汽轮机设备事故处理

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（4.216Mpa）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18.6KPa时“真空低”报警发出，备用真空泵联动。

9.3.1.4.真空低至20.3KPa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18.6KPa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。

9.3.3.17.对小汽机A或B的汽缸排汽侧进行检查。如小机排汽侧真空低影响凝汽器真空，应降低机组负荷，启动电动给水泵，停运并隔绝小机A或B进行堵漏。

9.4.汽轮发电机振动

9.4.1.振动增大的原因

9.4.1.1.启动升速过程中发生油膜振荡。

9.4.1.2.高负荷时发生蒸汽激振。

9.4.1.3.汽轮机暖机不良，上下缸温差过大或滑销系统卡涩引起振动。

9.4.1.4.启动或运行中大轴偏心度和差胀超过规定值。

9.4.1.5.运行工况瞬变，使轴向推力异常变化，动静部分摩擦。

9.4.1.6.汽轮机叶片断落或内部件损坏脱落。

9.4.1.7.汽轮机发生进冷气冷水或水冲击。

9.4.1.8.润滑油压力严重下降使轴承油膜破坏或供油中断。

9.4.1.9.轴承损坏，轴承基础或地脚螺栓松动。

9.4.1.10.真空下降，引起汽轮机中心偏移或末级叶片喘振。

9.4.1.11.汽轮发电机转子热变形引起振动。

9.4.1.12.发电机转子绕组或电网故障引起振动。

9.4.2.汽轮机振动异常增大的处理

9.4.2.1.机组启动升速过程中，转速低于600rpm以下时，偏心度超过76μm时，应降速至零，进行盘车，直至偏心度低于76μm后，方可再启动。

9.4.2.2.汽机启动过程中转速大于600rpm，当振动达125μm时，应停止升速，观察振动情况。若振动仍上升，应停机并进行连续盘车，直至偏心度满足冲转要求后，再重新冲转。

9.4.2.3.禁止在转子临界转速及叶片共振转速范围内停留。

9.4.2.4.机组启动过程中，转子振动超过254μm，应立即手动脱扣停机。

9.4.2.5.启动升速过程中，若因振动超限或振动保护动作脱扣停机时，当转速降至零时，应立即投入连续盘车。机组重新起动前连续盘车时间不得少于４小时，直至偏心度合格。若机组因汽缸进水变形引起振动跳闸时，则机组重新启动前连续盘车时间不得少于18小时。

9.4.2.6.升负荷过程中振动增大，应停止升负荷，进行观察。待振动稳定后，方可继续增加负荷。重新升负荷时，应注意振动变化趋势。若振动再次增大，则禁止继续增加负荷，汇报领导，分析处理。

9.4.2.7.运行中振动增大时，应检查轴承基础、地脚螺栓紧固情况，检查汽温、汽压、偏心度、真空、上下汽缸温差、汽缸膨胀、轴向位移、轴承油压力、温度、回油油流、排汽温度、发电机电流等参数变化情况，发现异常，及时调整。

