汽轮机的事故处理

汽轮机的事故处理主讲人：窦金生事故处理原那么事故处理应遵循“保人身、保电网、保设备〞的原那么，迅速解除对人身和设备的危害，必要时立即解列发生故障的设备。无论发生任何事故均应及时将情况汇报值长，在值长、单元长的统一指挥下进行事故处理。机组发生故障时，运行人员应保持冷静，根据运行参数、仪表指示和报警信息，正确地判断事故原因及影响范围，并迅速采取措施，首先解除对人身、电网及设备的威胁。隔离故障设备，限制事故范围。当确认设备不具备继续运行的条件或继续运行对人身、设备有直接危害时，应紧急停止其运行，防止事故扩大，保证非故障设备的正常运行。根据事故情况，必要时调整运行方式，保证厂用电，特别应确保400V保安段电源正常可靠，以确保机组事故保安设备的正常运行。当派人出去检查设备或寻找故障点时，应加强联系，在未与检查人员取得联系之前，不允许对被检查设备进行合闸送电。当发生规程内未列举的故障现象时，运行人员应根据事故处理原那么，利用自己的知识和经验正确地加以分析、判断及时采取对策作相应处理。情况允许时，及时通知有关人员共同分析判断，正确处理。事故处理原那么事故情况下，运行人员必须坚守岗位。事故发生在交、接班时，应停止交接班，由交班人员继续进行处理，接班人员应在当班值长、单元长的统一指挥下积极协助交班人员进行事故处理。当机组恢复正常运行状态或处理至机组运行稳定后，按值长命令进行交接班事故处理完毕后，各岗位要对事故发生的现象、时间、地点、处理措施、经过及处理过程中的有关数据，真实详细地记录在交、接班记录中。值长、单元长应负责收集有关资料，以备事故分折。事故停机事故停机是指机组继续运行将危及人身平安、损害设备或造成设备进一步毁坏时的被迫停机。破坏真空紧急停机

