百万机组第五篇 事故处理.docx

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百万机组第五篇事故处理

第1章事故处理总则

1.1事故处理总则

1.1.1发生事故时，机组领班应在值长统一指挥下，带领本班值班人员根据各自的职责迅速果断地处理事故，现场领导应根据现场实际情况，给予必要的指导，但不得与值长的命令相抵触，若有抵触，应以值长的命令为准。

对值长的命令除直接危害人身、设备安全的外，均应坚决执行。

并按以下原则沉着、冷静地进行处理。

1.1.2迅速解除对人身和设备的威胁，应首先保证人身安全。

1.1.3最大限度地缩小事故范围，确保非故障设备的正常运行。

1.1.4故障消除后尽快恢复机组正常运行，满足系统负荷的需求，确保对外供电。

只有在设备确已不具备运行条件或继续运行对人身、设备安全有直接危害时，方可停运机组。

1.1.5事故发生时，应停止一切检修与试验工作。

机组人员有权制止无关人员进入事故现场。

1.1.6当发生本规程未列举的事故时，运行人员应根据自己的经验，具体情况作出正确判断，主动采取对策迅速处理。

1.1.7遇自动装置故障时，运行人员应正确判断，及时将有关自动装置切至手动，及时调整，维持机组参数正常，防止事故扩大。

1.1.8事故处理完毕，运行人员应实事求是地把事故发生的时间、现象及所采取的措施，详细记录在值班记录中，下班后立即召集有关人员对事故原因、责任及以后应采取的措施认真讨论、分析。

