300MW仿真机汽机常见事故处理
汽轮机设备事故处理
汽轮机设备事故处理汽轮机作为一种常见的发电设备，广泛应用于电力行业。
然而，由于各种原因，汽轮机设备事故时有发生。
对于这些事故，及时有效的处理至关重要。
本文将从事故预防、事故诊断和事故处理三个方面探讨汽轮机设备事故的处理方法。
一、事故预防事故预防是汽轮机设备管理的首要任务。
首先，要加强设备的日常维护保养工作，定期进行设备巡检，及时发现并处理设备运行中的异常情况。
其次，要加强设备操作人员的培训和管理，确保他们具备良好的操作技能和安全意识。
此外，还要制定严格的操作规程和安全操作指南，确保操作人员按照规定的程序进行操作。
最后，要建立健全的设备管理制度，包括设备的档案管理、备件管理、故障记录和分析等，以便及时了解设备的运行状况，发现潜在的问题并采取措施解决。
二、事故诊断事故诊断是事故处理的关键环节。
一旦发生事故，应即将对事故进行诊断，找出事故原因，以便采取相应的处理措施。
事故诊断主要包括以下几个步骤。
首先，要对事故现场进行勘察，了解事故发生的具体情况。
这包括对设备的外观进行观察，了解设备的运行状态和受损情况。
其次，要进行设备的检测和测试，包括对设备的各项参数进行测量和分析。
通过这些数据，可以初步判断事故原因所在。
然后，要对设备的部件进行拆解检查，查看是否存在磨损、腐蚀、断裂等情况。
最后，要进行实验室分析，对设备的材料进行化学成份分析和金相组织分析，以进一步确定事故原因。
三、事故处理事故处理是在事故诊断的基础上，采取相应的措施进行修复和恢复设备运行。
事故处理主要包括以下几个步骤。
首先，要制定详细的修复方案，包括修复的具体步骤、所需的材料和工具等。
其次，要对设备进行修复，包括更换受损部件、修复磨损部件等。
在修复过程中，要严格按照操作规程进行操作，确保修复的质量和安全。
然后，要进行设备的试运行，确保修复后的设备能够正常运行。
最后，要对事故进行分析和总结，总结事故的原因和处理经验，以便今后的事故预防和处理。
综上所述，汽轮机设备事故处理是一项复杂而重要的任务。
300MW仿真机汽机常见事故处理解读
现象#2高加泄漏#2高加水位异常，#2高加正常疏水门及事故疏水门开大，给水泵AB出口流量之和与省煤器入口流量偏差大。
12345678910111213141516171819202122232425A 前置泵跳闸原汇报教练员，通知检修人员到位，通知助手就地检查汽泵 因。
通知助手将汽泵前置泵开关拉至检修位置，测量绝缘是否正常。
7汽泵A跳闸后，检查小机A转速下降，最小流量再循环电动门及调阀开启, 88 汽泵A出口门关闭。
9 CCS切BASE减少总煤量，根据电泵油温带负荷2324 过负荷11 关闭#5低加进口手动门CS 29，关闭出口电动门CS 30。
#5低加解列完毕，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；检查疏扩二温度及减温水已开启。
13 检查锅炉、电气侧主要参数在正常范围内。
一检查#5低加抽汽电动门ES501、ES503关闭严密并切电14（仿真机未做高低加系统，以下均口述）15 关闭#5低加连续排汽手动门HV 52，关闭#5低加至#6低加逐级疏水调阀前手动门和事故疏水调阀前手动门，关16 闭#3高加疏水至#5低加手动门HD 29，关闭#5低加出口管道放水手动门CS_J9，关闭放水电动门CS.J0并切电17 检查#5低加汽侧压力为0,开启#5低加汽侧排气门18 开启#5低加汽侧、水侧放水门19 通知检修处理。
20 拆除安全措施21 关闭汽、水侧放水门，汽侧排气门，开启#5低加出口管道放空气门（以上21口述）22 缓慢开启#5低加入口手动门给#5低加注水，连续冒水后关闭放空气门开启#5低加出口电动门，到位后全开入口手动门，关闭#5低加旁路手动门CS 31开启#5低加抽汽逆止门，全开#5低加抽汽电动门ES501，点动开启抽汽电动门ES503控制加热器出口水温，升温率v 2C /min。
25 开启#5低加连续排汽手动门,26 调整#5、6、7、8低加水位正常，并计算下端差是否正常电宝鸡（宝二）发电公司仿真培训中心#2高加泄漏现象#2高加水位异常，#2高加正常疏水门及事故疏水门开大，给水泵AB出口流量之和与省煤器入口流量偏差大。
300MW机组电气事故处理预案
电气典型事故处理预案
处理时间：年月日
电气典型事故处理预案
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300MW发电机事故汇总分析及处理方法
300MW发电机事故汇总分析及处理方法摘要:本文对300MW发电机事故进行统计汇总，同时详细分析，阐述处理方法和措施,对300MW汽轮发电机故障处理有很大的借鉴意义。
关键词:发电机；漏氢；堵水；线棒；松动；磨损；绝缘The 300MW generator accident summary analysis and processing method Abstract：The 300MW generator accident statistical summary, while a detailed analysis, the methods and measures of processing, on 300MW turbine generator fault processing have great reference significance.Key words ：generator Hydrogen leakage Water plugging Wire rod LooseWear and tear Insulation1 概述黔北发电厂300MW机组#1-#4发电机是东方电机股份有限公司生产，设备型号为QFSN-300-2-20B,冷却方式为水氢氢。
