来源欢聚一值
汽机跳闸
1. 事故现象：
1.1 立盘 “汽机跳闸” 光字牌声光报警，锅炉、电气跳闸相关光字牌报警。
1.2 机组负荷到零，转速下降。
1.3 主再热汽门关闭、各抽汽逆止门及高排逆止门关闭，小汽机跳闸。
1.4 主汽压上升、主蒸汽流量到零。
2. 事故处理：
2.1 汽机跳闸后，应迅速启动主机润滑油泵，检查油压正常。
2.2 确认主、再热汽主汽门和调门关闭，检查各抽汽逆止门及抽汽电动门关闭，机组负荷到零，转速下降。
2.3 查机组大联锁动作正常，否则锅炉手动MFT，发变组不动作手动解列发变组，厂用电快切正常。
2.4 关闭四抽至本机高辅、除氧器电动门，以防外界汽源进入汽轮机。
2.5 检查各辅机的运行状态。
2.6 检查汽机跳闸原因，视情况决定按是否破坏真空停机。
2.7 启动电泵准备炉上水，查主机本体各疏水门联动正常，倒辅汽并及时将轴封汽源切至备用汽源，然后完成规程规定的相应停机操作。
汽机超速
1事故现象
1.1机组负荷指示到零。
1.2 所有机组转速表均超过危急保安动作动速3330rpm，而危急保安器未动作。
1.3 机组声音异常，主油泵出口压力上升。
1.4 汽缸内可能有金属撞击声。
2事故原因
2.1 DEH系统故障。
2.2 主汽门、调门、再热主汽门、再热调门卡涩。
2.3 机组跳闸或解列后，汽机抽汽逆止门卡涩，抽汽倒流进入汽缸。
3 事故处理：
3.1 确认汽机超速后立即破坏真空紧急停机。
3.2 运行中发现抽汽逆止门有卡涩现象时，应关相应的电动隔离门，使其退出运行。
汽缸温差异常
1. 事故现象：
1.1 汽缸上、下缸温差异常，比正常运行时的上、下缸温差增大。
1.2 当汽缸上、下缸温差大于41.6℃时，DEH上有汽缸温差大报警。
1.3 汽轮机组振动可能增大。
2. 事故处理
2.1 汽轮机如有明显进水特征，如加热器满水、锅炉满水、蒸汽带水、轴封汽带水等，并且伴有机组振动异常时立即破坏真空紧急停机。
2.2 在机组正常运行中，当汽缸上、下缸温差缓慢上升时，重点检查以下项目：
2.2.1 检查汽温是否波动过大或主、再汽温偏差是否过大，否则联系炉侧调整至正常。
2.2.2 检查加热器水位是否过低或无水，否则应通知热控人员处理该加热器水位调节装置，调节水位至正常。
2.2.3 如在加热器停运时汽缸温差变大，应检查抽汽电动门前疏水是否打开。
2.3 在机组启机过程中，如汽缸上、下缸温差过大，应充分进行暧管、暧机，减缓升速或升负荷速度，加强疏水；如在汽机冲转前，汽缸上、下缸汽缸温差大，应注意真空不要太高。
2.4 在停机过程中，如出现汽缸上、下缸温差过大，应联系锅炉减慢降温降压速度及检查主、再热汽过热度是否符合要求。
2．5 停机后，若汽缸上、下缸温差大，应作如下处理：
2.5.1 检查轴封、抽汽电动门是否关闭，以防汽水倒回本体中。
2.5.2 应加强本体疏水。
2.5.3若本体疏水充分后，温差仍然偏大，则应关闭本体各疏水门，防止冷水、冷气进入汽缸。
2.5.4 如在投快速冷却装置时，应控制压缩空气温度与汽缸温度相匹配。
2.5.5 停机后若汽缸温差大，且能听到汽缸内有金属摩擦和撞击声，应停止盘车连续运行，改为定期手动盘车。
2.6 汽缸上、下缸温差大，还应检查汽缸保温情况，特别是下缸，发现有脱空、掉落等现象时应及时进行处理，确保保温完好。
汽轮机振动异常
1. 事故现象：
1.1 机组声音异常。
1.2 机组振动值较正常运行时偏大，当轴振指示值超过0.125mm时，振动报警。
1.3 机组轴承温度、各轴承回油温度、密封油温可能异常升高。
2事故原因
2.1 真空下降或排汽温度高，引起汽机中心偏移。
2.2 轴承座不均匀下沉引起轴系中心偏移。
2.3 启动中升速过快或增负荷过程中引起汽机膨胀不均。
2.4 汽机滑销系统卡涩。
2.5 汽机轴向位移或差胀过大引起动静部分摩擦。
2.6 汽机叶片断落。
2.7 汽机发生水冲击。
2.8 轴承油温不正或油质不合格使轴承油膜破坏。
2.9 轴承本身故障(如轴承顶部间隙过大，轴承接触不良或乌金损坏)。
2.10 轴承座和台板接触不良或台板螺栓松动。
2.11 机组靠背轮中心不正常或动静部分遗留杂物。
3. 事故处理：
3.1 当任何一轴振动值达0.254mm时，且伴随其他轴振也相对增大时，应按破坏真空紧急停机处理。
3.2 当机组振动值比正常值异常增大时，但不堪剧烈时，及时查找原因，重点检查以下项目：
3.2.1 检查主、再热汽温是否下降过快，过热度是否过低，否则联系炉侧调整，开启本体及主、再热蒸汽管道疏水。
3.2.2 检查主机油温是否正常或油质是否合格，否则加强主机油温调整和主机滤油。
3.2.3 检查空、氢侧密封油温是否正常，否则调至正常范围。
