7.2.1 6KV厂用电源中断

7.2.1.1 现象

1） 交流照明灯熄灭，事故照明灯亮。

2） 6KVA、B段快切装置切换失败，6KVA、B段测控装置故障，6KVA、B段后备电源消失，6KVA、B段PT回路断线，6KVA、B段0.5S低电压保护动作，6KVA、B段9S低电压保护动作等声光报警可能发出。

3） 6KV厂用母线电压、电流值为零。

4） 事故嗽叭响，运行电动机突然停止，联动备用辅机未启动。

5） 汽温、床温、风室大差压、水位、真空急剧下降，汽压上升、锅炉灭火。

6） 锅炉BT、MFT动作，汽机跳闸。

7.2.1.2 原因:

1） 电网系统故障。

2） 电气设备故障或人员误操作。

3） 6KV快切装置未启动或动作不成功。

7.2.1.3 处理：

1） 汇报值长，立即将各跳闸辅机开关复位，置于“停止”位置，切自动为手动。开启过热器向空排汽门（PCV阀），尽量避免安全阀起跳，若锅炉不超压、管壁不超温尽量减少锅炉向外排水、排汽，维持汽包可见水位（开启省煤器再循环门）。

2） 立即切换汽封均压箱汽源至老厂辅汽来汽带。

3） 立即检查柴油发电机应自启动，否则手动投入。启动交流或直流润滑油泵，就地监视润滑油压正常。汽机转速降至2700r/min时启动顶轴油泵，待转速到零后投入连续盘车。

4）   打开各风道挡板，以最大速率降低炉内的温度水平。注意监视汽包水位，严密关闭各减温水门及疏、放水门，保持汽温、汽压，作好点火前的准备工作。

5）   关小或关闭再热器侧烟气挡板，以保护过热器和再热器（注意监视排汽装置的温度），为防止汽轮机低压缸及排汽管道安全膜板爆破，机侧禁止投入一、二级旁路，并严密关闭各疏水集管气动门、手动门。

6） 密切监视机侧、炉侧各参数。

7） 待厂用电源恢复，得到值长同意，根据机组所处状态，进行机组的启动工作，并注意如下问题：

a 汽轮机转子静止后，主轴出现暂时弯曲应进行矫正工作。

b 各主要监视数据应在允许范围内。

c 若汽包已严重缺水，进水时间应经总工程师批准。

8）检查本单元辅冷泵、除灰输送空压机切换至临机接带。

9）若电源短时间不能恢复，应汇报值长按不破坏真空正常停机处理。

7.2.2 380V厂用电源中断

7.2.2.1 现象

1） 事故喇叭响，DCS声光报警，380V辅机停运，电流值为零。   

2） 涉及380V的所有阀门、挡板、电磁阀、照明、仪表等全部失去电源。

7.2.2.2 原因

1） 380V厂用电源或母线故障。

2） 人员误操作。

7.2.2.3 处理

1） 稳定汽温、汽压、汽包水位。     

2） 等待电气侧处理完毕，电源恢复后，重新启动380V各辅机。

3） 若380V电源中断造成仪表电源消失，所有DCS操作员站黑屏，无法进行操作和监视时，应紧急停机、停炉，汇报值长。

7.2.3 锅炉主保护动作

7.2.3.1 锅炉跳闸（BT动作）

1）现象

a 一次风机全部跳闸。

b 二次风机全部跳闸。

c 跳一台电流大引风机。

d 锅炉MFT动作。

e 关闭过热器、再热器减温水电动总门。

2）原因

a 手动锅炉跳闸

b 一次风机全停(延时2秒)

c 二次风机全停(延时60秒)

d 引风机全停(延时2秒)

e 流化风机全停(延时30秒)

f 炉膛压力低Ⅲ值（-2290Pa，延时5秒)

g 炉膛压力高Ⅲ值（+2540Pa，延时5秒)

h 汽包水位高Ⅲ值（≥+210mm, 延时5秒)

i 汽包水位低Ⅲ值（≤-230mm, 延时10秒)

