汽轮机典型事故处理
汽轮机事故处理
处理事故分类
处理事故时应根据事故的部位、征兆和性质，分为 紧急故障停机和一般故障停机，两者的主要差别 是前者应立即打危急保安器，解列发电机，并破 坏真空，启动辅助油泵，尽快将机组停下来；后 者通常是先逐渐降负荷到零，然后解列发电机， 再手打危急保安器停机，启动辅助油泵，不需要 破环真空，只是根据运行规程规定降低真空，其 它停机操作都按运行规程规定执行。
轴向位移增大
现象1）发出“轴向位移大”声光报警；2）TSI及DEH显示轴向位移大。3） 推力瓦块及推力轴承温度升高。 原因1）高负荷时，蒸汽温度、压力及真空低。2）汽机通流部分严重结垢。3） 推力轴承，推力瓦块损坏。4）汽机发生水冲击。5）机组负荷变化较大；6） 抽汽运行方式变化，尤其是三抽至热网抽汽的运行方式变化使抽汽压差增大； 7）汽轮机进水或主、再热蒸汽温度下降过快；8）叶片严重结垢、断落；9） 凝汽器真空下降；10）汽机高、中压缸单缸进汽或某一侧进汽；11）旁路系 统误动，在机组运行中开启。 处理1 发现轴向位移增大，应立即检查推力轴承温度、回油温度、胀差、振 动等变化情况；并汇报值长要求降低负荷，联系热工检查轴向位移是否正确。 2 若轴向位移增大到报警值，推力瓦块温度达90℃时，应查找原因并立即减 负荷直至推力瓦块温度不再上升为止。3 若推力瓦块温度急剧升高并超过 107℃且回油温度明显升高，应紧急停机。4 迅速查明是否由上述原因引起， 能消除的应尽快消除；5 如机组轴向位移变化的同时，并伴有不正常声音、 剧烈振动或有明显的水冲击迹象，应按紧急停机处理；当轴向位移达故障跳 闸值而保护不动时，应立即手动打闸，破坏真空紧急停机。
机组紧急停机的操作步骤
就地打闸或遥控按下紧急停机按钮；1、立即解列发电机，启主机交流润滑油 泵，检查润滑油压正常，注意转速下降情况； 2、检查下列操作应自动进行，否则立即进行手动操作；1）高、中压主汽阀， 调节阀、抽汽调节阀迅速关闭；2）各抽汽逆止门及高压缸排汽逆止门关闭严 密；3）各高、中压疏水门自动开启； 3、轴封供汽切换，停止射水泵运行，开启真空破坏门； 4、开启凝结水再循环门，调整凝汽器及除氧器水位。 5、检查开启给水泵再循环门。 6、立即汇报值长及有关领导。 7、惰走过程中，应检查机组各部情况，倾听机内声音，准确记录惰走时间。 8、停止本机所有的向外供汽，调整除氧器、凝汽器水位在正常范围； 9、仔细倾听机组内部声音，记录惰走时间； 10、完成正常停机的其它操作。
汽轮机常见事故分析和处理 一
汽轮机常见事故分析及处理一、汽轮机真空下降汽轮机运行中，凝汽器真空下降，将导致排汽压力升高，可用焓减小，同时机组出力降低；排汽缸及轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，机组产生振动；凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形，甚至断裂；若保持负荷不变，将使轴向推力增大以及叶片过负荷，排汽的容积流量减少，末级要产生脱流及旋流；同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损伤叶片。
因此机组在运行中发现真空下降时必须采取如下措施：1)发现真空下降时首先要对照表计。
如果真空表指示下降，排汽室温度升高，即可确认为真空下降。
在工况不变时，随着真空降低，负荷相应地减小。
2)确认真空下降后应迅速检查原因，根据真空下降原因采取相应的处理措施。