#1发电机2002年3月出厂，#2发电机是2002年9月出厂，#3发电机2003年3月出厂，#4发电机是2003年9月出厂，#1发电机是2003年4月投产发电，其它3台机组相互间隔4个月发电投产。
2003年4月份黔北电厂300MW机组#1机在试运阶段就发生了定子线圈22点温度因发电机线棒水堵而超温，#1-#4发电机底部风区人孔门密封不好漏氢，定子端部线圈绑绳松动造成线圈线棒绝缘磨损严重，这些安全隐患如不处理会造成发电机端部引线短路、烧毁等重大设备事故。
本文针对黔北电厂300MW发电机投产以来出现问题进行分析及汇总现场检修处理措施和方法。
2 发电机事故汇总分析见下表300MW发电机故障统计情况表。
汽机常见事故处理
汽机常见事故处理一、轴封加热器满水处理预案1、轴封加热器满水现象:①就地轴加翻板水位计指示全满。
②画面轴加水位高报警发出。
③轴加风机可能掉闸。
④轴封蒸汽温度有可能下降,汽缸上下壁温差可能增大。
2、轴封加热器满水原因:①负荷高,且排汽装置真空低导致轴加疏水不畅。
②运行轴加风机排水门开度过大,导致轴加疏水阻力增大，使疏水不畅。
③轴加水侧泄露。
④严重满水可能导致水进入轴封系统。
3、轴封加热器满水处理:①稍开轴加疏水至多极水封前放水门,降低轴加水位。
②关小轴加风机排水门。
③解列轴加,凝水走旁路,通知检修处理。
④打开轴封疏水电动门及低压轴封滤网放水门排水.打开轴加疏水至多极水封前放水门,开启汽缸本体疏水到上下汽缸上下壁温差恢复正常.⑤严密监视主机振动等重要参数，如达到紧停条件时，坚决执行紧停。
二、凝结水精处理故障处理预案1、凝结水精处理故障一：（一）、现象：1、除氧器水位快速下降,除氧器上水流量急剧减小。
2、凝泵出口压力及精处理后压力降低,备用凝泵有可能联启.3、排气装置水位快速下降,排汽装置水位低报警可能发出.（二）原因：精处理排污门误开。
（三）处理:1、通知辅控立即将精处理解为旁路运行。
2、机组快速降负荷,以减慢除氧器水位下降速度。
3、通知化学启动除盐水备用泵,全开排气装置补水门加大排汽装置补水量。
4、待除氧器上水正常后,上至除氧器正常水位,如备用凝泵联启,停止备用凝泵运行。
5、精处理故障消除后,投运精处理。
三、汽机水冲击事故预案1、事故前运行方式：机组带正常负荷运行平稳，汽轮发电机组保护全部投入，光字报警盘面无任何信号报警及保护动作发出。
2、汽机水冲击事故现象：①主蒸汽、再热蒸汽温度急剧下降,过热度减小，负荷突降。
②高、中压主汽门，高、中压调门冒白汽。
③蒸汽管道振动，管内有水冲击声。
④轴向位移增大，推力瓦温度急剧升高。
⑤差胀表指示显著变化。
⑥汽轮机上下缸温差增大。
⑦蒸汽管上下温差增大。
⑧如为加热器满水造成，则抽汽管道振动大，防进水热电偶报警。
300mw机组运行异常及事故处理
8 机组运行异常及事故处理8.1 事故处理原则8.1.1 事故发生时，应按照“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。
8.1.2 根据仪表指示及设备异常象征，判断事故确已发生。
应迅速处理事故，首先解除人身、电网及设备的威胁，必要时应立即解列或停用发生事故的设备。
8.1.3 采取一切可行的措施，防止事故扩大，查明原因并消除后，恢复机组正常运行。
在确定设备不具备运行条件或对人身、设备有损害时，应立即停止机组的运行。
8.1.4 发生事故时，集控长应在值长的直接领导下，领导机组人员迅速按照本规程的规定处理事故。
值长的命令，除对人身、设备有直接危害外，均应坚决执行。
在处理事故的过程尽可能加强与相邻机组间的联系，运行人员不应急躁、慌张，在处理事故时，接到命令后，应复诵一遍，命令执行后迅速向发令者报告。
8.1.5 在处理事故时，无关人员不得进入现场，在交接班时发生事故，接班人员应在交班值长、集控长的指挥下协助事故处理，事故处理完毕后，方可交接班。
8.1.6 当发生本规程未列举的事故情况时，运行人员应根据自己的经验与判断，主动的采取对策，迅速处理。
8.1.7 事故处理完毕，运行人员应实事求是地把事故发生的时间、现象、所采取的措施等做好记录。
按照国家电力公司《电力生产事故调查规程》的规定组织有关人员对事故进行分析、讨论、总结经验，从中吸取教训。
8.2 事故停机8.2.1 当发生下列情况之一，应立即破坏真空紧急停机：1)汽机断叶片或内部有明显的金属撞击声。
2)汽机轴封异常磨损并冒火花时。
3)机组发生火灾无法扑灭已严重威胁机组安全时。
4)主油箱油位下降到－563mm以下，采取措施无法恢复。
5)汽机轴承油压下降至0.035MPa。
6)任一轴承断油或冒烟时，或轴承回油温度达75℃。
7)轴向位移突然增大至±1.0mm值且推力轴承温度异常升高时。
8)机组转速超过3330r/min，而危急遮断器拒动时。
9)汽轮机水冲击。
300MW仿真机锅炉常见事故处理要点
A给煤机断煤故障现象总煤量先下降后上升，A磨煤机煤量下降，A磨出口温度上升，磨煤机进出口差压减小。
处理1分析运行参数,检查发现总煤量先下降后上升，进一步检查为A给煤机煤量下降2 判断为A给煤机断煤，立即汇报教练员。
3减小A给煤机煤量指令至15T/H以下，关小热风挡板，开大冷风挡板，控制A磨煤机出口温度。
4 检查其他运行磨煤机煤量自动增加，检查运行磨煤机工况。
5 机组控制方式切基础，稳定燃烧。
6检查A磨煤机快停是否触发，复归快停，注意防止低风量跳磨，复归快停后及时开启A磨煤机热风速断门。
7 就地空气炮连续振打，联系燃运A仓补煤。
8 风煤匹配好，维持好氧量。
8 调整好风量，维持炉膛负压风箱/炉膛差压。
9 维持过热汽温的正常,必要时手动调整减温水。
10 维持再热汽温的正常,必要时手动调整减温水。
11 检查参数稳定12 启动备用磨煤机，调整其他磨煤机的出力，恢复机组负荷。
