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1、引风机跳闸处理措施1、确认单侧引风机跳闸，引风机进口挡板联关，否则手动关闭。将跳闸引风机进口静叶全关。2、RB 保护应动作，否则手动执行 RB 程序：顺序跳闸C、E、D 磨煤机，控制负荷 300MW，总煤量 160t/h。3、检查同侧送风机联跳，出口挡板关闭，联络门联开正常。4、解除运行引风机转速自动，手动加大出力，调整炉膛负压正常。5、 解除运行送风机转速自动，手动调整出力，防止送风机过负荷。6、注意调整炉膛负压、氧量、两侧烟温差、主、再热汽温、煤水比正常。7、协调切至手动方式，根据氧量调整机组负荷。8、 燃烧不稳时投入点火油枪、等离子稳燃。9、 注意控制运行送、引风机不超额定电流，加强对运
2、行送、引风机的运行监视、检查。10、若 A、B 引风机同时跳闸，按 MFT 动作处理。送风机跳闸处理措施1、单侧送风机跳闸，RB 保护动作，出口挡板关闭，联络门联开，运行的 C、E 、D 磨煤机跳闸，进、出口挡板关闭，否则手动 RB。2、立即解除送风机自动，加大运行送风机出力，调整氧量3%以上。3、立即手动减少给水量，保证分离器出口过热度 5以上，注意控制炉膛负压、汽温、煤水比正常。4、协调切至手动方式，降负荷至 50-60%额定负荷。5、燃烧不稳时投入点火油枪、等离子稳燃。6、注意监视运行送风机不超额定电流，或根据运行送风机出力（氧量）带负荷。并加强对运行风机的检查，防止运行送风机过流跳闸。
3、8、检查送风机跳闸原因，尽快恢复运行。9、各主要参数控制正常，汽温、汽压、煤水比、两侧烟温差控制在规定范围内。10、若 A、B 送风机同时跳闸，按 MFT 动作处理。一次风机跳闸处理措施1、 单侧一次风机跳闸，RB 保护动作，检查跳闸的一次风机出口挡板关闭，联络门联开，运行的 C、E、D 磨煤机跳闸，进、出口挡板关闭，否则手动 RB。2、立即解除一次风机自动，加大运行一次风机出力，调整一次风压至 7.0kPa 左右，维持三台底层磨煤机运行。3、解除机组协调，手动控制负荷在 240MW 左右，总煤量不大于 120t/h。4、燃烧不稳时，投入点火油枪、等离子稳燃。5、加强运行磨煤机状态监视、调整，
4、增加排渣频次，防止堵磨。6、 注意监视运行一次风机不超额定电流 256A，或根据运行磨煤机状态，调整煤量、负荷。7、事故处理过程中，注意停磨速度，防止磨煤机堵煤或一次风管堵塞，造成事故扩大。8、监视脱硝装置入口烟温，及时退出脱硝装置运行。9、控制汽温、汽压、煤水比、两侧烟温差等主要参数在规定范围内。10、若 A、B 一次风机同时跳闸或单侧一次风机跳闸造成锅炉灭火，按 MFT 动作处理。空预器跳闸处理措施1、空预器主马达跳闸，检查辅马达或气动马达联启。若联启不成功，手动启动辅助或气动马达，否则人工盘车。2、空预器跳闸时，联跳同侧送、引风机，RB 保护动作，运行的 C、E、D 磨煤机跳闸，冷、热风
5、插板门、出口插板门关闭。3、检查跳闸侧 SCR 入口烟气挡板、空预器出口热一、二次风挡板、送风机出口联络门联关；热二次风联络门、一次风机出口联络门联开。检查跳闸送风机出口挡板、引风机入口挡板联关，将跳闸送风机动叶、引风机静叶全关。4、手动调整运行风机出力，控制送风机、引风机电流不超限。引风机变频运行时，手动调整变频转速，调整炉膛压力正常。5、手动关闭跳闸侧脱硝装置供氨快关阀，关闭其供氨手动门。6、调整两台一次风机出力平衡，防止抢风。如燃烧不稳，投油稳燃。7、停止跳闸空预器吹灰。8、空预器跳闸后热一次风温降低，加强磨煤机出口温度监视，必要时投入 A 磨煤机暖风器。9、若跳闸空预器进出口隔离门、联
