事故处理预案汇编
兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
第一章 事故处理预案通则1、事故分级办法――――――――――――――――――――---（6）
2、事故处理组织机构的职责―――――――――――――――---（6）
3、各级人员的职责―――――――――――――――――――---（6）
4、事故处理的基本原则―――――――――――――――――---（8）
5、事故处理的程序及要求――――――――――――――――---（8）
第二章 电气事故处理预案1、6KV母线失电事故应急预案―――――――――――――――-（10）
2、保安段失电（包括M101电源失电）事故预案―――――――-（12）
3、直流母线接地事故预案―――――――――――――――――（14）
4、500KVGIS开关、6KV开关拒动事故预案―――――――――--（15）
5、发电机出口PT断线或掉闸事故预案―――――――――――-（18）
6、励磁调节器故障或整流柜故障事故预案――――――――――（19）
7、机组受电网冲击事故预案――――――――――――――――（20）
8、全厂停电事故预案――――――――――――――――――－（21）
9、UPS故障事故预案――――――――――――――――――－-（23）
10、电子间小母线失电事故预案 ―――――――――――――-（24）
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11、直流系统失电事故预案――――――――――――――――－（26）12、热控电源失电事故预案――――――――――――――――－（26）13、启备变检修或失电后预防措施―――――――――――――－（27）14、发电机超负荷运行处理预案―――――――――――――――（27）15、发电机非同期并列处理预案―――――――――――――――（28）16、发电机碳刷故障事故预案――――――――――――――――（29）17、发电机甩负荷处理预案―――――――――――――――――（29）18、发电机进相运行处理预案――――――――――――――――（30）19、500KV或220KVGIS装置SF6泄露事故预案―――――――――（31）20、热工DCS系统失电事故预案―――――――――――――――（32）
第三章 汽轮机系统事故处理预案
1、高低加水位高掉闸、水侧泄露的处理预案――――――――――（33）2、排汽装置背压升高或空冷风机掉闸应急预案―――――――――（34）3、排汽装置水位高处理事故处理预案―――――――――――――（35）4、单台水环泵掉闸事故处理预案―――――――――――――――（37）5、运行中一台排油烟风机掉闸事故预案――――――――――――（38）6、除氧器上水加热过程中水位下降处理预案――――――――――（39）7、除氧器水位急剧下降的事故预案――――――――――――――（40）8、各轴承温度普遍升高或单个轴承温度升高处理预案――――――（41）9、定冷水系统异常处理预案――――――――――――――――--（42）10、仪用压缩空气压力低预案――――――――――――――――-（43）
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11、高低旁动作预案――――――――――――――――――――--（44）12、汽轮机高低压缸胀差异常事故预案――――――――――――--（46）13、汽轮机轴向位移大事故预案―――――――――――――――--（47）14、凝结水泵掉闸事故处理预案（可参照A凝结水泵变频运行方式掉闸事故处理预案）―――――――――――――――――――――――――（48）15、单台给水泵掉闸事故预案―――――――――――――――――（50）16、氢侧密封油泵事故处理预案―――――――――――――――－（51）17、抗燃油泵运行中事故掉闸、油管道漏油处理预案―――――――（52）18、空侧密封油泵掉闸处理预案――――――――――――――――（53）19、主机润滑油系统事故预案―――――――――――――――――（54）20、主机润滑油温高及摆动处理预案――――――――――――――（57）21、机组振动的处理预案―――――――――――――――――――（59）22、汽轮机超速处理预案―――――――――――――――――――（61）23、汽轮机运行中突然跳闸的事故预案―――――――――――――（62）24、汽机水冲击事故预案―――――――――――――――――――（63）25、辅冷泵全停事故预案―――――――――――――――――――（64）26、凝结水精处理故障处理预案――――――――――――――――（66）27、盘车掉闸处理预案――――――――――――――――――――（66）28、发电机氢气系统泄露处理预案―――――――――――――――（67）29、轴封加热器满水处理预案―――――――――――――――――（67）30、冬季空冷凝汽器冻结处理预案―――――――――――――――（68）
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第四章 锅炉系统事故预案
1、送风机动叶调整失灵事故预案―――――――――――――――－-
（69）
2、送风机电机轴承及电机线圈温度异常升高处理―――――――――-
（71）
3、一次风机电机轴承及电机线圈温度异常升高处理――――――――-
（72）
4、引风机电机轴承及电机线圈温度异常升高处理―――――――――-
（74）
5、引风机静叶拉杆断、负压调节失灵、风机抢风事故预案―――――-（75）
6、运行中一次风机单台掉闸处理预案――――――――――――――-
（76）
7、运行中单台送风机事故掉闸处理预案―――――――――――――-
（77）
8、运行中一台引风机事故掉闸处理―――――――――――――――-
（78）
9、锅炉水平和尾部烟道再燃烧处理的应急预案――――――――――-
（79）
10、燃油系统各部着火事故预想―――――――――――――――――
（79）
11、锅炉掉焦灭火处理预案―――――――――――――――――――
（81）
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12、过热器、再热器泄露事故预案――――――――――――――――（82）
13、空预器跳闸处理预案――――――――――――――――――――
（84）
14、空预器二次燃烧事故预案――――――――――――――――――（87）
15、锅炉水冷壁泄露事故预案――――――――――――――――――
（87）
16、制粉系统运行中掉闸、着火爆炸事故预案―――――――――――（90）
17、关于煤质不良、燃烧不稳的处理预案―――――――――――――（91）18、一次风管着火的事故处理――――――――――――――――――（92）
19、锅炉灭火的处理应急预案――――――――――――――――――
（92）
20、火检冷却风机掉闸处理预案―――――――――――――――――
（94）
21、汽水共腾处理预案―――――――――――――――――――――
（94）
22、密封风机全停处理预案―――――――――――――――――――
（95）
23、锅炉吹灰系统故障处理预案―――――――――――――――――
（95）
24、安全门误动处理预案――――――――――――――――――――
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（95）
25、汽包水位故障处理预案―――――――――――――――――――
（97）
26、锅炉减温水系统故障处理预案――――――――――――――――
（99）
27、锅炉水封破坏处理预案―――――――――――――――――――
（100）
28、制粉系统运行中检修给煤机处理预案―――――――――――――（101）
29、主要辅机油系统着火处理预案――――――――――――――――（101）
30、锅炉捞渣机掉闸处理预案――――――――――――――――――
（102）
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1、 一类事故：公司发生的人员伤亡事故、重大火灾事故、重大水灾事故、全厂停电事故、系统解列或瓦解事故、发电机、主变压器、汽轮机、锅炉、电除尘、脱硫系统、化学制水系统重大损坏事故为一类事故。
2、 二类事故：公司发生的一般机组停运、解列、厂用电母线失电、锅炉
灭火事故为二类事故。
3、 三类事故：公司发生的不属于一、二类事故的其他生产事故异常为三类事故。
、
1.1、项目部设事故处理领导组，项目部行政第一负责人任组长，项目部副职领导担任副组长，各值值长、各专业技术主管、化学试验班长、煤管班长为成员。下设生产领导组和后勤保障组。
1.2 、生产领导组组长由分管副职领导担任，成员由各值值长、各专业技术主管、单元长、辅控班长、化学试验班长、煤管班长组成。
1.3、后勤保障组组长由分管副职领导担任。成员由炊事班长、物资管理员和小车司机组成。
、
2.1 、事故处理领导组，负责领导协调生产领导组和后勤保障组的工作，决定事故应急预案启动和负责对外联系汇报。
2.2、生产领导组负责领导和协调事故处理,负责向兆光公司领导汇报请示重大事项的决策,负责机务、仪电、综合维护等单位的协调工作；研究决定事故处理过程的重大事项；事故过后负责分析研究事故原因，制定整改防范措施。
2.3、后勤保障领导组负责事故情况下的物资供应、生活后勤、事故应急车辆以及向兆光公司领导汇报请示、消防保卫、医疗救护等工作。
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3.1、 运行项目部经理的职责：全面领导、指挥项目部的事故抢险救灾、处理、汇报、恢复、调查、分析、采取整改措施工作；负责事故处理预案的管理、
训练、
评价
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、修改完善工作；指导值长进行生产指挥、调整、操作等工作；保证事故抢险救灾工作安全、迅速、正确进行，努力减少事故损失，限制事故发展，避免人员伤亡及设备损坏，恢复机组正常运行。
3.2、项目部书记、副经理、总值长的职责：协助项目部经理领导、指挥事故处理工作。经理不在时代替经理行使职责。
3.3、 项目部专业技术主管的职责：在事故抢险救灾、事故处理及恢复过程中，负责本专业设备系统的操作、调整及事故处理的技术指导和监护工作；事故处理完毕，负责对事故原因和暴露的问题进行技术分析，提出整改措施和建议；负责对事故处理预案进行技术把关，参加演练并进行评价和提出整改意见。
3.4 、项目部安全专工的职责：在事故抢险救灾、事故处理及恢复过程中，负责安全监督检查，指导人员正确执行安全规程和安全措施，正确使用劳动安全保护用品；正确执行两票制度，不发生误操作；及时进行事故分析，上报报表；对发现的安全问题及时提出整改建议，认真落实；定期组织事故预案演练，对存在问题及时修改完善。
3.5、 值长的职责：对本值的安全工作全面负责。组织本值人员进行事故预案学习演练，提出存在问题和改进措施及建议，认真落实；发生事故时，当值值长及时向上级汇报和通知有关部门，并组织人员进行事故处理。重点是机组事故处理的操作调整和前期抢险救灾工作；进行生产协调指挥，最大限度的保证人员安全，机组稳定运行和设备安全不受损坏；认真做好故障记录，组织进行分析讨论，及时提供事故有关资料，填报有关报表。
3.6 、单元长的职责：协助值长开展事故预案培训演练工作；发生事故时，协助值长进行本单元的事故处理操作、调整、人员调配及汇报联系工作，最大限度的保证人员安全，机组稳定运行和设备不受损坏。
3.7、 机长的职责：在值长、单元长的领导下，负责本机组人员的事故预
案的培训演练工作，提高机组人员的事故应急能力；发生事故时，组织指挥本机组人员进行事故处理、调整、操作，保证人员安全，机组稳定运行和设备不受损坏；认真做好故障记录，详细反映出故障现象，主要操作及事故处理过程中发生的异常问题，参加事故分析讨论，及时提供有关资料，填报有关报表。
3.8 、炉副机长的职责：在机长的领导下，负责锅炉专业的运行操作、调整及事故处理，最大限度的保证机组稳定运行和设备安全不受损坏；参加事故分析讨论，提供有关事故资料；参加事故预案演练培训，提高事故应急能力，对存在问题提出修改建议。
3.9 、机电副机长的职责：在机长的领导下，负责机电专业的运行操作、
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调整及事故处理，最大限度的保证机组稳定运行和设备安全不受损坏；参加事故分析讨论，提供有关事故资料；参加事故预案演练培训，提高事故应急能力，对存在问题提出修改建议。
3.10、集控巡检员的职责：在机长、副机长领导下，进行事故处理的操作、调整、检查，发现问题及时汇报。正确执行两票制度，使用安全劳动保护用品，保证不发生人身伤害和设备损坏，不发生误操作；参加事故分析讨论，提供有关事故资料；参加事故预案的演练培训，提高事故应急能力，对存在问题提出修改建议。
3.11、辅控班长的职责：在值长、单元长的领导下，负责本机组辅控专业范围人员的事故预案的培训演练工作，提高值班人员的事故应急能力；发生事故时，组织指挥人员进行事故处理、调整、操作，保证人员安全，机组稳定运行和设备不受损坏；认真做好故障记录，详细反映出故障现象，主要操作及事故处理过程中发生的异常问题，参加事故分析讨论，及时提供有关资料，填报有关报表。
3.12、辅控第一主值的职责:协助辅控班长开展事故演练,组织指挥事故处理。班长不在时承担班长的职责。
3.13、 辅控值班员的职责:发生事故时及时向班长、第一主值汇报系统工况变化，在班长、第一主值指挥下正确处理事故，班长、第一主值不在时专业主值班员应组织指挥副值班员、值班员进行本专业范围的事故处理，事后及时汇报。
3.14 、煤管班长及班组成员的职责:重点注意煤场交通安全和驾驶安全，发生意外事故及时组织处理，并向项目部经理或分管领导汇报。
3.15、化学试验班长及班组成员的职责:妥善管理有毒化学品，防止发生人身中毒。发生意外事故，迅速汇报项目部经理或分管领导，及时组织抢救。
3.16、其他人员的职责：按照项目部经理的命令，参加事故抢险救灾，保证材料物资的供应和必要的安全工器具、劳动保护用品。
1 、事故情况下，要沉着冷静、有条不紊，及时汇报、及时联系，统一指挥、协调一致，做好防止人身伤害、设备损坏的技术措施，树立保设备观念，坚决执行紧停规定。
2、 根据表计指示、光字信号和各种象征，正确判断故障范围及故障点；
3 、尽快切除故障点，消除事故根源，限制事故的发展，解除对人身及设备的安全威胁；
4 、调整未直接受到损坏的系统及设备的运行方式，尽量维持其在正常运行状态；
5、 立即向有关领导和上级部门汇报，并通知有关部门；
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6 、迅速消除缺陷，恢复机组运行；
7 、尽可能维持机组负荷
1、事故发生后，值长应立即组织当值人员进行处理。同时向中调、兆光公司总工程师、项目部领导、兆光生技部领导汇报，根据事故需要联系机务、仪电、综合等部门领导协助处理事故。
2、机组发生事故，机长应立即向值长汇报，副机长对本岗位发生的异常情况及时汇报机长，巡检人员发现异常情况，及时向机长和专业副机长汇报。
3、巡检过程中发现异常，达紧停规定时，应执行紧停操作并立即汇报机长、副机长。未达到紧停条件时，必须汇报机长、副机长，按照机长的命令执行。
4、辅控系统发生事故，应立即汇报值长。达到紧停条件时，先执行操作后汇报，未达到紧停条件时先汇报，按照命令执行。
5、煤场和化学试验班发生事故,班长立即组织处理,同时向分管领导汇报
6、事故处理过程中，必须严格执行两票制度，严禁违反规定无操作票操作和无工作票办理开工手续。正确使用安全劳动保护用品，杜绝误操作和人身伤害。(事故处理过程中,需要抢修时,可不办理工作票先开工,但工作负责人必须向值长和工作许可人说清工作任务和安全措施,工作许可人和工作负责人一起到现场布置完安全措施后,方可开工,工作结束必须要做好记录。)
7、向上级汇报的基本内容：事故发生的主要情况，严重程度等。生产现场汇报时，应讲明光字、信号、保护动作情况，设备掉闸情况，现场检查分析的情况等。
1、 6KV厂用电快切装置热备用良好
2、 柴油发电机热备用良好,保安段PT柜门上联锁开关在投入位,柴油机出口开关热备用良好
3、 汽轮机高低旁路调整门备用良好
4 、中辅联络电动门两侧疏水门微开,保证联络管道热备用良好
5 、轴封供汽备用汽源管道疏水门微开,保证热备用良好
6、辅汽供除氧器加热管道有压疏水系统疏水器前后手动门全开,疏水器疏水不畅时微开旁路门
7、主机交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵备用良好
8、主机盘车备用良好
9、直流密封油泵及空侧高低压备用油源备用良好
10、汽包事故放水门备用良好
11、主蒸汽管道动力泄放阀备用良好
12、锅炉燃油系统、油枪备用良好
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机组各系统运行正常，辅机为正常运行方式，厂用电系统为正常运行方式。
1、F-B组故障，开关掉闸，备用电源未投入；
2、母线负荷故障，开关拒动造成保护越级掉闸，备用电源未投或投入复掉；
3、母线故障，保护动作，备用电源未投或投入复掉。
1、6KVA段母线失电，不能盲目合6KVA段工作及备用开关。
2、6KVA段母线失电，如果主机保护跳闸，则按停机处理，确保设备安全停运。
3、6KVA段母线失电，如果主机未跳闸，则尽可能维持机组运行，判明6KVA段失电原因，联系检处理。恢复无故障母线及负荷运行。
1、事故音响器响，DCS系统及厂用电管理机同时报警。
2、锅炉MFT，汽机跳闸，发电机解列灭磁。
3、厂用电母线电压降到零，无保安电源的交流电机均跳闸。
4、所有运行的交流电动机均跳闸停运，各电动机电流指示回零。
5、汽温、汽压、真空迅速下降。
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厂用电6KVIA、6KVIB工作电源进线开关(1BBAO2AA000)( 1BBBO2AA000)事故跳闸，备用电源进线开关(1BBAO4AA000)( 1BBBO4AA000)未自投或自投不成功。
1、厂用电全部中断按照不破坏真空停机处理。
2、首先确认主机直流油泵、空侧直流油泵及氢侧直流油泵自启动，注意各瓦温的温升变化。监视机组氢压，并检查密封油系统差压阀，跟踪正常。
3、确认直流系统由蓄电池带正常。
4、确认UPS切换至直流电源正常。
5、厂用电中断后，应清除掉闸设备的自启动指令，并将设备联锁切除。
6、值长通知外围将掉闸设备的自启动指令清除，倒由临机带。
7、确认柴油发电机自启动，否则手动启动柴油发电机，首先恢复保安段带电。
8、保安段带电后，启主机交流润滑油泵、空侧密封油交流油泵，停直流油泵，启各辅机油泵；UPS，直流切换为正常方式运行。
9、手动关闭可能有汽水倒入汽机和排汽装置的阀门。检查辅汽由临机带。
10、关闭锅炉燃油跳闸阀。
11、关锅炉各减温水门，打开省煤器再循环。
12、适当开启引风机静叶、送风机动叶利用自然通风进行吹扫，十分钟后关闭，监视汽包上下壁温差变化。
13、启动空预器辅驱动,不成功时应切断空预主辅电机的电源，做好安全措施后，组织人工盘车，盘车轻松后，投入辅电机驱动。
14、机组惰走过程中，应注意监视润滑油压、油温及各轴承金属温度和回油温度。
15、汽轮机转速降到600rpm时，监视顶轴油泵自启动，否则手动启动。
16、汽轮机静止后，记录惰走时间，投入盘车运行；如盘车启不来，做好大轴标记，每半小时手动盘车180?，直到手动盘车轻松后，投入盘车连续运行。
17、查明备用电源未自投或自投不成功的原因，消除后尽快投入备用电源。
18、厂用电恢复后，将低压厂用电系统恢复正常运行方式，恢复保安段由低压厂用电带。将直流系统、UPS系统恢复正常运行方式。
19、当辅汽源正常时，机组的启动程序原则上按机组热态启动的顺序进行。当辅汽源中断（两台机均停运时）不能恢复时，应考虑特殊启动方式或按停机处理。
20、连续盘车4小时后才可重新冲车。
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1、事故音响器响，DCS发报警信号，厂用电管理机同时报警。
2、故障段母线电压指示为零。
3、故障段开关电流到零。
4、故障段上低电压保护投入的设备跳闸。
5、故障段上的运行设备跳闸后，其备用设备联启。
1、未查清楚原因之前，禁止给失电母线送电。
2、检查正常供电的低压备用设备自启动情况，若未启动，手动投入。
3、调整机组负荷及燃烧维持机组运行。
4、检查6KVA母线带电动机失电掉闸情况，热机侧按照RB减负荷处理。
5、手动断开故障段上未跳闸的设备。
6、若汽轮机真空低保护动作，按照事故停机处理。
7、若真空低保护未动作，锅炉MFT未动作，应降低机组负荷维持运行，燃烧不稳可投油助燃。
8、若锅炉MFT动作，应维持汽轮机、发电机运行，按MFT动作处理。
9、若锅炉MFT动作后，汽轮机也掉闸，启动直流润滑油泵，监视发电机解列，按照停机处理。
10、检查保护动作情况，查明原因，尽快恢复故障厂用段供电，按照热态恢复机组启动。
11、若机组维持运行，应注意监视高厂变单段过负荷。必要时倒为备用电源供电。
1、加强防误管理及操作票质量监督。
2、定期校验保护装置定值及可靠性。
3、合理分配厂用电母线负荷。
1、380V锅炉PCA、B段分别带380V保安PCA、B段。
2、柴油发电机热备用，作为380V保安PCA、B段的备用电源。380V保安PCA、B段的母线PT上低电压压板在投入位，柴油发电机控制方式开关投“自动”位。
3、保安段所带负荷分配情况（以1#机组为例）：
380V保安PCA段380V保安PCB段
汽机侧空、氢侧交流密封油泵、 1#排氢密封备用泵、 2#抗燃油泵、
烟风机、 1#顶轴油泵、 主机2#排烟风机、 2#、3#顶轴油泵、
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交流润滑油泵、 1#抗燃油泵、
汽机盘车电源、
锅炉侧1#空预主、辅电机、 1#、2#、3#2#空预主、辅电机、 4#、5#、6#给
给煤机、 引送风机的1#油泵、 煤机、 引送风机的2#油泵、 2#
1#火检冷却风机、 1#磨油站、火检冷却风机、 2#、3#磨油站、电 气网络继电器室、 主机直流充网络继电器室、主机直流充电器
电器A1#、B1#、 热控电源1#、 A2#、B2#、 UPS旁路电源、 汽机
DCS电源、 UPS主电源、 汽锅炉电动门热力盘、 脱硫保安1
机锅炉电动门热力盘电源、 段备用电源、 网继远动及变送器
空冷电动门热力盘电源、电源、 启备变有载调压电源、 辅
助车间控制网络机械电源、 入炉
煤分析电源、
其 它1#空预火灾报警电源1#、 空冷1#空预火灾报警电源2#、炉电梯、
事故照明、 消防雨 空冷电梯、 工业电视、 火灾报
淋警、机、炉侧事故照明、 集控楼事
故照明、 电除尘事故照明、
1、保安PC段母线电压到零。
2、保安PC段工作电源进线开关可能掉闸。
3、保安PC段工作电源进线开关电流指示到零。
4、保安PC段所带负荷掉闸，引发机组RB动作。
1、电源失电引起：全厂失电、锅炉变掉闸、锅炉段失电、工作电源进线开
关或锅炉段供保安段开关误掉等。
2、保安PC段本身故障：保安PC母线发生短路或接地故障。
3、保安PC段所带负荷故障、保护越级动作跳PC段工作电源进线开关。
1、当保安A段（保安B段）失电后，母线PT上低电压回路启动：延时10秒同时发出：启动柴油发电机、跳保安A段（保安B段）工作电源进线开关、
合保安A段（保安B段）备用电源进线开关三个指令，当柴油发电机稳定运行后（电压、频率合格），柴油发电机出口开关合闸，向保安A段（保安B段）母线供电。应检查此过程动作是否正常，否则应手动于预。
2、保安段发生单段失电（外部原因）时，应检查保安各段所带双路电源负荷的自动切换正常，否则手动进行，主要有如下：磨油站、热力盘、直流充电器、DCS电源、热控电源、UPS电源。 当保安段全部失电时，此时全厂已经失电，在柴油发电机启动正常之前，应检查UPS由直流电源带，直流系统由蓄
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电池带，并且尽量减少UPS和直流系统不必要的负荷，防止蓄电池亏电，柴油发电机启动正常后及时进行方式切换。
3、保安PC段所带负荷故障、保护越级动作跳PC段工作电源进线开关造成失电时，如果故障点明显时，将其隔离后恢复PC段送电；如果故障点不明确时，应将保安PC段所带负荷全部拉出，PC段母线测绝缘正常后恢复母线带电，各个负荷逐一测绝缘逐一送电。
4、如保安A段（保安B段）母线有明显的故障时，则应将母线电源隔离，将保安PC段所带负荷全部拉出，布置安全措施、联系检修处理。