3.2.4 检查汽缸上、下缸温差是否过大，否则按汽缸上、下缸温差大处理。
3.2.5 检查真空是否下降，引起汽机中心偏移，否则检查真空系统找到真空下降原因，尽快恢复。
3.2.6 检查推力瓦温度、主机回油温度、轴承钨金温度是否有不正常上升现象，查明原因，尽快消除。
3.2.7 用听针检查汽轮机内部有无金属撞击声或摩擦声，如有应立即破坏真空紧急停机。
3.2.8 检查轴封部分有无明显摩擦以至发生火花，如有应立即破坏真空紧急停机。
3.3 在汽机冲转过程中，如果机组振动突然增大，应停止升速暖机。当机组振动降低且稳定后可继续升速。过临界时振动继续上升达到跳闸值机组未跳闸时，应立即破坏真空紧急停机，并做好防止机组超速的措施。
3.4 在低负荷暖机时振动增大，应加长低负荷暖机时间，直至振动有所下降后，方可继续升负荷。
3.5 经多方处理，振动增大原因仍不明时，适当降低机组负荷运行，汇报领导。
汽轮机水冲击
1 事故现象
1.1 主再热汽温急剧下降。
1.2 从主汽门、调速汽门门杆处及高压轴封等处冒出白汽和水滴。
1.3 清楚听到主、再热汽管或抽汽管内有水击声或汽机防进水保护监听装置报警。
1.4 机组负荷下降，机组振动增大，汽轮机内部声音不正常。
1.5 推力瓦块温度与回油温度突升，轴向位移突增，胀差大幅度变化。
1.6 汽机上下缸温差明显增大。
1.7 汽轮机加热器、除氧器水位异常。
2 事故原因
2.1 加热器管束泄漏或水位自动调节失灵造成加热器满水。
2.2 锅炉满水。
.2.3 锅炉减温水装置失灵，造成蒸汽带水。
2.4 启动过程中，主汽管、再热管、抽汽管及本体疏水不彻底。
2.5 轴封汽源带水。
3 事故处理
3.1 确认汽机发生水冲击，应立即破坏真空紧急停机。
3.2 开启全部主、再热汽管、抽汽管、汽机本体上的疏水阀。
3.3 若发现加热器泄漏，保护未动作时，应立即关闭相应的抽汽逆止门、抽汽电动门，并隔离加热器(若是高加应全部隔离)，并检查抽汽电动门前疏水应在开启状态。
3.4 汽温下降原因若为减温水故障时，应立即作必要的调整或隔离。
3.5 停机过程中，应注意以下事项：
3.5.1 转子惰走过程中应仔细倾听汽机内部声音，记录惰走时间和真空变化；
3.5.2 检查轴向位移和差胀值，主轴承、推力轴承金属温度与回油温3.5.3 检查机组的振动情况。
3.5.4 大轴静止后，应立即投入盘车，测量转子的晃动值，对设备系统全面检查，充分疏水，并汇报有关领导。
3.5.5 水击后机组的启动,必须经总工以上领导批准。
汽压、汽温异常
1 汽温升高
1.1 主、再汽温升至545℃，对照炉汽温，联系炉运调整，汇报值长。1.2 主、再汽温升至545～551℃，汇报值长，联系炉运尽快调整到正常，全年累计时间不超过400h。
1.3 主再汽温升至565℃，运行15分钟，仍不能恢复到正常值应按故障停机处理，故障全年累计运行时间不许超过80小时。
2 汽温降低
2.1 主、再汽温降至529℃，对照炉汽温，联系炉运调整汇报值长。
2.2 主、再汽温降至523℃，应开启主、再热汽管疏水，联系炉运尽快调整至正常。
2.3 主、再汽温降至509℃，应开启中压内外缸疏水，并进行降温降压处理。使主、再汽温的过热度大于对应压力的150℃。
2.4 主、再汽温在2分钟内突降50℃，应破坏真空紧急停机。
3.正常运行时，主或再汽两侧温差应小于14℃，但当温差达42℃运行超过15min或是温差超过42℃，应不破坏真空故障停机，且不能在4h内出现第二次这种运行方式。
4.主汽和再热汽的温差应按照温差曲线处理，运行时尽量避免出现短时间的周期性的温度波动，如温差超过允许的最大值应故障停机。
5.负荷0～225MW仅允许正温差(即主－再＝±ΔT℃)负荷225～300MW，允许±温差(即主－再＝±ΔT℃)
负荷(MW)
| 允许温差 (△T 正常 最大 ) |
0 | ＋28 ＋83 |
225
| ＋28 ＋42 －0 |
300
| ＋28 ＋42 －28 －28 |
5 主汽压超过17.5MPa，汇报值长，联系炉运调整至正常。主汽压超过21.7MPa，则应按故障停机处理，主汽压在17.5～21.7MPa，全年累计时间不超过12小时。
6 主汽压力、主汽温度同时达到极限值，温度565℃、压力17.5MPa应立即打闸停机。
汽机轴向位移增大
1 事故现象
1.1 推力瓦温度明显上升，推力轴承回油温度可能升高。
1.2 机组振动增大，且可能伴有异声。
1.3 DEH监视画面报警及光字牌报警。
2 事故原因
2.1 负荷突变。
2.2 主、再热汽温突降。
2.3 机组通流部分结垢严重。
2.4 润滑油压力或温度异常或推力瓦磨损。
2.5 汽机进水发生水冲击。
