目录
一、 燃气轮机
事故预想题目：#1机组运行中，润滑油系统着火 .............................................................. 1 事故预想题目：机组解列后转速达3330rpm，电气超速保护和后备电气超速不动作 .... 2 事故预想题目：机组满负荷时，燃机轮间温度持续升高 ................................................... 3 事故预想题目：机组启动中（并网后未至暖机负荷）DCS发出BPT温差大报警 ............ 4 事故预想题目：机组运行中，燃机进气滤压差逐渐增大 ................................................... 5 事故预想题目：机组正常运行，主厂房机组天然气管道出现泄漏 ................................... 6
二、 蒸汽轮机
事故预想题目：#1机PCS控制系统失电 ................................................................................ 8 事故预想题目：#1机启机过程中，轴封母管的压力不断下降 .......................................... 9 事故预想题目：停机时，机组辅汽切换后轴封系统异常 ................................................. 11 事故预想题目：#3机满负荷，凝结水泵A变频运行，出现低压汽包水位低报警 .......... 12 事故预想题目：#3机热态启机，低压主蒸汽电动阀开启时卡涩拒动 ............................ 14 事故预想题目：机组启动过程中DCS上发“凝汽器检漏系统报警” ............................... 15 事故预想题目：机组启动过程中控制油压突降，备用泵自启 ......................................... 17 事故预想题目：机组运行，DCS控制油箱油位低报警，运行控制油泵泵体大量漏油 ... 19 事故预想题目：机组启停过程中，汽机高压旁路阀（自动状态下）无法打开 ............. 20 事故预想题目：机组热态启动时，DCS上出现汽轮机胀差高报警 ................................... 21 事故预想题目：机组正常运行时，凝汽器真空缓慢下降 ................................................. 23 事故预想题目：停机后，转速到0时盘车不能自投 ......................................................... 25
三、 发电机
预想事故题目：机组满负荷运行中，氢气压力不断降低 ................................................. 26 预想事故题目：#3机组正常运行时，消防系统终端机中有#3机6.5米和13米可燃气体
探测仪报警，#3机备用罩壳风机自启动 ............................................... 27
事故预想题目：机组运行过程中，排氢调节油箱浮球阀故障（卡涩在全关位） ......... 28 预想事故题目：机组运行时,真空油箱油位不断降低 ....................................................... 29
四、 余热锅炉
事故预想题目：高压过热器喷水减温调节阀卡涩 ............................................................. 30 事故预想题目：机组启动时，高压给水调阀内漏严重，高压汽包水位不断上升 ......... 31 事故预想题目：机组汽机进汽后，高压给水主路调门阀杆卡涩 ..................................... 32
五、 公用系统
事故预想题目：#2机组满负荷运行时，#2机循环水泵B跳闸 ......................................... 33 事故预想题目：在3台机循环水母管制运行且3台机带高负荷时，#2机循环水泵B事故
跳闸，#2机循环水泵B出口蝶阀卡在全开位置无法关闭 ..................... 34
事故预想题目：闭冷水压力低，且备用闭式冷却水泵无法启动 ..................................... 35 事故预想题目：三台机组正常运行，1台及以上闭式冷却水泵跳闸 .............................. 36 事故预想题目：三台机满负荷运行时，水水交换器出口闭冷水温度增长较快 ............. 38
事故预想题目：一台机组检修，两台机组运行，膨胀水箱水位降至2400mm后仍不断下
降 ................................................................................................................ 39
事故预想题目：机组启动过程中,启动炉故障熄火 ........................................................... 40 事故预想题目：机组正常运行，调压站出现天然气泄漏。 ............................................. 42 事故预想题目：三台机两班制运行，＃1、＃2机已停运，＃3机运行，压缩空气系统压
力低至0.63Mpa且有继续下降趋势 ......................................................... 44
事故预想题目：三台机组停运期间（需吹扫冷却空气），1台及以上空压机跳闸 ........ 45
六、 电气系统
事故预想题目：#1机正常运行中，灭磁开关跳闸，发电机出口开关GCB拒动 .............. 46 预想事故题目：发电机解列时，发电机出口开关GCB拒动 ............................................... 47 事故预想题目：＃1机组满负荷运行过程中，＃1主变冷却器故障全停 ....................... 48 事故预想题目：#1机组准备启动，选择#2SFC时，DCS上发出#2SFC超时报警 .............. 49 事故预想题目：220KV升压站母线全部失压 ....................................................................... 50 事故预想题目：正常运行机组6KV母线失电 ...................................................................... 53 事故预想题目：机组满负荷运行时，汽机热力配电段失电 ............................................. 56 事故预想题目：机组正常运行时，锅炉热力配电段失电 ................................................. 57
一、 燃气轮机
事故预想题目：#1机组运行中，润滑油系统着火
一、 事故现象：
1、#1机组某区域润滑油系统着火冒烟；
2、消防监控屏及监控电脑上有#1机组润滑油系统区域火灾、喷淋水泵启动等报警；
3、着火区域喷淋装置启动喷水，着火区域附近有声光报警； 4、DCS显示润滑油箱油位持续下降。 二、 事故原因：
1、油系统泄漏遇高温部件被引燃；
2、润滑油系统上检修工作时意外引起着火。 三、 处理步骤：
1、立即到现场确认着火位置，火势大小及发展情况，视情况是否申请紧急停机，联系消防队迅速开始灭火，并通知公司应急领导小组、运行部、设备部、综合部、人力资源部相关领导启动灭火抢险应急预案。
2、佩戴好正压式呼吸器，使用附近区域的灭火器灭火；确认相应区域的消防水灭火装置自动启动灭火，否则就地打开紧急手动盒，启动相应的消防水灭火装置；如果是燃机间的油管路起火，则启动燃机罩壳气体灭火系统，机组应自动跳闸。 3、如果微小泄露导致的着火且被扑灭后，检查漏油的地方，并立即查明原因，设法排除故障，必要时紧急补油，维持机组运行。
4、如果确认火势较大，已蔓延至润滑油箱，无法很快扑灭并已严重威胁人身或机组安全，应立即紧急停机，并进行排氢、排天然气；如果机组投盘车后火势还没控制住，则停止盘车运行，停止润滑油泵、密封油泵、顶轴油泵运行，开事故放油阀，并采取汽轮机闷缸措施。
5、火灾扑灭后，通知设备部相关人员进行紧急抢修。
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事故预想题目：机组解列后转速达3330rpm，电气超速保护和后备电气超速不
动作
1、 事故现象：
1、 机组负荷指示到零；
2、 机组振动加剧，声音异常；
3、 机组转速达到超速保护动作值，并继续上升。 二、事故原因：
1、 电气超速保护和后备电气超速保护故障； 2、 发电机速度传感器故障；
3、 高、中、低压主汽门、调门动作迟缓、卡涩或内漏严重，转子速度变化率过
大；
4、 汽轮机冷再逆止阀据动、卡涩或内漏，使甩负荷后向汽轮机返汽； 5、 CSO控制系统故障，输出值不正常；（发电机出口开关断开后，应为18.2%）； 6、 燃料的压力控制阀或流量控制阀故障； 7、 超速试验操作不当，使转速上升过快。 三、处理步骤：
1、 发电机转速超过3330rpm，超速主保护和后备保护不动作，应立即紧急停机，
同时派人立即到相应机组0米控制油旁，以防集控室紧急停机失败，需要就地手动打闸停机；检查汽轮机高、中、低压主汽阀、主调阀和天然气快速关断阀应立即关闭，冷再逆止阀自动关闭，汽机所有疏水阀和旁路阀打开，转速开始下降。
2、 立即停运真空泵，打开真空破坏阀，破坏真空，其它同机组跳闸后的处理。 3、 若紧急停机过程中有汽轮机高、中、低压主汽阀、主调阀和冷再逆止阀卡涩
或关不严，仍然有超速现象，应关闭高、中、低压过热器出口电动阀，开启高、中、低压主蒸汽疏水阀、对空排汽阀泄压，确认机组转速开始下降，同时通知检修处理。
4、 若紧急停机过程中，天然气快速关断阀卡涩或关不严，燃机没有熄火，仍然
有超速现象，应立即去就地关闭相应机组的天然气流量计出口球阀或者关闭相应机组的SSV阀，确认机组转速开始下降，同时通知检修处理。
5、 机组停下后，应查明超速原因，全面检修超速保护系统的缺陷，同时全面检
查机组各系统是否由于超速有损坏；缺陷处理好后应进行超速试验，合格后方可投入正常运行。
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事故预想题目：机组满负荷时，燃机轮间温度持续升高
一、事故现象：
1、机组燃机轮间温度持续升高；
2、DCS发“GT NO.2/3/4 ROW DISC CAVIT TEMP HI”或“#* GT NO.4 ROW DISC
CAVITY TEMP(DS) HI”报警； 3、转子冷却空气温度持续升高；
4、DCS发“GT ROTOR CLO AIR TEMP HI”报警；
5、DCS可能发“GT TCA COOLER FAN （A/B/C） FAULT”报警。 二、事故原因：
1、轮间温度热电偶故障； 2、透平冷却空气冷却器故障；
3、TCA冷却风扇故障或传动皮带松脱或风门挡板开度过小； 4、转子冷却空气系统有堵塞或泄漏； 5、燃机透平冷却空气旁路阀被误开； 6、燃机透平隔板密封环间隙增大。 三、处理步骤：
1、发现燃机轮间温度持续升高，若只是某个轮间温度持续升高，较其它轮间温
度偏差大，则可能是测点故障，严密监视轮间温度，并联系检修处理。 2、发现燃机各轮间温度均持续升高，若“GT NO.2/3/4 ROW DISC CAVIT TEMP HI”
或“GT NO.4 ROW DISC CAVITY TEMP(DS) HI”已报警，应退出机组AGC，手动减负荷至燃机轮间温度正常，同时对转子冷却空气系统进行检查。
3、DCS检查TCA冷却风扇、转子冷却空气温度是否正常，现场检查TCA冷却风
扇是否运行正常，皮带是否松脱或断裂，TCA冷却风扇风门档板开度是否过小，若是开度过小，手动开大挡板。
4、若TCA冷却空气旁路阀被误开，应及时关闭TCA冷却空气旁路阀。 5、检查转子冷却空气系统管道是否泄漏，若有应及时联系检修处理。
6、若经以上检查仍不能控制燃机轮间温度，则可能是转子冷却空气管路或燃机
本身冷却空气孔堵塞和透平隔板密封环间隙增大导致，应尽量维持低负荷运行，必要时申请停机检查。
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事故预想题目：机组启动中（并网后未至暖机负荷）DCS发出BPT温差大报警
一、 事故现象： 1、当#？BPT与BPT AVE偏差＞20℃或＜－30℃时,DCS上发 “GT No.? BLADE PATH TEMP VARIATION LARGE ALARM”报警； 2、当#？BPT与BPT AVE偏差＞25℃或＜-40℃，且相邻BPT偏差＞20℃或＜-30℃，或者相邻两侧的其中一个BPT温度变化趋势≥1或-1≤任一条件满足时,延时30S后，DCS上发“GT No.? BLADE PATH TEMP VARIATION LARGE AUTO STOP”报警,机组开始执行自动停机程序； 3、当#？BPT与BPT AVE偏差＞30℃或＜-60℃，且相邻BPT偏差＞20℃或＜-30℃，或者相邻两侧的其中一个温度变化趋势≥1或-1≤任一条件满足时,延时30S后，DCS上发“GT No.? BLADE PATH TEMP VARIATION LARGE TRIP(TPP)”报警,机组跳闸。
二、 事故原因：
1、燃烧器损坏或喷嘴堵塞、旁路阀或IGV故障，导致空燃比变化大，燃机燃烧不稳定；
2、透平热通道部件损坏； 3、燃料控制阀故障； 4、BPT测点故障。 三、 处理步骤：
1、若机组已投入ALR ON，则立即退出ALR ON，维持当时负荷不变，密切监视BPT变化情况；
2、若BPT偏差持续上升，则可通过适当降低负荷的方式（通过GT OPERATION 画面中LOAD LIMIT SET控制面板升降负荷），降低BPT偏差，当BPT偏差降至正常范围，且报警复归后，可投回ALR ON，继续启机；
3、若机组未投入ALR ON，则维持初始负荷不变，待BPT偏差降至正常范围，且报警复归后，再投入ALR ON；
4、若通过上述方法始终无法将BPT偏差降到正常范围，则首先检查其它BPT偏差，尤其是相邻BPT偏差，若仅该BPT偏差过大，其它BPT偏差正常，则联系检修检查测点是否故障；若的确都偏大，则检查燃气控制阀、IGV、旁路阀的动作是否正常；
5、若因燃气流量不正常引起BPT温差大报警，且在运行中无法处理时，在12小时内应停机处理；