5、如工作进线开关误掉引起、或电源失去后又恢复时，检查无异常后将保安段电源切回到工作电源接带。
6、保安A段（保安B段）母线由柴油机供电切到锅炉PC段供电时，应先退出母线PT上低电压压板，后进行串切，防止非同期并列。
1、保安段全部失电时（即使柴油发电机可以启动正常），段上所带的动力负荷全部掉闸，将直接导致机组停运，在恢复送电之前，汽机侧应检查主机直流油泵、密封油直流油泵启动正常，保证机组能够安全停运，机组按不破真空停机。汽机止速后应立即组织手动盘车，防止发生大轴弯曲；当电源恢复后，汽机未止速时可立即启动。
锅炉侧必须及时对空预器进行手动盘车，同时电动或手动关回空预器烟气入口挡板，防止转子受热不均卡涩。
2、如仅为保安A段或保安B段一段母线失电时，机炉侧均应及时检查失电段所带重要负荷（空、氢侧密封油泵 抗燃油泵 送、引风机油泵 ）的备
用设备、电源自动联锁正常，否则应立即手动启动，防止停机、停炉的情况发生。汽机侧应检查密封油系统由直流油泵工作后参数的变化。根据锅炉侧燃烧情况调整负荷。
3、保安A段失电时，锅炉侧1#空预主、辅电机、 1#、2#、3#给煤机跳闸，导致A侧风烟系统联锁停运，RB动作掉C磨煤机。应及时投油稳定燃烧，根据单侧风烟系统和3台给煤机实际出力控制机组负荷在160到180MW左右，在A磨煤机走空之前保安电源可以恢复时，应立即起给煤机补煤，逐步恢复A侧风烟系统；当保安电源短时无法恢复时，在A磨走空之前应及时切为BC磨运行；A侧风烟系统连锁停运后，除必须及时对空预器进行手动盘车外，应检查A侧风烟系统挡板确已完全关闭，风烟已停止流通，严密监视A侧空预器出口烟气温度变化，达到250度及以上时必须手动MFT。
4、保安B段失电时，锅炉侧2#空预主、辅电机、 4#、5#、6#给煤机跳闸，导致B侧风烟系统联锁停运，RB动作掉C磨煤机。应及时投油稳定燃烧，根据单侧风烟系统和3台给煤机实际出力控制机组负荷在160到180MW左右，电源可以恢复时，逐步恢复A侧风烟系统；空预器同上所述。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
当机组在启动过程的挂闸到定速阶段，保安B段失电时，氢密封备用泵失电会直接导致汽机掉闸。
1、保安B段失电时，锅炉电梯、 空冷电梯失电，应注意联系在外巡检人员，防止发生困人事故，如发生时应先解决困人事故。
2、保安段动力负荷的M101装置的电源失电时，只会导致母线上动力负荷掉闸，处理较母线失电简单，处理要点和热机处理原则大致相同，在此不再详述。
直流系统正常运行方式，各测量表计、绝缘监察装置正常运行。
1、在DCS报警画面上“直流系统异常”信号发出。
2、直流母线上的绝缘监察装置发“母线接地”报警，接地极母线对地电阻值降低、对地电压降低。
1、电气值班员去就地检查，有无明显接地想象，查看直流母线正负对地电压。正负对地电阻，确证是哪组直流母线接地及接地极性。
2、先检查是否因新启动设备导致，如为新启动设备导致，将该设备切出，通知检修。
3、利用直流母线绝缘监察装置检查各支路的绝缘情况。
4、联系仪电二次人员配合，采用瞬时停电法，确定接地直流馈线回路。对于热控、ＤＣＳ等重要负荷采用瞬时停电法时应取得热控人员的同意、并采取可靠安全措施后方可试拉。
５、试拉后不论该设备是否接地，均应立即送电。
６、若直流馈线回路无“接地”故障，则可能发生在直流母线、充电器、蓄电池组或绝缘监察装置本身，可采用倒换，逐一停用办法查找。
7、查找出直流接地点时，运行人员及时通知检修人员处理。
8、查找接地时，应取得值长，机长同意方可进行，瞬时切断直流电源，应先联系有关专责人员同意后方可进行。
9、对保护柜、自动装置柜直流电源采用瞬时停电法时，应设专人就地检查工作状态，有异常情况时及时进行汇报。
10、查找直流接地时，要两个人操作，且时间不超过两个小时。同时整个过程应迅速，仔细，预防故障扩大。
11、查找直流接地选择顺序如下：
A：测量母线对地电压，判明接地程度和极性；
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
B：选择当时有工作、存在设备缺陷、被淋湿的回路；
C：选择信号回路；
D：选择控制回路；
E：选择直流母线上的设备。
1、SF6开关气压不足或漏气
2、储能机构故障
3、机械故障
4、控制回路、合闸回路故障
1、当密度继电器发出报警信号时，应立即到就地查找泄漏间隔及泄漏部位,并及时通知检修人员到场,进行补气。
（1）断路器SF气体正常运行压力为0.5MPa其它气室为6
0.4MPa(20?)。
（2）当断路器SF气体压力低到0.45MPa(20?)时，主控室、汇控柜6
发"断路器SF压力降低"信号。其它气室SF气体压力低到0.35MPa(20?)时主66
控室DCS画面、LCP柜发"其它SF压力降低"。6
（3）当断路器SF气体压力低至0.4MPa(20?)时，将自动闭锁断路器6
的跳、合闸，同时主控室DCS画面、LCP柜将有" SF压力低闭锁操作"信号发6
出。
2、断路器SF气体压力异常的处理:6
（1） SF气体压力低信号发出后，应立即汇报，并通知检修人员。6
（2）对GIS设备进行检查，检修人员对压力低的气室进行补气。如泄漏严重，无法恢复到正常压力时，应在压力低闭锁操作以前，申请停电处理。
（3）如严重泄压或压力到零，在压力低闭锁操作信号发出时，断开断路器、刀闸的控制电源开关，严禁断路器操作，及时申请停机处理，采用对端先停电的
方法
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将断路器断开，停机处理。
（4）SF气体严重泄漏时，检查人员到断路器处检查应注意防毒或采6
取防毒措施。
3、所有断路器在操作合闸时，如发生三相位置不一致现象，应立即手动拉开断路器。在运行中出现单相跳闸三相不一致情况可立即手动合闸一次，不成功应立即断开三相。
4、当开关气压降低信号发出后，任何情况下，不应将开关合闸。当运行中开关发出压力低信号时应及时采取补压措施。如一时无法补压或已经到闭
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月锁值时，应将其控制电源停电，将开关退出运行，停电处理。
5、在查找泄漏点时应逐一关闭气室的密度继电器的阀门判别是那一个气室发生的泄漏。
密度继电器压力整定值
名 称整定值备 注
动作Mpa解除Mpa
断路器0.45?0.48断路器SF低气压报警6
0.40?0.43断路器SF低气压闭锁6其它气室0.35?0.38G1、G2、G3气室SF低气压6
报警
1、LCP柜发下列光字信号：
断路器SF压力降低报警; 断路器空气压力过低闭锁; G1、G2、G3气室6
SF压力降低报警;DS、ES、FES电机过流报警；电源空气开关分闸报警。6
2、GIS向主控室上传下列光字信号：
压缩空气高报警；SF压力降低报警；断路器SF压力降低闭锁;压缩空66气压力低重合闸闭锁; 压缩空气压力低闭锁;电机运转信号，电机过热保护信号。
3、500KV GIS的跳合闸闭锁
A、断路器
（1）断路器SF气体压力为0.45Mpa时发报警信号;上升到0.48Mpa时6
报警解除。
（2）断路器SF气体压力为0.40Mpa时闭锁;上升到0.43Mpa时闭锁解6
除。
B、 G1、G2、G3气室
（1）SF气体压力为0.35Mpa时发报警信号。6
（2）SF气体压力为0.30Mpa时禁止运行人员操作相应的隔离开关和接6
地开关;应通知维护人员补气，上升到0.35Mpa时方可进行操作。
C、压缩空气降低时的闭锁：
（1）当储气罐的压缩空气压力降低到1.45Mpa时,空压机自动启动，进行补气，当压力增加到1.55Mpa时，空压机自动停止。
（2）当储气罐的压缩空气压力降低到1.20Mpa时,断路器操作闭锁，当恢复到1.30Mpa以上时，闭锁解除。
（3）当储气罐的压缩空气压力降低到1.30Mpa时,发出空气压力低报警，当恢复到1.40Mpa以上时，报警解除
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
（4）当储气罐的压缩空气压力降低到1.43Mpa时闭锁断路器重合闸，同时发压缩空气压力低重合闸闭锁信号，当压力达到1.46Mpa解除闭锁。1、6KV开关拒动的原因：
（1）、保护拒动；
（2）、保护出口压板未投；
（3）、开关机构卡塞（拒动）；
（4）、开关的操作机构动力不足；
（5）、控制回路有接地现象存在或二次保险熔断；
（6）、直流系统发生接地（负极）；
（7）、双跳闸线圈均烧坏；
（8）、开关本身存在缺陷。
开关拒动后，相应的失灵保护将动作会造成大面积停电事故。2、6KV开关拒动事故处理：
（1）如果是保护回路或控制回路故障导致开关拒动，及时联系电气维护人员检查回路，可以通过短接或跳线将开关跳闸，再详细进行检查处理。
（2）上述方法不能处理时，判断为开关内部故障时，应尝试用开关本体跳闸按纽跳开开关，开关跳开后，摇至试验位再详细进行检查处理。
（3）以上两条均不能使开关断开时，应将故障开关所在6KV母线停电后，再开关拉出检查处理。6KV母线停电时应先将母线上所带其他负荷倒换至备用负荷后，依次停用，再将母线停电。
6KV单段母线停电后，主要辅机设备均无备用设备，应维持机组负荷在150MW左右，维持机组参数在正常范围，作好设备掉闸的事故预想，认真执行紧停规定。故障开关拉出后，逐步恢复6KV母线带电，及母线上负荷带电，恢复正常运行方式。
（4）故障开关处理好后，必须检查五防功能完好，试验正常后方可送至工作位。
机组正常带负荷运行，发电机出口电压互感器1YH、2YH、3YH投运且工作正常。
1、发电机电压、有功、无功显示降低、为零或不变。
2、发电机周波显示可能失常。
3、发电机定子电流显示正常。
4、发变组保护装置PT断线信号灯可能亮。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
5、发电机报警画面上发电压不平衡信号。
6、励磁调节器主、从方式可能切换。
1、发电机电压互感器故障。
2、电压互感器二次回路故障。
3、电压互感器一次保险熔断。
1、若发电机电压、有功、无功显示降低、为零则可能为1YH PT故障，维持机组原工况运行，不得调整有功功率和无功功率。
2、若励磁调节器主、从方式切换则可能是1YH或3YH故障，从励磁调节器工控机上检查相应的故障信息。
3、检查电压互感器二次小开关是否跳闸，如果跳闸，可试合一次，若试合不成功，通知维护人员处理。
4、如果查明是由于PT一次保险熔断，应通知维护人员处理。将该PT所带保护退出运行，AVR切换另一套调节器工作。断开该PT二次开关，将PT小车拉出（带绝缘手套、做好防护措施）。将一次保险更换，检查PT无异常后将PT送工作位，检查一次插头插好，合上二次开关。测量输出电压正常后将所退保护逐一投运，检查AVR、保护运行正常。
5、如为互感器故障，通知维护人员处理，同时运行人员加强监视。
6、如1YH故障，记录退出时间，计算影响发电机及高压厂用电量，注明在表单上。
1YH所带负荷：
测量、AVR、发变组II组后备保护：低励失磁、转子一点接地、程序逆功率、逆功率、过激磁、过电压、连续低频、误上电
2YH所带负荷：
录波、100%定子接地I、II组、发变组I组后备保护（具体同上II组后备）
3YH所带负荷：
AVR、匝间保护（一）、（二）
（一）、现象：
1、调节器A故障（调节器B故障）信号出现
2、励磁调节器主、从方式切换
3、故障调节器有故障报警指示灯亮，调节器报警窗显示具体故障报警（二）、处理：
1.监视励磁运行方式，及时通知维护人员检查
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
2.确认调节器故障时，将故障调节器停运
3.通知检修处理。
（一）、现象：
1.DCS画面上调节器低励限制报警发出；
2.调节器输出的电流值较正常值小；
3.调节柜内“低励”指示灯亮；
4.无功负荷被限制在一定范围内（-20MW）。
（二）、处理：
1、检查发电机无功如为进相运行，应手动增加励磁到迟相运行；
2.若为瞬时故障，按复归按钮，信号复归；
3.若无法复归应查明原因，如为调节器本身故障引起及时通知维护人员检查；
（一）、现象：
1、整流柜I（或II、III）故障信号出现
2、可能同时有励磁表计摆动现象
3、DCS画面上整流柜报警画面上有相应的故障报警
（二）、原因：
1.硅整流元件回路保险熔断；
2.硅整流柜信号电源中断；
3.该整流柜脉冲开关故障或电缆断开；
4.该整流柜风机两路电源故障或风压低及风机故障引起。（三）、处理：
1.检查整流柜，若属快速熔断器熔断，应将该整流柜退出运行（断开脉冲开关），断开该台整流柜交流侧刀闸和直流侧刀闸，进行更换，更换后重新投入运行；
2.若属整柜信号或操作电源中断，应查明原因，进行处理；
3.若属整流柜脉冲开关掉闸，应查明原因，进行相应处理；
4.若属风机故障或电源消失，应尽快处理，无法恢复时，应汇报值长，限制励磁电流或将故障整流柜切除，两台整流柜运行。
5、两台整流柜运行时，应注意监视整流柜输出电流，防止整流柜过负荷，并应注意监视整流柜温度，防止柜内温度过高引起故障。
机组正常带负荷运行，辅机为正常运行，厂用电系统为正常运行方式。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
1、定子三相电流剧烈摆动，且有超过额定值的现象。
2、发电机电压剧烈摆动，通常是电压降低。
3、有功、无功大幅度摆动。
4、转子电流在正常值附近摆动。
5、发电机发出与参数摆动相应的鸣响。
6、发电机失步报警信号可能发。
1、系统中线路开关或大容量发电机跳闸。
2、发电机突然失磁。
3、系统发生短路故障。
4、汽轮机调速系统失灵。
5、发电机非同期并列。
1、如为本机失步引起振荡，则本机的表计晃动幅度要比邻机激烈，且本机有功表摆动方向与邻机相反。如为系统振荡，则两台机表计同步晃动。
2、如果振荡是由于发电机非同期并列或失磁引起，应立即解列发电机。
3、若因系统故障引起发电机振荡，励磁投入自动方式下，强励动作同时，严禁人为干预。
4、若励磁为手动方式运行，手动增加发电机励磁电流，但是发电机电压不能超出规定值。
5、降低发电机有功功率，但不能使周波低于49Hz。
6、汇报调度，以取得系统协助，尽快消除振荡。
7、经过上述处理，发电机仍不能拉入同步，则失步保护可能动作解列发电机；失步保护拒动时，解列停机。
两台机组正常运行，500KV，220KV、6KV、380V系统及直流系统正常运行方式，辅机正常运行方式。公用系统按规定运行方式。
1、由于公司内部的厂用电，热力系统或其他主要设备故障，处理不当，导致机组全停，造成全厂停电。
2、由于霍兆线故障跳闸，导致两台机全甩负荷，造成全厂停电。
3、由于系统发生故障，两台机保护动作被迫停机，波及到厂用电系统正常供电，导致全厂停电。
4、运行人员及继电保护检修人员发生误操作，保护动作或重要设备（如
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
主变、厂用母线）失电，处理不当故障扩大导致全厂停电。
上述原因引起的全厂停电都会导致：全厂两台机全甩负荷，汽机跳闸，主汽门关闭，联掉主开关、灭磁开关，厂用电开关，锅炉灭火，6KV，380V母线失电，辅机失电停转，保安段母线若柴油机启动则电压正常，否则失电，起备变失电，相关信号发出。
全厂停电事故往往由各种原因引起，虽然事故处理目的一样，但仍然视具体情况区别对待。
发生全厂停电后，运行人员应在值长统一指挥下进行处理，值长为现场总指
挥，但应遵循以下原则：
1、尽快限制事故发展，消除事故根源，并消除对人身及设备的威胁。
2、优先保证直流油泵正常运行，确保安全停机。
3、优先恢复厂用电供电，尽量使失电的重要辅机首先恢复运行（如：冷却水系统、仪用压缩空气系统、燃油系统等）。
4、积极与调度联系，尽早恢复启备变外送电，及时安排机组启动。
1、系统故障造成霍兆线故障掉闸后，（220KV 01#启备变正常）查看两台机的厂用快切动作情况，切除不重要的部分辅机，迅速恢复系统，待故障消除后集中力量启动一台机组，另一台机组将厂用电负荷切至最小，严密监视启备变负荷，必要时动用启备变的过负荷能力。
2、若系统发生故障，500KV、220KV均失去电压，汽轮机主汽门关闭、锅炉灭火，发电机与系统解列，厂用＃1启备变210开关掉闸，厂用快切装置闭锁，厂用6KV母线全部失电。
（1）确证汽轮机空侧/氢侧直流密封油泵联启，直流润滑油泵视主油泵润滑油压降低情况自动联启，此时应及早手动启动直流润滑油泵。
（2）确证UPS切换正常，直流系统蓄电池工作正常。
监视直流电压，保安段恢复供电后尽快启动充电器运行，保证有合格的直流电压提供操作保护。
（3）确证柴油发电机联启，否则应立即手动启动柴油机接带负荷，恢复保安段供电。手动启动主机交流润滑油泵、交流空侧/氢侧密封油泵，启动空气预热器电机，停止各直流油泵运行。
如一台柴油机启动，另一台柴油机未启动，应立即手动启动柴油机一次，如启动不成功时，可在有电的保安段接临时电源恢复带电，此时要尽量减少负荷，防止临时接线过负荷。在厂用电恢复后，恢复保安段的正常供电时，要先断开临时接线电源、柴油机电源，再送保安段，防止非同期。
在保安段未恢复供电前，通知检修人员盘转空予器，并作好防止突然来电措施，防止伤人。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
在保安段未恢复供电前，汽轮机原则上不得破坏真空，防止转速下降过快，汽轮机顶轴油泵因电源未恢复无法启动（威胁人身安全和设备损坏的情况例外）。
（4）发电机掉闸后，应确证汽轮机掉闸，否则应就地手打；确证主汽阀、调汽阀及各抽汽逆止阀关闭，否则手动关闭，防止汽轮机超速。
（5）确证高、低压旁路门关闭，否则手动关闭，防止凝结器压力急剧升
高使汽轮机安全薄膜破裂。
（6）机组转速下降到600转/分时，顶轴油泵联启，否则应手动启动。
（7）机组惰走过程结束立即投入盘车，盘车失电不能投入时，应及时联系人力盘转，并作好防止突然来电的安全措施。
（8）断开6KV、380V失电母线上所有负荷开关，减少启动负荷。
（9）若UPS切换故障，保安段同时失电时，则会导致DCS系统失电，OS画面将失去监视并无法操作。
确证各抽汽逆止门，高排逆止门自动关闭，否则手动关闭；
确证高低压旁路关闭，否则手动关闭；
给水、凝结水、减温水等系统电动门，引风机静叶，送风机动叶及其他挡板将保持不动，
此时应根据需要及时就地进行操作关闭。
（10） 辅机运行人员应将外围辅助设备各联锁开关切除，切换开关打至‘停止’位，清除掉闸设备的自启动指令，手动关闭各转动设备的出口阀；制氢站应立即关闭至各台机的补氢门；精处理装置出入口阀门关闭，旁路开启。操作完毕班长向值长汇报设备、系统恢复情况及存在的重大问题，做好厂用电源恢复后系统的启动准备。
（11）检查启备变及210开关无故障象征，联系调度，合上210开关，及早恢复6KV厂用电的供电。
6KV厂用电恢复后迅速组织进行主厂房及外围低压厂用变压器的恢复供电，相关系统进行切换检查，使之符合要求，做好启动前的准备工作。
（a）优先恢复锅炉段、保安段供电；
（b）恢复电除尘段、输煤段供电，尽快恢复供油泵、空压机、辅机冷却水泵的运行；
（c）恢复汽机、公用、化水段的运行；
（d）恢复其它PC、MCC的运行；
1、两台机组掉闸情况下，为了避免启备变过负荷，值长根据机组实际情况，安排一台机组启动，不得两台机组同时恢复启动。
2、由于兆光公司未设置启动汽源，在两台机组掉闸的情况下，应维持锅炉的蓄热能力，利用锅炉余压，投入主蒸汽供轴封，优先安排一台机组点火
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
启动，尽快恢复辅助汽源，为另一台机组的启动用汽、恢复吹灰备用汽源及油系统吹扫汽源创造有力条件。
3、全厂失电后，尤其在夜间，运行人员是否携带手电筒，成为能否迅速进行事故处理和保证人身安全的重要问题，因而要求所有外出巡检人员必须携带手电筒。
机组正常带负荷运行，UPS工作方式正常（主路带负荷、直流和旁路电源均是正常备用状态）
1、“UPS故障”光字发出，电气画面部分参数失去显示（变送器屏所带测点）
2、若热控电源失电、未进行切换时，光字牌则无报警发出
3、可能出现MFT动作，汽机、发电机跳闸等情况
1、发“UPS故障”报警时，应立即派人到就地检查UPS的工作状态。如工作电源失去或整流器故障，确认直流接带正常。如逆变器跳闸，应确认旁路电源自动投入、静态开关动作正常。如静态转换开关切换失败，则应手动切至大旁路运行，检查UPS负荷母线电压正常。
2、UPS所带负荷保安A、B段M10124V电源、DCS电源、热控电源均为双路电源。UPS失电时，正常情况下都可以切到另一路电源（自动切换）带。因而正常情况下UPS失电对这些负荷的供电应无影响。
3、UPS失电将使电子间交流小母线两路电源都失电，使电气画面部分参数失去显示（变送器屏所带测点），运行中要予以监视。
4、保安A（B）段M10124V电源未切换或另一路电源保安B（A）段故障，则装配M101装置的电机开关跳闸。如保安A、B两段M10124V电源都失电，将会引起锅炉灭火（两台空预器掉触发MFT）、汽机跳闸（抗燃油泵掉油压低触发AST）发电机跳闸（机掉闸逆功率动作），各专业应执行紧停操作。尽快恢复M10124V电源，保证安全停机（及时启动空预、主机交流润滑油泵、空氢侧
交流密封油泵）。
5、如保安A段M10124V电源失电，将引起A、B送引风机的A油泵失电掉
闸、A抗燃油泵失电掉闸、A排烟风机失电掉闸、A空预器主辅电机电源失电掉
闸、空氢侧密封油泵失电掉闸。因A空预器掉闸引起A侧送引风机联掉，应执行单台空预器掉的事故预案。空氢侧密封油泵失电掉闸，检查空氢侧直流油泵联启正常，否则应手动启动。检查风机油泵、抗燃油泵、排烟风机联锁切换正常，否则手动启动B侧设备。
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6、如保安B段M10124V电源失电，除空氢侧密封油泵无影响外，其它处理同保安A段M10124V电源失电。
7、如热控电源未切换或另一电源（保安A段来）故障，则部分DCS画面参数失去显示，所有电磁阀、气动阀都无法动作。此时应停止一切画面操作，监视运行工况。及时联系热控人员恢复热控电源供电。期间如遇紧停情况应立即执行。
8、如DCS电源故障，短时无法恢复时，应执行紧停。
9、及时通知电气维护人员对UPS进行检查处理，尽早恢复正常。
机组带负荷正常运行，电子间交直流小母线工作正常、电源运行方式正确，小母线所带负荷均正常运行。
1、交流小母线失电
2、一组直流小母线失电
3、两组直流小母线都失电
1、现象：
（1）、ＤＣＳ电气画面上部分指示失去（变送器屏所送测量）
（2）、发变组保护柜、快切柜打印机电源失去
2、处理：
（1）、监视画面参数情况
（2）、联系仪电检查发变组保护柜电气信号有无异常
（3）、机炉维持负荷稳定，尽量减小操作量，等待电气参数的恢复
（4）、就地检查电子间交流小母线及其所带负荷（变送器屏、打印机）有无接地、短路故障，以及是否有人员误碰引起。检查交流小母线工作电源开关
是否掉闸，UPS母线上电源开关是否掉闸。
（5）、如是因为人员误碰引起电源小空开掉闸，则手动合上小空开，检查电源投入正常。
（6）、如是交流小母线故障（有短路、接地），则将交流小母线上所带负荷停电，将母线两路电源停电，布置安全措施，通知检修处理。
（7）、如是工作电源故障，而母线无异常时，则用备用电源恢复供电，对工作电源支路进行检修处理。
（8）、如是因UPS失电至使，则先进行UPS电源恢复工作。
（9）、检查处理过程中注意防止误碰直流小母线。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
1、现象：
（1）、DCS画面报警窗口发发变组保护柜、快切柜、故录器电源掉电信号
（2）、就地检查发变组保护柜、快切柜、故录器电源指示失去2、处理：
（1）、电子间单组直流小母线失电时，及时检查各保护柜、快切柜的另一路电源供电正常。发变组保护、快切装置工作正常，无异常信号和报警。
（2）、联系仪电检查发变组保护柜电气信号有无异常。
（3）、机炉维持负荷稳定，尽量减小操作量。
（4）、就地检查电子间直流小母线及其所带负荷（发变组保护柜、快切柜、故录器）有无接地、短路故障，以及是否有人员误碰引起。检查直流小母线工作电源开关是否掉闸，主厂房直流段母线上电源开关是否掉闸。
（5）、如是因为人员误碰引起电源小空开掉闸，则手动合上小空开，检查电源投入正常。
（6）、如是直流小母线故障（有短路、接地），则将直流小母线上所带负荷停电，将母线两路电源停电，布置安全措施，通知检修处理。
（7）、如是工作电源故障，而母线无异常时，则用备用电源（合上开环点开关）恢复供电，对工作电源支路进行检修处理。
（8）、如是因主厂房直流段母线失电至使，则先进行主厂房直流段母线电源恢复工作。
（9）、检查处理过程中注意防止误碰另一段直流小母线。
（10）、
（12）、为防止因直流一组母线故障引起发变组无保护运行的情况出现，应使两路直流小母线工作电源分别取自主厂房直流I、II组母线。