9.4.2.8.运行中因叶片断落或内部元件松动脱落引起振动增大，并听到机内有明显金属声音时，应立即紧急停机检查内部。

9.4.2.9.若发现由于发电机引起振动时，应查明原因，并采取相应措施。

9.4.2.10.机组振动高跳闸或打闸后，注意记录、分析机组隋走时间，以确认机组是否发生动静磨擦及故障的程度。

9.5.轴承温度升高

9.5.1.引起轴承温度异常升高的原因

9.5.1.1.轴承本身损坏或油质不良。

9.5.1.2.润滑油压低，轴承缺油或断油。

9.5.1.3.冷油器冷却水中断或油温自动调节失灵，油温异常升高。

9.5.1.4.润滑油压、油温异常变化，造成油膜破坏。

9.5.1.5.汽轮机负荷瞬间变化幅度大或发生水冲击或强烈振动时。

9.5.1.6.轴封漏汽。

9.5.2.轴承温度升高时的处理

9.5.2.1.轴承温度升高时，应核对所有表计，当发现轴承进、出油温升突然增加3℃或轴承金属温度突然升高2～3℃时，应分析原因，采取措施。

9.5.2.2.若全部轴承温度都升高，可能是冷油器出口油温升高引起，此时应检查油温自动调节及冷却水情况。设法降低冷油器出口润滑油温度，恢复至正常范围内。

9.5.2.3.若个别轴承温度升高，应检查轴承进油压力、回油油流、轴承振动、蒸汽参数、轴封或汽缸漏气情况，依各情况处理恢复正常。

9.5.2.4.若油质不良，联系检修滤油。

9.5.2.5.当轴承润滑油进油温度超过49℃、轴承回油温度超过77℃或径向轴承金属温度超过107℃时，报警发出，此时应分析查找原因，及时处理，使之恢复正常。若径向轴承金属温度超过113℃或轴承回油温度超过82℃，应立即紧急停机。

9.5.2.6.推力轴承温度突然超过初始温度2～3℃时，应核对轴向位移、油压、油温、负荷变化情况，并汇报值长。必要时要求降低负荷，调整使推力瓦温度降至正常范围。

9.5.2.7.推力瓦温度超过99℃，报警发出。当推力瓦温度超过107℃时，应立即紧急停机。

9.6.轴向位移增大

9.6.1.轴向位移增大原因

9.6.1.1.机组负荷、蒸汽流量瞬间突变。

9.6.1.2.凝汽器真空下降。

9.6.1.3.汽轮机通流部分结垢。

9.6.1.4.推力轴承工作异常，油温升高。

9.6.1.5.推力瓦磨损。

9.6.1.6.主、再汽温下降或汽轮机发生水冲击。

9.6.2.轴向位移异常的处理

9.6.2.1.轴向位移异常变化时，应核对相关表计，如推力轴承温度、差胀、轴向位移指示等。确认轴向位移异常增大后，汇报值长。必要时要求减负荷，时轴向位移恢复至正常范围。

