安徽电气职院300MW火电机组运行仿真实训指导06典型事故处理.docx

第六章典型事故处理第一节机组紧急停止一、锅炉遇到下列情况之一时，应按MFT手动停炉按钮，停止锅炉运行，联动汽机停机。1、MFT动作条件满足，而系统拒动时；2、锅炉汽水管道发生爆破或严重泄漏，不能维持机组正常运行或威胁人身设备安全时；3、过热器、再热器、省煤器、水冷壁等受热面爆管，虽经降低负荷仍无法维持汽包正常水位时；4、炉膛烟道内发生爆炸或尾部烟道发生二次燃烧；5、所有汽包水位计损坏无法判断汽包实际水位时；6、安全阀起座后不回座，压力下降，汽温或各段工质温度高到不允许运行时。7、锅炉紧急停炉后的处理同MFT处理。二、汽轮发电机组遇到下列情况之一者，应紧急停机并破坏真空。1、机组任一轴承强烈振动达O.254mm以上而保护未动作时(#6轴承轴振达0.32mm以上)；2、汽机发生水冲击或高、中压缸上、下缸温差大于56C时；3、汽机断叶片或内部有明显的金属撞击声时；4、汽机轴封异常磨损并冒火花时；5、任何一个轴承断油或冒烟时；6、机组周围发生火灾无法扑灭已严重威胁机组安全运行时；7、主油箱油位下降到最低油位以下时；8、轴向位移突然增大至极限值且推力轴承温度异常升高时；9、机组转速超过3330rmin而危急保安器拒动时；三、汽轮发电机组遇到下列情况之一者，应紧急停机，但不破坏真空。1、凝汽器真空急骤下降至-0.08MPa(60711unHg)而保护未动作时；2、发电机、主变、厂高变及励磁系统故障而保护装置拒动时；3、主变或厂高变失火；4、发电机严重漏水，危急设备运行；5、发电机、励磁机着火；6、发电机断水，保护拒动时。四、破坏真空紧急停机的操作。1、手动脱扣，检查TV1,TV2,GVIGV6,RSVbRSV2,IV1.IV2及各段抽汽逆止阀、抽汽隔绝门均关闭，负荷到零，转速下降；2、注意有关疏水门自动打开，否则手动开启；3、起动润滑油泵(BOP)：4、停用真空泵，开启破坏真空门；5、启动电泵后，手动脱扣汽泵；6、确认四级抽汽用户全部切换辅汽供给；7、检查机组情况，听测转动部分声音、振动；8、转子静止时，注意和比较惰走时间；9、完成运行规程规定的其它停机操作。注：如遇到水冲击及汽温低即紧急停机，应及时检查汽机本体及各段抽汽管道疏水门自动打开，否则应强制开起。五、不破坏真空故障停机后操作1、手动脱扣，检查TV,GV,RSV,IV及各段抽汽隔离门，逆止门均关闭，负荷到零，转速下降；2、高低压疏水门自动打开；3、起动润滑油泵(B0P)；4、确认电动给水泵启动，手动脱扣汽泵并根据锅炉要求调整给水量；5、确认四级抽汽用户切换由辅汽供给：6、检查机组情况，按运行规程，完成其它停机操作。第二节机组故障停止机组发生一般故障或控制限额接近极限值，还不会立即造成严重后果时，应尽量采取措施予以挽回，无法挽回时，应故障停机。带负荷运行中，应尽可能先减负荷再停机。一、锅炉遇有下列情况，请示值长要求停炉。1、炉内承压部件泄漏时；2、锅炉严重结焦，难以维持正常运行时；3、锅炉汽水管道泄漏，威胁设备和人身安全时；4、锅炉给水或蒸汽品质严重低于标准，经多方调整，无法恢复正常时；5、过热器或再热器管壁温度超过各自金属所允许的最高温度，经多方设法调整而不能恢复正常时；6、二台除尘器停电短时间内无法恢复时；7、控制气源失去，短期内无法恢复时；8、炉水循环泵低压冷却水中断或流量过低，5分钟内无法恢复时；9、主要设备支吊架发生变形或断裂时。10、锅炉故障停炉后操作处理同MET后处理。二、汽机遇到下列情况之一者，应故障停机。