3）处理

a 立即检查BT保护动作程序正确，否则手动补救，复位跳闸设备，汇报单元长副值长、值长（手动BT进行紧急停炉时，按紧急停炉操作步骤进行）。

b 检查MFT保护动作程序正确，否则手动补救，确认一切燃料均切除，过热器、再热器减温水门关闭，控制好各参数（如炉膛负压，汽包水位，汽温、汽压及床温）下降速度。机侧应根据炉侧参数降低机组负荷并汇报值长。

c 立即检查BT首出跳闸原因，及时联系热工专业到现场参与配合处理故障，通知各岗位检查设备系统，复位跳闸信号及设备，作好重新启动的准备工作。

d 及时复位锅炉各风机，关闭出入口门，将自动切至工频的风机切至变频器启动方式，检查风机满足启动条件，做好随时启动准备。

e 若为汽包水位越限触发BT动作，应迅速查明水位越限原因，采取措施立即将汽包水位调整至正常。

f 若为风机跳闸触发BT动作，按风机跳闸故障处理规定进行处理。

g 待跳闸原因查明并消除，接值长关于机组重新启动的命令后，复位BT，锅炉重新点火启动。

h 若短时间不具备启动条件，应停止各转动机械，按正常停炉要求进行操作。

7.2.3.2  MFT保护动作

1）MFT动作的现象

a 送信号到ETS（“与”汽包水位高Ⅳ值（+300mm） “或”主再热汽温下降速率超限联锁汽轮机跳闸）。

b 燃油来油速断阀关闭，床上启动燃烧器油枪切除。

c 冷渣器全部跳闸。

d A、B、C、D、E、F给煤机切手动，并跳闸。

e 过、再热器减温水总门关闭。

f 关闭A、B、C、D、E、F油角阀。

g 吹灰运行时，关闭吹灰气源总门，禁止吹灰，吹灰程序复归。

h 汽温、汽压、水位下降。

i 床温、风室大差压下降。

j 联锁石灰石给料机跳闸。

k 复位炉膛吹扫完成，发炉膛吹扫请求；

l MFT动作后机组自动切手动的有：一次风机变频控制切手动、左右侧再热器烟气挡板切手动、AB引风机入口挡板切手动、汽机主控切手动。

2） MFT动作的原因

a 汽机跳闸且负荷大于30%（60MW）

b 床温高(＞980℃，延时3秒)

c 床温低且负荷大于30% (＜600℃，延时3秒)

d 炉膛压力低二值（-1780Pa，延时5秒)

e 炉膛压力高二值（+1520Pa，延时5秒)

f 炉膛总风量＜25%（＜15万Nm³/H，延时2秒)

g 一次风量流量低越限(＜9万Nm³/H,延时30秒)