9.6.2.2.稳定机组负荷，调整油温在规定范围内，加强监视推力轴承工作情况。

9.6.2.3.如因真空变化引起轴向位移增大，应设法提高真空。

9.6.2.4.如因锅炉蒸汽参数变化，蒸汽流量增加引起轴向位移异常变化时，应尽快恢复蒸汽参数正常，必要时限制蒸汽流量。

9.6.2.5.当轴向位移超过±1.0mm或推力瓦温度超过107℃时，立即紧急停机。

9.7.汽轮机绝对膨胀及差胀异常

9.7.1.汽轮机绝对膨胀及差胀异常的原因

9.7.1.1.启动过程主、再热蒸汽温度与汽缸温度不匹配或暖机时间不充分。

9.7.1.2.汽轮机滑销系统卡涩。

9.7.1.3.蒸汽参数异常变化。

9.7.1.4.机组空载运行时间太长或负荷变化速度太快。

9.7.1.5.汽轮机进冷汽、冷水。

9.7.1.6.轴封蒸汽温度异常。

9.7.2.汽轮机绝对膨胀及差胀异常的处理

9.7.2.1.汽轮机绝对膨胀及差胀异常变化时，应核对相关表计并确认。

9.7.2.2.确认异常时应对各种参数进行综合分析，及时发现问题。

9.7.2.3.启动过程中正确选择好蒸汽参数，根据汽轮机热应力和差胀情况控制好主、再汽温及升负荷率。

9.7.2.4.稳定主、再蒸汽参数及汽轮机负荷。

9.7.2.5.恢复轴封蒸汽温度至正常范围。

9.7.2.6.当差胀超限时应故障停机。当胀差有太大的变化时，应到就地听机组声音，发现有金属摩擦声音时应作紧急停机处理。

9.8.汽轮机进汽温度突降或水冲击

9.8.1.汽温突降或汽轮机进冷汽冷水的原因

9.8.1.1.汽水分离器满水。

9.8.1.2.主、再热蒸汽温调整不当使汽温骤降或蒸汽带水。

9.8.1.3.加热器、除氧器满水而相关联锁保护未正常动作或抽汽逆止门卡涩关闭不严。

9.8.1.4.旁路运行时减温水控制不当，或运行中旁路减温水阀不严。

9.8.1.5.启动过程中，蒸汽管道及汽缸疏水不畅。

9.8.1.6.汽包炉运行状态时机组负荷突变。

9.8.1.7.轴封汽温异常或轴封带水。

9.8.2.汽温突降或汽轮机进冷汽冷水的现象

9.8.2.1.汽温显示急剧下降，汽轮机差胀突变。

9.8.2.2.严重过水时，蒸汽管道有关阀门门盖门杆处、汽轮机轴封端部、汽缸结合面等处冒出白色蒸汽，蒸汽或抽汽管道发生水冲击或产生振动。

9.8.2.3.汽轮机进水时，上下缸温差异常增大，汽轮机水检测发出报警。

9.8.2.4.监视段压力异常升高。

9.8.2.5.推力轴承温度升高，轴向位移异常增加，严重时推力瓦烧毁。

9.8.2.6.机组振动增加，严重时发生强烈振动。

9.8.3.汽轮机进汽温度突降或水冲击的处理

9.8.3.1.主、再热汽温度急剧下降时，应按汽温下降处理原则处理。

9.8.3.2.汽轮机发生水冲击时，应迅速果断破坏真空停机，切断水源，并开启本体及管道所有疏水门充分疏水。

9.8.3.3.确认抽汽管道进水时，应检查加热器高水位保护动作情况，立即切断水源，开启管道疏水。若危及机组安全时，应立即脱扣停机。

9.8.3.4.发现轴封温度控制失灵，轴封汽大量带水，使转子轴颈局部骤冷，汽缸差胀及振动异常增大时，应立即切断水源，加强管道疏水或切换轴封汽源。若差胀或振动超限，应立即脱扣停机。

9.8.3.5.正常运行中程度较轻的进冷汽、冷水，如轴向位移、推力瓦温度、差胀、上下缸温差、振动等无明显变化，则查明原因，切断冷汽、水源，加强汽机疏水，可不作停机处理。启动过程中发生汽机进水，应立即停机。

9.8.3.6.当发现汽机上下缸温差达41.7℃应严密监视主、再汽温，轴向位移、推力轴承金属温度、推力轴承回油温度、胀差及机组振动情况。各参数异常变化时，按本规程的有关规定处理。当汽轮机上下缸温差大于55.6℃时，应故障停机。

9.8.3.7.汽机因进冷汽、冷水停机时，必须详细记录惰走时间，倾听机组内部声音，注意推力瓦金属温度、轴向位移及振动等，确定机组是否可以再次启动。惰走时间明显缩短或在惰走过程中听到机内有明显的金属摩擦声及打闸前后发生强烈振动，则停机后必须进行内部检查，否则禁止再次启动。

9.8.3.8.汽机因进冷汽、冷水停机后，要注意盘车电流是否异常增大，测量记录转子偏心度。若转子变形严重或内部动静部分接触造成盘车盘不动时，应严格遵守停机后盘车的规定，严禁强行盘车。再次启动前必须连续盘车18小时以上，且转子偏心度合格，上下缸温差小于24℃。