总结经验，从中吸取教训。

1.1.9交、接班时发生事故，交、接班人员应互相协助,但须服从当班领班、值长的统一指挥。

直至事故处理告一段落后，方可交、接班。

第2章

锅炉事故处理

2.1事故停炉与故障停炉

2.1.1锅炉MFT动作条件

（1）汽机跳闸。

（2）所有给水泵全停。

（3）两台送风机全停。

（4）两台引风机全停。

（5）主蒸汽压力高至303kg／cm2（PS-3#006A/B/C三选二）。

（6）所有磨煤机，给煤机均跳闸（纯燃煤）。

（7）两台一次风机全停（纯燃煤）。

（8）重油燃烧器入口油压（PT-3#135）低至6kg／cm2（纯燃重油）。

（9）所有重油燃烧器入口阀关闭（纯燃重油）。

（10）ABC之DCSCPU故障。

A以下任何一个条件产生则发生DCDAS异常MFT

aCPU-A和CPU-B两个同时发生异常。

bCPU单元供电异常。

B以下任何一个条件产生则发生CPU异常信号

aCPU卡故障。

b网络通信故障。

c存储器故障。

d追踪接收故障。

e回路数据加载故障。

f计算时间溢出。

g存储器溢出。

h电源故障（CPU卡供电电压低）。

（11）再热器保护动作MFT

A在再热器内无蒸汽流动时燃油折算为重油流量>38.8T/h延时10秒动作。

B在再热器内无蒸汽流动时有给煤机运行时延时10秒动作。

C在再热器内无蒸汽流动时燃油折算为重油流量>32.4T/h时延时20秒动作。

（12）所有火焰丧失。

（13）炉膛压力高至3.327KPa（PS-3#035A/B/C三选二）。

（14）炉膛压力低至-4.413KPa（PS-3#036A/B/C三选二）。

（15）柴油燃烧器入口油压（PT-3#165）低至6kg／cm2（纯燃柴油）。

（16）所有柴油燃烧器入口阀关闭（纯燃柴油）。

（17）给水流量低至280T／h（FT-3#001A/B/C三选二）延时30秒

（18）。

（19）汽水分离器出口蒸汽温度高至510℃（TE-3#005A/B/C三选二）。

（20）第一级过热器出口蒸汽温度高至533℃（TE-3#007A/B/C三选二）。

2.1.2遇下列情况之一时应手动MFT,立即事故停炉。

（1）锅炉具备MFT动作条件，而MFT拒动。

（2）承压部件（如：

水冷壁、过热器、汽水管道）爆破，使工质温度急剧升高，导致管壁严重超温，无法维持锅炉正常运行或威胁设备及人身安全时。

（3）锅炉尾部烟道内发生严重再燃烧，使排烟温度不正常升高到200C时。

（4）锅炉油管道或油系统火警，威胁设备或人身安全时。

（5）锅炉压力升高至安全阀动作压力而所有安全阀拒动时。

2.1.3遇有下列情况之一时，应请示故障停炉

（1）给水品质严重恶化，多方处理无效。

（2）锅炉承压部件泄漏，运行中又无法处理。

（3）受热面金属壁温严重超过限值，且经过多方设法处理或降负荷仍无效。

（4）安全阀动作后无法使其回座。

（5）电除尘不能工作，短时间不能恢复。

（6）FGD出口烟气温度超过80℃。

2.1.4锅炉跳闸时的现象

（1）控制室发出声光报警,BTG盘上“MFTACTION”指示灯亮，汽机跳闸、发电机解列。

（2）给水流量降至零，主蒸汽压力、主汽温度、再热蒸汽温度急剧下降。

（3）锅炉所有燃料切断，机组负荷到零。

（4）锅炉保护MFT动作时，将自动完成下列处理

A锅炉辅助设备联锁INT系统

a关闭再热器喷水遮断阀。

b停所有给煤机。

c停所有的一次风机（PAF）。

d停所有的磨煤机。

e停重油泵。

f停点火油泵。

B锅炉自动控制ABC系统

a关闭过热器喷水控制阀。

b关闭再热器喷水控制阀。

C锅炉燃烧器控制BMS系统。

a关闭所有点火器角阀。

b关闭所有重油枪及柴油枪角阀。

c全开燃料风及辅助风档板。

D汽机／发电机联锁（T／GINT）系统