2.6 真空下降过多。
2.7 高压或中压主汽门调速汽门关闭。
3 事故处理
3.1 轴向位移增加时，应对照胀差、推力瓦块温度的变化情况，确证轴向位移增加。
3.2 轴向位移增加有较大变化时，应查明原因，采取相应措施。
3.3 推力瓦块温度达107.2℃时，减少负荷，使推力瓦块温度在107.2℃以下。
3.4 当轴向位移达+1.0时或推力瓦块温度急剧超过107.2℃时，立即紧急停机。
高压调门卡涩（运行中）
1. 事故现象：
1.1 高压调门卡涩。
1.2 DEH上有主汽门或调门故障报警。
1.3 若高压调门卡涩，调门控制方式会自动切至单阀控制。
2. 事故处理：
2.1 运行中发现高压调门卡涩，检查汽机控制方式自动由“顺序阀”切至“单阀”控制，否则手动切至单阀，并且全开其他调门，由锅炉控制负荷。
2.2 通知检修人员，采取措施，将卡涩调门处理好或关闭卡涩调门。
2.3 运行中有高压调门卡涩，应做好跳机后汽轮机超速的事故预想。
DEH系统中的DPU故障
1. 事故现象:
1.1 DEH控制系统报警子画面中DPU故障报警。
1.2 DEH控制系统中的系统状态子画面中故障DPU掉站，备用DPU运行。
1.3 汽机负荷可能不能调节或汽机调门晃动，或汽机跳闸。
2. 事故处理：
2.1 检查DEH系统中的某个DPU掉站，此时如机组未跳闸，尽量减少其他操作，维持机组原运行方式。
2.2 如故障DPU掉站后，DEH自动由“OA”方式切至“MANUAL”方式，则维持“MANUAL”方式。如汽机调门晃动或机组负荷变化较大，“OA”方式未自动切至“MAUNAL”方式，则手动切至“MANUAL”方式。
2.3 立即通知热控人员到现场，询问该故障DPU所实现的功能，充分讨论处理该DPU不成功可能出现的事故，做好充分的思想准备。如果处理有风险，则汇报领导。
2.4 如两台小汽机工作不正常，启电泵，维持汽包水位。
2.5 若在“MANUAL”方式下仍不能维持负荷，则立即打闸停机，按不破坏真空停机操作处理。
EH油压力异常
1 事故现象：
1.1 EH油压力低于或高于正常值。
1.2 EH油流量低于或高于正常值。
1.3 立盘可能出现“EH油压力低”光字牌声光报警。
2 事故处理：
就地检查EH油系统，视情况作如下处理:
2.1 EH油压显示低，油泵出口压力正常。检查运行泵出口滤芯是否堵塞,如堵塞开启备用泵，停运故障泵更换滤芯。
2.2 EH油压低，流量较正常偏小。检查EH油泵进口门未开足或故障，如未开足则及时开足进口门，如阀门故障则通知检修及时更换；检查油泵滤网是否堵塞或柱塞断裂，如是则开启备用泵，通知检修及时处理。
2.3 EH油压低，流量大。检查系统有无泄漏，尽快查漏堵漏；检查备用泵出口逆止门是否严密，如不严可开启备用泵运行，停机后更换。
2.4 EH油压力高。检查现场仪表，如现场仪表指示正常，则传感器坏，通知检修及时处理；如现场仪表指示均高，则油泵调压器调整不当或故障，通知检修及时更换或处理。
2.5 EH油压不稳。检查高压蓄能器氮气压力是否偏低，如低则补充氮气；检查DEH有无阀门试验或阀门动作。
EH油温异常
1 事故现象：
EH油温高于或低于正常值。
2 事故处理：
就地检查EH实际油温，视情况作如下处理:
2.1如显示偏高或偏低，而实际油温正常，则传感器坏，通知检修及时处理。
2.2 如EH油实际油温高，则检查冷油器冷却水进、出水门是否开足，必要时可以切换冷油器运行或投双侧冷油器运行。
2.3 如EH油油温实际温度偏低，则检查加热器工作是否正常及是否双侧冷油器运行,必要时投入加热器运行。
EH油位低
1 事故现象：
1.1 就地EH油箱油位低。
1.2 立盘“EH油箱油位低”光字牌声光报警，可能伴随“EH油压低”光字牌报警。
2 事故处理：
2.1 就地检查EH油箱油位。如实际油位不低，则油位开关未整定好或已损坏，则通知检修人员及时更换或重新整定。
2.2 如实际油位低，则系统有泄漏，及时联系补油并查漏堵漏，视泄漏情况及时作出如下处理。
2.2.1 如EH油泵进口门后至出口门前泄漏，如果备用EH油泵未联启时，应及时启动备用EH油泵，关闭泄漏EH油泵出口门，停止故障泵运行，且关闭该泵进口门。
2.2.2 如高压蓄能器泄漏，关闭高压蓄能器进油门。
2.2.3 如果EH油系统压力开关、压力表计、变送器泄漏时，关闭相应的压力开关、压力表或变送器的一次门（跳机）除外。
2.2.4 如机组前箱处EH油压力开关泄漏， 应联系热控人员解除EH油压低跳机保护后，可关闭压力开关进油总门。
2.2.5如油动机泄漏时，可关闭油动机进油门，必要时作好相应减负荷的准备。
2.2.6 如低压蓄能器泄漏，关闭低压蓄能器进油门。
2.2.7 如检修用滤油机泄漏，关闭其进出口油门。