6、当BPT偏差超出+25℃/-40℃延时30s，立刻按正常停机程序停机； 7、若BPT偏差大导致自动停机，则按正常停机处理。
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事故预想题目：机组运行中，燃机进气滤压差逐渐增大
一、 事故现象：
1、DCS上出现“第1级进气滤压差高”、“进气滤总压差高”报警；
2、当进气滤总压差大于1.25kpa，则压气机进气室四个机械旁路门中的开设定值为1.25kpa的一个旁路门动作开；若总压差大于2.85kpa，则剩余三个开设定值为2.85kpa的旁路门均会动作开；
3、旁路门动作时，DCS会有“旁路门开”报警。 二、 事故原因：
1、燃机一或二级进气滤堵塞严重； 2、压差变送器故障。 三、 处理步骤：
1、当出现燃机第1级进气滤压差高报警时，严密监视进气滤总压差，停机后更换第1级进气滤；若是第2级进气滤压差大，则更换第2级进气滤。
2、当出现燃机进气滤总压差高报警时，严密监视进气滤总压差，避免总压差超过1.25KPa，防止燃机进气滤旁路门动作。当燃机进气滤总压差接近1.25KPa时，立即退出AGC，降低燃机负荷。必要时向中调申请维持低负荷运行。 3、若旁路门动作，应迅速至现场确认。
4、若仅一个旁路门动作，虽机组仍可运行，但从安全角度出发，应尽快停机，以防空气中的杂质高速流动过程中，与IGV、压气机通流部件发生碰撞，损伤设备。
5、若四个旁路门均动作，则应立即与中调沟通，按正常停机模式停机。
6、若进气滤压差值为突变增加，则加强监视，通知检修人员检查处理压力变送器是否故障。
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事故预想题目：机组正常运行，主厂房机组天然气管道出现泄漏
一、 事故现象：
1、 集控楼火灾报警控制柜和总控机NCS电脑上发出调压站可燃气体报警声响； 2、 主厂房相应区域就地火灾自动报警装置发声光报警； 3、 就地天然气泄漏处有“嗞嗞”声响；
4、 如果天然气泄漏量较大，在DCS上可以看到相应机组天然气供气压力有下降
趋势，甚至会出现机组“燃气压力低”、“燃机负荷回切”、“机组天然气压力低低跳闸”或“机组燃机罩壳可燃气体浓度高跳机”报警；
5、 如果是天然气管路安全阀内漏或者误动作，则安全阀表面有结露；
6、 机组燃机罩壳风机A、B、C或排气段可燃气体浓度上升，可能促发报警； 7、 DCS 上发 “ALL GT PKG VENT FAN RUN RQ BY GAS LEAK”,燃机备用罩壳风
机自动启动。 二、 事故原因：
1、 机组天然气供气段的燃料阀门、法兰、各仪表接口等连接处有外漏； 2、 机组天然气管道放散阀误开； 3、 天然气管道设备老化，管道破裂； 4、 安全阀内漏或者误动作。 三、 处理步骤：
1、 集控室收到相应区域火灾报警信息后，首先复位报警，如无法复位，则派人
携带可燃气体探测器就地检查天然气是否有泄漏（注意不要携带火种），如天然气浓度正常，管路无泄漏，则为误报警，通知检修检查处理相应火灾报警系统。
2、 如就地相应天然气管路区域浓度超限，应首先确认天然气泄漏的部位和泄漏
的严重程度，同时密切监视机组天然气供气段压力变化。
3、 若确认有天然气泄漏，则在泄漏点附近拉隔离带，并禁止在天然气泄漏区域
进行任何可能引起火花的操作和严禁无关人员靠近。
4、 若只是轻微泄漏且机组运行无法隔离，通知检修人员一起加强巡检，防止泄
漏加重，待停机后再处理。
5、 如果管道泄漏比较严重，则首先确定是否可以隔离，如果可以隔离则进行隔
离操作，并通知检修人员至现场配合紧急处理，同时通知消防人员赶赴现场做好火灾处理准备。
6、 若是在运行机组的天然气流量计主路或末级过滤器投运路泄漏严重，则退出
AGC维持当前负荷不变，将泄漏路切换至旁路（或备用路）运行，由主路切换至旁路运行过程中要密切监视机组天然气压力变化，尽量减小其压力波动，然后打开天然气泄漏路放散阀泄压，将主路（或备用路）隔离，通知检修尽快处理。
7、 若是在运行机组的燃机罩壳内部有天然气泄漏，首先确认燃机罩壳备用风机
自动启动，否则手动启动备用风机，密切监视机组天然气供气段压力变化及罩壳风机和排气段可燃气体浓度，继续观察，同时做好燃机罩壳天然气浓度高跳机和火灾事故预想。
8、 若泄漏较大且短时间内无法处理，则视泄漏部位和机组天然气压力变化决定
是否故障停机。
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9、 若是在主厂房非运行机组区域泄漏严重，则先关闭该机组天然气泄漏段的上
一级阀门，将其隔离并泄压；如果仍有泄漏，则关闭调压站相应机组调压段的出口球阀、SSV阀、和备用路出口球阀，打开放散阀泄压。 10、 在处理事故过程中，要注意观察TCA后天然气压力的变化，避免因燃气压力
低而引起RunBack或跳机，若燃气压力下降较大，可先将负荷降低。 11、 若是主厂房天然气管道排空阀或排污阀被误开，则立即关闭。 12、 若安全阀内漏或者误动作，则关闭其前面手动阀，停机后处理。 13、 若天然气已着火，按《天然气泄漏火灾事故应急预案》处理。 14、 将上述情况通知检修人员处理。
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二、 蒸汽轮机
事故预想题目：#1机PCS控制系统失电
一、事故现象：
1、 DCS上出现#1机“PCS POWER ABNORMAL”报警；
2、 #1机汽机高中低压系统画面，汽机轴封系统画面，凝结水系统画面、真空系
统画面、凝汽器冷却水系统画面无数据显示，且系统无法操作； 3、 #1机闭式冷却水电动调节阀全关； 4、 #1机冷再供辅汽电动调节阀全关； 5、 #1机轴封母管压力调节阀全关。 二、事故原因：
1、 #1机电气包二次交流配电屏1供PCS控制系统电源空气开关跳闸； 2、 #1机电气包UPS系统供PCS控制系统电源空气开关跳闸； 3、 人为误操作使PCS控制系统电源断开失电； 4、 PCS控制系统线路故障。 三、处理步骤：
1、 如果机组在并网后或正常运行状态，则退出ALR或AGC维持当前负荷不变，
如果机组未并网，则暂不并网，如果缺陷长时间不能消除则停机处理。 2、 派人去电气包就地检查#1机组燃机电气包内UPS和二次交流配电屏#1屏供
PCS控制系统的空气开关是否跳闸，如有跳闸，可强送一次，同时联系热控人员，到现场检查PCS系统。
3、 如果#1机PCS控制系统电源强送成功，则立即检查各相关系统恢复正常，并
手动开启闭式冷却水电动调节阀、冷再供辅汽电动调节阀和轴封母管压力调节阀，可适当手动干预，密切监视各相关系统参数，做好PCS控制系统再次失电事故预想。
4、 如果#1机PCS控制系统电源强送不成功，则立即手动将#1机辅汽转由其它
机组、供热炉或启动炉供汽（也可以就地尝试开启冷再供辅汽电动调节阀），并将#1机组闭式冷却水电动调节阀的旁路手动阀和轴封母管压力调节阀的旁路手动阀开启至适当开度，同时在就地监视#1机轴封母管压力表和闭冷水母管压力表，维持#1机轴封母管压力在正常值27KPa和#1机闭冷水母管压力在0.20MPa左右。
5、 就地确认凝汽器水位正常，凝结水补水调节阀、凝结水泵、凝结水再循环调
节阀，凝结水至余热锅炉补水电动阀阀位和凝汽器循环水出口电动阀阀位正常，并加强巡视，密切监视凝汽器水位，维持凝汽器水位正常。 6、 就地检查#1机凝汽器真空表指示正常，确认真空泵及真空系统各阀门阀位正
常。
7、 维持现有运行状态，等待热控人员前来检查。
8、 若在此过程中机组在运行状态，润滑油温度、轴承温度、轴承振动超限，轴
封压力、凝汽器真空出现异常经调节仍然无法维持，立即打闸紧急停机。 9、 如果是人为误操作导致PCS控制系统失电，则立即恢复供电。
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事故预想题目：#1机启机过程中，轴封母管的压力不断下降
一、事故现象：
1、DCS发“GLAND STEAM HEADER PRESS LOW”报警；
2、轴封母管压力调节阀开度反馈与指令相差较大或者开度明显过大； 3、轴封母管溢流阀异常开启；
4、DCS发全厂辅汽母管或机组辅汽母管压力低相关报警； 5、厂用辅汽和机组辅汽压力低且持续下降；
6、启动炉供辅汽压力调节阀或机组冷再供辅汽压力调节阀开度反馈与指令相差
较大或者开度明显过大； 7、DCS发启动炉故障相关报警。 二、事故原因：
1、轴封母管供汽压力调节阀故障； 2、轴封母管溢流阀异常开启；
3、轴封蒸汽母管安全阀异常动作无法关闭； 4、启动锅炉故障；
5、供热炉供全厂辅汽直供管减压阀工作异常； 6、启动炉供辅汽压力调节阀故障； 7、 机组冷再供辅汽压力调节阀故障；
8、机组辅汽母管安全阀或厂用辅汽母管安全阀异常动作无法关闭。 三、处理步骤： 1、 立即在轴封蒸汽系统画面检查轴封蒸汽系统参数、阀门状态和机组辅助蒸汽参数，初步判断故障原因是轴封蒸汽系统或辅助蒸汽系统，同时派人到就地检查。 2、 若轴封蒸汽压力无法维持（低于10kpa），应立即破坏真空紧急停机。 3、 若机组未并网，应在缺陷处理结束后再并网；若机组已并网，应退出ALR ON，在缺陷处理结束后再投入ALR ON升负荷。 4、 处理过程中应严密监视高中压缸和低压缸轴封蒸汽温度、机组振动、胀差及低压缸末级叶片温度、排汽温度等参数。 5、 判定设备故障无法处理时应及时联系检修处理。 6、 若机组辅助蒸汽压力、温度参数正常，可基本判定轴封蒸汽系统异常： 7、 检查轴封母管压力调节阀，若开度指令与反馈相差大，应将压力调节阀切至手动位，通过旁路阀维持轴封母管压力正常，同时检查压力调节阀压缩空气压力是否异常，尽量排除压力调节阀故障； 8、 检查轴封母管溢流阀，若异常开启，应手动关闭，必要时关闭溢流阀前/后手动阀； 9、 检查轴封母管安全阀，若异常动作不能复归应尽量通过轴封母管压力调节阀旁路阀维持轴封母管压力正常； 10、 全面检查轴封蒸汽系统管道，检查是否有异常泄漏。 11、 若机组辅助蒸汽压力异常下降，可基本判定机组辅助蒸汽系统异常（处理中
应以尽快恢复辅汽压力为目的）： 12、 若有备用汽源满足供辅汽条件，应首先考虑投入备用汽源；无备用汽源时应
尽快处理； 13、 若启动炉供汽截止阀或压力调节阀故障，应及时通过旁路阀维持厂用辅汽母
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管压力正常； 14、 若冷再供辅汽截止阀或压力调节阀故障，应及时投运供热炉、启动炉或条件
满足的其它机组冷再； 15、 若启动炉供汽，检查启动炉运行情况，尽快排除故障或启动备用燃烧器； 16、 若供热炉供汽，检查供汽减压阀工作情况，必要时及时开启减压阀旁路阀； 17、 检查机组辅汽母管和厂用辅汽母管安全阀，若异常动作应尽量维持辅汽母管
压力； 18、 全面检查厂用辅汽母管及各机组辅汽母管系统管道，检查是否有异常泄漏。
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事故预想题目：停机时，机组辅汽切换后轴封系统异常
一、 事故现象：
1、DCS显示轴封母管温度下降，压力波动；
2、轴封母管压力调节阀阀位变化频繁，轴封母管溢流阀可能动作； 3、就地轴封管道可能出现振动；
4、汽机轴封金属与轴封蒸汽温差急剧增大； 5、DCS上可能出现“低压轴封温度低”报警。 二、 事故原因：
1、启动炉或直供管蒸汽过热度不够；
2、厂用辅汽母管或直供管暖管、疏水不充分； 3、轴封母管疏水器故障；
4、低压轴封减温水温度调节阀故障。 三、 处理步骤：
1、汇报值长事故情况，立即派人员到现场查看确认并配合现场处理事故，并加强汽机轴承振动、轴承金属温度、汽机胀差变化的监视，确认汽机是否有水冲击现象，若有应果断破坏真空紧急停机。
2、开启机组冷再供辅助蒸汽调门，关闭全厂辅汽母管至机组辅汽母管电动门，将辅助蒸汽切回机组冷再供汽。
3、对辅汽及轴封管道加强疏水，打开轴封母管疏水器旁路阀、高压轴封蒸汽疏水器旁路阀、低压轴封蒸汽疏水器旁路阀、厂用辅汽母管至机组辅汽母管疏水器旁路阀、厂用辅汽母管疏水器旁路阀、启动炉供辅汽调门后疏水器旁路阀、启动炉供汽管疏水器旁路阀或直供管道相关疏水阀，对系统进行重新全面疏水。 4、手动开启溢流阀加强轴封母管疏水，并加强轴封母管压力监视，必要时将轴封母管压力调节阀切至手动调节，若低压轴封温度调节阀故障，则将该阀切至手动控制；若是低压轴封温度调节阀内漏，则关闭其前手动阀。
5、待启动炉或直供管供汽条件满足且稳定后，将机组辅汽缓慢切至启动炉或直供管供，待轴封母管压力、温度均正常且稳定后，将以上管道疏水关闭。
6、加强机组辅汽及轴封系统参数监视，加强机组轴承振动、金属温度、汽机胀差等参数监视。
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事故预想题目：#3机满负荷，凝结水泵A变频运行，出现低压汽包水位低报
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一、 事故现象：
1、DCS上发出“UNIT3 LP DRUM LEVEL LOW”报警，且低压汽包水位持续下降； 2、可能伴随有以下报警：“UNIT3 CEP OUTL HDR P L”、“UNIT3 A CEP FREQ HEAVY FAULT” 、“UNIT3 CEP A TRIP”、“UNIT3 CEP B BACK RUN”等；
3、#3机低压给水调阀保持在某个开度不动，或同时#3机A凝结水泵变频器频率也保持在了某个指令不动；
4、凝汽器水位持续下降，DCS报“UNIT3 COND HOTWELL LEVEL L”报警，就地翻板水位计液位低。 二、 事故原因：
1、 DCS误发低压汽包水位低报警信号；
2、 #3机低压给水调门开度保持，同时#3机凝结水泵A功率也保持； 3、 #3机凝结水泵A变频系统故障跳闸，凝结水泵B未投自动，或者凝结水泵B备用启动失败；
4、 #3机低压给水调阀卡涩；
5、 #3机凝结水系统、锅炉低压蒸汽系统或低压给水管道外漏；
6、 #3机某些阀门被误开关，例如低压汽包紧急放水门被误开，低压省煤器进口电动截止阀、凝汽器至低压汽包电动阀被误关，低压给水安全阀误动作。 三、 处理步骤：
1、 若是DCS误发报警信号，确认DCS低汽包水位正常、工业电视汽包水位正常、就地汽水位计显示正常，联系检修处理.
2、 若是#3机低压给水调阀指令和变频器指令同时保持引起的，则手动将变频器频率调大，同时注意监视凝汽器水位，确认#3机低压汽包水位正常后投入自动.
3、若是#3机凝结水泵变频泵事故跳闸，如果水位低是由于切泵过程所引起，确认低压给水调阀自动关闭至20%开度10秒、#3机凝结水泵B备用启动正常，必要时调节低压给水调阀使汽包维持正常水位即可；若备用泵不能自动，则手动启
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动备用泵，并将低压给水调阀切至手动，使低压汽包水位正常后投入自动，确认备用泵运行正常；就地检查凝结水泵跳闸原因并通知检修。
4、 若凝结水泵出口母管压力正常，马上派人去就地确认阀门就地开度，若是阀门卡涩，此时可以在DCS上小开度的调节低压给水调阀，看是否能后恢复正常，否则就地摇开低压给水旁路电动阀一定开度，维持汽包水位正常，并马上联系检修处理，并通知中调维持我厂#3机组负荷稳定.
