国投哈密发电有限公司汽机事故处理技术措施

实用文档实用文档实用文档国投发电有限公司汽机事故处理技措施编制：刘建成 审核：刘德扬审定：马学贵批准：纪荣淮国投哈密发电有限公司发电运行部前言国投哈密发电有限公司660MW机组事故处理预案根据电力行业有关标准、运行导则、反措要求，结合运行规程、设备制造厂家资料、说明书及现场实际情况以及机组投产一年来运行经验总结编制而成。“保人身、保电网、保设备”是事故处理的基本原则，本预案将机、电、炉专业常见的事故处理做重点介绍，使值班人员在监盘中对突发事故有预见性，做到心中有数。事故处理时头脑冷静、迅速、果断、正确地隔离故障点，避免扩大事故，尽快恢复机组运行。在机组启动、停机或正常运行中，主机、辅机或电气（设备、系统）均有可能发生故障，如果保护动作，能使设备免遭损坏，如果保护未动作，操作员应按照当时的参数，具体的情况手动操作，以保证保证电网的稳定、设备的安全。本预案作为规程的补充，力求做到详细，有指导性，汽机凝结水系统、循环水系统、润滑油系统、控制油系统、高加系统等常见事故做了重点介绍。本预案有待于根据我公司机组的实际运行、调试情况做进一步的补充、完善。疏漏之处恳请广大值班人员提出宝贵意见，以便今后修订。本预案起草单位：发电运行部本预案起草人：刘建成本预案审核人：刘德扬本方案审定人：马学贵本预案批准人：纪荣淮本预案自批准之日实施，解释权归国投哈密发电有限公司发电运行部。目录TOC\o"1-2"\h\z\u第一章机组事故处理的原则 1第二章机组紧急停机的规定 2一、汽轮机紧急停机 2第三章机组申请停机的规定 3第四章汽机事故处理预案 3一、 厂用电失去后机侧的处理 3二、 破坏真空紧急停机操作 5三、 不破坏真空紧急停机 5四、 机组甩负荷至零 6五、 汽泵跳闸 7六、 凝结水泵跳闸 9七、 凝结水压力低或摆动 10八、 两台循泵运行，一台循泵跳闸 11九、 循泵一运一备，运行循泵跳闸 11十、 一台循泵检修，运行一台循泵跳闸 12十一、 辅冷水泵跳闸 13十二、 高加解列 13十三、 高加泄漏 14十四、 高加正常疏水调整门卡涩（卡在较小的开度） 14十五、 高加水位高 15十六、 高加水位低 15十七、 高加出水温度异常降低 15十八、 低加水位高 16十九、 除氧器水位异常 17二十、 除氧器振动大 17二十一、 除氧器压力异常 18二十二、 给水溶氧不合格 18二十三、 汽轮机润滑油温度高 18二十四、 润滑油压不变，主油箱油位下降 19二十五、 润滑油压下降，主油箱油位不变 19二十六、 润滑油压、主油箱油位同时下降 20二十七、 油质不合格 20二十八、 主油箱油位升高 21二十九、 油系统着火 21三十、 定冷水压力低 21三十一、 密封油油氢差压降低 22三十二、 密封油停运时，发电机进油 22三十三、 空侧交流密封油泵跳闸 23三十四、 氢侧交流密封油泵跳闸 23三十五、 转机轴承温度升高 23三十六、 高加疏水管道泄漏 24三十七、 控制油系统油压低 25三十八、 控制油温高 25三十九、 控制油泵跳闸 26四十、 凝汽器真空下降 26四十一、 小机真空下降 28四十二、 凝汽器水位低 28四十三、 凝汽器水位高 29四十四、 凝结水过冷度大 29四十五、 凝汽器排汽温度高 30四十六、 凝汽器钢管泄漏 30四十七、 机组正常运行中循环水泵出口蝶阀误关 32四十八、 定子冷却水电导率增加 32四十九、 辅冷水母管压力低 33五十、 加热器疏水端差增大超出正常值 33五十一、 抽汽逆止门误关 34五十二、 汽动给水泵烧毁 34五十三、 汽动给水泵入口滤网堵塞造成水泵汽化 34五十四、 除氧器上水主调节阀故障 35五十五、 除氧器上水副调节阀故障 35五十六、 轴封系统工作异常 35五十七、 运行中真空泵不出力 36五十八、 辅汽联箱撞管 36五十九、 辅汽温度低 37六十、 低压缸差胀大 37六十一、 汽轮机轴振或瓦振大 37六十二、 汽机轴承温度高 38六十三、 汽轮机超速 39六十四、 汽机停机后盘车电机故障 40六十五、 汽机启动过程中高旁卡涩 40六十六、 停机过程中交直流润滑油泵未正常联启 40六十七、 汽轮机水冲击 41六十八、 轴向位移增大 43六十九、 大轴弯曲 43七十、 主、再热蒸汽参数异常 44七十一、 DEH限制器动作 45七十二、 低周波运行 46第一章HYPERLINK机组事故处理的原则1、事故发生时，应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。2、事故发生时的处理要点：（1）根据仪表显示及设备的异常现象判断事故发生的部位。（2）迅速处理事故，首先解除对人身、电网及设备的威胁，防止事故扩大。（3）必要时应立即解列或停用发生事故的设备，确保非事故设备正常运行。（4）速查清原因，消除事故。3、故障发生时，所有值班员应立即逐级向领导汇报，在值长统一指挥下及时正确地处理故障。值长应及时将故障情况通知非故障机组，使全厂各岗位做好事故预想，并判明故障性质和设备情况以决定机组是否可以再启动恢复运行。4、机组运行中发生故障时，运行值班人员应保持冷静，根据仪表指示和报警信息，正确地判断事故原因，果断迅速采取措施，首先解除对人身、电网及设备的威胁，防止事故扩大蔓延，限制事故范围，必要时立即解列或停运发生故障的设备，确保非故障设备正常运行，消除故障根本原因，迅速恢复机组正常运行。5、当所发生的运行异常现象不明确，原因不能准确地判断时，应首先以保障人身、电网及设备安全的原则进行处理。若情况允许时，也可以立即汇报上级生产技术领导部门，各级生产领导及工程专业技术人员必须协助运行人员共同分析判断事故原因，正确进行处理，以确保机组设备安全。6、当运行人员到就地检查设备或寻找故障点时，未与检查人取得联系之前，不允许对被检查设备合闸送电或进行操作。如果发生的事故危及人身、设备安全时，必须按照本规程的有关规定，迅速消除对人身和设备的危害。当确认设备不具备继续运行的条件或继续运行对人身、设备有直接危害时，应紧急停止该设备或机组的运行。7、运行人员应力争设法保证厂用电的安全运行，尤其应保证事故保安段电源的可靠性，以确保事故保安设备的正常可靠运行。8、在故障处理过程中，接到命令后应进行复诵，如果不清，应及时问清楚，操作应正确、迅速。操作完成后，应迅速向发令者汇报。值班员接到危及人身或设备安全的操作指令时，应坚决抵制，并报告上级值班员和领导。9、事故运行情况下，运行人员必须坚守岗位，如故障发生在交接班时间内，不得进行交接班，交班的运行人员应继续工作，接班人员应该协助交班人员进行事故处理，但不得擅自进行操作。当机组恢复正常运行状态或事故处理至机组运行稳定状态后，根据值长命令方可进行运行交接班。