汽机事故处理培训教材课件

事故处理原则：1.1根据仪表指示和机组外部的异常现象，判断设备确已发生故障。1.2在值长的统一指挥下，迅速处理故障。主控员受值长的领导，但在自己管辖的设备范围内可独立进行操作。各岗位应及时相互联系，密切配合，有效地防止事故扩大。1.3迅速消除对人身和设备的威胁，必要时应解列或停用故障设备。1.4迅速查清故障原因，采取正确的措施，消除故障。同时应注意维持非故障设备的继续运行。1.5处理故障时要镇静，根据故障现象,分析要周密,判断要正确，处理要果断，行动要迅速。接到命令要复诵，如果没有听懂，应反复问清，命令执行后应及时向发令人汇报。1.6事故情况下，运行人员必须坚守岗位。如果事故发生在交接班时，由当班人员处理事故，接班人员只能进行协助处理。在事故处理告一段落后严格按交接班程序进行交接班。1.7事故处理完毕，各岗位要对事故现象、时间、地点及处理经过，真实详细地记录，以便事故分析。事故处理原则：紧急停机步骤：2.3.1手按盘前“停机”按钮，或硬手操盘“停机”按钮，或手按机头手动停机装置2.3.2确认主汽阀，调节阀及各段抽汽逆止阀关闭，检查发电机功率到零且已解列，注意转速应下降；2.3.3立即投入交流或直流润滑油泵；2.3.4关闭凝结水至除氧器进水门，开凝结水再循环门，投入排汽缸减温水。2.3.5停止真空泵运行，开启真空破坏门；2.3.6开启汽轮机所有疏水门；2.3.7转速降到500r/min时，启动顶轴油泵；2.3.8注意机组惰走情况，随真空下降调整轴封压力；2.3.9完成规程规定的其它停机操作。紧急停机步骤：故障停机步骤：2.4.1联系值长、锅炉、电气，退出CCS控制方式，由汽机通过DEH控制系统快速减去机组负荷；2.4.2检查负荷到零，联系电气解列；2.4.3启动交流或直流润滑油泵；2.4.4手按盘前“停机”按钮，或硬手操盘“停机”按钮，或手按手动停机机构，检查各主汽阀、调节阀及各段抽汽逆止阀关闭，注意转速应下降；2.4.5全开汽轮机所有疏水门；2.4.6转速降至500r/min时启动顶轴油泵；2.4.7注意机组惰走情况，随真空下降调整轴封压力；2.4.8完成规程规定的其它停机操作。故障停机步骤：蒸汽参数不正常的处理处理：1）新蒸汽压力升高时，应及时联系锅炉调整，或联系锅炉，开启汽机主蒸汽旁路系统泄压。当汽压升至9.42MPa时，连续运行不得超过30min。否则应打闸停机。2）新蒸汽温度升高时，应及时联系锅炉恢复，当汽温升至540℃时，汽温升至545℃，每次连续运行时间不得超过30min，否则应打闸停机。3）汽轮机允许短期运行之最高新蒸汽参数为9.42MPa及545℃但此两极限值不能同时出现，否则应打闸停机。蒸汽参数不正常的处理处理：

苏丹燃油100MW高温高压汽轮机事故处理汽轮机水冲击

现象：1）主蒸汽温度急剧下降，2）汽机负荷自动下降并大幅度波动。3）从主汽门、调速汽门门杆，轴封、汽缸结合面等处冒出白色湿蒸汽或溅出水点。4）清楚地听到主蒸汽管道、抽汽管道内或汽缸内有不正常的响声和水击声。5）推力瓦块温度、轴承回油温度升高，轴向位移增大，胀差负值增加。6）机组振动逐渐加剧。7）若为加热器满水引起，抽汽管道内则会有汽水冲击声且发生振动。8）汽缸上下温差增大，下缸温度降低很快。苏丹燃油100MW高温高压汽轮机事故处理汽轮机水冲击现原因：

1）锅炉满水或产生汽水共腾。

2）锅炉燃烧不稳或调整不当。

3）轴封蒸汽带水。

4）加热器或除氧器满水，抽汽逆止门关闭不严，水倒入汽轮机。

5）过热器减温水调整不当。

6）汽缸疏水不良。

原因：

1）锅炉满水或产生汽水共腾。

2）锅炉燃烧不

处理：1）汽轮机发生水冲击，应立即破坏真空，紧急事故停机。2）开启汽机本体、主蒸汽及抽汽管道所有疏水门，并充分疏水。3）记录惰走时间，倾听内部声音，测量振动。4）检查轴向位移，推力瓦块温度，各轴承回油温度，高、低压胀差及各部金属温度。5）如惰走时间正常，同时机组内部无异音，各仪表指示均正常，投入盘车后测大轴弯曲值不超过原始值的0.03mm，上下缸温差正常，充分疏水后经值长同意，运行总工批准方可重新启动机组，但在升速和带负荷过程中，应特别注意倾听内部声音，监视振动和主要仪表的变化并加强疏水。6）如惰走时间明显缩短，汽机有异音，推力瓦块温度升高，轴向位移增大至＋0.9mm，－0.9mm，高压胀差达＋4.0mm，－1.5mm，禁止机组启动处理：预防措施：1）加强机组运行中的检查与维护，发现主蒸汽温度降低应及时联系锅炉调整2）负荷变化应及时调整轴封压力，温度等3）负荷变化应及时调整各加热器、除氧器水位4）开机时应充分疏水，防止蒸汽管道和汽缸积水预防措施：

真空下降发现真空下降，应迅速检查下列各项：1）对照有关仪表，确认真空下降。2）这时如有操作应暂停进行，立即恢复原状。3）启动备用真空泵，调整轴封压力。4）检查凝汽器进、出水压力及温度变化。5）检查热水井水位及凝结泵工作情况。6）检查真空泵工作是否正常。7）检查真空系统是否严密不漏汽。8）在查明原因的同时，若凝汽器压力升至所规定的报警值或停机值，应相应地报警或自动停机。9）在紧急事故停机时，应打开真空破坏门，且不允许向凝汽器排放蒸汽或疏水。真空下降发现真空下降，应迅速检查下列各项：现象:排汽温度升高、真空下降，带同样负荷蒸汽流量增大。原因:A增负荷过快B循环水、凝结水系统故障C真空泵故障D真空系统不严密处理：机组在80%-100%额定负荷(TMCR)下运行时，当冷凝器压力升高到18．6KPa时，汽轮机应先减负荷，恢复真空。压力升高到20KPa时，发出警报信号。当压力继续升高到21KPa时，打闸停机。现象:原因:处理：循环水量减少

象征：A凝汽器进水压力降低。B二次滤网堵塞时，网前网后压差增大。C凝汽器进、出水温差增大，真空缓慢下降。原因：A循环水泵故障，出力下降B循环水系统泄露，水量减少，或循环水用户过多，水量分配不均

处理：A及时处理循环水泵故障，增大循环水量，如无法处理，应立即启动备用泵。B检查滤网排污反冲洗。循环水量减少象征：预防循环水减少的措施A加强循环水系统的检查与维护B提高自身的操作维护和处理事故的水平，发现问题，及时处理C防止阀门误操作预防循环水减少的措施