1、汽温、汽压变动超过限值，而在规定时间内不能恢复正常时；2、主管或其他管道破裂已无法再运行时；3、汽机上、下缸温差，差胀超过限额时；4、DEH控制系统或配汽机构故障时；5、控制气源失去，短时间内无法恢复时；6、油系统故障，无法保持必须的油压与油位时；7、凝汽器真空逐渐下降至规定值以下时；8、机组冷却水失去短时无法恢复且影响主机及主要辅机安全运行时;9、MFT或发电机保护动作联锁保护拒动时。故障停机操作方法同不破坏真空故障停机。第三节MFT一、满足下列条件之一，MFT动作，BMS自动切除全部燃料：1、两台送风机全停；2、两台引风机全停；3、再热器保护失去；4、风量V3O%；5、炉膛压力高于+324OPa;6、炉膛压力低于-2490Pa;7、汽包水位高于+254mm；8、汽包水位低于-381mm；9、手动MFT；10、全炉膛失火焰；11、燃料中断；12、失去冷却风；13、水冷壁循环不畅，持续5S以上；14、DCS电源失去2S：15、负荷30%汽机跳闸：16、负荷30%发电机跳闸。二、MFT动作后现象：1、MFT动作报警，“MFT”光字牌亮，引起MFT动作的首出原因指示牌亮；2、燃油进、回油快关阀及所有燃油枪角快关阀关闭；3、跳所有排粉机、给粉机，联跳所有磨煤机、给煤机；4、炉膛火焰探测器无火；5、汽机跳闸，逆功率保护动作，发电机解列，机组负荷到零：6、给水流量急剧下降；7、汽温、汽压、蒸汽流量急剧下降；8、炉膛压力偏负；9、跳所有电气除尘器及锅炉吹灰器。三、MFT动作后的处理1、立即检查自动装置按下列情况动作：(1)全开所有周界风档板和辅助风挡板，并将辅助风档板切为手动：(2)将引送风机动叶自动控制切为手动：(3)关闭I、II级过热器减温水隔绝阀及调整阀，并将过热汽温控制切为手动；(4)关闭再热器减温水隔绝阀及调整阀，并将再热汽温控制切为手动。2、注意给水调节，维持汽包水位正常。3、注意炉水循环泵运行是否正常，当发生异常时应停止炉水循环泵。4、检查汽轮机、发电机均应跳闸。5、手动脱扣两台汽泵。6、检查所有燃油快关阀关闭。7、迅速查明MFT动作的原因，消除后接令进行锅炉吹扫，准备重新点火。8、MFT动作前如燃油枪在运行状态，则重新点火时应先进行燃油枪吹扫。9、如MFT动作原因一时难以查明或消除，则应按正常停炉处理，停止风机运行，关闭各风门档板，保留必要的辅机运行，保持锅炉热备用状态，炉前燃油系统打循环保持油温。10、锅炉重新点火后，在煤粉燃烧器投运前，应对一次风管进行吹扫。第四节RUNBACK机组正常运行中，负荷大于165MW,一台辅机跳闸（引、送风机，给水泵）产生RB,目标负荷150M肌炉水循环泵跳闸，负荷大于190MW,发生RB,目标负荷180WV。一、现象：RB动作报警；主蒸汽流量下降；主再蒸汽温度下降；引起RB动作的跳闸设备报警。二、原因：1、二台送风机运行，其中一台跳闸；2、二台引风机运行，其中一台跳闸；3、二台炉水泵运行，其中一台跳闸，备用泵自启动失败；4、二台汽动给水泵运行，其中一台跳闸，电动给水泵未启动；或一台汽泵及电泵运行，运行汽泵或电泵跳闸。三、处理：RB动作时，BMS和CCS自动进行下列处理，否则人工干预：1、RB工况机组进入TF方式，目标负荷指令降至150MW（或180MW）,机组压力定值是负荷的函数，由汽机主控通过遥控口维持，其定值低限为12MPa,当机前压力与压力设定值负偏差大于0.3MPa,由RB3快关调门来提高压力，负偏差VO.DIPa,RB3功能中断，恢复遥控口控制。如负荷大于210M肌同时机前压力与压力设定值正偏差不大于0.2MPa,由RB3快关调门来提高降负荷速率，正偏差大于0.2Mpa或负荷小于210MW,RB3功能中断恢复遥控口控制。2、快速降负荷由BMS完成粗调：（DRB发生前四层粉运行时：立即切除D层，投AA层油枪。