10、事故处理完毕后，值长必须收集事故过程中的各种计算机打印记录，保存资料以备事后分析。运行人员必须实事求是地将事故发生的时间、现象及处理过程中所采取的措施详细地记录在运行日志上。事后必须按照“四不放过”的原则对所发生的事故原因及处理过程进行认真分析总结，并写在异常分析记录薄内。11、事故处理完毕，应将所观察到的现象、汇报的内容、接受的命令及发令人、事故发展的过程和对应时间及采取的处理措施等进行详细的记录，并将事故发生及处理过程中的有关数据记录收集备齐，以备故障分析。12、事故处理过程中，可以不使用操作票，但必须遵守有关规定。第二章机组紧急停机的规定一、汽轮机紧急停机1、汽轮机遇到下列情况之一时，应破坏真空停机（1）汽轮机组转速飞升超过3300r／min而保护拒动时。（2）机组发生强烈振动,机组相对轴振高达0.26mm，保护拒动时。（3）汽轮机胀差增大采取措施无效，低压胀差超限时。（4）机组内有清楚的金属摩擦声或撞击声。（5）汽轮机任一轴承断油或冒烟使回油温度急剧升高，轴承金属温度达120℃。（6）汽轮机高压缸上下温差突然增大超过56℃，汽轮机发生水冲击。（7）主机润滑油供油中断或润滑油压下降至0.06MPa，停机保护未动作时。（8）汽轮机轴向位移达极限值±0.8mm，而轴向位移保护拒动时。（9）汽轮机轴封或挡油环严重摩擦冒火花时。（10）主油箱油位下降至960mm，且补油无效时。（11）汽轮机油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁机组安全。（12）厂用电全部失去。（13）发电机冒烟、着火或氢气爆炸。（14）10min内主、再热汽温急剧下降50℃。2、汽轮机遇到下列情况之一时，应不破坏真空紧急停机（1）机组的运行已经危及人身、设备安全，必须停机才可避免发生人身、设备事故时。（2）凝汽器排汽压力高于25/35KPa，保护拒动或循环水中断时。（3）主机控制油压力下降至2.7MPa以下，保护拒动或油路发生泄漏无法隔离时。（4）低压缸排汽温度大于80℃，经处理无效，继续上升至120℃时。（5）主、再蒸汽管道、给水管道破裂，威胁人身安全和设备安全，无法维持机组运行时。（6）发电机密封油系统故障，不能维持密封油压。（7）TGC工作失常，不能控制转速或负荷。（8）凝汽器水质严重恶化，汽水品质不合格。（9）机组连续无蒸汽运行超过1分钟。（10）发电机严重漏水，危及安全运行时。（11）发电机定子水导电度达8us/cm，或定子冷却水中断而保护不动作，或定子及引线冷却水管严重漏水。（12）发电机滑环严重打火，并且发电机电压急剧下降。（13）主变压器，高压厂用变压器、励磁变压器发生严重故障。（14）发电机定子线棒温差大14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时。（15）当发电机内氢气纯度急剧下降到94％以下或氢气压力急剧下降到下限值以下，且无法维持时。（16）DEH、DCS系统故障，致使一些重要的参数无法监控，且无可靠的后备操作监视手段，短时无法恢复时。（17）汽轮机重要运行监视表计或装置，显示不正确或失效，再无任何监视手段。（18）机组正常运行，主、再热蒸汽温度超过594℃。（19）主蒸汽压力升高，汽机主汽门前压力升至29.1MPa。（20）空压机及系统故障造成控制汽源压力低或消失，电源及汽源无法及时恢复，机组无法维持原运行状态时。（21）达到机组跳闸条件而保护拒动时。第三章机组申请停机的规定水冷壁管、省煤器管、过热器管、再热器管等受热面发生泄漏尚能短时维持运行时。锅炉各受热面壁温严重超温经多方调整无效时。汽水品质超标按“机组水汽质量异常处理原则”中的有关条款进行处理后，仍不能恢复正常时。机组主要设备、汽水管道的支吊架发生变形或断裂时。锅炉炉膛严重结焦、结渣或堵灰经处理后难以维持正常运行时。锅炉安全门动作后经处理无法回座时。控制气源失去，短时间无法恢复。现场发生火灾无法扑灭，有威胁到设备安全时。锅炉回转式空气预热器停转，若挡板隔绝不严或转子盘不动时。机组运行中主、再热蒸汽汽温、汽压超过规定值，而在短时间内无法恢复正常时。汽轮机调节保安系统故障无法维持机组正常运行时。高、中压主汽门或调速汽门门杆卡涩，无法活动时。润滑油、EH油系统严重漏油，油压、油位无法维持运行时。主要汽水管道破裂无法隔离，但可短时维持运行时。辅机故障无法再维持主机正常运行时。发电机失去主保护运行。发电机转子内部永久性金属一点接地。发电机转子匝间短路严重，转子电流达到额定值，无功仍然很小。发电机出口封闭母线外套内氢气含量超过1%时。发电机温度、温升超过允许值，经采取措施无效。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。发电机定子线圈漏水，经处理无效时。当定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，并确认测温元件无误。发电机定子冷却水导电度达9.5μs/cm经采取措施无效。第四章汽机事故处理预案厂用电失去后机侧的处理现象：交流照明熄灭，事故照明灯亮，光字牌报警。锅炉MFT，汽机跳闸，发电机解列。厂用电母线电压降到零，无保安电源的交流电机均跳闸。原因：线路跳闸，全厂停电。厂用电工作电源事故跳闸，备用电源未自投或自投未成功。机组发生火灾，厂用电失去。处理：A机组厂用电失去后机主值应熟悉掌握以下内容：监盘发现机组跳闸，确认高中压主汽门、调速汽门，高排逆止门，抽汽逆止门关闭，大机、小机转速下降，否则手动打闸。控制室正常照明消失、事故照明亮，确认机组厂用电失去，汇报值长。检查大机直流润滑油泵联启，密封油空侧直流油泵联启，A、B小机直流油泵联启，如未联启应再手动开启油泵一次。如大机直流润滑油泵不能开启，应立即开启真空破坏门（两个），破坏真空（盘上操作不动，立即派副值就地手摇）。原则：厂用电失去汽机应按照破坏真空紧急停机步骤处理，注意监视大、小机润滑油润滑油压力、温度及各轴承金属温度。检查密封油空侧直流油泵联启，密封油空侧直流油泵未联启时，发电机密封瓦处将漏氢，应立即开启排氢门，发电机进行事故排氢，同时通知点检、维护人员监视发电机密封瓦的情况，准备灭火器，通知消防队做好轴瓦及油箱着火的灭火准备。原则：当厂用电中断，空侧直流密封油泵无法启动时，应立即进行发电机排氢工作，防止氢气外泄而发生爆炸。通知汽机点检及维护人员手动摇开两个真空破坏门，将主汽管道、高旁前疏水隔绝门固定死防止压缩空气失去阀门开启。