600MW超临界电气事故处理 - 图文

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

考题：6KV3A2段PT一次回路断线 总分： 编号 1. 2. 事故现象 处理步骤及考核标准 考核内容 标准分 10 10 10 5 5 10 5 5 5 5 5 5 10 10 考题：31AT工作变故障跳闸 总分： 编号 1. 1.1 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 事故现象 6KV3A1段事故跳闸报警,31AT1开关跳闸，400V动力设备跳闸报警, 31AT2开关跳闸，400V PCA段母线电压到零 处理步骤及考核标准 根据事故现象，正确地判断事故。 派巡检就地检查31AT工作变高压侧开关差动保护动作 检查工作PC A段0.5S、9S低电压保护动作 检查保安MCCA电源切换至工作PCB供电，柴油发电机自启正常，3E合闸正常，若3E02开关跳开，检查3E10开关合闸正常，保安MCCA母线电压正常。保安段负荷自投正常。 考核内容 标准分 实际得分 10 10 5 5 10 未正确判断扣10分 未检查扣5分 未检查扣5分 未检查扣10分 评定参考标准 实际得分 未正确判断扣10分 未切换扣10分。 未解除扣5分 未退出扣5分 未拉开扣10分 未拖至隔离位扣5分 未更换扣5分 未送至工作位扣5分 未合扣5分 未投入扣5分 未投入扣5分 未切至解除位扣10分 未复位扣10分 因处理不当或误操作造成机组跳闸扣20分。 评定参考标准 1.1 “3A2段母线TV回路断线”报警；6KV 3A2段母线电压指示降低； 2.1 根据事故现象，正确地判断事故。 2.2 将6KV 3A1段母线快切装置出口闭锁方式开关切至闭锁位 2.3 联系检修退出3A2段母线上所有电动机低电压保护。 2.4 退出34A启备变A、B柜复合电压过流保护压板 2.5 拉开3A2段母线母线PT控制电源保险 2.6 将3A2段母线母线PT拖至隔离位 2.7 更换3A2段母线母线PT一次保险 2.8 将3A2段母线母线PT送至工作位 2.9 合上3A2段母线母线PT控制电源保险 2.10 投入3A2段母线上电动机低电压保护。 2.11 投入34A启备变A、B柜复合电压过流保护压板 2.12 将6KV 3A2段母线快切装置出口闭锁方式开关切至解除位 2.13 复位3A2段快切装置

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 2.5 2.6 2.7 2.8 2．9 检查PCA段动力设备跳闸，备用设备联启正常 考核内容 检查A、B、C磨给煤机跳闸，对应分离器电机跳闸。若PCA段短时无法恢复供电， A、B、C磨吹空后停运，注意调整主再热汽温正常。 检查A空预器主马达跳闸，辅助马达联起正常，否则手动启动。 联系助手立即降低机组负荷，降负荷过程中，检查调整除氧器、凝汽器水位正常。 检查汽机MCC1A段动力设备跳闸，备用设备联启正常：A定冷泵，A轴加风机,AVR整流柜A冷却风机，A主油箱排烟风机，发电机A密封油排烟风机。 标准分 实际得分 5 5 5 5 5 5 5 5 5 10 5 评定参考标准 未检查扣5分 未检查扣5分 未检查扣5分 未降负荷扣5分 未检查扣5分 未检查扣5分 未检查扣5分 未检查扣5分 未切扣5分 未拖至检修位扣10分 未恢复扣5分 2．10 检查主变、高厂变冷却器电源切换正常。 2．11 检查110V直流A段、220V直流充电机电源切换正常，母线电压正常。 2.12 检查UPS切至直流供电正常，保安A段电压正常后，UPS自动切回保安A段供电正常。 2．13 凝泵变频柜、变频器冷却风机失电，若PCA段短时无法恢复供电，应将MCC2段电源切至PCB供电。 2.14 检查31AT工作变高压侧、低压侧开关跳闸并将开关拖至检修位置，将400VPC A段所有负荷开关拖至检修位，测量母线绝缘 2.15 汇报值长，联系检修处理。处理完毕恢复PCA段正常供电。

考题：31BT工作变故障跳闸 总分： 编号 1. 1.1 2. 事故现象 6KV3A2段事故跳闸报警，31BT1开关跳闸，“400V动力设备跳闸”报警，31BT2开关跳闸，400V PCB段母线电压到零 处理步骤及考核标准 考核内容 标准分 实际得分 10 10 5 5 10 5 5 5 未正确判断扣10分 未检查扣5分 未检查扣5分 未检查扣10分 未检查扣5分 未检查扣5分 未检查扣5分 评定参考标准 2.1 根据事故现象，正确地判断事故。 2.2 派巡检就地检查31BT工作变高压侧开关31BT1差动保护动作 2.3 检查工作PC B段0.5S、9S低电压保护动作 2.4 检查保安MCCB电源切换至工作PCA供电，柴油发电机自启正常，3E合闸正常，若3E02开关跳开，检查3E10开关合闸正常，保安MCCA母线电压正常。保安段负荷自投正常。 检查D、E、F磨给煤机跳闸，对应分离器电机跳闸。若PCA段短时无法恢复供电，D、E、F磨吹空后停运，注意调整主再热汽温正常。 2.5 检查PCB段动力设备跳闸，备用设备联启正常。 2.6 2.7 联系助手立即降低机组负荷，降负荷过程中，检查调整除氧器、凝汽器水位正常。 第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 2.9 联系助手及时启动A磨运行 2.10 考核内容 标准分 实际得分 5 5 5 5 5 5 10 5 评定参考标准 未检查扣5分 未启动扣5分 未检查扣5分 未检查扣5分 未检查扣5分 未切扣5分 未拖至检修位扣10分 未恢复扣5分 2.8 检查B空预器主马达跳闸，辅助马达联起正常，否则手动启动。 检查汽机MCC1B段动力设备跳闸，备用设备联启正常：B定冷泵，B轴加风机,AVR整流柜B冷却风机，主油箱B排烟风机，，发电机B密封油排烟风机。 2.11 检查主变、高厂变冷却器电源切换正常。 2.12 检查110V直流B段充电机电源切换正常，母线电压正常。 2.13 凝泵变频柜、变频器冷却风机失电，若PCB段短时无法恢复供电，应将MCC2段电源切至PCA供电。 2.14 检查31BT工作变高压侧、低压侧开关跳闸并将开关拖至检修位置，将400VPC B段所有负荷开关拖至检修位，测量母线绝缘 2.15 汇报值长，联系检修处理，处理完毕恢复PCB段正常供电。

考题：110V A段直流充电机故障 总分： 编号 1. 2. 事故现象 处理步骤及考核标准 考核内容 标准分 10 10 5 5 5 10 10 10 10 5 5 5 10 实际得分 未发现扣10分 未检查扣5分 未联系扣5分 未检查扣5分 未检查扣10分 未拉闸扣10分 未检查扣10分 未检查扣5分 未拉闸扣5分 未拉闸扣5分 未联系扣10分 因处理不当或误操作造成110V A母线失电扣20分。 评定参考标准 1.1 软光字牌发110V直流故障，110V A直流母线电压降低 2.1 根据事故现象，正确地判断事故。 2.2 检查A母线充电装置故障，A母线直流系统故障 2.3 联系副操稳定机组负荷 2.4 就地检查110V A母线及充电机运行情况 2.5 检查110V A母线蓄电池运行正常，无接地报警信号 2.6 拉开110V A充电机出口刀闸，将A充电机停运 2.7 检查110V 直流母线备用充电机备用良好 2.8 将110V A直流母线倒至备用充电机运行 2.9 检查110V A直流母线电压正常 2.10 拉开400V工作PC A段至A充电机交流配电单元电源 2.11 拉开保安MCC A段至A充电机交流配电单元电源 2.12 联系检修处理A充电机

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

考题：220V A段直流充电机故障 总分： 编号 1. 2. 事故现象 处理步骤及考核标准 考核内容 标准分 10 10 5 5 5 10 10 10 10 5 5 5 10 实际得分 未发现扣10分 未检查扣5分 未联系扣5分 未检查扣5分 未检查扣10分 未拉开扣10分 未检查扣10分 未切换扣10分 未检查扣5分 未拉开扣5分 未拉开扣5分 未联系扣10分 因处理不当或误操作造成220V直流母线失电扣20分。 评定参考标准 1.1 软光字牌发220V直流故障，220V A直流母线电压降低 2.1 根据事故现象，正确地判断事故。 2.2 检查A母线充电装置故障，A母线直流系统故障 2.3 联系副操稳定机组负荷 2.4 就地检查220V A母线及充电机运行情况 2.5 检查220V A母线蓄电池运行正常，无接地报警信号 2.6 拉开220V A充电机出口刀闸，将A充电机停运 2.7 检查220V 直流母线备用充电机备用良好 2.8 将220V A直流母线倒至备用充电机运行 2.9 检查220V A直流母线电压正常 2.10 拉开#3机工作PC A段至A充电机交流配电单元电源 2.11 拉开保安MCC A段至A充电机交流配电单元电源 2.12 联系检修处理A充电机

考题：UPS逆变器故障 总分： 编号 1. 2. 事故现象 处理步骤及考核标准 考核内容 标准分 10 10 10 10 10 10 10 10 实际得分 未正确判断扣10分 未联系扣10分 未检查扣10分 未检查扣10分 未检查扣10分 未派扣10分 未拉开扣10分 评定参考标准 1.1 光字牌“UPS综合故障报警” 2.1 根据事故现象，正确地判断事故。 2.2 联系助手稳定机炉工况 2.3 检查发现UPS旁路供电报警 2.4 检查UPS逆变器报警 2.5 检查UPS旁路供电方式正常 2.6 派巡检就地全面检查UPS装置 2.7 拉开保安MCC A段供UPS逆变器电源开关 第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 2.9 汇报值长，联系检修处理 考核内容 标准分 10 10

