火电厂事故处理预案集锦（汽机）

一、高低加水位高掉闸、水侧泄露的处理预案一、系统概述：给水回热系统共有七段抽汽，前三段接至高压加热器，第四段供除氧器，后三段接至低压加热器。凝结水经三台低加后进入除氧器，加热除氧，给水经三台高加加热后送入锅炉。本机组加热器疏水采用逐级自流，高加疏水逐级自流至除氧器，低加疏水至凝汽器。每台加热器均有事故疏水至凝汽器，高加水侧采用大旁路，低加#5、#6、#7采用小旁路。二、事故前工况：

高、低压加热器全部投运，各对应参数正常（抽汽压力和温度、给水温升、加热器端差等），各个加热器水位正常，事故疏水调门未开。三、高低加水位高掉闸、水侧泄露事故现象：

1、某台加热器模拟量水位计指示水位升高或者维持在高水位，画面有相应的水位报警，事故疏水调门可能打开。故障加热器温升减小，端差增大。如是高加水位高，可能会出现给水流量与给水泵出口流量不匹配，电泵转速偏高；如是低加水位高，可能会出现进入除氧器的凝结水量与凝泵出口流量不一致。

2、某台加热器掉，画面水位计指示满水，对应抽汽逆止门、电动门联关，事故疏水调门可能联开，水侧电动门自动切换，机组负荷瞬时升高，后降低。如是高加掉，则负荷突增，给水温度下降，工作面推力瓦金属温度、回油温度升高，高加后各级抽汽压力升高，给水自动切为大旁路；如是低加掉，则进入除氧器的凝结水温度下降，除氧效果变差，除氧器水位、负荷有小幅度波动。

3、故障加热器严重满水时，就地与远方都满水.抽汽管道上下壁温差增大，抽汽温度下降，抽汽管道有冲击声和振动，法兰连接处冒汽，汽缸可能进水，轴向位移增大，推力瓦块温度报警。四、高低加水位高掉闸、水侧泄露事故原因：

1加热器管束泄漏或破裂。

2加热器疏水调门卡涩、调节仪失灵或前后截门误关。

3负荷大幅度变化或者负荷过高，引起水位自动调节跟不上。

4

凝结水流量、压力剧烈波动，引起低加掉。

5给水流量、压力剧烈波动，引起高加掉。五、高低加水位高掉闸、水侧泄露事故处理：

1、机组在高负荷工况下，高加掉，锅炉应迅速削弱燃烧，立即减负荷至

260MW以下，并密切监视汽机推力瓦温度。严防中、低压缸过负荷，造成机组损坏。

2、机组人员应注意减温水量的控制，高加掉后，在相同负荷工况下，锅炉用减温水量会增加较多。

3、高加掉后，由于四抽压力升高，给水流量可能瞬间升高。除氧器水位由于高加疏水失去和四抽压力升高，水位瞬间降低，机组人员应专人监视汽包、除氧器、凝汽器水位，防止除氧器水位低掉给水泵造成灭火。凝结水流量应比正常工况多。

4、低加掉后，对机组工况影响不大，但有时会导致其它低加发生掉闸。应及时联系检修处理并投入正常。

5、确认发生了汽轮机进水，必须破坏真空紧急停机。二、排汽装置背压升高或空冷风机掉闸事故处理预案对于凝汽式汽轮机提高热循环效率的途径是通过提高初参数和降低终参数来实现的。凝汽器真空的建立就是来降低汽轮机的排汽终参数，所以实际运行中对于凝汽器真空的巡视调整尤其重要。如果真空异常降低，不仅影响循环热效率，严重时还会发生低压缸排汽温度升高引起低压缸变形，汽机转子中心不一致，从而引发汽机振动，因此运行中一旦发现凝汽器真空下降应及时汇报，查找原因并积极采取措施消除故障。

