电厂33种运行事故处理操作要点，满满的干货~
（一）、现象：
1、 发出“高加水位异常”、“高加解列”声光报警信号。
2、 机组负荷突然上升。
3、 汽包水位大幅度波动，先降后升（虚假水位）。
4、 汽压突然上升。
（二）、处理：
1、 负荷≥260MW，尤其是满负荷时，注意适当减少给煤量。
2、 加强对汽包水位自动控制的监视，必要时作手动调整。(在高加刚解列时，主汽压力突然上升使汽包水位下降，后因高加解列蒸发量减少，主汽压力下降，汽包水位快速回升。如果处理过程中，煤量减得过多，会加剧汽包水位的回升。因此处理过程中，为了减少汽包水位的波动，应尽量维持主汽压力稳定)。
3、 汽温会先降后升，而且波动幅度较大，应提前作出调节。
4、 确认高加水侧主/旁路切换正常，各抽汽电动门、逆止门关闭。调整高加汽侧水位正常。避免出现断水、汽轮机进水事故。
（一）、现象：
1、 汽泵或小机故障/跳闸报警信号来。
2、 给水流量、汽包水位大幅度下降。
（二）、处理：
1、 确认电泵联启正常，否则立即手动启动。根据当时负荷直接给定电泵勺管指令。注意电泵电机不能过电流。
2、 负荷高时可适当减少给煤量。
3、 开中间抽头减温水电动门。投入电泵电机空冷器冷却水，退出电加热。
4、 如果电泵启不来，应立即打磨投油，迅速降负荷到130MW左右，不能过高也不能过低，以保证小机的出力。为了提高小机的出力，还应将主汽压降到12.5MPa左右。
5、 机侧严密监视除氧器、凝汽器、除盐水箱、高加水位，维持各水位正常。严密监视电泵、运行汽泵的运行参数。如果小机退为机侧控制应及时设法切回炉侧控制。
6、 如果故障汽泵没有跳闸，应将其指令降到0或将相应的小机打闸，以防故障汽泵突然打水。
7、 电气专业根据情况倒厂用电。
（一）、现象：
1、 两汽泵或小机故障/跳闸报警信号来。
2、 给水流量、汽包水位迅速下降。
（二）、处理：
1、 确认电泵联启正常，否则立即手动启动。根据当时负荷直接给定电泵勺管较大的指令。同时立即打磨（只留两台磨）投油，迅速降负荷到120MW左右。注意电泵电机不能过电流，电泵入口流量应小于800t/h。
2、 适当降低主汽压力，以提高电泵的出力。关闭所有的疏水及排污门。
3、 开中间抽头减温水电动门。投入电泵电机空冷器冷却水，退出电加热。
4、 机侧严密监视除氧器、凝汽器、除盐水箱、高加水位，维持各水位正常。严密监视电泵运行参数。
5、 如果汽泵没有跳闸，应将故障的汽泵指令降到0或将小机打闸，以防汽泵突然打水。
6、 电气专业根据情况倒厂用电。
附：锅炉汽包水位调节的几点注意事项
1、水位调节必须注意：
1) 给水量与蒸发量的平衡—水位稳定。
2) 汽泵出口压力和主汽压（汽包压力）。
3) 汽泵再循环门自动开关情况。一是影响给水量，二是跳给水泵。
4) 机侧注意除氧器、凝汽器、除盐水箱水位。小机控制方式退回
机侧控制时应立即设法切回锅炉控制。
2、自动能调节的就不要解为手动，手动时加减幅度应根据水位下降速度给定，注意给水量与蒸发量不要相差过大，以免过调。
3、水位高低调节辅助手段：
1) 水位高：开定排（一次门事故时最好先打开）、紧急放水门（三期）；开再循环门；必要时打闸一台汽泵。
2) 水位低：打闸一台或两台炉水泵（规定三台炉水泵运行时只准打两边的A、C炉水泵）；关再循环门；打磨降负荷。
4、汽包水位可能出现大幅度波动的情况：
4、汽包水位会出现较大波动的情况：
1) 高加故障解列；
2) 磨煤机跳闸；
3) 带粉投磨尤其是启机初期；
4) 炉水泵跳闸及启停；
5) 冷态启动中，炉水达到沸点时；
6) 机组启动过程中的冲转、并网；
7) 并/退给水泵操作；
8) 负荷14%时，给水主、旁路的切换；
9) 汽泵故障跳闸；
10) 安全阀动作；
11) 汽机主汽门/调门大幅波动或突然关闭；
12) 机组突然大幅度甩负荷或跳闸。
13) 开汽机高低旁路操作。
（一）、现象：
1、 所有电动机跳闸，炉MFT、汽机脱扣、发电机解列，声光报警发出。
2、 正常照明失去，事故照明灯亮。
（二）、处理：
※锅炉专业
1、 锅炉MFT后，按MFT动作后的规定处理。
2、 确认空压机运行正常。
3、 复位各跳闸设备。关闭锅炉各疏水门及放水门以尽量维持汽包水位。
4、 保安电源恢复后：
1) 启动空预器辅助电机。启动时注意检查扇形板的位置。
2) 立即启动应急水泵，以确保炉水循环泵的安全。
3) 立即启动火检冷却风机，以及各风机润滑油泵。
4) 恢复事故照明。
5、 厂用电恢复后，根据汽包壁温与给水温度的差值，请示总工许可后，启动电泵上水。
6、 各备用设备、阀门、设定值置正常位。做好锅炉启动的各项准备工作。
※汽机专业
1、 立即检查5台直流油泵联启，否则手动启动。保证大机润滑油系统和密封油系统的安全运行。
2、 检查发电机跳闸后汽轮机转速下降，确认主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭，防止汽轮机超速。
3、 其它按汽机紧急脱扣事故规程处理。
4、 空侧直流密封油泵启不来，立即投入空侧备用油路，否则马上派人到就地开平衡阀旁路门，保证氢侧油压，并适当降低氢压，降负荷。如果空氢侧油压均失去则应立即破坏真空打闸停机并向厂房外紧急排氢充CO2，通知厂消防队到现场。
5、 检查循环水泵房循泵、冷却水泵等运行情况，调整循环水母管联络电动门和凝汽器循环水出口电动门，将循环水主要供给另一台机组，保证另一机组的安全。本机组适量供水以避免低压缸防爆门鼓开。如果循环水失去应禁止向凝汽器疏水。
6、 所有跳闸设备复位、解除联锁，并检查转动设备是否倒转，防止汽水倒流。真空到0后，停止轴封供汽。
7、 保安电源恢复后：启交流油泵停直流油泵；启应急水泵，保证炉水泵安全；启顶轴油泵，投盘车；恢复事故照明。
8、 主机/小机静止后投盘车，检查偏心度正常，如超出，应在直轴后方可启动盘车，禁止强行盘车。
9、 厂用电恢复后：恢复闭式水、空压机、凝结水系统。如果循环水失去，投入低压缸喷水或通过凝结器换水来降低排汽缸温度，在低压缸排汽温度＜60℃时才可启动循环水泵，向凝汽器通水。备用设备、阀门、各设定值置正常位。
10、 系统故障排除后，请示值长重新启动机组。
◇ 厂用电全失时公用系统的处理（以#5机组厂用电全部失去为例）循环水系统的处理：
1、 关小或关闭#5、6机循环水母管联络门（#5机没有保安电时，可到就地手动把#5机凝汽器循环水回水门关到15%左右）。关闭#5A、5B循环水泵出口蝶阀，停#5A、5B循环水泵。这样可以使循环水母管压力适当回升，同时在厂用电恢复时，防止#5A、5B循环水泵突然自启动。
2、 启动备用冷却水泵及#6机组备用循环水泵。注意冷却水泵压力，严密监视运行循环水泵各轴承温度。
3、 通知循泵房值班员到就地手动把循环水母管联络门关到
20%左右。
4、 严密监视#6机组的真空值和排汽温度，适当关小#5、6机凝汽器冷却水回水门，根据真空情况降低#6机组的负荷。
空压机系统的处理：
1、 #5机闭式水失去，空压机失去冷却水，运行空压机可能会全部跳闸，#5、#6机组失去压缩空气。
2、 #1、2空压机电源来自#5机公用段，#3、4空压机来自#6机公用段。#5厂用电失去，#1、2空压机失电，出力大幅下降或不出力。原则上#3、4空压机会联启，但是注意此时没有冷却水。
3、 及时通知二期开二、三期联络门#3，确认#2、4联络门开，保证#6机组的安全。
4、 根据情况倒换空压机冷却水源，先关闭#5机组的闭式水源，后缓慢开启#6机的闭式水源，启动#3、4空压机。
5、 #5机厂用电恢复后，应立即恢复#5机闭式水系统，启动空压机，恢复正常供气。
※电气专业
1、 确认柴油发电机自启动，电源开关切换正常。否则立即手动
启动柴油机和手动切换电源开关（先分工作电源开关，再合备用电源开关）。检查柴油机发电机工作正常，保安段电源恢复正常，通知机炉人员恢复保安段负荷。
2、 派人检查UPS切换直流供电正常，直流系统、蓄电池供电正常。并配合机炉人员正常启动直流设备。
3、 保安段电源恢复正常后，检查UPS已切主回路（保安段）供电，将直流充电器切回保安段供电，调整直流母线电压正常。
4、 恢复事故照明电源。
5、 通知机炉复归各跳闸设备。请示值长倒起备变恢复厂用电系统。
（一）、现象：
1、 故障段上电动机全部跳闸并发出声光报警。
2、 负荷、汽压、汽包水位等参数均下降。
（二）、处理：
1、 立即确认电泵联启正常，否则手启，调整汽包水位正常。
2、 确认相应磨煤机已跳闸，投油层稳燃（通知除灰），减负荷到180MW。
3、 确认各备用设备联启正常，检查空压机房、循泵房的设备及参数正常。
4、 检查运行风机参数正常，维持一次风压正常，防止风机失速。调整汽温、汽压、风量正常。
5、 如果电泵无法启动，应立即减负荷到130MW左右，降低主汽压到12.5Mpa左右，利用运行的一台汽泵尽量维持汽包水位（一、二期电泵在A段上，三期电泵在B段上）。