E汽机跳闸。

F发电机解列。

（5）锅炉保护联锁系统

A关闭点火油遮断阀。

B关闭重油遮断阀。

C关闭柴油遮断阀。

（6）给水控制系统

跳脱所有给水泵。

2.1.5锅炉保护MFT动作跳闸，应进行下列处理

（1）锅炉跳闸后，应确认自动完成的工作是否完成，否则手动操作。

（2）确认磨煤机跳闸后，一次热风闸门、热风挡板应关闭，冷风挡板开15％。

（3）注意调节炉膛压力自动控制正常。

否则应手动调，维持炉膛负压正常。

（4）注意机组辅汽系统和汽机侧的轴封系统运行正常。

（5）汇报有关人员。

（6）查明跳闸原因并消除后，对炉膛进行吹扫。

对点火油，重油及柴油进行泄漏测试。

确认“MFTRESET”灯亮后，锅炉重新点火，尽快恢复机组运行。

（7）若跳闸原因一时难以查明或难以消除，重新启动锅炉可能威胁人身和设备安全时，则按机组停运处理。

2.2锅炉炉管损坏

2.2.1现象

（1）炉膛负压变正且不稳定，炉管损坏处有泄漏声。

严重时从不严密处向外冒蒸汽和烟气。

（2）给水流量不正常增大，补水量增大。

（3）炉管损坏处以后的烟气温度下降。

（4）引风机调节档板不正常地开大。

（5）锅炉燃烧不稳，严重时会造成灭火。

（6）主、再热蒸汽参数异常变化。

（7）相关管排金属温度异常升高。

2.2.2原因

（1）水质不良，炉管内结垢。

（2）煤质不良，结礁或磨损。

（3）材质、工艺不良。

（4）热偏差大。

（5）长期超温运行。

（6）吹灰器内漏或未正常退出，蒸汽吹破炉管。

2.2.3处理

（1）如果炉管损坏不严重能维持锅炉燃烧稳定及主、再热蒸汽温度在正常水平，可降低锅炉负荷作短时运行，同时向有关领导请示停炉。

（2）继续运行中应加强对损坏部位的监视，防止故障的扩大和恶化。

（3）继续运行中应加强对汽温和过热器壁温的监视，如严重超温应立即停炉。

（4）如果损坏严重，不能维持锅炉运行时应立即停炉。

2.2.4锅炉炉管损坏停炉注意事项

（1）锅炉停止后，停止电除尘运行。

（2）炉膛吹扫结束后，控制好锅炉泄压和冷却速度，保留一侧风组运行，风量不超过15％，维持护膛负压以排除炉内湿蒸汽。

（3）停炉后，注意空预器处干燥。

（4）注意省煤器、空预器、电除尘灰斗的运行情况，防止堵灰。

2.3锅炉灭火

2.3.1现象

（1）炉膛压力异常波动。

（2）烟气含氧量异常波动。

（3）火焰监视TV上火焰闪烁且消失。

（4）烟气温度降低。

（5）炉膛变黑、烟囱冒黑烟。

（6）锅炉MFT保护动作。

2.3.2原因

（1）所有给煤机故障跳闸（纯燃煤时）。

（2）所有的油燃烧器跳闸（纯燃油时）。

（3）锅炉负荷太低，燃烧工况不稳而无油枪助燃，或有油枪助燃而油中带水，雾化蒸汽和油系统故障等。

（4）煤质变差，挥发份过低，煤粉过粗，煤粉的水份过大，磨煤机出口温度太低等燃烧工况恶化。

（5）炉内大面积垮焦。

（6）水冷壁严重爆破将火焰吹熄。

（7）风量不平衡，炉膛负压过大。

2.3.3处理

（1）灭火引起锅炉MFT动作，则按本章的2.1.5《锅炉MFT保护动作》处理。

（2）若燃烧空气异常降低，造成燃烧不稳定时按“MFT—PB”启动锅炉跳闸。

（3）确认所有燃料切断，并对锅炉充分吹扫。

（4）迅速查明原因，设法消除后锅炉重新点火，恢复机组运行。

（5）若原因一时无法查清或消除，重新启动可能威胁人身和设备安全时，则按机组停运处理。

2.4锅炉尾部烟道再燃烧

2.4.1现象

（1）尾部烟道烟气温度不正常升高。

（2）炉膛和烟道负压剧烈变化。

（3）SCR入口烟温升高可能造成SCR跳脱。

（4）烟道、人孔门等不严密处冒烟或冒火星。

2.4.2原因

（1）燃烧调整不当或煤粉过粗或炉膛负压过大，使着火燃烧不完全，末燃尽的煤粉进入烟道。

（2）油燃烧器燃烧不良，配风不当或雾化不良，使未燃烬的碳黑和油滴沉积在烟道内。