5、 检查系统相关各阀门状态是否正确，发现阀门被误开关，应视情况看能否马上关闭或打开该阀门；如果被误开关阀门在远方无法打开或关闭，应马上安排人员就地摇开或关闭；关闭高中低压汽包定排、连排，尽量减小汽包工质损失。 6、 若发现低压汽包水位低报警出现，在DCS上检查的同时马上派人去现场就地检查，如果发现就地出现大量蒸汽或水泄漏，马上汇报值长，作紧急停炉处理。
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事故预想题目：#3机热态启机，低压主蒸汽电动阀开启时卡涩拒动
一、 事故现象：
1、DCS发#3机“LP MAIN MV FLT ALARM”报警；
2、DCS发#3机“LP MAIN STM MV TIME-OVER ALARM”报警； 3、DCS中该阀门显示半开半关状态；
4、#3机汽轮机进汽过程中，低压旁路阀仍保持较大开度，不会逐渐关闭； 5、机组负荷升至300MW以上后，上升缓慢。 二、 事故原因：
1、#3机低压主蒸汽电动门机械卡涩导致过力矩；
2、#3机低压主蒸汽电动门电气控制回路故障导致该门无法开启； 3、#3机低压主蒸汽电动门阀门力矩调整不档，力矩偏小。 三、 处理步骤：
1、低压主蒸汽电动阀卡涩拒动时，监视机组相关参数（例如低压缸排汽温度、低压缸胀差等）在正常范围。
2、至电子设备间复位电气开关，在开关柜处尝试打开该电动门。 3、若打开阀门，检查机组相关运行参数正常。
4、若不能开启低压电动主汽门，应立即通知检修处理。 5、若检修经处理仍无法电动打开该阀，则手动摇开该阀。
6、事故处理过程中，若由于低压缸进汽流量少导致低压缸排汽温度上升或其它相关参数发生异常，适当开启辅汽至#3机低压缸冷却蒸汽回路，增加低压缸进汽量。
7、随着负荷上升，低压汽包压力可能较高，留意必要时开启低压系统电动疏水阀泄压。
8、停机后联系检修处理。
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事故预想题目：机组启动过程中DCS上发“凝汽器检漏系统报警”
一、 事故现象： 1、 DCS有“HOTWELL SAMPLING CONDUCTIVITY RANGE OVER”、“TUBE LEAK DECTECTOR
SYSTEM COMMON ALARM”报警；
2、 DCS上相应机组凝结水电导超限，NA+含量可能大于5ppb；
3、 化水监控终端机上显示所在机组凝结水和炉水的电导有上升趋势，相应PH
值有下降趋势，并可能伴随出现水汽品质数据黄色超标报警； 4、 就地凝汽器检漏装置柜上有电导高声光报警；
5、 在机组负荷不变、凝汽器补水阀未开的情况下，凝汽器水位短时内可能升高
较快。
二、 事故原因：
1、 凝汽器检漏装置失电、其真空泵跳闸等故障； 2、 凝汽器检漏装置树脂失效； 3、 凝结水加药过多，电导超标； 4、 除盐水水质不合格；
5、 凝汽器内部钛管破裂，导致海水泄漏进入凝汽器。 三、 处理步骤：
1、 就地检查凝汽器检漏装置运行情况是否正常，检查报警原因是否为温度过高
（＞40度）、压力过低（＜0.3MPa）、电流故障（>2－3A），若为上述原因所致，调整检漏装置运行情况，消除上述报警或停运检漏装置，通知检修处理。 2、 若凝汽器检漏装置运行正常，报警原因为电导度过高（＞1us/cm）,检漏装
置树脂变黑，且凝汽器检漏装置的钠表Na+含量显示正常，化水终端机上凝结水和炉水各项指标显示正常，则是凝汽器检漏装置树脂失效，为误报警，应及时联系检修更换树脂。
3、 若凝汽器检漏装置运行正常，报警原因为电导度过高（＞1us/cm）,检漏装
置Na+含量正常，而化水终端机上显示凝结水电导（正常＜10us/cm）和炉水电导增加、PH值下降（正常PH值在9~10），应首先询问化学人员凝结水的加药情况，如果是加药过多所致，则开锅炉汽包蒸发器底部排污阀，加大连排开度，排污过程中注意凝汽器水位变化，并监视汽水品质，如短时间内无好转，应通知化学人员检测凝结水钠含量（正常＜5ppb），加大凝汽器补水，加强锅炉排污。
4、 通知化学人员检测除盐水水质，如果除盐水水质不合格，应停止往凝汽器补
水，密切监视机组凝汽器水位，及时查找除盐水水质不合格原因，尽快处理；同时密切监视其它运行机组各汽水指标，维持低负荷运行，如水质短时间内无好转，则视水质情况决定是否停机。
5、 如果在机组并网前，当手动化验凝结水和炉水钠含量超标时，应推迟机组并
网，待消除缺陷，凝结水、炉水各项指标合格后方可并网，如果不能消除缺陷应当停机处理。
6、 如果在机组加负荷过程中或启动完毕后，手动化验凝结水电导值和钠含量超
标则按以下等级处理： a) 一级（72小时内恢复）：若手动化验凝结水钠含量在5ppb≤Na+≤10ppb，DCS凝结水电导率≥0.3μs/cm并有不断升高趋势；
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主机处理方法：提高连排开度，适当加大底部排污，循环水加锯末屑堵漏；化学处理方法：人工取样分析凝结水Na+和蒸汽Na+，若凝结水Na+与检漏在线钠表接近，蒸汽Na+≤3ppb，则判断为凝汽器轻微漏海水；此时应提高炉水磷酸盐加药量，确保炉水PH＞9.3。 b) 二级（24小时内恢复）：若手动化验凝结水钠含量在10ppb≤Na+≤20ppb，DCS凝结水电导率≥0.4μs/cm，化水终端机凝结水电导率有升高趋势； 主机处理方法：提高连排开度，加大底部排污，循环水加锯末屑堵漏，适当降低机组负荷，适当降低循环水母管压力；
化学处理方法：人工取样分析凝结水Na+与检漏装置钠表接近，则判断为凝汽器中度漏海水；此时应提高炉水磷酸盐加药量，确保炉水PH不低于9.0，退出1个磷酸盐箱运行，往另一个磷酸盐溶液箱中加溶1或2瓶NaOH分析纯，观察炉水PH值，并调整磷酸盐加药量，确保炉水PH＞9.3，取样检测蒸汽Na+，若Na+≤5ppb则继续维持观察和检测，若蒸汽Na+≥5 ppb并迅速恶化，申请停机。 c) 三级（4小时内有好转）：若手动化验凝结水钠含量在20ppb≤Na+＜400ppb，DCS凝结水电导率≥0.65μs/cm，化水终端机凝结水电导率升高较快，并可能大于报警值10μs/cm且炉水8.5≤PH≤9.2；
主机处理方法：全开连排开度，加大底部排污，循环水加锯末屑堵漏，降低机组负荷，降低循环水母管压力，补充除盐水，条件许可时适当排补凝结水，同时提醒化学人员保证除盐水供给，做好停机准备；水质4小时内不好转，则申请停机。
化学处理方法：人工取样分析凝结水Na+与检漏装置钠表接近，则判断为凝汽器严重漏海水，提高炉水磷酸盐加药量，确保炉水PH＞9.0，往2个磷酸盐溶液箱中各加溶1或2瓶NaOH分析纯，观察炉水PH值，并调大磷酸盐加药量，确保炉水PH＞9.0，取样检测蒸汽Na+，若Na+≤5ppb则继续维持观察和检测，若蒸汽Na+≥5ppb并迅速恶化，应申请停机。 d) 四级（紧急停机）：若手动化验凝结水钠含量在Na+≥400ppb，或炉水PH≤7.0且DCS凝结水电导率≥1.0μs/cm，化水终端机凝结水电导率升高较快，并大于报警值10μs/cm；
主机处理方法：全开连排开度，加大底部排污，申请紧急停机，同时加大补充除盐水，条件许可时适当排补凝结水；当给水泵停止时通知化学停止加药；
化学处理方法：人工取样分析凝结水Na+与检漏装置钠表接近，锯末堵漏效果不明显，则判断为凝汽器大量漏海水；此时应提高炉水磷酸盐加药量，确保炉水PH＞9.0，2个磷酸盐溶液箱中各加溶2瓶NaOH分析纯，同时观
+
察炉水PH值，并调大磷酸盐加药量，确保炉水PH＞9.0，取样检测蒸汽Na，若Na+≤5ppb则说明蒸汽品质污染尚不严重，若蒸汽Na+≥5ppb并迅速恶化，说明蒸汽品质已严重恶化；当给水泵停运后，即停止加磷酸盐。
7、 当凝汽器发生泄漏后，在机组停机后再次启动点火前务必尽可能排放完已渗
入海水的凝汽器热井存水，防止高浓度的氯离子进入炉管发生腐蚀，观察和适时检测凝结水钠含量的变化趋势，当Na+≤20ppb后可停止凝结水排放，做开机准备。
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事故预想题目：机组启动过程中控制油压突降，备用泵自启
一、事故现象：
1、 DCS上发出“CNTL OIL SUPL PRESS LOW”报警，控制油压力低于8.3MPa； 2、 DCS上发出“GT MAIN CNTL OIL PUMP（*）BACK UP RUN”报警； 3、 DCS上可能发出“CNTL OIL TANK LEVEL LOW”报警； 4、 DCS上可能发出“CONTROL OIL PUMP (*) FAULT”报警； 5、 DCS上可能发出“控制油泵出口滤网压差大”报警；
6、 DCS上可能出现“燃烧室旁通阀伺服模块偏差大”报警及“燃烧室旁路阀异
常”报警；
7、 DCS上可能出现“IGV伺服模块偏差大”报警及“IGV ABN”报警； 8、 运行控制油泵电流异常；
9、 控制油系统可能漏油，同时控制油箱油位下降。 二、事故原因：
1、 控制油系统漏油；
2、 运行控制油泵故障或者控制油泵电机电气保护动作； 3、 运行控制油泵出口滤网堵塞； 4、 控制油泵出口安全阀误动作； 5、 运行控制油泵出口手动阀被误关； 6、 控制油用户伺服阀/油动机故障； 7、 控制油压力变送器故障；
8、 控制油泵出口母管蓄能器故障。 三、处理步骤：
1. 密切监视控制油系统压力、控制油泵电流及控制油系统各用户动作情况。 2. 立即派人就地检查异常原因，必要时通知检修共同确认控制油系统运行状
况。
3. 若机组在升速过程中，则应在缺陷处理结束后再并网；若机组已并网，则退
出ALR ON，在缺陷处理结束后再投入ALR ON升负荷（若机组冷、温态启动，冷态大于51MW、温态大于77MW时，投入ALR ON 时需要注意，要先将负荷降至一定值（冷态小于46MW，温态小于72MW）以下，在逻辑控制画面ALR CONTROlL-2 中，待暖机负荷设定值与机组实际负荷比较输出信号为0 后再投入ALR ON）。
4. 若控制油泵出口手动阀被误关，应及时开启阀门，停运备用泵（在电气包备
用泵电源开关上将控制旋钮切至手动再投回自动）。
5. 若控制油泵出口滤网压差大，应在确认备用泵运行正常后，在DCS停运原运
行控制油泵。
6. 若检修确认原运行控制油泵故障，应在确认备用泵运行正常后，在DCS停运
原运行控制油泵。
7. 若控制油泵出口安全阀动作，应在确认备用泵运行正常后，在DCS停运原运
行控制油泵。
8. 若控制油泵出口母管蓄能器故障，应及时联系检修处理。
9. 若控制油压力变送器故障，应维持两台控制油泵运行，待检修消除压力变送
器故障后再停运备用泵。
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10. 若系统存在漏点，应及时隔离或联系检修堵漏；若漏点无法消除油箱油位无
法维持应尽快降负荷停机。
11. 以上检查若均正常，应联系检修检查控制油各用户伺服阀是否正常，根据检
修检查情况决定是否维持机组运行。
12. 若DCS出现“燃烧室旁通阀伺服模块偏差大”或者“IGV伺服模块偏差大”
等报警，则应密切留意燃烧室旁通阀或IGV的动作情况，并通知检修检查。若偏差过大而导致机组跳闸，则按跳机程序处理。
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事故预想题目：机组运行，DCS控制油箱油位低报警，运行控制油泵泵体大量
漏油
一、事故现象：
1、 DCS出现“CNTL OIL TANK LEVEL LOW”报警；
2、 运行控制油泵泵体大量漏油，控制油平台大量积油，油箱油位低于正常值； 3、 控制油压可能下降，低至8.8Mpa时DCS报警“CONTROL OIL SUPPLY PRESS
LOW”，低至8.3Mpa时备用控制油泵自启，且DCS报警“控制油备用泵后备启动”，低于6.9Mpa时机组跳闸；
4、 控制油箱油位过低导致“CNTL OIL TANK LEVEL LOW-2”信号为1时，运行
控制油泵、控制油净化泵跳闸，备用控制油泵闭锁启动，机组跳闸。 二、事故原因：
1、控制油泵出口管连接法兰断裂或泵缸盖螺钉松动； 2、控制油泵密封圈损坏；
3、运行控制油泵由于工作条件恶化等原因导致泵体漏油； 4、控制油油质不合格，腐蚀严重导致泵出口管道破裂。 三、处理步骤：
1、立即派人至就地核对控制油箱油位及控制油泵运行情况。
2、确认控制油泵泵体漏油后，立即在DCS控制油界面切换至备用泵运行。 3、确认控制油系统压力正常，漏油泵已停运，关闭漏油泵进出口手动阀，隔离
漏油油泵。
4、检查控制油箱油位已无下降趋势。
5、通知检修人员补充控制油，并清理控制油平台积油。 6、补油后应在逻辑中确认“CONTROL OIL TANK LEVEL-1 LOW” “CONTROL OIL TANK
LEVEL-2 LOW”信号为0，“CONTROL OIL TANK LEVEL-1 HIGH”信号为1，就地油位正常。
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事故预想题目：机组启停过程中，汽机高压旁路阀（自动状态下）无法打开
一、事故现象：
1、 DCS上高压旁路阀显示半红半绿状态，操作面板上有开度指令，并且指令值
不断增大，但反馈值一直显示为0%；
2、 高压蒸汽压力和高压汽包压力不断升高，高压汽包水位有下降趋势； 3、 DCS上可能出现“HP SH OUTLET STEAM PRESS HIGH”报警； 4、 DCS上可能出现“HP DRUM PRESS HIGH”报警；
5、 高压主汽集箱电磁泄放阀自动打开，且DCS报“HP SH OUTLET PRESS RELIEF
VALVE OPEN”报警；
6、 DCS上可能出现“HP TBV AIR PRESS.LOW”报警。 二、事故原因：
1、 高压旁路阀机械卡涩，导致阀门开启受阻；
2、 高压旁路阀执行机构控制器故障或者高压旁路阀控制回路故障； 3、 高压旁路阀被误切换至就地在手动机械操作状态；
4、 高压旁路阀仪用空气管、贮气罐出现大的泄漏，或高压旁路阀仪用空气气源
阀被误关； 5、 热控信号异常。 三、处理步骤：
1、 立即在DCS上将高压旁路门切为手动控制，在DCS上手动试开关阀门，如果
可以开启应手动调节阀门开度，直至高压旁路阀设定压力与实际压力接近时投回自动控制，并监视阀门动作是否正常，若阀门动作不正常应手动调节高旁开度完成机组启停过程，期间需密切监视高压主蒸汽和再热蒸汽压力、高压汽包和中压汽包水位。
2、 发现高压旁路阀异常时，如果机组未并网则推迟并网，如果机组已并网升负
荷，则退出ALR ON，稳定或手动降低机组负荷，同时派人至就地检查阀门状态。
3、 在检查高压旁路阀故障过程中应注意监视高压系统压力，通过锅炉和汽机侧
高压系统疏水阀和高压过热器电磁泄放阀调节高压系统压力，注意高中压汽包水位。
4、 派人至就地检查，查看是否控制气源被误关或者大量泄漏，如气源被误关则