（2）RB发生前三层粉运行时：负荷190MW（炉循泵220Mw）投一层油；负荷小于190大于165MW（炉循泵小于220MW、大于190MW）,不投油。3、CCS快速降负荷（I）RB发生时四层给粉机运行，CCS立即将C层给粉机转速快速降至290RPM（炉循泵R、B,C层降至340RPM）,延迟10秒，B层给粉机转速下调50RPM,A层给粉机转速60秒内保持不变。（2）RB发生时三层给粉机运行，负荷小于190大于165WV（炉循泵小于220MW、大于190MW）,不投油。CCS立即将C层（或D层）给粉机转速快速降至290RPM（炉循泵RB,C或D层降到340RPM）,延迟10秒，B层给粉机转速下调50RPM,A层给粉机转速60秒内保持不变。（3）RB发生时三层给粉机运行，负荷大于190MW（炉循泵220MW）,BUS投一层油。CCS立即将C层（或D层）给粉机转速快速降至290RPu（炉循泵RB,B、C或D层降到340RPM）,延迟10秒，B层给粉机转速下调50RPM,A层给粉机转速60秒内保持不变。4、细调由CCS完成RB发生时切除给粉机或强制某层给粉机转速下调（CCS）,60秒内其它给粉机转速保持不变。同时引风调节前馈关小（幅度与切除燃料量成比例）。（1）负荷变化率大于12MWInirb同时负荷小于180MW（炉循泵RB,负荷大于195MW）,给粉机转速保持不变。（2）负荷变化率大于12MWmin,同时负荷小于175MW（炉循泵RB,负荷大于190MW）,A、B层给粉机超驰开5%,超驰时间20秒。20秒燃料调节器处于跟踪状态。（3）负荷变化率小于IoMWmin,R、B以9MWmin速率接近目标值。（4）如粗调负荷已低于目标值，R、B过程结束。5、RB过程汽温控制RB发生时，超驰关闭喷水减温阀门，同时摆动火嘴超驰上摆5乐以便减少汽温下降幅度。6、如引、送风机跳闸引起RB则跳闸风机动调强制关闭，SCS强关跳闸风机进、出口风门，处于自动状态的另一台风机出力迅速增大，以求总风量不变。如送风机跳闸，对引风机进行前馈调节，以求炉膛负压稳定。7、如两台汽动给水泵运行一台跳闸，电泵自启动成功不产生RB,电泵延时3S以最大速率增速，增速最大时间为15S,勺管目标值为原汽泵运行转速给定值，电泵增速率受增速时间和原汽泵转速限制如给水泵跳闸产生RB处于自动工况下的泵将快速增速（高限为5700RM）,以求总给水量不变。如MFT引起汽泵跳闸，电泵如自启但不抢水位，水位由运行控制。8、维持汽包水位正常，检查给水自动调节情况。9、注意汽温汽压变化，尽量维持汽温不过多下降。10、尽快查明辅机故障原因，设法消除故障，待故障排除后，重新启动该辅机重新升负荷。11、如故障辅机短时间内无法消除，根据炉膛燃烧情况，决定是否停油。12、注意调节发电机无功。第五节锅炉典型事故一、水冷壁管损坏1、现象炉膛内有泄漏声，管子爆破时有明显的响声；汽包水位下降，汽包压力下降；锅炉给水流量不正常地大于蒸汽流量，化学补水量增加；炉膛负压减小或偏正，严重时，从不严密处漏出蒸汽和炉烟，锅炉燃烧不稳，严重时会造成炉膛熄火；引风机动叶开度不正常地增大;炉内烟气温度下降。2、原因：锅炉水质不合格，长期运行，管子内结垢，造成腐蚀损坏或过热损坏；水冷壁管进口节流圈有杂物堵塞，至使个别管子水循环不良；管子制造、焊接有砂眼、缺陷；炉膛吹灰过于频繁，或吹灰器安装不良，管壁被吹损；燃烧器附近的水冷壁管被煤粉磨损；水冷壁膨胀不均，管子被拉坏；锅炉缺水时，突然进入大量冷水，造成管子热应力过大、损坏；火焰中心偏斜，部分管屏热负荷过高，管子长期过热；大块焦渣坠落，砸坏水冷壁管：3、处理：3.1 将机组运行方式切为“TF”的自动方式；3.2 当水冷壁管泄漏不严重，经加强给水尚能维持汽包水位时，应降低负荷，加强对故障的监视，维持炉膛燃烧稳定，汇报值长准备停炉。