实际得分 未拉开扣10分 未联系扣10分 评定参考标准 2.8 拉开220V直流供UPS逆变器电源开关

考题：保安MCCA段工作进线开关3E01误跳闸 总分： 编号 1. 1.1 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2．5 2.6 2.7 2.8 2.9 事故现象 光字牌“400V动力设备跳闸”、“保安段事故及异常”、“UPS综合报警”报警 处理步骤及考核标准 根据事故现象，正确地判断事故。 检查保安400V A段工作进线开关3E01跳闸 检查B氢侧密封油泵联启正常，密封油压正常 联系助手检查保安400V A段设备跳闸，备用设备联启正常 检查保安400VA段备用进线开关3E02合闸正常，保安400VA段母线电压恢复正常，柴油发电机联启正常，3E合闸正常。若3E02自投不成功，检查3E10合闸正常，母线电压恢复正常。 检查保安400VA段负荷自投成功。 检查3E01跳闸原因，通知检修处理。 检查无异常报警，3E01误跳闸。 恢复保安400VA段正常供电方式. 考核内容 标准分 10 10 5 10 10 10 10 5 5 10 5 5 5 实际得分 未正确判断扣10分 未检查扣5分 未检查扣10分 未联系扣10分 未检查扣10分 未检查扣10分 未检查扣5分 未检查扣5分 未恢复扣10分 未停运扣5分 未检查扣5分 未停运扣5分 评定参考标准 2．10 停运BOP，A顶轴油泵，A-F磨A高压油泵。 2.11 检查UPS由220V直流供电方式切自动切至正常供电方式。 2．12 恢复机组正常方式，停运备用联启设备。

考题：保安400VB段工作进线开关3E03误跳闸 总分： 编号 1. 1.1 2. 2.1 2.2 事故现象 光字牌“400V动力设备跳闸”、“保安段事故及异常”报警 处理步骤及考核标准 根据事故现象，正确地判断事故。 检查保安400V B段工作进线开关3E03跳闸，。 考核内容 标准分 10 10 5 实际得分 未正确判断扣10分 未检查扣5分 评定参考标准

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 2.3 2.4 2．5 2.6 2.7 2.9 检查空侧直流油泵联启正常，油氢差压正常。 考核内容 联系助手检查400V B段设备跳闸备用设备联启正常。 检查保安400VB段备用进线开关3E04合闸正常，保安400VB段母线电压恢复正常，柴油发电机联启正常，3E合闸正常。若3E04自投不成功，检查3E30合闸正常，母线电压恢复正常。 检查保安400VB段负荷自投成功。 检查3E03跳闸原因，通知检修处理。 恢复保安400VB段正常供电方式. 标准分 10 10 10 10 5 5 10 5 10 实际得分 评定参考标准 未检查扣10分 未联系扣10分 未检查扣10分 未检查扣10分 未检查扣5分 未检查扣5分 未恢复扣10分 未停运扣5分 未停运扣5分 2．8 检查无异常报警，3E03误跳闸。 2.10 停运SOB，B\\C顶轴油泵，A-F磨B高压油泵。 2.11 恢复机组正常方式，停运备用联启设备。

考题：单元机组失电 总分： 编号 1. 1.1 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 事故现象 交流照明熄灭，集控室骤暗；锅炉MFT 动作，汽轮机跳闸，发电机跳闸；所有运行的交流电机停转，备用交流电动机不联动，各电流指示到零。 处理步骤及考核标准 根据事故现象，正确地判断事故。 检查机组跳闸，厂用电切换不成功。厂用电失去。汇报值长，联系检修，通知外围岗位。 确认发电机出口开关、励磁开关跳闸 立即检查主机EOP及A、B小机直流润滑油泵、直流密封油泵是否自启动，否则立即启动并检查检查主机润滑油压、小机润滑油压、发电机油氢差压正常。 确认柴油发电机自启，自动带上保安A、B段，确认保安A、B段分段开关合上。就地检查柴油机运行正常，燃油箱油位正常。 知副操,检查汽机跳闸正常，转速下降，破坏真空紧急停机。关闭所有进入凝汽器的疏水。汽机惰走期间应注意倾听机组各部分声音正常，检查汽机高、低压缸差胀、振动、轴向位移、各轴承温度及大机润滑油温等参数的变化 通知副操锅炉MFT动作正常，所有燃料切断。风门打开进行自然通风 保安电源恢复后启动主机交流润滑油泵、顶轴油泵、交流密封油泵，小机主油泵，空预器主马达和火检风机，停用有关的直流油泵。 考核内容 标准分 实际得分 10 10 5 5 10 10 10 5 5 未检查MFT动作正常扣5分 未启动交流油泵扣5分 未正确判断扣10分 未检查扣5分 未检查扣5分 未检查扣10分 未确认柴油机自启扣10分 未破坏真空紧急停机扣10分 评定参考标准 2.6 2.7 2.8 第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 2.9 2.10 2.11 考核内容 检查确认UPS装置、110V/220V直流系统运行正常。加强对UPS电压电流、直流母线电压电流的监视。柴油发电机启动后检查充电机投入正常 主机转速至零时投入连续盘车。注意检查盘车电流，大机转子偏心各轴承温度油温及TSI等参数正常。 检查UPS运行正常，电源切换正常。投入直流系统的浮充装置。 检查厂用电失去的原因。无保护报警，汇报值长尽快恢复厂用电。合6KV备用电源开关-检查PC、MCC母线电压正常UPS、直流充电器正常-恢复主变高厂变冷却器电源，恢复保安至正常方式。 标准分 实际得分 5 10 10 5 评定参考标准 为检查扣5分 未投盘车扣10分 未检查原因，恢复厂用电扣10分 未恢复公用系统扣5分 恢复厂用电电源后，恢复公用系统运行。逐步启动闭冷水系统、压缩空气系统、凝结水系统。 2.12 当汽机低压缸排汽温度大于80℃时，待凝结水系统启动后开启低缸喷水，直至低压缸排汽温度小于80℃后方可启动循环水泵。

考题：发电机1PT一次侧C相断线 总分： 编号 1. 1.1 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 事故现象 光字牌“AVR故障”. 发电机有功降低，无功指示降低；发电机出口电压指示降低；“发电机出口1TV断线”报警 处理步骤及考核标准 根据事故现象，正确地判断事故。 联系助手解除机组协调，稳定发电机有、无功负荷不变，锅炉、汽机稳定参数，密切监视发电机定子电流、励磁电压、电流正常，不超过额定值，监视500kV母线电压正常。 汇报值长，联系检修到场 解除发变组保护A柜逆功率、程跳逆功率、失磁、失步、定子接地（3U0、3ω）、发电机复合电压闭锁过流、定子过电压、过激磁、突然加电压、低频、高频保护压板。 就地派巡检检查发变组1PT无接地，及焦糊味情况 将1PT拉至检修位置 检查1PT C相一次回路无异常后，换上1PT C相一次保险，检查各参数指示正常。 恢复发变组保护A柜逆功率、程跳逆功率、失磁、失步、定子接地（3U0、3ω）、发电机复合电压闭锁过流、定子过电压、过激磁、突然加电压、低频、高频保护压板。 就地将DAVR切至正常通道。

考核内容 标准分 10 10 10 5 20 5 5 5 10 10 10 实际得分 评定参考标准 未正确判断扣10分 未解除协调扣10分 未联系扣10分 未解除扣20分 未检查扣5分 未拉至检修位置扣5分 未检查扣10分 未恢复扣10分 未切扣10分 未恢复扣10分 2.10 检查PT断线现象消失，恢复机组正常运行方式 第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

考题：发电机3PT一次侧C相断线 总分： 编号 1. 1.1 2. 2.1 事故现象 光字牌“AVR故障”定子电压下降，“发电机出口3TV断线”报警 处理步骤及考核标准 根据事故现象，正确地判断事故。 联系助手稳定发电机有、无功负荷不变，锅炉、汽机稳定参数，密切监视发电机定子电流、励磁电压、电流正常，不超过额定值，监视500kV母线电压正常。 汇报值长，联系检修处理 解除发变组保护B柜逆功率、程跳逆功率、失磁、失步、定子接地（3U0、3ω）、发电机复合电压闭锁过流、定子过电压、过激磁、突然加电压、高频保护压板。 就地派巡检检查发变组1PT无接地，及焦糊味情况 将1PT拉至检修位置 检查3PT C相一次回路无异常后，换上3PT C相一次保险，检查各参数指示正常。 恢复发变组保护B柜逆功率、程跳逆功率、失磁、失步、定子接地（3U0、3ω）、发电机复合电压闭锁过流、定子过电压、过激磁、突然加电压、高频保护压板。 检查励磁调节器正常通道工作正常。 考题：发电机差动误动作 总分： 编号 1. 1.2 2. 2.1 事故现象 发电机差动保护动作，机组跳闸 处理步骤及考核标准 根据事故现象，正确地判断事故。 考核内容 标准分 10 10 实际得分 未正确判断扣10分 评定参考标准 考核内容 标准分 10 10 10 实际得分 未正确判断扣10分 未联系助手扣10分 未联系扣10分 未解除扣20分 评定参考标准 2.2 2.3 5 2.4 2.5 20 5 5 5 20 10 未检查扣10分 因处理不当或误操作造成机组跳闸扣20分。 未检查扣5分 未拉至检修位置扣5分 未检查扣10分 未恢复扣20分 2.6 2.7 2.8

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 2.2 2.3 2.4 考核内容 检查发电机出口开关、励磁开关确已跳闸，厂用电切换正常 检查发电机电流、电压到零，励磁电压、励磁电流到零 标准分 10 5 10 5 10 5 5 实际得分 未检查扣10分 未检查扣5分 未确认扣10分 评定参考标准 确认汽轮机跳闸，转速下降。检查SOB油泵、交流润滑油泵、顶轴油泵自启，否则立即手动启动，注意润滑油压的变化 检查高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽电动门、逆止门关闭，高排通风阀打开 2.5 2.6 2.7 5 5 未检查扣5分 未检查扣5分 未确认扣5分 检查汽轮机防进水保护动作正确，汽动给水泵跳闸 联系助手确认制粉系统、一次风机、燃油系统跳闸（关闭燃油手动总阀），吹灰器自动退出，减温水电动门调门关闭，否则手动关闭 联系助手调整除氧器、热井水位正常，检查辅汽至轴封调阀动作正常。 检查送引风机未跳调整炉膛负压正常，将总风量降至25%-40%B-MCR工况风量，吹扫5分钟。若短时间不点火，停运送引风机，关闭所有风烟挡板闷炉。 待储水罐无压力闭锁后，及时开启电泵上水，维持储水罐水位正常 拉开发电机出口开关控制电源，励磁开关控制电源 退出A、B、C柜关主汽门压板、启动失灵压板、启动母差失灵压板，A柜跳母联I压板，B柜跳母联II压板，C柜解除电压闭锁压板 检查并记录保护动作情况，汇报值长，通知检修到场。