及时恢复，并就地监视该门的动作情况。若高压旁路阀被误切换至就地在手动机械操作状态，则切回远方操作。
5、 若DCS手动无法操作且阀门气源正常，应及时联系检修人员处理。就地配合
检修人员将高压旁路阀的阀杆套筒摇下，插入套筒和阀杆连接的销子，关闭高压旁路阀气源阀，开启阀门执行机构的放气阀，然后手摇开启高压旁路阀一小开度后，拔出销子将阀门投入远方控制，检查DCS手动操作阀门是否正常。若还不正常，留待检修人员处理。
6、 若就地手动操作高压旁路阀困难或就地操作不能开启高压旁路阀，高压汽包
压力一直上涨超过正常运行值，则派人到相应机组的电子设备间，就地点动微小开启高压过热器对空排汽一、二次阀。
7、 若机组启动过程中，高压旁路阀异常短时无法处理，应申请停机。
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事故预想题目：机组热态启动时，DCS上出现汽轮机胀差高报警
一、 事故现象：
1、若高中压缸胀差＞16mm或＜－5mm，限位开关动作，DCS发 “HIP－T DIFFERENTIAL EXPANSION HIGH ALARM” 报警； 2、若低压缸胀差＞40mm或＜－1mm，限位开关动作，DCS发 “LP-T DIFFERENTIAL EXPANSION HIGH ALARM” 报警；
3、机组轴承振动增大，轴承回油温度、金属温度升高； 4、就地汽轮机内部可能有金属摩擦声。 二、 事故原因：
热态启动中正胀差高报警原因：
1、启动时暖机时间太短，升速太快或升负荷太快； 2、滑销系统或轴承台板的滑动性能差，易卡涩；
3、轴封汽温度过高或轴封供汽量过大，引起轴颈过份伸长； 4、推力轴承磨损，轴向位移增大； 5、轴承油温太高；
6、胀差高限位报警开关误动作； 7、主汽温度骤升；
8、凝汽器真空发生变化；
9、汽机进汽时，主汽温度过高。 热态启动中负胀差高报警原因： 1、主汽温度骤减； 2、汽轮机发生水冲击； 3、轴封汽温度太低； 4、轴承油温太低；
5、胀差高限位报警开关误动作； 6、凝汽器真空发生变化；
7、汽机进汽时，主汽温度过低。 三、 处理步骤：
1、DCS上出现汽轮机胀差高报警，应加强机组振动、轴向位移、轴承回油温度等相关参数的监视，同时立即派人至就地检查汽轮机内部是否有金属摩擦声。 2、若DCS及现场均未发现异常，通知检修检查差胀传感器的位置、信号电缆等，如确由差胀传感器故障引起，应联系热控人员检查处理。
3、若低压缸冷却蒸汽温度、压力异常，则检查辅汽参数是否正常，可通过加强疏水或适当增加减温水量等方法，调节冷却蒸汽温度、压力至正常值。
4、若汽机进汽时主汽温度或温升率异常，则可通过加强疏水或适当增加减温水量等方法，调节主汽温度或温升率至正常值。
5、若凝汽器真空发生变化，则检查真空系统、循环水系统是否运行正常，与凝汽器相连的各系统、阀门是否存在泄漏，必要时应启备用真空泵，手动关闭至凝汽器的疏水阀。
6、若轴封蒸汽温度或压力异常，如果有应设法调整维持轴封蒸汽温度和压力符合要求。
7、若轴承供油温度异常，检查润滑油温度控制阀，油冷却器等是否投运正确，
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调整润滑油供油温度正常。
8、若机组振动、轴向位移、轴承回油温度亦有异常变化或现场汽轮机有金属摩声，应立即紧急停机。
9、如确认汽轮机发生水冲击现象，应立即紧急停机，并按汽机水冲击事故处理； 10、如果机组在升负荷过程中，在可控条件下停止升负荷，如果负荷保持期间差胀并未减少，如有必要应适当降负荷观察汽轮机差胀变化情况。
11、若汽轮机任一胀差接近紧急停机值（高中压缸胀差≥16.8mm或≤-5.8mm、低压缸胀差≥40.8mm,≤-1.8mm），经处理仍无法恢复正常，报告值长，获批后，手动启动停机程序。
12、若高中压缸胀差≥16.8mm或≤-5.8mm、低压缸胀差≥40.8mm,≤-1.8mm，则立即打闸停机。
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事故预想题目：机组正常运行时，凝汽器真空缓慢下降
一、 事故现象：
1、DCS上显示凝汽器真空值不断缓慢下降；
2、凝汽器真空下降至－87KPa时，CRT上发凝汽器真空低报警； 3、DCS上发真空系统或循环水系统相关设备故障报警； 4、凝汽器热井水温上升； 5、低压缸排汽温度升高，超过70℃低压缸排汽喷水阀自动打开，超过80℃，DCS发出排汽温度高报警，超过120℃，机组跳闸。 二、 事故原因：
1、工作真空泵故障，备用真空泵不能自启；
2、循环水系统故障：循环水泵跳闸；凝汽器冷却水进出、口阀开度不够； 3、轴封系统异常；
4、真空系统、凝汽器汽侧发生泄漏； 5、真空破坏阀被误开； 6、凝汽器水位高；
7、真空取样装置疏水管堵塞。 二、 处理步骤：
1、立即汇报值长，并派人员至现场检查确认故障，并配合事故处理现场操作检查。
2、若因真空泵故障，备用泵无法自起，应手动启动备用泵，停故障泵；若因真空泵汽水分离器水位不正常或水温过高引起的真空下降，应立即手动恢复其正常水位，如水位异常不能维持运行时，应及时切换真空泵，通知检修人员处理。 3、视真空下降情况，汇报中调，退出AGC，降低机组负荷，维持凝汽器的真空在报警值以上。
4、当低压排汽蒸汽温度高于70℃时检查低压缸喷水阀在打开位置，排汽温度继续上升到120℃时机组应跳闸。当中、低压旁路阀打开时，检查凝汽器水幕喷水阀在开启状态。
5、检查循环水泵工作是否正常，如发现循泵电流增大、凝汽器端差增大，则应采取手动启动二次滤网、旋转滤网、投运胶球清洗系统或调整凝汽器循环水出水阀等手段来改善循环水系统工作状况。
6、若一台循环水泵因故跳闸，应采取相应措施处理如将循环水由单元制调整为母管制、启动备用循环水泵、适当降低机组负荷等等，若二台循环水泵同时跳闸并抢救不成功或循环水因故中断，应立即打闸停机，并检查确认将水水交换器工业一次水切至其它机循环水组供。
7、若是轴封系统工作不正常，应视情况调整轴封母管压力，切换轴封风机等，尽量恢复轴封系统工作正常。
8、若是真空取样装置疏水管堵塞，将导致真空取样装置测量有误，检查低压缸排汽温度、凝结水温度、真空泵入口真空表真空是否正常等，确认真空是否真的降低。通过多次开关真空取样装置疏水阀，尝试冲开堵塞，通知检修人员处理。必要时降低机组负荷。
9、若其他均无异常，则可能是凝汽器漏真空造成，应立即查找漏点并排除： 1）、若是真空破坏阀误开、凝汽器水位过高等，应及时关闭真空破坏阀，恢复凝
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汽器正常水位； 2）、若是轴封加热器自动疏水器异常开启，轴加液位低，则关闭自动疏水器前手动阀； 3）、若是与凝汽器真空系统连接的阀门水封水供水门被误关或水封水供水压力降低，应尽快恢复水封水系统正常运行方式； 4）、检查备用真空泵进口气动阀是否关闭，未关闭到位则会导致真空泄漏； 5）、检查凝汽器检漏装置是否存在外漏；若有外漏，则必要时隔离该系统； 6）、检查汽轮机低压缸顶部防爆膜是否存在裂纹。若有裂纹，真空无法维持，申请手动停机； 7）、检查现场其它会影响真空的阀门及人孔门是否存在外漏或内漏，发现异常及时联系检修人员处理。
10、若无法查找出原因，及时汇报领导，真空无法维持，则申请故障停机处理。
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事故预想题目：停机后，转速到0时盘车不能自投
一、 事故现象：
1、 停机后，转速到零盘车不能自动投入，就地盘车啮合手柄在中间位置不能自
动啮合；
2、 就地供盘车装置啮合的仪用压缩空气压力表指示压力低；
3、 盘车长时间不能投入的情况下，转子偏心值、燃机、汽机上下缸温差、汽机
差胀等参数可能异常；
4、 DCS上可能发出“TURNING GEAR OIL PRESS LOW”、“JACKING OIL PUMP
DISCHARGE PRESS LOW”等报警； 5、 DCS上发出“TURNING FAILURE”、“TURNING GEAR ABNORMAL”报警。 二、 事故原因：
1、 盘车仪用压缩空气供气总阀没有全开或者仪用压缩空气压力不够； 2、 盘车啮合/不啮合限位开关故障； 3、 盘车电机故障；
4、 转子0转速信号等逻辑信号异常，盘车电机不能自启动； 5、 盘车供油压力低、密封油氢油差压低、顶轴油压力低。 三、 处理步骤：
1、 停机后转速到零确认盘车不能自动投入，则立即派人就地检查盘车手柄位
置、盘车电机、盘车仪用压缩空气压力和盘车供油压力，同时查找盘车相关逻辑，尽快查明盘车不能自投原因。
2、 如果是仪用压缩空气压力低使盘车装置不能正常啮合，应检查盘车仪用压缩
空气总阀和隔离阀全部打开，若盘车仍不能啮合，则手动啮合盘车。
3、 如果是盘车啮合/不啮合限位开关故障，或盘车啮合不到位使盘车不能自投，
应就地手动啮合盘车，使盘车装置满足自动投用条件。
4、 如果是盘车电机故障长时间内不能启动，则立即断开盘车电机电源，通知检
修人员到场准备手动盘车，检查盘车装置润滑油压力、顶轴油压力、油氢压差正常情况下手动啮合盘车装置，进行手动盘车，标记转子位置并记录盘车停止时间，每隔30分钟盘动转子180度，盘车过程中密切监视转子偏心值，燃机、汽机上下缸温差，胀差、振动等的变化情况；并通知检修人员尽快修复盘车电机。
5、 如果是转子0转速等逻辑信号异常，盘车电机不能自启动，则检查盘车运行
的其它条件满足后，就地手动投入盘车，并通知检修人员检查逻辑信号。 6、 盘车供油压力低则检查盘车供油电磁阀是否开启，必要时开启其旁路手动
阀；若是密封油氢油差压低或顶轴油压力低，则检查相应的系统，尽快恢复正常。
7、 当盘车缺陷处理好恢复使用时，在最后一次转动转子180度且停留原间隔时
间的一般后，再投入盘车装置，检查转子偏心度、盘车电流、机内声音、机组振动等各项参数应正常。
8、 记录盘车中断的时间，在机组重新启动前，需要有足够的盘车时间，按如下
要求:a.中断时间<1小时，需要连续盘车至少4小时；b.中断时间在1-3小时范围内，需要连续盘车至少8小时；c.中断时间>3小时，需要连续盘车至少12小时。
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三、 发电机
预想事故题目：机组满负荷运行中，氢气压力不断降低
一、 事故现象： 1、DCS上机组发电机氢气压力不断下降，当氢压低于0.38MPa，DCS上发报警“H2 GAS PRESSURE LOW”，当氢压低于0.25MPa，DCS上发报警“H2 GAS PRESSURE VERY LOW”；
2、DCS中发电机定子绕组温度，定子铁芯温度，冷氢，热氢温度不断上升； 3、DCS中密封油供油压力不断下降； 4、可能伴随可燃气体泄漏报警。
二、 事故原因： 1、氢压变送器故障；
2、氢气系统排空阀被误开； 3、氢气系统有泄漏；
4、油氢压差低，导致氢气大量泄漏至油侧或者空侧。 三、 处理步骤：
1、立即至就地核对氢压表，若氢压变送器故障，通知热控检修人员立即处理； 2、至氢气阀门站就地检查，若是氢气系统排空阀被误开，则检查关闭被误开的排空阀，并联系化学确认供氢压力正常后向发电机补氢。
3、如果是发电机氢气系统有外漏，应及时查找泄漏点及确定泄漏量的大小，密切监视发电机系统各参数，并立即通知检修处理；同时，根据发电机氢气压力，相应降低机组负荷，具体见规程中的发电机容量图；检查整个密封油及氢气系统，尽量恢复各系统工作正常，尽可能将泄漏点隔离；发生氢气外漏时，切勿盲目补氢，避免大量氢气外漏产生爆炸或者火灾；若无法隔离，则根据泄漏量的大小，采取故障手动停机或者紧急停机，必要时进行排氢，尽量降低氢压，通知检修人员尽快修补泄漏点。
4、就地检查密封油油氢压差阀和就地油氢压差，若判断为油氢压差阀故障导致氢气大量泄漏至油侧或者空侧，可将油氢压差阀隔离，通过旁路调节油氢压差或者使用直流密封油泵；若判断为密封油系统其他故障问题，则按密封油系统事故处理。
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预想事故题目：#3机组正常运行时，消防系统终端机中有#3机6.5米和13
米可燃气体探测仪报警，#3机备用罩壳风机自启动
一、 事故现象：
1、集控室消防系统终端机中有＃3机6.5米和13米可燃气体探测仪报警； 2、主厂房＃3机电子设备间可燃气体探测仪有报警，＃3机6.5米及13米层有消防系统有声光报警；
3、DCS上燃机罩壳风机出口的可燃气体浓度超标，燃机备用罩壳风机自启，其中两个风机出口可燃气体浓度都达20%时，机组跳闸；
4 、DCS上可能伴随出现＃3发电机氢气压力低、＃3机组天然气压力低报警。 二、 事故原因：
1、#3燃机罩壳内天然气管道或者燃烧室有天然气外漏； 2、#3发电机出现严重的漏氢情况； 3、误报警。
三、 处理步骤：
1、在DCS检查机组天然气压力和氢气压力，燃机罩壳风机出口的燃气浓度，确认备用罩壳风机自启动。
2、派人携带可燃气体探测仪至现场，首先确认就地消防装置报警内容，根据报警内容去相关区域进行可燃气体测量；并留意是否有气体泄漏声音，严禁携带手机、火种，携带防爆型对讲机。
3、在集控室消防系统终端机上复归报警信号，如果能复归则可能是误报警，则通知消防检修尽快处理。
4、若确认为燃机罩壳内有天然气泄漏且机组在运行，应及时查找泄漏点及确定泄漏量的大小，根据泄漏量大小进行处理：如果较小，维持三台罩壳风机运行，通知检修是否能在线堵漏；如果泄露量大，无法隔离，则申请紧急停机处理，且做好燃机间着火的事故预想，降速后，切断#3机天然气供应，隔离泄漏点，燃机周围区域拉上隔离带，通知检修处理。
5、如果是#3发电机氢气外漏或是供氢管道外漏，应及时查找泄漏点及确定泄漏量的大小，密切监视发电机系统各参数，并立即通知检修处理。同时，根据发电机氢气压力，相应降低机组负荷，具体见规程中的发电机容量图。检查整个密封油及氢气系统，尽量恢复各系统工作正常，尽可能将泄漏点隔离。发生氢气外漏时，切勿盲目补氢，避免大量氢气外漏产生爆炸或者火灾。若无法隔离，则根据泄漏量的大小，采取故障停机或者紧急停机，必要时进行排氢，尽量降低氢压，通知检修人员尽快修补泄漏点。
6、如果燃机间或者其他地方发生火灾时，消防系统应该正常动作，如果不动作，则手动开启消防系统，并及时联系公司消防队，启动应急预案。燃机间发生火灾燃机应自动跳闸。其他地方发生火灾，影响机组运行时，应紧急停机。
7、如果存在影响其他机组安全运行的重大隐患，其他机组也应该尽快停机。
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事故预想题目：机组运行过程中，排氢调节油箱浮球阀故障（卡涩在全关位） 一、 事故现象：
1、DCS上排氢调节油箱油位不断升高，DCS发“DRAIN REGULATOR OIL LEVEL HIGH”报警，就地油位计可能顶表；
2、若排氢调节油箱浮球阀卡涩在全关位时间较长，DCS有可能出现“GEN LIQUID