1、光字牌发“直流系统故障”信号。
2、LCD画面上直流系统单段电压到零。
3、失电母线段上充电机电流到零。
4、可能发“励磁回路直流电源失电”、“保护装置故障”信号。
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5、负荷开关母线PT发“控制回路断线”。
6、快切发“装置故障”信号。
1、蓄电池组带母线运行时，出口保险可能熔断。
2、直流系统发生两点接地。
3、直流充电器掉闸，蓄电池出口保险熔断。
1、确认母线失压时，立即汇报值长；
2、立即拉开与失压母线所连接的刀闸、开关；
3、直流母线所带负荷发生相间或单相接地短路造成充电机掉闸，引起蓄电池保险过流熔断，造成母线失压时，检查各支路负荷有无明显故障，切除故障支路，恢复母线正常运行，将故障设备隔离，联系检修处理。
4、若蓄电池故障，充电器保护动作掉闸造成母线失压，可合上两组直流母线联络刀闸，恢复失压母线运行。
5、若充电器故障引起母线失压，应检查充电器交流电源是否正常，无明显故障可试送一次，如试送失败应退出故障充电器，将故障充电器隔离，联系检修处理。
6、若母线故障引起母线电压消失，退出故障母线，维持II 组母线正常运行。
1、热控电源失去，LCD画面参数指示失灵，无法进行操作调整。
2、热控系统不能正常工作，调节控制系统失灵。
1、控制电源部分失去，主要参数有监视手段时维持机组稳定运行，尽量减少不必要的操作，联系热工人员，尽快恢复电源；另外严密监视主要运行参数的变化，运行参数越限威胁机组安全运行时，应紧急停机。
2、控制电源全部失去后，应紧急停机、停炉、停运发电机，到就地确认设备状态正确，就地看火确认锅炉已经灭火。在LCD画面上不能进行操作的必须到就地操作，其它各项操作按照正常停机步骤执行；启动交流或直流润滑油泵，启动直流密封油泵，必须保证汽轮机油系统运行正常，严防汽轮机进冷汽冷水，达到启动汽轮机顶轴油泵条件时手动启动，转速到0手动启盘车，就地手动关闭高低压旁路。
3、6KV设备应就地按事故按钮紧停。
1、集控室，电子间继电器室应防火防潮，定期除尘，有合格的温控装置。
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2、加强直流充电器及蓄电池管理，严格执行定期试验。加强绝缘检测，发生接地时应及时正确处理。
3、加强电子间及配电室管理，禁止无关人员出入。
4、加强防误操作管理。
启备变检修或失电后，机组失去备用电源，此时若发电机事故解裂，机组将失去厂用电源，为防止事故扩大，在机组正常运行时应做到：
1、定期检查柴油发电机在热备用，方式选择开关在“自动”位，检查柴油发电机油位、控制用蓄电池充电正常，定期做柴油发电机启动试验，试验时检查柴油发电机出口电压周波正常。
2、定期检查直流母线运行正常，蓄电池出口保险良好，充电模块运行正常，测量电池单个电压正常，做到蓄电池不亏电。
3、定期检查UPS运行正常，各灯光、信号指示正确，冷却风扇运行正常，尤其是直流电源指示信号灯正常，直流至UPS开关合闸状态，保险完好。
4、检修后的设备送电前必须测绝缘合格。
5、巡检过程中，检查各个负荷保护压板投入正确，保护装置工作正常，防止单个负荷保护拒动，导致保护越级动作，扩大事故。
6、视启备变恢复供电时间长短，可不做各种电源切换试验。
1、 发电机定子电流指示超过额定值。
2、 励磁画面上定子电流限制信号可能发，定子电流限制起作用。3、 发变组保护装置可能有发电机过负荷信号报警。
4、 发变组保护装置中发电机过负荷保护动作，发电机与系统解列。
1、 系统发生故障。
2、 出现短时冲击性过负荷。
3、 发电机发出有功功率超过额定值。
4、 励磁装置强励动作。
1、 如系统电压正常，应减少无功负荷，使定子电流降低到允许值，但功率因数不得超过0.98（迟相），定子电压不得低于19kV。
如发电机电压低于19kV，不能减无功，应报告值长，降低有功负荷，直到定子电流到正常值。
2、 事故情况下，按照事故过负荷控制，并做好详细记录；若过负荷时间
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超过规定值，保护未动作，应手动解列发电机。
定子电流 （A）11819132451569123027
允许事故过负荷时间120603010
（s）
3、 如果过负荷信号发出后，强励动作时，运行人员不得干预励磁系统，但应该适当减少有功负荷；20s后手动减少发电机无功负荷，以降低定子电流到正常值，同时监视发电机电压不得低于19KV。如果减少励磁电流不能使定子电流降到正常值，继续降低发电机有功负荷，直到过负荷信号消失。
4、 过负荷期间加强监视发电机各测点温度，当定子或转子绕组温度偏高时应适当限制其短时过负荷的倍数和时间。
5、 在额定氢气压力下，氢气冷却器有1/8组退出时，允许带90％的额定负荷运行，氢气冷却器有两个1/8组退出时，若不在同一角处，允许带80％的额定负荷运行;若在同一角处退出时，允许带60％额定负荷。
：
1、在并列瞬间发生强烈冲击，定子电流突然升高，系统电压降低。
2、发电机发生强烈振动和轰鸣声，定子电流和定子电压剧烈摆动，甚至引起发电机和系统之间的功率振荡。
1、自动准同期装置或同期回路故障。
2、不符合同期并列条件。
1、立即紧停发电机。
2、对发电机、主变及主开关进行全面检查。
转动停止后，对发电机进行详细的检查和测量绝缘及其有关的检查试验，并检查定子冷却水中含氢量，无问题后，方可再次进行启动。
对同期装置进行检查并校核。
1、发电机碳刷过短。
2、发电机碳刷冒火。
3、发电机碳刷剧烈跳动。
4、发电机大轴接地碳刷脏污或损坏。
5、发电机碳刷着火。
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1、发电机碳刷长度2.5cm左右时，应进行更换，更换碳刷时，一次每一极一般不允许超过2个，新旧型号一致、同一厂家，对新碳刷事先磨好，并逐一更换，与滑环接触面应大于80％。检查维护碳刷只能在一个极上进行，不能同时触及两极或一极与接地部分，也不能两人同时工作，以免发生短路。检查维护碳刷时应站在绝缘垫上，穿绝缘鞋。
2、发电机碳刷冒火星或跳动时，要及时取下，用碳刷砂纸打磨后，用白布擦净，调整电刷压力一致，若冒火较严重时，可适当减少励磁电流，通知检修人员处理。
3、发电机大轴接地碳刷脏污或损坏时，应进行更换，在更换前，先退出转子一点接地保护，更换后，再投入该保护。
4、发电机碳刷着火时，应用二氧化碳灭火器或1211灭火器灭火，禁止用干砂灭火，如火势猛，并引燃附近油管路时，执行紧停，保障设备和人身安全。
1、 事故音响器响，有功、无功三相静子电流降到零；发—变组出口断路器跳闸，绿灯闪，有保护掉牌光字；
2、 汽机转速先上升后下降，调节系统动作良好，转速控制在超速保护动作值以下。
3、 锅炉MFT，主蒸汽流量急骤下降；主汽压力升高；锅炉安全门可能动作；汽包水位先下降后上升；
1、检查保护动作情况，判断发电机故障原因进行处理。
2、如故障为外部引起，励磁开关跳时，立即调整发电机电压至正常以维持厂用电运行，如厂用电不能维持，倒为起备变带厂用电。
3、如励磁开关跳开时，检查厂用电应自投成功，如备用电源未自投成功，且无备用“分支过流”，应立即试送厂用电备用电源。
4、汽机调节系统正常，转速在超速保护动作值以下，自动维持汽机转速3000r/min。
5、检查汽机抽汽逆止门及抽汽电动门自动关闭，否则立即手动关闭。
6、检查轴封供汽汽源切换正常，并注意轴封温度调整。
7、检查给水泵最小流量装置动作开启，注意汽包水位。
8、检查开启凝结水再循环门，保持凝结水箱水位，此时应加强除氧器补水，维持除氧器水位；
9、检查高加疏水自动动作正常；
10、检查高、中、低压疏水自动开启，否则手动开启；
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11、根据情况投入低压缸喷水；
12、高、低旁自动开启，手动调整高、低旁；
13、锅炉按MFT处理。
14、根据情况开启PVC阀控制汽压。
15、过热汽温、再热汽温降低时，按规定开启过热器、再热器疏水，及时关闭减温水总门以及手动门，并开启主汽管道，再热蒸汽管道疏水。
16、完成甩负荷的有关操作。
17、处理过程中，机、电、炉出现任一满足紧停条件时应立即停机。
18、查明原因处理后，汇报值长，将发电机并入电网，按热态启动。
1、发电机无功变为负值。
2、定子端部构件温度升高。
1、维持系统电压正常，保证系统稳定性，网上电压低时，禁止进相运行。
2、进相运行时，维持发电机出口电压在?5%Un范围内，防止发电机静稳极限降低。
3、保证定冷水温、水压、流量、氢压、氢气纯度在额定参数范围内。
4、监视定子温升不超规定，尤其是定子端部温度不超过120度。
5、发电机在任何有功负荷状态下进相运行，功率因数都不能低于0.95（超前）
6、不同有功负荷状态下不得超过发电机的出力曲线及V形曲线的限额。
7、如果温度、温升将要超过规定值，应减小进相深度，适当手动增加励磁电流，使功率因数高于0.95（超前），保持各点温升不超限。
8、发电机进相运行期间，各部分温度、温升超过运行限额，手动增加无功负荷。
9、发电机进相运行期间，发电机定子电压、定子电流不能超过运行限额，否则联系调度减少有功。
10、发电机进相运行期间，6kV厂用母线电压不能低于5.9kV，否则停止继续降低无功负荷。
11、发电机进相运行期间，出现失步振荡现象时，应立即增加励磁电流直至迟相运行。必要时减小有功负荷，仍不能拉入同步时，按照值长命令解列机组。
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1、就地SF6压力表上，SF6气体压力低于正常范围。
2、主控室发断路器SF6压力降低报警。
3、就地检查有呲气声。
1、当密度继电器发出报警信号时，应立即到就地查找泄漏间隔及泄漏部位,并及时通知检修人员到场,进行补气。
2、断路器SF气体正常运行压力为0.5MPa其它气室为0.4MPa(20?)。当6
断路器SF气体压力低到0.45MPa(20?)时，主控室、汇控柜发"断路器SF压66力降低"信号。其它气室SF气体压力低到0.35MPa(20?)时主控室DCS画面、6
LCP柜发"其它SF压力降低"。6
3、当断路器SF气体压力低至0.4MPa(20?)时，将自动闭锁断路器的跳、6
合闸，同时主控室DCS画面、LCP柜将有" SF压力低闭锁操作"信号发出。6
4、对GIS设备进行检查，检修人员对压力低的气室进行补气。如泄漏严重，无法恢复到正常压力时，应在压力低闭锁操作以前，申请停电处理。
5、如严重泄压或压力到零，在压力低闭锁操作信号发出时，断开断路器、刀闸的控制电源开关，严禁断路器操作，及时申请停机处理，采用对端先停电的方法将断路器断开，停机处理。
6、SF气体严重泄漏时，检查人员到断路器处检查应注意防毒或采取防毒6
措施。
7、所有断路器在操作合闸时，如发生三相位置不一致现象，应立即手动拉开断路器。在运行中出现单相跳闸三相不一致情况可立即手动合闸一次，不成功应立即断开三相。
8、当开关气压降低信号发出后，任何情况下，不应将开关合闸。当运行中开关发出压力低信号时应及时采取补压措施。如一时无法补压或已经到闭锁值时，应将其控制电源停电，将开关退出运行，停电处理。
9、在查找泄漏点时应逐一关闭气室的密度继电器的阀门判别是哪一个气室发生的泄漏。
密度继电器压力整定值
名 称整定值备 注
动作Mpa解除Mpa
断路器0.45?0.48断路器SF低气压报警6
0.40?0.43断路器SF低气压闭锁6
其它气室0.35?0.38G1、G2、G3气室SF低气压6
报警
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1、 OS画面闪红，参数失去，发故障信号。
2、 汽机跳闸，逆功率或程序逆功率动作，发电机解列。锅炉灭火。
3、 各联锁块故障，自动失灵。
1、 UPS故障。
2、 DCS电源转换模块故障。
1、 检查厂用电自动切换正常，否则手动切换。
2、 锅炉灭火后，派人去就地检查所有磨煤机、一次风机全部掉闸，给煤机全部掉闸，油枪全部退出，磨分离器出口挡板全关。就地全关过再热汽减温水电动门、调门。
3、 就地手动启动交流润滑油泵，监视汽轮机转速，达到600转，手动启动顶轴油泵，就地检查所有抽汽逆止门、电动门关闭，疏水门打开，否则手动开启，转速到零，手动投盘车。就地手动关闭高低旁。
4、6KV设备应到就地按事故按钮紧停。
5、检查故障原因，尽快恢复DCS电源，如果是UPS故障，电源未进行切换，尽快恢复UPS电源供电；若是DCS电源模块故障，联系检修人员尽快处理。
6、在恢复DCS电源过程中，机组所有的操作按正常停机进行；若需手动操作，到就地手动操作。
7、处理过程中，防止锅炉灭火放炮，防止汽轮机进冷水。
1、集控室，电子间继电器室应防火防潮，定期除尘，有合格的温控装置。
2、加强直流充电器及蓄电池管理，严格执行定期试验。加强绝缘检测，发生接地时应及时正确处理。
3、加强电子间及配电室管理，禁止无关人员出入。
4、 加强防误操作管理。
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兆光电厂汽轮机给水回热系统共有七段抽汽，前三段接至高压加热器，第四段供除氧器，后三段接至低压加热器。凝结水经三台低加后进入除氧器，加热除氧，给水经三台高加加热后送入锅炉。本机组加热器疏水采用逐级自流，高加疏水逐级自流至除氧器，低加疏水至凝汽器。每台加热器均有事故疏水至凝汽器，高加水侧采用大旁路，低加#5、#6、#7采用小旁路。
高、低压加热器全部投运，各对应参数正常（抽汽压力和温度、给水温升、
加热器端差等），各个加热器水位正常，事故疏水调门未开。
1、某台加热器模拟量水位计指示水位升高或者维持在高水位，画面有相应的水位报警，事故疏水调门可能打开。故障加热器温升减小，端差增大。如是高加水位高，可能会出现给水流量与给水泵出口流量不匹配，电泵转速偏高；如是低加水位高，可能会出现进入除氧器的凝结水量与凝泵出口流量不一致。
2、某台加热器掉，画面水位计指示满水，对应抽汽逆止门、电动门联关，事故疏水调门可能联开，水侧电动门自动切换，机组负荷瞬时升高，后降低。如是高加掉，则负荷突增，给水温度下降，工作面推力瓦金属温度、回油温度升高，高加后各级抽汽压力升高，给水自动切为大旁路；如是低加掉，则进入除氧器的凝结水温度下降，除氧效果变差，除氧器水位、负荷有小幅度波动。
3、故障加热器严重满水时，就地与远方都满水.抽汽管道上下壁温差增大，抽汽温度下降，抽汽管道有冲击声和振动，法兰连接处冒汽，汽缸可能进水，轴向位移增大，推力瓦块温度报警。
1 加热器管束泄漏或破裂。
2 加热器疏水调门卡涩、调节仪失灵或前后截门误关。
3 负荷大幅度变化或者负荷过高，引起水位自动调节跟不上。
4 凝结水流量、压力剧烈波动，引起低加掉。
5 给水流量、压力剧烈波动，引起高加掉。
1、机组在高负荷工况下，高加掉，锅炉应迅速削弱燃烧，立即减负荷至260MW以下，并密切监视汽机推力瓦温度。严防中、低压缸过负荷，造成机组损坏。
2、机组人员应注意减温水量的控制，高加掉后，在相同负荷工况下，锅炉用减温水量会增加较多。
3、高加掉后，由于四抽压力升高，给水流量可能瞬间升高。除氧器水位由于高加疏水失去和四抽压力升高，水位瞬间降低，机组人员应专人监视汽
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
包、除氧器、凝汽器水位，防止除氧器水位低掉给水泵造成灭火。凝结水流量应比正常工况多。
4、低加掉后，对机组工况影响不大，但有时会导致其它低加发生掉闸。应及时联系检修处理并投入正常。
5、确认发生了汽轮机进水，必须破坏真空紧急停机。
对于凝汽式汽轮机提高热循环效率的途径是通过提高初参数和降低终参数来实现的。凝汽器真空的建立就是来降低汽轮机的排汽终参数，所以实际运行中对于凝汽器真空的巡视调整尤其重要。如果真空异常降低，不仅影响循环热效率，严重时还会发生低压缸排汽温度升高引起低压缸变形，汽机转子中心不一致，从而引发汽机振动，因此运行中一旦发现凝汽器真空下降应及时汇报，查找原因并积极采取措施消除故障。
背压升高的现象：低压缸排汽温度升高，背压表计均显示排汽压力升高，机组负荷下降，凝结水温度升高，凝汽器端差增大，“凝汽器真空低I、II值”光字可能发出，如在协调状态下维持负荷不变，蒸汽流量增大，给煤量增加，真空泵电流增大。
1、冷却风量减少或中断；空冷风机工作失常；
2、热井水位过高；
3、水环真空泵工作失常；
4、空冷换热器散热片污脏，换热效率下降
5、机组负压部分漏空气；
6、轴封系统失常或轴加水封破坏；
7、真空破坏门或低压缸安全门漏空气；
8、低旁泄漏或者有其他疏水漏入凝汽器。
可分为急剧下降的处理和缓慢下降的处理。处理时查找顺序：核对表计判断真空下降的真实性——>刚进行过的可能影响真空的操作——空冷系统——>轴封系统——>真空系统——>其他系统。
1、真空发生急剧下降时：
(1)、首先汇报值长，单元长，机长，检查有无与负压系统有关的操作：
(2）、查看空冷风机运行情况，比如空冷变故障、由于刮大风造成空冷风机瞬间窒息不能通风至空冷散热器从而造成背压突然急剧升高；
(3)、轴封系统工作失常尤其是低压缸前后汽封调整不当；
(4)、水环真空泵缺水或无水造成大量空气漏入凝汽器；
(5）、低旁误开。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
发生上述情况时应迅速恢复刚刚进行的操作，若真空继续下降，应立即按规程降负荷（解除协调，炉侧解送风自动，快速降负荷，保持较小的过剩空气系数，注意炉膛负压）启动备用水环真空泵，备用循环泵，严密监视机组振动。
当背压突然急剧升高接近紧停条件应提前倒换厂用电，做好停机准备。当由于刮大风等原因引起，则应立即减负荷使背压参数处于规定的保护曲线范围之内，必要时候也可采用锅炉灭火等手段迅速降低背压，凝汽器排汽压力增大到保护条件时，低真空保护动作紧急停机，如低真空保护拒动，应手动执行紧停，其他操作按不破坏真空紧停处理。
2、发生缓慢下降时的处理：
(1)、首先汇报值长、单元长、机长，检查恢复刚刚进行过的操作。
(2)、调整主机汽封供汽门开度；可以适当开大供汽门；
(3）、热井水位过高，须及时启动备用凝泵加强除氧器上水，停补水泵，如原运行泵故障掉闸，备用泵应联启，恢复凝结水系统，如果是凝结水自动调整门失灵，解除自动，手动调整，加大上水，也可开5#低加出口放水电动门放水至凝汽器水位正常；
(4）、水环泵水位低出力不足时应迅速补水，或者启备用真空泵运行，如果是运行水环泵泵体漏空气，则启动备用泵停运行泵，并对故障泵可靠隔离；
(5)、由于散热器管污脏可及时启动空冷喷雾系统加强冲洗；
(6）、若负压部分漏空气，则水环泵电流明显增大，按照上边的顺序一个一个系统排查；
(7）、高、低加检修后投运投事故疏水调门前后手动门时也会对真空有影响如继续降低应迅速恢复原状态检查汽侧放空气、放水阀门位置是否正确；
(8）、真空破坏电动门不严密、低压缸安全门也会造成真空下降应及时检查关严；或者联系检修堵漏；
(9)、轴加水位过低应开启多级水封汽水门补水，调整轴加风机入口门；
(10）、水环真空泵运行中入口蝶阀误关，联系热工将其打开，及时启动备用泵。
总之，真空下降是正常运行中经常遇到的情况，处理原则首先是刚刚进行过的操作且与真空系统有关的，真空快速下降时应按规程迅速降负荷，减小凝汽器进汽量，及时启动备用水环泵和备用循环泵（单台循环泵运行时），达到紧停条件执行紧停，其次缓慢下降或降到一定程度不再下降，则通过水环泵电流增大，可以明显发现原因多为负压部分漏空气，按照查找顺序及时逐个系统排查。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
1、凝汽器水位高报警，包括：OM画面上变送器水位计，就地水位计高报警，可能出现除氧器水位下降。
2、可能出现真空下降。
3、凝结水过冷度大。
4、未投协调时，负荷可能降低。
5、运行凝泵掉闸，备用凝泵未联起。
6、低压缸轴封温度可能因为凝结水压力变化而变化。
7、凝结水主调门开度指示突降。
1、运行凝结水泵工作失常，或者凝结水系统再循环门误开、凝结水主调门误关。
2、运行凝结水泵故障，备用泵未联起。
3、补水系统自动失灵，
4、7#低加泄漏
5、辅汽系统并列运行，各机组负荷偏差大，相互串汽
6、机组快甩负荷，低旁开，进入凝汽器的排汽量增大
7、机组停运时，补水门未关，或者凝泵密封水未关。
1、若机组停运时，发现凝汽器水位高，应检查系统切除漏点
2、若运行泵工作失常或掉闸，备用泵未联起，应立即启动备用泵，停止故障泵，注意除氧器水位适时降低机组负荷并及时联系检修处理故障凝泵，由机长汇报值长及相关领导。
3、凝结水补水系统自动失灵时，应立即解除自动，采用手动调整，并采用放水方法：
a、开连排，注意连排系统无泄漏
b、开5#低加出口门前放水门，开启前应检查系统畅通
c、保持除氧器水位高
4、若是7#低加泄漏引起，解列7#低加处理
5、若因各机组之间相互串汽引起，联系值长调整辅汽运行方式，并开本机放水
6、若因机组甩负荷旁路动作引起，应查明原因，事故处理在机长的统一指挥下进行
7、若运行泵掉闸备用泵不能投入运行，凝汽器水位过高，则不破真空停机。
1、发现凝汽器水位高，由机长、汽机副机长和汽机巡检共同确证故障原因
2、由机长负责汇报及故障判断，指挥机组人员进行系统切换及停机操作
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
3、由值长负责汇报相关领导及中调，机长通知检修人员进现场待命，炉副机长则根据机组情况配合降负荷，炉巡检、电气巡检配合机巡检进行系统切换后返回待命。
总之，凝汽器水位高，不仅使机组真空下降、凝结水过冷增大、严重影响到机组的经济性和安全性。因此，正确安全合理的处理凝汽器水位高的问题是非常重要和必要的。
水环泵的作用是抽出凝汽器汽测含有的空气等不凝结气体和各加热器中不凝结的气体.当因水环泵故障凝汽内含有的空气等不凝结气体量增大时,会使排汽压力和温度增高很多,造成低压缸温差变形,破坏机组转子中心造成振动.
1、画面“0、”“F”报警发出
2、OS画面A泵电流指示为0
3、真空略有下降
4、A泵入口门联关
（一）、备用泵联启正常:
1、检查备用泵入口蝶阀联开正常,检查故障泵入口蝶阀联关正常.
2、立即派人到就地将B泵水位补至正常,并检查B泵运行正常,就地检查A泵有无明显故障现象.
3、画面监视真空变化趋势,确证真空系统运行正常.
4、汇报值长,联系检修,派电气巡检测A泵绝缘是否良好.
（二）、备用泵未联启且手动启动失效
1、画面手动启B泵失效,迅速降负荷,密切监视真空变化趋势,启B泵未成功,同时间汇报值长及时联系机炉,电气,热控人员.
2、及时切换轴封供汽,开大低压缸前后汽封,
3、快速降负荷过程中,炉可能因燃烧不稳灭火或降负荷不及时,真空达到条件保护掉机,手动切除旁路系统,进行其他停机操作.
4、水环泵处理前后,启泵,恢复,检查低压缸安全门是否正常.
1、经常对运行泵进行检查,尤其注意电机运行情况,电机开关,工作正常,接线盒处电缆绝缘层完好,OS画面注意运行电流正常,发现异常及时汇报.
2、定期测绝缘,检查备用泵控制箱指示灯正确,确保备用泵备用良好.
3、正常运行中,提前做好事故预想,明确分工,使得事故情况下各司其职,快速处理,防止事故进一步扩大.
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
1、值长:全面负责,联系检修.
2、机长:具体指挥,联系检修.
3、机副:机侧事故情况具体操作.
4、炉副,炉巡:配合机侧快降负荷.
5、机巡:配合机副现场操作.
排烟风机是主机润滑油系统中的主要设备之一,它装设在密闭的集装油箱顶部,其作用是用于抽出油箱内的烟气,使油箱内及回油管路上形成负压,有利于回油畅通,避免油或油烟外溢,使整个油气处于安全状态下工作.油箱负压不宜太高,应维持在0.2-0.5Kpa(20-25mm),防止轴后处进水进气及灰尘,污染了润滑油.
排烟风机在油系统投运过程中,在启动交流润滑油泵前先启一台(并做排烟风机联动试验),一般在机组停运后,发电机排氢工作结束,密封油系统停运后方
可停转,机组运行中,应始终维持一台风机运行,使主油箱内保持一定的负压,另一台投连锁备用.
1、备用风机联启,OS画面发报警
2、油位上升(画面油位及就地油位计指示);
3、若监盘精力不集中,长时间未及时发现或未处理,12.6米主机轴瓦处或油系统可能冒油烟及不严密处往外渗油;
4、由于回油不畅,油温可能上升;
1、电机故障或回油故障;
2、风机机械故障卡涩;(轴承损坏等)
3、风机底部排油孔不畅或堵塞,风机内充满油,旋转阻力增大;
4、油烟分离器效果差或风机入口堵,也可使风机出力降低,造成与风机掉闸一样的效果;
1、应立即汇报值长，机长；准备好对讲机手电筒；
2、备用风机联启，应在OS画面退出风机联锁，立即派机值班员到就地检查，关闭掉闸风机的入口门，打开联启风机的入口门及风机底部排烟门，调整入口门开度，使油箱负压维持在20-25mm.
