机组事故处理.docx

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机组事故处理

3.3正常停机

3.3.1从600MW按正常减负荷到300MW进行下列操作

3.3.1.1操作员接到减负荷命令，联系调度退出AGC，可通过协调方式降低机组负荷，减负荷速度一般应控制在5MW/min左右。

3.3.1.2当各台给煤机出力减至45t/h时，机组负荷由600MW减至500MW，然后再以由上到下的原则逐台减少磨煤机给煤量，逐台停用磨煤机，但此时应注意磨煤机点火条件应具备。

3.3.1.3当负荷降至450MW时，逐渐减少燃料量，视情况停止最上一层制粉系统运行。

3.3.1.4锅炉减负荷至400MW时，将给水切换为AVT（除氧）工况运行，通知化学将给水PH值调至9.6以上。

退出凝结水精处理运行。

3.3.1.5当机组负荷降至400MW左右时，根据情况可以停止一台电动给水泵运行。

3.3.1.6负荷逐渐降至330MW时，停止上层第二套制粉系统，保留四套制粉系统运行，

3.3.2保持机组300MW负荷不变，进行下列操作

3.3.2.1将锅炉主控切换至手动，汽机主控在自动，将机组控制方式置汽机跟随（TF）模式。

3.3.2.2将燃料主控自动切换到手动，在燃料主控手动调整锅炉燃料量。

3.3.2.3主、再热蒸汽温度维持额定值，当一、二级减温水调节门全关后，解除一、二级减温水自动，再热蒸汽事故减温水全关后解除再热蒸汽温度自动。

3.3.2.4检查炉膛、受热面、空预器吹灰结束。

3.3.2.5将辅汽四抽供汽切换至机组冷段供汽，如另一台机运行可做辅汽备用汽源。

检查投入辅汽供除氧器调节门自动。

3.3.2.6减负荷过程中，根据轴封压力及时将轴封汽源切由辅助蒸汽供给，同时注意保持高、低加水位及除氧器压力、水位稳定。

3.3.3从300MW减负荷到60MW进行下列操作

3.3.3.1负荷300MW时，此时主汽压力维持13.5MPa，温度535℃，再热汽温520℃，分离器出口温度控制在350℃左右。

3.3.3.2当负荷减至270MW时，投入微油点火装置进行助燃，确认四只微油火检燃烧正常后（可降低A磨煤机煤量），投入“微油模式”。

投油前，通知除灰、脱硫值班员停止电除尘器和脱硫系统运行，投油后投入空预器连续吹灰。

3.3.3.3当负荷减至240MW时，停止上层制粉系统，保留3套制粉系统运行。

3.3.3.4负荷240MW时，高低压旁路系统暖管，根据具体需要决定是否逐渐投入高低压旁路进行降负荷，高旁投入后利用高旁减温水调门控制高旁后温度260～320℃之间，最低不得低于230℃。

注意高压缸排汽温度变化。

利用低旁减压阀维持再热汽压力不大于0.8MPa，控制高缸排汽温度不大于400℃，注意高中压缸温度下降相匹配。

利用低压旁路减温水调节阀控制减压阀后温度140～160℃。

检查确认低旁三级减温水门全开。

注意再热汽温的控制。

3.3.3.5当机组负荷降至220MW时，确认主汽压力为10.0Mpa，主汽温度525℃，再热汽温515℃。

此时注意由干态向湿态转化，缓慢降低分离器出口温度，直至分离器出口温度达到对应压力下的饱和温度（大约310℃左右），分离器、贮水箱逐渐产生水位，此时防止因转换过快引起汽温的大幅度的波动。

3.3.3.6当机组负荷降至210MW时，注意贮水箱的水位，当负荷达到35%BMCR时，自动或手动启动炉水循环泵；其出口电动门、再循环电动门联锁开启，炉水循环泵启动后，出口调节门手开5﹪，随后逐渐缓慢开启，保持省煤器入口流量大于33﹪BMCR，将炉水循环泵出口调节门投自动。

在湿态运行期间，关闭循环泵和溢流阀管的暖管阀门，关闭贮水罐至二级减温水门。

3.3.3.7确认锅炉贮水箱溢流隔离门开启，当贮水箱水位高于9700mm，检查贮水箱溢流调节阀自动开启，疏水回收至复水器。

3.3.3.8当机组负荷至200MW时，停止第二台电动给水泵运行。

3.3.3.9在降负荷期间当主汽压力降至8.92MPa时，视具体情况决定是否投入高、低压旁路，由旁路维持主汽压力，机组转入定压运行，检查旁路自动维持主汽压力，旁路减温水自动跟踪良好。