3)应启动备用射水轴气器或辅助空气抽气器。
”4)在处理过程中，若真空继续下降，应按规程规定降负荷，防止排汽室温度超限，防止低压缸大气安全门动作。
汽轮机真空下降分为急剧下降和缓慢下降两种情况。
(一)真空急剧下降的原因和处理1．循环水中断循环水中断的故障可以从循环泵的工作情况判断出。
若循环泵电机电流和水泵出口压力到零，即可确认为循环泵跳闸，此时应立即启动备用循环泵。
若强合跳闸泵，应检查泵是否倒转；若倒转，严禁强合，以免电机过载和断轴。
如无备用泵，则应迅速将负荷降到零，打闸停机。
循环水泵出口压力、电机电流摆动，通常是循环水泵吸入口水位过低、网滤堵塞等所致，此时应尽快采取措施，提高水位或清降杂物。
如果循环水泵出口压力、电机电流大幅度降低，则可能是循环水泵本身故障引起。
如果循环泵在运行中出口误关，或备用泵出口门误门，造成循环水倒流，也会造成真空急剧下降。
2．射水抽气器工作失常如果发现射水泵出口压力，电机电流同时到零，说明射水泵跳闸；如射水泵压力．电流下降，说明泵本身故障或水池水位过低。
发生以上情况时，均应启动备用射水磁和射水抽气器，水位过低时应补水至正常水位。
3．凝汽器满水凝汽器在短时间内满水，一般是凝汽器铜管泄漏严重，大量循环水进入汽侧或凝结水泵故障所致。
汽机常见事故处理
汽机常见事故处理一、轴封加热器满水处理预案1、轴封加热器满水现象:①就地轴加翻板水位计指示全满。
②画面轴加水位高报警发出。
③轴加风机可能掉闸。
④轴封蒸汽温度有可能下降,汽缸上下壁温差可能增大。
2、轴封加热器满水原因:①负荷高,且排汽装置真空低导致轴加疏水不畅。
②运行轴加风机排水门开度过大,导致轴加疏水阻力增大，使疏水不畅。
③轴加水侧泄露。
④严重满水可能导致水进入轴封系统。
3、轴封加热器满水处理:①稍开轴加疏水至多极水封前放水门,降低轴加水位。
②关小轴加风机排水门。
③解列轴加,凝水走旁路,通知检修处理。
④打开轴封疏水电动门及低压轴封滤网放水门排水.打开轴加疏水至多极水封前放水门,开启汽缸本体疏水到上下汽缸上下壁温差恢复正常.⑤严密监视主机振动等重要参数，如达到紧停条件时，坚决执行紧停。
二、凝结水精处理故障处理预案1、凝结水精处理故障一：（一）、现象：1、除氧器水位快速下降,除氧器上水流量急剧减小。
2、凝泵出口压力及精处理后压力降低,备用凝泵有可能联启.3、排气装置水位快速下降,排汽装置水位低报警可能发出.（二）原因：精处理排污门误开。
（三）处理:1、通知辅控立即将精处理解为旁路运行。
2、机组快速降负荷,以减慢除氧器水位下降速度。
3、通知化学启动除盐水备用泵,全开排气装置补水门加大排汽装置补水量。
4、待除氧器上水正常后,上至除氧器正常水位,如备用凝泵联启,停止备用凝泵运行。
5、精处理故障消除后,投运精处理。
三、汽机水冲击事故预案1、事故前运行方式：机组带正常负荷运行平稳，汽轮发电机组保护全部投入，光字报警盘面无任何信号报警及保护动作发出。
2、汽机水冲击事故现象：①主蒸汽、再热蒸汽温度急剧下降,过热度减小，负荷突降。
②高、中压主汽门，高、中压调门冒白汽。
③蒸汽管道振动，管内有水冲击声。
④轴向位移增大，推力瓦温度急剧升高。
⑤差胀表指示显著变化。
⑥汽轮机上下缸温差增大。
⑦蒸汽管上下温差增大。
⑧如为加热器满水造成，则抽汽管道振动大，防进水热电偶报警。
汽轮机事故处理预案
一、预案概述为确保汽轮机运行安全，降低事故风险，提高机组运行稳定性，特制定本预案。
