事故操作整理机侧714

1、事故处理：机侧1、高压主汽门卡涩 处理主线：降低负荷降低主汽压力 -监视机组是否安全 -就地核对 -排查原因。 控制关键点：主汽压力。1) 负荷降低，主汽压力升高，发现主汽门指令与反馈不一致，判断为卡涩，立即降低机组负荷，降低主 汽压力，控制主汽压力在正常范围内。2) 严密监视汽机 TSI 各参数，主要是轴承温度、振动、轴向位移、差胀、缸胀、推力轴承温度、本体壁 温等正常。3) 严密监视左右两侧主汽温度偏差不超过 14 度、主汽阀内外壁温差不超过 83度。4) 检查调门开度自动开大，降低主汽压力。5) 解除机组协调，解除 DEH遥控，切至操作员自动，稳定调门开度。6) 汇报值长，立即派巡检就地

2、检查核对主汽门开度、卡涩情况及卡涩原因，联系检修处理。7) 联系热工人员将卡涩侧主汽门切为“手动”控制方式，并设置指令和开度一致，防止主汽门突开突关。8) 副操：控制主再热汽温、中间点温度、煤水比正常。必要时手动操作。9) 降负荷过程中调节控制除氧器水位、高低加水位、凝汽器水位、轴封压力正常。10) 检查炉侧炉膛负压、氧量、火检、一次风压、二次风压、吸送风机、一次风机、磨煤机运行正常，锅炉燃烧稳定。11) 检查EH油系统运行正常，油压正常，系统无泄漏，滤油泵运行正常，通知化学化验EH油质，油质不合格进行滤油，化验汽水品质。12) 稳定机组负荷，在检修处理完毕之前，严密监视主汽门的动作情况，做好

3、主汽门异常动作事故预想。13) 如检修在运行中无法处理，申请停机。2、高压调门卡涩处理主线：降低负荷控制主汽压力 -监视机组是否安全 -就地核对 -排查原因。 控制关键点：主汽压力。1) 负荷降低，主汽压力升高，发现高调门指令与反馈不一致，判断为调门卡涩，立即降低机组负荷，降 低主汽压力，控制主汽压力在正常范围内。2) 检查其他调门自动开大，否则解除汽机主控，开大其他调门，控制主汽压力。3) 严密监视汽机 TSI 各参数，主要是轴承温度、振动、轴向位移、差胀、缸胀、推力轴承温度、本体壁 温等正常。4) 解除机组协调，解除 DEH遥控，切至操作员自动，保持机组负荷稳定，将顺序阀切至单阀控制。5)

4、 立即派巡检就地检查核对主汽门开度、卡涩情况及卡涩原因，汇报值长，联系检修处理。6) 联系热工人员将卡涩调门切为“手动”控制方式，并设置指令和开度一致，防止调门突开突关。7) 副操：控制主再热汽温、中间点温度、煤水比正常。必要时手动操作。8) 降负荷过程中调节控制除氧器水位、高低加水位、凝汽器水位、轴封压力正常。9) 检查炉侧炉膛负压、氧量、火检、一次风压、二次风压、吸送风机、一次风机、磨煤机运行正常，锅 炉燃烧稳定。10) 检查EH油系统运行正常，油压正常，系统无泄漏，滤油泵运行正常，通知化学化验EH油质，油质不合格进行滤油，化验汽水品质。11) 稳定机组负荷，在检修处理完毕之前，严密监视高

5、压调门的动作情况，做好高压调门异常动作事故预 想。12) 如检修在运行中无法处理，申请停机。3、中压主汽门、中压调门卡涩处理主线：降低负荷降低再热汽压力 -监视机组是否安全 -就地核对 -排查原因。 控制关键点：再热汽压力、再热汽温。1) 负荷降低，再热汽压力升高，再热汽温度升高，发现中调门(中主门)指令与反馈不一致，中主门全开状态失去，判断为卡涩。2) 立即降低机组负荷，降低再热汽压力，控制再热汽压力在正常范围内。3) 副操：调节烟气挡板、再热器减温水、适当降低烟气氧量，控制再热汽温度在正常范围内，控制再热 器壁温不超温。4) 控制高压缸排汽压力不超过 4.23MPa.5) 严密监视汽机 T

6、SI 各参数，主要是轴承温度、振动、轴向位移、推力轴承温度、差胀、缸胀、本体壁 温等正常。6) 严密监视左右两侧再热汽温偏差不超过 14 度。7) 汇报值长，立即派巡检就地检查核对中压汽门(调门)开度、卡涩情况及卡涩原因，联系检修处理。8) 四抽压力下降，严密监视小机运行情况，除氧器压力等四抽用户，保证小机运行稳定、安全。9) 联系热工人员将卡涩侧中压汽门(调门)切为“手动”控制方式，并设置指令和开度一致，防止中压 汽门(调门)突开突关。10) 副操：控制主再热汽温、中间点温度、煤水比正常。必要时手动操作。11) 降负荷过程中调节控制除氧器水位、高低加水位、凝汽器水位、轴封压力正常。12) 检

7、查炉侧炉膛负压、氧量、火检、一次风压、二次风压、吸送风机、一次风机、磨煤机运行正常，锅 炉燃烧稳定。13) 检查EH油系统运行正常，油压正常，系统无泄漏，滤油泵运行正常，通知化学化验EH油质，油质不合格进行滤油，化验汽水品质。14) 稳定机组负荷，在检修处理完毕之前，严密监视中压主汽门(调门)的动作情况，做好主汽门(调门) 异常动作事故预想。15) 如检修在运行中无法处理，申请停机。4、高旁调门卡涩 处理主线：降低负荷降低再热汽压力-监视机组是否安全 -就地核对 -排查原因。控制关键点：再热汽压力。1) 主汽压力下降， 再热汽压力升高， 总煤量增加， 发现高调门显示 %，指令与反馈不一致， 高