3.3.3.10当机组负荷至180MW时，稳定负荷。

进行厂用电切换；将10kV厂用电切换至启备变供电。

投入发变组误上电保护及启停机保护压板。

3.3.3.11当负荷减至150MW时，停止上层制粉系统，保留2套制粉系统运行，如为“正常模式”，需先增加投入大油枪的数量。

3.3.3.12负荷降至120MW，待四段抽汽用户切换工作结束后，检查相关高压疏水开启。

3.3.3.13经电网调度批准，请示值长将发变组与系统解环运行。

3.3.3.14调整高低压旁路降机组负荷至100MW以下，请示调度同意机组准备停机，做好解列发电机的检查准备工作，启动润滑油泵及高压备用密封油泵，检查油压、油温正常。

3.3.3.15负荷降至100MW，将给水主路切至旁路进行调节。

3.3.3.16负荷降至90MW，检查汽机低压缸喷水自动投入。

3.3.3.17当负荷减至80MW时，保留A套制粉系统运行，如为“正常模式”，需先增加投入大油枪的数量。

3.3.3.18当SCR反应器入口烟气温度小于315℃，检查确认脱硝系统自动停止运行。

3.3.3.19机组负荷降至60MW时，检查相关中压疏水开启。

待最后一套制粉系统无煤后，立即手动MFT，A制粉系统跳闸，微油阀均关闭，锅炉熄火，退出微油模式，就地检查关闭各油枪手动门，锅炉通风吹扫后停止引、送风机运行，检查确认锅炉各人孔、看火孔及各烟、风挡板关闭。

保持除灰渣系统继续运行。

4机组异常和事故预防及处理

4.1机组事故处理原则

4.1.1事故发生时，运行人员应遵照“保人身、保电网、保设备“的原则进行处理。

4.1.2应在值长的统一指挥下，根据各自的职责迅速按规程规定正确处理事故。

4.2机组发生事故处理要点

4.2.1无论发生何种故障均应核对DCS画面上必要的报警、参数和状态显示，若有必要应到现场确认，迅速采取相应的措施，以避免异常的扩大。

4.2.2发生事故时，运行人员应迅速消除对人身、电网和设备的危害，必要时应立即隔离发生故障的设备，保持非故障设备的正常运行，事故处理中应周全考虑好各步操作对相关系统的影响，防止事故扩大。

4.2.3发生事故时，主值负责组织本机组的故障消除工作，值长负责组织生产现场范围内的故障消除工作。

各岗位互通情况，在值长统一指挥下，密切配合，迅速处理事故。

值长应及时向发电生产部和公司领导汇报事故情况。

4.2.4发生事故时，值长应立即、准确向调度汇报故障情况，特别是保护和开关的动作情况。

4.2.5消除故障的每一个阶段，都应迅速汇报值长，以便及时、正确地采取对策，防止事故扩大。

4.2.6消除故障时，动作应迅速、正确；处理故障时接到命令后应复诵一遍，如果没有听懂，应反复问清，命令执行完毕后，应迅速向发令者汇报。

4.2.7消除故障时，若认为所接受的指令不正确（或有疑义），应立即向发令人报告，由其决定该指令的执行或撤销，如果发令人重复指令，受令人必须迅速执行；但当执行该指令确将危及人身、设备或电网的安全时，受令人必须拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告发令人并向上一级领导汇报。

4.2.8公司各级领导及生产技术人员必须尽快到达现场，监督、协助事故处理，并给予运行人员必要的指导，但这些指示不应和值长的指令相抵触。

4.2.9处理事故期间，值长应坚守岗位，保证与调度的正常联系和生产通讯的畅通。

4.2.10处理事故期间，运行人员不得擅自离开工作岗位，如果故障发生在交接班时间，应延迟交班，在未办理交班手续前，交班人员应继续工作，接班人员应协助交班人员一起消除故障，直至接到值长交接班的命令为止。