本预案适用于汽轮机运行过程中发生的各类事故，包括但不限于汽轮机超速、轴向位移大、加热器故障等。
二、事故分类及处理措施1. 汽轮机超速事故处理（1）现象：汽轮机超速“光字”发出，汽机掉闸信号发出，汽轮机转速上升后开始下降。
（2）处理措施：a. 确认停机保护动作；b. 查看高中压主汽门、调汽门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭；c. 检查汽轮机开始正常下降，检查高低旁路开启，并手动调整；d. 炉侧手动MFT；e. 电气侧检查切换厂用电正常；f. 转速下降到2900RPM，启动主机交流润滑油泵，600RPM，启动顶轴油泵，维持顶轴油压正常；g. 其余操作参照紧急停机操作；h. 查找汽轮机超速的原因，通知相关部门处理。
2. 汽轮机轴向位移大事故处理（1）现象：OS画面发轴向位移大一值（大二值），可能伴有推力瓦温度高报警、推力瓦回油温度高报警、汽轮机声音异常、内部有清晰的金属摩擦声、机组振动加剧、机组胀差以及各级的前后压力发生变化、机组负荷下滑（水冲击）或上升（高加解列）。
（2）处理措施：a. 根据有无汽轮机推力瓦温度高报警、推力瓦回油温度高报警，或者有无异常变化以及有无引发事故的内因存在而确定是否是测点的问题；b. 当判明为热控测点问题时应汇报值长申请退出保护及时联系热控人员处理；c. 当判明非热控测点问题时应按以下原则处理：i. 当出现轴向位移大一值报警未达到大二值但是机组伴有振动加剧机组未有不正常的响声，此时应该立即破坏真空停机；ii. 当出现轴向位移大二值时保护应该动作，若保护拒动应该立即手动破坏真空停机；iii. 破坏真空后，根据现场情况，采取相应措施处理。
3. 加热器故障处理（1）现象：某台加热器模拟量水位计指示水位升高或者维持在高水位，画面有相应的水位报警，事故疏水调门可能打开。
故障加热器温升减小，端差增大。
（2）处理措施：a. 某台加热器模拟量水位计指示水位升高或者维持在高水位，画面有相应的水位报警，事故疏水调门可能打开，故障加热器温升减小，端差增大；b. 如是高加水位高，可能会出现给水流量与给水泵出口流量不匹配，电泵转速偏高；c. 如是低加水位高，可能会出现进入除氧器的凝结水量与凝泵出口流量不一致；d. 如是高加掉，则负荷突增，给水温度下降，工作面推力瓦金属温度、回油温度升高，高加后各级抽汽压力升高，给水自动切为大旁路；e. 如是低加掉，则负荷瞬时升高，后降低。
汽轮机典型故障处理
汽轮机典型故障处理1.破坏真空停机：1、汽轮机转速升至3360rpm，危急遮断器拒动时。
2、机组突然发生强烈振动而保护拒动时或正常运行时振动瞬间突变达时。
3、汽轮机或发电机内有清晰的金属磨擦声或撞击声。
4、汽轮机轴向位移大，或推力瓦金属温度过高而保护拒动时。
5、润滑油供油中断或油压降低而保护拒动时，备用泵启动仍无效时。
6、油系统严重泄漏，主油箱油位过低，经处理无效时。
7、汽轮机轴承金属温度过高而保护拒动时。
8、汽机发生水冲击或上下缸温差大。
主、再热汽温急剧下降，抽汽管道进水报警且温差超过大而保护拒动时。
9、轴封或挡油环异常摩擦冒火花。
10、任一轴承回油温度过大而保护拒动时或任一轴承断油冒烟时。
11、主机高、中压胀差过小或过大而保护拒动时。
12、发生火灾，严重威胁机组安全时。
2.不破坏真空停机：1.机组保护具备跳闸条件而保护拒动。
2.机组范围发生火灾，直接威胁机组的安全运行。
3.机组的运行已经危及人身安全，必须停机才可避免发生人身事故时。