循环水中断象征：A凝汽器真空急剧下降到零；B凝汽器进、出水压力急剧下降C机组负荷明显下降D各监视段压力明显升高

原因：A循环水泵断电B运行循环水泵跳闸，备用泵没有自动投入C运行中阀门误关循环水中断象征：原因：

处理：

A循环水中断后，应以高速率减负荷到0，并随时准备不破坏真空停机。B若循环水泵房故障，应尽快联系泵房处理，若凝汽器进口或出口水门误关，应及时恢复其正常开度。C循环水一时难以恢复，一般应故障停机，并将冷却水开式水源倒为工业水供。D循环水断水停机后，应待低压缸排汽温度降到50℃以下时方可再向凝汽器通水。E在循环水中断时,不能向凝结器排放疏水,主蒸汽旁路严禁开启。预防措施：A加强循环水系统的检查与维护B提高自身的操作维护水平，减少误操作处理：冷凝器铜管结垢

象征：A真空缓慢下降，排汽温度升高B凝结器进水压力升高，同时进、出口温差减少C凝结器过冷度、端差增大

原因：冷却水品质不合格或杂质过多处理：投入胶球清洗装置。预防措施：加强与化学的联系，监视好冷却水质冷凝器铜管结垢象征：

凝结器满水

象征：A真空缓慢下降或下降较快。B过冷却度增大。C凝结泵进口压力增大，电流增加。D凝结器铜管泄露时，凝结水硬度增大。原因：A凝结器铜管泄露或管板胀口泄露B凝结器补水量过大，或补水门误开，或凝结器内排入其他大量疏水C凝结泵故障，或出力不足D备用凝结泵逆止阀关闭不严E运行中再循环误开或开度过大F汽轮机组负荷过大，凝结水过多凝结器满水象征：处理：A启动备用凝结泵。B关闭凝结水再循环及凝结器补水门。C开启凝结泵出口门后放水，并降低负荷。D必要时，停半面凝结器查漏。预防措施:A加强凝结水系统的检查与维护B循环水断水停机后，应待低压缸排汽温度降到50℃以下时方可再向凝汽器通水，以防止铜管管板胀口泄露C防止阀门误操作处理：真空泵故障

象征：排汽温度升高，真空下降，在同样负荷下，主汽流量增大处理：启动备用泵，停止故障泵凝结水泵故障象征：A凝结水泵电流摆动，凝结水泵声音异常。B凝汽器水位异常升高，真空下降。处理：

立即启动备用凝结水泵，联系检修查明原因进行处理真空泵故障象征：机组强烈振动

发现振动增大，应注意检查下列各项，并严格监视振动：细听机组声音，检查机组上下缸温差，主蒸汽参数及电网周波，油温、油压是否在正常范围内。现象：1DCS、DEH、LCD、TSI盘上振动指示增大。2BTG、TSI盘“转子振动大”声光报警。3机组发出不正常声音。原因：1机组动静部分碰磨或大轴弯曲。2转子质量不平衡或叶片断落。3润滑油压、油温过高或过低或轴承油膜振荡。机组强烈振动发现振动增大，应注意检查下列各项，并严格监视振4轴承座松动。5汽缸进水或冷汽引起汽缸变形。6转子中心不正或联轴器松动。7滑销系统卡涩造成汽缸两侧膨胀不均。8机组负荷、参数骤变。9发电机静、转子电流不平衡。处理步骤：（以轴振监测为主）1机组轴振达0.127mm或轴承振动达0.05mm报警，应立即汇报值长要求适当减负荷并对照表计查找原因。2如机组负荷，参数变化大引起振动增大时，应尽快稳定机组参数和负荷，同时注意汽机轴向位移、差胀、缸胀及汽缸温差的变化。3检查润滑油压及各轴承回油温度是否正常。否则调整润滑油压、油温正常。如由于油膜振荡引起的机组振动，运行中较难消除一般应停机消除振荡后再重新启动。4轴承座松动。处理步骤：（以轴振监测为主）3检查润滑油压4就地倾听汽轮发电机组内部声音，当发现有清晰的金属磨擦声或轴封冒火花，应立即破坏真空停机。5若汽机上下缸温差超限并伴随有汽缸进水的其它象征之一时，按水冲击处理。6若振动系发电机引起，应降低发电机的有功或无功负荷，查找发电机静、转子电流不平衡的原因。7若机组轴振增大至0.25mm，汽机应自动脱扣，否则手动脱扣汽轮机；轴承振动达0.08mm，汽轮机应自动脱扣。8汽轮机冲转后在轴系一阶临界转速前，任一轴承出现0.05mm或轴颈出现0.127mm的振动应立即打闸查明原因。过临界转速时轴承振动达0.1mm时，应果断打闸，严禁降速暖机。4就地倾听汽轮发电机组内部声音，当发现有清晰的金属磨擦声

预防措施：1）运行中应加强监视汽温、汽压、负荷、真空、轴向位移，高、低压胀差和各监视段压力。2）注意油压、油温及各轴承回油温度的调整。3）注意调整轴封供汽压力、温度，防止轴封供汽带水4）注意监视发电机空冷系统是否正常。5）注意监视各轴承座,滑销及台板螺栓是否卡住或松动。6）经常测听汽轮机内部及各转动部分的声音有无异常。预防措施：

轴向位移增大现象：1轴向位移指示增大或报警。2推力瓦块或推力轴承回油温度升高。3机组声音异常，振动增大。4胀差指示相应变化。5轴封及通流部分发生摩擦。原因：1表计失常。2汽机过负荷。3汽轮机发生水冲击。4主蒸汽参数过低。轴向位移增大现象：5动静叶片结垢，或叶片断裂。6凝结器真空下降。7电网周波降低。8负荷突变或蒸汽流量突然变化。9推力瓦断油，推力瓦磨损熔化或推力轴承损坏。10加热器运行不正常。处理步骤：1发现轴向位移增大，应立即核对推力瓦块温度，检查汽机负荷，汽压，汽温、真空、蒸汽流量、差胀、振动等。联系热工，检查轴向位移指示正确，确认轴向位移增大，应减负荷至轴向位移在报警范围内。2若轴向位移指示失常，则应断开其保护开关（必须经总工批准），并联系热工处理，做好记录。5动静叶片结垢，或叶片断裂。3如汽轮机发生水冲击，应立即破坏真空，紧急事故停机。4汽轮机通流部分结垢，应减负荷到监视段压力允许范围内。5推力轴承断油、推力瓦磨损，任一瓦块温度超过110℃，轴向位移指示达＋1.2mm,－1.2mm，应破坏真空紧急停机。3如汽轮机发生水冲击，应立即破坏真空，紧急事故停机。偏离周波运行偏离周波运行的原因：电网原因周波升高现象：1）周波表指示升高，负荷下降或到零。2）转速升高，机组声音异常3）主汽压力升高原因：

大多是电力系统调节的原因偏离周波运行处理步骤：1）发现周波超过50.5HZ及时联系电气。2）注意转速负荷变化，机组振动及声音等。3）注意汽压变化，因负荷突降而升高应及时联系锅炉降压，以防汽压超过极限值。4）周波升高到51.5Hz应立即打闸停机。周波下降现象：1）周波表指示下降，负荷升高，机组声音失常。2）转速降低，润滑油压降低。3）汽压下降，主汽流量增大，各监视段压力升高，轴向位移增大。处理步骤：周波下降