机组发生强烈振动，瓦振达0.1mm以上或轴振达0.25mm。汽轮机或发电机内有清晰的金属摩擦声和撞击声。汽轮机发生水击。任一轴承回油温度升至75℃或任一轴承断油冒烟。任一支持轴承金属温度升至115℃或推力轴承金属温度升至110℃。轴封或挡油环严重摩擦、冒火花。润滑油压低至O.05MPa，启动辅助油泵无效时。主油箱油位降至-250mm以下，补油无效时。油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组平安时。轴向位移值超过跳闸值，而轴向位移保护未动作汽轮机转速超过3300r/min，而超速保护未动作。发电机、主变、高厂变、励磁变冒烟着火或氢系统发生爆炸时。高压缸排汽温度达420℃及以上时。遇以下情况应立即停机〔不需破坏真空〕MFT具备动作条件而保护拒动。汽包所有水位计损坏。主给水、主蒸汽、再热蒸汽管道爆破或炉管爆破不能维持运行或威胁人身设备平安时。炉管、过热器、再热器、省煤器严重泄漏或爆破，不能维持主参数〔水位、汽温、汽压、炉膛压力〕正常运行时。再热蒸汽中断。过热器减温水调节阀失效或减温水总门关闭〔无法翻开〕，汽温变化到达汽机停机值时。炉膛或烟道内发生爆燃，使设备遭到严重损坏。锅炉尾部烟道发生再燃烧，经处理无效，使排烟温度不正常升高到250℃，有烧坏空气预热器的危险时。锅炉压力超过平安门〔含PCV阀〕动作压力而平安门拒动，同时PCV阀、向空排汽门、旁路系统均无法翻开时。平安门动作经处理仍不回座，汽温、汽压下降到汽机不允许时。单台空气预热器故障，盘车无效，故障空气预热器出口烟气温度超过250℃时。两台火检冷却风机故障不能联动，且冷却风压与炉膛压力差＜1500Pa超过10秒时。凝结水泵故障,凝汽器水位过高,而备用泵不能投入。机组甩负荷后空转或甩负荷后带厂用电运行超过15分钟。DEH系统或调节保安系统故障无法维持正常运行。高中压缸或低压缸胀差增大，调整无效超过极限值时。遇以下情况应立即停机〔不需破坏真空〕机组无蒸汽运行时间超过1分钟。油系统泄漏严重，无法维持运行时。抗燃油压力下降至7.8MPa以下。运行中机侧主、再热蒸汽温度升至565℃或降至430℃或主蒸汽、再热蒸汽温度10分钟内急剧下降50℃以上。循环水中断不能立即恢复时。凝汽器真空降至-81kPa以下时。机组负荷100MW以上，凝汽器真空低于-85kPa，运行时间达60min及以上时。发电机有明显故障，而保护拒动。主变、高厂变、励磁变异常必须停运时。发电机定子及引线漏水。发电机严重漏氢，保证不了氢压时。发电机定冷水中断，超过28秒。机组范围发生火灾，直接威胁机组的平安运行时。当热控DCS系统全部操作员站出现故障〔所有上位机“黑屏〞或“死机〞〕时遇有以下情况之一时，应申请停止机组运行：炉内承压受热面因各种原因泄漏，尚能维持短时间运行时。高压汽水管道、法兰、阀门泄漏无法隔离时。单台空气预热器故障，短时间内无法恢复时。两台除尘器停运短时间内无法恢复时。控制气源失去，短时间内无法恢复时。锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重低于标准，经调整无法恢复时。