汽机培训教材13
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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
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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。
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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 Biblioteka Baidu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。
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象征：
真空泵故障
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
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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：
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2020/11/23
汽机培训教材13
• 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
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。
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 应地报警或自动停机。
机值，应相
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。
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偏离周波运行
偏离周波运行的原因：
电网原因
周波升高
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象征：
循环水量减少
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。
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
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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
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：
1 DCS、DEH、LCD、TSI盘上振动指示增大。 2 BTG、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。
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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30 min。 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。
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象征：
凝结器满水
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
B 检查滤网排污反冲洗。
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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
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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
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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。
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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。
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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，－0.9 mm，高压胀差达＋4.0mm，－1.5mm，禁止机组启动
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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。
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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。
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。
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• 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
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。
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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。
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。
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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
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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
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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
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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 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。
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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。
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。
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。
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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。
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
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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。
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
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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。
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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 Biblioteka Baidu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。
汽机培训教材13
象征：
真空泵故障
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
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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：
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2020/11/23
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• 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
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。
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 应地报警或自动停机。
机值，应相
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。
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偏离周波运行
偏离周波运行的原因：
电网原因
周波升高
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象征：
循环水量减少
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。
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
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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
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：
1 DCS、DEH、LCD、TSI盘上振动指示增大。 2 BTG、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。
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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30 min。 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。
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象征：
凝结器满水
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
B 检查滤网排污反冲洗。
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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
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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
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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。
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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。
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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，－0.9 mm，高压胀差达＋4.0mm，－1.5mm，禁止机组启动
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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。
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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。
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。
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• 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
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。
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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。
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。
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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
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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
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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
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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 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。
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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。
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。
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。
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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。
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
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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。