4.2.11当发生本规程以外的事故及故障时，值班人员应根据自己的经验作出正确判断，主动采取对策，迅速进行处理。

时间允许时，请示值长并在值长的指导下进行事故处理。

4.2.12事故处理过程中，值长负责维持现场秩序。

4.2.13事故处理完毕后，运行人员应将观察到的现象、事故发生的过程和时间、所采取的消除故障措施等作正确、详细的记录。

值长及时向调度和公司领导汇报，班后组织全值人员进行事故分析，并完成事故调查报告。

4.3机组事故停运

4.3.1汽轮机事故停运

4.3.1.1汽轮机遇下列情况之一时，应破坏真空紧急停机

1）汽轮机转速超过危急保安器动作转速而危急保安器拒动。

2）轴向位移超过保护动作值+1.0mm而保护未动。

3）汽轮机发生水冲击，汽缸进水信号触发上下缸温差大：

56℃。

4）汽轮机叶片断裂或汽缸内部有明显的金属撞击声。

5）汽轮机任一轴承断油冒烟。

6）汽轮机任一推力瓦金属温度达107℃或支持轴承金属温度达113℃。

7）轴承或端部轴封磨擦冒火时。

8）轴承润滑油压下降至0.06MPa，而保护不动作。

9）主油箱油位急剧下降，补油无效，油位降至较正常液位低417mm油位以下。

10）发电机冒烟、着火。

11）机组油系统或氢系统着火，无法很快扑灭并严重威胁人身或设备安全。

12）厂用电全部失去。

13）汽轮发电机组突然发生强烈振动或轴振动达到0.254mm和轴承盖振动达0.08mm时，启动过程中，一阶临界转速下，轴承盖振达到0.4mm，过临界时轴振达到0.1mm。

14）汽机高中压正胀差大于+9.97mm,负胀差大于-4.56mm时或汽机低压正胀差大于+16mm,负胀差大于-3.26mm时,保护拒动。

15）任一轴承的回油温度等于或高于82℃。

4.3.1.2汽轮机遇到下列情况之一时，应进行故障停机，不破坏真空：

1）主、再热蒸汽温度超过规定值，在规定时间内不能恢复正常。

主、再热汽温度异常升高至592℃持续15分钟以上或超过592℃；主、再热汽温度异常降低至483℃。

2）主、再热汽温在10分钟内急剧下降50℃。

3）真空下降，虽减负荷至0，但仍不能维持。

4）机组主保护达保护动作值而保护不动作。

5）低压缸排汽温度大于80℃，经处理无效，继续上升至121℃，连续运行15分钟。

6）EH油压低（9.3MPa）而保护拒动。

7）定子冷却水中断30秒而保护不动作，或发电机定子线圈漏水，无法处理。

8）汽轮机主油泵工作严重失常。

9）主汽、高压给水管道或其它汽、水、油管道破裂，无法维持机组正常运行时。

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）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。