锅炉严重结焦，经多方面处理难以维持正常运行时。烟道积灰、炉膛及预热器漏风，电除尘及引风机积灰等原因，经采取措施无法维持炉膛正常负压时。锅炉汽温和受热面壁温严重超标，经多方面调整无法降低时。除灰系统故障，短时间不能消除时。吹灰系统故障，无法正常吹灰，导致锅炉不能正常运行时。发电机线圈、铁芯温度或温升超过允许值，采取措施无效时。发生其它故障，威胁机组运行及人身平安时。紧急停机的操作紧急停机条件之一出现时，满足保护条件的保护应动作，假设保护未动或非保护条件应立即手操紧急停机或紧急停炉按钮，检查高、中压自动主汽门及调速汽门快速关闭，高排逆止门、各段抽汽逆止门及供热抽汽逆止门快速关闭，开启汽轮机润滑油泵；切断炉膛所有燃料供给，停止一次风机、制粉系统，关闭燃油快关阀，关闭过热器、再热器减温水门；发电机主开关及灭磁开关跳闸，厂用电切换正常。假设厂用电无法保证，应紧急启动柴油发电机组恢复400V保安段供电。停用真空泵，翻开真空破坏门，关闭所有通向凝汽器的疏水，停用旁路系统。检查启动电动给水泵，将各自动切为手动，检查开启电泵再循环门，用30％给水旁路控制汽包水位，停止上水时应开启省煤器再循环门。开启凝结水再循环门，关#5低加出口门，调整凝汽器及除氧器水位。严格监视汽包和过热器压力，用向空排汽门或手动PCV阀控制主汽压力，防止锅炉超压。在惰走过程中检查机组各部情况，倾听机内声音，准确记录惰走时间。当机组转速降至1250r/min时，检查顶轴油泵自启动。转速到零时停用轴封供汽。立即汇报单元长、值长及有关领导。紧急停机后，假设机组不具备重新启动条件，余下工作按正常停机进行。假设非破坏真空停机，那么无停真空泵、开真空破坏门操作，应切换轴封备用汽源，维持真空。机组甩负荷现象：机组有功负荷突然减小，全甩负荷时有功为零。主蒸汽流量急剧减小，全甩负荷时流量及调节级压力根本为零。主蒸汽压力急剧升高，锅炉平安门可能起座。汽包水位急剧变化，先降后升。原因：发变组或电网故障。汽轮机发生故障。锅炉MFT动作。机组控制系统故障。机组辅助设备故障。机组甩负荷的处理方法发变组全停保护动作、锅炉MFT动作、DEH故障、发变组主开关或汽轮机跳闸，机组全甩负荷。1.根据故障原因分别按汽轮机紧急停机操作、发变组全停保护动作解列停机操作、锅炉MFT保护动作停运操作处理。2.检查机组跳闸原因，尽快消除故障，全面检查机组具备启动条件后，按值长令重新启动机组。电网故障，发电机未解列，机组甩全负荷。220kV两条线路开关指示变绿闪光，两条线路有功、无功、电流指示都到零，判断系电网故障，220kV两条线路跳闸，此时假设发电机未解列，立即手动解列发电机。103％超速保护动作，高、中压调门及各抽汽逆止门等关闭，注意机组转速应下降，高、中压调门开启，机组转速稳定在3000r/min。机组甩负荷后，103％超速保护未动作或动作后转速仍超过3090r/min并继续上升时，应立即手按“紧急停机〞按钮。注意检查机组转速应下降，确认高、中压主汽阀、调节汽阀、高排逆止门关闭，各段抽汽逆止门、电动门关闭。未查明转速失控原因并彻底消除前，严禁启动机组。假设转速仍不下降，应立即破坏真空，开PCV阀、各疏水阀、空气门等进行泄压。