3.3 当泄漏严重，已不能维持汽包水位，应紧急停炉。3.4 停炉后应维持汽包水位，若水冷壁管泄漏特别严重，汽包水位无法维持应停止向锅炉进水，禁止开启省煤器再循环阀，并同时停止炉水循环泵。3.5 如炉水泵电机腔温度上升投入炉水循环泵连续注水。3.6 尽快停止电除尘器运行。3.7 保留一组引、送风机运行，以排除炉内蒸汽，待蒸汽排完后可根据情况停止引、送风机。3.8 通知灰控抓紧消除电除尘、省煤器灰斗积灰。二、省煤器管损坏1、现象：汽包水位下降；省煤器附近有泄漏声，严重时从炉墙不严密处有炉烟、蒸汽冒出；省煤器锁气器处可能有水渗出，灰斗可能堵塞；给水流量不正常地大于蒸汽流量，化学补水量增加；引风机动叶开度不正常地增大：泄漏点以后烟温下降；损坏严重时，省煤后工质温度升ro2、原因：水质不合格，省煤器管结垢、腐蚀；管子制造、焊接质量不合格，材质不良；管子受飞灰磨损；吹灰器吹损省煤器管；给水温度变化大，启停时流量小引起金属疲劳损坏。3、处理：3.1 将给水自动切为手动，尽力维持汽包水位，选择“TF”运行方式，降低机组负荷，汇报值长，准备停炉。3.2 加强对故障处的监视、检查。3.3 如故障恶化或爆管，无法维持汽包水位时，应立即停炉。3.4 停炉后，应维持汽包水位正常，严禁开启省煤器再循环阀。3.5 通知灰控停止电除尘，抓紧清除电除尘、省煤器灰斗积灰。三、过热器管损坏1、现象：过热器附近有泄漏声，泄漏点以后烟温下降、汽温上升；蒸汽流量不正常地小于给水流量，化学补水量增加；爆管时，炉膛负压偏正，引风机动叶开度不正常开大；损坏严重时，过热蒸汽压力下降。2、原因：蒸汽品质长期不合格，管子内壁结垢，造成腐蚀、过热；过热器附近发生二次燃烧；管子制造有缺陷、焊接质量不良或管材质量差；管壁因烟气侧高温腐蚀减薄；炉膛结焦，使炉膛出口温度过高；蒸汽流量分配与烟气侧热负荷分配不匹配，造成管壁长期超温；减温器故障；吹灰器喷咀位置不正确，吹损过热器管。3、处理：3. I泄漏不严重时应降低主汽压力及负荷，加强监视过热汽温，尽量维持汽温稳定，把运行方式切至“TF”，汇报值长，准备停炉。3.2 加强对故障处的检查、监视，防止故障的扩大和恶化。3.3 在继续运行过程中，如果故障扩大，无法维持正常汽温时或过热器管严重超温时应立即停炉。3.4 停炉后，保持一组引送风机运行，排除炉内蒸汽。四、再热器管损坏1、现象：再热器处有泄漏或爆破声；再热蒸汽压力下降；炉膛负压偏正，引风机动叶开度不正常地增大；主蒸汽流量上升（负荷不变时），化学补水量增加；如屏再、末再泄漏，故障点以后烟气温度下降，再热器出口两侧温差增大。2、原因蒸汽品质长期不合格，管内结垢造成腐蚀、过热；管子制造不良，焊接不合格，或管材质量差；蒸汽流量分配和炉内热负荷分配不匹配，造成部分再热器管长期超温；吹灰器位置不正确，吹损再热器管；管壁长期超温，或短期严重超温，过热损坏。锅炉启、停过程中，操作不当或不正确的操作方式使再热器管造成疲劳损伤。3、处理：3.1 泄漏不严重时，应降低机组负荷，加强监视再热汽温，尽量维持汽温稳定，把运行方式切至“TF”方式汇报值长，准备停炉。3.2 加强对故障处的检查、监视，防止故障的扩大和恶化。3.3 在继续运行过程中，如果故障扩大，无法维持正常汽温或再热器管严重超温时，应立即停炉。3.4 停炉后保持一组引、送风机运行，排除炉内蒸汽。五、燃料在尾部烟道再燃烧1、现象：烟道及炉膛压力剧烈变化；再燃烧处往后各点烟温不正常地升高，烟气氧量减少，烟囱冒黑烟；排烟温度和热风温度不正常地升高：再燃烧附近有明显地辐射热，烟气压力晃动；烟道不严密处向外冒烟或喷出火星：若空气预热器处再燃烧时，其外壳发热或烧红，空气预热器电流指示晃动。