8、旁压力升高， 判断为高旁门误开。2) 立即手动关闭无效，立即降低机组负荷，控制再热器压力在正常范围内。3) 调节高旁减温水，防止高旁发生水冲击，控制高排后温度正常，再热器入口温度正常。4) 控制高压缸排汽压力不超过 4.23MPa.5) 严密监视高排温度 在正常范围内，高压缸压比大于 1.7。6) 严密监视汽机 TSI 各参数，主要是轴承温度、振动、轴向位移、推力轴承温度、差胀、缸胀、本体壁 温等正常。7) 严密监视中低压缸监视段压力在正常范围内。8) 汇报值长，立即派巡检就地检查核对高旁开度、卡涩情况及卡涩原因，联系检修处理。9) 副操：控制主再热汽温、中间点温度、煤水比正常。必要时手动操作

9、。10) 降负荷过程中调节控制除氧器水位、高低加水位、凝汽器水位、轴封压力正常。11) 检查炉侧炉膛负压、氧量、火检、一次风压、二次风压、吸送风机、一次风机、磨煤机运行正常，锅 炉燃烧稳定。12) 稳定机组负荷，在检修处理完毕之前，严密监视高旁调门的动作情况，做好调门异常动作事故预想。13) 如检修在运行中无法处理，申请停机。5、高压缸通流部分结垢1) 发现负荷下降，主汽压力升高、调节级压力异常升高，轴向位移、推力轴承温度升高。调节级后监视 段压力降低，并与正常运行参数相比较，判断为高压缸通流部分结垢。2) 汇报值长，立即降低负荷，控制调节级压力在正常范围内，检查轴向位移、推力轴承温度等参数正

10、常。3) 通知化学加强水质调整和化验，保证蒸汽品质合格。4) 加强水质监视，联系化学化验蒸汽品质。5) 运行中无法处理，申请停机。6、高排通风阀误开 控制关键点：再热汽压力、1) 负荷下降，再热汽压力下降，再热蒸汽温度上升迅速，高排通风阀开启。2) 立即手动关闭，手关无效，关闭高排电动门。3) 严密监视汽机 TSI 各参数，主要是轴承温度、振动、轴向位移、推力轴承温度、差胀、缸胀、本体壁 温等正常。4) 调节再热汽压力温度正常。5) 检查发现热井水位上升，凝水导电度升高。6) 汇报值长，联系化学化验确认。7) 派巡检就地检查有无不良水质进入凝汽器。8) 发现循环水供水压力降低。9) 判断为因高

11、排通风阀误开造成铜管涨口松弛泄漏。10) 检查凝结水精处理系统投入运行，投入备用凝水精处理装置。11) 适当开启凝汽器补水门和放水门，以降低凝结水硬度，注意调整除氧器、凝汽器水位正常。12) 停止胶球清洗装置。循环水入口加木屑。a) 经处理无效，汇报值长，联系检修，进行半侧隔离清洗。b) 汇报值长，降低机组负荷至 420MW 。保持真空在 90kPa 以上。c) 开大运行侧凝汽器出口门。d) 关闭隔绝凝汽器汽侧空气门，关闭隔绝侧凝汽器入口门，检查凝汽器真空已稳定。e) 开启隔绝侧凝汽器水室放空气门，注意真空变化。f) 关闭隔绝侧凝汽器出口门。g) 开启隔绝侧凝汽器出入口管放水门。h) 隔绝侧凝

12、汽器出、入口门电机停电。i) 凝汽器二次滤网、收球网、胶球泵电机停电，凝汽器二次滤网排污门关闭、停电。j) 存水放净，办理检修工作票开工。(恢复时步骤参考隔离)7、抽汽电动门卡涩 处理主线：手开 检修处理 - 降低负荷防止超负荷 - 监视机组是否安全 隔离联系检修处理。 控制关键点：机组负荷、中间点温度、高加水位。1) 主汽压力上升、负荷上升，给水温度下降，发现抽汽电动门全开状态失去，水位下降，疏水阀开 度减少，电动门后压力较正常降低，判断为卡涩。2) 手动开启无效。3) 立即派巡检就地检查核对电动门开度，排查电动门卡涩的原因，并就地手动尝试开启。4) 汇报值长，联系检修到场处理。5) 维持机

13、组负荷不超过规定值，检查大机轴向位移变化，推力瓦温度正常 ,TSI 其他各参数正常。6) 检查主机调节级、监视段压力不超过规定值。7) 副操：给水温度降低，调节煤水比，控制主再热汽温、中间点温度。必要时手动操作。8) 抽汽压力降低，检查高加水位正常，下级高加水位调节正常。9) 检修短时处理不好，申请隔离高加汽侧处理。10) 检修处理好后，缓慢开启 I 抽电动门，恢复正常运行工况。11) 如抽汽电动门全卡，隔离高加汽侧，电动门停电，办理工作票，检修处理。打开电动门前后疏水。12) 加强对除氧器水位、凝汽器水位的监视，检查凝泵运行正常，不超出力，凝汽器水位、除氧器水 位的变化，并及时进行调整。13

14、) 本级高加汽侧解列后，将上级高加疏水倒至凝汽器，检查疏水扩容器减温水门开启正常，注意大 机振动、真空等参数的变化。8、抽汽逆止门故障关闭(除四抽逆止门外的处理步骤)1) 检查发现：加热器抽汽逆止门故障报警，指令与反馈不一致，汽侧压力下降，出口水温下降，汇 报裁判，抽汽逆止门故障关闭。2) 派巡检就地检查，汇报值长，联系检修处理。3) 降低机组负荷，防止超负荷。4) 給水温度降低，调节水煤比，调节中间点温度正常，主再热汽温正常。5) 注意负荷上升情况，防止超压。适当降低负荷。6) 关闭抽汽电动阀、逆止阀，隔离汽侧。检查抽气疏水开启正常。7) 其他加热器水位及疏水阀动作情况，将上级加热器疏水倒至

