9.1. 事故处理的一般规定
　　9.1.1. 事故处理的原则
　　9.1.1.1. 发生事故时，应在值长的统一指挥下进行事故处理。值长的命令除对人身及设备有直接危害外都必须服从。
　　9.1.1.2. 发生事故时运行人员应迅速解除对人身和设备的威胁，找出事故原因，消除故障同时保持非故障设备的继续运行，必要时立即解列和停用故障设备，增加非故障设备的负荷。
　　9.1.1.3. 机组发生故障时，运行人员一般应按下列步骤进行工作，消除故障：
　　a． 首先根据仪表显示或报警信号，以及机组外部现象，判明是本机故障还是系统或厂内其它设备故障。
　　b． 当判明是本机故障是应迅速查明故障性质，故障点及故障范围，然后进行汇报处理。
　　c． 当判明是系统或其它设备故障时，应采取措施，维持机组正常运行，以便有可能尽快恢复整套机组正常运行。
　　d． 当确定设备不具备运行条件或继续运行对人身、设备有直接危害时，应立即停运。严禁拼设备，防止人身和设备事故的发生；
　　e． 当发生本规程举例以外的事故及故障时，运行人员应根据自已的经验和判断，主动采取对策，迅速进行处理。
　　9.1.2. 发生下列情况之一，应紧急停机，并立即破坏真空：
　　9.1.2.1. 汽轮机转速超过危急保安器动作转速（3300rpm）而危急保安器及超速保护拒动；
　　9.1.2.2. 汽轮机突然发生强烈振动或汽轮发电机组任一轴承振动达0.254mm（X和Y方向都到）而 保护未动；
　　9.1.2.3. 汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声；
　　9.1.2.4. 汽轮机任一轴承断油冒烟或轴承金属及回油温度突升至极限；
　　9.1.2.5. 汽轮机轴向位移超限或推力瓦温突升至极限保护未动；
　　9.1.2.6. 汽机主油箱油位下降到极限以下或润滑油系统故障无法维持必须的油压；
　　9.1.2.7. 汽轮机油系统着火不能迅速扑灭，并威胁机组安全运行；
　　9.1.2.8. 发电机冒烟、着火或氢气爆炸；
　　9.1.2.9. 发电机密封油完全中断无法恢复。
　　9.1.3. 破坏真空、紧急停机步骤
　　9.1.3.1. 手动按下“紧急停机”按钮或就地手动脱扣打闸，检查TV、GV、RSV、IV、各加热器进汽门及各段抽汽逆止门均关闭，高排通风阀开启，机组负荷到零，转速下降，发电机联跳，主开关分闸，发电机灭磁；
　　9.1.3.2. 启动汽机润滑油辅助油泵，检查油压正常；
　　9.1.3.3. 停运真空泵、开启破坏真空门，真空到零停止轴封供汽；
　　9.1.3.4. 破坏真空后禁止使用旁路和向凝汽器排汽，隔绝至凝器的进汽、疏水及高温放水；
　　9.1.3.5. 维持循环水、凝结水系统运行；
　　9.1.3.6. 完成停机的其它操作。
　　9.1.4. 发生下列情况之一，应紧急停机（不破坏真空）：
　　9.1.4.1. 汽轮机发生水冲击或主、再热汽温10分钟内突降 50 ℃及以上（根据情况决定破坏真空的 时机）
　　9.1.4.2. 凝汽器真空下降至规定值，采取措施负荷降至零仍无效；
　　9.1.4.3. 汽压、汽温变化超过规定值，而在规定时间内不能恢复；
　　9.1.4.4. 抗燃油系统故障无法保持必须的油压与油位；
　　9.1.4.5. 机组大联锁保护拒动；
　　9.1.4.6. 发电机内氢压无法维持；
　　9.1.4.7. 主蒸汽管道、再热蒸汽管道、高压给水管道破裂无法运行；
　　9.1.4.8. 低排温度达121℃且不能恢复；
　　9.1.5. 紧急停机（不破坏真空）步骤
　　9.1.5.1. 按紧急停机步骤1、2、5、6项执行；
　　9.1.5.2. 如遇真空下降或厂用电中断，禁止使用旁路和向凝汽器排汽，隔绝至凝器的进汽、疏水及高温放水。
　　9.1.6. 发生下列情况之一，应向总工程师或生产厂长申请停机：
　　9.1.6.1. 汽机水检测温差超限，上下缸温差、差胀超限；
　　9.1.6.2. 主要辅机故障无法维持主机运行；
　　9.1.6.3. DEH控制系统或高、中压调门故障，不能维持机组正常运行；