13 备用磨煤机运行稳定后停止磨煤机A，通知燃运灰控。
14 检查汽机系统参数正常。
15 检查电气系统参数正常。
16 恢复机组负荷。
17 检查调整893各参数在正常范围内。
高温再热器A侧泄漏故障现象再热汽压力下降，空预器入口烟气温度两侧偏差大，负荷下降，煤量上升，引风机静叶调节挡板开大，给水流量上升，893高再A侧壁温下降处理1分析运行参数，检查发现再热汽压力下降，温度上升、负荷下降，煤量上升，给水流量上升，引风机开度增大。
2立即通知巡检就地检查再热器区域受热面是否有异声，裁判告再热器区域有异声。
3结合893壁温，综合判断为高温再热器A侧泄漏，4将控制方式切手动，将自动增加的燃料减回。
5降低机组负荷，降压运行，可根据情况投油助燃。
6请求停炉，注意泄漏情况的变化，7做好停炉事故预想。
8启动凝输泵，尽量维持汽包、除氧器、热井水位。
9风煤匹配好，维持好氧量，快减负荷。
10调整好风量，维持炉膛负压，及时调整风箱/炉膛差压。
11加大给水量，注意汽包水位的调整，必要时切手动调整。
汽机事故预案及处理
一、引言汽轮机作为火力发电厂的核心设备，其安全稳定运行对整个发电系统的安全至关重要。
然而，在运行过程中，汽轮机可能会发生各种事故，如超速、水击、汽蚀等。
为了确保事故发生时能够迅速、有效地进行处理，保障人员和设备安全，特制定本预案。
二、事故分类及处理1. 汽轮机超速事故（1）现象：汽轮机转速超过规定值，超速保护装置动作。
（2）处理措施：1）确认停机保护动作，确保汽轮机转速下降。
2）检查高中压主汽门、调汽门、抽汽逆止门、高排逆止门是否关闭。
3）检查汽轮机转速下降，确认高低旁路开启，并手动调整。
4）炉侧手动MFT，电气侧检查切换厂用电正常。
5）转速下降至2900RPM时，启动主机交流润滑油泵，600RPM时启动顶轴油泵，维持顶轴油压正常。
6）其余操作参照紧急停机操作。
7）查找汽轮机超速原因，通知相关部门处理。
2. 汽轮机水击事故（1）现象：汽轮机发生水击，导致转速波动。
（2）处理措施：1）立即手动打闸破坏真空，紧急停机。
2）派人就地手动打闸。
3）如果机组仍未掉闸，就地手动停止运行抗燃油泵（解除备用泵联锁）。
4）炉侧手动MFT，关闭汽轮机进汽隔离阀，开启PCV阀泄压，开启过、再热器疏水协助泄压，手动开启低压旁路泄压。
5）检查高中压主汽门、调汽门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭，机组转速开始下降。
6）机组转速降至2900RPM时，启动交流润滑油泵，600RPM时启动顶轴油泵，观察机组惰走情况，并就地听音、化学检查凝结水的硬度。
7）电气侧检查切换厂用电正常。
3. 汽轮机汽蚀事故（1）现象：汽轮机叶片发生汽蚀，导致叶片损坏。
（2）处理措施：1）立即降低汽轮机负荷，减小汽蚀程度。
2）检查汽轮机叶片，确认汽蚀部位。
3）对汽蚀部位进行修复或更换叶片。
4）恢复汽轮机负荷，确保汽轮机安全稳定运行。
三、事故总结与改进1. 事故发生后，立即召开事故分析会，查明事故原因，总结事故教训。
2. 针对事故原因，制定整改措施，防止类似事故再次发生。
汽轮机设备事故处理
汽轮机设备事故处理一、背景介绍汽轮机设备是工业生产中常用的能源转换设备，但在使用过程中，由于各种原因可能发生事故，导致设备损坏、生产中断甚至人员伤亡。
因此，及时有效地处理汽轮机设备事故对于保障生产安全和设备稳定运行至关重要。
二、事故处理流程1. 事故发生前的准备工作在事故发生前，应做好以下准备工作：- 制定完善的设备事故应急预案，明确责任人和应急措施；- 定期进行设备检修和维护，确保设备处于良好状态；- 培训员工，提高其对设备事故处理的应急能力。
2. 事故发生时的应急响应当汽轮机设备事故发生时，应立即采取以下应急响应措施：- 立即切断电源和燃料供应，确保事故不会进一步扩大；- 启动事故报警系统，通知相关人员到达现场；- 确保人员安全撤离，并进行必要的急救措施。
3. 事故现场调查与分析在确保安全的前提下，对事故现场进行调查与分析，目的是找出事故的原因和责任：- 收集现场证据，包括设备运行记录、监控录像等；- 进行设备损坏的检查和测量，确定事故的具体情况；- 召集相关人员，进行事故原因的分析和讨论。
4. 事故原因分析与处理根据事故现场调查的结果，进行事故原因的分析和处理：- 如果是由于设备故障导致的事故，应立即进行维修或更换设备；- 如果是由于操作不当导致的事故，应进行员工培训和管理制度的完善；- 如果是由于其他外部因素导致的事故，应采取相应的措施进行防范。
5. 事故处理的记录与总结对事故处理过程进行记录和总结，以便今后参考和改进：- 记录事故处理的详细过程，包括应急响应、调查分析和处理措施；- 总结事故原因和教训，提出改进措施；- 提醒相关人员对事故处理进行反思和学习。
三、事故处理的注意事项1. 保障人员安全在处理汽轮机设备事故时，首要任务是保障人员的安全。
必要时，应立即进行人员撤离和急救措施。
2. 快速响应事故发生后，要迅速启动应急预案，采取措施控制事故的扩大，并通知相关人员到达现场。
3. 经验总结与改进每一次事故处理都是一次宝贵的经验积累，要及时总结教训，提出改进措施，以避免类似事故再次发生。
300MW机组锅炉运行规程事故处理
第一篇锅炉事故处理1事故处理的原则1.1 发生事故时，所有值班人员应在值长的直接指挥下，迅速果断地按照运行规程的规定处理事故。
对值长的命令，除了对人身和设备有直接危害时，可不执行外，否则均应坚决执行。
发生事故时，立即采取一切可行措施，防止事故扩大，限制事故范围，消除事故根源，迅速恢复机组正常运行。
在设备被确定不具备运行条件或继续运行对人身、设备有直接危害时，应停炉处理。