15、危急疏水，水位不能控制，或短时处 理不好时，解列上级加热器(上级高加水位无法控制，可解列)。8) 加强对除氧器水位、凝汽器水位的监视，检查凝泵运行正常。9) 加强对各监视段压力及汽缸内外壁温度变化的监视 , 检查汽机轴瓦温度、振动、差胀、轴向位移 正常。10) 检查疏水扩容器温度升高，投入喷水维持温度。11) 汇报值长并联系检修处理。12) 隔离汽侧，通知检修进行处理。13) 关闭正常疏水门前、后截门。14) 关闭上级正常疏水门前、后截门。15) 将抽汽电动门、逆止门停电停气。16) 汽侧隔离完毕，联系检修处理抽汽逆止门故障缺陷。9、四抽逆止门故障关闭10、处理主线：关闭电动门 再开逆止门 小

16、机安全检查 除氧器切至辅汽 机组安全 隔离检修1) 四抽逆止门关闭报警，指令与反馈不一致，负荷升高、除氧器压力低报警，判断为四抽逆止门故 障关闭。2) 关闭四抽电动门，检查小机供汽切至高压供汽，四抽至小机供汽电动门关闭，小机高压调门开启 正常，小机转速调节正常，给水流量正常。3) 手动开启四抽逆止门，无效。4) 立即派巡检就地检查，汇报值长，联系检修处理。5) 检查开启四抽管道疏水门。6) 汽泵转速波动，严密监视给水流量调节是否正常，否则切至手动调节。7) 小机轴移报警，检查小机切为高压汽源后轴移、差胀、振动、各轴承温度正常，派巡检就地加强 监视。8) 适当降低机组负荷，严密监视低压缸监视段压

17、力在正常范围内。9) 副操：给水温度降低，控制主再热汽温、中间点温度、煤水比正常。必要时手动操作。10) 除氧器压力降低，严密监视给水泵入口压力，防止气化。11) 将除氧器汽源切至辅汽供汽，维持除氧器压力、除氧器温度。12) 检查凝泵运行正常，不超出力，热井水位正常。13) 严密监视汽机 TSI 各参数，主要是轴承温度、振动、轴向位移、差胀、缸胀、推力轴承温度、本 体壁温等正常。14) 调节控制除氧器水位、高低加水位、凝汽器水位、轴封压力正常。15) 检修短时处理不好，关闭四抽电动门前两个逆止门，检查疏水开启正常。隔离联系检修处理。16) 检修处理好后，开启四抽逆止门，缓慢开启四抽电动门，将除

18、氧器加热倒至四抽，将小机供汽切 至四抽，恢复正常运行工况。11、四抽电动门故障关闭处理主线：手开 检修处理 - 小机汽源、转速 -投辅汽 机组安全 隔离联系检修处理。控制关键点：给水泵转速、给水温度降低、监视段压力。1) 负荷升高、除氧器压力低报警，除氧器压力下降较快，发现四抽电动门故障关闭，四抽至小机进 汽电动门联关正常，冷再至小机电动门开启，小机供汽切至高压供汽，小机高压调门开启正常， 小机转速调节正常，给水流量正常。2) 立即手动缓慢开启无效。3) 检查开启四抽管道疏水门。4) 立即派巡检就地检查核对电动门开度，排查电动门卡涩的原因，并就地手动尝试开启。5) 汇报值长，联系检修到场处理。

19、6) 汽泵转速波动，严密监视给水流量调节是否正常，否则切至手动调节。7) 检查小机切为高压汽源后轴移、差胀、振动、各轴承温度正常，派巡检就地加强监视。8) 控制负荷在正常范围内，严密监视低压缸监视段压力在正常范围内，否则降低机组负荷。9) 副操：给水温度降低，控制主再热汽温、中间点温度、煤水比正常。必要时手动操作。10) 除氧器压力降低，严密监视给水泵入口压力，防止气化。11) 将除氧器汽源切至辅汽供汽，维持除氧器压力、除氧器温度。12) 检查凝泵运行正常，不超出力，热井水位正常。13) 严密监视汽机 TSI 各参数，主要是轴承温度、振动、轴向位移、差胀、缸胀、推力轴承温度、本 体壁温等正常。

20、14) 调节控制除氧器水位、高低加水位、凝汽器水位、轴封压力正常。15) 检修短时处理不好，关闭四抽电动门前两个逆止门，检查疏水开启正常。16) 检修处理好后，缓慢开启四抽电动门，恢复正常运行工况。12、高加泄漏处理主线：判断 -减负荷 解列高加 调节中间点温正常 -机组正常 隔离做措施。 控制关键点：中间温度，解列时不能超负荷，及时开启泄漏高加事故疏水，关小上级疏水，防止控制 不意外解列高加。1) 主汽压力稍有下降、给水流量下降、汽泵流量上升，且偏差大，汽泵转速上升，高加水位升高， 高加水位报警，疏水温度降低，正常疏水调门、危急疏水调门开度增大，判断高加泄漏。2) 派巡检就地倾听声音并确认，

21、汇报值长，联系检修确认。3) 汇报值长，降低机组负荷至 90%，准备解列高加。4) 降低主汽压力，尽量开大调门，降低给水压力，降低泄漏量。5) 副操：控制主再热汽温、中间点温度、煤水比正常。必要时手动操作。6) 注意监视给水压力、流量和运行给水泵电流(转速)，热井水位、凝泵电流出力正常。7) 开启高加事故疏水，控制高加水位，解列高加汽侧：#1、2、3 顺序，解列高加过程中，维持负荷不超过额定值。8) 汽侧隔离后检查抽汽疏水门开启。9) 给水温度下降，注意监视中间点温度的变化，调节煤水比。汽侧隔离完毕后及时加煤。10) 隔离水侧：先开高加旁路门(三通阀)，完全开启后，手动关闭高加出口门，检查系统