2、原因：煤粉过粗或燃烧器运行不正常，煤粉自流，造成燃烧不完全；燃烧调整不当，风量不足或配风不合理，使未燃尽的煤粉进入烟道。低负荷运行时间过长，使燃烧不完全，造成大量可燃物堆积在烟道。燃油或煤油混燃时，油枪雾化不好，燃烧不完全，未燃尽的油雾和油滴沉积在受热面上；吹灰不及时。炉膛负压过大，使未燃尽的煤粉吸入烟道。3、处理：3.1 烟道内烟气温度不正常地升高时，应立即检查原因，适当降低负荷，采取调整燃烧和受热面吹灰等措施。机组运行方式切至“TF”方式。3.2 经采取措施无效，确认尾部烟道内二次燃烧，排烟温度不正常地升高至200C或威胁空预器安全时，应汇报值长作紧急停炉处理。(1)停止引、送风机运行，关闭所有风门挡板和烟气档板及炉膛、烟道各门孔严禁通风,保留预热器运行。(2)利用吹灰蒸汽等手段进行灭火，待烟温明显下降，火已熄灭，方可停止蒸汽灭火；如系预热器处再燃烧可视情况投用预热器灭火及冲洗水，开启预热器放水门。(3)保持省煤器再循环阀开启。(4)在确认烟道内无火源后，可启动引、送风机，进行炉膛清扫，检查烟道正常，设备未遭损坏时，方可重新点火。六、锅炉结焦1、现象：结焦部位及其后各段烟温升高，蒸汽参数异常；对流受热面处结焦，使烟气阻力增加，引风机动叶开度增加，引风机前负压增大；除灰时，发现炉内有大块焦渣；炉膛结焦时，炉膛出口温度升高。2、原因燃煤灰熔点低；风量不足，燃烧工况不佳；炉膛热负荷过高，燃烧温度过高；煤粉过粗。燃烧器工作不正常。未按规定进行除渣或除渣不彻底，在灰渣斗内存渣过多或时间过长堆积而致。燃烧器摆角偏离水平位置运行时间过长。3、处理3.1 调整火焰中心，适当增加过剩空气系数；3.2 及时清除焦渣，防止结成大焦块；3.3 在燃烧室不易清除的部位结焦时，为维持锅炉继续运行，可适当降低锅炉负荷，并对炉内进行吹灰。3.4 当燃烧室内结有不易清除的大块焦渣，有坠落损坏水冷壁的可能时，汇报值长，申请停炉。第六节汽轮机典型事故一、真空下降1、真空下降的现象BTG盘真空记录仪，CRT显示及就地表计指示凝汽器真空值下降。CRT显示汽机低压缸排汽温度上升。BTG盘“凝汽器真空低”声光报警。2、真空下降的原因2.1 循环水泵故障，循环水压力低，水量减少，循环水中断。2.2 凝冷器热水井水位高。2.3 主机轴封系统工作不正常。2.4 真空泵故障或真空泵气水分离器的水位过高，进气蝶阀动作不正常。2.5 真空系统管道及设备损坏或泄漏。2.6 小汽机轴封系统异常。2.7 小汽机负压系统泄漏。2.8 发生引起凝汽的真空下降的误操作，真空破坏门误动。3、真空异常下降时的处理3.1 发现真空下降时，应迅速核对其各表计指示，在真空下降的同时，排汽温度也相应上升，才可确认汽机真空真正下降。3.2 真空异常下降时，运行人员应迅速查明原因，检查备用真空泵在备用时能自启动，否则手动开启。3.3 真空异常降至0.088MPa机组可带额定负荷，如组续降低，应按真空每降0.OOlMPa减负荷50MW凝汽器真空降至0.082UPa,机组负荷减至零。真空下降带负荷对照表：真空MPa0.0880.0870.0860.0850.0840.0830.0820.081负荷MW300250200150100500停机3.4 4凝汽器真空降至0.081MPa汽机应自动脱扣,ETS盘“1.Vm灯亮，跳闸通道ASttl.#2灯亮，“真空低”报警信号发出，按故障停机条例进行停机。3.5 在真空下降过程中，密切注视低压缸排汽温度，当低压缸排汽温度达80时，自动打开排汽缸喷水阀。