（3）锅炉低负荷运行时间过长，炉内温度过低或过剩空气量太小造成煤粉或油燃烧不完全在尾部积聚。

（4）停炉后燃料漏入炉内并在尾部积聚或停炉及MFT后炉膛吹扫不充分使未燃烬的煤粉或油在尾部积聚。

2.4.3处理

（1）烟道内烟气温度不正常时，应立即调整燃烧，对受热面吹灰。

（2）尾部烟道发生严重再燃烧并威胁锅炉设备安全时应立即停炉。

（3）停炉后停止送、引风机运行，关闭各风烟档板隔离通风并采取灭火措施。

（4）待再燃烧现象消除，烟道内温度不再回升并趋稳定下降时方可启动风组，缓慢谨慎调节风、烟档板，进行必要的通风冷却和吹扫。

（5）锅炉吹扫、冷却后，要进行烟道内部检查，确认设备正常后方可重新点火。

2.4.4预防

（1）调整好炉内燃烧式况，以免未完全燃烧物产生。

（2）燃油时，尤其要注意燃油的完全燃烧。

（3）机组启、停和正常运行中要按规定及时吹灰。

2.5主汽蒸参数异常

2.5.1主汽压力异常

（1）现象

A主汽压力大于（或小于）变压运行的设定压力。

B主汽压力偏差高（或低）报警。

C机组负荷短时大于（或小于）设定值。

D汽水流量不正常地变化，主汽压力偏差大于±0.78MPa（湿态）或±1.47MPa（干态）时20秒后汽机调速器切至手动，机组控制模式切BF。

E主汽压力高于安全门整定压力时，安全门动作。

F主汽压力高于303kg／cm2时，锅炉MFT保护动作。

（2）原因

A给水流量控制异常（干态时）。

B燃料调节异常（湿态时）。

C主机调门异常动作。

D突然甩负荷。

（3）处理

A给水控制切至手动操作，机组切至“BM”模式运行。

B根据机组负荷，适当降低给水流量。

给水流量改变时，密切监视燃料流量和主汽温度。

待锅炉操作稳定后，查明原因把给水控制切至自动。

C加强对汽轮机膨胀、胀差、轴向位移，轴振及轴瓦温度的监视。

D主汽压力平均值不应超过额定压力的105%，全年超过105%运行时间，累计不超过12小时；压力瞬时变化不应超过130%，否则应停炉。

2.5.2主蒸汽温度异常

（1）现象

A主汽温度高556℃或低517℃报警。

B如主汽温度低于DEH设置的报警和跳闸值时，汽机主汽温度低保护动作。

C若遇受热面泄漏或爆破，则爆破点前各段工质温度下降，爆破点后各段温度升高

主蒸汽温度低报警（DEH设定）

主蒸汽温度低跳闸（DEH设定）

（2）原因

A燃料与给水的比例失调。

B燃料结构或燃烧工况变化。

C炉膛火焰中心改变。

D减温水控制失灵，使减温水流量不正常地减小或增大。

E给水温度或风量不正常。

F过热器处发生可燃物再燃烧。

G炉膛严重结焦。

H受热面泄漏、爆破。

（3）处理

A自动装置失灵时，应立即将其切至手动，手操调节使之恢复正常。

B设法调节减温水量。

适当改变燃料量，及时调整风量和燃烧。

C调整炉膛火焰中心高度。

D若汽温高是由于受热面泄漏、爆破或烟道内可燃物再燃烧引起，除按汽温过高处理外，还应分别按相应之规定处理。

E若出口汽温高，W/S出口过热度低时则对炉膛水冷壁进行吹灰。

F加强对汽轮机膨胀、胀差、轴向位移，轴振及轴瓦温度的监视。

G汽机侧主蒸汽温度年平均值不超过538℃。

异常情况下，超过552℃全年累计不超过400小时，达到566℃持续15分钟的累计时间全年不超过80小时。

主汽温超过566℃应请示停炉。

H汽机侧主汽两侧主汽阀前进汽温偏差应小于14℃。

非正常运行工况下，主蒸汽两侧主汽阀前进汽温差允许至28℃。

持续超过15分钟或超过28℃应请示停机。

I当汽机侧主汽温度五分钟内急剧降低50℃时，应故障停机。

J采取上述措施后，如果主汽温度在“过热器金属壁温高”报警后仍继续升高则手动MFT。

K采取上述措施后，如果主汽温度低至汽机跳闸值时，按机组跳闸处理。

2.6再热蒸汽温度高

2.6.1现象