背压升高的现象：低压缸排汽温度升高，背压表计均显示排汽压力升高，机组负荷下降，凝结水温度升高，凝汽器端差增大，“凝汽器真空低I、II值”光字可能发出，如在协调状态下维持负荷不变，蒸汽流量增大，给煤量增加，真空泵电流增大。一、真空下降的原因：

1、冷却风量减少或中断；空冷风机工作失常；

2、热井水位过高；

3、水环真空泵工作失常；

4、空冷换热器散热片污脏，换热效率下降

5、机组负压部分漏空气；

6、轴封系统失常或轴加水封破坏；

7、真空破坏门或低压缸安全门漏空气；

8、低旁泄漏或者有其他疏水漏入凝汽器。二、真空下降的处理：可分为急剧下降的处理和缓慢下降的处理。处理时查找顺序：核对表计判断真空下降的真实性——>刚进行过的可能影响真空的操作——空冷系统——>轴封系统——>真空系统——>其他系统。

1、真空发生急剧下降时：

(1)、首先汇报值长，单元长，机长，检查有无与负压系统有关的操作：

(2）、查看空冷风机运行情况，比如空冷变故障、由于刮大风造成空冷风机瞬间窒息不能通风至空冷散热器从而造成背压突然急剧升高；

(3)、轴封系统工作失常尤其是低压缸前后汽封调整不当；

(4)、水环真空泵缺水或无水造成大量空气漏入凝汽器；

(5）、低旁误开。发生上述情况时应迅速恢复刚刚进行的操作，若真空继续下降，应立即按规程降负荷（解除协调，炉侧解送风自动，快速降负荷，保持较小的过剩空气系数，注意炉膛负压）启动备用水环真空泵，备用循环泵，严密监视机组振动。当背压突然急剧升高接近紧停条件应提前倒换厂用电，做好停机准备。当由于刮大风等原因引起，则应立即减负荷使背压参数处于规定的保护曲线范围之内，必要时候也可采用锅炉灭火等手段迅速降低背压，凝汽器排汽压力增大到保护条件时，低真空保护动作紧急停机，如低真空保护拒动，应手动执行紧停，其他操作按不破坏真空紧停处理。

2、发生缓慢下降时的处理：

(1)、首先汇报值长、单元长、机长，检查恢复刚刚进行过的操作。

(2)、调整主机汽封供汽门开度；可以适当开大供汽门；

(3）、热井水位过高，须及时启动备用凝泵加强除氧器上水，停补水泵，如原运行泵故障掉闸，备用泵应联启，恢复凝结水系统，如果是凝结水自动调整门失灵，解除自动，手动调整，加大上水，也可开5#低加出口放水电动门放水至凝汽器水位正常；

(4）、水环泵水位低出力不足时应迅速补水，或者启备用真空泵运行，如果是运行水环泵泵体漏空气，则启动备用泵停运行泵，并对故障泵可靠隔离；

(5)、由于散热器管污脏可及时启动空冷喷雾系统加强冲洗；

(6）、若负压部分漏空气，则水环泵电流明显增大，按照上边的顺序一个一个系统排查；

(7）、高、低加检修后投运投事故疏水调门前后手动门时也会对真空有影响如继续降低应迅速恢复原状态检查汽侧放空气、放水阀门位置是否正确；

(8）、真空破坏电动门不严密、低压缸安全门也会造成真空下降应及时检查关严；或者联系检修堵漏；

(9)、轴加水位过低应开启多级水封汽水门补水，调整轴加风机入口门；

(10）、水环真空泵运行中入口蝶阀误关，联系热工将其打开，及时启动备用泵。总之，真空下降是正常运行中经常遇到的情况，处理原则首先是刚刚进行过的操作且与真空系统有关的，真空快速下降时应按规程迅速降负荷，减小凝汽器进汽量，及时启动备用水环泵和备用循环泵（单台循环泵运行时），达到紧停条件执行紧停，其次缓慢下降或降到一定程度不再下降，则通过水环泵电流增大，可以明显发现原因多为负压部分漏空气，按照查找顺序及时逐个系统排查。