2.8 5 未调整扣5分 未调整负压正常扣10分 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13

10 5 未上水扣10分 未拉控制电源扣5分 未退压板扣5分 未记录扣5分 考题：发电机低励 总分： 编号 1. 1.1 2. 事故现象 软光字牌报AVR故障报警，发电机出口电压降低，无功降为负，励磁电压，励磁电流下降 处理步骤及考核标准 考核内容 标准分 10 实际得分 评定参考标准 第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 2.1 考核内容 根据事故现象，正确地判断事故。 检查发电机进相，严密监视进相值在允许范围内。严密监视励磁系统、发电机各部温度，尤其是铁芯端部温度等参数在正常范围内。 就地全面检查励磁系统、发变组等系统是否异常。 严密监视6KV厂用电压正常 低励MEL动作，无功不涨，励磁调节器自动方式故障，将励磁方式切为手动，增加励磁正常 汇报值长，通知保护班处理 标准分 10 20 实际得分 评定参考标准 未正确判断扣10分 未检查监视扣20分 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6

10 10 30 10 未检查扣10分 未检查扣10分 未切至手动方式加励磁扣30分 未通知扣10分 考题：发电机过励 总分： 编号 1. 1.1 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7

考核内容 事故现象 光字牌“AVR故障”定子电压上涨，定子电流、励磁电压、励磁电流上涨，发电机过励OEL动作报警 处理步骤及考核标准 根据事故现象，正确地判断事故。 标准分 10 10 10 30 10 10 20 实际得分 评定参考标准 未正确判断扣10分 未检查扣10分 未切至手动方式减励磁扣30分 未汇报扣10分 未汇报扣10分 未检查扣10分 因处理不当或误操作造成机组跳闸扣20分。 检查AVR运行情况，强励是否动作 AVR自动方式下调节失灵，将AVR切到手动恒流方式降低励磁电流至正常 汇报值长，通知保护班到场全面检查励磁系统 汇报值长，向调度了解系统运行情况 检查并监视发电机铁芯、主变铁芯、主变线圈温度，励磁变温度 考题：发电机逆功率保护动作 总分： 编号 1. 事故现象 考核内容 标准分 实际得分 评定参考标准

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 1.1 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 处理步骤及考核标准 考核内容 发电机程序逆功率保护跳闸，主汽门关闭 根据事故现象，正确地判断事故。 发电机出口开关、励磁开关确已跳闸，厂用电切换正常 检查发电机电流、电压到零，励磁电压、励磁电流到零 标准分 10 10 10 5 10 5 10 5 5 实际得分 评定参考标准 未正确判断扣10分 未检查扣10分 未检查扣5分 未确认扣10分 确认汽轮机跳闸，转速下降。检查SOB油泵、交流润滑油泵、顶轴油泵自启，否则立即手动启动，注意润滑油压的变化 检查高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽电动门、逆止门关闭，高排通风阀打开 2.5 2.6 2.7 5 5 未检查扣5分 未检查扣5分 未确认扣5分 检查汽轮机防进水保护动作正确，汽动给水泵跳闸 联系助手确认制粉系统、一次风机、燃油系统跳闸（关闭燃油手动总阀），吹灰器自动退出，减温水电动门调门关闭，否则手动关闭 联系助手调整除氧器、热井水位正常，检查辅汽至轴封调阀动作正常。 检查送引风机未跳调整炉膛负压正常，将总风量降至25%-40%B-MCR工况风量，吹扫5分钟。若短时间不点火，停运送引风机，关闭所有风烟挡板闷炉。 待储水罐无压力闭锁后，及时开启电泵上水，维持储水罐水位正常 拉开发电机出口开关控制电源，励磁开关控制电源 退出A、B、C柜关主汽门压板、启动失灵压板、启动母差失灵压板，A柜跳母联I压板，B柜跳母联II压板，C柜解除电压闭锁压板 检查并记录保护动作情况，汇报值长，通知检修到场。 2.8 5 未调整扣5 未调整负压正常扣10分 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13

10 5 未上水扣10分 未拉控制电源扣5分 未退压板扣 未记录扣5分 考题：发电机三相电流不平衡 总分： 编号 1. 事故现象 考核内容 标准分 实际得分 评定参考标准 第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 1.1 2. 2.1 2.2 考核内容 发电机定子电流三相严重不平衡，负序过流定时限保护动作于报警， 处理步骤及考核标准 根据事故现象，正确地判断事故。 发电机三相不平衡电流超过规定值，应首先核对发电机、主变三相电流表，机组振动情况等，检查是否由于表计或电流互感器回路故障引起。 严密监视发变组振动，发电机定子电流三相不平衡情况，如有超限情况，应降低降低发电机无功负荷,控制功率因数、电压在正常范围内。 降低发电机有功有功负荷，将负序电流降至允许值范围内，定子电流额定值以下；消除保护报警。 检查本厂500KV网控系统，是否为本厂开关非全相运行引起 检查发变组系统，做好随时紧急停机准备。 10 标准分 10 10 10 10 实际得分 评定参考标准 未正确判断扣10分 未核对表计扣10分 未降无功扣10分 2.3 10 10 10 未降有功扣10分 2．4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9

10 未检查扣10分 未检查扣10分 未汇报扣10分 未联系调度扣10分 汇报值长，联系检修排查原因 汇报值长，联系调度，电流不平衡原因为系统引起 故障消除后恢复机组负荷 10 未恢复机组负荷扣10分 考题：发电机失步保护动作 总分： 编号 1. 1.1 2. 事故现象 发电机失步保护动作跳闸 处理步骤及考核标准 考核内容 标准分 10 实际得分 评定参考标准 第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13

考核内容 根据事故现象，正确地判断事故。 检查发电机出口开关、励磁开关确已跳闸，厂用电切换正常 检查发电机电流、电压到零，励磁电压、励磁电流到零 标准分 10 10 5 10 5 5 5 5 10 10 5 5 5 实际得分 未检查扣10分 未检查扣5分 未确认扣10分 未检查扣5分 未检查扣5分 评定参考标准 未正确判断扣10分 确认汽轮机跳闸，转速下降。检查SOB油泵、交流润滑油泵、顶轴油泵自启，否则立即手动启动，注意润滑油压的变化 检查高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽电动门、逆止门关闭，高排通风阀打开 检查汽轮机防进水保护动作正确，汽动给水泵跳闸 联系助手确认制粉系统、一次风机、燃油系统跳闸（关闭燃油手动总阀），吹灰器自动退出，减温水电动门调门关闭，否则手动关闭 联系助手调整除氧器、热井水位正常，检查辅汽至轴封调阀动作正常。 检查送引风机未跳调整炉膛负压正常，将总风量降至25%-40%B-MCR工况风量，吹扫5分钟。若短时间不点火，停运送引风机，关闭所有风烟挡板闷炉。 待储水罐无压力闭锁后，及时开启电泵上水，维持储水罐水位正常 拉开发电机出口开关控制电源，励磁开关控制电源 退出A、B、C柜关主汽门压板、启动失灵压板、启动母差失灵压板，A柜跳母联I压板，B柜跳母联II压板，C柜解除电压闭锁压板 检查并记录保护动作情况，汇报值长，通知检修到场。 未确认扣5分 未调整扣5分 未调整负压正常扣10分 未上水扣10分 未拉控制电源扣5分 未退压板扣5 未记录扣5分 考题：发电机振荡 总分： 编号 1. 1.1 2. 2.1 2.2 2.3 事故现象 发电机有、无功指示剧烈摆动变化；定子电流、电压摆动，电流摆动超过正常值，电压周期性的摆动，励磁电流、电压摆动 处理步骤及考核标准 根据故障象征及时判断故障。 立即在自动恒压方式增加无功，注意励磁电压、电流不超过额定值。 若处理过程中由发电机引起系统震荡立即将发电机解列 考核内容 标准分 10 10 20 10 未正确判断扣10分 将励磁调节器切到手动方式扣20 引起系统故障不解列扣10分 实际得分 评定参考标准 第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 2.4 2.5 2.6 2.7

考核内容 若发电机与系统震荡引起发电机失步保护动作而开关未跳，应立即将发电机解列 汇报值长，联系调度降低有功负荷 联系助手降低有功，机组负荷降至490MW左右震荡现象消失 震荡消除后联系检修对发变组一次系统进行全面检查

标准分 10 10 20 10 实际得分 评定参考标准 保护动作开关未跳闸，未将机组解列扣10分 未联系调度扣10分 未降有功扣20分 未检查扣10分 考题：发电机转子匝间短路 总分： 编号 1. 1.1 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 事故现象 考核内容 标准分 10 10 10 5 5 5 5 5 5 5 5 5 实际得分 未正确判断扣10分 评定参考标准 定子电压下降，无功下降，励磁电流升高较快，励磁变温度上涨，定子电流上涨 处理步骤及考核标准 根据事故现象，正确地判断事故 立即在AVR自动方式手动降低励磁电流，使之不超限（〈4145A），同时保证发电机出口电压在正常范围内（19-21KV）。 联系助手降低有功出力，口述做好故障停机准备。 检查AVR运行正常、可控硅整流装置工作正常,检查励磁变参数与励磁电压、电流对应。检查发电机轴承振动和热氢温度 汇报值长并联系检修处理 申请停机处理，经值长同意后手动停机 确认汽轮机跳闸，转速下降。检查SOB油泵、交流润滑油泵、顶轴油泵自启，否则立即手动启动，注意润滑油压变化 检查高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽电动门、逆止门关闭，高排通风阀打开 应在AVR自动的情况下降低励磁电流，将其撤到手动扣2分；干预后发电机出口电压超限扣4分 未降低有功扣5分。 未检查扣5分 未汇报扣5分 未申请停机扣5分 未确认扣5分 未检查扣5分 未检查扣5分 未检查扣5分 未确认扣5分 检查汽轮机防进水保护动作正确，汽动给水泵跳闸 检查发电机出口开关及磁场开关跳闸，厂用电切换正常 联系助手确认制粉系统、一次风机、燃油系统跳闸（关闭燃油手动总阀），吹灰器自动退出，减温水电动门调门关闭，否则手动关闭 第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 2.12 2.13 2.14 2.15 2.16