在DCS上将下列阀门关闭：汽机高压主汽门前疏水气动门、过载阀疏水气动门、中压主汽门前疏水气动门、中压调门后疏水气动门、高压内缸疏水气动门、高排逆止门前疏水气动门、高排逆止门后疏水气动门、冷再热管道疏水气动门、热再汽管道疏水气动门、低旁电动门前疏水气动门、一段抽汽逆止门前气动门、一段抽汽电动门前疏水气动门、二段抽汽逆止门前气动门、二段抽汽逆止门后气动门、二段抽汽电动门后疏水气动门、三段抽汽逆止门前后疏水气动门、四段抽汽逆止门1前后气动门、四段抽汽电动门后疏水气动门、四段抽汽供辅汽电动门后疏水气动门、四段抽汽供除氧器逆止门前后疏水气动门、五段抽汽逆止门前后气动门、五段抽汽电动门后疏水气动门、六段抽汽逆止门前后气动门、六段抽汽电动门后疏水气动门。复位跳闸设备，解除跳闸设备连锁。真空到零，在DCS上检查辅汽供轴封调整门在关闭状态，将其切为手动；低压轴封减温水调整门切手动关闭，通知副值关闭辅汽供轴封手动总门；关闭辅汽联箱疏水手动门，通知维护关闭辅汽供轴封电动门、冷再供轴封电动门。汽轮机转速到零前，如保安电源已恢复，令主值、副值启动大机交流润滑油泵、顶轴油泵，停止直流油泵运行，转速小于4RPM时检查盘车自动投入，否则手动投入。汽轮机转速到零，如保安电源未恢复，应记录转子停止时间，并与维护人员共同进行防止汽机进冷汽冷水的操作，通知点检员组织人员进行手动盘车（每半小时翻转180°，并记录）。在盘车前标记转子位置（在#7瓦转子盘车电机侧与化妆板水平位置处作标记或者励磁短轴处），待保安电源恢复后应投入连续盘车。如投入盘车电流较大或大轴偏心显示超限，应将转子静止在翻转180°位置，停留相应时间后再投入连续盘车。转子停止后确定连续盘车不能正常投入汽轮机应做好防止汽机进冷汽冷水的操作。原则：保安段母线失电，应对汽轮机进行定期手动盘车，直至保安段母线恢复正常供电后，按规定直轴后投入连续盘车。监视直流母线及UPS电压，如保安电源已恢复，将空侧密封油泵、小机油泵由直流油泵切为交流油泵运行。如汽机阀门盘电源已恢复，机组长关闭凝汽器循环水出入口门、辅冷水冷却器循环水出入口门，尽量保持凝汽器、辅冷水冷却器内充有存水，并注意汽机排汽缸温度。如汽机阀门盘电源已恢复，关闭一至六段抽汽电动门，关闭四抽至除氧器供汽电动门、四抽至辅汽供汽电动门，冷再至辅汽供汽电动门、四抽至A小机供汽电动门、四抽至B小机供汽电动门，开启除氧器排氧门A/B。如汽机阀门盘电源已恢复，关闭A汽泵、B汽泵入口电动门、卸荷水手动门、密封水手动门，减小泵中热水汽串入油中、串入凝结水管道中。关闭凝汽器补水手动门，注意凝汽器保持可见水位，否则应通过热井放水门进行放水。辅机冷却水中断，应监视主机润滑油温度的变化。逐段恢复6kV及380V电源后，启动循环水泵前应注意凝汽器排汽温度，应先启动辅冷水系统、凝结水系统，使用凝结水为其降温，当排汽缸温度降低至50℃以下时方能进行循环水系统的启动。首台循环水泵启动应注意工业水至循环水泵冷却水系统投入。在各辅机投用后，按照热态启动要求做机组重新启动的准备。B作好防止汽机进冷汽冷水的操作如下：关闭下列汽缸疏水手动门：汽机高压左右侧主汽门后疏水气动门、中压左右侧调门后疏水气动门、高压内缸疏水气动门、高排逆止门前疏水气动门、过载阀疏水气动门、高排逆止门后疏水手动门、高旁疏水手动门、再热汽、低旁前疏水手动门、三段抽汽隔绝门后疏水手动门、四段抽汽逆止门1前后手动门、四段抽汽电动门前疏水手动门、四段抽汽供除氧器电动门前疏水手动门、四段抽汽供辅汽逆止门前后疏水手动门。关闭下列汽源电动门：一至六段抽汽电动门、四抽至辅汽供汽电动门、四抽至除氧器供汽电动门、冷再至辅汽供汽电动门、四抽至A小机供汽电动门、四抽至B小机供汽电动门、辅汽供轴封电动门、冷再供轴封电动门。关闭下列手动门：低压轴封减温水手动门、凝汽器补水主路、旁路手动门、A/B小机轴封供汽调整门前手动门及旁路门。做好盘车期间的记录，注意凝汽器水位和汽缸参数的变化。如非全厂停电工况，临机有辅助汽源时，应切换辅汽联箱汽源，以保证轴封供汽，防止轴封进冷汽，造成大轴弯曲。破坏真空紧急停机操作揿开“紧急停机”按钮并手动脱扣，检查负荷到零，确认发电机解列、厂用电备用电源应自投，锅炉MFT,汽轮机转速下降。检查高中压主汽门、高中压调门、各段抽汽电动门和逆止门、高排逆止门均联锁关闭，联动保护已动作，MFT选中的小机跳闸。确认主机交流润滑油泵、顶轴油泵自启动（2700r/min），否则手动启动。关闭联开的汽轮机高中压疏水阀，减少去凝汽器的热量。解除真空泵联锁，停用真空泵，同时开启高、低背压凝汽器破坏真空门。检查高、低旁关闭，禁止向凝汽器内排汽、排热水。脱扣后，注意检查除氧器水位、凝汽器水位正常，检查除氧器抽汽进汽门联锁关闭。如邻近机组运行时，开启至辅汽母管进汽门。检查辅汽母管压力、温度正常，四抽至辅汽母管进汽门联锁关闭，确认四抽用户全部切换成辅汽供给。检查主机轴封汽压力、温度正常。检查高、低加水位正常。检查机组情况，听测转动部分声音、振动。转子停止时，注意和比较惰走时间。完成运行规程规定的其他停机操作。不破坏真空紧急停机揿开“紧急停机”按钮并手动脱扣，检查负荷到零，确证发电机解列，锅炉MFT,汽轮机转速下降。检查汽轮机转速下降，高中压主汽门、调门及各段抽汽进汽门、逆止门及高排逆止门均联锁关闭，联动保护已动作，MFT选中的小机跳闸。若锅炉已开启PCV阀泄压，高、低背压凝汽器真空正常。检查辅汽母管压力、温度正常、四级抽汽至辅汽母管进汽门联锁关闭。主变压器，高压厂用变压器故障跳闸时，确认厂用电备用电源应自投。确认主机交流润滑油泵、顶轴油泵自启动（2700r/min），否则手动启动，发电机密封油泵正常运行。检查锅炉全部燃料已切除、燃油进、回油快关阀关闭、两台一次风机跳闸、所有磨煤机、给煤机、所有火检信号消失、炉侧所有减温水门关闭、吹灰系统跳闸。停用其它MFT后应联动而未动作的设备。检查汽机疏水应自动开启，否则应手动开启。手动投入本体疏水扩容器减温水。机组跳闸后，及时调整轴封供汽压力、温度正常。检查主机润滑油温、密封油温、发电机氢温、定冷水温正常，必要时关闭冷却器冷却水。检查低压缸喷水正常投入。注意汽机惰走情况，胀差、振动、轴向位移、缸胀和上下缸温差等，倾听汽轮机内部声音正常。检查凝汽器、除氧器水位自动调节正常，否则手动调节保持凝汽器、除氧器水位正常。汽机转速下降至2700转/分后，检查顶轴油泵自启动。汽机转速下降至300转/分后，停止真空泵运行。转速到零投盘车。检查油压、油温正常，盘车电流正常。真空到0，停用轴封供汽，关闭轴封减温水。维持总风量30%左右对炉膛进行吹扫，炉膛吹扫完毕复位跳闸设备。锅炉主汽压力超限应手动开启PCV阀降低锅炉压力。尽量维持炉水循环泵运行冷却水冷壁。惰走时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，须对机组进行全面检查。向上级领导和调度汇报故障处理情况。将有关曲线、事故记录打印并保存好进行分析，在值班日志做好事故记录。机组甩负荷至零ADEH可以控制转速时：现象：负荷至零，第一级压力接近零，主蒸汽流量到零。