12）汽轮机连续无蒸汽运行超过1分钟。

13）发生需立即停机的人身事故。

14）空冷风机全部掉闸或空冷系统出现热风再循环无法维持运行时。

15）高压缸排汽温度升高至450℃或排汽压力升高至5.385（额定排汽压力125﹪）MPa。

4.3.1.3当发生下列情况之一，应申请停机

1）汽机高中压主汽门卡涩。

2）汽机调速汽门或抽汽逆止门不能自动关严。

3）汽机调速系统出现故障。

4）主要辅助设备故障，不停机不足以消除缺陷。

5）保护、远方控制和自动控制装置和重要测量仪表工作不正常。

6）汽轮机油系统向外严重漏油，有可能发生火灾。

4.3.1.4紧急停机操作及处理

1）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，厂用电切换正常。

检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、抽汽逆止门关闭。

2）检查汽机本体及主再热汽管道、抽汽管道疏水门开启，锅炉联动MFT，一次风机及制粉系统、炉前燃油系统已停运。

3）检查主机交流润滑油泵、高压备用密封油泵投入，油压正常，调整润滑油温正常。

4）停运真空泵开启真空破坏门（非紧急停机应在汽轮机转速降至400rpm以下或转子静止后，关闭至排汽装置所有疏水，再破坏真空）。

5）机组转速达1200rpm时检查投运顶轴油泵。

6）真空到0，停运轴封汽。

7）转速至0，确认顶轴油压正常，投运盘车装置，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。

8）停机过程中应注意机组的振动、润滑油温、密封油氢差压正常。

9）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。

10）其它操作与正常停机相同。

4.3.2锅炉事故停运

4.3.2.1遇有下列情况之一时，应紧急停炉

1）达到MFT保护动作条件，MFT拒动。

2）主蒸汽管道、再热蒸汽管道、给水管道等发生爆破。

3）发生尾部烟道再燃烧。

4）锅炉安全阀动作，无法使其回座，蒸汽参数或各段工质温度变化不允许运行时。

5）锅炉蒸汽压力升高至安全门动作压力，而所有安全阀拒动。

6）锅炉回转式空气预热器停转，若挡扳隔绝不严或转子盘不动时。

7）炉管爆破，威胁人身或设备安全。

8）锅炉所有给水流量表损坏，造成过热蒸汽温度不正常或过热蒸汽温度正常，但半小时内给水流量表未恢复时。

9）机组范围发生火灾，直接威胁机组的安全运行。

10）机组的运行已经危急人身安全，必须停机才可避免发生人身事故时。

11）DCS系统故障，无法对机组进行控制和监视。

12）仪用气源失去，无法对机组阀门设备进行控制操作。

4.3.2.2遇有下列情况之一时，申请停炉：

1）锅炉给水、蒸汽品质严重恶化，经采取措施无法恢复正常。

2）锅炉承压部件泄漏，但可维持锅炉正常水动力工况时。

3）锅炉结焦、堵灰严重，经多方处理难以维持正常运行时。

4）锅炉安全阀存在严重内漏或部分有缺陷不能正常动作。

5）锅炉受热面壁温严重超温，经多方调整无法降低。

6）电除尘器无法维持正常运行时。

4.3.2.3紧急停炉的处理

1）MFT动作，联动设备自动紧急停炉，否则手动停止应联跳的设备运行。

2）MFT动作条件：

（A）手动MFT；

（B）两台送风机全停MFT动作；

（C）两台引风机全停MFT动作；

（D）两台空预器主辅电机全停MFT动作，延时15S

（E）全部油层无火且任一台给煤机运行，一次风机全停MFT动作；

（全部油层无火指：

AB或DE或FG油层有火，取非。

“有火”指油角阀开延时17秒且对应角火检有火且无故障为该油角有火，每层油有四取三油角有火为该油层有火，）

（F）炉膛压力高高+2.5KPa三取二，延时3sMFT动作；

（G）炉膛压力低低-2.5KPa三取二，延时3sMFT动作；

（H）锅炉总风量低于25%即545t/h（按2180计算），延时3sMFT动作；

（I）全炉膛灭火且任一给煤机运行180S证实MFT动作；

（全炉膛灭火指：

微油模式，A、B、C、D、E、F、G煤层无火四选二且AB、DE、FG油层火焰丧失四取二且微油火焰丧失四取二；非微油模式，A、B、C、D、E、F、G煤层无火四选二且AB、DE、FG油层火焰丧失四取二）

（J）全燃料丧失且任一油层投运或A给煤机运行证实延时2sMFT动作；

（全燃料丧失指：

所有油阀关闭或炉前油进油快关阀关与所有给煤机停运）

（任一油层投运指：

AB或DE或FG或微油层油角工作，即油角阀开启且对应角火检有火且无故障为该油角有火，每层油有四取二油角满足为该油层投运）

（K）省煤器入口流量低490t/h三取二，延时5sMFT动作；

（L）火检冷却风母管压力低4KPa三取二，延时60sMFT动作；

（M）给水泵均跳闸MFT动作，延时3S；

（N）再热器保护动作，MFT动作；

[再热器保护丧失指（（①或②）与③）延时90S：

1．（汽机左、右侧主汽门已关闭或所有调阀均已关闭）与汽机高旁阀位〈2%；2．（再热器右侧主汽门关闭或所有右侧中压调门全关）与（再热器左侧主汽门关闭或所有左侧中压调门全关）与汽机低旁阀位〈2%；3．燃料量>20%BMCR]