6、 电气专业立即排查故障原因，尽快恢复故障段母线电源。
（一）、现象：
1、 发出单侧空预器主电机跳闸报警、空预器停转报警。
2、 排烟温度迅速上升，空预器出口风温下降。
3、 负荷略有下降。
（二）、处理：
1、 确认跳闸侧空预器备用电机联启正常，否则手动启动，跳闸前电机电流无晃动，可以按规定程序启动主或备用电机一次（三期可以立即用旁路控制方式启动备用电机一次）。如果主备用电机都无法启动，应启动盘车电机（一、二期）。
2、 空预器主备用电机停止，转子停转，将联跳同侧送、引风机（三期），此时应立即关严故障侧空预器入口烟气档板，同时快速降负荷到180MW以下。严密监视排烟温度，排烟温度无法控制时，应继续减负荷，必要时申请停炉。排烟温度超过300℃可能损坏电除尘设备。
3、 将故障侧空预器密封装置完全提升，主备用电机停电后，手动盘车（三期）。
4、 通过就地观察孔监视故障侧空预器是否着火。如发现着火应紧急停炉，关闭该侧空预器烟风档板、联络门，隔离空预器，开同侧送、一次风机出口风道疏水门。通知除灰开故障空预器烟气侧底部放水门，停电除尘。投入消防水灭火。
（一）、现象：
1、 负荷大幅度降低。
2、 氧量、汽温、排烟温度异常升高。
3、 引风机电流大幅度增加。
4、 燃烧不稳，炉膛负压变正。
（二）、处理：
1、 立即通知除灰值班员恢复炉底密封水。
2、 快速降负荷，投油稳燃，启电泵维持汽包水位正常，机组控制方式切为“基本控制”。
3、 尽量控制主/再热汽温不超限。
4、 炉底密封水不能恢复时应申请停炉。
八、 给煤机连续堵煤
（一）、现象：
1、 故障磨煤机电流下降到空载电流。
2、 故障磨煤机出口温度迅速上升。
3、 延时2秒故障给煤机跳闸。
4、 负荷大幅下降。
（二）、处理：
1、 确认给煤机出口堵煤，立即解除燃料自动，停故障给煤机。
2、 根据情况投油稳燃（#5、6应尤其注意及时投油）。
3、 增加其他磨的给煤量，但要严密监视其运行状况，防止连续堵煤。
4、 处理过程中注意小机出力情况，必要时降低主汽压力。负荷过低时启动电泵维持汽包水位。
5、 注意一次风压，防止一次风机失速。
6、 磨煤机隔层运行时防止着火燃烧不好爆燃事故发生。
（一）、现象：
1、 故障风机电流指示为零，“炉侧重要辅机跳闸”光字牌报警。
2、 炉膛负压波动，燃烧不稳。
3、 CRT显示总风量及风压下降。
（二）、处理：
1、 同侧送/风机联跳，确认跳闸风机出/入口挡板关闭，风道联络门关闭。通知除灰值班员。
2、 快速减负荷至180MW以下，根据情况投油稳燃。
3、 及时调整另一侧风机的出力，维持炉膛负压、汽包水位、汽温、排烟温度等正常。
4、 严密监视烟风道各点温度，防止发生着火再燃烧事故。
（一）、现象：
1、 故障一次风机电流到零，“炉侧重要辅机跳闸”、“一次风母管压力低”光字牌报警。
2、 上层磨煤机自上而下依次跳闸。
3、 炉膛负压增大，燃烧不稳。
4、 总风量下降。
（二）处理：
1、 磨煤机从上至下相继跳闸，直到一次风压恢复正常。及时投入相应油层，稳定燃烧。负荷降到180MW以下。负荷过低时应及时启动电泵维持汽包水位。通知除灰值班员。
2、 确认跳闸一次风机出口挡板关严，调整另一台风机出力，注意不要过负荷跳闸，维持一次风压正常。检查跳闸磨煤机冷热风门关闭。
3、 监视汽包水位、汽温、炉膛负压、风量、排烟温度等参数，必要时作出手动调整。
4、 密切监视烟风道各测点温度，发现两侧烟温偏差过大时，可适当调整两送/引风机负荷，防止出现再燃烧。
（一）、现象：
1、 炉膛负压波动，燃烧不稳。
2、 失速风机电流下降至空载电流，动叶开大100%。另一台风机电流上升，动叶开度增大。
（二）、处理：
1、 立即减煤降负荷到180MW左右，必要时投油稳燃。
2、 减小失速风机动叶，适当减小另一台风机出力，防止过负荷跳闸。待失速风机重新出力后（电流上升），及时并入运行。恢复机组正常负荷。
3、 事故处理中应严密监视汽包水位、汽温、炉膛负压、风量等参数，必要时作出手动调整。
（一）、现象：
1、 负荷、汽包水位、给水流量突然下降。
2、 主汽压急剧上升。
3、 TV1关闭，GV1、2、3、4、5、6全开。
4、 安全门可能动作。
5、 汽机旁路系统可能动作（一、二期）。
（二）、处理：
1、 负荷突然下降，从汽压判断是机侧还是炉侧问题，发现TV1关闭，立即打磨降负荷到180MW左右。
2、 严密监视和控制主汽压不超，检查汽机轴向位移、振动、推力瓦温度、胀差等，若异常，应继续降负荷。
3、 开启主蒸汽管道疏水、高压导汽管疏水。
4、 关闭该侧高压调门、TV1进油门，将TV1、GV1、3、5强制关闭。
5、 切TF为“操作员自动”基本控制方式。
6、 通知热工立即处理，将TV1恢复开启，并将GV1、3、5指令强制为0，然后开启GV1油动机进油门，再由热工逐渐给指令，缓慢将GV1恢复到计算机的内部计算指令，同样将GV5、3逐渐恢复正常。
7、 正常后关闭疏水门，恢复调度负荷。
（一）、现象：
1、 硬光字牌“DCS系统”红灯闪，并发出报警声。
2、 大屏幕及OPU站上的运行参数变成粉红色，且没有变化。设备状态没有变化。OPU站无法操作。
3、 数据系统公路上悬挂的各DPU显示均离线状态。
（二）、处理：
1、 DCS全部故障时，禁止盲目操作，严密监视控制室内可监视的仪表装置，比如汽包TV水位计、炉膛火焰电视（炉膛负压表、设备电流表），硬光字牌，立盘上的大机主汽门、调门开度、小机阀门开度及转速情况，定子电流表、励磁电压电流、保安段电压，通过电子间的故障录波器监视负荷、电压等。
2、 立即通知热工人员到现场排除故障，汇报值长，作好机组紧急停运准备。
3、 短时间不能恢复正常，应请示值长紧急停机。（对于后备操作监视手段很少的#5、6机组，此时应尽快停机。）
4、 锅炉专业
1) 接到紧急停机命令后，通知汽机、电气，按顺序手动MFT，手动脱扣汽轮机，手动打闸发电机。
2) 手动MFT后，应立即到就地确认。
a) 所有的制粉系统跳闸，否则就地手动打闸。
b) 燃油速断阀关闭，并将炉前燃油系统进油手动总门关闭。
c) 两台一次风机跳闸，否则手动打闸。
d) 打闸两台引风机，同时确认两台送风机联跳，否则手动
打闸，为了防止炉膛正压过大，最好先打闸一侧引、送风机，再打闸另一侧引送风机。
e) 将减温水电动截门关闭。
f) 打闸三台炉水泵，确认炉水升压泵运行正常，压力正常，
否则应启动应急水泵。
g) 确认空预器运行正常，将扇型板提升到极限位。
h) 确认火检冷却风机运行正常。
i) 关闭所有的疏水门（电子间内可以操作）。
3) 系统恢复后，各个转机复位，备用设备调节门指令、设定
值置于正常位置。锅炉上水时注意，如果汽包水位没有，此时上水要请示总工同意。
5、 汽机专业
1) DCS出现故障时，立即用硬手操启动大机直流油泵作好备
用。监视立盘上主汽阀、调阀开度，小机阀门开度及转速等情况。派人到就地监视汽轮机声音、油压，发现有异常应立即打闸汽轮机并破坏真空。派人到就地监视大机油系统，密封油系统及氢压。
2) 接到值长紧急停机命令后，就地启动交流润滑油泵，就地
确认压力、温度正常后，脱扣汽轮机，确认立盘上主汽门、调节门关闭，并打闸两小机。
3) 需要去就地确认和操作的事项：
a) 高中压主汽门、调节门关闭。必要时停止EH油泵。
b) 大机润滑油压油温正常，汽轮机就地声音正常，油压正常，转速下降，就地启动顶轴油泵，大机转速到零时，就地投入大机盘车。记录惰走时间。
c) 确认各抽汽电动门、逆止门以及高排逆止阀关闭。确认
密封油系统正常。
d) 开本体疏水手动门、电动门，气动门通知热工人员打开。检查轴封压力温度。
e) 开低压缸喷水旁路门，通知热工开低压缸喷水。
f) 关冷再至辅汽联箱电动门、手动门。
g) 就地确认凝汽器水位正常，开凝结水再循环门。
h) 除氧器水位正常。
4) 系统恢复后，各个转机复位，备用设备、调节门指令、设
定值置于正常位置。
6、 电气专业
1) 在DCS出现故障时，用硬手操启动柴油发电机作好备用，到后面电子间手动切换厂用电。
2) 在锅炉MFT、汽机脱扣后，确认发电机联锁跳闸，否则手动打闸。
3) 保证保安段电源正常，必要时在立盘上切换备用电源。
4) 就地检查确认直流系统正常。
（一）、现象：
1、 密封油油箱油位显示下降，油位低报警。
2、 就地油位计指示下降。
（二）、处理：
1、 设法隔离泄漏点，并及时补油，开强制补油阀。注意监视大机润滑油油位，油位过低时要及时启动润滑油输送泵从净油箱补油，并通知检修人员到现场作好补油准备。
2、 根据情况降氢压，降负荷。
3、 密封油油位过低，会导致氢侧交流油泵跳，直流油泵联启后又跳闸（油位低会造成氢侧交流油泵不出力，出/入口压差≤0.30MPa时联动氢侧直流油泵，如果空转时间过长会造成烧损跳闸，甚至引起火灾），氢侧密封油压失去，但是空侧油压正常，仍可保持机组运行。但是单侧密封油不能长时间运行。
4、 就地检查是否有跑油、漏氢（注意氢气压力是否下降），汇报值长，立即联系检修处理。
