（2） 根据旁路后温度变化情况，判断阀门是否有一定开度，试开阀门至50%以
上检查温度变化情况；
（3） 经检查确认阀门反馈故障，可采取远方手动方式控制旁路后温度； （4） 经检查确认远方无法操控，采取就地手摇方式控制旁路后温度；
（5） 若高压旁路后温度快速上升，远方开阀无效，参照高压过热器出口电动阀开
启故障事故处理，同时要求就地巡操及检修人员快速至现场检查，手动摇开； （6） 就地手摇时，必须密切联系集控，防止旁路后温度过低； 三、
低压汽包水位调节阀关闭不能开启事故
1. 预防性措施：
（1） 机组长期停备期间定期传动检查维护；
（2） 启动中检查阀门根据低压汽包水位自动开启正常； （3） 运行时经常检查低压汽包水位是否稳定； 2. 事故处理：
（1） 低压汽包水位调节阀关闭时，立即将阀门切至手动试开，根据汽包水位和给
水流量变化确认阀门反馈故障还是真实关闭；
（2） 确认低压汽包水位调节阀关闭时，立即开启低压省煤器至汽包排气阀向低压
汽包补水；同时降低高中压汽包水位； （3） 立即联系巡操及检修就地检查手动摇开；
（4） 低压汽包水位难以维持时，连续降低燃机负荷减少蒸发量，水位下降迅速时
应减负荷至旋转备用负荷，即将进入SPPM燃烧模式时提前退出性能加热器； （5） 低压汽包水位低联跳高中压给水泵后，立即紧急停机处理，禁止开启高中压
旁路，高压压力高时开启电磁泄发阀控制压力；
（6） 处理过程中注意凝结水压力和热井水位的控制，热井水位高时开启至凝结水
储水箱回水电动阀，必要时启动备用凝泵并开启至循环水放水电动阀手动阀进行放水。
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FDB2010-JSWJ-010 发电机氢气露点控制措施
根据DL/T651《氢冷发电机氢气湿度技术要求》，发电机氢气露点应严格控制在－25℃至0℃之间。目前，三台发电机氢气露点均偏低，且无较好的调整措施，现采用定期投停氢气干燥器的方法来控制氢气露点，具体措施如下：
1. 发电机氢气干燥器正常运行时，定期检查氢气露点，露点低至-25℃时，将氢气
干燥器停电，并做好记录；
2. 发电机氢气干燥器停电后，每个日班投运一次检查氢气露点情况，记录投运10
分钟后的露点值，露点高于-20℃时保持干燥器运行，否则重新将干燥器停电； 3. 发电机停备期间，检查发现氢气露点高于0℃，及时投入氢气干燥器运行，投入
干燥器冷却水，并在两侧干燥器自动切换前及时投入压缩空气系统；
发生氢气露点高或变化大等异常情况，及时分析原因并联系检修检查处理。
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FDB2010-JSWJ-012 循泵冷却水故障处理 一、 事故现象
1. 循泵冷却水压力、流量低报警；
2. 备用冷却水泵不联动或联动后冷却水压力流量仍低 3. 运行循泵跳闸，备泵不联动；凝汽器真空快速下降； 二、 事故处理
1. 循泵冷却水压力或流量低，立即检查备用冷却水泵是否联动，否则应手动启动备
泵，启动不成功可再次启动原运行泵；
2. 立即就地开启工业水至循泵冷却水手动隔离阀；工业水泵两运一备，确保冷却水
压力正常；
3. 保持机组稳定运行，密切关注真空情况，汽机背压高至7.5inHG时，低真空保护
动作跳整套机组，否则手动紧急停运联合循环机组；
4. 循泵跳闸后可试启备用循泵，若启动条件不满足，等循泵冷却水压力正常后重新
启动循泵；若机组已低真空保护动作跳闸，在凝汽器温度低于50℃前，不允许往凝汽器通入循环水；
5. 检查冷却水泵跳闸原因，消缺后重新试投，试验正常后关闭工业水至循泵冷却水
隔离阀。
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FDB2010-JSWJ-013 燃烧切换时振动大自动停机事故处理
#2燃机启动加负荷过程中曾经发生燃烧模式切换至PM模式时振动大触发自动停机保护，停机过程中在切回PPM模式时产生燃烧分散度高机组跳闸事故；为防止类似情况的再次发生，做好以下控制措施：
1. 燃机即将切换至PM燃烧模式前应缓慢增加负荷，使TTRF1逐步靠近2300℉；
临近切换时再大幅度提高负荷使TTRF1温度越过并远离切换点；
2. 模式切换时密切关注DLN页面上各参数，尤其是BBMAX的变化情况；在发生振动
大自动停机保护被触发后，若BBMAX已降至0.8in/s以下，立即对燃机进行主复位并重新选择START指令，控制燃机负荷使燃机继续保持在PM模式下运行；若燃烧模式已经切换至PPM模式，则适当降低负荷，使燃烧模式在PPM下稳定运行，在振动大原因未查清并消除前不得再次进入PM模式；
3. 汽机余热锅炉应同时做好机组快速减负荷准备及机组跳闸的事故预想。
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FDB2010-JSWJ-017 二拖一启单台凝泵运行凝结水压力控制措施
为预控风险，做好二拖一期间单台凝泵运行凝结水压力控制，特制定以下控制措施，请各值遵照执行：
1. 第二台机组并网后尽快并上低压蒸汽；
2. 提前控制运行炉汽包水位，高中压汽包水位在0位以上，低压汽包水位+200mm； 3. 提前控制待并炉低压汽包水位+200mm以上，高中压汽包水位在压力稳定后也尽快调整至正常值；
4. 提前控制凝汽器热井水位在0mm左右；水位水质正常时，禁止开启锅炉高中压定排及疏水；
5. 第二台机组并网后，尽早关闭至厂区疏水，隔严凝结水至厂区疏水扩容器减温水； 6. 根据凝结水母管压力，控制再热旁路减温水调节阀开度，再热旁路后温度可控制到160℃；
7. 并汽期间，若凝结水母管压力下降接近3.1MPa，采取降低高中低压汽包水位措施恢复压力；
8. 并汽期间，若凝结水压力降低接近3.0MPa，关小凝结水喉部水幕喷水调节阀，调节阀最小开度需保持在30%以上； 9. 并汽期间严密监视凝结水压力；
10. 停机解炉过程参照并汽措施执行；注意尽量降低待解炉负荷，解炉后立即关小高中压旁路。
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