三、排汽装置水位高处理事故处理预案一、排汽装置水位高现象：

1、凝汽器水位高报警，包括：OM画面上变送器水位计，就地水位计高报警，可能出现除氧器水位下降。

2、可能出现真空下降。

3、凝结水过冷度大。

4、未投协调时，负荷可能降低。

5、运行凝泵掉闸，备用凝泵未联起。

6、低压缸轴封温度可能因为凝结水压力变化而变化。

7、凝结水主调门开度指示突降。二、排汽装置水位高原因：

1、运行凝结水泵工作失常，或者凝结水系统再循环门误开、凝结水主调门误关。

2、运行凝结水泵故障，备用泵未联起。

3、补水系统自动失灵，

4、7#低加泄漏

5、辅汽系统并列运行，各机组负荷偏差大，相互串汽

6、机组快甩负荷，低旁开，进入凝汽器的排汽量增大

7、机组停运时，补水门未关，或者凝泵密封水未关。三、排汽装置水位高处理：

1、若机组停运时，发现凝汽器水位高，应检查系统切除漏点

2、若运行泵工作失常或掉闸，备用泵未联起，应立即启动备用泵，停止故障泵，注意除氧器水位适时降低机组负荷并及时联系检修处理故障凝泵，由机长汇报值长及相关领导。

3、凝结水补水系统自动失灵时，应立即解除自动，采用手动调整，并采用放水方法：

a、开连排，注意连排系统无泄漏

b、开5#低加出口门前放水门，开启前应检查系统畅通

c、保持除氧器水位高

4、若是7#低加泄漏引起，解列7#低加处理

5、若因各机组之间相互串汽引起，联系值长调整辅汽运行方式，并开本机放水

6、若因机组甩负荷旁路动作引起，应查明原因，事故处理在机长的统一指挥下进行

7、若运行泵掉闸备用泵不能投入运行，凝汽器水位过高，则不破真空停机。四、事故处理分工：

1、发现凝汽器水位高，由机长、汽机副机长和汽机巡检共同确证故障原因

2、由机长负责汇报及故障判断，指挥机组人员进行系统切换及停机操作

3、由值长负责汇报相关领导及中调，机长通知检修人员进现场待命，炉副机长则根据机组情况配合降负荷，炉巡检、电气巡检配合机巡检进行系统切换后返回待命。

总之，凝汽器水位高，不仅使机组真空下降、凝结水过冷增大、严重影响到机组的经济性和安全性。因此，正确安全合理的处理凝汽器水位高的问题是非常重要和必要的。四、单台水环泵掉闸事故处理预案水环泵的作用是抽出凝汽器汽测含有的空气等不凝结气体和各加热器中不凝结的气体.当因水环泵故障凝汽内含有的空气等不凝结气体量增大时,会使排汽压力和温度增高很多,造成低压缸温差变形,破坏机组转子中心造成振动.一、单台水环泵掉闸事故现象：

1、画面“0、”“F”报警发出

2、OS画面A泵电流指示为0

3、真空略有下降

4、A泵入口门联关二、单台水环泵掉闸事故处理：（一）、备用泵联启正常:

1、检查备用泵入口蝶阀联开正常,检查故障泵入口蝶阀联关正常.

2、立即派人到就地将B泵水位补至正常,并检查B泵运行正常,就地检查A泵有无明显故障现象.

3、画面监视真空变化趋势,确证真空系统运行正常.

4、汇报值长,联系检修,派电气巡检测A泵绝缘是否良好.（二）、备用泵未联启且手动启动失效

1、画面手动启B泵失效,迅速降负荷,密切监视真空变化趋势,启B泵未成功,同时间汇报值长及时联系机炉,电气,热控人员.

2、及时切换轴封供汽,开大低压缸前后汽封,

3、快速降负荷过程中,炉可能因燃烧不稳灭火或降负荷不及时,真空达到条件保护掉机,手动切除旁路系统,进行其他停机操作.