原因：大多是电力系统调节的原因处理步骤：1）联系值长减负荷，保持机组不超负荷，如果负荷减不下来时，汇报值长，采取必要措施处理。2）检查推力瓦温度、回油温度、轴向位移和高、低压胀差正常。3）监视主蒸汽参数，各监视段压力,真空，油压正常。若油压下降，主油泵工作不正常，应启动高压启动油泵。4）检查机组振动及各运行泵及有关辅助设备运行情况，若发现压力下降、出力不足、电机发热等不正常情况时，汇报值长。5）检查凝结器、各加热器水位。6）检查发电机进风温度。7）周波低于47.0Hz时应立即打闸停机。原因：偏离周波运行的预防措施：

做好周波偏离运行的事故预想，加强和电气的联系工作，严密监视运行泵和主机的参数变化，尽量减少电动机的启动操作。机组通流部分损坏

叶片断落现象：1）机组内有清晰的金属撞击声。2）机组振动增加或剧烈振动。3）监视段压力、轴向位移、推力轴承瓦块温度或某抽汽压力发生异常变化。4）叶片断落打断凝汽器铜管时，凝结水硬度、导电度增加，凝汽器水位升高。5）机组负荷明显下降偏离周波运行的预防措施：机组通流部分损坏原因1）汽轮机转子叶片损坏或掉落2）汽轮机通流部分进入异物3）动静摩擦处理1）校对有关表计指示值，并与同负荷下的参数对照，监视段超压时，应联系值长限制机组的负荷并及时向有关领导汇报。2）异物打破凝汽器铜管，使凝结水导电度增加，硬度增大，但机组无异声，振动无明显增大，应进行如下处理：如凝结水硬度上升较少，汇报值长申请减负荷，进行凝汽器的半面隔离查漏。如造成凝汽器水位上升，则应启动备用凝结水泵运行。原因预防措施1）加强监视负荷、主蒸汽参数、轴向位移、差胀、各监视段压力2）经常联系化学专业监视蒸汽品质，防止叶片结垢应力过大预防措施汽轮机严重超速象征：1）汽轮机发出不正常的声音（超速的异声）2）转速表、周波表指数数字继续升高（转速超过危急保安器动作转数）3）主油压迅速升高。4）机组振动增大。5）严重超速时汽缸内有金属响声，机组振动剧增甚至产生巨大冲击声，转子零件破缸而出。原因：1）汽轮机甩负荷时调速系统作用不良或危急保安器卡涩。2）汽轮机危急保安器动作，自动主汽门及调速器门由于结垢卡涩、垫料过紧，门杆弯曲等原因而卡住。汽轮机严重超速原因：3）负荷突然降到零或降低很多，由于调速系统有缺陷，调整不当而超速；4）调速机构工作失灵、连杆脱落或损坏；5）调速器油动机、错油门漏油过多，油压不足，油质不良，内部发生堵塞；6）调速汽门、主汽门卡住或不严。危害性：1）由于转子超速产生很大的离心力使汽轮机叶片、叶轮或发电机损坏。2）严重超速会引起飞车损坏厂房设备或造成人身伤亡事故。处理要点：1）凡汽轮机转速超过保安器动作转速，而危急保安器不动作时，司机应手打保安器停机；3）负荷突然降到零或降低很多，由于调速系统有缺陷，调整不2）汽轮机转速超过规定界限，虽手动保安器，但因主汽门、调速汽门卡住或不严，转速不降而又继续升高，在这种情况下应迅速破坏真空，关闭电动主汽门、机来汽电动门及抽汽门，打开主汽管道上所有疏水门，上述情况不允许启动。3）加励磁增加阻力，降低转速。预防超速的措施：1)汽轮机大修或调速系统处理缺陷后，应做好调速系统静态试验，调速系统速度变动率迟缓应符合要求2)机组大修后，甩负荷试验前，危急保安器解体检查以后，运行2000小时以后，都应做超速试验或注油活动试验3)对新装机组或调速系统进行技术改造后，应进行调速系统动态特性试验，甩负荷后的转速飞升值不大于额定转速的6%4)汽轮机超速试验时，在调整下不宜停留过长时间，超速试验次数力求减小，试验时，升速应平衡，注意防止转速突升现象2）汽轮机转速超过规定界限，虽手动保安器，但因主汽门、调5)正确调整同步器的调整范围，上限富裕行程不易过大6)汽轮机的各项附加保护投入前要严格检查试验动作正常，运行中要保证可投入，一旦因故退出运行应有相应的防范措施7)高中压主汽门、调速汽门开关应灵活，严密性合格8)按规定定期进行主汽门、调门以及抽汽逆止门活动试验，防止门杆卡涩9)主汽门、调门卡涩不动时应及时消除，卡涩不能消除时应停机处理10)运行中应注意检查调门开度与负荷的对应关系，以及调门后的压力变化11)加强对油质的监督，定期进行油质分析化验12)加强蒸汽品质的监督，防止蒸汽带盐使门杆卡涩13)运行人员要正确判断机组发生的异常情况（如声音异常，转速指示连续上升，油压升高，振动增大，负荷到零等）遇有转速超过额定转速11%时应紧急停机5)正确调整同步器的调整范围，上限富裕行程不易过大14)在停机时，应注意调门与负荷的对应关系，如有卡涩现象应采取相应的措施，然后再解列停机15)机组停运后，应注意防止汽水或杂物进入油系统引起调速系统锈蚀或卡涩。发电机甩负荷负荷未甩到零现象：机组声音失常。负荷表指示下降。各监视段压力下降，主汽压力升高。调速汽门关小。主蒸汽流量与凝结水流量减少。14)在停机时，应注意调门与负荷的对应关系，如有卡涩现象原因调速系统设备有异常电网系统冲击，甩掉部分负荷处理步骤由于设备有异常，负荷甩掉部分或继续下降，此时应迅速查明原因，排除障碍恢复原负荷运行。由于系统冲击，甩掉部分负荷，应注意保持三段抽汽母管压力，凝结水压力，凝结器水位，必要时切换轴封汽源，将高加疏水倒#4低加，并报告值长，联系锅炉降低主汽压力，保持主热汽温，防止调节级温度下降过快。由于甩负荷使超速限制保护动作，则应注意调速汽门重新开启后是否稳定，如调速系统大幅度晃动，不能消除时停机。预防措施做好调速、保安、油系统的检查与维护原因发电机甩负荷到零解列，危急遮断器未动作现象：机组声音突变，负荷到零转速升高，主蒸汽流量突降。处理：机组转速达到或超过超速保护动作值而未动作立即手动停机，完成其它停机操作。由热工人员检查原因并处理。发电机甩负荷与电网解列，机组超速，危急遮断器动作现象：机组突然甩负荷且与电网解列，机组转速升高后又下降。处理：

A机组转速升高未到3090r/min，自动主汽门不关闭。DEH将自动控制调速汽门使机组转速下降，且最终维持3000r/min。发电机甩负荷到零解列，危急遮断器未动作发电机甩负荷与电网解列

B机组转速升高到3090r/min，OPC103%动作，自动主汽门不关闭，调速汽门关闭。机组转速下降，低于3000r/min后调速汽门自动开启，DEH将自动控制调速汽门使机组转速最终维持3000r/min。机组转速升高达危急保安器动作值时，危急保安器停机，同时完成其它停机操作。预防措施