6、络门关闭不严密无法隔离，或空预器气动马达及手动盘车均无法盘动，出口烟温不正常上升至 250，紧急停炉。10、若单侧空预器跳闸造成锅炉 MFT 动作或两台空预器同时跳闸，按机组 MFT 动作处理。SCR 氨逃逸率超标处理措施1、运行中控制脱硝出口氨逃逸率小于 2.28ppm。在锅炉负荷及脱硝系统运行方式未发生变化的情况下出现反应器出口氨逃逸率超标，应减少喷氨量，观察 SCR 反应器出口氨逃逸率，如果氨逃逸率无变化，则判断为氨逃逸表计故障，联系热控人员处理。2、检查 SCR 反应器出/ 入口 NOx 测点，如测点故障导致喷氨量过大，立即减小脱硝效率设定值，联系热控人员处理NOx 测点，使其尽快恢复
7、正常。3、检查氨流量测点，防止测点偏小，导致喷氨量偏差过大。4、如排除热控测点原因，则对喷氨系统系统进行检查，核对喷氨分配支管手动门开度，防止局部喷氨量过大。5、检查供氨温度是否过低，如供氨温度接近饱和温度，及时投运供氨管道蒸汽伴热。6、启停磨煤机后，应及时调整氧量两侧平衡，保持 SCR 入口 A、B 侧氮氧化物尽可能一致，尽量保持两侧反应器出口NOx 排放量相同。7、氨逃逸率合格之前，加强空预器差压监测，增加空预器吹灰频次，防止空预器堵塞。事故处理原则1、发生事故时，遵照“保人身、保设备、保电网”的原则，各岗位根据各自的职责迅速按规程规定正确处理事故。2、发生事故时，应迅速弄清事故首发原因，
8、消除对人身和设备安全的威胁，保证非故障设备运行，防止事故扩大。任何情况下应尽量保证厂用电不失去。3、事故发生时，报警信号可确认，不允许立即复归，待详细记录报警信号后方可复归。4、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。5、事故处理时，各岗位应及时互通情况，在值长、主值统一指挥下，密切配合，迅速处理。6、当发生规程以外的事故时，值班人员应根据经验作出正确判断，主动采取对策，迅速处理。7、事故处理中，达到主、辅机紧急停运条件而保护未动作时，应立即手动打闸。8、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
9、。9、如果事故处理发生在交接班时间，应延期交班。接班人员应主动协助进行事故处理。10、事故处理完毕，值班人员应立刻如实汇报并做好记录。班后组织人员进行分析，并写报告。DCS 失电处理措施1、当全部操作员站故障时（所有上位机“黑屏”或“死机”） ，应立即停机、停炉。2、当部分操作员站故障时，由可用操作员站继续承担机组监控任务，停止重大操作，同时通知热工人员处理。3、DCS 失电停机时，立即从手操盘上启动交流润滑油泵，否则启动直流油泵，并开启真空破坏门破坏真空。4、就地控制柜上启动空侧直流油泵，检查密封油系统运行正常。5、润滑油系统运行正常时，当汽机转速降至 600r/min 时，就地启动顶轴油泵
10、。6、就地监视除氧器水位，水位过高时，手动开启除氧器底部放水门控制水位，必要时停止凝结水泵运行，防止满水。7、就地监视凝汽器水位，水位过高时，关闭凝汽器补水门，必要时开启凝泵出口放水门放水，防止凝汽器水位高造成真空泵进水。8、如电泵运行时立即到就地启动电泵辅助油泵，然后就地停止电泵，防止电泵损坏。9、如短时间内 DCS 电源不能恢复，根据情况到就地停止其它转动设备，原则上做到不损害设备。10、加强对 DCS 系统的监视检查，特别是发现网络、模件、电源等故障时，及时通知热工人员，做好相应对策。厂用电全部失去处理措施1、检查高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽逆止门已关闭，否则手动关闭，汽机转速
11、下降。2、确认主机、小机直流油泵、直流密封油泵均已启动，否则可手动强合两次，强合不成功迅速查明原因处理后启动。检查主机润滑油压、油氢差压正常。3、检查柴油发电机自启动成功，否则手启，以保证保安段的正常供电。4、关闭炉前燃油进回油手动门，在厂用电恢复前，严禁向凝汽器排汽水。5、检查发电机励磁开关、6kV 及 400V 所有开关在“分”位，否则手动拉开。6、检查制粉系统的风门、挡板位置正确，过、再热器喷水隔离门关闭。7、逐步恢复机组保安 PC 和机、炉保安 MCC 电源及交流事故照明正常电源。8、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、EH 油泵、盘车电机，空气预热器辅助电机、空