5、 检查确认备用差压阀投入备用（#1机组无备用差压阀，#3机组备用差压阀前后法兰已堵死，#2、4机组备用差压阀未投，#2、3、4机组备用差压阀有旁路门），高、低压备用油源处于备用状态，当油氢差压降到50kp时，备用差压阀自动投用，维持氢油差压，注意此时空侧油压，不行就启动挂闸油泵，提供高压油源。
6、 作好密封油全失、跑氢、着火的事故预想，通知厂消防到位。如果密封油全失应立即破坏真空打闸停机，紧急排氢充CO2。
（一）、现象：
1、 润滑油油箱油位显示下降，油位低信号报警。
2、 就地油位计指示下降。
（二）、处理：
1、 设法堵住或隔离漏点，启动润滑油输送泵从净油箱补油，同时联系检修人员到现场作好补油准备。
2、 根据情况降氢压，降负荷。
3、 通知热工解除“油位低低闭锁交/直流油泵启动”的逻辑。或者在油位出现低一值报警时就将交流油泵启来作事故备用。
4、 如果是冷油器漏应及时切换到备用冷油器。
5、 严密监视就地、盘上油位，油位降到1.25m仍不能迅速补油时，应立即请示值长启动交流油泵打闸停机破坏真空。
6、 因密封油系统也无法维持，应立即紧急排氢充CO2。并通知消防人员到现场。
（一）、现象：
1、 就地声音异常，机组负荷下降。
2、 主汽压下降，汽包水位突然上升。
（二）、处理：
1、 调整好汽包水位，注意虚假水位的影响。
2、 检查再热蒸汽温度和蒸汽压力，汽机轴向位移，适当降低机组负荷。
3、 关高旁前应适当降低主汽压力，保持汽包水位+100mm左右，操作要缓慢。严密监视汽包水位及主汽压力的变化。
（一）、锅炉专业：
1、 立即启动电泵维持汽包水位。
2、 检查炉水泵运行正常。
3、 确认减温水关闭。
4、 确认一次风机、制粉系统跳闸，燃油速断阀关闭。
5、 保持炉膛吹扫至少5分钟。
6、 确认空预器、火检冷却风机运行正常。空预器进出口烟温正常。
7、关闭所有疏水、炉膛各孔门，保持锅炉热备用。
（二）、汽机专业：
1、 立即确认大机润滑油系统交/直流油泵联启正常，润滑油压油温正常。
2、 立即确认主汽门、调门、抽汽门、高排逆止门关闭严密，汽轮机转速下降。
3、 立即检查确认密封油系统运行正常，氢压正常。
4、 立即启电泵，退出电加热，投入空冷器冷却水，交炉侧控制。
5、 检查冷再至辅汽供汽电动门关闭，并关闭手动门。
6、 根据情况打开大机各疏水阀门（循环水失去不能开去凝汽器的疏水）。
7、 确认凝汽器再循环开、低压缸喷水投入正常。
8、 根据真空调整轴封汽。
9、 检查顶轴油泵联启正常，转速到0时记录惰走时间并及时投入盘车装置。
（三）、电气专业：
1、 确认发变组出口开关确实跳开。
2、 检查励磁系统是否也跳闸，必要时灭磁。
3、 确认厂用电自动倒换成功，否则手动倒。
4、 其它处理详见后面相关内容。
1、 启电泵（停电加热、投冷却水、开中间抽头减温水）；
2、 四水位（除氧器、凝汽器、高加、除盐水箱）；
3、 主汽压力、汽温、解ＣＣＳ、解TF，单/顺序阀切换；
4、 注意小机、电泵的工作情况、运行泵的再循环门；
5、 必要时接令打闸小机；
6、 汽机的主要参数（缸温、轴向位移、胀差、振动等）。
机、炉、电自动跳闸/手动紧急打闸/申请停机条件详细内容见运行规程。这些条件对机组的安全起到极其重要的作用，我们必须牢记心中。发电机、变压器组系统故障，需要紧急停机时，应采用锅炉MFT方式来联锁跳闸汽轮发电机机组，防止汽轮机超速，锅炉超压。
（一）、现象：
1、 发出声光报警信号。
2、 发电机有、无功负荷到零。
3、 定子电压、电流到零，调节器输出电压、电流到零。
4、 主变高压侧开关、励磁开关（调节器输出开关）跳闸。
5、 有关保护动作、“故障录波器动作” 光字牌亮。
（二）、处理：
1、 检查发电机与系统解列，发电机—变压器组出口开关、高厂变低压侧开关以及发电机励磁系统均已跳闸，机组负荷到零。
2、 检查厂用母线已自投至备用电源，否则手动投入（分支过流保护动作不得手动切换厂用电）。
3、 检查220KV中性点接地运行方式，根据中调命令调整220KV中性点接地刀闸。
4、 检查是否由于人员误动而引起，如果确证是由于人员误动所致，则应立即汇报中调申请重新将发电机并入电网。
5、 检查保护动作情况，故障录波器动作情况，判断发电机跳闸原因。
6、 若发电机失磁保护或发电机逆功率保护动作，则应联系检修对励磁系统或汽机有关系统进行相应的检查处理。
7、 若是发电机差动、定子接地等主保护动作，可能是发电机内部故障，应测量定子线圈绝缘电阻，并对发电机及其有关的设备和所在保护区域内的一切电气回路（包括电缆在内）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。
8、 若主变或高厂变差动、瓦斯、过流等保护动作，说明主变或单元变内部可能有故障，应按变压器事故处理规程规定处理；
9、 若发电机—变压器组大差动保护动作，则应对保护区域内所有设备进行详细的检查和必要的测试，检查有无故障。
10、 若系统故障引起我厂发变组的有关保护动作，则应联系调度，查明原因，待系统故障消除后，由主管厂领导决定零起升压。
11、 若母差、开关失灵保护动作，则应查明故障母线或失灵开关，将其停役，并尽快恢复机组运行。
12、 如果检查发变组及其回路未发现故障，应检查保护装置。
13、 升压时如发现不正常情况，应立即停机，详细检查并消除故障。如升压时未发现不正常现象，则发电机可并入电网运行。
（一）、现象：
1、 发电机“定子接地”光字牌亮。
2、 中性点电流表有电流指示。
（二）、处理：
1、 若定子接地保护动作发电机跳闸，按发电机事故跳闸处理。
2、 若定子接地保护未动作，则根据表计变化，信号能否复归，发电机电压、电流变化是否异常，发电机开口三角绝缘监视表有无指示综合分析，对发电机一次回路进行检查，找出明显故障点，如漏水、放电、跳弧外界条件造成，应设法消除，在30分钟内无法消除，将异常情况汇报值长及有关领导、调度，立即停机处理。
（一）、现象：
1、 定子电流表指示超出正常值且往复剧烈摆动。
2、 定子电压表指示低于正常值且往复剧烈摆动。
3、 有功负荷与无功负荷大幅度剧烈摆动。
4、 转子电压、电流表指示在正常值附近摆动。
5、 低电压继电器和过负荷保护可能动作报警；
6、 发电机发出有节奏的鸣声，并与表计摆动节奏合拍。
（二）、处理：
1、 若此时励磁方式为“自动”，应禁止手动调节励磁，并降低发电机有功负荷。
2、 若励磁方式为“手动”，则应立即手动增加励磁。
3、 经过2分钟，仍不能恢复，应将发电机解列。
4、 单机失步引起振荡时，一般来说，失步发电机的表计摆动幅度要比其他发电机剧烈，有功负荷表的摆动幅度可能为满刻度，其他发电机则在正常值附近摆动，而且失步发电机有功负荷表计指针摆动方向与其他发电机相反。系统性振荡时，所有的表计晃动是同步的。
（一）、现象：
1、 有功指示为负。
2、 无功指示上升。
3、 定子电流降低。
4、 定子电压略有升高。
5、 “逆功率”信号报警，声光报警。
（二）、处理：
1、 若“逆功率”保护动作，则应确认机组安全停运。
2、 若保护拒动，应手动立即将发电机解列。
3、 如并网时出现逆功率现象且无其他异常，应立即手动加有功负荷，使之脱离电动机运行方式。
（一）、现象：
1、 定子电压表无指示或指示很低。
2、 发电机转子有电压、无电流指示。
3、 发电机转子无电压、无电流指示。
（二）、处理：
1、 检查灭磁开关是否合上。
2、 检查励磁变或其一次回路是否故障。
3、 检查AVR调节器是否故障。
4、 检查发电机转子回路是否开路或滑环碳刷是否故障。
5、 检查仪表电压互感器回路是否故障。
6、 拉开磁场开关、灭磁开关，找出故障点，如能消除和处理好，恢复升压，无法消除则通知检修处理。
（一）、象征：
1、 “发电机失磁”光字牌亮。
2、 发电机无功表指示反相。
3、 发电机定子电压表指示降低。
4、 发电机转子电流表指示降低或等于零。
5、 发电机有功表指示下降，定子电表表指示上升，并都呈周期性摆动。
6、 “调节器信号丢失”信号发出。（#5、#6机发静态励磁故障信号）
7、 6ＫＶ厂用工作电源跳闸，备用电源自投。
（二）、处理：
1、 若由Q02引起失磁，正常情况下，备励应自投。若备励自投不成功，应手动切至备用励磁方式，调整手动400Hz感应调节器恢复发电机正常参数。（此条在未进行试验之前，不执行，#5、#6机无此步骤）
2、 #3、#4机立即检查通道切换及允许情况，若通道未动作切换，操作通道切换把手将通道切至备用通道运行。
3、“发电机失磁保护跳闸”信号发出，表明保护己动作解列灭磁，按发电机事故跳闸处理，若失磁保护拒动，则立即手动解列发电机。
4、 发电机失磁过程中，应注意调整好其他正常运行的发电机定子电流和无功功率。
（一）、电气设备着火处理原则
1、 遇有电气设备着火时，应立即将有关设备的电源切断，然后进行救火。
