證機組安全運行。6.17.3.5 當RB保護動作后，機組控制自動調整。

a)協調控制方式自動退至TF1(機跟蹤1方式)運行，進行機調壓控制。主汽壓力設定值首先應跟蹤實際壓力，然后再根據設定主汽壓變化，以防止RB發生時實際壓力與設定值偏差導致調門反向動作，加劇汽包水位等參數的擾動。b)鍋爐主控BM切至手動，鍋爐煤量調節器指令以不同RB工況降至所對應的控制總煤量(單臺給煤機上、下限分別設為：38t/h、20t/h)。

c)由于短時間內燃燒量快速下降，造成汽包嚴重的虛假水位，給水自動削弱主調PID的調節作用，僅保留給水流量與蒸汽流量的前饋作用，避免虛假水位對汽包水位自動的干擾。d)汽溫、爐膛負壓、送風、大風箱/爐膛壓差、磨煤機風量、磨煤機風溫等子系統維持自動調節狀態，以控制機組主要參數在一定范圍內波動。

6.17.3.6 保持汽溫、汽壓正常范圍內，在條件允許范圍內盡量提高負荷 6.17.3.7 盡快查明RB原因，消除后恢復負荷。

6.17.3.8 一般情況下，發生RB8分鐘后，方能切除RB保護動作回路，進行汽溫、汽包水位、煤量控制等后續處理。但在汽包水位、爐膛壓力等發生嚴重偏離正常值時，應立即切除RB保護動作回路，予以手動干預，力保機組安全運行。6.18 鍋爐汽包水位異常 6.18.1 現象

6.18.1.1 汽包水位高或低報警。

6.18.1.2 汽包水位指示及汽包就地水位計均報警。6.18.1.3 給水流量不正常地大于或小于蒸汽流量。6.18.2 原因

6.18.2.1 給水自動控制裝置調節失靈、給泵故障。6.18.2.2 水位指示不準確。

6.18.2.3 鍋爐蒸發量、汽包壓力波動大。6.18.2.4 水冷壁管或省煤器泄漏或爆破。6.18.2.5 定排門操作不當，或水放門誤開。6.18.3 處理

6.18.3.1 如遇給水自動控制故障，立即切至手操，控制給水流量維持汽包水位正常能夠，通知熱工人員處理。

6.18.3.2 如遇水位指示不正確，以汽包差壓式水位指示為準，參照其它水位計，調節汽包水位。

6.18.3.3 增減負荷時，水位異常，控制增減負荷速率，或暫停加減負荷。6.18.3.4 如遇水冷壁或省煤器爆破引起水位低，按水冷壁管或省煤器損壞處理。

6.18.3.5 當汽包水位過高時，開啟定排或連排降低水位，并在水位正常后及時關閉。嚴禁開啟水放進行放水。

6.18.3.6 當不能判斷真實汽包水位時，應停止鍋爐的運行。6.19 省煤器管的損壞 6.19.1 現象

6.19.1.1 汽包水位下降，給水流量不正常地大于蒸汽量。

6.19.1.2 省煤器附近有泄漏聲，省煤器灰斗有熱水流出或濕灰現象。6.19.1.3 省煤器兩側煙溫差增大，泄漏側煙氣溫度下降。6.19.1.4 預熱器兩側出口風溫差增大。

6.19.1.5 爐膛壓力變正，吸風機電流增大，動葉開度增大。6.19.2 原因

6.19.2.1 給水品質不合格，造成管內結垢，垢下腐蝕。6.19.2.2 材質不良或安裝、焊接質量不合格。6.19.2.3 飛灰磨損外壁。

6.19.2.4 吹灰器噴咀安裝不正確，吹損管壁。6.19.3 處理

6.19.3.1 調整給水，維持汽包水位正常，必要時降低鍋爐負荷維持運行，聽候停爐處理。6.19.3.2 做好事故預想，加強監視，密切注意發展情況。

6.19.3.3 省煤器灰斗下部應用紅白帶圍住，禁止行人通過，防止熱水沖出傷人。6.19.3.4 如故障繼續惡化，無法維持汽包正常水位時，按緊急停爐處理。6.19.3.5 停爐后應維持汽包水位，維持爐水泵運行，嚴禁開啟省煤器再循門。6.19.3.6 停爐后應保留吸風機運行，維持正常爐膛壓力。停止向電除塵供電，防止電極積灰，將電除塵各灰斗內的存灰放盡，以防堵灰。待不向外冒汽水時，即可停用吸風機。6.20 水冷壁管的損壞 6.20.1 現象

6.20.1.1 汽包水位下降，蒸汽壓力下降。6.20.1.2 給水流量不正常地大于蒸汽流量。

6.20.1.3 爐膛壓力不正常的波動。爐膛不嚴密處有煙灰噴出，吸風機電流增大，動葉開度增大。

6.20.1.4 爐膛內有泄漏聲，管子爆破時有明顯響聲。6.20.1.5 泄漏嚴重時，鍋爐燃燒不穩或造成熄火。6.20.2 原因

6.20.2.1 給水品質長期不合格，管內產生結垢、腐蝕。

6.20.2.2 材質不良或安裝質量差、水冷壁膨脹不暢引起拉裂。6.20.2.3 吹灰器噴咀安裝不正確吹損管壁。6.20.2.4 煤粉沖刷，外壁磨損。

6.20.2.5 爐膛上部焦塊墜落砸壞水冷壁。6.20.2.6 爐膛熱負荷較高區域管壁超溫。6.20.3 處理

6.20.3.1 維持汽包水位正常，匯報值長，聽候停爐處理。6.20.3.2 如水冷壁損壞不嚴重，尚能維持汽包水位正常時，允許降低負荷在穩定工況下短期運行，密切注意損壞部位發展趨勢，做好事故預想，等待調度停爐處理。6.20.3.3 如水冷壁損壞嚴重，無法維持汽包正常水位時應進行下列處理: a)當低水位引起MFT時，按MFT處理。b)停爐后盡可能繼續進水維持汽包正常水位。

c)如泄漏嚴重停爐后仍無法維持汽包水位時，應停止進水，同時停用爐水泵。

d)停爐后保留吸風機運行，維持正常爐膛壓力，停止向電除塵器供電防止電極積灰，將灰斗內存灰放盡，以防堵灰。待不向外冒汽水時即可停用吸風機。6.21 過熱器、再熱器受熱面損壞 6.21.1 現象

6.21.1.1 過熱器、再熱器處有泄漏聲。

6.21.1.2 爐膛壓力偏正，煙道不嚴密處有煙氣或蒸汽外冒。吸風機電流及動葉開度增大。6.21.1.3 故障側煙溫下降，兩側煙溫差增大。6.21.1.4 泄漏、爆破點前汽溫下降，后汽溫上升。

6.21.1.5 過熱器管泄漏時，蒸汽流量不正常地小于給水流量，機組功率下降。再熱器管泄漏時，再熱器壓力下降。機組在負荷不變情況下，主蒸汽流量增大。6.21.2 原因

6.21.2.1 材質不良或焊接安裝、質量不合格。

6.21.2.2 蒸汽流量分配不均、煙溫偏差，引起管子超溫。6.21.2.3 長期超溫運行。

6.21.2.4 蒸汽品質長期不合格，過熱器管內結垢、腐蝕。6.21.2.5 外壁飛灰磨損。

6.21.2.6 吹灰器安裝不正確，吹損外壁。6.21.3 處理

6.21.3.1 匯報值長，維持汽溫正常。降低運行參數、聽候停爐處理。

6.21.3.2 損壞不嚴重，尚能維持正常運行時，應加強監視，做好事故預想。6.21.3.3 維持爐膛壓力在正常范圍內，維持各段汽溫正常。

6.21.3.4 如泄漏嚴重無法維持正常汽溫時或壁溫嚴重超限時，應緊急停爐處理。6.21.3.5 停爐后，保留吸風機運行，維持正常爐膛壓力，待不向外冒汽水時方可停用吸風機。6.22 燃燒異常 6.22.1 現象

6.22.1.1 燃燒不穩，爐膛壓力異常晃動，火檢信號閃失。6.22.1.2 汽溫變化異常。

6.22.1.3 汽包水位不正常波動。6.22.1.4 蒸汽流量、機組功率下降。6.22.2 原因

6.22.2.1 燃用煤種變劣，揮發份過低，燃燒工況惡化。

6.22.2.2 鍋爐總風量、輔助風、燃料風控制故障或調節不當或一次風機、磨煤機風量控制故障或調節不當，造成風煤比失調。

6.22.2.3 運行中鍋爐輔機跳對燃燒造成嚴重影響。6.22.2.4 水冷壁管爆破，影響穩定燃燒。6.22.2.5 爐膛坍焦引起。6.22.3 處理

6.22.3.1 及時投用油槍，穩定燃燒。

6.22.3.2 如遇制粉系統故障，可適當增加正常運行磨煤機的煤量，調整風量。6.22.3.3 如遇鍋爐發生RB，按RB處理。

6.22.3.4 如遇水冷壁引起燃燒不穩，投入油槍穩定燃燒，匯報值長聽候停爐處理。6.23 煙道內可燃物再燃燒 6.23.1 現象

6.23.1.1 再燃燒處煙溫、工質溫度不正常地升高。6.23.1.2 煙道及燃燒室內的壓力劇烈變化。6.23.1.3 排煙溫度不正常地升高，煙囪冒黑煙。

6.23.1.4 若預熱器處再燃燒時，排煙溫度、一二次風溫將不正常地升高，外殼發熱、燒紅，可能有金屬摩擦聲及預熱器電流異常。6.23.2 原因

6.23.2.1 煤質突變或運行工況變化時，燃燒調整不當，煤粉細度過高。風量不足或配風不合理。

6.23.2.2 鍋爐低負荷或啟、停鍋爐過程中燃燒不良，使可燃物結存在煙道內。6.23.2.3 燃燒室壓力力過低，使未完全燃燼的燃料帶入煙道。

6.23.2.4 燃油霧化不良或油槍噴嘴脫落使尾部受熱面積油垢粘附大量未燃燼的煤粉。6.23.3 處理

6.23.3.1 如發現煙氣溫度不正常地升高，應立即進行分析并查明原因。進行燃燒調整，改變不正常的燃燒方式，對再燃燒處受熱面進行吹灰。

6.23.3.2 若在過熱器、再熱器處發生可燃物再燃燒時，引起汽溫異常時，按汽溫異常處理。6.23.3.3 經采取措施無效，確系煙道內再燃燒，當排煙溫度異常升高至200℃時，緊急停爐并停止送、吸風機的運行，關閉所有風門檔板，保持預熱器運行，保持爐底水封及各灰斗密封正常，嚴禁通風。

6.23.3.4 利用吹灰蒸汽進行滅火，待各點煙溫明顯下降，再燃燒處火已熄滅，方可停止蒸汽滅火。

6.23.3.5 確認設備無損壞、煙溫正常、煙道內無火源后，方可開啟風煙系統的風門檔板，啟動吸風機、送風機，保持35%額定風量，通風5～10min，并經復查正常后，鍋爐方可重新點火啟動。6.24 鍋爐結焦 6.24.1

現象

6.24.1.1 爐膛出口溫度及各段煙溫升高。

6.24.1.2 對流受熱面處結焦，汽溫可能降低，煙氣阻力增加，吸風機入口壓力降低。6.24.1.3 爐膛結焦使過熱蒸汽、再熱蒸汽溫度明顯上升，減溫水量增加。6.24.2 原因