做好汽轮机调速系统的检查与维护润滑油系统工作失常油压下降，油位不变现象：调速、润滑油压同时下降调速油压力下降，调速系统不能维持正常运行润滑油压力下降，轴承回油温度升高B机组转速升高到3090r/min，OPC103%动作原因：交、直流油泵逆止门不严；主油泵工作失常；溢流阀工作失常。注油器工作失常前轴承箱内压力油管破裂处理步骤：及时投入交流润滑油泵运行；根据信号、各参数显示判断故障原因，并汇报领导作相应处理。倾听主油泵内部声音，若有明显摩擦时，应立即紧急事故停机处理；若保安油压降至0.883MPa时，应自投交流高压油泵；若润滑油压降至0.08Mpa时，应报警；若润滑油压降至0.07MPa时，应自投交流润滑油泵；若油压降至0.05Mpa时，应自投直流润滑油泵并自动停机；若油压降至0.03MPa时，盘车装置自停，改为手动操作。原因：预防措施：

做好汽轮机油系统的检查与维护润滑油压、油位同时下降现象：油压下降、油位随之下降漏油处有油迹原因：压力油管路漏油；冷油器铜管破裂漏油严重。处理步骤：若压力油管路泄漏严重，危急机组安全应紧急停机；若运行冷油器铜管泄漏，切换备用冷油器运行，解列故障冷油器；预防措施：润滑油压、油位同时下降及时联系向主油箱补油，维持油位；若补油不能维持最低油位时，应立即紧急停机。预防措施：

做好汽轮机油系统的检查与维护油压不变，油位下降现象：主油箱油位下降，发出“主油箱油位”低信号漏油处有油迹原因：检查油箱油位计指示是否正确。检查油箱滤网前后油位，若油位差大于允许值，应联系检修清洗滤网。向油箱内加注新油，保证正常油位。及时联系向主油箱补油，维持油位；若补油不能维持最低油位时，应检查外部油管路及油箱是否泄漏，油箱放油门及事故放油二道门是否误开（事故放油一道门应在常开位置）。冷油器放油门及冷油器是否泄漏。处理步骤：核实油箱油位计是否正常；检查事故放油门、主油箱放油门、净化油箱放油门、取样门、放水门、油系统放空气门是否泄漏或误开，对运行冷油器进行找漏，如漏油进行切换；对油管道进行检查，如有漏油点，设法消除，防止漏油至高温管道和设备上；对油箱补油至正常，若补油仍无法维持时，应紧急事故停机。预防措施：

做好汽轮机油系统的检查与维护检查外部油管路及油箱是否泄漏，油箱放油门及事故放油二道门是否

油温异常升高现象：轴承回油温度升高，报警轴承振动增大轴承回油量减少，或断油轴承回油泡沫增多原因：冷油器工作异常，出油温度升高；润滑油压降低或轴承进油管堵塞；轴封漏汽大；轴瓦工作异常，机组振动增大；电加热器误动；油温异常升高油质恶化。处理步骤：调节冷油器冷却水量，使油温正常；检查各轴承的振动，温度和回油是否正常，如有异常，作相应的处理（降负荷，达到停机值时作紧急停机处理）；检查轴封供汽压力，调整使其正常如电加热器误动，立即停止电加热器工作，联系电气检查、检修预防措施：

做好汽轮机油系统的检查与维护，勤于调整油温油质恶化。处理步骤：轴承温度升高现象：轴承温度升高，报警某个轴承进、出口油压力变化原因:润滑油温度高或压力低，油质不合格。轴承进出口油管堵塞轴承动静磨擦。轴封漏汽量过大。处理步骤:各轴承温度普遍升高时检查冷油器出口油温是否正常。若润滑油温高，则应检查运行冷油器出入口冷却水门状态是否正常，循环水压力是否正常，冷油器水侧是否进入空气，若润滑油压低按油压低处理。轴承温度升高别轴承温度高，就地倾听轴承有无金属磨擦声和观察轴承加油情况。轴封压力高，轴封漏汽过大，应检查轴封汽源调节阀，调整轴封压力至正常值。轴承回油温度或轴承金属温度超限应故障停机。油油质不合格时，及时进行滤油。预防措施：

做好汽轮机油系统的检查与维护，勤于调整油温

EH油压低现象：1DEH、CRT报警。2CRT上和就地EH油压表指示失常。3EH油泵加卸载时间异常。别轴承温度高，就地倾听轴承有无金属磨擦声和观察轴承加油情况。原因：1EH油系统泄漏。2EH过载阀或安全阀故障。3EH油箱油位低。4EH油泵滤网差压大。5EH油泵故障。6EH油高压蓄能器氮压降低或内胆破裂。7油动机伺服阀泄漏。处理：1检查CRT上EH油压指示，当油压达11.2±0.2Mpa时备用

EH油泵自启动，否则手动启动。2检查EH油系统有无泄漏，如有泄漏，在保持EH油压正常的前提下，隔离漏点，汇报值长联系处理，若泄漏严重且无法隔离应立即申请停机，停止EH油系统运行。

原因：处理：2检查EH油系统有无泄漏，如有泄漏，在保持3就地检查EH油过载阀、安全阀，若动作值下降，应立即汇报，联系检修调整。4检查EH油泵出口压力正常，若压力低就倒为备用泵运行，联系检修处理。5检查有无EH油泵出口滤网压差大报警，或有报警，应启动备用EH油泵，停止运行泵清洗滤网。6检查高压蓄能器氮压，必要时充氮。7检查各油动机伺服阀有无泄漏，必要时更换。8当EH油压降至7.8Mpa时，汽机自动脱扣。3就地检查EH油过载阀、安全阀，若动作值下降，应立即汇报汽水管道故障管道振动原因：疏水未排尽或投入蒸汽内带水。管道温度低且投入速度快。汽水互串。压力、温度较高的水汽进入压力、温度较低的汽水管道。管道支吊架不好。误操作。汽水管道故障主要管道破裂原因：管道有缺陷，误操作，管道内介质压力温度超限，暖管疏水不充分等处理：1投入的蒸汽管道发生汽水互串时，应立即停止操作，恢复原状，查明原因。2管道发生振动时，应查明原因，立即消除。3管道破裂时，应查明漏汽地点及程度，设法消除，并汇报值长和相关部门。4当主蒸汽管道破裂无法隔离时，应一般事故停机，因泄露致使机房内存集大量蒸汽，应开启机房窗户，放去室内蒸汽，并采取措施隔离泄漏部分。注意切勿乱跑，防止被汽流吹伤。5做好汽水对电气设备的隔离遮挡。6给水管道破裂时，应根据故障部位隔离泄露部分，无法隔断时，应一般事故停机。主要管道破裂7凝结水管道破裂时，应设法隔离或减少泄漏，如果切断凝结水管影响凝结水送不出去时，必须报告值长和专工共同到现场研究，是否停机处理听从值长命令，若严重影响锅炉用水需要立即故障停机。预防汽水管道振动和破裂的措施：机组在启动前和启动过程中管道要充分疏放水，要充分暖管。避免误操作和蒸汽带水。厂用电中断厂用电部分中断现象：1)部分6KV或400V厂电中断，有关运行设备跳闸，备用泵自启动。2)DCS画面上报警信号发，事故音响报警。7凝结水管道破裂时，应设法隔离或减少泄漏，如果切断凝结水管影原因：1电气原因2设备负荷过高处理步骤：1)若备用设备自投成功，复置开关，调整运行参数至正常。2)若备用泵未自投，应手动启动（若没有备用设备，允许将已停用的设备强合一次），若手动启动无效，如设备影响机组负荷，应减负荷直至负荷到“0”，3)同时联系电气尽快送电，在处理事故中，任一参数达停机极限时，就立即打闸停机。4)若厂用电不能尽快恢复，超过去1min后，解除跳闸泵联锁，复置停用开关；5)若需打闸停机，应先启直流润滑油泵（保安段失电），如交流润滑油泵启动正常后，直流润滑油泵应及时停用。原因：