9.9.叶片损坏或断裂

9.9.1.叶片损坏或断裂的现象

9.9.1.1.汽轮机内部发出明显金属摩擦声或撞击声。

9.9.1.2.机组振动增大。

9.9.1.3.汽轮机监视段压力异常，轴向位移、推力瓦温度异常变化。

9.9.1.4.汽轮机低压叶片断落打破凝汽器钢管时，凝结水导电度、硬度上升，热井水位异常升高。

9.9.1.5.若抽汽口处的叶片断裂进入抽汽管道，卡在抽汽逆止阀处，可能造成抽汽逆止阀卡涩或进入加热器打破钢管造成加热器水位升高。

9.9.2.叶片损坏或断裂的处理

9.9.2.1.汽轮机内部发出明显的金属摩擦声或撞击声，机组发生强烈振动时应破坏真空紧急停机。

9.9.2.2.正常运行中若发现调节级或某级抽汽压力异常变化，应立即进行综合分析。若在相同工况下伴随出现负荷下降，轴向位移、推力瓦温度有明显变化或相应轴承的振动明显增大时应尽快申请减负荷故障停机。

9.9.2.3.若低压叶片断落打破凝汽器钢管时还应按凝汽器泄漏的处理要求处理。

9.10.汽轮机超速

9.10.1.汽轮机超速的现象

9.10.1.1.机组突然甩负荷到零，转速升高至3300rpm，并继续升高，超速报警发出。

9.10.1.2.汽轮机声音突变，振动增大。

9.10.1.3.LDA、CIV、OPC动作，相关报警发出。

9.10.2.汽轮机超速的原因

9.10.2.1.DEH系统控制失常

9.10.2.2.LDA、OPC等超速保护失灵，危急遮断器卡涩拒动。

9.10.2.3.汽轮机高中压主汽门调门、各抽汽逆止门卡涩或关不严。

9.10.3.汽轮机超速的处理

9.10.3.1.汽机转速超过3330rpm而保护未动作应立即手动脱扣紧急停机。并确认高、中压主汽门，高、中压调门，各抽汽逆止门应迅速关闭，如未关严，应立即设法关严。

9.10.3.2.确认转速下降，否则停运EH油泵，关闭高、中压主汽门、调门，设法切断其它汽源。

9.10.3.3.停运真空泵，破坏真空，旁路禁用，检查锅炉MFT联动正常，锅炉熄火并迅速泄压。

9.10.3.4.检查各加热器、除氧器进汽门关闭。

9.10.3.5.只有当超速保安系统各环节部套没有发现任何明显损坏象征，停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整）后，且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行充油试验，并网后还须进行危急遮断器升速动作试验。试验合格后，方允许重新并网接带负荷。

9.10.3.6.若停机过程中机组差胀、振动异常或内部有异音或调节保安系统各环节部套有明显损坏，应查明原因。缺陷消除后，方可重新启动汽轮机。启动过程中，应加强机组振动、声音等检查，并试验危急遮断器及超速保护动作正常后，才能并网接带负荷。

9.11.凝汽器泄漏

9.11.1.1.凝汽器泄漏的现象

9.11.1.2.机组凝汽器水位异常升高，“凝汽器水位高”报警。

9.11.1.3.凝水溶氧、导电度、硬度异常上升。

9.11.2.凝汽器泄漏的处理

9.11.2.1.联系化学及时化验凝结水、主蒸汽品质，如工质品质下降按有关规定处理，如汽水超标严重或泄漏严重参数无法维持则请示停机。

9.11.2.2.根据情况将水处理方式由CWT切至AVT，开大除氧器排气门。

9.11.2.3.对凝结水进行排放，注意凝水箱、凝汽器、除氧器水位正常。

9.11.2.4.降低负荷，维持单台循泵运行。维持凝汽器水位、真空等参数在正常范围内。

9.11.2.5.根据凝汽器检漏取样点水质化验结果判断泄漏区域。降负荷至75%额定负荷以下，解列泄漏侧凝汽器进行堵漏，若凝汽器真空不能维持，可继续降低机组负荷，增开真空泵直至凝汽器压力不大于11.8KPa。

9.12.循环水中断

9.12.1.循环水中断时应立即脱扣停机，并禁止向凝汽器排汽水，并尽可能保持凝汽器真空，若真空保持不住立即开启真空破坏门，以防凝汽器起压，必须保证低压缸喷水正常投入。