考核内容 联系助手调整除氧器、热井水位正常，检查辅汽至轴封调阀动作正常。 检查送引风机未跳调整炉膛负压正常，将总风量降至25%-40%B-MCR工况风量，吹扫5分钟。若短时间不点火，停运送引风机，关闭所有风烟挡板闷炉。 待储水罐无压力闭锁后，及时开启电泵上水，维持储水罐水位正常 拉开发电机出口开关控制电源，励磁开关控制电源 退出A、B、C柜关主汽门压板、启动失灵压板、启动母差失灵压板，A柜跳母联I压板，B柜跳母联II压板，C柜解除电压闭锁压板 标准分 5 5 5 5 5 实际得分 未调整扣5分 评定参考标准 未调整负压正常扣10分 未上水扣5分 未拉控制电源扣5分 未退压板扣5分 考题：主变温度高 总分： 编号 1. 1.1 2. 2.1 2.2 2.3 2．4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9

考核内容 事故现象 软光字牌报变压器温度高报警 处理步骤及考核标准 根据事故现象，正确地判断事故。 检查发现主变绕组温度主变油温升高 检查主变绕组温度高报警 派巡检到就地检查主变温度表指示是否正常，检查主变变温度与负荷及周围环境温度是否对应。 检查主变冷却装置的运行情况，有备用冷却器时立即启动备用冷却器运行，监视油温、绕组温度情况 检查主变的三相电流是否平衡，电压、周波是否正常. 降低机组负荷至主变温度达到允许值以内 控制主变绕组温度不超过85度，油温不超过75度 联系检修排查原因 标准分 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 实际得分 评定参考标准 未正确判断扣10分 未检查扣10分 未检查扣10分 未检查扣10分 未检查扣10分 未检查扣10分 未降低扣10分 超过允许值扣10分 未联系扣10分 考题：6KV3A1段单相接地 总分： 编号 1. 1.1 事故现象 机组负荷快速下降，主汽压下降；光字牌“6KV3A1段事故跳考核内容 标准分 10 实际得分 评定参考标准

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 考核内容 闸”、“快切装置闭锁”报警发出，6KV3A1段母线电压、电流到零。 标准分 实际得分 评定参考标准 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2．8 2.9 处理步骤及考核标准 根据事故现象，正确地判断事故。 确认6KV3A1段工作电源开关3601断开，备用电源开关3610未合 汇报值长、联系检修到场 立即检查机组RB是否正确动作，否则解除机组协调，投油助燃，稳定燃烧。 检查未跳闸送、引、一次风机出力自动加到最大，不超电流，否则手动调整至正常 检查400V PCA段母线失电，所带设备跳闸，备用设备联启正常 检查保安MCCA段切至PCB段供电正常，柴油发电机联启，3E合闸正常.保安MCCA段负荷自投成功。 联系助手稳定机组工况，调整主再热汽温正常，除氧器、热井水位正常 就地检查保护A、B柜“A1分支限时速断”、“A1分支零序过流”报警 检查汽机MCC1A段动力设备跳闸，备用设备联启正常：A定冷泵，A轴加风机,AVR整流柜A冷却风机，A主油箱排烟风机，发电机A密封油排烟风机。 检查UPS切至直流供电正常，保安A段电压正常后，UPS自动切回保安A段供电正常。 10 5 5 5 5 5 5 5 5 2.10 5 2.11 2.12 2.13 2.14 2.15 2.16 5 5 5 5 5 5 检查110V直流系统运行正常，电源切换正常 检查220V直流系统运行正常，电源切换正常 检查主变、高厂变冷却器电源切换正常 拉开31AT工作变高压侧、低压侧开关。合上400V PC联络开关31AB3,恢复400V PCA母线供电 恢复保安MCCA段正常供电方式 第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 2.17

考核内容 将6KV3A1工作进线开关、备用进线开关拖至检修位置，测绝缘，查找原因 标准分 5 实际得分 评定参考标准 考题：6KV3A1段母线PT一次回路断线 总分： 编号 1. 1.1 2. 2.1 2.2 2.3 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13

考核内容 事故现象 “3A1段母线TV回路断线”报警, 3A1段母线电压下降 处理步骤及考核标准 根据事故现象，正确地判断事故。 将6KV 3A1段母线快切装置出口闭锁方式开关切至闭锁位 联系检修退出3A1段母线上所有电动机低电压保护。 退出34A启备变A、B柜复合电压过流保护压板 拉开3A1段母线母线PT控制电源保险 将3A1段母线母线PT拖至隔离位 更换3A1段母线母线PT一次保险 将3A1段母线母线PT送至工作位 合上3A1段母线母线PT控制电源保险 投入3A1段母线上电动机低电压保护。 投入34A启备变A、B柜复合电压过流保护压板 将6KV 3A1段母线快切装置出口闭锁方式开关切至解除位 复位3A1段快切装置 标准分 10 10 10 5 5 10 5 5 5 5 5 5 10 10 实际得分 评定参考标准 未正确判断扣10分 未切换扣10分。 未解除扣5分 未退出扣5分 未拉开扣10分 未拖至隔离位扣5分 未更换扣5分 未送至工作位扣5分 未合扣5分 未投入扣5分 未投入扣5分 未切至解除位扣10分 未复位扣10分 因处理不当或误操作造成3A1段母线失电扣20分。 考题：6KV3A1段母线PT一次回路断线 总分： 编号 1. 1.1 2. 事故现象 “3A1段母线TV回路断线”报警, 3A1段母线电压下降 处理步骤及考核标准 考核内容 标准分 10 实际得分 评定参考标准 第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 2.1 2.2 2.3 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13

考核内容 根据事故现象，正确地判断事故。 将6KV 3A1段母线快切装置出口闭锁方式开关切至闭锁位 联系检修退出3A1段母线上所有电动机低电压保护。 退出34A启备变A、B柜复合电压过流保护压板 拉开3A1段母线母线PT控制电源保险 将3A1段母线母线PT拖至隔离位 更换3A1段母线母线PT一次保险 将3A1段母线母线PT送至工作位 合上3A1段母线母线PT控制电源保险 投入3A1段母线上电动机低电压保护。 投入34A启备变A、B柜复合电压过流保护压板 将6KV 3A1段母线快切装置出口闭锁方式开关切至解除位 复位3A1段快切装置 标准分 10 10 5 5 10 5 5 5 5 5 5 10 10 实际得分 评定参考标准 未正确判断扣10分 未切换扣10分。 未解除扣5分 未退出扣5分 未拉开扣10分 未拖至隔离位扣5分 未更换扣5分 未送至工作位扣5分 未合扣5分 未投入扣5分 未投入扣5分 未切至解除位扣10分 未复位扣10分 因处理不当或误操作造成3A1段母线失电扣20分。 考题：6KV3A1段单相接地 总分： 编号 1. 1.1 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 事故现象 机组负荷快速下降，主汽压下降；光字牌“6KV3A1段事故跳闸”、“快切装置闭锁”报警发出，6KV3A1段母线电压、电流到零。 处理步骤及考核标准 根据事故现象，正确地判断事故。 确认6KV3A1段工作电源开关3601断开，备用电源开关3610未合 汇报值长、联系检修到场 立即检查机组RB是否正确动作，否则解除机组协调，投油助燃，稳定燃烧。 考核内容 标准分 10 10 5 5 5 实际得分 评定参考标准 第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分 编号 2.5 2.6 2.7 2．8 2.9 考核内容 检查未跳闸送、引、一次风机出力自动加到最大，不超电流，否则手动调整至正常 检查400V PCA段母线失电，所带设备跳闸，备用设备联启正常 检查保安MCCA段切至PCB段供电正常，柴油发电机联启，3E合闸正常.保安MCCA段负荷自投成功。 联系助手稳定机组工况，调整主再热汽温正常，除氧器、热井水位正常 就地检查保护A、B柜“A1分支限时速断”、“A1分支零序过流”报警 检查汽机MCC1A段动力设备跳闸，备用设备联启正常：A定冷泵，A轴加风机,AVR整流柜A冷却风机，A主油箱排烟风机，发电机A密封油排烟风机。 检查UPS切至直流供电正常，保安A段电压正常后，UPS自动切回保安A段供电正常。 标准分 5 5 5 5 5 5 实际得分 评定参考标准 2.10 2.11 2.12 2.13 2.14 2.15 2.16 2.17

5 5 5 5 5 5 5 检查110V直流系统运行正常，电源切换正常 检查220V直流系统运行正常，电源切换正常 检查主变、高厂变冷却器电源切换正常 拉开31AT工作变高压侧、低压侧开关。合上400V PC联络开关31AB3,恢复400V PCA母线供电 恢复保安MCCA段正常供电方式 将6KV3A1工作进线开关、备用进线开关拖至检修位置，测绝缘，查找原因 第1章 电气典型事故处理

1.1 发变组主开关跳闸

1.1.1 现象

1.1.1.1 发电机有、无功负荷到零。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

1.1.1.2 发变组开关、发电机励磁开关跳闸。 1.1.1.3 定子电压、电流到零，励磁电压、电流到零。

1.1.1.4 “发变组保护动作”、“故障录波器动作”光字牌闪亮，声光报警。 1.1.1.5 6kV工作段快切装置动作，DCS上6kV工作、备用开关呈黄色。 1.1.1.6 发变组保护屏上有关保护动作信号发出。 1.1.2 处理

1.1.2.1 检查6kV厂用母线已切换至备用电源，否则检查无“分支复合电压过流”、“分支限时电流速断”保护、“电弧光保护”动作信号，确认6kV工作电源开关确已断开，手动合上备用电源开关，故障确认。

1.1.2.2 检查发变组开关、励磁开关确已跳闸，发电机三相电流、电压至零，励磁电压、电流至零。 1.1.2.3 检查保护动作情况和故障录波器动作情况，判断发电机跳闸原因。

1.1.2.4 对发变组一次系统进行全面检查有无明显故障点，如有则隔离故障点做安全措施后交检修处理。检查发变组开关各部是否良好。

1.1.2.5 若主保护动作，可能是发电机或主变内部故障，应测量定子线圈或主变的绝缘电阻，并对发电机及主变有关的设备和所有在保护区域内的一切电气回路的状况，作详细的外部检查，查明有无外部征象（如烟火、响声、绝缘烧焦味、放电或烧伤痕迹等），以判明发电机有无损坏。

1.1.2.6 若后备保护动作，同时内部故障的保护未动作，则可能是由于外部故障引起，应迅速查明原因，隔离故障点，外部检查发电机无明显的异常现象，经值长同意后，将发电机并网运行。