2、 对可能带电的电气设备以及发电机、电动机等，应使用干式灭火器、二氧化碳灭火器或1211灭火器灭火，严禁使用砂子灭火。
3、 对油开关、变压器(已隔绝电源)可使用干式灭火器、1211灭火器等灭火，不能扑灭时再用泡沫式灭火器灭火。
4、 地面上的绝缘油着火，应用干砂灭火。
5、 扑救可能产生有毒气体的火灾(如电缆着火等)时，扑救人员应使用正压式消防空气呼吸器。
（二）、当发电机着火时，值班人员应立即采取下列措施：
1、 立即将机组解列灭磁，紧急排氢，维持机组惰走运行，定子冷却水系统继续运行。
2、 值班人员应使用干式灭火器、二氧化碳灭火器或1211灭火器灭火。
3、 通知消防队救援，并点明具体着火的设备，不得使用泡沫灭火器或干砂灭火。
4、 启动发电机油泵，顶轴油泵。为避免单侧或部分过热而导致主轴弯曲，禁止在火熄灭前，将发电机完全停止转动。
（三）、变压器着火的处理
1、 汇报值长，立即切断各侧电源，拉开刀闸，使用干粉、二氧化碳灭火器灭火，并通知消防部门。在着火变压器电源未切断的情况下，严禁使用液体灭火。
2、 若变压器顶盖着火，应开启事故放油阀放油，使油位低于着火处，且不能使火焰带出，若变压器内部故障，则不能放油，以防变压器发生爆炸。
3、 停用变压器冷却装置。
4、 在确认消防水正常的情况下，且着火变压器各侧刀闸已拉开时，根据当时火势可启用变压器消防水喷淋系统灭火。
5、 主变着火时，应立即停运潜油泵。
（四）、电动机冒烟着火的处理
1、 立即拉开电动机电源开关，若有通风装置的，应停用通风装置，但不要停用冷却器水源。
2、 用干粉灭火器、1211灭火器灭火，严禁用大水流、砂子或泡沫灭火器灭火。
3、 通知检修人员对电动机进行全面检查。
1、 凡属中调管辖的设备，运行中发生异常，不停电无法消除者，应立即汇报值长，由值长向中调申请停止有关设备的运行，220kV系统发生故障时，值班人员应一面根据规程规定进行事故处理，一面将故障性质、地点、原因、损坏程度及保护装置的动作情况及时汇报值长，由值长根据中调命令统一指挥处理。
2、 220kV系统在事故处理中不应造成不接地系统。
3、 事故处理应考虑到连锁反应到的设备，防止事故进一步扩大，故障消除或隔离后，应尽快恢复已停运的设备。
4、 任何情况下的事故处理，应首先考虑保证厂用电供电。
5、 发生事故时，报警信号只允许确认，不许立即复归，待报警信号详细记录后方可复归。
6、 为迅速处理事故，防止事故扩大，下列情况无需等待调度命令，有关人员可自行处理，但事后应尽快汇报调度。
1) 对人身和设备安全有威胁时。
2) 厂用电全停或部分停电时，恢复送电。
3) 电压互感器保险熔断或二次开关掉闸时，将可能误动的保护停用。
4) 将已损坏的设备隔离。
5) 电源联络线掉闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或并环。
6) 其它需要立即紧急处理的事故。
（一）、象征：
1、 警铃响，事故音响发出。
2、 故障母线连结的发电机主开关、线路开关、启备变开关、母联开关、分段开关跳闸，绿灯闪光。
3、 相应“母线保护动作”、“母线大差保护动作”、“故障录波器启动和呼叫”发出，“线路保护动作”、“发电机负序启动失灵保护动作”、线路保护“电压回路断线”信号可能发出，相应分段开关、母联开关的“失灵保护动作”信号可能发出，相应“母线接地”信号可能发出。
4、 故障母线电压消失，周波指示失常。
（二）、处理：
1、 汇报值长。
2、 复归音响信号。
3、 检查跳闸发电机厂用电是否联动良好，如启备变已跳闸失电，应检查柴油发电机启动自投良好，确保机组安全停机。
4、 复归故障母线所有跳闸开关的操作把手，如故障母线有未跳开关应手动切开。
5、 检查保护动作情况，如启备变已跳闸且其本身无故障，则在另一母线正常的情况下，首先将启备变恢复运行，恢复6KV工作段厂用电系统的运行。
6、 对故障母线进行检查，隔离故障点，检查所有跳闸开关确在分闸位置，拉开所有跳闸开关故障母线侧刀闸。
7、 对故障母线进行全面检查，查明原因，交检修处理。
8、 按中调命令，将所有跳闸线路依次送电。
（一）、象征：
1、 事故音响发出。
2、 故障线路开关跳闸，绿灯闪光，跳闸线路跳闸线路三相电流
表、有功表、无功表指示到零。
3、 相应线路保护动作，相应故障录波器启动和呼叫， “重合闸闭锁”、跳闸开关“跳闸回路故障”信号发出，“重合闸动作”、相应“线路PT断线”信号可能发出。
（二）、处理：
1、 复归音响信号。
2、 复归跳闸线路开关把手。
3、 检查运行线路是否超负荷，汇报中调，适当调整发电机有功、无功负荷。
4、 检查保护、自动装置的动作情况以及故障录波器的记录情况，检查相应一次系统情况，以判明故障性质，报告值长。
5、 故障消除后，待中调令，将跳闸线路送电。
1、 检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下的正常温度核对。
2、 核对温度指示是否正确。
3、 检查变压器冷却装置的运行情况和变压器室的通风情况。如冷却装置备用未投，则把备用冷却装置投入；打开变压器室门窗使空气对流，如变压器室轴流风机未启动，则启动轴流风机。
4、 若温度升高是由于冷却系统故障引起，且在运行中无法处理者，应将变压器停运处理。若变压器不能立即停运处理，应降低负荷运行，使变压器上层油温和线圈温度降至允许范围内。
5、 在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常升高，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。
（一）、瓦斯保护装置的动作，根据故障性质的不同，一般有两种：
1、 轻瓦斯动作──仅发信号不跳闸。
2、 重瓦斯动作──保护动作跳闸或发信号。
（二）、轻瓦斯保护信号发出的处理：
1、 汇报值长。
2、 有备用变压器者应投入运行。
3、 检查变压器是否有放电声和异常声音。
4、 对变压器进行外部检查。有无漏油，油位是否过低，油温是否升高，瓦斯继电器内是否有气体，二次回路是否有故障。
5、 若瓦斯继电器内存在气体，应记录气量，鉴定气体的颜色及是否可燃，取气样和油样进行色谱分析。取样时应按规定要求执行。
6、 若瓦斯继电器内气体是无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，应将空气放出，并准确记录信号动作时间，变压器可以继续运行。如相邻间隔动作时间缩短，应请示总工，依值长命令，将重瓦斯保护改投信号或倒备用变压器运行，以防误动。
7、 若气体是可燃的，色谱分析异常，经常规试验后综合判断，说明变压器内部有故障，必须停止变压器运行。
（三）、重瓦斯保护投至信号位置而出现“重瓦斯动作”信号时，应立即倒至备用变压器运行（或停止变压器运行）。在重瓦斯出现的同时，发现变压器电流不正常，应立即停止该变压器的运行。
（四）、重瓦斯保护跳闸的处理：
1、 应对变压器油位、油温、防爆管、呼吸器、套管等进行检查，同时还应检查变压器内部有无油爆炸声和喷油现象。
2、 如重瓦斯跳闸及轻瓦斯发信号时，应检查瓦斯继电器。
3、 立即取气样和油样作色谱分析。
4、 根据变压器跳闸时的现象（系统有无冲击、电压有无波动），外部检查及色谱分析的结果，判断变压器的故障性质，找出原因。
5、 若检查气体为可燃性，则变压器未经检查并试验合格以前不许投入运行。
6、 经检查分析确认变压器无异常时，应对瓦斯保护回路进行检查，如系瓦斯保护误动，在差动保护投入情况下，应将瓦斯保护投信号，变压器可投入运行，瓦斯检查无异常后方可投入运行。
1、 油位降低如系气温急剧变化引起，则应联系检修加油。
2、 因温度变化使油位升高至油位计上限指示时，应立即联系检修放油，使油位降至正常范围。
3、 如系油枕及变压器本体漏油、渗油引起，则通知检修补漏。
4、 若因大量漏油引起油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改投信号，应立即联系检修采取停止漏油的措施，并立即加油。若漏油无法消除，应在油位降至低极限前，将变压器退出运行。
5、 油位在不正常的情况下，值班人员应严格监视变压器的油位和油温变化，并及时汇报有关领导。
1、 密切监视变压器负荷，温度以及记录冷却装置停运时间等，监视变压器油温和绕组温度不得超过规定值。
2、 检查冷却器风扇、油泵热偶继电器是否动作。
3、 检查冷却器电源回路是否出现故障并予以消除。
4、 检查冷却器控制柜内各元件是否工作正常。
5、 强迫油循环风冷变压器额定负荷运行，当冷却系统发生故障切除全部冷却器，控制变压器各侧电流不得超过额定值，监视变压器油温不得超过规定值，必要时降负荷运行。
6、 严密监视变压器上层油温及线圈温度，使之不超过规定值.如有备用变压器应投入备用变压器，通知检修处理，尽快使冷却装置投入运行，若变压器上层油温已达到规定值或冷却器全停的持续时间已达到规定值，应立即停止变压器运行。