h 锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）系统电源失电保护（硬回路保护）

i 锅炉跳闸（BT）

3） MFT动作的处理

a 立即检查MFT保护动作程序正确，否则手动补救，复位跳闸设备，汇报单元长副值长、值长（手动MFT进行紧急停炉时，按紧急停炉操作步骤进行。

b 确认一切燃料均切除，过热器、再热器减温水门关闭，控制好各参数（如炉膛负压，汽包水位，汽温、汽压及床温）下降速度。机侧应根据炉侧参数降低机组负荷并汇报值长。

c 立即检查MFT首出跳闸原因，及时联系热工专业到现场参与配合处理故障，通知各岗位检查设备系统，复位跳闸信号及设备，作好重新启动的准备工作。

d 若为汽机跳闸触发MFT动作，机侧重新挂闸前炉侧应密切监视和调整各参数。

e 若为BT造成MFT动作，按照BT动作处理。

f 待跳闸原因查明并消除，接值长关于机组重新启动的命令后，复位MFT，锅炉重新点火启动。

g 若短时间不具备启动条件，应停止各转动机械，按正常停炉要求进行操作。

7.2.4 汽轮机跳闸

7.2.4.1 汽轮机跳闸的现象

1）汽轮机跳闸及其ETS故障首出光子报警发出。

2）机组有功负荷到零或变为负值。

3）机组负荷大于60MW时锅炉MFT保护动作，发电机逆功率保护动作跳闸。

4）主汽门、调门关闭，高排逆止门、各段抽汽逆止门、电动门关闭。

5）交、直流润滑油泵联锁启动，汽轮机转速开始下降。

7.2.34.2 汽轮机跳闸的原因

1）人员误操作。

2）机械超速遮断。

3）润滑油压低。

4）真空低。

5）轴向位移大。

6）高压缸相对胀差大。

7）低压缸绝对膨胀大。

8）DEH超速。

9）TSI电超速。

10） MFT保护动作且汽包水位高Ⅳ值（+300mm）或主汽温10min下降50℃或再热汽温10min下降50℃任一条件满足。

11）汽机大轴振动大。

12）DEH失电停机。

13）DEH排汽压力高。

14）EH油压低停机。

15) 发电机故障。

7.2.34.3 汽轮机跳闸的处理

1）检查机组有功负荷到零，机组负荷大于60MW时检查锅炉MTF保护动作。

2）检查汽机所有高中压主汽门及调速汽门、 各抽汽电动门及逆止门关闭、高排气动逆止门关闭，汽机所有疏水全部打开，汽机转速下降。

3）检查交流润滑油泵联锁启动，汽轮机润滑油压正常。

4）检查TSI汽轮机跳闸首出原因，汇报值长，判断保护是否误动作，全面检查，如属保护误动作，做好重转的准备。

5) 轴封切换至辅汽联箱或老厂汽源供汽。

6) 如保护动作，需要破坏真空紧急停机，则按照破坏真空紧急停机处理。

7）汽机转速下降至2700r/min，检查顶轴油泵联锁启动，检查各瓦顶轴油压正常，转速到零投入盘车，检查记录转子偏心值在正常范围内，严密监视顶轴油泵及盘车的运行。