LEAKAGE LEVEL HIGH（T-SIDE）”、“GEN LIQUID LEAKAGE LEVEL HIGH（S-SIDE）”、“H2 SIDE SEAL OIL DRAIN LEVEL HIGH（T-SIDE）”、“H2 SIDE SEAL OIL DRAIN LEVEL HIGH（S-SIDE）”等报警； 3、润滑油箱油位有缓慢下降趋势；
4、排氢调节油箱旁路视窗满油，开启其出口阀后短时内不能看到油位。
二、 事故原因：
1、排氢调节油箱浮球阀机械故障，卡涩在全关位。
三、 处理步骤：
1、立即就地检查排氢调节油箱油位，确认油位异常升高，手动开启旁路视窗出口阀，直至在旁路视窗中看到油位，在旁路视窗有可见油位后调节旁路视窗出口阀开度，维持旁路视窗油位在中间位置并稳定。
2、打开2个发电机氢侧回油探测装置和2个发电机漏液探测装置手动疏油阀，放尽积油，直至有气体排出，间隔一定时间再次放油检查。
3、若判断发电机已进油，应开启氢侧回油管道放油阀和排氢调节油箱放油阀，加速发电机及氢侧回油管道排油；密切留意润滑油箱油位，防止断油烧瓦；如果润滑油箱油位下降较快，应立即联系检修人员补油。
4、密切监视发电机相关参数、机组振动情况、密封油系统参数及润滑油箱油位，有异常情况应及时降负荷申请停机。
5、关闭排氢调节油箱进口阀、出口阀和排氢调节油箱与发电机相连的连通阀，开启排氢调节油箱排空阀，将排氢调节油箱隔离泄压。
6、联系检修紧急处理(期间手动调节排氢油箱旁路视窗油位)。
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预想事故题目：机组运行时,真空油箱油位不断降低
一、 事故现象：
1、DCS上真空油箱油位低于正常值，且持续降低；
2、真空油箱油位低于一定值时，DCS上发出“VACUUM TANK OIL LEVEL LOW”报警。
二、 事故原因：
1、真空油箱液位计故障；
2、真空油箱补油手动阀被误关；
3、真空油箱补油浮球阀故障无法打开或不能全开； 4、油箱或管道放油阀被误开； 5、密封油系统存在大量外漏。 三、 处理步骤：
1、汇报值长事故情况，立即派人员到现场察看确认有无大量外漏并配合现场处理事故。
2、若密封油系统出现外漏，立即开启油箱旁路补油，通知检修人员到场看能否在线处理，若能在线处理则加强油位监视，做好必要隔离；若外漏较大且无法在线处理，则向值长申请停机或紧急停机，停机后能够在不停密封油情况下隔离的尽早切换密封油供油回路，隔离漏点，通知检修人员抢修；若必须停下密封油系统才能抢修的，则泄氢压，必要时进行发电机置换，申请停密封油系统抢修。 3、若油箱或管道放油阀被误开，马上关闭放油阀，并检查不油管路及阀门状态正常，加强油位监视。
4、若无明显外漏，立即检查就地油位计和油位视窗情况，若就地油位计正常，则可能是油位信号故障，就地观察控制油位，立即通知检修人员紧急处理。 5、若就地确定无外漏，油箱油位确实低，则检查补油回路各阀门状态是否正常，若有阀门未在开位或全开位，手动将该阀开至全开位并加强油箱油位监视；若油位依然无法恢复，则可能是浮球阀故障或喷嘴堵塞，立即开启真空油箱补油旁路阀S107进行手动补油，并通过旁路补油维持油箱油位正常稳定；通知检修人员，待机组停运后，将密封油切由事故密封油路供，破坏真空油箱真空，隔离真空油箱。
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四、 余热锅炉
事故预想题目：高压过热器喷水减温调节阀卡涩
一、 事故现象：
1、高压过热器喷水减温调节阀阀门有开度指令，阀门不动作/阀门动作迟缓，高压主蒸汽温度持续升高；
2、高压过热器出口蒸汽温度达543℃时，DCS发“HP SH#2 OUTLET STEAM TEMP HIGH ”报警； 3、高压过热器出口蒸汽温度达546℃时，DCS发“HP SH#2 OUTLET STEAM TEMP HIGH
HIGH RUNBACK ”报警，机组自动快速减负荷至200MW。 二、 事故原因：
1、高压过热器喷水减温调节阀机械卡涩； 2、高压过热器喷水减温调节阀气源突然失去。 三、 处理步骤： 1、如果发现高压过热器喷水减温调节阀阀门有开度指令，阀门不动作/动作迟缓，高压过热器出口蒸汽温度持续上升，或温度已高报警，退出机组AGC，稳定机组负荷，必要情况下可适当降低机组负荷，确保机组高压过热器出口蒸汽温度在正常范围内。
2、如果高压主蒸汽温度达546℃，机组自动快速减至50%负荷，则监视机组各运行参数，确保机组运行正常，告知值长，申请将负荷升至适当负荷（300MW左右），保持气温不超过正常值，并检查OPERATION MODE SELECT在“GOVERNOR”模式。 3、派人至现场检查，确认阀门卡涩后联系检修处理，若由于气源失去导致阀门保持开度不变，如存在仪用空气外漏则先隔离漏点，联系检修处理恢复气源。 4、经检修处理后，试阀门开、关正常，则投回机组ALR ON、AGC、一次调频。 5、如果缺陷需待停机后处理，则保持机组在退出AGC状态，需调节负荷时，注意升负荷不要太快，机组停运后，联系检修处理。
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事故预想题目：机组启动时，高压给水调阀内漏严重，高压汽包水位不断上
升
一、 事故现象：：
1、机组启动过程中，高压给水调阀（包括主路调节阀和旁路调节阀）全关后，高压给水仍有流量显示，高压汽包水位不断上升；
2、高压汽包水位高于-100mm时，DCS上发“HP DRUM LEVEL HI”报警； 3、高压汽包水位高于50mm时，处于自动位置的高压汽包定排电动阀开启； 4、高压汽包水位高于100mm时，处于自动位置的高压汽包紧急放水电动阀开启。
二、事故原因：
1、高压给水调阀内漏严重；
2、高压给水调阀行程不正常，显示全关而实际未全关； 3、高压炉水膨胀。 三、处理步骤：
1、在DCS上检查确认高压给水调阀已关闭，派人员至现场确认就地开度在全关位，否则继续点关阀门，如就地无法关至全关位，通知检修人员紧急处理。 2、密切监视高压汽包水位，当水位缓慢上升至-100mm或上涨较快时，分别先后开启高压蒸发器排污电动阀，高压汽包定排电动阀，高压汽包紧急放水电动阀以维持水位，同时密切监视高旁的动作情况，防止在水位上升过程中高旁突然开启而加剧高压汽包水位的上升。
3、若采取以上措施后仍然不能维持高压汽包水位，当高压汽包水位超过0mm并快速上涨时，在全关高压给水调节阀后立即关闭运行给水泵高压出口电动阀，但是应尽量避免长时间关闭给水泵高压出口电动阀运行（每年不得超过250小时）；在视高压汽包水位变化情况，重新开启该电动阀；进行此操作应做好给水泵高压出口电动阀过力矩的事故预想，应当在全关高压给水调节阀的情况下操作该电动阀。
4、依然不能维持高压汽包水位时，应立即派人至高压给水操作平台就地，在高压给水调阀全关的情况下，关闭高压给水调阀（包括主路调节阀和旁路调节阀）后手动阀。
5、视高压汽包水位情况，开启高压给水调阀（包括主路调节阀和旁路调节阀）后手动阀（开启手动阀时必须在高压给水调阀关闭的情况下进行，防止手动阀前后压差过大而无法开启）。
6、当高压系统建立连续蒸发量且通过高压蒸发器排污电动阀，高压汽包定排电动阀，高压汽包紧急放水电动阀能控制高压汽包水位时，全开高压给水调阀（包括主路调节阀和旁路调节阀）后手动阀。 7、机组停运后联系检修处理。
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事故预想题目：机组汽机进汽后，高压给水主路调门阀杆卡涩
一、 事故现象：
1、DCS上显示高压汽包水位持续下降或者上升，高压给水流量明显不等于高压蒸汽流量，并且差值不断扩大；
2、DCS上有高压汽包水位低或者高的相关报警；
3、高压给水主路调门开度指示异常，与指令开度有较大偏差，当开度变化指令发出时，阀杆无法动作。 二、 事故原因：
1、高压给水主调阀控制气源被误关，导致高压给水主调阀无法动作； 2、高压给水主路调门阀杆卡涩或阀杆脱落。 三、 处理步骤：
1、应立即将高压给水控制方式切为手动，并通过手动开关高压给水调阀来确认是否能消除卡涩现象，同时，立即去就地检查该阀门工作情况，查看其控制气源压力是否正常，若是控制气源阀门被误关，应立即开启控制气源阀门，使高压给水调阀恢复正常；
2、经DCS手动操作该阀门开关，但现场未有响应，确认为高压给水调阀卡涩且在短时内无法处理，当机组为冷态或温态启机，且机组负荷低于120MW时，应立即停机，避免造成非计划停运；
3、当为热态汽机，机组汽机进汽后，确认高压给水主路调门阀杆卡涩，应立即退出ALR ON，停止升负荷，通过高压给水旁路调节阀来调节汽包水位，经多方尝试（包括关闭给水泵高压出口电动门后再开关高压给水调阀、关闭高压给水调阀控制气源后重新开启等）无法恢复正常，且高压汽包水位不断降低，无法维持汽包水位时，应立即申请停机；
4、当机组负荷高于200MW时，确认高压给水主路调门阀杆卡涩，根据高压给水流量导致的高压汽包水位的高低来进行处理：如果水位低报警，退AGC,把负荷降至200MW，水位可以维持，报检修处理；水位继续下降，立即停机处理；如果水位高报警，退AGC,把负荷降至240MW，调整调门前手动阀，维持正常水位运行，并报检修处理。
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五、 公用系统
事故预想题目：#2机组满负荷运行时，#2机循环水泵B跳闸
一、 事故现象：
1、 DCS上发出“UNIT 2 CIRCULATING WATER PUMP B TRIP CONDITION”报警； 2、 跳泵前如果#2机两台循环水泵都在运行，则#2机备用真空泵启动；
3、 跳泵前如果#2机只有循环水泵B运行，DCS发出“LOW VACUUM CONSENSER
PROTECTION”报警；
4、 #1机、#2机、#3机循环水母管压力大幅降低。 二、 事故原因：
1、 #2机循环水泵B电气保护动作；
2、 #2机循环水泵B轴承驱动端金属温度高至95℃或非驱动端金属温度高至
90℃；
3、 人为误操作按下#2机循环水泵B“紧急停”按钮； 4、 #2机循环水泵B出口蝶阀全开信号失去。 三、 处理步骤：
1、 如果有备用循环水泵，则立即启动一台备用循环水泵。
2、 如果循环水为单管制运行，则立即开启#2机循环水母管与#1机或#3机之间
的联络阀，维持#2机循环水压力正常，视真空下降程度决定是否降负荷和启动备用真空泵。
3、 如果循环水为母管制运行，适当调整各机组循环水母管压力，同时密切监视
各运行机组真空和低压缸排汽温度以及其它循环水泵各运行参数。 4、 如果#2机循环水泵B跳闸后出口蝶阀故障无法关闭，则按循环水泵跳闸后出
口蝶阀故障无法关闭的事故预想处理。 5、 通知检修，尽快查明#2机循环水泵B跳闸原因，在缺陷处理结束前禁止启动
#2机循环水泵B；如果是人为误操作或者确认是误信号所致跳泵，在没有备用泵的情况下，可以重新启动该循环水泵。
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事故预想题目：在3台机循环水母管制运行且3台机带高负荷时，#2机循环
水泵B事故跳闸，#2机循环水泵B出口蝶阀卡在全开位置无法关闭 一、 事故现象：
1、 DCS上发出“UNIT 2 CIRCULATING WATER PUMP B TRIP CONDITION”报警； 2、 #2机备用真空泵启动；
3、 跳泵前如果#2机只有循环水泵B运行，DCS发出“LOW VACUUM CONSENSE
RPROTECTION”报警；
4、 DCS上发出“UNIT 2 CWP DISCHARGE VLV B TIME-OVER”报警；
5、 #1机、#2机、#3机循环水母管压力大幅降低，三台机组真空下降和低压
缸排汽温度上升；
6、 #2机循环水泵B倒转。 二、 事故原因：
1、 #2机循环水泵B电气保护动作；
2、 #2机循环水泵B轴承驱动端金属温度高至95℃或非驱动端金属温度高至
90℃；
3、 人为误操作按下#2机循环水泵B“紧急停”按钮； 4、 #2机循环水泵B出口蝶阀全开信号失去； 5、 #2机循环水泵B出口蝶阀机械卡涩。 三、 处理步骤：
1、 关闭#2机循环水母管与#1机、#3机之间的联络阀，保护#1、#3机安全运
行。
2、 确认闭冷水系统开式水转由#1或#3机组供水。
3、 如果跳泵前只有#2机循环水泵B运行，则立即降负荷，开启低压缸喷水和
水幕喷水，启动备用真空泵，通知检修尝试手动关闭#2机循环水泵B出口蝶阀，并派人现场协助处理，同时密切监视低压缸排气温度及机组真空，如短时间无法关闭出口蝶阀，则关闭#2机循环水进出口阀，申请紧急停机；如短时间内手动关闭#2机循环水泵B出口蝶阀，则确认低压缸排气温度小于50°C前提下，启动#2机循环水泵A运行。
4、 如果跳泵前#2机两台循泵运行，则立即停止#2机循环水泵A运行，防止
#2机循环水泵B循泵连续倒转，确认备用真空泵自动启动，接着按3中操作步骤处理。
5、 处理过程中密切监视低压缸排汽温度及机组真空，若低压缸排汽温度高于
80℃经处理无效仍继续上升或者降负荷至200MW真空仍不能维持时，则按故障停机处理。
6、 由于循环水中断紧急停机过程中，确认DCS报凝汽器低真空保护，手动关
闭锅炉侧过热器出口电动阀，打开锅炉侧疏水阀和对空排汽阀，视情况开启各PCV阀泄压，防止锅炉超压，同时确认低压缸喷水和水幕喷水阀已打开，确认中低压旁路阀和到凝汽器所有疏水阀关闭。 7、 机组转速小于300rpm时，破坏真空。
8、 停机后，检查低压缸大气薄膜是否完好，必要时更换。
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事故预想题目：闭冷水压力低，且备用闭式冷却水泵无法启动
一、 事故现象：
1、闭冷水母管压力偏低，当低于0.44MPa时，DCS上发出闭冷水母管压力低报警；
2、DCS上显示备用泵启动超时或者保护动作报警；
3、机组闭冷水压力降低，DCS上发出机组闭冷水母管压力低报警，各闭冷水用户温度逐渐上升。 二、 事故原因：
1、运行泵组入口滤网堵或进出口阀位置不正常； 2、运行泵组异常，出力降低或者跳闸；
3、备用泵进出口阀位置不正确，备用泵电气故障或者机械故障； 4、闭冷水系统泄漏；
5、水水交换器闭冷水侧进出口阀门位置不正确； 6、机组闭冷水进口调门开度过大； 7、膨胀水箱严重缺水；
8、备用闭式冷却水泵的所在的380V母线失电。 三、 处理步骤：
1、发现闭冷水压力下降时，应该立即核对就地压力表，若是压力变送器故障，通知热控检修人员处理。
2、如因相应380V母线失电引起，经检查母线无故障后，可合上公用A、B段联络开关恢复母线供电，然后启动相应的备用闭式冷却水泵。
3、检查运行泵和备用泵进出口阀门、水水交换器进出口阀门以及机组闭冷水进口调门位置正常。
4、检查运行泵组是否异常。
5、检查备用泵启动失败的原因，排除进出口阀门、电源或电机绝缘故障，通知设备部尽快解决备用泵故障，投入运行。