（1）再热蒸汽温度高报警（582℃）。

（2）再热系统各点温度上升。

（3）若遇受热面泄漏或爆破，则爆破点前各点温度下降，爆破点后各点温度上升。

（4）单侧主汽门或中压调门故障造成流量偏差时，流量减少侧再热汽温升高。

2.6.2原因

（1）再热器减温水、燃烧器摆角或省煤器出口烟气档板自动调节失灵，造成再热器减温水量减少或燃烧器摆角上升或一级再热器烟气流量过大。

（2）风量过大。

（3）再热器受热面泄漏爆破或再热器处发生可燃物再燃烧。

（4）单侧中压主汽门或中压调门故障。

（5）冷再安全门动作。

（6）主汽温度升高。

（7）大旁路BTV误开启。

（8）主汽系统爆管。

2.6.3处理

（1）再热器减温水、燃烧器摆角或省煤器出口烟气档板自动调节不正常时，应立即将其切至手动，手操调节使之恢复正常。

（2）如是风量过大则应适当减少风量及时调整燃烧，对水冷壁进行吹灰，必要时可适当降低主蒸汽温度。

（3）如再热器受热面泄漏，爆破或再热处发生可燃物再燃烧，造成再热汽温度升高时，除迅速采取降温措施外，还应分别按相应规定进行处理。

（4）再热汽温年平均不超过574℃，每年超过580℃累计时间不得大于400小时，每年超过594℃时间不得大于80小时。

（5）如蒸汽参数无法控制，达汽机故障停机条件时应请示停机。

2.7汽水管道水冲击

2.7.1现象

（1）水冲击时，压力、给水流量大幅度波动。

（2）有水击声，管道发生振动，严重时支吊架损坏。

（3）汽水分离器满水时，分离器水位高报警，当满水严重时，后包覆过热器及以后的工质温度明显下降。

2.7.2原因

（1）给水管道或省煤器充水时未排尽空气。

（2）蒸汽管道通流前暖管不充分，疏水未排尽或操作过快。

（3）热态启动时，由于省煤器、冷渣斗处工质处于汽化状态而进水量大时，管内工质的压力、流量、温度发生剧烈变化。

（4）管内蒸汽温度突降。

（5）汽水分离器满水造成水冲击。

2.7.3处理

（1）给水管道或省煤器水冲击时，应适当降低流量充分暖管、排尽空气，直至恢复正常。

（2）蒸汽管道通汽充压时发生水冲击，应降低流量充分暖管、疏水，待水冲击消失后，方可逐步增加流量。

（3）热态启动或停炉后进水时，如省煤器、冷渣斗处发生水冲击时，应迅速降低给水流量。

热态启动进水过程中要待炉本体各点工作温度均低于饱和温度后，方可增大给水流量。

（4）由于分离器满水而造成水冲击时，应迅速确认分离器水位控制阀LCV—31001A／B／C的开度及电动阀MV-3＃001A/B/C在开启状态。

若系阀门未开启应立即手动开启，恢复分离器水位正常。

（5）当汽水管道内的水冲击消失后，应及时检查设备及支吊等有否损坏。

第3章

汽机事故处理

3.1事故停机和故障停机

3.1.1汽机跳闸动作条件

（1）汽轮发电机组轴承处双幅轴振超过0.25mm。

（2）汽轮机轴向位移增大至＋1.0mm或－1.0mm。

（3）汽轮发电机组润滑油压低于0.5kg/cm2。

（4）汽轮机电超速（3330rpm）。

（5）汽轮机机械超速（3300rpm）。

（6）凝汽器真空降至550mmHg。

（7）主蒸汽温度低（动作值参见本篇第2章的《主蒸汽温度异常》）。

（8）DEH故障。

（9）发电机跳闸。

（10）锅炉MFT动作。

3.1.2事故停机条件

（1）机组轴振突然增大超过0.25mm，或清楚地听到金属摩擦声时。

（2）汽轮机汽缸上下温差突然增大超过56℃，或汽轮机发生水冲击时。

（3）汽轮机轴封处冒火花时。

（4）汽轮机轴向位移增大至＋1.0mm或－1.0mm时。

（5）汽轮机胀差达21.0mm时或－1.0mm时。

（6）汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟或任一径向轴承金属温度达113℃、或推力瓦金属温度达107℃时。