4、水环泵处理前后,启泵,恢复,检查低压缸安全门是否正常.三、防止措施：

1、经常对运行泵进行检查,尤其注意电机运行情况,电机开关,工作正常,接线盒处电缆绝缘层完好,OS画面注意运行电流正常,发现异常及时汇报.

2、定期测绝缘,检查备用泵控制箱指示灯正确,确保备用泵备用良好.

3、正常运行中,提前做好事故预想,明确分工,使得事故情况下各司其职,快速处理,防止事故进一步扩大.四、人员分工：

1、值长:全面负责,联系检修.

2、机长:具体指挥,联系检修.

3、机副:机侧事故情况具体操作.

4、炉副,炉巡:配合机侧快降负荷.

5、机巡:配合机副现场操作.五、运行中一台排油烟风机掉闸事故预案一、运行工况简介:排烟风机是主机润滑油系统中的主要设备之一,它装设在密闭的集装油箱顶部,其作用是用于抽出油箱内的烟气,使油箱内及回油管路上形成负压,有利于回油畅通,避免油或油烟外溢,使整个油气处于安全状态下工作.油箱负压不宜太高,应维持在0.20.5Kpa(2025mm),防止轴后处进水进气及灰尘,污染了润滑油.排烟风机在油系统投运过程中,在启动交流润滑油泵前先启一台(并做排烟风机联动试验),一般在机组停运后,发电机排氢工作结束,密封油系统停运后方可停转,机组运行中,应始终维持一台风机运行,使主油箱内保持一定的负压,另一台投连锁备用.二、机组运行中,若一台排烟风机掉闸,应立即处理,防止事故扩大,减小不必要的事故隐患.掉闸后有下列一些现象:

1、备用风机联启,OS画面发报警

2、油位上升(画面油位及就地油位计指示);

3、若监盘精力不集中,长时间未及时发现或未处理,12.6米主机轴瓦处或油系统可能冒油烟及不严密处往外渗油;

4、由于回油不畅,油温可能上升;三、排烟风机掉闸有下列一些原因:

1、电机故障或回油故障;

2、风机机械故障卡涩;(轴承损坏等)

3、风机底部排油孔不畅或堵塞,风机内充满油,旋转阻力增大;

4、油烟分离器效果差或风机入口堵,也可使风机出力降低,造成与风机掉闸一样的效果;四、排烟风机掉闸事故处理：

1、应立即汇报值长，机长；准备好对讲机手电筒；

2、备用风机联启，应在OS画面退出风机联锁，立即派机值班员到就地检查，关闭掉闸风机的入口门，打开联启风机的入口门及风机底部排烟门，调整入口门开度，使油箱负压维持在2025mm.

3、在处理过程中，调整入口门开度几油箱负压过程中，值班员与集控监盘人员一定要用对讲机联系好，密切注意油位变化；

4、立即派人检查主机轴瓦处及油系统是否冒油烟及有油，并立即清理；

5、若是长时间未发现或未处理，应密切监视润滑油的变化，并派人就地检查冷油器调门开度几通过油管透明法兰检查油流情况；

6、派电气巡检检查掉闸原因，先停电，手动盘转风机转动是否灵活，检查电机本体是否烫手，并测电机绝缘，若绝缘合格可试一次。若属电机故障或油路故障应立即联系电气检修人员处理;若属机械故障，应立即联系机炉检修人员;将处理情况汇报值长；五、注意事项:

1、监盘精力集中,应及时发现问题;(包括油位,油温一些变化起势及辅机掉闸报警信号)

2、若长时间未发现及未处理,造成油箱油烟外溢或轴瓦处冒油烟,不仅造成环境污染,而且油系统及轴瓦处温度高,很容易发生火灾,必须及时清理;

3、若由于回油不畅,油温上升很快,很容易达到紧停规定,必须密切监视油温变化,及冷油器运行情况,必要时降负荷;