3、在处理过程中，调整入口门开度几油箱负压过程中，值班员与集控监
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
盘人员一定要用对讲机联系好，密切注意油位变化；
4、立即派人检查主机轴瓦处及油系统是否冒油烟及有油，并立即清理；
5、若是长时间未发现或未处理，应密切监视润滑油的变化，并派人就地检查冷油器调门开度几通过油管透明法兰检查油流情况；
6、派电气巡检检查掉闸原因，先停电，手动盘转风机转动是否灵活，检查电机本体是否烫手，并测电机绝缘，若绝缘合格可试一次。若属电机故障或油路故障应立即联系电气检修人员处理;若属机械故障，应立即联系机炉检修人员;将处理情况汇报值长；
1、监盘精力集中,应及时发现问题;(包括油位,油温一些变化起势及辅机掉闸报警信号)
2、若长时间未发现及未处理,造成油箱油烟外溢或轴瓦处冒油烟,不仅造成环境污染,而且油系统及轴瓦处温度高,很容易发生火灾,必须及时清理;
3、若由于回油不畅,油温上升很快,很容易达到紧停规定,必须密切监视油温变化,及冷油器运行情况,必要时降负荷;
4、有时由于油烟分离器分离效果差,长时间未清理或风机入口堵,也会使风机出力降低,主油箱负压降低,造成与风机掉闸一样的效果,若发现此类问题,也应及时切换风机,通知机炉处理;
1、除盐水泵故障或除盐水泵出力减小。
2、除氧器事故放水门误开。
3、除氧器的水位高信号误发，除氧器放水门开。
4、辅助蒸汽压力升高，除氧器水位下降。
5、5#低加出口放水门开，除氧器跑水。
6、锅炉上水速度突然加快，除氧器水位下降。
7、除氧水箱排空门误开，除氧器跑水。
1、检查除盐水泵的运行情况，上水泵出口流量及上水电流。
2、检查调整辅助蒸汽的压力。
3、联系锅炉控制汽包上水速度。
4、检查除氧系统，关闭以下阀门：
a．除氧器至定排手动门。
b．除氧器凝结水入口电动门。
c．除氧器水箱排空门。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
d. 5#低加出口放水电动门。
e. 除氧器事故放水门。
1、机长，及时分析水位下降原因，作好事故预想，事故处理过程中协调指挥机组人员。
2、机副机长，及时汇报机长情况，检查除氧器上水加热系统及分析水位下降原因。
3、炉副机长，控制汽包上水速度。
4、机巡检，听从机长及副机长安排，就地检查系统及时汇报。
凝泵单台工作，除氧器水位自动调节正常，两台电泵工作，汽包水位自动调节正常，机组运行正常。
1、除氧器OS画面水位、电接点水位、就地水位计水位一个或全部指示降低。
2、凝汽器水位可能升高，汽包水位可能升高。
3、水位降到OS画面水位低报警发出。
4、水位降到水位低II值时，将使给水泵掉闸。
5、凝泵电流、出口压力、流量、给水泵转速、给水流量可能发生大幅变化。（一）、凝水系统有故障，包括：
1、主凝水调门机构故障使调门关闭。
2、除氧器水位自动调节系统失灵。
3、A凝泵跳闸（或变频器故障跳闸）备用B泵未及时联起。
4、加热器跳闸后水侧阀门动作不正常使凝水中断。
5、凝水启动再循环门、凝水再循环门误开，自动调整跟踪不及时或除氧器水位设定块误设定时。
（二）、 给水系统扰动，包括：
1、给水泵故障，转速飞升，除氧器水位跟踪不及时。
2、其他故障使锅炉需水量急剧增加，除氧器水位跟踪不及时。（三）、除氧器系统有故障，包括：
1、除氧器溢流阀、事故放水阀误开不关或联开后不关。
2、水位测量部分故障，发水位假信号。
3、机组启动过程中，操作不当使除氧器与凝汽器连通。
4、高负荷时高加事故疏水开启，凝水补充不及时。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
1、发现除氧器水位急剧下降，应首先根据两个OS画面水位和一个电接点水位的变化情况进行故障确认，如为控制用变送器故障，应退出除氧器水位自动调节改为手动调整，如为指示用变送器故障应加强监视通知热工，如为电接点故障，应联系热工短接闭锁电泵启动接点并及时处理。
2、如所有水位计指示均急剧下降，应根据凝水主调门开度（变频器控制块开度）、凝泵电流、出口压力、凝水流量进行判断，迅速查明原因，进行相应处理。如为主调门故障关闭，表现为凝泵电流减小，出口压力升高，流量下降等，此时应立即开启主调门旁路电动门补水，观察凝水流量，使用凝水再循环辅助调整流量，必要时手动调整旁路电动门；如为加热器故障跳闸，水侧阀门切换不正常引起断水，则故障阀门闪黄，凝泵电流减小，出口压力升高，流量下降，此时应就地手动开启故障电动门维持上水；如为除氧器水位自动调节失灵，应立即改为手动调节；如变频器跳闸或A凝泵电机跳闸备
用泵未及时联起，应手起备用泵；如为系统阀门误开应检查关闭，设定操作失误应汇报机长立即恢复；如为炉侧扰动，应以炉侧为主，必要时启动备用泵上水，防止事故扩大；除氧器系统阀门误开等原因引起的水位下降，应及时关闭，如为溢流阀故障应关闭手动门；启动过程中应认真检查除氧循环泵系统阀门及凝水启动循环门位置，防止除氧水箱的水窜到凝汽器，一旦发生水位下降现象应立即进行系统隔离；高负荷时高加事故疏水开启应根据情况适当减负荷使事故疏水关闭，否则通知热工关闭。
3、处理除氧器水位急降事故过程中 ，炉侧应进行减负荷操作以减缓水位下降速度，同时可以暂时减小锅炉上水量。如果处理不及时水位下降到保护值应按炉灭火处理，以防止损坏设备。
故障前运行方式 ：负荷 180MW—300MW， 单台A侧冷油器运行。（一）现象：
1、各轴承温度普遍升高
2、轴承温度及回油温度升高报警。
3、润滑油温度升高。
4、机组振动可能增大。
5、轴向位移可能增大。
(二) 处理：
1、检查润滑油冷却器调门动作是否正常，某调门全关应手动开启或开启旁路门调整油温至正常，联系热控检修。
2、检查冷却水源是否中断或工业水压力是否正常。根据情况处理。
3、如A冷油器故障，应切至B冷油器运行，通知机炉。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
4、如发生冷油器落水应采取关小冷却水出口门，开打入口门，排尽空气后调整油温至正常范围。
5、查机组各轴承振动是否逐渐增大，根据情况进行处理，如振动值达
到停机值时，应紧急停机。
6、如调整无效时，轴承温度达到紧停值执行紧停。
7、对润滑油压力，轴承温度，振动，轴向位移加强监视。如发生轴瓦断油或油流小找成温度至紧停时应紧停。
（一）现象：
1、轴承金属温度升高。
2、轴承可能冒烟。
3、推力轴承损坏或推力瓦块金属温度升高。
4、回油中发现乌金碎末。
5、单个轴振或盖振可能增大。
（二）处理：
1、查单个轴承有无金属摩擦声，判断是否断油或损坏。
2、润滑油压是否正常；回油温度是否急剧上升；若回油温度达到82?，轴瓦冒烟立即事故停机。
3、机组立即降低负荷，改变轴系承力分配，观察温度变化情况。
1、调润滑油温时，应尽量缓慢调整冷却水门，避免润滑油温度大幅度摆动造成油膜发生变化，引起机组振动大停机。
2、当出现单个轴承温度升高时，应及时、准确地判明测点原因，还是轴承故障，达到紧停时，应严格执行紧停规定。
接到化学通知或巡检汇报水质超标后，应迅速确认，就地检查离子交换器运行情况，适当开大离子交换器出入口手动门，检查关闭凝结水补水门。根据水质污染情况进行水箱换水操作。如果离子交换器已经失效，应及时切出，并通知化学。如采取以上措施无效怀疑冷却器泄漏循环水混入定冷水，应进行冷却器切换操作。以上操作进行时应注意定冷水流量、压力的变化。
1、运行A泵掉闸，备用B泵未连起，应立即启动备用泵。如为进行系统操作时发生人为误操作误关系统阀门引起断流，应立即恢复。发生断流处理不及时引起机组跳闸，应执行紧停操作，并汇报值长，排除故障后重新并列。
2、发生异常流量降低，应根据压力加以确认。如为流量指示错误，应通知
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
热工模拟信号后检查，检查期间密切监视水压。确为流量降低的应关小定冷
水再循环门提升系统压力并检查运行A泵工作情况、水箱水位、系统阀门位置、滤网脏污情况等。如为A泵出力不足，应倒换水泵；如为水箱水位降低，应补水正常；滤网脏污应及时切换；系统阀门操作不到位应恢复正常。
发生水位报警或就地发现水位异常降低，应手动补水正常，检查放水放空气门是否错误开启，系统或冷却器是否泄漏，结合氢气湿度、油水继电器液位判断是否发电机漏水，并采取相应措施。补水电磁阀故障无法自动补水应改为手动补水并加强监视。如为水位异常升高，应检查补水门是否内漏，如内漏应及时切除，并放水至正常。
发生温度变化应根据就地远方两块表计、环境温度、负荷情况判断是否正常。表计错误及时通知热工。冬季水温过低及时关小冷却水；夏季水温过高及时调整，必要时投入备用冷却器。冷却器某些阀门故障使水温难以调节，应投入备用冷却器运行。
1、OM画面有“控制用空气压力低”报警发出。
2、主机轴封减温水调门、炉侧过、再热器减温水调门可能闪黄或无法操作。
3、6.3M控制气源站压力表指示降低。
1、空压机机械故障掉闸。
2、干燥塔切换故障。
3、空压机自身保护动作（冷却水压力低、润滑油压力低等）。
4、空压机电机故障跳闸。
5、压缩空气系统泄漏严重或精处理、外围车间大量用气，未及时通知。
6、压缩空气系统切换错误。
1、立即派人带对讲机到就地检查，确认报警正确，汇报值长，同时联系检修人员进现场。
2、如果为外围车间用气，通知其立即恢复。
3、通知辅控检查运行空压机，启动备用空压机或切换系统。
4、停止刚进行的操作，视情况恢复刚进行的操作内容。
5、尽量维持锅炉燃烧，尽量减少气动调节挡板、调整门的操作。
6、低压轴封供气温度、定冷水温度变化时可以派人就地采用手动调整：特别注意电泵最小流量阀动作情况，监视汽包水位，高负荷下通知锅炉快速减
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
负荷；汽轮机本体疏水门将打开注意背压变化；各段抽汽逆止门关闭，注意除氧器水位；炉侧减温水调门打开，快速联系巡检到就地调整电动门。
7、处理过程中，如果达到紧停条件，坚决执行紧停，停机时要注意抽汽电动门联关正常，汽机转速下降，若压缩空气压力无法恢复，申请停机。
8、电气侧准备切换厂用电至备用变带。
1、机长负责通知值长及检修进现场，值长进场后，机长会同机炉副机长
操作，值长统一指挥
2、汽机巡检与电气巡检一同进行压缩空气系统切换和启备用空压机，整
个过程防止联系不周
3、锅炉和汽机副机长盘上操作，需要切换厂用电时，汽机副机长操作，
值长监护
（一） 现象：
1、负荷突增两万左右。
2、汽包水位突然升高。
3、主蒸汽压力突然降低。
4、主蒸汽流量降低。
5、再热汽压力升高。
6、高旁减压阀后温度、压力升高
7、 轴向位移增大、推力盘工作瓦块温度升高。
（二）原因：
1、热控控制系统或定值偏差引起误动，或人为误动。
2、监盘注意力不集中、加负荷或煤质变好时调门未及时开启、关调门时未监视主汽压力。造成主汽压力达高。
（三）处理：
1、通知热工查动作原因，汇报领导。
2、值长统一指挥协调工作，达跳闸值时按跳闸处理。
3、未跳闸时，防低旁动作关高旁降再热汽压。锅炉减负荷、维持汽包水位、调整主再热汽温、稳定燃烧。汽机注意除氧器水位、凝汽器水位、轴封温度、主
机振动。
4、关小高旁留一定开度。防止全关后又开
5、查明原因、消除故障后恢复正常方式。
6、任一主汽门或主调门运行中突关时，通知机炉、热控检查。监视汽机振动，达跳闸值执行紧停。若降负荷后做主汽门活动试验，关小主汽门后打开
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月时，注意监视至完全稳定。若不能打开，汇报中调申请停机。（一）现象：
1、负荷突然降低两万左右。再热汽压降低。
2、 凝汽器水位猛增。
3、 主机排汽压力上升、排汽温度升高。
4、 主机轴向位移趋负、推力盘非工作瓦块温度升高。
5、 画面低旁压力控制指针指示开大。
6、 OS画面三级喷水阀开。
（二）原因：
1、热控控制系统或定值偏差引起误动，或人为误动。
2、 排汽压力高，强带负荷，低旁动作值。
（三）处理：
1、通知热工查动作原因。汇报领导。
2、值长统一指挥协调工作。达跳闸值时按跳闸处理。
3、未跳闸时，锅炉减负荷、维持汽包水位、调整主再热汽温、稳定燃烧。汽
机注意除氧器水位、凝汽器水位、轴封温度、主机振动。
4、关小低旁，防止快关低旁保护动作反复开关。
5、查明原因、消除故障后恢复正常方式。
6、若是中压主汽门、主调门关闭所致。通知机炉检查。监视汽机振动，达跳
闸值执行紧停。降负荷后做中压主汽门活动试验，关闭门又打开时，注意监视至完全稳定。若不能打开，汇报中调申请停机
（一）现象：
1、负荷增加后降低或直接降低。
2、汽包水位突然升高。
3、主蒸汽压力突然降低。
4、主蒸汽流量降低。
5、 再热汽压力升高后降低。
6、高旁减压阀后温度、压力升高。
7、凝汽器水位猛增。高一值、高二值可能发。
8、主机排汽压力上升、排汽温度上升。
（二）原因：
1、误动。
2、监盘注意力不集中、加负荷或煤质变好时调门未及时开启、关调门时未
监视主汽压力。
（三）处理：
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
1、通知热工查动作原因。汇报领导。
2、值长统一指挥协调工作。达跳闸值时按跳闸处理。
3、未跳闸时。锅炉减负荷、维持汽包水位、调整主再热汽温、稳定燃烧。汽机注意除氧器水位、凝汽器水位、轴封温度、主机振动。
4、关小低旁，防止快关低旁保护动作反复开关。
5、关小低旁留一定开度，防关后又开。
6、关小高旁留一定开度，防止全关后又开
7、任一主汽门或主调门运行中突关时。通知机炉检查。监视汽机振动，达跳闸值执行紧停。若降负荷后做主汽门活动试验，关闭门又打开时，注意监视至完全稳定。若不能打开，汇报中调申请停机。
8、若为甩负荷所致，按甩负荷处理。
十
汽轮机组启动或停机过程中，机组已定速或并网，主要辅机运行正常，主汽、再热器温度正常，轴封温度、压力正常，凝汽器真空正常。
1、OS画面，高中压缸胀差不正常增大或减小，并接近停机值-1.5mm，+16.5mm。汽轮机转子及汽缸温度可能升高、降低。主、再汽温突升或突降。轴封温度、压力异常升高或降低，真空变化较大。
2、就地检查汽封系统吸汽严重或冒白汽。主、在蒸汽管法兰、阀们处冒白汽，可能听到汽机动静摩擦声。
1、汽轮机胀差大幅度升高或降低，并可能发高低值报警。
2、机副机长监盘发现机组胀差变化较大，并且有趋势继续增加。立即汇报机长、值长，并派巡检迅速到就地检查，倾听主机本体有无金属摩擦及其它异常情况。
3、值长在主控室内安排好机组负荷调整，并做好机组紧急停机的安排。机长安排其它巡检人员准备好对讲机及时与就地联系。必要时，安排机副机长直接到就地检查。机巡检迅速到就地检查汽机汽封系统、真空系统，并及时汇报。
4、机长安排炉副机长相应调整主、再汽温及负荷。机副机长调整高、低旁开度，并密切监视胀差变化情况。当胀差达到停机值-1.5mm，+16.5mm时，经调整无效时，按紧停处理，并找出胀差变化的原因。
原因处理
一、汽机滑销系统卡涩联系机炉检修人员到场处理，往
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
滑动面之间注油，保证润滑及自
由移动。现象：膨胀值在膨胀或
收缩过程中有跳跃式增加或减少。
二、蒸汽温升（降）和流量变化根据实际情况，合理调整温升温
速度降和流量，即正胀差时，降低温
升速度，负胀差时相反。调节高
旁开度，控制蒸汽量，使缸体均
匀加热。
三、轴封温度变化合理调整轴封供汽温度，及供汽
汽源的及时切换，防止轴封段大
轴急剧冷却收缩。
四、凝汽器真空的影响起动中，维持在一定转速和负荷
时，改变真空能在一定范围内调
整胀差。
五、汽缸保温和疏水的影响由于保温不好，可能造成汽缸温
度分布不均匀，且偏低。影响汽
缸充分膨胀，使胀差增大。联系
检修人员修复保温。疏水不畅可
能造成下缸温度偏低，影响膨胀
并容易变形。启动时，注意开启
疏水门，加强缸体疏水。
主控室OS画面及立盘高中压缸胀差未报警，胀差值在正常范围内。某一轴承振动及轴承盖振动不正常增大。就地检查主机局部轴封及挡油环摩擦冒火花。排除热工测量原因后，判断主机局部因膨胀不均，胀差增大，产生动静摩擦。此时，因按规程果断执行紧停。防止主机事故扩大发生。大轴局部摩擦受损，发生永久性弯曲。
机组正常运行，辅机正常运行方式，各参数均在正常范围内。二、事故现象：
1、OS画面发轴向位移大一值（大二值）。
2、可能拌有以下现象：
? 汽轮机推力瓦温度高报警，推力瓦回油温度高报警。
? 汽轮机声音异常，内部有清晰的金属摩擦声，机组振动加剧。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
? 机组胀差以及各级的前后压力发生变化。
? 机组负荷下滑（水冲击）或上升（高加解列）。
1、高旁动作或者低旁动作。
2、汽轮机发生水冲击。
3、推力瓦发生故障。
4、 加热器停用。
5、通流部分损坏。
6、叶片结垢严重。
7、 凝汽器真空下降。
8、发电机转子窜动。
9、负荷变化急剧。
1、当出现轴向位移大现象时首先应根据有无汽轮机推力瓦温度高报警，推力瓦回油温度高报警，或者有无异常变化以及有无引发事故的内因存在而确定是否是测点的问题，当判明为热控测点问题时应汇报值长申请退出保护及时联系热控人员处理。当判明非热控测点问题时应按以下原则处理。2、当出现轴向位移大一值报警未达到大二值但是机组拌有振动加剧机组未有不正常的响声，此时应该立即破坏真空停机。
3、当出现轴向位移大二值时保护应该动作若保护拒动应该立即手动破坏真空停机。
4、破坏真空紧急停机步骤如下:
?主控手打停机按钮或就地打闸；
检查高中压主汽门及调汽门以及抽汽逆止门，高排逆止门及抽汽电动门应迅速关闭，检查机组负荷到零。
?发电机与系统解列，确认汽轮机转速下降；
?启交流润滑油泵、检查油压正常；
?开启凝汽器真空破坏门，停止水环真空泵；
?检查下述操作自动完成，否则手动进行：
a.机本体疏水联锁开启；
b.凝结水再循环门自动开启，否则手动调整，注意凝汽器及除氧器水位；c.低压缸喷水阀开启；
d.检查除氧器汽源切换正常；
e.轴封汽源切换正常，并注意轴封温度调整；
f.手动切除高、低旁；
g.检查各加热器疏水自动动作正常。
?转速降至600r/min，启高压顶轴油泵；
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
?注意机组惰走情况，记录惰走时间；
?其余操作按正常停机进行。
.
机组负荷300MW，辅机为正常运行方式，厂用电系统为正常运行方式。
DCS画面有变频重故障报警，就地变频显示屏有重故障报警提示，A凝结水泵电机电流为0
1、A凝结水泵变频方式运行，掉闸后B凝结水泵联起正常
2、A凝结水泵变频方式运行，掉闸后B凝结水泵未联起,或联启后又掉闸
备注：A凝泵变频重故障可以导致凝泵掉闸，发生故障后OS画面和就地变频器显示屏均有故障报警内容显示。
1、A凝结水泵变频方式运行，掉闸后B凝结水泵正常联起的处理：
?．机副机长立即汇报机长，机长立即通知值长
?．机副机长检查A凝结水泵跳闸后出口门联关正常，联起B凝结水泵后，检查电流返回正常，B凝结水泵出口压力调整在正常范围内
?．炉副机长适当的降锅炉负荷，并监视汽包水位以及除氧器水位
?．机副机长注意观察主凝结水流量和除氧器水位正常检查1A凝结水泵出口门联关正常， 检查1B凝结水泵运行正常，可根据情况投入凝结水主调门自动、再循环调门自动。
?．注意1B凝结水泵启动后,调整主凝结水调门瞬间关闭至对应负荷工况下的某一开度(300MW负荷工况关至50%，此时应注意手动调整主凝结水调门开度,以维持除氧器水位正常,另外若再循环调门在自动方式下维持主凝结水压力，可解除再循环自动，手动调整以维持除氧器水位正常)
?．机副机长注意低压汽封温度监视调整,维持除氧器水位正常及低压汽封温度正常。
?．机长立即派机巡检到就地检查B凝结水泵运行正常，包括：声音，震动，电机冷却水投运正常，轴承密封水投运正常，电机轴承油位正常，就地出口压力表指示正常，一切正常后汇报检查情况。
?．由机长通知电气检修人员检查A凝结水泵掉闸原因，并让机巡检到就地检查是否为变频器故障报警，查明原因尽快处理，如短期内无法恢复时，切换为A工频运行方式作为备用。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
2、A凝结水泵变频方式运行，掉闸后B凝结水泵未联起或联起后又掉闸的处理
?．机副机长立即汇报机长，机长立即通知值长，并做好事故停机准备工作
?．机长安排各人具体分工:〈1〉炉副机长进行炉侧紧急降负荷，〈2〉炉巡检负责汽包水位调节〈3〉机副机长负责机侧相关操作与画面监视
?．B凝结水泵未联起，此时应手动迅速启动一次，如不能起动，严格执行紧停规定
?．机副机长应解出汽机自动,适当快降负荷，密切监视汽包水位和除氧器水位变化情况
?．值长通知检修人员查明B凝结水泵泵未启动或启动后跳闸原因，未查明原因前不允许启动,并且机长派机巡检，电气巡检到就地进行检查
?．两台凝结水泵都掉闸后直接影响除氧器水位，闭锁给水泵启动；低二值联掉给水泵，因为有以上报警及保护，在短期内无法挽救时，按停机处理；
?．由于两台凝泵故障，而凝汽器水位又过高，达到停机条件时，按不破坏真空紧急停机处理。
?．检修检查A，B凝结水泵，A凝泵假如由于变频故障所致，可以切换为工频方式运行，达到启动条件时，尽快启动机组。
机组协调方式运行,负荷300MW,A.B电泵并列运行,C电泵处于热备用状态,各辅机运行正常,系统无异常.
画面电泵掉闸,汽包水位下降.
机炉协同快速降负荷,注意监视与协调,防锅炉灭火或进一步造成停机,使事故扩大化.“A电泵跳闸”后应按两种工况应进行预案(1)C电泵被联启或手启(2)C电泵未被联启或联启后掉
(1)、机长安排各人具体分工：炉辅机长燃烧盘面监视与调整风烟系统；炉巡检负责汽包水位调整；机副机长负责机侧相关操作与监视；机巡检负责汽温调整
(2)、炉副机长立即着手协调,退出送风自动,适当减燃烧,减风.
(3)、机巡检应检查电泵启动正常(包括及时手动启动),工作油冷油器冷却
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
水投入正常.
(4)、炉巡检应在盘面检查A电泵出口电动门联关正常,最小流量阀开启,待C电泵转速上升至1480rpm时解除电泵自动,手动快开至负荷对应下相关流量.
(5)、炉巡检加大B电泵出力至5400rpm检查流量增加,同时调整电泵出力,维持汽包水位,(并兼顾负荷,汽包蒸发量与补给水量)
(6)、机巡检将监视汽温画面交机长或他人完成,自己受机长安排到现场检查电泵运行工况并完成相关操作(携带对讲机,手电,手套,门钩)检查电泵油冷却水确已投入。
(7)、如处理不当,造成水位低III值灭火时可参照《锅炉灭火处理预案》进行处理.
(8)、处理工作结束应汇报值长.
(1)、机长安排各人具体分工:炉副机长进行调整与风烟系统调整；炉巡检负责汽包水位调节；机副机长负责机侧相关操作与画面监视；机巡检负责汽温调整
(2)、机长应立即安排炉副机长协调,送风自动,并大幅度减弱燃烧,减送风机电流至40A,火咀减至对应负荷180MW~200MW.
(3)、机巡检密切监视汽温变化情况并作适当调整,防止汽稳大幅下降或大幅上升.
(4)、机副机长应解出汽机自动,适当快降负荷至180MW~200MW左右，密切监视主汽压力及汽包水位变化情况，防止汽包水位大幅摆动.
(5)、炉巡检负责检查A电泵出口联关,中间抽头联关等,并迅速加B电泵转速至5400rpm,严密监视汽包水位,遇水位快速下降应立即汇报机长.
(6)、值长通知检修人员查明电泵未启动或启动后跳闸原因，未查明原因前不允许启动,并且机长派人到就地进行检查.
以上情况是想将负荷降至单台汽泵出力工况下运行,各专业应紧密配合。
事故处理分两种情况分析：
（一）现象：
1、氢侧密封油泵掉闸,出入口差压低报警发出；
2、直流泵联启正常。
（二）原因：
1、油泵机械故障；
2、油泵失电；
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
3、热偶动作接触器断开。
（三）处理：
备用泵联启后检查就地运行正常，油压正常。检查油泵掉闸原因如是热偶动作接触器断开则测绝缘合格后重新送电。如是其它原因通知检修对事故泵检查处理。
（一）现象：
1、氢侧密封油泵掉闸,出入口差压低报警发出
2、备用泵及联锁块发报警；
3、有可能氢侧发密封油箱高报警发出,消泡箱油位高报警发出。（二）原因：
1、两台油泵均有机械故障；
2、联锁不正常，备用泵不联启；
3、两台油泵均失电；
（三）处理：
1、双流环式密封瓦允许氢侧短时间断油运行，当氢侧突然断油时，密封瓦可以单流环式运行，可以封住机内氢气。
2、氢侧断油后，如果时间长了，发电机内氢气纯度将下降，因而增加排污补氢的耗氢量，另外，时间长了以后，由于空侧密封油往氢侧串油，使密封油箱油位迅速上升，在自动排油装置失灵情况下，需运行人员密切监视，手动排油。
3、如果备用泵无异常且未联起过，值班人员应立即启动一次，启动正常则调整至正常运行状态；如果启动不了或运行不正常，应停止运行，严密监视空侧密封油运行情况和密封油箱消泡箱油位，联系检修人员处理。
4、如果由于密封油箱油位低二值导致油压降低则立即补油至正常；如是低二值误发立即通知热控处理；如是油泵机械故障立即通知检修处理。
5、氢侧断油后平衡阀会全开在油泵恢复后由于平衡阀动作不及时会使油喷入发电机造成发电机进油。因此在断油后应解除平衡阀。在油泵恢复后手动调节旁路阀维持油压正常。等正常后切为平衡阀运行。
（一）现象：
1、OS画面抗燃油泵发“抗燃油压低报警”。
2、OS画面抗燃油油泵掉闸报警发出.