1.1.2.7 检查是否由于人员误动而引起，如果确是误动所致，则应尽快恢复，将发电机升压并网。

1.1.2.8 如果检查发变组一、二次回路均未发现故障，确无电气保护、热工保护动作信号，经生产副总经理批准，则发电机可零起升压，升压时如发现有不正常情况，应立即停机进行检查并消除故障。如升压时并未发现不正常现象，则发电机可并入电网运行。

1.2 发电机逆功率

1.2.1 现象

1.2.1.1 汽轮机主汽门全关，“发电机逆功率” “厂用电快切装置动作”信号发出。 1.2.1.2 发电机有功负荷迅速下降至负功率，定子电流指示降低。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

1.2.1.3 发电机无功指示升高，机端电压升高。 1.2.1.4 故障录波器动作。 1.2.2 处理

1.2.2.1 如逆功率保护动作发电机跳闸，按主开关跳闸处理。检查厂用电是否切换成功，否则检查无闭锁信号手动切换。

1.2.2.2 如逆功率保护未动作，在确认主汽门关闭，发电机有功已为负，手动将发电机解列灭磁，逆功率运行时间不允许超过规定值。 1.2.2.3 检查保护动作原因，消除故障后将发电机并列。

1.3 发电机定子接地

1.3.1 现象

1.3.1.1 “发电机定子接地保护动作”、“故障录波器动作”报警发出。 1.3.1.2 发变组开关、励磁开关、厂用6kV工作开关跳闸。 1.3.1.3 发电机出口TV断线时“TV断线”报警发出。 1.3.2 原因

1.3.2.1 定子绕组绝缘损坏。 1.3.2.2 发电机出口1TV、3TV断线。 1.3.3 处理

1.3.3.1 若定子接地保护动作跳闸，应检查厂用电切换情况，若不成功或未切换，确认有无“分支复合电压过流”、“限时电流速断”或“电弧光保护”动作信号，应手动切换一次。

1.3.3.2 “发电机定子接地保护3U0动作”，保护拒动时应立即解列停机。

1.3.3.3 “发电机定子接地保护3ω动作”时，应检查发电机各电压、电流、零序电压、电流及中性点零序电流等参数，如发电机零序电压或零序电流有异常增大，应立即解列停机。

1.3.3.4 若“发电机定子接地”信号”发出同时伴随有“发电机内有油水”或“转子一点接地”报警，应立即解列停机。 1.3.3.5 如发电机出口TV断线报警时，按发电机出口TV断线处理。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

1.3.3.6 及时联系检修对保护装置及发电机进行检查，确认发电机是否发生定子接地；一旦确认发电机接地，应解列停机。

1.4 发电机断水

1.4.1 现象

1.4.1.1 “发电机断水”、“进出水差压低”报警发出，定子冷却水流量、压力低。 1.4.1.2 发电机定子线圈温度、出水温度升高，可能报警。 1.4.1.3 发电机断水保护动作。 1.4.2 处理

1.4.2.1 立即检查定子冷却水泵运行是否正常，若运行泵跳闸，备用泵应联启，否则手动强合一次。

1.4.2.2 发电机断水信号发出后，发电机未解列前，立即将有、无功负荷降至50%以下，严密监视发电机线圈温度、出水温度不超过允许值。 1.4.2.3 确认定子冷却水中断， 30s不能恢复，保护拒动时，应立即解列停机。

1.4.2.4 在断水跳闸后，检查定冷水箱水位及各阀门状态是否正常，迅速查明原因，恢复并列。

1.5 发电机失磁

1.5.1 现象

1.5.1.1 “发电机失磁保护动作”报警信号发出。 1.5.1.2 无功指示负值且负向增大。 1.5.1.3 有功指示降低且摆动。

1.5.1.4 发电机定子电压下降，定子电流指示升高且摆动。 1.5.1.5 励磁电流指示为零或接近于零，励磁电压摆动。 1.5.1.6 功率因数指示进相。 1.5.2 处理

1.5.2.1 发电机失磁保护跳闸时，按主开关跳闸处理。

1.5.2.2 发电机失磁保护动作后，延时切换厂用电，发电机解列。检查发变组开关和励磁开关跳闸，检查厂用电源切换情况，否则立即进行手动切换。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

1.5.2.3 在发电机失磁而保护未动作之前，应尽快增加无功恢复励磁，调整发电机电压正常。

1.5.2.4 若发电机失磁，当机端电压、系统电压或转子电压低至定值时，发电机失磁保护应动作跳闸出口停机。如危及系统及本厂厂用电的安全运行时。则应立即紧急解列，及时将失磁的发电机解列，并注意厂用电应自动切换成功，若切换不成功，则按有关厂用电失去进行处理。 1.5.2.5 若保护动作而机组未跳闸立即手动打闸停机。

1.5.2.6 发电机解列后，应查明原因，消除故障后才可以将发电机重新并网。

1.6 发电机非全相运行

1.6.1 现象

1.6.1.1 发电机定子三相电流表指示二相到零、一相升高或一相到零、二相升高，发电机负序电流增大。 1.6.1.2 发电机剧烈振动。 1.6.1.3 励磁电压、电流表摆动。 1.6.2 处理

1.6.2.1 正常运行中出现非全相时，保护未动作，经确认后，立即手动拉开开关，将发电机解列。 1.6.2.2 发电机并网时发现非全相运行时，立即手动拉开开关，将发电机解列。 1.6.2.3 若停机解列时发现非全相运行，立即手动拉开开关。

1.6.2.4 若开关拒动，立即拉开发电机所在500kV母线上所有开关及母联开关，解列发电机。

1.7 发电机振荡

1.7.1 现象

1.7.1.1 发电机有、无功表指示剧烈摆动变化。

1.7.1.2 定子电流、电压表摆动，电流摆动超过正常值，电压周期性的摆动并降低。 1.7.1.3 励磁电流、电压表在正常值附近摆动。 1.7.1.4 发电机发出鸣音，其节奏与表计摆动合拍。 1.7.1.5 失去同期的机组表计摆动与正常机组相反。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

1.7.1.6 失步保护可能报警 1.7.2 原因

1.7.2.1 系统故障引起。

1.7.2.2 发电机失磁、欠励或非同期并列等引起。 1.7.3 处理

1.7.3.1 如果振荡是系统引起，调节器在恒压方式时，严禁干扰自动调节器动作；调节器恒压方式未投入时，应手动增加发电机励磁，维持系统电压。 1.7.3.2 依系统频率高低波动情况，增减发电机有功负荷，根据调度命令处理。 1.7.3.3 若由于发电机非同期并列引起立即将发电机解列。 1.7.3.4 若运行中由于发电机引起系统振荡，应立即将发电机解列。

1.7.3.5 若发电机与系统振荡引起发电机失步保护动作而开关未跳，应立即将发电机解列。 1.7.3.6 振荡消除后对发变组一次系统进行检查有无异常。

1.8 发电机三相电流不平衡

1.8.1 现象

1.8.1.1 发电机三相电流差别增大，发电机负序电流指示增大。 1.8.1.2 发电机振动增大。

1.8.1.3 发电机不对称过负荷保护定时限部分动作于报警，反时限部分动作于跳闸。 1.8.2 处理

1.8.2.1 发电机不对称过负荷保护跳闸时，按主开关跳闸处理。

1.8.2.2 发电机三相不平衡电流时，应首先核对发电机、主变三相电流表是否异常。 1.8.2.3 检查是否由于表计或仪用电流互感器回路故障引起。 1.8.2.4 检查机组振动情况。

1.8.2.5 若不平衡电流是由于机组内部故障引起，应立即将发电机解列。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

1.8.2.6 若不平衡电流是由于系统原因引起，应立即汇报调度尽快消除，以保证发电机继续运行。

1.8.2.7 发电机带不平衡电流运行期间，应严密监视发电机振动及各部温度特别是转子发热情况，如果发现不平衡电流增大，温度异常升高，应立即停机。 1.8.2.8 以下情况应降低机组负荷，使定子电流不平衡度降低到允许值以内。经处理无效时，应将机组解列。

1） 发电机任一相电流大于额定值。

2） 定子最大相电流与最小相电流差超过10％。 3） 负序电流超过8％。

1.9

1.9.1

发电机过负荷

现象

1.9.1.1 发电机定子电流增大超过额定值。 1.9.1.2 发电机各部温度升高。

1.9.1.3 发电机过负荷保护定时限部分动作于报警，反时限部分动作于跳闸。 1.9.2

处理

1.9.2.1 当发电机过负荷报警时，应降低发电机无功负荷，使定子电流恢复到允许值以下，但不得使发电机端电压低于19kV。 1.9.2.2 如果调整无功负荷不能使定子电流降到允许值以下，应降低发电机有功负荷，使定子电流恢复到允许值。 1.9.2.3 发电机对称过负荷保护跳闸时，按主开关跳闸处理。

1.9.2.4 发电机过负荷时，应密切监视运行时间，注意不超过过负荷允许时间。

1.9.2.5 发电机事故过负荷运行时，要密切注意发电机各部分温度不超过规定值，若超过应及时降低发电机负荷，使温度降低到规定值以内。

1.10 发电机转子接地

1.10.1 现象

1.10.1.1 励磁系统“发电机转子接地”保护报警。 1.10.1.2 转子接地保护Ⅰ段动作于报警。 1.10.2 处理

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

1.10.2.1 确认发变组保护柜和AVR “转子接地报警”发出。

1.10.2.2 对发电机励磁系统如碳刷架、励磁交直流封闭母线、励磁变低压侧等进行全面检查，有无明显接地。 1.10.2.3 检查发电机大轴接地碳刷接触情况，禁止在接地保护投入的情况直接将大轴接地碳刷提起或进行调整。 1.10.2.4 联系检修人员用高阻万用表测量发电机转子正、负极对地及极间电压，换算绝缘电阻。

1.10.2.5 判断为保护误发信时，应退出转子接地保护，并尽快进行处理。如属发电机大轴接地碳刷接触不良，将接地碳刷处人工接地，并采取相应的防范措施后，方可处理大轴接地碳刷。