6.24.2.1 燃煤灰溶點低或易結渣。

6.24.2.2 燃燒室熱負荷過大，爐膛溫度過高。

6.24.2.3 燃燒方式不合理，燃燒器工作不正常，火焰中心偏斜。6.24.3 處理

6.24.3.1 進行燃燒調整，合理調度煤種。6.24.3.2 增加結焦部位的吹灰次數。

6.24.3.3 運行中加強對減溫水量及燃燒器擺角的監視，發現異常及時分析處理。6.24.3.4 檢查結焦情況，做好大焦塊落下，砸壞水冷壁的事故預想。

6.24.3.5 如結焦嚴重，導致減溫水量大幅度增加，或引起過熱器，再熱器管壁超溫時，應適當降低鍋爐負荷并增加對爐膛吹灰。處理無效時，按汽溫過高、過低停爐處理。6.25 高、低壓旁路，主汽釋放閥開啟或汽包安、過安起座 6.25.1 現象

6.25.1.1 主蒸汽壓力突升且高限報警，如高、低壓旁路，主汽釋放閥或安全門誤動時，主蒸汽壓力將下降。

6.25.1.2 排汽聲響，機組功率、主汽流量下降。

6.25.1.3 汽包安全門起座時，汽包水位迅速上升，低溫過熱器的后各段工質溫度上升。6.25.2 原因

6.25.2.1 機組負荷驟減，汽輪機、發電機故障跳閘或電力系統故障。6.25.2.2 主蒸汽壓力調節不當。

6.25.2.3 汽輪機調速系統故障，使調門不正常地關小。6.25.2.4 自動控制系統失靈。

6.25.2.5 高、低壓旁路，主汽釋放閥或汽包安全門，過熱器安全門誤動作。6.25.3 處理

6.25.3.1 如遇電力系統故障，汽輪機或發電機故障，應按負荷驟減處理。

6.25.3.2 如遇主汽壓力調節不當，使主汽壓力升高，應采取降壓措施，減少燃料量，必要時打開主汽釋放閥，待壓力正常后關閉。

6.25.3.3 若汽包安全門起座，應盡快降壓使其回座，防止汽包水位異常及過熱汽溫超限。6.26 再熱器安全門起座 6.26.1 現象

6.26.1.1 再熱器進口或出口壓力高，低壓旁路自動打開，安全門起座排汽聲響。

6.26.1.2 再熱器進口安全門起座，使再熱器出口汽溫升高。再熱器進口安全門起座，使再熱器出口汽溫降低。

6.26.1.3 機組功率下降。

6.26.1.4 汽動給泵運行時，給水壓力下降、汽包水位可能下降。6.26.2 原因

6.26.2.1 汽機中壓主汽門、調門故障關小或關閉。6.26.2.2 高加因故障而緊急出系。6.26.3 處理

6.26.3.1 降低鍋爐負荷，使再熱器壓力下降，將起座的安全門回座迅速查明原因，設法消除。6.26.3.2 在處理過程中，再熱蒸汽溫發生變化時，應按再熱蒸汽溫度異常處理。6.26.3.3 若高加緊急出系，應立即將機組負荷減至規定值，6.26.3.4 降低再熱蒸汽壓力，使起座的安全門回座。

6.27 高、低壓旁路，主汽釋放閥或汽包安全門，過熱器安全門故障。6.27.1 現象

6.27.1.1 主汽釋放閥壓力達到整定值時，不能自動開啟。

6.27.1.2 安全門達整定壓力時，安全門不起座或或達回座壓力不回座。6.27.1.3 高低旁路自動時，達開啟壓力不自動開啟。6.27.2 原因

6.27.2.1 安全門原始整定值不符合要求或運行中發生變化。6.27.2.2 安全門閥芯與閥座咬死或機械軋煞。

6.27.2.3 高、低壓旁路，主汽釋放閥控制回路故障或電源失去。6.27.3 處理

6.27.3.1 自動動作不正常時，應立即將其切至手動。

6.27.3.2 當高、低壓旁路、主汽釋放閥或安全門達到動作定值時，仍不開啟或起座時，應迅速采取降壓措施，減少燃料量，在允許情況下可開大調門、降低主汽壓力至正常值，并且迅速查明原因，設法消除，在故障未消除前，應適當降低主汽壓力運行。6.27.3.3 當高、低壓旁路、主汽釋放閥或安全門未達定值動作時，立即設法將其關閉或回座，聯系熱工值班人員或爐修重新調整整定值，在缺陷未消除前，應適當降低主汽壓力運行。6.27.3.4 當高、低壓旁路、主汽釋放閥開啟后無法使其關閉，安全門起座后即使壓力降至回座壓力仍無法使其回座時，應聽候值長按排停爐處理。6.28 再熱器安全門故障 6.28.1 現象

6.28.1.1 再熱器安全門達到整定值不能正常起座或回座。6.28.2 原因

6.28.2.1 安全門原始整定值不符合要求或運行中發生變化。6.28.2.2 閥芯與閥座咬死或機械故障。6.28.3 處理

6.28.3.1 當再熱器安全門達到整定值仍不起座時，立即適當降低鍋爐負荷，使再熱蒸汽壓力下降，必要時可開啟并調節低壓旁路進行降壓。6.28.3.2 當再熱器安全門未達動作值便起座時，應適當降低鍋爐負荷，必要時開啟并調節低壓旁路，降低再熱器壓力使安全門回座，待再熱器壓力正常后立即關閉低壓旁路，迅速查明原因設法消除，在未查明原因前造當降低鍋爐負荷，防止再熱器安全門再次起座。6.28.3.3 再熱器安全門起座后經采取減負荷，降壓等措施后仍無法使其回座，聽候停爐處理。6.29 汽包水位計的故障 6.29.1 現象

6.29.1.1 汽包水位指示異常，高或低報警，各水位計指示偏差大。6.29.1.2 汽包水位信號壞，引起汽包水位自動切除并報警。6.29.1.3 若就地水位計故障，汽包水位監視電視的水位異常。

6.29.1.4 若磁翻排水位計故障，BTG盤的水位計指示異常并報警。6.29.1.5 現場有汽水漏出。6.29.2 處理

6.29.2.1 任一只汽包水位計損壞，應保持負荷穩定，減少對汽包水位有擾動的操作。6.29.2.2 當各水位計偏差大于30mm時，應立即匯報，并查明原因予以消除。

6.29.2.3 如就地水位計有一只損壞時，應立即通知檢修處理修復。如就地水位計二只均損壞，應盡快修復。當不能保證兩種類型的水位計運行時，必須停爐處理。

6.29.2.4 正常運行時，發生汽包水位計故障，引起不同類型的水位計有偏差時。應以帶壓力修正的差壓式水位計為基準，參照其它水位計進行調節控制汽包水位。

6.29.2.5 當汽包水位計故障，引起水位自動切除，手動控制給水流量維持汽包水位正常。6.29.2.6 當汽包水位計故障，在運行中無法判斷汽包確實水位時，應緊急停爐。6.29.2.7 當一套水位測量裝置因故障退出運行時，運行人員應通知檢修及時填寫處理故障的工作票，工作票應寫明故障原因、處理方案、危險預告等注意事項，一般應在8h內恢復。若不能完成，應制定措施，經總工程師批準，允許延長工期，但最多不超過24h。

6.29.2.8 在消除汽包水位計故障，需出系汽包高、低水位保護時，必須經總工程師批準。6.29.2.9 若就地水位計故障泄漏，做好安全措施，隔絕故障水位計，交檢修處理。

6.29.2.10 若查壓式水位計平衡容器故障，做好安全措施，出系汽包水位高低保護，隔絕平衡容器，交檢修處理。

6.29.2.11 當汽包水位計有一點因某種原因須退出運行時，汽包水位保護應采用二取一的邏輯判斷方式，并辦理審批手續，限期（不宜超過8小時）恢復；當有二點因某種原因須退出運行時，汽包水位保護應采用一取一的邏輯判斷方式，經總工程師批準，限期（8小時以內）恢復，若逾期不能恢復的，應立即停止鍋爐運行。6.30 鍋爐汽水共騰 6.30.1 現象

6.30.1.1 汽包水位發生急劇波動，甚至看不清水位。

6.30.1.2 過熱蒸汽溫度急劇下降，嚴重時蒸汽管道內發生水沖擊。6.30.1.3 爐水含鹽量增大，蒸汽導電度升高。6.30.2 原因

6.30.2.1 化學監督不嚴，爐水品質嚴重不合格。6.30.2.2 未按規定進行排污。6.30.2.3 汽水分離裝置故障。

6.30.2.4 燃燒不穩，負荷急劇增大，水位調整不穩定，波動大。6.30.3 處理

6.30.3.1 減少燃料量，降低鍋爐蒸發量。6.30.3.2 開大連排調節閥，增加排污量。6.30.3.3 維持汽包水位正常，維持汽溫正常。6.30.3.4 開啟主汽門前疏水。

6.30.3.5 匯報值長，通知化學對爐水取樣分析，并按分析結果進行排污改善爐水品質。6.30.3.6 爐水品質未改善前不得增加鍋爐負荷。7 給水泵組的事故處理

7.1 給水泵組事故停用的條件及操作 7.1.1 遇下列情況之一,汽動給泵應保護動作,保護不動作應立即手動脫扣緊急停機: 7.1.1.1 汽輪機轉速達6350r/min。7.1.1.2 汽輪機軸向位移至±1.2㎜。7.1.1.3 潤滑油壓低至0.0785MPa。7.1.1.4 排汽管真空下降至61.3lkPa。7.1.1.5 給泵運行中前置泵進水門關閉。7.1.1.6 給泵運行中前置泵跳閘。

7.1.1.7 給水流量低至132t/h且再循環門關閉,延時10秒。7.1.1.8 除氧器水位低至1525㎜。

7.1.1.9 給泵密封水壓差＜0.015MPa且密封水回水溫度＞90℃。7.1.1.10 汽輪機軸振＞0.12mm。

7.1.1.11 鍋爐手動緊急停爐或MFT動作。7.1.2 遇下列情況之一,汽動給泵應立即手動脫扣,緊急停機。7.1.2.1 汽輪機發生水沖擊。

7.1.2.2 汽輪機推力軸承回油溫度或任一軸承回油溫度升至75℃。7.1.2.3 給水泵推力軸承金屬溫度升至95℃或任一軸承金屬溫度升至90℃。7.1.2.4 交流油泵A、B均發生故障。

7.1.2.5 調速系統EH油故障影響安全運行。

7.1.2.6 泵組突然發生強烈振動或內部有明顯的磨擦聲。7.1.2.7 軸封冒火花時。

7.1.2.8 任一軸承斷油或冒煙時。

7.1.2.9 油系統失火不能及時撲滅,嚴重威脅機組安全運行。7.1.2.10 油箱油位下降至520㎜,無法恢復時。

7.1.2.11 給水泵前置泵密封水泄漏嚴重,大量漏水,無法維持運行。7.1.2.12 高、低壓主蒸汽管道發生破裂,無法隔絕時。7.1.2.13 給水管道破裂無法隔絕時。7.1.2.14 給水泵發生汽化。

7.1.2.15 油系統漏油嚴重,無法維持運行。

7.1.2.16 高、低壓調門門桿同時發生卡澀,無法活動時。7.1.2.17 前置泵電動機電流超限,降低流量無效時。7.1.2.18 前置泵電動機或軸承冒煙著火。7.1.2.19 前置泵突然發生強烈振動。7.1.3 汽動給泵緊急停用操作: 7.1.3.1 手動脫扣或揪“TRUBINE TRIP”按鈕,檢查高、低壓主汽門和高、低壓調門關閉,轉速下降。