（一）、现象：
1、 发出“高加水位异常”、“高加解列”声光报警信号。
2、 机组负荷突然上升。
3、 汽包水位大幅度波动，先降后升（虚假水位）。
4、 汽压突然上升。
（二）、处理：
1、 负荷≥260MW，尤其是满负荷时，注意适当减少给煤量。
2、 加强对汽包水位自动控制的监视，必要时作手动调整。(在高加刚解列时，主汽压力突然上升使汽包水位下降，后因高加解列蒸发量减少，主汽压力下降，汽包水位快速回升。如果处理过程中，煤量减得过多，会加剧汽包水位的回升。因此处理过程中，为了减少汽包水位的波动，应尽量维持主汽压力稳定)。
3、 汽温会先降后升，而且波动幅度较大，应提前作出调节。
4、 确认高加水侧主/旁路切换正常，各抽汽电动门、逆止门关闭。调整高加汽侧水位正常。避免出现断水、汽轮机进水事故。
（一）、现象：
1、 汽泵或小机故障/跳闸报警信号来。
2、 给水流量、汽包水位大幅度下降。
（二）、处理：
1、 确认电泵联启正常，否则立即手动启动。根据当时负荷直接给定电泵勺管指令。注意电泵电机不能过电流。
2、 负荷高时可适当减少给煤量。
3、 开中间抽头减温水电动门。投入电泵电机空冷器冷却水，退出电加热。
4、 如果电泵启不来，应立即打磨投油，迅速降负荷到130MW左右，不能过高也不能过低，以保证小机的出力。为了提高小机的出力，还应将主汽压降到12.5MPa左右。
5、 机侧严密监视除氧器、凝汽器、除盐水箱、高加水位，维持各水位正常。严密监视电泵、运行汽泵的运行参数。如果小机退为机侧控制应及时设法切回炉侧控制。
6、 如果故障汽泵没有跳闸，应将其指令降到0或将相应的小机打闸，以防故障汽泵突然打水。
7、 电气专业根据情况倒厂用电。
（一）、现象：
1、 两汽泵或小机故障/跳闸报警信号来。
2、 给水流量、汽包水位迅速下降。
（二）、处理：
1、 确认电泵联启正常，否则立即手动启动。根据当时负荷直接给定电泵勺管较大的指令。同时立即打磨（只留两台磨）投油，迅速降负荷到120MW左右。注意电泵电机不能过电流，电泵入口流量应小于800t/h。
2、 适当降低主汽压力，以提高电泵的出力。关闭所有的疏水及排污门。
3、 开中间抽头减温水电动门。投入电泵电机空冷器冷却水，退出电加热。
4、 机侧严密监视除氧器、凝汽器、除盐水箱、高加水位，维持各水位正常。严密监视电泵运行参数。
5、 如果汽泵没有跳闸，应将故障的汽泵指令降到0或将小机打闸，以防汽泵突然打水。
6、 电气专业根据情况倒厂用电。
附：锅炉汽包水位调节的几点注意事项
1、水位调节必须注意：
1) 给水量与蒸发量的平衡—水位稳定。
2) 汽泵出口压力和主汽压（汽包压力）。
3) 汽泵再循环门自动开关情况。一是影响给水量，二是跳给水泵。
4) 机侧注意除氧器、凝汽器、除盐水箱水位。小机控制方式退回
机侧控制时应立即设法切回锅炉控制。
2、自动能调节的就不要解为手动，手动时加减幅度应根据水位下降速度给定，注意给水量与蒸发量不要相差过大，以免过调。
3、水位高低调节辅助手段：
1) 水位高：开定排（一次门事故时最好先打开）、紧急放水门（三期）；开再循环门；必要时打闸一台汽泵。
2) 水位低：打闸一台或两台炉水泵（规定三台炉水泵运行时只准打两边的A、C炉水泵）；关再循环门；打磨降负荷。
4、汽包水位可能出现大幅度波动的情况：
4、汽包水位会出现较大波动的情况：
1) 高加故障解列；
2) 磨煤机跳闸；
3) 带粉投磨尤其是启机初期；
4) 炉水泵跳闸及启停；
5) 冷态启动中，炉水达到沸点时；
6) 机组启动过程中的冲转、并网；
7) 并/退给水泵操作；
8) 负荷14%时，给水主、旁路的切换；
9) 汽泵故障跳闸；
10) 安全阀动作；
11) 汽机主汽门/调门大幅波动或突然关闭；
12) 机组突然大幅度甩负荷或跳闸。
13) 开汽机高低旁路操作。
（一）、现象：
1、 所有电动机跳闸，炉MFT、汽机脱扣、发电机解列，声光报警发出。
2、 正常照明失去，事故照明灯亮。
（二）、处理：
※锅炉专业
1、 锅炉MFT后，按MFT动作后的规定处理。
2、 确认空压机运行正常。
3、 复位各跳闸设备。关闭锅炉各疏水门及放水门以尽量维持汽包水位。
4、 保安电源恢复后：
1) 启动空预器辅助电机。启动时注意检查扇形板的位置。
2) 立即启动应急水泵，以确保炉水循环泵的安全。
3) 立即启动火检冷却风机，以及各风机润滑油泵。
4) 恢复事故照明。
5、 厂用电恢复后，根据汽包壁温与给水温度的差值，请示总工许可后，启动电泵上水。
6、 各备用设备、阀门、设定值置正常位。做好锅炉启动的各项准备工作。
※汽机专业
1、 立即检查5台直流油泵联启，否则手动启动。保证大机润滑油系统和密封油系统的安全运行。
2、 检查发电机跳闸后汽轮机转速下降，确认主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭，防止汽轮机超速。
3、 其它按汽机紧急脱扣事故规程处理。
4、 空侧直流密封油泵启不来，立即投入空侧备用油路，否则马上派人到就地开平衡阀旁路门，保证氢侧油压，并适当降低氢压，降负荷。如果空氢侧油压均失去则应立即破坏真空打闸停机并向厂房外紧急排氢充CO2，通知厂消防队到现场。
5、 检查循环水泵房循泵、冷却水泵等运行情况，调整循环水母管联络电动门和凝汽器循环水出口电动门，将循环水主要供给另一台机组，保证另一机组的安全。本机组适量供水以避免低压缸防爆门鼓开。如果循环水失去应禁止向凝汽器疏水。
6、 所有跳闸设备复位、解除联锁，并检查转动设备是否倒转，防止汽水倒流。真空到0后，停止轴封供汽。
7、 保安电源恢复后：启交流油泵停直流油泵；启应急水泵，保证炉水泵安全；启顶轴油泵，投盘车；恢复事故照明。
8、 主机/小机静止后投盘车，检查偏心度正常，如超出，应在直轴后方可启动盘车，禁止强行盘车。
9、 厂用电恢复后：恢复闭式水、空压机、凝结水系统。如果循环水失去，投入低压缸喷水或通过凝结器换水来降低排汽缸温度，在低压缸排汽温度＜60℃时才可启动循环水泵，向凝汽器通水。备用设备、阀门、各设定值置正常位。
10、 系统故障排除后，请示值长重新启动机组。
◇ 厂用电全失时公用系统的处理（以#5机组厂用电全部失去为例）循环水系统的处理：
1、 关小或关闭#5、6机循环水母管联络门（#5机没有保安电时，可到就地手动把#5机凝汽器循环水回水门关到15%左右）。关闭#5A、5B循环水泵出口蝶阀，停#5A、5B循环水泵。这样可以使循环水母管压力适当回升，同时在厂用电恢复时，防止#5A、5B循环水泵突然自启动。
2、 启动备用冷却水泵及#6机组备用循环水泵。注意冷却水泵压力，严密监视运行循环水泵各轴承温度。
3、 通知循泵房值班员到就地手动把循环水母管联络门关到
20%左右。
4、 严密监视#6机组的真空值和排汽温度，适当关小#5、6机凝汽器冷却水回水门，根据真空情况降低#6机组的负荷。
空压机系统的处理：
1、 #5机闭式水失去，空压机失去冷却水，运行空压机可能会全部跳闸，#5、#6机组失去压缩空气。
2、 #1、2空压机电源来自#5机公用段，#3、4空压机来自#6机公用段。#5厂用电失去，#1、2空压机失电，出力大幅下降或不出力。原则上#3、4空压机会联启，但是注意此时没有冷却水。
3、 及时通知二期开二、三期联络门#3，确认#2、4联络门开，保证#6机组的安全。
4、 根据情况倒换空压机冷却水源，先关闭#5机组的闭式水源，后缓慢开启#6机的闭式水源，启动#3、4空压机。
5、 #5机厂用电恢复后，应立即恢复#5机闭式水系统，启动空压机，恢复正常供气。
※电气专业
1、 确认柴油发电机自启动，电源开关切换正常。否则立即手动
启动柴油机和手动切换电源开关（先分工作电源开关，再合备用电源开关）。检查柴油机发电机工作正常，保安段电源恢复正常，通知机炉人员恢复保安段负荷。
2、 派人检查UPS切换直流供电正常，直流系统、蓄电池供电正常。并配合机炉人员正常启动直流设备。
3、 保安段电源恢复正常后，检查UPS已切主回路（保安段）供电，将直流充电器切回保安段供电，调整直流母线电压正常。
4、 恢复事故照明电源。
5、 通知机炉复归各跳闸设备。请示值长倒起备变恢复厂用电系统。
（一）、现象：
1、 故障段上电动机全部跳闸并发出声光报警。
2、 负荷、汽压、汽包水位等参数均下降。
（二）、处理：
1、 立即确认电泵联启正常，否则手启，调整汽包水位正常。
2、 确认相应磨煤机已跳闸，投油层稳燃（通知除灰），减负荷到180MW。
3、 确认各备用设备联启正常，检查空压机房、循泵房的设备及参数正常。
4、 检查运行风机参数正常，维持一次风压正常，防止风机失速。调整汽温、汽压、风量正常。
5、 如果电泵无法启动，应立即减负荷到130MW左右，降低主汽压到12.5Mpa左右，利用运行的一台汽泵尽量维持汽包水位（一、二期电泵在A段上，三期电泵在B段上）。
6、 电气专业立即排查故障原因，尽快恢复故障段母线电源。