预防措施：1各设备尽量不超负荷运行。2保证各运行设备的统一调配和合理分配。厂用电全部中断现象：照明灯熄灭,事故照明投入;DCS画面上报警信号发出，事故嗽叭音响报警；运行设备突然停运，备用设备不联动主汽压力、温度、凝汽器的真空下降；原因：

电气或电网原因预防措施：厂用电全部中断

处理步骤：1确定厂用电中断，应立即启动直流润滑油泵，打闸停机；2解除备用泵的联锁开关，复置跳闸泵开关；循环泵开关可保留1min，联系电气尽快恢复厂用电；3停机时，禁止向凝汽器内排疏水；4转子静止后，厂用电还没有恢复，应组织人力定期盘车180度，注意凝汽器水位，当排汽温度小于50℃时，才能向凝汽器内通冷却水；5厂用电恢复后，应根据机组所处状态重新启动。处理步骤：激励学生学习的名言格言220、每一个成功者都有一个开始。勇于开始，才能找到成功的路。221、世界会向那些有目标和远见的人让路（冯两努——香港著名推销商）

222、绊脚石乃是进身之阶。223、销售世界上第一号的产品——不是汽车，而是自己。在你成功地把自己推销给别人之前，你必须百分之百的把自己推销给自己。224、即使爬到最高的山上，一次也只能脚踏实地地迈一步。225、积极思考造成积极人生，消极思考造成消极人生。226、人之所以有一张嘴，而有两只耳朵，原因是听的要比说的多一倍。227、别想一下造出大海，必须先由小河川开始。228、有事者，事竟成；破釜沉舟，百二秦关终归楚；苦心人，天不负；卧薪尝胆，三千越甲可吞吴。

229、以诚感人者，人亦诚而应。

230、积极的人在每一次忧患中都看到一个机会，而消极的人则在每个机会都看到某种忧患。231、出门走好路，出口说好话，出手做好事。232、旁观者的姓名永远爬不到比赛的计分板上。

233、怠惰是贫穷的制造厂。234、莫找借口失败，只找理由成功。（不为失败找理由，要为成功找方法）235、如果我们想要更多的玫瑰花，就必须种植更多的玫瑰树。236、伟人之所以伟大，是因为他与别人共处逆境时，别人失去了信心，他却下决心实现自己的目标。237、世上没有绝望的处境，只有对处境绝望的人。238、回避现实的人，未来将更不理想。239、当你感到悲哀痛苦时，最好是去学些什么东西。学习会使你永远立于不败之地。240、伟人所达到并保持着的高处，并不是一飞就到的，而是他们在同伴们都睡着的时候，一步步艰辛地向上爬241、世界上那些最容易的事情中，拖延时间最不费力。242、坚韧是成功的一大要素，只要在门上敲得够久、够大声，终会把人唤醒的。

243、人之所以能，是相信能。244、没有口水与汗水，就没有成功的泪水。245、一个有信念者所开发出的力量，大于99个只有兴趣者。

246、环境不会改变，解决之道在于改变自己。247、两粒种子，一片森林。248、每一发奋努力的背后，必有加倍的赏赐。249、如果你希望成功，以恒心为良友，以经验为参谋，以小心为兄弟，以希望为哨兵。250、大多数人想要改造这个世界，但却罕有人想改造自己。激励学生学习的名言格言56事故处理原则：1.1根据仪表指示和机组外部的异常现象，判断设备确已发生故障。1.2在值长的统一指挥下，迅速处理故障。主控员受值长的领导，但在自己管辖的设备范围内可独立进行操作。各岗位应及时相互联系，密切配合，有效地防止事故扩大。1.3迅速消除对人身和设备的威胁，必要时应解列或停用故障设备。1.4迅速查清故障原因，采取正确的措施，消除故障。同时应注意维持非故障设备的继续运行。1.5处理故障时要镇静，根据故障现象,分析要周密,判断要正确，处理要果断，行动要迅速。接到命令要复诵，如果没有听懂，应反复问清，命令执行后应及时向发令人汇报。1.6事故情况下，运行人员必须坚守岗位。如果事故发生在交接班时，由当班人员处理事故，接班人员只能进行协助处理。在事故处理告一段落后严格按交接班程序进行交接班。1.7事故处理完毕，各岗位要对事故现象、时间、地点及处理经过，真实详细地记录，以便事故分析。事故处理原则：紧急停机步骤：2.3.1手按盘前“停机”按钮，或硬手操盘“停机”按钮，或手按机头手动停机装置2.3.2确认主汽阀，调节阀及各段抽汽逆止阀关闭，检查发电机功率到零且已解列，注意转速应下降；2.3.3立即投入交流或直流润滑油泵；2.3.4关闭凝结水至除氧器进水门，开凝结水再循环门，投入排汽缸减温水。2.3.5停止真空泵运行，开启真空破坏门；2.3.6开启汽轮机所有疏水门；2.3.7转速降到500r/min时，启动顶轴油泵；2.3.8注意机组惰走情况，随真空下降调整轴封压力；2.3.9完成规程规定的其它停机操作。紧急停机步骤：故障停机步骤：2.4.1联系值长、锅炉、电气，退出CCS控制方式，由汽机通过DEH控制系统快速减去机组负荷；2.4.2检查负荷到零，联系电气解列；2.4.3启动交流或直流润滑油泵；2.4.4手按盘前“停机”按钮，或硬手操盘“停机”按钮，或手按手动停机机构，检查各主汽阀、调节阀及各段抽汽逆止阀关闭，注意转速应下降；2.4.5全开汽轮机所有疏水门；2.4.6转速降至500r/min时启动顶轴油泵；2.4.7注意机组惰走情况，随真空下降调整轴封压力；2.4.8完成规程规定的其它停机操作。故障停机步骤：蒸汽参数不正常的处理处理：1）新蒸汽压力升高时，应及时联系锅炉调整，或联系锅炉，开启汽机主蒸汽旁路系统泄压。当汽压升至9.42MPa时，连续运行不得超过30min。否则应打闸停机。2）新蒸汽温度升高时，应及时联系锅炉恢复，当汽温升至540℃时，汽温升至545℃，每次连续运行时间不得超过30min，否则应打闸停机。3）汽轮机允许短期运行之最高新蒸汽参数为9.42MPa及545℃但此两极限值不能同时出现，否则应打闸停机。蒸汽参数不正常的处理处理：

苏丹燃油100MW高温高压汽轮机事故处理汽轮机水冲击

现象：1）主蒸汽温度急剧下降，2）汽机负荷自动下降并大幅度波动。3）从主汽门、调速汽门门杆，轴封、汽缸结合面等处冒出白色湿蒸汽或溅出水点。4）清楚地听到主蒸汽管道、抽汽管道内或汽缸内有不正常的响声和水击声。5）推力瓦块温度、轴承回油温度升高，轴向位移增大，胀差负值增加。6）机组振动逐渐加剧。7）若为加热器满水引起，抽汽管道内则会有汽水冲击声且发生振动。8）汽缸上下温差增大，下缸温度降低很快。苏丹燃油100MW高温高压汽轮机事故处理汽轮机水冲击现原因：