4.主给水、主蒸汽、再热蒸汽管道发生爆破，不能维持汽包正常水位。
5.炉管爆破，威胁人身或设备安全时。
6.机前压力在过高运行超时或机前压力超压时。
7.主、再热蒸汽温度过高，连续运行超过时8.高压，低压缸排汽温度过大。
9.汽轮机抗燃油压降低，保护拒动时。
10.机组真空低，循环水中断不能立即恢复时。
11.汽轮机重要运行监视仪表，尤其是转速表，显示不正确或失效，在无任何有效监视手段的情况时。
12.机组无蒸汽运行时间超过13.热工仪表电源中断、控制电源中断、热控系统故障、空压机及系统故障造成控制汽源压力低或消失，电源及汽源无法及时恢复，机组无法维持原运行状态时。
14.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”），且无可靠的后备操作监视手段时。
15.涉及到机炉保护的控制器故障，且恢复失败时。
16.机组热工保护装置故障，在限时内未恢复时。
凝汽器真空缓慢下降主要象征1同样工况下，DCS画面显示凝汽器真空缓慢下降。
汽轮机事故应急处理预案
为快速、正确的处理各种事故,提高事故处置应急能力,防止发生设备重大损坏事故及人身伤害事故,降低事故损失,特制定事故应急处理预案。
一、事故应急处理领导小组组长:副组长:成员:二、事故处理原则1、发生事故时,现场值班人员应沉着镇静,正确判断,准确而迅速的处理。
2、尽快消除事故根源,隔绝故障点,防止事故蔓延。
3、在确保人身安全和设备不受伤害的前提下,尽可能恢复设备正常运行,不使事故扩大。
4、发挥正常运行设备的最大的出力,尽量减少事故对用户的影响。
5、运行当值值班长是事故处理的直接指挥者,应快速正确的判断事故发生的原因,统一指挥各专业人员准确进行操作,防止发生混乱而扩大事故。
6、在处理事故的同时,现场负责人应按事故的汇报程序逐级向领导汇报,各级人员应快速赶到事故现场,直接参预或者监督事故处理,力争用最短的时间消除事故, 减少损失。
7、发生重大事故或者处置严重威胁设备及人身安全的隐患时,厂主要负责人应直接指挥处理,调度一切资源,尽快消除,避免扩大事故。
8、事故处理结束后,应按有关规定,及时组织召开分析会,调查事故发生原因, 吸取事故教训,并举一反三,制定防范措施,严肃追究责任人,及时按程序上报有关部门。
三、电气事故应急处置措施1、发机电非同期并列:并列合闸瞬间产生强烈的冲击电流,系统电压显著降低。
静子电流剧烈摆动,发机电发生强烈震动,并发出强烈音变。
(1)将发机电解列停机。
(2)拉出手车开关对静子线圈及发机电开关等进行详细检查。
(3)经检查未发现不正常现象时,可重新启动并列。
(4)如非同期并列合闸后,发机电已迅速拉入同期,并经检查未发现有明显损坏象征异常,可允许暂时运行,安排适当的机会停机检查处理。
2、发机电自动跳闸 :(1)检查灭磁开关是否断开,如没有断开应手动掉闸。
(2)检查何种保护动作,并根据保护动作情况和事故象征对有关设备进行检查。
(3)如是人员误动引起应立即将发机电并入运行。
(4)如发机电由于内部故障而掉闸时,应对动作保护装置进行检查,验证动作是否正常。
汽轮机典型事故处理
汽轮机典型事故处理9.6.1汽轮机超速9.6.1.1主要危害：a)严重时导致叶轮松动变形、叶片及围带脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。
9.6.1.2主要象征：a)发电机负荷突然甩到“0”。
b)DEH、就地转速表转速上升至危急保安器动作值，并继续上升。