4、有时由于油烟分离器分离效果差,长时间未清理或风机入口堵,也会使风机出力降低,主油箱负压降低,造成与风机掉闸一样的效果,若发现此类问题,也应及时切换风机,通知机炉处理;六、除氧器上水加热过程中水位下降处理预案一、机组启动除氧器上水加热，汽源为临机辅助蒸汽，由除盐上水泵上水，上水过程中除氧器水位突然下降原因分析：1、除盐水泵故障或除盐水泵出力减小。

2、除氧器事故放水门误开。

3、除氧器的水位高信号误发，除氧器放水门开。

4、辅助蒸汽压力升高，除氧器水位下降。

5、5#低加出口放水门开，除氧器跑水。

6、锅炉上水速度突然加快，除氧器水位下降。

7、除氧水箱排空门误开，除氧器跑水。二、除氧器上水加热过程中水位下降处理：

1、检查除盐水泵的运行情况，上水泵出口流量及上水电流。

2、检查调整辅助蒸汽的压力。

3、联系锅炉控制汽包上水速度。

4、检查除氧系统，关闭以下阀门：

a．除氧器至定排手动门。

b．除氧器凝结水入口电动门。

c．除氧器水箱排空门。

d.5#低加出口放水电动门。

e.除氧器事故放水门。三、人员分工：

1、机长，及时分析水位下降原因，作好事故预想，事故处理过程中协调指挥机组人员。

2、机副机长，及时汇报机长情况，检查除氧器上水加热系统及分析水位下降原因。

3、炉副机长，控制汽包上水速度。

4、机巡检，听从机长及副机长安排，就地检查系统及时汇报。七、除氧器水位急剧下降的事故处理预案一、事故前工况：凝泵单台工作，除氧器水位自动调节正常，两台电泵工作，汽包水位自动调节正常，机组运行正常。二、除氧器水位急剧下降事故现象：

1、除氧器OS画面水位、电接点水位、就地水位计水位一个或全部指示降低。

2、凝汽器水位可能升高，汽包水位可能升高。

3、水位降到OS画面水位低报警发出。

4、水位降到水位低II值时，将使给水泵掉闸。

5、凝泵电流、出口压力、流量、给水泵转速、给水流量可能发生大幅变化。三、除氧器水位急剧下降事故原因：（一）、凝水系统有故障，包括：

1、主凝水调门机构故障使调门关闭。

2、除氧器水位自动调节系统失灵。

3、A凝泵跳闸（或变频器故障跳闸）备用B泵未及时联起。

4、加热器跳闸后水侧阀门动作不正常使凝水中断。

5、凝水启动再循环门、凝水再循环门误开，自动调整跟踪不及时或除氧器水位设定块误设定时。（二）、给水系统扰动，包括：

1、给水泵故障，转速飞升，除氧器水位跟踪不及时。

2、其他故障使锅炉需水量急剧增加，除氧器水位跟踪不及时。（三）、除氧器系统有故障，包括：

1、除氧器溢流阀、事故放水阀误开不关或联开后不关。

2、水位测量部分故障，发水位假信号。

3、机组启动过程中，操作不当使除氧器与凝汽器连通。

4、高负荷时高加事故疏水开启，凝水补充不及时。四、除氧器水位急剧下降事故处理：

1、发现除氧器水位急剧下降，应首先根据两个OS画面水位和一个电接点水位的变化情况进行故障确认，如为控制用变送器故障，应退出除氧器水位自动调节改为手动调整，如为指示用变送器故障应加强监视通知热工，如为电接点故障，应联系热工短接闭锁电泵启动接点并及时处理。