1）锅炉满水或产生汽水共腾。

2）锅炉燃烧不稳或调整不当。

3）轴封蒸汽带水。

4）加热器或除氧器满水，抽汽逆止门关闭不严，水倒入汽轮机。

5）过热器减温水调整不当。

6）汽缸疏水不良。

原因：

1）锅炉满水或产生汽水共腾。

2）锅炉燃烧不

处理：1）汽轮机发生水冲击，应立即破坏真空，紧急事故停机。2）开启汽机本体、主蒸汽及抽汽管道所有疏水门，并充分疏水。3）记录惰走时间，倾听内部声音，测量振动。4）检查轴向位移，推力瓦块温度，各轴承回油温度，高、低压胀差及各部金属温度。5）如惰走时间正常，同时机组内部无异音，各仪表指示均正常，投入盘车后测大轴弯曲值不超过原始值的0.03mm，上下缸温差正常，充分疏水后经值长同意，运行总工批准方可重新启动机组，但在升速和带负荷过程中，应特别注意倾听内部声音，监视振动和主要仪表的变化并加强疏水。6）如惰走时间明显缩短，汽机有异音，推力瓦块温度升高，轴向位移增大至＋0.9mm，－0.9mm，高压胀差达＋4.0mm，－1.5mm，禁止机组启动处理：预防措施：1）加强机组运行中的检查与维护，发现主蒸汽温度降低应及时联系锅炉调整2）负荷变化应及时调整轴封压力，温度等3）负荷变化应及时调整各加热器、除氧器水位4）开机时应充分疏水，防止蒸汽管道和汽缸积水预防措施：

真空下降发现真空下降，应迅速检查下列各项：1）对照有关仪表，确认真空下降。2）这时如有操作应暂停进行，立即恢复原状。3）启动备用真空泵，调整轴封压力。4）检查凝汽器进、出水压力及温度变化。5）检查热水井水位及凝结泵工作情况。6）检查真空泵工作是否正常。7）检查真空系统是否严密不漏汽。8）在查明原因的同时，若凝汽器压力升至所规定的报警值或停机值，应相应地报警或自动停机。9）在紧急事故停机时，应打开真空破坏门，且不允许向凝汽器排放蒸汽或疏水。真空下降发现真空下降，应迅速检查下列各项：现象:排汽温度升高、真空下降，带同样负荷蒸汽流量增大。原因:A增负荷过快B循环水、凝结水系统故障C真空泵故障D真空系统不严密处理：机组在80%-100%额定负荷(TMCR)下运行时，当冷凝器压力升高到18．6KPa时，汽轮机应先减负荷，恢复真空。压力升高到20KPa时，发出警报信号。当压力继续升高到21KPa时，打闸停机。现象:原因:处理：循环水量减少

象征：A凝汽器进水压力降低。B二次滤网堵塞时，网前网后压差增大。C凝汽器进、出水温差增大，真空缓慢下降。原因：A循环水泵故障，出力下降B循环水系统泄露，水量减少，或循环水用户过多，水量分配不均

处理：A及时处理循环水泵故障，增大循环水量，如无法处理，应立即启动备用泵。B检查滤网排污反冲洗。循环水量减少象征：预防循环水减少的措施A加强循环水系统的检查与维护B提高自身的操作维护和处理事故的水平，发现问题，及时处理C防止阀门误操作预防循环水减少的措施

循环水中断象征：A凝汽器真空急剧下降到零；B凝汽器进、出水压力急剧下降C机组负荷明显下降D各监视段压力明显升高

原因：A循环水泵断电B运行循环水泵跳闸，备用泵没有自动投入C运行中阀门误关循环水中断象征：原因：

处理：

A循环水中断后，应以高速率减负荷到0，并随时准备不破坏真空停机。B若循环水泵房故障，应尽快联系泵房处理，若凝汽器进口或出口水门误关，应及时恢复其正常开度。C循环水一时难以恢复，一般应故障停机，并将冷却水开式水源倒为工业水供。D循环水断水停机后，应待低压缸排汽温度降到50℃以下时方可再向凝汽器通水。E在循环水中断时,不能向凝结器排放疏水,主蒸汽旁路严禁开启。预防措施：A加强循环水系统的检查与维护B提高自身的操作维护水平，减少误操作处理：冷凝器铜管结垢

象征：A真空缓慢下降，排汽温度升高B凝结器进水压力升高，同时进、出口温差减少C凝结器过冷度、端差增大

原因：冷却水品质不合格或杂质过多处理：投入胶球清洗装置。预防措施：加强与化学的联系，监视好冷却水质冷凝器铜管结垢象征：

凝结器满水

象征：A真空缓慢下降或下降较快。B过冷却度增大。C凝结泵进口压力增大，电流增加。D凝结器铜管泄露时，凝结水硬度增大。原因：A凝结器铜管泄露或管板胀口泄露B凝结器补水量过大，或补水门误开，或凝结器内排入其他大量疏水C凝结泵故障，或出力不足D备用凝结泵逆止阀关闭不严E运行中再循环误开或开度过大F汽轮机组负荷过大，凝结水过多凝结器满水象征：处理：A启动备用凝结泵。B关闭凝结水再循环及凝结器补水门。C开启凝结泵出口门后放水，并降低负荷。D必要时，停半面凝结器查漏。预防措施:A加强凝结水系统的检查与维护B循环水断水停机后，应待低压缸排汽温度降到50℃以下时方可再向凝汽器通水，以防止铜管管板胀口泄露C防止阀门误操作处理：真空泵故障

象征：排汽温度升高，真空下降，在同样负荷下，主汽流量增大处理：启动备用泵，停止故障泵凝结水泵故障象征：A凝结水泵电流摆动，凝结水泵声音异常。B凝汽器水位异常升高，真空下降。处理：

立即启动备用凝结水泵，联系检修查明原因进行处理真空泵故障象征：机组强烈振动

发现振动增大，应注意检查下列各项，并严格监视振动：细听机组声音，检查机组上下缸温差，主蒸汽参数及电网周波，油温、油压是否在正常范围内。现象：1DCS、DEH、LCD、TSI盘上振动指示增大。2BTG、TSI盘“转子振动大”声光报警。3机组发出不正常声音。原因：1机组动静部分碰磨或大轴弯曲。2转子质量不平衡或叶片断落。3润滑油压、油温过高或过低或轴承油膜振荡。机组强烈振动发现振动增大，应注意检查下列各项，并严格监视振4轴承座松动。5汽缸进水或冷汽引起汽缸变形。6转子中心不正或联轴器松动。7滑销系统卡涩造成汽缸两侧膨胀不均。8机组负荷、参数骤变。9发电机静、转子电流不平衡。处理步骤：（以轴振监测为主）1机组轴振达0.127mm或轴承振动达0.05mm报警，应立即汇报值长要求适当减负荷并对照表计查找原因。2如机组负荷，参数变化大引起振动增大时，应尽快稳定机组参数和负荷，同时注意汽机轴向位移、差胀、缸胀及汽缸温差的变化。3检查润滑油压及各轴承回油温度是否正常。否则调整润滑油压、油温正常。如由于油膜振荡引起的机组振动，运行中较难消除一般应停机消除振荡后再重新启动。4轴承座松动。处理步骤：（以轴振监测为主）3检查润滑油压4就地倾听汽轮发电机组内部声音，当发现有清晰的金属磨擦声或轴封冒火花，应立即破坏真空停机。5若汽机上下缸温差超限并伴随有汽缸进水的其它象征之一时，按水冲击处理。6若振动系发电机引起，应降低发电机的有功或无功负荷，查找发电机静、转子电流不平衡的原因。7若机组轴振增大至0.25mm，汽机应自动脱扣，否则手动脱扣汽轮机；轴承振动达0.08mm，汽轮机应自动脱扣。8汽轮机冲转后在轴系一阶临界转速前，任一轴承出现0.05mm或轴颈出现0.127mm的振动应立即打闸查明原因。过临界转速时轴承振动达0.1mm时，应果断打闸，严禁降速暖机。4就地倾听汽轮发电机组内部声音，当发现有清晰的金属磨擦声