c)汽轮机发出异常的声音。
d)润滑油压、隔膜阀油压上升。
e)机组明显振动增大。
9.6.1.3主要原因：a)甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。
b)危急保安器超速试验时转速失控。
c)发电机解列后高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门等卡涩或关闭不到位。
9.6.1.4处理要点：a)破坏真空，紧急停机，确认转速应下降，并启动交流润滑油泵。
b)检查高、中压主汽门、调门、各抽汽逆止门、电动门、高排逆止门关闭，高缸排放阀开启。
c)若发现转速继续上升，应立即停炉，打开对空排汽锅炉泄压，禁止开高、低压旁路系统。
d)对机组进行全面检查，必须待超速原因查明，故障排除确认机组处于正常状态后，方可重新启动。
全速后，应校验危急保安器超速试验及各超速保护装置动作正常后方可并网带负荷。
e)重新启动时，应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力瓦温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。
9.6.2汽轮机强烈振动9.6.2.1主要危害：a)造成轴承损坏，动静摩擦甚至毁机。
9.6.2.2主要象征：a)振动大报警。
b)机组发出不正常声音。
9.6.2.3主要原因：a)机组负荷、参数骤变。
b)滑销系统卡涩造成汽缸两侧膨胀不均。
c)润滑油压、油温变化。
d)汽轮发电机组发生动静摩擦或大轴弯曲。
e)汽缸进水或冷汽造成汽缸变形。
f)汽轮机断叶片引起转子不平衡。
g)发电机定、转子电流不平衡。
h)轴承工作不正常或轴承座松动。
i)中心不正或联轴器松动。
9.6.2.4处理要点：a)当机组任一轴承振动增大至0.05mm以上或任一轴振达0.125mm时，应立即汇报值长、要求减负荷直至振动恢复到正常值，并对照表计查找原因。
汽轮机运行常见事故及处理
汽轮机运行常见事故及处理汽轮机2010-06-07 10:39:18阅读305评论0字号：大中小订阅2.2.1汽轮机紧急事故停机汽轮机破坏真空紧急停机：①、转速升高超过3300～3360r/min，或制造厂家规定的上限值，而危急保安器与电超速保护未动作；②汽轮机发生水冲击或汽温直线下降（10min内下降50℃）；③、轴向位移达极限值或推力轴承温度超限而保护未动作；④、胀差增大超过极限值；⑤、油系统油压或主油箱油位下降，超过规定极限值；⑥、汽轮机轴承金属温度或轴承回油温度超过规定值，或轴承冒烟时；⑦、汽轮发电机组突然发生强烈振动或振动突然增大超过规定值；⑧、汽轮机油系统着火或汽轮机周围发生火灾，就地采取措施而不能扑灭以致严重危机设备安全；⑨、加热器、除氧器、等压力容器发生爆破；⑩、、汽轮机主轴承摩擦产生火花或冒烟；发电机冒烟、着火或氢气爆炸；励磁机冒烟、着火。
汽轮机不破坏真空紧急停机：①、凝汽器真空下降或低压缸排汽温度上升，超过规定极限值；②、主蒸汽或再热蒸汽参数超限；③、主蒸汽、再热蒸汽、抽汽、给水、凝结水、油系统管道及附件破裂无法维持运行；④、调节系统故障，无法维持运行。
⑤、主蒸汽温度升高（通常允许主蒸汽温度比额定温度高5℃左右）超过规定温度及规定允许时间时。