2.2.8 如滤网差压开关泄漏，关闭其进出口油门。
2.2.9 如再生装置泄漏，关闭再生装置进油门。
2.2.10 如小机EH油系统泄漏时，应及时关闭小机EH油系统进回油门。
除氧器上水调门故障
1. 事故现象：
1.1 除氧器水位在投自动时不能维持正常水位，同时除氧器水位与凝汽器水位出现相反方向的变化。
1.2 凝泵出口压力及电流发生异常变化。
1.3 立盘“除氧器水位异常”光字牌声光报警。
1.4 除氧器上水调门反馈及就地实际开度异常开大或异常关小或远方输出开度指令与实际开度不一致。
2. 事故处理：
2.1 立即解除除氧器水位自动，手动调节其开度，观察凝结水流量变化，调整工况稳定。
2.2 手动调整无效，就地切断除氧器上水调门气源，手摇除氧器上水调门至事故前开度左右，维持除氧器水位，并与集控室加强联系。
2.3 当除氧器上水调门异常开大，手摇上水调门亦无效时，可就地手摇除氧器上水调门后截门至适当开度，维持除氧器水位，并与集控室加强联系。
2.4当除氧器上水调门异常关小时，手摇上水调门亦无效时，可就地手摇除氧器上水旁路门至适当开度，维持除氧器水位，并与集控室加强联系。
2.5 事故处理中加强对除氧器和凝汽器水位的监视，除氧器水位下降较快时应视情况适当降低机组负荷，水位上升较快时应视情开启事故放水门 2.6 注意保持机组工况稳定，及时联系检修查明原因并处理。
除氧器水位异常
1. 事故现象：（数值为一期规程上的）
a) 水位达高Ⅰ值(3240mm)报警。
b) 水位达高Ⅱ值(3340mm)报警，并关闭除氧器，进汽关断门、水位控制旁路门、除氧器水位调节门，打开溢流门。
c) 水位达高Ⅲ值（3440 mm）报警，并自动打开事故放水电动门，关闭高辅至除氧器电动门。
d) 除氧器水位低于低Ⅰ值(2540mm)报警。
e) 除氧器水位低Ⅱ值(1540mm)跳给水泵。
2. 事故原因：
a) 水位自动调节失灵。
b) 凝结水泵故障。
c) 低压给水管路破裂。
d) 除氧器水箱事故放水门误开或大量泄漏。
e) 水位信号错误。
3. 事故处理：
a) 检查除氧器就地水位计，确认水位异常。
b)给水箱溢流门或事故放水门及水位调节门有故障，应立即联系消缺。
b) 检查凝汽器水位，凝泵出口流量，确认凝泵故障，开启备用凝泵,隔离故障泵，通知检修处理。
c) 检查确认低压给水管破裂，应设法隔离，若无法隔离，应立即停机处理。
d) 若水位调节系统失灵，则应稳定负荷，改用手动控制水位，必要时开启调节阀旁路暂时维持水位。
e) 若系凝泵再循环门误开，造成水位异常，应设法关闭该门前后的隔离门。
f) 在处理除氧器水位异常时，应注意给泵工况，若发生给泵振动突增，出水压力晃动不稳时，应立即停给泵，若除氧器水位降至低Ⅱ值(1575mm)给泵应跳闸，未跳闸，应手动停泵。
g) 当除氧器水位上升高Ⅲ值(3075mm)，而溢流阀未开启，应立即采取措施手动放水，并停止除氧器进水。
除氧器压力异常
1. 事故原因：
a) 进水量过大。
b) 备用汽源误开。
c) 汽机过负荷。
2. 事故处理：
a) 可适当降低除氧器水位定值或改手动进水。
b) 备用汽源误开时，应手动将其关闭。
c) 汽机过负荷时应立即减负荷。
除氧器出水含氧量不合格
1. 事故原因：
a) 除氧器排气门开度不足。
b) 凝汽器过冷度过大。
c) 机组负荷增大过快。
2. 事故处理：
a) 增加除氧器排气门开度。
b) 检查凝水含氧量，注意调节凝汽器运行工况。
除氧器水击或振动
1. 事故原因：
a) 进入除氧器的水温过低。
b) 机组负荷太低。
2. 事故处理：
a) 开启高辅至除氧器加热汽门，适当关小四抽来的主加热汽门。
b) 检查凝水温度和凝水系统是否异常。
c) 如机组负荷太低，应尽可能增加负荷。
发电机机漏氢严重
1. 事故现象：
1.1 发电机氢压就地及立盘指示下降，补氢频繁，日补氢量增大。1.2 DEH上的氢压曲线下降趋势较快.1.3 漏氢严重时，发电机转子铁芯及转子线圈温度缓慢上升。1.4 立盘光字牌“发电机氢压异常”报警。
2. 事故处理：
2.1 立即检查密封油系统及空、氢侧密封油泵。如空侧交流油泵跳闸，检查空侧直流油泵联启否则在CRT上强启一次，检查交流油泵跳闸原因，如空侧交、直油泵都无法运行时，且高压备用油源无法投入时，只能以主机润滑油泵作为低压油源时，按DEH上的氢压负荷曲线降负荷，同时进行紧急排氢至0.014Mpa及以下。如氢侧油泵跳闸，查明跳闸原因，尽快恢复运行。如空、氢侧密封油差压严重异常，调整油氢差压。如系统漏油，尽量隔离，无法隔离时通知检修处理。
2.2 检查充、排氢系统阀门状态。如发电机氢气取样门、排污门、排氢门误开，立即关闭，并通知氢站补氢。