　　9.1.6.4. 发电机定冷水、氢气或密封油系统发生故障，严重威胁机组安全运行；
　　9.1.6.5. 低压缸排汽温度差达16.5℃且不能恢复；
　　9.1.6.6. 高、低压凝汽器差压达11.8KPa且不能恢复；
　　9.1.6.7. 汽水品质恶化严重，短时间内无法恢复。
　　9.1.7. 事故判断
　　9.1.7.1. 汽轮机不论发生何种事故，首先应根据监测仪表和设备外部特征，分析判断事故性质，发展趋势，危害程度，采取相应措施。
　　9.1.7.2. 汽轮机发生事故的同时，报警总貌中将出现相应的故障报警，运行人员对报警显示加以确认后，应查明原因，采取相应措施，设法处理。
　　9.1.7.3. 汽轮机运行中突然跳闸，控制系统发出声光报警，运行人员应先进行事故处理，然后根据报警总貌显示的事件先后，查明跳闸原因，查清事故情况进行相应的处理后，确定是否再次启动。
　　9.1.7.4. 不论何种事故，运行人员均应进行确认，核对各项显示，任何异常现象出现时，都不应怀疑仪表的正确性，只有在确认设备无异常情况下，方能怀疑仪表的正确性，以避免异常情况的扩大。
　　9.1.8. 事故处理注意事项
　　9.1.8.1. 不论是紧急停机或故障停机，在脱扣后，应对机组作全面检查，细听机组内部各处声响，记录惰走时间。当确认汽轮机内部有不正常摩擦声时，需采取措施，予以消除，否则禁止再次启动。
　　9.1.8.2. 汽轮机破坏真空时，严禁停止轴封供汽，真空到零后方可停止轴封供汽，并严禁向凝汽器内排汽、水。
　　9.1.8.3. 因真空下降或厂用电失去故障停机时，禁止向凝汽器内排汽、水。
　　9.1.8.4. 转速到零后，应立即投入盘车，注意盘车启动时间及盘车电流是否正常，当电流严重超限时，禁止再次启动汽轮机，只有待盘车电流正常后，再连续盘车4小时以上直至转子偏心度合格后，方可启动汽轮机。盘车盘不动时，禁止强行盘车。
　　9.1.8.5. 事故停用后的汽轮机启动，必须进行摩擦检查，机组启动后，再次发生脱扣跳闸时，则禁止再启动。
　　9.1.8.6. 因油系统着火停机时，应打开油箱事故放油门放油，但必须保证转子停止之前，轴承润滑油不中断。如失火对发电机构成威胁时，应进行排氢操作，然后停止密封油系统的运行，有必要时，对密封油系统进行放油操作。
　　
　　9.2. 进汽参数异常
　　9.2.1. 主、再蒸汽压力异常现象
　　9.2.1.1. 各处指示异常，相关报警发出；
　　9.2.1.2. 若旁路自动投入，主、再汽压异常升高时，高、低旁自动打开，压力继续升高，相关安全门动作；
　　9.2.1.3. 若主汽压力负荷限制TPL投入，主汽压突降时，限制器动作，自动减负荷。
　　9.2.2. 主、再蒸汽压力异常的处理
　　9.2.2.1. 运行中主汽压力升高，应注意高压旁路能及时自动投入动作正常，及时检查调整处理，使主汽压力控制在101％额定压力（24.44Mpa）以下，若主汽压力达130％额定压力（31.4Mpa）且调整无效时，应作故障停机处理；
　　9.2.2.2. 运行中再热汽压力升高，应注意低压旁路及时自动投入动作正常，及时检查调整处理，使冷再压力控制在105％额定压力（4.216 Mpa）以下，若冷再压力达125％额定压力（5.02Mpa）且调整无效时，应作故障停机处理；
　　9.2.2.3. 主汽压力负荷限制TPL投入若主汽压下降至整定压力设定点以下时，应注意限制器动作，自动减小汽机负荷，维持主汽压力，若主汽压或主再汽温不能维持时应作故障停机处理；
　　9.2.2.4. 发生汽压异常升高超过规定值，事后应详细记录超压时间、超压值及原因。
　　9.2.3. 主、再汽温异常现象：
　　各处指示异常，相关报警发出；
　　9.2.4. 主/再汽温异常处理
　　9.2.4.1. 正常运行主/再汽温不应超过546/574℃，若超过546/574℃及时调整至正常；
　　9.2.4.2. 若主/再汽温达546~552℃/574~580℃，应迅速采取措施调整温度，并记录超温时间，全年累积累计不超过400小时；
　　9.2.4.3. 若主/再汽温达552~566℃/580~594℃，应紧急采取有效措施降温，超过15分钟调整无效应作故障停机处理，并记录超温时间，全年累计不超过80小时；