2、如所有水位计指示均急剧下降，应根据凝水主调门开度（变频器控制块开度）、凝泵电流、出口压力、凝水流量进行判断，迅速查明原因，进行相应处理。如为主调门故障关闭，表现为凝泵电流减小，出口压力升高，流量下降等，此时应立即开启主调门旁路电动门补水，观察凝水流量，使用凝水再循环辅助调整流量，必要时手动调整旁路电动门；如为加热器故障跳闸，水侧阀门切换不正常引起断水，则故障阀门闪黄，凝泵电流减小，出口压力升高，流量下降，此时应就地手动开启故障电动门维持上水；如为除氧器水位自动调节失灵，应立即改为手动调节；如变频器跳闸或A凝泵电机跳闸备用泵未及时联起，应手起备用泵；如为系统阀门误开应检查关闭，设定操作失误应汇报机长立即恢复；如为炉侧扰动，应以炉侧为主，必要时启动备用泵上水，防止事故扩大；除氧器系统阀门误开等原因引起的水位下降，应及时关闭，如为溢流阀故障应关闭手动门；启动过程中应认真检查除氧循环泵系统阀门及凝水启动循环门位置，防止除氧水箱的水窜到凝汽器，一旦发生水位下降现象应立即进行系统隔离；高负荷时高加事故疏水开启应根据情况适当减负荷使事故疏水关闭，否则通知热工关闭。

3、处理除氧器水位急降事故过程中，炉侧应进行减负荷操作以减缓水位下降速度，同时可以暂时减小锅炉上水量。如果处理不及时水位下降到保护值应按炉灭火处理，以防止损坏设备。八、各轴承温度普遍升高或单个轴承温度升高处理预案故障前运行方式：负荷180MW—300MW，单台A侧冷油器运行。一、各轴承温度普遍升高：（一）现象：1、各轴承温度普遍升高

2、轴承温度及回油温度升高报警。

3、润滑油温度升高。

4、机组振动可能增大。

5、轴向位移可能增大。

(二)处理：

1、检查润滑油冷却器调门动作是否正常，某调门全关应手动开启或开启旁路门调整油温至正常，联系热控检修。

2、检查冷却水源是否中断或工业水压力是否正常。根据情况处理。

3、如A冷油器故障，应切至B冷油器运行，通知机炉。

4、如发生冷油器落水应采取关小冷却水出口门，开打入口门，排尽空气后调整油温至正常范围。

5、查机组各轴承振动是否逐渐增大，根据情况进行处理，如振动值达到停机值时，应紧急停机。

6、如调整无效时，轴承温度达到紧停值执行紧停。

7、对润滑油压力，轴承温度，振动，轴向位移加强监视。如发生轴瓦断油或油流小找成温度至紧停时应紧停。二、单个轴承温度升高：（一）现象：

1、轴承金属温度升高。

2、轴承可能冒烟。

3、推力轴承损坏或推力瓦块金属温度升高。

4、回油中发现乌金碎末。

5、单个轴振或盖振可能增大。

（二）处理：

1、查单个轴承有无金属摩擦声，判断是否断油或损坏。

2、润滑油压是否正常；回油温度是否急剧上升；若回油温度达到82℃，轴瓦冒烟立即事故停机。

3、机组立即降低负荷，改变轴系承力分配，观察温度变化情况。三、注意事项：

1、调润滑油温时，应尽量缓慢调整冷却水门，避免润滑油温度大幅度摆动造成油膜发生变化，引起机组振动大停机。

2、当出现单个轴承温度升高时，应及时、准确地判明测点原因，还是轴承故障，达到紧停时，应严格执行紧停规定。九、定冷水系统异常处理预案一、水质异常：接到化学通知或巡检汇报水质超标后，应迅速确认，就地检查离子交换器运行情况，适当开大离子交换器出入口手动门，检查关闭凝结水补水门。根据水质污染情况进行水箱换水操作。如果离子交换器已经失效，应及时切出，并通知化学。如采取以上措施无效怀疑冷却器泄漏循环水混入定冷水，应进行冷却器切换操作。以上操作进行时应注意定冷水流量、压力的变化。二、流量（压力）异常：

1、运行A泵掉闸，备用B泵未连起，应立即启动备用泵。如为进行系统操作时发生人为误操作误关系统阀门引起断流，应立即恢复。发生断流处理不及时引起机组跳闸，应执行紧停操作，并汇报值长，排除故障后重新并列。