汽轮机转速上升后又下降，稳定在一定的转速内（未超过电超速，危急保安器动作转速）。处理：用DEH调整汽轮机转速至3000r/min。检查凝汽器真空正常。调节凝汽器水位、除氧器水位和加热器水位正常。检查确认除氧器汽源由辅汽供给。检查轴封汽压力正常。维持汽动给水泵运行。全面检查机组情况，如轴向位移、差胀、振动、声音、推力轴承金属温度和轴承金属温度正常。一切正常后，联系值长进行发电机并网。机组并网后，按规定带负荷及完成其他操作。BDEH不能控制转速，电超速保护动作时：现象：负荷至零，主蒸汽流量，第一级级压力至零。汽轮机转速上升后又下降。汽轮机电超速保护动作。处理：检查确定高中压主汽门、调门、高排逆止门及各级抽汽电动门门和逆止门均关闭，汽机转速下降。检查交流润滑油泵、顶轴油泵（2700r/min）联启,否则手动启动。锅炉开启PCV阀泄压后，凝汽器真空正常。检查确认四级抽汽用户切至辅汽供给。检查轴封汽压力正常。根据锅炉要求，维持一台汽动给水泵运行正常，维持给水流量。全面检查机组情况，如轴向位移、差胀、振动声音、推力轴承金属温度和轴承金属温度正常。联系热工，查明并消除DEH控制系统故障。调节除氧器水位、凝汽器水位和加热器水位。联系值长，对机组重新复置冲转至3000r/min。且在冲转过程中，调整各参数正常，避免机组应力过大。机组并网后，按规定带负荷及完成其他操作。CDEH不能控制转速，电超速保护均不动作，引起严重超速时：现象：负荷、主蒸汽流量和第一级压力至零。DEH不能控制转速，机组发出异常响声，振动增大。转速上升至3300r/min，电超速保护装置不动作。处理：立即手动脱扣，并按破坏真空紧急停机处理。检查高中压主汽门、调门、高排逆止门及各级抽汽门和逆止门均关闭。联系锅炉并开启PCV阀，迅速泄压。完成其他停机操作。转速迅速下降后，即对机组全面检查，必须查明超速原因，待设备故障消除，并经检查确定机组设备正常，方可重新启动，全速后应进行电超速试验，合格后方可并网带负荷。D保护装置误动作时：现象：负荷至零、主蒸汽流量及第一级压力至零。高中压主汽门、调门、高排逆止门及各级抽汽门和逆止门均关闭。处理：如果保护装置误动作，应按不破坏真空故障停机。调节凝汽器水位、除氧器水位和加热器水位。确认四级抽汽用户切至辅汽供给。根据锅炉要求，维持一台汽动给水泵运行正常，维持给水流量正常。机组保护误动作造成机组脱扣，应注意转速下降，如转速仍在3000r/min，说明机组未解列注意无蒸汽运行时间不得超过1分钟，应在1分钟内将发电机解列。对机组进行全面检查，查出保护装置误动原因并消除。机组检查正常，启动前应对该保护装置进行校验，确认动作正确，方可启动。一切正常后，联系值长，按规定重新启动。汽泵跳闸现象：DCS“汽泵跳闸”光字牌报警。协调画面RB动作。机组负荷快速下降，给水流量快速下降，“煤水比”失调。中间点温度升高。原因：保护停：小汽轮机轴承润滑油压低至0.1MPa。小汽轮机轴向位移≥0.9mm或≤-0.9mm。小汽轮机排汽压力低至33.6kPa。电超速跳机保护（5960r/min）。除氧器水位低Ⅱ值（600mm）,延时2秒。汽泵再循环电动门关或再循环调节阀关，且给水泵入口流量低400t/h,延时30秒。小汽轮机前轴承金属温度达95℃,延时2秒。小汽轮机后轴承金属温度达95℃,延时2秒。小汽轮机推力轴承金属温度达90℃,延时2秒。给水泵推力轴承温度达95℃,延时2秒。给水泵前轴承温度达95℃,延时2秒。给水泵后轴承温度达95℃,延时2秒。前置泵跳闸。手动打闸。保安油压低至2.4MPa。给水泵入口压力低至1.25MPa延时10秒。小汽轮机轴振动≥0.20mm。小机MEH故障。小机被选中，MFT信号发出事故按钮停：任一保护达动作值而保护未动。任一轴承断油或冒烟。给水泵汽轮机发生水冲击。油系统着火不能及时扑灭。水泵发生严重汽化。泵组突然发生强烈振动或内部有明显的金属摩擦声。蒸汽管道或给水管道破裂无法隔绝。电动机冒烟、冒火，电动机线圈温度大于130℃，前置泵电流严重超限。处理：保护停的操作：确认RB动作，锅炉主控切至手动、燃料主控切至手动，机组切为TF方式。汽动给水泵RB时，自动按自上而下顺序停磨，最终保留四台磨运行。自动投入AB层油枪。负荷目标值360MW；降负荷速率600MW/min；压力变化率为0.6MPa/min，机前压力设定值为20MPa，给水主控及水煤比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。运行的汽动给水泵超驰接带跳闸汽动给水泵的全部出力，给水主控及水煤比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。运行的汽动给水泵转速最高为5200/min。严密监视汽机高、中压缸应力。检查跳闸汽泵的转速下降，主汽门、调门关闭，密切注意其惰走情况。如果RB动作正常，不要轻易解自动调节，但应特别注意主、再热汽温、中间点温度及一次风系统的调节情况，如果折焰角温度上升过快，投入等离子，且视燃烧情况退油枪，同时应特别注意未跳闸泵的参数，防止未跳闸泵过负荷。检查汽泵跳闸原因，联系检修处理。如果RB拒动，应手动执行RB动作的各步骤：将协调切至“汽机跟随”方式，滑压切为定压方式。将压力变化速率改为0.6MPa/min，降负荷速率600MW/min检查调门开关情况，压力逐渐下降。立即投入等离子，紧急停运磨煤机，给煤机，保留下层四台磨煤机运行，检查停运磨煤机热风气动门关闭，冷热风调整门关闭。严密监视折焰角温度上升情况，视燃烧情况投油助燃。严密监视汽机高、中压缸应力。检查跳闸汽泵的转速下降，主汽门、调门关闭，密切注意其惰走情况。检查一次风机压力，电流，防止一次风机发生喘振。检查炉膛负压摆动情况，调整引风机动叶开度，稳定炉膛负压。检查锅炉火检情况，若燃烧不稳，投油助燃，及时调整配风。检查凝汽器，除氧器水位自动调节正常。检查高、低压加热器水位在正常范围内，防止水位高，低加解列。检查低压轴封温度稳定在180度左右，轴封减温水自动调节正常。密切监视未跳闸泵的运行参数，小汽机转速在5676r/min以下。通知检修进行处理。事故按钮停的操作：立即按下控制盘台或就地停泵按钮，值班员应立即汇报值长。检查速关阀及调节汽门迅速关闭。检查跳闸泵润滑油系统正常。完成正常停小机的其它操作。确认RB动作，锅炉主控切至手动、燃料主控切至手动，机组切为TF方式。汽动给水泵RB时，自动按自上而下顺序停磨，最终保留四台磨运行。自动投入AB层油枪。负荷目标值360MW；降负荷速率600MW/min；压力变化率为0.6MPa/min，机前压力设定值为20MPa，给水主控及水煤比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。