（一）、现象：
1、 发出单侧空预器主电机跳闸报警、空预器停转报警。
2、 排烟温度迅速上升，空预器出口风温下降。
3、 负荷略有下降。
（二）、处理：
1、 确认跳闸侧空预器备用电机联启正常，否则手动启动，跳闸前电机电流无晃动，可以按规定程序启动主或备用电机一次（三期可以立即用旁路控制方式启动备用电机一次）。如果主备用电机都无法启动，应启动盘车电机（一、二期）。
2、 空预器主备用电机停止，转子停转，将联跳同侧送、引风机（三期），此时应立即关严故障侧空预器入口烟气档板，同时快速降负荷到180MW以下。严密监视排烟温度，排烟温度无法控制时，应继续减负荷，必要时申请停炉。排烟温度超过300℃可能损坏电除尘设备。
3、 将故障侧空预器密封装置完全提升，主备用电机停电后，手动盘车（三期）。
4、 通过就地观察孔监视故障侧空预器是否着火。如发现着火应紧急停炉，关闭该侧空预器烟风档板、联络门，隔离空预器，开同侧送、一次风机出口风道疏水门。通知除灰开故障空预器烟气侧底部放水门，停电除尘。投入消防水灭火。
（一）、现象：
1、 负荷大幅度降低。
2、 氧量、汽温、排烟温度异常升高。
3、 引风机电流大幅度增加。
4、 燃烧不稳，炉膛负压变正。
（二）、处理：
1、 立即通知除灰值班员恢复炉底密封水。
2、 快速降负荷，投油稳燃，启电泵维持汽包水位正常，机组控制方式切为“基本控制”。
3、 尽量控制主/再热汽温不超限。
4、 炉底密封水不能恢复时应申请停炉。
八、 给煤机连续堵煤
（一）、现象：
1、 故障磨煤机电流下降到空载电流。
2、 故障磨煤机出口温度迅速上升。
3、 延时2秒故障给煤机跳闸。
4、 负荷大幅下降。
（二）、处理：
1、 确认给煤机出口堵煤，立即解除燃料自动，停故障给煤机。
2、 根据情况投油稳燃（#5、6应尤其注意及时投油）。
3、 增加其他磨的给煤量，但要严密监视其运行状况，防止连续堵煤。
4、 处理过程中注意小机出力情况，必要时降低主汽压力。负荷过低时启动电泵维持汽包水位。
5、 注意一次风压，防止一次风机失速。
6、 磨煤机隔层运行时防止着火燃烧不好爆燃事故发生。
（一）、现象：
1、 故障风机电流指示为零，“炉侧重要辅机跳闸”光字牌报警。
2、 炉膛负压波动，燃烧不稳。
3、 CRT显示总风量及风压下降。
（二）、处理：
1、 同侧送/风机联跳，确认跳闸风机出/入口挡板关闭，风道联络门关闭。通知除灰值班员。
2、 快速减负荷至180MW以下，根据情况投油稳燃。
3、 及时调整另一侧风机的出力，维持炉膛负压、汽包水位、汽温、排烟温度等正常。
4、 严密监视烟风道各点温度，防止发生着火再燃烧事故。
（一）、现象：
1、 故障一次风机电流到零，“炉侧重要辅机跳闸”、“一次风母管压力低”光字牌报警。
2、 上层磨煤机自上而下依次跳闸。
3、 炉膛负压增大，燃烧不稳。
4、 总风量下降。
（二）处理：
1、 磨煤机从上至下相继跳闸，直到一次风压恢复正常。及时投入相应油层，稳定燃烧。负荷降到180MW以下。负荷过低时应及时启动电泵维持汽包水位。通知除灰值班员。
2、 确认跳闸一次风机出口挡板关严，调整另一台风机出力，注意不要过负荷跳闸，维持一次风压正常。检查跳闸磨煤机冷热风门关闭。
3、 监视汽包水位、汽温、炉膛负压、风量、排烟温度等参数，必要时作出手动调整。
4、 密切监视烟风道各测点温度，发现两侧烟温偏差过大时，可适当调整两送/引风机负荷，防止出现再燃烧。
（一）、现象：
1、 炉膛负压波动，燃烧不稳。
2、 失速风机电流下降至空载电流，动叶开大100%。另一台风机电流上升，动叶开度增大。
（二）、处理：
1、 立即减煤降负荷到180MW左右，必要时投油稳燃。
2、 减小失速风机动叶，适当减小另一台风机出力，防止过负荷跳闸。待失速风机重新出力后（电流上升），及时并入运行。恢复机组正常负荷。
3、 事故处理中应严密监视汽包水位、汽温、炉膛负压、风量等参数，必要时作出手动调整。
（一）、现象：
1、 负荷、汽包水位、给水流量突然下降。
2、 主汽压急剧上升。
3、 TV1关闭，GV1、2、3、4、5、6全开。
4、 安全门可能动作。
5、 汽机旁路系统可能动作（一、二期）。
（二）、处理：
1、 负荷突然下降，从汽压判断是机侧还是炉侧问题，发现TV1关闭，立即打磨降负荷到180MW左右。
2、 严密监视和控制主汽压不超，检查汽机轴向位移、振动、推力瓦温度、胀差等，若异常，应继续降负荷。
3、 开启主蒸汽管道疏水、高压导汽管疏水。
4、 关闭该侧高压调门、TV1进油门，将TV1、GV1、3、5强制关闭。
5、 切TF为“操作员自动”基本控制方式。
6、 通知热工立即处理，将TV1恢复开启，并将GV1、3、5指令强制为0，然后开启GV1油动机进油门，再由热工逐渐给指令，缓慢将GV1恢复到计算机的内部计算指令，同样将GV5、3逐渐恢复正常。
7、 正常后关闭疏水门，恢复调度负荷。
（一）、现象：
1、 硬光字牌“DCS系统”红灯闪，并发出报警声。
2、 大屏幕及OPU站上的运行参数变成粉红色，且没有变化。设备状态没有变化。OPU站无法操作。
3、 数据系统公路上悬挂的各DPU显示均离线状态。
（二）、处理：
1、 DCS全部故障时，禁止盲目操作，严密监视控制室内可监视的仪表装置，比如汽包TV水位计、炉膛火焰电视（炉膛负压表、设备电流表），硬光字牌，立盘上的大机主汽门、调门开度、小机阀门开度及转速情况，定子电流表、励磁电压电流、保安段电压，通过电子间的故障录波器监视负荷、电压等。
2、 立即通知热工人员到现场排除故障，汇报值长，作好机组紧急停运准备。
3、 短时间不能恢复正常，应请示值长紧急停机。（对于后备操作监视手段很少的#5、6机组，此时应尽快停机。）
4、 锅炉专业
1) 接到紧急停机命令后，通知汽机、电气，按顺序手动MFT，手动脱扣汽轮机，手动打闸发电机。
2) 手动MFT后，应立即到就地确认。
a) 所有的制粉系统跳闸，否则就地手动打闸。
b) 燃油速断阀关闭，并将炉前燃油系统进油手动总门关闭。
c) 两台一次风机跳闸，否则手动打闸。
d) 打闸两台引风机，同时确认两台送风机联跳，否则手动
打闸，为了防止炉膛正压过大，最好先打闸一侧引、送风机，再打闸另一侧引送风机。
e) 将减温水电动截门关闭。
f) 打闸三台炉水泵，确认炉水升压泵运行正常，压力正常，
否则应启动应急水泵。
g) 确认空预器运行正常，将扇型板提升到极限位。
h) 确认火检冷却风机运行正常。
i) 关闭所有的疏水门（电子间内可以操作）。
3) 系统恢复后，各个转机复位，备用设备调节门指令、设定
值置于正常位置。锅炉上水时注意，如果汽包水位没有，此时上水要请示总工同意。
5、 汽机专业
1) DCS出现故障时，立即用硬手操启动大机直流油泵作好备
用。监视立盘上主汽阀、调阀开度，小机阀门开度及转速等情况。派人到就地监视汽轮机声音、油压，发现有异常应立即打闸汽轮机并破坏真空。派人到就地监视大机油系统，密封油系统及氢压。
2) 接到值长紧急停机命令后，就地启动交流润滑油泵，就地
确认压力、温度正常后，脱扣汽轮机，确认立盘上主汽门、调节门关闭，并打闸两小机。
3) 需要去就地确认和操作的事项：
a) 高中压主汽门、调节门关闭。必要时停止EH油泵。
b) 大机润滑油压油温正常，汽轮机就地声音正常，油压正常，转速下降，就地启动顶轴油泵，大机转速到零时，就地投入大机盘车。记录惰走时间。
c) 确认各抽汽电动门、逆止门以及高排逆止阀关闭。确认
密封油系统正常。
d) 开本体疏水手动门、电动门，气动门通知热工人员打开。检查轴封压力温度。
e) 开低压缸喷水旁路门，通知热工开低压缸喷水。
f) 关冷再至辅汽联箱电动门、手动门。
g) 就地确认凝汽器水位正常，开凝结水再循环门。
h) 除氧器水位正常。
4) 系统恢复后，各个转机复位，备用设备、调节门指令、设
定值置于正常位置。
6、 电气专业
1) 在DCS出现故障时，用硬手操启动柴油发电机作好备用，到后面电子间手动切换厂用电。
2) 在锅炉MFT、汽机脱扣后，确认发电机联锁跳闸，否则手动打闸。
3) 保证保安段电源正常，必要时在立盘上切换备用电源。
4) 就地检查确认直流系统正常。
（一）、现象：
1、 密封油油箱油位显示下降，油位低报警。
2、 就地油位计指示下降。
（二）、处理：
1、 设法隔离泄漏点，并及时补油，开强制补油阀。注意监视大机润滑油油位，油位过低时要及时启动润滑油输送泵从净油箱补油，并通知检修人员到现场作好补油准备。
2、 根据情况降氢压，降负荷。
3、 密封油油位过低，会导致氢侧交流油泵跳，直流油泵联启后又跳闸（油位低会造成氢侧交流油泵不出力，出/入口压差≤0.30MPa时联动氢侧直流油泵，如果空转时间过长会造成烧损跳闸，甚至引起火灾），氢侧密封油压失去，但是空侧油压正常，仍可保持机组运行。但是单侧密封油不能长时间运行。
4、 就地检查是否有跑油、漏氢（注意氢气压力是否下降），汇报值长，立即联系检修处理。