（二）处理
1、查运行泵事故掉闸，备用泵联启正常。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
?、检查备用泵联启后运行正常。
?、检查主汽门、调门无异常变化，主机转速维持3000RPM。
?、检查抗燃油泵油压，油温，滤网差压，油箱油位,流量在正常范围。
?、将事故掉闸抗燃油泵切换到停止位,将其停电。
?、联系检修检查处理事故掉闸抗燃油泵。
2、 检查运行泵事故掉闸，备用泵未能联启。
?、运行泵事故掉闸，备用泵未联启，OS画面监视汽轮机转速及高中压主汽门，调门动作情况。
?、立即到就地起动备用泵，在此期间，抗燃油压低至9.31Mpa以下，检查汽轮机保护动作正常,否者应执行不破坏真空紧停规定
?、机组停运后检查转速正常下降，高排逆止门、抽气逆止门关闭，机组本体疏水打开，其它执行正常停机操作步骤。
?、备用泵就地未启动，运行泵也未能恢复，联系检修检查处理，两台抗燃油泵均正常后，做联锁试验正常。主机挂闸，冲转，恢复机组正常运行。（一）现象：
OS画面抗燃油泵发“抗燃油压低报警”,就地检查抗燃油流量增大.（二）处理:
1、检查EH油压至11.03Mpa时,备用EH油泵自动启动,否则手动启动其运行。
2、检查系统无外部泄露,汇报及联系检修处理.若泄露点无法处理,应立即汇报值长停机,打闸后立即停止EH油泵运行。
3、检查系统为外部泄露,如泄露量小及联系检修处理,在检修处理漏点时密切监视EH油压,EH油箱油位.达到紧停条件时应执行紧停规定。
4、如漏量大有可能危机人身安全或其他设备安全时应立即汇报值长停机,打闸后立即停止EH油泵运行。
5、当EH油压降至9.31MPa,汽轮机保护动作正常,否则手动打闸停机.
空侧交流密封油泵运行，高压备用油和直流泵备用。氢侧交流油泵运行，氢侧直流泵备用，氢压0.31Mpa，平衡阀压差阀投自动。
事故分两种情况，一种为运行泵掉闸后，备用泵联启正常，另一种为备用泵联启不正常。
（一）现象：
1、空侧交流油泵掉闸，空侧交流油泵事故掉闸报警发出。
2、空侧直流油泵联启，空侧油压瞬时低后，恢复正常。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
（二）处理：
1、OS画面检查空氢油事故前运行方式油压，油温正常，氢压正常.
2、就地检查直流泵联启后运行正常，出口压力正常，检查平衡阀压差阀动作正常。
3、否则适当进行调整，查找空侧交流油泵掉闸原因，并通知检修人员处理.
4、加强对直流母线及直流油泵的监视。
（一）现象：
1、空侧交流油泵掉闸，空侧交流油泵掉闸报警发出。
2、空侧直流油泵联启后复掉或未联启，备用差压阀动作正常氢压维持0.31MPa。
（二）处理：
1、检查油氢差压维持在0.056MPa,无下降趋势.
2、立即通知检修检查交流密封油泵,直流密封油泵.
3、如能及时恢复,则启动空侧交流密封油泵运行。
4、如不能及时恢复交流密封油泵,空侧直流油泵无故障,手动启动直流密封油泵.
5、密切监视监视氢差压至交流密封油泵恢复运行.
（一）现象：
1、空侧交流油泵掉闸，空侧交流油泵掉闸报警发出。
2、空侧直流油泵联启后复掉或未联启，备用差压阀动作不正常,氢压下滑。（二）处理：
1、解除并复归联锁块，手动启动空侧直流油泵。
2、如果仍启不来，立即派人就地手动开启平衡阀旁路门，跟踪氢压。
3、立即开始根据氢压降负荷，通知检修处理。
4、观察转子线圈和铁芯温度不超过规定值。
5、随着氢压的下降，调低定子冷却水的压力，保证水压低于氢压0.04MPa。
6、如果能及时的恢复，则开始恢复。
7、如果不能恢复，紧急降负荷到0。解列发电机运行。发电机最低运行氢压为0.14Mpa。（主机润滑油源应能维持一定氢压）
8、检修处理后，启动空侧交流油泵，发电机充氢纯度合格后，机组开始恢复。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
汽轮发电机的供油系统的可靠性，对设备正常运行有着非常重要的意义。任何供油的中断，即使是短暂的都将给机组带来严重的后果，同时为了保证调节系统正常工作，还要求供油压力相当稳定。
本机组采用主油泵—射油器的供油方式，正常运行时，油系统由主油泵供油，主油泵出口的油经高压油管向射油器供油及向汽轮机机械超速危急遮断装置供油,以及作为发电机氢密封高压备用油源，射油器卷吸油箱内油升压后，分别供主泵入口和润滑油冷油器。向主油泵入口送压力油是为了防止位置较高的主油泵吸油口负压，造成吸油不畅和气蚀。冷油器出口的润滑油
分别向汽轮发电机组各瓦、盘车装置、顶起装置油管和空侧密封油泵供油，而在停机或启动过程中主机转速未达到额定转速时，由辅助油泵供油，由氢密封油备用油泵供主机低压安全油，交流润滑油泵代替润滑油射油器工作。直流油泵在油压低于0.075Mpa时起动，提供润滑油，以防止汽轮机事故停机时惰走过程中因厂用电失去而断油。
润滑油系统常见故障一般有下列几种：
1、油压下降，油位不变
2、油压不变，油位下降
3、油压油位同时下降
（一）、油压下降，油位不变
1、原因：
（1）、主油泵射油器工作失常
（2）、压力油管漏油至集中油箱或轴承箱内
（3）、润滑油泵或氢密封油备用油泵出口逆止门不严
（4）、溢油阀工作失常
（5）、冷油器切换不
规范
编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载
或设备有缺陷切换不到位
2、处理：
（1）、若主油泵或射油器工作失常，汇报值长按故障停机处理；
（2）、若属油泵逆止门不严引起，汇报值长，联系检修处理；
（3）、溢油阀工作失常，联系检修调整处理；
（4）、当润滑油压较正常值有所下降时，应查明原因，必要时手
启交流润滑油泵，油压下降至0.082Mpa时报警发出,交流润滑油泵,
氢密封备用泵联启,当降至0.075Mpa时,联启直流泵，当润滑油压下
降至0.048MPa汽机自动停机,并破坏真空。
（二）、油压不降，油位下降
1、原因：
（1）、油位计失常；
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
（2）、油箱事故放油门误开；
（3）、冷油器、油管路漏油（冷油器放水侧空气门为带油滴水，
油漏大时，水塔水面有油花）；
（4）、发电机进油；
（5）、油净化装置液位高溢油；
2、处理：
（1）、联系热工检查油箱油位计；
（2）、若属事故放油门、放水门误开，应及时关严；
（3）、若属冷油器泄漏，及时切除冷油器或切换为备用冷油器运
行；
（4）、根据油箱油位及时补油；
（5）、检查调整密封油箱油位正常；
（6）、若为油净化装置工作失常，立即停运，隔离系统；
（7）、若油位降至-563mm时，应破坏真空紧急停机。
（三）、油压、油位同时下降
1、原因：
（1）、压力油管路漏油；
（2）、冷油器漏油；
2、处理：
（1）、迅速启动交流油泵和氢密封备用油泵维持油压；
（2）、迅速查明漏油管路，并采取措施，防止油漏到热体表面而
引起着火，防止事故扩大；
（3）、若检查为冷油器漏油，应立即切除故障冷油器；
（4）、若油压降至0.048Mpa时，汽轮机自动掉闸，否则手启，
破坏真空紧急停机；
（5）、必要时油箱补油，当油位降至-563mm时，应破坏真空紧急
停机；
1、发现事故隐患后,及时汇报值长,机长;
2、并列冷油器切除时，考虑环境温度，必要时降负荷;
3、特别注意轴瓦处漏油,滴落在保温层上,防止火灾发生,事故扩大化;4、油压对汽轮机运行有至关重要的意义,发现问题应及时处理,防止碾瓦
等事故的发生;
5、事故处理中,一定要准备充足的手电和对讲机.
6、当发生润滑油中断时，应注意发电机密封油空侧油源为压力油带，防
止氢气大量泄漏，并注意空侧密封油的油位,因为其补油来至润滑油,防止因
缺油引发恶性事故。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
汽轮机主油箱油位异常下降，OS画面油位低报警，
汽机副机长监盘发现主油箱低1值报警信号发出，OS画面油位计指示明显下降,立刻汇报机长，值长，并派巡检迅速到就地检查主油箱油位。值长在主控安排好机组负荷的调整并做好紧急停机的安排。机长安排其他巡检人员准备好对讲机及时与就地人员联系，必要时安排副机长直接到就地检查。汽机巡检员迅速到达现场查看主油箱油位，汇报油位确已经下降，机长安排好炉侧机侧负荷调整，副机长在密切注意油箱油位下降情况，做好紧停的事故准备。油箱油位急速下降，达到紧停值-563MM时，补油无效时，必须按紧停处理，同时继续查找油位快速下降原因。
原 因 处 理
1油净化装置液位高溢油。若为油净化装置工作失常，立即停
运，隔离系统
2油箱事故放油门，放水门误开；若属误开放油门或放水门应及时关
严
3油管路、冷油器漏油巡检员如检查发现水塔循环水有油
花，可以判断是冷油器泄露导致。
打开冷油器水侧放空气门进行判断
那侧泄露，有油花放出时，说明此
冷油器泄露。把以上情况汇报值长
机长，并做好冷油器切除准备。接
到机长命令后，开始切除冷油器。
由巡检员松开切换阀压紧手轮，缓
慢转动切换阀手柄至运行冷油器，
同时，逐渐关小停止冷油器的出口
门。当切换阀手柄转至运行冷油器
后，关闭停止冷油器进出水门。关
闭冷油器注油门。调整运行冷油器
出口油温在40-45?，检查油温自
动调节动作正常，维持油温稳定。
机长通知检修人员到现场尽快处理
冷油器泄露缺陷。
4发电机进油查密封油箱油位热工报警信号是否
异常，巡检员发现密封油箱油位异
常时，汇报机长通知热控值班人员
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
检查密封油箱补泄油电磁阀是否正
常。如热工检查是由于补泄油电磁
阀异常所致，应立刻解除电磁阀自
动，让巡检员采用手动补泄油方式，
同时检查就地油位指示和实际是否
一致。若由于信号异常所致，立即
解除自动补油；若非密封油箱故障
所致，巡检员立刻到主油箱顶部，
观察主油箱补油情况，及时与副机
长，机长联系，防止油箱满油。如
果发电机油水继电满油则发电机进
油。通过油水继电器放
油直至正常。并监视发电机氢压。 5油箱油位下降缓慢机长立即通知机务往主油箱补油，
派专人就地监视主油箱油位变化。
必要时调整油箱负压在规定范围之
内。
汽轮发电机组的润滑油系统的可靠性，对机组正常运行有着非常重要的意义，任何油压及油温的不正常变化，即使是及其短暂的，也将给机组带来严重的后果。所以在运行中我们应加强监视，检查，并做好各种突发事故的预防处理工作。
1、OS画面润滑油温指示偏高或不断上升，润滑油温高报警。
2、各轴瓦回油温度升高且报警，各轴承金属温度高且报警。
3、推力瓦块温度升高且报警，推力轴承回油温度升高且报警。
4、润滑油压力降低，空侧密封油温升高，可能伴有“轴承振动大”等事故报警信号。
1、主机冷油器调门卡，或误关。
2、冷油器落水。
3、工业水压力低，或旋转滤网堵，再或前池水位低，吸入大量空气。
4、机组振动大。
5、油系统着火。
6、润滑油质恶化。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
对于润滑油温异常升高时，应汇报机长，值长，并通知机炉，热工到现场共同协助处理。派人就地检查，分析原因，根据情况分别处理。
1、主机冷油器门卡：
(1)到就地迅速开启冷油器调整门旁路手动门，调整油温，在调整中要防止调整门突然动作，导致主机油温下降太多。
(2) 炉侧可根据油温上升速度，降低机组负荷
(3)由检修处理后，投入油温自动，关闭旁路手动门，恢复机组正常运行。
2、主机冷油器落水采用开大冷却水入口门，关小出口门，升高冷却水压力的方法，打开水侧排空气门排尽空气，使冷却水压力恢复。
3、工业水压力低
(1)如调整门已开到最大，可适当开大冷油器出口门，但要防止落水。
(2)低压工业水滤网堵时,可旋转滤网打开排污门清理滤网或切为旁路,通知检修清洗滤网。
(3)加强冷油器水侧排空气。
4、油系统着火
(1)加强油温调整
(2)组织灭火，按“油系统着火预案”进行处理。
5、油质恶化导致油温升高
(1)加强油温调整
(2)申请停机
6、机组振动大，导致油膜破坏，油温升高时
(1)按机组振动大处理
(2)加强油温调整
在事故处理过程中，任一条件达到紧停时,应严格执行紧停规定。
润滑油温度升高，OS画面报警
汽机副机长监盘发现OS画面主机润滑油回油温度指示闪黄报警，润滑油温升高，并报警，立即汇报值长，机长。值长安排好机组负荷调整，并做好机组紧停安排。机长派巡检员迅速到就地检查主机冷油器工作状况，同时安排其他巡检准备好对讲机，及时与就地巡检保持联系。机长，副机长密切监视OS画面钨金温度，回油温度，以及润滑油温度变化，达到回油温度大于82度，支持轴承温度超过112度紧停条件时，在值长统一指挥下严格按照紧停规定执行。
汽机巡检员迅速到达就地，查看冷却水调门开度，两台冷油器冷却水出入口压力指示，并及时汇报值长，机长。必要时，汽机副机长也到就地协助巡检员做操作调整。若发现调门非正常关闭，则迅速开启冷却水旁路门，注
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
意就地温度指示是否回落至正常。若调门有一定开度，冷却水出入口压力指示偏低，巡检员可以对冷油器的水侧进行放空气，可以调整冷却水出口门开度，并密切注意就地温度是否回落。汽机副机长把现场情况通过对讲机及时汇报机长，值长。机长根据汇报及时通知热工人员或其他相关检修人员到现场对调门进行恢复处理。查看门杆是否脱落等情况。油温回落至正常值时，逐渐调整旁路门开度，使温度趋于平稳。等热工人员到达现场后，确认调门无误后，投入自动。巡检员缓慢往小关旁路门，并注意调门逐渐打开。其间必须保证油温正常。旁路门完全关闭后，根据调门的开度，适当调整冷却水出口门的开度，调整运行冷油器出口油温在40-45?。
1、机组振动增大画面报警发出
2、就地机组运行噪音增大.
1、动静部分摩擦。动静部分摩擦不但会直接引起通流部分损坏，降低机组运行的经济性，同时还会引起轴向推力增大，使推力瓦温度升高甚至造成推力瓦损坏。根据摩擦发生的部位不同可能会造成汽封、叶片损坏、叶轮和隔板变形和大轴弯曲。
2、加速另部件磨损。主要包括轴瓦、轴颈、发电机转子滑环和励磁机整流子
等。
3、加速另部件的损坏。对振动部件的损坏，通常需要一个较长的时间过程，但随着振动部件交变应力的增大，这个时间过程会大缩短，以致很短时间的大的振动也会造成一些部件的疲劳损坏，便如轴瓦的乌金经过短时间的大的振动撞击后就会造成表面疲劳裂纹以致剥落、脱胎和碎裂。
4、紧固件的断裂和松脱：过大的振动会造成轴承座脚螺栓断裂、基础和台板松支、二次灌浆松裂，使轴承刚度降低，轴承振动进一步增大，有时会使基础和周围的建筑物产生裂纹。
5、直接或间接造成重大设备事故。过大的振动会造成汽轮机保护误动作，发电机绝缘损坏，水冷发电机引水管断裂。振动过大还会造成轴系损坏以致机毁人亡。
1、轴承的油压低，油温过高或过低，造成油膜不稳定，产生油膜振荡。
2、在启动过程中，暖机不良，膨胀不均，转子中心变动。
3、汽轮机组发生动静摩擦。
4、汽轮机发生水冲击。
5、真空突降，引起排汽缸温度升高，引起转子中心变化。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
6、汽轮机叶片损坏或内部件损坏脱落，引起转子质量不平衡。
7、轴瓦松动或间隙增大。
8、主机的轴封系统故障引起轴封温度大幅度波动。
9、发电机励磁机部件松动。
10、环境温度剧烈变化,导致7#振动增大
1、正常运行中机组振动达到0.125mm报警时，应适当降负荷，查明原因予以处理，并汇报值长。
2、检查机组的润滑油压、油温是否正常。若异常及时调整。
3、检查轴封系统工作情况。若异常及时调整。
4、机组由于其它原因引起的振动应稳定负荷及进汽的参数，同时检查汽缸的热膨胀、胀差、轴向位移、上下缸温差变化情况及滑销系统无卡涩现象。
5、当达到振动保护动作条件时,保护动作汽机应跳闸，否则，应立即破坏真空紧急停机。
6、若汽机发生水冲击，应按水冲击事故处理。
机组打闸后，注意机组的惰走时间、倾听机组内部声音。检查各表计无异常，轴振指示值减小，并趋于稳定后，消除故障原因，查明无异常后恢复。
机组人员检查主机润滑油泵是否联启，否则手动启动。检查发电机联掉，厂用电自动切换完毕。锅炉已经联掉。检查炉侧设备该掉的已经掉闸。机侧本体及管道疏水门开启，抽汽电动门及逆止门关闭，疏水门已经联开。手打两台小机，联启 电泵，维持汽包水位。轴封供汽和除氧器汽源切至辅汽带，维持排汽装置和除氧器水位正常。炉侧灭火后，维持二次风量吹扫5分钟后停运风机的运行。保持空预连续转动。
机组转速600RPM，联启顶轴油泵，机组转速到零，切除轴封供汽，投入盘车运行。根据机组油温调整主冷油器的冷却水，保证油温在正常范围。机组停运过程中，如果真空已经破坏，那么应该及早将各排入排汽装置 的疏水门关闭，开启主机排大气疏水。机组投入盘车后，查找机组振动原因，并且必须连续盘车四小时后方可重新启动 。
7、由于环境温度剧烈变化,导致7#振动增大可调整氢冷器汽侧励侧温差,提高密封油温度,降低真空的设定值,降低机组负荷等措施
1、机组振动增大后应该严密观察其发展情况，可以采取适当降负荷或者关小调门。但是如果机组振动已经超限，即使保护未动作也绝对不允许采取降负荷的方法，必须立即采取破坏真空紧急停机。
2、停机后，要切记高旁已经突开，应手动关闭。尤其是减温水门
3、由于振动停机，在停机过程中，不允许在降速过程中挂闸，一定要等到止速后，盘车4小时方可重新启动。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
4、机组投盘车后，应该测量大轴弯曲度，发现有明显异常时应该延长盘车时间。记录盘车电流，并与以前的数值比较，无较大的变化。
5、炉侧在机组停运后，首先吹扫，然后关闭风烟系统，防止炉膛散热，随时准备启动。
（一）现象：
1、“汽轮机超速”光字发出。
2、“汽机掉闸”信号发出。
3、汽轮机转速上升后开始下降。
（二）处理：
1、确认停机保护动作；
2、查看高中压主汽门、调汽门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭；
3、检查汽轮机开始正常下降，检查高低旁路开启，并手动调整；
4、炉侧手动MFT；
5、电气侧检查切换厂用电正常。
6、转速下降到2900RPM，启动主机交流润滑油泵，600RPM，启动顶轴油泵，维持顶轴油压正常。
7、其余操作参照紧急停机操作。
8、查找汽轮机超速的原因，通知相关部门处理。
（一）现象：
1、“汽轮机超速光字”发出。
2、汽轮机转速突升。
（二）处理：
1、立即手动打闸破坏真空紧急停机.
2、派人就地手动打闸。
3、如果机组仍未掉闸，就地手动停止运行抗燃油泵（解除备用泵联锁）。
4、炉侧手动MFT，并关闭汽轮机进汽隔离阀，开启PCV阀泄压，开启过、再热器疏水协助泄压。手动开启低压旁路泄压。
5、检查高中压主汽门、调汽门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭，机组转速开始下降.
6、机组转速2900RPM，启动交流润滑油泵，600 RPM，启动顶轴油泵，观察机组的惰走情况，并且到就地听音，化学检查凝结水的硬度。
7、电气侧倒换厂用电为备用变带。
8、检查机组超速原因，并通知相关人员检查。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
机组带正常负荷运行平稳，汽轮发电机组保护全部投入，光字报警盘面无任何信号报警及保护动作发出。
1、汽机转速下降（可能先上升后再下降）。
2、汽轮机，发电机相关保护动作光字发出。
3、主汽压力升高，旁路快开。
4、炉灭火、发电机解列灭磁，切换厂用电。
1、事故发生后，迅速启动主机交流润滑油泵，密切监视汽机转速下降情况，
2、应安排专人记录保护动作光字报警同时迅速通知各检修专业到场确认事故原因并且帮助尽快恢复
3、尽快确认保护动作的类型及动作的正确性，以便尽早恢复，分析存在以下几种可能
1)、汽轮机保护动作：
?人为误动：如确认为此种情况，应立即汇报值长，重新启动氢密封备用油泵将汽轮机挂闸冲起来（应注意避开临界转速），迅速将发电机并如系统，
?保护误动：如保护光字发出并动作于汽轮机掉闸，但汽轮机各项参数均在正常范围同时经过对就地检查也没有发现异常情况时，通知热工对该保护回路进行检查校验，若一时无法修复时，汇报值长及有关领导，制定针对性措施后，将机组尽快恢复3000
?正确动作：应对汽轮机本体及各监视项目加强检查分析，同时通知机炉检修检查，确证保护动作正确后按照规程要求将机组安全停运，等待检修处理或回话。停机过程中要注意对汽轮机进行内部听音检查以及绘制分析转子惰走曲线，以便能够及时判断出机组切实存在的问题，制定针对性防范处理措施。
2）、发电机保护动作：
?保护误动：如保护光字报警发出并动作于全停I、全停II、或程序跳闸，使汽轮机掉闸，但发电机各参数均在正常范围，无异常变化，并且在保护屏上复归后，光字报警均消失时，可以判断为保护误动，应立即汇报值长并及时启动氢密封油备用泵，将汽轮机重新挂闸冲起来，同时通知电气检查，经确证后，尽快消除使机组并入系统，
?正确动作：如在光字报警、保护动作的同时，伴随有发电机侧定子、转
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
子各参数的突然变化并超出保护规定范围、或发电机本体及一次、二次连接部分有明显的短路、爆炸、冒烟着火时，应判断为正确动作，此时，应观察汽轮机转速下降情况，及时启动顶轴油泵，将机组安全停运，投入盘车运行；同时立即通知电气检修进行检查，以确定故障程度以及决定能否再次启动，如果可以，那么在电气人员作好安全技术措施后尽快使机组冲转、定速、并网，及早恢复，否则应该按照电气人员要求作好安全隔离措施，等待处理正常后再启动。
机组带正常负荷运行平稳，汽轮发电机组保护全部投入，光字报警盘面无任何信号报警及保护动作发出。
1、主蒸汽、再热蒸汽温度急剧下降,过热度减小，负荷突降。
2、高、中压主汽门，高、中压调门冒白汽。
3、蒸汽管道振动，管内有水冲击声。
4、轴向位移增大，推力瓦温度急剧升高。
5、差胀表指示显著变化。
6、汽轮机上下缸温差增大。
7、蒸汽管上下温差增大。
8、如为加热器满水造成，则抽汽管道振动大，防进水热电偶报警。
9、汽轮机振动突然增大，机组声音异常并伴随着水冲击或金属磨擦声。
10、轴封处和油挡处摩擦冒火花。
11、盘车时，盘车电机电流增大或盘车掉闸。
三
1、锅炉满水或主汽温度、再热汽温度骤降或主蒸汽、再热蒸汽带水。
2、除氧器、加热器满水。
3、冲转前主蒸汽管道或再热汽管道疏水不畅。
4、主汽减温水或再热汽减温水调整门失常。
5、轴封供汽或回热抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。
1、运行中主，再热蒸汽温度突降超过规定值，应立即破坏真空停止汽轮机。
2、开启蒸汽管道、汽轮机本体所有疏水门。
3、由于加热器水侧泄漏引起的汽轮机进水，应停止该加热器运行。
4、记录机组惰走时间，检查机内有无异常声音。
5、转子静止，投入盘车运行，检查偏心、轴向位移、差胀、汽缸上下温差的
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
变化。
6、事故原因消除后，测量大轴偏心不超过原始值0.03mm,可以重新启动机组，但要加强疏水，仔细听音，测量振动有异常立即停机。
7、盘车时发现进水，必须保持盘车运行，一直到上下缸温差恢复正常。同时加强对内部听音，盘车电流及转子偏心度的监视。
8、运行中，汽机防进水监测报警时，应立即查明原因消除。若振动、胀差、上下缸温差的变化超限时应立即停机。
1、汽轮机防进水监测装置应可靠投入。
2、机组启动时，主、再热蒸汽管道.轴封供汽管道应充分疏水。疏水系统投入时保证系统畅通。
3、加热器投运时，水侧保护及联锁应试验正常并可靠投入。每班应核对加热器就地水位与控制室指示及变送器调节指示一致。
4、机组停运时更应注意汽缸温度变化，防止冷汽、冷水进入汽缸。
5、停机时，按时记录上下缸温差值，若差值增大应迅速查明原因，切断进冷气、冷水系统。
6、停机后，认真监视凝结水箱，加热器和除氧器水位。
7、汽轮机在热态时，若主再热蒸汽系统不能可靠隔离，锅炉不得进行水压试验。
8、启动和低负荷时，不得投入再热蒸汽减温水系统，锅炉灭火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。
：
机组运行正常，辅机为正常运行方式，厂用电系统为正常运行方式。
1、工业水压力低报警发出；
2、运行辅冷泵掉闸报警发出, 辅冷泵电机电流为0；
3、备用辅冷泵未联启,或联启失败；
4、凝泵轴承冷却水压力低报警发出；
5、电泵,凝泵,磨煤机,一次风机,送风机,引风机,汽轮机各轴承温度升高, 汽轮机回油温度升高,抗燃油温度升高, 发电机氢冷器，定冷水温度升高，水环泵工作液温度升高,空压机一，二级，后汽缸排汽温度均升高。（1）、冬季两台辅冷泵运行，掉闸后联起另一台失败或未联启,手动再次启动成功。
（2）、夏季两台辅冷泵运行，掉闸后联起另一台失败或未联启,手动再次启
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
动成功。
（一）、冬季两台辅冷泵运行，掉闸后联起另一台失败或未联启,手动再次启动成功。
1、立即汇报值长,值长申请中调两台机组快速降负荷。
2、提高机力通风塔转速,降低工业水出口温度。
3、立即派机巡检到就地检查联起辅冷泵运行正常。
4、通知机务仪电到场查明原因。
5、通知仪电强制凝泵轴承冷却水压力低掉泵保护。
6、派巡检关闭备用设备冷却水手动门,如:备用电泵,备用磨煤机等.以提高工业水压力。
8、密切监视电泵,凝泵,磨煤机,一次风机,送风机,引风机,汽轮机各轴承温度, 汽轮机回油温度,抗燃油温度, 发电机氢冷器，定冷水温度，水环泵工作液温度,空压机一，二级，后汽缸排汽温度。达到紧停的停止该设备运行。
9、配合检修人员检查辅冷泵掉闸原因，待故障排除后重新启动，检查一切正常后，恢复辅冷泵的正常运行方式。恢复一台辅冷泵运行时采取的措施。（二）、夏季两台辅冷泵运行，掉闸后联起另一台失败或未联启,手动再次启动成功。
1、立即汇报值长,值长申请中调1#机组快速降负荷,2#机组紧停.