（O）汽机跳闸且负荷大于35%；

（P）折焰角入口温度高（465度）（A侧三取二或B侧三取二）

（Q）脱硫跳闸且旁路挡板未打开，延时5s。

（R）FSS电源消失，MFT动作（#10站电源消失去硬回路触发MFT）；

3）MFT动作时应同时对下列设备快速发出联锁动作指令：

（A）停A～G磨煤机；

（B）停A～G给煤机；

（C）关A～G磨煤机冷风关断挡板；

（D）关A～G磨煤机热风关断挡板；

（E）关A～G磨煤机出口关断阀；

（F）停两台一次风机；

（G）动作OFT

（H）关锅炉燃进油快关阀；

（I）关锅炉燃回油快关阀；

（J）关所有油枪吹扫阀；

（K）关所有油枪油角阀；

（L）关微油所有油角阀；

（M）关所有过、再热器减温水速断阀、电动门、调节门；

（N）停电除尘器；

（O）闭锁吹灰，投入的吹灰器退出；

（P）停脱硫系统，开烟气旁路挡板；

（Q）停脱硝系统，全关SCR反应器氨气气动切断阀；

（R）跳闸汽轮机；

（S）跳闸所有给水泵；

（T）机组协调切手动；

（V）锅炉主控切手动；

（W）汽机主控切手动；

（X）所有磨煤机冷一次风调节挡板切手动；

（Y）所有磨煤机热一次风调节挡板切手动；

（Z）所有过热器减温水调阀切手动，全关；

（AA）所有再热器减温水调阀切手动，全关；

（AB）所有辅助风、附加风调节挡板切手动，全开；

4）手动调节送引风机出力至总风量35﹪BMCR风量进行炉膛吹扫，炉膛吹扫5～10分钟，吹扫结束。

由于送、引风机引起的MFT或MFT后送、引风机跳闸，送、引风机恢复正常后按正常程序进行炉膛吹扫。

5）过热器压力达到27MPa，EBV阀不动作要手动开启EBV阀泄压。

6）其它操作按正常停炉及相关事故处理规定进行。

4.3.3发电机事故停运

4.3.3.1发电机有下列情况之一时，应紧急解列发电机

1）汽轮机打闸后，程跳逆功率保护拒动。

2）发电机内有摩擦、撞击声，振动超过允许值。

3）机组内部冒烟、着火、爆炸。

4）发电机组有明显故障，而保护拒动。

5）发电机互感器冒烟、着火、爆炸。

6）发电机失磁，失磁保护拒动。

7）发电机主开关以外发生短路，定子电流表指向最大，电压严重降低，发电机后备保护拒动。

8）发生直接威胁人身安全的紧急情况。

9）发电机滑环碳刷严重冒火，形成环火，且无法处理。

10）发电机定、转子温度急剧升高，超过允许值。

11）发电机密封油系统故障，油氢差压维持不住，发电机大量漏氢。

4.3.3.2发电机发生下列条件时，申请停机

1）发电机失去主保护运行。

2）发电机温度、温升超过允许值，经采取措施无效。

3）发电机漏氢超标，经处理无效时。

4）发电机定子线圈漏水，经处理无效时。

5）发电机定子线棒温差或定子线圈出水温差大于8℃，且有上升趋势，或温度达到极限值，经采取措施无效，且达到极限差值。

6）发电机定子冷却水导电度升高至9.5μS/cm，经采取措施无效。

4.4锅炉异常及事故处理

4.4.1锅炉MFT

4.4.1.1事故现象

1）事故声、光报警，FSSS显示MFT首出原因。

2）相应设备、阀门动作。

3）机组负荷到零。

4）炉膛灭火，火焰监视器看不到火焰。

5）炉膛负压、烟道各点负压增大。

4.4.1.2事故原因

1）MFT联锁动作。

2）手动MFT。

3）机组、设备故障或误操作导致主保护动作。

4）热工元件故障或保护误动作。

4.4.1.3事故处理

1）检查所有运行的磨煤机、给煤跳闸、一次风机、密封风机跳闸，燃油快速关断阀、各油角阀关闭，一、二级减温水速关阀、电动门和调节门关闭，再热器事故减温水电动门和调节门关闭，上述设备和阀门不动作要手动将其关闭。