12、气预热器油站和火检冷却风机等。9、检查 UPS 正常，电源切换正常。投入直流系统的浮充装置，停用有关的直流设备。10、主机转速至零时投入连续盘车。如投盘车前转子已静止，先翻转转子 180，再投入连续盘车。6kV 工作电源开关跳闸处理措施1、厂用 6kV 单段母线失电后，应立即查看机组 RB 动作正常，手动调整运行侧一次风机、送、引风机出力，防止炉膛总风量低或炉膛负压波动大锅炉 MFT。2、若 6kV 单段母线失电后，引起锅炉熄火，检查锅炉MFT 动作，否则手动 MFT，切断所有燃料。3、检查 6kV 失压母线上设备开关低电压保护动作跳闸，否则手动拉开。4、检查 6kV、380V 各备用辅机联启
13、，否则手动启动；若运行的磨煤机仅剩 2 台，视情况增启磨煤机。5、6kV 母线失电后，手动拉开锅炉变、汽机变、电除尘变、照明变、检修变高低压侧开关。6、检查跳闸送、引、一次风机的挡板及动、静叶、磨煤机冷、热风挡板关闭，否则手动关闭。7、调整给水流量及主、再热汽温，防止汽温大幅波动。8、检查锅炉氧量、负压在规定范围内，应切为手动调整。9、加强对运行引、送、一次风机的监视，防止其过负荷。10、汽机降负荷时，要加强胀差、轴向位移、轴承及轴的振动、推力瓦和支持瓦温度的监视。直流接地处理措施1、测量直流接地对地绝缘，判别接地极性及接地性质。2、直流接地时，检查有无启停设备，首先对刚启动设备进行试拉。3、
14、检查有人是否在直流回路上工作，造成人为接地，直流接地时禁止在二次回路上工作。4、拉试可疑负荷前要通知用户并取得同意并汇报值长后方可进行。5、拉试直流接地要有维护人员现场配合。6、禁止对热控直流电源进行拉试，热工控制回路直流接地的查找在任何时候都由热控人员进行。7、保护用直流电源不允许自行拉试，要在维护人员按照批准的技术措施执行并汇报专工、值长、副总后方可操作。8、若采用拉试法查找接地点时无论回路是否接地，判断后立即恢复供电。9、直流母线接地期间，禁止任何的直流母线倒换、并列操作。10、接地点确认后尽快隔离，保证直流系统的正常运行。锅炉 A 变跳闸处理措施1、检查锅炉 A 变跳闸，锅炉 PC A
15、、B 段联络开关已联动合闸。2、检查锅炉保安 MCC、锅炉 MCC 电源已由电源一切至电源二供电正常。3、立即解除机组协调控制，手动控制机组负荷、主、再热汽温正常，投入 F 层点火油枪稳定燃烧。4、检查空空预器辅助马达联启正常，否则手动启动辅助马达。5、复位六台磨煤机液压油泵，复位后如显示在分闸位置，手动启动六台磨煤机液压油泵。6、检查六台风机油站，运行油泵跳闸，备用油泵联启正常，否则手动启动六台风机油站。7、检查 A、B、C 给煤机跳闸，根据机组负荷及主汽温，手动启动三台给煤机，否则按机组 RB 处理。8、就地检查锅炉 A 变高压开关保护动作信息。9、将锅炉 A 变由热备用状态转检修状态，对
16、变压器进行检查处理。10、处理正常后，将锅炉 A 变恢复正常供电方式。发电机 2PT 二次电压消失处理措施1、检查发电机有、无功负荷指示降低或至零；定子电压指示到零；高厂变、高硫变有功指示到零。2、检查发变组保护 B 柜发“TV”报警信号发出。3、检查自动励磁调节器由通道自动切至通道自动运行稳定。4、立即解除 AGC 和一次调频，手动解除机组协调，稳定机组负荷在当前值，可以参照主变出口有功调节。5、检查发变组保护 A 柜运行正常。6、检查发电机 PT 二次侧是否有人工作引起的二次小空开误跳，如误跳则手动合闸，检查发电机各项参数恢复至正常值。7、检查发电机 PT 二次空开不是因误跳引起的，立即退出发变组保护 B 柜所有保护。8、检查 2PT 一、二次回路，如保险熔断，立即更换。如二次自动开关跳闸，检查无明显故障，立即试送一次。9、试送成功后，复归自动电压调节器报警信号，检查自动电压调节器通道跟踪良好。10、试送成功后，检查发变组保护 B 柜无异常信