2、提高机力通风塔转速,降低工业水出口温度。
3、立即派机巡检到就地检查联起辅冷泵运行正常.
4、通知机务仪电到场查明原因。
5、通知仪电强制凝泵轴承冷却水压力低掉泵保护。
6、派巡检关闭1#机组备用设备冷却水手动门,如:备用电泵,备用磨煤机等.同时关闭2#机组除主机润滑油外的其它工业水用户手动门以提高工业水压力.
7、密切监视1#机组电泵,凝泵,磨煤机,一次风机,送风机,引风机,汽轮机各轴承温度, 汽轮机回油温度,抗燃油温度, 发电机氢冷器，定冷水温度，水环泵工作液温度,空压机一，二级，后汽缸排汽温度。达到紧停的停止该设备运行。
8、配合检修人员检查辅冷泵掉闸原因，待故障排除后重新启动，检查一切正常后，恢复辅冷泵的正常运行方式。恢复一台辅冷泵运行时1#机组采取的措施.
9、2#机组重新点火冲转,恢复2#机组运行。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月（一）、现象：
1、除氧器水位快速下降,除氧器上水流量急剧减小。
2、凝泵出口压力及精处理后压力降低,备用凝泵有可能联启.
3、排气装置水位快速下降,排汽装置水位低报警可能发出.（二）原因：
精处理排污门误开。
（三）处理:
1、通知辅控立即将精处理解为旁路运行。
2、机组快速降负荷,以减慢除氧器水位下降速度。
3、 通知化学启动除盐水备用泵,全开排气装置补水门加大排汽装置补水
量。
4、待除氧器上水正常后,上至除氧器正常水位,如备用凝泵联启,停止备用凝泵运行。
5、精处理故障消除后,投运精处理。
（一） 现象:
电泵前置泵滤网差压不正常增大,超过电泵主泵滤网差压.（二）原因:
精处理透析膜破裂,随凝水进入除氧器。
（三）处理:
1、通知辅控立即将精处理解为旁路运行。
2、视电泵前置泵滤网差压的大小及上升趋势,降低机组负荷。
3、如电泵前置泵滤网差压迅速上升,启动备用电泵接带负荷。
4、稍开电泵前置泵滤网放水门进行排污.
5、通知机务清理滤网。
1、就地盘车电流到0
2、大轴停止转动
3、画面盘车运行信号消失
4、画面大轴偏心无变化,且指示偏小
1 、顶轴油泵掉闸
2、盘车电机故障
3、盘车电机热偶动作,接触器跳.
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
1、顶轴油泵掉闸后,查明原因,迅速恢复顶轴油泵运行,重新挂上盘车,启动盘车。
2、测量盘车电机绝缘,如绝缘不合格,组织人员手动盘车。
3、盘车电机热偶动作,接触器跳, 测量盘车电机绝缘合格后, 重新挂上盘车,启动盘车,观察盘车电流有无大幅波动,如有大幅波动,查明原因,保持盘车运行。
4、当盘车故障时：
?当盘车停止后应做好转子位置的标志，记录停止时间，投入大轴晃度表，并调整该标记到“0”位。在重新投入盘车时先翻转180度，当转子晃度回到“0”位时，恢复连续盘车
?盘车电机故障造成不能电动盘车时，应查明原因尽快消除，并设法每30分钟手动间断盘车180度，如果由于其它原因造成盘车不动时，禁止用机械手段强制盘车或强行冲转
1、氢压下降速率快,氢压低报警发出。
2、漏氢检测仪报警可能发出。
3、氢气系统泄露大时氢压无法维持。
氢气系统存在泄漏点。
1、确证氢气压力指示正确。
2、调整空、氢侧密封油压在正常范围.
3、检查氢密封油箱补油泄油正常.
4、发电机补氢至正常。
5、检查关紧各排污门,排空门，查找氢系统存在的泄漏点并予以消除。
6、若氢气系统大量泄露,连续补氢不能维持氢压,则应申请值长适当降负荷，维持发电机内各部温度正常。加强机房通风,禁止机房内进行动火或电气操作。
7、若氢气压力已接近低限0.2MPa并持续降低，应申请停机。若故障不能立即修复,应进行事故排氢。
1、就地轴加翻板水位计指示全满。
2、画面轴加水位高报警发出。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
3、轴加风机可能掉闸.
4、轴封蒸汽温度有可能下降,汽缸上下壁温差可能增大.
1、负荷高,且排汽装置真空低导致轴加疏水不畅。
2、运行轴加风机排水门开度过大,导致轴加疏水阻力增大，使疏水不畅。3、轴加水侧泄露。
4、严重满水可能导致水进入轴封系统。
1、稍开轴加疏水至多极水封前放水门,降低轴加水位。
2、关小轴加风机排水门。
3、解列轴加,凝水走旁路,通知检修处理。
4、打开轴封疏水电动门及低压轴封滤网放水门排水.打开轴加疏水至多极水封前放水门,开启汽缸本体疏水到上下汽缸上下壁温差恢复正常.5、严密监视主机振动等重要参数，如达到紧停条件时，坚决执行紧停。1、空冷凝水回水温度低与排汽温度偏差大。
2、空冷抽气温度低与排汽温度偏差大。
3、排汽装置补水量不正常偏高。
1、环境温度低,真空设置过高,风机出力大导致空冷系统局部结冰。2、冬季启停机时,低蒸汽流量时间过长。
3、空冷系统存在泄漏点。
1、真空不设置过高.在环境低时及时按照规定手动停止部分空冷风机运行,空冷防冻程序启动后如不能正常执行,因手动执行.
2、可投入多台水环真空泵运行。
3、冬季启停机时是空冷系统最易冻结的时候,在冬季短暂停机时可考虑不破坏真空,或在破坏真空后维持水环真空泵运行一段时间,以把空冷岛内蒸汽抽干净。
4、冬季启机时因迅速,尽量不在低蒸汽工况长时间停留,可将1街6街蒸汽门关闭启机,增大其它街的蒸汽流量,并在允许的情况下尽量维持较低真空。5、查找泄漏点并消除。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
1、OS画面上送风机动叶在自动或手动状态下均无法操作，送风机油系统P N(压力正常)信号消失。
2、若油站油泵失电或掉闸，OS画面发报警信号。
3、OS画面上操作动叶调整块，增大或减小，风机电流、风量不变化。
4、风机的电流、风量与动叶开度不匹配，两台风机出力不平衡，甚至出现抢风现象。
5、就地检查油压低于2.5MPA或油泵已停止。
6、就地检查动叶执行机构脱开。
7、动叶自动关回，风量减少，机组负荷下降，汽温汽压参数下降，锅炉燃烧可能恶化。
1、油系统部分
（1）、油泵（两台）出力低或安全阀泄露，导致油压低于2.5MPA闭锁动叶调节。
（2）、实际油压正常，压力信号未返回。
（3）、电气或其他原因,导致油站油泵电源消失,油泵掉闸.
（4）、风机外油管泄露,油压下降
（5）、风机内油系统故障或漏油导致工作失常.
（6）、风机油系统油温过高.
2、机械部分
（1）、动叶调节执行机构故障，卡涩、机构脱开。
（2）、 动叶调节执行器失电.
（3）、风机内部动叶调节机构故障.
3、其他原因
（1）、协调控制本身缺陷或其他原因引起包括动叶在内多项自动均无法操作。
（2）、投自动情况下或投氧量校正情况下，自动快失效或氧量信号风量信号失效。
不论何种原因引起动叶调节失灵，均应立即停止机组正在进行的操作，调整操作，及时汇报值长，将送风机动叶调节解至手动位，初步分析原因，根据具体原因具体处理。
1、只引起一台送风机动叶调节故障，具体可分为三种情况。
（1）、一台送风机动叶故障不允许操作，但动叶开度保持不变，两台送
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
风机出力平衡。此时，可解送风自动，机组参数保持稳定，查明动叶失灵原因，具体处理。
（2）、一台送风机动叶故障不允许操作或允许操作但风机风量、电流不变，而另一台风机出力已增大或减少，两台风机出力不平衡，甚至出现抢风状态。此时，应立即解送风自动，将正常风机出力调整到与故障风机出力相近。（以风量、电流为主）负压摆动大时，及时投油枪助燃，并相应调整机组负
荷极其其他参数。
（3）、一台送风机动叶操作失灵，且动叶逐渐关闭，自动情况下另一台风机出力增大，手动情况下，另一台风机出力不变。这种情况下应按一台送风机掉闸处理，将出力增大的送风机解除自动，适当调整防止其过出力。未投自动时，及时增大出力，但要防止过出力，同时机组快速降负荷至200MW以下，注意汽温、汽压参数调整。若判断为执行器故障引起动叶关闭，也可在降负荷同时派人去就地手动摇开动叶执行机构，增加二次风量，注意控制操作幅度，及时与主控联系。
2、两台送风机动叶均失灵，可分两种情况。
（1）、两台风机动叶均闭锁操作，但仍能保持原开度，风机风量、电流正常。这种情况下，应解除送风自动，保持机组参数不动，派人检查具体原因，密切观察送风机动叶变化，做好动叶逐渐关闭的事故预想。
（2）、两台送风机动叶调节失灵，且动叶逐渐关闭，风量减少。若判断是由于执行器故障引起，应立即派人去就地将执行器手动摇开，机组视风量变化快速降负荷，注意汽温、汽压参数调整。若是由于油压失去导致动叶关闭，且不能恢复时，如MFT已发出则按灭火处理（若未灭火，应立即手动MFT，防止发生炉膛爆燃事故）。若由于风量、氧量信号故障引起风机动叶大幅摆动时，应立即解除送风自动控制，手动调整。
3、动叶调节失灵，查明原因后，应根据具体原因具体处理。（1）、油系统原因：
原因处理
油压低于2MPA切泵，联系检修处理出力低的油泵
切泵后仍低于2MPa但大于联系热工暂时更改定值，联检修处理油0.8MPa泵
油压小于0.8MPa动叶未关回时联系检修热工关回
，停风机处理
信号误发联系热工校正信号，期间短接闭锁。油系统泄露，动叶内部故障停风机处理
油泵掉闸尽快恢复送电，失电期间禁止操作动叶，
应密切注意动叶开度及风量变化。机构脱开断裂同静叶机构脱开处理
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
内部故障内部故障
风机油系统油温过高检查冷油器，设法降温，通知检查处理。执行器故障尽快恢复，故障期间可派人就地手动保
持。
1、加强巡回检查，发现异常及时汇报。
2、提高监盘质量，及时发现参数与设备异常。
3、做好事故预想，防止事故扩大。
1、OS画面送风机风机轴承、电机轴承或线圈温度异常升高，报警；
2、就地测温电机轴承温度高或电机外壳温度高；
3、送风机轴承回油温度升高；
1、轴承故障；
2、振动超限；
3、轴承油位低；
4、甩油环不带油；
5、电机故障；
6、油脂过多或过少；
7、油脂污染或变质（送风机轴承为润滑油，电机轴承为油脂）；
8、轴承间隙过小；
9、风机油系统油温过高，冷油器故障或冷却水中断；
10、风机过出力。
1、监视异常点升高情况，判断是否为测点故障。（通过其它点升高情况及其就地检查）如为测点故障应通知热工及时处理，并解除相关保护，做好送风机电机温度或轴温达到跳闸值的故障处理。
2、根据故障原因及时处理:
（1）如为风机润滑油箱油位太低应及时加油. 风机油系统油温过高，冷油器故障时应采取措施及时降低油温，冷却水中断时应及时联系恢复，否则应严格执行紧停规定。
（2）通知检修检查如为油脂过多或过少,油脂变质或污染,应配合检修根据温升情况降负荷,降风机出力,进行处理.
（3）如为其他运行人员及检修人员在风机运行的情况下无法处理原因,
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
应根据温升情况,降风机出力, 降负荷,无法维持则停运该侧风机.
（4）若是风机超出力运行时应及时降低风机出力，保证设备安全运行。
3、如确系送风机轴温，电机线圈温度升高较快时，应减小故障侧送风机出力，并同时增大正常运行送风机的出力，防止送风机抢风。监视送风机温度，如何继续升高时，故障侧送风机出力需大幅度减小时，应及时汇报值长，降负荷，增大正常运行送风机出力，减小故障侧送风机出力。（如当时为协调方式下时，可解除协调快速降负荷，保证燃烧稳定）。
4、根据单台送风机出力大小，按180MW目标负荷降低。在此过程中，应适当调小二次风挡板开度，维持二次风箱压力，调整主再热器温度，防止下降过快，控制汽包水位正常，并可根据燃烧情况，投入一支到两支油枪稳燃。并在调整风量的过程中，防止二次风量〈25%，触发MFT（当前风量保护退出期间，应严格执行紧停规定，防止炉膛发生爆燃）。
5、根据温升情况及时将故障侧送风机出力减小至0，使正常风机全部接带负荷。当送风机电机轴温达90度时报警，95度时跳闸。如保护未动应手动打闸；当送风机轴温达90度时报警，95度时跳闸，如保护未动应手动打闸；当送风机电机线圈温度达到110度时报警，达到120度时应手动打闸，并检查送风机出口挡板联关正常。按风机掉闸处理。
6、调整负荷，维持燃烧稳定，使主再热器温度正常，汽包水位正常。并重点监视运行送风机及其它参数正常。
1、在确证送风机轴温，电机轴温，线圈温度升高较快时应及时联系检修检查处理。
2、应定期到就地检查送风机电机轴承温度，听音、测振。
3、保证送风机油站运行正常，油温正常。
1、OS画面一次风机轴承温度、电机轴承或线圈温度高报警；
2、就地测温风机轴承、电机轴承温度高或电机外壳温度高；
1、轴承故障；
2、振动超限；
3、轴承油位低；
4、甩油环不带油；
5、电机故障；
6、油脂过多或过少；
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7、油脂污染或变质（一次风机轴承为润滑油，电机轴承为油脂）；
8、轴承间隙过小；
9、风机油系统油温过高，冷油器故障或冷却水中断；
10、风机过出力。
1、轴承温度发生报警后，立即派人去就地检查，同时通知相关维护人员。
2、风机过出力时应立即降低出力，同时保持一次风压力调整负荷。
3、如在轴承温度异常升高的同时，一次风机振动值也明显增大，则可迅速手动停止一次风机运行；
4、适当降低故障一次风机的出力，观察温度变化趋势。
5、如就地轴承有故障，甩油环不带油，轴承磨损等原因引起的则立即汇报值长停运一次风机，如因冷却水中断、轴承漏油引起油位过低引起，则应迅速恢复冷却水，给轴承补油至适当油位；
6、检查处理过程中如一次风机轴承温暖度上升至95?，保护动作一次风机掉闸，按一次风机故障掉闸处理，如电机轴承温度上升至85?，立即手动停止一次风机；
7、如就地电机温度过高或有异味应汇报值长准备停运，如风扇如口堵或风扇工作失常等原因引起线圈温度异常升高，则根据运行中能否处理决定是否要停运一次风机，如一次风机线圈温度上升至120?，汇报值长手动停运一次风机；
8、如确定属热工测点问题，则应通知维护人员先将该点模拟后再处理。
9、准备停运一次风机步骤：
?机组降负荷至180MW，同时解除故障一次风机自动，降低其出力；停运的磨煤机挡板要关闭严密减少漏风；
?投入油枪稳燃，降低故障一次风机出力至最小；
?根据一次风压变化调整机组负荷，防止发生堵管；
?停止故障一次风机，注意一次风压的变化，尽量使之大于8KPA；
监视给水泵自动调整情况，监视汽包水位变化，必要时手动调整；
10、停运一次风机时，要注意一次风压大于8Kpa，防止停运时造成锅炉灭火。停运一次风机后机侧根据主汽压力的变化降负荷， 150MW至180MW期间炉侧要注意汽包水位调整，必要时解除给水自动，手动调整。
11、停运故障一次风机时要将另一台切手动，且电流应不大于额定电流，防止停运后自动情况下电流超过额定值，造成过流动作掉闸。
12、如在处理过程中，故障一次风机掉闸，按掉闸处理：
?如一次风压低保护动作，磨煤机全跳，锅炉MFT动作，按灭火处理；如MFT未动作，则维持油枪运行，并投入全部油枪，机降负荷到40MW；解除给水泵自动，手动调整汽包水位；
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?如一次风压保护未动，应紧急投入所有油枪，以维持锅炉燃烧；解除另一台一次风机自动，调整其电流小于额定电流；解除给水泵自动，手动调整汽包水位；
?当锅炉燃烧已明显不稳时，严禁继续投油助燃，防止发生爆燃；
?根据趋势调整水位，防止锅炉发生满水或缺水事故；
1、处理过程中应遵循保护设备宁停勿损的原则；
2、为防止设备突然掉闸引起燃烧不稳应提前投入油枪；
3、检查处理过程中应加强联系；
1、OS画面发引风机轴承温度高报警；
2、就地测温电机轴承温度高或电机外壳温度高；
3、引风机轴承回油温度升高；
1、轴承故障；
2、振动超限；
3、轴承油位低；
4、甩油环不带油；
5、电机故障；
6、油脂过多或过少；
7、油脂污染或变质（引风机轴承为润滑油，电机轴承为油脂）；
8、轴承间隙过小；
9、风机油系统油温过高，冷油器故障或冷却水中断；
10、风机过出力。
1、发生报警后，立即派人去就地检查，同时通知维护人员
2、风机过出力时应立即降低出力，同时保持炉膛压力正常，调整锅炉负荷。
3、如在轴承温度异常升高的同时，引风机振动值也明显增大，则可迅速手动停止引风机运行；有时间时应先联系退出引风机联掉送风机保护。
4、适当降低故障引风机的出力，投入油枪助燃；适当降低对应侧送风机的出力；
5、如就地轴承有故障，甩油环不带油，轴承磨损等原因引起的则立即汇报值长停运引风机，如因冷却水中断、引风机轴承冷却风机工作失常、轴承漏
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
油引起油位过低等引起，则应迅速恢复冷却水、改变冷却风机运行方式（如冷却风机失电，尽快恢复）给轴承补油至适当油位；
6、检查处理过程中如引风机轴承温暖度上升至1２0?，电机轴承温度上升到９5?，保护动作引风机掉闸，按引风机故障掉闸处理；
7、如就地电机温度过高或有异味应汇报值长准备停运，如风扇如口堵或风扇工作失常等原因引起线圈温度异常升高，则根据运行中能否处理决定是否要停运引风机，如引风机线圈温度上升至120?，汇报值长手动停运引风机；
8、手动停运引风机操作步骤：
?机组降负荷到200MW；
?解除故障引风机自动，降低出力至最小；
?通知仪电解除故障侧引风机联掉送风机保护；
?停止故障引风机运行，注意炉膛负压的变化，必要时手动调整。
9、如确定属热工测点问题，则应通知仪电先将该点模拟后，再行处理。
10、停运引风机时，要注意炉膛负压的变化。
1、处理过程中应遵循保护设备宁停勿损的原则；
2、为防止设备突然掉闸引起燃烧不稳应提前投入油枪；
3、检查处理过程中应加强联系；
4、因引风机掉闸要引起送风机掉，所以在可能的情况下，应保证二次风量在故障侧送风机掉闸时大于２５％风量，防止因引风机掉闸引起二次风量保护触发MFT或炉膛爆燃。
1、OS画面上引风机电流与对应静叶开度不匹配，静叶挡板在自动或手动状态下增加或减少时，引风机电流无变化。
2、未及时发现静叶拉杆断裂，期间进行升降负荷操作时，可能引起两台引风机出力不平衡，甚至出现抢风现象，负压调节变差，摆动增大负压报警光字可能发出。
3、就地检查，静叶拉杆脱开或断裂。
4、炉膛负压大幅度波动，风机电流及静叶挡板也相应波动。严重时两台炉炉膛负压同时波动。
1、调节执行器与静叶连接销子损坏，导致静叶脱开。
2、静叶拉杆机构机械性断裂（可能由外部原因引起也有内部原因）。
3、 执行机构远近控开关误打至就地位。
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4、引风机负压测点堵，导致负压调节失灵。
5、两台炉烟道发生塌方积灰、烟囱内防腐砖掉落，导致烟道特性改变。
6、引风机风机在不稳定工况下运行。
当一台引风机静叶拉杆发生断裂或脱开后，将只有另一台引风机参与炉膛负压调整，调节状况会变差，可能会及时发现。此时应根据负压稳定情况采取投油稳燃及解除自动手动调整的措施；若未及时发现，同时进行了升降负荷的操作，造成两台引风机出力偏差，甚至抢风，负压摆动时，应立即解除引风自动，调整正常风机出力与故障风机相近，机组应注意负荷、汽温、汽压等参数调整，并及时投油稳燃；若两台风机已产生偏差，但负压工况仍稳定，由监盘发现异常或巡检汇报发现时，应解除引风自动，手动调整两台引风机出力平衡（调整正常风机），机组注意负荷及参数调整；若风机出力偏差不大，且负压稳定时，可不调整，待处理完毕后再作调整。及时汇报、联系检修人员，针对具体原因，具体处理：
1、执行器与静叶联接销子损坏，静叶脱开
应派人去就地检查静叶实际开度，及与执行器开度偏差，与集控联系在OS画面上调整静叶开度与就地开度相同，检修处理连接好机构后，OS画面试调整正常，将两台风机出力调平，投引风自动及协调。
2、拉杆机械性断裂
应将静叶与执行器脱开，做好静叶固定措施，防止在处理机械过程中静叶摆动，待机构处理好后，拆除相应措施，按1处理，期间集控应密切注意引风机出力变化并及时调整，防止检修人员在处理机械的过程中引起静叶开度变化，炉膛负压摆动。在机构连接好，进行试调整时，若操作正常，则将风机出力调平，投引风自动与协调。
若操作不动，且检修判断静叶内部叶片卡涩时，应做好单台风机停运准备。
当由于引风机负压测点堵；两台炉烟道发生塌方积灰、烟囱内防腐砖掉落，导致烟道特性改变；引风机风机在不稳定工况下运行；导致负压调节失灵、风机抢风时，应首先以稳定炉膛负压为主，可以根据情况投油稳定锅炉燃烧，解除负压调节自动，手动调节，根据风机特性适当调整机组负荷，降低送风量，躲开风机的不稳定工作区域。
1、加强巡回检查，发现异常及时汇报。
2、提高监盘质量，及时发现参数与设备异常。
3、做好事故预想，防止事故扩大。
4、利用检修对风烟系统存在的缺陷合理技改及时处理。
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1、RB动作；
2、DCS画面发 “一次风机事故掉闸”、“一次风压力低”等报警；
3、炉膛压力波动、火焰电视发暗、燃烧不稳；
4、当一次风压力低二值时（４Kpa）三台磨联掉，锅炉灭火（已取消）。
1、当一台一次风机掉闸后，一次风母管压力骤降，进入炉膛的煤粉量因一次风压力下降而迅速减少，甚至引起磨煤机掉闸，而送风机调整难以跟上，造成风煤比严重失调而灭火。
2、处理单台一次风机掉闸的关键就是维持一定的一次风母管的压力、减少送风量至合适，而且过程要迅速、准确。为了达到上述目的，建议处理如下：
一次风机掉闸后，迅速检查另一台一次风机调节挡板是否开到最大，否则手动加至最大出力（防止风机超出力）。将送风机减至１８０ＭＷ负荷左右，减风的速度在炉膛负压允许的情况下尽量快。
3、联系油库提升燃油压力至3.4Mpa以上，迅速、尽量多地投入油枪，注意监视投入油枪的着火情况，投油枪时注意要优先投入炉膛中间的和运行磨对应的油枪。
4、一次风机掉闸时，RB动作掉一台磨煤机，检查磨入口关断挡板、吹扫风挡板是否关严，在，检查磨的时候，最好同时投入一定数量的油枪和减少一定量的送风。根据油枪的投入数量、送风量减少的情况及当时的燃烧情况调整两台磨煤机出力，维持一次风压力在８ＫＰＡ以上，尽量减少一次风用户。
经过上述处理，如果燃烧暂时稳定时，可逐步减少油枪到一两支。
1、如果处理过程中一次风母管压力难以维持、燃烧恶化、火焰电视看不到火焰、火检信号过少、炉膛负压达到保护值、一次风压低二值时即４Kpa，出现这些情况时禁止投油枪，保护未动时应手打MFT。
2、整个过程汽机方面应快速减负荷以适应锅炉出力，电气方面应在负荷小于150MW时及时切换厂用电，还要有人监视汽包水位，主、再汽温避免大幅下降，其它重要参数也要注意监视。油枪投入大于3支时，应及时联系辅机解列电除尘和脱硫系统。
3、协调方式时，一次风机掉闸后，RB动作以每分钟200MW的速度减负荷到180MW，运行人员应迅速解除协调，稳定后复位“RB RESET”操作块。
1、RB动作，OS画面发 “送风机事故掉闸”报警。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
2、炉膛火焰发暗，负压剧烈摆动，燃烧急剧恶化。
3、掉闸送风机闪黄，电流指示为零，出口门联关。
1、迅速加大另一台送风机出力（防止超出力），保证风量满足燃烧需要，同时监视引风机自动跟踪情况，如果引风机静叶跳手动，应手动调整引风机出力，调整燃烧、风箱压力、炉膛负压，维持燃烧稳定。
2、若此时负荷高，三台磨煤机运行，RB动作，将联掉一台磨煤机，此时应及时调整将负荷快速减至180MW。
3、迅速查明送风机掉闸原因，如热工保护动作，应联系热工迅速处理，然后恢复送风机运行；若属电气保护动作，则严禁启动，待电气检修人员检查正常后方可投入运行。
4、正常情况一台送风机掉闸不会导致锅炉灭火，但如果锅炉煤质差又因此燃烧恶化时，则应紧急停炉，按灭火处理。
1、在事故处理的过程中最好不要投油，因为此时炉膛里总风量急剧下降，导致一部分煤粉因缺氧而燃烧不尽，如果投油则有可能使炉膛里的氧量进一步降低，起到相反的作用。
2、如果发现火焰电视看不到火焰，禁止投油，在其他措施无效的情况下，手动MFT。
3、由于燃烧恶化的影响，蒸汽参数及汽包水位会发生变化，因此在整个过程中，密切监视汽温、汽压、汽包水位的变化情况，必要时需手动调整。
1、火焰监视电视监视到火焰开始摆动，有可能发现变暗，冒黑烟。
2、OS画面上，烟气系统“A”、“W”、“T”、“F”，报警全部发出。
3、负压曲线开始不稳，煤火检监视画面，煤火检有可能多个失去，且火焰信号不稳定。
1、发现引风机事故掉闸联掉送风机，检查引风机出口挡板，送风机出口挡板联关;检查送风机量>25%总风量，维持负压稳定，逐步加风量到40%总风量以上，可以将联掉的送风机启动以满足风量需要,同时快速减负荷至180MW，如果三台磨运行， RB动作掉一台磨煤机，同时严密监视过热器、再热汽温度和汽包水位。
2、如果检查到火焰相对稳定且负压波动在500KPa以内可以考虑投2-3支油枪稳燃。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
3、如果机组在协调方式下，RB动作联掉C磨，同时快速甩负荷至200MW以下，在发生事故后，可以手动解除协调，快速减负荷，操作同上。
4、如果发现火检大部分失去和火焰已开始监视不到,燃烧不稳定时，则手动MFT。如果发生负压达到+-1600Pa或汽包水位达到停炉值，都按锅炉灭火处理。
1、在风量加到40%总风量后，尽量维持负压稳定，同时防止风机超出力。减负荷要及时，减负荷过程中，机侧同步关小调门，维持一定的汽压、汽温;炉侧调稳汽包水位，过热蒸汽、再热蒸汽温度。风机在查明原因可以恢复后，启动引风机前通知热工解除引风机联掉送风机的联锁，正常后投用。
2、在判断为不可恢复时，则手按MFT，防止事故的扩大。事故发生后，确认风机挡板已联关防止因挡板没关，造成其它事故。
1、炉膛负压和烟道负压急剧变化。
2、排烟温度急剧升高，含氧量下降。
3、烟道不严密处，人孔门及引风机轴封处往外冒火星或冒烟。
4、热风温度，省煤器出口水温不正常升高。汽包水位调节变差.