1.2 发生事故时，运行专业人员及有关领导，应立即赶到事故现场，并根据现场实际情况，给予值班人员必要的指导，但不得与值长的命令相抵触，否则以值长的命令为准。
1.3 在发生规程中未列举的事故时，值班人员应根据自己的经验及判断，主动地采取对策，迅速处理。
1.4 遇自动装置故障时，值班人员应正确判断，及时将有关自动装置切为手动，及时调整工况，维持锅炉正常运行参数，并汇报值长，通知热控维修人员。
必要时，在值长许可下，可降低负荷运行。
1.5 事故处理完毕后，值班人员应如实地把事故发生的时间、现象及所采取的措施，详细记录在交接班记录本内，并在班后会上认真组织讨论，分析、总结经验、吸取教训。
1.6 辅机故障处理通则1.6.1 辅机运行中发生故障需停机处理时，应尽可能减轻对系统的扰动，一般有备用辅机的优先启动备用辅机，无备用辅机则尽可能按正常步骤停止其运行。
1.6.2 发生下列情况之一时，应立即停止辅机运行，并迅速启动备用辅机。
1.6.2.1 辅机或其电机剧烈振动时；1.6.2.2 轴承温度异常升高且经采取措施后仍迅速上升超过允许值时；1.6.2.3 轴承润滑油系统故障，且不能立即恢复正常时；1.6.2.4 电动机有焦臭味或冒烟起火；1.6.2.5 发生其它威胁人身和设备安全的故障。
1.6.3 辅机设备跳闸时应设法查明原因。
非设备本身故障造成的跳闸停机，允许重合闸一次。
对保护动作跳闸的辅机，应消除故障后方可重新启动。
1.6.4 对未经键盘操作而跳停的辅机如须再启动或恢复备用，必须先进行复位操作。
黔北电厂300MW汽轮机超速事故隐患分析及对策
黔北电厂300MW汽轮机超速事故隐患分析及对策一、事故概述黔北电厂300MW汽轮机是该电厂的主要装置之一，负责发电过程中的动力转换，是发电装置中的核心设备之一。
在最近一次的运行中，该汽轮机出现了超速事故，对电厂的生产和运行造成了严重影响。
针对这一事件，我们需要对事故隐患进行深入分析，并提出解决对策，以避免类似事故再次发生。
二、事故原因分析2. 运行参数控制不当: 汽轮机在运行时需要遵循一定的参数控制规范，包括转速、蒸汽温度、蒸汽压力等。
如果这些参数控制不当，会导致汽轮机失控并出现超速情况。
3. 人为操作失误: 人为操作失误也是汽轮机超速事故的主要原因之一，包括操作人员在操作过程中疏忽大意，或者对设备性能和运行规范掌握不足等。
4. 设备维护不当: 设备的维护保养工作对于汽轮机的稳定运行至关重要，如果维护不当，可能导致设备部件磨损严重，直接威胁设备运行的安全。
5. 设备设计缺陷: 汽轮机在设计阶段存在一些缺陷，包括结构设计不合理、材料选择不当等，容易使汽轮机在运行过程中出现超速事故。
三、对策建议1. 加强设备维护保养: 对汽轮机进行定期的维护保养工作，包括清洗、润滑、紧固等，及时排除设备隐患，确保设备运行的安全和稳定性。
2. 优化运行参数控制: 对汽轮机的运行参数进行严格控制，遵循相关规范和操作要求，确保汽轮机的运行安全稳定。
3. 完善设备运行监控系统: 安装先进的设备监控系统，对汽轮机的运行状态进行实时监测和分析，及时发现问题并采取相应措施。
4. 加强操作人员培训: 操作人员是设备运行中的重要环节，需要对操作人员进行系统的培训和考核，提高其对设备运行规范的理解和掌握。
5. 设备更新改造: 如果汽轮机存在设计缺陷或者严重老化问题，需要对设备进行更新改造，更换老化部件，提高设备的运行性能和安全性。
充分认识和分析汽轮机超速事故隐患问题，并制定解决对策是确保设备安全运行的重要环节。
通过对问题的深入分析和对策的有效落实，我们有信心可以避免类似事故再次发生，确保黔北电厂300MW汽轮机的安全稳定运行。
300MW直接空冷机组典型事故的预防及处理(讨论稿)
300MW直接空冷机组汽轮机典型事故的预防及处理1.通则1.1.新机组在整套启动期间以及机组投运后正常运行过程中均应严格遵照国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《300MW级汽轮机运行导则》、《电力安全工作规程（热力和机械部分）》、《电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）》、《火电机组达标投产考核标准及其相关规定》以及制造厂提供的《汽轮机启动运行说明书》和电厂的《运行规程》等有关规定执行。
1.2.机组启动前，必须将机组各项联锁保护、声光报警以及正常监视和记录表计调试完好，并可靠投入使用。
1.3.运行人员应熟悉本机组的结构特点，系统布置及设备的操作方法，明确每次启动的目的及要求，做好事故预想。
1.4.运行维护必须严格执行“两票三制”。
2.异常运行工况的处理2.1.汽轮机真空下降2.1.1.真空系统的排汽压力缓慢升高2.1.1.1.排汽装置排汽压力升高的现象1、排汽装置的排汽压力指示缓慢降低2、汽机低压缸排汽温度显示上升3、“排汽装置排汽压力高”声光报警4、相同负荷下蒸汽流量增加，调节级压力升高2.1.1.2.排汽装置排汽压力缓慢升高的原因1、空冷系统中一个或几个风机故障导致空冷系统冷却能力不足2、轴封系统故障，轴封蒸汽压力不足导致漏入空气3、凝结水系统故障，水位过高使凝汽器冷却能力下降4、排汽装置抽真空系统故障，真空泵出力下降5、环境温度超过设计温度，导致空冷系统冷却能力下降6、真空系统的密封水投入不良7、真空系统的密封连接不良，导致漏空8、空冷凝汽器的冷却管束泄漏，导致漏空2.1.1.3.排汽装置排汽压力缓慢升高的处理1、发现排汽压力缓慢升高时，应迅速核对排汽装置上的其它真空表与排汽装置真空显示值并核对低压缸排汽温度变化，只有在排汽压力同时升高且排汽温度相应升高，才可判断为排汽装置真空真正降低。
2、迅速根据不同负荷下对应的最大运行真空值及真空下降的速度和幅度而降低负荷，若负荷降至 15MW时，排汽装置真空仍降低,排汽压力大于25KPa，则打闸停机。