6、检查膨胀水箱水位，若缺水，马上补水至正常水位。
7、检查闭冷水系统是否有泄漏，若有，则紧急堵漏或者隔离。
8、若闭冷水压力持续下降，应严密监视润滑油供油温度、氢气温度（冷、热）、密封油温度、给水泵马达绕组等温度，必要时申请降低机组负荷；如温度超限，按规程相应规定处理，做好停机的准备。
9、必要是关小或者停运备用机组的闭式冷却水，停运机组所有的备用冷却器的冷却水，尽量提高运行机组闭式冷却水的压力。
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事故预想题目：三台机组正常运行，1台及以上闭式冷却水泵跳闸
一、事故现象：
1、DCS发“#？CCCWP PROT DEVICE FAULT”报警，或“#？CCCWP ELE PORT ACTION”报警，或“#？CCCWP POWER ABN”报警；
2、如果是机组公用段母线失电，DCS发“#1/2 MAIN RUTBINE HALL COMMON SECT BUS VOLT LOW ALARM”、“#1/#2 MAIN TURBINE HALL COMMON SECT BUS VOLT RANGE OVER”报警； 3、闭式冷却水泵出口母管压力降低，低至0.44MPa,DCS发“CCCW HDR P LOW ALARM”报警；
4、各机组闭式冷却水母管压力降低，低至0.22MPa时，DCS发#？机“CCCW HDR P LOW”报警；
5、未跳闸的闭式冷却水泵电流增大；
6、三台机组的润滑油温度，机组轴承金属温度，发电机定子铁芯温度，定子绕组温度，冷、热氢温度，凝结水泵、给水泵电机绕组、轴承温度等会有不同程度上升；
7、备用闭式冷却水泵自动启动。 二、事故原因：
1、闭式冷却水泵马达开关电气保护动作或保护元件故障； 2、闭式冷却水泵由于机械原因造成马达开关跳闸；
3、机组公用A/B段母线失电，低压脱扣造成挂在该段的闭式冷却水泵跳闸。 三、处理步骤：
1、若是一台闭式冷却水泵跳闸，备用泵自启成功，则密切监视各闭式冷却水泵电流，闭式冷却水泵出口母管压力，各机组闭冷水母管压力，机组轴承金属温度，润滑油温，发电机定子铁芯，定子绕组温度等相关参数，查找闭式冷却水泵跳闸原因，并通知检修人员，在跳闸原因未查明，故障未消除前不得启动该闭式冷却水泵。
2、若是多台闭式冷却水泵跳闸，在其电机绝缘合格的情况下，可以重新启动一次，尝试恢复其运行，密切监视其运行情况。 3、若是机组公用A/B段母线失电，低压脱扣造成挂在该段的闭式冷却水泵跳闸，经检查跳闸母线无故障后，可合上公用A、B段联络开关恢复母线供电，然后启动相应的闭式冷却水泵。 4、检查闭式冷却水泵的进出口电动阀位置是否正常、进口滤网压差是不是过大、膨胀水箱水位是否正常，排除上述障碍，重新启动闭式冷却水泵。
5、若是多台闭式冷却水泵跳闸，且无法恢复运行，视情况适当关小机组闭式水母管压力调节阀及回水阀、调小或关闭各机组部分非重要闭冷水用户的供水调阀开度（例如备用给水泵），保证重要用户的正常冷却需求，必要时停运机组所有的备用冷却器的冷却水，减小未跳闸闭式冷却水泵的电流，防止运行泵再次跳闸。 6、经以上处理，若机组的轴承金属温度，润滑油温，发电机定子铁芯，定子绕组温度，冷、热氢温度，凝结水泵电机绕组温度，轴承金属温度，给水泵轴承金属温度等仍无法控制在正常范围，联系中调适当降低机组负荷。
7、若降低机组负荷，机组的轴承金属温度，润滑油温，发电机定子铁芯，定子绕组温度，冷、热氢温度，凝结水泵电机绕组温度，轴承金属温度，给水泵轴承
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金属温度等无法维持，有不断上升趋势，则按下某台机组紧急停机按钮，按紧急停机处理，停机后将该台机组闭冷水压力调节阀关小，以维持闭式冷却水泵电流及运行机组闭式水母管压力，若是还不能维持上述参数在允许范围，则再将一台机组按紧急停机处理，并关小该台机组闭式水母管压力调节阀。
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事故预想题目：三台机满负荷运行时，水水交换器出口闭冷水温度增长较快
一、事故现象：
1、水水交换器出口闭冷水温度不断升高，DCS上出现闭式水母管温度高报警； 2、三台机组凝结水泵、给水泵轴承及凝结水泵电机绕组温度有上升趋势； 3、三台机组润滑油温控阀不断开大，直至全开后油温仍不断升高；
4、三台机组密封油供油油温、氢气温度、氢气压力和发电机绕组温度不断升高； 5、三台机组给水再循环泵、真空泵等闭冷水用户冷却水温上升导致轴承温度升高。
二、事故原因： 1、仪表故障；
2、机组循环水母管至水水交换器海水侧母管电动阀被误关或者就地实际关闭； 3、水水交换器海水侧进、出口电动阀被误关； 4、水水交换器海水侧泄漏严重； 5、水水交换器海水侧堵塞；
6、各机组循环水母管水压突然降低；
7、某个或多个闭冷水用户异常发热导致闭冷水温度异常。 三、处理步骤：
1、检查对照闭式水母管就地温度计是否正常，若就地温度正常，则可能是温度变送器故障，通知检修处理。
2、检查闭式冷却水海水侧压力是否正常，若压力不断降低，则切换海水侧至其它机组供或启循泵维持海水侧压力。
3、检查水水交换器投入台数是否满足机组运行需要，必要时多投入一台或多台水水交换器运行。
4、检查闭冷水海水侧系统相关阀门状态，阀门被误关时应及时恢复；排除DCS上显示开启，实际就地未开启的情况。
5、若是水水交换器海水侧泄漏严重，则隔离该水水交换器，切换至备用水水交换器运行，并联系检修处理。
6、检查水水交换器海水侧管道系统有无泄漏，及时联系检修处理，若短时不能恢复，应降低负荷运行直至停机。
7、检查各闭冷水用户运行情况，确认是否有异常发热，及时排除缺陷；如果是给水泵等辅机超温，切换至备用辅机运行。
8、事故处理过程中应严密监视闭冷水相关用户运行参数，必要时可通过闭冷水排补降低闭冷水温度，若仍不能控制温升应退出机组AGC，降低机组负荷，甚至停运一台或多台机组，但应尽量保证一台机组运行避免全厂对外停电。
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事故预想题目：一台机组检修，两台机组运行，膨胀水箱水位降至2400mm后
仍不断下降
一、 事故现象： 1、 DCS显示膨胀水箱液位低于2400mm，并有下降趋势，低于2000mm时发出“CCCW EXPANSION TANK LVL LOW ALARM”报警；
2、DCS上可能发“CCW MAKE-UP WTR FLOW RANGE OVER”、“CCCW HDR P LOW”等报警；
3、可能出现闭式冷却水泵进、出口母管及各机组闭冷水母管压力下降。 二、 事故原因：
1、膨胀水箱液位变送器故障；
2、除盐水系统故障无法正常供应除盐水至各用户；
3、膨胀水箱补水调阀故障无法开启或调阀前后手动阀、除盐水至#1机隔离阀被误关；
4、检修机组闭冷水母管注水过快；
5、闭冷水系统放水较大或误开疏水、排气阀； 6、闭冷水系统存在严重内漏或外漏。 三、 处理步骤：
1、密切监视闭式水各用户运行参数，视事故情况进行降负荷或停机处理。 2、立即至现场检查膨胀水箱就地水位情况，若就地水位计显示正常且闭式水系统其它运行参数正常，则通知检修处理液位仪表。
3、若DCS显示膨胀水箱补水调阀故障未全开，立即到就地开启补水旁路阀，加强补水，同时派人员到闭式水各用户检查系统，通知检修人员处理补水调阀。 4、若DCS显示膨胀水箱补水调阀全开，但却无流量显示，则有可能是补水调阀前后手动阀或者除盐水至#1机隔离阀被误关，或者除盐水系统故障，立即查明原因；若为补水调阀前后手动阀被误关或者除盐水至#1机补水总阀被误关，立即开启，并开启旁路补水阀加强补水；若为除盐水系统故障，通知化学尽快恢复除盐水供应，同时要视情况是否申请降负荷，适当调小各闭冷水用户压力，如果短时无法恢复，必要时可考虑联系消防设法往膨胀水箱加注消防用水，保证机组安全停运。
5、若DCS显示膨胀水箱补水调阀全开且有“CCW MAKE-UP WTR FLOW RANGE OVER”报警，立即派人员就地检查系统，并开启水箱补水旁路阀加强补水；检查各闭冷水用户是否有明显外漏，若有，立即切换设备，隔离漏点；若漏点无法隔离，通知检修人员进行堵漏，若存在的外漏点无法隔离又无法进行堵漏处理，则应做好停机准备；若无明显外漏点，则加强系统检查，检查是否有疏水或排气阀被误开，若有则关闭这些阀门，若没有，则通过切换水水交换器和短时隔离闭冷水用户检查是否存在大量内漏。
6、若是检修机组闭冷水母管注水过快，则减慢注水速度，必要时停止注水。
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事故预想题目：机组启动过程中,启动炉故障熄火
一、 事故现象：
1、 DCS上有“＃* COMBUSTOR FAILURE SIGNAL”报警，就地有声光报警 ； 2、 启动炉熄火,炉压力、温度下降；
3、 辅汽母管压力、温度下降，DCS上发出“辅助蒸汽压力低”报警； 4、 低压缸冷却蒸汽压力、温度下降。 二、 事故原因：
1、启动炉燃料供应压力低； 2、启动炉锅炉水位低低； 3、过热蒸汽超温；
4、启动炉控制系统故障； 5、启动炉风机故障； 6、烟气挡板故障跳闸。 三、 处理步骤：
1、告知值长，立即安排人到就地检查跳闸故障，通知检修人员，若机组还未并网则向值长申请待辅汽安全后再并网，若机组已并网则尽量将机组负荷维持在120MW以下，等待辅汽安全后再升负荷。
2、若有相邻机组在运行或辅汽直供管在热备用状态，则立即将启动机组的辅汽切至相邻机组冷再或辅汽直供管供给，保证机组安全启动。
3、若相邻机组均未运行且辅汽直供管未在热备用状态，但机组自身冷再已经在供辅汽，且压力温度均满足辅汽要求，则将机组辅汽全部切至本机冷再供给；必要时，可以手动开大汽轮机高压旁路阀来提高冷再热管道的压力和温度，使其满足辅汽的要求。
4、启动炉有备用燃烧器，立即确认启动炉燃气、电源及水位等正常，立即启动备用燃烧器。
5、若相邻机组均未运行、辅汽直供管未在热备用状态且机组自身冷再还没达到供辅汽要求，但有机组是在热态状态下备用，则立即利用热态备用的相邻机组冷再供给全厂辅汽母管，并尽可能早的投入本机冷再供辅汽。
6、紧急情况下，即使辅汽直供管不在备用状态（比如某组疏水阀检修），但是具备供应辅汽条件，在保障安全的前提下也可以考虑投运。
7、若确定此时机组辅汽的其它的外部汽源均不满足条件，则不并网或尽量降低负荷，立即通知检修人员，并努力排除启动炉故障：
(1) 立即检查就地控制柜内是否有空开跳闸，如有则立即合上；
(2) 如果是启动炉天然气供应压力低导致锅炉熄火，则就地检查启动炉天然
气调压撬管道的阀门状态以及管道是否有泄漏，若SSV阀跳闸，则马上开启，若管道存在大量泄漏则应立即隔离该段管道，并开启该段管道放散阀排气，拉好隔离带并挂好警示牌，此时禁止启动启动炉；
(3) 若是启动炉锅炉水位低导致锅炉熄火，检查除氧器水位是否正常，如果
除氧器水位低，则开启手动补水旁路补水；如果除氧器水位正常，检查给水泵和给水调门是否工作正常，尽快给锅炉上水至正常水位，重新启动；如果启动炉干锅时，禁止上水；
(4) 若是启动炉过热蒸汽超温导致熄火，则复位燃烧器，以及断开燃烧器柜
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中的三个可燃气体、风压、火焰检测的继电器电源数十秒，然后重新送上这三个电源，再次重新启动该燃烧器；
(5) 若是启动炉控制系统故障导致熄火，则断开控制系统电源，重新送上，
尝试复归报警，重新启动；
(6) 若是启动炉风机或者烟气挡板故障导致启动炉跳闸，则无法处理，应通
知检修人员尽快处理。
8、如果在机组辅汽汽源恢复的过程中，辅助蒸汽母管的压力降至0.7MPa以下并持续下降，则考虑立即手动停机，通知检修人员立即处理启动炉的缺陷，并做好再次启机准备。
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事故预想题目：机组正常运行，调压站出现天然气泄漏。
一、 事故现象：
1、 集控楼火灾报警控制柜和总控机NCS电脑上发出调压站可燃气体报警声响； 2、 调压站就地火灾自动报警装置发声光报警； 3、 就地天然气泄漏处有“嗞嗞”声响；
4、 如果天然气泄漏量较大，在DCS上可以看到泄漏管线的压力有下降趋势，甚
至会出现机组“燃气压力低”、“燃机负荷回切”或“机组天然气压力低低跳闸”报警；
5、 如果是天然气管路安全阀内漏或者误动作，则安全阀表面有结露。 二、 事故原因：
1、 天然气调压站的阀门、法兰、各仪表接口等连接处有外漏； 2、 调压站管道排空阀或排污阀被误开； 3、 天然气调压站设备老化，管道破裂； 4、 天然气末站管道泄漏； 5、 安全阀内漏或者误动作。 三、 处理步骤：
1、 集控室收到调压站火灾报警信息后，首先复位报警，如无法复位，则派人携
带可燃气体探测器就地检查天然气是否有泄漏（注意不要携带火种），如天然气浓度正常，管路无泄漏，则为误报警，通知检修检查处理相应火灾报警系统。
2、 如就地天然气浓度超限，应首先确认天然气泄漏的部位和泄漏的严重程度，
同时密切监视机组天然气压力变化。
3、 若确认调压站天然气有泄漏，则在泄漏点附近拉隔离带，并禁止在天然气泄
漏区域进行任何可能引起火花的操作和严禁无关人员靠近。
4、 若只是轻微泄漏且机组运行无法隔离，通知检修人员一起加强巡检，防止泄
漏加重，待停机后再处理。
5、 如果管道泄漏比较严重，则首先确定是否可以隔离，如果可以隔离则进行隔
离操作，并通知检修人员至现场配合紧急处理，同时通知消防人员赶赴现场做好火灾处理准备。
6、 若是在运行机组的调压段泄漏严重，则缓慢关闭该泄漏调压段的出口球阀将
该机组用气转到备用调压段供气，关闭机组调压段进口球阀和SSV阀，打开放散阀泄压。
7、 若是在非运行机组的调压段泄漏严重，则先关闭该泄漏调压段的出口球阀，
再关闭机组调压段进口球阀和SSV阀，打开放散阀泄压。
8、 若泄漏较大且短时间内无法处理，则视泄漏部位和机组天然气压力变化决定
是否故障停机。
9、 若是在公共部位泄漏严重且无法隔离，则马上申请紧急停机处理,待机组全
停后关闭调压站天然气ESD阀；紧急情况下，若处理过程中天然气管道着火，则立即关断ESD阀进行灭火。
10、 在处理事故过程中，要注意观察TCA后天然气压力的变化，避免因燃气压力
低而引起RunBack或跳机，若燃气压力下降较大，可先将负荷降低。 11、 若调压站管道排空阀或排污阀被误开，则立即关闭。
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12、 若安全阀内漏或者误动作，则关闭其前面手动阀，停机后处理。 13、 若天然气已着火，按《天然气泄漏火灾事故应急预案》处理。 14、 将上述情况通知检修人员处理。
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事故预想题目：三台机两班制运行，＃1、＃2机已停运，＃3机运行，压缩