22、不超压。 给水流量调节正常，否则手动调节，控制水煤比。11) 就地关闭高加给水注水门、关闭连续排汽门。12) 完全隔离后，调节总煤量230T左右，给水量1450T左右，负荷不超过 60万，检查过热器管壁温度正常。13) 高加解列完毕，全面检查机侧 TSI 各参数、各监视段压力、除氧器水位、热井水位、给水泵、凝泵运行正常。给水温度降低，检查排烟温度，如过低稍开送一次风机再循环，提高排烟温度。14) 准备完全隔离高加做检修措施：关闭连续排汽门、关闭正常疏水、事故疏水气动门，关闭前后隔离门，检查进回水门关闭严密停电，抽汽电动门气动门停电，汽侧水侧消压放水，以上阀门挂牌15) 汇报值长，联系检修办理工

23、作票开工手续。13、高低加正常疏水门卡涩。1) 高低加水位上升，通过正常疏水调门指令与反馈不符判断故障。2) 切疏水调门至手动，手动调整无效。3) 立即派巡检就地检查核对开度，排查卡涩的原因，并就地手动尝试开启。4) 汇报值长，联系检修到场处理。5) 检查危急疏水门开启，用危急疏水门暂时维持水位。6) 危急疏水投入后，严密监视：下级加热器水位调节情况、除氧器水位调节情况及压力变化、热机 水位调节情况、凝泵运行出力、疏水扩容器减温水投入、大机真空、机组振动情况等。7) 隔离高加正常疏水调门，注意并调整其他各高加水位正常。8) 短时处理不好，危急疏水不能长时间运行，申请停止高低加运行。 (危急疏水

24、卡涩，重在发现，隔离联系检修处理即可)14、高低加正常危急疏水门全卡 处理主线：将上级疏水切至危急疏水 降负荷隔离本级 监视其他加热器水位。1) 判断正常疏水门卡涩到零，危急疏水门也卡涩到零。2) 切疏水调门至手动，手动调整无效。3) 立即派巡检就地检查核对开度，排查卡涩的原因，并就地手动尝试开启。4) 汇报值长，联系检修到场处理。5) 立即将上级加热器疏水倒至危急疏水。6) 汇报值长，降低机组负荷，准备隔离加热器汽侧。7) 关闭电动阀、抽汽电动阀，检查抽汽管道疏水阀自动开启。8) 严密监视上级加热器水位调节情况，如危急疏水全开仍无法控制水位，立即降低负荷，减少抽汽 量。9) 降低机组负荷也无

25、效，应解列该高加运行。10) 给水温度降低， 加强对中间点温度、 主再热蒸汽温度的调整， 降低煤水比， 控制中间点温度正常。11) 加强对除氧器水位、凝汽器水位的监视，检查凝泵运行正常，凝泵不超出力。12) 加强对各监视段压力及汽缸内外壁温度变化的监视 , 检查汽机 TSI 各参数轴瓦温度、 振动、差胀、 轴向位移正常。13) 检查疏水扩容器温度升高，投入喷水维持温度。14) 机组稳定，就地隔离加热器正常事故疏水门，做好安全措施，联系检修办票处理。15、#3 高加疏水弯管爆漏处理主线：就地确认 降负荷 隔离高加 监视其他加热器水位 做措施。1) #3 高加水位不正常降低，检查正常事故疏水事故疏

26、水调节正常，指令反馈一致。2) 除氧器水位稍有下降。3) 判断为疏水弯管爆漏，隔离正常、事故疏水手动截门无效。4) 立即派巡检就地检查确认，设置围栏做好安全隔离带，防止汽水伤人、损坏设备，联系检修到场。5) 汇报值长，降低机组负荷，立即隔离 #3 高加汽侧，检查抽汽疏水门自动开启。6) 降低机组负荷防止超负荷。副操控制汽温。7) 隔离 #3 高加正常事故疏水。8) 严密监视 #1、2 高加水位是否正常，水位继续升高，继续降低负荷，无法控制隔离#1、 2高加汽侧。9) 如 #3 高加爆漏短时处理不好，申请隔离 #1、 2 高加10) 给水温度降低，加强对中间点温度、主再热蒸汽温度的调整，降低煤水

27、比，控制中间点温度正常。11) 加强对除氧器水位、凝汽器水位的监视，检查凝泵运行正常，凝泵不超出力。12) 加强对各监视段压力及汽缸内外壁温度变化的监视 , 检查汽机 TSI 各参数轴瓦温度、振动、差胀、 轴向位移正常。13) 检查疏水扩容器温度，投入喷水维持温度。14) 机组稳定，就地隔离 #3 高加汽侧，关闭电动门后疏水门，防止大机漏真空，做电动门逆止门停电， 手动门关闭严密，挂牌，好安全措施，联系检修办票处理。16、低压缸断叶片1) 发现负荷下降、低压缸振动报警、轴向位移、推力轴承温度升高、调节级压力下降，热机水位上升、 导电度升高。判断为低压杆断叶片。2) 立即派巡检就地倾听本体声音，

28、通知检修到场确认，汇报值长。3) 立即破坏真空紧急停机。17、破坏真空紧急停机的步骤：1) 手动按下停机按钮。2) 检查大机转速下降，高中压主汽阀调阀，高排逆止门各抽气电动门逆止门关闭， 高排通风阀、 开启。 主再热蒸汽管道疏水、汽机本体疏水、抽汽管道疏水门开启正常。3) 检查锅炉MFT正常、发电机程序逆功率跳闸正常。畐燥检查动作结果。4) 启动大机交流润滑油泵、氢封油备用油泵、一台顶轴油泵。5) 检查汽机本体及待汽机转速低于 2500rpm 时，停止真空泵，开启真空破坏门。6) 关闭所有有压疏水至凝汽器疏水阀。7) 将辅汽倒至邻机，轴封倒至辅汽。真空到零后停止轴封。8) 汽动给水泵跳闸，电泵