8）调整过程中注意除氧器、热井、各加热器水位在正常范围内。

9）处理过程中调整润滑油温在正常范围内。

7.2.5 发变组跳闸

7.2.5.1 发变组跳闸现象

       1）DCS发电机跳闸及各保护动作声光报警发出。

       2）发变组出口开关、灭磁开关跳闸，厂用快切动作。

3）机组有功负荷到零，发变组出口电压、电流、励磁电压电流到零。

7.2.5.2 发变组跳闸原因

1) 人员误操作。

2）发变组保护动作跳闸。

3）安稳装置动作。

4）汽轮机跳闸引起程序逆功率、逆功率保护动作。

7.2.5.3  发变组跳闸处理

1）查有功、无功指示到零，主开关、灭磁开关确已断开，厂用电切换正常，汽轮机跳闸、机组负荷大于60MW时锅炉MFT动作。

2）检查保护柜保护动作情况，判断发电机跳闸原因，只有经两人同时确认方可复位。确认因人为误操作引起的跳闸可立即重新并网。

3）如果主开关发生非全相、汽轮机超速，按照相应的事故处理程序进行。

4）断开发变组主开关和灭磁开关操作电源。

5）完成其他常规停机操作。

7.2.6 甩负荷炉侧、机侧的处理

7.2.6.1 负荷骤减炉侧的处理

       1) 现象

a 主汽压力急剧升高，硬光字发“主汽压力高”报警信号，处理不及时安全门动作。

b 蒸汽流量急剧下降。

c 汽包水位先下降后上升。

d “汽包水位低越限”保护有可能动作，锅炉BT。

2) 原因

a 电气或电网系统故障。

b 汽机或发变组故障跳闸。

c 人员误操作。

d 自动主汽门或调速汽门自动关闭。

3) 处理

a 根据汽压高低及其上升情况，及时打开过热器向空排汽门（PCV阀）进行泄压。如安全门动作，则在恢复工作压力后，对安全门进行检查，观察其关闭是否严密。

b 若“汽包水位低越限”保护动作触发锅炉BT，按BT动作相关规定处理。

c 根据汽压上升情况，解除部分自动，减少给煤量或短时停止部分给煤机，特别应加强对汽包水位、汽压、床温、风室大差压和风量的监视和调整。

d 根据床温情况，减少一二次风量，调整燃烧，必要时投油助燃。

e 如汽压达安全门动作压力而安全门不动作，过热器向空排汽门（PCV阀）和一、二级旁路又不足以泄压时应按紧急停炉处理。

7.2.6.2 发电机甩部分负荷，高、中压主汽门未关闭

1）现象

a 有功功率表指示下降。

b OPC超速限制动作，转速升至3090r/min而后下降。

c 一个或几个高压调门关闭，左侧或右侧中压调门关闭。

d 高、中压主汽门、调门前压力升高。

2）原因：

a 操作员迫降负荷。

b 高、中压调门伺服机构故障。

c DEH调速系统故障。

d 运行人员误操作。

3）处理

a 若高、中压调门伺服机构故障，及时联系热工处理。

b 若DEH调速系统故障，迅速查明原因并采取措施处理。

c 故障处理完毕恢复正常运行。

7.2.6.3 发电机甩负荷到零，汽机未超速，高、中压主汽门、调速汽门关闭

1）现象

a 有功功率表指示到零。

b DCS发“发电机跳闸”、“主汽门关闭”声光报警。

c DEH画面“发变组出口开关已合”灯灭、“发电机出口开关未合”灯亮。

d 高、中压主汽门、调速汽门关闭，高排气动逆止门、各段抽汽逆止门关闭，汽机转速下降。

e 高、中压主汽门前汽压急剧升高。

2）原因

a 电气系统故障，保护动作，引起发变组出口开关跳闸。

3）处理

a 立即手打危急保安器，确证自动主汽门、调速汽门、中压联合汽门及各段抽汽逆止门关闭，转速应下降。

b 检查交流润滑油泵联锁启动，检查各部油压正常。

c 检查高排气动逆止门已关闭，低负荷喷水投入。

d 三抽至除氧器电动门关闭。

e 保持除氧器水位正常，解列高加。

f 轴封汽源倒至临机供汽,保持轴封压力正常。

g 保持排汽装置热井水位正常。

h 调整加热器水位。

i 全面检查机组情况正常，发电机外观正常，否则立即汇报值长。

j 下列仪表指示在正常范围内

① 主蒸汽、再热蒸汽温度及压力。

② 轴向位移、高低压缸胀差。

③ 推力瓦温度、各轴承回油温度及机组振动。

④ 倾听机组声音正常。

k 退出发电机联跳汽轮机保护，迅速恢复机组3000r/min，全面检查机组正常后，通知电气侧值班人员，汇报值长。

l 发电机并网后，投入发电机联跳汽轮机保护。