7.1.3.2 檢查電動給泵自啟動正常,若不自啟動立即手動開出,維持鍋爐汽包水位,流量正常。7.1.3.3 檢查給泵出水門聯鎖關閉,再循環門聯鎖開足。7.1.3.4 完成其它停機操作。7.1.4 遇下列情況之一,電動給泵保護應動作停泵,如保護不動作,立即手動停泵。7.1.4.1 除氧器水位低至1525mm。7.1.4.2 潤滑油壓力降至0.06MPa。

7.1.4.3 給泵密封水壓差小于0.015MPa且密封水回水溫度大于90℃。7.1.4.4 給水流量小于132t/h且再循環門在關閉位置,延時10秒。7.1.4.5 電動給泵運行前置泵進水門關閉。

7.1.4.6 工作冷油器進油溫度(勺管回油溫度)升至130℃。7.1.5 遇下列情況之一,電動給泵應立即手動停泵。

7.1.5.1 泵組突然發生強烈振動或內部有明顯的金屬磨擦聲。7.1.5.2 任一軸承斷油或冒煙時,或軸承金屬溫度升至90℃。7.1.5.3 工作油泵或潤滑油泵故障。

7.1.5.4 給水泵推力軸承金屬溫度升至95℃。7.1.5.5 潤滑油冷油器出油溫度升至60℃或進油溫度升至70℃。7.1.5.6 工作油冷油器出油溫度升至85℃。

7.1.5.7 油系統著火不能撲滅,嚴重威脅泵組運行。7.1.5.8 油系統嚴重漏油,無法維持運行。7.1.5.9 油箱油位下降至無指示。7.1.5.10 給水管道破裂,無法隔絕時。7.1.5.11 給水泵發生汽化。7.1.5.12 電動機冒煙冒火時。

7.1.5.13 電動機電流超限,經降低流量無效時。7.1.5.14 電動機定子溫度升至130℃。7.1.5.15 電動機軸承溫度升至80℃。7.1.5.16 耦合器7#軸承溫度升至100℃。7.1.5.17 耦合器軸承溫度升至95℃。7.1.5.18 耦合器推力軸承溫度升至95℃。

7.1.5.19 泵輪、渦輪旋轉體易熔塞熔化,給水泵轉速不能維持時。7.1.5.20 給水泵、前置泵密封水泄漏嚴重,大量漏水,無法維持運行。7.1.6 電動給泵緊急停用操作: 7.1.6.1 手動停用給泵,檢查電流到“0”轉速下降。

7.1.6.2 檢查交流油泵自啟動正常,如無自啟動應立即手動開出。7.1.6.3 檢查出水門,啟動流量調節閥聯鎖關閉,再循環門聯鎖開足。7.1.6.4 迅速提高汽動給泵轉速,維持鍋爐汽包水位、給水流量正常。7.1.6.5 完成其它停泵操作。7.1.7 汽動給泵在下列情況下,可采取下列措施,臨時維持一定的時間運行: 7.1.7.1 汽動給泵運行中發生低壓主汽門門桿或低壓調門的提升杠中任一門桿發生卡澀無法活動時,可以關閉抽汽進汽門,即切斷低壓蒸汽汽源,注意高壓蒸汽切換正常,僅采用新蒸汽維持運行,注意這時汽動給泵運行時,絕對不允許對發生故障的閥門進行解體檢修,以免發生危險。

7.1.7.2 主機負荷在120MW以上,汽動給泵發生下列情況下可關閉新汽進汽門,切斷新汽汽源僅采用主機四級抽汽汽源運行。

a)汽動給泵運行時發生高壓主汽門門桿或高壓調門門桿發生卡澀無法活動時。b)新汽壓力超過17.5MPa，溫度超過546℃時,鍋爐又不能立即降低時。注意:這時汽動給泵運行時,絕對不允許對發生故障的閥門進行解體檢修,以免發生危險。7.2 汽動給水泵的真空下降 7.2.1 發現排汽管真空降低時,應檢查泵組振動、聲音、軸向位移、推力瓦溫度,給水壓力及流量等情況。7.2.2 發現排汽管真空下降,應核對排汽溫度是否上升,主機真空是否下降,確定真空已下降。7.2.3 真空下降處理要點: 7.2.3.1 真空降低1.3kPa,應檢查分析原因,并報告單元長。7.2.3.2 真空降低4 kPa 時,立即采取措施,設法恢復真空。

7.2.3.3 真空降低至85.3 kPa,降低汽泵轉速,維持真空85.3 kPa以上,并根據降速情況及時調整給水壓力及流量,必要時迅速啟動電動給泵。

7.2.3.4 真空降至61.3 kPa時,保護裝置不動作,應手動緊急停泵。7.2.4 真空下降時,應檢查有無影響真空的操作,有這種操作時應立即停止或恢復原運行方式,使真空恢復正常。7.2.5 真空下降時,應檢查并改善軸封汽運行情況,檢查軸封汽壓力、溫度,若軸封汽失汽影響真空,應進行以下操作: 7.2.5.1 迅速開大前、后軸封進汽分門,關閉軸封出汽門。7.2.5.2 迅速提高主機軸封汽壓力。

7.2.5.3 真空下降時,應檢查真空系統是否漏空氣,查明漏空氣處,進行臨時堵漏后通知檢修人員處理。

7.2.5.4 檢查排汽缸安全門是否漏空氣。

7.2.5.5 檢查真空系統法蘭、焊口、閥門、管道及軸封是否漏空氣。7.2.5.6 檢查排汽蝶閥是否開足。

7.2.5.7 檢查真空系統水封閥門的水封是否正常。7.2.6 真空下降時,應檢查主機運行情況。7.2.6.1 是否主機真空下降。

7.2.6.2 檢查主機凝汽器循環水進、出水溫度和壓力。7.2.6.3 主機真空泵運行是否正常

7.2.6.4 檢查主機凝汽器水位及凝泵運行情況。7.2.6.5 檢查循環水泵運行是否正常。7.3 給泵油系統及軸承工作失常 7.3.1 啟動油壓,安全油壓,調節油母管壓力和EH油壓降低,應檢查監視高、低壓主汽門和高、低壓調門工作情況；軸承油壓降低應檢查監視各軸承油流、溫度等情況。7.3.1.1 油壓失常的處理要求: 7.3.1.2 汽動給泵: a)運行交流油泵出口壓力降至0.9MPa,備用交流油泵應自啟動,否則應手操啟動備用交流油泵。

b)潤滑油壓下降至0.09MPa,直流油泵應自啟動,否則應手操啟動直流油泵。c)潤滑油壓下降至0.0785 MPa應進行緊急停機。

d)潤滑油壓下降至0.02MPa,盤車自動停止。7.3.1.3 電動給泵

a)潤滑油壓升高至0.35 MPa時,應匯報單元長,由檢修人員調整過壓閥,潤滑油壓正常值應在0.3MPa。

b)潤滑油壓下降至O.1MPa應發出報警訊號。

c)潤滑油壓下降至0.1MPa,交流油泵應自啟動,否則應手操啟動交流油泵。d)潤滑油壓下降至0.06MPa，應緊急停機。7.3.2 油溫失常時的處理要點: 7.3.2.1 汽動給泵: a)冷油器出油溫度維持在35～45℃的正常油溫。

b)汽輪機推力軸承回油溫度和給泵推力軸承金屬溫度、軸承金屬溫度升高5℃,應檢查分析原因,并匯報單元長。

c)汽輪機推力軸承、軸承回油溫度升高至65℃,給泵推力軸承金屬溫度升高至80℃,給泵軸承金屬溫度升高至75℃,均發出報警訊號,應檢查處理,并緊急匯報單元長,如無法降低應繼續加強監視,以后每升高1℃,報告單元長。d)汽輪機推力軸承回油溫度升高至75℃,或任一軸承回油溫度升高至75℃,應緊急停泵。e)給泵推力軸承金屬溫度升高至95℃,或任一軸承金屬溫度升高至90℃,應緊急停泵。7.3.2.2 電動給泵: a)工作冷油器出油溫度維持在35～70℃的正常油溫,進口溫度小于110℃,如超過應匯報單元長進行分析處理。

b)潤滑油冷油器出油溫度維持在35～50℃正常油溫，超過50℃應及時調節；進口溫度應小于65℃,如超過應匯報單元長進行分析處理。

c)工作油冷油器進油溫度(勺管回油溫度)升至110℃發出報警訊號,升至130℃,應緊急停泵。d)工作油冷油器出油溫度升至75℃發出報警訊號并檢查工作油冷油器冷卻水的調整門自動正常,立即開啟調整門的旁路門,開啟冷卻水水側空氣門放空氣,必要時提高閉冷系統壓力,如出口油溫升至85℃,應緊急停泵。e)潤滑油冷油器進油溫度升至65℃發出報警訊號，升至70℃時，應緊急停泵。f)潤滑油冷油器出油溫度升至55℃發出訊號，并檢查潤滑油冷油器冷卻水的調整門自動正常,立即開啟調整門的旁路門,開啟冷卻水水側空氣門放空氣,必要時提高閉冷系統壓力,如出口油溫升至60℃,應緊急停泵。g)任何軸承回油溫度升高2～3℃,或軸承金屬溫度升高5℃應檢查分析原因,并匯報單元長。h)給水泵推力軸承金屬溫度升高至80℃，或軸承金屬溫度升高至75℃，或偶合器推力軸承溫度升高至90℃，或偶合器軸承溫度升高至90℃，或電動機軸承溫度升高至75℃，應檢查處理并緊急匯報單元長，如無法降低應繼續加強監視，以后每升高1℃匯報單元長。i)給水泵推力軸承金屬溫度升高至95℃,或軸承金屬溫度升高至90℃,或偶合器推力軸承溫度升高至95℃,或偶合器軸承溫度升高至95℃,或偶合器7#軸承溫度升高至100℃或電動機軸承溫度升高至80℃,應進行緊急停泵。7.3.3 油位失常處理要點： 7.3.3.1 汽動給泵：

a)油箱油位正常應保持在330㎜左右。

b)油箱油位升高至140㎜，應檢查分析原因，必要時聯系化學進行油箱放水。c)油箱油位下降5～1O㎜,應檢查分析原因,并匯報單元長。

d)油箱油位降至420㎜,應聯系化學加油。e)油箱油位降低至520㎜應緊急停泵。7.3.3.2 電動給泵: a)油箱油位正常應保持在油位計上下劃線之間。

b)油箱油位升高應檢查分析原因,必要時聯系化學進行油箱放水。c)油箱油位下降3～5㎜,應分析檢查原因,并匯報單元長。d)油箱油位低至接近油位計下限線時，應聯系化學加油。e)油箱油位降至油位計下限線以下,應緊急停泵。7.3.4 推力瓦溫度升高處理要點: 7.3.4.1 推力軸承回油溫度或推力瓦溫度突然升高5℃,應檢查分析原因,并匯報單元長。7.3.4.2 推力軸承回油溫度突然升高至65℃,或推力瓦溫度升高至80℃,或偶合器推力軸承溫度升高至85℃,應檢查處理,并緊急匯報單元長。7.3.4.3 汽輪機推力軸承回油溫度突然升高至70℃,或給泵推力瓦溫度升高至80℃，或偶合器推力軸承溫度升高至90℃，應匯報值長并緊急減負荷如仍無效汽輪機推力軸承回油溫度升高至75℃,或給泵推力瓦溫度升高至90℃,或偶合器推力軸承溫度升高至95℃,應緊急停泵。7.3.5 油壓、油位同時下降的檢查處理: 7.3.5.1 檢查油箱外壓力油管有否破裂漏油,發現漏油立即將漏油(或噴油)與高溫部件臨時隔離,嚴防發生火災,并設法在運行中消除壓力油管破裂大量噴油,危及設備安全或無法在運行中消除時，應匯報單元長進行故障停泵，有嚴重火災危險時應緊急停泵。7.3.5.2 檢查壓力油管放油門是否誤開,發現誤開,立即關閉。