29、联启正常，检查汽泵出口门中间抽头关闭正常，再循环开启正常。转速到零 准备投入盘车，记录盘车电流、大机偏心。将汽泵、电泵密封水由凝汽器倒至地沟，防止油中进水。9) 调节除氧器水位正常。10) 调节凝汽器水位正常。11) 大机惰走过程中，就地倾听内部声音、测振，记录惰走时间及大轴弯曲值，准备投入盘车。严密监 视大机轴承温度、振动、轴向位移、差胀、缸胀、推力轴承温度、本体壁温等正常。12) 检查、调整发电机氢温、主机润滑油温、密封油温、发电机定冷水温正常。13) 当机组转速低于 600 r /min且排汽缸排汽温度v 65C时，关闭低压缸喷水阀。14) 停止氢气冷却水系统。15) 做好防止汽机进冷水

30、、进冷气的措施。16) 判断哪侧凝汽器铜管破裂，排汽温度降至 50 度，进行隔离。17) 畐操汇报炉侧、电气侧动作结果。18、盘车故障1) 因盘车电机故障造成不能电动盘车时，应查明原因尽快消除，并设法手动每隔20 分钟盘车 180度。2) 因盘车装置故障而中断盘车，当盘车停止后应做好转子位置的标志，记录停止时间。在重新投入盘 车时先翻转 180度，当转子晃度表指示回到 “ 0”位时(或翻转 180度后停放上述停止时间的一半左 右时)，恢复连续盘车。3) 如果由于其它原因造成盘不动时，禁止用机械手段强行盘车，应进行闷缸：关闭进入汽轮机所有汽 门以及所有汽轮机本体、抽汽管道、冷、再热管道疏水门，进

31、行闷缸。严密监视和记录汽缸各部分 的温度、温差和转子晃动随时间的变化情况。4) 关严轴封供汽门。19、主油泵故障1) 主油泵故障，如未造成跳机，启动大机交流润滑油泵、高压密封备用油泵，维持润滑油压正常。2) 汇报值长，联系检修确认，申请停机处理。3) 如造成跳机按跳机处理。20、主油箱油位降低 处理主线：就地确认 补油 堵漏降负荷做停机准备 -破坏真空紧急停机。1) 油箱油位 -200 报警，发现主油箱油位下降，润滑油压正常、密封油压正常，初步判断油箱漏油，立 即派巡检就地检查确认，核对油位计正常。2) 检查油箱放油门，系统各放油门关闭严密。3) 立即启动润滑油补油泵，开补油门进行补油。4)

32、汇报值长，联系检修到场，采取措施进行堵漏。5) 联系检修做好防止漏油着火的措施。6) 严密监视油箱油位下降情况。严密监视润滑油压、各轴承温度、回油温度。7) 如油压下降，应启动大机BOR SOB保证大机安全运行。8) 汇报值长，降低负荷做好停机准备。9) 补油无效，检修短时不能隔离，立即停机。10) 严密监视大机润滑油压、油温，油箱油位、严密监视主机 TSI 各参数，注意差胀、缸胀、轴移、各 轴承振动、温度、回油温度等。11) 油箱油位下降至 -300, 破坏真空紧急停机。12) 严密监视密封油系统的运行正常，做好紧急排氢，置换为空气的准备。21、润滑油压低管道漏油处理主线：就地确认 切换冷油

33、器 补油 堵漏 降负荷做停机准备 -破坏真空紧急停机。1) 主机润滑油压力下降、油箱油位下降，初步判断润滑有管道泄漏。立即派巡检就地检查确认，核对 油位计、油压正常。2) 检查润滑油密封油系统放油门无误开情况。3) 就地切换冷油器无效后判断主机润滑油供油管路泄漏。4) 立即启动润滑油补油泵，开补油门进行补油，严密监视油位下降情况。5) 严密监视润滑油压、各轴承温度、回油温度、回油油流正常。6) 汇报值长，联系检修到场，采取措施进行堵漏。7) 联系检修做好防止漏油着火的措施。8) 油压下降至0.177MRa,启动大机BOR SOB保证大机安全运行。9) 严密监视油箱油位下降情况。严密监视润滑油压

34、、各轴承温度、回油温度、回油油流正常。10) 汇报值长，适当降低负荷做好停机准备。11) 检修短时不能堵漏，油压继续下降(0.07MRa)，立即破坏真空紧急停机。12) 油位能维持正常，补油能补上，检修短时无法堵漏，汇报值长，申请停机。13) 油压降至0.06MRa,大机跳闸，破坏真空紧急停机。14) 油箱油位下降至 -300, 破坏真空紧急停机。15) 停机时应保证汽轮机惰走所需润滑油和排氢所需密封油。16) 严密监视密封油系统的运行正常，做好紧急排氢，置换为空气的准备。22、交直流油泵故障 如均故障，可各强合两次，无效就地合闸。23、左侧凝汽器铜管泄漏1) 发现凝汽器左侧循环水出口压力下降

35、、凝汽器水位不正常升高，凝结水导电度上升，凝器补水量减 少现象判断凝汽器左侧铜管泄漏。2) 联系化学化验热井水质，适当开启凝汽器补水门和 #5 低加出口放水门，加强换水，以降低凝结水硬 度进行优化水质。3) 严密监视热井水位和除氧器水位，凝泵电流、出力在正常范围内。4) 汇报值长，联系化学化验水质。5) 派巡检就地检查有无不良水质进入凝汽器。6) 检查凝结水精处理系统投入运行，投入备用凝水精处理装置。7) 停止胶球清洗装置。循环水入口加木屑。8) 经处理无效，汇报值长，联系检修，进行半侧隔离清洗。a) 汇报值长，降低机组负荷至420MW。保持真空在90kRa以上。b) 开大运行侧凝汽器出口门。