抽汽逆止门、电动门未联关时，应立即手动关闭。采取一切措施泄压及隔离进入汽缸的汽源。检查6kV工作A、B段厂用电自动切换正常,立即启动电动给水泵。机组从高负荷全甩后，假设汽包水位无法控制，低水位保护动作、汽机跳闸，启动交流润滑油泵检查润滑油压正常。注意锅炉压力上升情况，上升较快时开PCV阀泄压。及时调整给水泵转速，维持汽包水位正常。及时倒中辅为邻机供汽，调整维持轴封汽源或适当开高、低旁用冷段供汽封并注意高排逆止门应关闭严密。维持除氧器、凝汽器水位和机组真空正常，投除氧器加热。锅炉水位正常后，汇报值长进行炉膛吹扫并点火维持汽温。假设机组转速降至1250r/min。启顶轴油泵，机组甩负荷后应注意检查轴向位移、差胀、推力瓦温及各轴承温度、上下缸温差等是否正常。全面检查具备冲转条件后，冲转汽轮机至额定转速。机组负荷从低负荷全甩后，假设机组转速、汽包水位、压力能够维持正常，锅炉立即投油，停止所有制粉系统，注意控制汽温，必要时适当开高、低旁。但应控制高旁后压力，防止高压缸闷缸，投低压缸喷水，调整维持机组各系统稳定。机组全甩负荷后，缸温较高，应注意缸温差，视情况可关闭缸体疏水，冲转前开启5分钟后关闭。根据电网故障情况，转停机或重新并列带负荷。机组甩局部负荷的处理：根据负荷下降程度立即减少锅炉的燃料量，必要时停上层磨调整，燃烧不稳时投油助燃，并调整风量稳定燃烧。汽压变化较大时应注意监视调整水位正常，防止水位波动较大造成水位事故.假设汽轮机无异常、系统周波不高，应迅速增加适当负荷减缓压力上升。注意控制过、再热汽温，必要时开包墙或主再热蒸汽管道疏水。注意监视机组各轴承及推力瓦温、轴向位移、差胀、振动等应正常。注意调整轴封压力、上下加水位、除氧器水位、凝汽器水位及真空正常。机组甩至空负荷运行时间达15分钟仍加不起负荷时，应立即停机。汽轮机水冲击现象主蒸汽或再热蒸汽温度急剧下降。汽机各差胀有明显变化，振动增大。严重时主汽门法兰、汽缸结合面、蒸汽管道法兰结合面、轴封等处溅出白色湿汽或溅出水滴。清晰地听到蒸汽管或抽汽管内有水击声，汽机内有金属噪声和水击声。推力瓦块温度及推力轴承回油温度升高，轴向位移增大。以上象征不一定同时出现，但出现一种或两种象征时即应按水冲击处理。汽轮机水冲击原因锅炉满水或过负荷，产生汽水共腾。锅炉燃烧不稳或调整不当。轴封进水。启动过程中暖管暖机不充分或疏水不畅。加热器满水且抽汽逆止门不严。旁路减温水误动作。汽轮机水冲击处理破坏真空紧急停机，开启主、再热蒸汽管道及本体所有疏水门〔因加热器满水引起水冲击应迅速关闭加热器进汽门停用加热器〕。倾听机内声音，检查轴向位移，推力瓦温度、差胀、振动等，记录惰走时间。惰走时间明显缩短或机内有异音、摩擦声应揭缸检查。停机后机组各部正常，惰走时间正常，大轴弯曲值，汽缸上下温差在允许范围内，无明显振动，经领导同意后可重新启动，重新启动应有总工或运行副总在场监督。机组重新启动时，应加强疏水，注意振动，轴向位移的变化，仔细倾听机内声音。假设发现机内有异音或转动局部有摩擦，振动增加等现象时，应紧急停机，汇报领导听候处理。假设轴封进水，应立即查明原因，尽快消除并开启轴封系统疏水门。汽轮机真空下降