7.3.5.3 檢查冷油器銅管是否大量漏油,汽動給泵冷油器銅管大量漏油時,應先確定另一組冷油器運行正常后,立即將漏油組冷油器隔絕,并通知檢修捉漏。

7.3.5.4 電動給泵冷油器(潤滑油冷油器或工作油冷油器)大量漏油,應緊急停泵。7.3.6 油壓降低、油位正常的檢查與處理： 7.3.6.1 汽動給泵

a)檢查交流油泵運行是否正常,監聽油泵處聲音并測量其振動,油泵運行嚴重失常時,應立即啟動備用交流油泵。

b)檢查注油器工作是否正常。

c)檢查油溫是否異常升高,油溫過高應設法恢復。

d)檢查過壓閥是否誤動,交流油泵出口油壓降低或軸承油壓降低,應匯報單元長,通知檢修調整過壓閥。

e)檢查備用交流油泵,直流油泵逆止門是否泄漏,如逆止門漏引起應關閉逆止門漏的油泵出油門,并通知檢修消除。

f)檢查濾油器壓差是否超限,如超限則應切換至備用組濾油器,并進行清掃。g)啟動油壓或安全油壓降低,應檢查高、低壓主汽門是否動作。h)按油壓下降處理要點進行處理。7.3.6.2 電動給泵

a)檢查油泵運行是否正常,監聽油泵處聲音,若油泵運行嚴重失常應故障停泵。b)檢查油溫是否異常升高,油溫過高應設法恢復。

c)檢查過壓閥是否誤動,軸承油壓降低,應匯報單元長,通知檢修調整過壓閥。d)檢查備用交流油泵逆止門是否漏油,如漏油應故障停泵。

e)檢查濾油器壓差是否超限,如超限則應切換至備用組濾油器,并進行清掃。f)檢查內部壓力油管是否漏油,如漏油應故障停泵。g)按油壓下降處理要點進行處理。7.3.7 油箱油位下降,油壓正常的檢查處理。7.3.7.1 確定油位計指示正確。

7.3.7.2 找出漏油點,消除漏油重點檢查以下部位: a)油箱事故放油門、放水門或油系統有關放油門、取樣門是否誤開或泄漏。b)壓力油及回油的管道、管道接點、閥門漏油。c)軸承油檔漏油。d)冷油器銅管漏油。e)執行必要的防火措施。

f)按油位下降處理要點進行處理。7.3.8 油箱油位突然升高檢查與處理: 7.3.8.1 檢查冷油器是否漏水,微開電動給泵潤滑油冷油器和工作油冷器放油門是否有水。7.3.8.2 檢查給水泵密封水量是否過大,以防止從軸承油檔漏入。7.3.8.3 檢查汽輪機軸封漏汽情況,適當調整。7.3.8.4 聯系化學進行油箱放水。

7.3.8.5 如電動給泵潤滑油冷油器和工作油冷油器銅管大漏,應緊急停泵。

7.3.8.6 如汽動給泵冷油器大漏,應檢查另一組運行正常,將冷油器漏的一組隔絕。7.3.9 軸承溫度(軸瓦溫度及回油溫度)升高的檢查與處理: 7.3.9.1 軸承溫度普遍升高: a)檢查冷油器出口油溫度是否正常,冷油器出口油溫升高應檢查冷卻水調整門自動是否正常,如自動失靈立即開啟冷卻水調整門旁路門維持油溫。

b)檢查閉冷水系統運行是否正常,必要時經單元長同意,提高閉冷水壓力和流量。c)檢查油箱加熱器是否誤投用,如誤投用應切斷電源。d)汽動給泵還可將備用組冷油器投入,維持油溫。

e)檢查潤滑油壓是否正常,潤滑油壓降低引起軸承溫度普遍升高,應查明原因消除缺陷。7.3.9.2 個別軸承溫度升高。

a)檢查軸承油流、振動、聲音是否正常,進行相應的處理。

b)汽動給泵軸封漏汽過大，可能造成1#～2#軸承出油溫度升高，應調整軸封汽。7.3.9.3 按油溫失常處理要點進行處理。

7.3.9.4 軸瓦溫度比正常值異常升高應檢查分析原因，消除故障因素，升至報警值應匯報單元長共同處理，升至停機限額值，應緊急停泵。

7.3.10 推力軸承溫度(推力瓦及回油溫度)升高的檢查處理。

7.3.10.1 檢查潤滑油壓、冷油器出油溫度是否正常,并進行相應的處理。

7.3.10.2 檢查轉速、軸向位移及汽動給泵的汽溫、汽壓、排汽真空是否正常,試減負荷,檢查推力軸承溫度是否降低。

7.3.10.3 檢查泵組振動有無增大,監聽泵組內部有否異聲,并進行相應處理。7.3.10.4 檢查平衡鼓工作狀態和壓差是否正常。7.3.10.5 發生下列情況之一,即為推力瓦塊燒壞: a)冷油器出油溫度及其它軸承軸瓦溫度或回油溫度無顯著變化,而推力軸承瓦溫或回油溫度升高至停機限額。

b)機組轉速及進汽參數未變化,而推力軸承瓦溫或回油溫度及軸向位移增大至極限值。c)汽動給泵軸封處發生磨擦產生火花。

d)根據推力瓦塊溫度升高或回油溫度升高的處理要點進行處理,推力瓦塊溫度或回油溫度升高至停機限額,應緊急停泵。7.4 給泵汽輪機軸向位移增大 7.4.1 軸向位移增大一般原因: 7.4.1.1 負荷增大(包括汽輪機進汽溫度、壓力及排汽真空下降引起的進汽量增加)。7.4.1.2 汽輪機葉片斷落或通流部分嚴重結垢。7.4.1.3 汽輪機水沖擊。7.4.1.4 推力瓦塊磨損。7.4.2 處理: 7.4.2.1 發現軸向位移增大時,應特別注意推力瓦塊溫度和回油溫度變化,并查明原因進行相應的處理。

7.4.2.2 加強對汽輪機及給泵運行情況的監視與檢查監聽泵組有否異聲,檢查振動有無增大。

7.4.2.3 軸向位移較正常值有明顯增大時,應匯報單元長采取減小軸向推力的措施,使軸向位移恢復正常。

7.4.2.4 軸向位移達停機限額時應緊急停泵。7.5 電動給泵液力耦合器工作失常 7.5.1 現象: 7.5.1.1 耦合器勺管回油溫度異常升高至110℃報警。7.5.1.2 耦合器發生了強烈振動或內部有異聲。7.5.1.3 電動給泵啟動后,水泵轉速不能升高。7.5.1.4 勺管回油溫度超限或偶合器冒煙。7.5.2 處理: 7.5.2.1 耦合器勺管回油溫度異常升高，應檢查工作冷油器運行情況是否正常,如冷卻水調整門自動失靈,應開啟冷卻水調整門旁路門，必要時提高閉式冷卻水壓力。7.5.2.2 檢查工作油泵、工作油壓是否正常。7.5.2.3 調整給泵轉速,增大工作油量。7.5.2.4 如勺管回油溫度升至130℃，應緊急停泵。

7.5.2.5 電動給泵啟動后，水泵轉速不能升高，應匯報值長，緊急停泵。

7.5.2.6 耦合器發生強烈振動或內部有明顯異聲，或偶合器冒煙，應緊急停泵。7.6 給泵汽輪機水沖擊 7.6.1 水沖擊象征(不一定同時出現): 7.6.1.1 進汽溫度急劇下降。

7.6.1.2 清楚地聽到進汽管內有水沖擊聲: 7.6.1.3 從進汽管道法蘭、閥門蓋、汽輪機軸封、汽缸結合面等處冒出白色蒸汽或濺出水滴。7.6.1.4 軸向位移增大,推力瓦溫度或推力軸承回油溫度升高。7.6.1.5 機組振動增大，機內發出金屬噪聲和水擊聲。7.6.2 水沖擊處理: 7.6.2.1 按緊急停機處理。

7.6.2.2 檢查蒸汽管道及汽輪機本體疏水自動聯鎖開足，如使用備汽時還應開足備汽母管各疏水門。

7.6.2.3 仔細監聽汽輪機內部聲音并比較惰走時間。7.7 運行中汽輪機葉片斷落時的象征與處理 7.7.1 象征(不一定同時出現): 7.7.1.1 汽缸內部發出明顯的金屬撞擊聲。7.7.1.2 機組振動明顯增大。

7.7.1.3 通流部分發生不同程度的磨擦聲。

7.7.1.4 汽輪機調節級壓力、軸向位移、推力瓦塊溫度發生異常變化。7.7.1.5 蒸汽參數、轉速不變的情況下,調門開度比以往同負荷大。7.7.2 處理: 7.7.2.1 因斷葉片,汽輪機內部發生明顯的金屬聲或機組振動突然增大,應緊急停機,并記錄比較惰走時間。

7.7.2.2 正常運行中發現相同工況下進汽量增加,軸向位移、推力瓦溫度明顯變化,1#-2#瓦振動明顯增大時,應匯報值長,啟動電動給泵,停用故障泵。7.8 給水泵汽化的象征與處理 7.8.1 象征: 7.8.1.1 前置泵電流急劇下降并晃動,且伴有噪聲,電泵電流下降并晃動。

7.8.1.2 給水泵出口壓力、流量下降或晃動，泵體內及管道伴有噪聲和異常振動。7.8.1.3 從泵的兩端軸封冒出白汽。7.8.2 汽化原因: 7.8.2.1 除氧器壓力突降或水位下降。7.8.2.2 前置泵或給水泵進口濾網堵塞。7.8.2.3 前置泵故障。

7.8.2.4 給水流量過低，再循環門未打開。7.8.2.5 進口管道有空氣。7.8.3 處理: 7.8.3.1 按緊急停泵處理。

7.8.3.2 開啟給泵出水門前所有空氣門進行放空氣。7.8.3.3 設法提高除氧器壓力及水位。

7.8.3.4 前置泵、給水泵進口濾網堵塞壓差超限,應及時匯報值長調停,并聯系檢修人員進行清理。

7.8.3.5 分析汽化原因,消除并檢查表計指示恢復正常后,可重新啟動。7.9 汽動給泵調速系統等連桿銷子折斷或脫落的現象與處理 7.9.1 現象: 7.9.1.1 油動機與調速汽門間連桿銷子折斷或脫落時,泵組無脫扣信號,主汽門未關閉,低壓調門或高壓調門關閉。

7.9.1.2 反饋連桿銷子折斷或脫落時,調門關閉或開足或調速系統大幅度晃動。7.9.2 處理: 7.9.2.1 啟動電動給泵,按故障停機進行處理,并查明原因,通知檢修人員消除缺陷。7.10 給泵轉速自動調節失靈的處理

7.10.1 汽動給泵發生下列情況之一，轉速控制系統調節失靈: 7.10.1.1 “計算機”出系,繼電器動作。

7.10.1.2 數字轉速反饋通道壞(有兩個轉速信號壞)。

7.10.2 在“小機單元總覽”畫面，點擊“手操”按鈕，在彈出的操作面板中進行閥位的升降操作。以維持鍋爐汽包水位和給水流量,并聯系熱工人員處理，若手操無法維持，應立即啟動電動給泵，以維持鍋爐汽包水位，待水位穩定后，申請減負荷，并打開故障給泵再循環門，待再循環門開足后停用故障泵。7.10.3 電動給泵轉速調節失靈時,還應檢查勺管驅動油壓是否正常,油壓不正常引起調節失靈,應停泵消除缺陷。