5、 检查确认备用差压阀投入备用（#1机组无备用差压阀，#3机组备用差压阀前后法兰已堵死，#2、4机组备用差压阀未投，#2、3、4机组备用差压阀有旁路门），高、低压备用油源处于备用状态，当油氢差压降到50kp时，备用差压阀自动投用，维持氢油差压，注意此时空侧油压，不行就启动挂闸油泵，提供高压油源。
6、 作好密封油全失、跑氢、着火的事故预想，通知厂消防到位。如果密封油全失应立即破坏真空打闸停机，紧急排氢充CO2。
（一）、现象：
1、 润滑油油箱油位显示下降，油位低信号报警。
2、 就地油位计指示下降。
（二）、处理：
1、 设法堵住或隔离漏点，启动润滑油输送泵从净油箱补油，同时联系检修人员到现场作好补油准备。
2、 根据情况降氢压，降负荷。
3、 通知热工解除“油位低低闭锁交/直流油泵启动”的逻辑。或者在油位出现低一值报警时就将交流油泵启来作事故备用。
4、 如果是冷油器漏应及时切换到备用冷油器。
5、 严密监视就地、盘上油位，油位降到1.25m仍不能迅速补油时，应立即请示值长启动交流油泵打闸停机破坏真空。
6、 因密封油系统也无法维持，应立即紧急排氢充CO2。并通知消防人员到现场。
（一）、现象：
1、 就地声音异常，机组负荷下降。
2、 主汽压下降，汽包水位突然上升。
（二）、处理：
1、 调整好汽包水位，注意虚假水位的影响。
2、 检查再热蒸汽温度和蒸汽压力，汽机轴向位移，适当降低机组负荷。
3、 关高旁前应适当降低主汽压力，保持汽包水位+100mm左右，操作要缓慢。严密监视汽包水位及主汽压力的变化。
（一）、锅炉专业：
1、 立即启动电泵维持汽包水位。
2、 检查炉水泵运行正常。
3、 确认减温水关闭。
4、 确认一次风机、制粉系统跳闸，燃油速断阀关闭。
5、 保持炉膛吹扫至少5分钟。
6、 确认空预器、火检冷却风机运行正常。空预器进出口烟温正常。
7、关闭所有疏水、炉膛各孔门，保持锅炉热备用。
（二）、汽机专业：
1、 立即确认大机润滑油系统交/直流油泵联启正常，润滑油压油温正常。
2、 立即确认主汽门、调门、抽汽门、高排逆止门关闭严密，汽轮机转速下降。
3、 立即检查确认密封油系统运行正常，氢压正常。
4、 立即启电泵，退出电加热，投入空冷器冷却水，交炉侧控制。
5、 检查冷再至辅汽供汽电动门关闭，并关闭手动门。
6、 根据情况打开大机各疏水阀门（循环水失去不能开去凝汽器的疏水）。
7、 确认凝汽器再循环开、低压缸喷水投入正常。
8、 根据真空调整轴封汽。
9、 检查顶轴油泵联启正常，转速到0时记录惰走时间并及时投入盘车装置。
（三）、电气专业：
1、 确认发变组出口开关确实跳开。
2、 检查励磁系统是否也跳闸，必要时灭磁。
3、 确认厂用电自动倒换成功，否则手动倒。
4、 其它处理详见后面相关内容。
1、 启电泵（停电加热、投冷却水、开中间抽头减温水）；
2、 四水位（除氧器、凝汽器、高加、除盐水箱）；
3、 主汽压力、汽温、解ＣＣＳ、解TF，单/顺序阀切换；
4、 注意小机、电泵的工作情况、运行泵的再循环门；
5、 必要时接令打闸小机；
6、 汽机的主要参数（缸温、轴向位移、胀差、振动等）。
机、炉、电自动跳闸/手动紧急打闸/申请停机条件详细内容见运行规程。这些条件对机组的安全起到极其重要的作用，我们必须牢记心中。发电机、变压器组系统故障，需要紧急停机时，应采用锅炉MFT方式来联锁跳闸汽轮发电机机组，防止汽轮机超速，锅炉超压。
（一）、现象：
1、 发出声光报警信号。
2、 发电机有、无功负荷到零。
3、 定子电压、电流到零，调节器输出电压、电流到零。
4、 主变高压侧开关、励磁开关（调节器输出开关）跳闸。
5、 有关保护动作、“故障录波器动作” 光字牌亮。
（二）、处理：
1、 检查发电机与系统解列，发电机—变压器组出口开关、高厂变低压侧开关以及发电机励磁系统均已跳闸，机组负荷到零。
2、 检查厂用母线已自投至备用电源，否则手动投入（分支过流保护动作不得手动切换厂用电）。
3、 检查220KV中性点接地运行方式，根据中调命令调整220KV中性点接地刀闸。
4、 检查是否由于人员误动而引起，如果确证是由于人员误动所致，则应立即汇报中调申请重新将发电机并入电网。
5、 检查保护动作情况，故障录波器动作情况，判断发电机跳闸原因。
6、 若发电机失磁保护或发电机逆功率保护动作，则应联系检修对励磁系统或汽机有关系统进行相应的检查处理。
7、 若是发电机差动、定子接地等主保护动作，可能是发电机内部故障，应测量定子线圈绝缘电阻，并对发电机及其有关的设备和所在保护区域内的一切电气回路（包括电缆在内）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。
8、 若主变或高厂变差动、瓦斯、过流等保护动作，说明主变或单元变内部可能有故障，应按变压器事故处理规程规定处理；
9、 若发电机—变压器组大差动保护动作，则应对保护区域内所有设备进行详细的检查和必要的测试，检查有无故障。
10、 若系统故障引起我厂发变组的有关保护动作，则应联系调度，查明原因，待系统故障消除后，由主管厂领导决定零起升压。
11、 若母差、开关失灵保护动作，则应查明故障母线或失灵开关，将其停役，并尽快恢复机组运行。
12、 如果检查发变组及其回路未发现故障，应检查保护装置。
13、 升压时如发现不正常情况，应立即停机，详细检查并消除故障。如升压时未发现不正常现象，则发电机可并入电网运行。
（一）、现象：
1、 发电机“定子接地”光字牌亮。
2、 中性点电流表有电流指示。
（二）、处理：
1、 若定子接地保护动作发电机跳闸，按发电机事故跳闸处理。
2、 若定子接地保护未动作，则根据表计变化，信号能否复归，发电机电压、电流变化是否异常，发电机开口三角绝缘监视表有无指示综合分析，对发电机一次回路进行检查，找出明显故障点，如漏水、放电、跳弧外界条件造成，应设法消除，在30分钟内无法消除，将异常情况汇报值长及有关领导、调度，立即停机处理。
（一）、现象：
1、 定子电流表指示超出正常值且往复剧烈摆动。
2、 定子电压表指示低于正常值且往复剧烈摆动。
3、 有功负荷与无功负荷大幅度剧烈摆动。
4、 转子电压、电流表指示在正常值附近摆动。
5、 低电压继电器和过负荷保护可能动作报警；
6、 发电机发出有节奏的鸣声，并与表计摆动节奏合拍。
（二）、处理：
1、 若此时励磁方式为“自动”，应禁止手动调节励磁，并降低发电机有功负荷。
2、 若励磁方式为“手动”，则应立即手动增加励磁。
3、 经过2分钟，仍不能恢复，应将发电机解列。
4、 单机失步引起振荡时，一般来说，失步发电机的表计摆动幅度要比其他发电机剧烈，有功负荷表的摆动幅度可能为满刻度，其他发电机则在正常值附近摆动，而且失步发电机有功负荷表计指针摆动方向与其他发电机相反。系统性振荡时，所有的表计晃动是同步的。
（一）、现象：
1、 有功指示为负。
2、 无功指示上升。
3、 定子电流降低。
4、 定子电压略有升高。
5、 “逆功率”信号报警，声光报警。
（二）、处理：
1、 若“逆功率”保护动作，则应确认机组安全停运。
2、 若保护拒动，应手动立即将发电机解列。
3、 如并网时出现逆功率现象且无其他异常，应立即手动加有功负荷，使之脱离电动机运行方式。
（一）、现象：
1、 定子电压表无指示或指示很低。
2、 发电机转子有电压、无电流指示。
3、 发电机转子无电压、无电流指示。
（二）、处理：
1、 检查灭磁开关是否合上。
2、 检查励磁变或其一次回路是否故障。
3、 检查AVR调节器是否故障。
4、 检查发电机转子回路是否开路或滑环碳刷是否故障。
5、 检查仪表电压互感器回路是否故障。
6、 拉开磁场开关、灭磁开关，找出故障点，如能消除和处理好，恢复升压，无法消除则通知检修处理。
（一）、象征：
1、 “发电机失磁”光字牌亮。
2、 发电机无功表指示反相。
3、 发电机定子电压表指示降低。
4、 发电机转子电流表指示降低或等于零。
5、 发电机有功表指示下降，定子电表表指示上升，并都呈周期性摆动。
6、 “调节器信号丢失”信号发出。（#5、#6机发静态励磁故障信号）
7、 6ＫＶ厂用工作电源跳闸，备用电源自投。
（二）、处理：
1、 若由Q02引起失磁，正常情况下，备励应自投。若备励自投不成功，应手动切至备用励磁方式，调整手动400Hz感应调节器恢复发电机正常参数。（此条在未进行试验之前，不执行，#5、#6机无此步骤）
2、 #3、#4机立即检查通道切换及允许情况，若通道未动作切换，操作通道切换把手将通道切至备用通道运行。
3、“发电机失磁保护跳闸”信号发出，表明保护己动作解列灭磁，按发电机事故跳闸处理，若失磁保护拒动，则立即手动解列发电机。
4、 发电机失磁过程中，应注意调整好其他正常运行的发电机定子电流和无功功率。
（一）、电气设备着火处理原则
1、 遇有电气设备着火时，应立即将有关设备的电源切断，然后进行救火。
2、 对可能带电的电气设备以及发电机、电动机等，应使用干式灭火器、二氧化碳灭火器或1211灭火器灭火，严禁使用砂子灭火。