5、空预器处再燃烧时， 外壳烧红或有温度辐射感，空预电流摆动。
6、水平烟道再燃烧时，主汽温度，再热器温度急剧升高。
7、水平烟道出口出烟温升高。
1、当烟气温度升高和排烟温度不正常升高时，应查找区域，吹灰系统疏水。
2、机组快速降负荷至180MW。
3、确认燃烧区域进行吹灰，以进行灭火。
4、确认燃烧情况逐渐减弱时，密切注意主、再热器温度的调整，逐渐恢复机组的出力。
5、如烟道燃烧情况仍在加强，不能维持正常的汽温、水位时，应紧急MFT。
6、停炉后，严密关闭所有风门挡板，使燃烧系统处于严密状态。
7、如在空预器处发生燃烧现象，则通入消防水。
8、保持空预器继续旋转。
9、确认燃烧现象完全熄灭后可启动引、送风机通风5-10分钟，复查设备损坏情况和有无积灰，火星，停止消防水和吹灰。
10、逐渐开启引、送挡板，排烟温度无升高现象时方可重新点火。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
1、发生烟道再燃烧现象时，一方面要先加强调整，另一方面要适当加快降负荷速度。
2、如在处理过程中炉膛负压保护动作MFT，则应关严各风门挡板，等待熄灭。
3、如在处理过程中主、再热气温超过565度，机侧达到打闸条件，则应立即打闸灭火。
4、停炉后，空预器应保持连续运行，不得停运。如电流大跳闸，应手动连续盘车。
1、主控室火警装置报警铃响，“燃烧器”火警灯亮。
2、炉巡检员现场发现着火。
3、燃烧器控制、火检信号失去。
1、炉前燃油平台着火
（1）机长安排锅炉巡检，立即持对讲机至就地察看火情，确认着火后，立即安排本机义务消防员就地灭火。
（2）炉副机长立即关闭燃油系统来、回油电磁阀，并用对讲机指令炉巡检员打开燃油系统事故放油手动门，防止火势蔓延至油枪平台。
（3）机长根据火势大小，可要求输煤燃油泵房立即停止供油泵运行，彻底切断油源。
（4）锅炉巡检员应根据机长命令，尽量切断油源，如关闭来、回油电磁阀前后手动门（使用门钩，戴手套），并与其他消防员一起，用干粉灭火器，1211灭火器，或沙子积极正确的救火，一直到厂部消防员到达接替后，方可撤离。
（5）机副机长应严密监视机组运行，保证机组正常。
（6）机、电巡检应该协助炉巡检积极救火，一直到厂部消防员接替救火任务。救火人员在进行救火时应注意观察火势和实际地理位置，首先注意个人安全。
（7）值长根据火灾损失，确定机组运行情况，若损失严重，须停机处理时，可申请停机处理。
（8）灭火后向值长汇报情况。
2、油枪平台及燃油电磁阀处着火
（1）机长安排锅炉巡检员，立即持对讲机到就地察看火情，确认着火后，立即安排本机义务消防员灭火。
（2）炉副机长应立即关闭燃油系统来、回油电磁阀，并用对讲机只林炉
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
巡检员打开燃油系统事故放油门，关闭来、回油电磁阀前后手动门，并严密监视火嘴情况
（3）机长可根据火势，要求输煤燃油泵房立即停止供油运行，彻底切断油源
（4）炉巡检员根据机长命令，尽量切断油源，并与其他义务消防员一起，用干粉灭火器，1211灭火器，或沙子积极正确的救火，一直到厂部消防员接替后，方可撤离
（5）机副机长应严密监视机组运行，保证机组正常
（6）机、电巡检员应协助炉巡检员积极救火，直到厂部消防员接替救火，救火人员在进行救火时应注意观察火势和实际地理位置，首先注意个人安全。油枪平台及燃油电磁阀处着火较大，扑灭困难或已经危及到煤粉管（保温已经烧坏）时，为防止事故扩大，减少设备损坏，应立即紧停锅炉运行。
（7）灭火后向值长汇报情况
（8）值长根据火灾损失，确定机组运行情况，紧停锅炉运行或损失严重，须停机处理时，可申请停机处理。
1、炉膛负压增大，火焰监视器监视不到火焰。
2、火检指示全无。
3、灭火时，FSSS保护动作，灭火信号报警。一次风机、磨煤机、给煤机掉闸，引风机或送风机可能掉闸。
4、减温水电动门关闭，燃油快关阀关闭。
5、OS画面报警，立盘光字闪警。
6、汽温、汽压、负荷急剧下降。
7、氧量指示满表。
8、水位先下降后升高。
掉焦灭火主要是由于长期燃烧不良或不完全，造成不完全燃烧物大量积累，从而下落引起炉膛负压剧烈波动，火检监视不到火焰而保护动作灭火。主要有以下几个方面：
1、风、粉配比不良。风量过大或过小都易造成不完全燃烧，过大则煤粉未燃烬即被带出燃烧室造成结焦，过小则氧量不足、不完全燃烧损失增大，未燃烬物积于炉膛及以下。
2、燃烧器一、二次风的出口风速和风率。一、二次风速的大小直接影响火焰中心高低，能提前或推后燃烧，造成燃烧不完全。
3、煤粉细度。煤粉过粗易造成燃烧不完全，过细易形成燃料过早燃烧、在
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燃烧器出口结焦。
4、各燃烧器间的负荷分配及投停方式。负荷分配应尽量均匀，以促进燃烧完全。
5、磨煤机的组合方式。避免A、C磨和B、C磨运行工况。
6、二次风和周界风的配比应合理。
7、燃烧器的倾角应合适。向下倾角过大，易造成吃风不足，冷灰斗及侧墙下部容易结焦；过小，易形成火焰上翘不完全燃烧。
1、当锅炉灭火后，FSSS保护和MFT均应动作，自动停炉，否则应手动MFT停炉。
2、应立即关闭减温水手动门，倒换厂用电，开机侧疏水门，关汽轮机主调门至负荷5MW左右。
3、严禁退出保护，严禁采用关小风门、继续给风、给煤投油的关风爆燃法恢复。
4、将汽包水位自动改为手动操作.
5、OS画面复归报警信号，关闭一次风机调门、挡板，将送风机的风量调至吹扫风量，满足吹扫条件。吹扫合格后迅速点火恢复，谨防低汽温保护动作。
6、启两台一次风机。
7、投入空预蒸汽连续吹灰。
8、如果掉焦引起水冷壁损坏，上水无法维持汽包水位，应按停机处理。
9、当油枪达到6支左右后，启第一台磨，逐步开调门加负荷，开减温水手动门，粗调一级减温水投自动，微调二级喷水。至第一台磨出力达60%以上后稍稳定，微减风，启第二台磨至磨负荷50%左右减油枪3—4支。维持负荷至200MW，如果汽温稳定时，将油枪逐渐撤出，注意燃烧情况。
10、再热器也应严防超温。一旦发现有上升趋势，应开启减温水，使其上升缓慢。在启动整个过程中应用烟气挡板配合调整。如果上升过快可减少油枪支数或减少送风。
11、水位的控制应勤调细调，可以不切换主给水门，也可用一台汽泵调整
水位，尽可能不大幅度调整，防止减温水量变化太大影响温度。
12、负荷至200MW后全撤油枪，倒厂用电，投电除尘脱硫，维持机组参数在正常范围。
13、全面对炉侧设备检查一次，炉本体全面吹灰一次。
1、过热器.再热器通道处有泄漏或爆破声。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
2、燃烧不稳，炉膛压力变小或变正，烟道不严密处往外冒烟气或蒸汽。
3、蒸汽压力下降，主汽温度发生变化，机组负荷降低。
4、给水流量不正常地大于蒸汽流量。
5、两侧烟温差增大，泄漏侧偏低。
6、引风机自动时，电流增大。
7、再热器爆管时，汽轮机中压缸进口汽压降低。
8、烟气被泄漏蒸汽挤向一侧，局部管束可能出现超温，尾部烟道负压.烟气温度左右侧偏差增大。
：
1、燃烧调整不当，使火焰拉长或偏斜，造成局部过热器和再热器长期超温。
2、燃料中有害元素使过热器和再热器管烟气侧产生高温腐蚀.管子损坏。
3、化学监督不严，给水品质不合格，汽水分离装置不良，过热器管内结垢使管子损坏。
4、启停炉过程中，对管壁温度监视不够，调整不当，使管子超温。
5、检修不当如焊口质量不合格，错用低质金属材料，造成不能承受高温而发生爆管。
6、吹灰装置安装.操作不当，吹坏管子。
7、长期超温运行及飞灰磨损。
8、过热器.再热器处堵灰使局部温度升高。
1、泄漏较轻，适当加强给水就能维持汽包水位，短时间内不致扩大事故。同时又不影响其它设备安全。
A、炉侧处理：
?、确认泄漏具体部位，及时汇报各级领导，通知检修负责人到场确认。
?、维持汽包正常水位，机组降负荷，降参数运行，防止给水泵出力过负荷
?、稳定燃烧，维持炉膛负压，必要时投油枪稳燃
?、如为尾部烟道包墙管过热器外漏，应注意对炉侧设备的影响，采取对应的防淋、防湿、防冲刷措施，隔离泄漏区域，设置围栏，警告牌，防止人员烫伤
?、加强对泄漏点和仪表的监视，等待停炉命令
?、接到停炉命令后，按要求停止锅炉运行
?、在未接到停炉命令而锅炉达到紧停条件时，应立即紧停锅炉。
?、停炉后，留一台引风机继续运行，抽出炉膛和烟道中的蒸汽和烟气，整个过程中，维持汽包高水位。将汽包上下壁温差控制在允许范围内。
B、机侧处理：
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?、做好机组 停运准备工作。
?、锅炉发生灭火后，快速降负荷，防止汽温突降。
?、加强巡回检查，注意停炉后电泵的运行正常。
?、机组停运过程中，认真完成停机各项工作。
?、若达紧停条件，严格执行紧停规定。
?、配合电气人员切换厂用电完成机组解列。
2、泄漏严重，出现下列情况时：
燃烧恶化，锅炉灭火 ：汽包水位无法维持；无法维持正常汽温、汽压；直接威胁人身和设备安全。
?、锅炉应手动MFT，停止锅炉运行，完成停炉各项操作。
?、停炉后，留一台引风机运行，以排除烟气和蒸汽。
?、维持汽包最高可见水位，控制汽包壁上下温差在规定范围内。
?、汽机应在炉灭火后，快速降负荷，完成停机的各项操作。
?、整个操作过程中应汇报值长运行情况，确认泄漏部位，通知各检修负责人，确认泄漏部位时，要注意安全。
值长：接到泄漏报告后，及时汇报上级领导，根据机组状况及领导指示，联系中调，申请停炉，通知外围车间，调整系统运行方式及机组负荷。
机长：及时汇报值长泄漏情况，通知检修人员共同确认，做好事故预想，机组停运过程中，合理进行人员分工，保证机组顺利停运。
炉付机长：锅炉发生泄漏后，视泄漏情况认真操作，保证机组顺利停运。
机付机长：稳定机侧参数正常，机组停运过程中，配合锅炉降负荷，完成机侧停机操作。
炉巡检： 确认漏点，及时汇报，加强检查，停炉过程中配合炉付机长完成停炉操作，检查过程中要注意自己的安全。
机巡检： 加强检查，做好停机准备，配合机付机长完成停机操作。
电气巡检：机组停运过程中，负责切换厂用电及机组解列操作。
1、DCS画面“空预器火警”“空预器事故跳闸”报警发出；
2、空预主电机跳闸，辅电机未联启或联启后跳闸；
3、对应烟风挡板联关，DCS画面轴承温度报警，空预器跳闸前电流突增突摆；
4、炉膛、烟道负压剧烈摆动，且经常冒正。
尽可能保护空预器（包括运行空预器），防止扩大性损坏空预器。处理
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
过程可以按两个预案进行
A、预案一
如空预器着火燃烧跳闸，则按锅炉尾部烟道燃烧来处理，紧停锅炉。
B、预案二
因其它原因引起空预器跳闸时，按单台空预器运行要求，紧急降负荷至180-200MW
1、空预器着火燃烧跳闸现象：
?、DCS画面“空预器事故跳闸” 、“空预器火警” 报警发出；
?、空预器电流大幅摆动，着火侧排烟温度、一次风温度、二次风温度急剧
升高；
?、省煤器出口给水温度急剧升高，对应侧氧量急剧降低；
?、烟道负压急剧摆动；
?、就地空预器外壳有灼烧感或冒烟气或外壳烧红，引风机轴封处往外冒火或冒烟。
2、空预器着火燃烧原因：
?、可燃物沉积在空预器上，停炉后或启炉前未吹扫或吹扫不充分
?、锅炉启动或停炉时大量使用油枪，油枪雾化不良或未按规定进行空预器蒸汽连续吹灰
?、低负荷长时间投运大量油枪
?、炉膛负压过大，使未燃尽燃料沉积在空预器
3、处理：
?、退出协调，手动紧急MFT（炉副机长），检查MFT连动情况，紧停送、引风机，关闭烟风挡板，密闭锅炉。
?、炉副机长立即投入跳闸空预器蒸汽冷、热端吹灰（余汽），并监视排烟温度是否降低
?、值长通知检修人员到场，通知输煤集控启动高压消防泵
?、机长监护机副机长、电气巡检完成切换厂用电，汽机打闸，发电机解列等操作
?、机、电巡检按正常停机完成相关操作。并优先投运机侧冷再供空预器吹灰系统（携带对讲机，戴劳保手套，安全帽）
?、炉副机长、炉巡检（携带对讲机，戴劳保手套，安全帽，携带摇把）共同去跳闸空预器现场：炉巡检投入冷再供空预器吹灰系统；炉副机长检查空预器着火燃烧情况，防止空预器外壳灼烧身体，向机长汇报检查情况；将空预器主辅电机停电并采取安全措施后，炉副机长、炉巡检共同手盘跳闸空预器{ 使用摇把}，将盘转情况汇报机长，尤其是手盘不动时，必须立即汇
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
报机长，机长立即汇报值长
?、机长监视着火侧排烟温度降低，着火应逐步减弱，保持蒸汽吹灰
?、保消人员接受值长命令后去现场检查火势，维持秩序，制定灭火
方案
气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载
?、机炉人员接受值长命令后去现场，一方面组织人力手盘空预器，另一方面检查火势，制定灭火方案
?、保消人员，机炉人员、炉副机长、机长向值长汇报空预器灭火效果
?、如果蒸汽吹灰效果明显，着火趋于熄灭，可保持蒸汽吹灰直至熄灭
?、如果蒸汽吹灰灭火效果差，应立即投入消防水灭火，该方式灭火易造成空预器及其轴承变形。
?、确证着火熄灭后汇报值长
?、炉副机长启引、送风机，对炉膛，烟道逐步冷却
?、机炉人员打开检修孔初步检查跳闸空预器故障现状，汇报值长
?、值长汇报现场总负责人，值长向中调报出检修
计划
项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载
，并通知个检修值班负责人或部门负责人
?、机长安排本机人员对机组全面检查，监视，做好处理记录
1、空预器跳闸现象：
?、“DCS画面“空预器事故跳闸”报警发出；
?、空预器电流不正常摆动，突然摆至很大又突然至零；
?、对应烟风挡板联关。炉膛，烟道负压急剧摆动且常冒正，引风机自动跳至手动；
?、DCS画面轴承温度高可能报警；
?、空预器入口烟温高可能报警且指示较高，厂用电失去报警可能发现。
2、空预器跳闸原因：
?、厂用电失去
?、电气设备故障
?、空预器轴承损坏或轴承温度超限
?、温升或温降速度过快造成空预器严重变形
3、处理：
?、机长退本机组协调
?、炉副机长：检查跳闸空预器对应烟风挡板联关正常，否则手动关闭一次
?、炉巡检、机巡检：（携带对讲机、带头盔、劳保手套、摇把两个）去现场负责两项工作：首先检查跳闸空预器烟风挡板关闭，否则手摇关闭。其次，将空预器主辅电机停电并采取安全措施后，开始两人手盘空预器，炉巡检向机长汇报盘转情况，如无法盘转应立即汇报机长，然后逐级汇报。
?、紧急降负荷至180—200MW（按单台空预器运行工况）。机长控制给粉
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
量，炉副机长控制送、引风机，调整负压。机副机长根据压力关调门，并监视凝汽器、除氧器、汽包水位。
：
?降负荷过程要保证燃烧稳定，汽温稳定。
?降负荷速度要快，降10万负荷不得超过30分钟，实践证明20分钟内降10万负荷可操作性强。
?空预器跳闸后，单台引风机平衡能力差，负压易冒正，而且剧烈摆动。应加大跳闸侧引、送、一次风机电流，适当减少另一侧电流。
?机副机长关调门。
?降负荷时可考虑投油枪2—3支。
?注意监视正常运行空预器电流摆动情况，防止过负荷运行。
?、降负荷至180—200MW时，稳定机组运行，汇报值长。
?、维护人员到场后，组织人力保持跳闸空预器转动防止严重变形。
?、维护人员采取措施后，打开跳闸空预器检修孔，逐渐冷却空预器，同时观察空预器故障状况。
?、运行、维护部门技术人员分析判断后，决定跳闸空预器恢复运行的可能性。
?、如果故障轻微，维护人员抢修后，试启空预器电机磨合，监视电流摆动情况。
?、逐步投入跳闸空预器：
?逐步依次开启、开大送风、一次风、引风挡板。
?开启时，监视空预器电流上升及摆动情况。
?可以关小烟气联络挡板，待正常后全开投入。
?、空预器正常后，升负荷运行，重点监视空预器视运行工况。
?、如果空预器故障严重，维护部门向值长递申请票，值长向中调报临修申请，停炉修复空预器。
1、空预器入口烟气温度异常升高。
2、空预器出口、一次风温、二次风温异常升高。
3、“空预器火警”光字牌发出。
4、空预器的外壳烧红或有温度辐射感。
5、空预器电流摆动。
6、排烟温度急剧升高、烟气含氧量下降。
1、锅炉启停频繁或长时间低负荷投油助燃。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
2、没有按规定对预热器进行吹灰，造成可燃物沉积在空预器蓄热元件上。
3、燃烧不稳或煤质变坏调整燃烧不合理。
4、一台预热器故障停止，锅炉继续运行时由于烟气挡板不严，发现不及时造成故障预热器再燃烧。
5、灭火后，未及时切断燃料进入炉膛，点火前，通风吹扫不足。
6、煤粉过粗或制粉系统工作不正常，三次风带粉多，造成燃烧不完全，使可燃物沉积。
1、确认空预器发生二次燃烧时，应手动MFT，紧急停炉，切断锅炉燃料供应。
2、停止引、送、一次风机运行。
3、关闭预热器烟气进口及空气出口挡板，此时严禁打开人孔门。
4、打开上下清洗管路上的阀门，投入消防水，同时打开预热器下部灰斗排水门。
5、如空预器电机掉闸，应组织人力盘转空预器，维持预热器转动，保证全部受热面得到消防水流。
6、确认彻底熄灭时关闭清洗水阀门，进入预热器内部检查设备损坏情况，并扑灭残存的火源。布置好安全措施，交检修部门处理。
1、汽包水位下降，给水流量不正常大于蒸汽流量，汽泵转速突升或超限。
2、机组负荷下滑，主汽参数下降。
3、就地打开炉膛看火孔可听见泄漏声，外漏时可见炉墙保温层内呲水。
4、汽包上、下壁温差增大。
5、引风机电流不正常增大，排烟温度降低，左右侧可能出现偏差。
6、烟囱冒白汽。
7、炉膛负压波动（视泄漏部位、轻重不同）。
8、水冷壁金属温度测点可能报警。
9、汽包水位在泄漏严重时可能无法维持。
10、电除尘灰斗下灰不畅，电场电流增大且摆动。
11、机侧凝结水补水量增大。
1、锅炉水循环不良，造成局部水冷壁循环恶化。
2、锅炉内部结焦，掉焦时砸坏水冷壁。
3、打焦时，使用锋利工具，操作不当，造成水冷壁人工泄漏。
4、吹灰器安装角度不合适，吹坏水冷壁，长期吹灰磨损造成水冷壁泄漏。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
5、长期局部水冷壁超温，管壁氧化减薄泄漏或炉内燃烧工况局部加强导致水冷壁短时超温严重泄漏。
6、锅炉安装工艺不合格，焊口质量不过关或检修后更换管子时焊接不良，导致泄漏。
7、水冷壁管材选型不合适或管材内本身有缺陷未及时发现导致泄漏。
8、水冷壁或上、下联箱异物堵塞，引起局部水循环破坏而导致传热恶化。
9、炉内燃烧组织不良，热量分布不均匀，造成局部水循环停滞。
10、炉墙保温敷设不合理，导致水冷壁及联箱膨胀不均长期承受热应力，疲劳变形引起破裂泄漏。
11、炉水水质长期不合格，导致水冷壁管内结垢、堵塞或腐蚀引起泄漏。（一）、发生外漏处理
1、确认泄漏具体部位，及时汇报相关领导，通知检修负责人。
2、注意汽包水位，适当降低机组负荷，防止汽泵过负荷。
3、注意外漏蒸汽对炉侧设备的影响，采取对应的防淋、防湿、防冲刷措施。
4、隔离泄漏区域，设备围栏警示牌，防止人员靠近烫伤。
5、接到停炉命令后按要求停止锅炉运行。
6、在未接到停炉命令而锅炉已达到紧停条件时，应立即紧停锅炉运行。（二）、发生轻微内漏处理
1、汇报机长，由机长汇报值长及相关领导。并通知检修人员，确证泄漏及泄漏具体位置。
2、注意汽包水位调整，汽温左、右侧出现偏差时注意调整燃烧。
3、观察炉膛负压变化及引风机自动调整情况，引起燃烧摆动时应适当投油助燃。
4、锅炉遇吹灰，排污工作时应立即停止。
5、待令，降负荷运行或停炉。
（三）、发生较严重泄漏处理
1、汇报机长，由机长汇报值长及相关领导。并通知检修人员，确证泄漏及具体位置。
2、泄漏引起汽包水位大幅度下降时，应加强给水，维持汽包水位，适当降低机组负荷，防止汽泵超出力运行。
3、联系除灰解除电除尘。
4、注意炉侧汽温汽压的调整，防止汽温偏差过大或大幅度降低。
5、注意监视引风机电流的变化，防止其超出力运行。
6、加强空预器吹灰，防止出现堵灰。
7、机侧应协助炉侧降负荷，并做好停机准备。注意中间水箱、凝汽器、除氧器水位变化，及时加强补水。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
8、接到停炉命令后，按停炉处理。机侧不破坏真空停机，完成停炉停机工作。及时倒厂用电至备用电源。
9、尽量维持汽包水位，防止汽包壁温差增大。
10、灭火后，严格执行吹灰制度，时间不少于5分钟，关严各风门、挡板、看火孔，防止热散失。
11、空预入口烟温降至200以下时，开启风门、挡板，对炉膛通风冷却。可根据汽包壁温差变化，启一组风机强制冷却。
12、严禁开省煤器再循环门。
（四）、发生严重泄漏处理
1、水冷壁严重泄露，甚至发生爆破时，汽包水位大幅下降，炉膛负压大幅摆动，燃烧恶化，保护动作，MFT信号发出。
2、确认水冷壁严重泄露且无法维持汽包水位时应停止给锅炉上水。
3、机侧倒厂用电互备用电源带，准备不破坏真空停机。
4、通知除灰解列电除尘。
5、灭火后，认真执行吹灰制度，时间不少于5分钟，关严各风门、看火孔，防止热散失。
6、空预入口烟温降至200以下时，开启风门、挡板，对炉膛通风冷却。可根据汽包壁温差变化，启一组风机强制冷却。
（五）、锅炉水冷壁泄漏后，汽机侧主要操作：
1、做好机组停运准备工作。
2、锅炉发生灭火后，应快速降负荷，防止汽温突降。
3、加强巡回检查，注意除氧器，凝汽器及中间水箱水位变化。
4、机组停运过程中，认真完成停机各项工作。
5、若达到紧停条件时，应坚决执行紧停规定。
6、配合电气人员切换厂用电及完成机组解列操作。
值长：接到泄漏报告后，应及时汇报相关领导，联系中调，申请停炉，通知外围车间调整系统运行方式，调整各机组负荷。
机长：及时汇报值长泄漏情况，并通知检修共同确证，做好事故预想，在机组停运过程中，协调指挥机组人员，保证机组顺利停运。
锅炉副机长：机组发生泄漏后，应积极稳定锅炉燃烧，保证锅炉各参数正常，达到紧停条件紧急停炉，接到停炉命令后，按规定认真操作，保证机组顺利停运。
汽机副机长：稳定机侧参数正常，机组停运过程中，配合锅炉降负荷，保证机组顺利停运。
锅炉巡检：确认漏点，及时汇报，加强巡回检查，停炉过程中配合锅炉副机长完成停炉操作。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
汽机巡检：加强巡回检查，做好停机准备，配合汽机副机长完成停机操作。
电气巡检：机组停运过程中，负责切换厂用电及机组解列操作。
制粉系统爆炸是辅机设备最严重的事故之一，其对辅机设备造成严重的损害，影响对机组机组的安全稳定运行，甚至危机人身安全，给公司造成巨大的财产经济损失。
1、制粉系统系统比较复杂安装工艺不良，由于连接设备的管道较多容易出现不水平的管道和一些死角，使煤粉长时间积存。
2、在整个制粉的过程中气粉混和物流速过低引起煤粉存积，气流过高与管道摩擦而产生静电火花。
3、 磨煤机出口温度不正常的升高超过规定值。