36、c) 关闭隔绝凝汽器汽侧空气门，关闭隔绝侧凝汽器入口门(顺序不得颠倒)，检查凝汽器真空已稳定。d) 开启隔绝侧凝汽器水室放空气门，注意真空变化。e) 关闭隔绝侧凝汽器出口门。f) 开启隔绝侧凝汽器出入口管放水门。g) 隔绝侧凝汽器出、入口门电机停电。h) 凝汽器二次滤网、收球网、胶球泵电机停电，凝汽器二次滤网排污门关闭、停电。i) 存水放净，办理检修工作票开工。工作结束恢复： 就地验收合格人空门关闭严密 - 终结工作票 关闭放水门 - 开启水室放空气门 开启循环水出口门注水 - 检查无漏水现象 注水完毕全开关闭放空气门 开启进水门 - 检查循环水压力正常 开启抽空气门 检查真空正常 恢复负荷。

37、24、凝汽器循环水铜管堵塞1) 发现凝汽器A侧循环水出水压力下降，A侧出水温度上升，凝汽器真空下降等现象判断凝汽器A侧冷却水管堵。2) 投入胶球投入凝汽器胶球清洗系统，并观察清洗效果。3) 真空下降，启动备用真空泵，维持真空稳定，做好降负荷的准备。4) 备用循泵运行增加循环水量，维持真空。5) 若真空继续下降，汇报值长，适当降低机组负荷。6) 真空下降，加强对排汽温度、汽机 TSI 各参数的监视。7) 若堵塞情况严重，请示值长，联系检修，将凝汽器A侧解列，进行清洗。8) 降低负荷降到420MW以下，调整燃烧、给水流量，调整主再热汽温，中间温度正常。9) 对堵塞侧的凝汽器执行隔离，(先关抽空气门

38、，后关凝汽器进、出口门)执行以上操作。25、轴封蒸汽管道泄漏10) 发现轴封压力低，检查轴封溢流阀关闭正常。11) 调整辅汽至轴封供汽调节门，控制轴封压力正常。12) 全面检查轴封系统，是否有疏放水门误开。13) 初步判断为轴封管道泄漏，汇报值长，立即派巡检就地检查确认，查找漏点，通知检修处理。14) 就地设置安全围栏，防止汽水伤人，防止损坏设备。15) 严密监视真空，防止轴封压力低造成漏真空。16) 严密监视大机 TSI 各参数，主要是差胀、缸胀、轴移等参数，防止低压缸漏冷气。17) 检修短时无法消除，汇报值长，申请停机处理。26、真空破坏阀误开。1) 真空低跳机，按停机处理，达到停机值73

39、kpA, 拒动是手动停机。2) 立即手动关闭无效，派巡检就地手摇关闭，联系检修处理。3) 处理期间，启动备用真空泵，维持低真空运行，防止真空泵过负荷。4) 投入低压缸喷水，防止排汽温度过高。5) 关闭主再热蒸汽管道有压疏水。6) 保持轴封压力正常。7) 故障消除后关闭，抽真空，热态开机。27、循环泵 A 故障跳闸，出口门联锁关故障。处理主线： 跳闸设备联动是否 联启设备联动正常 -保证机组运行正常 处理故障设备 隔离检修。1) 循泵A跳闸，循泵B联启正常，电流正常， 循泵B出口门联开正常， 循环压力一MPa,各部温度正常， 冷却水投入正常，冷却水流量正常。2) 检查循泵A出口门未联锁关闭，循环

40、水倒流，循泵A倒转。3) 复归跳闸设备。4) 严密监视真空变化，真空下降，适当降低机组负荷，维持真空在90KPa以上。5) 汇报值长，联系检修到场。派巡检将蝶阀切至就地，就地关闭循泵A出口蝶阀。6) 手动关闭无效，停止该蝶阀油站，打开泄压门，进行泄压。7) 就地严密监视泵倒转程度，令检修采取制动措施。8) 真空稳定，机组运行正常，检查A循泵跳闸原因，检查跳闸首出：热工保护正常，检查开关电气保护正常。9) 通知检修检查开关，是否误跳，排查是否有人误碰。10) 按检修要求，开关停电检查。做好安全措施，办理工作票开工手续。11) 故障消除后，拖至试验位做跳合闸试验正常，投入设备运行。28、AB 侧循

41、环水中断(进水门误关)1) 立即手动尝试开启无效。2) 派巡检就地手摇，排查原因，汇报值长，联系检修处理。3) 真空下降，立即降低机组负荷，保持真空正常。4) 关闭该侧抽空气门。5) 机组稳定，排查原因，检查电动门电源是否正常，控制回路是否故障，是否就地误碰，通知检修排 查。6) 根据检修要求做措施。29、阀门卡涩类故障1) 根据阀门指令与反馈不一致，参数异常判断卡涩。2) 切至手动操作无效。3) 立即采取措施，如用旁路等措施，保证正常运行设备的各参数正常。4) 立即派巡检就地检查，排查卡涩原因，尝试手动操作。5) 汇报值长，联系检修处理。6) 设备、机组运行稳定，排查原因：电源、气源、油源等

42、控制回路，隔离做安全措施。30、空侧交流密封油泵跳闸，联锁失灵1) 通过声光信号、空侧交流密封油泵跳闸，电流到零，空侧密封油压、油氢差压降低，氢压降低。2) 油氢差压到 35KPa 或空侧交流油泵进出口差压降至35KPa, 差压低报警，直流密封油泵未启动，立即切至手动，手动启动正常，电流正常，出口油压正常，油氢差压恢复。3) 当油、氢差压降至 0.056MPa 时，检查备用差压阀未动作，开启旁路。联系检修检查原因。4) 立即汇报值长，并联系检修。5) 严密监视发电机风温、定子铁芯温度等，根据规程规定降负荷。6) 氢压降低，进行补氢至 400Pa。7) 发电机漏氢，附近严禁动火作业。8) 复归空