300MW仿真机电气事故处理
发电机定子接地基波零序现象1、发电机定子接地动作信号发出2.发电机出口开关跳闸、灭磁开关跳闸、厂用电切换正常3.汽轮机跳闸4.锅炉MFT处理1 检查发电机定子接地信号发出；2 记录并复归信号；3 检查发电机3312和3310开关已跳闸；4 检查灭磁开关Q7已跳闸；5 检查发电机有功、无功、三相定子电流表确已到零；电压到零；6 检查6KVA段、6KVB段电源进线开关已跳闸；7 检查6KVA段备用电源开关已合，母线电压正常；8 检查6KVB段备用电源开关已合，母线电压正常；9 检查400V各段运行正常，母线电压正常；10 检查保安段母线电压正常；11 检查汽机跳闸信号发出，锅炉MFT；12 检查各主汽门、调速汽门、抽汽逆止门、抽汽电动门、高排逆止门关闭；13 检查汽轮机转速下降；14检查10%、20%、30%疏水开启正常，检查低压缸喷水电动门联开，检查疏扩I、II减温水调阀联开；15检查中辅联箱供汽电动AS 34联开、ES409联关，轴封辅助汽源电动门TD 03联开，轴封母管压力不低于50KPa。
16 检查汽机交流润滑油泵、高压启动油泵启动正常，油压正常；17检查汽动给水泵A联动跳闸：检查A给水泵出口门联关，最小流量再循环电动门调门开启；四抽至小机A供汽门电动门联关，小机A排汽蝶阀联关，小机A转速下降至300rpm后投入盘车；18 检查汽泵A跳闸，手动启动电动给水泵，维持汽包水位；19 检查高、低加水侧切至旁路；调整汽包、除氧器水位、凝汽器水位正常；20检查四抽至除氧器供汽电动门ES404联关，中辅联箱至除氧器供汽电动门AS51、AS 55、AS 54联开，检查除氧器循环泵入出口门开启，启动除氧器循环泵运行。
21汽轮机惰走过程中检查DEH各参数正常，记录过临界转速时最大振动值um。
转速降至1200rpm检查顶轴油泵联启正常，就地检查轴承油膜压力＞4MPa。
22 大机转速至0，投入盘车运行，记录转子惰走时间及盘车电流；（口述）23 锅炉MFT 动作，所有磨煤机，给煤机、一次风机跳闸，且均已正确隔离，确认燃油跳闸阀关闭；24 检查关闭主、再汽减温水总门及各减温水调节阀，隔绝门；25检查空预器A 、B ，引、送风机A 、B 运行正常，检查火检风机、微油火检风机运行正常，调整风量对炉膛进行吹扫； 26确认6KVA 、B 段快切装置闭锁；将厂用快切装置出口切至“断”位 27在发电机保护屏检查确认发电机定子接地基波零序3U0动作，并记录； 28在发变组保护屏退出规定压板：打开断水压板、失磁压板、二套逆功率压板。
300MW汽轮机单机运行故障处理
300MW汽轮机单机运行故障处理1、当锅炉MFT动作灭火后，严密监视主、再热蒸汽参数的变化。
积极配合锅炉，在保证锅炉不超压和水位变化允许的前提下，快速将机组负荷减到20MW。
在DEH画面设定将负荷目标值20MW，降负荷速率可设置为30MW/min，降负荷的同时联系锅炉注意主汽温度、压力及锅炉水位的变化。
2、当快减负荷达到负荷目标值，仍需降负荷时，应根据情况继续减负荷。
3、如因汽机、锅炉、电气保护动作跳机后。
应进行以下操作：1)立即就地检查交流油泵、高压油泵联启，各主汽门、调门、抽汽逆止门、抽汽电动门关闭。
各高、中压疏水门联开。
各水箱、加热器水位变化，进行及时调整。
2)锅炉灭火后，主、再热蒸汽参数异常时，按规定处理，任一参数达到停机值时，按事故处理有关规定停机处理。
当主汽温度10min内突降50℃时，应立即故障停机。
3)注意机组轴封供汽情况，及时投入主汽供轴封。
严格监视胀差，轴向位移、汽缸温度的变化，及时检查开启各部疏水。
4)立即停止抽汽供暖。
必要时联系值长投入启动锅炉运行。
5)及时调整空冷风机运行，注意机组背压的变化。
冬季派专人检查空冷岛情况，做好防冻措施。
6)密切注意给水泵的运行情况。
如俩台运行，可停止一台运行。
注意给水流量变化，给水泵再循环工作情况。
高旁减温水手动门关闭。
7)锅炉点火后，要尽快提高升温率，压力上升要慢一些，防止因升压过快造成主蒸汽过热度降低，蒸汽带水，造成水冲击。
调整好高低旁路系统，严密监视好机组各部缸温及高排后温度的变化。
保证高排前温度高于高排后温度值。
8)在主、再热蒸蒸汽温度、压力达到冲车要求后，汽机开始冲车，冲车至3000转/分后，检查主、辅机各部正常后，通知电气并网。
9)机组可以以每分钟5%至10%额定负荷的速度加负荷，但要注意机组振动、轴向位移、真空、汽缸金属温度等参数的变化。
10)在升温过程中，不得出现汽温再下降，防止材料疲劳损伤。
严格控制差胀、串轴、振动等参数的变化。
国资委08仿真机比赛汽机事故处理原则
5#低压加热器水位升高(疏水调节阀误关闭)
处理：1.报警后（或报警前翻画面发现）立即检查低加系统，发现#5低加水位持续上升，正常疏水门关闭，立即解手动开启，调整低加水位。
2.注意检查抽汽管道壁温，注意监视大机参数，缸温情况，防止汽轮机进水，如有进水现象应破坏真空紧急停机。
3.检查其他低加水位调整正常。派人就地检查#5低加正常疏水调门电源及压缩空气气源是否正常。
2.汇报值长，适当降低机组负荷，停止#1高加汽侧运行，检查抽汽管道疏水应联开，隔离时注意负荷及汽压，防止超负荷、超压。
3.注意监视抽汽管道温度，注意大机缸温，振动等参数变化，防止进水，若有进水现象时应破坏真空紧急停机。
4.隔离#1高加汽侧后，给水温度降低，一二次风温降低，注意调整燃烧及时投油稳燃；注意磨热风出力情况，防止磨堵煤；注意检查其他加热器运行情况，水位是否正常；检查疏扩温度，减温水是否开启。
6.低加切除后，凝结水温度降低，注意除氧器压力温度，通知化学注意监视给水含氧量变化情况。
7.隔离低加，关闭连续排气，低加水位正常后关闭正常疏水及事故疏水门，做检修措施，汇报值长，联系检修处理.