1.10.2.6 如励磁回路接地无法消除时，确认后尽快停机。

1.10.2.7 处理过程中要防止人为造成两点接地，同时加强对发电机励磁电压、励磁电流、无功功率、机组振动等的监视，发生两点接地，立即手动停机。

1.11 发电机出口电压互感器断线

1.11.1 现象

1.11.1.1 DCS“TV断线”报警信号发出，发变组保护屏对应电压互感器断线报警发出。 1.11.1.2 1TV断线时，发电机有功负荷、无功负荷及定子电压指示降低或至零。 1.11.1.3 定子电流、励磁电压、励磁电流指示正常。 1.11.2 处理

1.11.2.1 1TV断线时：

1） 应稳定发电机有、无功负荷不变，锅炉、汽机稳定参数，密切监视发电机定子电流、励磁电压、电流正常，不超过额定值，监视500kV母线电压正常。 2） 检查励磁调节器自动切至备用通道“恒压”方式运行正常。

3） 应退出发变组保护A柜逆功率、程跳逆功率、失磁、失步、定子接地（3U0、3ω）、发电机复合电压闭锁过流、定子过电压、过激磁、突然加电压、低频、高频

保护压板。

1.11.2.2 2TV断线时，应退出发变组保护A、B柜发电机匝间保护压板。 1.11.2.3 3TV断线时：

1） 仅影响励磁调节器备用通道，不影响工作通道的正常运行。

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2） 应退出发变组保护B柜逆功率、程跳逆功率、失磁、失步、定子接地（3U0、3ω）、发电机复合电压闭锁过流、定子过电压、过激磁、突然加电压、高频保护压

板。

1.11.2.4 1TV、3TV同时断线时，励磁调节器自动切至“恒流”方式运行。

1.11.2.5 检查电压互感器二次小开关是否跳闸。若二次小开关跳闸，检查二次回路无异常后，合上二次小开关。

1.11.2.6 测量电压互感器二次电压，检查一次保险是否良好，如一次保险熔断，应将故障电压互感器停电，更换电压互感器一次保险。检查电压互感器无异常后将电压互感器送电，送电正常后恢复二次系统正常方式。

1.11.3 电压互感器投入良好后，投相应保护，恢复励磁调节器正常通道运行。

1.11.4 若电压互感器二次小开关合上后再次跳闸或一次保险更换后再次熔断，不准再送，联系检修处理。 1.11.5 记录影响发电机有、无功的电量及时间。

1.12 发电机定子线棒或导水管漏水

1.12.1 现象

1.12.1.1 氢气漏氢流量计读数增大，补氢量增大，氢压降低快。 1.12.1.2 内冷水箱压力升高，检测内冷水箱含氢量增大。 1.12.1.3 发电机下部检漏器集水增多，氢气湿度增大。 1.12.1.4 发电机定子内冷水压力、流量异常。 1.12.2 处理

1.12.2.1 检查发电机漏水检测液位计，确认发电机内是否有水。 1.12.2.2 提高氢压，保持氢压大于水压0.035MPa。 1.12.2.3 查找内冷水箱压力升高原因。

1.12.2.4 查找内冷水箱流量变化原因。当检查发现内冷水箱排大气口氢气含量异常增大时，应立即汇报申请停机。

1.12.2.5 加强监视发电机线圈温度，出水温度变化，必要时可降负荷，若有定子接地信号发出且中性点零序电流突变时，应立即解列停机。 1.12.2.6 如果确认发电机定子线棒及导水管漏水，则立即停机处理。

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1.13 发电机线棒、线棒出水温度异常

1.13.1 当发电机温度异常告警时，应立即汇报值长，联系检修人员鉴别读数是否真实可靠，同时，做好如下检查： 1.13.1.1 发电机定子三相电流是否平衡，是否超过允许值，功率因数是否在正常范围内。 1.13.1.2 发电机水冷、氢冷系统冷却条件是否改变，若有异常，应设法恢复正常运行。 1.13.1.3 通知热工人员立即检查测温装置、测温元件是否完好。

1.13.1.4 结合线圈层间温度及相应的出水温度进行综合分析，判断发电机定子线圈水回路是否有堵塞现象。

1.13.1.5 发电机温度的任何突然改变、不稳定，或继续增加都说明发电机内部有异常，要加强监视、分析，记录有关数据，经降负荷处理无效后，应尽快安排停机处理。 1.13.2 定子线棒支路出水温差达到8℃而小于12℃；线棒出水管出水温度达85℃；并联引线、主出线进出水温升达到31℃；线棒层间温差达到10℃而小于14℃，层间最高温度达90℃，则：

1.13.2.1 稳定负荷，记录所有测温元件的温度读数，如温度上升应立即降低负荷。检查异常温度点对应的线棒、出水温度、铁芯等是否异常升高。 1.13.2.2 在发电机测温端子板上直接测量和记录上述温度读数以确认监测系统是否故障。

1.13.2.3 减少15%-20%负荷，以5%为一级逐级减少，并保持每级负荷稳定一定的时间使读数稳定。如果在不同负荷下某个读数始终显示异常读数，说明测温元件有问题。 1.13.2.4 原因不清则申请停机对机内进行进一步检查。

1.13.2.5 发电机解列后待温度基本稳定时测量同一类水支路的测温读数，若读数一致，说明水支路有问题。若仍然有上述异常，则测温元件或线路有问题。 1.13.3 发电机出水温差接近12℃或总出水温度接近85℃或线棒层间温差接近14℃，则：

1.13.3.1 机组立即降10%负荷使温差或温度低于限值，并核对读数的正确性。若确属绕组内部有问题，则立即解列停机，并检查原因。 1.13.3.2 如总出水管的出水温度过高则要先检查进水温度是否过高，冷却器投入正常，并对比分析其他出水温度及氢温等其他参数。

1.13.3.3 检查处理过程中，应加强对发电机温度监视，如果温度或温差继续上升，线棒出水温差达12℃或总出水温度达85℃，或线棒层间温差达14℃，应立即解列，停机检修。

1.13.3.4 并列引线、主引线和出线套管内导电杆、中性点母线，因各个部件的水阻差异较大，因此他们之间不能相互比较，对这些温度应跟踪其趋势，如果他们偏离正常值5℃，则应加以分析。当其中任一温度中有达到90℃时，则立即降低负荷使温度低于限值，检查确认读数是否正确。如确认读数正确，发电机应解列停机处理。

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1.14 液体检漏器液位高报警

当四个液体检漏器中任一个液位达到报警值时，发出此报警信号，运行人员应检查全部检漏器，确定是哪一个检漏器报警，判断故障程度并进行处理。

1.14.1 打开各检漏器放液阀，检查泄漏的是油还是水；若泄漏为内冷水，应立即检查原因，按本章第4.15条“发电机定子线棒或导水管漏水”处理。若为循环水，应立即检查确认泄漏的氢冷器，进行隔离。若为密封油，应全面检查密封油系统，重点检查消泡箱、氢侧回油箱油位，检查分析进油原因。 1.14.2 检测器中的液体排净后应立即关闭放液阀。

1.14.3 如泄漏量很小，从排净液体至发报警时间间隔很长，则不需采取紧急措施。

1.14.4 如泄漏量较大，排净液体后很快又报警，则应立即查明原因及时消除，否则尽快申请停机处理。 1.14.5 发生泄露现象时，应适当提高氢压，避免或减少漏水，尽快申请停机处理。 1.14.6 对漏油水情况做好详细记录。

1.15 发电机绝缘过热监测装置报警

1.15.1 首先确认监测装置的报警确实无误：联系检修查阅发电机绝缘过热监测装置打印输出曲线，若曲线符合发电机故障特征曲线(电流小于75％，过滤器投入后电流值恢复到75％以上，过滤器切除，电流又小于75％)，则判断发电机内部异常，应立即取样进行色谱分析；否则，属监测装置本身误动，通知检修处理监测装置。 1.15.2 检查监测装置管道上的滤油器是否有过量积油。

1.15.3 检查发电机下部浮子式液位监视器内是否经常积油，用以了解机内氢气中是否带有大量油雾。

1.15.4 在判断为机内异常情况后，联系检修人员将监测装置内的取样管取出进行试验分析。与此同时检查发电机定子绕组出水测温元件、槽内的层间测温元件、冷氢及热氢的测温元件，并监视发电机运行参数（负序电流、线圈及铁心温度、各冷却介质的温度）的变化情况，检查发电机本体振动、声音、温度、气味等有无异常情况。 1.15.5 如果发现同类水路中槽内最高温度或其最高与最低的温差，或水支路内的出水温差在同一时期内亦出现比较明显的增值，甚至接近或达到报警限值，则应立即按本章第40.16条处理。此外，当任何槽内层间温度在同一时期内发生了比正常情况下有明显的增高时，亦应按本章第40.16条处理。 1.15.6 如果出水温差或槽内层间温差在同一时期达到跳闸值时，则应先解列再作检查。

1.15.7 如果与监测装置报警的同一时期内，转子轴振有明显的增加，则需要检查转子是否有匝间短路。 1.15.8 如果同时出现定子铁芯温度超限或温度比正常时有明显的增加时，应分析定子铁芯有无过热的问题。

1.15.9 检查是否由于表计或仪用电流互感器回路故障引起。若不是表计或测量回路问题，同时严密监视发电机振动及出风温度变化情况。当发电机振动超过规定值时，

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

应解列停机。

1.16 发电机着火或机内氢气爆炸

1.16.1 现象：

1.16.1.1 发电机内有剧烈的爆炸声，有油烟等喷出，有焦臭味。 1.16.1.2 发电机铁芯、线圈温度急剧上升。

1.16.1.3 发电机出口氢温升高，定子冷却水出口温度升高。

1.16.1.4 发电机内部氢压升高或急剧下降，纯度下降，甚至表计损坏。 1.16.2 原因

1.16.2.1 发电机漏氢并遇有明火。

1.16.2.2 发电机氢纯度下降，含氧量超标达到临界点以上。同时，机械部分碰摩、摩擦产生火花。 1.16.3 处理

1.16.3.1 立即破坏真空紧急停机。

1.16.3.2 对发电机进行紧急排氢，开启事故排氢门。

1.16.3.3 向发电机内充入二氧化碳，置换氢气，保持发电机内压力0.02MPa左右，在机内氢气未排空之前，应保持密封油系统运行。 1.16.3.4 氢系统泄漏，应设法隔离，泄漏点周围严禁用明火，开关阀门时使用铜扳手，避免撞击或摩擦产生火花。