2.3 检查氢干燥装置系统运行情况。检查氢干燥装置排污门是否未关闭、风机运行情况及干燥装置阀门状态，必要时可以停止氢干燥装置运行，关闭干燥装置进、出口总门，观察发电机漏氢情况。
2.4 检查定冷水水箱上部排大气流量表是否有流量，如有流量，汇报领导，申请停机。2.5 联系化学，测量机房内的氢气含量，做好防火防爆措施。2.6 汇报有关领导。
密封油油氢差压异常：
事故现象：
1. 密封油油氢差压指示计指示异常。
2. 油氢差压低报警。
事故原因：
1. 空侧密封油泵故障。
2. 主差压阀故障。
空侧安全门误开。
事故处理
1 密封油与机内气体差0.084MPa。
2 当空侧密封油泵停止或密封油压不能维持时，备用油源自动投入。
3 油氢差压降至0.056MPa时，备用油差压调节阀(＃264)开启汽机侧密封高压备用油投入，且维持0.056MPa差压。
4当油气压差降至0.035MPa差压时，压力开关闭合发出“密封油气压差低”信号，并同时启动直流备用油泵。
5 直流油泵启动后，可经维持0.084MPa压差，保持机内氢压在额定值，但应迅速查清原因，尽快恢复空侧密封泵的运行或投入汽机高压备用密封油。
6 若短时间内，不能恢复空侧油泵运行或投入汽机高压油，应降低氢气压力至0. 014MPa运行
7 如果主差压阀故障或空侧油泵安全门故障，备用油源投入正常后及时联系检修处理
定冷水箱水位异常
事故现象：
1. 定冷水箱水位计指示异常。
2. 定冷水箱水位550mm低报警，750mm高报警。
事故原因：
1. 补水电磁阀动作失灵。
2. 补水旁路门误开。
3. 定冷水箱放水门或取样门未关闭。
4. 定冷水系统泄漏。
事故处理：
1. 发现定冷水箱水位报警，立即到就地确认。
2. 补水电磁阀动作失灵时手动关闭电磁阀前后截门，联系检修处理故障电磁阀。使用补水电磁阀旁路手动门和水箱放水门调整定冷水箱水位，如补水电磁阀无法恢复正常暂改为补水电磁阀旁路手动门补水。
3. 定冷水箱放水门或取样门未关闭时应立即关闭并补水至正常。
如因系统泄漏造成定冷水箱水位低，应设法隔离泄漏点。定冷水系统补水量大时应注意检查发电机运行状况防止发电机进水。如系统大量泄漏无法隔离或发电机进水应停机处理。
定冷水水质不合格
事故现象：
1. 定冷水导电度高。
2. 定冷水PH值高。
3. 定冷水硬度高。
事故处理：
1. 定冷水导电度高，应检查离子交换器是否未投用或流量较小，如未投用及时投入，如流量小适当增加离子交换器流量。如离子交换器出口导电度高，确认离子交换器树脂失效时，应进行更换。
2. 定冷水PH值高、硬度高时应进行定冷水箱换水。用补水旁路门补水至高水位，开启水箱放水门放水至低水位后关闭放水门。重复上述步骤直至水质合格。
小机跳闸
1. 事故现象：
1.1 立盘“×小汽机跳闸”光字牌声光报警。
1.2 立盘“电泵跳闸”光字牌灯灭，电泵联启，立盘电泵电流表有电流。
1.3 锅炉汽包水位快速下降，立盘“汽包水位低一值”、“汽包水位低二值”光字牌可能声光报警，立盘电接点水位计报警。
2. 事故处理：
2.1 小机跳闸后，应立即检查电泵是否联启，如未联启，立即手动启动电泵，快速提升电泵转速。
2.2 当机组负荷在260MW以上时，应检查另一台汽泵转速控制“自动”切至“手动”，将该台汽泵控制方式在卧盘上切至汽机侧控制，由机侧加该汽泵转速，最高控制在5600转/分钟以下，同时调整电泵及该汽泵转速至给水流量与蒸汽流量相匹配为止，调节汽包水位至正常后将汽泵、电泵切至炉侧控制；当机组负荷在260MW以下时，应检查另一台汽泵转速控制“自动”切至“手动”，否则手动切至“手动”方式，由电泵提升转速调节给水流量，调节汽包水位至正常；当机组负荷在180MW以下时，调节汽包水位正常后，停电泵作备用。检查泵组中间抽头电动门保证有一只运行泵的电动门在开启状态。
2.3 当两台小机同时跳闸时，电泵联启后快速提升转速的同时，锅炉应快速减少热负荷，如汽包水位低至跳闸值时锅炉MFT动作，则按炉MFT处理。
2.4 当汽泵跳闸后，电泵不联启且强启不成功，将另一台汽泵切至机侧控制，由机侧快速提升汽泵转速调节给水流量，汽泵转速最高控制在5600转/分钟以下，在处理过程中如汽包水位低至跳闸值时锅炉MFT动作，则按炉MFT处理。如汽包水位能维持，保持一台汽泵运行，注意该汽泵的流量不要超负荷，同时检查电泵无法启动的原因，尽快恢复备用。
2.5 检查汽泵跳闸原因，联系检修人员检查处理。
2.6 打开跳闸汽泵本体疏水门。
2.7 故障消除后，尽快恢复跳闸泵运行，恢复至原运行方式。
循泵跳闸
1. 事故现象：
1.1 凝汽器真空突降。
1.2 机组电负荷下降，主汽压力不变。
1.3 凝汽器循环水进水、出水压力下降或到零。