43、侧密封油泵跳闸信号，排查空侧交流密封油泵跳闸，联锁失灵的原因。9) 如果启直流密封油泵后，仍不能维持密封油压、氢压，说明有漏氢点，进行补氢，就地查漏。10) 如不停机不能消除，应请示手动停机。11) 停机后，应进行事故排氢，并查明原因、处理。31、定冷泵跳闸(逆止门不严)1) 发现定冷泵跳闸，电流到零，备用定冷泵联启正常，电流偏高，出口压力减低，定冷水流量下降，判 断为跳闸定冷泵逆止门不严，立即复归定冷泵开关，强合一次，无效。2) 汇报值长，联系检修到场处理。3) 立即降低机组负荷，严密监视发电机定子线棒出水温度、线圈温度正常。4) 立即派巡检就地关严跳闸定冷泵逆止门，关闭入口门。5) 检查定

44、冷水流量正常，发电机定子线棒出水温度、线圈温度正常。6) 排查定冷泵跳闸，逆止门不严的原因。7) 如运行中无法，申请停机处理。32、发电机漏氢。1) 及时补氢，恢复氢压至正常。2) 严密监视氢压，氢压下降，按规定降低负荷。3) 严密监视发电机定子铁芯温度、齿鄂温度、端部温度、转子温度等正常，监视冷热氢温度正常。4) 适当降低定冷水压力，保持氢压大于水压。5) 汇报值长，联系检修到场查漏，通知氢站，加强制氢。6) 检查油氢差压正常，密封油系统运行良好，差压阀、平衡阀动作正常。7) 派巡检就地用氢气测漏仪排查漏氢点。8) 发电机附近做好防火措施，严禁动火作业。9) 隔离发电机氢冷器，排查。10)

45、检测发电机油系统、主油箱内、定冷水箱、氢气干燥器、封闭母线线壳内氢气含量。11) 封闭母线线壳内氢气含量当含量大于等于1%时，发电机减负荷停机。12) 当内冷水箱内的含氢量达到 3%寸报警，在120h内缺陷未消除或含氢量升至 20%寸，停机处理。13) 在处理当中要做好氢气爆炸着火的预防措施。14) 开启门窗通风，打开屋顶风机通风。33、除氧器安全阀误动1) 负荷下降、除氧器压力降低、温度降低、检查四抽正常、高加疏水正常、凝水流量正常、除氧器排汽 门开度正常。2) 严密监视给水泵运行情况，防止发生汽化。3) 就地检查发现除氧器安全阀误动。4) 汇报值长，联系检修处理。5) 适当降低除氧器压力，

46、关小四抽电动门。6) 加强补水，保持热井水位、除氧器水位正常。7) 如运行中无法处理，申请停机处理。34、除氧器上水调阀卡涩(关小)1) 根据除氧器水位下降，凝结水压力上升、流量下降，除氧器主调门指令和反馈不符确认除氧器进水主 调门卡。2) 解除除氧器水位自动，手动调整无效，立即用除氧器水位副调阀调整水位正常。3) 派巡检就地检查主调阀卡涩的原因，排查气动执行机构或执行机构电源是否故障。4) 汇报值长，联系检修处理。5) 如副调阀全开仍不能维持水位，开启旁路电动门调整。6) 将除氧器上水由主路逐渐倒至旁路，并根据旁路出力控制机组负荷。7) 隔离除氧器主调整门，办理工作票开工手续，通知检修处理。

47、8) 注意维持除氧器、凝汽器水位、压力正常。9) 检修处理好后，开启除氧器水位主调整门前后隔离手动门，逐渐开启主调整门，关闭旁路门。10) 除氧器水位调整正常后，投入主调整门自动。并恢复原负荷工况。35、 汽泵跳闸，电泵联启，RB 拒动。处理主线：跳闸汽泵动作正常-正常汽泵出力至最大-电泵启动正常-RB动作是否正常-投油 助燃 - 跳磨 - 机组稳定撤油 - 检查原因 - 隔离检修。控制关键点：主再热汽温、中间点温度、炉膛负压、氧量、 。 危险点：给水流量，中间点温度。1) 汽泵跳闸，转速下降，出口门关闭，中间抽头门关闭，再循环门开启。2) 电泵联启正常，电泵汽泵并泵正常。检查电泵电流(880

48、A)、转速(5842)、流量(599T),勺管开度、油压、工作油温、润滑油温正常，各轴承温度等正常。3) 检查RB是否动作，机组协调自动切至汽机跟随方式，80%RB保护动作正常，协调自动减负荷至 450MW.4) RB拒动，立即切除锅炉主控，降低机组负荷至450MW手跳F磨。5) 汇报值长，联系检修到场。6) 副操：调整主再热汽温、中间点温度正常。7) 确认正常汽泵出力增加，运行正常，必要寸撤至手动调节，防止超流量(938t/h ) ,前置泵电流正常(64.1A) 。8) 检查汽泵、电泵密封水压力正常，回水温度正常。9) 检查运行小机汽源压力正常，调门开度正常。10) 检查跳闸小机高、低压进汽

49、电动门、调阀关闭，疏水门打开。转速到零，投入小机盘车。11) 检查炉膛负压稳定、火检稳定、氧量正常、一次风压正常，吸送风机一次风机调整正常。12) 检查磨煤机运行情况：磨出力正常、出口温度正常、风量正常、跳闸磨各挡板关闭正常、各二次风挡 板正常。13) 检查机侧各参数：真空、除氧器水位、高低加水位、凝汽器水位、轴封压力正常正常，负荷变化过程 中，汽机 TSI 各参数，主要是轴承温度、振动、轴向位移、差胀、缸胀、推力轴承温度、本体壁温等 正常。14) 检查汽泵跳闸的原因，RB拒动的原因，汇报值长。15) 根据检修要求做安全措施。16) 故障消除后，重新启动汽泵。36、汽泵跳闸，电泵联启后跳闸、或