1.16.3.5 如发电机各部温度急剧升高，应尽快检查发电机冷却水系统运行是否正常，尽量降低各部温度，保持盘车及水冷系统连续运行。

1.16.3.6 发电机灭火应使用二氧化碳灭火，不得使用泡沫式灭火器或砂子灭火；发电机的灭火工作应在主开关及厂用分支开关跳闸、发电机灭磁后进行。 1.16.3.7 禁止在火熄灭前将机组完全停止转动，避免一侧过热而致大轴弯曲。在发电机转子完全静止后，尽快投入连续盘车或间断盘车，按值长命令进行处理。 1.16.3.8 对发电机系统进行隔离。

1.16.3.9 发电机内部氢气纯度下降，应及时排污。氢系统泄漏，应设法隔离，并且泄漏点周围严禁用明火，包括开关阀门时阀门扳手与手轮间的撞击或摩擦亦应该绝对避免。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

1.17 封闭母线护罩内氢气含量高

若发电机封闭母线罩内氢气超过1％时，应将发电机解列，查漏消缺。及时排放发电机内氢气

主设备公用部分

1.18 事故处理通则

1.18.1 发生事故时，遵照“保人身、保电网、保设备”的原则，机组长应在值长的统一指挥下，带领本机组人员根据各自的职责迅速按规程规定正确处理事故。对值长、机组长的命令除对人身、设备有直接危害外，均应立即执行，否则应申明理由，拒绝执行。值长坚持时，应向上级领导汇报。

1.18.2 发生事故时，运行人员应迅速弄清事故首发原因，消除对人身和设备安全的威胁，同时努力保证非故障设备的正常运行。事故处理中应周全考虑各步操作对相关系统的影响，防止事故扩大。任何情况下应尽量保证厂用电不失去。

1.18.3 事故发生时，报警信号可确认，但不允许立即复归，待详细记录报警信号后方可复归。 1.18.4 机组发生故障时，运行人员应按下列步骤进行处理：

1.18.4.1 根据各参数变化、LCD显示、设备联动、屏幕报警、光字牌报警及故障打印和设备外部现象等情况，确定机组已发生故障，则：

1） 迅速消除对人身和设备的威胁，必要时立即解列发生故障的设备。 2） 迅速查清故障的性质、地点和范围，进行处理和汇报。 3） 保持非故障设备的正常运行。

4） 事故处理的每一阶段，都要尽可能迅速汇报值长和机组长，正确地采取对策，防止事故蔓延。

1.18.4.2 当判明是系统发生故障时，则应采取措施，维持各辅助系统正常运行，以便有可能尽快恢复整套机组的正常运行。 1.18.4.3 事故处理时，各岗位应及时互通情况，在值长、机组长统一、协调指挥下，密切配合，迅速按规程规定处理。 1.18.4.4 事故处理时应迅速、准确。接到操作命令后应复诵一遍，命令执行后，应迅速向发令者汇报执行情况。

1.18.5 当发生本规程以外的事故或故障时，值班人员应根据自己的经验作出正确判断，主动采取对策，迅速处理。时间允许时，应首先请示值长、机组长，并在值长、机组长的指导下进行事故处理。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

1.18.6 事故处理中，达到紧急停炉、停机条件而保护未动作时，应立即手动打闸；辅机达到紧急停运条件而保护未动作时，应立即停运该辅机。 1.18.7 若出现机组突然跳闸情况，事故处理完后，事故原因已查清并消除后，应尽快恢复机组运行。

1.18.8 在机组发生故障和处理事故时，运行人员不得擅自离开工作岗位。如果事故处理发生在交接班时间，应延长交班。在未办理交接手续前，交班人员应继续工作，直到事故处理完毕或告一段落。接班人员应主动协助进行事故处理。

1.18.9 事故处理过程中，禁止无关人员围聚在集控室操作台前或故障发生地。

1.18.10 事故处理完毕，值班人员应立刻如实向上级领导反映事故发生及处理情况，并将事故时间、现象、发展、处理经过及原因分析做好详细记录。班后组织全班人员进行事故分析，并写出报告。

1.19 机组的紧急停运及处理

1.19.1 机组紧急停运条件 1.19.1.1 锅炉紧急停运条件

1） 锅炉MFT保护拒动。

2） 部分和全部厂用电源中断，无法维持机组正常运行。 3） DAS系统故障，无法对机组进行控制和监视。

4） 锅炉安全阀动作，无法使其回座或系统压力达到安全门动作压力，所有安全阀拒动。 5） 锅炉尾部烟道或空预器着火，空预器出口烟温不正常升高超过250℃。

6） 锅炉受热面、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、给水管道等严重爆破，严重危及人身或设备安全时。 1.19.1.2 锅炉申请停机条件

1） 锅炉给水、蒸汽品质严重恶化，经过采取措施无法恢复正常。 2） 锅炉承压部件泄漏，可短时维持运行。

3） 锅炉结焦、堵灰严重，经多方处理难以维持正常运行时。 4） PCV阀和锅炉安全阀存在严重内漏或部分有缺陷不正常动作。 5） 锅炉汽温和受热面壁温严重超温，经多方调整无法降低。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

6） 锅炉主要辅机故障不能维持机组运行时。 1.19.1.3 汽机破坏真空紧急停运条件：

1） 汽轮机转速上升到3330r/min,而超速保护未动作。

2） 汽轮机突然发生强烈振动或汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。 3） 汽轮机轴向位移大于±1.0mm。

4） 汽轮发电机组任一轴承断油或润滑油压下降至0.048MPa。 5） 润滑油箱油位下降至-563mm。

6） 汽轮机轴承（#1～#6）金属温度达113℃。

7） 汽轮机推力轴承、发电机轴承（#7～#9）金属温度达107℃。 8） 任一轴承回油温度达82℃。

9） 汽轮机发生水冲击、高中压外缸上下温差达56℃或10分钟内主、再热汽温急剧下降50℃。 10） 汽轮机轴封异常摩擦冒火花。 11） 发电机冒烟着火或氢系统发生爆炸。

12） 汽轮机油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全。 13） 厂用电全部失去。

1.19.1.4 汽轮机不破坏真空紧急停机条件：

1） 发电机跳闸保护动作。 2） DEH装置失电。

3） 主、再热蒸汽温度超过594℃，15分钟内不能恢复正常。 4） 主汽压力异常升高至31.4MPa。 5） 凝汽器真空下降至-70 kPa。

6） 低压缸排汽温度达121℃连续运行15分钟或超过121℃。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

7） 高压缸排汽温度大于427℃。

8） 并网后延时60s，汽轮机调节级与高压排汽压力比小于1.7。 9） 主蒸汽管道、再热蒸汽管道、高压给水管道破裂无法运行时。

10） DEH、TSI系统故障，致使一些重要参数无法监控，不能维持机组运行时。 11） EH油压≤9.31MPa。

12） 高压差胀超限≥10.28mm，≤－4.56mm。 13） 低压差胀超限≥16mm,≤－1.02mm。

14） 电网频率低至48.5 Hz以下，连续运行10分钟。 15） 电网频率降至46.5Hz。

16） 主或再热蒸汽两主汽门前温差超过42℃。 17） 主或再热蒸汽过热度低于56℃。

18） 汽机启动过程中，轴承振动超过0.03mm；通过临界转速时，轴承瓦振超过0.1mm或相对轴承振动值超过0.254mm；正常运行中轴承瓦振突然增加0.05mm。 1.19.1.5 汽轮机申请不破坏真空停机条件：

1） 发电机氢气或密封油系统发生泄漏，无法维持机组正常运行时。

2） 机组正常运行时，汽轮机主油泵工作失常，交流辅助油泵维持运行，无法查明故障原因。 3） 主汽门或再热主汽门卡。 4） 汽机调节汽门或抽汽逆止门卡。

5） 主、再热蒸汽、抽汽及润滑油、EH油管道或附件发生泄漏无法隔离时。 6） 循环水、开式水管道破裂威胁机组安全运行时。 7） 汽机控制保护系统故障威胁机组安全时。 8） 汽机单侧进汽（阀门活动性试验时除外）。 9） 发电机密封油箱或汽轮机油箱的排油烟机故障。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

10） 汽机主要辅机故障不能维持机组运行时。

1.19.1.6 发电机紧急停运条件（发生下列情况之一时，应手动紧急停机）：

1） 汽轮机跳闸，逆功率保护未动作。 2） 发变组内部发生故障，保护或开关拒动。

3） 在发变组主断路器外发生短路，定子电流表的指针指向最大而电压急剧降低,且发变组相关保护拒绝动作时。

4） 发电机绕组层间测温元件最大温差达到14℃或同一水支路出水测温元件最大温差达到12℃；发电机内冷水出水温度超过85℃或定子线棒温度超过90℃，经降

负荷处理无效且确认测温元件无误后。

5） 定子绕组进水导电率高达9.9?s／cm时（确认非测点故障引起）。 6） 密封油氢差压降至0.03MPa时。 7） 发电机断水30s开关而保护未动作时。 8） 发电机、集电环轴承强烈振动达0.254mm时。

9） 发电机、励磁变、可控整流柜冒烟着火或发生氢气爆炸。 10） 发电机碳刷冒火处理无效，形成环火。 11） 危及人身生命安全，不停机不能解救时。 1.19.1.7 发电机申请停机条件：

1） 发电机铁芯过热超过允许值调整无效。

2） 定子绕组进水电导率大于9.5?s/cm，经调整无效，呈继续升高趋势。 3） 发电机运行中漏氢严重且不停机不能消除时。 4） 发电机氢冷系统故障，氢温超限调整无效。

5） 密封油系统油氢差压小于0.035MPa，经调整无效并不能继续维持时，发电机密封油系统漏油严重，无法维持运行。 1.19.2 机组紧急停运处理

1.19.2.1 锅炉、汽机、发电机任一申请停运条件满足，立即请示有关领导，根据领导指示进行处理。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

1.19.2.2 锅炉、汽机、发电机任一紧急停运条件满足，应立即手动按下相应的“紧急跳闸”按钮，检查锅炉、汽机、发电机联锁动作正确。 1.19.2.3 机组跳闸后的操作

1） 检查汽机交流辅助油泵BOP、高压密封油备用油泵SOB自启，否则手动启动，启动顶轴油泵。

2） 确认汽轮机转速下降，检查高中压主汽门、调门、高排逆止门、各级抽汽电动门、逆止门已关闭，高压缸通风阀开启。 3） 检查发变组开关、励磁开关确已跳闸，定子电压、三相电流为零，励磁电压、励磁电流为零。