m 电气侧值班人员要求停机时，应按规程规定停机处理。

7.2.6.4 发电机甩负荷到“零”，转速超过3330r/min，危急保安器动作后的处理

1）原因

a 发变组出口开关跳闸而自动主汽门、调速汽门及中压联合汽门未关闭。

b 超速保护跳机未投或投入时由于某种原因未动作。

2）处理：

a 检查高、中压自动主汽门、调速汽门及各段抽汽逆止门是否关闭严密（如转速不下降，应立即查明原因，采取措施迅速切断汽源降低转速，并破坏真空）。

b 启动交流润滑油泵，其余按汽轮发电机组跳闸处理。

c 机组无明显故障，查明转速升高原因，处理好后重新恢复汽轮机至3000r/min。

d 检查机组各部正常，汇报值长及发电运行部经理和专业主管，机组可迅速接带负荷。

7.2.6.5 机组甩负荷到“零”，发电机未解列的处理：

1）现象

a 负荷到零,转速未变。

b 自动主汽门、调速汽门、高排及各段抽汽逆止门关闭,主汽压升高。

2）原因

a 汽机主保护动作。

b 发电机逆功率保护没有动作。

3）处理

a 立即检查汽轮机各保护,如无异常现象,确认属保护误动,应暂时退出有关保护,重新挂闸并通知电气侧接带负荷。如保护动作正常,应立即解列停机。

b 当保护未动作,恢复时挂不上闸,说明调速保安系统故障,应解列停机,并查明原因。

c 联系热工人员消除保护误动缺陷。注意汽轮机无蒸汽运行不能超过1分钟。

7.2.7 DCS及热控系统故障

7.2.7.1 热工仪表电源中断锅炉方面的处理

1) 现象

a 热工信号电源消失。

b 音响不发声。  

c 光字牌熄灭。

d DCS及热工仪表指示为零或指示不准。

e 无法对设备进行控制，锅炉可能灭火。

2) 原因

a 电气故障及母线故障。

b 开关或刀闸故障，备用电源未投入。

3) 处理

a 若锅炉灭火则按紧急停炉处理，并汇报值长。

b 锅炉未灭火将自动切换为手动并参照汽机有关参数进行调整，尽量保持机组负荷稳定并尽快恢复电源。

c 监视汽包就地水位计、压力表，维持汽包正常水位。

d 电源如恢复后,调整各参数稳定，否则请示停炉。

7.2.7.2 热控电源消失

1) 现象

a 热控电源指示灯熄灭，光字牌亮。

b 仪表指示异常，各指示灯熄灭。

c 电动门、调节门失去电源，各自动调节失灵。

d 机组各保护、联锁不能动作。

2) 处理

a 立即联系热工恢复电源，并检查监视就地一次表计，将自动改为手动调节。

b 立即汇报单元长副值长、值长，尽量保持机组负荷稳定。

c 尽量避免调整，根据就地表计指示值及各辅机电流表等监视设备运行情况，就地进行必要的调整。

d 当系统或设备发生异常、机组失去操作和监视手段、影响主要设备安全时，汇报值长，故障停机。

e 在30min内热控电源不能恢复，应故障停机。

f 机、炉热控电源同时消失，应故障停机。

7.2.7.3 操作员站死机的处理

1） 当微机内的时间显示或所有测点显示不再刷新或无法切换画面则视为该操作员站死机；发生死机时,应立即汇报值长,联系热工人员处理，恢复正常前禁止对其进行任何操作,待恢复正常后方可恢复正常操作。

2） 操作员站死机,应联系值长迅速移至电气侧操作员站,同时将DEH功能切至手动方式,对机组暂不进行负荷升降及调整工作。

3） 当机侧失去微机监控,应加强对后备常规表的监视,并立即汇报值长,根据条件对微机进行DPU状态自检,若DPU状态显示正常,说明DCS系统仍在可靠运行,请求值长,将电气侧或炉侧一台微机暂做监盘使用。若DPU状态显示不正常危及机组安全，恢复无效时,应立即停机。

4） 机、炉侧操作员站全部死机在短时间内无法恢复时,申请停机。

5） 操作员站同时死机或服务器同时故障,运行人员对机组失去监控时, 应立即故障停机。

7.2.7.4 仪表及DCS数据指示失常的处理

1） 发现仪表及DCS数据指示变化，应先检查设备运行状态和对照有关表计、数据指示，并弄清指示变化的原因，分析判断是设备运行异常还是仪表等故障。

2） 确认系统仪表故障时，应立即通知热控人员处理，重要表计故障直接影响运行参数的监视时，应汇报单元长副值长、值长,在故障表计未修复以前，采取必要的措施，参照有关表计加强监视机组的运行状态。

对于带保护的重要表计发生故障，应汇报值长、单元长副值长和有关领导，经有关领导同意后，先解除相应保护再进行处理。