预防措施：1）运行中应加强监视汽温、汽压、负荷、真空、轴向位移，高、低压胀差和各监视段压力。2）注意油压、油温及各轴承回油温度的调整。3）注意调整轴封供汽压力、温度，防止轴封供汽带水4）注意监视发电机空冷系统是否正常。5）注意监视各轴承座,滑销及台板螺栓是否卡住或松动。6）经常测听汽轮机内部及各转动部分的声音有无异常。预防措施：

轴向位移增大现象：1轴向位移指示增大或报警。2推力瓦块或推力轴承回油温度升高。3机组声音异常，振动增大。4胀差指示相应变化。5轴封及通流部分发生摩擦。原因：1表计失常。2汽机过负荷。3汽轮机发生水冲击。4主蒸汽参数过低。轴向位移增大现象：5动静叶片结垢，或叶片断裂。6凝结器真空下降。7电网周波降低。8负荷突变或蒸汽流量突然变化。9推力瓦断油，推力瓦磨损熔化或推力轴承损坏。10加热器运行不正常。处理步骤：1发现轴向位移增大，应立即核对推力瓦块温度，检查汽机负荷，汽压，汽温、真空、蒸汽流量、差胀、振动等。联系热工，检查轴向位移指示正确，确认轴向位移增大，应减负荷至轴向位移在报警范围内。2若轴向位移指示失常，则应断开其保护开关（必须经总工批准），并联系热工处理，做好记录。5动静叶片结垢，或叶片断裂。3如汽轮机发生水冲击，应立即破坏真空，紧急事故停机。4汽轮机通流部分结垢，应减负荷到监视段压力允许范围内。5推力轴承断油、推力瓦磨损，任一瓦块温度超过110℃，轴向位移指示达＋1.2mm,－1.2mm，应破坏真空紧急停机。3如汽轮机发生水冲击，应立即破坏真空，紧急事故停机。偏离周波运行偏离周波运行的原因：电网原因周波升高现象：1）周波表指示升高，负荷下降或到零。2）转速升高，机组声音异常3）主汽压力升高原因：

大多是电力系统调节的原因偏离周波运行处理步骤：1）发现周波超过50.5HZ及时联系电气。2）注意转速负荷变化，机组振动及声音等。3）注意汽压变化，因负荷突降而升高应及时联系锅炉降压，以防汽压超过极限值。4）周波升高到51.5Hz应立即打闸停机。周波下降现象：1）周波表指示下降，负荷升高，机组声音失常。2）转速降低，润滑油压降低。3）汽压下降，主汽流量增大，各监视段压力升高，轴向位移增大。处理步骤：周波下降

原因：大多是电力系统调节的原因处理步骤：1）联系值长减负荷，保持机组不超负荷，如果负荷减不下来时，汇报值长，采取必要措施处理。2）检查推力瓦温度、回油温度、轴向位移和高、低压胀差正常。3）监视主蒸汽参数，各监视段压力,真空，油压正常。若油压下降，主油泵工作不正常，应启动高压启动油泵。4）检查机组振动及各运行泵及有关辅助设备运行情况，若发现压力下降、出力不足、电机发热等不正常情况时，汇报值长。5）检查凝结器、各加热器水位。6）检查发电机进风温度。7）周波低于47.0Hz时应立即打闸停机。原因：偏离周波运行的预防措施：

做好周波偏离运行的事故预想，加强和电气的联系工作，严密监视运行泵和主机的参数变化，尽量减少电动机的启动操作。机组通流部分损坏

叶片断落现象：1）机组内有清晰的金属撞击声。2）机组振动增加或剧烈振动。3）监视段压力、轴向位移、推力轴承瓦块温度或某抽汽压力发生异常变化。4）叶片断落打断凝汽器铜管时，凝结水硬度、导电度增加，凝汽器水位升高。5）机组负荷明显下降偏离周波运行的预防措施：机组通流部分损坏原因1）汽轮机转子叶片损坏或掉落2）汽轮机通流部分进入异物3）动静摩擦处理1）校对有关表计指示值，并与同负荷下的参数对照，监视段超压时，应联系值长限制机组的负荷并及时向有关领导汇报。2）异物打破凝汽器铜管，使凝结水导电度增加，硬度增大，但机组无异声，振动无明显增大，应进行如下处理：如凝结水硬度上升较少，汇报值长申请减负荷，进行凝汽器的半面隔离查漏。如造成凝汽器水位上升，则应启动备用凝结水泵运行。原因预防措施1）加强监视负荷、主蒸汽参数、轴向位移、差胀、各监视段压力2）经常联系化学专业监视蒸汽品质，防止叶片结垢应力过大预防措施汽轮机严重超速象征：1）汽轮机发出不正常的声音（超速的异声）2）转速表、周波表指数数字继续升高（转速超过危急保安器动作转数）3）主油压迅速升高。4）机组振动增大。5）严重超速时汽缸内有金属响声，机组振动剧增甚至产生巨大冲击声，转子零件破缸而出。原因：1）汽轮机甩负荷时调速系统作用不良或危急保安器卡涩。2）汽轮机危急保安器动作，自动主汽门及调速器门由于结垢卡涩、垫料过紧，门杆弯曲等原因而卡住。汽轮机严重超速原因：3）负荷突然降到零或降低很多，由于调速系统有缺陷，调整不当而超速；4）调速机构工作失灵、连杆脱落或损坏；5）调速器油动机、错油门漏油过多，油压不足，油质不良，内部发生堵塞；6）调速汽门、主汽门卡住或不严。危害性：1）由于转子超速产生很大的离心力使汽轮机叶片、叶轮或发电机损坏。2）严重超速会引起飞车损坏厂房设备或造成人身伤亡事故。处理要点：1）凡汽轮机转速超过保安器动作转速，而危急保安器不动作时，司机应手打保安器停机；3）负荷突然降到零或降低很多，由于调速系统有缺陷，调整不2）汽轮机转速超过规定界限，虽手动保安器，但因主汽门、调速汽门卡住或不严，转速不降而又继续升高，在这种情况下应迅速破坏真空，关闭电动主汽门、机来汽电动门及抽汽门，打开主汽管道上所有疏水门，上述情况不允许启动。3）加励磁增加阻力，降低转速。预防超速的措施：1)汽轮机大修或调速系统处理缺陷后，应做好调速系统静态试验，调速系统速度变动率迟缓应符合要求2)机组大修后，甩负荷试验前，危急保安器解体检查以后，运行2000小时以后，都应做超速试验或注油活动试验3)对新装机组或调速系统进行技术改造后，应进行调速系统动态特性试验，甩负荷后的转速飞升值不大于额定转速的6%4)汽轮机超速试验时，在调整下不宜停留过长时间，超速试验次数力求减小，试验时，升速应平衡，注意防止转速突升现象2）汽轮机转速超过规定界限，虽手动保安器，但因主汽门、调5)正确调整同步器的调整范围，上限富裕行程不易过大6)汽轮机的各项附加保护投入前要严格检查试验动作正常，运行中要保证可投入，一旦因故退出运行应有相应的防范措施7)高中压主汽门、调速汽门开关应灵活，严密性合格8)按规定定期进行主汽门、调门以及抽汽逆止门活动试验，防止门杆卡涩9)主汽门、调门卡涩不动时应及时消除，卡涩不能消除时应停机处理10)运行中应注意检查调门开度与负荷的对应关系，以及调门后的压力变化11)加强对油质的监督，定期进行油质分析化验12)加强蒸汽品质的监督，防止蒸汽带盐使门杆卡涩13)运行人员要正确判断机组发生的异常情况（如声音异常，转速指示连续上升，油压升高，振动增大，负荷到零等）遇有转速超过额定转速11%时应紧急停机5)正确调整同步器的调整范围，上限富裕行程不易过大14)在停机时，应注意调门与负荷的对应关系，如有卡涩现象应采取相应的措施，然后再解列停机15)机组停运后，应注意防止汽水或杂物进入油系统引起调速系统锈蚀或卡涩。发电机甩负荷负荷未甩到零现象：机组声音失常。负荷表指示下降。各监视段压力下降，主汽压力升高。调速汽门关小。主蒸汽流量与凝结水流量减少。14)在停机时，应注意调门与负荷的对应关系，如有卡涩现象原因调速系统设备有异常电网系统冲击，甩掉部分负荷处理步骤由于设备有异常，负荷甩掉部分或继续下降，此时应迅速查明原因，排除障碍恢复原负荷运行。由于系统冲击，甩掉部分负荷，应注意保持三段抽汽母管压力，凝结水压力，凝结器水位，必要时切换轴封汽源，将高加疏水倒#4低加，并报告值长，联系锅炉降低主汽压力，保持主热汽温，防止调节级温度下降过快。由于甩负荷使超速限制保护动作，则应注意调速汽门重新开启后是否稳定，如调速系统大幅度晃动，不能消除时停机。预防措施做好调速、保安、油系统的检查与维护原因发电机甩负荷到零解列，危急遮断器未动作现象：机组声音突变，负荷到零转速升高，主蒸汽流量突降。处理：机组转速达到或超过超速保护动作值而未动作立即手动停机，完成其它停机操作。由热工人员检查原因并处理。发电机甩负荷与电网解列，机组超速，危急遮断器动作现象：机组突然甩负荷且与电网解列，机组转速升高后又下降。处理：