13高加水位高
1#高压加热器水位升高(疏水调节阀误关闭)
处理：1.报警后（或报警前翻画面发现）立即检查高加系统，发现#1高加水位持续上升，正常疏水门关闭，解手动开启无效，立即开启事故放水门，维持水位。
5.停运低加，隔离汽侧时防止超负荷、超压，隔离低加水侧时，注意凝结水流量变化情况，防止凝结水中断。6.密切监视抽汽管道温度，注意检查大机参数，监视段压力，大机缸温，振动情况；注意检查凝汽器、除氧器水位，疏扩温度，检查疏扩减温水是否开启，注意检查其他低加水位情况。
7.如抽汽管道温度快速下降，开启疏水无效，应紧急切除低加，严密监视大机参数，如有进水现象，应破坏真空紧急停机。
发电公司300MW仿真机事故题 精品
300MW仿真机事故题库一、汽机1、故障题目：汽轮机低压缸掉叶片（30分）题目类型：单一故障 故障种类：汽机故障 故障序号：设置要求：300MW 负荷机组稳定运行条件下加入，无RB 要求.加入“低压缸掉叶片”及“凝汽器铜管泄露40%”故障。
得分情况：（1） 硬光字报警后立即检查汽轮机的主要参数，如推力瓦温度，串轴，轴瓦振动，高中压胀差等，4分 未进行主机画面的检查最多得2分（2） 及时发现凝汽器水位异常 4分 硬光字报警后发现此项不得分（3） 根据事故现象（低压缸瓦振大及凝汽器水位高）正确判断事故名称：汽轮机低压缸掉叶片 4分（4） 立即汇报值长准备停机。
2分 （5） 手启主机交流润滑油泵。
2分（6） 在硬手操盘按下停机按扭，打闸停机。
3分（7） 检查高中压主汽门调门关闭，高排逆止门及各抽汽逆止门关闭，汽轮机转速下降。
2分 （8） 检查锅炉已灭火，发电机解列。
2分（9） 停止真空泵的运行，开启真空破坏门，破坏真空3分 （10） 记录汽轮机转子的惰走时间。
2分（11） 通知相关部门对汽轮机进行检查，并将情况汇报值长，未通知汇报此项不得分。
2分事故处理过程中始终未发现凝汽器水位异常，此题最多得20分 事故处理过程中未发现故障导致跳机按停机处理，但最多得20分2、故障题目：#3高加水侧泄露（30分）题目类型：单一故障 故障种类：汽机故障 故障序号：设置要求: :300MW 负荷机组稳定运行条件下加入，无RB 要求.泄露程度50%。
得分情况：（1）正确判断事故名称：#3高加水侧泄露。
若错判断为其它高加漏泄，此项不得分8分（2）开大＃3高加正常疏水门并开启#3高加事故疏水门调整水位。
5分（3）开启三段抽气管道疏水门5分（4）若＃3高加水位无法维持，则将高加解列，给水走旁路。
6分（5）高加解列前或后，应减负荷防止汽轮机过负荷，若机组负荷超过310MW，此项不得分。
2分（6）高加解列后，控制好汽温，整个过程中主再热气温在540±5度。
300MW机组锅炉运行规程锅炉事故处理
300MW机组锅炉运行规程(锅炉事故处理)第五章锅炉事故处理1 事故处理的原则1.1 事故处理应遵守下列原则1.1.1 设备运行、维护中所有操作应在值长的统一指挥下进行，运行人员相互间的协调联系，应按照规程规定主动进行处理。
1.1.2 事故处理过程中必须下级服从上级、顾全大局、冷静果断。
1.1.3 事故处理应遵循保人身、保主设备、保厂用电、保电网的原则。
1.1.4 看清故障现象和保护信号，准确判断，尽快限制事故影响范围，消除事故根源，迅速解除对设备和人身的危害，必要时必须立即停止发生事故的机组和设备。
1.1.5 尽可能保证锅炉的运行，必要时在不影响锅炉安全的情况下保证机组出力。
1.1.6 尽快调整运行方式，使其恢复到正常运行方式。
1.1.7 要详细记录事故当时的现象、事故时的主要参数，特别是跳闸首出、动作光字牌及各项操作的执行情况及时间。
1.2 事故处理过程中的注意事项：1.2.1 必须防止人员触电、窒息、中毒，烧伤、烫伤、高空坠落等人身伤害。
1.2.2 必须防止火灾、水灾、爆炸、可燃气体、液体和有毒气体大量泄漏，强酸、强碱大量泄漏。
1.2.3 必须严格控制系统参数，防止压力容器、管道参数严重超标。
1.2.4 必须防止人员误操作、主要辅助设备损坏。
2 紧急停炉2.1 遇到下列情况之一时，应紧急停止锅炉机组运行，立即手动MFT：2.1.1 达到MFT动作条件之一，而MFT未动作时。
2.1.2 主给水、蒸汽管道发生爆破，不能维持正常运行或威胁人身设备安全时。
2.1.3 水冷壁、省煤器、过热器、再热器发生严重泄漏或爆破，不能维持参数(水位、汽温、汽压、炉膛压力)正常运行时。
2.1.4 运行中无法判断汽包确实水位时或所有汽包水位计损坏时。
2.1.5 锅炉尾部烟道发生再燃烧经处理无效时。
2.1.6 锅炉压力超过安全门(含PCV阀)动作压力而安全门拒动时，手动PCV阀又无法打开时。
2.1.7 两台空预器跳闸锅炉大联锁拒动时。
300MW机组运行调整与典型事故处理
操作面板说明
1、设备状态说明 、 2、手动/自动切换 、手动 自动切换 3、调节面板操作 、 4、逻辑查看 、 5、挂禁操牌 、
画面介绍
一、锅炉系统 1、风烟系统 、 2、制粉系统1、2、3 、制粉系统 、 、 3、燃油系统 、 4、炉膛系统 、 5、主、再蒸汽系统 、 6、锅炉MFT 、锅炉
二、汽机系统 1、润滑油系统 2、密封油系统 3、高加系统 4、高低旁系统 5、真空系统1、2 6、辅汽系统 7、凝结水系统 8、给水系统 9、小机MEH系统
燃油系统投入
辅汽系统投入