4） 检查厂用电系统自动切换正常，6kV厂用电工作分支开关确已跳闸，分支电流为零，在DCS上按下6kV段快切装置“出口闭锁投入”按钮。

5） 检查MFT联动设备正常：制粉系统、一次风机、燃油系统跳闸（关闭燃油手动总阀）；吹灰器自动退出；过热器一、二级减温水、再热器事故减温水调节门、截

止阀关闭；若引、送风机未跳，应将锅炉总风量调至25～40％BMC工况的风量，吹扫5分钟。如风机跳闸，开启风烟系统挡板自然通风15分钟后，应启动送、引风机对炉膛进行吹扫；若短时间不点火，吹扫后停送、引风机，关闭风烟系统挡板闷炉，保持锅炉在热备用状态。 6） 检查汽机本体疏水扩容器冷却水投入正常。

7） 转速降至2600r/min，低压缸喷水应自动关闭，监视低压缸排汽温度不大于79℃。 8） 检查A、B汽泵跳闸，注意控制汽泵密封水差压正常，根据需要启动电泵上水。 9） 调整凝汽器、除氧器水位正常，开启凝水再循环调门，检查低压缸喷水正常投入。 10） 检查主机润滑油温、密封油温、发电机风温、定子冷却水温正常，否则手动调节。 11） 将四段抽汽用户全部切换至辅助蒸汽供给。

12） 就地关闭跳闸机组冷再至砌砖厂压力调节站处电动门、压力调节门和手动隔离门。 13） 转速至零，手动投入盘车装置，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。 14） 停机过程中应注意机组的振动、轴移、差胀、润滑油压、油温、密封油氢差压正常。

15） 运行人员应到现场仔细倾听机组内部声音，当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，严禁立即再次启动机组。

16） 机组跳闸后低差突增超限时，应停运所有真空泵，同时注意维持凝汽器真空在 -88Kpa以上。待低差有回落趋势时，启动一台真空泵运行，注意低差变化趋势。 17） 断开发变组出口控制电源小开关，投入“闪络”、“突加电压”，解除“启动失灵”、“启动母差失灵”、“解除电压闭锁”、“跳母联”及“关主汽门”，断开41E控

制电源小刀闸，断开发变组出口刀闸。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

18） 检查厂用电系统、直流及UPS系统运行正常。 19） 完成机组正常停运的其它操作。 20） 向调度及有关厂领导汇报故障情况。

21） 将有关曲线、事故打印记录保存好，在值班日志做好事故记录。 1.19.2.4 汽机破坏真空紧急停机的操作

1） 启动汽机交流润滑油泵BOP、高压密封油备用泵SOB、顶轴油泵运行。

2） 在集控室手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认发电机解列，汽轮机转速下降；检查确认汽轮机高中压主汽门、调门、高排逆止门、各

级抽汽电动门、逆止门已关闭，高压缸通风阀开启。

3） 检查发变组开关、励磁开关确已跳闸，定子电压、三相电流为零，励磁电压、励磁电流为零。

4） 检查厂用电系统自动切换正常，6kV厂用电工作分支开关确已跳闸，分支电流为零，在DCS上按下6kV段快切装置“出口闭锁投入”按钮。

5） 检查MFT联动设备正常：制粉系统、一次风机、燃油系统跳闸（关闭燃油手动总阀）；吹灰器自动退出；过热器一、二级减温水、再热器事故减温水调节门、截

止阀关闭；若引、送风机未跳，应将锅炉总风量调至25～40％BMC工况的风量，吹扫5分钟。如风机跳闸，开启风烟系统挡板自然通风15分钟后，应启动送、引风机对炉膛进行吹扫；若短时间不点火，吹扫后停送、引风机，关闭风烟系统挡板闷炉，保持锅炉在热备用状态。 6） 检查汽机10％、20％负荷疏水自动开启，否则手动开启。

7） 检查汽机本体疏水扩容器冷却水、低压缸喷水自动投入正常，否则手动投入。 8） 检查A、B汽泵跳闸，注意控制汽泵密封水差压正常，根据需要启动电泵上水。 9） 调整凝汽器、除氧器水位正常，开启凝水再循环调门，检查低压缸喷水正常投入。 10） 检查主机润滑油温、密封油温、发电机风温、定子冷却水温正常，否则手动调节。 11） 将四段抽汽用户全部切换至辅助蒸汽供给。

12） 就地关闭跳闸机组冷再至砌砖厂压力调节站处电动门、压力调节门和手动隔离门。

13） 关闭至凝汽器所有疏水，停运真空泵、开启真空破坏门，在汽轮机转速至0前，维持凝汽器微真空，否则，关闭真空破坏门或启动一台真空泵。 14） 汽轮机转速至0，投入盘车运行，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

15） 凝汽器真空到0，停运轴封汽。

16） 停机过程中应注意机组的振动、轴移、差胀、润滑油压、油温、密封油氢差压正常。

17） 运行人员应到现场仔细倾听机组内部声音，当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，严禁立即再次启动机组。 18） 其它操作与正常停机相同。

1.19.2.5 不破坏真空停机的操作同“机组跳闸后的操作”条款。

1.20 厂用电中断

1.20.1 现象

1） 锅炉MFT动作，汽机跳闸，发电机跳闸。

2） 6kV母线电压到零、工作、备用分支电流到零，6kV工作和备用电源进线开关均在断开位置。 3） 所有运行的交流电动机停止转动，LCD上电流指示为零，备用交流动力不联动。 4） 柴油机发电机自启动。 5） 有关直流设备联动。

6） 正常交流照明熄灭，事故照明灯亮。 1.20.2 原因

1） 发变组故障跳闸，启/备变在停役状态或6kV母线备用电源自投不成功。 2） 6kV系统由启/备变供电，启/备变跳闸。 3） 系统瓦解，500kV、220kV系统失压。 1.20.3 处理

1.20.3.1 厂用电失去后应立即进行下列处理：

1） 确认主机、A、B小机直流润滑油泵、发电机空侧直流密封油泵均已联锁启动，否则进行多次手动强合直至启动。检查主机润滑油压、A、B小机润滑油压、发电

机油氢差压正常。

2） 确认汽轮机转速下降，检查高中压主汽门、调门、高排逆止门、各级抽汽电动门、逆止门已关闭，高压缸通风阀开启。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

3） 迅速确认柴油机发电机自启动成功，保安MCCA、B段电源自动恢复并就地对保安电源进行检查。若柴油发电机自启或远方手启不成功，应立即就地手动启动柴

油发电机，待柴油机启动正常后手动合上柴油发电机出口开关。就地检查柴油机运行正常，燃油箱油位正常。 4） 检查发变组开关、励磁开关确已跳闸，定子电压、三相电流为零，励磁电压、励磁电流为零。

5） 手动开启凝汽器真空破坏门，关闭至凝汽器所有疏水，打开炉侧有关疏水；投入空预器气动马达，关闭炉前燃油跳闸阀手动门和回油手动门。

6） 确认汽动给水泵跳闸，给水泵汽轮机低压主汽阀、调阀关闭，转速下降，尽快将汽泵隔离放水。及时化验油质，确因油质量不合格影响机组的再启动时，及时

换油。

7） 就地关闭跳闸机组冷再至砌砖厂压力调节站处电动门、压力调节门和手动隔离门。

8） 确认锅炉MFT动作，检查MFT联动设备正常：制粉系统、一次风机、燃油系统跳闸（关闭燃油手动总阀）；吹灰器自动退出；过热器一、二级减温水、再热器事

故减温水调节门、截止阀关闭；开启风烟系统挡板自然通风15分钟，待厂用电恢复后启动送、引风机对炉膛进行吹扫；若短时间不点火，吹扫后停送、引风机，关闭风烟系统挡板闷炉，保持锅炉在热备用状态。 9） 检查6kV厂用电工作分支开关确已跳闸，否则手动拉开。

10） 若备用电源无故障，检查无“分支限时速断”、“分支复压过流动作”、“电弧光保护动作”信号，可用备用电源开关对失电母线强送电一次，不成功不得再

送，强送前必须确认工作电源开关在断开位置。

11） 保安段电源恢复正常后，检查UPS系统正常、220V直流、110V直流系统正常。 12） 记录转子转速至0时间，根据转子停转时间进行必要的手动盘车。 1.20.3.2 保安电源恢复后，进行下列操作：

1） 启动主机BOP、SOP油泵、顶轴油泵、空侧、氢侧交流密封油泵、A、B小机交流油泵、空预器电动马达 、火检风机，停空予器气动马达，停各直流油泵并投入

联锁。

2） 投入各辅机润滑油系统。

3） 关闭汽泵、电泵出口门，检查泵不倒转。

4） 检查调整所有停运制粉系统的风门、挡板位置正确。过热器、再热器减温水电动门、调节门关闭。 5） 真空到零后，停止轴封，通知检修打开低压缸人孔门。

第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分

6） 主机转速至零后投入盘车运行。如在投盘车前转子已静止，应先翻转转子180，停留一段时间待转子偏心度合格后，再投入连续盘车。 7） 检查UPS电源由直流电源供电运行正常；厂用电源暂时不能恢复时，110V、220V直流系统倒备用充电机供电运行，确保直流系统运行正常。 8） 停运有关直流设备。

9） 尽早通知化学将机组的加药系统停运，并且退出取样系统。 10） 仪用气压力失去后，按控制气源失气有关章节处理。 11） 拉开6kV各段所有合闸状态的负荷开关。

12） 检查6kV备用电源自动切换不成功的原因，缺陷消除后，尽快恢复6kV各段电源和各低厂变运行。 13） 恢复厂用电电源后，逐步恢复各系统。

14） 当汽机低压缸排汽温度小于50℃后，方可投入循环水系统。

15） 根据需要启动电动给水泵后对锅炉进行热态上水，检查贮水罐水位自动调节正常。 16） 逐步启动各系统，做好机组热态启动的准备工作。

O

1.21 仪用压缩空气失去

1.21.1 现象：

1） “压缩空气压力低”报警。 2） 就地表计显示控制气压下降。 3） 气动执行器开关不动或不灵活。

4） 锅炉火焰工业电视冷却空气压力低报警，工业电视监视器退出。 1.21.2 原因：

1） 空压机本身缺油及其他机械故障，均不能正常工作。 2） 空压机动力电源故障及热工控制回路故障，均不能正常工作。 3） 空压机自启、停装置失灵。 4） 仪用压缩空气系统管路大量漏泄。

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