3、 对油开关、变压器(已隔绝电源)可使用干式灭火器、1211灭火器等灭火，不能扑灭时再用泡沫式灭火器灭火。
4、 地面上的绝缘油着火，应用干砂灭火。
5、 扑救可能产生有毒气体的火灾(如电缆着火等)时，扑救人员应使用正压式消防空气呼吸器。
（二）、当发电机着火时，值班人员应立即采取下列措施：
1、 立即将机组解列灭磁，紧急排氢，维持机组惰走运行，定子冷却水系统继续运行。
2、 值班人员应使用干式灭火器、二氧化碳灭火器或1211灭火器灭火。
3、 通知消防队救援，并点明具体着火的设备，不得使用泡沫灭火器或干砂灭火。
4、 启动发电机油泵，顶轴油泵。为避免单侧或部分过热而导致主轴弯曲，禁止在火熄灭前，将发电机完全停止转动。
（三）、变压器着火的处理
1、 汇报值长，立即切断各侧电源，拉开刀闸，使用干粉、二氧化碳灭火器灭火，并通知消防部门。在着火变压器电源未切断的情况下，严禁使用液体灭火。
2、 若变压器顶盖着火，应开启事故放油阀放油，使油位低于着火处，且不能使火焰带出，若变压器内部故障，则不能放油，以防变压器发生爆炸。
3、 停用变压器冷却装置。
4、 在确认消防水正常的情况下，且着火变压器各侧刀闸已拉开时，根据当时火势可启用变压器消防水喷淋系统灭火。
5、 主变着火时，应立即停运潜油泵。
（四）、电动机冒烟着火的处理
1、 立即拉开电动机电源开关，若有通风装置的，应停用通风装置，但不要停用冷却器水源。
2、 用干粉灭火器、1211灭火器灭火，严禁用大水流、砂子或泡沫灭火器灭火。
3、 通知检修人员对电动机进行全面检查。
1、 凡属中调管辖的设备，运行中发生异常，不停电无法消除者，应立即汇报值长，由值长向中调申请停止有关设备的运行，220kV系统发生故障时，值班人员应一面根据规程规定进行事故处理，一面将故障性质、地点、原因、损坏程度及保护装置的动作情况及时汇报值长，由值长根据中调命令统一指挥处理。
2、 220kV系统在事故处理中不应造成不接地系统。
3、 事故处理应考虑到连锁反应到的设备，防止事故进一步扩大，故障消除或隔离后，应尽快恢复已停运的设备。
4、 任何情况下的事故处理，应首先考虑保证厂用电供电。
5、 发生事故时，报警信号只允许确认，不许立即复归，待报警信号详细记录后方可复归。
6、 为迅速处理事故，防止事故扩大，下列情况无需等待调度命令，有关人员可自行处理，但事后应尽快汇报调度。
1) 对人身和设备安全有威胁时。
2) 厂用电全停或部分停电时，恢复送电。
3) 电压互感器保险熔断或二次开关掉闸时，将可能误动的保护停用。
4) 将已损坏的设备隔离。
5) 电源联络线掉闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或并环。
6) 其它需要立即紧急处理的事故。
（一）、象征：
1、 警铃响，事故音响发出。
2、 故障母线连结的发电机主开关、线路开关、启备变开关、母联开关、分段开关跳闸，绿灯闪光。
3、 相应“母线保护动作”、“母线大差保护动作”、“故障录波器启动和呼叫”发出，“线路保护动作”、“发电机负序启动失灵保护动作”、线路保护“电压回路断线”信号可能发出，相应分段开关、母联开关的“失灵保护动作”信号可能发出，相应“母线接地”信号可能发出。
4、 故障母线电压消失，周波指示失常。
（二）、处理：
1、 汇报值长。
2、 复归音响信号。
3、 检查跳闸发电机厂用电是否联动良好，如启备变已跳闸失电，应检查柴油发电机启动自投良好，确保机组安全停机。
4、 复归故障母线所有跳闸开关的操作把手，如故障母线有未跳开关应手动切开。
5、 检查保护动作情况，如启备变已跳闸且其本身无故障，则在另一母线正常的情况下，首先将启备变恢复运行，恢复6KV工作段厂用电系统的运行。
6、 对故障母线进行检查，隔离故障点，检查所有跳闸开关确在分闸位置，拉开所有跳闸开关故障母线侧刀闸。
7、 对故障母线进行全面检查，查明原因，交检修处理。
8、 按中调命令，将所有跳闸线路依次送电。
（一）、象征：
1、 事故音响发出。
2、 故障线路开关跳闸，绿灯闪光，跳闸线路跳闸线路三相电流
表、有功表、无功表指示到零。
3、 相应线路保护动作，相应故障录波器启动和呼叫， “重合闸闭锁”、跳闸开关“跳闸回路故障”信号发出，“重合闸动作”、相应“线路PT断线”信号可能发出。
（二）、处理：
1、 复归音响信号。
2、 复归跳闸线路开关把手。
3、 检查运行线路是否超负荷，汇报中调，适当调整发电机有功、无功负荷。
4、 检查保护、自动装置的动作情况以及故障录波器的记录情况，检查相应一次系统情况，以判明故障性质，报告值长。
5、 故障消除后，待中调令，将跳闸线路送电。
1、 检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下的正常温度核对。
2、 核对温度指示是否正确。
3、 检查变压器冷却装置的运行情况和变压器室的通风情况。如冷却装置备用未投，则把备用冷却装置投入；打开变压器室门窗使空气对流，如变压器室轴流风机未启动，则启动轴流风机。
4、 若温度升高是由于冷却系统故障引起，且在运行中无法处理者，应将变压器停运处理。若变压器不能立即停运处理，应降低负荷运行，使变压器上层油温和线圈温度降至允许范围内。
5、 在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常升高，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。
（一）、瓦斯保护装置的动作，根据故障性质的不同，一般有两种：
1、 轻瓦斯动作──仅发信号不跳闸。
2、 重瓦斯动作──保护动作跳闸或发信号。
（二）、轻瓦斯保护信号发出的处理：
1、 汇报值长。
2、 有备用变压器者应投入运行。
3、 检查变压器是否有放电声和异常声音。
4、 对变压器进行外部检查。有无漏油，油位是否过低，油温是否升高，瓦斯继电器内是否有气体，二次回路是否有故障。
5、 若瓦斯继电器内存在气体，应记录气量，鉴定气体的颜色及是否可燃，取气样和油样进行色谱分析。取样时应按规定要求执行。
6、 若瓦斯继电器内气体是无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，应将空气放出，并准确记录信号动作时间，变压器可以继续运行。如相邻间隔动作时间缩短，应请示总工，依值长命令，将重瓦斯保护改投信号或倒备用变压器运行，以防误动。
7、 若气体是可燃的，色谱分析异常，经常规试验后综合判断，说明变压器内部有故障，必须停止变压器运行。
（三）、重瓦斯保护投至信号位置而出现“重瓦斯动作”信号时，应立即倒至备用变压器运行（或停止变压器运行）。在重瓦斯出现的同时，发现变压器电流不正常，应立即停止该变压器的运行。
（四）、重瓦斯保护跳闸的处理：
1、 应对变压器油位、油温、防爆管、呼吸器、套管等进行检查，同时还应检查变压器内部有无油爆炸声和喷油现象。
2、 如重瓦斯跳闸及轻瓦斯发信号时，应检查瓦斯继电器。
3、 立即取气样和油样作色谱分析。
4、 根据变压器跳闸时的现象（系统有无冲击、电压有无波动），外部检查及色谱分析的结果，判断变压器的故障性质，找出原因。
5、 若检查气体为可燃性，则变压器未经检查并试验合格以前不许投入运行。
6、 经检查分析确认变压器无异常时，应对瓦斯保护回路进行检查，如系瓦斯保护误动，在差动保护投入情况下，应将瓦斯保护投信号，变压器可投入运行，瓦斯检查无异常后方可投入运行。
1、 油位降低如系气温急剧变化引起，则应联系检修加油。
2、 因温度变化使油位升高至油位计上限指示时，应立即联系检修放油，使油位降至正常范围。
3、 如系油枕及变压器本体漏油、渗油引起，则通知检修补漏。
4、 若因大量漏油引起油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改投信号，应立即联系检修采取停止漏油的措施，并立即加油。若漏油无法消除，应在油位降至低极限前，将变压器退出运行。
5、 油位在不正常的情况下，值班人员应严格监视变压器的油位和油温变化，并及时汇报有关领导。
1、 密切监视变压器负荷，温度以及记录冷却装置停运时间等，监视变压器油温和绕组温度不得超过规定值。
2、 检查冷却器风扇、油泵热偶继电器是否动作。
3、 检查冷却器电源回路是否出现故障并予以消除。
4、 检查冷却器控制柜内各元件是否工作正常。
5、 强迫油循环风冷变压器额定负荷运行，当冷却系统发生故障切除全部冷却器，控制变压器各侧电流不得超过额定值，监视变压器油温不得超过规定值，必要时降负荷运行。
6、 严密监视变压器上层油温及线圈温度，使之不超过规定值.如有备用变压器应投入备用变压器，通知检修处理，尽快使冷却装置投入运行，若变压器上层油温已达到规定值或冷却器全停的持续时间已达到规定值，应立即停止变压器运行。