　　9.2.4.4. 若主/再汽温超过566/594℃，应立即故障停机；
　　9.2.4.5. 两侧主/再汽温度差不应超过14℃，若差值达42℃立即调整至正常，超过15分钟调整无效或在4小时内重复发生此异常应作故障停机处理；
　　9.2.4.6. 主、再汽温差不得偏离额定工况下的28℃，在额定负荷时不超过42℃，空载时不超过83℃，否则作故障停机处理（42℃、83℃的允许温差偏离值仅适用于主汽温高于再热汽温）；
　　9.2.4.7. 运行中主、再汽温下降时应及时调整处理，若汽温在10分钟内下降超过50 ℃，应作紧急停机处理。
　　9.3. 真空下降
　　9.3.1. 现象
　　9.3.1.1. 所有真空显示值下降，排气温度及凝结水温上升。
　　9.3.1.2. 负荷无变化时，蒸汽流量增加，各监视段压力升高
　　9.3.1.3. 真空低至18.6 KPa 时“真空低”报警发出，备用真空泵联动。
　　9.3.1.4. 真空低至20.3 KPa时，汽机跳闸。
　　9.3.2. 原因
　　9.3.2.1. 真空管道设备系统严密性不良。
　　9.3.2.2. 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。
　　9.3.2.3. 轴封系统工作异常。
　　9.3.2.4. 真空泵及其辅助设备故障。
　　9.3.2.5. 凝汽器水位异常升高。
　　9.3.2.6. 凝汽器虹吸破坏。
　　9.3.2.7. 凝汽器管板脏污或管壁结垢。
　　9.3.2.8. 小机真空系统严密性不良。
　　9.3.2.9. 给水泵密封水回水箱水位调整失灵，造成密封水回水箱吸空。
　　9.3.3. 处理
　　9.3.3.1. 发现真空下降时，可通过排汽温度、凝水温度、凝汽器端差、以及机组汽耗判断真空确已下降。
　　9.3.3.2. 真空下降时，值班员应迅速分析查找原因，采取措施予以恢复，必要时启动备用真空泵。
　　9.3.3.3. 真空下降至18.6 KPa时，应设法提高真空并开始降负荷。
　　9.3.3.4. 若减去全部负荷，真空仍无法恢复时，应汇报值长停机。真空下降至20.3KPa 时汽机跳闸，否则立即手动不破坏真空停机。
　　9.3.3.5. 凝汽器真空下降时，应根据低压缸排汽温度升高情况，开启低压缸喷水，控制排汽温度不超过79.5℃，当排汽温度超过121℃时，应脱扣停机。
　　9.3.3.6. 当真空下降处理过程中，注意汽泵小机运行工况。低负荷时，根据情况确定是否停用汽泵小机,并做好真空隔离措施。
　　9.3.3.7. 因真空系统管道或设备损坏、泄漏造成真空下降时，除按上述规定处理外，应立即将故障部分隔绝。隔绝无效，真空不能维持时，应按规定减负荷停机。
　　9.3.3.8. 若循泵跳闸，备用泵应联起，否则立即启动备用泵运行。若循泵未跳，但出水压力下降，则可能是循环水管破裂，一经证实“循环水中断”停机处理。
　　9.3.3.9. 当两台循泵同时跳闸时，应立即停机，按“循环水中断”停机处理。
　　9.3.3.10. 因凝汽器虹吸破坏导致真空下降时，应立即启动水室真空泵，并检查水室真空泵运行正常。
　　9.3.3.11. 发现因轴封压力下降影响真空时，应查明原因，及时恢复轴封母管压力。若因轴封汽母管供汽中断无法恢复，真空急速下降，应作停机处理。
　　9.3.3.12. 若真空泵工作失常，则应检查其电流、汽水分离器水位及工作水温是否正常并进行调整。若经采取措施无效时，应启动备用真空泵运行。运行中真空泵跳闸，备用泵应自启动，否则应立即手动启动。三台真空泵均不能正常投入运行时，应故障停机处理。
　　9.3.3.13. 检查机组当时有无影响真空下降的操作，如有应立即停止，并恢复原状。
　　9.3.3.14. 当凝器水位异常升高时，按 5.5.4.2条处理，降低凝汽器水位。
　　9.3.3.15. 若因轴加水位降低影响凝汽器真空时，应立即手动调整轴加水位正常。
　　9.3.3.16. 若因给水泵密封水回水箱水位低造成时，手动调整回水箱水位或关闭调门隔绝门，保持相对较高的水位运行。