现象真空值显示下降，负荷随之降低，调门开度有所增大。排汽温度及凝结水温度升高，真空泵电流增大。原因

一.真空急剧下降：循环水中断。真空泵故障跳闸，而备用泵未联动。凝汽器严重满水。误开低旁。误开真空破坏门。低压侧轴封供汽中断。汽轮机真空下降真空缓慢下降：真空系统泄漏。循环水量缺乏。轴封供汽压力低。真空泵运行失常或气水别离器水位失常。操作不当，引起真空系统漏气或凝汽器热负荷增大。低压缸内部抽汽管破裂，蒸汽直接进入凝汽器。处理发现凝汽器真空下降时，应及时对照其它真空表,排汽缸温度、CRT报警信号等情况，确认属实后应迅速查明原因并采取相应措施处理。凝汽器真空降至-87kPa时，联启备用真空泵。假设真空继续下降，根据真空下降情况降低负荷。减负荷至100MW时，凝汽器真空低于-85kPa，并且持续时间达60分钟时，应打闸停机。当凝汽器真空低于-81kPa时，低真空保护应动作停机，保护拒动时立即手动打闸停机。机组甩负荷后空转运行时，凝汽器应真空不低于85kPa，排汽温度应小于80℃，运行时间应不超过15分钟，否那么打闸停机。当真空出现下降趋势时，应注意检查以下各项：检查轴封供汽压力的变化，并调整至正常压力。检查真空泵运行情况，假设运行真空泵失常，应切换为备用真空泵运行，必要时关闭故障泵进气隔绝门。因凝汽器水位异常升高所致时，应检查补水调整门是否失灵；联系化学人员化验凝结水硬度，确认凝汽器是否泄漏；检查凝结水泵运行是否正常，入口滤网是否堵塞并校验就地与CRT水位是否相差过大。排汽缸温度≥47℃时，注意检查排汽缸喷水应自动投入。注意各监视段压力不得超过限制值，否那么应相应降低负荷。真空下降时,将影响小机出力，注意监视小机转速、调速汽门开度以及轴向位移等重要参数，保证汽动给水泵的正常运行。当真空下降是因循环水量偏少造成或循环水温升增大所致，应保持两台循环水泵运行并检查滤网前、后水位及冷却塔水池水位情况。汽轮机强烈振动现象机组振动突然增大，“汽机轴振大〞报警。汽缸内有清晰的金属摩擦、撞击声。假设低压叶片脱落，还可能将凝汽器铜管打破，使凝汽器水位升高。原因转子质量不平衡、汽机叶片断裂或脱落；机组动静局部发生摩擦或大轴弯曲偏心度大。汽缸进水或进冷汽造成汽缸膨胀或收缩不均变形。中心不正或联轴器松动，滑销系统卡涩造成膨胀不均。轴承工作不正常或轴承座松动。机组发生水冲击或排汽缸温度过高。系统频率波动或电气原因引起。润滑油压力及温度不正常。汽轮机强烈振动处理汽轮机冲转或在轴系一阶临界转速前，任一瓦振达30um或任一轴振超过127um严禁降速暖机，应立即打闸停机并查找原因；过临界转速时当瓦振超过100um或轴振超过250um时应立即打闸停机。汽轮机运行中瓦振不超过30um或轴振不超过80um，超过时应设法消除，当轴振超过250um时应立即打闸停机，当瓦振变化±15um或轴振变化±50um,应查明原因设法消除，如瓦振突然增加50um,应立即打闸停机，停机后必须认真分析原因，采取有效措施，消除前方可再次启动。检查汽轮机转速是否正常，电气局部是否有故障。假设确认叶片脱落，应立即手动打闸，破坏真空紧急停机。假设确认机组动静局部发生摩擦，应立即手动打闸破坏真空紧急停机，并记录转子惰走时间。检查调整轴承进油温度正常。检查主蒸汽和再热蒸汽温度与汽缸金属温度差值是否太大；检查汽缸膨胀量与胀差是否正常，必要时适当增加暖机时间。检查并调整低压缸排汽温度和凝汽器真空至正常值。启动期间，不应让机组运转在临界转速区。假设振动过大发生在加负荷期间，那么应停止加负荷而维持机组原负荷运行，待查出原因并消除后再加负荷；假设在升速期振动超限，应停机检查，不得降速运行。假设振动原因不是汽轮机引起，应调整无功，观察振动变化情况判断发电机是否发生故障。轴向位移增大现象轴向位移增大，“汽机轴向位移大〞报警。推力轴承瓦温和润滑油回油温度升高。胀差随之变化，机组振动增大。原因汽温、汽压、真空下降或负荷增加，使蒸汽流量增加，造成轴向推力增加。抽汽运行方式变化或加热器突然解列。汽机通流局部结垢或损坏，断叶片或漏汽增加造成轴向推力增加。机组突然甩负荷或打闸时，轴向位移向负值方向增大。汽轮机发生水冲击或高旁、低旁误开。推力轴承断油或推力瓦磨损。轴向位移增大处理发现轴向位移增大时，应汇报值长并适当降低负荷，使轴向位移恢复至正常值，并及时查明原因；检查主蒸汽和再热蒸汽参数及真空是否有大幅度波动、推力轴承瓦温、回油温度、胀差、振动等是否正常，检查抽汽逆止门、电动门是否误关，高加保护是否动作，监视段压力有无变化。应及时汇报值长，继续减负荷，以使转子轴向位移下降至正常值。假设在减负荷过程中，轴向位移仍继续增大。当轴向位移增大至+1.2mm或-1.65mm时，保护应动作停机，否那么应手动破坏真空紧急停机；当轴向位移增大并伴有不正常的响声时，剧烈振动，应立即破坏真空紧急停机。当旁路误开时应立即关闭。叶片或通流局部损坏现象1.机组振动增大或剧烈振动，“汽机轴振大〞报警。2.汽机通流局部有不正常的金属撞击声,盘车时有磨檫声。3.汽机监视段压力、轴向位移、推力轴承瓦温度发生异常变化。4.假设低压缸叶片损坏断落，有可能损坏凝汽器铜管，使凝结水导电度、硬度增大，凝汽器水位升高。原因1.叶片频率不合格或制造质量不良。2.汽轮机超速或运行频率长时间偏离正常位造成叶片疲劳。3.超负荷运行。4.动静局部严重摩擦。5.末级叶片处于低真空、低流量下运行产生颤振。处理汽轮机运行中，一旦确认为汽机发生叶片断裂或通流局部损坏事故，应立即破坏真空紧急停机。润滑油系统工作异常现象