7.11 發現不正常振動、異聲時的檢查處理: 7.11.1 發現不正常振動和異聲時，應匯報單元長、值長，分析原因，一般應進行下列檢查并進行相應的處理。

7.11.1.1 給泵出口壓力、流量、進汽溫度、轉速有否突變,應穩定出口壓力、流量、轉速。7.11.1.2 油溫是否過高或過低，使油膜破壞或產生油膜振蕩。7.11.1.3 軸承油壓是否下降,使油膜破壞。7.11.1.4 機組是否有水擊、斷葉片現象。7.11.1.5 給水泵是否汽化。

7.11.2 汽輪機、給水泵軸振超限或汽輪機、水泵、偶合器突然發生強烈振動應立即緊急停泵。

7.11.3 因機組振動原因復雜，發生異常振動時，值班員除認真分析積極采取措施外，應盡可能及時匯報專業及有關領導，共同分析處理。

7.12 失火的處理

7.12.1 失火時的處理原則: 7.12.1.1 失火時,應立即打電話(119)通知消防隊，匯報單元長及有關領導，在消防人員未到達前，應使用廠房內滅火器材進行滅火，如果失火地點有帶電設備,必須切斷電源后進行滅火。

7.12.1.2 注意不使火蔓延，必要時應將周圍的設備復蓋石棉布，火勢嚴重威脅到給泵安全運行時，應立即緊急停泵。7.12.1.3 滅火時，應根據著火性質，按電業安全規程及消防規程分別根據情況使用不同的滅火器材進行滅火，用一切方法減小設備損傷。7.12.2 給泵油系統失火時的處理: 7.12.2.1 立即正確使用滅火器材進行滅火，匯報值長及有關領導。

7.12.2.2 火勢不能很快撲滅嚴重威脅機組運行時，應立即脫扣停泵。

7.12.2.3 如火勢蔓延達到下列情況之一時，應開啟油箱事故放油門(但應注意轉子停止前潤滑油不中斷)。

a)火勢危及油箱安全時。b)機頭及機頭平臺大火時。

c)火勢危及廠房或火勢危及相鄰給泵及主機安全時。

7.12.2.4 因油系統失火停機時，汽動給泵應使用直流油泵停機，停用交流油泵，并將自啟動聯鎖開關出系。如由于潤滑油系統著火，無法撲滅時，降低潤滑油壓運行，火災特別嚴重時,得值長同意后，可停用直流油泵。

7.12.2.5 汽動給泵軸承油檔漏油引起火災，應立即用滅火器材滅火，并通知消防人員到現場采取措施，如無法撲救，火勢發展危及鄰近設備，應故障停機后再進行滅火。8 發電機氫水油系統事故處理 8.1 發電機著火及氫爆炸 8.1.1 現象

8.1.1.1 發電機內部發生巨響，發電機氫壓及各部溫度突然升高。

8.1.1.2 發電機振動增大，有絕緣燒焦氣味，并有煙霧從密封瓦油檔冒出。8.1.2 處理: 8.1.2.1 應破壞真空緊急停機，完成事故停機的其它操作。

8.1.2.2 立即排氫，迅速開啟發電機11/H2排、發電機11/CO2排及發電機11/排氣總，降低發電機風壓至0.01MPa。

8.1.2.3 當汽輪發電機轉速降至1000r/min以下時，應立即向發電機內充CO2。

8.1.2.4 在值長組織指揮下進行滅火，通知消防隊用二氧化碳進行滅火。在發電機沒有“解列”前，不得用水滅火，以防觸電。

8.1.2.5 在滅火過程中，發電機氫冷器應維持運行，直至火被撲滅為止。

8.1.2.6 轉子靜止后應立即投人盤車連續運行。火焰未完全撲滅，禁止停用盤車裝置。(汽輪發電機潤滑油系統著火，引起破壞真空緊急停機，參照發電機著火及氫爆炸處理)8.2 氫側密封油泵出口油壓下降或油泵故障停轉 8.2.1 現象

8.2.1.1 氫側密封油泵出口油壓下降，使進、出口壓差小于0.035MPa。8.2.1.2 氫側密封油泵故障停轉。

8.2.1.3 發出“氫側密封油泵停運”報警信號。8.2.2 處理: 8.2.2.1 密切注意機內氫純度及氫壓的變化，當純度下降至96%以下或氫壓降至0.28MPa以下時，應向發電機補氫及排氫，使發電機保持正常的氫純度及氫壓。8.2.2.2 迅速查明故障原因，予以消除，恢復氫側密封油供油。8.3 空側密封交流油泵出口油壓下降或油泵故障停轉 8.3.1 現象

8.3.1.1 空側密封交流油泵出口油壓下降，使進、出口壓差小于0.035MPa。8.3.1.2 空側密封交流油泵故障停轉。

8.3.1.3 發出“空側密封交流油泵停運”報警信號。

8.3.1.4 高壓油管故障或高壓備用差壓閥故障，空側密封直流油泵自啟動。8.3.2 處理: 8.3.2.1 檢查高壓備用密封油自動投入運行，維持油氫差壓0.056MPa。

8.3.2.2 如不能維持0.056MPa的油氫差壓，當油氫差壓下降至0.035MPa以下時，應檢查空側密封直流油泵自啟動，如未能自啟動時，應立即手動啟動。

8.3.2.3 如短期內不能恢復空側密封交流油泵運行及高壓備用密封油供油，應立即將負荷降低至85MW，并將發電機氫壓降至0.014MPa或更低。

8.3.2.4 如空側密封直流油泵故障，應檢查低壓備用密封油進入。8.3.2.5 迅速查明故障原因并予以消除。

8.3.2.6 當空側密封油完全中斷，應即破壞真空緊急停機，并迅速排氫。8.4 氫側油箱油位低 8.4.1 現象

8.4.1.1 氫側油箱就地油位計顯示油位低。8.4.1.2 發出“氫側密封油箱油位低”報警信號。8.4.2 處理: 8.4.2.1 將氫油箱11/排油強關頂針頂足，強關排油浮子閥，注意氫側油箱油位上升至正常。8.4.2.2 如氫側油箱油位上升緩慢，則將氫油箱1l/補油強開頂針緩慢頂進，強開補油浮子閥，注意氫側油箱油位上升至正常后，應退足氫油箱11/補油強開頂針及氫油箱11/排油強關頂針。

8.4.2.3 密切注意氫側油箱油位正常。8.5 消泡箱油位高 8.5.1 現象

8.5.1.1 氫側油箱油位計滿。8.5.1.2 發出“消泡箱油位高”報警信號。8.5.2 處理: 8.5.2.1 檢查氫側油箱油位是否正常，如此時氫側油箱油位全滿，則應迅速將氫油箱11/補油強關頂針頂足，強關補油浮子閥，注意消泡箱油位下降至正常及氫側油箱油位下降至正常。8.5.2.2 如消泡箱油位未能下降至正常，則迅速將氫油箱11/排油強開頂針頂足，注意消泡箱油位下降至正常及氫側油箱油位下降至正常后，退足氫油箱11/排油強開頂針及氫油箱/11補油強關頂針。

8.5.2.3 必要時可開啟消泡箱11/勵端放油或消泡箱11/汽端放油，但須特別小心，以防氫氣放出。

8.5.2.4 密切注意氫側油箱油位正常。

8.5.2.5 消泡箱油位高報警后，如發電機任一檢漏計報警并放出油時，應立即匯報值長，進行緊急停機，并進行倒氫處理。

8.6 發電機氫冷器泄漏或靜子線圈泄漏 8.6.1 現象

8.6.1.1 發電機氫壓下降較快。

8.6.1.2 靜冷箱氣體流量計讀數明顯增加。8.6.1.3 發電機檢漏計報警并不斷放出水。8.6.1.4 氫濕度增大，干燥器出水量增大。8.6.2 處理: 8.6.2.1 根據泄漏的嚴重程度處理。如檢漏計經放水后，在短時間內又報警并放出水時，匯報值長要求停機，并進行倒氫處理。

8.6.2.2 如果檢漏計經放水后，經過較長的一段時間后，才發出報警，并放出水時，應注意提高氫溫及靜冷水溫度，降低氫濕度，如再次出現報警時，應通知化學化驗水質，根據導電度的大小，確定是靜子線圈泄漏還是氫冷器泄漏，如系靜子線圈泄漏則應則申請停機倒氫處理。如系氫冷器泄漏，則應將負荷減至90%后，逐組隔絕氫冷器捉漏，并注意氫溫、靜子鐵芯溫度正常，同時申請停機倒氫后處理。

8.6.2.3 切除一小組氫冷器負荷減至90%，切除二小組氫冷器(不同角)負荷減至80%，切除二小組氫冷器(同角)負荷減至60%。8.7 發電機氫壓異常 8.7.1 現象

8.7.1.1 發出發電機供氫壓力低報警。

8.7.1.2 集控室及就地發電機氫壓指示均降低(或升高)。8.7.2 處理: 8.7.2.1 聯系化學供氫站制氫系統是否正常。

8.7.2.2 如系氫氣調壓裝置卡澀或失靈，應切至旁路手動控制氫壓。

8.7.2.3 如氫氣壓力高，可適當開啟發電機11/H2排總，將氫壓降至正常。

8.7.2.4 如氫壓降低，除查明原因進行處理，并增加補氫量以維持發電機內氫壓正常外，同時還應加強對氫氣純度及鐵芯溫度的監視。

8.7.2.5 如因密封油壓下降引起氫壓降低，應按8.3處理。

8.7.2.6 發電機進氫管道破裂，應盡量維持現有氫壓，注意油氫壓差在規定范圍內。并根據破裂程度，由值長決定機組減荷直至停機。

8.7.2.7 如供氫站來管道破裂,應即與供氫站隔離,并聯系化學改用H2瓶匯流排供氫,以維持機組運行。

8.7.2.8 如氫壓下降至無法維持額定值時，應根據靜子鐵芯溫度情況，聯系值長相應減少機組負荷直至停機。8.8 氫溫異常 8.8.1 現象

8.8.1.1 氫溫指示升高(或降低)。8.8.1.2 發出“氫溫高”報警信號。8.8.1.3 靜子鐵芯溫度升高(或降低)。8.8.2 處理: 8.8.2.1 檢查氫冷器冷卻水調整門動作情況，如卡澀或失靈，應切至“手動”調節或用旁路調節。

8.8.2.2 檢查閉冷水系統正常，閉冷水壓力及溫度保持在正常范圍。8.8.2.3 加強對氫壓及靜子鐵芯溫度的監視，若氫溫升高，應視鐵芯溫度情況聯系值長機組相應減負荷，直至停機。8.9 氫純度異常 8.9.1 現象

8.9.1.1 氫純度儀表指示氫純度高或低。

8.9.1.2 氫純度＞100%時,氫純度高報警(或氫純度低至90%時,氫純度低報)。8.9.2 處理: 8.9.2.1 聯系化學取樣校核,并通知熱工檢查氫純度檢測回路是否正常。

8.9.2.2 檢查油氫壓差及空氫側油壓差是否在正常運行范圍內，超出范圍應進行調整。

8.9.2.3 如純度風機運行中跳閘,應檢查外部無明顯故障,并未失電應重新手操開出,仍不能啟動通知檢修處理。

8.9.2.4 如因氫側密封油路發生故障而短時不能恢復時,則需增加補氫和排污,以保證氫氣純度在90%以上。8.10 勵冷器泄漏

8.10.1 現象:從勵磁機罩殼觀視窗中發現空冷器泄漏。8.10.2 處理: 8.10.2.1 立即逐組對勵冷器捉漏,并切除泄漏的一組勵冷器運行,放盡泄漏組勵冷器內部存水。