运行的汽动给水泵超驰接带跳闸汽动给水泵的全部出力，给水主控及水煤比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。运行的汽动给水泵转速最高为5676/min。密切监视未跳闸汽泵的运行情况，监视主、再热汽温及中间点温度的变化，适当调整烟气挡板以维持汽温稳定；注意及时调整主机轴封压力、温度，监视主机真空变化情况。及时调整凝汽器、除氧器、各加热器水位正常；注意汽泵工作情况，注意给水流量自动跟踪及高、中压缸应力变化。检查跳闸磨煤机热风气动门关闭，调整二次风门挡板以维持二次风箱与炉膛差压，机组负荷360MW以下、4台磨煤机运行时，立即加大运行汽泵出力，但应注意运行汽泵不要过负荷。恢复过程中，启动跳闸磨煤机时要注意磨煤机内的存煤吹入炉膛后将使汽温大幅上升，启动过程中应待磨煤机电流下降至空载电流后再启动对应的给煤机。查看报警一览里的报警信息，做好运行记录。通知检修进行处理。凝结水泵跳闸现象：DCS“凝泵跳闸”“凝结水压力低”光字牌报警。凝结水画面凝泵电流为0。备用凝结水泵工频联启（有可能不联启）。原因：保护停：凝泵运行10S后且入口电动门关。凝泵运行10S后且出口电动门关。凝汽器水位低于157mm。凝结水泵轴承温度大于80℃，延时2S（四取一）。手动停：任一保护达动作值而保护未动。任一轴承冒烟。水泵发生严重汽化。泵组突然发生强烈振动或内部有明显的金属摩擦声。电动机冒烟、冒火，电动机线圈温度大于130℃。不停泵将会对人身造成伤害。处理：保护停的操作：确认备用凝结水泵工频联启，且参数正常，若未联启，应手动启动备用泵。查看凝结水泵跳闸首出画面，分析跳闸原因。确认除氧器上水副阀快关，主阀关至机组负荷对应开度。监视除氧器水位，若水位过低，且调整门调节发散，切手动调节，调节时应缓慢，开门的同时应监视凝泵电流和出口压力。确认凝结水流量正常，必要时调整凝结水再循环流量，防止前置过滤器切旁路。密切监视备用凝结水泵的运行情况，电流，轴承温度，出口压力在正常范围内。确认低加水位正常，如果低加水位异常应缓慢调节疏水门开度调节至正常值通知检修进行处理。事故按钮停的操作：立即按下控制盘台或就地停泵按钮。确认备用凝结水泵联启。确认除氧器上水副阀快关，主阀关至机组负荷对应开度。监视除氧器水位，若水位过低，且调整门调节发散，切手动调节，调节时应缓慢，开门的同时应监视凝泵电流和出口压力密切监视备用凝结水泵的运行情况，电流，轴承温度，出口压力在正常范围内。确认凝结水流量正常，必要时调整凝结水再循环流量，防止前置过滤器切旁路。确认低加水位正常，如果低加水位异常应缓慢调节疏水门开度调节至正常值。若备用凝结水泵未联启，应手动抢合一次。查看报警一览里的报警信息，做好运行记录。通知检修进行处理。凝结水压力低或摆动现象：DCS“凝结水压力低”光字牌报警。DCS显示凝结水出口压力低或者摆动。凝结水泵电流可能增加。凝结水母管压力低于1MPa时，备用凝结水泵联启。原因：正常运行，凝结水再循环调整门误开。凝结水泵工作失常。凝结水泵入口滤网堵塞。热井水位低。凝结水泵泵体空气门误关或漏空气。凝结水系统泄漏。除氧器水位调整门开度过大或者调整门摆动。处理：若凝结水再循环调整门误开，应手动关闭，并联系点检处理。若凝结水泵工作异常，应切换为备用泵运行，停运故障泵。若凝结水泵入口滤网堵塞，应切换备用凝结泵运行,并做隔绝措施，通知点检清洗滤网。若凝汽器热井水位低，检查凝汽器补水门是否正常，加强补水并查找热井水位降低的原因。检查凝结水泵泵体空气门，若处于关闭状态，应开启空气门，加强机组真空的监视。检查凝结水系统就地是否有泄漏点，若泄漏较大，应降低机组负荷，并通知点检处理。若除氧器水位调整门调节失灵，立即退出“自动”，手动调节，并联系热控人员处理。两台循泵运行，一台循泵跳闸现象：光字牌报警“循泵跳闸”。循环水出口母管压力下降。机组真空下降。机组煤量增加。运行循泵出力增加。原因：出口液控碟阀油系统或控制系统故障，循环泵运行其出口蝶阀小于3%。电机推力轴承及上轴承温度升至80℃。电机上导瓦轴承温度升至95℃。电机下轴承温度升至95℃。现场人员事故按钮停。DCS操作员误操作。工程师站发循泵停止指令。电气系统故障。处理：循环泵跳闸后，确认跳闸循环泵出口蝶阀联锁关闭。如果没关闭则及时手动关闭，防止循环水被短路。根据当时的真空下降情况，降低机组负荷，使机组在规定的真空范围内运行。如果跳闸泵的出口蝶阀不能关闭，循环水量减少，低真空保护动作，汽机侧按循环水中断处理。锅炉侧检查MFT动作正常，若汽压快速升高，手开PCV阀进行泄压，通知点检处理。如果此时为2机3泵运行方式应通知邻机监视循环水系统画面，并启动备用循环水泵。联系检修处理。循泵一运一备，运行循泵跳闸现象：光字牌报警“循泵跳闸”。备用循泵联启。机组真空短时下降，后又恢复。原因：出口液控碟阀油系统或控制系统故障，循环泵运行其出口蝶阀小于3%。电机推力轴承及上轴承温度升至80℃。电机上导瓦轴承温度升至95℃。电机下轴承温度升至95℃。现场人员事故按钮停。DCS操作员误操作。工程师站发循泵停止指令。电气系统故障。处理：循泵跳闸后，确认跳闸循泵出口蝶阀联锁关闭。如果没关闭则及时手动关闭，防止循环水被短路，若手动也无法关闭，可采用停油泵开手动泄油阀，使之关闭，若仍无法关闭则紧急停机。循环水泵跳闸，出口门不联关，禁止开联络门。确认备用循泵联启，如不联启，应手动启动备用泵，并密切监视循环水出口母管压力及机组真空。如手启不成功则机组按循环水中断的处理方法进行处理。如果跳闸泵的出口蝶阀不能关闭且跳闸前无明显电气或机械故障应抢合一次跳闸泵，如抢合不成功则机组按循环水中断的处理方法进行处理。联系检修处理。一台循泵检修，运行一台循泵跳闸现象：光字牌报警“循泵跳闸”。跳闸循泵电流到零，循环水出口母管压力下降。机组真空快速下降。机组煤量增加。机组负荷下降。机组排汽温度升高。原因：出口液控碟阀油系统或控制系统故障，循环泵运行其出口蝶阀小于3%。电机推力轴承及上轴承温度升至80℃。电机上导瓦轴承温度升至95℃。电机下轴承温度升至95℃。现场人员事故按钮停。DCS操作员误操作。工程师站发循泵停止指令。电气系统故障。循环水联络阀关闭状态下，厂用电中断，循环水泵失电。循环水泵进口滤网严重堵塞，集水井水位低，造成循环水泵吸不上水或泵气化。处理：立即抢合备用循环水泵，无效时，手动启动主机润滑油泵运行，汽轮机立即打闸，锅炉“MFT”，发电机逆功率保护动作，发变组出口开关跳闸，厂用电自投。关闭凝汽器循环水进、出水阀，当真空接近于零时，停止真空泵运行，打开真空破坏阀。确认开式水系统进口压力正常，否则应将开式泵停运。就地迅速关闭机侧主、再热蒸汽管道、小汽轮机高低压进汽管疏水隔离阀，尽量减少进入凝器热量。