1.4 凝汽器排汽缸温度急升，凝结水温度上升。
2. 事故处理：
2.1 发现凝汽器真空突降，立即通知循泵值班员启备用循泵，同时检查备用泵出口蝶阀联开正常。复置跳闸泵，检查跳闸泵出口蝶阀联关正常。
2.2 当两台循泵运行跳一台循泵时，集控应快降机组负荷至200MW以下。
2.3 当两台循泵均不能启动成功，真空低至跳闸值，保护拒动，立即打闸停机，同时打闸停两小机，开电泵供水，注意汽机本体及主、再热蒸汽管道疏水门应手动强关，禁止汽机旁路开启，严禁向凝汽器送热。启凝结水补水泵向凝汽器补水，降低排汽缸温度。
2.4 通知循泵值班员启排水泵向凝汽器通水，当排汽缸温度降至50℃以下，方可启动循环向凝汽器通水，停排水泵。
2.5 保持凝泵运行，维持凝汽器高水位。
2.6 严密监视凝汽器排汽温度。当排汽缸温度达79.4℃时，应投入后缸喷水及水幕喷水。
凝泵跳闸
1. 事故现象：
a) 跳闸泵电流到“零”，凝结水流量下降。
b) 凝汽器水位、除氧器水位异常。
c) 备用泵可能联启。
2. 事故处理：
a) 检查备用泵是否联启，如未联启立即手动强启备用泵，查明跳闸泵跳闸原因。
b) 如备用泵无法启动，可再强启跳闸泵一次。两台凝泵均无法启动则停机处理。
真空泵跳闸
1. 事故现象：
1.1 真空泵跳闸，电流到零，备用泵可能联启。
1.2 凝汽器真空下降。
1.3 负荷相应下降。
1.4 凝结水温度、排汽温度上升。
2. 事故处理：
2.1 真空泵跳闸，备用泵应联启，若备用泵不联启，强启一次，如强启不成功，应再强启跳闸泵一次，注意真空泵电流。
2.2 备用真空泵启动后，应就地检查跳闸泵跳闸原因，同时联系电气人员及热控人员到现场检查，并汇报值长。
2.3 真空泵跳闸原因查明并消除后，恢复备用。
2.4 如果两台真空泵均不能启动，凝汽器真空持续下降，当真空降至87Kpa，应联系值长减负荷，真空每下降1KPA，减负荷50MW，当凝汽器真空下降至82KPa时，负荷减到零，当真空降至跳闸值时，按不破坏真空紧急停机处理。
2.5 机组减负荷过程中，应注意汽轮机振动，当机组振动达到跳闸值时而机组未跳，应立即破坏真空紧急停机。
2.6 因真空下降而停机时，应同时打闸停小机，开启电动给水泵供水。
2.7 如果因真空下降停机，停机后，真空又不能很快恢复，应保持主蒸汽管道疏水门在关闭状态. 2.8 处理真空下降时，应注意后缸喷水工况，排汽缸温度达79.4℃时，应开启后缸喷水。
两台开式泵全停
事故现象：
两台开式泵全停，电机电流为零，开式水出口压力低于0.25Mpa。
事故处理：
1. 立即启动两台循环水泵运行并开启开式泵出口电动门。
2. 联系临机将空压机冷却水切换至临机供。
3. 严密监视发电机氢温和定子线圈及铁芯温度并根据规定及时降低负荷运行；注意监视各辅机用户的温度，必要时应立即停机。
闭式泵跳闸
事故现象：
1闭市泵电流到零，出口压力降低，低高位水箱水位异常，冷却用户温度高
事故处理：
1检查备用泵是否联启，如未联启立即手动强启备用泵，查明跳闸泵跳闸原因。
2若备用泵手动强启不了可再启一次，必要时可强启跳闸泵一次
3若两台泵都启动不了，立即降负荷，维持各冷却器温度，化学取样关取样门。维持不了停机处理。
润滑油箱油位异常
1 确认油箱油位下降，应立即查明原因，设法排除故障，必要时紧急加油。
2 当油位迅速下降，经采用补救措施无效时，达停机油位时应立即破坏真空紧急停机。
3 油位下降的原因及处理：
3.1油管路破裂大量漏油，立即破坏真空紧急停机。
3.2油箱连接管路，如放油门、排污门，管路连接法兰等泄漏一经查出应尽快消除。
3.3 密封油系统发生泄漏缺陷，应尽快隔离处理。
3.4 油箱滤网发生堵塞，应尽快处理。
3.5 运行中发现油位上升，应进行底部放水检查，如油中含水应分析可能出现的漏水，漏汽点，若系冷油器漏油，应切换冷油器，若系轴封压力过高所致，检查轴封压力自动调整装置，并在运行中增加主油箱放水次数。
润滑油温异常
1 运行中发现回油突然升高或轴承金属温度突然升高，应即寻找原因，机组任一轴瓦温度上升至107℃将发生报警，若温度升至113℃且还有上升趋势，应立即破坏真空紧急停机。
2 所有轴承油温普遍升高，应检查冷油器工况，必要时手动调节恢复。
3 若系个别轴承异常，应检查轴承回油流动情况与油压，若回油量明显减少，瓦温已达极限值，应立即破坏真空紧急停机。
4 推力轴承回油温度升高，应检查瓦温，核对轴向位移指示，参考第7节“轴向位移增大”中内容进行处理。
油压异常
1油压下降的可能事故原因：
1.1 主油泵故障；
1.2 油管路破裂大量漏油；
1.3 油箱油位过低；
1.4 备用油泵逆止门泄漏。
1.5滤网堵塞
2事故处理