8.10.2.2 注意勵磁機的出風溫度不得大于85℃,如超限應適當減負荷。8.10.2.3 如無法消除,匯報值長申請停機。8.11 靜冷箱水位低 8.11.1 現象

8.11.1.1 靜冷箱就地水位計顯示低。8.11.1.2 發出“靜冷箱水位低”報警信號。8.11.2 處理: 8.11.2.1 立即開啟靜冷箱補水旁路門(靜冷箱11/旁路)，向靜冷箱補水，維持水位正常。8.11.2.2 檢查靜冷補水電磁閥(靜冷箱11/補水總)是否失靈，通知熱工處理。8.11.2.3 檢查靜冷水系統是否泄漏，如因靜冷器或管道泄漏引起應迅速隔絕故障點，并設法處理;如因放水門誤開或關勿嚴則設法將其關閉、關嚴。

8.11.2.4 如果補水水源中斷，應立即切換凝升泵出口來之水源或聯系化學迅速恢復。8.11.2.5 注意檢查靜冷泵運行正常。8.12 靜冷系統壓力低 8.12.1 現象

8.12.1.1 靜子線圈進、出水壓差低，并發出“靜子線圈進、出水流量低”報警信號。8.12.1.2 靜子線圈進水壓力指示下降。

8.12.1.3 靜冷水出水溫度及靜子線圈溫度升高。8.12.2 處理: 8.12.2.1 檢查靜冷泵運行是否正常，必要時可切換或增開備用泵運行，維持壓力正常。如靜冷泵跳閘或靜冷泵兩端差壓降至0.14MPa，應確認備用泵自啟動，如自啟動失敗，應迅速啟動備用泵，若無備用泵，無明顯的故障，可強行啟動原運行泵一次。8.12.2.2 檢查靜冷箱水位是否正常。

8.12.2.3 檢查備用靜冷泵是否倒轉，若逆止門泄漏，則應關閉出口門立即通知檢修處理。8.12.2.4 檢查靜冷器出口濾網是否堵塞，壓差是否超限，如超限應切換備用濾網運行，并清掃原運行濾網。

8.12.2.5 如壓力下降系靜冷器或管道泄漏引起，應隔絕故障點，并設法處理。

8.12.2.6 當靜冷水流量非常低(延時)引起斷水保護動作，則匯報值長進行不破壞真空緊急停機。

8.13 發電機靜子出水溫度高 8.13.1 現象

8.13.1.1 靜子出水溫度比正常高。

8.13.1.2 發出“靜子出水溫度高”報警信號。8.13.1.3 靜子線圈溫度普遍升高。8.13.2 處理: 8.13.2.1 檢查靜冷系統是否正常，靜子線圈進水溫度、壓力、流量有何異常。

8.13.2.2 如進水溫度高，應檢查靜冷器閉式冷卻水是否正常，必要時，可聯系值長增開閉冷泵。

8.13.2.3 如靜冷器出口濾網前后壓差超限，則應切換備用濾網運行，并清掃原運行濾網。8.13.2.4 如進水壓力低，則按8.12處理。

8.13.2.5 如進水溫度、壓力都正常，可在不超過最大允許工作壓力的條件下，提高靜子線圈進水壓力，增加冷卻水流量，以降低靜子出水溫度。8.13.2.6 如靜子出水溫度高于額定值(85℃)，則應匯報值長，降低發電機的負荷。8.13.2.7 如靜子出水溫度達90℃，則應匯報值長，進行不破壞真空申請停機處理。8.14 氫干燥裝置著火或氫爆炸 8.14.1 現象

8.14.1.1 氫干燥裝置著火。8.14.1.2 氫干燥裝置爆炸。8.14.2 處理：

8.14.2.1 關閉H2干燥器11/進及H2干燥器11/出2，停用氫干燥裝置。8.14.2.2 隔離氫干燥裝置電源。

8.14.2.3 在消防隊未到來之前，用二氧化碳進行滅火，電源未切斷前不得用水滅火。8.14.2.4 出系露點儀、濕度儀，以防損壞。8.15 氫風機出口壓力高或低 8.15.1 現象

8.15.1.1 氫風機出口壓力指示高（或低）。8.15.1.2 氫風機及電加熱停用。8.15.1.3 氫風機運行時有異聲。8.15.2

處理：

8.15.2.1 檢查氫干燥裝置氣路是否暢通，再生循環門位置是否正常。8.15.2.2 檢查氫風機運行是否正常，如不正常，應調換風機并聯系機修處理。8.15.2.3 檢查發電機內氫壓是否正常。

8.15.2.4 檢查電接點壓力表輔指針定值是否正常。9 輔助設備系統的故障處理 9.1 風煙系統設備的故障處理 9.1.1 冷卻風壓力低 9.1.1.1 原因

a)冷卻風機進口濾網堵塞。b)冷卻風機故障或失電停用。c)冷卻風用戶用量大，管路泄漏。9.1.1.2 現象

a)BTG盤和BMS畫面中，冷卻風壓力低報警。b)備用冷卻風機自啟動。9.1.1.3 處理

a)檢查備用冷卻風機自啟動正常，清洗冷卻風機濾網。b)若自啟動失敗，就地啟動備用風機。

c)若管路泄漏，應設法消除，檢查調整各用戶風門開度滿足各用戶要求。9.1.2 預熱器緊急停用條件

9.1.2.1 預熱器及附屬設備運行中有嚴重缺陷或發生火警,危及設備及人身安全時。9.1.2.2 預熱器上軸承或下軸承溫度大于85℃時。9.1.2.3 預熱器電動機軸承振動大于0.085mm時。9.1.2.4 預熱器減速箱油溫大于80℃時。

9.1.2.5 液力耦合器故障造成預熱器轉子停轉時。9.1.3 預熱器跳閘 9.1.3.1 原因

a)廠用電故障失電。

b)電氣設備故障,或電動機保護動作。9.1.3.2 現象

a)預熱器電流到零，BTG盤光字牌報警。

b)對應跳閘側預熱器的排煙溫度上升及一、二次風溫降低。c)鍋爐燃燒不穩或熄火。9.1.3.3 處理

a)一臺預熱器故障跳閘,檢查關閉預熱器進口煙氣檔板,進、出口一次風門,出口二次風門。當對應側吸風機未運行時,預熱器出口煙氣連通檔板應聯動關閉。聯跳投入“選跳”的磨煤機，按RB動作將負荷減至150MW。

b)檢查投入跳閘預熱器的盤車。如盤車不能投入，應進行手動盤車。維持潤滑油系統和閉冷水系統的正常運行。

c)二臺預熱器均跳閘時,將聯跳二臺吸、送風機,鍋爐MFT。d)待預熱器進口煙溫降至204℃以下,方可停用盤車。9.1.4 預熱器上、下軸承溫度高 9.1.4.1 原因

a)軸承有缺陷或故障。b)軸承油位過低或油變質。c)冷卻水量過少或中斷。d)上、下油泵故障或濾油器阻塞嚴重。

e)油系統安全閥動作后未回座或泄漏,造成油壓過低。9.1.4.2

處理

a)軸承有缺陷或故障,應匯報值長,聯系檢修處理,并做好事故預想。b)軸承油位過低,應查明原因聯系加油,油質變質應換油。

c)冷卻水量過少或中斷,應查明原因設法增加冷卻水量或恢復冷卻水正常。d)濾油器阻塞嚴重,應調換濾油器。

e)安全閥動作后未回座或泄漏應聯系檢修處理。f)當預熱器上軸承或下軸承溫度油溫大于85℃時或預熱器減速箱油溫大于80℃時，應立即停用預熱器。9.1.5 預熱器轉子停轉報警 9.1.5.1 原因

a)預熱器轉子停轉或誤報警。

b)由于預熱器過載造成液力耦合器動作。c)減速箱故障。9.1.5.2

處理

a)現場檢查預熱器轉子是否轉動。

b)若預熱器確已停轉，應立即停用預熱器，投入盤車。關閉預熱器進口煙氣檔板、一次風進、出口檔板、二次風出口檔板。c)若盤車投用失敗，進行手動盤車。9.1.6 預熱器電流超限 9.1.6.1

原因 a)減速箱故障。

b)鍋爐啟動初期，單吸風機運行時，造成升溫速率過快，引起動靜摩擦。c)預熱器密封件有故障，引起動靜摩擦。9.1.6.2 處理

a)啟動初期，因單風機運行，造成升溫速率過快，動靜摩擦引起。應盡快恢復二臺吸風機運行。若電流上升至運行限額37A，關閉該預熱器的進口煙氣檔板。b)若減速箱有故障引起，或液力耦合器保護動作，應投入盤車，關閉預熱器進口煙氣檔板。c)故障處理后，啟動預熱器應先盤車一周。9.1.7 吸、送風機緊急停用條件

9.1.7.1 鍋爐風機或電動機有嚴重缺陷或發生火警,危及設備或人身安全時。9.1.7.2 風機發生喘振,經調整和采取措施無效,且威脅到設備或人身安全時。9.1.7.3 風機內有強烈的撞擊和摩擦聲,且風機軸承振動超限經處理無效。9.1.7.4 風機軸承溫度及電機軸承溫度超限時,經處理無效。9.1.7.5 風機葉片斷裂或碰殼,威脅設備及人身安全時。

9.1.7.6 脫硫增壓風機跳閘，對應側的脫硫FGD旁路煙氣擋板故障開不足，造成吸風機出路受阻運行。9.1.8 吸、送風機跳閘 9.1.8.1 原因

a)廠用電系統故障。b)電動機保護動作。c)鍋爐輔機連鎖動作。9.1.8.2

現象 a)鍋爐RB投入時，RB動作，機組負荷下降。b)鍋爐燃燒不穩或熄火。c)跳閘的風機電流到零。

d)保護動作或電氣故障跳閘時,BTG盤信號報警。e)一臺吸風機跳閘時,爐膛壓力高報警。

f)一臺送風機跳閘時,總風量下降,二次風壓下降,爐膛壓力低并報警。g)二臺吸風機同時故障跳閘時，MFT保護動作,當鍋爐輔機聯鎖開關人系時,將聯動二臺送風機跳閘。9.1.8.3 處理

a)鍋爐尚未熄火,應按RUN BACK處理。b)已造成鍋爐熄火時,應按鍋爐MFT處理。9.1.9 風機軸承溫度高。9.1.9.1 原因

a)軸承有缺陷或故障。

b)軸承箱油位低,軸承缺油或潤滑油變質。c)環境溫度過高。

d)風機煙氣溫度過高或軸承密封處泄漏。e)吸風機軸冷風機故障或跳閘。9.1.9.2 處理

a)軸承箱油位低,及時加油。b)潤滑油變質,應及時換油。

c)環境溫度高或吸風機軸冷風機故障、跳閘,應設法加強通風冷卻,增設臨時通風機等。d)煙氣溫度過高,則應設法降低煙氣溫度。e)軸承密封處泄漏,應及時通知檢修處理。

f)軸承有缺陷時,應匯報值長,要求降低該風機負荷。g)當軸承溫度升高到下列值時,應緊急停用吸、送風機： ①吸風機風機軸承溫度≥95℃,電機軸承溫度≥80℃。②送風機風機軸承溫度≥95℃,電機軸承溫度≥95℃。9.1.10 送、吸風機電動機定子線圈溫度高 9.1.10.1 原因

a)環境溫度高，冷卻器風扇故障或堵塞。b)電動機負荷高,電流大。9.1.10.2 處理

a)降低環境溫度,如加強臨時通風等。

b)當線圈溫度過高,應即匯報值長,要求降低該風機的負荷。c)當線圈溫度達下列值時,應即緊急停用風機: ①吸風機電動機線圈溫度≥130℃。②送風機電動機線固溫度≥130℃。9.1.11