A机组转速升高未到3090r/min，自动主汽门不关闭。DEH将自动控制调速汽门使机组转速下降，且最终维持3000r/min。发电机甩负荷到零解列，危急遮断器未动作发电机甩负荷与电网解列

B机组转速升高到3090r/min，OPC103%动作，自动主汽门不关闭，调速汽门关闭。机组转速下降，低于3000r/min后调速汽门自动开启，DEH将自动控制调速汽门使机组转速最终维持3000r/min。机组转速升高达危急保安器动作值时，危急保安器停机，同时完成其它停机操作。预防措施

做好汽轮机调速系统的检查与维护润滑油系统工作失常油压下降，油位不变现象：调速、润滑油压同时下降调速油压力下降，调速系统不能维持正常运行润滑油压力下降，轴承回油温度升高B机组转速升高到3090r/min，OPC103%动作原因：交、直流油泵逆止门不严；主油泵工作失常；溢流阀工作失常。注油器工作失常前轴承箱内压力油管破裂处理步骤：及时投入交流润滑油泵运行；根据信号、各参数显示判断故障原因，并汇报领导作相应处理。倾听主油泵内部声音，若有明显摩擦时，应立即紧急事故停机处理；若保安油压降至0.883MPa时，应自投交流高压油泵；若润滑油压降至0.08Mpa时，应报警；若润滑油压降至0.07MPa时，应自投交流润滑油泵；若油压降至0.05Mpa时，应自投直流润滑油泵并自动停机；若油压降至0.03MPa时，盘车装置自停，改为手动操作。原因：预防措施：

做好汽轮机油系统的检查与维护润滑油压、油位同时下降现象：油压下降、油位随之下降漏油处有油迹原因：压力油管路漏油；冷油器铜管破裂漏油严重。处理步骤：若压力油管路泄漏严重，危急机组安全应紧急停机；若运行冷油器铜管泄漏，切换备用冷油器运行，解列故障冷油器；预防措施：润滑油压、油位同时下降及时联系向主油箱补油，维持油位；若补油不能维持最低油位时，应立即紧急停机。预防措施：

做好汽轮机油系统的检查与维护油压不变，油位下降现象：主油箱油位下降，发出“主油箱油位”低信号漏油处有油迹原因：检查油箱油位计指示是否正确。检查油箱滤网前后油位，若油位差大于允许值，应联系检修清洗滤网。向油箱内加注新油，保证正常油位。及时联系向主油箱补油，维持油位；若补油不能维持最低油位时，应检查外部油管路及油箱是否泄漏，油箱放油门及事故放油二道门是否误开（事故放油一道门应在常开位置）。冷油器放油门及冷油器是否泄漏。处理步骤：核实油箱油位计是否正常；检查事故放油门、主油箱放油门、净化油箱放油门、取样门、放水门、油系统放空气门是否泄漏或误开，对运行冷油器进行找漏，如漏油进行切换；对油管道进行检查，如有漏油点，设法消除，防止漏油至高温管道和设备上；对油箱补油至正常，若补油仍无法维持时，应紧急事故停机。预防措施：

做好汽轮机油系统的检查与维护检查外部油管路及油箱是否泄漏，油箱放油门及事故放油二道门是否

油温异常升高现象：轴承回油温度升高，报警轴承振动增大轴承回油量减少，或断油轴承回油泡沫增多原因：冷油器工作异常，出油温度升高；润滑油压降低或轴承进油管堵塞；轴封漏汽大；轴瓦工作异常，机组振动增大；电加热器误动；油温异常升高油质恶化。处理步骤：调节冷油器冷却水量，使油温正常；检查各轴承的振动，温度和回油是否正常，如有异常，作相应的处理（降负荷，达到停机值时作紧急停机处理）；检查轴封供汽压力，调整使其正常如电加热器误动，立即停止电加热器工作，联系电气检查、检修预防措施：

做好汽轮机油系统的检查与维护，勤于调整油温油质恶化。处理步骤：轴承温度升高现象：轴承温度升高，报警某个轴承进、出口油压力变化原因:润滑油温度高或压力低，油质不合格。轴承进出口油管堵塞轴承动静磨擦。轴封漏汽量过大。处理步骤:各轴承温度普遍升高时检查冷油器出口油温是否正常。若润滑油温高，则应检查运行冷油器出入口冷却水门状态是否正常，循环水压力是否正常，冷油器水侧是否进入空气，若润滑油压低按油压低处理。轴承温度升高别轴承温度高，就地倾听轴承有无金属磨擦声和观察轴承加油情况。轴封压力高，轴封漏汽过大，应检查轴封汽源调节阀，调整轴封压力至正常值。轴承回油温度或轴承金属温度超限应故障停机。油油质不合格时，及时进行滤油。预防措施：

做好汽轮机油系统的检查与维护，勤于调整油温

EH油压低现象：1DEH、CRT报警。2CRT上和就地EH油压表指示失常。3EH油泵加卸载时间异常。别轴承温度高，就地倾听轴承有无金属磨擦声和观察轴承加油情况。原因：1EH油系统泄漏。2EH过载阀或安全阀故障。3EH油箱油位低。4EH油泵滤网差压大。5