1.主油泵工作异常、出口油压变化大。2.油箱油位、油压不正常变化。3.油温变化不正常。处理方法

主油泵工作异常

倾听主油泵声音是否正常，注意油压变化，假设主油泵声音异常，油压正常时，应汇报值长，申请故障停机。主油泵声音异常，油压下降时，假设确认为主油泵故障时，应立即故障停机。油箱油位、油压不正常变化

油箱油位和油压同时下降时，应检查油系统管路和冷油器是否漏油，如发现漏油及时消除并根据油箱油位补油。油箱油位下降，油压不变时，应及时补油保持油位，并检查油箱放油门、放水门，冷油器放油门、取样门是否误开，发电机是否进油，查找漏油部位，着重加强对冷油器查漏。当油位降至-250mm,补油无效时，应破坏真空紧急停机。油箱油位不变，油压下降时，应检查油箱内和油管路是否漏油，油系统滤网是否脏堵，密封油泵及射油器工作足否正常。如发现上述不正常情况，应设法消除。假设油压下降到0.08MPa时，应联动交流润滑油泵，未联动时，立即手动抢合。抢合后假设油压继续下降至0.05MPa，应立即打闸破坏真空紧急停机。油温不正常变化

油温高的处理：润滑油温高时，应检查冷却水回水调节门、进水滤网脏污情况，必要时开启旁路电动门，水侧放空气，检查进出水温升，如温升偏小应联系检修清洗冷油器。润滑油温高时，应加强对各轴承温度、振动及轴承回油温度等情况的监视。油温低的处理：运行中润滑油温低时，应检查调节门动作情况，及时调整冷却水量。启动前，假设油温低，应切断冷却水，尽早进行强制油循环或投入电加热器运行。油系统着火的处理

油系统着火，应立即用泡沫灭火器灭火，如不能扑灭且危及机组平安时，立即启交流润滑油泵，破坏真空紧急停机，并通知消防人员进行灭火。油系统着火危及主油箱时，在紧急停机的同时，应翻开油箱事故放油门，并控制放油速度，转子静止前方可停油泵，放油到零位。油系统着火危及主油箱，在紧急停机、油箱放油时应立即紧急降低氢压，并向发电机内充氮排氢，转子静止时氢压降为零。运行中应定期油箱放水及油质化验工作，确保油质合格。高压加热器故障以下情况之一，紧急停运高加1.高加汽、水管道及阀门等破裂，危及人身及设备平安时。2.高加水位升高处理无效，达高Ⅲ值时。3.水位测量装置及其取样管路破裂无法隔断时。紧急停运操作关闭高加进汽电动门及逆止门，开启抽汽管道疏水门。解列高加水侧，给水走旁路，检查关闭出入口注水门。开启高加事故疏水门，控制高加水位，关闭高加至除氧器疏水截止门及空气管总门。高加解列时应及时调整机组控制方式，调整稳定汽压、汽温、汽包水位，必要时降低机组负荷。高加管束泄漏