尽快查明跳闸循环水泵的保护动作情况。保持凝结水泵运行，检查低缸喷水自动开启。注意对辅冷水温、汽轮机润滑油温的监视，当辅冷水温高时应将其补水切至凝输泵大量补水边进边放，以降低辅冷水温，保证主润滑油温正常。尽快恢复循环水。当低压缸排汽温度＜50℃或排汽温度与循环水温度之差＜30℃时，方可恢复凝汽器循环水侧运行，同时应注意对凝结水硬度的监视。在循环水泵因出口蝶阀未关倒转或有电气故障信号时，严禁抢合循环水泵。联系检修处理。辅冷水泵跳闸现象：光字牌报警“辅冷水泵跳闸”“辅冷水压力低”。DCS辅冷水画面跳闸辅冷水泵电流显示为0。备用辅冷水泵联启（有不联启的可能）。原因：泵运行10S后，出口门关保护动作。辅冷水箱水位低（＜300mm）。现场人员事故按钮停。DCS操作员误操作。工程师站发辅冷泵停止指令。电气系统故障。处理：辅冷水泵跳闸，应检查备用泵联启,否则可手动启动备用泵。若备用泵无法启动,则检查原运行泵无明显电气或机械故障信号,可强合一次。若两台泵均启动不成功,注意各转机轴承及电机温度。汇报网凋，紧急减负荷。若辅冷水短期无法恢复，视各转机电机、轴承温度及时切换备用转机运行。视各转机轴承及电机温度，及时停止相应转机运行，充分考虑停运的转机可能给系统带来的不利影响。若因辅冷水中断，无法维持系统运行则故障停机。检查辅冷泵跳闸原因并消除，尽快恢复辅冷水泵运行，并恢复停运系统。高加解列现象：机组汽压迅速上升。光字牌“高加解列”报警。机组负荷大幅上升。给水温度快速下降。汽水分离器出口温度下降，主再热汽温下降。轴向位移增大。原因：高加水位高Ⅲ值保护动作。高加三通卸压阀误开。保护误动作。处理：高加解列时，值班员应汇报值长，并根据机组的运行状态及时做出正确判断并进行处理。高加解列时，检查水侧走旁路,各加热器抽汽电动门、抽汽逆止门关闭，各抽汽管道疏水气动门开启。机组负荷600MW以上、机组在CCS/AGC方式下运行时，应立即解AGC手动降低降低机组负荷至600MW以下，防止机组超负荷。如机组协调切除，应立即减少煤量和给水量，降低机组汽压，但须维持煤/水比例在合适的范围内。根据给水温度的下降情况适当调整过热度定值，以维持汽温稳定。调整二次风量和烟气挡板稳定再热器汽温。注意监视DEH中主机的轴向位移、推力瓦温度、高中压缸应力和机组的振动情况。重新投入高加时，应由按压力低到高依次投入，并注意应缓慢开启各高加抽汽电动门，防止发生热冲击。高加泄漏现象：DCS上高加水位升高。光字牌“高加水位高”报警。疏水温度降低。正常疏水调门开度增大，危急疏水气动门频繁开启。原因：高加材质不合格。焊接质量不合格。高加水侧腐蚀严重。高加参数波动频繁交变应力。处理：注意监视给水压力、流量和运行给水泵转速。正常疏水调门开度增大，危急疏水气动门频繁开启。高加水位无法维持，汇报值长，降负荷至规定值，立即手动解列高加。检查确认一级、二级、三级抽汽电动门及逆止门关闭，其抽汽管道疏水气动门开启。检查高加旁路门（三通阀）开启，高加自动走旁路。严密监视机组不超负荷，检查系统不超压，炉侧注意管壁温度不能超过规定值。在解列过程中，监视汽机轴向位移、推力轴承温度、振动、高中压缸应力等参数正常。汇报值长，通知检修处理。高加正常疏水调整门卡涩（卡在较小的开度）现象：高加水位持续上升。正常疏水调门指令与反馈不一致。事故疏水气动门动作。原因：热工回路故障。调整门门芯卡涩。处理：通过高加水位上升，正常疏水调门指令与反馈不符判断疏水调整门卡涩。切高加疏水调门至手动，手动活动调整。确认高加正常疏水调门失灵卡涩。检查高加危急疏水门开启，用危急疏水门暂时维持水位。降低机组负荷，减小高加疏水量。汇报值长，通知点检处理。处理完毕，缓慢开启高加正常疏水调整门，关闭高加事故疏水调整门。处理无效时，停止高加运行。高加水位高现象：DCS显示高加水位升高。DCS“高加液位高”报警。DCS上高加出口温度指示下降。原因：高加水位计不准。高加水位调整门故障。高加水侧泄漏。高加汽侧压力降低造成疏水不畅。处理：派人去就地核对现场水位计，若高加水位计不准及时联系点检处理。若高加水位调整门故障，应检查压缩空气压力是否正常，阀门是否卡涩，同时联系点检处理。高加汽侧压力下降，应检查是否由于抽汽电动门或逆止门误关引起，否则应手动开启。若属于负荷降低引起则应切换疏水。若加热器泄漏，切除泄漏加热器并做好检修措施。若高加水位高Ⅰ值时，相应的危急疏水调节门自动打开，否则手动操作。高加水位至高Ⅱ值，关闭上一级高加的正常疏水阀，2号高加水位高Ⅱ值关闭1号高加正常疏水，3号高加水位高Ⅱ值关闭2号高加正常疏水，并检查本级事故疏水开启。水位继续上升至高Ⅲ值，确认高加保护动作，则按高加紧急停运操作。高加水位低现象：DCS显示高加水位降低。DCS“高加水位低”报警。原因：高加水位计不准。高加正常水位调整门故障。高加危急疏水调整门泄漏量大。处理：若高加水位计失灵及时联系检修处理。若高加正常水位调整门故障，应检查压缩空气是否正常，阀门是否卡涩，同时联系检修人员处理。若高加危急疏水门泄漏量大，停止高加运行，联系检修处理。注：高加危急疏水调整门前手动门正常运行不能人为关闭，防止高加水位高时疏水排不过来，造成汽水倒流。高加出水温度异常降低现象：DCS上高加出口温度指示下降。分离器出口温度下降，减温水量减少。过、再热器管壁温度上升。机组煤量增加。原因：高加水位异常升高。高加进汽门误关，进汽门或抽汽逆止门开度不足。高加汽侧空气门误关，高加内积聚气体。高加旁路泄漏。高加水侧分隔板泄漏引起给水的总温升下降。高加水侧分隔板泄漏引起给水压差下降。负荷降低。高加进水温度降低。处理：检查保护装置是否误动，如误动应及时处理。检查高加水位，水位升高时，按水位升高故障进行处理。检查确定高加旁路无泄漏。如进汽压力与给水温度同时下降，应对照高加汽侧压力与负荷是否相对应，进汽压力与负荷不对应时，应检查高加进汽门与抽汽逆止门是否开足，未开足时应设法开足。如水位正常，端差上升，应检查高加汽侧空气门是否开足，设法将汽侧积聚的空气抽掉。进水温度降低，应检查除氧器压力是否降低或低加是否停用，并根据当时情况，调整除氧器压力至正常值。如高加水侧分隔板泄漏或钢管泄漏引起，应停用高压加热器。低加水位高现象：DCS显示低加水位升高。低加水位高报警。原因：低加水位计不准。低加水位调整故障。加热器泄漏。凝结水温度降低。低加汽侧压力降低造成疏水不畅。处理：若低加水位计失灵通知点检处理。若低加水位调节故障，应检查压缩空气压力是否正常，阀门是否卡涩，同时联系点检处理。若加热器泄漏，切除泄漏加热器并做好检修措施（7号、8号低加须停机后处理）。若凝结水温度降低造成低加水位升高，应及时用危急疏水阀调节水位正常，并恢复凝结水温度至正常。低加汽侧压力下降，应检查是否由于抽汽电动门或逆止门误关引起，否则应手动开启。若属于负荷降低引起则应切换疏水。