冷态启动操作过程注意事项 1、凝汽器、除氧器水位关系。 、凝汽器、除氧器水位关系。 2、空预器油站启动。 、空预器油站启动。 3、风烟系统中，风道如何打通，送、引风机互跳联锁。 引风机互跳联锁。 、风烟系统中，风道如何打通， 4、火检风机启动。 、火检风机启动。 5、密封油由润滑油提供。 、密封油由润滑油提供。 5、并网前，高加汽侧禁止投运和磨煤机禁止启动。 、并网前，高加汽侧禁止投运和磨煤机禁止启动。 6、一次风机台数与磨煤机台数关系。 、一次风机台数与磨煤机台数关系。 7、磨煤机相邻层有火的含义，油枪启动和磨煤机启动方法。最低煤量 、磨煤机相邻层有火的含义，油枪启动和磨煤机启动方法。 要求。 要求。 8、高低旁开启的方法。高旁汽跟水，低旁水跟汽。高旁后温度控制。 、高低旁开启的方法。高旁汽跟水，低旁水跟汽。高旁后温度控制。 事故停机时，高旁后温度和压力的控制问题。 事故停机时，高旁后温度和压力的控制问题。 9、并网手动增磁。 、并网手动增磁。 10、汽泵转速控制方式。 、汽泵转速控制方式。 11、协调方式升负荷的方法。 、协调方式升负荷的方法。 12、MFT动作条件（汽机跳闸、一次风机全停 。 动作条件（ 、 动作条件 汽机跳闸、一次风机全停)。 13、燃料主控的调整。 、燃料主控的调整。
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#2高加泄漏现象#2高加水位异常，#2高加正常疏水门及事故疏水门开大，给水泵AB出口流量之和与省煤器入口流量偏差大。
1 监视汽机运行参数时，发现#2高加水位异常。
2检查#2高加正常疏水门及事故疏水门动作正常，疏水阀开度比正常运行偏大。
3 检查比较给水泵AB出口流量之和与省煤器入口流量偏差，偏差增大。
4 正确判断#2高加水侧泄漏。
5 汇报教练员，请求解列高加并限制机组负荷至90%。
6 CCS控制切BASE，降低机组负荷。
7 稳定主再热蒸汽参数，控制汽包水位在正常范围。
8 关闭#1、#2、#3高加抽汽电动门，确认抽汽管道各疏水阀联开。
9高加切除后，注意主、再热汽温的变化，及时调整减温水流量，防止汽温超限。
10隔离高加水侧：先开高加旁路门（三通阀），完全开启后，手动关闭高加出口门。
11 就地关闭高加给水注水门，打开水侧放水门泄压。
12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，检查疏扩二温度及减温水已开启。
13 检查锅炉、电气侧主要参数在正常范围内。
14检查高加#1、#2、#3抽汽电动门关闭严密并切电。
（仿真机未做高低加系统，以下均口述）15 关闭#1、#2、#3高加连续排汽手动门16关闭#1高加至#2高加逐级及事故疏水调阀后手动门，关闭#2高加至#3高加逐级疏水调阀前手动门17 检查#2高加汽侧压力为0，开启#2高加汽侧排气门18 开启#2高加汽侧、水侧放水门19 通知检修处理。
20 拆除安全措施21 关闭汽、水侧放水门，开启#1高加出口管道放空气门22 开启高加出口电动门注水门高加注水，连续冒水后关闭（以上口述）23 （操作）开启高加出口电动门，到位后开启入口电动门（检查给水流量稳定）24开启抽汽逆止门，按#3、#2、#1顺序点动开启抽汽电动门，控制加热器出口水温，升温率＜3℃/min汽轮机凝汽器A侧铜管破裂现象热井水位明显升高。
处理1 监视机组运行参数，热井水位明显升高。
2 检查发现凝汽器水位快速上升、凝汽器A侧循环水出口压力由120KPa缓慢下降至90KPa，A侧循环水温逐渐上升。
3 正确判明凝汽器A侧铜管破裂。
4 汇报教练员，要求快速减负荷至150MW-160MW5 切除CCS，打跳磨煤机A，投入CD层油枪后，打跳磨煤机B，控制主再热汽温，负压，汽包水位、除氧器、热井水位等正常6 开启#5低加出口管道放水电动门（就地画面开启电动门前手动门），或者开启除氧器放水至定排手动门，降低热井水位。
7 中辅汽源切换至母管，开启中辅至轴封供汽电动门，检查调整轴封压力正常40KPa。
8 快速减负荷过程中，检查监视DEH上各参数正常9 停止吹灰、定排等工作，关小连排。
10 负荷200MW以下（就地画面）关闭A侧侧凝汽器汽侧空气门，注意其真空值的变化，若真空急剧下降应立即中止操作。
11 机组负荷200MW以下，关闭凝汽器A侧循环水入口、出口电动门，检查机组真空回头12 通知胶球清扫值班员检查关闭A侧凝汽器胶球清洗出入口门。
13 开启A侧凝汽器水侧放空气门及水侧放水门。
（口述）14 切除凝汽器A侧循环水电动门及胶球泵电源。
15 机组真空回头，检查燃烧稳定，撤出油枪，稳定各参数在正常范围内，检查热井水位缓慢下降，关闭#5低加出口放水门。
16 根据真空，停运一台循环泵。
（口述不必操作，仿真机停运一台循环泵真空下降过快）17 注意监视汽轮机#3、4轴承振动、油温和金属温度变化。
18 教练员告凝汽器A侧铜管消缺结束19 拆除安全措施，电动门及胶球泵电源送电正常。
20 关闭各放水门，稍开凝汽器A侧循环水出口门充水，水侧放空气门见水后关闭空气门，全开凝汽器循环水出口门，开启A侧循环水入口门。
21 就地开启A侧凝汽器汽侧空气门，注意凝汽器真空值应上升。
22 汇报教练员，逐步将机组负荷加至正常。
小机A#1主油泵故障跳闸，#2主油泵联动正常26 调整#1、#2、#3高加水位正常，并计算下端差是否正常。
现象小机A#1主油泵跳闸，备用#2油泵联启正常，导致汽泵A跳闸，汽包水位急剧下降处理1 监视汽机运行参数，发现DCS“小机A#1主油泵故障跳闸”“给水泵汽机A跳闸”报警。
2 检查电泵自启，否则迅速手启电泵。
3 提高电泵转速，监视电泵入口压力大于1.05MPa，维持汽包水位正常。
4 判断汽泵A跳闸原因为#1主油泵跳闸，备用#2油泵联启正常，汇报教练员，联系检修。
5 汽泵A跳闸后，检查小机A转速下降，最小流量再循环电动门及调阀开启，汽泵A出口门关闭。
6 检查汽泵B转速自动上升，及时切汽泵B手动，防止汽泵B超速7 检查小机A跳闸后#2主油泵运行正常，油系统运行正常8 确认小机A转速到300rpm后，投入小机A盘车。
9 检查电泵轴承温度，耦合器温度，电泵密封水压力等正常，根据电泵油温带机组负荷，必要时降低机组负荷。