机组运行中，对于机组轴瓦乌金温度及回油温度出现以下情况之一时，应立即打闸停机：①任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃时；②、主油瓦乌金温度超过85℃或厂家规定值时；③、回油温度急剧升高或轴承内冒烟时；④、润滑油泵启动后，油压低于运行规程允许值；⑤、盘式密封回油温度超过80℃或乌金温度超过95℃时；⑥、发现油管、法兰及其他接头处漏油、威胁安全运行而又不能在运行中消除时。
汽轮机紧急故障停机的步骤：①、立即遥控或就地手打危急保安器；②、确证自动主汽门、调速汽门、抽汽止回阀关闭，负荷到零后，立即解列发电机；③、启动辅助油泵；④、破坏真空（开启辅抽空气门或关闭主抽总汽门），并记录转子惰走时间；⑤进行其他停机操作（同正常停机）。
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汽轮机典型事故处理杨伟辉刘欢王熙博 2015年7月3日目录汽轮机水冲击 (1)汽轮机组异常振动 (3)汽轮机超速 (5)汽轮机大轴弯曲 (6)机组真空下降 (8)汽轮机油系统着火 (10)汽轮机水冲击1.现象1）主蒸汽、再热蒸汽和抽汽温度急剧下降，过热度减小。
2）汽缸上、下缸温差明显增大。
3）主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封或汽轮机内有水击声，或从进汽管法兰、轴封、汽缸结合面处冒出白色的湿蒸汽或溅出水滴。
4）轴向位移增大，推力轴承金属温度和回油温度急剧上升。
5）机组发生强烈振动。
2.原因1）锅炉汽温调节失灵，主蒸汽温度、再热蒸汽温度急剧下降，蒸汽带水进入汽轮机。
2）加热器管子破裂，大量给水进入汽侧或加热器水位调节失灵，造成加热器满水，加热器保护拒动，或加热器抽汽逆止门不严，水从加热器导入汽轮机。
3）轴封蒸汽温度不够或调节门动作不正常，水带入汽轮机轴封腔室。
4）7号低加满水，直接进入汽轮机。
5）抽汽管道低位疏水点调节门动作不正常，造成抽汽管道积水进入汽轮机。
6）高旁减温水门不严或误开。
7）高中压缸疏水不畅。
8）除氧水位高Ⅲ值未及时解列，造成水倒入汽轮机。
3.处理1）紧急破坏真空停机。
同时查找分析进水原因，切断进水途径。
如确认加热器管束破裂，立即切除该加热器。
2）汽机打开各部疏水门。
3）细听机内声音，正确记录惰走时间。
4）监视推力瓦温度、轴向位移及高、低压缸胀差变化。
5）转子静止后投入连续盘车，测量大轴弯曲，检查上下缸温差。
6）如停机惰走过程中，一切正常，可重新启动，但启动前要充分疏水。
再次启动时汽缸上下缸温差＜42℃，转子偏心度应＜0.076mm，重新启动过程中，密切监视机组振动、声音、推力瓦温及轴向位移、胀差、上下缸温差等数值。
重新启动过程中，发现机内有异音或振动增大应停止启动。
7）如水冲击时，推力瓦温明显升高，轴向位移超过极限值，惰走时间较正常明显缩短时，应停机检查。
8）汽轮机盘车过程中发现汽缸进水，应迅速查明原因并消除，保持盘车运行直到汽轮机上下缸温差恢复正常。
同时加强汽轮机内部听音检查，加强大轴晃动度、盘车电流的监视。
9）汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机，进行盘车。
汽轮机组异常振动1.现象1）DCS发“汽轮发电机振动大”报警。
2）就地实际测量振动大。
3）TSI记录仪振动指示增大。
4）就地机组声音异常。
2.原因1）转子存在较大的质量不平衡，或启动时存在较大的转子热弯曲。
2）汽轮机动静间隙消失而产生摩擦。
3）汽轮机膨胀受阻或不均匀，使汽缸偏斜或变形。
4）汽轮机断叶片或内部部件脱落。