若低加水位高Ⅰ值时，相应的正常疏水调整门自动打开，否则手动操作。若低加水位高Ⅱ值时，相应的危急疏水调整门自动打开，否则手动操作。5号低压加热器汽侧水位高Ⅲ值时，五级抽汽电动门及抽汽逆止阀自动关闭，抽气逆止阀前、后及电动门后的气动疏水阀自动打开，5号低压加热器凝结水旁路阀自动打开，凝结水进出水电动门自动关闭，否则手动操作。6号低压加热器汽侧水位高Ⅲ值时，六级抽汽电动门及抽汽逆止阀自动关闭，抽气逆止阀前、后及电动门后的气动疏水阀自动打开，6号低压加热器危急疏水阀自动打开，6号低压加热器凝结水旁路阀自动打开，凝结水进出水电动门自动关闭，否则手动操作。7A或7B低压加热器汽侧水位高Ⅲ值时，7、8号低压加热器凝结水大旁路阀自动打开，凝结水进出水电动门自动关闭，否则手动操作。8A或8B低压加热器汽侧水位高Ⅲ值时，7、8号低压加热器凝结水大旁路阀自动打开，凝结水进出水电动门自动关闭，否则手动操作。除氧器水位异常现象：除器水位异常变化，达到报警水位时，除氧器高、低水位报警发出。原因：水位自动控制失灵。除氧器压力波动过大。机组负荷突变。凝结水泵故障或出力不足。凝结水、给水管道泄漏。人员误操作。处理：除氧器水位异常变化时，应立即检查水位调整门动作情况，及时调整除氧器水位定值，并检查凝结水泵、汽动给水泵运行情况，根据不同情况作出相应的处理。若因凝结水泵故障，出力不足影响除氧器水位下降，应及时确认备用泵联启。若未联启，手动启动备用泵，停运故障泵。若因除氧器水位调整门失灵，则立即切为手动控制，必要时手动调整上水副阀，及时联系点检员处理，待故障排除后，恢复水位自动控制。检查除氧器事故放水门是否误开。若发现凝结水、给水管道泄漏时，应根据情况进行系统隔离操作，当系统管道泄漏严重、除氧器水位无法维持时，应汇报值长申请停机。除氧器水位高Ⅱ值（+2400mm）时，确认除氧器溢流调整门开启。若除氧器水位升高，达高值（+2600mm）,高水位保护动作，应检查除氧器事故疏水门动作，关闭除氧器上水调整门，关四抽到除氧器电动门、逆止门。除氧器振动大现象：除氧器发生异常振动，就地有异常声音。原因：投运过程中，加热不当，未按规定进行操作。除氧器运行中进入冷水。除氧器压力下降过快，发生汽水共腾。除氧器外部管道振动引起除氧器振动。除氧器内部故障，如喷嘴脱落，引起汽水冲击，造成振动。处理：投运除氧器加热时，水位应严格控制在规定水位，并按其升温、升压曲线进行操作，辅汽供除氧器调门开度不得过大。除氧器内部温度较高而凝结水温很低时，应减慢上水速度。除氧器压力下降过快时，投入备用汽源，以降低除氧器压降速度。检查除氧器外部管道振动原因并采取相应措施。满水引起振动时，检查关闭除氧器上水门与进汽门，开启放水门以降低水位。若由于内部故障引起振动，申请停运处理。除氧器压力异常现象：除氧器压力过高，安全门可能动作。除氧器水位波动，可能发水位高或低报警。除氧器可能发生振动。原因:凝结水、给水流量突变。机组负荷发生突变。除氧器进汽电动门误关。凝结水温度突然下降。处理：发现除氧器压力不正常时，应检查除氧器水位，凝结水流量及除氧器进汽情况，查明原因，并根据不同情况及时处理。若因进入除氧器凝结水流量突然下降，引起除氧器压力升高时，应检查除氧器水位调整门开度，若控制失灵，应手动开大除氧器水位调整门，恢复凝结水流量。若因除氧器进汽门误关引起除氧器压力下降，应检查辅汽至除氧器压力调整门开启，并开启除氧器进汽电动门，恢复除氧器压力。若因进入除氧器凝结水温度突然下降引起除氧器压力下降时，应检查5、6号低压加热器运行情况，及时处理，并恢复5、6号低压加热器正常运行。除氧器压力突然下降时，应注意除氧器压力变化，确认辅汽至除氧器压力调整门及时打开。给水溶氧不合格现象：化学在线监视溶氧参数超规定值。原因:除氧器排氧门排氧量过小。凝结水溶氧超标。除氧器压力异常。除氧器排氧门出口排气管道积水。处理：发现给水溶氧不合格，首先应检查开启除氧器排氧门，同时进行分析处理。检查凝结水溶氧量是否合格，若超标则应检查真空系统严密性并消除系统漏空点；凝汽器水位是否过高，若过高应降低凝汽器水位。若因除氧器压力不稳定或凝结水温度过低，应适当调整压力，稳定运行工况。若运行中无法调整解决，在停运后与检修人员配合，对除氧器内部进行检查。汽轮机润滑油温度高现象：DCS画面及就地润滑油回油表指示温度高于正常运行值。润滑油冷却水调整门开度变大。各轴承温度高或报警。原因：冷油器冷却水量少或冷却水温高。冷油器内积有空气或赃污。润滑油系统温控阀故障。主油箱加热器误启动。处理：油温升高的处理原则：发现轴承温度突然升高2～3℃时，应查明升高原因。如各轴承金属温度普遍升高，应查冷油器出口温度，并进行调整正常，必要时将备用冷油器投入运行。如冷油器温控阀调节失灵，通知检修处理。冷油器出口油温升高，应检查开式冷却水压力，温度正常，如冷却水压低，应检查开式泵运行情况，必要时增启开式泵，增加冷却水流量。检查润滑油压是否正常。回油是否流畅，主油箱排烟风机是否工作正常。当汽轮机任一道轴承金属温度达107℃或轴承回油温度达77℃时，汇报值长，并密切监视。当汽轮机任一道轴承金属温度达120℃，保护动作，若拒动，按破坏真空紧急停机处理。推力轴承金属温度升高处理：推力轴承金属温度任一点升高5℃或升高至107℃，应向值长汇报。检查润滑油压，冷油器出口油温应正常。推力轴承金属温度异常，应检查负荷、汽温、汽压、真空、轴向位移变化情况，若有异常，应将其调整至正常。推力轴承金属温度异常，应检查并监视轴向位移变化情况。倾听机组内部应无异声。推力轴承金属温度任一点升高至107℃，紧急汇报值长，并迅速减负荷。推力轴承金属温度任一点达120℃，保护动作，若拒动，按破坏真空紧急停机处理行。润滑油压不变，主油箱油位下降现象：就地和DCS画面显示润滑油压不变，主油箱油位下降。光字牌发“主油箱油位低”报警。原因：主油箱放油门、取样门误开。回油管道、油净化装置、轴承油挡漏油。密封油系统漏油。发电机可能进油。主机冷油器、密封油冷油器漏油。处理：就地核实油位计，确认油位下降，汇报值长。检查关闭主油箱放油门、取样门。检查回油管、油净化装置、轴承油挡是否漏油，隔离漏点，并做好防火措施。检查密封油系统是否漏油并处理。对冷油器放水检查，如泄漏应切换冷油器。联系检修对主油箱补油，维持油位正常。若漏油严重，经补油无法维持油位或漏油可能引起火灾时，停机处理。处理过程中，若油位降至规定紧急停机值，则手动破坏真空紧急停机。检查发电机油水检测器观察窗有油时，打开放油门放油，如发电机大量进油，应停机处理。润滑油压下降，主油箱油位不变现象：主油箱油位不变，DCS画面及就地显示润滑油压下降。轴承温度及回油温度升高。交流润滑油泵可能联启。原因：主油泵工作失常。油箱内、轴承室内的压力油管漏油（如供油管焊孔漏油，顶轴油管有焊孔或砂眼）。