如果排汽缸温度达121并不能很快降下来(15分钟)，则应紧急停机并排除故障。如超过121°C应立即紧急停机并排除故障。3.6 因真空系统管道或设备损坏而造成真空下降时，除按正常处理外，应立即隔绝故障部分系统的设备，隔绝无效，但能维持汽机一定真空时，应汇报领导后处理，真空不能维持时则减负荷停机。3.7 检查循环水泵运行正常，备用泵出口门在关闭状态，系统压力正常，循环水量不少。凝汽器水室进出水门在正常位置。3.8 检查轴封系统(1)轴封母管压力是否正常，若压力低，检查轴封三路汽源和溢位阀门是否正常及时调整轴封汽压力值至正常。(2)检查轴加风机运行是否正常，检查轴加U型水封注是否正常，轴如水位是否高，如有异常，则应及时恢复。3.9 检查真空泵运行状况及蝶阀状态是否正常，如不正常则应立即处理。若不能处理，则立即联系检修处理，同时做好事故停机准备。3.10 检查小汽机负压系统是否泄漏，使凝汽器真空不能维持在范围，应立即启动电动给水泵，脱扣泄漏的小机，并关闭其排汽蝶阀。正常运行的小汽机应注意轴封汽各进汽及回汽门开度要适当，不可过分节流。3.11 检查真空破坏阀是否关严密，真空破坏阀水封是否正常。二、除氧罂水位异常处理：1、当发生水位“高+10OmnI”报警时，应立即核对除氧器水箱实际水位，检查水位调节阀动作情况，若自动调节有问题，检查自动调节切为“手动”，调整水位至正常。并及时与检修人员联系，并密切监视水位的变化。2、当发生水位“高高+20OnIm”报警时，检查确认#3高加正常疏水至除氧器调节阀门自动关闭，除氧器主、副路调节阀自动关闭，除氧器溢流阀自动打开，若未动作应人为强制动作，降低水箱水位至正常水位。3、当发生水位“高高高+30Omn1”报警时，检查除氧器四抽进汽间应自动关闭，否则人为强制关闭。4、当发生水位“低-50OnInI”报警时，立即核对水位若确系水位低，检查水位控制切“手动”方式，除氧器进水电动旁路阀自动打开，以保证水箱水位正常，若水位降至“低低-1298mm”位置，给水泵跳闸，按紧机停机处理。5、除氯器水箱水位自动控制装置失控，水位波动或高或低时，此时应将水位控制由“自动”切至“手动”，人为控制水位正常，联系热工人员，消除缺陷。三、给水泵汽化1、现象给水泵出口压力下降并摆动，泵组及给水管道发生强烈振动并发出噪声，电流及流量降低并摆动。2、原因除氧器水位低。给水泵进水阀误关，或进口滤网堵塞。负荷突变，导致除氧器压力突然降低。低转速小流量时，再循环溢流阀没打开。3、处理紧急停泵。查明原因及时消除故障。待一切正常后，重新开启电泵运行或做备用。四、高加泄漏1、通过高加水位升高，高加水位报警，疏水温度降低，正常疏水调门、危急疏水调门开度增大来判断确认是哪一台高加泄漏。2、注意监视给水压力、流量和运行给水泵电流（转速），调整汽包水位正常。3、高加水位无法维持，汇报值长，降负荷至规定值，立即手动解列高加。4、检查确认一级、二级、三级抽汽电动门及逆止门关闭，抽汽电动门前、逆止门后疏水气动门开启。5、检查高加旁路门（三通阀）开启，手动关闭高加出口门6、维持负荷不超过规定，检查系统不超压，炉侧注意管壁温度不能超过规定值。7、汇报值长，通知检修处理。五、凝汽某侧铜管泄漏1、通过凝汽器水位上升，凝结水电导率上升判断凝器水侧泄漏。2、要求锅炉开启定排、连排加强排污。3、适当开启凝汽器补水门和启动放水门，以降低凝结水硬度，注意调整除氧器、凝汽器水位正常。4、汇报值长，根据凝汽器真空，接带负荷。5、分组隔离半面凝汽器，根据凝汽器水位、凝结水硬度情况，判断出泄漏侧凝汽器，做好隔离措施，通知检修处理。6、凝结水水质合格后，投入检修完的凝汽器，调整凝结水压力、流量正常，调整凝汽器水位正常。