10 降负荷过程注意维持汽包水位正常、主再热蒸汽压力、温度等参数正常，调整除氧器、热井水位正常。
11 待负荷稳定后，全面检查机、炉、电各系统参数。
12 布置安全措施，联系检修处理小机A#1主油泵跳闸（口述安全措施）13 启动小机A#1主油泵，停止#2主油泵投备用；小机A抽真空正常后开启排汽蝶阀，14 点开四抽（辅汽）至小机A管道暖管15 冲动小机A（考察冲转经过）16 汽泵A、B并泵操作，降低电泵出力17 检查汽泵A/B运行稳定，投入汽泵A/B自动（汽泵A/B偏置调整）18 停止电泵运行，投入电泵有效备用，检查电泵出口电动门联开，辅助油泵运行正常，密封水压正常，电泵启动条件满足汽泵A前置泵故障跳闸现象DCS“给水前置泵A事故跳闸”、“给水泵汽机A跳闸”报警，汽包水位急剧下降。
处理1 监视汽机运行参数，发现光子牌、DCS“给水前置泵A事故跳闸”、“给水泵汽机A跳闸”报警，汽包水位急剧下降。
2 检查电泵自启，否则迅速手启电泵。
3 提高电泵转速，监视电泵入口压力大于1.05MPa，维持汽包水位正常。
4 正确判断汽泵A跳闸原因为前置泵A跳闸引起。
5 汇报教练员，通知检修人员到位，通知助手就地检查汽泵A前置泵跳闸原因。
7 通知助手将汽泵前置泵开关拉至检修位置，测量绝缘是否正常。
8 汽泵A跳闸后，检查小机A转速下降，最小流量再循环电动门及调阀开启，汽泵A出口门关闭。
9 CCS切BASE，减少总煤量，根据电泵油温带负荷10 确认小机A转速到300rpm后，投入小机A盘车。
11 降负荷过程注意维持汽包水位正常、主再热蒸汽压力、温度等参数正常。
12 待负荷稳定后，全面检查机、炉、电各系统参数正常。
13 布置安全措施，联系检修处理汽泵A前置泵跳闸14 检查汽泵A前置泵故障原因为电气方面，布置安全措施。
15 启动前置泵A，小机A抽真空正常后开启排汽蝶阀16 点开四抽至小机A管道暖管15 冲动小机A16 汽泵A、B并泵操作，降低电泵出力17 检查汽泵A/B运行稳定，投入汽泵A/B自动（汽泵A/B偏置调整）18 停止电泵运行，投入电泵有效备用，检查电泵出口电动门联开，辅助油泵运行正常，密封水压正常，最小流量再循环调阀开启且投自动位，电泵启动条件满足#5低加满水现象#5低加水位异常，#5低加正常疏水门及事故疏水门开大，#6、7、8低加逐级和事故疏水自动开大，凝结水流量与正常值偏差大，#5低加抽汽逆止门可能关闭。
1 监视汽机运行参数时，发现#5低加水位异常。
2检查#5低加正常疏水门及事故疏水门动作开大，#6、7、8逐级和事故疏水阀开度比正常运行偏大。
3 检查比较凝结水流量与正常流量偏差，偏差增大。
4 正确判断#5低加水侧泄漏。
5 汇报教练员，请求解列低加。
6 CCS控制切BASE，稳定机组负荷，防止解列#5低加时，负荷超限。
7 调整主、再热蒸汽参数，控制汽包水位、除氧器在正常范围。
8缓慢关闭#5低加抽汽电动门ES501和ES503，确认抽汽疏水阀开启，未开启时手动开启；注意控制低加出水温度变化不超过2℃/min。
9 关闭#5低加抽汽逆止门及逐级疏水门，检查汽侧水位不应升高。
10 #5低加汽侧无压后，缓慢开启#5低加水侧旁路门CS 31，注意除氧器不应过负荷。
11 关闭#5低加进口手动门CS 29，关闭出口电动门CS 30。
12 #5低加解列完毕，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；检查疏扩二温度及减温水已开启。
13 检查锅炉、电气侧主要参数在正常范围内。
14检查#5低加抽汽电动门ES501、ES503关闭严密并切电（仿真机未做高低加系统，以下均口述） 15 关闭#5低加连续排汽手动门HV 52，16 关闭#5低加至#6低加逐级疏水调阀前手动门和事故疏水调阀前手动门，关闭#3高加疏水至#5低加手动门HD 29，关闭#5低加出口管道放水手动门CS 39，关闭放水电动门CS 40并切电 17 检查#5低加汽侧压力为0，开启#5低加汽侧排气门18 开启#5低加汽侧、水侧放水门19 通知检修处理。
20 拆除安全措施21 关闭汽、水侧放水门，汽侧排气门，开启#5低加出口管道放空气门（以上口述）22 缓慢开启#5低加入口手动门给#5低加注水，连续冒水后关闭放空气门。
23开启#5低加出口电动门，到位后全开入口手动门，关闭#5低加旁路手动门CS 3124 开启#5低加抽汽逆止门，全开#5低加抽汽电动门ES501，点动开启抽汽电动门ES503，控制加热器出口水温，升温率＜2℃/min 。
25 开启#5低加连续排汽手动门，26 调整#5、6、7、8低加水位正常，并计算下端差是否正常。
高加水位高保护误动作现象 汽压上升、负荷升高、高加切除。
1 在监视汽机运行参数时，能根据负荷突升等现象及时发现高加解列。
2 确认#1、#2、#3高加抽汽电动门、逆止门关闭，管道疏水shuǐ阀f á开。
高加水侧走旁路。
3 检查各高加水位，正常疏水阀及事故疏水阀动作情况。
4 判断高加水位高保护误动，汇报教练员。
5 适当减少燃料，限制机组负荷，并及时调整减温水流量，防止主、再热汽超温。
6 确认高加保护投入后，投高加水侧。
依次开启高加出、入口门。
7 按压力由低到高顺序依次投入三台高加，检查各高加水位、正常疏水阀及事故疏水阀动作正常。
控制高加出口水温温升率＜3℃/min8 将机组恢复到高加解列前正常负荷，注意维持主再热蒸汽压力、温度正常。
9 注意过热汽温的变化，参数波动较大时减温水切手动调整。
10 注意再热汽温的变化，参数波动较大时减温水切手动调整。
11 高加投运正常后，计算高加下端差是否正常。
12操作过程中，严密监视893各受热面壁温不超限。
#2高加泄漏现象#2高加水位异常，#2高加正常疏水门及事故疏水门开大，给水泵AB出口流量之和与省煤器入口流量偏差大。