交流润滑油泵出口逆止门不严。直流润滑油泵出口逆止门不严。润滑油冷却器脏污。处理：当油压低至0.09MPa，确认交流润滑油泵联启，应尽快查明原因。系统发生漏油。若漏油不严重，油压可维持，则维持运行，停机后处理；若油压迅速下降至0.06MPa，汽机保护动作，否则紧急停机。若润滑油冷却器脏污，切换润滑油冷油器，联系检修清理。处理过程中，加强监视各轴承温度及回油温度，若达到紧急停机规定值，则紧急停机。如果泄漏严重，转子静止后，停运油泵，不进行连续盘车。定期启动油泵，进行手动盘车，防止大轴热弯曲。润滑油压、主油箱油位同时下降现象：DCS画面及就地显示润滑油压下降，主油箱油位下降。发主油箱油位低报警。交流润滑油泵可能联启。原因：压力管路漏油。冷油器检修后投运时未注油。运行冷油器放油门误开。处理：检查关严压力管道上放油门、取样门、冷油器放油门。若为冷油器投运时未注油，应停止投运，充分注油后再将其投入。若为润滑油管道破裂，立即将漏油点隔离；若油压可能维持，且漏油无火灾危险，可继续运行，同时向主油箱补油维持油位，并通知点检处理。若润滑油管道破裂无法隔离或漏油可能引起火灾，或经补油仍无法维持主油箱油位，应紧急停机。若发生火灾，按油系统着火处理。处理过程中，若润滑油压降至保护值以下，保护动作，机组跳闸，检查直流油泵联启。油质不合格现象：化学化验油质不合格。回油窗泡沫多且颜色发白。原因：油系统检修后清理不善。轴封供汽压力过高。冷油器泄漏。补油油质不合格。处理：加强油净化或换油。调节轴封母管压力在正常范围内。切换冷油器运行并加强油净化。主油箱油位升高现象：DCS和就地油位计指示油位升高。原因：油温升高或油中进水。排烟风机跳闸。外来油源进入。处理：若属于冷油器泄漏进水，应立即切换冷油器并隔离，进行主油箱放水，化验油质，并进行滤油。若属于轴封压力高造成油中进水，应降低轴封母管压力，并加强滤油。检查运行排烟风机运行是否正常，不正常启备用排烟风机。投入主机油净化装置。如果是油质乳化问题应通知点检换油。如果是油温高引起的，降润滑油温至正常。检查和大机相连的系统，若因小机油箱或者净、污油箱来油进入大机油箱，迅速将其隔绝。油系统着火现象：消防控制盘发出报警并指出火灾地点。就地发现火苗、烟气。原因：油系统泄漏。人为因素引起火灾。处理：立即正确使用灭火器进行灭火，同时发出“火警”信号（电话119）通知消防人员到场灭火，并汇报值长及有关领导。火势不能很快扑灭，且危及机组安全运行时，应立即进行破坏真空紧急停机。系统着火进行破坏真空紧急停机，应确认主机高中压主汽门、调门、高排逆止门,停用主机控制油泵。油如火势蔓延迅速，达到下列情况之一时，应开启油箱事故放油门，并根据情况，调节事故放油门，使转子停止前润滑油不中断，当火扑灭后，立即关闭事故放油门：火势危及油箱安全时。机头及机头平台大火时。火势危及厂房或相邻机组安全时。因油系统着火紧急停机，只允许用润滑油泵进行停机，并在惰走过程中，迅速排氢。如由于润滑油系统着火无法扑灭时，应将直流油泵和顶轴油泵退出备用，待转子停转后，应立即停用润滑油泵（盘车每隔30分钟盘转子180°）。如火势已扑灭，启动润滑油泵，顶轴油泵进行连续盘车。定冷水压力低现象：DCS光字牌报警“定冷水压力低”。定冷水流量下降。定子线圈温度上升。原因：定冷水滤网或定冷水冷却器差压高。定冷水泵出力不足。定冷水泵跳闸。水箱水位低。管道、阀门、法兰等泄漏。处理：定冷水滤网或定冷水冷却器差压高，切换滤网或定冷水冷却器。定冷水泵出力不足时，必要时可增开备用泵。定冷水泵跳闸时，应检查备用泵联启正常。定冷水箱水位低，应补水至正常水位。管道、阀门、法兰等泄漏时，应在不影响机组运行的前提下设法隔离。密封油油氢差压降低现象：DCS报警中显示“油氢差压低”。密封油画面油氢差压值降低。空侧密封油压力指示下降、报警。原因：空侧油泵故障。空侧密封油压力低。密封油管路泄漏。空侧密封油滤网堵塞。空侧密封油差压调节阀动作不正常。空侧油箱油位过低。阀门误操作。处理：若空侧密封油泵故障，可切为备用油泵运行，维持油氢压差50kPa。若备用油压力低，应检查密封油备用泵自启，否则手启，以维持油氢压差在50kPa。若油氢压差不能维持，继续下降至25kPa时，应注意备用密封油泵自动投入，否则应手动启动。若油氢压差不能维持，继续下降至20kPa时，应注意直流密封油泵自动投入，，否则应手动启动，汽轮机保护动作。若主差压阀失灵，应设法关闭主差压阀，检查备用差压阀动作正常。直流密封油泵启动后，若油氢压差不能维持，故障停机，并在惰走过程中，迅速排氢。密封油停运时，发电机进油现象：发电机油水检漏计有油。DCS画面上油水检测仪“泄漏”报警。汽机主油箱油位下降。发电机声音变闷。原因：密封油停运时，氢压、密封油压变化较大，差压阀调整不及时。发电机密封瓦有缺陷。处理：发现发电机进油立即查找原因，调整油氢差压正常，进行排油。排氢及停止密封油泵要缓慢进行，保持油氢差压在正常范围。加强监视，如果差压阀不能维持油氢差压在正常范围，要手动及时调整，防止密封油压太高进入发电机。防止密封瓦间隙太大造成发电机进油，必须使用合格的密封瓦，由专业人员调整合格才能投入使用。发电机检漏计失灵，联系检修处理。空侧交流密封油泵跳闸现象：光子牌报“空侧密封油泵跳闸”。密封油画面空侧密封油泵电流为0，状态变为黄闪。备用密封油泵联启。原因：电气系统故障。现场人员事故按钮停。工程师站或DCS站人员误发指令处理：空侧密封油泵跳闸，备用油泵自启，否则手动启动，检查密封油系统压力稳定。如果是误停，应恢复空侧密封油泵的运行，注意油氢差压正常，监视发电机油水检漏仪，如果有油及时排放。对空侧油泵进行就地检查，如果有损坏立即组织抢修。若备用交流油泵启动不了，空侧直流油泵运行时，运行时间不能超过两小时。如果空侧直流油泵也故障必须立即停机，将机内氢气压力降低到0.014MPa，做好防止氢气爆炸的措施。氢侧交流密封油泵跳闸现象：DCS软报警报“氢侧密封油泵跳闸”。密封油画面氢侧密封油泵电流为0，状态变为黄闪。氢侧直流油泵启动（有可能不联启）。原因：电气系统故障。现场人员事故按钮停。工程师站或DCS站人员误发指令。处理：氢侧密封油泵跳闸，检查氢侧油氢差压动作正常。如果是误停，应立即恢复氢侧密封油泵的运行。对氢侧油泵进行就地检查，如果有损坏立即组织抢修。氢侧油压如果中断允许短时运行，加强氢气指标的监视，氢指标下降通过换氢改善。如果短时间氢侧油泵不能恢复，机组停机处理。转机轴承温度升高现象：光字牌报警“转机轴承温度高”。DCS显示转机轴承温度升高。就地点温仪实测轴承温度值高。原因：转机轴承损坏。转机轴承各瓦间隙调整不一致造成部分轴瓦承力过大。轴承箱润滑轴承的油环损坏。轴承的绝缘被击穿，电机漏磁电流通过轴承造成油膜破坏。转机振动大。润滑油乳化变质或油内有杂质。润