4、长时间停运制粉系统有较多的煤粉存积。
5、原煤在输送的过程中把易燃易爆物带入原煤斗。
6、检修设备期间防火措施不得力检修工作时有电火焊引起。
7、 设备周围发生火灾处理不当引起。
1、粉仓温度急剧升高，粉仓顶部有强烈的辐射感或烧红烧裂，或从不严处冒烟，并伴有巨大的爆炸声。
2、 原煤斗 磨煤机发生爆炸时伴有巨大的响声。
3、整个制粉系统负压急剧变小，便正，排粉机电流增大。
4、 炉膛负压变正，火焰发暗 发黑，燃烧不稳，甚至发生灭火。
5、 爆炸引起大火，危及人身设备安全。
1、一旦发生制粉系统爆炸，应立即停运该制粉系统 立即汇报机长。
2、机长应立即拨打119火警电话和拨打保卫消防队电话。
3、 机长应汇报值长启高压消防泵，为事故处理做好准备。
4、 立即派炉巡检到现场检查，根据现场情况做出以下几点：
?、立即汇报机长事故情况。
?、立即疏散有关检修人员 打扫卫生人员或现场其他人员等。
?、等待有关人员到达现场并于机长保持时刻联系。
5、根据有关人员的分析判断此爆炸不危及其他设备，不影响机组运行应做到以下几方面对其该制粉系统进行隔离并配合消防部门作近一步的安全防范处理措施：
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
?若磨煤机内发生爆炸，应校严热风挡板，冷风挡板，关断挡板（电动和气动），出口档板，使磨煤机处于封闭的状态。通知消防人员，必要时切断磨煤机油源（润滑油减速油 喷淋油）。
?若一次风系统切不严，应安排投入一次风抽吸系统，投运时注意操作缓慢，注意监视引风机出力变化和空预后温度变化。如果投入该系统后，一次风仍切不出，则应投入适量油枪，将一次风机停运，停运所有磨煤机，机组维持30MW左右负荷，
?若由于制粉系统爆炸引起炉膛燃烧急剧变化，导致灭火应按灭火处理。
6、若制粉系统爆炸严重威胁设备，人身，机组安全运行是应紧急停机，防止事故进一步扩大。
7、在机长的统一指挥下，将机组安全的停运下来（炉侧 机侧 电气侧应
相互配合，相互协调）。
8、炉侧人员在停机后应在机长的安排下，系统地对爆炸现场做详细的检查并汇报机长。
9、在办理工作票时，应做到仔细认真，详细地询问情况，在每步执行操作当中也应该做到仔细，认真。
10、炉巡检应在机长的安排下对消防水系统做全面的检查，尤其是对发生事故点作做好仔细检查，防止有漏水，系统不正确，影响消防人员对事故进行处理。
公司300MW锅炉设计燃料发热量为4362kcal／kg，但实际运行中煤种变化很大，在燃烧发热量较低的煤时运行当中易出现燃烧不稳、炉膛负压波动大的现象，严重时造成锅炉灭火事故。因此我们在运行中遇到煤质恶劣和变化较大时，要主动采取一些措施进行调整，以保证机组的安全运行。
首先应该加强预判，我们在监盘的过程中，当发现负荷波动大、火焰电视火焰不稳、负荷下降、给煤量比平时异常增大时，也说明当前煤质不良，应当采取必要的措施。
1、适当减少送风量。炉膛负压波动范围尽量小。
2、磨严禁超出力运行，必要时降负荷。
3、磨出口温度适当提高。
4、了解各台磨的煤质情况，降低煤质差的磨的出力，增加煤质好的磨的出力。
5、采取上述措施仍然无效的话，应投油助燃。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
6、如果经过上述调整仍然无效，燃烧恶化达到紧停条件时，应该坚决执行紧停。判断燃烧恶化的现象为：火焰电视看不到火焰；炉膛负压大幅度波动；OM画面火检信号大量减少或时有时无，此时严禁投油，若保护未动作应手打MFT。
一次风管正常投运时只要磨出口温度控制合适不会发生着火现象。一次风管着火的情况多为一次风管停运的情况下（停磨或堵管）加上磨出口闸板或吹扫风门不严使其中的煤粉自燃所引起。
1、一次风管处有冒烟或保温处烧红或一次凤管处已着火。
2、着火初期一次风管发黑，有灼热感。
3、炉侧有烧着异味。
4、火势较大时炉膛负压有可能波动增大 。
1、发现一次风管冒烟或着火时应立即汇报本机机长。
2、确证后，机长应立即拨打火警电话119（公司）或通知保卫消防队，电话0119(霍州市，电话中应说明：着火的具体地点，部位，着火的物体以及火势的大小）并通知机务检修人员，汇报值长。
3、机长可以考虑按排炉巡检到就地关紧该一次风管的吹扫风挡板和闸板控制火势为消防人员的到来赢得时间。
4、机长应派人到就地监视火势的发展，及时汇报防止事故扩大。
机组负荷180MW-----300MW，2---3台磨运行，蒸汽参数正常，两套风烟系统运行，A、B电泵运行，C电泵备用，A凝泵运行，B凝泵备用。
1、主、再热蒸汽压力温度急剧下降，机组负荷下降；
2、汽包水位急剧下降；
3、火焰电视检测不到火焰；
4、炉膛负压发出报警，负压大幅波动；
5、 “MFT”可能动作，显示出“MFT”动作及动作原因。
1、明确锅炉确已发生灭火后，应检查“MFT”是否动作，如未动作应紧急手动MFT切断所有燃料，如动作则首先检查是否确已切断燃料供应；
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
2、机组迅速手动减负荷至5MW左右，防止汽温下降过快造成过热蒸汽带水；
3、迅速手动切换厂用电为启/备变带；
4、关闭减温水各电动门必要时就地校紧；
5、锅炉灭火后如风机未跳闸，则保持40%风量吹扫5分钟，且维持汽包水位；
6、解除A凝泵自动，手动调整除氧器水位；
7、将低辅联箱并列，切换轴封汽源，切换除氧器汽源。调整轴封供汽，使轴封供汽压力、温度在正常范围；
8、机组降负荷过程中应注意检查本体疏水是否已相应
9、现场全面检查锅炉本体有无异常缺陷，若发现影响锅炉运行的缺陷应立即汇报机长、值长；
10、通知热控人员查看灭火原因
11、如因设备原因锅炉不能重新点火，则汇报值长申请停机；
12、如锅炉可以重新启动时应由值长下令尽快点火恢复至正常；
13、点火后尽快启动一次风机投入一套制粉系统运行。
14、稳定后撤油枪，倒厂用电，投电除尘。
1、锅炉已发生灭火或濒临灭火时禁止投油助燃，防止发生灭火放炮；
2、机组减负荷时一方面速度要快，另一方面要避免发生超压现象；
3、在锅炉灭火后尽可能维持主、再热蒸汽温度不低于450?；
4、锅炉灭火后检查时要注意人员安全，如有泄露声，接近时要注意距离；
5、启动电动给水泵时要注意6KV母线电压>6KV防止因启电泵拉低母线电压；
6、点火恢复时要密切注意汽包水位及主、再热蒸汽汽温、汽压的调整，防止发生大幅振动；
7、注意轴封温度的变化，必要时手动调整；
8、点火恢复时要投入空预器连续吹灰；
9、注意检查低压缸减温水自动投入。
1、DCS画面跳闸火检风机A报警。
2、火检风压降低。
3、火检风机入口滤网差压高可能发。
4、火检风压低?值、低?值可能发。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月1、保安段失电或电气开关故障。
2、火检风机入口滤网处被异物堵塞。
3、火检风机叶片有异物卡涩或电机堵转。
1、火检风机掉闸后，检查备用风机联起正常。监视出口风压，防止出口换向挡板未到位而漏风。可就地敲打出口管道使其回位。检查风机掉闸原因。做好安全措施联系仪电、机务处理。
2、若风机掉闸后，备用风机未联起。无明显故障时可强合一次。未成功火检风压低?值不能恢复时，手动MFT，按灭火处理。
1、炉水品质不合格。
2、化学加药调整不当。
3、排污控制不当。
4、汽水分离装置损坏，负荷增加过快。
1、汽包水位发生剧烈波动，就地水位计看不清水位。2、汽温急剧下降。
3、严重时蒸汽管道发生水冲击。
4、饱和蒸汽含盐量增加，导电度增大。
1、减小燃烧率，降低机组负荷运行。
2、开大汽包连续排污门，必要时开启汽包定期排污门。3、汽温急剧下降，开启主汽管疏水，机侧主汽温度十分钟下降50?或直线下降50?应紧停汽轮机。
4、通知化学对炉水加强分析。
1、严格控制蒸汽品质，规范排污制度，采取合理的排污方式。2、加强采样监督，化学管理，控制加药配比及数量。
3、机组采取合理的运行方式。
兆光300MW锅炉，配两台密封风机。一台运行，一台备用。提供磨煤机的密封风。
1、厂用电失去。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月2、掉闸后备用风机未联起。
1、DCS画面密封风机跳闸报警
2、密封风压和一次风差压低报警
1、厂用电失去时，按厂用电失去处理。
2、密封风机掉闸后，备用风机未联启。无明显故障，可手动强启一次，仍
未启动，可启动掉闸风机一次。
3、密封风机全停后，紧急投油枪，紧停磨煤机，快降负荷。紧停磨时燃烧
恶化灭火，按灭火处理。
1、DCS画面吹灰器卡涩报警
2、DCS画面吹灰蒸汽压力、流量低报警
3、就地吹灰器泄露声异常大
4、火焰电视变黑闪动。锅炉负压冒正。吹灰器全部进入炉膛。1、吹灰器机械卡涩。
2、吹灰器压力调节门故障。
3、吹灰器密封填料不严或管材质量差。
4、吹灰控制系统故障。
1、机械卡涩时，通知吹灰器厂家就地摇出吹灰器。2、压力调节门故障时，检查退出吹灰器，停止吹灰。通知检修处理。
3、吹灰器泄露时，及时退出吹灰器，防止受热面吹损。4、吹灰器全部进入炉膛时，若燃烧恶化灭火，按灭火出理。未灭火及时退
出吹灰器，稳定燃烧。
1、机组调整不当造成锅炉超压。
2、汽机掉闸或调门突然关闭。
3、发电机掉闸或甩负荷。
4、高加突然解列。
5、协调投入时，协调失灵引起。
6、安全门误动。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
7、高旁突开，造成再热器超压，安全门动作。
1、机组负荷突降。
2、主、再热汽压力下降。
3、锅炉有剧烈的排汽声。
4、过热器安全阀或PCV阀动作时，汽包压力下降，主汽温度、压力下降；汽包水位突升而后下降；给水流量剧烈波动，先增大而后降低。
5、汽包安全阀动作时，汽包压力下降，主汽压力下降，主汽温度升高；汽包水位突升而后下降；给水流量剧烈波动，先增大而后降低；过热器受热面壁温升高。
6、再热器入口安全阀动作，再热汽压力下降，再热汽温度升高；再热器壁温升高 。
7、再热器出口安全阀动作，再热汽压力下降，再热汽温度下降 。
8、旁路可能已打开。
9、锅炉可能由于水位高灭火。
1、PCV阀及其他安全门误动时，应手动解列，通知维护检查处理。
2、安全门正确动作及旁路开启时，应立即关小旁路，调整燃烧，降低锅炉出力，同时可开大汽机进汽调阀以降低主汽压力，同时调整各参数至正常，严禁锅炉超压。
3、协调失灵造成超压时，应立即解除协调。
4、在调整中，密切监视汽温、汽压、汽包水位，自动不可靠时，应立即解列自动，手动干预。
5、增大给水量，维持汽包水位稳定。
6、在调整温度的过程中，要防止汽温大幅的波动，严禁调整不当造成温度的直线下降。
7、控制减温器后温度有11?以上的过热度，防止过热器带水和汽机进水。
8、监视安全门回座压力正常，安全门不回座时应立即通知维护人员处理，相应减小负荷。
9、锅炉灭火时，按相关规定执行。
10、高旁突开、高加解列、汽轮发电机等原因造成安全门动作时，除按以上规定执行外，还应执行其相关操作。
1、安全门检修后应进行热态整定，机组大小修时应将安全门检查列入检修项目。
2、合理调整锅炉燃烧，避免锅炉超压。
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兆光运行项目部事故处理预案汇编 2008年2月
1、水位计质量问题。
2、安装不合格。
3、投退或冲洗方法不正确。
4、锅炉超压试验未解列。
5、汽包压力或温度骤变。
6、冬季防冻措施不完善。
7、外部其它损坏。
1、双色水位计或电接点水位计故障，指示可能不正确，两侧有偏差，冒白汽，有泄漏声。
2、平衡容器故障，指示可能不正确，严重时给水自动失灵，可能MFT。
1、任一只就地水位计或水位变送器或水位开关故障，应及时联系有关检修人员修复，在进行水位变送器或水位开关的隔绝操作前，应由热控人员做好防止保护、联锁误动的措施，增加集控室水位指示与就地水位指示的核对次数，并加强运行中的监视。
2、任一只水位变送器故障时，应加强对给水自动的监视，当两只水位变送器工作不可靠或故障时，必须将给水控制切至手动控制并尽可能保持负荷稳定。
3、任一只水位开关故障时，应立即联系热控处理，若需将水位保护解除后进行处理，必须指定专人监视和控制水位。
4、两只水位开关故障时，若变送器水位指示可靠，允许锅炉运行2小时，但应尽量保持锅炉负荷稳定。如果变送器水位指示也不可靠，申请停炉。
5、若所有的汽包水位全部故障，则执行紧急停炉。
6、双色水位计或电接点水位计泄漏应隔离水位计。
1、汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计,水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式,以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。
2、汽包水位计的安装
（1）取样管应穿过汽包内壁隔层,管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等)，若不能避开时应在汽包内取样管口加装稳流装置。
（2）汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量。
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（3）水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管，一般应至少有1：100的斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方向倾斜。
（4）新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求。
（5）差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通器（平衡容器），再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。
3、对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉,其汽包水位计应以差压式(带压力修正回路)水位计为基准.汽包水位信号应采用三选中值的方式进行优选。
（1）差压水位计(变送器)应采用压力补偿.汽包水位测量应充分考虑平衡窗口的温度变化造成的影响,必要时采用补偿措施。
（2）汽包水位测量系统,应采用正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。
4、汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准,并进行核对、标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表8—1给出不同压力就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值?h，仅供参考：
就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值?h
汽包压16.14—17.17.66—18.18.40—19.力（MPa）653960
?h(mm)-76-102-150
5、按规程要求对汽包水位计进行零位校验。当各水位计偏差大于30mm时,应立即汇报,并查明原因预以消除.当不能保证两种类型水位计正常运行时,必须停炉处理。
6、严格按照运行规程及各项制度,对水位计及其测量系统进行检查及维护.机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列入验收入要项目之一。
7、当一套水位测量装置因故障退出运行时,应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。
8、锅炉高、低水位保护。
（1）锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期（不宜超过8h）恢复；当有二点因某种原因须退出运行进，
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应自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期（8h 以内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。
（2）锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校验；用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。
（3）在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同造成的实际水位与水位计（变送器）中水位差值的影响。
（4）锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度；
（5）汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必要条件之一，水位保护不完整严禁启动；
9、当在运行中无法判断汽包真实水位时,应紧急停炉。
10、建立锅炉汽包水位测量系统的维修和设备缺陷档案,对各类设备缺陷进行定期分析,找出原因及处理对策,并实施消缺。
11、运行人员必须严格遵守值班纪律,监盘思想集中,经常分析各运行参数的变化,调整及时,准确判断及处理事故.不断加强运行人员的培训,提高其事故判断能力及操作技能。
12、当汽包水位至汽包水位高(或低)保护动作定值而保护未动作时,应立即手动MFT。
13、应严格执行水位的定期工作,进行水位计的定期核对和定期冲洗以及事故放水门的定期开关试验。
14、进行对汽包水位存较大影响的操作时,应加强相互间的联系,加强对水位进行监视,当汽包水位调节系统存在设备缺陷时,也应加强对汽包水位的监视,必要时应人为干预。
15、需修改水位保护定值时,应同生技部门出具方案,并经总工批准。
16、严格执行巡回检查制,发现设备缺陷及时联系检修处理。
17、严格执行工作票、操作票制度；严禁无票操作。
18、锅炉启动、停止过程中必须唯有专人对锅炉水位进行监视、调整。
1、主蒸汽或再热蒸汽温度突然升高或降低。
2、减温水流量突然减小或增大。
3、操作减温水门，反馈不变。
4、开减温水门时，无流量。
1、减温水自动调节故障。
2、减温水调门压缩空气失去。
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3. 减温水门就地卡涩或执行器故障。
4、冬季减温水长时间不投用，管道冻结。
1、迅速派人就地手动调节电动门。温度超限时，严格实行紧停。2、通知仪电、机务检查故障原因。紧急处理。
3、调整减温水时，不要幅度过大，注意汽包水位正常。4、管道结冻时，稍开减温水门，减温水管道疏水暖管。1、炉底水封系统补水故障。
2、炉膛冒正压破坏水封。
3、炉膛掉焦破坏水封。
4、误开渣斗放水门。
1、锅炉燃烧不稳，火焰闪动，炉膛负压波动。
2、炉膛火焰中心升高，汽温、烟温、风温升高。
3、过、再热器受热面可能超温。
4、机组负荷、汽压下降。
1、投油助燃,维持燃烧稳定。
2、调整燃烧，降低火焰中心。
（1）可适当开大炉膛上部二次风，减小底部二次风。（2）加大炉膛下部喷燃器出力，降低上部喷燃器出力或切除上部喷燃器来降低火焰中心。
（3）如蒸汽温度继续升高时，可适当降低锅炉负荷运行，首先切除炉膛上部喷燃器。
3、可适当降低送风量，维持负压稳定，在不能维持炉膛负压时，应解列引风机自动，手动调整维持，防止火焰中心过分抬高。
4、减温水自动不可靠时，应立即手动开大减温水，注意要保持有一定的过热度。
5、可适当开大汽机进汽调阀，以增加通流量。
6、检查水封破坏原因，采取相应措施建立水封。
7、水封短时不能恢复正常，不能维持炉膛燃烧稳定或各参数正常时，应申请停炉。
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兆光300MW锅炉，每台炉配三台双进双出磨。每台磨配两台电子称重式给煤机。
1、给煤机上闸板关闭，停电。
2、给煤机走空停运停电。
3、给煤机下闸板关闭，停电。
4、关给煤机密封风挡板。
1、给煤机停运后本侧磨分离器出口温度会升高，防止超温可关闭本侧旁路风门，调整冷热风挡板。
2、根据需要运行给煤机增加出力，防止运行侧出口分离器温度过低，可开大同侧旁路风门。
3、监视磨料位，防止走空。
4、若给煤机温度高或打开给煤机检修门时冒粉，可就地点动给煤机，给煤机出口门压煤。
5、检修完试转时，检查检修门已关好，措施已恢复。
1、主控室火警报警铃响。
2、炉巡检员现场发现着火。
1、义务消防人员查看报警后，立即汇报机长、值长（确认着火后）。
2、本机机长拨打119报火警，并讲清楚着火地点及着火物。
3、值长汇报厂值班领导和部值班领导。
4、本机机长通知巡检人员救火。
5、值长通知检修人员到主控。
1、机长安排锅炉巡检，立即持对讲机至就地察看火情，确认着火后，立即安排就地灭火。
2、并做好辅机油站停运及辅机停运的事故预想。（按单台磨、风机掉闸处理）
3、着火初期，可扑灭火势，不影响辅机正常运行时可继续运行。无法维持运行时紧停辅机及油站。用干粉灭火器，1211灭火器，或沙子积极正确的救火，一直到厂部消防员到达接替后，方可撤离。
4、机副机长应严密监视机组运行参数，保证机组正常运行。
5、值长根据火灾损失，确定机组运行情况，若损失严重，须停炉处理时，
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可申请停炉处理。
6、灭火后向值长汇报情况。
1、作为义务消防员的巡检人员，应为消防培训合格，能熟练操作灭火器。
2、应使用适合的灭火器材，既干粉灭火器、1211灭火器、或干沙。
3、在消防员到来前，义务消防员应该积极救火，厂消防员到达后，义务消防员就应撤离火场。
4、义务消防员灭火时，要注意安全，佩带必要防护用品。
5、值长对外联系及汇报应使用录音电话，互通姓名，并做好记录。
兆光300MW锅炉除渣为刮板式捞渣机。捞渣机故障停运后，渣仓能保证锅炉满负荷运行4小时的排渣量。
1、处理捞渣机故障，要关闭液压闸板。关闸板时炉膛漏空冒正。可提前投油稳定燃烧。适当降低送风，监视炉膛负压，
负压自动跟不上时，手动调整。注意监视主、再热气温，防止超温。可适当降低火焰中心。
2、若短时捞渣机处理不好，适当降低负荷减少渣量。
3、捞渣机处理好，试转正常，水封注水正常开液压闸板。主控操作同关液压闸板。
4、若捞渣机未处理好，渣仓满，可适当放渣。放渣时，主控操作注意事项同开、关液压闸板。
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浙公网安备 33021202002483