现象在负荷稳定的情况下高加水位异常波动，自动及手动均难以调整控制水位稳定，端差增大或不稳定。相同工况下疏水调节门开度明显增大，高加可能出现振动。泄漏大时给水泵出口流量明显增加、水位升高事故疏水门动作，严重时高加水位高Ⅲ值保护动作。处理加强高加水位监视，注意给水温度、流量、端差的变化及疏水调节阀动作情况，在判明高加管束泄漏后应停运高加。高加水位高Ⅲ值时，假设保护未动作，那么应手动紧急解列高加。注意水侧切换正常，防止给水中断。在高加保护动作不正常或管束泄漏的情况下，严禁投入高加运行电动给水泵事故处理遇有以下情况之一，应立即按事故按钮紧急停泵泵组突然发生强烈振动或泵组内有清楚的金属摩擦声时。任一轴承断油、冒烟或轴承金属温度到达停泵值或轴承回油温度超过75℃时。电动机冒烟或着火时。勺管失灵调整无效给水失控时。泵体发生严重汽化时。油系统着火，无法立即扑灭并危及到泵组平安运行时。润滑油压低至0.14MPa，启动辅助油泵后，油压继续下降至0.06MPa时。工作冷油器入口温度高于130℃或偶合器内冒烟、着火时。偶合器油箱油位低至最低油位，经补油无效时。泵体大量泄漏或高、低压给水管道破裂无法隔离，威胁到人身及设备平安时。达任一联锁停泵条件，跳闸保护拒动时。电动给水泵事故处理遇有以下情况之一，应将给水负荷转移至汽动给水泵后停止电泵运行给水泵轻微汽化时。任何一个轴承回油温度超过70℃时。润滑油压低至0.14MPa,启动辅助油泵后，油压仍不能恢复正常时。电动机电流到达最大值，减负荷无效时。电动给水泵事故处理紧急故障停泵的操作步骤及本卷须知就地按事故按钮或在操作盘上紧急停止电动给水泵。当润滑油压降至0.14MPa时，检查确认辅助油泵已自启动，否那么立即手动启动。将偶合器勺管放至“0〞位，检查电动给水泵出口电动门，给水泵中间抽头门应联锁关闭，并注意水泵不应倒转，否那么手动关紧出口门且置勺管于100％开度。记录惰走时间并完成停泵的其它操作。DCS控制系统故障处理原那么当DCS操作员站局部故障或死机时，可用其它操作员站继续监控机组，维持机组继续运行。处理方法停止重大操作，使机组在该工况下保持相对稳定运行。立即联系热工，尽快排除故障。假设在排除故障过程中，如发生任一参数到达规程规定停机值时，那么应按事故规程规定立即停止机组运行。DCS全部操作员站故障〔所有上位机“黑屏〞或死机〕

处理原那么因无可靠后备操作、监视手段，应立即停机。处理方法和步骤

在手操盘上启动柴油发电机、直流润滑油泵、直流密封油泵。汽机打闸，查大联锁动作正常，否那么电气应立即手动解列发电机，锅炉手动停炉。检查汽轮机高、中压主汽门、调速汽门、高排逆止门及各抽汽逆止门应关闭，转速应下降。检查磨煤机、给煤机、燃油快关阀、减温水门、一次风机等设备联动是否正常，否那么手动完成。现场检查关闭各抽汽电动门。到开、关室启动交流润滑油泵，检查润滑油压、密封油压正常后可停用直流润滑油泵和直流密封油泵。利用事故按钮停止送、引风机，以防止锅炉冷却过快。如电动给水泵联启，应立即用事故按钮停用。现场用事故按钮停真空泵，开启真空破坏门，控制真空下降速度。加强对汽轮机转速下降情况的监视。现场开启凝结水再循环旁路电动门，关小或关闭＃5低加出口电动门，注意凝器和除氧器水位。检查空预器运行情况，如故障无法启动时，应立即手动盘车。惰走过程中，应检查机组各部情况，倾听机内声音。转速降至1250r/min时现场开启顶轴油泵。如转速失去监视，打闸后7分钟内必须开启顶轴油泵。当转速到零时真空应到零,停用轴封汽，现场用事故按钮停轴加风机。机组停转后及时投入盘车装置。处理过程中，如DCS系统恢复，根据机组所处的状态决定重新启动或转停机。当系统中的控制器或相应电源故障时

辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，假设条件不允许那么应将该辅机退出运行。调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应的措施。涉及机组保护控制器故障时，应立即更换或修复控制器模件；电源故障时那么应采用强送措施(注意做好防止控制器初始化的措施)，假设恢复失败那么应紧急停止机组运行。热工保护装置故障保护装置故障，必须做好相应措施，开具工作票经总工程师批准后限时迅速处理，否那么应立即停止机组运行。机组对外供热