（7）经启动盘车油泵、直流润滑油泵润滑油压仍降低至0.5kg/cm2时。

（8）润滑油箱油位降低至－200mm以下，补油无效，且主油泵出口油压波动或系统严重漏油时。

（9）油系统着火不能立即扑灭，严重威胁机组安全时。

（10）发电机和励磁机冒烟或着火时。

（11）汽轮机转速超过3330rpm，而超速保护拒动作时。

（12）高压汽水管道破裂，威胁人身和设备安全时。

（13）发电机氢系统发生爆炸时。

3.1.3故障停机条件

（1）主蒸汽压力超过额定值的130%。

（2）主蒸汽温度达566℃持续时间超过15分钟，或超过566℃。

（3）再热汽温度达594℃持续时间超过15分钟，或超过594℃。

（4）主蒸汽或再热蒸汽两侧进汽温差28℃持续时间15分钟，或超过28℃。

（5）主、再热蒸汽温度5分钟内迅速下降50℃，且调整无效。

（6）主蒸汽温度低至相应保护动作值（动作值参见本篇第2章的《主蒸汽温度异常》）而保护未动作。

（7）低压缸排汽温度＞120℃。

（8）凝汽器真空降至550mmHg。

（9）EH油压低于83kg/cm2，无法恢复。

（10）汽轮机连续无蒸汽运行超过1分钟。

（11）仪控电源中断机组失去控制和监视手段，或汽轮机主要监视仪表故障不能立即恢复。

（12）本机组厂用电源全部中断。

（13）高压缸排压力大于额定压力125%时。

（14）发电机跳闸。

（15）锅炉MFT动作。

3.1.4事故停机步骤

（1）在BTG盘上按“TURBINETRIP”按钮或在机头操作脱扣手柄使汽机跳闸。

（2）确认高、中压主汽阀，高、中压调阀，各抽汽逆止阀应迅速关闭，汽机转速应下降。

（3）立即启动汽机盘车油泵、辅助油泵。

（4）停止真空泵运行，全开凝汽器真空破坏阀。

（5）检查并确认除本体疏水外各排凝汽器的疏水关闭。

（6）按正常停机步骤完成其余停机操作。

3.1.5故障停机步骤

（1）在BTG盘上按“TURBINETRIP”按钮或在机头操作脱扣手柄使汽机跳闸。

（2）当油压降低至设定值时汽机油泵、辅助油泵应自启，否则手动启动。

（3）按正常停机步骤完成其余停机操作。

3.2汽轮机超速

3.2.1现象

（1）机组突然甩负荷到零，转速超过3000rpm并继续上升，甚至转速超过保护设定值而保护不动作。

（2）汽轮机声音异常，振动增大。

3.2.2原因

（1）发电机甩负荷。

（2）DEH系统控制失常。

（3）汽轮机高、中压主汽阀关不严。

（4）机组跳机时抽汽逆止阀、电动阀未关或关不严。

3.2.3处理

（1）汽机转速超过3330rpm而保护未动作应紧急停机，并确认高、中压主汽阀，高、中压调阀，各抽汽逆止阀应迅速关闭。

（2）确认转速下降，否则停运EH油泵，关闭高、中压主汽阀，高、中压调阀。

设法切断其它汽源。

（3）对机组进行全面检查，查明超速原因并消除，重新启动应进行各项超速试脸合格后方可并网。

3.3运行中叶片损坏或断裂

3.3.1现象

（1）汽轮机内部发出明显金属摩擦声或撞击声。

（2）机组振动增大。

（3）汽轮机监视段压力异常，轴向位移、推力瓦温度异常变化。

（4）汽轮机低压叶片断落打破凝汽器钛管使凝结水导电度上升。

（5）若抽汽口处的叶片断裂进入抽汽管道，卡在抽汽逆止阀处，可能造成抽汽逆止阀卡涩或进入加热器打烂钢管造成加热器水位升高。

3.3.2处理

（1）汽轮机叶片在运行中损坏或断落，不一定同时出现上述全部现象，但出现下述现象之一时，应紧急停机处理

A汽轮机内部发出明显的金属摩擦声或撞击声。

B机组发生强烈振动。

（2）正常运行中若发现调节级或某级抽汽压力异常变化，应立即进行综合分析。

若在相同工况下伴随出现负荷下降，轴向位移、推力瓦温度有明显变化或相应轴承的振动明显增大时应尽快申请减负荷故障停机。

3.4汽轮机轴向位移增大

3.4.1原因

（1）负荷或蒸汽流量突变。

（2）叶片严重结垢。

（3）叶片断裂。

（4）主、再热蒸汽温度和压力急剧下降。

（5）轴封磨损严重，漏汽量增加。

（6）发电机转子串动。

（7）系统周波变化幅度大。

（8）凝汽器真空下降。

（9）汽轮机发生水冲击。

（10）推力轴承磨损或断油。

3.4.2处理

（1）当轴向位移增大时，应严密监视推力轴承的进、出口油温、推力瓦金属温度、胀差及机组振动情况。

（2）当轴向位移增大至报警值时，应报告领班、值长，要求降低机组负荷。

（3）若主、再热蒸汽参数异常，应恢复正常。

（4）若系统周波变化大、发电机转子串动，应与中调联系，以便尽快恢复正常。

（5）当轴向位移达－1.0mm或+1.0mm时保护动作机组自动停机。

否则手动打闸紧急停机。

（6）轴向位移增大虽未达跳机值，但机组有明显的摩擦声及振动增加或轴承回油温度明显升高应紧急停机。

（7）若轴向位移增大而停机后，必须立即检查推力轴承金属温度及轴承进、回油温度，并手动盘车检查无卡涩，方可投入连续盘车，否则进行定期盘车。

必须经检查推力轴承、汽轮机通流部分无损坏后方可重新启动。

3.5凝汽器真空下降

3.5.1现象

（1）BTG盘、CRT“真空低”声光报警，备用真空泵联动。

（2）CRT真空表显示凝汽器真空下降。

（3）CRT及就地表计显示汽轮机低压缸排汽温度升高。

（4）负荷瞬时下降。

3.5.2原因

（1）循环水系统故障。

如循环水泵跳闸、凝汽器循环水进、出口阀误关及循环水母管破裂等。

（2）汽轮机（包括小汽轮机）轴封供汽不正常。

（3）真空泵故障或其工作水温过高、水位不正常。

（4）凝汽器热水井水位过高。

（5）真空系统泄漏。

（6）凝汽器补水箱缺水，凝结水回收水箱水位低。

（7）凝汽器钛管污脏或循环水二次滤网堵塞。

3.5.3处理

（1）当发现