吸風機、送風機的失速 9.1.11.1

原因。

a)風機在不穩定工況區域運行。

b)受熱面積灰或風門,檔板操作不當,造成風、煙系統的阻力增加。

c)并聯運行二臺風機發生“搶風”現象時,使其中一臺風機進入不穩定區域運行。d)脫硫FGD系統或增壓風機運行不正常，造成吸風機失速。9.1.11.2 現象。

a)BTG盤失速信號報警。

b)失速風機的風壓或煙壓，電流發生大幅度的變化或擺動。c)風機噪音明顯增加,嚴重時機殼,風道、煙道也發生振動。

d)當發生“搶風”現象,一臺風機電流,風壓或煙壓上升,另一臺則下降。e)氧量降低，爐膛壓力變化，煙囪可能冒黑煙。f)燃燒不穩,嚴重時鍋爐可能熄火。9.1.11.3 處理

a)緊急降低風機的負荷,迅速關小未失速風機的動葉,相應關小失速風機的動葉,使二臺風機動葉開度,電流相接近。應控制失速風機的動葉開度略大于未失速風機的動葉，直至失速現象消失。

b)采取降低系統阻力的措施。

c)處理過程中應參照氧量,調整鍋爐燃料和鍋爐汽包水位,維持各參數正常。d)失速現象消失后,應找出失速的原因,方可逐步恢復鍋爐負荷。

e)風機失速系故障狀態,發生后應緊急處理,當采取上述各項措施均無效,且威脅設備安全運行時,應即停用該風機。

f)檢查脫硫FGD系統以及增壓風機的運行工況，消除引起吸風機失速的原因。9.1.12 送、吸風機動葉調節裝置的故障 9.1.12.1 原因

a)吸、送風機動葉油壓不正常降低。①運行動葉油泵跳閘，備用泵未自啟動。②濾油器堵塞。③動葉油箱油位低，造成油泵打空泵。b)吸、送風機的液壓缸有缺陷。c)動葉調節伺服執行機構故障。9.1.12.2 現象

a)開大或關小風機的動葉時,該風機的電流及進、出口煙壓,風壓、流量無變化。b)吸、送風機動葉油壓降至1.0MPa并報警。

c)吸、送風機液壓油系統漏油,油壓可能降低,油箱油位下降,風煙道連接處有油滲出。d)嚴重時動葉檔板自行開大或關小。e)吸、送風機動葉調節臂故障報警。9.1.12.3 處理

a)如吸、送風機動葉油壓不正常,應即啟動備用油泵設法恢復油壓正常。

b)如吸、送風機動葉油系統漏油,應及時聯系爐修處理并加油維持油位正常，維持風機正常運行。如泄漏嚴重或爆破,無法維持動葉開度，動葉自行開大或關小，應即停用該風機。c)如吸、送風機所屬的動葉油泵全部故障,或液壓油系統無法向液壓缸供油時，嚴禁操作該風機的動葉。聯系檢修并匯報總工程師,確認一小時內無法恢復正常時，根據鍋爐運行規程減負荷后停用風機。

d)在調節裝置故障無法關小的情況下停用風機處理故障,可適當關小該風機的進出口檔板后停用，以盡量減少對鍋爐燃燒的擾動，但不能使風機發生失速或喘振。e)由于吸、送風機液壓缸卡煞,伺服機構等原因造成該風機的動葉無法操作時,禁止操作該風機的動葉，維持該風機原開度運行,由檢修進行處理。9.1.13 送、吸風機的振動 9.1.13.1 原因 a)風機主軸承,電動機軸承損壞或故障。b)風機動平衡未校好,電動機的中心未校好。c)風機發生失速。d)葉片碰殼。

e)葉片或轉子局部積灰,損傷,斷裂或磨損嚴重。f)風機或電動機座底腳螺絲斷裂或松動。9.1.13.2 現象

a)就地檢查風機、電動機、主軸承或機殼振動嚴重。

b)若風機失速引起,出現電流的晃動和風壓,煙壓大幅度波動。c)若軸承故障,軸承溫度將不正常地升高。

d)如葉片碰殼或葉片斷裂時,從外殼處能聽到金屬摩擦聲或撞擊聲。9.1.13.3 處理

a)如風機失速引起則按風機失速處理。

b)如軸承故障或損壞引起，按風機軸承溫度高處理。c)如底腳螺絲斷裂或松動,聯系檢修處理。

d)當風機的振動速度達下列數值,匯報值長,要求在適當的時間停用該風機： ①吸風機風機軸承振動速度大于2.5mm/s（50um）。②送風機風機軸承振動速度大于4.0mm/s（50um）。

e)當鍋爐風機的振動過下列數值時,立即停用該風機。①吸風機風機軸承振動速度大于4.0mm/s（80um）或吸風機電動軸承振動速度大于4.0mm/s（80um）。②送風機風機軸承振動速度大于5.6mm /s（80um）或送風機電機軸承振動速度大于6.3mm/s（80um）。

f)如動葉碰殼或葉片斷裂,應即停用該風機。9.1.14 煙氣脫硫系統故障，引起爐膛壓力異常 9.1.14.1 原因

a)脫硫增壓風機動葉突然開大。b)脫硫增壓風機動葉突然關小。c)脫硫增壓風機動葉裝置故障。d)脫硫增壓風機跳閘。

e)煙氣脫硫FGD系統裝置故障跳閘。f)脫硫GGH堵塞、I/II級除霧器堵塞。g)脫硫煙氣系統擋板位置發生變化。h)脫硫煙氣旁路系統擋板未及時開啟。9.1.14.2 現象

a)脫硫增壓風機動葉突然開大時，會造成吸風機出口壓力下跌，爐膛壓力下降，嚴重時會影響鍋爐燃燒。

b)脫硫增壓風機動葉突然關小時，會造成吸風機出口壓力上升，爐膛壓力變正，嚴重時會導致脫硫FGD煙氣旁路擋板聯鎖自動開啟。c)脫硫增壓風機動葉裝置故障時，機組負荷改變引起吸風機出力變化時，增壓風機動葉開度的不變化，造成吸風機出口壓力變化幅度增大，甚至會導致脫硫FGD煙氣旁路擋板聯鎖自動開啟。

d)煙氣脫硫系統裝置故障跳閘時，脫硫增壓風機動葉自動關至零、脫硫煙氣旁路擋板A/B均開足、脫硫增壓風機跳閘、脫硫進口煙氣擋板A/B均關閉、氧化風機A/B均跳閘、脫硫出口煙氣擋板A/B均關閉

e)脫硫GGH堵塞、I/II級除霧器堵塞會造成增壓風機出口壓力上升動葉開度增加，嚴重時會造成增壓風機失速；同時會造成吸風機出口壓力上升。f)脫硫煙氣系統擋板位置發生變化時，會造成煙氣系統工況發生改變，造成引風機出口壓力及爐膛壓力大幅度變化。

g)脫硫煙氣旁路擋板達聯鎖開啟值時未聯鎖開啟，會引起對應側的吸風機出力下降，電流下跌。

9.2 制粉系統的故障處理 9.2.1 制粉系統的故障處理原則 9.2.1.1 制粉系統發生故障時，值班員應根據計算機監控畫面的顯示和設備外部的象征，對運行工況進行全面的分析和并判斷設備故障性質和影響范圍，采取一切可行的辦法，盡快消除故障根源，解除對人身和設備的威脅，維持制粉系統設備的正常運行，防止事故的擴大。只有在制粉系統設備確已不具備運行條件，或繼續運行對人身、設備的安全構成威脅時，方可停止制粉系統設備的運行。9.2.1.2 制粉系統發生故障時，值班員應在單元長的領導下，果斷地按規程的規定進行處理。當發生本規程沒有列舉的故障情況時，值班員應根據計算機監控畫面的顯示和設備外部的象征等設備具體情況，對運行工況進行認真全面分析并判斷設備故障性質和影響范圍，采取主動的對策、措施，迅速進行處理。單元長的命令，除對人身、設備有直接危害外，均應堅決執行。

9.2.1.3 制粉系統運行時，凡發生運行工況或參數達停用制粉系統運行設備保護條件或動作值，而聯鎖、保護拒動時，應立即手動停止該設備的運行，并進行相應的處理。

9.2.1.4 機組發生MFT時，應檢查二臺一次風機跳閘、運行密封風機跳閘、所有運行制粉系統跳閘，且磨煤機出口門關閉；發生RB動作時，在斷油全燒煤的情況下，應維持三臺制粉系統運行；在油煤混燒的情況下，應維持二臺制粉系統運行，并維持機組負荷滿足于RB的需要。如運行中一臺一次風機跳閘，磨煤機的風量不能滿足時，應及時投入油槍，然后再停運一臺制粉系統。

9.2.1.5 值班員在故障處理結束后，應將故障發生的時間、現象及采取的措施，詳細記錄交班。

9.2.1.6 發生下列情況之一的，應立即停止制粉系統設備的運行

a)制粉系統設備、電動機有嚴重缺陷或發生火警，危及設備或人身安全時。b)一次風機電動機或風機軸承溫度大于80℃時。c)一次風機電動機線圈溫度大于130℃，經采取措施仍無效時。

d)制粉系統設備內部發生強烈撞擊聲和摩擦聲，振動大于0.10mm或電動機振動大于0.080mm時。

e)設備油箱油位低于最低油位線時。9.2.2 一次風機故障跳閘 9.2.2.1 原因 a)電匯失電。

b)一次風機電氣保護動作。c)MFT。

d)鍋爐輔機聯鎖出人系開關在“入系”位置時，二臺送風機均跳閘。e)手動停運。

f)一次風機變頻運行時，變頻器重故障。9.2.2.2 現象 a)一次風機停運，電流到“0”，監控畫面顯示設備狀態由紅色變白色，且故障報警聲、光信號出現。

b)如僅跳閘一臺一次風機，則RB信號產生。機組負荷快速下降。鍋爐燃燒不穩。一次風冷風母管壓力降低。運行給煤機的煤量可能會隨自動變化。

c)制粉系統C、D、E部分或全部由于一次風機跳閘而聯鎖跳閘。

d)如二臺一次風機跳閘，所有運行磨煤機、給煤機跳閘，延遲15s跳閘運行密封風機。如無油槍運行，則機組MFT動作，按MFT動作事故處理。

9.2.2.3 第一臺運行一次風機故障跳閘后，如MFT動作，則按MFT動作事故處理，否則： a)減負荷至150MW，根據需要投入油槍穩定爐火。

b)及時關閉跳閘一次風機的出口門以及與其對應的預熱器進、出口一次風門。c)關閉跳閘磨煤機的冷、熱隔門和出口門。

d)工頻運行時，盡量開大運行一次風機的靜葉；變頻運行時，盡量提高運行一次風機的轉速，努力提高冷一次風母管壓力，并注意控制電流(6kV及變頻器輸出)不超限。如冷一次風母管壓力不能維持6.0kPa時，應及時檢查跳閘一次風機出口門關閉嚴密，風機不倒轉；檢查關閉跳閘、備用磨煤機出口門關閉、風量到零。

e)仔細分析該一次風機跳閘的原因，盡快消除缺陷，及早恢復運行。

9.2.2.4 全部一次風機故障跳閘后，如MFT動作，則按MFT動作事故處理，否則: a)根據需要增加運行油槍以穩定爐火。b)如另一臺一次風機在備用狀態，則盡快投運另一臺一次風機和部分制粉系統，恢復機組正常運行。