2、发生异常流量降低，应根据压力加以确认。如为流量指示错误，应通知热工模拟信号后检查，检查期间密切监视水压。确为流量降低的应关小定冷水再循环门提升系统压力并检查运行A泵工作情况、水箱水位、系统阀门位置、滤网脏污情况等。如为A泵出力不足，应倒换水泵；如为水箱水位降低，应补水正常；滤网脏污应及时切换；系统阀门操作不到位应恢复正常。三、水位异常：发生水位报警或就地发现水位异常降低，应手动补水正常，检查放水放空气门是否错误开启，系统或冷却器是否泄漏，结合氢气湿度、油水继电器液位判断是否发电机漏水，并采取相应措施。补水电磁阀故障无法自动补水应改为手动补水并加强监视。如为水位异常升高，应检查补水门是否内漏，如内漏应及时切除，并放水至正常。四、温度异常：发生温度变化应根据就地远方两块表计、环境温度、负荷情况判断是否正常。表计错误及时通知热工。冬季水温过低及时关小冷却水；夏季水温过高及时调整，必要时投入备用冷却器。冷却器某些阀门故障使水温难以调节，应投入备用冷却器运行。十、仪用压缩空气压力低事故处理预案一、仪用压缩空气压力低现象：

1、OM画面有“控制用空气压力低”报警发出。

2、主机轴封减温水调门、炉侧过、再热器减温水调门可能闪黄或无法操作。

3、6.3M控制气源站压力表指示降低。二、仪用压缩空气压力低原因：

1、空压机机械故障掉闸。

2、干燥塔切换故障。

3、空压机自身保护动作（冷却水压力低、润滑油压力低等）。

4、空压机电机故障跳闸。

5、压缩空气系统泄漏严重或精处理、外围车间大量用气，未及时通知。

6、压缩空气系统切换错误。三、仪用压缩空气压力低处理：

1、立即派人带对讲机到就地检查，确认报警正确，汇报值长，同时联系检修人员进现场。

2、如果为外围车间用气，通知其立即恢复。

3、通知辅控检查运行空压机，启动备用空压机或切换系统。

4、停止刚进行的操作，视情况恢复刚进行的操作内容。

5、尽量维持锅炉燃烧，尽量减少气动调节挡板、调整门的操作。

6、低压轴封供气温度、定冷水温度变化时可以派人就地采用手动调整：特别注意电泵最小流量阀动作情况，监视汽包水位，高负荷下通知锅炉快速减负荷；汽轮机本体疏水门将打开注意背压变化；各段抽汽逆止门关闭，注意除氧器水位；炉侧减温水调门打开，快速联系巡检到就地调整电动门。

7、处理过程中，如果达到紧停条件，坚决执行紧停，停机时要注意抽汽电动门联关正常，汽机转速下降，若压缩空气压力无法恢复，申请停机。

8、电气侧准备切换厂用电至备用变带。四、人员分工：

1、机长负责通知值长及检修进现场，值长进场后，机长会同机炉副机长操作，值长统一指挥

2、汽机巡检与电气巡检一同进行压缩空气系统切换和启备用空压机，整个过程防止联系不周

3、锅炉和汽机副机长盘上操作，需要切换厂用电时，汽机副机长操作，值长监护十一、高低旁动作事故处理预案一、高旁动作（一）现象：

1、负荷突增两万左右。

2、汽包水位突然升高。

3、主蒸汽压力突然降低。

4、主蒸汽流量降低。

5、再热汽压力升高。

6、高旁减压阀后温度、压力升高

7、轴向位移增大、推力盘工作瓦块温度升高。（二）原因：

1、热控控制系统或定值偏差引起误动，或人为误动。

2、监盘注意力不集中、加负荷或煤质变好时调门未及时开启、关调门时未监视主汽压力。造成主汽压力达高。

（三）处理：

1、通知热工查动作原因，汇报领导。

2、值长统一指挥协调工作，达跳闸值时按跳闸处理。