9.12.2.循环水中断时，应注意闭冷水温度，对用户进行调整，停止或减少部分设备的冷却水量，保证主要设备的用水量，尽量保证润滑油冷油器温度在正常范围内，必要时可用闭冷水缓冲水箱补水和排放的方法维持水温。

9.12.3.循环水中断应及时通知化学、灰控等专业改变相应系统的运行方式。确认开启本机循化总门，由邻机循环水向本机循环水系统充水，减少热冲击。

9.12.4.查明循泵故障原因，并予以消除后恢复向凝汽器及闭冷水冷却器供水，并按正常程序启动机组。

9.13.火灾

9.13.1.火灾发生时的现象

9.13.1.1.集控室消防控制盘报警。

9.13.1.2.就地发现明火或烟气。

9.13.2.火灾的原因

9.13.2.1.油系统漏油。

9.13.2.2.电气设备短路。

9.13.2.3.人员不慎引起。

9.13.2.4.发电机氢气系统泄漏。

9.13.3.火灾发生的处理

9.13.3.1.发生火警信号后，应迅速赶到火灾现场，检查火警及消防系统动作情况。若火势较大时，应立即通知消防队，采取一切有效措施控制火势不使其蔓延。

9.13.3.2.电气设备着火时，应首先切断电源，然后使用干式灭火器灭火。电气设备附近着火威胁电气设备安全运行时，应停止设备运行，并切断电源。

9.13.3.3.油系统漏油造成火灾时，在不影响机组安全情况下应设法将着火点隔离再进行灭火。当火灾严重威胁机组安全时，应立即破坏真空紧急停机。停机过程中启动汽机辅助油泵保证汽机的润滑，但必须防止火灾的扩大。

9.13.3.4.油系统发生火灾时，除喷淋系统灭火外，可以使用泡沫灭火器、二氧化碳灭火器、其它干式灭火器或干砂灭火。

9.13.3.5.汽机主油箱附近着火严重威胁油箱安全时，在破坏真空停机的同时，应打开油箱事故放油门放油。油箱放油时必须保证汽机转速到零前润滑油不中断，以防烧瓦，同时考虑由于主油箱放油导致密封油中断前发电机内已置换成CO2。

9.13.3.6.在密封油系统着火无法扑灭，严重威胁设备安全时，应破坏真空紧急停机，同时进行发电机紧急排氢、充CO2，在发电机内气体置换结束前和汽机转速到零前，尽量维持密封油系统运行。

9.13.3.7.发电机外部或氢系统外部着火时，发电机可不解列，用CO2灭火器灭火。若发电机内部失火时应紧急停机，并迅速排氢、充CO2，灭火过程中盘车保持运行。

9.14.低周波运行

9.14.1.系统周波低于49.5Hz以下运行称为低周波运行。低周波运行时，汽轮机叶片将有叶片共振损坏的危险，发电机及辅机电动机都将过负荷。因此，应设法限制负荷，注意汽温汽压的变化，所有运行指标不得超限运行，否则应进行处理。

9.14.2.系统周波降低、机组负荷增加时，应尽快降低负荷至额定值以下，并检查主蒸汽参数、真空、轴向位移、推力轴承温度、振动、润滑油压等指标不应超限。若超限，则应立即调整处理。

9.14.3.周波降低造成辅机出力不足等不正常情况时，应立即及时调整，防止辅机电动机过负荷。

9.14.4.低周波运行应严格根据低周波允许运行时间曲线运行：

9.14.4.1.周波在48.5～51.0Hz，机组允许连续运行。

9.14.4.2.周波降至48.5～48Hz，机组连续运行不超过300sec。

9.14.4.3.周波降至48～47.5Hz，机组连续运行不超过60sec。

9.14.4.4.周波降至47.5～47Hz，机组连续运行不超过10sec。

9.14.4.5.周波降至47Hz以下，应立即故障停机。

9.14.4.6.周波升至51.0～51.5Hz，机组连续运行不超过30sec。