c)仔細分析一次風機跳閘的原因，盡快消除缺陷，及早恢復運行。9.2.3 一次風機軸承溫度高 9.2.3.1 原因

a)閉冷水溫度高或流量低、壓力低。b)軸承有缺陷或故障。

c)軸承油位過低，缺油或油質惡化。d)環境溫度過高。

e)測溫元件損壞。9.2.3.2 處理

a)及時添加軸承油，恢復油位正常。如系油質惡化，應聯系檢修人員調換潤滑油。b)環境溫度過高時，應設法降低環境溫度，或加強軸承的通風、冷卻，如增設臨時風扇等。c)如軸承故障，應及時聯系檢修人員處理，同時應匯報值長，降低風機的出力。d)經采取措施仍無效，風機軸承溫度仍不正常地升高至80℃，或電機軸承溫度不正常地升高至80℃時，應緊急停運一次風機。

e)如測溫元件損壞，應聯系熱工人員處理。9.2.4 一次風機(磨煤機)電動機線圈溫度高 9.2.4.1 原因

a)測溫元件損壞。

b)環境溫度高，冷卻器故障。c)設備負荷高，電流大。9.2.4.2 處理

a)設法降低環境溫度，如增設臨時風扇等。b)適當降低風機的負荷。

c)當采取上述措施后，電動機線圈溫度仍繼續升高達120℃時，應快速降低風機的出力；達130℃時，應立即緊急停運風機。9.2.5 一次風機振動大 9.2.5.1 現象

a)風機、電動機、泵體振動嚴重。b)軸承溫度不正常地上升。

c)風機內部有異常的金屬摩擦聲和撞擊聲。9.2.5.2 原因

a)軸承損壞或故障。b)風機失去平衡。

c)風機葉片或轉動部件碰殼。d)風機地腳螺絲松動或斷裂。9.2.5.3 處理

a)如軸承損壞造成振動超過極限的，應及時停運。

b)如地腳螺絲松動、斷裂，應及時聯系檢修人員處理。c)如轉動部件碰殼、葉片斷裂，應立即停用風機。

d)當風機振動達到6.3mm/s(80μm)緊急停運限額時，應立即停用風機。

9.2.6 密封風機故障跳閘 9.2.6.1 現象

a)密封風機停運，電流至“0”，監控畫面顯示狀態由紅色變白色，且故障報警聲、光信號出現。

b)備用密封風機自啟動，其監控畫面顯示狀態由綠色變紅色，電流正常。

c)如另一臺密封風機自啟動不成功，則延遲60s后跳閘所有運行磨煤機。此時如無油槍運行，則機組MFT動作。

d)密封風/爐膛壓差≤1.0kPa，引起第二臺密封風機啟動。9.2.6.2 原因

a)鍋爐輔機聯鎖開關在“入系”位置時，二臺一次風機均已停運，延時15s。b)電匯失電。

c)MFT動作引起二臺一次風機跳閘，延時15s。d)手動停運。9.2.6.3 處理

a)檢查另一臺密封風機自啟動正常。b)根據需要及時投運油槍。

c)檢查密封風機跳閘的原因，盡快消除缺陷，及早恢復運行。9.2.7 磨煤機故障跳閘 9.2.7.1 現象

a)磨煤機停止運行，電流指示到“0”，監控畫面設備狀態顯示由紅色變成白色。

b)給煤機因聯鎖而跳閘，監控畫面設備狀態顯示由紅色變成綠色，BTG報警窗“給煤機故障停運”報警聲、光信號出現。

c)磨煤機火焰信號消失，可能引起爐膛壓力下降，燃燒不穩。

d)鍋爐自動回路中，如燃料控制在“自動”方式，則其他運行給煤機的煤量自動增加，自動維持機組負荷；否則機組負荷、汽壓將下降。e)燃燒不穩定，爐膛壓力波動。9.2.7.2 原因 a)MFT動作

第五篇：發電廠事故的報告調查處理管理辦法

事故的報告調查處理管理辦法

湖北天勤能源開發有限公司安委會編制

201705

為了及時報告、統計、調查和處理工傷及設備事故，積極采取預防措施，防止人身傷亡及設備事故的發生，根據國務院《生產安全事故報告和調查處理條例》以及《安全生產條例》、《設備管理條例》的有關規定，制定本管理辦法

一、事故報告

1、工傷事故發生后，按應急程序，后勤部門負責將傷員送醫院救治，保護事故現場，報告安委會、行政部，應在24小時內書面報告送至安委會。

2、報告事故應當包括下列內容：

----事故發生的時間、地點以及事故現場情況；

----事故的簡要經過，對生產和設備的影響及后果；

----事故已經造成或者可能造成的傷亡人數（包括下落不明的人數）和初步估計的直接經濟損失；

----已經采取的措施和其他應當報告的情況。

3、因搶救人員、防止事故擴大以及疏通交通等原因，需要移動事故現場物件的，應當做出標志，繪制現場簡圖并做出書面記錄，妥善保存現場重要痕跡、物證。

4、事故報告應當及時、準確、完整，任何人對事故不得遲報、漏報、謊報或者瞞報。

安委會接到事故報告后，按應急處理程序，應立即組織有關各職能部門赴事故現場，對現場界定后再組織進行事故調查。

5、根據生產安全事故（以下簡稱事故）造成的人員傷亡或者直接經濟損失，事故一般分為以下等級：

a、特別重大事故，是指造成30人以上死亡，或者100人以上重傷（包括急性工業中毒，下同），或者1億元以上直接經濟損失的事故；

b、重大事故，是指造成10人以上30人以下死亡，或者50人以上100人以下重傷，或者5000萬元以上1億元以下直接經濟損失的事故；

c、較大事故，是指造成3人以上10人以下死亡，或者10人以上50人以下重傷，或者1000萬元以上5000萬元以下直接經濟損失的事故；

d、一般事故，是指造成3人以下死亡，或者10人以下重傷，或者1000萬元以下直接經濟損失的事故。

本條第一款所稱的“以上”包括本數，所稱的“以下”不包括本數

二、事故的調查

1、安委會接到事故報告后，應立即組織有關人員赴事故現場，對現場界定后再組織進行事故調查

2、事故調查處理應當堅持實事求是、尊重科學的原則，及時、準確地查清事故經過、事故原因和事故損失，查明事故性質，界定事故責任，總結事故教訓，提出整改措施，并對事故責任者做出責任裁定和處罰建議，調查報告應由調查者署名簽字后報安委會。

3、發生事故的單位凡被調查的員工都要積極配合調查，不得弄虛作假或出具偽證，若發生事故隱瞞不報的情況，每次扣罰事故單位第一責任人和安全負責人各200元。

三、事故的處理

1、對小型設備事故和輕傷事故，由電廠生產部門進行調查處罰，處罰結果報集團安委會。

2、根據安全生產管理條例的有關規定，對工傷事故責任人的處罰規定如下：

a)對重傷事故責任人的經濟處罰

──對事故負有“直接責任”的責任者，屬于受傷的每人處罰150至300元，屬于非受傷的每人罰款300元至500元；

──對事故負有“主要責任”的責任者每人罰款300元至750元；

──對事故負有“次要責任”的責任者每人罰款200元至500元；

──對事故負有“直接領導責任”或“主要領導責任”的責任者每人罰款300元至1000元；

──對事故負有“間接領導責任”或“次要領導責任”的責任者每人罰款300元至500元；

──對事故負有“直接管理責任”的責任者罰款200元至300元；

──對事故負有“間接管理責任”的責任者罰款100元至200元。

b)對死亡事故負有責任的領導進行的經濟處罰

──對死亡事故負有“直接領導責任”或“主要領導責任”的責任者每人罰款1000元至2000元；

──對死亡事故負有“間接領導責任”或“次要領導責任”的責任者每人罰款500元至1000元；

──對死亡事故負有“直接管理責任”的責任者罰款300元至500元；

──對死亡事故負有“間接管理責任”的責任者罰款200元至400元；

c)對重傷及以上事故負有領導責任責任人的行政處分

──如一次受重傷2人及以上的重傷事故或同一個單位一年內連續發生2次及以上的重傷事故，對負有“直接領導責任”、“主要領導責任”、“間接領導責任”、“次要領導責任”的責任人，除給予經濟處罰外，還應視責任情節和程度，給予記過、降級、撤職的處分；

──如一次死亡2人及以上的死亡事故或同一個單位一年內連續發生2次及以上的死亡事故，對負有“直接領導責任”、“主要領導責任”、“間接領導責任”、“次要領導責任”的責任人，除給予經濟處罰外，還應視責任情節和程度，給予記過、降級、撤職的處分。

11、根據設備管理條例的有關規定，對設備事故責任人的處罰規定如下：

a)對小型設備事故中責任人的經濟處罰

──對負有“直接責任”或“主要責任”的責任者每人罰款300元至500元；

──對負有“次要責任”的責任者每人罰款200元至500元；

──對負有“直接領導責任”或“間接領導責任”的責任者每人罰款100元至500元。

b)對中型設備事故中責任人的經濟處罰

──對負有“直接責任”的責任者每人罰款1000元至3000元；

──對負有“主要責任”的責任者每人罰款500元至2000元；

──對負有“次要責任”的責任者每人罰款300元至1000元； ──對負有“直接領導責任”或“主要領導責任”的責任者每人罰款300元至1500元；

──對負有“間接領導責任”或“次要領導責任”的責任者每人罰款300元至1000元。

C)對大型設備事故中責任人的經濟處罰

──對負有“直接責任”的責任者每人罰款3000元至10000元；

──對負有“主要責任”的責任者每人罰款2000元至7500元；

──對負有“次要責任”的責任者每人罰款1500元至5000元；

──對負有“直接領導責任”或“主要領導責任”的責任者每人罰款1000元至5000元；

──對負有“間接領導責任”或“次要領導責任”的責任者每人罰款500元至3000元；

──對負有“直接管理責任”的責任者每人罰款300元至1000元；

──對負有“間接管理責任”的責任者每人罰款200元至500元。

d)對重大型設備事故中責任人的經濟處罰

──對負有“直接責任”的責任者每人罰款5000元至15000元；

──對負有“主要責任”的責任者每人罰款3000元至10000元；

──對負有“次要責任”的責任者每人罰款3000元至5000元；

──對負有“直接領導責任”或“主要領導責任”的責任者每人罰款3000元至5000元；

──對負有“間接領導責任”或“次要領導責任”的責任者每人罰款1000元至3000元；

──對負有“直接管理責任”的責任者每人罰款500元至1500元；

──對負有“間接管理責任”的責任者每人罰款300元至1000元。

e)對設備事故中責任人的行政處分

──在中型及以上設備事故中，負有“直接責任”或“主要責任”的責任者，若屬于“不履行職責”的，除給予經濟處罰外，還應視責任情節和程度，給予降級、撤職、辭退直至開除的處分；

──在大型及以上設備事故中，負有“直接責任”或“主要責任”的責任者，若屬于“未完全履行職責”的，除給予經濟處罰外，還應視責任情節和程度，給予警告、記過、降級、撤職、辭退直至開除的處分；

──在大型及以上設備事故中，負有“主要領導責任”的責任者，若屬于“不履行職責”的，除給予經濟處罰外，還應視責任情節和程度，給予降級、撤職處分，同時應酌情加大經濟處罰的額度；

──在大型及以上設備事故中，負有“主要領導責任”的責任者，若屬于“不完全履行職責”的，除給予經濟處罰外，還應視責任情節和程度，給予記過、降級、撤職處分。

本規定自下發之日起實行。