2）所有运行给水泵跳闸。

3）检查炉膛负压自动跟踪正常，炉膛负压自动跟踪不正常应解除自动，手动进行调整，防止炉膛负压超限引起送、引风机跳闸。

4）闭锁蒸汽吹灰。

若发生MFT时锅炉正在吹灰，吹灰器自动退出。

5）锅炉主汽压力27MPa，EBV阀不动作，手动起跳EBV阀泄压。

6）炉膛吹扫完毕，复位跳闸设备。

7）注意监视锅炉排烟温度和热风温度，防止尾部受热面再燃烧。

8）配合有关人员查找MFT原因，进行处理后进行再次启动准备。

4.4.2锅炉RB

4.4.2.1事故现象

1）事故声、光报警发出，CRT画面显示RB原因。

2）故障跳闸设备状态指示闪烁。

3）部分制粉系统跳闸。

4）机组负荷快速降到适当值。

4.4.2.2　事故原因

1）机组负荷大于60﹪，三台电泵运行，一或两台跳闸，延时2S（一台）或5S（两台）。

2）机组负荷大于60﹪，两台送风机运行，一台跳闸，延时2S。

3）机组负荷大于60﹪，两台引风机运行，一台跳闸，延时2S。

4）机组负荷大于60﹪，两台一次风机运行，一台跳闸，延时2S。

5）机组负荷大于60﹪，两台空预器运行，一台跳闸，延时60S。

6）磨煤机跳闸，延时2S。

4.4.2.3动作条件：

1）负荷大于60%。

2）燃料自动。

3）给水自动。

4）锅炉主控指令大于所有辅机中最小出力5%。

4.4.2.4　事故处理

1）RB动作结果

（A）一台引风机RB

以75%BMCR/min速率将机组负荷降至45％额定负荷，燃料、给水自动降至对应值，转入TF方式运行，对应侧送风机联跳，自动跳闸部分制粉系统（跳闸顺序：

G（5S）—F（5S）—E）,保留4套制粉系统运行，压力定值下降速度为1MPa/min,减温水调节阀关闭。

（B）一台送风机RB

以75%BMCR/min速率将机组负荷降至45％额定负荷，燃料、给水自动降至对应值，转入TF方式运行，自动跳闸部分制粉系统（跳闸顺序：

G（5S）—F（5S）—E）,保留4套制粉系统运行，压力定值下降速度为1MPa/min,减温水调节阀关闭。

（C）一台一次风机RB

以150%BMCR/min速率将机组负荷降至45％额定负荷，燃料、给水自动降至对应值，转入TF方式运行，自动跳闸部分制粉系统（跳闸顺序：

G（5S）—F（5S）—E（5S）—D）,保留3套制粉系统运行，压力定值下降速度为1.5MPa/min。

（D）一台空预器RB

对应侧风机均联跳，以150%BMCR/min速率将机组负荷降至45％额定负荷，燃料、给水自动降至对应值，转入TF方式运行，自动跳闸部分制粉系统（跳闸顺序：

G（5S）—F（5S）—E（5S）—D）,保留3套制粉系统运行，压力定值下降速度为1.5MPa/min。

（E）一台电动给水泵RB

当跳闸一台时，以75%BMCR/min速率将机组负荷降至60％额定负荷，燃料自动降至对应值，转入TF方式运行，自动跳闸部分制粉系统（跳闸顺序：

G（5S）—F（5S）—E）,保留4套制粉系统运行，压力定值下降速度为1.5MPa/min。

（F）两台电动给水泵RB

当跳闸两台时，以150%BMCR/min速率将机组负荷降至30％额定负荷，燃料自动降至对应值，转入TF方式运行，自动跳闸部分制粉系统（跳闸顺序：

G（5S）—F（5S）—E（5S）—D）,保留3套制粉系统运行，压力定值下降速度为2MPa/min。

（G）磨煤机RB（≥2台磨煤机）

以50%BMCR/min速率将机组负荷降至当前运行磨允许出力（降负荷率为每跳一台磨降负荷70MW），给水自动降至对应值，转入TF方式运行，压力定值下降速度为0.5MPa/min。

2）RB动作后的处理

（A）RB发生，检查协调自动跟踪情况，如协调跟踪正常要密切监视协调的工作情况，不得解除协调进行手动调整。

如果协调跟踪不正常，应立即解除协调，切除上层制粉系统，手动完成上述操作，调整给水流量保证水冷壁壁温和主、再热器沿程温度正常。

（B）RB解除后，将煤/水比调至合适值，调整主、再热汽温至额定值。

调整主汽压力至当前负荷对应的滑压设定值。

温度正常后，按协调投入顺序将机组投入“