空气系统压力低至0.63Mpa且有继续下降趋势一、 事故现象：
1、 DCS上发“INSTRUMENT COMPRESSED AIR PRESSURE FOR MAIN BUILDING LOW”、 “MISCELLANEOUS COMPRESSED AIR PRESSURE FOR MAIN BUILDING LOW”报警； 3、 机组仪用压缩空气压力缓慢下降；
4、 DCS上可能发出“AIR COMPRESSOR * FAULT”报警； 5、 就地机组仪用或杂用压缩空气管道可能有漏气声音；
6、 当机组仪用空气压力低于0.45MPa时，DCS发机组“INSTRUMENT AIR SUPPLY
PRESS LOW”报警。 二、 事故原因：
1、压缩空气压力变送器故障；
2、空压机系统故障导致部分或全部空压机跳闸或不能启动； 3、机组公用段失电导致多台空压机跳闸； 4、空压机被就地误按“紧急停止”；
5、压缩空气系统存在大量外漏或阀门被误开；
6、压缩空气用户用气量过大或有检修工作使用大量压缩空气。 三、处理步骤：
1、汇报值长事故情况，加强气压监视，立即派人员到现场察看确认故障情况并配合现场处理事故，排除仪表故障可能。
2、DCS上检查空压机运行状态，是否所有空压机在运行状态，如有空压机未运行，立即远方启动空压机，若远方无法启动，则就地启动空压机。
3、若由空压机联控程序故障，导致空压机不运行，立即通知检修人员退出空压机联控，将空压机切至就地本机控制，在空压机本体控制屏上将 “AUTO RESTART”设为“ON”、将“REMOTE START”设为“OFF”，并就地启动该空压机，此后空压机将进入本机控制。 4、若部分空压机电源故障（机组公用段失电或开关故障），试着恢复空压机电源，恢复后就地启动空压机运行，保证空气压力；若部分空压机电源故障无法恢复，立即通知检修人员抢修，同时视压缩空气压力下降速度，依次逐渐关小或全关＃1～＃2燃机冷却吹扫空气的供应手动阀以及断开#1、#2机一些相关的杂用空气用户，并通知化学及供热炉切除不必要的杂用空气用户，保证#3机压缩空气压力；若减少杂用空气用户后空气压力持续下降，则可适当切除一些非重要的仪用空气用户，以减缓气压下降速度，争取抢修时间。期间需密切注意#1、#2压气机兼燃烧器缸和透平缸的上下缸温差，必要时启动高盘冷却。 5、若空压机被就地误按“紧急停止”，则恢复运行。
6、检查压缩空气管道是否有漏气现象或阀门误开，及时堵漏或关闭误开阀门，并联系设备部配合处理；如果系统有大量泄漏运行中无法处理，压缩空气压力无法维持，则尽快申请停机，并通知化水及供热炉做好压缩空气全停准备。
7、若是压缩空气系统用户用气量过大或有检修人员在大量用压缩空气，应减少相关用户的用气量或制止检修人员大量使用压缩空气，确保管道压力正常。 8、若空压机全停，且确定故障无法短时消除，则汇报领导，申请破坏真空停机，并通知化水和供热炉做好压缩空气全停准备。
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事故预想题目：三台机组停运期间（需吹扫冷却空气），1台及以上空压机跳
闸
一、 事故现象：
1、DCS上发出一台及多台“空压机*故障”报警； 2、DCS上空压机界面显示有一台及以上空压机跳闸； 3、仪用及杂用压缩空气压力缓慢下降；
4、当压缩空气压力低于0.63MPa时，DCS上发出“仪用压缩空气母管压力低”、“杂用压缩空气母管压力低”报警； 5、空压机房就地空压机故障报警；
6、当机组仪用空气压力低于0.45MPa时，DCS发“机组仪用压缩空气压力低”报警。
二、 事故原因：
1、部分空压机电源失去（单台空压机电源故障跳闸或机组公用段A段或B段失 电）；
2、空压机本体故障（空压机排气温度高；卸载油池压力低；传感器故障；主电机过载；风扇电机过载；启动器故障等），保护跳闸； 3、空压机联控系统故障；
4、就地误按空压机紧急停机按钮。 三、 处理步骤：
1、汇报值长事故情况，加强气压监视，立即派人员到现场查看确认故障情况并配合现场处理事故。
2、若有备用空压机则立即手动启动或就地启动备用空压机，稳定气压；若空压机被误按紧急停机按钮，立即恢复，启动空压机，保证气压正常稳定。
3、检查空压机电源是否正常，若部分空压机电源故障，试着恢复空压机电源，恢复后就地启动空压机运行，保证空气压力；若部分空压机电源故障无法恢复，立即通知检修人员处理，同时视压缩空气压力下降速度，依次逐渐关小直至全关＃1～＃3燃机冷却吹扫空气的供应手动阀以及断开一些相关的杂用空气用户，并通知化学及供热炉事故情况，尽可能维持杂用空气母管压力在0.55MPa以上，期间需密切注意压气机兼燃烧器缸和透平缸的上下缸温差，必要时启动高盘冷却。
4、若空压机电源均正常，则检查是否是联控程序故障导致空压机一台或多台跳闸，立即通知检修人员退出空压机联控，将空压机切至就地本机控制，在空压机本体控制屏上将 “AUTO RESTART”设为“ON”、将“REMOTE START”设为“OFF”，并就地启动该空压机，此后空压机将进入本机控制。
5、若减少杂用空气用户后空气压力持续下降，则可适当切除一些非重要的仪用空气用户，以减缓气压下降速度，争取抢修时间。
6、若故障无法排除，空气压力无法维持，则通知化水及供热炉做好压缩空气全停准备，各机组破坏真空。
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六、 电气系统
事故预想题目：#1机正常运行中，灭磁开关跳闸，发电机出口开关GCB拒动
一、 事故现象：
1、 DCS上有“#1发电机失磁保护跳闸”信号； 2、 GCB拒动还会发“#1发电机GCB失灵启动”； 3、 #1主变高压侧开关2201保护动作分闸；
4、 #1机6KV母线正常电源供电开关保护分闸，厂用电切换至启备变供电； 5、 厂用电切换过程中可能有部分开关跳闸； 6、 #1机负荷至0，转速下降。 二、 事故原因：
1、 #1机灭磁开关误跳； 2、 #1机励磁系统故障；
3、 #1机有其它跳闸保护动作，跳开灭磁开关，而GCB拒动； 4、 #1机GCB控制系统故障或者控制电源失去； 5、 #1机GCB油压低或气压低闭锁；
6、 发电机出口开关远方/就地选择开关在“就地”位置。 三、 处理步骤：
1、 检查确认#1机6KV母线已切换至启备变供电，6KV母线、380V母线、保
安段母线电压正常，确认#1机厂高变低压侧开关已分闸，并将其拉到隔离位置，退出快切装置。
2、 现场检查确认#1机灭磁开关已断开、GCB未断开。 3、 通知检修配合断开#1机发电机出口开关801（GCB），断开#1机发电机出
口刀闸8010。
4、 配合检修，查找#1机灭磁开关跳闸原因及#1机GCB拒动原因；并汇报相
关领导。
5、 查清原因并消除缺陷后，恢复#1机主变运行，将#1机6KV切换至厂高变
供电，并投入快切。
6、 停机后，检查各铺助系统正常，做好重新启动的准备。
7、 如果#1机6KV母线无法切换至启备变供电，则按6KV母线失电处理。
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预想事故题目：发电机解列时，发电机出口开关GCB拒动
一、 事故现象：
1、停机过程中，负荷降至20MW左右时，发电机出口开关未跳开，DCS上有“GCB FAILURE”报警。 二、 事故原因：
1、发电机出口开关控制电源故障，即两路分闸电源都跳闸（DCS上有“GCB控制电压故障报警”，就地控制柜上有“DC-VOLTAGE FAULT”报警）；
2、发电机出口开关SF6低气压闭锁（DCS上有“GCB SF6闭锁”报警，就地控制柜上有“SF6－GAS BLOCKING”报警）； 3、发电机出口开关分闸回路故障：出口开关油压低闭锁或分闸回路电气故障（DCS上有“GCB跳合闸闭锁”报警，就地控制柜上有“BLOCKING 0”报警）； 4、发电机出口开关远方/就地选择开关在“就地”位置； 5、DCS上发电机出口开关跳闸逻辑问题。 三、 处理步骤：
1、 通知中调及相关人员。
2、 若为上述原因1，试合跳开的直流电源空气开关，就地检查发电机出口开关
是否跳开，若手合后直流电源空气开关又跳开，应通知维修尽快处理。 3、 若为上述原因2，通知检修尽快处理并禁止对开关进行分闸操作。 4、 若为上述原因3，通知检修尽快处理并禁止对开关进行分闸操作。
5、 若为上述原因4，将发电机出口开关远方/就地选择开关打至“远方”位置，
手动跳开发电机出口开关。
6、 在DCS上手动跳开发电机出口开关，并通知热控处理。 7、若短时间内不能处理好上述故障，按以下步骤处理： 1）、向中调申请手动解列主变高压侧开关，这期间要做好发变组保护动作时 及机组（燃机、汽机、余热锅炉）发生故障跳闸时的事故预想； 2）、中调同意后，应先将机组厂用电倒至启备变供电；这期间要做好厂用失 电切换失败，机组6KV母线失电的事故预想。厂用电切换成功后，手动解列主变高压侧开关。
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事故预想题目：＃1机组满负荷运行过程中，＃1主变冷却器故障全停
一、 事故现象：
1、 网控后台上有“＃1主变冷却器故障全停”信号报警；
2、 DCS报“＃1 MAIN TR COOLER WORING POWER PHASE BREAK”、“＃1 MAIN TR
STANDBY COOLER FAULT”、“＃1 MAIN TR COOLER HEATER AND CONTROL POWER FAULT”、“＃1 MAIN TR COOLER POWER 1 FAULT”、“＃1 MAIN TR COOLER POWER 2 FAULT”、 “＃1 MAIN TR COOLER ALL STOP”等告警；
3、 ＃1主变绕组、油温不断上升至报警值，DCS发“#1主变油温高报警”和“#1
主变绕组温度高报警”；
4、 ＃1主变冷却器就地控制箱内各台冷却器运行信号灯不亮，五组冷却器均在
停运状态。 二、 事故原因：
1、 ＃1主变工作电源故障，交流电源转换开关无法自动切换至备用电源； 2、 ＃1主变冷却器两路动力电源开关（＃1机组工作A、B段上）故障跳闸； 3、 ＃1主变冷却器交流电源转换开关误动作，切至停止位； 4、 ＃1主变冷却器电源母线或电缆发生永久性短路故障； 5、 ＃1主变工作电源自动切换装置故障； 6、 ＃1主变冷却器控制回路故障。 三、 处理步骤：
1、 汇报值长，＃1主变冷却器全部异常停运。记录冷却器故障时间及当时的主
变油温、绕组温度，立即派人至＃1机组380V配电室、电子设备间及主变冷却器就地控制柜处检查异常原因并通知检修人员。
2、 密切监视＃1主变上层油温、绕组温度，必要时申请减负荷控制主变上层油
温不超过75度，若上层油温已超过75度，20分钟后主变冷却器全停保护动作，此时应请示值长，申请紧急停机并在20分钟内切换厂用电；若上层油温低于75度，则1小时后主变冷却器全停保护动作，应抓紧时间处理好缺陷投入冷却器运行，否则也应申请紧急停机并在1小时内提前切换厂用电。 3、 就地检查主变冷却器控制柜内各电源指示及各转换开关位置是否正常，有无
明显的烧焦及焦糊味；同时确认＃1主变冷却器动力电源开关、控制电源开关是否跳闸，有无保护动作情况。
4、 若发现主变冷却器转换开关在“停止”位，应立即恢复正常运行方式；若检
查发现工作电源故障且转换开关没有自动切换至备用路，应立即手动切至备用工作电源来恢复冷却器运行。
5、 若#1机380V工作A、B段＃1主变冷却器电源开关均跳闸，就地控制柜内电
源断相故障指示灯未亮且没有明显的烧焦及焦糊味，则将五组主变冷却风扇切换至停止位，试送主变冷却器电源开关，恢复冷却器供电，再逐台启动主变冷却风扇；若送上电源开关后又立即跳闸，应禁止再次送电，告检修处理。 6、 若短时间内无法恢复主变冷却器运行，应在停机后且主变冷却器全停保护动
作前向中调申请断开主变高压侧开关，隔离主变，合上主变高压侧地刀对主变放电。
7、 若能确认只是主变冷却器两路交流电源开关本体故障造成开关无法合闸，可
以尝试从工作A、B段的备用开关引一路临时电源对主变冷却器供电。
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事故预想题目：#1机组准备启动，选择#2SFC时，DCS上发出#2SFC超时报警 一、 事故现象：
1、DCS上有“SFC CIRCUIT FOR GT1 TIMEOVER”报警； 2、SFC OPERATION 画面中相应开关和刀闸不动作； 3、DCS中SFC READY 显示为绿色； 4、DCS中READY TO START 灯不亮。
二、 事故原因：
1、 #2SFC系统相应的开关及刀闸的控制方式没有切至“远方”； 2、 #1发电机出口刀闸8010在合闸位置； 3、 #2SFC系统相应的开关及刀闸的状态异常；
4、 SFC逻辑切换柜中的逻辑参数设置被误改动，导致不能正常选择＃2SFC； 5、在#2SFC被选择成功后，又在DCS中点击“RESET”按钮后，之后再次选择#2SFC； 6、 #2SFC选择成功后，在就地SFC控制柜按跳闸，而后在DCS上再次选择＃2SFC。
三、 处理步骤：
1、 如果是原因5，必须去现地控制柜按跳闸，用门上RESET复位，才可以重新选择＃2SFC。 2、 如果是原因6，再选一次＃2SFC将会正常。 3、 排除了故障不是因为事故原因5和6而引起的，马上至＃2机6.5m电子设备间内的SFC控制柜上查看有什么故障报警。 4、 如果＃2SFC控制柜上“MAJOR FAILURE”指示灯亮，检查具体是什么原因引起超时，同时立即通知检修人员检查处理。 5、 在DCS和现场检查确认#2SFC系统相应的开关、刀闸以及#1发电机出口刀闸8010和#1发电机中性点接地刀闸1F000的状态无异常、位置都正确，否则将其选择到正常位置（将状态异常的开关或刀闸的控制方式切换到“就地”，将开关摇至隔离位置再送回工作位置，将刀闸试分、合，看看状态是否恢复正常）。 6、 如果相应的开关、刀闸处于异常状态无法消除，应马上通知检修人员处理。 7、 确认＃1SFC和＃1机组相应的开关、刀闸状态都无异常，且都选择在正常的
位置后，选择#1SFC启动#1机组。
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事故预想题目：220KV升压站母线全部失压
一、 事故现象：
1、 220KV两段母线电压为零； 2、 运行中的发电机转速上升；
3、 运行中的机组跳闸，机组负荷到0； 4、 所有厂用6KV母线电压为零； 5、 所有厂用380V母线电压为零； 6、 所有6KV、380V交流电机停运；
7、 所有电动阀不能操作，维持在事故前的位置； 8、 全厂正常照明和事故照明熄灭；
9、 直流密封油泵、直流润滑油泵启动运行； 10、 事故音响发出报警声。 二、 事故原因： 1、 电网局部解列； 2、 220KV母线故障；
3、 220KV母线保护装置误动。 三、 处理步骤：
A. 机组安全停机的操作处理