5）汽轮机转子弯曲。
6）汽轮机进冷汽、冷水。
7）汽轮机轴承工作不正常，油膜不稳定，形成油膜振荡。
8）蒸汽激振。
9）发电机气隙不均匀等电气原因。
10）密封瓦发生异常摩擦。
11）发电机机内氢气温度变化较大。
12）润滑油温或油压变化大。
3.处理1）机组启动过程中，当机组转速在600r/min以下，转子偏心度大于0.076mm时，应停机进行盘车，直到偏心度小于0.076mm时，方可启动。
转速大于600r/min，瓦振动超过0.03mm或轴振超过0.076mm应设法消除，通过临界转速时，当瓦振超过0.1mm或轴振超过0.254mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。
2）在额定转速3000r/min或带负荷稳定工况下要求机组瓦振不超过0.03mm或轴振动不超过0.08mm，当瓦振变化±0.015mm或相对轴振动变化±0.05mm，应查明原因设法消除；当瓦振突增0.05mm，应打闸停机。
当轴振明显增大至0.127mm，应按如下规定处理：a 机组轴振达0.127mm报警，对照表计变化，查找原因。
b 如机组负荷、参数变化大引起振动大，应尽快稳定机组负荷、参数，同时注意汽机上、下缸温差变化，若上下缸温差＞42℃而＜56℃，应保持负荷，查明原因予以消除。
若温差＞56℃则紧急停机，并检查汽机差胀、轴向位移，如有异常，查明原因。
c 检查润滑油温、•油压及各轴承温度正常，否则，调整润滑油温、油压至正常。
d 就地倾听汽轮发电机组内部声音。
e 如发电机电流不平衡等电气故障引起振动，•应查明原因处理。
3）在负荷控制过程中，当振动达到报警值时，停止升负荷，保持15分钟，观察若振动无下降，则降负荷10％，保持15分钟，若仍无下降，继续降负荷10％，直至振动下降并稳定在报警值以下，方可恢复带负荷，在降负荷过程中，观察汽泵、引风机出力，必要时切换小机汽源。
4）若机组轴振突然增至0.254mm，或汽轮机内部发生明显金属摩擦声应紧急停机。
汽轮机超速1.现象1）DCS画面上显示机组负荷到零。
2）汽机振动增大，声音异常。
3）所有转速表显示汽机转速超过3300r/min，机组严重超速。
4）主油泵出口压力及润滑油压上升。
2.原因1）正常运行时，发电机突然甩去全部负荷，调速系统动态性能不良，未能控制转速。
2）机组跳闸，高、中压自动主汽门、调速汽门、各段抽气逆止门、高缸排汽逆止门不能自动关闭，或卡涩未关严。
3）发电机解列时，汽机负荷未减到零，且汽门卡涩。
4）超速试验时转速失控。
5）103％、110％超速保护和危急保安器未动作。
3.处理1）立即打闸紧急停机，检查各主汽门、调速汽门、抽汽逆止门、抽汽电动门，高缸排汽逆止门关闭，否则设法关闭，确认机组转速下降，开启低旁，再热器泄压。
在高排逆止门不严的情况下，严禁开启高旁。
2）停止真空泵运行，打开真空破坏门。
联系热工强制关闭主再热蒸汽管道上的疏水阀。
3）检查高排通风阀应自动开启。
4）严密监视停机时各种参数变化，记录惰走时间和打印惰走曲线，记录汽机缸温等参数，对机组进行全面检查。
5）查明超速的原因，原因不明禁止再次启动机组。
6）再次启动前，必须进行机械超速及电超速试验，合格后方可启动。
汽轮机大轴弯曲1.现象1）前后轴封处可能冒火花。
2）汽缸内部有金属摩擦声。
3）转子偏心度指示增大或超限，连续盘车4小时不能恢复到正常值。
4）机组冲动后振动增大，甚至强烈振动。
2.原因1）汽缸进冷气或冷水。