2.1 运行中发现油压下降，应立即查明原因设法消除，当油压降至0.082MPa发出报警，继续降至0.048MPa，自动遮断若失灵，应立即打闸破坏真空紧急停机。
2.2 当油压下降，但仍能维持机组运行，应立即起动密封油备用泵和润滑油泵，如油压仍无法恢复，且润滑油压下降至0.048MPa，应破坏真空紧急停机。
2.3 检查注油器工作是否正常，检查注油器进口及油箱回油滤网是否堵塞。
2.4 检查备用油泵逆止门是否漏油。
2.5 检查油系统过压阀是否误动作，油箱放油门是否误开。
机组满负荷时高加解列事故预案
一、原则
1、防止机组严重过负荷；2、防止锅炉超压；3、防止给水中断；
4、防止汽轮机进水。
二、现象
1、高加解列报警，给水走旁路，一、二、三抽电动门、逆止门关闭，抽汽疏水联开；2、机组负荷突增；3、主汽压、再热汽压突然上升；
4、给水温度下降。
三、处理
1、锅炉侧立即快速减少给煤量30t/h，四台磨运行时可打跳最上面一层运行磨煤机，以免机组超压和严重过负荷；
2、汽机侧同时切至操作员自动，投入功率反馈和调节级压力反馈，控制机组负荷短时间内最高不超过320MW；
3、注意高加解列联锁动作正常，注意机组振动、上下缸温差、瓦温、轴向位移、主再热汽压、给水调节等情况，如有异常及时处理；
4、低温给水进入锅炉后将造成主汽压力、负荷快速下降和主再热汽温升高，要按趋势提前调节燃料量和减温水量，以免负荷降得过快过低、汽包水位调节跟不上，以及主再热汽温超温；
5、全面检查高加解列原因及解列期间有无其它异常情况，使故障得到处理后方可恢复原运行状态。
凝汽器泄漏
1事故现象
1.1凝水导电度异常升高，炉水PH值下降，凝汽器水位升高
2 事故原因：
凝汽器铜管泄漏。
3 事故处理：
3.1 确认凝汽器铜管泄漏，应进行查漏处理。
3.2 将机组负荷降至210MW以下。
3.3 停用胶球清洗装置并进行隔离。
3.4 将准备检查的一侧凝汽器停用，关闭其进出口水门，放尽存水，并完成有关操作。
3.5 凝汽器半侧查漏时，应将汽机旁路切至手动。
3.6 与检修人员一起查漏，查漏时真空若降低，应再降低负荷。
凝汽器水位异常
1 事故原因
1.1 凝汽器水位调节装置故障。
1.2 凝汽器铜管严重泄漏。
1.3 系统中阀门误开或管路破裂。
1.4 凝泵跳闸或进口滤网堵塞。
1.5 加热器危急疏水门开启。
2 事故处理
2.1 确认水位调节装置失灵，应改手动调节，维持凝汽器水位。
2.2 凝泵跳闸或进口滤网堵塞时，应查备用泵联动，否则手动启动。
2.3 若水位下降由凝结水管破裂引起，应隔离该段管路，无法隔离时，应打闸故障停机。
4 因加热器危急疏水门突然开启造成凝汽器热井水位异常时，应立即切除高水位的加热器，按加热器水位异常进行处理。
汽机排汽压力上升
1 事故现象
1.1 汽机所有排汽压力示值均明显上升，直至报警。
1.2 汽机凝结水温度、排汽温度均上升。
1.3 机组负荷相应下降。
2 事故原因
2.1 真空泵故障或抽空气门误关。
2.2 循环水量减少或中断。
2.3 轴封系统故障使轴封压力下降。
2.4 凝泵异常或水位调节故障造成凝汽器高水位。
2.5 真空系统泄漏。
2.6 小机真空故障。
2.7 低旁故障或误开。
3 事故处理
3.1 发现汽机真空下降，应迅速核对确认，并迅速查明原因。
3.2 若给组正在进行可能涉及到真空方面的操作时，应立即停止。
3.3 立即增开备用真空泵，机组减负荷，阻止排汽压力进一步上升，当排汽压力上升至18KPa时，负荷减至零。
3.4 若凝汽器压力上升至20KPa，应汇报值长，故障停机。
3.5 机组减负荷过程中，应注意汽轮机振动，当机组振动达到跳闸值时而机组未跳，应立即手动停机。
3.6 当真空下降是由两台循泵跳闸引起的，应立即对循泵复位再启动，如果不成功，则紧急停炉停机，同时开启真空破坏阀，关闭凝汽器进、出口循环水门，并注意汽机旁
路工况，若旁路误开应立即手动关闭，疏水门手动强制关闭，防凝汽器超温。
3.7 因真空下跌停机时，应同时打闸停小机，开启电动给泵供水。
3.8 发生两台循泵跳闸后，应用凝结水补水泵向凝汽器补水，将排汽缸温度减至50℃以下，再开循泵向凝汽器通水。
3.9 当真空下降是由于系统阀门误动，则立即将其恢复正常，若系统泄漏，应立即进行隔离并予消除。
3.10 凝汽器热井水位异常时，应立即判明原因，若系统水位调节失灵，暂改为手动，若凝泵故障则开启备用泵，停掉故障泵。
3.11 当真空下降是由于轴封汽中断时，不能恢复应故障停机。
3.12 处理真空下降时，应注意后缸喷水，排汽缸温度达79.4℃，应开始喷水。
3.13 对循环水量减少引起的真空下降，应注意胶球收球网工况，若收球网堵塞，应立即进行收球网冲洗，收球网正常差压应小于0.025MPa。