以上现象出现时，可以认为我厂发生220KV升压站母线全部失压事故，立即执行以下操作（以＃1机为例，假设＃1机事故前在运行）：
1) 检查机组转速已经降低，＃1燃机燃气截止阀自动关闭，放散阀自动打开，否则立即手动打闸＃1燃机（按下＃1UNIT EMERGENCY STOP），确认燃机已熄火；
2) 检查汽机高、中、低压主汽门、调门全关，否则手动打闸；
3) 检查＃1发电机出口开关801应自动跳开，否则手动按下机组控制台上的 “＃1 UNIT GCB TRIP”按钮，断开发电机出口开关；
4) 确认直流润滑油泵自启动，否则按下直流润滑油泵紧急启动按钮，确认直流油泵运行正常，润滑油供油压力正常；
5) 检查直流密封油泵自启动，否则手动启动，确认密封油系统工作正常； 6) 确认＃1柴油发电机已自动启动且运行正常，并自动向＃1机保安段供电；
7) 检查确认＃1机EMCC段、＃1机汽机热力配电段、＃1锅炉热力配电段及公用热力配电段自动转由#1机保安段供电，否则手动倒换； 8) 确认＃1机的事故照明已恢复正常供电；
9) 检查其中一台交流润滑油泵在保安段恢复供电60S后，已自动启动，确认交流润滑油泵运行正常后，手动停止直流润滑油泵运行；
10) 检查其中一台交流密封油泵在保安段恢复供电马上自动启动，确认交流密封油泵运行正常后，手动停止直流密封油泵运行；
11) 检查＃1机6KV正常电源进线611和备用电源进线开关061已跳开，否则手动断开这两个开关；
12) 检查汽机各疏水阀自动打开，冷再逆止阀自动关闭；
13) 启动＃1机润滑油箱排烟风机、＃1机循环密封油箱抽风风机及密封油
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真空泵；
14) 严密监视润滑油及密封油温度，必要时关闭冷油器出水阀打开冷油器出口疏水阀，以保证油系统一定的冷却水量；
15) 检查冷再供辅汽电动截止阀处于开启状态，机组辅汽母管压力，确认轴封蒸汽压力正常，否则将高压旁路阀切手动开启一定的开度（5％-8％）以保证冷再蒸汽压力在1.5Mpa～2.0Mpa之间；
16) 检查中、低压旁路阀动作正常，凝汽器保护动作时应自动关闭，否则强制执行；
17) 监视余热锅炉高、中低压系统压力，超压时各PCV阀应自动打开，否则手动开启对空排汽阀，避免安全门动作；
18) 应严密监视锅炉各汽包水位，在保证锅炉各部分不超压的前提下少排汽、放水，尽可能保持较高的汽包水位； 19) 当转速小于600rpm时，手动破坏真空；
20) 当转速小于600rpm时，确认顶轴油泵自启动；
21) 当转速降至0rpm时确认盘车自投，若压缩空气压力太低不能使盘车啮合应手动啮合盘车；
22) 停机后为确保其他重要压缩空气用户的空气用量，视情况可将燃机吹扫空气手动阀关闭，防止压缩空气母管压力下降过快；
23) 检查确认＃1机组UPS、集控楼UPS、＃1机组110V直流及220V直流系统运行正常；
24) 通知相关维修人员进厂处理；
25) 如柴油发电机的油箱油位较低，应立即补油。
B. 恢复220KV升压站及厂用母线供电的操作处理
1) 2) 3) 4) 5) 6) 7)
切开所有低压厂用变压器的高低压侧开关； 切开所有6KV负荷开关；
切开所有机组6KV进线开关和6KV备用电源进线开关； 切开除220KV母联开关2012之外的所有220KV开关； 停用所有220KV线路重合闸保护；
确认升压站UPS系统、直流系统运行正常； 220KV升压站失压后恢复供电的处理原则： a) 如果母线电压消失，母差保护未动作，连接在母线上的开关没有跳闸，可判断为外部电源中断所致，检查母线及相连设备和母差保护无异常后，可立即汇报中调并向中调申请向母线试送电。
b) 如果是开关失灵保护动作使母线失压时，应检查出拒动开关，并将故障开关隔离后，才能向中调申请向母线试送电。
c) 如果是母差保护动作导致母线失压，在故障查明并作有关试验以前，不得向中调申请送电。
8) 接中调令，并检查相应的供电线路已带电后，采用“无压合”的方式，合上相应的线路开关，检查母线电压正常，恢复升压站母线供电；
9) 检查220KV升压站电压与启备变的调压分接头位置对应额定电压接近，
否则就地手动调整启备变调压分接头位置；
10) 采用“无压合”的方式，合上启备变高压侧开关2208，检查启备变充电正常；
11) 分别合上＃1、＃2、＃3机的6KV备用电源进线开关（061、062、063），
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恢复3台机的厂用电源；
12) 优先恢复380V公用段电源，再恢复机组380V工作段母线电源，并逐步恢复其它380V母线电源；
13) 在恢复厂用电过程中，如6KV厂用母线电压过高或过低，可在DCS调整启备变的调压抽头位置，维持6KV厂用母线电压在正常范围；
14) 确认380V工作段电压正常后，手动停止柴油发电机运行，检查保安段电源已自动转由工作段供电；
15) 检查相关的UPS系统、直流系统已转由正常电源供电，且运行正常。
C. 厂用电恢复后的操作处理
1) 待机组公用段受电后，确认膨胀水箱水位正常，启动闭冷水泵运行，检查母管压力及各机组闭冷水压力正常；
2) 检查启动空压机，恢复压缩空气系统工作正常； 3) 检查确认机组润滑油、密封油、顶轴油及盘车系统运行正常，各轴承振动、轴承回油温度、轴承金属温度在正常范围；
4) 待机组工作段受电后，恢复循泵房MCC电源，并开启机组循环水泵，确保循环水系统压力正常；
5) 逐步将各机组厂用电由启备变供电转由各自主变供电； 6) 启动凝结水及给水系统，维持凝汽器及各汽包水位正常； 7) 恢复启动锅炉运行，投入轴封蒸汽系统； 8) 启动两台真空泵，建立凝汽器真空；
9) 检查所有的UPS、直流系统已转为正常方式供电； 10) 对机组进行全面检查，发现问题及时进行处理；
11) 根据调度指令，按正常操作程序启动机组或将机组投入备用状态。
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事故预想题目：正常运行机组6KV母线失电
一、 事故现象：
1、机组6KV母线电压显示为0；
2、机组6KV母线工作电源和备用电源均在分闸位置，电流均显示为0； 3、本机组跳闸，机组负荷到0；
4、本机组380V工作段母线电压为零；
5、本机组所有6KV、380V交流电动机停运；
6、本机组保安柴油发电机自启动，并带保安段负荷； 7、机组直流密封油泵、直流润滑油泵启动运行； 8、事故音响发出报警声。 二、 事故原因：
1、机组6KV母线由启备变供电，由于启备变高压侧2208跳闸导致失电；（机组
6KV母线由启备变分支开关供电时，即使失电，快切装置也不会动作！） 2、机组6KV母线由厂高变供电，所有导致“保护出口1”的保护装置动作，跳开了6KV母线工作电源开关，快切装置没有正常动作；
3、机组6KV母线由厂高变供电，所有导致“保护出口8” 的保护装置动作，跳开了6KV母线工作电源开关，并且闭锁了厂用电快切装置。 三、 处理步骤：
A、机组6KV母线失电后保证机组安全停机的事故处理
机组6KV母线失电后，应将处理重点放在保证机组安全停机上，同时尽快查明和隔离故障点，恢复6KV母线供电。机组安全停机事故处理（以＃1机为例，假设＃1机事故前在运行）： 1、 检查机组转速已经降低，＃1燃机燃气截止阀自动关闭，放散阀自动打开，
否则立即手动打闸＃1燃机（按下＃1UNIT EMERGENCY STOP），确认燃机已熄火；
2、 检查汽机高、中、低压主汽门、调门全关，否则手动打闸； 3、 检查＃1发电机出口开关801应自动跳开，否则手动按下机组控制台上的
“＃1 UNIT GCB TRIP”按钮，断开发电机出口开关；
4、 确认直流润滑油泵自启动，否则按下直流润滑油泵紧急启动按钮，确认
直流油泵运行正常，润滑油供油压力正常；
5、 检查直流密封油泵自启动，否则手动启动，确认密封油系统工作正常； 6、 确认＃1柴油发电机已自动启动且运行正常，并自动向＃1机保安段供电； 7、 检查确认＃1机EMCC段、＃1机汽机热力配电段、＃1锅炉热力配电段
及公用热力配电段自动转由#1机保安段供电，否则手动倒换； 8、 确认＃1机的事故照明已恢复正常供电；
9、 检查其中一台交流润滑油泵在保安段恢复供电60S后，已自动启动，确
认交流润滑油泵运行正常后，手动停止直流润滑油泵运行；
10、 检查其中一台交流密封油泵在保安段恢复供电马上自动启动，确认交流
密封油泵运行正常后，手动停止直流密封油泵运行；
11、 检查＃1机6KV正常电源进线611和备用电源进线开关061已跳开，否
则手动断开这两个开关；
12、 检查汽机各疏水阀自动打开，冷再逆止阀自动关闭；
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13、 启动＃1机润滑油箱排烟风机、＃1机循环密封油箱抽风风机及密封油
真空泵；
14、 严密监视润滑油及密封油温度，必要时关闭冷油器出水阀打开冷油器出
口疏水阀，以保证油系统一定的冷却水量；
15、 检查冷再供辅汽电动截止阀处于开启状态，机组辅汽母管压力，确认轴
封蒸汽压力正常，否则将高压旁路阀切手动开启一定的开度（5％-8％）以保证冷再蒸汽压力在1.5Mpa～2.0Mpa之间；
16、 检查中、低压旁路阀动作正常，凝汽器保护动作时应自动关闭，否则强
制执行；
17、 监视余热锅炉高、中低压系统压力，超压时各PCV阀应自动打开，否
则手动开启对空排汽阀，避免安全门动作；
18、 应严密监视锅炉各汽包水位，在保证锅炉各部分不超压的前提下少排
汽、放水，尽可能保持较高的汽包水位； 19、 当转速小于600rpm时，手动破坏真空；
20、 当转速小于600rpm时，确认顶轴油泵自启动；
21、 当转速降至0rpm时确认盘车自投，若压缩空气压力太低不能使盘车啮
合应手动啮合盘车；
22、 停机后为确保其他重要压缩空气用户的空气用量，视情况可将燃机吹扫
空气手动阀关闭，防止压缩空气母管压力下降过快； 23、 检查确认＃1机组UPS、集控楼UPS、＃1机组110V直流及220V直流
系统运行正常；
24、 通知相关维修人员进厂处理；
25、 如柴油发电机的油箱油位较低，应立即补油。
B、机组6KV母线失电后处理
1、 检查机组6KV母线两路进线开关均在分闸状态，否则手动跳开； 2、 手动跳开机组6KV母线所有的馈线开关；
3、 若机组起初由启备变供电，则检查启备变保护屏上相应的保护报警信号，
若非“启备变低压侧分支过流”或“启备变低压侧分支限时速断”保护动作，则在确认机组厂高变供电正常的情况下，手动合上6KV母线工作电源开关，将机组6KV母线倒至机组厂高变供电；
4、 若机组起初由厂高变供电，则检查机组的发变组及厂高变保护屏上的保
护报警信号，若非“厂高变低压侧分支过流”或“厂高变低压侧分支限时速断”保护动作，则：
1) 检查厂用快切装置是否有闭锁信号，若是由于上次快切完成后未复
位或是在DCS中手动闭锁了快切装置，应立即复位快切装置，检查快切装置运行正常，在确认启备变及其分支开关工作正常后，手动合上6KV母线备用电源开关，将机组6KV母线转由启备变供电； 2) 若快切装置故障暂时无法处理，退出厂用电快切装置，在确认启备
变及其分支开关工作正常后，手动合上6KV母线备用电源开关，将机组6KV母线转由启备变供电；
5、 在机组6KV母线供电恢复，确认无异常后，逐一恢复6KV母线各馈线。
原则是：先恢复公用系统6KV变压器供电，再恢复本机组6KV工作变供电，最后恢复6KV其他负荷供电；
6、 根据负荷的重要性，逐一恢复各380V母线供电；
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7、 若是由于“启备变低压侧分支过流”或“启备变低压侧分支限时速断”、
“厂高变低压侧分支过流”或“厂高变低压侧分支限时速断”保护动作，则在未确认6KV母线及其上游进线绝缘合格的情况下，禁止向6KV母线送电。
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事故预想题目：机组满负荷运行时，汽机热力配电段失电
一、 事故现象：
1、 机组汽机热力配电段两段进线开关均跳闸；
2、 所有汽机热力配电段的电动门不可操作，同时在DCS中处于半开半关状态； 3、 汽机热力配电段失电20秒后，运行中的凝结水泵跳闸，备用凝结水泵自动
启动20S后，也因收不到出口门全开信号而跳闸，当两台凝结水泵都跳闸后凝汽器低真空保护动作；
4、 运行中的给水再循环泵跳闸； 5、 低压汽包水位急剧下降。 二、 事故原因：
1、 汽机热力配电段上有开关故障导致整段失电； 2、 汽机热力配电段母线出现故障； 3、 汽机热力配电段备用电源没有自投；
4、 推拉负荷开关时，引起负荷开关瞬时相间短路故障。 三、 处理步骤：
1、运行监盘人员应立即降低机组负荷，同时把给水泵中高压给水切为手动，尽量维持高中低压水位平衡，防止因水位低低跳机。
2、立即询问在汽机热力配电段失电时，有无人员在热力配电段进行停送电工作或进行阀门操作；如果有上述操作，马上把故障开关拉至隔离位置。
3、检查并送上保安段和工作A段至汽机热力配电段的馈线开关，并强送上热力配电段其中一路的进线开关，尽快恢复热力配电段的供电。
4、汽机热力配电段回复供电后，运行人员应立即启动凝结水，恢复高中低压汽包至正常水位后，重新把给水调门投入自动，然后启动给水再循环泵。 5、在DCS上检查阀门状态，将事故报告值长。
6、若送电不成功，禁止再强送电。应拉出所有汽机热力配电段负荷开关，母线测绝缘合格后向空母线送电，母线带电后再送负荷开关。
7、如果在5分钟内无法恢复汽机热力配电段供电，可能导致机组因汽包水位低
低而跳闸，因按锅炉汽包水位低低跳机事故处理。
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事故预想题目：机组正常运行时，锅炉热力配电段失电
一、 事故现象：
1、 锅炉热力配电段上的一些阀门可能会有故障报警； 2、 马赛克屏上电视水位计的灯光照明熄灭。 二、 事故原因：
1、 锅炉热力配电段上有开关故障导致整段失电； 2、 锅炉热力配电段母线出现故障； 3、 锅炉热力配电段备用电源没有自投；
4、 推拉负荷开关时，引起负荷开关瞬时相间短路故障； 5、 给水再循环泵跳闸。 三、 处理步骤： 1、 注意检查锅炉热力配电段失电时，是否有电动阀门动作或者开关送电，如有则隔离该电动阀门开关。 2、 检查锅炉热力配电段电源开关，将切换装置打到手动，强送电一次，恢复锅炉热力配电段供电。 3、 如果强送电失败，应拉出所有锅炉热力配电段开关，母线测绝缘合格后向空母线送电，母线带电后再送负荷开关。 4、 在故障发生后和处理故障的过程中，需密切监视锅炉各阀门的状态，特别是给水泵进出口电动阀和再循环泵的出口电动阀以及高过减温水和再热减温水的电动截止阀。 5、 恢复再循环泵运行。
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