50、出力不足、RB 动作(拒动) 。1) 汽泵跳闸，转速下降，出口门关闭，中间抽头门关闭，再循环门开启。2) 电泵联启。检查电泵电流 (880A) 、转速 (5842) 、流量( 599T) , 勺管开度、油压、工作油温、润滑油 温正常，各轴承温度等正常。发现出力异常(性能降低、出口再循环卡、勺管卡等) 。3) 检查RB是否动作，机组协调自动切至汽机跟随方式，80%RB保护动作，协调自动减负荷至450MW.4) 电泵故障出力不足，立即根据给水流量，继续降低负荷至300MW。5) RB拒动时，立即切除锅炉主控，降低机组负荷至300MW手跳F、E磨。6) 投油助燃，稳定锅炉燃烧。7) 汇报值长，联系检

51、修到场。8) 副操：调整主再热汽温、中间点温度正常。9) 确认正常汽泵出力增加，运行正常，必要时撤至手动调节，防止超流量(938t/h ) ,前置泵电流正常(64.1A) 。10) 检查汽泵、电泵密封水压力正常，回水温度正常。11) 检查运行小机汽源压力正常，调门开度正常，投入小机辅汽汽源，保持小机汽源压力大于0.5MPa,将辅汽切至邻机或启动炉。12) 检查跳闸小机高、低压进汽电动门、调阀关闭，疏水门打开。转速到零，投入小机盘车。13) 排查电泵异常的原因，联系检修处理。14) 检查炉膛负压稳定、火检稳定、氧量正常、一次风压正常，吸送风机一次风机调整正常。15) 检查磨煤机运行情况：磨出力正

52、常、出口温度正常、风量正常、跳闸磨各挡板关闭正常、各二次风挡 板正常。16) 检查机侧各参数：真空、除氧器水位、高低加水位、凝汽器水位、轴封压力正常正常，负荷变化过程 中，汽机 TSI 各参数，主要是轴承温度、振动、轴向位移、差胀、缸胀、推力轴承温度、本体壁温等 正常。17) 检查汽泵跳闸的原因，RB拒动的原因，汇报值长。18) 检查电泵异常的原因 : 性能降低，检查入口门、滤网是否异常，变速箱油位是否正常，勺管是否卡涩， 运行中无法 处理，停止电泵。19) 电泵再循环卡涩，手动操作无效，保持电泵流量大于160 T,隔离再循环门。20) 根据检修要求做安全措施。21) 故障消除后，重新启动汽泵

53、、电泵。37、汽泵入口门卡涩1) 手动开启无效。2) 汇报值长，联系检修，就地派人手摇。3) 根据给水流量降负荷，适当增大正常汽泵出力，但不能超出力。4) 启动电泵并泵。检查电泵各运行参数正常。5) 汽蚀立即紧急停止小机。6) 降负荷至 80%。7) 调整汽温。8) 隔离汽泵，检修处理。38、汽泵再循环阀卡涩全开1) 检查发现负荷降低，给水流量下降，汽泵转速升高。2) 通知助手，做好机组减负荷和机组事故处理的准备。3) 检查发现 汽泵再循环门全开，立即切至手动强制关闭。4) 强关无效，派巡检就地检查，汇报值长，联系检修到场处理。检查气动执行机构或执行机构电源是否 故障。5) 控制给水泵流量不超

54、 938T/H。根据给水流量适当降低负荷，降低主汽压力。6) 副操：调整主再热汽温、中间点温度正常。7) 手动缓慢关闭汽泵再循环阀前电动门，注意汽泵转速、给水流量的变化。8) 关闭汽泵再循环阀后电动隔离阀。9) 适当关小调门，控制主汽压力正常。10) 控制主、再热汽温度正常。11) 检查除氧器、凝汽器热井水位正常。12) 检查电泵处于良好备用，可根据检修和负荷要求随时启动电泵，停止故障汽泵，配合检修的工作。39、推力轴承温度高1) 现象：推力轴承温度升高，轴向位移基本不长，可能原因为油量不足，管道堵塞。2) 派巡检就地检查倾听，通知检修到场检查，汇报值长。3) 检查大机润滑油系统：润滑油压、润

55、滑油温、油箱油位等参数，适当降低润滑油温。4) 启动大机BOP提高油压，增大油量，检查温度降低。5) 严密监视 TSI 参数，检查机组差胀、振动、机组负荷、蒸汽参数、凝汽器真空等。6) 适当降低机组负荷，联系助手做好事故处理准备。严密监视推力轴承温度。7) 推力轴承温度控制在正常范围内，联系检修检查原因。如无法控制达到停机温度(107 度)，立即破坏真空紧急停机。40、轴向位移大(转子窜动)1) 现象：轴向位移迅速增大，温度基本不长，可能原因为负荷过大、结垢、水冲击等。2) 发现轴向位移增大，各轴承振动增大，立即降低机组负荷。3) 派巡检就地检查倾听、测振，通知检修到场检查，汇报值长。4) 严

56、密监视轴向位移，胀差，推力瓦温度，轴承振动、回油温度等参数变化情况，启动交流润滑油泵、 高压密封油泵，做好紧急停机准备。5) 排查轴向位移大的原因： 蒸汽主再热汽温等各参数正常； 调节级压力正常、 各监视段压力、 真空正常。6) 减负荷后轴向位移仍偏大，怀疑转子窜动。申请停机处理。7) 如发现时已达到跳机值，且各轴承振动异常增大，保护拒动，立即破坏真空紧急停机。41、推力轴承磨损1) 现象：轴向位移增大、工作面温度上升迅速。2) 通过主机轴向位移增大、推力瓦温度高、轴承振动、推力瓦回油温度上升进行综合分析。判断主机推 力瓦轴承磨损。3) 派巡检就地检查倾听、测振，通知检修到场检查，汇报值长。4) 监视轴承推力温度及振动值上升情况，汇报值长紧急降负荷。5) 严密监视轴向位移