汽机排汽温度高
1 事故现象：
排汽温度上升至79.4℃以上。
2 事故原因：
机组低负荷或启动工况下，汽机叶片鼓风机损失增大引起排汽温度上升。
3 事故处理
3.1 检查喷水装置是否投入，若自动装置失灵，应手动控制旁路阀，降低排汽温度，手操开启必须缓慢，以防排汽缸冷却过快，若排汽温度上升至121℃，应立即停机。
3.2 尽量避免机组在空负荷或低负荷下长期运行。
3.3 喷水减温工况对汽轮机末级叶片具有潜在的威肋。因此必须尽量减少喷水运行工况在启动中尽可能增加负荷和升负荷速率，防止出现升温。当排汽温度持续在75℃以上时，
应加大升负荷速率，直至排汽温度正常，以防止机组变形和轴封摩擦。
3.4 若排汽温度是由于排汽压力上升所引起，则按照汽机排汽压力上升的内容进行处理。
高压加热器水位异常
1. 事故现象：
a) 高加水位计指示异常。
b) 高加水位异常报警。
2. 事故原因：
a) 高加水位自动调节失灵。
b) 高加钢管泄漏。
3. 事故处理：
a) 高加水位高Ⅰ值报警，高Ⅱ值打开事故疏水门，同时关闭上一级正常疏水门。高Ⅲ值时，汽侧隔离，水侧走旁路。高加隔离时，抽汽电动门及逆止门迅速关闭。开一级、二级、三级抽汽管道疏水门。
b) 发现高加疏水阀阀位明显大于正常值时，应怀疑高加管束可能泄漏，若水位仍能维持应逐级比较，若水位不能维持应解列高加运行。
c) 除因机组负荷增减或发生工况突变等明显扰动因素造成高加水位异常跳停外，其它稳定工况发生高加跳停时均应通知热控人员前来检查。
d) 投停高加按规程要求进行，防止断水。
e) 机组运行中高加发生解列时，锅炉应注意防止大屏超温。
氢气压力高
事故现象：
氢压指示计指示高，氢压高报警。
事故原因：
1. 氢压调节器工作失灵。
2. 氢温异常升高。
事故处理：
1. 发电机内氢气压力>0.32Mpa发出氢压高报警信号。
2. 关闭压力调节器出口门，停止补氢。
3. 开启排氢门降低发电机内氢压至0.31MPa时，关闭排氢门。
4. 立即调节冷氢温度至合格范围。
5. 如果氢气压力投自动，应检查压力调节器运行情况，必要时切到手动运行。
氢气压力低
事故现象：
氢压指示计指示低。
事故原因：
1. 氢压调节器工作失灵。
2. 氢系统泄漏。
3. 系统阀门误开。
4. 密封油系统故障。
事故处理：
1. 氢压调节器投自动时，检查供氢压力是否偏低，，尽快提高供氢压力；如果氢压调节器失灵，可改为手动补氢；氢压正常后，关闭调节器前后截门，检查调节器。
2. 检查充、排氢系统门状态；如发电机氢气取样门、排污门、排氢门误开，立即关闭。
3. 如空侧交流油泵跳闸，检查空侧直流油泵联启否则在CRT上强启一次，如空侧交、直油泵都无法运行时，高压备用油源应该投入，否则只能以主机润滑油泵作为低压油源时，按DEH上的氢压负荷曲线降负荷，同时进行紧急排氢至0.014Mpa。
4. 如氢侧交流油泵跳闸，检查氢侧直流油泵联启否则在CRT上强启一次，尽快恢复运行。如空、氢侧密封油差压严重异常，调整油氢差压。
5. 检查氢干燥装置排污门是否未关闭、风机运行情况及干燥装置阀门状态，必要时可以停止氢干燥装置运行，关闭干燥装置进、出口总门，观察发电机漏氢情况。
6. 检查定冷水水箱上部排大气流量表，如有流量增加，立即汇报申请停机处理。
7. 联系化学，测量机房内的氢气含量，做好防火防爆措施。
氢气纯度高
1.检查纯度风扇是否故障。
2.检查纯度变送器是否故障。
氢气纯度低：
1.应开启CO2排气门及排气管隔绝门进行排污，充入新鲜的氢气，使纯度恢复至正常值。
2.查空氢侧密封油平衡阀门工作是否正常，保持空、氢油压相差±490Pa范围内，必要时重新整定。
3.检查氢侧密封回油箱油位调节门工作是否正常，否则暂时手动调节正常。
氢气温度异常
1.检查冷却水温及冷却水调节装置，发现调节不当及时调整。
2.如因负荷升降引起氢温变化，及时调整冷却水量。
氢气湿度大
2.查发电机氢水差压是否正常，异常时及时调整。
2.及时投运氢气干燥器，如氢气干燥器故障联系维修处理。
3.如氢气干燥器无法投运，可进行补排氢，降低氢气湿度。
漏液检测器液位高
1.当检漏计液位报警，迅速确定是哪一只报警，判断故障程度，尽快处理。
2.打开检漏计放水门，如果泄漏物是油应重点检查调整密封油系统正常，如果泄漏物是水立即调整定冷水压与氢气压差。
3.如果泄漏量很小，从排净流体至下一次报警时间间隔很长，则不需停机处理。如果泄漏量很大，排净流体后，又很快报警，且泄漏的是水，则应停机处理。
轴加水位异常
1 运行中发现轴加水位异常，应查找原因。
2 确认轴加管束泄漏，应作如下处理。
2.1 对轴加水侧进行隔离。
2.2 开启另一台轴加风机。