2）动静部分摩擦使转子局部过热。
3）转子的原材料存在过大的内应力，在较高的工作温度下经过一段时间运转后，内应力逐渐得到释放，从而使转子产生弯曲变形。
3.处理1）确认大轴发生弯曲，应立即停机，查明原因，如确认大轴产生显著的永久弯曲，应由检修直轴；大轴热弯曲消除后，才能再次启动。
2）启动或运行中，如汽缸或发电机内有异音或轴端冒火，应立即手动停机，查明原因采取措施后，方可重新启动。
3）严格控制轴封供汽温度，绝对禁止轴封供汽带水或轴封供汽温度大幅度变化。
4）启动前汽缸及管路疏水应全部打开，高加、低加及除氧器的水位保护试验完好投入运行。
5）汽轮机处于盘车状态应采取有效的隔离措施，防止汽缸进冷气冷水。
6）连续盘车故障时，应严格按照规程规定进行手动盘车，如果盘车不动，不要强行盘车，必须全面分析研究，采取适当措施，直至揭缸检查。
7）启停机时要保证主再蒸汽至少有56℃的过热度。
机组真空下降1.象征（1）真空指示值下降。
（2）同负荷下蒸汽流量增加，监视段压力升高。
（3）排汽缸温度升高。
（4）DCS排汽压力指示缓慢升高。
（5）真空泵电流异常。
2.原因（1）冷却风量不足，冷却风机控制系统故障或冷却风机故障。
（2）轴加水封破坏。
（3）轴封汽源不足，轴封带水。
（4）真空泵故障或汽水分离器水位、水温不正常。
（5）真空系统的密封水投入不良。
（6）真空系统管道部件及法兰结合面不严密，漏入空气。
（7）运行人员操作不当，造成系统漏空或大量的高温蒸汽或疏水进入排汽装置（8）旁路系统误动。
（9）除盐水管道进空气。
3.处理（1）发现真空下降，确正表计无误，查明原因，采取对策，设法恢复排气压力，当排气压力升至负荷相对应的报警值时，启动备用真空泵，提升空冷风机转速，及时汇报值长，设法恢复真空。
（2）检查冷却风机运行是否正常，若控制系统故障及时联系处理；检查空冷系统凝汽器各进汽、抽空气、凝结水分门应全前开。
（3）检查轴封压力是否正常，必要时可切为手动控制压力至正常。
（4）若因真空系统管道和设备损坏、泄露，应立即将故障部分隔绝，隔绝无效，真空不能维持时，应减负荷停机。
（5）在背压升高处理过程中，检查疏水及旁路，尽量减少排汽装置热负荷，以维持真空。
（6）采取措施无效时减负荷。
（7）降负荷过程中，主蒸汽温度保持正常，确保高中压、低压胀差在规定范围变化。
4.真空降低时注意事项如下（1）机组振动值正常。
（2）推力瓦温度，轴向位移应正常。
（3）调节级压力、一级、二级抽汽压力不超过最高值。
汽轮机油系统着火1.原因1）油系统油泄漏至高温部件。
2）电缆着火或其它火情引起。
3）油系统及附近违章施工。
2.处理1）油系统着火，立即组织灭火，汇报总工程师或副总工程师并联系消防队。
2）正确使用消防器材进行灭火，同时应防止烧伤及窒息。
火灾发生时，应迅速切断故障设备的电源，对已着火的高温高压设备和管道进行灭火时，应使用泡沫式或干粉式灭火器，不准使用黄沙和水灭火。
3）迅速采取隔离措施，防止火势蔓延。
4）若火势不能立即扑灭且严重威胁机组安全时，应破坏真空紧急停机。
5）油系统着火时，严禁启动高压启动油泵运行，必要时应降低润滑油压以减少外泄油量。
6）当发电机解列后，火势仍无法扑灭，且有蔓延至主油箱的危险时，应开启机组事故放油门，放油速度应适当，以使转子静止前润滑油不中断，当火扑灭后，立即关闭事故放油门。
7）转子停止后，应立即停用交流润滑油泵并采用每隔30分钟启动交流润滑油泵盘动转子180º，如火势已扑灭，应及时投运润滑油系统和盘车装置。